600MW热控技术.docx

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600MW热控技术

600MW火电机组热控技术研讨班

自编教材

湖南省电力试验研究院热控技术研究所

2006年10月

前言

近两年来，我省火电机组装机容量迅猛增加，600MW大容量、高参数的燃煤机组已逐步占据主导地位。

随着大唐湘潭电厂二期工程2台600MW超临界机组的投产发电，标志着今后我省火电机组的建设将以超临界机组为主，在下一阶段将要投产的600MW机组中，益阳电厂二期工程的2台600MW机组、华电长沙电厂新建的2台600MW机组均为超临界机组。

火电厂单机容量的不断增加，对热工分散控制系统相应地提出了更高的要求，这个要求不但是要求系统硬件的可靠性必须提高，更重要的必须保证控制策略的可靠性和先进性。

为适应形势的需要，我们举办了这期600MW火电机组热控技术研讨班。

这本自编教材，是根据湖南电力试验研究院参加大唐金竹山电厂600MW亚临界机组、大唐湘潭电厂600MW超临界机组调试的实际经验编写的，其中超临界部分MCS系统由王伯春负责编写、FSSS系统由朱晓星负责编写、SCS系统由陈彦峰负责编写；亚临界部分MCS系统由傅强负责编写、FSSS及SCS部分由刘文丰负责编写；考虑到亚临界和超临界机组DEH、TSI、ETS系统区别不大，因此没有区分亚临界和超临界。

DEH部分由傅强负责编写、TSI及ETS系统由朱晓星负责编写。

整个教材由王伯春负责统稿。

由于我们的经验和水平有限，加之时间仓促，所编资料难免有错误和不妥之处，欢迎广大学员批评指正。

湖南省电力试验研究院热控技术研究所

2006年10月

目录

1湘潭电厂600MW超临界机组MCS系统介绍……………….

2湘潭电厂600MW超临界机组FSSS系统介绍……………….

3湘潭电厂600MW超临界机组SCS系统介绍………………..

4金竹山电厂600MW亚临界机组MCS系统介绍……………

5金竹山电厂600MW亚临界机组FSSS系统介绍……………

6金竹山电厂600MW亚临界机组SCS系统介绍…………….

7600MW机组DEH系统介绍…………………………………

8600MW机组TSI系统介绍……………………………………

9600MW机组ETS系统介绍…………………………………..

600MW超临界机组自动调节系统介绍

第一节超临界机组的启动系统及控制特点

1前言

近年来我国电力工业发展迅速，大大地缩小了与国外先进水平的差距。

但目前我国火电厂中能耗高、环境污染严重的问题依然存在；为满足我国国民经济迅速发展的需要，适应愈来愈高的环保和控制污染排放的要求，发展高效、节能、环保的超临界火力发电机组势在必行。

尤其随着我国电力工业的发展及电力结构的调整，大型超临界机组已经成为我国火电发展的方向，并将成为电网的主力机组；由于其更低的运行成本和更高的效益，在目前的电力市场中更加具有竞争力。

    我国目前电力行业投产运行的大都是亚临界、燃煤、汽包炉机组，其设计、主辅设备的生产、安装、调试，运行都已成熟并趋于规范化；而超临界直流炉机组目前在我国安装投产的只是极少数，如石洞口二厂、盘山电厂、伊敏电厂、神头二电厂，上海外高桥电厂2X900MW超临界机组；这些电厂基本都是全套引进的国外机组，设计及供货均以外商为主，在设计、设备选型、安装、调试及运行管理等方面，还有许多总是有待于总结、研究和改进，以形成我们自己的成熟技术。

   随着江苏华润常熟电力有限公司3台650MW超临界机组、河南沁北电厂一期工程2台600MW超临界机组、大唐湘潭电厂二期2台600MW超临界机组超临界机组等项目作为国家引进技术国产化依托项目的建设的建设投产，目前超临界机组已在我国的电力建设市场上占主导地位。

各大主机厂积极引进先进技术，努力实现超临界机组的国产化；这就为工程的设计提出了更高的要求。

超临界机组目前在我国安装投产的只是少数，在设计、设备选型、安装、调试及运行管理等方面，还有许多问题有待总结、研究和改进。

这里我们仅就超临界锅炉的系统特点和控制特点进行分析和探讨。

以便在工程设计过程中能够准确、全面地掌握超临界机组的控制特点，设计出高质量的控制系统，实现电厂的高效率、高水平和低成本运行。

对于超临界机组与亚临界机组相比，除因参数高而采用直流锅炉外，其他系统并无本质上的区别,就控制系统而言，只是一次检测仪表、变送器等要承受更高压力外，对控制装置本身的DCS系统并无特殊要求，只是应用软件要能适应超临界直流锅炉的运行方式，配置适用于直流锅炉控制策略的软件。

