协调控制系统试验
RB控制系统试验
3 协调控制系统输 出至FSSS跳磨或 给粉机的控制逻 辑正确，数字量 输出回路能正确 动作；
4 协调控制系统在 RB发生后能够自 动切换到TF方式 运行；
5 RB时，主汽压采 用的定压/滑压 方式符合设计要 求，一般应切换 到滑压方式运行；
6 滑压运行方式时， 滑压速率参数设 定制策略主要由模拟量控制系统(MCS)和燃烧器管理系统(BMS)共同实现
RB功能模拟 试验
在机组停运的情况下，按 设计的功能依次模拟RB 产生的条件，进行RB功 能模拟试验。试验中，主 要应检查以下一些内容：
1 所有的RB数字量 输入回路能够正 确动作；
2 负荷运算回路、 负荷指令变化速 率等RB控制参数 已正确设定；
RB控制系统试验
RB控制系统
当发生部分主要辅机故障跳闸，使锅炉最大出力低于给定功率时，协调控制系统将机组 负荷快速降低到实际所能达到的相应出力，并控制机组在允许参数范围内继续运行，该 过程称为RB。
RB试验的目的是检验机组和控制系统在故障下的适应能力，RB功能的实现为机组在高 度自动化运行方式下提供了安全保障。
RB功能动态试验
● 在进行RB动态试验之前，应检查具备以下条件： ● 1）协调控制系统及控制子系统已正常投用，并完成相应的定值扰动和负荷摆动试验，调节品质合格； ● 2）协调控制系统在TF方式下定值扰动试验合格，调节品质符合要求。参考指标：0.6～0.8MPa定值扰 动下，过渡过程衰减率Ψ=0.7～0.9、稳定时间＜6min； ● 3）RB功能模拟试验已完成，结果满足要求； ● 4）机组保护系统已正常投入 。 ● 在进行正式的RB动态试验之前，一般应进行预备性试验，以确认协调控制系统在RB工况下能正确进行 控制，并根据预备性试验的结果相关参数进行适当调整。 ● RB正式试验一般在90%Pe以上负荷工况下进行，以考核机组和协调控制系统在RB工况下控制能力。 动态试验应按设计的RB功能分项进行，记录各被调量的动态曲线。 ● RB试验的品质指标：机组RB试验时，参数波动范围不危及机组安全和不引起机组保护动作跳闸，即为 合格
机组协调控制智能优化系统的研究与实践王海
机组协调控制智能优化系统的研究与实践王海发布时间：2023-08-03T07:12:46.384Z 来源：《工程建设标准化》2023年10期作者：王海[导读] 针对燃煤机组普遍存在煤质多变燃烧不稳、复杂工况主参数波动大、宽负荷下涉网性能不佳等难题，根据电网考核指标算法和AGC 负荷指令变化的特点，以智能控制器为基础，开展智能控制系统的实践研究。
大唐陕西发电有限公司延安热电厂陕西延安 716000摘要：针对燃煤机组普遍存在煤质多变燃烧不稳、复杂工况主参数波动大、宽负荷下涉网性能不佳等难题，根据电网考核指标算法和AGC负荷指令变化的特点，以智能控制器为基础，开展智能控制系统的实践研究。
关键词：燃煤机组、协调控制、智能优化。
一、研究与实践简述智能控制系统主要技术内容包括：基于机炉能量平衡的负荷指令智能重构、基于历史数据的宽负荷基准煤自适应控制、适应AGC指令频繁变化的锅炉主控智能前馈、基于向量自回归的水煤比自寻优技术、基于模糊规则预测的脱硝控制等，有效解决了机组涉网调节、提高机组燃料灵活性与安全稳定运行的协同优化难题。
二、系统架构智能控制系统以新一代高性能控制器为核心，在高性能控制器中实现历史数据分析比对、系统建模、逻辑组态和算法封装工作。
高性能控制器内置通信模块，采用Modbus通信协议与DCS系统进行通讯。
项目通过开发独有的智能算法和控制策略，在提升机组调频调峰能力的同时，保证机组主要参数在合理范围内，同时具备自学习能力，针对不同运行工况和煤质频繁变化表现出较强的适应性。
三、实践成果（1）基于机炉能量平衡的负荷指令智能重构。
控制系统在机组变负荷时根据机炉能量平衡原则，在常规控制方法的基础上对机组负荷指令进行精准修正，为了达到更好的AGC响应能力，针对AGC考核指标在机组负荷指令回路中增加调频前实际负荷指令微分环节提高响应速度、增加AGC目标负荷指令微分提高响应时间，其微分动作量受机组负荷、压力调节偏差和变化速率、一次调频等自动校正。
