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华能山东如意(巴基斯坦)能源有限公司安全阀校验整定招标技术规范书批准:审核:编制:项目数据(m)运行层标高
14.5跨距35汽轮机中心至A排柱中心距
15.5行车轨顶标高
26.8屋架下弦标高30汽机房柱距数/长度15/
166.2集控室汽机房固定端1-2轴之间
14.5m层跨度(D1)无加热器间除氧间长度(m)无除氧器位置炉前钢架
40.9nl层型式独立侧煤仓煤仓间跨度(m)
19.5柱距(m)10运转层标高
14.5锅炉深度
78.7(含脱硝)锅炉宽度
44.6锅炉房给煤机层标高
14.5输煤皮带层标高
34.5两炉中心间距
87.2锅炉末排R柱-烟囱中心线
62.40炉后跨距A排柱-烟囱中心线
179.
16.
5.1卸煤设施由于燃煤厂外运输采用底开车铁路运输,因此,厂内卸煤系统按底开式火车卸煤沟设计厂内设一重一空一走行共3股铁路线厂内设单线火车卸煤沟一座,有效卸车长度
302.4m,可满足20节底开车同时卸车煤沟下部设双路带式输送机,带宽1200mm、出力1200t/ho
6.
5.2贮煤设施电厂燃煤采用海铁联运,运输路径复杂,且运输距离远,为保证机组燃煤不受海上风暴和铁路运输影响,综合考虑投资成本和燃煤供应可靠,厂内设两座斗轮机条形煤场,总储量
37.6万吨,可供2台机组燃用设计煤种30天考虑到巴基斯坦当地存在暴雨及连续阴雨天气,在靠近主厂房的2号煤场中部设置干煤棚1座,储存干煤
6.3万吨,可满足2台机组燃用5天煤场作业机械采用2台悬臂式斗轮堆取料机,折返式尾车,悬臂臂长为35米,堆料出力为1200t/h.取料出力为1200t/ho为了防止因大风天气,煤场的风扬损失,以及减少煤尘对周围环境的影响,煤场四周设置防风抑尘网
6.
5.3输送系统带式输送机技术规范均为B=1200mm,V=
2.8m/s,Q=1200t/ho系统共设置7段带式输送机,除煤仓间7号带为3路布置外,其余均为双路布置,一路运行一路备用,并具备双路同时运行条件由于燃用高挥发分燃煤,输煤带式输送机胶带均采用EP难燃带
6.
5.4筛碎设施运煤系统设置2台筛机和2台碎煤机,1台运行,1台备用筛机和碎煤机出力均为1200t/h,入料粒度W300nlm,出料粒度W30mm
6.6除灰渣部分除灰系统采用厂内正压浓相气力集中输送,厂外汽车运输的方案除灰的输送系统以每台炉为一个独立的单元进行设计,每台炉气力除灰系统出力不小于锅炉在BMCR工况下燃用设计煤质时所产生干灰量的150%且不小于锅炉在BMCR工况下燃用校核煤质时所产成干灰量的120%,即不小于34/h电厂设置两座直径
①12m有效容积为600nl总容积约为800nl3的钢结构灰库两座灰库可以存储BMCR工况下燃用设计煤质24小时飞灰量同时预留一座灰库位置厂内除渣采用刮板捞渣机自平衡式系统,每台炉设1台刮板捞渣机,系统连续运行每台炉设置一座直径为中8nl的钢结构渣仓,其有效容积为130m3,总容积约为180m3,可贮存锅炉B-MCR工况下设计煤种约24小时的渣量石子煤系统拟采用密封环保的等压排放处理方式+叉车转运系统锅炉制粉系统采用中速磨煤机,每台磨煤机配两个气动插板门、一个石子煤缓冲斗以及一个密封石子煤箱,共设6台密封石子煤箱全厂设置9台40nl3/min等级螺杆式空压机,仪用/厂用2台运行,1台运行备用,1台仪用/厂用与输灰用公共备用,除灰用运行4台,仪用、厂用、输灰用气分别设置后处理设备和贮存设备水务中心安装MM55s螺杆式空压机一台
6.7电厂化学部分水源主要采用当地引水运河LBDC地表水锅炉补给水处理系统双介质过滤器、超滤单元、两级反渗透单元、EDI单元均采用并联方式双介质过滤器、超滤单元、反渗透单元、及EDI单元均为程序控制自动连续运行,除盐水泵采用变频控制一级反渗透设备出力按照2X90t/h配套选择,二级反渗透为2X85t/h,EDI设备出力为2X75t/h除盐设备一运一备在机组启动初期需要大量除盐水时,反渗透与除盐设备全部运行除盐水箱按照23000m3设计,以满足启动时的除盐水需要量凝结水精处理采用中压精处理系统凝结水精处理工艺为除铁过滤器+高速混床,每台机组设2X50%前置过滤器+3X50%高速混床系统两台机组共用一套体外再生系统,树脂采用高塔法分离化学加药系统采用CWT工况即联合水处理工况进行处理加药系统包括给水、凝结水加氨系统;闭式水加药系统;给水、凝结水加氧系统每台机组设置一套集中综合汽水取样架,取样架分为高温盘部分和低温盘部分样品水首先到高温盘经减压冷却后,再至低温盘,低温盘上设有恒温装置、分析仪表及手操取样阀高温盘部分和低温盘部分分开布置循环水补充水采用加稳定剂处理系统浓缩倍率按6倍设计两台机设一套组合式稳定剂加药装置,为机电控一体化装置,配置为两箱三泵加药点设在循环水前池采用二氧化氯作为杀菌剂,设备出力为4X20kg/h加药计量泵采用进口液压隔膜泵循环水加硫酸采用自流方式现存两套QnlONnfVh,P=
3.2MPa的中压水电解制氢装置,该装置主要包括制氢处理器单元、供氢单元、加水配碱单元、整流柜、配电柜、控制柜、漏氢监测及报警装置、控制系统等组成,还设有除盐水闭式循环冷却装置配套设置V=
13.9n中压氢贮罐4台工业废水处理系统工艺流程为非经常性废水一废水贮存池一废水输送泵一絮凝槽一斜板澄清池一最终中和池一清净水池一回收利用斜板澄清池底部污泥一污泥浓缩池一脱水机一泥饼外运设1200m3经常性废水贮存池1座;设2000m3非经常性废水贮存池2座经常性废水池上设2台100t/h、H=32m废水泵,非经常性废水池设2台100t/h、H=32m废水泵脱硫废水处理系统按连续自动运行设计,系统设计出力15t/h,最大出力20t/h处理后的脱硫废水用于干灰加湿
