1、2号机组超低排放可行性研究技术规范书

'xxx电厂项目技术规范书项目名称：1、2号机组超低排放可行性研究项目编号：xxx发电有限公司二〇一五年六月37 目录1.总则32.工程环境43.工程概况84.工程规范115.资质要求266.技术标准267.工期和安健环要求268.分工界限279.竣工资料2710.工程验收2711.投标附件2712.其他28附　录　A（资料性附录）安健环协议模板2937 1.总则1.1本技术规范书用于xxx电厂1、2号机组超低排放可行性研究项目，它提出了该项目的作业范围、功能设计、试验、计算分析等方面的技术要求。1.2本技术规范书提出了最低限度的技术要求，并未对一切技术细节做出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，投标人应保证提供符合本技术规范书和最新工业标准的优质服务。1.3如投标人没有以书面形式对本技术规范书的条文提出异议，那么招标人认为投标人提供的产品完全满足技术规范书的要求，如果有异议，应以书面形式明确提出，在征得招标人同意后，可对有关文件进行修改，如招标人不同意修改，仍以招标文件为准。1.4在签订合同之后，招标人保留对本技术规范书提出的补充要求和修改的权利，投标人应承诺予以配合，如提出修改，具体项目和条件由供需双方商定。1.5本技术规范书经供需双方认可后作为订货合同的附件，与合同正文具有同等效力。2.工程环境2.1项目地点xxx发电厂位于xxx市东南25km的白沙湖畔,属红海湾经济开发区。电厂南有径尾、上沟、狮地上等几个自然村，距遮浪镇3km，西北距东州坑村约1km，西南边为山丘地带。电厂东北面临白沙湖，东南方靠近南海海域，电厂东北方4km处为施公寮岛。电厂原始地貌为白沙湖海积I级阶地及其砂岸内侧低平地带的滨海平原，地面自然标高从1.4~4.2m左右(1956黄海高程,下同)，地势平坦开阔，主要是由海边的沙滩荒地、林地、少量的农田组成。2.2环境因素2.2.1气象特征电厂位于xxx37 市遮浪镇，面临南海，属亚热带海洋性气候，没有严寒酷暑，气候温暖雨量充沛，年雨量分配很不均匀，汛期(4～9月)雨量占全年雨量的85%。本地区常受热带气旋的侵袭，带来大量暴雨。年最多风向为东北风，风向季节变化大，9～1月盛行东北风，2～5月盛行偏东风，6～8月盛行西南风。7～8月为热带气旋较多期，在热带气旋的影响下。xxx气象站曾出现过最大风速45m/s，瞬时极大风速60.4m/s。xxx气象站1953～2001年的气象观测资料统计得到各种气象要素特征值如下；多年年平均雨量：1938.2mm历年年最大雨量：2953.9mm历年日最大雨量：475.7mm历年一小时最大雨量：107.3mm历年十分钟最大雨量：40.2mm多年年平均气压：1012.3hPa多年年平均气温：22.3℃历年极端最高气温：38.5℃历年极端最低气温：1.6℃多年年平均相对湿度：78%历年最小相对湿度：3%多年平均年雷暴日数：57.7d多年平均年大风日数：7.6d多年平均年降雨日数：136d多年平均年雾日数：7.2d10m高10分钟平均最大风速45m/s10m高瞬时极大风速61m/s50年一遇10m高10分钟平均设计最大风速43m/s50年一遇10m高基本风压0.85kN/m2100年一遇10m高基本风压1.38kN/m2设备若为室外布置，将考虑当地多高温、高湿天气，海风中含盐雾，日照指数较高，偶有雷暴天气及台风的气候条件。2.2.2工程地质厂址原始地貌为白沙湖海积I37 级阶地及其砂岸内侧低平地带的滨海平原，勘测工作进行前场地已回填平整至约4.2m标高。勘测所揭露的第四系土层可以划分为滨海相沉积层和残积土层两种主要类型。滨海相沉积层广泛分布在海岸低洼地带，其上部主要为海相的中砂、淤泥质土、含淤泥粉砂，下部为粉质粘土。残积土是由花岗岩风化而成的，其厚度变化悬殊，且有球状孤石混杂其中，下伏基岩为中粗粒二长花岗岩。水文地质特征：场地内的地下水主要为赋存在第四系松散土层中的孔隙水和基岩裂隙水,水力性质多属潜水。松散岩类孔隙水主要分布于海积洼地和砂堤砂层中，含水层以粉细砂、中粗砂为主，以潜水为主。基岩裂隙水主要为块状岩类裂隙水，广泛分布于区内，含水层岩性为花岗岩和煌斑岩，地下水赋存于岩石节理裂隙中。场地上部的中砂、含淤泥粉砂为强透水层，粘性土为弱透水层。场地陆域的地下水位埋深为1.5～2.5m，高程在0.74～2.96m。本区处于亚热带季风性气候的滨海地区，为地下水提供良好的补给条件。松散岩类孔隙水的补给主要为大气降雨及海水补给；覆盖于第四系之下的基岩裂隙水，与松散岩类裂隙水之间没有一个完整的隔水层，水力联系密切，基岩裂隙水的补给主要为大气降水及海水渗入补给。厂区内地下水在近海地段与海水有一定联系，其水位受海水涨潮、退潮及季节性影响。地震基本烈度：厂址场地地面加速度峰值0.10g，对应的地震基本烈度为7度。2.3现场条件电厂可提供水、电、气等基本工程所需条件。3.工程概况3.1电厂概况xxx电厂总体规划装机容量为4×600+4×1000MW等级机组，分两期建设，一期工程建设4×600MW等级机组(即2×600+2×660MW)，二期建设4×1000MW等级机组。第一期工程分两步建设，一期工程1、2号机组装设2×600MW国产超临界燃煤机组，一期公用系统设计已按4×600MW等级机组容量完成；一期工程3、4号机组装设2×660MW超超临界燃煤机组，目前1、2号机组已于2008年投入商业运行，3、4号机组已于2011年投入商业运行。37 xxx电厂1、2号机组采用高效静电除尘器，除尘效率达99.52%，并同步建设投运烟气脱硫系统，脱硫效率达92%以上。2013年1、2号机组完成了脱硝系统改造(2+1)、增引合一改造（两台动调轴流风机）及脱硫综合改造（GGH换热元件换型、除雾器换型，最顶层增设一层喷淋层）。3.2工程实施背景目前在满负荷情况下1、2号机组排放情况为：表11、2号机组排放仪表值排放物（mg/m3）1号机组2号机组入口出口入口出口NOX2905029062SO220367332159067.535.7粉尘140005610.6130003812备注：SO2出口两个数值分别为实际值及去除GGH漏风后的理论计算值，GGH漏风率按2%考虑；粉尘出口两个数值分别为脱硫进出口数值。2014年9月12日国家发改委、环保部、能源局联合发布了《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》(发改能源[2014]2093号)，文件明确要求在役或新建300MW以上煤电机组大气污染物排放需达到或接近燃气轮机的标准，即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50mg/Nm3，也称“503510”标准，目前1、2号机组烟气排放指标已不满足最新标准要求，必需对烟气排放处理系统进行改造。xxx电厂在满足国家环保标准要求且位于珠三角沿线重点区域的前提下，以实现NOX特别排放限值为50mg/m3（标态、干基、6%O2），SO2特别排放限值为35mg/m3（标态、干基、6%O2），粉尘特别排放限值为5mg/m3（标态、干基、6%O2）为目标，拟对原脱硝、除尘、脱硫装置进行超低排放改造的可行性研究。本工程要求投标方对我厂1、2号机组超低排放作充分的可行性研究，对改造的投资、节能、机组经济性等方面综合比较，并出具报告。本次改造排放标准指标原则按“50355”(在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于5、35、50mg/Nm3)标准进行规划。3.3设计边界条件37 xxx电厂1、2号机组原燃煤设计煤种为神府东胜煤，校核煤种为晋北烟煤，点火油与助燃油为0＃轻柴油。