1000MW超超临界机组协调控制系统节能优化试验研究_宫广正
行滑压运行优化，按获得的最优滑压运行曲线计算，供电煤耗平均可以降低0.83g/（kW ·h ），取得了很好的节能效果。
1机组简介宁海电厂5号和6号机组采用上海汽轮机厂生产的1000MW 一次中间再热超超临界双背压凝汽式汽轮机，锅炉为上海锅炉厂有限公司引进Alstom -Power 公司技术生产的1000MW 超超临界一次再热、单炉膛单切圆燃烧直流炉。
在运行参数和热力系统运行状态基本不变的情况下，机组负荷与主蒸汽流量成正比例关系，主蒸汽流量与主蒸汽压力和汽轮机高压调节汽门开度成正比例关系。
因此，相同负荷工况下，主蒸汽压力和高压调节汽门开度基本成反比例关系。
机组正常运行时采用滑压方式运行（即变负荷运行时高压调节汽门开度不变，由主蒸汽压力控制机组负荷），在汽轮机高压调节汽门开度减小，调节汽门节流损失增大，由主蒸汽门前参数和高压缸排汽参数计算的高压缸效率下降[2]。
同时，进汽压力提高使得蒸汽比热上升，高压缸排汽温度下降，循环吸热量增加，循环热效率下降，并且因给水泵功耗上升使小汽轮机耗汽量增加，汽轮机做功量减少。
调节汽门节流损失增大、高压缸排汽温度下降和小汽轮机耗汽量增加等因素均将对机组运行经济性造成不利影响。
因此，本项优化研究旨在确定各负荷工况下较合适的主蒸汽压力，即滑压曲线，在确保机组安全性和可控性前提下使得运行经济性最佳。
2系统滑压曲线介绍及存在问题宁海电厂滑压设定是根据机组负荷变化而变化的，负荷小于200MW 时压力设定值保持在8.5MPa 不变；当负荷大于200MW 时，机组为滑压１０００ＭＷ超超临界机组协调控制系统节能优化试验研究宫广正（神华国华太仓发电有限公司，江苏太仓215433）收稿日期：2015-07-07，高级工程师，从事电厂生产管理工作。
E-mail:476465680@第10期运行状态，压力设定根据厂家给定的机组压力负荷曲线得出，压力设定值是机组的目标负荷的折线函数，压力设定曲线如图1所示。
350MW机组 RB方案
目录1 RB试验的目的2 RB试验的依据3 RB试验应具备的条件4 RB控制概况5 RB冷态试验6 RB动态试验7 RB试验结果评定8 组织分工9 安全注意事项1 RB试验的目的运行中的大型火电机组，当主要辅机发生故障跳闸或手动切除，造成锅炉出力无法满足机组负荷的要求，机组实发功率受到限制时，为了适应运行设备出力，机组协调控制系统自动将机组负荷迅速降到尚在运行的辅机所能承受的目标负荷值，并控制机组在允许参数范围内继续运行而不停炉。
这一过程称为辅机故障快速减负荷（RUNBACK），简称RB。
检验该功能的试验，称为RB试验。
RB(RUNBACK)试验的主要目的是检验和考核协调控制系统和RB控制功能，考核和检查RB工况下各调节子系统的控制性能，检查考核在RB工况下BMS有关逻辑能否使各控制系统及辅机设备协调一致的动作。
通过RB试验，可以检验机组主设备、辅机设备、热工控制系统能否为机组的高度自动化运行提供了安全、可靠保障。
新启规要求，RB试验作为锅炉性能试验的一部分，在机组试生产阶段完成。
2 RB试验的依据2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（2009年版）》2.2《火电机组启动验收性能试验导则》2.3《模拟量控制系统（MCS）组态图》2.4《分散控制系统（DCS）设计说明书（软件部分）》3 RB试验应具备的条件3.1 模拟量控制系统，如：协调控制系统、燃烧控制系统、给水控制系统、温度控制系统和其他辅助控制系统均已正常投运，并经过相应的定值扰动和负荷变动试验，可满足机组运行，达到《验评标准》的要求。
3.2 协调控制系统CCS的三种运行方式：CCS协调方式（CCBF）、BF锅炉跟随、TF汽机跟随已投运过，并已进行过负荷变动试验。
运行方式的切换已经过考验，能手动或自动进行无扰切换。
滑压方式运行正常。
