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350MW超临界机组直流锅炉的燃烧优化调整随着我国工业化进程的不断加快，燃烧技术在工业生产中扮演着至关重要的角色。
而燃烧优化调整作为提高燃烧效率、减少污染物排放、降低能源消耗的有效手段，受到了越来越多企业和生产单位的重视。
而随着能源结构调整和发电行业的发展，350MW超临界机组直流锅炉燃烧优化调整成为了业内研究和关注的热点话题之一。
二、燃烧优化调整的意义燃烧优化调整是指通过对燃烧系统进行细致的调整和优化，以提高燃烧效率、降低污染物排放、减少能源消耗。
对于350MW超临界机组直流锅炉而言，燃烧优化调整能够提高发电效率、减少排放和降低生产成本，对于节能环保和企业经济效益都具有重要的意义。
三、燃烧优化调整的方式和方法1.氧量控制优化氧量控制是超临界机组直流锅炉燃烧优化调整的重点内容之一。
通过合理的氧量控制，能够保证燃烧过程中的充分燃烧，在减少氮氧化物和二氧化碳排放的提高了锅炉的热效率。
对于350MW超临界机组直流锅炉而言，通过提高氧量控制的精度和稳定性，能够达到良好的燃烧效果。
2.燃料特性分析燃料的特性对于燃烧系统的运行有着重要的影响。
通过对燃料进行详细的特性分析，可以根据不同的燃料特性来调整燃烧系统的参数，以确保燃烧过程稳定、高效。
3.燃烧系统的调整对于350MW超临界机组直流锅炉而言，燃烧系统的调整尤为重要。
通过调整燃烧系统的结构和参数，可以实现燃烧过程的优化，提高热效率、减少排放。
通过优化燃烧风量、风压等参数，能够使燃料充分燃烧，减少燃料消耗和烟气排放。
4.烟气循环系统的优化烟气循环系统在燃烧过程中起着重要的作用，对于燃烧效果和排放有着直接的影响。
通过优化烟气循环系统的结构和布局，能够提高热能的回收利用率，降低烟气温度，减少烟气中的污染物排放。
四、燃烧优化调整的技术难点超临界机组直流锅炉的燃烧优化调整也面临着一些技术难点。
燃烧系统的复杂性和高温高压环境对于燃烧优化调整提出了更高的要求。
燃烧过程中的氧量控制、燃料特性分析等技术难点也制约了燃烧效率的提高和排放的减少。
关于超临界直流锅炉的给水控制与汽温调节分析伴随国内经济水平的快速提升，电力生产已然是重中之重的一个环节。
早期生产因为技术条件不足，普遍选用参数较低、能耗较大且污染严重的燃煤系统。
经过不断发展，当前国内逐步利用效率更高且污染较轻的系统取代传统燃煤机组。
随着电力领域的持续前行，超临界直流锅炉也出现在实际生产之中，不同种类的锅炉设备所适用的场合有所差异，同时内部给水控制架构也不尽相同，所以在实际应用过程中始终存在不足之处。
本文就针对目前超临界直流锅炉的发展进行研究，对内部控制系统存在的问题提出对应的优化方案。
[关键词]超临界;直流锅炉;给水控制系统;汽温调节Nie Xin-yang[Abstract]With the rapid improvement of domestic economic level，electric power production has become one of the most important links. Due to the lack of technical conditions in early production，coal-fired systems with low parameters，large energy consumption and serious pollution were generally selected. After continuous development，the current domestic use of higher