1号机组脱硝性能试验方案解析
热电厂2×350MW供热机组工程(1号机组)脱硫、脱硝、除尘设施项目社会稳定风险评估报告(中国市场经济研究院)
/热电厂一期2×350MW供热机组工程（1号机组）脱硫、脱硝、除尘设施项目社会稳定风险评估报告&国家发改委甲级资质1.成功丰富的案例我们的项目团队已完成多个项目社会稳定风险评估报告编制工作，为客户完满完成了项目社会稳定风险评估，研究项目涉及行业达三十余个，为客户解决了企业融资、对外招商合作、国家发展和改革委（以前的计委）立项、银行贷款、境外投资项目核准等需求。
2.专业撰写的团队由行业资深专家、博士、高级工程师、注册会计师、造价师、咨询师等专业人士组成的项目小组，为您编制专业、高水准的项目社会稳定风险评估报告。
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4.国家发改委甲级资质按国家发展和改革委相关规定，用于立项审批的社会稳定风险评估报告需要有具有国家发改委颁发的工程咨询资格的单位编写，本机构可提供国家发改委颁发的甲级工程咨询资质，保证项目顺利的通过发改委审核立项。
主要专业资质范围(参考第六章)。
【报告目录】第一章热电厂一期2×350MW供热机组工程（1号机组）脱硫、脱硝、除尘设施项目基本情况第一节、项目概况一、项目单位二、拟建地点三、建设必要性四、建设方案五、建设期六、主要技术经济指标七、环境影响八、资源利用九、征地搬迁及移民安置十、社会环境概况十一、投资及资金筹措第二节、评估依据第三节、评估主体一、拟建项目的评估主体指定方二、评估主体的组成及职责分工第四节、评估过程和方法第二章热电厂一期2×350MW供热机组工程（1号机组）脱硫、脱硝、除尘设施项目评估内容第一节、风险调查评估及各方意见采纳情况第二节、风险识别和估计的评估一、风险识别评估二、风险估计评估第三节、风险防范和化解措施的评估第四节、落实措施后的风险等级确定第三章热电厂一期2×350MW供热机组工程（1号机组）脱硫、脱硝、除尘设施项目评估结论第一节、拟建项目存在的主要风险因素第二节、拟建项目合法性第三节、拟建项目合理性第四节、拟建项目可行性第五节、拟建项目可控性评估结论第六节、拟建项目的风险等级第七节、拟建项目主要风险防范、化解措施第八节、根据需要提出应急预备和建议第四章热电厂一期2×350MW供热机组工程（1号机组）脱硫、脱硝、除尘设施项目附件附件一：热电厂一期2×350MW供热机组工程（1号机组）脱硫、脱硝、除尘设施项目可行性研究报告附件二：热电厂一期2×350MW供热机组工程（1号机组）脱硫、脱硝、除尘设施项目申请报告及其社会风险分析篇章附件三：建设单位法定代表人身份证复印件附件四：规划选址文件附件五：用地预审文件附件六：环境影响评价文件附件七：相关规划与标准规范附件八：热电厂一期2×350MW供热机组工程（1号机组）脱硫、脱硝、除尘设施项目先建设后报批，环保部门处理到位的证明材料附件九：环境影响评价公示照片附件十：公众参与座谈会照片附件十一：公众参与座谈会记录附件十二：热电厂一期2×350MW供热机组工程（1号机组）脱硫、脱硝、除尘设施项目社会稳定风险座谈会参会人员名单附件十三：热电厂一期2×350MW供热机组工程（1号机组）脱硫、脱硝、除尘设施项目百分评价统计表附件十四：建设项目周边环境示意图附件十五：全部市场调研问卷调查表附件十六：同类或类似项目决策风险评估资料第一章社会稳定风险评估的介绍第一节社会稳定风险的定义社会稳定风险是指重大事项在政策出台和实施的过程中，由于没有很好地顾及群众的切身利益，或者没有很好地协调好不同利益群体的利益冲突，或者没有获得群众的理解并征得群众的同意而可能引发的群众大规模集体上访或群体性事件，从而危及公共安全的情况。
南热600MW超临界机组回转式空气预热器改造
