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东海热电厂一、三期机组全负荷脱硝改造可行性方案编制

公告-招标公告

山东 -烟台 -龙口市

发布时间： 2026年08月17日

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热电厂机组脱硝改造

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招标单位	****	项目名称	****电厂一、三期机组全负荷脱硝改造可行性方案编制
招标邮箱	zhaobiao@nanshan.****.cn	联系人及电话	隋大鹏、135**0808崔长踪、133**3487
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项目保证金	10000.00元	账户名称	新南**公司
账号	233****12142	开户行	中国银行****支行
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备注：竞价**公司转账，不支**银行柜台现金转账。

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****电厂一、三期机组全负荷脱硝改造可行性方案编制

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1.00

套

******公司 ****电厂一、三期机组全负荷脱硝改造可行性方案编制技术协议 ******公司依据《中华人民**国民法典》《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223-2011）、《燃煤电厂超低排放烟气治理工程技术规范》（HJ 2053-2018）等国家法律法规及行业标准，甲乙双方本着平等自愿、公平诚信、权责统一的原则，就甲方一、三期机组全负荷脱硝可行性研究项目（以下简称 “本项目”）技术服务事宜，经充分协商，达成如下技术协议，双方共同遵照执行。一、项目概况 1.1机组基础参数本项****电厂一期2*75MW机组、三期3*330MW机组（共计5台机组）开展全负荷脱硝改造可行性方案研究。机组现有脱硝系统为（SCR）工艺，常规运行负荷区间为 80%~100% THA，启停机及低负荷运行时存在脱硝催化剂入口烟温偏低、氨逃逸超标、脱硝效率不达标等环保问题，无法满足机组冷态启停及深度调峰运行环保要求。 “全负荷脱硝”是指燃煤机组在从启动、停止等低负荷调峰到满负荷运行的全部工况下，脱硝系统（通常是SCR）都能正常投运，确保氮氧化物（NOx）全时段达标排放。 1.2系统情况一期#1、#2机组分别于2003年投入商业运行，于2025年完成备压机组改建，三期#5、#6、#7 机组分别于 2010年、2011年投入商业运行，各机组均建有配套超低排放系统，电厂主要燃用中煤及市场煤。 1.2.1锅炉设备一期锅炉形式：锅炉采用单锅筒、自然循环、集中下降管、全膜式水冷壁，顶部全悬吊结构。单炉膛采用п型露天布置，生产厂家为****。（1）锅炉最**续蒸发量：480t/h （2）锅炉保证效率(B-MCR)：92.3 （3）锅炉(B-MCR)燃煤量：64.7t/h （4）燃烧器型式：低氮燃烧器四角切圆燃烧（5）空气预热器型式：二分仓回转式（6）炉膛出口过剩空气系数(B-MCR)： 1.22 三期锅炉型式：锅炉为亚临界、自然循环、单炉膛四角切圆燃烧、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、半露天布置、全钢构架、全悬吊结构、炉顶金属屋盖带防雨罩的“”型布置汽包锅炉，生产厂家为****公司。