xxx电厂1、2号机组投产后，实际燃用煤种与原设计煤种有一定的偏差，煤源的变化也相对较大。本工程设计煤质成分分析资料如下表2所示。表1锅炉设计煤种和校核煤种项目符号单位设计煤种（神府东胜煤）校核煤种(山西晋北混煤)收到基水分Mar%12.709.61空气干燥基水分Mad%7.802.85收到基灰分Aar%12.5419.87干燥无灰基挥发份Vdaf%27.3332.31收到基碳Car%60.5158.56收到基氢Har%3.623.36收到基氧Oar%9.507.06收到基氮Nar%0.700.79收到基全硫St，ar%0.680.83收到基低位发热量Qnet，arMJ/kg22.8022.41哈氏可磨系数HGI–5457.64二氧化硅SiO2%35.4350.41三氧化二铝Al2O3%11.7215.73二氧化钛TiO2%0.57–三氧化二铁Fe2O3%9.5923.46氧化钙CaO%28.933.93氧化镁MgO%2.141.27氧化钾K2O%1.05–氧化钠Na2O%0.882.33三氧化硫SO3%6.522.05二氧化锰MnO2%0.38–其他%2.79–变形温度DT°C11101110软化温度ST°C11501190流动温度FT°C1190127037 由于燃煤市场的复杂多变，电厂实际燃用煤种已有了较大变化，实际燃用煤质成分资料如表3所示。表1近三年燃用煤质资料项目符号单位三年加权平均值最高值收到基水分Mar%18.4329空气干燥基水分Mad%8.217.27收到基灰分Aar%11.4223.37空气干燥基灰分Aad%12.8123.37空气干燥基挥发份Vad%33.346.73空气干燥基固定碳Cad%45.6957.82空气干燥基硫分Sad%0.624.19收到基全硫St，ar%0.551.13收到基低位发热量Qnet，arMJ/kg20.7724.87根据近三年燃用煤质情况及1、2号机组实际排放能力，建议采用实际燃煤最高值作为本次改造的边界条件。即脱硝系统入口按400mg/m3NOX含量设计考虑，除尘系统入口按23%灰分考虑，脱硫系统入口按1.13%硫分考虑。4.工程规范4.1总的要求本项目工作内容主要为技术服务，投标方必须通过准确的试验与科学的计算分析提出对目前脱硝系统、除尘系统、脱硫系统的评估结果，详细阐述脱硝系统、除尘系统、脱硫系统(合称烟气系统)超低排放改造的必要性以及可行性，对各改造方案进行详细对比论述，提出烟气系统超低排放改造最优方案，并对相应的配套工程提出改造方案，得出可行性研究报告。4.2脱硝系统4.2.1锅炉概述锅炉采用东方锅炉厂生产的超临界参数变压直流炉，为对冲燃烧方式、单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、悬吊结构Π型锅炉，锅炉主要数据如下：过热蒸汽最大连续蒸发量：1950t/h37 过热蒸汽压力：25.41MPa.g过热蒸汽温度：571℃再热蒸汽流量：1590t/h再热器进口/出口蒸汽压力：4.854/4.664MPa.g再热器进口/出口蒸汽温度：328.5/569℃给水温度：291.3℃省煤器出口过剩空气系数1.15未燃烬碳损失0.70%锅炉保证效率93.55%燃煤量240.46t/h4.2.2脱硝系统概述表1脱硝系统入口烟气参数（BMCR工况）项目单位校核煤种参数（BMCR工况）备注一、烟气参数烟气流量Nm3/h1890000标态烟气温度℃372省煤器出口烟气压力Pa-1690过剩空气系数1.15二、烟气成分标态、干基、实际氧CO2Vol%14.035N2Vol%74.053O2Vol%3.895H2O(标态，湿烟气)Vol%8.018标态、湿烟气三、污染物含量NOXmg/Nm3400SO2mg/Nm32714标态、干基、6%O2烟尘g/Nm330.47标态、干基、6%O237 SO3mg/Nm3标态、干基、6%O2xxx电厂1、2号机组脱硝系统催化剂采用2+1层布置，系统于2013年投运，目前为2层催化剂运行。在设计煤种条件下，脱硝装置在性能考核试验时的NOX脱除率不小于80％，脱硝装置出口NOX含量不大于80mg/Nm3，氨的逃逸率不大于3µL/L（干基，6％含氧量），SO2/SO3转化率小于1%。（含氧量6％）上述性能保证指标条件为：1)锅炉BMCR运行工况；2)烟气中NOx含量：400mg/Nm3，（干基，含氧量6％）；3）脱硝装置入口烟尘浓度不大于30.47g/Nm3(干基，6％含氧量)；4)烟气温度：290-430℃。脱硝系统采用国产蜂窝式催化剂，主要活性成分为TiO2和V2O5，少量的WO3。催化剂层按2+1层设计，即2层催化剂设计层加1层催化剂预留层。反应器第一次运行时只填装2层催化剂，当运行一段时间后催化剂的活性降低至设计值时再填装预留层，以后再根据活性衰减的情况逐层更换，采取这样的更换措施可以有效延长催化剂的寿命。催化剂模块布置数量为6x12（宽度x深度），在计算反应器的截面大小时，每个催化剂模块所占据的空间考虑为1990mmx980mm，此处1990mm即为催化剂支撑梁中心线的间距。在反应器内壁处，模块与反应器壁之间的间距为50mm，则反应器的宽度为6x1990+50+50=12040mm，反应器的深度为12x980+50+50=11860mm，同时设计通用的催化剂密封装置。脱硝系统采用独立分区调节的喷氨系统，每台反应器布置一套喷氨格栅，布置在反应器进口竖直段烟道，静态混合器下游。该段烟道尺寸为12040mm×3400mm（宽×深），沿宽度方向均匀布置10个分区，深度方向3个分区，上下间距约400mm，共30个分区。所有分区由一条母管供氨，各分区设流量监控与调节设备，以实现各个分区喷氨量根据烟道内部各处的NOx浓度分布进行实时调节。37 表1喷氨格栅数据表项目单位数值备注AIG处烟气流速m/s14.7AIG分区数量10×3每个分区喷枪数量5喷枪间距mm280喷枪管径mmDN501Cr18Ni9Ti喷枪内氨/空气混合物流速m/s4.18每个喷枪上喷嘴数量4喷嘴间距mm290喷嘴管径mmDN10喷嘴处氨/空气混合物流速m/s26各分区小集箱管径mmDN200各分区供氨管管径mmDN150喷嘴总数量6004.2.3空预器概述1、2号锅炉空气预热器原由东方锅炉集团股份有限公司根据美国CE预热器公司技术进行设计和制造，型号LAP13494/3883，转子直径13494毫米，蓄热元件高度自上而下分别为300、800、800和300毫米，冷段300毫米蓄热元件为低合金耐腐蚀考登钢，其余热段蓄热元件为碳钢。2013年增加脱硝装置后，硫酸氢铵在146℃～200℃间凝结成粘性很强的状态，易粘附在空气预热器的换热元件表面上，增加空预器阻力，长期运行会堵塞空预器的通流区。而硫酸氢铵的凝结温度区正好处于空气预热器的中温和低温段。为适应脱硝系统改造后空预器的防腐要求，同时对空预器进行局部改造，更换全部蓄热元件，蓄热元件高度自上而下分别为800、500和1000毫米，冷端蓄热元件采用镀搪瓷蓄热元件；并对径向密封、旁路密封进行改造，减小径向密封间隙，加大扇形板面积，使径向密封由两道密封变为三道密封，按理论计算，三道密封比两道密封漏风率将降低0.7%。因空预器壳体板不变，受空间限制，空预器换热元件面积只略有增加。37 表1空预器参数序号参数名称单位设计值A、B侧实测值1.空预器烟气侧压差Pa10221084/11242.空预器漏风率%5.05.22/5.873.排烟温度℃128.1128.714.锅炉热效率%93.5593.624.2.4分析仪表烟气脱硝系统进出口均设置气体分析仪，检测组分为NO、O2，采用直接抽取法取样，分析仪测量原理为非分散红外法。测量系统在脱硝装置（A/B两侧）进出口均设置3个取样装置，经控制柜内测量管路混合后进入分析仪测量。