热电2号锅炉脱硝系统技术改造工程修理合同书
甲方：燃气热电有限公司
乙方：科技环保集团股份有限公司
依照《中华人民共和国合同法》及其他有关法律、行政法规，甲方将热电2号锅炉脱硝系统技术改造工程修理工作（以下简称“本工程”）交由乙方承包，为明确双方在施工过程中的权利、义务,甲乙双方遵循平等、自愿、公平和诚实信用的原则，经充分协商一致，特订立本合同，供双方共同遵照执行。
一、工作概况
详见合同附件：热电2号锅炉脱硝系统技术改造工程技术协议。
二、技术要求及技术方案
详见合同附件：热电2号锅炉脱硝系统技术改造工程技术协议。
三、工程技术性能指标
1、在燃机出口 NOx浓度不大于50mg/Nm3的情况下，NOx脱除效率＞90%，SCR出口NOx 排放浓度不大于5mg/Nm3（标态、干基、15%O2），且氨逃逸率＜3ppm；
2、在燃机出口 NOx浓度超过50mg/Nm3且不大于80mg/Nm3的情况下，NOx脱除效率＞87.5%，SCR出口NOx 排放浓度不大于10mg/Nm3（标态、干基、15%O2），且氨逃逸率＜3ppm。
3、脱硝系统正常投运负荷范围：25%～100%负荷，在此负荷范围内，全年脱硝装置可用率100%，年利用小时数5000h。
乙方须采用先进的、可靠的工艺方式，使用成熟、质量可靠的新型材料和设备，达到以上性能指标。
四、合同金额与结算
1、本合同价款为人民币 6460000元（人民币大写：陆佰肆拾陆万元整）。
2、本工程为固定总价合同，其综合单价中包括人工、材料、机械、措施、管理、利润、国家规定的上缴费用、税金及风险等与本项目相关的所有费用。除合同条款明确规定外，合同价款不因工期、费率、价差、税金等因素而调整。
五、付款方式
1、预付款：无。
2、乙方对2号锅炉脱硝系统技术改造工程完工后，经甲方相关部门验收，确认维修检验质量合格，并经甲方相关部门出具验收证明后，乙方须先提供合法有效的全额相关发票，按国家税收政策开具正规发票（税率为17%的增值税专用发票）。甲方收到前述发票后20个工作日内支付合同价
款90%的款项，甲方将以转账支票或汇款方式支付。
3、其余10%为质保金，在一年质保期满后双方确认无质量问题，经甲方相关部门出具验收证明，乙方开具相应质保金正规收据，甲方收到前述发票后20个工作日内支付10%的款项。
4、如乙方不能按约定提供合法、有效、等额的发票，甲方有权暂缓支付乙方相应金额的款项，且不构成违约。
六、验收试验
1、2号锅炉脱硝系统技术改造工程EPC项目性能验收试验由甲方协调联络并主持，乙方参加并负责实施的具体工作。试验大纲初稿由乙方提供,甲方与乙方讨论后最终确定。具体试验内容由甲乙双方共同认可的测试单位进行，若双方无法达成共同认可的测试单位，甲方有最后的决定权，乙方须无条件配合甲方选定的测试单位。
2、乙方配合实施环保监测验收试验。
3、性能验收试验的时间: 具体试验时间由甲乙双方协商确定，如果进行性能试验的边界条件不能完全满足时，经甲乙双方协商修正的方法，但无论如何，系统性能试验必须在本EPC项目工艺系统及其及附属设备试运之后一年内完成。
4、性能验收试验的地点：甲方现场。
5、在本EPC项目工艺系统及其及附属设备性能试验过程中，尽量符合考核工况，若由外界的因素有偏离考核工况，甲乙双方按科学、合理的办法或乙方提出变工况曲线进行修正。
6、性能验收试验所需的整体工艺系统测点布置图由乙方提供，最终由甲方确认。性能验收试验所需的测点、一次元件和就地仪表的装置应由乙方提供，并经甲方确认。
7、乙方应提供试验所需的技术、人员、设备、材料等全面配合。
8、性能验收试验结果的确认
性能验收试验报告由测试单位编写，报告结论甲乙双方均应承认。如双方对试验的结果有不一致意见,双方协商解决；如仍不能达成一致,则提交有关仲裁机构解决。
进行性能验收试验前【3】日，一方应向另一方发出书面通知，接到试验通知的一方未在通知中约定的时间派人参加试验的，则被视为对验收试验结果的同意。
9、性能验收试验费用由甲方负责，但是乙方因配合试验发生的所有费用，均由乙方负责。
10、如第一次验收不合格，乙方须采取措施进行整改，所有整改费用以及后续性能试验产生的费用均由乙方负责。
详见合同附件：热电2号锅炉脱硝系统技术改造工程技术协议。
七、工程进度
1、设备交货进度、顺序须满足工程进度的要求，交货实际为自乙方收到甲方履约通知后至交货日期。
2、交货地点为：电厂2号锅炉脱硝工程施工现场。
3、2号锅炉计划于2017年9月3日至10月10日进行检修，检修期约40天（若时间发生变化，甲方将及时通知乙方），脱硝系统改造工作须在2017年9月30日前具备整套调试条件，2号炉启机后一周内完成调试工作。乙方应统筹组织工程方案设计、设备制造、供货、安装、调试及考核等节点，提供详细的停炉过渡方案及时间安排，列出详细的工程进度计划与设备交付进度表。
详见合同附件：热电2号锅炉脱硝系统技术改造工程技术协议。
八、违约责任
1、如乙方未按合同约定提供热电2号锅炉脱硝系统技术改造工程修理服务或提供的服务
不符合要求，乙方应向甲方支付合同价款20%的违约金，此项支付或扣除不应解除乙方对完成该项工程的义务或合同规定的乙方的其它义务和责任。如果乙方未按照合同约定时间完成该工程，且延迟日期超过15日的，甲方有权书面通知乙方解除本合同，乙方除应向甲方支付违约金外，还应赔偿因此给甲方造成的损失。
2、乙方人员进行2号锅炉脱硝系统技术改造工程修理时应严格按照有关规定进行操作。乙方人员进行余热锅炉2号锅炉脱硝系统技术改造工程修理时如发生人身伤亡事故，责任由乙方自行承担；如因此给甲方造成损失或给甲方人员造成人身伤害的，乙方应承担赔偿责任。
3、如甲方未按时支付合同价款，每逾期一日，按应付款的0.5%向乙方支付违约金。
4、乙方须保证NOx排放浓度和氨逃逸率：在燃机出口 NOx浓度不大于50mg/Nm3的情况下，NOx脱除效率＞90%，SCR出口NOx 排放浓度不大于5mg/Nm3（标态、干基、），且氨逃逸率＜3ppm，NOx每超过1mg/Nm3对乙方处以￥20万元罚款（不足15%O
2
1mg/Nm3按1mg/Nm3计算），氨逃逸率每超过1ppm对乙方处以￥10万元罚款（不足1ppm 按1ppm计算），NOx 排放浓度和氨逃逸率两个指标分开考核。
