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1、-外高桥脱硝技术协议上海外高桥第三发电有限责任公司21000MW超超临界燃煤发电机组工程烟气脱硝技术协议买方：上海外高桥第三发电有限责任公司卖方：中电投远达环保工程有限公司主体设计院：华东电力设计院业主工程师：中国电力建设工程咨询公司中国 上海 2006年6月-第 120 页第一章 技术规范1 总则本技术协议适用于外高桥第三发电厂工程8号机组（11000MW），采用选择性催化还原法（SCR）脱硝装置。本技术协议包括脱硝系统以内所必需具备的工艺系统设计、设备选择、采购、制造、供货运输、土建建（构）筑物的设计配合、建设全过程的技术指导、安装指导及主要工序验收、调试、试验、试运行、考核验收、消缺、培
2、训和最终交付投产等；并能满足锅炉正常运行的需要。本技术协议中提出了最低的技术要求，并未规定所有的技术要求和适用标准，卖方应提供满足本技术协议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。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。如果技术协议、技术规范书和澄清文件有矛盾，经双方讨论协商后，以买方确认意见为准本工程采用统一的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、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
3、上讨论。卖方对技术协议（包括响应招标书要求的投标书和澄清文件）中明确或承诺的各项条款均应严格遵照执行，若有未经买方确认而不按技术要求执行的现象发生，卖方愿意根据商务条款接受买方的处罚。1.1 项目概况1.1.1 概述建设规模：本工程建设21000MW超超临界燃煤发电机组（即7机组和8机组）并配套建设一台机组烟气脱硝设施（即8机组），不堵死扩建条件。建设进度：8机组将于2008年建成投产。1.1.2场地条件和自然条件1.1.2.1厂址概述外高桥第三发电厂位于长江口南岸，吴淞口以东9.5km，南距高桥镇约2km，厂址西侧以港电路为分界与外高桥新港区毗邻。东侧1km处为上海市合流污水竹园排放口。厂址
4、南界为海徐路，海徐路北侧为外高桥保税区。电厂厂区及岸线范围按市规划部门和港务局划定为：东西向距离1800m，南北向距离平均800m，占地144104m2。厂区自然地坪平坦，东南侧稍高，西南侧略低，平均标高为吴淞高程4.34m。1.1.2.2 电厂主要设备情况1） 外高桥第三发电厂超超临界8机组与脱硝装置有关的主要设备参数见表1.1.表1.1 主要设备参数表设备名称参数名称单位参 数锅炉型式超超临界一次中间再热直流塔式锅炉过热器蒸发量(BMCR)t/h2953过热器出口蒸汽压力(BMCR)MPa.g27.9过热器出口蒸汽温度(BMCR)605再热器蒸发量(BMCR)t/h2443再热器进口压力(
5、BMCR)MPa.g6.2再热器出口压力(BMCR)MPa.g6.03再热器进口温度(BMCR)367再热器出口温度(BMCR)603锅炉排烟温度(BMCR)123(设计煤种)123（校核煤种）锅炉实际耗煤量(BMCR)t/h355.5 (设计煤种)376.0(校核煤种)除尘器数量（每台炉）台2型式三室四电场除尘效率99.8省煤器出口灰尘浓度g/Nm3126 (设计煤种)189（校核煤种）引风机型式及配置(BMCR)台2风量m3/s618.7风压Pa4300电动机功率kW5100烟囱高度M240材质2）控制系统：机组控制系统采用分散控制系统。3）加热蒸汽：额定工况：0.81.3MPa 、300
