实验项目列表数量1调速系统参数测试及建模试验目及主要工作

实验项目列表序号项目名称单位数量1一次调频试验项12调速系统模型参数测试试验项13AGC联调试验项14进相容量复核试验项15甩无功负荷试验项16深度调峰工况一次调频试验项17深度调峰工况进相试验项18深度调峰工况PSS试验项11调速系统参数测试及建模试验目及主要工作

1.1试验目的为电网稳定计算提供精确的数学模型，从而为电网的进行及时、准确、合理的指导生产提供更直接准确的数据，为更好的管理和规范电力系统并网机组奠定基础

1.2试验项目

1.

2.1汽轮机控制系统静态试验

1.

2.

1.1PID环节的输入、输出特性测试；

1.

2.

1.2调节死区测试；

1.

2.

1.3测量环节模型参数测试；

1.

2.

1.4切除闭环控制逻辑检查、验证；

1.

2.

1.5执行机构开度大阶跃试验，阶跃量一般应大于30%

1.

2.

1.6执行机构开度小阶跃试验，阶跃量一般应小于5乐汽轮机执行机构仿真与实测结果的误差允许值序号品质参数误差允许值（二实测值-仿真值）1tup±

0.2s2±

1.0sts

1.

2.2机组带负荷试验汽轮机阀控试验仿真与实测的误差允许值序号品质参数误差允许值（二实测值-仿真值）1高压缸最大出力增量±10%的功率实测变化量PHP2高压缸峰值功率时间±

0.1sTHP3±

2.0sts

1.

2.3机组对频率扰动的闭环响应特性试验

1.

2.

3.1协调方式下的频率扰动试验，扰动频差一般应不小于

0.15Hz；

1.

2.

3.2调速器功率闭环方式下的频率扰动试验，扰动量不小于

0.15Hz；

1.

2.

3.3一次调频响应测试；

1.

3.

3.4转动惯量测试；汽轮机闭环频率扰动试验仿真与实测的误差允许值序号品质参数误差允许值（=实测值-仿真值）1商压缸最大出力增量±30%的功率实测变化量PUP2高压缸峰值功率时间±

0.2sTHP3±

2.0sts

1.3试验报告内容

1.

3.1概况发电厂名、原动机、发动机号、发电机制造厂、调速器类型、调速器制造厂和型号、试验时间和试验单位

1.

4.2建模参照标准和基本方法

1.

3.3原动机及其调节系统制造厂提供的模型和参数

1.

3.4调节系统的设定包括与数学模型有关的设定值、反馈量、限制功能和限制值的设定

1.

4.5试验内容及参数辨识

1.

3.6电力系统稳定计算用的原动机及其调节系统模型和参数

1.

3.7电力系统稳定计算用的原动机及其调节系统模型和参数的校核

1.

3.8结论及建议2一次调频试验项目

2.1试验前期准备工作

2.

1.1试验机组及运行工况、设备资料收集

2.

1.2试验条件确定

2.2主要技术指标

3.

2.1转速不等率为蝴5%；〜

2.

2.2一次调频死区应不大于±

0.033Hz或±2r/min；

2.

2.3一次调频响应时间应小于3s；

2.

2.4一次调频稳定时间小于60s；

2.

2.5一次调频负荷响应速度应满足机组达到75%目标负荷的时间不大于15s；

2.

2.6一次调频负荷响应速度应满足机组达到90%目标负荷的时间不大于30s；

2.

2.7一次调频负荷变化幅度不应设置下限；调整幅度上限工6%额定功率

2.3试验要求和方法

2.

3.1按相关要求对并网机组进行一次调频试验

2.

3.2运行工况的选择根据汽轮机本体运行要求进行一次调频试验

2.

3.3负荷工况的选择一次调频试验选择的负荷工况点不应少于3个，宜在60%P、75%P、90研工况附近选择选择的工况点能较准确的反映机组变负荷运行范围内的一次调频特性

2.

3.4扰动量的选择每个试验负荷工况点应至少分别进行±

0.067Hz及±

0.1Hz频差阶跃扰动试验；应至少选择一个负荷工况点进行机组调频上限试验和同调频上限具有同等调频负荷绝对值的降负荷调频试验，检验机组安全性能

2.

3.5试验频差可采用机组控制系统生成，亦可采用外接信号发生设备生成外接设备生成时，必须做好安全措施

2.

3.6试验数据宜采用专用信号录波仪收集

2.4试验报告编制

2.