九、争议解决
本合同履行过程中所发生的争议，双方首先应友好协商解决。协商不成的，合同任意一方可向甲方住所地人民法院提起诉讼。
十、附则
1、本合同一式陆份，甲方执肆份，乙方执贰份，本合同自双方法定代表人（或委托代理人）签字并加盖合同专用章或公章之日起生效。
2、本合同附件是本合同不可分割的组成部分，与本合同具有同等法律效力。
附件：热电2号锅炉脱硝系统技术改造工程技术协议
热电2号锅炉脱硝系统技术改造工程安全协议
（本页为签署页，无正文）
甲方乙方
单位名称：燃气热电有限公司
（合同专用章）单位名称：科技环保集团股份有限公司
（合同专用章）
法定代表人或
授权代理人：
（签字）
年月日法定代表人或
授权代理人：
（签字）
年月日
地址：地址：邮编：邮编：开户银行：开户银行：帐号：帐号：税号：税号：联系人：联系人：电话：电话：传真：传真：
合川盐化公司锅炉烟气脱硝方案 1. 设计条件 1.1 项目概况 现有82t/h循环流化床锅炉，目前锅炉NOx排放浓度约为≦400mg/Nm3，为节能减排，现对该机组进行脱硝改造，将NOx排放浓度降低到＜100mg/Nm3。 本方案为82t/h循环流化床锅炉SNCR烟气脱硝技术方案。本方案对SNCR系统的工艺流程，电气及控制方案，平面布置、设备配置、运行费用等内容都进行简要介绍。 1.2 工程地点 公司热电厂房锅炉旁区域。 1.3 设计原则 本项目的主要设计原则： （1）脱硝技术采用SNCR工艺。 （2）还原剂采用尿素水解方案。 （3）控制系统使用PLC单独控制。
（4）SNCR入口NOx浓度为≦400mg/Nm3，SNCR出口NOx浓度≦100mg/Nm3，脱硝效率75/90%。 （5）SNCR工艺NH3逃逸量≤6ppm。 1.4 设计条件 1.4.1锅炉烟气参数 1.4.2 设备安装条件：主厂房室外安装； 1)还原剂：以尿素水解为10%浓度的氨水和高分子剂作为SNCR 烟气脱硝系统的还原剂； 2)主燃料：煤； 3)运行方式：每天24小时连续运行； 4)年累计工作时间：不小于7200小时；
2.还原剂、工艺水、电源及压缩空气参数 2.1还原剂 本方案采用10%浓度的尿素溶液。 2.2工艺水 作为尿素稀释剂的水应是具有除盐水质量的软化水，并且满足下列条件，详见下表。 2.3电源 用于脱硝系统的电源，为AC 380V和AC 220±2%V、50±0.2Hz、波形失真率<5%的电源至设计界区。
2.4压缩空气 雾化使用的压缩空气由空压站提供至锅炉附近，应满足如下要求： 3. 技术要求 3.1 工程范围 3.1.1 设计范围 本次烟气脱硝系统设计范围是SNCR系统内的所有设备、管道、电控设备等全部内容。系统所需的还原剂、水、冷却空气和电源等由业主方输送至本次脱硝系统内。 3.1.2 供货范围 本项目工程范围为EPC交钥匙工程，包括一台机组SNCR脱硝系统的设计、设备供货、土建工程、安装、系统调试和试运行、配合考核验收、培训等。
锅炉脱硝改造施工技术方案 第一章总体概述 本项目是为了配合xxxxxxxxx化工厂内的燃煤锅炉脱硝及除尘环保改造工程，对锅炉尾部烟道部分进行设备更换和安装改造。 一．锅炉设备简介 1#炉由锅炉厂制造，锅炉型号为：SHL20-2.45/400-A型；双锅筒、横置式链条锅炉，采用自然循环方式，∏型布置，构架采用钢结构，按8级地震设计；在炉膛出口与对流管束之间布置有过热器，无蒸汽温度调节装置，尾部烟道分别布置有省煤器和空气预热器。 5#炉、6#炉由锅炉厂制造，锅炉型号为：SHL35-2.45/400-A型。锅炉为双锅筒、横置式链条锅炉，采用自然循环方式，∏型布置，构架采用钢结构，按8级地震设计；锅筒中心线标高为10200mm。在炉膛出口与对流管束之间布置有过热器，蒸汽温度调节采用面式减温装置；尾部烟道分别布置有省煤器和空气预热器。 二、脱硝设备简介 SCR脱硝反应器工程由XX施工，反应器布置在省煤器上部，底部标高+7200mm,省煤器和空气预热器全部下移至+6400mm为安装最高点。 1#20t/h锅炉：SCR反应器增加荷载大约7t，包括钢平台、反应器模块及钢架、集灰重量、增加炉墙重量（约2.5t）。 5#、6#35t/h锅炉：SCR反应器增加荷载大约15t，包括钢平台、反应器模块钢架、集灰重量、增加炉墙重量（约5t）。 脱硝工程中SCR反应器段阻力为500Pa，SCR反应器出口温度根据锅炉负荷变化有所波动，烟气经过反应器温度不发生变化。
三、锅炉尾部烟道改造主要工程量
第二章主机设备选型 根据工程要求和热力计算及烟风阻力计算确定了省煤器和空预器的结构形式和外形尺寸（见“省煤器和空预器图”），确定了引风机的规格型号及参数。 第三章编制依据
1、技术规范 1.1 总则 本脱硝工程设计为3台循环流化床锅炉SNCR脱硝工艺，本工程为包工包料，固定总价的承包方式，含脱硝系统的设计、制造、土建设计、施工、设备安装、质量管理、环保验收及技术培训等，供应商对设计、制造、施工、安装的质量全权负责。 1.2 技术要求 1.2.1 设计范围 本项目为新汶热电有限公司3×75T/H循环流化床锅炉烟气脱硝（SNCR）总承包项目，本项目含3台的脱硝系统公共区域，脱硝装置含氨水溶液循环输送模块1个（3炉共用）；工艺（稀释）水输送模块1个（3炉共用）；稀释模块、计量模块、分配模块每台炉1个；喷射（喷枪）单元每台炉设置4个；控制系统模块1套（3炉共用）；电气供配电模块（配电柜）1套（3炉共用）。 供方设计范围包括脱硝装置及相关系统的定义、设备和组件选型、电气、热控、设备设施的布置和保温、油漆、结构及与脱硝装置外部的机械、热控和电气设备的接口。 供方设计如下： （1）还原剂站构筑物、设备基础及建筑（含检修平台、栏杆等）。 （2）还原剂站内的照明等设计。 （3）还原剂站内所有设备及管道布置。 （4）还原剂站至炉区的厂区管道的布置，管道及管件、支吊架、连接件等。 （5）雾化风及相应管道布置。 （6）锅炉上的开孔及套管及密封箱等。 1.2.2设计原则 本脱硝工程采用SNCR工艺，在锅炉旋风分离器位置加装氨水喷射装置，向烟气中喷入氨水，在无催化剂的条件下，氨水与烟气充分混合，选择性的将烟气中的NOx还原成N2和H2O，从而去除烟气中的NOx。烟气脱硝后无二次污染产生。 脱硝效率达到50%。烟气处理装置的出力在锅炉额定工况110%的基础上设计，最小可调能力40%额定工况，与燃用设计煤种的烟气流量相适应；烟气处理装置应能在锅炉额定工况下进烟温度加20℃裕量条件下安全连续运行。 1.2.2.1本项目包括脱硝系统,且能满足锅炉脱硝系统正常运行所必需具备的工艺系统