（1）锅炉最**续蒸发量： 1160t/h （2）锅炉保证效率(B-MCR)：93% （3）锅炉(B-MCR)燃煤量：156.3 t/h(原设计煤种) （4）燃烧器型式：低氮燃烧器四角切圆燃烧（5）空气预热器型式：三分仓、回转式（6）炉膛出口过剩空气系数(B-MCR)： 1.2 1.2.2 脱硝设备（1）一期每台锅炉配置两台脱硝反应器，每台脱硝反应器设计成2＋1层催化剂布置方式。每层催化剂模块由反应器内的水平支撑梁支承。初始运行时，只填装两层蜂窝式催化剂，当运行到催化剂活性降低，不能满足设计要求时再填装一层催化剂。这种运行方式，可以有效**催化剂的运行寿命。反应器入口设置气流均布装置，反应器主要由里面布置的催化剂、催化剂支撑梁、反应器壳体、密封板等组成。（2）三期每台锅炉配置两台脱硝反应器，采用高灰型SCR布置方式，即SCR反应器布置在锅炉省煤器出口与空预器入口之间，不设置SCR反应器烟气旁路及省煤器旁路，其运行温度与省煤器出口的烟气温度一致。脱硝装置在BMCR工况时的运行温度为350℃，运行温度低于310℃时，催化剂表面将有沉积硫酸氢铵的危险。催化剂采用蜂窝式，按照“2＋2”模式布置，反应器安装吹扫装置，采用蒸汽吹灰器和声波吹灰器。（3）脱硝系统主要性能指标（单台炉）序号项目内容单位数值备注 1 ECO出口烟风参数机组负荷 MW 330 额定负荷 O2 % 2.8 湿基 CO2 % 湿基湿度 % 7.85 N2 % 湿基湿烟气量 Nm3/h ****580（BMCR）湿基烟气温度 ℃ 363.5 静压 Pa 基准NOx排放浓度 mg/Nm3 400 SO2@6%O2，干基 mg/Nm3 2946 SO3@6%O2，干基 mg/Nm3 ＜149.75 飞灰浓度 g/Nm3 30 干基，标态，实际氧 2 性能指标基准NOx@6%O2 mg/Nm3 400 干基，标态 SCR改造NOx@6%O2 mg/Nm3 50 NH3逃逸浓度 mg/Nm3 2.27 脱硝效率 % 85 化学寿命期间 SO2/SO3转化率 % <1 整体系统阻力 Pa 1400 扣除催化剂后的系统阻力 Pa 600 3 物料衡算（单台炉）氨氮摩尔比 - 0.865 SCR减排NOx kg/h 402.5 尿素耗量 kg/h 300 吹灰蒸汽耗量 t/h 0.72 单台吹灰器稀释风量 Nm3/h 5000 1.3烟气情况序号名称单位一期机组三期机组 1 脱硝入口烟温 A侧 ℃ 359 353.13 B侧 348 346.72 2 脱硝入口氧量 A侧 % 6.09 2.37 B侧 5.8 2.04 3 脱硝入口氮氧化合物 A侧 mg/m3 314 222.14 B侧 292 248.48 4 脱硝入口烟气流量 A侧 Nm3/h 235083 482.36 B侧 283689 417.54 5 脱硝入口烟气压力 A侧 kpa -0.76 -1.1 B侧 -0.87 -1.22 6 脱硝出口烟温 A侧 ℃ 336 355.68 B侧 328 350.35 7 脱硝出口氧量 A侧 % 8.75 1.93 B侧 8.1 2.19 8 脱硝出口氮氧化合物 A侧 mg/m3 29.08 38.31 B侧 13.35 43.13 9 脱硝出口烟气压力 A侧 Nm3/h -1.35 -1.73 B侧 -1.34 -1.7 1.4 目前入炉煤质成分情况检测项目符号单位燃用煤校核煤1 校核煤2 全水分 Mt % 9.9 7.1 9.4 空气干燥基水分 Mad % 2.71 1.64 3.61 干燥无灰基挥发分 Veda % 28.16 31.26 29.05 收到基灰分 Aar % 27.42 29.04 22.86 全硫 St，are % 1.23 2.28 1.15 收到基碳 Car % 56.23 51.33 59.71 收到基氢 Har % 4.26 4.48 4.47 收到基氧 Oar % 9.92 9.81 10.91 收到基氮 