3.3 炉膛安全监控系统（FSSS）已正式投入运行，RB信号至FSSS和DEH的联系信号检查正常，逻辑关系正确。
火电厂热工控制系统调试基本要求
第一章火电厂热工控制系统调试基本要求现代单元制机组热工控制系统主要由DCS控制系统实现，通常按功能划分为几大系统：数据采集系统（DAS）、开关量控制系统（OCS）、炉膛安全监控系统（FSSS）、模拟量控制系统(MCS)、汽机数字电液控制系统（DEH）、旁路控制系统（BPS）等。
电力行业标准对火力发电厂热工控制系统的设计、调试和质量验收都提出了具体的要求。
《火力发电厂设计技术规程》DL 5000对火力发电厂热工控制系统提出了总体性的设计要求，《火力发电厂热工控制系统设计技术规定》DL/T 5175则给出了具体的设计原则和设计方法。
《DCS技术规范书》是根据各工程的特点由买卖双方签定的技术合同文件，对火力发电厂热工控制系统提出了更为具体的基本要求。
新建机组热控系统的调试主要包括以下阶段：调试前的准备、控制系统受电前检查和受电后的测试、组态软件检查和功能测试、外部系统的联调、模拟量控制系统的投入和调试、协调控制系统的投入及负荷变动试验、RB试验、文档验收等。
第一节火电厂热工控制系统调试依据及标准一、热控系统调试采用的电力行业标准1. 与调试有关的设计标准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》；1. 施工安装、调试及验收标准DL/T 5190.5-2004《电力建设施工验收技术规范第5部分：热工自动化》；DL/T 655-2006《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统验收测试规程》DL/T 656-2006《火力发电厂汽轮机控制系统验收测试规程》DL/T 657-2006《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》DL/T 658-2006《火力发电厂开关量控制系统验收测试规程》DL/T 659-2006《火力发电厂分散控制系统验收测试规程》DL/T 1012-2006《火力发电厂汽轮机监视和保护系统验收测试规程》DL/T 824-2002《汽轮机电液调节系统性能验收导则》电建[1996]第159号《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》2. 运行和检修维护标准DL/T 774-2004《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》二、有关技术资料和文件主要是指设计院和设备制造厂提供的控制系统设计技术文件和设备说明资料，如控制逻辑图（digital logic diagram）是开关量控制系统和炉膛安全监控系统的主要调试依据；SAMA图（analog functional diagram）是模拟量控制系统的主要调试依据；DCS系统手册是DCS系统的主要调试依据。
RB试验方案-
RB试验方案1.1 协调控制系统协调控制系统采用间接能量平衡方式，协调汽机、锅炉，使机组满足负荷需求，维持主汽压力在给定值，保证整个机组的安全、经济运行。
系统设计有RUNBACK功能，当机组辅机异常时，系统自动切换到安全运行方式。
协调控制系统设计有以下功能回路：a. 单元负荷指令处理回路、机前压力设定值处理回路、机组最大出力运算回路、参数越限迫升/降回路、闭锁增/减回路b. 运行方式及方式选择回路：系统有五种运行方式（基本方式、汽机跟随方式、锅炉跟随方式、炉跟机协调控制方式、机跟炉协调控制方式）。
c. 负荷RUNBACK回路：当下列任一条件存在时，将发生负荷RUNBACK请求。
此时系统系统工作在机跟随协调控制方式，维持机前压力,随着锅炉出力的降低将机组负荷降到辅机对应的出力水平。
1.1 RB试验内容负荷大于180MW，运行中一台引风机跳闸产生RB。
目标负荷160MW，减负荷速率为50MW/min； λ一台空预器运行中跳闸则跳同侧引风机，按引风机RB处理。
