华能福州电厂14炉烟气脱硝操作手册.docx
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华能福州电厂14炉烟气脱硝操作手册
华能福州电厂
1~4号锅炉烟气脱硝改造工程
操作维护手册
第一章摘要
目录
1、概述4
2.介绍4
3.缩写和定义4
3.1缩写4
3.2定义5
4.KKS标识和编码6
5、SCR系统简单介绍6
5.1SNCR(选择性非催化还原法)技术原理7
5.2SCR(选择性催化还原法)技术原理7
5.3工艺流程8
5.4运行控制8
5.5催化剂8
5.6反应温度11
5.7供氨与喷氨系统11
5.8NOx的在线监测12
5.9氨逃逸的危害12
6主要编制依据13
7主要设计原则13
8计量单位和符号16
1、概述
华能福州电厂现有4×350MW亚临界燃煤机组,三期2×660MW机组正在扩建。
为减少锅炉NOx排放对大气的污染,改善区域生态环境,将对1~4号机组实施烟气脱硝SCR改造。
脱硝装置处理100%烟气量,脱硝反应器与还原剂供应系统按照脱硝效率不低于70%设计。
本次烟气脱硝工程采取炉后烟气脱硝SCR的技术。
本操作维护说明包含的内容以广翰院、同方环境技术部提供的脱硝设计及技术为蓝本。
由同方环境调试部参照自己的脱硝技术及以往工程编制。
2.介绍
本手册介绍了承包商范围内系统的功能和操作,有助于电厂工作人员能正确、安全地安装设备。
由于该信息属于保密级,因此没有承包商的书面同意,买方不能将这份手册或其中之一透露给第三方。
本手册将重点介绍设备间的相互影响,对集成系统不作详细描述。
操作说明只是设备技术文档的一部分,因此,本手册只可作为操作人员、检修人员培训材料之一。
如果系统长时间运行后,客户掌握了操作经验,并发现操作程序与本手册所介绍有差异,客户应该报告卖方,这样卖方能修改本手册的内容。
卖方保留对操作手册修改和增加内容的权利。
为了保证系统能正常运行,必须监视整个电厂运行状况,操作人员必须持证上岗。
操作人员的任务不仅要了解系统正常运行的方法,还必须在系统发生故障时能够做出迅速反应。
因此操作人员不但需要熟悉系统的工作原理以及各个组成部件之间的关联,还要了解系统的组成。
本手册主要以1#炉为例进行说明,其他3台炉基本与此相同,把相应的KKS码改变即可。
3.缩写和定义
3.1缩写
SCR:
烟气脱硝
AIG:
喷氨格栅
AMMONIAGAS:
氨气
DILUTIONGAS:
稀释风
TFF:
TotalFuelFlow总煤量
LD:
LoadIndex锅炉负荷
MOLERRATIO:
摩尔比
IDF:
引风机
AH:
空预器
3.2定义
首次启动:
SCR系统安装完毕后的启动或者长时间停机后的启动
启动:
SCR系统启动
正常运行:
SCR系统启动后的稳定运行
停机:
SCR停机的过程
检修:
SCR长时间停机
待机:
SCR停机过程中的作业
4.KKS标识和编码
序号
KKS关键字
描述
备注
1
HS
脱硝系统
2
HSA
脱硝系统中的烟道系统
3
HSC
还原剂稀释系统
4
HSD
SCR反应器
5
HSK
氨空气混合系统
6
HSF
反应器烟气侧清洁设备
7
HSJ
还原剂储存与制备系统
8
HSU
蒸汽系统
9
HSN
排放系统
10
HSX
压缩空气系统
11
HSY
控制及保护设备
5、SCR系统简单介绍
氮氧化物是造成大气污染的主要污染源之一。
通常所说的氮氧化物NOx有多种不同形式:
N2O、NO、NO2、N2O3、N2O4和N2O5,其中NO和NO2是重要的大气污染物。
我国氮氧化物的排放量中70%来自于煤炭的直接燃烧,电力工业又是我国的燃煤大户,因此火力发电厂是NOx排放的主要来源之一。
研究表明,煤中含氮化合物在燃烧过程中进行热分解,继而进一步氧化而生成NOx。
