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1、黑启动”升级版“FCB 功能”方案美国东部时间 2003 年 8 月 14 日 15：06 美国俄亥俄州北部 5条超高压输电线路陆续发生故障，目前认为，由潮流大范围转移导致的快速电压崩溃，线路跳闸及系统解列后的频率崩溃原因，输电系统发生连锁反应，到 16：11 事故扩大到美国东北部 8 个州，以及接壤的加拿大南部地区。发生了自 1965 年以来的北美洲最严重的停电事件，也是世界电力史上前所未有的。 致使该地区近 5000万人失去了赖以生存的电力供应。 经 42 时 49 分后电力供应才基本恢复。经济学家测算该事故造成的经济损失在每天 300 亿美元。美加电网大面积停电事故引起世界各国政府和电力

2、工作者的关注，主要涉及的是国家能源链中的电力传输、电网可靠性、电力安全以及电力体制等问题。FCB 系统及辅机设备配置FCB 功能是个系统工程，要实现其功能，必须从初步设计开始就将其定位。这个要求贯串机组各相关系统的设计和设备选型的整个过程，规范了其必须满足的基本条件以及对控制系统的逻辑要求。为了有利于 FCB 功能的实现，外高桥三电厂工程 1000MW 机组系统和重要辅机配置如下：1.1 100高压旁路配置国内大部分亚临界和超临界都选择 2535容量的旁路，主要用于机组启动，汽机冲转前将其关闭，也称启动旁路。这种机组难以实现 FCB 功能，原因是机组在 100甩负荷时，由于启动旁路容量只有 2

3、535，大量的多余蒸汽只能从安全门向空排放，工质无法达到全部回收，故无法继续维持锅炉运行。外高桥三厂1000MW 超超龄界机组采用欧洲技术，配置由德国 Bopp & Reuther公司设计供货提供的 100BMCR 的高压旁路系统，这种容量配置的旁路系统既能用于各种工况的启动，也能满足机组大幅度甩负荷和停机不停炉的运行方式，且由于高压旁路具有 100%BMCR 容量的快速泄压功能，无需再装设过热器安全阀。但在采购时仍需说明具备安全阀功能，因为具备安全阀功能的高压旁路阀配置是不同的，为达到安全阀功能，阀门配有专用压力保护装置，确保锅炉压力超限时快速开启，完全代替安全阀。具有安全门功能的高压旁路在

4、欧洲必须通过 TUV 安全认证。1.2 65低压旁路100调节型再热器安全门配置传统的低压旁路容量为 35左右，外高桥三厂 1000MW 超超龄界机组采用 65BMCR 容量的低压旁路100BMCR 容量的再热器安全门组合配置（由德国 Bopp & Reuther 公司设计供货）。原则上 50的低压旁路也可以实现 FCB 功能（如外高桥二期 900MW 超临界机组），但 65的低压旁路更有利于热力系统的工质平衡和凝汽器水位的稳定。因为当发生 100FCB 时，进入再热汽管道的蒸汽量约为 116（100主蒸汽16高旁减温水），其中 50从安全门排入大气，其余通过低旁排入凝汽器，一半以上的工质得到

5、回收。外高桥二期 900MW 机组在做 100FCB 试验时发现由于50的低旁容量偏小，FCB 发生后，由于超过 50的蒸汽从再热器安全门放掉，工质大量损失而未及时补充，凝汽器水位几乎到达危险值。1.3 汽源快速切换的汽动给水泵组汽动给水泵的汽源正常时来自汽机抽汽，当 FCB 发生时，为防止超速，汽机调门迅速关小，抽汽压力骤降，此时给水泵汽轮机的汽源必须快速切换才能维持给水泵转速，确保锅炉给水流量。通常的给水泵汽机为防止高低压汽源互相串汽，汽源大多采用外部切换，即先切断低压汽源，再投入高压汽源，造成短时间断汽，给水泵转速下降无法维持给水量。另外，大部分电厂还配有电动给水泵，但由于电动给水泵启动

6、时间较长，也无法满足给水量。且在满负荷发生 FCB 时，由于高压旁路需要大量减温水，给水泵出口实际流量大于 FCB 发生前的流量。外高桥三厂采用德国 ALSTOM 公司生产的具有内切换功能的100容量的专用小汽轮机。低压汽源（汽机第 5 级抽汽）和高压汽源（冷再蒸汽）分别经不同的调门引至与之参数匹配的调节级喷嘴组，两路汽源可以单独带至满负荷，也可同时运行，不存在切换问题。在 FCB 发生抽汽汽源失去时，冷再蒸汽调门快速开启维持转速，从而使给水泵转速控制平稳，给水流量波动较小。1.4 大容量除氧器鉴于外高桥二期 900MW 机组 5 分钟储水能力的除氧器在满负荷 FCB 试验时显现的明显水量不足

