脱硝调试报告
sncr调试方案
SNCR调试方案1. 简介SNCR（Selective Non-Catalytic Reduction）是一种常见的烟气脱硝技术，通过向燃烧过程中注入还原剂，如尿素或氨水，与烟气中的氮氧化物发生反应，从而达到脱硝的目的。
本文档将介绍SNCR调试方案，旨在帮助操作人员顺利进行SNCR 系统的调试工作。
2. 调试前准备在进行SNCR系统的调试前，需要进行以下准备工作：2.1 确定调试目标首先，需要明确SNCR系统的调试目标。
这可能是降低氮氧化物排放水平、提高脱硝效率或优化还原剂的用量等。
2.2 准备测试设备为了进行SNCR系统的调试，需要准备测试设备，包括测量氮氧化物浓度的分析仪、与SNCR控制系统连接的调试工具等。
2.3 测试方案制定根据调试目标，制定详细的测试方案，包括测试参数设置、测试序列安排等内容。
3. SNCR调试步骤3.1 初始条件设置在开始SNCR调试之前，需要设置系统的初始条件。
包括燃烧过程的温度、氧气含量等。
3.2 还原剂注入试验通过控制系统，逐步增加还原剂的注入量，观察氮氧化物浓度的变化。
根据测试结果，确定还原剂的最佳注入量。
3.3 温度与还原剂比例试验在保持一定还原剂注入量的情况下，逐步调整燃烧温度与还原剂的比例，观察氮氧化物浓度的变化。
根据测试结果，得出温度与还原剂比例之间的最佳关系。
3.4 进一步优化调试根据前述试验结果，不断调整还原剂的注入量、燃烧温度以及还原剂与氮氧化物的比例，以达到最佳脱硝效果。
3.5 系统稳定性测试在完成SNCR系统的调试后，进行系统的稳定性测试。
持续观察氮氧化物浓度的变化，以确保系统在长时间运行中能够达到设计要求。
4. 报告撰写在完成SNCR系统调试工作后，撰写详细的调试报告。
报告应包括系统的调试步骤、测试结果、优化方案以及最终的脱硝效果等信息。
此外，报告还应包括对系统运行过程中可能出现的问题的预测以及解决方案的建议。
5. 结论通过本文档所述的SNCR调试方案，操作人员能够有序地进行SNCR系统的调试工作。
脱硫脱硝调试方案
脱硫脱硝调试方案1. 背景和目标脱硫脱硝是烟气净化系统中的重要步骤，其目的是去除燃煤过程中产生的二氧化硫（SO2）和氮氧化物（NOx）。
为了保证烟气排放达到国家标准，对脱硫脱硝设备进行有效的调试至关重要。
本文档将介绍脱硫脱硝调试方案，以确保设备的稳定运行和高效处理效果。
2. 调试步骤2.1 确定调试前准备事项在开始脱硫脱硝调试之前，需要进行一系列的准备工作，以确保调试能够顺利进行。
这些准备事项包括：•准备调试所需的工具和设备，例如测量仪器、控制系统等。
•检查脱硫脱硝设备的运行状况，确保设备没有损坏或故障。
•确保调试人员具备相关的技术知识和操作经验。
2.2 确定调试方案和参数根据脱硫脱硝设备的类型和工艺特点，制定相应的调试方案。
调试方案应包括以下内容：•调试流程和步骤的详细描述。
•调试过程中的参数设置，例如流量、温度、压力等。
•调试过程中的监测指标，例如烟气排放浓度、脱硫脱硝效率等。
2.3 调试设备并监测运行情况根据调试方案，逐步进行设备的调试，并实时监测设备的运行情况。
在调试过程中，需要注意以下几点：•逐步调整设备的操作参数，观察设备的响应情况。
•通过测量仪器监测烟气排放浓度、设备的运行状态等指标。
•记录调试过程中的关键数据和观察结果，以备后续分析和优化。
2.4 优化和调整设备根据调试过程中的数据分析和观察结果，对设备进行优化和调整。
具体步骤如下：•分析监测数据，找出可能存在的问题和改进空间。
•根据问题和改进空间，调整设备的操作参数和工艺参数。
•重新进行设备的调试和监测，以验证优化效果。
2.5 调试结果评估和报告在设备调试结束后，需要评估调试结果并生成调试报告。
评估过程应包括以下内容：•对设备运行情况的综合评价，包括处理效果、稳定性等。
•提出可能存在的问题和改进建议。
•撰写调试报告，包括调试过程、数据分析和优化结果等。
3. 调试注意事项在进行脱硫脱硝设备的调试时，需要注意以下事项：•严格遵守安全操作规程，确保调试过程安全稳定。
脱硝改造可行性研究报告