控制NOx排放的技术指标可分为一次措施和二次措施两类,一次措施是通过各种技术手段降低燃烧过程中的NOx生成量(如采用低氮燃烧器);二次措施是将已经生成的NOx通过技术手段从烟气中脱除(如SCR)。
烟气脱硝是目前发达国家普遍采用的减少NOx排放的方法,应用较多的有选择性催化还原法(Selectivecatalyticreduction,简称SCR)、选择性非催化还原法(Selectivenon-catalyticreduction,以下简称SNCR)。
SCR的脱硝率较高。
SCR的发明权属于美国,而日本率先于20世纪70年代实现其商业化应用。
目前该技术在发达国家已经得到了比较广泛的应用。
日本有93%以上的烟气脱硝采用SCR,运行装置超过300套。
我国电厂普遍采用SCR技术进行脱硝。
烟气中NOX主要含量为NO,有极少量的NO2。
环保监测以NO2的排放为重点。
对于SCR工艺,选择的还原剂有尿素、氨水和纯氨。
本工程采用纯液氨。
5.1SNCR(选择性非催化还原法)技术原理
选择性非催化还原法(SNCR),是在无催化剂存在条件下向炉内喷入还原剂氨或尿素,将NOx还原为N2和H2O。
还原剂喷入锅炉折焰角上方水平烟道(900℃~1000℃),在NH3/NOx摩尔比2~3情况下,脱硝效率30%~50%。
在950℃左右温度范围内,反应式为:
4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O
当温度过高时,会发生如下的副反应,又会生成NO:
4NH3+5O2→4NO+6H2O
当温度过低时,又会减慢反应速度,所以温度的控制是至关重要的。
该工艺不需催化剂,但脱硝效率低,高温喷射对锅炉受热面安全有一定影响。
存在的问题是由于温度随锅炉负荷和运行周期而变化及锅炉中NOx浓度的不规则性,使该工艺应用时变得较复杂。
在同等脱硝率的情况下,该工艺的NH3耗量要高于SCR工艺,从而使NH3的逃逸量增加。
5.2SCR(选择性催化还原法)技术原理
有多种还原剂(CH4、H2、CO和NH3)可以将NOx还原成N2,尤其是NH3可以按下式选择性地和NOx反应:
4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O
(1)
2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O
(2)
通过使用适当的催化剂,上述反应可以在200~450℃的范围内有效进行。
在NH3/NOx为1(摩尔比)的条件下,可以得到80%~90%的脱硝率。
在反应过程中,NH3有选择性地和NOx反应生成N2和H2O,而不是被O2所氧化。
4NH3+5O2→4NO+6H2O
选择性反应意味着不应发生氨和二氧化硫的氧化反应过程。
然而在催化剂的作用下,烟气中的一小部分SO2会被氧化为SO3,其氧化程度通常用SO2/SO3转化率表示。
在有水的条件下,SCR中未参与反应的氨会与烟气中的SO3反应生成硫酸氢铵(NH4HSO4)与硫酸铵((NH4)2SO4)等一些不希望产生的副产品。
其副反应过程为:
2SO2+1/2O2→2SO3
2NH3+SO3+H2O→(NH4)2SO4
NH3+SO3+H2O→NH4HSO4
5.3工艺流程
本工程SCR烟气脱硝装置的工艺流程主要由氨区系统、氨喷射系统、催化剂、烟气系统、反应器等组成。
核心区域是反应器,内装催化剂。
外运来的液氨储存在氨储存罐内,通过氨蒸发槽蒸发为氨气,并将氨气通过稀释风机稀释,再通过喷氨格栅(AIG)的喷嘴喷入烟气中与烟气混合,再经静态混合器充分混合后进入催化反应器。
当达到反应温度且与氨气充分混合的烟气气流经SCR反应器的催化层时,氨气与NOx发生催化氧化还原反应,将NOx还原为无害的N2和H2O。
5.4运行控制
