#1炉吹管总结

1、#1炉吹管总结#1锅炉吹管于2011年1月27日开始，在各专业的通力配合、精心操作下，吹管工作历时3天，圆满结束。吹管期间锅炉整体运行稳定、安全，但在设计、安装、调试、运行调整等方面也存在一定的问题，现总结如下：一、吹管参数 锅炉吹管控制参数吹管参数蓄能降压一段吹分离器初压/MPa4.55.0分离器终压/MPa3.0过热器蒸汽出口温度/390410再热器蒸汽出口温度/350400给水流量/t/h250300分离器出口温度/对应分离器压力相应的饱和温度，温度变化不宜超过42吹管系数差压法计算1.0二、吹管期间的物料消耗1. #1锅炉吹管期间累计上煤1518吨，其中11仓上煤量为400吨，12仓上

2、煤量为1118吨，至吹管结束最终用煤1300吨，剩余220吨。耗油量约为24吨，厂用电量为1061640kWh。此次吹管耗除盐水量约1.36万吨。其中锅炉冷态冲洗用水量约为3600吨，热态冲洗连同锅炉试吹共计用水2400吨，锅炉正式吹管共计用水7300吨。当给水中铁离子含量1000µg/L时，炉水回收至除氧器。吹管采用主、再热一次串联降压吹管，共进行了63次有效吹管，其中一次汽系统吹管系数在1.11.2，再热器系统的吹管系数在1.71.9。主汽及再热汽管道分别吹管打靶，检查吹管质量，均符合标准要求；过热器、再热器及其管道各段的吹管系数均大于1；连续两次打靶检查，第二次靶板上冲击斑痕点

3、数少于第一次；靶板上冲击斑痕主要粒度不大于0.5mm的斑痕，0.2mm0.5mm(包括0.5mm)的肉眼主要可见斑痕不大于5点，0.2mm0.5mm的斑痕均匀分布。过热器靶板再热器靶板2. 吹管期间燃煤主要以枣泉矿来煤为主，配有一定羊二矿来煤，发热量平均为43004600 Kcal/kg之间。从实际燃烧状况来看，此次吹管用煤发热量和挥发份较高，挥发份达37.7%，属易燃煤种，但灰分略大，灰熔点较低在1200左右，属易结焦的煤种。3. 截止#1锅炉吹管结束，脱硫系统共耗水约2661.5吨，耗用石灰石粉约9.8吨,耗用强碱NaOH约0.775吨。其中，石灰石粉化验CaO含量约为50%，CaCO3含

4、量约为89.6%，过筛率约为86.3%，基本符合技术协议要求；石灰石浆液化验密度约为1085kg/m3，浓度约为16.2%；吸收塔浆液化验密度约为995kg/m3，浓度约为0.48%。石灰石浆液和吸收塔浆液密度、浓度偏低的原因主要为本次脱硫吸收塔内先注入近1500m3的水参与反应，根据烟气量情况投加强碱NaOH中和提高PH值或打入石灰石浆液提高PH值，石灰石浆液的投入量很少。4. 除盐水和药品用量序号日期除盐水(m3)联胺（kg）氨水(kg)11月25日19156510021月26日170531月27日295022541月28日365651月29日2425300合、冲

5、洗水量及排水方式1. 机组废水主要排入雨水管网和酸洗废水池。2. 处理反洗排水、启动炉废水、化学反渗透浓水、脱硫岛辅机冷却水由工业废水排向三期场地。四、发现的问题(一) 锅炉专业1. 交流等离子1） 交流等离子#1角喷口结焦：分析原因为等离子磨#1角风速过低导致，交流等离子运行过程中，#1煤粉管一次风速大概在10m/s，其它#2、3、4煤粉管一次风速约为20m/s，一次风速低煤粉在喷口附近着火燃烧，等离子燃烧器壁温高达400500。最高时达561导致燃烧器喷口结焦，,最终#1角无法正常运行。其中各个时间采样点状态如下表：时间给煤量（t/h）风量（t/h）#1角风速（m/s）#2角风速（m/s）

