2020年烟气脱硝招标书技术及附件部分范本

烟气脱硝招标书技术及附件部分范本

国中国大唐集团公司祥斗仅供参考

ChinaDatangCorporation

招标编号:CDT-JZSTPKJII-C-001

大唐华银金竹山发电厂扩建工程二期

(2X600MW)机组烟气脱硝EPC总承包

招标文件

第三卷技术文件及附件

大唐华银金竹山发电厂扩建工程二期筹建处

湖南省电力勘测设计院

4月中国•湖南•长沙

资料仅供参考

目录

附件1技术规范

附件2供货范围

附件3技术资料及交付进度

附件4交货进度

附件5技术服务和设计联络

附件6监造、检验和性能验收试验

附件7项目组织与管理

附件8招标文件附图

附件9投标文件附图

附件10差异表

附件11分包与外购

附件12大件部件情况

附件13价格表

附件14履约保函（格式）

附件15投标保函

附件16投标方资格审查文件

附件17投标方需要说明的其它问题

附件18投标方承诺函（格式）

附件19投标方法定代表人授权书（格式）

附件20投标方关于资格的声明函（格式）

附件21其她

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附件1技术规范

1总贝IJ

本招标文件适用于大唐华银金竹山发电厂扩建工程二期（2X600MW）,采用选择性

催化还原法（SCR）脱硝装置，在设计煤种及校核煤种、锅炉最大工况（BMCR）、处理100%

烟气量条件下，脱硝效率不小于87%,脱硝层数按n+1设置。

本工程烟气脱硝系统采用EPC总包模式。

本招标文件包括脱硝系统以内所必须具备的工艺系统设计、设备选择、采购、运

输及储存、制造、土建建（构）筑物的设计、建设全过程的技术指导、安装、调试、试

验及检查、试运行、考核验收、消缺、培训和最终交付投产等；并能满足锅炉正常运

行的需要。

本招标文件中提出了最低的技术要求，并未规定所有的技术要求和适用标准，投

标方应提供满足本招标文件和所列标准要求的高质量的设计、设备及其相应的服务。

对国家有关安全、消防、环保、劳动卫生等强制性标准，必须满足其要求。

本招标文件所述系统和所附图纸仅供参考，投标方应提出更优化的布置方案，经

招标方确认后采用。投标方应对系统的拟定、设备的选择和布置负责，招标方的要求

并不解除投标方的责任。

如未对本招标文件提出偏差，将视为能全面满足本招标文件所提出的各种要求。

偏差（无论多少）都必须清楚地表示在投标文件的“差异表”中。

如果本招标文件前后出现有不一致的描述，投标方应在投标前提出澄清，未提出

澄清的则以招标方的解释为准。

本工程全面采用KKS标识系统，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标识系统（投标方承诺采用招标方提供的企业标准）。标识原则、方法和内容

在第一次设计联络会上讨论。

1.1招标原则及招标

1.1.1招标原则

1.1.1.1本工程烟气脱硝EPC总承包招标采取设计、制造、设备及材料供货、运输、

土建施工、安装、调试、试验及检验直至环保验收合格、服务、培训等总承包交钥匙

的方式。

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1.1.1.2投标方负责整个烟气脱硝系统的设计、制造、安装、调试、性能和质量，并

