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600MW 超临界机组深度调峰热工控制系统约束条件及对策摘要：为适应碳达峰、碳中和目标下燃煤机组的发展趋势，通过研究 QB 厂600MW 机组深度调峰至 30%额定负荷下热工控制系统对机组安全运行的限制及保护等条件，提出了针对性的解决对策，为同类型机组深度调峰工况的安全运行提供了有益借鉴。
关键词：深度调峰；热工控制；限制；保护；安全1热控技术对超临界火电机组深度调峰的约束与保护1.1协调控制系统的负荷区间限制QB 厂600MW 超临界机组协调控制系统通常针对50%额定负荷以上负荷区间，在 50%额定负荷以下以启停机控制为主，协调投用的最低负荷为 300MW。
当机组运行过程中负荷低于 50%额定负荷以下时，控制对象特性会发生较大变化，主要运行参数以及设备都接近于正常调节范围的下限，调节、安全裕度较小，存在协调控制系统调节品质差、AGC 响应速度慢、一次调频性能差、燃烧不稳定等问题。
在低负荷工况时，机组被控过程的动态特性变化显著。
煤质、燃烧稳定性、电网调度指令的频繁变化等各种扰动因素叠加时，采用常规PID 和并行前馈的控制策略有时难以有效控制，需要针对深度调峰工况进行逻辑优化。
1.2大负荷区间主、再热汽温控制深度调峰工况下，给水量、燃料量、减温水、协调等回路因为调节对象特性相比中高负荷工况差异明显，过热汽温控制品质不能满足自动连续运行要求，负荷稳定时汽温控制一般，在变负荷时，主汽温控制偏差较大，有时主汽温控制的较低，影响机组经济性，需要做出针对性的逻辑优化。
再热汽温控制采用尾部烟道挡板调整，再热烟气挡板控制无法投入自动，运行人员手动操作量大，且再热汽温波动较大。
有时再热汽温控制的很低，影响机组经济性。
由于配煤不均，燃料量波动大，频繁开关锅炉尾部烟道挡板，造成再热汽温波动大。
1.3脱硝排放控制系统脱硝喷氨控制控制无法投入自动，运行人员手动操作量大，且烟囱入口 NOx 浓度波动较大，存在超标风险。
另外，NOx 浓度测量存在测点少、延迟长等特点，动态过程中极易造成控制回路振荡发散，值班员监盘时工作量大，存在过度喷氨的现象，加剧空预器、烟冷器的堵塞程度。
合肥电厂600MW超临界机组热控控制系统培训教材（初稿）目录第一章锅炉控制 (01)第二章汽轮机控制 (27)第三章发电机控制 (96)第四章××厂家DCS控制系统介绍…………………………第页第五章其他控制系统介绍……………………………………第页第六章脱硫控制系统介绍………………………………………第页一、锅炉控制1、炉主要技术规范本期工程装设1台600MW燃煤汽轮发电机组，锅炉为东方锅炉厂制造超临界参数变压运行直流炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。
燃用烟煤。
锅炉容量和主要参数：主蒸汽和再热蒸汽的压力、温度、流量等与汽轮机的参数相匹配，主蒸汽温度571℃，最大连续蒸发量(BMCR)为1900t/h（暂定），最终与汽轮机的VWO工况相匹配。
锅炉型号：DG1900/25.4-II1锅炉主要参数：过热蒸汽：最大连续蒸发量(B-MCR) 1900t/h额定蒸发量(BRL) 1807.9t/h额定蒸汽压力25.4MPa.g额定蒸汽温度571℃再热蒸汽：蒸汽流量(B-MCR/BRL) 1607.6/1525.5t/h进口/出口蒸汽压力(B-MCR) 4.71/4.52MPa.a 进口/出口蒸汽压力(BRL) 4.47/4.29MPa.a进口/出口蒸汽温度(B-MCR) 321/569℃进口/出口蒸汽温度(BRL) 315/569℃给水温度(B-MCR /BRL) 282/280℃注：a). 压力单位中“g”表示表压。
“a”表示绝对压(以后均同)。