6、#3角风速（m/s）#4角风速（m/s）#1角差压(kPa)#2角差压(kPa)#3角差压(kPa)#4角差压(kPa)#1角壁温1#2角壁温1#3角壁温1#4角壁温109:37399421.1627.6531.1726.980.2650.4520.6070.477231.6132.694.598.910:183264.511.1919.4621.4819.400.0790.2390.2870.227308.7137.9104.6105.310:311060018.3822.8819.6100.2130.3180.243561.5134.3100.199.811:003466.713.2221

7、.2723.3220.390.1060.2690.3360.259464.8146.3118.9117.711:18327014.0321.7624.7521.810.1070.2930.3590.298460.2143.6113.411411:28327312.4621.824.0721.340.0990.2740.3420.286498145.4111.6113.111:30002.787.5919.7318.9120.020.1040.1300.117516146.3111.6112.2交流等离子#1、#2、#3、#4角燃烧器壁温从以上数据表中，可以看出#1角差压和风速明显低于其它各个角

8、，其中#3角风速最高，#1角与#3角风速偏差最大为11.6m/s，差压最大偏差为0.252kPa。从附表2中可以看出，05：01分#11磨煤机启动后，壁温并不高，但是随着运行时间增加，一次风速偏低的作用便显现出来，在05：50分#1角壁温由100升至260左右，09:41分#11磨停止后，#1角结焦进一步冷却凝固，10:05分#11磨煤机再次启动后，#1角结焦情况加剧，在10：31分，#1角壁温1达到最高值561.5，此时的差压为0kPa，一次风速为0m/s，可见#1角缩孔开度偏小，造成风速偏低是造成#1角结焦的主要原因。其次由于我公司燃煤挥发分为37.7%，发热量在43004500Kcal/

9、kg之间，灰份熔点在1200，属于易结焦煤种。另外A层燃料风（周界风）挡板开度偏小是次要原因，A层燃料风在磨煤机启动时最小开度为17%，当壁温升高后，最大开至95%，但此时#1角已经出现结焦现象。其它可能引起结焦的原因：由于ZGM磨煤机煤量小、风量大时会引起磨煤机振动，所以此次吹管过程中一次风量偏低。还有燃烧器自身原因，燃烧器回火、燃烧提前等等，需要进一步检查。2） 交流等离子电流波动较大：交流等离子运行过程中电流波动较大，波动范围在300500A，电流的大幅度波动导致点火枪功率不稳定，影响了交流等离子点火性能的正常实现。后经多次调整已经能基本稳定在400A左右，但还会有100A大小幅度的波动

10、，仍需进一步调整。2. 微油助燃风压过高导致小油枪灭火微油点火系统在本次吹管过程中，没有发现较大的缺陷，但在运行过程中必须严格控制助燃风的压力在23KPa，甚至更低一些，助燃风压力达5 KPa以上时，小油枪的火炬则很容易被吹灭。另外微油系统的滤网很容易堵，要及时清理，点火枪枪头容易结焦，要及时清洗。微油点火系统运行时，供油母管压力维持在1.3MPa，小油枪入口油压维持在1.0 MPa，这样可保证微油点火系统安全经济运行。3. #11给煤机异常跳闸1月28日上午9:36，#11磨煤机运行，交流等离子投入，9:37#11给煤机跳闸，主控DCS报警显示#11给煤机异常跳闸，就地控制面板无任何异常。4

