《乌拉特电厂2×300MW机组锅炉低氮燃烧改造工程技术协议.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《乌拉特电厂2×300MW机组锅炉低氮燃烧改造工程技术协议.doc（51页珍藏版）》请在三一办公上搜索。
1、中国华能集团公司CHINA HUANENG GROUP 北方联合电力有限责任公司乌拉特电厂2300MW机组低氮燃烧改造工程技术协议甲方：北方联合电力有限责任公司乌拉特电厂乙方：中节环（北京）环境科技有限公司2014年1月目 录第一章 技术规范21总则22工程概况33性能保证144设计规范与要求165包装、运输和储存316质量保证32第二章 供货范围与工作范围331概述332供货范围333工作范围343.1设计范围343.2施工和安装353.3流场模型试验353.4供货范围清单35第三章 设计要求与设计联络会381概述382设计内容和深度要求383设计联络会384设计确认40第四章监造、验收、施
2、工安装、调试及性能考核试验411概述412工厂检验413监造414现场试验434验收435施工安装436调试437性能验收试验44第五章 设备交付进度及工程进度计划45第六章 技术资料与交付进度461一般要求462乙方提供的资料463设计和建设阶段的资料474乙方提供的资料份数495交付进度49第七章 技术服务与技术培训501乙方现场技术服务502技术培训51第一章 技术规范1 总则北方联合电力有限责任公司乌拉特电厂（以下称“乌拉特电厂”）2300MW燃煤机组，配套锅炉由哈尔滨锅炉厂设计制造，采用切圆燃烧方式，设计燃用乌达烟煤。机组于2006年投产发电，锅炉NOx原始排放浓度约380550mg
3、/m3。为应对“十二五”对火电行业的NOx控制要求，电厂（以下简称甲方）计划对2330MW机组进行低氮燃烧器技术改造，由中节环（北京）环境科技有限公司（以下简称乙方）负责实施。根据本技术协议所规定的技术条件和要求，乙方为本工程总承包方，乙方负责的内容包括：燃烧系统改造的方案设计、设备和材料采购、制造、供货、安装；影响燃烧器系统改造的所有其他相关设备、设施、电缆、管道、结构、平台步道的改造、拆除及恢复（包括保温及油漆），并负责所有设备、材料的供货；系统调试、试验及检查、试运行、消缺、培训和最终交付投产等。总体要求如下：1.1 低NOx燃烧系统改造要求如下：目前，锅炉正常负荷范围内NOx排放浓度约
4、380550mg/Nm3。采取低NOx燃烧系统（硬件设备和软件控制逻辑）改造后，要求机组额定负荷条件下，锅炉炉效不小于省级以上电科院大修后效率，在机组正常运行负荷（50100%BRL）范围内，炉膛出口NOx排放浓度不高于300mg/Nm3，乙方填写并保证： 50100%BRL负荷时，NOx排放浓度考核值不大于 300 mg/Nm3， CO排放浓度考核值不大于 100 L/L，；飞灰可燃物含量考核值不大于 2 %；锅炉效率考核值不小于 改造前锅炉效率（上述NOx、CO排放浓度均为干基、标态、6%O2下数值。）l 不降低锅炉出力，改造后的过热蒸汽、再热蒸汽设计温度在原设计温度基础上变化不大于 5
5、，过热器减温水量不大于50 t/h，再热器减温水量不大于 0 t/h。l 改造后炉膛出口烟温度不超过 1038 。l 改造后锅炉受热面管排不能超出原设计许用温度。l 乙方应基于现有锅炉设备和运行现状，对制粉系统、一二次风测量、二次风箱和燃尽风风箱的配风、燃烧器本体以及相关的电气热控等“边界条件”。乙方还需通过热力计算、烟风流场及煤粉燃烧过程的CFD模拟等手段进行优化设计。 l 改造后的锅炉控制模式维持不变，能够扩大燃烧系统的煤种适应性，防止结渣与高温烟气腐蚀，且锅炉运行必须具备安全性、经济性及可操作性。1.2 乙方应对所提供的改造方案、应用的技术、改造中应用的所有产品及改造后的实际运行效果负全
6、部责任。1.3 乙方提供改造工程所需所有材料、工具、耗材等。1.4 本技术协议提出的是最低限度的技术要求，并没有对一切技术细节做出规定，也未充分引述有关标准及规范的条文。乙方应保证提供符合本技术协议和有关最新工业标准的产品，该产品必须满足国家有关安全、消防、环保、劳动卫生等强制性标准的要求。1.5 如果本技术协议前后出现不一致的描述，乙方应在乙方前提出澄清，未提出澄清的则以甲方的解释为准。1.6 乙方如对本招标文件提出偏差，偏差（无论多少）都必须清楚地表示在乙方文件的“差异表” 中，否则将视为能全面满足本招标文件所提出的各种要求。1.7 本技术协议将作为订货合同的附件，待确定中标单位后将以此技
