ICS_27.100
中华人民共和国国家标准
GB/T36285—2018
火力发电厂汽轮机电液
控制系统技术条件
Specification of steam turbine electro-hydraulicontrol system for thermal power plant2018-06-07发布
国家市场监督管理总局
中国国家标准化管理委员会
2019-01-01实施
规范性引用文件
术语和定义
基本规定
应用功能
基本要求
人机接口
控制功能
限制功能
保护功能
试验功能
电子控制装置
系统结构
基本要求
余配置要求
安全性要求
人机接口
控制器
机柜和接地
过程输入/输出（I/O）
就地仪表
液压系统
执行机构
电液转换装置
油系统
保护和限制功能
8技术文件：
基本要求
硬件资料·
系统软件资料
应用软件资料
1/O清单和现场总线网段设计资料其他资料
包装和贮有
GB/T36285—2018
GB/T 362852018
包装要求
工厂验收(FAT)
现场验收
考核与质保
可用率测试
.....................................................................................17
本标准按照GB/T1.1一2009给出的规则起草本标准由中国电力企业联合会提出，本标准由全国电站过程监控及信息标准化技术委员会（SAC/TC376)归口。GB/T36285—2018
本标准起草单位：西安热工研究院有限公司、上海电气电站设备有限公司、上海新华控制技术集团科技有限公司。
本标准主要起草人：贾强邦、杨新民、杨永青、许军、高海东、黄海跃、杜军、夏心磊、缪伟彬。Ⅲ
1范围
火力发电厂汽轮机电液
控制系统技术条件
本标准规定了火力发电广汽轮机电液控制系统的功能、性能指标和技术要求。GB/T36285—2018
本标准适用于新建或改扩建火电厂单机容量300MW及以上机组的汽轮机电液控制系统（DEH），其他容量机组的汽轮机电液控制系统可参照执行规范性引用文件
下列文件对本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅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。GB/T2421.1电工电子产品环境试验概述和指南GB/T4208外壳防护等级（IP代码）GB/T7596电厂运行中矿物涡轮机油质量GB11120涡轮机油
机电产品包装通用技术条件
GB/T13384
GB/T 17214.1
工业过程测量和控制装置工作条件第1部分：气候条件GB/T17626.2
GB/T17626.3
GB/T17626.4
GB/T17626.5
GB/T17626.8
GB/T17626.11
电磁兼容试验和测量技术静电放电抗扰度试验试验和测量技术射频电磁场辐射抗扰度试验电磁兼容
试验和测量技术电快速瞬变脉冲群抗扰度试验电磁兼容
电磁兼容试验和测量技术浪涌（冲击)抗扰度试验电磁兼容试验和测量技术工频磁场抗扰度试验电磁兼容试验和测量技术电压暂降、短时中断和电压变化的抗扰度试验GB/T18271.3过程测量和控制装置通用性能评定方法和程序第3部分：影响量影响的试验GB/T26863—2011火电站监控系统术语GB/T30372火力发电厂分散控制系统验收导则GB50229
火力发电广与变电站设计防火规范DL/T 571bZxz.net
电厂用磷酸酯抗燃油运行与维护导则3术语和定义
GB/T26863一2011界定的以及下列术语和定义适用于本文件。为了便于使用，以下重复列出了GB/T26863一2011中的一些术语和定义。3.1
汽轮机电液控制系统
