百万超临界机组 FCB 试验
FCB实验措施方案
-----------------------------------------------------------------------------------------~ 1 ~1350MW 超临界机组FCB 控制技术方案前 言近年来，一些发达国家和地区，包括美国、俄罗斯的莫斯科、英国伦敦、欧洲西部的意大利，法国和德国等相继发生了电网故障并导致大面积停电的严重事故，社会生活和经济等各方面损失巨大。
在我国，也发生了海南和西藏等的大面积停电事故。
事实上，在现代社会里，电力已经渗透到社会生产和生活的各个方面，一旦电力系统局部或大面积发生停电故障，其直接和间接造成的后果极其严重。
当电网出线故障时，电力系统客观上要求能在系统中保留若干必须的电源点，以利于整个电力系统的恢复过程。
机组小岛运行方式（一般意义上的FCB ）就是专门为此目的而设计的运行方式。
这种方式就是当机组和电网断开后，由机组本身自带厂用电在低负荷下安全稳定地运行一段时间以等待电网故障的排除，当电网故障排除恢复正常后由该机组开始向电网供电，从而逐渐恢复其它电源点的正常运行。
由此可见，小岛运行方式时针对电网故障而在电源点采取的积极措施。
目前，国外电力市场已经成为国内电力设计业务的重要部分，而国外电厂设计大多存在具备FCB 功能的要求。
-----------------------------------------------------------------------------------------~ 2 ~2第一部分、工程概况XXXJerada 电厂1×350MW 超临界燃煤电站工程项目业主为XXX 国家电力部Office of National Electricity(ONEE)。
电厂为扩建电厂，I 期已有3×55MW 机组。
本期工程与已有电厂系统相对独立。
本期为1台350MW 超临界、空冷机组，包括1台燃煤锅炉、1台汽轮发电机组和所有必须的辅机设备及电厂BOP 。
900MW超临界机组FCB试验2
900 MW超临界机组FCB试验1冯伟忠（上海外高桥第二发电有限责任公司，上海邮编200137）摘要：阐述机组快速甩负荷（FCB）的现实意义，介绍外高桥2×900 MW超临界机组的基本配置，分析机组采用全容量高压旁路系统，停机不停炉、停发电机不停汽轮机等单向连锁保护及特殊的厂用电切换方式，使机组具备了实现FCB功能的有利条件。
同时还分析了低压旁路容量偏小、FCB过程中工质不平衡、汽动给水泵汽源快速切换、控制系统不完善等存在的问题及解决方案。
介绍全真实运行工况的50%、70%及100%负荷的FCB试验情况，试验的成功，证实了火电大机组实现FCB功能的可行性。
关键词：火电机组；超临界参数；FCB；孤岛运行中图分类号：TK227；TK267；TK323 文献标识码：B文章编号：1004-9649（2005）02-0000-000引言2001年的美国加州大停电事故震动了全世界，为从事故中吸取经验教训，我国各大电网就相关的事故预想和对策进行了研究，尤其是对万一电网崩溃，各电厂如何在无电网倒送电的情况下进行…黑启动‟做了探讨。
事实上，一般火电机组在已被迫停机的情况下，若无厂用电倒送，要想启动是很困难的。
但如电网内有若干机组在电网故障时能不停机，并迅速转为只带厂用电作“孤岛运行”（FCB*），就能使其成为电网的“星星之火”而迅速“激活”网内其它机组并恢复对重要用户的供电。
不过，自80年代以来，国内许多火电大机组虽有FCB的设计，但鲜有100%负荷下FCB试验的成功者。
外高桥发电厂二期2×900 MW工程，在2号机组调试阶段，根据机组配置特点和1号机组的调试经验，在对分散控制系统（DCS）的协调控制、汽轮机数字电液控制系统（DEH）及旁路控制系统作了改进和预试验后，成功进行了事先无人工干预、全真实运行工况的70%和100%负荷的FCB试验。
1机组主要设备和系统配置本工程采用分岛招标的方式，汽轮发电机岛、锅炉岛、仪控岛分别由德国SIEMENS、ALSTOM能源公司和日本日立公司中标。
浅谈3号机组FCB试验全过程
浅谈3号机组FCB试验全过程摘要：大型发电机组快速甩负荷（Fast Cut down,FCB）技术是电网稳定性的一大保障。
FCB动作后,机组可以快速地与电网解裂并且甩负荷自带厂用电运行,在消除电网故障之后,可以迅速恢复对电网的供电。
本文介绍火电机组实现FCB功能的主要过程及存在分风险，FCB动作后火电机组解列并能够不停机不停炉的原理。
通过机组试验验证实现FCB功能的条件。
关键词：超超临界火电机组;FCB;甩负荷;广东红海湾发电有限公司3号机组在攻克40%较少容量旁路、给水泵高转速下如何控制给水流量等难题后FCB试验动作成功，发电机与系统解列自带厂用电孤岛运行，机组有功功率12秒降至20MW，汽轮机转速一次飞升至3092rpm后回落至2919rpm，经62秒后稳定在3000rpm，主再热蒸汽温度均在允许范围内，20分钟基本稳定；3号机组FCB试验成功，下面简要介绍一下3号机组在实现FCB功能试验的全过程。
一、机组FCB功能定义：FCB主要功能指在外网或主变出线故障，只跳主变出口开关而不联跳锅炉、汽机及发电机，此时汽机带厂用电负荷维持运行，待外网或主变故障解除后可快速升负荷并网发电。
该功能的实现前提为三大主机及相关辅机不发生故障。
二、FCB运行的工况条件的确定FCB发生时的机组负荷运行范围。
一般为机组最低稳燃负荷至100％额定负荷之间，在此机组运行负荷范围内，如产生了FCB动作的触发条件，则机组甩负荷转入带厂用电运行。
