| 第七章：火电厂自动发电控制系统. 2
第一节 燃煤发电机组的负荷调节能力__ 2
一. 电网对机组的负荷调节要求_ 2 二. 燃煤发电机组的能量转换特性_ 3 三. 燃煤发电机组负荷调节能力_ 7 第二节 燃煤发电机组协调控制系统__ 10
一. 燃煤发电厂自动控制系统简介_ 11 二. 燃煤发电厂主要调节系统_ 12 第三节 燃煤发电机组AGC性能提高及存在的问题__ 24
一. 机跟炉为基础的协调控制系统的改进_ 24 二. 炉跟机为基础的协调和DEB控制系统的改进_ 25 三. 提高机组滑压方式下负荷响应速度的方案_ 25 四. 一些不成熟的提高燃煤机变负荷速度的设想和方法_ 25 五. AGC对机组的影响_ 26 第四节 火电厂全厂负荷优化控制系统__ 27
一. 引言_ 27 二. 全厂负荷优化分配_ 27 三. 全厂负荷控制_ 28 四. PLACS的其他功能_ 29 五. 全厂负荷控制的展望_ 29
1 燃机概述........................................................ 1
1.1 燃机发电技术简介............................................. 1
1.2 先进的燃气轮机发电技术........................................ 1
1.3 燃气-蒸汽联合循环发电技术..................................... 3
2 燃机的启动和负荷调节性能......................................... 4
2.1 燃机的启动特性............................................... 4
2.1.1 燃气轮机单机启动过程和特性.................................... 4
2.1.2 燃气-蒸汽联合循环机组启动特性................................. 5
2.2 燃机的负荷调节特性及调峰能力.................................. 5
3 联合循环机组的经济运行........................................ 6
3 AGC与燃机的关系和影响........................................... 7
3.1 AGC与燃机................................................... 7
3.2 燃机在投AGC时负荷允许变化范围................................ 8
3.3 燃机在投AGC时负荷允许变化率.................................. 8
4 AGC功能在燃气轮机中应用的注意问题................................ 9
4.1 余热锅炉汽包水位控制与AGC负荷变化率.......................... 9
4.2 余热锅炉主蒸汽温度与机组AGC负荷变化率......................... 9
4.3 主汽压变化与AGC负荷变化速率.................................. 9
4.4 燃机基本负荷与联合循环AGC特性的关系......................... 10
一. 燃煤发电机组自动发电概述用户的用电需求变化是非常快的，尤其是大型电气设备启停时对电网的冲击比较大，为了及时满足用户的用电需求，电网要求发电机组具有较快的负荷响应速度。但由于燃煤发电机组固有的特点，其负荷响应速度是不尽人意的，它远远跟不上用电负荷变化。好在电网日益壮大，缓和了这对矛盾，而提高燃煤发电机组负荷响应速度，及时满足用户的用电需求，保证电网安全和稳定运行仍然是我们努力的方向。
机组负荷调节能力主要指负荷的调节速度和负荷的调节范围，这里我们着重讨论负荷调节速度。为达到电网频率的稳定，调度要求燃煤发电机组的出力能快速随负荷指令变化，即负荷响应的延迟小，且负荷变化速度快。为叙述方便，以下称机组发电功率或出力为机组负荷。
早期由于我国缺电，发电机组的主要任务是满发和稳发，随着我国电力的发展，用电和发电已经基本平衡，有时甚至出现发电过剩的情况，而且用电量变化的幅度和频度也在增大，电网为及时平衡用电和发电，对发电机组提出更高的调峰要求。在早期投产的燃煤发电机组中，绝大多数大机组是按带基本负荷设计的，机组负荷变化的能力相对较差，新建300MW和600MW大型燃煤发电机组，由于其设备性能较好，自动化水平较高，目前都参加AGC，已经成为电网的主力调峰机组。
目前电网内参加AGC机组的负荷变化速率为1.5%MCR（额定负荷）/min左右，负荷响应延迟小于2分钟。负荷调节范围从机组运行来讲应该为机组最低不投油枪的负荷到满负荷，新机组一般为40～100%MCR。从协调控制系统来讲应该是CCS投入自动的负荷范围，目前AGC实际投运的负荷范围一般为60～100%MCR。
燃煤发电机组是把燃煤的化学能转换成电能的过程，燃煤首先通过制粉系统磨成煤粉，煤粉配以适量的风输入锅炉，进行燃烧，把机组的循环介质（水）变成高温高压蒸汽，完成燃煤的化学能到蒸汽热量的转换，通过汽轮机把蒸汽的热量转换成机械能，并由发电机把汽轮机的机械能转换成电能。 在整个发电过程中（如图7-1-1），制粉系统类型、锅炉的类型和能量转换特性、以及汽轮机调门的特性与机组负荷调节的性能有密切的关系。为了搞清燃煤发电机组的负荷调节性能，下面对这些环节进行一些分析。
（一） 制粉系统的制粉和输送特性制粉系统的作用是把较粗的原煤磨制成极细的煤粉，提高锅炉的燃烧效率，制粉系统可以分成直吹式和中间储仓式二种形式，这二种制粉系统的机组的负荷调节性能有较大的差别，为此有必要研究制粉系统的工艺过程和与负荷调节有关的性能。
1 直吹式制粉系统在直吹式制粉系统中，原煤经给煤机输到磨煤机进行辗磨，同时磨煤机输入合适的一次风量，对原煤进行干燥，并把磨制好的煤粉直接送到锅炉的燃烧器。这种制粉系统目前大部分配中速磨煤机，如HP和MPS等磨煤机。另外还有双进双出的钢球磨煤机和高速风扇磨煤机，虽然它也采用直吹方式送粉，但从原煤到煤粉输出的特性有所不同，本文主要分析直吹式的中速磨。
对于直吹式制粉系统，锅炉的给煤量由给煤机控制，对于大型燃煤机组，一般都配称重式皮带给煤量，进入炉膛的煤量能较精确地控制。由于从原煤到煤粉有一个较长的制粉过程，所以给煤量变化到煤粉量变化有一个纯延迟时间和一定的惯性，煤粉量对给煤量的响应特性：
（式7-1-1）
FP为煤粉量，FM为给煤机的煤量，T1和τ惯性和延迟时间常数，T1和τ会随磨煤机的运行工况变化，难以测定，尤其是连续雨于，煤较时湿，T1和τ会明显增加。稳态时，FP=FM。
每套制粉系统的给煤量必须控制在范围，它由磨煤机的容量和燃烧器的特性决定的，机组在整个负荷变化过程中需要启停磨煤机，磨煤机的启动和正常停止需要有一个较长的过程，所以这种机组的负荷调节存在着断点，而且磨煤机启停过程中由于煤粉量的波动，机组的负荷也会有一定的波动。
2 中间储仓式制粉系统在中间储仓式制粉系统中，原煤经给煤机输到磨煤机进行辗磨，同时磨煤机输入合适的风量，对煤进行干燥和输送，磨制好的煤粉绝大部分送到煤粉仓，剩余部分随制粉气流进入炉膛，这带粉气流一般称为三次风或泛气。进入锅炉的绝大部分煤量是由给粉机控制，并由合适的风量输送到燃烧器。这种制粉系统一般配低速钢球磨煤机。
对于中间储仓式制粉系统，锅炉的给煤量由给粉机控制，这种制粉系统的由于没有煤量的计量，给煤量会受到煤粉干湿和粉仓粉位高低等因素的影响，如果给粉机的特性不好，进入炉膛的煤量会有较大的自发性扰动，机组负荷的波动比较大。但这种制粉系统煤粉直接由粉仓提供，在煤量控制中少了一个制粉环节，所以给粉机转速变化时，煤粉量几乎同步变化，相对直吹式制粉系统，粉机转速变化到煤粉量变化的延迟可以忽略，煤粉量对给煤量的响应特性：
（式7-1-2）
FP为煤粉量，FN为给煤机转速，k为给粉量与给煤机转速的关系。
尽管采用这种制粉系统的机组，在整个负荷范围内也要求启停给粉机，但由于给粉机的启停是一个瞬间过程，在解决负荷调节的断点问题上要比直吹式好，如有给粉机自启停功能，可基本做到负荷调节无断点。这种制粉系统在启停过程由于三次风或泛气的扰动机组负荷会有较大的波动。
（二） 锅炉的能量转换特性锅炉的作用是把煤的化学能转换成蒸汽的热能，锅炉输入燃煤、风量和水，通过燃烧和传热，输出高温高压蒸汽（本文称蒸汽热负荷）。如图7-1-2是整个发电过程的燃料和能量转换动态特性，其中锅炉完成从燃料输入到高温高压蒸汽输出的过程，这里将分析锅炉燃烧系统和汽水系统的能量转换特性。
如图7-1-2中，把燃煤和其配风合称为燃烧率，其锅炉指令的响应特性为 ；燃料发出的热量称为炉内热负荷，其对燃烧率的响应特性为 ；蒸汽热负荷对炉内热负荷的响应特性为 。
1 锅炉燃烧系统的能量转换特性锅炉燃烧系统包括燃烧器、炉膛、烟道等部分，制粉系统来的煤粉由一次风送到燃烧器，并配以合适的二次风在燃烧器煤混合燃烧，燃料发出的热量一部分辐射给炉膛的水冷壁，其余部分热量由高温烟气带入烟道，并把这部分热量传给过热器、再热器、省煤器和空预器，最终烟气由引风机抽到烟囱。
对于直吹式制粉系统，由于风量对锅炉指令的响应特性远优于煤粉量，所以燃烧率对锅炉指令的响应特性可以取其制粉系统的特性，即：
（式7-1-3）
对于中间储仓式制粉系统，由于风量和煤粉量对锅炉指令的响应特性相近，所以燃烧率对锅炉指令的响应特性可以等效成一个较快的惯性环节，即：
（式7-1-4）
炉内热负荷是燃料转换成的高温烟气热量，其对燃烧率的响应特性可看成一个较快多阶惯性环节，即：
（式7-1-5）
煤粉炉沌烧煤的热负荷不能太低，目前比较好的锅炉不燃油时的最低负荷一般为40%的锅炉额定负荷，而且低负荷时燃烧不易稳定，如燃烧率有较大和较频繁变化时容易引起锅炉熄火。
