太平江一级水电站AGC试验方案

大唐发电集团太平江水电厂 自动发电控制(AGC)试验方案

批 准： 调度审核： 审 核： 审 查： 编 制：

云南电力试验研究院（集团）有限公司

电力研究院 2010年7月

一、 试验目的

太平江电厂全厂#1、#2、#3、#4发电机组及其监控系统逐步调试完成，为了确保太平江电厂调试完成机组投入商业运行前全厂AGC能够正常运行，根据《中国南方电网自动发电控制（AGC）技术规范(试行）》及《云南电网自动发电控制（AGC）技术规范》（以下均简称为《规范》）的要求，特制订本试验方案，进行机组及全厂AGC的各项功能测试和安全性测试工作。

本试验方案包括全厂所有机组AGC功能测试及全厂AGC功能，方案中各部分内容的开展实施具体根据电厂各机组安装、调试和试运情况及云南电网调度的要求分步或全面进行。 二、 职责分工

1. AGC试验工作人员负责现场试验联系、现场环境检查、相关逻辑的检查、测试及确认；

2. AGC试验工作人员负责按《规范》要求，对AGC回路、控制逻辑及相关参数进行查验、记录及打印，并提出调整意见和方案；

3. 监控系统厂家负责AGC控制逻辑及接口逻辑的设计、组态及修改； 4. 电厂相关部门负责对试验方案进行审核，并负责提交试验申请、试验方案申报审批流程；

5. 电厂相关负责部门或试运指挥部门、运行值长负责AGC试验的协调工作； 6. 运行人员负责相关系统的操作，主要包括：

①在试验过程中，配合专业人员进行AGC调试，与专业人员联系确定试验操作，通报运行值班员进行相应操作并监盘；

②运行值班员根据具体试验操作，按云南电网中调及电厂有关规定，向云南电网中调通报具体试验操作及可能产生的后果，在获得许可后方进行相应操作；

③在试验过程中，运行值班人员认真监盘，如果遇到负荷及频率大范围波动或机组运行异常，立即自行退出AGC控制，进行检查处理，并由当班值长及时云南电网中调汇报；

7. 调度管理部门对试验方案进行审批，调度试验人员负责AGC闭环调度方式动态试验的进行。 三、 试验内容和时间

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试验时间 动态测试 静态测试 试验内容 上送云南中调信号及云南中调信号核对 AGC控制功能、保护功能及指令保护功能模拟试验 功率、频差回路静态检查 机组PID有功调节性能测试 单机AGC现地闭环有功调节性能测试 全厂AGC现地闭环有功调节性能测试 全厂一次调频和AGC协调关系测试 全厂AGC调度闭环测试 四、 试验要求

1. 全厂设计安装4台机组，目前全厂可并网发电机组包括#4机组，参加试验的机组包括#4机组，试验前要求参加试验机组运行正常；

2. 参加试验的机组调速系统运行正常，各保护功能正常并投入；

3. 电厂上送云南中调及云南中调下发各遥测遥信测点符合要求，数据正确； 4. 参加试验机组AGC软件更新完成，各项功能模拟测试正确；

5. 闭环动态测试时要求全厂和机组负荷变动在总调允许范围及确保机组安全范围内；

6. 闭环动态测试过程在试验领导小组组织协调下，试验人员与运行人员相互配合完成试验；

7. 闭环动态测试与一次调频和AGC协调关系测试在电网频率基本稳定在50Hz条件下方可进行；

8. 试验中，全厂机组一次调频功能的投\\切按本方案执行；

9. 试验单机最大负荷变化幅度9MW，全厂4台机组最大负荷变化幅度为36MW。

五、 安全防范措施

1. AGC软件更新前，运行人员应记录负荷曲线(如果正在使用负荷曲线功能)，确保全厂负荷按照云南电网中调要求调节；

2. 动态试验调试过程中，抽调一名运行人员配合试验人员在中控室的一台操作员站上进行AGC调试，每一试验操作经试验人员与配合试验人员共同确认后由运行人员操作，并在另外一台操作员站上由运行值班员进行监盘，如果遇到负荷及频率大范围波动或危及机组安全运行的情况，电厂运行值班人员立即自行退出AGC控制，进行检查处理，并由当班值长及时向云南电网中调汇报；