b). 锅炉BRL 工况对应于汽机TRL 工况、锅炉B-MCR 工况对应于汽机VWO 工况。
锅炉运行方式：带基本负荷并参与调峰。
制粉系统：采用中速磨正压直吹冷一次风制粉系统，每炉按配6台中速磨煤机(设1台备用)，煤粉细度按200目筛通过量为75%。
给水调节：机组配置2×50% B-MCR 调速汽动给水泵和一台30% B-MCR 容量的电动调速给水泵。
600MW超临界机组DEH系统说明书1汽轮机概述超临界600/660MW中间再热凝汽式汽轮机主要技术规范机组型号单位N600-24.2/566/566N600-24.2/538/566N660-24.2/566/566额定功率MW600600660最大连续MW648648711功率额定进汽MPa(a)24.224.224.2压力额定进汽℃566538566温度再热进汽℃566566566温度工作转速r/min300030003000额定背压K Pa(a) 4.9 4.9 4.9注意：上表中的数据为一般数据，仅供参考，具体以项目的热平衡图为准。
由于锅炉采用直流炉，再热器布置在炉膛较高温区，不允许干烧，必须保证最低冷却流量。
这就要求在锅炉启动时，必须打开高低压旁路，蒸汽通过高旁进入再热器，再经过低旁进入凝汽器。
而引进型汽轮机中压缸在冷态启动时不参与控制，仅全开全关，所以在汽轮机冷态启动时，要求高低旁路关闭，再热调节阀全开，主蒸汽进入汽轮机高压缸做功，经高排逆止门进入再热器，经再热后送入中低压缸，再进入凝汽器。
由于汽轮机在启动阶段流量较小，在3000r/min 时只有3-5%的流量，远远不能满足锅炉再热器最低的冷却流量。
因此，在汽轮机启动时，再热调节阀必须参加控制，以便开启高低压旁路，以满足锅炉的要求。
所以600MW超临界汽轮机一般要求采用高中压联合启动（即bypass on）的启动方式。
2高中压联合启动高中压缸联合启动，即由高压调节汽阀及再热调节阀分别控制高压缸及中压缸的蒸汽流量，从而控制机组的转速。
高中压联合启动的要点在于高压缸及中低压缸的流量分配。
启动过程如下：2.1 盘车（启动前的要求）2.1.1主蒸汽和再热蒸汽要有56℃以上的过热度。
2.1.2 高压内缸下半第一级金属温度和中压缸第一级持环下半金属温度，大于204 ℃时，汽轮机采用热态启动模式，小于204℃时，汽轮机采用冷态启动模式，启动参数见图“主汽门前启动蒸汽参数”，及“热态起启动的建议”中规定。
附件：600MW级超临界火力发电机组集控运行典型规程中国大唐集团公司前言随着集团公司的快速发展，一批大容量、超临界参数火力发电机组近几年相继投产。
为满足单元机组集控运行的需要，规范600MW超临界火力发电机组的运行管理，集团公司组织有关技术人员对国内已投产的600MW超临界火力发电机组集控运行情况进行了调研，吸取集控运行经验，结合集团公司系统600MW超临界机组实际，编写制订了本规程。
本规程以中国大唐集团公司600MW超临界机组为主，兼容了其他集团公司部分机组的特性，有较强的通用性和实用性。
集团公司系统各发电厂应依据本规程，结合本厂设备实际制订本厂的集控运行规程。
对于各企业具体设备，当制造厂有明确规定时，运行单位应按照制造厂技术要求执行，当制造厂无明确规定时，应参照本规程执行。
鉴于热控、电气、继电保护、化学、输煤等专业专业性较强，各企业应根据有关专业技术规程、制造厂技术文件与本厂实际，单独编写相应的运行规程。
本规程提出了超临界600MW级火力发电机组集控运行的操作要求和基本原则，各单位编写的现场运行规程应以本规程为基础，根据现场实际进行内容扩充。
本规程适用于中国大唐集团公司系统600MW超临界机组火力发电企业。
本规程由中国大唐集团公司安全生产部归口。
本规程起草单位：中国大唐集团公司本规程主要起草人：李伟项建伟高向阳石孝敏李子明宋铁军赵立奇本规程主要审定人：高智溥徐永胜王彤音潘定立王力光本规程批准人：刘顺达本规程由中国大唐集团公司安全生产部负责解释。