( 安全管理 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 机组烟气脱硝改造工程协调会 管理办法(新版) Safety management is an important part of production management. Safety and production are in the implementation process
机组烟气脱硝改造工程协调会管理办法 (新版) 1.总则 1.1为协调施工现场工程计划安排，保障施工秩序，促进现场施工进度，控制工程质量，创造较好的文明施工环境，及时解决施工中的难点、存在的问题和矛盾，特制定本办法。 1.2脱硝工程管理通过召开工程协调会协调施工现场各项工作，各参建单位必须服从工程协调会发布的指令。 2.协调会主持及职责 工程协调会的组织者为苏州天河中电监理公司，主持人为监理公司信阳项目部总监（总监不在时可委托副总监主持），工程协调会的主持人负责协调会的材料汇总、会议组织、安排和考核，向大唐信阳发电有限责任公司设备管理部负责。
3.协调会时间 3.1日协调会： 为保证该项目有序开展，及时解决出现的问题，项目开工前每天下午17：00在办公楼四楼会议室召开周。项目开工后每天午17：00在二期集控室旁会议室召开。 3.2周协调会： 每周二下午与日协调会同时召开。 3.3月度协调会 与每月的最后一次周协调会同时召开。 4.工程协调会参加人员 4.1监理人员：总监、专业监理、安全员、会议记录员； 4.2信阳电厂生产副总、总工； 4.3信阳电厂总经部、设备管理部、发电部、财务部、经营管理部、安监部、物资管理部等相关部门负责人及脱硝项目专项组成员； 4.4承包/分包单位：项目部经理（现场经理）、安全员； 4.5设计院：驻厂代表（工代）；
15吨锅炉脱硫脱硝方案 1.企业概述 贵公司一台15t/h锅炉、主要是贵公司生产车间使用,原已上布袋除尘器却未装上脱硫脱硝器。为了达到国家和当地环保规定的锅炉大气排放标准,贵公司领导十分重视，现决定对一台15t/h流化床锅炉烟气进行布袋除尘后,安装一套湿法脱硫脱硝器一体化技术治理, 要求烟气经脱硫系统处理后,SO2/NO X和烟尘都能达到国家和当地环保超低规定排放标准。 我公司是一家集环保、科研设计、生产销售、改装维护为一体的综合高新技术企业。铸威环保主要从事治理大气污染烟气有害物质超标排放高新技术研发等，在国内同行业中具有明显的技术领先优势。 公司自成立以来，以独特的技术，先进的工艺，严谨的态度和不断创新的理念，坚持深入客户现场，了解客户实情和需求，倡导环境友好型的生产、生活、销售方式，向用户提供更多更好的优质技术和产品。依托强大的技术服务和完备的售后服务，为您解决身边的环境问题，为人类社会环境健康做出更大的贡献。 我公司的产品目前在国内烟气中脱硫脱硝有明显的技术领先优势。脱硫脱硝保持全天24小时零排放的净化效果。国家实施CO2减排政策时还可去除CO295%以上，为企业解难，为政府排忧，为治理大气污染气候变暖作出贡献。 公司奉行以科技成就未来，以诚信回馈客户的经营理念，坚持从污染源头控制与末端治理相结合，致力于现代科技与实际应用的完美创新技术，获得了国家优秀发明专利。 概述
社会要发展，人民需健康，我们每一分钟都在呼吸，空气被严重污染，有害物质随时被我们吸入，不同程度伤害着各个气管，造成多种疾病等待发生，世界卫生组织证实，人类68%的疾病由空气污染引起，空气污染还是18种致癌因素之首，2015年10月17日央视新闻报道：“2012年全国337万人得癌症，211万人死亡”，国际权威医学杂志数据显示，我国每年因空气污染导致的过早死亡人数超过200万人，给人民身体健康带来了严重伤害，气候变化更不能忽视，全球变暖给人类生存带来了严重挑战，气候变暖得不到有效遏制，动植物面临生存危机，导致大量物种因不能适应新的生存环境而灭绝。我们不能广看到当下一时的利益，忽视空气污染和气候变暖，给人民身体健康带来的严重伤害，党中央、国务院高度重视，对工业锅炉产生的烟气污染要求彻底整改，主要是烟气中的PM、、SO2、NO X、CO2排放必须达标，国家逐步实行污染自动检测全覆盖，使有污染超标排放的企业不要产生侥幸心理，国家已治定了污染惩罚政策，现已执行，李克强总理说过：“治理环境污染要让有污染的企业感到痛，治理环境污染的法律不是棉花棒。”治理大气污染是大事所趋，要有长远着实的发展眼光，为实现绿色发展，不再为烟气污染所困扰，改进烟气污染超标排放，净化烟气达标是唯一的出路。选择治理烟气污染技术是关键。 我公司生产的设备属专用治理大气污染设备，专为脱硫
锅炉烟气脱硫脱硝工艺比选 一、烟气脱硫： 根据吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态，火力发电行业一般将脱硫技术分为湿法、干法和半干（半湿）法。 （1）湿法烟气脱硫技术是用含有吸收剂的浆液在湿态下脱硫和处理脱硫产物，该方法具有脱硫反应速度快、脱硫效率高、吸收剂利用率高、技术成熟可靠等优点，但也存在初投资大、运行维护费用高、需要处理二次污染等问题。应用最多的湿法烟气脱硫技术为石灰石湿法，如果将脱硫产物处理为石膏并加以回收利用，则为石灰石-石膏湿法，否则为抛弃法。 其他湿法烟气脱硫技术还有氨洗涤脱硫和海水脱硫等。 （2）干法烟气脱硫工艺均在干态下完成，无污水排放，烟气无明显温降，设备腐蚀较轻，但存在脱硫效率低、反应速度慢、石灰石利用率较低等问题，有些方法在设备大型化的进程中困难很大，技术尚不成熟（主要有炉内喷钙等技术）。 半干法通常具有在湿态下进行脱硫反应，在干态下处理脱硫产物的特点，可以兼备干法和湿法的优点。主要包括喷雾干燥法、炉内喷钙尾部增湿活化法、烟气循环流化床脱硫法、电子束辐照烟气脱硫脱氮法等。下表为几种主要脱硫工艺的比较。
