300MW机组协调控制系统解析
300MW火电机组协调控制系统优化
电气工程与自动化♦Dianqi Gongcheng yu Zidonghua300 MW火电机组协调控制系统优化杨宏斌(山西临汾热电有限公司，山西临汾041000)摘要:分析了同煤集团山西临汾热电有限公司原协调控制系统存在的问题，找出了电厂机组AGC调节品质较差的本质原因，并 针对协调系统锅炉汽机主控以及调节过程中涉及的燃烧子系统的自动控制进行了优化。
优化后的机组双细则考核和补偿数据证明了 该方案的适用性和有效性。
关键词:AGC;协调;优化0引言同煤集团山西临汾热电两台30万kW机组的DCS系统采用 的是北京国电智深NT+控制系统,汽轮机电液调节系统DEH 采用美国ABB公司的Symphonyx系统。
控制功能方面，DCS系 统实现了MCS自动控制系统、顺序控制系统SCS、锅炉安全 监控系统FSSS、数据采集系统DAS及事故追忆SOE功能，而 DEH系统则对汽轮机启停、调门控制和重要参数进行监视和 保护。
机组协调控制方式为锅炉跟随汽机，即当机组在CCS控 制方式和AGC控制时，锅炉调节汽压，汽机髙压调汽门控制 功率，将汽压偏差引入汽轮机主控制器，让汽轮机在控制功 率的同时，配合锅炉共同控制主蒸汽压力，以改变汽压的控制 质量。
1现存问题分析及解决方案临汾热电两台机组设计接收来自中调AGC信号，由CCS 系统计算负荷偏差，并计算出机组目标负荷，由DEH系统进行 负荷调节。
临汾热电2014年双机运行以来，AGC调节品质差、一次调频动作不正确,造成机组整个协调控制系统品质差，影 响了机组的各项指标要求。
从现场来看，主要存在以下问题：锅炉侧惯性迟延较大、磨煤机制粉风量控制差，导致实发功率 不能及时跟随调度指令;高压阀门摆动,造成负荷不稳，恶化 了调节品质;一次调频动作不可靠。
以上问题的存在,造成临 汾热电两台机组不能达到两个细则对于机组稳定性、准确性、快速性的要求。
1.1磨煤机制粉风量控制差1.1.1原因分析AGC功能主要有三个闭环控制:机组控制环、区域调节控 制环和计划跟踪环,机组控制环由DCS自动实现;区域调节控 制的目的是使区域控制误差调到零，这是AGC的核心;区域计 划跟踪控制的目的是按计划提供发电基点功率。
300MW循环流化床机组协调控制技术分析
热量 ： ４ ５ ０ ０ ￣５ ５ ０ ０ ｋ ｃ ａ ｌ ／ ｋ ｇ ； 床温范围 ： ８ ８ ０ ￣９ ５ ０℃ ； ＡＣ Ｃ 投入
方式 ： 非 连 续 投入 。 （ ３ ）河北 秦 皇 岛 电厂 。机 组类 型 ： 引 进 阿 尔 斯 通公 司 的 ３ ０ ０ ＭＷ Ｃ Ｆ Ｂ锅 炉 ； 给煤 方式 ： 三 级 给煤 ； 燃 煤 低 位
Ｃ Ｃ Ｓ就是要在对负荷快速响应的同时 ， 兼顾 到机组运行 的稳定
性， 汽 机调 速 系统 的 负 荷 动 态 响 应 特 性 比较 快 ， 近 似 为 比例 系 统 。而 锅 炉 侧 无论 是 锅 炉 燃 烧 系 统 还 是 汽 水 系 统 的 惯 性 都 比
非连续投入 。（ ２ ）大唐云南红河 电厂 。机组类 型 ： 引进阿尔 斯
３ 循 环 流 化 床 机 组 的 考 核 标 准 以 及 在 电 网 中 的 运 行