第3页 共25页

3. 动态闭环试验每步开始调试前由当班值长与云南中调值班员联系，通报试验可能产生的后果，获得许可后方进行操作或由自动化人员联系云南电网中调自动化人员进行测试操作；

4. 在动态闭环控制试验中，有机组未投入成组控制情况下，运行值班人员应维持未成组机组出力不变，在涉及全厂总出力变化时，应提前向云南电网中调申请；

5. 动态试验调试过程中，AGC调节方式由“开环”向“闭环”切换前，必须确认AGC全厂有功分配值正确，并且已经分配至各投入AGC的机组后，才能进行切换；

6. 试验人员、运行人员严格按照本方案实施步骤进行操作，方案实施过程中如有疑问，需由试验领导小组讨论决策确定；

7. 整个操作过程中需由云南电力研究院、南瑞厂家、电厂自动化专业人员现场监护确认；

8. 出现机组异常情况，运行监盘人员立即自行退出全厂AGC，并按相关规程采取处理措施。 六、 试验组织机构

鉴于AGC测试工作涉及时间长、涉及面广，故成立AGC试验领导小组，负责决策试验方案及试验过程中可能出现的问题。

组 长： 副组长： 成 员：

七、 AGC测试内容和记录 1. 控制系统和机组相关参数确认

表1 AGC组态参数配臵表 参数名称 全厂参节点别名 机组台数 AGC方式 填写内容 4 按等比例 含义 表示运行agcavc，agcdrv进程节点的别名，一般情况下均指主机 电厂实际运行的机组台数 按等比例分配 机组状态“发电态”对应的数值，1 机组状态“空载态”对应的数值，4 数 机组发电态 机组空载态 第4页 共25页

机组停机态 标准频率 故障频率上限 故障频率下限 正常调频上限 正常调频下限 紧急调频上限 紧急调频下限 正常调频系数 紧急调频系数 远方有功设值上限 50Hz Hz Hz Hz Hz Hz Hz MW 机组状态“停机态”对应的数值，3 50Hz 达到该值将退出全厂AGC,建议值50.3Hz 达到该值将退出全厂AGC, 建议值49.7Hz 调频模式下达到该值进入紧急调频模式 调频模式下达到该值进入紧急调频模式 调频模式下使用该参数 紧急调频模式下使用该参数 按单机当前水头下最大负荷*试验机组台数考虑 按单机投入AGC时避开最小水头下的振动区并确远方有功设值下限 远方设定有功与实发值差限 现地设定有功与实发值差限 远方设定有功梯度限值 全厂旋转备用容量 全厂有功调整死区 有功设值死区 小负荷调节门槛 MW 保机组运行安全性考虑 MW MW MW MW MW MW MW 当全厂有功和设定值之差小于小负荷调节门槛、大于有功设值死区时，AGC将调节量分配至单台AGC机组上 远方定值方式、现地定值方式或现地曲线方式之间切换时，待运行方式的功率设定值和电厂当前出力之差超过该门槛时，禁止切换 现地曲线方式下运行时，调度修改的当前时刻的发电计划，如果新的计划当前时刻值和原计划当前时刻值之差超过该门槛时，自动退全厂AGC，等同现地设定有功与实发值差限保护功能 当电厂AGC准备投入控制时，首先检查给定值与实发值之间的偏差，当偏差超过该设定值时，禁止AGC投入 现地曲线运行方式下到23：55分电厂发现没有第二日发电曲线时，自动退全厂AGC 控制方式切换时给定值与全厂实发值允许偏差 MW 计划出力曲线突变自动退全厂AGC门槛值 MW AGC投入时给定值与实发值允许偏差 现地曲线运行方式下明日负荷曲线未下发自动退全厂AGC 自动开机预计 MW 小时 第5页 共25页

