超临界机组控制专项方案说明.doc

超临界机组控制方案阐明

1．超临界机组模仿量控制系统功能规定
超临界机组相对于亚临界汽包炉机组，有两点最重要差别：一是参数提高，由亚临界提高至超临界；二是由汽包炉变为直流炉。正是由于这种差别，使得超临界机组对其控制系统在功能上带来许多特殊规定。也正是由于超临界机组与亚临界汽包炉机组这两个控制对象在本质上差别，导致各自相相应控制系统在控制方略上考虑也存在差别。这种差别在模仿量控制系统中体现较为突出。此处谨将其重点某些做一概述。
1.1 超临界锅炉控制特点
(1)超临界锅炉给水控制、燃烧控制和汽温控制不象汽包锅炉那样相对独立，而是密切关联。
(2)当负荷规定变化时，应使给水量和燃烧率（涉及燃料、送风、引风）同步协调变化，以适应负荷需要，而又应使汽温基本上维持不变；当负荷规定不变时，应保持给水量和燃烧率相对稳定，以稳定负荷和汽温。
（3）湿态工况下给水控制——分离器水位控制，疏水。
（4）干态工况下给水控制-用中间点焓对燃水比进行修正，同步对过热汽温进行粗调。
（5）汽温控制采用类似汽包锅炉构造，但应为燃水比+喷水控制原理，给水对汽温影响大；给水流量和燃烧率保持不变，汽温就基本上保持不变。
1.2 超临界锅炉控制重点
超临界机组由于水变成过热蒸汽是一次完毕，锅炉蒸发量不但决定于燃料量，同步也决定于给水流量。因而，超临界机组负荷控制是与给水控制和燃料量控制密切有关;而维持燃水比又是保证过热汽温基本手段;。因而保持燃/水比是超临界机组控制重点。我司采用如下办法来保持燃/水比：
（1） 微过热蒸汽焓值修正
对于超临界直流炉，给水控制重要目是保证燃/水比，同步实现过热汽温粗调，用微过热蒸汽焓（或中间点温度）对燃/水比进行修正，控制给水流量可以有效对过热汽温进行粗调。
(2) 中间点温度
本工程采用过热器入口温度（即中间点温度）对微过热蒸汽焓定值进行修正。当中间点温度过高，微过热蒸汽焓定值及时切到最低焓，迅速修改燃/水比、增长给水量。当中间点温度低与过热度，表白分离器处在湿态运营，此时焓值修整切为手动。
(3) 燃水指令交叉限制回路
本工程给水最小流量限制；燃/水交叉限制，重要目是在各种工况下防止燃料与给水比失调。燃料指令由锅炉指令加变负荷超调量前馈，经给水指令增、减闭锁限制（中间点温度正常范畴内）；给水指令经燃料指令增、减闭锁限制（中间点温度正常范畴内）。
(4) 喷/水比（过热器喷水与总给水流量比）
在超临界机组如果喷/水比过大（或过小），即流过水冷壁给水量过小（或过大），用喷/水比修正微过热蒸汽焓定值（即修正燃/水比），变化给水流量，使过热减温喷水处在良好控制范畴内。
（5）高加解列超调前馈
高加解列，给水温度偏低，通过超调前馈迅速减少给水量（超调量与负荷成比例关系），以保证燃/水比调节使过热汽温在正常范畴内。
注：高加解列超调量只受最小流量限制，不受其她条件影响。
1.3 超临界锅炉给水控制
超临界锅炉给水控制要完毕了多重控制任务：控制燃/水比、实现过热汽温粗调、满足负荷响应。
1） 给水指令构成
给水指令由燃料指令经f(x)相应总给水量减去过热器喷水量、通过燃/水比修正，加变负荷超调量前馈，经燃料指令增、减闭锁限制（中间点温度正常范畴内），加高加解列前馈。详细分析如下：
（1） 给水指令前馈
给水指令前馈涉及：静态前馈和动态前馈二某些构成。
①静态前馈
这是给水指令主导某些，由燃料指令折算出锅炉需要给水总量，扣除减温水量后，作为直流炉给水指令，通过这某些静态前馈，基本保证了燃/水之比。由于燃料、给水对过热汽温反映存在时差，因而给水指令要经惯性环节延迟。
② 变负荷超调量动态前馈
变负荷超过8MW时对燃料、给水指令超调前馈，重要是为了提高机组负荷响应速度。
③ 高加解列超调前馈
高加解列，给水温度偏低，通过超调前馈迅速减少给水量（超调量与负荷成比例关系），以保证燃/水比调节使过热汽温在正常范畴内。
（2） 给水指令反馈修正
静态前馈某些基本上拟定了燃料与给水流量之间关系，在实际运营中，这一关系还应依照实际状况作必要修正，使过热器进口焓维持在定值附近。反馈修正思路为：当过热器进口焓不不大于设定值时，恰当逐渐加大给水指令；反之，则减少给水指令。