efficiency and less pollution system to replace the traditional coal-fired units. With the continuous development of the electric power field，supercritical once through boiler also appears in the actual production. Different types of boiler equipment are suitable for different occasions，and the internal water supply controlstructure is also different，so there are always deficiencies in the actual application process. In this paper，the development of supercritical once through boiler is studied，and the corresponding optimization scheme is proposed for the problems existing in the internal control system.[Keywords]supercritical; once through boiler; feed water control system; steam temperature regulation超臨界直流锅炉相较于原有的燃煤系统来说，不管是容量、效率还是环保等方面都有着质的飞跃。
1.工程热力学将水的临界状态点的参数定义为：22.115MPa，374.15℃。
当水蒸气参数值大于上述临界状态点的压力和温度时，则称其为超临界参数。
超超临界设定在蒸汽压力大于25MPa、或蒸汽温度高于593℃的范围。
2.提高机组热效率：提高蒸汽参数（压力、温度）、采用再热系统、增加再热次数。
3.常规亚临界机组参数为16.7MPa/538℃/538℃，发电效率约38%；超临界机组主汽压力一般为24MPa左右，主蒸汽和再热蒸汽温度为538—560℃，典型参数为24.1MPa/538℃/538℃，发电效率约41%；超超临界追压力25—31MPa及以上，主蒸汽和再热蒸汽温度为580—600℃及以上。
超临界机组热效率比亚临界机组的高2%—3%，超超临界机组的热效率比超临界机组高4%以上。
4.在超超临界机组参数条件下，主蒸汽压力提高1MPa，机组的热效率就可下降0.13—0.15%；主蒸汽温度每提高10℃，机组的热效率就可下降0.25%—0.30%。
再热蒸汽温度每提高10℃，机组的热耗率就可下降0.15%—0.20%。
如果增加再热参数，采用二次再热，则其热耗率可下降1.4%—1.6%。
当压力低于30MPa时，机组热效率随压力的提高上升很快；当压力高于30MPa时，机组热效率随压力的提高上升幅度较小。
5.锅炉布置主要采用Ⅱ型布置、塔式布置、T型布置。
超超临界机组可采用四角单切圆塔式布置、墙式对冲塔式布置、单炉膛双切圆Ⅱ型布置及墙式对冲Ⅱ型布置。
Ⅱ型布置适用于切向燃烧方式和旋流对冲燃烧方式；塔式炉适用于切向燃烧方式和旋流对冲燃烧方式；T型布置适用于切向燃烧方式和旋流对冲燃烧方式。
6.水冷壁型式：变压运行超临界直流锅炉水冷壁：炉膛上部用垂直管，下部用螺旋管圈及内螺纹垂直管屏。
7.我国超超临界技术参数：一次再热、蒸汽参数（25—28）MPa/600℃/600℃，相应发电效率预计为44.63%—44.99%，发电煤耗率预计为275—273g/kWh。
