国电青山热电有限公司_13、_14机组(2×350MW)脱硫提效改造工程技术协议(修改版)140514

1、中国国电集团公司中国国电集团公司国电青山热电有限公司国电青山热电有限公司#13#13、#14#14机组（机组（2350MW2350MW）脱硫提效改造工程脱硫提效改造工程EPCEPC技术协议业主方：国电长源第一发电有限责任公司承包方：北京国电龙源环保工程有限公司二一四年三月中国国电集团公司国电青山热电有限公司中国国电集团公司国电青山热电有限公司#13、#14 机组（机组（2350MW）脱硫提效改造工程）脱硫提效改造工程 技术协议技术协议总总 目目 录录第一章第一章 供货范围、技术规范和条件供货范围、技术规范和条件.1第第 0 节节 项目总说明项目总说明.1第第 1 节节 机械设备机械设备.29第

2、第 2 节节 电气系统电气系统.88第第 3 节节 仪表与控制设备仪表与控制设备.124第第 4 节节 土建部分土建部分.173第第 6 节节 工作范围工作范围.191第第 7 节节 承包方设计数据承包方设计数据.195第第 9 节节 其他其他.200第二章第二章 设计范围和设计联络设计范围和设计联络.211第三章第三章 技术资料内容和交付进度技术资料内容和交付进度.215第四章第四章 工程进度工程进度.225第五章第五章 检验、试验及验收检验、试验及验收.228第六章第六章 技术人员培训、技术服务技术人员培训、技术服务.266中国国电集团公司国电青山热电有限公司中国国电集团公司国电青山热电有

3、限公司#13、#14 机组（机组（2350MW）脱硫提效改造工程）脱硫提效改造工程 技术协议技术协议第一章第一章 供货范围、技术规范和条件供货范围、技术规范和条件第第 0 节节 项目总说明项目总说明1 总则总则1.1 本技术协议按对国电青山热电有限公司#13、#14（2350MW）机组烟气脱硫装置（以下简称青山热电）进行脱硫提效改造以达到环保要求进行编制。编制依据为国电青山热电有限公司#13、#14（2350MW）机组烟气脱硫提效改造工程可行性研究报告 、该报告审查会议纪要、业主提供的资料、脱硫提效改造业主方案讨论会会议纪要及相关环保法规标准等。1.2 本技术协议适用于青山热电 2350MW

4、机组烟气脱硫装置提效改造工程总承包工程,包括原有脱硫系统和设备改造以及其它脱硫装置改造所涉及的设计、供货、建筑、安装施工及调试工作。1.3 本技术协议提出的是低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文。承包方应保证承包的脱硫装置改造工程符合本招标书和有关最新工业标准，同时必须满足国家的有关安全、环保等强制性法规、标准的要求。1.4 在签订合同之后，到承包方开始制造之日的这段时间内，业主方有权提出因规范、标准和规程发生变化而产生的一些补充或修改要求，承包方应执行这个要求，具体内容由业主方、承包方双方共同商定。1.5 本技术协议所使用的标准，如遇与承包方所执行的

5、标准不一致时，按高标准执行。1.6 技术文件必须用中文进行编写，所有数据的单位均采用中国法定计量单位。1.7 技术协议将以招标书为蓝本，根据招标时的澄清和答疑经修改后最终确定的文件将作为合同的一个附件，并与合同文件有相同的法律效力。双中国国电集团公司国电青山热电有限公司中国国电集团公司国电青山热电有限公司#13、#14 机组（机组（2350MW）脱硫提效改造工程）脱硫提效改造工程 技术协议技术协议方共同签署的会议纪要、补充文件等也与合同文件有相同的法律效力。1.8 合同签定后，承包方应按照业主方的时间、内容深度要求提供其所需的设计资料，并按业主方施工进度要求随时修正。1.9 承包方采购和供货的

6、原则性要求1.9.1 承包方在采购设备前，应提供设备清单、设备分包商及其技术规范供业主方确认。1.9.2 脱硫装置及与本次改造有关的厂房、罐体、设备（基础） 、管道、支吊架及材料的拆除工作由承包方负责，拆除后的废旧物资所有权属于业主方，搬运、装卸等处理工作属于承包方范围，改造产生的垃圾由承包方负责处理，清运出厂外。1.9.3 因本次脱硫装置改造而引起的有关厂房、罐体和设备、道路、绿化等搬迁和改造工作由承包方负责，搬迁工作包含原有厂房、罐体和设备及与之相关的电气、热控、土建的拆除、搬运、新建构物、安装和调试等。1.9.4 承包方供货到现场的设备和材料应接受业主方和监理单位的检查和确认。1.9.5

7、 改造施工用电由业主方指定电源点，承包方安装电度表付费使用。1.10 承包方提供给业主方的所有技术文件、资料和图纸（包括国外的技术文件、资料和图纸）均采用中文编写。如用其他语言，业主方将拒绝接受。1.11 承包方所提供的设备及系统需采用双方协商一致的 KKS 编码标准。1.12 本改造工程工期要求：装置改造完工时间为 2014 年 12 月前。本脱硫改造工程自中标通知书发放之日起开始执行，6 个月内机组进入商业运行，改造停运脱硫烟道过渡时间不超过 30 天。2 供货和服务范围供货和服务范围2.1 总述中国国电集团公司国电青山热电有限公司中国国电集团公司国电青山热电有限公司#13、#14 机组（

8、机组（2350MW）脱硫提效改造工程）脱硫提效改造工程 技术协议技术协议承包方提供的设计、供货、安装、调试等服务是完整的，应完全包括完成合同目标的服务，即使某些要求在招标书中未清楚提及的也应包括在内。承包方负责 FGD 装置技术改造内容的全部基本设计、详细设计（包括工艺、电气、控制、总平面、建筑、结构、暖通、给排水、消防、照明、通讯等设计） 、制造设计（如果有） ，负责 FGD 装置技术改造范围内的全部设备和材料的全套供货，并对供货的完整性负责；负责全部设备和材料的安装和土建工程的施工。负责编制调试大纲及负责检验、试验、分部和总体调试；负责 FGD 整体性能保证；负责业主方运行和维护人员培训、