焓定值拟定可分为二种状况，一种是正常状况下焓定值拟定；另一种是当过热器进口超温时焓定值计算。
①正常状况下过热器进口焓定值计算
在正常状况下，过热器进口焓定值由二某些构成：一是基准焓设定值；二是由实际运营状况拟定定值修改量。
a． 基准焓设定值
基准焓设定值是分离器出口压力函数，f(x) 代表了不同负荷对过热器进口蒸汽保证一定过热度控制规定。
b. 焓设定值修正
焓控设定值修正是指依照过热器进口温度或减温水流量在一定范畴内修正焓控设定值。当过热器进口温度不不大于定值3℃（初设），通过焓设定积分器将焓设定值恰当减少，相应增长给水流量指令；反之相反。
用喷/水比（过热器喷水量/总给水量比值）对焓控定值进行修正，其因是直流锅炉给水流量控制与减温水总量控制之间存在着必然联系，例如当过热喷水量增长，就阐明前面水冷壁给水流量偏小，即可以通过减小焓控定值，增长给水流量而使过热喷水恢复到本来值。
注：焓定值修正范畴：中间点温度过热度在超过热、欠过热范畴内，即焓控设定值必要保证在Hmax和Hmin之间。
② 当过热器进口（分离器出口）超温时焓定值计算
给水控制系统还必要实现防止水冷壁管出口温度越限，当过热器进口温度偏差不不大于3℃时，按上节办法减小焓设定值；当过热器进口温度不不大于限值（超过热）时，控制回路将焓设定值迅速切至最低限Hmin，从而迅速增长给水流量，防止水冷壁出口温度进一步上升；当水冷壁出口温度超过其相应负荷下温度保护定值，则发生MFT，这是直流锅炉为防止水冷壁管超温而设立一种重要保护。
2）湿态运营方式
（1）当过热器进口温度低于欠热度（分离器出口压力函数），即为湿态方式。
（2）湿态方式燃/水比切手动，用上述给水指令与给水流量偏差PI调节控制给水旁路调门或电动给水泵。
（3）锅炉处在非直流运营方式，焓控制器处在跟踪状态，给水控制保持32% BMCR流量指令，由于分离器处在湿态运营，分离器中水位由分离器至除氧器以及分离器至扩容器组合控制阀进行调节，给水系统处在循环工作方式；在机组燃烧率不不大于32%BMCR后，锅炉逐渐进入直流运营状态 ，焓控制器开始工作。
3）干态运营方式
用给水指令与给水流量偏差PI调节控制用电泵或汽泵转速，即控制给水量。干态方式用过热器入口焓对燃/水比进行修正。
4）RB给水指令
RB时经燃料指令折算给水指令缩短延迟时间，60秒后用过热器入口焓对燃/水比进行修正（在RB过程，喷/水比不参加），保证过热汽温在可控范畴内。
1.4 改进超临界机组协调控制调节品质
为了提高机组负荷响应能力，重要办法为：
① 采用机组指令并行前馈到机、炉主控，即要充分运用机组蓄热，也要提速燃烧指令；
② 加快锅炉侧迅速响应特别是给水迅速响应，对给水和给煤应有合理、经智能化解决超调量，加快整个机组动态响应速度。
1.4.1变负荷时，燃水指令超调
①当增负荷幅度8MW，同步实际负荷变化率不不大于0.3MW/min（这是二次确认，即按下《GO》；AGC投入不必操作员二次确认。），启动增负荷超调指令。
② 超调持续时间判断逻辑
当增负荷幅度差值<3MW、机组实际负荷指令与实发功率偏差不大于2MW，上述任一条件成立，增负荷超调结束。
③超调量
超调量与变负荷速率、实际负荷指令关于。变负荷速率越快，超调量也越大；负荷指令越高，超调量也越大。
④当遇到加负荷后随后又减负荷工况，则加负荷超调立即结束，同步触发减负荷超调。反之亦然。
注：减负荷超调类同。
1.4.2增长一次风量前馈
一次风压设定值是机组指令正比函数，通过变化一次风压来提高锅炉变负荷速率；运用锅炉主控指令前馈信号同步变化一次风量，充分运用磨煤机内蓄粉来迅速响应负荷需要。
2．我司超临界机组协调控制方略
协调控制系统设计原则是将汽机、锅炉作为整体考虑。在综合控制方略基本上，通过预测提前量来提高机组负荷响应能力、抑制动态偏差；与各种非线性、方向闭锁等控制机理有机结合，协调解决燃料与给水匹配，使过热蒸汽温基本稳定，协调控制机组功率与机前压力，协调解决负荷规定与实际能力平衡。在保证机组具备迅速负荷响应能力同步，维持机组重要运营参数稳定。

