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600MW级机组厂用电系统优化设计及方案比较丁益民;程琳;丁柱元【摘要】介绍了某电厂600 MW级发电机组新型厂用电系统的优化设计方案,对设计方案进行了分析比较,最终选出了适合于该电厂实际情况的方案.【期刊名称】《华电技术》【年(卷),期】2012(034)004【总页数】5页(P18-22)【关键词】发电厂;600 MW级机组;厂用电系统;优化;设计【作者】丁益民;程琳;丁柱元【作者单位】华电国际十里泉发电厂,山东枣庄277103;华电国际十里泉发电厂,山东枣庄277103;华能日照发电厂,山东日照276800【正文语种】中文【中图分类】TM621.40 引言厂用电系统的设计对机组的安全运行具有重要影响，厂用电系统设计既要保证厂用电的连续供电，又要保证机组安全和经济运行。
在规划和设计厂用电系统时，必须充分考虑到它在电厂生产中的重要地位并尽可能设计出安全、可靠、运行灵活的厂用电系统。
本文结合某电厂负荷进行分析和计算，对3种厂用电设计方案进行比选，最终选择了一种较新颖的厂用电设计方案［1－6］。
1 厂用电压选择发电厂可采用3 kV，6 kV，10 kV作为高压厂用电的电压。
容量为60 MW及以下的机组发电机电压为10.5 kV 时，可采用10.0 kV，发电机电压为6.3 kV时，可采用6.0 kV，容量为600 MW及以上的机组可根据工程具体条件采用6 kV 1级或3 kV，10 kV 2级高压厂用电压。
3 kV电压供电具有以下优点:(1)3 kV电动机效率比6 kV电动机高1%～15%，价格约低20%。
(2)3 kV电动机的最小容量比6 kV电动机小，可将75 kW以上的电动机接到3kV电压母线上，从而使低压厂用变压器容量减小、数量减少。
(3)由于减少了380 V电动机数量，使较大截面的电缆数量减少，从而降低了低压供电网络投资。
6 kV电压供电具有以下优点:(1)对同样的厂用电系统，6 kV网络不仅节省有色金属及投资费用，而且短路电流亦较小。
火电机组AGC及一次调频控制策略优化刘明阳发表时间：2018-04-18T11:22:29.990Z 来源：《电力设备》2017年第31期作者：刘明阳[导读] 摘要：作为“两个细则”最重要的两个重要考核内容，一次调频及AGC的调节质量决定着发电企业的精益管理效益。
（华电国际电力股份有限公司十里泉发电厂）摘要：作为“两个细则”最重要的两个重要考核内容，一次调频及AGC的调节质量决定着发电企业的精益管理效益。
在保证机组安全稳定运行的大前提下，如何最大限度地增加AGC-R模式的投入率、提高AGC综合性能指标Kp值以及一次调频质量，从而为发电企业争取到最大的效益，这就需要对AGC及一次调频策略进行优化。
关键词：协调控制系统；AGC；一次调频；DEH系统；阀门流量特性曲线1.引言新中国成立初期，电能便已成为人门生活中的必需品。
随社会不断发展与进步，对用电的依赖性不断提高的同时，对电能品质的要求也不断提高。
作为国民经济命脉，高品质的电能不仅能提高了人们的生活质量，同时也是企业经济利益的根本保障。
为了对发电企业一次调频功能、自动发电控制（AGC）的监管，国家能源局出台了《区域发电厂并网运行管理实施细则》和《区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》，简称“两个细则”。
由各区域能源监管办公室对所管辖的并网机组的相关参数进行监督考评，指标优秀的发电企业会根据“两个细则”规定获得相应补偿款，因此，此次研究也有利于发电企业精益管理、提质增效。