9、消缺及现场服务等。委托有资格的、业主方认可的第三方进行性能（保证值）测试，经业主方验收合格后方能正式移交生产。需要现场制作就位的设备，由承包方负责制作安装。以下总体描述应包括在供货等服务范围之中的内容，但并不局限于此，在本招标书技术规范其它部分中提及的内容亦应包括在内：脱硫装置同主设备及装置相连接的完整的设计、供货、施工等服务，涉及到机械、电气、I&C 设备，如制造、部件及过渡件的支撑和特殊安装材料及器具、焊接检查、密封、保温修补、供电电缆、控制电缆以及施工等。本工程为现有脱硫装置的技术改造工程，涉及交叉内容较多。承包方本工程为现有脱硫装置的技术改造工程，涉及交叉内容较多。承包方务必在

10、投标之前到现场踏勘调研，收集图纸和相关运行资料，了解现场实务必在投标之前到现场踏勘调研，收集图纸和相关运行资料，了解现场实际情况，便于改造方案和工作量的确定，否则由此产生的后果由承包方负际情况，便于改造方案和工作量的确定，否则由此产生的后果由承包方负责。业主方应对改造后的责。业主方应对改造后的 FGD 装置性能整体负责。装置性能整体负责。脱硫装置及与本次改造有关的厂房、罐体、设备（基础）脱硫装置及与本次改造有关的厂房、罐体、设备（基础） 、管道、道、管道、道路、绿化、支吊架及材料的拆除和改造工作由承包方负责，拆除后的废旧路、绿化、支吊架及材料的拆除和改造工作由承包方负责，拆除后的废旧物资所有权

11、属于业主方，搬运、装卸等处理工作属于承包方范围，改造产物资所有权属于业主方，搬运、装卸等处理工作属于承包方范围，改造产生的垃圾由承包方负责处理，清运出厂外。生的垃圾由承包方负责处理，清运出厂外。中国国电集团公司国电青山热电有限公司中国国电集团公司国电青山热电有限公司#13、#14 机组（机组（2350MW）脱硫提效改造工程）脱硫提效改造工程 技术协议技术协议2.2 项目工程内容项目工程内容2.2.1 项目背景国电青山热电有限公司#13、#14 机组位于武汉市的东北部，青山工业区境内与武汉钢铁公司紧邻，厂址距武昌城区 18 公里。国电青山热电有限公司#13、#14 机组脱硫装置原设计硫分为 2.

12、2%，设计煤种原烟气 SO2浓度为 5652mg/Nm3 (标干，6%氧)，脱硫效率为95%，净烟气出口为 282.6 mg/Nm3 (标干，6%氧)。工艺水系统、石灰石浆液制备系统、压缩空气系统、石膏脱水系统、废水处理系统为#12、#13 及#14 三台机组脱硫装置公用。2.2.2 工程内容总体改造方案概述总体改造方案概述本期脱硫改造工程主要内容有：烟气系统、SO2吸收系统、氧化系统、石灰石浆液制备及供应系统、石膏脱水系统等。根据电厂燃料煤种的实际情况和预测趋势，结合现有脱硫装置的能力，确定改造设计按 FGD 入口 SO2浓度为 5652mg/Nm3（燃煤硫份 2.2%） ，要求脱硫效率99

13、.12%，SO2排放浓度小于 50mg/Nm3、可利用率不低于 98%、钙硫比1.03、整套装置的保证期不低于 1 年、设计寿命为 30 年。拟定的改造方案简要说明如下：（1）烟气系统本次脱硫改造采用新增二级吸收塔，需增设吸收塔进出口烟道。本次改造取消旁路烟道，现有吸收塔入口烟道增设事故喷淋装置。本次改造包括对新建二级吸收塔新增加的进出口烟道进行优化布置改造，降低系统阻力。需对原脱硫系统净烟道挡板门进行整体移位及相应的修复。（2）吸收塔系统拟采用新增二级吸收塔方案，与原吸收塔串联运行。对原吸收塔塔顶中国国电集团公司国电青山热电有限公司中国国电集团公司国电青山热电有限公司#13、#14 机组（机

14、组（2350MW）脱硫提效改造工程）脱硫提效改造工程 技术协议技术协议出口方向进行改造。新增吸收塔排浆泵新增管路至新增中间石膏旋流器，中间石膏旋流器底流至原吸收塔，溢流回新增二级吸收塔。投标商需保证 2 台吸收塔串联运行水平衡。新增脱硫系统考虑预留增加湿式静电除尘的条件，因需增加湿式电除尘器，承包方需负责与除尘器厂家进行协调沟通，设计、施工范围以湿式电除尘器的出入口喇叭嘴分界。具体解释权归业主方。（3）氧化空气系统保留原有氧化风机，供原吸收塔使用；新增吸收塔各增设 2 台氧化风机，供新增二级塔。（4）吸收剂制备供应系统新增一座石灰石浆液中继箱，新增吸收塔各增设 2 台石灰石供浆泵。在新增石灰石

15、中继箱上部增设 1 座容积为 500m3的石灰石粉仓作为备用制浆系统。（5）石膏脱水系统新增一套石膏陶瓷过滤机，处理量为 60t/h，对石膏库房上部结构适当改造后布置在石膏库房的上部。承包方需现场考察并与脱水机厂家进行协调，由脱水机厂家提供新增脱水机的载荷和安装尺寸，承包方负责校核计算、设计并施工，确保现场顺利安装。（6）其他系统工艺水系统更换原工艺水泵，用于新增吸收塔用水及新增吸收塔除雾器冲洗水。要求：要求：在平面布置时，要求承包方对厂内周边设备设施的一体化考虑；在工在平面布置时，要求承包方对厂内周边设备设施的一体化考虑；在工艺系统设计时，要求承包方考虑新增装置对现有设备系统的影响，以确保艺

