磴口金牛脱硫增容改造EPC工程招标文件第二部分(附件一：脱硫系统增容改造规范书)140521

《磴口金牛脱硫增容改造EPC工程招标文件第二部分(附件一：脱硫系统增容改造规范书)140521》由会员分享，可在线阅读，更多相关《磴口金牛脱硫增容改造EPC工程招标文件第二部分(附件一：脱硫系统增容改造规范书)140521（197页珍藏版）》请在装配图网上搜索。

1、内蒙古磴口金牛煤电有限公司(2300MW机组)脱硫增容改造EPC工程招标文件附件一 脱硫系统增容技术规范书内蒙古磴口金牛煤电有限公司（2300MW）机组脱硫增容改造EPC工程招标文件（第二部分 附件一）脱硫系统增容改造技术规范书内蒙古磴口金牛煤电有限公司2014年05月目 录第一章 技术规范51.总则52.工程概况73.脱硫系统增容改造工作概况163.1现有脱硫系统整体描述163.2主要系统概述173.2.1脱硫系统原设计主要性能指标173.2.2现有系统主要设备清单（见附件一）194.工程范围及改造主要要求195.改造规范235.1.总则235.2.标准化和可替换性235.3.性能保证245

2、.4总的技术要求265.5文件275.6备品备件、专用工具、消耗材料和安装材料295.7计量单位和符号305.8永久性服务设施325.9工程设计、设备制造和施工及验收需遵循的标准345.10工艺部分415.10.14结构、平台和扶梯615.12标识715.18通风空调部分（如果有）1206.主要设备潜在的制造厂商1236.1.主要工艺设备潜在的制造厂商表:1247.投标方设计数据表1288.包装、运输和储存1389.投标资格要求与合格条件13910.改造方案（该部分由投标方填写）140第二章 供货范围及清单（该部分由投标方填写）140新增I/O点清单（该部分由投标方填写）152第三章 设计联络

3、会1531设计联络会1532设计确认155第四章 检验、调试和性能考核试验1561概述1562工厂检验和试验1563设备监造1564现场试验1585调试及性能试验1586性能考核试验1597商业运行1608可用率的验证160第五章 设备交付进度及工程进度计划162第六章 技术资料和交付进度1641一般要求1642投标阶段提交的资料1643设计和建设阶段的资料1664投标方提供的资料份数1685交付进度169第七章 技术服务与技术培训1701技术服务1702技术培训1733培训方式174第八章 差异表176第九章 施工组织与管理1771项目管理1772分包管理1793方案及措施1794施工场地、

4、力能供应1805设备与物资的管理1806质量管理1807安全文明施工1818项目风险管理183第十章 罚款条件与保证期1841性能保证的罚款条件1842综合进度的罚款条件1843安全与质量的考核1854拒收1865质保期186第十一章 招标文件目录187附件一：原脱硫系统工艺设备清单1884内蒙古磴口金牛煤电有限公司(2300MW机组)脱硫增容改造工程EPC 技术规范书第一章 技术规范1. 总则本规范书适用于内蒙古磴口金牛煤电有限公司(2300MW机组)脱硫增容改造工程。招标方对#1、2机组脱硫系统进行增容改造，工程采用EPC总承包形式。投标方负责本工程烟气脱硫装置所涉及到的除明确由招标方负责

5、外的所有工作，包含工程的设计、供货、施工、安装、管理、调试、试运行、消缺和最终交付等所有工作，也包括招标文件中要求的运行及维护的培训，并参加由招标方组织的性能考核验收试验。本技术规范书提出的是最低限度的要求，并没有对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准及规范的条文。投标方应保证提供符合本技术规范书和有关最新工业标准的产品，并满足国家有关安全、消防、环保、劳动卫生等强制性标准的要求。投标方如对本技术规范书有异议，无论多么微小，应以书面形式明确提出，反映在差异表中。在征得招标方同意后，可对有关条文进行修改。如招标方不同意修改，仍以招标方的意见为准。对于在差异表中未反映的异议，则表明投标方认可

6、本技术规范书的相应部分。在签定合同之后，招标方保留对本技术规范书提出补充要求和修改的权利，投标方应承诺予以配合。如提出修改，具体项目和条件由招、投标双方商定。投标方应对系统的设计、设备的选择、布置负责，招标方的要求并不解除投标方的责任。要求投标方提供的所有技术文件（包括图纸）和设备均采用KKS编码。编码原则、方法由招标方提供。本工程使用国际计量单位（SI）制，招、投标双方均需遵循。工程中的工作语言使用中文，所有的文件、图纸均应为中文编写。投标方提供给招标方的所有技术文件、资料和图纸（包括国外的技术文件、资料和图纸）均用中文编写。如用其他语言，招标方将拒绝接受。投标方供应设备的知识产权应为投标方

7、所有或经授权使用，否则由投标方承担一切由此引起的后果并承担赔偿责任。投标方在改造施工期间拆除的热控、电气、机务等不需更换的设备必须做好防护，并负责回装好调试。招标方要求投标方收到招标文件后，5-7日内应赴现场勘查。招标方不统一组织，现场勘查费用自理。1.1 #1、2机组脱硫系统增容改造工程技术要求1.1.1 #1、2机组脱硫系统增容改造吸收塔采用喷淋空塔形式（详细技术参数见附件 ）。1.1.2 脱硫系统应满足在设计煤种燃煤收到基低位发热量16130 kJ/kg，含硫量1.73%，入口烟气量1247600 Nm3/h (干基，实际含氧量)，校核煤种燃煤收到基低位发热量16060 kJ/kg，含硫