6.8烟气脱硫工艺部分脱硫系统采用石灰石一石膏湿法烟气脱硫工艺整个脱硫工艺系统主要包括吸收剂制备系统、烟气系统、吸收系统、副产物处置系统、工艺(业)水供应系统、事故浆液排放系统、仪用和杂用压缩空气系统烟气系统不设置GGH,增压风机与引风机合并,设置100%烟气旁路烟气自锅炉引风机升压后进入吸收塔,在吸收塔内洗涤净化,经除雾器除去水雾后经烟囱排入大气水平主烟道上设置旁路挡板门,当锅炉启动、进入FGD的烟气超温和FGD装置故障停运时,旁路挡板门打开,烟气经旁路通过烟囱排放吸收塔配置方案为一炉一塔,每座脱硫吸收塔装置的烟气处理能力为一台锅炉100%BMCR工况时的烟气量两台机组的脱硫装置公用一套吸收剂制备供应系统,吸收剂制备采用外购粒径小于20mm的石灰石颗粒、厂内湿磨制浆的方案配置2台湿式球磨机,单台湿式球磨机出力满足燃煤中含硫量为
1.0%状况下脱硫系统最大石灰石耗量的75%设置2座石灰石仓,石灰仓0总容积满足燃煤中含硫量为
1.0%状况下两台机组脱硫运行3天的石灰石用量两台机组公用一套石膏脱水系统,配置2台真空皮带脱水机单台皮带脱水机出力满足燃煤中含硫量为
1.0%状况下脱硫系统最大石膏产量的75%0脱硫系统内设工艺水系统和工业水系统脱硫系统内仪用及检修吹扫用压缩空气来自于主体工程空压机系统脱硫系统设一座仪用压缩空气罐脱硫装置需要的保安电源由主体工程保安电源提供
6.9烟气脱硝部分厂区总平面预留SCR脱硝工艺和尿素为还原剂的相关脱硝设施安装空间
6.10电气部分机组按采用发电机-变压器组单元接线,接入厂内500kV升压站,500kV配电装置采用3/2接线方案,主变和起备变至500kV配电装置采用架空线连接,2回架空出线500kV配电装置采用屋外敞开三列式布置主变压器、高压厂用变压器及高压起动/备用变压器均布置在A歹IJ外主变、起/备变中心线距离A列柱40m,高厂变中心线距离A列柱22m发电机出口不设断路器发电机与主变压器、厂高变之间采用全连式离相封闭母线连接一台启动/备用变压器,启动/备用电源由厂内500kV升压站I母线一级降压获得500kV主变压器和起备变高压侧中性点直接接地高压厂用电采用10kV一级电压两段接线方式,其中性点采用经电阻接地方式低压厂用电压采用380/220V,中性点直接接地每台发电机组设一台1200kW的柴油发电机作为该机组的交流事故保安电源;交流保安电源的电压和中性点接地方式与低压厂用电系统一致主厂房内每台机设一组2000Ah动力蓄电池组,电压为220V;每台机设两组600Ah控制蓄电池组,电压为220V升压站继电器室设两组400Ah控制蓄电池组电厂侧输煤综合楼设置一套输煤220V/200Ah直流系统;电厂侧水工取水泵房设置一套取水泵房220V/200Ah直流系统;电厂侧脱硫电控楼设置一套脱硫220V/200Ah直流系统主厂房内每台机组设置两套相互独立的UPS系统,即双重化冗余配置两套主机配置两套旁路系统,每台UPS按100%容量选取,每台容量为lOOkVA两套UPS独立工作,互不影响网络继电器室单独设置一套15kVA UPS装置,供网控保护、远动系统及火灾报警负荷脱硫系统设置一套20kVA的UPS装置,为脱硫DCS及热控电源盘供电发电机励磁系统采用自并励静止励磁系统采用炉、机、电集中控制方式,单元机组的电气系统纳入DCS监控,公用系统的电气系统纳入公用DCS监控,辅助车间的电气系统纳入辅助车间DCS监控电气系统主要电气设备采用硬接线纳入DCS监控,并通过现场总线纳入ECMS厂用电管理系统监视,ECMS预留监控功能机组设置电气监控管理系统ECMS,电气系统通讯方式纳入ECMS监控管理ECMS功能包括发电厂电气设备的监控及管理,实现发电厂电气系统正常运行及事故情况下的监控/监测和管理、维护ECMS宜具备数据采集、数据处理、运行及事故管理、人机联系、电气网络分析与计算、设备维护及检修管理等功能500kV升压站设置一套网络微机监控系统NCS,NCS采用分层分布式网络结构,由站控层和间隔层二层设备,一级网络组成电除尘采用上位机+就地电源控制器控制方式,每台炉的电除尘器采用一套微处理机控制的高、低压成套供电装置电除尘控制器完成所有控制功能除尘控制系统上位机布置在除尘控制室,两台机电除尘公用一套上位机,上位机平时仅做系统维护用,也可进行控制操作;除尘控制系统与全厂辅网DCS连接,正常运行时在集控室的辅网DCS操作员站进行控制电厂输煤系统控制范围根据输煤工艺专业确定,其监控纳入电厂输煤DCS系统范围输煤系统采用现场总线型式,输煤程控采用DCS系统热控专业在集中控制室的辅助车间监控网络操作员站上完成辅助车间的主要监控功能根据输煤工艺系统,在主厂房煤仓间、碎煤机室等处设置远程I/O站,通信接至输煤综合楼DCS系统升压站网络继电器室,系统保护及远动等设备布置于升压站网络继电器室内主厂房电缆通道采用架空敷设,厂区电缆尽量利用综合管架敷设,辅助厂房特别是脱硫、除尘区域电缆尽量采用架空敷设,部分区域可采用电缆沟或电缆桥架混合敷设方式电缆通道按《电力工程电缆设计规范》GB50217-2007规定设置电缆防火阻燃措施
