机务监理实施细则

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1、目录1、工程概况……………………………………………2、机务工程监理范围……………………………3、监理依据……………………………………………4、监理控制目标值……………………………………5、监理工作的流程……………………………………6、监理控制要点和对施工单位方案提供要求……….7、监理的工作措施……………………………………25机务监理实施细则1、工程概况1.1本工程为神华神东电力有限责任公司萨拉齐电厂#1、2炉增加SNCR脱硝系统改造项目，脱硝工艺采用选择性非催化还原（SNCR）工艺，SNCR脱硝效率不小于80%。每台锅炉最大连续蒸发量（BMCR工况）为1065t/h

2、蒸汽，烟气脱硝装置的出力在锅炉B-MCR工况的基础上设计，最小可调能力与单台炉不投油最低稳燃负荷（即30%B-MCR工况，燃用设计煤种的烟气流量）相适应。1.1.2脱硝改造工程采用EPC总承包模式，承包范围为新建完整的脱硝装置，包括脱硝装置外，且能满足两台300MWCFB锅炉脱硝系统正常运行所必需具备的工艺设计、设备选择（包括电气、热控、仪器仪表等全部设备、材料、软件）、采购、运输和存储、制造安装、土建构筑物等的设计、施工、调试、试验和检查、试运行、考核验收、消缺、培训和最终产品交付投产等；直至甲方所在地环保部门检测合格，达到NOX小于50mg，并为甲方培训操作、维护

3、人员合格上岗，以及整套系统的性能保证和售后服务等。对于属于整套设备运行和施工所必需的部件，即使本技术协议未列出或数量不足，乙方免费予以补足。1.1.3烟气脱硝装置总的要求是：脱硝工艺技术先进、安全可靠、运行经济，且能满足《火电厂大气污染物排放标准要求》GB13223-2014环境保护标准要求。1.1.4本技术协议书25提出的是最低限度的要求，并未对一切细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，乙方保证提供符合技术协议的有关最新工业标准的成熟优质产品。1.1.5取消1.1.6本脱硝工程系统设计、设备采用的专利涉及到的全部费用均被认为已包含在投标报价中，乙方应保证甲

4、方不承担有关设备专利的一切责任。1.1.7SNCR脱硝工艺采用市场外购的成品尿素作为还原剂。在使用乙方提供的锅炉燃用煤种或相近煤种、锅炉最大连续出力工况（BMCR）、处理100%烟气量、锅炉原始设计氮氧化物排放浓度不高于250mg/Nm3(6％O2，标态，干烟气)条件下，脱硝效率≥80％，即满足NOX排放浓度低于50mg/Nm3（6％O2，标态，干烟气）限值要求。1.1.8乙方应提供水平烟道流场的模拟计算结果，并分析尿素溶液喷入后对锅炉效率及尾部受热面的影响，并对脱硝系统提出优化的布置方案，经甲方确认后采用。乙方对系统的拟定、设备的选择和布置负责，甲方的要求并不解除乙

5、方的责任。1.1.9若本协议前后有不一致的地方，应执行较高标准。1.1.10乙方对脱硝系统成套设备（含辅助设备、附件等）负有全责，即包括分包（或对外采购）的产品。分包（或对外采购）的产品制造商、施工单位应事先征得招标人的书面认可方可确定。乙方配套的独立的DCS控制系统、保护装置、仪表设备，应最终接入甲方主机DCS控制系统（包括软、硬件、组态、画面、逻辑等），并保证与主机DCS系统版本一致。1.1.11乙方对整个脱硝系统负全责，25分包（或对外采购）产品的制造商必须认真细致的与乙方做好配合工作，任何在锅炉本体（包括配套设施）上的开孔，锅炉钢架上的补充必要的平台等，均须取

6、得甲方的书面认可。1.1.12本工程采用KKS编号系统，乙方应对脱硝装置及成套设备进行KKS编码，满足甲方编码原则，编码原则还应符合《电厂标识系统编码标准》（GB50519-2010）的规定，要求其深度至少应满足DCS控制的要求，对设备易损件应予编码。1.1.13乙方应保证提供的锅炉脱硝SNCR系统具有良好的调节控制、防泄漏、防腐蚀、防积灰及耐磨损性能，能满足锅炉不同负荷下安全运行及节能要求。1.1.14本系统本体部分设计运行寿命不少于30年，质保期限不少于1年。质保期间如发生因设计、制造、安装原因引起的泄露、腐蚀、以及引起锅炉其他系统非正常运行或性能不能满足本技术协

7、议要求等问题，由乙方负全责，并追究因此造成的经济损失。质保期满后，SNCR脱硝系统发生异常问题并影响机组正常、安全、经济运行时，乙方有义务和甲方一起研究分析原因，共同采取有效措施解决。1.1.15脱硝改造所涉及的所有原系统、设备等不可预见的设施（如地下管道等的迁移等）改造由乙方负责。1.1.16改造、施工过程中产生的所有建筑垃圾物由乙方负责处理，且不得违反国家及地方、甲方的有关规定。1.1.17乙方在改造工程实施中不得违反《电力安全工作规程》、《火电建设项目环境保护监督管理实施细则》等有关规定。251.1.18取消1.1.19甲方提供满足施工条件的水