2.“两个细则”下AGC及一次调频性能指标要求2.1 AGC补偿考核指标AGC补偿考核性能指标主要包括AGC投入率及综合性能指标Kp2.2.1 AGC投入率AGC投入率的计算公式为：，AGC投入率越高，并网机组可获得的补偿款越多。
2.2.2 AGC综合性能指标Kp，Kp值通过K1调节速率、K2调节精度以及K3响应速率计算而成，Kp与AGC投入日补偿款的关系为： AGC补偿费用 =（Ln（Kp）+ 1）* 调节深度 * 22.3 一次调频性能指标2.3.1 转速死区为了在电网频率变化较小的情况下，减少一次调频动作频率，提高机组运行的稳定性，一般在电调系统设置有转速死区。
燃料全过程管理内控约束机制建设与完善张建顺孟凡科张举山东省枣庄市华电国际十里泉发电厂【摘要】近几年来，煤炭价格不断攀升，燃料成本达到火力发电厂生产总成本的７０％以上，几乎决定了企业的效益水平。
同时燃料管理也成为了火力发电厂廉政建设和内控管理的重点。
笔者以某火电厂为例，分析了燃料全过程内控约束机制建立与完善的过程；并阐述了改体系在某厂应用的效果。
为火力发电厂燃料全过程管理内控约束机制建设提供了参考与范例。
【关键词】燃料管理内控体系探索实践煤炭是火电厂的“粮食”，没有“粮食”，电力生产就无从谈起。
随着国民经济的发展，大型火力发电厂相继投产，另外水泥、化工、冶金等耗煤产业的发展对煤炭资源的需求也大幅增长，电煤供应日趋紧张，有些电厂甚至缺煤停机。
煤炭价格也不断攀升，燃料成本达到了火力发电厂生产成本的７０％以上，几乎决定了企业的效益水平，是发电企业整个经营环节的主要控制点和突破口。
图１为某厂２００５－２００９年的煤价变化趋势图。
图１某厂０５－０９年标煤单价变化曲线图另外，随着电煤供应的逐步市场化，燃料管理领域同时也成为不规范职务行为的高发区，不少电厂中出现了燃料管理方面的经济犯罪案件。
近几年，随着现代企业管理手段不断推行，人们也普遍认识到加强内部控制，完善企业内部控制制度，对于防范舞弊，减少损失，提高企业经营能力具有积极的意义。
一、内控的定义及内涵，体系构建模型内控也即内部控制，是指为保证企业实现目标而实施的政策和制度。
内部控制主要涉及企业运营、财务、遵守法律法规等很多方面。
内部控制起源于西方，按照其发展历程，一般可将内部控制分为以下五个不同时期。
分别是内部牵制萌芽时期、内部控制时期、内部控制结构时期、内部控制整体框架时期、风险管理和ＳＯＸ（《萨班斯法案》）时期。
在国内对于现代内部控制的研究始于２０世纪８０年代。
但是不管是西方国家还是国内，对于内部控制的内涵是基本一致的。
内部控制实际上强调了以下几个方面：ａ．内部控制强调三全，即全面、全员、全过程控制的理念。
华电国际十里泉发电厂“强基”工作实施方案为全面贯彻落实集团公司总部“抓总”、区域公司“做实”、基层企业“强基”的新型管控模式，加强企业精益化管理，努力加快建成一流现代化发电企业，根据《中国华电集团公司基层企业“强基”工作指引》要求，结合我厂实际，特制订“强基”工作实施方案，具体内容如下：一、总体思路及目标总体思路：以星级企业创建和“对标”管理为载体，以7S管理为契机，以内控机制建设为保障，全面实施精益化管理，创先争优、锐意进取，以最小的资源投入，创造更多的价值，以精益化的思想全面谋划和推进企业项目建设、安全生产、经营管理、综合管理、队伍建设、党群管理等各项工作，不断增强企业竞争能力、盈利能力和发展活力，为加快建成一流现代化电力企业打下坚实基础。
