FCB实验措施方案

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350MW 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。

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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 。

项目EPC 总承包商为：山东电建三公司。

锅炉采用哈锅厂生产的超临界锅炉和东汽厂生产的超临界空冷汽轮机，系统配置60%BMCR 容量的高低压串联旁路。

根据合同要求，本工程在初步设计阶段考虑机组具备FCB 功能，以提高电厂自身的安全性。

一、锅炉（HG-1117/25.4/571/569）
锅炉采用哈尔滨锅炉厂产品，其特点为：超临界参数、采用切圆燃烧方式、一次中间再热、单炉膛平衡通风、带启动循环泵内置式启动系统、固态排渣、露天布置、全钢构架的∏型直流炉。

锅炉燃油采用两种油品：轻油和重油，锅炉启动时所用的燃料为轻柴油，锅炉轻油系统出力为7.5%BMCR ；低负荷运行时，助燃油为重油，锅炉重油系统出力为35％BMCR 。

锅炉不投油稳燃负荷不高于30%BMCR （设计煤,最差煤）。

锅炉BMCR 最大出力为1117t/h ，锅炉负荷阶跃达到下述要求：1）在不小于50%B-MCR 时，10%B-MCR /min ；2）在小于50%B-MCR 时，5%B-MCR /min 。

BMCR 工况下，锅炉最大出力为1117t/h ，过热蒸汽压力25.4MPa ，温度571℃，再热蒸汽出口压力4.374MPa ，温度569℃，给水温度286.4℃。

锅炉最低稳燃负荷30%BMCR 。

二、汽轮机（NZK350-24.2/566/566）
汽轮机采用东方汽轮机有限公司产品。

其特点为超临界、单轴、两缸两排汽、一次中间再热、空冷凝汽式汽轮机。

TMCR 工况主蒸汽流量为1063.2t/h ，VWO 工况主蒸汽流量为1117t/h 。

汽机额定功率350MW ，最大功率365MW 。

TMCR 工况下主蒸汽压力24.2MPa ，温度566℃，再热蒸汽压力4.687MPa ，温度566℃，高排压力5.15MPa ，温度338.4℃，额定背压12kPa ，回热级数三高四低一除氧。

启动方式为：中压缸启动或高中压缸联合启动，推荐中压缸启动。

配置高排通风阀，在中压缸启动时防止高压缸鼓风过热。

三、发电机（QFSN-350-2）
发电机采用哈尔滨电机厂有限公司产品。

其冷却方式为水氢氢，采用静止励磁方式，发电机出线采用3相YY 接法。

额定容量：412MVA ；额定功率：350MW ；最大连续出力：380MW ；额定功率因数：0.85；额定电压：20kV ；额定电流：11887A ；额定转速：3000rpm ；额定工作氢气压力：0.35MPa ；短路比：0.5；效率：98.89%；额定励磁电压：368V ；额定励磁电流：2897A 。

四、旁路系统和PCV 阀
锅炉过热器出口除安全阀外，配置4台10%BMCR 容量的PCV 阀，机组旁路系统为
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60%BMCR 高低压串联旁路。

锅炉再热器出口除配置必要的整定式安全阀外，无可调型安全阀。

在甩负荷时，锅炉响应速度远低于汽轮发电机，汽轮发电机可以在小于1秒的时间内适应负荷的变化，锅炉由于较大的蓄热性和燃料系统的延迟性，降负荷需要若干分钟的时间。

锅炉降负荷至30%稳燃负荷后维持稳定运行。

五、其他工艺设备
给水系统采用3×50%容量电动调速给水泵。

凝结水泵采用3×50%容量电动定速凝结水泵，除氧器液位靠调节阀调节。

除氧器为无头卧式除氧器。

凝结水补充水系统设置一个150m3的水箱和2×100%的凝补水泵。

六、控制系统（ABB SYMPHONY PLUS ）
本工程控制系统采用ABB S+DIN 系统。

控制范围涵盖锅炉、汽轮机、发电机、空冷岛、脱硫等等。

其概况如下表：
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第二部分、FCB 概念设计
一、FCB 的概念和分类
FCB(Fast Cut Back)即机组快速甩负荷过程。