2 锅炉汽水系统的能量转换特性锅炉汽水系统包括炉膛中的水冷壁、烟道中的过热器、再热器、省煤器等及受热部分，另外还包括汽包（汽包炉）或汽水分离器（直流炉）等。进入锅炉的水通过这些受热面吸收高温烟气的热量，形成高温高压过热蒸汽和再热蒸汽。 锅内介质（水和汽）对高温烟气的吸热是一个传热过程，蒸汽热负荷对炉内热负荷的响应特性可看成一个较慢的高价的惯性环节，即：
（式7-1-6）
汽包炉和直流炉由于汽水系统不同，蒸汽热负荷对炉内热负荷的响应特性 有所差别，另外二者的运行要求也有较大的区别。
在汽包炉中，给水经省煤器加热后进入汽包，并在水冷壁内循环吸收炉膛的热量，使水变成饱和蒸汽，并在汽包内分离，汽包的饱和蒸汽进入过热器，吸收烟气的热量，变成高温高压的过热蒸汽。
对于汽包炉，要求给水量快速跟随蒸汽量变化，维持汽包水位。锅炉的蒸发量主要取决于燃烧率，与给水量没有直接关系，所以汽包炉的蒸汽热负荷简化为仅与燃烧有关。
直流炉在启动或较低负荷时，其运行方式和汽包炉相似，它用分离器来分离汽水。在正常运行时，分离器不起作用或变化一个联箱，给水经省煤器、水冷壁、过热器，直接变成高温高压的过热蒸汽。
直流炉对蒸汽的饱和点的控制要求很高，一般要求蒸汽在分离器入口达至饱和并有一定的过热度，这就要求给水量与燃烧率有良好的配比（煤-水比），要求给水量随燃烧率变化，不然汽水系统的平衡会破坏，影响机组的安全运行，所以蒸汽热负荷也可认为仅与燃烧有关。
直流炉有最低给水流量的要求，在低负荷时，如锅炉指令有较大幅度变化时，很容易引起锅炉断水而MFT。
由于汽包的存在，蒸汽热负荷对炉内热负荷的响应延迟增加， 的 和 要比直流炉大。另外锅炉有一个蓄热特性，即由于蒸汽压力变化，使锅炉内蒸汽的内能发生变化，汽包炉的蓄热量也要比直流炉大。这二个特性是汽包炉和直流炉负荷响应主要区别点。根据前面的分析，不管是汽包炉还是直流炉，整个锅炉能量转换的动态特性可以表示成蒸汽热负荷对燃烧率的响应特性。
直流炉对蒸汽的饱和点的控制要求很高，正常运行时，一般要求蒸汽在分离器入口达至饱和并有一定的过热度，这就要求给水量与燃烧率有良好的配比（煤-水比），要求给水量与燃烧率同步变化，如煤-水比失调，汽水系统的平衡会破坏，影响机组的安全运行。
直流炉的给水流量变化能快速改变机组的负荷，在变负荷时，如能使给水流量快速跟随负荷指令变化，则会很好的负荷调节性能，但给水的变化还要保证动态过程中的“煤-水比”。对于配中储式制粉系统的直流炉，蒸汽温度对煤量变化的响应比较接近给水量，给水量能与煤量同步变化，所以这种机组的负荷调节性能是比较好的。对于直吹式制粉系统，在煤量变化后引起锅炉燃烧率变化有较大的延迟，直流炉的蒸汽温度对给水量变化的响应要比煤量快许多，在变负荷过程中，为了保证汽温，一般要求给水量要在煤量变化延迟一段较长时间后才跟随变化，这样尽管直流炉的蒸汽热负荷对给水量变化有较快的响应，但由于要确保煤-水比，这一能快速变化机组负荷的要素被抑制了，这是配直吹式制粉系统的直流炉负荷调节性能较差的重要原因。
（三） 汽轮发电机的能量转换特性大型机组的汽机一般由高压缸、中压缸和低压缸组成，锅炉的过热蒸汽首先进入高压缸作功，其排汽经过锅炉的再热器加热后，进入中压缸及低压缸继续作功，低压缸的排汽入冷凝器，冷凝成水，并由凝结水泵和给水泵打回锅炉，形成工质循环。另外为了提高机组的效率，配有高压和低压加热器，用汽机的抽汽加热凝结水和给水。
汽轮发电机的热能转换成机械能和机械能转换成电能都是非常快的过程，由于汽机的机械能无法直接测量，一般用发电量表示汽轮发电机的输出，机组发电量对蒸汽热量的响应特性 可近视为一个比例环节（ ）。
机组的电负荷可由汽机调门控制，汽机调门开度增大，蒸汽量增加，电负荷增加，同时过热蒸汽的压加降低；汽机调门开度减小，蒸汽量减少，电负荷减少，同时过热蒸汽的压加升高。
调门及其驱动装置的性能对机组的负荷调节性能是非常重要的，目前大机组的汽机调门一般由高压抗燃油的DEH控制，有比较好的控制性能。早期的投产机组的汽机调门采用液压调节，其控制性能较差，难以满足AGC的要求，近年逐步改造成电调。
一台由协调控制系统控制的机组，其燃料、风和水（直流炉）调节系统可以认为是锅炉指令的随动系统，锅炉侧的负荷调节性能可以简化成锅炉输出的蒸汽热量对锅炉指令的响应特性 ，且有：
（式7-1-7）
而汽机侧与负荷有关的调节量主要是汽机的调门，调门快速跟随汽机指令变化，其变化引起的蒸汽流量和压力变化可认为是一个较快的惯性环节，其中主蒸汽压力对汽机指令的响应特性为 。
主蒸汽压力在负荷控制中是一个主要参数，它是汽机与锅炉能量平衡的标志。主蒸汽压力不变表示汽机与锅炉能量平衡，主蒸汽压力下降表示汽机的能量需（发电量）求大于锅炉的发热量，主蒸汽压力上升表示汽机的能量需求（发电量）小于锅炉的发热量。
另外，主蒸汽压力是反映机组安全和稳定运行的主要参数，如果它有大幅度地频繁变化，主蒸汽温度、汽包炉的汽包水位、直流炉的分离器温度等机组主要参数也会同步变化，使煤、风、水等调节系统大幅度波动，引起机组运行不稳定，甚至影响机组的安全运行。
根据以上分析燃煤机组的负荷变化性能主要取决于负荷对汽机调门和锅炉燃烧率的响应特性，同时考虑主蒸汽压力变化。通过分析和试验机组负荷对汽机调门和锅炉燃烧率的响应特性，可以得出这类机组最快的负荷调节速度。用于完成机组负荷调节的协调控制系统的对象特性可简化为如图7-1-3。
（一） 机组负荷对汽机调门的响应特性（锅炉蓄热能力）锅炉汽包、联箱、容器和管道内的水和蒸汽的内能（称为蓄热）在蒸汽压力变化时会发生变化，这是汽机调节开度变化引起负荷变化的原因。锅炉的蓄热能力可以通过汽机调门的阶跃扰动试验测得，试验时，保持锅炉燃烧率（燃料量和风量）不变，阶跃（快速）改变汽机调门开度，记录电负荷和主蒸汽压力的变化。图7-1-4为汽机调门阶跃下机组负荷和主蒸汽压力变化曲线。如图7-1-4所示，当汽机调门开大时，主蒸汽流量增加，主蒸汽压力下降，机组释放出蓄热，电负荷快速增加到最高值，但由于锅炉热负荷本质上没变，尽管主蒸汽流量增加，但由于压力下降，蒸汽的比焓下降，电负荷又慢慢减小，当主蒸汽压力降到最低点时，电负荷回到回到原值。同理，当汽机调门关时，主蒸汽流量减小，主蒸汽压力上升，机组聚集蓄热，负荷快速减小到最低值，然后慢慢增加，当压力上升至最高值时，负荷回到原值。
从锅炉蓄热试验中可知，当调门变化时，即使燃烧率不变，锅炉的蓄热也能使负荷快速变化，并保持一般时间。通过分析和试验，当锅炉热负荷保持不变时，机组电负荷和主蒸汽压力的关系为式7-1-8和式7-1-9；当锅炉热负荷变化时，机组电负荷与锅炉热负荷和主蒸汽压力的关系为式式7-1-10和式7-1-11。
（式7-1-8）
（式7-1-9）
（式7-1-10）
（式7-1-11）
式7-1-8～式7-1-11中， 为电负荷， 锅炉的热负荷， 为主蒸汽压力， 为锅炉的蓄热系数， 汽机抽汽等放出的热量，k为与机组效率有关的系数。 锅炉的蓄热能力可以用蓄热系数 表示，可以用式7-1-9来计算，如图7-1-4，测出蓄热量（ ）和主蒸汽压力的变化量（ ）后即可得到 。锅炉的蓄热能力主要取决于炉型，前面提到过汽包炉的蓄热比直流炉大；取决于汽包或联箱的容量和锅炉的受热面大小；另外它的大小与主蒸汽压力有关，主蒸汽压力高蓄热能力强，主蒸汽压力低蓄热能力弱。对于汽包炉，锅炉的蓄热用汽包压力信号的变化表示更好。
（二） 机组负荷对锅炉指令的响应特性根据上面的分析，由于蒸汽热量转化为电负荷是一个非常快的过程，机组负荷对锅炉指令的响应特性主要取决于 ，它是一个延迟比较大的高阶惯性环节（式7-1-7），它与制粉系统和锅炉的类型有关。
机组负荷对锅炉燃烧率的响应特性可以通过锅炉指令（燃烧率）阶跃扰动试验来测得。试验分两种情况进行，第一种是汽机调门手动，且保持其开度不变；第二种是汽机投入主蒸汽压力自动，保持主蒸汽压力不变。试验时锅炉子系统全部投入自动，阶跃（快速）改变锅炉指令，记录负荷和主蒸汽压力的变化。图7-1-5为汽机调门保持不变时机组负荷和主蒸汽压力对锅炉指令响应特性，图7-1-6为汽机调门调节主蒸汽压力时机组负荷对锅炉指令的响应特性。图7-1-5和图7-1-6的纯延迟τ指燃烧率阶跃变化至功率开始变化的时间，惯性延迟Tc指功率开始变化到最终达到稳定的时间。
锅炉指令阶跃变化时，对于直吹式制粉系统机组负荷要经过一段时间的纯延迟（τ）后才开始变化，如图7-1-6的曲线3和4；对于中间储仓式制粉系统，没有明显的纯延迟或纯延迟时间很小如图7-1-6的曲线1和2。这一特性主要由制粉系统的性能决定，如图7-1-2的 环节和式7-1-1和式7-1-2。
如图7-1-5和图7-1-6所示，机组负荷要经过一段更长时间的惯性延迟（Tc）才慢慢变化到最终稳态值，这一特性主要由图7-1-2的 和 二个环节决定。比较图7-1-5的曲线1/4与曲线2/3可以看出，直流炉的惯性延迟时要比汽包炉小，这是由于二种锅炉的 不同所致。
第一种试验中，由锅炉指令变化引起的锅炉热负荷变化一部分变成电负荷变化，另一部分转化为锅炉蓄热的变化，在图7-1-5中表现出主蒸汽压力的变化。而第二种试验中，由于汽机调门在调节主蒸汽压力，锅炉的蓄热及时转化为电负荷的变化，所以由锅炉指令变化引起的锅炉热负荷变化全部变成电负荷的变化，可见第二种情况的负荷变化较第一种快，惯性延迟时间较第一种小。这一试验结果与式7-1-10和式7-1-11是一致的。
从这些试验中发现锅炉指令后，机组负荷的反应是比较缓慢的。根据调节系统原理分析，一个好的对象特性要求纯延迟τ小（最好没有）、惯性延迟Tc要小、而且τ/Tc也要小，按此标准，可以对各类机组的负荷调节性能作出以下排序（从好到坏）：
l 直流炉配中间储仓式制粉系统
l 汽包炉配中间储仓式制粉系统
l 汽包炉配直吹式制粉系统
l 直流炉配直吹式制粉系统
（三） 机组负荷调节速度分析
1 机组负荷的平均变化速度从能量平衡角度分析，负荷的变化量取决于燃料量的变化。机组负荷响应的最快平均速度取决于负荷对燃烧率响应特性，上面第二种试验的负荷变化过程已接近负荷变化的最快速度，由图7-1-6 可知，完成一次负荷变化需要的时间为τ+Tc（6分钟左右）。当负荷变化幅度大时，平均负荷变化较大；反之较小。
2 机组负荷响应的延迟由图7-1-5和图7-1-6可知，仅靠燃料量来调节机组负荷，负荷响应的延迟比较大。根据前面的分析，调门开度变化时，锅炉的蓄热使负荷快速变化，可见利用锅炉蓄热能消除或减小负荷响应的纯延迟，使燃煤机组有一定的调频能力。但锅炉蓄热产生的负荷变化只能维持较短的时间，而且变化的幅度和速度受到主蒸汽压力变化幅度和速度的限制。另外利用锅炉蓄热只是使负荷提前变化，并不能提高负荷的平均变化速度。