600MW超临界直流锅炉主、再热汽温调节特性摘要：本文以实际运行经验为基础，总结了600MW超临界机组主、再热汽温调整的调整手段，既提高了安全性，又提高了经济性。
关键词：超临界直流锅炉；主、再汽温；影响因素；调节方法。
在火力发电机组运行中，机组主、再热汽温对机组安全性和经济性影响较大，当主、再热汽温超温时，容易引起金属壁温超限，长时间超限或短时多次超限，将会引起金属寿命下降，引发安全生产事故；当主、再热汽温长时间处于低温运行时，一般主汽温每降低10℃，相当使循环热效率下降0.5%，汽轮机出口蒸汽温度增加0.7%，降低了机组效率的同时，还加大了对汽轮机末级叶片的侵蚀，甚至发生水冲击，严重危险汽轮机安全运行。
因此主、再热汽温的调整显的尤为重要。
600MW机组经济性指标参照图如表1所示：一.首先要知道影响主、再热汽温的几个因素：1.炉内燃烧工况的影响。
当加负荷过程或者煤质突然变好时，炉内燃烧工况加强，主汽压力上升，主、再热蒸汽温度会由于烟温上升、烟气量增加而有所上升；反之则下降，汽温的变化幅度与燃烧的幅度有关。
实际过程中发生在加负荷过程，送风及煤粉送入炉膛加强燃烧后导致主、再热蒸汽温度升高。
2.炉内火焰中心的影响。
当炉内火焰中心上移，水冷壁受到的辐射传热减少，炉膛出口烟温上升，导致锅炉烟道布置的主、再热蒸汽传热加强，引起主、再热汽温上升；反之则会下降。
实际过程为中、上层制粉系统切换前后，汽温调节特性的不同，以及炉底漏风量大时，导致汽温升高。
3.锅炉受热面积灰结焦程度的影响。
受热面积灰结焦对汽温的影响非常大，当受热面积灰和积焦后，根据传热原理R=δ/λA (K/w) ，δ—材料层厚度（m）λ—材料导热系数[W/(m.k)]，传热热阻R不断增加，受热面的换热能力急剧下降，因此，换热面积灰结焦对主、再热蒸汽温调整影响非常大。
4.送风量的影响。
送风量的大小直接决定了烟气量的大小，提升送风量，会提高烟气流速，增加对流换热器（过热器、再热器）的换热能力，所以，送风量增加时气温上升，反之则下降。
关于超临界直流锅炉的给水控制与汽温调节分析摘要：随着对电力需求的不断提升，供电的要求越来越高，电力生产作为其中的重要环节，超临界直流锅炉取代了传统的燃煤机组，广泛应用于电力领域中，改善了环境污染的问题，有效提升了电力供应效率。
基于此，本文对超临界直流锅炉的给水控制和气温调节进行了深入探讨，为保证机组的稳定性运行提出几点建议。
关键词：超临界直流锅炉；给水控制；气温调节一、超临界机组的给水控制系统直流锅炉是多变量系统，直流锅炉的控制任务与汽包锅炉有很大差别，对于直流锅炉不能象汽包炉那样，将燃料、给水、汽温简单地分为3个控制系统，而是将给水量与燃料量的控制与一次汽温控制紧密地联系在一起，这是直流锅炉控制最突出的特点[1]。
二、汽水分离器水位控制我厂超临界机组采用内置式汽水分离器，锅炉启动点火前进行冷态冲洗，进入分离器的流量保持最低运行负荷50%MCR下的900t/h，冲洗排放经储水箱溢流阀排到疏水扩容器，然后排至锅炉排水管。
冷态冲洗合格后回收至凝汽器锅炉允许点火。
用炉水循环泵出口调门来控制省煤器入口保持30%BMCR流量，将锅炉上水旁路调门关回保持3-5%BMCR流量。
点火后随燃料量投入的增加，进入分离器的工质压力、温度和干度不断提高，汽水在分离器内实现分离。
蒸汽进入过热器系统，饱和水通过汽水分离器排入疏水扩容器实现工质回收。
随着压力上升，水冷壁汽水开始膨胀，分离器储水箱液位逐渐升高，这时可通过分离器储水箱小溢流阀排放控制水位，随着汽水膨胀的结束，分离器储水箱水位开始下降，分离器的正常水位由上水旁路调门、炉水循环泵出口调门和锅炉储水箱小溢流阀来控制，此时分离器为湿态运行，给水控制方式为分离器水位与最小给水流量控制。
