搜索
大唐彭水水电厂自动发电控制（AGC）系统联合调试方案批准：复审：审核：校核：编制：丁泽李文涛重庆电力调度通信中心二○○八年一月--1大唐彭水水电厂AGC调试方案一、概述大唐彭水水电厂（以下简称电厂）AGC控制模式采用设点控制模式，其具体控制方式为重庆电力调度通信中心（以下简称市调）EMS系统向电厂计算机监控系统下发全厂AGC控制指令，电厂计算机监控系统根据市调所发出的AGC控制指令，按照电厂当时的运行工况与机组的经济性能再进行电厂机组AGC的调节分配。整个AGC控制分为电厂端计算机监控系统AGC控制和市调EMS系统对电厂计算机监控系统进行AGC控制两个部分。当市调主站EMS系统退出对电厂的AGC控制时，AGC控制权移交给电厂计算机监控系统，由其根据现场各项经济和技术条件进行AGC自动控制。根据大唐彭水水电厂AGC的控制方式，电厂AGC调试工作分为两部分进行：第一部分是电厂端计算机监控系统AGC控制的开环和闭环调试，该试验由电厂和电厂端计算机监控系统厂商（南瑞自控公司）自行独立制定调试方案并组织实施，并将厂内AGC调试报告及调试结论上报重庆市调，同时对电厂端调试的安全和质量负责。第二部分是在电厂端完成调试工作后，市调根据电厂所上报的调试报告及结论，再选择适当的时机组织进行市调与电厂监控系统AGC功能的开环、闭环联合调试。本调试方案只包含市调对电厂计算机监控系统的AGC联合调试部分。根据彭水电厂的施工进度和5台机组的投运时间安排，5台机组投运顺序依次为4#、3#、2#、1#、5#机组。根据彭水电厂AGC控制模式，电厂AGC系统联调将分5次进行。--2二、编制依据电力市场运营基本规则国家电力监管委员会10号令发电厂并网运行管理规定电监市场[2006]42号电力系统调度自动化设计技术规程DL/T5003—2005电力调度自动化系统运行管理规程DL/T516—2006电网运行准则DL/T1040—2007发电厂并网运行安全性评价国家电网生〔2003〕237号华中电网并网电厂接入系统设备(装置)安全运行的技术要求华中电网生[2006]187号重庆电网并网电厂接入系统设备（装置）安全运行的技术要求重庆市调[2006]141号重庆电网自动发电控制（AGC）运行管理规程重庆市调[2007]173号三、组织措施为保证电力系统的运行安全和调试工作的顺利进行，特组成系统联合调试领导小组、调试小组和电网运行及事故处理小组（名单附后）。调试工作在领导小组的领导、指挥下进行。四、安全措施为保证电厂AGC功能在进行系统联合调试期间的安全和重庆电网的安全、稳定运行，特制定本安全措施，各相关单位在调试时必须严格遵守执行。1．参加调试的全体工作人员必须坚持“安全第一，预防为主”的指导方针，保持高度的警惕，严防各种不安全的事故发生。2．在AGC调试前，各方必须认真做好危险点分析、事故预想、--3安全技术措施，以确保电网及电厂的安全运行。3．在电厂AGC调试开始前，市调调度员应做好事故预想和其对策方案，并考虑到因调试原因造成机组停机、甩负荷、过负荷的应急措施，确保电网和电厂的安全生产。4．市调在调试前应为AGC调试的各项内容制定相应的系统运行方式，留有足够的旋转备用机组，并准备好向四川和华中电网寻求在事故状况下的紧急支援。5．调试期间，市调当值调度员应密切监视关口联络线功率偏差情况，并同时进行人工调功，保证关口联络线潮流的稳定。6．调试工作准备好，并经市调和电厂双方技术人员认可确认后，由电厂当值值长向市调当值调度员报告，申请开始调试工作，在得到其许可工作的命令后，调试工作方能开始进行。7．AGC的所有功能都必须在经过开环试验，并检验正确后方可实行闭环试验。8．在AGC调试的整个过程中，必须有专门的安全监护人，电厂各系统及机组均应设专人监视。9．调试期间，全体参加试验的人员（包括电厂运行、电气、检修、通信、自动化、设备生产厂商等运行人员和专业技术人员）必须坚守各自的工作岗位，服从现场调试负责人的指挥，确保通信畅通和各类设备的正常运行。