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4.1 背景介绍 |
能源与环境问题事关人类社会的生存和可持续发展。当前，可持续发展和能源安全、环境保护及全球气候变化的矛盾突出，完全消耗煤、油等化石能源的能耗模式难以为继。
燃煤占我国一次能源消耗的70%左右。煤燃烧是造成我国空气污染物和温室气体排放最主要的源头，也是造成我国大面积雾霾最主要的原因。优化能源结构，在能源的生产和消费中节能减排，充分利用多种能源特别是可再生能源，协调优化能源生产与需求，是解决能源与环境问题必须采用的措施 [ 1 ～ 3 ] 。发电用煤占我国原煤消耗量的50%左右 [ 4 ] ，燃煤火力电站的节能减排，不但具有重大经济效益，对源头上降低空气污染和雾霾，也极为关键。
能源生产与消费模式的革命成为国际共识，也成为以“工业4.0”“中国制造2025”等国家战略为代表的第四次工业革命的一部分。信息技术与能源技术深度融合，形成能源流与信息流融合的信息物理融合能源系统，发展相应的能源自动化技术，对提高能源利用效率，推动节能减排至关重要 [ 5 ， 6 ] 。
2016年，全社会用电量5.92亿千瓦·时，装置容量16.46亿千瓦，其中火电超过10亿千瓦。能源电力系统的生产需要基于能源自动化技术的节能优化调度，其目标应该是以最节能的方式生产电能和其他能源，同时满足系统能量平衡、安全约束、其他辅助约束，以及发电机组和能源生产设备的复杂运行约束。因此，能源电力系统的优化运行包含自动化科学与工程领域的复杂科学问题。
充分利用水能，迅速扩大使用风能、太阳能等可再生新能源，是最终解决能源环境问题的必由之路。全球的风能、太阳能资源总量足以满足人类全部的能源需求 [ 7 ， 8 ] ，增加可再生能源供给是改变我国能源结构最重要的手段之一。我国建立了7个风电基地，风电装机容量世界第一。2016年全国并网风电装机容量1.49亿千瓦，超过7个三峡电站的装机容量。我国在青海、新疆、甘肃等地建立了光伏基地，装机容量增长迅速，仅西北地区的光伏装机容量已经达到3000万千瓦。
产能的不确定性是风能、太阳能等可再生能源的共同特点，即产量由风速、光照强度等自然条件决定，它们的精确预测十分困难，且无法大规模经济存储。风电、光电等可再生电源接入电网后，如何保证电网安全稳定运行，具有很大挑战性。根据可再生能源生产的随机特性，将它们与水电、火电等传统能源适当组合，对系统进行综合优化调度，可显著提高对可再生新能源的消纳能力。风电、光电与可存储的水电和抽水蓄能配合使用，等效于存储消纳一部分不确定可再生能源。例如，酒泉风电基地运行与黄河上游阶梯水电基地的优化配合，提高了可再生能源的利用率、产生了巨大的社会和经济效益。然而，水电生产涉及水资源利用，要同时考虑防洪、输水、灌溉、航运、环保、生态等多个目标以及流域管理约束。水电与其他能源的协调配合，需要协调优化水利系统与电网的调度运行。
能源需求端的节能优化极其重要。我国冶金、化工、建材等高耗能行业的能耗巨大。楼宇建筑也能耗惊人，目前占到我国总能耗的30%左右，涉及电、热等多种能源，有巨大节能空间。我国制造业单位产值的能耗与国际先进水平相距甚远 [ 4 ] ，不仅更新改造生产设备和工艺的节能潜力大，优化企业能源系统的运行也有巨大的节能减排潜力。
由于电力等二次能源生产的一次能耗一般呈非线性特性，即不同的负载或需求水平上的单位能耗不同，因此能源供应与需求的协调优化，即所谓需求响应，也是能源系统节能减排的重要途径。协调需求侧电能和其他能源介质的生产、存储和使用，调整不同时段的用能需求模式，可以使得电力能源供应系统能够按更加节能的方式生产。优化调度有一定柔性的能源需求和电力负载（例如电解铝、电解锌，电动汽车充电，楼宇空调系统等），能够使能源需求在一定程度上匹配可再生能源的生产过程，形成柔性负载追逐可再生新能源的新用能模式，促进新能源发电不确定性在需求侧的有效消纳，达到节能降耗目的。