此概念有广义FCB 和狭义FCB 之分。

广义FCB 包括机组RB(RunBack)、汽机甩负荷到带厂用电运行、汽机甩负荷到空载运行、汽机甩负荷到锅炉独立运行四种类型。

而狭义的FCB 专指锅炉、汽机和发电机三大主机运行正常，但发电机所发的电量由于电网系统的某种原因送不出去（由于外部电网的某种原因造成机组与电网解列）而使得机组快速降负荷到机组仅仅带厂用电维持低负荷运行的过程和模式。

机组RB 专指在锅炉、汽机、发电机正常运行状态下，由于机组内部设备（如单侧引风机、送风机、一次风机、给水泵等）发生跳闸故障，机组快速安全地降低出力至剩余辅机所能承受的最大负荷这一个特殊的过程。

汽机甩负荷指锅炉和汽机正常运行状态下，由于汽轮机或者发电机或者电网的原因使机组快速降低出力的特殊过程。

➢ 如果发电机运行正常只是电网送不出电量，则机组甩负荷到带厂用电运行；
➢ 如果发电机故障跳闸而汽轮机运行正常，则机组甩负荷到空转转速（我国机组为
3000rpm ）；
➢ 如果汽轮机跳闸但锅炉运行正常，则机组甩负荷到锅炉最低稳燃负荷，处于锅炉备
用的模式。

对上述概念的总结以下表表示：
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机零负荷；机组甩负荷到带厂用电时，锅炉负荷约30%，汽机负荷约11%。

如果单从负荷角度去看，减负荷的激烈程度似乎为：机组甩负荷到锅炉备用 > 机组甩负荷到汽机空载 > 机组甩负荷到带厂用电 > 机组RUNBACK 。

然而实际上最主要的问题在于小岛运行方式下，机组转速变化直接影响到辅机出力（辅机电机的供电频率取决于此时机组转速），从而在辅机出力和机组转速存在不良的耦合作用，如果控制系统的正向控制作用不能抵消该耦合的反向消极因素，则小岛运行方式必然发散，这个概念非常重要！
为了说明方便，在本文中FCB 泛指机组甩负荷（机组快速减负荷的原意），其中包括机组甩负荷到带厂用电运行模式、机组甩负荷到汽机空载运行模式、机组甩负荷到锅炉备用运行模式三种情况；对于机组甩负荷到带厂用电运行模式，采用“孤岛运行”专门表示。

RUNBACK 专门用“RUNBACK ”表示。

另外在甩负荷过程中区分了机组从当前负荷减负荷到低负荷的“动态过程”和机组在低负荷下运行的“稳态过程”这两个概念。

二、孤岛运行的意义
现代电网的特点是容量大且安全性高，但也不排除因某种原因造成的整个电网或者局部电网崩溃，各个电厂解列，在这种情况下如果各个电厂都不具备FCB 功能的话，那么电网的恢复只能借助于诸如柴油发电机等外部电源系统并且恢复时间会相当长，而如果部分电厂具备FCB 功能，那么电网就可以依靠这些机组快速的恢复，由于电力系统快速恢复正常而挽回的损失是不可估量的。

对于机组本身而言，一旦出现因电网故障造成的机组和电网解列，那么机组将面临无备用电源的危险，FCB 功能就可以有效的提供自身需求的电源。

另方面，FCB 本身的全自动过程控制，可以将处于安全底线的设备及系统维持在预定的安全和稳定工况下。

首先，在电网恢复正常后，以小岛运行的机组省去了重新点火启动的步序，从燃料角度大大的降低了运行成本。

再者，对于配备FCB 的直流锅炉，以小岛运行的机组省去锅炉每次启动所需要的大量冲洗水，从工质角度降低了运行成本。

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实现FCB 功能还可以减小机组的启停次数、延长设备的使用寿命。

