AGC功能在华能德州电厂的应用
点击次数：3707 更新时间：2011-08-18
1.前言
1997年11月，我们接到山东省电力工业局“鲁电调（1997）389号”文件，要求山东电网各大电厂制定出投入AGC（Automatic Generation Control,自动发电控制）功能的计划，并在两年内实现。
我们接到文件后，感到压力很大。当时，我厂热控设备先天不足，存在很多难以消除的缺陷，比如，汽机是东方汽轮机厂生产的D42型机，汽机控制系统是上海新华公司生产的DEH－Ⅲ型（电液并存型中压抗燃油系统）。国内此类型的DEH系统无一套能投入正常运行，山东电网有七台300MW机组用此类控制系统，其中我厂占四台。将DEH改造成纯电调高压抗燃油系统的方案还存有疑虑，且没有300MW机组改造成功的先例。一旦改造失败，后果不堪设想。CCS、FSSS、DAS等系统都是由不同厂家配套的已经落伍的设备，存在故障率高、备件难买、数据不共享、新功能无法实现等缺陷。
由于DEH及CCS部分子系统不能投入自动，所以CCS的协调控制功能无法实现，要实现AGC功能是不可能的。因此，必须对热控系统进行*改造，这既是企业自身发展的需要，也是电网发展的需要。
2.方案论证及前期准备
*，AGC是指根据电网负荷指令控制发电机功率的自动控制系统，是当今电力生产自动化水平的zui高境界。若发电机组能长期可靠地在AGC方式下运行，不仅说明这台机组可控性能好、自动化水平高，而且，标志着这个企业管理水平高、职工技术水平高。
实现AGC功能绝不是一件简单的事情，不是做一下表面文章就可以达到的。必须做大量的扎实、细致的工作。
1998年初，我厂将DEH、CCS等主要热控系统改造列入当年的重点技改项目，2月下旬，即派出科技副总带领有关技术人员去湖北省荆门热电厂收资、调研，对其#5机组（200MW）由纯液调改为纯电调的情况进行了详细地了解，并写出可行性报告。
3、4月份，结合CCS改造，邀请西安热工研究院和山东电力工程咨询院协助我厂对热控系统改造方案进行宏观论证，同时与新华公司和上海福克斯波罗有限公司就DEH、CCS改造进行了探讨。由于福克斯波罗公司生产的DEH系统在国内无应用实例，zui后确定使用新华公司DEH-ⅢA纯电调高压抗燃油控制系统和XDPS-400分散控制系统（DCS）对我厂热控系统进行改造。
5月份，我厂成立了热控设备改造领导小组，并挑选技术尖子组成了工作小组，着手对#1机组热控系统实际情况摸底、排查，研究对策，制定方案。在大修前的五个月里，仅DEH改造就分别在东汽、电厂和新华公司召开了三次技术联络会，解决了大量技术难题。选派12名运行和检修人员赴制造厂参加培训和监造，及早消化技术资料。
进入10月份以后，领导小组每周举行一次改造协调会，将存在的问题及限期整改意见写入会议纪要，由生产技术部门监督执行。10月底，#1机组大修准备工作基本结束，大修项目计划表、网络图、安全技术措施、调试措施、图纸资料等技术文件都下发至有关班组，只待设备出厂验收。
3.方案实施
1998年12月5日至1999年2月4日和1999年6月14日至8月12日，华能德州电厂#1、2机组分别进行了大修，两次大修改造范围基本一样，大修中应用新华公司提供的XDPS-400系统将原独立的几套控制系统改造为具有五个子系统的较完整的DCS（包括CCS、DAS、DEH、MEH、BPC）。实现了分散控制、数据共享,完成了热控系统的升级改造.改造后的DCS系统共设有MMI（人机接口站）10套，其中工程师站3套，历史数据站1套，操作员站6套。
下面围绕AGC功能的投入，重点介绍自动控制系统的改造情况：
3.1DEH、MEH、BPS改造：
DEH、MEH和BPS三套系统选用了新华公司生产的DEH-ⅢA、MEH－ⅢA和BPS－I型控制系统（液压系统使用同一套EH油站），实现了汽机岛控制系统和液压系统一体化，开创了国产300MW机组汽机岛一体化改造的先河。
