海口#8、9机组脱硝技术协议(签字版).doc

华能海口电厂2330MW机组烟气脱硝SCR改造工程（EPC）总承包技术协议 华能海南发电股份有限公司海口电厂四期2330MW机组烟气脱硝改造工程（EPC）总承包技术协议买方：华能海南发电股份有限公司海口电厂卖方： 哈尔滨锅炉厂有限责任公司 2013年7月 目 录第一章技术规范111总则112工程概况222.1厂址概述222.2电厂规模772.3设备概况772.4SCR设计条件12122.5场地空间13132.6水、电、汽、气、还原剂15152.7增引合一改造设计条件15152.8烟气脱硝系统总的技术要求：16162.9增引合一风机改造原则：18183性能保证20203.1定义20203.2性能指标保证21214规范及要求23234.1概述23234.2规程和标准23234.3SCR系统设计通则30304.4催化剂34344.5SCR反应器36364.6氨储存和供应系统38384.7氨区给排水系统42424.8氨/空气混合系统43434.9氨/烟气混合系统43434.10SCR吹灰系统及空预器吹灰、冲洗水系统44444.11灰斗及输灰系统45454.12压缩空气系统46464.13烟道接口、膨胀节46464.14消防、火灾及氨泄漏报警和消防控制系统48484.15仪表和控制系统48484.16电气系统61614.17通讯68684.18检修起吊设施68684.19防腐、保温和油漆69694.20其它70704.21增引合一改造总的技术要求76765包装、运输和储存79795.1包装79795.2运输79795.3储存8080附录A 系统性能8181附录B 卖方提供设备的主要技术数据8484第二章 供货原则、范围及工作范围、施工要求94941概 述94942工作范围及工作(安装)要求95952.1设计范围95952.2土建和安装96962.3检验、调试、试验和验收工作（详见第四章）1101102.4提供所有必须的技术资料（详见第六章）1101102.5技术服务和技术培训（详见第七章）1101102.6CFD数值模拟和物理模型试验1101103供货范围1101103.1供货原则1101103.2供货项目1121123.3供货范围清单113113第三章 设计要求与设计联络会1141141概述1141142设计要求1141142.1基本设计1141142.2详细设计1151153设计联络会1151153.1目的1151153.2第一次设计联络会1151153.3第二次设计联络会1161163.4第三次设计联络会1161163.5签字1161163.6日常联系和配合1161164设计确认117117第四章 检验、调试、性能考核试验及质量保证1181181概述1181182工厂检验和试验1181183设备监造1191194现场试验1201205调试1201206性能考核试验1211217质量保证121121第五章 设备交付进度及工程进度计划122122第六章 技术资料和交付进度1241241一般要求1241242设计和建设阶段的资料1241243卖方提供的资料份数1281284交付进度128128第七章 技术服务与技术培训1291291技术服务1291292技术培训1301303培训方式132132第一章 技术规范11总则12工程概况32.1厂址概述32.2电厂规模72.3设备概况72.4SCR设计条件122.5场地空间132.6水、电、汽、气、还原剂152.7增引合一改造设计条件152.8烟气脱硝系统总的技术要求：162.9增引合一风机改造原则：173性能保证193.1定义193.2性能指标保证204规范及要求224.1概述224.2规程和标准224.3SCR系统设计通则294.4催化剂334.5SCR反应器344.6氨储存和供应系统374.7氨区给排水系统404.8氨/空气混合系统414.9氨/烟气混合系统424.10SCR吹灰系统及空预器吹灰、冲洗水系统434.11灰斗及输灰系统444.12压缩空气系统444.13烟道接口、膨胀节454.14消防、火灾及氨泄漏报警和消防控制系统464.15仪表和控制系统474.16电气系统604.17通讯674.18检修起吊设施674.19防腐、保温和油漆674.20其它694.21增引合一改造总的技术要求745包装、运输和储存785.1包装785.2运输785.3储存78附录A 