8、量1.98%，入口烟气量1244626 Nm3/h (干基，实际含氧量)。出口SO2排放限值按照180mg/Nm3设计。同时公用系统及辅机设备选型按照燃煤含硫量St,a为1.98%进行校核计算。1.1.3 脱硫系统增容改造后总阻力2500Pa。1.1.4 脱硫系统改造所需满足工艺要求的设备、阀门、管道、仪表、附件等，在初步设计及施工图设计时，按招标方审定的意见做相应的优化调整，并不发生商务变动。1.2 投标方对脱硫及公用系统成套设备及对主机系统的影响（含辅助设备、附件等）负全责，包括分包（或对外采购）产品。所有设备推荐三家及以上厂家，分项报价，以最高价计入总价，最终选型及供应商选取由招标方确定

9、。1.3 投标方在投标书中提供300MW机组及以上级与本工程特征相类似的典型改造业绩：序号系列300MW等级600MW等级1000MW等级1机组数量2所改造电厂3备注工艺4备注说明1.4 请投标方提供以下几项专题说明：1.4.1脱硫系统吸收塔基础荷载校核计算书（如需加固提供加固方案及施工措施）。1.4.2 脱硫吸收塔加固、抬升专项施工方案。1.4.3 脱硫系统增容改造设计方案。14.4脱硫增容改造施工计划及在保证安全、质量的前提下，保证脱硫改造工期的专项措施。1.5 招标文件、投标文件、技术澄清具有合同同等效力。2. 工程概况内蒙古磴口金牛煤电有限公司2300MW机组工程，分别于2009年8月

10、和10月投入运行。锅炉为亚临界参数一次中间再热自然循环汽包炉，燃用烟煤。锅炉的最大连续蒸发量为1176t/h。两台机组配套完整的湿法烟气脱硫装置和一套公用系统，采用石灰石石膏湿法烟气脱硫工艺。原脱硫装置由哈尔滨动力设备股份有限公司承包建设，烟气脱硫采用石灰石石膏湿法烟气脱硫工艺。石灰石石膏湿法烟气脱硫、一炉一塔脱硫装置，保证整套装置在锅炉燃用校核煤种BMCR工况条件下在验收试验期间脱硫效率为96%(至少满足环保排放总量的要求)。保证整套装置相对于锅炉运行时间(7500小时)的可利用率大于95%。整套装置质保期为10000小时。2.1 厂址概述内蒙古磴口金牛煤电有限公司位于内蒙古自治区巴彦淖尔市

11、磴口县巴彦高勒镇北4km处，北距巴彦淖尔市60公里，南距乌海市85公里。电厂燃用神华集团海勃湾矿业有限责任公司和神华集团乌达矿业有限责任公司的烟煤，燃煤采用铁路运输和汽车运输；电厂工业用水水源采用磴口污水处理厂处理后的中水，备用水源为二海子和三海子的湖泊水；生活用水采用城市自来水。2.2 场地条件本期脱硫增容改造工程原则上利用原有的场地及空间，需要对脱硫石膏脱水楼、浆液循环泵房等土建设施进行改造后再利用。在新建的石灰石粉制浆系统房间中预留200大的DBA脱硫增效技术房间。2.3 工程地质厂址所在区域地质构造上位于河套断陷带临河断陷盆地的西南端，区域地质构造比较发育，厂址附近无全新活动断裂，处于

12、区域地质构造相对稳定地段；厂址的地震动峰加速度为0.22g，相应的地震基本烈度为VIII度。场地土类型为中软土，建筑场地类别为III类；厂区地下水为潜水，地下水位埋藏较浅层；厂区地貌为冲洪积平原，地基土主要为粉质粘土、细砂和粉土等，场地具有轻微-中等液化。厂址对应的黄河段河道顺直微弯，为宽浅游荡河型，水面比降0.0003左右，地势平坦。左岸有磴口县防洪堤，堤顶高程：1053.861054.94m，堤顶宽4mm。右岸有杭锦旗防洪堤，堤顶高程：1053.401054.00m，堤顶宽3m，左、右堤间距6002000m，最宽可达3500m。左岸堤防设计流量为6000m3/s，现有防洪能力5000600

13、0m3/s，实际发生5290m3/s。右岸堤防设计流量为50006000m3/s，现有防洪能力50006000m3/s。由于历年防洪堤不断完善，1964年以来，黄河堤防汛期基本上没有发生大的决口成灾事故，特别是经受了1967年（5100m3/s）和1981年（5500m3/s）的历史最大洪水考验。据当地村民讲，自1953年修堤后，洪水从未过堤，1981年汛期大洪水其水位距堤顶还有1m。厂址对应黄河断面上游约3km处设有巴彦高勒水文站，本工程可直接利用该站历年实测洪峰流量进行频率计算，结果为：Q1%=6330m3/s。相应洪水位：H1%=1052.19m，推算至厂址对应断面的洪水位：H1%=10

