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1、1、2号机组超洁净排放改造项目烟气换热系统（MGGH）改造工程招标文件招标编号：技术部分招标人：二一四年八月超洁净改造项目烟气换热系统（MGGH）改造工程招标文件技术部分技术部分目录1. 技术规范11.1 总则11.2 项目概况21.3 标准、性能保证101.4 技术要求132. 供货范围和服务范围412.1 概述412.2 供货原则422.3 供货范围422.4 供货范围表472.5 主要设备制造厂商推荐表522.6 服务范围543. 设计范围和设计联络会613.1 概述613.2 设计范围613.3 设计联络会634. 清洁，保温油漆、包装、装卸，运输与储存675. 主要技术参数表686.
2、 设备监造、检验、试验和性能验收试验746.1 总述746.2 工厂检验及试验746.3 设备监造896.4 现场检验和试验906.5 性能验收试验966.6 商业运行987. 工程进度997.1 总进度要求997.2 工程进度计划997.3 设备交付进度1008. 技术资料和交付进度1018.1 一般要求1018.2 资料提交的基本要求1028.3 调试后资料1048.4 联系单1049. 技术培训1059.1 培训内容1059.2 培训方式1059.3 培训计划10610. 技术差异表10711. 投标人需要说明的其它内容1081. 技术规范1.1 总则1) 本规范书适用于1、2号机组（2
3、100MW）超洁净改造项目烟气换热系统改造工程，本次工程采用EPC总承包模式，主要工作为将（以下简称）现有的#1、2机组公用的回转式烟气换热系统（GGH）改造为两套分机组独立使用的烟气-水-烟气管式GGH换热系统（以下简称MGGH）。2) 本规范书提出了包括烟气换热系统改造的全部设计、设备和材料采购供货、运输及储存、土建施工、制做及安装、原有系统改造、试验及检查、调试、竣工、试运行、消缺、技术和售后服务、培训和最终交付投产等全部工作的技术要求及工作范围，同时也包括所有必要的材料、备品备件、专用工具以及相关技术资料等。投标人应根据本技术规范书所规定的技术条件和要求编制投标文件。3) 本规范书提出
4、的只是最低限度的技术要求，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。投标人应保证提供至少符合本规范书和有关最新工业标准的产品。同时必须满足国家及地方的有关安全、消防、环保等强制性法规、标准的要求。4) 投标人如未对本规范书提出偏差，将被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中的“偏差表”中。5) 在签订合同之后，到投标人开始制造之日的这段时间内，招标人有权提出因规范、标准和规程发生变化而产生的一些补充或修改要求，投标人应执行这个要求，具体内容由招标人、投标人双方共同商定。6) 合同签订后10天内，按本技术规范要求，投标方提供合同范围
5、内设备的设计、制造、监造、检验、工厂试验、装配、安装、调试、试运、验收、性能试验、运行和维护等标准及规范的清单给招标方。7) 设备采用的专利涉及到的全部费用均被认为已包含在设备合同价格中，投标方应保证招标方不承担有关设备专利的一切责任。投标方保证提供的设备是全新的、技术先进的、可靠的、成熟的、完整的、其装配是合理的。投标方对其供货范围内的成套系统设备（含辅助系统与设备、附件）负有全责，包括分包（或对外采购）的产品。由投标方负责分包（或对外采购）的设备需要具有使用业绩，且分包（或对外采购）的产品制造商应事先征得招标方的认可。招标方有权参加分包、外购设备的采购和技术谈判，但技术上由投标方负责归口协
