一、前言
    深能合和电力（河源）有限公司超超临界600MW机组的HG-1800/26.25-YM1型变压运行、带再循环泵系统、单炉膛、切圆燃烧、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、Π型布置锅炉采用6台中速磨煤机正压直吹式制粉系统，汽轮机为CLN600-25/600/600型一次中间再热、冲动式、单轴、两缸两排汽、凝汽式。旁路系统采用一级大旁路，设计容量为35%BMCR。
二、调试阶段1号机组出现的主要问题及处理方法
    1.备用循环水泵与出口阀的联锁原设计为循环水泵起动时，出口液控蝶阀先开至15 后，再起动循环水泵。但是，在已有1台循环水泵运行后再起动第2台备用循环水泵时，由于出口液控蝶阀先开至15 会导致备用循环泵倒转，对此将备用循环泵的控制逻辑修改为：在起动备用循环泵的同时，打开出口液控蝶阀。
    2.机组负荷在300MW至500MW时，主／再汽温只有570℃（设计为600℃），试验发现主汽温度偏差对WFR（水煤比控制）的修正量比例较弱。经适度加强主汽温度偏差对WFR （水煤比控制）的修正量比例后上述问题得以解决。
    3.原设计锅炉本生流量（即水冷壁入口最低流量）为450t/h，且在湿干态转换过程中给水指令始终维持在450t/h，但在实际湿干态转换过程中水冷壁严重超温，分离器入口过热度在60℃左右，不仅无法完成湿干态转换，同时使水冷壁安全受到严重威胁。对此，在湿干态转换前（纯湿态）维持省煤器入口流量在500t/h左右，在湿干态转换期间根据负荷及燃料量逐步加大省煤器入口流量至680t/h左右。
    4.锅炉左右侧汽温偏差大。经合理调大AA风二次风门的挡板开度，进一步削弱残余旋转，使左右侧汽温偏差降低到了合理范围。
    5.发电机风压试验不合格，原因主要是氢气纯度仪以及发电机浮子式检漏仪处阀门漏点较多，消缺后达到了要求。
    6.锅炉吹管时由于工况变化较大，贮水箱虚假水位严重。对此，应控制好吹管时间间隔，防止开临冲阀时水位过高、蒸汽带水、炉水循环泵汽蚀，以及关临冲阀时防止贮水罐水位过低。
三、锅炉调试阶段控制
    湿态（从点火至锅炉负荷为25%MCR工况）：锅炉零压力点火，炉水温度升至100℃开始产汽，锅炉压力随产汽量的增加逐渐上升。升压速度主要受分离器与末级过热器出口联箱热应力的限制，控制升压速率的方法是控制好给煤量。干态（锅炉负荷大于或等于25%BMCR) ：锅炉压力由给水泵调节，蒸汽温度由水煤比作粗调，喷水作细调。
四、给水控制
    湿态：此时给水控制一是保证省煤器入口流量为水冷壁的最低安全流量，二是随着燃料量的增加维持贮水箱水位的稳定，维持炉水循环泵的正常工作。在点火初期，给水泵提供5%BMCR的给水流量，而其余流量则为炉水循环泵出口流量（即循环流量）。当分离器水位升高时，利用分离器疏水调节阀（WDC VALVE) 来控制分离器贮水箱内的水位，并将多余的水排入冷凝器回收。随着锅炉蒸发量增大，贮水箱水位逐步下降，WDC VALVE也随之关小直至全关。在贮水箱水位下降时，应及时调整给水泵出力、上水旁路阀开度及炉水循环泵出口调节阀（BR VALVE) ，维持贮水箱水位稳定。在整个操作过程中维持省煤器入口流量稳定及贮水箱水位稳定，直至炉水循环泵出口调节阀全关，贮水箱内水被蒸干（此时负荷应在160MW左右），锅炉进入干态。
    干态：此时根据水煤比调节给水。实际运行中，往往采取根据中间点温度的方法来调节锅炉给水，尤其是在负荷升降速率较大时更是要重视中间点温度，根据中间点的温度大小来增减给水流量，否则会造成主汽温度的大幅波动。