湖南华电常德发电有限公司2×660MW超超临界机组加药系统调试方案
660MW超临界机组控制方案说明
龙泉金亨2×660MW超临界机组MCS系统逻辑设计说明设计：校对：审核：批准：新华控制工程有限公司2012年3月18日660MW超超临界机组控制方案说明1．超超临界机组模拟量控制系统的控制要求超临界机组相对于亚临界汽包炉机组，有两点最重要的差别：一是参数提高，由亚临界提高至超临界；二是由汽包炉变为直流炉。
正是由于这种差别，使得超临界机组对其控制系统在功能上带来许多特殊要求。
也正是由于超临界机组与亚临界汽包炉机组这两个控制对象在本质上的差异，导致各自相对应的控制系统在控制策略上的考虑也存在差别。
这种差别在模拟量控制系统中表现较为突出。
此处谨将其重点部分做一概述。
1.1 超临界锅炉的控制特点(1)超临界锅炉的给水控制、燃烧控制和汽温控制不象汽包锅炉那样相对独立，而是密切关联。
(2)当负荷要求改变时，应使给水量和燃烧率（包括燃料、送风、引风）同时协调变化，以适应负荷的需要，而又应使汽温基本上维持不变；当负荷要求不变时，应保持给水量和燃烧率相对稳定，以稳定负荷和汽温。
（3）湿态工况下的给水控制——分离器水位控制，疏水。
（4）干态工况下的给水控制-用中间点焓对燃水比进行修正，同时对过热汽温进行粗调。
（5）汽温控制采用类似汽包锅炉结构，但应为燃水比+喷水的控制原理，给水对汽温的影响大；给水流量和燃烧率保持不变，汽温就基本上保持不变。
1.2 超临界锅炉的控制重点超临界机组由于水变成过热蒸汽是一次完成的，锅炉的蒸发量不仅决定于燃料量，同时也决定于给水流量。
因此，超临界机组的负荷控制是与给水控制和燃料量控制密切相关的；而维持燃水比又是保证过热汽温的基本手段；因此保持燃/水比是超临界机组的控制重点。
本公司采用以下措施来保持燃/水比：（1）微过热蒸汽焓值修正对于超临界直流炉，给水控制的主要目的是保证燃/水比，同时实现过热汽温的粗调，用分离器出口微过热蒸汽焓对燃/水比进行修正，控制给水流量可以有效对过热汽温进行粗调。
660MW超超临界燃煤发电机组深度调峰运行管理措施
660MW超超临界燃煤发电机组深度调峰运行管理措施发布时间：2022-10-08T08:16:04.810Z 来源：《新型城镇化》2022年19期作者：高波[导读] 在“碳达峰、碳中和”的战略目标加持下，近年来，我国新能源的装机容量及发电电量不断攀升。
而新能源发电由于其随机性、间歇性及不稳定性等特点，大规模的并网导致新能源的消纳问题越来越凸显、部分地区甚至已经出现弃风弃光现象。
火电机组作为传统电力系统的电力、电量主力电源，在以新能源为主体的新型电力系统背景下，势必向着高峰时段承担兜底保供、低谷时段调节余缺的角色转变，这就对现有火电机组安全稳定运行能力提出更高的要求。
本文通过探索调节660MW超超临界燃煤发电机组锅炉、汽轮机及其辅机的运行方式，对影响机组低负荷运行期间安全稳定运行因素进行分析，找到机组低负荷稳定运行管理的关键点，并提出相关措施保障机组深度调峰期间安全，对大比例可再生能源发电持续发展作出贡献。
高波内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司内蒙古呼和浩特 010206摘要：在“碳达峰、碳中和”的战略目标加持下，近年来，我国新能源的装机容量及发电电量不断攀升。
而新能源发电由于其随机性、间歇性及不稳定性等特点，大规模的并网导致新能源的消纳问题越来越凸显、部分地区甚至已经出现弃风弃光现象。
火电机组作为传统电力系统的电力、电量主力电源，在以新能源为主体的新型电力系统背景下，势必向着高峰时段承担兜底保供、低谷时段调节余缺的角色转变，这就对现有火电机组安全稳定运行能力提出更高的要求。
本文通过探索调节660MW超超临界燃煤发电机组锅炉、汽轮机及其辅机的运行方式，对影响机组低负荷运行期间安全稳定运行因素进行分析，找到机组低负荷稳定运行管理的关键点，并提出相关措施保障机组深度调峰期间安全，对大比例可再生能源发电持续发展作出贡献。
