煤中水分和对火力电厂生产运行的影向

煤中水分和对火力电厂生产运行的影向煤中水分和对火力电厂生产运行的影向<DIVclass=t_msgfontid=postmessage_>水分是煤中的不可燃成分，是评价商品煤经济价值的最基本指标之一，一、水分的存在形式：煤中水分的存在形式，根据其结合状态可分为游离态及化合态两种。（1） 游离水分是煤表面附着的水和内部毛细管吸附的水，（2） 化合水是以合方式同样煤中矿物结合的水称为结晶水，如黏土（Al2O3・2SiO2・2H2O）及硫酸钙（CaSO4・2H2O）中的结晶水。煤中游离水，一般在105°C〜110°C的温度下。经1〜2h后，就可逸出，而结晶水通常要在200°C以上才能分解析出。试验室所测的就煤中游离水。根据水分在煤中的不同存在形态，游离水又分外在水分（Mf）及内在水分（Minh）。所谓外在水分，是指在一定条件下，煤样与周围空气湿度达到平衡时所失去的水分；所谓内在水分，是指在一定条件下，煤样到空气干燥状态时所保持的水分。煤的外在水分与内在水分之和，称为全水分（MF）或称收到基水分（Mar）。所谓空气干燥水分，是指空气干燥煤样，在规定条件所测的水分（Mad）。电力用煤的水分随煤种、采煤方法、加工工艺及外界环境条件而异。从火电厂生产上来考虑，煤的水分不宜太高，也不宜过低，一般说来，煤中全水分宜控制在10%以下。煤中水创始过高，就意味着将不可燃的水运进电厂，从而增加电厂的运输量及经济负担，同时，也增加电厂卸煤、储煤、输煤、破碎等一系列困难，特别是输煤系统易发生堵煤而造成运行障碍。煤中水分过高，则意味着煤的低位发热量即用于发电的有效热量降低，同时烟气量增大，由烟气带走的热量也增多，从而加大了排烟热损坏及排风机的能耗。煤中含有适量水分，对燃烧能起催化作用；另一方面，这也不致造成煤粉飞杨而污染环境，一般说来，电厂燃煤全水分量控制在6%〜8%范围内。最高不宜超过10%如何通过燃烧调整来防止炉膛结焦回答rzycy朋友的帖子：（原帖内容如下）我厂的#3炉现在有点问题想请教您，220t/h，煤粉炉，四角切圆燃烧，每个角的一、二次风分布为：二、一、二、二、一、二，即两层二次风夹着一层一次风，喷口倾角为零。二次风开度为（从上到下）：80%，100%，100%，80%，我这么说不知道是不是清楚。现在的问题是，炉膛上部结焦严重，经常上部塌焦导致灭火，但下部也结焦，后墙下部冷灰斗上部结焦尤为严重，我们曾经尝试减少前墙最上层二次风，增加后墙最下层二次风，但基本没效果。我厂的煤为劣质烟煤，含硫3%左右，请问我们该怎么做才能减少结焦问题？我想先简单的分析一下结渣的内因与外因，这有助于看帖者更好的理解我们所讨论问题的实质！|电厂锅炉、汽轮机、电气、热控、水处理等热电行业技术免费交流平台！炉膛结渣的主要内因（即灰溶点降低的因素）：灰分的本身的结渣特性，这主要与灰的软化温度、灰中各种化合物的组成情况（硫、铁含量大，灰溶点低）、煤灰所处的气氛（灰处于还原性气氛比氧化性气氛溶点低）等因素有关。结渣的外因：1、燃烧时空气量不足；2、燃料与空气混合不充分；3、火焰偏斜；4、锅炉超负荷运行；5、炉膛出口烟温增高（炉膛下部漏风、空气量过多、配风不当、煤粉过粗等都会使火焰上移，出口烟温升高）；6、锅炉设计时炉膛积容热强度选得过大。具体分析：造成炉膛结渣严重的原因我推测可能还是运行调整上的问题！一般防止顶部结渣的调整原则是：保持较低的一次风量和一次风速，二次风从上至下由大到小的配风原则，以控制燃烧速度，降低火焰中心位置。再一个如果是火焰中心偏后墙而造成顶部结渣，那应该试着调左右两侧的一次风量或风速才有效（调大哪一侧的风量，取决于切圆为正切还是反切），你可以试着分析一下。