660MW火电机组AGC试验方案
技术文件JKC/JH029-热控-2010版次/修订：A/0江西景德镇电厂“上大压小”新建工程#6机组AGC试验方案编写：审核：审定：批准：2010年06月09日目录1．试验目的和适用范围 (2)2．编制依据 (2)3．组织与分工 (3)4．现场实施AGC试验项目必备条件 (3)5．技术要求及试验步骤（关键点） (4)6．评价标准 (6)7．记录内容 (6)8．环境、职业健康、安全风险因素控制措施 (6)9. 附表 (8)1．试验目的和适用范围1.1 通过调试，使江西景德镇电厂#6机组能满足电网AGC控制的要求，并保证机组稳定运行。
1.2 该方案适用于江西景德镇电厂“上大压小”新建工程（2×660MW）#6机组的AGC试验。
1.3 系统概述三大主机分别由：锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司、汽机为东方汽轮机有限公司、发电机为东方电机股份有限公司制造。
锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的超超临界参数变压运行直流锅炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、锅炉采用露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型烟煤锅炉。
采用中速磨正压冷一次风机直吹式制粉系统设计，每台炉配用6台中速磨煤机，5台运行，1台备用。
每台磨配用1台耐压称重式皮带给煤机。
锅炉烟风系统按平衡通风设计，送风机采用2⨯50%容量的动叶可调式轴流风机。
一次风机采用2⨯50%容量的双级动叶可调式轴流风机。
吸风机采用2⨯50%容量的动叶可调式轴流风机。
锅炉采用三分仓容克式空预器。
汽机为东方汽轮机有限公司制造的超超临界压力汽轮机，超超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、凝汽式汽轮机。
发电机为东方电机股份有限公司生产的发电机。
机组的监视与控制部分主要由北京日立控制系统有限公司提供的HIACS-5000M集散控制系统（DCS）来实现，DCS包括主要功能包括：数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）、锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）、数字式电液控制系统（DEH）、锅炉吹灰程控系统、循环水泵房控制系统等。
操作人员可通过操作员站实现全厂运行状况的监视、各功能组的联锁控制、模拟量的自动调节、锅炉的燃烧管理等。
操作员还可通过系统很强的自诊断功能及打印功能进行事故追忆、报表打印、系统彩色画面的硬拷贝等。
2 编制依据2.1 《火电工程启动调试工作规定》电力部建设司建质[1996]40号；2.2 电网公司《电力安全工作规程》火电厂动力部分2008版；2.3 《火电发电厂基本建设启动及竣工验收规程（1996年版）》电力部电建[1996]159号；2.4 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》电力部建设协调司建质[1996]111号；2.5 《火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程》DL/T 657-2006；2.6 AGC系统的图纸资料；2.7 HIACS-5000M集散控制系统的操作说明及使用说明；2.8 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求（2000年版）》2.9《工程建设强制性标准条文电力工程部分2006年版》（建标[2006]102号建设部）3 组织与分工3.1 江西科晨高新技术发展有限公司负责电厂侧RTU输出端至DCS系统范围内的系统调试，并配合省调度中心完成机组与调度中心主站端的联合调试及有关联调试验，并在景德镇发电厂的配合下进行DCS有关参数整定和试验。