14、51.29m，低于两岸堤顶高程。1988年12月封河期间，三盛公闸下水位达1054.33m，为枢纽工程运行以来封河最高水位。闸下3km处水位1052.95m，距堤顶1.65m，堤防安全无恙。黄河磴口段堤防标准为50年一遇，当遇到百年一遇洪水时，大堤有可能垮堤，其滩地过水断面会迅速加大，洪水位会大幅度降低。磴口电厂厂址平均高程约1050.50m，低于黄河百年一遇洪水位。但是在厂址与黄河之间有防洪堤、黄河总干渠与路基防洪标准为百年一遇的国家骨干铁路包兰线的阻隔，黄河百年一遇洪水不会危及厂区安全。2.3.1水文气象磴口县属温带与暖带过渡地区，具有典型的大陆性气候特点，冬季漫长，夏季炎热，风多雨少，气

15、候干燥。厂址南距磴口县气象站约5km，磴口县气象站为距离厂址最近的气象站，其间无大型地物阻隔，气候特征相似，属同一气候区，因此，采用磴口县气象站实测气象资料作为本工程设计气象条件的依据。磴口县气象站位于磴口县巴彦高勒镇，于1954年设站，地理位置为东经10700，北纬4020。观测场海拔高度为1055.1m，气压表海拔高度1055.6m。气象站风仪高度几经变换，现距地高10.5m。利用该站19542003年共50年实测气象资料统计得本工程设计气象条件如下。1）气温 由19542003年资料统计电厂地区气温见表4.2-1。表2.3 -1历年逐月平均气温（）月份123456789101112年平均

16、气温-10-61.31017.322.124.122.116.28.2-0.8-88.1 历年极端最高气温为39.6，发生在1999年历年极端最低气温为-34.2，发生在1971年2）气压 由19562003年资料统计，历年各月平均气压值见表2.3-2表2.3-2历年各月平均气压（hpa）月份123456789101112年平均气压903.1901898.1895892.8889.6888.1891.4896.9901.3903.49048973）相对湿度（） 由19542003年资料统计，历年各月平均相对湿度见表2.3-3表2.3-3历年各月平均相对湿度（）月份123456789101112

17、年平均相对湿度504440353543535854525052474）蒸发量 由19542003年资料统计，历年平均各月蒸发量和最大蒸发量见表2.3-4。表2.3-4历年平均各月蒸发量和最大蒸发量月份123456789101112全年蒸发量（mm）44.267.2147.8274.2375367.8339.3282.1216.815787.949.52408.75）降水量（mm） 由19542003年资料统计，历年平均各月降水量见表2.3-5表2.3-5历年平均各月降水量（mm）月份123456789101112年降水量0.712.86.611.62031.143.618.26.71.60.6

18、144.66）雷暴日数 由19542003年资料统计，最多雷暴日数32天。7）冻土由19542003年资料统计，历年土壤最大冻结深度为108cm，发生于1967年3月，持续5天。8）积雪由19542003年资料统计，历年最大积雪深度为12cm。9）10m高50年一遇设计风速据19712005年实测10分钟平均最大风速资料，订正到10m高风速，采用Gwmbel型进行频率计算，结合厂址地区风压计算，厂址地区10m高50年一遇设计风速为28.3m/s2.3.2交通运输厂址东临巴哈公路、110国道和丹拉高速公路，南距包兰铁路约8km，距巴彦高勒镇站约4.7 km,铁路专用线拟由巴彦高勒镇站接轨，电厂建

19、设期间的大件设备通过包兰铁路及电厂铁路专用线运输进厂。2.4 锅炉主机说明内蒙古磴口金牛煤电有限公司2300MW机组工程#1、2锅炉为哈尔滨锅炉厂有限公司生产的HG-1176/17.5-YM1型亚临界、自然循环、单炉膛四角切圆燃烧、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、型布置、燃煤汽包炉, 有等离子点火系统，采用布袋除尘器。锅炉采用全钢结构构架、紧身封闭布置结构。本锅炉配5台MPS200B中速磨煤机。锅炉主要设计参数见表2.4-1。表2.4-1 锅炉主要设计参数(BMCR)名 称单位设计煤种校核煤种BMCRECRBMCR锅炉型号HG-1176/17.5-YM1型主蒸汽流量T/h1176112011

20、76主蒸汽出口压力MPa17.517.4117.50主蒸汽出口温度541541541再热蒸汽流量T/h976.31926.99976.31再热蒸汽进口压力MPa3.8303.6493.830再热蒸汽出口压力MPa3.6343.4633.634再热蒸汽进口温度328.2323328.2再热蒸汽出口温度 541541541给水温度280.6277.5280.6排烟温度（修正后）130.6127.8135总燃煤量T/h163.7156.6134.6效率（按低位热值）93.1193.1792.95水压试验水容积m一次系统411/二次系统94正常运行水容积m约2102.5 燃料特性2.6.2.1 煤种及

21、灰成分分析表2.6-1 锅炉原设计煤种及校核煤种元素分析项 目符号单位设计煤种（烟煤）校核煤种（烟煤）碳（收到基）Car%49.4258.23氢（收到基）Har%2.983.80 氧（收到基）Oar%7.599.36氮（收到基）Nar%1.041.13硫（收到基）Sar%1.311.98灰份（收到基）Aar%29.6422.00全水份Mt%8.023.50水份（空气干燥基）Mad%1.001.00挥发份（可燃基）Vdaf%32.8931.24低位发热量Qnet.arkcal/kg4756.335800哈氏可磨系数HGI822.6.2.2 由于目前煤种多变，燃煤掺烧量较大，下面为招标方提供的供本