脱硝改造可行性研究报告一、选择脱硝技术的背景和必要性：大气污染已成为全球性的环境问题，其中氮氧化物（NOx）是主要的污染物之一、NOx的排放对环境和人类健康产生了严重的影响。
为了减少和控制NOx排放，脱硝技术被广泛采用。
二、脱硝技术的选择：1.选择SCR技术：选择选择选择脱硝技术主要考虑技术的效率、成本以及应用范围。
在众多的脱硝技术中，选择选择选择选择选择选择选的技术。
选择选择选择选择选择选择选择选择选择选择选择选择选择选择2.确定适用范围：要确定选择选择选择选择选择选择选择选择脱硝技术的适用范围。
选择选择选择选择选择选择选择选择选择选择选择选择选择。
选择。
三、脱硝改造实施方案：1.调研：对现有的设备和系统进行调研，了解其性能、工艺和结构。
2.设计：根据调研结果，设计脱硝改造的具体方案，包括设备选型、布局设计、管道连接等。
3.安装：按照设计方案进行设备安装和管道连接。
4.调试：对改造过后的设备和系统进行测试和调试，确保其正常运行和达到脱硝效果。
5.运行：始运营过程中，进行监测和维护，确保脱硝系统稳定运行。
四、脱硝改造的经济性分析：脱硝改造的经济性分析主要包括投资成本和运行维护费用等方面的估算。
1.投资成本：包括设备费用、安装费用、软件和硬件的更新费用等。
2.运行维护费用：包括能源消耗、设备维护费用、排放监测费用等。
经济性分析将评估脱硝改造项目的可行性，为决策提供依据。
五、脱硝改造的环境效益：脱硝改造能够显著减少氮氧化物的排放，降低大气污染物的浓度，改善空气质量，保护环境和人类健康。
六、脱硝改造的社会效益：1.提高企业形象：通过脱硝改造，企业能够提高环保意识，改善社会形象。
2.创造就业机会：脱硝改造项目需要大量的人力和技术支持，可以创造就业机会，促进当地经济发展。
七、脱硝改造的技术难点和风险分析：脱硝改造涉及到复杂的技术和工艺，需要解决一些技术难点。
同时，脱硝改造项目也存在一定的风险，如设备故障、运行不稳定等。
燃煤烟气脱硝技术装备调试
燃煤烟气脱硝技术装备调试1 范围本标准规定了燃煤烟气脱硝技术装备的启动调试工作职责及内容、启动调试工作要求和质量验收及评定。
本标准适用于新建、扩建和改建燃煤锅炉选择性催化还原法（SCR）烟气脱硝技术装备的启动调试、质量验收及评定。
其他烟气脱硝技术装备的启动调试和质量验收及评定可参照执行。
2 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。
凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T 21509-2008 燃煤烟气脱硝技术装备GB 50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准3 术语和定义GB/T 21509-2008中界定的以及下列术语和定义适用于本文件。
3.1累计满负荷运行时间accumulated time of full load燃煤烟气脱硝技术装备在主机组锅炉额定工况的85%及以上负荷下累计运行的时间。
3.2燃煤烟气脱硝技术装备整套启动startup of whole flue gas denitration system从停止状态转变为运行状态的过程。
整套启动的标志是喷氨装置开始喷氨，燃煤烟气脱硝技术装备开始脱硝。
3.3自动投入率automatic put-in ratio投入的自动系统套数与设计的自动系统总套数的比值。
每一套自动系统应为能独立工作、形成闭环控制的最小系统。
3.4保护投入率protection put-in ratio已投入使用的联锁保护系统套数与设计的联锁保护系统总套数的比值，通常用百分数表示。
4 总则4.1燃煤烟气脱硝技术装备的调试及质量检验评定，应符合本标准的规定。
按本标准的规定组织调整试运工作，并及时进行调整试运质量验收及评定，作出调试工作质量验收及评定签证。
4.2 由调试单位结合燃煤烟气脱硝技术装备的实际情况，编制所承担的调试工作清单和调整试运质量检验评定清单。
4.3 燃煤烟气脱硝技术装备调整试运质量的检查和验评应按检验项目分项、分专业、分阶段等依次进行。
脱硝系统整体调试方案.
