华能岳阳电厂三期扩建工程2215;600MW机组烟气脱硝装置SCR系统调试方案
600MW及以上电站机组业绩表
2
08.12
7
华电蒲城电厂
2×1000MW
给水泵
YKS1000-4 15000KW 10KV IP54
沈阳水泵
4
08.01
增压风机
YKK900-12W 2700KW 6KV IP55
成都电力机械
2
08.011台08.02 1台
浆液循环泵
YKK450-4 500KW 6KV IP54
石家庄工业泵厂（脱硫）
长沙水泵厂
4
08.01 2台
08.02 2台
凝结水泵
YKKL630-4 2000KW 6KV IP54
长沙水泵厂
4
08.01 2台
08.02 2台
磨煤机
YHP560-6 650KW 6KV IP55
上海重型机器
12
08.026台
08.046台
3
华能岳阳电厂
1×600MW
循环水泵
YKSL1800-14/1730-1 6KV IP54
4
08.10
12
大唐国际宁德电厂
2×600MW
循环水泵
YKSL3400-16/2150-1TH 6KV IP44
长沙水泵厂
4
08.02 2台08.04 2台
凝结水泵
YKKL2300-4/1180-1 2300KW 6KV IP54
长沙水泵厂
4
08.02 2台08.04 2台
引风机
YKK900-8W 4200KW 6KV IP55
沈阳鼓风机通风设备
4
08.09 2台08.11 2台
碎煤机
YKK560-8 560KW 10KV IP54
职称评审表样本
.
专业技术职务任职资格评审表
单位xx环境股份有限公司
姓名＿
现任专业
技术职务＿工程师＿
评审
任职资格＿高级工程师
填表时间：2013年9月日
中华人民共和国人事部制
填表说明
1. 本表供评审专业技术职务任职资格使用。
1——7页由被评审者填
写，8——11页由人事组织部门填写。
填写内容应经人事组织部门审核认可。
2. 一律用钢笔或毛笔填写，内容要具体、真实，字迹要端正、清楚。
3. “最高学历”的“毕（肄、结）业时间”，应将非选择项用笔划去；“懂
何种外语，达到何种程度”，应写明掌握外语的读、写、听，说及笔、口译能力。
4. 如写内容较多，可另加附页。
基本情况
——1 ——
学习培训经历
（包括参加专业学习培训国内外进修等）
——2 ——
工作经历
——3 ——
任现职前主要专业技术工作业绩登记
任现职后主要专业技术工作业绩登记（一）
——5 ——
任现职后主要专业技术工作业绩登记（二）
著作，论文及重要技术报告登记
考试成绩及答辩情况
年度及任职期满考核结果
——9 ——
单位推荐意见
评审审批意见
——11 ——。
燃煤电力工程对城区环境空气质量影响分析——以华能岳阳电厂三期工程为例
进的 ２ ３２ ＭＷ亚临界机组， 和 ２ ｘ６． ５ ｌ 机组分别于 １９ 年 ９月和 １ 月分别投入运行， ９１ ２ 至今 已运行将近十七
