协调控制系统
电厂协调控制系统技术问答
1、机组协调控制投入和切除条件及投、退协调控制的操作。
协调投入的条件：机组运行运行稳定；锅炉主控制器在自动方式下，主汽压力波动不大；汽机主控制器在自动方式下，调门调整自如；DEH在遥控方式。
协调切除的条件：锅炉或汽机主控制器在手动方式；无CCS请求；电气主开关断开；DEH切本机方式；MFT动作；功率大于105%额定功率；FCB动作。
协调投入操作：机组运行稳定，投入炉主控制器自动；投入DEH"遥控"；选择“CCS方式，并确认”；投入机主控制器自动。
选择"CCS1"或"DEB"方式。
协调退出操作：DEH退遥控，炉主控制器退自动或机主控制器退自动均导致协调退出。
2、协调控制系统的主要任务是什么？协调控制系统由哪些部分组成？协调控制系统的主要任务是：根据机炉具体运行状态及控制要求，选择协调控制的方式和恰当的外部负荷指令；对外部负荷指令进行恰当处理，使之与机炉的动态特性及负荷变化能力相适应，对机炉发出负荷指令；根据不同的负荷指令，锅炉确定相应的风、水、煤量，汽轮机确定相应的高、中压调节阀开度。
协调控制系统主要有二部分构成：第一部分是协调控制主控制系统，包括负荷指令处理器和机炉主控制器；第二部分是机、炉独立控制系统，即：锅炉燃烧率控制系统、锅炉风量控制系统、锅炉给水控制系统、汽轮机阀位控制系统。
3、叙述锅炉控制系统的主要内容锅炉控制系统包括模拟量控制系统、辅机顺序控制系统，以及锅炉燃烧管理系统。
（1）模拟量闭环控制系统包括：A 燃料控制系统：由燃料主控系统发出燃料指令，改变进入炉膛的燃料量，以保证主汽压力稳定；B 二次风量控制系统：通过对送风机动叶的调节，控制进入炉膛的二次风量，保持最佳过剩空气系数，以达到最佳燃烧工况；C炉膛压力调节系统：通过对引风机静叶或动叶的调节，控制从炉膛抽出的烟气量，从而保持炉膛压力在设定值；D蒸汽温度控制系统：包括对主汽温度控制和再热蒸汽温度的控制，其控制质量直接影响到机组的安全与经济运行；E 给水控制系统：调节锅炉的给水量，以适应机组负荷的变化，保持汽包水位稳定或者保持在不同锅炉负荷下的最佳燃水比；（2）磨煤机控制系统：包括磨煤机出口温度控制系统，磨煤机风量控制系统，磨煤机煤位控制系统等；（3）辅机顺控系统：一般都以某一辅机为主，在启停过程中与它相关的设备按一定的逻辑或顺序进行动作，以保证整个机组安全启停，主要有如下系统：A 送风机启停顺序控制系统；B引风机顺序控制系统；C空预器顺序控制系统；D一次风机顺序控制系统；E磨煤机顺序控制系统；F锅炉汽水顺序控制系统；（4）锅炉安全监控系统：主要功能是进行锅炉吹扫、锅炉点火、燃油泄漏试验、煤燃烧器控制。
协调控制系统
一、协调控制系统功能说明1. 系统简介机、炉协调控制系统就是根据机、炉的运行状态和控制要求，选择适应机组控制的运行方式。
具体要求就是快速适应大范围负荷变化率，在整个负荷变化范围内要求机组有良好的负荷适应能力，机组主要运行参数在负荷变化过程中保持相对稳定，保证机组在整个负荷变化范围内有较高的效率，即锅炉、汽机和主要辅机（送风机、引风机、一次风机、给煤机、给水泵等）参数保持较小范围的波动且能快速适应机组负荷变动。
2. 系统控制原理300MW机组协调控制系统的主控制系统是由机组“负荷管理中心”和机炉主控制器两部分组成。
机炉主控制器接受机组“负荷管理中心”送来的机组负荷指令，该指令具有最大/最小负荷限制和变化率限制。
负荷指令经机炉主控制器的作用，分别对锅炉和汽机控制系统送出指令，使机组的输出功率适应负荷指令的要求，同时保持机前压力为给定值。
机炉主控制器有四种控制方式，它们之间可以自动或手动切换。
我公司机炉协调控制具有四种控制方式,如下图:工作模式锅炉主控汽机主控调频基本方式手动手动无BF 自动、调压手动无TF 手动自动、调节主汽压力无CCS 调压、负荷指令前馈调压、调功、频率校正、主汽压力设定值校正输出有基本方式（BASE）：指锅炉、汽机主控均处于手动控制方式，由操作员设定汽机主汽门阀位指令和锅炉燃料指令来控制机前压力和机组负荷。
如果汽机控制在“非远操方式”时，汽机主汽阀门开度交给DEH系统控制，汽机主控输出跟踪主汽门阀位反馈。
锅炉跟随（BF）：是汽机局部故障时的一种辅助运行方式，此时汽机主控在手动方式，由操作员手动设定汽机调门开度指令，控制机组负荷。
锅炉主控在自动方式，该方式下机组负荷响应快，但以牺牲主汽压力为代价，不管是内扰还是外扰的影响，动态过程压力波动相对较大，系统抗干扰能力较差，因此锅炉侧引入了汽机主汽阀门指令前馈，对外扰有一定的抑制作用。
汽机跟随（TF）:是在锅炉局部故障时或启、停磨煤机等工况变动大时的一种辅助运行方式，此时锅炉主控在手动控制方式，由操作员手动设定燃料指令，汽机主控自动调整机前压力，该方式下动态过程压力波动较小，机组运行稳定，但是机组负荷响应慢。
CCS
b
b
)
dP dt
b
负荷管理控制中心
T1
T2
T8
T9
<
最大负荷限制设定器
N0
图2—1 负荷要求指令处理模块结构图
滑压运行时锅炉跟随方式分析
当负荷指令和实际负荷之间偏差较小时，系统中非线性元件输出为零，µ T 就等于f3(x)的输出，即保持一定的汽机调门开度，但当机组功率跟不上负 荷指令的变化时，其差值经非线性元件暂时改变µ T'。由于这一改变量不能 太大，故系统中采用了小值选择来保证该改变量不会大于15%。
该系统直接采用经过动态校正的(P 该系统直接采用经过动态校正的 1/PT)×PSP作为 × 锅炉负荷指令信号。 锅炉负荷指令信号。燃料控制回路的反馈信号采 用热量信号（ 用热量信号（P1+CbdPb/dt ）。 进入锅炉燃料控制器入口的能量偏差信号为
P1 ∆e = ( ) × P SP − ( P 1 + C PT ( P SP − P T ) = P1 × − C PT P1 = × ∆ PT − C PT