在所有要求的指标达到要求后移交给招标方。

1.1.1.3投标方在完成烟气脱硝系统初步设计工作（接口应与主体工程设计单位和分

包单位配合）后，将其呈报招标方审查批准。经审查后的初步设计将作为合同的补充文

件，同时也将作为施工图设计的依据。

1.1.1.4投标方可采用1家外商作为技术合作伙伴，投标方的技术支持方（如果有）必

须是国际上业绩良好，并具有先进、成熟技术，该国外脱硝技术必须具有在600MW及以

上机组运行的成功业绩，并提供外方对本投标项目的正式授权书或已签订的技术转让、

共享或类似形式的协议及技术支持方对本项目建设及运行过程中提供核心技术提供的

书面承诺函。投标方的技术支持方应对投标方承诺的设备性能保证提供担保。

外商的担保书对投标方负责，投标方对招标方负责。外商所做的技术担保或提供

的技术在经过投标方同意后，由招标方作最终确认。当双方（招标方、投标方）对外商

所提供的技术担保等方面发生异议时，由招标方确定。

投标人在国内具有600MW及以上机组的脱硝工程建设业绩；

投标方在选择各种项目的分包商时，在投标文件中推荐3家及以上备选厂家，在合

同签订时或合同执行过程中经招标方最终确定。

1.1.1.5投标方根据招标方所提供和要求的现场实际条件（详见附件8招标文件附图）

提供整套选择性催化还原法（SCR）烟气脱硝系统和设备及辅助设备，并负责相应的建筑

结构、安装、调试等烟气脱硝系统工程总承包工作。

整个烟气脱硝系统的所有建（构）筑物布置应与主体工程协调。投标方按照招标文

件所规划布置范围（附件8招标文件附图）进行烟气脱硝系统的拟定、设备的选择和布

置，投标方可根据其工程设计的需要和布置要求在所给定的区域范围内进行适当调整,

以使其工艺流程和布置合理、安全和经济。

1.1.1.6投标方提出烟气脱硝系统所需工业水（工艺水、各转动设备的冷却水）的水

质、水量要求，蒸汽、仪用及杂用压缩空气用量和相关参数要求。

招标方将负责提供烟气脱硝系统所需用的工业水以及仪用、杂用压缩空气接口，

接口的具体位置由招标方指定，投标方到指定地点接入，不再发生任何费用的增加，

该条款适用于本招标文件的任何接口；烟气脱硝系统所需的仪用、检修及杂用压缩空

气的储罐或稳压罐由投标方自身负责。

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烟气脱硝系统在移交之前所需的调试用的工业水、汽、气等将由招标方提供接口，