Ａｂ ｔ ａ ｔ ｓｒ ｃ ：Ｃｏ ｌ ｉ ｎ ｎ ｃ ｅ ｎ Ｆｕ １ ｎ Ｃｈ ｎ ．ｃ ａ ｌｃ ｒ ｉ Ｓ ｔ ｅ ｍｏ ｔ ｉ ｏ ｔ ｎ ｏ ｒ ｎ ｉｏ ｍ ｅ ｔ ｌａ ｓ ｓｍ ｅ ｔ ｏ ａ Ｓ ｏ — ｌ ａ ｅ ．Ｉ ｉ ａ ｏ ｌ ｅｅ ｔｉ ｔ ｉ ｈ ｓ ｍｐ ｒａ ｔ ｐ ｗｅ，Ｅ ｖ ｒ ｎ ｎ ａ ｓ ｅ ｓ ｎ ｎ ｃｙ ｃ ａ— ｌｃ ｒ ｉ ｎ ｉ ｅ ｒ ｇ ｉ ｔｌ ａ ｐ ｏ ｌｍ ． ｅ ｉ ａ ｔ ｆｐ ｌ ｔ ｎ ａ ｄ ｉ ｏ ｔ ｌ ａ ｕ ｅ ｆａ ｆ ｌ ｃ ｏ ｅ ｅ ｕ ｅ ｉ ｃｎ ｒ ｔ ｎ ｏ ｌ ｅ ｔ ｃ ｔ ｅ ｇ ｎ ｅ ｎ ｓｓｉ ｒ ｂ ｅ Ｔｈ ｍｐ ｃ ｏ ｌ ｉ ｎ ｓｃ ｎ ｒ ｅ ｉ ｙ ｉ ｌ ｏ ｕｏ ｔ ｏ ｍｅ ｓ ｒ ｓｏ ｕ ｌ ｌ ｓ ｄ ｒ ｆ ｓ ｉ ｅ ａｉ ｎ ｏ ｐ ａ ｔ ｒ ｉｃ ｓ ｅ ｙ ａ ａ ｙ ｉ ｇ ｔ ｅ ｆ ｌ ｃ ｏ ｅ ｅ ｓ ｏ ｕ ｔ ｎ ｒ ｍｏ ａ ｆ ｏ ｌ ｔｎ ｓ ｗａ ｔ ａ ｍｉｓｏ ｒ ｃ ｓ ｅｕ ｐ ｒ ｌｎ ｅｄ ｓ ｕ ｓ ｄ ｂ ｎ ｌ ｚ ｎ ｈ ｌ ｌ ｓ ｄｒ ｆ ｅｃ ｍｂ ｓｉ ， ｅ ｖ ｌ ｌ ａ ｔ， ｓｅｇ ｓｅ ｓ ｉ ｎ ｐ ｏ ｅ ｓｉ ｔ ｐ ｅ ｗｅ ｕ ｕ ｏ ｏｐ ｕ ｎｈ
ａｒ ｎ ａｍｏｐ ｅ ｃｄｆｕ ｉｎ ｍｏ ｅ， ｃ ｏｄｎ ｏ ｔｅｓｔａｉｎ ｏ ｕ ｙ ｎ ａ ｌｃｒｃｔ ｏ ｒＰａ ｔ ｏ ａ ｕｅ ｎ ｉ ．Ｂｙａ ｔ ｓ ｈ ｒ ｉ ｓｏ ｄ ｌ ａ ｃ ｒ ｉｇｔ ｈ ｉ ｔ ｆＹ ｅ ａ ｇ Ｃｏ ｌＥ ｅ ｔ ｉ Ｐ ｗｅ ｌｎ，ｓ ｍｅｍｅ ｓ ｒｓａ ｄ ｉ ｕ ｏ ｉ ｙ
SCR区调试报告
XXXX发电有限责任公司XX机组（1×600MW）烟气脱硝改造工程、S CR系统调试报告XXXXX发展有限公司2013年5月批准：年月日审核：年月日编制：年月1.工程设备概况XXX机组（1×600MW）烟气脱硝改造工程由XXX有限公司设计，与XXX电厂XX机组（1×600MW）配套运行。
SCR反应器采用高尘布置方式，SCR布置于省煤器与空预器之间，省煤器出口300-400℃的烟气通过喷氨格栅及导流板和整流板后，在触媒的作用下，烟气中的Nox与气氨发生反应，脱除Nox后的烟气依次经过空气预热器、静电除尘器和脱硫系统后进入烟囱排入大气。
脱硝SCR系统主要包括SCR反应器、氨喷雾系统及空气供应系统。
其主要子系统和设备包括：1.1SCR触媒催化剂是SCR系统中的主要设备。
其成分组成、结构、寿命及相关参数直接影响SCR系统脱硝效率及运行状况。
本工程SCR选用的催化剂具有以下特点：（1）有较高的NOx选择性；（2）在较低的温度下和较宽的温度范围内，具有较高的催化活性；（3）具有较好的抗化学稳定性、热稳定性、机械稳定性；（4）费用较低。
运行过程中，催化剂因各种原因而中毒、老化，活性会逐渐降低，催化NOx还原效果变差。
当反应器出口烟气中氨的浓度升高到一定程度时，必须用催化剂的备品替换。
反应器采用固定床平行通道型式，采用两层，并预留一层位置，作为未来脱硝效率低于需要值时增装催化剂用，以此作为增强脱硝效率并延长有效触媒寿命的备用措施。
本着“精准、优化、个性化”的思想，每层布置70个模块（7×10），每个反应器按三层计算，系统一共设计两个反应器，平行布置。