方 式
（ １ ）到 目前 为 止 ， 从 原 电 力 部 到 现 在 的 国家 电监 会 和 中 国
数的不断增加 ， 在电网中， 对循环流化床 机组 的 ＡＧ Ｃ以及一 次
调 频 运行 方 式 与 该 类 型 机 组 中 锅 炉 结 构 和 燃 烧 方 式 的 特 性 所
通公司的 ３ ０ ０ ＭＷ Ｃ Ｆ Ｂ锅 炉 ； 给煤方式 ： 三级给煤 ； 燃 煤 低 位 发
较 大， 协调控制 就是要 在两 者 之问 找到 一个 相对 的动 态平 衡 点， 满足机组在 负荷 响应过程 中的快速性及稳定性 的需求 。
根 据 ＤＬ ／ Ｔ ６ ５ ７ －２ ０ ０ ６ （ （ 火 力 发 电厂 模 拟 量 控 制 系 统 验 收 测
ＡＣ Ｋ ３ 运行方式实际上是 基于 Ｃ Ｃ Ｓ的 一 种 运 行 方 式 ， 所谓
300MW直接空冷机组协调控制系统及AGC响应特性的分析
Ｖ ｌ３ ｏ ３ ｏ。４ Ｎ ．
Ｈ ｉ ｎｊ ｎ ｌｃ ｉ Ｐ ｗ ｒ ｅｌ ｇｉ ｇＥ ｅｔ ｃ ｏ ｅ ｏ ａ ｒ
Ｊｎ２ １ ｕ ．Ｏ ２
３ ０ＭＷ 直 接 空冷 机 组 协 调 控 制 系统 ０ 及 Ａ ＧＣ 响 应 特 性 的 分 析
袁俊 文 马 ， 钢 孔令 慧 姚 法勇 杨 ， ， ， 伟
ｂ ０ ｙ３ ０ ＭＷ ｏ ｌ ｒｄ ｕ ｉ ｉ ｉｃ ｅ ｇＴ ｅｍａ ｏ ｅ ｌｎ ，ｅ ｐ ｒｍｅ ｔｌ ｎ ｓｔｅｐ ｒｍｅｅ ｎｔｅｂ ｓ ｆｈ ｃ ａ ｅ ｎｔ ｎＪｎ ｈ ｎ ｈ ｒ ｌ ｗ ｒ ａ ｔ ｘ ｅ ｉ ｆ Ｐ Ｐ ｉ ｎａｌ ｔ ｅ ｈ ａａ ｔｒｏ ａｉ ｏ ｅ ｙｕ ｈ ｓ ｔ
ｔ ｅ ｆ ｅ —ｆ ｒ ｒ ｉｎ ｌｏ ｉｈ ｉ ｒｍ ｏ ｄ ｃ ｍｍａ ｄ，ｄｉ ｅ ｅ ｔａ ｆＤＥＢ —ＴＦＦ ａ ｄ ｍａｎ ｓｅ ｍ ｒ ｓ ｕ ｅ ｄ ｖａ ｈ ｅ ｄ ｏ ｗａ ｄ ｓｇ ａ ｆｗｈ ｃ ｓｆｏ ｌａ ｏ ｎ ｆ ｒ ｎ ｉ ｌｏ ｆ ｎ ｉ ｔ ａ ｐ ｅ ｓ ｒ ｅ ｉ－ ｔ ｎ，ｉ ｎ ｎ ｉ ｇ ｔ ｅ ａ ａ ｔ ｅ ｏ ｘｅ ｎ ｌｌ ａ ｆｕ ｉ．Ｔｈ ｅ ｕ ｔｏ ｅ ｔｓ ｏ ｈ ｔＤＥＢ ｃ ｎ ｒ ｌｒ ａ ｈｅ ｈ ｅ ｉ ｏ ｎ ｅ ｈａ ｃ ｎ ｈ ｄ ｐ ｉ ｆｅ ｔ ｒ ａ ｏ ｄ ｏ ｎ ｔ ｖ ｅ ｒｓ ｌ ｆｔ ｓ ｈ ｗｓ ｔ ａ ｏ ｔｏ ｅ ｃ ｓ ｔ ｅ ｒ — ｑ ｉｅ ｎ ｏ ｈ ａ ｉ ｉｙ ａ ｄ ｓａ ｉ ｔ ｆｃ ｏ ｄ ｎ ｔｄ ｃ ｎ ｒｌ ｓ ｓｅ ，ｗｈ ｃ ｆｅ ｔｖ ｌ ｎ ａ ｃ ｓ ｔ ｅ ｒ ｓ ｏ ｅ ｔ ｕ ｒ ｍｅ ｔｆ ｒｔ ｅ ｒ ｐ ｄ ｔ ｎ ｔ ｂ ｌ ｙ ｏ ｏ ｒ ｉ ａ ｅ ｏ ｔｏ ｙ ｔｍ ｉ ｉ ｈ ｅｆ ｃｉｅ ｙ ｅ ｈ ｎ ｅ ｈ ｅ ｐ ｎｓ ｏ ｔ ｅ ｅ ｔ ｒ ａ ｏ ｄ． ｈ ｘｅ ｌｌ ａ ｎ
300MW机组协调控制系统及一次调频组成和优化
300MW机组协调控制系统及一次调频组成和优化广西投资集团来宾发电有限公司广西来宾 546100摘要：实际运行中，大部分300MW机组一次调频存在各种各样的问题，动作幅度达不到要求而被电网公司考核，本文针对火电厂一次调频存在的问题及优化控制策略进行了分析，以300MW机组为例。