xx热电#1、2炉脱硝超低排放EPC总承包工程调试方案编制：校核：审核：XX工程二零一六年十月目录概述 (3)一、尿素水解制氨系统的调试 (3)1.调试目的 (3)2.调试应具备的条件 (3)3.调试项目及调试工艺 (3)4系统的相关报警和联锁保护 (6)5.质量标准 (6)6.危险点分析和预控措施 (6)7.调试仪器、仪表 (7)8.调试组织分工 (8)9.质量控制点 (8)二、SCR系统的冷态调试 (8)1.调试目的 (8)2.调试应具备的条件 (8)3.调试项目及调试工艺 (8)4.质量标准 (9)5.危险点分析和预控措施 (9)6.调试仪器、仪表 (10)7.调试组织分工 (10)8.质量控制点 (10)三、烟气脱硝系统的整套启动调试 (10)1.调试目的 (10)2.调试应具备的条件 (10)3.调试项目及调试工艺 (11)4.系统的相关报警和联锁保护 (17)5.质量标准 (17)6.危险点分析和预控措施 (17)7.调试仪器、仪表 (20)8.调试组织分工 (20)9.质量控制点 (20)概述XX热电#1、2炉脱硝超低排放EPC总承包工程调试工作由三部分组成，分别为尿素水解制氨系统的调试、SCR系统的冷态调试、整套系统启动调试一、尿素水解制氨系统的调试1.调试目的通过调试，使尿素水解制氨系统工作正常，能够提供SCR反应系统稳定的产品气。
2.调试应具备的条件2.1 系统设备、管道均已安装完毕；2.2 水解系统各热工测量仪表装完毕；2.3 水解系统各电气设备安装完毕；2.4 现场设备系统命名、挂牌、编号工作结束；2.5水解系统所需除盐水、电、蒸汽、循环水等已与主厂接通，且已引入界区;2.6步道、通道畅通，地面平整，满足试运行要求；2.7照明、通讯系统投入运行，满足试运行要求；2.8 泵类设备、压缩机、稀释风机单体试运已结束，并经监理验收合格。
3.调试项目及调试工艺3.1系统设备序号位号名称规格数量1 J0HSX11AN0011#空压机排气量：21Nm3/h，出口压力 1.2MPa 12 J0HSX12AN0012#空压机排气量：21Nm3/h，出口压力 1.2MPa 13 J0HSJ61AP0011#尿素溶液输送泵流量：0.5m3/h,扬程：130m 14 J0HSJ62AP0012#尿素溶液输送泵流量：0.5m3/h,扬程：130m 15 J0HSJ71AC0011#水解器水解制氨能力60kg/h 16 J0HSJ72AC0012#水解器水解制氨能力60kg/h 17 J0HSN11 1#废水泵流量：10m3/h,扬程40m 1AP0018 J0HSN12AP0012#废水泵流量：10m3/h,扬程40m 19 10HSG11AN0011#炉稀释风机 A 流量：610Nm3/h, 出口压力6-8kpa 110 10HSG12AN0011#炉稀释风机 B 流量：610Nm3/h, 出口压力6-8kpa 111 20HSG11AN0012#炉稀释风机 A 流量：610Nm3/h, 出口压力6-8kpa 112 20HSG12AN0012#炉稀释风机 B 流量：610Nm3/h, 出口压力6-8kpa 113 J0HSL51AP0011#除盐水加压泵流量：0.3m3/h,扬程：150m 114 J0HSL52AP0012#除盐水加压泵流量：0.3m3/h,扬程：150m 115 J0HSQ11AP0011#冷却水管道泵流量：10m3/h,扬程：50m 116 J0HSQ12AP0012#冷却水管道泵流量：10m3/h,扬程：50m 13.2系统阀门的调试3.2.1系统所有安全阀的整定由于系统安全门安装完毕后，无法在现场实际整定，因此系统的所有安全阀要求安装单位在安装前全部拿到有资质的单位进行校验，并要求最终提供一份校验记录的复印件给调试单位。