10．所有试验都应在现场设备制造厂商的指导下，严格按照调试方案的项目、步骤进行。11．调试期间，电厂现场的安全由大唐彭水水电厂负责。12．为保证电网和电厂的安全，根据电网和电厂的实际情况，在整个AGC闭环调试过程中，重庆市调和彭水电厂均可随时要求终止--4调试的进行。13．在调试期间，当电力系统发生异常或事故时，或当发生机组停机或过负荷的情况下，电厂计算机监控系统和市调EMS系统都必须无条件的各自立即退出AGC状态，电厂机组运行方式和发电出力听从市调调度员的调度命令。14．当电力系统异常和事故处理完毕后，经市调和电厂双方技术人员协商同意后，由电厂当值值长向市调当值调度员申请继续进行调试工作，市调当值调度员同意后方能继续进行未完成的调试工作。15．在调试工作全部结束后，现场工作人员应立即撤除全部调试仪器、仪表和工机具，并清理现场。各部分负责人在检查现场全部清理完毕后向现场负责人汇报本部分工作结束。现场负责人在确认现场全部清理完毕后，应立即向市调当值调度员汇报，在得到其许可后全体人员方能撤除现场。16．系统联合调试工作结束后，电厂运行人员必须立即听从市调当值调度员的命令，将机组恢复到正常运行方式。五、技术措施水电机组调节速率快、跟随性好、调节品质优良，但调节出力一经确定，水电机组快速跟踪设定值的特性使得AGC安全性的要求也更高。为保证电网的安全、稳定运行，在进行AGC系统联合调试前，市调与电厂双方应按下述要求对技术参数和运行方式进行整定。1.电厂计算机监控系统实时数据采集准确，市调EMS系统信息接受正常、准确。双方自动化系统运行正常、性能稳定可靠。2.电厂监控系统操作员工作站保持互为热备可控状态，性能稳定可靠，操作功能执行准确无误。3.电厂监控系统、市调EMS系统AGC系统软件功能运行正常、--5性能稳定可靠。4.电厂监控系统、市调EMS系统AGC有关监视、控制画面清晰准确。5.电厂监控系统、市调EMS系统AGC基础参数数据合理，设置正确无误。6.1#、2#、3#、4#、5#机组皆处于良好的可调控状态。7.电厂机组LCU装置完好，功能完备，性能稳定可靠。8.电厂机组微机调速器，励磁调节器性能稳定可靠。9.电厂至市调的调度电话和行政电话以及数据通信通道通信正常，音质良好。10.AGC控制初始参数：AGC基本运行周期5s调频启动死区值上限50.2Hz调频启动死区值下限49.8Hz频率调差系数70MW/0.1Hz全厂总有功允许误差10MW开/停机有功死区值17MW、7MW1~5#机运行区域70~350MW机组AGC调节范围：70MW~350MW机组调节速率：280MW/min机组AGC调节深度：280MW11.AGC闭环调试时，机组运行状态：全程闭环调试工作开始时：各机组处于停机状态。单机成组调试：单机状态的机组出力为245MW；成组状态机组初始出力为210MW。--6双机成组调试：处于单机状态的机组出力为245MW；成组状态机组初始出力为210MW。三机成组调试：处于单机状态的机组出力为245MW；成组状态机组初始出力为210MW。四机成组调试：处于单机状态的机组出力为245MW；成组状态机组初始出力为210MW。五机成组调试：机组初始出力为210MW。最大出力调节测试：各机组初始出力为210MW。最低出力调节测试：各机组初始出力为350MW。调试过程中，单台机组最大出力将调节到350MW。调试过程中，单台机组最低出力将调节到210MW。六、电厂端计算机监控系统AGC功能厂内调试本调试已由电厂自行组织实施完成。七、市调主站系统对电厂计算机监控系统的开环调试（一）调试前提：市调主站系统对电厂计算机监控系统AGC调试必须在电厂完成其电厂部分的调试后方能进行。因此，在进行本调试工作前，电厂应将电厂调试报告和结论报送重庆市调，重庆市调根据其电厂调试结论和电网运行的实际情况，确定本调试的具体时间和安排。（二）调试内容：本调试只是市调主站系统与电厂计算机监控系统之间的AGC流程和基本调节功能的调试。