施工用电由招标方提供两回交流380V电源接口，接口以后由投标方负责，施工用水、

用电等按照招标方有关规定收费，投标方负责提出其相应的技术要求给招标方。

1.1.1.7烟气脱硝系统分部调试和整套试运行期间（指从单体试运开始到烟气脱硝系

统完成168h满负荷试运行）所需用电将由招标方有偿提供，其电费原则上按湖南省电力

公司收费标准向投标方收取；烟气脱硝系统调试期间所需的消耗性用品由投标方自行

承担费用，并计入总承包报价中。

1.1.1.8烟气脱硝系统内消防及火灾报警系统属脱硝工程总承包范围，其设计和施

工、安装需经过消防主管部门的审查和竣工验收。

1.1.1.9为确保对脱硝系统中所有分包系统设备的质量和分包施工单位的选定把关，

招标方参与分包设备和分包施工单位的招、评标工作及技术协议的签定、设备订货、

验收等全过程。（具体流程按招标方有关规定执行）

1.2招标范围

1.2.1招标范围为大唐华银金竹山发电厂扩建工程二期（2X600MW）烟气脱硝EPC总承

包。

投标方应提供烟气脱硝系统范围内所有的设计、设备及材料供应（含现场制作）、

运输、建筑及安装工程施工、指导、监督、技术服务、人员培训、调试、试验和检查、

试运行、考核验收、整套系统的性能保证、全部工程技术服务和售后服务，资料完整

移交等，并负责环保验收直至合格。

1.2.2本招标文件各部分所规定的技术要求、供货和服务范围、安装和调试、试验和

验收等内容构成一个完整的技术规范体系，投标方所提供的烟气脱硝系统EPC总承包工

程应涵盖这些内容但不只限于此。

1.2.3接口界限

本设计界限为投标方界限。

1.2.3.1脱硝还原剂

入口：液氨（尿素）罐车出口。

出口：D喷氨喷嘴（SCR装置内）。

2）紧急排放的氨气经由氨气稀释槽吸收成氨废水后经废水泵排放至#3、*4

机组之间的机组排水槽或化学废水处理站处理，其与招标方厂区管架的分

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界在氨制备区外1m处，包括废水泵。

1.2.3.2氮气吹扫系统

入口：氮气瓶出口。

出口：脱硝系统内。

1.2.3.3烟气

入口：从锅炉省煤器出口烟道后的锅炉钢柱K5柱外1m（不包括此接口处膨胀节、法

兰及反法兰）。

出口：空预器进口烟道（具体位置在第一次联络会上确定）。

1.2.3.4蒸汽

吹灰蒸汽入口：锅炉本体脱硝吹灰汽源接口。

吹灰蒸汽出口：吹灰系统疏水接至锅炉13.7踞行层指定位置。

其余蒸汽入、出口：氨储存、制备、供应系统区域和SCR反应器本体区域外1m。

1.2.3.5脱硝装置灰斗（如需）

出口：灰斗下法兰。

1.2.3.6工艺水（如需）

入口：氨储存、制备、供应系统区域和SCR反应器本体区域外1m。

出口：脱硝系统内。

1.2.3.7冷却水（如需）

入口：氨储存、制备、供应系统区域和SCR反应器本体区域外1m。

出口：脱硝系统内。

1.2.3.8压缩空气

氨储存、制备、供应系统区域和SCR反应器本体区域外1m（脱硝系统所需储罐或稳

压罐自供）。对采用声波吹灰器和压缩空气吹灰器方案，投标人应自供压缩空气储罐和

加压装置（如需）。

1.2.3.9沟道、管架、支架

氨储存、制备、供应系统区域和SCR反应器本体区域外1m,并包括厂区氨气管道（氨

区至SCR反应器）系统。

1.2.3.10平台、扶梯

SCR反应器本体区域必须的平台和扶梯以及与锅炉之间的联络平台；氨存储、制备

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和供应区域的检修和维护平台。

1.2.3.11检修起吊设施

脱硝系统的设备和部件检修和维护用的全部固定式和移动式起吊设施及其生根结

构、轨道梁。

1.2.3.12保温、油漆

氨储存、制备、供应系统区域和SCR反应器本体区域外1m以内除SCR主体钢支架外

所有设备和管道的保温油漆设计。

1.2.3.13电气、热控

氨储存、制备、供应系统区域和SCR反应器本体区域外1m以内。另外，SCR反应器

本体区域与氨制备区域之间的连接电缆由投标方供货并负责敷设（电缆桥架由投标方

提供）；脱硝系统区域部分电缆如有一端连接发电厂主体工程设备，则该部分所涉及的

电缆由主体工程负责供货（但DCS的预制电缆由投标方提供），该部分电缆规格、型号、

根数由投标方开列，脱硝区域内的该部分电缆敷设的设计和施工由投标方完成，分界

为脱硝装置区域外1m以内。

1.2.3.14消防

氨储存、制备、供应系统区域和SCR反应器本体区域外1m以内。

1.2.3.15暖通、给排水、通讯

氨储存、制备、供应系统区域和SCR反应器本体区域外1m以内。

1.2.3.16±建

氨储存、制备、供应系统区域和SCR反应器本体区域外1m以内（除SCR主体钢支架及

其混凝土基础外）。

1.2.3.17脱硝系统全部设备及连接件（例如：法兰、配套法兰、垫圈、螺栓、螺钉、

焊接、埋件等）都在供货和服务范围之内。凡为完成合同目的导致接口的改变，投标方

不得提出追加补偿费用。（投标方负责供货、配合和实施，并不增加任何费用。）

1.3工程基本设计条件

1.3.1概述

大唐华银金竹山发电厂扩建工程一期为2X600MW超临界燃煤机组，现已投产发电;

二期工程建设规模为2X600MW超临界燃煤机组，并同时设置烟气脱硝装置、烟气脱硫

装置。

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1.3.2场地条件和自然条件

1.3.2.1厂址概述

电厂厂址位于位于冷水江市金竹山乡太坪村、坪塘村和振新村，西北距冷水江市

8.0km、距金竹山老电厂5.0km。厂址东临湘黔铁路，东南面2.0km处为金竹山车站，从

该站接轨专用线全长约1.7km；南面有原1808省道，电厂运煤道路从该道路引接进厂；

电厂西靠S312省道和沙塘湾镇，电厂进厂主干道从S312省道引接，在厂区西面进厂，

长度约140m；西面0.9km处为资水；厂址处于湘黔铁路和S312省道之间的狭长梭形地带。

主厂房由汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉房组成，每两台机组设一集中控制楼。

除锅炉为露天布置外，其余均为屋内布置，锅炉炉前设低封。

主厂房采用钢筋混凝土结构。

脱硝设备布置包括二部分。脱硝设施本体布置在锅炉空气预热器支架上方；制氨

车间布置在远离锅炉房的二期脱硫场地扩建端，占地约70（W。

锅炉区域以及制氨车间外部道路以及绿化设计由总体工程统一考虑。

坐标系统采用电厂建筑坐标（A,B）系统。

1.3.2.2气象条件

冷水江市位于湖南省的中部、资江中游，属亚热带季风湿润性气候，雨量充沛、

四季分明。冷水江气象站观测资料所反映的该地区各项气象特征参数为：

平均大气压力：986.9hPa；

多年平均气温：16.8℃；

极端最高气温：39.9℃；

平均最高气温：28.0C（7月）；

极端最低气温：-10.9℃；

平均最低气温：5.1℃（1月）；

平均相对湿度：79%；

平均年降水量：1430.0mm；

日最大降水量：156.8mm（7月）；

年蒸发量：1278.1mm；

最大风速：20.3m/s（8月）；

离地10m高50年一遇lOmin平均最大风速：24.9m/s；

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离地10m高1一遇lOmin平均最大风速：27.5m/s；