6.11仪表与控制部分采用炉、机、电、网、辅助系统(车间)集中控制方式,两台机组及其辅助系统合设一个集中控制室热工自动化系统的体系结构分为厂级和过程控制级,其中生产信息系统和管理信息系统对全厂统一考虑,确保实现全厂“管控一体化”的目标;过程控制级主要完成机组主辅系统生产过程的动态实时控制,单元机组的控制采用以微处理器为基础的分散控制系统(DCS),配合必要的专用自动化装置完成单元机组的集控运行微油点火系统、炉底渣系统、脱硝单元部分(预留)和循环水泵房等纳入单元机组DCS监控;空压机房、燃油泵房和电气厂用电公用部分纳入机组公用DCS监控脱硫系统(带旁路)控制纳入辅网DCS运行人员通过集控室的操作员站可实现对于脱硫岛工艺系统及其辅助系统和单体设备的启/停控制、正常运行的监视和调整以及异常与事故工况的处理就地设临时操作员站,作为调试阶段的终端设置辅助车间集中控制网(简称辅控网),辅控网的操作员站设在集中控制室内,与机组DCS系统构成全厂范围的集中监控中心为方便巡检、调试,在水务中心设备间设巡检调试终端兼辅助操作员站,随着水网各车间正常运行后,逐步由就地车间监控转移为集控室集中监控煤、灰系统亦在就地设备间设置临时操作员站,可在就地进行监控,正常运行后过渡到集控室集中监控辅助系统拟采用与机组DCS一致的软硬件设备,使有利于全厂生产过程控制系统控制技术和控制手段的统一集控室内装饰墙上设置大型液晶显示器,大型液晶显示器上方设置少量LED工业参数显示仪,显示机组功率、频率或转速、日期、时钟等参数设置锅炉炉管泄漏监测系统、飞灰含碳测量系统、风粉在线监测装置等用于故障诊断、燃烧优化、温度调节优化的系统设置全厂闭路电视监视系统设置空调自控系统设置火灾检测报警及消防控制系统全厂设置一套集中空调自动控制系统,采用DCS控制设置厂级实时监控信息系统,采用经国家有关部门认证的专用、可靠的安全隔离设施FSSS有关的一次设备(油系统阀门等)、锅炉电磁泄放安全阀(PCV)控制装置、空预器间隙控制系统、空预器火灾报警装置、空预器停转报警装置、吹灰动力柜、炉膛烟温探针装置等由锅炉厂配供送风机、引风机、一次风机、空预器、磨煤机等辅机的油站,不设就地控制操作箱,其控制由机组DCS实现机组DCS,辅助车间(系统)监控网络、炉管泄漏监测系统、锅炉飞灰测碳系统、电气厂用电管理系统等接入全厂信息监控系统两台机组设置1套闭路电视系统,在集中控制室设置全厂闭路电视监视器设置闭路电视的区域主要为主厂房区域、辅助车间区域、脱硫、厂区大门口区域、运煤栈桥区域
6.12全厂综合安防系统全厂综合安防系统整体按照核电站实物保护系统的标准进行设计,建设一套集人防、物防、技防一体的安全防范方案整体系统产品品牌选择亦按照实物保护系统品牌标准选择,选择国际知名品牌征地周界围墙范围内为控制区,厂区周界围墙内为保护区,办公区及生活区作为要害区系统包括门禁及出入口控制系统、安防视频监控系统、入侵探测系统、电子巡更系统、广播呼叫系统、集成安保控制系统、保安通信系统、围栏等系统,并使用集成安保控制系统平台对所有上述子系统进行统筹管理,包括各系统间的信息交互、报警提示、联动、所有前端设备的控等制控制区周界为单层实体围墙,墙顶设置倒刺铁丝,防攀爬,入侵探测采用电子围栏,每100米设一个摄像机,监控与入侵探测联动保护区周界为两层围栏,外层为实体墙,墙顶设置倒刺铁丝及刀片刺绳,防攀爬,入侵探测采用电子围栏,每100米设一个摄像机,监控与入侵探测联动;内层为金属防爆网,顶部设置倒刺铁丝及刀片刺绳,防攀爬,入侵探测采用震动光纤;内外层间设置不小于3米的缓冲区,缓冲区内设区域探测设备(多普勒、微波、红外对射等)要害区周界为单层实体围墙,入侵探测采用电子围栏,设监控摄像机,监控与入侵探测联动控制区、保护区、要害区每个出入口均设人行通道及车辆通道人行通道配置三辐闸,刷卡进出,设置X光机、金属探测仪等设备;车辆通道配置车辆道闸,远距离刷卡,配置车辆阻挡设备,防冲撞;每个通道均两侧配监控摄像机,录像取证
二、整定范围及工作基本内容投标方须按照招标方的工作目标负责公司区域162台安全阀进行整定校验,调整并检测安全阀开启压力,保证校验后的安全阀起回座压力在整定范围内负责承包范围内包括安全阀校验前检查、热态校验、校验后的铅封及校验后报告的出具等工作
1.质量要求安全阀的校验质量应满足《中华人民共和国电力行业标准DL/T959—2005》以及行业标准和招标方的要求《电站锅炉安全阀应用导则》(DL/T959-2005)
8.
2.1规定“纯机械弹簧式安全阀及碟形弹簧安全阀可使用安全阀在线定压仪进行校验调整校验调整可以在机组启动或带负荷运行的过程中一般在75%85%额定压力下进行”按照《电站锅炉安全阀〜应用导则》DL/T959-2005电力标准,整定压力允许在以下范围内变化设备名称整定压力Ps MPa极限偏差MPa压力容器PsWO.7±
0.02包括高加、除氧器、
0.7P连排扩容器S±3%的整定压力
0.5〈PsW
2.07锅炉本体
2.07P^
7.0±
0.07包括过热器、再热S器P
7.0±1%的整定压力s
2.技术要求
2.1规范和标准投标方安全阀校验管理应执行现行使用的国家有关标准和部颁标准或引用国的标准标准和规范至少包括《安全阀安全技术监察规程》TSG ZF001-2006《电力工业锅炉压力容器监察规程》DL647-2004《特种设备安全监察条例》《蒸汽锅炉安全技术监察规程》《热水锅炉安全技术监察规程》《锅炉定期检验规则》《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG R00004-2009《压力容器定期检验规则》TSGR7001-2004《电站锅炉安全阀应用导则》DL/T959-
20052.