3 机组对负荷变化率的限制机组最大允许的负荷变化率一般为3%/min，在低负荷时允许的负荷变化率还要小。
对于汽包炉，在正常的机组调峰范围内，变负荷影响最大是汽包的热应力。一般汽包的温度变化速度不能超过2℃/min，由于汽包内工质处于饱和状态，汽包的温度随汽包压力同步变化。根据计算，当汽包压力17.8MPa时，汽压允许变化0.425 MPa/min；当汽包压力12.2MPa时，汽压允许变化0.32 MPa/min。这是汽机调门变化不能变化太快的原因。
对于直流炉，变负荷影响最大是分离器和联箱处的热应力。
4 滑压方式下机组的负荷调节能力有许多大型燃煤机组采用复合滑压运行，在70%以上负荷时，采用定压运行；在30～70%负荷时，采用滑压运行；在30%以下负荷时，采用定压运行。调门一般保持在较大工的开足上，但为了快速响应加负荷要求和机组安全要求，调门应保留了一定的节流作用。
在滑压运行方式下，主蒸汽压力随负荷的降低而降低，随负荷的升高而升高，调门与负荷的变化方向正好相反。如加负荷时要求调门开，但滑压运行要求提高主蒸汽压力使调门关，所以滑压运行方式下,负荷响应慢，有时出现负荷变化的方向与负荷指令相反的现象。提高滑压运行方式下的负荷响应速度的方法将在下面介绍。
（一） 分散控制系统（DCS）由于计算机技术的高速发展，DCS的可靠性、容量和速度等性能有了较大的提高，DCS在电厂过程控制中得到广泛应用。目前新建的大型燃煤发电机组一般都由DCS控制，而且机组的性能比较好，自动程度比较高，有比较好的调峰性能。一些早期投产的大机组，有相当部分已经完成了DCS改造，有些正在和将要进行DCS改造，并且有些机组的DCS改造与锅炉汽机的改造同步进行，这些经过改造后机组，经济性能、调峰能力和自动化水平有了较大的提高。另外，DCS控制的复盖面越来越大，电厂的锅炉和汽机部分一般全部由DCS控制，有些新建和改造机组把部分电气控制也纳入DCS，集控水平越来越高。
DCS主要由过程控制单元和人机接口设备二大部分，并由冗余的网络连成一体，实现ＤＣＳ的数据共享。过程控制单元的主要由冗余的控制器、冗余的电源和输入/输出模件组成，并把这些部件组装在机柜内，用于完成数据采集、逻辑控制和过程调节等功能。人机接口设备普遍采用通过的小型机、工作站、PC机，一台大型燃煤发电机组一般由4～6套人机接口，有些电厂还配大屏幕显示器，人机接口设备主要用于完成机组的显示、操作、报表、打印等功能。
燃煤发电厂ＤＣＳ主要包括ＭＣＳ（模拟调节系统）、ＦＳＳＳ（炉膛安全保护系统）、ＳＣＳ（顺序控制系统）、ＥＣＳ（电气控制系统）、DEH（数字式电液控制系统）、ＤＡＳ（数据采集系统）等功能。这些功能都由控制软件完成，ＤＣＳ控制软件广泛采用模块化、图形化设计，控制系统的功能设计、修改和调试方便直观。人机接口主要有以动态模拟图为基础的显示操作、实时和历史趋势、报警、操作记录、定期记录、事故追忆记录、事故顺序（SOE）记录、报警记录等。
发电厂使用的DCS主要有：ABB公司的N-90、INFI-90、SYMPHONY，FOXBORO公司的I/A，EMERSON（原WESTINGHOUSE）公司的WDPF和OVATION，SIEMENS公司的TETEPERM-XP，日立公司的5000M，L&N公司的MAX-1000等。国产主要有新华控制工程有限公司的XDPS，和利时的
（二） 燃煤发电机组的调功装置（HGT-W） 时期电网开展AGC时，曾经使用过调功装置，为电网的AGC作出了一定贡献，目前水电厂和一些较小较老的火电厂仍有使用。它是一种以微型计算机为基础的多功能综合控制装置，主要用来完成水火电厂中发电机的有功成组或单机自动调节，负荷指令可以由当地设置，亦可由远方控制中心（如大区、省或地区中心调度所）控制。
它能接受电压互感器（PT）、电流互感器（CT）的交流输入信号、一般的4～20mA（0～6V）模拟量输入信号、开关量输入信号，输出用于驱动各种对象（调速器）的输出信号。各种控制功能由软件实现，具有参数自校正PID控制算法，使调节过程平稳，且当对象特征发生变化时，能自动监视调节品质，选择最佳参数以达最佳调节器持。除具备自动功率调节功能外，辅助功能有：
l 可与上位机通讯，完成CRT的显示操作，具备全厂经济负荷计算分配、事故追忆记录及报警等软件；
l 系统或发电机频率、电压的采样；
l 机组开机并网前自动频率跟踪，加快准备期并网速度；
l 机组有功功率自动上、下限，负荷速度限制；
l 机组启动后按负荷上升曲线自动升负荷至给定值；
l 机组停机按负荷下降曲线自动减负荷至空载；
l 机组停机时功率到零发出允许停机的逻辑条件（开关量）信息；
l 故障时保护立即动作自动切断执行出口。
对于单元制的燃煤发电机组而言，锅炉侧的燃烧调节系统、给水调节系统是机组协调控制的基础，是直接接受机组协调指令的锅炉侧子系统，与协调控制汽机侧的子系统相配合，共同完成机组的负荷控制及维持主汽压力的稳定。 燃烧调节系统、给水调节系统调节品质的优劣直接影响协调控制系统的水平。
（一） 燃烧调节系统
1 燃烧调节系统的任务燃烧调节系统的任务是接受协调控制系统发出的锅炉主控指令，调整锅炉的燃料量、送风量，使锅炉产生的燃烧热能与对锅炉的蒸汽负荷需求相适应，保证锅炉燃烧过程安全经济地进行。 当单元机组采用机跟踪的方式时（即锅炉调负荷，汽机调汽压），锅炉主控对燃烧率的指令代表机组的负荷要求；当单元机组采用炉跟踪的方式时（即汽机调负荷，锅炉调汽压），锅炉主控对燃烧率的指令用于维持主汽压力的稳定。
2 燃烧过程调节的特点
1) 锅炉的燃烧过程是电厂一个复杂的调节对象，是典型的多输入多输出的多变量相关的调节对象，主要调节量有燃料量（如煤量、油量）、送风量、吸风量，主要被调量有负荷或汽压、氧量、炉膛负压，彼此间相互有影响。
2）燃烧自动调节系统的方案与锅炉设备的类型、机组的运行方式、负荷调度方式等有密切的关系，设备和工艺条件不同，控制策略就有区别，比如中储式与直吹式的燃烧调节系统有很大的区别。
3 典型的燃烧调节系统介绍当锅炉的设备与工艺流程不同时，燃烧调节系统的最大的区别表现在燃料子回路的区别上。下面介绍两种典型的燃烧调节系统：
（1） 直吹式锅炉的燃烧调节控制
对于直吹式锅炉，磨煤机及制粉设备与锅炉紧密地联系在一起，制粉系统也成为燃烧过程自动调节的不可分割的一个组成部分了。在直吹式锅炉中，改变燃料调节机构（给煤机转速），还需经过磨煤制粉的过程，才能使进入炉膛的煤粉量发生变化，显然在适应负荷变化或消除燃料内扰方面的反映都较慢，易引起锅炉负荷的较大变化。
对于直吹式锅炉的燃烧调节控制，包括以下紧密相关的子回路：燃料主控回路、燃料（煤、油等）子回路、二次风量子回路、炉膛负压子回路、磨煤机一次风量子回路、磨煤机出口风温子回路。
图7-2-1、图7-2-2是典型的直吹式汽包炉的燃烧调节系统的框图，从框图可看出煤量子回路、风量子回路都接收锅炉主控的指令，送风导叶的开度作为吸风子回路的前馈，磨煤机的一次风量随煤量变化，所以说各子回路是密切配合、协调动作的，以使燃烧率适应负荷的变化。
（2） 中间储藏式锅炉的燃烧调节控制对于中间储藏式的锅炉而言，可以认为制粉系统的运行与锅炉燃烧过程的调节无直接的关系，所以对磨煤机的控制是独立的。 对于中间储藏式锅炉的燃烧调节控制，主要包括以下三个紧密相关的子回路：燃料主控回路、燃料（煤、油等）子回路、二次风量子回路、炉膛负压子回路。 在直吹式锅炉中，一般用给煤机的转速代表进入炉膛的煤粉量，而在中储式锅炉中，由于送粉方式的不同，给粉机的转速信号不能准确代表煤粉量，常用热量信号来代表燃料量。热量信号是指燃料进入炉膛燃烧后，单位时间内产生的热量，表达如下：Q=CkdPb/dt+ D 从形式上看，热量信号是蒸汽流量信号和汽包压力微分信号之和，但从本质上讲，热量信号能较准确地反映锅炉燃烧率（燃料量）。
4 提高燃烧调节品质的常用策略1）当有负荷变化的需求时，在燃烧调节系统中应采用负荷指令前馈作用，以实现燃料量、风量等的快速比例动作，这对于直吹式锅炉尤为重要。
2） 用煤量信号的微分用做一次风量的前馈信号，使负荷需求变化时一次风量也快速变化，运行实践证明煤量的前馈信号对于消除直吹式中速磨的热惯性从而使负荷的快速响应较有利。
（二） 给水调节系统
1 给水调节系统的任务给水调节系统的主要任务是维持机组工质的平衡，保持给水量与锅炉的蒸发量（蒸汽流量）一致。对于直流锅炉和汽包锅炉，由于在汽水系统结构上的差异，对给水控制的要求和手段有很大的不同。汽包锅炉给水调节的任务是使锅炉的给水量适应锅炉的蒸发量，维持汽包水位在规定的范围内；而直流锅炉的给水调节的任务是使给水流量与燃烧率相适应，始终保证合适的煤水比，维持汽水温度。
2 汽包炉的给水调节系统在汽包锅炉中，汽包是锅炉水汽的分离器和缓冲器，它把锅炉的受热面分成二个区域，区域一中，进入汽包前的省煤器和水冷壁等受热部分的内是水和饱和水；区域二中，流出汽包后的过热器和再热器等受热部分的内是饱和蒸汽和过热蒸汽，汽水分界点固定不变。锅炉的蒸发量决定于区域一中吸热量，而不直接决定于给水流量，汽包水位的稳定代表着给水流量和蒸汽流量间的物质平衡，也就是说给水量的调节保证物质平衡，它可以与锅炉的燃烧调节系统独立开，不直接接受锅炉主控的指令。
由于汽包的存在，汽包锅炉的水位调节可以认为是一个独立的子系统，与协调系统没有直接的关系。汽包水位调节一般采用单冲量水位控制与三冲量水位控制，在机组启停或负荷较低时，由于蒸汽流量信号的准确性较差，常采用单冲量水位控制，当机组大于一定负荷后，一般采用三冲量水位控制。
3 直流炉的给水调节系统与汽包锅炉不同，直流锅炉中给水变成过热蒸汽是一次完成的，正常情况下，锅炉的蒸发量（蒸汽流量）与给水量相同，在锅内压力不变的情况下，工质的温度和汽水分界点取决于炉内热负荷和给水量的配比，给水调节和燃烧率调节是密切相关的，为了保证蒸汽的温度，给水量必须与燃料同步变化，在变负荷时，给水调节和燃烧率调节必须随锅炉主控指令而同步动作。对于直流锅炉而言，整台锅炉就是一个作为多变量对象，而不能象汽包锅炉把给水调节与汽温调节独立开来。 保证合适的给水和燃烧率的比例（煤/水比）对直流炉是至关重要的，煤/水比是否合适，直接反映在过热汽温上，因此常用过热蒸汽汽温的偏差来校正给水流量与燃烧率的比例，一般采用能较快反映煤/水比的汽水过渡区出口的微过热汽温（分离器处的温度），一般称这一点温度为“中间点温度”，它作为直流炉给水调节重要的修正信号，在不同负荷（压力）下，由于饱和温度不同，所以“中间点温度”的定值是变化的。