7、，外高桥三厂 1000MW 机组采用无头除氧器，且其正常水位至低低水位之间的贮水量大于锅炉最大连续蒸发量 （BMCR）时 6 分钟 的给水消耗量，完全满足100FCB 时锅炉的用水需求。不同于传统国内设计，外高桥三厂的除氧器设计了冷再加热汽源。当 FCB 汽机抽汽切断时切换至冷再汽源，确保了除氧器的加热和压力。同时也回收了一部分再热汽工质，减轻了低压旁路的负担，有利于汽水系统的循环平衡。1.5 始终运行的 7 号高压加热器外高桥三厂配置了 6 号、 7 号、 8 号三级单列高压加热器。 6 号和8 号高压加热器的汽源来自汽机抽汽， 7 号高压加热器来自冷再汽源，当 FCB 发生汽机关小调门时，

8、6 号和 8 号高压加热器的汽源被切断，但 7 号高压加热器仍可运行，且同样由于回收了一部分再热汽工质，也减轻了低压旁路的负担，而且由于 7 号高压加热器仍在运行，进入锅炉的给水温度不至于降得很低，大大减少了对锅炉的扰动。7 号高加除了逐级正常疏水以及至凝汽器的危急疏水，专门设计了至除氧器的越级疏水。因为在 FCB 时取至汽轮机抽汽 6 号和 8号高加汽源被切断，退出运行，使 7 号高加无法依靠正常逐级疏水维持运行，而疏水至凝汽器由于真空因素易产生虚假水位，且造成热量损失。1.6 凝泵和凝结水补水泵容量的选择为保护凝汽器不超温，FCB 时热再蒸汽通过低压旁路时需要大量的减温水流量，凝泵容量的设

9、计要考虑 100FCB 时低旁的减温水量。外高桥二期 900MW 机组凝泵容量略微偏小，在 100FCB 试验时，凝结水流量骤然增大，在自启动备用泵后流量仍然超过双泵上限流量保护值， 造成凝泵大流量跳闸。FCB 发生时由于再热器安全门的开启，部分蒸汽排入大气未得到回收，凝汽器水位会下降，故应考虑适当的凝结水补水泵容量以加大对凝汽器的补水量。2. 控制系统对 FCB 功能的实施2. 控制系统对 FCB 功能的实施FCB 的全称为 Fast Cut Back（快速甩负荷）。FCB 发生时，机组参数剧烈变化，除了设备选型配置合理，各系统之间的密切配合非常重要，这完全依靠控制系统的合理设计，充分考虑本

10、体设备的特点和系统的交叉影响，其目的都是维持机组的工质平衡和能量平衡，确保参数平稳变化不超限。以下简要说明外高桥三厂对各主要设备和系统的控制策略。2.1 高压旁路控制考虑到旁路与机组的密切关系以及调试时期对旁路控制要求修改的便利性，外高桥三厂 1000MW 机组旁路逻辑纳入 DCS 控制系统，极大地加强了旁路与锅炉、汽机间的联系，增加了逻辑修改的灵活性。 旁路控制大致分启动模式、溢流模式和压力控制模式。 FCB信号会触发高压旁路阀快开泄压数秒，然后切换至压力控制模式。2.2 低压旁路和调节型的再热器安全门控制FCB 后低压旁路进入压力控制模式，按给定的设定值运行。由于外高桥二期二位式的再热器安

11、全门易造成泄压过头不可控，外高桥三厂的再热器安全门采用调节型和全开型结合方式。如压力超过溢流压力设定值，则调节开启；如压力超过快开压力设定值，则快速开启。既照顾到压力小幅波动，也确保了压力急剧超限时快速安全开启功能。2.3 除氧器压力控制回路为了防止除氧器在失去抽汽的汽源后而压力大幅突降，甚至引起给水泵的汽蚀，冷再至除氧器的调压门需要接受 FCB 的前馈信号，快速提前动作。而对于没有设计冷再至除氧器这路管道的机组，也必须考虑类似的手段以防止除氧器压力突降。2.4 7 号高压加热器7 号高压加热器在机组发生 FCB 后维持一定的给水温度，其好处是不仅部分工质得到回收，疏水在排入除氧器后又实现了热