总体目标：通过全面实施精益化管理，切实做到“项目建设好、安全生产稳、盈利能力强、主要指标优、环保形象佳、体制机制活、队伍建设好”。
项目建设好——着力建成“安全优质、高效环保、指标先进、竞争力强”新机组，力争达到“新机同区域相对竞争力最强”，确保高标准达标投产、确保中国电力优质工程奖、争创“鲁班奖”、树华电集团600MW机组标杆，促进企业资产结构整体升级。
安全生产稳——坚持“安全第一，预防为主，综合治理”的方针，努力实现人员全年无轻伤、机组零“非停”，保持安全生产的持续稳定。
盈利能力强——在同类型企业中效益水平、生产经营成本具有明显优势，具有更强的核心竞争能力和盈利能力。
主要指标优——发电量、机组利用小时、供电煤耗、标煤单价、厂用电率等主要经济技术指标在同区域同类型机组中处于先进水平。
环保形象佳——全面建设“资源节约型、环境友好型”企业，大力发展循环经济，污染物排放达到国家环保标准要求，树立“节能、环保、诚信、高效”良好形象。
体制机制活——建立起完善的企业治理结构，形成科学高效的管理体制和运营机制，达到国内一流发电企业管理水平。
队伍建设好——打造一支思想过硬、作风优良、业务精湛、团结和谐的干部职工队伍。
330MW机组锅炉运行华电国际十里泉电厂李春彪一、燃烧调整：针对我们XX一电来说，燃烧调整就是风量调整和制粉系统的调整。
燃烧调整的目的就是达到安全、经济、环保。
1、影响炉内燃烧的因素⑴煤质⑵煤粉细度⑶煤粉浓度⑷锅炉负荷⑸一、二次风的配合⑹一次风煤粉气流初温（7）漏风量（8）锅炉冷态空气动力场（9）锅炉热态水平方向膨胀以及四角垂直方向膨胀情况不均衡（几何变形）2、强化煤粉燃烧的基本措施（1）适当提高一次风温度提高一次风温可减小着火热需要量，使煤粉气流入炉后迅速达到着火温度。
当然，一次风温的高低是根据不同煤种来定的，对挥发分高的煤，一次风温就可以低些。
（2）适当控制一次风量一次风量小，可减小着火热需要量，利于煤粉气流的迅速着火。
但最小的一次风量也应满足挥发分燃烧对氧气的需要量，一定要保证自身的输送能力保证煤粉管道不堵塞，挥发分高的煤一次风量要适当大一些。
（3）合适的煤粉细度煤粉越细相对表面积越大，本身热阻小，挥发分析出快，好点燃，着火容易于达到完全燃烧。
但煤粉过细，要增大厂用电量，所以应根据不同煤种，确定合理的经济细度。
（4）合理的一、二次风速一、二次风速对煤粉气流的着火与燃烧有着较大影响。
因为一、二次风速影响热烟气的回流，从而影响到煤粉气流的加热情况；同时一、二次风速影响一、二次风混合的迟早，从而影响到燃烧阶段的进展；一、二次风速还影响燃烧后期气流扰动的强弱，从而影响燃料燃烧的完全程度。
因此，我们要通过调整、讨论、验证、总结选择适当的一、二次风速度。
（5）维持燃烧区域适当高温低负荷的时候应强化集中燃烧，是煤粉气流着火与稳定燃烧的基本条件。
炉温高，煤粉气流被迅速加热而着火，燃烧反应也迅速，并为保证完全燃烧提供条件。
故在燃烧无烟煤或其它劣质煤时，常在喷燃器附近敷设卫燃带或采取其它措施，以提高炉温。
当然，在提高炉温时，要考虑防止出现结渣的可能性。
（6）锅炉负荷维持在适当范围内锅炉负荷低时，炉内温度下降，对着火、燃烧均不利，使燃烧稳定性变差。