系统性能79附录B 卖方提供设备的主要技术数据82附录C 卖方建议脱硝工程催化剂的主要技术数据94附录D 引风机性能数据（一台风机）95附录E 差异表95第二章 供货原则、范围及工作范围、施工要求961概 述962工作范围及工作(安装)要求972.1设计范围972.2土建和安装982.3检验、调试、试验和验收工作（详见第四章）1122.4提供所有必须的技术资料（详见第六章）1122.5技术服务和技术培训（详见第七章）1122.6CFD数值模拟和物理模型试验1123供货范围1133.1供货原则1133.2供货项目1143.3供货范围清单116第三章 设计要求与设计联络会1171概述1172设计要求1172.1基本设计1172.2详细设计1183设计联络会1183.1目的1183.2第一次设计联络会1183.3第二次设计联络会1193.4第三次设计联络会1193.5签字1193.6日常联系和配合1194设计确认120第四章 检验、调试、性能考核试验及质量保证1211概述1212工厂检验和试验1213设备监造1224现场试验1235调试1236性能考核试验1247质量保证124第五章 设备交付进度及工程进度计划126第六章 技术资料和交付进度1281一般要求1282投标阶段提交的资料1283设计和建设阶段的资料1304卖方提供的资料份数1345交付进度134第七章 技术服务与技术培训1351技术服务1352技术培训1373培训方式13881第一章 技术规范1 总则华能海南发电股份有限公司海口电厂四期2330MW燃煤机组，配套哈锅生产的四角切圆燃烧锅炉，分别于2006、2007年投产，设计NOx排放浓度不超过450mg/Nm3，实际排放浓度约250350mg/Nm3，个别时段最高约415mg/m3。为应对“十二五”对火电行业的NOx控制要求，电厂拟对2台锅炉采取措施进行NOx污染治理。本工程实施烟气脱硝SCR改造部分工程，采用EPC模式。1.1 本工程是交钥匙项目，卖方根据现场踏勘，收集资料和图纸，为买方的#8、9炉提 供全套的烟气脱硝SCR系统（不含催化剂的供货，但负责其安装）及配套增引合一风机的改造（不含增引合一风机的供货）。SCR系统包括设计、采购、制作、供货、土建、安装、现场试验及检查、调试、试运行、消缺、培训、性能试验、竣工验收和最终交付投产等；增引合一风机的改造包括脱硝、电袋除尘器、脱硫增容改造的烟风系统阻力优化设计、增引合一风机前后烟道的优化设计、改造风机的安装、原增压风机和引风机的拆除、原烟道的拆除、原脱硫旁路烟道的封堵。其中，调试期间耗材（水、电、汽/气、还原剂等）、催化剂、引风机、引风机电机的供货不在卖方供货范围内。1.2 卖方负责提供完整的脱硝改造设计，并对脱硝改造布置方案、工艺系统、设备选型等负责。在具体设计时，按买方审定的意见做相应的优化调整，且不发生费用变动。1.3 厂区现有系统若不能满足脱硝改造所引起的水、电、压缩空气、蒸汽等的能量和物料消耗，卖方核算后负责扩容。脱硝改造所引起的其范围内输灰系统、热控和电气系统改造也由卖方负责。1.4 若发生因为本脱硝工程而导致空预器堵灰、腐蚀、不能正常运行或脱硝装置自身堵灰而影响机组不能正常运行或其它影响机组安全连续运行的情况，买方有对卖方追究责任的权利。1.5 为了保证催化剂的供货进度满足工程进度要求，在工程初设之前，由买方根据工程可研的数据，招标采购。在此前提下，卖方仍然被要求对本工程的整体性能负全责（催化剂自身产品质量除外）。卖方与催化剂供货厂家配合，优化反应器的设计，且不发生商务变动。1.6 卖方提供钢结构设计方案经买方审查确认后方可制作。钢结构制作的分包商需满足本工程的资质要求，并经买方确认。制作后的钢结构部件，在出厂前进行预组装，验收合格后方可交付。1.7 对于卖方所提供的设计产品（包括图纸、文件、资料等）和服务所涉及的专利技术、专有技术等所含有的有关知识产权，卖方保证买方自然对其拥有使用权，并保证买方使用这些产品和服务时避免知识产权的诉讼纠纷。1.8 本技术协议书提出的是最低限度的要求，并没有对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准及规范的条文。卖方保证提供符合本技术协议和有关最新工业标准的产品，并满足国家有关安全、消防、环保、劳动卫生等强制性标准的要求。本技术协议书所使用标准与卖方所执行标准发生矛盾时，按较高标准执行。