另外，FCB 的成功实现也提升了一个区域的电力自动化水平。

三、FCB 的难点和要求
FCB 是在突发故障下的接近极端工况下的快速转换过程，无形中增加了控制系统快速调整的难度。

由于事发突然性以及系统运行工况的瞬间转换，客观上要求整个系统的调节时间尽可能的短，以降低运行设备的危险性。

FCB 一旦发生，机组内的几乎所有系统都要做出相应的调整，这样对控制系统的要求极其苛刻，同时控制系统要兼顾每一个子系统和参数并做出相应的调整，故而FCB 对控制系统的瞬态响应和稳态响应（控制系统的终极目标是保证稳定性的前提下提高系统的动态响应特性）有相当高的要求。

机组大范围甩去负荷，各个系统和参数大范围波动，很多都处于保护值的边缘，这样就要求控制系统有很好的控制精度及控制参数，以保证控制各个运行参数在安全范围内。

在实际运行中一旦紧急发生FCB 工况，人为调整是不可能的，要求所有的调整是在自动控制下完成，且各种工况不一，要求控制系统自动化程度高且具备良好的兼容性。

五、FCB 控制的设计及其重点
FCB 试验是在有充分准备的情况下完成的，但发电厂真正的FCB 工况一旦发生，是没有任何预兆和准备时间的。

此外，国内业界在FCB 实现的作用方面认识是一致的，通常认为是一种提高电网安全的控制功能，但在实现FCB 功能的方法上各存己见，国内真正设计FCB 功能的电厂不多，完成试验并投入使用的更是少之又少。

因此，认清和掌握FCB 工况的难点和重点就是实现FCB 功能的核心。

狭义的FCB 专指“机组与电网解列，机组甩负荷到汽机维持3000rpm ，锅炉维持最低稳燃负荷，且机组带厂用电的运行模式”的过渡过程和稳态过程，所以大多数电厂进行FCB 试验时采用下列并存的四个触发条件：
● 汽机在挂闸状态（表示汽轮机运行） ● 无锅炉MFT （表示锅炉运行）
● 发电机出口断路器在合位（表示发电机运行） ● 发电机上网断路器断开（表示发电机脱网）
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但在实际运行过程中一旦发生FCB，其原因及机组工况可能不尽相同，这就要求触发条件要具有全面性，所以必须考虑到如下几个方面的问题：
（1）机组与电网解列。

在进行FCB试验时我们可以通过断开并网开关的方式达到机组与电网解列的目的，但在实际运行中如果是因为线路上的某段或某种原因发生断路或故障，那么怎么判断机组与电网解列呢？因一旦机组脱网，无论如何输出功率都是要瞬间下降至零，所以采用电气系统比较精准的功率下降判断或零功率判断信号，这样就可以比较全面的包含各种工况。

（2）负荷大于某一值。

绝大多数电厂在FCB触发条件中都有“负荷大于锅炉最低稳燃负荷值”的判据。

其原因不外乎为如下几点：
➢“锅炉最低稳燃负荷值”以上蒸汽温度等参数变化不是很大；
➢对于直流炉来讲，“锅炉最低稳燃负荷值”以上足以保证汽水运行方式的不变，控制难度降低；
➢锅炉负荷尽可能的降低可以使旁路系统有一定的调节裕量，利于FCB工况下的蒸汽参数调整。

分析其原因，出发点都是FCB发生后锅炉应达到预设的相应出力，而不是FCB触发的一瞬间锅炉所处的状态，假如FCB发生时机组负荷小于“锅炉最低稳燃负荷值”怎么办？所以本文认为负荷大于“锅炉最低稳燃负荷值”的判据不应作为FCB的触发条件，而只需要作为FCB发生后锅炉选择调整目标的一个判据，当FCB发生时机组负荷大于“锅炉最低稳燃负荷值”，锅炉快速降负荷至“锅炉最低稳燃负荷值”，当FCB发生时机组负荷小于“锅炉最低稳燃负荷值”，则锅炉维持不变。