间接能量平衡（ 间接能量平衡（IEB）协调控制系统 ）
系统的特点是用用负荷指令间接平衡机炉之间的能量关系， 系统的特点是用用负荷指令间接平衡机炉之间的能量关系，属于 以汽轮机跟随为基础的协调控制系统。 以汽轮机跟随为基础的协调控制系统。
直接能量平衡（ 直接能量平衡（DEB）协调控制系统 ）
Pb
在稳定工况下，汽轮机第一级压力 代表了进入汽机的蒸汽量； 在稳定工况下，汽轮机第一级压力P1代表了进入汽机的蒸汽量；P1与机前压力 PT的比值可以很好地代表汽机调节阀门的开度。在动态过程中，（ 1/PT）×Psp不 的比值可以很好地代表汽机调节阀门的开度。在动态过程中，（ ，（P 等于实际进入汽机的能量，而是代表了汽机所需的能量。 等于实际进入汽机的能量，而是代表了汽机所需的能量。 信号的另一特点是不受锅炉内扰的影响， 发生变化时， （P1/PT）×Psp信号的另一特点是不受锅炉内扰的影响，PT发生变化时，汽机首 级压力P 也会相应地变化， 近似不变。 级压力 1也会相应地变化，P1/PT近似不变。
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；
协调控制系统
单元机组的特点和任务(1)单元制机组是一个相互关联的多变量控制对象,锅炉和汽轮发电机是一个不可分割的整体(2)锅炉和汽轮发电机的动态特性存在较大的差异. (3)具有参加电网一次调频的能力.协调控制系统作用保证机组出力适应电网的负荷变化要求、维持机组稳定运行.具体地说就是对外保证单元机组有较快的功率响应和有一定的调频能力，对内保证主蒸汽压力偏差在允许范围内.协调控制系统任务是协调地控制锅炉燃料量、送风量、给水量等，以及汽机调节阀门开度，使机组既能适应电网负荷指令的要求，又能保持单元机组在额定参数下安全、经济地运行.定压运行方式是指无论机组负荷怎样变动，始终维持主蒸汽压力以及主蒸汽温度为额定值，通过改变汽轮机调节气门的开度，改变机组的输出功率。
滑压运行方式则是始终保持汽轮机调节气门全开，在维持主蒸汽温度恒定的同时，通过改变主蒸汽压力改变机组的输出功率。
联合运行方式特性曲线1调峰：用电量多时多发电，用电量少时少发电。
a采用纯液压控制系统时（有自平衡能力）b采用功频电液控制系统时（无自平衡能力）μT不变μB不变PT机主控指令不变PB炉主控制指令不变输入量-μT汽轮机调节阀开度（外扰）、μB锅炉燃料量调节机构开度，锅炉燃烧率（内扰）输出量-PE单元机组的输出电功率、PT汽轮机前主蒸汽压力协调控制系统由哪几部分组成：主控系统、子系统、负荷被控对象单元机组负荷控制系统1.负荷指令处理回路（LDC）的作用对外部要求的负荷指令或目标负荷指令（电网调度分配指令ADS、运行人员手动指令，一次调频所要贡献的负荷指令）进行选择，并根据机组主辅机运行的情况加以处理，使之转变为机、炉设备负荷能力，安全运行所能接受的实际负荷指令P0。
2.机炉主控制器的作用根据锅炉和汽轮机的运行条件和要求，选择合适的负荷控制方式，按照实际负荷指令P0与实发功率信号PE的偏差和主汽压力的偏差△p以及其它信号进行控制运算，分别产生锅炉主控制指令PB和汽轮机主控指令PT 。
协调控制系统
递阶的结构：各子系统处于不同级别的层次中， 并具有不同的职能。
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协调控制系统
协调控制级上的协调控制器要对下一级中的 若干个控制器进行协调。
协调的过程是一个多目标决策的过程，也是 一个全局优化的过程。
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协调控制系统
4、主要特点
（1）系统结构先进 采用了递阶控制结构，在局部控制级的基础上引入 了机炉协调级，把锅炉、汽轮发电机组作为一个整体进 行控制。控制器设计主要采用了前馈、反馈、补偿以及 变结构控制等技术，并充分地利用了机炉动态特性方面 的特点，克服系统内部耦合和非线性特性，获得优良的 控制品质。同时，又保留了控制器结构简单，易于工程 实现和参数整定，便于操作、维护等优点。并能直接接 收电网自动调度系统指令，为实现电网级自动调度和协 调控制奠定了基础。
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协调控制系统
1、机组与电网需求的协调
机组与电网需求的协调主要是机组最 快的响应电网负荷的要求，包括了电网 AGC控制和电网一次调频控制两个方面。 目前华东电网已实现了电网调度对电厂机 组的负荷调度和一次调频控制。
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分解—协调：分解就是把大系统化为若干子系 统，以便进行分块的处理与控制，求得各子系统的 局部最优解；而协调则是从系统的全局出发，合理 地调整各子系统之间的关系，求得各子系统之间的 和谐与统一，进而得到整个大系统的最优解。
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协调控制系统 CCS介绍
模拟量控制系统
第 24 页
控制方式
控制效果分析
锅炉跟随控制方式、汽轮机跟随控制方式和协调控
制方式通常是可供单元机组控制系统选择切换的三种基 本控制方式。一般说来，协调控制方式的控制效果介于 锅炉跟随控制方式和汽轮机跟随控制方式之间，使输出 电功率和主汽压的控制得到兼顾在正常运行条件下，经 常采用协调控制方式，其他控制方式一般起辅助作用或 备用。
模拟量控制系统
第 15 页
控制方式
1、协调控制的基本原则及方案
2、主要控制方式
3、定压和滑压运行
模拟量控制系统
第 16 页
控制方式
原则：在保证机组安全运行(即汽压在允许范 围内变化)的前提下，充分利用机组的蓄热能力。
即在负荷变动时，通过汽轮机调门的适当动作，
