《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》的编制说明

《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》的编制说明
摘要：新颁布的电力行业标准《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》DL/T 774—2004和报批中的电力行业标准《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》采用了新的、统一的“火电厂模拟量控制系统性能测试”标准，文章介绍了标准编制的背景和主要内容。

新标准根据不同等级、不同类型机组分别给出了协调控制系统（CCS）的合格指标和优良指标，制定了新建机组各阶段验收测试的主要内容和要求，进一步完善附录中给出的模拟量控制系统（MCS）性能测试指标。

最终，建立了火力发电厂MCS基建验收和最终验收的统一测试标准。

关键词：火电厂自动控制；协调控制系统（CCS）；模拟量控制系统（MCS）1 编制背景
多年以来，对火电厂模拟量控制系统（MCS）的品质进行验收测试时，主要参考了以下相关标准：①《热工仪表及控制装置检修运行规程（试行）》水电生字［1986］93号；②原电力部建质［1996］40号文发布的《自动投入率统计方法》、《负荷变动试验导则》；③原电力部建质［1996］111号文发布的《火电工程调整试运质量检验及评定标准》；④原电力部电综［1998］179号文发布的《火电机组启动验收性能试验导则：5.11机组RB功能试验》；⑤《火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程》DL/T 657—1998。

近几年来随着热工自动化技术的发展，火电机组模拟量控制系统的应用水平有以下2个显著特点：①新建火电机组模拟量控制系统的应用水平随着协调控制技术的发展不断提高，在调试质量控制上已打破了基建与试生产的界线；②随着分散控制系统的发展，大量300 MW等级以下的火电机组通过DCS自动化改造也实现了协调控制并可参与电网自动控制发电（AGC）调节。

因此，通过对火电厂模拟量控制系统测试标准的研究，编制一本在测试项目和质量指标都较为统一和完整的火电厂模拟量控制系统性能测试标准，是当前电力行业从事热工自动化工作的迫切需要。

根据原国家经贸委电力司电力（2002）973 号《关于下达2002年度电力行业标准制定的修订计划的通知》的安排，对《火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程》DL/T 657—1998进行修编，修编后的新标准更名为《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》。

新标准扩大了适用范围，机组容量扩大到125～600 MW，涵盖了新建或技术改造工程验收测试的各个阶段，在测试项目和质量指标上涵盖整个模拟量控制系统，并具有较强的可操作性。

2 《火电厂模拟量控制系统性能测试》标准和相关规程的编制过程
2002年11月，针对“火电厂模拟量控制系统主要性能指标”进行了讨论。

增加了“RB试验”部分的内容，取消了直流炉、超临界机组控制系统性能考核部分的内容。

曾努力将超临界机组控制要求纳入规程，但由于投运的超临界机组相对较少，其控制系统性能差异也较大，从征求意见的情况来看，还难以制定其考核指标。

“火电厂模拟量控制系统主要性能指标”经过充实和完善后，形成了“火电厂模拟量控制系统性能测试”标准，给出了火电厂模拟量控制系统的性能测试的较为完整的指标和测试方法，并将其编入《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》。

2003年5月完成了《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》（简称《MCS测试规程》）征求意见稿后，热控标准委员会再次向全国征求意见。

分歧的意见仍然主要集中在两点：一是基建验收和最终验收测试标准是否采用统一标准；二是协调控制系统(CCS)的负荷变动试验和AGC负荷跟随试验的品质指标。

热控标准委员会综合各方面的反馈意见，根据不同等级、不同类型机组分别给出了CCS的合格指标和优良指标，制定了新建机组各阶段验收测试的主要内容和要求，进一步完善附录中给出的模拟量控制系统性能测试指标。

最终，建立了火力发电厂模拟量控制系统的基建验收和最终验收的统一测试标准。

《MCS
测试规程》先后于2003年8月和10月完成送审稿和报批稿。

2004年10月颁布的电力行业标准《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》DL/T 774—2004在模拟量控制系统部分的测试标准采用了与《MCS测试规程》相一致的统一指标。

《MCS测试规程》报批稿由于等待其他几个验收测试规程的编制完成，至今一直未能颁布。

3 《MCS测试规程》的主要内容
3.1 适用范围
修编后的《MCS测试规程》扩大了适用范围，其修编前后适用范围的比较见表1。

表1 《MCS测试规程》修编前后适用范围的比较标准号单机容量适用范围 DL/T 657—1998 300 MW及以上最终在线验收测试 DL/T 657—200X 125～600 MW 新建工程各个阶段的验收测试和技术改造工程的验收测试 3.2 各阶段验收测试的主要内容
（1）调试阶段的要求。