22、次改造设计的最新煤质资料：表2.6-2 锅炉原设计煤种及本工程设计燃用煤种元素分析项 目单 位原设计煤种本工程设计燃用煤煤质分析收到基低位发热值 Qnet.v.arkJ/kg1991016130工业分析收到基全水份 Mt%8.027.6收到基灰份 Aar%29.6438.94干燥无灰基挥发份 Vdaf%32.8919.77空气干燥基水份 Mad%1.000.92元素分析收到基碳 Car%49.4244.49收到基氢 Har%2.982.84收到基氧 Oar%7.593.73收到基氮 Nar%1.040.67收到基硫 Star%1.311.73哈氏可磨性系数 HGI灰变形温度 DT 135015

23、00灰软化温度 ST 14101500灰熔化温度 FT15001500灰分析二氧化硅 SiO2%53.6944.58三氧化二铝 Al2O3%30.2935.99三氧化二铁 Fe2O3%8.025.22氧化钙 CaO%2.481.75氧化镁 MgO%1.261.41三氧化硫 SO3%0.171.75二氧化钛 TiO2%0.061.14氧化钾 K2O%2.140.60氧化钠 Na2O%1.480.43二氧化锰 MnO2%0.410.08说明：性能考核试验以本工程设计燃用煤煤质进行。2.6.2.3 煤质成分分析（重金属等微量元素） 内蒙古磴口金牛煤电有限公司燃煤煤质中原设计煤种含氧化钙含量较高为38

24、.01%，请投标方充分考虑；煤灰中砷含量6ug/g，含汞0.28 ug/g。2.6.2.4 燃油锅炉燃油具体参数见表6.2-2。表6.2-2 燃油#0轻柴油特性表恩氏粘度(20)1.15-1.67E硫0.2%运动粘度(20)3.08.0厘沱灰份0.025%闪点65水份痕迹凝点0低位发热值41840kJ/Kg碳(残留)0.4%2.6.2.5 现有省煤器灰斗、布袋除尘器灰斗输灰情况锅炉省煤器SCR灰斗输灰系统采用正压气力输送系统输送到干渣机渣仓,布袋除尘器灰斗输灰系统采用正压气力输送系统到灰库,除灰系统目前运行正常。2.6 脱硫系统改造后设计数据见表2.6-1：表2.6-1脱硫系统改造设计数据序号

25、项目名称单位设计值校核值备注1原煤硫份1.731.982低位发热量kJ/ kg16130160603FGD进口二氧化硫浓度mg/Nm351675899干基，6%O24FGD进口烟气温度1311315FGD处理烟气量（干基标态，实际含氧量）Nm3/s6FGD处理烟气量（湿基标态，实际含氧量）Nm3/s请投标方在此基础上考虑10%的裕量7SO2脱硫效率%8烟囱入口烟气温度50509FGD出口二氧化硫浓度mg/Nm310石灰石耗量t/h两台炉11石膏回收量t/h两台炉2.7 石灰石粉分析资料石灰石粉粒采用325目90%通过,石灰石粉纯度90%，成品采购进厂。表2.7-1石灰石成分分析成分CaCO3C

26、aOSiO2MgOS含量(%)90%50%1.5%0.2%0.04%2.8 脱硫工艺水水质资料 本工程脱硫工艺水水源为循环水（城市中水），水质资料见表2.8-1：表2.8-1水质资料透明度透明嗅无味无项 目mg/lmmol/l项 目mg/lmmol/l阳 离 子K+0.051.2810-3硬度总硬度3.75Na+ 62.502.72非碳酸盐硬度1.151/2Ca2+ 29.031.45碳酸盐硬度2.601/2Mg2+27.952.30碱度甲基橙碱度2.601/2Fe2+00酚酞碱度1.041/3Fe3+12.660.68PH值7.801/3Al3+0.0252.8310-3游离CO20NH4+

27、0.440.024侵蚀性CO201/2Ba2+ 0.0811.1810-3全硅10.001/2Sr2+ 0.4910.011溶解固形物534.20阴离子Cl-147.554.16全固形物540.601/2SO42- 55.211.15悬浮物6.40HCO3-0.52CODcr 33.401/2CO32-1.04BOD5 0.24NO3- 1.330.021NH3-N0.36NO2- 00TP0.03OH-1.041/3PO43- 0.268.2110-3 请投标方在设计时充分考虑水质对脱硫系统脱硫效率及设备的影响，并采取相应的措施。2.9 引风机各工况点参数（引增风机改造后）：序号 工况 煤种

28、参数TBBMCR2011年燃用煤煤种2011年燃用煤煤种1风机入口流量(m3/h)135989611737032风机入口压力(Pa)3风机全压(Pa)1048189344风机入口温度()1311315风机入口介质密度（修正后）(kg/m3)0.79030.79036入口烟气含尘量(mg/Nm3)1001002.10 脱硫增容改造工程建设条件2.11.1场地空间原则上#1、2机组脱硫增容改造利用原有场地设施；原脱硫系统每台吸收塔直径12.7米，塔高36.85米。在投标前，投标方应自行勘探现场，查看收集所需的管网、土建资料、脱硫结构、现有脱硫系统厂区总平布置、吸收塔、浆液循环泵、石膏脱水楼布置等相

