太平江一级水电站AGC试验方案.doc

大唐发电集团太平江水电厂
自动发电控制(AGC)试验方案

批 准：
调度审核：
审 核：
审 查：
编 制：

云南电力试验研究院（集团）有限公司
电力研究院
2010年7月

第27页 共25页

一、 试验目的
太平江电厂全厂#1、#2、#3、#4发电机组及其监控系统逐步调试完成，为了确保太平江电厂调试完成机组投入商业运行前全厂AGC能够正常运行，根据《中国南方电网自动发电控制（AGC）技术规范(试行）》及《云南电网自动发电控制（AGC）技术规范》（以下均简称为《规范》）的要求，特制订本试验方案，进行机组及全厂AGC的各项功能测试和安全性测试工作。
本试验方案包括全厂所有机组AGC功能测试及全厂AGC功能，方案中各部分内容的开展实施具体根据电厂各机组安装、调试和试运情况及云南电网调度的要求分步或全面进行。
二、 职责分工
1. AGC试验工作人员负责现场试验联系、现场环境检查、相关逻辑的检查、测试及确认；
2. AGC试验工作人员负责按《规范》要求，对AGC回路、控制逻辑及相关参数进行查验、记录及打印，并提出调整意见和方案；
3. 监控系统厂家负责AGC控制逻辑及接口逻辑的设计、组态及修改；
4. 电厂相关部门负责对试验方案进行审核，并负责提交试验申请、试验方案申报审批流程；
5. 电厂相关负责部门或试运指挥部门、运行值长负责AGC试验的协调工作；
6. 运行人员负责相关系统的操作，主要包括：
①在试验过程中，配合专业人员进行AGC调试，与专业人员联系确定试验操作，通报运行值班员进行相应操作并监盘；
②运行值班员根据具体试验操作，按云南电网中调及电厂有关规定，向云南电网中调通报具体试验操作及可能产生的后果，在获得许可后方进行相应操作；
③在试验过程中，运行值班人员认真监盘，如果遇到负荷及频率大范围波动或机组运行异常，立即自行退出AGC控制，进行检查处理，并由当班值长及时云南电网中调汇报；
7. 调度管理部门对试验方案进行审批，调度试验人员负责AGC闭环调度方式动态试验的进行。
三、 试验内容和时间
试验时间
试验内容

静态测试
上送云南中调信号及云南中调信号核对

AGC控制功能、保护功能及指令保护功能模拟试验

功率、频差回路静态检查

动态测试
机组PID有功调节性能测试

单机AGC现地闭环有功调节性能测试

全厂AGC现地闭环有功调节性能测试

全厂一次调频和AGC协调关系测试

全厂AGC调度闭环测试
四、 试验要求
1. 全厂设计安装4台机组，目前全厂可并网发电机组包括#4机组，参加试验的机组包括#4机组，试验前要求参加试验机组运行正常；
2. 参加试验的机组调速系统运行正常，各保护功能正常并投入；
3. 电厂上送云南中调及云南中调下发各遥测遥信测点符合要求，数据正确；
4. 参加试验机组AGC软件更新完成，各项功能模拟测试正确；
5. 闭环动态测试时要求全厂和机组负荷变动在总调允许范围及确保机组安全范围内；
6. 闭环动态测试过程在试验领导小组组织协调下，试验人员与运行人员相互配合完成试验；
7. 闭环动态测试与一次调频和AGC协调关系测试在电网频率基本稳定在50Hz条件下方可进行；
8. 试验中，全厂机组一次调频功能的投\切按本方案执行；
9. 试验单机最大负荷变化幅度9MW，全厂4台机组最大负荷变化幅度为36MW。
五、 安全防范措施
1. AGC软件更新前，运行人员应记录负荷曲线(如果正在使用负荷曲线功能)，确保全厂负荷按照云南电网中调要求调节；
2. 动态试验调试过程中，抽调一名运行人员配合试验人员在中控室的一台操作员站上进行AGC调试，每一试验操作经试验人员与配合试验人员共同确认后由运行人员操作，并在另外一台操作员站上由运行值班员进行监盘，如果遇到负荷及频率大范围波动或危及机组安全运行的情况，电厂运行值班人员立即自行退出AGC控制，进行检查处理，并由当班值长及时向云南电网中调汇报；
3. 动态闭环试验每步开始调试前由当班值长与云南中调值班员联系，通报试验可能产生的后果，获得许可后方进行操作或由自动化人员联系云南电网中调自动化人员进行测试操作；
4. 在动态闭环控制试验中，有机组未投入成组控制情况下，运行值班人员应维持未成组机组出力不变，在涉及全厂总出力变化时，应提前向云南电网中调申请；
5. 动态试验调试过程中，AGC调节方式由“开环”向“闭环”切换前，必须确认AGC全厂有功分配值正确，并且已经分配至各投入AGC的机组后，才能进行切换；
6. 试验人员、运行人员严格按照本方案实施步骤进行操作，方案实施过程中如有疑问，需由试验领导小组讨论决策确定；
7. 整个操作过程中需由云南电力研究院、南瑞厂家、电厂自动化专业人员现场监护确认；
8. 出现机组异常情况，运行监盘人员立即自行退出全厂AGC，并按相关规程采取处理措施。
六、 试验组织机构
鉴于AGC测试工作涉及时间长、涉及面广，故成立AGC试验领导小组，负责决策试验方案及试验过程中可能出现的问题。
组 长：
副组长：
成 员：
七、 AGC测试内容和记录
1. 控制系统和机组相关参数确认
表1 AGC组态参数配置表
全厂参数
参数名称
填写内容
含义
节点别名