MCS在完成调整试验工作后，调试方应按《MCS测试规程》的要求对系统进行扰动试验和功能测试，最终验收时还可根据情况进行必要的抽察测试。

（2） 168h试运行阶段的要求。

新建机组在完成满负荷连续72、168h试运行后，应提供MCS可用率统计运行记录，《MCS测试规程》给出了MCS可用率统计计算的方法和考核的要求。

（3）细调阶段的要求（基建验收要求）。

在CCS完成细调整试验后，应按《MCS测试规程》的要求进行CCS负荷变动试验。

（4）试生产阶段的要求（达标验收要求）。

在新建机组商业移交或技术改造机组正式移交生产前，应按《MCS测试规程》的要求进行协调控制系统AGC负荷跟随试验和RB试验。

（5）最终验收测试要求。

在完成（1）～（4）要求的全部试验之后，还应按《MCS测试规程》的要求提供试验报告和MCS可用率统计运行记录。

在机组商业移交或正式移交生产前是否组织进行MCS的最终验收测试应由用户决定，《MCS测试规程》给出了最终验收测试的要求。

3.3 功能测试
概括了MCS功能测试的主要内容，包括控制方式无扰动切换、偏差报警功能、方向性闭锁保护功能和超弛控制保护功能4项的测试，对每项测试都提出了具体要求。

(1) 控制方式无扰动切换。

试验主要有AGC远方/就地控制方式的无扰动切换、CCS协调控制方式/锅炉跟随控制方式/汽机跟随控制方式之间的无扰动切换、MCS所有手动/自动方式之间的无扰动切换、给水控制系统单/三冲量控制方式之间的无扰动切换等内容。

(2) 偏差报警功能。

主要包含测量信号偏差报警、执行器偏差报警、调节器偏差报警等内容。

(3) 方向性闭锁保护功能。

主要包含CCS负荷指令增减闭锁、炉膛压力高/低送引风机动叶调节开/关闭锁、燃料量和风量交叉限制等。

(4) 超弛控制保护功能。

通常包含CCS负荷指令迫增/迫降、炉膛压力防内爆超弛保护控制、机组启停时磨煤机超弛控制等。

功能测试主要采取抽测的方式进行。

3.4 性能测试
（1） CCS负荷变动试验。

CCS负荷变动试验与DL/T 657—1998相比的不同点见表2。

表2 CCS负荷变动试验与DL/T 657—1998相比的不同点 DL/T 657—1998 DL/T 657—200X 改变的理由负荷变动量ΔP=10%～15%P eΔP=15%P e使试验结果更为确定负荷变动速率（直吹式机
组）3%P e/min或5%P e/min 2%P e/min或3%P e/min 增加2%P e/min项，取消5%P e/min项，更符合实际情况负荷变动速率（中储式机组）无3%P e /min或4%P e /min 新增加内容测试结果
增减指令试验各进行3次，取各参数动态偏差平均值作为验收测试结果1～3次，可选择其中1次的试验数据作为验收测试结果
可操作性强，测试结果处理更为简单
注：Pe为机组额定负荷。

《模拟量控制系统负荷变动试验导则》（原电力部建质［1996］40号）的规定为：在70%～100%MCR
正常工况下进行负荷变动试验，负荷变动幅度为15%MCR，负荷实际变化速率为3%MCR/min。

（2） MCS性能测试。

最终验收时，可以根据具体情况对MCS进行抽查测试，《MCS测试规程》附录A 给出了完整的模拟量控制系统性能测试指标。

（3） AGC负荷跟随试验。

在AGC控制方式下，70％～100％负荷范围内，负荷指令以1.5% Pe/min(直吹式机组)或2.0%Pe /min（中储式机组）的变化速率、负荷变动量为ΔP=10%Pe的斜坡方式连续增、减（或减、增）各一次的双向变动试验；负荷变动试验中各主要被调参数的动态、稳态偏差见表3。