1.2SCR反应器系统设备型式：固定床平行通道型式，采用两层，投用层数：2层触媒型式：蜂窝式触媒运行温度：305-420℃反应器尺寸：13670mm*10010mm*19700mmSCR总压损：< 1000Pa氨逃逸率：<3ppmSO2/SO3转化率：<1%1.3氨/空气喷雾系统氨和空气在混合器和管路内借流体动力原理将二者充分混合，再将混合物导人氨气分配总管内。
600MW直接空冷汽轮机乏汽供热改造运行分析
600MW直接空冷汽轮机乏汽供热改造运行分析摘要：本文介绍了华能上安电厂600MW超临界直接空冷机组供热系统改造后机组运行中所出现的问题，并针对问题进行了相关总结，根据运行经验提出了一些解决的办法及优化调整的方式关键词：超临界；直接空冷；供热乏汽改造；汽机安全；0 引言近年来，电力生产企业形势严峻，各电厂都在开拓新的发展思路，随着我国环保治理力度上升，城市集中供暖大机组化成为一种趋势，电厂供热的改造是电厂转型求发展的一种重要手段，本文重点对上安电厂#6机组供热改造后运行调整及出现的问题进行了总结和分析。
1 系统改造华能上安电厂#6机采用的是东方汽机厂生产的NZK600-24.2/566/566型超临界一次中间再热三缸四排汽单轴直接空冷凝汽式汽轮机，空冷岛部分为8排7列风机运行，本次6号机组供热改造分为两个部分，一是中低压缸连通管打孔抽汽供热改造；二是利用原有尖峰凝汽器进行乏汽回收改造。
#6汽轮机在中低压缸连通管打孔抽汽，连通管上设调节蝶阀，供热抽汽管径为ф1220x16，供热抽汽管道材质为Q245R。
额定抽汽量500t/h，蒸汽参数1.0MPa、349.8℃，供热抽汽管道上先后设置安全阀、气动止回阀、抽汽快关调节阀、电动隔离阀,在止回阀前布置安全阀排气管道，低压缸末级及次末级叶片未进行改型，热网疏水经原疏水管道分支至6#机组排汽装置，管道上先后设置电动门、调节门及冲洗排污门。
#6机乏汽供热改造利用原5000平图 1 #6机抽汽供热系统画面方米尖峰凝汽器,在供热循环水流量15000 t/h情况下最大可回收约260t/h乏汽余热。
热网供热循环水管道对接至原尖峰冷却循环水管道，冬季供热时与尖峰冷却循环水隔断封堵，走热网供热循环水；夏季时与热网供热循环水隔断封堵，走尖峰冷却循环水，管道上设置电动隔离门及排空气门。
图 2 #6机乏汽凝汽器系统画面2 系统运行方式2.1 加热系统#6机供热抽汽自汽机中、低压连通管引出并与#5机组抽汽管道合并进入一根抽汽母管，通过供热抽汽母管进入热网首站，正常带两台加热器并带两台汽动循环泵小汽机，设计流量600 t/h常规抽汽运行，正常运行中可选择机组或者双机并列抽汽运行。
火力发电厂DCS顺序控制系统SCS调试全套
火力发电厂DCS顺序控制系统SCS调试全套1设备概况神华国华宁东发电厂二期2×660MW扩建工程是超超临界空冷机组,本工程装设2χ660MW超超临界间接空冷燃煤机组酒己两台超超临界、一次中间再热、平衡通风、固态排渣直流锅炉，采用定一滑一定方式运行。
每台锅炉配1台100%容量的动叶可调轴流式一次风机，酉己1台100%容量的动叶可调轴流式送风机，酉己1台100%容量的动叶可调轴流式引风机，引风机设计裕量同时必须满足烟气脱硫、脱硝系统的要求,烟气经过脱硫塔后至湿式除尘器然后排至间冷塔内。