当水冷壁出口（进入分离器）工质的干度提高到干饱和蒸汽后，汽水分离器已无疏水，转变成蒸汽联箱，锅炉切换到30%MCR下的干态运行（纯直流运行）。
锅炉在30%BMCR（本生负荷）以下为再循环运行方式。
浅谈350MW超临界直流锅炉主、再热汽温的调整摘要：本论文以国电肇庆热电有限公司350MW超临界直流锅炉为例，分别对机组正常运行中、机组启停、机组加减负荷过程、启停制粉系统、锅炉吹灰等不同情况下汽温的调节方法进行探讨。
关键词：直流锅炉汽温调节0 引言尽管现在热力发电厂的自动化水平和设备的可靠性越来越高，但由于机组工况的复杂多变，锅炉汽温控制依然很难做到完全的自动控制，运行人员的经验调整依旧十分重要。
1 汽温调整的重要性蒸汽温度过高，超过金属材料允许工作温度，会影响设备安全。
蒸汽温度过低，不仅会降低热力设备的经济性，还会使汽轮机最后几级的蒸汽湿度增加，对叶片侵蚀作用加剧，严重时将会发生水冲击，威胁汽轮机的安全。
汽温的突升或突降会使锅炉各受热面焊口及连接部分产生较大的热应力，也会使汽机内部金属部件产生较大的应力。
所以汽温的调整尤为重要，不仅要把汽温维持在规定的范围内，也要防止汽温的大幅波动。
2 设备概况我厂锅炉为350 MW超临界参数变压直流锅炉，型号为DG1150/25.4-Ⅱ2，系一次中间再热、单炉膛、尾部双烟道结构、采用烟气挡板调节再热汽温、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉，燃烧方式为前后墙对冲燃烧，燃烧器为低氮旋流燃烧器，共5层，前墙3层后墙2层，制粉系统为正压直吹式，配有5套HP863∕Dyn型中速碗式磨煤机；设计煤种为内蒙伊泰煤，校核煤种1：神府东胜煤，校核煤种2：山西晋北煤。
我厂运行规程规定：机组在50%~100%BMCR负荷范围内高过出口主汽温能保持在571℃，正常允许运行的范围是576~566℃，两侧蒸汽温度偏差小于5℃；再热汽温在机组50%~100%BMCR负荷范围内能保持在569℃，正常允许运行的温度范围为574~559℃，两侧蒸汽温度偏差小于5℃。
3 各工况下的汽温调整3.1正常运行时的汽温调整超临界直流锅炉主汽温的调节以水煤比为主，喷水减温调节为辅；再热汽温调节以烟气挡板调节为主，喷水减温作为事故情况下使用。
综述600MW超临界直流锅炉的汽温调节作者：付光辉来源：《中国新技术新产品》2011年第11期摘要：本文阐述了发电厂600MW超临界直流锅炉汽温调节的一些常用方法，总结了这些调节方法的特性，对锅炉汽温的扰动因素做了简单分析，并阐述了作者自己的观点。
关键词：锅炉；主蒸汽温度；再热蒸汽温度；水煤比；减温水；负荷中图分类号：TM621.2 文献标识码:B广东红海湾发电有限公司一期工程#1、#2机组为国产600MW超临界压力燃煤发电机组，主要是带基本负荷运行，同时具有一定的调峰能力，热力系统为单元制系统，循环冷却水取自海水，为开式循环，三大主设备由东方电气集团公司属下的东方锅炉厂、东方汽轮机厂、东方电机股份有限公司制造，容量及参数相互匹配。
锅炉型号为DG1950/25.4－Ⅱ2，型式为∏型布置、单炉膛、一次中间再热、尾部双烟道结构、前后墙对冲燃烧方式、旋流燃烧器、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构露天布置、采用内置式启动分离系统、三分仓回转式空气预热器、采用正压冷一次风机直吹式制粉系统、超临界参数变压直流本生型锅炉。
汽轮机型号为N600－24.2/566/566，型式为超临界压力、一次中间再热、单轴、双背压、三缸四排汽、凝汽冲动式汽轮机。
发电机是型号为QFSN-600-2-22A、自并励静止可控硅整流励磁系统的三相交流隐极式同步汽轮发电机。
