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火力发电站供电调度计划一、背景介绍火力发电站作为一种重要的电力发电方式，具有稳定可靠、灵活性强的特点。
在满足全社会用电需求的同时，合理的供电调度计划能够确保电网运行的平稳和电力系统的安全。
二、供电调度计划的目的1. 保障电网的稳定运行：通过合理的供电调度计划，协调火力发电站的运行和用电负荷之间的关系，使得电网的供需平衡，保障电力系统的正常运行。
2. 提高供电效率：根据不同的用电需求和火力发电站的装机容量，优化供电调度计划，使得发电设备能够在最佳负荷率下运行，提高供电效率。
3. 降低运行成本：供电调度计划通过合理分配不同火力发电机组的负荷，减少发电机组的启停次数，降低燃煤量和运行成本，实现经济效益最大化。
三、供电调度计划的原则1. 优先满足社会公用电力需求：保障居民生活用电、工业生产用电等社会公用电力的供应，并根据用电负荷进行调度，确保供电的安全和可靠。
2. 合理利用火力发电机组：根据不同机组的运行状态、燃煤质量等因素，合理安排火力发电机组的运行负荷，延长设备使用寿命，降低运维成本。
3. 考虑环境因素：合理安排燃煤消耗，减少污染物排放，降低对周边环境的影响。
四、供电调度计划的制定1. 调查用电负荷情况：通过调查社会各个领域的用电需求，获取用电负荷的详细数据。
包括居民生活用电、工业生产用电、商业用电等。
2. 研究火力发电站的技术指标：了解火力发电站的装机容量、燃煤耗量、机组启停时间等技术指标，为供电调度计划的制定提供基础数据。
3. 建立供电调度模型：根据用电负荷数据和火力发电站的技术指标，建立供电调度模型，进行供需平衡计算和负荷分配。
4. 优化供电调度计划：通过不断调整调度模型参数，优化供电调度计划，以达到经济、环保和稳定供电的目标。
5. 定期评估和更新：根据实际情况，定期评估供电调度计划的效果，并根据评估结果进行调整和更新。
五、供电调度计划的实施1. 启动火力发电机组：根据供电调度计划，及时启动对应的火力发电机组，以满足用电负荷的需求。
火电机组平均负荷率额定值以火电机组平均负荷率额定值为标题，我们来探讨一下火电机组平均负荷率额定值的意义和影响。
火电机组平均负荷率额定值是指在一定时间内，火电机组的负荷水平与额定负荷之间的比值。
它是评估火电机组运行状态和效率的重要指标，也是电力系统运行和调度的依据之一。
火电机组平均负荷率额定值的合理设置对于保障电力系统的稳定运行至关重要。
当火电机组的平均负荷率低于额定值时，表明该机组的负荷水平较低，可能存在浪费和资源利用不充分的问题。
而当平均负荷率超过额定值时，机组可能会超负荷运行，容易导致机组设备过热、损坏甚至引发事故。
因此，合理设置火电机组平均负荷率额定值，可以确保机组在最佳工作状态下运行，提高发电效率，降低燃料消耗和环境污染。
火电机组平均负荷率额定值的确定需要考虑多种因素。
首先是机组的技术性能和设计参数，包括额定功率、热效率、机组的启停时间和启停次数等。
这些参数直接影响机组的运行状态和负荷调节能力，因此需要在设计阶段进行科学合理的评估和确定。
其次是电力系统的负荷需求和调度要求，包括电力负荷的季节变化、峰谷差异以及供需平衡等。
这些因素需要综合考虑，以确保火电机组平均负荷率额定值能够适应电力系统的运行需求。
火电机组平均负荷率额定值还受到市场经济因素的影响。
在电力市场化改革的背景下，火电机组的运行和调度受到市场供需关系的影响，负荷率额定值的确定也需要考虑市场价格、竞争状况和电力交易等因素。
合理设置负荷率额定值可以提高机组的经济性和竞争力，同时也能够促进电力市场的健康发展。
火电机组平均负荷率额定值是评估机组运行状态和效率的重要指标，对电力系统的稳定运行和调度起着至关重要的作用。
合理设置负荷率额定值需要考虑技术性能、电力系统需求和市场经济因素等多方面因素，以确保机组在最佳工作状态下运行，提高发电效率，降低燃料消耗和环境污染。
在未来的发展中，我们还需进一步研究和优化火电机组平均负荷率额定值的确定方法，以适应电力市场化和可持续发展的需要。
火电机组深度调峰的难点分析和运行优化建议摘要：由于特高压输送电量逐年增加、新能源占比逐渐加大，造成电网峰谷差加大，火电机组需成为电网调峰的重要力量。
