1.         事件经过

某电厂#1、#2机组，容量分别为125MW和135MW，但近期#2机组的发电量常常低于#1机组，省调意见是#2机组AGC性能不满足要求，且认为：

l         AGC响应速率慢，尤其表现在减负荷过程中，负荷不能快速减至要求出力。

l         AGC响应纯迟延大，调度减负荷指令发出2分钟后，AGC才开始响应负荷指令。

对省调意见，电厂领导非常重视，针对AGC响应慢的问题，组织人员进行了专门讨论分析，电厂热工人员修改调节参数，多次试验，但AGC响应纯迟延大及响应速率慢的问题依然没有改善，并且带来了新的问题，主汽压力品质下降较大，波动范围最大达1MPa。

2006年4月5日，我们接电厂电话要求赶到现场，为查明原因，与电厂相关人员一起，再次对#2机组进行了负荷变动试验，对试验曲线进行了仔细分析。

2.         试验结果

2006年4月5日下午，电厂联系调度进行了2机组AGC负荷变动试验，负荷响应曲线见图1、图2。

从以上试验曲线可以看出，#2机组的AGC负荷响应纯迟延时间为20s，实际负荷变化速度为3.2MW/min，满足AGC现行品质指标要求（负荷响应纯迟延时间40S，实际负荷变化速度为3 MW/min），但主汽压力波动大，动态偏差最大达1MPa，不利机组的安全运行。

试验过程中通过电话联系，我们发现调度指令存在未及时传输到AGC系统，且存在指令丢失现象。经过分析#2机组AGC响应速率慢及纯迟延大问题的原因，不是机组自动调节系统品质差引起，而是省调与电气设备RTU之间的通讯问题引起。

我们与电厂热工人员一起，讨论、分析、确认了主汽压力偏差大的原因，不是因为汽机调门响应负荷速度太快引起，而是燃料主控的前馈回路设计有误。#2机组的协调控制方案采用的是直接能量平衡方式，燃料主控的前馈回路同时采用了负荷指令及主汽压力的设定值。而在负荷变化过程中，机组未投滑压，运行频繁根据实际压力值去改变压力设定值（因为二者偏差大，协调设计了自动退出功能）这就必然造成了燃料前馈大幅度变化，使得主汽压力大幅度跟随变化。该问题可通过修改逻辑得到解决，但需要等待停机机会，以便修改组态后细调完成。我们与电厂热工人员进行了交流，并随时准备响应电厂需求，到电厂协助完善。

3.         与省调的沟通

根据试验结论和我们的判断，随后我们和电厂热工及电气人员一起赶到省调，与省调自动化科的相关人员一起，对相关的负荷调度指令记录进行了查阅，发现确实存在两个问题：

调度向钱清电厂发出的AGC指令确存在经常丢失现象，由于调度系统发出指令后接不到机组回应，因此自动的将对#2机组的调度指令挂起（中断）。

调度指令发出到#2机组收到指令间存在1min延时，机组响应AGC指令到调度收到机组功率发生变化又有1min延时（通过电话联系，确认电厂与省调的时钟一致）。由此验证了调度反映的减负荷指令发出2分钟后，AGC才开始响应的现象确实存在。

针对通讯问题，我们和调度所自动化科人员一起，拜访了省调通讯科工作人员并进行了交流。省调通讯科工作人员检查后发现，省调与电厂的通讯信号衰减达到50%，这种衰减率有可能会导致AGC系统调度指令存在上述问题。省调通讯科工作人员对通讯存在的问题，立即开始测试查找。

经我们详细对比分析，电厂#1机组上也存在同样问题，只是问题没有#2机组这么严重，建议电厂与调度尽早协商解决通讯调度问题，避免或减少电厂因通讯原因造成电量的损失。

4.         结论与建议

1）#2机组AGC响应速率慢及纯迟延大问题的原因，是省调与电气设备RTU之间的通讯问题（包括RTU控制板）引起。#1机组存在同样问题，因此，应由电气联系调度所通讯科解决，非热工系统原因。

2）#2机组主汽压力调节系统，建议修正逻辑后，通过细调试验，提高品质。