下部冷灰斗处结渣，我分析会有两种可能：一是下二次风对煤粉的托吸力不够；如果是这个原因，则适当增大下二次风，这样可以防止冷灰斗结渣，但不能象你说的那样去调，即后墙下部冷灰斗结渣严重，就开大后墙最下层两股二次风），我觉得关键还是要先分析出切圆方式，然后按气流方向来降低后墙上游邻角的下二次风速，同时适当增大后墙一个角的下二次风；二是混入后墙方向的下二次气流速度太大，造成其下游（后墙侧）一、二次风射流分家，局部煤粉燃烧的位置较低。其调整方法也应是降低后墙上游邻角的一股下二次风速。结渣的原因其实很复杂，肯定还有许多我没考虑到的，所以以上观点不一定都对，希望有锅炉运行经验的行家多多指教！谢谢！超临界参数直流锅炉学习小结一、超临界直流锅炉水冷壁的工作特点**发电厂锅炉水冷壁为螺旋管圈水冷壁，采用螺旋冷灰斗加中间混温集箱过渡的形式，即下部螺旋管圈水冷壁沿炉膛周界上升至折焰角以下，通过过渡集箱与炉膛上部垂直管相连。这种水冷壁的工作特点是：不受炉膛周界的的限制，可灵活选择并联工作的水冷壁管子根数和管径，保证较大的质量流速P3。由于同一管带中的各管子以相同方式从下到上绕过炉膛内受热最强的区域和受热最小的区域，因此沿宽度方向热偏差小，高度方向热偏差大。对于因燃烧火焰偏斜或局部结渣而引起的热负荷不均具有很强的抗衡能力。水冷壁中的工质在下辐射区一次性沿着螺旋管圈上升，没有中间联箱，共质在比容变化最大的阶段避免了再分配。水冷壁管子长，流动阻力大，水动力特性稳定。可以不采用内螺纹管而实现锅炉的变压运行和带中间负荷的要求，能适应机组的快速启动和滑压运行，具有良好的负荷适应性。取消汽包，能快速启停。金属消耗量少。水泵消耗功率大。采用30%旁路系统，有再循环泵，启停时安全性好，回收工质和热量。水冷壁的金属储热量和工质储热量最小，即热惯性小，使快速起停的能力进一步提高，适应机组调峰的要求。但热惯性小也带来问题，它使水冷壁对热偏差的敏感性增强。低负荷运行时，给水流量和压力降低，受热面人口的工质欠焓增大，容易发生水动力不稳定。变压运行的超临界参数直流锅炉，在亚临界压力范围和超临界压力范围内工作时，都存在工质的热膨胀现象。并且在亚临界压力范围内可能出现膜态沸腾；在超临界压力范围内可能出现类膜态沸腾。由于吸热偏差小，水冷壁进口可以不设置改善分配的节流圈，降低了阻力损失。适用于大容量锅炉。安置组合率低，悬吊复杂。二、超临界直流锅炉启动系统的主要任务与工作过程超临界锅炉的启动系统是超临界机组的一个重要组成部分。由于超临界锅炉没有固定的汽水分离点，在锅炉启动过程中和低负荷运行时，给水量会小于炉膛保护及维持流动稳定所需的最小流量，设置启动系统的主要目的就是在锅炉启动、低负荷运行及停炉过程中，通过启动系统建立并维持炉膛内的最小流量，以保护炉膛水冷壁，同时满足机组启动及低负荷运行的要求。超临界直流锅炉启动系统的主要任务是：建立启动压力和启动流量，保证给水连续地通过省煤器和水冷壁，尤其是保证水冷壁的足够冷却和水动力的稳定性。回收锅炉启动初期排出的热水，汽水混合物，饱和蒸汽以及过热度不足的过热蒸汽，以实现工质和热量的回收。在机组启动过程中实现锅炉各受热面之间和锅炉与汽机之间工质状态的配合。单元机组启动过程初期，汽机处于冷态，为了防止温度不高的蒸汽进入汽轮机后凝结成水滴，造成叶片的水击，启动系统应起到固定蒸发受热面终点，实现汽水分离的作用。从而使给水量调节、汽温调节和燃烧量调节相对独立，互不干扰。启动系统设置汽轮机旁路系统，保护再热器。**发电厂采用美国B&W公司设计的启动系统系统（见附图1），本系统为内置式启动系统，锅炉设计的最低直流负荷（即本生点）为30%BMCR。