目前，在众多的脱硫工艺中，石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺（简称FGD）应用最广。据统计,80%的脱硫装置采用石灰石(石灰)—石膏湿法,10%采用喷雾干燥法(半干法),10%采用其它方法。湿法脱硫工艺是目前世界上应用最多、最为成熟的技术,吸收剂价廉易得、副产物便于利用、煤种适应范围宽,并有较大幅度降低工程造价的可能性。 安徽电力设计院建议采用炉内与炉外湿法脱硫相结合的方法进行脱硫，脱硫效率可达98%。 二、脱硝： 烟气脱硝工艺可以分为湿法和干法两大类。 （1）湿法，是指反应剂为液态的工艺技术。通过氧化剂O2、ClO2、KMnO2把NO x氧化成NO2，然后用水或碱性溶液吸收脱硝。包括臭氧氧化吸收法和ClO2气相氧化吸收法。 （2）干法，是指反应剂为气态的工艺技术。包括氨催化还原法和非催化还原法。 无论是干法还是湿法，依据脱硝反应的化学机理，又可以分为还原法、分解法、吸附法、等离子体活化法和生化法等。 目前，世界上较多使用的湿法有气相氧化液相吸收法和液相氧化吸收法，较多使用的干法有选择性催化还原法（SCR）。 SCR脱硝：
循环流化床锅炉 脱硝装置(SNCR)改造项目 EPC技术协议 买方： 卖方： 2011年9月
目录 一、技术规范 ....................................................................................................................... 错误！未定义书签。 1.1总则 ............................................................................................................................ 错误！未定义书签。 1.2工程概况 .................................................................................................................... 错误！未定义书签。 1.3设计与运行条件 ........................................................................................................ 错误！未定义书签。 1.4技术要求 .................................................................................................................... 错误！未定义书签。 1.5标准与规范 ................................................................................................................ 错误！未定义书签。 1.6性能保证值 ................................................................................................................ 错误！未定义书签。 二、供货范围 ....................................................................................................................... 错误！未定义书签。 2.1一般要求 .................................................................................................................... 错误！未定义书签。 2.2供货范围 .................................................................................................................... 错误！未定义书签。 三、设计范围和设计联络会................................................................................................ 错误！未定义书签。 3.1概述 ............................................................................................................................ 错误！未定义书签。 3.2设计部分 .................................................................................................................... 错误！未定义书签。 3.3设计接口界限 ............................................................................................................ 错误！未定义书签。 3.4设计联络 .................................................................................................................... 错误！未定义书签。 四、技术资料内容和交付进度............................................................................................ 