6、380 1.1.2.3 水文气象条件根据宝山气象站19592002年统计资料，其气象特征值如下：累年平均气温 16.0平均最高气温 19.6平均最低气温 13.0年极端最高气温 40.0（2003）年极端最低气温 -9.4（1967.1.16）最热月平均气温 27.8 年平均气压 1016.1hPa年平均水汽压 16.5hPa最大水汽压 42.9hPa（1967.8.23）最小水汽压 0.8hPa（1959.1.17）年平均相对湿度 79%最小相对湿度 9%（1986.3. 6）最热月平均相对湿度 83%最冷月平均相对湿度 75%年平均降水量 1098.9mm最大年降水量 1727.4 mm（
7、1977年）最小年降水量 665.6mm（1978年）10分钟最大降水量 27.0 mm（1991.8.7）1小时最大降水量 98.1 mm（1977.8.22）24小时最大降水量 393.0 mm（1977.8.21）一日最大降水量 394.5mm（1977.8.22）最大连续降水量 405.7mm（1977.8.2123）最多年降水日数 151d（1977年）最长连续降水日数及雨量 103.1 mm （19d，1969.7.16止）年平均蒸发量 1447.2mm最大日蒸发量 14.2mm（1997.5.26）平均地面温度 17.6最大积雪深度 11cm（1977.1.30）最大冻土深度 8
8、cm（1991.12.29）平均雷暴日数 28.1d最多雷暴日数 48d（1987年）平均有雾日数 24.1d最多有雾日数 40d（1979年）平均结冰日数 33.1d平均风速 3.8m/s最大风速 17.7m/s ENE（1997.8.19）极大风速 34.7m/s E（1967.3.26）1.1.3 运输电厂有便利的公路和水路运输条件。1.2 基本设计条件1.2.1 煤质分析(见表1.2)：表1.2 煤质和灰分分析项 目设计煤种校核煤种备注全 水 分 Mt 14.010.4工业分析水 分 Mad 10.004.50灰 分 Aar 12.0016.77挥发分 Var 27.0024.00固定
9、碳 FCar 47.0048.83干燥无灰基挥发分 Vdaf36.4932.96热量发热量 Qgr,d MJ/kg-发热量 Qnet,ar MJ/kg23.4222.12元素分析碳 Car 61.4558.33氢 Har 3.613.42氮 Nar 0.710.68氧 Oar 7.809.77全硫 St,ar 0.430.63灰熔点变形温度 DT 1.121031.20103弱还原性气氛软化温度 ST 1.171031.30103流动温度 FT 1.251031.37103可磨性指数 HGI 5653灰成分分析二氧化硅 SiO2 35.0949.90三氧化二铁 Fe2O312.47 6.36三
10、氧化二铝 Al2O316.4134.70氧化钙 CaO 22.56 2.27氧化镁 MgO 1.34 0.62氧化钛 TiO2 0.64 1.61氧化钾 K2O 0.30 0.78氧化钠 Na2O 0.27 0.20五氧化二磷 P2O -三氧化硫 SO3 6.90 1.51表1.3 煤质微量元素含量项目 单位 数据（设计参考）催化剂适用范围（暂定）Fppm2560CI%0.0180.1Asppm0.412.5Cu ppm27Pbppm37Znppm19Crppm4043Cdppm0.61Nippm20Hgppm0.150.31.2.2点火及助燃用油油种：#0轻柴油（根据GB2522000）粘度
11、（20时）：3.28oE凝固点：不高于0闭口闪点：不低于55机械杂质：无含硫量：不大于0.2%水份：痕迹灰份：不大于0.01%比重：817 kg/m3低位发热值Qnet,ar41800 kJ/kg1.2.2 脱硝系统入口烟气参数脱硝系统入口烟气参数 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（设计煤种，干基）BMCR（校核煤种，湿基）BMCR（校核煤种，干基）CO2Vol%14.42315.77714.63415.941SO2Vol%0.0380.0410.0590.065N2Vol%73.69380.61373.83880.434O2V