3.2 火电建设公司负责设备的消缺和维护, 并协助进行系统动态调试。
3.3 火电建设公司负责RTU与DCS系统连结信号的安装和消缺。
4 现场实施AGC试验项目必备条件4.1 外围线路连接正确、畅通。
控制台及盘上的指示表和操作器均是齐备，完好的。
4.2 RTU与DCS系统间的信号连接线安装完毕，接线正确，对需要加装隔离模件的，应安装完毕。
4.3 RTU的输入、输出通道工作正常。
在通电之前，各类接地都应按设计接好，接地电阻应符合设计要求。
4.4 RTU与中调主站端连接正确，主站、RTU软硬件工作正常。
4.5 就地执行机构调校完毕，有反馈，控制信号应与阀门或挡板位置对应，所需电源、气源工作正常。
4.6 调试前景德镇电厂、省调应提供必要的资料，包括端子接线、系统框图、原理接线图、组态图，控制系统及有关的设备说明书。
5 技术要求及试验步骤（关键点）5.1 准备工作开始调试前，必须仔细查看系统图、施工图，以及AGC有关资料，了解AGC 的工作原理和运行方式。
5.2 实施过程5.2.1 AGC通道检查测试首先对系统原理图、接线图仔细研究，并确认两者间没有不同，且没有设计错误，否则，以书面形式通知设计方，并由设计方提出修改通知。
同时对于RTU 出线也要确认与上述两图一致，否则，以同样方式通知设计院，并以设计院修改通知单为主进行查线。
完成上述工作后，对本系统从现场或其它系统取来的每一信号线，都要仔细检查，确保无误。
尤其对于电源，不仅要检查接线是否正确，而且还要检查其绝缘程度。
DCS系统与省调EMS主站端间共设计有模拟量信号6个, 开关量信号12个。
它们分别是：●机组有功功率设定值主站端——→DCS系统模拟量信号●机组有功功率运行上限 DCS系统——→主站端模拟量信号●机组有功功率运行下限 DCS系统——→主站端模拟量信号●机组运行功率上调速率 DCS系统——→主站端模拟量信号●机组运行功率下调速率 DCS系统——→主站端模拟量信号●AGC反馈值 DCS系统——→主站端模拟量信号●AGC指令越机组调节上限值 DCS系统——→主站端开关量信号●AGC指令越机组调节下限值 DCS系统——→主站端开关量信号●AGC处于电网AGC状态 DCS系统——→主站端开关量信号●AGC处于可投AGC状态 DCS系统——→主站端开关量信号●机组低周闭锁减负荷 DCS系统——→主站端开关量信号●机组高周闭锁增负荷 DCS系统——→主站端开关量信号●发电机组投入一次调频 DCS系统——→主站端开关量信号●发电机组有功减负荷闭锁 DCS系统——→主站端开关量信号●发电机组有功增负荷闭锁 DCS系统——→主站端开关量信号●AGC指令和机组实际出力不一致，投AGC失败 DCS系统——→主站端开关量信号●AGC指令投入主站端——→DCS系统开关量信号AGC指令退出主站端——→DCS系统开关量信号对所有模拟量、开关量信号进行测试，确认通道连结正确，量程设置正确，信号测量精度符合要求。
5.2.2 DCS调整试验5.2.2.1 通过试验观察DCS各自动控制系统的调节特性，对DCS系统组态参数进行必要的调整。
反复试验，寻找最优参数组合，完善机组协调控制系统调节性能。
5.2.2.2试验要求机组安排400MW～660MW负荷，3天左右。
5.2.3 AGC开环试验（关键点）5.2.3.1 断开DCS与RTU间的连接信号线。
