闭环控制系统调试
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MCS系统是火电机组主要的控制系统之一。它担负着发电 过程中水、汽、燃油、燃煤、烟、风、等各个子系统过程 变量的调节控制任务，以及整个单元机组的负荷控制。 MCS系统由单元机组级、炉侧、机侧三部分组成。
基本术语、定义
协调控制系统 coordinated control system， 简称CCS
主要闭环控制系统介绍
火电机组常规自动调节系统，通常是炉侧、机侧分别控制。 炉侧调节系统由燃烧调节 (包括燃料或主汽压力、送风量和 氧量、炉膛负压、一次风母管压力、喷燃器二次风风量、磨 煤机一次风量 / 一次风温 / 辅助风量、给煤机转速、燃油压 力、空预器冷端温度、直流炉中间点温度等调节系统)；给 水全程调节；主汽 / 再热汽温调节等调节子系统组成。 机侧调节系统由机前压力、汽机转速 / 负荷、高 / 低压旁路 压力 / 温度、除氧器水位 / 压力、高 / 低加水位、汽机轴 封压力、凝汽器水位等调节子系统组成。
汽包水位补偿计算
汽包水位测量装置按照测量原理分为三种：带工业电视的双色 水位计；电接点水位计和差压水位计（分单室平衡容器和双室 平衡容器两种）。发电厂中差压水位计一般用于汽包水位的自 动调节和锅炉MFT保护，因此它测量的准确性和可靠性直接影 响到锅炉运行的稳定性和安全性。 差压式水位计是利用水位高度变化转化为差压变化的原理，其 测量示意图如下图所示。 差压式水位计平衡容器在测量筒侧的参比水柱作为测量水位的 正压头，是一个变化较小的定值（由于水为不可压缩流体，因 此仅随参比水柱的平均温度变化而变化）；连接平衡容器水侧 的一段作为测量水位的负压头，是随着汽包水位变化而变化的。 这两个压头之差，即反映出汽包水位所处的位置。
性能指标
衰减率：定值扰动试验中，被调参数首次过调 量（M1）与第二次过调量（M2）的差值与首 次过调量（M1）之比称为过渡过程衰减率。
性能指标
稳定时间：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。
性能指标
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。 实际负荷变化率：是指实际负荷变化速率(% 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
华北 网调 EMS 系统
300 ~ 600MW AGC可投入 AGC已投入 4~20mA
电厂 RTU 系统
DO DO
机组 协调 系统
2002年5月华北调度局下发的《京津唐电网自动发电 控制（AGC）运行管理规定（试行）》中要求： AGC投入机组的负荷调节范围是50%~100%Pe AGC投入时的应达到的负荷变化率为 300MW等级直吹式汽包炉的机组负荷变化率不 低于1.5% 其他类型机组的负荷变化率不低于2%Pe AGC投入机组的负荷动态偏差不大于2% 静态偏差不大于1% 机组调整负荷响应时间小于1分钟
对动态特性差异较大的锅炉和汽轮发电机组进行整体负荷平 衡控制，使机组尽快响应调度的负荷变化要求，并保持主汽 压力和机炉各主要运行参数在允许的范围；在一些特定的工 况下，通过保护控制回路和控制方式转换保持机组的稳定和 经济运行；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、热值校正(BTU)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轮机控制系 统。
指标性能
绝对误差积分IAE
IAE
e(t ) dt
0
时间乘以误差绝对值积分 ITAE
ITAE e(t ) tdt
0
具有很好工程实用性和选择性的控制系统性能 评价指标.