关键词：一次调频；转速不等率；转速死区；协调控制一次调频是汽轮机调速系统根据电网频率的变化自动调节汽门开度，改变汽轮机功率，从而调节电网负荷偏差的过程，在网300MW机组共同通过一次调频的调整，维持电网频率在50Hz稳定运行。
1一次调频构成及电网考核要求1.1一次调频构成一次调频功能采用汽轮机转速为基础的DEH阀控、功率控制、CCS协调控制三种控制方式，300MW机组协调运行方式运行时，DEH侧一次调频、CCS侧一次调频共同作用，DEH侧一次调频动作快，能够快速响应电网频率变化引起的300MW 机组负荷变化，但持续时间短，CCS侧一次调频，作用在汽轮机主控制器上，为稳定一次调频负荷量提供了保障。
控制逻辑中火电300MW机组转速不等率一般设置为4%-5%，滤波死区通常设置为为±2r/min，调频负荷变化幅度上限可以加以限制，但限制幅度不应过小，是否满足：额定功率≥500MW300MW机组，幅值上限不小于6%额定功率；额定功率≥350MW且 <500MW300MW机组，幅值上限不小于7%额定功率；额定功率≥250MW且 <350MW300MW机组，幅值上限不小于8%额定功率；额定功率<250MW，幅值上限不小于10%额定功率[1]。
1.2火电300MW机组一次调频现状及原因分析造成一次调频合格率低的原因分析：大部分300MW机组一次调频采用转速偏差作为电网频率变化值，而汽轮机转速测量精度较低，且与电网实际频率存在滞后现象，导致汽轮机动作滞后；阀门流量特性不准确，当一次调频动作时，相应汽轮机调节阀动作，但因阀门流量特性不好，阀门虽然动作，但实际总进汽量并未有明显变化，导致负荷变化幅度达不到要求[2]；逻辑设置不合理，未设置AGC 与一次调频反向动作时闭锁功能、未考虑压力拉回回路对一次调频的影响；某些300MW机组为了增大一次调频动作量，在标准调频函数基础上增加偏置，局部放大一次调频幅值，以达到提高15秒和30秒响应指数的目的，此种控制策略小幅度提高了一次调频控制效果，但因为门槛式放大，只要频差超过所设门槛值，调频量即放大，对是否为有效小扰动无差别对待，造成了大量无效一次调频波动，导致一次调频正确动作率降低。
分析300MW火力发电机组协调控制系统的优化
140中国航班设备与制造Equipment and ManufacturingCHINA FLIGHTS分析300MW 火力发电机组协调控制系统的优化贡占宽 王毅 李津云|河北衡丰电厂摘要：当今发电企业生产中热控自动化控制起到越来越高的稳定机组运行的作用,机组自动发电量与电网资源配置需求相互协调优化管理就是基于热控自动化控制系统实现的。
当前发电厂机组通过协调控制系统实现自动发电量控制系统投入运行，能够在有效的降低运行管理人员劳动强度的同时实现机组运行的最优化控制进而提高机组稳定性和发电量。
因此热控控制系统中相关的协调控制在发电机组稳定运行工作中起到相当重要的作用。
本文通过对某发电企业实际控制系统改进经验的分析,对协调控制系统提出相关的优化方案。
关键词：火力发电机组;发电量控制;协调控制系统;优化近年来我国经济与国际高度接轨并高速发展，社会总用电量快速上涨，这就导致了发电单元机组容量和发电厂竞争也日趋激烈，协调控制相对当前３００ＭＷ机组火力发电厂显得尤为重要。
