330 MW供熱機(jī)組AGC和一次調(diào)頻控制策略分析及優(yōu)化

朱劍英

（上海電力股份有限公司吳涇熱電廠，上海 200241）

0 引言

上海電力股份有限公司吳涇熱電廠（以下簡稱吳涇熱電廠）8號、9號機(jī)組分別于2010年2月和10月投產(chǎn)。鍋爐為上海鍋爐廠生產(chǎn)的亞臨界一次中間再熱控制循環(huán)汽包爐（SG-1125／17.50-M737）。汽輪機(jī)為上海汽輪機(jī)廠生產(chǎn)的引進(jìn)型330 MW亞臨界、一次中間再熱、單軸、兩缸兩排汽、一次調(diào)整工業(yè)抽汽凝汽式汽輪機(jī)（C330／310-16.7／0.981／538／538）。

8號、9號機(jī)組作為目前華東地區(qū)供熱容量較大的抽汽供熱燃煤機(jī)組，為保障周邊化工園區(qū)高質(zhì)量的供熱需求，機(jī)組控制策略犧牲了變負(fù)荷調(diào)節(jié)性能而換取穩(wěn)定供熱運行，日常采用鍋爐主控開環(huán)控制、汽機(jī)主控控制機(jī)前壓力的機(jī)跟爐（TF）控制方式，造成負(fù)荷調(diào)節(jié)性能差，響應(yīng)延遲長，負(fù)荷波動范圍大，不能適應(yīng)電網(wǎng)自動增益控制（AGC）及一次調(diào)頻要求。通過改進(jìn)8號、9號機(jī)組協(xié)調(diào)及變負(fù)荷控制策略，優(yōu)化機(jī)組AGC變負(fù)荷性能，完善機(jī)組一次調(diào)頻能力，使機(jī)組滿足了電網(wǎng)AGC及一次調(diào)頻性能要求。

1 AGC控制策略分析與優(yōu)化

1.1 協(xié)調(diào)控制策略分析與試驗

機(jī)組抽汽供熱投入后，原有冷凝工況下的機(jī)組調(diào)節(jié)特性明顯不能適應(yīng)機(jī)組日常運行，為保障供熱抽汽品質(zhì)，機(jī)組退出協(xié)調(diào)控制轉(zhuǎn)為采用鍋爐主控開環(huán)控制、汽機(jī)主控控制機(jī)前壓力的TF控制方式。機(jī)組負(fù)荷由運行人員通過手動增減煤量實現(xiàn)，動態(tài)過程實際負(fù)荷變化延遲時間長，穩(wěn)態(tài)階段機(jī)組負(fù)荷與設(shè)定值偏差較大，不能滿足機(jī)組AGC要求。

為使機(jī)組盡快投入?yún)f(xié)調(diào)控制，汽機(jī)調(diào)門由單閥控制改為順序閥控制后，隨即進(jìn)行各類試驗，觀察機(jī)組負(fù)荷、主汽壓力、抽汽流量、各級汽溫參數(shù)等變化，了解機(jī)組各子系統(tǒng)工作情況、機(jī)組實際負(fù)荷變化速率及主汽壓力變化速率。在此基礎(chǔ)上，針對各系統(tǒng)的相應(yīng)分析實施優(yōu)化。

1.1.1 試驗一

以階躍方式改變機(jī)組燃燒率，用以了解鍋爐出力最大變化速度。鍋爐主控擾動試驗分汽機(jī)主控自動和手動控制兩種，前者汽機(jī)主控保持機(jī)組主汽壓力不變，避免機(jī)組壓力變化影響負(fù)荷變化；后者維持主汽調(diào)門開度不變，通過鍋爐主汽壓力變化，用以觀察機(jī)組主汽壓力和機(jī)組負(fù)荷的自然變化速度。

1.1.2 試驗二

在汽機(jī)主控保持自動且機(jī)組處于穩(wěn)態(tài)工況下，手動將鍋爐主控指令由104 t／h，增至109 t／h，機(jī)組主汽壓力保持恒定，并以滑壓方式與負(fù)荷匹配。此時，機(jī)組負(fù)荷在鍋爐主控變化2 min 12 s后開始上升，經(jīng)過14 min 22 s達(dá)到穩(wěn)態(tài)260 MW，實測變負(fù)荷速率為1.8 MW／min，整個變化過程中，抽汽流量基本保持穩(wěn)定。