7、术协议为原则签定技术协议，与合同正文具有同等效力。1.8 在签订合同之后，甲方保留对本技术协议提出补充要求和修改的权利，乙方应承诺予以配合。如提出修改，具体项目和条件由甲、乙方双方协商。1.9 工程采用甲方提供的企业标识（编码）标准，标识原则和方法在第一次设计联络会上确定。1.10 工程使用国际单位制，工作语言为中文，所有的文件、图纸均应为中文编写。2 工程概况2.1 机组设备概述2.1.1 锅炉概述乌拉特电厂2300MW燃煤机组于2006年投产发电，机组配套哈尔滨锅炉厂生产的HG-1056/17.5-YM39型亚临界参数煤粉炉，采用四角切圆燃烧方式，设计燃用烟煤。锅炉主要设计参数见表2-1表
8、2-1 锅炉设计性能参数名称单位设计煤种BMCRTHA75%THA35%BMCR高加全切主蒸汽流量t/h1056943.8687.56369.6824.32主蒸汽出口压力MPa17.517.3216.8916.7117.15主蒸汽出口温度540540540526.6540给水温度283.3276256.6221.2178.6给水压力MPa19.418.9117.97417.1918.44再热蒸汽流量t/h872.12785.25583.04322.27808.84再热蒸汽出口压力MPa3.8393.4532.551.3363.616再热蒸汽出口温度540540540496540再热蒸汽进口压力
9、MPa4.0393.6332.6841.413.801再热蒸汽进口温度332.9322.6299.3257.1332减温水喷水压力MPa20.67919.85918.49919.31919.279减温水喷水温度179.6175.3163.7138.1178.5过热器一级喷水量t/h012.536.1659.7过热器二级喷水量t/h06.417.93.029.1再热器喷水量t/h00000总燃煤量t/h142.2129.6100.256134.2总风量（到风箱）t/h1158.21055.9919.1475.51092.8炉膛漏风t/h60.9655.648.42557.5总风量t/h1219.
10、161111.5967.5500.51150.3下炉膛出口烟温13111313125211461288炉膛出口烟温103210169638181014煤粉喷嘴投运数层44324喷嘴摆动角度度0122027-18炉膛截面热负荷KW/m24.4164.0253.0991.7184.168炉膛容积热负荷KW/m3101.1892.2271.0139.3695.49干烟气热损失%4.624.534.53.33.80燃料中水分热损失%0.690.690.690.690.69燃料中氢热损失%3.623.613.583.533.57空气中水的热损失%0.090.081.22.00.8未燃尽碳热损失%0.80
11、.81.22.00.8辐射热损失%0.190.200.260.460.20不可测量热损失%0.350.350.350.350.35总热损失%10.3610.2610.6610.389.48效率（按高位发热量）%89.6489.7489.3489.6290.52效率（按低位发热量）%93.5093.6093.1893.4794.41过量空气系数1.251.251.4121.3121.252.1.2 炉膛结构锅炉炉膛由63.57光管，63.56.604的内螺纹管，材质为SA-210C，节距为76.2mm管子组成的全焊式膜式壁围成，炉室深12773mm，宽14048mm。整个水冷壁系统划分为28个独
12、立回路，两侧墙各有6个回路，前后墙各有8个回路。前后墙水冷壁与水平成55的夹角转折形成冷灰斗。冷灰斗前后墙下倾至标高6.5m处形成深度为1.4m的出渣口并与渣斗装置以插板水封结构相连接。后墙上部由769，节距为152mm的管子组成的膜式壁折焰角。后墙同时均匀抽出33根7612，材料为SA-201C管子形成的后墙悬吊管，用于支承炉室后墙的全部重量。折焰角以与水平成30的夹角向后方延伸，在旁路过热器墙处以15角折向水平烟道底部，然后分三排垂直向上形成后墙排管束。过热汽温采用二级三点喷水。第一级喷水减温器设于低温过热器与分隔屏之间的大直径连接管上，布置一点。第二级喷水减温器设于过热器后屏与末级过热器