12、量回收，同时提高了除氧器的温度。因此确保 7 号高压加热器在 FCB后的正常运行非常重要，要谨防高旁快开、冷再压力迅速减低、引起 7 号高压加热器虚假水位而发生加热器跳闸的情况。2.5 凝结水泵对 1000MW 机组而言，满负荷 FCB 时低旁减温水流量超过1000T/h，对凝泵是个严峻的考验。在 FCB 发生时应触发备用凝泵提前开启，确保减温水量和至除氧器的凝结水流量。同时为了确保凝汽器水位在正常范围，也有必要改进自启动逻辑将凝结水补水泵提前开启。2.6 DEH 控制逻辑FCB 时 DEH 由压力控制回路或功率控制回路切到转速控制回路，其任务发电机负荷突降后确保汽机不超速，维持汽机 3000

13、 转运行，为处于孤岛运行的厂用电提供动力。2.7 协调控制系统FCB 时锅炉的任务是将热负荷快速降到 50，采取手段调节好煤水比，控制锅炉风量、炉膛压力在适当范围。比如由于旁路打开，锅炉主汽压力下降较快，为了防止直流锅炉在 FCB 后主蒸汽温度的大幅下降，需要在 FCB 时减小给水指令对燃料指令的滞后时间，比较快速地减小锅炉给水指令。此外，二次风量变化的速率也应明显小于煤量变化的速率。3. FCB 数据分析3. FCB 试验及机组正常运行中发生的 FCB 数据分析3.1 FCB 试验机组 FCB 试验前，必须先完成机组的 RB 试验和甩负荷试验，100%RB 试验的成功可以证明锅炉在大幅度快减

14、负荷后能够稳定运行，甩负荷试验成功则证明汽机的调速系统能够在瞬间失去负荷的极端工况下保证汽轮发电机不超速，能够维持 3000rpm 的转速。外高桥三厂 RB、甩负荷、FCB 试验情况如下：1）2008 年 3 月 12-13 日成功完成 1000MW 工况的磨煤机、 风机RB 试验2）2008 年 3 月 15-16 日成功完成 750MW 和 1000MW 工况的甩负荷试验3）2008 年 3 月 17 日成功完成 750MW 工况 FCB 试验4）2008 年 3 月 18 日进行了 1000MW 工况 FCB 试验，在没有任何事先人工干预的情况下机组负荷由试验前的 1009MW 瞬间至带

15、厂用电的 34MW，汽机转速最高 3162 rpm，最低 2951 rpm，45 秒后稳定在 3000rpm，大约 7min 后，机组重新并网，试验非常成功。3.2 机组正常运行中发生的 100FCB 数据分析FCB 试验成功后即正式投用。08 年 4 月 8 日外高桥三厂 7 号机组在 1000MW 满负荷正常运行时，由于发电机转子接地误动作引起发电机跳闸，触发 FCB，首次验证了在正常运行中机组 100FCB的成功，FCB 功能在机组实际运行中也接受了考验，各主要参数运行都比较平稳。以下对机组 FCB 前后的各主要参数进行对比分析。（1）燃料、风量、炉膛负压参数FCB 发生时，锅炉指令、燃

16、料量指令、风量指令基本同 RB，炉膛风压变化也类似，本文不作详述。（2）主蒸汽和再热蒸汽参数FCB 发生后主蒸汽压力瞬间由 26.3Mpa 串高至 28Mpa，高旁快开 3 秒后泄压至 26.7Mpa，而后转入压力控制模式，压力趋于平稳。低旁调节开启进入压力控制，高旁和低旁的压力控制总体理想。调节型的再热器安全门#1 和#4 在 FCB 发生 16s 后开出，约 80s 后完全关闭，由于压力未继续上升，安全门#2 和#3 未开启。（3）给水流量变化FCB 后给水泵汽轮机汽源快速切换至冷再汽源，给水泵转速最低跌至 4006rpm（较前降低了 218rpm），9S 后恢复正常；高加出口给水流量从