表示运行agcavc，agcdrv进程节点的别名，一般情况下均指主机
机组台数
4
电厂实际运行的机组台数
AGC方式
按等比例分配
按等比例分配
机组发电态

机组状态“发电态”对应的数值，1
机组空载态

机组状态“空载态”对应的数值，4
机组停机态

机组状态“停机态”对应的数值，3
标准频率
50Hz
50Hz
故障频率上限
Hz
达到该值将退出全厂AGC,建议值50.3Hz
故障频率下限
Hz
达到该值将退出全厂AGC, 建议值49.7Hz
正常调频上限
Hz

正常调频下限
Hz

紧急调频上限
Hz
调频模式下达到该值进入紧急调频模式
紧急调频下限
Hz
调频模式下达到该值进入紧急调频模式
正常调频系数

调频模式下使用该参数
紧急调频系数

紧急调频模式下使用该参数
远方有功设值上限
MW
按单机当前水头下最大负荷*试验机组台数考虑
远方有功设值下限
MW
按单机投入AGC时避开最小水头下的振动区并确保机组运行安全性考虑
远方设定有功与实发值差限
MW

现地设定有功与实发值差限
MW

远方设定有功梯度限值
MW

全厂旋转备用容量
MW

全厂有功调整死区
MW

有功设值死区
MW

小负荷调节门槛
MW
当全厂有功和设定值之差小于小负荷调节门槛、大于有功设值死区时，AGC将调节量分配至单台AGC机组上
控制方式切换时给定值与全厂实发值允许偏差
MW
远方定值方式、现地定值方式或现地曲线方式之间切换时，待运行方式的功率设定值和电厂当前出力之差超过该门槛时，禁止切换
计划出力曲线突变自动退全厂AGC门槛值
MW
现地曲线方式下运行时，调度修改的当前时刻的发电计划，如果新的计划当前时刻值和原计划当前时刻值之差超过该门槛时，自动退全厂AGC，等同现地设定有功与实发值差限保护功能
AGC投入时给定值与实发值允许偏差
MW
当电厂AGC准备投入控制时，首先检查给定值与实发值之间的偏差，当偏差超过该设定值时，禁止AGC投入
现地曲线运行方式下明日负荷曲线未下发自动退全厂AGC