11、. 液位计、给水流量变送器显示不准除氧器四个液位计显示均不准、其中2个液位测点比就地实际翻板式液位计大500mm左右。锅炉冷凝水箱液位显示不准，就地已经无水位时，DCS画面显示仍为2500mm。锅炉给水流量和电泵入口流量显示偏差大。5. 启动疏水泵泵体漏水吹管期间，锅炉启动疏水泵试运时，两台疏水泵泵体都存在不同程度的漏水现象，到目前漏水问题没有彻底解决。6. 一、二次风暖风器供汽，疏水系统存在缺陷二次风暖风器供汽母管存在放水死区，冬季暖风器停止时供汽管路的水无法放尽，厂房内温度低时就会发生冻管。一次风暖风器在疏水平台处没有设置放水点，暖风器停止后此处的水无法放掉，此处必须加放水管，才能保证暖风

12、器停运后的正常放水。另外暖风器供汽管路多处出现沙眼，原因为管路本身质量存在问题。7. 冬季磨煤机润滑油泵跳闸后油温短时间内无法满足磨煤机启动条件冬季磨煤机停机备用时，由于冷却水系统不能完全停止，造成润滑油温在加热器投入的情况下，也很难加热到28以上，当运行过程中需停止润滑油泵时，再次启动润滑油泵为低速运行，只有当齿轮箱油温达到28以上时，才会自动切至高速泵运行，这种情况将会影响磨煤机的启动。因此，如果磨煤机处于冷态启动时，应及早将润滑油泵投入运行，并检查加热器可靠投入。在厂房内温度允许的条件下，停止冷却水系统。8. 给水流量低时水冷壁壁温偏差大对于无炉水循环泵的直流炉的启动，锅炉点火后直至锅炉

13、完全转为干态，这期间要有较大的给水流量来保证水冷壁的通流冷却，为了减少不必要的工质和热量损失，吹管期间进行了大胆的尝试，把水冷壁入口保护流量下调，试验期间发现在给水流量200t/h时，水冷壁会出现较大的壁温偏差，高的时候会达到6070，此时迅速将给水流量加到300t/h以上，壁温偏差平稳且趋于回落，当流量达到350t/h时，壁温偏差基本消除。9. 空预器热态膨胀造成密封卡涩，主电机熔断销断裂吹管期间，随着炉膛烟温的变化，两台空预电流波动较大，就地检查空预运行声音较大。分析原因为空预的密封间隙调整不当，停炉冷却后还需进一步进行调整。在锅炉灭火冷却过程中，发生了#12空预卡死的情况，通过内部检查发

14、现空预径向密封钢与扇形板卡死，对空预转子冷热态的膨胀特性还需进一步了解。转子向上膨胀致使热端密封角钢处密封片严重刮磨转子向上膨胀致使热端密封片严重刮磨10. 引风机动叶开度两侧偏差大两台风机并列运行时，当两侧风机电流平衡时，两台风机动叶开度偏差达15%甚至更多，这对风机的安全经济运行不利，需要联系厂家配合电科院进一步做出调整。11. #11、#12磨煤机出口可调缩孔漏粉吹管期间，#11、#12磨煤机出口可调缩孔处发生了漏粉的现象，而且此处漏粉很难处理，通过加垫密封的常规手段无法有效防止漏粉，最终只能全部焊死。为防止其他磨煤机运行后会发生同类事情，吹管结束后会同设备部和安装单位对其他磨煤机进行了

15、打风压试验，发现其他几台磨煤机本体及一次风管路同样存在漏粉的缺陷，对此设备部及安装单位已制定了可行的解决方案。12. 空预吹灰系统存在缺陷1） 吹灰程序：吹灰系统程序启停指令不执行。2） #2空预冷端吹灰器拨动杆脱落。3） 辅汽供空预吹灰电动门远方不能操作。(二) 脱硫专业1. 除雾器冲洗水泵启动后启动电流（约740A）超过脱硫PC 01段至脱硫保安EMCC馈线开关整定电流值630A，造成除雾器冲洗水泵跳闸不能冲洗除雾器，联系工程部、设备部电气人员提高该馈线开关电流整定值，运行正常。2. 浆液循环泵、氧化风机运行电流与主机就地配电室6kV开关电流相差10A左右，联系工程部、设备部电气人员核对后