1.1.3 試驗三

在汽機(jī)主控保持手動且機(jī)組處于穩(wěn)態(tài)工況下，手動將鍋爐主控指令由102 t／h，減至99 t／h，機(jī)組負(fù)荷和主汽壓力恢復(fù)穩(wěn)定時間明顯增大。機(jī)組負(fù)荷在鍋爐主控變化4 min 45 s后開始下降，經(jīng)過16 min 21 s達(dá)到穩(wěn)態(tài)236.5 MW，實測變負(fù)荷速率為－0.83 MW／min，整個變化過程中，抽汽流量基本保持穩(wěn)定。

1.1.4 試驗四

機(jī)組鍋爐主控變化反映至主汽壓力和負(fù)荷純延時基本超過2 min，主汽壓力和負(fù)荷達(dá)到穩(wěn)定需要超過10 min。整個過程為二階慣性環(huán)節(jié)。原有的協(xié)調(diào)控制邏輯采用常規(guī)的PID控制規(guī)律，調(diào)節(jié)效果欠佳，機(jī)組投入?yún)f(xié)調(diào)后，變負(fù)荷及其穩(wěn)態(tài)表現(xiàn)為主汽壓力靜態(tài)偏差維持在0.4 MPa左右，機(jī)組負(fù)荷靜態(tài)偏差為4 MW左右，變負(fù)荷過程中主汽壓力動態(tài)偏差最大為0.5 MPa，負(fù)荷偏差最大為8 MW，品質(zhì)指標(biāo)不能令人滿意。

1.2 控制策略分析與改進(jìn)措施

1.2.1 汽機(jī)主控策略

1）問題分析 汽機(jī)主控的任務(wù)是通過改變主汽調(diào)門開度實現(xiàn)機(jī)組變負(fù)荷要求。與鍋爐主控前饋不同之處在于，汽機(jī)負(fù)荷指令的函數(shù)轉(zhuǎn)換與鍋爐主控不同。機(jī)組負(fù)荷指令增加后，汽機(jī)主控經(jīng)過前饋和主控PI調(diào)節(jié)共同作用，加快汽機(jī)主汽調(diào)門開啟，滿足變負(fù)荷需求，但主汽調(diào)門開啟過快，會引起機(jī)組主汽壓力急劇降低，增加鍋爐主控調(diào)節(jié)幅度，對機(jī)組穩(wěn)定不利。為此，汽機(jī)主控設(shè)定值在負(fù)荷指令后增加一個慣性延遲，即機(jī)組負(fù)荷指令變化并不直接作用于PI調(diào)節(jié)，而是經(jīng)過20 s的慣性延遲再作為汽機(jī)主控指令，雖然在一定程度上緩解了機(jī)組負(fù)荷指令變化速度，減少了汽機(jī)主汽調(diào)門初期變化幅度，從而使主汽壓力在負(fù)荷變化初期波動范圍變窄，但20 s的延遲導(dǎo)致機(jī)組負(fù)荷不能有效地跟隨機(jī)組指令，反而使機(jī)組負(fù)荷響應(yīng)特性變差。

2）改進(jìn)措施 在汽機(jī)主控指令上刪去原有延遲環(huán)節(jié)，加快機(jī)組變負(fù)荷響應(yīng)速度。

1.2.2 鍋爐主控策略

1）問題分析 鍋爐主控的主要任務(wù)是通過改變機(jī)組燃燒率（穩(wěn)定機(jī)組主汽壓力）的同時將機(jī)組負(fù)荷指令經(jīng)過函數(shù)轉(zhuǎn)換后進(jìn)入鍋爐主控前饋。也就是說，機(jī)組在加負(fù)荷過程中，倘若主汽壓力高于設(shè)定值，則鍋爐主控輸出信號不能及時反應(yīng)。在增加前饋作用后，鍋爐主控對負(fù)荷變化要求跟隨性能增加。原邏輯中使用經(jīng)過速率限制后的負(fù)荷指令，面對大范圍負(fù)荷變動，主汽壓力波動范圍擴(kuò)大，使得鍋爐主控PI調(diào)節(jié)作用大于前饋變化，導(dǎo)致燃燒率超調(diào)。