使用DEH-ⅢA取代原简易DEH-Ⅲ系统，即高压纯电调抗燃油控制系统取代原来电液并存中压抗燃油系统，并增加ATC功能。新系统有五只机柜，两对DPU，一对用于基本控制，一对用于ATC计算。与MEH、旁路系统公用工程师站1套。
使用MEH&BPC取代原新华公司MEH-Ⅰ和欧陆公司的旁路系统。MEH&BPC系统共有2个机柜、2对DPU控制，一对用于A小机，另一对用于B小机及旁路控制系统。改造后，各项技术指标和控制功能均达到要求。
3.2CCS改造
＃１、2机组原CCS为SPEC200MICRO组装式控制仪表，经过近8年的运行，设备存在较多难以消除的缺陷，其功能也比较落后，在组成较为复杂的系统时已感到困难，再加上执行机构、阀门等方面原因，协调系统一直未能投入，自动投入率不高。
根据机组实际情况，对原系统组态进行了修改。机组主控制系统作为整个机组控制的核心，它接受外部负荷指令、频差信号、压力信号和机组运行状态信号，根据机组运行状态和调节任务，对负荷指令进行处理，并选择相应的运行方式，使之与机组的运行状态和负荷能力相适应，协调机炉负荷，并进一步发出机炉协调动作的指令，即汽机指令送往汽机DEH，锅炉指令送往锅炉燃烧系统，来实现机组负荷控制、频率控制和压力控制。其主要功能有∶
（1）机组负荷指令形成
（2）机组逻辑保护
（3）机组各种运行方式的选择和切换
燃烧控制系统是主控系统的子系统。它接受主控系统发出的锅炉指令，完成对锅炉负荷的控制。
燃烧控制系统包括燃料控制系统、送风控制系统和引风控制系统。分别以给粉机转速、送风机动叶和引风机入口挡板为控制手段来实现对锅炉燃烧量、总风量和炉膛压力的控制。
燃料控制系统中，燃料量的测量采用热量信号，给粉机转速信号仅作为偏差监视。
此系统中，由于原控制方案的不尽合理，在自动投入后，效果不好，加之滑差电机可靠性太差，在投切给粉机等变工况下，汽压变化较大。改造后的燃烧控制系统在控制策略和实施方案上均有重大改进，在自动状态下根据负荷的变化，按照一定规律可以实现单台给粉机及二次小风门的切投和操作，使锅炉燃烧达到*状态，减少锅炉爆燃和灭火等事故的发生，达到降低煤耗、提高经济效益的目的。
送风控制系统中，风量测量采用了温度校正以减少测量误差，通过氧量控制回路对实现总风量加以校正，来实现*空气过量系数燃烧。原系统中，由于风量、氧量信号测量不准确，执行机构调节特性不好等原因，自动一直未能投入。
引风控制系统中，采用三台变送器选中进行炉膛压力测量，采用风量信号对引风机进行前馈控制。
＃３高加水位控制等11套系统，原设计为基地调节仪调节。由于信号脉冲管路太长，在信号传输过程发生相移和时滞现象，造成自动投入一直不好。进入DCS变为电信号控制，解决了这一难题。
3.3就地设备改造
原风量测量装置采用机翼式，用于测量二次风、一次风及磨热风流量。该测量装置易堵、测量不准，一直是困扰我们不能投送风自动的难题。风量信号的准确性、快速性，直接影响自动系统的可靠投入。此次大修，我们经收资调研，选用山东电力研究院设计制造的双文丘利管式风量测量装置。改造后测量精度提高，易堵现象明显改观，将送风自动投入。
给粉机转速控制原设计采用滑差电机控制，每台给粉机配一台滑差控制器，每层配一个操作器。因滑差控制器质量低，性能差，控制效果很差，造成给粉机转速波动大，加上给粉机下粉不均匀，使锅炉燃烧调节效果不佳，汽压波动较大，影响机组的安全稳定运行。此次大修我们将２０台给粉机由滑差电机控制改为变频控制。改造后，调速精度高，速度快，调速特性大大提高，并且每台给粉机可根据不同情况单独加偏置，以适应不同给粉管对不同风速的要求，加以适当周界风配比，使锅炉燃烧工况大大改观，汽压调节响应迅速，汽压波动很小，为机组稳定经济运行打下了良好的基础。