关键词：超超临界机组；深度调峰；运行管理；措施一、深度调峰期间660MW超超临界机组运行管理中存在的问题随着新能源的快速发展、新型用能设备广泛接入，可再生能源在电网中所占的比例快速增长，燃煤发电机组利用小时逐步降低，逐渐由传统提供电力、电量的主体性电源向提供可靠电力、调峰调频能力的基础性电源和系统调节性电源并重转变，深度调峰频次、幅度逐步加大，深度调峰期间机组安全运行就显得格外重要，主要体现在以下几方面：（1）低负荷时，高、低压加热器疏水压差小，容易发生疏水不畅，严重时可能导致高、低压加热器切除运行；（2）随着负荷的降低，四抽压力以及给水流量也在不断的降低，调整不当可能导致给水流量大幅波动，严重时导致机组跳闸；（3）随着燃料量的减少，汽温也随之会出现降低，尤其是在锅炉“干态”往“湿态”转变的过程中，容易出现蒸汽温度过热度不足，调整不及时可能导致汽轮机进水；（4）炉膛温度降低、火焰充满度下降、燃烧稳定性下降，而且随着煤种、风量、磨煤机出力等方面的突然扰动，燃烧可能偏离正常状况，严重时造成锅炉灭火、汽轮机跳闸。
660MW超超临界机组启停调峰运行方式的优化分析
660MW超超临界机组启停调峰运行方式的优化分析【摘要】随着能源需求的增长和能源结构的调整，660MW超超临界机组的启停调峰运行方式逐渐成为研究的热点。
本文通过对现状分析和存在的问题进行梳理，发现优化调峰运行方式的关键技术是提高机组启停效率和降低运行成本。
在此基础上，提出了针对660MW超超临界机组的优化方案，并通过案例分析验证其有效性。
结论部分总结了本文的研究成果，同时展望未来研究方向和应用前景。
本研究也存在一定的局限性，需要在未来的研究中加以克服和改进。
通过本文的研究，可以为660MW超超临界机组的启停调峰运行方式提供技术支持和参考，为我国能源行业的可持续发展贡献一份力量。
【关键词】660MW超超临界机组、启停调峰、优化分析、现状、问题、挑战、关键技术、优化方案、案例分析、结论、未来展望、局限性。
1. 引言1.1 背景介绍660MW超超临界机组是目前火电厂中常见的一种机组类型，具有高效、低能耗的特点。
随着能源需求的不断增长和电力市场需求的变化，660MW超超临界机组在电力系统中的地位日益重要。
其启停调峰运行方式对于电网调度和电力平衡具有重要意义。
随着可再生能源和电动汽车等新能源的大规模接入，电力系统调度面临着新的挑战。
660MW超超临界机组的启停调峰运行方式如何优化，成为当前研究的热点问题。
通过对其现状进行分析，发现存在的问题及挑战，探讨优化调峰运行方式的关键技术，提出具体的优化方案，从而为电力系统的稳定运行和节能减排提供参考依据。
1.2 研究意义660MW超超临界机组是目前火力发电机组中最先进的技术之一，具有效率高、环保性好等优点。
而其中的启停调峰运行方式对于保障电网安全稳定运行具有重要意义。
对660MW超超临界机组启停调峰运行方式进行优化分析具有重要的研究意义。
优化660MW超超临界机组的启停调峰运行方式可以提高电网的调度灵活性，有助于应对电力系统中出现的突发事件，保障电网的安全稳定运行。
湖南华电常德发电有限公司2×660MW超超临界机组整套启动调试方案汇总
特级调试证书单位（证书号：第2090号）通过GB/T19001-2008、GB/T28001-2011、GB/T24001-2004调试方案日期2015.03.25XTS/F项目名称湖南华电常德一期2×660MW项目审核：批准：目录1.试运目的 (1)2.系统及设备概况 (1)3.技术标准和规程规范 (2)4.系统投运前应具备的条件 (2)5.调试工作程序及步骤 (3)6.调试需使用的仪器 (8)7.质量控制点 (9)8.人员分工 (9)9.环境、职业健康、安全风险因素识别和控制措施 (9)附录1整套启动调试危险源辨识表 (11)湖南华电常德一期2×660MW项目1号机组整套启动调试方案1试运目的依据DL/T5437—2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》的规定和湖南华电常德发电有限公司调试技术合同的要求，在整套启动过程中对机组汽水品质进行化学监督，防止热力设备腐蚀。