4.1试验目的及范围

2.

5.2设备状况

2.

4.3测点及仪器仪表一览

2.

4.4系统设计概况，包括设计指标、工程实现方案

2.

4.5试验条件或方法

2.

4.6试验数据分析，采用表格、曲线或图示表示

2.

4.7试验结果与要求的技术指标进行比较，并作出评价

2.

4.8结论

2.

4.9附录包括试验原始测点数据或趋势图

3.AGC联调试验AGC联调试验期间解除机组一次调频功能试验前20分钟以及试验进行期间，各主要控制系统应无明显的内外扰动，不应手动启停机组各主要辅机机组负荷应在50%Pe到100%Pe Pe为额定负荷范围之间AGC主站端投入手动控制模式，经调度员同意，电厂将机组投入AGC远方控制模式

3.1试验内容

3.

1.1单向斜坡负荷变动试验15%Pe升负荷调节性能测试试验机组负荷稳定工况下，记录当前负荷为P，由主站端发目标负荷为P°+5%Pe,开始升负荷过程，机组负荷变化速率设定值依次按

2.0%Pe/min进行，负荷变化速率要求为负荷平均变化速率达到

1.5%Pe/min25%Pe降负荷调节性能测试试验机组负荷稳定工况下，记录当前负荷为P，由主站端下发目标负荷为-5%Pe,开始降负荷过程，机组负荷变化速率设定值依次按

2.0研e/min进行，负荷变化率要求为负荷平均变化速率达到

1.5%PeMW/niino310%Pe升负荷调节性能测试试验机组负荷稳定工况下，记录当前负荷为P,由主站端下发目标负荷为P.+10/Pc,点击“进行”，开始升负荷过程，机组负荷变化速率设定值依次按

2.0%Pe/min进行，负荷变化率要求为负荷平均变化速率达到

1.5%PeMW/min410%Pe降负荷调节性能测试试验机组负荷稳定工况下，记录当前负荷为P，由主站端下发目标负荷为P-10%Pe,开始降负荷过程，机组负荷变化速率设定值按

2.0%Pe/min进行，负荷变化率要求为负荷平均变化速率达到

1.5%PeMW/mino

3.

1.2三角波负荷变动试验由于火电机组惯性大，滞后时间长，尤其是当机组尚未进入稳态时，发出反向指令，会出现负荷调节性能变差的情况，这样会影响调节速率和调节精度，因此进行三角波负荷变动调节性能测试试验机组负荷稳定工况下，记录当前负荷为P，由主站端下发目标负荷为Po+5%Pe,开始升负荷过程负荷指令达到目标负荷后设定目标负荷为P，开始降负荷过程要求负荷平均变化速率达到L5%Pe MW/min,共进行三次

3.

1.3负荷上下限闭锁试验当实际负荷达到负荷上限时，主站端下发指令102%Pe,验证负荷上限闭锁功能；当实际负荷达到负荷下限时，主站端下发指令48%Pe,验证负荷下限闭锁功能

3.2试验考核指标

3.

2.1幅度为5%Pe单向斜坡负荷变动AGC性能考核指标，见表1表1幅度为5%Pe单向斜坡负荷变动AGC性能考核指标表亚临界机组超（超）临界机组参数300MW以下300MW及以上600MW及以下1000W负荷平均变化速率先

1.

521.

51.5NL2Pe/min负荷响应时间s60606060负荷启动时延时间s45454545负荷结束时延时间s45454545负荷动态过调量%Pe±

1.5±

1.5±

1.5±

1.5主汽压力偏差%P±3±3±3±3主汽温度偏差℃±

8.0±

8.0±

8.0±

8.0再热蒸汽温度偏差C±10±10±10±10汽包水位偏差mm±60±60一一一一炉膛压力偏差Pa±200±200±200±200注1纯滑压机组不考核主蒸汽压力偏差注2亚临界直流锅炉参照超临界口流锅炉注3Pn为机组额定主蒸汽压力值

3.

2.2幅度10%Pe单向斜坡及三角波负荷变动AGC性能考核指标，见表2表2幅度为10%Pe单向斜坡及三角波负荷变动AGC性能考核指标表亚临界机组超（超）临界机组参数300MW以下300MW及以上600MW及以F1000W负荷平均变化速率先

1.

51.

51.