检查各逻辑条件，通过模拟控制执行条件和RTU相关输出信号，进行动态模拟试验。
检查控制逻辑及DCS发送给RTU 的信号的正确性。
5.2.3.2开环试验的项目a.增闭锁试验b.减闭锁试验c.最高负荷限制试验d.最低负荷限制试验e.增、减速率限制5.2.3.3开环试验要求机组安排400MW～660MW 负荷，3天。
5.2.4负荷扰动试验（关键点）5.2.4.1负荷扰动试验a．5%向上、向下定值扰动试验b. 15%向上、向下定值扰动试验c.与RTU对接，由RTU发出模拟负荷调节信号进行调试。
5.2.4.2扰动试验要求机组安排400MW～660MW负荷，3天。
5.2.5 AGC联调试验（闭环试验）（关键点）5.2.5.1 联调试验前，省调和江西景德镇电厂应提供主站和RTU有关资料。
5.2.5.2联调试验前必须认真检查系统逻辑，设想可能出现的问题和应对安全措施。
5.2.5.3联调试验方案由省调度中心提供。
6 评价标准机组AGC正常投入运行，实现设计要求的各种功能。
7 记录内容7.1 试验笔记，包括各阶段及工作计划，完成情况，试验过程中出现的问题，以及问题解决情况。
7.2 记录定值、参数。
7.3 有关通知，设计变更通知单，连锁保护投、退通知单等。
8 环境、职业健康、安全风险因素控制措施8.1 本项目由江西科晨高新技术发展有限公司提出试验措施；江西景德镇发电厂组织力量做好现场各项准备，并负责设备的监视，发现缺陷的处理和消除；电厂运行人员负责正常操作，运行情况的监督，发生异常或事故时，在值长领导下按事故处理规程处理事故。
8.2 所有试验人员都应熟悉并严格执行《电业安全工作规程》、《运行规程》和有关的规章制度，组织分工和岗位明确，职责清晰，在工作中一定要注意加强联系，密切协作，服从统一指挥。
8.3 本项目可能造成不良环境因素：没有可能造成不良环境因素。
8.4 本项目可能出现的危险源识别如下：8.4.1 生产工作场所未配备安全帽或未正确佩戴安全帽；8.4.2 试验生产场所沟、孔、洞在基建期间多处不全，楼梯、照明不完好；8.4.3 生产场所未按照规定着装；8.4.4 电源裸露、绝缘不良、电器短路；8.5 对可能出现的危险源采取的控制措施：8.5.1 在生产工作场所配备足够安全帽，要求所有试验人员正确佩戴安全帽；8.5.2 进入现场时，注意警戒标志，对明显危及人生安全的工作场所，禁止进入，照明不良的场所不得进入和工作。
8.5.3 生产场所按照规定着装；8.5.4 做好受电设备的绝缘检查，试验人员在直接用手触线路或电气设备进行作业之前，必须用试电笔测试，确认电源已断后方可操作；8.5.5 应尽可能避免靠近和长时间的停留在可能受到烫伤的地方；如工作需要，应做好安全措施；8.6 其它未尽事宜按《电力安全工作规程》火电厂动力部分2008版执行。
8.7 设备安全8.7.1 电气设备安装时各种接地情况应良好，抗干扰能力一定要良好。
8.7.2 就地设备应有防护罩，以防止坠落物件砸坏设备，在可能有水有火处应有防护罩，防止设备损坏。
8.7.3 工作时，防止线路短接，以免设备损坏。
8.8 仪表安全万用表在使用时应严格按照使用方法操作防止档位放错而损坏仪器，不使用时应置于交流最大档。
8.9 其它措施8.9.1 试验开始前，通知运行人员，经值长允许后方可开始试验。
8.9.2 试验过程中，调试人员和运行人员应加强监视。
8.9.3 试验期间，如需进行对运行操作有影响的工作，应征求当值值长意见，经同意后方可进行，并通知运行人员注意监视有关参数和设备运行情况。
工作必须细心周到，保证机组安全。
8.10 其他未列出的危险源辨识及措施将依据《工程建设标准强制性条文》(电力工程部分)2006版（建标[2006]102号建设部）和国家及电力行业施工及验收规程相关部分规定执行。