表3 负荷变动试验中各主要被调参数的动态、稳态偏差
参数负荷变动试验动态品质指标 AGC负荷跟随试验动态品质指标稳态品质指标直吹式机组中储式机组直吹式机组中储式机组 300MW以下机组/ 300MW及以上机组/ ①②③④⑤⑥负荷指令变化速率/% Pe ·min-1 2 2 3 3 3 4 1.5 2.0 实际负荷变化速率/% Pe ·min-1 ≮1.5 ≮1.5 ≮2.2 ≮2.5 ≮2.5 ≮3.2 ≮1.0 ≮1.5 / / 负荷响应纯迟延时间/s 120 90 90 60 40 40 90 40 / / 负荷偏差/% Pe ±3 ±3 ±3 ±3 ±3 ±3 ±5 ±5 ±1.5 ±1.5 主汽压力/MPa ±0.6 ±0.5 ±0.5 ±0.5 ±0.5 ±0.5 ±0.6 ±0.5 ±0.2 ±0.3 主汽温度/ ℃±10 ±8 ±8 ±10 ±8 ±8 ±10 ±10 ±2 ±3 再热汽温度/ ℃±12 ±10 ±10 ±12 ±10 ±10 ±12 ±12 ±3 ±4 汽包水位/mm ±60 ±40 ±40 ±60 ±40 ±40 ±60 ±60 ±20 ±25 炉膛压力/Pa ±200 ±150 ±150 ±200 ±150 ±150 ±200 ±200 ±50 ±100 烟气含氧量/% / / / / / / / / ±1 ±1 注： 1 600MW等级直吹式机组：指标①为合格指标，指标②为优良指标。

2600MW等级以下直吹式机组：指标②为合格指标，指标③为优良指标。

3300MW等级及以上中储式机组：指标④为合格指标，指标⑤为优良指标。

4 300MW等级以下中储式机组：指标⑤为合格指标，指标⑥为优良指标。

（4） RB试验。

新建机组最终验收测试前应进行RB试验，其他情况下（如对CCS的组态进行了修改）可进行RB功能模拟试验。

《MCS测试规程》附录A给出了RB功能模拟试验和RB动态试验的方法和要求。

3.5 MCS可用率考核
《MCS测试规程》对MCS的自动“统计套数”给出了确定原则：有特定的被调量并由PID（或其他）调节器形成的闭环调节回路计为1套。

取消了MCS投入率的统计计算，只采用MCS可用率考核，《MCS测试规程》给出了各个阶段MCS总可
用率A应满足的验收要求：①满负荷连续72、168h试运行。

300MW及以上机组A≥80%；300MW以下机组A≥70%；
②最终验收测试。

300MW及以上机组A≥90%；300MW以下机组A≥80%。

《火电机组热工自动投入率统计方法》（原电力部建质［1996］40号）满负荷连续72、168h自动投
入标准为：在168h运行期间，最少连续运行24 h并且累计运行120 h（相当于Ai≥71%）；在72 h试运
行期间，最少连续运行24h并累计运行48h（相当于Ai≥67%）。

4 协调控制系统
协调控制系统（CCS)主要包括机组负荷指令控制、汽机主控、锅炉主控、压力设定、频率校正、RB等控制回路。

它直接作用的执行级是锅炉控制系统和汽机控制系统。

协凋控制系统主要有4大控制子系统：给水控制系统、汽温控制系统、燃烧控制系统和汽机控制系统。

锅炉燃烧控制系统和汽机控制系统是协凋控制系统的执行级，给水控制系统通过主汽流量前馈信号与机组
负荷指令进行协凋，汽温控制系统则通过煤量或风量前馈信号与锅炉燃烧指令进行协凋。

图1为某600MW
机组协凋控制系统及控制子系统相互关系示意图。

协凋控制系统的典型代表是能量直接平衡控制系统（DEB）和指令直接平衡控制系统（DIB）。

4.1 能量直接平衡控制系统（DEB）
单元机组负荷控制DEB于1957年由L＆N公司首次提出，经20多年改进和完善，最终于20世纪80年代初推出了成熟的DEB／400（DEB-Ⅳ）协调控制系统。

DEB协调控制策略的发展见图2。

DEB控制系统中采用了以下3个重要信号：
(1) P1/PT：汽轮机一级压力对机前压力之比，代表了汽轮机调门的有效阀位。

作为当量调门开度的精确测量，P1/PT在汽轮机运行范围内具有线性特性。

由于这一测量值直接取自汽轮机工艺机理本身，不是
人为构成的阀位信号，不受汽机阀门运行方式（单阀或多阀）、阀门本身的非线性或死区的影响，也不受
锅炉侧的任何扰动或燃料系统存在问题的影响。