图7-2-3是典型的直流锅炉的给水调节系统的框图。从框图可看出给水指令的一个最重要部分是燃料量（锅炉指令）经F1(X)的信号，它代表不同负荷（燃料量）下对给水流量的要求，F1(X)就是俗称的“煤-水比”，由于汽温对给水量的动态响应要比燃烧率快，设置一个惯性环节F(t)，使给水迟于燃烧率变化，减小汽温的动态变化。给水量用分离器出口温度来微调，保证汽温， F2(X)是不同负荷（或压力）下饱和温度，F3(X)是要求的过热度。另外给水调节系统中设有煤、水交叉限制回路，用于保证煤水比在安全的范围内。
（三） 协调控制系统大型燃煤发电机组的负荷控制一般由协调控制系统完成。协调控制系统的任务是在保证机组安全的前提下尽快响应调度的负荷变化要求，并使机组经济和稳定地运行。
协调控制系统主要通过锅炉燃烧率和汽机调门来调节机组负荷和主蒸汽压力。机组负荷应能快速跟随负荷指令，并保持主蒸汽压力在允许的范围。主蒸汽压力是机、炉之间能量平衡和机组安全、稳定的重要标志，所以主蒸汽压力是协调控制系统首先要保证的。
协调控制系统（CCS）广义上应包括机组所有的调节，狭义上指以锅炉指令和汽机指令为调节量，以电负荷和主蒸汽压力为被调量，组成的联合调节系统，一般它由以下几种主要方式。
1 机跟炉(TF )方式
机跟炉方式下，如图7-2-4主蒸汽压力由汽机指令（调门）调节，机组负荷由锅炉指令（燃烧率）调节。这种方式下，主蒸汽压力的调节品质比较好，但负荷调节性能差，负荷的响应延迟大（如图7-1-6），负荷的波动大。这种方式对机组比较有利，但不能满足电网的负荷控制要求。
2 炉跟机(BF )方式
炉跟机方式下，如图7-2-5主蒸汽压力由锅炉指令（燃烧率）调节，机组负荷由汽机指令（调门）调节。这种方式下，机组负荷的调节品质比较好，但主蒸汽压力调节性能差，主蒸汽压力的波动大。这种方式对电网比较有利，但不利于机组的安全、稳定运行。
3 协调方式
协调方式下，汽机指令和锅炉指令随负荷指令协同变化，使机组有较好的电负荷响应性能，并且保证主蒸汽压力在允许的安全范围内，其负荷和主蒸汽压力调节品质介于机跟炉和炉跟机二种方式之间。 大型燃煤发电机组正常情况下采用协调方式控制，单纯的机跟炉和炉跟机一般是不会采用的，协调控制方法比较多，图7-2-6为目前常用的协调控制系统的组合。不管哪种协调方式，负荷指令到锅炉指令（BM）的前馈和超调环节PD一般都有设计，它的作用是使燃烧率正确、快速地随负荷指令变化，并产生合适的超调。图中K5是为了变负荷时加快调门的变化，提高负荷的调节性能。图中K1～K4不同的设置，可以产生不同的协调效果， K1/K2大说明汽机侧重调节负荷，反之说明汽机侧重调节主汽压力；K4/K3大说明锅炉侧重调节主汽压力，反之说明锅炉侧重调节负荷。当K1=K4=0，K2=K3=1时，系统为常用的 “机跟炉”为基础的协调方式；当K1=K4=1，K2=K3=0时，系统为常用的“炉跟机”为基础的协调方式。另一种常用的“直接能量平衡（DEB）”属于“炉跟机”为基础的协调方式。
在设计协调控制系统时应根据机组的特性选择合适的控制策略，灵活设置图7-2-6各参数，如变负荷时可让调门侧重调节负荷，使机组有比较好的变负荷性能；在稳态时让调门侧重调节主汽压力，使机组有较好的稳定性。锅炉侧由于对象的特性比较差，不管其调节负荷或主汽压力，用常规的PID难以取得较好的调节品质，在DCS广泛应用的今天应采用一些智能的控制策略来提高机组的调节品质。
（1） 机跟炉为基础的协调控制方式（CCTF）
图7-2-7（不包括“虚线”内功能）是常用的“机跟炉”为基础的协调控制系统，在这种方式下，负荷指令变化时，它通过负荷指令的前馈作用，使汽机指令和锅炉指令同步变化，这种方式比纯机跟炉方式负荷响应要好些，但由于锅炉有较大的延迟，锅炉指令调节负荷的性能较差，在各种扰动（如燃烧率波动）作用下，电负荷波动较大。这种方式一般用于直流炉，因为直流炉蓄热较小，调门变化时引起的负荷变化较小，而且压力变化较大，对机组的负面影响较大。
（2） 炉跟机为基础的协调控制方式（CCBF）
图7-2-8是“炉跟机”为基础的协调控制系统，在这种方式下，负荷指令变化时，它通过负荷指令的前馈作用，使锅炉指令超调变化，汽机指令快速调节电负荷，但当主蒸汽压力有较大变化时，要求汽机指令协助调节主蒸汽压力，防止主蒸汽压力变化过大，影响机组的安全和稳定运行。这种方式比纯炉跟机方式主蒸汽压力变化小，但由于锅炉有较大的延迟，主蒸汽压力在各种扰动作用下，主蒸汽压力波动较大。汽包炉一般采用这种方式，变负荷时可利用汽包炉较大的蓄热快速响应变负荷要求。
（3） “直接能量平衡（DEB）”协调控制方式
“直接能量平衡（DEB）”方式相当于“炉跟机”方式,图7-2-9为“直接能量平衡（DEB）”协调控制系统。
P0为机前压力定值，P1为汽机的一级（调节级）压力，P0为主蒸汽压力。直接能量平衡的主要基础在于P1/Pt代表了汽轮机调门的开度，在额定参数下，汽机调门开度的变化反映了汽机进汽量的变化，P0*P1/Pt反映了汽机对锅炉能量需求的变化，反映了锅炉被控参数对锅炉输入量需求的变化。热量信号(Q=CkdPb/dt+ P1，Pb为汽包压力)表示进入炉膛的热量，它能反映锅炉燃烧率的变化。
直接能量平衡控制系统以能量信号为定值，以热量信号为被调量，以燃烧率为调节量，组成一个汽机负荷要求与锅炉热量的直接能量平衡调节系统。当系统稳定时，此时由于汽包压力的微分（dPb/dt）=0，热量信号（Q）= P1，主蒸汽压力等于其定值（Pt= P0），能量信号= P1，可见能量信号与热量信号平衡（或相等）。
这种控制方式比较适合于汽包炉配中间储仓式制粉系统的机组，一方面这种机组没有煤量测量，可以用热量信号代表煤量的变化，另外这种机组输粉的纯延迟小（如图7-1-6），汽包压力经过微分处理后，热量信号对锅炉指令的响应特性比较好，使整个调节系统有较好的调节品质，而且有比较有效地克服由给粉机引起的煤量自发性扰动。
对于配直吹式制粉系统的机组，这种控制方式优势不大，一方面这种机组有煤量测量，可以用煤量与锅炉指令平衡，另外这种机组由于有较大的制粉纯延迟（如图7-1-6），汽包压力经过微分处理后，尽管热量信号对锅炉指令的响应的Tc减小，但τ/Tc更大好，所以调节系统的调节品质不会比“炉跟机”为基础的协调控制有明显的改善。
4 机组负荷指令处理为了保证机组的安全运行，AGC和运行人员的负荷指令需要经过一些处理才变成实际的负荷指令（N0）。主要有负荷指令方式选择、负荷速率限制、负荷高/低限幅、负荷闭锁/减、RUNBACK、负荷迫升/降等处理功能。
（1） 负荷指令方式选择负荷指令一般有本地和远方（AGC）二种方式，当选择本地方式时，机组运行人员可以设置机组的负荷指令；当选择远方（AGC）方式时，机组的负荷指令由调度控制。
（2） 负荷速率限制机组运行人员可以设置机组最高的负荷变化率，使机组的负荷变化速度限制允许的范围内，有些机组还有汽机组和锅炉最大允许负荷变化率的计算功能。
（3） 负荷高/低限幅机组运行人员可以设置机组最高和最低负荷，使机组运行在允许的负荷范围内。
（4） 负荷闭锁/减当机组和重要参数越限或主要调节量达到限值时，机组的负荷指令会禁止增加或减少，这一功能能有效地保证机组的安全运行，但对电网的负荷调度有一定的负荷影响。
（5） RUNBACK燃煤发电机组的送风机、引风机、一次风机、给水泵等辅机正常时二台运行，当其中一台故障跳闸时，机组负荷必须降到单台能维持的最高负荷，这是RUNBACK的功能要求。大型燃煤发电机组一般都设计是RUNBACK功能，如RUNBACK功能能正常投运，当发生以上辅机跳闸时，机组的负荷能自动地降到合适的值。但目前RUNBACK真正能投运的不多，辅机跳闸时，如运行操作不当，经常造成停机。RUNBACK功能如能可靠投运，对电网的安全和稳定是有较大的好处。
（6） 负荷迫升/降
负荷迫升/降的作用是当机组的调节量出现严重不平衡的运行工况时，机组负荷快速增加或减少，使机组恢复平衡，这一功能使用得比较少。
（四） 一次调频
1 一次调频的原理电网的频率是由发电功率与用电负荷大小决定的，当发电功率与用电负荷大小相等时，电网频率稳定；发电功率大于用电负荷时，电网频率升高；发电功率小于用电负荷时，电网频率降低。一次调频，是指电网的频率（周波）一旦偏离额定值时，电网中机组的控制系统就自动地控制机组有功功率的增减，限制电网频率变化，使电网频率维持稳定的个自动控制过程。当电网频率升高时，一次调频功能要求机组利用其蓄热快速减负荷，反之，机组快速减负荷。
2 一次调频的参数设置
机组一次调频性能，是指电网频率发生偏离额定值的变化时，机组出力与电网频率的相关性，传统上用汽机调速系统的速度变动率（调差系数）及迟缓率（死区）表示。当频差或转速差超过死区值时一次调频开始动作，速度变动率（调差系数）是指令一次调频动作的比例，其值越大，一次调频的负荷变化越小，反之就越大。 为了使一次调节频功能在DCS内实施，可以转换成一次调频的变负荷要求与频差或转速差之间的关系，目前华东电网一次调频参数（如图7-2-10）。
3 一次调频功能的控制策略和逻辑
（1） DEH侧的一次调频功能早期汽机的一次调功能由汽机液调系统完成，这些液调系统控制汽机由于其一次调频的死区大于电网的正常频率波动，所以目前正常情况下一次调频已经不起作用，只有电网有大的频率偏差才会动作。
一次调频功能分别设置在DEH和CCS侧，DEH侧的一次调频代替原液调系统的功能，但其控制的性能有了很大的提高，而且一次调频的参数可能方便精确地设置。DEH侧的一次调频控制逻辑如（图7-2-10）和（图7-2-11），DEH按（图7-4-1）一次调频曲线设置F2(X),机组并网后，汽机转速与电网频率是一致,DEH中普遍使用汽机转速信号代表电网频率。DEH一次调频是换算成电负荷当量的调门指令= F2(△转速)，但由于此换算存在着一定的偏差，而且是开环控制，所以DEH实际一次调频的负荷响应和一次调频的负荷要求是有偏差的，而且由于机组的蓄热只能维护一段时间，所以后期负荷又回到原值。