6、调。对于投标方配套的控制装置和仪表设备，投标方应考虑和提供与电厂现有控制系统的接口并负责与控制系统的协调配合，直至接口完备。其中进口设备和部件要求提供原产地的出厂证明，以及进口报关单等。买方有权对系统所采用的材质进行检测，如材质不符合合同要求，由投标方免费更换并承担相关损失。8) 本规范书所使用的标准，如遇与投标人所执行的标准不一致时，经招标人同意后才能执行。9) 本技术规范书的文字说明、供货范围是一个完整的整体，投标人应满足所有的要求。如果发生矛盾，以更严格的要求为准。10) 投标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/国际计量单位（SI）制。投标文件所有表格均需须按招
7、标文件表格顺序和格式填写、不得删除，可以在表格的最末拦后补充。投标文件的电子版须采用WORD和Excel格式，设计图采用AutoCAD 2004版格式，招标人不接受PDF格式文件。11) 本工程采用KKS标识系统，投标人提供的技术资料（包括图纸）和设备的标识必须有KKS 3级编码。12) 投标方应具备420t/h（或同等烟气量）及以上工业电站燃煤锅炉以下业绩之一。投标方须随投标文件同时提供相关业绩合同的复印件（封面、供货范围、设备参数、签字页、验收证明材料、运行评价材料等等），以证明投标人满足招标业绩要求，否则其投标文件无效。a) 一个或以上MGGH系统（同时具有烟气冷却器和烟气加热器）或烟气
8、深度冷却器系统（冷却器出口烟气温度低于80）成功应用业绩，且已证明安全可靠；b) 三个或以上MGGH系统（同时具有烟气冷却器和烟气加热器）或烟气深度冷却器系统（冷却器出口烟气温度低于80）以上合同业绩。13) 投标方分包的安装拆除施工单位必需具有二级及以上机电设备安装资质，推荐单位需经招标方认可。14) 压力容器和压力管道的设计和制造必须由具备相应资质的单位完成，投标时投标方应提供相关证明材料。15) 如果本技术规范书前后出现有不一致的描述，投标人应在投标前提出澄清，未提出澄清的则以招标人的解释为准。1.2 项目概况1.2.1 系统概述共建有2台420t/h高压自然循环单汽包煤粉锅炉，总装机容
9、量200MW。分别于2005年9月和10月投入商业运行。现有回转式烟气换热系统于2010年1月建成投运，两台机组共用一套烟气换热系统。2014年3月和2013年3月#1、2炉分别进行加装低压省煤器节能改造，在炉空预器出口烟道设置烟气冷却器，利用机组主凝结水作为冷却工质对烟气进行冷却降温。为满足超洁净排放需要，计划于2014年年底取消现有的#1、2机组公用的回转式烟气换热系统（GGH），同时增加两套分机组独立使用的烟气-水-烟气管式GGH换热系统（MGGH）。1.2.1.1 主要设备参数机组与烟气换热系统有关的主要设备参数见下表。表1 1、2号机组主要设备参数（以下单台机组参数）设备名称参数名称
10、单位参数锅炉型号：DG420/9.82-II型高温高压自然循环煤粉炉BMCR工况最大连续蒸发量t/h420过热器出口蒸汽压力MPa9.8过热器出口蒸汽温度540空预器出口烟气量干Nm3/h463055空预器出口烟气温度145-165最低不投油稳燃负荷%60%额定负荷额定工况下燃料消耗量t/h55.51（设计煤种）BMCR工况下燃料消耗量t/h59.0（设计煤种）低压省煤器进口烟温155（设计） 145-165（实际）出口烟温122（设计） 120-130（实际）烟温降33(设计)烟气流阻Pa195.83烟气酸露点95进水温度90出水温度118.56设计冷却水量t/h140（最大200）除尘器配
11、置双室（一电三袋）除尘效率%99.6除尘器出口含尘浓度mg/Nm315（设计），10（实际）除尘器进口烟气温度不低于120烟囱配置1、2炉共用一座烟囱高度/出口内径m180/4.5材质混凝土防腐措施无1.2.1.2 厂址概述省略。1.2.1.3 工程地质在勘测深度范围内，未发现明显的断裂构造行为，根据查阅有关区域地址资料，未标示有区域性的活动断裂从厂区及其附近经过，适宜建厂。根据建筑抗震设计规范（GB50011-2001），及广州新塘漂染工业环保综合治理配套项目（热电站、工业净水厂、污水处理站）工程场地地震安全性评价报告该厂址坐在区域抗震设防烈度为7度。场地土类型为中软场地土，属类建筑场地。根