1.2此为最低限度的的技术要求,并未规定所有的技术要求和适用的标准、规范,投标方应保证按照本技术要求和有关标准的校验质量
2.
1.3本技术要求使用的标准如与投标方所执行的标准发生矛盾时,应按较高标准执行
2.
1.4如投标方没有以书面形式对本要求的条文提出异议,则招标方认为投标方完全按照本技术要求进行校验
2.
1.5如本技术要求与上述规范、标准明显抵触的条文,投标方及时通知招标方进行书面解决
3.校验范围
3.1#1-2机组锅炉分离器、过热器、再热器安全阀
3.2#1-2机组锅炉储气罐及压力容器安全阀
3.3#1-2机组汽机侧设备安全阀
3.4#1-2机组灰水侧设备安全阀
3.5#1-2机组化学侧附属设备安全阀
3.6燃料侧所属设备安全阀具体安全阀详情见附件
4.服务时间具体时间由招标方安排,投标方接到招标方书面通知后,须在96小时内到达现场,并按照招标方的要求服务整定工作完成后10日内出具整定报告一式三份
三、双方责任与义务
1.招标方责任和义务
1.1招标方提供安全阀的密封面面积、整定压力的技术参数
1.2招标方负责施工协调工作,指定专人负责与中标方的联系工作
1.3招标方负责提供现场工作量及当地疫情管控方案的相关信息
1.
4.招标方负责提供安全阀近期运转情况、安全阀铭牌资料、安全阀图纸、全厂安全阀台账
1.5招标方负责现场脚手架搭设、现场安全阀拆装、现场必要的照明设备、常用工具
1.6在巴基斯坦境内工作期间,招标方负责投标方在巴基斯坦境内安保、接送、饮食、住宿费用
2.投标方的责任和义务
2.1投标方保证其提供给招标方的相关证明材料都是真实、有效、合法的
2.2投标方工作时自带工具和校验设备,如连接件不合适时,应事先来厂进行测量制作,不能耽误招标方的校验工期
2.3投标方应听从招标方的工作计划和安排,对校验不合格的安全阀,视情况进行修理,再择机进行校验,直到合格为止
2.4投标方人员需遵守《电力安全工作规程》、《厂规厂纪》及现场安全文明生产的各项规章制度,由于自身原因出现人身及设备损坏事故,由责任方负责
2.5投标中严格执行《电力安全工作安规》要求,严格执行招标方现场工作的要求,严格执行现场施工协调会议要求的安全措施
2.6高空作业上下爬梯必须使用防坠器,高空作业必须合格使用安全带,即高空作业全过程合格使用安全带
2.7投标中必须合格使用电源,自带电源柜、电气用具经过双方安全技术部门检验合格方可使用
2.8投标方现场做到工完料净场地清,随时保持现场清洁
2.9投标方根据招标方提供的技术数据制作安全阀校验软件
2.10检修阀门需要测量弹簧钢度,提供检测报告
2.11涉及到易燃易爆阀门校验必须提供有防爆证的检测设备,才能开展校验工作
2.12检修阀杆需要测量弯曲度,核准结果必须经过厂里专工认可
2.13涉及到离线校验的阀门,必须提供离线校验台做离线校验
2.14投标方安全阀校验完毕后,如在质保期内存在问题,应及时到现场重新校验调整,以招标方通知为主
2.15投标方若不能按招标方要求完成安全阀校验工作,招标方有权终止合同,同时投标方对由此所造成的一切损失负责
2.16投标方负责提供所有连接件的加工图纸
2.17投标方应听从招标方的工作计划和安排
2.18遵守招标方现场安全文明生产的各项制度,由于自身原因出现人身及设备损坏事故,由投标方自负投标方须按规定办理相关手续后方可进入现场工作
2.19安全阀校验泄漏,由投标方负责免费检修确保所有安全阀无泄漏且正常工作目录
2.20询问项目负责人具体事项后报价,未现场勘察或电话询问造成标的出入较大,招标方有权不予采纳
2.21现场工作完成后,10天内投标方提供校验报告后并经招标方审核合格
2.22投标方所携带的校验仪器等设备自行负责清关费用
3.违约责任投标方在接到招标方书面通知后未在96小时内抵达招标方,投标方按合同价款的2%作为违约金支付招标方投标方未按照合同约定期限完成服务工作的,每拖延一周投标方按合同费用的2%支付招标方违约金如在机组大小修后进行安全阀的热态校验,如投标方接到招标方的通知后,无故不履行责任,一切责任损失应有投标方负责,招标方视情节轻重程度,有权解除合同
四、质量及技术要求
1.投标方必须严格按应满足《中华人民共和国电力行业标准DL/T959—2005》以及现行电力行业标准规范进行施工,并接受招标方现场代表的监督
2.整定压力偏差满足《电站锅炉安全技术规程》的要求
3.安全阀校验报告要客观真实、准确齐全,并符合国家法规、标准要求
4.安全阀的整定压力符合TSGG0001-2015《锅炉安全技术监察规程》、TSG R0004-2013《固定式压力容器安全技术监察规程》、TSG ZF001-2006《安全阀安全技术监察规程》及现场规程规定要求,安全阀能够正常正确动作,质量期限要求12个月
5.校验后的安全阀各项参数应在规定范围内,经整改仍达不到质量标准,招标方有权另外安排整定单位,以上所发生的费用全部由投标方负担
6.投标方负责人须为依法注册的法人或其他组织,并提供有效证明文件
五、投标方人员素质基本要求
1.遵守法纪,遵守现场的各项规章和制度
2.投标方应有能胜任工作任务的管理人员,熟悉安全阀整定工作及现场施工安全要求进行整定工作的技术人员,必须持证上岗,具有相关作业资格并在有效期内有完善齐备的的整定工器具和安全防护设施及用具
3.投标方工作人员应身体健康,年龄在50周岁以下,无不良病症需出具体检证明尤其不能有高血压和恐高症等不适合高处作业的病症
六、耗材供应及整定设备配备
1.整定工作必需的安全用具或劳动保护用品,如安全带、手套、绝缘鞋、验电笔、现场检修用隔离带、警示牌等由招标方提供整定工作必需的仪器设备由投标方自备且由投标方自行试验、校验,并提供相关合格证和检验材料