2）改進(jìn)措施 適當(dāng)提高前饋變化速率，有效抑制主汽壓力波動對鍋爐主控影響，使機(jī)組燃燒率以機(jī)組負(fù)荷為主，主汽壓力為輔，著力提高機(jī)組負(fù)荷跟隨性。

1.2.3 制粉系統(tǒng)一次風(fēng)控制策略

1）問題分析 由于鍋爐原磨煤機(jī)入口的一次風(fēng)量測量偏差較大以及測量裝置容易發(fā)生堵塞，使得磨煤機(jī)入口一次風(fēng)量不能準(zhǔn)確測量，導(dǎo)致熱風(fēng)門只能以煤量指令決定開度，不能有效調(diào)高機(jī)組燃燒效率。

2）改進(jìn)措施 通過改進(jìn)磨煤機(jī)入口一次風(fēng)量測量裝置，使得一次風(fēng)量值能夠滿足控制要求。將原有控制邏輯進(jìn)行優(yōu)化并對磨煤機(jī)風(fēng)量系數(shù)進(jìn)行適當(dāng)調(diào)整后，機(jī)組變負(fù)荷時能夠明顯調(diào)高磨煤機(jī)出力速度。制粉系統(tǒng)一次風(fēng)控制策略優(yōu)化前后對比圖，如圖1所示。

圖1 制粉系統(tǒng)一次風(fēng)控制邏輯

1.2.4 熱量修正控制策略

1）問題分析 基建調(diào)試結(jié)束后，熱量修正是通過主汽流量和燃煤量比例的不同，引導(dǎo)機(jī)組制粉系統(tǒng)根據(jù)煤質(zhì)變化改變?nèi)剂狭?，造成機(jī)組主汽流量不能很好地表達(dá)機(jī)組輸出能量。

2）改進(jìn)措施 改為機(jī)組負(fù)荷疊加抽汽流量，采取這一措施后，機(jī)組當(dāng)前熱量修正后能夠較好地反映煤質(zhì)波動情況。

1.2.5 氧量控制策略

1）問題分析 送風(fēng)控制采用氧量信號校正送風(fēng)給定值的控制策略?；ㄕ{(diào)試結(jié)束后，風(fēng)量控制指令一直偏大，機(jī)組投運后即影響了協(xié)調(diào)控制又降低了效率。

2）改進(jìn)措施 通過鍋爐燃燒優(yōu)化試驗，對氧量設(shè)定值進(jìn)行調(diào)整，提高了風(fēng)量控制品質(zhì)。優(yōu)化前后對應(yīng)負(fù)荷的氧量設(shè)定值，如表1所示。

表1 優(yōu)化前后對應(yīng)負(fù)荷的氧量設(shè)定值 %

1.2.6 滑壓定值控制策略

1）問題分析 基建調(diào)試結(jié)束，機(jī)組主汽壓力設(shè)定采用定—滑—定方式運行。為了避免機(jī)組抽汽供熱不足，汽輪機(jī)廠家不推薦在230 MW以下工況運行。因而，在230～300 MW區(qū)間，主汽壓力設(shè)定為滑—定方式。負(fù)荷指令為230 MW時，主汽壓力設(shè)為15.54 MPa；負(fù)荷指令為247 MW時，主汽壓力設(shè)為16.70 MPa；負(fù)荷指令為360 MW時，主汽壓力設(shè)為16.70 MPa。

若負(fù)荷指令從230 MW增加至247 MW，則增加的17 MW負(fù)荷，其對應(yīng)的主汽壓力也要增加至1.16 MPa。由于負(fù)荷變化對應(yīng)的主汽壓力變化需經(jīng)過二階慣性環(huán)節(jié)，因而主汽壓力設(shè)定也需相應(yīng)延遲，才能匹配實際壓力變化。

AGC運行過程中，負(fù)荷指令可能在230～250 MW區(qū)間往返波動，此時主汽壓力設(shè)定值不僅不能有效跟蹤當(dāng)前負(fù)荷指令，而且由于變化幅度超過1 MPa，容易使鍋爐主控壓力調(diào)節(jié)過調(diào)，對安全運行不利。

