氢气提纯装置在1000MW二次再热燃煤机组中的应用
泰州二期1000MW超超临界二次再热机组建设与运行
泰州二期1000MW超超临界二次再热机组建设与运行杨勤;张世山;杨宏强;张苏闽【摘要】阐述了1000 MW二次再热燃煤发电机组的选型和参数确定原则,通过产学研用、严谨论证,推动重大技术创新方案和示范工程落地,探索了机组建设中的技术风险管控和工程管理要点,介绍了精细化管理、洁净化安装、全过程质量管理、精细化调试的关键要点.工程投产后,持续做好运行优化和运行管理,实现了示范工程全面达到各项性能指标,项目的建设和运行对促进中国高效清洁火力发电装备技术水平的提升,促进燃煤的清洁利用,都将具有良好的示范作用.%This paper describes the type selection and parameter determination principles of the 1 000-MW double reheat coal-fired power generation units.Through studies and rigorous demonstration,as well as the promotion of major technological innovation programs and the implementation of the demonstration project,the paper explores the technical risk control and project management points in the construction of the units.It also introduces the key points in the micromanagement,the clean installation,the process quality management,and the precise debugging.Since the operation,the operation optimization and management of the project have been sustained to satisfy all performance index requirements.The construction and operation of the project are demonstratively helpful for improving the technical levels of China's efficient clean coal power generation equipments and the clean coal utilization.【期刊名称】《中国电力》【年(卷),期】2017(050)006【总页数】6页(P38-42,48)【关键词】燃煤发电;1000 MW;超超临界机组;二次再热循环;工程建设;运行;示范工程【作者】杨勤;张世山;杨宏强;张苏闽【作者单位】中国国电集团公司,北京 100034;国电江苏电力有限公司,江苏南京210014;国电江苏电力有限公司,江苏南京 210014;国电江苏电力有限公司,江苏南京 210014【正文语种】中文【中图分类】TM621国电泰州电厂二期工程建设2台1 000 MW超超临界二次再热燃煤机组，同步安装单塔双循环烟气脱硫、SCR脱硝装置及湿式电除尘。
1000MW二次再热锅炉受热面设计特点及
１０００ＭＷ二次再热锅炉受热面设计特点及汽温调整试验研究匡 磊（广东大唐国际雷州发电有限责任公司）摘 要：某厂１０００ＭＷ二次再热π型锅炉，属于国内首创，其设计运行经验正在逐步累积。
二次再热锅炉相对于一次再热锅炉增加了一组高温受热面，形成过热系统、一次再热系统和二次再热系统格局。
锅炉在二次再热塔式炉经验的基础上提高了一次再热器、二次再热器总面积，具有更合理的受热面热面分配，同时强化了烟气再循环对过热器和再热器热量分配能力。
根据该锅炉燃烧系统情况及特点，探讨锅炉氧量、ＳＯＦＡ风门开度、再热烟气挡板调节、再循环风量等运行参数对蒸汽温度的影响，找出了锅炉合理的运行方式。
关键词：１０００ＭＷ；锅炉；二次再热；燃烧系统０ 引言与一次再热机组相比，二次再热机组锅炉热力系统更为复杂［１］，高温受热面壁温容易产生偏差，出现汽温难达标现象，影响机组安全稳定运行。