自动停机预计 自动开停机有功向上覆盖面积 自动开停机有功向下覆盖面积 机组号 机组是否连接厂用电 机组COS系数 节点别名 机组额定功率、最大功率 最大水头 最小水头 额定水头 实际水头步数 水头差限值 水头对有功的限制及振动区 机组参数 最短停机时间 最短开机时间 开机等待时间 停机等待时间 有功功率步长 有功功率步数 视在功率 有功功率 开机顺控文件 停机顺控文件 人工设定开机优先系数 备用时间开机优先系数 累计备用时间开机优先系数 人工设定停机优先系数 运行时间停机优先系数 累计运行时间停机优先系数 小时 MW MW 1、2、3、4 填入该机组的序号，机组号从1开始 m 根据实际情况填写 一般情况为主机名 实际水头步数，已指定为10 表示正常运行时前后两次水头变化的最大值，若连续两次水头超过限值，则保持原水头并报警 XX 小时 XX 小时 一般为0.3-0.5小时 一般为0.3-0.5小时 XXMW XX XXX MVA AGC自动开机的顺控文件 AGC自动停机的顺控文件 若想开机顺序不受备用时间影响，将此优先系数设臵为较大 默认参数 默认参数 若想停机顺序不受运行时间影响，将此优先系数设臵为较大 默认参数 默认参数 第6页 共25页

监控系统厂家、型号 调速系统厂家、型号 水轮机厂家、类型、型号 发电机厂家、类型、型号 励磁系统厂家、类型、型号 额定转速、额定流量 系统频率测量值 调度全厂总有功给定值 全厂总有功实发值 重大事故退全厂AGC信号 全厂输入输出参AGC现地控制方式 AGC调度控制方式 AGC开环调节方式 AGC闭环调节方式 全厂AGC投入 全厂AGC退出 全厂AGC可调范围 主机和通讯机等通讯故障 优先取Ⅰ母频率，Ⅰ母故障取Ⅱ母频率 连接调度设定总有功测点 连接全厂实发总有功测点 连接全厂重大事故测点 连接AGC现地控制测点 连接AGC调度控制测点 连接AGC开环调节测点 连接AGC闭环调节测点 连接AGC投入测点 连接AGC退出测点 连接AGC可调范围测点 连接远动通讯程序状态 连接I母电压测点 连接II母电压测点 连接调度下发的今天有功负荷曲线 连接调度下发的明天有功负荷曲线 连接机组状态测点（可为模拟量或开关量） 优先取1号水头，故障取2号水头 连接“机组停机过程中”测点（需下位机上送） 连接LCU故障测点（故障1，正常0） 连接“机组有功可调”测点 连接“机组无功可调”测点 连接“机组有功功率”测点 连接该机组PID调节中“有功调节.AGVC设定值” 第7页 共25页

数 I母电压测量值 II母电压测量值 现地今天有功负荷曲线 现地明天有功负荷曲线 远动通讯方式 组输入输出参数 发电机状态 水头给定 停机流程启动 LCU故障 有功可调 无功可调 有功测值 AGC分配有功

机组参加AGC 全厂AGC投入 全厂AGC调节闭环 连接该机组PID调节中“有功调节.参加AGVC” 连接该机组PID调节中“有功调节. AGVC投入” 连接该机组PID调节中“有功调节. AGVC闭环” 备注：以上参数电厂和调度提供。参数配臵时间： 重要参数说明：

1）远方设定有功与实发值差限：调度设定全厂总有功与全厂总有功实发值差值，要求此差值必须在“远方设定有功与实发值差限”范围内，否则AGC拒绝执行下发值，此限值涉及AGC安全运行，禁止设臵为全厂总有功的最大容量；

2）现地设定有功与实发值差限：电厂设定全厂总有功与全厂总有功实发值差值，要求此差值必须在“现地设定有功与实发值差限”范围内，否则AGC拒绝执行设定值，此限值涉及AGC安全运行，禁止设臵为全厂总有功的最大容量；

3）远方设定有功梯度限值：调度前后两次设定全厂总有功的差值，要求此差值必须在“远方设定有功梯度限值”范围内，否则AGC拒绝执行设定值，此限值涉及AGC安全运行，禁止设臵为全厂总有功的最大容量；

4）重大事故退全厂AGC信号：为全厂重大事故时AGC退出运行的重要安全闭锁信号，必须保证此信号的可靠性；

5）主机和通讯机等通讯故障：调度设值方式下，远动通讯故障则自动切换AGC为电厂设值方式，保证AGC安全运行。 2. 上传调度信号及调度下发信号核对

按照《规范》列出的远动信息内容，在电厂端加模拟量与调度端核对。 2.1 AGC遥信/遥测信息

表2 AGC遥信/遥测信息表 信息类型 序号 1 2 机组遥信 3 4 1 2 机组遥测 3 4 2号机组有功可调上限 2号机组有功可调下限 3号机组AGC投入/退出 4号机组AGC投入/退出 1号机组有功可调上限 1号机组有功可调下限 信息名称 1号机组AGC投入/退出 2号机组AGC投入/退出 核对结果 第8页 共25页