三、FCB运行过程的阶段划分FCB运行可人为划分为3个阶段：1.FCB过渡阶段。
即从机组FCB开始瞬时至FCB稳定运行的过渡过程，此阶段锅炉、汽机的运行参数发生急剧变化调整，相应辅机的运行也随之发生急剧的调整。
2.FCB稳定运行阶段。
此阶段锅炉负荷稳定在锅炉不投油稳燃负荷或稍高，汽机转速维持额定3000rpm，带厂用电运行。
3.FCB结束，机组升负荷并网。
FCB运行阶段的划分，有利于根据不同阶段的汽机、锅炉的运行要求及特点来对相应的辅机配置的运行及配置进行分析、核算。
大机组实现FCB的现实性及技术分析
制、 汽轮机 数字 电液 控制 系统 （ Ｅ 及 旁路 控 制 Ｄ Ｈ）
项 目配 置 了 Ｆ Ｂ的功 能 。由于种 种原 因 ， Ｃ 这些 机 组很难 在 满 负 荷 的 情 况 下 实 现 Ｆ Ｂ。 即使 是 个 Ｃ 别文 章所介 绍 的 Ｆ Ｂ试 验 ， 乎 能够 成 功 ， 从 Ｃ 似 但
大 面积停 电 的严 重 事 故 ， 使得 社 会 生 活 和经 济 等
桥 电厂 三 期 ２ ０ ０Ｍｗ 工 程 ， 实 现 Ｆ Ｂ的各 项 条 件 作 了进 一 步 的分 析 和 讨 论 ， Ｘ１ ０ 就 Ｃ 如机 组 连 锁 保 护 的设 计 、 旁 路 容 量 的配 置 、 除氧 水 箱 容 量 的选 取 、 厂用 电切 换 方 式 、 动 给 水 泵 汽 源 切 换 、 制 系 统 的协 调 配 合 、 荷 调 汽 控 负 节 方式 等 。 关 键词 ： Ｃ ， 停 电 ； 临 界 机 组 ； 路 Ｆ Ｂ大 超 旁
＋ ５ 的低 压 旁 路 ， 在 讨 论仅 控 岛 的设 计 原则 ０ 但 时 ， 于之 前类 似 配 置 的工 程并 没 能实 现 高 负荷 鉴 的 Ｆ Ｂ， Ｃ 故对 其分散 控制 系统 （ Ｃ ） Ｆ Ｂ功 能 Ｄ Ｓ的 Ｃ 不作要 求 。不过 ， 在第 二 台机组 的调试 阶段 ， 主 业
中 图分 类号 ： Ｕ８ ２ Ｔ ５ 文献标识码 ： Ａ
１ 引 言
近年来 ， 一些 发达 国家 和地 区 ， 包括 美 国和加 拿大 、 罗斯 的莫斯 科 、 国伦 敦 、 俄 英 欧洲 西部 的意 大利 ， 国和德 国等 相 继 发生 了 电 网故 障并 导 致 法
言， 显然 是 远 水 难 救 近 渴 。与 此 相 比 ， 具有 Ｆ Ｂ Ｃ
先采 取 了一 系列 的措 施 ， 问 ， 电 网突 发 事 故 试 在
超(超)临界机组热工自动控制技术
超（超）临界机组热工自动控制技术论文导读：传统意义上的和谐操纵系统是指锅炉燃烧率和汽机调门之间的和谐。
为了提精湛超临界机组在调门全开、无锅炉侧蓄热可利用的工况下的机组负荷响应能力。
其中发电厂的FCB（FASTCUTBACK）功能也越来越受重视。
本次培训围绕百万千瓦容量机组热工自动操纵的核心技术以及案例展开。
关键词：和谐操纵，超临界机组，FCB，热工1、1000MW机组带凝聚水节流的和谐操纵、FCB操纵技术1.1 1000MW机组带凝聚水节流的和谐操纵传统意义上的和谐操纵系统是指锅炉燃烧率和汽机调门之间的和谐，但关于上海外高桥三厂1000MW机组，为了保证机组最优的经济性，机组运行中汽机调门始终全开，主蒸汽压力不直截了当操纵，传统的机组和谐操纵无从谈起，机组变负荷时锅炉无蓄热可用，若不采纳其它手段，机组加减负荷的速率确实是锅炉燃烧率变化而引起机组负荷变化的速率，由于锅炉固有的热惯性，燃烧率变化引起机组负荷变化必定是缓慢的过程，将完全无法满足电网负荷快速变化的需求。
为了提精湛超临界机组在调门全开、无锅炉侧蓄热可利用的工况下的机组负荷响应能力，设计了一套全新的基于凝聚水调负荷的新型机组和谐操纵系统，该新型操纵系统有效利用了机组凝聚水/回热系统中的蓄能，并与锅炉侧燃烧率的操纵合理结合。
发表论文，超临界机组。
所谓凝聚水调负荷，是指在机组变负荷时，在凝汽器和除氧器承诺的水位变化范畴内，改变凝泵出口调门的开度，改变凝聚水流量，从而改变抽汽量，临时获得或开释一部分机组的负荷。
比如，机组加负荷时，关凝泵出口调门，减小凝聚水流量，从而能够减小低加的抽汽量，增加汽轮机中蒸汽做功的量，使机组负荷增加。
现在，除氧器水位下降，凝汽器水位上升。
机组减负荷的过程相反。
发表论文，超临界机组。
其本质是一种利用蓄能的技术，利用的是汽机回热/加热系统中蓄能的变化。
由于在加负荷过程中减少了机组的抽汽，而在减负荷过程中又增加了机组的抽汽，因此这种利用蓄能的技术对汽机回热系统的经济性整体上没有阻碍。
660mw超临界机组fcb控制技术研究与实施
二、设计思路、总体方案、技术 架 构、技 术 原 理、方 案 及 关 键 技术等（视项目情况而定）
（一）FCB 触发条件 在协调模式、或者 TF 模式（风、 水、煤均在自动位），负荷大于 40%， 且 F C B 功能投入的情况下，采用发 生发电机解列信号触发 FCB 动作。 （二）FCB 动作逻辑 发 电 机 解 列 触 发 F C B 动 作 后， 协调系统切换至基本方式，锅炉目标 负荷 40% B M C R，按照 F C B 跳磨顺 序保留 3 台磨煤机，DEH 转为本地转 速控制，定速目标 3000 r/min，带自 身厂用电运行；旁路控制系统转入压 力控制模式，按设定压力曲线调整主、 再热蒸汽，打开高低压旁路系统。 （三）关键技术 1. 从 100% 负荷快速降负荷，防 止锅炉压力飞升； 2. 快速减燃料，又维持燃烧、汽 温的稳定； 3. 汽轮机转速飞升，防止发电 机超频保护动作； 4. 旁路控制系统控制主再热蒸 汽压力，同时要稳定阀后温度，防止 超限高低旁快关； 5. 给水系统由四抽蒸汽切换至 辅助蒸汽，避免给水系统大幅度扰动； 6. F C B 发生后，解决大量的凝 结水需求量； 7. 快速打开高排通风阀，防止 高压缸排汽温度超限。