允许汽压有一定波动而释放或吸收部分蓄能，加 快机组初期负荷的响应速度。与此同时，加强对 锅炉侧燃烧率(及相应的给水流量)的调节，及时 恢复蓄能，使锅炉蒸发量保持与机组负荷一致。
模拟量控制系统
第 30 页
主控系统
最大/最小允许
负荷限制回路
（MAX/MIN）
保证机组的实际 负荷指令不超越 机组的最大和最 小允许负荷值。
模拟量控制系统
第 31 页
主控系统 根据主要辅机的切投状 况，在线地识别与计算 出机组的最大可能出力 值。若实际负荷指令大 于最大可能出力值，则 发生负荷快速返回，将 实际负荷指令降至最大 可能出力值，同时规定 机组的负荷返回速率。
负荷指令处理
MCS (CCS)
子控制 系统 锅炉子 控制系统
给水控制
燃烧控制 汽温控制 汽机子 控制系统 辅机子 控制系统
DEH
除氧器水位压力控制、 高低加水位控制等
协调控制系统(CCS)的测试与维护
• (二)协调控制系统功能性检查及方式切换试 二 协调控制系统功能性检查及方式切换试 验 • 在控制系统软件修改后，应对协调控制 在控制系统软件修改后， 系统进行功能性检查及方式切换试验： 系统进行功能性检查及方式切换试验： • (1)机组负荷指令的手动调整 升和降 、 机组负荷指令的手动调整(升和降 机组负荷指令的手动调整 升和降)、 负荷高／低限值的调整、 负荷高／低限值的调整、负荷变化率的设 定功能性检查。 定功能性检查。 • (2)锅炉跟随、汽轮机跟随、协调控制三 锅炉跟随、 锅炉跟随 汽轮机跟随、 种方式的切换试验。 种方式的切换试验。 • (3)负荷增减闭锁 负荷增减闭锁(Block Increase／ 负荷增减闭锁 ／ Block Decrease)功能性检查。 功能性检查。 功能性检查 • (三)控制系统投入的条件 三 控制系统投入的条件
5)主控制器能根据机组运行工况，对不 主控制器能根据机组运行工况， 主控制器能根据机组运行工况 同的运行控制方式进行切换， 同的运行控制方式进行切换，实现单元机 组协调控制、锅炉跟随， 组协调控制、锅炉跟随，汽轮机跟随及手 动了运行方式的切换。 动了运行方式的切换。 • 6)主汽压调节由控制热一次风流量大小 主汽压调节由控制热一次风流量大小 来调节燃烧率。 来调节燃烧率。 •
•
协调控制系统的主要任务是实现整台机 组的负荷调节、压力调节、 组的负荷调节、压力调节、协调控制方式 切换、负荷指令、跟踪功能、 切换、负荷指令、跟踪功能、过程变量负 荷闭锁、快速返回(RB)、ADS功能、定压 功能、 荷闭锁、快速返回 、 功能 滑压控制切换、闭锁增、闭锁减、 滑压控制切换、闭锁增、闭锁减、快速上 快速下降等。 升、快速下降等。它接受汽轮机的机前压 第一级压力、调节汽门阀位、 力、第一级压力、调节汽门阀位、发电机 有功功率和频率作为协调控制系统的主要 输入信号，机前压力作为主蒸汽压力的主 输入信号， 要被调量， 要被调量，第一级压力作为汽轮机负荷的 反馈信号代表进人汽轮机的蒸汽流量。 反馈信号代表进人汽轮机的蒸汽流量。输 出信号是锅炉指令和汽轮机指令。 出信号是锅炉指令和汽轮机指令。
协调控制系统
协调控制系统（CCS）1 系统简介CCS是一种连续的调节系统（Continuious Control System），被控的变量是模拟量。
单元机组的输出电功率与负荷要求是否一致反映了机组与外部电网之间能量供求的平衡关系；主汽压力反映了机组内部锅炉和汽轮发电机之间能量供求的平衡关系。
使机组对外保证有较快的负荷响应和一定的调频能力；对内保证主要运行参数（主蒸汽压力）稳定的系统称为协调控制系统（Coordinated Control System）。
这种系统往往是将被控量与设定值进行比较，经调节器运算后输出控制信号，使被控量发生变化，最终使被控量等于或接近设定值，系统是一个闭合的回路。
所以又称其为闭环控制系统（Closed loop Control System）。
所以CCS术语有三种来源，但本质上并无很大区别。
狭义上讲，CCS只是指负荷协调控制系统，广义上讲，单元机组上所有的连续调节系统都属于CCS。
蒲圻电厂2×300MW单元机组，采用OVATION分散控制系统作为控制设备，自动化水平高、功能全。
2 系统基本范围单元机组模拟量控制系统由协调控制系统及控制子系统、辅助设备自动控制系统构成。
协调控制系统（CCS）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。
协凋控制系统主要有4大控制子系统：给水控制系统、汽温控制系统、燃烧控制系统和汽机控制系统。
锅炉燃烧控制系统和汽机控制系统是协凋控制系统的执行级，给水控制系统通过主汽流量前馈信号与机组负荷指令进行协凋，汽温控制系统则通过煤量或风量前馈信号与锅炉燃烧指令进行协凋。
图3－1为我厂300MW机组协凋控制系统及控制子系统相互关系示意图。
汽包锅炉的给水控制系统由汽包水位控制系统和给水泵最小流量再循环控制系统组成。
低负荷下的单冲量汽包水位控制，主要由给水旁路阀控制。
30％负荷以上则采用三冲量汽包水位控制系统，电泵转速通过液力耦合器调整，汽泵通过BFPT控制器控制小机进汽，从而调节转速。
单元机组协调控制系统一课件
目录
PART 01
单元机组协调控制系统的 概述
定义与特点
定义
单元机组协调控制系统是一种用于协 调控制单元机组多个设备的自动化系 统，通过优化机组运行参数，实现安 全、高效、经济运行。
特点
单元机组协调控制系统具有自动化程 度高、控制精度高、响应速度快、稳 定性好等特点，能够提高机组的整体 性能和运行效率。
协调控制系统的基本组成
协调控制系统主要由指令输入装置、控制器、执行器和反馈装置等组成。
指令输入装置用于接收外部输入的指令信号，控制器根据指令信号和系 统状态计算控制信号，执行器根据控制信号调节单元机组的运行参数。