5 6 7 8 1 2 全厂遥信 3 4 5 1 2 全厂遥测 3 4 5 核对时间： 3号机组有功可调上限 3号机组有功可调下限 4号机组有功可调上限 4号机组有功可调下限 全厂AGC投入/退出 全厂AGC远方/现地 全厂AGC开环/闭环 全厂增出力闭锁 全厂减出力闭锁 全厂有功功率 全厂调节上限 全厂调节下限 全厂振动区上限 全厂振动区下限 备注：AGC数据库（程序）更新后，需要重新核对AGC遥信及遥测信息 说明：

1）全厂增出力闭锁：全厂不能增加出力时上送该信号； 2）全厂减出力闭锁：全厂不能减少出力时上送该信号；

3）全厂出力：应该和电厂监控系统控制用全厂有功出力为同一遥测点，并应有正确性校验措施；

4）全厂调节上限：AGC根据各台机组运行工况测算出的调节范围最大值，其值等于AGC退出机组有功功率之和 + AGC投入机组最大可调节有功功率，当电厂出力暂时不能上调时，电厂应自动将该值设为当前出力；

5）全厂调节下限：与全厂调节上限相对，其值等于AGC退出机组有功功率之和 + AGC投入机组最小调节有功功率，当电厂出力暂时不能减少时，电厂应自动将该值设为当前出力；

6）全厂振动区上限：参与AGC调节的机组振动区组合上限，加上退出AGC机组有功功率之和，生成的全厂组合振动区上限，当参加AGC调节的机组组合没有振动区时，则设为零值；

7）全厂振动区下限：参与AGC调节的机组振动区组合下限，加上退出AGC机组有功功率之和，生成的全厂组合振动区下限，当参加AGC调节的机组组合没有振动区时，则设为零

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值。

2.2 AGC遥调/遥控信息

表3 AGC遥调/遥控信息表

信息类型 序号 1 2 全厂遥调 3 4 远方明日有功负荷曲线 7日负荷曲线 序号 厂端负荷曲线保护功能测试 1 项目 远方/现地今、明日负荷曲线自动切换及保护功能测试 未收到远方明日有功负荷曲线保护功能 测试结果 信息名称 调度全厂总有功功率设定值 远方今日有功负荷曲线 核对结果 2 核对时间： 备注：AGC数据库（程序）更新后，需要重新核对AGC遥调及遥控信息 说明：

1）调度全厂总有功功率设定值：确定收到的给定值与调度发送值一致，AGC画面上显示正常，没有偏差；

2）远方今日有功负荷曲线：核对能否正常接收远方今日有功负荷曲线并在AGC画面上正确显示、曲线各点对应功率给定值是否与调度下发值一致、运行中今日负荷曲线能正常更新并不影响机组运行、运行中当下发时间点两次曲线偏差超过全厂设定值梯度时接受新的负荷曲线并报警；

3）远方明日有功负荷曲线：核对能否正常接收远方明日有功负荷曲线并在AGC画面上正确显示、曲线各点对应功率给定值是否与调度下发值一致、远方明日有功负荷曲线零点功率给定值与今日负荷曲线24点功率给定值偏差大于设定值梯度时应具有报警功能、每天23点仍未接收到明日负荷曲线应有报警功能、明日有功负荷曲线调整时能否自动更新并有自动报警功能；

4）7日负荷曲线：核对能否正常接收7日有功负荷曲线并在AGC画面上正确显示、曲线各点对应功率给定值是否与调度下发值一致、7日有功负荷曲线调整时能否自动更新；7日曲线过零点是否自动切换更新；

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表10 现地AGC负荷分配功能及约束条件测试表 测试时间： 总有#1机#2机#3机#4机投入AGC全序号 功设组实组实组实组实AGC定值 发值 发值 发值 发值 机组 厂分配值 1 2 3 4 5 6 7 8 测试结果 #1机#2机#3机#4机组分组分组分组分其他或报警信息 配值 配值 配值 配值 备注\\测试项目 表11 调度AGC负荷分配功能及约束条件测试表