9. 附表：AGC调试、试验记录1、通道测试卡。
660MW超临界直接空冷机组AGC运行改进优化
660MW超临界直接空冷机组AGC运行改进优化摘要：大唐景泰发电厂一期工程2×660MW超临界燃煤机组，地处甘肃、宁夏、内蒙三省交界的甘肃省白银市景泰县，距离甘肃兰州170km。
近年来，由于经济形势不好、环保压力大、区域新能源消纳压力大等因素影响，景泰电厂成为西北电网重要的区域调峰机组，对AGC响应时间及速率要求逐渐提高，对机组运行调整也带来极大地挑战。
本文主要对AGC快速变化工况下如何通过协调优化、配煤掺烧、运行调整等手段，在保证参数稳定的情况下达到快速升降符合的目的。
关键词：AGC；负荷响应速率；运行调整1 引言大唐景泰发电厂一期工程2×660MW超临界燃煤机组，采用上海电气集团锅炉厂有限公司生产的SG-2210/25.4-M980型超临界压力直流锅炉，本锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉、单炉膛、四角切圆燃烧、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉，锅炉布置为紧身封闭岛式。
锅炉燃烧系统按配中速磨冷一次风正压直吹式制粉系统设计，24只直流式燃烧器分6层布置于炉膛下部四角，煤粉和空气从四角送入，在炉膛中呈切圆方式燃烧。
制粉系统采用ZGM113G型中速辊式磨煤机，冷一次风机正压直吹式系统。
燃烧方式采用最新引进的低NOx同轴燃烧系统（LNCFS）,煤粉燃烧器为四角布置、切向燃烧、摆动式喷燃器。
一次风用于输送和干燥煤粉。
由两台动叶可调轴流式一次风机从大气中抽吸而来，送入三分仓预热器的一次风分隔仓，加热后通过热一次风道进入磨煤机。
2采取的方法2.1协调系统优化AGC，简称自动发电控制系统，是一种成熟的综合控制技术。
电网调度对发电机组AGC主要投运指标有以下几个方面：1.机组负荷变化率；2.机组负响应迟缓时间；3.机组负荷变化范围；4.机组负荷静态偏差；5.机组负荷动态偏差。
在上述几个指标中负荷变化速率和负荷响应迟缓时间是其中比较主要的指标。
电网调度要求火电机组的处理能快速的随指令的变化，即负荷延时响应延时小、负荷变化速度快、负荷变化范围大。
AGC试验方案
引子渡发电厂厂内AGC试验大纲参加试验人员：1、调节开环、控制开环方式试验条件：（1）将各台机组的调速器现地自动运行。
（2）AGC控制方式置于当地方式、定值方式和功率给定控制方式下，调节开环、控制开环。
（3）全厂总负荷360 MW试验时间：记录：1)AGC投入1台机组，再将全厂AGC投入。
2)设定全厂AGC调节总负荷：40MW ，观察参加AGC机组的功率分配值。
结果：3)AGC投入2台机组。
4)设定全厂总负荷：120MW ，观察参加AGC机组的功率分配值。
结果：5)AGC投入3台机组。
6)设定全厂总负荷：280MW ，观察参加AGC机组的功率分配值。
结果：7)作“定值控制/曲线控制”的相互切换，观察AGC给定和分配功率以及当地给定的定值波动、跟踪情况。
结果：8)设置AGC负荷正负变化80到280MW，观察AGC计算和分配的情况。
设置80到280MW，结果：设置280到80MW，结果：9)设置机组的振动区范围，观察不同负荷的情况下，各台机组分配的功率值是否落在振动区，过度是否平稳。
振动区范围：30MW－70MW设置：80 MW 结果：设置：120 MW 结果：设置：240 MW 结果：设置：280 MW 结果：设置：320 MW 结果：16）主机切换试验：结果：2、调节闭环、控制开环方式：试验条件：（1）将各台机组的调速器切自动运行。