负荷大于180MW，运行中一台送风机跳闸产生RB。
目标负荷160MW，减负荷速率为50MW/min。
λ负荷大于180MW，运行中一台一次风机机跳闸产生RB。
目标负荷160MW，减负荷速率为50MW/min。
λ负荷大于180MW，运行中一台给水泵跳闸且备用泵没有联启，产生RB。
目标负荷150MW，减负荷速率为50MW/min。
λ负荷大于210MW，运行中一台磨跳闸余两台磨运行，产生RB。
目标负荷190MW，减负荷速率为40MW/min。
λ负荷大于160MW，运行中一台磨跳闸余一台磨运行，产生RB。
目标负荷135MW，减负荷速率为40MW/min。
λ注：各项RB的负荷目标值和减负荷速率待讨论后最终确定。
2 RB试验目的2.1当机组主要辅机故障跳闸造成机组实发功率受到限制时（协调控制系统在自动状态），为适应设备出力，协调控制系统强制将机组负荷减到尚在运行的辅机所能承受的负荷目标值。
协调控制
汽机主控投入条件
在CCS画面手动发出CCS请求DEH系统投遥控； 在DEH侧切换控制方式为阀控后，投入CCS（遥控）方式； 投入汽机主控。 DEH切遥控，DEH切遥控后汽机由负荷中心控制。
协调方式下汽机主控
锅炉主控投入自动，汽机主控自动由机跟炉切换到协调方式。在协 调方式下汽机主控负责调节机组功率。 汽机主控指令：f(pt) + ∫（MWs-MW）dt 其中： MWs为功率设定； MW为机组功率。
机组负荷指令控制 回路
机组负荷指令系统主要用于协调控制需要的目标负荷ULD由以下回路 组成：AGC控制的M/A操作器、目标负荷设定、负荷指令上下限设定、 负荷速率变化设定等回路。
锅炉主控
锅炉主控由两种方式 1、BF控制方式 方式为锅炉主控自动汽机主控手动。 锅炉主控指令的形成：∫（Ps-Pt）dt。 其中Ps 为压力设定值； Pt为机前压力。 投入BF方式后从指令形成可看出BF方式指令以直接能量作用输出。 2、协调方式下锅炉主控指令 在协调方式下锅炉主控指令切换到另外一路。 锅炉主控指令的形成：f(ULD)+df(ULD)/dt+df(pS)/dt+ f(t)*∫（Ps-Pt）dt。 其中ULD为目标负荷。微分为了提高机组动态响应特性。
协调控制投运
锅炉主控和汽机主控均投入自动。 分别以1%、1.5%的速率完成165～305MW的变负荷试验。 进入168计时前要求完成AGC和一次调频试验及RB试验（RB试验最好 在168前完成）。 内蒙电网公司要求机组AGC变负荷的速率为1.5％。 一次调频的死区2转、11转最大调频功率8％额定负荷26.4MW。 循环流化床协调控制特点（难点） DCS组态图逻辑图和现场情况不符，投运是要根据自己经验对逻辑 进行大量修改。 锅炉高负荷燃烧反应滞后；
RB试验方案
RB试验方案1.试验目的Run Back（RB）功能是协调控制系统（CCS）的重要组成部分，是指机组的重要辅机出现异常和故障情况下负荷指令和燃料量快速反应，以保证机组继续安全运行。
RUNBACK试验的目的在于考核机组正常运行时，一旦发生RUNBACK系统包含的某一辅机故障，机组主要热工自动控制系统相互配合，将机组负荷快速安全降低到机组实际所能达到的最大数值上稳定运行的能力，本项试验确认机组涉及RB功能的软、硬件功能是否完善，为今后RB功能的长期投入提供依据。
机组RB功能试验时，主要参数波动范围若不危机机组安全和引起机组保护动作，即为合格。
2.系统概述、RB控制策略及品质指标2.1主机概述汽轮机为亚临界、中间再热、单轴三缸四排汽、冲动凝汽式，设计额定功率为600MW。
汽机采用高中压缸合缸结构，低压缸为双流反向布置。
从机头向发电机方向看为逆时针方向旋转。
本机共设有八段抽汽，分别供给三台高压加热器、一台除氧器、四台低压加热器。
本机设有二个高压自动主汽门和四个高压调节汽门，布置在机头前的运转层下方；二个左右对称布置的中压联合汽门。
汽轮发电机组轴系中除#1、2轴承采用可倾瓦式轴承外，其余均采用椭圆形轴承。