脱硝系统出口设置有氨逃逸分析仪。4.2.5运行状况1、2号机组SCR改造后各项性能指标均符合性能保证值的要求。以2号炉为例，满负荷时实测反应器A、B脱硝率分别为84.19%和84.94%，A空预器漏风率为6.96%，B空预器漏风率为5.76%，A侧空预器阻力为1210Pa；B侧空预器阻力为1201Pa。4.2.6可研工作内容1）完成1、2号机组脱硝性能试验（含烟囱入口NOx含量测试）。试验执行DL/T260–2012《燃煤电厂烟气脱硝装置性能验收试验规范》，试验应包含规范中5.1.1a)烟气温度；b)水分含量；c)大气压力；d)静压；e)动压；f)烟气密度；g)烟气流量；h)烟尘浓度；NOx浓度；j)S02浓度；k)氧量；1)S03浓度等相关参数及5.1.2.1a)脱硝效率；b)氨逃逸浓度；c)S02/S03转化率；d)还原剂消耗量；e)烟气脱硝系统阻力；f)氮氧摩尔比等全部内容。2）根据上述试验核对系统进氨量、进出口温度、差压、出口氨含量、氨逃逸等重要参数测点的准确性，并提出改进方案。针对氨逃逸分析仪等检测装置测量不准或无法确定是否准确的情况，投标方应根据国内外最新应用实例提出改进方案、验证方案或成熟的替代产品。此外，投标方需对改造后脱硝装置进出口NOX的分布进行论证，保证仪表的取样位置具有代表性。3）根据试验确定现有系统在不同负荷、烟气温度、进氨量的情况下实际出力，并判断在最恶劣工况下系统能达到的出力情况。37 4）根据试验确定脱硝系统进出口烟气流场分布情况，并提出改进措施，以保证改造后流场均匀分布。5）根据试验确定现有系统喷氨均布情况，并提出改进措施，以保证氨反应器不出现过量喷氨情况。6）考虑电厂现有两个氨站的联合供氨可行性，对1、2号与3、4号氨罐实现向四台机组供氨进行论证。7）检测现有催化剂活性，评估其活性曲线及寿命周期。投标方应以2020年底NOX排放达到50mg/Nm3为目标，综合考虑2020年前的现有排放限值及机组检修计划，提出未来几年催化剂再生及加装备用催化剂层的最佳时间，以实现性价比最大化。投标方应至少提出两种方案供招标方选择，方案应包含（包括但不限于）：Ø催化剂的选型及再生、备用层加装计划实施时间；Ø投资估算及经济性评价；Ø对脱硝系统对安全、消防、卫生、环境保护等影响进行分析评价；Ø对脱硝系统今后的运行和维护问题进行研究分析；Ø提出脱硝系统的性能指标参数要求；Ø脱硝改造工程对机组正常生产影响评估；Ø改造施工工期论证；Ø烟气阻力变化情况；Ø改造前后系统增加的能耗，并折算成标准煤耗值；Ø对辅助系统提出可行性分析及建议；Ø电气、热控专业相应改造内容论述。4.3除尘系统4.3.1电除尘概述1、2号炉尾部配套两台双室四电场静电除尘器，每个电场均采用小分区供电，每台电除尘器配9台硅整流变压器，每台炉共18台整流变压器。电除尘配备有灰斗气化风，由灰斗底部相对两侧气化板进入。表11、2号电除尘设计参数序号项目单位内容1设计效率%≥99.6237 保证效率%≥99.52校核煤种设计效率%≥99.622本体阻力Pa≤2453本体漏风率%≤2.54噪声dB≤855外形尺寸(每台炉)m×m×m见方案图6除尘器总图（平、断面图）见方案图7有效断面积m22×4668长、高比1.329室数/电场数2/410阳极板型式及总有效面积、材质m2BE型/87430.40/SPCC板11阴极线型式及总长度、材质m针刺线/165108/Q23512比集尘面积/一个供电区不工作时的比集尘面积m2/m3/s94.91/89.6413驱进速度/一个供电区不工作时的驱进速度cm/s5.58/5.9114烟气流速m/s0.9915壳体设计压力：负压KPa-9.98正压KPa+8.716壳体材料/mmQ23517每台除尘器灰斗数量个1618灰斗加热形式/kw电加热19每台除尘器灰斗高/低料位计只16/1620每台除尘器所配整流变压器台数台921整流变压器型式及重量t油浸式/222每台整流变压器的额定容量kVA142/206/15523整流变压器适用的海拔高度和环境温度m、℃0～1000,-25～4024每台炉电气总负荷kVA357225每台炉总功耗kW1919.837 4.3.2气力输灰系统概述气力输灰系统采用正压浓相干除灰方式，按每台炉为一单元进行设计。省煤器、电除尘器每个灰斗下设1台输灰用的仓泵。每台锅炉的除尘器32个灰斗，省煤器7个灰斗，两台锅炉共78个灰斗。输灰系统设置省煤器、一电场共用一根母管，二、三、四电场共用一根母管。系统设三座干灰库，1、2号机组每一根输灰管线均可进入每一座灰库。每座灰库直径为Ф16m，高度26m，容积3000m3，有效容积2400m3。2013年对现有灰库进行改造，使每座灰库均能输灰至3、4号机组4号灰库。表1锅炉排灰量机组容量1×600MWt/h设计煤种校核煤种总灰量27.7644.15一电场灰量22.2135.32二电场灰量4.447.07三电场灰量0.891.41四电场灰量0.220.35省煤器灰量1.502.40气力输灰系统参数为：输送系统设计出力：55.96（t/h）输送系统最大出力：55.96（t/h）总的耗气量：28.32(Nm3/min)仪用空气耗量：0.45(Nm3/min)尖峰耗气量：60.02(Nm3/min)输送压力：0.7(MPa)输送灰气比：27.44(kg/kg)输送起始速度：2-4(m/s)输送末端速度：12-14(m/s)吨米气耗量0.053Nm3/(t.m)37 4.3.3排烟温度1、2号锅炉实际排烟温度较设计值明显偏大，下表为实际运行排烟温度，测点取自空预器出口DCS数据。表1锅炉各工况排烟温度机组负荷600MW500MW400MW300MW250MW季节夏季冬季夏季冬季夏季冬季夏季冬季夏季冬季A侧排烟温度1（℃）160137147135138133135133138129A侧排烟温度2（℃）156133143130134129132129135125B侧排烟温度1（℃）152135150130136133124119135127B侧排烟温度2（℃）144128144123130126120126130115平均排烟温度（℃）153133146130134130128127135124烟囱排烟温度（℃）94879081868284818777对应环境温度（℃）341436123215331430144.3.4分析仪表静电除尘装置A列B室和B列A室出口设置有浊度仪，测量原理为静电感应式，测量相对光学浊度。4.3.5运行状况1、2号机组电除尘进出口各设置有4个烟道，实际运行各烟道温差最大可达10℃以上，说明电除尘进出口烟道流场不均匀。电除尘灰斗落灰的流动性不强，容易出现灰斗壁及灰斗与灰斗连接处挂灰、积灰导致电场短路、高压柜跳闸等故障。电除尘顶部无挡雨棚，其阴阳极振打底座时常出现穿孔漏水等现象。1、2号机组气力输灰系统出力较小，对于电厂实际燃用煤质灰分≥18%时一电场较容易出现堵灰现象，堵灰又造成电除尘部分灰斗挂灰、积灰，进而导致相应电场短路。输灰系统每个仓泵均配置有流化气辅助输灰，但由于其进气以节流孔板控制，实际运行中经常有压缩空气管路中杂质堵塞节流孔的现象，导致输灰不畅。4.3.6可研工作内容1）完成1、2号机组电除尘性能试验（含烟囱入口粉尘含量测试）。试验执行GB13931-2002-T《电除尘器性能测试方法》全部内容。2）根据上述试验核对电除尘进出口及烟囱入口粉尘含量、电除尘进出口温度、差压等重要参数测点的准确性，并提出改进方案。针对粉尘37 仪等检测装置测量不准情况，投标方应根据国内外最新应用实例提出改进方案或成熟的替代产品。3）根据试验确定现有系统在不同负荷、烟气温度、入口粉尘含量的情况下实际出力，并判断在最恶劣工况下系统能达到的出力情况。