1.9 在签定合同之后，买方保留对本技术协议书提出补充要求和修改的权利，卖方承诺予以配合。如提出修改，具体项目和条件由买、卖双方商定。1.10 卖方对脱硝系统成套设备（含辅助设备、附件等）的质量、规格与材质等负全责，所有设备的分包厂家符合供货清单所确定的范围，主要设备的选择最终由买方确认，不发生商务变动。1.11 因本工程实施而导致的电厂原有系统、设备的改造、移位、现场恢复（含绿化、应急设施、专用工具、备品备件、设备标识及职业健康与安全标识标记等）均属卖方工作范围，具体工作范围见工作范围章节。1.12 本技术协议书经双方商定签字以后可作为订货合同的附件，与合同正文同等效力。本技术协议书与合同如有差异时，按照有利于买方的原则处理。1.13 工程采用KKS标识系统，卖方提供的所有技术文件（包括图纸）和设备均采用KKS标识系统。标识原则、方法和内容在第一次设计联络会上讨论。1.14 工程使用国际计量单位（SI）制，工作语言为中文，所有的文件、图纸均为中文编写。1.15 卖方不得将 SCR系统设计外委。2 工程概况2.1 厂址概述2.1.1 地理位置华能海口电厂位于海南岛北岸澄迈湾海域的东北侧、海口市西南澄迈县马村境内，海口市西南偏西约38km处。电厂南邻澄迈县马村、包金村，西为花场港，北临琼州海峡。海口电厂位于琼北经济中心和琼西工业走廊的交汇点，毗邻琼州海峡500kV过海电缆联网上岸点，不仅靠近负荷中心同时也是电网稳定的支撑点。华能海口电厂前三期工程主厂房均采用南北向布置，固定端朝西，主控楼、电气配电装置位于汽机房南面，分别向东和南出线，生产办公楼在主厂房固定端的西侧，楼前组成厂前区，冷却塔与干煤棚位于西端，处于常年主导风向的下风侧，输煤栈桥布置在北端靠海岸线，一期工程位于厂区西侧靠近办公区，目前已拆除修整为绿化草地，二期2138MW工程的主厂房与一期主厂房向东脱开190m布置，三期2138MW机组的主厂房位于一、二期厂房之间并接续二期厂房向一期方向布置。华能海口四期2330MW机组位于电厂二期扩建端，布置格局同前三期工程，即主厂房采用南北向布置，固定端朝西，电气配电装置位于汽机房南面，向南出线；四期新建成的3.5万吨级卸煤专用码头位于在厂区北端靠海岸线；取水口及取水泵房布置在厂区东北端靠海岸线，取水管沿主厂房扩建端（即东侧）向南、西进入主厂房；四期主厂房与二期主厂房脱开111m，其间布置辅助附属建构筑物及四期工程排水沟；四期扩建没有新征地，所有建构筑物均布置在电厂已征地范围内。2.1.2 工程地质1) 地形地貌四期工程位于东侧扩建端，包金村北侧。厂址北侧紧邻琼州海峡，地貌上属琼北构造盆地北缘之玄武岩台地，晚更新世的海成二级阶地。地势开阔，西高东低，地形有起伏，但起伏不大，地面标高约9.4412.50m。原为四期工程施工场地，现场临时建筑物较多，由于场地经过整平，表层下存在厚度不等的回填土。2) 地层岩性及物理力学性质指标表2-1 岩石地层物理力学指标统计表 地层编号岩石名称统计项目密度(g/cm3)吸水率饱和单轴抗压强度(MPa)抗剪断强度抗折强度(MPa)承载力特征值fak(kPa)C(MPa)()玄武岩最大值2.927.7112.08.638.614.8500最小值1.740.53.75.335.47.7平均值2.352.329.97.437.110.4建议值2.055.016.86.336.29.0组数121212333泥质砂岩最大值1.7125.73.9300最小值1.5519.51.0平均值1.6123.92.5建议值1.5824.81.7组数5553) 地下水厂址区浅部地下水类型主要为埋藏于玄武岩中的裂隙水，地下水的主要补给来源为大气降水和池塘水，向大海排泄，其水位、水质受地形地貌等周围自然环境影响，水位年变幅很大,且从陆地内向海边水位逐渐变深，场地南侧包金村内水井水位较浅,近地表，而海边水位埋深6.0左右。技改工程勘探期间厂址区内地下水位埋深为1.206.20m。根据四期工程建筑物基坑开挖施工经验，由于岩层中裂隙和气孔分布不均，属非均质的含水层，厂址附近多年平均海水高潮位为3.36m，在此高程以上的基岩裂隙水基本上自然排泄入大海，绝大多数建筑物基坑开挖未遇见地下水。但在雨季，由于地下水的径流速率的影响，局部可能形成上层滞水。因此，厂址区建构筑物施工开挖过程中受季节影响可能局部存在上层滞水，需要施工降水。