反馈装置用于实时监测单元机组的运行状态，将监测数据反馈给控制器， 以便控制器进行实时调整。
PART 02
单元机组协调控制系统的 基本原理
单元机组的工作原理
单元机组是一种将多种能源转化为电能的装置，由燃烧系统、汽水系统和控制系统 等组成。
单元机组通过燃烧系统将燃料转化为蒸汽，蒸汽通过汽水系统驱动汽轮机转动，进 而发电。
单元机组的运行状态和效率受到多种因素的影响，如燃料品质、蒸汽参数、负荷变 化等。
具体策略包括
优化控制算法、改进系统结构、 提高传感器和执行器的性能等。
系统改进的方法与步骤
• 方法：根据系统优化的目标和策略，选择合适的方法进行 改进。
系统改进的方法与步骤
步骤 1. 对现有系统进行深入分析，了解其优点和不足。
2. 根据分析结果，制定具体的改进方案。
系统改进的方法与步骤
3. 对改进方案进行仿 真和实验验证，确保 其可行性和有效性。
PART 06
单元机组协调控制系统的 应用案例
(完整)09第三章 单元机组协调控制系统
协调控制：通过控制回路协调汽轮机和锅炉的工作状 态，同时给锅炉和汽轮机自动控制系统发出指令，以 达到快速响应负荷变化的目的，尽最大可能发挥机组 调频、调峰能力，稳定运行参数。 特别是600MW以上的机组都设置了协调控制系统。 协调控制系统（CCS）（按原电力部自动化协会推荐应 称为：MCS），但习惯原因多数仍使用CCS表示协调控 制系统。 二、协调系统的运行方式 （插图） 协调控制系统在协调机炉运行时共有四种运行方式， 各运行方式都有优缺点，根据实际情况酌情选择使用。 （原则：负荷变动不能使主汽压力变化过大） 1）炉跟机：需要机组进行负荷变化时，首先改变汽机 的负荷，然后在协调系统控制下让炉来稳定主汽压力。 优点：负荷变化快；缺点：机组参数变化大
4）采用前馈信号使跟随方及时动作以避免参数波动。 应该说这一点是协调系统和原来常规仪表的主要区别。 常规仪表就是由于没有这种功能才会在大机组负荷变 动面前“束手无策”。 下面以图3-1为例，了解以下内容： 1）如何看自动控制图（了解各种符号的含义） 2）如何分析自动控制图（自动控制原理） 3）分析协调控制原理
一、符号识别 最好能将符号记录 下来,以便日后查看
补充自动控制图形符号说明：
LAG（英文含义：落后、迟延）--惯性 LIM（limit：限制、限定）--幅值限定 RAMPC—速率限定
汽轮机负荷调节
锅炉负荷指令运
系统：（机主控
算系统：经过此
电路）输入量为
运算单元输出到
发电机+ 功率T和
锅炉调节系统以
自上动边信调菱高两数小出负低入R加入个法为高定被被过限输切备切用的/为号节U形手值个值负的荷值中法的信运手的N比信器值数限限限定出换，换两一自发可中动选信。荷最指选选为减器两号算动模B较号的限值定定定数为：可设个个动生以例时过大上指但某切A择号其，小令A择择输负：个进。信拟器之输表C幅（输的数值限一以备输。，器产如快，面令应时换器中右是数必数函（测线偿器最出荷将或行号信K： 差 出示器 右 入 输 值 时 定般 控 以 入右， 生： 汽 ， 会 传 不 力 间开：选侧要值须值数X量性运是：小。指输 多 加。号自根两作。模：侧。入，，数切制决信）边手不在机否损送大计段关在择输求，大转信矫算自在的右令动据个为拟一）在输当该值换这定号：的动同启温则坏下于算内，输最入机运于换号正等动两信侧。调输输比侧，运入输限设个使中对动度热汽来高会不入小为组行这器进或操快个号节入入较输一行不入定被汽不应机的限限大的的最输中个F行补作速输作器信入侧时能超单轮增力设负数制于。：号限为，超过元机长过备荷值在某，， 个数值（偏差信号） 决定输出调节 信号的大小。
协调控制系统
协调控制系统
（2）系统功能完善 除了在正常工况下的连续调节功能之外，
系统还设计有一整套逻辑控制系统。包括实 际功率给定逻辑，局部故障处理逻辑，运行 方式切换逻辑，以及显示报警、监督管理等 功能。系统可根据实际需要和设备状况，选 择不同的运行方式，比如机跟炉、炉跟机、 机炉协调方式；定压运行或滑压运行方式； 固定功率输出或可调功率方式；调频或非调 频方式等。适应不同运行工况对控制功能的 要求。
WT2(s)
WNM(s) M WPM(s)
+
NE
+ 输出功率
+
机前压力
+
PT
32
协调控制系统
工作过程：汽机调节器WT1(s)控制输出功率， 锅炉调节器WT2(s)控制汽压。当功率给定值 N0变化时，通过汽机调节器控制蒸汽调节阀 开度uT，改变汽机的进汽量，使输出功率NE 符合负荷要求。同时，调节阀开度uT的改变， 使机前压力PT发生变化，通过锅炉调节器改 变燃料量。
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协调控制系统
单元机组协调控制主控系统结构框图
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协调控制系统
负荷管理中心结构图
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协调控制系统
单元机组协调控制系统简化框图
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协调控制系统
4、主要特点 （1）系统结构先进
采用了递阶控制结构，在局部控制级的基础 上引入了机炉协调级，把锅炉、汽轮发电机组作 为一个整体进行控制。控制器设计主要采用了前 馈、反馈、补偿以及变结构控制等技术，并充分 地利用了机炉动态特性方面的特点，克服系统内 部耦合和非线性特性，获得优良的控制品质。同 时，又保留了控制器结构简单，易于工程实现和 参数整定，便于操作、维护等优点。并能直接接 收电网自动调度系统指令，为实现电网级自动调 度和协调控制奠定了基础。
协调控制系统的介绍及其优化策略