1超临界机组的主要控制特点的分析

超临界直流锅炉与亚临界汽包锅炉，两种锅炉在系统组成上的水－汽转换原理和设备不同，锅炉蓄热能力不同，负荷和扰动的响应速度也不同，而最大的区别还在于锅炉启动系统的差异。

从仪表和控制的角度看，主要的区别在于直流锅炉的启动旁路系统、直流锅炉机组的协调控制的不同。

另外，在锅炉蒸汽温度控制、给水流量控制等方面也与亚临界机组有着较大的区别。

1.1直流锅炉的启动旁路系统

超临界锅炉的启动旁路系统是超临界机组的重要组成部分，由于超临界锅炉没有固定的汽水分离点，在锅炉启动过程中和低负荷运行时，由于给水量有可能小于炉膛保护及维持流动所需的最小流量，因此必须在炉膛内维持一定的工质流量以保护水冷壁不致过热超温。

设置启动旁路系统使锅炉在启动、低负荷运行及停炉过程中，通过启动系统建立并维持炉膛内的最小水流量，以保护炉膛水冷壁，同时满足机组启动及低负荷运行的要求。

1.1.1直流锅炉启动旁路系统的主要功能：

A：

维持水冷壁具有流速稳定的最小水流量，保持锅炉启动流量和启动压力。

B：

回收、利用工质和热量。

C：

使蒸汽参数满足汽机启动过程的需要。

1.1.2直流锅炉启动系统的分类：

直流锅炉的启动系统分内置式分离器启动系统和外置式分离器启动系统两大类型。

a. 外置式分离器启动系统

外置式分离器的布置位置示意见下图所示：

从上图可以看出锅炉启动过程中隔离阀关闭，给水经水冷壁后流入汽水分离器，进行汽水分离。

蒸汽通过出口阀进入过热器，其余的水和汽回收。

当负荷达到一定值时，切除启动分离器，锅炉转为"纯直流运行"。

由于系统的结构特点，切除过程如运行操作不当，会造成主汽压力下降或超压、主汽温度快速下降或过热器管壁超温等。

分离器的切除一般采用等焓切换方式切换，但由于操作比较复杂，锅炉出口主蒸汽温度难以控制，而不被用户接受。

因此目前各家主机厂引进技术均采用内置式分离器启动系统。

这里不再对外置式分离器启动系统进行深入讨论，仅就内置式分离器启动系统进行分析和探讨。

b.内置式分离器启动系统

内置式分离器启动系统的分离器与水冷壁、过热器之间的连接无任何阀门，在锅炉启、停、低负荷（30%-35%负荷以下）运行时，同汽包炉的汽包一样，起到汽水分离的作用。

当转入纯直流运行后，分离器只起到一个蒸汽联箱的作用。

因此目前较多采用内置式分离器启动系统，从系统构成看主要有带辅助循环泵的内置式分离器启动系统、不带循环泵的内置式分离器启动系统和扩容型内置式分离器启动系统三种类型。

在超临界直流锅炉中，为适应变压运行的要求，随启动时间长短及启动频率的大小，其启动系统存在着两种运行模式的选择。

在这两种启动模式中，如何确定锅炉启动系统采用哪种模式，是根据机组是以带基本负荷运转为主，还是调峰运行为主以及选用的燃烧设备情况而确定最适宜该锅炉的启动系统。

1） 辅助循环泵和给水泵并联的内置式分离器启动系统

哈尔滨锅炉厂引进三井英巴技术为华润常熟电厂本生锅炉提供的启动系统为内置式分离器启动系统，其系统示意图如下所示：

锅炉启动循环系统主要由汽水分离器、贮水箱、循环泵、循环流量调节阀、水位调节阀等组成。

送至省煤器的水经水冷壁加热后，进入汽水分离器，流体在汽水分离器内分离成饱和蒸汽和水。

蒸汽流向过热器，水储存在贮水箱内经过循环泵和循环流量调节阀再循环至省煤器。

这一阶段为循环运行，水冷壁流量=给水泵出口流量+再循环流量。

当水位过高时，水位调节阀动作，水进入凝汽器。

   在整个启动期间，启动系统的再循环水量与给水量之和始终保持在35%BMCR的主汽流量。

冷态和温态启动时，在锅炉点火20～30分钟后，水冷壁即出现"汽水膨胀"，分离器贮水箱内水位迅速上升至高水位或高高水位，此时打开通往凝汽器管道上的二只高水位调节阀及其闭锁阀，将工质排往凝汽器。