现地曲线运行方式下到23：55分电厂发现没有第二日发电曲线时，自动退全厂AGC
自动开机预计
小时

自动停机预计
小时

自动开停机有功向上覆盖面积
MW

自动开停机有功向下覆盖面积
MW

机组参数
机组号
1、2、3、4
填入该机组的序号，机组号从1开始
机组是否连接厂用电

根据实际情况填写
机组COS系数

节点别名

一般情况为主机名
机组额定功率、最大功率

最大水头

最小水头

额定水头

实际水头步数

实际水头步数，已指定为10
水头差限值
m
表示正常运行时前后两次水头变化的最大值，若连续两次水头超过限值，则保持原水头并报警
水头对有功的限制及振动区

最短停机时间

XX 小时
最短开机时间

XX 小时
开机等待时间

一般为0.3-0.5小时
停机等待时间

一般为0.3-0.5小时
有功功率步长

XXMW
有功功率步数

XX
视在功率

XXX MVA
有功功率

开机顺控文件

AGC自动开机的顺控文件
停机顺控文件

AGC自动停机的顺控文件
人工设定开机优先系数

若想开机顺序不受备用时间影响，将此优先系数设置为较大
备用时间开机优先系数

默认参数
累计备用时间开机优先系数

默认参数
人工设定停机优先系数

若想停机顺序不受运行时间影响，将此优先系数设置为较大
运行时间停机优先系数

默认参数
累计运行时间停机优先系数

默认参数
监控系统厂家、型号

调速系统厂家、型号

水轮机厂家、类型、型号

发电机厂家、类型、型号

励磁系统厂家、类型、型号

额定转速、额定流量

全厂输入输出参数
系统频率测量值

优先取Ⅰ母频率，Ⅰ母故障取Ⅱ母频率
调度全厂总有功给定值

连接调度设定总有功测点
全厂总有功实发值

连接全厂实发总有功测点
重大事故退全厂AGC信号

连接全厂重大事故测点
AGC现地控制方式

连接AGC现地控制测点
AGC调度控制方式

连接AGC调度控制测点
AGC开环调节方式

连接AGC开环调节测点
AGC闭环调节方式

连接AGC闭环调节测点
全厂AGC投入

连接AGC投入测点
全厂AGC退出

连接AGC退出测点
全厂AGC可调范围

连接AGC可调范围测点
主机和通讯机等通讯故障

连接远动通讯程序状态
I母电压测量值

连接I母电压测点
II母电压测量值

连接II母电压测点
现地今天有功负荷曲线

连接调度下发的今天有功负荷曲线
现地明天有功负荷曲线

连接调度下发的明天有功负荷曲线
远动通讯方式

组输入输出参数
发电机状态

连接机组状态测点（可为模拟量或开关量）
水头给定

优先取1号水头，故障取2号水头
停机流程启动

连接“机组停机过程中”测点（需下位机上送）
LCU故障

连接LCU故障测点（故障1，正常0）
有功可调

连接“机组有功可调”测点
无功可调

连接“机组无功可调”测点
有功测值

连接“机组有功功率”测点
AGC分配有功

连接该机组PID调节中“有功调节.AGVC设定值”

6
3号机组有功可调下限

7
4号机组有功可调上限

8
4号机组有功可调下限

全厂遥信
1
全厂AGC投入/退出

2
全厂AGC远方/现地

3
全厂AGC开环/闭环

4
全厂增出力闭锁

5
全厂减出力闭锁

全厂遥测
1
全厂有功功率

2
全厂调节上限

3
全厂调节下限

4
全厂振动区上限

5
全厂振动区下限

核对时间：
备注：AGC数据库（程序）更新后，需要重新核对AGC遥信及遥测信息
说明：
1）全厂增出力闭锁：全厂不能增加出力时上送该信号；
2）全厂减出力闭锁：全厂不能减少出力时上送该信号；
3）全厂出力：应该和电厂监控系统控制用全厂有功出力为同一遥测点，并应有正确性校验措施；
4）全厂调节上限：AGC根据各台机组运行工况测算出的调节范围最大值，其值等于AGC退出机组有功功率之和 + AGC投入机组最大可调节有功功率，当电厂出力暂时不能上调时，电厂应自动将该值设为当前出力；
5）全厂调节下限：与全厂调节上限相对，其值等于AGC退出机组有功功率之和 + AGC投入机组最小调节有功功率，当电厂出力暂时不能减少时，电厂应自动将该值设为当前出力；
6）全厂振动区上限：参与AGC调节的机组振动区组合上限，加上退出AGC机组有功功率之和，生成的全厂组合振动区上限，当参加AGC调节的机组组合没有振动区时，则设为零值；
7）全厂振动区下限：参与AGC调节的机组振动区组合下限，加上退出AGC机组有功功率之和，生成的全厂组合振动区下限，当参加AGC调节的机组组合没有振动区时，则设为零值。
2.2 AGC遥调/遥控信息
表3 AGC遥调/遥控信息表
信息类型
序号
信息名称
核对结果
全厂遥调
1
调度全厂总有功功率设定值