南热600MW超临界机组回转式空气预热器改造张光【摘要】南热2×600 MW超临界机组自投运以来排烟温度一直居高不下.分析了1号机组空气预热器进、出口运行参数,指出空气预热器的传热效果较低是其主要原因,综合比较了3种改造方案,最终采取方案一,即更换热端传热元件板型对空气预热器进行了改造.运行结果表明,锅炉排烟温度降低约10℃,提高了传热效果和锅炉效率.【期刊名称】《江苏电机工程》【年(卷),期】2012(031)001【总页数】3页(P75-77)【关键词】回转式空气预热器;传热元件;排烟温度;锅炉效率【作者】张光【作者单位】江苏南热发电有限责任公司,江苏南京210035【正文语种】中文【中图分类】TK223.3+4传热元件是影响回转式空气预热器传热效果的关键因素，传热效果偏低，冷风和高温烟气不能较好进行热交换，使得排烟温度增加，热一、二次风温均较低，从而导致锅炉效率降低[1]。
因此，提高空气预热器的传热效果，可以降低排烟温度，提高热一、二次风温度，有效提高锅炉效率，降低发电煤耗，提高机组经济性。
1 设备概述江苏南热发电有限责任公司（简称南热）2×600 MW超临界机组HG-1965/25.4-YM5型锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司（简称哈锅）设计、制造的。
锅炉为一次中间再热、超临界压力变压运行带内置式再循环泵启动系统的直流锅炉，单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢架、全悬吊结构、π型布置。
锅炉岛为露天布置。
锅炉同步安装SCR脱硝装置。
锅炉设计煤种为神府煤，校核煤种为淮南煤。
南热2×600 MW超临界机组锅炉空气预热器采用哈锅预热器公司生产的三分仓回转式空气预热器，型号为：31.5-VI(T)-1850-SMR空气预热器。
传热元件分两层布置，热端传热元件采用0.5 mm厚碳钢钢板，DU3板型布置，热端所有传热元件高度为950 mm；冷端传热元件采用0.8 mm钢板两面涂搪瓷，涂搪瓷后总厚度为1.2 mm，DFC板型布置，冷端所有传热元件高度900 mm。
SCR锅炉烟气脱硝1
附件二、锅炉烟气SCR脱硝一、SCR工艺原理利用选择性催化还原（SCR）技术将烟气中的氮氧化物脱除的方法是当前世界上脱氮工艺的主流。
选择性催化还原法是利用氨（NH3）对NO X的还原功能，使用氨气（NH3）作为还原剂，将一定浓度的氨气通过氨注入装置（AIG）喷入温度为280℃-420℃的烟气中，在催化剂作用下，氨气（NH3）将烟气中的NO和NO2还原成无公害的氮气（N2）和水（H2O），“选择性”的意思是指氨有选择的进行还原反应，在这里只选择NO X还原。
其化学反应式如下：4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O6NO2+8NH3→7N2+12H2O副反应主要有：2SO2+O2→2SO3催化剂是整个SCR系统的核心和关键，催化剂的设计和选择是由烟气条件、组分来确定的，影响其设计的三个相互作用的因素是NO X 脱除率、NH3的逃逸率和催化剂体积。
脱硝反应是在反应器内进行的，反应器布置在省煤器和空气预热器之间。
反应器内装有催化剂层，进口烟道内装有氨注入装置和导流板，为防止催化剂被烟尘堵塞，每层催化剂上方布置了吹灰器。
二、脱硝性能要求及工艺参数1、性能要求采用SCR脱硝技术时，脱硝工程应达到下列性能指标：NO X排放浓度控制到200mg/Nm3以下，总体脱硝效率约80%；氨逃逸浓度不大于3uL/L;SO2/SO3转化率小于1.0%；2、工艺参数脱硝工艺的设计参数见表液氨缓冲槽SCR工艺流程图3、高灰型SCR脱硝系统采用高灰型SCR工艺时，250~390℃的烟气自锅炉省煤器出口水平烟道引入，进入SCR脱硝装置入口上升烟道，经氨喷射系统喷入烟道的NH3与烟气混合后，在催化剂作用下，将NO X还原成N2和H2O，脱硝后的干净烟气离开SCR装置，进入空气预热器，回到锅炉尾部烟道。
