新海脱硝技术协议20120421(排版后待签字).doc

江苏新海发电有限公司#15、16机组脱硫、脱硝及除尘器改造工程
烟气脱硝工程总承包 技术协议

江苏新海发电有限公司
＃15、16机组脱硫、脱硝及除尘器改造工程
烟气脱硝工程总承包
技术协议
买方:江苏新海发电有限公司
卖方：同方环境股份有限公司
二O一二年四月
89

江苏新海发电有限公司#15、16机组脱硫、脱硝及除尘器改造工程
烟气脱硝工程总承包 技术协议

江苏新海发电有限公司
＃15、16机组脱硫、脱硝及除尘器改造工程
烟气脱硝工程总承包
技术协议
买方:江苏新海发电有限公司
卖方：同方环境股份有限公司
二○一二年四月
目 录
附件1 技术规范1
1 总述1
2 技术要求15
3 卖方设计数据54
附件2 供货范围60
1 概述60
2 供货范围60
3 调试65
4 供货范围清单66
供货范围清单5-三年备品备件清单（不含在总价内）74
附件3 设计范围及设计联络会76
1 工作范围76
2 设计联络会77
3 设计确认79
附件4 技术资料和交付进度80
1 设计内容和深度要求80
2 设计和建设阶段的资料81
3 卖方提供的资料83
附件5 工程总进度及设备交付进度84
1 工程总进度84
2 设备交货进度84
3 包装运输85
4 设备保管85
附件6 检验、调试和性能验收86
1 概述86
2 工厂检验和试验86
3 现场试验86
4 现场调试86
5 性能验收试验87
附件7 技术服务与培训88
1 卖方现场技术服务88
2 培训89
附件8 分包及外购91
附件9大部件情况92
附件1 技术规范
1 总述
本技术协议适用于江苏新海发电有限公司＃15、16机组脱硫、脱硝及除尘器工程选择性催化还原法（SCR）脱硝装置及配套系统改造.它提出了脱硝工程的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。
本次脱硝工程采用总承包形式，卖方承包范围如下：#15、16机组两台锅炉烟气脱硝全部系统;脱硝装置所需基础、土建工程（包括改造）;设备安装；控制系统配套改造;厂用电系统配套改造以及因为脱硝系统可能发生的其它改造项目的设计、供货及调试。卖方承担的工作内容详见1。1。3工作范围划分。
本技术协议包括脱硝工程以内所必需具备的工艺系统设计、安全保障设计、设备选择、采购制造、供货运输、保管、土建建（构）筑物的设计、施工、设备安装及主要工序验收、调试、试验、试运行、考核验收、消缺、培训和交付投产等；并能满足锅炉正常运行的需要,最终通过国家环保部门脱硝性能验收合格。
由于本工程分炉后SCR区和氨区，目前正在新建的2×1000MW机组氨区容量已考虑本期2×330MW的液氨耗量，因此液氨制备系统与新建1000MW机组合并设置，本次改造不再增设液氨制备区域.但连接两区域间的所有设备、管道、阀门、支吊架、电缆等均属于卖方设计和供货范围。脱硝工程所需的电、气、汽、水、控制等管道、管线均接至买方指定的位置。
炉后脱硝装置钢架与锅炉钢架分开设置,采用独立框架结构.脱硝支架应尽量利用原前烟道支架基础。脱硝装置下部钢架除了承受卖方提供的脱硝装置荷载外,还必须承载买方烟风道的载荷,并提供支撑钢结构.脱硝框架结构布置需满足空预器出口至电除尘进口烟道布置的要求，脱硝框架宽度不小于电除尘器烟道进口所需宽度。
本技术协议提出的仅是最低的技术要求,并未规定所有的技术要求和适用标准，卖方应提供满足本规范文件和所列标准要求的高质量的设计、设备及其相应的服务.对国家有关安全、消防、环保、劳动卫生等强制性标准,必须满足其要求。
本技术协议所述系统仅供参考，卖方应提出更优化的系统和布置方案,经买方确认后采用。卖方应对系统的拟定、设备的选择和布置负责,买方的要求并不解除卖方的责任。
本工程采用统一的KKS编码标识单位，编码范围包括卖方所供系统、设备主要部件和构筑物等，卖方在设计、制造、运输、保管、安装，试运行及项目管理各个环节使用KKS编码.标识原则、方法和内容在第一次设计联络会上讨论.