图一超临界机组负荷控制中心
2.1 机组指令解决回路
机组指令解决回路是机组控制前置某些，它接受操作员指令、AGC指令、一次调频指令和机组运营状态信号。依照机组运营状态和调节任务，对负荷指令进行解决使之与运营状态和负荷能力相适应。
2.1.1 AGC指令
AGC指令由省调远方给定，4～20mA相应300MW～600MW。当机组发生RUNUP/RUNDOWN、RUNBACK、FCB，退出AGC控制。
2.1.2一次调频指令
一次调频指令为频率相应功率关系，频率调节死区范畴为±0.033HZ（3000±2r/min），频率调节范畴拟定为50±0.2 HZ，即49.8～50.2 HZ（相应于汽轮机转速控制范畴为3000±12r/min），相应±40MW。当负荷达到上限600MW或下限320MW对一次调频信号进行方向闭锁，当机组发生RUNUP/RUNDOWN、RUNBACK、FCB时退出一次调频控制。
2.1.3机组指令实际能力辨认限幅功能
机组指令实际能力辨认限幅是依照机组运营参数偏差、辅机运营状况，辨认机组实时能力，使机组在其辅机或子控制回路局部故障或受限制状况下机组实际负荷指令与机组稳态、动态调节能力相符合。保持机组/电网，锅炉/汽机和机组各子控制回路间需要/也许协调，及输入/输出能量平衡。
机组指令实际能力辨认限幅功能，反映了协调控制系统一种重要设计思想——控制系统自适应能力：
1）正常工况——“按需要控制”，实际负荷指令等于目的指令；
2）异常工况——“按也许控制”，目的指令跟踪实际负荷指令。
机组指令实时能力辨认限幅功能重要有：
1）方向性闭锁
2）迫升/迫降（Run Up/Run Down）
3）辅机故障迅速减负荷（Runback）
4）带厂用电运营（FCB）
所有机组实时能力辨认限幅功能，均设计有超驰优先级秩序，并具备明了CRT显示。
2.1.3.1方向闭锁功能
方向闭锁技术作为CCS安全保护，具备下例功能：
1）防止参数偏差继续扩大也许；
2）防止锅炉各子控制回路间及锅炉、汽机间配合失调有继续扩大也许。
2.1.3.1.1机组指令增闭锁
1） DEH指令闭锁增；
2） 机控指令达上限；
3） 锅炉指令增闭锁；
4） 给水控制增闭锁；
5） PT<PS；
6） 引风控制增闭锁；
7） 送风控制增闭锁；
8） 一次风控制增闭锁；
9） RUNBACK。
2.1.3.1.2机组指令减闭锁
1）DEH指令闭锁减；
2）机控指令达下限；
3）锅炉指令减闭锁；
4）给水控制减闭锁；
5）PT>PS；
6）引风控制减闭锁；
7）送风控制减闭锁；
8）一次风控制减闭锁。
2.1.3.2迫升/迫降（Run Up/Run Down）指令
迫升/迫降作为CCS一种安全保护，具备按实际也许自动修正机组指令功能。迫升/迫降重要作用是对关于运营参数（燃料量、送风量、给水流量、一次风压）偏差大小和方向进行监视，如果它们超越限值，并且相应指令已达极限位置，不再有调节余地，则依照偏差方向，对实际负荷指令实行迫升/迫降，迫使偏差回到容许范畴内，从而达到缩小故障危害目。
2.1.3.2.1迫升
1）机组指令减闭锁；
2）下列任一条件成立：
（1）燃料指令不大于燃料量5%；（如下数值暂定）