在热态和极热态启动时汽水膨胀量很少，可经循环泵正常水位调节阀进行再循环。

当锅炉达到30-35%BMCR的最低直流工况时，将启动系统解列，进入热备用状态，系统则由再循环模式转入直流方式运行，此时通往凝汽器管路上的水位调节阀和闭锁阀全部关闭。

当锅炉转入部分负荷运行进入最低直流负荷以下时，分离器贮水箱将出现水位，这时循环泵出口的调节阀自动打开，根据贮水箱水位自动调节其开度。

2）不带循环泵的内置式分离器启动系统

东方锅炉厂与日本日立-巴布科克公司（BHK）技术合作，为华能太仓电厂等设计的本生锅炉的启动系统均是不带循环泵的循环系统启动系统，系统示意图如下：

从上图可以看出不带循环泵的启动循环系统主要由汽水分离器、分离器储水罐和储水罐水位控制阀组成。

与带循环泵的循环系统相比减少了锅炉循环泵、流量调节阀及其循环泵的辅助系统部分。

在启动和低负荷阶段，通过给水泵将水送至省煤器并经水冷壁加热后，送到汽水分离器，工质在汽水分离器内分离成水和饱和蒸汽。

循环运行阶段水在分离器储水罐水位控制阀的控制下，由分离器储水罐再返回冷凝器。

储水罐水位控制阀可在循环运行时，应确保锅炉给水泵提供的给水量不少于保护炉膛的最小流量，通过使汽水分离器分离出的水由储水罐回到凝汽器，从而控制汽水分离器的水位在允许范围内。

当负荷达到最低直流点，炉膛水冷壁出口呈干饱和蒸汽时锅炉转为纯直流运行方式，旁路系统退出。

在锅炉启动炉本体的冷态或热态清洗过程中，进入汽水分离器的给水进入储水罐通过启动排污阀排放至地沟，待给水品质合格后，通过疏水阀至冷凝器回收工质。

通过分析不难看出不带循环泵启动系统具有系统构成简单，运行安全、可靠，并能节约投资的优点；但不带循环泵的启动系统由于在启动时高、低压加热器及炉内的热量，要通过冷凝器来冷却，在启、停时热量有一定的损失，因此相比较带循环泵的系统而言，其热效率要低些。

因此其启动时间相对于带循环泵的启动系统而言也要长一些。

 3）扩容型内置式分离器启动系统

   我国第一台引进超临界机组上海石洞口第二电厂的锅炉启动系统即为扩容型内置式分离器启动系统，目前上海锅炉厂为山东黄岛电厂二期工程设计的2x600MW超临界机组锅炉的启动系统也是扩容型内置式分离器启动系统。

系统示意如下图所示：

上述示意图为苏尔寿（SULZER）直流锅炉启动系统的典型设计，该系统主要由内置式启动分离器，3A阀，即疏水控制阀AA、液位控制阀AN、液位控制旁路阀ANB，大气式扩容器，回收水箱，回收水泵等组成。

分离器布置在炉膛水冷壁出口；在启动或低负荷运行过程中，当负荷低于35%B-MCR时，分离器的作用就相当于汽包炉的汽包，起汽水分离的作用，但与汽包不同的是分离出的水通过AA、AN和ANB三个阀门分别送入疏水扩容器和除氧器，进行工质和热量回收。

当负荷高于35%BMCR时，汽水分离器内只有饱和蒸汽，呈干态运行；此时内置式分离器相当于一个蒸汽联箱。

系统中的3A阀是苏尔寿（SULZER）直流锅炉启动系统的核心。

在锅炉启动、炉本体的冷态或热态清洗过程中，进入汽水分离器的给水通过AA、AN阀进入大气式扩容器排放至地沟，当给水品质合格后，回收水泵投入运行，回收水泵通过回收水箱的水位开关连锁，实现水泵的启、停控制，以回收工质。

