由于机组对锅炉燃烧率的响应有较大的延迟和惯性，而调门变化时，电负荷变化较快，所以当有变负荷要求时，应适当动作汽机调门，在主蒸汽压力允许的范围内，充分利用锅炉的蓄热加快机组初期的负荷响应速度。
　　变负荷时，如果燃烧率不超调，机组的负荷变化的平均速度比较慢（如图7-1-6所示），即使用CCBF方式，从能量平衡角度分析，变负荷时改变调门开度（利用蓄热）无非是使锅炉的热量提前释放出来一些，其平均变负荷速度不为提高，所以要提高机组的变负荷速度必须适当超调锅炉的燃烧率，使锅炉热负荷快速跟上电负荷的变化要求，及时与电负荷平衡，并使主蒸汽压力快速恢复。当机组负荷接接近上限时，其燃烧率向上的超调较小，此时机组向上变负荷的速度较小；同样，当机组负荷接接近上限时，机组向下变负荷的速度较小。
以上二点是提高机组负荷调节性能的基本思想，所有协调控制系统的控制策略和调整试验都应实现这个基本思想。

一、 机跟炉为基础的协调控制系统的改进
　　在大部分机跟炉为基础的协调控制系统中，尽管系统在调门侧设计了前馈作用,负荷指令变化时，系统能快速改变调门开度，使负荷马上变化。但由于主蒸汽压力同时变化，主蒸汽压力调节系统又使调门朝负荷指令相反的方向变化，出现负荷先变化，随后马上返回的现象，这样的负荷调节性能是不能满足调度要求的。
为了改善这种调节方式下的初期负荷响应性能，对原系统进行改进，增加图7-2-6虚线框内的功能，在变负荷过程中，系统根据机组负荷与负荷指令的偏差改变主蒸汽压力定值，避免了变负荷过程中调门返调现象，使系统能更好地利用锅炉蓄热，来消除负荷响应的延迟，并且主蒸汽压力变化的幅度和速度限制在允许的范围内。

二、 炉跟机为基础的协调和DEB控制系统的改进
　　为了防止主蒸汽压力变化过大，在“炉跟机”为基础的协调控制系统中，都设计了防止主蒸汽压力变化过大的功能。一般的做法是：当主蒸汽压力与其定值偏差过大时，调门参与主蒸汽压力调节，同样出现调门变化方向与负荷指令相反的现象。在大部分“直接能量平衡（DEB）”协调控制系统中也存在同样的问题。
为此，对“炉跟机” 为基础的协调控制方式进行改进，构成图7-2-7所示的“炉跟机”为基础的协调控制系统。图7-2-7和图7-2-8中，通过“H/L”、“T2”和“T3”完成防止主蒸汽压力变化过大的功能，在变负荷过程中，如果主蒸汽压力偏低，系统禁止调门开；如果主蒸汽压力偏高，系统禁止调门关。这样系统避免了变负荷过程中调门返调的现象，又保证了机组安全、稳定地运行。
　　以上三种协调控制系统都采用了前馈－反馈调节，以负荷指令作为前馈，以电负荷和主蒸汽压力作为反馈量，构成一个完整的协调控制系统，由于汽机指令调节负荷较快，当由调门调节负荷时，负荷指令的前馈可以不用。在负荷指令变化时，系统通过合适比例前馈作用快速变化调门开度，达到消除或减小负荷响应延迟的目的；与此同时，系统通过合适比例－微分前馈作用超调锅炉燃烧率，及时恢复锅炉的蓄热，减小主蒸汽压力的动态偏差，并使机组负荷较快地变化。对于“直接能量平衡（DEB）”协调控制系统，也可用能量信号作为锅炉的前馈。
　　负荷指令的给定方式有两种，AGC方式下，负荷指令由调度给定；非AGC方式下，负荷指令由运行人员给定。为了保证机组的安全，负荷指令设置了高、低限幅和速率限制，使机组以允许的负荷变化率运行在安全的负荷范围内。

三、 提高机组滑压方式下负荷响应速度的方案
前面已经提到滑压方式下机组的负荷响应比较慢，为了提高滑压方式下机组的负荷响应速度，在变负荷过程先保持定压运行，使机组达到定压时的变负荷速度，待机组完成变负荷后再进行变压运行，这样即满足了快速变负荷的要求，又能在稳态时实现机组的滑压运行要求。在图7-2-6、图7-2-7和图7-2-8设置了一个切换开关“T1”，实现变负荷时保持主蒸汽压力定值不变的功能。