2
远方今日有功负荷曲线

3
远方明日有功负荷曲线

4
7日负荷曲线

厂端负荷曲线保护功能测试
序号
项目
测试结果
1
远方/现地今、明日负荷曲线自动切换及保护功能测试

2
未收到远方明日有功负荷曲线保护功能

核对时间：
备注：AGC数据库（程序）更新后，需要重新核对AGC遥调及遥控信息
说明：
1）调度全厂总有功功率设定值：确定收到的给定值与调度发送值一致，AGC画面上显示正常，没有偏差；
2）远方今日有功负荷曲线：核对能否正常接收远方今日有功负荷曲线并在AGC画面上正确显示、曲线各点对应功率给定值是否与调度下发值一致、运行中今日负荷曲线能正常更新并不影响机组运行、运行中当下发时间点两次曲线偏差超过全厂设定值梯度时接受新的负荷曲线并报警；
3）远方明日有功负荷曲线：核对能否正常接收远方明日有功负荷曲线并在AGC画面上正确显示、曲线各点对应功率给定值是否与调度下发值一致、远方明日有功负荷曲线零点功率给定值与今日负荷曲线24点功率给定值偏差大于设定值梯度时应具有报警功能、每天23点仍未接收到明日负荷曲线应有报警功能、明日有功负荷曲线调整时能否自动更新并有自动报警功能；
4）7日负荷曲线：核对能否正常接收7日有功负荷曲线并在AGC画面上正确显示、曲线各点对应功率给定值是否与调度下发值一致、7日有功负荷曲线调整时能否自动更新；7日曲线过零点是否自动切换更新；
5）远方/现地今、明日负荷曲线自动切换功能测试：每天零点时应自动将明日负荷曲线转换为今日负荷曲线；
6）未收到远方明日有功负荷曲线保护功能：除23点报警功能外，当到23：55时，如果运行在现地曲线方式则退出全厂AGC。
3. AGC控制功能及指令约束功能模拟测试
利用监控系统调试功能，对AGC功能进行模拟测试。
试验时实际工况：设置当前水头＿＿米（线上未填写内容按实际工况或测试需要填写，下同），机组振动区设置为＿＿MW-＿＿MW。下列数据记录表中，“0”表示条件不满足，“1”表示条件满足。
3.1单机AGC投入功能测试
单机能够投入AGC功能需要的条件为：机组有功可远控、有功PID调节投入、LCU无故障（与上位机通讯正常、功率测量正常）、水头信号正常（水头在正常范围之内）。
模拟条件对应状态，测试机组AGC投\退功能，记录表4，如有任一条件导致AGC不能正常投入，则应有对应报警语句。
表4 单机AGC投入测试记录表
机
组
号
测试时间：
单机AGC投入条件
AGC能否正常投入
报警语句
机组有功可远控
有功PID调节投入
LCU无故障
水头信号正常
测量源
正常

0
1
1
1
1

1
0
1
1
1

1
1
0
1
1

1
1
1
0
1

1
1
1
1
0

1
1
1
1
1

3.2单机AGC退出功能测试
将机组AGC投入，机组退出AGC的条件有：机组有功不可远控（如调速器不在远方自动方式、机组LCU现地控制方式等）、机组有功PID调节退出、机组LCU故障（发电态机组）、机组状态突变（由发电态->其他状态），测量源故障等，任一条件满足机组将退出AGC。模拟条件对应状态，测试机组AGC能否正常退出并正确报警，记录表5，如有任一条件导致AGC退出，则应有对应报警语句。
表5 单机AGC自动退出功能测试
机组号
AGC状态：厂内方式
测试时间：
单机AGC退出条件
开环调节状态
闭环调节状态
机组有功远方不可控
有功PID调节退出
LCU 故障
测量源故障
机组状态突变
AGC能否正常退出
报警语句是否正常
AGC能否正常退出
报警语句是否正常