13、之间的大直径管上，分左右两点布置。减温器采用笛管式，设计喷水量为BMCR主蒸汽流量的10%，其中一级减温水设计喷水量为总喷水量的2/3，二级减温器设计喷水量为总喷水量的1/3。再热汽温的调节主要靠燃烧器摆角摆动来调节，过量空气系数的改变对过热器和再热器的调温也有一定的作用。再热器的进口导管上装有两只雾化喷嘴式喷水减温器，主要作为事故喷水减温用。设计事故喷水量为BMCR工况下再热蒸汽流量的5%。炉内受热面布置分见图2-2。图2-2 锅炉侧视图表2-2 炉膛结构参数项目单位数值炉膛容积m37831.6炉膛宽/深/高mm/mm/mm14048/12773/59300有效辐射受热面积m216416炉膛
14、漏风t/h62.53炉膛容积热负荷kW/m3 105.82炉膛断面热负荷kW/ m2 4.64103炉膛出口烟气温度1038炉膛出口过量空气系数%1.25炉膛设计压力Pa 58002.1.3 磨煤机与燃料每台锅炉安装5台ZGM95N型中速辊式磨煤机（见表2-3），磨制煤种范围包括烟煤及部分贫煤和部分褐煤。锅炉设计燃用烟煤，煤质数据见表2-4。表2-3 磨煤机设计参数名称单位设计煤种BMCRTHA75%THA35%BMCR高加全切单台磨煤机保证出力t/h45.2145.2145.2145.2145.21出口混合物温度7575757575每台磨煤机密封风量kg/s1.331.331.331.331
15、.33磨煤机计算通风量kg/s16.0415.5615.7114.8615.73磨煤机进口温度178172174162174磨煤机出口煤粉水分%2.02.02.02.02.0磨煤机出口风量（含煤及水分）kg/s17.4616.9517.1116.2117.13煤粉细度（R90）%20表2-4 煤质特性项目符号单位设计煤种（烟煤）校核煤种（烟煤）碳（收到基）Car%52.6751.99氢（收到基）Har%3.223.19氧（收到基）Oar%8.438.52氮（收到基）Nar%0.750.74硫（收到基）Sar%1.341.32灰份（收到基）Aar%28.0928.41全水份Mt%5.55.83水
16、份（空气干燥基）Mad%4.434.59挥发份（可燃基）Vdaf%31.3831.49低位发热量Qnet.arkJ/kg2022319920高位发热量QkJ/kg21092.820791.6可磨性系数Kkm73.3173.11煤粉细度 %R90=20%R90=20%冲刷磨损指数Ke0.770.78综合着火指数Rw5.585.58表2-5 灰成分分析项目符号单位设计煤种校核煤种二氧化硅SiO2%48.5648.57二氧化二铝AI2O3%36.5236.57三氧化二铁Fe2O3%3.753.73氧化钙CaO%1.721.76氧化镁MgO%1.491.49氧化钠NaO%0.540.55氧化钾K2O%
17、1.51.5三氧化硫SO2%0.770.75二氧化钛TiO2%0.650.66氧化锰M3O2%0.110.12灰熔点15001500变形温度DT15001500软化温度ST15001500熔融温度FT150015002.1.4燃烧器本燃烧器采用四角布置，切向摆动式燃烧器，水平浓淡燃烧技术。采用CE传统的大风箱结构。每角燃烧器共有14个风室，其中顶部燃尽风室2个，上端部辅助风室1个，其间煤粉风室5个，油风室3个，中间辅助风室2个，下端部辅助风室1个。一次风喷嘴可上下摆动20度,二次风喷嘴可上下摆动30度，顶部燃尽风室喷嘴反切18度，可削弱炉膛上部的气流旋转，减少炉膛出口烟温偏差，并且能够上下作上
18、30，下5的摆动，以此来改变燃烧中心区的位置，调节炉膛内各辐射受热面的吸热量，从而调节再热汽温。每台炉配备有12支油枪燃烧器，与煤粉燃烧器相邻布置，每个角分上、中、下三层。下层配备等离子点火系统。表2-6 燃烧器设计参数项目单位数值数量只20二次风速m/s45二次风温327二次风率%74.7一次风温度310一次风速度m/s29一次风率%20.3燃烧器一次风阻力Pa637燃烧器二次风计算阻力Pa850燃烧器二次风设定阻力Pa1000 图2-3 燃烧器布置图2.15电气、控制系统4号机组DCS采用GE新华XDPS400+控制系统，5号机组DCS采用上海新华XDC800控制系统。电厂高厂变额定容量5
19、0MVA，现使用容量为40MVA。本期机组区内配备6kV、380V、220V交流电源，并配备有完善的直流电源、UPS电源及保安电源系统。2.1.6蒸汽吹灰系统蒸汽吹灰器吹灰介质来自于锅炉分隔屏出口抽取的高参数蒸汽，使吹灰蒸汽具有较高的过热度，通过减压站气动调节阀，关闭汽源或调节吹灰蒸汽的压力和流量。根据锅炉结灰（或结渣）的性质和不同部位的吹灰要求，蒸汽吹灰器的吹扫弧度、吹扫圈数、吹灰压力都可以进行调整，从而达到最佳吹灰效果。表2-7 吹灰器主要技术参数项目吹灰器型号短伸缩式吹灰器（V04）长伸缩式吹灰器（PS-SL）脉冲式吹灰器(HCT)数量60台12台60台喷嘴数量(单台)221吹灰介质蒸汽