Βιβλιοθήκη Baidu
三、单回路控制系统调整试验方法
调节系统逻辑（超驰、闭锁）、调节方向和无扰切换检 查，偏差报警检查：测量信号偏差报警；执行器偏差报 警；调节器偏差报警；其他要求控制系统实现的偏差报 警。检查上述偏差报警值是否正确设定，报警输出的开 关量信号能否正确送至相应的报警显示和控制保护回路 调门特性试验：检验调门调节死区和调节速度 对象特性试验 置调门控制于手动控制方式，在工况稳定情况下，手动一 次关小或开大（阶跃）调门开度，记录被调量的变化情 况，待被调量上升（下降）并稳定在新值时结束试验。 记录调门变化量和被调量变化量，及整个过程的稳定时 间、纯迟延时间。
8.2.3水位计、水位平衡容器或变送器与汽包联接的 取样管，一般应至少有1：100的斜度，对于就地联 通管式水位计(即玻璃板式、云母板式、牛眼式、电 接点式)，汽侧取样管为取样孔侧高，水侧取样管为 取样孔侧低。对于差压式水位计，汽侧取样管为取样 孔侧低，水侧取样管为取样孔侧高。 8.2.4新安装的机组必须核实汽包水位取样孔的位置、 结构及水位计平衡容器安装尺寸，均符合要求。 8.2.5差压式水位计严禁采用将汽水取样管引到一个 连通容器(平衡容器)，再在平衡容器中段引出差压水 位计的汽水侧取样的方法。 8.2.6就地连通管式水位计和差压式水位计的汽、水 侧取样门的安装，应使其门杆处于水平位置。取样门、 汽和水侧取样管、及其之间连通管，均需良好保温。 取样门及取样管的通流内径，应不小于25 mm。
给水控制系统简介
汽包锅炉给水自动控制的任务是维持汽包水位在设定 值。汽包水位是锅炉运行中的一个重要的监控参数， 它间接地表示了锅炉负荷和给水的平衡关系。维持汽 包水位是保证机炉安全运行的重要条件。 单冲量与三冲量 全程给水自动 · 给水调节阀控制系统； · 变速给水泵转速控制系统(三台泵各自设置一套)； · 给水泵最小流量控制系统(三台泵各自设置一套)。
8.3对于过热器出口压力为13.5MPa及以上的锅炉其汽包水位计应以 差压式(带压力修正回路，必要时再加平衡容器冷凝水柱温度补偿措 施 )水位计为基准。汽包水位监控信号，应采用三选中值的方式进行 优选。汽包水位保护信号，应采用三取二的逻辑判断方式。 8.3.1差压水位计(变送器)应采用压力补偿。汽包水位测量应充分考 虑平衡容器的温度变化造成的影响必要时采用补偿措施。 8.3.2汽包水位测量系统，应采取正确的保温、伴热及防冻措施，以 保证汽包水位测量系统的正常运行及正确性。差压式水位计的正、负 压表管，应有1：10的斜度，表管的通流内径，应不小于10 mm， 长度宜控制在15～20 m之内。两管平行敷设，共同保温，中间不能 有保温隔离层，伴热设施对两管伴热均匀，不应造成两管内冷凝水出 现温差。 8.4汽包就地水位计的零位应以制造厂提供的数据为准，并进行核对、 标定。随着锅炉压力的升高，就地水位计指示值愈低于汽包真实水位， 表8.1给出不同压力下就地水位计的正常水位示值和汽包实际零水位 的差值Δh，仅供参考。 表⒏1 就地水位计的正常水位示值和汽包 实际零水位的差值Δh 汽包压力 (MPa) l6.14～l7.65 17.66～18.39 18.40～19.60 Δh(mm) -76 -102 -150
基本术语、定义
控制子系统 control subsystem 构成机炉CCS的机炉各主要参数的调节系统， 主要包括锅炉燃烧控制系统、汽轮机控制系统、 汽包锅炉的给水控制系统、汽温控制系统等。 自动发电控制automatic generation control，简称AGC 根据电网负荷指令，控制发电机有功功率的自 动控制系统。
L：汽水连通管距离；H0：0水位与负压管高 度差； h：汽包水位；rs、ra、rw：蒸汽、凝 结水、饱和水密度
正压取样处为凝结罐与汽包中蒸汽相连，凝罐 中蒸汽凝结下来后变成水，它是一腔死水，密 度为ra，其密度与环境温度有关。 变送器差压： P L ra H rw (L H ) rs
