2.3锅炉主要技术参数
2.3.1锅炉型式：
锅炉为高压、自然循环、无中间再热、四角切圆燃烧方式、单炉膛平衡通风、固态排渣、紧身封闭、全钢构架的П型汽包炉。
2.3.2最大连续蒸发量：
480t/h
2.3.3锅炉保证效率（BMCR）：
91.5%
2.3.4锅炉（BMCR）燃煤量：
63.91t/h（设计煤种）、64.63t/h（校核煤种1）
2.3.5燃烧器型式、布置方式：
直流固定式、四角切圆
2.3.6空气预热器型式：
单台锅炉三分仓回转式空预器2台
2.3.7炉膛出口过剩空气系数：
1.2
2.3.8锅炉运行方式：
主要按定压方式，也滑压运行。
主蒸汽和给水采用母管制。
2.3.8制粉系统：
中速磨煤机冷一次风正压直吹式制粉系统，每台锅炉配4台中速磨煤机。
使用设计煤种，3台磨煤机可满足锅炉BMCR工况运行的要求，其中1台备用；对于校核煤种，4台磨煤机全部投运可满足锅炉BMCR工况运行的要求。
每台磨煤机带一层燃烧器，锅炉四角各四层燃烧器。
2.4燃料和灰分
锅炉设计煤种及校核煤种数据如下：
名称
符号
单位
设计煤种
校核煤种
碳（收到基）
Car
%
62.1
61.34
氢（收到基）
Har
%
2.52
3.7
氧（收到基）
Oar
%
5.1
7.68
氮（收到基）
Nar
%
0.49
0.74
硫（收到基）
Sar
%
0.89
1
灰分（收到基）
Aar
%
17.71
13.52
水分（收到基）
Mt
%
11.2
12.68
挥发份（干燥无灰基）
Vdaf
%
37.86
38.6
低位发热值
Qnet.ar
kJ/kg
22.19
21.943
哈氏可磨系数
HGI
/
55
58
灰变形温度
DT
℃
1100
1170
灰软化温度
ST
℃
1130
1200
半球温度
HT
℃
灰熔化温度
FT
℃
1210
1270
锅炉实际燃用煤种为榆林周边煤矿烟煤，现入炉煤（按营盘壕矿煤）数据如下表所示，投标方如对煤质有质疑可自行取样通过第三方化验。
分析项目
单位
营盘壕矿煤
空气干燥基ad
干燥基d
碳元素
%
66.26-74.82
69.45-76.76
氢元素
%
4.09-4.73
4.29-7.86
氮元素
%
1.01-1.09
1.06-1.12
全硫元素
%
1.67-1.81
1.75-1.85
氧元素
%
6.90-15.39
7.08-16.13
水分
%
2.53-4.60
-
灰分
%
6.98-8.09
7.32-8.30
挥发分
%
33.61-34.05
34.93-35.23
固定碳
%
54.80-55.32
57.76-57.44
收到基低位发热量Qnet.ar
Kcal/kg
26.30
2.5脱硫塔入口烟气参数（锅炉标况数据,实际数据由投标方核算或现场测量）
名称
单位
参数
烟气量（标态、湿基、实际氧）
Nm3/h
不大于1245550
烟气含水（标态、实际氧）
%
7.41
烟气氧含量（标态、湿基）
%
6.23
脱硫装置正常运行温度
℃
135（冬季95℃）
脱硫装置最大冲击温度
℃
180
脱硫装置入口SO2含量（标态、湿基、实际氧）
mg/Nm3
3500
（随煤种变化800-3500）
脱硫装置入口含尘量（标态、干基、6%氧）
mg/Nm3
30
脱硫装置阻力
Pa
低于1500
2.6硫磺回收装置尾气参数
介质
组成（Kmol/h）
Ar
0.6779
O2
0.9043
N2
92.8059
CO2
68.3659
SO2
1.9076（15000mg/Nm3）
H2O
136.7719
合计Kmol/h
301.4335
质量流量Kg/h
8250（10000Nm3）
尾气温度
200℃
尾气压力
0.010MPag
2.7开工锅炉尾气参数
流量
50000Nm3
SO2浓度
200mg/Nm3
2.8脱硫吸收剂
吸收剂主要采用化工系统副产稀氨水，稀氨水浓度5—8%，稀氨水流量10-20t/h。
下一步考虑将氨水浓度提高，设计需考虑系统水平衡。
当化工系统来稀氨水量不能满足脱硫运行时，采用99.0%液氨作为脱硫剂补充，其品质符合国家标准GB536-2017《液体无水氨》技术指标的要求。
脱硫吸收储存输送系统沿用原系统。
2.9工艺水
压力：
≥0.35MPa温度：
常温
2.10脱盐水
压力：
0.4MPa温度：
常温
2.11冷却循环水
供水压力：
0.3MPa供水温度：
32℃回水压力：
≥0.25MPa回水温度：
42℃
2.12电力
交流220V、380V、10KV
2.13仪用空气