测试时间： 总有#1机#2机#3机#4机投入AGC全序号 功设组实组实组实组实AGC定值 发值 发值 发值 发值 机组 厂分配值 测试结果 #1机#2机#3机#4机组分组分组分组分其他或报警信息 配值 配值 配值 配值 备注\\测试项目 第16页 共25页

1 2 3 4 5 6 7 8 第17页 共25页

（4）负荷曲线切换逻辑测试

模拟现地曲线方式，测试曲线方式下逻辑功能是否正常，记录表12。

表12 负荷曲线测试结果表

测试时间： 项目 今、明日负荷曲线能否正常接收、更新； 负荷曲线方式5分钟内采用每分钟插值计算是否正确 结果 23点仍未接受到明日负荷曲线是否有报警功能，提醒运行人员要求调度下发曲线，23点55分还未收到明日负荷曲线，切现地定值方式运行或退 出AGC控制。 今、明两天日负荷曲线是否能在0点正常过渡 AGC曲线下全厂负荷跟踪曲线情况 现地曲线方式下运行时，调度修改负荷曲线，如果新曲线的当前时刻值比和原计划当前时刻值偏差大于限制值时，自动退全厂AGC，等同现地设定有功与实发值差限保护功能 3.7调速态模拟试验结束，恢复试验前状态，解除调试状态 4 机组功率、频差调节回路静态检查 4.1功率回路静态检查

根据《规范》要求，对机组及AGC功率调节回路进行检查。对不满足《规范》要求控制功能的机组及AGC功率调节回路提出修改意见或修改方案。 4.2频差回路静态检查

根据《规范》要求，对机组调频回路进行检查。对不满足《规范》要求控制功能的机组调频回路提出修改意见或修改方案。 5 单机AGC现地控制调节性能测试

5.1 单机AGC现地开环有功PID调节控制性能测试

AGC开环条件下单机有功PID调节控制性能测试的目的是通过测试机组有功控制性能及PID调节能力是否满足《规范》相关要求。测试在被试机组单机功率PID投入、单机AGC方式退出，其余机组单机功率PID投入、#1、#2、#3、#4机组一次调频功能退出、机组实发功率稳定不变的条件下进行。 5.1.1试验条件

确定#1机组有功实发功率 60 MW(线上内容根据调度下发试验日全厂有功变化曲线或以调度批准全厂有功指令结合机组实际运行工况确定，以下均相同)，

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#2机组有功实发功率 60 MW，#3机组有功实发功率 60 MW，#4机组有功实发功率 60 MW，单机可调节范围为9MW，可在48 MW至57 MW范围内调节，全厂总有功在228 MW至237 MW范围内变化，#1、#2、#3、#4机组未投入一次调频功能。

5.1.2试验前安全检查

在监控AGC控制画面上，确认以下功能控制项：全厂AGC功能为“退出”、AGC调节方式为“开环”、负荷给定方式为“定值”、频率控制使能为“取消”、AGC有功控制方式为“电厂”、#1、#2、#3、#4机组功率PID为“投入”、#1、#2、#3、#4机组单机AGC功能为“退出”、#1、#2、#3、#4机组一次调频功能为“退出”。

确定#1、#2、#3、#4机组实发有功稳定，没有功率波动。 5.1.3试验内容及步骤

（1）分别对#1、#2、#3、#4机组进行单机有功PID调节控制性能测试，未测试其余机组实发有功保持不变。在调度允许负荷变动范围内进行负荷变动试验，记录表13。测试机组PID调节性能，测试机组PID调节性能，确定是否需要优化PID参数，并记录机组最终PID参数。

表13 单机有功PID调节控制性能测试表

机组实际机组实际负荷进入机组起机组负负荷变化并停留于机组号 始实发荷变化超过调节目标值调值（MW） （MW） 死区时间 节死区时间 1 平均值 2 平均值 3 平均值 响应时间 调节速度 动态偏差 静态偏差 5.2 单机AGC现地闭环定值方式调节性能测试 第19页 共25页

5.2.1试验条件

试验在#1、#2、#3、#4机组投入功率PID方式，各台机组分别单机投入全厂AGC、其余两台机组未投入成组控制、AGC现地方式、AGC控制方式为“闭环”条件下进行。