2.1.3 厂址稳定性及地震、场地土类别本期工程建设场地附近地质构造简单，区内未见大的构造断裂发育及不良地质作用，区内玄武岩中未发现断裂构造，说明晚更新世至今新构造运动微弱，属一相对稳定地块，且场地与上述断裂间距离均已大于规范规定的安全避让距离，属于稳定性场地，适宜建厂。根据海南省海洋地震与工程地震研究中心关于海口电厂“大代小”技改工程场地地震安全性评价报告及其补充说明、再次补充说明、海南省地震局关于海口电厂“大代小”技术工程场地地震安全性评价报告的补充说明的批复（琼震函200460号）及海南省地震局关于海口电厂“大代小”技改工程场地地震安全性评价的再次补充说明报告的批复（琼震发200455号），本工程抗震设防烈度为7度。建筑场地类别为类，场地土类型为中硬土，特征周期0.45s。2.1.4 水文气象本区地处热带，属于海洋性气候，夏长冬短，午热夜凉。本区盛行风向的季节变化十分明显，冬季东北风强而稳定，夏季多吹西南风。该区台风活动具有频数多、强度大、活动时间长的特点。据1949-1981年资料统计，进入南海的台风每年约16.4次，占整个西北太平洋总次数的45%。本区多年平均降雨量为1680.9mm，流域降雨量在年内分配很不均匀，有明显的干湿季之分，湿季降雨量占全年的80%。一年内113月为干季，510月为湿季，最大月雨量发生在8、9月之间，最大月降雨量可达782.3m。收集海口气象站1951-2002年常规气象资料并进行统计，统计成果见表2-2。表2-2 海口气象站常规气象条件统计项目单位统计值统计年限极端最高气温39.61951-2002平均最高气温28.71951-2002年平均气温24.51951-2002平均最低气温21.61951-2002极端最低气温2.81951-2002气温最大日较差15.31951-2002年平均相对湿度%851951-2002年最小相对湿度%171951-2002极端最大水汽压mb39.61993-2002极端最小水汽压mb5.61993-2002年平均水汽压mb26.21993-2002年最高气压hPa1030.71993-2002年最低气压hPa976.61993-2002年平均气压hPa1009.41951-2002年平均降雨量mm1680.91951-2002最大年降雨量mm2342.71951-2002最小年降雨量mm1355.91993-2002最大月降雨量mm782.31951-2002最大一日降雨量mm327.91951-2002最大1小时降雨量mm132.91993-2002年平均蒸发量mm1789.91951-2002年最大蒸发量mm2182.61951-2002年最小蒸发量mm1451.71993-200210分钟最大风速m/s36.31951-2002瞬时最大风速m/s401951-2002年平均风速m/s2.81951-2002年平均雾日数d29.41951-2002年最多雾日数d521951-2002年平均雷暴日数d107.51951-20025-8月平均雷暴日数d281951-2002大于八级风平均日数d121951-2002年平均降雨日数d174.01951-2002最长连续降雨日数d161951-2002全年盛行风向为：NE；风向频率为：14%；冬季盛行风向为：NE；风向频率为：25%；夏季盛行风向为：SSE；风向频率为：19%。2.1.5 交通运输1) 公路海南公路建设已形成网络。全省已基本建成以环岛高速公路为骨干的三纵四横公路网。海南的公路交通非常方便，东线223国道、中线224国道、西线225国道，还有环岛高速公路。海口是海南全岛公路网的总枢纽，东线和西线高速公路是通达各市县的快速干道，东线高速公路全长270公里，西线高速公路全长350公里，中线296公里国道。海榆东中西三条国道联接着省内各主要乡镇。海口市公路畅通便利，四通八达，通过高速公路、国道及省道连接各市县。华能海口电厂距海南省主干公路海榆西线12km，进厂道路同厂区南侧老城至马村的三级公路相连，而老城至马村公路在老城附近同海榆西线衔接，可以通往各地。电厂一期工程已建成约800m长的进厂道路与之相连，四期工程建设时，建成约860m长的进厂道路与老城至马村公路相连，故本期技改工程不新建进厂道路。电厂具有良好的公路运输条件。2) 水路秀英港和海口港是海口市的两大港口，每日都有客轮经返于广州、湛江、北海、海安等港口，并有定期客轮直驶香港。