Nar % 0.94 0.84 0.90 收到基低位发热量 Qnet，v，ar MJ/kg 19.60 19.05 20.84 哈氏可磨性指数 / 94 84 78 煤灰熔融特征温度/变形温度 DT ℃ >1500 >1500 >1500 煤灰熔融特征温度/软化温度 ST ℃ >1500 >1500 >1500 煤灰熔融特征温度/半球温度 HT ℃ >1500 >1500 >1500 煤灰熔融特征温度/流动温度 FT ℃ >1500 >1500 >1500 煤灰中三氧化二铝 Al2O3 % 39.53 39.50 34.86 煤灰中二氧化硅 SiO2 % 47.55 45.37 47.11 煤灰中三氧化二铁 Fe2O3 % 2.59 6.96 3.52 煤灰中氧化钙 Cano % 3.46 2.16 5.65 煤灰中氧化镁 MgO % 0.29 0.23 0.38 煤灰中氧化钾 K2O % 0.49 0.55 0.53 煤灰中氧化钠 Na2O % 0.23 0.37 0.37 煤灰中二氧化钛 TiO2 % 1.34 1.35 1.13 煤灰中五氧化二磷 P2O5 % 0.25 0.31 0.37 煤灰中三氧化硫 SO3 % 3.02 2.00 5.04 煤灰中二氧化锰 MnO2 % 0.03 0.02 0.04 比电阻 ρ Ω●cm 3.0×1012 4.3×1012 3.8×1012 1.5项目实施背景 ****电厂超低排放改造及全负荷脱硝改造政策落地，机组启动、停止等低负荷、变负荷工况运行时长大幅增加，现有脱硝系统适配性不足。为解决锅炉全负荷工况下 SCR 入口烟温低于催化剂最低活性温度、脱硝系统投运不稳定、超低排放指标难以保障等痛点，拟采用相关措施，提升全负荷工况下脱硝入口烟温，实现机组全负荷区间稳定脱硝达标排放，保障机组冷态启动、停止、深度调峰能力及环保合规性。 1.6项目研究范围涵盖目标机组锅炉本体、烟道系统、脱硝系统、烟温调节系统、控制系统、安全防护系统的现状摸排、方案比选、工艺设计、设备选型、能耗核算、改造后锅炉各部安全校核、投资估算、效益分析及改造可行性论证，最终形成完整的可行性研究成果。二、技术依据与规范标准乙方开展本项目研究、方案设计、成果编制，必须严格遵循国家、行业现行有效标准、规范及甲方企业技术管理制度，核心依据包含但不限于： 1.《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223-2011） 2.《燃煤电厂超低排放烟气治理工程技术规范》（HJ 2053-2018） 3.《****电厂锅炉机组检修导则》（DL/T 889-2015） 4.《****电厂烟气脱硝工程技术规范》（DL/T 5204-2016） 5.《电力建设工程可行性研究报告编制规定》 6.甲方机组原始设计图纸、设备台账、历年运行数据、环保监测数据 7.国家及地方最新火电环保、节能、深度调峰、全负荷脱硝相关政策文件 8.现行电力工程安全、消防、防腐、结构设计相关国标及行标三、核心研究技术内容乙方负责《****电厂一、三期机组全负荷脱硝可行性方案研究报告》编写所需的调查、研究、收资、勘测和试验工作，落实本项目建设的基本条件，按国家及行业的现行标准、规程、规范、技术条例编制方案报告，通过甲方审核后，按甲方进度提交最终版方案报告。乙方需全面完成本项目可行性研究全流程工作，具体技术内容如下：（1）现状系统摸底、现场区域参数测量与问题诊断 1.1全面摸排锅炉燃烧系统、尾部烟道布置、SCR 脱硝系统结构、催化剂参数、烟温分布特性，收集机组全负荷、锅炉冷态、热态锅炉各段运行数据、烟温参数、脱硝效率、氨逃逸、排烟指标、能耗数据等主要烟温数据指标，为机组启停全负荷脱硝改造提供可靠数据支撑。 1.2精准诊断低负荷工况脱硝失效核心原因，分析现有烟道阻力、烟温场分布不均、低温硫酸氢铵堵塞、催化剂低温失活等问题对系统运行、空预器压差、锅炉效率的影响。 