在DEB-Ⅱ控制策略中，P1/PT曾作为汽轮机调门的阀位反
馈信号首次使用，见图2（b）。

(2) PS·P1/PT：机前压力定值乘以汽压比值为能量平衡信号，表征在定压或滑压等不同运行工况下汽轮机的能量输入，即汽轮机对锅炉的能量需求。

这一信号建立了汽轮机负荷和调速门开度之间正确的比例
关系，不受锅炉侧扰动影响，因为在这种扰动下，汽轮机一级压力和机前压力变化是成比例的，P1/PT比
值不变。

在DEB-Ⅲ及以后的控制策略中，都采用该信号作为汽轮机对锅炉的能量需求来调节锅炉的风/煤
输入指令，它为锅炉和汽轮机之间的协调提供了一种有效手段，见图2（c）。

(3) P1+K·dPb/dt：热量释放信号或热量信号。

在燃煤汽包锅炉，用汽轮机一级压力P1加上锅炉蓄能变化（用汽包压力Pb的微分表示，K为锅炉的蓄热系数）间接代表了进入锅炉的燃料量（和相应风量）。

它既能反映燃料量的改变，也能反映燃料成分包括其发热量的改变，燃料输送系统的机械故障也可得到快速反映。

在DEB-Ⅱ及以后的控制策略中，都采用了热量信号来测量锅炉的燃料量，这一信号在稳态或动态工况下都适用，它不受汽轮机侧扰动的影响，正确表述了锅炉供应的能量，见图2（b）、（c）。

图1 600 MW机组协凋控制系统及控制子系统相互关系
图2 DEB协调控制策略的发展
L&N公司推荐的DEB协调控制系统DEB／400（DEB-Ⅳ）如图3所示。

在DEB协调控制方式下，汽轮机自动响应机组负荷指令；汽轮机侧的能量需求以前馈方式与锅炉侧的能量供给达到平衡，锅炉快速响应汽轮机的能量需求。

燃烧控制系统中，还采用了能量平衡信号的动态前馈(P S·P1/P T)+［d(P S·P1/P T)/d t］，用以动态补偿机前压力设定点变化或负荷变化时锅炉蓄能的变化和机、炉动态响应的差异。

定压运行时，动态前馈补偿了负荷变化时要求改变汽包压力所需的锅炉蓄能变化。

负荷不变时，则补偿机前压力定值提
高所需的锅炉附加蓄能。

而在滑压运行时，更要补偿负荷和机前压力二者同时变化时要求汽包压力变化所需的更多的锅炉附加蓄能。

汽轮机负荷控制系统和送风控制系统都采用了串级调节，对发电机功率和烟气
含氧量进行校正。

此外还设有负荷限值调节器（DLR），当机组处于异常工况时，对关键控制回路进行协调，以保证机组运行的安全性。

图3 DEB-Ⅳ协调控制系统原理图
4.2 指令直接平衡控制系统（DIB）
现代火力发电单元制机组在一定的负荷变化范围内，其负荷控制指令与各个子系统的控制指令之间静态存在着线性（或折线）比例关系。

因此，越来越多的协调控制系统采用了指令直接平衡控制策略，它结构简单、调试整定方便。

DIB协调控制系统原理图见图4。

图4 DIB协调控制系统原理图
指令直接平衡控制策略采用前馈指令+闭环校正方式，将单元机组协调控制指令直接送至锅炉主控和汽轮机主控，这种方式使得锅炉和汽轮机同时获得最快的负荷响应。

功率修正和机前压力修正回路作为负荷变化后的滞后校正，使得机组在稳定工况获得准确的设定功率和设定机前压力。

一般采用由汽机侧对功率回路进行校正，由锅炉侧对汽压进行校正，而当汽压偏差过大，锅炉的控制不能及时调整时，则由锅炉和汽轮机共同对汽压进行控制，保证汽压偏差不超过允许范围。

5 模拟量控制系统性能指标
5.1 稳态品质指标
在对模拟量控制系统稳态的工作状况进行考核评价时，需要对稳态工况做出具体的描述，它主要包含2方面的要求：①机组负荷稳定不变，一般要求机组负荷变动率＜1%Pe /min；②没有进行辅机启停、切换，
没有进行吹灰、除焦等操作。

稳态品质指标是指机组在满足上述2方面要求，即无明显内外扰动时，被调参数偏离给定值的允许偏差以及对控制系统稳定性的要求。

定量指标主要有稳态偏差，此外还有一些定性指标。

5.2 动态品质指标
动态品质指标是指控制系统在受到内外扰动时，动态调节过程中被调参数偏离新给定值的允许偏差指标。

火力发电厂模拟量控制系统应满足的动态品质指标主要有：给定值扰动下的过渡过程衰减率、稳定时间、最大动态偏差；负荷变动时，应满足的动态品质指标还有：实际负荷变化速率、负荷响应纯迟延时间。

