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350MW超临界机组深度调峰的探索及措施摘要：本文首先论述了350MW超临界机组深度调峰制约因素，然后作者根据本人在生产一线的工作经验和具体实践提出了350MW超临界机组深度调峰风险防控措施和经济运行技术措施，并且在生产实践中进行了检验，经过反复试验改进的方案措施不但切实可行，而且确实提高了350MW超临界机组深度调峰能力，取得了很好的经济效益。
关键词：350MW超临界机组深度调峰辽宁大唐国际沈东热电有限责任公司锅炉由东方锅炉有限公司生产的DG1128/25.4-II6型超临界参数变压运行直流炉，前后墙对冲燃烧方式；汽轮机为北京北重汽轮机有限责任公司生产的NC350-24.2/0.4/566/566型超临界、一次中间再热、供热、湿冷凝汽式机组。
为进一步摸索机组深度调峰能力，确保深度调峰期间安全环保经济运行，进行了专题研究，确定了影响机组调峰能力的制约因素和风险点，明确了目前机组安全稳定运行调峰下限，并根据风险点制定了有效的风险防控措施。
一、机组深度调峰能力制约因素（一）锅炉最小给水流量限制。
按照东锅初设，公司最小给水流量设计为282t/h；经与锅炉厂与调试单位最终优化至248t/h，折纯凝电负荷约76MW；综合考虑锅炉低负荷水循环动力及水冷壁冷却要求，结合公司实际运行经验，锅炉连续安全运行最小给水流量可按照285t/h 控制，折纯凝电负荷约85MW。
（二）锅炉干湿态转换限制。
按照东锅初设，锅炉给水流量282t/h进行干湿态转换，经最小给水流量优化后，目前按照最小给水流量 248t/h进行干湿态转换节点控制，折纯凝电负荷约76MW。
受锅炉上水主路流量限制，若继续降低干湿态转换节点流量，运行中需频繁切换锅炉上水旁路运行，存在一定风险，不继续降低转态流量节点。
（三）锅炉最小给煤量限制。
目前，公司两台炉最小给煤量下限已优化至70/68t/h，按照入炉煤干燥无灰基挥发分不低于40控制，锅炉最小给煤量下限可优化至60t/h。
xx电厂两台机组深度调峰运行方案一、编制目的由于电网负荷需求量较低，且光伏发电占比较大，接省调通知我厂4月6日、7日11:00-15:00时段，机组进行深度调峰，在深度调峰期间机组最低负荷为50MW，为确保机组安全可靠运行，特制订本运行方案。
二、编制依据《xx电厂集控运行规程》2017-11版三、适用范围xx电厂#1、2机组四、组织措施发电部成立应急小组，应急小组人员由发电部管理人员组成。
组长：xx成员：xx五、应急小组职责1、负责制定机组深度调峰期间机组运行方案。
2、协助值长指导现场安全生产运行。
3、机组深度调峰期间，应急小组成员必须赶往生产现场，在值长的统一指挥下，完成各项生产任务。
4、根据生产现场人员组成情况，合理安排专业技术过硬的职工加班，确保机组深度调峰期间安全稳定运行。