超临界机组特点，针对 F C B 功能对 控制系统进行改进优化，从而实现机 组成功在 660M W 满负荷状态下，快 速 减 负 荷 至 带 厂 用 电 运 行， 乃 至 重 新并网的成功经验 , 总结并研究了 660M W 超 临 界 机 组 在 100% 负 荷 下 实现 F C B 功能的关键技术，介绍了 对几个系统的重点优化措施，对各个 系统 FCB 试验阶段的效果进行实际 验证与总结，对需要 F C B 功能的机 组主辅机的硬件配置提出了建议，对 其它同类型机组 FCB 试验具有一定 的借鉴意义。
国产超超临界1000MW机组FCB控制功能的实现
触发Ｆ Ｃ Ｂ 有 三种情况 ：一是 电网高频 自动切机 ，二是电 网低频 自动切机 ，三是 电网调度根据情况远方操作切机 。 电网侧故 障时 ，带 厂用 电运行 ；发电机和 出线 电气故 障时 ，汽机保 持空载运行 ；汽机 故障跳闸时 ，锅 炉保 持运 行 。以上三种 方式 ，锅炉都快速 减少燃烧率 ，高 、低 压旁 路快速开启。本厂６ 号机实现 “ 电网故 障时 ，机组带厂用 电
ＤＣ Ｓ 集 中控 制采 用 国产杭 州 和利时 公 司的ＭＡ Ｃ Ｓ Ｖ系
统 ；Ｄ Ｅ Ｈ 为西 门子Ｔ ３ ０ ０ ０ 统 。
气送 热控Ｆ Ｃ Ｂ 信 号为安稳输 出信号三取二 ，且５ ０ ４ １ 、５ ０ ４ ２
断路器在分 闸位置 ，分别送 人热工Ｄ Ｃ Ｓ 和Ｄ Ｅ Ｈ 系统 。
上海 汽轮发 电机 有 限公 司制造 的１ ０ ０ ０ ＭＷ发 电机 ，配
有河 北 天威保 变有 限公 司生产 的３ Ｘ ３ ８ ０ ＭＶ Ａ 单 相 主变压
图１ 电 气一 次 接 线 简 图 ２ ． ３ Ｆ ＣＢ 切机策略
器 ，发 电机 型号Ｔ Ｈ Ｄ Ｆ １ ２ ５ ／ ６ ７ ，为水氢氢冷却方式 ， 旋转无 刷励磁 。发 电机额定容量为１ １ １ ２ Ｍ Ｗ ，额定功率 １ ０ ０ ０ ＭＷ。 旁路 系统配置了 １ ０ ０ ％Ｂ Ｍ Ｃ Ｒ 容量高压旁路 ， 该旁路 替 代 过热器安全 阀 ，又作为主汽压力 调节阀 。低压旁路容 量
置 、固态 排渣 、全钢构架 、全悬 吊结构塔式布置。 汽轮机采 用上海 汽轮机有 限公司 生产 的１ ０ ０ ０ ＭＷ超超 临界汽轮发 电机组 。汽轮机 型式是超超 临界 、一次 中间再 热 、单轴 、四缸 四排汽 、双背压 、凝汽式 、采用八级 回热
FCB实验方案
六部FCB方案目录1.试验目的 (3)2.系统概述、FCB控制策略及品质指标 (3)3.技术标准和规程规范 (9)4.试验应具备的条件 (10)5调试步骤 (12)6 安全注意事项 (15)1.试验目的FCB( FAST CUT BACK ) ，FCB是指机组在高于某一负荷之上运行时，因内部或外部电网故障与电网解列瞬间甩掉全部对外供电负荷并保持锅炉在最低负荷运行，维持发电机带厂用电运行或停机不停炉的自动控制功能。
EPC 总合同中关于机组小岛运行有以下要求：在功能保证试验里描述：机组在突然失去外部负荷不会超速跳机，仍然继续运行为机组提供辅助负荷（带厂用电），汽轮发电机组将能够带厂用电运行10-15分钟，但在整个寿命中不超过20次。
2.系统概述、FCB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。
FCB功能#(精选.)
浅谈实现FCB功能由于我们企业的特殊情况，为了保证集团公司用电负荷的稳定，要求我们的350MW机组具备FCB功能，即在电力系统故障产生时, 发电机突然甩去全负荷或部分负荷的情况下而快速减少锅炉负荷并稳定燃烧，以保证在不停炉的情况下，维持汽轮机3000rpm，发电机带孤网和厂用电负荷运行。
当事故消除后，迅速恢复正常运行。
一、主要设备配备情况：我公司的汽轮机是东方汽轮机有限公司生产的，型号为:CC350/300-24.2/1.0/0.4/566/566。
汽轮机设计旁路容量为40%BMCR。
锅炉配备两台PCV阀，总容量为20%BMCR。
机组共配有三台给水泵，其中两台为50%容量的汽动给水泵，正常汽源为四段抽汽，高压汽源为再热器冷段抽汽，并配有汽源自动切换装置；还有一台为30%容量的电动给水泵；凝结水泵为100%容量一用一备。
二、机组实现FCB功能，希望达到如下目标：1、当系统原因造成出口功率为零时，实现FCB功能，将机组迅速转为只带厂用电的“孤岛运行”，一旦系统恢复，就能使机组迅速并入系统运行；2、汽轮机本身故障跳闸或发电机-变压器组需要停机检修处理的故障联锁汽轮机跳闸，汽轮发电机停止运行，锅炉维持最小负荷旁路运行，即停机不停炉；3、当发生机组需与系统解列，但无需停机检修处理的故障时，保护出口于“解列灭磁”，即实现停发电机不停汽轮机，便于尽快恢复机组并网运行，汽轮机维持3000 rpm空转；三、国内电厂FCB的成功案例1、上海石洞口二厂，600MW机组，超临界直流炉，选用100%BMCR（25%X4）汽轮机旁路，兼做锅炉过热器安全门，低旁阀容量为65%BMCR，再热器冷段装有100%BMCR的安全门。
1993年8月2#机组曾在560MW负荷下成功地实现了FCB；当时主汽压力为22.5MPa，FCB动作后，过热器压力飞升1.7MPa令高压旁路自动快开，虽经喷水减温减压再热器压力仍升高了 1.8MPa，使再热器安全门开启释放蒸汽。
超超临界机组旁路的作用与选择
