火电厂经过扩容后排出的锅炉排污水温度为多少
火电厂经过扩容后排出的锅炉排污水温度为多少
09-12-08 &匿名提问
1.1 什么是电厂循环冷却水　火、核电厂汽轮发电机组有凝汽式(含抽汽凝汽式)和背压式两种，除热电厂的背压式供热机组外，绝大多数汽轮机组是凝汽式机。汽轮机利用高温高压蒸汽做功的热力循环中必须存在冷端，即蒸汽动力循环中汽温最低的点位。对凝汽式机组，蒸汽经汽轮机全部叶轮做功后，成为乏汽，排至排汽缸，进入汽机冷端——凝汽器，乏汽温度25～45℃。在凝汽器这个非接触式冷却器中，乏汽经管壁传热至循环冷却水，释放凝结潜热，变成凝结水后被重返锅炉。凝汽式机组的主要热损失是冷端损失，所失掉的热量超过了汽机用于做功的热能。因排汽凝结所造成的单位蒸汽流量的热损失(一般为2303kJ/kg[1]。如：对600MW机组，蒸汽量2000t/h，凝汽失热约4.6×109kJ/h，折合标准煤157t/h)对热机生产过程是不可避免的。保证汽机冷端功效的是流经凝汽器吸收乏汽凝结潜热的循环冷却水。冷却水有两个来源：一是取至自然水域；二是来自电厂的冷却塔。吸收乏汽余热的冷却水排放至江、河、湖、海等自然水域，经与环境水体的掺混和对大气的散热，将大量的余热弃置水域(排水问题)，自身得以冷却；发电厂再自水域中尽可能少受该余热影响的水区抽取新的、低温循环冷却水(取水问题)，以保障凝汽器的冷却效果，这即是所谓的“水面冷却”，或称“一次循环冷却”问题。如电厂所处地域水源匮乏，则必须采用冷却塔来冷却循环水，冷却水携带的余热经冷却塔释放到大气，冷却后的循环水再送入凝汽器冷却乏汽，这是所谓的“冷却塔冷却”，或称“二次循环冷却”问题。发电机组不停止运行，循环冷却水则一刻不停地将大量余热弃置于环境，自然造成了能源的浪费和明显的环境热影响。　　电厂冷却水研究专业即致力于火、核电厂循环冷却水的“水面冷却”和“冷却塔冷却”。其研究宗旨：一是如何将循环冷却水中携带的废热弃于环境又不致引起环境热影响超标；二是如何抽取到更低温的冷却水，以提高冷却效果。围绕这两个中心议题，需采用数值模拟计算和物理模型试验等研究手段来预报电厂投产后的取水水温、温排水在环境水域中的输移规律其及环境影响。1.2 电厂循环冷却水中赋存的余热量十分巨大，温排放易引起严重的热污染　一般来说，人们对电厂环境影响的认识，多注意其火电厂排烟对大气环境的污染，即随烟气向大气中排放的大量二氧化硫、烟尘和氮氧化物等污染物，会严重污染大气环境；对核电厂而言，则警惕低放射性污水排放对水环境的污染等等问题。因此，在电厂环境污染治理中一直十分注重电厂烟气的除尘、脱硫，燃煤的洁净处理，以及严格控制核素的排污标准，但容易忽视电厂循环冷却水所含巨大热量弃置于环境可能带来的热污染的危害。　　火电厂的燃料燃烧总发热量中只有35%左右转变为电能，而60%以上的热能主要通过锅炉烟囱和汽轮机凝汽器的循环冷却水失散到环境中。相比之下，循环冷却水携带走的废热量又占其中绝大部分。　　对1000MW火电汽轮机组，循环冷却水量约35～45m3/s，接近于目前排入日本东京市区10个污水处理厂的污水总量5×106m3/d[2]、温升(即超过环境水域的温度)8～10℃，温升所对应的热量约1.5×106～1.9×106kJ/s(日均1.2～1.7×1011kJ/d；按年运行7 000h计，年均3.8～4.6×1013kJ/a，折合标准煤约150万t/a)。排出的温排水温度视电厂所处地区而异，冬季20～35℃；夏季25～45℃。属于50℃以下的低品位热能。核电机组循环水量是火电机组的1.2～1.5倍，弃热量会更多。　　一座现代火、核电厂的装机容量多在2 000～6 000MW，排出的冷却水量相当于2～6个东京市区排污水量。如此巨量的热负荷是一般小水域无法承受的。即使对大江、大河、海湾等大水域也需精心研究、设计冷却水排、取水口的布局，才可使电厂排热在环境中合理消散。　　随着环境保护要求的提高，自然水域的温升强度和范围都将严格规定(目前没有法规规定)。虽然我国《地表水环境质量标准(JB)》中，对水温的要求尚未有具体的混合区影响范围的限制，但在影响强度上规定了人为造成的环境水温变化：周平均最大温升≤1℃；周平均最大温降≤2℃。可以相信，我国有关水域温排放的限制标准也会很快出台，电厂循环水排放将受到更大约束。　　更严峻的情况是：如当地自然水域的夏季本底水温接近33℃，规划设计此类地区电厂取、排水工程方案时，为使所抽取的水温能降低1～2℃，以及热影响不致超标，火电厂或核电厂选择厂址的初可研阶段均需进行冷却水问题的大型科研工作，其研究耗资多在百万之巨。