1、3220t/h循环流化床锅炉烟气脱硫脱硝系统改造工程技术方案（低氮燃烧改造+SNCR+石灰石石膏法升级改造法）目 录一、项目总说明3二、脱硫改造部分82.1 主要技术经济指标82.2 XX改进型石灰石石膏法烟气脱硫技术92.3 工艺流程92.4脱硫工艺原理112.5第四代石灰石石膏法脱硫工艺的技术特点132.6脱硫工程整体设计改造方案132.7供货范围19三、SNCR烟气脱硝系统总体设计方案193.1 总论193.2 设计条件223.3 脱硝装置性能263.4 工艺设计273.5 喷枪流量及布置的设计293.6 脱硝喷枪布置方案373.7 脱硝喷枪强度分析413.8 推进器方案423.9产品总2、体结构及特性433.10 喷射系统耐磨及防堵性说明52四、低NOX燃烧技术改造564.1低NOx燃烧系统概述564.2百叶窗水平浓淡分离+SOFA燃烧技术对NOx排放的影响714.3百叶窗水平浓淡分离低NOx技术+SOFA燃烧技术对煤粉燃尽和锅炉效率的影响754.4百叶窗水平浓淡分离低NOx技术+SOFA燃烧技术对炉膛结渣和高温腐蚀的影响77五、项目实施计划791 项目目标792项目管理与控制803土建工程施工885调试工程896项目进度计划90六、保证值93七、运行费用核算93八、我公司技术人员的服务范围及售后941、我公司服务范围942、我公司的义务953、售后部分96一、项目总说明1.13、项目背景现有220t/h锅炉三台，脱硫除尘系统已经投运。烟气脱硫运行过程中存在脱硫率低下以及运行成本过高等诸多问题。现如今随着人们对环境的要求越来越高，以及环保部门对从锅炉烟囱排出的废气物的排放监控越来越严格，排放标准也越来越严厉。根据环保有关规定，SO2的排放浓度要低于100mg/m3,粉尘颗粒物排放浓度要低于30mg/m3, 氮氧化合物排放浓度要低于100mg/m3,污染物排入大气必须达标排放。公司领导十分重视环境保护工作，拟针对现行日益严格的环保要求，对锅炉尾气烟气进行处理改造，做到达标排放。1.2、项目目标本工程的目的就是在上述建设背景和有关法规要求下对该项目原有污染物治理和工艺系统4、进行改造，在不影响现有锅炉工况条件下，使该系统能有效减少中各项污染物的排放，保证尾气达标排放，实现良好的经济效益和环保效益，并尽可能利用现有设施资源，把项目改造费用降到最低。1.3、 概述 本工程针对现有3台220t/h流化床锅炉脱硫系统采用XX烟气脱硫技术进行改造，将原有简易双碱法系统改为石灰石石膏法系统，三套烟气脱硫塔装置改造、一套新型工艺系统设备、改造配套电气仪表系统。锅炉出口到引风机出口之间工艺系统的所有设备；详细分工界线内容如下（暂定，最终以招标文件为准）：a、220T流化床炉脱硫电气仪表系统1套。b、制浆系统1套。c、改建水泥脱硫塔3台。d、脱硫塔工艺循环系统1套。e、土建改造系统5、1套。f、脱水系统1套。g、管道系统3套。脱硫前烟气中SO2原始排放浓度：设计时按工况下最大SO2浓度6043mg/m3考虑，烟气脱硫后达到如下指标：SO2浓度100mg/m3。工程改建后脱硫系统运行时采用石灰石做为脱硫剂。、 主要特点本除尘脱硫系统主要特点如下：1) 改建后脱硫系统采用3220t/h流化床锅炉和配一套脱硫系统脱硫的处理方式。2) 脱硫系统采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫方法，脱硫系统副产物为硫酸钙沉淀物。3) 改造后的脱硫系统采用空塔喷淋塔吸收技术，塔内喷淋及布流装置采用最优化设计，液气比远远低于传统的石灰石-石膏法烟气脱硫技术，液气比仅为4.85L/Nm3。4) 脱硫系统采用多6、级液固分离技术及优质的压滤设备，脱硫副产物硫酸钙含水量低于10%，为半干态排放，无漏水及扬尘现象。5) 整套脱硫系统的压力损失（压差）在10001200Pa。6) 脱硫塔直径9.2m（与原塔直径相同）。7) 工艺部分改造原有沉淀池和滤清液循环系统利用，整个脱硫系统无废水外排。8) 脱硫系统本着节约用电，降低成本的原则，不选用耗电高、功率大，效率底的电机、泵。9) 增加石灰石灰仓一套，乳液罐二个，改造原有石灰乳液罐使其增高500mm,两个乳液罐底部各增加除渣机一套，提高石灰石的可利用率；10) 增加曝气装置一套，提高Ca+与Na+置换反应速率，增加循环水池出渣系统一套，提高沉淀效率。尽可能使脱硫7、系统对环境无污染，包括水、空气、产物外排、噪音等均达到了国家行业、公司的最高要求。11) 脱硫设施运行后不影响锅炉工况。12) 脱硫工艺与设备技术先进，运行稳定可靠，操作维修简单易行。1.4、 设计依据1.4.1基本设计条件表1-1 烟气参数项目单位数据烟气量（工况，湿基）m3/h750000烟气温度130烟气压力Pa-450-110SO2浓度（工况，湿基）mg/Nm36043颗粒物浓度mg/m3501.4.2 气象资料（依据网上）1) 大气温度年平均气温 13.3极端最高气温* 42.5极端最低气温 * -19室外计算（干球）温度A. 冬季采暖计算温度* -7B. 冬季通风计算温度 -23C8、. 冬季空气调节计算温度 -19D. 夏季通风计算温度* 32E. 夏季空气调节计算温度 35.3F. 夏季空气调节计算湿球温度 27.6G. 夏季空气调节日平均温度 31H. 最热月平均温度* 26.9I. 最冷月平均温度* -292) 相对湿度（%）A. 最冷月月平均室外计算相对湿度* 59%B. 最热月月平均室外计算相对湿度* 79%C. 最热月14小时平均室外计算相对湿度 53%3) 大气压力A. 冬季* 1020.0hPaB. 夏季* 998.2hPa4) 室外风速A. 冬季平均室外风速 22 .5m/sB. 夏季平均室外风速 12.4m/sC. 最大月份（四月）平均室外风速* 239、. 2m/sD. 历年最大风速* 29.0m/s5) 最多风向及频率A. 年主导风向C（静稳）18% S（南）14% N（北）13%B. 冬季风向 C（静稳）21% N（南）14% S（北）10%C. 夏季风向 C（静稳）18% S（南）14% N（北）12%6) 最大冻土深度 139cm 规范标准国家现行的各专业设计规范和标准；国家及地方相关法律、法规。建设项目（工程）竣工验收办法（国家计委 1990）建设项目环境保护竣工验收管理办法（国家环境保护局 2001）表1-2 设计所依据的国家现行的各专业设计规范和标准GB9078-1996工业窑炉大气污染物排放标准GB16171-1996炼焦炉大10、气污染物排放标准GB13223-2003火电厂大气污染物排放标准GB13271-2001锅炉大气污染物排放标准环发200226号燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策GB8978-1996污水综合排放标准GB3097-82海水水质标准GB16297-1996大气污染物综合排放标准GB18599一般工业固体废物存储、处置场污染控制标准GB3095环境空气质量标准DL/T621交流电器装置的接地DL/T5044火灾自动报警系统设计规范HJ/T76固定污染源烟气排放连续监测系统技术要求及检测方法GB18599一般工业固体废物存储、处置场污染控制标准DL/T5196-2004火力发电厂烟气脱硫设计技术规范111、.5、设计改造原则1) XX石灰石石膏法脱硫技术是专门为中大型电力企业烟气脱硫工程开发出的烟气脱硫技术，本方案设计严格按照投资省、运行费用低、脱硫效率高（99%）、占地面积小、副产物为半干态、无任何污水外排、无二次污染的原则进行设计。2) 脱硫剂直接用石灰石粉末,无需对石灰石粉末进一步加工,耗水量少。3) 脱硫塔兼有脱硫、除尘双效功能，处理后的副产物为半干态。4) 本设计方案提供的除尘脱硫系统和有关设备及资料和服务等满足技术规范书和有关工业标准要求。5) 本设计方案提供的除尘脱硫系统为XX成熟技术，具有在电厂环境下运行的条件。6) 本设计按照成熟、可靠、先进、实用的原则，每一项技术和装备的选用12、要确保操作稳定、可靠、生产低成本的效果。7) 采用先进可靠的工艺技术，确保锅炉烟气脱硫装置能安全、环保、节能稳定地连续生产。8) 工程自动化控制水平遵循成熟、可靠、先进、实用、有利于操作稳定和安全生产、性价比高的原则。1.6、设计改造内容本烟气脱硫系统改造设计包括以下内容：工艺系统改造包括增加制浆系统（氢氧化钙制备系统）、增加石灰石浆液输送系统、循环水池改造、增加曝气装置一套、增加除渣系统一套。脱硫塔系统改造包括增设脱硫液循环系统、塔前烟气温度调节系统、增加脱硫剂输送系统、工艺水冲洗系统、3台原有脱硫塔的改造加固、电气系统的变动、以及管道、保温、防腐等施工、制造、安装、调试等内容。另外还包括整13、个处理系统的电气、PLC控制系统等。二、脱硫改造部分2.1 主要技术经济指标本方案改造3台220t/h锅炉烟气脱硫的烟气量为750000m3/h。脱除SO2约为19000吨/年。表1.6 主要技术经济指标序号项目单位数量备注1处理烟气量m3/h750000m3/h工况2入口SO2浓度mg/Nm360433脱硫效率%994脱除SO2量kg/h26395出口SO2浓度mg/Nm31006入口烟气温度1307出口烟气温度 608出口烟尘浓度mg/Nm3309系统压力损失Pa1000120010钙硫比(Ca/S)mol/mol1.0311电负荷kWh42012工艺水耗t/h2.8313脱硫剂耗量kg/14、h2.95碳酸钙160元/吨14年利用小时数h720015装置负荷适应范围%3011016装置使用寿命年3017装置可利用率%952.2 XX改进型石灰石石膏法烟气脱硫技术XX公司依托于中国科学院，在国内外先进的湿法烟气脱硫技术的基础上，通过中国科学院有关专家对湿法烟气脱硫的研究，自主开发出XX第四代石灰石石膏法脱硫工艺。2.3 工艺流程A技术要求我方根据本厂方现场情况要求，提供完整的烟气脱硫装置工艺系统的基本设计和详细设计，以及规定范围的供货和服务，并保证脱硫装置的性能。脱硫装置满足如下运行特性：原则上，脱硫装置能适应锅炉最低稳燃负荷（燃烧设计30%）工况和110%工况之间的任何负荷。脱硫装15、置在没有大量的和非常规的操作或准备的情况下，能通过冷或热起动程序投入运行；特别是在锅炉运行时，脱硫装置和所有辅助设备能投入运行而对锅炉负荷和锅炉运行方式不能有任何干扰。而且脱硫装置必须能够在烟气污染物浓度为最小值和最大值之间任何点运行，并确保污染物的排放浓度不大于保证值。我方提供脱硫系统停运的温度，但最低停运温度不低于130。（2）整套脱硫系统及其装置的设置能够满足整个系统在各种工况下自动运行的要求，脱硫装置及其辅助设备的启动、正常运行监控和事故处理在脱硫控制室实现完全自动化，而不需要在就地进行与系统运行相关的操作。如果某台设备出现故障(例如水泵等)，备用设备将自动投入运行，且不会影响装置的运16、行。整个系统的控制功能由我方提供的脱硫_PLC实现。（3）在装置停运期间，各个需要冲洗和排水的设备和系统(如：石灰和石膏浆液系统的泵、管道、箱罐等)必须在不需要过多的或非常规的准备和操作的情况下就能实现冲洗和排水。在短期停运或事故中断期间，主要设备和系统的排水和冲洗能通过脱硫_PLC的远方操作实现，包括石灰石浆液或石膏浆液管道和其他所有与石灰石或石膏浆液接触的设备。（4）对于容易损耗、磨损或出现故障并因此影响装置运行性能的所有设备（例如吸收塔喷嘴、泵等），即使设有备用件，也设计成易于更换、检修和维护。（5）自动运行方式需要的或布置在运行人员在平台走道上时手不能及之处的全部阀门和挡板等配置气动/17、电动执行器。（6）烟道和箱罐等设备配备足够数量的人孔门，所有的人孔门使用铰接方式，且能容易开/关。所有的人孔门附近设有维护平台。（7）所有设备和管道，包括烟道、膨胀节等在设计时必须考虑设备和管道发生故障时能承受最大的温度热应力和机械应力。（8）所有设备和管道，包括烟道的设计考虑最差运行条件（压力、温度、流量、污染物含量）及事故情况下的安全裕量。（9）所有设备与管道等的布置考虑系统功能的实现和运行工作的方便。（10）所有设备和电动机的冷却方式尽可能不采用水冷却。B 改造后的脱硫工艺系统设计原则脱硫工艺系统主要由石灰浆液制备系统、烟气系统、SO2吸收系统石膏脱水系统、工业水系统、杂用和仪用压缩空气18、系统（气源由业主提供）等组成。工艺系统图参见附图。工艺系统设计原则包括：（1）脱硫工艺采用湿式石灰石膏法。（2）脱硫装置采用改造原有系统一炉一塔的形式，确能保证烟气二氧化硫按国家规定的标准排放。每套脱硫装置的烟气处理能力为锅炉110%工况时的烟气量。脱硫效率按不小于95%设计。（3）脱硫系统设置100%烟气旁路，以保证脱硫装置在任何情况下不影响锅炉的安全运行。（4）吸收剂制浆方式采用厂外来石灰。（5）脱硫副产品石膏脱水后含湿量20%，为综合利用提供条件。（6）脱硫系统排放的烟气不对烟囱造成腐蚀、积水等不利影响。（7）脱硫设备年利用小时按7200小时考虑。（8）脱硫装置可用率不小于95%。（9）19、脱硫装置服务寿命为30年。4.3 脱硫除尘装置布置原则 总平面布置根据工厂总平面布置的规划，脱硫区整体布局紧凑、合理，系统顺畅，节省占地，节省投资。浆液循环泵、石膏浆泵紧凑布置在吸收塔周围。吸收塔的氧化风机集中布置。管线布置工厂内各种管线和沟道，包括架空管线，直埋管线、与脱硫区外沟道相接时，在设计分界线处标明位置、标高、管径或沟道断面尺寸、坡度、坡向管沟名称，引向何处等等。有汽车通过的架空管道净空高度为5.5米，室内管道支架梁底部通道处净空高度为2.2米。2.4脱硫工艺原理除尘原理烟气中大部分粉尘经除尘器脱除。剩余粉尘在吸收塔中脱除。含尘烟气通过进口烟道进入吸收塔，烟气被水均匀的喷入，由于烟气20、高速运动，因此喷入的水被其溶化成细小的水雾，湿润了烟气中的灰尘。在这个过程烟气中的灰尘被湿润，使它的重量加大而有利于被离心分离，在高速呈絮流状态中，由于水滴与尘粒差别较大，它们的速度差也较大。这样，灰尘与水滴就发生了碰撞凝聚，尤其是粒径细小的灰尘料可以被水雾水溶，这样含尘气体被水湿润，尘粒随水流到吸收塔底部，从溢水孔排走，在吸收塔底部有清理孔便于进行清理。净化后的气体，通过除雾器除水后排放。脱硫原理1 吸收原理吸收液通过喷嘴雾化喷入吸收塔，分散成细小的液滴并覆盖吸收塔的整个断面。这些液滴与塔内烟气逆流接触，发生传质与吸收反应，烟气中的SO2、SO3被吸收。SO2吸收产物的氧化和中和反应在吸收塔21、底部的氧化区完成并最终形成石膏。