能量实时平衡是能源电力系统自动化运行的特点。当能源供应包含较大比例的可再生新能源时，产能具有高度不确定性，电网很难按传统的方法满足电能需求。另外，能源需求特别是高耗能企业的能源需求通常也具有高度不确定性。不确定能源供给与不确定能源需求之间的多尺度时空匹配，对能源系统的安全经济运行提出了全新的挑战。
在充分利用可再生能源、传统能源与可再生能源的协调配合、能源消耗终端的节能提效以及需求响应四个方面，实现上述节能减排的关键是信息科技和能源自动化技术。应用最新的信息技术，充分感知能源生产与消耗的状态信息以及与可再生能源生产密切相关的环境信息，对能源生产及消耗进行实时监测、预测、统一优化调度和控制，以便优化协调和配合能源生产及消耗，在不改变设备和工艺的前提下，实现节能减排、降低能源生产成本的目标。
就减排而言，火力电站（燃煤、燃气电站）面临最大的环保压力。除了采用低氮燃烧技术以外，烟气净化是在环保岛内完成的。环保岛是烟气脱硝、除尘、脱硫装备的集成。2015年，全国二氧化硫、氮氧化物、烟（粉）尘分别排放1859万吨、1852万吨和1538万吨（详见环境保护部发布的《2015中国环境状况公报》），其中，燃煤电站的贡献率分别约占47%、50%和10%。根据《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223—2011），燃煤机组烟气排放标准（标准状况）为烟尘<20mg/m 3 ，SO 2 <50mg/m 3 ，NO x <100mg/m 3 ，燃气机组排放标准（标准状况）则为烟尘<5mg/m 3 ，SO 2 <35mg/m 3 ，NO x <50mg/m 3 。从执行情况看，大量燃煤机组（尤其是重点地区）已经开始对标燃气机组，执行超低排放。对此，除了常规控制系统之外，一个重要途径是流场调控。流场调控包括烟气速度场、飞灰颗粒场和还原剂浓度场的调控。均匀的流场对环保岛全生命周期的高效运行至关重要，流场调控成为面向超低排放的环保岛规划、改造、运维的重大装备设计技术。
信息物理融合能源系统（cyber-physical energy system，CPES）或能源互联网，集信息获取、通信、计算和控制于一身，将信息网络与能源物理系统深度融合，是实现上述目标的理论基础 [ 6 ， 9 ～ 17 ] 。
利用煤、石油和天然气等化石燃料所含能量发电的方式统称为火力发电。按发电方式不同，火力发电分为燃煤汽轮机发电、燃油汽轮机发电、燃气-蒸汽联合循环发电和内燃机发电。
大型火力发电机组是典型的过程控制对象，它是由锅炉、汽轮发电机组和辅助设备组成的庞大设备群。由于其工艺流程复杂，设备众多，管道纵横交错，有数千个参数需要监视、操作或控制，没有先进的自动化设备和控制系统，要正常运行是不可能的。而且电能生产还要求高度的安全可靠性、经济性和低排放，尤其是大型骨干机组，这方面的要求更为突出。因此，大型火电机组的自动化水平受到特别的重视。
大型单元火电机组是以锅炉、汽轮机、给水泵、风机和发电机为主体设备的一个整体，它们通过管道或线路相连构成生产主系统，即燃烧系统、汽水系统和电气系统。
①燃烧系统 包括输给煤、配风、燃烧、除灰和烟气排放系统等。
②汽水系统 包括锅炉、汽轮机、凝汽器及给水泵等组成的汽水循环和水处理系统、冷却水系统等。
③电气系统 包括发电机、励磁系统、厂用电系统和升压变电站等。
单元机组控制系统总称为协调控制系统（CCS），它是将机组的锅炉和汽机作为一个整体进行控制的系统，并且汽机的负荷-转速控制系统也可看作CCS的一个子系统，CCS完成锅炉、汽机及其辅助设备的自动控制。
单元机组控制系统是一个具有二级结构的递阶控制系统，第一级为协调控制级，第二级为基础控制级。它们把自动调节、逻辑控制和联锁保护等功能有机地结合在一起，构成一个具有多种控制功能、能满足不同运行方式和不同工况的综合控制系统。
（1）单元机组控制系统中的协调控制级