4）根据试验确定电除尘本体现有流场均布情况，并提出改进措施，以保证电除尘进出口各流道流场均匀。5）投标方应根据国内外除尘系统增效改造成功案例，结合1、2号锅炉实际排烟温度、以实现电除尘出口粉尘20mg/Nm3以下，烟囱入口粉尘5mg/Nm3以下为目标，提出至少两种方案供招标方选择，方案应包含（包括但不限于）：Ø电袋除尘器与低低温电除尘的选型对比；Ø低低温电除尘前后烟道应进行流场优化论证；Ø低低温电除尘改造后对电除尘比集尘面积、电除尘顶部及保温箱、灰斗加热能力等进行详细论证；Ø低低温电除尘改造后对气力输灰系统增加输灰管线、改进流化气等进行详细论证；Ø低低温电除尘应按MGGH设计考虑，同时根据锅炉排烟温度判断是否有多余热量可供利用以达到节能效果，余热利用方式应结合机组实际运行情况考虑；Ø进行MGGH受热面初步设计论证和材料选择；Ø湿式电除尘初步设计论证和型式选择；Ø湿式电除尘废水排放及对脱硫水平衡影响的论证；Ø提出除尘系统的性能指标参数要求；Ø除尘改造工程对机组正常生产影响评估；Ø改造施工工期论证；Ø烟气阻力变化情况；Ø改造前后系统增加的能耗，并折算成标准煤耗值；Ø投资估算及经济性评价；Ø对辅助系统提出可行性分析及建议；Ø电气、热控专业相应改造内容论述。4.4脱硫系统37 4.4.1脱硫系统概述1、2号脱硫系统原设计为0.68%硫分下达到92%脱硫率，在2013年新增一层喷淋层后实现0.8%硫分下达到95%脱硫率。系统原有三层喷淋层每层设置92个空心锥喷嘴，流量为6276m3/h，新增喷淋层设置120个空心锥喷嘴，流量为7200m3/h。1、2号脱硫系统无烟气旁路，除雾器为一层管式+两层屋脊式，GGH为大通道式。在原有湿式球磨机制浆系统基础上，2013年新增了石灰石粉制浆系统，粉仓容积满足改造后2台炉BMCR工况下3天的石灰石粉耗量；增加一座石灰石浆液箱，容积满足改造后2台炉BMCR工况下不小于6小时的石灰石浆液耗量。下表为1、2号脱硫系统设计工况数据。表11、2号脱硫设计数据序号项目名称单位数据备注1性能数据1.1FGD入口烟气数据·烟气量（标态，干基，6%O2）Nm3/h2173337·烟气量（标态，湿基，实际含氧量）Nm3/h2038778·烟气量（标态，干基，6%O2）Nm3/h1945850·FGD工艺设计烟温℃118·最低烟温℃110·最高烟温℃180·故障烟温℃180·故障时间min101.2FGD入口处烟气成份·N2vol-%，干80.31·CO2vol-%，干14.04·O2vol-%，干5.58·SO2vol-%，干0.07·H2Ovol-%，湿7.811.3FGD入口处污染物浓度（标态，干基，6%含氧量）·SO2mg/m31850·SO3mg/m3100·HClasClmg/m349·HFasFmg/m325·最大烟尘浓度mg/m31001.4一般数据总压损Pa2800不含原烟气至GGH入口吸收塔（包括除雾器）Pa1550全部烟道Pa250化学计量比CaCO3/去除的SO2mol/mol1.03SO2脱除率%94.6液气比（以塔出口标态湿烟气计）L/m312.4237 烟囱前烟温℃80烟囱前压力Pa50FGD装置可用率%1001.5FGD出口污染物浓度（标态，干基，6%含氧量）－SOx以SO2表示mg/m3100－SO3mg/m375－HCl以Cl表示mg/m33－HF以F表示mg/m31.5－烟尘mg/m330－除雾器出口液滴含量mg/m3751.6噪音等级（最大值）－浆液循环泵（入口管前1米远处测量）dB(A)85－其余设备（距声源1米远处测量）dB(A)852机械设备2.1烟道系统(1)净烟气烟道（2）GGH2.2吸收塔系统(1)吸收塔－吸收塔型式－流向顺流/逆流逆流－吸收塔前烟气量(标态、湿态)Nm3/h2033224－吸收塔后烟气量(标态、湿态)Nm3/h2095569.7－设计压力Pa-3000~+5000－浆液循环停留时间min.3.69－浆液全部排空所需时间H17.3－液/气比(L/G)（塔出口标态湿烟气计）l/m312.42－烟气流速m/s3.99－烟气在吸收塔内停留时间S5.14－化学计量比CaCO3/去除的SO2mol/mol1.03－浆池固体含量：最小/最大Wt%8/18－浆液含氯量g/l7.77－浆液PH值5.5－吸收塔吸收区直径m14.7－吸收塔吸收区高度m15－浆池区直径m14.7－浆池高度m9.5－浆池液位正常/最高/最低m9.5/10/9－浆池容积m31605－吸收塔总高度m36.6·吸收塔壳体/内衬Q235-B/玻璃鳞片氧化空气喷枪FRP·喷淋层37 －喷淋层间距2－喷嘴数（原始/新增）92/120－喷嘴型式单向空心锥－喷嘴压力（原始/新增）bar0.552/0.7－除雾器位置吸收塔上部(3)除雾器－级数2－材质PP－喷嘴压力Pa200k－喷嘴材料PP－喷嘴流量l/min28－冲洗方式（连续/断续）断续－冲洗水消耗量l/min800－除雾器烟气阻力Pa250(4)吸收塔浆液循环泵－数量（原始/新增）台3/1－型式离心式－外壳材质（原始/新增）衬胶/Cr30－叶轮材质（原始/新增）A49/Cr30－防磨损材质（原始/新增）衬胶/Cr30－吸入滤网有/无有－吸入侧压力Pa100k－扬程KPa195/211/228/266－体积流量（原始/新增）m3/h6276/7200－介质含固量%8~18－密封系统型式机械密封－密封材质SiC－吸入侧阀门材质阀体衬胶，阀板合金钢4.4.2烟风系统概述1、2号脱硫系统原设置一台增压风机，2013年实施了增引合一改造，选型设计参数为：风机流量：478m3/s风机压力：9500Pa进气密度：0.84kg/m3原烟气系统配置两台成都电力机械厂生产的AN35e6(V19+4°)型静叶调节轴流式引风机，设备参数列于下表：表1引风机设计性能参数37 工况项目TB工况B-MCR工况THA工况风机入口体积流量(m3/s)478.0434.4428.5风机入口质量流量(kg/s)401.52364.90362.51风机入口温度(℃)140140132入口烟气密度(m3/kg)0.8400.8400.846风机入口全压(Pa)-4910-3996-3604风机入口静压(Pa)-5400-4400-4000风机出口全压(Pa)459047544666风机出口静压(Pa)410043504270风机全压升（包括附件损失）(Pa)9500.08750.08270.0风机静压升（包括附件损失）(Pa)9500.08750.08270.0风机出口风温(℃)153.0151.8143.3风机附件损失(Pa)已包含在全压效率中风机全压效率(%)84.886.785.0风机轴功率(kW)522842924089风机转速(r/min)745表1风机改造后实测性能参数表（580MW）序号参数名称单位A引风机B引风机备注1电机电流A4004172风机全压Pa625261313体积流量m3/s4214394风机轴功率KW345637185风机效率（实测）%74.0870.446风机效率（理论）%7773注：以上数据据来源为广东电网公司电力科学研究院测试数据。37 改造后引风机性能曲线4.4.3分析仪表烟气脱硫系统进出口均设置气体分析仪、流量计、粉尘仪等，脱硫系统进口主要检测量有：SO2、O2、粉尘、流量等，脱硫系统出口主要检测量有：SO2、NOX、O2、CO、粉尘、流量等。气体分析仪采用直接抽取法取样，分析仪测量原理为非分散红外法，取样点均为单点取样。4.4.4运行状况1、2号脱硫系统目前4层喷淋层运行情况下，在入口0.8%硫分，PH值6左右可达到95%以上脱硫率。吸收塔除雾器、GGH换型后运行状况良好，未发生过堵塞现象。1、2号机组引风机出口至脱硫GGH入口烟道在增引合一改造后未有变化，弯头拐角较多，存在较大优化空间。