招标编号：CHDT263/11-SB-0101~0102华电国际十里泉发电厂2×300MW机组电除尘器等设备改造招标技术规范书招标人：华电国际十里泉发电厂编制单位：华电国际十里泉发电厂二○一一年一月目录附件1 技术规范 (1)1 总述 (1)2 机械部分 (12)3 仪表及控制 (22)4 电气部分 (26)5.土建部分 (27)6承包商工艺设计数据 (27)附件2 供货范围、服务范围及附表 (31)1 概述 (31)3 服务范围 (35)4 附表 (36)附件3 设计范围和设计联络会 (42)1设计范围 (42)2设计联络 (43)附件4 技术资料内容和交付进度 (46)1投标阶段提供的资料 (46)2规划和建设阶段的资料 (48)3运行和维护说明 (50)4调试后资料 (52)5联系单 (52)6承包商提供资料的一般要求 (52)附件5工程总进度和设备交付进度 (53)1 工程总进度 (53)2设备交付 (53)附件6检验、试验和验收 (54)1 总述 (54)2工厂检验及试验 (55)3 现场检验和试验 (57)4调试及性能试验 (59)5 验收试验（确保值测试） (60)附件8 技术培训 (73)1 培训内容 (73)2 培训方式 (73)3 培训计划（承包商编写） (73)附件9 包装和运输 (74)1 总则 (74)2 包装 (74)4 运输 (74)5 保管 (74)附件10 差异表 (75)附件11 投标人需要说明的其它内容 (75)附件1 技术规范1 总述（1）本规范书适用于华电国际十里泉发电厂四期2×300MW机组电除尘改造工程，拟将原双室三电场静电除尘器改造为电-袋除尘器，并对除灰系统、吸风机等相关设施一并进行改造，要求除尘器出口排放浓度小于30mg/Nm3，满足国家环保排放标准和2×300MW机组今后运行需要。
（2）本次改造采用分段EPC总承包方式建造，分电-袋除尘器与引风机两个标段，两标段分别承包给有符合本标书规定的资质、生产能力、业绩的单位，与烟道等、除灰系统等设施接口的连接工作由中标单位实施。
脱硝热解炉结晶的处理方法和预防措施杨明印;冯仁海【摘要】尿素热解制氨脱硝的方法由于其原料的安全性和技术的日渐成熟,在火电厂脱硝技术中得到了广泛应用.但热解炉结晶的问题频繁发生,为了避免结晶和环保指标超标,结合运行中积累的经验介绍了热解炉结晶的判断依据和处理方法,从系统设计和运行调整的角度阐明了产生结晶的原因,给出了热解炉系统设计的优化方案和运行调整方法.工程实践表明及时准确的结晶判断,有效的运行调整方法和优化后的热解脱硝系统能够有效防止热解炉结晶,杜绝环保事件的发生.【期刊名称】《发电技术》【年(卷),期】2018(039)003【总页数】4页(P249-252)【关键词】热解原理;工艺流程;事故处理;结晶原因;优化方案;运行调整【作者】杨明印;冯仁海【作者单位】华电国际电力股份有限公司十里泉发电厂,山东省枣庄市 277100;华电国际电力股份有限公司十里泉发电厂,山东省枣庄市 277100【正文语种】中文0 引言随着国家环保要求的提高，烟气脱硝系统成为火电厂必不可少的设备之一。
选择性催化还原反应(selective catalyst reduction，SCR)以其脱硝效率高、技术成熟等优点被广泛应用于电厂脱硝系统中[1]。
尿素具有与液氨、氨水相同的脱硝性能并且安全、无公害，近几年逐渐成为脱硝制氨的主要原材料。
尿素制氨有2种方法，一种是将尿素以水溶液的形式分解，这种方法需要高压蒸汽设备和复杂的废水处理系统，投资成本高，水解后会产生易于同飞灰黏合的副产物[2-3]，极易破坏SCR催化剂的活性成分[4]和造成催化剂堵塞；另一种是快速加热雾化后的尿素溶液获得NH3的方法，后者以其投资少、反应完全、无中间聚合物产生等优点逐渐成为脱硝制氨的主流方法。
但是在实际运行中热解炉结晶问题频繁发生，严重影响机组的安全稳定运行，因此准确判断与正确处理热解炉结晶和深入剖析热解炉结晶的原因对脱硝系统的运行调整和优化设计具有重要的理论和实践意义。