（2） CCS侧的一次调频功能
有了DEH侧的一次调频功能，为何还要在CCS侧设置一次调频功能呢？
对于CCBF（如图7-2-11）方式，如没有一次调频功能，由DEH一次调频动作所变化的负荷很快会被CCBF的负荷调节系统拉回，如（图7-2-11）的曲线6。投一次调频后CCBF的负荷指令与DEH侧同步变化，使二侧调节系统对调门的变化一致。（图7-2-11）的曲线2是CCBF和DEH一同时投入一次调频功能的负荷变化曲线，这种组合的一次调频性能是最好的。（图7-2-11）的曲线4是CCBF单投入一次调频功能的负荷变化曲线，从中可以看出，由于没有DEH帮助，初期变负荷性能比曲线2慢些，但总体性能还比较好。
对于CCTF（如图7-2-10）方式，如没有一次调频功能，由于DEH的一次调频动作时会引起主蒸汽压力变化，CCTF的主蒸汽压力调节系统很快会把调门恢复到原位，也使负荷很快回到原值，如（图7-2-11）的曲线6。CCTF方式下即使投入一次调频功能，主蒸汽压力调节回路也会对一次调频有较大抑制作用，为此要对CCTF下的一次调频逻辑进行一些修改，使一次调频动作时，主蒸汽压力在允许的范围内，闭锁与一次调频反向汽机指令变化，使机组能释放出一部分蓄热来满足一次调频的变负荷要求。（图7-2-11）的曲线3是CCTF和DEH一同时投入一次调频功能的负荷变化曲线，这种组合的一次调频性能比CCBF时差，而且CCTF单投一次调频功能不能满足一次调频要求。
以上二种CCS方式都是把一次调频的负荷要求叠加在原负荷指令上，一方面使调门的动作与DEH侧的一次调频保持一致，另外改变锅炉指令，使锅炉与汽机能量上保持平衡。一次调频的作用应该时短时间内保持用电与供电的平衡，使电网频繁稳定，基本上用电与供电的平衡应由AGC完成。
由于机组对锅炉燃烧率的响应有较大的延迟和惯性，而调门变化时，电负荷变化较快，所以当有变负荷要求时，应适当动作汽机调门，在主蒸汽压力允许的范围内，充分利用锅炉的蓄热加快机组初期的负荷响应速度。
变负荷时，如果燃烧率不超调，机组的负荷变化的平均速度比较慢（如图7-1-6所示），即使用CCBF方式，从能量平衡角度分析，变负荷时改变调门开度（利用蓄热）无非是使锅炉的热量提前释放出来一些，其平均变负荷速度不会提高，所以要提高机组的变负荷速度必须适当超调锅炉的燃烧率，使锅炉热负荷快速跟上电负荷的变化要求，及时与电负荷平衡，并使主蒸汽压力快速恢复。当机组负荷接接近上限时，其燃烧率向上的超调较小，此时机组向上变负荷的速度较小；同样，当机组负荷接接近上限时，机组向下变负荷的速度较小。
以上二点是提高机组负荷调节性能的基本思想，所有协调控制系统的控制策略和调整试验都应实现这个基本思想。
在大部分机跟炉为基础的协调控制系统中，尽管系统在调门侧设计了前馈作用,负荷指令变化时，系统能快速改变调门开度，使负荷马上变化。但由于主蒸汽压力同时变化，主蒸汽压力调节系统又使调门朝负荷指令相反的方向变化，出现负荷先变化，随后马上返回的现象，这样的负荷调节性能是不能满足调度要求的。
为了改善这种调节方式下的初期负荷响应性能，本文提供一种方案，仅供参考。对原系统进行改进，增加图7-2-7虚线框内的功能，在变负荷过程中，系统根据机组负荷与负荷指令的偏差改变主蒸汽压力定值，避免了变负荷过程中调门返调现象，使系统能更好地利用锅炉蓄热，来消除负荷响应的延迟，并且主蒸汽压力变化的幅度和速度限制在允许的范围内。
为了防止主蒸汽压力变化过大，在“炉跟机”为基础的协调控制系统中，都设计了防止主蒸汽压力变化过大的功能。一般的做法是：当主蒸汽压力与其定值偏差过大时，调门参与主蒸汽压力调节，同样出现调门变化方向与负荷指令相反的现象。在大部分“直接能量平衡（DEB）”协调控制系统中也存在同样的问题。 为了改善这种调节方式下的初期负荷响应性能，本文提供一种方案，仅供参考。对“炉跟机” 为基础的协调控制方式进行改进，构成图7-2-8所示的“炉跟机”为基础的协调控制系统。图7-2-8和图7-2-9中，通过“H/L”、“T2”和“T3”完成防止主蒸汽压力变化过大的功能，在变负荷过程中，如果主蒸汽压力偏低，系统禁止调门开；如果主蒸汽压力偏高，系统禁止调门关。这样系统避免了变负荷过程中调门返调的现象，又保证了机组安全、稳定地运行。
以上三种协调控制系统都采用了前馈－反馈调节，以负荷指令作为前馈，以电负荷和主蒸汽压力作为反馈量，构成一个完整的协调控制系统，由于汽机指令调节负荷较快，当由调门调节负荷时，负荷指令的前馈可以不用。在负荷指令变化时，系统通过合适比例前馈作用快速变化调门开度，达到消除或减小负荷响应延迟的目的；与此同时，系统通过合适比例－微分前馈作用超调锅炉燃烧率，及时恢复锅炉的蓄热，减小主蒸汽压力的动态偏差，并使机组负荷较快地变化。对于“直接能量平衡（DEB）”协调控制系统，也可用能量信号作为锅炉的前馈。
负荷指令的给定方式有两种，AGC方式下，负荷指令由调度给定；非AGC方式下，负荷指令由运行人员给定。为了保证机组的安全，负荷指令设置了高、低限幅和速率限制，使机组以允许的负荷变化率运行在安全的负荷范围内。
前面已经提到滑压方式下机组的负荷响应比较慢，为了提高滑压方式下机组的负荷响应速度，在变负荷过程先保持定压运行，使机组达到定压时的变负荷速度，待机组完成变负荷后再进行变压运行，这样即满足了快速变负荷的要求，又能在稳态时实现机组的滑压运行要求。在图7-2-7、图7-2-8和图7-2-9设置了一个切换开关“T1”，实现变负荷时保持主蒸汽压力定值不变的功能。
四. 提高直流炉机组负荷响应速度的方案直流炉的蓄热相对汽包炉比较小，利用调门变化机组负荷的能力相当有限，负荷调节主要由锅炉承担，一般控制系统，提高直流炉机组负荷响应速度的重点应放在锅炉侧。
根据前面的分析，对于直流炉，给水流量的变化能快速改变机组的负荷，配中储式制粉系统的直流炉，由于锅炉的负荷变化比较快，即使采用机跟炉为基础的协调方式也能取得比较好的负荷调节性能。 但对于配直吹制粉系统的直流炉，由于要保证动态过程的“煤-水比”，在如图7-2-3的给水调节系统中一般设有给水量变化延迟环节F(t)，使给水流量要等煤量变化一段时间后才开始变化，这样一方面锅炉负荷对于直吹制粉系统比较慢，这是固有的，难以改变；另一方面给水又不能快速变化，所以锅炉的变负荷性能比较差。
在机组变负荷时，提前变化给水量，一方面提高变负荷速度，并有效减小主蒸汽压力变化速度和幅度，这是有利的方面；另一方面会造成分离器温度的动态变化增加，加负荷时，由于给水量增加快于燃烧率，使分离器温度有一段时间下降；减负荷时，由于给水量减少快于燃烧率，使分离器温度有一段时间上升；再者，利用机组蓄热快速变化调门变负荷时，由于直流炉的给水流量会与蒸汽流量同步变化，如给水量的指令不随负荷指令快速变化，给水调节系统很快就会把蒸汽量拉回，调门变化引起的负荷变化也只是昙花一现。如何权衡二者的利弊，在机组汽温变化允许的前提下，适当减小给水的延迟时间，提前变化给水流量，改善锅炉侧的变负荷性能是加快配直吹制粉系统直流炉机组负荷调节性能的主要途径。
（一） 改变汽机抽汽量来快速响应电负荷变化要求由（式7-1-10）和（式7-1-10）可知，改变汽机的抽汽量能快速改变机组的电负荷，减少抽汽量电负荷增加；反之，增加抽汽量电负荷减少。汽机的抽汽主要用于高压和低压加热器，抽汽量会随进入加热器的凝结水量和给水量变化。由于给水量必须要满足锅炉工质平衡要求，所以改变高压加量的抽汽量来满足负荷要求会影响机组的安全运行，而低加处于凝汽器和除氧器之间，这二个大容器对工质的平衡有较大的缓冲作用，所以通过改变凝结水流量，使低加抽汽量变化，响应电负荷变化要求应该是可行的，其负面影响是会降低机组的热效率。
另外可以在抽汽系统中设置一个大容量的加热器作为蓄能器，调节它的抽汽量来快速响应电负荷变化要求，这一设想在已经投运的机组是很难实现的，可以在新建机组上做试点。
（二） 改变减温水量来快速响应电网的变负荷要求由于减温水直接进入过热器，它对电负荷的影响是比较快的，尤其是一级减温水由于其流量较大，对机组电负荷会有较大幅度的影响。对于汽包炉，锅炉加负荷时，炉膛和烟道中的烟气热负荷同步增加，但锅炉的蒸发量增加有一定的延迟，此时布置在烟道中的过热器吸热会相对过多，汽温会偏高，所以加负荷时增加减温水一方面能有助于汽温调节，另一方面能较快地响应电负荷变化要求；同理，减负荷时，可以减少减温水来较快地响应电负荷变化要求。
但由于锅炉的燃烧和汽水的动态变化比较复杂，此方法使用不当会引起机组运行不稳定，所以电厂一般不愿意尝试。此方法不易在直流炉上使用。
（三） 加速制粉系统的出粉速度对于直吹式制粉系统，由于整个制粉过程有较大的延迟，严重影响机组的负荷调节性能，所以加快其制粉速度是很有用的。直吹式制粉系统由一次风干燥和输送，变负荷时适当超调一次风量（热风）能加快直吹式制粉系统出粉量的变化。一次风量的超调如过大，加负荷时，会降低煤粉细度，燃烧经济性下降；减负荷时，会引起煤粉管堵塞，甚至造成磨煤机跳闸。
目前AGC方式下，调度中心直接调度到某台机组（在此称为单机AGC方式），电网的变负荷要求一般按比例分配给投入AGC运行的机组，该方式存在以下问题。
（一） AGC对机组寿命的影响由于电网负荷频繁变化，使投入AGC的机组始终处于变化状态，机组的煤、风、水频繁变化，蒸汽压力和温度大幅度频繁波动，对机组的寿命有较大负面影响。另外辅机、阀门、挡板等设备频繁动作，降低了这些设备的使用寿命。
（二） AGC对机组运行经济性的影响目前的AGC没有考虑经济分配负荷，尽管调度的AGC有经济分配功能，但由于机组给调度的信息不够，在调度侧不可能做到各台机组的负荷经济分配。在厂网分开后，全网负荷经济分配变成一个发电经济实体的负荷经济分配，所以调度更不可能实现负荷的经济分配。
（三） 机组负荷调节存在断点单机AGC方式下，由于机组磨煤机的启动或停止，机组参数越限造成负荷闭锁增或减，以及其他原因，机组有时不能响应调度的变负荷要求，所以每台机组负荷调节是不连续的。另外由于煤质变化和机组运行工况变化，机组的负荷调节范围也会发生变化。