为了维持吸收液恒定的pH值并减少石灰耗量，石灰浆液被连续加入吸收塔，同时吸收塔内的吸收剂浆液被搅拌机、氧化空气和吸收塔循环泵不停地搅动，以加快石灰在浆液中的均布和溶解。2 化学过程（1）吸收反应烟气与喷嘴喷出的循环浆液在吸收塔内有效接触,循环浆液吸收大部分SO2，反应如下：SO2H2OH2SO3（溶解）H2SO3HHSO3（电离）吸收反应的机理：吸收反应是传质和吸收的的过程，水吸收SO2属于中等溶解度的气体组份的吸收，根据双膜理论，传质速率受气相传质阻力和液相传质阻力的控制，吸收速率吸收推动力/吸收系数（传质阻力为吸收系数的倒数）（2）中和反应吸收剂浆液被引入吸22、收塔内中和氢离子，使吸收液保持一定的pH值。中和后的浆液在吸收塔内再循环。中和反应如下：Ca2CO322HSO42H2OCaSO42H2OCO22HCO32H2OCO2中和反应的机理：中和反应伴随着石灰的溶解和中和反应及结晶，由于石灰较为难溶，因此本环节的关键是，如何增加石灰的溶解度，反应生成的石膏如何尽快结晶，以降低石膏过饱和度。中和反应本身并不困难。（3）氧化反应一部分HSO3在吸收塔喷淋区被烟气中的氧所氧化，其它的HSO3在反应池中被氧化空气完全氧化，反应如下：HSO31/2O2HSO4HSO4HSO42氧化反应的机理：氧化反应的机理基本同吸收反应，不同的是氧化反应是液相连续，气相离散。23、水吸收O2属于难溶解度的气体组份的吸收，根据双膜理论，传质速率受液膜传质阻力的控制。（4）结晶过程CaSO3+1/2H2O CaSO31/2H2OCaSO4+2H2OCaSO42H2OCaSO3的结晶可以理解为一个中间过程, CaSO31/2H2O结晶体经氧化后最终生成石膏结晶体。脱硝原理烟气进入吸收塔，与喷淋而下的碱液接触时，氮氧化物会与碱液反应，从而达到脱除少部分氮氧化物的效果。为了进一步增大设备的脱硝效率，在设备上设有喷嘴，向下喷淋碱液，与残留氮氧化物反应、净化，净化后的烟气上升至除水折流板，脱水后经引风机进入烟囱排入大气。二噁英脱除原理因二噁英在低温(200以下)下是以固态的形式吸附在24、粉尘表面,因而喷水降温即能大大减少烟气中的二噁英。本工程采用湿法工艺,在脱硫反应器内,通过喷淋,在较短的时间内使烟气温度80左右,利用低温进行高效脱除二口恶英。此外除尘器能够同时去除吸附在粉尘上的部分二噁英。2.5第四代石灰石石膏法脱硫工艺的技术特点采用第四代石灰-石膏湿法脱硫主要有以下优点：（1）脱硫效率高。石灰石膏湿法脱硫工艺脱硫率高达99%以上，脱硫后的烟气不但二氧化硫浓度很低，而且烟气含尘量也大大减少。（2）技术成熟，运行可靠性好。国外石灰一石膏湿法脱硫装置投运率一般可达98%以上，由于其发展历史长，技术成熟，运行经验多，因此不会因脱硫设备而影响设备的正常运行。特别是新建脱硫工程采用湿25、法脱硫工艺，使用寿命长，可取得良好的投资效益。（3）吸收剂资源丰富，价格便宜。作为石灰一石膏湿法脱硫工艺吸收剂的石灰石，在我国分布很广，资源丰富，许多地区石灰石品位也很好，碳酸钙含量在90%以上，优者可达95%以上，制得石灰价格也低廉。运行费用低。（4）脱硫副产物便于综合利用。石灰一石膏湿法脱硫工艺的脱硫副产物为脱硫石膏。在日本、德国脱硫石膏年产量分别为250万吨和350万吨左右，基本上都能综合利用，主要用途是用于生产建材产品和水泥缓凝剂。脱硫副产物综合利用，不仅可以增加厂效益、降低运行费用，而且可以减少脱硫副产物处置费用，延长灰场使用年限。（5）技术进步快。近年来国外对石灰一石膏湿法工艺进行26、了深入的研究与不断的改进，如吸收装置由原来的冷却、吸收、氧化多塔合为一塔，塔内流速大幅度提高，喷嘴性能进一步改善等。通过技术进步和创新，可望使该工艺占地面积较大等问题逐步得到妥善解决。2.6脱硫工程整体设计改造方案乙方根据厂方原有系统和现有实际情况要求，将原有石灰石石膏法脱硫系统，补充改造成为完整的石灰石石膏法烟气脱硫装置工艺系统并保证脱硫装置的性能。改造后的脱硫系统与锅炉运行匹配，脱硫装置保证能快速启停，且在锅炉负荷波动时有良好的适应特性。乙方保证脱硫装置和所有相关的辅助设备的负荷适应范围和响应速度与现有锅炉相一致，即负荷变化范围为70% BECR150%BMCR时，响应速度大于5%/min27、。改造后的装置满足如下运行特性： 全套烟气脱硫装置包括辅助设施适应锅炉在最小和最大负荷范围（70%BECR150%BMCR）的任何负荷点运行。装置在没有大量的和非常规的操作或准备的情况下，能通过冷或热起动程序投入运行；特别是在锅炉运行时，装置和所有辅助设备能投入运行而对锅炉负荷和锅炉运行方式不会有任何干扰。而且装置能够在烟气污染物浓度为最小值和最大值之间任何点运行，并确保装置的排放指标不超出保证值。 装置故障及退出运行不会影响发电机组的正常运行， 整个系统的控制功能由乙方提供的FGD-PLC实现。FGD装置及其辅助设备的运行和监控在FGD控制室实现完全自动化。如果某台设备出现故障（例如水泵等）28、，备用设备应自动投入运行，且不会影响装置的运行。因此对整个装置的运行是很重要和必需的设备，乙方应提供备用设备。 在装置停运期间，各个需要冲洗和排水的设备和系统（如石灰和脱硫液系统的泵、管道、箱罐等）无需做过多的或非常规的准备和操作即可实现冲洗和排水。在短期停运或事故中断期间，主要设备和系统的排水和冲洗均能通过中心控制室的远方操作实现，包括石灰脱硫液或脱硫渣管道和其他所有与石灰或脱硫渣接触的设备。 对于容易损耗、磨损或出现故障并因此影响装置运行性能的设备（例如吸收塔喷嘴、泵等），设有备用件，同时亦设计成易于更换、检修和维护。 乙方对自动运行方式需要的全部阀门配置气动执行器。 烟道和箱罐等设备配备29、足够数量的人孔门，且容易开/关。所有的人孔门附近均设有维护平台。 所有设备和管道，包括烟道、膨胀节等在设计的时候应考虑设备和管道发生故障时能承受最大的温度热应力和机械应力。 所有设备和管道，包括烟道的设计应考虑最差运行条件（压力、温度、流量、污染物含量）及事故情况下的安全裕量。 乙方在设计中所选用的材料保证适应实际运行条件，包括考虑适当的腐蚀余量，特别是使用两种不同钢材连接时采取适当的措施。 乙方在布置所有设备与管道的时候应充分考虑系统功能的实现和运行工作的方便。2.6.1 FGD工艺系统的设计原则改造后的FGD工艺系统主要由脱硫剂制备系统、烟气系统、SO2吸收系统、脱硫液循环系统、脱硫渣脱水30、系统等组成。工艺系统改造设计原则包括： 新脱硫工艺采用FGD石灰石石膏法烟气脱硫工艺，乙方保证烟气脱硫工艺是成熟和先进的。本脱硫装置规模为一炉1塔。3台脱硫设备公用1整套脱硫工艺装置。处理3台220t/h BMCR工况下100%的烟气量（单台：750000m3/h），其中瞬时能满足BMCR工况下150%的烟气量。吸收塔脱硫率按99%设计。 脱硫系统自成体系，脱硫系统设置100%烟气旁路，脱硫装置在任何情况下均不会影响发电机组的安全运行。 脱硫系统不设置独立的脱硫增压风机，如果原风机还有8000Pa的风压余量（含布袋除尘器系统），则对原引风机不做新动，在脱硫系统正常运行或事故状态时均不会影响发电31、系统本身的运行。 脱硫装置在尽量少新动或折迁地面管道和地下设施的前提下，因地制宜，合理布局，尽可能减少改建脱硫装置的占地面积。公共设施包括：脱硫剂制备系统、脱硫液循环系统、控制系统、渣处理系统。 脱硫剂采用外购石灰粉。 为了最大限度的减少工艺水的消耗量，乙方在设计中充分考虑了工艺水的循环利用。真空皮带过滤机的滤液和冲洗水汇集至沉淀池再利用，使工艺水的补给量最小。 脱硫设备按发电机组实际年平均运行时间7200小时考虑。 改造后的FGD系统的可用率95%。 FGD装置设计寿命不小于30年。2.6.2 FGD工艺系统的工艺流程1) 烟气流程锅炉烟气从布袋除尘器出来后，通过新造后的二氧化硫吸收系统进入32、引风机，到烟囱排出。在脱硫系统中，烟气先经过入口处急冷喷淋的降温，然后进入吸收塔，在塔内完成脱硫洗涤，洁净烟气由塔内除雾器除雾脱水，最后由引风机出来的热空气混合提高排烟温度后通过烟囱排空。由于采用布袋除尘器后的烟气脱硫，所以对现有布袋除尘器的运行状态不会产生任何影响。不会新变布袋除尘器干灰的质量，不会对布袋除尘器产生任何腐蚀。2） 脱硫液流程脱硫液（钠盐）在吸收塔内与二氧化硫充分接触、反应后，由在塔底流入循环再生池；经过反应池，与石灰脱硫液进行再生反应。反应后进入沉淀池，清液返回脱硫液缓冲池，在缓冲池中补充一定量的钠碱液，然后用回流泵泵送至吸收塔的一级一级喷淋从而与烟气接触；使脱硫液形成循环。33、3） 脱硫副产物后处理流程脱硫液在反应池再生后，钙离子得到再生，二氧化硫以半水亚硫酸钙的形式在沉淀池内沉淀下来，上清液回流到脱硫液流程中循环使用。脱硫渣经过脱水机进一步脱水，皮带上的物料层厚度为一定值以确保脱水性能，过滤层通过脱硫渣冲洗水及下面的真空来冲洗和脱水，使最后产物的含固率达到75%。2.6.3 SO2吸收系统技术要求3台220t/h锅炉用1套公共系统,能瞬时满足1.15倍锅炉气量共用1套工艺系统的特殊情况。脱硫清液通过循环泵从缓冲池送至塔内喷嘴，喷雾液滴与烟气接触发生化学反应吸收烟气中的SO2，脱硫液再生泵将脱硫液从吸收塔送到脱硫液循环系统。脱硫后的烟气夹带的液滴在吸收塔出口的除雾器34、中收集，使净烟气的液滴含量不超过保证值85mg/m3。吸收塔和整个脱硫液循环系统进行了优化设计，保证脱硫效率及其他各项技术指标达到合同要求。SO2吸收系统包括吸收塔、吸收塔循环泵、脱硫液再生泵、除雾器、冲洗、事故喷淋等几个部分，还包括辅助的放空、排空设施。所有设备的噪音符合生产环境的要求。2.6.4吸收塔2.6.4.1设计改造原则 建造3套石灰石石膏法湿式脱硫吸收塔，采用四层喷淋、三层除雾的形式。包括喷嘴及所有内部构件、除雾器、塔体防腐涂料及外紧固件等。塔内防腐及外部钢结构（如平台扶梯等）的施工也在原除尘器上完成。 新造后使得吸收塔内所有部件能承受最高入口烟气温度的冲击，高温烟气不会对任何系统35、和设备造成损害。 新造后的吸收塔底面设计能保证完全排空脱硫液，吸收塔内配有足够的喷咀。 塔的整体设计应方便塔内部件的检修和维护，吸收塔内部的导流板、喷淋系统和支撑等尽可能不堆积污物和结垢，并且设有通道以便于清洁。 吸收塔烟道入口段能防止烟气、液体倒流和固体物堆积。2.6.4.2吸收塔结构尺寸改建吸收塔3座，详细规格见下表。为确保塔体渗漏、耐磨的需要，塔体采用了一种特殊涂料。吸收塔外形尺寸及设计参数项目220t/h燃煤锅炉吸收塔内径与原塔尺寸相同塔体高度与原塔尺寸相同塔内液气比4.5L/Nm3全塔压降1200Pa吸收塔脱硫效率99%吸收塔内喷淋层4层除雾器层3层在吸收塔进口处设置急冷段，急冷段设36、置雾化喷嘴，利用喷淋装置进行急冷降温和预脱硫除尘除酸作用，喷嘴采用特殊雾化喷嘴。在吸收塔中部装有三层旋流雾化喷头，吸收液由喷头内喷出，并雾化成微滴，与由下而上逆流而来的烟气进行充分的气液接触。保证吸收塔脱硫率达到95%以上。吸收塔文丘里棒的独特结构，具有液气接触面积大、液滴的一次雾化及吸收的特点，使得整个系统的吸收效率大大增加。2.6.4.3螺旋喷嘴螺旋喷嘴是众多喷嘴中最具特色的一种。液体通过与连续变小的螺旋线体相切和碰撞后，变成小液滴喷出，并且喷嘴腔体内从进口至出口的畅通的通道设计最大程度的减少了阻塞现象的发生。螺旋喷嘴的主要使用特点如下：1）、使用效率高。在4公斤使用压力下，单个喷嘴的流量37、可以达到2.5吨/小时。2）、雾化效果好。3）、防堵塞。4）、喷雾速度高。5）、物理尺寸小，结构紧凑。在喷淋段上部，安装塔内件清洗装置和组合除雾装置等，塔内设有温度监控仪，塔体压降监测仪，塔体上设有检修人孔，操作平台等附属设施。2.6.4.4塔内喷淋系统吸收塔内设有塔内喷淋系统。吸收塔内部喷淋系统由分配管网和喷嘴组成。改造后的喷淋系统的设计能够合理分布要求的喷淋量，使烟气流向均匀，并确保石灰脱硫液与烟气充分接触和反应。喷淋层上安装120实心锥型螺旋喷嘴，喷嘴采用低压喷嘴，采用螺纹与管道连接。脱硫液喷淋分配管采用FRP。所有喷嘴能避免快速磨损、结垢和堵塞，喷嘴材料采用碳化硅或相当的材料制作。喷嘴38、与管道的设计特别考虑到便于检修，冲洗和更换。2.6.4.5除雾器除雾器安装在吸收塔上部，用以分离净烟气夹带的雾滴。除雾器的设计保证具有较高的可利用性和良好的去除液滴效果。除雾器系统的设计特别注意到FGD装置入口的飞灰浓度的影响。该系统还包括去除除雾器沉积物的冲洗和排水系统，运行时根据给定或可变化的程序，既可进行自动冲洗，也可进行人工冲洗。乙方根据以往工程经验在吸收塔除雾器上部增加设置一层冲洗喷嘴，该层喷嘴可以提供在异常情况或检修时对除雾器进行人工冲洗，以确保除雾器的高可靠性。除雾器冲洗系统能够对除雾器进行全面冲洗，不存在任何未冲洗到的表面。冲洗水的压力通过FGD-PLC进行监视和控制，冲洗水母39、管的布置能使每个喷嘴基本运行在平均水压。除雾器冲洗用水为FGD工艺水，由单独设置的除雾器冲洗水泵提供。2.6.4.6吸收塔脱硫液循环泵（增加4台）吸收塔循环泵满足如下特殊要求：吸收塔循环泵将缓冲池内的吸收剂脱硫液循环送至喷嘴，循环泵按照单元制设置。循环泵为离心泵，叶轮为钢制外衬橡胶。循环泵配有油位指示器、机械密封、联轴器罩设备。循环泵设计便于拆换和维修。增加循环水泵3台（循环水量为380m3/h，扬程58米），增加了液气比，增大了喷咀的压力，提高了覆盖面积，从而提高脱硫效率，确保脱硫效率可达95%以上。2.6.5脱硫液循环系统本工程中三脱硫塔共用一套脱硫液循环系统。将原有脱硫液循环系统改建为：40、反应池、沉淀池、脱硫液缓冲池、再生泵、回流泵、缓冲泵、钠碱加药泵、石灰浆液泵及管道、阀门和流量计等。整个脱硫液循环系统充分利用水池的位差，利用水力学原理，使系统的能耗最省。系统的转动设备为循环泵，其他皆为静设备，所以系统的维护相当简单。脱硫液循环系统浆液管道能防止磨损和腐蚀，防止浆液沉淀的形成。浆液管道流速为14m/s。浆液管配备自动冲洗和排水系统。在装置关闭和停运期间，对浆液管道系统的各个设施进行排放和冲洗。甚至在短期停运时，也进行必要的排放和冲洗，且由FGD控制室远方控制完成。输送浆液管道的布置尽可能短，尽量减少弯头数量，以避免浆液在管道中沉淀。为了强化反应的强度，在反应池内设有机械搅拌器41、。2.6.6脱硫渣综合处理与利用本项目产生的脱硫产物，有畅通的送出设计。 沉淀池底的浓浆用脱硫渣泵送至灰渣处理系统（板框压滤机处理）。2.7供货范围供货内容至少包括但不限于如下所述（见附件）。