但火电机组深度调峰普遍存在机组调峰能力不足、负荷响应速率较低、系统自动投入率低、人员手动操作量大等问题。
为深挖火电机组调峰能力，提高调峰安全性，本文就火电机组深度调峰难点进行分析，并提出运行优化建议。
关键词：火电机组；深度调峰；难点分析；运行优化建议一、难点分析1、机组不投油稳燃负荷高，不能满足调峰至30%需求某电力集团有30万等级以上机组70台，只有4台机组能达到调峰至30%额定负荷，剔除因供热制约未进行调峰运行的8台机组外，58台机组稳定调峰运行负荷不能满足调峰至30%额定负荷需求，占比82.8%。
其中32台机组需投油稳燃。
2、调峰期间自动投入率低某电力集团46台机组提出需对调峰负荷段的协调控制系统开展优化，以适应快速调峰的要求。
主要集中在以下六个方面：1）协调控制只能控制40%负荷以上工况；2）给水泵汽源自动切换；3）自动转态；4）减温水自动；5）给水泵自动切除、自动并泵；6）给水主、旁路自动切换。
3、深度调峰影响经济性梳理某电力集团70台煤电机组，截至目前参与深度调峰共52台煤电机组，其中百万机组11台，60万等级机组20台，30万等级机组21台。
依据这52台煤电机组参与深度调峰期间的DCS数据，计算机组的锅炉效率、汽轮机热耗率、厂用电率影响如下：（1）锅炉效率表1：50%调峰至40%额定负荷工况下锅炉效率变化表1为参考深度调峰的52台机组锅炉效率变化结果，百万机组从50%调峰到40%额定负荷，锅炉效率下降0.15～2.33%，平均下降1.02%。
60万机组从50%调峰到40%额定负荷，锅炉效率下降0.0～1.0%，平均下降0.39%。
30万机组从50%调峰到40%额定负荷，锅炉效率下降0.4～0.9%，平均下降0.48%。
（2）汽轮机热耗率表2：50%调峰至40%额定负荷工况下汽轮机热耗率变化表2为参考深度调峰的52台机组汽轮机热耗率变化结果，百万机组从50%调峰到40%额定负荷，汽轮机热耗率上升137～343kJ/kWh，平均上升213kJ/kWh；60万机组从50%调峰到40%额定负荷，汽轮机热耗率上升82～390kJ/kWh，平均上升256kJ/kWh；30万机组从50%调峰到40%额定负荷，汽轮机热耗率上升80～368kJ/kWh，平均上升198kJ/kWh。
火电机组的调峰运行火电机组是一种重要的发电设备，是目前我们国家主要的电力输出方式。
在电力系统中，为了保证电网的稳定运行，需要对火电机组进行调峰运行，即按照电力系统的负荷需求，合理调整机组的负荷。
本文将介绍火电机组的调峰运行的意义、方法和实际应用。
一、火电机组调峰运行的意义火电机组是电力系统中最重要的发电设备之一，它的运行直接影响到整个电力系统的稳定性和可靠性。
调峰运行是指根据电力系统的负荷需求，调整火电机组的负荷，使其满足系统的负荷特性。
这种运行方式可以实现以下几点优势：1.保证稳定供电。
通过火电机组的调峰运行，可以在电力需求高峰期保证系统的供电质量和稳定性，从而保障用户的用电需求。
2.调节市场价格。
火电机组在调峰运行中可以通过调整负荷来影响市场价格，从而达到供需平衡，减少能源浪费。
3.减少能源消耗。
调峰运行可以根据电力需求自动调整火电机组的负荷，从而有效地减少机组在低负荷时的能源消耗，避免了不必要的机组运行浪费。
二、火电机组调峰运行的方法火电机组的调峰运行可以采用多种方法，根据实际情况选择最合适的方法进行调整。
1.基于电网负荷预测的调峰运行。
这种方法是通过对电网负荷和发电能力进行预测，根据预测结果进行调峰运行，可以在一定程度上提高电网的供电质量和稳定性。
2.基于可调度能源的调峰运行。
可调度能源包括水电、风电、光伏等等，这些能源的产能不受火电机组的制约，因此可以用来调节火电机组的负荷，实现调峰运行。
3.基于中央控制的调峰运行。
这种方法是通过中央控制系统来对电力系统进行实时控制和调整，从而实现调峰运行。
此种方法需要利用电力系统的高可靠性和高容错性。
三、实际应用火电机组调峰运行在实际应用中非常重要，它可以保证电力系统的高效稳定运行和供电质量。
目前，我国电力系统已经广泛采用火电机组调峰运行，这已成为我国电力系统发展的重要方向。
四、结论火电机组调峰运行是电力系统中不可或缺的一环，是实现电力系统稳定供电和市场平衡的重要手段。