在SCR系统设计中,最重要的运行参数是烟气温度、烟气流速、氧气浓度、SO3浓度、水蒸汽浓度、钝化影响和氨逃逸等。
烟气温度是选择催化剂的重要运行参数,催化反应只能在一定的温度范围内进行,同时存在催化的最佳温度,这是每种催化剂特有的性质,因此烟气温度直接影响反应的进程;而烟气流速直接影响NH3与NOx的混合程度,需要设计合理的流速以保证NH3与NOx充分混合使反应充分进行;同时反应需要氧气的参与,当氧浓度增加催化剂性能提高直到达到渐近值,但氧浓度不能过高;氨逃逸是影响SCR系统运行的另一个重要参数,实际生产中通常是多于理论量的氨被喷射进入系统,反应后在烟气下游多余的氨称为氨逃逸,NOx脱除效率随着氨逃逸量的增加而增加,在某一个氨逃逸量后达到一个渐进值;另外水蒸气浓度的增加使催化剂性能下降,催化剂钝化失效也不利于SCR系统的正常运行,必须加以有效控制。
5.5催化剂
催化剂是SCR技术的核心。
SCR装置的运行成本在很大程度上取决于催化剂的寿命。
其使用寿命又取决于催化剂活性的衰减速度。
催化剂的失活分为物理失活和化学失活。
典型的SCR催化剂化学失活主要是碱金属(如Na、K、Ca等)和重金属(如As、Pt、Pb等)引起的催化剂中毒。
碱金属吸附在催化剂的毛细孔表面,金属氧化物(如MgO、KaO等)中和催化剂表面的SO3生成硫化物而造成催化剂中毒。
砷中毒是废气中的三氧化二砷与催化剂结合引起的。
催化剂物理失活主要是指高温烧结、磨损和固体颗粒沉积堵塞而引起催化剂活性破坏。
SCR催化剂类型及其使用温度范围:
氧化钛基催化剂:
270~400℃;氧化铁基催化剂:
380~430℃;沸石催化剂:
300~430℃;活性碳催化剂:
100~150℃。
SCR催化剂的选取是根据锅炉设计与燃用煤种、SCR反应塔的布置、SCR入口的烟气温度、烟气流速与NOx浓度分布以及设计脱硝效率、允许的氨逃逸量、允许的SO2/SO3转化率与催化剂使用寿命保证值等因素确定的。
氧化钛基催化剂的基体成分为活性TiO2,同时添加增强活性的V2O5金属氧化物,在需要进一步增加活性时通常还要添加WO3。
此外,还需添加一些其他组分以提高抗断裂和抗磨损性能。
根据烟气中SO2的含量,氧化钛基催化剂中V2O5组分的含量通常为1%~5%,在燃用高硫煤时,为了控制SO2向SO3的转化率,V2O5的含量通常不超过2%。
TiO2具有较高的活性和抗SO2的氧化性。
V2O5是重要的活性成分,催化剂的V2O5含量较高时其活性也高,因此脱硝效率较高,但V2O5含量较高时SO2向SO3的转化率也较高。
添加WO3则有助于抑制SO2的转化,可将SO2的转化率控制在1%以下。
目前,燃煤电厂锅炉SCR催化剂的主流结构形式有平板式和蜂窝式2种(见图)。
平板式催化剂通常采用金属网架或钢板作为基体支撑材料,制作成波纹板或平板结构,以氧化钛(TiO2)为基体,加入氧化钒(V2O5)与氧化钨(WO3)活性组分,均匀分布在整个催化剂表面,将几层波纹板或波纹板与平板相互交错布置在一起。
蜂窝式催化剂则是将氧化钛粉(TiO2)与其他活性组分以及陶瓷原料以均相方式结合在整个催化剂结构中,按照一定配比混合、搓揉均匀后形成模压原料,采用模压工艺挤压成型为蜂窝状单元,最后组装成标准规格的催化剂模块。
目前采用日本技术生产的以TiO2、V2O5、WO3作为活性成分的蜂窝式催化剂,约占德国与日本火电厂SCR烟气脱硝市场的70%。
平板式与蜂窝式催化剂通常是制作成独立的催化剂单元,由若干个催化剂单元组装成标准化模块结构,便于运输、安装与处理。
平板式催化剂的板间距与蜂窝式催化剂的孔径主要根据飞灰特性确定。
与蜂窝式催化剂相比,平板式催化剂不易发生积灰与腐蚀,常用于高飞灰烟气段布置。
但平板式催化剂由多层材料构成,涂在其外层的活性材料在受到机械或热应力作用时容易脱落,此外,其活性表层也容易受到磨损。