高灰型SCR脱硝系统包括烟道接口、烟道、挡板、膨胀节、氨气制备与供应、氨喷射器、导流与整流、反应器壳体、催化剂、吹灰器、稀释风机、在线分析仪表及控制系统等部件，归纳起来可分为催化剂系统、反应器系统、氨供应与喷射系统及电气热控系统等几个部分。
1000MW超超临界火电机组深度调峰研究_1
1000MW超超临界火电机组深度调峰研究发布时间：2023-02-03T07:37:15.286Z 来源：《中国电业与能源》2022年第18期作者：孙延刚[导读] 华东地区的电力系统在假日时段的负载特征与日用功率曲线存在着很大的差异孙延刚华电莱州发电有限公司山东省烟台市 261400摘要：华东地区的电力系统在假日时段的负载特征与日用功率曲线存在着很大的差异。
为了满足电力市场的需求，需要对大型燃煤电厂进行深度调峰。
在煤炭机组中，锅炉的燃油性质和最小稳定燃烧性能是其重要的参数。
句容电力公司按照华东电力公司的调峰需求，对1号机组进行了深入的调峰试验，并进行了深入的调峰，采用1000 MW套筒燃用方案，在深部调峰阶段，其最小稳燃负载可达250 MW，并能保证脱硝、脱硫、除尘设备的安全稳定。
关键词：超超临界机组；深度调峰；锅炉；负荷引言根据目前我国燃煤发电系统的调峰能力，尤其是在百万千瓦级风电和太阳能发电基地的建成后，我国目前的风电、太阳能发电装置的调峰情况日益严重。
中国电信网《2016年全国电力行业供需形势报告》显示，2015年我国燃煤发电总量年均下降2个百分点。
今年是3%，已经是第二个月的负值了。
今年，燃煤机组使用时间达到了自1969年来的最低水平，达到4329个小时。
一、机组概况该机组采用东方电力公司DG3024/28型1000 MW超临界机组。
35-Ⅲ1型，为一次中间再热、单炉膛和前后墙对冲燃烧的直流炉型；神华煤矿的设计煤种和大同优质的校核煤种。
锅炉使用的燃料为0#轻质柴油，使用的是一种微型燃料。
SCR脱硫系统的脱硫设备在两个机组同时进行。
句容电厂1000 MW级超超临界 HMN级水轮发电机组是由上海电气和西门子共同研制的。
该装置类型为超超临界、中间再热、单轴；四排汽，凝蒸汽模式，其进气温度为27 MPa/600摄氏度/600摄氏度，其最大蒸汽流量可达到27 MPa/600℃/610℃，最大出力可达1030 MW。
1号锅炉脱硝施工方案
目录1编制依据及引用标准........................... 错误!未指定书签。
2工程概况及施工范围........................... 错误!未指定书签。
2.1工程概况 ................................. 错误!未指定书签。
2.2施工范围 ................................. 错误!未指定书签。
3施工作业人员配备与职责分工 .................... 错误!未指定书签。
4施工所需机械装备及工器具量具、安全防护用品配备.... 错误!未指定书签。
5施工条件及施工前准备工作...................... 错误!未指定书签。
6作业程序、方法和要求 ......................... 错误!未指定书签。
6.1作业程序流程： ............................ 错误!未指定书签。
6.2作业方法和要求 ............................ 错误!未指定书签。
6.3专项技术措施.............................. 错误!未指定书签。
无.......................................... 错误!未指定书签。
7质量控制及质量验收........................... 错误!未指定书签。