经科学研究后，所预报的取水水温若不能满足汽轮机组冷却水要求(一般而言，不得高于33℃)，或温排水释放的热量对水域造成的热污染不能满足环境保护之要求，则该厂厂址必须重新选择。在向水域排放大量废热情况下，要保证取到33℃以下的新水、又不致造成过高的工程投资(如过远地设置取水口，虽有利于避开热水区，但管道长，吸水泵功率大，造价高，运行费用亦大)，则决非易事。电厂冷却水专业的科研工作者无不深深地体会到这一点。　　对于已投产电厂，夏季遇到这种情况，或汽机热效下降、或排汽缸真空降到危险值时，电厂机组不得不减负荷运行；国外有些沿海电厂为使排水温度不致违反规定，不惜动用冷却塔，使冷却用海水在冷却塔中仅做一次流动便排回海域，其目的仅是为使温排水少升高几度。可见，电厂循环冷却水弃热己成为电力建设、环境保护中一个棘手的问题。　　近20余年来火电装机容量有了高速发展，2002年已有装机容量3.6亿kW。2004年新批准40000MW装机容量的建设，预计到2020年，中国发电装机容量应该到9～10亿kW；期间的年均新增发电装机容量应为3 000～3 600万kW，年均增长率5.3%～5.9%。容量如此迅速地增长，其排放的废热量亦将随之增加，这部分热量必定对环境产生累积的、持久的负面影响。　　对冷却塔冷却而言，其蒸发散热加以风吹影响，使大量热量和水滴进入大气环境，会使空气局部温度、湿度升高。电厂长期运行，失散的热量和水滴会对局部小气候产生影响。　　对水面冷却而言，温排水对局部受纳水域的水质产生影响，主要表现在水温、溶解氧等指标的变化；对水生生物产生影响，主要表现在改变藻类、鱼类等的生活条件方面；对水域富营养化程度产生影响，主要表现在水温升高可能加剧水中富营养化藻类的生长、溶解氧下降。冷却水废热对水环境的影响较大时，会发生严重的热污染。1978年夏季，望亭发电厂的温排水直接排入望虞河使水温高达40℃以上。造成渔业损失73t，三水作物损失1.8万t，蚌珠损失4.4万只。装机容量大的电站，有时还会引起大范围水域内生物的消失。例如，美国佛罗里达州的比斯坎湾，一座核电站排放的温排水使附近水域水温增加了8℃，造成1.5km海域内生物消失。2 火、核电厂循环冷却水余热利用2.1 冷却水携带大量余热对热机生产过程不可避免　从根本上着手减少乏汽余热，则应从热机热力系统的热力循环优化着手。为此，可提高汽轮机新蒸汽的温度和压力，降低排汽压力。如装置超临界或超超临界参数的大型机组；采用二次中间再热循环等提高电厂热效率，减少机组冷端热损失。再者，从电厂的功能配置来改进热机效率的办法也是行之有效的。如：热电联合生产；热电冷联合生产；燃气蒸汽联合循环机组。所谓“热、电、冷联产分布式能源技术”，即将热、电、冷纳入同一个生产系统，通过对能源的梯级利用，提高能源的综合利用效率；而将煤、燃气等一次能源用于发电，将发电后的余热用于采暖或制冷，将更低品位的能源用于供应生活热水，就是“热、电、冷联产”。这样既利用了能的数量，也利用了能的质量，是符合“总能系统”原则”[3]的。但是这些措施的实施不是电厂一厢情愿的事，在建电厂前须做全面的技术经济分析论证、热供需双方切实可行的匹配方可得以保障。这种问题常常是跨行业、跨部门，难于单独解决，需要在能源管理体制及规划上采取切实有力的措施。　　此外，20世纪70年代，北方地区一些电厂将部分中、低参数的中、小型凝汽机组(25MW以下)实行低真空运行，用排汽加热循环冷却水作为热网供暖的热水或作为热网一级加热器来利用乏汽余热。降低排汽缸真空，提高乏汽温度的办法对小型机组和少数中型机组尚可行，但也必须在严格的变工况运行计算后，对排汽缸结构、轴向推力的改变，轴封漏汽，末级叶轮的改造等等方面做严格校核和一定改动。这种办法对现代大型机组则是完全不允许的!　　无论如何，从热机蒸汽动力循环可实现性的根本条件来看，冷端决不可缺失。由于冷端冷却水温度不可能低于当地环境水温，因此，循环冷却水的排水温度一定高于环境水温8～10℃。这一损失热量对热机生产过程不可避免，只有通过其它途径加以利用，以期部分或全部回收，达到提高热机综合热效率、降低电厂煤耗，同时实现对环境的零热污染。2.2 利用电厂冷却水余热的意义 为保证社会经济的可持续发展和资源的最大限度利用，在一些发达国家已经提出了建立“循环型社会”的21世纪发展的重大战略目标，并从工业生产和人民生活的各个方面，在有机关联的多层面予以实施。　　