4.4.5可研工作内容1）完成1、2号机组脱硫系统性能试验。试验执行DLT998-2006《石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置性能验收试验规范》9.2必须要求部分，内容见下表。表1脱硫装置测试项目37 2）根据上述试验核对脱硫进出口含硫量、温度、差压等重要参数测点的准确性，并提出改进方案。针对SO2检测装置测量不准情况（如有），投标方应根据国内外最新应用实例提出改进方案或成熟的替代产品。3）根据试验确定现有系统在不同负荷、烟气温度、入口含硫量的情况下实际出力，并判断在最恶劣工况下系统能达到的出力情况。4）根据试验确定吸收塔现有流场分布情况，并提出改进措施，以保证改造后塔内烟气流场均匀分布。5）评估引风机出力，结合脱硝、除尘、脱硫系统改造后的烟风系统阻力变化情况，判断引风机是否满足改造后系统需求，并进行论证，最终达到系统改造后风机运行在最佳工况点的目标。6）投标方应根据国内外脱硫系统增效改造成功案例，结合1、2号脱硫实际场地布置，喷淋系统实际出力情况，以达到烟囱入口含硫量35mg/Nm3以下为目标，提出至少两种方案供招标方选择，方案应包含（包括但不限于）：Ø单塔单循环与单塔双循环、双塔串联等主流改造技术的选型对比；Ø对塔内喷淋优化、流场均布、高效除雾器等新技术进行对比论证；Ø吸收塔内应进行流场优化论证；Ø引风机至脱硫入口烟道应优化论证；Ø改造方案应优先考虑取消GGH以杜绝烟气泄漏，但由于电厂所处区域要求烟囱排放不能出现白烟等视觉污染，故应对37 增加MGGH或其他无烟气泄漏的加热方式进行论证；Ø脱硫系统改造的同时应考虑协同除尘，并分析改造后脱硫满负荷下进出口粉尘含量水平；Ø提出脱硫系统的性能指标参数要求；Ø脱硫改造工程对机组正常生产影响评估；Ø改造施工工期论证；Ø烟气阻力变化情况；Ø改造前后系统增加的能耗，并折算成标准煤耗值；Ø投资估算及经济性评价；Ø对辅助系统提出可行性分析及建议；Ø电气、热控专业相应改造内容论述。4.5主要技术原则4.5.1最大限度利用原有设备，减少原有设备拆除，缩短改造工期，合理降低成本；4.5.2当烟气系统部分设备发生故障不投入运行时，不影响机组的可靠性；4.5.3投标方需对目前锅炉排烟温度高于设计值的情况作出分析，并明确超温点位于哪个环节及改善措施。上述系统改造应按照改善措施后的工况设计。4.5.4本技术规范书中所有文字及表格涉及参数仅供投标方参考，不作为本次可研引用数据。4.5.5投标方应针对国内已成功实施脱硝、除尘、脱硫系统超低排放的新建或改造项目进行深入了解，并组织招标方一同实地调研。4.5.6提交烟气系统超低排放改造正式书面的可行性研究报告。4.5.7参与可行性研究报告审核，并根据评审意见编制各改造详细论证方案。5.资质要求5.1投标方应取得工程咨询单位资格火电专业甲级资质；投标方或其试验委托方应具备电力工程调试单位火电工程类甲级资质。5.2投标方应具有至少1台600MW及以上火电机组超低排放可研业绩。37 6.技术标准6.1本技术规范书所使用的标准如与投标人所执行的标准发生矛盾时，按较高标准执行。6.2引用标准6.2.1本技术规范书中涉及的所有标准，均为截止到招标人发出本技术规范书之日的最新版本。若发现本技术规范书与参考的标准有不一致之处，投保方应向招标方指明。投标方也可提出其他相当的替代标准，但需经招标方确认。6.2.2现行国家及部颁行业有关规程、规定和规范。《关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》的通知》发改能源【2014】2093号《火电厂大气污染物排放标准》GB13223-2011《火力发电厂设计技术规程》DL5000-2000《燃煤电厂烟气脱硝装置性能验收试验规范》DL/T260–2012《电除尘器性能测试方法》GB13931-2002-T《石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置性能验收试验规范》DL/T998-20066.2.3xxx电厂1、2号机组工程相关工程施工图以及设计、竣工资料。7.工期和安健环要求7.1工期要求7.1.1项目计划安排：2015年7月至2015年10月；7.1.2编制超低排放改造项目可行性研究计划，并提交招标方审核；7.1.3研究计划经审核后，投标方按照计划对1、2号机组进开展相关工作；7.1.4在2015年10月前完成系统性能试验及可研报告的编写，并提交招标方审核。4.1.4可研报告经招标方审查并确认最终各项改造实施方案后，投标方编写各改造项目的论证方案。7.2安健环要求（按NOSA要求）。7.2.1工程的安全保障措施：工程人员现场试验时必须遵守xxx电厂现场安全工作规范，正确使用PPE，并遵守现场监护人员安全管理要求。7.2.2工程对人体健康保障措施：须带耳塞防止现场的噪音伤害。37 8.分工界限8.1招标方的工作8.1.1项目管理、协调、验收。8.1.2提供有关的图纸和技术资料。8.1.3负责提供煤种成分及比电阻数据。8.1.4负责试验所需保温的拆除与恢复、脚手架搭建工作。8.2投标方的工作按照招标方要求完成项目工作。9.竣工资料按照技术要求部分。10.工程验收10.1可研完成后，提交可行性研究报告，提交发包方验收。10.2验收时间在承包方提交最终可研报告后，双方共同确定。在此期间，如果服务双方对服务过程及分析报告没有异议，双方应签署服务工作的验收证明书，该证明书共两份、双方各执一份。11.投标附件投标人应根据本技术规范书和招标人提供的资料进行施工/工作。投标人设计和提供的施工图应符合电力工程制图标准（DL5208-93）的规定。投标人必须提交下列技术文件：11.1项目进度计划11.2项目技术措施方案11.3项目的安健环风险评估分析11.4项目的安健环风险控制措施11.5项目人员资质清单（参加本项目技术骨干人员的姓名、从业年限、专业职称、健康状况，应包含施工过程中使用的特殊工种相应人员从业资质证）37 11.6自备项目施工专业工具、电气工具、手动工器具、检验仪器等设备清单（包含检验合格记录）12.其他无37 AA附　录　A（资料性附录）安健环协议模板投标人一旦中标，承诺与发标人xxx发电有限公司共同遵守并执行本安健环协议书：1.总则1.1本安健环协议书适用于xxx发电有限公司1、2号机组超低排放可行性研究项目，其目的是为了贯彻“安全第一，预防为主,综合治理”的方针，保证项目实施安全、健康、环保，防止各类事故的发生。1.2本安健环协议书提出的是最低限度的安健环要求，并未对一切安健环细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范条文。投标人应保证提供满足本协议书及与本项目相关的现行国际、国内、行业安健环标准的优质产品和服务。1.3投标人如没有以书面形式对本安健环协议书的条文明确提出异议，招标人则认为投标人完全接受本协议书提出的各项要求，提供的产品及服务能完全满足协议书及与本项目相关的现行国际、国内、行业安健环标准的各项要求，投标人可以在其投标报价中单独列出因此而发生的各项费用，否则，招标人则认为已包含在投标报价内。1.4确定中标单位后，本安健环协议书的各项内容将以安健环协议的形式作为合同附件，与合同正文具有同等效力。1.5本协议书所称“发包方”指招标人，即xxx发电有限公司，“承包商”指中标人。2.安健环责任及要求2.1发包方的安健环责任及要求2.1.1由安健环分部对承包单位的安全资质进行审查(主要审查施工资质、安全生产许可证、施工人员上岗资格等)，确认符合各项安健环要求，并留存承包商各有关证照副件一份；2.1.2由项目负责人向承包商提供发包方发布的有关安健环、消防、现场方面的管理标准。