一、闭环控制系统介绍
基本术语、定义
主要闭环控制系统介绍
基本术语、定义
模拟量控制系统modulating control system ，简称 MCS
通过前馈和反馈作用对机炉及辅助系统的过程参数进行连 续自动调节的控制系统的总称。包含过程参数的自动补偿 和计算、自动调节、控制方式无扰动切换、以及偏差报警 等功能。
闭环控制系统调试培训
目
录
一、闭环控制系统介绍
二、性能指标及相关规程、管理办法
三、单回路控制系统调整试验方法
四、给水控制策略及调整试验方法 五、过热汽温控制策略及调整试验方法
目
录
六、协调控制策略及调整试验方法
七、提高协调控制品质的方法
八、RB逻辑设计及试验方法 九、煤质校正回路 十、超临界机组控制存在的问题
8.5 按规程要求对汽包水位计进行零位校验。 当各水位计偏差大于30mm时，应立即汇报，并查明原因予以消除。当不 能保证两种类型水位计正常运行时，必须停炉处理。 8.6 严格按照运行规程及各项制度，对水位计及其测量系统进行检查及维护。机 组启动调试时应对汽包水位校正补偿方法进行校对、验证，并进行汽包水位计的 热态调整及校核。新机验收时应有汽包水位计安装、调试及试运专项报告，列人 验收主要项目之一。 8.7 当一套水位测量装置因故障退出运行时，应填写处理故障的工作票，工作票 应写明故障原因、处理方案、危险因素预告等注意事项，一般应在8h内恢复。若 不能完成，应制定措施，经总工程师批准，允许延长工期，但最多不能超过24h ，并报上级主管部门备案。 8.8 锅炉高、低水位保护 8.8.1 锅炉汽包水位高、低保护应采用独立测量的三取二的逻辑判断方式。当有 一点因某种原因须退出运行时，应自动转为二取一的逻辑判断方式，并办理审批 手续，限期(不宜超过8h)恢复；当有二点因某种原因须退出运行时，应自动转为 一取一的逻辑判断方式，应制定相应的安全运行措施，经总工程师批准，限期 (8h以内)恢复，如逾期不能恢复，应立即停止锅炉运行。 8.8.2 锅炉汽包水位保护在锅炉启动前和停炉前应进行实际传动校检。用上水方 法进行高水位保护试验、用排污门放水的方法进行低水位保护试验，严禁用信号 短接方法进行模拟传动替代。 8.8.3 在确认水位保护定值时，应充分考虑因温度不同而造成的实际水位与水位 计(变送器)中水位差值的影响。
二、性能指标及相关规程、管理办法
相关规程
华北电网AGC管理办法 性能指标
相关规程
DL5000-2000 《火力发电厂设计技术规程》 DL/T5175-2003《火力发电厂热工控制系统设计技术规定 》
DL/T 701-1999 火力发电厂热工自动化术语 DL/T 657-2006《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程 》
三、单回路控制系统调整试验方法
根据对象特性试验结果初设PID参数，可依据 相关单回路PID整定公式（Z-N，CHR等）或 工程整定公式 定值扰动试验，具体扰动幅度与机务专业监盘 人员或运行人员协商 优化PID参数，满足机组运行要求
四、给水控制策略及调整试验方法
给水控制系统简介
汽包水位补偿计算 典型控制策略 对象特性试验 调整试验方法
1 h H 0 (P L f1 ( pb )) f 2 ( pb )
f1 ( pb ) ra rs
f 2 ( pb ) rw rs
单位：H、L（mm）、（mm）
二十五项反措关于汽包水位的规定
8防止锅炉汽包满水和缺水事故 8.1汽包锅炉应至少配置两只彼此独立的就地汽包水 位计和两只远传汽包水位计。水位计的配置应采用两 种以上工作原理共存的配置方式，以保证在任何运行 工况下锅炉汽包水位的正确监视。 8.2汽包水位计的安装 8.2.1取样管应穿过汽包内璧隔层，管口应尽量避开 汽包内水汽工况不稳定区(如安全阀排汽口、汽包进 水口、下降管口、汽水分离器水槽处等)，若不能避 开时，应在汽包内取样管口加装稳流装置。 8.2.2汽包水位计水侧取样管孔位置应低于锅炉汽包 水位停炉保护动作值，一般应有足够的裕量(对于 300MW及以上机组，应有30mm左右的裕量)。