通过优化协调系统的调节品质和工作模式从而满足发电机组越来越高的安全性、稳定性和经济性的要求，受到人们越来越高的重视。
1 协调控制系统的概述1.1 协调控制的概念协调控制通过协调锅炉与汽轮机之间的各子系统系统来完成机组功率控制的任务，这是一种包含前馈信号和反馈信号的控制系统。
为达到协调控制在工作中各环节和各单元能够全面统一的控制与管理，最终将各子系统的优势发挥到最大程度，我们将大分析300MW 火力发电机组协调控制系统的优化控制系统分解成相互协调的若干子系统，这称为分解协调控制。
而协调控制的最终目的，就是通过调整各子系统之间的相互关系，使各子系统从顺应全局控制目标，进而达到各子系统之间的和谐统一，从而使得整个系统达到最优化。
1.2 协调控制的功能与含义我国引进协调控制理念系统用于火力发电机组负荷控制。
为实现在锅炉运行中将煤、风、水的相互协调运行的目的，协调控制系统将锅炉和汽轮机看成一个整体，相互之间协调运行，最终完成对机组负荷和主气压力等的控制目的。
300MW循环流化床机组协调控制系统的研究与投运
1前言辽宁煤矸石发电有限责任公司机组为300MW亚临界参数循环流化床发电机组。
锅炉为上海锅炉厂制造，采用自然循环、中间再热的循环流化床燃煤锅炉。
汽轮机为哈尔滨汽轮机厂制造的亚临界蒸汽参数、单轴、中间再热、直接空冷凝汽式汽轮机。
循环流化床锅炉由于具有燃烧效率高、低污染、燃料适应性广的优点而得到越来越广泛的应用,但是在其应用化和大型化的过程中还存在着需要解决的问题。
这些问题除了循环流化床本体设计和结构本身存在的问题外,循环流化床锅炉热工自动控制方面的问题已经成为其推广应用的主要障碍。
这些困难主要是:a.循环流化床锅炉是一个非线性、时变、多变量耦合的控制对象,循环流化床锅炉自动控制系统需要完成比煤粉锅炉更复杂的控制任务。
b.采用现代控制理论方法的基础是要求有描述受控对象的较为精确的数学模型。
然而由于循环流化床特性的复杂性,难以建立循环流化床锅炉精确的燃烧数学模型。
c.由于循环流化床燃烧的复杂性和特殊性,使得实现循环流化床锅炉的自动控制变得十分困难。
对于煤粉锅炉行之有效的常规控制方法,已经难以保证循环流化床锅炉各项控制指标的实现。
协调控制系统是现代大型火电机组最重要的自动控制系统，协调控制系统能否投入关系到整台机组的自动化控制水平，同时协调控制也是机组一次调频及AGC控制投入的基础，但对于目前国内已投运的循环流化床机组进行调研，能真正将机组协调控制系统投入的较少。
因此针对辽宁煤矸石发电有限责任公司300MW循环流化床机组，进行协调控制系统的研究与投运。
2 协调控制系统的控制方式组成（1）以锅炉跟随为基础的协调控制在控制上还是采用以锅炉跟随为基础的协调控制，汽机和锅炉两侧并行地接受负荷指令。
锅炉侧通过前馈的比例控制来快速加减锅炉主控指令，用以粗调主汽压力。
主汽压力偏差信号进入锅炉主控PID，用以细调主汽压力；汽机侧通过改变主汽门开度来调整机组出力的大小，当汽机机前压力与设定值偏差超过一定限值时，汽机主汽门开度将受到限制。
300MW火电厂发电机组协调控制系统优化