29、关图纸。因招标方在脱硫增容改造期间同步进行布袋除尘器、脱硝、低氮燃烧器、空预器、引风机与增压风机合并及其配套烟道等改造项目，因此现场场地比较紧张，施工场地、临建场地和设备存储场地以及厂区内的运输道路等由投标方与招标方协商解决，如果厂内不能提供足够的场地，由投标方负责解决。请投标方充分考虑现场施工环境，做好施工规划。2.11.2水、电、汽、气厂区内部现有可用的水、电、汽、气等耗品参数如表2-5，脱硫改造工程尽量利用电厂现有的设施。表2-5脱硫可用消耗品参数项目内容单位数据工业水压力MPa0.4消防水压力MPa0.8除盐水压力MPa0.4生活水压力MPa0.3电源高压kV6低压V380直流V220

30、厂用、仪用压缩空气压力MPa0.60高厂变6kV侧容量(全厂)功率kVA27000由投标方提出用水、用电申请，招标方提供指定供水、供电点（厂区内），供水、电点后接至施工投标方各用水、用电点的管线网（包含电表、水表）由投标方负责。施工用水、用电按表计量计费。3. 脱硫系统增容改造工作概况3.1现有脱硫系统整体描述总体情况如下：(1)、脱硫工艺采用湿式石灰石石膏法烟气脱硫工艺，有4层喷淋层。(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2台炉公用；(3)、整套装置在锅炉燃用校核煤质、B-MCR工况，石灰石品质按碳

31、酸钙纯度为90%条件下，脱硫效率为 96 %，目前燃用类似校核煤种脱硫效率不低于90%。(4)、原脱硫系统引增合一后已取消烟气旁路。(5)、吸收剂制浆方式采用外购石灰石；(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，脱硫系统出口烟温50；(8)、原设置的脱硫废水处理系统不能满足脱硫废水处理能力。（9）在#2机组B修时招标方同步进行布袋除尘器、脱硝、低氮燃烧器、空预器、引风机与增压风机合并及其配套烟道等改造项目。（#1机组除布袋除尘器尚未改造外，其它项目已改造完成）。3.2主要系统概述原脱硫系统为1炉1塔，采用4层喷淋层，总高度为36.85米。锅炉原烟

32、气由主烟道引出，经各自的引风机升压后（招标方进行了引、增风机合并改造），进入吸收塔进行脱硫净化（原设计为折返塔），由净烟气烟道进入烟囱，排入大气。浆液制备及石膏脱水系统为两台机组公用。3.2.1脱硫系统原设计主要性能指标3.2.1.1可利用率供方应保证整套装置相对于锅炉运行时间的可利用率为96%。3.2.1.2 脱硫效率 供方应保证整套装置在锅炉燃用校核煤质、B-MCR工况，石灰石品质按碳酸钙纯度为90%条件下，在验收试验期间脱硫效率为 90 %。3.2.1.3 SO2排放浓度供方应保证整套装置在锅炉所有运行工况或最不利的煤质条件下，脱硫装置出口SO2浓度不超过 400 mg/Nm3（校核煤种

33、）。原烟气中SO2的含量比燃用校核煤种时烟气中的SO2高25时，净烟气中的SO2含量不超过157.53mg/Nm3。当FGD入口SO2浓度为2500mg/Nm3时，FGD出口的SO2排放浓度最高为227.5 mg/Nm3。3.2.1.4 各种不同设备的排放量供方保证从各种设备（如：贮仓输送机等）中对环境空气的最大排尘量为 50mg/Nm3，不包括返回到烟道（原烟气侧）中的排放量。 3.2.1.5 FGD石膏品质自由水分低于10%CaSO42H2O 含量90%（以无游离水分的石膏作为基准）CaCO3+MgCO3 1.5%（以无游离水分的石膏作为基准）CaSO31/2H2O 含量低于0.35%（以

34、无游离水分的石膏作为基准）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)3.2.1.6 烟气排放物在所有运行时间内和所有规定的运行条件下，供方保证污染物脱除效率：SO2: 96 ；SO3: 20 ；HF: 95 ；HCI: 95 。3.2.1.7 石灰石粉消耗根据需方提供的石灰石粉成份分析和适当的变化范围时，在验收试验期间保证SO2脱硫效率条件下，石灰石在14天的连续运行平均消耗不超过 17.5(单台炉) t/h。3.2.1.8 工艺水按水质，在21176t/h锅炉运行和最坏条件下，卖方保证下的最大工艺水消耗量工艺水（采用

35、全厂复用水）： 132 m3/h石膏清洗水： 16（包含在工艺水中） m3/h 冷却水： 68(可以回到电厂冷却水管路中) m3/h ，冷却水主要消耗量：湿磨机润滑冷却装置油冷却器冷却水量24t/h，氧化风机20t/h，增压风机电机润滑油站冷却水8t/h，循环泵冷却水16t/h。回水全部返回电厂闭式冷却水系统回水管，FGD回水处压力大于0.20.3MPa。其中，氧化风机冷却水系统进水管从相应机组的闭式冷却水系统接出，回水排至该机组的闭式冷却水系统回水管。球磨机等公用设备的冷却水系统采用切换母管制，应能实现由每台机组的闭式冷却水系统供水，回水则排至相应机组的闭式冷却水系统回水管；3.2.1.9