7.1质量控制标准.............................. 错误!未指定书签。
7.2中间控制见证点设置......................... 错误!未指定书签。
7.3中间程序交接点设置......................... 错误!未指定书签。
7.4工艺纪律及质量保证措施...................... 错误!未指定书签。
8安全、文明施工及环境管理措施和要求.............. 错误!未指定书签。
1、2号脱硝氨逃逸测量装置改型可行性研究报告
1、2号脱硝氨逃逸测量装置改型可行性研究报告一、前言：（一）项目名称：1、2号脱硝氨逃逸测量装置改型（二）项目性质：技改（三）可研编制人： xxx（四）项目负责部门：设备部（五）项目负责人： xxx二、项目提出的背景及改造的必要性：（一）承担可行性研究的单位：设备部（二）项目提出的背景：我厂机组脱硝系统同步建设、同步投运，所配氨逃逸测量装置运行效果差，无法给运行人员提供调整依据，对机组运行影响很大。
（三）项目进行的必要性：氨逃逸测量数据不准确，对机组运行影响很大，除氨损失外，主要会影响到空预器的运行，严重时会造成空预器堵塞，迫使机组停机，且堵塞物难以清理。
（四）原系统或设备的基本情况：现氨逃逸测量设备为西门子公司的LDS6，其基本原理为激光对射，测量结果误差很大，不具有参考价值。
（五）存在的主要问题：维护困难，测量数据误差很大，没有参考价值。
三、方案论证：（一）检修方案描述；氨逃逸测量装置换型为最新产品。
（二）检修后预期达到的效果：氨逃逸测量准确，确保机组空预器安全运行。
（三）需要结合机组大、小修实施。
四、项目规模和主要内容：（一）项目方案及内容综述经过调研，拟换型为北京大方科技有限责任公司的最新产品，实现对氨逃逸的准确测量。
（二）工程计划开竣工时间；2015年4月-2014年5月（三）项目范围1号机组脱硝系统。
（四）项目的主要设备材料构成；仕富梅氨逃逸分析仪。
（五）整个项目的时间进程计划安排；2015年4月招标2015年5月安装调试完成。
五、工程实施条件：（一）设计、施工单位的选择；设计：大唐渭河热电厂热控专业施工：大唐渭河热电厂热控专业（二）工程施工周期10天；（三）资金来源等的落实情况；技改项目（四）需要停机停炉等计划的落实情况；1、2机组临停机会实施。
脱硝调试方案
秦皇岛骊骅淀粉股份有限公司3×180t/h脱硝工程调试方案浙江菲达环保科技股份有限公司2016.5.23目录1.前言 (4)2.工程概况 (4)3.主要设计数据 (6)4.技术原理及工艺流程 (8)5.准备工作 (11)6.调试工作程序和管理 (13)7.调试范围 (16)8.脱硝系统调整试运行的原则方案 (18)9.性能试验及数据记录 (22)10.连续试运行 (23)11.调试注意事项 (24)12.运行异常分析及处理 (24)13.氨水安全措施 (25)14.附件一性能保证 (26)1.前言为确保“秦皇岛骊骅淀粉股份有限公司3×180t/h锅炉SNCR+SCR脱硝工程”项目热态调试及试运行工作能优质、有序、准点、安全、文明、高效地进行，并使参加运行工作的各方对运行过程及要求有较全面的了解，特制定本调试方案。
锅炉烟气脱硝系统在安装完毕并完成单体、分系统试运后，将通过热态调试及连续试运行工作，对设计、施工和设备质量进行全面考核。
通过调试调整SNCR+SCR系统及各设备的运行状态，为制定运行规程提供调试依据，使得系统以最经济的状态满足脱硝要求，检验SNCR+SCR系统是否达到设计和合同规定的技术指标。
通过调整调试后能获得：1) 脱硝系统设计是否合理；2) SNCR+SCR系统的脱硝率、热态投运及停运方法：3) 各个运行参数对SNCR+SCR脱硝效果的影响；4) 摸索SNCR+SCR系统最佳运行方式；连续试运行要保证整套脱硝系统能安全顺利地启动并移交生产，发现并解决系统可能存在的问题，使之投产后能安全稳定运行，尽快发挥投资效益，为环保作贡献。