SCR系统所出现的磨损和堵塞可以通过反应器的优化设计(设置烟气整流器)加以缓解。
为了扰动烟气中的粉尘,保证催化剂表面的洁净,在反应器上面安装声波吹灰器。
SCR反应塔中的催化剂在运行一段时间后其反应活性会降低,导致氨逃逸量增大。
SCR催化剂活性降低主要是由于重金属元素如氧化砷引起的催化剂中毒、飞灰与硫酸铵盐在催化剂表面的沉积引起的催化剂堵塞、飞灰冲刷引起的催化剂磨蚀等3方面的原因。
为了使催化剂得到充分合理利用,一般根据设计脱硝效率在SCR反应塔中布置2~4层催化剂。
工程设计中通常在反应塔底部或顶部预留1~2层备用层空间,即2+1或3+1方案。
采用SCR反应塔预留备用层方案可延长催化剂更换周期,一般节省高达25%的需要更换的催化剂体积用量,但缺点是烟道阻力损失有所增大。
SCR反应塔一般初次安装2~3层催化剂,当催化剂运行2~3a后,其反应活性将降低到新催化剂的80%左右,氨逃逸也相应增大,这时需要在备用层空间添加一层新的催化剂;在运行6~7a后开始更换初次安装的第1层;运行约10a后才开始更换初次安装的第2层催化剂。
更换下来废弃催化剂一般可进行再生处理、回收再利用或作为垃圾堆存填埋。
一般对催化剂进行再生处理后得到的催化剂的脱硝效果和使用寿命接近于新催化剂,再生处理费用约为新催化剂的40%~50%。
5.6反应温度
不同的催化剂具有不同的适用温度范围。
当反应温度低于催化剂的适用温度范围下限时,在催化剂上会发生副反应,NH3与SO3和H2O反应生成(NH4)2SO4或NH4HSO4,减少与NOx的反应,生成物附着在催化剂表面,堵塞催化剂的通道和微孔,降低催化剂的活性。
另外,如果反应温度高于催化剂的适用温度,催化剂通道和微孔发生变形,导致有效通道和面积减少,从而使催化剂失活。
温度越高催化剂失活越快。
根据催化剂的适用温度范围,SCR工艺可分为高温(345~590℃)、中温(260~450℃)和低温工艺(150~280℃)。
本项目选择的为中温工艺。
5.7供氨与喷氨系统
还原剂NH3的用量一般根据期望达到的脱硝效率,通过设定NH3和NOx的摩尔比来控制。
催化剂的活性不同,达到相同转化率所需要的NH3/NOx摩尔比不同。
各种催化剂都有一定的NH3/NOx摩尔比范围,当摩尔比是较小时,NH3和NOx的反应不完全,NOx的转化率低;当摩尔比超过一定范围时,NOx的转化率不再增加,造成还原剂NH3的浪费,泄漏量增大,造成二次污染。
NH3与烟气的混合程度也十分重要,如混合不均,即使输入量不大,NH3和NOx也不能充分反应,不仅不能到达有效脱硝的目的,还会增加NOx的泄漏量。
当速度分布均匀,流动方向调整得当时,NOx转化率、液氨泄漏量及催化剂的寿命才能得到保证。
采用合理的喷嘴格栅,并为NH3和废气提供足够长的混合通道,是使NH3和废气均匀混合的有效措施。
SCR烟气脱硝系统以氨作为还原介质,供氨系统包括氨的储存、蒸发、输送与喷氨系统。
氨的供应有3种方式:
液氨(纯氨NH3,也称无水氨或浓缩氨),氨水(氨的水溶液,通常为25%~32%的氢氧化铵溶液)与尿素(40%~50%的尿素颗粒溶液)。
目前,电厂锅炉SCR装置普遍使用的是液氨。
液氨属化学危险物质,对液氨的运输与卸载等处理有非常严格的规程与规定,欧洲很多电厂的液氨供应仅允许使用铁路运输。
采用氨水就可以避开适用于液氨的严格规定。
虽然氨水可在常压下运输和储存,但经济性差,需要额外的设备和能量消耗,并需采用特殊的喷嘴将氨水喷入烟气。
德国仅有个别电厂使用氨水作为SCR的还原剂。
采用液氨作为还原剂时,在喷入烟气管道前需采用热水或蒸汽对液氨进行蒸发。
氨被蒸发为氨气后,通常从送风机出口抽取一小部分冷空气(约占锅炉燃烧总风量的0.5%~1.0%)作为稀释风,对其进行稀释混合,形成浓度均匀的氨与空气的混合物(通常将氨体积含量控制在5%以内),通过布置在烟道中的网格状氨喷嘴均匀喷入SCR反应塔前的烟气管道。