300MW火电厂发电机组协调控制系统优化摘要：在胜利发电厂协调控制系统投入的实践中，通过对自动控制系统控制策略进行优化，解决负荷控制响应缓慢和压力控制的波动问题，分析燃料量、风量对协调控制系统投入的影响和相应的试验结果。
同时，简要介绍协调控制系统投入过程中所做基本试验过程和结果。
关键词：协调、燃料、负荷、控制策略一、引言胜利发电厂2x300 MW机组作为大型燃煤电厂，参加电网自动发电控制(AGC)势在必行。
AGC对单元机组的基本要求就是机炉协调控制系统(CCS)要投入，并且要求具有较高的调节品质。
但是该机组的协调控制系统在投运期间，控制品质一直很差，主汽压力波动大（13.5---16.3Mpa）, 在变负荷运行时，负荷偏差大，系统不易稳定，严重影响了机组的安全稳定运行，这就需要对该系统进行优化。
二、现状调查与分析胜利发电厂二期300MW燃煤机组协调控制系统采用的是以炉跟机为基础的协调控制系统，即汽机调节器控制输出功率，锅炉调节器控制主汽压力。
其中，功率调节子系统为单回路自动调节系统；锅炉压力调节子系统采用以机前压力为主调、一次风流量为副调的串级调节系统，其基本工作原理是（如图1-1），当功率设定值变化时，汽机调节器改变调节阀开度，从而改变进汽量，使发电机输出功率迅速满足负荷要求；调节阀开度改变后机前压力随即改变，于是通过锅炉调节器改变燃料量。
该系统的优点是压力调节速度快，当压力一但有偏差，调节系统能迅速改变给粉量，缺点很明显：即无论是负荷扰动还是锅炉内部扰动，都会引起机前压力变化，当多个扰动发生时，就会引起压力不稳定。
另外，在实际应用中，发现一次风流量测量装置所安装的风粉管道直管段不够长，不能满足测量装置的技术要求，导致流量测量与实际有偏差，且由于测量的是风粉混合物，极易发生堵管现象，给粉量不稳定，导致主汽压力波动大。
在变负荷运行期间，虽然汽机侧调节器输出、汽机调门相应变化，但实际负荷的变化与指令偏差较大（如图1-2），这说明DEH逻辑定义的汽机阀门流量特性曲线与与实际流量特性曲线有偏差，导致阀门开度变化与功率变化不同步。
300MW机组调节保安系统讲解
弹 出
复位分解
复位 反馈
带电！
挂闸完成
失电！
遮断、超速模块
蓄能器
伺服阀
伺服阀是四通阀，如图所示，p为压力油来油，T为回油，A与B为去油动机腔室。003系列伺服阀（300MW机组高调、高主）， 仅用其中的一个通道（A或B），实现三通。见下图：
伺服阀滑阀在中间位置。பைடு நூலகம்
来油通过两侧节流孔进入伺服阀的上部，作用在主滑阀两侧的作用力相 等，滑阀不动作，处于中间位置，油动机既不开，也不关。
伺服阀在开阀位置。
油动机需要开启时，线圈带电，使拨叉向右移动，堵住右侧小孔，使右 侧通过节流孔的来油建立起油压，使主滑阀左右两侧失去平衡，滑阀向 左移动，导通P和A，油动机充油，阀门开启
伺服阀在关阀位置。
油动机需要关闭时，线圈反向带电，使拨叉向左移动，堵住左侧小孔， 使左侧通过节流孔的来油建立起油压，使主滑阀左右两侧失去平衡，滑 阀向右移动，导通T和A，油动机出油，阀门关闭
一、抗燃油油站
高调门
右侧高主（带伺服阀）
左侧高主（电磁阀）
中压联合汽阀
低压保护装置
飞环
撑钩的脱扣