本工程2X660MW汽轮机为超超临界、一次中间再热、单轴、三缸二排汽间接空冷凝汽式汽轮机，机组能以定——滑——定方式运行，滑压运行的范围暂按40〜90%额定负荷，汽轮机采用高中压联合启动方式，可带基本负荷并调峰运行，凝汽器为干式空冷凝汽器。
本工程发电机为2×660MW水氢氢冷却的汽轮发电机组，以发电机、变压器组单元接线接入厂内75OkV配电装置发电机出口不设断路器，750kV配电装置采用3/2断路器接线，2回750kV出线，启动/备用变高压电源直接由一期的330kV升压站引接。
机组J顺序控制系统功能由DCS分散控制系统实现，其主要功能是完成二进制控制对象的远方操作控制功能、重要辅机及阀门的联锁保护功能以及相应系统的顺序控制功能。
主要的顺序控制系统包括以下部分：1.1锅炉烟风系统子组项：空预器子组项，包括主、副电机等；送风机子组项,包括送风机、润滑油泵、风机动叶等；引风机子组项，包括引风机、润滑油泵、风机动叶等；一次风机子组项，包括一次风机、变频控制等。
1.2制粉系统功能组项：磨煤机子组项：包括磨煤机、有关风门挡板、煤粉挡板；给煤机子组项：包括给煤机、煤闸门挡板。
给水泵子组项：包括给水泵、给水泵润滑油泵、出口阀门、最小流量阀等；凝汽器反冲洗子组项，：包括凝汽器循环水进、出口阀门等；低压加热器子组项：包括低加进、出水阀、旁路阀等；高压加热器子组项：包括高加进、出水阀、旁路阀等;过热蒸汽及再热蒸汽疏水功能组；汽机抽汽功能组；除氧器给水功能组；凝汽器真空功能组；汽机油系统功能组；汽机轴封系统功能组；发电机氢油水系统功能组；工业水系统功能组；循环水系统功能组。
调试单位调试大纲
施工组织设计/施工方案报审表本表（含附件）一式 3 份，项目监理处存 1 份，建设单位存 1 份，施工单位存 1 份。
措施编号:SHJS-TS-2022-0101-8701-001XXXX170t/h干熄焦配套分布式发电项目分系统及整套启动调试调试大纲受控状态：受控文件编写：审核：批准：XXXX二○二二年六月目录1.工程概述 (1)2.主要设备技术数据 (1)3.调试大纲编制依据 (6)4.调试服务范围 (8)5.调试试运组织机构及职责 (9)6.启动调试阶段各方的工作分工原则 (13)7.分系统和整套启动调试项目及调试技术要求 (20)8.机组主要启动试运工作程序 (28)9.机组启动试运主要控制节点及调试项目流程 (32)10.调试管理目标和调试管理措施 (34)11.应急预案与响应控制计划 (40)12.各专业编制的调试文件清单 (42)13.附录、附件 (44)1.工程概述1.1.简介本项目为XXXX170t/h干熄焦配套分布式发电项目，位于山西省河津市XXXX（集团）华升电力有限公司厂区，XXXX集团股份有限公司焦化二厂及化工厂，建设规模为干熄焦炉利用蒸汽管道输送蒸汽配套1*25MW高温高压凝汽式空冷汽轮发电机组，本项目建设目的为了充分利用二次能源，减少污染，实现循环经济发展。
汽轮机组为山东济南发电设备厂有限公司生产的NZK25-8.83/535型空冷纯凝式汽轮机，汽轮机额定转速3000 r/min。
转向：从汽轮机向发电机方向看后置机旋向为顺时针方向。
同时配套一台QF-25-2 型50Hz三相同步发电机，发电机额定转速3000r/min，汽轮机驱动发电机发电，将汽轮机转子传递过来的机械能转化为电能。