锅炉出口处的蒸汽温度比设计值低会使汽轮机装置的热效率下降，促使机组的煤耗升高，降低经济效益，温度进一步降低时还会加剧汽轮机末级叶片的水滴侵蚀等情况发生［２］。
本文以某厂百万二次再热超超临界机组２号锅炉为研究对象，探讨二次再热π型锅炉在设计过程中进行的系列优化的特点，以及投入运行后一次风速、锅炉氧量、ＳＯＦＡ风门开度、磨煤机组合、燃烧器摆角、尾部烟气挡板、再循环风量等因素［３－４］与主、再热蒸汽温度关系，通过冷热态一次风调平、热态参数优化，保证了机组在各负荷下汽温达到设计值，在保障设备安全的情况下提高了机组运行经济性。
１ 锅炉设备系统概况某厂锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司研制开发的１０００ＭＷ等级超超临界二次再热燃煤锅炉。
该锅炉为超超临界变压运行，带内置式再循环泵启动系统的直流锅炉。
该炉为π型锅炉，布置有八角燃烧器，双切圆燃烧，尾部双烟道；炉内采用螺旋管圈水冷壁，三级过热器，两级再热器。
过热器系统为三级布置，分别为分隔屏过热器、后屏过热器、末级过热器，均布置在炉膛上部，采用煤水比进行温度粗调，一、二级减温水细调；再热器系统采用烟气再循环、尾部烟气挡板和燃烧器摆动的组合方式调温。
1_000_MW_超超临界二次再热燃煤机组汽机旁路选型优化
文章编号：2095-6835（2023）17-0112-041000MW超超临界二次再热燃煤机组汽机旁路选型优化王桂峰（浙江省能源集团有限公司，浙江杭州310007）摘要：主要论述了在满足机组安全启、停的前提条件下，结合机炉匹配及旁路功能选择合适容量的旁路系统。
从对旁路的主要型式及功能研究出发，结合主机启动方式、主机特性及主机与旁路的关系，通过旁路容量及其计算方法等内容，利用本工程的实际情况以及同类机组实际数据，对本工程超超临界二次再热机组旁路选择进行了探讨。
经过探讨，推荐本工程机组汽轮机旁路选择高压旁路容量按45%BMCR（Boiler Maximum Continuous Rating，锅炉最大连续蒸发量）设置，中压旁路容量按启动工况最大主蒸汽流量加减温水量选型，低压旁路容量按中压旁路流量加减温水量设置。
关键词：二次再热；旁路；选型；燃煤发电中图分类号：TM621文献标志码：A DOI：10.15913/ki.kjycx.2023.17.033燃煤发电在中国能源结构中一直占有重要地位。
随着近年来国家提出“碳达峰，碳中和”的战略目标，可再生能源得到蓬勃发展，燃煤发电的市场份额逐渐降低。
燃煤发电在中国能源保供中的地位尚未变化，但提高发电效率，降低发电煤耗是燃煤发电未来发展的必然趋势。
当前，国内的燃煤机组已经发展到超超临界二次再热发电系统。
旁路系统对燃煤电厂来说有着重要意义。
在机组启动阶段，旁路系统可以将超出汽机启动需求的蒸汽量直接引导至过热器和再热器，既平衡了蒸汽量，也实现用过量蒸汽对锅炉受热面的预热，提高启动响应度。
超超临界锅炉在启停工况下，容易形成四氧化三铁（Fe3O4）硬粒。
若这些硬粒进入汽轮机做功，将对喷嘴及叶片级造成侵蚀，严重影响汽机的使用寿命。
旁路系统在机组甩负荷工况时，瞬间切除大量蒸汽至旁路，有效防止汽机超速，对整个机组的安全性尤为重要。
1000MW超超临界二次再热机组因为本身单机容量高，发电效率也高，是未来参与电网调峰的重要手段。
1000mw超超临界二次再热机组烟气余热深度利用经济性分析
0 引言
当 前 ，火 力 发 电 在 我 国 仍 占 据 主 导 地 位 ，大 容 量 、高 参 数 机组不断增多。同时，我国对大型火力发电机组节能降耗的要 求不断提升，逐步提高电厂燃料利用效率成为我国今后发展 火 力 发 电 的 重 点 工 作 [1-2]。在 电 站 锅 炉 的 各 种 热 损 失 中 ，锅 炉 排烟损失占50%以上，随着机组容量的提升，锅炉排烟损失总 量也 逐 渐 升高[3-4]，虽 然 烟气 余 热 这部 分 能量属 于 低 能 级 热 量，但数量十分巨大，随着能源价格的不断攀升以及节能减排 政策性要求的提出，火力发电厂锅炉烟气余热利用的研究和 应用受到了广泛重视，目前已开展了大量研究[5-6]。
图1 烟气余热回收利用示意图 目 前 ，利 用 烟 气 余 热 加 热 凝 结 水 的 低 温 省 煤 器 技 术 成 为 火电机组锅炉烟气余热利用的主要有效途径。但低温省煤器 属于对低能级烟气段的余热回收利用技术，余热利用排挤的