由工艺装置项目仪表空气管网提供、无有毒、易燃、易爆和腐蚀性介质的干燥空气含尘粒直径不大于3μm，含尘量小于1mg/m3、操作状态下的露点低于-40℃、油份含量不高于10mg/m3、进界区温度：
环境温度、进界区压力：
0.6MPa、系统设计压力：
0.8MPa、系统设计温度：
50℃
2.14蒸汽
压力：
0.5—0.65MPa温度：
180—195℃
2.15接口条件
2.15.1脱硫
锅炉脱硫塔入口烟气挡板后起始至烟囱水平烟道和脱硫净烟道连接处。
2.15.2新鲜水、循环水、脱盐水、仪表空气、蒸汽、凝结水、生活给水、生活污水、消防水、雨水等公用工程自现有公用工程总管就近引出。
2.15.3电气
2.15.3.1电源
项目所需10kV电源直接引自招标方锅炉房10kV变电站10kV母线段，项目10kV设备（包括变压器及10kV电动机）的电缆分界点（包括动力、控制）为招标方锅炉房10kV变电站供电的开关柜电缆端子处，此分界点后由投标方负责设计、供货、安装（包括在招标方变电所电缆压接）、调试、试验等。
招标方另外提供一回400V检修、照明保安电源（如需），电源直接引至招标方锅炉房变电所0.4kV照明检修段，电缆分界点以锅炉房变电所0.4kV照明检修段备用回路开关电缆端子处为分界点，此分界点后由投标方负责设计、供货、安装（包括在招标方变电所电缆压接）及调试。
2.15.3.2调度通信系统
调度通信系统直接利用招标方原有的交换机，调度通信的分界点在招标方配线箱处，此配线箱以后属于投标方工作范围。
2.15.3.3电缆
连接招标方设备和投标方设备之间的电缆及烟气超低排放区内投标方负责供货的设备／装置之间的连接电缆均由投标方负责设计、供货、敷设及连接，到货后需进行第三方检验。
2.15.3.4电缆敷设设施和照明
电缆敷设设施如桥架、电缆沟、电缆防火设施等，装置区内照明设施的招标方与投标方工作分界点为区域外1m处，由投标方设计、供货及安装。
2.15.3.5接地
装置区内接地网由投标方设计、供货及安装，其与招标方厂区主接地网有不少于四处连接。
2.15.3.6装置电气与后台监控系统通讯
不设后台监控系统，投标方与招标方电气后台监控系统工作分界点设在招标方通讯管理机通讯接口处，此分界点后由投标方负责设计、供货、安装及调试。
火灾报警系统由投标方设计、供货、施工。
2.15.4控制系统
2.15.4.1投标方负责脱硫DCS系统设计、供货、安装、调试。
脱硫超低排放改造工程与现锅炉脱硫系统共用1套分散控制系统（含公用系统）进行控制。
运行人员在新设置脱硫控制室内通过DCS的操作员站对脱硫装置进行启/停控制、正常运行的监视和调整以及异常与事故工况的处理；不设常规仪表盘和后备操作。
2.15.4.2脱硫超低排放改造界区内的现场仪表到新增DCS的仪表电缆由投标方负责设计、供货、施工。
2.15.4.3脱硫超低排放改造界区内的仪表槽盒由投标方负责设计、供货、敷设、安装，新增接口全部有投标方设计、供货、安装。
2.15.4.4脱硫超低排放改造界区内的仪表由投标方负责设计、供货、施工。
2.15.4.5脱硫超低排放改造所需的各种等级仪表电源由由投标方负责设计、供货、施工。
2.15.4.6在烟囱50m平台处在线监测CEMS系统需按照相关标准和环保部门认可的品牌和型号进行设计、供货、改造或更换施工、调试和验收等工作，符合超低排放要求。
2.16锅炉引风机参数
每台锅炉配置两台引风机，引风机参数如下：
风机入口体积流量177.22m³/s（130℃）
风机全压升（包括附件损失、消音器阻力）9295Pa
风机静压升（包括附件损失、消音器阻力）9095Pa
风机轴功率1906KW
配套电机功率2200KW
2.17原脱硫主要设备参数
1#脱硫系统：
脱硫塔：
直径13.5m，吸收区高度10m，吸收塔总高度34.9m
氧化循环槽：
直径6m高度11m
一级循环泵：
两开一备数量3台扬程338100、317800、299780（Pa）
体积流量950m³/h
二级循环泵：
数量2台扬程33750（Pa）体积流量1450m³/h一开一备
2#脱硫系统：
脱硫塔：
直径13.5m吸收区高度10m吸收塔总高度34.9m
氧化循环槽：
直径9m高度11m
一级循环泵：
数量3台扬程26/26/28（m）体积流量950m³/h两开一备
二级循环泵：
数量2台扬程23m体积流量1450m³/h一开一备
公用系统
氧化风机：
压力137000Pa，功率315KW风量113m³/min一开一备
离心机：
处理能力10t/h一开一备
工艺水泵和工艺水槽
2.18系统阻力和引风机出力、脱硫塔载荷