协调控制系统的介绍及其优化策略协调控制系统能够在复杂环境中按照设计要求完成相应功能，并尽可能达到最佳状态，因此受到了众多研究机构和企业的关注。
本文首先对协调控制系统及其基本构成因素作简要介绍；其次，对协调控制系统中常见的优化策略进行详细阐述；最后，介绍诸如经济最优化、仿真优化以及模糊系统等协调控制系统优化策略的应用实例，借此来强调协调控制系统的重要性及其实现最优化的可行性。
协调控制系统是指控制和调节系统的综合，它按一定的规律对系统的运行过程进行调节和控制，以达到所期望的调节目标或工作要求。
其基本构成因素主要包括：状态反馈、输入信号、控制输出、基本控制量/参数、控制器（包括调节器和控制放大器等）、调节器及模型等。
此外，协调控制系统还必须考虑动态特性，以便确定合理的参数设置，使其能够适应变化的环境和工况。
协调控制系统的优化策略主要有微分优化、梯度方法、质量优化、经济优化、仿真优化和模糊系统等。
其中，微分优化策略是利用该系统的状态函数和输出函数求解最佳调节器参数，从而实现对该协调控制系统的最佳控制；梯度优化则是通过不断改变参数，找到一组最佳参数，使系统功能达到最佳效果；质量优化则是利用质量搜索等技术，构建质量要素模型，以最低的质量代价达到预期的协调控制系统状态；经济最优化则是在达到协调控制系统的最佳状态的前提下，满足经济最优化要求；仿真优化则是利用仿真系统，建立控制环境，通过设计变量的不断变化，在最短时间内达到最佳目标；模糊系统优化则是基于模糊控制理论，通过设计规则和及时调整规则，实现协调控制系统的最佳状态。
由此可见，协调控制系统在复杂环境中能够按照设计要求完成相应功能，并尽可能达到最佳状态。
为此，政府和企业在一定的范围内应该充分发挥社会资源，加强对协调控制系统的研究和开发，推动多项有助于提高协调控制系统综合效率的计划或者技术，以期提高技术水平、实现最佳状态。
例如，经济最优化策略能够有效提高协调控制系统的运行效率，充分发挥社会资源的潜力；仿真优化策略能够有效降低协调控制系统的实施难度，并利用仿真系统有效减少实际调试时间；模糊系统优化策略则能够有效的提高协调控制系统的调整和控制精度，提高协调控制系统的灵活性和准确性。
协调控制
一、单元机组协调控制系统（理论部分，仅供参考）1基本概念：1．1 协调控制系统：在单元机组控制系统的设计中，考虑锅炉和汽轮机的差异和特点，采取某些措施，让机炉同时按照电网负荷的要求变化，接受外部负荷的指令，根据主要运行参数的偏差，协调地进行控制，从而在满足电网负荷要求的同时，保持主要运行参数的稳定，这样的控制系统，称为协调控制系统。
1．2 协调控制系统是由负荷指令处理回路和机炉主控制回路这两部分组成。
负荷指令处理回路接受中央调度所指令、值班员指令和频率偏差信号，通过选择和运算，再根据机组的主辅机实际的运行情况，发出负荷指令。
机炉主控制回路除接受负荷指令信号外，还接受主蒸汽压力信号，根据这两个信号的偏差，改变汽轮机调节阀的开度和锅炉的燃烧率。
2协调控制协调的作用2.1负荷指令处理回路的作用：2.1.1该回路接受的外部指令是电网调度的负荷分配指令、机组运行人员改变负荷的指令、电网频率自动调整的指令。
根据机组运行状态和电网对机组的要求，选择一种或几种。
2.1.2限制负荷指令的变化率和起始变化幅度，根据机组变负荷的能力，规定对机组负荷要求指令的变化不超过一定速度，以及起始变化不超过一定幅度。
2.1.3限制机组最高和最低负荷。
2.1.4甩负荷保护，在机组辅机故障时，不管外部对机组的负荷要求如何，为保证机组继续运行，必须把负荷降到适当水平。
2.1.5根据机组的辅机运行状态，选择不同的运行工况。
2.2机炉主控制回路的作用：2.2.1经过处理得负荷指令Po，对锅炉调节系统和汽机调节系统发出协调的指挥信号锅炉指令Pb和汽机指令Pv2.2.2根据机组输出功率与负荷要求之间的偏差，决定不同的运行方式3协调控制系统的运行方式：3.1机炉协调控制方式：如下图所示，包括机组功率运算回路机组允许负荷能力运算回路功率限制回路：若负荷要求在机组所能承受的允许范围内，按负荷要求发出功率指令；否则，按机组允许负荷能力发出机组功率指令锅炉主控制器汽机主控制器3.2汽机跟随锅炉而汽机输出功率可调方式：这种调节方式，锅炉、汽机自动系统都投入，但不参加电网调频，调度所也不能直接改变机组的负荷。
协调控制系统
第一节机组运行控制方式1.单元机组协调控制系统（CCS），可根据运行状况和控制要求，选择机组负荷控制方式。
1.1.协调控制方式：机炉协调控制，能及时满足外界负荷需求，同时能自动维持主汽压力稳定。
1.2.炉跟机协调控制方式：适用于参加电网调峰、调频工况。
该方式下汽机控制系统（DEH）主要用于满足外界负荷需求，锅炉燃烧自动调节系统维持主汽压力稳定。
1.3.机跟炉协调控制方式：适用于机组带基本负荷工况。
该方式下，首先由锅炉燃烧自动调节系统根据外界负荷需求对锅炉输入能量进行调节，DEH系统根据主汽压力变化情况再满足外界负荷需求。
1.4.当机组出力受汽机限制时，应采用锅炉跟随的控制方式。
1.5.当机组出力受锅炉限制时，应采用汽机跟随的控制方式。
1.6.手动方式：汽机DEH系统及锅炉燃烧自动调节控制系统均为手动方式的工况。
S系统与DEH系统运行方式间的控制关系：机组并网运行后，DEH系统有主汽压调节、负荷调节和阀位调节三种选择方式。
当CCS系统投入时，DEH选择遥控调节方式，受CCS系统统一管理并接受其阀位调节指令。
第二节 CCS功能及操作1.机组指令处理回路: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。
1.1.机组负荷的设定1.1.1.自动调度系统AGC来的负荷指令。
AGC指令由省调远方给定，当机组发生RUNUP/RUNDOWN、RUNBACK，退出AGC控制。
1.1.2.操作员的CCS画面上设定的负荷指令。
