CN102620275A - 采用微油点火的燃煤机组无旁路湿法脱硫系统的调试方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种采用微油点火方式的大型燃煤机组无旁路湿法脱硫系统的调试方法。目前，针对无旁路脱硫系统的热态调试并没有一个统一成型的调试方法。本发明的调试分为冷态调试及热态调试两个阶段，脱硫工艺水系统和脱硫废水处理系统需要在热态调试启动前调试完毕，脱硫废水处理系统用于接纳和处理脱硫系统产生的废水，其余分系统的调试与有旁路湿法脱硫系统相应分系统的调试步骤和方法相同，对热态调试阶段的启动操作步骤做了适当调整。本发明对冷态及热态调试过程做了调整，避免了无旁路系统在热态调试中出现的上述问题，又合理安排了工期，保证了脱硫系统与主体发电机组的同步安全启动。

Description

采用微油点火的燃煤机组无旁路湿法脱硫系统的调试方法

技术领域

本发明属于脱硫烟气净化领域，具体地说是一种采用微油点火方式的大型燃煤机组无旁路湿法脱硫系统的调试方法，尤其是无旁路湿法脱硫系统热态调试启动方法。

背景技术

在国家环保政策的推动下，烟气湿法脱硫系统在我国火电机组上得到了大量的应用。在传统的有旁路脱硫技术中，当机组在启停及事故检修状态下，烟气可以经过旁路烟道排入烟囱，即可以避免主体发电机组在启动阶段的粉尘及未燃尽油粒进入脱硫系统，又可以在脱硫系统故障检修时不停机运行。传统有旁路系统在运行中的主要问题是部分脱硫设施难以高效稳定运行，已建成的烟气脱硫设施投运率不高，为严格保证火力发电厂烟气污染物达标排放，切实加强对火电企业脱硫设施运行过程的监管，提高脱硫设施的投运率，国家环保部于2010年6月17日在《关于火电企业脱硫设施旁路烟道挡板实施铅封的通知》中明确要求“所有新建燃煤机组不得设置脱硫旁路烟道”。这意味着脱硫系统的故障停运就必须停运行主体发电机组，这对脱硫系统的可靠性提出更高要求。

取消了烟气旁路是无旁路脱硫技术标志性的特征。无烟气旁路的脱硫系统中，从锅炉尾部烟道通来的原烟气经增压风机升压后直接进入脱硫系统，这种设置从结构上保证了锅炉产生的烟气能完全脱硫，但这种无旁路脱硫方式与有旁路系统的调试方法相比有较大的不同，调试步序与方法处理不当会给热态调试后系统的运行带来一系列的新问题。这些问题主要表现在：浆液循环泵启动时吸收塔向增压风机及电除尘侧返潮；锅炉启动煤油混烧阶段，大量的未燃尽粉尘及油粒进入脱硫系统污染吸收剂及衬胶设备，油污的溶胀作用会加速吸收塔相关设备衬胶的老化、分解，甚至脱落。脱落的残片通常导致循泵入口滤网堵塞；未燃尽的油性物质和小碳粒这些有机物导致吸收塔气泡溢流；油污及大量粉尘进入吸收塔后导致浆液活性变差，使脱硫效率下降的同时还使石膏难以脱水。

目前，针对无旁路脱硫系统的热态调试并没有一个统一成型的调试方法，对无旁路系统的调试还处于摸索阶段。现有的调试方法中解决以上一系列问题的做法为：(1)浆液循泵提前启动，并缩短其与引风机的启停时间间隔，避免湿气过多进入烟道侧电除尘室内；(2)电除尘器各电场于锅炉点火前即投运；(3)在锅炉点火期间，采用连续置换吸收塔浆液的办法，以维持吸收塔浆液适当的pH值。这种调试方法的缺陷在于：电除尘电场投运过早，导致极板结露和低温腐蚀，使闪络电压降低；另外启动阶段锅炉未燃尽的煤粉及油污过早被电除尘收集，油粒污染电除尘极板，不但影响除尘效率，而且会导致灰斗搭桥、未燃尽煤粉及油污在除尘器内二次燃烧，导致极板变形，严重影响除尘器的安全运行；连续的浆液置换，即大量浪费了水资源，也使得脱硫废水系统的处理压力增大，来不及处理时将造成二次污染。