（2）AGC控制方式置于当地方式、定值方式和功率给定控制方式下，将调节打到闭环、控制开环。
（3）全厂固定负荷80-320MW之间调整时间：1)投入2台机组AGC，全厂AGC投入，由运行人员在画面上设定全厂总负荷正负方向小幅度、大幅度的变化，分别观察各台机组AGC的分配值、非AGC 分配值、机组的负荷调节情况以及开停机指导情况：2)投入3台机组AGC，由运行人员在画面上设定全厂总负荷正负方向小幅度、大幅度的变化，分别观察各台机组AGC的分配值、机组的负荷调节情况以及开停机指导情况：3、调节闭环、控制闭环方式：试验条件：（1）将各台机组的调速器切自动运行。
火电厂自动发电控制(AGC)试验及运行技术
Ｃ 单元 机组控 制模式 中的 Ａ Ｇ Ｃ试验 多采用
形式。当发电厂机组 已有一定 ＡＧＣ基础 ， 日 调度控 制系 统 已实现 自动化 时 ，ＡＧ Ｃ试 ； 采用 闭环 形 式。若 发 电厂机 组 已有 一定 ：基 础 ，但 电网调度 控制 系统 仍为手 动形 ， ，ＡＧＣ试 验沿 用开 环形 式。而 当 电厂机 ； 具备 任何 ＡＧＣ基础 ，并且 控制在 本地进
：
Ｏ
满 足 上 述 问 题 ，再 看 走 开 后续 开 环 ＡＧＣ试 验 。
Ｕ Ｃ Ｃ负荷设定控 制回路 负责试验指令的发布 ， 以１ ． ５ ％ ／ ａ ｒ ｉ ｎ或 ２ ． Ｏ ％ ／ ｍｉ ｎ（ 前者使 用直 吹式 制
粉 系统机 组作 为配合 ，后者使用中储式制粉系
２ Ａ Ｇ Ｃ 试验的具体步骤
Ａ ｕ ｔ ｏ ｍａ ｔ ｉ ｃ Ｃ ｏ ｎ ｔ ｒ ｏ ｌ ・ 自动化控制
火电厂 自动发 电控制 （ Ａ Ｇ Ｃ） 试验及运行技术
文／ 师延平 祁延强。
图１ ：Ａ Ｇ Ｃ运 行 控 制运 行 模 式 示 意 图
行时 ，多通过 调整 机组负荷设定数值与负荷变 化速率 的方法 ，进行开环 本地试 验模 式。 现有 的火 电厂机组 的 自动发 电控制试验 ，
于安全范围，能够较为平稳的运行 。
其 次 ，应 当 保 障 电 厂 机 组 的 协 调 控 制 系 统
已经投放使用 ，且对其进行 负荷变 动等相 关方 会 生效 ，自动停止 ＡＧＣ功 能，并 自动转 换成 控制措 施及策略 是 ＡＧＣ控制系 统中的重
面的测试 ， 确 保其 运行负荷变动在正常范围 内。
agc试验报告
agc试验报告AGC 试验报告一、试验背景随着电力系统规模的不断扩大和复杂性的增加，自动发电控制（AGC）作为保障电力系统安全、稳定和经济运行的重要手段，其性能和可靠性愈发受到关注。
为了检验新投运机组或改造后的机组 AGC 功能是否满足电网要求，需要进行 AGC 试验。
本次试验的目的是对_____机组的 AGC 性能进行全面测试和评估，为其正式投入运行提供可靠依据。
二、试验依据本次 AGC 试验依据以下标准和规程进行：1、《电力系统自动发电控制技术规程》（DL/T 1040-2007）2、《电网运行准则》（GB/T 31464-2015）3、《＿____电网自动发电控制（AGC）运行管理规定》三、试验条件1、机组处于正常运行状态，各项参数稳定，主辅设备无故障。
2、机组的协调控制系统（CCS）投入且运行正常，能够实现机炉协调控制。
3、机组的 AGC 相关设备、信号传输通道等完好，数据采集和通信系统工作正常。
4、电网调度部门已下达试验许可，并做好了相应的调度安排。
四、试验内容1、 AGC 指令响应性能测试测试机组对 AGC 升、降负荷指令的响应速度和精度。
记录机组从接收到指令到实际出力开始变化的时间延迟。
分析机组在不同负荷段对指令的响应特性。
2、负荷调节范围测试确定机组在 AGC 模式下能够调节的最大和最小负荷范围。
检验机组在负荷调节范围内的运行稳定性和安全性。
3、调节速率测试测量机组在 AGC 控制下的负荷调节速率。