1000MW超超临界机组100 %高压旁路压力控制 1高压旁路系统介绍 高低压旁路使用德国BOPP&REUTHER厂家提供 的阀门组，包括油站及部分控制逻辑。油站由就 地可编程逻辑控制(PLC)控制，旁路阀门组的压 力和喷水调节控制，则由西门子T3000旁路控制 系统实现。 德国BOPP&REUTHER旁路阀门组，分4组共12 只阀门，每组旁路有压力控制阀、温度控制阀 以及喷水隔绝门各1只。每只压力控制阀的最大 通流量为阀门全开(VWO)工况下的锅炉主蒸汽流 量的25%,4只即为100%通流量。安装在炉侧过热 器出口处，同时具有过热器安全门的作用。100 % 高压旁路系统具有快开功能，可在0.5 S内将阀门
1.2 取代安全门 欧洲 大 机 组普遍采用的100%高压旁路多为快速开启 型，通常在1s可完全打开。这种高压旁路采用了高可 靠性设计，可取代过热器安全门。高压旁路阀替代了 过热器安全阀，又作为主汽压力调节阀，该旁路装臵 还能跟踪运行压力，只要压力超过设定值阀门就打开， 因此又叫三用阀。采用这种配臵方式，可完全消除因 高压安全阀动作后产生的高强度噪音，且能最大限度 地回收工质。但须注意，即使配臵100%的快速开启型 低压旁路，仍必须配臵100%再热安全门，这是因为在 出现汽轮机低真空等故障时，不允许大量蒸汽再进入 凝汽器，低压旁路将被闭锁，此时，高压旁路来的蒸 汽只能通过再热安全门泄放。
1000MW级机组实现FCB功能的热力系统配置
动 力 与 电 气工 程
１ ０ 级机 组实现 ＦＯＢ功 能的热 力系统 配置 Ｗ Ｏ０ Ｍ
石 佳 （ 广东省 电力设计研 究 院 广州 ５ ６ ３ １ ６ ） ０ 摘 要： 本文论述 了 １ ０ ０ ＭＷ机组 为实现 ＦＣ ０ Ｂ功 能在 热力 系统设置上 的设 计要 点。 关键词 ： 超临界 旁路 系统 Ｆ Ｂ 超 Ｃ 中图分 类号 ： Ｍ ７ Ｔ 文 献标 识码 ； Ａ 文章编号 ： ６ ２ ３ ９ （ ０ ８ １ （ ） ０ ６ ２ １ ７ － ７ ｌ２ ０ ） ｌａ 一 １ －０ ２
产品， 引进西 门子技 术 体 系 ， ０ ０ ２ ． ５ 温 水 量 考 虑 。 Ｎｌ ０ ／ ６ ２ ／ ６ ０ ６ ０ ， 中压联 合启动 、超 超临界 、一 ０／０ 型 高
次 中 间再 热 、单 轴 、双 背 压 、 四缸 四 排汽 。 发 电机为上海汽轮 发电机有 限公 司产 品 ， 引进
西门子技术 体系 ， ＴＨＤＦ ２ ／６ ｌ ５ ７型 ， 氢 氢 冷 水
②高旁替代过 热器安 全阀 ， 当高旁投 入而
减温 水未 投 入时 ， 高旁 仍需 投入运 行 ， 旁 阀 高 管 道要 加 大为 中 ８ ０× １ ， 于一般 工程 ， ２ ６而 该 后 至再热 器 入 口管道按 此进 行管 材选 择 及强 管 径 为 ３ ５×８ ２ 。 度核算 。高旁 阀后管 道设计 温度 ５ ５ 材料 ３ ４汽动给水 泵汽源切换 ２ ℃， ．
为实现 机组 Ｆ Ｂ功 能 ， Ｃ 主汽 、再 热 及旁 招标 时需考 虑此工况 ， 并规 定除氧器安 全阀采
膛塔 式布 置 。汽轮 机为 上海 汽轮 机有 限 公司
①高 、低旁 路 阀后管 径按 旁路 容量 ＋减 安 全 阀 ， 排汽量 约为 ７ ０／ 总 ２ ｔ ｈ。
百万千瓦机组FCB试验成功
牛艳 利 （９ ７ ）女 ， １７ 一 ， 助理 工程 师 ， 事 电力 系 统 继 电保 护整 从
定计 算及 技术管 理工 作 ； 郭艳 凤 （ ９ ９一 ， ， 程 师 ， 事 变 电站 安 装 调 试 管 理 １７ ） 女 工 从
工作 。
’
（ 责任 编辑
赵杨 ）
图 ７ 系 统 仿 真 报 告
３ 结论
该 软 件 提 供 了 绘 制 电 网一 次 系 统 图 的 图 形 建 模
２ ３ 系统 仿真 ．
该 系统 可 以在 大 小 方 式 、 时 方 式 下 设 置 各 元 件 临
环 境 ， 在 系 统 图 上 进 行 可 视 化 的 整 定 计 算 和 故 障 分 能 析 ， 可 实 现 保 护 定 值 校 核 以 及 保 护 动 作 仿 真 ， 时 并 同 提 供 满 足 用 户 个 性 化 要 求 的 定 值 单 和 其 他 数 据 结 果 报 表 。 实 践 说 明 ， 软 件 功 能 强 大 ， 盖 了保 护 专 业 该 涵
行方式很 多Biblioteka ， 浪费很 长的时 间。 会 真 报 告 ， 图 ７所 示 ， 功 能 可 使 定 值 的 正 确 与 否 在 如 该
保 护投入运行前得 到验证 ， 高其运行 可靠性。 提
利 用 整定 计 算 系 统 的 同 时 ， 进 行 了 传 统 的 手 动 也 计算 ， 证 了整定计算软件 的准确性 。 验
出力从 ７ ５万 ｋ 减 至 ３万 ｋ ， 持 孤 岛 运 行 约 ２ ｈ； Ｗ Ｗ 维
３月 １ 日零 时 ， 号 机 组 １ ０ Ｆ Ｂ 试 验 开 始 ． 组 ９ ７ ０％ Ｃ 机 与 主 网 脱 扣 ， 力 从 １ ０ 万 ｋ 减 至 ３４ 万 ｋ ， 厂 出 ０ Ｗ ． Ｗ 带 用 电 负 荷 维 持 孤 岛 运 行 约 ５ ｍｉ 后 并 网 成 功 ， 个 试 ｎ 整 验 圆满 结 束 。
关于大型发电机组FCB方案的探讨
关于大型发电机组FCB方案的探讨国内电网容量比较大，既有火电也有水电，因此对老火电机组装设FCB功能并没有特别要求，但对新建机组都要求具备FCB功能。
FCB是大型机组适应电网突发事故的一种孤岛运行方式；在这种方式下，汽轮机若能在较短时间内快速并网发电，对机组的安全经济运行及电网的安全稳性定具有重要意义。