发明内容

为克服现有调试方法存在的缺陷，本发明提供一种安全且稳定可靠的无旁路湿法脱硫系统的调试方法。

本发明采用的技术方案如下：采用微油点火的燃煤机组无旁路湿法脱硫系统的调试方法，其特征在于，无旁路湿法脱硫系统的调试分为冷态调试及热态调试两个阶段，所述的冷态调试涉及的分系统包括脱硫工艺水系统、石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统、脱硫废水处理系统、带增压风机的烟风系统和吸收塔系统，脱硫工艺水系统和脱硫废水处理系统需要在热态调试启动前调试完毕，脱硫废水处理系统用于接纳和处理脱硫系统产生的废水，其余分系统的调试与有旁路湿法脱硫系统相应分系统的调试方法相同，所述热态调试的启动操作步骤如下：

1)在锅炉炉膛点火前10-14小时，启动锅炉电除尘器的灰斗加热、绝缘支柱套管加热及放电极绝缘室加热装置；

2)启动脱硫工艺水系统中的工艺水泵和除雾器冲洗水泵，确认工艺水系统中的工艺水箱补水电动门投用正常，工艺水箱液位正常，工艺水泵正常运行且出口压力大于600kPa；

3)投运石灰石浆液制备系统，浆液密度设定值为1100-1300kg/m³，确认浆液箱液位正常，确认密度仪工作正常；

4)确认吸收塔系统中的吸收塔液位正常后，启动吸收塔搅拌器，启动氧化风机；

5)开启吸收塔系统中的一台石膏排出泵，进行清水内部循环，同时检查密度仪和pH计准确性情况，清水密度值1000±5kg/m³，清水pH值在7±0.5；

6)等待锅炉烟风系统检查完毕，锅炉烟风系统送\引风机启动后，进行第一遍除雾器冲洗；

7)等待锅炉启动人工命令，确认后执行下一步；

8)得到锅炉准备启动的命令后，对设置了增压风机旁路的脱硫系统而言，只要打开增压风机旁路即可；对未设置增压风机旁路的脱硫系统而言，在锅炉送、引风机启动前，打开脱硫进口挡板，启动增压风机以保持烟风系统的通路即可；增压风机启动运行稳定后，视送、引风机风量情况逐渐以2％～3％的幅度慢慢开启增压风机静叶或动叶，至增压风机前负压维持在-200±50Pa；开启过程中，注意对增压风机前负压和炉膛负压的监视，防止操作过快引起负压的剧烈波动；

9)炉膛吹扫完成后，锅炉投微油枪点火，微油枪启动到投运首台磨煤机之前，吸收塔入口烟气温度会缓慢上升，当入口烟气温升达到ΔT＝10℃，进行第二遍除雾器冲洗；

10)首台磨煤机投运的同时，投运电除尘器的第一电场，其他电场无需启动，由于有未完全燃烧的飞灰，还需要控制电除尘器二次电压的数值在起晕电压和闪络电压之间；

11)首台磨煤机启动后，进入煤油混烧阶段，随着煤粉的逐渐燃烧，吸收塔出口烟气温度会逐渐上升，当吸收塔出口烟气温度上升至60℃时，启动一台浆液循环泵，使吸收塔出口烟气温度回到20-400℃；

12)随着炉膛烟温的升高，第二台磨煤机投运的同时，即投运电除尘器的第二电场，依次类推，第三台磨煤机投运的同时启动第三电场，同样控制电除尘器二次电压的数值在起晕电压和闪络电压之间；

13)随着投煤粉量的加大，烟气中SO₂浓度逐渐升高，吸收塔pH值会逐渐降低，当pH值低于5.8时开始供浆，供浆量q按如下公式(1)确定：

$q=\frac{Q\·C\·{10}^{-9}}{64}\×\frac{1.03}{0.3}\×100\×0.9---\left(1\right)$

其中，Q-烟气总流量，Nm³/h，

C-烟气中SO₂的密度，mg/Nm³，

q-供浆量t/h；

14)当吸收塔出口烟气温度再次上升到60℃时，启动第二台浆液循环泵；

15)对设置了增压风机旁路的系统，此时需要启动增压风机，慢开增压风机静叶或动叶开度，逐步关闭增压风机旁路，保持增压风机前负压值在-200±50Pa；

16)在此之前的任何时刻，只要锅炉投运任一层大油枪助燃，则需要投一路事故预喷淋水阀，同时启动除雾器冲洗，冲洗时间与等待时间设定为30±5S，10±5S；当锅炉大油枪投运超过60分钟时，吸收塔需作换浆处理；