启动系统的工作过程是：给水进入省煤器入口集箱，经过省煤器、炉膛到汽水分离器，分离后的水通过分离器下部的贮水箱由再循环泵再次送入省煤器。分离后的蒸汽进入锅炉尾部包墙，然后依次流经一级过热器、屏式过热器、中间过热器和末级过热器，最后由主蒸汽管道引出。在30%以上的负荷，启动系统关闭，锅炉进入直流运行状态。此时给水量与进入汽机的蒸汽量相等。锅炉冷态启动时，首先通过给水泵给锅炉上水。在此期间省煤器放气阀打开，以便排除省煤器中的空气。当贮水箱中的水位达到高水位后，高水位控制阀（341）开启，以控制贮水箱中的水位。在点火之前，给水品质应符合标准所推荐的要求。如果给水品质不良，比如在长时间停炉之后，可以用给水泵将水送入炉膛，经汽水分离器后，由贮水箱排至冷凝器，此时的流量约为30%BMCR。不合格的水可以根据污染程度的不同，或是经冷凝器送入水处理设备，或是就地排放。给水品质满足要求后，可减小给水泵流量，其中4%BMCR的流量直接进入省煤器，另外3%BMCR流量经过冷水管道进入贮水箱，此时再循环泵启动，建立循环。进入省煤器的流量为30%。贮水箱水位由高水位控制阀控制。锅炉点火后，水在炉膛中被迅速加热，形成气泡，并迅速膨胀。此时应将两个高水位控制阀全部打开，以控制贮水箱中的水位。随蒸汽流量的增加，给水泵应逐渐加大负荷以维持锅炉负荷增加的需要。当汽机主汽阀前的蒸汽压力达到汽机冲转所需的最低压力后，汽机可以进行冲转。随燃烧率和负荷的提高，进入汽水分离器的蒸汽质量百分比也逐渐增加。在锅炉负荷提高到本生点以上后，进入汽水分离器的将全部是蒸汽。此时锅炉进入直流运行模式，再循环泵关闭。锅炉启动系统由暖管系统时刻维持一定的温度热备用。锅炉机组的停运与启动是两个相反的过程。在锅炉停炉过程中，锅炉和汽机的负荷在本生点以上是不断降低的。当负荷降至30%BMCR时，应开启再循环泵。随着燃烧率和负荷的持续下降，在汽水分离器中将有水被分离出来。随负荷进一步降低，越来越多的水从分离器中被分离出来。此时应逐渐降低给水泵的出力，同时增加再循环泵的出力，以达到维持锅炉炉膛最低工质流量的要求，并且贮水箱的水位应保持在适当高度。在汽机达到最小负荷时，锅炉和汽机可以停运。三、超临界直流锅炉汽温调节特点1.过热汽温调节特点：在直流锅炉中，过热汽温的调节主要是通过给水量G与燃料量B的调整来实现的。考虑到实际运行中锅炉负荷的变化，给水温度、燃料品质、炉膛过量空气系数以及受热面结渣等因素的变化，对过热汽温变化均有影响，因此在实际运行中要保证比值B/G的精确值是不容易的。因此，除采用B/G作为粗的调节外，还必须采用蒸汽通道上设置喷水减温器作为细调（校正）的调节手段。在直流锅炉运行中，为维持锅炉过热蒸汽温度的稳定，通常在过热区段中取一温度测点，将它固定在相应的数值上，这就是中间点温度。在过热汽温调节中，若用过热器出口汽温作为调节煤水比，则调节过迟，不能保持稳定的汽温，必须用中间点汽温作为超前调节信号。中间点温度实际是与锅炉负荷有关，两者存在一定的函数关系，锅炉的燃水比B/G按中间点温度来调整，中间点至过热器区段的过热汽温变化主要依靠喷水来调节。但是，喷水减温只是一个暂时措施，要保持稳定汽温的关键是要保持固定的燃水比，这是因为直流炉G=D，如果过热区段有喷水量d,那么直流炉进口水量为（G—d）。如果由于燃料量B增加、热负荷增加，而给水量G不变，这样过热汽温就要升高，喷水量d必然要增加，使进口水量（G—d）的数值就要减少，这样又会使过热汽温上升。因此喷水量变化只是维持过热汽温的暂时稳定，最终使其过热汽温稳定，主要还是通过燃水比的调节来实现的。