2.1.3由安健环分部开工前对承包单位的工作票签发人、工作负责人进行施工安健环知识考试，并对考试合格者进行资格授权。2.1.4对承包商的安全、文明施工负有监督和指导的责任，并将承包商的安全管理工作纳入本单位的重要议事日程。2.1.5对承包商制订的施工安全技术措施予以审核，并监督实施。由项目负责人开工前对承包商负责人和工程技术人员进行全面的安健环技术交底并保留书面证据。2.1.6在有危险性的电力生产区域内作业，有可能造成火灾、爆炸、触电、中毒、窒息、机械伤害、烧烫伤、职业病、高空坠落和倒塌伤人等及可能引起环境污染、生产设备停电、停运事故时，发包方项目负责人应事先向承包商交底，并要求承包商制订可行的措施，经审查合格后，监督实施，并按《电业安全工作规程》的要求设监护人。对只有发包方才能采取的安全措施（例如：停电、送电操作，汽水隔离、消防措施37 、防止机械转动、防止有害物质泄漏等）应在安全措施中明确分工及职责，在具体实施前承包商及时主动与发包方联系，并查清发包方是否已落实稳妥。如有挖掘等涉及地下设施安全的，发包方应将地下设施情况向承包方交底。承包方必须向发包方提出施工方案，发包方批准后，方可实施。2.1.7督促承包商保证现场安全防护设施做到与施工同步，并能保证公用安全防护设施的完好使用，监督承包商配备符合安全要求的个人劳动保护用品、用具。2.1.8对于较大的工程项目如大、小修等定期召开安全工作例会，布置安全工作，及时向承包商传达有关安全工作的文件及通报等，并监督学习与贯彻执行。2.1.9对现场发现的各种不安全隐患有权对承包商提出批评并责令承包商进行改进，也有权对承包商进行必要的经济处罚；对不服从管理或严重违章作业、野蛮施工、管理混乱以及事故不断的，视情节勒令停工整顿或终止合同。2.1.10对承包商发生的任何一起事故有权要求承包商调查清楚，对发生的恶性、严重未遂和重伤及以上的事故，按“四不放过”的原则责令承包商在规定的期限内提出书面调查报告上报备案。2.1.11有权对外包工程进行现场安全检查，发现承包商工作人员违章、冒险作业应及时纠正，发改进通知书责令改进或停工整顿。2.1.12对承包商施工提供必要的技术资料，并尽力提供便利条件。2.1.13在施工中，如承包商发生意外人身伤亡时，发包方应尽力协助承包商救助伤员及处于危险境地人员，但所有必要费用应由承包商承担。2.1.14在施工中发生事故后，发包方有权进行事故调查和取证。2.1.15签订安健环协议书前，将《环境保护和日常安健环考核管理标准》告知承包商。2.2承包商的安健环责任及要求2.2.1在现场施工中，承包商必须坚持“安全第一、预防为主”的方针，认真贯彻执行《中华人民共和国安全生产法》、《中华人民共和国环境保护法》等国家有关安全、健康与环境保护的法律、法规，严格执行《广东省安全生产条例》、《电业安全工作规程》、《电力建设安全工作规程》、《安全生产工作规定》和发包方发布的安健环、消防、文明生产（施工）管理标准的有关内容，对所辖项目的施工全过程安全负全责。开工前应组织施工人员学习上述法规、规程、规定、标准，并经考试合格后方可进行工作。如长期施工，应每年进行一次考试。2.2.2承包商应接受发包方提供的安健环管理知识培训，并认同发包方的安健环政策，执行有关的安健环管理标准，接受发包方的安健环方面检查。开工前必须自上而下进行安健环技术交底，全体施工人员均掌握工程特点及施工安健环措施，并有指定的安健环管理人员。2.2.3建立健全自身安全管理网络、各项安全规章制度，按规定配备专（兼）职安全员，施工队伍超过20人的必须配有专职安全员（或注册安全主任），20人以下的必须设有兼职安全员，并报发包方备案。2.2.4对所有进入现场的施工人员应进行岗前安全教育并经考试合格后方可上岗，电工、电焊工、气焊工、架子工、爆破工、起重机司机，各种机动车辆司机、潜水作业人员37 及其他特殊工作人员必须做到持证上岗，对登高作业人员应组织进行体检合格，将安全教育、考试成绩台帐以及特种作业操作证复印件、体检表复印件报发包方备案。凡增补或调换人员、更换工种，在上岗前必须进行安全教育经考试合格后，方可上岗作业，并报发包方安健环分部备案。严禁承包商使用未成年工、童工和不适应现场安全施工要求的工作人员进行施工。禁止承包商把在劳务市场上即招即用的人员派到发包方生产领域从事危险性的工作。2.2.5工程开工前，承包商应了解和掌握施工现场、施工过程进行危源和工作风险，制订详细可靠的安全技术措施，经发包方及工程所在部门负责人审核后执行，如有需要可聘请发包方有关部门人员协助危险辨识、风险评估和制订安全技术措施。对所承担的施工项目必须按专业项目划分要求编制作业指导书，作业指导书中必须有详实的、针对性强的安全施工措施。对复杂的和危险性较大的工程，应制订单独的施工安健环措施，编制施工组织设计，并经发包方工程项目所属部门负责人审查批准后贯彻落实，否则严禁开工。必要时可请发包方工程项目负责人协助制订安健环措施。2.2.6需在危险性高的区域内作业时，承包商必须预先制订施工方案及施工安全措施，经发包方审查合格后监督实施，并按《电业安全工作规程》的要求设监护人。同时必须按规定严格执行工作票制度，开工前承包商应将工作票签发人和工作负责人名单报发包方的安健环分部经考试合格并授权。2.2.7承包商应充分落实各项安全措施，严禁违规作业，杜绝人身伤亡和设备责任事故。除发包方直接责任外，一切人身事故或设备损坏事故，均由承包商负全部经济责任及全部行政责任；如使发包方造成经济损失，负责向发包方赔偿。2.2.8电力生产区域内施工，必须按规定严格执行工作票制度，在开工前必须按集团公司《发发包方工作票技术规范》办理好工作票。承包商驻厂负责人对工作负责人和参加工作人员是否胜任称职负责，并应经常亲自或委派工程监理人员到现场检查工作是否符合安健环要求。对规定可以不使用工作票的工作，承包商应制定施工方案并经发包方批准，开工前应得到发包方值班负责人的同意。2.2.9开工前，承包商负责人应到安健环分部办理xxx发电有限公司《现场施工安全许可证》，凭证到运行工作票室办理许可开工手续。2.2.10承包商在施工中应符合但不限于下列安健环要求：2.2.10.1承包商应依法为其全体工作人员购买工伤社会保险。并根据施工工程性质、施工环境等不同为现场施工人员配备符合安全要求的安全装备、劳动保护用具和个体防护用品（如口罩、耳塞、护目镜等），并教育员工会正确使用以上防护用品。保证足够的、合格的安全防护工器具，现场的安全防护设施必须做到与施工同步；经常性地进行现场安全自检，完善现场安全防护设施后方可施工。2.2.10.2所有施工、检修现场必须设临时围栏，并标识作业面。危险地带及开口部位施工应设置临时硬性围栏并挂警告牌，夜间还应设置警告灯。影响他人及附近设备、生产区域安全、文明的施工场所应设遮拦并挂警告牌2.2.10.3进入生产现场及施工场所必须戴合格的安全帽，安全帽上应该有单位标识；穿符合要求的、统一的棉质工作服，严禁赤膊、赤脚或穿拖鞋进入生产及施工现场。2.2.10.4高处作业必须正确使用合格的安全带，安全带挂绳长度超过3米以上的应使用缓冲器。在作业场所搭设的脚手架应符合有关要求，并按规定履行验收手续。2.2.10.537 禁止乱动发包方的电气设备（如开关、按钮、刀闸、接地线等）、机械设备及管路系统（如阀门等），未经发包方有关工程管理人员或现场值班人员同意，不得擅自接驳电源、管路。2.2.10.6严禁火灾，在进行有可能引起火灾的作业时，必须执行动火工作票制度，并自备灭火器材。2.2.10.7施工过程中产生或涉及到的工业废品及垃圾应该按安健环管理的相关要求分类放置及处理。2.2.10.8施工过程中应保持地面整洁及自觉保护发包方的环境（如草地、树木、绿化带等），如有损坏要负责恢复。