由于锅炉-汽轮机发电机组本质上相互耦合，所以当电网负荷要求改变时，如果分别独立地控制锅炉和汽机，势必难以达到理想的控制效果。CCS把锅炉和汽机视为一个整体，在锅炉和汽机各基础控制系统之上设置协调控制级，来实施锅炉和汽机在响应负荷要求时的协调和配合。这种协调是由协调级的单元机组负荷协调控制系统来实现的，它接受电网负荷要求指令，产生锅炉指令和汽机指令两个控制指令，分别送往锅炉和汽机的有关控制系统。但目前尚很难制定一个“协调”优劣的标准，它一般根据对象的特点和控制指标的要求，选择合理的协调策略，使其既能易于实现，又能满足工程实际的要求。
（2）单元机组控制系统中的基础控制级
锅炉和汽机的基础控制级分别接受协调控制级发出的锅炉指令和汽机指令，完成指定的控制任务，它包括如下一些控制系统。
①锅炉燃烧控制系统 锅炉燃烧过程自动控制的基本任务是既要提供适当的热量以适应蒸汽负荷的需要，又要保证燃料的经济性和运行的安全性。为此，燃烧过程控制系统有三个控制任务：维持主汽压以保证产生蒸汽的品质；维持最佳的空燃比以保证燃烧的经济性；维持炉膛内具有一定的负压以保证运行的安全性。燃烧控制系统包括以下几个部分。
a.燃料量控制 机组的主要燃料是煤粉，但在启动和低负荷时还使用燃油，另外燃油也用于点火和煤粉的稳定燃烧，故燃料量控制又分为燃油控制和燃煤控制。在燃油控制中，包括燃油压力控制（保证燃油压力不低于油枪安全运行所需的最低油压）、燃油量控制（保证燃油量满足负荷的要求）和雾化蒸汽压力控制（保证雾化蒸汽压力总大于燃油压力以使燃油能充分雾化）。在燃煤控制中，主要是根据锅炉指令并与送风量相配合，产生各台给煤机的转速指令。一方面，它与风量控制系统一起，保证送入锅炉的热量满足负荷的要求和汽压的稳定；另一方面，它将需求的燃料量平均分配给各台给煤机。一般用汽机前的主蒸汽压力代替炉膛热负荷。
b.制粉系统控制 制粉系统的三个重要被控变量分别是磨煤机出口温度、磨煤机入口负压和磨煤机进出口差压，后者是用来间接反应难以在线测量的磨煤机内存煤量。制粉系统的控制目标就是，在保证运行安全的前提下，在单位时间内尽可能多地磨制出合格的煤粉。具体操作要求是，通过调整给煤量来维持磨煤机出口温度，通过改变热风流量来维持磨煤机入口负压，通过调节温风流量来维持磨煤机进出口差压，将被控变量控制在规定范围之内，而又维持较高的制粉效率。
c.风量控制 风量控制和燃料控制一起，共同保证锅炉的出力能适应外界负荷的要求，同时使燃烧过程在经济、安全的状况下进行。燃烧需要的空气由送风机提供，锅炉燃烧的总风量为送风机风量和一次风量之和。此外，在风量控制系统中，还包括二次风的分配控制（燃料风、助燃风和过燃风）。在风量控制系统中，被控量是炉膛内的含氧量，控制量是一次风机挡板开度（即一次风量）。为了保证煤粉在炉内充分燃烧，又不使过多的剩余空气带走热量，必须保证炉膛内的氧量为一个定值。
d.炉膛负压控制系统 炉膛压力控制系统的任务是调节锅炉的引风量，使其与送风量相适应，以维持炉膛具有一定负压力，保证锅炉运行的安全性和经济性。在炉膛压力控制系统中，被控量是炉膛内的负压，控制量是引风机挡板开度（即引风量）。
②给水控制系统 亚临界机组一般使用汽包锅炉。汽包锅炉给水自动控制的任务是使锅炉的给水量适应锅炉的蒸发量，以维持汽包水位在规定的范围内。在汽包锅炉给水自动控制系统中，被控量是汽包水位，控制量是给水量，蒸汽量作为前馈信号。
超（超）临界机组一般使用直流锅炉。直流锅炉没有汽包，锅炉给水控制系统的主要任务不再是控制汽包水位，而是以汽水分离器出口温度或焓值作为表征量，保证给水量与燃料量的比例不变，满足机组不同负荷下给水量的需求，即直流锅炉的给水控制是比值控制系统。
③汽温控制系统
a.主蒸汽温度控制 锅炉过热汽温（也称主蒸汽温度）是锅炉过热器出口蒸汽的温度，一般要求主蒸汽温度稳定在额定温度的±2℃的范围内。但是，汽温对象的复杂性给汽温控制带来了许多困难。目前，电厂锅炉过热汽温控制系统多采用喷水降温的方法来维持过热汽温恒定。