此时汽水分离器的水位可切换由ANB阀控制，疏水至除氧器，实现工质和热量回收功能。

锅炉在湿态运行时，汽水分离器内的水位由ANB阀自动控制，当汽水分离器的水位高于ANB阀的调节范围时（如锅炉汽水膨胀）再由AN阀、AA阀相继参与调节，以控制分离器的正常水位；当水位下降时，AA阀先行关闭，其后AN阀关闭，然后ANB阀调节和保持分离器正常水位。

随着锅炉启动过程中燃料量的增加，锅炉的蒸汽量不断增加直至当燃料量大于35%B-MCR负荷时，汽水分离器由湿态运行逐渐转变成干态运行。

此时分离器处于无水状态，AA、AN、ANB阀均呈关闭状态，且各自的隔离阀也联锁关闭，启动旁路系统退出系统。

1.2控制特点分析

1.2.1对于辅助循环泵和给水泵并联的启动系统

循环流量调节阀和水位调节阀启动时的过程如下图所示。

1）循环流量调节

循环流量调节的目的一是参与启动阶段的水冷壁循环，二是保持启动阶段汽水分离器正常的水位，三是保护循环泵。

这样，通过以分离器的水位计算出循环流量作为给定，与实际循环水泵出口流量比较，进行PI调节。

设置高限的目的，主要是防止循环泵启动时，分离器水位下降过快。

另外，当省煤器入口给水流量扰动时，通过水位微分信号，防止循环流量调节阀大范围开启而造成水位波动。

2）贮水箱水位调节

在汽水分离器水位超过上限值时水位调节阀动作，以控制分离器的水位，调节系统为单回路调节系统。

3）启动初期给水流量的控制

直流炉在全负荷范围内通过给水流量来实现水冷壁工质质量的流速。

在启动初期，为了使水冷壁充分得到冷却，规定了最低负荷限制，在给水控制回路中设置最低给水流量限制回路。

另外，由于分离器水位急剧变化，造成给水调节外扰，可能造成最低给水量达不到要求，因此，给水控制回路中还应考虑汽水分离器水位对给水指令的补偿 。

1.2.2扩容型内置式分离器启动系统

对于苏尔寿和上海锅炉厂的锅炉启动旁路系统，由于分离器分离的水分别疏往除氧器或凝汽器，因此，给水系统的控制相对简单。

启动流量（35%）由给水泵保证，三个阀门的切换要求严格，以保证除氧器的安全运行。

根据汽水分离器水位的高低AA、AN、ANB阀按顺序参与调节，以同类型锅炉－石洞口二厂的锅炉启动系统为实例，其阀位与汽水分离器水位的关系归纳如下：

在启动和停机时ANB和AN、AA隔离阀接受机组级启动指令，通过功能组自动开启。

为了确保除氧器的安全运行，AA、AN、ANB隔离阀的开、关按一定的逻辑条件进行。

在启动时ANB和AN隔离阀接受机组级启动指令，当汽水分离器压力大于7Mpa时，ANB、AN隔离阀自动关闭。

在停机时，当汽水分离器压力低于12Mpa时接受机组级停机指令，通过功能组将ANB、AN隔离阀自动开启。

当汽水分离器压力低于12MPa时，AN隔离阀允许开启，但在启动功能组ON状态-即在自启动方式，且当汽水分离器压力大于7MPa时；在锅炉负荷大于40%，且分离器出口温度高于其对应压力下的饱和温度10℃时；当汽水分离器压力大于22Mpa时AN隔离阀自动联锁关闭。

AA隔离阀的开关直接接受机组级指令，在启动时，当汽水分离器压力大于7MPa时自动关闭；在停机时当分离器压力低于2Mpa时接受机组级指令才能开启。

同样在锅炉负荷大于40%，且分离器出口温度高于其对应压力下的饱和温度10℃时，联锁关闭。

在除氧器压力低于1.1MPa，且分离器压力低于21MPa时，ANB隔离阀允许开启，而当除氧器压力大于1.4MPa时，汽水分离器压力大于21MPa时，锅炉主蒸汽流量大于40%时ANB隔离阀自动联锁关闭。