锅炉燃烧控制实质上就是锅炉主控，主要包括锅炉燃料量控制、锅炉送风量控制、锅炉引风量控制、锅炉给水量控制这四个主要的子系统。

锅炉主控（BM=Boiler Master）从本质上就是协调控制四个主要子系统，如下几个基本概念勾勒出了锅炉主控的精髓：➢“燃料量”是锅炉能量转换的基础，锅炉主要控制进入炉膛的燃料量，与此对应的是燃料主控（FM=Fuel Master）
➢“风煤比”就是按照煤量确定燃烧所需要的风量，此为粗调，利用尾部烟道的氧量信号（表示实际燃烧的情况）作为风量的串级外回路。

当然“升负荷时先加风后
加煤，减负荷时先减煤后减风”、“风煤交叉限制”等功能都是从锅炉安全保护角
度增加的控制功能
➢“水煤比”就是按照煤量确定锅炉所需要的给水量，这个概念专用于直流锅炉。

➢“炉膛负压”主要由引风机调节（当然引入送风机的前馈信号必不可少）。

炉膛负压的高低直接和锅炉“外爆”、“内爆”安全息息相关！
正如FCB触发条件中所提到的锅炉负荷大于“锅炉最低稳燃负荷值”，如果FCB发生时机组负荷大于“锅炉最低稳燃负荷值”,那么FCB发生后锅炉的目标负荷就是“锅炉最低稳燃负荷值”，所以锅炉侧要快速减少燃料量且保证锅炉燃烧稳定，其重点在以下几点：➢FCB工况下，锅炉负荷的目标值就是“锅炉最低稳燃负荷”，从高负荷向该负荷值变动的负荷变化率通过调试确定最大的负荷变化率。

➢FCB工况下锅炉燃料量控制的本质和手段就是快速切除燃料（停止磨煤机）。

为了加速锅炉的相应时间，采取间隔跳磨的方式，自上而下、最低保留预设的台数。

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➢ 适当增加两台磨跳闸的间隔时间，给调节器提供一定的调整时间 ➢ 随着磨煤机停止，一次风母管压力需要自动调整以适应煤量的变化
锅炉送风量的控制和常规控制没有本质上的区别。

针对FCB 要求的锅炉快速减负荷控制，需要优化锅炉送风调节器的参数，使其在保证稳定性的前提下有尽可能的快速性！
锅炉引风量的控制和常规控制没有本质上的区别。

针对FCB 要求的锅炉快速减负荷控制，需要优化炉膛负压调节器的参数，使其在保证稳定性的前提下有尽可能的快速性！
锅炉给水量的控制和常规控制没有本质上的区别。

针对FCB 要求的锅炉快速减负荷控制，需要优化锅炉给水调节器的参数，使其在保证稳定性的前提下有尽可能的快速性！尤其注意在控制过程中汽水循环处于本生点以上。

对于本工程配置的三台电动给水泵，由于不存在汽动给水泵的汽源切换问题相对简单些。

压力信号是锅炉产生的蒸汽量和汽机消耗的蒸汽量是否平衡的标志性参数。

在FCB 工况下锅炉产生的蒸汽量由于煤量、风量、给水量调整的迟滞性不能在极短的时间内下降到汽机所需要的最小值，所以必须采用
一般而言，当机组出现突然甩负荷的工况时，锅炉通过快速切除燃料，减少进入锅炉的能量，在给水量、送风量和引风量的协调配合下最终达到锅炉输出能量（蒸汽流量和蒸汽参数的函数）的降低。