b.再热蒸汽温度控制 随着蒸汽压力提高，为了提高机组热循环的经济性，减小汽轮机末级叶片中蒸汽湿度，高参数机组一般采用中间再热循环系统。将高压缸出口蒸汽引入锅炉，重新加热至高温，然后再引入中压缸膨胀做功。为了进一步提高机组热循环效率，目前在大型（1000MW及以上）火电机组中正在研究试用二次再热系统，即蒸汽从中压缸做完功后，被再次引入锅炉加热至高温，然后送给低压缸（单轴）或另一台汽轮机（双轴）做功。
再热汽温的控制，一般采用以烟气控制为主，以喷水降温控制为辅的方式，在紧急情况下才使用喷水降温。这种控制策略要比单纯采用喷水降温控制有较高的热经济性。实际采用的烟气控制方法有变化烟气挡板位置、采用烟气再循环、摆动喷燃器角度、采用多层布置圆形喷燃器、汽热交换器和蒸汽旁通等方法。
④辅助控制系统 辅助控制系统主要有：除氧器压力、水位控制系统；空气预热器冷端温度控制系统；凝汽器水位控制系统；辅助蒸汽控制系统；汽机润滑油温度控制系统；高压旁路、低压旁路控制系统；高压加热器、低压加热器水位控制系统。此外还有氢侧、空侧密封油温度控制系统；凝结水补充水箱水位控制系统；电动给水泵液力耦合油温度控制系统；电泵、汽泵润滑油温度控制系统；发电机氢温度控制系统等。这些控制系统的控制结构基本上采用单回路控制。
为保证单元机组的可靠运行，除上述参数调节系统外，自动控制系统还包括以下部分。
a.自动检测部分 它自动检查和测量反映过程进行情况的各种物理量、化学量以及生产设备的工作状态参数，以监视生产过程的进行情况和趋势。
b.顺序控制部分 根据预先设定的程序和条件，自动地对设备进行一系列操作，如控制单元机组的启、停及对各种辅机的控制。
c.自动保护部分 在发生事故时，自动采用保护措施，以防止事故进一步扩大，保护生产设备使其不受严重破坏，如汽轮机的超速保护、震动保护，以及锅炉的超压保护、炉膛灭火保护等。
⑤环保岛控制系统 环保岛控制系统包括：脱硫塔浆液pH控制、喷淋流量控制；脱硝装置喷氨量控制；电除尘器电极电压控制、振打周期控制等，控制目标是主要排放物（二氧化硫、氮氧化物、粉尘浓度）和二次污染物（氨逃逸量）达标。
水力发电机组的工作原理是，通过河川、湖泊等位于高处具有势能的水流至低处，经水轮机转换成水轮机的机械能，水轮机又推动发电机发电，将机械能转换成电能。
水力发电机组中的水轮发电机由水轮机驱动。发电机的转速决定输出交流电的频率，因此稳定转子的转速对保证频率的稳定至关重要。可以采取闭环控制的方式对水轮机转速进行控制，即采取发出的交流电的频率信号样本，将其反馈到控制水轮机导叶开合角度的控制系统中，从而去控制水轮机的输出功率，以达到让发电机转速稳定的目的。
水电机组控制主要包含频率控制和电压控制，分别由调速系统和励磁系统完成。水电机组调速系统也称为水轮机调速系统或水轮机调节系统，由调速器、引水系统、水轮机、发电机及负载组成，承担水电机组频率和负荷调节。励磁系统由励磁机、电压调节器、功率单元和发电机组成，负责水电机组的电压调节。
水电机组调速系统和励磁系统均为典型的工业控制系统，均由控制器和被控对象组成，进行闭环调节。
（1）水轮机调节系统
水轮机调节系统是一个闭环控制系统，由两部分组成：一部分是控制系统；另一部分是被控对象。水轮机控制系统主要是由水轮机调速器和测量环节组成，测量环节用来检测被控对象的参数与给定参数的偏差，经由调速器按一定特性关系转换为导叶接力器的行程偏差，对被控对象实施控制；被控对象主要由引水和泄水系统、机械液压系统、水轮机和发电机几部分构成，是一个复杂的被控制系统，具有机械、水力、电气几方面的特性。
（2）水电机组励磁系统
发电机励磁控制系统是由同步发电机及其励磁控制系统共同组成的反馈控制系统，励磁调节器是励磁控制系统的主要组成部分，其主要功能是感受发电机电压的变化，然后对励磁功率单元施加控制作用。在励磁调节器没有改变给出的控制命令以前，励磁功率单元不会改变其输出的励磁电压。通用形式的半导体励磁调节器装置主要由电压测量比较、综合放大和移相触发三个基本单元组成，每个单元由若干个环节组成。