17、2885T/h 降至最低 2117T/h，9s 后恢复正常，给水泵汽轮机汽源切换过程中主蒸汽压力的变化情况如下（表 1）：FCB 前切 换前切 换 过程中最低值切换后9s切 换后 12s给水泵转速4224rpm4022rpm4006rpm4223rpm4266rpm 高加出口流量2855T/h2606T/h2117T/h2606T/h2858T/h上表可以看出，给水泵汽源切换非常快，给水泵转速恢复速度完全满足 FCB 时给水量需求。（4）锅炉水冷壁金属温度、 分离器出口温度、 主汽温及再热汽温的变化FCB 发生后，由于给水泵汽轮机汽源的快速切换，给水流量很快恢复。控制系统也充分考虑了动态煤/水

18、比的关系，给水指令与燃料指令匹配合理，包括跳磨的时间间隔都经过了比较准确的测算，确保工况剧烈变化下煤水比不失衡。另外，FCB 发生时，7 号高加仍然运行，且由于 4 个低加及 6 号高加的停运，7 号高加入口水温下降，使加热器冷凝作用加强，吸入的冷再汽源较平时增加许多，故 7 号高加进出口温升反而增加（见表 2）。所以 FCB 后给水温度并未降低很多，5min 内仅下降了 33。基于上述原因，FCB后锅炉水冷壁温度处于正常运行范围内，分离器出口温度变化较平滑，始终保持在比较合适的过热度范围，这对直流锅炉在极端工况下汽温的走势是最关键的。所以主蒸汽、再热汽温度均平稳变化（见附图 1），主蒸汽温度

19、最低 571，再热汽温度最低565，在如此剧烈工况下基本属于正常。附图 1：锅炉汽水系统主要参数温度表 2:给水管道各级温度变化情况FCB 前FCB后1minFCB后5min 除氧器出水温度186186172 6 号高加出水温度2172031787 号高加出水温度267268253 8 号高加出水温度（即给水温度）290276257（5）除氧器水位压力、水位及凝汽器水位变化情况FCB 发生后，除氧器压力变化比较平滑，从 FCB 发生时的1014kPa 滑降至 682kPa，基本满足要求。这主要得益于冷再至除氧器调压门的及时打开，冷再至除氧器调压门的快速动作既对工质平衡十分有利，同时对稳定除氧器

20、及给水泵的安全运行也很重要。由于除氧器压力变化平滑，也是使除氧器水位几乎无变化。除氧器的压力和水位（见附图 2）的稳定是 FCB 成功的一个关键因素。附图 2：凝汽器、除氧器水位（6）低旁喷水流量和凝结水流量变化情况FCB 发生后，低旁喷水调门迅速开足，低旁喷水最大时达1043t/h，造成凝结水流量最大达 2943t/h，备用凝泵及时自启动，凝泵出口调门调节及时，整个凝结水系统工作正常。备用凝泵及时的自启动也是凝汽器水位变化不大（最低 655mm，最高 902mm）且在约 7min 就完全稳定的原因之一。FCB 的动作条件11 FCB 的动作条件FCB 的动作条件是发变组出口 230kV 电气

21、开关跳开。FCB发生后，该信号保持到锅炉负荷指令降至 FCB 规定的锅炉目标负荷指令时消失。12 MCS(1)MCS 内，当 FCB 发生时锅炉的降负荷率自动改变为100MCRMIN，锅炉降负荷的目标值改变为 30MCR。(2)FCB 发生时，汽包水位保护定值将自动由原来的：士250mm 改变为：十 340mm 和一 320mm。该状况一直保持 10 分钟。(3)FCB 发生时，给水调节系统自动由三冲量控制改为单冲量控制。 如果两台给水泵运行，FCB 发生 80 秒后自动停其中一台。13 BMS在 BMS 内，当 FCB 发生时立即切除 C 层外侧的 4 只燃烧器；延时 9 秒后，自动切除 C

22、 层内侧的 4 只燃烧器；再延时 15 秒后，如果投运的燃烧器数量还大于 12 只，自动切除 B 层外侧 4 只燃烧器。14 DEHFCB 发生后，DEH 将瞬时快速关闭所有调节阀，同时自动将功率调节方式切换为转速调节方式，并维持机组转速 3000rpm运行。如果 FCB 后，汽轮机转速波动较大，可以采取手动干预的方式(手动在线修改转速控制的 PI 参数)使机组转速尽快稳定。15 旁路控制系统FCB 发生时，高压旁路控制系统切换到手动控制方式，由操作人员根据主汽压力和汽轮机高排压力手动控制高旁阀门开度。低压旁路控制仍然在自动方式，如果需要可以切换到手动方式控制。16 电气系统(1)FCB 发生