12、ol%3.2623.5683.2683.560H2OVol%8.5848.201-表 1.5锅炉不同负荷时的省煤器出口烟气量和温度项 目BMCR（设计煤种）750MW50BMCRBMCR（冬季）省煤器出口湿烟气量（设计煤种）Nm3/s780.323557.734434.769780.512省煤器出口干烟气量（设计煤种）Nm3/s713.339509.858397.448713.512省煤器出口湿烟气量（校核煤种）Nm3/s772.107552.607429.349-省煤器出口干烟气量（校核煤种）Nm3/s708.787507.288394.139-省煤器出口烟气温度（设计煤种）38135333
13、7382省煤器出口烟气温度（校核煤种）382353336-锅炉BMCR工况脱硝系统入口烟气中污染物成分 表1.6项目单位设计煤种校核煤种备注烟尘浓度g/Nm314.67421.847标准状态，干基，6含氧量NOxmg/Nm3450450标准状态，干基，6含氧量Cl(HCl)mg/Nm3F(HF)mg/Nm3SO2mg/Nm3979.51533.9标准状态，湿基，实际含氧量SO3mg/Nm320.331.8标准状态，湿基，实际含氧量1.2.3 吸收剂分析资料脱硝系统用的反应剂为纯氨，其品质应符合国家标准GB536-88液体无水氨技术指标的要求，如下表：表1.7 液氨品质参数指标名称单位合格品备
14、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/L25时沸点标准大气压1.2.4 服务水本期脱硝工程服务水由三期工程低压服务水管网提供，为净水系统澄清处理后的服务水，其参考水质为： pH6.95 导电率493.8s/cm 碱度1.80mmol/l 氯离子721000mg/l 硫酸根离子42271mg/l 二氧化硅510mg/l COD 210mg/l 硬度1.5mmol/l 铁离子0.05mg/l 钙离子1.15mmol/l 镁离子0.35mmol/l 钠离子钾离子34mg/l 溶解固形物277.5mg/l 悬浮物10mg/l1.2.
15、5服务水压力表1.8 服务水压力 服务水压力Mpa0.30.6消防水压力Mpa1.0关闭压力Mpa1.51.2.6机组不同负荷年运行小时数负荷 每年小时数100%BMCR 420075%BMCR 212050%BMCR 118040%BMCR 3001.2.7辅助蒸汽压力： 蒸汽运行压力 1.0Mpa 蒸汽运行温度 3001.3 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、最终交付等应符合相关的中国法律及规范、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：l 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；l 上述标
16、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；l 设备和材料执行设备和材料制造商所在国标准；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。l 建筑、结构执行中国电力行业标准，中国国家规范及上海市地方规范。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
17、、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 性能保证脱硝系统装置性能保证值由卖方保证，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)：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的NOx脱除率不小于93（运行2500小时），氨的逃逸率不大于3ppm，SO2/SO3转化率小于1%；脱硝装置在附加层催化剂投运前，NOx脱除率不小于80%（含80%），氨的逃逸率不大于3ppm，SO2/SO3转化率小于1