36、蒸汽按下列蒸汽参数，在21176t/h锅炉工况运行和最坏条件下，供方保证的最大蒸汽消耗量 0 t/h。3.2.110 耗电量供方保证锅炉在21176t/h运行时和最坏工况下，所有装置内单独电用户的最大电耗为：整套FGD装置的电耗：9371 kWFGD装置高压负荷： 7845 kWFGD装置低压负荷： 1526 kW整套装置停运时的电力需求： 384 kW； 3.2.1.11 烟囱入口烟气温度和除雾器出口的水雾含量供方保证烟囱入口的烟气温度不低于 48 ，除雾器后烟气中干标态全水份含量为：75mg/Nm3。3.2.2现有系统主要设备清单（见附件一）该设备清单仅做为此次招标的参考资料，投标方认为对

37、影响系统性能、出力的设备列出改造清单（包括设备的各项参数如功率、流量等）。4. 工程范围及改造主要要求本次招标工程范围为内蒙古磴口金牛煤电有限公司2300MW机组脱硫系统改造，包括系统内改造涉及到的机务、电气、热控设备设计、供货，安装、调试、土建工程等所有内容，工程采用EPC总承包形式。4.1 将原有吸收塔改造为吸收塔塔径不变，浆液池加高，在原四层喷淋层的上部增加一层喷淋层。吸收塔地基基础、桩基荷载校核由投标方负责，投标方应考虑吸收塔顶部设置临时烟囱对吸收塔塔体及基础的强度、荷载。（如需加固，该项工作亦由投标方负责）。4.2 吸收塔整体抬高，增加一层喷淋层，根据需要布置相应的喷嘴；除雾器布置在

38、吸收塔内。4.3 脱硫系统改造后的性能要求见表4.3-1表4.3-1脱硫系统改造后的性能要求序号项目名称单位设计值校核值备注1原煤硫份1.731.982低位发热量kJ/ kg16130160603FGD进口二氧化硫浓度mg/Nm351675899干基，6%O24FGD进口烟气温度1311315SO2脱硫效率%976烟囱入口烟气温度50507FGD出口二氧化硫浓度mg/Nm38石灰石耗量t/h两台炉9石膏回收量t/h两台炉10FGD进口含尘浓度（mg/Nm3，干，6O2）mg/Nm38011FGD出口含尘浓度（mg/Nm3，干，6O2）mg/Nm33012每年可利用率%9813FGD使用年限年3

39、03014负荷变化范围15石灰石颗粒要求mm16石灰石浆液浓度17吸收塔浆池氯浓度ppm18故障烟温18018019石膏含水率wt10104.4 改造工程的接口部分利用机组检修时间进行，其它部分可以提前进行施工。投标方提供施工组织方案，尤其在工期、质量、安建环方面的控制措施要专题详细说明。 #2机组B级检修时间预计2014年6月28日开始，脱硫改造接口工期暂定工期55天，脱硫系统改造后与主机同步启动运行。#1机组C级检修时间暂定在2015年5月1日开始，脱硫改造接口工期暂定20天，脱硫系统改造后与主机同步启动运行。合同签订后，施工单位一周内进场开工。4.5 除雾器和除雾器冲洗水系统拆除更换。原

40、有的平板式除雾器改造为管式除雾器+屋脊式除雾器。脱硫系统目前除雾器为平板式除雾器，除雾效果较差，烟气带水较多，容易形成石膏雨，对周边环境影响较大，特别是春、冬气温较低季节，烟气扩散不开，厂区及周边很容易形成石膏雨，对设备、建筑物、居民生活影响很大。因此，此次改造计划把原平板式除雾器更换为管式除雾器+屋脊式除雾器，以减少烟气带水。4.6 石膏脱水系统扩容改造，并对石膏下料口进行改造以满足下料要求。改造内容包括脱水机及其附属设施、管道及脱水楼起重设施等。4.7 浆液循环泵进行改造，满足布置浆液循环泵的需要，改造内容包括增加一台浆液循环泵，相应的管道、阀门及检修循环泵起重设施等。投标方提供专题论证是

41、否需要将原有浆液循环泵更换为出力较大的浆液泵，并单独报价此部分费用。 4.8 将原有的3台吸收塔搅拌器进行更换，吸收塔搅拌器仍采用侧进方式。投标方需重新核算搅拌器减速机功率，保证机组的安全稳定运行。4.9 将原来3台罗茨氧化风机改为3台单级高速离心风机，改造后采用2运1备方式运行。4.10 原烟气烟道从吸收塔抬升后入口烟道立管补偿器（含补偿器）上部的烟道，净烟气烟道从吸收塔出口至混凝土烟囱外部分（含补偿器），包括烟道支撑梁柱加固，由投标方负责设计、供货和施工。 吸收塔出、入口烟道挡板门利旧的修复工作。4.11 脱硫改造工程场地条件十分紧张，将原来的回收水泵、工艺水泵、除雾器冲洗水泵、石灰石浆液