23、时，高厂变带厂用负荷，灭磁开关不跳闸；发电机励磁调节系统(AVR)将快速减磁，维持机端电压稳定，等待机组重新并网。(2)FCB 后，电气过频保护、低频保护以及发电机失步保护只跳发变组出口开关不跳发电机。2 FCB 的难点FCB 发生后，对汽包水位控制、炉瞠燃烧控制以及汽轮机转速控制等影响比较大。在机组甩负荷过程中，很容易出现燃烧不稳定炉膛灭火、汽轮机超速、汽包水位越限等现象，从而引起机组保护动作，使 FCB 控制失败。21 汽包水位汽包水位是锅炉汽水物质是否平衡的标志，即给水量和蒸发量之间的平衡。当 FCB 发生后，主蒸汽流量由于汽轮机的调门快速关闭而大幅度突降，而给水流量的下降速度相对要慢一

24、点，从而造成汽包汽水的严重不平衡，引起汽包水位的大幅度波动，因此 FCB 后，汽包水位控制的难度比较大，可以通过快开高压旁路减弱主汽流量下降速度的方法，来减小汽包水位的变化幅度。22 锅炉燃烧控制FCB 后，由于锅炉的大部分燃烧器相继快速被切除，同时锅炉送风量跟随锅炉负荷指令突降，炉瞠压力波动比较大，锅炉燃烧极不稳定，很可能会出现炉膛压力超过允许值，从而导致保护动作，机组停运。对于燃油锅炉来说，燃料量控制是根据锅炉指令来调节燃油流量，因此还存在另外一个问题；即：FCB 后由于部分烧烧器快切，会导致燃油母管压力的快速上升；当燃油母管压力上升到保护定值，会导致 OFT(油燃料跳闸)动作，机组停运。

25、23 汽轮机转速控制FCB 的发生，主要是电网瓦解引起。由于发电机的出口开关突然断开，DEH 系统从负荷控制切换到转速控制，为了保证机组不超速调门首先快关，然后为了维持机组 3000rpm 运行调门又要打开，从而极有可能引起转速大幅度波动或振荡。在这种情况下，就需要人为干预，比如说采取改变转速调节的 PI 参数等措施，如果转速得不到控制仍波动较大，只好打闸停机。另外根据试验规定，如果机组转速波动幅度超过额定转速的 5 (即：低于 2850rpm 或高于 3150rpm)，则试验不成功。3 FCB 试验为使机组装设的 FCB 功能在发电机跳闸时真正发挥作用，做好 FCB 的功能试验并在试验的基础

26、上对 FCB 逻辑进行改进是必要的。为了保证试验的安全，同时提高试验成功的可能性，整个试验分两步进行。 首先进行甩 50负荷的 FCB 试验，在该试验成功的基础上，对试验过程中出现的问题进行分析并采取相应的措施，然后再进行甩 100负荷 FCB 试验。31 FCB 试验成功的定义当发电机出口电气开关断开时，FCB 试验开始，如果机组带厂用电运行超过两分钟后并网成功，则试验成功，但如果因电网不允许并网或并网操作时间太长无法带负荷并网，维持小岛运行 15 分钟后打闸停机，这也可以确认为试验成功。32 FCB 试验前必须进行的相关试验在进行 FCB 试验前必须进行的相关试验在进行 FCB 试验之前，

27、下列试验必须完成并合格。(1)汽轮机超速保护试验(包括：机械超速、110电超速和 103电超速)；(2)汽轮机阀门活动试验；(3)旁路阀门活动试验；(4)抽汽逆止门活动试验；(5)锅炉安全门、PCV 阀、对空排汽门活动试验。33 50甩负荷小岛试验试验前机组状况：负荷 180MW，主汽压力 135MPa，汽包水位一 10mm十 10mm，炉膛压力 19KPa，送风量 333m3s。当倒计时到“ONE“时，操作人员打开发变组出口 230KV 开关，试验开始：汽 轮 机 所 有 调 门 首 先 快 关 ， 机 组 转 速 瞬 间 冲 到3090rpm，OPC 保护动作，转速开始 下降，然后在 29

