600MW单元机组协调控制系统设计.docx
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600MW单元机组协调控制系统设计
1.协调控制系统简介
2.1协调控制系统的任务
单元机组的输出电功率与负荷要求是否一致反映了机组与外部电网之间能量供求的平衡关系；主汽压力反映了机组内部锅炉和汽轮发电机之间能量供求的平衡关系。
协调控制系统就是为完成这两种平衡关系而设置的。
使机组对外保证有较快的负荷响应和一定的调频能力；对内保证主要运行参数（主汽压力）稳定的系统称为协调控制系统。
协调控制系统（CoordinatedControlSystem----CCS）是将单元机组的锅炉和汽轮机作为一个整体来进行控制的系统。
2.2负荷控制对象的动态特性
在单元机组中，锅炉和汽轮机是两个相对独立的设备。
从机组负荷控制角度来看，单元机组是一个存在相互关联的多变量控制对象，经适当假设可以看作是一个具有两个输入和两个输出的互相关联的被控对象，其方框图如图1所示。
对象的输入量µB为锅炉燃料量调节机构开度，代表锅炉燃烧率（及相应的给水量），µB的变化将引起机前压力ＰT的变化，用WPB（S）描述该通道的特性,在汽轮机调节阀开度µT不变时,WPB（S）具有以下形式:
WPB（S）=K1／（T1s+1）²
（1）
式
（1）是一个简化了的和二阶系统,它表明燃料------压力通道具有较大的惯性和迟延.
在燃烧率变化后,在汽轮机调门开度µT不变时,pT的变化也将引起机组实发功率PE的变化。
图1中,WNB（s）是燃料一切通道的传递函数,它具有如下形式:
WNB（S）=K2／（T2s+1）²
（2）
在机组燃烧率保持不变,将汽轮机调节阀门开度通常用同步器位移量表示µT改变,它将引起机前压力pT的变化,以及机组实发功率PE的变化,这两个通道的传递函数WNµ（S）、WPµ（S）形式如下:
WPµ（S）=—［K3+（K4／T4s+1）］（3）
WNµ（S）=［K5／（T5s+1）］—［K6／（T6s+1）²］（4）
以上四个式子是通过实验方法得到的,通过理论分析和线性化处理也可得出以上关系。
以上用传递函数表示单元机组的动态特性,也可用阶跃响应来表示单元机组的动态特性如图2所示。
2.2.1燃烧率µB扰动下主蒸汽压力pT和输出电功率PE的动态特性
当汽轮机调门开度不变，而µB发生阶跃扰动时，主蒸汽压力pT和输出电功率PE的响应曲线如图2（a）所示。
增加锅炉的燃烧率，必定使锅炉蒸发受热面的吸热量增加，汽压经一定延迟后逐渐升高。
由于汽轮机调门开度保持不变，进入汽轮机的蒸汽流量增加，从而自发地限制了汽压的升高。
当蒸汽流量与燃烧率达到新的平衡时，汽压pT就趋于一个较高的新稳态值，具有自平衡能力。
由于蒸汽流量的增加使汽轮机输出功率增加，输出电功率PE也增加。
当蒸汽流量不变时，输出电功率趋于一个较高的新稳态值，具有自平衡能力。
2.2.2调门开度µT扰动下主蒸汽压力pT和输出电功率PE的动态特性
当锅炉燃烧率µB保持不变，而µT发生阶跃扰动时，主蒸汽压力pT和电功率PE的响应曲线如图2（b）所示。
汽轮机调门开度增加后，一开始进入汽轮机的蒸汽流量立刻成比例增加，同时汽压pT也随之立刻阶跃下降△pT（△pT阶跃下降的大小与蒸汽流量的阶跃增量成正比，且与锅炉的蓄热量大小有关）。