2.投标方人员的劳动保护及安全用具由招标方负责
3.投标方需对自备工器具的安全性、合格性负责,并出具有关证明
七、考核奖惩细则总则投标方在招标方工作期间,应严格遵守国家及巴基斯坦安全生产法律法规、行业安全作业规定,以及招标方制定的各项安全生产管理制度,按规定缴纳安全(质量)保证金,认真履行安全管理责任,接受和配合招标方安全监察部、相关项目主管部门安全管理人员的监督、检查和指导,做到遵章守纪,文明施工
1.考核
1.1投标方在进厂作业前,应提前到安监部联系办理资质审查、安全协议签订和人员入厂教育如未经资质审查、安全协议签订或入厂教育即私自入厂,处以安全(质量)保证金金额数50%的罚款
1.2如整定质量不合格,投标方应及时返工,并罚款5001000元〜L3施工中未做到文明施工,每发现一次,罚款5001000元〜
1.4高处作业不按规定系挂安全带,对违章者进行罚款2000元使用不合格的安全带者,罚款300元
1.5未得到许可开工的通知,擅自开工,应及时纠正,并罚款500元L6在生产厂区吸烟者,罚款500元;厂区道路上游动吸烟者,罚款200元
1.7进入生产现场未正确佩戴安全帽,对违章者进行劝退处理,并对投标方罚款20007Lo附件安全阀清单序号设备名称安全阀型号机组编号单价(元)1高加水侧27CA33H-W41#1机2外置式蒸汽冷却器汽侧26LA12L-141#1机3#1高加汽侧26LA12L-141#1机4#2高加汽侧26KA13L-141#1机5#3高加汽侧4L6JLJ0S-E37E#1机6#5低加汽侧SC73136#1机7#5低加水侧075-19126MCF#1机8#6低加汽侧SC73136#1机9#6低加水侧075-19126MCF#1机10#7低加水侧075-19126MCF#1机11#8低加水侧075-19126MCF#1机12除氧器A854536-2-A10#1机13除氧器B854536-2-A10#1机辅汽联箱A A48Y-40#1机1415辅汽联箱B A48Y-40#1机16电泵前置泵A41H-25C#1机17除氧器至汽泵前置泵A A41H-25C#1机18除氧器至汽泵前置泵B A41H-25C#1机19凝结水泵A A41H-16C#1机20凝结水泵B A41H-16C#1机21除盐水至锅炉上水A41H-25#1机辅汽至轴封供汽A48Y-16C#1机2223辅汽至轴封供汽电加热A48SY-25C#1机24高速混床树脂入口A42H-16C#1机25高速混床树脂出口A42H-16C#1机高速混床压缩空气入口A42H-16C#1机2627高速混床压缩空气出口A42H-16C#1机28精处理储气罐#1A42Y-16C公用系统29精处理储气罐#2A42Y-16C公用系统精处理电加热水箱公用系统30A42Y-16C精处理压缩空气母管公用系统31A42H-16C32化学区域储气罐#2A42H-16C公用系统氢站储气罐公用系统33521DDBKBAA047034氢罐1521DDBKBAA0470公用系统35氢罐2521DDBKBAA0470公用系统氢罐3521DDBKBAA0470公用系统3637氢罐4521DDBKBAA0470公用系统采暖加热器过滤器公用系统38A48Y-25C39采暖加热器A侧水侧A48Y-16C公用系统40采暖加热器B侧水侧A48Y-16C公用系统41高加水侧DN20#2机42外置式蒸汽冷却器汽侧DN100#2机43#1高加汽侧DN80#2机44#2高加汽侧DN80#2机45#3高加汽侧DN100#2机46#5低加汽侧DN100#2机47#5低加水侧DN20#2机48#6低加汽侧DN100#2机#6低加水侧DN20#2机49#7低加水侧DN20#2机5051#8低加水侧
0.75-19126MCF#2机52除氧器A854536-2-A10#2机53除氧器B854536-2-A10#2机54辅汽联箱A A48Y-40#2机55辅汽联箱B A48Y-40#2机56凝结水泵A A41H-16C#2机57凝结水泵B A41H-16C#2机58除盐水至锅炉上水A41H-25#2机59辅汽至轴封供汽A48Y-16C#2机辅汽至轴封供汽电加热A48SY-25#2机6061高速混床树脂入口A42H-16C#2机62高速混床树脂出口A42H-16C#2机63高速混床压缩空气入口A42H-16C#2机64高速混床压缩空气出口A42H-16C#2机65混床压缩空气母管A42H-16C#2机66电泵前置泵入口A41H—25C#2机采暖站凝结水罐公用系统67A42Y—16C68采暖站加热器出口#1A41H—16C公用系统69采暖站加热器出口#2A41H—16C公用系统70过热器进口安全阀A31733WD#1炉71过热器进口安全阀A41733WD#1炉72过热器进口安全阀#A51733WD#1炉73过热器进口安全阀#A21743WD#1炉74过热器进口安全阀#A11743WD#1炉75过热器出口安全阀#A1733WH#1炉76过热器出口安全阀#B1733WH#1炉77再热器入口安全阀A21706RRWB#1炉78再热器入口安全阀B21706RRWB#1炉79再热器入口安全阀A11706RRWB#1炉80再热器入口安全阀B11706RRWB#1炉81再热器出口安全阀A1775QWH#1炉82再热器出口安全阀B1775QWH#1炉83吹灰汽源安全阀1912-00MT#1炉84低温省煤器安全阀A A41H-64C#1炉85低温省煤器安全阀B A41H-64C#1炉86低温省煤器安全阀C A41H-64C#1炉87低温省煤器安全阀D