（四） AGC对机组运行稳定性的影响根据上面的分析，机组的负荷调节过程是下个相当长的过程，有一个变负荷要求后，一般要半小时左右，调节系统才能达到稳定。按调节原理，上一级（电网AGC）调节系统的频率应比下一级（机组CCS）调节系统低，机组CCS才能达到稳定，但由于电网负荷变化比较频繁，实际AGC负荷指令变化频率经常会超过机组CCS调节频率，调节系统始终处于频繁的调节状态，机组不能稳定运行，主蒸汽压力和温度，再热温度大幅度频繁变化，严重影响机组的稳定运行。
随着电力事业改革的进一步深入，电力企业必须面对更为严峻的市场考验。“厂网分开，竞价上网”等一系列措施的实行，迫使每个电力企业从自身利益出发，多角度深层次地考虑如何切实降低电厂运行成本，延长机组的使用寿命和检修周期。 在“AGC对机组的影响”一节分析了目前单机AGC的调度方式对燃煤发电机组的一些负面影响。由于调度端的机组信息比较少，难以实现机组的优化调度，而且随着厂网分开，电网对于机组运行职责更少，所以把机组负荷的调度交给电厂或发电公司更为合适。在电厂或发电公司设置一个“全厂负荷优化控制系统”来控制其所属机组的负荷，而电网调度以一个发电厂或发电公司为单位进行负荷调度。 全厂负荷优化控制系统（以下筒称PLACS）根据电网调度的全厂负荷指令调节全厂负荷，使全厂的负荷及时满足电网要求。保证机组运行在允许的负荷范围内和安全的工况下。合理地调配各台机组的负荷调节任务，降低机组的负荷调节频度，提高机组的稳定性，延长主、辅机组设备的寿命。经济分配各台机组的负荷，降低全厂的供电煤耗。
全厂负荷优化分配是全厂负荷优化控制系统的一个最重要功能，其任务是优化分配全厂机组的负荷，使全厂综合运行成本最低，它应充分考虑机组运行的经济性、稳定性、机组寿命的损耗、机组的负荷调节余量等因素，另外它还应顾及全厂的负荷调节性能。
（一） 提高机组运行的稳定性，延长机组的使用寿命调度的AGC指令有很大一部分是频繁小幅度的变化，如果这种负荷指令直接作用于某一台机组，则机组不能稳定运行。全厂负荷控制系统可以采用轮流调节的方法，以投入最少机组来完成负荷调节任务为原则来分配机组的负荷调节任务，最大程度地减少机组变负荷的频度。如四台机组由全厂负荷控制系统控制，机组的变负荷频度大约是原来的1/3。
另外在选择机组加或减负荷时，避免机组在短时间内反向变负荷，即机组完成一次加负荷任务后，让其稳定运行一段时间后再去承担减负荷任务，这样能防止机组热负荷上下波动产生的疲劳损耗，另外短时间内反向变负荷时，由于机组的热负荷有较大的惯性，机组负荷的调节性能也比较差。通过这些措施能有效地延长机组使用寿命和检修周期。
（二） 负荷经济分配负荷经济分配对电厂由于全厂各台机组的煤耗与负荷曲线有一定的差异，所以同样全厂负荷下，不同负荷分配的运行成本有一定的差异。PLACS根据在线的每台机组供电煤耗或发电成本与负荷的函数关系，计算出不同全厂负荷下最经济的机组负荷分配。
根据实际运行来看，如果每个负荷点都要达到最经济分配，则要求变负荷时有些机组加负荷，有些机组减负荷，这会严重降低全负荷的负荷响应性能，另外每台机组都会不停地变负荷，对机组寿命和设备损耗带来不利的影响，还有如果经济性好的机组始终在高限点，而经济性差的机组始终在低限点，也会影响全厂的负荷调节性能。基于这些原因，PLACS的负荷优化分配也应该是一个综合指标，而不是一个纯经济指标，实际上全厂机组负荷分配在经济点附近。
全厂负荷控制功能要求全厂负荷快速跟随调度全厂负荷指令，它是一个实时控制系统，其负荷控制方式好比把全厂作为一个单元机组，其总体的负荷调节品质应和单机负荷控制相当。全厂负荷控制功应有更高的智能化要求，应在确保机组安全的前提下，根据全厂负荷优化分配的结果，选择最有利的机组承担电网的变负荷任务。
改成全厂负荷控制后，负荷的调节性能是否会降低是调度人员最关心事情，为此让我们详细分析一下四台300MW机组在二种调节方式下全厂负荷的调节性能。
燃煤机组的是主要靠改变煤量来调节机组的发电量的，如电网有一个幅度不大的负荷变化要求，单机AGC时四台机组同时改变一定量的煤量，全厂负荷控制方式下，用其中的一台机组改变单机AGC方式四台的总煤量，可见这二种方式下负荷变化的数量是一样的。另外煤量变化后机组负荷变化延迟时间基本上是固定的，而且煤量变化的幅度较大时，负荷变化延迟时间较短，所以全厂负荷控制方式的全厂负荷平均变化速度是不会低于单机AGC方式的。
为了加快机组负荷的变化速度，一般都利用机组蓄热来快速响应电网的负荷变化要求，为此在全厂负荷控制系统中应设计了一种功能，在变负荷时，四台机组的调门同时变化，充分利用全厂机组的蓄热快速响应电网的负荷变化要求。
当调度指令有加负荷要求时，所有机组适当开大汽机调门，使机组负荷快速增加；当调度指令有减负荷要求时，所有机组适当关小汽机调门，使机组负荷快速减小。
为了保证机组的安全运行，主蒸汽压力的变化幅度和速度应限制在允许的范围内。承担变负荷任务机组的燃料量有一下的超调，在完成一次变负荷过程后，使机组调门回到原位，主蒸汽压力恢复正常值。通过这种方式可以使二种调节方式的初期变负荷速度基本相同。
另外为了提高全厂负荷的调节性能，当调度指令变化幅度较大时，系统应同时选择二台或三台机组承担变负荷任务。当处于赶峰时段，应选择所有机组同时参与加或减负荷。
（一） RB或MFT工况负荷处理机组发生RB或MFT时，PLACS能快速提高其余正常运行机组的出力，在全厂可能的最大出力前提下，尽力弥补由于机组RB或MFT引起的负荷缺口，减小对电网的影响。
（二） 磨煤机启停时负荷控制PLACS应有较强抗内扰能力，在磨煤机启停过程中能保持全厂负荷基本不变。在单机AGC时，磨煤机启动或停止时机组负荷波动由电网平衡。采用全厂负荷控制后，当某台机组磨煤机启动、停止或跳闸时，此机组由于磨煤机的启动或停止负荷会有较大的波动，PLACS通过调整其他机组的负荷，使全厂负荷保持基本不变。
（三） 磨煤机启停指导由于磨煤机启停时需要较长时间，而在同一全厂负荷指令下，不同机组的投运磨煤机数量可以有不同组合，为了保证全厂系统具有较大的负荷调节裕量以满足下一阶段的负荷变化，提高机组的负荷响应能力，避开机组负荷调节断点，PLACS根据负荷的上、下调节裕量判断何时启停机组的磨煤机。
（四） 机组负荷闭锁增、减的处理机组出现负荷调节受到限制时会禁止加或减负荷，在单机AGC时由于调度得不到这此详细的信息，经常出现实现负荷的响应不能及时满足调度的要求。PLACS能根据机组的闭锁增、减信息及时调换变负荷的机组，当某台机组出现闭锁增（或减）时，PLACS及时选择另一台机组承担变负荷任务，使全厂负荷及时响应调度要求。
随着电力市场改革的深化，一个独立发电厂（或公司）为了降低全厂（或公司）发电成本、延长机组的使用寿命、降低机组的检修成本，将会要求改变原来传统的单机负荷调度方式，实施全厂负荷优化分配，但要实现全厂负荷控制在管理和技术上还要做大量的工作。
第五节 燃气轮机电厂AGC控制系统
随着国内、外电力技术的发展，燃气轮机以及燃气-蒸汽联合循环发电机组的容量和效率已远高于一般燃煤发电机组。而且由于燃气动力设备具有环境污染少、调峰能力强等优点，使得燃气轮机在发电设备中的占有率不断提高。国外近几年来燃气轮机及其联合循环机组的制造和运行得到了较大的发展，目前全世界每年新的发电机组中燃机机组占到了1/3。我国虽然燃气轮机制造能力较差，但燃气轮机以及联合循环机组的投产运行规模还是发展较快的，己有近百家国内发电厂采用燃机及其联合循环机组发电。因此燃气轮机在互联电网发电中的实际应用和控制技术的研究将会得到越来越来多的重视。
近年来，发达国家每年新增的联合循环装机容量约为火力发电量机组新增总容量的 40%-50%。根据美国能源部信息局预测，1998年-2007年十年内计划新装机组52044MW，其中燃煤机组2559MW(4.9%)，燃油机组1444MW(2.8%)，燃气机组46181MW(88.7%)，燃油和燃气机组中大部分为燃气轮机及联合循环机组。按照我国能源发展规划，到2010年和2020年，燃气轮机发电机组在电源结构中的比重将分别达到6.1%和11%，即装机容量将分别达到3000万kW和8000万kW。
我国的燃机技术发展也是比较早的，特别是航空发电机中使用的燃机。我国电站燃机研究开始于50年代，但由于国家经济情况及燃料政策等原因一直发展较慢。目前国内仅有南京汽轮机厂引进技术生产GE公司的6B系列燃机，其他一些大型发电设备制造厂主要作为国外公司的分包商加工一些燃机部件。但是，在国内电力系统应用领域，燃机机组的投运近年来却在不断增多，从80年代开始，国内引进投产的发电燃机机组得到了迅速发展，目前全国有100处左右电厂近200台燃气轮机机组投入运行。
特别是近年我国从新疆至上海的“西气东输”工程的全面开工建设，燃气-蒸汽联合循环机组今后将会成为我国发电设备的大力发展对象。目前与“西气东输”工程同步进行的先进燃气-蒸汽联合循环机组联合招标工作也已经全面展开，第一批就有二十多台F级燃气轮机立项建设，未来几年我国燃机发电必将有一个大的发展。按照我国能源发展规划，到2010年和2020年，燃气轮机发电机组在电源结构中的比重将分别达到6.1%和11%，即装机容量将分别达到3000万kW和8000万kW。
随着我国燃气-蒸汽联合循环技术的不断发展，机组需要量的不断增加，了解燃气轮机以及联合循环机组的技术特点、研究他们在今后发电电网中的控制方法是一项十分有意义的工作。本节将首先对先进燃气轮机技术进行介绍，然后介绍和分析燃气-蒸汽联合循环发电的技术特点。随后的章节将进一步介绍燃气轮机以及联合循环机组的启动特性、控制特性以及与AGC控制的关系和影响。
燃气轮机技术的发展从20年代进入工业应用，40年代在航空发电机上得到了较大的发展。70年代在舰用燃机上又得到了广泛应用。从1939年瑞士推出了世界上第一台发电用燃气轮机后，燃机在发电领域也得到了广泛应用，90年代以来，由于联合循环技术的成熟发展，机组效率整体得到较大提高，燃机在发电领域中得到了迅速发展，至今已成为电网中发电设备的重要组成部分，这是一种目前应用较广的先进发电技术。