华电国际十里泉发电厂六号炉优化燃烧试验报告山东电力研究院二ОО四年四月参加工作单位：山东电力研究院华电国际十里泉发电厂工作人员：郝卫东赵晴川候凡军张庆国邓文俭李德存王克谦刘贤春王茂运等项目负责人：郝卫东邓文俭工作时间：2003年10月23日至2003年11月8日报告编写：审核：批准：目录1概述 (3)2设备概况 (4)3燃料和飞灰特性 (4)4优化燃烧试验的目标和方法................................ (4)5制粉系统试验 (5)5.1制粉系统实际运行状况 (6)5.2 分离器挡板特性试验（A/B）................................. ..7 5.3 给粉量和一次风速...................................... .. (8)5.4 A3、B4给粉机的给粉量校正..................... . (9)6二次风量调整 (9)7烟气成份试验 (10)8锅炉效率 (14)9附件 (15)1 概述华电国际十里泉发电厂六号炉优化燃烧试验，是德国技术合作公司“提高中国火力发电厂现代化的监测技术，降低环境污染”项目的一部分，德国技术合作公司委托德国e-on工程公司负责对中国的工程师进行火力发电厂优化性能试验方面的技术培训和指导。
培训的目的是为了提高中国11个电力试验院所专业技术人员的火电厂移动测试技术。
该项目得到德国KfW 的资金支持。
为此，德国技术合作公司确定在十里泉发电厂六号炉上进行性能试验技术、测试方法的培训。
试验以前，山东电力研究院和十里泉发电厂的技术人员在六号炉的制粉系统和烟道上安装了试验用测点，山东电力研究院提供了试验设备、测点元器件和试验人员。
e-on工程公司、山东电力研究院和十里泉发电厂试验前对试验相目进行了磋商和确定，主要包括制粉系统调整和燃烧优化，目的是降低NOx生成和提高锅炉的热效率。
同时，提高中国专家处理仪器设备故障的能力和熟悉锅炉优化的试验方法。
本试验是在德国技术合作公司技术专家约克·莫扎特罗先生、王晔项目经理和德国e-on工程公司的倪密扎先生、法兰克先生共同指导下完成的，在此对于他们的技术支持和辛勤劳动表示衷心的感谢! 同时本试验得到了十里泉发电厂领导的大力支持和关心，以及生产部、节能办和运行部等部门的大力协助，在此一并表示诚挚的谢意。
2设备概况十里泉发电厂＃6机组，发电机功率300MW，锅炉是由哈尔滨锅炉厂设计制造，于1996年12月移交试生产。
锅炉为四角切圆燃烧、亚临界、中间再热、自然循环汽包炉。
锅炉的制粉系统为4台钢球磨煤机，2个煤粉仓。
通过给粉机给24个燃烧器送粉。
尾部烟道设有两台静电除尘器净化锅炉烟气。
附件2、3、4为制粉系统和燃烧系统的示意图。
3燃料和灰份特性＃6炉的燃煤来自不同的煤矿和不同的省份。
试验期间，电厂提供了燃煤和灰份的工业分析。
试验前，德国e-on工程公司的化学实验室对＃6炉的燃煤进行了元素分析，分析结果见附件6。
同时，为了分析燃煤的积灰和结渣特性，试验前，在实验室进行了灰份分析，实验结果见附录7。
实验结果表明：燃用煤种没有结渣和积灰倾向，适合锅炉的干式排渣。
然而，这并不意味着除了结渣和积灰之外，不会产生其他问题。
在摸底试验时，就出现飞灰含炭量高的现象（见附件33）。
4优化燃烧试验的目标和方法燃烧优化包括燃料、风、烟气侧的测量和优化（附录1）。
燃烧优化的目的是通过调整燃用煤质的燃烧，确保机组经济、安全运行，并符合环保要求。
5制粉系统试验优化试验的第一阶段，通过试验摸清磨煤机的研磨、乏气带粉和给粉机出力。