三、SNCR烟气脱硝系统总体设计方案3.1 总论3.1.1前言为便于350MW机组工程烟气脱硝装置的安装、调试与运行维护等工作，确保脱硝装置的性能达到合同技术规范和设计文件的要求，特编制本工程烟气脱硝装置设计说明书。本工程烟气脱硝装置的设计、设备供货、调试及验收督导由江苏XX电力设备有限公司负责。江苏XX电力设备有限公司保证提供全新的并有成功业绩和高效可靠的燃煤电厂烟气脱硝产品，同时满足我国有关安全、环保42、等法规、标准的要求。本工程烟气脱硝装置配蒸发量为220t/h的高温高压机组燃煤锅炉，脱硝装置采用非选择性催化还原（Selective Non-Catalytic Reduction，简称：SNCR）法全烟气脱硝；脱硝装置反应器布置于锅炉内部。脱硝装置采用氨作为还原剂，其制备和供应采用液氨供应系统。在现阶段设计煤种及校核煤种、锅炉最大工况(BMCR)、处理100%烟气量条件下脱硝效率不小于80%实施，脱硝装置结构及相关系统按脱硝效率不小于85%规划设计，在80%和85%脱硝效率两种工况下均进行低氮燃烧系统改造。机组工程烟气脱硝装置设计的基本信息，脱硝装置的安装、调试与运行维护管理需按照本工程的相43、关设计图纸、各设备运行维护操作手册及其它相关要求执行，未尽事宜尚需遵照国家和电力行业相关标准、规范和规程的要求执行。3.1.3标准规范设计符合相关的中国法律及规范、以及最新版的ISO和IEC标准。与安全、环保、健康、消防等相关的事项严格执行中国国家及地方有关法规、标准。设计符合德国鲁奇能源环保有限公司脱硝技术规范要求和DBC企业标准。3.1.4设计供货范围与分工设计与供货范围XX负责脱硝系统的全部基本设计和部分详细设计，消防、暖通的详细设计不在我公司范围内，由我公司提出要求，业主方自理。采用我公司与西安航天动力研究所自主研发的具有国际领先水平的 SNCR 喷射技术，该技术通过先进的数值计算分析44、与实验室试验相结合。对循环流化床锅炉进行全数值模拟，得到不同运行工况条件下的 NOx 浓度，速度场及温度场的分布规律。利用现有的试验系统，将对喷射系统的雾化特性进行全方位的分析，合理选取最优性能的喷射系统，可在较低的氨氮比条件下实现较高的脱硝效率，在保证氨逃逸的基础上系统脱硝效率可达80%，降低了 SNCR 系统运行过程中的喷氨量。利用自主开发的循环流化床锅炉热过程数值分析软件、分析锅炉内及旋风分离器内速度场的分布规律，得到适合于不同工况条件下的 SNCR 喷射温度窗口区域，速度场分布规律，设计喷枪的布置位置；根据数值分析计算出的 NOx分布规律，结合实际现场测量数据，布置 SNCR 喷枪数量45、。本改造工程设计氨水为还原剂的 SNCR 系统。从液氨储罐来的液氨被送入稀氨器配制成 5%-20%浓度左右的稀氨水，然后被氨水输送泵送入氨水储罐中，使用时，氨水供应泵将氨水储罐中的氨水加压后通过墙式喷射器与长枪喷射器将其喷入到炉膛中，经炉膛中炉膛高温烟气作用，分解出氨气，参与 NOx 的还原反应。循环泵模块由两个泵并联组成，两个泵可供应循环流化床锅炉满负荷所需的氨水供应量，两台循环泵互为备用。泵入口通过吸入管线和氨水罐连接，出口通过三通连接通往炉内的氨水水供应管线和回流管线。回流管和吸入管在泵和储罐之间建立一个回路，氨水水注射管线在三通下游设置一个气动开关球阀控制氨水向炉内的供应和切断。运行时46、，氨水泵为定负荷运行，通过设定氨水回流的量来确定喷氨量。稀释水加压泵及其控制系统所含设备与氨水相同。整个氨水供应系统运行时，压力的平衡点在总管的三通处，回流管流量变化通过回流管线上的调压阀调节。SNCR系统设有一个流量计量模块，包括一个布置在开关阀和流量调节阀之间的流量计构成。计量模块管线上设置现场压力表和压力开关，压力开关的压力信号送往DCS 系统，作为氨水量的反馈信号。装设在炉内出口的NOx 测量信号送到DCS 系统，经过特定算法，通过DCS 向调节阀发送指令信号。氨水水在计量管线后有一个氨水流量分配模块，在氨水流量分配模块中，每支喷枪前都设置了差压流量计，用于监视每支喷枪的了氨水流量。通47、过差压流量计后的阀门开度调节，而实现每支喷枪之间流量的均匀分配。喷枪在炉外设置两路接口，一路为氨水，一路接雾化空气。雾化空气在喷枪前的压力通过空气总管的调压阀实现，枪前压力为46Bar，以满足最佳的雾化效果。系统中氨管线以及阀门全部采用耐腐蚀的 304SS 不锈钢材质。氨水储罐为不锈钢，保证对氨水的耐腐蚀性要求。喷射器是喷雾系统的核心也是整个 SNCR（喷氨）系统的关键部件。喷射器在旋风分离器入口的两侧壁上各布置 2 根喷枪,以保证整入口雾场的均匀分布。整个喷雾系统都有自反馈和自动调节功能，通过在线监测出口（或烟囱出口）NOx 排放值，利用反馈系统自动调节和控制氨水喷射量，在保证脱硝效率前提下48、减少系统运行成本。喷射器能适应不同的稀氨水的流量，在流量变化幅度较大时也能保持优良的雾化效果。喷枪自带气动推进器，在紧急情况下可以自动退出炉内，确保喷枪的安全性，提高系统整体可靠性和使用寿命。为配合完成烟气脱硝装置技术工作，以下设计工作由其他有关单位完成：脱硝装置氨供应系统，脱硝工程中SNCR装置本体支撑钢架基础，脱硝氨站区域设备基础、建（构）筑物详细设计（施工图设计）,脱硝项目中供水、供电、供气（汽）等至各设计分界。3.2 设计条件 主厂房设备布置本期装设50MW燃煤汽轮发电机组，锅炉为高温高压循环流化床炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构型锅炉。本工程发49、电机组同步建设锅炉烟气脱硝装置，位于锅炉尾部，呈露天布置，由江苏XX电力设备有限公司设计和成套供货。3.2.2环境条件 多年平均大气压力1008.1hPa 多年平均大气温度16.9 多年平均相对湿度81% 多年最热月平均气温28.9 多年最冷月平均气温4.6 历年极端最高气温39.0 历年极端最低气温-12.0 多年平均降水量1400.6mm 最大一日降水量(24h) 143.9mm 多年最大积雪深度0.27m 最大冻土深度0.05m 最冷季主导风向NNW风 最热季主导风向NW风3.2.3煤质、灰份和点火油资料煤质分析资料 表2-1 煤质分析项 目符 号单 位设计煤种校核煤种元素分析收到基碳C50、ar%60.0955.4收到基氢Har%2.941.89收到基氧Oar%3.592.53收到基氮Nar%1.340.95收到基全硫St,ar%2.632.88收到基铅Pbg/g7收到基镍Nig/g10收到基锌Zng/g3收到基铬Crg/g16收到基砷Asg/g6收到基氯CL%0.0100.3355收到基氟F%0.00540.2558工业分析收到基灰份Aar%23.6329.75收到基水份Mt%7.788.6空气干燥基水份Mad%1.371.65干燥无灰基固定碳Cdaf%干燥无灰基挥发份Vdaf%15.0011.0可磨系数HGI6161KVT1冲刷磨损指数Ke1.182.0综合着火指数*反应指数51、Rw/ri灰熔点变形温度DT14701500软化温度ST15001500熔化温度FT15001500三氧化二铝Al2O3%33.7535.41三氧化二铁Fe2O3%2.744.64氧化钙CaO%4.016.10氧化镁MgO%0.911.96氧化钾K2O%0.591.12氧化钠Na2O%0.380.44三氧化硫SO3%3.913.05二氧化锰MnO2%五氧化二磷P2O5%0.16五氧化二钒V2O5g/g281五氧化二砷As2O3g/g 5 1011 ，所以烟气与喷射器之间的换热方式为非层流换热，强迫对流换热，换热系数的计算准则关系选取燃气绕流圆柱体的实验关联式。在分析时为了安全起见，将换热系数放52、大，以提供足够的冷却水来冷却喷射器。冷却风的换热系数计算冷却风在环形通道内流动，冷却风的流速取为 ul = 10 15 m s ，冷却水的流通面积为 Al ：热平衡计算依据分析模型，对其列写热平衡方程，通过联立方程组（1）和（2）得到喷枪冷却结构的热环境参数。喷枪计算结果对喷枪进行传热分析后，得到的热流及温度变化曲线见下图。喷枪热流沿轴向变化曲线喷枪温度沿轴向变化曲线从上图可以得到，当氨水溶液从内侧流出时，当短枪伸入长度为150mm时，冷却风的温升约为2.0C，管道温升约7.1，结合喷枪外侧雾化空气的冷却作用，结构设计能够满足控制氨水温升及喷枪长时间工作要求。3.6 脱硝喷枪布置方案3.6.153、 枪头与套管的相对位置通过优化布置喷枪伸入碳化硅套管的位置，能够有效防护枪头的磨损，形成无死区喷雾场覆盖。相关布置设计结果如下。 缩进5mm 缩进20mm 缩进50mm不同缩进长度下枪头附近速度矢量分布缩进长度太短时，在枪头的下半部分会形成逆时针的回流区，逆时针回流区的产生是由于烟气直接冲刷枪头内部所致，缩进长度为5mm 时，回流区冲刷枪头内部的速度达到了10m/s。将缩进长度增大时，在枪头内部同样会形成回流区。缩进长度为20mm 时，回流区转化为顺时针，顺时针回流区的产生是由于高速射流的引射作用所致，其内部速度为3m/s。 进一步增加缩进长度，枪头内部的回流区保持为顺时针，但是其内部速度持续54、下降。缩进长度为50mm 时，内部速度几乎可以忽略。可见，缩进长度的不同，烟气在枪头缩进区的流动特征有所不同，缩进过短时，烟气会直接冲刷到枪头内壁；将缩进长度增加时，烟气直接冲刷的效果消失，其内部回流区是由于射流引射造成的，而且随着缩进长度的增加，内回流的速度会减小。考虑到缩进长度过大，射流喷雾角会受到保护套唇口的影响，因此存在一个最佳的缩进长度。3.6.2 喷枪插入炉膛深度通过设计喷枪伸入炉膛深度，一方面能够控制枪体内尿素水溶液的温升，另一方面能够优化喷枪的热防护，充分保证喷雾场的穿透深度。相关模拟设计结果如下。插入深度0mm深度400mm 时液滴的分布深度 200mm 时液滴的分布深度 355、00mm 时液滴的分布深度 400mm 时液滴的分布深度 500mm 时液滴的分布从上图可知随着喷枪插入炉膛内深度的增加，喷雾场的穿透能力越大，还原剂更容易覆盖于整个烟气流动区域，结合喷枪的热分析，能够确定满足穿透要求、最佳热防护的插入深度。3.7 脱硝喷枪强度分析根据优化的脱硝喷枪及布置方案，进行强度核算和校核。脱硝喷枪为两层套管结构，考虑尿素水溶液及枪体的自重，计算结构在自重作用下的变形和盈利。依据计算目的，采用壳单元建立套管结构的有限元模型，如图所示。氨水和空气的质量折算到相应套管的材料密度特性中，连接内外二层套管端部的环厚度假定为5mm，喷嘴对套管有连接加强作用，模型中采用10 的钢柱56、（梁单元）模拟喷嘴刚度，在适当位置连接，如图所示。计算结果如下图，最大变形：喷枪端部位移0.12mm。最大综合应力：套管外层根部36MPa，a 层端部47Mpa壳单元模型强度校核结果表面那个，枪体最大综合应力远小于材料的弹性模量，喷枪能够稳定可靠长期运行。3.8 推进器方案喷枪推进器采用气动方式。推进器是由推进机构、位置信号元件和安装部件等部分组成。在脱硝喷枪工作时，推进器根据中控指令将喷枪推进到工作位置，当喷枪因停气或缺水以及正常停止工作时，驱动机构负责将喷枪退出至安全位置，保护喷枪，方便维护及更换。3.9产品总体结构及特性3.9.1 产品总体结构SNCR脱硝喷枪的供应产品外形结构如下图，长57、度和外径均可根据供货要求调整，主要分布在炉内壁面附近。产品特点：􀁺 雾化方式采用气动雾化，并结合外层冷却风进行辅助冷却，能够9001200烟气环境中长期工作；􀁺 喷雾速度场及横向粒径分布可由喷口结构进行调节；􀁺 满足雾化要求的前提下，能达到最大的穿透深度；􀁺 喷嘴采用高温合金材质，枪体喷涂耐磨材料，能够长期可靠运行。SNCR 脱硝喷枪实物结构图产品关键性能：􀀹 变负荷下高效雾化的稳定性能。􀀹 喷雾场的高穿透性能。􀀹 长时间运行的可靠性。3.9.2 雾化特性以60120喷58、嘴产品为例，进行了激光全息喷雾场粒径测量试验，测量标准区域1mm1mm。 测量结果显示，产品喷嘴所形成的喷雾场分布为不规则的“W”形，最大粒径约350400m，百分比小于0.5%，具体结果如下：a） 不同喷嘴结构雾化粒径分布 喷雾场雾化粒径分布（60喷雾场） 喷雾场雾化粒径分布（90喷雾场） 喷雾场雾化粒径分布（120喷雾场）b） 不同气液比雾化粒径分布气液比1% 气液比1.5% 气液比2.0% （D32 = 77.3m） （ 32 D = 76.2m） （ 32 D = 72.0m）SNCR 脱硝喷枪所形成的喷雾场径向分布为不规则的“W”形，100m以下液滴超过60%，最大粒径约35040059、m，百分比小于0.5%，喷雾场穿透深度超过6.5m。3.9.3 喷雾场的出口速度通过优化设计喷雾场的出口速度，能够有效提高喷雾场在高、低负荷下的穿透能力，增加雾化质量的稳定性。工程经验表明，喷雾场出口速度大于70m/s时，脱硝喷枪的穿透能力和雾化质量协调性好。 入口速度为40m/s 入口速度为50m/s入口速度为60m/s 入口速度为80m/s入口速度为100m/s模拟结果显示：当喷射速度低于50m/s 时，喷雾场射流并不能覆盖炉内的中心区域；随着入口压力增大，射流速度相应增加；当射流速度超过60m/s 时，可满足喷雾场覆盖整个烟气流动区域的要求。具体确定喷雾场出口速度时，须结合喷雾质量变负荷60、的稳定范围来综合考虑。3.9.4 喷雾场的雾化锥角雾化锥角直接关系着喷雾场的刚性和覆盖能力，通过优化设计喷雾场的雾化锥角，能够协调射流刚性分布，提高喷雾场的覆盖能力。不同雾化锥角下组合喷雾场的模拟结果如下。雾化锥角为 20 度雾化锥角为 60 度雾化锥角为 80 度雾化锥角为 120 度雾化锥角为 150 度雾化锥角小，则喷射中心刚性强，射流更容易进入炉内的中心，但是在炉内的四周，喷雾场的覆盖性能较差；雾化锥角大，射流的中心刚性降低，但是在炉内的周向覆盖性能较高。因此喷枪的射流应充分协调喷雾场的射流刚性与覆盖边区覆盖性能的关系。3.9.5 喷雾场的平均粒径喷雾场的平均粒径直接关系到液滴的蒸发时61、间和空间分布，进而决定还原剂与烟气的混合程度及脱硝反应的停留时间，直接影响系统脱硝效率。部分模拟优化结果如下所示。 平均粒径为40平均粒径为60平均粒径为80平均粒径为 100液滴颗粒的直径越大，液滴穿透性越强，液滴更容易覆盖炉内的中心，然而液滴挥发的时间变大，挥发出的NH3 与烟气中的NOx 有效反应的时间变短。因此实际的喷枪应充分衡量中心区液滴的分布及尿素水的挥发时间，在保证NH3 在850与NOx 的反应时间超过0.5s 的基础上，充分增强液滴颗粒的穿透性能。3.9.6 喷雾场穿透深度喷雾场穿透深度的测量是在产品喷嘴液流试验过程中进行的，喷嘴距地面标高2.0m，环境风速约1.03.0m/62、s，穿透深度与喷嘴结构及出口速度关系见下图。