16、系统设计时，要求承包方考虑新增装置对现有设备系统的影响，以确保改造完成后所有系统（包括未改造部分与改造系统有关的设备系统）的整改造完成后所有系统（包括未改造部分与改造系统有关的设备系统）的整中国国电集团公司国电青山热电有限公司中国国电集团公司国电青山热电有限公司#13、#14 机组（机组（2350MW）脱硫提效改造工程）脱硫提效改造工程 技术协议技术协议体性。体性。2.3 供货界限供货界限2.3.1 机械设备为完成合同目标，所有新增（改造）设备、管道以及它们与主机、原脱硫装置之间的接口均为承包方工作范围。具体接口位置在承包方现场调研时，由业主方确定。2.3.2 电气部分电源所有为完成合同目标，

17、新增和改造电气设备以及与原厂用电气设备的并接接口均为承包方工作范围；电缆所有为完成合同目标新增和改造所需的电缆设计、供货及安装敷设；电缆设施所有为完成合同目标新增和改造部分的电缆设施以及与原电缆设施的接口均为承包方工作范围；照明所有新增和改造部分的照明设计、供货及安装；接地新增部分的接地以及与原 FGD 装置内的接地网的连接；2.4 供货范围供货范围承包方按本技术协议确定的供货范围和工作内容，提供本 FGD 装置技术改造需要的所有设备和材料。承包方应为业主方提供现有 FGD 装置技术改造工程中所有必需的设备、附属装置及装置性材料。包括以下部分：中国国电集团公司国电青山热电有限公司中国国电集团公

18、司国电青山热电有限公司#13、#14 机组（机组（2350MW）脱硫提效改造工程）脱硫提效改造工程 技术协议技术协议2.4.1 机械设备承包方的主要供货范围包括两台机组 FGD 装置及公用系统技术改造所必须的设备及材料（不仅限于此） ，具体内容详见本技术协议第一章第1 节机械设备中的要求。FGD 各系统中需要改造、更换、新增的烟道、设备、管道、箱罐、阀门、支吊架等新增烟道、设备管道等的保温材料及保护材料新增烟道、设备管道等的防腐内衬材料新增设备的检修起吊装置原有设备新增检修起吊装置新增建筑的采暖通风及空调、消防特殊工具及备品备件2.4.2 电气系统、照明本次改造需增加的电气系统设备及材料：所有

19、需要的配电装置等。所有需要的电动驱动装置及其附件。所有需要的动力电缆及相应的电缆构筑物、防火阻燃材料。所有需要的同电厂 DCS 相连的全部控制电缆、计算机电缆。所有变速驱动装置，包括变频装置。所有通讯设施及材料。所有防雷、接地材料。所有照明、检修设施。所有需要的吊车滑触线（H 型节能滑触线） 。所需火灾报警装置。所有就地控制箱（包括变频控制箱、就地控制箱、事故按钮盒、起停按钮盒等） 。中国国电集团公司国电青山热电有限公司中国国电集团公司国电青山热电有限公司#13、#14 机组（机组（2350MW）脱硫提效改造工程）脱硫提效改造工程 技术协议技术协议通讯工程其它材料2.4.3 控制和仪表设备为完

20、成所有增加或调整的设备、管道等运行所需的全套仪表和控制设备，包括所有的就地设备、电缆及电缆桥架。2.4.4 承包方应提供备品备件及专用工具安装、调试期间所需要的备品备件及专用工具；FGD 装置运行第一年内所需要的备品备件及专用工具（针对本次技术改造范围） ；2.4.5 其它启动投入和试运行时首次注入润滑油调试和试运期间的所有消耗性材料、备品备件等运行、维护（包括仪表校正）和检修所需的特殊工具和机具2.5 安装工作安装工作为满足本次改造要求所必需的所有安装工作和迁改工作。2.6 土建工作土建工作详见本章第 4 节土建建筑。2.7 试验、检验和验收试验、检验和验收证明满足建筑工程施工、设备供货、安

21、装、质量保证、调试、试验等各方面技术规范要求的所有试验和证书。材料和组件的所有质量文件。装置制造期间的完整的质量文件。所有工厂检验和试验文件。中国国电集团公司国电青山热电有限公司中国国电集团公司国电青山热电有限公司#13、#14 机组（机组（2350MW）脱硫提效改造工程）脱硫提效改造工程 技术协议技术协议完整项目的所有试验。施工、安装期间的所有停工待检点、质量检验和试验。试运试验（功能和性能试验） 。性能验收试验由业主方组织完成，承包方参与，费用包含在本合同报价范围内。2.8 设计范围设计范围承包方提供一套完整的用于青山热电#13、#14（2350MW）机组烟气脱硫提效改造工程的基本设计和详

22、细设计，设计文件应提交业主方批准认可后方可开展下一步的工作。2.9 工程服务工程服务工程服务包括基本设计和完整的详细设计、布置、计算、所有需要的项目施工和要求的时间进度以及提供所有需要的许可文件、监督、试验和调试等。2.10 技术培训技术培训承包方负责提出培训内容和培训计划，由业主方确认。除非双方同意，否则不能随意更改培训安排。3 法规和标准法规和标准本工程所有设备、材料、建筑、工具、配件的设计、制造、验收、试验和材料应满足中国国家标准（GB 系列） 、电力行业标准（DL 系列）及其它行业标准的要求。对于进口设备可采用所在国最新标准，但不得低于国家标准。国家强制性法律法规必须执行。若国家标准、