根据机组运行参数的偏差、辅机运行状况，保持机组/电网，锅炉/汽机和机组各子控制回路间的协调及能量平衡。
1.2.负荷变化率的设定1.2.1.操作员在CCS画面上设定的增、减负荷变化率；1.2.2.锅炉侧燃烧率决定的增、减负荷变化率的限制指令；1.3.负荷最大、最小值的设定1.3.1.由负荷回路中的小值选择器来的设定协调控制方式下的最大值310MW；1.3.2.由负荷回路中的大值选择器来的设定协调控制方式下的最小值；1.3.3.当发生快速减负荷（RUNBACK）时，负荷的最大值由主要辅机掉闸的情况来决定；1.4.协调控制方式下的闭锁增、闭锁减1.4.1.当运行出现下列情况之一，闭锁负荷的增加：1.4.1.1.机组指令达上限（运行人员设定）；1.4.1.2.燃料指令达上限；1.4.1.3.送风指令达上限；1.4.1.4.一次风机指令达上限；1.4.1.5.引风指令达上限；1.4.1.6.汽机阀位闭加（DEH）；1.4.1.7.给水指令达上限。
协调控制系统课件
。
03
绿色化
随着环保意识的提高，协调控制系统正朝着绿色化方向发展，通过优化
能源配置、降低能耗和提高资源利用率，实现可持续发展。
技术挑战
1 2
安全性
协调控制系统的安全性是一个重要的技术挑战， 需要采取有效的安全措施，确保系统的数据安全 和稳定运行。
实时性
协调控制系统需要具备实时性，能够快速响应各 种工况变化，保证系统的稳定性和效率。
协调控制系统课件
• 协调控制系统概述 • 协调控制系统的原理 • 协调控制系统的关键技术 • 协调控制系统的应用案例 • 协调控制系统的发展趋势与挑战 • 总结与展望
目录
Part
01
协调控制系统概述
定义与特点
定义
协调控制系统是用于协调和整合多个子系统的复杂控制系统，以确保整个系统达到预期 的性能和目标。
通过一个中央控制器对各个子系统进行集中控制，实现协调控制 。
分散式协调控制系统
各个子系统具有独立的控制器，通过相互之间的通信实现协调控制 。
混合式协调控制系统
结合集中式和分散式的优点，既实现集中控制，又保证子系统的独 立性。
Part
03
协调控制系统的关键技术
通信技术
通信协议
采用统一的通信协议，确保各子 系统之间的信息传输的准确性和 实时性。
特点
具有高度的集成性、动态性、实时性和适应性，能够根据环境和系统状态的变化进行自 我调整，实现整体性能的最优化。
协调控制系统的应用领域
智能制造
用于协调和优化生产过程 中的各个环节，提高生产 效率和产品质量。
交通控制
用于协调城市交通流量， 优化交通信号灯的控制， 减少交通拥堵。
电力系统
协调控制系统
协调控制系统（CCS）CCS系统既协调控制系统，单元机组的协调控制系统是根据锅炉和汽机动态特性的特点，组织起来的负荷调节系统。
使汽压在允许范围内变化的前提下，尽快的使机组适应电网负荷的需求，该系统担负着单元机组生产过程中的汽、水、煤、油、风烟等诸系统的主要过程变量的调节任务。
接受来自中调的遥控指令（ADS）或本机设定的负荷指令，对机组进行负荷控制。
CCS的主体部分分为各个闭环的模拟调节子系统，这些控制系统本身还具有完善的逻辑控制功能，自动的执行系统的切换、操作、跟踪、保护、监视等任务。
CCS系统的硬件构成采用上海新华控制系统公司的XDPS-400分散控制系统。
该系统配置采用冗余措施，提高系统的可靠性，通过人机接口设备，操作员接口站（MMI）可以对各个闭环回路进行操作、调整，对各参数的在线监视以及报警显示、打印等，同时还设置手操器对各个回路进行操作。
重要辅机的调节如：#1——#3给水泵勺管调节；AB侧送风机动叶调节；AB侧引风机静叶调节；AB侧一次风机入口挡板调节。
1．机炉协调控制系统1．1 运行方式1．1．1 BASE方式这是最基本的运行方式，由运行人员手操控制燃料和汽机调门开度，此时锅炉主控在手动方式,DEH在就地控制方式1．1．2 锅炉基本方式（锅炉调负荷，汽机调主汽压力——机跟炉或机调压运行方式），该方式通常用于炉侧出力收到限制或炉侧自动系统未投运的工况，锅炉来响应机组负荷指令的变化或由运行人员手操控制燃料量，汽机主控自动将机前压力作为控制目标。
它可以分为锅炉基本手动和锅炉基本自动俩种方式。
“锅炉基本手动”方式：锅炉主控手动调节负荷，DEH投入遥控调节机前压力；“锅炉基本自动”方式：锅炉主控投入自动维持负荷，DEH投入遥控调节机前压力。
1．1．3 汽机基本方式（汽机调负荷，锅炉调主汽压力——炉跟机运行方式）分汽机基本手动和汽机基本自动两种方式。
“汽机基本手动”方式：DEH在就地方式，由运行人员手动体调节负荷，锅炉主控在自动方式调节机前压力；“汽机基本自动”方式：DEH投入遥控调节负荷，锅炉主控投入自动调节机前压力。
协调控制系统
2、控制量与被控量关系的选择
被控参数压力的控制： 被控参数压力的控制： 在多个被控参数选择上首选汽轮机调门控制压 力。 被控参数温度的控制： 被控参数温度的控制： 在直流锅炉中影响中间点温度 中间点温度的主要因素是锅 在直流锅炉中影响中间点温度的主要因素是锅 炉的“ 给水量增加， 炉的“燃料/水”比。给水量增加，使汽化点 向出口端移动，过热区段缩短， 向出口端移动，过热区段缩短，因此蒸汽温度 下降。 燃料量增加， 下降。而燃料量增加，则使汽化点向入口端移 过热区段加长，主汽温度则上升。 动，过热区段加长，主汽温度则上升。
二、超临界机组协调控制策略
超临界机组的控制基本策略： 超临界机组的控制基本策略： 1. 系统中强化了燃烧率的作用； 系统中强化了燃烧率的作用； 2. 增大机前压力的波动幅度以充分利用机组的 蓄能； 蓄能； 3. 降低机组对负荷指令的响应速度来改善控制 效果。 效果。 超临界机组协调控制系统的负荷指令运算回 路和亚临界机组基本相同， 路和亚临界机组基本相同，最大不同是锅炉 控制侧。 控制侧。下面予以简介
1、锅炉主控制器结构