16、处理，运行正常。3. 调试吸收塔入口事故喷淋气动门，试验喷淋效果，发现8根入口管中有3根管的喷头存在堵塞现象，联系施工人员清理完毕。4. #1吸收塔原烟道事故喷淋气动门在开启状态下失电、失气时会自动关闭，已填写工程联系单，要求该气动门在开启状态下失电、失气时实现自保持功能。5. 脱硫系统MCC电源开关为ASCO切换开关，在供电馈线开关失电时另一路开关合闸，存在MCC段负荷瞬间失电的隐患，根据负荷转机的重要程度分别对待，改变运行方式或修改相应的逻辑，如浆液循环泵减速机油泵电源均在脱硫MCC段，当瞬间失电时油泵全部跳闸，原逻辑直接连跳浆液循环泵，现修改为油泵跳闸后延时60S跳浆液循环泵，运行人员及

17、时将跳闸油泵启动即可。6. 14浆液循环泵启动时因减速机油泵出口压力低于0.05MPa出现跳闸现象，后将“浆液循环泵减速机油泵出口压力低于0.05MPa跳闸”修改为“出口压力低于0.05MPa与上油温高于80时跳闸”。7. 消防水管至#1脱硫系统吸收塔入口事故喷淋管未加伴热即保温，联系施工人员重新加装伴热，并发现该消防水管管冻，处理完毕。8. #1脱硫系统除雾器冲洗时发现近10个电动门存在内漏等缺陷，主要原因为气温较低时冲洗电动门即便在冲洗后放尽水也存在阀门受冻后开、关不到位的现象，要求施工调试人员重新调整电动门限位，必要时给阀门加装伴热带、防雨罩。9. #1吸收塔四台浆液循环泵减速机温度测点

18、未接线。10. 石灰石制备车间、氧化风机车间暖气不热通过放水处理，必要时升火炉保证室温；辅控楼中央空调不热，通过启动空调加热器提高风温，但中央空调本身制热温度不高，需要空调厂家彻底处理。11. #11吸收塔搅拌器振动偏大（0.8mm左右），主要是基础支撑下陷引起。12. OPR2操作员站调试中经常出现鼠标不动卡死现象，需重新插拔鼠标线或重启电脑方可使用，始终未查明具体原因，为DCS潜在操作隐患。13. 现DCS工程师站与操作员站时间都为可调，未设时钟同步装置，如果运行中出现设备停运或重大事故时，查询数据将不能准确的查询设备停运动作时间，将直接影响事故原因的查询。14. DCS某些机柜的个别卡件

19、存在串有55V左右的交流感应电压，即DCS卡件的48V直流电压与55V的交流电压串在一起，在运行设备中将严重影响数据的准确性，经检查当断掉DCS系统的UPS电源时，这些交流电压仍然存在，断掉保安电源送上UPS电源时，感应电压消失，有可能是DCS电源品质存在问题。如果这个电压存在于运行数据中，极有可能扰乱该数据，将是系统安全运行中的一个严重隐患。15. 脱硫工艺水、工业水流量计量为水表，无流量远传功能，需设置流量变送器，便于计量和统计。(三) 化学专业1. 工业废水清水泵#1、3经3次检修每次运行时间均未超过3天，对外排水受限，雨水排放压力大。2. 水处理生水加热两次投运辅机加热，效果均不理想，

20、最高流量180 m3/h，温度最高18.9，且维持稳定时间在10小时内，不管是投运暖通加热，还是辅机冷却水加热，到大量用水时水温最低至11.8，两套反渗透产水80 m3/h，对反渗透运行严重不利。3. 施工质量差防冻措施不到位运行人员经验欠缺1) 机组排水槽至酸洗废水池水管冻结，发现冻结后施工人员未及时有效组织处理。2) 废水贮存池出水至煤水处理间补水门内漏，在处理煤水处理间向外抽水时，防冻措施不到位，导致煤水处理间生活水管、工业水管隔离门冻裂。3) 脱硫生活水管网破裂，误判为工业水管破裂，施工人员、运行人员未能全面沟通，未能从其他运行参数进行准确分析判断。4) 1月30日凌晨在进行脱硫输煤工