為此，在260 MW和230 MW負(fù)荷下，分別測定汽輪機(jī)不同進(jìn)汽壓力下的機(jī)組熱耗率，確定機(jī)組定—滑壓優(yōu)化運行方式以及較佳進(jìn)汽壓力參數(shù)，為機(jī)組定—滑壓運行時的優(yōu)化控制提供技術(shù)依據(jù)。在定壓運行方式下，機(jī)組負(fù)荷為260 MW，主蒸汽壓力為16.7 MPa，得到修正后的運行熱耗率為7698.6 kJ／（k W·h）。在滑壓運行方式下，機(jī)組負(fù)荷為260 MW，主蒸汽壓力為16.1 MPa，得到運行熱耗率為7699.9 kJ／（k W·h），與定壓運行方式下修正后的運行熱耗率基本相同。同樣，負(fù)荷為260 MW，主蒸汽壓力為15.1 MPa，得到運行熱耗為7758.3 kJ／（k W·h），相比前兩者運行經(jīng)濟(jì)性要差一些。負(fù)荷為230 MW，主蒸汽壓力為16.2 MPa，得到運行熱耗為7832.2 kJ／（k W·h）；當(dāng)主蒸汽壓力為15.1 MPa時，得到運行熱耗為7829.6 kJ／（k W·h），兩者熱耗率接近。

2）改進(jìn)措施 通過試驗結(jié)果的分析和比較，機(jī)組負(fù)荷在260～230 MW區(qū)間，汽輪機(jī)進(jìn)汽壓力設(shè)定在約16.2 MPa，機(jī)組運行經(jīng)濟(jì)性相對較好。綜合機(jī)組安全性和經(jīng)濟(jì)性考慮，最終確定在300～230 MW負(fù)荷指令變動區(qū)間，主汽壓力設(shè)定為定壓方式，定值為16 MPa。

1.2.7 抽汽變化對機(jī)組負(fù)荷控制策略

1）存在問題 通過相鄰機(jī)組抽汽流量變化，觀察機(jī)組負(fù)荷、主汽壓力、抽汽流量各級汽溫參數(shù)等變化。檢測抽汽流量變化對實際負(fù)荷和主汽壓力影響。鍋爐主控保持手動不變，汽機(jī)主控保持自動維持機(jī)組主汽壓力穩(wěn)定，相鄰機(jī)組抽汽減少10 t／h，機(jī)組參數(shù)變化情況為即便抽汽流量緩慢變化，10 t／h抽汽也可以0.54 MW／min變化速率影響機(jī)組6 MW，而且容易引起機(jī)組主汽壓力波動，影響機(jī)組穩(wěn)定運行。

在加負(fù)荷過程中，汽機(jī)調(diào)門加大開度增加汽輪機(jī)進(jìn)汽流量，抽汽聯(lián)通閥壓力調(diào)節(jié)器因閥前壓力上升而開大抽汽聯(lián)通閥，維持抽汽流量不變?；ㄕ{(diào)試期間，由于工業(yè)抽汽并未投運，因此抽汽聯(lián)通閥壓力調(diào)節(jié)器作用較弱，機(jī)組升降負(fù)荷時，抽汽聯(lián)通閥壓力調(diào)節(jié)器不能及時跟隨調(diào)門開度變化，導(dǎo)致進(jìn)入汽輪機(jī)的蒸汽流量一部分分配至工業(yè)抽汽，沒有轉(zhuǎn)化為電負(fù)荷，減緩機(jī)組負(fù)荷變化速率，也造成汽機(jī)主控和抽汽聯(lián)通閥壓力調(diào)節(jié)存在一定程度共振，影響了機(jī)組變負(fù)荷性能。

2）改進(jìn)措施 加大抽汽聯(lián)通閥壓力調(diào)節(jié)器的調(diào)節(jié)作用，使機(jī)組負(fù)荷變化過程中，抽汽聯(lián)通閥壓力調(diào)節(jié)器及時跟隨汽機(jī)調(diào)門變化，用以減少工業(yè)抽汽對機(jī)組電負(fù)荷影響。

1.2.8 變負(fù)荷控制策略

1）問題分析 基建結(jié)束后，所構(gòu)筑的變負(fù)荷控制策略，由負(fù)荷指令變化的微分、經(jīng)過主汽壓力定值與實際主汽壓力偏差的修正，再疊加主汽壓力設(shè)定值變化的微分而成。原變負(fù)荷控制策略簡圖如圖2所示。