600MW超临界直流锅炉由于没有汽包环节，给水经加热、蒸发和过热变成过热蒸汽是一次性连续完成的，随着运行工况的不同，锅炉将运行在亚临界或超临界压力下，蒸发点会自发地在一个或多个加热区段内移动，这就给锅炉汽温调节带来了很大难度。
下面分别就主蒸汽温度及再热蒸汽温度的情况进行探讨。
一、主蒸汽温度的调节对于600MW超临界直流锅炉，保持水煤比不变，则可维持过热蒸汽温度不变。
水煤比的变化是汽温变化的基本原因。
当过热蒸汽温度偏低时，首先应适当增加燃料量或减小给水量，使汽温升高，然后用喷水减温方法精确保持汽温。
燃煤超临界直流锅炉主汽压力调整摘要：超临界直流锅炉具有发电效率高、高负荷适应性强等优点，是未来大型锅炉发展的方向，汽温、汽压是直流锅炉的主要参数，因此研究其特性特别重要.。
超临界直流锅炉是指主蒸汽压力超過22.12MPa的锅炉，通常额定汽压为24.2MPa.。
超临界直流锅炉汽压控制主要通過增减锅炉燃烧率和给水量来调整，从而使锅炉蒸发量的变化与机组负荷变动相适应.。
本文针对我厂350MW超临界直流锅炉运行中正常加减负荷、机组湿态运行、机组负荷波动過程中汽压调整和汽压的影响因素做了详细分析，并对事故处理情况下汽压调节进行个人讲述.。
引言：随着电网调峰能力的加剧，各电厂为了避免响应速率受到考核和争取电网两个细则补偿，不断优化提高AGC响应速率，我厂在AGC方式下负荷大幅波动情况下，汽温、壁温极易超温，且AGC退出频繁.。
我厂在AGC方式下减负荷過快时经常会出现主汽压力较负荷对应滑压函数值高1.5-2MPa以上，导致机组深度减负荷后锅炉管壁严重超温、再热汽温跌破510℃，或汽轮机调门开度小于38%，严重者小于33%中调门摆动参与负荷调节，AGC方式下快减负荷对汽压调节造成很大的困难.。
因此，本论文在控制各项指标在正常范围的情况下，调整机组主汽压力，确保稳定经济.。
1设备概况大唐延安热电厂一期工程装设2X350MW燃煤汽轮发电机组我厂锅炉由哈尔滨锅炉厂制造，型号为：HG-1125/25.4-YM1型，锅炉形式为超临界、一次中间再热、前后墙对冲燃烧、固态排渣、全钢全悬吊结构，紧身封闭布置、直流式煤粉锅炉.。
2超临界锅炉汽压调整的意义汽轮发电机组因为在实际运行中处于变工况，此时进入汽轮机的蒸汽参数、流量、排汽装置真空的变化，将会引起各级的压力、温度效率发生变化，不仅影响汽轮机运行的经济性，还将影响汽轮机的安全性.。
所以在日常运行中、应该认真监督汽轮机初终参数汽压汽温变化.。
2.1蒸汽压力過高的危害：主蒸汽压力升高时，要维持负荷不变，需要减小调速汽阀的总开度，会引起调节级动叶過负荷，甚至可能被损坏；严重者会导致汽轮机中调门关闭参与负荷调节；末级叶片可能過负荷.。
主蒸汽压力升高后，由于蒸汽比容减小，即使调速汽阀开度不变，主蒸汽流量也要增加，再加上蒸汽的总焓降增加，将使末级叶片過负荷，所以这时要注意控制机组负荷.。
主蒸汽温度不变，主要主蒸汽压力升高，将使末级叶片的蒸汽湿度变大，机组末级动叶片被水滴冲刷加重.。
承压部件和紧固部件的内应力会加大.。
主蒸汽压力升高后，主蒸汽管道、主汽阀及调速汽阀室、法兰、汽缸、螺栓等部件的内应力将增加，这会缩短其使用寿命，甚至造成这些部件受到损坏.。
2.2蒸汽压力過低的危害：主蒸汽温度和凝汽器真空不变时，主蒸汽压力降低时，蒸汽在汽轮机内的焓降要减少，蒸汽比容将增大；即使调速汽阀总开度不变，主蒸汽流量也要减少，机组负荷降低；若汽压降低過多，机组带不到满负荷，运行经济性降低；如果主蒸汽压力降低后，机组仍要维持额定负荷不变，就要开大调速汽阀增大主蒸汽流量，这将会使汽轮机末几级叶片過负荷，影响机组安全运行.。
