AGC功能试验_agc功能试验

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XXXXX发电有限责任公司#1机组

AGC功能试验、一次调频试验措施及方案

批准：

审核：

编写：

热工分场

2008年04月15日

目录

1．试验目的 2．试验工作程序 3．试验组织措施 4．试验安全措施

5．一次调频试验必须具备的条件 6．一次调频试验技术方案 7．AGC功能试验必须具备的条件 8．AGC功能试验技术方案 9．试验的技术指标要求

10．一次调频与AGC试验相关依据

#1机组DEH/MEH系统1完成了改造工作，改造采用新华公司DEH系统，其控制部分采用XDPS-400系统，液压部分采用高压抗燃油电液伺服控制系统。DEH改造结束后，机组具备了投入一次调频及AGC功能的硬件和软件条件，根据公司安排，计划于4月份进行#1机组一次调频、机炉协调控制、AGC功能试验。为确保试验期间，机组的安全稳定运行，顺利地完成各项功能试验，特制定本措施与试验的技术方案。

1．试验目的一次调频试验：通过对DEH和CCS相关系统试验内容，测试我厂#1机组在电网频率发生变化时，机组所具备的一次调频能力，根据试验结果对DEH系统和CCS系统控制参数做进一步的整定和优化，以达到机组改造对一次调频的要求。机炉协调控制试验：通过对CCS系统投入以直接能量平衡（DEB）理论为基础设计的炉跟机的机炉协设控制，测试机组功率变化时，机前压力变化情况与锅炉热负荷响应速度，从而对参数进行优化调整，满足投入机炉协调控制后参数变化的要求。

AGC试验：是一种协调控制在AGC控制方式下的负荷跟随试验，是在一定的负荷变化范围内，AGC指令以设定的负荷变化率进行双向变动试验。AGC试验是考核机组协调控制系统的负荷响应能力和机组在尚未稳定的工况下适应负荷连续变化的能力。

2．试验工作程序

经中调批准后，在每次试验前，由项目负责人检查试验准备工作情况就绪，按确定的试验技术措施方案和步骤进行，全部的工作过程按下列步骤执行。

首先：进行机组一次调频试验，主要进行纯DEH系统一次调频功能试验。在机炉协调控制试验完成后再进行DEH遥控方式下的CCS系统一次调频试验。

其次：进行投入机炉协调方式的变负荷试验，验证机组负荷响应速度，对调节参数进行优化调整。

最后，进行AGC的厂内变负荷试验与网调变负荷联调试验。3．试验组织措施

分场成立#1机组一次调频及AGC功能试验小组，对试验方案，试验过程中安全防护措施的执行，数据的收集整理，组态的检查、修改和分析总结报告的编写事项负责。

负责人：XXXX 成员：

4．试验安全措施 4．1 试验时，必须开工作票，做好相应安全措施，与运行值班员保持密切联系。

4．2试验参数的整定与修改必须遵循确保机组安全的原则，对修改的参数不可变动过大。

4．3 试验期间，如发生机组异常或主要辅机故障，应立即停止试验，并按有关运行规程规定紧急进行事故处理，机组运行稳定正常后，才可继续试验。

4．4 试验期间若对DEH、CCS系统组态内部参数进行修改和整定，并在线进行下装操作时，必须由热工组长以上专业人员在工程师站上完成，并由熟悉操作的工作成员进行监护。

4．5 试验期间，热工人员必须向机炉运行当班人员详细介绍控制系统投、切的方法，以防止事故情况下的误操作。

4．6 控制系统的投、切操作由运行人员完成，其他人员无权操作。4．7 试验期间，运行人员要加强对机组主要系统参数的监视，发现异常应立即切手动控制，并调整参数恢复到正常范围，待系统稳定后，重新进行试验。

4．8 每次试验前，向运行人员、试验人员做好安全措施与技术措施的交底，明白每项试验的目的、方法、步骤和异常情况下的控制措施。

5．一次调频试验必须具备的条件

5．1 电网频率必须在试验规定的要求范围内。

5．2 机组投入协调控制并运行稳定，各主要的主动调节装置与子系统投入自动正常。

5．3 #1机组处于稳定运行状态，机组参数保持稳定，机组协调投入，给煤机投四台自动调整锅炉热负荷，煤质情况良好，机侧设定压力为16.5MPa，机组负荷控制在280MW—320MW之间波动。5．4 DEH系统在自动方式，主汽门、调速汽门可正常调节，且无影响机组试验的重大缺陷。

5．5 主要辅机设备运行正常，无影响机组出力的设备缺陷。

5．6 主要热控仪表显示正常，保护系统投入正常，无影响试验的设备缺陷。5．7 以下测点：电网频率、ADS指令、频差信号、汽机转速、机组负荷、调门开度、机前压力、一二次风压、机炉侧主汽压力、机炉侧主汽温度、汽包水位、炉膛压力、总煤量正常、，并定义好相应的趋势图。

5．8 #1机组一次调频试验期间，切除#

2、#

3、#4机组的一次调频控制。6．一次调频试验技术方案

6．1 试验项目分为以下两种分别来做： 电网频率升高0.15HZ时(3009rpm)，机组一次调频响应能力。

电网频率降低0.15HZ时(2991rpm)，机组一次调频响应能力。

6．2 试验分别在以下方式下进行： CCS协调在切除方式下，机组所有子控制系统处于自动，锅炉主控处于手动方式，DEH在自动方式，一次调频回路投入，功率回路不投入。（即不投入功率回路的DEH方式下的一次调频试验）