保证机组顺利投产及以后的长期安全、经济运行。
2系统简介2.1 机组概况湖南华电常德电厂一期工程2×660MW项目超超临界机组发电工程锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、Π型露天布置、刮板捞渣机机械除渣装置、全钢架悬吊结构。
炉后尾部布置两台三分仓容克式空气预热器。
主要参数如表1：表1 锅炉主要参数2.2经混凝澄清处理的沅江干流水→清水池→双层滤料过滤器→UF装置（自带自清洗过滤器）→超滤水箱→一级RO→RO缓冲水箱→二级RO→淡水箱→ EDI装置→除盐水箱。
2.3 加药系统主要设备机组启动期间给水处理采用全挥发AVT碱性工况，正常运行时采用加氨加氧联合水处理CWT工况。
2台机组设一套给水加氨、一套凝结水加氨设备，加氨泵均为2用1备；每台机设1套加氧设备，包括给水、凝结水加氧。
2.4 精处理系统机组热力系统采用无凝升泵的系统，凝结水精处理选用中压处理系统。
660MW超临界火力发电机组深度调峰试验的实施方案
660MW超临界火力发电机组深度调峰试验的实施方案发布时间：2023-02-21T05:11:05.111Z 来源：《福光技术》2023年2期作者：杨世界[导读] 本试验以机组最低稳燃负荷试验为基础，新协调全程投入，进行机组负荷变动试验，然后对各系统、新协调性能、和设备适应性进行评估。
大唐长山热电厂吉林松原 131109摘要：随着我国新能源装机规模不断扩大，新能源受制于时间、气候影响，对电网影响较大，电网为确保其稳定性，在新能源电量上网较大时，要求传统煤电机组进行调峰。
以前300MW级以下机组做为调峰主力机组，近年600MW级火力发电机组也开始进入深度调峰。
完成深度调峰试验对深度调峰后机组的稳定性、安全性、经济性都有及其重要的影响，故制定深度调峰试验实施方案，保证深度调峰试验顺利进行。
600MW火力发电机组并网后进行深度调峰调试工作且保证10日内完成，达到深度调峰要求，编制以下深调方案按计划实施。
关键词：660MW；超临界；发电机组；实施方案一、试验目的本试验以机组最低稳燃负荷试验为基础，新协调全程投入，进行机组负荷变动试验，然后对各系统、新协调性能、和设备适应性进行评估。
二、试验过程1、机组并网后1-2天，INFIT新协调厂家调整建模参数及对50%-100%负荷段新协调进行维护。
2、并网后第3天，厂家重点进行300MW-250MW 负荷区间调试。
3、并网后第4天，厂家重点进行250MW-220MW 负荷区间调试。
4、并网后第5天，厂家重点进行220MW-190MW 负荷区间调试。
5、并网后第6-7天，厂家对各负荷段协调出现问题的区域重新调试，再优化。
6、值长每天协调好调峰时间段，且应在白班进行油枪试投工作，发现缺陷及时联系维护人员处理。
7、值长根据运行制粉方式对煤斗上煤，在2号煤场70-120货位取顺兴煤种，保证所有煤斗顺兴煤比例大于75%，每日对入炉煤化验监督，保证煤质灰分、硫分、热值均在设计范围内，严禁混入经济煤种。
660MW超超临界机组启动节能优化的探讨
660MW超超临界机组启动节能优化的探讨在现代发电厂中，为了更好地满足实际运行的需要，往往会采用超超临界机组。
此类机组不仅设备较多，而且系统较为复杂。
在每次调试期间的启动，均导致其形成巨大的能耗。
所以为了更好地达到节能降耗的目的，本文认为：通过深度调试、采取措施实现最大限度的节能降耗。
湖南华电常德发电有限公司作为湖南省首台660MW超超临界机组，投产之后，在盘点本厂系统设计、设备选型的基础上，制定优化运行措施以及机组能耗指标目标值，使之投产后各项经济指标达到先进值，保证机组“压红线”运行。
这些探索在同类发电机组的推广应用上具有一定的指导和借鉴意义。
关健词：660MW；节能；机组启动0 引言660MW超超临界机组不仅设备较多，而且系统较为复杂。
在每次调试期间的启动，均导致其形成巨大的能耗。
所以为了更好地达到节能降耗的目的，就必须注重节能优化工作的开展。