（1）协调控制方式下锅炉主控制指令计算
当机组切换到协调方式下运行， 当机组切换到协调方式下运行，机组的主蒸汽压力和 负荷是由锅炉、 负荷是由锅炉、汽轮机协调控制
（2）锅炉处于跟踪方式下的锅炉主控制指令 计算。锅炉跟踪方式，即汽轮机侧是手动调节功率， 计算。锅炉跟踪方式，即汽轮机侧是手动调节功率，
合理的协调系统控制方案是： 合理的协调系统控制方案是：采用燃料控制中间点 温度，给水控制负荷、汽轮机控制机组压力。 温度，给水控制负荷、汽轮机控制机组压力。
3. 控制特点
直流锅炉在稳定运行期间,为得到稳定的 控制,须维持某些比率为常数,在启动和低 负荷运行时,要大幅度地改变这些比率,以 得到宽范围的控制。这些比率是： 得到宽范围的控制。这些比率是： （1）给水量/蒸汽量 给水量（即煤水比） （2）热量输入/给水量（即煤水比） （3）喷水流量/给水流量
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兰溪电厂协调控制系统介绍一负荷指令产生回路负荷指令产生回路可接受操作员的手动设定指令和AGC过来的远方指令，当将负荷指令回路投入自动后，将接受远方调度过来的指令。
负荷指令将通过LCD上设置的速率（12MW/min）限制后分别送到锅炉主控和汽机主控回路，此速度限制由操作员手动设置，但当以下条件出现时，负荷指令的变化将被限制为零。
增闭锁条件：1、锅炉闭锁机组负荷指令增加的条件满足。
2、汽轮机闭锁机组负荷指令增加的条件满足。
3、机组负荷指令保持（HOLD）。
减闭锁条件：1、锅炉闭锁机组负荷指令减少的条件满足。
2、实际负荷大于负荷指令达60MW。
3、汽轮机闭锁机组负荷指令减少的条件满足。
4、机组负荷指令保持（HOLD）。
二压力定值回路主汽压力定值由操作员手动设置的压力方式和由负荷指令形成的滑压定值组成，操作员可选择定压方式或滑压方式运行，在定压方式下，操作员设定压力设定值时，有上下限的限制值，定压压力变化时变化速率为0.3MPa/min,在RB 工况时，定压设定的压力定值由RB回路决定，其中RB目标负荷在460MW以上的，压力目标值为：22 MPa，其他为14 MPa，变压速率为5MPa/min在滑压方式下滑压的定值由负荷指令决定，压力曲线为负荷指令经真空修正后对应曲线（0，8.73；199.391，8.73；620，24.2），负荷指令经真空修正是[负荷指令除以((-94.5-真空A/B平均值）*0.00725+1))]，其中修正系数有0.97-1.03的限制值。
最终的压力设定值上值经过一阶惯性环节，惯性环节时间：RB时为500 s，其他为450s。
注意在LCD画面上主汽压力控制窗口上的PV值就是当前对应的滑压值。
主汽压力设定值闭锁增（无RB时）：1、锅炉闭锁机组负荷指令增加的条件满足。
2、汽轮机闭锁机组负荷指令增加的条件满足。
3、设定值大于实际主汽压力0.6MPa。
主汽压力设定值闭锁减（无RB时）：1、锅炉闭锁机组负荷指令减少的条件满足。
2、汽轮机闭锁机组负荷指令减少的条件满足。
3、设定值小于实际主汽压力0.5MPa。
三锅炉主控回路锅炉主控回路可自动接受负荷指令的信号或手动方式下由操作员站人工设定，它送出的指令分别送到燃料主控和送风机去控制风量。
锅炉主控由两部分组成，即协调方式下的指令和锅炉跟随方式下的指令。
协调控制方式的分类：1．基本方式BASE：（锅炉主控手动，汽机主控手动）；2．锅炉跟随方式：（锅炉主控自动，汽机手动，此时锅炉控制主汽压力）；3．汽机跟随方式：（锅炉主控手动，汽机主控自动，此时汽机控制主汽压力）；4．协调方式：（锅炉，汽机均在自动，此时锅炉主控、汽机主控均参与控制主汽压力和负荷）；锅炉主控在协调方式下的指令主要有两部分组成：1．主汽压力与设定值的偏差和机组有功与设定值的偏差经PID作用后的指令；2．负荷指令回路送来的负荷指令前馈回路，此前馈回路包括负荷指令和负荷指令的微分、主汽压力控制偏差的微分三部分。
负荷指令的前馈回路是锅炉主控中的粗调部分，主要的作用是煤量的定值，负荷指令对应曲线（0，0；198，37.7；300，53；450，75.65；600，100；720，116）。
高低限为：高限（0，8；198，45.7；300，61；450，84.5；600，108；720，118），低限（0，0；198，32.7；300，46；450，70.5；600，93；720，109）。
进入PID控制器的主汽压力与设定值的偏差死区0.05MPa, 机组有功与设定值的偏差死区2MW。
当RB发生时，锅炉主控的回路自动被切至RB控制回路，其目标值由RB 回路根据不同辅机的RB决定。
当燃料主控或所有给煤机在手动方式时，锅炉主控这时无法去控制燃料量，它的指令是跟踪实际总的燃料量（包括所有的煤量和燃油量，但此时的锅炉主控仍然对送风机控制起作用，即送风机的总风量控制，仍是由锅炉主控的指令决定。
当汽机主控在手动方式而锅炉主控在自动方式时，锅炉主控回路被切至锅炉跟随方式，此时的被控量仅仅是主汽压力，这种方式在实际运行中几乎很少采用。
锅炉主控切手动条件（任一满足）：1、燃料量主控不在自动。
2、汽轮机主控在手动时，汽轮机调节级压力信号故障。
3、主汽压力信号故障。
4、机组负荷信号故障且机组在协调控制方式。
5、给水流量控制在手动。
6、在无RB工况下，高旁压力调节阀、低旁压力调节阀1、低旁压力调节阀2任一关信号消失。
7、分离器出口压力均故障。
锅炉主控闭锁增条件（在锅炉主控在自动方式下任一满足）：1、燃料量受到风量的交叉限制。
2、一次风母管压力小于设定值4kPa延时5s。
3、燃料量小于指令6%。
4、燃料量主控（FUEL MASTER）在最大（所有给煤机自动时转速在最大）。
5、任一台送风机的动叶开度大于90%。
6、引风机静叶开度在最大。