错误！未定义书签。 4.1项目实施阶段的资料 ................................................................................................ 错误！未定义书签。 4.2调试后资料 ................................................................................................................ 错误！未定义书签。 4.3卖方提供的资料份数 ................................................................................................ 错误！未定义书签。 五、项目交付进度................................................................................................................ 错误！未定义书签。 5.1交货进度 .................................................................................................................... 错误！未定义书签。 六、检验、试验和验收........................................................................................................ 错误！未定义书签。 6.1概述 ............................................................................................................................ 错误！未定义书签。 6.2工厂检验及试验 ........................................................................................................ 错误！未定义书签。 6.3现场检验和试验 ........................................................................................................ 错误！未定义书签。 6.4验收试验（性能考核测试） .................................................................................... 错误！未定义书签。 七、技术培训 ....................................................................................................................... 错误！未定义书签。 7.1培训要求 .................................................................................................................... 错误！未定义书签。 7.2培训内容 .................................................................................................................... 错误！未定义书签。 7.3培训计划 .................................................................................................................... 错误！未定义书签。 八、现场技术服务与调试.................................................................................................... 错误！未定义书签。 8.1技术服务 .................................................................................................................... 错误！未定义书签。 8.2调试 ............................................................................................................................ 错误！未定义书签。
#5、6号锅炉SCR烟气脱硝改造工程 概算书
编制说明 1 概述 1.1地理位置 位于济宁市以北约11km的长沟镇。厂址东为天宝寺沟，西为南田村，北邻南薛村，梁济公路在厂址南面400m处由西北-东南方向通过。二期工程厂址位于一期工程的东侧，新建主厂房与一期续建主厂房脱开80m布置。运河电厂紧邻曲阜-荷泽高速公路、327国道及105国道、梁济公路，地理位置优越，交通运输便捷，是一座现代化大型火力发电厂。 1.2 系统概述 #5、6号炉SCR烟气脱硝公用系统及5、6号机组烟气脱硝改造工程，采用选择性触媒脱硝（SCR）工艺、脱硝还原剂采用液氨。在设计条件下，处理100%烟气量、2层催化剂条件下脱硝效率不小于77.5%，100%烟气脱硝，脱硝设备年平均利用小时按不小于6000小时考虑，装置可用率不小于99%。 2 设计概算 2.1 编制依据及原则 2.1.1 工程量 根据设计人员提供的设备材料清册和建安工程量。 2.1.2 项目划分及取费标准 依据中华人民共和国国家发展和改革委员会（2007-07-26发布）《火力发电工程建设预算编制与预算标准》及有关文件规定进行项目划分、计取各项费用。 2.1.3定额套用