由于锅炉燃烧率保持不变，所以蒸发量也不变。
蒸汽流量的增加是因为锅炉汽压下降而释放出一部分蓄热，这只是暂时的。
最终，蒸汽流量仍恢复到与燃烧率相应的扰动前的数值，主汽压力pT也逐渐趋于一个较低的新稳态值。
因蒸汽流量在过度过程中有暂时的增加，故输出功率PE相应也有暂时的增加。
最终输出功率PE也随蒸汽流量恢复到扰动前的数值。
可以看出机组增加负荷时，初始阶段所需的蒸汽量要是由于锅炉释放蓄热量而产生的。
然而，随着汽轮机容量的日益增大，锅炉蓄热量越来越小，单元机组负荷适应能力与保持汽压不变之间的矛盾越来越突出。
通过以上分析，可以看出负荷控制对象的动态特性的特点是：
当汽轮机调门开度动作时，被控量PE和pT的响应都很快即热惯性小；当锅炉燃烧率改变时，PE和pT的响应都很慢即热惯性大，一快一慢就是机炉对象动态特性方面存在的较大差异。
我们把机、炉子控制系统包括在负荷控制对象之内，就构成了广义负荷控制对象如图3所示，其控制输入量为锅炉主控制指令PB和汽轮机主控制指令PT。
锅炉侧的子控制系统的动态迟延惯性很小（相对与锅炉特性），可以使µB及时地跟随炉主控制指令PB接近快速动随动系统特性。
这样就有µB≈PB。
汽轮机侧，如果汽轮机采用纯液压调节系统，则机主开控制指令PT就是调门开度（或同步器位移）指令µT,故有µT=PT。
这样广义被控对象的动态特性不会改变。
如果汽轮机采用功频电液控制系统，则机主控制指令PT就是汽轮机功率指令。
这样被控对象的动态特性就有很大变化。
如图4所示。
由图4可以看出，汽轮机采用功频电液调节系统时，广义被控对象动态特性的改变是由于汽轮机功率调节回路的存在，假设功率调节回路能保持汽轮机功率与功率指令一致，那么，机主控制指令PT炉主控制指令PB就分别代表锅炉的输出与输入能量。
若保持其中任一指不变而另一指令阶跃扰动，则会因锅炉输入与输出能量始终不平衡，主蒸汽压力pT随时间一直变化，没有子平衡能力。
如图5所示。
图5（a）表示PT不变，PB阶跃扰动下主蒸汽压力pT和电功率PE的响应特性，pT的动态特性近似为具有惯性的积分环节特性，PE近似不变。
图5（b）表示PB不变，PT阶跃扰动下主蒸汽压力pT和电功率PE的响应特性，pT的动态特性近似比例加积分环节的特性，PE的动态特性近似为惯性环节或比例加惯性环节的特性。
锅炉和汽轮发电机的动态特性存在很大差异，即汽轮发电机负荷响应快，锅炉负荷响应慢，所以单元机组内部两个能量供求关系互相制约，外部负荷响应性能与内部运行参数稳定性之间存在固有的矛盾。
根据这一特点，单元机组在实施协调控制时，必须很好地协调机炉两侧动作，合理地保持好两个能量供求平衡关系，以兼顾负荷响应性能和内部运行参数稳定两个方面。
2.3协调控制系统的主要功能
2.3.1参与电网调峰、调频
特别使随着电网负荷昼夜峰谷差的急剧上升，电网对机组参与调峰要求日益增高，世界上出现了各种夜间低负荷运行，两班制运行，周末停运…….的中间负荷机组。
要求机组控制具有更快速、更灵活的负荷响应，并且在更大的负荷变化范围里，甚至0—100%全程，CCS能够投入自动。
调峰使按电网昼夜的负荷变化，视该机组在电网中的地位与经济效益，有计划地，大幅度地进行调度控制。
而调频则是瞬时的，有限制地，按该机组CCS系统设定的频差校正特性（不等率、死区、限幅值）校正机组负荷。
2.3.2稳定机组运行