12、据机组初步设计的地质资料，场地地层：由第四系人工填土层、冲积层、残积层和下第三系地层构成：各土层描述如下：1）人工填土层（Qs）：以素填土为主，局部地段为杂填土，该层整个场地内均有分布，呈松散状，层厚0.8m-6.2m，平均厚度3.78m，堆填时间不足1年，其力学特性较差，且均匀性差，不宜作为拟建建筑物的地基持力层。2）第四系冲积层（Qal）：含有软塑流塑状淤泥、淤泥质粘欧土1层、可塑状粉质粘土、粘土2层、稍密中密状中砂、粗砂3层、条带或透镜体分布的粉质粘土4层，上述土层地基承载力均较低，且淤泥、淤泥质粘土1层属高压缩性软土，粉质粘土、粘土2、层属中压缩性土，中砂、粗砂3层为场地主要含水层，局
13、部可产生轻微中等液化，故不宜选用第四系冲积层内的各类土层作为拟建主要建筑物的地基持力层。3）第四系残积层（Qel）：以粉质粘土为主，局部地段为粘土，呈硬塑可塑状，该层在场地内分布较广泛，可作为荷载较小的附属建筑物的基础持力层。4）第四系残积层（Qel）：以粉质粘土为主，局部地段为粘土，呈硬塑可塑状，该层在场地内分布较广泛，可作为荷载较小的附属建筑物的基础持力层第三系基岩（E）：其中强风化粉砂质泥岩1为半岩半土状，承载力稍大，可作为拟建场地内荷载较小的附属建（构）筑物基础持力层，中等风化粉砂质泥岩2及微风化粉砂质泥岩3承载力较高，分布稳定，是拟建场地内各类建（构）筑物良好的地基基础持力层。公司1
14、、2号机组烟气脱硫工程位于炉后烟囱后，现场地已整平，下一阶段需根据建构筑物的布置进行进一步的勘测。1.2.1.4 气候与气象厂位于*，属亚热带海洋性季风气候，无严寒酷暑，气候温和，雨量充沛。气象特征如下（大盛站）：（参考初步设计）l 历年最高高潮位2.90ml 历年最低低潮位-1.36ml 多年平均高潮位1.32ml 多年平均低潮位-0.27ml 多年最大潮差3.32ml 多年平均潮差1.60ml 厂址处百年一遇高潮位3.12ml 多年平均涨潮历时5小时30分l 多年平均落潮历时6小时58分l 最大年降雨量2865.2mml 最小年降雨量1113.2mml 最大日降雨量284.9mml 最大时
15、降雨量101.1mml 年平均气压101.24kPal 历年最高气温38.7l 历年最低气温-0.3l 历年平均气温22.0l 多年平均相对湿度81%l 多年月平均最低相对湿度8%l 全年主导风向北风和东南风l 最大风速34.5m/s1.2.1.5 交通运输省略1.2.1.6 厂内运输由于本项目是现役电厂的脱硫改造工程，厂内道路主体工程已基本形成，尤其是脱硫场地周边的道路已基本建成，厂内主要道路均内通行大型平板车。陆路交通已完全满足烟气脱硫系统大件运输的需要，施工安装期间的交通运输条件十分方便。1.2.1.7 厂外运输脱硫系统运行所需的石灰石粉，将用密封罐车运至厂内。1.2.1.8 电厂总体布
16、置电厂厂区布置按功能分为主厂房区、循环水系统、电气配电装置区、煤场及输煤设施区、水处理区、除灰除渣设施、脱硫设施区、附属、辅助生产建（构）物区及厂前区。厂区内场地设计标高为3.5m，主厂房内地坪标高为3.82m（85黄海高程）。1.2.1.9 废水排放及治理电厂厂区排水为分流制，分别设置雨水排水系统和生产、生活污水排水系统。厂区雨水采用雨水引入排水总管统一排放，道路边均设有雨水口汇集雨水至排水管；对于电缆隧道及局部深槽排水，采用机械抽吸的方法引入排水管。全厂的生产废水（包括脱硫废水）和生活污水通过污水管网集中收集到污水厂。1.2.1.10 机组热力控制方式和水平在集中控制室内以分散控制系统作为
17、机组的主要监视和控制手段，实现单元机组（包括锅炉、汽轮机和厂用电等）的启动和停止、正常运行的监视和控制以及事故工况的处理。#1、2机组脱硫DCS系统采用的是上海GE新华XDPS-400e控制系统。1.2.2 原有系统介绍1.2.2.1 脱硫系统概况#1、#2炉湿法脱硫装置由浙江菲达环保科技有限公司设计，采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫，采用湿式强制氧化、石灰石-石膏回收工艺，两炉一塔制，脱硫效率95。因超洁净排放改造需要，脱硫系统计划与本工程同期改造为一炉一塔制（不在本工程范围内），#1炉新建一套单塔双循环石灰石-石膏湿法脱硫系统（布置于原脱硫塔南侧），改造现有石灰石-石膏湿法脱硫系统作为#2机组