对比机组实际调节速率与电网要求的调节速率是否相符。
4、控制精度测试评估机组实际出力与 AGC 指令给定值之间的偏差。
计算控制精度是否满足规定的指标要求。
5、稳定性测试观察机组在AGC 频繁调节过程中的运行参数变化，如主蒸汽压力、温度、炉膛负压等。
分析机组是否存在振荡、超调等不稳定现象。
五、试验步骤1、试验前准备检查机组运行状态和相关设备，确认满足试验条件。
与电网调度部门沟通协调，确定试验时间和试验方案。
XXXXXX厂级AGC改造项目调试方案
厂级 AGC 系统控制屏柜摆放到位，各类电缆铺设完毕，设备安装及上电测试 运行正常后进行系统全方位调试工作。
1. 系统软件组态
系统软件组态包括 X-SU3100 智能控制单元组态、性能服务器及操作员工作 站组态、智能 IO 模块组态。
X-SU3100 智能控制单元组态包括通讯参数配置、规约设置、信息表编辑、转 发表填写、厂级 AGC 逻辑模块组态、AVC 逻辑模块组态等。
1. 系统软件组态......................................................................................................................4 2. 智能 IO 模块信号调试 .......................................................................................................5
对相关参数进行局部修改，满足系统功能和性能需求。
2. 智能 IO 模块信号调试
1 号机、2 号机、3 号机、4 号机智能 IO 模块安装及接线施工完毕后，可进行
相关信号对点操作，也可分步实施。智能 IO 模块共 4 种型号，分别是：
E1240 智能 AI 模块
8AI
E1210 智能 DI 模块
16DI
E1212 智能 DI/DO 模块
8DI/8DO
E1241 智能 AO 模块
4AO
智能 IO 模块调试网络拓扑如如下图 3-1 所示。
操作员 工作站
性能 服务器
打印机
以太网
X- SU 3100
660MW超临界火力发电机组深度调峰试验的实施方案
660MW超临界火力发电机组深度调峰试验的实施方案发布时间：2023-02-21T05:11:05.111Z 来源：《福光技术》2023年2期作者：杨世界[导读] 本试验以机组最低稳燃负荷试验为基础，新协调全程投入，进行机组负荷变动试验，然后对各系统、新协调性能、和设备适应性进行评估。
大唐长山热电厂吉林松原 131109摘要：随着我国新能源装机规模不断扩大，新能源受制于时间、气候影响，对电网影响较大，电网为确保其稳定性，在新能源电量上网较大时，要求传统煤电机组进行调峰。
以前300MW级以下机组做为调峰主力机组，近年600MW级火力发电机组也开始进入深度调峰。
完成深度调峰试验对深度调峰后机组的稳定性、安全性、经济性都有及其重要的影响，故制定深度调峰试验实施方案，保证深度调峰试验顺利进行。
600MW火力发电机组并网后进行深度调峰调试工作且保证10日内完成，达到深度调峰要求，编制以下深调方案按计划实施。
关键词：660MW；超临界；发电机组；实施方案一、试验目的本试验以机组最低稳燃负荷试验为基础，新协调全程投入，进行机组负荷变动试验，然后对各系统、新协调性能、和设备适应性进行评估。
二、试验过程1、机组并网后1-2天，INFIT新协调厂家调整建模参数及对50%-100%负荷段新协调进行维护。
2、并网后第3天，厂家重点进行300MW-250MW 负荷区间调试。
3、并网后第4天，厂家重点进行250MW-220MW 负荷区间调试。