目录1 总则 (5)2 引用标准 (5)3 主机设备系统概述 (6)3.1锅炉设备概述 (6)3.2汽机设备概述 (6)3.3电气设备概述 (6)4 主机设备规范 (6)4.1锅炉设备规范及燃料特性 (6)4.2汽机设备规范 (11)4.3发电机及励磁设备规范 (14)4.4主变、高厂变、启备变设备规范 (18)4.5 相关曲线和图表 (20)5 机组主要控制系统 (20)5.1 炉膛安全监控系统（FSSS） (20)5.2顺序控制系统（SCS） (20)5.3模拟量控制系统（MCS） (20)5.4 数字电液调节系统(DEH) (20)5.5 数据采集系统（DAS） (20)5.6 汽动给水泵调速控制系统（MEH） (20)5.7 励磁控制系统 (20)6 机组主要保护 (20)6.1汽机主要保护 (20)6.2锅炉主要保护 (21)6.3电气主要保护 (22)6.4机电炉大联锁保护 (24)7 机组启动 (24)7.1 总则 (24)7.2 启动前检查及联锁、保护传动试验 (26)7.3 启动前检查准备 (26)7.4 机组冷态启动 (28)7.5 机组热态启动 (36)8 机组正常运行及维护 (36)8.1 机组正常运行参数限额 (36)8.2 机组负荷调整 (39)8.3 锅炉运行的监视和调整 (40)8.4 发电机系统主要参数的监视与调整 (42)8.5定期工作 (43)9 机组停止运行 (45)9.1 机组停运前的准备 (45)9.2 机组正常停运 (45)9.3 滑参数停机 (47)9.4 锅炉抢修停机 (48)9.5机组停运后的保养 (48)10 事故处理 (49)10.1 事故处理的原则 (49)10.2 机组紧急停机的条件 (50)10.3 机组申请停机的条件 (51)10.4 机组综合性故障 (52)10.5 锅炉异常处理 (58)10.6 汽机异常运行及常规事故处理 (62)10.7 发电机异常及事故处理 (65)11 机组的试验 (73)11.1 锅炉水压试验 (73)11.2 锅炉安全门校验 (74)11.3 汽轮机超速保护试验 (75)11.4 汽机主汽门、调速汽门严密性试验 (76)11.5 真空严密性试验 (77)11.6 汽轮机阀门活动试验 (77)11.7 危急保安器喷油试验 (78)11.8 电动门、调门、气动门的传动试验 (78)11.9 抽汽逆止门活动试验 (78)1 总则1.1 为了满足超临界600MW级火力发电机组集控运行的需要，规范超临界机组的运行管理，确保机组安全、可靠、经济、环保运行，特制订本规程。
600MW超临界机组DEH系统说明书1汽轮机概述超临界600/660MW中间再热凝汽式汽轮机主要技术规范注意：上表中的数据为一般数据，仅供参考，具体以项目的热平衡图为准。
由于锅炉采用直流炉，再热器布置在炉膛较高温区，不允许干烧，必须保证最低冷却流量。
这就要求在锅炉启动时，必须打开高低压旁路，蒸汽通过高旁进入再热器，再经过低旁进入凝汽器。
而引进型汽轮机中压缸在冷态启动时不参与控制，仅全开全关，所以在汽轮机冷态启动时，要求高低旁路关闭，再热调节阀全开，主蒸汽进入汽轮机高压缸做功，经高排逆止门进入再热器，经再热后送入中低压缸，再进入凝汽器。
由于汽轮机在启动阶段流量较小，在3000 r/min 时只有3-5%的流量，远远不能满足锅炉再热器最低的冷却流量。
因此，在汽轮机启动时，再热调节阀必须参加控制，以便开启高低压旁路，以满足锅炉的要求。
所以600MW 超临界汽轮机一般要求采用高中压联合启动（即bypass on）的启动方式。
2高中压联合启动高中压缸联合启动，即由高压调节汽阀及再热调节阀分别控制高压缸及中压缸的蒸汽流量，从而控制机组的转速。
高中压联合启动的要点在于高压缸及中低压缸的流量分配。