A41H-64C#1炉88#1,2炉磨煤机灭火蒸汽A48Y-16C公用系统管道安全阀过热器进口安全阀A31733WD#2炉8990过热器进口安全阀A41733WD#2炉过热器进口安全阀#A51733WD#2炉91过热器进口安全阀#A21743WD#2炉9293过热器进口安全阀#A11743WD#2炉过热器出口安全阀#A1733WH#2炉9495过热器出口安全阀#B1733WH#2炉96再热器入口安全阀A21706RRWB#2炉再热器入口安全阀B21706RRWB#2炉9798再热器入口安全阀Al1706RRWB#2炉99再热器入口安全阀Bl1706RRWB#2炉100再热器出口安全阀A1775QWH#2炉101再热器出口安全阀B1775QWH#2炉102吹灰汽源安全阀1912-00MT#2炉103低温省煤器安全阀A A41H-64C#2炉104低温省煤器安全阀B A41H-64C#2炉105低温省煤器安全阀C A41H-64C#2炉106低温省煤器安全阀D A41H-64C#2炉输送用缓冲储气罐公用系统107A48Y-16C108#1输送用储气罐A48Y-16C公用系统109#2输送用储气罐A48Y-16C公用系统110#2仪用储气罐A48Y-16C公用系统111#1仪用储气罐A48Y-16C公用系统仪用缓冲储气罐公用系统112A48Y-16C113FDG储气罐A42Y-16C公用系统灰库储气罐公用系统114A28W-16T115脱硫挡板控制系统储气A28W-16T#1炉罐116脱硫挡板控制系统储气A28W-16T#2炉罐11715H3HT0GM0113号站干雾除尘储气罐公用系统IBB—C卸煤沟A除尘器储气罐A28W-16T公用系统118卸煤沟B除尘器储气罐A28W-16T公用系统119120卸煤沟C除尘器储气罐A28W-16T公用系统121卸煤沟D除尘器储气罐A28W-16T公用系统122#1号站储气罐A27W-16T公用系统123#2号站储气罐A27W-16T公用系统124#3号站储气罐A27W-16T公用系统1253A皮带除尘器储气罐A27W-16T公用系统1263B除尘器储气罐A27W-16T公用系统
1271.5H3HT0GM011BB-2号站干雾除尘储气罐公用系统C128煤仓间干雾除尘储气罐公用系统
1.5H3HT0GM011BB-C1296号皮带机除尘器干雾A27W-16T公用系统储气罐130碎煤机室二层除尘储气
1.5H3HT0GM011BB-C公用系统罐1311号斗轮机冲洗水泵A41H-16C公用系统1322号斗轮机冲洗水泵A41H-16C公用系统过热器蒸汽管道安全阀启动锅炉133A48Y—25C134汽包A A48Y—25C启动锅炉135汽包B A48Y—25C启动锅炉136化学区域储气罐#1A42H-16C公用系统137空压机房油分离器A A28X—16T公用系统空压机房油分离器B A28X—16T公用系统138139空压机房油分离器C A28X—16T公用系统空压机房油分离器D A28X—16T公用系统140141空压机房油分离器E A28X—16T公用系统142空压机房油分离器F A28X—16T公用系统143空压机房油分离器G A28X—16T公用系统144空压机房油分离器H A28X—16T公用系统145备件146备件147备件备件148149备件备件150备件151152备件153备件备件154155备件备件156备件157158备件备件159备件160161备件162备件合计本次招标内容为华能山东如意(巴基斯坦)能源有限公司全公司区域内安全阀校验整定外委工作投标方须配备合格的安全阀校验工器具及消耗性材料,并具备校验资质保证校验后的安全阀各项参数在规定范围内,系统超压后安全阀动作可靠有效,及时消除系统超压状况,确保机组安全运行
1.概述华能山东如意巴基斯坦萨希瓦尔2X660MW燃煤电站位于旁遮普省萨希瓦尔(Sahiwal)市东北约15km处,萨希瓦尔至拉合尔高速路东侧,距离萨希瓦尔500KV变电站9km,北侧约19km为RAVI河由东向西汇流,南侧约600m为LBDC运河由东向西汇流
2.工程规模公司现有2X660MW超临界燃煤凝汽式发电机组,留有扩建余地;同步配套烟气脱硫,脱硝设施
3.计划工期本次安全阀校验整定外委工作计划工期为2022年11月1日起至2022年12月31日止,具体进厂时间以业主方通知为准
4.厂址条件
4.1公司厂址位于旁遮普省萨希瓦尔(Sahiwal)市东北约15km处厂址可利用土地约412公顷电厂、灰场、原水库等设施都在在此范围内建设场地东南邻运河(LOWER BARIDOABCANAL),运河南侧分别为卡拉奇至拉合尔的铁路和萨希瓦尔至拉合尔公路(National Highway-N5),西南侧约4km处为YUSAF WALA火车站萨希瓦尔至拉合尔的500kV输电线路从厂区西侧穿过
4.2交通运输
4.
2.1铁路运输巴基斯坦国内铁路网在1947年独立前已初具规模,但是建国后铁路建设长期停滞不前截止2008年6月底,巴铁铺轨里程为11658km,运营里程为7791km,其中复线运营里程为1164km,电气化运营里程293km全国559个车站,除33个实现电脑联网作业外,其余仍沿用手工操作,效率低下巴铁以南北线为主,三大主干线卡(拉奇)一白(沙瓦)线、卡(拉奇)一拉(合尔)线、拉(合尔)一白(沙瓦)线均为南北走向东西向仅有苏(库尔)一奎(塔线)及其支线巴铁“西密东疏”,东部的旁遮普省和信德省路网密度偏高,铁路运营里程约占全国的四分之三由卡拉奇至拉合尔的铁路从厂址东南侧约
0.8km处经过,Yusaf wala站位于厂址西南4km处,Qadirabad站位于厂址东侧约
1.5km处,电厂铁路专用线拟由Yusaf wala站接引
4.