六、运行方案（一）前期准备工作：1、调整A细碎机间隙，控制入炉煤颗粒度低于正常筛分；2、对煤场存煤进行分段取样化验，确保锅炉低负荷段燃煤发热量在4000Kcal/Kg左右;3、利用机组高负荷段加强对锅炉床料的置换，提高一次风量至19万Nm3/h，风室压力13Kpa左右，关小下二次风小风门及后墙上二次风小风门至20-30%开度，提高二次风压至8Kpa以上，加强床料扰动，保证大颗粒底渣顺利排出；4、4月6日、7日夜班最后一遍加仓时，停止石灰石颗粒掺配，通过石灰石粉调整污染物排放；5、加强与物资部及石灰石粉供应商的联系，确保石灰石粉料位在7米以上；6、对启动锅炉进行试点火，并将启动锅炉油箱补满，确保启动锅炉处于良好热备用状态；7、对供油泵进行试启，打油循环至#1、#2炉0米燃油平台，确保供油泵处于良好热备用状态；8、将#1、#2机轴封供汽切至辅汽供；9、4月6日、7日夜班0点、3点、6点进行锅炉吹灰，早班9点进行锅炉吹灰，跟带低负荷期间锅炉原则上不进行吹灰操作；10、4月6日、7日早班接班后控制风室压力11.5-12Kpa，一次风量17.5-18万Nm3/h，尽量靠下限运行。
145管理及其他M anagement and other1000MW 机组300MW 深度调峰试验分析李 亮，谢海琪（国家电投集团协鑫滨海发电有限公司，江苏 盐城 224500）摘 要：火电厂的主要职责是发电，火电机组锅炉运行质量高低有着相当重要的作用。
目前电网对火电机组调峰能力的要求越来越高，为适应电网深度调峰的需要，1号机组利用11月09日停机契机进行了300MW 深度调峰试验，对300MW 深度调峰的可行性有了初步了解，为今后进一步总结完善300MW 深度调峰操作提供了经验及数据支持。
希望通过此文分析，抛砖引玉，共同使火电机组锅炉具备深度调峰能力，运行更加安全。
关键词：百万机组；稳燃；深度调峰；给水调节中图分类号：TH38 文献标识码：A 文章编号：11-5004（2020）23-0145-2 收稿日期：2020-12作者简介：李亮，本科，助理工程师，研究方向：百万机组火力发电厂运行、深度调峰、安全。
1 试验目的（1）验证机组在300MW 负荷时锅炉是否具备稳燃能力。
（2）验证机组在300MW 负荷时脱硝系统是否具备投运条件。
（3）验证机组在300MW 负荷时各受热面壁温是否在可控范围内。
（4）验证机组在300MW 负荷时协调控制能力。
（5）验证机组在300MW 负荷时汽泵是否安全可靠运行。
2 试验条件（1）利用机组停机契机，根据1号机组300MW 深度调峰试验方案要求，执行300MW 深度调峰试验。
（2）11月09日白班已投BC、CD 油枪，均可靠备用。
（3）测量炉水循环泵绝缘正常，炉水循环泵正常备用。
（4）根据现场停机操作实际，保持1B、1C、1D 制粉系统运行，加仓方式如下。
表1 仓储各个运行系统1号机组B 仓C 仓D 仓煤种大友1同友5平五/褐煤平五/褐煤低位热值（kcal/kg）47115022/33005022/3300全水分（%）118/308/30挥发分（%）2527/2527/25灰分（%）23.7621/1721/17含硫（%）0.931.46/0.651.46/0.65（5）制粉系统、风烟系统、燃油系统等设备运行正常，没有影响辅机设备运行的缺陷，设备均可靠运行。
#1机组20%额定负荷深度调峰方案批准：审核：编制：华能丹东电厂2016年6月24日为了在实现深度调峰、灵活调度上继续保持行业领先，近日华能集团在机组深度调峰项目上将我厂作为试点单位，我厂#1机组将进行20%额定负荷（即70MW）深度调峰试验。
在深度调峰期间，机组运行工况严重恶化，威胁设备安全。
为保证机组安全稳定运行，特编制此操作方案。
一、深度调峰前的准备工作1、深度调峰前，1A磨上单一煤种（铁法洗粒），并且煤质干燥，保持较高挥发分。