发电机是电力系统中最重要的设备之一，励磁控制系统是实现对同步发电机有效控制的重要组成部分。其主要任务是向同步发电机的励磁绕组提供一个可调的直流电流或电压，从而控制机端电压的恒定，以满足发电机正常发电的需要，同时控制发电机组间无功功率的合理分配。励磁控制系统的主要作用包括以下几个方面。
①维持发电机端电压在给定值，当发电机负荷发生变化时，通过调节磁场的强弱来恒定机端电压。
②合理分配并列运行机组之间的无功分配。
③提高电力系统的稳定性，包括静态稳定性、暂态稳定性及动态稳定性。
④直流电机的转动过程中，励磁就是控制定子的电压使其产生的磁场变化，改变直流电动机的转速；改变励磁，同样起到改变转速的作用。
风力发电电源由风力发电机组、支撑发电机组的塔架、蓄电池充电控制器、逆变器、卸荷器、并网控制器、蓄电池组等组成。风力发电机组包括风轮、发电机。风轮中含叶片、轮毂、加固件等。它有叶片受风力旋转发电、发电机机头转动等功能。
风电机组控制系统可以分为主控系统、变桨距控制系统、变流器控制系统、偏航控制系统。控制系统主要采用分布式，其中主控制器只有一个，并且位于地面的塔筒柜里面，而从控制器有多个，这些从控制器之间是通过光纤、工业以太网、Profibus、CANBus等进行通信的。
（1）主控系统
主控制器实时监控风电系统的工作状态（包括监测电力参数、风力参数、机组状态参数，完成机组的启/停及其他功能），在主控系统硬件上，几乎所有厂家都选择使用PLC作为主控制器，其系统构成灵活，扩展容易，具有开关量控制的优势，还能够进行连续过程的PID回路控制，并且能够和上位机构成复杂的控制系统，实现生产过程的综合自动化。
（2）变桨距控制系统
变桨控制系统则是专门针对不同的工况下对桨叶进行精确控制，以实现桨叶的正常动作和紧急收桨。变桨系统的主要目的就是为了控制桨叶的速度和位置，在风速合适时风机发电，在风速过大时风机安全收桨。
（3）变流器控制系统
风力发电机发出的交流电的电压和频率都很不稳定，随叶轮转速变化而变化；经过整流单元整流，变换成直流电，再经过斩波升压，使电压升高到正负600V，送到直流母排上；再通过逆变单元，把直流电逆变成能够和电网相匹配的形式送入电网。
（4）偏航控制系统
偏航控制系统是风电机组特有的伺服系统，其主要作用有两个：一是与风电机组的控制系统相互配合，使风电机组的风轮始终处于迎风状态，充分利用风能，提高风电机组的发电效率，同时在风向相对固定时能提供必要的锁紧力矩，以保障风电机组的安全运行；二是由于风电机组可能持续地向一个方向偏航，为了保证机组悬垂部分的电缆不至于产生过度的扭绞而使电缆断裂、失效，在电缆达到设计缠绕值时能自动解除缠绕。
利用太阳能发电有两大类型：一类是光伏发电；另一类是光热发电。就目前太阳能发电控制技术成熟程度和实际推广应用情况来看，在利用太阳能发电方面，光伏发电是应用最广的。
（1）光伏发电控制系统
光伏发电系统是利用光伏电池方阵将太阳能转化为电能，并储存到系统的蓄电池中或直接供负载使用的可再生能源装置。其工作原理是：白天，光伏电池组件接收太阳光，转换为电能，一部分供给直流或交流负载工作；另一部分多余的电量可通过防反充二极管给蓄电池组充电，在夜晚或阴雨天，光伏电池组件无法工作时，蓄电池组供电给直流或交流负载工作。
光伏发电系统一般包括光伏电池板、DC/AC变换装置、储能装置、电能输出变换装置、控制器五大部分。
根据供电方式的不同，光伏发电系统可以分为三种系统：独立型、并网型和混合型。
①独立型光伏发电系统 独立型光伏发电系统含有蓄电池，且由控制器来控制充放电。在晴天光照充足时，多余电量会存入蓄电池，而阴雨天或者晚上光照不足时，蓄电池放电。