DL-T 5190.5-2004 电力建设施工及验收技术规范
华北电网AGC管理办法
网调下发给机组的“AGC负荷指令信号” (50 ~ 100%Pe) 机组协调系统送给网调的“AGC可投入” (遥信信号 ) 机组协调系统送给网调的“AGC已投入” (遥信信 数字光纤通道 号) 电气信号通道 （微波/载波）
基本术语、定义
协调控制系统 coordinated control system， 简称CCS
主要闭环控制系统介绍
火电机组常规自动调节系统，通常是炉侧、机侧分别控制。 炉侧调节系统由燃烧调节 (包括燃料或主汽压力、送风量和 氧量、炉膛负压、一次风母管压力、喷燃器二次风风量、磨 煤机一次风量 / 一次风温 / 辅助风量、给煤机转速、燃油压 力、空预器冷端温度、直流炉中间点温度等调节系统)；给 水全程调节；主汽 / 再热汽温调节等调节子系统组成。 机侧调节系统由机前压力、汽机转速 / 负荷、高 / 低压旁路 压力 / 温度、除氧器水位 / 压力、高 / 低加水位、汽机轴 封压力、凝汽器水位等调节子系统组成。
汽包水位补偿计算
汽包水位测量装置按照测量原理分为三种：带工业电视的双色 水位计；电接点水位计和差压水位计（分单室平衡容器和双室 平衡容器两种）。发电厂中差压水位计一般用于汽包水位的自 动调节和锅炉MFT保护，因此它测量的准确性和可靠性直接影 响到锅炉运行的稳定性和安全性。 差压式水位计是利用水位高度变化转化为差压变化的原理，其 测量示意图如下图所示。 差压式水位计平衡容器在测量筒侧的参比水柱作为测量水位的 正压头，是一个变化较小的定值（由于水为不可压缩流体，因 此仅随参比水柱的平均温度变化而变化）；连接平衡容器水侧 的一段作为测量水位的负压头，是随着汽包水位变化而变化的。 这两个压头之差，即反映出汽包水位所处的位置。
性能指标
衰减率：定值扰动试验中，被调参数首次过调 量（M1）与第二次过调量（M2）的差值与首 次过调量（M1）之比称为过渡过程衰减率。
性能指标
稳定时间：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。
性能指标
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。 实际负荷变化率：是指实际负荷变化速率(% 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
华北 网调 EMS 系统
300 ~ 600MW AGC可投入 AGC已投入 4~20mA
电厂 RTU 系统
DO DO
机组 协调 系统
2002年5月华北调度局下发的《京津唐电网自动发电 控制（AGC）运行管理规定（试行）》中要求： AGC投入机组的负荷调节范围是50%~100%Pe AGC投入时的应达到的负荷变化率为 300MW等级直吹式汽包炉的机组负荷变化率不 低于1.5% 其他类型机组的负荷变化率不低于2%Pe AGC投入机组的负荷动态偏差不大于2% 静态偏差不大于1% 机组调整负荷响应时间小于1分钟
对动态特性差异较大的锅炉和汽轮发电机组进行整体负荷平 衡控制，使机组尽快响应调度的负荷变化要求，并保持主汽 压力和机炉各主要运行参数在允许的范围；在一些特定的工 况下，通过保护控制回路和控制方式转换保持机组的稳定和 经济运行；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、热值校正(BTU)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轮机控制系 统。
指标性能
绝对误差积分IAE
IAE
e(t ) dt
0
时间乘以误差绝对值积分 ITAE
ITAE e(t ) tdt
0
具有很好工程实用性和选择性的控制系统性能 评价指标.