20、蒸汽空气乙炔混合气体介质压力1.5MPa1.5MPa0.20.12MPa介质温度350350行程300mm7050mm吹灰枪行走速度540mm/min吹灰枪转速40m/min24r/min吹扫角度36003600喷嘴口径22.5mm27mm喷嘴后倾角2有效吹灰半径1.5-2m厂家上海克莱德贝尔格曼上海克莱德贝尔格曼哈尔滨世纪热能公司2.2 锅炉运行现状2.2.1 机组负荷统计两台机组近年的运行数据，见表2-15。机组年利用小时数在40004600h，厂用电率在9.069.68%。表2-8 近年机组运行负荷统计项目发电量负荷率利用小时综合厂用电率4号机组运行时间号5机组运行时间万kwh%h%hh
21、2010年241890.7473.47 40329.06 7289.33684.92011年277058.8771.04 46189.52 5548.57452.52012年275083.7670.70 45859.68 6058.16911.62.2.2 燃料统计统计20102012年入炉煤煤质：煤中可燃基挥发分含量约38%；收到基灰含量在2229%，个别月份来煤灰含量降低至约16%；煤中硫含量波动较大，2010年入炉煤中硫含量在1.251.85%，2011年煤中硫含量增加至1.872.52%，2012年煤中硫含量有所降低，约为0.642.06；低位发热量在15.9419.65MJ/kg。表
22、2-9 入炉煤统计项目低位发热量全水内水收到基灰分收到基挥发分可燃基挥发分硫份单位MJ/kg%设计煤种20.2235.528.0931.381.342012/1月17.318.94.0528.9421.1834.071.802月17.349.84.4928.8520.7233.772.063月17.3915.04.9227.4920.2535.211.644月18.8712.03.9226.8421.1334.551.705月17.8512.84.3327.4421.2735.591.746月18.4713.04.0526.2120.5033.721.827月18.6014.44.4724.2
23、321.4334.921.758月17.8517.26.5522.5421.5335.731.429月16.4319.47.4922.9121.5537.351.0810月16.4918.88.3522.2420.4734.720.9211月17.0723.810.6316.2521.3935.680.6412月17.0522.48.3618.1221.4035.980.822011/1月17.4615.46.5125.6022.6038.311.882月17.4214.35.3126.6322.5338.141.923月17.4013.95.3327.6821.9637.591.874月16
24、.8716.710.3424.2524.6041.662.085月17.1616.68.8923.5024.4940.881.896月16.8916.19.7224.5324.7141.621.967月16.5915.59.2325.5924.5041.592.148月15.9416.19.2426.2424.8143.032.249月16.0817.110.7425.6224.1442.142.3010月16.5415.37.0327.4922.8439.922.3311月17.8411.94.4928.8821.6936.632.5212月17.7612.84.6328.2721.4336
25、.372.022010/1月17.7011.031.2919.5533.861.252月18.0211.929.5520.3734.761.523月19.659.428.1120.7133.131.464月17.9214.325.7822.8838.161.625月17.1417.523.9824.0841.151.856月17.4917.522.2924.841.221.577月18.0217.724.3324.1441.661.518月17.9315.723.9323.4238.791.479月18.1115.524.7722.1237.061.3610月17.6215.425.5022.