（2）风量指令不大于总风量5%；
（3）给水指令不大于给水流量5%；
（4）一次风压高于设定值1KPa。
2.1.3.2.2迫降
1）机组指令增闭锁；
2）下列任一条件成立：
（1）燃料指令不不大于燃料量5%；（如下数值暂定）
（2）风量指令不不大于总风量5%；
（3）给水指令不不大于给水流量5%；
（4）一次风压低于设定值1KPa。
2.1.3.3辅机故障迅速减负荷（Runback）
机组重要辅机在运营中跳闸是突发事件，此时若仅靠运营人员操作，由于操作量大、人为因素多，不能保证机组安全运营。因而RB功能与否完善是衡量CCS系统设计重要指标。
我司依照近年RB功能设计与工程实践，提出“以静制动、综合协调”RB控制方略，在众多电厂得到成功实行，并获得良好经济效益和社会效益。
以静制动——指发生RB工况时，BMS按规定切除多于燃料，CCS依照RB目的值计算出所需燃料量后，锅炉主控处在静止状态。
综合协调——指发生RB工况时，协调各子系统以保证运营工况平衡过渡，汽机主控维持负荷与机前压力关系。在迅速减负荷同步要对某一辅机跳闸引起运营工况扰动进行抑制，即采用恰当前馈量，以减小RB工况初期影响机组运营稳定不利因素。对外协调BMS、DEH、SCS控制系统迅速、平稳地把负荷减少到机组出力容许范畴内。
2.1.3.3. 600MW超临界燃煤机组RB控制方略（简介）
1）Runback项目
（1）运营中一台送风机跳闸；
（2）运营中一台引风机跳闸；
（3）运营中一台一次风机跳闸；
（4）运营中一台汽动给水泵跳闸；
（5）运营中一台磨煤机跳闸。
2）BMS迅速且切除磨煤机完毕粗调（切磨方式仅供参照）
（1）RB发生时，包留三台磨；A磨或B磨运营投下层油；如果下层油启动不成功，则投中层油。RB发生时，A、B磨未运营投中层油；如果中层油启动不成功，则投下层油。
（2）不不大于四台磨运营,按F、E、D磨顺序切除，间隔6秒。
（3）一次风机RB，不不大于四台磨运营,按F、E、D磨顺序切除，间隔3秒
（4）磨煤机运营中跳闸，按上述原则投油。CCS判断与否产生磨煤机RB？不是，其他给煤机自动提速，保证燃料平衡；如果是，处在自动工况给煤机及时提速，尽量减少燃料量失衡，30秒后维持最大也许出力。
3）细调由CCS完毕
RB发生时刻保持单位煤耗，等BMS切除多余燃料（初设延迟12秒），用单位煤耗乘以RB目的值作为RB燃料指令、与实际燃料偏差经积分调节，控制燃料量，在RB过程保持其燃料不变。
给水指令是锅炉煤量指令函数，此时给水指令延迟时间要自动减少（暂定6秒），即迅速保持燃/水比；并采用过热器入口焓对燃/水比进行修正，保证过热汽温在可控范畴内。
RB发生时立即发一种脉冲，摆动火咀向上提高3%、关闭过热、再热喷水调门，由于RB切除上层燃料，火焰中心下移，过热、再热都要偏低。
协调系统能自动辨认机组负荷区间及实发功率下降速率，当实际负荷达到RB目的值或下降速率不大于5MW/min，RB过程结束。
4）运用DEH RB接口实现迅速降负荷（汽机主控采用脉冲量接口）