Βιβλιοθήκη Baidu
三、单回路控制系统调整试验方法
调节系统逻辑（超驰、闭锁）、调节方向和无扰切换检 查，偏差报警检查：测量信号偏差报警；执行器偏差报 警；调节器偏差报警；其他要求控制系统实现的偏差报 警。检查上述偏差报警值是否正确设定，报警输出的开 关量信号能否正确送至相应的报警显示和控制保护回路 调门特性试验：检验调门调节死区和调节速度 对象特性试验 置调门控制于手动控制方式，在工况稳定情况下，手动一 次关小或开大（阶跃）调门开度，记录被调量的变化情 况，待被调量上升（下降）并稳定在新值时结束试验。 记录调门变化量和被调量变化量，及整个过程的稳定时 间、纯迟延时间。
8.2.3水位计、水位平衡容器或变送器与汽包联接的 取样管，一般应至少有1：100的斜度，对于就地联 通管式水位计(即玻璃板式、云母板式、牛眼式、电 接点式)，汽侧取样管为取样孔侧高，水侧取样管为 取样孔侧低。对于差压式水位计，汽侧取样管为取样 孔侧低，水侧取样管为取样孔侧高。 8.2.4新安装的机组必须核实汽包水位取样孔的位置、 结构及水位计平衡容器安装尺寸，均符合要求。 8.2.5差压式水位计严禁采用将汽水取样管引到一个 连通容器(平衡容器)，再在平衡容器中段引出差压水 位计的汽水侧取样的方法。 8.2.6就地连通管式水位计和差压式水位计的汽、水 侧取样门的安装，应使其门杆处于水平位置。取样门、 汽和水侧取样管、及其之间连通管，均需良好保温。 取样门及取样管的通流内径，应不小于25 mm。
给水控制系统简介
汽包锅炉给水自动控制的任务是维持汽包水位在设定 值。汽包水位是锅炉运行中的一个重要的监控参数， 它间接地表示了锅炉负荷和给水的平衡关系。维持汽 包水位是保证机炉安全运行的重要条件。 单冲量与三冲量 全程给水自动 · 给水调节阀控制系统； · 变速给水泵转速控制系统(三台泵各自设置一套)； · 给水泵最小流量控制系统(三台泵各自设置一套)。
8.3对于过热器出口压力为13.5MPa及以上的锅炉其汽包水位计应以 差压式(带压力修正回路，必要时再加平衡容器冷凝水柱温度补偿措 施 )水位计为基准。汽包水位监控信号，应采用三选中值的方式进行 优选。汽包水位保护信号，应采用三取二的逻辑判断方式。 8.3.1差压水位计(变送器)应采用压力补偿。汽包水位测量应充分考 虑平衡容器的温度变化造成的影响必要时采用补偿措施。 8.3.2汽包水位测量系统，应采取正确的保温、伴热及防冻措施，以 保证汽包水位测量系统的正常运行及正确性。差压式水位计的正、负 压表管，应有1：10的斜度，表管的通流内径，应不小于10 mm， 长度宜控制在15～20 m之内。两管平行敷设，共同保温，中间不能 有保温隔离层，伴热设施对两管伴热均匀，不应造成两管内冷凝水出 现温差。 8.4汽包就地水位计的零位应以制造厂提供的数据为准，并进行核对、 标定。随着锅炉压力的升高，就地水位计指示值愈低于汽包真实水位， 表8.1给出不同压力下就地水位计的正常水位示值和汽包实际零水位 的差值Δh，仅供参考。 表⒏1 就地水位计的正常水位示值和汽包 实际零水位的差值Δh 汽包压力 (MPa) l6.14～l7.65 17.66～18.39 18.40～19.60 Δh(mm) -76 -102 -150
基本术语、定义
控制子系统 control subsystem 构成机炉CCS的机炉各主要参数的调节系统， 主要包括锅炉燃烧控制系统、汽轮机控制系统、 汽包锅炉的给水控制系统、汽温控制系统等。 自动发电控制automatic generation control，简称AGC 根据电网负荷指令，控制发电机有功功率的自 动控制系统。
L：汽水连通管距离；H0：0水位与负压管高 度差； h：汽包水位；rs、ra、rw：蒸汽、凝 结水、饱和水密度
正压取样处为凝结罐与汽包中蒸汽相连，凝罐 中蒸汽凝结下来后变成水，它是一腔死水，密 度为ra，其密度与环境温度有关。 变送器差压： P L ra H rw (L H ) rs
一、闭环控制系统介绍
基本术语、定义
主要闭环控制系统介绍
基本术语、定义
模拟量控制系统modulating control system ，简称 MCS
