直流锅炉168整套调试介绍
锅炉调试主要节点：
1．厂用电受电
2．DCS受电
3．水压试验（什么是锅炉水压试验？附超临界直流锅炉水压试验方案）
4．锅炉化学清洗
5．锅炉通风试验
6．锅炉蒸汽吹管
7．整套168h试运转
8．性能试验
水压试验（锅炉水压试验学习）
水压试验目的：对安装完毕的锅炉承压部件进行冷态检验，检查锅炉承压部件的严密性，以确保锅炉今后的安全、经济运行。
水压试验压力的选取：
1.锅炉本体（包括省煤器、水冷循环系统、过热器系统）为过热器出口设计压力的1.25倍，且不小于省煤器进口设计压力的1.1倍。
2.再热器则以再热器进口设计压力的1.5倍单独进行水压试验。水压试验溫度的考慮：水压试验应在周围气温高于5℃时进行，低于5℃时须有防冻措施。水压试验用的水温应保持高于周围露点的温度以防锅炉表面结露，但也不宜温度过高以防止引起汽化和过大的温差应力，一般为21～70℃。
机组化学清洗
化学清洗的范围
凝汽器、低压给水系统碱洗；
高压给水系统、炉本体、过热器、再热器及蒸汽管道酸洗。
化学清洗工艺：
碱洗液采用双氧水，酸洗液一般采用柠檬酸；
采用一期辅汽混合加热，以求达到最高的清洗效果。
化学清洗的结果：一般采用国内的常规方法——割管检查。
通风试验
（1）试验的主要项目
磨煤机出口一次风均匀性测量
磨煤机进口一次风量测量装置标定
电除尘一级电场进口气流均匀性测量
对二次风挡板特性试验
炉内空气动力场试验
（2）试验结果
同台磨煤机出口一次风管道风速偏差，在不同的工况下，均保持在±5%的范围内。
磨煤机进口一次风量测量装置的速度系数约等于1，与原设计相符。
电除尘一级电场进口气流均匀性测量结果，不均匀系数＜0.25，达到国内标准的要求。
针对二次风挡板和锅炉的结构特点，从设备的安装、验收着手，对各风门进行开度的核对，保证二次风挡板的同层四角开度偏差在±5％范围内。
点火吹管
（1）点火吹管的范围
过热器及主蒸汽管道，
再热器及其冷热段蒸汽管道，
高、低压旁路蒸汽管道，
小机蒸汽管道。
（2）吹管的方法
锅炉点火，油煤混烧，自产蒸汽吹管；
一、二次汽系统串联吹管，系统内不设吹管临时阀。
（3）吹管的结果
在达到设计的燃烧率的情况下，过热器、再热器均达到理想的吹管动量比（过热器1.3~1.4 再热器1.2~1.26）
靶板合格：记录主系统共吹管次数。
吹管的验收以锅炉制造厂提供的靶板为准，并经汽机制造厂签字确认。
蒸汽吹管方法
（1）稳压蒸汽吹管
吹管过程维持锅炉蒸汽系统压力不变进行的锅炉吹管，它对于锅炉系统是个相对稳态过程，在此过程中锅炉维持输入和输出之间的能量平衡以及给水量和蒸发量之间的质量平衡。
（2）降压蒸汽吹管
锅炉事先维持一个较高的吹扫压力，然后迅速全开临时吹扫门，由于锅炉压力的迅速下降，蒸发量瞬间骤增，从而实现对锅炉受热面的吹扫。
吹管的事故预防
为防止主汽门门芯不严，导致高压缸进汽，造成事故的预防措施：
加强润滑油系统、顶轴油系统、盘车装置的检查维护，注意顶轴油压及盘车电流的监视。每小时至少进行一次主机本体听音和系统检查；
对汽缸本体温度、进汽阀门时温度、顶轴油压、盘车电流、偏心等参数，每小时必须记录一次，当炉点火后，若缸体温度发生变化，则每30分钟记录一次；同时加强机组听音检查，并注意机组转速变化；
对于主汽压力温度等参数，若暂时无法监视时，应通过就地测温及对炉侧压力监视等方式，进行检查，并积极联系电建处理；
炉点火升压过程中，若出现高缸温度升高较快或机组冲动，应立即汇报，并降低汽压，同时，注意盘车工作情况，若盘车脱开，转子静止后，马上投入连续盘车，注意电流及偏心指示，并加强本体听音。