（现1B、1D磨运行，提前启动1A，停运1D，保留1A、1B运行，减负荷过程中停运1B）。
2、深度调峰前进行一次油枪动态试验，或将油枪透完备用，保证油枪雾化蒸汽和燃油压力正常。
可将原煤斗落煤管振打试验一次，防止棚煤。
3、对锅炉进行一次全面吹灰。
4、确认电泵在热备用状态，防止试验中汽泵跳闸电泵不备用造成锅炉断水。
5、试转BOP、EOP、SOB、顶轴油泵，确认试验正常，恢复至原备用状态。
6、深度调峰前保留单台循环水泵运行。
将辅汽至公用系统用户切除，避免低负荷暖风器投用时辅汽用气量大导致汽泵出力不够。
7、深度调峰前，机组负荷在175MW时，将小机汽源由四抽切至辅汽，切换前将辅汽压力降至1Mpa，切换时缓慢开启辅汽至小机电动门，严密监视汽泵转速和给水流量。
如果汽泵跳闸及时启动电泵运行并减负荷，控制汽包水位正常。
8、将增压风机停运。
9、深度调峰前可将1A磨煤机出口分离器挡板开度进行调整，用来减小煤粉细度来提高燃烧稳定性，现1A磨出口分离器挡板已足够小，不必要调节。
10、20%负荷深度调峰存在机组跳闸和环保参数短时超标风险，提前通知股份公司生产值班室、分公司安生部、省调、省环保厅、市环保局。
二、深度调峰减负荷操作1、负荷减至120MW，保留1B汽泵运行，1A汽泵转速将至3000rpm，保证1A汽泵再循环全开，关闭1A汽泵出口门备用。
负荷进一步降低，如果1B小机低压调门开度过大，可将1A汽泵转速降至1800rpm。
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。
- 15 -高 新 技 术１ 机组简介超超临界变压运行直流锅炉采用П型布置、单炉膛、四角切圆燃烧方式，炉膛采用垂直上升和螺旋管膜式水冷壁、一次中间再热、调温方式除煤/水比外，还采用烟气出口调节挡板、燃烧器摆动、喷水减温等方式。
汽轮机是一次中间再热、两缸两排汽、单轴、间接空冷凝汽式汽轮机。
２ 试验过程２．１ 试验目的通过低负荷稳燃试验、燃烧调整、逻辑优化等试验手段，确定深度调峰的可行性，提供机组适应于深度调峰的长期低负荷锅炉运行方式。
在此基础上优化机组CCS，确定深度调峰的各项边界工况。
２．２ 试验条件试验条件有13个。
1）机组严密性检查合格，无明显漏点。
2）汽机真空系统、氢系统严密性符合设计要求。
3）确定试验机组系统已与其他非试验系统隔离。
4）确认各主、辅机能正常运转并满足试验要求，具备试验条件。
5）机组协调等主要运行控制系统能正常投入。
6）主要运行参数测量一次元件应经过校验，DCS 显示正常。
7）提供试验用煤的工业分析及元素分析，试验用煤保持相对稳定并符合标准。
8）机组油枪可靠备用，运行正常，具备紧急备用投入条件。
9）机组没有较大缺陷，主保护、重要辅机保护投入，不影响机组正常升降负荷。
10）试验前已经完成锅炉全面吹灰。
试验期间，不吹灰、不进行任何干扰工况的操作[2]。
11）试验开始前，锅炉运行持续时间大于72 h，正式试验前的12 h 中，前9 h 锅炉负荷不低于机组额定负荷的75%，后3 h 锅炉应维持预定的试验负荷，每种工况试验持续时间2 h~4 h，试验期间主要运行参数保持在允许波动范围内。
12）试验前确认厂用电源切换正常，切至工作电源。
试验前确认柴发可以正常启动。