21、业水系统隔离时，误将暖通至灰库启动炉暖通供回水门关闭。5) 水处理2号除盐水泵运行中报故障，后经检查为就地控制箱控制继电器坏，通过排查发现控制220V电源直接取自控制箱接地点，控制电源取向存在问题，水处理2号高压泵电源（锅炉补给水MCC02段A0BLN04GA001）开关至2号高压泵就地控制箱A相电缆接地。6) 7.1米机组加药间加联胺装置2号计量箱出药门内漏，导致用于防冻的除盐水漏入已配好药的1号计量箱使药品浓度下降，给水联胺含量不能快速上升。7) 暖风器疏水不能正常回收，通过临时管道排入雨水井，导致雨水井大量返汽，热量未能回收。8) 废水排放能力不足，水处理大量制水时反洗排水、反渗透浓水、

22、机组排水、脱硫排水汇集到一起，三台清水泵连续运行，清水池还在溢流状态，特别是清水泵连续两台不能运行后，大量废水排入雨水系统。（四）除灰专业1. 电除尘电除尘空载升压合格后，2、3、4电场未投入运行（因通讯未连接好）。仅投了一电场电压升至30kV，四天连续运行稳定。在线浊度仪安装未完成不能投入，除尘效率未知。2.输灰系统电除尘运行中出现一个灰斗堵灰，堵灰的原因是因为灰斗结冰造成。灰斗结冰的原因是脱硫在试转浆液循环泵时吸收塔水雾通过引风机（引风机出口挡板是开启的）侵入除尘器而造成。为了避免此类异常的发生，特针对此风机、电除尘、脱硫的启动顺序下发对应的技术措施。3.干排渣系统系统没有全部安装，只有干

23、排渣机投入运行。干排渣机运行不稳定跳闸频繁并出现了一些设备与安装缺陷（缺陷已上报）。（五）启动炉1) 启动炉两台给水泵设计与水箱只设计一个入口管道并且管径偏小，在两台炉满负荷情况下单台泵不能满足两炉用水，两台泵同时启动出现泵不上水或泵汽化现象。建议给水泵入口母管与水箱再加一个出水口，双出水口对应两台泵解决供水问题。保证机组整套启动时的辅汽汽源稳定。2) #2启动炉送风机挡板开度50%时风壳振动大。（六）汽机专业1、由于#1高压主汽联合汽门临时堵板不严造成蒸汽从#1、#4高压导汽管进入汽缸，在吹管期间，汽轮机缸温持续上涨，最高调节级金属达97，高排处上下缸金属温差最高达60。在缸温变化期间采用定

24、期手动盘车180°的方式防止汽轮机大轴弯曲。2、电泵前置泵驱动端轴承振动在吹管期间经观察确定与给水流量变化有很大关系。下表为1月29日电泵前置泵轴承垂直振动随流量变化的情况：时间电前泵非驱动端振动（mm）电前泵驱动端振动（mm）电前泵电流（A）流量（T/H）11：590.0340.02239353812：000.0360.03439354512：010.0640.05737549715：350.0580.037337.438115：400.0680.04533938016：000.0370.03838147516：040.0350.04335243716：060.0430.05535

25、143316：080.0480.058353440从上表可以明显看出当给水流量大于400 T/H时电前泵轴承垂直振动明显下降，而在电泵最小流量下（约为220T/H），电前泵轴承垂直振动高达0.10mm。从上表可以看出电泵的流量对电泵运行稳定性有很大影响，电泵越接近于额定流量越稳定。（七）输煤专业1. 系统扬尘问题突出，主要是由于系统功能不完善，除尘器、皮带喷淋水未投运，导料槽防溢裙板变形和导料槽后盖密封不严所造成。2. 皮带机达不到额定出力，主要体现在：1) 斗轮机取煤运行时地面皮带跑偏最多可达到200t/h出力，后在斗轮机中心导料槽加装倒流板后最多可达到500t/h出力，否则地面皮带跑偏撒煤