发电机出口电压为6.3KV经零损耗深度限流装置后至发电机并网柜（604）下侧，经发电机并网断路器（604）接至主6.3kVⅣ段母线，经主6.3kVⅣ段母线并接入当地电网并列运行。
本机组热源为170t/h干熄焦锅炉送过来高压高温过热蒸汽。
600MW超临界机组汽轮机正暖控制系统优化
600MW超临界机组汽轮机正暖控制系统优化胡运胜;苏文举;王高凡【摘要】针对采用中压缸启动的汽轮机在正暖过程中高压调节门开度过大或过小的问题.提出增加部分控制逻辑以对其正暖控制逻辑进行优化,克服了高压调节门开度的不确定性,增加了灵活性,并提高了机组的安全性,确保汽轮机能够正常地暖机.【期刊名称】《发电设备》【年(卷),期】2011(025)002【总页数】3页(P109-111)【关键词】汽轮机;正暖;控制逻辑【作者】胡运胜;苏文举;王高凡【作者单位】鹤壁丰鹤发电有限责任公司,鹤壁,458008;鹤壁丰鹤发电有限责任公司,鹤壁,458008;鹤壁丰鹤发电有限责任公司,鹤壁,458008【正文语种】中文【中图分类】TK2671 概况鹤壁丰鹤发电有限责任公司共有2台600 MW超临界机组,汽轮机型号为N600-24.2/566/566,采用东方汽轮机厂有限责任公司的DEH控制系统,转速和负荷控制主要由2个中压调节门、4个高压调节门来完成,汽轮机默认启动方式为中压缸启动。
在汽轮机冲转后,由于采用中压缸启动,所以在汽轮机切缸前,即在中压调节门开度达到76.78%左右,并在打开高压缸至凝汽器的抽真空阀(VV阀)的前提下,可使高压调节门稍微开启一些,以便利用这段时间对高压缸进行适度预暖,减小汽轮机切缸过程中因大量蒸汽进入高压缸引起的过大热应力。
高压调节门管理曲线见图1,调门分配前阀门指令相当于DEH发出的阀门总开度指令。
由于各个调节门在相同的总阀门开度指令下,开度是不一样的,所以要通过调门分配函数f(x),作为每个具体调节门的开度指令。
图1 DEH高压调节门管理曲线2个中压调节门的f(x)函数相同,函数曲线也相对简单,折线函数见表1。
表1 中压调节门的f(x)函数调门分配前阀门指令************中压调节门开度/%014.40 19.19 28.79 76.78 100.00100.002 原正暖控制方案及存在的问题在原DEH画面上,与正暖控制相关的操作仅为一个“正暖”投切按钮。
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百度文库 - 让每个人平等地提升自我1甲级调试证书单位（证书号：第1012号）通过GB/T19001质量体系认证（证书号：00505Q10478R2M ） 调试方案日期 XTS/项目名称湖南省湘电试验研究院有限公司 投诉电话：华能岳阳电厂三期扩建工程2×600MW 机组烟气脱硝装置SCR 系统调试方案编写初审复审技术部批准华能岳阳电厂三期扩建工程2×600MW机组烟气脱硝装置SCR系统调试方案1.调试目的作为烟气中氮氧化物污染物与氨气反应的重要系统，SCR系统调试的目的是确认系统的完整性及合理性，设备系统运行性能良好，控制系统工作正常，联锁保护动作准确，能满足进入脱硝装置整套启动的需要。
为了确保以上工作的顺利开展，特编制本方案。