13）试验前，已经向运行人员进行安全技术交底，要求运行人员对试验中的敏感测点加强监视。
２．３ 试验内容机组40%~50%额定负荷区间内的燃烧调整即磨煤机出口风粉速度调平与标定、风煤比调整试验、加载力调整试验、磨出口温度调整试验、磨投运方式调整试验、锅炉配风调整试验、运行氧量调整试验、二次风门优化调整试验[1]。
电力公司深度调峰摸底试验方案一、试验背景随着我国经济的快速发展和人民生活水平的不断提高，电力需求呈现旺盛的增长趋势。
电网的大容量调整变工况运行的调峰机组，特别是随着电网峰谷差的不断增大，火电机组经常处于深度调峰状态下运行。
为了节约能源，降低消耗，提高机组上网竞价能力，通过优化试验确定火电机组深调工况的经济运行方式就显得尤为重要。
二、试验目的本次试验的目的是通过对火电机组进行深度调峰摸底试验，全面了解机组在深度调峰工况下的运行性能，包括负荷调节性能、燃烧稳定性、设备安全性能、环保排放性能等，为今后机组在深度调峰工况下的安全稳定运行提供技术支持。
三、试验内容1. 试验前准备（1）组织技术人员对机组进行全面检查，确保机组设备处于良好状态。
（2）收集并分析机组运行数据，了解机组在浅度调峰工况下的运行情况。
（3）制定试验方案，明确试验步骤、试验参数、试验人员分工等。
2. 试验步骤（1）将机组负荷降至浅度调峰工况，观察机组运行情况，记录相关参数。
（2）逐步降低机组负荷，每次降低5%～10%，直至达到预定深度调峰工况（例如30%负荷）。
（3）在预定深度调峰工况下，观察机组运行情况，记录相关参数，包括：a. 机组负荷、功率因数、频率等电参数；b. 锅炉燃烧参数，如烟气流量、烟气成分、燃烧器出口温度等；c. 主要辅机运行参数，如风机、泵、电动机等；d. 环保排放指标，如氮氧化物、二氧化硫、颗粒物等；e. 设备振动、噪音、温度等安全性能指标。
（4）在预定深度调峰工况下运行一段时间（例如2小时），观察机组运行情况，记录相关参数。
（5）逐步提高机组负荷，每次提高5%～10%，直至恢复至浅度调峰工况。
（6）总结试验数据，分析机组在深度调峰工况下的运行性能。
3. 试验数据分析（1）分析机组负荷调节性能，评估机组在深度调峰工况下的响应速度和稳定性。
（2）分析锅炉燃烧稳定性，评估燃料供应、燃烧器调整、烟气成分等参数在深度调峰工况下的变化情况。
关于煤电机组深度调峰的探索与实践摘要：随着我国火电机组装机容量、数量的不断增加，越来越多的火电机组将承担深度调峰任务，这就要求电力企业不断研究火电机组低负荷运行特性，以此来实现煤电机组深度调峰运行平稳、安全、经济。
本文主要探讨机组深度调峰存在的问题，并结合电厂自身实践给出相应解决措施，旨在实现火电机组的高质量发展。
关键词：煤电机组；深度调峰；实践应用0引言“十四五”时期我国加快能源绿色低碳、清洁高效转型，是落实应对气候变化国家自主贡献目标的攻坚期。
现役煤电机组需要向深度调峰转型，承担以新能源为主体的新型电力系统的灵活调节、兜底保障重任，因此火电厂必须高度重视。
1煤电机组深度调峰存在的问题1.1锅炉低负荷稳燃性能差当锅炉低负荷运行时，炉内温度水平降低，煤粉燃烧环境变差，一次风煤比难以控制，制粉系统火检不稳定，锅炉燃烧稳定性能下降。
1.2脱硝系统入口烟气温度及自动控制存在问题当锅炉低负荷运行时，SCR入口烟温会低于脱硝催化剂工作温度区间下限，同时氧量相对较高，脱硝系统自动调节滞后，存在环保排放超标的风险。