手拉脱扣 器撑紧钩急的遮脱断扣阀由在三连方杆面的实拉现动：下手向拉右脱移扣，器切、断 机供械油停并机泄电掉磁高铁压动保作安、油飞，环关击阀出停打机击。撑钩； 这几方面均可达到停机的目的。 飞 出
调节保安系统概述
我厂汽轮机调节保安系统采用东方汽轮机厂生产的D300P型汽轮 机调节保安系统。该系统可分为：低压保安系统，高、低压接口 装置，高压抗燃油系统及汽轮机安全监视保护系统。
调节保安系统是高压抗燃油数字电液控制系统（DEH）的执行机 构，它接受DEH发出的指令，完成挂闸、驱动阀门及遮断机组等 任务。本机组的调节保安系统满足下列基本要求： 挂闸 适应高、中压缸联合启动的要求 适应中压缸联合启动的要求 具有超速限制功能 需要时，能够快速、可靠地遮断汽轮机进汽 适应阀门活动试验的要求 具有超速保护功能
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在此方式下，锅炉侧以反映汽轮机对锅炉需求
的能量平衡信号 的锅炉蓄能，当
机作组为PP负T1前P荷s 馈指引令入变，化以时补，充通被过利用前
馈调节信号，提前调整锅炉燃烧，以适应负荷
变化需求。锅炉控制器给出锅炉负荷指令，作
为锅炉燃料和风量调节的主信号。同时采用热
量信号作为反馈信号与锅炉负荷指令相
N 150 Y T
PR PR 05
LD 03
LDC OUT
四、机炉主控制器的具体方案
机、炉主控制器是协调控制系统的控制机构， 主要功能是根据机组的运行条件和要求，运行人 员可选择协调、锅炉跟随、汽机跟随等控制方式， 给出合理的控制方案提供机组全面的协调控制。
机炉负荷指令的形式： 定压运行：手动方式、锅炉跟随方式、汽
3、汽轮机跟随方式
汽轮机跟随方式如图 SH03③所示。在此方 式下，机组功率控制 回路被切除，汽轮机 侧汽压控制回路进行 自动控制。锅炉主控 制器切手动，即锅炉 侧负荷由操作员手动 控制。
4、协调控制方式
协调控制方式如图SH03④所示。在此方式下，
机组的功率和汽压都进行自动控制，由汽轮机
侧对功率进行控制，使输出功率 等于P机E 组实际 负荷指令 ；由锅P炉0 侧对汽压进行控制，使主汽
AD 04
ADS投入
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300MW机组协调控制系统
学生姓名： 韩丽 指导老师： 于鹏娟 日 期： 12.31
目录：
一、原始资料及设计任务 二、DEB\400的系统的特点 三、负荷管理控制中心的具体方案 四、机炉主控制器的具体方案 五、小结
一、原始资料
本燃煤汽轮发电机组设备为上海三大主 机厂引进技术改造，主要辅机由上海电站 辅机厂、杭州汽轮机厂等厂家引进技术改 造。锅炉为亚临界一次中间再热控制循环 中间储仓式燃煤汽包锅炉，汽轮机为亚临 界一次中间再热、高中压缸合缸、单轴凝 汽器。汽轮机在0-25%及85%以上负荷采用 定压运行，25%-85%之间采用滑压运行。本 单元机组正常运行的主要任务是担负青岛 地区的基本负荷及山东电网的调峰（且要 求调频），对外负荷响应有较高的要求。
P0
作为锅炉主控负荷指令。压
代表了汽轮机的有效阀位，而
T
则P1 PT
P0
则适应于定压或滑压的控制方式，且不受锅
炉燃烧率的影响，该信号作为调节锅炉燃烧率的