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。
脱硝改造工程监理工作总结
XXXXXX有限责任公司烟气脱硝改造工程监理工作总结XXXXXXXXX监理有限公司2014年5月本工程参建单位建设单位: XXXXXXX责任有限公司工程总承包单位: XXXXXX有限公司监理单位: XXXXXX监理有限公司目录一、工程概况二、监理单位及监理工作的起止时间三、监理依据四、施工过程的监理工作情况五、工程质量评估六、对工程投入使用的建议XXXXXXXX烟气脱硝改造工程监理工作总结XXXX烟气脱硝改造工程于XXX年X月X日开工，在XXX年X月底完成工程的施工安装于X月X日进入系统的调试,经调试消缺后于同年X月X日系统进入168小时试运，于X月X日完成了168试运，同时对整个工程进行了预验收，并提出了工程施工所存在的遗留缺陷问题及相应整改要求。
经施工方的努力在XXX年X月完成了对工程所存在的遗留缺陷问题的整改与完善工作，现工程已具备竣工验收条件。
在整个工程的施工监理工作中，我们监理部不仅始终坚持以“优质高效、诚信热情、公正严谨、顾客满意”的方针，作为我们监理工作的指导思想，严格按照规范要求和监理工作程序，认真履行好监理的职责和义务。
注重与业主、施工和设计方的相互协调与配合工作，加强对工程施工过程中的协调工作，在浙江大唐乌沙山发电有限责任公司各级领导及相关部门专工们的关心和支持下，以及宇星总承包及施工方的配合和努力下，为确保本工程的质量和安全使工程达到竣工目标，作出了我们应尽的工作和努力，现将本工程的监理工作情况总结如下：一、工程概况XXXX发电有限责任公司X机组为600MW发电机组，为解决环保脱硝问题设计采取在原各机组上增装烟气脱硝装置，采用选择性催化还原法（SCR）脱硝装置，在设计煤种、锅炉最大工况（BMCR）、处理100%烟气量条件下脱硝效率大于75%。
脱硝系统布置在锅炉省煤器和空预器之间的位置。
烟道分两路从省煤器后接出，经过垂直上升后变为水平，接入SCR 反应器，反应器为垂直布置，每个反应器催化剂层数按2+1设置，经过脱硝以后的烟气经水平烟道接入空预器入口烟道。
dlt5257-2010火电厂烟气脱硝工程施工验收技术规程
dlt5257-2010火电厂烟气脱硝工程施工验收技术规程
根据您提供的信息，dlt5257-2010火电厂烟气脱硝工程施工验收技术规程是用于指导火电厂烟气脱硝工程施工验收的技术规程。
这个规程的详细内容包括以下几个方面：
1. 规范说明：规定了技术规程的适用范围、术语和定义等基本信息。
2. 施工准备：包括施工前的准备工作，如技术文件、施工方案的编制和审查等。
3. 施工组织与管理：规定了施工过程中的组织与管理要求，包括施工组织机构的设立、质量控制体系建立和监督等。
4. 施工安全与环境保护：包括施工过程中的安全措施和环保要求，如事故防范、防火防爆、污染控制等。
5. 施工工艺与工法：规定了烟气脱硝工程施工过程中的工艺和工法要求，如脱硝剂的选用与储存、设备安装调试等。
6. 施工质量控制：包括施工质量控制的要求和方法，如工艺参数监测、设备检验和试运行等。
7. 现场验收与报告：规定了施工完成后的现场验收和报告编制要求，如施工质量、安全和环保评估等。
通过遵循这个技术规程，火电厂烟气脱硝工程施工可以确保按
照标准和要求进行，保证工程的质量和安全。
同时，这个规程也有助于相关单位进行施工验收的监督和评估工作。