标签：FCB；孤岛运行；安全经济；安全稳定FCB是指火电机组在电网发生故障情况下，机组主变出线开关跳闸，不联跳锅炉和汽机，高低旁路快开，发电机带机组的厂用电运行；若汽机故障跳闸，则厂用电切至备用电源，高低旁路快开，锅炉快速减少燃料，停机不停炉。
1 实现FCB的前提条件1.1 硬件条件（1）锅炉具有较好动态调节特性；（2）汽轮机具备低负荷运转能力；（3）足够容量的汽机旁路系统；（4）厂用电快切可靠。
1.2 软件条件（1）热工水平必要的基本条件：（2）机组控制DCS须硬件一体化；（3）模拟量（MCS）自动调节须全程控制，必须投入机炉协调控制（CCS）；（4）设计合理的机组顺序控制（SCS）；（5）可靠的设备联锁控制；（6）安全的熱工保护。
1.3 主要验证试验项目（1）低旁容量试验；（2）凝结水系统供水能力试验；（3）冷再供辅汽能力试验；（4）小机汽源切换试验；（5）除氧器供汽切换试验；（6）甩负荷试验。
2 大型机组设备概况（以红海湾发电厂机组为例）3号机组装机容量为660MW；锅炉为单炉膛、一次再热、平衡通风、低NOx 旋流式煤粉燃烧器、超超临界压力直流炉；给水系统配置2×50%BMCR汽动给水泵和1台30%BMCR电动给水泵。
汽机为一次中间再热、三缸四排汽、单轴、凝汽式；汽轮机旁路为高、低压二级串联、容量分别为40%BMCR，52%BMCR。
发电机冷却方式为水-氢-氢，励磁方式为静态可控硅自并励。
3 FCB逻辑功能FCB逻辑条件如下（见图1）：（1）机组负荷小于245MW（38%BMCR），汽轮机跳闸，锅炉运行，停机不停炉。
1000MW机组FCB试验
1000MW超超临界机组FCB试验引言2008年1月，我国南方遭遇了五十年一遇的持续性雪灾，导致较大范围电网严重损毁，许多地区出现了较长时间的大面积停电，给社会和人民生活造成了很大影响。
2008年2月26日，美国佛罗里达州因一个变电站发生火情而造成电网内核电厂和火电厂相继跳闸，导致大面积停电达4h,300多万人口受到影响。
这些大面积停电的案例，不断加深着人们对电网安全重要性的认识。
近年来，世界各国都加强了对电力系统可靠性的关注，加紧制定应对大停电的各种措施。
除加强电网建设外，发电厂的机组快速甩负荷(FCB)功能建设已引起了越来越高的关注。
事实上，电网内若有部分机组在电网故障时能快速减负荷并自动转为只带厂用电作"孤岛运行"(FCB)，就能使其成为电网的"星星之火"而迅速"激活"网内其他机组并恢复对重要用户的供电，这对提高电网的安全性有着极大的作用。
外高桥三期工程(2×l000MW超超临界机组)在设计时就按能实现FCB考虑。
根据二期工程900MW机组成功实现FCB功能的经验及系统配置存在的不足，对三期工程的相关系统和配置进行了全面优化，2台机组在完成全部调试项目将转入168h试运前，先后进行了75%和100%全真运行工况的FCB试验，均获得了圆满成功。
一、机组主要设备和系统配置锅炉为1000MW超超临界一次再热、燃煤、四角切圆燃烧、直流塔式、螺旋水冷壁变压运行锅炉。
蒸发量:2955t/h，主蒸汽温度/压力：605℃/28MPa，再热蒸汽温度/压力:603℃/6.4MPa。
制粉系统配置6×20%中速碗型液压加载磨煤机，正常运行为1台备用。
汽轮机采用四缸四排汽、单轴反动凝汽式双背压汽轮机。
额定功率1000MW，最大功率1060MW(2955t/h)。
所配发电机为水氢氢冷、同轴励磁型，额定功率1000MW，功率因数0.9，配置出口断路器(GCB)。
燃气-蒸汽联合循环分轴机组燃机FCB(孤岛运行)功能测试试验方案
燃气-蒸汽联合循环分轴机组燃机FCB（孤岛运行）功能测试试验方案一、试验目的依据《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（修订稿）》、《南方区域发电厂并网运行管理实施细则（修订稿）》及《###电厂黑启动技术协议》要求，具备FCB的机组每两年做一次FCB功能能力测试。
本次试验##机组FCB的目的是####开关断开后，##燃机转为孤岛运行模式，应能迅速稳定，并能带厂用电运行，且FCB启动联跳汽机逻辑由“0”变为“1”。
余热锅炉不停炉，不超压；燃机不停机，不超速；燃机发电机不过压；各6KV工作段、400V工作段、保安段不失压；各辅机运行正常无跳闸。
二、联合循环机组FCB试验方案机组FCB试验总体流程：本次试验在##/#机组停机情况下，降负荷先将##汽轮发电机按操作票正常停运，维持真空，控制好汽包水位。
调整##然机负荷30MW左右，在NCS手动断开####开关，##燃机转为孤岛运行模式，控制系统应能迅速稳定转速，并能带厂用电运行，且FCB启动联跳汽机逻辑由“0”变为“1”。
(一)试验应具备的条件附表1 ##燃气轮机FCB试验条件检查项目序号项目确认打“√”1 FCB试验技术方案已经会审批准；FCB试验已取得电网调度的同意2 汽轮机已停运，####开关已断开3 辅机参数正常4 真空在正常值5 旁路运行正常，汽包水位正常，放水阀操作正常6 辅汽已切换至邻机供7 燃机有功负荷在30MW稳定运行，重要参数显示正常8 燃机调节系统无异常9 EH油、润滑油蓄能器投入10 润滑油系统联锁保护投入（交、直流油泵，盘车，顶轴油泵，密封油泵）11 直流油泵试运正常12 电超速及机械超速保护投入正常13 主机联锁保护投入14 燃机发变组已按投退卡正常投入保护，保护装置运行正常15 主及值班燃料压力、流量控制阀、IGV阀等调节灵活16 机组主、辅机设备的仪控和电气联锁保护投入17 仪控确认燃机FCB逻辑正常18 仪控、电气等专业已做好FCB试验的录波设置19 检查柴油发电机处于旋转热备用状态，不并网。