23、行业标准或进口设备所在国的标准中无相关的验收标准、中国国电集团公司国电青山热电有限公司中国国电集团公司国电青山热电有限公司#13、#14 机组（机组（2350MW）脱硫提效改造工程）脱硫提效改造工程 技术协议技术协议验收标准应采用第三方标准。承包方在投标书中应列举工程整个过程所采用的标准和规范名称，并能应业主方要求提供标准和规范供审查确认。4 原脱硫装置基本设计条件原脱硫装置基本设计条件4.1 概述概述国电青山热电有限公司工程配套脱硫装置由福建龙净环保总承包。总体设计方案如下：（1）脱硫工艺采用湿式石灰石石膏法烟气脱硫工艺；（2）烟气脱硫装置采用 1 炉 1 塔，每套脱硫装置的烟气处理能力为1

24、 台锅炉 100%BMCR 工况时的烟气量，石灰石浆液制备和石膏脱水系统为 3 台炉公用；（3）脱硫效率按不小于 95%设计；（4）脱硫系统设置烟气旁路，以保证脱硫装置在任何情况下不影响发电机组的安全运行。（5）吸收剂制浆方式采用湿磨石灰石制成浆液；（6）脱硫副产品-石膏在脱水后含湿量10%，为综合利用提供条件；（7）未设置 GGH 装置和增压风机；（8）设置脱硫废水处理系统，处理 3 台炉脱硫装置排放的废水。4.2 总体布置总体布置国电青山热电有限公司脱硫岛位于厂区西北部,FGD 装置布置在#13、#14 机组烟囱的两侧。场地一为吸收区，吸收塔、 、循环泵、氧化风机等设备布置紧凑，电控楼#1

25、3 与#14 机组共用，此布置不仅运行维护方便，而且系统布置流畅美观，还布置了安装检修场地。中国国电集团公司国电青山热电有限公司中国国电集团公司国电青山热电有限公司#13、#14 机组（机组（2350MW）脱硫提效改造工程）脱硫提效改造工程 技术协议技术协议场地二为公用系统区，#13、#14 机组与#12 机组共用，其中石灰石储存及制浆、石膏脱水均布置在此，其中石灰石储存及制浆、石膏脱水联合布置在一栋工艺楼中，这样不仅有效的利用了场地，而且运行维护方便。4.3 原设计基础参数原设计基础参数 主机设备概况#13、#14 机组锅炉为哈尔滨锅炉厂有限公司设计制造的超临界参数变压运行直流炉，单炉膛、前

26、后墙对冲燃烧、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。 燃煤表表 4.3-1 脱硫系统原设计煤质参数脱硫系统原设计煤质参数项 目单 位设计煤种校核煤种校核煤种收到基碳份 Car(%)55.8049.8359.67收到基氢份 Har(%)2.832.553.06收到基氧份 Oar(%)4.532.606.22收到基氮份 Nar(%)0.740.650.78收到基硫份 Sar(%)1.192.200.54元素分析收到基水份 Mar(%)11.109.0012.00空干基水分 Mad(%)3.981.966.27收到基灰份 Aar(%)23.8133.1717.73干燥

27、无灰基挥发份 Vdaf(%)24.8917.1030.66收到基低位发热值MJ/kg20.7218.8122.06可磨系数(HGI)-767177工业分析冲刷磨损指数 Ke-2.353.002.00FGD 入口烟气参数FGD 入口烟气参数见表 4.3-2。表表 4.3-2 FGD 入口原设计烟气参数入口原设计烟气参数项 目单位设计煤种校核煤种 I校核煤种 II烟气成分（标准状态，湿基，实际 O2）BMCRO2Vol%5.835.865.84中国国电集团公司国电青山热电有限公司中国国电集团公司国电青山热电有限公司#13、#14 机组（机组（2350MW）脱硫提效改造工程）脱硫提效改造工程 技术协

28、议技术协议项 目单位设计煤种校核煤种 I校核煤种 IIN2Vol%74.7575.0174.61CO2Vol%12.4212.2312.51SO2Vol%0.090.180.04H2OVol%6.916.727.00烟气成分（标准状态，干基，实际 O2）BMCRO2Vol%6.176.186.19N2Vol%80.3180.4280.24CO2Vol%13.4313.2013.53SO2Vol%0.100.200.04设计烟气温度113.38117.96114.93烟气量（标准状态，湿基，实际 O2）BMCRNm3/h125656812537851251124烟气量（标准状态，干基，实际 O2

29、） BMCRNm3/h116978411695771163438FGD 入口烟气中污染物成份（标准状况，干基， 6%O2）项目单位校核煤种 ISO2mg/Nm35652SO3mg/Nm3100Cl(HCl)mg/Nm380F(HF)mg/Nm325烟尘浓度（吸风机出口）mg/Nm3100石灰石分析资料表表 4.3-4 石灰石分析资料石灰石分析资料根据业主方提供的资料，到厂石灰石矿的品质为：CaCO3：91、MgCO3：0.2、Fe2O3：0.58%、SiO2：1.4%、Al2O3：0.57、其它惰性物质4.55%、石灰石入口粒径8-20mm、可磨指数68、含泥率1.5%。工艺水分析资料工艺水水

30、质如下:外观：较清中国国电集团公司国电青山热电有限公司中国国电集团公司国电青山热电有限公司#13、#14 机组（机组（2350MW）脱硫提效改造工程）脱硫提效改造工程 技术协议技术协议PH：8.77Na+：0.49mmol/L硬度：4.75 mmol/L酚酞碱度：0.35 mmol/L； 甲基橙碱度：2.65 mmol/L腐植酸盐：0.15 mmol/LSO42-：1.44 mmol/LSiO2：9.27mg/LCL-：0.8 mmol/LNO3-：0.51 mmol/L全固：359 mg/L溶固：346 mg/L电气和 I&C采用的电压等级：AC 6kV、380/220V。由电厂为脱