2超临界直流炉协调控制系统的设计

　　机炉协调控制系统是电站控制中长期以来讨论的课题，基本上概括为：

将汽机锅炉作为一个整体控制，使锅炉能够满足汽机的用汽要求，机组能够满足电网频率的要求。

之所以这样主要是协调锅炉响应的慢特性与汽机响应快特性的关系。

解决锅炉－汽轮机多输入多输出相互之间偶合关系。

在这里我们先以长期以来讨论并已趋于成熟的汽包炉协调控制系统为例，分析直流炉的特点，讨论其协调控制系统的设计方案。

从协调的角度看汽包炉汽轮机与锅炉的关系基本可以看成燃料与汽机调门开度对应机组压力与负荷的双输入双输出多变量控制系统，给水控制是独立于机组负荷与压力的汽包水位控制系统，对汽包炉协调控制系统的设计方案最初采用的是锅炉调压、汽机调功调压，并考虑燃料对负荷、汽机调门开度对压力的双向解偶控制思路，后来尝试了汽机以调功率为主，压力偏差大汽机帮忙、锅炉以调压为主，引入机组负荷指令作前馈以增加锅炉的响应性。

到八十年代中期，引入了直接能量平衡的控制思想，协调控制的基本思想以炉跟机为基础，汽机控制机组负荷、锅炉引入了P1＊Ps/Pt的直接能量平衡信号作为锅炉指令，热量信号P1＋dPd/dt作为燃料反馈，充分利用了在一定参数下直接反映汽机调门开度的P1/Pt信号代表了汽机对锅炉的能量需求，且只反映汽机对锅炉的能量需求不反映燃料的变化，而P1＋K＊dPd/dt仅反映燃料的变化不反映汽机调门变化的特点，利用控制燃料间接控制了压力。

这个控制方式大大提高了锅炉的响应性，同时又提高了锅炉的稳定性，目前已被大多数汽包炉协调控制系统所应用。

分析超临界直流锅炉我们可以看出三个主要特点：

（1）汽水是一次性循环，不具有类似于汽包的储能元件，因此锅炉的储能比较小，很难找到类似于P1＋K＊dPd/dt仅反映燃料的变化不反映汽机调门变化及给水流量变化的信号。

（2）从上面直流炉被控制对象的分析可以知道，直流锅炉－汽轮机组是三输入三输出的被控制对象，然而不仅控制量燃料、给水、汽机调门开度的任一变化会影响被控制量机组负荷、压力、微过热温度的变化，而且燃料、汽机调门的变化还会影响到给水流量的变化，其中的影响媒介就是压力的变化，因此对于直流锅炉协调控制系统来说，压力控制是最基本的控制。

（3）由于汽水一次性循环，汽水没有固定的分界点，它随着燃料、给水流量以及汽机调门的变化而前移或者后移，而汽水分界点的移动直接影响汽水流程中加热段、蒸发段、过热段的长度，影响新汽温度，导致机组压力、负荷的变化，因此控制微过热温度一直以来被认为是直流炉控制的主要环节。

1控制量与被控量关系的选择：

从上面的分析已经知道从协调控制的角度看超临界直流锅炉－汽轮机组是一个三输入三输出的多变量控制对象，如何选择控制量与被控量关系，是协调控制系统控制方案的关键。

（1）被控参数压力的控制

在三个被控参数选择上我们首先选择汽机调门控制压力，从前面的分析已经看到，压力的变化不仅会影响到机组功率的变化，而且会影响到给水流量的变化，从而进一步影响机组的负荷和温度。

若利用压力对汽机调门响应快的特点，可以足够好的控制机组压力，克服燃料、给水扰动对机前压力的影响，从而也大大减少了燃料扰动对给水流量的交叉影响。

同时采用控制特性大大快于锅炉的汽机调门控制压力，不仅提高了机组的内特性，而且由于汽机对压力的调节作用，克服了燃料、给水对压力的影响，简化了直流锅炉的控制对象。

使其变为燃料与给水对应机组负荷、温度的双输入双输出的控制对象。

（2）被控参数温度的控制

　　在直流锅炉中影响中间点温度的主要因素是锅炉的燃水比，从温度对燃料的响应曲线及温度对给水的响应曲线可以看到，燃料增加时温度经过90秒左右的延迟随燃料的增加而升高，给水增加时温度经过90秒左右的时间减少，若在变负荷时燃料与给水按同一比例变化，可以在动态的过程中保持温度的基本稳定。

在稳定工况下，可以在稳定燃料的前提下控制给水流量控制炉顶温度，也可以在稳定给水的前提下控制燃料量控制炉顶温度，但是对于一次循环的直流炉来说给水流量的变化直接影响锅炉出口蒸汽流量的变化，对机组负荷的影响比较大。