300600MW汽轮机FCB介绍
300600MW汽轮机FCB介绍FCB（Fast Cut Back）是指正常运行的机组，在外负荷突然甩到零并带厂用电的一种特殊工况。
在这种工况下，机组处于单机或孤岛运行状态，此时要求：锅炉不超压，汽机不超速，发电机不过压，维持机组带厂用电运行，尽快恢复对外供电，防止事故扩大。
实现单元机组的FCB工况是一个综合性的问题，涉及的系统众多，包括锅炉系统，汽机系统，发变系统，旁路系统，汽水系统，控制系统等。
目前针对300/600MW汽轮机而言，实施FCB的关注点：1）防止汽机超速，采用OPC超速控制功能，使汽机转速限制在额定值的107%以下；2）高压缸闷缸时，打开高排通风阀，防止高压缸因鼓风造成的温度升高不超过428℃；3）低流量时，采用低压缸喷水以及维持凝汽器正常真空，防止低压缸排汽温度以及末级叶片温度的升高不超过80 ℃。
发生FCB工况后，如何在保证汽机设备安全的情况下尽快地使机组恢复到正常的供电状态，是一个现实的问题。
现场反映：再热段压力达不到规定的要求值0.828Mpa，以至高调门不能如期打开，拖延了再次并列的时间；在发电机并列后，经常发生高压缸压比达不到要求值（≤1.7）而停机。
高压缸压比达不到要求值，通常是高排逆止阀尚未打开或打开不足引起的。
为适应FCB工况，汽轮机DEH控制器应作修改：1）发起LDA，进入转速控制，由顺序阀转到单阀；2）FCB时将103%超速保护功能用105%替代。
3）将LDA的关闭时间缩短。
另外，高排通风阀控制回路应作的修改：在BRK条件上增加FCB 信号，当发电机开关跳闸或FCB发生时，使电磁阀20/HPV通电，开启高排通风阀。
在并网后，为了防止高压缸压比低，应尽快增加负荷，提高高压缸的进汽量。
FCB实例：某机组FCB试验成功，在无人工参与下，最高转速仅为3112rpm，在35秒后稳定在2995rpm，7分钟后并列。
浅谈实现FCB功能含国内电厂FCB的成功案例(优质参考)
浅谈实现FCB功能由于我们企业的特殊情况，为了保证集团公司用电负荷的稳定，要求我们的350MW机组具备FCB功能，即在电力系统故障产生时, 发电机突然甩去全负荷或部分负荷的情况下而快速减少锅炉负荷并稳定燃烧，以保证在不停炉的情况下，维持汽轮机3000rpm，发电机带孤网和厂用电负荷运行。
当事故消除后，迅速恢复正常运行。
一、主要设备配备情况：我公司的汽轮机是东方汽轮机有限公司生产的，型号为:CC350/300-24.2/1.0/0.4/566/566。
汽轮机设计旁路容量为40%BMCR。
锅炉配备两台PCV阀，总容量为20%BMCR。
机组共配有三台给水泵，其中两台为50%容量的汽动给水泵，正常汽源为四段抽汽，高压汽源为再热器冷段抽汽，并配有汽源自动切换装置；还有一台为30%容量的电动给水泵；凝结水泵为100%容量一用一备。
二、机组实现FCB功能，希望达到如下目标：1、当系统原因造成出口功率为零时，实现FCB功能，将机组迅速转为只带厂用电的“孤岛运行”，一旦系统恢复，就能使机组迅速并入系统运行；2、汽轮机本身故障跳闸或发电机-变压器组需要停机检修处理的故障联锁汽轮机跳闸，汽轮发电机停止运行，锅炉维持最小负荷旁路运行，即停机不停炉；3、当发生机组需与系统解列，但无需停机检修处理的故障时，保护出口于“解列灭磁”，即实现停发电机不停汽轮机，便于尽快恢复机组并网运行，汽轮机维持3000 rpm空转；三、国内电厂FCB的成功案例1、上海石洞口二厂，600MW机组，超临界直流炉，选用100%BMCR（25%X4）汽轮机旁路，兼做锅炉过热器安全门，低旁阀容量为65%BMCR，再热器冷段装有100%BMCR的安全门。
1993年8月2#机组曾在560MW负荷下成功地实现了FCB；当时主汽压力为22.5MPa，FCB动作后，过热器压力飞升1.7MPa令高压旁路自动快开，虽经喷水减温减压再热器压力仍升高了 1.8MPa，使再热器安全门开启释放蒸汽。
电厂FCB话你知
我所亲历的电厂FCB王立地2016年3月31日电网故障跳开关、机组负荷全失，锅炉出力无穷劲、压力飞升至，濒临MFT，千钧悬一丝，FCB挺身挽颓势。
釜底抽薪，速减出力急降压，递减制粉，双磨维系炉火炽。
PCV迎峰起跳阻升势，主汽排放正当时。
BPC快开，机、炉分离，旁路贯通，过热、再热、复水成一体。
透平转速欲窜起，GV、ICV点刹，OPC立断当机。
小汽机转汽源，炉给水不间断。
DEH转OA，CCS炉跟随，非常工况非常手段，给水冲量三变一，燃烧、汽水SCS总动员，MCS禁手动，AUTO强权，定值改、限值变，偏差容错报警放宽。
3秒定成败，10秒见好坏，60秒后回常态。
不停炉不停机、自带厂用电，孤岛屹立、星火仍明艳，参数不越限、机组报平安。
设备运行有风险，误动、隐患难预见，事发一挥间，汽机跳闸、解列发电，FCB有序井然，厂用得切换。
炉火熊熊汽水循环，高温启动时间短。
抑制外扰有担当，消除内患勇在先，撑电网、利电厂，危难之际保安全。
FCB之歌FCB？F ast C ut B ack锅炉快速减出力FCB是什么？•FCB是指机组在高于锅炉最低稳燃负荷工况下正常运行时，因汽轮发电机组（内部）或电网（外部）突发故障造成发电机与电网解列，甩掉全部实发功率，但锅炉尚未发生MFT（Master Fuel Trip－主燃料跳闸）的瞬间，用以快速减少锅炉出力维持“发电机解列带厂用电”或“停机不停炉”运行方式且过程中能确保热力参数不超过保护动作值的超驰控制功能。