1
0
0
0
0

0
1
0
0
0

0
0
1
0
0

0
0
0
1
0

0
0
0
0
1

3.3全厂AGC投入功能测试
全厂AGC能够正常投入条件为：有机组投入AGC、系统频率正常、机组无事故、AGC远控时与调度通信正常、水头信号正常、各LCU无故障（发电态机组与上位机通讯正常、功率测量正常）、全厂有功设定值与实发值偏差在全厂调节死区内。
模拟以上条件，分别在厂内、调度方式下测试全厂AGC投入功能，记录表6，如有任一条件导致全厂AGC不能正常投入，则应有对应报警语句。
表6 全厂AGC功能投入测试记录表
测试时间：
全厂AGC功能投入条件
厂内AGC能否正常投入
报警语句是否正常
调度AGC能否正常投入
报警语句
有机组投入AGC
网频未越故障频率上限
网频未越故障频率下限
通信正常
水头信号正常
设定值与实发值偏差正常
机组有功量测正常
0
1
1
1
1
1
1

1
0
1
1
1
1
1

1
1
0
1
1
1
1

1
1
1
0
1
1
1

1
1
1
1
0
1
1

1
1
1
1
1
0
1

1
1
1
1
1
1
0

1
1
1
1
1
1
1

3.4全厂AGC退出功能测试
将全厂AGC投入，测试无机组参加AGC、模拟电网频率故障、电厂事故、AGC控制权在“调度”时与调度通信故障、发电态机组状态突变、发电态机组LCU故障等情况下测试全厂AGC退出功能，记录表7，如有任一条件导致全厂AGC退出，则应有对应报警语句。
表7 全厂AGC自动退出功能测试表
测试时间：
全厂AGC退出条件
厂内AGC方式
调度AGC方式
无机组投入AGC
网频越故障上限
网频越故障下限
机组事故或切机
调度通讯故障
机组状态突变
机组LCU故障
机组有功量测异常
AGC能否正常退出
报警语句是否正常
AGC能否正常退出
报警语句
1
0
0
0
0
0
0
0

0
1
0
0
0
0
0
0

0
0
1
0
0
0
0
0

0
0
0
1
0
0
0
0

0
0
0
0
1
0
0
0

0
0
0
0
0
1
0
0

0
0
0
0
0
0
1
0

0
0
0
0
0
0
0
1

3.5全厂AGC控制参数功能测试
根据表8中项目，分别测试AGC在不同控制方式下，对关键参数的控制正确性。
表8 全厂参数及机组参数测试
项目
结果
当地全厂总有功给定值测试：在全厂AGC未投入时，手动修改设定值无效，此时给定值应跟踪“全厂实发值”；

当地全厂总有功给定值测试：AGC在调度定值方式下及现地曲线方式下设值无效；

在现地定值方式下，调度变化对现地有功给定值无影响；

调度定值方式下，现地全厂有功给定值跟踪“全厂实发值”；

水头信号具有容错功能：任何情况下水头手自动切换保持切换前水头值不变，机组可调范围、振动区、全厂可调范围不变；手动切至自动后，若水头测量值与切换前差值在梯度内，则自动刷新；若不在差值梯度内，不刷新，保持不变；无论是自动或手动水头，程序运行过程中，若水头变化向上、向下超过2m限制，保持当前水头不变，不退AGC。

3.6指令校验约束功能测试
（1）AGC指令约束条件测试
当机组AGC投入，全厂AGC投入时，全厂总有功给定值在全厂调节上限、下限之外及在振动区内、给定值和当前出力的差值超过调节步长限制、相邻两次给定值超过梯度限制、各种模式切换时给定值偏差超过设定值时等情况时，监控系统应拒绝执行该AGC指令，并给出告警信号。分别模拟机组AGC投入、全厂AGC投入时满足以上条件，并记录表9。
表9 指令校验功能测试结果表
测试时间：
序号
检验指令项目
理论结果
实际结果
语句报警
1
全厂有功给定值在调节上限之外
1）拒绝执行；2）全厂增出力闭锁；3）将出力上限设为当前给定值