26、2537.671.4611月17.3514.427.3222.0837.891.612月17.2014.826.3622.9539.001.852013年，西安热工院对机组运行情况进行了摸底测试，并对试验期间入炉煤进行取样，由热工院进行工业、元素分析和痕量元素（砷、氟、氯、铅、汞）分析，分析结果见表2-8。表2-10 试验煤种分析结果项目符号单位设计煤数值全水分Mt%5.523.0空气干燥基水分Mad%4.434.32收到基灰分Aar%28.0919.66干燥无灰基挥发分Vdaf%31.3835.68收到基碳Car%52.6745.91收到基氢Har%3.222.61收到基氮Nar%0.750
27、.51收到基氧Oar%8.437.72全硫St,ar%1.340.59收到基高位发热量Qgr,v,arkJ/kg21092.817590收到基低位发热量Qnet,v,arkJ/kg2022316520煤中氟Farg/g/56煤中氯Clar%/0.003煤中砷Asar%/0.0004煤中铅Pbarg/g/7煤中汞Hgarg/g/0.10表2-11近两年日常运行煤种工业分析灰分分析灰熔点矿别Mt(%)Mad(%)Ad(%)Vdaf(%)St,d(%)Qnet(%)TFe(%)SiO2(%)CaO(%)Al2O3(%)ST1()T2()T3()公乌素10.1 0.58 26.89 29.71 2.2
28、2 21.27 1.20 14.20 0.8410.431.38150015001500高头窑29.0 10.74 20.19 36.90 0.77 15.84 1.60 7.10 2.122.80 0.52113012601300嘉烨瑞光25.7 13.67 12.13 38.88 0.67 18.51 1.60 3.441.00 10.620.84109011601170北方运销4.4 0.98 22.44 25.66 1.00 25.26 117013401400表2-12日常运行煤种掺配比例负荷（MW)掺配煤种比例(%)公乌素高头窑嘉烨瑞光北方运销30033.366.700300050
29、500300080020210033.366.702100800201500100002.2.3 制粉系统1) 粉管粉量分配E磨（5号磨）没有安装煤粉取样点，摸底试验时对ABCD磨出口粉管进行了一次风速、粉量及煤粉细度测试。锅炉设计一次风速为28.6m/s。实测结果显示：各台磨煤机出口煤粉管道内的最小风速为22.5m/s，最大风速为32.7m/s，单台磨煤机出口各粉管之间最大风速偏差为15%。在每根煤粉管道上使用等速取样法采集煤粉样品，每个样品采集时间为120s。结果显示D磨各粉管之间的煤粉流量分配偏差较小，其他几台磨煤粉管的粉量偏差较大，最大偏差为27%。表2-13 4号炉各台磨风速和粉量偏
30、差磨煤机项目单位粉管1粉管2粉管3粉管4A（1号磨）风速m/s28.8 27.0 32.7 风速偏差%-2.3 -8.5 10.8 取样粉量g63.9 67.6 44.6 粉量偏差%8.9 15.2 -24.0 B（2号磨）风速m/s26.6 25.0 25.1 31.2 风速偏差%-1.2 -7.3 -7.1 15.6 取样粉量g37.1 56.2 57.3 51.9 粉量偏差%-26.7 11.0 13.2 2.5 C（3号磨）风速m/s30.0 24.4 22.5 26.8 风速偏差%15.9 -5.9 -13.1 3.2 取样粉量g46.2 39.9 58.9 47.2 粉量偏差%-3
31、.9 -17.0 22.6 -1.8 D（4号磨）风速m/s31.9 24.6 27.7 32.3 风速偏差%9.5 -15.7 -4.8 11.0 取样粉量g38.4 29.7 30.9 36.4 粉量偏差%13.4 -12.3 -8.7 7.52) 煤粉细度对煤粉细度进行了测试，结果如表2-20，锅炉燃用设计煤种时要求R90=20%（Vdaf=31.38%），测试结果显示：A磨煤粉细度R90为30.6%，与设计值较相比，煤粉偏粗；B、C磨煤粉细度约25%，与设计值相比偏粗；D磨煤粉细度约16%，与设计值相比偏细。表2-14 4号炉各台磨出口煤粉细度项目A磨B磨C磨D磨R2005.6 4.3