5.3 过渡过程衰减率
过渡过程衰减率是反映模拟量控制系统稳定性的品质指标。

过渡过程衰减率是指定值扰动试验中，被调参数首次过调量M1与第2次过调量M2之差与首次过调量M1之比。

过渡过程衰减率常用ψ表示
ψ=（M1-M2）/M1
过渡过程衰减率ψ可以从调节系统的阶跃扰动曲线得到，过渡过程衰减率曲线如图5所示。

图5 过渡过程衰减率曲线
火力发电厂热工控制过程通常选取ψ=0.7～1作为模拟量控制系统稳定性的最佳品质指标。

《MCS测试规程》给出了各调节系统过渡过程衰减率的品质指标，参见表1。

5.4 稳定时间
稳定时间是反映模拟量控制系统快速性的品质指标。

稳定时间是指从扰动试验开始到被调参数进入新稳态值的允许偏差范围内不再越出时的时间。

在控制系统的调节过程中，要使被调量完全达到稳态值，理论上需要无限长的时间。

实际上，对控制系统的调节允许有一个稳定值的误差范围，如图6中的δ。

当被调量进入这个范围内并不再超越此范围时，就认为已达到稳态值，即进入稳定状态，稳定时间tS如图6所示。

图6 稳态偏差与稳定时间
《MCS测试规程》给出了各调节系统定值扰动下稳态偏差与稳定时间的品质指标，参见表5。

表5 火力发电厂模拟量控制系统定值扰动下的品质指标控制系统定值扰动ψ 最大超调M1 稳定时间tS 稳态偏差δ A B A B A B A B 三冲量汽包水位 40 mm 60 mm 0.7～0.8 15 mm 25 mm 3 min 5 min ±20 mm ±25 mm 过热汽温喷水减温±5℃ 0.75～1 1 ℃15 min 20 min ±2℃±3℃再热汽温喷水减温±5℃0.75～1 1 ℃ 15 min 20 min ±3℃±4℃炉膛压力 100 Pa 150 Pa 0.75～0.9 20 Pa 30 Pa 40 s 1 min ±50 Pa ±100 Pa 送风风压/差压 100 Pa 150 Pa 0.75～0.9 20 Pa 30 Pa 30 s 50 s ±100 Pa ±150 Pa 一次风压 300 Pa 0.75～1 60 Pa 30 s 50 s ±100 Pa ±100 Pa 磨煤机风量 5% 0.75～0.9 1% —20 s ±5％±5％磨煤机出口温度 3 ℃ 0.75～0.9 0.6 ℃—5 min ±3 ℃±3 ℃钢球磨入口风压 50 Pa 0.75～0.9 10 Pa 20 s 20 s ±40 Pa ±40 Pa 除氧器水位 100 mm 0.7～0.8 —10 min 20 min ±20 mm ±20 mm 除氧器压力 50 kPa 0.75～1 —1 min 1 min ±20 kPa ±20 kPa 凝汽器水位 50 mm 0.75～1 — 3 min 5 min ±20 mm ±20 mm 注： A为300MW等级以下机组；B为
300MW等级及以上机组。

5.5 动态偏差
动态偏差和稳态偏差是反映模拟量控制系统准确性的品质指标。

动态偏差是指在整个调节过程中被调量偏离给定值的最大偏差值，稳态偏差是指调节过程结束后被调量偏离给定值的最大偏差值。

《MCS测试规程》给出了负荷变动试验中各调节系统主要被调参数的动态偏差和稳态偏差（参见表3）。

实际负荷变化速率(%Pe/min)＝实际负荷变化量ΔPe／变化时间Δt（Δt为从负荷指令开始变化至实际负荷变化达到新的目标值所经历的时间）。

负荷响应纯迟延时间是指负荷扰动试验开始后实际负荷变化的迟延时间，即从负荷指令开始变化的时刻到实际负荷发生与指令同向连续变化的时刻所经历的时间。

6 结束语
对于火力发电厂模拟量控制系统，基建与生产采用统一的性能测试标准是历史发展的必然要求。

《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》DL/T 774—2004，以及报批中的《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》就采用了统一的“火电厂模拟量控制系统性能测试”标准。

当新标准颁布时，我们又在期待新一轮标准的诞生，因为发展中的超临界机组、超超临界机组、百万等级及以上机组的有关标准还有待我们制定与修订。

7 参考文献
［1］陈来九．火电单元机组协调控制策略-兼析L&N公司协调控制的发展.火电厂热工自动化,1993（1）：1～7.
［2］DL/T 774—2004《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》.
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