17)控制无旁路湿法脱硫系统的pH值在5.5±0.3，等待机组并网；

18)对未设置增压风机旁路的系统而言，机组并网后，脱硫系统就启动结束了；对设置了增压风机旁路的系统而言，并网后，烟气仍通过增压风机旁路运行，此时启动增压风机和关闭增压风机旁路的判据为：锅炉总风量达到增压风机旁路的设计通流量。在总风量达到增压风机旁路设计的通流量后，启动增压风机，逐步以2％～3％的幅度慢慢开启增压风机静叶(动叶)，当增压风机静叶(动叶)开启到与引风机静叶(动叶)开度相当时，再逐步关闭增压风机旁路挡板，增压风机投自动，无旁路脱硫系统热态启动结束。

所述换浆处理的方法为：让吸收塔自然溢流至吸收塔区域浆池内，再由区域浆池内的泵打入事故浆液箱，当大油枪投运超过1小时时，吸收塔浆液需要置换1/3；投运两小时，需要置换2/3；投运3小时后，则需全部置换一次。

本发明与传统方法相比最主要的区别在于：a.先启动电除尘器，再启动浆液循环泵，且电除尘器是逐个电场依次投入使用，而不是一开始全部投运所有电场，其优点是避免启动阶段的烟尘和微油粒全部被电除尘收集，污染极板，启动阶段含碳量高的飞灰在电除尘内导致二次燃烧。b.浆液循环泵并不是锅炉点火前就启动，是否启动浆液循环泵完全视吸收塔出口烟气温度而定，这样做的作用有两个方面，其一是避免循泵过早启动导致的活塞效应而向电除尘器内返潮；其二是避免点火阶段煤粉未完全着火前，燃尽率较低的粉尘被循泵大量洗涤到吸收塔浆液中污染浆液，从而导致吸收塔浆液进入“盲区”。c.启动阶段的供浆量按公式(1)执行；d.纯微油点火时，无需置换浆液。大油枪投运时，也不需连续置换浆液，而是采用投运事故喷淋水，让吸收塔溢流的方法。根据油枪投运时间的长短决定吸收塔浆液置换量的多少。这样做的优点是避免了连续换浆大量耗水，在节约了工艺水的同时，又使大部分未燃尽的油污及粉尘从吸收塔溢流口溢出。

本发明对冷态及热态调试过程做了调整，避免了无旁路系统在热态调试中出现的上述问题，又合理安排了工期，保证了脱硫系统与主体发电机组的同步安全启动，为今后大机组无旁路脱硫系统调试积累了丰富的经验。

下面结合具体实施方式对本发明作进一步说明。

具体实施方式

燃煤机组无旁路湿法脱硫系统的调试分为冷态调试及热态调试两个阶段。冷态调试阶段主要是注意脱硫工艺水系统和脱硫废水处理系统需要提前调试完毕，脱硫废水处理系统用于接纳和处理脱硫系统产生的废水，因为热态调试中，机组启动阶段系统要出废水，其余系统的调试与有旁路系统的单体及分系统调试方法相同。

A.冷态调试方法及顺序

冷态调试阶段主要任务是各设备的单体调试和分系统试运行。值得注意的是：由于无旁路烟道，脱硫系统成为锅炉系统的重要组成部分，脱硫系统调试不完成，锅炉就无法点火。因此，无旁路湿法脱硫系统的调试工作必须比机组的调试工作提前或同步进行。因此，冷态调试阶段必须首先协调好主体设备与脱硫系统的安装与调试进度。

1.公用系统调试

公用系统的调试范围包括脱硫工艺水系统、石灰石浆液制备系统以及石膏脱水系统和脱硫废水处理系统。

1.1脱硫工艺水系统的调试

脱硫工艺水系统是整个湿法脱硫系统运行的基础，其他系统设备的冲洗及带水试运都需要用到工艺水，调试中必须首先对该系统进行调试。整个工艺水系统包括工艺水箱、工艺水补水装置、工艺水泵，除雾器水泵，进口滤网，出口调压阀。调试步骤为：(1)管道水压试验，不低于1.2MPa；(2)箱体及管路冲洗；(3)检查工艺水通往各系统的截止阀是否关闭；(4)利用水泵的再循环管进行单体试运及联锁保护试验，调节工艺水泵及除雾器水泵出口自持调压阀开度，水泵出口压力整定为0.65Mpa。