3超临界锅炉汽压的影响因素3.1外扰：外扰是指外部负荷的正常增减及事故情况下的甩负荷，它具体反映在汽轮机所需蒸汽量的变化上.。
汽压的稳定取决于锅炉产汽量与汽轮机的需要汽量的平衡.。
3.1.1机组负荷：机组正常控制方式为AGC方式或者CCS方式，再此种方式下，机组加负荷时，汽轮机调门开大，蒸汽流量增多，导致主蒸汽压力下降.。
3.2内扰：内扰是指锅炉机组本身的因素引起的汽压变化.。
在外界负荷不变时，汽压的变化主要决定于炉内燃烧工况的稳定.。
锅炉热交换情况的改变也会影响汽压的稳定.。
制粉系统操作引起汽压变化：制粉系统常见故障为断煤、堵磨，断煤瞬间汽压汽温上升，最终主汽压力下降；磨煤机堵磨导致磨煤机出力下降，锅炉炉膛内热负荷瞬间降低，主汽压力、主汽温度呈现下降趋势，待磨煤机堵磨处理過陈吹通时，主汽压力、主汽温度上升；制粉系统启动過程，启动瞬间其余磨煤机瞬间轻载，且一次風压跟踪为总煤量，一次風压瞬间提高，导致隐形煤粉进入炉膛内，炉膛内部热负荷瞬间增加导致汽压、汽温上升；制粉系统停止過程与此相反.。
锅炉受热面沾污引起汽压变化：锅炉水冷壁结焦会使主汽压力降低.。
这是因为炉膛结焦使炉膛出口烟气温度升高、炉膛传热量减少，中间点温度和主汽温度下降，为维持中间点温度，手动设高中间点温度值，导致水煤比减小，给水量下降，直流锅炉主汽压力下降，因为直流锅炉主汽压力取决于由给水泵的压头；锅炉過热器结焦与此道理一致，不過過热器结焦，在手动设高中间点温度值时，要监视水冷壁壁温，在避免锅炉水冷壁不超温修整减小水煤比，降低主汽压力.。
3.3外扰内扰判断方法：如果蒸汽压力p与蒸汽流量D的变化方向相反，那么此时就是外扰的影响.。
如果蒸汽压力p与蒸汽流量D的变化方向一致时，这通常是内扰影响的表现.。
3.4其余影响因素：给水流量：直流锅炉转干态后，直流炉给水量就是蒸发量，直流锅炉主汽压力取决于由给水泵的压头；给水量改变就会引起蒸发量改变，也会影响汽温汽压；给水压力变化与主蒸汽压力变化相互影响，分离器出口温度设定值、省煤器入口给水流量偏置值直接影响给水流量.。
主汽温度；主汽温度升高时，分子运行速度增大，压强增大，主汽压力升高.。
汽轮机背压：机组背压影响汽轮机做功能力，机组背压升高时，因为汽轮机做功能力变差，在汽轮机调门开度不变的情况下，机组负荷下降，因机组控制方式正常为CCS或AGC方式，此时为维持机组负荷不变，汽轮机调门开大，主汽压力下降.。
减温水量；過热器一二级减温水量，尤其二级减温水为控制末级過热器汽温，减温水开大后导致蒸汽量增大，主汽压力上升；再热器减温水开大后，再热蒸汽量增大，再热蒸汽压力增加，排挤高压缸做功，中低压缸做功能力增加，在机组负荷不变情况下，汽轮机调门管小，也会引起主汽压力升高.。
一次風量；磨煤机一次風量增大后，磨煤机内隐形煤粉吹入炉膛导致炉膛热负荷增加，锅炉主汽压力升高.。
（一次風压与此同理）吹灰器投退：锅炉吹灰汽源选自屏式過热器出口，锅炉炉膛吹灰时，受热面被吹干净后，水冷壁吸热量增加后，直流锅炉加热、蒸发、過热提前，中间点温度升高，为控制中间点温度稳定，手动设定中间点温度，给水流量增大导致主汽压力升高；屏式過热器布置与炉膛上方，这一区域吹灰对汽温汽压影响与炉膛吹灰一致.。
水平烟道高温過热器、再热器，尾部烟道低温過热器、低温再热器吹灰過程整体汽压下降.。
空预器吹灰，主汽压力降低.。
入炉煤煤质：锅炉煤质变差时，因为发热量变低，导致炉膛内热负荷降低，锅炉主汽压力降低.。
4机组正常运行中加减负荷锅炉主汽压力的调整机组正常运行方式为AGC方式投入，AGC方式基础为CCS+BF方式，协调控制原理为汽机主控控制负荷，锅炉主控控制压力，AGC负荷指令下降时，机主控动作于汽轮机调门，调门快速关小响应负荷指令，主汽压力升高，此时负荷指令对应一个滑压压力值，锅炉主控为了维持压力与负荷滑压压力值一致，开始减煤、减水、减風，使实际主汽压力与机组负荷对应压力值一致.。