RB过程重要手段是迅速切除燃料，在克服燃料惯性后，其主汽压力迅速下降，此时汽机主控依然采用脉冲量控制，不能迅速关调门，即不能维持《机前压力——负荷关系》；当机前压力低于滑压定值0.3MPa，通过DEH RB接口动作，关小调门，来维持机前压力与负荷关系；在机前压力回升到低于滑压定值0.1MPa，恢复CCS遥控；当机前压力再低于滑压定值0.3MPa，DEH RB接口再次动作，维持机前压力与负荷关系，同步迅速降负荷。
5）内部协调
如果一台送风机在运营中跳闸产生RB工况时，则对引风机控制进行相应比例前馈，以减小炉膛压力波动幅度。如果一台引风机在运营中跳闸，不联跳相应送风机，则对送风机控制进行相应比例前馈。
6）给水泵RB
（1）给水泵RB特点
本机组配二台50%容量汽泵，一台30%容量电泵。因而RB目的值分别为：480MW（电泵已自启）；300MW（单汽泵运营）。
（2）电泵自动并泵功能
二台汽泵运营，一台运营中跳闸；电泵自启动成功，延迟2秒，电泵从初始位，以最大速率增速，当电泵出口压力达到运营汽泵出口压力时，并泵完毕；自动投入、与汽泵一起控制给水流量。
（3）二台汽泵运营、一台跳闸，电泵自启动成功。负荷不不大于490MW，发生RB，目的值480MW（保存四台磨运营）。
（4）二台汽泵运营、一台跳闸，电泵自启动不成功；或一台汽泵、一台电泵运营，一台电泵跳闸。负荷不不大于310MW产生RB，目的值300MW。
（5）二台泵运营、一台跳闸，处在自动工况下泵将迅速增速，以求总给水量不变。汽泵高限转速为5700rpm、电泵勺管指令高限90%，平衡算法自动消除调节死区。
3.协调控制系统简介
3.1协调控制方式
协调控制分MAN、BF、TF、CCBF、CCTF五种方式。
1) MAN方式
MAN方式——即锅炉主控、汽机主控都在手动方式。
2) BF方式
BF方式——炉跟机，即锅炉控制主汽压力，汽机主控在手动方式。
3) TF方式
TF方式——机跟炉，即汽机控制主汽压力，锅炉主控在手动方式。
4) CCBF（炉跟机）方式
CCBF方式——即汽机控制功率，锅炉控制压力。这是一种控制功率为主综合控制方式，机组指令按比例直接作用到汽机、锅炉主控；DEB信号作为前馈作用到锅炉主控调节模块，功率偏差、机前压力偏差作为细调。为了限制过多失放蓄热，在汽机主控设计用机前压力偏差对功率定值进行修正。
5) CCTF（机跟炉）方式
CCTF方式——即锅炉控制功率，汽机控制压力。这是一种控制压力为主综合控制方式，机组指令按比例直接作用到锅炉、汽机主控；DEB信号作为前馈作用到锅炉主控调节模块，功率偏差、机前压力偏差作为细调。这里用功率偏差对机前压力控制进行前馈，在保证机前压力稳定前提下，减小功率偏差；同步用机前压力偏差对功率控制进行前馈，在保证功率稳定前提下，减小机前压力偏差。
3.2锅炉主控方案
锅炉主控分三种工况：1）炉跟机——调节算法输入：机组指令、DEB为前馈信号，机前压力与设定值相比较。平衡算法输入：调节算法输出作为燃料指令；燃料量作为反馈。2）机跟炉——调节算法输入：机组指令、DEB为前馈信号，机组指令与实发功率相比较。平衡算法输入：调节算法输出作为燃料指令；燃料量作为反馈。3）RB工况： RB调节器控制燃料，此时锅炉主控处在机跟炉方式，跟踪实际燃料量；RB结束，自动转为正常机跟炉方式。
注：本系统用积分模块构成平衡算法。
1）DEB信号

