2022网发电厂自动发电控制系统的发电量调节检测规范

并网发电厂发电量自动调节系统检测规范目 录引 言 II范围 1引用文件 1术语 1概述 2检测技术指标 3电网调度中心和机组之间通信信号品质检测指标 3AGC模拟性能指标 3AGC稳态负荷性能要求 3AGC变负荷性能要求 4检测环境与条件 5检测设备 5检测具备条件 5检测内容 6电网调度中心和机组之间通信信号品质检测 6AGC性能模拟检测 7AGC稳态负荷性能检测 7AGC变负荷检测 8检测结果 11检测记录 11检测报告 11附录A AGC检测记录 12附录B AGC检测报告 15I并网发电厂自动发电控制系统的发电量调节检测规范范围本规范规定了并网发电厂自动发电控制系统的发电量调节检测以及应达到的要求。本规范适用于单机容量为125MW～1000MW机组的火力发电厂新建和已投运机组各个阶段的检测，其他类型及容量的火力发电厂机组均可参照使用。引用文件GB/T31464-2015 中华人民共和国电力行业标准电网运行准则DL/T657-2015 火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程DL/T701 火力发电厂热工自动化术语DL/T774-2015火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程DL/T1040-2007中华人民共和国电力行业标准电网运行准则DL/T1210-2013火力发电厂自动发电控制性能测测试收规程国能安全[2014]161号 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。术语并网发电厂自动发电控制系统的发电量调节系统AutomaticGeneratorControlSystem，AGC根据电网负荷指令控制发电机功率的自动控制系统。CoordinationControlSystem，CCS通过控制回路协调汽轮机和锅炉的工作状态，同时给锅炉自动控制系统和汽轮机自动控制系统发出指令，以达到快速响应负荷变化的目的，尽最大可能发挥机组的调频、调峰能力，稳定运行参数。模拟量控制系统ModulatingControlSystem，MCS1实现锅炉、汽机及辅助系统参数自动控制的系统。数据采集系统DatacquisitionSystem，DAS采用数字计算机系统对工艺系统和设备运行测量参数进行采集和处的理系统。注：对采集的结果进行处理、记录、显示和报警，对机组的运行情况计算和分析，并提出运行指导的数据采集。数字电液控制系统Digital Electro-HydraulicControlSystem，简称DEH由电气原理设计的敏感元件，按电气、液压原理设计的放大原件和伺服机构，实现控制逻辑的汽轮机调节、保安系统。分散控制系统的DistributedControlSystemDCS采用分布式结构的智能网络控制系统即利用计算机技术对生产过程进行集中监视、操作、管理和分散控制。负荷响应时间LoadResponseTime自AGC指令开始变化起至机组实际负荷开始变化的时间。注：实际负荷开始变化是指变化幅度超过稳态偏差允许范围并在趋势上不再返向的状态。负荷平均变化速率AverageLoadRamp负荷变化值与对应时间的比值。负荷稳态偏差LoadStaticDeviationAGC指令不变的工况下，在考核时间段内，负荷偏离AGC指令的偏差值。概述AGC（EMS）（RTU）DCSAGC1。2图1自动发电控制系统结构图根据《中华人民共和国电力行业标准电网运行准则》的要求，确保电厂机组在CCSAGCAGC检测项目电网调度中心和机组之间通信信号品质检测指标对AGC系统信号电缆接线检查核对，接线准确、可靠。DCS向电网调度中心发送模拟量的信号通道的误差小于±0.25%。电网调度中心侧发送的AGC负荷指令信号与机组接受的AGC负荷指令信号之间的误差应在±0.2%以内。电网调度中心和机组之间的开关量信号，接通和断开信号传输正常。静态检测技术要求，检查核对DCS系统内部AGC控制逻辑及相关信号，逻辑组态及监视画面连接正确，各信号跟踪、切换检测正常。AGC模拟性能指标AGC性能模拟检测主要是考验机组在投入AGC之前各信号及性能准确性，从各信号的状态、显示及输出整个的过程参数正常。AGC稳态负荷性能要求表1 AGC稳态负荷主要参数满足下表要求。