2.2公路运输截至2009年,巴基斯坦公路通车总里程为258350km,包括5条高速公路、17条国道、3条战略公路和若干辅助道路巴基斯坦公路网络以南北向为主,现有南北向两大动脉是印度河东岸的5号国道N-5,又称GT公路和西岸的55号国道N-55,又称印度河公路,巴基斯坦工商业活动主要集中在上述公路两侧的走廊地带电厂进厂道路可由厂区南侧的萨希瓦尔至拉合尔公路National Highway-N5引接该公路为一级公路,车流密度较大
5.水文气象和水源
5.1水文条件厂址区域地势平坦,厂址地面高程约为
173.2m MSL.电厂厂址周边的洪水因素主要有厂区南侧600m左右的LBDC运河和电厂北侧的RAVI河.根据现场调查踏勘,经计算与合理性分析,考虑RAVI河洪水与区域暴雨积水的影响,确定厂址的100年一遇洪涝水位按
174.4m与目前的测量高程系统一致提出,相应淹没深度约
1.2瞑
6.2气象条件厂址位于巴基斯坦Sahiwal市东侧,属于亚热带季风气候,四季分明厂址附近的气象站有三个气象站分别为撒希瓦尔气象站、费萨拉巴德站及拉合尔气象站撒希瓦尔气象站位于厂址西侧约17km,始建于2004年6月;费萨拉巴德站位于厂址北侧约80km,该站始建于1951年;拉合尔气象站位于厂址东北方向约130km,该站始建于1964年距离厂址最近的气象站为Sahiwal气象站,由于撒西瓦尔气象站,建站较晚,故厂址附近的常规气象资料采用距离厂址相对较近的费萨拉巴德气象站,气象站与厂址之间无大的障碍物阻挡,对厂址有较好的代表性费萨拉巴德站位于费萨拉巴德市内,地理位置为北纬31°26;东经73°06,,观测场高程为
185.6m MSL资料统计年限无特殊说明外,为费萨拉巴德站195厂2004年统计资料飞气象特征值年平均降雨量年最大降雨量年最小降雨量年平均气温极端最高气温极端最低气温
352.7mm;
806.7mm;
172.4mm;
24.0℃;
47.9-
4.0℃;平均相对湿度年平均风速年平均气压57%;全年主导风向夏季主导风向冬季主导
1.1m/s;风向
986.5hPa;
5.3供水水源SE;电厂生产用水主水源拟从厂址南侧约SE;600m的LBDC运河取水由于LDBC运河每年一NW;月份需进行清淤、检修维护,河道关闭无水,因此在电厂东南侧修建蓄水库和利用地下水来保证电厂供水连续可靠性2X660MW燃煤发电机组夏季最大补充水量为2592nl7h,耗水指标
0.545nl7s•GW,全年平均补充水量为2465m3/h,对应耗水指标
0.519m3/s•GW,全年总用水量为1950X104m3/ao
6.设备及系统概况
6.1主要设备
6.
1.1锅炉型式哈尔滨锅炉厂有限责任公司超临界参数变压直流炉,单炉膛,一次再热,平衡通风,固态排渣,四角切圆燃烧,露天布置,全钢构架,全悬吊结构n型锅炉锅炉主要技术参数名称单位B-MCR BRL主蒸汽流量t/h21182017主蒸汽温度℃571571主蒸汽压力MPa a
25.
525.5再热器进口压力MPa a
5.
7225.447再热器进口温度℃
348339.5再热器出口压力MPa a
5.
4875.225再热器出口温度℃569569再热蒸汽流量t/h
1752.
11668.6给水温度℃
300.
5296.9锅炉效率
94.32%(按低位发热量)点火方式锅炉采用微油点火,保留常规油系统调温方式过热器汽温通过煤水比调节和喷水来控制,再热器汽温采用烟气挡板调节或摆动燃烧器调节,再热器进口连接管道上设置事故喷水运行方式锅炉变压运行,采用定一滑一定的方式燃烧系统方式中速磨冷一次风机正压直吹式燃烧制粉系统不投油最低稳燃负荷30%B-MCRo
6.
1.2汽轮机制造厂上海汽轮机厂机组型式采用超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、凝汽式汽轮机汽轮机组具有八级非调整抽汽汽轮机型号N660-
24.2/566/
5666.
1.3发电机制造厂上海发电机厂冷却方式为水氢氢励磁型式自并励静止励磁
6.2热力系统电厂热力系统中除辅助蒸汽系统、压缩空气管道、油净化管道在机组之间有联络外,其它系统均按单元制设计
6.
2.1主蒸汽管道按制配管,即从过热器出口联箱的接口接出两根支管,在炉前合并成一根母管后通往汽机房,然后在汽轮机机头前分成两根支管分别接入高压主汽门高温再热蒸汽管道按“2-1-2”制配管,即高温再热蒸汽从再热器出口联箱的接口接出两根支管,在炉前合并成一根母管后通往汽机房,然后在汽轮机机头前分成两根支管分别接入中压主汽门低温再热蒸汽管道按“1-2制配管,即从高压缸排汽管引出一根管道通往锅炉房,在炉前钢架内分成两根支管分别接入低温再热器入口联箱主蒸汽管道管材选用ASTM A335P91;高温再热蒸汽管材选用ASTM A335P91;低温再热蒸汽管道止回阀前采用A691l-l/4CrCL22电熔焊钢管,止回阀后采用A672B70CL32电熔焊钢管
6.
2.2汽轮机组具有八级非调整抽汽
一、二级抽汽分别供给
1、2号高压加热器;三级抽汽经由3号高加外置式蒸汽冷却器供给3号高压加热器;四级抽汽分别供给给水泵汽轮机、除氧器、辅助蒸汽系统
五、
六、
七、八级抽汽分别供给5号、6号、7号和8号低压加热器
6.
2.3给水系统采用回热加热系统,每台机组设置2X50%容量的汽动给水泵,前置泵与主泵同轴;配一台30%备用电动给水泵给水管道采用大旁路布置,给水管道的管材采用15NiCuMoNb5-6-4o给水泵汽轮机为单缸、单流、凝汽式,汽源采用具有高、低压双路进汽的切换进汽方式,正常运行时,由主汽轮机的四段抽汽(至除氧器的抽汽)供给,启动和低负荷时由冷段蒸汽系统供给,调试时由辅助蒸汽系统供给给水泵汽轮机排汽向下直接排入主凝汽器
6.
2.4凝结水系统采用回热加热系统,配两台100%凝结水泵,一台运行一台备用,两台凝结水泵设一台变频器,一拖二运行配备一台轴封加热器
6.
2.5辅机冷却水系统由开式循环冷却水系统和闭式循环冷却水系统组成开式水系统水来自水工专业的循环水系统,经汽机房内的电动滤网过滤、开式泵加压后送至各用户,回水至循环水回水管道开式循环冷却水系统设1台有自动反冲洗功能的电动滤水器和两台100%容量的开式循环冷却水泵,在正常情况下,两台开式泵一台运行,一台备用闭式循环冷却水系统设两台100%容量的闭式循环冷却水泵和2台100%容量的水水板式热交换器及一台lOn高位膨胀水箱,在正常情况下,一套运行,一套备用
6.