性能试验
内容
锅炉热效率试验；
锅炉最大出力试验；
锅炉额定出力试验；
锅炉断油最低出力试验；
制粉系统出力试验；
磨煤单耗试验；
机组热耗试验；
机组轴系振动试验；
汽机最大出力试验；
汽机额定出力试验；
机组RB试验:（火力发电机组RB技术详解—收藏起来慢慢学）
机组供电煤耗测试；
污染排放谢监测试验；
噪音（声）测试；
散热测试；
除尘器效率试验
粉尘测试；
整套168h试运转
整套启动的目的：
锅炉启动是机组整套启动的组成部分，它是指设备和系统在分部试运验收合格后，炉、机、电第一次整套启动时，自锅炉点火开始至完成机组满负荷试运并移交试生产为止的启动调试工作。
锅炉启动分“锅炉点火升温、升压；带负荷调试；满负荷试运”三个阶段
整套启动的内容
1.设备概况、规范、特性参数；
2.锅炉启动前必须具备的条件；
3.启动步骤；
4.操作要领；
5.制粉系统及燃烧初调整试验内容；
6.验收技术标准；
7.锅炉纵向、横向连锁保护及越限报警定值；
8.启动升温、升压曲线
整套启动的几个阶段：
1.锅炉点火、升温、升压
a.锅炉点火前的工作要点：
b.点火、升温、升压的调试操作要领：
2.带负荷调试
a.锅炉带负荷调试要点：
b.制粉系统初调整内容：
c.燃烧初调整内容：
d.锅炉运行特性试验内容：
e.其他配合调试项目
3.满负荷试运
a.开始条件
b.考核验收标准
c.其他调试项目
主要节点：
整套点火
首次冲转n首次3000r/minn首次并网
首次断油n汽动给水泵首次投用
首次满负荷n168h试运行开始
168h试运行结束
50%甩负荷
100%甩负荷
锅炉启动过程操作注意事项
1锅炉在油枪投用过程中应进行观察，发现燃烧不良应及时处理，防止事故发生。
2在升温升压过程中，应经常监视启动分离器和对流过热器出口联箱的金属温度，发现问题应停止增加燃料量，延长升温升压的时间。
3在升温升压过程中应加强对各受热面，金属温度的监视，谨慎控制启动分离器出口汽温、调节减温水和燃烧器摆角，控制主蒸汽温度和再热器蒸汽温度在设定值范围内。
4机组启动燃油期间应加强对空气预热器吹灰。
5锅炉转入纯直流运行后启动系统集水箱水位逐渐降低，此时应将往凝汽器管道上阀门置于闭锁状态，防止由启动系统漏空气导致凝汽器真空降低而影响机组的正常运行。
6在锅炉启动分离器入口汽温第一次达到饱和温度和第二层油枪投入运行时，锅炉有汽水膨胀过程，此时应注意启动分离器和除氧器的水位控制防止超限。
7锅炉在湿态与干态转换区域运行时，应尽量缩短其运行时间，并应注意保持燃料控制与启动分离器水位的稳定，严格按升压曲线控制汽压的稳定，以防止锅炉受热面金属温度的波动。
减少水冷壁热偏差
直流锅炉水冷壁受热面热偏差，是一个非常敏感的问题，它关系到锅炉的正常启动运行。在机组调试初期，因水冷壁出口温度超限，且上升速度非常快，锅炉保护动作，发生MFT。在调试过程中经过不断试验，采取了一系列的防范措施，有效防止类似事故的发生：
①在保证锅炉燃烧稳定的情况下，尽快断油全烧煤运行，减少炉内热负荷集中；
②提高炉膛火焰中心高度，减少冷灰斗部分因结构不对称引起的受热不均，同时可以减少水冷壁的焓增，以减少水冷壁的热偏差。
③及时投用高加，提高水冷壁进口焓，在控制一定的水冷壁出口焓的情况下，减少水冷壁焓增，提高水冷壁的质量流量，有效防止水冷壁超温。
锅炉运行的监视和调整