尤其是在绿色发电的大背景下，只有尽可能地将机组启动时间缩短，才能更好地将发电成本降低。
这也是广大发电厂必须面临的可持续发展的严谨问题。
本文重点突出660MW超超临界机组启动初启的节能效果，通过改变设备运行方式，优化设备启动顺序达到节能降耗的目的。
1 设备简介湖南华电常德发电有限公司2×660MW超超临界燃煤发电机组，锅炉主设备由上海锅炉有限公司制造的超超临界变压直流炉，锅炉型号：SG-2025/26.15-M6011 型锅炉，额定主、再热蒸汽温度605/603℃。
汽轮机是上海汽轮机有限公司和和德国SIEMENS公司联合设计与制造了N660-25/600/600型汽轮机，其特点是：①超超临界；②一次中间再热；③单轴；④四缸四排汽；⑤八级回热抽汽；⑥双背压；⑦凝汽式的汽轮机，其给水系统设置了2台50%容量的气动给水泵、而在旁路中，主要采取了容量为40%BMCR的两级串联旁路系统。
在本工程项目中，采取的脱硝、除尘和除硫装置为当前国际最高标准，且所有的环保指标均比国家的超低排放标准要高。
660MW超超临界机组极热态启动方式优化
660MW超超临界机组极热态启动方式优化摘要：常德电厂一期工程2×660MW超超临界机组是采用背压式汽动引风机、无炉水循环泵的机组。
单机运行时，机组跳闸后，如何在极热态、无外来辅助蒸汽情况下，做到安全、快速、经济启机。
本文对我厂启动过程进行深入研究,提出了一系列有针对性的措施和方法,对机组停运后迅速并网带负荷具有重要的指导意义,对同类型机组也有一定的借鉴作用。
关键词：超超临界背压式汽动引风机无炉水循环泵单机运行极热态启机前言由于湖南地区电网结构等原因，常德电厂经常面临着单机运行情况，一旦机组遇到突发情况导致机组跳闸，此时运行机组跳闸后需要重新启动。
通常情况下,超临界机组直流锅炉由于没有汽包,锅炉蓄热量少，机组故障停止运行后,依靠其自身难以提供足够的辅助蒸汽,要实现可靠、快速启动,就需要外来辅助蒸汽作为启动汽源。
因此,要求锅炉点火前,先投入相邻锅炉辅助蒸汽或投入启动锅炉运行来提供辅助蒸汽。
这样的附加启动环节,不仅延长了机组的热态启动时间,而且还加大了机组热态启动的费用。
针对上述情况,根据600MW超临界机组的厂家说明书,依据相关超临界机组直流锅炉启动理论,并借鉴国内同类型机组的经验以及电厂机组启动经验,探索出一套无外来辅助蒸汽,不需要投入启动锅炉运行的机组快速热态启动方案,具有十分重要的意义。
【正文】一、系统概述我厂2×660MW机组锅炉为上海锅炉厂有限公司生产的超超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，型号为：SG-2035/26.15-M6011；型式为：单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧、平衡通风、干式风冷除渣、全钢架悬吊结构、半露天布置Π型锅炉。
锅炉启动系统为无炉水循环泵系统，引风机为2台汽动引风机和一台电动引风机，无油等离子点火系统。
汽轮机为上海汽轮机有限公司和德国SIEMENS公司联合设计制造的超超临界汽轮机，型号为：N660-25/600/600，该汽轮机为一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、纯凝汽式汽轮机。
660MW超超临界机组启停调峰运行方式的优化分析
660MW超超临界机组启停调峰运行方式的优化分析660MW超超临界机组是一种新型的高效发电机组，其具备启停调峰运行方式，通过对其运行方式进行优化分析，可以进一步提高其运行效率和灵活性。
针对超超临界机组的启停过程，可以采取以下优化措施：1. 启动过程优化：在机组启动时，可以采用分段启动方式，即先启动辅机（如给水泵、循环水泵等），再启动主机。
这样可以避免主机在冷机状态下启动，减少机组启动时间和能耗。
3. 调峰运行优化：针对电网调峰需求，可以通过合理调整机组的出力来满足电网负荷变化。
对于超超临界机组，其调峰能力较强，可以通过调整锅炉给煤量和汽机负荷来实现调峰运行。