所有外购设备至少提供3家分包商，分包商必须含买方推荐厂家，最终分包商及设备选型由买方确定。买方参加卖方组织的分包（或采购）产品的招标和技术协议洽谈及签订工作。卖方应在招标开始前一周提供招标技术规范并书面通知买方派员参加分包（或采购）的产品招标。
本次技术澄清答疑问题中,卖方对其承诺的条款均予响应。
1。1 项目概况
1。1。1 概述
新海发电有限公司位于连云港市海州区，厂址处于连云港市的西南边缘地区，其前身是新海发电厂，本次烟气脱硝改造的#15、16机组（2×330MW)分别于2005年5月、2005年8月投产发电。
1.1。2 场地条件和自然条件
1。1。2.1 厂址地理位置
厂址区位于锦屏山东北麓，曾是连云港连接黄海的海湾处，厂址区的地貌单元较为复杂，为山前平原和海滨平原两个地貌单元的过渡地带。
电厂位于连云港市西南部的海州区西北边缘地带，东北距连云港市中心新浦区约6km。厂址西临蔷薇河,锦屏磷矿铁路专用线在电厂与蔷薇河之间南北向通过；北接市中转煤场；东北与农药厂为邻；东依城市主干道-—新海南路；南有海师附小、海州居民点等.玉带河自西向东横穿电厂中部。
电厂北距国家铁路干线--东陇海铁路2km.
厂址区水系较为发达，厂区西北侧紧邻蔷薇河，玉带河呈近东西向从厂区中部穿过，其南侧为主厂房等建（构）筑物，北侧主要为贮煤场,两条河流的河岸冲刷轻微，岸坡基本稳定。
1.1.2.2 交通运输条件
厂区东侧有新海南路,南侧有新建路,西南侧有海青路,均为城市道路，其路面宽分别为15m、12m、12m。新海南路北通新浦及连云港，新建路西接海青路，跨过蔷薇河往北至赣榆县。以上道路与全省公路网相通,公路交通运输方便.电厂建设期间的设备材料可通过公路运输进厂。石灰石粉采用汽运进厂，灰渣综合利用以汽车公路运输为主.
电厂以北约2公里为东陇海铁路线(复线)，与全国铁路网相连.厂区西侧紧靠锦屏磷矿专用线.新海发电有限公司的铁路专用线就在连云港站接轨的磷矿铁路专用线上接出.连云港站既有正线2条、到发线7条，有效长度850米。为了满足本期工程运量的增加，考虑在连云港站电厂新增加的11股外侧再增加到发线1条,到发线有效长为1050米，并且电厂厂内的既有到发线与卸煤沟卸车线间再增设到发线1条，线间距5。5米,有效长950米,以满足电厂到发列车作业的需要。
电厂建设期间的设备和材料，也可经铁路运至厂内，可利用本期施工场地西侧的磷矿专用线或玉带河南面的老煤场卸煤线接卸进厂。
1.1。2.3 工程气象
连云港市处在北半球的中纬度,属暖温带与北亚热带的过渡地区。年平均气温在14℃左右,最高气温为40℃，最低气温为—18.1℃，年平均风速3。1m/s，最大风速为29。3m/s。多年平均降雨量895.2mm.气象要素特征值如下:
（1）气压(Pa）
历年平均气压 1016.5 hPa
历史最高气压 1047.4 hPa
(2）气温(℃）
历年平均气温14。1℃
极端最高气温40。0℃（1959。8。20）
极端最低气温—18。1℃(1969.2。5）
历年平均最高气温19。1℃
历年平均最低气温9。9℃
最热月（7月）平均最高气温34。1℃
最冷月（1月）平均最低气温0。1℃
(3)相对湿度（%）
历年平均水汽压 13。6 hPa
历年最大水汽压 40。4 hPa（1998。7。13)
历年最小水汽压 0 hPa(1984。5。30）
历年平均相对湿度 71%
历年最小相对湿度1%（1955.4。20）
（4）降水量（mm）
年最大降水量1374.3 mm（2000年）
年最小降水量471。0 mm（1966年）
历年最大日降水量264。4 mm（1976年6月29日）
历年最大一小时降水量 83.7mm（1997年8月18日）
（5）蒸发量（mm）
历年平均蒸发量1607.1 mm
最大年蒸发量1998.5 mm(1978年）
（6）雷暴（d）
历年平均雷暴日数（d）27
历年最多雷暴日数(d） 51(1964年）
(7)积雪（cm）
历年最大积雪深度（cm）28（1969年1月28—29日)
（8）冻土(cm）
历年最大冻土深度（cm)25（1977年1月7—8日）
（9)风速（m/s）
历年平均风速2.8 m/s
实测10分钟平均最大风速29.3 m/s（N)
五十年一遇离地十米十分钟平均最大风速 29。7 m/s
1。1。2。5脱硝场地
项目可用地主要为：炉后送风机上方，37.0m(暂定）×14.0m（锅炉深度方向）范围内。炉后烟道钢支架为三排柱形式（5m＋9m，暂定），第一排柱和锅炉最后一排柱脱开2.0m.详见所附锅炉尾部布置图.