其中海口港主要以湛江港和海安之间的客运和汽车轮渡为主，秀英港主要是开往广州、湛江、海安、蛇口、北海、香港的航线。.海口市的海口港现有生产泊位15个，其中万吨级泊位2个，五千吨级泊位2个，三千吨级泊位4个，三千吨级以下泊位7个。已开辟国外货运航线23条，国内货运航线47条，可达国内沿海各港及韩国、日本、澳大利亚、新加坡、香港等30多个国家和地区。海口市秀英港是海南与大陆间客货运输咽喉，靠泊能力为5000吨及以下船舶。华能海口电厂东距秀英港约为38km，从秀英港至电厂有直达公路，电厂一期工程施工期间的大件设备及建筑材料经水路运输至秀英港码头，然后再经海榆西线及马村公路抵达厂区，随着电厂2万吨专用煤码头的建设，在煤码头南80m处交通部又建成了3.5万吨级的货运码头，此外，在电厂老厂扩建端以东约600m和1200m处又陆续建成水泥厂码头和军用油码头等设施。电厂四期工程扩建时，已建成3.5万吨级的卸煤码头。电厂具有良好的水路运输条件。3) 铁路海南省内的铁路石碌至八所，八所至三亚是我国最南的铁路线，主要作为工业运输。粤海铁路北起广东湛江，通过琼州海峡直达海口市。规划年货运输送能力1100万吨，该铁路的建成进一步提高了海口的交通运输能力，方便原材料和产品的进出。2.2 电厂规模华能海口电厂位于海口市西南澄迈县马村境内，厂区北临琼州海峡，距海口市38公里。电厂始建于1983年，其中一期250MW机组1988年投产，二期2125MW机组1990年投产，三期2125MW机组1999年投产，随后4台125MW机组扩容至138MW，四期2330MW机组于2004年9月22日开工建设，第一台机组2006年4月投产，第二台机组2007年5月投产，具体见表2-3。表2-3 华能海口电厂机组现状统计容量(万千瓦)结构(MW)动力类型投产时间107.40一期2502008年关停19881989年二期2138煤电2010年6月关停一台19891990年三期2138煤电19992000年四期2330煤电20062007年2.3 设备概况2.3.1 锅炉概述海口#8、9锅炉由哈尔滨锅炉厂设计制造，为亚临界参数、一次中间再热、固态排渣、自然循环汽包炉，采用平衡通风、四角切园燃烧方式。锅炉主要设计参数见表2-4。表2-4 锅炉设计性能参数项目单位设计煤种MCRECR75%THA50%THA35%BMCR(滑压)高加全切主蒸汽蒸流量t/h1018969673454356.3853主蒸汽出口压力MPa18.6018.5118.0617.847.2118.32主蒸汽出口温度543543543543543543过热蒸汽压降MPa1.3731.250.640.48给水温度258.8255.8235.9215.7204.2186.3给水压力MPa20.3620.1419.0118.427.9619.66省煤器水阻MPa0.3920.3790.3110.263再热蒸汽流量t/h923.21877.5617.6421.1333.6848.9再热蒸汽进口压力MPa4.3264.1082.8821.9431.5084.063再热蒸汽出口温度543543543543543543再热蒸汽出口压力MPa4.1263.9182.7481.8521.4363.879再热蒸汽进口温度336.27330.89300.24289.11337.67334.96再热蒸汽压降MPa0.20.190.1340.072减温水喷水压力MPa21.421.119.618.88.2820.18减温水喷水温度187.46185.11171.06156.35147.82186.27过热器一级喷水量t/h07.139.926.119.740.1过热器二级喷水量t/h03.519.812.83.520.3总燃煤量t/h127.9122.790.46350.1121.2总风量t/h1245.81195.71002.1728.3485.71180.4炉膛漏风t/h62.359.850.136.424.359.0炉膛出口烟温103110259658867971010排烟温度（修正前）131.7130.6117.892.2排烟温度（修正后）126.7125.6112.284.4效率(低位发热值)%93.5893.6493.2893.5794.3594.18过量空气系数/1.251.251.431.491.251.252.3.2 燃料锅炉采用中速磨煤机冷一次风正压直吹式制粉系统，每台炉配5台中速磨煤机。