也是汽轮机低参数抽汽。为此，国内外对于将余热回收利用向 高能 级 方 向 上 发 展 进 行 了 大 量 研 究 ，在 利 用 低 能 级 烟 气 余 热 排 挤 低 能 级 汽 机 抽 汽 的 基 础 上 ，研 究利 用 低 能 级 烟 气 余 热 排 挤高能级烟气热量，以利用高能级烟气热量排挤高能级汽机 抽汽，实现低能级烟气余热的充分回收利用。
℃
75
MW
19.3
如表1所示，经计算，在THA工况下，Ⅰ级低温省煤器的换 热量约26.6 MW，Ⅱ级低温省煤器的换热量约19.3 MW。
42
Shebei Guanli yu Gaizao◆设备管理与改造
2.2 烟气余热深度回收方案 设置两级低温省煤器+暖风器+空预器烟气旁路，将可利
1000MW超超临界二次再热机组热力性能分析与实验研究
2023《1000mw超超临界二次再热机组热力性能分析与实验研究》•引言•二次再热机组热力性能分析•热力性能实验研究•热力性能优化与改进建议•结论与展望目•参考文献录01引言03超超临界二次再热机组的技术特点超超临界二次再热机组具有更高的蒸汽参数和热效率，能够显著降低煤耗和碳排放，是未来火电技术的发展方向。
研究背景与意义01我国能源结构转型的需求随着经济的发展和环保要求的提高，对于高效、清洁的能源需求逐渐增加。
02火电机组节能减排的潜力火电机组作为我国电力产业的主要组成部分，其能耗和排放量较大，具有较大的节能减排潜力。
研究内容研究1000MW超超临界二次再热机组的热力性能，包括蒸汽参数、热效率、煤耗等。
研究方法采用理论分析、数值模拟和实验研究相结合的方法，对超超临界二次再热机组进行热力性能分析和实验研究。
研究内容与方法目的通过对1000MW超超临界二次再热机组热力性能的分析和实验研究，为该类型机组的优化设计、运行和控制提供理论依据和技术支持。
意义提高超超临界二次再热机组的热效率和煤耗，降低碳排放，推动我国电力产业的绿色发展。
研究目的与意义02二次再热机组热力性能分析二次再热机组工作原理及特点工作原理二次再热机组基于传统的火力发电技术，通过两次再热过程，提高蒸汽的热能利用率和发电效率。
首先，高压缸排出的蒸汽经过第一次再热，被加热到更高的温度，然后进入中压缸继续做功，最后再次被加热，进入低压缸做功。
特点二次再热机组具有更高的热能利用率和发电效率，可有效降低煤耗，减少环境污染。
同时，由于增加了再热系统，机组结构更为复杂，制造成本和运行维护难度相对较高。
二次再热机组热力性能影响因素蒸汽参数蒸汽参数如温度、压力、蒸汽流量等对二次再热机组的热力性能有重要影响。
过高或过低的蒸汽参数都会影响机组的热效率。
汽轮机设计汽轮机的设计如叶片高度、流道形状、间隙等都会影响机组的热力性能。
优良的汽轮机设计可以有效提高机组的热效率。
1000MW超超临界二次再热汽轮机排汽温度控制简述
1000MW超超临界二次再热汽轮机排汽温度控制简述作者：曹冬敏张宇陈臻陈国民崔凯峰来源：《机电信息》2020年第29期摘要：详细介绍了国家能源集团泰州发电有限公司1 000 MW超超临界二次再热汽轮机超高压缸、高压缸的排汽温度控制方式及策略，针对控制策略中存在的问题，提出了相应的建议和改进措施，对同类型汽轮机的排汽温度控制提供了参考。
关键词：排汽;温度控制;超高压缸;高压缸0 引言国家能源集团泰州发电有限公司二期工程2×1 000 MW超超临界二次再热机组采用由上海汽轮机有限公司和德国SIEMENS公司联合设计制造的组合积木块式HMN机型，为超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、八级回热抽汽、反动凝汽式汽轮机。
该汽轮机机型采用无调节级全周进汽+滑压运行方式。
1 二次再热汽轮机排汽温度控制难点一次再热机组采用高中压联合启动方式，先开高压调门，再开中压调门。
如果高排温度高，则调整高中压缸的流量。
二次再热机组采用超高压、高压、中压缸联合启动方式，超高压、高压、中压调门同时开启，如果超高排、高排温度高，则调整三缸间的流量，控制级数增多，难度加大。
2 我厂现阶段采用的汽轮机排汽温度控制方式及策略2.1 机组启动参数方面如果汽轮机启动参数过高，会使得进入汽轮机中的蒸汽单位焓值增大，做功增大，汽轮机进汽量进一步减小，排汽温度增高的风险进一步增大;而启动参数过低，容易使汽轮机在启动中发生水冲击等事故。
结合上述情况，我厂汽轮机启动参数控制如表1所示。
2.2 汽轮机发电机组初负荷控制方面该汽轮机对发电机组并网后的初负荷做了一定优化，将并网后初负荷设为150 MW。