1.3核查现有设备结构余量、场地布置空间、控制系统兼容能力，梳理改造限制性条件。（2）全负荷脱硝方案设计与比选 2.1多方案比选论证：对比高温烟气旁通、省煤器旁路再循环、烟道分段补温等主流全负荷脱硝技术方案，从改造工程量、施工难度、机组停机时长、运行稳定性、能耗增量、投资成本、运维成本、安全风险等维度量化对比，确定最优改造方案。 2.2 针对最优改造方案，全面进行论证，明确催化剂入口提升烟温原理，确保达到全负荷工况提升 SCR 入口烟温至催化剂活性区间（≥300℃），满足全负荷排放要求。 2.3系统配套设计：完成调节系统、温度监测系统、阻力优化系统、DCS 逻辑优化、联锁保护系统配套设计，实现全负荷工况自动切换、精准温控、稳定运行。（3）技术参数校核与性能论证 3.1模拟计算各负荷段烟道烟气流量、烟温提升幅度、烟道阻力增量、系统能耗变化，确保改造后机组烟气系统阻力可控、引风机裕量满足运行要求。 3.2校核改造后脱硝系统性能：全负荷区间脱硝效率、出口 NOx 浓度、氨逃逸浓度、催化剂运行安全性，杜绝低温堵塞、腐蚀、二次污染问题。 3.3开展机组变负荷工况适应性论证，验证冷态启停炉、稳燃波动、深度调峰工况下系统运行稳定性。 3.4最优改造方案下空预器压差与引风机电耗特性分析。（4）安全、环保专项论证 4.1安全论证：分析改造方案对锅炉负压稳定、烟道结构受力、锅炉各区域温度分布、高温烟气泄漏、挡板卡涩、超温超压及开口取点区域对区域设备管排影响飞灰冲刷等改造后存在的安全风险，制定对应的安全防控措施、联锁保护逻辑及应急处置方案。 4.2环保论证：论证改造后机组全负荷 NOx 排放满足环保要求全负荷脱硝排放标准，无环保超标风险，分析改造对脱硫、除尘系统的联动影响。（5）投资估算与经济效益、社会效益分析 5.1精准测算改造工程设备费、材料费、施工费、安装调试费、设计费、措施费等总投资，编制详细投资估算表。 5.2开展社会效益分析：论证项目对机组深度调峰适配性、电网稳定运行、环保达标合规、节能减排的积极作用。（6）风险评估与实施建议 6.1全面识别技术风险、施工风险、运行风险、政策风险，量化风险等级，制定针对性防控及应对措施。 6.2编制项目实施总体方案，明确施工工序、机组停机窗口、施工重难点、质量管控要点、调试方案及验收标准。四、核心技术指标要求乙方研究成果及推荐改造方案，必须满足以下硬性技术指标，未达标视为改造方案不合格： 1.负荷适配能力：改造后机组全负荷稳定投运脱硝系统，无需退出脱硝运行。 2.烟温控制指标：启停机低负荷工况下，SCR 脱硝入口烟温稳定≥300℃，满足催化剂持续活性要求，杜绝低温失活、硫酸氢铵堵塞问题。 3.环保排放指标：全负荷工况下，烟囱出口 NOx 排放浓度稳定≤50mg/Nm3，满足超低排放标准；氨逃逸浓度≤3ppm。 4.系统运行指标：系统运行稳定可靠，调节响应灵敏，自动投入率≥99%；改造后不影响机组额定工况运行效率。 5.安全稳定指标：改造后锅炉燃烧稳定、负压波动正常，无高温烟气泄漏、烟道振动、结构变形等安全隐患；特殊工况联锁保护动作可靠。 6.经济指标：方案优先选用低能耗、低运维成本、高性价比工艺，最大限度降低厂用电增量及后期运维投入。五、项目成果交付内容乙方需在合同约定工期内，向甲方交付完整、规范、可落地的可行性研究成果，包含纸质版（一式肆份）+ 电子版（可编辑 Word、CAD 图纸、计算模型文件），具体内容如下： 1.《机组全负荷脱硝改造可行性研究报告》（完整版），包含项目概况、现状分析、问题诊断、方案比选、工艺设计、参数校核、安全环保节能论证、投资估算、实施建议、结论与建议等完整章节。 2.改造方案工艺总图、旁通烟道布置图、设备布置示意图、系统逻辑框图、关键结构 CAD 图纸。 3.全套模拟计算书：热力计算、阻力计算、工况适配性计算等原始计算数据及结果。 4.设备选型清单、主要技术参数汇总表、投资估算明细清单。 