燃烧设计煤种时，4台运行，1台备用，磨煤机参数见表2-5，燃料参数见表2-6。表2-5 磨煤机设计参数项目单位设计煤种校核煤种磨煤机（型号）MPS190辊盘式磨煤机每台炉配磨煤机台数台5（四运一备）5（四运一备）磨煤机基本出力：（HGI=50,R90=20%,Mt=10%,Aar20%）t/h38.038.0磨煤机最大计算出力：t/h42.235.8磨煤机设计出力(考虑磨损)：t/h40.134.0磨煤机磨损后期保证出力：t/h40.134.0磨煤机计算出力（BMCR）t/h32.431.825B-MCR）燃煤量t/h129.6127.3磨煤机磨损后期最小出力t/h10.558.95裕量（BMCR、磨损后期）%123.8106.8磨煤机最大空气流量kg/s19.2619.10磨煤机最小空气流量kg/s14.4414.32磨煤机额定空气流量kg/s17.3318.14磨煤机出口气体质量流量（BMCR）kg/s18.9019.71磨煤机出口气体温度（BMCR）7570通风阻力（BMCR包括煤粉分配器）Pa54205940表2-6 燃料特性（设计）项目符号单位设计煤质校核煤种收到基碳Car%58.056.3收到基氢Har%4.05.5收到基氧Oar%11.517.1收到基氮Nar%1.01.1收到基硫Sar%1.01.0收到基灰份Aar%18.318收到基水份Mt%8.510空气干燥基水份Mad%2.55干燥无灰基挥发份Vdaf%30.742低位发热量Qnet.arkJ/kg2300723417可磨系数HGI5845灰变形温度DT0C15001570灰软化温度ST0C15001570灰熔化温度FT0C15001570灰成分分析二氧化硅SiO2%42.7652.0三氧化二铝AI2O3%42.1634.0三氧化二铁Fe2O3%4.146.2氧化钙GaO%3.52.0氧化镁MgO%0.440.5二氧化硫SO3%1.3218二氧化钛TiO2%1.732.5氧化钾K2O%0.80.5氧化钠Na2O%0.710.4五氧化二磷P2O5%0.550.3灰的比电阻温度100时.cm1.171012温度120时.cm2.371012温度150时.cm1.771012温度180时.cm7.101011华能海口实际来煤复杂，主要有印尼煤、菲律宾煤、澳大利亚煤及国产煤等，由于印尼煤的成本优势，电厂燃煤以印尼煤掺烧国产煤为主，但连续燃用国内煤的比例也较高（约占20%）。对2010年、2011年及2012年前三个月的入炉煤质分析进行统计（表2-7），收到基灰含量约1015%，干燥无灰基挥发份含量约为45%，全水含量约1723%；硫含量平均值约0.7%，燃用国内高硫煤时最高含量约为1.5%（表2-8）。表2-7 近年入炉煤统计年份机组全水份%收到基灰份%可燃基挥发份%全硫%低位发热量kcal/kg飞灰可燃物含量%2010817.513.743.1-4617.61.3916.814.542.6-4628.91.12011822.112.345.70.694413.01.2922.312.245.70.724400.71.32012821.611.045.4-4610.50.8922.710.945.8-4490.00.8表2-8 近年燃煤硫含量统计硫含量2010全年2011全年2012年1月-4月合计天数比例天数比例天数比例天数比例1.0以下19872.5%30184.6%9090.0%590.5780.8%1.0-1.35821.2%4913.8%1010.0%117.3516.1%1.3-1.5124.4%41.1%00.0%16.062.2%1.5以上51.8%20.6%00.0%7.021.0%总天数2733561007312.3.3 引风机技术规范#8、9炉每台炉引风机采用两台成都电力机械厂生产的AN28e6型静叶调节轴流式引风机，引风机的参数如下：单台风机参数单位TB工况BMCR工况煤种设计煤种设计煤种进口流量m3/h1019935844281当地大气压Pa100940进口温度123123风机进口密度kg/m30.9070.907风机全压Pa45153470风机效率%85.185.7压缩性修正系数/0.9840.988风机轴功率kW1494948所需电机功率kW1600电机转速r/min7402.3.4 脱硫增压风机参数每台机组脱硫系统采用一台成都电力机械厂生产的ANT40e6型静叶调节轴流式风机，增压风机的参数如下：项 目单 位TBBMCR风机进口体积流量m3/h1691444.71537677风机入口烟气温度oC133123风机入口空气密度kg/m30.8830.906风 机 全 压 升Pa39603300风机 全压 效率%86.486.0转 速r/min480电动机规范 额 定 功 率kW2700额 定 转 速r/min490额 定 电 压V6000额 定 电 流A329额定功率因数0.832.3.5 压缩空气四期机组共设三台阿特拉斯.