然后，对磨煤机的研磨特性和一次风含粉量进行的优化。
由于部分测点安装位置的缺陷，试验只能在以下的一次风管道上进行。
A制粉系统测点情况B制粉系统测点情况C制粉系统测点情况D制粉系统测点情况由于测点存在缺陷，使得制粉系统优化试验的条件变的非常不利。
同时由于在短时间内无法更改一次风煤粉取样测点，含粉量试验只能在以上测点位置“好”的管道上进行。
利用AKOMA在一次风管道上进行煤粉等速取样（附件5）。
在每个一次风管的煤粉取样界面上，有64个取样点，每个取样点取样时间为10秒，共需要10分钟40秒。
每个一次风管取2次样。
通过煤粉取样确定煤粉的质量流量和煤粉的细度（R0,15和R0,075），同时测量一次风速度，并记录制粉系统的运行参数。
5.1制粉系统实际运行状况下表列出了制粉系统的许多重要结论。
实际运行状况表明：在同一给粉机转速下，给粉量是不同的。
试验期间，曾多次出现一次风管道堵塞。
管道堵塞的原因部分是一次风速太低、粉量大和一次风直管段太长。
下面的步骤优化磨煤机的运行。
5.2分离器挡板特性试验（A和B）为了确定煤粉细度和优化磨煤机的运行，在不同磨煤机的分离器后安装了煤粉取样测点。
结果见下表。
上述测量数据，可以得到分离器特性曲线。
分离器特性曲线见附件8。
分离器特性挡板开度在55～57度范围内，可以根据德国标准DIN66145中的RRSB图来确定（附件9）。
特性曲线在RRSB图中为正常增大，与钢球磨煤机固定分离器的特性曲线一致。
由于煤粉的细度应该与原煤的挥发份接近，附件10中的塞德尔曲线可以被用来确定锅炉燃烧的煤粉细度（大于90u m）。
与塞德尔曲线偏离的原因是原煤的灰熔特性和炉膛（燃烧室）的大小。
对于挥发份为33％的原煤，其大于90u m（干式排渣炉）的煤粉细度平均为25％，对应的分离器挡板开度为55度。
5.3给粉量和一次风速由于测点因素，不可能测量4套制粉系统的24个一次风管道的给粉量和一次风速，所以得到的关于给粉量和一次风速的结论是比较模糊的。
然而，现有的测试结果表明：在同样的给粉机转速下，给粉量差别很大，最大波动范围达到平均值的＋32％。
制粉系统优化调整的目标是将给粉量偏差调整到＋10％的范围之内。
制粉系统试验前，发现给粉机插板门的位置差别较大，许多插板门关1/3，因此，造成给粉机转速尽管在同一位置，给粉量差别依然较大的现象。
通过与电厂协调，建议将所有的给粉机闸板全部开到100％，但是要做到这一点是不可能的，因为许多闸板都存在问题，必须等到停机后，将粉仓清理干净，才能彻底修复给粉机的闸板门。
一次风速的波动范围为19.9~31.2m/s。
一次风缩孔安装在给粉机下粉管前的一次风管道上。
因为A、C制粉系统各一次风管道的风速差别较大，必须尽量利用缩孔进行调节。
由于一部分缩孔卡涩，使得调整无法进行。
建议利用下次检修的机会，修复缩孔以便于调整一次风的均匀性。
测试数据见附件11，12，13，和14。
根据电厂工作人员的说法，水平一次风管道经常发生堵管现象。
可以考虑采取以下措施：●调整一次风速，使一次风管道风速大于20m/s。
●校正给粉机转速，调整给粉机给粉量。
●使给粉机维持在低转速运行（高转速易导致堵管）。
●根据塞德尔曲线调整煤粉细度。
●提高煤粉仓和磨煤机出口的温度，降低煤粉中的残余水分，防止煤粉结块（结块的煤粉容易堵管）。
●扩展给粉机后下粉管的斜道，在下粉管内加装内部装置（避免块煤）。
●定期测量煤粉细度和给煤量。
5.4A3、B4给粉机的给粉量校正给粉机的实际运行状况表明，在同一转速下给粉量差别很大，给粉量的最大波动范围为－32.0％～＋31.4%（相对于该转速下平均出力）。