启动过程如下：2.1 盘车（启动前的要求）2.1.1主蒸汽和再热蒸汽要有56℃以上的过热度。
2.1.2 高压内缸下半第一级金属温度和中压缸第一级持环下半金属温度，大于204 ℃时，汽轮机采用热态启动模式，小于204℃时，汽轮机采用冷态启动模式，启动参数见图“主汽门前启动蒸汽参数”，及“热态起启动的建议”中规定。
冷再热蒸汽压力最高不得超过0.828MPa(a)。
高中压转子金属温度大于204℃，则汽机的启动采用热态启动方式，主蒸汽汽温和热再热汽温至少有56℃的过热度，并且分别比高压缸蒸汽室金属温度、中压缸进口持环金属温度高56℃以上，主蒸汽压力为对应主蒸汽进口温度下的压力。
第一级蒸汽温度与高压转子金属温度之差应控制在 56℃之内，热再热汽温与中压缸第一级持环金属温差也应控制在这同样的水平范围。
超临界机组的自动发电（AGC）控制江苏省电力试验研究院有限公司2007 年 7 月1. 超临界机组的特性1.1 临界火电机组的技术特点超临界火电机组的参数、容量及效率超临界机组是指过热器出口主蒸汽压力超过22.129MPa。
目前运行的超临界机组运行压力均为24MPa~25MPa，理论上认为，在水的状态参数达到临界点时(压力22.129MPa、温度374.℃)，水的汽化会在一瞬间完成，即在临界点时饱和水和饱和蒸汽之间不再有汽、水共存的二相区存在,二者的参数不再有区别。
由于在临界参数下汽水密度相等，因此在超临界压力下无法维持自然循环，即不再能采用汽包锅炉，直流锅炉成为唯一型式。
提高蒸汽参数并与发展大容量机组相结合是提高常规火电厂效率及降低单位容量造价最有效的途径。
与同容量亚临界火电机组的热效率相比，采用超临界参数可在理论上提高效率2%～2.5%，采用超超临界参数可提高4%～5%。
目前,世界上先进的超临界机组效率已达到47%～49%。
1.2 超临界机组的启动特点超临界锅炉与亚临界自然循环锅炉的结构和工作原理不同，启动方法也有较大的差异，超临界锅炉与自然循环锅炉相比，有以下的启动特点：1.2.1 设置专门的启动旁路系统直流锅炉的启动特点是在锅炉点火前就必须不间断的向锅炉进水，建立足够的启动流量，以保证给水连续不断的强制流经受热面，使其得到冷却。
一般高参数大容量的直流锅炉都采用单元制系统，在单元制系统启动中，汽轮机要求暖机、冲转的蒸汽在相应的进汽压力下具有50℃以上的过热度，其目的是防止低温蒸汽送入汽轮机后凝结，造成汽轮机的水冲击，因此直流炉需要设置专门的启动旁路系统来排除这些不合格的工质。
1.2.2 配置汽水分离器和疏水回收系统超临界机组运行在正常范围内，锅炉给水靠给水泵压头直接流过省煤器、水冷壁和过热器，直流运行状态的负荷从锅炉满负荷到直流最小负荷。
直流最小负荷一般为25%~45%。
低于该直流最小负荷，给水流量要保持恒定。
例如在20%负荷时，最小流量为30%的饱和水，这种汽水混合物必须在水冷10%的饱和蒸汽和20%意味着在水冷壁出口有．壁出口处分离，干饱和蒸汽被送入过热器，因而在低负荷时超临界锅炉需要汽水分离器和疏水回收系统，疏水回收系统是超临界锅炉在低负荷工作时必需的另一个系统，它的作用是使锅炉安全可靠的启动并使其热损失最小。
常用的疏水系统有三种类型：扩容式疏水系统、疏水热交换器式系统和辅助循环泵式系统，具有不同的结构和不同的效率。
1.2.3 启动前锅炉要建立启动压力和启动流量启动压力是指直流锅炉在启动过程中水冷壁中工质具有的压力。
启动压力升高，汽水体积质量差减小，锅炉水动力特性稳定，工质膨胀小，并且易于控制膨胀过程，但启动压力越高对屏式过热器和再热器和过热器的保护越不利。
启动流量是指直流锅炉在启动过程中锅炉的给水流量。
2. 超临界机组的启动系统2.1 超临界机组启动系统功能及形式2.1.1 启动系统功能超临界直流锅炉启动系统的主要功能是建立冷态、热态循环清洗、建立启动压力和启动流量、以确保水冷壁安全运行；最大可能地回收启动过程中的工质和热量、提高机组的运行经济性；对蒸汽管道系统暖管。