科普柯（Atlas-copco）公司生产的ZR132型螺杆式空气压缩机，主要供给机组仪表用气源，正常运行时一台运行两台备用。当仪用母管空气压力0.60MPa时备用一空压机自动联启，备用一空压机联启不成功则联启备用二空压机；当仪用母管空气压力0.70MPa时备用二空压机自动联停；仪用母管空气压力0.80MPa时备用一空压机自动联停。四期机组输灰系统共有三台英格索兰ML-250空压机，每台空压机的设计出力为40m3/min，正常运行时两用一备。厂用检修压缩空气系统从老厂检修空压机接出，在机组运行时提供设备、仪表等维护、清扫用压缩空气；机组停机时提供检修、清扫用压缩空气。2.3.6 电气热控#8、9机组厂用电系统的电压等级为：20kV、6kV、380V及220V。#8、9机组采用两台400MVA、220KV三相主变压器，两台主变均以发电机变压器组单元接线接入220kV母线。四期起动/备电源采用架空线路由四期220kV间隔引接。四期每台机组厂用系统设置6kV及380V两级电压等级，每台机组的6kV系统设置工作A、B段。每台机组设置两段380/220V交流事故保安段，正常运行时分别由主厂房380/220V锅炉段供电，事故时由柴油发电机组供电。每台机组设两套交流不停电电源装置(UPS)，本系统包括主机柜(整流器、逆变器、静态转换开关)、旁路隔离变压器柜、旁路稳压柜、馈线柜等。交流不停电电源容量选为80kVA，正常时由380/220V保安IA段供电，保安电源失电时，由220V直流系统电源供电。逆变器故障时，自动切换到备用电源380/220V保安段向负荷供电。机组采用炉机电单元集中控制方式，两台机组设一个集中控制楼，合用一个单元控制室，控制系统(DCS)采用上海新华控制工程公司XDPS-400分散控制系统。该系统由高速实时数据网络、连接在网上的人机接口站MMI（包括OPU站、ENG站、HSU站）与分散处理单元DPU三部分组成。该系统主要包括：炉膛安全监控系统(FSSS)、模拟量控制系统(MCS)、顺序控制系统(SCS)、数据采集系统(DAS)等功能。2.4 SCR设计条件2.4.1 运行参数省煤器出口烟气参数见表2-9。表2-9 省煤器出口烟气参数项目内容单位数据备注ECO出口烟风参数机组负荷MW330额定负荷O2%2.2湿基CO2%15.1湿基湿度%11.3湿基N2%71.4湿基湿烟气量Nm3/h985846湿基给煤量t/h151烟气温度285350140MW330MW静压Pa-720污染物浓度基准NOx排放浓度mg/Nm3500SO26%O2，干基L/L1460煤中硫含量1.5%SO36%O2，干基L/L12飞灰浓度g/Nm321.1煤中灰含量15%从灰库采集飞灰样品对飞灰成分及粒度分布进行检测。由测试结果可知，灰中二氧化硅和三氧化铝的含量之和约85%，碱土金属氧化钙和氧化镁的含量之和小于5%，说明该种煤对应的飞灰粘性较弱。具体见表2-10。飞灰平均粒度为55.37m，中值为37.27m，峰值为72.94m；粒度小于10m的颗粒含量约占25%，小于37m的颗粒约占50%，小于83m的颗粒约占75%，小于135m的颗粒约占90%。相比较而言，飞灰较细且粒度分布适中。具体测试结果见图2-1。表2-10 飞灰矿物组成检测项目符号单位灰库灰飞灰中二氧化硅SiO2%52.85飞灰中三氧化二铝Al2O3%32.05飞灰中三氧化二铁Fe2O3%5.53飞灰中氧化钙CaO%3.10飞灰中氧化镁MgO%1.21飞灰中氧化钠Na2O%1.80飞灰中氧化钾K2O%1.14飞灰中二氧化钛TiO2%1.26飞灰中三氧化硫SO3%0.20飞灰中二氧化锰MnO2%0.009图2-1 飞灰粒度分布图锅炉燃用菲律宾及澳大利亚煤时，煤中的痕量元素处在正常范围，具体见表2-11。