2
全厂有功给定值在调节下限之外
1）拒绝执行；2）全厂减出力闭锁；3）将出力下限设为当前给定值

3
调度全厂有功给定值在振动区内
1）按照振动区上限或下限计算；2）拒绝执行

4
站内全厂有功给定值在振动区内
1）按照振动区上限或下限计算；2）拒绝执行

5
给定值与当前出力超过调节步长限制
拒绝执行

6
相邻两次有功给定值超过梯度限制
拒绝执行

7
站内定值方式切换至站内曲线方式
1）当前站内曲线给定值与实发值偏差小于5MW时，正常；2）偏差大于5MW时，拒绝切换

8
站内曲线方式切换至站内定值方式
1）当前站内给定值与实发值偏差小于5MW时，正常；2）偏差大于5MW时，拒绝切换

9
站内定值方式切换至调度定值方式
1）当前调度给定值与实发值偏差小于5MW时，正常；2）偏差大于5MW时，拒绝切换

10
调度定值方式切换至站内定值方式
1）当前站内给定值与实发值偏差小于5MW时，正常；2）偏差大于5MW时，拒绝切换

11
调度定值方式切换至站内曲线方式
1）当前站内曲线给定值与实发值偏差小于5MW时，正常；2）偏差大于5MW时，拒绝切换

12
站内曲线方式切换至调度定值方式
1）当前调度给定值与实发值偏差小于5MW时，正常；2）偏差大于5MW时，拒绝切换

13
站内曲线方式切换至调度曲线方式
拒绝执行

注：5MW为控制方式切换时给定值与全厂实发值允许偏差，试验中按实际设定进行表中测试
（2）现地AGC负荷分配功能及约束条件测试
正常情况下，现地AGC设定值会跟随全厂实发值，等于投入AGC机组有功分配值与未投入AGC机组实发有功之和，AGC投入退出不会导致全厂及机组的有功波动。
模拟机组AGC投入条件满足、全厂AGC投入条件满足，设置全厂机组为发电态，现地功率定值控制方式，模拟#1机组有功实发值＿＿MW，#2机组有功实发值＿＿MW，#3机组有功实发值＿＿MW，#4机组有功实发值＿＿MW，全厂功率给定＿＿MW，设置水头＿＿m条件下，机组振动区为＿＿MW-＿＿MW，分别模拟部分机组AGC投入，部分机组AGC退出，全厂AGC投入，模拟设置“全厂总有功给定值”，模拟改变机组有功实发值，测试以下几种情况：①全厂AGC总有功超全厂总有功上限；②全厂AGC总有功超全厂总有功下限；③全厂AGC正常负荷分配；④全厂AGC总指令位于调节死区内；⑤全厂AGC指令位于全厂联合振动区内；⑥AGC负荷分配值位于机组振动区内；⑦全厂总有功给定值和当前出力差值超过调节步长，AGC指令分配功能和约束保护功能是否正常，报警信息是否正确，记录表10。
（3）调度AGC负荷分配功能及约束条件测试
模拟AGC控制方式为调度定值方式（核查切换值存在偏差时能否正常切换），模拟上述条件，进行AGC调度负荷分配功能及约束条件测试，记录表11。

表10 现地AGC负荷分配功能及约束条件测试表
测试时间：
序号
总有功设定值
#1机组实发值
#2机组实发值
#3机组实发值
#4机组实发值
投入AGC机组
测试结果
备注\测试项目
AGC全厂分配值
#1机组分配值
#2机组分配值
#3机组分配值
#4机组分配值
其他或报警信息
1

2

3

4

5

6

7

8

表11 调度AGC负荷分配功能及约束条件测试表
测试时间：
序号
总有功设定值
#1机组实发值
#2机组实发值
#3机组实发值
#4机组实发值
投入AGC机组
测试结果
备注\测试项目
AGC全厂分配值
#1机组分配值
#2机组分配值
#3机组分配值
#4机组分配值
其他或报警信息
1