原二次风门执行器为国产ZWK-１型气动执行器。采取分层控制，每层配一个Ｆisher640电/气转换器。由于气动执行器质量欠佳，炉四角保温效果差，造成气缸密封圈因过热损坏，气缸漏气严重，执行器经常拒动，以至辅助风、周界风、过然风控制系统不能投入自动，或虽能投入但调节效果很差，影响机组的经济运行。此次大修，我们采用北京科建公司提供的进口气动执行器，将５２台风门改为可单个调节，并且所有信号、气源管路重新用不锈钢管配置，改造后，执行器动作灵活可靠，可控性大大增强，自动调节效果有很大提高。由于风煤比合适，锅炉燃烧充分，使机组经济性能有进一步提高。
4.AGC功能的实现
AGC功能，简言之，即是协调控制系统直接接受电网调度中心控制计算机发出的负荷指令信号来调节发电机组的负荷，确保电网安全、经济运行。
机组协调控制系统由负荷管理中心（主画面）和机炉控制系统两部分组成。
4.1负荷管理中心包括负荷指令的形成、运行方式选择和汽压指令形成。
4.1.1负荷指令的形成：
负荷指令一般由运行人员给定，当实现AGC时，由电网调度中心直接发出，如果参加一次调频时，频率偏差信号作为分量加入到负荷指令中去。
当发生RB时，负荷指令由RB功能送出，根据不同的事故，发出不同的降负荷速度和指令。发出的负荷指令受到大小值的限制，使负荷指令在机组允许范围之内，并通过负荷变化速率限制。定压和滑压（变压）两种运行方式速率是不同的，前者为5MW/min，后者为4MW/min。
负荷系统手动时，负荷变化速率不限制，在发生迫升时，通不过降负荷指令，但手动操作可以降。
当发生迫升或迫降时，对zui终负荷指令进行增、减修正，以适应燃烧系统状态。
为了方便运行，在负荷自动时，负荷指令跟踪实际负荷指令，在滑压运行时，负荷指令转换成滑压的压力设定值，此设定值运行人员可以通过偏置加以修正。
4.1.2运行方式选择：
以主次来分，有炉跟踪、机跟踪两种。
从汽压参数来分，有定压、滑压两种。
从上面两种方式综合和实用的角度分类，共有：
（1）炉跟机定压协调系统
（2）炉跟机滑压调节系统
（3）机跟炉滑压调节系统
（4）炉调定压协调系统
（5）机调定压系统
共五种方式，根据机组状态运行人员，可自由选择。
一般来讲，多选择（1）、（2）方式，机或炉不正常时可选（4）或（5）运行方式。
4.1.3汽压指令的形式
定压运行时，由运行人员设定。滑压时，用负荷设定值间接设定，滑压曲线按定-滑-定方式运行。
4.2机炉控制系统
4.2.1炉跟机协调系统
（1）负荷调节系统
负荷调节系统为常规的系统，功率偏差通过DEH调节汽机进汽量，从而达到调整发电机负荷的目的。
（2）汽压调节系统
燃烧调整汽压。这里不是直接调整汽压，而是采用了直接能量平衡法调整汽压。
定滑压运行方式区别仅在于汽压定值为常数还是按一定规律变化。
4.2.2机跟炉协调系统
（1）汽压调节系统
这里是用汽机调节门开度调节汽压。由于此通道惯性小，调节品质很好。
（2）负荷调节系统
负荷调节系统仍用原热量信号，而将设定值转换成热量信号设定值，能够较快地调整机组负荷。由于冷凝器真空的变化等原因，会使负荷指令与热量信号关系不是一成不变的，即仅靠上一措施不能保证负荷为设定值，为此，又串联了负荷控制主回路。
5.性能评价
DEH改造后，实现了ATC方式开机，并做了阀门流量特性试验，优化了调门重叠度，这在国内DEH改造中都是的。改造后的机组如期投入运行，各项技术指标均达到新机投产的标准。DEH的转速控制、负荷控制、OPC、AST等基本功能都很正常。DEH改造中解决了#1、机组长期存在的调门不严的重大隐患。提高了机组的安全性、可靠性。DEH改造后显著减小了调门前后的压降，汽机热耗下降，同时为实现协调控制及AGC控制奠定了坚实的基础。
CCS改造后，协调系统和优化燃烧系统先后投入了正常运行，AGC投入成功。自动投入率由改造前的86.49%提高到目前的，自动调节特性大大优于手动操作，减轻了运行人员的劳动强度，实现了减人增效。AGC功能的应用，不但提高了机组快速适应电网对负荷的调度，满足*调度和调频的要求，而且，机组的安全性和经济性大大提高。