多年平均风速：1.6m/s；

风向频率：全年、最热季主导风向为NNE风，最冷季（冬季，12月〜次年2月）主导

风向为N、NNE、WNW风。

1.3.2.3根据《中国地震动参数区划图》（GB18306—）,场地地震动峰值加速度为

0.05g（相当于地震基本烈度VI度），地震动反应谱特征周期为0.35so

1.3.2.4建筑物地类型为II类。

1.3.2.5水源

本工程位于资水中游的湖南省冷水江市境内，取水水源为资水，取水口位于在建

的浪石滩水电站库区。

1.3.2.6交通运输条件及限制

电厂一期工程铁路专用线从湘黔铁路金竹山车站接轨，专用线全长约1.7km。在金

竹山车站站房对侧设有三股道，有效长850m。二期工程拟在金竹山站新增设2股道，并

改造相应的配套设施，满足新增运量的要求，而在厂内企业站东侧增设已预留有效长

450m的一重一空一机车走行线共3股道。S312省道贯穿冷水江市，东至涟源，西去新化。

厂址靠近S312省道，公路交通运输十分方便。资水是湖南省的四大河流之一，其流经

冷水江市境内24km,常年可通航35t级船只，上至邵阳，下达柘溪，可承担电厂施工期

间部分地材的运输。

1.3.3电厂主要设备情况

1）大唐华银金竹山发电厂扩建工程二期工程2X600MW超临界机组与脱硝装置有

关的主要设备参数见表1.3-1o

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表1.3-1主要设备参数表

设备名称参数名称单位参数

超临界参数、一次中间再热、单

炉膛、平衡通风、固态排渣、露

型式天布置、全钢架结构、W型火焰燃

烧、垂直内螺纹管水冷壁、II型

变压直流锅炉

过热器蒸发量(BMCR)t/h1900

过热器出口蒸汽压力(BMCR)MPa.g25.4

锅炉

过热器出口蒸汽温度(BMCR)℃571

省煤器出口烟气量(BMCR)Nm7h1824669

省煤器出口烟气温度(BMCR)℃414

锅炉排烟温度修正前/修正后(BMCR)℃124/118

锅炉计算耗煤量(BMCR)t/h291.4

数量(每台炉)台2

空预器型式容克式

漏风率(一年内)%6

数量(每台炉)2

除尘器型式双室五电场

除尘效率%99.82

型式及配置2台

引风机(加风量m3/s

WU

置前)风压Pa

电动机功率kW

m210

烟囱(二炉高度

一座)材质钢筋混凝土砖套筒烟囱

2)本工程除灰系统采用正压浓相气力除灰系统。每台机组的省煤器灰斗和电除

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尘器灰斗的飞灰经过输灰器送往干灰库。

3）机组控制系统采用分散控制系统。

4）辅助蒸汽参数为1.0~L27MPa、320〜350℃。

1.3.4电厂永久性服务设施

1）本工程循环水为二次循环，冷却塔出口水温夏季33C,开式循环冷却水系统

的冷却水设计温度22℃,夏季最高33℃,闭式循环冷却水系统的冷却水设计温度33C,

最高温度为38℃。

2）检修和仪表用压缩空气系统供气压力为0.4〜0.8MPa,最高温度为50C。

3）厂用电系统电压

高压系统为6.3kV三相50Hz,额定容量2200kW电动机的额定电压为6kV。

低压为380V三相50Hz；额定容量200kW以下电动机的额定电压为380V。

交流控制电压为单相220V±10%。

直流控制电源为DCU0V,来自直流蓄电池组，电压变化范围从94〜121V。

应急直流油泵电机额定电压为220V直流，与直流蓄电池系统相连，电压变化范围

从187〜242V。

设备照明和维修电压：设备照明由单独的380/220V照明变压器引出。维修插座电

源额定电压为380V、60A三相50Hz；单相220V,20A。

1.3.5基本设计条件

1.3.5.1煤质

本期工程燃煤为电厂周围的冷水江矿区、渣渡矿区、金竹山矿区和太平寺矿区供

应的无烟煤，详见表1.3—2。

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表L3-2煤质及灰成份分析

项目符号单位设计煤种校核煤种(1)校核煤种(2)