42、泵、石膏排出泵等需要增容的设备进行增容改造，改造的设备安装在原设备房间原设备位置处。 其中工艺水泵、石灰石浆液泵、石膏排出泵、磨机浆液泵、要求采用一拖二的变频控制方式。4.12 新增一套石灰石粉制浆系统。2台锅炉的脱硫装置公用一套石灰石（或粉）贮存及浆液制备系统。共设1个石灰石料（粉）仓。在新建的石灰石粉制浆系统房间中预留200大的DBA脱硫增效技术房间。4.13 对原有石灰石输送系统设备进行增容更换，含斗提机、振动给料机、称重给料机等。4.14 对更换的设备相关的衬胶管道及阀门等附件进行设计、供货、更换、安装。4.15 原浆液循环泵出入口管道的弯头、大小头、三通、膨胀节的供货、更换、安装。4

43、.16 石灰石旋流站及其配套衬胶管路系统（含管路、弯头、三通、阀门等）的供货、更换、安装。4.17 原吸收塔四层喷淋层：主管、支管和性能加强环的磨损或脱落情况检查、修复，清理堵塞，进行加固；喷淋管支撑梁的检查、修复，喷嘴磨损、堵塞检查、疏通、修复等的供货、更换、安装。4.18 原吸收塔入口段原烟道积垢清理，吸收塔浆液清理，塔壁结垢清理，塔壁钢板穿孔检查修复；浆液循环泵滤网至泵入口石膏清理，滤网清理及修复。4.19 原吸收塔PH计及其配套管路系统（含管路、弯头、三通、阀门等）重新设计（避免增加磨损腐蚀）供货、更换、安装。4.20 原吸收塔密度计、磨机浆液箱密度计及其配套管路系统（含管路、弯头、三

44、通、阀门等）重新设计（避免增加磨损腐蚀）供货、更换、安装。4.21 负责脱硫部分数据至主机传输电缆的敷设。4.22 招标方在机组等级检修标段中已将部分脱硫系统设备检修另行委托，投标方须与相关检修单位搞好配合工作，服从招标方、监理的统一协调；参与有关设备检修的质量验收工作，以便保证脱硫改造工程各项性能指标。4.23 脱硫废水处理系统本脱硫增容工程设脱硫废水处理系统，由投标方负责。脱硫废水处理合格后排至全厂排水系统。同时，脱硫废水作为煤场喷洒水源、灰库卸灰加湿水源等，由投标方负责引接至煤场、灰库湿式搅拌机等。脱硫废水处理系统工艺：石灰乳 有机硫化物 FeClSO4 助凝剂 酸 废水调节池中和箱反应

45、箱絮凝箱 澄清池出水箱出水泵排放 水 汽车外运泥饼离心式脱水机 污泥输送泵污泥 污泥循环泵具体设备要求：（1）脱硫废水处理系统来水应设废水调节池，废水调节池的容积应按脱硫废水一日发生量考虑。（2）出水箱有效容积按2-3h的系统出力设计。（3）污泥脱水机的过流部分应选用耐高氯离子的材料4.24 投标方根据招标方提供的图纸、可研报告及现场踏勘等情况，确定利旧设施及设备，招标方鼓励投标方利用原有设施、设备等，降低造价节省工期；投标方对脱硫增容改造负总责，保证机组的安全稳定运行。 详见“磴口金牛脱硫增容改造EPC工程招标文件第二部分（附件二：脱硫废水改造技术规范书）”。5. 改造规范5.1. 总则烟气

46、脱硫及公用系统设备、装置的设计、制造、安装、调试、试验、试运行、性能试验、考核、最终交付等工作，应符合相关的中国法律、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：(1) 首先应符合与安全、环保、健康、节能、消防等相关的中国国家标准（GB）、部颁标准及电力行业有关法规、标准；(2) 上述标准中不包含的部分采用技术来源国标准或国际通用标准，由投标方提供，招标方确认；(3) 如上述标准均不适用，招标方和投标方讨论确定；(4) 设备和材料执行设备和材料制造商所在国标准；(5) 建筑、结构执行中国电力行业标准或中国相应的行业标准；(6) 上述标准有矛盾时，按较高标准执行。(7) 做

47、好改造期间的成品保护。投标方应在投标阶段提交脱硫工程设计、制造、调试、试验、试运行、最终交付中所采用的全部标准与规范清单。在合同执行过程中采用的标准需经招标方确认。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、设备标识等均应为中文。5.2. 标准化和可替换性a) 易磨损部件应是易接近和易拆除的，任何时候可以就磨损进行可能的调整。b) 在任何可能地方，相关部件应是可替换的。c) 功能类似的所有设备应是相同型式和同一制造商，以减少要求的备品储存量，并且保持所建装置和设备的统一性。5.3. 性能保证烟气脱硫装置应能