18、%； 1）锅炉50%BMCR-100%BMCR负荷；2）烟气中NOx含量450mg/Nm3；3）脱硝系统入口烟气含尘量不大于14.67 g/Nm3 (干基，6含氧量)； 4）NH3/NOx摩尔比不超过保证值0.813时， 上述其它条件不变，在催化剂寿命期内，当烟气中NOx含量400mg/Nm3，SCR出口NOx含量不高于 68 mg/Nm3;当烟气中NOx含量350mg/Nm3，SCR出口NOx含量不高于50.1mg/Nm3；当烟气中NOx含量300mg/Nm3，SCR出口NOx含量不高于36.3mg/Nm3；当烟气中NOx含量250mg/Nm3，SCR出口NOx含量不高于26 mg/Nm3。
19、脱硝效率定义：脱硝率=C1-C2100% C1 式中： C1脱硝系统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脱硝系统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。1.4.1.2 压力损失1）从脱硝系统入口到出口之间的系统压力损失在性能考核试验时不大于900Pa（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）； 2）从脱硝系统入口到出口之间的系统压力损失不大于1000Pa（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）。3）化学寿命期内，对于S
20、CR反应器内的每一层催化剂，压力损失保证增幅不超过15%.1.4.1.3脱硝装置可用率从首次注氨开始直到最后的性能验收为止的质保期内，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90mg/Nm3（标准状态，6含氧量，干基）运行小时数或SCR装置没有达到氨的逃逸率低于3ppm要求时的运行小时数，或两者兼有的运行小时数。1.4.1.4催化剂寿命从首次通烟开始到更换或加装新的催化剂之前，运行小时数作为化学寿命被保
21、证（NOx 脱除率不低于80%，氨的逃逸率不高于3ppm)不低于24,000小时。卖方保证催化剂的机械寿命不少于12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，卖方保证SCR系统具有正常运行能力。最低连续运行烟温 320最高连续运行烟温 4271.4.1.6氨耗量在50%BMCR至BMCR负荷时，且原烟气中NOx含量为450 mg/Nm3时，卖方保证系统氨耗量，BMCR工况为467kg/h（脱硝率93%），405kg/h（脱硝率80%），50%BMCR工况为259kg/h（脱硝率93%），225kg/h（脱硝率80%）。原烟气中NOx
22、含量为250 mg/Nm3时，卖方保证系统氨耗量，BMCR工况为263kg/h（脱硝率93%），227kg/h（脱硝率80%），50%BMCR工况为147kg/h（脱硝率93%），127kg/h（脱硝率80%）。1.4.1.7其它消耗卖方保证在BMCR工况，含尘量14.67 g/m3时，以下消耗品的值，此消耗值为性能考核期间48小时的平均值。a) 纯氨蒸发用蒸汽 0.95t/h（蒸汽参数为1.0 MPa，温度为300C时）b) 稀释风机加热器蒸汽 1.42t/h（蒸汽参数为1.0 MPa，温度为300C时）c) 催化剂吹扫用蒸汽(比选) 吹扫的高峰消耗量蒸汽耗量4t/h，平均蒸汽耗量2.2t/
23、h（喷嘴处出口压力：0.6 MPa，温度 350）所有吹灰器每个循环总消耗量 17.2t（三层催化剂） 22.9t（四层催化剂）吹扫频率 3次循环/天d）压缩空气（比选） 6.4m3/h(压缩空气压力：0.6MPa，吹扫频率18次/h，四层催化剂)1.4.2 质保期质保期1年，质保期的具体定义见商务部分有关内容。1.4.3对锅炉运行的影响本机组锅炉空预器由上海锅炉厂有限公司设计、制造和供货。加装脱硝系统后，卖方应根据自己的经验，提出脱硝装置对常规锅炉空预器设计、制造和运行的影响分析以及空预器应采取防堵、防腐等处理措施。若发生因为加装脱硝而导致空预器堵灰、腐蚀、不能正常运行且卖方对此情况没有进行