CCS系统检测与消除机组运行的各种内外扰动，协调锅炉与汽机的能量平衡。
协调锅炉内部燃料、送风、引风、给水…….各子回路的能量平衡与质量平衡。
机组的稳定运行，机炉的能量平衡就是以机前压力的稳定为标志。
2.3.3机组出力与主、辅机实际能力的协调
机组运行可能出现局部故障，抑或负荷需求超过了机组届时的实际能力，就会产生需要与可能的失调。
CCS的可靠性设计，提供有方向闭锁（DirectionalBlock），修正机组指令，强迫缓慢下降/回升（Rundown/Runup）,辅机故障减负荷（Runback）与暂停功能。
使系统在主辅机或子回路控制能力受限制的异常工况下自动变“按需要控制”为“按可能控制”，照常安全保持机组指令与机组能力的平衡，锅炉与汽机的能力平衡以及锅炉燃料、送风、给水……子回路之间的能力平衡。
此外，与电厂其他控制系统一起，CCS还提供有锅炉跳闸（MFT）与机组甩负荷（FCB）的事故处理能力。
如国外有的机组，就有主变，油开关跳闸时“带厂用电运行”，汽机跳闸时“停机不停炉”的FCB控制功能。
2.3.4具有多种选择的运行方式
CCS系统设计，必须满足机组各种工况运行的需要；提供可供运行人员选择或联锁自动切换的相应控制方式。
系统方式的切换，均为无扰动过程；并且，切除机或炉的某一部分自动，并不影响CCS系统的稳定运行，使CCS具有在各种工况下，正常运行启动、低负荷或局部故障条件，都投入自动的适应能力。
2.4协调控制系统的组成
单元机组协调控制系统是由负荷控制系统也称主控系统，常规控制系统也称子控制系统和负荷控制对象三大部分组成的。
如图6所示。
负荷控制系统又由二部分即负荷指令处理部分也称负荷管理控制中心和机炉主控制器组成。
负荷管理控制中心（LoadManagementControlCenter——LMCC）接受的是外部负荷指令、根据机组和控制系统本身需要所设的内部负荷指令。
内部负荷指令一般有机组辅机故障减负荷Runback（快速返回）指令，与机组负荷有关的主要运行参数超过上限而引起的减负荷Rundown（迫降）指令。
主要运行参数低于下限而引起的增负荷Runup（迫升）指令，负荷控制系统处于手动状态时，负荷控制系统本身跟踪实发功率的信号。
外部负荷指令一般有电网调度所的负荷分配指令ADS（AutomaticDispathSystem）、机组运行人员手动增/减负荷的指令。
负荷管理管理控制中心的主要作用是对外部要求的负荷指令或目标负荷指令TLD（TargetLoadDemand）进行选择，并根据机组主辅机运行情况加以处理，使之转变为机、炉设备负荷能力，安全运行所能接受的实际负荷指令ALD（ActualLoadDemand）P0,实际负荷指令又称ULD（UnitLoadDemand）单元机组实际负荷指令。
对于上述内、外部负荷指令的选择是由负荷管理控制中心根据机组的运行状态和电网对机组的要求以及机炉本身运行安全性要求的优先级来选定的。
除了选择负荷指令外，负荷管理控制中心对于选择的内、外部负荷指令还需要进行处理，主要是对负荷指令的变化率和起始变化幅度进行限制，使之与机组的负荷能力相适应。
机、炉主控制器接受LMCC发出的实际负荷指令P0，为了使锅炉和汽轮机的控制作用更好地协调，在协调控制方式情况下，汽轮机主控制器接受汽轮机的DEH（DigitalElectroHydraulic即数字电液调节）来的频率偏差信号Δf,还接受汽轮机首级后压力p1与主汽压力pT的比值p1/pT的反馈信号，即汽轮机阀位的反馈信号，以及实发功率信号PE和主汽压力的偏差Δp。