digital electro-hydraulic control system; DEH由电气原理组成的敏感元件、数字电路（计算机），由电气/液压原理组成的放大元件和液压原理组成的伺服机构所组成的汽轮机控制系统，简称数字电调。1
GB/T36285—2018
［GB/T26863—2011，定义6.29.4.33.2
coordinatedcontrolsystem：CCs协调控制系统
将锅炉（包括常压循环流化床)-汽轮发电机组、或燃气轮发电机组-余热锅炉-蒸汽轮发电机组、或反应堆-汽轮发电机组作为一个整体进行控制，通过控制回路协调锅炉（包括常压循环流化床）与汽轮机组、或燃气轮机与余热锅炉和汽轮机组、或反应堆与汽轮机组、或在自动状态的工作，给锅炉（包括常压循环流化床、余热锅炉）、反应堆、汽轮机、燃气轮机的自动控制系统发出指令，以适应负荷变化的需要，尽最大可能发挥机组调频、调峰的能力。［GB/T26863—2011，定义6.29.1]3.3
负荷控制loadcontrol;LC
发电机有功功率为被调量，按设定的变化率，自动控制发电机功率等于给定值。3.4
主蒸汽压力控制
main steam pressure control; TPC汽轮机主汽门前的主蒸汽压力为被调量，按设定的变化率，自动控制主蒸汽压力等于给定值。注：简称压控方式。
Jvalvepositioncontrol;VC
阀位控制
汽轮机调节汽门开度为被调量，手动控制调节汽门开度。注：简称阀控方式。
汽轮机自启停系统
automaticturbinecontrol;ATo
根据汽轮机运行参数及热应力指挥汽轮机控制系统及其他有关控制系统，共同完成汽轮机的启动、并网、带负荷、停止和安全经济运行过程的自动控制系统。LGB/T26863—2011，定义6.29.33.7
自动发电控制
automatic generation control; AGC根据电网负荷指令控制发电功率的自动控制。［GB/T26863—2011，定义6.29.83.8
run back;RB
辅机故障减负荷
针对机组主要辅机故障采取的保护措施，即当机组部分辅机（如其中一台给水泵、送风机、引风机）发生故障时，根据辅机故障情况快速降低机组负荷以适应辅机出力的保护措施。LGB/T26863—2011，定义6.29.1.93.9
机组快速减负荷
Ffast cut back;FCB
当汽轮机或发电机甩负荷时，使锅炉（包括常压循环流化床）不停运的一种控制措施。根据FCB后机组的不同运行要求，可分为机组带厂用电单独运行或停机不停炉两种不同的运行方式。［GB/T26863—2011,定义6.29.1.10］3.10
Jover speedprotection control;OPC超速限制
一种抑制超速的控制功能。当汽轮机转速达到或超过额定转速的103%或转子加速度超过规定值2
GB/T 36285—2018
时，自动关闭调节汽门，当转速恢复正常时再开启调节汽门，如此反复，直至正常转速控制回路可以维持额定转速。
over speed protection trip;OPT超速保护
汽轮机保护系统功能之一。当汽轮机转速上升到保护限值时，采取紧急停机措施，自动迅速关闭主汽门和调节汽门。
汽轮机紧急跳闸系统
emergencytrip system;ETS
在汽轮机运行过程中出现异常时，能采取必要措施进行处理，并在异常情况继续发展到可能危及设备及人身安全时，能采取断然措施停止汽轮机运行的自动控制系统。［[GB/T26863—2011，定义7.13.1]3.13
页primary control of the speed of generating sets;primary frequency control;PFC一次调频