1.3机组深度调峰与供热参数的矛盾低负荷时主蒸汽压力、再热蒸汽压力降低，无法满足供汽压力或流量的需求。
低负荷运行，中压供汽量大时，低温再热器存在超温运行的风险。
1.4机组自动控制不能满足调节性能需求机组深度调峰期间，锅炉水煤比、风煤比系数及辅机特性异于中高负荷区间，导致自动控制系统调节性能下降，加大了运行人员手动干预的工作量，影响机组安全稳定运行。
1.5常规检修不能适应机组频繁深调的需求新能源快速发展，煤电机组每天均频繁深度调峰，给机组带来前所未有的安全隐患。
发电机定子、转子温度大幅度、周期性变化，加之电磁力的突变，由于各部件热膨胀系数差异，会导致疲劳、变形、松动、磨损等问题；锅炉水动力不稳导致受热面存在局部超温风险；汽轮机末级叶片存在汽蚀风险等问题。
对检修管理提出更高的要求，建立新型检修管理机制势在必行。
XXXXXXXX电厂深度调峰运行方案批准：审核：编写：2014年01月13日XXX电厂600MW机组深度调峰运行方案根据东北电力调控分中心关于做好2014年春节期间电网安全稳定运行工作的通知，XXX电厂根据实际情况制订机组深度调峰方案。
由于XXX电厂地处于极寒地域，目前最低气温-40℃，春节期间预计平均汽温-35℃，同时由于我厂#2机组空冷岛第二列有大量泄漏现象，经各种方法处理无效，现已出现大面积冻结现象，为了满足空冷防冻要求，避免冻害现象进一步恶化造成设备损坏、机组停运，XXX电厂最低负荷不能低于370MW。
一、组织机构组长：生产副总、总工程师副组长：运行副总工程师、检修副总工程师成员：运行部主任、维护部主任、安全监察部主任、当值值长、储运部主任及各部门专业主任、专工。
二、总体要求（一）生产指挥系统的核心为当值值长，值长值班期间代表生产副总行使生产指挥权，有权力对全厂发供电设备及缺陷处理、系统运行方式进行调度和调整。
值长所发出的一切命令，各岗位值班人员必须无条件执行，对无理由延迟和拒绝执行值长的正确命令者，要追究责任，给予严肃处理，对造成的后果负全责。
（二）值长要实时掌握电网形势，积极与调度协调沟通，了解机组的调峰情况，尽量减少深度调峰的次数和时间。
遇有深度调峰要根据电网调度令，提前通知各相关部门做好机组深度调峰准备工作。
（三）深度调峰以保安全、保设备为主。
值长积极与网调沟通，根据机组设备状况合理控制机组运行方式。
（四）在深度调峰期间，生产各单位要按厂部要求严格执行值班制度，值班期间严格遵守值班纪律，及时了解掌握生产运行情况，绝不允许有空岗位，要保证值班人员有良好的精神状态，杜绝酒后上班。
（五）在深度调峰期间，各级人员要高度重视，到岗到位，执行现场签到。
（六）深度调峰期间，燃料协调要及时有效，期间遇特殊情况，值长有权临时更改上煤方式。
（七）深度调峰期间，监盘人员一定要集中精力，提高监盘质量，加强对各仪表的分析，对出现的异常情况要做出正确判断和正确处理；同时，由于锅炉负荷低，要做好锅炉突然熄火的事故预想，杜绝锅炉熄火后事故扩大。
电厂机组深度调峰摸底试验方案目录1.机组概述 (3)2.试验目的 (6)3.试验项目 (6)4.试验依据 (6)5.试验测点布置及测试方法 (7)6.试验条件 (8)7.试验方法及步骤 (8)8.技术措施 (10)9.安全措施 (10)10.组织措施 (12)11.试验数据记录 (13)12.试验数据处理 (13)1.机组概述电厂2×320MW机组选用锅炉为东方锅炉厂制造的DG1060/18.2－ 4型锅炉，该炉为单炉膛∏型布置、亚临界、自然循环、一次中间再热、单炉膛、平衡通风、摆动式燃烧器四角切圆燃烧，固态排渣、露天布置、全钢构架、燃煤汽包炉。