执行中国电力企业联合会2007-11-09发布的《电力建设工程概算定额第一册建筑工程（2006年版）》、《电力建设工程概算定额第二册热力设备安装工程（2006年版）》、《电力建设工程概算定额第三册电气设备安装工程（2006年版）》，不足部分参考《电力建设工程预算定额第一册建筑工程（2006年版）》、《电力建设工程预算定额第二册热力设备安装工程（2006年版）》、《电力建设工程预算定额第三册电气设备安装工程（2006年版）》。定额的材料价格以北京地区2006年预算价格为基础综合取定，安装工程执行电定总造〔2012〕2号文关于发布发电安装工程概预算定额价格水平调整系数，建筑工程的机械价差执行电定总造〔2012〕6 号机械调差文件,列入编制年价差。 2.1.4 设备价格 设备价格，已签订合同的，按照合同价格计入；未签订合同的，按询价或参考类似工程的设备价格。因合同价为到厂价，故不再计取运杂费。 2.1.5 材料价格： 安装工程装置性材料参考2013年济宁市第一季度建设工程材料市场价，不足部分按照市场询价计入。 建筑工程主要材料价格参考2013年济宁市第一季度建设工程材料市场价计列价差，列入编制年价差中。 2.1.6 人工费： 建筑工程26.00元/工日，安装工程31.00元/工日。根据电力工程造价与定额管理总站文件定额【2011】39号，定额人工费调整按照建筑工程14.23元/工日，安装工程按照15.2元/工日计入编制年价差。 2.1.7 其他费用： 其他费用中，签订合同的，按合同价计入；尚未签订合同的，根据中华人民共和国国家发展和改革委员会（2007-07-26发布）《火力发电工程建设预算编制与计算标准》计列。 2.2 其他说明：
循环流化床锅炉SNCR脱硝技术方案 一、SNCR工程设计方案 1、SNCR和SCR两种技术方案的选择 1.1.工艺描述 选择性非催化还原（Selective Non-Catalytic Reduction，以下简写为SNCR）技术是一种成熟的商业性NOx控制处理技术。SNCR方法主要在900～1050℃下，将含氮的化学剂喷入贫燃烟气中，将NO还原，生成氮气和水。而选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction，SCR），由于使用了催化剂，因此可以在低得多的温度下脱除NOx。两种方法都是利用氮剂对NOx还原的选择性，以有效的避免还原氮剂与贫燃烟气中大量的氧气反应，因此称之为选择性还原方法。两种方法的化学反应原理相同。 SNCR在实验室内的试验中可以达到90％以上的NOx脱除率。应用在大型锅炉上，短期示范期间能达到75％的脱硝率，长期现场应用一般能达到30％～50％的NOx脱除率。SNCR技术的工业应用是在20世纪70年代中期日本的一些燃油、燃气电厂开始的，在欧盟国家从80年代末一些燃煤电厂也开始SNCR技术的工业应用。美国的SNCR技术应用是在90年代初开始的，目前世界上燃煤电厂SNCR 工艺的总装机容量在2GW以上。 两种烟气脱硝技术都可以采用氨水、纯氨、或者尿素作为还原剂，工艺上的不同主要体现在两个方面：其一，SCR需要布置昂贵的金属催化剂，SNCR不需要催化剂；其二，SNCR存在所谓的反应温度窗口，一般文献介绍，其最佳反应温度窗口为850~1100℃，但是当采用氨做还原剂且和烟气在良好混合条件下，并且保证一定的停留时间，则在更低的760~950℃范围内也可以进行有效程度的脱硝反应。采用SCR技术的脱硝反应，由于催化剂的存在，则可以在尾部烟道低温区域进行。
烟气的脱硫脱硝以及除尘技术 指导教师：安恩科 专业：热能与动力 姓名：张露 学号：1151903
烟气的脱硫脱硝以及除尘技术 摘要：脱硫(Desulfurization)、脱硝(Denitrifica-tion)(亦称脱硫脱氮)是除去或减少燃煤过程中的SO2和NOx,如何经济有效地控制燃煤中SO X和NOx的排放量是我国乃至世界节能减排领域中急需解决的关键问题。本文主要阐述火电厂脱硫、脱硝技术和脱硫脱硝一体化技术以及烟气除尘技术，并且分析了每种技术的原理及优缺点。 关键词：脱硫脱硝一体化除尘 引言：煤炭是一种重要的能源资源,当今世界上电力产量的60%是利用煤炭资源生产的。中国又是一个燃煤大国,一次能源能源76%是煤炭,到2005年我国煤年产量达20亿t,其中一半用于燃煤电厂,燃煤发电量约占全国总发电量的70%左右。煤燃烧排放烟气中含有硫氧化物SO X(主要包括:SO2、SO3)和氮氧化物NOx（主要包括:NO、NO2、N2O3、N2O4、N2O5）,其中SO2、NO和NO2是大气污染的主要成分,也是形成酸雨的主要物质。 脱硫(Desulfurization)、脱硝(Denitrifica-tion)(亦称脱硫脱氮)是除去或减少燃煤过程中的SO2和NOx,如何经济有效地控制燃煤中SO X和NOx的排放量是我国乃至世界节能减排领域中急需解决的关键问题。本文主要阐述火电厂脱硝技术和脱硫脱硝一体化的发展趋势,有助于推动我国火电厂脱硝和脱硫脱硝一体化技术的应用,以减少燃煤电厂氮氧化物NOx的排放。氮氧化物排放量NOx排放量近70%来自于煤炭的直接燃烧,火力发电厂是NOx排放的主要来源之一,其中污染大气的主要是NO和NO2。降低NOx的污染主要有二种措施:一是控制燃烧过程中NOx的生成,即低NOx燃烧技术,亦称一级脱氮技术;二是对生成的NOx进行处理,即烟气脱硝技术,亦称二级脱氮技术。 正文： 一、烟气脱硫技术 目前针对燃煤中硫的脱除,国内外早已进行了大量的研究。从脱硫环节上可分为:燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、燃烧后的烟气脱硫。脱硫方法有上百种,但工业化应用的只有十几种，目前世界上大规模商业化应用的脱硫技术是燃烧后烟气脱硫。烟气脱硫按其所采用吸收剂介质是固态还是液态可以分为干法、半干法、湿法。下面介绍几种典型的烟气脱硫工艺: 1.石灰石—石膏法 (Wet-FGD) 石灰石—石膏法是以 石灰石浆液作为吸收剂,在 吸收塔内通过石灰石浆液 对烟气进行洗涤,并发生反 应,去除烟气中的 SO2,反 应产生的亚硫酸钙通过强 制氧化,能够生成含两个结 晶水的硫酸钙,脱硫后的烟 气从烟囱排放。该工艺是目 前世界上技术最成熟、应用 最广泛的脱硫工艺,已有三 十年的运行经验,其脱硫效 率在 90%以上,副产品石膏