②并网型光伏发电系统 并网光伏发电系统指光伏发电系统连接了电网，其工作原理是太阳能光伏阵列实现光电转化，将太阳能转化为电能，经过DC/DC变成高压直流电，再经DC/AC逆变器，最后输出与电网电压同幅、同频、同相的正弦交流电。
光伏并网发电系统根据结构分为两类：一类是不含蓄电池的系统，称为不可调度式光伏并网发电系统；另一类是含有蓄电池的系统，称为可调度式光伏并网发电系统。由于可调度式光伏并网发电系统增加了储能环节，带来诸多问题。比如增加蓄电池充电装置增加了成本，降低了可靠性；蓄电池寿命短，需定期更换，而且报废的蓄电池需专门处理，否则会造成环境污染。而不可调度式光伏并网发电系统具备集成度和可靠性高，安装调试方便等特点。所以目前并网光伏发电系统主要以不可调度式系统为主。
光伏并网发电系统按供电方式分为集中并网发电系统和分布式并网发电系统两类。前者投资成本高，对电网冲击大，而后者具有结构灵活、可分散设置、传送损失小、反应快等优点。
③混合型光伏发电系统 混合型光伏发电系统比以上两个系统多了一个备用发电机组（柴油机发电、风力发电等）。当光照不足时启用风力发电，当无光无风时启用柴油机发电。其中风光互补型发电系统中不含有蓄电池，把包含风力和光伏的发电系统称作风光互补型并网发电系统。
另一种为光伏—燃料电池的并网系统，它包含光伏系统、燃料系统、供热系统和负载，该系统可显著减少环境污染。
为了提高发电效率和品质，光伏发电控制系统的核心是进行蓄电池充电控制、逆变器控制和并网控制，其控制要求具体如下。
①对于独立光伏发电系统，控制指标有太阳能电池额定功率、蓄电池额定容量、逆变器输出电压、频率范围及电流总谐波畸变率、太阳能光伏发电系统的总效率（包括电池组件的PV转换率、控制器、蓄电池和逆变器的效率）等。
由于电池处于浮放电状态，要求蓄电池的放电小、深放电能力强、充电效率高、少维护或免维护、工作温度范围宽等。另外，在充放电控制技术中，还应包括短路保护、击穿保护、反向放电保护等保护功能。
②对于光伏并网发电系统，并网控制的关键和难点在于如何维持太阳能电池的最大功率输出，同时又能够达到低谐波失真的输出电流同步控制，因此并网控制是一项如何将功率变换器的动态性能、系统干扰、输出波形失真综合考虑的系统控制技术。
为了使发电系统的输出电压与电网电压在频率、相位、幅值上保持一致，而且发电系统和电网间功率能够双向调节。这涉及功率因数校正、大功率变换以及高稳定性系统等技术问题。
（2）光热发电控制系统
光热发电技术也称为聚光型太阳能热发电技术，是利用大规模反射镜实现对太阳光的聚焦，将分散的太阳能转换为热能，将热能进行存储，在需要时利用储存的热能产生高温高压的蒸汽，驱动汽轮机进行发电。
根据聚光方式的不同，光热发电包括塔式太阳能热发电、槽式太阳能热发电、碟式太阳能热发电和线性菲涅耳式光热发电。
塔式太阳能热发电系统，也称集中型太阳能热发电系统，利用大量的定日镜将太阳能聚焦到塔顶的吸热器上加热工质。
槽式太阳能热发电系统利用抛物面的聚光系统将太阳能聚焦到管状的吸收器上，将管内的传热工质加热到一定温度。槽式太阳能热发电系统以线聚焦取代了点聚焦。
碟式太阳能热发电系统是利用旋转抛物面的碟式反射镜将太阳聚焦到一个焦点上，接收器就设在抛物面的焦点上，接收器内的传热工质被加热到750℃左右，驱动发动机进行发电。
线性菲涅耳式光热发电系统通过一组平板镜来取代槽式系统抛物面型的曲面镜聚焦，调整控制平面镜的倾斜角度，将阳光反射到集热管中，为简化系统，一般采用水或水蒸气作为吸热介质。成本相对低廉，但效率也相应降低。
由于塔式与槽式光热发电技术是当今光热发电的主流技术路线，接下来主要介绍它们的控制系统。
塔式太阳能热发电系统都是由聚光集热子系统、储能子系统、辅助能源子系统以及汽轮机发电子系统构成的，其中聚光集热子系统又可以细分为聚光子系统和集热子系统。
塔式太阳能热发电系统仅仅是热能产生的过程系统与常规火力发电过程系统不同。因此，塔式太阳能热发电系统只有热能生产过程的控制是特有的，在此仅介绍这一部分，其他相同的部分参阅本章第4.1.2.1节。