24、充分分析，买方有对卖方进行追溯的权利。卖方及其技术支持方在脱硝装置设计时，应充分考虑采取必要的措施避免对锅炉运行产生不利的影响，并有义务告知买方。 1.4.4 卖方性能保证条件、考核办法的补充说明卖方提供对以上NOx脱除率、氨的逃逸率、SO2/SO3转化率、催化剂寿命、脱硝装置压力损失的定义、并对性能保证条件的考核标准和方法进行补充说明。脱硝率与进口NOx浓度的修正曲线脱硝率随运行时间的变化曲线压降随运行时间的变化曲线氨气的消耗量随烟气中NOx浓度的变化曲线SO2的氧化率与总流量之间的关系SO2的氧化率随时间的变化关系SO2氧化率和SO2进口浓度的关系不同负载时的氨气逃逸量不同负载时的SO2的
25、氧化率2 技术要求本部分所描述的系统和设备的技术规范并不一定全是卖方的设计和供货范围，卖方的设计和供货范围详见技术协议第二章“供货范围”以及第三章“设计要求和设计联络会”。2.1 总的技术要求2.1.1 对脱硝装置的总体要求 脱硝装置包括所有需要的系统和设备至少应满足以下总的要求： 采用可靠、成熟、先进的技术，造价要经济、合理，便于运行维护； 所有的设备和材料应是新的和完整的； 高的可利用率； 运行费用最少； 观察、监视、维护简单； 运行人员数量最少； 确保人员和设备安全；节省能源、水和原材料装置的服务寿命为30年脱硝装置的调试、启/停和运行应不影响主机的正常工作且其进度应服从主机系统的进度要
26、求，卖方应提交的调试计划应与主机调试计划相匹配。脱硝装置应能快速启动投入，在负荷调整时有良好的适应性，在运行条件下能可靠和稳定地连续运行。应具有下列运行特性：能适应锅炉的启动、停机及负荷变动；检修时间间隔应与机组的要求一致，不应增加机组的维护和检修时间。机组检修时间为：小修每年1次，大修每6年一次；在设计上要留有足够的通道，包括施工、检修需要的吊装及运输通道；在本技术协议中关于各系统的配置和布置等是买方的基本要求，仅供卖方设计参考，并不免除卖方应对系统设计和布置等所负的责任。2.1.2 材料 所有设备的材料应是新型的和具有应用业绩的，在脱硝装置设计运行期限间的各种工况（如温度、压力及污染物含量
27、的变化等），不会造成超过设计标准的老化、疲劳和腐蚀，而且在任何部件产生的应力和应变，不能对脱硝装置的效率和可靠性产生影响。 所有使用的材料应与买方认可的标准一致。2.1.3 对通风、空调的要求卖方提出脱硝系统完整可靠的通风、空调系统的设计方案，并说明设计所遵循的规范。2.1.4 土建脱硝装置钢结构支架柱网布置位置详见附图。2.1.5 安全与防火要求l 卖方应采取所有必需的措施，以确保安全运行。本工程脱硝还原剂采用液氨，根据GB 18218重大危险源辨识，该药品属于重大化学危险物品，其输送、卸料、贮存和使用必须遵守危险化学品安全管理条例、关于加强化学危险物品管理的通知和GB15603常用化学危险
28、品貯存通则及其他相关的国家标准与法规要求。以上条例、通知、通则如有最新版本应以最新版本为准。2.1.6 保温、油漆、色彩保温油漆的设计应满足火力发电厂保温油漆设计规程（DL/T 5072-1997）的要求。卖方应根据买方的要求提交关于保温、油漆详细设计文件(图纸和说明)，并由买方确认。卖方保证所有隔热表面最大温度当环境27时 表面最大温度保证不大于25加环境温度。应对防冻保温提出详细的设计。烟道，SCR反应器的外护板采用1.2mm厚的铝合金梯形波纹金属板，管道外护板采用1.0mm厚的铝合金金属板。保温金属构件应采用防腐蚀和耐盐雾的构件。保温材料和外护板具体方案和供货商，需买方认可。钢结构和设备