31、硫岛 6kV 负荷供电，所有 6kV 脱硫负荷接于机组 6kV 段。以厂用高压变压器高压侧及 6kV 电动机为设计及供货分界点。电厂烟气脱硫 I&C 系统采用车间集中控制方式，设置烟气脱硫系统控制室。烟气脱硫系统采用先进的单独的 DCS 分散控制系统并随烟气脱硫设备提供，烟气脱硫系统 DCS 的选型将与机组的 DCS 一致，以便于实现数据通信。其操作员站布置在脱硫电控楼控制室，完成脱硫系统的监视和控制。4.4 工艺参数工艺参数电厂石灰石-石膏湿法脱硫装置主要工艺参数见表 4.3-2。4.5 水、电供应情况水、电供应情况4.5.1 水中国国电集团公司国电青山热电有限公司中国国电集团公司国

32、电青山热电有限公司#13、#14 机组（机组（2350MW）脱硫提效改造工程）脱硫提效改造工程 技术协议技术协议从电厂供水系统引接至脱硫岛的工艺水箱。4.5.2 电脱硫系统电压等级为 6kV 和 380/220V。6kV 系统为中性点中阻接地系统。脱硫岛 6kV 电源由主厂房 6kV 工作段供电。脱硫岛设低压脱硫干式变，电源引脱硫 6kV 工作段。4.6 主要工艺系统介绍主要工艺系统介绍13#、14#机组烟气脱硫采用 1 炉 1 塔方案，锅炉来的原烟气由主烟道引出，直接进入吸收塔进行脱硫，脱硫后的烟气由塔顶经除雾器，从混合烟气烟道进入烟囱，排入大气。本工程烟气脱硫吸收塔采用喷淋空塔，吸收塔为变

33、径塔，将装有氧化空气管道的浆液池直接布置在吸收塔底部，通过搅拌器搅拌分散氧化空气。塔体上部设置 4 层喷淋层，并预留一层，从锅炉来的原烟气在吸收塔内进行脱硫反应，脱硫效率不低于 95%。本期建设的石灰石制浆系统、石膏脱水系统、脱硫废水处理系统为本工程 12#、13#和 14#炉脱硫系统共用，与本期脱硫工程同步建成。石灰石制浆系统采用外购石灰石颗粒，运输到脱硫岛内通过湿磨制成石灰石浆液。石膏脱水系统采用石膏旋流站一级脱水，真空皮带脱水机二级脱水，脱水后石膏经转运皮带送至石膏库房内设置的均料皮带落入石膏库内堆存并外运出厂的方案。废水处理系统采用中和、絮凝、沉淀、脱水的处理方案。表表 4.6-1 现

34、有脱硫系统主要设备清单现有脱硫系统主要设备清单序号序号设设 备备 名名 称称性能参数性能参数单位单位数量数量备注备注1吸收塔壳体材料:碳钢衬橡胶,直径：喷淋区 = 13m，浆液池 = 16m，塔高：个12中国国电集团公司国电青山热电有限公司中国国电集团公司国电青山热电有限公司#13、#14 机组（机组（2350MW）脱硫提效改造工程）脱硫提效改造工程 技术协议技术协议序号序号设设 备备 名名 称称性能参数性能参数单位单位数量数量备注备注36.90m2吸收塔循环泵离心式,Q=6000m3/h, H=19/21. 8/22.6/24.4mH2O, 电机功率: 595/610/630/645kW台4

35、23氧化空气风机罗茨风机，P=0.098MPa,Q=12500Nm3/h(干),电动机功率：500Kw台224吸收塔石膏排出泵离心式 Q=165m3/h,P=0.58MPa, 叶轮材料:耐磨合金钢,电动机功率: 75kW个225事故浆液箱13.5m.,H=13.2m 材料:碳钢衬玻璃鳞片个16真空皮带脱水机Q=27t/h(90%干料),过滤面积:33m2 连续运行 驱动电机功率:22kW个37石灰石仓V=460m3,8x8m,高 11m,材料:上部混凝土、锥底碳钢衬锰钢结构个38湿式球磨机Q=16t/h ,直径:3m， 入口粒径912MgCO3%0.23SiO2%1.44Al2O3%0.575

36、Fe2O3%0.586可磨性指标 HGI687反应活性良好中国国电集团公司国电青山热电有限公司中国国电集团公司国电青山热电有限公司#13、#14 机组（机组（2350MW）脱硫提效改造工程）脱硫提效改造工程 技术协议技术协议6 总体设计要求总体设计要求本部分是对 FGD 装置改造的原则性要求，它和本技术协议第二卷第一章中“机械设备” 、 “电气系统” 、 “控制及仪表设备” 、 “土建工作”等中的技术要求一起，形成了 FGD 装置的全面的技术要求，如本技术协议中技术要求有无法相互印证或矛盾之处，承包方应及时向业主方书面提出，要求澄清。6.1 工艺系统和设备的总体设计要求工艺系统和设备的总体设计

37、要求（1）本改造工程应是一个一体化和相互协调的设计。它应包括烟气脱硫技术改造工艺本身的设计和如下相关专业的设计：电气系统、照明控制系统土建通讯工程消防及火灾报警工业卫生（2）烟气脱硫系统应根据下述要求进行设计：在改造工程设计基础参数下，在锅炉满负荷运行时，脱硫效率不低于99.12%，环保排放标准不超过 50mg/Nm3。锅炉 BMCR 工况年利用小时按5500 小时计。（3）在锅炉 BMCR 工况条件下，要求：脱硫系统中的设备应有一定的余量；脱硫系统具有应付紧急停机的有效措施；脱硫系统应能适应锅炉的起动和停机，并能适应单台锅炉运行及其中国国电集团公司国电青山热电有限公司中国国电集团公司国电青山

38、热电有限公司#13、#14 机组（机组（2350MW）脱硫提效改造工程）脱硫提效改造工程 技术协议技术协议负荷的变动。（4）脱硫系统产生的石膏中的 CaCO3含量小于 3%，其水分含量应等于或低于 10%（重量比） 。石膏品质应能满足用于生产石膏板或用作生产水泥填加料（掺合物）的要求。（5）烟气脱硫系统的使用寿命应不低于主体机组的寿命（30 年） 。（6）自 FGD 装置投入商业运行烟气脱硫系统的利用率应不低于锅炉运行时间的 98%，定义如下式：利用率 (A-B)/A100%其中：A满足 FGD 装置投运条件的小时数 B由于 FGD 装置自身原因的年强制停用小时数（7）对于烟气脱硫系统中的设备