①聚光子系统的自动控制 聚光子系统需要完成复杂的控制功能，包括定日镜基本单元的控制和操作、全体定日镜的调度、镜场设备的监控和维护、整个聚光子系统的通信和时间同步等。
其中镜场控制系统能够对定日镜基本单元、多面定日镜、全镜场进行调度和控制，包括转角、读取角度、故障诊断等操作；镜场控制系统与气象观察站通信，实时获得云层、太阳辐射、风速风向、温度等各项重要环境信息，并提供以上信息的存储、历史趋势查询等功能；通过OPC（oLE for process control）接口与其他控制网通信，实现聚光子系统和集热子系统、储能子系统、汽轮机发电子系统之间的协调控制。
②集热子系统的自动控制 吸热器是塔式太阳能热发电集热子系统的关键设备之一，其性能直接会影响到整个电站的安全可靠性和经济性。根据吸热介质的不同，可以分为空气吸热器、水吸热器和熔盐吸热器，下面以水工质吸热器为例介绍汽包水位控制系统。
汽包水位控制系统的目的、任务以及控制策略与常规的火力发电系统是完全相同的。但是，对于塔式太阳能热发电吸热器，由于来自聚光系统的能量极不稳定，存在一天中不同时刻的正常变化和环境干扰引起的波动，所以汽包水位控制在常规锅炉水位三冲量控制系统的基础上增加镜场能量这个输入值，成为四冲量控制系统。
吸热器壁面温度的自动控制分为两个部分：吸热器温度变化率的控制和吸热器表面过冷过热温度点控制。
槽式光热发电控制系统包括太阳能镜场（SF）控制系统、导热油（HTF）控制系统、储热（TES）控制系统、汽水循环（SG）控制系统、T/G岛控制系统及协调控制系统。其中定日镜与镜场监控系统实时通信，监控计算机发送定日镜追日跟踪数据或控制指令，定日镜返回其运行状态、绝对位置、跟踪点信息、故障信息等实时数据。
核电厂是利用核裂变反应释放出的能量来发电的工厂，通过冷却剂流过核燃料元件表面，把裂变产生的热量带出来，再产生蒸汽，推动汽轮发电机发电。压水堆核电站主要由一回路系统和二回路系统两大部分组成。
一回路系统主要由核反应堆、稳压器、蒸汽发生器、主泵和冷却剂管道组成。二回路系统的设备和功能与常规蒸汽动力装置基本相同，它主要由汽轮发电机、凝汽器、给水泵和管道组成，所以将它及其辅助系统和厂房统称为常规岛（CI）。
核能发电实际上是“核能→热能→机械能→电能”的能量转换过程。其中“热能→机械能→电能”的能量转换过程与常规火力发电厂的工艺过程基本相同，只是设备的技术参数略有不同。核反应堆的功能相当于常规火电厂的锅炉系统，只是由于流经堆芯的反应堆冷却剂带有放射性，不宜直接送入汽轮机，所以压水堆核电厂比常规火电厂多一套动力回路。
常规岛（CT）中的大多数控制系统（例如，汽轮机控制系统、旁路控制系统等）与火力发电站中的类似，仅仅是对被控参数的要求不同。
所以，核电厂的主要控制系统包括反应堆控制系统、稳压器控制系统、蒸汽发生器控制系统、蒸汽排放控制系统和汽轮机控制系统。
（1）反应堆控制系统
压水堆核电厂有模式A和模式G两种运行模式，目前大型压水堆都多采用G运行模式。在G运行模式下，核反应堆控制由功率控制系统（功率补偿棒组控制系统）和冷却剂平均温度控制系统（R棒组控制系统）来实现。
①功率控制系统 功率控制系统的主要功能是根据负荷需求控制功率补偿棒组的位置，所以也称为功率补偿棒组控制系统。其最终目标是使功率补偿棒组的位置与功率相对应。
最终功率设定值是由核反应堆冷却剂平均温度控制系统提供的。它被用作蒸汽排放系统投入工作时的运行功率，或在厂用负荷运行时、在低负荷下运行时的运行功率。
②冷却剂平均温度控制系统 冷却剂平均温度控制系统的功能是通过调节冷却剂平均温度实现核反应堆功率与负荷的精确匹配。由于它是通过调节R棒组实现的，所以又称为R棒组控制系统。冷却剂平均温度是压水核反应堆功率控制的主调节量，它的变化反应了核反应堆功率与负荷的失配情况。