指标稳态负荷允许误差%主蒸汽压力允许误差MPa主蒸汽温度允许误差℃再热器温度允许误差℃汽包水位允许误差mm炉膛压力允许误差Pa许误差3%300MW等级以下亚临界机组±1.0±0.2±0.2±3.0±20±50±1.0300MW等级以上亚临界机组±1.0±1.0±0.2±4.0±25±100±1.0超临界及超超临界机组±1.0±1.0±0.3±4.0-±100±1.0AGC变负荷性能要求表2 变负荷工况AGC单斜波性能主要参数满足下表要求参数亚临界机组超临界机组330MW等级以下330MW等级及以上660MW等级以下660MW等级及以上负荷平均变化速率%Pe/min≥1.5≥1.5≥1.5≥1.5负荷响应时间 s<60<60<60<60负荷启动时间延时 s<45<45<45<45负荷结束时间延时 s<45<45<45<45负荷动态过调量 %Pe±1.5±1.5±1.5±1.5主汽压力偏差 MPa±0.4±0.5±0.5±0.5主汽温度偏差 ℃±8±8±8±8再热器温度偏差℃±10±10±10±10汽包水位偏差 mm±60±60--炉膛压力偏差Pa±200±200±200±200注1：纯滑压机组主蒸汽压力偏差。注2：亚临界直流锅炉参照超临界直流锅炉。注3：机组AGC的最大调节范围为60％－100％额定有功功率。表3 变负荷工况AGC三角波性能主要参数满足下表要求参数亚临界机组超临界机组330MW等级以下330MW等级及以上660MW等级以下660MW等级及以上负荷平均变化速率 %Pe/min≥1.5≥1.5≥1.5≥1.2负荷响应时间 s<60<60<60<604负荷启动时间延时 s<45<45<45<45负荷结束时间延时 s<45<45<45<45负荷动态过调量 %Pe±1.5±1.5±1.5±1.5主汽压力偏差 MPa±0.5±0.6±0.6±0.6主汽温度偏差 ℃±8±8±8±8再热器温度偏差 ℃±10±10±10±10汽包水位偏差 mm±60±60--炉膛压力偏差 Pa±200±200±200±200注1：纯滑压机组主蒸汽压力偏差。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指令开始变化时的相应时间。注4：机组AGC60％－100％额定有功功率。检测条件检测设备多功能直流信号发生器：量程（4～20）mA，0.01过程校验仪：量程（4～20）mA，0.02控制要求CCS表4 机组在CCS协调自动控制方式序号控制系统状态1协调控制（CCS）自动2燃料主控自动3给水主控自动4中间点温度控制自动5总风量控制自动6炉膛负压控制自动7一次风压控制自动8过热蒸汽喷水减温自动5序号控制系统状态9再热蒸汽喷水减温自动AGCAGC，AGCAGC，AGCCCS，AGCAGCAGC系统控制状态要求AGC5%的余量。5%的余量。检测项目与方法电网调度中心和机组之间通信信号品质检测AGCDCSAGC0%25%50%75%100%（4～20）mA模拟信号，按照公式1计算模拟量信号通道的误差，检测结果应符合5.1.2的要求：1△c=×100% （1）1b1式中：—信号误差%；－DCS显示值；b1－多功能信号发生器提供的标准值。AGC25%50%75%100%DCS26确度，检测结果应符合5.1.3的要求。△c=x2b2×100% （2）b2b2式中：△c2—信号误差；x2－DCS显示值；b2－电网调度中心提供的负荷指令信号。对于DCS向电网调度中心发送的开关量信号，AGC在DCS侧采用强制信号的方法，分别强制输出逻辑“0”和“1”送到电网调度中心，同时在电网调度中心侧记录接收到接通和断开信号，检测结果应符合5.1.4的要求。逻辑、开关量通道接点及其他常规检查，按5.1.5的要求进行。AGC模拟机组投入AGC方式，确认投入信号正确。各模拟的信号值和实际值相对应。5MW10MW11MW，机组应能把机组的控制方式保持为AGC模拟将AGC请求信号分别设为比当前值低5MW、10MW、11MW，观察AGCAGCAGCAGC控制方式，但机组负荷指令输出保持为原来的值不变。模拟将AGC目标负荷设为使DCS检测超限自动退出AGC控制方式。模拟将AGCAGC本地控制方式。上述AGC性能模拟试验结束后，满足5.2中条件的要求。AGC投入AGC将负荷稳定到一个阶段，在稳态负荷性能检测过程中，从DCS侧读取7各项参数显示，最终各项指标满足5.3中表1的要求。AGCAGC荷令变动两种模式进行检测。单向斜坡负荷指令变动检测7.4.1.1幅度为10%的斜坡负荷指令变动，负荷变化范围：（50～60）%、（60～70）%、（70～80）%、（80～90）%、（90～100）%，并在升降两个方向分别进行，检测各项功能和设置，按照以下公式计算各项的指标。式中：s