xxxxxxx公司 令狐文艳 20t/h燃煤锅炉脱硫脱硝项目 技术方案 **环保设备有限公司 二零一六年*月 一、总则 本项目是*（乙方）为 xxxxxxxxx公司（甲方） 20t/h燃煤锅炉提供的高分子活性物脱硫脱硝技术服务工程，本工程技术方案规定了该脱硫脱硝项目配套设备的设计、结构、性能、安装和实验等方面的技术要求。 按照甲方要求，乙方提供全套脱硫脱硝设备，为减少烟气中SO2和NO x及烟尘的排放对大气环境的污染，改善大气生态环境，使SO2和NOx及烟尘满足用户和环保部门的排放要求。 高分子活性物脱硫脱硝技术工程主要的原则及技术要求： 1、本项目采用高分子活性物脱硫脱硝技术工艺。 2、高分子活性物脱硫脱硝系统可按甲方及当地环保部门执行的SO2和NO x的排放标准进行设计。乙方在原始数据的基础上可实现国际超低排放标准。 3、本系统满足全天24小时连续运行，年运行时间可大于7600小时。
二、工程概况 2.1项目实施位置 项目名称：xxxxxxxx t/h燃煤锅炉烟气脱硫脱硝工程 2.2烟气基本参数 三、高分子活性物脱硫脱硝系统设计说明 3.1高分子活性物脱硫脱硝工艺概述 本公司是联合多所高校多年潜心研究，于2014年成功研发出高分子活性物锅炉烟气脱硫脱硝剂，并获得国家发明专利，并以其“投资少，效果好，安装简单，运行成本低”等特点被迅速推广应用。该技术是采用粉体输送设备将其专利产品——高分子活性物脱硫脱硝剂喷入炉膛或者烟道温度在800℃-1200℃的区域，被高温激活气化后，与烟气中的NOx和SO2化学反应，还原成N2/H2O和硝酸盐、硫酸盐颗粒物。同时可根据企业要求排放指标，来调整试剂用量，达到脱硫脱硝的目的。 其中脱硝部分化学反应方程式为： CO(NH2)2+2NO→2N↑+CO2↑+2H2O CO(NH2)2+H2O→2NH3+CO2↑ 4NO+4NH3+O2→4N2↑+6H2O 2NO+4NH2+2O2→3N2↑+6H2O 6NO2+8NH3→ 7N2↑+12H2O
*******************公司#1锅炉脱硝改造工程 氨储区水喷淋消防设备 (技术协议) 需方：**公司 供方：****公司 201**年*月
目录 附件1 总责 (3) 附件2 供货范围 (7) 附件3 技术资料和交付进度 (10) 附件4 监造、检验和性能验收试验 (12)
附件1 总责 1 总则 1.1 本技术协议适用于xx公司#1锅炉脱硝改造项目氨储区水喷淋消防灭火系统的设计、供货、施工安装、调试、消防审核方面的要求。 1.2 本技术协议提出的是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条文，供方应保证提供符合本技术协议和工业标准的优质产品。 1.3 本技术协议所使用的标准如与供方执行的标准发生矛盾时，应按较高标准执行。 1.4 本技术协议经双方签字认可后作为订货合同的附件, 与合同正文同等效力。 1.5 供方对系统成套设备（含辅助系统与设备）负有全责，即包括分包或采购的产品。进口、分包或采购的重要产品制造商应事先征得需方的认可。 1.6 在合同签订后，因规范、标准、规程发生变化需方有权提出相应的补充要求。并不由此发生费用。 1.7 供方或其技术引进方的产品应在同容量机组工程或相似条件下有1～2台运行并超过两年，已证明安全可靠。 1.8 本工程采用KKS标识系统。供方提供的技术文件（包括资料、图纸）和设备铭牌上标识到设备级。管道系统需编至阀门、仪表及管线。供方对KKS标识代码的唯一性、规律性、准确性、完整性和可扩展性负全责。标识原则、方法在第一次设计联络会上由需方提供。 1.9 如在使用过程中发现有虚假行为，必须免费进行更换，并承担相应的损失。 2. 设备运行的条件 2.1 设计条件 2.1.1消防系统描述 本工程立足于对氨罐泄漏及高温等异常情况时、氨区发生火灾时，能够及时发现并处理的原则建立消防系统，并按照规范要求在氨区范围内设置消防系统，以预防火灾发生并尽可能减少火灾造成的损失，确保人员的人身安全及机组的安全运转。 3. 技术要求 3.1设计及验收标准 自动水消防系统的设计、安装、调试、验收、监制应满足以下规范和标准：《自动喷水灭火系统设计规范》（GB50084-2001）
《田东电厂2×135MW机组烟气脱硝装置总承包建筑工程施工组织设计》
目录 目录 (2) 第一章施工组织设计书总说明 (5) 一. 施工组织设计书综合说明 (5) 二. 编制范围 (5) 三. 工程特点与分析 (6) 四. 工程施工管理目标 (7) 第二章工程概述 (11) 一. 工程概况 (11) 二. 建筑位置和设计标高 (11) 第三章施工总体部署 (12) 一. 工作目标 (12) 二. 施工总程序............................... 错误!未定义书签。 三. 施工管理重点 (12) 四. 施工工艺选择 (12) 第四章人力动员计划 (15) 一. 项目管理人员配备 (15) 二. 劳动力组织计划 (16) 三. 人力部署 (16) 第六章施工计划 (17) 一. ±0.000以下基础施工 (17) 第七章时程计划 (26) 一. 施工进度计划 (26)
二. 确保进度计划实施的措施 (27) 三. 对关键节点工期的保证措施 (28) 第八章安全施工计划 (29) 一. 安全工作指导思想 (29) 二. 安全生产管理目标 (29) 三. 安全生产管理体系图 (31) 四. 安全生产管理措施 (31) 五. 安全生产管理网络及职责 (35) 六. 施工保卫、消防工作措施 (36) 七. 安全生产技术保证措施 (37) 第九章文明施工计划 (51) 一. 文明施工管理目标 (51) 二. 总体管理措施 (51) 三. 文明施工管理体系图 (53) 四. 文明施工管理措施 (55) 五. 环境保护及文明施工保证措施 (61) 第十章质量保证措施 (63) 一. 质量保证的指导思想 (63) 二. 工程质量管理目标 (63) 三. 质量管理组织体系图 (64) 四. 质量体系要素与职能分配表 (66) 五. 质量控制 (67) 六. 质量通病的预防措施 (74) 七. 建设工程保修措施 (76)