26、。2) 皮带机配重不足造成皮带打滑，集中体现在6PA皮带机上。3) 皮带机尾部导料槽狭窄，在运行过程中导料槽中有煤淤积使煤与导料槽之间的摩擦力增加，导致系统皮带打滑堵煤。3. 设备运行不可靠，经常出现设备无法启动或在运行过程中跳闸，体现在6PA皮带机与#3皮带机头部制动器限位开关不稳定。4. 低压皮带机拉线开关动作后在将就地开关复位后，必须在输煤380V动力中心或公用380V配电间开关上在重复进行复位，造成设备启动繁琐，启动时间加长。5. 输煤系统照明不充足，在设计中将煤仓间#1、#2机中间照明优化使煤仓间中间部分光线达不到现场运行要求，6号拉紧间、4号拉紧间未设计照明，工程联系单提出至吹管时

27、仍未解决。6. 辅助设备安装未完工，致使系统呼叫系统、工业电视系统无法投用，给系统上煤监视带来一定困难。7. 煤水处理系统安装未完工，使输煤廊道卫生无法清理。8. #1斗轮机存在大量缺陷在操作时运行人员必须机械操作。9. 皮带机撒煤严重，主要由于皮带跑偏、清扫器清扫不干净或安装位置不合适原煤仓落料筒小有瞬时大煤量时溢煤所造成。10. 输煤系统皮带巡检人员少，启动设备时间长，巡检质量得不到保证。在吹管期间斗轮机司机处于长期待命状态。五、可供借鉴的运行操作1. #1脱硫系统配合主机整套启停步序：因我厂设计为无旁路系统，如果脱硫系统故障停运，将直接导致主机系统停运，必须严格执行脱硫系统配合主机整套启

28、动的启停操作步序。锅炉、脱硫、除尘系统联合启动步序：1) 接值长通知主机侧准备点火启动，脱硫做好启动准备（一般提前13天脱硫系统将所有电气开关、设备逻辑、阀门传动完毕，提前1天联系主控将浆液循环泵、氧化风机、低压脱硫变送电热备用）。2) 接值长通知主机侧准备启动引风机（约1小时后），脱硫做好启动准备。3) 脱硫系统远程打开吸收塔出口挡板门，检查出口挡板动作正常，无卡涩现象，且DCS画面反馈正常。4) 启动脱硫公用系统（水系统、石灰石浆液制备系统），确认系统工作正常；5) 启动脱硫系统吸收塔搅拌器。6) 启动脱硫系统氧化空气系统。7) 脱硫系统给浆控制投入自动（根据情况投入）。8) 点火前122

29、4h投入电除尘的保温箱及灰斗加热装置，点火前0.5h投入各振打装置，投入除灰系统。9) 锅炉风烟系统已处于自然通风状态，引风机具备随时启动的条件。10) 请示值长同意后启动脱硫系统浆液循环系统，先启动一台浆液循环泵（一般启动#1浆液循环泵）。如脱硫系统循环泵已经启动而引风机短时间无法启动时，应将引风机出口电动挡板暂时关闭，待引风机具备启动条件后，再将挡板开启并启动引风机。11) 启动脱硫系统除雾器冲洗系统，顺控或手动冲洗除雾器一次。12) 投入电除尘一、二电场（根据情况可以只投运一电场），低电压模式运行，确认升压、振打正常。13) 依次启动两台空预器、引风机、送风机，并调整好炉膛负压及总风量，