48、在锅炉B-MCR工况下进烟温度加10裕量条件下安全连续运行。事故状态下，烟气脱硫装置内的防腐材料在进烟温度达到180时连续运行20分钟不应发生龟裂、脱落。5.3.1 SO2脱除率和烟囱入口SO2排放浓度投标方应保证在锅炉BMCR工况下，FGD验收试验考核168小时连续运行，FGD装置在验收试验期间SO2脱硫效率97%，FGD出口SO2排放浓度180 mg/Nm3。（注： 脱硫效率C1C2 100 C1C1：FGD入口处烟气中SO2 的折算浓度（标态，干基，6% O2），mg/Nm3；C2：烟囱入口处烟气中SO2 的折算浓度（标态，干基，6% O2），mg/Nm3。5.3.2 除雾器出口烟气携带

49、的雾滴含量应低于75mg/Nm3（干基）。5.3.3 石灰石消耗（投标方填写）：投标方应保证试验验收期间FGD按设计BMCR负荷条件运行，在确保SO2脱除率的条件下，168小时连续运行期间每台炉石灰石的平均耗量不超过 t/h，相应的石灰石品质见FGD设计条件。5.3.4 电耗（投标方填写）:投标方应保证在试验验收期间，FGD按设计BMCR负荷条件运行，在6kV侧电度表计量时，FGD系统的电耗在保证SO2脱除率的条件下，装置连续运行168小时每台炉的平均值不超过 kW.h / h。（如系统设置有多种方案，请分别列出）5.3.5 水耗（投标方填写）:按设计条件中提供的水质，FGD按设计BMCR负荷

50、条件运行， 投标方应保证每台炉最大工艺水耗量不超过 t/h，每台炉最大设备冷却水耗量不超过 t/h，每台炉最大废水排放量不超过 t/h。5.3.6 石膏品质投标方应至少保证FGD装置脱硫副产品石膏品质满足以下要求：石膏纯度高于或等于90，自由水分低于或等于10。CaCO3+MgCO3 3%（以无游离水分的石膏作为基准）CaSO31/2H2O含量 1.0%（以无游离水分的石膏作为基准）溶解于石膏中的Cl-含量低于0.01% Wt（以无游离水分的石膏作为基准5.3.7 FGD装置可用率FGD系统在质保期内的可用率98%。可用率的定义为：A：脱硫装置统计期间可运行小时数。B：脱硫装置统计期间强迫停运

51、小时数。C：脱硫装置统计期间强迫降低出力等效停运小时数。5.3.8 烟囱前的污染物最大排放值（投标方填写）项目单位数据备注SO2排放浓度mg/Nm3设计条件，标态，干基， 6%O2 粉尘排放浓度 mg/Nm3 SO3 mg/Nm3 HF mg/Nm3HCl mg/Nm35.3.9 锅炉负荷变化范围为45%THA100%BMCR时，投标方应保证FGD装置和所有相关的辅助设备的负荷适应范围和响应速度与现有锅炉相一致。投标方提供变负荷运行曲线 。投标方应随投标书提交一份完整的修正曲线，指示出在性能试验期间当偏离设计条件时，FGD装置的保证值。5.3.10 室内空气中飞扬的石灰石和石膏的粉尘飞扬的浓度

52、10mg/Nm3。脱硫装置各种设备产生的粉尘对环境的最大排放浓度50mg/Nm3（室外），10mg/Nm3（室内）。5.3.11 投运初期和投运一年后整个FGD系统阻力不超过 Pa（投标方填写）。5.3.12 废水排放脱硫废水经废水处理系统处理后排水水质应达到中国火电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制指标DL/T 997-2006的规定，并且废水排放量不超过 吨/小时（投标方填写）。5.3.13 质保期1年，质保期的具体要求见商务部分有关内容。5.3.14 材料寿命 所有由不锈钢或由高镍合金衬里和包裹的部件允许腐蚀量不超过0.1mm/年; 所有钢衬橡胶件或钢衬玻璃鳞片保证期不少于15年; 浆液

53、泵的叶轮、叶壳不少于5年; 输送皮带不少于5年; 膨胀节不少于5年.5.3.15 温度投标方应保证所有外露表面最高温度小于50（环境温度20，风速0m/s）。5.3.16 无有害物质积累投标方应保证在FGD设备不运转的状况下没有损害运转的有害物质发生积累。5.3.17 噪音投标方应该在设备上采取必要的消音措施，设备的噪声水平应符合“工业企业噪声卫生标准”的规定（测试方法采用保护听力和身体健康允许的连续噪声级检验），即距设备外一米处的噪声不得大于85dB(A)。5.4 总的技术要求5.4.1 本工程采用KKS编码，编码要求在合同签订后由招标方提供。5.4.2 对FGD装置的总体要求FGD装置包括

54、所有需要的辅助设施应满足以下总的要求： 采用先进、成熟、可靠的技术，造价要经济、合理，便于运行维护； FGD装置应能适应主机组在最低稳燃负荷和最大负荷之间的任何负荷。这个要求包括：不需要另外的和非常规的操作或准备，装置能以冷态、热态二种启动方式投入运行。 FGD脱硫效率应不低于97。当烟气温度增加到最高180时，烟气脱硫系统将能安全、可靠和连续运行。脱硫旁路将在此次改造中拆除，在任何情况下，烟气始终经脱硫系统排放，因此应设置喷淋水，在不可接受的高温烟气情况下，或浆液循环泵全停时对烟气进行喷淋，以保护吸收塔。 主机组的紧急停运不造成FGD装置的设备损坏。 所有的设备和材料应是新的； 可利用率98%； 观察、监视、维护简单 确保人员和设备安全