XX有限公司2×130t/h锅炉 石灰石石膏湿法脱硫+ SCR+SNCR联合脱硝 烟气脱硫、脱硝投资建设及运营项目（BOT） 技 术 协 议 甲方：XX有限公司 乙方：XX有限公司
二〇一五年十一月六日
目录 第一部分总则 (1) 1 总述 (1) 2 相关规范标准 (7) 3 总的文件 (9) 第二部分脱硫部分 (10) 1 总的技术要求 (10) 2 工艺系统技术要求 (11) 第三部分脱硝部分 (21) 1 总的技术要求 (21) 2 工艺系统技术要求 (21) 第四部分公辅系统及其他 (32) 1 烟气系统 (32) 2 防腐内衬 (35) 3 结构、平台和扶梯 (38) 4 工艺水、除盐水系统 (39) 5 管道和阀门 (39) 6 保温和油漆 (40) 7 通风、空调系统 (40) 8 检修、起吊设施 (40) 9 仪表和检修空气系统 (40) 10 仪表及控制系统 (41) 11 烟气污染物连续监测仪 (46) 12 电气部分 (47) 13 土建部分 (54) 14 安全与防火要求 (56) 第五部分工艺消耗数据 (57) 1 计算依据 (57) 2 工艺消耗数据 (57)
第六部分供货范围和服务范围 (58) 1 总述 (58) 2 供货范围 (58) 3 供货设备表 (63) 4 建设及服务 (78) 第七部分设计范围和设计联络会 (81) 1 总述 (81) 2 设计范围 (82) 第八部分施工与安装 (82) 1 工作范围及安装内容 (82) 2 规范和标准 (83) 3 机械设备安装的一般要求 (83) 4 电气装置安装范围及安装要求 (84) 5 仪表及控制设备安装的一般规定 (85) 第九部分检验、试验和验收 (85) 1 检验和试验 (85) 2 设备及系统最终验收试验前必须检验、试验及通过的项目 (85) 3 设备发货前的试验和记录 (86) 4 施工及安装过程中的检验和试验 (86) 5 检验、试验用仪表 (86) 6 责任 (87) 7 检验、验收试验报告签字 (87) 第十部分工程进度 (87) 1 施工计划 (87) 2 工期保证措施 (88) 第十一部分技术资料内容和交付进度 (89) 1 图纸资料 (89) 2 配合甲方设计提供以下资料与图纸 (90) 3 乙方应向甲方提供的其它技术文件和图纸 (90)
目录 第一章项目总说明 (3) 1.1、项目背景 (3) 1.2、项目目标 (3) 1.3概述 (3) 1.4、设计依据 (4) 1.5、设计改造原则 (5) 1.6、设计改造内容 (6) 第二章工艺方案部分 (6) 2.1 除尘系统工艺方案 (6) 2.2脱硫系统工艺方案 (8) 2.3脱硝系统工艺方案 (15) 第三章人员配置及防护措施 (23) 第四章环境保护 (23) 1、设计原则 (24) 2、环境保护设计执行的主要标准、规范 (24) 3、主要污染状况及治理措施 (24) 第五章概算及运行成本估算 (25)
第一章项目总说明 1.1、项目背景 现有25t/h锅炉一台，脱硫除尘系统已经投运。烟气脱硫运行过程中存在脱硫率低下以及运行成本过高等诸多问题。 现如今随着人们对环境的要求越来越高，以及环保部门对从锅炉烟囱排出的废气物的排放监控越来越严格，排放标准也越来越严厉。根据甲方要求，SO2的排放浓度要低于100mg/m3,粉尘颗粒物排放浓度要低于25mg/m3, 氮氧化合物排放浓度要低于150mg/m3,污染物排入大气必须达标排放。 公司领导十分重视环境保护工作，拟针对现行日益严格的环保要求，对锅炉尾气烟气进行处理改造，做到达标排放。 1.2、项目目标 本工程的目的就是在上述建设背景和有关法规要求下对该项目原有污染物治理和工艺系统进行改造，在不影响现有锅炉工况条件下，使该系统能有效减少中各项污染物的排放，保证尾气达标排放，实现良好的经济效益和环保效益，并尽可能利用现有设施资源，把项目改造费用降到最低。 1.3概述 本工程针对现有1台25t/h流化床锅炉脱硫除尘系统进行改造，将原有简易双碱法系统改为氧化镁系统，新增布袋除尘系统、新增脱硫塔装置、新增SNCR脱硝系统、一
滨州东力热电有限公司 2×130t/h CFB燃煤锅炉烟气脱硝项目 标书方案 项目编号：HYHABZ2013-0790 招标方：滨州东力热电有限公司 投标方：煤炭工业设计研究院有限公司 2013年08月
目录 一、技术规 (3) 1.1总则 (3) 1.2工程概况 (3) 1.3设计与运行条件 (5) 1.4技术要求 (11) 1.5标准与规 (33) 1.6性能保证值 (34) 二、供货围 (36) 2.1一般要求 (36) 2.2供货围 (38) 三、设计围和设计联络会 (50) 3.1概述 (50) 3.2设计部分 (51) 3.3设计接口界限 (54) 3.4设计联络 (54) 四、技术资料容和交付进度 (56) 4.1项目实施阶段的资料 (56) 4.2调试后资料 (57) 4.3投标方提供的资料份数 (57) 五、项目交付进度 (59) 5.1交货进度 (59) 六、检验、试验和验收 (60) 6.1概述 (60) 6.2工厂检验及试验 (61) 6.3现场检验和试验 (62) 6.4验收试验（性能考核测试） (62) 七、技术培训 (64) 7.1培训要求 (64) 7.2培训容 (64) 7.3培训计划 (64) 八、现场技术服务与调试 (67) 8.1技术服务 (67) 8.2调试 (68)
九、运行费用计算 (70) 十、施工组织设计 ............................................................................................... 错误!未定义书签。