1锅炉运行的监视和调整，必须保证各参数在允许的范围内变动，并应充分利用和发挥计算机程控及自动调节装置，以利于运行工况的稳定和进一步提高调节质量，当计算机程控及自动装置投运时，进行人员应加强对各工况参数的监视，并应经常进行过程参数变化情况的分析，发现某程控或自动装置不正常时，应立即将其切至手动，维持运行工况正常，并应立即通知有关人员，尽快处理，恢复运行。
2锅炉运行调整的任务
①保持锅炉的蒸发量能满足机组负荷的要求;
②调节各参数在允许范围内变动;
③保持炉内燃烧工况良好;
④确保机组安全运行;
⑤及时调整锅炉运行工况，提高锅炉效率，尽量维持各参数在最佳工况下运行。
燃烧调整的内容
a.观察燃烧器着火状况：
b.通过改变风箱与压差来调整火焰的刚性，使炉内火焰不冲刷水冷壁：
c.测量炉内温度分布和炉膛出口两侧烟温的偏差值，并采取调整措施，尽可能减少偏差；
d.调整炉膛出口的过量空气系数来确定较低的排烟温度和飞灰含碳量；
e.逐步掌握炉内吹灰器、喷水减温器及燃烧器摆角对锅炉受热面、汽温和排烟温的影响
锅炉汽温的调整(直流锅炉运行调整讲解（汽温、燃烧）)
1锅炉正常运行时，主蒸汽温度应控制在571±5℃以内，再热蒸汽温度应控制在569±5℃，两侧温差小于10℃。同时各段工质温度、壁温不超过规定值。
2主蒸汽温度的调整是通过调节燃料与给水的比例，控制启动分离器出口工质温度为基本调节，并以减温水作为辅助调节来完成的，启动分离器出口工质温度是启动分离器压力的函数，启动分离器出口工质温度应保持微过热，当启动分离器出口工质温度过热度较小时，应适当调整煤水比例，控制主蒸汽温度正常。
3再热蒸汽温度的调节以燃烧器摆角调节为主，如果燃烧器摆角不能满足调温要求时，可以用再热减温水来辅助调节。
4减温水的使用及注意事项：
4.1一级减温水用以控制屏式过热器的壁温，防止超限，并辅助调节主蒸汽温度的稳定，二级减温水是对蒸汽温度的最后调整。
4.2正常运行时，二级减温水应保持有一定的调节余地，但减温水量不宜过大，以保证水冷壁运行工况正常，在汽温调节过程中，控制减温水两侧偏差不大于5t／h。
5调节减温水维持汽温，有一定的迟滞时间，调整时减温水不可猛增、猛减，应根据减温器后温度的变化情况来确定减温水量的大小。
6低负荷运行时，减温水的调节尤须谨慎，为防止引起水塞，减温水温度应确保过热度20℃以上，投用再热器事故减温水时，应防止低温再热器内积水，减温后温度的过热亦应大于20℃，当减负荷或机组停用时，应及时关闭事故减温水隔绝门。
7锅炉运行中进行燃烧调整，增、减负荷，投、停燃烧器，启、停给水泵、风机、吹灰等操作，都将使主蒸汽温度和再热汽温发生变化，此时应特别加强监视并及时进行汽温的调整工作。
8高加投入和停用时，给水温度开始变化较大，各段工作温度也相应变化，应严密监视给水温度、省煤器出口温度。螺旋水冷壁管出口工质温度的变化，待启动分离器出口工质温度开始变化时，维持燃料量不变，调整给水量，控制恰当的启动分离器出口工质温度使各段工质温度控制在规定范围内。
9锅炉运行中进行燃烧调整，增、减负荷，投、停燃烧器，启、停给水泵、风机、吹灰、打焦等操作，都将使主蒸汽温度和再热汽温发生变化，此时应特别加强监视并及时进行汽温的调整工作。
10高加投入和停用时，给水温度开始变化较大，各段工作温度也相应变化，应严密监视给水温度、省煤器出口温度。螺旋水冷壁管出口工质温度的变化，待启动分离器出口工质温度开始变化时，维持燃料量不变，调整给水量，控制恰当的启动分离器出口工质温度使各段工质温度控制在规定范围内。
机组甩负荷试验（汽轮机甩负荷试验详解）