圖2 原機(jī)組協(xié)調(diào)及變負(fù)荷控制策略圖

由圖2可以看出，機(jī)組變負(fù)荷控制策略是以負(fù)荷指令微分和主汽壓力設(shè)定微分為主。為避免機(jī)組增加負(fù)荷時，主汽壓力高于設(shè)定值而使機(jī)組燃燒率超調(diào)，在負(fù)荷指令微分中輔以主汽壓力偏差修正，增負(fù)荷主汽壓力高于定值時，超調(diào)修正值減少，負(fù)荷指令微分?jǐn)?shù)值不變的情況下，乘以一個小的修正值，使總體超調(diào)減弱，達(dá)到智能調(diào)整超調(diào)的效果。

在基建調(diào)試階段，機(jī)組滑壓特性曲線設(shè)置在230～247 MW范圍內(nèi)變化，其壓力定值相應(yīng)在15.4～16.7 MPa區(qū)間內(nèi)變化。一旦機(jī)組負(fù)荷指令高于247 MW，機(jī)組處于定壓運行，此時主汽壓力設(shè)定值微分為0，不再起作用；與此同時，負(fù)荷指令在230～247 MW范圍內(nèi)波動，受設(shè)定值延遲時間影響，設(shè)定值微分作用不能真實同步于機(jī)組能量缺失。因而，此刻主汽壓力定值微分對機(jī)組超調(diào)的作用可以忽略。

由圖2可以看出，汽機(jī)主控設(shè)有壓力“拉回”回路F5（X）。當(dāng)主汽壓力波動超過設(shè)定值±0.5 MPa時，汽機(jī)主控設(shè)定值增加壓力修正。即主汽壓力小于設(shè)定值0.5 MPa后，汽機(jī)主控設(shè)定值減少一定數(shù)值，使汽機(jī)主控輸出增方向速度減弱甚至反向，通過主汽調(diào)門關(guān)來減輕主汽壓力向下趨勢。也就是說，通過犧牲負(fù)荷調(diào)節(jié)品質(zhì)，換取機(jī)組主汽壓力的穩(wěn)定。

在基建調(diào)試階段，該超調(diào)控制策略基本能滿足冷凝工況下AGC需要。機(jī)組實行抽汽供熱后，在變負(fù)荷過程中，機(jī)組調(diào)門開啟并不能同步增加負(fù)荷，而是一部分分配至供熱，因而變負(fù)荷速度相比原先冷凝工況慢，主汽壓力波動幅度隨著放大，汽機(jī)主控“拉回”回路頻繁動作，機(jī)組負(fù)荷和負(fù)荷指令偏差擴(kuò)大，導(dǎo)致機(jī)組AGC性能變差。機(jī)組變負(fù)荷初期，實際負(fù)荷不隨負(fù)荷指令上升，主要受汽機(jī)主控壓力“拉回”回路的影響。

2）改進(jìn)措施 在鍋爐超調(diào)部分，由于機(jī)組對滑壓曲線進(jìn)行了優(yōu)化，機(jī)組AGC工作范圍變?yōu)?6 MPa定壓運行，因而，主汽壓力定值微分失去意義，故刪去此部分邏輯。同時，原有的超調(diào)修正由乘法改為加法，提高了主汽壓力在原先超調(diào)中的權(quán)重，機(jī)組增加負(fù)荷時，若主汽壓力過高，機(jī)組超調(diào)修正可能出現(xiàn)負(fù)數(shù)，以使機(jī)組更智能地修正變負(fù)荷過程中的壓力變化。

汽機(jī)主控部分則增加汽壓“拉回”回路控制邏輯，機(jī)組變負(fù)荷工況，取消“壓力”拉回回路的影響，使機(jī)組負(fù)荷完全跟隨機(jī)組負(fù)荷指令，做到及時響應(yīng)，并在動態(tài)過程消除控制偏差。優(yōu)化后機(jī)組協(xié)調(diào)及變負(fù)荷控制策略原理圖，如圖3所示。

采取優(yōu)化措施后，機(jī)組以3 MW／min實際變負(fù)荷速率變化40 MW負(fù)荷的AGC運行。機(jī)組穩(wěn)態(tài)時，主汽壓力靜態(tài)偏差維持在0.2 MPa之內(nèi)，機(jī)組負(fù)荷靜態(tài)偏差2 MW之內(nèi)，變負(fù)荷過程主汽壓力動態(tài)偏差最大為0.57 MPa，負(fù)荷偏差最大為2 MW，品質(zhì)指標(biāo)令人滿意，完全能夠滿足電網(wǎng)調(diào)度AGC要求。