较高的初负荷使进入汽轮机的蒸汽量进一步增大，降低了排汽温度增大的风险;较大的排汽量也能提高汽轮机低负荷初期的暖机速率，从而进一步提高机组后期的升负荷速率。
2.3 汽轮机控制策略该汽轮机为了防止流量过低引起超高压、高压缸末级叶片鼓风发热，根据超高压、高压缸排汽温度自动调整超高、高压、中压缸的进汽流量分配。
1000MW超超临界二次再热燃煤发电技术
1000MW超超临界二次再热燃煤发电技术高嵩;赵洁;黄迪南【摘要】To save primary energy,enhance environmental protection,reduce greenhouse gas emissions and improve the economic performance of power generation units,the Units 3 and 4 of Guodian Taizhou Power Plant Phase Ⅱ Project are independently developed,designed,manufactured and constructed as the demonstrative project of 1 000-MW ultra-supercritical coal-fired power generation technologies with double reheat cycles.This paper presents the general technical plans from the aspects of main parameter selection,boiler and steam turbine development,thermal system optimization,environmental protection technique integration and automatic control system development.The operation of the two units shows that the efficiency of the units have reached as high as 47.81％ and 47.95％with the net coal consumption of 266.57 g/(kW· h) and 265.75g/(kW· h) respectively.At the same time,the dust,SO2 and NOx emission concentrations have been reduced lower than 5 mg/m3,35 mg/m3 and 50 mg/m3 under the standard state,meeting and being better than the requirements of ultra-low emission.The successful commission and stable operation of the demonstrative project has laid solid foundation for the future development of clean coal-fired power generation technologies with higher parameters and better efficiency,accumulated valuable experience for the construction of the units of the same type and improved the competitiveness of China's coal-fired power generationtechnologies in the international market.%为节约一次能源、加强环境保护、减少温室气体排放和提高机组的经济性,自主研发、自主设计、自主制造和自主建设了国电泰州电厂二期1 000 MW超超临界二次再热燃煤发电示范工程,介绍了机组总体技术方案,包括机组主机参数选择、锅炉与汽轮机研发,系统优化与节能减排集成,自动控制系统研究.机组投产后发电效率分别高达47.81％、47.95％,机组供电煤耗分别达到266.57 g/(kW·h)、265.75 g/(kW·h),烟尘、S02、NOx排放浓度在标准状态下分别低于5 mg/m3、35 mg/m3、50 mg/m3,达到并优于超低排放要求.