输入指令，能准确代表汽轮机对锅炉的能量需求。
3、以热量信号DQ作为反馈，与汽轮机的能量需求信
号相平衡，无需以主汽压力作为被调量的反馈控
制，热量信号
对于中间储仓式制粉系统和
负荷管理控制中心（SH01）
电网频率
HZ4001
HZ
中调指令
AD4001 ADS
操作员指令 负荷下限
MW_SP
负荷上限
负荷变化率
RATE_LIM.RI01
机组功率
MW4001
I
A
AI A
I
A
I MW
QH 04
QC
FX1.OUT f(x)
Y
FQ
TN 0
04
T1.OUT
一次调频投入
QC
QA 04
N YT
平衡。热量信号为
（因调节级压力 p 能
1
准确反映蒸汽流量D的变化，比蒸汽流量信号容
易测的，故常用调节级压力信号替代蒸汽流量
信号）。汽轮机侧以主汽压力的偏差信号作为
前馈调节信号，主汽压力信号组成了一个用非
线性函数器f(x)实现的主汽压力偏差拉回回路，
该回路根据主汽压力偏差开调节汽轮机的功率，
从而防止主汽压力的大幅度波动。
设计任务
1、根据单元机组对象的特点和机组正常运 行的任务确定协调控制系统的负荷指令处 理部分、机炉主控制部分的基本方案。
2、画出SAMA图和逻辑图。
二、DEB\400的系统的特点
1、机组功率由汽轮机侧调节，能快速地控制机组
的输出功率与外界负荷要求匹配。
2、力以比能pp量1 平线衡性信地号
P1 PT
轮机跟随方式、协调控制方式 滑压运行：协调控制方式
1、手动方式
手动方式如图SH03①所示。在此方式下， 机组功率和汽压控制回路被切除，锅炉主控和汽 轮机主控都切手动，由操作员手动控制改变锅炉 指令和汽轮机负荷指令，汽轮机侧DEH在就地时， 跟踪汽轮机负荷参考值。
2、锅炉跟随方式
锅炉跟随方式如图 SH03②在此方式下机组 功率控制回路被切除，汽 压自动控制。此时，汽轮 机负荷由操作员手动控制， 通过汽轮机主控制器发出 机组负荷指令，直接作为 汽轮机负荷指令。锅炉侧 由锅炉主控制器和能量平 衡前馈信号来控制，保证 汽压等于给定值，主控制 器给出锅炉负荷指令，作 为锅炉燃料和风量调节系 统的主信号。同时采用热 量信号与锅炉指令相平衡。
小结
该系统是一个以炉跟机为基础的协调控制 系统。机组对负荷的快速响应是通过机炉两侧 的前馈调节实现的。而当锅炉蓄热过度，引起 主汽压力明显下降时，又通过压力拉回回路， 抑制汽轮机调门过调，保证汽压在允许范围内。 在调节过程后期，锅炉通过压力调节器PI维持 主控压力为定值，汽轮机利用功率调节器PI保 证机组负荷为定值。在该系统中，汽包压力的 微分信号使控制过程更加平稳，汽轮机的能量 需求信号直接作为锅炉指令，与热量反馈信号 构成燃料控制信号，更为直接、快速的实现机 炉之间的动态能量的平衡。
直吹式系统机组都适应。
DEB\400系统
三、负荷管理控制中心
负荷管理控制中心是协调控制系统的指挥机构， 它的主要功能是根据电网调度中心的要求负荷指 令或机组运行人员要求改变负荷的指令以及机组 主辅机运行情况，处理成适合于机炉运行状态的 实际负荷要求指令P0。负荷管理控制中心包括： 1、机组负荷指令的方式及处理。 2、机组最大负荷\最小负荷限制。 3、负荷要求指令的增\减闭锁。