600MW火电机组湿式电除尘器工程调试与运行调整

2.5通水升压

先对电场不带水空升压一次后停运，然后启动电场正常喷淋。第一次以二次电压为目标，逐步升至30kV，观察火花率为0。第二次以二次电流为目标，逐步升至1600mA，观察火花率为0。试验一次成功，测定伏安特性曲线正常［7］。通水升压数据如表4所示。

将循环水量分别调到60t／h、80t／h，6号、7号配管流量保持15t／h，电场运行良好，火花率为0。

2.6通风试验

投入干式电除尘2个电场、吸收塔2层喷淋运行。然后启动风烟系统，风量在30％～100％之间来回调节，30min后，保持100％风量1h。停运风烟系统，检查电场、清理杂物。检查完毕后湿电除尘通水升压。

正常后将三根回水管接回正常方式。重新启动风烟系统并将风量升至100％，如电场正常则通风试验完成。

2.7点火调试

锅炉首次点火时要严密监视湿电除尘运行情况。升温升压过程中燃料使用情况：轻油2.5t／h运行8.5h，煤油混烧28h，此过程中燃煤最高40t／h。整个过程湿电除尘运行正常，火花率为0。点火过程电场数据如表5所示。

2.8带负荷后电场跳闸

带负荷后半月内，分别出现B1和B2电场“偏励磁”跳闸，A2电场一次侧“输入过流”跳闸。经查B1、B2电场跳闸原因是整流柜控制面板故障，以及整流柜与励磁变不在同一接地网，存在电位差，更换控制面板及对接地点处理；A2电场跳闸原因是测量仪表误差。

3投产初期问题及解决措施

3.1系统水平衡问题

投产初期最大问题是湿电除尘废水不能被有效处理，严重影响环保系统运行。湿电除尘废水量为20t／h，设计排至脱硫系统。当机组负荷小于400MW时，吸收塔耗水量减少，不足以消耗湿电除尘废水。若两台机组均加装湿电除尘，水不平衡问题将更加突出。采取以下措施后问题得以解决。

对6号配管水源改造，调整为高负荷时用补水，低负荷且循环水固体悬浮物浓度小于1000mg／L时切至循环水供水，此措施可将废水量减至10t／h以下；湿电除尘排水由冲洗吸收塔2层除雾器更改为可冲洗全部4层；湿电除尘排水增加一路管道至灰渣水系统；当循环水固体悬浮物浓度小于1000mg／L时，循环水箱不补充工艺水；减少脱硫系统自身用水（吸收塔连续24h出废水、减少转动设备机封水等）。

3.2水箱溢流

水箱没有设计水位控制逻辑，排水泵启停时，排水箱和循环水箱极易缺水或溢水。采取如下控制方法，排水泵正常情况下跟踪6号、7号配管流量，使两者流量一致；循环水箱低至2.0m时，排水泵略减少输出，增大排水箱至循环水箱溢流量；循环水箱水位高至2.6m时，排水泵略增加输出，减少排水箱溢流量。如此水箱水位基本稳定。

3.3其他问题

除雾器冲洗系统问题：水泵无再循环管路，泵频繁启停；除雾器冲洗只能手动进行，需增加冲洗程序；母管应增加恒压阀以保护除雾器喷嘴。碱管堵塞。由于碱计量泵出口管径小，实践证明，当气温低于15℃时容易堵塞。解决方法为对碱管加保温及伴热，并在水箱上加装备用碱罐。运行一个月后排水泵出力不足，原因为泵进口管有积灰。缩短泵切换周期，每次启停泵均反冲洗。

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