1。1.2。6 工程地质
厂址区位于锦屏山东北麓,为山前平原和海滨平原两个地貌单元的过渡地带。拟建场地内地形较为平坦，地势略呈西南向北东微倾，厂址区构造稳定。场地土类型为中硬场地土，建筑场地类别为Ⅱ类。
1.1。2。6.1根据本工程地质报告,厂区分布的地层岩性自上而下叙述如下:
① 杂填土（Q4s）
灰黑色，黄灰色，主要成份为粘性土、煤渣、砖块、碎石。结构松散，组成成份差异大，整个场地均有分布，场地内表层普遍存在厚度不等的混凝土地坪或基础。该土层厚度为0.90m～2.80m。
② 淤泥质粘土（Q4al＋l）
灰黑色，流塑，含有机质和少量砾石,为近代淤积而成,具摇振反应，无光泽反应，干强度低,韧性低。该土层零星分布于原始地形较为低洼的沟溏内，为高压缩性、低承载力土层。厚度为0.60m～1。70m.该层埋深为13。80m~18。00m.该层埋深为0.90m～2。80m。
③ 粘土(Q2—3l＋al、Q2—3sl＋pl）
黄褐色，可塑，含氧化铁.混铁锰结核、少量灰白色高岭土、钙质结核和多量砾石，无摇振反应,光泽反应中等,干强度高，韧性高.主要分布于主厂房扩建区局部地段，该层分布不广泛，以透镜体形式分布,厚度为0.50m~2。50m。该层埋深为1.20m~3。20m.
④ 粘土（Q2—3l＋al、Q2-3sl＋pl）
黄褐色，硬塑,含氧化铁。混铁锰结核和中粗砂颗粒及少量灰白色高岭土团块、姜结石等，局部地段该层夹有薄层粗砂或细砂，无摇振反应，光泽反应中等,干强度高，韧性高。该层分布广泛，为厂区的主要土层。厚度为10。00m~14.70m.该层埋深为1。60m~4.20m.
⑤ 花岗片麻岩（AnZzj)
灰白色，浅棕黄色，强风化，由长石、石英、角闪石、云母等组成，片麻状构造，风化成砂状。随深度的增加风化程度逐渐减弱。其埋深为13。80m～18。00m。
1.1。2。6。2土的物理力学性质及评价
地基土的物理力学性质指标的统计是根据前期资料及本次土工试验结果进行的.
① 杂填土
灰黑色，黄灰色，主要成份为粘性土、煤渣、砖块、碎石。结构松散，组成成份差异大，整个场地均有分布，为高压缩性、低承载力土层。不宜直接做为建筑物基础持力层.
② 淤泥质粘土
该层土根据前期资料，推荐土的物理力学性质指标如下:
天然含水量为49。0％,天然孔隙比为1。300，重度为17.02kN/m3,液限为47.0％，塑限为23。0％,塑限指数为18。0，饱和度为100.0％，内摩擦角5。0°,内聚力0。01MPa，压缩系数a1—2为1.00MPa—1,压缩模量为2。5MPa.属流塑状态高压缩性土。
根据该层土的物理力学性质结合前期资料，综合推荐本层土的地基承载力特征值fak为65kPa。
③ 粘 土
该层土仅取4件土试样，其土的物理力学性质指标算数平均值为:
天然含水量为34.8％,天然孔隙比为0。988，重度为18。6kN/m3，液限为49。2％，塑限为26。4％,塑限指数为22。9,液限指数为0。45，饱和度95。0％,内摩擦角7。9°，内聚力0。04MPa，压缩系数a1-2为0。56MPa—1，压缩模量为3。7MPa。属可塑状态高压缩性土.