2

3

4

5

6

7

8

（4）负荷曲线切换逻辑测试
模拟现地曲线方式，测试曲线方式下逻辑功能是否正常，记录表12。
表12 负荷曲线测试结果表
测试时间：

项目
结果
今、明日负荷曲线能否正常接收、更新；

负荷曲线方式5分钟内采用每分钟插值计算是否正确

23点仍未接受到明日负荷曲线是否有报警功能，提醒运行人员要求调度下发曲线，23点55分还未收到明日负荷曲线，切现地定值方式运行或退出AGC控制。

今、明两天日负荷曲线是否能在0点正常过渡

AGC曲线下全厂负荷跟踪曲线情况

现地曲线方式下运行时，调度修改负荷曲线，如果新曲线的当前时刻值比和原计划当前时刻值偏差大于限制值时，自动退全厂AGC，等同现地设定有功与实发值差限保护功能

3.7调速态模拟试验结束，恢复试验前状态，解除调试状态
4 机组功率、频差调节回路静态检查
4.1功率回路静态检查
根据《规范》要求，对机组及AGC功率调节回路进行检查。对不满足《规范》要求控制功能的机组及AGC功率调节回路提出修改意见或修改方案。
4.2频差回路静态检查
根据《规范》要求，对机组调频回路进行检查。对不满足《规范》要求控制功能的机组调频回路提出修改意见或修改方案。
5 单机AGC现地控制调节性能测试
5.1 单机AGC现地开环有功PID调节控制性能测试
AGC开环条件下单机有功PID调节控制性能测试的目的是通过测试机组有功控制性能及PID调节能力是否满足《规范》相关要求。测试在被试机组单机功率PID投入、单机AGC方式退出，其余机组单机功率PID投入、#1、#2、#3、#4机组一次调频功能退出、机组实发功率稳定不变的条件下进行。
5.1.1试验条件
确定#1机组有功实发功率 60 MW(线上内容根据调度下发试验日全厂有功变化曲线或以调度批准全厂有功指令结合机组实际运行工况确定，以下均相同)，#2机组有功实发功率 60 MW，#3机组有功实发功率 60 MW，#4机组有功实发功率 60 MW，单机可调节范围为9MW，可在48 MW至57 MW范围内调节，全厂总有功在228 MW至237 MW范围内变化，#1、#2、#3、#4机组未投入一次调频功能。
5.1.2试验前安全检查
在监控AGC控制画面上，确认以下功能控制项：全厂AGC功能为“退出”、AGC调节方式为“开环”、负荷给定方式为“定值”、频率控制使能为“取消”、AGC有功控制方式为“电厂”、#1、#2、#3、#4机组功率PID为“投入”、#1、#2、#3、#4机组单机AGC功能为“退出”、#1、#2、#3、#4机组一次调频功能为“退出”。
确定#1、#2、#3、#4机组实发有功稳定，没有功率波动。
5.1.3试验内容及步骤
（1）分别对#1、#2、#3、#4机组进行单机有功PID调节控制性能测试，未测试其余机组实发有功保持不变。在调度允许负荷变动范围内进行负荷变动试验，记录表13。测试机组PID调节性能，测试机组PID调节性能，确定是否需要优化PID参数，并记录机组最终PID参数。
表13 单机有功PID调节控制性能测试表
机组号
机组起始实发值（MW）
机组负荷变化（MW）
机组实际负荷变化超过调节死区时间
机组实际负荷进入并停留于目标值调节死区时间
响应时间
调节速度
动态偏差
静态偏差
1