2.2.10.9必须严格遵守执行“三不开工”的规定，即：没有经过审批安健环措施的工作不开工，安健环措施不完善不开工，安健环措施不落实不开工。2.2.10.10对有可能造成触电、机械伤害、高处坠落、中毒、窒息、烧烫伤、职业病和坍塌伤人等事故的作业，应制定安全防护措施，并逐条落实。对只有发包方才能采取的安全措施（例如：停电、送电操作，汽水隔离、消防措施等）应在工作票安全措施逐一落实。2.2.10.11严禁录用未成年工和体检不合格或患有职业禁忌症等不适应现场安全施工要求的老、弱、病、残人员进行施工，不得有冒名顶替现象。根据承包商提供的员工名单，发包方有权审查施工人员的健康情况必须符合本项目的要求。2.2.10.12开工前应对施工机械、工器具、材料及安全防护设施等在使用前应逐一验收，并做好验收记录，确保符合安全规定并不超过检验周期。严禁使用有隐患的机械、工器具。承包方自带施工机具必须安全、合格，施工用大型电动、气动机具、压力容器、起重挖掘等设备必须有合格证并向发包方登记备案。承包方因工作需要向发包方借用的施工机具，承包方借时必须检验合格后方能使用，并使用和负责机具的安全性能，归还时应保证机具完好。承包方要求发包方配合工作的（如起吊设备），在双方确认的安全措施中，应写明各方的安全职责。施工现场所搭脚手架，使用挂牌制度，使用脚手架作业时，承包方作业者应遵守相关规定，安全责任自负。2.2.10.13现场作业中使用风炮、压缩机、切割机等高噪声设备的，必须进行现场噪声分贝测定，超过85分贝的现场必须设置安健环标志牌（如：必须戴护耳器），作业人员做好噪声防护措施。2.2.10.14承包商施工人数在30至50人之间的，配置一个急救箱；在50至100人之间的，配置两个急救箱，依此类推。2.2.11承包商按发包方规定要求参加安全例会和安全、文明施工检查，在现场施工中接受发包方的监督、管理和指导，对发包方提出对安全管理方面的要求应严格执行，对发包方提出的各项改进内容必须按要求进行改进，及时消除事故隐患，并将改进情况书面及时反馈发包方。发生人身事故或危及生产运行的不安全情况,承包商必须立即报告发包方项目负责人及安健环分部；发包方有权制止承包商施工作业中的违规行为，直至停止承包商的工作，情况严重者，发包方有权即时终止施工合同并将有关个人或承包商单位清退出厂，由此造成的工期延误和经济损失由承包商负责。37 发生事故时，应立即抢救伤员、保护事故现场，并及时向发包方的安健环分部报告。2.2.12承包商在施工中所携带钱财、设备、材料等物品应自行看管好，如有丢失，可告知发包方协助调查，如属非发包方原因造成的损失，由承包商自行承担；如发现承包商所雇佣员工盗窃发包方物品财物时，由承包商承担发包方财产损失，情节严重者，发包方有权将事故责任者移交司法机关处理。2.2.13由于不可抗力（如雷电、洪水等）造成合同项目施工作业事故及生产损失，甲乙双方各自承担其相应的损失。2.2.14发生下列情况之一者，由承包商负全部责任、承担全部经济损失：a)不按施工方案施工，不执行安全技术措施所造成的事故。b)违章指挥、违章作业、违反劳动纪律造成的事故。c)使用有隐患的或未经许可擅自拆除安全防护设施造成的事故。d)擅自损坏、毁坏安全防护设施造成的事故。2.2.15承包商应充分投保，以应对潜在的安健环赔偿责任。2.2.16承包商须遵守发包方文明施工的规定，施工工具、材料要摆放整齐、有序，工器具和材料不能直接摆放在地面，及时做好现场的清洁卫生工作，现场垃圾必须当天清理。2.2.17承包商须遵守发包方三标（ISO9000质量标准、ISO14000环境标准和OHSMS职业健康安全标准）及NOSA安全管理标准有关危险化学品、废弃物管理要求，将工程废物按分类要求进行分类，堆放到发包方指定的堆放点，施工中的有毒、放射性的物质有专门的处理人员来处理。废置的危险品严禁随意排向地面、地下及任何水源。2.2.18承包商须采取措施避免施工中产生的灰尘、噪音、强光、废水等有害污染物影响到施工及周边区域的环境及人员健康。2.2.19承包商须采取措施保证工作人员的健康，保证提供休息、饮食场所。2.2.20未经发包方同意，承包商不得把承包工程转包给其他第三方施工单位；若将承包工程转包给其他第三方施工单位，必须与其签订安健环管理协议书，明确双方安健环管理职责。2.2.21承包商在施工过程中，应落实《工作场所职业病警示标识》（GBZ158-2003）有关要求，在存在职业病危害因素的工作场所或区域悬挂职业病危害警示标识。2.2.22承包商与劳动者应有劳动合同关系，并将工作过程中可能产生的职业病危害及其后果、职业病防护措施和待遇等如实告诉劳动者，并在劳动合同中写明，或变更补充说明清楚。2.2.23承包商须对在现场作业的人员配备有效的个人防护用品，并委托有资质的卫生医疗机构做好接触职业病危害作业的员工上岗前、在岗期间和离岗时的职业健康检查。2.2.24机动车辆的安全管理承包方进入发包方施工的机动车必须登记，服从机动车辆及物资出、入厂管理制度。37 承包方进入厂区的机动车辆必须有牌照和检验证，保证安全性能完好，禁止车辆带病作业。承包方机动车驾驶必须持证驾驶，不得借证冒名顶替，违反规定者，发包方有权进行处理或处罚。2.2.15有毒有害、易燃易爆物品安全管理发包方有责任向承包方施工人员讲明发包方有毒有害、易燃易爆物品的存放地点及禁令，并在“危险区”相应部位悬挂明显标志。承包方施工人员必须在有发包方人员允许和带领下方能进入“危险区”作业，不得随意动用危险品，作业前双方共同做好安全措施。承包方施工人员带入现场的危险品必须登记，并按发包方有关规定妥善保管，在现场使用危险品必须得到发包方有关部门的同意，并作好安全措施。在防火重点部位进行动火作业，必须办理“动火工作票”，并做好安全措施，工作完毕必须检查火种隐患，防止发生火灾。2.2.16公用设施的安全承包方施工人员必须爱护发包方的公用设施、道路、绿化、建筑物等，遵守发包方的文明施工规定，不得损坏和污染公用设施。承包方施工人员使用发包方的电力、水源、气源、建筑物等，必须在发包方有关人员指定或在相应的合同协议中规定使用的范围、地点、数量等，禁止私接乱搭现象和破坏固定设施，一经发现发包方有权制止并按规定予以处罚。承包方施工人员不能随意改动、移动、破坏公用设施，如妨碍施工要变动者，须经发包方有关部门同意。2.2.17发包方设备及作业安全管理承包方施工人员应爱护发包方的发电设备和附属建筑物，不得损坏和移动，施工中注意保护进入地下的电缆、管道、建筑物，并在开工前得到发包方有关工作人员的批准，起重、搬运中注意不得碰坏电线、设备、建筑物等。承包方不得随意开启，关闭发包方运行设备，不得随意接驳电源、气源、水源等，如须临时接驳，须经发包方有关人员批准，办理手续，明确正常及事故情况下操作范围。承包方人员在防火重点部位施工中需要动火，应遵守发包方规定办理动火工作票，并做好防火措施。承包方从事发包方发电设备检修、技术改进、试验等工作，必须执行工作票的签发和管理制度。承包方施工负责人（工作负责人）必须执行发包方工作票管理制度，不得以“习惯作法”为由，违反管理规定。发包方有权纠正和制止违反工作票管理的行为和现象，必要时可以暂停止施工作业并予以罚款等处理。承包方在开工前，必须提出作业安全措施，经发包方审查同意后，由承包方组织实施，并负责施工安全。承包方施工人员的作业安全由承包方负责，工作负责人即安全负责人。开工前承包方必须自上而下向作业人员进行技术安全交底，全体施工人员均须掌握项目特点及施工安全措施。作业人员应学习与工作有关的“电业安全工作规程”，“电力建设安全工作规程”37 的有关部分，并接受考试。发包方安健环分部有权检查和监督承包方的施工安全，有权纠正违章冒险作业和不安全行为并对其进行罚款、停止工作、辞退等处理。