3.9.7 组合喷雾场的性能优化组合喷雾场的性能决定于脱硝喷枪布置方式和单喷枪的喷射雾化性能，通过总体模拟优化，能够提高喷雾场的组合性能，从而提高系统脱硝效率，保证喷枪的可靠运行。温度场 O2 浓度 CO2 浓度 NOx 浓度炉内温度及组分分布规律(0-180 度截面)温度场 O2 浓度 CO2 浓度 NOx 浓度炉内温度及组分分布规律(0-180 度截面)组合喷雾场的脱硝效果针对炉内内温度场、O2 浓度、NOx 浓度等分布条件，使用华理设计院提供的脱硝喷枪进行喷雾场的组合分布和性能优化，喷射10%浓度的氨水后，炉内的NOx 浓度大幅度降低，完全能够63、满足烟气脱硝工艺的高效率要求。3.9.8 脱硝装置对锅炉运行的影响分析由于SNCR 喷射为5%的氨水，根据能量平衡方程，氨水喷入烟气中主要有几个吸热和放热环节：液态水由常温升高到100的吸热，水蒸发的潜热，氨气吸热，水蒸汽温度升高吸热，辅助雾化空气温度升高的吸热，以及氨气与氮氧化物反应放热。根据以上所述能量平衡方程如下：mH 2OCpH 2OL (100 T0 ) + mH 2O * Qq + mH 2O * CpH 2Og (Te 100)+mairCpair (Te T0 ) + mNH 3 * CpNH 3 (Te T0 ) = mgCpg (Tg Te ) + Q反应其中 mH 2O 64、, CpH 2OL ,T0 , CpNH 3 , CpH 2Og ,Te , mair , Cpair , Qq , mg , Cpg ,Tg 分别为水的流量，液态水的比热，水的初始温度，氨气的比热，气态水的比热，烟气与氨水混合后的最终温度，辅助雾化空气流量，空气比热，水的蒸发潜热，烟气流量，烟气比热，烟气温度和反应热。20-950气氨平均定压比热容2.112kJ/(kg)，100一个大气压下饱和水蒸汽焓值 2676.3kJ/kg,20液态水焓值 83.86 kJ/kg ；100-950水蒸汽平均定压比热容 2.01kJ/(kg)。将各已知参数代入上式求得热效率损失= Tg-Te/ Tg=0.65、279%,炉内温度变化不超过3。3.10 喷射系统耐磨及防堵性说明采用设计院最新研发的新一代 SNCR 喷射装置，与前几代技术相比，SNCR 喷射装置的抗磨损性能有了本质的提升。喷枪外层设置碳化硅保护套管，可有效的防止高温的生料颗粒磨蚀。喷枪的易磨损部位采用高硬度的耐磨材料，采用特殊的熔铸工艺与浓缩器本体连接，实现了高的耐磨性能的同时具有很强的抗脉动温度应力的能力，保证能够在复杂脉动高温和气固两相流冲刷条件下长时间稳定运行。同时，采用目前国际上最先进的喷涂施工工艺超音速电弧喷涂。超音速电弧喷涂是利用两根连接送进的金属丝作为自耗电极，在其端部短接产生电弧作为热源，用压缩气流将熔化了的丝材雾化，并66、以高速喷向工件形成涂层的一种热喷涂方法。拟采用复合涂层（共计三层）， 用HB-FM45（高铬镍基钛合金材料）打底层和过渡涂层，HB-FM45 涂层其Cr 含量大于43%，是目前国内电弧喷涂用镍基合金丝材中Cr 含量最高的一种。喷涂后的涂层表面会形成一层致密的Cr2O3 保护膜，具有非常优秀的抗高温氧化、抗磨损、抗SO2、NH3 腐蚀 ；该涂层材料的热膨胀系数与普通低碳钢和低合金钢的热膨胀系数接近，可避免在热循环过程中由热应力造成的涂层剥落。该涂层可作为复合涂层的打底层，也可作为工作层直接使用。它具有良好的粘结性、耐腐蚀性和耐磨性，为提高整个涂层的综合性能起到了加强作用。在喷枪的实际运行过程中，67、采用电推进器对喷枪进行控制，在短喷枪工作时，驱动机构根据中控指令将喷枪推进到工作位置，当喷枪因停气或缺水以及正常停止工作时，驱动机构立即将喷枪退出至安全位置，避免喷枪被高温烟气损坏，在喷枪退出过程中，同时保持压缩空气的流量，防止炉内内高浓度颗粒在喷口的堵塞。3.10供货范围清单工段号序号名称数量品牌价格（万元）100 氨水卸载1蝶阀7德国宝德2Y型过滤器2山海远安/无锡埃菲尔/浙江贝尔3止回阀2山海远安/无锡埃菲尔/浙江贝尔4球阀3山海远安/无锡埃菲尔/浙江贝尔5压力变送器1中美合资MICRO/西仪6涡轮流量计1德国宝德7压力表2WIKA8氨水卸载泵2南方泵业/广东粤华/襄樊五二五200储存及68、供应1蝶阀2上海远安/无锡埃菲尔/浙江贝尔2截止阀2上海远安/浙江岗野/浙江贝尔3球阀12上海远安/浙江岗野/浙江贝尔4球阀4上海远安/浙江岗野/浙江贝尔5止回阀2上海远安/浙江岗野/浙江贝尔6Y型过滤器3上海远安/浙江岗野/浙江贝尔7截止阀10上海远安/浙江岗野/浙江贝尔8气动流量调节器1上海远安/浙江岗野/浙江贝尔9流量计1安徽金迪/麦克/西仪10压力表12安徽金迪/麦克/西仪11液位计2安徽金迪/麦克/西仪12压力变送器2安徽金迪/麦克/西仪13温度变送器3安徽金迪/麦克/西仪14氨水供应泵2南方泵业/广东粤华15氨水储存罐215m3,若要便宜用玻璃钢，若要可靠用碳钢衬塑300雾化空气供69、应1球阀4上海远安/浙江岗野/浙江贝尔2球阀1上海远安/浙江岗野/浙江贝尔3止回阀1上海远安/浙江岗野/浙江贝尔4Y型过滤器1上海远安/浙江岗野/浙江贝尔5截止阀10上海远安/浙江岗野/浙江贝尔6蝶阀1上海远安/浙江岗野/浙江贝尔7止回阀10上海远安/浙江岗野/浙江贝尔8自力式压力调节阀2上海远安/浙江岗野/浙江贝尔9压力表12安徽金迪/麦克/西仪10气动流量调节阀1上海远安/浙江岗野/浙江贝尔11流量变送器1安徽金迪/麦克/西仪12压力变送器1安徽金迪/麦克/西仪400清水供应1蝶阀2上海远安/浙江岗野/浙江贝尔2蝶阀3上海远安/浙江岗野/浙江贝尔3球阀2上海远安/浙江岗野/浙江贝尔4球阀270、上海远安/浙江岗野/浙江贝尔5止回阀1上海远安/浙江岗野/浙江贝尔6气动开关阀1上海远安/浙江岗野/浙江贝尔7气动蝶阀2上海远安/浙江岗野/浙江贝尔8液位计1安徽金迪/麦克/西仪9循环泵1南方泵业/广东粤华/襄樊五二五10液位计1安徽金迪/麦克/西仪11清水储存罐15m3,若要便宜用玻璃钢，若要可靠用碳钢衬塑废水5001蝶阀1德国宝德2Y型过滤器1远安3排污泵1南方泵业/广东粤华/襄樊五二五冷却风冷却风机2瑞士GORU控制部分1PLC 1ABB/西门子2工控机1ABB/西门子3控制柜14配电柜15继电器806直流稳压电源27运保（木包装）18现场调试费、差旅费、售后保修费、图纸资料费19系统设71、计软件开发费110推进器就地操作箱1011泵就地控制箱4喷枪8西安航天动力研究所安装土建总价根据现场条件及业主需求定四、低NOx燃烧技术改造4.1低NOx燃烧系统概述4.1.1 技术路线目前适用于燃煤电站锅炉的成熟氮氧化物控制技术主要有低氮燃烧技术（LNB）、选择性非催化还原脱硝技术（SNCR脱硝效率5080%）、选择性催化还原脱销技术（SCR脱硝效率8085%）等。这些技术可单独使用，也可组合使用，以达到不同水平的氮氧化物控制要求。国内已经有大部分大容量机组进行了LNB改造，烟煤锅炉的NOx排放浓度达到250450mg/Nm3，贫煤锅炉达到400450mg/Nm3；有一部分机组实施了SNCR72、技术，脱硝效率约6080%，配合LNB技术，可使烟煤机组NOx排放达到100mg/Nm3。SOFA燃烧技术SOFA燃烧技术也称为降低炉内NOx燃烧系统。将较大比例的二次风（SOFA）布置在燃烧器的上部。该二次风不仅能够控制NOx的生成而且保证炉膛燃尽区进一步完全燃烧从而降低飞灰可燃物的含量，从而保证燃烧效率。SOFA燃烧技术特点是：a、适应各种燃料；b、能减少尾部脱硝设备的投资；c、锅炉烟气流量没有改变，炉膛不会产生结渣和高温腐蚀；d、炉膛内的燃烧稳定、低负荷性能良好，安全可靠，火焰检测不受影响；e、对锅炉燃烧效率影响较小；针对锅炉特点和燃料燃烧特性，确定采用低氮煤粉燃烧技术与炉内空气垂直分级73、燃烧相结合形成的立体分级低NOx 排放燃烧技术，达到高效降低NOx排放，同时保证煤粉高效燃烧、炉内不结渣、无高温腐蚀，并具有宽广煤质适应性。能够使得四角切圆锅炉的运行性能得到有效改善，保证优良的锅炉综合运行性能。4.1.2 技术措施SOFA燃烧技术+低NOx技术燃烧器设计煤种为标书提供的无烟煤煤质，具体改造措施如下：1） 采用高位燃尽风系统。将有组织燃烧风量沿炉膛垂直方向分级供入，主燃区有组织空气量与理论空气量的比值由原来p=1.2变为p=0.90.95。在上一次风标高3500 mm处（根据现场管道、钢架安装位置可进行适当调整），布置4只1层燃尽风喷口，整个燃尽风喷口在燃烧器区上部相同的水冷壁74、角部或是侧墙位置开出燃尽风安装口，燃尽风量占总空气量约为20 %25 %，燃尽风喷口风速采用较高风速40 m/s，所有燃尽风喷口均可以垂直，手动上下摆动 15，可根据锅炉运行状况（燃尽、NOx排放、过热器汽温偏差等）进行喷口角度的适当调整，并保证过热器管壁不出现超温问题。各个燃尽风的供风风道均由相对应的各角主二次风道引出分别向两层燃尽风喷口供风，保证供风阻力小，运行中燃尽风喷口风量均由各自独立的风门挡板及电动执行器进行自动控制，电动执行器直接接入DCS系统，使司炉人员能够实时对燃尽风风门开度进行控制。主燃烧器区二次风喷口面积根据主燃烧器区有组织二次风减少的情况进行相应缩小，不改变现有一、二次风75、喷口之间的间距，减弱一二次风之间的混合，有利于控制NOx的生成，炉内燃烧器喷口布置如图采用SOFA实现对燃烧区域过量空气系数控制。任何OFA系统的设计首先取决于所要求的NOx排放水平和煤种特性，必须针对每一个具体情况单独予以决定，同时要考虑炉膛形状、煤粉停留时间、燃尽高度，炉膛输入热量和制粉系统性能等参数。在主风箱上部布置有SOFA风箱。每个SOFA喷嘴可通过执行机构作上下15度的摆动（手动）。长期的实践经验证明，切向燃烧机组采用SOFA可有效降低NOx排放。随着分级燃烧技术的发展，在炉膛的不同高度布置OFA，将炉膛分成三个相对独立的部分：初始燃烧区，NOx还原区和燃料燃尽区。在每个区域的过量76、空气系数由三个因素控制：总的SOFA风量的分配、NOx还原区、初始燃烧区以及总的过量空气系数.这种改进的空气分级方法通过优化每个区域的过量空气系数可有效降低NOx的排放。2） 百叶窗浓淡分离煤粉燃烧技术。将采用高浓缩比水平浓缩煤粉燃烧器改造其2层8只一次风煤粉燃烧器，改造方案一次风口标高维持不变，因此不涉及煤粉输粉管道的改造。这种布置方式不仅起到了稳燃和降低NOx生成的作用，而且同时还避免形成还原性气氛，防止了水冷壁高温腐蚀现象发生。防止高温变形或烧坏。燃烧器改造喷口布置不改变燃烧器现有标高和其炉内的切圆布置，炉内一、二次风切圆大小和布置不变。一次风流经喷嘴体时，通过安装在喷嘴体内部的百叶窗浓77、淡煤粉分离装置，将一次风分成浓淡两相。浓相处于高温、高煤粉浓度、高还原性气氛区，利于煤粉的初期着火并抑制NOx的生成。淡相煤粉相对较少为氧化区，可有效的控制水冷壁附近氧化性气氛、减轻结焦，同时为煤粉的后续燃烧提供充足的氧分。百叶窗浓淡分离煤粉燃烧器在炉膛水平断面实现了浓淡分级，产生了炉膛中心浓，四周淡的煤粉浓淡效果。煤粉集中在炉膛的中心区域，有效地防止煤粉被甩到水冷壁上，增强了水冷壁附近的氧化性气氛。有效地防止两侧墙水冷壁因实现炉内水平空气分级后导致主燃区过量空气系数降低而产生的高温腐蚀问题。一次风气流经百叶窗浓淡分离煤粉喷嘴体后，被分离成浓淡两股气流，浓相煤粉位于向火侧，使煤粉在还原性气氛中78、燃烧，延长在还原性气氛中的停留时间，可有效抑制NOx的形成。浓相区域为低氧还原性气氛区，有利于抑制燃料型NOx的形成。拉大二次风同一次风混合点距离，通过调节风门挡板开度，可改变二次风分级燃烧的程度。浓淡燃烧与二次风分级燃烧相结合，可实现最大限度的低NOx燃烧。百叶窗浓淡分离煤粉燃烧器可以使煤粉适时着火，保证了煤粉的燃尽时间。同时,一次风量没有改变，保证了煤粉燃烧所需的一次风。由于加装SOFA喷口，主燃区烟气流量减小，导致炉膛截面烟气流速降低，进而延长了煤粉在炉膛内的停留时间，有助于控制NOx生成和提高煤粉的燃尽。水平浓度燃烧器流场模拟图3） 百叶窗水平浓淡分离提高水冷壁侧氧化气氛通常，热态的火79、焰实际直径是假想切圆的812倍。实际火焰的真实直径不仅与假想切圆有关，同时与一次风动量、二次风动量、气流的刚性、混合燃烧的程度等有关。由于燃烧过程极为复杂，实际的锅炉燃烧过程无论用任何模拟均不能直接反映燃烧的真实情况。一次必须拥有丰富的设计经验，根据不同的炉型、不同容量、不同的炉膛截面、不同的燃尽高度进行针对性设计，以通过原始设计避免燃烧可能出现的问题。采用了百叶窗浓淡分离技术，靠近水冷壁侧一次风气流含粉浓度低，致使水冷壁区域的煤粉浓度进一步降低，氧浓度提高到最大。这样的布置方式不仅能够实现炉膛截面上的浓淡燃烧（中心浓四周淡），同时有利于提高水冷壁的氧化性气氛。水平浓淡分离对防止结焦有两方面好80、处：一是提高燃烧器出口浓相射流的“刚性”，减少射流的偏斜倾向；二是水平浓淡分离具有一定程度上的风屏保护作用，能提高炉膛水冷壁处氧化性气氛，而氧化性气氛使得煤灰粒子的软化温度相对升高，进一步弱化了结焦倾向，有利于防止结焦。水平浓淡分离是为了防止在燃烧器背火侧发生结焦，提高水冷壁侧氧量的最佳方法。由于四角切圆燃烧方式，上游火焰对下游火焰的支持燃烧力度较大。在支持燃烧的同时，也会由于上游火焰的动量冲击，燃烧火焰必将向水冷壁侧偏斜。通常，热态的火焰实际直径是假想切圆的812倍。实际火焰的真实直径不仅与假想切圆有关，同时与一次风动量、二次风动量、气流的刚性、混合燃烧的程度等有关。由于采用了水平浓淡分离，81、靠近水冷壁侧一次风气流含粉浓度低，氧浓度提高到最大。这样的布置方式不仅能够实现炉膛截面上的浓淡燃烧（中心浓四周淡），同时有利于提高水冷壁的氧化性气氛。4） 主燃烧器区二次风喷口的设计主燃烧器区二次风喷口面积根据主燃烧器区有组织二次风减少的程度进行相应缩小，保证出口的二次风风速达到较高风速（40m/s），同时因为设计风速较锅炉原设计低，减弱一次风二次风形成的卷吸作用，推迟一、二次风之间混合。保证最下层二次风具有较大的出口二次风动量，起到在最下层托粉的作用，减少炉膛底部的掉渣量。5） 高浓缩比、低阻力煤粉浓缩技术。