示范工程的成功投产和稳定运行为中国开发更高参数、更高效率、更为清洁的燃煤发电技术奠定了基础,为建设同类机组积累了宝贵的经验,大幅提高了中国燃煤发电技术的国际竞争力.【期刊名称】《中国电力》【年(卷),期】2017(050)006【总页数】6页(P6-11)【关键词】燃煤发电;1000 MW;超超临界机组;二次再热循环;示范工程【作者】高嵩;赵洁;黄迪南【作者单位】中国国电集团公司,北京 100034;中国能源建设集团有限公司,北京100022;上海电气集团股份有限公司,上海200233【正文语种】中文【中图分类】TM621自2006年中国首台1 000 MW等级超超临界机组投产以来，10年间通过引进、消化吸收和再创新，中国已成为世界上超超临界燃煤发电技术发展最快、成就最高的国家。
哈锅1000MW超超临界二次再热介绍2014-09-06
HG-2950／27.56-YM1
HG-2950／27.56-YM1 HG-2950／27.56-YM1 HG-2950／27.56-YM1 HG-2980／26.15-YM2 HG-2980／26.15-YM2 HG-3110／26.25-YM3 HG-3110／26.25-YM3 HG-3100／27.56-YM3
燃烧方式
过热器受热面布置 再热器受热面布置 过热器调节汽温手 段 一次再热器调温 二次再热器调温 机组效率
反向双切园
三级布置方式 二级布置 煤水比＋喷水 烟气再循环＋尾部挡板 烟气再循环＋挡板尾部 46.1％
对冲燃烧方式
三级布置方式 二级布置 煤水比＋喷水 烟气再循环＋调节挡板 管壳式热交换器 14
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哈锅超超临界锅炉技术概况
哈锅目前已形成的超超临界锅炉炉型系列如下：
机组容量：600-1200MW（600MW、660MW、1000MW） 蒸汽参数：
常规方案： 26.15Mpa.g/571℃/603℃ 26.15Mpa.g/605℃/603℃ 27.46Mpa.g/605℃/603℃ 高效方案： 28.25Mpa.g/605℃/603℃ 28.25Mpa.g/605℃/613℃ 29.30Mpa.g/605℃/623℃ 二次再热： 32.45Mpa.g/605/623/623℃ 32.87Mpa.g/605/623/623℃ 同时，哈锅承诺可与国内各汽轮机厂家进行参数匹配，提供满足用户要 求的锅炉机组。
该课题于2010年通过国家科技部验收，并已形成1000MW超超临界褐煤锅 炉完整的设计方案。
5
哈锅超超临界锅炉技术概况
正在进行的研制工作：
立足现有技术，开发更高容量的超超临界锅炉产品（如1200MW、1300MW)，
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氢气提纯装置在1000MW二次再热燃煤机组中的应用摘要：发电机以氢气作为冷却介质冷却发电机的定子铁芯和转子。
工作方式采用水-氢氢冷却：定子绕组及出线采用（定子冷却）水内冷却，转子绕组采用氢内冷，定子铁芯及转子本体为氢外冷。
发电机氢冷系统采用闭式氢气循环系统，热氢通过发电机的氢气冷却器由冷却水冷却。
氢气的密度比空气小，风摩损耗和通风损耗与冷却气体的密度成正比，氢气纯度越高，氢冷发电机风摩损耗和通风损耗越低。
关键字：氢气提纯、发电机氢气系统、0引言RLHJ68型氢气净化装置采用膜技术，将氢气中的氧气、氮气、二氧化碳等杂质气体分离出去的氢气净化设备。
包括置换气体入口管道、原料气入口管道（接发电机氢系统）、产品气出口管道（接发电机氢系统）、压缩空气入口管道、冷却水出口管道、冷却水进口管道等。
氢冷发电机氢气干燥器应配置自循环风机，保证停机期间可以继续除湿。
氢气质量分析仪实现氢气纯度、湿度、氢中氧、检修漏氢测量。
自动制氮充氮实现定冷水箱漏氢量测量。
监测并控制氢气的压力、差压、流量、纯度、湿度、氧气含量、漏氢量等参数，实现了从氢气的发生、传输、置换、运行、排空等全过程管理。
膜分离技术，利用膜对某些气体组分具有选择性渗透和扩散的特性，以达到气体分离和纯化的目的[1]。
设备结构图1.置换气体入口2.原料气入口（接发电机氢系统）3.产品气出口（接发电机氢系统）4.压缩空气入口5.冷却水出口6.冷却水进口7.废气排放口（接发电机废气排放管道）8.过滤器9磁耦合压缩机10.活性炭罐11.入膜气流量计12.尾气流量计13.三级膜渗透气流量计14.产品气流量计15.二级膜渗透气流量计16.正压防爆柜1主要部套件描述1.1氢气净化膜氢气净化膜为有机膜。