2.6采用402BMCR(暂定)容量的高、低压二级串联旁路系统,不考虑停机不停炉和带厂用电的功能
6.
2.7辅助蒸汽联箱系统设备及其管道;汽源来自启动锅炉房、再热冷段、四级抽汽管道和临机来辅汽,辅助蒸汽系统的工作压力定为
1.0L4MPa(a),工作温度为300400℃o〜〜
6.
2.8水环式真空泵每台机凝汽器抽真空系统中设置三台50%容量的水环式真空泵汽轮机启动时,三台真空泵并列运行,满足启动时间的要求;汽轮机正常运行时,两台真空泵分别对应一台凝汽器抽真空,一台备用
6.
2.9内置式除氧器除氧器为卧式结构其作用即将给水经过雾化后和加热蒸汽进行充分的混合,除去给水中的溶解氧和凝汽器其它不凝结气体,使给水达到所要求的水质
6.
2.10凝汽器
6.
2.
10.1凝汽器按汽轮机汽轮机TMCR工况下循环水冷却温度27℃,平均背压
6.4kPa设计且在最大负荷(VWO)及循环水温35℃下均能连续运行并保证除氧效果凝汽器出口凝结水的含氧W20回八凝汽器设计应符合HEI(凝汽器)标准要求凝汽器单侧运行时,应保证机组能带75%额定负荷
6.
2.
10.2凝汽器循环冷却水分设两路进出水管,每路进出水管上均有电动蝶阀,电动蝶阀布置在循环水管A列附近,并设有汽机房0m至蝶阀的检修运行通道,同时可至-
6.0m循环水管坑底部,设有检修葫芦在-
6.0m循环水管坑靠A列处设有循环水排污坑,用来收集凝结水泵坑、循环水管坑、凝汽器及循环水管道、汽机房杂用水等排污水,设两台排污泵排入水工接管
6.
2.11汽机房行车行车容量考虑能起吊除发电机定子之外的汽轮机或发电机检修时吊运最重件(高压缸模块重1253起吊附件重量未计,加上吊具及附件后约135t),设2台135/20t电动吊钩双梁桥式起重机,跨度
33.5m,工作级别为A3级,轨顶标高为
26.8nl(暂定),主副钩最大起吊高度〜约
26.15m大小车、主副钩变频调速,调速比为110汽机房行车在已考虑在机组安装期间两台行车共同起吊发电机定子,每台行车主梁具备承受200t负荷的能力
6.
2.12汽轮机油净化及贮存设备
6.
2.
12.1汽轮发电机设有一套在线润滑油净化装置,该装置与汽轮机润滑油系统并联运行,即机组正常运行时可将一部分润滑油旁路,经油净化装置后再送回到油系统中
6.
2.
12.2两台汽轮发电机组共用1台净/污油组合贮油箱,其有效容积按一台机组润滑油系统总油量(含小汽轮机)的110%考虑,约80m3净/污油箱有效容积为30/50m
36.
2.
12.3主汽轮机主油箱、给水泵汽轮机油箱、润滑油贮油箱分别设有事故放油管道,其放油排至布置在汽机房外的事故排油池
6.
2.13抗燃油装置及其管道
6.
2.14发电机密封油装置及其管道
6.
2.15发电机压缩空气、二氧化碳、氢系统设备及其管道
6.3燃烧及制粉系统
6.
3.1制粉系统采用中速磨煤机正压直吹式冷一次风机制粉系统每台炉配6台中速磨,设计煤5台运行,1台备用,米用动静态分禺器每台磨配1台电子称重式给煤机每炉配2X100%容量的密封风机,一运一备每炉设置6个原煤斗,5个原煤斗容量能满足锅炉BMCR设计煤种8小时耗煤量要求结合煤种高水分易堵煤特点,煤斗下部采用中心给料机
6.
3.2烟风系统每炉配置2台50%容量的电机驱动轴流式动叶可调送风机在送风机出口的冷风道上设置可翻转式暖风器每炉配置2台50%容量的电机驱动轴流式动叶可调冷一次风机每炉配置2台50%容量的电机驱动轴流式动叶可调引风机,采用引风机与脱硫增压风机合并设置引风机选型不考虑脱硝装置部分阻力每炉配置2台双室四电场低低温静电除尘器,除尘器进口设置低温省煤器,除尘器前全部电场采用节能型高频电源设置一座180nl双内筒套筒式烟囱,内筒套出口直径7m
6.
3.3锅炉启动系统锅炉启动系统采用不带启动再循环泵的启动系统
7.
3.4点火及助燃油系统锅炉采用微油点火系统,保留常规大油枪系统2座300nl3油罐,油泵房布置有2台100%容量供油泵,2台100%容量卸油泵等燃油泵房露天布置
8.
3.5启动锅炉1台35t/h燃油快装启动锅炉,供机组启动使用,敞开露天布置
6.4主厂房布置采用独立侧煤仓、汽机房AB大跨布置,除氧器布置于锅炉炉前钢架内,取消除氧间
5、6号低加布置于汽机房运转层靠A列侧,
1、3号高加及汽动给水泵组布置于汽机房运转层靠B列侧采用侧煤仓布置压缩了汽机与锅炉之间距离,减少四大管道管材用量两台机组顺列布置,机头朝向扩建端汽机房运转层采用大平台布置汽轮发电机组中心线偏向A排布置,汽机房空间布局合理集控室布置在汽机房
14.5m运转层固定端1-2轴之间两台炉的磨煤机布置在两台锅炉之间,采用炉后上煤方案采用圆形煤斗+中心给料机方案,该方案能有效防止高水分煤质堵煤,并充分利用主厂房空间,降低皮带层高度,缩短上煤皮带长度主厂房钢柱采用不等距布置,柱距为9/10/ll/12m,两台机组共15个柱距,并设有一个
1.2m宽的伸缩缝汽机房纵向长度为
166.2m从A列柱轴线到烟囱中心线距离为
179.Imo锅炉露天布置,炉顶设轻型钢屋盖锅炉运转层为格栅大平台,锅炉运转层及煤仓间给煤机层标高均为
14.50米,输煤皮带层标高均为
34.5米主厂房为钢结构主厂房主要尺寸项目数据m汽机房柱距9/10/11/12。