通过建立机组的调峰模型，并根据电网的负荷预测结果来进行优化调度，可以最大程度地满足电网调峰需求，减少电网中的短期功率波动。
需要对660MW超超临界机组的启停调峰运行方式进行优化分析。
通过对机组的运行数据进行统计和分析，可以得到机组的运行特性和性能参数。
基于这些参数，可以构建机组的动态模型和优化模型，进一步分析机组的启停调峰运行方式。
在机组的启停过程中，关键的优化指标包括：启动时间、停机时间、能耗和设备损坏等。
通过对这些指标进行综合分析和评估，可以得到不同的运行方式的优劣。
以启动过程为例，可以通过对启动过程中各个辅机的启动时间和主机的启动时间进行研究和优化，来减少机组的启动时间和能耗。
还需要对机组的保护控制系统进行优化，提高其对启动过程的控制精度和可靠性。
采用合理的启动策略和参数设置，可以最大程度地减少机组的启动时间和能耗。
对于停机过程和调峰运行方式的优化分析，也可以采取类似的方法。
通过对停机过程中各个辅机的停机时间和主机的停机时间进行研究和优化，来减少机组的停机时间和能耗。
针对调峰运行方式，可以对锅炉给煤量和汽机负荷等参数进行优化，以提高机组的调峰能力和效率。
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特级调试证书单位（证书号：第2090号）通过GB/T19001-2008、GB/T28001-2011、GB/T24001-2004调试方案日期2015.03.25 XTS/F项目名称湖南华电常德一期2×660MW项目Array湖南省湘电试验研究院有限公司投诉电话：85542836编写：审核：批准：目录1.试运目的 (1)2.系统及设备概况 (1)3.技术标准和规程规范 (2)4.系统投运前应具备的条件 (2)5.调试工作程序及步骤 (3)6.调试需使用的仪器 (5)7.质量控制点 (5)8.人员分工 (5)9.环境、职业健康、安全风险因素识别和控制措施 (6)附录1 1号机组加药系统调试危险源辨识表 (7)附录2 1号机组加药系统试运条件检查确认表 (10)附录3 1号机组加药系统调试操作卡 (11)附录4 1号机组加药系统试运行记录表 (12)湖南华电常德一期2×660MW项目1号机组加药系统调试方案1试运目的依据DL/T5437—2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》的规定和湖南华电常德发电有限公司调试技术合同的要求，通过调试使1号机组加药系统的运行性能达到设计指标，符合机组运行要求，防止1号机组热力系统金属腐蚀及设备结垢，使该机组能安全、经济、可靠地运行。
2系统及设备概况机组启动期间给水处理采用全挥发A VT碱性工况，正常运行时采用加氨加氧联合水处理CWT工况。
2台机组设一套给水加氨、一套凝结水加氨设备，加氨泵均为2用1备；每台机设1套加氧设备，包括给水、凝结水加氧，系统采用自动和手动相结合的操作模式。
化学加药系统还包括启动锅炉加药设备。
主要设备见表1：3技术标准和规程规范3.1《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》GB/T 12145-20083.2《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》DL/T 5295-20133.3《污水综合排放标准》GB 8978-19963.4《电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）》DL 5009.1-2002——（强制性条文）3.5《中华人民共和国工程建设标准强制性条文》(电力工程部分)2011版3.6《火力发电厂水汽化学监督导则》DL/T 561-20133.7《电力建设施工质量验收及评价规程第6部分》DL/T 5210.6-20093.8《电力基本建设热力设备化学监督导则》DL/T 889-20043.9《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL/T 5437-20093.10《火电工程达标投产验收规程》DL 5277-20123.11设计院提供的工程图纸、设计说明书等技术资料。