28、403080rpm之间波动，两分钟后稳定下来。高旁控制切换到手动，由于高旁控制阀没有及时打开，主蒸汽压力一直保持上升趋势，最高上升到 195MPa，直到过热器安全门和 PCV 都动作后，主蒸汽压力才有所下降。低压旁路控制在自动方式，再热汽压一直比较稳定，没有出现超压现象。给水调节系统自动切换到给水调节阀控制，汽包水位在试验开始的初期有一个快速下降过程，最低降到一 250mm。然后维持在一 100mm+100mm 之间波动。锅炉的部分燃烧器按 FCB 逻辑相继退出运行，最后保留12 支燃烧器稳定投运。 在整个试验过程中，锅炉压力波动不大，火检装置投运也比较稳定。但在燃烧器的快切过程中，燃油母管的

29、压力波动较大，几乎接近 OFT 燃油母管压力高保护整定值。FCB 后，机组带厂用电(大约 156MW 负荷左右)稳定运行。5 分钟后，机组终于重新并上网，试验成功。34 100甩负荷小岛试验试验前机组状况：负荷 315MW，主汽压力 165MPa，汽包水位一 10mm十 10mm，炉膛压力 51KPa，送风量 493m3s。当操作人员打开发变组出口 230KV 开关，试验开始。汽 轮 机 所 有 调 门 首 先 快 关 ， 机 组 转 速 瞬 间 冲 到3100rpm，OPC 保护动作，转速开始下降，然后在 28903220rpm之间波动。高旁控制切换到手动并保持一定开度，主蒸汽压力一直保持上

30、升趋势，最高上升到 183MPa，但当过热器安全门和 PCV都动作后，主蒸汽压力才开始下降。低压旁路控制在自动方式，再热汽压力由于高旁打开有一个上升过程，但没有出现超压现象。给水调节系统自动切换到给水调节阀控制，汽包水位在试验开始的初期有一个快速下降过程，最低降到-270mm。然后维持在一 200mm+200mm 之间波动。锅炉的部分燃烧器按 FCB 逻辑相继退出运行，最后保留 8支燃烧器稳定投运。燃油母管的压力波动较大，但没有引起 OFT 动作。FCB 后，机组带厂用电稳定运行。3 分钟后，机组终于重新并上网，试验成功。4 FCB 运行试验存在的问题及对策41 50甩负荷试验出现的问题在机组

31、成功并上网后不久，机组因汽包水位低 MFT 动作机组停运。主要原因是：高压旁路控制阀没有及时打开(高旁喷水压力低保护动作而禁止高旁打开)，而且稳定锅炉燃烧投运的燃烧器数量 12 只太多，从而引起汽包压力一直是上升趋势；当汽包压力上升到趋近给水压力时，给水压力不足于克服高度差阻力，给水流量基本为零，导致汽包水位低 MFT 动作机组停运。另外，燃油母管压力波动比较大，因此对燃油控制系统需要调整。42 采取的措施根据 50甩负荷试验存在的问题，为确保在进行 100甩负荷试验取得成功，采取了如下措施，当然这些措施是否恰当，提出与大家商榷。(1)针对汽包水位波动较大的措施aFCB 发生时，锅炉的目标负荷

32、指令从 35MCR 改为25MCR，必要时可以手动改为 20MCR。bFCB 后，用于稳定锅炉燃烧的燃烧器数量从 12 只减到8 只。c解除高旁的“喷水压力低禁止开高旁”的保护。dFCB 发生时汽包水位保护的整定值改变保持 20 分钟(原来是 10 分钟)。(2)针对燃油母管压力波动较大的措施aFCB 发生后，燃油控制系统的整定参数自动改变(控制速度变快)，以适应 FCB 的要求。b燃油控制系统仍采用流量调节，当燃油母管压力上升到一定值，快关一下燃油调节阀。c对 BMS 的 FCB 后快切燃烧器逻辑进行修改，即：燃油母管压力太高不允许切燃烧器。结论FCB 的控制比较复杂，牵连的系统比较多，对机

33、组的运行工况影响比较大，而且整个控制过程持续的时间比较短。我们明确FCB 功能、FCB 逻辑的基础上，结合国外电厂具体实践，对 FCB 试验的过程及影响 FCB 试验成功的问题进行了探讨，有如下结论：(1)探讨了影响 FCB 试验成功的因素，不但为 FCB 试验成功提供直接参考，而且对 FCB 的设计具有指导作用。(2)在给出了 FCB 试验成功的定义、 FCB 试验前须具备的条件、FCB 试验前的机组状况的基础上，剖析了 50甩负荷试验和100甩负荷试验的过程。为国内相关试验提供参考。(3)针对试验过程中存在的问题，给出了具体的解决对策及其应用效果。国外电厂的 FCB 试验过程及其成功经验为国内相关试验具有重要参考意义。