在这个环节中，最不可控的变数其实是蒸汽流量，虽然它只是作为补偿，但是机组负荷急剧变化过程中，补偿值将更大影响输出。我的建议是，在出现机组负荷不稳的情况下，比如甩负荷，应加强水位自动的手动干预力度，甚至应解除自动。我参考了一些国内的机组，目前在机组RB的前提下，有些机组设计有解除自动逻辑，有些没有。其实不管什么情况下，都应该将手动干预作为重要的手段，避免汽包满水或者干锅。
第二，自动投入后水位波动大的原因有很多，在不考虑执行机构线性的前提下，PID参数的设置是很重要的方面。水位自动不需要增加微分调节，原因是水位的变化体现较快，不像汽温等有延时。关于比例和积分的设置，在之前的文章讲过很多，这里不做赘述。
第三，关于何种情况下解除水位自动。首先从自动调节三冲量品质考虑，当水位等参数品质坏点需要自动解除，其次实际值与设定值偏差大需要解除；此外执行器不跟踪或者故障需要解除。
第三个问题：负压自动如何调节？
之前的文章中我说过氧量自动的问题，负压自动很少提及。一般135MW以下机组负压自动通过引风机变频调节，135MW以上机组采用引风机挡板调节。负压自动最大的特点受锅炉爆燃的影响比较大，不管是煤粉炉、垃圾炉还是生物质炉，都会受到爆燃的影响。此外，在机组负荷变化大的情况下，负压自动往往调节比较频繁，甚至比水位自动更难以控制。
所以，我一直强调的是，负压自动尽量将作用放弱，以减小调节过程中负压的震荡。我们可以将作用的频率加快，但是作用幅度不宜过大。负压受炉膛通流顺畅与否影响较大，特别是循环流化床锅炉，负压的调节还要充分考虑锅炉流化作用。最近两年，个人感觉虽然垃圾炉热值不稳定，但是负压较好控制。对于生物质锅炉，不管是循环流化床、振动炉排，爆燃的现象比较多，所以较难控制。不过，对于煤粉炉，不管是直吹炉还是循环流化床，由于煤的热值相对稳定，负压调节也相对正常。
关于负压调节，尽可能把比例作用放弱后，尝试在积分作用上下功夫。这里需要补充的一点是，负压调节不要指望可以将负压拉到绝对稳定的数值，只要能够负压在安全和经济的范围内波动就是胜利。
第三个问题，凝汽器水位靠什么调节？
之前的文章中我提过凝汽器水位自动，漫谈给水泵、凝结水泵在火电厂生产工艺中的作用。凝汽器系统是完成火电厂朗肯循环中等熵压缩作用的重要设备，换句话说它的作用在于将蒸汽凝结后打入循环的下一步。所以，凝结水泵的主要作用是为水循环增加动力，而不是调节凝汽器水位。所以，对于变频凝结水泵，自动调节出口压力，凝汽器水位靠除盐水补水来调节。
有人会问，如果出现补水关闭后，凝汽器水位还持续增长甚至满水的情况怎么办？这种情况会不会出现，肯定会！但是如果大家对热力循环比较了解的情况下，在凝汽器出口压力可以维持整个热力循环的情况下，凝汽器水位满水的情况非常小。除非出现凝结水泵跳闸等极端情况，除此之外凝汽器热井缺水的概率更大。因此，只要利用好除盐水补水调节阀，凝汽器水位相对比较容易控制。
第四个问题，减温水怎么调节？
这是个难题！无论什么类型的锅炉，减温水的调节都是难点，关键原因在于温度变化和测量的延迟较大。减温水一般设计有两段或者三段，我曾遇到一个项目设计有四段。一般减温水调节的延迟时间达到1分钟，有的甚至更长。曾经遇到一个机组，减温水调节后，温度5分钟后才发生变化，我一度怀疑温度的测量出现问题。后来经过检查发现，该项目减温水流量设计偏小，导致调节的不灵敏。
前文说过，减温水调节要引入微分作用。但是，我现在觉得还应该考虑另外一个问题。目前我参与的机组，我一般不会盲目投入减温水自动。我会持续跟踪运行人员手动对减温水的调节，然后计算出调节阀常用的开度范围，通过在PID输出中增加限制，先将阀门的开度限制在一定范围内，然后再修改PID参数。这样做的好处是可以避免调节过程中延迟时间过长导致调门全开全关，从而影响机组稳定。
我的这个方法屡试不爽，在很多项目得到了应用。这个方法同样适用于延迟时间较长的脱硝系统喷氨自动，有一些氨法脱硝机组，由于受到催化剂的影响，NOx 调节要么超标，要么氨水使用量过大造成浪费。
上述几个问题算是对之前文章的补充，不到之处还请大家见谅，希望可以得到更多的交流机会。
以下几个视频，供大家参考！
