火电厂AGC控制系统.docx

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火电厂AGC控制系统

第七章：

火电厂AGC控制系统1

第一节燃煤发电机组的负荷调节能力1

一.燃煤发电机组自动发电概述1

二.燃煤发电机组的能量转换特性2

三.燃煤发电机组负荷调节能力6

第二节燃煤发电机组协调控制系统11

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25

一.机跟炉为基础的协调控制系统的改进25

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26

四.提高直流炉机组负荷响应速度的方案26

五.一些不成熟的提高燃煤机变负荷速度的设想和方法26

六.AGC对机组的影响27

第四节火电厂全厂负荷优化控制系统29

一.引言29

二.全厂负荷优化分配29

三.全厂负荷控制30

四.PLACS的其他功能30

五.全厂负荷控制的展望31

第五节燃气轮机电厂AGC控制系统32

一.燃气轮机概述32

二.燃机的启动和负荷调节性能35

三.联合循环机组的经济运行38

四.燃机的AGC39

五.AGC功能在燃气轮机中应用的注意问题41

第七章：

火电厂AGC控制系统

第一节燃煤发电机组的负荷调节能力

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。

二.燃煤发电机组的能量转换特性

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。

三.燃煤发电机组负荷调节能力

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）：

●直流炉配中间储仓式制粉系统

●汽包炉配中间储仓式制粉系统

●汽包炉配直吹式制粉系统

●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0.425MPa/min；当汽包压力12.2MPa时，汽压允许变化0.32MPa/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。

第二节

燃煤发电机组协调控制系统

一.燃煤发电厂自动控制系统简介

（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：

●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；

●系统或发电机频率、电压的采样；

●机组开机并网前自动频率跟踪，加快准备期并网速度；

●机组有功功率自动上、下限，负荷速度限制；

●机组启