采用与汽机调阀开度成正比信号作为锅炉负荷前馈，式中微分项在动态过程中加强燃烧指令，以补偿机、炉之间对负荷规定响应速度差别。由于规定补偿能量不但与负荷变化量成正比，并且还与负荷水平成比例，因此微分项要乘以。
式中：P1——首级压力；PT——机前压力；PS——机前压力定值。
2）燃料信号热值补偿
燃料量热值补偿环节，用积分无差调节特性来保持燃料信号与锅炉蒸发量之间相应关系，它和总燃料量信号之差经积分运算后送到乘法模块对燃料信号进行修正。
3）减小磨煤机启停对负荷影响
众所周知直吹式制粉系统磨煤机启停对负荷影响大，对采用燃料平衡算法系统来说，有如下因素：
（1）停给煤机必然使其他处在自动工况给煤机增速，而磨煤机内余粉通过一次风送进炉膛，引起停磨增负荷。
（2）启动给煤机使其他处在自动工况给煤机减速，引起启磨减负荷。
对不采用燃料平衡算法系统来说，有如下因素：
启/停给煤机对燃料内扰要等机前压力变化时才干进行调节，显然对负荷影响也大；控制系统增益受给煤机投入台数影响。
综合上述因素，启停阶段对燃料反馈信号进行动态补偿，维持进炉膛燃料量平衡。
（1）启磨时，该磨燃料反馈信号经迟延、惯性环节，来维持燃料量平衡。
（2）停磨时，该磨燃料反馈信号经惯性环节，减小余粉影响。
4）风/煤交叉
风/煤交叉采用锅炉燃料指令（经燃/水交叉限制）与该指令经惯性环节输出相比较，取大值控制风量、取小值控制燃料量，可以避免实际信号波动对控制带来负面影响，以便地实现了加负荷先加风、后加煤；减负荷先减煤、后减风“富风”方略。
5）滑压定值
滑压定值是负荷函数，增长滑压偏置，既能满足运营使用灵活性，又能解决滑压、定压无扰切换。
6）高加解列对锅炉主控影响
高加解列D突变（即DEB指令突变），对锅炉主控有影响，咱们采用DEB指令保持20秒，以抑制其不利因素。
3.3汽机主控
汽机主控在BF方式下控制功率，当机前压力偏差超过±0.3MPa，对功率设定值进行修正,减少闭锁现象。在TF方式下控制机前压力，用功率偏差对压力定值进行修改。RB过程也采用TF方式，用专用RB调节器，维持负荷与机前压力关系；RB过程机组指令跟踪实发功率，常规TF调节器处在跟踪状态。当送DEH RB接口动作，汽机主控跟踪负荷参照。RB结束，进入常规TF控制方式。
3.4 FCB（详细见超临界机组FCB功能专项阐明）
当外部系统电源故障，机组从电网解列后带厂用电运营。此时DEH转为转速控制，旁路迅速打开，控制机前压力（此压力预定）。BMS切除上层磨，CCS依照预定厂用电负荷、旁路容量，控制燃料量；故障消除，按规程并网，带负荷。
4．控制方案动态模仿仿真
4.1前言
随着电力工业向高参数、超临界发展，对机组协调控制系统提出更高规定，Runback功能已成为投产移送必试项目，FCB功能已提到议事日程。上述实验风限高、代价大，采用动态模仿仿真，可以以便对控制方案进行验证，起到事半功倍效果，现场实践已证明。
4.2实验目
验证超临界机组协调控制方案，详细是：各种功能投切、控制方式无扰切换、方向闭锁、迫升/迫降、Runback功能。
4.3实验办法
采用简化数字模型，运用DCS系统虚拟DPU（也可在调试其间用DPU动态仿真）。
4.4 RUNBACK实验
本报告简介给水泵RB功能，其他因篇幅不作简介。
4.4.1实验慨况
二台50%汽动给水泵，一台30%电动泵。当二台汽泵运营，一台泵运营中跳闸，电泵在后备联启状态，电泵自启、自动并泵；如负荷不不大于490MW，则产生RB，目的负荷480MW。如果电泵5秒内不能启动，或一台汽泵、一台电泵运营，电泵运营中跳闸，负荷不不大于310MW，则产生RB，目的负荷300MW。
机组发生RB，BMS切磨投油，燃料量精准计算由CCS完毕，此后锅炉主控处在“静止”状态；协调控制方式显示为“CCTF”、“滑压”，汽机主控维持负荷与机前压力关系。
产生RB时刻，CCS依照当时燃料量及实发功率，计算出当时单位煤耗（并在RB其间保持），乘以RB目的值，即得到RB燃料指令。BMS切磨、投油后，CCS锅炉主控RB调节器依照RB燃料指令与实际燃料偏差进行调节，多减少补。
燃料、给水减少，机前压力经延迟下跌，此时CCS汽机主控RB调节器迅速关调门，维持机前压力与负荷关系，即迅速减负荷。汽机主控与DEH接口采用模仿量控制，能满足维持压力、迅速减负荷规定。当汽机主控与DEH接口采用开关量控制，需要用DEH_RB接口来迅速关调门(详细已在汽机主控简介)。
燃料指令迅速减小，风量指令也迅速减；RB过程切除燃料，依照切除燃料量对引风控制前馈，减小燃料突减对引风控制扰动。
4.4.2 RB目的值480MW分析
1） 电泵自动并泵
二台汽泵运营，一台运营中调闸；跳闸汽泵以一定速率关、运营汽泵则按一定速率开（平衡原理）；如电泵在“后备”（投入启动、控制联锁）状态，则电泵启动后延迟2秒，按一定速率超驰开，此时运营泵保持或转速下降（给水指令下降）当电泵出口压力达到运营泵出口压力，并泵成功，电泵自投自动；共同参加燃/水比及负荷控制。
2）目的负荷480MW
一台汽泵运营中跳闸、电泵联启，负荷不不大于490MW、发RB信号，目的负荷480MW。此时保存四台磨运营，CCS对燃料进行迅速细调。给水指令与燃料量联动，迅速下降；汽泵、电泵控制指令也减小；当给水流量与指令相等时，燃料、给水已处在稳定状态。燃料、给水减少，机前压力延迟下跌，此时CCS汽机主控RB调节器迅速关调门，维持机前压力与负荷关系，即迅速减负荷。当负荷低于480MW或实际功率变化率不大于5MW/min，RB过程结束。