4、并网后第5天，厂家重点进行220MW-190MW 负荷区间调试。
5、并网后第6-7天，厂家对各负荷段协调出现问题的区域重新调试，再优化。
6、值长每天协调好调峰时间段，且应在白班进行油枪试投工作，发现缺陷及时联系维护人员处理。
7、值长根据运行制粉方式对煤斗上煤，在2号煤场70-120货位取顺兴煤种，保证所有煤斗顺兴煤比例大于75%，每日对入炉煤化验监督，保证煤质灰分、硫分、热值均在设计范围内，严禁混入经济煤种。
高海拔地区660MW超超临界煤电机组深度调峰试验解析
高海拔地区660MW超超临界煤电机组深度调峰试验解析作者：刘增春刘江涛来源：《中国新技术新产品》2020年第11期摘; 要：青海省春夏季节新能源电量居多，对于给定负荷较小的火电机组来说深度调峰是其唯一出路。
为此，海拔高度2 366 m（大气压73.7 kPa）的某火电厂为了满足深度调峰的要求做了大量试验。
该文主要从准备工作、试验阶段加以论述。
关键词：试验过程;试验条件;汽轮机中图分类号： TK221; ; 文献标志码：A1 机组简介超超临界变压运行直流锅炉采用П型布置、单炉膛、四角切圆燃烧方式，炉膛采用垂直上升和螺旋管膜式水冷壁、一次中间再热、调温方式除煤/水比外，还采用烟气出口调节挡板、燃烧器摆动、喷水减温等方式。
汽轮机是一次中间再热、两缸两排汽、单轴、间接空冷凝汽式汽轮机。
2 试验过程2.1 试验目的通过低负荷稳燃试验、燃烧调整、逻辑优化等试验手段，确定深度调峰的可行性，提供机组适应于深度调峰的长期低负荷锅炉运行方式。
在此基础上优化机组CCS，确定深度调峰的各项边界工况。
2.2 试验条件试验条件有13个。
1）机组严密性检查合格，无明显漏点。
2）汽机真空系统、氢系统严密性符合设计要求。
3）确定试验机组系统已与其他非试验系统隔离。
4）确认各主、辅机能正常运转并满足试验要求，具备试验条件。
5）机组协调等主要运行控制系统能正常投入。
6）主要运行参数测量一次元件应经过校验，DCS显示正常。
7）提供试验用煤的工业分析及元素分析，试验用煤保持相对稳定并符合标准。
8）机组油枪可靠备用，运行正常，具备紧急备用投入条件。
9）机组没有较大缺陷，主保护、重要辅机保护投入，不影响机组正常升降负荷。
10）试验前已经完成锅炉全面吹灰。
试验期间，不吹灰、不进行任何干扰工况的操作[2]。
11）试验开始前，锅炉运行持续时间大于72 h，正式试验前的12 h中，前9 h锅炉负荷不低于机组额定负荷的75%，后3 h锅炉应维持预定的试验负荷，每种工况试验持续时间2 h～4 h，试验期间主要运行参数保持在允许波动范围内。
发电厂机组AGC联网性能优化试验方案
后石电厂7号机组AGC联网性能优化试验方案福建中试所电力调整试验有限公司二○一○年七月二十八日1 概述华阳后石电厂7号机组DCS采用FORMOSA AX分散式控制系统，DEH采用EHG-A VT分散控制系统。
7号机组AGC控制系统在其调节范围内，AGC指令按9MW/min速率升负荷时，实际负荷变动率为7.159MW/min，最大功率偏差为27.1MW，机组响应时间为48s。
AGC指令按9MW/min速率降负荷时，实际负荷变动率为7.294MW/min，最大功率偏差为25.8MW，机组响应时间为86s。
机组降负荷过程中，机组响应时间偏长，不能满足电网关于“直吹式制粉系统的火电机组AGC响应时间不大于60s”的要求。
此次试验目的是对相关控制系统参数进行优化整定，在确保7号机组负荷控制系统满足AGC的要求的同时将机组的主要运行参数控制在允许的范围内。
2 试验依据a)《福建电网自动发电控制（AGC）管理规定》调自[2008]158号。
