油枪系统 5. 在后烟道增加了一部分省煤器受热面 6. 高温过热器进行了减小面积的改造 7. #1炉脱硫烟气旁路门封堵 各布臵了一个点火油枪。 注意给水温度的变化 注意减温水流量变化 请各班注意学习相关规程，热工逻辑有变更。 2. 增强锅炉冲洗效果，防止凝结水泵进口滤网堵塞： 1) 水质合格后，锅炉才能点火。
2) 开炉前必须确认疏水、空气系统的手动门全开，不许处于半开状态。 3) 加强炉底排污工作。
4) 适当延长疏水时间：主汽压力至0.5MPa，关闭空气门；主汽压力至1.2MPa，
关闭疏水门，主汽压力至1.2MPa，投入旁路系统。 5) 严格控制受热面蒸汽和金属温度，严禁锅炉超温运行
6) 加强受热面的热偏差监视和调整，防止受热面局部长期超温运行。 7) 严格按照规程控制升温升压速度，尽量抑制受热面温度周期性波动和温度变
化速率。
3. 因#1机组此次开机时间较长，为控制#1炉开炉用油量，同时保证开炉安全（重点防止发生尾部烟道、省煤器、空预器、除尘器二次再燃烧），特制定如下技术措施：
1) 开炉前各项试验、检查工作必须到位，保证开炉过程能够顺利进行。 2) 投油点火要求：
a. A层小油枪系统为此次技改项目，投油时必须至就地检查着火情况。 b. 启动制粉系统时必须确认二次风温应大于180℃。
c. 投粉时需在就地检查着火情况，并根据着火情况和火检强度，进行相应调整，
确保煤粉燃烧完全；
3） 防止尾部烟道、空预器、除尘器等部位二次燃烧措施：
a. 投粉时应就地检查燃烧情况，确保煤粉燃烧完全，投粉后应监视炉膛压力稳
定；
b. 在投粉后增加风量至40％以上，以增加其携带能力； c. 保证空预器连续吹灰；
d. 严密监视空预器进口、出口烟气温度（空预器入口烟温应低于360℃，空预
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器出口烟温应低于140℃）；
e. 保证省煤器输灰管道畅通，锅炉点火前通知辅机班投入省煤器气力输灰，防
止省煤器灰斗积粉自燃；
f. 启动中出现锅炉灭火或保护动作，应立即切断燃料，经充分吹扫后方可重新
点火。
4） 如发生尾部烟道再燃烧的处理：
a. 某处温度不正常升高时，立即采取调整燃烧和对应部位受热面吹灰等措施，
使烟气温度降低；锅炉运行中省煤器进口烟温应低于520℃，空预器进口烟温应低于450℃；
b. 经采取措施无效，当尾部烟道烟温突升30℃，缓升50℃即判断发生尾部烟
道再燃烧，或空预器出口排烟温度继续不正常地升高到250℃时， 应手动MFT紧急停炉，此时绝对不能通风；
c. 停炉后立即停运引、送风机，关闭各烟风挡板，严禁通风；
d. 继续投入蒸汽吹灰，手动投入空预器连续吹灰方式运行，使空预器内充满蒸
汽；如无法灭火则应退出空预器吹灰装臵，打开空预器消防水喷淋阀，开启空预器底部疏水阀，投入消防水灭火；
e. 如火势不减，烟温继续升高，应启动给水泵、开启高、低压旁路以防管子过
热损坏；
f. 待火熄灭、烟温降至正常后，停止灭火和吹灰，缓慢开启人孔确认无火源后
启动引风机通风5～10分钟；
g. 在上述处理中，其它操作按热备用停炉处理。 4. 脱硫旁路挡板门封堵后需修改的热工逻辑组态：
1) 增加浆液循环泵全停延时5S触发锅炉MFT条件，此条件造成MFT动作后联
跳送、引风机；
2) 增加脱硫塔入口烟气温度（3选2）＞170℃延时30S触发锅炉MFT条件，此
条件造成MFT动作后联跳送、引风机；
3) 取消原、净烟气挡板运行信号及原、净烟气挡板相关联锁、保护； 4) 脱硫塔液位低跳浆液循环泵，改作报警（低于9米）；
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5) 出现以下条件之一，联锁启动除雾器喷水泵（进行事故喷水改造后，改为联
开事故喷水气动门）： a. 浆液循环泵全停； b. 仅有一台浆液循环泵运行； c. 脱硫塔入口烟气温度高于设计值。
5. 脱硫旁路挡板门封堵后存在问题及解决措施 1) 机组启、停过程中存在的安全及可靠性问题
a. 锅炉启、停过程中，高温烟气进入脱硫系统，损坏脱硫设施。
解决措施：锅炉点火前需投入浆液循环系统（作为锅炉点火条件）；锅炉停运后，吸收塔入口烟气温度需降至85℃以下，方可停运浆液循环系统。（责任部门：环保部、发电部）
b. 投油过程中油烟进入脱硫塔浆液中，影响浆液品质。
解决措施：制定启动过程中浆液品质控制措施；启动初期投油阶段，吸收塔清水运行；油、粉混烧阶段加强浆液臵换、排放，确保浆液品质。（责任部门：环保部，完成时间：7月14日） c. 烟气含尘，造成GGH堵塞。