圖3 優(yōu)化后機(jī)組協(xié)調(diào)及變負(fù)荷控制策略圖

2 一次調(diào)頻控制策略分析與優(yōu)化

通過改變汽機(jī)主控（調(diào)門開度）輸出指令，觀察機(jī)組負(fù)荷、主汽壓力、抽汽流量各級汽溫參數(shù)等變化。在類似一次調(diào)頻動作工況下，機(jī)組可反映出實際負(fù)荷和主汽壓力變化。

在汽機(jī)主控保持手動工況且機(jī)組處于穩(wěn)態(tài)工況下，手動將主控指令在207 MW和215 MW間變化。在主控手動增減5 MW情況下，機(jī)組負(fù)荷延遲6 s左右開始變化，變化幅度為4～5 MW。抽汽流量延遲12 s變化，變化幅度約3 t／h。

在汽機(jī)主控手動增減8 MW情況下，機(jī)組負(fù)荷延遲4 s開始變化，變化幅度為4～6 MW。抽汽流量延遲6 s變化，變化幅度約為3 t／h。隨著汽機(jī)主控變化幅度增加，主汽壓力變化幅度增大，抽汽流量波動幅度也相應(yīng)變大，機(jī)組穩(wěn)定性變差。汽機(jī)調(diào)門動作幅度過大過快，抽汽聯(lián)通閥不可能同步變化以保證抽汽流量一成不變。因而，若電網(wǎng)一次調(diào)頻動作幅度達(dá)到上限，機(jī)組調(diào)門瞬間大幅開啟的情況下，不可避免地會影響供熱抽汽品質(zhì)，引發(fā)系統(tǒng)震蕩，造成機(jī)組不能安全穩(wěn)定運行。

抽汽供熱機(jī)組汽機(jī)調(diào)門開啟的邊界條件，使得一次調(diào)頻調(diào)節(jié)參數(shù)不能等同于冷凝工況運行機(jī)組。基建調(diào)試結(jié)束后，原定協(xié)調(diào)側(cè)和DEH側(cè)一次調(diào)頻的參數(shù)設(shè)置如表2所示。

經(jīng)過一系列汽機(jī)主控調(diào)門試驗調(diào)整后，在確保機(jī)組一次調(diào)頻功能最大程度滿足調(diào)度要求的前提下，兼顧機(jī)組安全，重新設(shè)置機(jī)組一次調(diào)頻參數(shù)，優(yōu)化后協(xié)調(diào)側(cè)和DEH側(cè)一次調(diào)頻的參數(shù)設(shè)置，如表2所示。

表2 協(xié)調(diào)側(cè)和DEH側(cè)一次調(diào)頻參數(shù)設(shè)置

3 結(jié)語

2011年底，上海電網(wǎng)2臺1000 MW機(jī)組接連跳閘，吳涇熱電廠8號和9號機(jī)組一次調(diào)頻動作正常，電廠各參數(shù)運行平穩(wěn)，沒有出現(xiàn)大范圍震蕩現(xiàn)象，達(dá)到了電網(wǎng)調(diào)度要求。

目前，吳涇熱電廠8號和9號機(jī)組在抽汽供熱工況下，負(fù)荷范圍在230～300 MW內(nèi)，具有以3 MW／min負(fù)荷變化速率參與電網(wǎng)調(diào)度AGC的能力，并能根據(jù)上海市電力公司調(diào)度通信中心對調(diào)速系統(tǒng)整定單的要求，滿足轉(zhuǎn)速不等率為4%，幅度為±6 MW的一次調(diào)頻動作要求。機(jī)組穩(wěn)態(tài)運行時，主汽壓力靜態(tài)偏差維持在0.2 MPa之內(nèi)，機(jī)組負(fù)荷靜態(tài)偏差維持在2 MW之內(nèi)，變負(fù)荷過程中主汽壓力動態(tài)偏差最大為0.57 MPa，負(fù)荷偏差最大為2 MW，達(dá)到火電廠模擬量控制系統(tǒng)驗收測試規(guī)程中優(yōu)良品質(zhì)指標(biāo)，為電廠穩(wěn)定、安全、經(jīng)濟(jì)運行奠定了良好的基礎(chǔ)。