R棒组控制系统是一个闭环系统，它由三通道非线性调节器、棒速程序控制单元和控制棒棒速逻辑控制装置及驱动机构等设备组成。
③硼浓度控制 一回路慢化剂（冷却剂）硼浓度控制是反应性控制的主要手段之一。通过核反应堆化学与容积控制系统注入除盐、除氧水稀释慢化剂实现控制反应性，或者通过供给一回路必要数量的接近于当时一回路硼浓度的硼酸稀释溶液并将此补充液注入上充泵入口处，调节慢化剂的硼浓度以控制反应性。
（2）稳压器控制系统
稳压器控制系统包括压力控制系统和水位控制系统。
①稳压器的压力控制系统 为了保持反应堆冷却剂的压力在一个不变的整定值上，并防止冷却剂压力超出规定范围引起反应堆停堆和安全阀动作，稳压器压力一般设置四种手段进行调节：
a.通过喷雾阀向稳压器蒸汽空间喷水；
b.通过压力释放阀向稳压器外排放蒸汽；
c.用比例加热器加热稳压器中的水；
d.用大功率加热器加热稳压器中的水。
②稳压器的水位控制系统 稳压器的水位控制系统是通过控制冷却剂系统的补水流量来维持水位为整定值。整定值是冷却剂平均温度的函数。水位测量值与水位设定值之间的偏差信号引入调节回路，调节回路输出补水流量信号，该流量信号值与实际流量值的比较信号，送入补水阀控制的调节回路，开启和关闭补水阀。
（3）蒸汽发生器控制系统
蒸汽发生器控制系统是保持蒸汽发生器的水位不论在稳态还是动态工况下都在规定的限度以内，而水位是靠对给水流量的控制来保证。核电站主给水系统自高压加热器出口给水母管至蒸汽发生器进口为止，在给水管道上设置有旁路给水调节阀和主调节阀，每台蒸汽发生器的给水流量的调节是通过该两个给水调节阀来实现，同时给水泵的转速也受给水流量的控制。
①三冲量给水控制系统 与火力发电厂的水位控制系统相似，每台蒸汽发生器的水位控制系统是一个三冲量控制系统，即决定给水调节阀开度的三个信号是：水位偏差信号、蒸汽流量信号和给水流量信号。
蒸汽发生器的实测水位信号经过滤波回路后与规定水位进行比较，产生水位偏差信号；该水位偏差信号进入主调节回路，主调节回路输出经过蒸汽流量信号和给水流量信号的动态定值修正后，输出控制主给水调节阀的开度信号。
正常运行时，即负荷在15%～100%之间，主调节阀采用三冲量控制系统。当负荷小于15%负荷时，采用单冲量对旁路给水调节阀进行控制。
②给水泵转速控制系统 给水泵转速控制系统的组成是：给水压力和蒸汽压力之差与压差整定信号比较。整定压差是根据蒸汽流量计算出来的，信号比较的偏差送给水泵转速调节回路控制给水泵的转速。
当主给水泵设置成定速泵时，则蒸汽发生器的水位控制由给水调节阀完成。
（4）蒸汽排放控制系统
①向凝汽器蒸汽排放控制系统 蒸汽排放至凝汽器通常采用以下两种方式。
a.温度控制方式 冷却剂的平均温度与汽轮机的定值平均温度比较，当负荷变化时平均温度定值也随之变化，经温度比较器产生一个温度偏差信号。该偏差信号作为控制输入信号控制开启蒸汽排放阀，向凝汽器排放蒸汽。
b.蒸汽压力控制方式 反应堆停堆和启动期间，可以将蒸汽排放阀切换到压力控制方式，在这种控制方式下，向凝汽器排放蒸汽只受蒸汽压力控制。
②向大气排放蒸汽控制系统 当凝汽器不能使用时，蒸汽向大气排放。蒸汽压力与给定值比较，得出偏差信号进入PID调节回路控制排放阀。压力整定值比给定蒸汽发生器安全阀动作压力值稍低。
（5）汽轮机控制系统
核电站正常运行时，在核岛一侧，为适应电网负荷变化要求，反应堆功率变化的速率必须满足跟踪电网负荷变化的要求；在常规岛一侧，汽轮机控制系统根据电网功率需求自动调节汽轮机进汽阀门开度，以到达调节并满足输出功率的要求。
汽轮机控制系统通过调节汽轮机进汽阀对汽轮机实施功率控制、频率控制和压力控制，并对机组的负荷和转速实施超速限制、超加速限制、负荷速降限制和蒸汽流量限制，使机组安全经济地运行于各种工况。
汽轮机控制系统一般分为基层控制器和上层控制器两层，上层控制器实现压力控制、负荷控制和应力控制等功能。当上层控制器出现故障时，基层控制器仍能达到对汽轮机实施增/减负荷和进行转速的控制和保护。