机、炉主控制器的主要作用是根据锅炉和汽轮机的运行条件和要求，选择合适的负荷控制方式，按照实际负荷指令P0与实发功率信号PE的偏差和主汽压力的偏差Δp以及其他信号，进行控制运算，分别产生对锅炉子控制系统和汽轮机子控制系统的协调动作的指挥信号，分别称为锅炉指令（BoilerDemand）PB和汽轮机指令（TurbineDemand）PT。
单元机组主控制系统是单元机组协调控制系统的核心。
在单元机组协调控制系统中无论是调频和调负荷、机组的启动和停止、故障情况下的安全运行、锅炉燃烧率的变化、汽轮机调节汽阀开度的变化都是在主控制系统统一的指挥下达到协调一致的，即机组的输入能量和输出能量在满足电网负荷要求的前提条件下总是保证平衡的。
完成主控制系统与子系统之间的协调。
一般汽轮机和锅炉的控制系统都是比较简单的单、回路和常规的控制系统，这些系统能克服由于内、外扰动造成的参数波动，使之保持在允许的范围之内。
同时也适应负荷控制系统发来的变负荷指令信号，使每个子系统都能在主控制系统的统一指挥下协调动作，完成子系统与单元机组（控制对象）之间的协调，使整个单元机组安全经济运行。
机炉的子控制系统是协调控制的基础，它们的控制质量将直接影响负荷控制的质量。
因此，只有设计好各子控制系统，并保证其具备较高控制质量的前提下，才有可能使协调控制系统达到要求的控制质量。
根据单元机组的容量、控制对象动态特性的特点、控制系统功能要求不同等组成的协调控制系统的方案各异，但将这些协调控制系统进行分类，一般有按反馈回路和能量平衡两种分类方法。
按反馈回路分类可将协调控制系统分为汽轮机跟随为基础的协调控制系统和锅炉跟随为基础的协调控制系统。
按能量平衡分类可将协调控制系统分为间接能量平衡的协调控制系统和直接能量平衡的协调控制系统。
2.5协调控制系统的运行方式
单元机组协调控制系统的运行方式是指协调主控的运行方式.单元机组的CCS系统可根据机、炉的运行状态和承担的负荷控制任务,选择不同的运行方式.单元机组的运行方式较多,可归纳为以下六种.
1） 手动运行方式
在该方式下,锅炉和汽轮机均处于手动状态,此时负荷管理控制处于跟踪状态,机前压力由运行人员手动保持,功率指令跟踪机组实发功率,锅炉主控器输出的燃烧率指令跟踪总燃料量.锅炉的燃烧控制系统投自动,但它处于运行人员手动控制状态,即运行人员进行设定值控制.机组主控制系统的修正负荷指令一直跟踪机组的实际负荷,为切换到其他运行方式时,实现无扰动切换准备.这种运行方式用于机组的启动、停止,或当机组发生FCB状态时.
2） 炉跟机、功率可控制运行方式
该方式为典型的炉跟机运行方式,汽轮机负荷处于手动状态,由运行值班员手动控制机组功率,锅炉主控制器为自动方式,自动维持主蒸汽压力稳定.这种运行方式具有负荷适应快的优点,它可用于机组的正常运行,机组启动时也可用此运行方式.
3） 机跟炉、功率可控制运行方式
该方式为典型的机跟炉运行方式,锅炉负荷控制处于手动状态,由运行值班员手动控制机组功率,汽轮机主控器为自动方式,自动维持主蒸汽压力稳定.这种运行方式适应负荷需求的速度慢,故当机组带基本负荷时,可采用这种运行方式.另外,这种运行方式对机组稳定运行有利,如运行经验不足或机组尚不稳定,也可采用这种方式.