图二 A汽泵跳闸，电泵联启1

图三 A汽泵跳闸，电泵联启2
4.4.3 RB目的值300MW分析
1) 二台汽泵运营，一台运营中跳闸，电泵没有联启；或一台汽泵、一台电泵运营，电泵运营中跳闸。负荷不不大于310MW，发RB，目的负荷300MW。
2) RB发生时，五台磨运营、BMS切除二台磨、投油，CCS依照RB燃料指令控制燃料量。在RB过程保持其燃料不变，给水指令随燃料指令迅速下降。
3）二台泵运营，一台泵运营中跳闸；跳闸泵指令以一定速率减小，运营泵指令以相似速率增长（平衡算法），指令上限为5700rpm(即90%)。当给水指令下降，汽泵转速从高限（5700rpm）下降。
4）RB过程燃料量保持，煤/水联动、给水指令不久与燃料相匹配，当给水流量与给水指令相等，燃料、给水处在稳定状态。
5）给水量减少，机前压力延迟下跌，此时汽机主控RB调节器迅速关调门，维持机前压力与负荷关系，即迅速减负荷。当负荷低于300MW或实际功率变化率不大于5MW/min，RB过程结束。

图四 B汽泵跳闸，电泵不联启1

图五 B汽泵跳闸，电泵不联启2

图六 给水泵RB过程

图七 RB_END

图八 燃水比系数

图九 给水、燃料、风量指令

图十 变负荷超调

图十一 协调控制方案

图十二 RB燃料指令