1997年11月，我们接到山东省电力工业局“鲁电调（1997）389号”文件，要求山东电网各大电厂制定出投入AGC（Automatic Generation Control,自动发电控制）功能的计划，并在两年内实现。
我们接到文件后，感到压力很大。当时，我厂热控设备先天不足，存在很多难以消除的缺陷，比如，汽机是东方汽轮机厂生产的D42型机，汽机控制系统是上海新华公司生产的DEH－Ⅲ型（电液并存型中压抗燃油系统）。国内此类型的DEH系统无一套能投入正常运行，山东电网有七台300MW机组用此类控制系统，其中我厂占四台。将DEH改造成纯电调高压抗燃油系统的方案还存有疑虑，且没有300MW机组改造成功的先例。一旦改造失败，后果不堪设想。CCS、FSSS、DAS等系统都是由不同厂家配套的已经落伍的设备，存在故障率高、备件难买、数据不共享、新功能无法实现等缺陷。
由于DEH及CCS部分子系统不能投入自动，所以CCS的协调控制功能无法实现，要实现AGC功能是不可能的。因此，必须对热控系统进行*改造，这既是企业自身发展的需要，也是电网发展的需要。
2.方案论证及前期准备
*，AGC是指根据电网负荷指令控制发电机功率的自动控制系统，是当今电力生产自动化水平的zui高境界。若发电机组能长期可靠地在AGC方式下运行，不仅说明这台机组可控性能好、自动化水平高，而且，标志着这个企业管理水平高、职工技术水平高。
实现AGC功能绝不是一件简单的事情，不是做一下表面文章就可以达到的。必须做大量的扎实、细致的工作。
1998年初，我厂将DEH、CCS等主要热控系统改造列入当年的重点技改项目，2月下旬，即派出科技副总带领有关技术人员去湖北省荆门热电厂收资、调研，对其#5机组（200MW）由纯液调改为纯电调的情况进行了详细地了解，并写出可行性报告。
3、4月份，结合CCS改造，邀请西安热工研究院和山东电力工程咨询院协助我厂对热控系统改造方案进行宏观论证，同时与新华公司和上海福克斯波罗有限公司就DEH、CCS改造进行了探讨。由于福克斯波罗公司生产的DEH系统在国内无应用实例，zui后确定使用新华公司DEH-ⅢA纯电调高压抗燃油控制系统和XDPS-400分散控制系统（DCS）对我厂热控系统进行改造。
5月份，我厂成立了热控设备改造领导小组，并挑选技术尖子组成了工作小组，着手对#1机组热控系统实际情况摸底、排查，研究对策，制定方案。在大修前的五个月里，仅DEH改造就分别在东汽、电厂和新华公司召开了三次技术联络会，解决了大量技术难题。选派12名运行和检修人员赴制造厂参加培训和监造，及早消化技术资料。
进入10月份以后，领导小组每周举行一次改造协调会，将存在的问题及限期整改意见写入会议纪要，由生产技术部门监督执行。10月底，#1机组大修准备工作基本结束，大修项目计划表、网络图、安全技术措施、调试措施、图纸资料等技术文件都下发至有关班组，只待设备出厂验收。
3.方案实施
1998年12月5日至1999年2月4日和1999年6月14日至8月12日，华能德州电厂#1、2机组分别进行了大修，两次大修改造范围基本一样，大修中应用新华公司提供的XDPS-400系统将原独立的几套控制系统改造为具有五个子系统的较完整的DCS（包括CCS、DAS、DEH、MEH、BPC）。实现了分散控制、数据共享,完成了热控系统的升级改造.改造后的DCS系统共设有MMI（人机接口站）10套，其中工程师站3套，历史数据站1套，操作员站6套。
下面围绕AGC功能的投入，重点介绍自动控制系统的改造情况：
3.1DEH、MEH、BPS改造：
DEH、MEH和BPS三套系统选用了新华公司生产的DEH-ⅢA、MEH－ⅢA和BPS－I型控制系统（液压系统使用同一套EH油站），实现了汽机岛控制系统和液压系统一体化，开创了国产300MW机组汽机岛一体化改造的先河。