1000MW超超临界火电机组深度调峰研究发布时间：2023-02-03T07:37:15.286Z 来源：《中国电业与能源》2022年第18期作者：孙延刚[导读] 华东地区的电力系统在假日时段的负载特征与日用功率曲线存在着很大的差异孙延刚华电莱州发电有限公司山东省烟台市 261400摘要：华东地区的电力系统在假日时段的负载特征与日用功率曲线存在着很大的差异。
为了满足电力市场的需求，需要对大型燃煤电厂进行深度调峰。
在煤炭机组中，锅炉的燃油性质和最小稳定燃烧性能是其重要的参数。
句容电力公司按照华东电力公司的调峰需求，对1号机组进行了深入的调峰试验，并进行了深入的调峰，采用1000 MW套筒燃用方案，在深部调峰阶段，其最小稳燃负载可达250 MW，并能保证脱硝、脱硫、除尘设备的安全稳定。
关键词：超超临界机组；深度调峰；锅炉；负荷引言根据目前我国燃煤发电系统的调峰能力，尤其是在百万千瓦级风电和太阳能发电基地的建成后，我国目前的风电、太阳能发电装置的调峰情况日益严重。
中国电信网《2016年全国电力行业供需形势报告》显示，2015年我国燃煤发电总量年均下降2个百分点。
今年是3%，已经是第二个月的负值了。
今年，燃煤机组使用时间达到了自1969年来的最低水平，达到4329个小时。
一、机组概况该机组采用东方电力公司DG3024/28型1000 MW超临界机组。
35-Ⅲ1型，为一次中间再热、单炉膛和前后墙对冲燃烧的直流炉型；神华煤矿的设计煤种和大同优质的校核煤种。
锅炉使用的燃料为0#轻质柴油，使用的是一种微型燃料。
SCR脱硫系统的脱硫设备在两个机组同时进行。
句容电厂1000 MW级超超临界 HMN级水轮发电机组是由上海电气和西门子共同研制的。
该装置类型为超超临界、中间再热、单轴；四排汽，凝蒸汽模式，其进气温度为27 MPa/600摄氏度/600摄氏度，其最大蒸汽流量可达到27 MPa/600℃/610℃，最大出力可达1030 MW。
火电机组功率快速调节及深度调峰技术分析摘要：对于亚临界锅炉而言，其中的电站锅炉在制造过程中需要开展监督及检测工作，而为满足锅炉的供需要求，需要通过火电机组功率的快速调节来保证火电机组的运行效能，以控制发电质效，使该区域内的电力资源需求得到满足。
文章分析了火电机组功率快速调节及深度调峰技术的重要性，并提出了火电机组功率快速调节及深度调峰技术的应用措施。
关键词：火电机组；功率；快速调节；深度调峰技术引言为辅助亚临界锅炉的运维，应加强对火电机组功率方面的思考，利用煤炭来代替可燃物进行燃烧，使锅炉的热能需求能够得到满足，而采用深度调峰技术，可不受外界干扰因素的影响，让锅炉的功率不会发生调节不当的问题，增设发电机设备并实现能源的转换，促使电力能够进行持续性地输出，确保电力的并网质效有所提升。
一、火电机组功率快速调节及深度调峰技术的重要性对于亚临界锅炉而言，其在电蓄热的调峰领域内，会依靠三相电极，采用水资源完成高热阻的操作，促使设备的电导率能够提高，让锅炉中的水进行加热，放电并将其中的99%的电能进行转换，让其转变成热能，进而形成热水及蒸汽。
在此基础上，自“碳达峰”及“碳中和”目标提出后，电力企业当前的结构也进行了调整，使光伏发电的比重增加，提高了火电机组的实际占比。
因此，为衔接输电、发电、变电以及配电环节的各类工作内容，需将电力进行转换，增加绿色能源的应用，控制当前的调峰难度，运用电网调配的方式，补充风电中的不足，以创建出完整的电力网络，辅助亚临界锅炉的运维[1]。
例如：运用深度调峰技术，使电网中产生负荷变化能够被记录，使发电机组能够完成曲线的控制操作，使该部分的负荷率能够控制在30%-40%之间，以保证火电机组的顺利运行。
凭借锅炉与火电机组的接触，使机组能够提高自身的发电效率，强化在工作模式中的灵活性，促使火电机组能够满足电力供给需求[2]。
二、火电机组功率快速调节及深度调峰技术的应用措施（一）实行火电机组的DEB控制方案为实现对火电机组功率的调节，应重视其中的调峰能力，采用增强功率的方式，实行非线性的控制操作，也可运用模糊算法，实现对火电机组中具体负荷的计算，实时监测其中的压力变化值，以确认火电机组的特征。
火电调峰原理
火电调峰原理主要基于电力系统中供需平衡的原则，以及火电厂灵活性和负荷调度的特性。
火电厂通常是电网中最重要的基础电源和调峰电源，由于其响应速度快、调节能力强的特点，可以快速调整发电量以适应电网中负荷的波动。