1.2石灰石浆液制备系统的调试

制浆系统包括：粉仓、收尘器、给料机、搅拌器、石灰石浆液泵，供浆管路阀门及浆液箱。调试步骤：(1)管道水压试验，水压1.2MPa；(2)箱体进水，搅拌器及浆液泵清水试运及联锁保护试验，确认打清水时浆液泵出口压力大于0.2MPa；(3)粉仓上粉，电除尘器试运；(4)给粉机空载试运；(5)给粉机带负荷试运，系统制浆，浆液密度目标值为1200kg/m³。

1.3石膏脱水系统的调试

石膏脱水系统包括石膏旋流器、皮带脱水机、真空泵、滤液水箱及滤液泵。调试步骤：(1)皮带机试转，系统冲洗；(2)真空泵试转；(3)密封水，润滑水调整；(4)皮带机纠偏及联锁试验。

1.4脱硫废水处理系统的调试

脱硫废水处理系统主要设备包括废水泵、曝气风机、清水泵、三联箱、澄清器、污泥输送泵、压滤机、加药系统。调试步骤：(1)清水泵试转；(2)废水泵试转；(3)系统搅拌器试转；(4)加药泵冲程及频率初步设定；(5)系统清水试运；(6)系统联锁试验；(7)压滤机系统调试。

2.烟风系统的调试

烟风系统主要包括增压风机、烟气挡板、烟气连续监测装置，试运的主要工作是增压风机的冷态试运及配合锅炉烟风系统的试运行，需要注意的是锅炉侧引风机试运时要求锅炉侧及脱硫侧安装及调试密切配合，在烟风系统通风试运前需确保吸收塔内部安装及防腐工作完成，吸收塔内部临时设备清理干净。调试步骤为：(1)系统内部检查及清理；(2)增压风机试运及联锁试验。

3.吸收塔系统的调试

吸收塔系统主要包括吸收塔本体及其附属设备，浆液循环泵、氧化风机、石膏排出泵，石膏喷淋系统的带水试运。调试关键点在于浆液循环泵的带水试运时，对有烟气进口挡板的系统需要关闭其进口挡板，对没有进口挡板的系统在循泵试运后，需要开启引风机或增压风机运行2小时，以消除循泵试运时返入电除尘内的潮气。调试步骤为：(1)系统检查及联锁试验；(2)除雾器冲洗喷淋试验，主要检查顺控程序及其喷淋效果；(3)事故喷淋系统的带水试运；(4)浆液循环泵的带水试运，检查每个喷淋层的喷淋及雾化效果；(5)氧化风机及搅拌器的试运；(6)石膏排出泵试运。

B.热态调试方法及启动程序

由于脱硫系统无旁路，经过冷态调试，脱硫系统在锅炉试油枪、油系统试运或吹管前就需要具备热态试运行条件。本发明的主要创新点也在于热态调试阶段的启动方法做了适当调整，避免了常规方法中所出现的各种问题。

热态调试的主要任务是脱硫系统跟随锅炉点火启动后，系统热工测点及CEMS的准确性检验、调整pH值使脱硫效率达到设计要求、除雾器冲洗顺控及增压风机前负压调整。为顺利进行系统热态下的调整试验，首先要采取合理的启动操作步骤及调节方法，使得无旁路脱硫系统能安全、稳定启动。

为满足脱硫系统与主机同步安全启动的要求，炉膛点火启动时，无旁路脱硫系统的启动操作步骤如下：

(1)在锅炉炉膛点火前12小时启动电除尘器的灰斗加热，绝缘支柱套管加热及放电极绝缘室加热装置。

(2)启动工艺水泵，除雾器冲洗水泵，确认工艺水箱补水电动门投用正常；工艺水箱液位正常；工艺水泵正常运行，且出口压力大于600kPa。

(3)投运石灰石浆液制备系统，浆液密度设定值为1200kg/m³，确认浆液箱液位正常，确认密度仪工作正常。

(4)确认吸收塔液位正常后，启动吸收塔搅拌器，启动氧化风机。

(5)开启一台石膏排出泵，进行清水内部循环，同时检查密度仪和pH计准确性情况，密度仪在(1000±5)kg/m³，pH表记在(7±0.5)属于正常范围。

(6)增压风机辅助系统检查，投运增压风机辅助系统。

(7)等待锅炉启动人工命令，确认后执行下一步。

(8)得到锅炉系统准备启动的命令后，对设置了增压风机旁路的系统而言，只要打开增压风机旁路即可；对未设置增压风机旁路的系统而言，在锅炉送、引风机启动前，打开脱硫进口挡板，启动增压风机以保持烟风系统的通路即可。增压风机启动运行稳定后，视送、引风机风量情况逐渐以2％～3％的幅度慢慢开启增压风机静叶(动叶)，至风机前负压维持在-200pa左右。开启过程中，注意对增压风机前负压和炉膛负压的监视，防止操作过快引起负压的剧烈波动。