3.12 GB/T 19001-2008 idt: ISO 9001:2008《质量管理体系要求》3.13 GB/T 28001-2011《职业健康安全管理体系规范》3.14 GB/T 24001-2004《环境管理体系-要求及使用指南》4系统投运前应具备的条件4.1 锅炉加药系统土建、安装工作已完成，防腐施工完毕，排水沟道畅通；栏杆、沟盖板齐全平整，道路畅通；设备管路经水冲洗合格。
4.2 检查计量泵行程调节是否灵活，指示位置是否正确；4.3 检查计量泵油位是否适量，油位应在油面计中心线上下2mm左右，计量泵启动前应确保抽吸管的气密性；4.4 计量泵、搅拌器等转动机械经试运转合格；4.5 系统阀门开关灵活、到位；4.6 与系统有关的电气设备(配电盘、操作按钮、指示表计)与热工仪表均应安装校验完毕，指示正确，操作灵敏；控制和报警装置应具备投入条件；4.7 现场照明设施完善，场地整洁，所有施工安装期间的临时设施应拆除；4.8 所有阀门、设备应挂牌完毕，分析用药剂、仪器应配备齐全；4.9 运行及化验人员应熟悉本系统、设备及厂方制订的运行规程，并经培训考核合格；5调试工作程序及步骤5.1 加药系统调试准本工作5.1.1 加药系统各罐体、管道水冲洗打开各溶液箱的补水阀、关闭出口阀和排污阀，向溶液箱注水至合适液位，然后打开排污阀放水。
这样反复几次，直至出水澄清，最后将箱体注满水。
5.1.2 计量泵启动前准备工作：5.1.2.1油箱中液位等于或略高于指示油位；5.1.2.2将流量调节手柄（冲程）设定到最大流量的30～40%位置；5.1.2.3确保吸入管道、泵头和排出口阀体已注满水或物料；5.1.2.4释放排出管路和泵液压系统所有背压系统以排净空气，降低油泄放阀处压力直到空气排净。
5.1.3 无变频装置的加药计量泵试转初次启动时，运行泵10～20秒，然后停运20～30秒，然后再启动，反复15次以便灌满隔膜油腔。
在试运期间检查并确认电机转向正确，注意听有无异常的电极或曲柄噪音。
运行泵半个到一个小时，将油预热。
检查排出管路流量指示。
将冲程调节到100%，运行10～20min。
将流量调节减少到最大流量的30～40%，运行几分钟，然后增大流量调节至100%，运行10min，重复数次，以确保将空气从泵活塞腔和泵头中排出。
5.1.4 变频控制加药计量泵试转初次启动前需对变频器进行设置，按照电机铭牌上标称的电机额定电压、电流、频率、转速等参数输入ACS变频器。
设置目标频率为35HZ，然后启动计量泵按照5.1.3对泵进行试转。
5.1.5 系统各计量泵及管道冲洗打开系统各溶液箱出口阀、计量泵进口阀，计量泵出口阀。
启动加药计量泵对管道进行冲洗，冲洗结束后，取出Y型滤网并将其冲洗干净，然后将滤网恢复。
5.1.6 系统内各配药搅拌器试转在溶液箱内无水的情况下，先对搅拌器空负荷试转，确认检查转向是否正确、声音和振动是否正常。
在溶液箱内确认已注满水后，启动搅拌器试转，再次确认搅拌器运转的声音和振动是否正常。
设定时间，校对时间继电器设定值是否准确。
5.1.7 安全阀动作压力整定在关闭计量泵出口阀、打开压力表进口阀，并将冲程调节到30%，逐个启动计量泵；确认安全阀动作压力与设计值是否相符，若不符，转动安全阀调节杆加以调节。
安全阀动作压力应为设计运行压力的1.05倍。
5.2 药品的配制5.2.1 氨溶液的配制、加药先将氨溶液箱注水至高液位，然后打开溶液箱的氨进口阀和浓氨钢瓶的减压阀，调节减压阀压力在0.2MPa左右，启动搅拌器搅拌，直至溶液浓度达到适当浓度（4%左右），停止加氨，停搅拌器，氨溶液备用。
5.2.2 联胺溶液的配制、加药将联胺溶液箱补水至适当液位,启动联胺插桶泵，将40%的联胺溶液通过PVC软管从联胺浓液桶中送入联胺溶液箱，启动搅拌器搅拌10min，联胺溶液(浓度约为4%)备用。
确认联胺加药点就地一次阀已开启，打开联胺计量泵出口阀，调节冲程在合适的位置，启动联胺计量泵，检查系统运行是否正常。