根据该层土的物理力学性质指标和标准贯入试验击数,并结合前期资料，综合推荐本层土的地基承载力特征值fak为200kPa。
④ 粘 土
天然含水量为23.4％，天然孔隙比为0。701，重度为19.9kN/m3，液限为43。7％，塑限指数为22。4,液限指数为0。12，饱和度为90。6％,内摩擦角11。6o,内聚力41。0MPa，压缩系数a1—2为0。27MPa—1，压缩模量为7。6MPa。属硬塑状态中等压缩性土.
抗震设防烈度为7度,设计基本地震加速度值为0。10g，特征周期为0。45s.根据国标《建筑抗震设计规范》和《火力发电厂土建专业技术设计规定》的规定，脱硝装置按7度进行抗震构造措施设防.
1。1。3 工作范围划分
卖方在本工程中承担的设计、供货范围等均按照以下内容划分，如有与其他章节矛盾之处均以此为准。
1。1。3.1 设计范围:
1）卖方负责脱硝岛内土建专业（总平面、建筑、结构、地基处理、道路、绿化等)、暖通、消防、给排水的全部设计。卖方负责工艺、电气、照明、仪表及控制、消防及通讯等专业的全部设计,设计接口为脱硝岛外1米，以及脱硝岛区域内的火灾报警及消防控制、工业闭路电视系统的设计。
2）为加强设计管理,除SCR本体区域外的其余工艺及电控部分的设计如卖方委托有电力设计资质的设计院完成,须经买方同意.
3）卖方负责脱硝岛土建部分(建筑、结构、地基处理等）、暖通、消防、给排水的竣工图设计和负责工艺、电气、照明、仪表及控制、消防及通讯等专业的竣工图设计。
地基处理：按买方提供的地质勘探资料进行施工图设计，施工图纸需经业主委托的设计监理单位和业主审核,通过后由卖方负责施工.
1.1。3.2 供货范围：
卖方负责脱硝岛内所有脱硝系统设备及配套设施、建筑工程材料等的供货(包括地基处理材料，另有说明的除外)。
1。1。3.3 施工、安装部分
脱硝岛内的所有土建施工(绿化只设计不施工）及设备安装均由卖方负责。
1.1。3。4调试部分
1）卖方负责：单机试运；工艺、热控的系统调试;负责分系统及脱硝岛整体调试；负责全部调试（含单体、分部和整体）方案、措施等调试文件的编制工作。如卖方委托第三方进行系统调试,必须得到买方认可.
2)买方负责：调试过程的协调和配合工作；
3）买方委托第三方进行性能考核试验，试验费用由买方负责.
1.1。3.5设备规范、质量管理及监理
卖方负责脱硝岛内所有设备安装规范的编制；负责脱硝岛质量管理细则的编制;接受买方的设计、施工、安装和设备制造等监理.
1。1。3。6与锅炉厂合作
卖方加强与锅炉厂配合工作，确保脱硝框架安全可靠并对锅炉本体框架无安全影响。
1.1。3.7 性能保证
卖方就整个脱硝系统向买方提供性能保证.
1。1。3.8卖方提供的专题
卖方将按照投标文件中的专题作为项目执行参考依据之一.
1。1.4 燃料
本次#15、＃16机组煤种选用陕西彬长大佛寺烟煤作为设计煤种，晋北烟煤作为校核煤种，主要采用铁路运煤的方式.实际运行中除陕西彬长大佛寺烟煤外，同时从其他市场采购原煤，短时间会出现原煤质量降低，灰份、硫份及其它化学成份等参数严重偏离设计值的现象，卖方要充分考虑煤质劣化的影响，保证脱硝设备能满足运行要求,达标排放。
1.1.5冷却水
脱硝用水（冷却水、消防喷淋等用水）,采用＃15、＃16机组主体提供的工业澄清水和消防水，具体接口位置为附近用水母管,卖方核算脱硝工程用水总量，提交买方买方审核，买方指定接口位置，卖方设计、供货并安装.
1.1.6设备使用条件
负荷性质：带基本负荷并调峰运行。
布置方式:露天布置。
1.17厂用电系统电压
交流电源供电电压:6kV，380/220V.