51.2Pe/min负荷响应时间S60606060负荷启动时延时间s45454545负荷结束时延时间s45454545负荷动态过调量与Pc±

1.5±

1.5±

1.5±

1.5主汽压力偏差%P±3±3士3士3主汽温度偏差C±10±10±10±10再热蒸汽温度偏差C±12±12±12±12汽包水位偏差mm±60±60一一炉膛压力偏差Pa±200±200±200±200注1纯滑压机组不考核主蒸汽压力偏差注2亚临界直流锅炉参照超临界直流锅炉注3对于三角波变动，仅考核AGC指令开始变化时的负荷响应时间注4Po为机组额定主蒸汽压力值

4.3AGC方式24小时拷机试验在完成AGC联调后，经调度确认试验结果正常，电厂端投入AGC远方控制模式，主站端投入AGC自动控制模式，进行24小时拷机如果在24小时内短时间AGC退出，经调度同意后分析原因写入报告，继续进行拷机，否则重新开始24小时拷机4发电机进相试验项目

4.1发电机进相试验原则

4.

1.1所有接入电网的同步发电机均按照电网运行要求进行进相试验，确定其进相能力

5.

1.2进相试验应在系统电压较高的运行方式下进行

5.13机组进相试验前应根据系统计算结果编制试验方案，按照DL/T

755.DL/T

970.DL/T1040中的相关规定确定发电机安全进相运行范I韦I

4.

1.4通过发电机端部结构件的温度测量，按GB/T755或机组运行规程确定端部发热条件所限制的运行范围

4.

1.5发电机进相运行时不应进入发电机失磁保护动作区

4.

1.6进相试验原则上在发电机自带厂用电的方式下进行

4.

1.7进相试验应在自动电压调节方式下运行

4.2发电机进相试验条件

4.

2.1机组运行状态

4.

2.2励磁调节器（AVR）

4.

2.3发电机变压器组保护

4.

2.4电网运行条件

4.

2.5试验仪器

4.3进相试验内容

4.

3.1进行发电机不同有功功率下的进相能力测试，要求发电机功角、机端电压、端部铁芯和金属结构件温度、高/低压厂用电源母线电压、主变高压侧母线电压在DL/T

5153.DL/T5164及运行规程规定的范围内

4.

3.2在实测的进相能力范围内，整定低励限制曲线

4.

3.3检验低励限制环节的静态限制特性，验证低励限制定值

5.

3.4检验低励限制环节的动态限制特性，验证低励限制定值

6.甩无功负荷试验检验测试励磁调节器在发电机甩负荷时对发电机电压的控制能力以检验励磁系统的性能和检修的质量，确保机组安全、稳定、经济地投入生产运行机组并网运行，调节发电机出力至额定无功负荷，使发电机与电网解列，同时录取发电机电压、电流、频率、转子电压Uf、电流If的变化曲线要求发电机电压超调量不大于15%Un、振荡次数不超过3次、调节时间不大于10s

7.深度调峰工况一次调频试验每台机组至少选取申报调峰功率下限、实际调峰功率下限等两个工况点，进行深度调峰工况一次调频试验，试验结果与要求的技术指标进行比较，并作出评价

8.发电机深调工况下进相容量试验每台机组至少选取申报调峰功率下限、实际调峰功率下限等两个工况点，完成发电机进相运行容量测定，根据试验结果完成低励限制器整定，并校核其动作特性试验前提供试验方案具体试验内容包括

（1）申报调峰功率下限、实际调峰功率下限工况下发电机进相运行容量测定试验；

（2）根据试验结果计算低励限制器定值；

（3）完成低励限制器整定，并考虑与发变组保护的配合；

（4）低励限制器动作特性测试，并完成优化

9.发电机深调工况下的PSS试验根据DL/T1231-2018《电力系统稳定器试验导则》规定PSS自动投入的有功功率不应大于发电机正常运行的最小有功功率，自动退出值应略低于PSS自动投入值每台机组至少选取申报调峰功率下限、实际调峰功率下限等两个工况点，进行PSS功能验证试验，确保PSS功能正常如不满足相关标准要求，则需对机组PSS功能投退值等参数进行优化，使PSS性能与机组运行工况相匹配，在机组深调工况下抑制低频振荡的性能得到保证

（1）励磁系统频率特性测定；

（2）PSS参数计算整定；

（3）PSS临界增益测试；

（4）PSS阻尼效果验证试验；

（5）PSS反调作用测定；

（6）建立PSS的数学模型，模型格式满足电力系统仿真的要求。