收到基碳Car%49.6044.7155.58

收到基氢Har%1.711.501.57

元素分析收到基氧Oar%1.531.401.47

收到基氮Nar%0.580.980.55

收到基全硫St,ar%1.20.81.5

收到基灰份Aar%35.9941.0830.33

收到基水份Mt%9.399.539.00

工业分析空气干燥基水份Mad%1.120.861.18

干燥无灰基固定碳Cdaf%93.092.0094.00

干燥无灰基挥发份Vdaf%7.008.006.00

kcal/kg4501.640504926.6

收到基低位发热量Qnet,ar

kj/kg18843.716953.320622.7

HGI一848484

可磨系数

—

Kta1.471.471.47

冲刷磨损指数Ke一6.02

综合着火指数*反应指数Rw/ri—-/435

煤粉气流着火温度IT℃836

3

收到基原煤堆积比重Pc,bt/m一

变形温度DT℃1190

灰熔点软化温度ST℃1400/1300

熔化温度FT•C一

资料仅供参考

项目符号单位设计煤种校核煤种(1)校核煤种(2)

二氧化硅SiO2%53.97

三氧化二铝AI2O3%32.00

三氧化二铁Fe2()3%4.18

氧化钙CaO%2.72

氧化镁MgO%1.35

氧化钾K20%1.86

灰成份

氧化钠Na20%1.00

三氧化硫SO3%1.86

二氧化钛TiO2%1.06

二氧化镒M11O2%

五氧化二磷P2O5%

五氧化二钢V2O5ug/g

五氧化二神AS2O3ug/g

20℃500VR20Q•cm

80℃500VRsoQ•cm

100℃500VR100Q•cm

灰比电阻

120℃500VR120Q•cm

150℃500VR150Q•cm

180℃500VR180Q•cm

1.3.5.2煤中微量元素分析资料(暂无)

煤中微量元素分析资料见表L3-30

资料仅供参考

表1.3-3煤中微量元素分析

序

名称符号单位设计煤种校核煤种(1)校核煤种(2)

号

1收到基氯Clar%

2收到基汞HgarUg/g

3收到基氟F3rUg/g

4收到基础AsarUg/g

5收到基磷Par%

6收到基镉CdarNg/g

7收到基倍CParRg/g

8收到基铅PbarNg/g

9收到基铜CtlarRg/g

10收到基银NiarPg/g

11收到基锌Znarug/g

1.3.5.3锅炉点火及助燃油为零号轻柴油，按国家标准其特性如下:

表L3—4点火及助燃油油质特性表

序

项目单位数据

号

1燃油名称—0"轻柴油

2运动粘度(20℃)mm2/s3.。〜8.0

3凝点W0

4闪点(闭口)℃255

510%蒸余物残碳%W0.3

6硫份%W0.2

7灰份%W0.01

8水份—痕迹

9十六烷值—245

10低位发热量kj/kg41800

资料仅供参考

1.3.5.4脱硝系统入口烟气参数（此为锅炉厂投标阶段数据，仅供参考）

表1.3—5脱硝系统入口烟气参数

数据

项目单位

湿基干基

BMCR工况省煤器出口烟气成分（过量空气系数为1.30）

（设计煤种）15.38

（设计煤种）14.39

（校核煤种1）15.44

CO2Vol%（校核煤种1）14.42

（校核煤种2）14.69（校核煤种2）15.58

（设计煤种）4.24

（设计煤种）3.97

（校核煤种1）4.24

02Vol%（校核煤种1）3.96

（校核煤种2）3.99（校核煤种2）4.23

（设计煤种）4.24

（设计煤种）75.09

NzVol%（校核煤种1）74.93（校核煤种1）4.24

（校核煤种2）75.5（校核煤种2）4.23

（设计煤种）0.13

（设计煤种）0.13

（校核煤种1）0.1

SO2Vol%（校核煤种1）0.1

（校核煤种2）0.15（校核煤种2）0.15

（设计煤种）6.42

H2OVol%（校核煤种1）6.59

（校核煤种2）5.67

锅炉不同负荷时的省煤器出口烟气量和温度（湿基）

项目BMCRTHAVP75%THA45%BMCR30%BMCR

省煤器出口湿烟气量（设计煤种）Nm'/h1824669164298213464351075502819128

省煤器出口烟气温度（设计煤种）C414397374354336

1.3.5.5锅炉BMCR工况脱硝系统入口烟气中污染物成分（标准状态,干基,含氧量6%）。

以下为锅炉厂投标阶段数据，仅供参考。

表1.3—6BMCR工况脱硝系统入口烟气中污染物成份

资料仅供参考

数据

项目单位

设计煤种校核煤种（一）校核煤种（二）

烟尘浓度g/Nm342.453.632.6

NOx(以NO2计)mg/Nm3110011001100

Cl(HC1)mg/Nm3

F(HF)mg/Nm3

3

S02mg/Nm3560

SO3mg/Nm3

注：本表为标准状态，干基，含氧量6%。

1.3.5.6纯氨技术指标

脱硝系统用的反应剂为纯氨，其品质符合国家标准GB536-88《液体无水氨》技

术指标的要求，如表1.3—7。

表L3—7液氨品质指标

指标名称单位合格品备注

氨含量%99.6

残留物含量%0.4重量法

水分%—

油含量mg/kg—重量法

铁含量mg/kg—

密度kg/L0.6625℃时

沸点℃标准大气压

压力MPa2.5

1.3.5.7工艺水分析资料

表1.3—8工艺水分析资料

资料仅供参考

项目含量

pH7.5~9

电导率<us/cm

浊度W10mg/L

Ca2+W4.5mmol/L

CL'W300mg/L

Fe3+WImg/L

总磷（以P0产计）W4.5

总硬度/4.5mmol/L

总碱度<4.5mmol/L

注：上表工艺水水质指标供参考。

1.3.5.8水源参数

表1.3—9水源参数表

工艺水

压力MPa0.2〜0.3

消防水

压力MPa<0.8

关闭压力MPa<1.5

生活水

压力MPa<0.3

1.4标准和规范

1.4.1总则

烟气脱硝系统设备、装置的设计、制造、安装、调试、试验及检查、试运行、考

核、最终交付等，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：

资料仅供参考

•首先应符合中国国家标准(GB)、部颁标准及电力行业标准(DL)；

•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；

•如上述标准均不适用，招标方和投标方讨论确定；

•上述标准有矛盾时，按较高标准执行。

投标方应在投标阶段提交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。

1.4.2投标方提供的国内规范、规程和标准必须为下列规范、规程和标准的最新

版本，但不但限于此：

DL5000-《火力发电厂设计技术规程》；

DL5028—93《电力工程制图标准》；

SDGJ34-83《电力勘测设计制图统一规定：综合部分(试行)》；

DL/T5121-《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》；

GB4272-92《设备及管道保温技术通则》；

DL/T776-《火力发电厂保温材料技术条件》；

DL/T5072-1997《火力发电厂保温油漆设计规程》；

GB50184-93《工业金属管道工程质量检验评定标准》；

GB50185-93《工业设备及管道绝热工程质量检验评定标准》；

DLGJ158-《火力发电厂钢制平台扶梯设计技术规定》；

DL/T5054-96《火力发电厂汽水管道设计技术规定》；

SDGJ6-90《火力发电厂汽水管道应力计算技术规定》；

YB9070—92《压力容器技术管理规定》；

GB150—98《钢制压力容器》；

GBZ2-《作业环境空气中有害物职业接触标准》；

DL5033—1996《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》；

GB8978—1996《污水综合排放标准》；

GB13223-《火电厂大气污染物排放标准》；

GB12348—90《工业企业厂界噪声标准》；

GBJ87-85《工业企业噪声控制设计规范》;

资料仅供参考

DL/T5046-95《火力发电厂废水治理设计技术规程》；

DL5027-93《电力设备典型消防规程》；

GBJ16—1987()《建筑设计防火规范》；

GB50229-1996《火力发电厂与变电所设计防火规范》；

GB50160—92(1999)《石油化工企业设计防火规范》；

GB50116—98《火灾自动报警系统设计规范》；

GB12666.5—90《耐火试验(耐高温电缆)》；

NDGJ16-89《火力发电厂热工自动化设计技术规定》；

DL/T657-98《火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程》；

DL/T658-98《火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程》；

DL/T659-98《火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程》；

NDGJ92-89《火力发电厂热工自动化内容深度规定》；

DL/T5175-《火力发电厂热工控制系统设计技术规定》；

DL/T5182-《火力发电厂热工自动化就地设备安装、管路及电缆设计技术规定》;

DL/T701-1999《火力发电厂热工自动化术语》；

GB32/181-1998《建筑多媒体化工程设计标准》；

GA/T75-94《安全防范工程程序与要求》；

GB14285—93《继电保护和安全自动装置技术规程》；

GB50062-92《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》；

DL/T5153-《火力发电厂厂用电设计技术规定》；

DLGJ56-95《火力发电厂和变电所照明设计技术规定》；

GB50034—92《工业企业照明设计标准》；

JGJ/T119—98《建筑照明术语标准》；

GB9089.4-92《户外严酷条件下电气装置装置要求》；

GB7450—87《电子设备雷击保护导则》；

GB50057—94《建筑物防雷设计规范》；

GB12158—90《防止静电事故通用导则》；

GB50052—95《供配电系统设计规范》；

GB50054—95《低压配电设计规范》；

资料仅供参考

GB50055-93《通用用电设备配电设计规范》；

GB50056-93《电热设备电力装置设计规范》；

GB50058-92《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》；

DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》;