2.工程概况2.1 概述秦皇岛骊骅淀粉股份有限公司热电厂新建3台180t/h次高压次高温循环流化床锅炉。
配套新建SNCR-烟道型SCR联合烟气脱硝，还原剂为氨水，本设计的还原剂储备及供应公用系统按3台180t/h循环流化床锅炉用量设计。
本工程3台180t/h循环流化床锅炉参数如表1-1所列。
脱硝改造方案(1)
山东光明热电股份有限公司脱硝改造方案编制：审核：批准：山东光明热电股份有限公司2019年9月10日山东光明热电股份有限公司脱硝改造方案一、项目背景1、国家政策根据山东省新的环保政策要求，自2020年1月1日起，所有电厂循环流化床锅炉的氮氧化物排放标准由原来的100mg/Nm3,改为50mg/Nm3。
2、电厂现状自2019年8月15日接到新泰市环保局下发的山东省新大气标准后，我公司开始组织实施氮氧化物超低排放试运，8月28日至9月10日进行试运，试运期间为2#、3#炉运行。
2#3#炉的氮氧化物排放在50mg/Nm3左右，但是喷入脱硝剂耗量非常大每天消耗氨水6吨左右，并且受煤种制约排放值不稳定，一旦超标没有调整的余量。
二、考察相关电厂的脱硝运行及改造根据我公司锅炉运行状况、锅炉炉型及燃料种类对周边相同类型的电厂进行了有针对性的考察调研。
考察单位为：华阳农药电厂（130t/h）、沂源源能热电（130t/h）、沂水热电厂（130t/h），这三家电厂的锅炉均为循环流化床锅炉。
这三家电厂的氮氧化物排放浓度稳定在30-40mg/Nm3并且基本不投运脱硝系统。
1、燃料情况三家电厂的燃料为高热值燃料，燃料热值4500Kcal/Kg左右。
2、运行调控情况三家电厂的运行调控方式：低床温（床温维持在850℃左右）、低氧量（炉膛出口氧量在2-3%）、高循环灰量保持较高炉膛差压维持在1000Pa左右且锅炉负荷率较高在85-90%之间。
3、锅炉改造情况锅炉改造情况：3家电厂的锅炉均进行了低氮燃烧改造。
锅炉改造的重点部位：（1）分离系统：分离器入口间距缩小提高烟速、中心筒位置偏置、返料器改造、加装飞灰再循环系统，目的提高分离效率降低床温；（2）燃烧室：减少布风板面积、燃烧室风帽改造、二次风入口高度提高，目的减少一次风量降低密相区燃烧氧量。
4、脱硝剂的应用其中沂源源能、沂水热电电厂现已不再使用氨水，目前使用一种尿素合成剂。
此种脱硝剂无毒、无爆炸、无挥发性，安全可靠并且价格比我公司使用的氨水便宜150元左右。
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脱硝性能试验方案批准：审核：编写：内蒙古京科发电有限公司2015年02月05日目录1前言 (1)2试验标准及依据 (1)3试验内容 (1)4测点布置 (2)5测试方法 (2)6试验条件及试验工况设置 (6)8试验组织机构 (9)附表1 试验所需仪器及材料 (10)1前言内蒙古京科发电有限公司1×330MW机组脱硝装置采用选择性催化还原法烟气脱硝工艺，2014年7月投入运行，为检验烟气脱硝系统保证值及技术参数是否满足技术协议等要求，需要对脱硝装置进行性能试验。
为更好地协调双方的配合，特制订本试验方案。
2试验标准及依据1)DL/T260-2012 《燃煤电厂烟气脱硝装置性能验收试验规范》；2)《电站锅炉性能试验规程》GB/T10184-88；3)《固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法》GB/T16157-1996；4)《火电厂大气污染物排放标准》GB13223-2003；5)《工业企业厂界噪声标准测量方法》GB/T12348-1991。