18、脱硫系统，同时#1、2机组分别在原GGH顶部支架上加装湿式电除尘器，需占用原有GGH钢架。#1、#2炉引风机出来的原烟气，分别经#1、#2炉增压风机增压（目前已取消）后进入回转式烟气烟气加热器GGH，原烟气经GGH降温侧后进入吸收塔，与布置在吸收塔上部的三个喷淋层喷出的循环浆液形成逆向接触吸收。吸收了烟气中有害成分（主要是SO2、HCl、HF和飞灰）的浆液被收集在塔底的反应罐体中，净化后的烟气继续向上流经布置在塔顶的除雾器，净烟气中夹带的液滴在除雾器中被除去。离开除雾器后的净烟气再回到GGH的加热侧，饱和低温净烟气被加热至80后经净烟气挡板进入烟囱排放，烟囱无防腐。脱硫区域设有一个吸收区地坑，
19、用于收集这些区域的各种排水和排放的浆液。1.2.2.1.1 压缩空气系统系统设1个总压缩空气储气罐和2个旁路挡板保护用压缩空气储气罐，气源从公司压缩空气系统母管引入。压缩空气主要用作石灰石粉仓顶布袋除尘器脉冲用气、GGH高压水反吹用气、真空皮带脱水机气动纠偏装置用气、净烟气分析测量装置的用气、检修用气等。1.2.2.2 电气部分介绍（1）6KV配电系统湿法脱硫装置的电源由主厂房6kV配电装置引接，具体为1炉增压风机（已取消）、A浆液循环泵从主厂房6kV IA段引接，B浆液循环泵、#1脱硫变从主厂房6kV IB段引接，2炉增压风机（已取消）从主厂房6kV2A段引接，C浆液循环泵、#2脱硫变从主厂
20、房6kV 2B段引接。380/220V用电设备由湿法脱硫变压器供电。（2）380/220电气系统采用PC（动力中心）供电方式。1、2炉脱硫系统各设一段，低压PC采用单母分段接线，设低压脱硫PCA，PCB段，由两台低压变分别给低压脱硫PCA，PCB段供电，在PCA，PCB段之间设联络开关，正常时联络开关断开，两台变压器分别供两段母线。当工作电源故障时，自动投入联络开关，由一台变压器供两段母线。380/220 V系统为中性点直接接地系统。75KW及以上的电动机回路，容量大于等于100KW的馈线回路采用框架断路器作为电源开关；75KW以下的电动机回路，采用朔壳断路器+交流接触器作为电源开关；容量小于
21、100KW的馈线回路采用朔壳断路器作为电源开关。（3）事故保安电源为确保1、2炉脱硫系统失电后的设备安全，1、2炉脱硫系统设有一路共用的事故保安电源。事故保安段引自主厂房380/220VPC1a段，接入低压脱硫PCA段，正常运行时，脱硫保安电源进线侧始终带电。1.2.2.3 控制、保护和测量系统（1）控制电源6KV断路器，6KV微机保护装置，低压框架式断路器的控制电压采用220VDC，其余控制电压采用220VAC。低压框架式断路器的控制，保护及信号系统所需的直流电源由由脱硫岛直流分电屏提供，6KV断路器，6KV微机保护装置，保护及信号系统所需的直流电源由主厂6KV柜内原有220VDC控制小母线
22、供电。（2）控制方式脱硫低压变压器6KV侧断路器，脱硫380/220VPC段电源进线开关及母联开关，脱硫保安电源进线断路器纳入主厂DCS控制，其余脱硫岛内设备均由脱硫DCS控制。脱硫岛控制室内不设常规控制屏。脱硫电气系统与主厂房DCS及脱硫DCS均采用硬接线连接。#1、#2脱硫变高开关有功功率及原有三台浆液循环泵有功功率通过通讯由主机组6KV装置传至脱硫DCS进行显示。（3）继电保护继电保护装置对1、2炉脱硫系统的电气设备的各种短路故障和异常运行情况进行保护，以最短的时间切除故障，并满足有选择性灵敏性、稳定性、可靠性的要求。6KV高压电动机和变压器采用微机式保护装置， 380V系统中75KW及