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目录编制说明...........................................................1 工程概述........................................................1.1工程简介.......................................................1.2主要设计数据...................................................2 热态整套启动试运的范围、目的和内容...............................2.1热态整套启动试运范围...........................................2.2热态整套启动试运及168运行的目的...............................2.3热态整套启动试运内容...........................................3 调试试验应具备的条件及准备工作..................................4 #7锅炉SCR装置整套启动试运 .....................................5 调试质量情况 (7)6 各分系统及设备调试结果...........................................7 脱硝168小时试运期间发现的问题...................................8 结论.............................................................9 编制依据.........................................................编制说明本工程是福建龙净环保科技工程有限公司独立调试的脱硝工程，#7炉脱硝系统于2013年01月24日18:00整套启动，实现了一次整套启动成功，经调试领导小组会议讨论决定于2013年01月25日12:00进入168小时试运行，并于2013年02月01日12:00顺利完成168小时试运行。
针对内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司#7锅炉脱销系统整套启动168小时试运工作，福建龙净组织编写了本调试报告，在编制过程中得到了内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司、北京东方通监理咨询有限公司等相关单位的大力支持。
在此，对以上相关单位表示衷心的感谢！1 工程概述1.1 工程简介脱硝系统概述托克托发电公司7号机组脱硝改造工程，采用液氨制备脱硝还原剂，“高含尘布置方式”的选择性催化还原法（SCR）脱硝装置。
单炉体双SCR结构体布置，高灰型SCR布置方式，即SCR反应器布置在锅炉省煤器出口和空气预热器之间，在炉后消防通道的上方，不设旁路。
在日常燃用煤种、锅炉BMCR工况、处理100%烟气量条件下脱硝总效率大于80％。
SCR部分的催化剂层数按3层（2+1）方案进行设计，最终脱硝效率为80%以上。
(1)氨区系统概述SCR脱硝氨区包括液氨储运系统、氨气制备和供应系统和废水吸收处理系统。
其中由液氨槽车运送液氨，利用液氨卸料压缩机将液氨由槽车输入液氨储罐内。