39、、管道、烟风道、箱罐或贮槽等，应考虑防腐和防磨措施。（8）烟气脱硫设备所产生的噪声应控制在低于 85dB（A）的水平（距产生噪声设备 1 米处测量） 。A由承包方设计的任何高于 85dB（A）的设备，均应采取措施将噪声控制在低于 85dB（A）的水平。（9）在烟气脱硫装置控制室内的噪声水平应低于 60dB（A） 。（10）管道系统设计要求。烟风道的设计应符合火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程(DL/T 5121-2000)的规定，汽水管道应符合火力发电厂汽水管道设计技术规定 （DL/T5054-1996） 。对于低温烟道的结构应采用能保证有效的防腐形式。FGD 岛内的管道系统布置应做到简捷美观

40、便于安装维护，流速合理，强度和刚度足够，应特别注意防振动、防磨损、防腐蚀和防堵塞。（11）平台扶梯设计要求所有在需要维护和检修的地方均应设置平台和扶梯，平台扶梯的设计中国国电集团公司国电青山热电有限公司中国国电集团公司国电青山热电有限公司#13、#14 机组（机组（2350MW）脱硫提效改造工程）脱硫提效改造工程 技术协议技术协议应满足火电厂钢制平台扶梯设计技术规定DLGJ158-2001 中的要求。6.2 电气装置的总体设计要求电气装置的总体设计要求脱硫系统电压等级为 6kV 和 380/220V。6kV 系统为中性点中阻接地系统。脱硫岛 6kV 电源由主厂房 6kV 工作段供电。脱硫岛增设

41、两台低压脱硫干式变，电源引自脱硫 6kV 工作段。低压厂用系统为中性点直接接地系统。380/220V 系统采用 PC（动力中心） 、MCC（电动机控制中心）两级供电方式。每台机设 1 段 380V 脱硫 PC 工作段，分别由 2 台低压干式变供电，容量互为备用，380V 脱硫PC A 段、B 段之间设联络开关。75kW 及以上的电动机回路、MCC 电源回路、馈线回路、I 类电动机及烟气吸收系统由 PC 供电，其余负荷由就近的 MCC 供电。本次改造原则不改变原主接线方案及供电原则，增加或者更换必要的开关设备、电缆等。动力中心（PC）和电机控制中心（MCC）应为室内固定分隔式和（或）抽屉式配电盘

42、。电气装置的数据应以标准的和常规图形显示的方式在控制室的 CRT上表示。电气系统和电气设备的技术要求在本卷第一章第 2 部分中有详细描述。6.3 仪表和控制的总体设计要求仪表和控制的总体设计要求本次脱硫改造新增的控制设备与原脱硫主控设备在形式上保持一致，在原脱硫控制系统的基础上进行扩充，新增的热工测量仪表由 DCS 完成数据采集和处理。数据采集和处理系统的基本功能包括：数据采集、数据处理、屏幕显示、参数越限报警、事件序列、事故追忆、性能与效率计算中国国电集团公司国电青山热电有限公司中国国电集团公司国电青山热电有限公司#13、#14 机组（机组（2350MW）脱硫提效改造工程）脱硫提效改造工程

43、技术协议技术协议和经济分析、打印制表、屏幕拷贝、历史数据存储等。本期改造的控制范围包括：对原有的控制内容，根据工艺要求进行必要的改造，主要涉及吸收剂制备系统、SO2吸收系统、石膏处理系统、事故喷淋系统等。对改造工艺系统实现数据采集、处理和实时控制，控制水平与原机组脱硫控制水平相当。对原有的 FGD-DCS 系统进行增容扩展改造,根据现场情况，在新增的#13 机脱硫循环泵房的电子设备间内，单元机组脱硫系统分别新增卡件柜/端子柜，各新增一对冗余 DPU 控制器，接入新增吸收塔塔外氧化系统、浆液循环泵等；公用系统新增卡件柜/端子柜，新增一对冗余 DPU 控制器，供新增吸收剂制备系统和石膏脱水系统使用

44、。新增加的仪表和执行机构所需电源，除利用原有电源柜备用回路外，在脱硫循环泵房的电子设备间新增电源柜。供货范围应包括本次改造范围内控制、测量和监视所必须的全套硬件设备（含现场设备） 、软件和各项服务及进行性能试验所需的接口和一次测量元件。所有机柜、设备之间的供电、信号、电缆和 DCS 连接的通讯电缆应属承包方的设计范围和供货范围。承包方应采用标准化的元器件和标准化的设备组件，以适合电厂使用、更换的需要。为了全厂协调，所供热控产品型式均须由业主方确认。承包方提供的所有文件、工程图纸及相互通讯，均应使用中文。不论在合同谈判及签约后的工程建设期间，中文是主要的工作语言。脱硫岛接地应直接接到电厂电气接地

45、网上。承包方提供接地方式要求，接地电阻应4。所设计的仪表和控制系统应具有最大的可利用率、可靠性、可操作性、可维护性和安全性。6.4 安全与防火要求安全与防火要求中国国电集团公司国电青山热电有限公司中国国电集团公司国电青山热电有限公司#13、#14 机组（机组（2350MW）脱硫提效改造工程）脱硫提效改造工程 技术协议技术协议6.4.1 有害材料涉及到有可能自燃和燃油、气体、化学药品等的处置和贮存，承包方应采取所有必需的措施，并相应地提供装置、设备等其它设施，以确保安全运行。不应使用任何种类的有毒物质，如果使用有害物质，应取得业主方认可。采用放射性仪表应取得业主方同意。对于 FGD 装置的任何部