各轴承上瓦的X、Y向装有轴振测量装置，下瓦装有测温装置。
推力轴承位于高中压缸和低A缸之间的#2轴承座，采用倾斜平面式双推力盘结构。
高中压缸的膨胀死点位于#2轴承座，低A缸、低B缸的膨胀死点分别位于各自的中心附近。
死点处的横键限制汽缸的轴向位移。
同时，在前轴承箱及两个低压缸的纵向中心线前后设有纵向键，引导汽缸沿轴向自由膨胀而限制其横向跑偏。
汽机给水系统设计有2台50%BMCR容量的汽动变速给水泵和一台50%BMCR容量的电动调速给水泵作为备用。
小机设计有高低压两路汽源，并可采用辅汽冲转。
小机排汽至主机凝汽器。
凝汽器设计为双壳体、双背压、单流程，可在机组最大出力、VWO工况凝汽器循环冷却水的进水温度为33℃，出水温度小于43℃，额定背压10.13 kPa。
百万千瓦发电机组协调控制策略分析与优化
百万千瓦发电机组协调控制策略分析与优化摘要：随着新能源应用规模的逐步扩大，风力发电和太阳能发电所占比重不断增加。
新能源燃料成本极低，能够承担一部分传统负荷，降低电力系统运行成本，由于新能源功率输出具有随机性、间歇性的特点，对电力系统的功率平衡产生了一定程度的影响，因此电力系统必须保留一部分扩展容量，以平衡电源输出功率的波动，保证新能源既承担传统负荷，又保证了电力系统的可靠性。
关键词：发电机组；协调控制；分析；优化引言电力供需监测信息显示，随着江河汛、枯来水流量变化以及煤炭产量、价格等因素的变化，导致水电、火电发电机组出力也随之变化，进而使得电网电力供求形势发生较大震荡，电网在低谷阶段的负荷甚至只有高峰阶段的40%左右，在供大于求的阶段为保障电网安全运行，机组负荷时常被安排在较低负荷运行，偏离设计工况较多，对机组运行经济性带来较大影响。
因此做好机组低负荷时段的经济运行应对措施，对于促进发电企业开展生产精益化管理、提高市场竞争力来说有着重要意义。
1协调控制系统协调控制系统将锅炉和汽轮发电机作为整体来进行控制，协调锅炉控制系统与汽轮发电机控制系统的工作，以消除锅炉和汽轮发电机在动态特性方面的差异，使机组既能够适应电网的负荷变化，又能够保证安全稳定经济运行。
协调控制系统回路主要包括负荷指令处理回路、汽轮发电机主控回路、锅炉主控回路和相关子回路。
为适应机组大范围变负荷，增强对变负荷的适应能力，协调控制系统以间接能量平衡控制为主，同时增加其它必要的调节手段，如热值修正自适应参数控制策略等，提高协调控制系统在各种工况下对不同煤质状况的适应性。
2风力发电机组的部件目前最新的技术所呈现出的风力发电机组机型包含三种类型，分别是定桨距失速型机组、全桨叶变距型机组以及基于变速恒频技术的变速型机组。
三种基础类型虽然有所不同，但是都采用三叶片和水平轴的叶轮结构。
布局上一般会安放在上风向位置，风车舱内的机械结构需要按照轴线的位置来进行逐一的设计。
RB试验方案全解
RB试验方案全解国投宣城发电有限责任公司1号机组RUNBACK性能试验方案1系统概况国投宣城发电有限责任公司1号机组（600MW）锅炉为超临界压力、循环泵式启动系统、前后墙对冲低NOX轴向旋流燃烧器、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、全钢构架的变压本生直流炉。
汽轮机采用哈尔滨汽轮机厂有限责任公司生产的超临界、一次中间再热、冲动式、单轴、三缸四排汽、凝汽式汽轮机，型号为：N600-24.2/566/566。
发电机为哈尔滨电机厂有限责任公司生产的水氢氢冷却、静态励磁汽轮发电机。
分散控制系统采用西门子电站自动化有限公司的T3000分散控制系统。
其主要包括：数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）、旁路系统（BPS）、炉膛安全监视系统（FSSS）。
机组控制系统设计有RB功能。
2试验目的在机组正常运行过程中如有一台重要辅机故障突然跳闸，机组带负荷能力下降，机组需操作的对象和影响的参数较多，操作人员往往会难以应对，同时操作过程中有可能过调或欠调，使参数进一步恶化而导致MFT事故发生，造成机组非计划停运，势必给电网的稳定运行造成冲击。