而中间点的状态一般要求在各种工况下为微过热蒸汽，而不能处于蒸发区，否则中间点将失去调节信号的作用。兰溪电厂选择在分离器出口，这样时滞小、反应明显，工况变化时便于测量，对过热汽温调节有利。**发电厂锅炉过热器出口汽温的控制主要是通过调节煤水比B/G作为粗调，另外，为适应机组在变负荷过程中汽温变化特点，提高机组对负荷响应能力，过热器设置了三级减温，以便快速调节过热汽温。在屏式过热器，中间级过热器及末级过热器入口均设置有减温器，分别为一级，二级及三级减温器（共6点）。三级减温的总喷水量为6%BMCR。其中一、二级喷水量分别为2%BMCR，三级喷水量为2%BMCR。由于三级减温器距末级过热器出口最近，三级减温对蒸汽出口温度偏差的反应最快。当锅炉在本生点以上的负荷运行时处于直流模式，过热蒸汽的汽温是通过调节燃料量和给水量的多少来控制，以达到所需的温度。在通常情况下过热器喷水量保持在一个基本固定的数值，在负荷变化时，可以通过适当增加或减少喷水量来迅速调节汽温以适应负荷变化时对汽温控制的严格要求。一旦锅炉负荷恢复稳定，过热器喷水量应当回复到基本值。当锅炉在本生点以下的负荷运行时，处于再循环模式。这时的汽温控制完全依靠减温器系统来控制，就象通常的汽包炉一样。再热汽温调节特点：再热蒸汽压力低于过热蒸汽，由于压力低，再热蒸汽的定压比热较过热蒸汽小，这样在等量的蒸汽和改变相同的吸热量的条件下，再热汽温的变化就会比过热汽温变化大。再热蒸汽压力低，再热蒸汽放热系数低于过热蒸汽，在同样蒸汽流量和吸热条件下，再热器管壁温度高于过热器管壁。当汽轮机负荷降低时，再热器人口汽温也相应降低，要维持再热器的额定出口汽温，则其调温幅度大。由于再热汽温调节机构的调节幅度受到限制，则维持额定再热汽温的负荷范围受到限制。再热汽温调节不宜用喷水减温方法，否则运行经济性下降。一般在再热器中每喷人1%MCR的减温水，将使机组循环热效率降低0.1〜0.2%。因此再热汽温调节方法采用烟气侧调节，即采用摆动燃烧器或分隔烟道的烟气挡板调节等方法。再热器进口设置事故喷水作为事故状态下控制再热汽温，保护再热器安全。兰溪发电厂再热器汽温是由布置在尾部烟道下部的烟气调节挡板来调节，汽温控制范围从30%B-MCR〜100%B-MCR。通过调节两侧喷水减少热偏差，以及在锅炉负荷快速变化时，精确快速的控制汽温。当锅炉负荷稳定后再热器喷水量应当回复到零。四、 超临界直流锅炉燃烧调节对水冷壁及过热器工作特性的影响直流锅炉运行时，只要保持适当的煤水比，在任何负荷，任工况下，直流锅炉都能维持一定的过热汽温。调节时当送入炉膛的过量空气系数增加时，理论燃烧温度降低，炉膛出口烟气温度几乎不变，炉膛内温度水平降低，于是炉内辐射传热减弱，炉膛水冷壁吸热减少，造成过热器进口温度降低，屏式过热器出口温度降低；虽然对流过热器因烟气量的增加吸热量有所增加，但在煤水比不变的情况下，末级过热器出口汽温有所下降。过量空气系数减少时，结果与增加时相反。若要保持过热汽温不变，则需重新调整煤水比。燃烧调节时若火焰中心上移，水冷壁的吸热量减少，造成过热器进口温度降低，屏式过热器出口温度降低；对流过热器因炉膛出口烟温升高吸热量有所增加。但在煤水比不变的情况下，过热汽温略有下降。因此亦需重新调整煤水比，才能保持过热汽温不变。在煤水比不变的调节下，炉膛水冷壁结渣时，过热汽温有所降低;过热器结渣或积灰时，过热汽温下降明显，发生前者时，调整煤水比即可；发生后者必须在保证水冷壁温度不超限的前提下调整煤水比。运行时当因高加出系等原因造成给水温度下降时，对于直流锅炉，若燃料不变，由于给水温度降低，加热段加长，过热段缩短，过热汽温会随之降低。