并網發(fā)電廠自動發(fā)電控制系統(tǒng)的發(fā)電量調節(jié)檢測規(guī)范

JJF(新)50－2021并網發(fā)電廠自動發(fā)電控制系統(tǒng)的發(fā)電量調節(jié)檢測規(guī)范本規(guī)范規(guī)定了并網發(fā)電廠自動發(fā)電控制系統(tǒng)的發(fā)電量調節(jié)檢測以及應達到的要本規(guī)范適用于單機容量為125MW～1000MW機組的火力發(fā)電廠新建和已投運機組GB/T31464-2015中華人民共和國電力行業(yè)DL/T657-2015火力發(fā)電廠模擬量控制系統(tǒng)DL/T774-2015火力發(fā)電廠熱工自動化系統(tǒng)檢修DL/T1210-2013火力發(fā)電廠自動發(fā)電控制性能3.1并網發(fā)電廠自動發(fā)電控制系統(tǒng)的發(fā)電量調節(jié)系統(tǒng)AutomaticGenerator通過控制回路協(xié)調汽輪機和鍋爐的工作狀態(tài)，同時給鍋爐自動控制系統(tǒng)和汽輪機自動控制系統(tǒng)發(fā)出指令，以達到快速響應負荷變化的目的，盡最大可能發(fā)揮機組3.3模擬量控制系統(tǒng)ModulatingCoJJF(新)50－20212采用數字計算機系統(tǒng)對工藝系統(tǒng)和設備運行測量參數進注：對采集的結果進行處理、記錄、顯示和報警，對機組的運行情況計算和分3.5數字電液控制系統(tǒng)DigitalElectro-Hydraulic由電氣原理設計的敏感元件，按電氣、液壓原理設計的采用分布式結構的智能網絡控制系統(tǒng)即利用計算機技術對生產過程進行集中監(jiān)注：實際負荷開始變化是指變化幅度超過穩(wěn)態(tài)偏差允許范圍并在趨勢上不再返控制系統(tǒng)三者構成，在DCS側投入AGC可以接受電網調度中心負荷指令，詳見如下 JJF(新)50－20213圖1自動發(fā)電控制系統(tǒng)結構圖根據《中華人民共和國電力行業(yè)標準電網運行準則》的要求，確保電廠機組在控制的準確性、負荷變化的快速性，機組后期的安全運行，對AGC負荷控制功能進5.1.2DCS向電網調度中心發(fā)送模擬量的5.1.3電網調度中心側發(fā)送的AGC負荷指令信號與機組接受的AGC負荷指令信號之間5.1.5靜態(tài)檢測技術要求，檢查核對DCS系統(tǒng)內部AGC控制邏輯及相關信號，邏輯組AGC性能模擬檢測主要是考驗機組在投入AGC之前各信號及性能準確性，從各信表1AGC穩(wěn)態(tài)負荷主要參數滿足下表要求。指標穩(wěn)態(tài)負荷允許誤差%主蒸汽壓力允許誤差MPa主蒸汽溫度允許誤差℃再熱器溫度允許誤差℃汽包水位允許誤差mm爐膛壓力允許誤差Pa煙氣含氧量允許誤差 JJF(新)50－20214%300MW等級以下亞臨界機組300MW等級以上亞臨界機組超臨界及超超臨界機組-表2變負荷工況AGC單斜波性能主要參數滿足下表要求參數亞臨界機組超臨界機組330MW等級以下330MW等級及以上660MW等級以下660MW等級及以上負荷平均變化速率%Pe/min負荷響應時間s<60<60<60<60負荷啟動時間延時s<45<45<45<45負荷結束時間延時s<45<45<45<45負荷動態(tài)過調量%Pe主汽壓力偏差MPa主汽溫度偏差℃再熱器溫度偏差℃汽包水位偏差mm--爐膛壓力偏差Pa注1：純滑壓機組主蒸汽壓力偏差。注2：亞臨界直流鍋爐參照超臨界直流鍋爐。注3：機組AGC的最大調節(jié)范圍為60100％額定有功功率。表3變負荷工況AGC三角波性能主要參數滿足下表要求參數亞臨界機組超臨界機組330MW等級以下330MW等級及以上660MW等級以下660MW等級及以上負荷平均變化速率%Pe/min負荷響應時間s<60<60<60<60 JJF(新)50－20215負荷啟動時間延時s<45<45<45<45負荷結束時間延時s<45<45<45<45負荷動態(tài)過調量%Pe主汽壓力偏差MPa主汽溫度偏差℃再熱器溫度偏差℃汽包水位偏差mm--爐膛壓力偏差Pa注1：純滑壓機組主蒸汽壓力偏差。注2：亞臨界直流鍋爐參照超臨界直流鍋爐。注3：對于三角波變動僅考核AGC指令開始變化時的相應時間。注4：機組AGC的最大調節(jié)范圍為60100％額定有功功率。