经过了将多年的燃烧器研究开发和实际应用检验，水平浓缩燃烧技术的关键设备煤粉百叶窗浓缩82、器已经开发出新一代的煤粉浓缩器，具有非常优异的气固流动和煤粉浓缩特性，比前几代技术有了本质上的性能提升，其具体表现为：（a）浓缩器具有优异的低流动阻力特性，局部阻力系数小于1.5，并具有高的煤粉浓缩比，浓缩率可达1.21.8以上；（b）在保证高浓缩比的条件下，浓淡喷口出口气流流量分配更为均匀，浓淡一次风风量比在1.01.2以内；（c）浓缩器叶片相互搭配结构得到进一步的优化，使浓缩器内气固流动特性和出口气流速度分布更为合理，有效减轻对易磨损部位的冲刷强度和叶间局部阻力损失；（4）制造工艺进一步简化和成熟，在煤粉管道上的布置更为自由。易磨部位均采用高硬度的耐磨材料，采用特殊的熔铸工艺(或特种钢材)83、与浓缩器本体连接，实现了高的耐磨性能的同时具有很强的抗脉动温度应力的能力，保证能够在复杂脉动高温和气固两相流冲刷条件下长时间稳定运行。因此，本次改造将根据燃用煤质的特性，采用最新一代高效煤粉浓缩器优化设计。煤粉浓缩器总长较短，能够满足现场安装布置在二次风角部风箱内的要求。百叶窗煤粉浓缩器器的主要设计参数如下表，结构图见下图。翼型导流浓淡式煤粉燃烧器设计参数表浓缩器叶片数23浓缩器空截面风速 m/s20浓缩器浓淡风比1.2浓缩器浓缩率1.21.8浓缩器阻力系数1.5浓缩器阻力mmH2O5080煤粉浓缩器结构示意图6）采用延迟混合型一、二次风设计。二次风喷口采用收缩型结构，推迟一二次风的混合。一次84、风浓淡喷口之间采用垂直V型隔板，推迟浓淡一次风的混合速度。采用这样的措施，可以有效地推迟浓淡煤粉气流的混合，减少燃烧过程中含N基团与O2反应机会，有效降低NOx生成量。高浓度的浓一次风煤粉气流，强化一次风的着火和稳燃性能，利用早期快速析出挥发分有效降低NOx生成量，可保持高的煤粉颗粒的燃尽度。4.1.3 SOFA燃烧技术+百叶窗浓淡分离低NOx技术设计的性能特点(1)降低炉膛出口烟温偏差和保证高温受热面壁温不超温；(2)有效防止两侧墙水冷壁因实现炉内空气分级后导致的主燃区过量空气系数降低而产生的结渣和高温腐蚀问题；(3)有效提高了锅炉的煤种适应性；(4)大幅度降低NOx排放量；一次风气流经百叶85、窗煤粉喷嘴体后，被分离成浓淡两股气流，浓相煤粉相对集中，使煤粉在还原性气氛中燃烧，延长在还原性气氛中的停留时间，可有效抑制NOx的形成。l 浓相区域为低氧还原性气氛，有利于抑制燃料型NOx的形成；l 拉大二次风同一次风混合点距离，通过调节风门挡板开度，可改变二次风分级燃烧的程度；l 浓淡燃烧与二次风分级燃烧相结合，实现了最大限度地降低NOx排放量新型燃烧技术；l 更重要的是在主燃烧器上部增设SOFA喷口，实现了炉内空气分级燃烧，降低了主燃区过量空气系数，使主燃区还原性气氛进一步增强，可大幅度地降低烟气中NOx排放量。(5)降低未燃炭损失提高燃烧效率；4.1.4本工程低NOx燃烧器改造最终方案针86、对本工程锅炉低NOx燃烧器改造，我们进行了充分的论证和评估，结合锅炉的原有设计情况，实际运行情况、现场安装情况（电缆桥架、平台扶梯），改造工期情况，最终提出本改造方案。原理为SOFA燃烧器+百叶窗浓淡分离低NOx技术。燃烧器仍采用四角切圆燃烧大风箱结构，保留AA层小油枪，一次风均改造成为百叶窗水平浓淡分离低NOx直流煤粉燃烧器的设计方案。除燃烧器水冷套外主煤粉燃烧器全部更换；主煤粉燃烧器采用翼型导流低NOx技术+偏置周界风设计，保证锅炉燃烧效率不降低；煤粉燃烧器的全部二次风喷口均重新设计，来保证正常的动量射流，维持主燃烧器区域中心还原性气氛，周围氧化性气氛。不改变2层煤粉燃烧器标高，保证燃烧效87、率。在最上层一次风喷嘴上3.5米两侧墙上处新增设1只SOFA喷口，实现燃烧化学当量的偏移，实现降低NOx的目的。增设SOFA风道系统，为新设置的SOFA燃烧器配风，并保证有着良好的氧量配供比例。根据理论计算和实际经验，本项目改造后燃尽风风量占锅炉总风量的20%，燃尽风风速为40m/s。SOFA燃烧器采用风管式连接结构，对燃尽风喷口进行供风。SOFA燃烧器风率实际设计值按20%，但将来机组调试、运行时将综合考虑燃用煤质的燃烧特性、NOx排放、燃烧效率及CO排放，给出的一个建议运行推荐值。根据经验估计应在16-22%范围内，设计值按20%是考虑满负荷时可以保证喷口风速，但是低负荷时因为风速的降低也88、可以保证燃尽风风速不会减低较多，大负荷时风速略高，及未来运行时负荷达不到满负荷状态运行较多的情况。4.1.5 性能评估l 百叶窗水平浓淡分离低NOx直流煤粉燃烧器已经广泛地应用在四角切圆燃烧系统中，目前已有几百台锅炉采用了这种燃烧器。一次风流经喷嘴体时，通过安装在喷嘴体内部的百叶窗浓淡煤粉分离装置，将一次风分成浓淡两相。浓相处于高温、高煤粉浓度、高还原性气氛区，利于煤粉的初期着火并抑制NOx的生成。淡相煤粉相对较少为氧化区，可有效的控制水冷壁附近氧化性气氛、减轻结焦，同时为煤粉的后续燃烧提供充足的氧分。l SOFA燃烧器将最上层一次风同上二次风间距拉开，1层SOFA燃尽风室布置在燃烧器上部，其89、燃烧器总高度加大，减少了燃烧器区域热负荷，使火焰温度降低，抑制了“热力型”NOx的生成。本次改造燃烧器区域的化学反应当量比选取在0.90左右，极大的抑制了NOx的生成。1）对NOx排放量的影响l 一次风气流经百叶窗煤粉喷嘴体后，被分离成浓淡两股气流，浓相煤粉位于向火侧，使煤粉在还原性气氛中燃烧，延长在还原性气氛中的停留时间，可有效抑制NOx的形成。浓相区域为低氧还原性气氛区，有利于抑制燃料型NOx的形成。拉大二次风同一次风混合点距离，通过调节风门挡板开度，可改变二次风分级燃烧的程度。浓淡燃烧与二次风分级燃烧相结合，可实现最大限度的低NOx燃烧。l 同时，在主燃烧器上部增设SOFA喷口，实现了炉90、内空气分级燃烧，降低了主燃区过量空气系数，使主燃区还原性气氛增强，可进一步降低烟气中NOx的排放量。2）燃烧效率和燃尽问题水平浓淡分离煤粉燃烧器通过喷嘴体内的百叶窗，将煤粉气流中颗粒较大、数量较多的煤粉导向燃烧器向火侧区域，此区域温度高，有利于煤粉燃尽。浓相一次风粉混合物在向火的高温区同淡相隔离，大量煤粉颗粒在向火侧高温区中的停留时间长。二次风及时混入煤粉火焰，确保由挥发份火焰形成的焦炭可以和足够多的氧气混合，从而稳定燃烧，利于煤粉的燃尽并能够保证较高的锅炉效率。本工程的制粉系统采用钢球磨中间仓储式乏气送粉方式，煤粉细度相对燃用同样煤质的锅炉来说相对较粗，我们认为煤粉细度应当控制R90=58%91、左右为宜。这样完全可以消除增加SOFA的影响，甚至可以做到燃尽率的提高。本改造方案仅考虑SOFA影响，炉膛出口烟温较原始设计高810，省煤器出口烟气温度较原始设计仅高1，对燃尽效率和锅炉效率影响非常小；且考虑较高的燃尽高度、煤粉细度调整、燃烧器优化等因素，在保证NOx排放情况下，燃尽效率和锅炉效率将不会较原始设计低。总结：百叶窗水平浓淡分离煤粉燃烧器有较高的煤粉燃尽率、低的飞灰可燃物含量、炉渣可燃物含量及CO排放量。在采用燃尽风系统后，百叶窗水平浓淡分离煤粉燃烧器仍能保证煤粉的充分燃尽，同时它还能够减弱火焰中心上升的幅度，使得排烟温度上升很小，因此能够保证较高的锅炉效率。3）对高温受热面壁温和92、炉膛出口烟温的影响锅炉采用SOFA系统后，容易引起火焰中心上移，导致炉膛出口烟温升高，高温受热面壁温余量变小。但翼型导流燃烧器有着良好的火焰稳定性，能够将火焰中心位置下移，减弱了由SOFA系统引起的火焰中心上移幅度，综合结果使火焰中心略有上移。虽然下炉膛烟温有所提高，但对于炉膛出口烟温的影响较小，根据多台锅炉低氮燃烧器改造经验增加烟气温度810。本工程煤粉细度可以通过调整再循环风量进行煤粉细度的降低。通过相应机组的比较，目前燃烧烟煤的机组，无烟煤煤粉细度R90通常设计在58%范围内。因此，如果将煤粉细度调整到58%左右的范围内，由于燃烧和着火的提前，炉膛出口烟温可维持在原有设计水平，同时不会影93、响到未燃尽碳的损失。即便如此，对于布置在炉膛区域的受热面，对于壁温的影响主要与受热面区域的热负荷数值有关，虽然炉膛出口烟温增加810左右，但不会引起受热面壁温大幅升高。而在进入对流受热面后，因烟气温度与原设计值相差不会太大，且锅炉在原设计中已考虑了烟气侧偏差对金属壁温的影响（国外公司一般按6%考虑），故经过燃烧器改造后，虽然锅炉炉膛内火焰上移，致使炉膛出口温度提高，但不会使受热面超温，也就是说壁温的增加不会超过壁温计算的安全裕度，能够保证安全运行。另外，在采用SOFA系统后，因炉膛出口温度的提高，致使过热器系统的喷水量略有增加。但不会发生减温水系统调节能力不足的现象。综上所述：百叶窗水平浓淡分94、离低NOx技术+SOFA燃烧器与上述工业试验中的燃烧器一样都具有很好的火焰稳定性，因此采用百叶窗水平浓淡分离低NOx技术+SOFA燃烧器系统后，火焰中心略有上移，炉膛出口烟温提高810左右，增加少量减温水后，能够保证高温受热面壁温不超温。如果将煤粉细度调整到R90=5-8%左右，通过燃烧的调整，炉膛出口烟气温度将不会发生变化。4）对结焦和高温腐蚀的影响翼型导流百叶窗水平浓淡分离低NOx技术+偏置周界风使煤粉集中在炉膛的中心区域，有效地防止煤粉被甩到水冷壁上，提高了水冷壁附近的氧化性气氛。有效地防止了燃烧器区域水冷壁因实现炉内水平空气分级后导致主燃区过量空气系数降低而导致的结焦和高温腐蚀问题。同95、时根据招标书中的煤质分析数据，电厂燃用煤种是不易结焦煤种。1）原炉膛热力参数不变2）采用百叶窗水平浓淡分离控制水冷壁区域在氧化气氛中3）单只喷嘴热功率不变4）结构配风均匀，炉内空气动力场稳定6) 炉膛出口烟气温度预计仅提高810，不会造成对流受热面结焦5）对煤种适应性及稳燃性能的影响 锅炉不投油最低稳燃负荷主要取决于燃料特性，同时与炉膛热力参数及燃烧器形式和设计参数等密切相关。本工程为保证锅炉低负荷不投油稳燃，采用以下措施：为实现百叶窗水平浓淡分离燃烧，将一次风分成浓淡两股，专门开发了百叶窗煤粉浓缩器，它可以用较小的阻力将一次风气流分成浓度不同的两股气流。它结构简单，易磨损的叶片可以采用陶瓷材96、料。在改造现有锅炉时，可用它取代部分一次风管道，不改变燃烧器外形尺寸。根据需要，可以控制浓淡两侧的煤粉浓度，也可以控制两股气流的风量。对于低挥发份的燃料，可以将浓侧的煤粉浓度提高一倍。在全国煤炭供应紧张、煤种波动大的情况下，在燃用烟煤、贫煤、无烟煤和贫煤的混煤时，锅炉在高负荷和低负荷下均可稳定运行，因此可以说明，百叶窗水平浓淡分离煤粉燃烧器具有很好的煤种适应性和稳燃性能。百叶窗水平浓淡分离低NOx直流煤粉燃烧器实现煤粉燃烧器出口浓淡分离，因此当燃用煤质发生变化时，浓相煤粉的着火特性仍然可保证煤粉的稳定燃烧，有效地增强了锅炉的煤种适应性。6）对汽温和减温水量的影响采用本项目提出的百叶窗水平浓淡分97、离低NOx技术+SOFA燃烧技术方案后，对炉内空气动力场进行合理的组织，通过改变主燃烧器和SOFA燃烧器风量配比，控制炉内火焰中心高度，为较好的控制NOx排放，并保证主汽温度满足设计要求，需要的减温水量将略有增加，但通过SOFA燃烧器摆动可以控制减温水量。7）对煤粉燃烧器寿命的影响煤粉浓缩百叶窗喷嘴体采用陶瓷结构，增加了煤粉燃烧器的使用寿命；燃烧器喷口采用特定的耐热合金铸钢（或是耐热特种钢材），其耐热温度达1150。保证燃烧器使用寿命大于50000小时。4.1.6 改造后整体性能保证指标采用炉内立体分级低氮燃烧技术改造后，燃用脱销设计煤种将保证达到以下指标：1）保证控制锅炉尾部NOx排放浓度下98、降40%以上。2）锅炉飞灰含碳量与脱硝改造前持平或略有增加；3）锅炉效率与脱硝改造前持平或略有减低；4）脱硝改造后锅炉汽温汽压和出力与改造前一致；5）脱硝改造后锅炉内无结渣和高温腐蚀；6）脱硝改造后有效地保护锅炉水冷壁，避免水冷壁由于热负荷不均导致超温爆管的事故；7）改造后低NOx燃烧状态下，烟气中CO排放浓度小于改造前；4.1.7 工作范围及服务4.1.7.1工作范围燃烧系统改造的工作范围包括如下：a、对锅炉2层一次风燃烧器进行改造，更换为百叶窗水平浓淡分离煤粉燃烧器，一次风管道入口法兰为分界点，该法兰到燃烧器喷口均将改造为新型燃烧器。各层一次风风管标高不变。b、对各层二次风喷口均进行改造更99、换，更换为新设计二次风喷口。c、在主燃烧器区上部四角增加分离SOFA喷口和相应SOFA风箱、SOFA风道、风门挡板、手动执行机构、SOFA喷口垂直摆动装置、燃尽风道膨胀节等。各角燃尽风根据现场钢架和二次风风道走向由二次风角部风箱或热二次总风道引出。d、增加四角OFA水冷壁组件和密封壳组件。e、增加需要的操作平台和燃尽风道支吊架等，根据燃尽风道的走向对锅炉平台、扶梯进行适当调整。f、炉膛吹灰器布置的变动。对阻挡引入燃尽风道的炉膛吹灰器蒸汽管和喷入点将进行变更，以使燃尽风的引入位置最佳。燃烧器安装的主要工作范围：a、四角原一次风、二次风喷口、保温和耐火材料的拆除；b、燃烧器的安装；c、一次风风道和100、送粉管道之间的联接；d、四角各层二次风口的安装；e、四角两层燃尽风喷口处水冷壁管及密封壳体的安装；f、四角燃尽风喷口和风道的安装以及与角部风箱或热二次风总风道的连接；g、燃烧器各角的保温和耐火材料施工；h、角部二次风箱内各层小风门严密性和运行有效性的检查和维护。4.1.7.2 主要的技术服务l 我方要派合格的现场服务人员并满足工程需要。我方对业主方的操作使用及维修人员进行培训，培训地点暂定为业主方现场，培训内容为设备的操作、维修及保养。l 质保期内实施主动服务满足业主方的需要。l 在设备质保期内，因设备质量问题而造成的设备损坏或不能正常使用时，我方按业主方的要求，派合格的检修人员到达现场，并无101、偿修理或更换，恢复系统。l 质保期后，如业主方有必要请承包方人员到现场服务时，我方按时派人员到现场服务。l 我方保证长期提供合同设备的技术咨询、备件供应和其它服务。4.1.8 改造范围本次燃烧器改造在尽量保留原有结构的基础上，以降低NOx排放量为目的，通过对原有燃烧器进行改造的同时，增加SOFA燃烧器，配合百叶窗水平浓淡分离低NOx直流煤粉燃烧器改进及相应的一、二次风喷口的改进。燃烧器改造范围：a.保持原燃烧器布置方式不变，采用全新风箱式整体燃烧器；一次风采用采用百叶窗水平浓淡分离浓缩燃烧器；b.增加燃尽风燃烧器和相应的4只燃尽风喷嘴；c.一次风管道与燃烧器的连接有局部更改；d.增加4只燃尽风102、二次风门档板执行机构（电动）；e.燃尽风风系统改造：f.增加燃尽风风道与燃尽风燃烧器；g.增加外护板及外护板保温材料；h.增加相应的支吊、补偿器及限位装置；i.钢架改造：对平台扶梯和锅炉局部保温进行改造；j.增加4个燃尽风水冷壁管屏；k.增设燃尽风系统为了达到对燃尽风燃烧器的送风要求，分别从左右侧四个角部热二次风总管上各抽取一路风，然后分别进入两侧的前后四个燃尽风燃烧器，在进入每个燃尽风燃烧器的管道上，通过对燃尽风风门的控制，使进入每个燃烧器的风量得到控制。