FCB好在哪里？一、功在电网在电网出现大面积停电事故时（如2003年美加大停电），发电厂利用FCB功能“保厂用电”维持“孤岛运行”，有助于电网在最短的时间内恢复正常供电，其社会效益无法用简单的数字来估量。
FCB好在哪里？二、利在电厂1有利于提高机组运行安全水平2有利于降低运行成本3有利于延长机组寿命4有利于超临界和超超临界机组的节能5有利于防止超临界直流炉爆管1 有利于提高机组运行安全水平FCB能够在控制机组脱离濒临全停的过程中保证热力参数不超过安全定值，维持预定的系统运行，给电厂带来更多的安全。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
1000MW 超临界机组FCB 试验引言2008 年1 月，我国南方遭遇了五十年一遇的持续性雪灾，导致较大范围电网严重损毁，许多地区出现了较长时间的大面积停电，给社会和人民生活造成了很大影响。
2008 年 2 月26 日，美国佛罗里达州因一个变电站发生火情而造成电网内核电厂和火电厂相继跳闸，导致大面积停电达4h,300 多万人口受到影响。
这些大面积停电的案例，不断加深着人们对电网安全重要性的认识。
近年来，世界各国都加强了对电力系统可靠性的关注，加紧制定应对大停电的各种措施。
除加强电网建设外，发电厂的机组快速甩负荷(FCB)功能建设已引起了越来越高的关注。
事实上，电网内若有部分机组在电网故障时能快速减负荷并自动转为只带厂用电作"孤岛运行"(FCB)，就能使其成为电网的"星星之火"而迅速"激活"网内其他机组并恢复对重要用户的供电，这对提高电网的安全性有着极大的作用。
外高桥三期工程(2×l000MW 超超临界机组)在设计时就按能实现FCB 考虑。
根据二期工程900MW 机组成功实现FCB 功能的经验及系统配置存在的不足，对三期工程的相关系统和配置进行了全面优化，2 台机组在完成全部调试项目将转入168h 试运前，先后进行了75%和100% 全真运行工况的FCB 试验，均获得了圆满成功。
一、机组主要设备和系统配置锅炉为1000MW 超超临界一次再热、燃煤、四角切圆燃烧、直流塔式、螺旋水冷壁变压运行锅炉。
蒸发量:2955t/h，主蒸汽温度/压力：605℃/28MPa，再热蒸汽温度/压力:603℃/6.4MPa。
制粉系统配置6×20%中速碗型液压加载磨煤机，正常运行为 1 台备用。
汽轮机采用四缸四排汽、单轴反动凝汽式双背压汽轮机。
额定功率1000MW，最大功率1060MW(2955t/h)。
所配发电机为水氢氢冷、同轴励磁型，额定功率1000MW，功率因数0.9，配置出口断路器(GCB)。
主变压器采用单相3×380MV A 变压器，27kV/525kV。
旁路系统配置了100%RMCR 高压旁路，该旁路兼作锅炉高压安全门。
低压旁路容量为65%BMCR.另配100%BMCR 再热安全门。
给水系统配置l×l00%RMCR 汽动给水泵，带独立凝汽器，不配电动给水泵。
二、FCB 相关系统的配置和设计优化外高桥电厂三期工程FCB 功能的成功实现，首先得益于外高桥电厂二期工程的经验。
当时的第2 台900MW 超临界机组，在对控制系统(包括DCS、DEH 及旁路控制系统)进行了相应改进后，已于2004 年9 月成功进行了全真运行工况的FCB 试验。
通过试验，也对系统的配置和设计中尚存在的不足有了更深入的了解和体会。
在三期工程设计阶段，针对这些不足进行了一系列的改进和优化。
2.1 机组大连锁原则为提高机组运行的灵活性，与二期无GCB 不同，三期的2 台发电机均配置了GCB，但不设高压备用变压器。
在发电机未投入时(GCB 断开)，l0kV/3kV 厂用电可直接通过主变压器/厂用高压变压器取自500kV 电网(见图1)。
因此，三期的运行和连锁方式与二期有所不同，当机组运行中断开Bl 时，发电机通过T2 带厂用电运行，即FCB 工况。
而当断开B2 时，则由500kV 线路侧通过Bl、Tl 向T2 供厂用电，因此，主变压器出口开关Bl 不参与机、电、炉连锁跳闸。
总的机、电、炉连锁原则如下:(1)主变压器出口开关B1 跳闸，汽轮发电机快速减负荷至带厂用电作孤岛运行(FCB)，锅炉通过旁路系统维持运行;(2)发电机出口开关B2 跳闸，汽轮发电机甩负荷并维持3000r/min 运行，锅炉通过旁路系统维持运行;(3)汽轮机跳闸，连跳B2，锅炉通过旁路系统维持运行;(4)锅炉跳闸，连跳汽轮发电机及B2。
2.2 旁路系统高压旁路仍为100%BMCR 配置，带安全门功能。
但低压旁路则由二期的50%提高为65% 配置，从而能增加甩负荷及FCB 工况下的工质回收率。
同时，低压旁路容量的提高，还能降低机组启动过程中的再热蒸汽压力，有利于汽轮机的启动。
在FCB 工况下，进入冷再热管的蒸汽量包含高压旁路的减温喷水，其量约为主蒸汽的16%。
但此时汽动给水泵及除氧器等都直接或间接地取用冷再热蒸汽，该量并不少于高压旁路喷水量，故低压旁路容量仍以锅炉的BMCR 为基数考虑。
与二期不同，三期的旁路不设单独的旁路控制系统，除就地配置的安全门控制回路外，其他所有控制和调节全部交由机组的DCS 负责，旁路供货厂商则提供旁路的控制策略、算法和相关参数等，并配合调试。
2.3 再热安全门鉴于低压旁路在凝汽器压力高等特殊情况下会被闭锁，再热安全门容量必须按照100%BMCR 容量配置，以提供事故工况下的蒸汽通道，外高桥二期采用的是二位式再热安全阀，由于其动作后只能全开，导致大部分蒸汽被排至大气，加剧了工质的不平衡。
