东方电厂#3机agc调试报告

华能东方电厂#3 机组 AGC 测试方案 批 准： 调度审核： 审 核： 编 制： 编制单位： 2012 年 06 月 11 日 （本件共 页） 一试验目的 为验证华能东方电厂#3 号机组各模拟量调节系统的有关参数和试验 AGC 逻辑，考核机组能否 与调度中心的 EMS 系统准确地交换 AGC 有关控制信息，调整各个环节的控制参数，验证相应控制逻 辑的正确性，确认机组参与 AGC 调节的安全功能是否满足要求，并测试机组负荷范围和调节速度， 确保机组 AGC 功能能正常投入运行。 二职责分工 1. 东方电厂检修部热控专业负责 AGC 接口逻辑的组态及修改； 2. 东方电厂检修部热控专工作为 AGC 试验负责人，负责试验联系、现场环境检查、及相关逻辑的 确认； 3. 东方电厂检修部热控专业负责控制系统的逻辑及参数整定； 4. 东方电厂检修部热控专业负责 AGC 回路、控制逻辑的结构调整、相关参数的修改、记录及打印。 5. 当值运行人员，要熟悉 DCS 控制系统和 AGC 工作过程以及运行规程，负责相关系统的操作； 6. 试运指挥组、运行值长负责 AGC 试验和投运的协调工作； 7. 电厂运行部负责与中调的联系工作。 三试验内容和时间 实验时间 实验内容 2012 年 03 月 14 日 检查确认 AGC 逻辑、检查操作界面及检查相关参数的设置 2012 年 03 月 14 日 DCS 至 RTU 接口联调及 RTU 到调接口联调 2012 年 03 月 14 日 AGC 静态开环实验 2012 年 04 月 06 日 AGC 静态试验 2012 年 04 月 28 日 机组大负荷阶跃响应实验 2012 年 04 月 28 日 机组 AGC 控制负荷反向延时的时间测定 2012 年 04 月 28 日 机组 AGC 可调范围、调节死区、响应时间、动态负荷偏差、负荷高/低限、负荷率、实 际响应负荷率及辅机启停时间等参数的确认 2012 年 月 日 AGC 远方 1 小时调频试验及 24 小时试运行(未完成) 四安全措施 1. 试运指挥组及电厂向中调提出做 AGC 试验申请，得到电厂厂部及中调等有关部门的批准。 2. 热控专业人员按规定办理好 AGC 试验的工作票。 3 3. 机组主要保护必须投入，当出现保护动作机组跳闸后，应按规程迅速恢复机组运行。 4. 试验过程出现危急机组安全的重大问题，应中止试验，按事故情况处理。 5. 在试验中，监视主要运行参数及主要调节系统的工作情况，对于调节品质不好的调节系统要及 时切除自动，转为手动调节。 6. AGC 试验技术负责人向参加试验的热控人员、运行人员、机组值长作试验的技术交底。 7. 参加试验的热控人员、运行人员、机组值长等有关人员预先熟悉试验方案，做好事故预想及反 事故措施。 8. 试验前，AGC 试验工作人员及中调的有关人员再次检查 AGC 的接线、信号和逻辑，并确认正确。 9. 整个试验过程的机组操作，由指挥组、机组的当班值长负责指挥和协调，运行人员负责相关设 备的操作。 表 1 电厂安全风险及防范措施 序号 风险因素 防范措施 记录 1 AGC 试验期间，主汽温度和再热汽温超超 过 571 或下降低于 556。 停止 AGC 试验，由运行人员手动恢复汽温。 2 AGC 试验期间，主汽压力超过额定压力 1.0MPa。 停止 AGC 试验，由运行人员手动恢复主汽压 力。 3 AGC 试验期间，机组负荷目标值与测量值 偏差超过 3%ECR。 停止 AGC 试验，由运行人员手动恢复机组负 荷。 4 AGC 目标不稳或变化过大。 进行 AGC 升降负荷前确保 AGC 接口已联调合 格。检查确认 AGC 目标高低限范围和机组负 荷速率是否正确。出现该情况时将机组控制 方式切换回本地控制。 5 锅炉或汽机辅机跳闸或出现异常工况。 