汽轮机执行机构由四套阀门组成，包括二套高压主汽门和调门、二套中压主汽门和调门，主汽门和调门由相应的油动机驱动。当机组突然甩负荷时，高压调门快速向关方向的动作，同时触发中压压调门快速向关方向的动作。与此同时，汽轮机控制方式由负荷控制切换到转速控制，维持机组空负荷运转。
机组调试一般分别进行机组50%和100%甩负荷试验。常规方法：断开机组主变出口断路器，瞬间甩掉负荷，测取汽机调节系统动态特性和机组有关运行参数。
要求
调节系统动态过程响应迅速稳定，并能有效地控制机组空负荷运行；
甩50%额定负荷后转速超调量不大于5%；
甩100%额定负荷后，最高飞升转速不大于电超速保护转速3300r/min。
甩负荷时，机组联锁保护全部投入（机组大联锁保护除外）；
甩负荷后，机组能维持空负荷稳定运行，锅炉不停炉，不超压；汽机不停机，不超速；发电机不过压。达到《甩负荷试验导则》的全部要求。
甩负荷试验难点
机组负荷高，甩负荷将对电网造成一定的扰动，试验准备工作必须周到，一旦电网准备就绪，必须及时进行甩负荷试验。
汽机发电机解列后，高压旁路可能快速开启，对低压旁路及凝结水系统是一个很大的考验，很容易因为凝结水系统故障而发生低压旁路闭锁，锅炉被迫停炉。
汽机DEH系统及OPC超速保护是一个考验。
直流锅炉在负荷变化过程中，非常容易出现水冷壁欠水超温，这是甩负荷试验又一控制难点。
调试应注意的问题
直流炉干湿转换的注意点（锅炉干湿态转换的操作方法及注意事项（350MW直流炉））
锅炉在湿态与干态转换区域运行时，在垂直水冷壁中有可能产生两相流，容易引起水利不均匀性而造成管壁温度超限，所以此时要注意保持燃料量和启动分离器水位的稳定，注意调整磨煤机运行方式，适当增加炉膛过量空气量，以改善管壁温度，并尽可能缩短在这个区域的运行时间
水质控制的重要性
在直流锅炉下辐射最大热负荷区域附近因氧化垢沉淀而爆管应引起重视。铁垢来源于设备的腐蚀产物，尤其在氨－联氨处理水工况时，除盐设备出口的腐蚀产物浓度可达20ppm或更大。在工质温度低于550～570℃时，即高压和超临界压力设备中其成分主要是磁性氧化铁Fe3O4。沉淀速度与ρW、q、沸腾状态、pH及工质中杂质的成分有关。
以结垢0.1mm管与清洁管的壁温相比较，结垢使管壁温度升高44～57℃，负荷越高，升温愈多。虽然超临界机组具有完善的给水品质，清洁管时管壁温度亦距允许壁温还有几十度，但是一旦高负荷区域最大比热区有腐蚀铁垢沉积，即使很薄一层也有超温可能，应引起重视。
启动分离器出口温度的控制
在增加负荷的时候，应将给水调节保持自动运行方式，以便在燃料量增加之后能自动增加给水量，以保持启动分离器出口温度在规定的范围内。
锅炉在纯直流运行之后，启动分离器出口温度是最能及时反映煤水比的参数。设计规定启动分离器出口的蒸汽温度具有足够的过热度。在燃料量、蒸发量（负荷）和炉管外侧污染系数不变的条件下，改变启动分离器出口温度能改变炉膛受热面吸热和锅炉尾部受热面的比例。
直流锅炉启动分离器温度的高低，在一定负荷下往直流锅炉启动分离器温度的高低，在一定负荷下往往直接反映锅炉的煤水比例的合理性。为了降低炉膛热负荷，减轻水冷壁结渣，可适当降低启动分离器出口汽温。
炉膛出口烟温偏差
炉膛出口烟温偏差是指炉膛水平和垂直出口截面中热流分布的不均匀。这种烟气温度或速度的不均匀性可以导致位于出口截面附近受热面金属温度的不一致，一般来说是指末级过热器和/或再热器受热面。
在极端的情况下，位于高于平均金属温度区域的管子对过热爆管可能较为敏感
某厂调试中主要问题实例
空气预热器（53张PPT精讲空气预热器）
