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邹县电厂8台机组目前均投入AGC控制，机组负荷由网调控制。已不是打印当日负荷曲线，而后由监盘人员据此来调节机组负荷，负荷控制已经实现了自动化。由于火电机组的负荷响应速度多有不同，其中主要因素是锅炉的响应速度，对于有8台大容量机组的电厂来说，有必要研究一下协调控制适应AGC调控的方法。
对以火电机组为主的电网, 要实现AGC控制, 就要求网内应有相当比例容量的机组实现了正常的机炉协调控制。机组功能的正常投入是建立在机组协调控制系统具有良好控制品质的基础之上的。能量管理系统（EMS）根据电网频率自动调节发电机出力，从而维持区域电网的负荷与发电机出力之间的平衡。目前，网调对机组的负荷控制采用直接到单机的控制方式。根据网调的要求，机组的协调控制系统与网调EMS 之间共设计如下3 个接口信号：
网调下发给机组的“AGC负荷指令信号”（遥调信号，量程为50%Pe ~100%Pe，Pe为机组额定负荷）
机组上传给网调的“AGC 可以投入”信号（遥信信号）；
机组上传给网调的“AGC已投入”信号（遥信信号）。
AGC系统是根据区域控制偏差（ACE）的值来决定各参调机组的负荷，即将ACE 按一定的比例分配给每台机组。机组协调控制系统的设计是否合理、功能是否完善、在进行机组负荷变动试验时能否达到或优于上述指标是机组的AGC功能顺利投运的必要前提。但对于整个机组的模拟量控制系统而言，协调控制系统位于最上层，协调系统能否正常投运和投运效果如何不仅与协调系统本身的设计方案有关，也取决于下层送风及氧气量、炉膛压力、一次风母管压力、磨一次风量、磨出口温度、给水控制、主汽温度及再热汽温度等子控制系统的调节品质，即各主要子控制系统具备良好的调节品质是协调控制系统正常投运的基础。
在炉跟机协调方式下，炉主控负责维持机前压力，机主控用于控制机组负荷，机组的负荷响应速度快、负荷控制精度较高，但机前压力波动幅度较大，按照调度部门对机组投入AGC 运行指标的要求，在这种协调方式下机组最适合投入AGC 运行。与炉跟机协调方式不同，在机跟炉协调方式下，机主控维持机前压力，炉主控控制机组负荷，由于采用反应快速的汽机高压调阀控制机前压力，因此机前压力波动较小，这对于机组的稳定运行比较有利，但同时由于采用了惯性和迟延都较大的锅炉来控制机组负荷，因此机组的负荷响应特性较差，负荷控制精度也较低，一般该种方式多用于对主汽压力要求较严的直流炉和汽包炉的特殊运行工况，如启、停磨煤机等工况。
火电机组对负荷响应的迟延主要取决于锅炉在接到负荷指令后, 改变煤量到蒸汽流量发生变化所需要的时间, 即蒸汽产生的纯迟延时间。中储式制粉系统纯迟延时间比较短, 一般在1—2min内，直吹式制粉系统的纯迟延时间一般在1-2.5min内。加大一次风量或增大负荷变化率, 都可以相应减少纯迟延时间，但由于纯迟延主要发生在制粉系统, 一次风量和煤粉细度受运行要求限制，制该迟延时间难以克服。
锅炉是一个巨大的蓄热装置，在机组的负荷发生变化时，如果能够合理利用其蓄能的变化可以提高机组对负荷指令的响应速度。尽管大型锅炉的蓄热能力相对较小，但也要充分利用这部分蓄热。利用锅炉的蓄热就是在机组变负荷时允许主汽压力的合理波动，所谓合理波动具体是指在机组变负荷开始时取消压力偏差对汽机调门的限制作用，在升负荷之初允许主汽压力适当下降，开始降负荷时则允许主汽压力适当上升。一般对于配备直吹式制粉系统的机组而言，允许主汽压力偏差在0.3~0.5MPa之间。对炉跟机协调控制系统而言，由于是汽机控制机组的负荷，因此利用锅炉蓄热较容易也较充分；对机跟炉协调控制系统而言则必须用负荷偏差修正主汽压力定值，即在升负荷时迅速降低机前压力定值，在降负荷时提高机前压力定值。目前四期两台机组匀为滑压运行，在滑压方式下，增加的燃烧量不仅要满足机组响应负荷变化的需要，而且还要补偿锅炉因滑压而改变的那部分蓄能。如果不对原有的控制方案进行必要的优化，那么机组在滑压运行方式下的AGC 投入品质肯定会受到影响。AGC投入前负荷变化率先设定≦2MW，待投入AGC后, AGC负荷指令激活且和实际负荷基本一致时再设定最终负荷变化率。AGC投运的负荷范围暂定在600～1000MW之间(夏季≦950MW)，负荷变化率按≦10MW控制（省调要求不低于10MW）。AGC的投停、负荷变化率、AGC投停的负荷区段根据值长命令执行。1000MW机组磨煤机启停时应退出AGC控制。原则上四、五、六台磨运行时对应600～720MW、750～880MW、900～1000MW负荷，在大约上述负荷区段内可投入AGC控制（具体负荷段根据实际工况和节能要求确定）。