3试验内容表1 试验内容4 测点布置由外侧向内侧由外侧向内侧图1 烟道截面测点布置方式表2 测孔数量需求5 测试方法5.1脱硝效率及NOx 浓度用NO 标气和O 2标气对测试仪器进行标定，然后在SCR 入口和出口烟道按照网格法进行同步测量，取测试结果的平均值，按下式计算出脱硝效率：(%)100222NOx NOx NOx ⨯⎪⎪⎭⎫⎝⎛-=进干出干进干O O O ρρρη 式中：进干2NOx Oρ—标干态、氧量6%时原烟气中NOx 质量浓度，（mg/Nm 3）。
出干2NOx O ρ—标干态、氧量6%时原烟气中NOx 质量浓度，（mg/Nm 3）。
烟气中NOx 的浓度(干基、标态、6%O2)计算方法为：232162105.295.0)/()/(O L L NO Nm mg NOx --⨯⨯=μ式中：NOx （mg/Nm3）：标准状态，6%氧，干烟气下NOx 浓度，mg/Nm3； NO （μL/L ）：实测干烟气中NO 体积含量，μL/L ； O2：实测干烟气中氧含量，%；0.95：经验数据(在NOx 中，NO 占95%，NO2占5%） 2.05：NO2由体积含量μL/L 到质量含量mg/m3的转换系数。
5.2烟气温度在SCR 入口、出口烟道用热电偶采用网格法进行测量，取各点测量结果的平均值。
5.3烟气流量使用皮托管、压力表和热电偶，采用网格法测量各点的烟气压力、温度和氧量，计算出烟气流量。
5.4 SO3/SO2转化率在气体混合物中转变成SO 3的SO 2的物质的量与起始状态的物质的量之比，称为转化率。
采用等速取样的方式使烟气通过一级、二级蛇形管吸收装置，通过水浴加热使吸收装置保持在60~80℃，以保证烟气中的SO 3完全留在吸收装置中，将采样后的吸收装置带回实验室，经实验分析得出的SO 3质量，结合抽取的烟气体积求出SO 3的浓度，再根据脱硝系统入口SO 2的浓度计算出SO 2/SO 3转化率。
计算公式为：%100,,,/2333232⨯-⨯=inCso in Cso out Cso M M so Kso SO SO式中：—烟气中的SO 2/SO 3转化率，%； —SO 2的摩尔质量，g/mol ； —SO 3的摩尔质量，g/mol ；—标准状态、干基、6%O 2下的SCR 反应器出口烟气中SO 3浓度，mg/m 3； —标准状态、干基、6%O 2下的SCR 反应器入口烟气中SO 3浓度，mg/m 3； —标准状态、干基、6%O 2下的SCR 反应器入口烟气中SO 2浓度，mg/m 3。
5.5系统压降在SCR 各阻力段安装压力测点，使用压力测量仪表（微压计或U 型管），在机组满负荷运行时，采集和记录各测量仪表的压力数据，同时测量各点的标高和大气压，计算出脱硝系统压降。
计算公式如下：+-=∆21j j P P P -1d P ()g Z Z P d 22112ρρ-+式中：P j1、P j2 —分别为进出口测量端面处的烟气静压，Pa 。
—分别为进出口测量端面处的平均动压，Pa 。
ρ1、ρ2 —分别为进出口实际工况下的烟气密度，kg/m 3。
Z 1、Z 2 —分别为进出口测量端面处的水平标高，m 。
5.6氨逃逸率根据每台反应器出口截面的NO 浓度分布，选取多代表点作为NH 3取样点。
代表点涵盖NO 浓度高、中、低不同区域的测点，每个反应器代表点数量不少于6个。
采用等速取样的烟气通过吸收装置，使烟气中的NH 3与吸收液完全反应，取样后将吸收装置带回实验室分析得出的NH 3质量，结合取样所抽取的烟气体积求出氨的逃逸率。
5.7氨消耗量液氨消耗量通过计算的方法来确定。
根据SCR 入口烟气量、入口NOx 浓度、脱 硝效率和氨逃逸，采用下面公式进行计算。
610323-⨯⨯⨯⨯=NH NO NO NH M n M C Q G X100332NOxNO NH NH NO XC c M M n η+⨯=式中：3NH G —还原剂耗量，kg/h ；Q —折算到标准状态、干基、6%O 2下的SCR 反应器入口烟气流量，m 3/h ；2NO C —折算到标准状态、干基、6%O 2下的SCR 反应器入口烟气中NOx 浓度，mg/m 3；2NO M —NO 2的摩尔质量，g/mol ；n —氨氮摩尔比(NH 3/NOx)；3NH M —NH 3的摩尔质量，g/mol ；3NH c —折算到标准状态、干基、6%O 2下的氨逃逸浓度，mg/m 3；NOx η—脱硝效率，%。