因此，当给水温度降低时，必须适当提高原来设定的煤水比，以使过热汽温维持在额定值。五、 锅炉启动过程中应注意的主要问题1.启动过程中要注意金属部件的应力，以及汽轮机的热应力。要特别注意监视汽水分离器和对流过热器出口集箱的应力余度不超限，尤其在极热态启动时。2.要注意金属部件的腐蚀问题，即水质问题。在点火初始阶段，由于炉膛温度及低，要注意油燃烧器的着火稳定、燃烧完善，防止灭火爆燃。启动时应注意金属部件的膨胀差，要充分监视各部件的温度变化并控制变负荷速度。在汽水分离器人口汽温第一次达到饱和温度时（100°C）锅炉有一个汽水膨胀过程，此时要注意汽水分离器和凝汽器的水位控制，防止水位超限。启动要注意受热面的保护：无汽时根据要求控制烟温，有汽时根据金属壁温控制燃烧。启动时，要加强对尾部受热面的检查，并对预热器进行吹灰，防止再燃烧事故的发生。锅炉在湿态与干态转换区域运行时，在垂直水冷壁和后墙悬吊管中有可能产生两相流，容易引起水力不均匀性而造成管壁温度超限，运行要注意保持燃料量和汽水分离器水位的稳定，注意调整磨煤机运行方式，适当增加炉膛过量空气系数，以改善管壁温度，并尽可能缩短锅炉在这个区域的运行时间。要注意启动系统的操作顺序，在锅炉进入纯直流运行，其旁路退出后，应注意防止由启动系统漏人空气，降低凝汽器的真空而影响机组的正常运行。在锅炉升温升压，机组升负荷过程中，应严格控制升温升压速率（按规定进行）。火电厂烟气含氧量测量技术测量烟气中含氧量的仪表称为氧量计，火电厂中使用的氧量计主要有热磁式氧量计和氧化锆氧量计两种。热磁式氧量计利用烟气组分中氧气的磁化率特别高这一物理特性来测定烟气中含氧量。工作原理是氧流经一个有加热元件的气室，并且位于磁场中。当加热元件附近的氧被加热时，氧气的顺磁性变小，使较冷的氧被强烈地吸入磁场中，将热氧置换出来，形成连续的气流，称“磁风”。在一定的气样压力、温度和流量下，通过测量磁风大小就可测得气样中氧气含量。火电厂对锅炉烟气含氧量的监测和控制，都要求氧量计具有准确、稳定、响应迅速和经久耐用等基本性能。热磁式氧量计虽然具有结构简单、便于制造和调整等优点，但由于其反应速度慢、测量误差大、容易发生测量环室堵塞和热敏元件腐蚀严重等缺点，使热磁式氧量计在火电厂的应用日渐减少，逐渐被氧化锆氧量计所取代。氧化锆氧量计的基本原理是：以氧化锆作固体电解质，高温下的电解质两侧氧浓度不同时形成浓差电池，浓差电池产生的电势与两侧氧浓度有关，如一侧氧浓度固定，即可通过测量输出电势来测量另一侧的氧含量。氧化锆氧量计具有结构简单、安装方便、不受其他气体干扰等优点。目前用氧化锆式氧量计来测量炉烟含氧量的测量系统形式很多，大致可分为抽出式和直插式两类。抽出式带有抽气和净化系统，能除去杂质和SO2等有害气体，对保护氧化锆管有利。氧化锆管处于800C的定温电炉中工作，准确性较高，但系统复杂，并失去了反应快的特点。直插式是将氧化锆管直接插入烟道高温部分，直插式的特点是反应迅速，响应时间约为1s左右，加装过滤器后大约在3s左右。迟延小、反应快的内置式氧化锆氧量计是电厂中普遍采用的氧量仪表。目前，氧化锆材料存在的问题是，在高温下膨胀而易出现裂纹或使铂电极脱落；另外，在氧化锆管表面有尘粒等污染时往往会造成较大的测量误差，甚至使铂电极中毒，所以使用过程中要经常清理。近年来，对软仪表的研究十分活跃。软仪表也称为虚拟仪表，一般认为它是仪表技术发展的第5个阶段。这5个阶段是模拟仪表、电子仪表、数字仪表、智能仪表、虚拟仪表。软仪表是指在测量中，不存在直接的物理传感器实体，而是利用其他由直接物理传感器实体得到的信息，通过数学模型计算手段得到所需检测信息的一种功能实体。