确定#1机组有功实发功率 60 MW(线上内容根据调度下发试验日全厂有功变化曲线或以调度批准全厂有功指令结合机组实际运行工况确定，以下均相同)，#2机组有功实发功率 60 MW，#3机组有功实发功率 60 MW，#4机组有功实发功率 60 MW，单机可调节范围为9MW，可在48 MW至57 MW范围内调节，全厂总有功在228 MW至237 MW范围内变化，#1、#2、#3、#4机组未投入一次调频功能。

5.2.1试验前安全检查

（1）在AGC控制画面上，确认以下控制项：全厂AGC功能为“退出”、AGC调节方式为“开环”、负荷给定方式为“定值”、频率控制使能为“取消”、AGC有功控制方式为“电厂”、#1、#2、#3、#4机组功率PID为“投入”、#1、#2、#3、#4机组单机AGC功能为“退出”、#1和#2、#3、#4机组一次调频功能为“退出”；

（2）由运行人员在画面上点击全厂AGC控制方式之“调度”和“电厂”，观察切换是否正常，最终保证全厂AGC控制方式为“电厂”；

（3）确认#1机组AGC控制允许显示“允许”，#1机组功率PID为“投入”、#1机组单机AGC为“退出”，#2机组功率PID为“投入”、#2机组单机AGC为“退出”、#3机组功率PID为“投入”、#3机组单机AGC为“退出”、#4机组功率PID为“投入”、#4机组单机AGC为“退出”；

（4）投入#1机组AGC功能，确认#1机组AGC功能已“投入”，AGC调节方式为“开环”；

（5）投入全厂AGC功能，确认全厂AGC已“投入”，AGC有功控制方式为“电厂”；

（6）由试验人员联系运行人员按照云南电网中调给定的负荷变动范围设定全厂总有功设定值，并检查设定是否正确；

（7）确定AGC分配将设定的全厂有功分配至#1机组“AGC分配值”一栏，全厂总有功等于#1机组“AGC分配值”与#2、#3、#4机组功率实发值之和；

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调节方式为“开环”、负荷给定方式为“定值”、频率控制使能为“取消”、全厂AGC控制方式为“电厂”、#1、#2、#3、#4机组单机AGC为“退出”、#1和#2、#3、#4机组一次调频功能为“退出”；

（2）向云南电网中调申请，#1、#2、#3、#4有功实发各调整至60 MW，全厂实发总有功为240 MW；

（3）确认全厂AGC控制方式为“电厂”；

（4）确认#1、#2、#3、#4机组AGC控制允许显示“允许”， #1、#2、#3、#4机组已投入功率PID方式、未投入全厂AGC方式；

（5）确认#1、#2、#3、#4机组实发有功稳定；

（6）投入#1、#2、#3、#4机组AGC功能，确认#1、#2、#3、#4机组AGC功能已“投入”；

（7）投入全厂AGC功能，确认全厂AGC已“投入”，AGC调节方式为“开环”； （8）确定AGC分配将#1、#2、#3、#4机组实发有功分别设臵在#1、#2、#3、#4机组“AGC分配值”一栏，全厂总有功和全厂总有功设定等于#1、#2、#3、#4机组实发有功之和；

（9）确定#1、#2、#3、#4机组实发有功稳定，没有功率波动； （10）将全厂AGC调节方式切至“闭环”，确定画面显示为“闭环”； （11）确定#1、#2、#3、#4机组实发有功稳定，没有功率波动； （12）向云南电网中调申请，将全厂AGC控制方式切至“调度”。 9.3 试验内容

（1）全厂AGC调度闭环调节功能测试 由云南中调进行全厂AGC遥调，记录表20。

表20 全厂AGC闭环现地定值方式控制性能测试表

机组实际机组实际负荷进入全厂起全厂负负荷变化并停留于始实发荷变化超过调节目标值调值（MW） （MW） 死区时间 节死区时间 响应时间 调节速度 动态偏差 静态偏差 第26页 共25页

平均值 （2）反向延时测试

由云南中调进行全厂AGC遥调，记录表21，计算反向延时。

表21 全厂反向延时测试记录表

负荷变化（MW） 全厂实发值 第一次指令下发时间 第二次指令时间 平均值 实际负荷返回量超过3MW时间 反向延时（s） 10测试完成后资料整理归档 10.1 AGC参数完整配臵表 10.2 各试验数据记录 10.3 试验报告结论

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