23、以上的电动机，容量大于等于100KW的馈线采用微机式保护装置；75KW以下的电动机和容量小于100KW的馈线采用朔壳断路器和微机式智能控制保护装置。（4）直流及UPS系统脱硫直流系统仅设有一面直流屏，两路电源分别引自机组集控直流I段、段，为1、2炉脱硫系统公用，供1、2炉脱硫系统电气控制、信号、继电保护、0.38 kV断路器合分闸、事故照明等负荷。不停电电源系统（UPS）交流主电源引自低压脱硫PCA段，交流旁路电源引自低压脱硫PCB段，直流电源引自机组集控直流I段，为1、2炉脱硫系统共用，供1、2炉脱硫DCS及其他一些重要的负荷。1.2.3 设计条件1.2.3.1 煤质资料及脱硫系统入口烟气参
24、数脱硫设计煤种含硫量为Sar=0.8%。电厂燃煤煤质特性分析如下：煤质资料名称符号单位设计煤种校核煤种收到基碳份Car%52.2139收到基氢份Har%3.253.71收到基氧份Oar%5.679.94收到基氮份Nar%1.070.74收到基硫份Sar%0.81.0收到基灰份Aar%2926全水份Mt%811收到基挥发份Vdaf%20-2224收到基低位发热量QnetkJ/kg20.30618.91哈氏可磨性系数HGI62.4282灰变形温度DT1300大于1500灰软化温度ST1350大于1500灰流化温度FT大于15001、2号机组脱硫系统入口烟气参数（以下单台机组参数）项目单位数据（干基
25、）数据（湿基）锅炉BMCR工况烟气成分（标准状态，实际O2）O2（标态，实际O2）Vol%6.12H2OVol%67系统干烟气量（标态，干基，6%O2）干Nm3/h463055空预器出口烟气温度（BMCR）145-165引风机出口烟气温度（BMCR）120-130脱硫塔出口烟气温度48系统负荷范围40100系统年运行小时数h80001.2.3.2 气/汽源、水源、电源的参数供给脱硫岛气/汽源、水源、电源的参数仪用、厂用压缩空气（仅限吸收区）压力MPa0.6蒸汽温度25010压力MPa0.71.0工业冷却用水温度25-35压力MPa0.30.4除盐水压力MPa0.45消防水压力MPa0.70.8
26、生活水压力MPa0.30.5电源中压交流6000V（负荷电源直接接主厂房6kV母线）低压交流380V（仅提供一路保安电源，三相四线制）直流220V1.3 标准、性能保证1.3.1 标准MGGH系统及其附属设备的设计和制造，符合现行使用的有关中国国家标准和中国部颁标准或技术来源所在国家的规范和标准。投标方提供设计制造的规范、规程和标准至少应满足下列要求：在按引进技术标准设计制造的同时，还应满足最新版的电力行业（包括原水电部、原能源部）相应规范；在按引进技术标准设计制造的同时，还应满足有关安全、环保及其它方面最新版的国家强制性标准和规程（规定）；在按引进技术标准设计制造的同时，采用等同于或高于国际
27、标准的国家和行业标准。如果本技术规范书中存在某些要求高于上述标准，则以本技术规范书的要求为准。1.3.2 性能保证值主要指标见下表，此表由投标人填写，表中保证值栏已填数字为单台系统最低要求，投标人可根据自身情况提出更高标准。MGGH系统性能保证值投标人的保证值项目单位保证值索赔值（人民币）拒收值备注1 净烟气再加热器出口烟气温度80802 电袋除尘器后原烟气冷却器出口烟气温度110每低1，索赔5万元1053 净烟气再加热器进口热媒水温度4 原烟气冷却器进口热媒水温度80805 烟气总阻力（BMCR工况，不含低压省煤器）Pa600每增加10，索赔4万元700原烟气冷却器烟气阻力阻力（BMCR工况
28、）Pa净烟气再加热器烟气阻力阻力（BMCR工况）Pa6 热媒水侧总压降Pa7 60%BMCR工况下，热媒辅助加热用蒸汽的耗量t/h8 系统总电耗kWh9 热媒水流量（BMCR工况）t/h10 单组换热器堵管裕量%101011 可用率质保期内的可用率%9999，每低0.5，索赔50万元在质保期内影响发电机组非计划停运次数保证值次0影响一次索赔20万元12 设备整体寿命年3013 换热管寿命年1014 材料寿命所有换热管允许腐蚀和磨损量mm/年0.1所有钢衬橡胶件或钢衬鳞片树脂质量保证期年15膨胀节年5说明：可用率的定义A：系统统计期间可运行小时数。B：系统统计期间强迫停运小时数。C：系统统计期间