DL/T5137-《电测量及电能计量装置设计技术规程》；

GBJ63-90《电力装置的电测量仪表装置设计规范》；

GB50217—94《电力工程电缆设计规范》；

CECS31:91《钢制电缆桥架工程设计规范》；

SDJ26-89《发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程》；

DLGJ154—《电缆防火措施设计和施工验收标准》；

DL/T621—97《交流电气装置的接地》；

GB997—81《电机结构及安装型式代号》；

GB4942.1—85《电机外壳分级》；

GB1032—85《三相异步电机试验方法》；

DL/T5041-95《火力发电厂厂内通信设计技术规定》；

GBJ42—81《工业企业通讯技术规定》；

GB50187-93《工业企业总平面设计规范》；

DL/T5032-94《火力发电厂总图运输设计技术规程》；

GB50260—96《电力设施抗震设计规范》；

GB50011—《建筑抗震设计规范》；

GB50191—93《构筑物抗震设计规范》；

GB50223—95《建筑抗震设防分类标准》；

GB50068-《建筑结构可靠度设计统一标准》；

GB/T50001—《房屋建筑制图统一标准》；

GB/T50083—97《建筑结构设计术语和符号标准》；

GBJ132-90《工程结构设计基本术语和通用符号》；

GBJ68-84《建筑结构设计统一标准》；

GBJ101—87《建筑楼梯模数协调标准》；

GB/T50104—《建筑制图标准》；

资料仅供参考

GB/T50105—《建筑结构制图标准》；

GB50046—95《工业建筑防腐蚀设计规范》；

GB50009—《建筑结构荷载规范》；

GB50017—《钢结构设计规范》；

GBJ135—90《高耸结构设计规范》；

GB50003—《砌体结构设计规范》；

GB50033—91《工业企业采光设计标准》；

GB50037—96《建筑地面设计规范》；

GB50040—96《动力机器基础设计规范》；

GB50222—95《建筑内部装修技术防火规范》；

GB50207—94《屋面工程技术规范》；

JGJ107-96《钢筋机械连接通用技术规程》；

GB/T11263—1998《热轧H型钢和部分T型钢》；

YB3301—92《焊接H型钢》；

YB4001—91《压焊钢格栅板》；

DL5022-93《火力发电厂土建结构设计技术规定》；

DL/T5029—94《火力发电厂建筑装修技术规程》；

DL/T5094—1999《火力发电厂建筑设计规程》；

NDGJ5-88《火力发电厂水工设计技术规定》；

GBJ(50015—)《建筑给水排水设计规范》；

GBJ14—871997版《室外排水设计规范》；

GBJ13—861997版《室外给水设计规范》；

GBJ69-84《给水排水工程结构设计规范》；

DLGJ24-91《火力发电厂生活、消防给水和排水设计技术规定》。

1.4.3投标方提供的国外规范、规程和标准必须为下列协会制定的规范、规程和

标准的最新版本，但不但限于此：

AFBMA耐磨轴承制造商协会

AIEE美国电气工程师学会

AISC美国钢结构学会

资料仅供参考

ANSI美国国家标准协会

ASME美国机械工程师学会

NFPA美国防火协会

ANSI/NFPA70美国国家防火协会电气规范

ANSI/IEEE488可编程仪表的数字接口

EIA美国电子工业协会

EIARS—232—C数据终端设备与使用串行二进制数据进行数据交换的数

据

通信设备之间的接口

EIARS—485数据终端设备与使用串行二进制数据进行数据交换的数

据

通信设备之间的接口

ISA美国仪器学会

ISARP55.1数字处理计算机硬件测试

SAMA美国科学仪器制造商协会

SAMAPMS22.1仪表和控制系统的功能图表示法

NEMA美国电气制造商协会

ANSI/NEMAICS4工业控制设备和系统的端子排

ANSI/NEMAICS6工业控制设备和系统外壳

UL44橡胶导线、电缆的安全标准

IEC国际电工学会

TCP/IP网络通讯协议

ASTM美国材料试验协会

AWS美国焊接协会