2.编制依据2.1.《电力建设安全工作规程》2.2.《质量管理体系要求》(GB/T 19001-2008)2.3.《环境管理体系要求及使用指南》(GB/T 24001-2004)2.4.《职业健康安全管理体系规范》(GB/T 28001-2001)2.5.《火力发电建设工程启动试运及验收规程》(DL/T 5437-2009) 2.6.《电力建设施工及验收技术规范（锅炉机组篇）》(DL/T 5047-95) 2.7.《电力建设施工质量验收及评价规程第2部分：锅炉机组》(DL/T2.8.《液化气体汽车罐车安全监察规程》(1994)2.9.《钢制低温压力容器技术规定》(HG 20585-1998）2.10.《石油化工剧毒、可燃介质管道工程施工及验收规范》(SH3501-2001）2.11.《钢制压力容器》（GB150-1998）2.12.设备制造厂的技术标准及相关资料3.系统概述SCR 系统包括：氨注射系统、SCR反应器。
氨注射系统主要包括稀释风机、氨/空气混合器，氨流量控制阀，喷氨关断阀，喷氨格栅等。
气态氨来自公用系统氨制备区，与稀释风机提供的空气按照一定的体积比例通过氨/空气混合器混合后经过喷氨格栅注入反应器，为脱硝工艺系统提供还原剂。
稀释风机为两用一备；喷氨格栅包括喷氨母管，喷氨支管，每根支管上由手动流量调节装置，其作用为粗调进口烟道截面上的喷氨浓度分布。
喷氨检测装置为每个反应器一套，主要有1 个喷氨流量控制阀和1 个喷氨关断阀组成，用于控制系统的喷氨量。
SCR反应器主要包括触媒，蒸汽吹灰器。
触媒分两层放置于反应器中，每层设置3 台吹灰器。
4.组织分工及职责湖南省湘电试验研究院有限公司调试技术人员负责分部试运阶段的调试工作，完成整个过程的测试、记录工作；华能岳阳电厂运行人员负责设备的运行操作和运行监视；施工单位负责设备的运行维护与现场设备监护。
5.脱硝装置SCR系统调试工作程序设备就地手动和DCS手动启停正常。
确认系统内所有信号检测显示正常，各设备整定值正确，连锁保护动作正确。
管道气密性试验。
稀释风机运行调试。
入口烟道喷氨平衡注入手动调节。
喷氨流量调节。
6.调试应具备的条件设备（SCR系统及其附属设备）的相关机械、电气、控制仪表等均已安装完毕，单体试运记录完整，并经验收合格。
吸收塔系统设备单体试运结束，主要包括稀释风机单体试运、吹灰器单体试运等。
系统内各阀门安装校验完毕，动作灵活，具备投入条件。
各管道均清理（含水冲洗）完毕并经水压试验和风压试验合格，现场清洁，通道畅通，围栏齐备，照明充足。
所有需要润滑的设备均按规定加注过润滑脂。
试转现场附近严禁易燃、易爆物品摆放。
系统所有设备、阀门等均已挂牌，标记、标识清楚、正确。
系统内所有设备、档板、阀门应具备远控操作的条件。
系统内所有压力、温度、流量以及CEMS等指示表计校验合格，均能正常投入。
系统有关热工联锁、保护条件及报警信号等经过校验并验收合格，回路正常、定值正确，能正常投入运行。
各转机的电气安装工作完成,马达绝缘性能良好,电气接线回路校验合格并且具备保护投用条件。
公用系统投入运行。
消防、暖通、照明、通讯系统投入运行，满足试运行要求。
运行人员培训合格，已经上岗。