对于燃煤机组而言，煤质的变化对机组协调控制系统和AGC 投入品质的影响很大。在机组稳定负荷时，系统可以靠调节器的积分作用适应煤质的变化，在机组变负荷时为了提高机组对负荷指令的快速响应能力往往采用较强的前馈环节，当燃煤的发热量有较大改变时，如果不进行必要的校正，负荷就会出现较大的超调或欠调。如何解决协调控制系统对煤质变化的适应性问题，一直是燃煤机组亟待解决的问题。机组对煤种变化的適应性，对于单位燃煤发热量的线性影响采用热值校正回路来消除, 如果煤的热值发生变化时, 一定的燃料量变化就得不到对应设计煤种发热时的锅炉出力, 热值校正回路是用蒸汽流量信号生成线性校正因子, 乘到磨的燃料控制回路中, 自动校正煤的发热量, 使燃料量迅速响应煤质的变化, 消除煤种热值变化引起的偏差, 当热值校正回路的校正速率与锅炉主控的积分速率相匹配时, 锅炉计算负荷就与其实际负荷相符, 从而系统的动态响应特性得到改善, 且不会影响正常的调节功能。对于单位燃煤发热量的非线性影响主要从两方面进行校正，一是次风量的与煤量的对应关系风煤比曲线, 煤种变化时, 入炉煤量的计算受风煤比曲线的影响很大，另一方面是对二次风量的控制, 当负荷改变时, 既要改变燃料同时也要改变进入炉膛的风量, 送入炉膛的风量为一次风和二次风的总和。当煤种变化时, 随着炉内燃烧状况的变化, 在改变燃料量控制的同时相应改变助燃的二次风控制。AGC控制投入期间监视好主汽压力偏差，控制汽温、壁温不超限。如汽机调门变化幅度大汽轮机振动突然变大时，应及时退出AGC，按有关规定处理。100MW机组最大负荷限制值设为1010MW，最小负荷限制值设为500MW。
对以火电机组为主的电网, 要实现AGC控制, 就要求网内应有相当比例容量的机组实现了正常的机炉协调控制。机组功能的正常投入是建立在机组协调控制系统具有良好控制品质的基础之上的。能量管理系统（EMS）根据电网频率自动调节发电机出力，从而维持区域电网的负荷与发电机出力之间的平衡。目前，网调对机组的负荷控制采用直接到单机的控制方式。根据网调的要求，机组的协调控制系统与网调EMS 之间共设计如下3 个接口信号：
网调下发给机组的“AGC负荷指令信号”（遥调信号，量程为50%Pe ~100%Pe，Pe为机组额定负荷）
机组上传给网调的“AGC 可以投入”信号（遥信信号）；
机组上传给网调的“AGC已投入”信号（遥信信号）。
AGC系统是根据区域控制偏差（ACE）的值来决定各参调机组的负荷，即将ACE 按一定的比例分配给每台机组。机组协调控制系统的设计是否合理、功能是否完善、在进行机组负荷变动试验时能否达到或优于上述指标是机组的AGC功能顺利投运的必要前提。但对于整个机组的模拟量控制系统而言，协调控制系统位于最上层，协调系统能否正常投运和投运效果如何不仅与协调系统本身的设计方案有关，也取决于下层送风及氧气量、炉膛压力、一次风母管压力、磨一次风量、磨出口温度、给水控制、主汽温度及再热汽温度等子控制系统的调节品质，即各主要子控制系统具备良好的调节品质是协调控制系统正常投运的基础。
在炉跟机协调方式下，炉主控负责维持机前压力，机主控用于控制机组负荷，机组的负荷响应速度快、负荷控制精度较高，但机前压力波动幅度较大，按照调度部门对机组投入AGC 运行指标的要求，在这种协调方式下机组最适合投入AGC 运行。与炉跟机协调方式不同，在机跟炉协调方式下，机主控维持机前压力，炉主控控制机组负荷，由于采用反应快速的汽机高压调阀控制机前压力，因此机前压力波动较小，这对于机组的稳定运行比较有利，但同时由于采用了惯性和迟延都较大的锅炉来控制机组负荷，因此机组的负荷响应特性较差，负荷控制精度也较低，一般该种方式多用于对主汽压力要求较严的直流炉和汽包炉的特殊运行工况，如启、停磨煤机等工况。