风道部分的设计，在满足管道本身的刚度及强度要求外，我们也充分考虑到整个管道系统的膨胀要求，在设置了相应的支吊、补偿器及限位装置后，使整个管103、道系统满足安全可靠的。l.主燃烧器的二次风管，使用风管式结构，增加二次风风挡板及其二次风门手动执行机构。增加热风道管道及其相应的支吊、补偿器等.4.1.9 改造方案简图燃烧器改造布置简图（1）SOFA燃烧器改造方案布置简图（2）图 SOFA燃烧器结构简图（3）4.2百叶窗水平浓淡分离+SOFA燃烧技术对NOx排放的影响4.2.1 NOx生成的原理锅炉燃烧中生成的氮氧化物(主要是NO及 NO2 )严重污染环境。生成类型为：燃料型NOx 、热力型NOx 、快速型NOx。研究表明，煤粉炉(炉内温度低于2000K)主要是燃料型NOx ，约占总量75%-80%，其余为热力型NOx 、快速型NOx(最少)104、，挥发份生成的NOx约占燃料型NOx的60%-80%，其余燃料型NOx焦炭中燃料N经多相反应生成。其生成机理为(双区、两段)：双区-浓相富燃料燃烧，挥发份迅速析出气相反应(HCN、NHi+O2NOx)更造成此区缺氧，使已形成的NOx与NHi反应生成N2，并使NHi相互反应，从而降低NOx生成；淡相富氧燃烧，燃烧温度低抑制了NOx生成。两段-第一燃烧区段挥发份缺氧燃烧，煤粉浓度越高生成NOx越少，第二燃烧区段大量可燃物焦炭燃烧，焦炭中燃料N经多相反应生成NOx少，且部分被碳和CO还原，实际生成的NOx低于可能生成的NOx。锅炉燃烧中影响 NOX 生成的因素主要是燃烧区的氧浓度，火焰温度等因素。燃105、烧器采用二层上二次风，且采用拉开形式，大量二次风从上二次风喷嘴送入，实现分级燃烧，使燃烧区形成低过剩空气系数，造成弱还原性气氛燃烧，从而使NO还原成为N2，减少“燃料型”氮氧化物，燃烧后期由于有大量的二次风，使燃烧温度降低，从而抑制了热力型NOx的生成。在分级燃烧方式中，提供给燃烧器主燃烧区的风量少于其正常燃烧所需要的风量。燃烧所需要的其余的风量通过燃烧器上方的燃尽风风口来提供，这种布置方式对于减少NOx生成是非常必要的。通过减少主燃烧区的配风来极大地限制在燃烧器区域的NOx生成；燃尽风进入炉膛以前的区域都是燃料富集区，燃料在此区域的驻留时间较长，有助于燃料中的氮和已经存在的NOx分解；因此，106、设置燃尽风风口的区段控制低氮燃烧系统能够获得更低的NOx排放水平。4.2.2 分区控制低氮燃烧技术降低NOx机理1）煤粉燃烧时NOx的生成煤粉燃烧过程中生成NOx的三种机理为：热力型、瞬间型和燃料型。热力型NOx是空气中氮分子高温条件下形成的产物，瞬间型NOx则是产自碳氢基与分子氮快速反应形成的化合物，然后转变为NOx。燃料型NOx是煤中有机结合氮被氧化后生成。研究表明，在未加控制（不分段）的煤粉燃烧中，燃料型NOx占NOx总排放量的80%。根据这些情况，从煤中析出活性最强的挥发氮（通常正比于挥发份含量）对燃料型NOx生成的影响最大，而被滞留在固相（煤焦）中的氮对NOx生成的影响最小，因此，低107、NOx煤粉燃烧系统设计的主要任务是减少挥发份氮转化成NOx，其主要方法是建立早期着火和使用控制氧量的燃料/空气分段燃烧技术。长期的实践经验证明，对燃煤机组来说，切向燃烧技术具有NOx排放量低的固有特点。切向燃烧NOx形成量的降低是由于从角部进入炉膛的煤粉和二次风这两股平行气流之间的混合率相对较低的原因所致。因此，着火和部分挥发份的析出只在缺氧的始燃烧区内发生，该区域位于炉膛中从燃料喷嘴至射流被炉膛的旋转火球卷吸之处。同时烟气尖峰热流及平均温度较低，这一点对降低NOx排放量也很重要。对本公司来说，在利用分段燃烧方法发展先进的低NOx控制技术时，这种切向燃烧过程一直是个有利的因素。分区控制低NOx108、燃烧技术是一种经过考验的成熟技术，在国内外各大院校和科研院所已有超过新建和改造锅炉的成功运行业绩，是工业界NOx排放量最低的切向燃烧技术。本公司的分区控制低NOX燃烧技术不但能为炉内大范围控制NOx提供可能，也是中国目前大多数厂家采用的低NOx的技术。2）分区控制低NOx燃烧系统的组成分区控制低NOx是这样的一个系统，为使当挥发氮物质形成时、非常关键的早期燃烧阶段中O2降低，它把整个炉膛内分区燃烧和局部性空气分段燃烧时降低NOx的能力结合起来，在初始的富燃料条件下促使挥发氮物质转化成N2，因而达到总的NOx排放减少。区段控制低NOX的主要组件为：l 可垂直摆动的分离燃尽风（SOFA）；l 百叶109、窗水平浓淡分离煤粉燃烧器控制NOx生成；本公司的设计概念是把注意力集中到锅炉的整套燃烧系统上。该系统包括制粉系统、煤粉喷嘴以及多级辅助风（SOFA）的优化设计。采用SOFA实现对燃烧区域过量空气系数的分区控制。任何SOFA系统的设计首先取决于所要求的NOx排放水平和煤种特性，必须针对每一个具体情况单独予以决定，同时要考虑炉膛形状、煤粉停留时间、炉膛输入热量和制粉系统性能等参数。4.2.3 本公司低氮燃烧器改造项目炉膛设计和NOx排放水平NOx排放水平主要取决于以下三个方面：燃料中的挥发分和氮的含量在很大程度上决定了在给定的燃烧器和炉膛布置中能够达到的NOx排放水平；燃烧器和燃尽风布置的技术水平110、和降低NOx的能力，包括SOFA燃烧系统设计的化学当量比和分级的驻留时间；燃烧器的设计和炉膛布置对于炉膛温度水平和热力型NOx的产生都有重要意义。本工程的炉膛容积热负荷较大，这是处于以上三个方面的考虑：适当降低炉膛容积热负荷,将结渣危险降到最低；提供足够的分级燃烧驻留时间，以便于减少NOx排放；在三次风口后提供足够的燃尽驻留时间，以提高锅炉效率。由此看来，通过在炉膛中控制燃烧来降低NOx，能够达到降低30%的NOx排放目标。从降低NOx排放的角度来看，本工程的燃用的煤属于较低挥发份烟煤，对于本工程来说，主要是考虑提供足够的停留时间和保持较低的炉膛温度水平,以防止结渣和降低NOx排放。炉膛内设有111、SOFA风口,燃烧器区域的化学反应当量比选取在0.9左右，整个燃烧器区域的尺寸设计得比较宽松，以满足降低30%的NOx排放要求。4.2.4 本项目燃烧器采取降低NOX排放量的措施通过采用低NOx切向燃烧系统设计和炉膛布置的匹配来满足要求的NOx排放降低30%NOx排放（O2=6%）的指标，主要采用以下技术措施：1）可垂直摆动的分离燃尽风（SOFA）；2）百叶窗水平浓淡分离煤粉燃烧器控制NOx生成；锅炉煤粉燃烧中生成的氮氧化物(主要是NO及 NO2)严重污染环境。氮氧化物主要有燃料中氮生成的燃料型和空气中氮在高温下与氧反应生成的热力型及很少的快速型。锅炉煤粉燃烧时影响NOX生成的因素主要是燃烧区112、的氧浓度、火焰温度、燃料的氮含量、挥发份、燃料比等因素。锅炉煤粉燃烧中生成的氮氧化物(主要是NO及 NO2)严重污染环境。氮氧化物主要有燃料中氮生成的燃料型和空气中氮在高温下与氧反应生成的热力型及很少的快速型。锅炉煤粉燃烧时影响NOX生成的因素主要是燃烧区的氧浓度、火焰温度、燃料的氮含量、挥发份、燃料比等因素。本工程采取降低NOX排放量的措施有：1) 可垂直摆动的分离燃尽风（SOFA）；选取适当的SOFA风率，实现分级燃烧燃烧器采用1层SOFA，约20%的风从SOFA喷嘴送入，实现分级燃烧，在燃烧区形成低过剩空气系数，造成弱还原性气氛，从而使NO还原成为N2,减少“燃料型”氮氧化物，本工程采取113、SOFA拉开方式，使SOFA风量距离燃烧器的燃烧区有一定距离，确保形成真正的分级燃烧。在主风箱上部布置有SOFA风箱，包括1层可分离燃尽风（SOFA）喷嘴。每个SOFA喷嘴可通过执行机构作上下15度的摆动。典型的SOFA组件采用可摆动的SOFA设计，能有效调整SOFA和烟气的混合过程，降低飞灰含碳量和一氧化碳（CO）含量，并能降低炉膛出口烟温偏差。SOFA风箱距离中心线距离上排一次风中心约3.5米。长期的实践经验证明，切向燃烧机组采用OFA可有效降低NOx排放。随着分级燃烧技术的发展，在炉膛的不同高度布置OFA，将炉膛分成三个相对独立的部分：初始燃烧区，NOx还原区和燃料燃尽区。在每个区域的过114、量空气系数由三个因素控制：总的SOFA风量的分配以及总的过量空气系数。2)百叶窗水平浓淡分离煤粉燃烧器控制NOx生成翼型导流浓淡煤粉燃烧器的应用，使得浓侧煤粉处于富燃料燃烧，氧含量少，抑制NOx生成。由于燃烧器出口钝体的存在，推迟了二次风的混合，增大了烟气在挥发份燃烧区的停留时间，也就是增加了还原反应时间，使更多的燃料N被还原成N2,在燃烧器出口附近形成了局部分级燃烧，NOx的生成量也会减少，浓淡燃烧器使浓淡两侧化学当量比都处于低NOx区域，其最终效果降低了NOx的生成。降低NOx的基本原则之一是在分段燃烧的最初阶段局部地把一定量的助燃空气与燃料气流隔离开来。OFA是整体性分段燃烧的一个例子。115、就低NOx燃烧系统而言，局部性分区燃烧是通过使部分辅助空气射出方向偏离燃料气流方法得到，以延迟燃料射流对该空气的卷吸，因而在挥发份析出和碳初始燃烧阶段降低燃烧化学当量配比。4) 煤粉细度适当的煤粉细度，可促使燃烧初期挥发份迅速而大量的析出燃烧消耗氧份，造成局部还原性气氛，从而抑制NOx的生成量。4.2.5 结论通过大量研究、试验和现场验证，本公司已经成功开发了用于煤粉锅炉的分区控制低NOx燃烧技术，百叶窗水平浓淡分离浓淡燃烧器+SOFA燃烧系统结合，对本工程， 锅炉NOx排放量能够降低40%NOx（O26）排放以下。4.3百叶窗水平浓淡分离低NOx技术+SOFA燃烧技术对煤粉燃尽和锅炉效率的影116、响百叶窗水平浓淡分离低NOx煤粉喷嘴达到较高燃烧效率。百叶窗水平浓淡分离煤粉燃烧器通过喷嘴体内的百叶窗，将煤粉气流中颗粒较大、数量较多的煤粉导向燃烧器向火侧区域，此区域温度高，有利于煤粉燃尽。浓相一次风粉混合物在向火的高温区同淡相隔离，大量煤粉颗粒在向火侧高温区中的停留时间长。二次风及时混入煤粉火焰，确保由挥发份火焰形成的焦炭可以和足够多的氧气混合，从而稳定燃烧，利于煤粉的燃尽并能够保证较高的锅炉效率。煤粉的早期着火提高了燃烧效率。燃料从喷嘴喷出，受上游高温烟气加热很快着火，激烈燃烧的射流末尾又冲撞下游邻角的燃料射流，四角射流相互碰撞加热，从而形成燃烧稳定的旋转上升火焰。下一层旋转上升火焰，促117、进上一层的燃烧强化和火焰稳定；上一层的旋转气流同时加强对下层火焰的扰动，这种角与角和层与层之间的相互掺混扰动，即炉膛内整体而不是局部的强烈的热量和质量交换，保证了煤粉的着火稳定性。本工程的制粉系统采用钢球磨、中间仓储制，制粉系统的乏气作为三次风送入炉内，我们认为煤粉细度应当控制R90=5-8%左右为宜。这样完全可以消除增加SOFA的影响，甚至可以做到燃尽率的提高。本改造方案仅考虑SOFA影响，炉膛出口烟温较原始设计高3，省煤器出口烟气温度较原始设计仅高不到1，对燃尽效率和锅炉效率影响非常小；且考虑较高的燃尽高度约7.75米、炉膛截面热负荷较低（说明炉膛内烟气上升速度相对较低）、煤粉细度调整、燃118、烧器优化等因素，在保证NOx排放降低30%的情况下，燃尽效率和锅炉效率将不会较原始设计低。炉膛的煤粉和空气逐渐均匀地在整个炉膛中被彻底混合，有利于燃尽。分区控制低NOx燃烧技术改进的空气分级方法在有效降低NOx排放的同时能最大限度地提高燃烧效率。可摆动的分离燃尽风（SOFA）设计，能有效调整空气和烟气的混合过程，增加后期燃烧扰动，强化燃尽，降低飞灰含碳量和一氧化碳（CO）含量，同时可有效调整烟温偏差。在每个主燃烧器最下部采用加大托粉喷嘴设计，通入加大部分空气量，以降低大渣含碳量，从而提高锅炉效率。上一次风喷口至屏底有足够的燃烧空间，保证有足够的煤粉停留时间，降低飞灰含碳量。本燃烧器上排一次风中119、心线至屏底7.75m，煤粉最短停留时间在1.8秒以上。根据多台燃烧经验，在保证炉内一定温度水平的前提下，能够保证煤粉的良好燃尽。分区控制低NOX通过在炉膛的不同高度布置SOFA ，将炉膛分成三个相对独立的部分：初始燃烧区，NOx还原区和燃料燃尽区。在每个区域的过量空气系数由三个因素控制：总的OFA风量， SOFA风量的分配以及总的过量空气系数。这种改进的空气分级方法通过优化每个区域的过量空气系数，在有效降低NOx排放的同时能最大限度地提高燃烧效率。本工程改造方案综合考虑采用多种措施来保证飞灰含碳量不高于改造前测试平均值，锅炉效率不低于测试统计值的平均值。总结：百叶窗水平浓淡分离煤粉燃烧器有较高120、的煤粉燃尽率、低的飞灰可燃物含量、炉渣可燃物含量及CO排放量。在采用燃尽风系统后，百叶窗水平浓淡分离煤粉燃烧器仍能保证煤粉的充分燃尽，同时它还能够减弱火焰中心上升的幅度，使得排烟温度上升很小，因此能够保证较高的锅炉效率。4.4百叶窗水平浓淡分离低NOx技术+SOFA燃烧技术对炉膛结渣和高温腐蚀的影响4.4.1结焦产生的原因在煤粉炉中，熔融和半熔融状态的灰粒子撞击到水冷壁或其它辐射受热面上而形成结焦。因锅炉结焦机理是十分复杂的物理化学过程，当炉膛内的温度较高时，一部分灰已呈熔融或半熔融状态，若这部分灰在到达受热面前未得到足够冷却成为凝固状态，而仍然具有较高粘结能力时，就容易粘附在受烟气（火焰）冲121、刷的受热面或炉墙上。因渣层热阻较高，外表面温度便升高，甚至达熔化状态。这样，容易粘附熔融或半熔融状态的灰粒和未燃尽的焦炭，使结焦不断发展。另外，在燃烧过程中，煤中所含的易熔或易气化的物质（多系碱金属化合物）迅速挥发，呈气态进入烟气中，当温度降低时即凝结；或者粘附在受烟气（火焰）冲刷的受热面或炉墙上，粘着其他颗粒；或者凝结在飞灰颗粒表面，成为熔融的碱化物膜，然后粘附在受热面上形成初始结焦层，成为结焦继续发展的条件。结焦的内因是灰质成分和熔化温度。灰质中的酸性氧化物SiO2、AL2O3、TiO2虽然其熔融温度较高，都有增高灰熔点作用，但影响程度不同。SiO2含量过高会产生较多的无定型玻璃体，使灰提122、早软化，灰粘度也增高。且含硅的氧化矿物群和硅酸盐矿物群会与某些碱性氧化物形成低熔点共熔体，这有助于熔解难熔的复合化合物，使灰熔点降低。AL2O3起着阻碍熔体变形的支持性骨架作用，FT（t3）随AL2O3含量增加而上升，而FT（t3）-ST（t2）却减小。碱性氧化物Fe2O3、CaO、MgO、Na2O、K2O的含量在某一范围时，呈现出较强的结焦性。Fe2O3、CaO是组成低熔点共熔体的重要成分，二者的综合作用比单独作用更易形成低灰熔点的共熔体，且Fe2O3、CaO含量较高的煤质，易在水冷壁处结焦。