7.调试过程#1SCR系统喷氨栅格冷态调平（＃2过程与＃1相同）（1）喷氨流量调节阀及上、下游截止阀，旁路阀关闭；喷氨关断阀关闭；（2）#2稀释风机出口门关闭；（3）#1反应器氨平衡分配管玻璃管孔板引出管手动门全部开启；（4）全开#1稀释风机入口门；（5）关闭#1稀释风机出口门；（6）手动启动#1稀释风机，打开稀释风机出口门；（7）调整稀释风流量至额定风量；（8）记录稀释风机压力表压力；（9）逐个调整#1反应器氨平衡分配管手动阀开度至每个玻璃管孔板压差指示一致（允许偏差<=5%）；（10）记录每个玻璃管孔板压差指示。
（11）调整后观察稀释风流量是否在额定风量范围内，并调整至#1、#2反应器风量基本相同。
SCR系统联锁试验2台稀释风机处于热备用状态，按控制逻辑清单逐项进行试验。
吹灰器系统启动开启吹灰系统程序启动指令开启吹灰蒸气入口电动阀开到位开疏水阀疏水温度>350℃疏水时间（3～5min）关疏水阀压力>，且持续10s 吹灰器启动吹灰器全部运行完毕关吹灰蒸气入口电动阀开疏水阀吹灰系统程序结束SCR 系统启动：SCR 烟气脱硝装置系统调试前准备（1）辅助系统检查：确定压缩空气系统阀门开启，压力范围在~。
（2）风管道系统检查：确定稀释风机出口切断阀开启动作并最终处于关闭状态。
仪表压力、流量阀打开（孔板阀、现场压力表）并投入使用。
风机出口温度指示投入使用。
空气吹扫阀关闭。
（3）氨管道系统检查：喷氨调节阀旁路及上下游阀关闭。
确定放空及氮气吹扫阀关闭。
（4）仪表压力、流量阀打开（孔板阀、现场压力表）并投入使用，控制阀、氨进混合器切断阀开启动作并最终处于关闭状态。
（5）烟道系统检查：检查烟道人孔、检测孔关闭，差压指示阀门打开并投入使用，烟道进出口O2、NO X测量仪投入使用。
（6）锅炉侧信号正常。
（7）氨区侧信号正常。
包括：蒸发器进氨阀开启信号55℃>蒸发器水温度>45℃。
高报警>蒸发器水位>低报警稀释风机启动（1）第一次时开启注氨分支管手动调节阀致半开，第一次调试完成后阀门开度保持常开不变。
（2）按操作步骤启动稀释风机。
（3）检查风机压力表压力。
（4）稀释风流量为额定风量。
（5）检查氨平衡分配管处玻璃管孔板压差指示（允许偏差<=5%）。
氨系统启动信号检查（1）锅炉侧信号正常（2）锅炉侧运行稳定（负荷稳定、反应器进口NO X稳定）。
（3）氨区侧信号正常。
（4）确定风机启动达到上述要求。
（5）反应器进口温度范围（300~420℃）。
（6）记录锅炉运行负荷启动流程（1）蒸发器出口压力（( L报警) ～MPa (H报警)）（2）开启喷氨流量调节阀上、下游截止阀，旁路阀关闭。
（3）开启氨关断阀。
（4）氨控制阀调节投手动控制。
（5）手动缓慢控制氨控制阀开度由小变大，检查氨的允许流量（根据脱硝效率、进口NO X浓度、烟气流量的计算）。
注意脱硝率的变化和氨/氮摩尔比以及出口NO X浓度。
（6）运行注氨量调整接近正常所需反应器出口脱硝浓度后，氨控制阀投自动（反应器出口NO X浓度控制）。
入口烟道喷氨平衡注入手动调节以下条件应满足设计要求（1）锅炉负荷（BMCR）（2）稳定的脱硝进口浓度（3）稳定的烟气流量（燃煤流量以及送风机、引风机流量）（4）温度300℃以上。
（5）锅炉其他信号正常。
（6）当脱硝装置系统开始接收烟气后，在温度低于300℃时，脱硝系统处于热备用状态。