表4機組在CCS協(xié)調自動控制方式序號控制系統(tǒng)狀態(tài)1協(xié)調控制（CCS）2燃料主控3給水主控4中間點溫度控制5總風量控制6爐膛負壓控制7一次風壓控制8過熱蒸汽噴水減溫JJF(新)50－20216序號控制系統(tǒng)狀態(tài)9再熱蒸汽噴水減溫（4～20）mA模擬信號，按照公式1計算模擬量信號通道的誤差，檢測結果應符合100%負荷的指令信號，同時在DCS顯示實際的負荷值，按照公式2計算實際顯示準JJF(新)50－2021b2－電網調度中心提供的負荷指令信號。7.1.4對于DCS向電網調度中心發(fā)送的開關量信號，AGC在DCS側采用強制信號的方7.1.5邏輯、開關量通道接點及其他控制方式，但機組負荷指令輸出保持為原來的值投入AGC將負荷穩(wěn)定到一個階段，在穩(wěn)態(tài)負荷性能檢測過程中，從DCS側讀取JJF(新)50－20218△s=t2-t1（3）△s—負荷響應時間；t2－負荷跟隨指令開始變化，且變化幅度超過負荷穩(wěn)態(tài)偏差允許范圍后并在趨勢上不再返向的時刻?！鱢1=（4）t3△f2=t5-t6（5）△f2—負荷啟動時延時間；t5—負荷跟隨指令開始變化，且變化幅度超過負荷穩(wěn)態(tài)偏差允許范圍后t6—AGC負荷指令開始變化時刻?！鱢3=t7-t8（6）JJF(新)50－20219△f3—負荷結束時延時間；t7—AGC負荷指令目標變化幅度10%和負荷變t8—AGC指令第一次進入指令P1所允許負荷穩(wěn)態(tài)偏差范圍的時刻?！鱶=m(t8)-d(t8)（7）△z—正向負荷動態(tài)過調量d—速率限制后的AGC負荷指令；△f4=m(t9)-d(t9)（8）d—速率限制后的AGC負荷指令；△y1=z1-z2（9）△y1—主蒸汽壓力偏差；z2—主汽壓力設定值。△y2=z3-z4（10）△y2—再熱蒸汽溫度偏差；z3—再熱蒸汽溫度實際顯示值；JJF(新)50－2021z4—再熱蒸汽溫度設定值。△q=s1-s2（11）△q—汽包水位偏差；s2—汽包水位設定值?！鱢5=y1-y2（12）△f5—爐膛負壓偏差；y2—爐膛負壓設定值。主蒸汽溫度偏差、再熱蒸汽溫度偏差、汽包水位偏差（直流鍋爐除外〉、爐膛壓力設計為2.5個以上的無間斷連續(xù)三角波形式，負荷變化范圍50～60）%、（70~80）%、（90～100）%100～90）%、（80～70）%、（60～50）%，從低負荷升至高負荷，從高負荷降至低負荷等任意階段，按照公式（7）和公式（8）計算實際正主蒸汽溫度偏差、再熱蒸汽溫度偏差、汽包水位偏差（直流鍋爐除外〉、爐膛壓力JJF(新)50－2021檢測報告由封面和檢測數據組成，經檢測的系統(tǒng)應出具檢測報告，檢測報告應包括的信息及推薦的檢測報告內頁格式見附錄B。檢測項目可根據被測儀器的預期 JJF(新)50－2021檢測地點：環(huán)境溫度：序號信號名稱信號流向量程范圍信號類型（相對DCS）1AGC負荷指令EMS→RTU→DCSAI(4～20mA)2AGC目標返回值DCS→RTU→EMSAO(4～20mA)3機組負荷上限DCS→RTU→EMSAO(4～20mA)4機組負荷下限DCS→RTU→EMSAO(4～20mA)5機組負荷變化率DCS→RTU→EMSAO(4～20mA)6AGC允許投入DCS→RTU→EMSDO7AGC已投入DCS→RTU→EMSDO序號信號名稱標準信號1實際值檢測誤差標準信號2值檢測誤差標準信號3實際值差1AGC負荷指令2AGC目標返回值3機組負荷上限4機組負荷下限5機組負荷變化率6AGC允許投入7AGC已投入 JJF(新)50－2021序號指標穩(wěn)態(tài)負荷允許誤差%主蒸汽壓力允許誤差MPa主蒸汽溫度允許誤差℃再熱器溫度允許誤差℃汽包水位允許誤差mm爐膛壓力允許誤差Pa煙氣含氧量允許誤差%1允許值*******2實測值3實測值4實測值5誤差值6檢測結果7試驗結果評價8注1：直流鍋爐不包括上表中的汽包水位指標。注2：根據機組等級和表1中的規(guī)定，將允許值填入本記錄表中注*處。序號指標值允許值檢測1檢測2檢測3檢測4檢測51負荷平均變化速率%Pe/min*2負荷響應時間s*3負荷啟動時間延時s*4負荷結束時間延時s*5負荷動態(tài)過調量%Pe*6主汽壓力偏差MPa*7主汽溫度偏差℃*8再熱器溫度偏差℃*9汽包水位偏差mm*爐膛壓力偏差Pa*檢測誤差檢測結果評價注1：直流鍋爐不包括上表中的汽包水位指標。注2：變負荷工況AGC單斜波和三角波性能品質檢測記錄通用于此表。注3：根據機組等級和表1中的規(guī)定，將允許值填入本記錄表中注*處。JJF(新)50－2021AGC指令機組實發(fā)功率(MW)機組功率指