控制命令由市调主站系统进行下达，电厂计算机监控系统接收、检测调度端下发的控制命令的正确性，并将命--7令重新分配输出至各机组LCU。在开环调试期间，LCU与机组间的所有AGC控制输入、输出信号均不得有任何电气连接。（三）调试目的：1．确认市调主站系统与电厂计算机监控系统间的通信正常。2．确认市调主站系统和电厂计算机监控系统所采集的信息内容一致并正确。3．确认市调主站系统AGC控制软件包的正确性。4．确认市调主站系统下发指令的正确性。5．确认电厂计算机监控系统接收市调命令的正确性。6．确认电厂计算机监控系统是否能将市调主站的AGC命令正确发送到LCU（包括遥信、遥测、模拟量输出）。7．电厂端检查计算机监控系统相关数据，确认机组在各种组合下的负荷优化分配情况，能否正确避开振动区，以及负荷落入禁运区或越过可调范围时的动作趋势情况。8．检查电厂AGC在调频方式下能否按照网频自动调整负荷来控制频率。9．确认在市调进行AGC控制时，当电厂AGC运行的必要条件遭到破坏后，电厂AGC控制方式能否按软件设置进行正确切换；必要条件恢复时，电厂AGC控制方式是否能恢复为“市调控制”状态。（四）调试步骤：以下调试步骤均需作好调试记录。1．市调主站和电厂双方检查通信通道情况，并确认通信正常,各遥测、遥信数据正确；各软件功能正常运行。2．电厂检查AGC运行的必要条件是否满足，如果满足，则将--8电厂AGC功能投入，并以“厂控”方式运行，AGC运行在“指导”方式下。3．电厂根据市调下达的出力命令，设置好相关机组AGC参数后，电厂操作人员在操作工作站上将将“全厂AGC远控允许”信号置于“合”位。市调端检查主站系统是否已接收到该遥信信号，如未收到此信号，双方工作人员进行检查，若有问题进行消除，直至主站正确收到该信号（此条件下，机组应带固定负荷，该负荷值由市调下达）。4．市调主站端收到电厂发出的“全厂AGC远控允许”信号后，下发“全厂AGC远控投入”信号。电厂端检查监控系统是否收到并正确显示，同时向市调主站确认。如未收到此信号，双方工作人员进行检查，若有问题进行消除，直至电厂监控系统正确收到该信号。5．电厂端检查在市调控制方式下，执行AGC的闭锁条件是否全部满足。如满足条件，电厂计算机监控系统将“全厂给定”信号置为投入，电厂AGC功能处于“准备接收市调控制”状态。之后向市调主站发出“全厂AGC远控开启”和“全厂模式”信号，准备接收市调主站的控制命令。市调端检查是否能正确接收“全厂AGC远控开启”和“全厂模式”信号，若有问题，处理步骤同前。6．市调端收到“全厂AGC远控开启”信号后，将主站对电厂的AGC控制模式置为BASEO方式。7．进行单机成组调试：根据5台机组投运时间的安排，不同调试时期的运行机组的出力按市调的安排进行，机组运行状态分配方式分别为：①4#机组投运时：电厂在监控系统上设置4#机成组。②4#、3#机组投运时：电厂在监控系统上设置4#机单机状态，3#--9机成组。③4#、3#、2#机组投运时：电厂在监控系统上设置4#、3#机单机状态，2#机成组。④4#、3#、2#、1#机组投运时：电厂在监控系统上设置4#、3#、2#机单机状态，1#机成组。⑤4#、3#、2#、1#、5#机组投运时：电厂在监控系统上设置4#、3#、2#、1#机单机状态，5#机成组。根据不同调试时期的机组投运状态，市调主站分别在各单机状态机组已发有功功率的基础上，分别再上228MW、280MW、350MW、263MW、210MW、175MW下发命令。电厂端分别核实计算机监控系统接收到的命令是否正确，检查相关数据，确认：a.机组在各种组合下的负荷优化分配情况，能否正确避开振动区，以及负荷落入禁运区或越过可调范围时的动作趋势情况。b.监控系统是否正确发出调节命令，并验证调节命令是否能正确输出到LCU。8．进行双机成组调试：根据5台机组投运时间安排，不同调试时期的运行机组的出力按市调的安排进行，机组运行状态分配方式