为了达到制粉系统优化调整的目标，即给粉量偏差控制在＋10％范围内，通过测量3个不同转速下的给粉量，对A3、B4给粉机的给粉量进行了校正试验（附件15）。
校正前，将两台给粉机的插板门开度均调整到100％。
试验结果表明，两台给粉机的下粉特性基本一致。
为了将该给粉机出力曲线应用到其他所有的给粉机，至少要对所有的一次风管道进行修复，并测量给粉机在满负荷的出力后才能使用。
同时，更为重要的是，必须修复一次风缩孔、给粉机前的手动插板门，并且插板门开度均应调整到100％。
6二次风量调整燃料侧优化调整后，下一步的工作是对空气侧进行优化调整。
对于二次风的优化调整，由于试验测点没有安装位置，只能根据控制室的运行指示进行。
炉膛的风量平衡只有通过炉膛出口前墙的两个看火孔（前墙的1/2和3/4处）进行测量。
为了校核炉膛两侧的风量平衡，下次检修时需要加装测点。
二次风箱已经损坏，上面有几个孔洞。
由于二次风挡板的控制室指示与实际开度不一致，所有的风量挡板在的第一阶段都进行了优化调整。
第二步将所有的周界风开度比正常值降低5％。
第三步将每个角的小风门稳定在1/2开度。
实际上，二次风只能在一定程度上受控，二次风挡板AB、BC、CD、DE、FF只能同时调节，不能单独调整。
附件4为燃烧器的布置方式。
7烟气成份试验在燃料侧和空气侧的优化调整完成之后，进行烟气侧的测试。
●炉膛出口（O2、C O2、CO、NOx、温度）测量；●空气预热器入口（O2、C O2、CO、NOx）测量；●空气预热器出口（O2、C O2、CO、NOx、温度）测量；●飞灰含炭量确定。
经过与电厂工作人员协商，试验在满负荷、部分正常运行负荷下进行。
试验1：满负荷，空气预热器前的控制室表盘氧量A/B为4.1/3.9（过剩空气系数为1.235）。
此时炉膛出口实测氧量为2.50（过剩空气系数为1.135）, 空气预热器前实测氧量A/B为3.75/3.02（过剩空气系数为1.192）。
对于干式排渣炉，炉膛出口过剩空气系数为1.135是非常小的，炉膛出口两侧偏差约1个氧量。
如此低的运行氧量和如此大的氧量偏差，日益扩大的风箱腐蚀，使飞灰含炭量超过预期。
从燃烧器喷口的火焰可以看到，一些喷口的回流区很强，煤粉气流在喷口就已经开始燃烧。
控制室表盘氧量不能代表空气预热器前的实际用网格法确定的平均氧量。
氧量增加0.9个必须引起高度注意。
A/B空气预热器出口氧量增加1.67/1.41。
炉膛出口的NOx浓度很低，为528mg/m3（标准氧量6）。
因此，如果不进行燃烧器改造，进一步降低NOx 浓度的可能性不大。
飞灰含炭量约为4.3%。
试验期间，氧量波动达到1个，蒸气温度的波动引起我们的高度注意。
由于减温水自动控制工作不正常，使得运行人员只得通过调整燃料侧，即通过调节给粉机转速控制汽温。
经过与运行人员交流，得知减温水自动控制工作不正常的原因是机组投产调试时的遗留问题。
这种反复地调整燃料，会导致炉膛燃烧的波动，反映在氧量上的波动。
通过调节给粉机转来控制汽温没有任何意义，因为炉膛的容量很大，需要一定的反映时间。
要解决汽温控制问题，必须修复减温水阀门并优化机组的控制系统。
试验2：调整下面的参数，优化炉内燃烧和稳定蒸汽温度。
●B层一次风的周界风降低15％；●E、F层一次风的周界风增加15％；●A/B空气预热器前的氧量提高到3.5。
炉膛出口实测氧量为1.93（过剩空气系数为1.101）,飞灰含炭量约为7.0%，炉膛出口的CO浓度在300～500ppm范围内，炉膛出口的NOx浓度为472mg/m3（标准氧量6）。