直流电源供电电压：220V（动力），110V(控制）
1。1。8压缩空气
厂用和仪表用压缩空气系统供气压力为0。45~0.70MPa，最高温度为50℃。 2台炉共设一个全厂空压机站,为除灰、控制、检修等提供气源，共设有8台螺杆压缩机（Q=38.2Nm3/min，P=0.8MPa）和1台离心式空压机(Q=100Nm3/min，P=0。8MPa）,配套后处理设备采用组合式干燥器,共设有9台， P=0。7~1。0MPa，压力露点：—40℃。
1.1。9主要设备参数
1。1.9。1锅炉基本参数
参数名称
单位
设计参数
型式

锅炉采用武汉锅炉股份有限公司国产引进型亚临界参数汽包炉，采用自然循环、一次中间再热、单炉膛、四角切圆燃烧方式、烟气挡板调再热器温度、平衡通风、固态排渣、全钢吊结构、露天布置燃煤锅炉。
过热器蒸发量（BMCR）
t/h
1100
过热器出口蒸汽压力（BMCR)
MPa。g
17。45
过热器出口蒸汽温度（BMCR）
℃
541
省煤器出口烟气量（BMCR，湿)
kg/s
374.19
省煤器出口烟气温度（BMCR)
℃
401。1
锅炉排烟温度(修正前,BMCR）
℃
126
锅炉计算耗煤量（BMCR）
t/h
140。7
烟气含尘量
g/Nm3
24.3（设计）/36。7（校核)
热一次风温(BMCR）
℃
331
空预器数量（每台炉)
台
2
空预器型式

三分仓容克式
空预器漏风率（一年内）
％
8
生产厂:武汉锅炉股份有限公司
锅炉最大连续出力(B—MCR)：1100t/h
主蒸汽压力/温度：17.45MPa.g/541℃
再热蒸汽(进口）压力/温度：3。848MPa。g/330。9℃
再热蒸汽（出口)压力/温度:3.647MPa。g/540℃
给水温度：280。4℃
锅炉保证效率: 92.5％(按低位发热值,预热器一次风入口风温28。9℃， 二次风入口风温23。3℃）
空气预热器出口烟气温度设计值：130。2℃（修正前）, 124。9℃(修正后)
1.2 基本设计条件
1.2.1煤质分析
本脱硝工程暂以陕西彬长大佛寺烟煤为设计煤种，晋北烟煤为校核煤种.采用铁路运煤方式。煤质分析资料见表1-1.江苏新海发电有限公司2011年1~9月#15、＃16机组实际来煤煤质主要成分情况见表1—2。
表1-1燃煤成分、特性和灰分分析
名 称 及 符 号
单位
设计煤种
（彬长大佛寺矿)
校核煤种
(晋北烟煤）
工
业
分
析
收到基全水分 Mar
%
11。4
8.31
空气干燥基水分 Mad
％
2。26
/
收到基灰分 Aar
％
19。31
28.42
干燥无灰基挥发分 Vdaf
%
33。01
27。30
收到基低位发热量 Qnet，ar
kJ/kg
21581。34
20473
元
素
分
析
收到基碳 Car
％
56。71
53。26
收到基氢 Har
％
3。23
3。04
收到基氧 Oar
%
8。06
4.94
收到基氮 Nar
%
0。77
1。11
收到基全硫 St，ar
%
0.52
0。92
灰
熔
融
性
变形温度 DT
℃
1180
1140
软化温度 ST
℃
1280
1190
半球温度 HT
℃
1290
/
流动温度 FT
℃
1310
1270
灰
分
分
析
二氧化硅 SiO2
％
55。80
50。41
氧化钙 CaO
％
9。93
3。93
氧化镁 MgO
%
0.89
1。27
三氧化二铁 Fe2O3
%
4。84
23.46
三氧化二铝 Al2O3
%
18.23
15.73
氧化钾 K2O
%
1。17
2。33
氧化钠 Na2O
％
0.42
二氧化钛 TiO2
％
0。86
/
三氧化硫 SO3
％
3。66
/
二氧化锰 MnO2
％
0。09
/

哈氏可磨指数
HGI
67
57.64
表1—22011年1～9月电厂实际来煤成分分析
月份
发热量
挥发份
灰份
全水份
内水
硫份
单位
MJ/kg
%
％
％
%
％
9月实际入厂煤
19.23
30.97
25。51
12。45
3。46
1。12
8月实际入厂煤
18。69
31.82
25.30
13.81
4。83
0.88
7月实际入厂煤
19。06
29。46
24。46
14.01
5.62
0.85
6月实际入厂煤
19.71
29.48
25。40
11。56
4。07
1.24
5月实际入厂煤
19。20
34。91
21。63
15。49
5.87
1。13
4月实际入厂煤
19。83
33.51
19。11
16.30
5.83
0。72
3月实际入厂煤
19。98
33.03
21。51
14。09
4。42
0.81
2月实际入厂煤