通过各原动机调速器来调节各发电机组转速，以使驱动转矩随系统频率而变动。［GB/T26863—2011，定义6.29.1.5]］3.14
功率负荷不平衡
power load unbalanced;PLU
汽轮机机械功率远大于发电机组有功功率的一种运行工况3.15
可用率
availability
在要求的外部资源得到保证的前提下，产品在规定的条件下和规定的时刻或时间区间内处于可执行规定功能状态的能力。它是可靠性、可维修性和维修保障性的综合反映。LGB/T26863—2011，定义10.26
4基本规定
4.1汽轮机电液控制系统由电子控制装置、液压系统组成。4.2DEH的功能、性能和整体方案，应与汽轮机主体结构相适应。4.3DEH应选用可靠性高、结构简单、易于维护的系统。4.4DEH的电子控制装置宜与机组主控系统（DCS）一体化配置。4.5DEH控制器应独立于ETS控制器。4.6
受电子设备使用年限的限制，DEH系统使用寿命宜不超过10年。5应用功能
5.1基本要求
5.1.1控制处理器的应用软件宜采用通用的编程语言组态。工艺流程图宜采用图形方式组态。5.1.2应按照电厂工艺系统设计的要求，对所有已设计的测点信号进行连续采集和处理，并存储在实时和历史数据库中
5.1.3用于保护和控制的信号采集应配置在完成相关功能的控制处理器的I/O模件中。3
GB/T36285—2018
5.2人机接口
5.2.1操作员站应能够实时监控机组、工艺系统和设备的运行，及时监视和处理异常工况和故障；工程师站应能够进行应用软件的调试、修改、备份以及数据库维护。工程师站应设计权限管理。5.2.2监视和操作显示画面宜根据工艺过程和运行要求，按层次结构或树型结构组织。5.2.3调用任何一幅画面不应超过三次击键，重要系统或功能可一次按键调出其监控画面的快捷键，画面显示的实时数据刷新周期应不大于1s。5.2.4工艺流程图上设备、管道、工质的颜色应分别设定，受控设备的颜色和显示方式应根据其实时状态变化。
5.2.5实时趋势显示。应能够对系统中任何一个实时模拟量数据（原始输入信号或中间计算值）组态实时趋势显示，实时趋势曲线上点的时间分辩力应优于1S，存储和显示时间应不小于30min。应能够选择显示实时趋势曲线上任何一个点的数值和时间标签。5.2.6历史趋势显示。应能够对历史数据库中的任何模拟量数据组态历史趋势显示，历史趋势曲线的时间分辨力最高宜达到1S，并可按照需要以不同档次的时间分辨力显示。应能够选择显示历史趋势曲线上任何一个点的数值和时间标签。5.2.7棒图显示。棒图应能够组态在工艺流程图或其他画面中；DEH中的任何实时模拟量数据均应能够组态成棒图；棒图应能够根据该信号组态的报警限值改变颜色，5.2.8成组参数显示。应能够对实时数据库和历史数据库中的任何数据组态成组参数显示；每组可包含的参数应不少于5个；可根据运行监视的要求，选取数据记录的有关字段的数据显示在画面上；显示参数达到或超过预定的报警值时，应改变颜色及显示方式。5.2.9报警显示。应设计专门的报警显示画面，报警显示应按时间顺序、报警信号级别排列，最新发生的报警或同时发生（报警级别高的）应优先显示在报警画面的顶部或底部；应用不同的颜色区分报警的级别、报警确认状态、当前报警状态；组态的报警信息应完整，应能够提供该报警点在数据库存储的信息，供运行和维护人员分析故障。5.2.10报警确认。应能够在包含某一报警点的任何一个画面对该报警进行确认，其他包含该报警点的画面也应同时被确认；若某一已经确认的报警再一次发出报警时，应具备报警重闪功能，同时以适当的显示方式标明其重复报警的次数。5.2.11报警存储。所有报警信息均应存储，应能够调出至少30d的报警信息进行显示、打印。5.2.12状态和诊断信息显示。应组态DEH主控通信网络状态的显示，控制站诊断画面应显示各I/O模件状态，宜能够显示各I/O通道的状态。5.2.13操作记录。应记录运行人员在操作员站以及维护人员在工程师站进行的所有操作项目和每次操作的准确时间。通过对运行人员操作行为的准确记录，可便于分析运行人员的操作意图，分析机组事故的原因。系统应自动保存至少48h的操作记录，并应能够转存至历史数据库或外部存储介质中。5.3控制功能