使用DEH-ⅢA取代原简易DEH-Ⅲ系统，即高压纯电调抗燃油控制系统取代原来电液并存中压抗燃油系统，并增加ATC功能。新系统有五只机柜，两对DPU，一对用于基本控制，一对用于ATC计算。与MEH、旁路系统公用工程师站1套。
使用MEH&BPC取代原新华公司MEH-Ⅰ和欧陆公司的旁路系统。MEH&BPC系统共有2个机柜、2对DPU控制，一对用于A小机，另一对用于B小机及旁路控制系统。改造后，各项技术指标和控制功能均达到要求。
3.2CCS改造
＃１、2机组原CCS为SPEC200MICRO组装式控制仪表，经过近8年的运行，设备存在较多难以消除的缺陷，其功能也比较落后，在组成较为复杂的系统时已感到困难，再加上执行机构、阀门等方面原因，协调系统一直未能投入，自动投入率不高。
根据机组实际情况，对原系统组态进行了修改。机组主控制系统作为整个机组控制的核心，它接受外部负荷指令、频差信号、压力信号和机组运行状态信号，根据机组运行状态和调节任务，对负荷指令进行处理，并选择相应的运行方式，使之与机组的运行状态和负荷能力相适应，协调机炉负荷，并进一步发出机炉协调动作的指令，即汽机指令送往汽机DEH，锅炉指令送往锅炉燃烧系统，来实现机组负荷控制、频率控制和压力控制。其主要功能有∶
（1）机组负荷指令形成
（2）机组逻辑保护
（3）机组各种运行方式的选择和切换
燃烧控制系统是主控系统的子系统。它接受主控系统发出的锅炉指令，完成对锅炉负荷的控制。
燃烧控制系统包括燃料控制系统、送风控制系统和引风控制系统。分别以给粉机转速、送风机动叶和引风机入口挡板为控制手段来实现对锅炉燃烧量、总风量和炉膛压力的控制。
燃料控制系统中，燃料量的测量采用热量信号，给粉机转速信号仅作为偏差监视。
此系统中，由于原控制方案的不尽合理，在自动投入后，效果不好，加之滑差电机可靠性太差，在投切给粉机等变工况下，汽压变化较大。改造后的燃烧控制系统在控制策略和实施方案上均有重大改进，在自动状态下根据负荷的变化，按照一定规律可以实现单台给粉机及二次小风门的切投和操作，使锅炉燃烧达到*状态，减少锅炉爆燃和灭火等事故的发生，达到降低煤耗、提高经济效益的目的。
送风控制系统中，风量测量采用了温度校正以减少测量误差，通过氧量控制回路对实现总风量加以校正，来实现*空气过量系数燃烧。原系统中，由于风量、氧量信号测量不准确，执行机构调节特性不好等原因，自动一直未能投入。
引风控制系统中，采用三台变送器选中进行炉膛压力测量，采用风量信号对引风机进行前馈控制。
＃３高加水位控制等11套系统，原设计为基地调节仪调节。由于信号脉冲管路太长，在信号传输过程发生相移和时滞现象，造成自动投入一直不好。进入DCS变为电信号控制，解决了这一难题。
3.3就地设备改造
原风量测量装置采用机翼式，用于测量二次风、一次风及磨热风流量。该测量装置易堵、测量不准，一直是困扰我们不能投送风自动的难题。风量信号的准确性、快速性，直接影响自动系统的可靠投入。此次大修，我们经收资调研，选用山东电力研究院设计制造的双文丘利管式风量测量装置。改造后测量精度提高，易堵现象明显改观，将送风自动投入。
给粉机转速控制原设计采用滑差电机控制，每台给粉机配一台滑差控制器，每层配一个操作器。因滑差控制器质量低，性能差，控制效果很差，造成给粉机转速波动大，加上给粉机下粉不均匀，使锅炉燃烧调节效果不佳，汽压波动较大，影响机组的安全稳定运行。此次大修我们将２０台给粉机由滑差电机控制改为变频控制。改造后，调速精度高，速度快，调速特性大大提高，并且每台给粉机可根据不同情况单独加偏置，以适应不同给粉管对不同风速的要求，加以适当周界风配比，使锅炉燃烧工况大大改观，汽压调节响应迅速，汽压波动很小，为机组稳定经济运行打下了良好的基础。