46、分，不允许使用石棉或含石棉的材料。6.4.2 防火措施除非另外指定或业主方同意，以下设计原则应视为最基本的防火要求：电缆采用 C 类阻燃电缆和封堵措施。电缆和穿墙套管应为不可燃材料。内部温度高于 180的所有管道或容器的布置应避免接触可燃性液体。应采取特殊措施防止在燃油或润滑油管线泄漏情况下保证热管道保温材料不渗入可燃性液体。电缆管的布置应避免被燃油、润滑油或其它可燃性液体淹没的危险。装置和设备的布置不应形成难以检查和清洗的死角和坑，以防其中聚集可燃性物质。只有特殊情况和在得到业主方同意后，才能采用直爬梯。6.5 装置和设备识别装置和设备识别（1） 承包方应采用：取得业主方同意的识别和编号系统

47、（分类系统），表明 FGD 装置中每一项目的名称和编号。对于装置中任何项目应只有一种描述，并且在机械、电气和仪表名称中连贯使用。中国国电集团公司国电青山热电有限公司中国国电集团公司国电青山热电有限公司#13、#14 机组（机组（2350MW）脱硫提效改造工程）脱硫提效改造工程 技术协议技术协议（2） 分类编号应用于承包方准备的所有文件之中（流程图、计划、清单、描述、运行手册、机械、电气或 I&C 图纸等） 。（3） 对于装置的识别和安全运行，承包方应提供所有标签、铭牌、指示和警告牌。所有铭牌应为中文语言，中文的翻译由承包方提供。（4） 所有标签、铭牌、指示和警告牌应采用铆钉、螺栓或其它

48、业主方同意的方式安全固定在装置和设备上，不允许采用粘接方式。 （5） 装置和设备识别和记录用的铭牌应有防擦垫或擦光处理，并刻有黑色文字，大小从工作位置可看清即可。（6） 警告牌采用红底上刻有白色字，并放置在可提供运行人员最大安全性的位置，并清晰地标识。（7） 每一测试点、换流器、变送器、控制阀和控制档板应配备牢固的不受天气和温度影响的标牌。柜中所有模块也应清楚地标识。（8） 测量点、控制阀等的识别和分类应表示在承包方提交的图纸上，并列上适当的表。 （9）每一回路开关盘、电气控制盘、继电器盘等在前方和后方应有一回路设计标牌，根据回路名称系统刻上黑色文字。回路名称必须精确，并给出完整的信息。应清楚

49、地表示出装置实际供电区域。比如接线盒 1、馈线 2 等标牌是不可接受的。（10）管道应根据规程和业主方的要求进行识别。（11）每个阀门应有一铭牌，应标明阀门的规格、名称和编号，铭牌的颜色应统一。（12）在可能的地方阀门铭牌应为圆形的，并放在手轮的螺母上。铭牌的直径不会危及到运行人员操作阀门，或不会妨碍阀门的开启。在检查阀和小阀门上，承包方可以提供矩形铭牌，固定在阀门支架上，或在阀门附近墙及钢结构上方便和明显的位置放置铭牌。6.6 招牌招牌中国国电集团公司国电青山热电有限公司中国国电集团公司国电青山热电有限公司#13、#14 机组（机组（2350MW）脱硫提效改造工程）脱硫提效改造工程 技术协议

50、技术协议6.6.1 概述安全颜色、安全符号和安全招牌的设置，其几何形状、颜色和意义上应遵从 ISO507。所有招牌采用中文。如果要翻译则由承包方提供。招牌的材料应不受天气的影响，并能承受现场条件的考验。招牌的位置必须加以选择，在受警示人员的视野之内。招牌应永久性地放置。临时危险地区（如建设场地，组装区域）也可采用移动式招牌。安全招牌的安设不能有令人误解的可能。6.6.2 信息招牌信息招牌应提供现场、建筑物和设备的布置及结构上所需要的信息，如楼层数、承载能力包括楼层面积，吊车、提升机和电梯的吊车的工作负荷，房间标识等。在 ISO507 未包括的情况下可考虑采用图形信息招牌的可能性。6.6.3 事

51、故招牌在事故发生时，所影响人员应立即得到所有需要的信息。现场应安放足够数量、适当尺寸的招牌，列出出逃线路(包括标明楼层)、事故出口、火警、灭火器、对特殊灭火人员的指示、对灭火人员的警告、急救设备、急救点、事故报告点、电话等。6.6.4 命令招牌指示强制性行动的招牌必须配置，并安放在需要这些行动的地点，如不要堵塞进口、向右等。招牌也应指出何时需要防护性衣服和设备，如护目镜、防护衣、头盔、呼吸设备、耳罩等。6.6.5 警告招牌警告招牌应指出危险的存在或可能存在，如可燃性物质、爆炸性物质、腐蚀和有毒物质、悬吊负荷、一般危险、宽/高限制、被困、滑动、落下的中国国电集团公司国电青山热电有限公司中国国电集

52、团公司国电青山热电有限公司#13、#14 机组（机组（2350MW）脱硫提效改造工程）脱硫提效改造工程 技术协议技术协议危险等。在警告招牌之外，在需要的地方也应采用适当的红白带标识。7 质量保证质量保证7.1 承包方必须按照 ISO9000 系列标准建立质量保证和质量管理体系，通过并获得授权机构的体系审核和认证证书。7.2 承包方必须按照 ISO9000 系列标准的要求建立质量计划，为工程设计、投标的设备产品、土建及安装工程、调试等规定专门的质量措施、资源和活动顺序。7.3 承包方向业主方提供施工组织总设计方案、停工待检点、质量手册及相关的程序文件、质量计划及承包方在相似工程项目的业绩表供参考