(9)炉膛吹扫完成后，锅炉投微油枪点火，微油枪启动到投运首台磨煤机之前吸收塔入口烟气温度缓慢上升，当温升变化值达到10℃时，投一次除雾器冲洗顺控。

(10)首台磨煤机投运的同时，投运电除尘器的第一电场，其他电场无需启动，由于有未完全燃烧的飞灰，还需要控制电除尘器二次电压的数值在起晕电压和闪络电压之间。

(11)首台磨煤机启动后，进入煤油混烧阶段，随着煤粉的逐渐燃烧，吸收塔出口烟气温度会逐渐上升，当吸收塔出口烟气温度上升至60℃时，启动一台浆液循环泵(选最低的一台)，吸收塔出口烟气温度回到30℃左右。

(12)随着炉膛烟温的升高，第二台磨煤机投运的同时，即投运电除尘器的第二电场，依次类推，第三台磨煤机投运的同时启动第三电场。同样控制电除尘器二次电压的数值在起晕电压和闪络电压之间。

(13)随着投煤粉量的加大，烟气中SO₂浓度逐渐升高，吸收塔pH值会逐渐降低，当pH值低于5.8时开始供浆。

(14)当吸收塔出口烟气温度再次上升到60℃时，启动第二台浆液循环泵。

(15)对设置了增压风机旁路的系统，此时需要启动增压风机，慢开增压风机静叶(动叶)开度，逐步关闭增压风机旁路。保持增压风机前负压值在-200Pa左右。

(16)在此之前的任何时刻，只要锅炉投运任一层大油枪助燃，则需要投一路事故预喷淋水阀，同时启动除雾器冲洗，冲洗时间与等待时间设定为30S，10S。当锅炉大油枪投运超过60分钟时，吸收塔需作换浆处理。本发明中，处理方法为：让吸收塔自然溢流至吸收塔区域浆池内，再由区域浆池泵打入事故浆液箱，根据调试中的实际置换实验表明，大油枪投运超过1小时时，吸收塔浆液需要置换1/3，投运两小时，需要置换2/3，投运3小时后，则需全部置换一次，方能使吸收塔浆液的反应活性恢复，pH恢复正常。

(17)控制系统的pH值在5.5左右，等待机组并网。

(18)对未设置增压风机旁路的系统而言，机组并网后，脱硫系统就启动结束了；对设置了增压风机旁路的系统而言，并网后，烟气仍通过增压风机旁路运行，此时启动增压风机和关闭增压风机旁路的判据为：锅炉总风量达到增压风机旁路的设计通流量。在总风量达到增压风机旁路设计的通流量后，启动增压风机，逐步以2％～3％的幅度慢慢开启增压风机静叶(动叶)，当增压风机静叶(动叶)开启到与引风机静叶(动叶)开度相当时，再逐步关闭增压风机旁路挡板，增压风机投自动，无旁路脱硫系统热态启动结束。

Claims (2)

1.采用微油点火的燃煤机组无旁路湿法脱硫系统的调试方法，其特征在于，无旁路湿法脱硫系统的调试分为冷态调试及热态调试两个阶段，所述的冷态调试涉及的分系统包括脱硫工艺水系统、脱硫废水处理系统、石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统、带增压风机的烟风系统和吸收塔系统，脱硫工艺水系统和脱硫废水处理系统需要在热态调试启动前调试完毕，脱硫废水处理系统用于接纳和处理脱硫系统产生的废水，其余分系统的调试与有旁路湿法脱硫系统相应分系统的调试步骤和方法相同，所述热态调试的启动操作步骤如下：