四、 一些不成熟的提高燃煤机变负荷速度的设想和方法
1.改变汽机抽汽量来快速响应电负荷变化要求
　　由（式7-1-10）和（式7-1-10）可知，改变汽机的抽汽量能快速改变机组的电负荷，减少抽汽量电负荷增加；反之，增加抽汽量电负荷减少。汽机的抽汽主要用于高压和低压加热器，抽汽量会随进入加热器的凝结水量和给水量变化。由于给水量必须要满足锅炉工质平衡要求，所以改变高压加量的抽汽量来满足负荷要求会影响机组的安全运行，而低加处于凝汽器和除氧器之间，这二个大容器对工质的平衡有较大的缓冲作用，所以通过改变凝结水流量，使低加抽汽量变化，响应电负荷变化要求应该是可行的，其负面影响是会降低机组的热效率。
　　另外可以在抽汽系统中设置一个大容量的加热器作为蓄能器，调节它的抽汽量来快速响应电负荷变化要求，这一设想在已经投运的机组是很难实现的，可以在新建机组上做试点。

2.改变减温水量来快速响应电网的变负荷要求
　　由于减温水直接进入过热器，它对电负荷的影响是比较快的，尤其是一级减温水由于其流量较大，对机组电负荷会有较大幅度的影响。对于汽包炉，锅炉加负荷时，炉膛和烟道中的烟气热负荷同步增加，但锅炉的蒸发量增加有一定的延迟，此时布置在烟道中的过热器吸热会相对过多，汽温会偏高，所以加负荷时增加减温水一方面能有助于汽温调节，另一方面能较快地响应电负荷变化要求；同理，减负荷时，可以减少减温水来较快地响应电负荷变化要求。
但由于锅炉的燃烧和汽水的动态变化比较复杂，此方法使用不当会引起机组运行不稳定，所以电厂一般不愿意尝试。此方法不易在直流炉上使用。

3.加速制粉系统的出粉速度
　　对于直吹式制粉系统，由于整个制粉过程有较大的延迟，严重影响机组的负荷调节性能，所以加快其制粉速度是很有用的。直吹式制粉系统由一次风干燥和输送，变负荷时适当超调一次风量（热风）能加快直吹式制粉系统出粉量的变化。一次风量的超调如过大，加负荷时，会降低煤粉细度，燃烧经济性下降；减负荷时，会引起煤粉管堵塞，甚至造成磨煤机跳闸。

三、 AGC对机组的影响
　　目前AGC方式下，调度中心直接调度到某台机组（在此称为单机AGC方式），电网的变负荷要求一般按比例分配给投入AGC运行的机组，该方式存在以下问题。

1.AGC对机组寿命的影响
　　由于电网负荷频繁变化，使投入AGC的机组始终处于变化状态，机组的煤、风、水频繁变化，蒸汽压力和温度大幅度频繁波动，对机组的寿命有较大负面影响。另外辅机、阀门、挡板等设备频繁动作，降低了这些设备的使用寿命。

2.AGC对机组运行经济性的影响
　　目前的AGC没有考虑经济分配负荷，尽管调度的AGC有经济分配功能，但由于机组给调度的信息不够，在调度侧不可能做到各台机组的负荷经济分配。在厂网分开后，全网负荷经济分配变成一个发电经济实体的负荷经济分配，所以调度更不可能实现负荷的经济分配。

3.机组负荷调节存在断点
　　单机AGC方式下，由于机组磨煤机的启动或停止，机组参数越限造成负荷闭锁增或减，以及其他原因，机组有时不能响应调度的变负荷要求，所以每台机组负荷调节是不连续的。另外由于煤质变化和机组运行工况变化，机组的负荷调节范围也会发生变化。

4.AGC对机组运行稳定性的影响
　　根据上面的分析，机组的负荷调节过程是下个相当长的过程，有一个变负荷要求后，一般要半小时左右，调节系统才能达到稳定。按调节原理，上一级（电网AGC）调节系统的频率应比下一级（机组CCS）调节系统低，机组CCS才能达到稳定，但由于电网负荷变化比较频繁，实际AGC负荷指令变化频率经常会超过机组CCS调节频率，调节系统始终处于频繁的调节状态，机组不能稳定运行，主蒸汽压力和温度，再热温度大幅度频繁变化，严重影响机组的稳定运行。