29、强迫降低出力等效停运小时数。1.3.3 其他保证（1）质保期质保期的具体要求见商务部分有关内容。（2）温度投标人保证所有隔热表面最大温度不高于50（环境温度27，风速2.5m/s）。（3）噪音投标人应该对每个设备采取必要的消音措施，使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）。1.4 技术要求1.4.1 总体要求烟气换热系统改造包括所有需要的系统和设备至少应满足以下总的要求：l 每台机组设一套MGGH 及其辅助系统，本工程两台机组共两套。l MGGH净烟气再加热器出口烟气温度不低于80；
30、MGGH原烟气冷却器出口烟温不低于105；MGGH原烟气冷却器进口热媒水温度不低于80；MGGH系统烟气总阻力（BMCR 工况，不含现有低压省煤器）不超过600Pa。l 系统构成：MGGH换热形式为三级烟气-水换热器，它由两级原烟气冷却器和一级净烟气再加热器组成。两级原烟气冷却器分别利用锅炉空预器出口和电袋除尘器出口烟气加热热媒介质；净烟气再加热器利用热媒介质加热湿式静电除尘器出口的低温烟气。MGGH 通过热媒介质将锅炉高温烟气热量传递给湿式静电除尘器出口的低温烟气。热媒介质采用除盐水，闭式循环，增压泵驱动，热媒辅助加热系统采用辅助蒸汽加热。每套MGGH装置至少包含三级烟气-水换热器及支撑结构
31、、热媒辅助加热和疏水回收系统、热媒补给系统、热媒增压系统、吹扫系统、排污系统以及所需的所有管道及附件、阀门、控制系统所需的测温、测压装置及其它控制装置、电气装置。l 设计要求：n 原烟气冷却器第一级换热装置布置在引风机和脱硫塔之间烟道位置，第二级换热装置使用现有低压省煤器，两级换热装置串联使用。n 净烟气再加热器布置在湿式电除尘出口与烟囱之间。n 投标方可根据自己的技术特点合理选择换热器的规格，但尺寸和布置须满足现场布置要求。n 为方便换热装置检修，换热装置应分隔成若干管组（或模块），当其中 1 个出现泄漏，能退出该管组（或模块）运行，不影响其它管组（或模块）的正常运行，且至少考虑当一个管组（
32、或模块）退出运行仍能保证烟气加热器出口烟气温度达到 80。n MGGH 系统烟道及辅助设备的布置应进行充分优化设计且符合现场条件，并经招标方确认。n 投标方不得因MGGH系统及辅助设备布置的调整而提出调整合同价格的要求。投标方应在投标文件中详细提供两级换热器及烟道的平面和立面布置图，经招标方确认。n 因本工程为改造工程，场地狭小且与脱硫系统改造和湿式电除尘改造工程同步进行，投标方应提前进行现场勘察并对脱硫系统改造和湿式电除尘改造工程进行充分了解，桩基和钢架设计应充分考虑其他工程的影响，且不影响脱硫岛整体美观性。n 所有可能接触腐蚀环境的烟道（包括全部净烟气烟道、原烟气冷却器后烟道）应采用防腐钢
33、材或以适当的涂层进行保护（如玻璃鳞片树脂、橡胶内衬或相当材料）。烟道的防腐方案应征得给招标人同意。l 投标方应保证MGGH 换热器的最大噪声级不应超过 70 分贝（距设备1 米处），辅助设备的最大噪声级不应超过 85 分贝（距设备 1 米处）。 l 设备整体寿命不低于 30 年，其中主要换热元件寿命不低于 10 年。 l 投入商业运行后，整套MGGH系统的可用率99%。l MGGH系统所有设备的联锁保护、控制、监视均在DCS系统实现。l 设计上要留有足够的通道，包括施工、检修需要的吊装及运输通道以及消防通道。l 设计上要留有足够的照明，满足运行监视及检修需要。在本规范书中关于各系统的配置和布置
34、等是招标人的基本要求，仅供投标人设计参考，并不免除投标人应对系统设计和布置等所负的责任。1.4.2 工艺系统要求（1）本改造工程应是一个一体化和相互协调的设计。它应包括改造工艺本身的设计和如下相关专业的设计：l 电气系统l 照明系统l 控制系统l 土建、支撑l 吹扫、排污系统l 热媒补给、排污系统l 热媒辅助加热和疏水回收系统（2）MGGH系统主要技术指标要求：l 冬季锅炉80%BMCR及以上运行工况、无任何辅助加热条件情况下，MGGH净烟气再加热器出口烟气温度不低于80。l 在80-40%BMCR 工况下需校核净烟气再加热器出口烟气温度并设计热媒辅助加热系统，以保证冬季40%BMCR及以上工