其分离气体的基本原理是：各种气体在特种有机膜中的吸附、扩散、渗透速率不同。
我们称渗透速率大的气体为“快气”或“渗透气”，渗透速率小的气体为“慢气”或“非渗透气”，混合气体通过膜后，“渗透气”被富集在低压外侧，“非渗透气”被富集在高压内侧，从而实现了混合气体的分离。
膜的运行性能一般体现在生产能力（流量）和回收率（效率）。
运行性能随产品纯度、温度和操作压力而变。
对本装置而言，生产能力随压力和温度的增加而增加（在纯度不变的情况下）。
另一方面，回收率随压力的增加而稍有增加，但是随着温度的继续升高而降低（在纯度不变的情况下）。
本装置膜组入口压力设计为0.5—1.1MPag、温度为30℃—45℃的条件下运行。
本套设备的原料气（进气）是经过压缩机并预处理后的，原料气露点是要保持在0.5MPag的压力下，在0℃时不会有冷凝水析出；原料气的残余油含量不超过0.03ppm，满足该品质的原料气进入氢气净化膜，正确地操作及维护压缩机、过滤器、冷凝油水分离等系统，能有效的控制原料气中的杂质含量，能保证膜装置的长期稳定运行。
1.2磁耦合压缩机磁耦合压缩机用于提供氢气流通动力，提高氢气压力；采用磁耦合型式驱动，氢气与压缩机电气部分隔离，使用更为安全，检修更为方便。
1.3活性炭罐及精密过滤器精密过滤器，过滤精度≤0.01μm，可过滤气体中的微量油、粉尘等杂质。
RLHJ68131.4防爆控制箱装置所有电气元件均安装于防爆控制箱，防爆等级为ExdeibmbpzIICT4Gc。
防爆控制箱由柜体、自控系统、布气系统、报警系统、用户配电系统组成，采用正压防爆型式；防爆控制箱在自动控制系统的控制下，通入压缩空气，防爆控制箱内的压力高于外界大气压，形成微正压的安全小环境，从而阻止了可燃性危险气体进入防爆控制箱内，保证内装普通仪表和电器元件的安全运行。
自动控制系统主要完成自动换气、补气、超高压报警（或自动卸压）、欠压报警、低压联锁、换气联锁等系列功能。
防爆控制箱具有低压联锁功能，低于规定的气压值（50Pa）时，自动切断进入正压腔的用户配电电源。
由于因现场环境温度高，防爆柜内电器件也会产热，使得防爆控制箱内温度较高。
防爆控制箱安装有涡冷机柜冷却器，冷却器以压缩空气为动力（压缩空气需干燥洁净，防止损坏电器元件），冷气通过软管导入机柜内的发热部位对其进行降温。
冷却器体积小，无需电。
冷气温度越低，冷却效果越佳，（建议冷气温度5～10℃以上，避免产生冷凝点）1.5冷凝器采用翅片式结构设计，不锈钢材质，利用内冷水冷却压缩后的氢气以及压缩机气缸，将氢气温度保持于35℃—40℃2氢气提纯装置2.1氢气提纯装置系统图：RLHJ-68-5-III三级膜氢气净化装置流程图2.2氢气提纯装置的工作原理氢气净化装置并联安装于发电机氢气干燥器出口管路，能在线分离氢气中空气等杂质，提高氢气纯度，降低发电机运行风摩耗。
主要部件有隔爆配电柜、活性炭罐及精密过滤器、氢气净化膜、玻璃转子流量计、磁耦合压缩机、压力表、温度传感器、冷凝器、阀门、气体管道等。
氢气净化装置入口接在发电机氢气干燥器出口隔离阀前，出口接在发电机氢气干燥器出口隔离阀后。
发电机正常中，经发电机氢气干燥器干燥后的氢气，一部分进入氢气净化装置，经过压缩机提压，送入活性炭罐及精密过滤器、氢气净化膜进行分离。
经净化膜分离后的一级渗透产品气返回发电机，二级、三级渗透产品气回到氢气净化装置入口，三级渗透尾气经排空管排至机房外[1]。
发电机内氢系统充氢置换后，氢气纯度应该为99%，运行一段时间后氢气纯度会下降，应在氢气纯度低于98%纯度之前开启设备净化氢气，产品氢气纯度可达99%以上。
3氢气提纯装置投运停运3.1允许投入条件：1、确定设备已带电，确定装置外部压缩空气、闭式水手动门已开启，检查仪用压缩空气、闭式冷却水供给正常。
2、检查氢气干燥器出口至氢气净化装置入口手动门开启，氢气净化装置出口至发电机手动门开启，注意保持氢气干燥器出口至发电机手动门开启。
3、确定装置内部各排污门、取样门关闭，管线各手动门开启，打开装置进氢手动门V01，打开装置排空手动门V12，关闭装置排空旁路门V04，关闭装置排气门V14，其余各气动门、电装置运行后联开。
4、启动正压防爆柜，检查防爆柜压力正常，按下电源合闸按钮，登陆进入操作界面，模式选择手动，参数设置，系统单次运行时间设置为48小时到96小时之间。