5.2.1 循环水加稳定剂将水质稳定剂溶液箱补水至适当液位,将水质稳定剂原液加入水质稳定剂溶液箱，按1：1浓度配制，启动搅拌器搅拌10min，备用。
5.3 系统程序控制调试加药系统启动前，检查各溶液箱内的液位是否高于低液位，若是接近低液位，先将药液配满；确认冲程在适当位置；检查各分系统的阀门状态是否正确；然后启动相关的计量泵。
加药系统停运时，在控制柜上切断各计量泵的控制开关，检查并确认计量泵已停运。
5.4 联锁保护和报警试验5.4.1 电气故障连锁和报警试验电气开关柜上模拟各加药计量泵、搅拌器电气故障，确认设备是否正常停止运行并在上位机上出现报警信号。
5.4.2 加药系统故障连锁和报警试验向溶液箱注水至高液位报警定值，启动搅拌器，检查高液位报警信号是否正确。
打开溶液箱的底部排放阀，启动加药计量泵，当箱内的水位降至低液位报警定值时，检查CRT上有无报警显示。
继续放水，当箱内的水位降至低低液位报警定值时，检查搅拌器、加药泵是否停运，确认CRT上液位低低报警信号是否正确。
5.5 加氧系统的调试系系统设置了两组氧气钢瓶，每组10只，分别供给水和凝结水用。
运行时每组应开启两瓶，其余作为备用，用至压力为规定值进行更换。
使用时，观察氧气钢瓶出口汇流排架上压力表读数，当给水氧气钢瓶组压力低于2.2MPa，凝结水氧气钢瓶组压力低于4.5 MPa时，须更换钢瓶组。
更换氧气钢瓶（组）时，先逐个关闭氧气钢瓶上的角阀；然后逐个关闭氧气汇流排架上的与各个钢瓶相联接的黄铜角阀；逐个拆除与氧气瓶相连的软管，换上装满氧气的钢瓶。
确定氧气钢瓶连接处没有泄漏后，先缓慢开启母管上的角阀，再缓慢开启钢瓶上的角阀。
再次确认钢瓶的各个连接部件无泄漏。
如果有泄漏，应该仔细检查各个连接部件，找出泄漏点并进行处理，直至无泄漏。
确认系统无氧气泄漏后，打开加氧出口总阀门，调节质量流量器来调整氧气的流量。
5.6 各加药泵的出力试验各系统加药泵投运后，根据水箱液位及运行时间（变频泵参考运行频率），加药泵行程等，核算该加药泵的出力。
5.7 系统试运机组启动时投入锅炉加药系统运行，并根据各项水质标准及机组运行时检测水质的各项参数进行调整。
加氧系统调试阶段暂不投用。
辅机循环水加药根据现场运行情况确定加药量。
6调试需使用的仪器调试主要仪器仪表为酸度计，测量范围：pH 0—14 数字式：pH±0.01pH。
7质量控制点7.1加药泵完好率100%7.2加药泵可投率＞66%8人员分工8.1 调试单位8.1.1 负责编写调试方案、调试总结。
8.1.2 负责调试过程中系统缺陷的检查和试运指挥。
8.1.3 负责调试的技术指导和操作指挥，掌握调试过程中各项质量控制点。
8.1.4 负责调试现场各部门工作的协调安排。
8.2 安装单位8.2.1 负责现场设备的安装、维护。
8.2.2 负责临时系统的连接。
8.2.3 负责系统的检修、消缺。
8.3 建设单位8.3.1 负责调试及试运过程中的操作。
8.3.2 负责调试过程中各项监测项目的测试。
9环境、职业健康、安全风险因素识别和控制措施严格执行《电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）》DL5009.1-2002中 3.1.7相关内容。
严格执行《工程建设标准强制性条文电力工程部分》2011年版相关内容。
环境、职业健康、安全风险因素识别和控制措施具体见附表1.序号危险源活动/场所伤害可能如何发生伤害对象人/物伤害后果三种时态三种状态风险评价风险等级拟采取控制措施过去现在将来正常异常紧急事故发生的可能性L暴露于风险环境的频繁程度E事故后果C风险水平D1 用电设备的电源有漏电或接触不好生产试验现场使用不当人/物伤/亡，物件损坏√√ 3 2 15 90显著风险1.确认加热设备和电源完整后方可使用。
2.湿手不准去触摸用电试验设备或电源的开关。
3.电源开关外壳和电线绝缘有破损不完整或带电部分外露时应立即找专业电工修好，否则不准使用。
2 化学药品对人体造成伤害生产试验现场药品使用不当人人身伤害√√ 3 6 7 126显著风险1．化验人员应穿工作服。