表2-11 煤中痕量元素检测项目符号单位混煤煤中氟F arg/g69煤中氯Cl ar%0.001煤中砷As ar%0.0011煤中铅Pb arg/g1煤中汞Hg arg/g0.062.5 场地空间华能海口电厂厂区平面布置见图2-2。主厂房区包括主厂房、锅炉、电气楼、灰浆泵房、电除尘器、烟囱和烟道等。四期机组位于电厂二期扩建端，布置格局同前三期工程，主厂房采用南北向布置，固定端朝西。图2-2 厂区平面图（未含四期）氨区公用系统按两台机组共用的原则设计，同时考虑电厂五期规划。在电厂灰库东侧，五期规划场地北侧有一片空地，作为氨区预选场地，见图2-3。图2-3 厂区平面图卖方现场踏勘，查找收集所需的管网、锅炉结构、厂区总平布置、氨区规划等相关图纸进行设计。2.6 水、电、汽、气、还原剂厂区内部现有可用的水、电、汽、气等耗品参数见下表，脱硝改造工程尽量利用电厂现有的设施。脱硝改造（包括空预器和引风机改造）所引起的水、电、压缩空气、蒸汽等能量和物料消耗，如现有系统不能满足供应，卖方负责扩容，脱硝改造引起的输灰系统和电气系统扩容也由卖方负责。烟气脱硝SCR还原剂采用液氨制备。我国国家标准GB 526-88无水液体氨对液氨品质有详细规定，电厂计划按此标准中合格品品质采购液氨。脱硝可用消耗品参数项目内容单位数据接口位置工业水压力MPa0.30.5消防水压力MPa稳压状态0.5，最大压力1.0除盐水压力MPa0.6生活水压力MPa0.2电源高压kV6低压V380直流V220吹灰器用蒸汽压力MPa1.52.0催化剂吹灰汽源取自锅炉本体蒸汽吹灰母管减压阀后（暂定压力5 MPa、温度500）温度260280约350辅助蒸汽压力MPa1.0温度260280厂用、仪用压缩空气压力MPa0.62.7 增引合一改造设计条件华能海口电厂四期2330MW机组实施脱硝、电袋除尘器以及脱硫增容（包括脱硫旁路封堵）等环保改造。改造后现有引风机不能满足系统出力需求，进行扩容改造。根据西安热工院进行的改造可研研究，最终选定采用动调轴流风机进行引、增风机合并改造的方案。卖方根据上述环保改造项目的设计方案，对增引合一风机改造进行整体设计，再对引风机前后烟道管网的改造进行优化设计，最终对增引合一风机改造系统优化设计，提供给风机生产厂家风机选型参数。2.7.1 风机选型参数：各负荷工况下的引、增合一风机运行预估参数示于下表。项目名称单位TBBMCR330MW260MW160MW流量m3/s284 237 221 181 129 压力Pa10600 9818 8815 6456 3916 入口密度kg/m30.855 0.865 0.873 0.907 0.941 入口温度OC140135132.0 117.0 108.0 2.8 烟气脱硝系统总的技术要求：（1） 采用高灰型选择性催化还原烟气脱硝（SCR）工艺，工艺系统按入口NOx浓度500mg/ Nm3、处理100%烟气量及最终NOx排放浓度为90mg/ Nm3进行设计。（2） 采用蜂窝式催化剂，按“21”模式布置，备用层在最下层，催化剂支撑梁的层间高度不小于3.3米。（3） 每台锅炉设两个SCR反应器，不设反应器旁路，设省煤器调温旁路。按设计方案，若原空预器入口烟气挡板与脱硝烟道布置有冲突，则卖方优化设计更换它，否则维持原状。（4） 采用蒸汽吹灰和声波吹灰的联合吹灰方式，吹灰器的布置不得影响催化剂的安装或更换。空预器配合脱硝改造工程进行蒸汽吹灰及高压水冲洗改造。（5） SCR反应器利用现有锅炉送风机混凝土框架结构支撑，卖方本着充分利用现有条件的原则，对改造设计方案进行优化，尽可能降低给锅炉基础和钢架施加的额外载荷。（6） 卖方负责脱硝改造所涉及的全部土建设计、供货及施工，卖方根据现场空间优化SCR反应器区的支撑结构基础布置，所涉及到的现有结构、基础的加固，委托有资质的设计院（经买方认可）进行校核确认，并承担相关费用。（7） 脱硝改造所涉及的锅炉钢架荷载变化及斜支撑改造，由卖方负责。卖方需根据现场空间，优化布置脱硝反应器及烟道的支撑钢结构，最大限度减少对锅炉钢构的荷载影响。对锅炉钢结构的改造，卖方负责负责委托锅炉厂（经买方认可）进行补强校核，并承担相关费用。（8） 卖方将烟道、氨喷射系统、导流、混合、整流器及反应器等作为一个整体，采用CFD数值模拟和物理模型试验进行优化设计，保证脱硝系统各截面的烟气流场分布均匀性和整体脱硝性能，预热器入口烟道也设置导流装置。卖方所委托的CFD数值模拟和物理模型试验分包商征得买方同意。卖方负责提供SCR装置的CFD模拟和物理模型