同时从直流炉对象分析中也可以看到：

给水流量的增加首先降低微过热温度。

在加负荷时必须要增加水，而水的增加却导致温度的降低，控制的作用将减少水的增加，只有在燃料增加反映到温度的变化才能使水流量满足负荷的要求，因此由给水控温度在变负荷时不但使温度的稳定性变差，而且使机组的响应性变慢，若由燃料控温度，在变负荷时给水和燃料与负荷的变化方向是一致的，燃料与温度要求的变化方向也是一致的，因此采用以燃烧控制微过热温度、给水控负荷、汽机调门控制机组压力的协调控制系统的控制方案对系统的稳定性及响应性都是合理的。

第二节湘潭600MW超临界机组主要自动调节系统介绍

1系统概况

湘潭电厂二期工程#3、4机组锅炉是东方锅炉（集团）股份公司制造，前后墙对冲燃烧方式、超临界参数变压直流燃煤锅炉，一次中间再热；制粉系统采用双进双出磨煤机冷一次风机正压直吹式系统，每台炉配6台双进双出钢球磨；烟风系统为平衡通风方式系统，空预器为三分仓预热器，设2台动叶可调轴流式送风机,2台静叶可调轴流式引风机。

汽轮机是上海汽轮机有限公司生产的超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机；汽轮机旁路系统为CCI公司产品。

每台机组配2×50%汽动泵+1×30%电动泵；发电机是上海电机有限责任公司生产。

模拟量控制系统采用北京贝利公司的Symphony控制系统，它包括机炉协调控制、锅炉主控、汽机主控、给水控制、分离器储水罐水位控制、过热蒸汽温度、再热蒸汽温度、送风控制、引风控制、磨煤机出口温度、磨煤机料位、磨煤机负荷风控制、除氧器水位、除氧器压力控制、凝汽器水位、一次风压、二次风控制以及高压加热器水位、低压加热器水位、＃1-3给水泵再循环控制、闭式水箱水位、凝结水补水箱水位等控制系统。

MCS系统担负着生产过程中水、汽、煤、油、风烟系统的自动调节及整个单元机组的负荷控制任务。

湘潭电厂二期工程＃3、4机组MCS系统在L3环路上占有2个节点，分别是＃19和＃21节点，每个节点有两对互相冗余的主控制器（BRC300），其中协调控制系统的主要功能由＃19节点的M3控制器完成，燃烧和送、引风控制系统的主要功能由＃19节点的M5控制器完成，给水、汽温和分离器储水罐水位控制系统的主要功能由＃21节点的M3控制器完成，汽机侧单回路自动调节系统及高、低压旁路的主要功能由＃21节点的M5控制器完成。

2主要调节系统逻辑说明

2.1协调控制系统

协调控制系统的思想是将汽机、锅炉作为整体考虑。

在能量平衡控制策略基础上，通过前馈/反馈、连续/断续、非线性、方向控制等控制机理的有机结合，来协调控制机组功率与机前压力，协调处理负荷要求与实际能力的平衡。

在保证机组具备快速负荷响应能力的同时，维持机组主要运行参数的稳定。

协调主控系统由两部分组成：

负荷指令形成部分和机炉主控制器。

机组指令处理回路是机组控制的前置部分，它接受AGC指令、一次调频指令和机组运行状态。

根据机组运行状态和调节任务，对负荷指令进行处理使之与运行状态和负荷能力相适应。

当协调主控在手动方式时，负荷指令来源于运行人员的手动设定，AGC投运后，负荷指令来源于中调远程指令，即由中调人员远方设定。

同时，运行人员还可根据具体情况投入一次调频（转速或频差控制）功能，该功能投入时，将自动根据频差情况，在汽轮机转速偏差超过±2r/min时，对负荷指令进行频差修正。

机组指令的实际能力识别限幅是根据机组运行参数的偏差、辅机运行状况，识别机组的实时能力，使机组在其辅机或子控制回路局部故障或受限制情况下的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/可能的协调，及输入/输出的能量平衡。

机组指令的实际能力识别限幅功能，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。

机组指令的实时能力识别限幅功能主要有：

1）方向性闭锁

2）迫升/迫降（RunUp/RunDown）

3）辅机故障快速减负荷（Runback）

1.1.1机组负荷主控

机组负荷主控在手动状态下，由操作员设定机组负荷指令；在自动状态下，它接受远方调度（AGC）指令。

当发生下列情况，负荷主控接受强制手动信号：

1）负荷主控在手动状态时，AGC指令与当