三期则选用了调节式安全阀，在高负荷情况下发生FCB 时，按不超压的原则控制，当其开启时只排放多余的蒸汽，这对减少FCB 工况下的工质损失极为有利，实际应用效果也确实很好。
2.4 汽动给水泵与二期2×50%汽动给水泵+40%电动给水泵的配置不同，三期采用l×l00%汽动给水泵，自带凝汽器，可单独启动，不设电动泵，极大地简化了系统，运行灵活性、经济性和可靠性大大提高。
2 台机组投产至今，从未发生过一起因汽动给水泵故障造成的机组停运。
外高桥二期给水泵汽轮机的汽源采用外切换，在汽源切换过程中必须先切断主汽轮机抽汽，再打开再热蒸汽阀以确保主机安全，切换时间较长，必然导致小汽轮机短时间缺汽，使给水泵转速下降并造成锅炉短暂缺水，而此时又恰逢高压旁路打开，给水泵出口又增加了旁路喷水，更加剧了锅炉缺水，造成水冷壁出口温度迅速窜升。
当汽源切换成功，给水流量恢复后，水冷壁出口温度则会转而骤降。
在此过程中，水冷壁出口段及一级过热器等将承受一次剧烈的短时过热及回冷的冲击，这对超临界及超超临界机组，容易导致炉管的表面氧化皮脱落，增加了过热器堵管及汽轮机固体颗粒冲蚀等的风险。
外高桥三期工程采用了具有特殊内切换功能的专用小汽轮机。
再热蒸汽和主汽轮机第5 级抽汽分别经不同的调门引至与之参数相适配的调节级喷嘴组，两者可分别单独运行至满负荷，也可同时运行，汽源切换迅速。
当FCB 或停机等工况出现，抽汽迅速减少或消失时，再热蒸汽调门会自动开大并维持给水泵运行，切换扰动量很小，极大地改善了机组在这种工况下的安全性。
在机组调试期间，历次停机不停炉，甩负荷试验及FCB 试验中，汽动给水泵的转速和压力控制都很平稳，完全觉察不到汽源的切换过程。
2.5 除氧器二期的除氧器为常规的淋水盘有头式，运行中常发生淋水盘被冲坏的情况。
三期则选用了引进技术生产的内置式一体化无头除氧器，至今运行良好。
除氧器水箱是整个汽水循环中主要的蓄水和缓冲环节，它对超(超)临界锅炉尤为重要。
二期的除氧水箱容量为5min 的锅炉蒸发量，从调试阶段的停机不停炉和FCB 试验情况看，其容量明显不足。
三期工程经技术经济比较，将其容量调高至6min 的锅炉蒸发量。
三、控制系统及调试3.1 FCB 时的特殊控制方式旁路控制系统通常以跟踪溢流方式运行，但在FCB 或甩负荷时接受了锅炉的绝大部分蒸汽，需立即转入按燃烧率计算的对应压力进行控制。
鉴于低压旁路通流量有限，在高负荷时发生FCB 后，若不及时将锅炉蒸发量降至低压旁路通流量以下，必然导致大量蒸汽经再热安全门排向大气，从而使机组的运行无法持续。
因此，当发生FCB 时，机组协调控制系统须按Runback 程序进行控制，目标负荷应为低压旁路容量以下。
由此可知，在进行甩负荷及FCB 试验前，应先完成Runback 试验。
FCB 发生后，所有主汽轮机抽汽都基本消失，为减少锅炉进水温度的大幅波动，从而有利于FCB 后锅炉汽温及负荷的控制，改善Runback 后锅炉的水动力工况，同时也尽可能增加冷再热蒸汽的用户，回收热量及工质，故汽源为冷再热蒸汽的7 号高压加热器仍应维持运行。
由于6 号高压加热器已退出，逐级疏水不再可用，须迅速切换7 号高压加热器疏水为越级疏水至除氧器。
FCB 后，1-4 号低压加热器退出运行，使进入除氧器的水温大幅下降，除氧器加热用汽量急剧增加，而其工作汽源(第 5 级抽汽)已消失，故需立即将汽源切换至直接取用冷再热蒸汽。
此时除氧器压力控制转为"压力下降速率限制"模式，防止7 号高压加热器进水温度剧变，危及其运行安全，同时也确保给水泵前置泵入口的汽蚀余量，防止发生汽蚀。
3.2 控制系统调试FCB 发生后，锅炉、汽轮机、发电机及热力系统和各种辅机等的运行工况都将发生很大变化，整个机组的过渡过程只能依托控制系统，自动地按既定程序和规则进行控制和调节，人工操作是不可想象的。
从某种意义上，全真工况的FCB 试验，是对机组自动控制系统性能最严峻的综合检验。
因此，在新机组调试过程中，必须对每个子系统都进行认真仔细的调试和试验，使系统的调节性能完全满足技术要求，最终能让整台机组进入真正意义上的全自动方式运行，并能适应各种特殊工况的扰动。
另外，为确保机组在试验中万无一失，所有保护必须经过校验并投入运行。
另外，FCB 与甩负荷试验不同，后者仅仅用于考核汽轮机在发电机甩负荷情况下是否能够控制转速。
FCB 试验的目的是为考核在遇到电网突发事故的情况下，机组能否快速减负荷并安全转入孤岛运行，而这种突发事故通常不会有任何先兆。
因此，FCB 试验时机组应处于完全真实的运行工况，而试验前如对机组运行工况或控制系统采取了任何临时性干预措施，则试验都应被视作无效。
四、FCB 试验按三期的设计，汽轮发电机甩负荷时，锅炉通过旁路系统维持运行，从热力系统角度，其工况变化与FCB 时最相似，甚至更极端。
两者不同之处在于厂用电的供电方式，甩负荷时厂用电由电网倒送，相对较安全，因此在进行FCR 试验前，应先完成全真运行工况的甩负荷试验，在按常规测取汽轮发电机转子飞升转速的同时，考核整个热力系统及相关控制系统在此工况下的应变能力。
2008 年 3 月15、16 日，外高桥三期工程第 1 台机组先后进行了75%和100%的甩负荷试验。
试验采用全真运行工况，试验前不做任何预防性措施和操作，唯一做的就是拉开发电机出口开关，这 2 次试验都获得了成功。
通过试验，也发现了控制系统内尚存的个别不足，经修改逻辑后于17 日晚21:40 进行了全真运行工况75%负荷的FCR 试验。
这次试验非常成功，所有运行参数都很平稳，汽轮发电机转子在主变压器出口开关拉闸的2s 后转速达到3118.4r/min，l7s 后降至2952.6r/min,约40s 后转速趋于稳定(见图2)。