35、况下MGGH净烟气再加热器出口烟气温度仍能达到 80。l MGGH原烟气冷却器（第一级）出口烟温不得低于105。l MGGH原烟气冷却器（第一级）进口热媒水温度不低于80。l MGGH系统烟气总阻力不超过600Pa（BMCR工况，不含低压省煤器）。l 每个换热器换热面积应分别有不小于 10%的堵管裕量。（3）MGGH系统材质要求：l 所有与烟气接触的设备及部件均应充分考虑防磨、防腐措施。投标方需专题详细说明换热器壳体及换热管材质的选择依据及在设计介质条件下的腐蚀裕量。l 换热管材质应考虑优良可靠的换热、防磨和防腐蚀性能。换热管推荐材质按防腐性能高低排列如下：聚四氟乙烯、SUS316L、ND钢。
36、投标方必须从以上三种材料或更高等级防腐材料中合理选择换热管材质并提供选型依据，经招标方确认。l 原烟气冷却器管材选用防腐性能不低于ND钢材质。l 净烟气再加热器应分段布置，烟气低温段管材选用防腐性能不低于SUS316L材质，其它段选用防腐性能不低于ND 钢材质。投标方应根据本技术规范中的设计条件和投标方的设计方案合理选择低温段的烟气温度范围并做专题说明。烟气低温段管排所占比列不低于总管排数的20%，且必须为裸管。l ND 钢的生产厂家要求为宝钢、沙钢、兴澄特钢。ND 钢的腐蚀率不大于 8mg/cm2.h-1 （70，50%硫酸浸泡 24 小时）。ND 钢由检验单位检测合格方能使用，检验单位由招
37、标方确定。检测费用由投标方承担。检验结果如不符合上述要求的钢管不得使用。l 投标方根据给定的设计条件，专题说明所有外部管道（包括循环水管、补给水管、热媒辅助加热用蒸汽管、蒸汽冷凝水管、热媒排污管、吹扫和排污管等）所采用的材质。（4）MGGH系统设计要求：l 投标方应对招标方现有低压省煤器热力性能进行校核并对校核结果及MGGH系统整体性能负全责。l 投标方应在考虑改造工程场地尺寸限制的基础上根据自己的技术特点合理选择换热器烟气侧和热媒侧的流速。投标方应专题说明两级换热器烟气侧和热媒侧流速的选择依据及截面尺寸的确定方式（同时提供两级换热器根据烟气量与截面尺寸计算烟气侧流速的计算公式）。l 投标方应
38、对MGGH换热器结构进行优化设计，防止换热管排的堵灰。投标方在投标文件中专题详细说明并示意图示意各级换热管排的布置方式（各级换热器若分段布置，图文说明各段换热管的排列方式；若分模块布置，图文说明模块的布置方式，每个模块中换热管排列方式。图中标注尺寸示意相对位置，包括模块尺寸，每个管组中管排间距，与壳体的相对位置等。说明管排（或模块）与壳体的连接方式及支撑方式。同时还应说明联箱的布置方式等）。 l 投标方应考虑换热器发生爆管或堵塞事故时采用安全可靠的隔离措施，并不影响其他设备正常运行，请在投标时详细阐述采用的措施。为了监控管组（或模块）的运行情况，每个管组（或模块）出口上应配有一组远传流量计使信
39、号能传到控制室进行远程监控。 l 投标方应在投标文件中对MGGH 的初步安装方案做专题说明。投标方应提供换热管的安装和检修方案，投标方应设计及配备检修专用工具以便安装和拆卸各级换热器管组以及其它部件，并提供最大部件尺寸大小、重量等设计参数，根据现场实际情况提出合理的各级换热器部件的安装方案，若需要起吊设备，由投标方提供设计参数，招标方供货。 l 投标方应在投标时对安装工程量做专题说明。 l 为方便现场安装，装置应能分段在现场拼装；为方便检修，装置应分隔成若干管组（或模块），当其中 1 个出现泄漏，能退出该管组（或模块）运行，不影响其它管组（或模块）的正常运行，且至少考虑当一个管组（或模块）退出