将机组控制方式切换回本地控制方式或汽机 跟随方式，并由运行人员手动调整机组运行 工况。 6 试验过程中汽机调门出现卡涩现象。 中断试验，待汽机调门恢复正常后，重新试 验。 7 AGC 试验期间，控制波动过大、送风机波 动过大、炉膛压力波动过大等重要系统 运行不稳定。 停止 AGC 试验，由运行人员手动恢复稳定煤 和送、引风系统。 五试验组织机构 鉴于 AGC 测试工作重要性，故成立华能东方电厂 AGC 试验领导小组，负责讨论决策试验方案及 试验过程中可能出现的问题。 组 长： 郭汉明 副组长： 杨爱龙、符明继、蒋汉红 成 员： 张密、周自林、王晓明、冯春海 联系方式：杨爱龙 六试验参数（#3 机组） 控制系统（监控系统或 DCS）和机组相关参数确认 (已确认) 表 2 AGC 组态参数配置表 参数 类型 参数名称 设定值 机组调节上限 350MW 机组调节下限 175MW 机组最低稳燃负荷 140MW 机组转速不等率 5%（3%6%可调） 超速保护控制器转速设定值（OPC） 103% 系统迟缓率 0.067% 转速超调量 甩额定负荷7% 机组允许连续运行周波 48.550.5HZ DCS 系 统及 调速 器参 数 高中压主汽门、调节汽门关闭时间 0.15 秒 发电机额定功率 TRL 350MW 主蒸汽温度 566 主蒸汽压力 24.2MPA 再热蒸汽温度 566 主蒸汽流量 1045.9 吨/小时 50%100%T-MCR：不小于 5%/MIN 机组 参数 机组允许的负荷变化率 30%50%-MCR：不小于 3%/MIN 中调负荷指令 AGC01YQ01 中调负荷指令目标返回值 30AGC01XQ01 机组实时负荷 GENMW 机组允许负荷高限 30AGC01XQ02 机组允许负荷低限 30AGC01XQ03 机组允许负荷变化率 30AGC01XQ04 机组在 AGC 控制方式 30AGC01YA01 输入 输出 及接 口参 数 AGC 允许投入 5 机组负荷增闭锁信号 30AGC01YA02 机组负荷减闭锁信号 30AGC01YA03 表 3 机组开停磨区间表 (已确认） 磨煤机台数 出力范围 3 175MW 230MW 4 220MW 290MW 5 280MW 350MW 七AGC 接口信息测试 1. DCS 和 RTU 接口测试 实验方法和内容：在控制系统开环的条件下，按如下方法进行 AGC 接口信息进行测试。并将测 试结果记录在表中。 对于 DCS 向 RTU 发送的模拟量信号，在 DCS 侧采用强制信号的方法，分别输出 0%、25%、50%、75%、100%送到 RTU，同时在 RTU 侧记录接收到的信号，要求信号精度为 0.25%，若 精度无法满足要求，可在 DCS 侧通过信号调整的方法，使 RTU 接收到的信号精度满足要求，同时从 DCS 信号输出到 RTU 接收稳定的时间应在 5 秒内。 对于 DCS 向 RTU 发送的开关量信号，在 DCS 侧采用强制信号的方法，分别输出逻辑“0”和 “1”送到 RTU，同时在 RTU 侧记录接收到的信号，RTU 接收到的信号必须与 DCS 发送的完全一致， 同时从 DCS 信号输出到 RTU 接收到的时间应在 2 秒内。 对于 RTU 向 DCS 发送的模拟量信号，在 RTU 侧采用强制信号的方法，分别输出 0%、25%、50%、75%、100%送到 DCS，同时在 DCS 侧记录接收到的信号，要求信号精度为 0.25%，若 精度无法满足要求，可在 DCS 侧通过信号调整的方法，使 DCS 接收到的信号精度满足要求，同时从 RTU 信号输出到 DCS 接收稳定的时间应在 5 秒内。 对于 RTU 向 DCS 发送的开关量信号，在 RTU 侧采用强制信号的方法，分别输出逻辑“0”和 “1”送到 DCS，在 DCS 侧记录接收到的信号，DCS 收到的信号必须与 RTU 发送的完全一致，同时从 RTU 信号输出到 DCS 接收到的时间应在 2 秒内。 （已确认） 表 4 华能东方电厂 3#机组 AGC 接口信号线路检查记录 序号 信号名称 信号名 信号方向 信号类型 信号量程 DCS 侧 物理 位置 检查 结果 1 发电功率目标值 30AGC01YQ01 调度RTU DCS 4-20mA 模拟量 180-360MW DPU16 2 发电功率目标值返回 30AGC01XQ01 DCSRTU调度 4-20mA 模拟量 180-360MW DPU16 3 实际发电功率测量值 P1 电气RTU 调度 4-20mA 模拟量 DPU16 4 实际发电功率测量值 P2 GENMW DCSRTU调度 4-20mA 模拟量 0-380MW DPU16 5 发电机组允许最大功率 AGC01XQ02 DCSRTU调度 4-20mA 模拟量 0-380MW DPU16 6 发电机组允许最小功率 AGC01XQ03 DCSRTU调度 4-20mA 模拟量 0-380MW DPU16 7 机组响应速率（升） AGC01XQ04 DCSRTU调度 4-20mA 模拟量 0-35MW/MIN DPU16 8 机组响应速率（降） AGC01XQ04 DCSRTU调度 4-20mA 模拟量 0-35MW/MIN DPU16 9 DCS 允许远方控制 30AGC01YA 01 DCSRTU调度 开关量 10 DCS 正常接收远方控制 30AGC01YA01 DCSRTU调度 开关量 DPU16 11 机组负荷增闭锁 AGC01YA02 DCSRTU调度 开关量 DPU16 12 机组负荷减闭锁 AGC01YA03 DCSRTU调度 开关量 DPU16 13 机组一次调频投入 AGC01YA04 DCSRTU调度 开关量 DPU16 14 PSS 投入 AGC01YA05 DCSRTU调度 开关量 DPU16 2. 电厂与调度端信息测试 实验方法和内容：联系调度，下表中接口信号 DCS 与中调测试记录表”的内容及顺序和调度核 对表中信息。测试方法同上。 （已确认） 表 5 华能东方电厂 3#机组 AGC 接口信号 DCS 与 RTU 测试记录表 序 号 项目名 称 DCS 测 点名 位置 测点 1 测点 2 测点 3 测点 4 测点 5 测点 6 最大相 对误差 RTU （发送） 160MW 210MW 250MW 290MW 330MW 360MW 1 发电功 率目标 值 30AGC01 YQ01 DCS （接收） 160 210 250.01 289.9 330.02 359.9 9 0.02 DCS （发送） 160MW 210MW 250MW 290MW 330MW 360MW 2 功率目 标值返 回 30AGC01 XQ01 RTU （接收） 160.1 209.9 249.9 289.9 329.9 359.9 0.1 DCS （发送） 160MW 210MW 250MW 290MW 330MW 360MW 3 有功出 力 P2 GENMW RTU （接收） 160.0 8 209.9 5 249.9 289.9 2 329.96 359.9 1 0.1 7 DCS（发 送） 不允 许 允许 4 DCS 允许 远方控 制 RTU（接收） 不允 许 允许 DCS（发 送） 未投 入 投入 5 DCS 正常 接收远 方控制 （AGC 已 投入） AGC01YA 01 RTU（接 收） 未投 入 投入 DCS（发 送） 不动 作 动作 6 机组负 荷增闭 锁 AGC01YA 02 RTU（接 收） 不动 作 动作 DCS（发 送） 不动 作 动作 7 机组负 荷减闭 锁 AGC01YA 03 RTU（接 收） 不动 作 动作 DCS（发 送） 退出 投入 8 机组一 次调频 投入 AGC01YA 04 RTU（接 收） 退出 投入 DCS（发 送） 不允 许 允许 9 PSS 投入 AGC01YA 05 RTU（接 收） 不允 许 允许 八AGC 静态调试 1. 