1.负荷波动与需求响应：
-电力负荷存在明显的日间波动和季节性变化，白天和晚间的负荷需求差距大，夏季制冷和冬季取暖的负荷高峰也会带来较大的需求波动。
火电厂需要根据电网调度指令，随时调整发电功率，满足不同时段的电力需求。
2.火电机组的灵活性：
-火电机组，尤其是燃煤机组和燃气机组，通过调整燃烧速率和蒸汽流量来改变输出功率。
燃煤机组可以通过改变给煤量、调节锅炉燃烧强度、调整汽轮机进汽量等方式实现负荷调整；燃气轮机则可通过改变燃气流量直接控制输出功率。
3.自动化控制系统：
-火电厂普遍采用自动发电控制（AGC）系统，该系统与电网调度中心相连，实时接收调度指令，自动调整机组的出力，确保电网频率稳定和负荷平衡。
4.深度调峰：
-在新能源大规模接入电力系统后，由于风电、光伏等可再生能源的出力具有很强的随机性和波动性，火电厂需要承担更大的调峰任务，即在低负荷时段大幅度降低发电功率，甚至在部分时间内近乎停机，这就是所谓的“深度调峰”。
5.热电联产机组的调峰：
-对于热电联产机组，调峰时还要兼顾供热需求，不能简单地降低发电功率，需要通过热网负荷调整等措施，如热储能、热量替代等方式来平衡热电供应。
火力发电机组节能降碳改造、供热改造、灵活性改造方案一、实施背景随着全球气候变化和环境污染问题的日益突出，火力发电机组作为传统能源的主要代表，其高耗能、高排放的特点成为制约其可持续发展的瓶颈。
为了应对能源消耗和环境污染的双重挑战，火力发电机组需要进行节能降碳改造、供热改造和灵活性改造。
二、工作原理1. 火力发电机组节能降碳改造：通过优化燃烧系统、提高发电效率、减少烟气排放等手段，实现火力发电机组的节能降碳。
具体包括优化燃烧系统的燃烧过程，提高燃烧效率；采用先进的燃气轮机技术，提高发电效率；安装烟气脱硝装置，减少氮氧化物排放。
2. 火力发电机组供热改造：利用火力发电机组余热，实现供热系统的改造。
通过安装余热回收装置，将发电过程中产生的余热转化为热能，用于供热系统，提高能源利用效率。
3. 火力发电机组灵活性改造：通过提高火力发电机组的灵活性，实现电力系统的可调度性和可响应性。
具体包括增加机组启停次数的灵活性，提高机组的负荷调节能力，以及提高机组的启动时间和停机时间的灵活性。
三、实施计划步骤1. 节能降碳改造：首先进行火力发电机组的能耗分析，确定节能降碳的重点和方向；然后进行燃烧系统的优化改造，包括燃烧器的优化设计、燃烧过程的控制和优化；最后安装烟气脱硝装置，减少氮氧化物的排放。
2. 供热改造：对火力发电机组进行余热利用的可行性分析，确定余热回收装置的类型和参数；然后进行余热回收装置的设计和安装，包括余热回收器、余热锅炉等设备的选择和布置；最后进行供热系统的改造，包括管道的布置和热能的分配。
3. 灵活性改造：首先进行火力发电机组的灵活性评估，确定改造的重点和方向；然后进行机组负荷调节能力的提升，包括燃烧系统的调节、汽轮机的调节等；最后进行机组启停时间的灵活化改造，包括燃烧系统和汽轮机的启停时间的优化。
四、适用范围火力发电机组节能降碳改造、供热改造和灵活性改造适用于各类火力发电机组，包括燃煤发电机组、燃气发电机组等。
660MW火电机组深度调峰协调控制优化及应用摘要：电源侧储能技术则可以实现能源整合，提高能源系统调峰能力，但目前火电机组储热技术多为汽机侧民用供暖蓄热，如热水罐、低温相变储热等，储能规模有限，非供暖期不能发挥调峰作用，也无法提供稳定的高温工业用蒸汽。
电化学储能则存在安全性、寿命周期等方面的问题。
关键词：660MW火电机组；深度调峰；协调控制；应用1机组深度调峰中锅炉可能出现的问题(1)锅炉燃烧不稳定性增大。
与常规负荷相比，低负荷时由于投入煤量少，燃烧稳定性下降，煤种、风量、磨煤机出力等方面微小的变化都可能偏离燃烧正常状况，严重时造成灭火。
(2)锅炉水冷壁超温运行。
与常规负荷相比，低负荷时锅炉空气动力场发生改变，燃烧容易发生偏斜，锅炉全为下层磨运行，火焰中心下移，水冷壁容易超温运行。
(3)脱硝入口温度低。
随着负荷降低，烟气量减少，烟气温度下降，导致脱硝入口温度降低。
当脱硝入口温度低于300℃时，脱硝系统无法正常发挥作用。
(4)存在水煤比失调、尾部烟道再燃烧、低温腐蚀等风险。