启动系统主要由启动分离器及其汽侧和水侧的连接管道、阀门等组成，有些启动系统还带有启动循环泵、热交换器和疏水扩容器。
2.1.2启动系统形式超临界直流锅炉的启动系统按形式分为内置式和外置式启动分离器2种：外置式启动分离器系统只在机组启动和停运过程中投入运行，而在正常运行时解列于系统之外；内置式启动分离器系统在锅炉启停及正常运行过程中均投入运行。
不同的是在锅炉启停及低负荷运行期间汽水分离器湿态运行，起汽水分离作用，而在锅炉正常运行期间汽水分离器只作蒸汽通道。
2.2 启动系统的控制外置式启动分离器系统的优点是：分离器属于中压容器（一般压力为7 MPa），设计制造简单，投资成本低。
缺点是：在启动系统解列或投运前后过热汽温波动较大，难以控制，对汽轮机运行不利；切除或投运分离器时操作较复杂，不适应快速启停的要求；机组正常运行时，外置式分离器处于冷态，在停炉进行到一定阶段要投入分离器时，对分离器产生较大的热冲击；系统复杂，阀门多，维修工作量大。
内置式分离器启动系统由于系统简单及运行操作方便，适合于机组调峰要求。
在直流锅炉发展初采用外置式启动分离系统，随着超临界技术发展，目前大型超临界锅炉均．采用内置式启动分离器系统。
内置式分离器启动系统由于疏水回收系统不同，基本可分为扩容器式、循环泵式和热交换器式3种。
在这里介绍哈尔滨锅炉厂生产的HG-1950/25.4-YM1 型锅炉，采用超临界压力、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构π型布置的前后墙对冲燃烧方式的本生型直流锅炉，启动系统采用工质和热量回收效果好的带再循环泵的内置式启动分离器系统，其结构如图2.1所示：图2.1 HG-1950/25.4-YM1型锅炉内置式启动分离系统带再循环泵的内置式启动分离器系统由下列设备组成。
1) 启动再循环泵锅炉启动时，锅炉管路冲洗和上水冲洗结束后，如满足启动允许条件：循环泵冷却水流量正常、循环泵出口隔离阀关闭、最小流量隔离阀关闭、贮水箱水位正常、再循环调节阀关闭，运行人员可以手动启动循环泵。
在降负荷过程中，如果负荷<40%锅炉最大连续蒸发量（BMCR）、燃烧器在燃烧、且满足循环泵启动允许条件，则循环泵自动启动。
在启动循环泵一段时间内，如果最小流量隔离阀和启动再循环隔离阀都未开，再循环泵跳闸。
．2) 最小流量隔离阀循环泵启动后5s联锁开启最小流量隔离阀。
在锅炉运行过程中，如果循环泵在运行，再循环流量大于定值时，隔离阀自动关闭；当再循环流量超过低限时，隔离阀自动打开。
3) 再循环隔离阀循环泵启动后5s联锁打开再循环隔离阀，循环泵停止联锁关闭再循环隔离阀。
4)过冷水隔离阀为防止循环泵入口水饱和汽化，威胁循环泵安全，系统设计了一路从省煤器入口过来的过冷水到循环泵入口，以增加循环泵入口水的过冷度。
当循环泵入口水的过冷度小于20℃，过冷水隔离阀自动打开'过冷度大于30℃时，过冷水隔离阀自动关闭。
5)再循环调节阀调节贮水箱水位在设计范围内。
6)大、小溢流阀当再循环调阀无法调节贮水箱在正常水位时，小溢流阀先打开；当水位继续升高超过某一高度时，大溢流阀也打开；当水位恢复到正常时，大、小溢流阀自动关闭。
为了安全，当锅炉压力比较高时，联锁关闭溢流阀。
7)大、小溢流调节阀大、小溢流调节阀对贮水箱水位进行开环调节，水位在某一个范围内变化时，溢流调节阀从0%开到100%。
2.3 启动系统运行2.3.1 启动过程直流之前：锅炉给水泵控制分离器水位，负荷逐渐增加，一直到纯直流负荷方式后切换到中间点焓值自动控制方式。
启动之前：按照冷态、温态、热态启动方式，顺序启动锅炉相关的辅机；贮水箱水位由再循环调节阀和大、小溢流调节阀控制。