大型燃煤电厂锅炉烟气管道尺寸非常庞大,如前所述,SCR喷氨系统设计与运行中的关键技术之一,是如何保证SCR反应塔入口的烟气流速和NOx浓度的分布与喷入氨的浓度分布相一致,以得到较高的脱硝效率并避免氨逃逸。
为了提高SCR装置的运行性能,同时防止飞灰腐蚀与堵塞问题,要求烟气均匀进入SCR反应塔。
采取的技术措施是采用烟气导流挡板与均流装置尽可能使反应塔入口烟气的温度、速度与NOx浓度均匀分布。
SCR反应塔的最佳形状与烟气导向挡板和均流装置的最佳结构,通常是通过烟气冷态流动模型试验并结合三维两相流动数值模拟计算结果来确定的。
同时,根据烟气速度分布与NOx的分布,需要采用覆盖整个烟道截面的网格型多组喷嘴设计,把氨与空气的混合物均匀地喷射到烟气中,并采用多组阀门以尽量单独控制各喷嘴的喷氨量。
为使氨与烟气在SCR反应塔前有较长的混合区段以保证充分混合,应尽可能使氨从远离反应塔入口处喷入。
SCR脱硝效率是通过喷氨量来调整的,因此喷氨部位的选取同NH3/NOx比摩尔比一样重要。
加氨部位应在NOx浓度及烟气流速分布均匀的地方。
加氨量是根据SCR入口NOx浓度和允许的NOx排放浓度,通过反馈信号来修正喷氨量。
NH3/NOx摩尔比表示需要的喷氨量的多少。
脱硝效率一般随NH3/NOx摩尔比的增大而增大,但当NH3/NOx摩尔比大于1.0时,氨逃逸量会急剧增大。
同时,氨氧化等副反应的反应速率也将增大。
所以,实际运行中通常将NH3/NOx摩尔比控制在0.75~1.00。
本工程的摩尔比限幅在0.2~1.2之间。
5.8NOx的在线监测
由于喷氨量及NOx排放浓度均根据NOx在线监测仪表的指示值来控制,因此NOx在线监测仪表的准确性至关重要,直接关系到催化脱硝装置的运行效益、NOx的排放浓度等指标的高低。
为此,NOx在线监测仪表需要设置专业人员进行维护、保养、校验与检修。
5.9氨逃逸的危害
SCR反应塔出口烟气中未参与反应的氨(NH3)称为氨逃逸。
氨逃逸量一般随NH3/NOx摩尔比的增大与催化剂的活性降低而增大。
因此,氨逃逸量的多少可反映出SCR系统运行性能的好坏及催化剂活性降低的程度。
在很多情况下,可依据氨逃逸量确定是否需要添加或更换SCR反应塔中的催化剂。
SCR系统日常运行中监测氨逃逸量的经济实用方法是对飞灰氨含量进行测试分析。
氨逃逸会导致:
生成硫酸铵盐造成催化剂与空气预热器沾污积灰与堵塞腐蚀,烟气阻力损失增大;飞灰中的氨含量增大,影响飞灰质量;FGD脱硫废水及空气预热器清洗水的氨含量增大。
对于燃煤电厂锅炉,当SCR布置在空气预热器前时,硫酸铵盐会沉积在空气预热器的受热面上而产生堵塞、沾污积灰与腐蚀问题。
早期设计的SCR要求逃逸控制在5×10-6以下,但目前的设计要求是将氨逃逸控制在3×10-6以内,目的是尽量减少硫酸铵盐的形成,以减少氨逃逸对SCR下游设备的影响。
硫酸铵盐的生成取决于NH3/NOx摩尔比、烟气温度与SO3浓度以及所使用的催化剂成分。
烟气中SO3的生成量取决于2个因素:
锅炉燃烧形成的SO3以及SCR反应塔中SO2在催化剂的作用下氧化形成的SO3。
SCR设计中通常要求SO2/SO3转化率小于1%。
对于硫酸铵盐造成的堵塞问题,大多数电厂使用吹灰器进行清洗。
经验表明,硫酸氢铵容易用水清除,安装SCR后空气预热器的清洗次数要增加,必要时空气预热器低温段受热面采用搪瓷材料以避免酸腐蚀。
6主要编制依据
61华能福州电厂1~4号锅炉烟气脱硝改造工程技术协议。
62华能福州电厂1~4号锅炉烟气脱硝改造工程合同及附件。
63业主提供的有关设计资料。
64华能福州电厂1~4号锅炉烟气脱硝改造工程技术设计联络会会议纪要。
7主要设计原则
7.1脱硝系统设计必须充分考虑安全、可靠、经济、适用。