53、。7.4 业主方有权进入承包方的活动场所查阅与合同有关的文件、记录，对活动进行检查、监督。承包方应提供便利条件。当业主方发现需要采取纠正措施才能确保符合合同要求时，承包方应按要求实施。7.5 所有发现的不合格品都必须报告业主方，其中经返修或不经返修作为让步接收的不合格品必须事先得到业主方的同意。7.6 转包和分包必须事先得到业主方的同意，分包商必须具备相应的资质并得到业主方的确认。分包商的最终确定必须得到业主方的确认。7.7 如果业主方认为必要，可以要求承包方提供与质量计划有关的有效文件，如果这些文件不符合合同要求，业主方有权要求承包方对此类文件涉及的内容重新作出澄清和证明。7.8 业主方按本

54、章条款对承包方进行的质量保证和质量控制活动不减轻或免除承包方对合同所承担的质量义务和责任。8 性能保证性能保证下述性能保证指标将在合同谈判时最终确定，文中已注明数值的必须执行，空格处由承包方在投标时填写。中国国电集团公司国电青山热电有限公司中国国电集团公司国电青山热电有限公司#13、#14 机组（机组（2350MW）脱硫提效改造工程）脱硫提效改造工程 技术协议技术协议8.1 运行保证运行保证应保证烟气脱硫系统的下列性能：可利用率和保证期整套 FGD 系统的 SO2脱除效率石膏质量石灰石消耗量能耗FGD 系统烟气总压降其保证值如下：8.1.1 可利用率和保证期可利用率为98%。整套装置保证期为

55、1 年（从 168 试运行通过之日起开始计算） 。8.1.2 脱硫效率承包方应保证整套装置在两台锅炉燃用设计煤质时、BMCR 工况条件下，在验收试验期间，脱硫 SO2达到排放浓度（50mg/Nm3）的要求。FGD 可利用率按 98%计算。承包方保证经过技术改造后，在设计条件下，脱硫装置能长期稳定运行，脱硫效率为99.12 %。8.1.3 FGD 石膏品质CaCO3 含量小于 3% 。自由水份不大于 10% 。溶解于石膏中的 Cl 含量低于 100ppm (以干石膏为基准)溶解于石膏中的 F 含量低于 100ppm (以干石膏为基准)溶解于石膏中的 Mg 含量低于 125ppm (以干石膏为基准

56、)8.1.4 石灰石消耗根据业主方提供的石灰石成份分析和适当的变化范围，在验收试验期中国国电集团公司国电青山热电有限公司中国国电集团公司国电青山热电有限公司#13、#14 机组（机组（2350MW）脱硫提效改造工程）脱硫提效改造工程 技术协议技术协议间保证 SO2脱硫效率条件下，石灰石在 7 天的连续运行平均消耗不超过 2x12.4 t/h。8.1.5 工艺水按业主方提供的水质报告，在锅炉运行和最坏条件下，承包方保证下的最大工艺水消耗量。工艺水：2x86 t/h工业水： 2x20 t/h8.1.6 耗电量承包方应提供在验收试验期间 SO2保证脱硫效率条件下，整套 FGD装置在 14 天的连续运

57、行平均电耗不超过 4994 kW（包括本次改造中新增、更换、保留的设备） 。8.1.7 烟囱入口烟气温度和除雾器出口的水雾含量承包方保证烟囱入口的烟气温度不低于 50 ，其烟气携带水滴含量应低于 75mg/Nm3（干态） 。8.2 验收条件验收条件在机组正常运行，且 FGD 整套装置承包方完成了性能试验（已向业主方提交了性能试验报告） ，燃料和运行工况如果在规定的范围内，则具备各种试验的性能保证条件。如果验收试验在与所规定的运行条件不同的情况下进行，保证值应允许用承包方提供的修正曲线进行修正，以确定其是否与保证性能一致。影响保证值的主要修正曲线如下（不限于此）：a) SO2脱除效率与 FGD

58、入口烟气量的关系b) SO2脱除效率与 FGD 入口 SO2浓度的关系c) 石灰石消耗量与 FGD 入口烟气量的关系d) 石灰石耗量与入口 SO2浓度的关系中国国电集团公司国电青山热电有限公司中国国电集团公司国电青山热电有限公司#13、#14 机组（机组（2350MW）脱硫提效改造工程）脱硫提效改造工程 技术协议技术协议e) 工艺水耗量与入口烟气量的关系中国国电集团公司国电青山热电有限公司中国国电集团公司国电青山热电有限公司#13、#14 机组（机组（2350MW）脱硫提效改造工程）脱硫提效改造工程 技术协议技术协议第第 1 节节 机械设备机械设备1 总述总述机械设备部分是对青山热电#13、#

59、14 机组烟气脱硫装置技术改造工程所需机械设备的技术规范等进行的说明。包括：供货和服务范围供货界限技术要求本章节与技术协议中其它章节可能存在的冲突以对业主方有利的数据、要求、规范为准。2 供货和服务范围供货和服务范围2.1 概述概述承包方应根据业主方提供的原脱硫装置设计数据、设备参数和现场条件，以及本次技术改造设计参数和性能要求，对整套 FGD 装置有关工艺系统及设备参数进行改造，确保整套装置的性能指标、运行安全可靠，并且投资省、能耗低，承包方对改造后的整体性能指标负责，应充分考虑到现有设备的性能与原设计存在偏差，并在改造中给予弥补。脱硫装置及与本次改造有关的厂房、罐体、设备（基础） 、管道、

60、支吊架及材料的拆除工作由承包方负责，拆除后的废旧物质所有权属于业主方，搬运、装卸等处理工作属于承包方范围。供货和服务不限于此，承包方应负责提供完成合同所必需的全套供货和服务。所有设备必须满足气象条件，地质条件和其他环境条件的要求，安装在室外的设备都应配备防雨、防冻和防腐蚀的措施。所有设备都必须充分考虑安装、运行检查、检修工作的需要，预留人行通道、平台、扶梯，配中国国电集团公司国电青山热电有限公司中国国电集团公司国电青山热电有限公司#13、#14 机组（机组（2350MW）脱硫提效改造工程）脱硫提效改造工程 技术协议技术协议备满足需要的起重设施、专用工具，预留足够的检修空间。承包方至少应提供下列系统改造所需的设备，但不排除其