液氨储罐中的液氨通过压力或（液氨供应泵）输送到液氨汽化器内，从液氨汽化器蒸发的氨气通过出口调压阀减压成一定压力进入氨气缓冲罐，再通过氨气输送管线送到锅炉侧的脱硝系统，然后与稀释空气在氨/空气混合器中混合均匀，进入SCR反应器。
液氨缓冲罐能为SCR系统供应稳定的氨气，避免受液氨汽化器操作不稳定所影响。
氨气系统紧急排放的氨气则排入氨气稀释罐中，经水吸收后排入污水池，再经由废水泵排放至新建煤场的煤泥水沉淀池。
(2)反应区系统概述7号机组SCR脱硝反应区工艺系统可分为氨/空气混合系统、氨喷射系统、烟气系统、SCR反应器系统、吹灰系统等。
反应区还原剂采用浓度为不大于5%的氨/空气混合气。
液氨经液氨蒸发器蒸发成氨气后进入氨气缓冲罐中，通过氨气输送管线输送到锅炉侧，经与稀释风机鼓入的稀释空气在氨/空气混合器中混合后，送达氨喷射系统。
在SCR入口烟道处，通过喷氨格栅喷射出的氨气和来自锅炉省煤器出口的烟气混合后,形成均匀的混合烟气进入SCR反应器（分A、B两侧），经过布置在反应器内的催化剂（催化剂布置在下层和中间层，预留上层）时，烟气中的NOx与氨气反应生成氮气和水，从而降低排烟中NOx含量，达到脱硝的目的。
净化后的烟气最终通过出口烟道回至锅炉空预器。
在反应器的进口和出口均装有温度测点（进口3个、出口2个）和烟气排放连续监测 (CEMS)系统，用来监测反应温度和NOx含量，并根据这些参数实现对氨气注入量的调整。
1.2 主要设计数据脱硝系统装置性能保证值主要如下：（1）NOX 脱除率、氨的逃逸率、SO2/SO3转化率在下列条件下，对NOX脱除率、氨的逃逸率、SO2/SO3转化率同时进行考核。
脱硝装置在附加层催化剂投运前，NOx脱除率不小于80%，氨的逃逸率不大于3 ppm，SO2/SO3转化率小于1 %；脱硝装置在附加层催化剂投运后，NOx脱除率不小于80%，氨的逃逸率不大于3 ppm，SO2/SO3转化率小于1 %；a)锅炉30%THA~100%BMCR负荷；b)烟气入口NOX含量不大于400mg/Nm3；c)脱硝装置入口烟气含尘量小于50g/Nm3；d)烟气出口NOX含量低于80mg/Nm3；e）NH3/NOx摩尔比不超过0.824(80%脱硝率)。
（3）在100%BMCR 至 30% THA负荷时，且原烟气中NOx含量为 400 mg/Nm3时，保证系统氨耗量不超过 265 kg/h（每台炉）。
（4）压力损失a)从脱硝装置入口到出口之间的系统压力损失在性能考核试验时小于800Pa（实际燃用煤种，任何工况下，不考虑附加催化剂层投运后增加的阻力；b)从脱硝装置入口到出口之间的系统压力损失小于1000Pa（实际燃用煤种，任何工况下，并考虑附加催化剂层投运后增加的阻力）。
（5）脱硝装置可用率从首次注氨开始直到最后的性能验收为止的质保期内，脱硝整套装置的可用率在最终验收前不低于98%，在燃用校核煤种时，保证脱硝装置安全运行。
脱硝装置的可用率定义：A：脱硝装置统计期间可运行小时数。
B：若相关的发电单元处于运行状态，SCR装置本应正常运行时，SCR装置不能运行的小时数。
C：SCR装置没有达到NOX脱除率高于80%要求时的运行小时数。
D：SCR装置没有达到氨的逃逸率低于3ppm要求时的运行小时数。
（6）系统连续运行温度在满足NO X脱除率、氨的逃逸率及SO2/SO3转化率的性能保证条件下，保证SCR系统具有正常运行能力。
最低连续运行烟温_300_℃最高连续运行烟温_400 ℃2 热态整套启动试运的范围、目的和内容2.1 热态整套启动试运范围（1）氨区系统主要包括卸氨、制备和供氨系统设备及联锁逻辑保护和报警试验，氨泄漏监测仪泄露报警试验、废水吸收处理系统，消防喷淋系统，仪用压缩空气系统等。