30、进行炉膛吹扫（尽量缩短脱硫浆液循环泵启动后引风机启动的时间，一般控制在10min内）。再启动另一台浆液循环泵。14) 锅炉点火前投入干渣机系统。15) 锅炉启动磨机，点火。2. 锅炉、脱硫、除灰系统联合停运步序：1) 主机确认满足吹扫条件，进行吹扫。2) 停运送、引风机，锅炉自然通风消压。3) 停运电除尘系统、除灰输灰系统。4) 维持火检冷却风机和空气预热器正常运行。5) 脱硫系统给浆控制解手动并关闭。6) 脱硫系统入口烟温低于80时，停止浆液循环泵。 7) 脱硫系统停止氧化空气系统，并关闭吸收塔出口挡板门。8) 长期停运时，将吸收塔浆液清空输送至事故浆液箱或外排，并可以停运吸收塔搅拌器。1.

31、2脱硫系统停运步序：1) 主机确认满足吹扫条件，进行吹扫。2) 停运送、引风机，锅炉自然通风消压。3) 停运电除尘系统。4) 维持火检冷却风机和空气预热器正常运行。5) 脱硫系统给浆控制解手动并关闭。6) 脱硫系统入口烟温低于80时，停止浆液循环泵。 7) 脱硫系统停止氧化空气系统，并关闭吸收塔出口挡板门。8) 长期停运时，将吸收塔浆液清空输送至事故浆液箱或外排，并可以停运吸收塔搅拌器。3. 运行调整方面：1）按照脱硫系统配合主机整套启动的操作步序，加强联系与沟通，密切关注吸收塔入口烟温，当烟温超过80时投入吸收塔入口事故喷淋气动门联锁。2）先启动1台脱硫浆液循环泵，避免返水汽至引风机及电除尘

32、器，当引风机启动后再启动12台浆液循环泵，尽量保证浆液循环泵与引风机启动间隔时间控制在10min内。3）吸收塔内液体PH值的合理调整：本次吹管前吸收塔内注入约1500m3的工艺水，防止未燃烬粉尘污染浆液，在吹管期间PH值维持在56之间，当下降时提前投入强碱NaOH中和提高PH值或打入石灰石浆液提高PH值，石灰石浆液的投入量很少。4）水平衡维持：由于吸收塔浆液液位根据吸收塔浆液密度折算补偿后显示，而当吸收塔内全部注水时，吸收塔液位显示比实际液位偏低0.50.8m,为了保证不溢流，要求吸收塔液位维持在5.56.5m之间。吹管期间吸收塔入口烟温不超过90，塔内水分蒸发很少，而浆液循环泵、氧化风机等转

33、机的机封水补充进入吸收塔导致吸收塔液位逐步上升，为了维持水平衡必要时通过浆液循环泵、石膏浆液排出泵入口排污门外排以降低塔内液位。5）通知化验人员每隔2小时取样实测石灰石浆液、吸收塔浆液密度、浓度、吸收塔PH值，与在线值进行校对，指导运行人员监视调整。4. 防止吸收塔浆液中毒的技术调整措施：在锅炉首次点火及吹管阶段、机组带负荷试运、机组首次整套启动、机组首次并网、50%甩负荷、100%甩负荷、RB试验等阶段的热态通烟试验，在此阶段电除尘若不投运或投运不正常，会有大量的油污和粉尘直接进入吸收塔内。经初步估算，在此阶段最恶劣的情况下进入吸收塔的粉尘量可达33.6t/h（估算）。如果4h不投运则进入吸

34、收塔的最大的粉尘量为33.6t/h×4h=134.4 吨。由粉尘引起的固体物质浓度应为：134.4/(2821×1.12) ×100%=4.25%。若投油时间和电除尘器不投运时间增长，吸收塔内会沉积大量的粉尘，影响系统的安全稳定运行。吸收塔内浆液受煤粉影响会严重变黑，同时粉尘中含有大量的氯化物和氟化物，这会引起浆液中Cl一、F一浓度升高，影响SO2吸收以及石灰石的溶解。尤其是浆液中F一若过高，容易与烟尘中逐渐溶出的Al3+ 生成AIFx络合物，形成包膜覆盖在石灰石颗粒表面，出现“脱硫盲区”现象。难以控制PH值，吸收塔浆液品质严重变坏，同时若通过石膏排出泵排至脱水机