4） 协调控制方式,机、炉负荷控制均处于自动状态
当单元机组运行情况良好,机组带变动负荷或基本负荷,可采用该运行方式.这时机组可参加电网调频,接受中央调度所自动负荷指令及机组值班员手动负荷指令.采用该方式时,锅炉、汽轮机的各自动控制系统都应投入运行,整个机组处于协调控制.
5） 机跟炉、功率不可控制方式（汽轮机调压方式）
当汽轮机运行正常,锅炉异常而使单元机组的输出功率受到限制时,采用该方式.在这种控制方式下,机组只能维持本身的实际输出功率,而不能接受任何外部负荷指令.此时自动控制的主要目的只是维持锅炉连续运行,以便排除锅炉的部分故障.当锅炉发生RUNBACK时,锅炉负荷受到限制,迫使机组减负荷运行,此时机组运行方式应.采用汽轮机调压方式.另外,锅炉燃烧系统发生部分故障、锅炉燃烧率受到限制时,也可采用这种运行方式,此时机组负荷决定于实际燃料量的大小.
6） 炉跟机、功率不可控制运行方式（锅炉调压方式）
当锅炉运行正常,而汽轮机局部异常,使机组的输出功率受到限制时,采用该方式.在这种控制方式下,自动控制的主要目的是维持汽轮机的稳定运行,机组的输出功率为实际所能输出的功率（即汽轮机所能承担的负荷）,不接受任何外部负荷指令.这种运行方式除适用于汽轮机局部异常外,还可适用于机组启动.
此外,根据机组所承担的负荷任务,还可设计其他的运行方式.对于确定的单元机组,一般运行方式多选择其中的4～5种,即可满足负荷控制的要求.
3协调控制系统主控制系统
3.1负荷管理控制中心
负荷管理控制中心是协调控制系统的指挥机构,它的主要功能是根据电网调度中心的要求负荷指令或机组运行人员要求改变负荷的指令以及机组主辅机运行情况,处理成合适于机炉运行状态的实际负荷指令ALD或ULD（P0）。
具体来讲,LMCC能完成以下功能：
1） 实际负荷要求指令（ALD或ULD）的产生
在机组正常运行工况下，电网调度来的负荷分配指令（ADS）或机组运行人员设定的负荷指令，通过负荷变化速率限制器，电网频率校正（如果机组参与电网调频）最小最大负荷限制回路，即产生实际负荷要求指令。
如果机组主、辅机发生故障或事故而产生快速返回（RB）、快速切回（FCB）、迫升（RU）、迫降（RD）、主燃料跳闸（MFT）等信号时，机组将自动地切换到手动方式运行，这时实际负荷要求指令将跟踪锅炉实际负荷指令µB。
2） 负荷的增加和减少
协调控制系统提供运行人员增减负荷按扭，来指明机组“目标负荷指令”的增加和减少。
“目标负荷指令”在控制站屏幕上显示。
3） 最大/最小负荷限制
协调控制系统提供机组最大/最小负荷限制值，运行人员上可通过设定器调整机组最大/最小负荷限制值，限制值的增减直接影响实际负荷指令。
当实际负荷指令等于最大或最小限制值，实际负荷指令不论要增加或减少都将受到闭锁。
当实际负荷指令等于运行人员设置的最大/最小负荷限制值时，设定器上的限制红灯点亮。
4） 负荷变化速率限制
协调控制系统提供机组最大负荷变化速率，运行人员可通过设定器调整机组最大负荷变化速率。