CCS协调在切除方式下，机组所有子控制系统处于自动，锅炉主控处于手动方式，DEH在自动方式，一次调频回路投入，功率回路也投入。（即投入功率回路的DEH方式下的一次调频试验）CCS协调在投入方式下，机组所有子控制系统处于自动，DEH控制处于遥控方式，一次调频从CCS系统投入，功率回路不投入。（即CCS方式下的一次调频试验）

6．3 试验步骤： 试验前检查确认#1机组DEH控系统所设置的转速死区与转速不等率并进行记录。

试验开始前，检查所定义的各趋势图收集数据与显示正常，记录试验期间的参数变化情况。

运行人员调整负荷到280MW—320MW之间，并保证主要监视参数稳定。

条件具备后，将#1机的转速阶跃调整给至2991rpm（相当于电网周波频率降低0.15HZ，即电网周波49.85HZ）或由调度中心联系调频直调电厂将电网频率降低0.15HZ，且保持时间不低于5分钟，观察试验记录参数的变化和一次调频的响应能力。根据趋势图分析机组对电网频率降低时的响应特性。

条件具备后将#1机的转速阶跃调整给至3009rpm（相当于电网周波频率升高0.15HZ，即电网周波50.15HZ）或由调度中心联系调频直调电厂将电网频率升高0.15HZ，且保持时间不低于5分钟，观察试验记录参数的变化和一次调频的响应能力。根据趋势图分析机组对电网频率升高时的响应特性。

如果机组迟缓率太大，或者在电网周波变化后，机组负荷变化太小。可调整转速死区与转速不等率，并联系调度中心再次进行试验，直到一次调频能力尽量满足电网与相应规定的要求。

7．AGC功能试验必须具备的条件 7．1 机组运行稳定，无影响机组带满负荷运行的设备缺陷。

7．2 只投DEH遥控，通过手动方式增加/减少机组负荷指令，测试CCS与DEH的接口信号正常。

7．3 投给煤机自动，改变锅炉主控指令，测试给煤机响应指令变化情况正常。

7．4 投锅炉自动（即BF方式），做主汽压力扰动试验，主汽压力的变化应满足做AGC试验的条件。机组BF控制方式测试试验正常。

7．5 投入机炉协调控制，并稳定运行2—3天，满足做AGC试验的条件。7．6 机组投入机炉协调控制方式并运行稳定，各主要的主动调节装置与子系统投入自动正常。煤质燃烧情况良好，火检设备投用正常。机组功率、主汽压力、总给煤量变化稳定。

7．7 负荷在240MW—320MW范围可调。7．8 机组一次调频切除。

7．9 测试检查与RTU装置的以下信号：AGC负荷指令、AGC请求投入、AGC请求退出、CCS允许投入、AGC已投入与网调的通讯发送信号正常，双方接收的数据准确，4—20mA的模拟量信号误差在允许范围内。

7．10 AGC试验的最高负荷限定在330MW，最低负荷限定在240MW，负荷变化率设定为10%MCR/min。

7．11 确认以下过程信号：机组实发功率、机组负荷指令、ADS指令、主汽压力、调速级压力、主汽温度、再热汽温度、主汽流量、汽包水位、炉膛压力、总给煤量、热量信号等一些主要参数测量与显示正常，并可进行数据存储、追忆与打印。

7．12 CCS组态内部按《大坝发电有限责任公司一期汽机运行技术标准》对滑压段的压力——负荷对应关系参数检查设置完成。8．AGC功能试验技术方案 8．1试验方法：由RTU装置模拟远传信号进行#1机的厂内变负荷试验，调节范围限定在260MW—320MW之间（定压运行方式），先各进行一次升降20MW到280MW的试验，再各做一次连续两次升降20MW到260MW的试验。

联系网调中心由网调进行#1机的变负荷试验，调节范围限定在260MW—320MW之间，先各进行一次升降20MW到280MW的试验，再各做一次连续两次升降20MW到260MW的定压阶段试验。

定压阶段试验结束后，进行240MW—260MW之间的滑压方式下的AGC试验。

8．2 AGC网调联调试验步骤： 当相关信号确认完毕后，投入机组协调控制，CCS系统发出“允许AGC投入”信号时，网调接收到后将负荷指令与机组功率信号对位后，要求误差不超过30MW，由中调发出“AGC 请求投入” 信号，CCS接收到后由运行人员投入AGC，同时发出“AGC已投入”信号到网调，进而可由网调进行AGC变负荷试验。

调整机组负荷到试验的负荷段，稳定机组运行工况，机炉协调控制投入AGC方式，测试指令从调度中心以1.5%MCR/min,负荷变动率为1.0%MCR/min的方式增加(或减少),指令过到目标值并稳定1分钟后,再进行反方向的变动试验,连续增、减（或减、增）各两个周期。

9．试验的技术指标要求 一次调频死区设置控制在±0.033Hz(±2r/min)内； 速度变动率一般为4%—5%；

一次调频负荷响应时间应小于3秒；

电网频率变化超过一次调频死区后，机组应在15秒内对目标值出力完全响应；

电网频率变化超过一次调频死区时开始的45秒内，机组实际出力与机组响应目标偏差值应在机组额定有功出力的±3%内；

AGC负荷响应时间应小于2min；

AGC负荷响应稳态时的偏差在±3.0MW；

AGC负荷响应变化应在10分钟内过一次目标值；

10．一次调频与AGC试验相关依据

10．1 西电调通字（2005）38号——《关于做好西北电网自动发电控制AGC工作的通知》。

10．2 XXXXX电网发电机组一次调频运行管理规定（试行）。另注：负荷变动试验升/降负荷量根据实际情况可临时进行调整。

热工分场 2008年04月15日