ASA美国标准协会

CEMA输送设备制造商协会

EPA环境保护署

ICEA绝缘电缆工程师学会

IEEE电气和电子工程师学会

资料仅供参考

MSS制造商标准化协会

NEC全国防火协会/全国电气规程

NSS维修标准化协会

NEBB国家环保局

NEMA国际电气制造联合会

NFPA国际防火联合会

PFI美国管道建造学会

SSPC美国钢结构油漆委员会

MIC—C—16173防化学腐蚀标准

1.4.4本工程脱硝还原剂为液氨，该药品属于化学危险物品，其输送、卸料、储

存和使用必须遵守《化学危险物品安全管理条例》、《关于加强化学危险物品的通知》

和《常见化学危险品贮存通则》GB15603及其它相关的国家标准与法规要求。以上

条例、通知、通则如有最新版本应以最新版本为准。

1.4.5上述各款推荐的规程、标准是招标方要求的最低标准，在工程中，经招标

方认可，投标方能够采用更高要求的标准。

1.4.6在授予合同后，投标方应将国外供货部分所涉及的全部最新版规范和标准

（包括补充篇和制造厂工厂标准）提供给招标方。

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，外方提供的图纸和资料应翻译成中文随同原文一并提

交招标方，当中文和英文表述矛盾时，以中文为准。

1.5性能保证

1.5.1性能保证

脱硝系统装置性能保证值应由投标方保证，主要如下（空出部分由投标方填出具体

数据）:

1.5.1.1脱硝效率保证

1）首次性能考核试验时，在锅炉的任何正常负荷范围内，脱硝装置的脱硝效率

不低于%（含氧量6%）。

2）工程质保期期满之前，在锅炉的任何正常负荷范围内，SCR反应器的脱硝效

资料仅供参考

率不低于%（含氧量6%）。

3）在保证的催化剂化学寿命期（16000小时，或24000小时）期满之前，即备用层

催化剂投运前，在锅炉的任何正常负荷范围内，SCR反应器的脱硝效率不低于87%（含氧

量6%）。

4）脱硝装置在备用层催化剂投运后，在锅炉的任何正常负荷范围内，SCR反应器

的脱硝效率不小于87%（含氧量6%）。

在保证脱硝效率的同时，也必须保证氨的逃逸率、SO2/SO3转化率等均达到性能保

证指标。

1.5.1.2氨的逃逸率保证

在锅炉的任何正常负荷范围内，脱硝装置的氨逃逸率不大于3ppm,该保证指标和

脱硝效率同时考核。

1.5.1.3SO2/SO3转化率保证

在锅炉的任何正常负荷范围内，S0/S03转化率小于现，该保证指标和脱硝效率同

时考核。

上述三项性能保证指标的条件为：

a）设计煤种

b）锅炉正常负荷范围（45%BMCR〜100%BMCR负荷）。

c）烟气中NOx含量580〜llOOmg/Nm"干基，含氧量6%）。

d）脱硝系统入口烟气含尘量不大于50g/Nm3（干基，含氧量6%）。

e）NHs/NOx摩尔比不超过保证值时。

投标方应按烟气中氮氧化物含量变化提供脱除率修正曲线，该修正曲线应在投标

时提供。投标方应该提供表示SOJSO3的转换率随烟温、催化剂入口的SO?浓度以及锅炉

负荷等因素变化的函数曲线。

脱硝效率定义：

脱硝率CrC2

xioo%

=Cl

式中：C1脱硝系统运行时脱硝入口处烟气中NOx含量（mg/Nm3）o

3

C2一一脱硝系统运行时脱硝出口处烟气中NO,含量（mg/Nm）o

氨的逃逸率是指在脱硝装置出口的氨的浓度。

资料仅供参考

1.5.1.4压力损失

1）从脱硝系统入口到出口之间（投标方供货范围内）的系统压力损失不大于

900Pa（催化剂化学寿命期内，设计煤种，BMCR工况，不考虑附加催化剂层投运后增加

的阻力）。

2）从脱硝系统入口到出口之间（投标方供货范围内）的系统压力损失不大于

Pa（催化剂化学寿命期内，设计煤种，BMCR工况，并考虑附加催化剂层投运

后增加的阻力）。

并依据由投标方提供的已投运电厂的SCR装置的运行情况，说明脱硝系统阻力随时

间变化的情况。

1.5.1.5脱硝装置可用率

在脱硝装置正式移交后的一年中，脱硝整套装置的可用率在最终验收前不低于

98%,在燃用校核煤种时，保证脱硝装置安全运行。

脱硝装置的可用率定义：

可用率=---A