调整前确认以下系统运行状态（1）氨缓冲罐压力正常（~）。
（2）稀释风机已启动，并且出口流量〉低报警值、出口压力正常。
（3）在线仪表工作正常。
（4）喷氨调节按先手动后自动原则进行，先手动粗调喷氨调节阀，使脱硝效率显示值为50%左右，然后按出口NOx浓度当前值设定NOx出口浓度，喷氨调节投入自动，根据实际喷氨调节调整相关参数。
（5）注意各分配管上玻璃管流量计压差。
（允许偏差<=5%）。
#1SCR系统喷氨栅格热态调平试验（＃2过程与＃1相同）（1）锅炉信号正常。
（2）锅炉运行稳定（负荷稳定且>90%额定负荷、反应器进口NO X 稳定）。
（3）#1稀释风机运行正常，氨站区运行正常，无报警信号。
（4）记录相关参数，同时记录反应器氨平衡分配管玻璃管孔板压差指示。
（5）用多组分烟气测量仪逐一测量反应器最下层催化剂后测量栅格的NO X浓度和氧量，单侧反应器共50个点。
同时记录。
（6）检查测量结果，看催化剂后测量栅格的NO X浓度和氧量是否均匀。
如偏差>10%,则调整项对应的反应器喷氨栅格手动门。
稳定后测量该点及附近区域测量栅格的NO X浓度和氧量，记录。
（7）待50个测量栅格的NO X浓度和氧量偏差<10%,调整结束。
SCR 系统停止短期停机（停运几天）流程：短期停运，氨蒸发器处于备用状态（1）关闭液氨储罐出口阀。
（2）关气氨调节阀开度至0%。
（3）锅炉停止运行后，稀释空气风机继续运行15分钟后再关闭；锅炉投运期间，稀释风机不停运。
长期停机（15天以上）流程：在关闭蒸发系统前，蒸发器中残余液氨需完全蒸发并用于SCR使用（1）关闭液氨储罐出口阀。
（2）关气氨调节阀开度至0%。
（3）蒸发器液氨液位低于50mm, 蒸发器出口压力<，关闭相关阀门。
（4）停止蒸发器蒸汽。
（5）待氨气管道无压力后，打开氮气吹扫进口阀，用氮气吹扫外管网至锅炉。
（6）关闭喷氨流量控制阀及其进出口截止阀。
（7）锅炉停止运行后，稀释空气风机继续运行15分钟后再关闭；锅炉投运期间，稀释风机不停运。
8.危险点、危险源预防控制措施危险点、危险源氨气遇明火、高热能引起燃烧爆炸（爆炸极限:15%～28%）。
氨水若遇高热，容器内压增大，有开裂和爆炸的危险。
低浓度氨对粘膜有刺激作用，高浓度可造成组织溶解坏死，或引起发射性呼吸停止。
液氨或高浓度氨可致眼、皮肤灼伤。
预防控制措施安全总体要求：本氨供应站为脱销装置配套而新建的，必须建立严格的安全规章制度，切实加强安全管理，站内基本职工应挑选具有一定文化程度、责任心强的人员，并对其进行技术培训，经考试合格后，方可上岗操作，以确保氨供应站的安全生产。
并且必须配备有专业知识的技术人员，应设专人管理，管理人员必须配备可靠的个人安全防护用品。
（1）所有调试工作人员必须遵守《电业安全工作规程》及《化工安全工作规程》的有关规定，进入调试现场必须配戴相应的防护用品。
（2）所有的现场调试工作必须制定相应的安全措施,调试区域有隔离设施和明显的警告牌，非专业人员不得参加调试工作。
（3）临时设施使用前必须经过检查，确认其安全性能。
（4）若试验现场发生意外危险,试验人员应尽快远离危险区域。
（5）设备系统启动前，要在确保无烟气的情况下对烟道的严密性（尤其是膨胀节、人孔门等）进行检查。