20.66
29。59
23.11
11.30
3。38
1。18
1月实际入厂煤
22。21
31.14
18。00
11。71
3.23
0.70
加权平均值
19.86
31。76
22。46
13。53
4.58
0.94
由于新海电厂为铁路来煤，煤源广泛，煤质含硫量变化较大，并且根据江苏新海发电有限公司2011年1~9月＃15、＃16机组实际来煤煤质分析情况，推荐脱硝系统煤质含硫量按1。5%设计，保证设计煤种在含硫量按1.5％时，脱硝系统能保证设计效率。
锅炉煤粉制备采用中速磨煤机一次风机正压直吹式制粉系统。
1.2。2点火及助燃用油
＃15、16机组锅炉点火及助燃用油采用＃0轻柴油.油质指标如下（GB252—2000）:
运动粘度（20℃）： 3。0～8.0 mm2/s
机械杂质：无
灰份：≯0。01 %
水份:痕迹
硫份：≯0.2 %
闪点（闭口)：≮55 ℃
凝固点：≯0 ℃
热值： 41800kJ/kg
锅炉点火采用一层微油点火装置,正常情况下可实现锅炉的无油启动和无油低负荷稳燃.
1.2。3吸收剂分析资料
脱硝系统用的反应剂为纯氨,其品质符合国家标准GB536—88《液体无水氨》技术指标的要求,如下表：
表1-3液氨品质参数
指标名称
单位
合格品
备 注
氨含量
%
≥99。6

残留物含量
％
≤0。4
重量法
水分
％
—

油含量
mg/kg
-
重量法

红外光谱法
铁含量
mg/kg
-

密度
kg/L

25℃时
沸点
℃

标准大气压
1。2。4脱硝工程入口烟气参数
表1-4省煤器出口烟气成分（过量空气系数为_1.20_)
项目
单位
BMCR
(设计煤种，湿基）
BMCR
(校核煤种，湿基）
CO2
Vol％
13。15
12。92
SO2
Vol%
0。047
0。08
N2
Vol％
74.1
74.6
O2
Vol％
5.0
5。0
H2O
Vol%
7.8
7。4
表1-5锅炉不同负荷时的省煤器出口烟气量和温度(设计煤种，暂定）
项目
BMCR
THA
省煤器出口烟气量 kg/s
374。2
343.8
省煤器出口烟气温度 ℃
401.1
391.2
表1-6锅炉BMCR工况脱硝工程入口烟气中污染物成分(标准状态，湿基，实际含氧量，暂定）
项目
单位
数据
烟尘浓度
g/Nm3
24.3(设计)/36。7（校核）
NOx（以NO2计，O2=6％干基）
mg/Nm3
450
Cl(HCl）
mg/Nm3
40
F（HF）
mg/Nm3
35
SO2
mg/Nm3
3207
SO3
mg/Nm3
≤40
上述数据仅作计算值，为卖方进行设计时参考依据，但是不能保证将来卖方进行详细设计能否达到本工程最佳脱硝效果。卖方必须对以上数据进行全面的实际校核,保证本系统在原煤最差条件下安全运行。
表1-6锅炉热力计算汇总表(设计煤种，按原有空预器核算，暂定）
No
名 称
单位
VWO
T—MCR
THA
高加 切除
75％ 滑压
最低负荷40％B—MCR
1
干烟气损失
％
4。28
4。38
4。19
4。12
3.80
3。66
2
燃料水分热损失
％
0。11
0.11
0。11
0.11
0。11
0。12
3
氢燃烧热损失
％
0。26
0.26
0。25
0。25
0.20
0。14
4
空气中水分热损失
%
0。10
0。11
0。10
0.10
0。09
0.09
5
未完全燃烧热损失
%
1.61
1。61
1.61
1。61
1.61
1。61
6
辐射热损失
％
0.19
0。20
0。21
0.20
0.27
0。42
7
不可计热损失
％
0。36
0。36
0。36
0。36
0。36
0。36
8
热损失总计
％
6。91
7。03
6。83
6。75
6。44
6.40
9
效 率
（低位发热值）
％
93。09
92.97
93。17
93。25
93。56
93。60
10
实际燃料消耗量
t/h
140.70
135。38
129.29
133.05
97.66
62。88
11
炉膛出口过剩空气系数

1.2
1。2
1。2
1.2
1.2
1。2
12
省煤器出口烟气量
kg/s
374。19
360。02
343。84
353.83
259。71
167。23
13
空气预热器一次风进口风量
kg/s
72.47
72。26
69。43
71.56
56。94
40.94
14
空气预热器二次风进口风量
kg/s
270。57
250。47
243。98
252。30
180。50
110。29
15
空气预热器一次风出口风量
kg/s
56。69
56.55
53。74
55。82
41。69
26.41
16