它是对运行人员手动或ADS指令改变负荷的速率进行限制。
机组最大负荷变化速率是根据机组变负荷的能力而确定的。
当实际负荷指令的变化速率在运行人员设定的最大速率时，速率设定器上的限制红灯点亮。
5） 远方/就地控制
机组运行人员可操作按扭来选择就地（Load）或远方（Remote---ADS）控制。
在“就地”控制时，运行人员可操作“增加”和“减少”按扭来改变“目标负荷指令”。
这时，“目标负荷指令”将根据运行人员设定的允许的最大变化速率来改变。
在“远方”控制时目标负荷指令将根据人员设定的允许的最大变化速率响应ADS指令。
6） 负荷快速返回
当机组主要辅机（如送风机、引风机、一次风机、磨煤机、空气预热器、给水泵等）出现故障时，机组就不能满负荷运行，必需迅速减负荷。
CCS设计了快速返回信号，以保护机组的安全。
如果是锅炉侧主要辅机发生故障，则将在汽轮机跟随方式下完成负荷快速返回，即锅炉需要迅速减负荷，而汽轮机应跟着迅速把负荷降下来。
负荷降低的幅度要看主要辅机故障的情况而定。
7） 负荷快速切回（FastCutBack------FCB）
机组在运行时，如果发生严重故障，例如机组突然与电网解列（即送电负荷突然跳闸），或汽轮机跳闸，这时快速返回就已不能适应迅速减少负荷的要求。
CCS设计了快速切回信号，以实现机组快速甩负荷。
FCB的设计分两种情况，一种是甩负荷至厂用电，当机组甩负荷突然跳闸，为了使机组仍能维持厂用电运行，即不停炉不停机，FCB使机、炉巨维持在最小负荷。
另一种是发电机、汽轮机跳闸，这时FCB使汽轮机快速甩负荷或停机。
锅炉产生的蒸汽通过旁路系统输出，锅炉继续维持最小负荷运行，即停机不停炉。
8） 负荷增/减闭锁
当发生煤输送管道或燃烧喷嘴堵塞，挡板卡死，执行机构、调节机构等设备工作异常的故障时，将会造成燃料量、空气量、给水量等运行参数的偏差增大。
CCS设计了负荷增/减闭锁信号，对这些运行参数的偏差大小和方向进行监视，如果出现故障，负荷增/减闭锁回路根据偏差的方向，将对实际负荷指令实施增或减方向的闭锁，以防止故障的危害进一步扩大，直至偏差回到规定限值内才解除闭锁。
9） 负荷迫升/迫降
对于负荷增/减闭锁所谈到的一类故障，除了采用增/减闭锁措施外，CCS通常还采用迫升/迫降措施。
当有关的运行参数偏差超过了允许值，同时有关的控制输出已达到极限位置，不再有调节余地。
则迫升/迫降回路根据偏差的方向，将对实际负荷指令实施迫升/迫降，使偏差回到允许值范围之内，从而达到缩小故障危害的目的。
当发生迫升/迫降后，CCS将使负荷指令处于保持状态。
10） 负荷保持/恢复
CCS还设置了负荷的保持和恢复按扭，其作用是在各种控制方式下切换或发生负荷指令的迫升/迫降后，暂时维持切换前的负荷指令不变，待切换完毕后再进行控制。
3.2机、炉主控制器
机、炉主控制器是协调控制系统的控制机构,机、炉主控制器的主要功能是根据机组的运行条件和要求,运行人员可选择协调、锅炉跟随、汽轮机跟随等控制方式给出合理的控制方案提供机组全面的协调控制.