燃气轮机机组一般由压气机、燃烧室和燃气透平组成，如图1。燃气轮机发电原理不同与常规的采用朗肯（RANKIE）循环的蒸汽轮机发电技术，它是采用布雷顿（BRAYTON）循环。主要是根据布雷顿循环原理将燃料的化学能通过透平-发电机系统转换为电能。机组运行中主要存在四个热力过程。即压气机中的空气压缩过程、燃烧室中的燃气加热过程、透平中的燃气膨胀过程，以及燃气轮机排气在大气中的放热过程。如图1所示，大气被压气机吸入进行压缩，达到一定的压力后进入燃烧室与燃料进行燃烧加热，形成高温燃气。最后具有一定压力的高温燃气进入透平通过静、动叶片膨胀做功，由此带动发电机发电。做功后的烟气排向大气。
图1 燃气轮机系统组成示意图
燃气轮机经过近几十年来的发展，目前发展已经相当成熟。燃机发电的主要过程是压缩和加热燃烧过程，因此燃机的关键技术也主要在提高压气机效率、燃烧室燃烧温度、以及如何使透平安全可靠的在高温下运行等方面。
燃气轮机相对燃煤机组具有以下特点：
l 投资少，建设周期短：由于燃机设备小、布置紧凑，制造厂家一般采用集装箱式的设备组装结构发货到现场，因此现场安装方便，并且机组系统简单，辅助设备少，因此能够在较小的场地、在较短的时间内完成安装，使机组很快地投入运行。
l 运行灵活性好：机组启动快，自动化程度高，燃气轮机调峰性能特好，一般仅10多分钟可并入电网参与负荷调节。虽然采用联合循环后调峰特性下降一些，但还是好于常规燃煤机组的启动性能。
l 环保指标好：燃气轮机主要燃料为天然气，它是属于清洁能源，对环境污染少，机组排放NOx一般可小于102.5mg/m3(50ppm)，而常规火电厂的排放是该数据的十倍左右。即使是燃油燃气轮机机组，其排放也明显低于燃煤机组。
目前世界上燃机制造厂家大大小小的有100多家，实际上真正技术独立的大型燃气制造技术主要有四家，即美国GE公司、美国SIEMENS/WH公司、德国SIEMENS、瑞士ABB，其他几家制造商多为从这四家引进技术进行生产的。当然，其它一些制造商通过技术的消化、引进和发展，有些已经有了自己的技术特性，甚至具有一定的代表性。例如日本MHI已经成为原美国WH技术的代表。目前国际上的燃气轮机机组水平大致可以分为三个等级，即：
l 普及机组：以GE公司E系列为代表的十万千瓦(110-190MW)等级机组，包括SIEMENS/WH公司的E系列、SIEMENS公司到2A系列、ABB公司的GT13等机组。国际上这些机组的使用已经较普及，目前在我国也已经有10多台投入发电运行。
l 主力机组： 以GE公司F系列为代表的二十万千瓦(200-260MW)等级机组，包括SIEMENS/WH公司的F系列、SIEMENS公司到3A系列、ABB公司的GT26等机组。这些都是目前国际上发电燃机的主力机组，也是我国目前正在计划大力发展燃气-蒸汽联合循环首选的先进机组。
l 发展机组：以GE公司G/H系列为代表的三十万千瓦(300 MW以上)等级机组，包括SIEMENS/WH公司的G、H系列等机组。这些机组代表了目前国际燃机的最先进水平，也是燃机的发展方向。特别是H系列机组，在美国国家能源部资助的先进燃机透平系统计划(ATS)中也使用该系列机组。
燃气轮机显然是一种先进发电技术，但由于它的排气太高，放热损失较大，单机效率受到了限制，燃气轮机单机效率仅为37%左右。为了提高燃气轮机机组的效率，采用燃气-蒸汽联合循环发电技术。随着燃机技术的发展，以及联合循环技术水平的提高，目前最新技术的燃气-蒸汽联合循环机组效率达到了60%，亚临界、超临界燃煤发电机组也仅40%左右，可见燃气-蒸汽联合循环机组效率远高于燃煤机组。为此国内外相应制造和投产了许多先进的燃气-蒸汽联合循环机组。
图2为典型的燃气-蒸汽联合循环发电机组系统组成图。它在燃气轮机机组上增加了余热锅炉和蒸汽轮机，余热锅炉吸收燃机的高温排气产生蒸汽，并通过蒸汽轮机继续作功，使整个机组的热效率提高。
图2：典型的联合循环机组系统组成图
正是由于燃气-蒸汽联合循环具有许多优点，使他在发电领域一直在不断发展，世界燃气轮机及其燃气-蒸汽联合循环的发展大致经历了以下四个阶段：
l 60年代开始建设燃气-蒸汽联合循环电厂，但当时燃机初温较低，联合循环效率也较低，约35%。
l 70年代燃机初温提高到1000OC左右,联合循环效率达到40-45%，已接近或超过大型汽轮发电机组。
l 80年代出现100MW等级的燃气轮机，燃机初温达到1100-1288OC，排气温度达到500-600 OC，这使得联合循环效率超过了50%。
l 90年代至今，这是燃气轮机的全面发展阶段。由于联合循环的明显优越性，大功率高效率的燃机不断出现，燃机透平的初温达到了1300 O C，单循环燃机效率就可达36-38%。单循环燃机容量200MW以上的机组已经投入正常商业运行，联合循环机组的效率达到了60%左右。
90年代以来，我国发电领域的燃机以及联合循环机组也得到了较大应用。国内燃机发电不仅在机组容量上大幅提高，而且在机组性能水平上也不断发展。以深圳、上海、浙江等地引进的GE公司的PG9000E系列10台燃机为例，单机功率达123MW，效率达到33%。其中许多机组实施了联合循环技术，其效率达到了50%以上。目前与“西气东输”工程配套进行的燃机联合招标工作二十多台F级燃气轮机项目中也基本上是联合循环机组。
燃气轮机具有较快的启动特性。一般燃机启动从盘车开始，经过冲转、吹扫、点火、加速、全速、并网，然后加负荷到预定值几个过程。对于燃烧重油的燃气轮机，由于启动一般采用轻油，由此还存在一个轻、重油切换负荷。单循环燃气轮机一般从启动到全速仅十几分钟，到额定负荷约需要20分钟左右，而燃煤机组需要几小时。表2列出了单循环燃机、联合循环机组和常规燃煤机组的大致的启动时间。从表可以发现，单循环燃气轮机的启动时间明显少于联合循环机组和燃煤机组，联合循环机组由于余热锅炉和蒸汽轮机的加入，启动时间比单循环机组有所增加，但启动仍然比常规燃煤机组快，特别是冷态启动有较大的优势。因此燃气轮机及其联合循环在电网负荷调节中具有较强的快速响应能力，特别是单循环机组常常用于电网负荷应急负荷需求的调度。
表2 机组启动时间对比表
| 机组状态
|
单循环燃机(min)
|
联合循环机组(hr)
|
燃煤机组(hr)
|
| 冷态启动
|
12-18
|
3
|
6-8
|
| 温态启动
|
<12
|
1.5
|
3
|
| 热态启动
|
9
|
1
|
1.5
|
2 燃气-蒸汽联合循环机组启动特性联合循环机组由于受到蒸汽轮机和余热锅炉的限制，启动不如单循环机组快。联合循环机组的启动时间与机组的启动方式有关，根据机组配置的启动系统会形成多种启动方式，联合循环机组的启动方法有多种形式。例如配有柴油机启动设备的柴油机启动方式、配有启动马达的燃气轮机启动方式以及变频器加主发电机启动、当电厂有蒸汽源时可以使用外部蒸汽汽源启动方式。每种启动方式都有各自的特点，以下是一些启动方式的主要特点。
(1) 柴油机启动；柴油机在液力变矩器的帮助下升速时，在低转速下柴油机可以向燃气轮机转子施加足够大的转矩。机组在较低的转速n=10%--15%n0下可以进行点火，这样能充分利用燃气轮机的自发功率升速。这种启动的优点在于不需要较大容量的外界电源，有利于机组在外界无电网的地区运行，适应性较强。但也存在结构比较复杂、需要增设液力变矩器和冷天较难启动的缺点。
(2) 启动马达或变频器加主发电机启动：利用启动马达可以进行燃气轮机的启动，一般单循环燃气轮机多采用该启动方式。利用变频器改变输给主发电机的交流电的频率，使其从低频逐渐向50Hz过渡，这样，交流电动机的转速就可以调节，实现启动。目前在许多大功率的燃气轮机联合循环中使用。
(3) 外部蒸汽汽源启动：在有外部汽源的情况下，可以利用联合循环中的蒸汽轮机作为启动机来启动整台机组。优点是简单方便、设备投资节省。但需要电厂具备外部蒸汽汽源，因此适合于原有蒸汽轮机的发电厂在机组扩建时采用。
联合循环的启动时间与单机启动不同。由于联合循环中燃机、蒸汽轮机和余热锅炉的配置不同，以及启动方式的选择不同，对机组启动时间会带来不同的影响。一般单轴机组由于受到蒸汽轮机启动速度慢的影响，从启动到并网时间较慢，而多轴机组可以先用燃气轮机快速启动带一定的负荷，然后蒸汽轮机再随后将机组带到满负荷。不过实际从启动到带到满负荷的总时间基本相同。例如GE公司的STAG-109FA单轴机组从启动到并网约需要100分钟，而STAG-209FA双轴机组仅用20分钟就可以带负荷运行，但机组冷态条件下从启动到带满负荷运行两者都约需要180分钟。
对于联合循环机组，为了缩短机组的启动时间，一般采用滑参数启动方式。即汽轮机调节伐全开，在主蒸汽达到启动基本要求后汽轮机随主汽参数的升高，逐步进行冲转、升速和带负荷启动。
1 燃机的调峰模式燃气轮机联合循环的负荷调节特性及调峰能力与机组的运行模式有关。根据国际标准ISO-3977“燃机采购”中定义的燃气轮机及联合循环机组运行模式的划分，燃气轮机的运行模式分为以下6种：
表3：ISO-3977“燃机采购”中联合循环机组运行模式划分
| 运行模式
|
运行小时
|
点火次数
|
平均每次启动运行小时
|
| 连续满负荷
|
8000-8600
|
3-40
|
>200
|
| 基本负荷
|
6000-8000
|
20-80
|
60-400
|
| 中间负荷
|
3000-6000
|
10-60
|
60-400
|
| 基本/尖峰交替负荷
|
2000-3000
|
40-120
|
30-60
|
| 每日启停
|
2000-4000
|
250-300
|
10-18
|
| 尖峰负荷
|
200-800
|
60-150
|
3-8
| 根据GE公司对100多台燃机的统计，一半以上带基本负荷运行，仅16%为尖峰负荷运行。西门子公司类似的统计结果为2/3的机组为中间负荷和连续满负荷运行，当然，各国和各燃机制造公司对机组运行模式的划分并非完全一致，但总体可见，由于燃机不但具有很好的调峰性能，而且也有良好的经济性能，因此在发达国家燃气轮机联合循环已经不仅仅作为调峰机组运行，而主要是作为中间负荷和基本负荷机组运行。
燃气轮机及联合循环机组实际采用何种运行方式与燃料价格、建设投资、机组启停特性、热力性能、发电价格、电网结构和负荷需求等多因素有关，在我国目前情况下，简单联合燃机主要承担尖峰负荷运行，联合循环机组主要承担中间负荷运行。但随着我国电力市场的发展、燃气轮机的国产化、燃料价格的变化，我国燃气轮机及联合循环也将主要承担中间负荷和基本负荷的作用。