7.2严格按照华能福州电厂1~4号锅炉烟气脱硝技术工程合同及附件、设计联络会纪要等设计依据进行工作。
7.3脱硝工艺采用SCR法,炉外布置,脱硝系统设置烟气旁路。
脱硝装置性能保证值由卖方保证,主要如下:
1)性能考核试验时,在锅炉任何正常负荷范围内,脱硝装置的脱硝效率不低于70%(二层催化剂),在催化剂质量保证期(24,000小时)期满之前,脱硝效率不低于70 %。
2)NOx脱除率、氨的逃逸率、SO2/SO3转化率
在保证脱硝效率的同时,氨逃逸、SO2/SO3转化率及系统阻力等均必须同时保证达到性能保证指标。
脱硝装置在性能考核试验时,以及在附加层催化剂投运前,在设计煤种及校核煤种、锅炉最大连续工况(BMCR)、处理100%烟气量条件下,保证脱硝效率不小于70%,氨的逃逸率不大于3µL/L,SO2/SO3转化率小于1%;:
NOx浓度计算方法:
烟气中NOx的浓度(干基、标态、6%O2)计算方法为:
式中:
NOx(mg/Nm3):
标准状态,6%氧量、干烟气下NOx浓度,mg/Nm3;
NO(µL/L):
实测干烟气中NO体积含量,µL/L;
O2:
实测干烟气中氧含量,%;
0.95:
经验数据(在NOx中,NO占95%,NO2占5%);
2.05:
NO2由体积含量µL/L到质量含量mg/m3的转换系数。
性能保证指标的条件为:
(A)锅炉燃用设计煤种
(B)锅炉正常负荷范围:
50~100%BMCR
(C)SCR入口NOx浓度:
600mg/Nm3
(D)烟气入口温度:
315~420℃
以NO2计的出口为600*0.3=180mg/Nm3转换单位为180*0.95/2.05=83ppm,其中2.05为根据NO2分子量计算的转换系数。
所以根据DCS画面显示出口应该控制在83ppm以下。
卖方提供了NOx脱除率随烟气中氮氧化物含量变化的修正曲线。
卖方提供表示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:
脱硝效率=
C1-C2
×100%
C1
式中:
C1:
脱硝系统运行时脱硝反应器入口处烟气中NOx含量(mg/Nm3);
C2:
脱硝系统运行时脱硝反应器出口处烟气中NOx含量(mg/Nm3)。
氨逃逸浓度是指在脱硝装置反应器出口氨的浓度(标态,干基、6%O2)。
SO2/SO3转化率定义:
经过脱硝装置后,烟气中SO2转化为SO3的比率。
式中:
SO3,出口:
SCR反应器出口6%O2含量、干烟气条件下SO3体积含量,µL/L;
SO3,入口:
SCR反应器入口6%O2含量、干烟气条件下SO3体积含量,µL/L;
SO2,入口:
SCR反应器入口6%O2含量、干烟气条件下SO2体积含量,µL/L。
3)系统阻力
a)性能考核试验时,从脱硝系统入口到出口之间的系统阻力不大于750Pa(设计煤种,70%效率,两层催化剂),其中卖方范围内的阻力为405Pa(不含催化剂)。
b)从脱硝系统入口到出口之间的最大系统阻力不大于1000Pa(设计煤种,三层催化剂,化学寿命期末期)。
c)该保证性能和脱硝效率同时考核。
4)脱硝装置可用率
脱硝系统整套装置的可用率在正式移交后的一年中大于98%。
脱硝装置可用率定义:
A:
发电机组每年的总运行时间(小时)。
B:
每年因脱硝装置故障导致的停运时间(小时)。
5)烟气温降
卖方供货范围内的烟道进出口的烟气温度降不得大于2℃。
6)还原剂耗量
在BMCR工况及烟气中NOx含量为600mg/Nm3时,卖方保证单台机组的液氨耗量不大于175kg/h。
7)电耗
4台炉SCR加还原剂公用系统的电耗不大于276kW。
8计量单位和符号
本项目使用国际计量单位SI制,买卖双方的技
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