机炉主控制器的设计从其控制结构出发有两种指导思想，一种是以反馈控制为基础的，适当加入一些前馈信号作为辅助调节以改善控制品质；另一种则是从能量平衡的角度考虑前馈的控制，力争做到前馈补偿后，锅炉和汽轮机就能协调一致地达到所要求的负荷，反馈作用仅在此基础上起校正作用。
这样机炉主控制器就有二种分类方法，一种以反馈回路分类，一种以能量平衡分类。
按反馈回路分类有以炉跟机为基础的控制方式和以机跟炉为基础的控制方式。
以能量平衡分类有能量间接平衡控制方式和能量直接平衡控制方式。
主控制系统类型各异。
主要反映在机炉主控制器上，因此，主控制系统或协调控制系统的类型是以机炉主控制器的控制方式而命名。
下面对各类机炉主控制器进行原理介绍。
3.2.1以炉跟机为基础的协调控制
单元机组以炉跟机为基础的协调控制系统示意图如图7（a）所示。
它是以炉跟机控制方式为基础加入一个非线性环节形成的。
锅炉跟随控制方式的特点是机组能比较快地适应电网负荷的要求。
但汽压波动大，为了限制汽压变化，增加了非线性元件。
如果负荷要求增长的速率和幅度较大，可能引起汽压pT的变化幅值过大。
当汽压偏差｜p0-pT｜≥死区组件的△时,死区组件将发出限制汽轮机调节汽阀继续开大或回关的信号,以保证汽压pT在允许的范围内变化.当汽压偏差不太大时,不去限制调节阀门开度µT的变化,以使PE尽快响应P0。
以上分析可以看出,机组在共同保持汽压的过程中采用了炉跟机协调的控制动作,故称为炉跟机为基础协调控制。
从汽压偏差对汽轮机调节阀门开度µT可以看出,尽管可以减少汽压的较大波动,但同时也减慢了输出功率PE响应负荷要求指令P0的速度,实质上是以降低功率响应性能为代价来提高汽压控制的品质。
因此协调的结果是功率和汽压两方面性能指标的折衷。
图7（b）为又一种炉跟机为基础的协调控制系统的示意图。
它是以炉跟机控制方式为基础将功率偏差信号P0-PE并行地送入汽轮机控制器和锅炉控制器,加入非线性环节和前馈信号P0的比例微分作用形成的。
设“负荷要求”P0增大,功率偏差信号P0-PE并行地送入汽轮机控制器和锅炉控制器,汽轮机控制器迅速开大汽轮机调节汽阀,机前压力pT降低,锅炉放出蓄热,蒸汽流量增大,以暂时适应负荷要求增大的需要。
由于锅炉对负荷变化的响应较汽轮机慢,采用负荷要求P0通过比例微分作用作为送往锅炉的前馈信号,以补偿锅炉的惯性和迟延。
如果负荷要求增长的速率和幅度较大,可能引起汽压pT的变化幅值过大。
当汽压偏差｜p0-pT｜≥死区组件的△时,死区组件将发出限制汽轮机调节汽阀继续开大或回关的信号,以保证汽压pT在允许范围内变化。
汽压偏差信号p0-pT同时送入锅炉控制器,加强对锅炉的调节作用,以补充由于汽压变化引起锅炉蓄热量变化附加的燃料量。
调节结束时,达到P0=PE，pT=p0的平衡状态。
图7（b）所示系统的特点是嫩黄补偿锅炉的惯和迟延，加强对锅炉的控制作用。
目前，以炉跟机为基础的协调控制系统得到广泛应用。
3.2.2以汽轮机跟随为基础的协调控制
单元机组以机跟炉为基础的协调控制系统示意图如图8（a）所示，它是在机跟炉控制方式为基础加入一个非线性环节形成的。
汽轮机跟随控制方式的特点是适应电网负荷需求能力较差而波动小，不能充分利用锅炉的蓄热量。
为了提高适应电网负荷的能力，通过非线性元件将功率信号引入汽轮机控制回路。
当负荷要求P0增大是，功率偏差信号P0-PE送入锅炉控制器。
增大燃烧率。
与此同时，通过非线性元件暂时降低主汽压力给定值，汽轮机控制器就发出开大汽轮机调节汽阀的指令，使输出功率PE迅速增加。
反之，当减小负荷即P0-PE＜0时，增大汽压给定值，汽轮机控制器发出关小调节汽阀的指令，迅速减小输出功率PE。
非线性元件是一个双向限幅的比例器，它可以输出一个与△P成比例的信号，暂时地改变pT的定值p0,从而使锅炉的蓄热得到利用,用以提高负荷适应性。
当P0-PE超过这个区域时,非
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