为大大减小网内大机组由于单台重要辅机跳闸而造成机组跳闸的概率，确保电网安全稳定运行，所有涉网机组须具备RB功能（根据机组类型及设计而定）并完成现场试验。
现场试验采用辅机实际跳闸动作检验RB功能逻辑及其降负荷动态过程的稳定性，同时验证主要参数自动调节性能、主保护及辅机联锁保护动作的正确性；通过试验整定RB功能动态参数，确定了不同辅机故障跳闸时运行监控方式及操作的要点。
使RB控制方案达到在自动方式下自动处理事故的功能。
3试验依据(1)、《安徽电网发电企业调度运行管理办法》皖经电力[2008]114号(2)、《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》DL/T 774-2004 4试验条件(1)、RB试验前，机炉协调控制系统应投入自动运行；协调控制系统增减负荷、保护闭锁试验正确；RB信号产生静态试验正确；RB信号与SCS、BMS、DEH系统联锁静态试验正确，就地设备可控；机组各主要保护动作正确并正常投入。
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协调控制系统负荷变动试验
● 1）机组负荷调至试验负荷段，稳定机组运行工况，在机炉协调控制方式下进行单方向负荷设定值变动 试验； ● 2）机组负荷指令变化率：直吹式2% 或3% Pe /min、中储式3% 或4% Pe /min、负荷变动量 ΔP=15% Pe； ● 3）机组负荷及各主要参数稳定运行10min后，再进行反方向的变动试验； ● 4）增减负荷试验可分别进行1～3次。 ● 根据负荷变动试验的动态曲线，计算出负荷变化的最大动态偏差、稳定时间、负荷响应纯迟延时间和实 际负荷变化率。 ● 根据机组各主要参数的动态曲线，计算主汽温、再热汽温、主汽压力、炉膛压力、汽包水位等被调参数 的最大动态偏差和稳定时间； ● 当机组运行工况稳定后，分别记录机组各主要参数变化曲线(试验时间不少于1h，也可利用分散控制系 统的历史数据)，并根据最大波动数据计算出各参数的稳态偏差
协调控制系统试验
协调控制系统任务
现代协调控制技术的典型代表是直接能量平衡控制系统（DEB）和直接指令平衡控制系 统（DIB）。它们的共同特点是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。
2 偏差报警：冗余测量信号之 间的偏差、控制输出指令与 执行器位置反馈之间的偏差、 调节器的被调量和设定值之 间的偏差等。
3 方向性闭锁保护：协调控制 系统负荷指令增减闭锁、炉 膛压力对送引风机动叶调节 开/关闭锁、燃料量和风量交 叉限制等
4 超驰控制保护：协调控制系 统负荷指令迫增/迫降、炉膛 压力防内爆超驰保护、机组 启停时磨煤机超驰控制等
协调控制 系统负荷 变动试验
试验过程中，运行人员应密
01 切监视锅炉、汽机运行主要
参数，发现影响机组安全运 行的情况来自，应停止试验。在试验中若发生异常情况应
02 立即终止试验，并按照《运
行规程》及预先制订的《试 验反措》及时进行处理，待 异常消除后再确定是否继续 进行试验。
03 当出现影响机组安全的异常
情况时，应暂停试验，查清
原因后再继续进行
04 在协调控制系统调试及试验
的过程中，原则上操作人员 只需改变负荷设定值，不介 入其它控制，但在影响机组 安全的异常情况下应立刻中 断该试验，并将协调控制系 统切到手动 。
负荷变动试验时的注意事项及安全措施：
火电厂协调控制系统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
减温水调节 阀静态特性
协调系统功能测试，主要包 括：
1 控制方式无扰动切换：AGC 远方/就地控制方式的无扰动 切换、CCS的协调控制、锅 炉跟随控制、汽机跟随控制 之间的无扰动切换、模拟量 控制系统所有手动/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