单击启动按钮，设备启动，各气动阀、电动阀联开、压缩机运行，状态均变为红色。
5、整个启动流程完成后，观察以下参数运行范围。
正压防爆柜压力150-260pa入膜压力PT1010.65-0.95Mpa（最佳0.8Mpa左右）一级产品气压力PT1020.55-0.65Mpa（最佳0.6Mpa左右，调整V06控制压力）一级产品气流量FE10230-45m3/h废气排放流量FE1040.4-0.7m3/h设备启动正常后，测量系统有无漏氢情况，同时注意发电机氢压、氢气纯度变化。
3.2允许停运条件：1、系统单次运行时间达到后，设备自动停止。
2、系统单次运行时间未达到时，可手动单击停止按钮，停止运行。
3、设备停止完成时，气动阀、电动阀联关，压缩机停运，状态均显示为绿色。
4、设备长期停止时需关闭装置内部阀门，进气门V01关闭，排空门V12关闭。
5、设备长期停止时需关闭装置外部阀门，氢气干燥器出口至氢气净化装置入口手动门关闭，氢气净化装置出口至发电机手动门关闭。
6、停运期间，无相关工作或要求时，装置尽量不要断电，否则系统参数变化记录会缺失。
设备手动停止画面4设备置换4.1、二氧化碳置换空气4.1.1、净化装置入口管道置换，当发电机内的二氧化碳已合格，氢气干燥器置换完毕，打开10MKG56AA001,打开装置内部C07排污，测量C07直到排污处二氧化碳合格。
可以判断进气管道已合格。
4.1.2、净化装置出口管道置换，当发电机内的二氧化碳已合格，打开净化装置出气置换排污阀10MKG56AA004，测量10MKG56AA004直到排污处二氧化碳合格。
可以判断出气管道已合格。
4.1.3、设备内部置换点击“模式选择”，选择“调试”，点击“置换气开阀”启动,D01、Q01、Q02、Q03、Q04、Q05打开，手动打开V04、V12、V14，排污，观察FE101、FE102、调整FE104，将置换气体由废气排放管道排出。
4.2氢气置换二氧化碳4.2.1、净化装置入口管道置换当发电机内的氢气已合格，氢气干燥器置换完毕，打开10MKG56AA001,打开装置内部C07排污，测量C07直到排污处氢气合格。
可以判断进气管道已合格。
4.2.2、净化装置出口管道置换当发电机内的氢气已合格，打开净化装置出气置换排污阀10MKG56AA004，测量10MKG56AA004直到排污处氢气合格。
可以判断出气管道已合格。
4.2.3、设备内部置换点击“模式选择”，选择“调试”，点击“置换气开阀”启动,D01、Q01、Q02、Q03、Q04、Q05打开，手动打开V04、V12、V14，排污，观察FE101、FE102、调整FE104，将置换气体由废气排放管道排出。
仪表检测C07，C08，C09氢气合格。
此时整套装置氢气合格。
4.3设备氢气升压4.3.1、关闭V04、V12、V14观察净化装置内部压力达到与发电机压力相同。
4.3.2、仪表检测C07，C08，C09，氢气合格4.3.3、点击“置换气关阀”，并关闭所有阀门等待启动。
4.4、二氧化碳置换氢气4.4.1、净化装置入口管道置换，当发电机内的二氧化碳已合格，氢气干燥器置换完毕，打开10MKG56AA001,打开装置内部C07排污，测量C07直到排污处二氧化碳合格。
可以判断进气管道已合格。
4.4.2、净化装置出口管道置换，当发电机内的二氧化碳已合格，打开净化装置出气置换排污阀10MKG56AA004，测量10MKG56AA004直到排污处二氧化碳合格。
可以判断出气管道已合格。
4.4.3、设备内部置换点击“模式选择”，选择“调试”，点击“置换气开阀”启动,D01、Q01、Q02、Q03、Q04、Q05打开，手动打开V04、V12、V14，排污，观察FE101、FE102、调整FE104，将置换气体由废气排放管道排出。
仪表检测C07，C08，C09二氧化碳合格。
此时整套装置二氧化碳合格。
5氢气净化装置投运流程5.1气体置换条件5.1.1确认氢气、二氧化碳、氧气纯度仪和漏氢检测仪可靠。
5.1.2发电机氢气系统已投运，氢气纯度合格。
5.1.3现场照明、通讯、通风、消防设施齐全，道路畅通。
5.1.4发电机氢气净化装置已送电，仪用压缩空气系、闭冷水系统已投运。
5.1.5发电机内气体压力应不小于0.15MPa。
5.2发电机氢气净化装置启动5.2.1确定发电机已并网，氢气纯度≥97%，氢压≥0.48MPa。
氢气净化装置氢气置换完毕，设备已带电。
5.2.2确定装置外部压缩空气、闭式水手动门已开启，检查仪用压缩空气、闭式冷却水供给正常。