在灰渣熔融过程中某些组份形成低熔点共熔体时，由于这些物质的形成与灰渣中的氧化铁还原程度有关，因而周围123、介质的气氛条件对灰渣熔融性有很大影响。在达到同一粘度时氧化性气氛要比还原性气氛高一百度至二百度左右，可见灰中含铁量对结焦影响的重要性。碱金属氧化物与灰渣粘温特性有直接关系。酸性氧化物能够提高灰的熔点和粘度；而碱性氧化物在一定条件下有助于降低灰熔点并使熔体变得稀薄，且各组分的多少及相互比例对灰熔点亦有较大影响。因此低灰熔点的煤容易结焦是客观存在的，除了其本身的特性外，还与其它因素有关，只要采取必要的措施就可避免结焦。4.4.2机组低氮燃烧器改造燃煤结渣特性的分析通过对本公司低氮燃烧器改造日常燃煤结焦特性进行判别，煤种结焦特性较小，设计中通过百叶窗水平浓淡分离即可进行充分的防治措施，确保锅炉燃用设124、计和校核煤质不发生结焦。4.4.3借鉴其他锅炉在高结焦煤方面的成功经验国内已经对燃用了多种高灰份、或严重结渣的煤进行了充分的研究。在难烧煤中控制结渣形成的设计方面，已积累了丰富的经验。因此对于本工程不易结焦煤种不会导致结焦。4.4.4水平浓淡分离对锅炉结渣影响水平浓淡分离对防止结焦有两方面好处：一是提高燃烧器出口射流的“刚性”，减少射流的偏斜倾向；二是淡相气流具有风屏保护作用，能提高炉膛水冷壁处氧化性气氛，而氧化性气氛使得煤灰粒子的软化温度相对升高，进一步弱化了结焦倾向，有利于防止结焦。1)在燃烧区域及上部四周水冷壁附近形成富空气区，减轻结渣并使灰渣疏松；2)炉膛结渣的控制提高了下部炉膛的吸热125、量，降低了炉膛出口烟温，从而控制上部炉膛的结渣；4)水冷壁附近氧量提高也降低了燃用高硫煤时水冷壁的高温腐蚀倾向。4.4.5优化一次风喷嘴结构煤粉喷嘴出口四角设计保持出口射流刚性，减少掉分；维持二次风的刚性，提高燃烧效率。4.4.6减小炉膛温度峰值采用SOFA系统后主燃区温度分布趋于平缓，有利于避免因局部高温而产生结焦。4.4.7结论低氮燃烧器改造，在燃烧器设计中，采用了大量实践证明行之有效的技术手段来防止炉膛结渣。此次改造确保在控制炉膛和对流受热面不结渣及高温腐蚀的条件下燃用设计煤种。五、项目实施计划3220t/h锅炉烟气脱硫脱硝改造工程采用低氮燃烧改造+SNCR+石灰石石膏法湿法（FGD）烟126、气脱硫工艺。本工程项目包括脱硫岛改建内所有设计、设备制造、设备及材料供货、运输、安装、调试、性能试验及检查、服务、培训、考核验收、消缺的技术要求和最终交付投产等。乙方为提供满足或高于甲方在本工程项目文件要求及其所列标准要求的高质量的设计、设备及其相应的服务，保证满足国家有关安全、消防、环保等强制性标准的要求。乙方根据贵公司燃煤锅炉烟气脱硫改造工程厂方要求和乙方的工程项目管理模式和经验，编制本工程项目实施计划。1 项目目标1.1 项目管理目标以“重信誉、守合同，保质量，争效益”为宗旨。采用先进、成熟的技术，执行国际项目管理通用规范，信守合同承诺，以科学的进度管理、优质的工程质量、良好的现场服务，127、为甲方提供满足使用要求的产品。1.2 工期目标围绕本工程FGD项目的进度实际要求，即从合同生效日起单台3个月完成机组脱硫除尘的安装工程，乙方将在工程管理过程中使用Project项目管理软件来实施本FGD工程的管理，抓住工程实施的重点和难点，制定切实有效的工期保障措施，合理安排，抓好设计、采购、施工、调试服务的衔接，协调好各专业、各工序相应的关系，提高效率，加快工程实施进度，确保节点工期和合同工期目标的按期完成，满足按期交付要求。1.3 质量目标严格按照ISO9001质量保证体系组织工程实施，杜绝质量事故发生，工程总体质量达到优良，争创优质、样板工程。本项目的质量目标是“信守合同，管理规范，建优128、质精品工程，让顾客满意” 。1.4 费用目标乙方在设计、采购、施工开车等各个阶段管理及服务中，坚持以“赢得值原理”进行本工程项目的费用综合管理和控制，在满足合同要求的前提下，尽可能降低项目费用，实现获得最佳效益的目标。并使甲方能尽早投入商业运行，从而达到节约造价的目的。1.5 HSE目标认真贯彻“安全第一，预防为主”的安全工作方针，按照合同要求并针对本工程的特点，强化安全管理，建立科学的、行之有效的安全措施，全面落实安全责任制，在工程实施中努力实现“零安全事故”目标。 严格按照ISO14001环境管理体系组织工程实施过程中的健康、安全、环境管理，“合理设计，文明施工、科学管理”指导工程建设。在129、合同实施的同时，同步实施相应的、人身、安全和环境保护措施，使施工现场各项指标达到国标和地方标准。做到施工场地整洁、有序，施工标志齐全、美观，施工工艺科学合理，推行程序化、标准化作业，创建文明工区。1.6 服务目标以“优质、准时、良好服务”的服务方针，为甲方提供一流的工程和优质服务，让甲方满意是我们服务的宗旨。2项目管理与控制2.1质量管理与控制根据本工程特点，本乙方及分包商按照ISO9001:2000版质量管理体系文件规定，从设计、采购、制造、施工准备阶段、施工阶段、竣工验收至用户使用阶段进行全过程质量管理与控制，认真贯彻落实“信守合同，管理规范，建优质精品工程，让顾客满意！”的项目质量目标和130、“工程质量零事故”为管理目标。质量方针和目标（1）概述质量方针和目标定义了质量管理的政策和质量活动的大方向，体现出市场的需求及顾客的期望，共分为“质量方针”、“质量目标”两个方面。质量方针和目标由公司总经理决策制订并批准后书面发行。经批准的质量方针和目标按以下方式在公司内广泛地宣导，以确保各阶层的理解和彻底地贯彻执行。制成标语等形式在办公室、车间等场所张贴、悬挂。通过教育培训方式宣导，以保证全员理解、贯彻执行。透过量化目标管理及管理评审以保证有效实施。（2）质量方针本公司质量方针充分体现了对产品质量的追求及在产品质量与服务方面对顾客所做出的承诺。本公司开展的各项质量活动均将围绕着质量方针的有效131、实施而进行。我们的质量方针：本公司在追求长期投资收益的同时，特别关注员工安全、社会效益与环境保障。公司中的每一个部门都必须符合要求而且使客户满意，并为客户提供足够的技术服务支持。我们的名字，对于客户和我们自己而言，都必须是“优质、准时、良好服务、价格合理”的象征。我们的目标是成为同业最优秀的公司。（3）质量目标XX环保科技有限公司的质量管理目标是： 让甲方和顾客满意； 重大设计修新为零； 工程质量达到优良等级。本工程的质量目标：整体工程质量达到优良等级，创建“精品样板”工程。 质量管理与控制（1）项目质量管理和控制的原则为：满足合同规定的质量要求；贯彻执行TINCI的质量方针、质量手册和有关程132、序文件；贯彻实施以预防为主的质量管理措施；依靠、发动项目组全体成员做好质量管理工作；项目的质量目标与项目的整体目标协调一致。（2）项目质量管理和控制的工作内容为：组织制定项目质量计划；组织项目质量审核；实施项目质量控制；研究处理重大质量事故。项目质量计划概述在项目启动的初始阶段，编制完成本项目的质量计划。项目质量计划是以TINCI质量管理体系为基础，根据项目的特点和合同的要求，确定项目的质量目标和质量要求，规定本项目的质量管理措施、资源和活动顺序，确定TINCI质量管理体系在本项目中如何得到实施，是具体贯彻TINCI的质量方针、质量管理体系文件，组织实施本项目质量管理工作的指导性文件。项目质量133、计划的主要内容包括：(1) 项目概况，质量计划的对象和适用范围。(2) 质量目标项目质量计划应规定该项目的质量目标，以保证实现对用户的质量承诺。(3) 管理职责项目质量计划规定项目管理人员的主要质量职责，明确项目经理、控制经理、设计经理、采购经理、现场经理的职责和权限。(4) 设计控制设计策划程序，组织和技术接口及设计输入控制程序，设计评审和验证程序、设计更新程序等。用户对设计控制的特殊要求。列出设计过程中评审的要求及评审时间。(5) 文件控制列出用户对文件控制的特殊要求。(6) 采购过程的控制采购控制程序，分承包方的评价程序，顾客提供产品的控制程序，产品标识和可追溯性程序，采购产品的检验和试134、验程序，产品检验和试验状态程序，检验、测量和试验设备的控制程序，搬运、贮存、包装、防护和交付程序等。列出用户对采购过程的特殊要求。规定用户参加设备材料现场检验的项目、地点和进度计划。(7) 施工过程的控制施工过程质量控制程序，施工分承包方评价程序，检验、测量和试验设备的控制程序等。列出用户对施工过程质量控制的特殊要求。(8) 不合格品的控制将用户的特殊要求列入项目质量计划。(9) 纠正和预防措施纠正和预防措施程序，不合格品的控制程序等。(10) 记录控制当用户有特殊要求时，应列入项目质量计划。用户要求提供的质量记录应列出清单。(11) 培训(12) 服务为用户提供常规的服务。当合同规定有超过程135、序规定的服务内容时，应在项目质量计划中列出服务的内容、要求和实施方式等。(13) 统计技术例如: 统计技术应用程序。当用户对统计技术有特殊要求时, 应在项目质量计划中列出。施工质量检验计划乙方根据以往工程实施经验，提交以下项目质量检验计划，本质量检验计划将在项目实施前和实施过程中进行修正和完善。2.2 进度管理与控制乙方将在本烟气脱硫工程管理过程中使用Project项目管理软件来实施本工程的管理，主要包括项目进度管理、编制进度计划、进度计划的实施与跟踪调整，以吸收塔改装、新增石灰石浆液制备系统、新增脱水系统安装为施工主线，新增电气和热控、工艺水系统等安装紧随主线，运用赢得值原理（EVC）对本工136、程项目进度和费用进行综合检测、评估，综合考虑各方面因素，适时调整，合理进行设计、采购、施工的组织管理和及时提供服务，满足工期的需要。根据甲方对本FGD工程进度的实际要求，乙方将调整最佳的项目施工进度计划，来确保合同签定后的合同工期。即从合同生效即日起，单台3个月完成机组的168小时连续试运转。项目进度管理.1项目进度管理方法本工程项目进度管理实施中，乙方应用现代管理的理论、技术和方法，使用Project项目管理软件实现本工程计划、进度和资源等的有效管理和适时控制，利用“赢得值原理（EVC）”检测和分析本工程项目进展状况，及时向甲方提出加快进度、提高质量的建议或措施，从而全面客观地管理和控制本工137、程项目的实际进度状况，满足招标文件的工期要求。.2项目进度管理的主要任务 （1）编制包括本工程项目总体进度计划，里程碑计划，设计、采购、施工和调试等各级、各类进度计划。 （2）根据本工程项目实施中设计、采购和施工督导服务不同阶段估算的分解层次，在相应最低级别进度计划横道图上，按时间展开并分配资源。 （3）根据“赢得值原理（EVC）”检测、分析和评估的方法、原理，建立本工程执行效果测量基准、工程实施实际进度，工程项目的进度执行效果。 （4）根据本工程项目进度实施情况，采取相应的纠正措施和新善方法，控制工程项目的进度达到相应的工期要求。.3项目进度管理的工作程序在本工程项目的设计、采购、施工进度管138、理过程中，乙方将根据招标文件对本工程工期的总体要求，编制详细的各级、各类进度计划，并合理配置有效资源；按照编制的进度计划实施项目进度的执行、分析监控和调整。.4项目进度管理的职责分工（1）项目经理 项目经理负责完成工程项目计划、项目工作分解结构（WBS）、项目组织分解结构（OBS）、项目代码和编码等进度计划管理工作。 保证按合同进度要求完成项目任务。 （2）项目控制经理 对进度计划管理工作负直接领导责任。 监督进度计划的编制、实施、控制、保证按期完成合同任务。 （3）进度控制工程师 根据本工程招标文件工期计划要求，在项目控制经理的领导下，制定和编制符合本工程实际情况的工程进度计划。 检查、了解139、分析进度计划的执行情况，预测可能影响工程进度的因素，提出措施，并向项目控制经理及公司控制部门报告。 协助项目经理编制项目进展情况报告。 审查各类分包合同的进度计划，检查进度计划的执行情况。 配合材料控制工程师并协助项目采购经理对重要设备采购合同的进展情况进行监督。 协助项目控制经理协调和监控项目的设计、采购、施工和调试进度计划的执行和控制工作，促使合同项目按各装置主进度计划及项目总进度计划的目标如期完成。 （4）项目部各管理人员设计控制管理人员：协助项目设计经理，负责各项设计进度计划的编制、实施及控制。采购控制管理人员：协助项目采购经理，负责各项采购进度计划的编制、实施及控制。施工控制管理人140、员：协助项目施工经理，负责各项施工进度计划的编制、实施及控制。项目进度计划的编制乙方将按照招标文件进度计划总体要求，在投标文件中提供本工程项目的网络进度计划、里程碑计划、总体进度计划，还将在实施过程中分阶段编制设计进度计划、采购进度计划、土建工程施工进度计划、安装工程施工进度计划、防腐工程施工进度计划和调试进度计划。项目进度计划的控制.1项目进度计划控制内容乙方将在本工程设计、采购、施工等项目进度计划的执行过程中，依据批准的项目进度计划、进度报告和进度管理计划，采取系统的控制措施，定期地进行实际进度计划与计划进度的比较，发现偏差，及时采取纠偏措施。具体控制内容包括对造成进度变化的因素分析、确定141、和调整；确定进度是否按照计划进行；对已经发生或正在发生的影响进度的因素实施管理。.2项目进度控制措施乙方为保证本工程项目招标文件中进度计划的总体要求，将合理的进行本工程进度计划的编制，按照批准的进度计划进行进度计划的监控和调整，使之适应本工程实施的要求，具体采取以下方法和措施：对设计、采购、施工进度计划中的有关问题及时协调，并对设计、采购进度计划执行情况进行监督检查。 采用分层的计划编制和管理模式，按照项目决策、执行和实施计划，使计划的层次清楚，职责分明，全面促进计划的落实和更新。 采用Project先进的工程管理软件，全面优化设计、采购、施工和调试的进度计划编排，达到工期的最优化。 在项目计142、划执行过程中进行跟踪检查，定期收集本工程项目进度的有关数据、进度报表资料、工程项目进展情况，定期召开工作会议，作为进度分析和调整的信息依据。 通过对实际完成工作量的实际进度的统计、分析和与计划进度的比较，分析进度计划执行情况，确定造成或影响进度计划的因素和原因，通过调整工作顺序、缩短某些工作的持续时间，更新、调整项目进度计划，实现对项目执行过程的动态控制。采用工作结构分解方法（WBS）和组织结构分解（OBS）相结合的方式，实现矩阵管理模式，将项目计划作为推动本工程整个项目进行实施的工具，强调计划管理和控制的全员性。2.2.4施工阶段进度控制在施工阶段，乙方将选用有丰富工程经验的技术人员组成项目143、施工管理组织机构，运用公司成熟的管理经验和Project软件为基础加强施工管理。