空气预热器二次风出口风量
kg/s
265。99
245。94
239.48
247。79
176.27
106.38
17
空气预热器一次风进口
℃
28.9
28.9
28。9
28。9
34.4
50。6
18
空气预热器一次风出口
℃
331。1
331。7
325。6
321。7
317。8
322.8
19
空气预热器二次风进口
℃
23.3
23。3
23。3
23.3
34。4
50.6
20
空气预热器二次风出口
℃
346。1
345。0
338。9
335。6
326。7
327。2
21
省煤器入口温度
℃
428.4
424.5
419.7
425.5
387。3
338.0
22
省煤器出口温度
℃
401。1
396.6
391.2
380.6
357。4
307.0
23
排烟温度 (修正前)
℃
126。1
128.3
123.9
122。2
124。4
137。2
24
排烟温度 （修正后)
℃
120.9
123.0
118。4
117.2
118。3
128.9
1。2。5锅炉预留脱硝装置条件
脱硝装置及进口烟道预留空间位于炉后送风机上方，37.0m（暂定)×14。0m（锅炉深度方向）范围内。炉后烟道钢支架为三排柱形式（5m＋9m）,第一排柱和锅炉最后一排柱脱开2。0m.详见所附锅炉尾部布置图.
卖方所设计脱硝装置钢架如果与锅炉钢架有连接之处（不论多少)，均有可能对锅炉钢架传递一定的力量,该连接必须得到原锅炉生产厂家校核认可（卖方负责相关事宜）。
1.3 标准和规范
脱硝装置的设计、制造、土建施工、安装、调试、试验及检查、试运行、考核、验收、最终交付等应符合相关的国家法律及规范、以及最新版的ISO和IEC标准.对于标准的采用应符合下述原则：
1.3.1与安全、环保、健康、消防等相关的事项必须执行中国国家及地方有关法规、标准；
1。3.2上述标准中不包含的部分采用技术来源国标准或国际通用标准，由卖方提供，买方确认；
1.3。3设备和材料执行制造商所在国标准；如有采用当地制造厂标准的应在设备或材料交付前2个月提供详细的标准细则,为英文版和中文版。
1.3。4建筑、结构执行中国电力行业标准,中国国家规范及地方规范。
卖方应在投标阶段提交脱硝工程设计、制造、调试、试验及检查、试运行、性能考核、最终交付中采用的所有标准、规定及相关标准的清单。在合同执行过程中采用的标准需经买方确认。
上述标准有矛盾时,按较高标准执行。
工程联系文件、技术资料、图纸、计算、仪表刻度和文件中的计量单位应为国际计量单位（SI)制。
工程中的工作语言为中文，所有的文件、图纸、设备标识等均应为中文，如有其它语言，当中文和其它语言表述矛盾时，以中文为准。
1。4 性能保证
1.4。1性能保证
卖方必须保证在锅炉满负荷运行、设计煤种条件下脱硝工程装置各项性能,主要如下（以下NOx含量均为标准状态,6%含氧量,干基状态下的数值）：应对照煤种、工艺和环保要求明确脱硝工程装置性能的主要保证值。
1。4.1。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。
脱硝装置在性能考核试验时（附加层催化剂不投运）的NOx脱除率不小于___80％__，氨的逃逸率不大于__1。5mg/Nm3___,SO2/SO3转化率__小于1％___;(干基，6％含氧量）
a）锅炉50%ECR—100％BMCR负荷；
b）脱硝装置入口烟气中NOx含量450mg/Nm3；
c）脱硝工程入口烟气含尘量不大于50g/Nm3 （干基，6％含氧量)；
d）NH3/NOx摩尔比不超过保证值0.845时
上述其它条件不变,
a）当烟气中NOx含量500mg/Nm3，SCR出口NOx含量不高于__125__mg/Nm3;
b）当烟气中NOx含量450mg/Nm3，SCR出口NOx含量不高于__80___mg/Nm3；
c）当烟气中NOx含量400mg/Nm3,SCR出口NOx含量不高于78mg/Nm3;
d）当烟气中NOx含量350mg/Nm3,SCR出口NOx含量不高于65mg/Nm3；
e）当烟气中NOx含量300mg/Nm3，SCR出口NOx含量不高于55。5mg/Nm3；
卖方应按烟气中氮氧化物含量变化提供脱除率修正曲线。卖方应该提供表示SO2 /SO3的转换率随烟温、催化剂入口的SO2浓度以及锅炉负荷等因素变化的函数曲线。
脱硝效率定义：
脱硝率=
C1—C2
×100％
C1
式中： C1——脱硝工程运行时脱硝入口处烟气中NOx含量（标准状态，6%含氧量,干基,mg/Nm3）。
C2——脱硝工程运行时脱硝出口处烟气中NOx含量(标准状态，6％含氧量,干基，mg/Nm3).