通过前馈和反馈作用对机炉及辅助系统的过程参数进行连 续自动调节的控制系统的总称。包含过程参数的自动补偿 和计算、自动调节、控制方式无扰动切换、以及偏差报警 等功能。
闭环控制系统调试培训
目
录
一、闭环控制系统介绍
二、性能指标及相关规程、管理办法
三、单回路控制系统调整试验方法
四、给水控制策略及调整试验方法 五、过热汽温控制策略及调整试验方法
目
录
六、协调控制策略及调整试验方法
七、提高协调控制品质的方法
八、RB逻辑设计及试验方法 九、煤质校正回路 十、超临界机组控制存在的问题
8.5 按规程要求对汽包水位计进行零位校验。 当各水位计偏差大于30mm时，应立即汇报，并查明原因予以消除。当不 能保证两种类型水位计正常运行时，必须停炉处理。 8.6 严格按照运行规程及各项制度，对水位计及其测量系统进行检查及维护。机 组启动调试时应对汽包水位校正补偿方法进行校对、验证，并进行汽包水位计的 热态调整及校核。新机验收时应有汽包水位计安装、调试及试运专项报告，列人 验收主要项目之一。 8.7 当一套水位测量装置因故障退出运行时，应填写处理故障的工作票，工作票 应写明故障原因、处理方案、危险因素预告等注意事项，一般应在8h内恢复。若 不能完成，应制定措施，经总工程师批准，允许延长工期，但最多不能超过24h ，并报上级主管部门备案。 8.8 锅炉高、低水位保护 8.8.1 锅炉汽包水位高、低保护应采用独立测量的三取二的逻辑判断方式。当有 一点因某种原因须退出运行时，应自动转为二取一的逻辑判断方式，并办理审批 手续，限期(不宜超过8h)恢复；当有二点因某种原因须退出运行时，应自动转为 一取一的逻辑判断方式，应制定相应的安全运行措施，经总工程师批准，限期 (8h以内)恢复，如逾期不能恢复，应立即停止锅炉运行。 8.8.2 锅炉汽包水位保护在锅炉启动前和停炉前应进行实际传动校检。用上水方 法进行高水位保护试验、用排污门放水的方法进行低水位保护试验，严禁用信号 短接方法进行模拟传动替代。 8.8.3 在确认水位保护定值时，应充分考虑因温度不同而造成的实际水位与水位 计(变送器)中水位差值的影响。
二、性能指标及相关规程、管理办法
相关规程
华北电网AGC管理办法 性能指标
相关规程
DL5000-2000 《火力发电厂设计技术规程》 DL/T5175-2003《火力发电厂热工控制系统设计技术规定 》
DL/T 701-1999 火力发电厂热工自动化术语 DL/T 657-2006《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程 》
三、单回路控制系统调整试验方法
根据对象特性试验结果初设PID参数，可依据 相关单回路PID整定公式（Z-N，CHR等）或 工程整定公式 定值扰动试验，具体扰动幅度与机务专业监盘 人员或运行人员协商 优化PID参数，满足机组运行要求
四、给水控制策略及调整试验方法
给水控制系统简介
汽包水位补偿计算 典型控制策略 对象特性试验 调整试验方法
1 h H 0 (P L f1 ( pb )) f 2 ( pb )
f1 ( pb ) ra rs
f 2 ( pb ) rw rs
单位：H、L（mm）、（mm）
二十五项反措关于汽包水位的规定
8防止锅炉汽包满水和缺水事故 8.1汽包锅炉应至少配置两只彼此独立的就地汽包水 位计和两只远传汽包水位计。水位计的配置应采用两 种以上工作原理共存的配置方式，以保证在任何运行 工况下锅炉汽包水位的正确监视。 8.2汽包水位计的安装 8.2.1取样管应穿过汽包内璧隔层，管口应尽量避开 汽包内水汽工况不稳定区(如安全阀排汽口、汽包进 水口、下降管口、汽水分离器水槽处等)，若不能避 开时，应在汽包内取样管口加装稳流装置。 8.2.2汽包水位计水侧取样管孔位置应低于锅炉汽包 水位停炉保护动作值，一般应有足够的裕量(对于 300MW及以上机组，应有30mm左右的裕量)。
DL-T 5190.5-2004 电力建设施工及验收技术规范
华北电网AGC管理办法
网调下发给机组的“AGC负荷指令信号” (50 ~ 100%Pe) 机组协调系统送给网调的“AGC可投入” (遥信信号 ) 机组协调系统送给网调的“AGC已投入” (遥信信 数字光纤通道 号) 电气信号通道 （微波/载波）