在项目施工过程中，乙方安装施工的部分严格按施工总体网络进度进行，并组织主要设备厂家进行现场安装指导，服从甲方进度管理，并提出提高施工质量的建议和加快工程进度的意见。乙方将按安装的实际进度，及时调整网络控制计划。在分部调试、试运行阶段，乙方将及时提供调试手册，并派遣有丰富经验调试专家到负责所有调试工作，做到人不离现场，快速处理。乙方将及时解决调试及试运行阶段出现的问题，按照合同的承诺控制好工程的进度目标。工程施工进度计划控制详见附表。2.3 安全管理与控制安全管理方针及目标（1）XX的安全方针是“体制健全，措施完善，144、人人责明，重教严管。”（2）在本项目工程施工中，安全目标为：零安全事故。安全管理体系（1）为切实加大安全生产的管理力度，在项目实施过程中成立以项目经理为安全第一责任人，专职安全经理主抓落实的安全管理体系，安全管理与生产管理、质量管理平行，形成安全、生产、质量三套体系，相对独立，互相制约，共同促进生产的局面。（2）成立安全管理办公室，专职安全项目经理的安全主要责任人，并设置专职安全负责人，专职安全员，建立起项目经理主管安全工作经理项目安全管理办公室专职安全负责人专职安全员的层层负责、全面覆盖的安全管理体系，以确保安全管理的正常、全面运行。安全管理网络图见下图（图3）。图3：安全管理体系网络图2.145、4 费用管理与控制 费用管理控制方法及目标费用管理方法：乙方将按照招标文件和项目责任范围，根据本工程项目的任务要求、工作条件和项目实施情况，使每一笔和每一段时间内的项目支出做到事前有预算、事中有控制、事后有核算，通过采用跟踪、监督、对比、分析、预测等手段，以用户变更或项目变更的方式，对可能发生的和已经发生的费用变化进行修正或调整，使项目费用在严格控制下实施。费用管理目标：乙方在设计、采购、施工等各个阶段，满足招标文件的技术和商务要求，按照进度计划完成任务，并在批准控制预算内尽量降低费用。 费用管理控制工作程序乙方将根据招标文件中规定的工作责任范围，合理配置的完成本工程项目的人员、设备、材料及各146、种资源的数量，编制详细的资源消耗计划，通过费用估算、计划和控制，在批准的费用计划内实施本工程项目的费用管理和控制。3土建工程施工3.1 土建施工主要内容本组烟气脱硫工程土建部分主要内容有：沉淀池改造、缓冲池改造、石灰粉仓基础、新增设备基础、乳液罐基础。3.2 土建施工范围和内容乙方负责所有改造土建及其配套设施的设计与指导。甲方负责脱硫场地的三通一平工作。3.3 安装施工管理与措施（1）人员管理按照XX环保公司项目经理制管理方式，根据工程进度计划，乙方将选择有丰富脱硫经验和项目管理经验的专家任项目经理，将向现场派驻经验丰富的工程师和安装专家，从事安装技术指导工作。将选择有丰富电厂施工业绩和施工经147、验的安装单位作为本工程的施工分包方进行施工，确保安装工程的顺利进行。（2）施工进度管理按照本工程项目的实施方式和进度计划要求，乙方将通过Project项目管理软件进行进度管理，在实施过程中分阶段编制本工程项目施工程序、总体施工进度计划、装置施工进度计划、设备材料运抵现场计划和顺序、人力计划等计划内容和施工方案，在安装工作开始前1个月正式提交给甲方审核。乙方将编制详细的施工组织方案、施工计划，并提交甲方审核。乙方将严格执行设备采购计划和交付计划，保质保量按时供货。（3）现场保管设备到达现场前一个月，乙方将书面通知甲方，设备到达现场后, 乙方按有关规定和制造商提出的存放要求，正确保管设备，以防止设148、备遭受损伤、腐蚀、变形、变质和丢失。乙方就其发现的任何不正常情况及时向甲方反馈信息。（4）专用工具及材料乙方提供安装所需的专用工具及材料。提交专用工具及特殊材料清单，经甲方审查后按安装进度计划及时提供。专用工具和材料将在工程完工后移交甲方。（5）试验及检查为控制安装质量，乙方对其供货范围内的设备进行试验及检查，并签收有关的验收文件。在施工过程中按规范进行质量验证，并签署相关文件。其试验检验内容、程序及标准，详见附件5：设备监造（检验）和性能验收试验。（6）乙方保证供货的材料和设备的所有安装符合相关的中国法律、规定及规范和标准。5调试工程5.1 调试主要内容本脱硫工程调试主要内容有：设备单体调试149、，分系统调节和测试，系统联调，带负荷试运行，带额定负荷168小时试运行，试生产。5.2 调试责任范围和内容（1）责任范围乙方将对脱硫系统的全部调试负责，并负责指导甲方对系统运行的优化。乙方将提供总体调试计划、调试方案和措施、运行维护手册、性能测试方法。 （2）调试内容调试主要内容有：设备单体调试，分系统调节和测试，系统联调，带负荷试运行，带额定负荷168小时试运行，试生产。调试由乙方负责实施，乙方将派遣有丰富调试经验的调试队伍到现场进行调试工作，在规定的时间内完成系统调试启动任务。5.3 调试管理（1）人员管理为确保本烟气脱硫工程调整试运的安全、正常进行，根据工程进度计划，乙方将派遣有丰富经验150、的调试队伍负责调试，将向现场派驻调试专家从事调试指导工作。（2）进度管理按照本工程项目的调试进度计划，乙方将编制的调试计划和调试方案。（3）质量安全及其它管理在调整试运前，主体设备、重要辅助设备和分系统调整试运，编审调整试运方案和技术措施，并完善以下事项：成立有乙方和甲方、施工单位及监理参加的调整试运组织机构。带电试运区域建立人员进入许可制度。建立设备停送电申请制度。进入运行区域工作，建立工作票制度。书面明确工作票签发人名单并经甲方代表批准后，送运行单位备案。单体设备（分系统）调试前，必须进行系统核查，确认已具备调试条件并经有关方签证后，方能开始调试工作。调试应满足“检验、试验及验收”条款的要151、求。6项目进度计划6.1 编制依据（1）总承包招标文件（2）在充分理解招标文件的基础上，结合XX环保公司以往实施的工程总承包经验作为参考进度进行编制。6.2 工程总进度及项目进度计划说明（1）工程总进度乙方根据脱硫岛的工程进度、工期，结合项目实施经验，编制了工程网络计划图，还利用Project软件编制了里程碑进度计划、总体进度计划，根据甲方对本FGD工程进度的实际要求，乙方将调整最佳的项目施工进度计划，来确保合同签定后的合同工期。即从合同生效即日起，单台3个月完成机组的168小时连续试运转。乙方还将在实施阶段分期提供设计进度计划、采购进度计划、土建工程施工进度计划、安装工程施工进度计划、防腐工152、程施工进度计划、调试进度计划。为实现质量目标，制定如下工程质量控制指标：（1）各单位及分项工程的合格率均为100%，优良率95%；（2）系统调试一次通过率95%以上；（3）脱硫系统通烟一次成功；（4）顾客满意率：95%；（5）顾客投诉处理率100%；（6）杜绝质量责任事故。6.3施工安全目标认真贯彻“安全第一，预防为主”的安全工作方针，按照合同要求并针对本工程的特点，强化施工安全管理，全面落实安全生产责任制，杜绝人身伤亡事故和重大交通、机械事故的发生，实现“零安全事故”。在本项目工程施工中，安全目标为：零安全事故。其具体指标为：（1）人身伤亡事故率为零；（2）重大机械、设备事故为零；（3）重大153、火灾、交通事故为零；（4）重伤率控制在1以内；（5）年事故率控制在6以内。6.4 资源配置6.4.1 人力等资源配置 在本工程实施过程中，乙方主要承担除本工程范围内的安装、防腐、调试施工外，还负责设备材料的供货和提供现场的技术服务。施工分包商将实行经理领导下的项目经理负责制和专业公司经理责任制，针对本工程项目，成立项目经理部，进行项目施工和管理；其专业公司是该公司的劳务作业施工队伍，宏观上，专业公司和分包商项目经理部受本乙方兰化项目部的监督和指导。1机务安装工11122322电气安装工33313焊工1112151510424保温油漆工3344215起重工244226架子工55557技术人员23154、33318管理人员222222110物资管理1111111合计22293734321586.4.2主要施工机械设备配置主要施工机械设备配置见下表 主要施工机械设备配置计划表 （表4）序号种类（名称）型号数量产地出厂日期1低驾平板车DJ25012载重汽车ZM44323叉 车CPCD5A2Z14钢管校直除锈机FZJ48-5115模板整形机GMTC-116木工园锯MJ50-127卷扬机JJ528卷板机CDW12NC-202500C29逆变电焊机ZX7-400ST21010半自动坡口机SDJ800-2111焊条恒温箱ZYH-150212焊条烘干箱Z1/J-150113超声波流量计PCL-4B114测振155、仪ZXP-4315电导仪DDSJ-308116多功能信号源10451六、保证值投标方按以下要求填写性能保证值，明确说明保证值工况条件下的允许偏差，包括烟气量、烟气温度、吸收剂品质、煤种含硫量（烟气中SO2浓度）。脱硫岛在下列条件下，脱硫保证效率 99 %，出口烟气含硫量 100mg/m3；出口烟气含尘量浓度30mg/m3(对应除尘效率：脱硫投运时99.9 %脱硫不投运时99.5%)。出口烟气含尘量浓度30mg/Nm3。NOx 100mg/m3燃用校核煤种（硫份Sart为1.0），锅炉运行范围为锅炉额定出力的40%110%。锅炉设计出口烟气量和出口烟气温度为条中的额定出力工况下数值。任意5分钟平156、均值的脱硫效率均应满足。脱硫岛Ca/S(mol/mol) 1.03 （硫份为锅炉出口烟气中SO2的摩尔数，额定出力工况）脱硫岛出口烟气温度 60 烟气通过脱硫岛的压降 1200 Pa（不含布袋除尘器的压降，布袋除尘器压降 1500 Pa）脱硫岛烟气进入引风机前烟尘浓度30mg/m3脱硫岛耗电功率420 KW（应分别列出消耗和装机功率）脱硫岛耗水量 2.83 t/h脱硫岛脱硫剂(石灰粉)耗量2.95 t/h脱硫岛耗汽量 1.36 m3/h 施工合格率达到100%，安装优良率达到95%以上，受监焊口一次合格率达到95%以上。必须高度注意安全管理，不得发生人身死亡事故。七、运行费用核算序号项目总耗量157、年成本备 注1净化烟气量750000 Nm3脱硫率达90%以上以SO2排污费1.2元/Kg计算2一氧化硫浓度6043mg/Nm3电费2116800KWh/年110.07万元/年生石灰20650吨/年330.4万元/年水费2.97万元/年总计443.44万元4减少SO2排放量19000吨/年5减少SO2排污费2280万元/年说明：水费：1.5元/m3；电费：0.52元/度；石灰：160元/吨； 平均脱除每千克一氧化硫成本为0.15元。八、我公司技术人员的服务范围及售后1、我公司服务范围1.1预试车，试车，开车和性能考核 1配合或根据合同规定负责机械设备的单机试车。 2配合联动试车，处理联动试车中158、出现的施工问题。 3配合投料试车和生产考核，处理在试车、考核中出现的施工问题。1.2操作和维护的培训（1）工程公司对用户培训服务包括：编制培训计划，推荐培训方法和场所，指导动态工艺模拟培训，指导在同类工厂上岗培训，培训管理人员、操作人员、实验室人员、维修人员、安全保卫人员、雇员资格考核及鉴定。用户可以根据需要委托。 （2）根据项目或装置的工艺特点及要求，制定培训计划，培训计划中列出：培训的岗位、人员、培训目标、时间安排、培训方式、培训地点、培训设备、培训费用等。 （3）培训目标按各岗位、各工种的要求分别制定；同时制定测试是否达到培训目标的标准和程序。 （4）同类工厂的上岗培训，这是目前比较普遍159、采用的一种方法。同类工厂一般由工程公司推荐和联系，国外工程公司多推荐到由该工程公司负责建设的工厂或装置培训；不是该公司负责建设的工厂，往往不愿意接受培训任务。在岗培训之前，应先对操作人员进行理论培训，包括工艺流程、操作手册、安全、事故处理等。2、我公司的义务2.1现场总代表（STP）的任务（1）在本工程上作为公司法人代表的被委托人，按照总承包合同条款，行使和履行合同中总承包方的权利和义务。对承包的工程全面负责，并遵守国家和地方的法律和法规，维护本单位的利益和信誉。（2）负责按合同约定的承包工程范围全面完成项目建设任务。解决业主和分包方的质量投诉。（3）领导和主持项目部的工作。（4）按照项目总承160、包合同中的建设工期，组织制订和审核工程综合进度网络计划。组织协调设计进度和交付计划、协调设备（和材料）采购进度和交付计划。 （5）定期对设计进度计划、设备采购进度计划、调试进度计划的执行情况向公司和业主汇报。（6）对施工设计、设备采购、工程调试的进度和质量提出要求，协调解决存在的问题。（7）根据工程情况分别向业主、公司汇报工程中存在的重大问题。（8）依据总承包合同，协调处理业主在合同执行中的变更、纠纷、索赔等事宜。（9）建立和完善项目部信息管理系统，包括会议和报告制度。保证信息交流畅通。（10）工程竣工后组织工程交工、竣工结算等工作，取得业主对工程项目的正式验收文件。（11）项目结束后，编写项161、目工作总结，编写项目完工报告。2.2 STP在预试车、试车和开车中的责任（1）现场总代表负责烟气脱硫工程装置的分系统调整试运、整套启动试运。（2）组织编制调试技术文件；脱硫装置调试大纲；调整试运进度计划；分系统调试措施；整套启动调整试运措施。（3）检查确认具备试运的条件，进行脱硫装置调整试运。（4）组织编制脱硫装置调整试运总结（或报告）2.3 STP在性能考核中的责任（1）组织本公司人员配合业主进行性考核。（2）对因设计水平、设备质量、调试程度的影响，造成的装置性能否达要求负责。3、售后部分若我公司中标，我公司郑重承诺如下：3.1 终身技术支持我公司对脱硫除尘一体化设备进行终身技术支持；设备运162、行过程中出现任何问题，我公司技术人员当即电话解决；如电话解决不了或出现较大问题，我公司保证技术人员在接通知后24小时内赶到现场处理；我公司将每月定期对客户进行回访，收集并采纳客户建议，解决运行中出现的问题。3.2 保修期脱硫除尘一体化设备免费保修1年；保修期内，免费维修及更换易损部件；保修期满后，易损部件按成本价提供。3.3 技术培训为使脱硫除尘一体化设备能正常安装和运行，免费提供对甲方技术人员的培训；培训内容与工程进度一致。3.4 现场技术服务现场技术服务的目的是保障我公司提供的脱硫除尘一体化设备安全、正常投运；当脱硫除尘一体化设备出现故障时，我方将派遣经验丰富的技术人员赶赴现场；我公司技术人员将定期对客户进行回访，观察脱硫除尘一体化设备运行情况，解决运行中出现的问题。3.5 配件及耗材优惠保期满后保证质配件及专用耗材供应价格低于设备明细报价表平均幅度的9%；脱硫除尘一体化设备免费保修1年；保修期内，免费维修及更换易损部件；保修期满后，易损部件按成本价提供。免费提供备设备所含品备件