投标方根据招标方引风机前SCR增加一层催化剂、引风机和烟道设计参数，进行核算，以现有引风机满足脱硫改造后的使用为原则，如需改造引风机叶轮则由投标方负责，并做专题说明；对脱硫塔体和基础的载荷和强度进行核算，如现有载荷不满足改造要求，需出具加固方案并进行加固。
三、设备设计制造标准
设备的设计和制造，应符合现行使用的国家有关标准和原部颁标准。
引进技术采用的相关标准也可被接受。
这些标准和规范（不限于）至少包括：
《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223）
《小型火力发电厂设计规范》（GB/50049）
《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》（DL/T5121）
《电力建设施工及验收技术规范》（建筑工程篇）（SDJ69）
《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉机组篇）（DL/T5047）
《电力建设施工及验收技术规范》（管道焊接接头超声波检验篇）DL/T5048
《电力建设施工及验收技术规范》（火力发电厂焊接篇）DL5007
《电力建设施工及验收技术规范》（管道篇）DL5031
《火力发电厂保温油漆技术规范》（DL/T5072）
《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》（DL5053）
《作业环境空气中有害物职业接触标准》（GBZ20）
《电力设备典型消防规程》（DL5027）
《污水综合排放标准》（GB8978）
《钢结构设计规范》（GB50017）
《优质碳素结构钢技术条件》（GB699）
《钢制焊接常压容器》（NB/T47003.1-2009）
《建筑结构荷载规范》（GB50009）
《建筑抗震设计规范》（GB50011）
《固定式工业钢平台》（GB4053.4）
《氨法烟气脱硫工程通用技术规范》（HJ2001）
《锅炉烟尘测试方法》（GB/T5468）
《火电厂烟气排放连续监测技术规范》（HJ/T75）
《燃煤电厂超低排放烟气治理工程技术规范》（HJ2053-2018）
《燃煤烟气脱硫设备第一部分燃煤烟气湿法脱硫设备》（GB/T19229.1）
第二章技术要求
一、技术总则及设计要求
1.1改造目标
处理烟气量≤1245550Nm3/h（锅炉标况）、脱硫系统满足两台锅炉在锅炉满负荷40%-110%范围内稳定运行，另外需并入硫磺回收装置尾气和开工锅炉尾气已并处理。
SO2浓度≤35mg/Nm3（标态，干基，6%氧）
颗粒物≤5mg/Nm3（标态，干基，6%氧）
氨回收率≥99%
雾滴≤20mg/Nm3（标态，干基，6%氧）
游离氨逃逸率≤3mg/Nm3（标态，干基，6%氧）
脱硫氧化率大于99%
硫酸铵品质达到T/CPCIF0006-2017
脱硫塔和烟道新增阻力＜500Pa（需核算引风机出力再确定）
1.2设计要求
1.2.1设计原则
脱硫工艺系统应根据一体化和相互协调的原则进行设计。
在设计中，除了考虑脱硫工艺本身的设计外，还需考虑以下相关专业的设计：
电气系统、仪表与控制、土建、安装、通风、供排水、消防和报警系统及烟气出口CEMS检测系统等。
如在工程设计过程中出现的问题，必须增加联络会才能解决时，所有设计联络发生的费用由投标方承担。
召开设计联络会的目的是为了保证脱硫工程各设计阶段的顺利进行，协调和解决设计及各部分接口的问题，使设计工作按期完成。
1.2.2设计范围
本项目所有工艺、设备、土建、电气、控制、防腐、消防、照明、给排水采暖通风及空调、火灾报警系统等设计范围为从脱硫入口挡板门后至脱硫净烟道烟囱水平烟道接口处范围内所有工艺系统、电气和控制系统及土建系统的设计，至少包括：
吸收剂供应和制备系统、烟道系统、吸收塔系统、工艺水系统、电气设备（包括供配电系统）、仪表及控制设备。
脱硫装置内所有建筑物及建筑物的采暖、通风、照明、上下水设计均由投标方负责。
投标方应提出所需公用工程消耗量（包括生活水、工业水、蒸汽、消防水、采暖）及接口尺寸要求，用电负荷（装机容量、备用容量、最高负荷等），以及清净下水、生产废水、生活污水等排放量及去向。
招标方提供地质初勘资料，装置内的构筑物、建筑物的地基均由投标方负责设计。
1.2.3设计要求
1.2.3.1脱硫工艺系统主要设计要求：
（1）在锅炉燃用设计煤质100%BMCR的工况条件下，SO2的脱除效率必须保证不小于99%，脱硫塔出口SO2≤35mg/Nm3（标态，干基，6%氧）。
（2）当脱硫塔入口粉尘浓度≤30mg
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