炉膛深度13335mm，宽度12829mm，炉顶管中心标高61000mm，汽包中心标高65000mm。
制粉系统为双进双出正压冷一次风机直吹式，采用二台容克式三分仓回转式空气预热器，二台上海鼓风机厂生产的双动叶可调轴流式引风机，二台上海鼓风机厂生产的动叶可调轴流式送风机，二台兰州电力修造厂制造的双室五电场静电除尘器，锅炉炉底渣采用经单台水浸式刮板捞渣机连续捞出后，直接输送至渣仓储存，定期由汽车送至灰场或综合利用用户，省煤器、静电除尘器的飞灰用正压浓相气力输送系统分别输送至粗、细贮灰库。
制粉系统采用正压直吹式冷一次风机制粉系统。
每台锅炉配有二台上海鼓风机厂生产的离心式冷一次风机，三套沈阳重机生产的双进双出钢球磨系统，每套制粉系统包括一台双进双出球磨机、两台给煤机、公用的密封风机、八个煤粉燃烧器(直流燃烧器)，以及各自的原煤及煤粉管道、挡板等。
设计燃料是50％新安煤和50％义马煤的混煤，属于中高挥发份烟煤。
为了扩大锅炉对煤种的适应范围，设计时还考虑了校核煤种。
校核煤种为30％新安煤和70％义马煤的混煤。
燃烧器采用四角切圆布置，在炉膛中心形成逆时针旋向的两个直径分别为φ681mm和φ772mm的内、外侧假想切圆。
燃烧器分A、B、C、D、E、F六层，其中A 层等离子燃烧器为环形浓淡燃烧器，B、C、D、E、F层采用哈尔滨博深公司“分拉垂直亲和浓淡煤粉燃烧”立体分级低氮燃烧技低NOx浓淡燃烧器。
一、二次风燃烧器采用均等配风方式，在降低NOx的同时，燃烧稳定性好、炉内避免结渣和高温腐蚀，并具有宽广煤质适应性，对挥发分变化范围较大的煤质满足稳燃和高效燃烧的要求，做到节能和减排并举。
主燃烧区分上下两组，主燃烧器区所有一、二次风可上下垂直各摆动30°，参与汽温调节，主燃烧区煤粉燃烧器及二次风喷口摆动机构分为上、下两组分别控制，摆动机构执行器采用气动执行器。
在主燃烧器上方5000mm左右标高处布置4层共16只燃尽风燃烧器喷口，燃尽风量占总空气量约为25%—30%，燃尽风喷口风速采用较高风速45-50 m/s。
燃烧风量沿炉膛垂直方向分级供入，主燃烧区过剩空气系数由1.2变为0.84～0.90%。
所有燃尽风喷口均可以垂直和水平方向摆动，上下摆动± 20°，水平方向使其喷嘴出口中心线同主喷嘴中心线成±15°可调节的夹角，能进行从与一次风切圆相同到正向增加15°或反切15°（左调），来平衡主燃烧器的旋转动量矩，而达到减少炉膛出口烟温偏差之目的。
低氮燃烧器改造后二次风喷口和周界风喷口随之改变（FF1、EF、CD1、AA1二次风喷口面积减少约一半、FF2喷口用一块上有6X8个ф10小孔的钢板封上），即减少的25%～30%风量由距FA～D四层燃尽风提供（锅炉启动中开启3～5%起到冷却作用）。
F层燃烧器上淡下浓E层燃烧器上淡下浓D层燃烧器上浓下淡C层燃烧器上淡下浓B层燃烧器上浓下淡低NOx浓淡燃烧器采用高浓缩比浓淡风煤粉燃烧技术，是在一次风管道内采用经过详细研究和优化的百叶窗式煤粉浓缩器，使煤粉气流在流经百叶窗时产生不同程度偏转，煤粉与气流惯性分离，经分流隔板后分别形成两股浓、淡煤粉气流，同时在煤粉气流背火侧布置有刚性强的侧二次风喷口。