智能软仪表模型包括模糊模型和人工神经网络模型等多种形式，其优点在于可以较好地逼近非线性特性，尤其适应于复杂、难以精确描述的系统，其中人工神经元网络模型具有较强的自学习能力。目前科研人员正研究和推广一种基于神经网络的火电厂烟气含氧量软测量技术，软测量模型中二次测量变量（即软测量模型的输入）选择与烟气含氧量有直接或隐含关系的变量作为实时检测的变量。该模型选择主蒸汽流量、给水流量、燃料量、排烟温度、送风量、送风机电流、引风量、引风机电流等工艺参数作为软测量模型的输入，计算烟气含氧量以供监视和控制之用。软测量技术为火电厂锅炉烟气含氧量测量提供了新的手段，这不但对实现锅炉燃烧系统的闭环控制和优化调整具有重要意义，而且也可对现有的氧量计提供校正参考，从而提高氧量计测量的准确性。可靠的软仪表可以避免昂贵的硬件设备费用。锅炉投粉后的事故预想<DIVclass=content>锅炉投粉后可能遇到的问题及处理煤粉燃烧不好现象1） 炉膛负压波动大。2） 就地观察，火焰发暗。3） 汽温、汽压不稳，汽包水位不稳。原因1） 煤质太差，煤粉变稀。2） 一、二次风配比不当。3） 炉膛温度低，达不到煤粉着火点。处理1） 投粉时应按要求，达到投粉条件后再投粉。2） 投入相应的油枪，稳定燃烧，手动调整汽温、汽压、汽包水位稳定。3） 联系有关人员，调整煤粉细度合格。4） 合理调整一、二次风比例，内外二次风比例。5） 适当增加煤芬浓度，保持合理的风煤比。一次风管堵塞现象1） 相应的一次风管温度降低。2） 相应的燃烧器不着火。3） 主汽压力有下降趋势。原因1） 一次风量不足，一次风速过低。2） 煤粉中有杂物堵塞管道。3） 煤粉含石子太多，输送困难。处理1） 提高一次风速，比如开大旁路风，或适当增加容量风。2） 堵塞严重时，关闭相应的分离器出口快关门，开启吹扫风，进行吹扫。3） 吹扫不成功应隔离该一次风管，通知有关人员处理。磨煤机、给煤机着火1现象：1） 磨煤机出口温度急剧升高，出口温度自动调节时，冷风调节挡板打开，热风调节挡板关小。2） 磨煤机差压、风压剧烈波动。3） 磨煤机、给煤机本体温度急剧升高，走进有灼热感，能闻到着火气味。4） 给煤机着火时，密封风差压指示剧烈波动。5） 燃烧剧烈时，磨内发生爆炸。2原因：1） 磨煤机出口温度控制失灵，造成磨煤机出口温度升高。2） 磨煤机长期备用，热风挡板关闭不严，造成热风进入给煤机和磨内，引起煤粉自燃。3） 原煤中混入易燃易爆物品，引起制粉系统爆炸。4） 长期停炉时，给煤机内有存煤，造成煤自燃。3处理：1） 运行中的给煤机着火时，应加大给煤量，火情严重无法熄灭时应停止给煤机运行，关闭出、入口插板门，通入消防水灭火。2） 运行中磨煤机内着火时，应立即将磨出口温度切手动，关小热风调节挡板，开大冷风调节挡板，同时适当增加给煤量。3） 经上述处理后，磨出口温度停止上升并逐渐下降时，继续保持该工况，当磨出口温度明显下降时，恢复该磨正常运行。若出口温度仍然上升或运行中磨煤机发生爆炸时，立即停止磨煤机运行，对该磨进行隔离，同时通入消防水进行灭火。4） 停运的磨煤机发生着火时应迅速严密关闭出入口门和密封风门，必要时应通入消防水进行灭火。5） 灭火处理后，应立即对测压管和测料管进行吹扫，以防堵塞。防止制粉系统爆炸的安全运行技术措施1保持磨煤机最佳工况运行，严格控制各项参数在规程规定范围内波动，控制磨煤机出口温度＜120^02定期检查制粉系统中易于积粉的部位，如磨煤机顶部BSOD挡板处，并随时消除积粉。经常检查煤粉输送管道，发现煤粉泄漏点，及时消除。3加强与燃料运行的联系，不燃用湿煤和其它煤种，保证煤质合格。必须燃用非设计煤种时，应采用相应的运行方