△s=t2-t1

（3）t1－AGC负荷指令开始变化时刻；t2－△f=m(t3)m(t4)

（4）1式中：△f1—负荷平均变化速率；m—机组负荷；

t3t4t3－AGC10%t4－AGC90%△f2=t5-t6

（5）式中：△f2—负荷启动时延时间；t5—负荷跟随指令开始变化，且变化幅度超过负荷稳态偏差允许范围后并在趋势上不再返向的时刻：t6—AGC负荷指令开始变化时刻。△f3=t7-t8

（6）8式中：△f3—负荷结束时延时间；t7—AGC负荷指令目标变化幅度10%和负荷变化至AGC负荷指令目标变化幅度90%同时重合的时刻，第一次进入指令所允许负荷稳态偏差范围的时刻；t8—AGC指令第一次进入指令P1所允许负荷稳态偏差范围的时刻。△z=m(t8)-d(t8) （7）式中：△z—正向负荷动态过调量m—机组负荷；d—速率限制后的AGC负荷指令；t8—AGC指令变化结束且指令不再变化时的lOmin内，机组负荷最大值的时刻。△f4=m(t9)-d(t9) （8）式中：△f4—负向负荷动态过调量；m—机组负荷；d—速率限制后的AGC负荷指令；t9一AGC指令变化结束且指令不再变化时的1Omin内，机组负荷最小值的时刻。式中：

△y1z1-z2

（9）△y1—主蒸汽压力偏差；z1—主汽压力实际显示值；z2—主汽压力设定值。△y2z3-z4

（10）式中：△y2—再热蒸汽温度偏差；z3—再热蒸汽温度实际显示值；9z4—再热蒸汽温度设定值。△q-s2

（11）式中：△q—汽包水位偏差；s1—汽包水位实际显示值；s2—汽包水位设定值。△f5y1-y2

（12）式中：△f5—炉膛负压偏差；y1—汽炉膛负压实际显示值；y2—炉膛负压设定值。7.4.1.2 AGC主蒸汽温度偏差、再热蒸汽温度偏差、汽包水位偏差（直流锅炉除外〉、炉膛压力5.42三角波负荷指令变动检测5%2.5（50～60）（70～80）（90～100）%；（100～90）（80～70）%（60～50）高负荷，从高负荷降至低负荷等任意阶段，按照公式（7）和公式（8）计算实际正5.43AGC20min的时间段内，机组各主要控制系统除负荷指令外，应无明显的内外扰动。AGC主蒸汽温度偏差、再热蒸汽温度偏差、汽包水位偏差（直流锅炉除外〉、炉膛压力5.43AGC10检测结果检测记录记录格式见附录A。检测报告检测报告由封面和检测数据组成，经检测的系统应出具检测报告，检测报告应包括的信息及推荐的检测报告内页格式见附录B。检测项目可根据被测仪器的预期用途选择使用，对检测方法的偏离，应在检测报告中注明。11A型号：出厂编号：生产厂家：检测依据：检测时间：

AGC检测记录检测地点： 环境温度： 环境湿度：1、电网调度中心与机组联络信号检测记录序号信号名称信号流向量程范围信号类型（相对DCS）1AGC负荷指令EMS→RTU→DCSAI(4～20mA)2AGC目标返回值DCS→RTU→EMSAO(4～20mA)3机组负荷上限DCS→RTU→EMSAO(4～20mA)4机组负荷下限DCS→RTU→EMSAO(4～20mA)5机组负荷变化率DCS→RTU→EMSAO(4～20mA)6AGC允许投入DCS→RTU→EMSDO7AGC已投入DCS→RTU→EMSDO2、模拟量、开关量通道检测清单序号信号名称标准信号1实际值检测误差标准信号2实际值检测误差标准信号3实际值检测误差1AGC负荷指令2AGC目标返回值3机组负荷上限4机组负荷下限5机组负荷变化率6AGC允许投入7AGC已投入123、AGC稳态负荷主要参数检测记录表序号指标稳态负荷允许误差%主蒸汽压力允许误差MPa主蒸汽温度允许误差℃再热器温度允许误差℃汽包水位允许误差mm炉膛压力允许误差Pa烟气含氧量允许误差%1允许值*******2实测值3实测值4实测值5误差值6检测结果7试验结果评价8注1：直流锅炉不包括上表中的汽包水位指标。注2：根据机组等级和表1中的规定，将允许值填入本记录表中注*处。4、变负荷工况AGC性能品质记录表序号指标值允许值检测1检测2检测3检测4检测51负荷平均变化速率%Pe/min*2