目前各电厂为了避免响应速率受到考核和争取电网两个细则补偿，不断优化提高AGC响应速率，AGC方式下减负荷過快时经常会出现主汽压力较滑压函数高2MPa左右，导致机组深度减负荷后锅炉管壁严重超温、再热汽温跌破510℃，或汽轮机调门开度小于38%，严重者小于33%中调门摆动参与负荷调节.。
为此为控制减负荷過程中主汽压力，我厂分别采用以下办法：减负荷過程中设置滑压压力负偏置，促使压力设定值较原设定值较低，促使煤量快速下降，風量，给水快速下降，从而使主汽压力下降.。
减负荷過程中根据情况可适当手动降低AGC负荷降低速率进行干预汽机调门动作幅度，从而防止主汽压力偏高，在确保机组安全运行的情况下使机组AGC负荷响应速率满足要求.。
我厂负荷变化速率设定范围为0-10MW/Min.。
减负荷過程中可适当增加滑压压力变化速率，正常为0.25 MPa/Min,必要时可设为0.3-0.5MPa/Min,降低主汽压力.。
我厂滑压压力变化速率范围为0-1MPa/Min.。
减负荷過程中可适当提高机组背压，通過开大汽轮机进汽调门，增大汽轮机进汽量来降低主汽压力.。
减负荷過程中，可根据主汽温温升率、中间点温升率及锅炉壁温温度，在保证锅炉管壁温度不超限情况下手动干预给水偏置来降低主汽压力.。
机组减负荷過程中，可根据锅炉壁温适当提高中间点温度设定值.。
机组减负荷過程中可根据磨煤机出口温度手动干预一次風压，或者磨煤机風量偏置、磨煤机旋转分离器频率来降低主蒸汽压力.。
通過手动干预避免風压、風量偏置自动动作過慢导致隐形煤粉进入炉膛，导致燃烧滞后，锅炉主汽压力高.。
..机组减负荷過程中可根据燃烧情况，及时停运制粉系统降低主汽压力.。
..机组减负荷過程中可通過，关小過热器烟气挡板开度，关闭過热器减温水电动调门降低主汽压力.。
.图4-1 图4-2图4-1对应曲线分别为1）机组有功功率，2）负荷变化速率设定，3）汽机阀位，4）实际主蒸汽压力，5）A磨煤机热風调整门开度，6）B磨煤机热風调整门开度，7）C磨煤机热風调整门开度，8）E磨煤机热風调整门开度图4-2对应曲线分别为：机组有功功率，2）机组AGC负荷指令，3）负荷变化速率设定，4）汽机阀位，5）实际主蒸汽压力，6）主蒸汽压力设定值，7）一次風机出口風压，8）机组排汽压力图4-3图4-3对应曲线分别为：.机组有功功率，2）机组AGC负荷指令，3）负荷变化速率设定，4）汽机阀位，5）CV调门开度指示，6）IV调门开度指示，7）实际主蒸汽压力，8）主蒸汽压力设定值.以上曲线为机组负荷350MW减至230MW对应曲线通過以上三组曲线可以观察：机组减负荷過程中，通過调整一次風压力偏置，磨煤机風量偏置，机组排汽压力，必要时机组负荷变化率可以确保机组正常运行减负荷過程中，实际主汽压力与主汽压力设定值完美匹配，因此可以论证机组正常运行中可以通過上述手段有效调整锅炉主汽压力.。
5机组湿态运行中加减负荷锅炉主汽压力的调整超临界直流锅炉湿态运行中，直流锅炉与汽包锅炉原理特性一致，通過改变燃料量与给水量来满足蒸汽压力温度的稳定.。
另外若锅炉升温升压過程中，主汽压力与高低旁开度，溢流阀开度有关.。
高压旁开度增大，或高旁开度不变，低旁开大主汽压力下降；高压旁路开度减小或低压旁路开度减小，主蒸汽压力升高.。
溢流阀开度增大，主汽压力下降，溢流阀开度减小，主汽压力上升.。
6机组负荷波动過程中汽压调整因本厂地处陕北电网，电网中新能源负荷较多，受国家扶持影响，本厂负荷随新能源满发后带调峰负荷，负荷指令频繁加减且幅度巨大，为避免AGC方式负荷波动频繁汽压大幅波动导致机组主参数超限，我厂针对负荷剧烈波动进行了相应的研究总结.。