测试机组指令安全校核功能 测试方法和内容：机组启动完成，具备 AGC 投入条件后，确认机组在协调方式运行，分别要求 调度下发如下指令操作：调度负荷指令超过机组出力上限；调度负荷指令低于机组出力下限；调度 负荷指令超过调节步长限制。 表 6 调度指令安全校核功能测试 (单位：MW) 设定值 机组出力 机组上限 机组下限 调节步长 限制值 实验说明 实验结果 365 350 360 160 指令超上限 有报警，需值班员手动 投入 156 350 360 160 指令超下限 有报警 320 348 360 160 10 指令大于步长 有报警 355 350 360 175 指令正常 正常 表 7 其他安全性测试 实验项目 实验方法 实验结果 DCS 通信中断 DCS 端子排上将 AGC 指令信号线断开，热控人员 及运行人员检查确认机组控制方式是否由 AGC 方 式切至机组本地控制方式 已完成，反应正确 电网频率异常 电网频率超出故障频率上限值 50.3Hz、模拟电网 频率超出故障频率下限值 49.7Hz 未完成 RTU 重启动复位测试 在 AGC 开环条件下分别重启 RTU,检查 DCS 是否收 到异常指令 已完成，反应正确 DCS 功率量测异常 在机组 AGC 闭环情况下啊，模拟 DCS 的机组功率 变送器采集数据异常，测试 AGC 的响应情况 已完成，反应正确 机组内部异常 在机组 AGC 闭环的情况下，模拟有机组故障总信 号时，AGC 的响应情况 未完成 2. 控制方式切换测试 测试方法和内容：测试机组在各种运行方式下的切换的安全性。 表 8 AGC 控制方式切换结果表 序号 检验指令项目 理论结果 实际结果 语句报警 调度指令和机组出力之差超 过门槛 不投入 有不允许投入的告 警 1 机组协调控制方式 切换到调度 AGC 方 式 调度指令和机组出力之差小 于门槛 DCS、RTU 量测有偏差。 主站按 RTU 量测下发4 范围内的，不能正常投 入 九AGC 闭环动态测试 1. 大负荷阶越响应测试及反向延时测试 测试要求：机组在 80%及以上的负荷稳定后，调度发负荷调节指令，幅值为 15%机组容量。首 先向下负荷调节两次，再向上调节两次，每次调整的时间间隔为 10 分钟。测试机组响应时间、上 下调节速率，负荷调节动态偏差、静态偏差。各参赛的最终值取 4 次测试的平均值。 测试方法和内容：机组具备 AGC 投入条件，并稳定机组负荷在 350MW 1020 分钟后投入机组 控制方式为调度 AGC 方式。设定机组的负荷变化率为 5.0MW/min（1.5%Pn/min） ；通知调度人员按 如下图的曲线调整机组出力： 9 图 1 AGC 变负荷曲线示意图 图2 AGC变负荷各指标示意图 试验负责人通过历史记录曲线，确定 AGC 控制下升/降负荷的机组负荷响应纯迟延时间、机组 的实际负荷响应速度、机组负荷动态偏差和静态偏差以及 MCS 系统其它控制系统的控制品质，如机 组的负荷响应纯迟延时间大于 30 秒、或机组的实际负荷响应速度小于 3.5MW/min（1%Pn） 、或机组 负荷最大动态偏差大于 10.5MW（3%Pn） 、或机组负荷最大静态偏差大于 3.5MW（1%Pn） ，或 MCS 其它 控制系统的控制品质无法满足火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程 （DL-T 774-2004） 的要求，则需调整 CCS 或 MCS 相关参数，待机组负荷响应速度提高后，重复以上阶跃响应部分实验。 负 荷 设 定 实 际 负 荷t3min 图3 机组实际负荷反向延时时间 机组功