启动阶段：省煤器入口的给水流量保持在某个最小常数值；当燃料量逐渐增加时，随之产生的蒸汽量也增加，从分离器下降管返回的水量逐渐减小，分离器入口湿蒸汽的焓值增加。
直流点：分离器入口蒸汽干度达到，饱和蒸汽流入分离器，此时没有水可分离#锅炉给水流量仍保持在某个最小常数值。
蒸汽升温阶段：给水流量仍不变，燃烧率继续增加，在分离器中的蒸汽慢慢地过热，分离器出口实际焓值仍低于设定值，温度控制还未起作用。
所以此时增加的燃烧率不是用来产生新的蒸汽，而是用来提高直流锅炉运行方式所需的蒸汽蓄热，到分离器出口的蒸汽焓值达到设定值，进一步增加燃烧率，使焓值超过设定值。
中间点温度控制阶段：进一步增加燃烧率#给水量相应增加，锅炉开始由定压运行转入滑压运行。
焓值控制系统投入运行，分离器出口的蒸汽温度由(煤水比)控制。
当锅炉负荷增加至35%，锅炉正式转入干态运行。
2.3.2 停机过程机组降负荷：从纯直流锅炉方式切换到启动运行方式，机组控制方式由温度控制切换到水位控制的过程。
中间点温度控制阶段：锅炉负荷指令同时减少燃烧率和给水流量，焓值控制系统自动。
给水流量逐渐减少，达到最低直流负荷流量。
蒸汽降温阶段：给水流量仍不变，燃烧率继续减小，在分离器中蒸汽过热度降低，开始有水分离出。
直流点：蒸汽过热度完全消失，流入分离器的蒸汽呈饱和状态。
启动阶段：进一步减小燃烧率，给水流量不变，分离器入口蒸汽湿度增加，贮水箱中开始积水，水位控制开始动作，再循环调节阀和大、小溢流调节阀自动调节水位。
3. 超临界机组的协调与AGC控制3.1 超临界机组CCS及AGC控制中的难点3.1.1 机、炉之间耦合严重超临界机组控制难点之一在于其非线性耦合，使得常规的控制系统难以达到优良的控制效果。
由于直流锅炉在汽水流程上的一次性通过的特性，没有汽包这类参数集中的储能元件，在直流运行状态汽水之间没有一个明确的分界点，给水从省煤器进口开始就被连续加热、蒸发与过热，根据工质（水、湿蒸汽与过热蒸汽）物理性能的差异，可以划分为加热段、蒸发段与过热段三大部分，在流程中每一段的长度都受到燃料、给水、汽机调门开度的扰动而发生变化，从而导致了功率、压力、温度的变化。
直流锅炉汽水一次性通过的特性，使超临界锅炉动态特性受末端阻力的影响远比汽包锅炉大。
当汽机主汽阀开度发生变化，影响了机组的功率，同时也直接影响了锅炉出口末端阻力特性,改变了锅炉的被控特性。
由于没有汽包的缓冲，汽机侧对直流锅炉的影响远大于对汽包锅炉的影响。
3.1.2 强烈的非线性超临界机组采用超临界参数的蒸汽，其机组的运行方式采用滑参数运行，机组在大．范围的变负荷运行中，压力运行在10MPa～25MPa.之间。
超临界机组实际运行在超临界和亚临界两种工况下，在亚临界运行工况工质具有加热段、蒸发段与过热段三大部分，在超临界运行工况汽水的密度相同，水在瞬间转化为蒸汽，因此在超临界运行方式和亚临界运行方式机组具有完全不同的控制特性，是特性复杂多变的被控对象。
因此在设计控制方案时若不考虑自适应变参数控制，将使自动控制系统很在机组整个协调负荷范围均达到满意的品质。
3.1.3 机组蓄热能力小、锅炉响应慢与AGC运行方式下要求快速变负荷的矛盾超临界机组蒸发区的工质贮量与金属质量相比同参数的汽包炉要小得多，因而其变负荷时依靠降低压力所释放的能量较少，而锅炉侧多采用直吹式制粉系统，存在较大的延迟特性，使得在快速变负荷时机、炉两侧能量供求的不平衡现象尤为严重，易造成主控参数的大幅波动。
但对于电网控制而言，为了用电侧频繁变化下维持频率和联络线交换功率的稳定，发给各机组的AGC指令也是频繁波动的，并要求机组实际负荷能以较快的响应速度跟随调度指令。
图1.1是2006年6月8日17:30～19:00江苏电网调度EMS 系统对华能太仓#4机组（600MW）的AGC指令曲线，从图中可看出AGC指令每隔2～3分钟即会变化一次，而且经常来回反向动作，如果机组协调控制系统设计得不好，在这种负荷扰动下极易造成运行的不稳定。
