1. 事件經過
某電廠#1、#2機組，容量分別為125MW和135MW，但近期#2機組的發(fā)電量常常低于#1機組，省調意見是#2機組AGC性能不滿足要求，且認為：
l AGC響應速率慢，尤其表現(xiàn)在減負荷過程中，負荷不能快速減至要求出力。
l AGC響應純遲延大，調度減負荷指令發(fā)出2分鐘后，AGC才開始響應負荷指令。
對省調意見，電廠領導非常重視，針對AGC響應慢的問題，組織人員進行了專門討論分析，電廠熱工人員修改調節(jié)參數，多次試驗，但AGC響應純遲延大及響應速率慢的問題依然沒有改善，并且?guī)砹诵碌膯栴}，主汽壓力品質下降較大，波動范圍最大達1MPa。
2006年4月5日，我們接電廠電話要求趕到現(xiàn)場，為查明原因，與電廠相關人員一起，再次對#2機組進行了負荷變動試驗，對試驗曲線進行了仔細分析。
2. 試驗結果
2006年4月5日下午，電廠聯(lián)系調度進行了2機組AGC負荷變動試驗，負荷響應曲線見圖1、圖2。
從以上試驗曲線可以看出，#2機組的AGC負荷響應純遲延時間為20s，實際負荷變化速度為3.2MW/min，滿足AGC現(xiàn)行品質指標要求（負荷響應純遲延時間40S，實際負荷變化速度為3 MW/min），但主汽壓力波動大，動態(tài)偏差最大達1MPa，不利機組的安全運行。
試驗過程中通過電話聯(lián)系，我們發(fā)現(xiàn)調度指令存在未及時傳輸到AGC系統(tǒng)，且存在指令丟失現(xiàn)象。經過分析#2機組AGC響應速率慢及純遲延大問題的原因，不是機組自動調節(jié)系統(tǒng)品質差引起，而是省調與電氣設備RTU之間的通訊問題引起。
我們與電廠熱工人員一起，討論、分析、確認了主汽壓力偏差大的原因，不是因為汽機調門響應負荷速度太快引起，而是燃料主控的前饋回路設計有誤。#2機組的協(xié)調控制方案采用的是直接能量平衡方式，燃料主控的前饋回路同時采用了負荷指令及主汽壓力的設定值。而在負荷變化過程中，機組未投滑壓，運行頻繁根據實際壓力值去改變壓力設定值（因為二者偏差大，協(xié)調設計了自動退出功能）這就必然造成了燃料前饋大幅度變化，使得主汽壓力大幅度跟隨變化。該問題可通過修改邏輯得到解決，但需要等待停機機會，以便修改組態(tài)后細調完成。我們與電廠熱工人員進行了交流，并隨時準備響應電廠需求，到電廠協(xié)助完善。
3. 與省調的溝通
根據試驗結論和我們的判斷，隨后我們和電廠熱工及電氣人員一起趕到省調，與省調自動化科的相關人員一起，對相關的負荷調度指令記錄進行了查閱，發(fā)現(xiàn)確實存在兩個問題：
調度向錢清電廠發(fā)出的AGC指令確存在經常丟失現(xiàn)象，由于調度系統(tǒng)發(fā)出指令后接不到機組回應，因此自動的將對#2機組的調度指令掛起（中斷）。
調度指令發(fā)出到#2機組收到指令間存在1min延時，機組響應AGC指令到調度收到機組功率發(fā)生變化又有1min延時（通過電話聯(lián)系，確認電廠與省調的時鐘一致）。由此驗證了調度反映的減負荷指令發(fā)出2分鐘后，AGC才開始響應的現(xiàn)象確實存在。
針對通訊問題，我們和調度所自動化科人員一起，拜訪了省調通訊科工作人員并進行了交流。省調通訊科工作人員檢查后發(fā)現(xiàn)，省調與電廠的通訊信號衰減達到50%，這種衰減率有可能會導致AGC系統(tǒng)調度指令存在上述問題。省調通訊科工作人員對通訊存在的問題，立即開始測試查找。
經我們詳細對比分析，電廠#1機組上也存在同樣問題，只是問題沒有#2機組這么嚴重，建議電廠與調度盡早協(xié)商解決通訊調度問題，避免或減少電廠因通訊原因造成電量的損失。
4. 結論與建議
1）#2機組AGC響應速率慢及純遲延大問題的原因，是省調與電氣設備RTU之間的通訊問題（包括RTU控制板）引起。#1機組存在同樣問題，因此，應由電氣聯(lián)系調度所通訊科解決，非熱工系統(tǒng)原因。
2）#2機組主汽壓力調節(jié)系統(tǒng)，建議修正邏輯后，通過細調試驗，提高品質。