40、运行仍能保证烟气加热器出口烟气温度达到 80。并要求每个管组（或模块）设放水阀和放气阀。 l 装置在正常运行及定期吹扫下不结露、不积灰。换热器需考虑运行时积灰的处理，提出吹扫方式，烟气冷却器不能采用水冲洗。若投标方烟气加热器采用水冲洗，应充分考虑换热器水冲洗时排污系统管路与阀门的布置及防腐。换热器吹扫系统应能保证换热设备的压损值，且在吹扫运行时进行也要保持规定的烟气温度。l 换热器须按系统设计要求设置必需的金属壁温、水温、流量、水侧阻力及烟气侧阻力等相关测点，投标方应提供上述测点仪表。 l 为确保电厂的安全可靠运行，MGGH 及其附属装置的设计应能承受所有运行工况下可能出现的荷载最不利组合。设
41、计中应至少包括： (1) 内部和外部运行中出现的最高压力及其压力波动； (2) 管程、壳程热胀力； (3) 运行或试验情况下设备自重及水重、管道重量、保温重量、附加荷载；(4) 安全阀开启时的反作用力和力矩； (5) 外部管道系统传给接管座的作用力和力矩； (6) 吹灰器吹灰引起的作用力； (7) 支座反力； (8) 地震载荷； (9) 风、雪载荷。l MGGH 两级换热器管程管组的对接焊缝应进行 100%RT 探伤检查，每组个管组在出厂前进行水压试验，水压试验压力不得小于设计压力的 1.5 倍，水压用水应符合锅炉水压技术条件的要求，水压后应及时排水，并用压缩空气吹干后，采取防潮措施后，二端封
42、闭。（5）MGGH热媒辅助加热及蒸汽冷凝系统要求：l 热媒辅助加热系统应具有在低负荷时加热热媒水以保证MGGH 出口的烟气温度不低于设计烟气温度，但在80%BMCR及以上运行工况下不投辅助加热系统应保证设计烟气温度。 l 热媒辅助加热系统采用汽-水加热器结构，加热器应为卧式蒸汽取自#1、2机辅助蒸汽母管。蒸汽走壳程，热媒水走管程。l 每台机组MGGH 辅助加热系统设置一台加热器。 l 热媒辅助加热器应备有 5%堵管裕量。 l 加热器管程及壳程设计压力应满足相关设计规程要求。 l 加热器水侧的设计流速应满足相关设计规程要求。 l 加热器管子的材质选用 （由投标方填写），外壳的材质选用 20R。
43、l 加热器应能保证设备疏水通畅。辅助加热用蒸汽如需采用降压措施，设置必要的减压阀站，由投标方提供，招标方确认。l 加热器应各自设置足够的放气和内部挡板，以便在加热器启动和连续运行期间排出不凝结气体。加热器启动用排气接口与连续运行用排气接口应单独配置，启动用排气接口应配套提供排气降压节流孔板。排气放气能力按进入加热器蒸汽量的 0.5%考虑。 l 加热器的运行应没有异常噪音、震动和变形。 l 加热器的设计应考虑结垢的影响。 l 加热器上就地测量的水位和接口位置应能保证测量的准确性。 l 加热器应做到整套系统投运后，运行正常、控制维护方便。 l 低压加热器应设计成可拆卸壳体结构，以便进行管束检修。
44、l 加热器应设置水的旁路，以便加热器的在线检修。 l 投标方在投标时应对热媒辅助加热系统的型式、结构、工艺流程、布置方案等的选择依据和设计做专题说明。l 热媒辅助加热系统应在汽侧设有调节阀门及关断阀，应能根据烟气加热器出口烟气温度调整进汽量。l 蒸汽冷凝系统应能根据冷凝后辅助加热用蒸汽自动进行疏放以保证系统物料平衡，蒸汽冷凝水必须进行回收。蒸汽冷凝水的回收方案由投标方提供，招标方确认。同时应设置热媒排污系统。l 投标方应能根据自己的技术特点，合理配置相应的蒸汽冷凝系统和热媒排污系统的疏水。系统内涉及到的设备、管道及附件、阀门等由投标方设计并供货。（6）MGGH热媒补给系统要求：l 热媒补给系统应有自动补水装置以保证热媒水平衡。l 热媒补给系统应采用合适大小的水箱，型式及布置方案由投标方提供，招标方确认。投标方还应负责相关检修平台扶梯的设计与供货。l 水箱设有补水接口，接口尺寸由投标方提供，招标方确认，水箱还应设有呼吸口、排污管阀、循环管阀。（7）MGGH热媒增压泵及电动机要求：l 热媒增压泵每台机组各两台，一用一备。 l 泵应能在热媒介质 0150下均能安全稳定的运行。 l 泵扬程应考虑全程阻力损失，泵的扬程和流量裕量按 110%考虑。 l 热媒增压泵为卧式结构，增压泵应具有良好的抗汽蚀性能。 l 为了满足启动、停机以及试验条件下的特殊要求，应能就地手动操作。l 设备的设计