32、 2.6 1.2 R9030.6 25.1 23.9 15.8 R7538.0 31.3 31.1 20.6 2.2.4 锅炉效率机组在设计煤种、ECR工况下的设计炉效为93.60%。摸底试验各工况下的锅炉效率汇总见表2-15，从测试结果可以看出：l 在当前燃用煤种条件下，锅炉效率在91.33%92.42%，比设计效率偏低。l 100%ECR负荷下，常规运行方式下锅炉效率在92.19%；降低氧量运行后，排烟温度有所上升，同时固体未完全燃烧损失有所上升，锅炉效率降低0.1个百分点；增大通风量，将运行氧量增加至3.5%，飞灰可燃物降低，固体未完全燃烧损失减少，锅炉效率升高至92.42%。修正后排烟
33、温度为136，高于125.6的设计排烟温度。l 中、低负荷下，锅炉效率分别为91.98%、91.33%。表2-15 各工况下的锅炉效率工况负荷飞灰可燃物运行氧量排烟温度修正后排烟温度固体未完全燃烧热损失排烟热损失锅炉效率单位MW%T-011603.0 4.51251331.246.5391.33 T-022253.0 3.61261321.226.1091.98 T-033003.0 2.41321361.236.0192.19 T-043003.3 1.61361411.346.0792.01 T-053001.5 3.51321360.696.3292.42 2.2.5 NOx排放查阅20
34、11年和2012年两年的全年锅炉NOx排放浓度在340700mg/m3之间。在不同运行工况条件下，对锅炉NOx排放浓度进行测试，测试结果见表2-16。由测试结果可看出：l 4号炉在试验煤种、满负荷常规运行方式下，省煤器出口NOx排放浓度为462mg/m3；运行氧量降低至1.6%，NOx排放浓度降低至379mg/m3；运行氧量增加至3.5%，NOx排放浓度升高至524mg/m3。l 中负荷常规运行方式下NOx排放浓度为475mg/m3，低负荷常规运行方式下NOx排放浓度为422mg/m3。l 统计烟囱处NOx浓度监测值，两台炉NOx平均排放浓度在340430mg/m3，个别时段NOx浓度可达到约
35、530mg/m3。具体见表2-23。根据现场测试数据和近两年NOx平均排放浓度，省煤器出口NOx基准浓度可按550mg/m3计。表2-16 烟气NOx含量测试编号工况负荷运行氧量NOx浓度单位MW%mg/m34号炉T-011604.5422T-022253.6475T-033002.4462T-043001.6379T-053003.5524表2-17 烟囱入口NOx浓度监测记录（mg/m3）炉号月份minmaxaver4号炉2012/112654683392012/122975364065号炉2012/123055284282013/13015354302.2.6 现状评估乙方需事先到电厂进
36、行踏勘，对锅炉设备及运行现状等边界条件进行综合评估，并根据锅炉原设计性能、燃煤状况及当前运行现状为甲方提供有针对的低氮燃烧器改造方案，合理填写各项性能保证指标。本工程低氮燃烧器改造拟对现有燃烧器进行整体改造（不考虑对现有制粉系统、空预器、一、二次风机等其它设备的改造），在现有煤质条件下，改造后的锅炉及燃烧器主要参数应达到如下要求：项目单位原设计值（THA）改造后数值（THA）主蒸汽流量t/h943.8主蒸汽温度540主蒸汽压力MPa17.32再热蒸汽温度540再热蒸汽压力MPa3.453一级过热器减温水量t/h12.5二级过热器减温水量t/h6.4再热器减温水量t/h0减温水总量t/h锅炉燃煤
37、耗量t/h129.6省煤器出口过量空气系数%1.25下炉膛出口烟温1313炉膛出口烟温1016排烟温度（修正前/修正后）125.6飞灰可燃物含量%炉渣可燃物%CO含量%锅炉效率（修正前）%锅炉效率（修正后）%93.60燃烧器主要参数一次风率%20.3二次风率%74.7燃尽风风率%一次风速m/s29二次风速m/s45燃尽风风速m/s炉膛出口NOx浓度(干基、标态6%O2)mg/Nm3500其它3 性能保证3.1 定义3.1.1 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/m3）：标准状态，6%氧量、干烟气下NOx浓度，mg/m3；NO（L/L）：实测干烟气中NO体积含量，L/L；O2：实测干烟气中氧量，%；0.95：经验数据（在NOx中，NO占95%，NO2占5%）；2.05：NO2由体积含量L/L到质量含量mg/m3的转换系数。技术协议中提到的NOx均指修正到标态、干基、6%O2及含有5%NO2的浓度。3.1.2 CO浓度计算方法烟气中CO的浓度（干基、标态、6%O2）计算方法为：式中：CO： 标准状态，6%氧量、干烟气下CO浓度，L/L； ：实测干烟气中CO体积含量，L/L；O2：实测干烟气中氧含量，%。