燃烧器布置在四角切圆锅炉同一水平面，形成内、外侧假想切圆。
煤粉气流在水冷壁附近形成了比普通燃烧器强得多的氧化性气氛。
侧二次风在背火侧的投入将进一步强化煤粉形成的氧化性气氛，保证在深度炉内分级燃烧方式下，水冷壁附近的低煤粉颗粒浓度和氧化性气氛的运行环境。
不仅起到了稳燃和降低NOx生成的作用，同时还避免了形成还原性气氛，防止了水冷壁高温腐蚀现象发生。
浓煤粉布置炉内烟气温度高的上火侧，浓煤粉具有着火温度低、火焰温度高的特点，保证了煤粉火焰的良好稳定性。
由于浓淡煤粉气流分别在远离煤粉燃烧化学当量比条件下燃烧，对于浓侧煤粉气流由于处于还原性气氛下燃烧，气流中氧含量小，煤粉挥发物中的含氮基团可将NO还原为N2，使NO产生量降低；对于淡侧煤粉气流，由于煤粉浓度较小，含氮基团析出量小，这样与氧反应生成NO的量较小，综合总体效应的结果，使浓淡分离后一次风产生NO排放量比普通型直流燃烧器少得多。
采用垂直浓淡煤粉燃烧器后，可以有效改善着火阶段煤粉气流的供风，使煤粉在偏离化学当量比环境中着火，这样降低了NOx生成量，可以大幅度降低NOx排放水平。
油燃烧器三层布置，位于AB、BC、DE三层二次风风室内，一、二次风呈间隔排列，煤燃烧器采用等间隔布置。
每个煤燃烧器喷口布置有周界二次风（燃料二次风），油燃烧器喷口布置了油配风，辅助二次风有九层，在燃烧器最上方FF2燃烬二次风喷口已封堵只留小风口冷却用。
锅炉点火方式主要采用等离子点火，利用等离子发生器的电弧来直接点燃煤粉，等离子燃烧器布置在A层燃烧器内，每炉四台。
另外配有高能点火器－主油枪－煤粉燃烧器的两级点火方式；当燃用设计煤种时，锅炉不投油最低稳燃负荷为40％BMCR。
锅炉过热汽温度采用三级喷水减温调节，再热汽温度采用摆动燃烧器调节。
另外，在再热器入口设有事故喷水减温器，壁式再热器出口设有微量喷水减温器。
锅炉保证额定过热汽温的负荷范围为70％～100％BMCR，保证额定再热汽温的负荷范围为60％～100％BMCR（滑压），在上述范围内运行时，过热器出口汽温和再热器出口汽温能保持稳定在额定值，偏差不超过±5℃。
受热面金属不超温。
1.1 锅炉主要设计参数表1-1 锅炉主要设计参数项目单位BMCR BECR 过热蒸汽流量t/h1060.01049过热蒸汽出口压力MPa（g）17.517.5过热蒸汽出口温度℃540540再热蒸汽流量t/h874.6861.5再热器进/出口蒸汽温度℃335.1/540332.7/540再热器进/出口蒸汽压力MPa（g） 4.09/3.91 4.03/3.85给水温度℃284.7283.6过热器一级计算喷水量t/h23.9718.31过热器二级计算喷水量t/h 5.99 4.58过热器三级计算喷水量t/h00再热器减温水量t/h12.59排烟温度℃129126炉膛过剩空气系数/ 1.20 1.20计算锅炉效率%92.9993.03计算燃煤量t/h150.69149.31.2 燃煤特性设计煤种为新安与义马混煤（1:1），校核煤种为新安与义马混煤（3:7）。