但此过程从开始到结束需要几分钟的时间，在此过程中汽机侧的用汽和锅炉的产汽是严重不平衡的，为了解决这个矛盾，在此过程中需要“打开PCV 阀”和“快开旁路”来排放多余的蒸汽。

压力信号是锅炉产生的蒸汽量和汽机消耗的蒸汽量是否平衡的标志性参数。

在机组甩负荷过程中的“打开PCV 阀”和“快开旁路”这两种特殊手段就是为了稳定主蒸汽压力和再热器压力所必需采取的措施。

对于本工程，系统配置了4*10%BMCR 的PCV 阀和60%的旁路系统，所以从理论上说如果在机组100%负荷运行工况下如果发生了机组甩负荷的情况，即便是锅炉侧维持100%负荷不变，通过PCV 排放40%的蒸汽量，旁路通过60%的蒸汽量，机组也是质量和能量平衡的。

实际上这种工况是不可能发生的！ （1）打开PCV 阀排汽
与汽机旁路相比，打开PCV 阀泄压性能突出，主要有三点：
➢ 动作快速，从接到指令至全开仅需零点几秒，能有效的抑制锅炉压力的飞升； ➢ 作用直接，安装在锅炉过热器联箱出口蒸汽管道上，开阀即泄压； ➢ 方式简单，过热蒸汽直排大气，无需减温。

所以本文认为在机组甩负荷工况下打开PCV 排汽才是控制压力飞升的主要途径。

（2）快开旁路
快开旁路是泄去锅炉过量负荷的有效途径之一，同时也利于工质的回收。

如果一台机组
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在甩负荷工况下打开旁路，这种情况下需要考虑诸多涉及到工艺设备和系统安全的因素：
➢ 旁路管道的预暖
➢ 高旁减温水系统正常运行以保证再热器不超温 ➢ 低旁减温水系统正常运行以保证凝汽器不超温 ➢ 再热器超压问题
➢ 由于高旁用给水减温，低旁用凝结水减温，在旁路系统大量喷水减温过程中，应当
保证给水和凝结水系统的平衡，或者说在这种情况下需要充分考虑到凝汽器和除氧器水位控制问题。

因此本文认为在旁路系统控制应首先考虑工艺系统上的安全性保证旁路保护不会动作，其次才是控制锅炉压力。

如下几点作为对机组压力控制的总结：
➢ 机组触发FCB 后，锅炉按一定的速率降负荷并快速切除燃料至“锅炉最低稳燃负
荷”（目标负荷）对应的煤量，这是最终控制机组压力的基础 ➢ 快速开启PCV 阀泄压，按照甩负荷前的锅炉负荷由程序判断需要开启的PCV 阀数
量以及打开后持续的时间，这是专门针对机组甩负荷工况增加的控制功能。