解决措施：制定布袋除尘器启动前喷涂方案，进行预喷涂；机组启动过程中投粉后即投入布袋除尘器。（责任部门：设备部、环保部，完成时间：7月14日） 2) 机组运行中脱硫设备安全及可靠性问题 a. 脱硫设备电源可靠性不高
a）浆液循环泵电源有3台在6KV1B段，1台在6KV1A段，造成浆液循环泵的电源可靠性降低。
解决措施：将1台浆液循环泵电源由6KV1B段改至6KV1A段。（责任部门：设备部、检修部，完成时间：7月14日） b）其它脱硫设备电源可靠性不高（如GGH）
解决措施：设备部电气专业对目前#1机组脱硫系统设备电源情况进行核对、分析，确定是否需要进行改进。（责任部门：设备部，完成时间：7月14日） b. 当烟气温度高时，可能损坏脱硫衬胶设备 解决措施：
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a）增加脱硫塔入口烟气温度高于设计值联启除雾器喷水泵联锁。（责任部门：控制部，完成时间：7月14日）
b）增加浆液循环泵全停、脱硫塔入口烟气温度高触发锅炉MFT的保护，此条件造成MFT动作后应联跳送、引风机。（责任部门：控制部，完成时间：7月14日） c）加强布袋除尘器入口喷水降温系统检查维护，确定定期试验周期，并严格执行，确保喷水可靠性。（责任部门：设备部、环保部，完成时间：7月14日） d）严格控制锅炉空预器出口排烟温度，完善出现空预器异常或排烟温度异常应急预案，并严格执行。（责任部门：发电部，完成时间：7月14日） c. 烟气含尘多造成GGH堵塞 解决措施：
a）正常运行中，烟气必须经过布袋除尘器，不允许走除尘器旁路。（责任部门：环保部，长期）
b）加强GGH吹枪维护，确保可靠性。（责任部门：设备部，长期）
c）制定GGH吹扫和差压控制措施，并严格执行。（责任部门：环保部，长期） 6. 其余未尽事宜，依照《集控运行规程》和《二十五项反措》有关规定执行。
二）汽机专业
1. 防止凝泵入口滤网堵塞注意事项:
1) 凝结水泵启动后关闭#4低加出口门及其旁路门，开启#4低加出口排地沟门
冲洗至凝结水水质合格后再上水至除氧器；
2) 除氧器水质合格后，方可向锅炉上水进行冷态冲洗。除氧器水质未合格，不
能投运高加水侧；
3) 发现凝泵入口压力下降，应及时提高凝泵变频器转速，并关小轴加再循环、
疏扩减温水以提高凝泵出口压力至1.0MPa以上；
4) 如凝泵转速提升至1500rpm仍不能保证凝泵出口压力大于1.0MPa，应启动备
用凝泵，停止该台凝泵运行，并联系检修清理凝泵入口滤网，并加强对凝泵出口压力及进口滤网差压报警信号监视；
5) 如凝泵入口滤网出现堵塞信号，凝泵出口压力下降至小于1MPa，且此时另一
台凝泵未恢复备用，应立即通知锅炉MFT，锅炉MFT后，应立即停止该台凝
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泵运行，并联系检修清理凝泵入口滤网；
6) 锅炉MFT后应立即破坏真空，退出大小机轴封；并及时关闭汽机机前疏水，
关闭高低压旁路；
7) 待两台凝泵均恢复备用后即启动凝泵，并通知锅炉点火。 2. 设备改造、异动情况及注意事项：
1) #1机取消了原有的两台制冷式氢气干燥器，新增了一台吸附式氢气干燥器，
目前该氢气干燥器暂未调试，调试完毕后气体臵换与发电机同步臵换，新增氢气干燥器投入需要设备部点检到现场，并经部门相关人员同意后才能投运；
2) #1机冷油器供水与#2机冷油器供水准备联通，目前阀门已接好，但管道仍
未接好，#1、#2机冷油器供水联络手动门正常运行中应关闭挂牌。 3) #1机进行了通流改造，改造与#2机一致，相关说明书见#2机通流改造说明
书，相关操作票及系统图已进行了修改； 4) #1机凝汽器铜管改造为钢管，系统无改造。
三）电气专业 1. 电气改造项目
1) 取消增压风机，引风机增容。 运行注意事项：无。
2) 空预器改为变频器控制形式。
运行注意事项：开关形式变为刀熔开关形式，取消了原有的接触器，送电应严格按照新的操作票执行，在送电前应检查变频器柜就地空断开关全部已合上。
3) 取消空预器油系统。 运行注意事项：无。
4) #1机6.3MMCC改造如下：原来#12氢气干燥器改为#11氢气干燥器，#13氢
气干燥器改为#12氢气干燥器，#11氢气干燥器改为备用开关。
5) #1机封母微正压装臵换型。运行压力为200~1400PA，运行中应检查封母压
力在上述值之内，并每周二、五中班定期排污。
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