2660MW火电机组深度调峰协调控制优化2.1大型储热装置在技术工程中的应用将储热设备与供热发电机组并联，在余热回收足以供热时进行储存；当汽轮发电机中的抽汽不能满足客户的需要时，可以将其释放以储存热量，以满足加热要求。
基于基本理论，从技术上实现火电厂的全耦合是必要的。
电厂的关键是选择蓄热水箱作为蓄热设备。
利用自然加压水蓄热来更新和转换系统电站的协调能力，从而提高发电机组的深度调峰水平。
在工业生产加热和火电厂发电机组调峰水平上，设计了一套熔盐储热系统软件。
当柴油发电机负荷相对较高且加热水平有利时，蓄热系统软件使用再热蒸汽加热熔盐进行蓄热。
当柴油发电机负荷过低，无法保证主要加热参数时，蓄热系统软件进行放热反应，以取代汽轮发电机的抽汽和加热，并完成系统软件与热电厂的耦合。
可再生能源供热主要包括地热能供热、生物能供热、太阳能热利用等。
在欧洲，太阳能区域供热发展迅速。
一、电网对机组的负荷调节要求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。
但由于火电机组固有特点，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，而提高火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，调度要求火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。
二、燃煤机组的能量转换特性燃煤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。
为了搞清燃煤机组的负荷调节性能，下面对这些环节进行一些分析。
三、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。
四、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，对于大型火电机组，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T惯性和延迟时间常数，T1和T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T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。
五、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。
六、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30%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，另外不包括汽包（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），要求给水量与燃烧率同步变化，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。
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，一般不采用给水量快速变化来提高负荷变化速度。
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。
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。
七、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空制，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。
八、燃煤机组负荷调节能力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，锅炉则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 ）而汽则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 。
九、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。