29、、材料应采用防腐要求的优质油漆，具体方案和供货商，需买方认可。脱硝岛设备的所有部件的金属表面均应在出厂前进行净化和油漆。所有制造废料，如金属屑、填料、电焊条和残留焊条头、破布、垃圾等都应从构件内部清出，所有鳞皮、锈迹、油漆、粉笔、蜡笔、油漆标记和其它有害材料都应从内、外表面上清除掉，发运时，产品内外应该清洁。凡需要油漆的所有部件，在油漆前，必须对金属表面按有关技术规定进行清扫、喷砂处理并涂两道不同颜色的防锈漆。以下钢材的工作表面应不必油漆l 不锈钢、镀锌板、铝合金板l 高强度螺栓连接件的摩擦表面对于钢结构、平台、扶梯等部件应在车间进行底漆（防锈漆）、保护层漆（中间油漆）。饰面漆（最后一道油漆）
30、由业主在现场完成。 卖方应提交其供货范围内保温和油漆的工作清单，介绍设备和附属设备、管子和配件等的清理、保温结构、油漆方法和形式等。油漆采用环氧富锌底漆，环氧云母中间漆，聚氨酯面漆。最终油漆方案及厂家须经买方确认，卖方不得另行加价。脱硝岛的钢结构（包括平台扶梯）均应采用耐风化防盐雾的优质油漆。不同层的钢结构须涂有不同颜色的色标。脱硝系统的色彩应与主体工程一致，最终的建筑设计及建筑材料装修标准须提交买方确认。2.1.7 噪音脱硝装置区域环境噪声满足GB12348-90工业企业厂界噪声标准类标准，设备运转噪声小于85分贝（离设备1米处测量）。如果设备噪音水平或多个运行设备噪音叠加超出标准，应配备隔
31、音措施。2.1.8 质量控制卖方应负责对其工作范围内的设计、设备和材料的采购、运输和贮存等实行质量控制，制定质量控制计划和提交质量控制手册，并用质量控制计划检查各个项目（包括分包商的项目）是否符合合同的要求和规定。2.1.9 文件设计中提供的所有文件应标识明确的版次或最终版标记。卖方对其提交文件的变动造成买方的损失负责赔偿。卖方提交的文件和图纸的改变（如升版）必须对修改之处作标记，以便于买方清楚地找到改变之处，并注明被更新的版本。卖方提供文件清单，由买方确认。卖方的设计文件交付进度应满足本工程基本设计、详细设计、安装阶段买方提出的工程进度的要求。项目执行过程中，卖方和买方之间的联络文件如传真、
32、会议纪要、设计及设备变更联系单等应以买方同意的方式进行编号并执行买方的文件流转程序。所有的正式文件、传真、会议纪要、图纸使用的语言均为中文。有关文件的具体内容详见第六章“技术资料和交付进度”。2.2 脱硝工艺系统2.2.1 技术要求卖方应根据本技术规范要求，提供完整的烟气脱硝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，并保证脱硝装置的性能。为了与锅炉运行匹配，脱硝装置的设计必须保证在锅炉负荷波动时有良好的适应特性。脱硝装置必须满足如下运行特性：（1）应能适应锅炉50%BMCR工况和100%BMCR工况之间的任何负荷，并能适应机组的负荷变化和机组启停次数的要求。装置和所有辅助设备
33、应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。而且脱硝装置必须能够在烟气粉尘和NOX排放浓度为最小值和最大值之间任何点运行。卖方应说明SCR装置能接受的进口烟气粉尘和NOx的最大值和最小值（单位mg/Nm3）。（2）整套系统及其装置应能够满足整个系统在各种工况下自动运行的要求，系统的的启动、正常运行监控和事故处理应实现完全自动化。（3）在电源故障时，所有可能造成不可挽回损失的设备，应同保安电源连接，并提供详细的保安负荷清单。（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，即使设有备用件，也应设计成易于更换、检修和维护，并且应设有检修维护和操作的平台。（5）烟道和箱罐
34、等设备应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。所有的人孔门附近应设有维护平台。（6）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。（7）设计选用的材料必须适应实际运行条件，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应采取适当的措施, 并征得买方同意。（8）所有设备与管道以及仪表测试点等的布置应考虑系统功能的实现和运行工作的方便。（9）所有电动机的冷却方式不应采用水冷却。(10) 所有电动机包括电动执行机构采用防水和防爆电机。（11）所有有可能（包括渗漏）接触腐蚀性介质的设备、基础、地坪均应采取防腐措施