火电机组对负荷响应的迟延主要取决于锅炉在接到负荷指令后, 改变煤量到蒸汽流量发生变化所需要的时间, 即蒸汽产生的纯迟延时间。中储式制粉系统纯迟延时间比较短, 一般在1—2min内，直吹式制粉系统的纯迟延时间一般在1-2.5min内。加大一次风量或增大负荷变化率, 都可以相应减少纯迟延时间，但由于纯迟延主要发生在制粉系统, 一次风量和煤粉细度受运行要求限制，制该迟延时间难以克服。
锅炉是一个巨大的蓄热装置，在机组的负荷发生变化时，如果能够合理利用其蓄能的变化可以提高机组对负荷指令的响应速度。尽管大型锅炉的蓄热能力相对较小，但也要充分利用这部分蓄热。利用锅炉的蓄热就是在机组变负荷时允许主汽压力的合理波动，所谓合理波动具体是指在机组变负荷开始时取消压力偏差对汽机调门的限制作用，在升负荷之初允许主汽压力适当下降，开始降负荷时则允许主汽压力适当上升。一般对于配备直吹式制粉系统的机组而言，允许主汽压力偏差在0.3~0.5MPa之间。对炉跟机协调控制系统而言，由于是汽机控制机组的负荷，因此利用锅炉蓄热较容易也较充分；对机跟炉协调控制系统而言则必须用负荷偏差修正主汽压力定值，即在升负荷时迅速降低机前压力定值，在降负荷时提高机前压力定值。目前四期两台机组匀为滑压运行，在滑压方式下，增加的燃烧量不仅要满足机组响应负荷变化的需要，而且还要补偿锅炉因滑压而改变的那部分蓄能。如果不对原有的控制方案进行必要的优化，那么机组在滑压运行方式下的AGC 投入品质肯定会受到影响。AGC投入前负荷变化率先设定≦2MW，待投入AGC后, AGC负荷指令激活且和实际负荷基本一致时再设定最终负荷变化率。AGC投运的负荷范围暂定在600～1000MW之间(夏季≦950MW)，负荷变化率按≦10MW控制（省调要求不低于10MW）。AGC的投停、负荷变化率、AGC投停的负荷区段根据值长命令执行。1000MW机组磨煤机启停时应退出AGC控制。原则上四、五、六台磨运行时对应600～720MW、750～880MW、900～1000MW负荷，在大约上述负荷区段内可投入AGC控制（具体负荷段根据实际工况和节能要求确定）。
对于燃煤机组而言，煤质的变化对机组协调控制系统和AGC 投入品质的影响很大。在机组稳定负荷时，系统可以靠调节器的积分作用适应煤质的变化，在机组变负荷时为了提高机组对负荷指令的快速响应能力往往采用较强的前馈环节，当燃煤的发热量有较大改变时，如果不进行必要的校正，负荷就会出现较大的超调或欠调。如何解决协调控制系统对煤质变化的适应性问题，一直是燃煤机组亟待解决的问题。机组对煤种变化的適应性，对于单位燃煤发热量的线性影响采用热值校正回路来消除, 如果煤的热值发生变化时, 一定的燃料量变化就得不到对应设计煤种发热时的锅炉出力, 热值校正回路是用蒸汽流量信号生成线性校正因子, 乘到磨的燃料控制回路中, 自动校正煤的发热量, 使燃料量迅速响应煤质的变化, 消除煤种热值变化引起的偏差, 当热值校正回路的校正速率与锅炉主控的积分速率相匹配时, 锅炉计算负荷就与其实际负荷相符, 从而系统的动态响应特性得到改善, 且不会影响正常的调节功能。对于单位燃煤发热量的非线性影响主要从两方面进行校正，一是次风量的与煤量的对应关系风煤比曲线, 煤种变化时, 入炉煤量的计算受风煤比曲线的影响很大，另一方面是对二次风量的控制, 当负荷改变时, 既要改变燃料同时也要改变进入炉膛的风量, 送入炉膛的风量为一次风和二次风的总和。当煤种变化时, 随着炉内燃烧状况的变化, 在改变燃料量控制的同时相应改变助燃的二次风控制。AGC控制投入期间监视好主汽压力偏差，控制汽温、壁温不超限。如汽机调门变化幅度大汽轮机振动突然变大时，应及时退出AGC，按有关规定处理。100MW机组最大负荷限制值设为1010MW，最小负荷限制值设为500MW。