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……………………………………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

2、连续蒸发量（BMCR工况）为1065t/h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

3、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

4、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

5、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

6、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，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

7、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

8、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。1.1.18取消1.1.19甲方提供满足施工条件的水、气、汽、电接入