2.2.15发包方安全保卫管理承包方进入发包方施工人员必须在发包方保卫部门登记并交纳通行证押金，获取在合同有效期间使用的通行证件，离厂时交回证件，不得将证件转借他人。承包方施工人员应遵守发包方安全保卫制度，不得在发包方进行违反社会治安的活动，发包方有权制止并按规定处罚违反规定者。2.2.16环境管理承包方在发包方现场工作期间，不允许对水、空气和土壤等造成污染。承包方必须符合环境法律法规要求，不允许在现场使用任何禁用物品，如PCB，石棉等。承包方对现场垃圾、废料必须实行定点分类回收，不得向指定的垃圾、废料回收区域外排放废水、废料，因承包方工作造成的环境污染损失由承包方负全部责任；承包方不得在发包方现场任何地点燃烧、填埋垃圾。2.10事故处理施工现场发生人身伤亡事故，人员中毒事故，发包方设备损坏事故时，双方有责任保护事故现场，除国家另有规定的以外，由发包方、承包方双方共同按照发包方事故调查程序进行调查，必要时可呈请上级主管部门或法院鉴定。以查明事故原因，落实防范措施，分清责任。因事故造成的经济损失，由事故责任方负责。发包方有权对承包方及肇事个人进行经济处罚，清退，直到起诉追究其刑事责任等处理。发生人身伤亡事故，火灾事故时，双方应尽力协作，防止事故扩大，并按政府劳动，公安部门的规定及时统计上报。承包方人员应熟悉发包方的各种应急预案，掌握意外事故时的逃生和抢险方法。3.甲、乙双方其它安健环责任：3.1遵守现场安全、文明施工管理规定，搞好现场安全、文明施工。承包商施工场所未达到文明施工要求经督促不奏效者，发包方有责任安排其他人员处理，但承包商必须付给发包方相应的劳务费用，并限期交纳，拒不交纳者，加倍从工程款中扣除。经常性的发生文明施工极差又不进行改进的，可不予工程结算。3.2发生事故，甲、乙双方首先要尽全力抢救伤员，并保护好事故现场。3.3由于一方责任发生事故给对方造成的损失，应按责任给予对方经济赔偿。3.4对承包商违反安全管理的行为，按照发包方制订的《安全管理考核制度》进行考核。对拒不接受发包方安全监督管理和处罚的，发包方有权立即中止合同。4.施工安全责任的保证金约定及发包方对承包商发生不符合安健环方面有关规定的事件或行为的处罚4.1一旦施工合同签订，承包商即预留出承包工程总额的4％37 (或:当分项价格有列明时,按施工管理费的30％)作为承包商履行施工安全责任的保证金，并承诺可作如下处理:4.1.1由于承包商责任造成人身死亡事故，扣除全部预留保证金100%。4.1.2由于承包商责任造成人身重伤事故一起，扣除全部预留保证金的100％。4.1.3由于承包商责任而造成火灾事故或主设备停运事故一起，扣除全部预留保证金的100％。4.1.4由于承包商责任而造成机组负荷降低或人身轻伤事故。扣除全部预留保证金的30％。4.1.5对发包方提出的安全、文明施工改进内容没按要求进行改进的，每有一次罚款200～2000元，拒不改进的每有一次罚款3000～5000元，以致酿成事故的，根据后果严肃处理。4.1.6　由于承包商责任发生违章或安健环事件被发包方通报者，根据发生事件的严重程度和安健环分部的建议进行如下扣罚：发生1次扣除全部预留保证金的10％，发生2次累计扣除全部预留保证金的30％，发生3次累计扣除全部预留保证金的60％，发生4次累计扣除全部预留保证金的100％。4.1.7工程竣工验收时，由发包方安健环分部根据xxx发电有限公司《承包商管理标准》中发包工程安全管理细则的有关条款对承包商在项目实施过程中的表现对承包商作出评分。4.2工程完工结算时，未被扣除的预留保证金自动退还给承包商。4.3承包商施工人员违反国家及行业有关安健环方面的法律、法规、规定及由发包方发布的有关安健环、消防、文明生产方面的标准，根据情节轻重，给予每人次200～2000元的处罚，并应在罚款通知单发出的5个工作日内到发包方财务部门缴清罚款，对逾期不交者，将在原罚款基础上加倍处罚。4.4任何情况下,不能因为承包商已预留、被扣除全部或部分安全保证金而免除其应负的安全责任。4.5为确保厂区内交通安全，发包方将对在厂区内道路行驶的机动车辆进行随机测速，对于承包商违反限速标准（主干道最高时速为30公里，支干道最高时速为20公里）超速行驶的机动车辆（包括外来车辆），一经发现，每次罚款100元。4.5发包方安健环分部发现承包施工中不安全情况，有权纠正或立即停止其工作，对下述习惯性违章和人身伤亡事故予以处罚：4.5.1发生因承包方责任造成人身事故或设备障碍、事故的，由承包方负责承担发包方保险范围以外的损失；设备损坏后，承包方应在发包方要求的期限内负责予以修复。4.5.2因承包方责任发生火灾事故，承包方应赔偿发包方的全额财产损失，包括但不限于消耗的灭火器材，材料的损失。另外，火灾事故造成的直接损失在1万元以内的，处罚承包方2000元；造成的直接损失在1～10万元（含1万元）之间的，处罚承包方2万元；造成的直接损失在10万元（含10万元）以上的，处罚承包方5万元。承包方负次要责任发生火灾事故，按责任百分比赔偿发包方财产损失及处罚。4.5.3下列违反消防管理规定，尚未造成严重后果的，处500元以上2000元以下罚款；在禁火标志或易燃易爆化学物品存放处使用明火，电热器具或带火种进入以上场所；指使或强令他人冒险作业造成火险的；37 不具有专业合格证进行电业、电气焊、易燃易爆化学物品作业的；负责监控用火、用电和使用危险品的人员擅离职守的；挪用、损坏消防器材、设施、设备的；拒绝、刁难消防人员进行消防监督检查的；故意阻碍消防车执行任务或扰乱火场秩序，影响灭火救灾的。发生以上约定外的安全考核，按xxx发电有限公司《承包商管理标准》之“工程、设备维修工作考核办法”执行。4.5.4承包方在发包方从事检修维护期间必须遵守发包方的安健环管理、考核制度。4.5.5承包方必须为工作人员提供有安全、卫生保证的生活居住条件，施工人员居住区内应有合格的消防设施；承包方必须为工作人员提供必须的劳动保护设施和用品；承包方不得拖欠工人工资；承包方必须为工人员购买工伤、失业、养老等国家法律规定的强制性保险、顾主责任险、工程一切险等。4.5.6发包方发现承包方工作人员的不安全行为，有权纠正或立即停止其工作；对习惯性违章、严重违章的人员和单位，有权处以罚款，所处罚的罚金须在每月付款前交纳罚款，未交纳者，发包方有权在当月结算款中双倍金额扣除。5.因发包方工作需要，确需长期外包的工程项目，承包方应遵守下列规定5.1承包商应定期通过发包方安健环分部的年度安全资质审查，以一年为期限，一般为每年的下半年。5.2年审时发包方安健环分部有义务向承包商提供发包方发布的有关安健环、消防、现场方面的管理标准清单等，以及对承包商的安全员、工作票签发人、工作负责人重新审查、考核、公布。承包商每年抄报劳保发放记录二次给发包方安健环分部备案，发包方随时可进行检查及要求按发包方标准进行改进。5.3承包商在执行合同期间，若有人员变动情况应事先做好资料准备，以书面形式报告发包方项目负责人和安健环分部存档备案。5.4若承包商不按规定进行安全资质年审，发包方按章停止承包商承包工程项目，对在做的项目下令停工，由此造成的工期延误及经济损失由承包商完全承担。6.适用于本项目承包商的其它规则、程序、实施细则、具体要求、措施等。6.1根据本施工项目的风险特点，承包商应执行以下措施与要求。施工项目风险程度措施与要求①工作票②执行JSA、WSWP③开展PJO④专责安全员⑤配急救箱⑥危险工作人身保险⑦其它D∈（0，70]低风险工作（）√D∈（70，160）37 危险工作（）D∈[160，∞）高风险工作（）注：（1）JSA——工作安全分析，WSWP——书面安全工作程序，PJO——计划工作观察。（2）对应执行以上措施与要求的，由立项部门在对应栏目打√。对高风险工作，①、②、③、④、⑤、⑥为必选项；对危险工作，①、②项为必选项。6.2本施工项目安健环交底内容。无37'