1)在锅炉炉膛点火前10-14小时，启动锅炉电除尘器的灰斗加热、绝缘支柱套管加热及放电极绝缘室加热装置；

2)启动脱硫工艺水系统中的工艺水泵和除雾器冲洗水泵，确认工艺水系统中的工艺水箱补水电动门投用正常，工艺水箱液位正常，工艺水泵正常运行且出口压力大于600kPa；

3)投运石灰石浆液制备系统，浆液密度设定值为1200-1300kg/m³，确认浆液箱液位正常，确认密度仪工作正常；

4)确认吸收塔系统中的吸收塔液位正常后，启动吸收塔搅拌器，启动氧化风机；

5)开启吸收塔系统中的一台石膏排出泵，进行清水内部循环，同时检查密度仪和pH计准确性情况，清水密度参考值1000±5kg/m³，清水pH参考值在7±0.5；

6)等待锅炉烟风系统检查完毕，锅炉烟风系统送\引风机启动后，进行第一遍除雾器冲洗；

7)等待锅炉启动人工命令，确认后执行下一步；

8)得到锅炉准备启动的命令后，对设置了增压风机旁路的脱硫系统而言，只要打开增压风机旁路即可；对未设置增压风机旁路的脱硫系统而言，在锅炉送、引风机启动前，打开脱硫进口挡板，并启动增压风机以保持烟风系统的通路，增压风机启动运行稳定后，视送、引风机风量情况逐渐以2％～3％的幅度慢慢开启增压风机静叶或动叶，至增压风机前负压维持在-200±50Pa；开启过程中，注意对增压风机前负压和炉膛负压的监视，防止操作过快引起负压的剧烈波动；

9)炉膛吹扫完成后，锅炉投微油枪点火，微油枪启动到投运首台磨煤机之前，监视吸收塔入口烟气温度值，入口烟气温度温升ΔT超过10℃，投运第二遍除雾器冲洗；

10)首台磨煤机投运的同时，投运电除尘器的第一电场，其他电场无需启动，由于有未完全燃烧的油粒及碳粉颗粒，还需要控制电除尘器的二次电压的数值在起晕电压和闪络电压之间；

11)首台磨煤机启动后，进入煤油混烧阶段，随着煤粉的逐渐燃烧，吸收塔出口烟气温度会逐渐上升，当吸收塔出口烟气温度上升至60℃时，启动一台浆液循环泵，使吸收塔出口烟气温度回到20-40℃；

12)随着炉膛烟温的升高，第二台磨煤机投运的同时，即投运电除尘器的第二电场，依次类推，第三台磨煤机投运的同时启动第三电场，同样控制电除尘器二次电压的数值在起晕电压和闪络电压之间；

13)随着投煤粉量的加大，烟气中SO₂浓度逐渐升高，吸收塔pH值会逐渐降低，当pH值低于5.8时开始供浆，供浆量q按如下公式(1)确定：

$q=\frac{Q\·C\·{10}^{-9}}{64}\×\frac{1.03}{0.3}\×100\×0.9---\left(1\right)$

其中，Q-烟气总流量，Nm³/h，

C-烟气中SO₂的密度，mg/Nm³，

q-供浆量t/h；

14)当吸收塔出口烟气温度再次上升到60℃时，启动第二台浆液循环泵；

15)对设置了增压风机旁路的系统，此时需要启动增压风机，慢开增压风机静叶或动叶开度，逐步关闭增压风机旁路，保持增压风机前负压值在-200±50Pa；

16)在此之前的任何时刻，只要锅炉投运任一层大油枪助燃，则需要投一路事故预喷淋水阀，同时启动除雾器冲洗，冲洗时间与等待时间设定为30±5S，10±5S；当锅炉大油枪投运超过60分钟时，吸收塔需作换浆处理；

17)控制无旁路湿法脱硫系统的pH值在5.5±0.3，等待机组并网；

18)对未设置增压风机旁路的系统而言，机组并网后，脱硫系统启动结束；对设置增压风机旁路的系统而言，并网后，烟气仍通过增压风机旁路运行，此时启动增压风机和关闭增压风机旁路的判据为：锅炉总风量达到增压风机旁路的设计通流量，在总风量达到增压风机旁路设计的通流量后，启动增压风机，逐步以2％～3％的幅度慢慢开启增压风机静叶或动叶，当增压风机开启到与引风机的开度相当时，再逐步关闭增压风机旁路挡板，增压风机投自动，热态启动结束，脱硫系统启动结束。

2.根据权利要求1所述的采用微油点火的燃煤机组无旁路湿法脱硫系统的调试方法，其特征在于，所述换浆处理的方法为：让吸收塔自然溢流至吸收塔区域浆池内，再由区域浆池内的泵打入事故浆液箱，当大油枪投运超过1小时时，吸收塔浆液需要置换1/3；投运两小时，需要置换2/3；投运3小时后，则需全部置换一次。