原二次风门执行器为国产ZWK-１型气动执行器。采取分层控制，每层配一个Ｆisher640电/气转换器。由于气动执行器质量欠佳，炉四角保温效果差，造成气缸密封圈因过热损坏，气缸漏气严重，执行器经常拒动，以至辅助风、周界风、过然风控制系统不能投入自动，或虽能投入但调节效果很差，影响机组的经济运行。此次大修，我们采用北京科建公司提供的进口气动执行器，将５２台风门改为可单个调节，并且所有信号、气源管路重新用不锈钢管配置，改造后，执行器动作灵活可靠，可控性大大增强，自动调节效果有很大提高。由于风煤比合适，锅炉燃烧充分，使机组经济性能有进一步提高。
4.AGC功能的实现
AGC功能，简言之，即是协调控制系统直接接受电网调度中心控制计算机发出的负荷指令信号来调节发电机组的负荷，确保电网安全、经济运行。
机组协调控制系统由负荷管理中心（主画面）和机炉控制系统两部分组成。
4.1负荷管理中心包括负荷指令的形成、运行方式选择和汽压指令形成。
4.1.1负荷指令的形成：
负荷指令一般由运行人员给定，当实现AGC时，由电网调度中心直接发出，如果参加一次调频时，频率偏差信号作为分量加入到负荷指令中去。
当发生RB时，负荷指令由RB功能送出，根据不同的事故，发出不同的降负荷速度和指令。发出的负荷指令受到大小值的限制，使负荷指令在机组允许范围之内，并通过负荷变化速率限制。定压和滑压（变压）两种运行方式速率是不同的，前者为5MW/min，后者为4MW/min。
负荷系统手动时，负荷变化速率不限制，在发生迫升时，通不过降负荷指令，但手动操作可以降。
当发生迫升或迫降时，对zui终负荷指令进行增、减修正，以适应燃烧系统状态。
为了方便运行，在负荷自动时，负荷指令跟踪实际负荷指令，在滑压运行时，负荷指令转换成滑压的压力设定值，此设定值运行人员可以通过偏置加以修正。
4.1.2运行方式选择：
以主次来分，有炉跟踪、机跟踪两种。
从汽压参数来分，有定压、滑压两种。
从上面两种方式综合和实用的角度分类，共有：
（1）炉跟机定压协调系统
（2）炉跟机滑压调节系统
（3）机跟炉滑压调节系统
（4）炉调定压协调系统
（5）机调定压系统
共五种方式，根据机组状态运行人员，可自由选择。
一般来讲，多选择（1）、（2）方式，机或炉不正常时可选（4）或（5）运行方式。
4.1.3汽压指令的形式
定压运行时，由运行人员设定。滑压时，用负荷设定值间接设定，滑压曲线按定-滑-定方式运行。
4.2机炉控制系统
4.2.1炉跟机协调系统
（1）负荷调节系统
负荷调节系统为常规的系统，功率偏差通过DEH调节汽机进汽量，从而达到调整发电机负荷的目的。
（2）汽压调节系统
燃烧调整汽压。这里不是直接调整汽压，而是采用了直接能量平衡法调整汽压。
定滑压运行方式区别仅在于汽压定值为常数还是按一定规律变化。
4.2.2机跟炉协调系统
（1）汽压调节系统
这里是用汽机调节门开度调节汽压。由于此通道惯性小，调节品质很好。
（2）负荷调节系统
负荷调节系统仍用原热量信号，而将设定值转换成热量信号设定值，能够较快地调整机组负荷。由于冷凝器真空的变化等原因，会使负荷指令与热量信号关系不是一成不变的，即仅靠上一措施不能保证负荷为设定值，为此，又串联了负荷控制主回路。
5.性能评价
DEH改造后，实现了ATC方式开机，并做了阀门流量特性试验，优化了调门重叠度，这在国内DEH改造中都是的。改造后的机组如期投入运行，各项技术指标均达到新机投产的标准。DEH的转速控制、负荷控制、OPC、AST等基本功能都很正常。DEH改造中解决了#1、机组长期存在的调门不严的重大隐患。提高了机组的安全性、可靠性。DEH改造后显著减小了调门前后的压降，汽机热耗下降，同时为实现协调控制及AGC控制奠定了坚实的基础。
CCS改造后，协调系统和优化燃烧系统先后投入了正常运行，AGC投入成功。自动投入率由改造前的86.49%提高到目前的，自动调节特性大大优于手动操作，减轻了运行人员的劳动强度，实现了减人增效。AGC功能的应用，不但提高了机组快速适应电网对负荷的调度，满足*调度和调频的要求，而且，机组的安全性和经济性大大提高。