当发生下列情况时，锅炉闭锁机组负荷指令减少（在无RUNBACK情况下）1、一次风母管压力大于设定值4kPa，延时5s 。
2、燃料量大于指令6%。
3、燃料量主控（FUEL MASTER）在最小（所有给煤机自动时转速在最小）。
4、风量受到燃料量的交叉限制。
四汽机主控回路汽机主控回路由两部分组成，一部分为协调方式下的汽机主控指令，它的任务是控制机组的负荷和主汽压力，以主汽压力为主，另一部分为汽机跟随方式下的汽机主控指令，它的任务是控制主汽压力。
这两种方式的切换取决于以下条件（任一条件成立）：1．汽机主控在自动，锅炉主控在手动，2．协调方式下发生RB工况。
要投入汽机主控自动，必须将DEH切至遥控位。
汽机主控在协调方式下的指令形成:机组负荷指令经一阶惯性环节延迟后，减去主汽压力的压力偏差回路。
（此压力偏差是主汽设定值和实际压力值的偏差，经过正负0.05MPa的死区后送来的），以上的值和实际负荷偏差（死区为-2MW）送入PID运算后产生一个指令。
汽机主控在协调方式下的前馈的形成为了提高机组对外界负荷变化的适应性和准确性，汽机主控设计有前馈，采用机组负荷指令对应值（0，0；660，30）经主汽压力设定值修正（除以0，0.71；14.6，0.91；21，1。
乘以0.9）。
汽机主控在汽机跟随方式下的指令形成:在此方式下的输入信号为主汽压力和压力设定值的偏差信号，经过正负0.01MPa的死区。
汽机主控切手动条件（任一满足）：1、汽机调门指令和反馈偏差超过15%持续10S,2、主汽压力两两偏差超过1.6MPa持续5S，3、当锅炉主控在自动时，机组负荷信号坏值，4、汽机主控指令送DEH三个信号中两个及以上回路故障，5、汽机调门控制不在遥控方式下，6、在无RB工况下，高旁压力调节阀、低旁压力调节阀1、低旁压力调节阀2任一关信号消失。
汽机主控闭锁增条件（在汽机主控在自动方式下任一满足）：1、实际给水量小于指令800t/h，持续5s。
2、汽轮机调阀开度达102%。
3、汽轮机调阀开度大于指令5%，持续5s。
汽机主控闭锁减条件（在汽机主控在自动方式下任一满足）：1、实际给水量大于指令800t/h，延时5s。
2、汽轮机调阀开度小于3%。
3、汽轮机调阀开度小于指令5%，延时5s。
注意：在协调方式下，汽机主控闭锁减已取消。
五一次调频我厂一次调频采用CCS+DEH联合方式，在这种方式下，DEH、CCS投入，CCS和DEH同时响应频差信号。
一方面，DEH在快速响应频差信号，通过修改流量指令直接改变调门开度；另一方面CCS的锅炉主控利用一个前馈通道快速改变燃料量以改变锅炉负荷和补充锅炉的蓄热损失，CCS的汽机主控经过短时的延迟后去维持机组负荷直至频差信号回到死区。
这种方式下，机组的一次调频功能既具备快速性的特点，还具备持续性、稳定性的特点，是一次调频的最佳运行方式。
具体的控制逻辑修改如下图所示：DEH侧一次调频逻辑CCS侧一次调频逻辑一次调频功能投入，DEH侧一次调频功能投入是由操作员在LCD上投入按钮投入，CCS侧一次调频功能投入是LCD上投入一次调频后，当以下情况均满足时投入：1、机组处于协调控制方式下，2、机组无RB动作，3、机组负荷大于180MW，4、DEH送来的频差信号非坏值。
当以上任一条件满足，将自动撤出CCS侧一次调频功能。
六BTU 热值转正回路当进入锅炉的煤种发生变化时，煤的热值也将变化，此时相同的锅炉指令将产生不同的锅炉热负荷值，此时机组的负荷和主蒸汽压力都将出现变化，为了解决这一问题，必须在系统中对煤的热值进行自动或手动修正。
BTU校正回路的原理如下：当前机组负荷对应标煤值经过给水温度修正值和实际燃料量存在着偏差时，系统便开始修正热值信号，同时将修正后的热值信号对锅炉主控指令进行修正。
在发生以下条件中的任一条件时的BTU校正回路将停止工作。
a)燃料主控不在自动，b)调节级压力两两偏差超过1.6MPa持续5S。
热值修正还可以通过运行人员CRT上手动设置,BTU输出值为0.8-1.2。
七燃料主控燃料主控的任务是接受锅炉来的指令，并通过运算后送出给煤机的转速指令。
燃料主控指令的形成锅炉主控送来的锅炉指令并通过给水温度修正，修正系数为调节级压力对应设计温度（0，209；7，238；11，262；15.8，282；17.94，289）减实际给水温度之差对应曲线（-50，0.985；-5，1；5，1；50，1.015）。
经过修正后的指令和实际的总燃料量（包括所有的煤量和燃油量）的差值作为燃料主控的PID调节器的输入信号，其中燃煤量和燃油量折算比例为2.237，按照220t/h燃煤量折算成百份比经过BTU修正。
投入自动后，调节器的输出同时作用于每台运行的给煤机。
燃料主控的投入条件是必须至少有一台给煤机转速控制已经投入自动模式。
燃料主控撤手动（任一满足）：1、给煤机转速均不在自动，2、送风机动叶不在自动持续2S,3、给水流量主控不在自动，4、任一给煤机转速信号故障（当该给煤机运行时）。
当给煤机转速控制均不在自动的情况下，燃料主控输出跟踪给煤机指令最大值。
给煤机转速自动本系统的给煤机转速自动回路中没有PID调节器，仅仅是一个M/A（手自动切换站），它接受的是燃料主控中来的燃料指令，由于燃料主控的指令是平均分配该每台投入自动的运行给煤机，因此为了能够人为的干预每台给煤机的煤量，在每台给煤机的M/A站上均可设置一定的煤量偏置(偏置为±10t/h,速率为0.5%/s,100%对应65t/h) ，从而实现每台给煤机所带煤量的差异。
调节器输出是通过4~20ma的电流信号送到给煤机以控制给煤机的转速,调节器输出经过高低限限制，高限为86.15%（56t/h）,低限为20%（13 t/h）。
给煤机转速自动撤手动（任一满足）：1、给煤机称重在容积方式下，2、对应磨煤机温度控制在手动，3、对应磨煤机风量控制在手动持续2S，4、给煤机给煤量两两偏差超过3.25 t/h，5、给煤机转速指令回路故障。