5.8运行参数记录试验期间，采用机组配套的DCS 数据采集系统采集与记录相关的脱硝运行参数。
参数记录表格由东北电科院提供，数据填写由电厂负责。
6试验条件及试验工况设置6.1试验工况安排6.2试验条件6.2.1试验工况内蒙古京科发电有限公司1号机组脱硝系统性能考核试在机组高、中、低三个负荷点进行，每个试验工况开始前需完成锅炉与脱硝装置的吹灰。
试验时间和试验内容可根据现场实际情况变化调整。
试验期间，每个测试周期最少保持3小时以上机组稳定负荷。
6.2.2试验条件1)试验期间，脱硝装置的运行满足业主与总承包方签订的合同中有关内容的规定。
2)试验期间，锅炉负荷应稳定在要求负荷左右，最大波动幅度不超过±5%。
3)试验期间，燃烧设计煤种，煤质尽量保持稳定、燃料配比不变。
4)试验期间，烟气脱硝系统在性能试验开始之前经历一段时间的调试和稳定运行。
5)脱硝及辅助系统处于完好状态，正常稳定运行。
6)控制系统和主要仪表运行正常，指示正确。
7)试验期间，运行人员应积极配合检测人员进行工况调整，不得随意调整运行参数。
若遇异常情况，运行人员可按操作规程自行进行处理，在检测条件恢复正常后试验方可继续进行。
7 试验仪器、仪表校验所有试验仪器、仪表均需经过法定计量部门或法定计量传递部门校验，并具有在有效期内的合格证书。
烟气分析仪本身不具备校验证书，但用于每次试验前后对其进行标定的标准气体具备法定计量部门提供的有效校验证书。
对于烟气取样不锈钢管、橡胶管、烟气混合器、烟气前处理装置等在试验前应进行严密性试验。
8 组织和分工脱硝系统性能验收试验由内蒙古京科发电有限公司、设备厂家和东北电力科学研究院有限公司三方共同协调完成，检测各方职责分工如下：8.1内蒙古京科发电有限公司职责1)负责试验的组织和协调工作，试验期间委派专人负责现场的联系协调工作，配合性能检测期间的有关工作，为测试提供便利的工作条件。
2)负责试验期间主机和脱硝设备的运行操作。
3)为检测方提供必要的人员支持，根据需要安装脚手架及测孔的打开等工作。
4)为检测方记录试验期间的机组主要运行参数。
5)协助检测方采集入炉煤，并提供试验期间煤质工业分析等数据。
6)为检测方提供仪器存放处。
7)负责接引检测仪器所需的220V电源到测试位置，电源线由检测方提供。
8.2设备厂家职责1)提出试验期间脱硝系统的运行方式和参数，并指导运行人员操作。
2)向检测方提供与检测内容相关的资料及图纸，如脱硝系统技术协议，脱硝SCR平断面布置图，脱硝烟气测点布置图等。
3)根据现场情况，为检测方提供必要的人员支持。
4)检测期间委派专人负责现场的联系协调工作。
8.3东北电力科学研究院有限公司职责1)负责编制检测方案，包括检测目的、检测内容、检测测点布置、测试方法、测试仪器、检测工况设计与日程安排、人员配备等。
2)负责有关试验的全部技术工作。
3)现场实地了解设备情况，负责测点的确认。
4)提供检测所需的专用仪器设备及其标气。
5)负责数据的采集及有效性的确认，物料样品采集，缩分及保存等。
6)负责检测数据的记录、整理及分析，提交性能验收试验报告。
7)对厂家提供的性能修正曲线进行确认。
9 试验组织机构试验总指挥由公司总工程师担任，下设试验工作组，试验工作组组长由设备管理部经理、发电部经理、电科院负责人担任，各组长负责试验的相互协调工作，确保试验顺利进行。
试验组织机构如下：1) 设备管理部试验工作组组长：李显志成员：潘利国、孟贺、黑火三检修人员2) 发电部试验工作组组长：武国梁成员：当值运行人员、化验人员3) 电科院试验工作组组长：刘建明成员：参与试验人员附表1 试验所需仪器及材料。