35、。2.2.2脱硝工艺系统设计原则脱硝工艺系统设计原则包括:（1）脱硝工艺采用SCR法。（2）脱硝效率按不小于80%设计。（3）脱硝系统不设置烟气旁路系统，不考虑省煤器高温旁路系统。（4）脱硝反应器布置在锅炉省煤器和空预器之间。（5）吸收剂采用纯氨。（6）脱硝设备年利用小时按5500小时考虑，投运时间按8000小时考虑。（7）脱硝装置可用率不小于98%。（8）装置服务寿命为30年。（9）SCR反应器上游设置灰斗，SCR应设置足够数量的吹灰器以防止SCR堵灰。2.2.3 脱硝装置主要布置原则 2.2.3.1 总平面布置根据外高桥第三发电厂厂区总平面布置的规划，脱硝还原剂制备设施应布置在指定的8号炉
36、脱硝区域内。脱硝还原剂制备设施应按两台炉规划，详细设计时应考虑另一台炉脱硝还原剂制备设施能够安全方便连接。2.2.3.2 管线布置卖方设计范围内的管线布置，应按全厂规划统一考虑。各种管线和沟道，包括架空管线，直埋管线、与岛外沟道相接时，应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不小于5.0米，室内管道支架梁底部通道处净空高度不小于2.2米。管线及管沟引出位置和标高须经买方认可或协商确定。除了制氨区和SCR本体管路外，SCR系统的厂区管线和管架布置由业主买方确定，卖方应按照业主买方指定路径设计。2.2.3.3脱硝还原剂制备
37、设施区域布置脱硝还原剂制备设施区域内场地标高设计与厂区统一，室外地坪设计标高为4.50m，场地按0.30.5的坡度坡向道路，雨水以道路为排水渠道，经雨水口流入厂区雨水下水道。有害介质包括地面冲洗水不得直接排入下水道。2.2.4 主要设备 2.2.4.1 烟道烟道应保证在各种工况下能安全运行条件下进行设计。脱硝系统不设置烟气带旁路系统。脱硝反应器布置在锅炉第二烟道中。烟道设计应能够承受如下负荷：烟道自重、风荷载、地震荷载、灰尘积累、内衬和保温的重量等。烟道最小壁厚至少按6mm设计，烟道内烟气流速不应超过15m/s。催化剂区域内流速应小于6 m/s。SCR装置应在适当位置配有足够数量和大小的人孔门
38、和清灰孔，以便于维修和检查以及清除积灰。另外，人孔门应与烟道壁分开保温，以便于开启。在外削角急转弯头和变截面收缩急转弯头处等，以及根据卖方提供的其他烟气流动模型研究结果要求的地方，应由卖方设置导流板或整流板。为了使与烟道连接的设备的受力在允许范围内，特别要注意考虑烟道系统的热膨胀，热膨胀应通过膨胀节进行补偿。烟道应在适当位置配有足够数量测试孔以及操作平台，平台的设置应与锅炉厂协商。2.2.4.2 SCR反应器SCR反应器的设计应充分考虑与周围设备布置的协调性及美观性。反应器应设计成烟气竖直向下流动，反应器入口应设气流均布装置，反应器入口及出口段应设导流板，对于反应器内部易于磨损的部位应设计必要
39、的防磨措施。反应器内部各类加强板、支架应设计成不易积灰的型式，同时必须考虑热膨胀的补偿措施。SCR反应器应设计为通用型，在达到1.4节规定的性能保证的前提下，满足各种形式的催化剂安装要求。反应器应设置足够大小和数量的人孔门。反应器应配有可拆卸的催化剂测试元件。反应器设计还应考虑内部催化剂维修及更换所必须的起吊装置和平台。SCR反应器应能承受运行温度427（每次不小于5小时，一年不超过三次）的考验，而不产生任何损坏。SCR的设计压力为5800Pa, 瞬时不变形承载能力不低于8700Pa。卖方应说明锅炉启动时烟气中的油滴对SCR反应器的影响。卖方应提供脱硝装置烟气阻力变化与投运时间的曲线（以一层触媒为基准）。2.2.4.3 催化剂催化剂的型式可采用蜂窝式、波纹板式、平板式或其它形式。最终采用何种催化剂的型