平均值

2

平均值

3

平均值

5.2 单机AGC现地闭环定值方式调节性能测试
5.2.1试验条件
试验在#1、#2、#3、#4机组投入功率PID方式，各台机组分别单机投入全厂AGC、其余两台机组未投入成组控制、AGC现地方式、AGC控制方式为“闭环”条件下进行。
确定#1机组有功实发功率 60 MW(线上内容根据调度下发试验日全厂有功变化曲线或以调度批准全厂有功指令结合机组实际运行工况确定，以下均相同)，#2机组有功实发功率 60 MW，#3机组有功实发功率 60 MW，#4机组有功实发功率 60 MW，单机可调节范围为9MW，可在48 MW至57 MW范围内调节，全厂总有功在228 MW至237 MW范围内变化，#1、#2、#3、#4机组未投入一次调频功能。
5.2.1试验前安全检查
（1）在AGC控制画面上，确认以下控制项：全厂AGC功能为“退出”、AGC调节方式为“开环”、负荷给定方式为“定值”、频率控制使能为“取消”、AGC有功控制方式为“电厂”、#1、#2、#3、#4机组功率PID为“投入”、#1、#2、#3、#4机组单机AGC功能为“退出”、#1和#2、#3、#4机组一次调频功能为“退出”；
（2）由运行人员在画面上点击全厂AGC控制方式之“调度”和“电厂”，观察切换是否正常，最终保证全厂AGC控制方式为“电厂”；
（3）确认#1机组AGC控制允许显示“允许”，#1机组功率PID为“投入”、#1机组单机AGC为“退出”，#2机组功率PID为“投入”、#2机组单机AGC为“退出”、#3机组功率PID为“投入”、#3机组单机AGC为“退出”、#4机组功率PID为“投入”、#4机组单机AGC为“退出”；
（4）投入#1机组AGC功能，确认#1机组AGC功能已“投入”，AGC调节方式为“开环”；
（5）投入全厂AGC功能，确认全厂AGC已“投入”，AGC有功控制方式为“电厂”；
（6）由试验人员联系运行人员按照云南电网中调给定的负荷变动范围设定全厂总有功设定值，并检查设定是否正确；
（7）确定AGC分配将设定的全厂有功分配至#1机组“AGC分配值”一栏，全厂总有功等于#1机组“AGC分配值”与#2、#3、#4机组功率实发值之和；
（8）将全厂AGC调节方式切至“闭环”，确定画面显示为“闭环”；
（9）确定#1机组和#2、#3、#4机组实发有功稳定，没有功率波动。
5.2.3 试验内容
（1）#1单机闭环现地AGC定值方式调节性能测试
全厂总有功稳定在228 MW，#1机组实发有功稳定在48 MW，#2机组实发有功稳定在60 MW，#3机组实发有功稳定在60 MW，#4机组实发有功稳定在60 MW。试验中，全厂总有功变化范围为228 MW至237 MW区间，改变AGC设定值，最大有功变动9MW（15%机组额定负荷），记录表14，测试单机AGC调节性能，确定是否需要优化PID参数，并记录机组最终PID参数。
表14 单机闭环现地AGC定值方式控制性能测试表
机组号
机组起始实发值（MW）
机组负荷变化（MW）
机组实际负荷变化超过调节死区时间
机组实际负荷进入并停留于目标值调节死区时间
响应时间
调节速度
动态偏差
静态偏差
1

平均值

2

平均值

3

平均值

（2）反向延时测试
将#1机组有功功率稳定在48 MW，#2机组有功功率稳定在60 MW，#3机组有功功率稳定在60 MW，#4机组有功功率稳定在60 MW。先进行正向调节，全厂AGC有功指令由228 MW增加至234 MW（增加6MW），实际负荷响应完成该次调节量80%时（282.8 MW）将全厂AGC有功指令重新恢复为228 MW。然后进行负向调节，记录表15，计算反向延时，反向延时时间取两次平均。
表15 机组反向延时测试记录表
机组号
负荷变化（MW）
机组实发值
第一次指令下发时间
第二次指令时间
实际负荷返回量超过1MW时间
反向延时（s）
1

平均值

2

平均值

3

平均值

（3）重复4.2.1.2,分别按照本节①和②中步骤和内容分别进行#2、#3、#4机组单机闭环现地AGC定值方式调节性能测试。
（4）机组AGC抗积分饱和性能测试
任选一台机组，单机投入全厂AGC、其余机组未投入成组控制、AGC现地方式、AGC控制方式为“闭环”。人工修改全厂AGC有功上限，增大全厂AGC设定值至试验机组有功出力最大以上，延时3分钟后，减小AGC设定值至试验机组有功出力最大以下。正常情况，AGC设定值减小后，机组应响应AGC指令，收到有功指令后立即减少有功出力，没有PID积分饱和现象。记录测试结果。
6全厂AGC现地闭环定值方式调节性能测试
6.1试验条件
在#1、#2、#3、#4投入全厂AGC方式、全厂AGC闭环、AGC厂内方式、#1和#2、#3、#4机组一次调频功能退出、#1和#2、#3、#4机组有功实发稳定条件下进行全厂AGC现地闭环调节功能测试。
6.2试验前安全检查
（1）在AGC控制画面上，确认以下控制项：全厂AGC功能为“退出”、AGC调节方式为“开环”、负荷给定方式为“定