5.项目施工重难点分析、安全专项方案、调试方案、验收技术标准文件。 6.项目汇报 PPT（用于甲方内部评审、报批）。六、项目实施进度要求 1.资料收集阶段：合同生效后，乙方对接甲方完成现场勘察、原始资料收集、运行数据调取、现状系统核查以及现场各机组数据实测工作。 2.方案编制与模拟计算阶段：完成问题诊断、多方案设计、数值模拟、参数校核、方案比选。 3.报告编制与内审阶段：完成可研报告全文编制、图纸绘制、数据核对、内部技术评审修改。 4.成果交付与答疑阶段：提交初步成果，配合甲方初审，根据甲方意见完成修改完善，提交最终可行性方案研究报告。 5.总工期：自合同生效之日起30个工作日内完成全部工作并交付最终成果，特殊情况经甲方书面同意可顺延。七、双方责任 7.1甲方责任 7.1.1负责办理乙方出入厂相关手续及工器具出门证明； 7.1.2向乙方提供项目需要的技术资料和相关图纸，提供机组运行参数及煤质分析数据； 7.1.3甲方应指定工程师，负责协调技术服务过程中的各项问题以及与有关单位的配合问题； 7.1.4负责协调性能试验锅炉负荷计划、提供现场试验条件（开试验测试孔及提供试验电源）以及其他必要的辅助工作； 7.1.5负责组织对可行性研究报告进行内部评审。 7.2乙方责任 7.2.1按国家及行业的现行标准、规程、规范、技术条例进行委托范围内的技术服务工作； 7.2.2乙方按本合同及附件的规定开展工作，按时向甲方交付成果资料，并对委托范围内的工作成果的完整性、准确性负责；保证在工作过程中无重大疏忽和失误而造成项目进度的延误返工；参加甲方组织的评审会。 7.2.3乙方应对甲方为完成本项目提供的一切资料及项目成果（包括但不限于商业秘密、技术秘密和个人隐私）承担保密义务，维护甲方声誉以及保护甲方经济利益；因乙方违背前款义务而导致甲方损失，甲方有权解除合同、扣留未付款项及保留进一步索赔的权利； 7.2.4人员住宿、就餐由乙方自理； 7.2.5 全面负责可行性研究的技术工作； 7.2.6选派有经验的技术人员担当项目负责人，并负责与甲方进行联络； 7.2.7组织技术人员完成现场资料收集和性能摸底试验； 7.2.8完成全负荷脱硝改造工程可行性研究工作，提交研究报告； 7.2.9参加可行性研究内部评审（不含专家费），根据审查意见修改报告； 7.2.10现场检测用工器具及专用仪器全部由乙方自理； 7.2.11乙方需要为现场每个员工购买保额不低于100万的意外伤害保险； 7.2.12乙方必须具有承包此项工作的相关资质《环境工程设计乙级》八、技术验收标准乙方提交初步可研性报告后，甲方在10个工作日内组织技术评审验收，如需整改，及时反馈给乙方，乙方在 7个工作日内完成整改、重新交付，直至验收合格。九、技术保密与知识产权 1.甲乙双方对本次项目**中获取的对方商业信息、技术资料、机组数据、研究成果均负有保密义务，保密期限为永久。 2.本项目所有研究成果、技术方案、图纸资料、数据报告知识产权归甲方独家所有，乙方仅享有项目研发署名权，不得自留、复用、转让、授权第三方使用。 3.乙方不得将本项目研究内容、技术方案用于其他项目或对外宣传，否则承担全部违约责任及经济赔偿。十、其他约定 1.本技术协议未尽事宜，双方本着**协商的原则进行处理。 2.本协议作为技术服务合同书附件，并具有同等效力。 3.因本协议产生的技术争议，双方本着**协商原则进行处理。 4.本协议一式陆份，甲方执肆份、乙方执贰份，自双方签字盖章之日起生效。签字页：甲方：******公司批准人：总工：审核人：技术负责人：地址：****工业园邮编：265713 电话：传真：0535—****515 日期：乙方：代表签字：

投标厂商资质
注册资金	专业资质	乙方必须具有承包此项工作的相关资质《环境工程设计乙级》
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