b)《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》（DL/T 774－2004）。
c)《华东区域发电厂并网运行管理实施细则（试行）》华东电监市场[2009]65号。
d)《电网频率控制标准》华东电网调[2009]289号。
e)综自测控、RTU设备厂家、热控DCS设备厂家正式图纸、说明书、证明书及技术要求。
3 试验条件a)汽轮机DEH控制系统调试完成，调节性能符合设计要求，调试报告以及相关测试记录完整。
b)机组重要辅机以及主要控制系统运行正常，调节性能符合设计要求，调试报告以及相关测试记录完整。
c)机组协调控制系统调试完成，调节性能符合设计要求，调试报告以及相关测试记录完整。
d)协调控制系统保护措施严密，当机组功率变化和调节速率超出调节范围，或协调控制系统故障时，相关控制保护动作正确。
e)机组DCS系统、综自、省调度主站，远传信号之间的信号确认、量程、精度测试完成。
f)DCS系统信号采集速率满足AGC试验所需机组功率、主蒸汽压力、温度等主要参数变化的要求。
中国火力发电电网自动发电控制(AGC)技术规范(试行)
中国火力发电电网自动发电控制(AGC)技术规范(试行)1. 引言本文档旨在规范中国火力发电电网自动发电控制（AGC）技术的应用和实施。
AGC技术对于电网的稳定运行，能源消耗的优化以及供电质量的提高具有重要意义。
本规范的目标是确保AGC技术的有效应用，保障电网系统的稳定性和可靠性。
2. 术语和定义2.1 火力发电：指以燃煤、燃气、燃油等火力能源为主要燃料的发电方式。
2.2 电网自动发电控制（AGC）：是一种自动控制系统，通过实时监测和调整发电厂的发电功率，以使电网的供需平衡，维持电压和频率在合理范围内。
3. AGC技术要求3.1 发电厂接入AGC系统的要求：- 发电厂需配备与AGC系统通信的监测设备和控制装置；- 发电厂需与电网管理部门建立有效的数据通信和协作机制；3.2 AGC系统的功能要求：- 实时监测电网的供需情况，及时调整发电厂的发电功率；- 对电网负荷变化作出快速响应，维持电压和频率的稳定；- 优化发电厂的运行，实现能源消耗的最小化；- 自动检测电网异常情况，及时采取应对措施；3.3 AGC系统的可靠性要求：- AGC系统应具备高可靠性，确保在电网异常情况下能够持续运行；- AGC系统应具备自动安全机制，能够自动屏蔽故障设备；- AGC系统应具备故障诊断和自我修复能力；4. AGC系统的实施4.1 AGC系统的设备和软件配置：- AGC系统设备应符合国家标准和技术规范的要求；- AGC系统的软件应具备稳定性和安全性，能够满足各项功能和性能要求；4.2 AGC系统的联网和通信：- AGC系统应与电网管理部门的监测中心实现实时数据传输和信息交换；- AGC系统的通信方式应选择可靠、安全的通信协议；4.3 AGC系统的试运行和调试：- AGC系统在正式投入使用前，应进行试运行和调试，确保其稳定运行和性能优良；- AGC系统的试运行和调试过程中，应充分与发电厂和电网管理部门进行协作和沟通；5. AGC系统的监管与评估5.1 AGC系统的监管：- 电网管理部门应对接入AGC系统的发电厂进行监管，确保其符合技术规范和安全要求；- 电网管理部门应定期对AGC系统进行检查和评估，及时发现和解决问题；5.2 AGC系统的评估：- 发电厂和电网管理部门应定期对AGC系统的性能和效果进行评估；- 对于AGC系统的故障和异常情况，应进行及时分析和处理；6. 附则6.1 本规范自颁布之日起试行；6.2 本规范的解释权归国家电网管理部门所有；6.3 本规范如有修改和补充，需经过国家电网管理部门的批准。
AGC功能试验
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。