表1-2 煤质资料项目符号单位设计煤种校核煤种工业分析收到基水分Mar ％ 6.2 11.22 空气干燥基水分Mad ％ 3.76 3.47 收到基灰分Aar ％32.5 22.5 干燥无灰基挥发分Vdaf ％29.49 35.9 收到基低位发热量Qnet.ar kJ/kg 19650 20380元素分析收到基碳Car ％51.95 54.38 收到基氢Har ％ 2.87 3.14 收到基氧Oar % 4.75 7.25 收到基氮Nar ％0.76 0.73 收到基硫Sar ％0.97 0.83 哈氏可磨系数HGI 87 73灰特性变形温度DT ℃1280 1330 软化温度ST ℃1310 1400 熔化温度FT ℃1330 14402.试验目的在机组正常运行期间，通过调整机组出力，逐渐降低锅炉热负荷，考查SCR入口烟温、脱硝装置运行情况、主再热蒸汽参数、机侧汽动给水泵汽轮机工作汽源压力、回热系统运行稳定性。
3.试验内容在试验工况下，对机组运行的以下各项内容进行测试和评价。
3.1 安全性评价锅炉水冷壁、过热器、再热器各部位壁温不超温；主蒸汽温度不超温；再热蒸汽温度不超温；过热器减温水量可控；再热器减温水量可控。
3.2 稳定性评价评价锅炉运行期间炉侧SCR入口烟温、脱硝装置运行情况、机侧汽动给水泵汽轮机工作汽源压力、回热系统运行稳定性。
3.3 NOx 排放评价NOx 排放浓度不超过专业规定值500mg/Nm3。
3.4 经济性评价主、再热蒸汽参数低于规程设计值。
3.5 其它评价锅炉出力、腐蚀及设备裕量。
4.试验依据4.1 GB10184-88《电站锅炉性能试验规程》；4.2 GB13223-2011《火大气污染物排放标准》；4.3 DL/T414-2004《火环境监测技术规范》；4.4 和制造厂家相关技术资料。
5 试验测点布置及测试方法试验依据中华人民共和国国家标准《电站锅炉性能试验规程》(GB10184-88)简化进行。
试验测点布置及测试方法如下：5.1 原煤取样原煤在试验中自输煤皮带处采集，取样后缩分出1~2kg原煤样封装，用于工业分析，数据采用质检部门所出具的报告。
5.2 飞灰取样飞灰在空气预热器后水平烟道处撞击式飞灰取样器取样，试验过程中连续取样（将取样灰管放空、灰桶放空）。
试验结束后缩分出100g飞灰样封装，进行飞灰可燃物含量分析。
5.3 炉渣取样炉渣在冷灰斗刮板捞渣机处取样，缩分出约1kg渣样封装，进行炉渣可燃物含量分析（试验期间由发电部化学专业完成）。
5.4 排烟温度测量排烟温度在空预器出口已安装测点测量控制室记录，工况稳定30分钟记录一次。
5.5 空预器入口烟气氧含量空预器入口烟气氧含量采用SCR出口POC站上单点测量，工况稳定30分钟记录一次。
5.6 空预器出口烟气氧含量空预器出口烟气氧含量采用空预器出口POC站上单点测量，工况稳定30分钟记录一次。
5.7 大气条件环境温度在送风机入口处测量，工况稳定30分钟记录一次。
湿度及大气压力采用经验推荐值。
5.8 其它运行参数其它运行参数均采用控制室运行监测数据，工况稳定30分钟记录一次。
6.试验条件6.1试验组织机构成立，职责分工明确。
6.2已向调度提出试验负荷（额定负荷33%到50%之间）申请，并得到调度允许。
6.3机组无重大缺陷，主、辅机运行正常并处于良好的受控状态，执行机构操作灵活。
6.4发电机功率、主汽压力、主汽温度、给水流量、汽包水位、烟气含氧量、炉膛压力等主要参数指示正常。
6.5验过程中，机组负荷稳定，煤质稳定，参数波动范围较小。
6.6试验过程中，未进行锅炉吹灰、打焦、改变制粉系统运行方式等影响工况运行稳定性的工作。