氨的逃逸率是指在脱硝装置出口的氨的浓度(标准状态，6%含氧量，干基,mg/Nm3).
1.4.1.2 压力损失
a） 从脱硝工程入口到出口(含进出口烟道）之间的系统压力损失在性能考核试验时不大于___800___Pa（设计煤种，100%BMCR工况，不考虑附加催化剂层投运后增加的阻力)；
b） 从脱硝工程入口到出口（含进出口烟道）之间的系统压力损失不大于__1000___Pa（设计煤种，100%BMCR工况,并考虑附加催化剂层投运后增加的阻力）。
c） 化学寿命期内，对于SCR反应器内的每一层催化剂，压力损失应保证增幅不超过___30__Pa.
1.4.1。3脱硝装置可用率
质保期内，脱硝整套装置的可用率在最终验收前不低于98%。
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：经过运行调整后，SCR装置出口NOx浓度高于100mg/Nm3(标准状态，6%含氧量，干基，入口NOx浓度400mg/Nm3)运行小时数或SCR装置没有达到氨的逃逸率1。5mg/Nm3要求时的运行小时数,或两者兼有的运行小时数。
1。4.1。4催化剂寿命
从脱硝系统首次运行开始到更换或加装新的催化剂之前，催化剂的化学寿命保证（NOx脱除率不低于80%,氨的逃逸率不高于1。5mg/Nm3）不低于24000小时。
卖方应保证催化剂的机械寿命不少于10年。
1.4。1.5系统连续运行温度
在满足NOx脱除率、氨的逃逸率及SO2/SO3转化率的性能保证条件下，卖方应保证SCR系统具有正常运行能力。
最低连续运行烟温 __300__°C
最高连续运行烟温__405__°C
1。4。1.6烟气温降
锅炉在BMCR工况下卖方供货范围内脱硝系统进出口烟道，烟气温降不得大于3℃
1.4。1.7氨耗量
在BMCR至 50% THA负荷时，且原烟气中NOx含量为250～500mg/Nm3时，液氨耗量为 34.37～148。49 kg/h（每台炉).
在50％BMCR～100％BMCR负荷时，且原烟气中NOx含量为250～500 mg/Nm3时，卖方应保证系统氨耗量.卖方应提供氨耗量随NOx浓度及变化的修正曲线。
1.4。1。8其它消耗(如有，一台炉)
卖方应保证在BMCR工况，含尘量50 g/Nm3时，以下消耗品的值，此消耗值应为性能考核期间48小时的平均值.
a) 纯氨蒸发用蒸汽量氨区设备，不在供货范围内
b）蒸汽吹灰器蒸汽量__2__t/h
蒸汽压力 1.5MPa
蒸汽温度 350℃
每天的吹扫频率3次
c) 水耗 __0t/h
d) 蒸汽吹灰用量 2t/h
除蒸汽吹灰用量 0 _t/h
1。4。2质保期
质保期1年，从通过国家环保部门脱硝性能验收合格开始计时，其它具体定义见商务部分。
1。4.3对锅炉运行的影响
为防止烟气中大颗粒(popcorn ash）灰阻塞触媒，进而影响脱硝装置，甚至锅炉的正常运行，卖方应在设计中考虑上述因素，减小对锅炉运行的