空气预热器在调试过程中多次发生故障，曾一度制约机组带负荷运行，当机组负荷增加，排烟温度增加到一定值时，空气预热器电流增加，严重时空气预热器过电流跳闸。内部检查发现传热部件外壳焊缝开裂，传动带局部变形。
原因：锅炉采用回转式空气预热器，且烟道结构造成烟速分布状态较差，空气预热器内部受热不均，致使运行过程中，存在着较大的内外温差，从而产生了内外组件之间的胀差，引起预热器内部罩壳发生胀裂和传动带损坏。因此，设计上考虑不足是预热器故障的最根本原因。
解决方法：
在预热器进口烟道加装导流板；
改变传动带与空气预热器传热部件的连接方式，由原来的径向支撑改为悬吊支撑，避免了传动带因内部传热部件径向膨胀而引起的损坏；
对开裂部分焊缝进行加固和修复。
在设备改造过程中，从设计上着手，改变内部结构，解决或消除胀差，才能从根本上解决问题。
启动排放、回收系统
锅炉启动过程中，除氧器淋水盘冲坏；膨胀箱排汽管带水振动；分离器水位高，保护动作MFT。
原因：启动过程中，在启动初期和进入干态运行前，对启动系统来说都是非常平稳的运行阶段。启动系统的排放一路通过除氧器回收，另一路通过膨胀箱后排放或回收，除氧器和膨胀箱都会因接收排放焓值过大而产生超负荷运行或故障运行，影响机组的正常启动或设备的损坏，有时为了对系统保护，停止排放，造成分离器水位高，MFT。
解决方法：增加至膨胀水箱的通流面积，在自动控回路中重新分配水位箱的排放流量，优先保证除氧器的安全；极热态启动点火时尽量提高炉膛火焰中心。
锅炉启动过程中，除氧器淋水盘冲坏；膨胀箱排汽管带水振动；分离器水位高，保护动作MFT。
原因：启动过程中，在启动初期和进入干态运行前，对启动系统来说都是非常平稳的运行阶段。启动系统的排放一路通过除氧器回收，另一路通过膨胀箱后排放或回收，除氧器和膨胀箱都会因接收排放焓值过大而产生超负荷运行或故障运行，影响机组的正常启动或设备的损坏，有时为了对系统保护，停止排放，造成分离器水位高，MFT。
解决方法：增加至膨胀水箱的通流面积，在自动控回路中重新分配水位箱的排放流量，优先保证除氧器的安全；极热态启动点火时尽量提高炉膛火焰中心。
给水系统（600MW机组给水系统详解）
给水系统调试初期，经常因滤网进出口差压高使给水泵跳闸，影响机组的正常运行。电动给水泵在手操过程中容易出现因左右边界保护动作而跳闸，在自动运行时由于其边界保护的限制，从而限制电动给水泵的自动跟踪速度。凝结水泵的启动和运行保护逻辑复杂，设有高、低流量保护和其它系统边界条件，使得凝结水泵在正常时只能运行一台泵，当系统流量增加而另一台泵不能及时启动时则运行泵因为超流量跳闸。
原因：设备供应商出于对设备本身的保护，对系统运行提出了比较苛刻的边界条件，在系统尚未调试稳定的初始阶段，由运行的系统来满足设备要求，一定程度上出现了系统和设备保护上的本末倒置现象，往往不能实现，容易造成辅机跳闸。
解决方法：征得制造厂的同意，在设备性能允许的条件下，变更原设计，使在异常情况时，保持设备运行状态满足系统稳定的需要。
从以上统计11次停炉事件可以看出，因煤水比失调导致锅炉分离器出口、螺旋管温度高占四次，给水事故占三次，给水调整相关事故共占总事故的近70%，调试过程中加强给水调节的重视非常重要。
机组调试一般围绕机务系统这根主线，但在抓实际工作时则要把热控工作放到中心位置，积极准备，及时实施，确保设备系统投运时，热控系统能正常投用。一次故障、一次教训、一次提高，在调试过程中，要严格控制各类事故的发生，而一旦事故不可避免发生后，就应该用科学严谨的态度，及时分析，对故障的原因进行分析，举一反三，采取积极的措施，防止故障的重复出现，把事故教训变成宝贵的经验。