（2）反应区系统主要包括稀释风机的保护和联锁试验、喷氨气动调节门、喷氨气动关断阀联锁主保护逻辑试验，声波吹灰器、蒸汽吹灰器的顺控试验，报警值设定试验，供氨压力、流量及稀释风压力、流量调整，氨气注入手动阀门调整及其相关设备等。
（3）烟气测量系统主要包括反应区A、B侧入口CEMS和反应区出口CEMS仪表，出口氨逃逸等测量设备。
2.2 热态整套启动试运及168运行的目的在冷态整套启动和调试结束并验收合格后，进行热态整套启动试运，此次热态启动试运的目的是：（1）远程启动各设备，使整个SCR系统进入热态运行，以检查程控的可操作性和正确性。
（2）将相关的保护和连锁投入运行，检查热态工况下保护和联锁的合理性和可靠性；（3）调整氨气调节回路，确定调节参数，提高调节回路的调节品质；（4）通过168运行，鉴定设备运行的安全性、可靠性。
2.3 热态整套启动试运内容（1）设定值的检查和调整；（2）氨区汽化器自动控温程序检查；（3）反应区喷氨均布调整；（4）供氨调节回路投运和调节参数调整；（5）CEMS系统运行稳定性检查；（6）在手动控制脱硝率的情况下观察脱硝物料平衡情况；（7）检查在系统启停和连续运行过程中是否有液氨或则氨气泄漏的情况发生；（8）检查声波吹灰器、蒸汽吹灰器的工作是否正常。
3 调试试验应具备的条件及准备工作（1）按照P&I系统图，各部件（包括管道部件、机械部件、仪控仪表、电气元件及线缆）应安装完成。
（2）氨区工业水管路已经连接完毕，且可投用。
（3）CEMS已调试完毕，可投入使用。
（4）脱硝系统压缩空气母管已经与系统联通，且可投用；（5）脱硝废水排放系统管道与废水接受系统联通，且可投入使用。
（6）脱硝还原剂液氨可按设计要求投入使用。
（7）所有转动机械的润滑油和润滑脂的油位正常，并已单体试运合格。
（8）现场所有仪表安装完成，并已单体调试合格。
（9）系统照明和通讯设施已具备使用条件。
（10）消防通路畅通，消防系统经试验合格并处于备用状态。
（11）设备周围的垃圾杂物已清除干净，脚手架已拆除。
（12）设备附近没有易燃易爆物。
4 #7锅炉SCR装置整套启动试运4.1 声波吹灰器启动（1）检查压缩空气储罐压力储罐压力应在0.6～0.7MPa,管道、罐体、接头等无漏气。
（2）声波吹灰器投自动，开始连续吹灰，检查吹灰器的声音和吹灰顺序。
运行方式如下：反应区分为A侧和B侧，每层安装5个声波吹灰器，分3组，同层内2个或1个相邻的声波吹灰器为一组,组内的声波吹灰器同时发声。
20台声波吹灰器,共4层分12组。
第一组发声10秒后，间隔40秒，下一组开始发声10s，再间隔40秒，再下一组发声，依次进行，循环反复。
4.2氨蒸发器的启动（1）氨蒸发器暖机（a）打开工业水进水隔离阀，液氨蒸发器内注水液位至溢流后关闭。
（b）开启液氨蒸发器蒸汽加热，设定水温40～50℃，投自动。
（2）液氨注入（a）开启液氨储罐出口截止阀和液氨蒸发器入口手动阀和气动阀，使液氨进入液氨蒸发器，蒸发后的气氨进入氨气缓冲罐。
（b）待系统稳定后，从氨汽化器蒸发的氨气流通过出口的自力式调节阀稳压，稳定提供压力为0.28-0.35Mpa进入氨气缓冲罐中，再通过氨气输送管线送到锅炉侧的脱硝系统。
4.3检查确认以下条件全部满足：脱硝反应器入口的烟气温度在310～400℃之间，且持续10min以上；反应器烟气分析仪的氮氧化物分析仪已经工作正常，CRT上显示数据准确。
4.4开启稀释风机，经检查确认稀释空气总流量超过4000m3/h，风机出口压力大于4KPa，运行电流71A左右。