5.3.1控制方式
5.3.1.1根据机组运行要求，应具备下列控制方式：a）操作员自动控制方式。运行人员根据机组冷热状态手动设定目标转速和目标负荷，转速变化率和负荷变化率根据汽轮机热应力评估的结果自动设定或者由运行人员手动干预，实现机组转速和负荷闭环控制。
b）协调控制系统（CCS)远方控制。DEH作为CCS的执行机构，接受CCS的远方控制指令，对汽4
轮机调速汽门进行控制。
GB/T36285—2018
汽轮机自启停控制（ATC)方式。根据汽轮机转子热应力和运行参数，自动设置、优化转速变c）
化率和负荷变化率，自动完成机组由盘车至额定负荷的启动及运行、停机的全过程自动控制。d）手动控制方式（可选用）。它是机组低层级控制方式。运行人员手动操作，通过控制调节汽门开度，实现负荷开环控制（或称阀位控制）。在转速控制方式下，不应设置转速开环手动控制。5.3.1.2操作员自动控制和CCS远方控制，是DEH系统必备的控制方式。各种控制方式之间，应能进行无扰切换。
5.3.2控制功能
基本要求
DEH应能根据汽轮机的不同运行工况，实现转速控制、负荷控制、主蒸汽压力控制和阀位控制等基本控制功能
转速控制
在汽轮机启动和甩负荷阶段，应能实现汽轮机转速控制并满足下列要求：转速调节范围应为50r/min至112%额定转速，并连续可调；当汽轮机定速时，转速波动范围a
应不大于额定转速的0.1%；
目标转速和转速变化率，在操作员自动控制方式下人为设置，在ATC方式下自动设置，也可进行人为干预；
最大转速变化率不应大于机组运行规程要求，通过临界转速区时的转速变化率不应低于汽轮c）
机设计规定值；
汽轮发电机组甩负荷后，最高转速不应使超速保护动作；d）
同期控制。应能接受同期装置的控制信号增、减汽轮机转速。e
机组负荷控制
在机组并网后，能实现机组负荷控制，并满足下列要求：机组并网后应带额定负荷的2%～5%的初始负荷。a）
负荷控制范围为0%～110%额定功率，并连续可调。负荷波动范围应不大于额定功率的b）
目标负荷和负荷变化率，在操作员自动控制方式人为设置；在ATC方式下自动设置，也可进行人为干预。
最大负荷变化率和最大负荷限制，不应大于机组运行规程要求。d）:
实际负荷与给定负荷偏差大于限制值时，应采取措施保障机组安全运行。e）
机前压力控制
机组并网后，应具备控制机前压力的功能。当其控制机前压力时，机前压力波动范围应不大于1.5%额定压力。
5.3.2.5CCS控制方式
DEH应与主控CCS协调一致，实现机炉协调控制。GB/T36285—2018
5.3.2.6一次调频
应能与CCS协同实现机组一次调频功能。一次调频死区设置的范围为0Hz～0.1Hz。一次调频限幅上限不宜大于6%额定负荷。5.3.2.7抽汽压力控制
对于抽汽式汽轮机，DEH应具备抽汽压力控制功能，以热定电控制及以电定热控制。5.3.2.8背压控制
对于背压式汽轮机，DEH应能实现背压控制。5.3.2.9辅机故障减负荷
发电机组辅机故障减负荷（RB)时，应能与机组主控系统（DCS）一起按预设的目标负荷和负荷变化率分级自动快速减负荷，或自动转为机前压力控制方式或接受CCS控制指令快速减负荷。5.3.3其他控制功能
5.3.3.1其他控制功能应根据机组的特点和实际需求选用，不是任何机组DEH系统所必须具备的功能。
阀门管理（VM)功能应满足下列要求：a）
阀门管理方式应与汽轮机结构的特点和起动运行方式相适应。b)