35、，会严重影响滤布的透析度和后期的脱水效果，同时滤布变黑并且会引起滤布堵塞，衬胶管道及浆液泵的机封会严重磨损，为保护FGD装置长期稳定运行和主机的安全稳定运行，提出以下两项措施：1）通过控制主机锅炉燃烧、电除尘运行及调节脱硫系统内部运行参数来防止浆液的恶化，但是这种手段只能起到预防作用，不能彻底解决浆液恶化后导致脱硫无法运行的情况；2）当通过目测、化验及采取相关措施后，确认吸收塔浆液已经恶化无法反应，初期恶化的浆液尽量通过石膏排出泵排至事故浆液箱，置换部分浆液待吸收塔浆液正常后再从事故浆液箱返回吸收塔慢慢消化恶化的浆液；但是由于主机在调试阶段，若主机运行试验时间过长，事故浆液箱液位已满，通过预防

36、浆液恶化的手段后，吸收塔内浆液品质仍严重恶化，无法通过石膏皮带脱水机进行脱水，只能通过紧急排放恶化的石膏浆液，置换新鲜浆液，保证脱硫系统的正常运行，以免影响主机的试运。经过初步测算，紧急外排最低需要体积2000m3（面积400m2，深5m）的坑作为吸收塔浆液紧急外排的地点，现选定为在脱硫综合楼西侧原货场堆放处挖体积约2000m3的大坑实现紧急外排。5. 此次吹管输煤系统主要以#1斗轮机作为上煤点，同时提前在汽车卸煤沟进行存煤，在存煤时联系计量化验室进行化验，煤沟存煤如果不符合锅炉要求及时进行堆煤。合格后在煤沟储存作为应急上煤通路，在锅炉吹管期间始终持有三个上煤点，在1月27日上煤时起到了关键作

37、用。6. 锅炉排水前，因为机组排水槽内的水温不得超多60，所以应将机组排水槽排水至水位0.5米，锅炉疏水扩容器减温水调节门开5%，放水时开到10%，机组排水槽水温能维持到45到50。7. 磨煤机的启动1）磨煤机液压油泵已运行，吹管期间由于煤量较低，可将定加载方式的加载压力设定为3MPa，防止磨内煤层薄磨煤机振动大，随着煤量的增加，可将加载方式切换为变加载方式；2）磨煤机润滑油泵已处于高速运行状态，油温28，油压大于1.3 MPa，齿轮箱油位在最低油位线以上；3）关闭等离子暖风器旁路门，全开等离子暖风器疏水器前后手动门，旁路手动门，全开供汽电动门、手动门，投入等离子暖风器运行；4）打开磨煤机出口

38、挡板，打开磨煤机入口热风插板，进行暖磨；5）当磨煤机出口温度达90时，将磨煤机磨辊升起，启动磨煤机，给煤机，将给煤机给煤指令加至20t/h布煤2min后，将磨辊降下；6）磨辊降到位后，将给煤量加至28t/h，如果煤量过低可能会导致磨煤机振动。7）根据煤量调整磨煤机入口风量，风煤比保持在1.7倍左右，但一般不能低于60t/h。等离子磨运行时，尽量维持一次风管内一次风速在20m/s左右，当燃烧稳定后可适当提高一次风速至25m/s左右；8）初始点火期间，等离子或微油磨二次风的配风要注意：为使点火初期着火稳定，周界风的开度为10%，如果运行过程中出现燃烧器超温的现象，可适当将周界风开大，辅助风的开度初始为1520%，随着燃烧的稳定，可随燃料的增加逐渐开大辅助风；9)锅炉点火风量调整至800t/h，