2 燃机发电机组的负荷调节性能燃机发电机组能量转换过程是在燃烧窒中把燃料的化学能转换成烟气的热能，烟气的热能在燃气轮机中转换成机械能，大部分机械能由发电机转化为电能，另一部分机械能用于驱动压气机，此能量是燃机发电机组自身消耗掉的，燃烧所需的空气由压气机提供，并能保证燃料完全燃烧，使燃料的化学能全部转换成烟气的热能。对于燃机-蒸汽联合循环发电机组，在余热锅炉中把燃机排出的高温烟气转换成蒸汽的热量，蒸汽的热量在蒸汽轮机中转换成机械能，并由发电机转换成电能。
根据燃机发电机组能量转换过程的分析，对于一台正常运行的燃机发电机组，其负荷的调节性能主要取决于负荷对燃料输入的响应特性，燃机发电机组从燃料的化学能转换成电能是一个比较快的过程，其对象特性的传递函数如图7-5-1的Wa(S)，可近视为一个时间常数较小（小于10秒）一阶惯性环节，其负荷的调节性能可接近于水电机组，远优于燃煤发电机组，燃料量阶跃变化引起发电量变化的如图7-5-3（a）。
对于燃机-蒸汽联合循环发电机组，其负荷调节特性可看成燃机和余热锅炉及蒸汽轮机机合成的特性，其对象特性的传递函数如图7-5-2，燃料量阶跃变化引起发电量变化的如图7-5-3（b），前期主要是燃气轮机负荷变化，其特性与7-5-3（a）相同，后其是蒸汽轮机的负荷变化，由于余热锅炉的换热过程比较慢，燃气轮机排出的热量转换成发电量的过程可看成是一个时间常数较大的高阶惯性环节，比较7-5-3（a）与（b），燃机-蒸汽联合循环发电机组总的负荷的调节性能明显要比没有联合循环时慢，但还是要比燃煤发电机组好得多。
燃气-蒸汽联合循环发电机组的蒸汽轮机一般采用滑压运行，如象燃煤机组哪样，在变负荷时，改变蒸汽轮机的进汽门开度，也能利用余热锅炉的蓄热快速变化蒸汽轮的负荷，但这样做会对燃气-蒸汽联合循环机组带来一定的负面影响。
对于有补燃的联合循环机组也可以采用汽轮机定压运行方式控制，此时汽轮机采用进汽阀进行汽轮机功率控制，并保持汽轮机新蒸汽进口压力不变，另外调节余热锅炉的补燃燃料量来调节蒸汽量以满足负荷变化的要求。
当燃机发电机组在部分负荷下运行时，即使是燃气-蒸汽联合循环发电机组，它们都有比较好的负荷调节性能，它们参与AGC对电网的安全、稳定和频率质量都会起到很大的作用，尤其是对水电比例较少的电网。
以上介绍了燃机启动和负荷调节特性。但机组的调节方法还应该考虑机组的经济性能，特别是随着燃气轮机及其联合循环机组容量的不断加大和效率的提高，以及它们在发电电网中的比例不断增加，它们将更加多的承担中间负荷和基本负荷的作用，因此提高它们在电网负荷调度中的经济性也应该得到应有的重视。这里简单介绍一下燃气轮机以及联合循环机组的经济运行。燃气-蒸汽联合循环机组正是由于他们的高效经济而得到了广泛应用。在联合循环中，一般汽轮机功率占联合循环机组总功率的33%左右，一般机组设计是考虑额定工况下效率最佳，但部分负荷下就不一定最佳了。因此对于经常应用于调峰的联合循环机组应该分析研究机组不同负荷下的组合特性，以获得机组较高的运行整体经济性。图3是一台VEGA206两拖一联合循环机组效率与功率的关系曲线。从图可以发现：
图3 联合循环VEGA206机组效率-功率曲线
l 联合循环机组的运行效率明显比单循环高，因此一般情况下联合循环机组不宜采用单循环运行方式。
l 高负荷时，原设计的两拖一运行方式效率较高，应该尽量维持在设计运行方式下参与电网负荷调节。
l 在50%负荷以下，采用一拖一运行方式的效率比维持二拖一运行可以有更高的经济性。
为了分析联合循环机组的在实际运行中的经济性能，应该具有机组变工况下的性能曲线，这可以通过理论计算和实际运行测试获得。图4为一台联合循环机组的变工况曲线。从图可以发现，联合循环采用滑压运行后机组经济性能明显好于定压运行。
有以上分析可以发现，联合循环机组的运行效率明显比单循环高，并且采用滑压运行后机组经济性能明显好于定压运行。因此一般燃气-蒸汽联合循环机组在负荷调节中应该采用滑压运行方法，以提高机组的经济效益。
图4 一台联合循环机组定压、滑压效率对比图
目前电网一般都要求机组负荷调节都参与AGC控制，并且燃气轮机联合循环机组主要用于调峰，因此燃气轮机与AGC具有十分密切的关系。一般对发电机组AGC系统，根据电网调度部门要求主要投运指标有如下几个方面：(1)机组负荷变化范围；(2)机组负荷变化速率；(3)机组负荷动态偏差；(4)机组负荷静态偏差；(5)机组负荷响应迟延时间。
从一些大电网AGC投运情况来看，燃煤机组负荷变化范围一般为60％～100％，机组负荷变化速率，大多数机组在1.5%MCR／min左右。燃气轮机负荷变化范围和变化速率一般都大于燃煤机组。负荷变化范围下限可以达到40％，单循环燃气轮机可以达到10%MCR/min以上的负荷变化率。当然，燃气轮机联合循环机组的负荷变化率低于单循环机组，但负荷变化率一般也大于5MCR／min，应用于AGC系统中时其功能还是远优于常规燃煤机组。
不过，燃气轮机部件处于高温运行状态，它们参与AGC运行后，机组负荷的频繁变化对热通道的寿命具有较大的的影响。根据对100MW燃气轮机启动寿命的评估计算发现，机组启动一次对寿命有一定的影响，一次负荷波动与一次机组启停过程的应力和寿命损耗并无较大的差异，2-3次负荷波动就相当于机组一次启动停机的寿命影响，而且大幅度的负荷波动对寿命的影响大于小幅度的波动影响，因此燃气轮机在AGC的投运中也应该避免频繁的大幅度变动，以减少机组的寿命损耗。
（一） 燃机的控制系统燃气轮机控制系统一般由燃气轮机制造厂配套，如GE的MARK-Ⅴ和MARK-Ⅵ，它包括从信号的一次元件、控制系统、执行器等，组成的整套控制系统可靠性高，而且自动水平高，就燃气轮机本身，完成可实现从启动、并网到负荷控制的全自动，燃气轮机的运行很少需要运行人员干预。
在启动阶段，控制系统能自动地执行启动程序，燃机的轴系被启动装置驱动，压气机转动，当达到到点火转速且点火条件满足时，它输入一定量的启动用燃料，并自动点火，点火成功后进行短时间的暖机控制，当燃气轮机的功率能维持维持整个轴系上所有设备正常转动时，退出启动装置。经过较短（几分钟）的暖机后，燃机在正常情况下按设定的最高升速率加速到额定转速，并实现自动并网。并网后燃机进行负荷控制，燃机的负荷主要由燃料量调节，系统比较简单，负荷的调节性能远优于燃煤机组，正常情况下燃按设定的最高变负荷速率调节燃料量，当出现出燃机温度过高等情况时会自动降低加负荷速度。对于有启动燃料和主燃料的燃机，在负荷达到一定时，燃料自动切换到主燃料，反之当负荷降到一定时切到启动燃料，燃机的AGC最低负荷应高于主燃料运行的最低负荷。
燃机联合循环机组的控制系统比较复杂，其负荷的控制与联合循环有关，它包括燃机的控制（一般由燃机制造商提供专用控制系统完成）、余热锅炉的控制、蒸汽轮机的控制。整个燃机联合循环机组可以由一套通用DCS控制，也可以由一套DCS与燃机的控制系统接口完成整个燃机联合循环机组控制，整个燃机联合循环机组也可以由燃机制造商提供专用控制系统完成。
AGC控制主要由DCS或燃气轮机专用控制系统来实现，DCS等系统通过远动RTU系统实现与电网中心调度中央计算机的联系，向中调中央计算机发送机组的各种实时参数，并接受AGC的各种实时指令，包括最重要的AGC负荷指令。DCS在接受中调负荷指令后、根据机组所处的运行方式和工况，完成对各机组的实际负荷分配和协调，同时又根据燃机和汽机反馈的实际负荷，最终使整个机组负荷达到AGC指令的要求。
燃气轮机的AGC投运时负荷范围的调整与常规电厂机组投运方法基本相同，但又具有其特殊性。燃机在正常运行时、为使燃机运行稳定．保证一定的机组效率，单台燃机应运行一定的负荷以上，特别时燃烧重油的机组有一个轻重油切换负荷。同时燃机在联合循环方式运行时，为保证联合循环机组效率和锅炉主汽温度有足够的过热度、保证汽机运行稳定，对于联合循环中的燃气轮机必须具有一个最低负荷的要求。同样，每台燃机运行中都有一个基本负荷(即最高负荷)，并且这一负荷与大气环境温度等有关，另外，汽机的负荷在燃机负荷稳定及锅炉稳定运行时，按热力设计与联合循环燃机总负荷有一定的比例关系，这就决定了，不同的AGC运行方式．允许AGC负荷变化的范围也是不一样的。DCS系统能根据设计中的参数设定，在不同运行方式．自动给出不同的机组负荷变化范围，并通过传输到中调，使中调所发AGC负荷指令不要超出这个范围。
以一台S106B燃气蒸汽联合循环机组为例，电网调度通过RTU远程系统给电厂机组控制系统发信号，以控制全厂有功输出。要求电厂上送的模拟量信号有：机组有功上限、有功下限及有功最大可调速率。要求上送的状态量信号有：机组AGC允许信号、有功高限越限报警和有功低限报警。根据燃机的特点，联合循环机组的最大出力受大气温度的影响较大，一年四季、每日早晚的大气温度都在变化，所以提供给AGC的有功出力上限也应该是随着大气温度的变化而变化的。可以通过试验求得机组负荷的上限参考点为基准，参考燃机生产厂提供的大气温度对出力的修正曲线，得出联合循环机组的有功功率上限曲线，作为电厂联合循环机组AGC负荷指令的上限值。
对于联合循环机组的汽轮发电机，其滑参数带负荷运行有一定的最低负荷限制条件，例如对于以上S106B机组，当主蒸汽温度低于360oC，初压低于1.5MPa时，将可能引起汽轮机末级叶片水蚀现象，威胁汽机的安全运行。对应的燃气轮机出力在40％负荷左右，相应的联合循环出力约在24MW，即当联合循环出力小于24MW的时候，不能满足滑参数运行最低工况点的要求。由此该负荷点将作为电厂联合循环机组AGC负荷指令的下限值。
对于燃气轮机在AGC中的负荷变化率，一般可以参考机组制造厂提供的数据对控制系统进行初步设定，然后在此基础上进行大量的启动和负荷变动试验，试验研究首先应该考虑机组安全和可靠性，同时应该研究经济性，在保证安全的前提下既要满足电网的调节要求，又要使电厂得到较好的经济性。由此得出适合具体机组的负荷变动率。
例如，对于GE公司的100MW等级的E级燃机在单循环方式正常运行时。负荷变化的速率限制一般为10MW／min．燃机在联合循环方式运行时。虽然燃机本身负荷变化率最大允许值为8MW/min。实际使用中，由于受锅炉和汽机的限制．实际的速率限制设定要小于这个值，经过机组具体试验和调试可以得到一个满足机组安全和经济的AGC投运情况下的燃机负荷变� |