可变阀门管理。采用一台油动机直接驱动一只调节汽门，通过阀门管理软件或者机械配汽机构，实现节流调节（单阀控制）和喷嘴调节（顺序阀控制）的在线无扰切换。在机组变负荷过程中，改善转子、汽缸热应力和部分负荷时的经济性；在通过阀门管理软件顺序阀控制条件下，可设置阀门的并启顺序，进行阀门线性修正，以求得到连续、线性的升程流量特性。固定阀门管理。采用一只油动机驱动多只调节汽门，通过固定阀门开启规律，混合调节配汽机c
构，在低负荷工况下实现节流调节，在高负荷工况下实现喷嘴调节。两种调节方式随负荷变化而自然转换，通过合理安排调节汽门升程，可以得到连续、线性的升程流量特性。d）具有混合调节配汽的汽轮机，已具备有固定阀门管理功能，对于该类型机组，在电液控制系统功能设计或老机组实施电液控制系统改造时，可不采用可变阀门管理功能。5.3.3.3机组甩负荷快速保持（FCB）：根据电厂的实际需要设置5.3.3.4功率负荷不平衡（PLU）：当汽轮机机械功率与发电机组有功功率的偏差大时，关小汽轮机调门及降低有功功率。可根据机组的实际需要设置。5.3.3.5中压缸启动控制：根据机组启动方式设置。5.4限制功能
5.4.1超速限制（OPC）。当下列条件发生时，DEH控制系统应根据机组运行要求采用相应的措施，迅速关闭调速汽门，防止汽轮机超速：a）机组负荷大于30%额定负荷且发电机出口开关跳闸（发电机甩负荷）；b）
机组并网前，机组转速达到103%额定转速；或机组并网后，汽轮机转速超过限值时（按当地电网要求）；
机组转子加速度等于或大于设定值、发电机出口开关在合闸状态；c）
d）汽轮机调节汽门阀位控制指令与实际阀位反馈偏差大于限制值；6
汽轮机机械功率与发电机有功功率不平衡（PLU)（可选）。e)
GB/T36285—2018
5.4.2当超速限制功能动作，产生调节汽门迅速关闭后，应能按要求延时恢复开启，并根据机组的运行状态自动选择维持额定转速或继续带负荷运行。5.4.3当主蒸汽压力或汽轮机真空或抽汽压力降低到机组正常运行工况所允许的限制值，或汽轮机热应力变化到达机组正常运行工况所允许的限制值时，应限制调门开度。5.5保护功能
5.5.1当出现DEH系统故障、转速信号故障、DEH系统电源失去时，应产生DEH跳机保护信号，送至ETS系统。
5.5.2超速跳闸保护（OPT)功能。当汽轮机转速上升到设定的保护值时，应触发紧急停机措施，自动迅速关闭主汽门和调节汽门。宜设置两套独立的超速跳闻保护系统。5.5.3如配置机械危急保安器，当机械危急保安器动作时，DEH应能迅速发出关闭主汽门和调节汽门指令，使机组安全停机。
5.5.4在任何控制方式下，机组各种保护不应退出，不应设置保护“投切”按钮。5.6
试验功能
DEH系统应能实现下列试验功能：a）
主汽门、调节汽门在线活动试验；SAC
跳闸电磁阀在线试验（跳闸电磁阀由DEH控制的机组）；b）
超速保护试验；
汽门严密性试验；
假同期、并网试验；
系统离线仿真试验。
电子控制装置
6.1系统结构
DEH系统电子控制装置由工作站、通讯网络、控制器、I/O模件和电液系统构成，工作站按照网络结构可分为分布式结构和服务器/客户机结构。6.2基本要求
6.2.1环境条件影响的要求
在海拨2000m以下火电厂的DEH电子控制装置硬件应满足GB/T2421.1的要求，在下列环境条件下应能正常运行：
a）环境温度。安装在控制室内（有空调）温度范围：十5℃～十40℃（GB/T17214.1中B2级，适用于户内或掩蔽场所）；安装在现场（无空调）温度范围：一25℃～十55℃（GB/T17214.1中C2级，适用于户外场所）。
相对湿度。允许的环境相对湿度：0%～95%，不结露，严酷等级应达到40℃士2℃。b）
振动。振动等级为控制室或低振动级场所，振动频率10Hz150Hz，位移峰幅值0.075mm。c）