原程序中 “压力大于？MPa 打开PCV 阀”和“压力小于？MPa 关闭PCV 阀”的逻辑维持不变作为常规逻辑。

➢ 快开高低压旁路，快开后的持续时间取决于甩负荷前的锅炉负荷，其原则就是负荷
越大时间越长，负荷越小时间越短。

同时考虑再热器压力以及凝汽器的承受能力力，高旁的开度容量不能大于低旁的开度容量。

高低旁打开后其相应减温水应快速打开并自动投自动，防止阀后的温度快速上升超限而引起阀门保护关闭。

关于本工程中的旁路暖管功能，由于快开旁路没法到预设的小开度，所以旁路管线能否承受直接热冲击需要进一步研究。

旁路快开的执行机构是旁路液压系统中的快开电磁阀。

➢ 旁路快开动作过程中闭锁旁路压力的调节作用，一旦快开动作结束则自动投入旁路
压力调节系统。

压力设定点按照机组运行曲线设定。

同时高旁压力控制回路中应引入再热器压力前馈，作用是当再热器压力升高时关小高旁阀，反之可适当开大，这样可以更好的维持再热器压力，利于汽机的安全、稳定运行。

旁路压力调节的执行机构是旁路液压系统中的伺服阀。

（关于旁路系统中的快开电磁阀、快关电磁阀、伺服阀的协调动作需要研究旁路系统液压系统）。

机组主蒸汽和再热蒸汽温度的控制和常规控制没有本质上的区别。

针对FCB 要求的锅
炉快速减负荷控制，需要优化蒸汽温度调节器的参数，使其在保证稳定性的前提下有尽可能的快速性！温度设定值按照机组运行曲线确定。

DEH 是一个相对独立的控制系统，一般情况下具备如下功能： ➢ 实现机组从盘车转速到额定转速的启动控制 ➢ 并网带初始负荷
➢ 负荷控制下的一次调频和二次调频功能
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➢ 阀门管理功能 ➢ 各种试验功能
➢ OPC 和负荷不平衡保护功能
➢ 低负荷暖机结束后将阀门的控制权交给CCS
正常运行工况下，DEH 作为CCS 中汽机主控TM （TM=Turbine Master ）的执行机构，在CCS 的协调控制系维持机组安全稳定运行，如果发生RUNBACK （DEH 是否需要从远方控制切回到本地控制模式需要讨论和确定，参见下文）或者机组甩负荷的特殊工况，则DEH 切回到本地控制方式，下边对各种特殊工况下DEH 的控制作用简单分析：
➢ 对于RUNBACK 工况，有两种做法：其一是DEH 在本地控制模式下，直接控制阀
门按照固定的速率降低到一个预设开度。

其二是DEH 仍然处于远方控制模式下，由CCS （在RUNBACK 的特殊工况下切换到TF （TF=Turbine Follow ）方式）继续控制汽机的调门。

（这两种方式中，个人偏向第二种） ➢ 对于“甩负荷到带厂用电运行（即狭义的FCB ）”的特殊运行工况，OPC 和负荷不
平衡保护可能动作，其是否动作取决于甩负荷前的机组负荷水平。

DEH 在本地控制方式下以负荷控制加一次调频的控制功能控制汽轮机。

这种工况下，发电机主断路器仍然处于合闸位置。

这种方式下的一次调频功能需要做些特殊处理。

➢ 对于“甩负荷到带汽机空载”的特殊运行工况，OPC 和负荷不平衡保护可能动作，
其是否动作取决于甩负荷前的机组负荷水平。

DEH 在本地控制方式下以转速控制的控制功能控制汽轮机。

这种工况下，发电机主断路器处于分闸位置。

➢ 对于“甩负荷到带锅炉备用模式”的特殊运行工况，由于这对应于汽轮机跳闸，
DEH 不用控制处于休息模式。

FCB 的发生是突然的，人为的调整和干预是根本实现不了的，所以在FCB 模式下，一个重要的原则就是让各个模拟量控制系统投入自动运行，除了上边关注的几个至关重要的控制系统外，还需要对其它的调节系统关注如下几点：
➢ 为防止在FCB 发生时部分子系统不在自动方式，需在FCB 触发后置相应子系统自
动投入自动方式
➢ FCB 是极其剧烈的负荷变动工况，在此过程中大部分参数有可能达到极限附近，
为防止因设定值与实际值偏差大切除手动，所以应考虑FCB 工况下放大或解除偏差大切手动的条件；
➢ FCB 工况下的参数变化异常且剧烈，对于某些FCB 工况下紧急投入的系统在自动
投自动时，调节系统设定值的大小要重点考虑
➢ 根据FCB 的恶劣工况优化模拟量控制系统调节参数。

FCB 是机组在异常工况下的负荷控制，集模拟量控制和开关量控制于一体，是一种复杂的复合控制系统。

FCB 工况下需要FSSS 、MCS 、DEH 、旁路控制系统以及发电机励磁调节系统等协调工作。

（1）发电机电压调节和保护系统
孤岛运行时，机组带厂用负荷，电气灭磁开关不跳闸；发电机励磁调节系统(AVR)将快。