电厂循环冷却水余热利用问题正是实施“循环型社会”战略目标中的一个层面，它关系到节能、资源综合利用以及生态环境保护等问题。　　上文已谈到，循环冷却水余热量所占到的电厂燃煤热量的巨大比例。回收这部分热能对于节约能源和煤炭资源的竭尽利用无疑是意义重大的。大力开展能源节约与资源综合利用，更是企业降低成本，提高效益，增强竞争力的必然选择。我国单位产品的能耗水平较高，目前8个高耗能行业的单位产品能耗平均比世界先进水平高47%，而这8个行业的能源消费占工业部门一次能源消费总量的73%。按此推算，与国际先进水平相比，中国的工业部门每年多用能源约2.3亿t标准煤。约占年消费量的15%。发电厂便是这8个高耗能源行业之一，回收余热，可使电厂发电煤耗下降，把能源用到最精。　　随着人民生活水平的提高，城市生活及轻工业生产中对中、低温热能的消费越来越多，如：许多工业生产过程都需要70～110℃范围的热能，目前这些热能大都是通过电力或石油、天然气和煤炭等燃料的燃烧来获得。归根结底，这是降低“燃料”这种非再生能源的高品位能为低品位能的使用，属不合理的能源分配。它使目前我国能源综合利用率不超过40%，极大地浪费了资源。如果利用热泵、热管技术将低品位的电厂余热提高品位向这些工业过程供热，将会节约大量的燃料。这可提高能源综合利用率，符合“总能系统”的操作原则(高品位能做功，低品位能供热)，也可实现电厂燃煤热能、核能的“循环使用”。许多国家都在进行这方面的研究，开发热泵、热管技术，以充分利用各种类型的余热。　　能源生产和能源消费所引起的环境问题已经成为制约我国可持续发展的重要问题之一。而未来20年经济翻两番和全面实现小康社会，能源和能源消费所带来的问题同过去20年相比将会更加突出、更加严峻。　　我国一次能量资源的禀赋特点决定了能源发展以煤为主和电力工业以燃煤火电为主的格局。而大气质量严重污染的主要原因正是我国以煤为主的能源结构，况且没有对煤炭利用采取有效的环保措施。烟尘和二氧化碳排放量的70%、二氧化硫的90%、氮氧化物的67%来自于燃煤。据环保部门测算[4]，减少1t标准煤的燃烧，便可少排放CO2∶440kg、SO2∶20kg、烟尘：15kg、灰渣：260kg，能有效地改善大气及环境质量。因此，利用循环冷却水余热节约煤炭资源，不仅是资源的节约，更可减少燃煤的负面环境效应，非常有利于环境保护。　　利用掉循环冷却水余热，使排放到大气、水域中的热量降低，甚至实现电厂零热排放，可避免上文中一再提及的热污染发生，这无疑是电厂对周围生态环境保护的极大贡献。　　未来20年，我国将实行“保障供应、节能优先、结构优化、环境友好”的可持续发展能源战略，力争实现GDP翻两番、能源翻一番的战略目标。火、核电厂循环冷却水余热综合利用的方向正符合这一宏伟的战略目标。　　“能源节约与资源综合利用‘十五’规划”中指出：应认真贯彻落实可持续发展战略，坚持“资源开发与节约并举，把节约放在首位，依法保护和合理使用资源，提高资源利用率，实现永续利用”的方针；规定了主要耗能产品单位综合能耗应大幅度降低，到2005年，大中型钢铁企业吨钢综合能耗下降到0.8t标准煤以下；火电厂供电煤耗下降到380g标准煤/kWh；　　“规划”确定的重点发展技术之一便是发电厂的多联供技术。即重点发展热电联产、集中供热及热能梯级利用技术，推广热电冷联供和热电煤气三联供等多联供技术。循环水余热利用正体现了这一热能梯级利用、热电冷联供的节能技术思路；符合能源节约与资源综合利用“规划”确定的重点发展技术范畴。2.3 电厂循环冷却水余热利用的途径 1999年中国水利水电科学院与国家电力公司环保办公室一起完成了“火电厂余热综合利用研究评价——全国火电厂余热利用情况调查报告”[5]。研究指出：限于电厂循环冷却水排水余热温度在50℃以下，属于低品位热能，直接利用范围狭窄。目前，国内开展其余热利用的电厂很少，仅占火电厂总数的16%。其中，87%的电厂主要利用方式是水产品养殖，其利用量极少，且效率十分低下。因此，应组织人力，并有一定的投入，集中重点方向开展高效率余热利用技术的研究、实验和试点工作。即对热泵、热管这种技术含量高并已相当成熟的技术如何在电厂循环水余热利用中有效采用，组织攻关，建立示范工程，推广技术。　　我国从事环境保护的学者和有识之士，将城市废水视为城市可再利用的资源时，己不再停留在污水回用(中水利用)这一层面上，而是要进一步开发城市污水的废热能回收及污泥利用，以实现城市污水三位一体的成套体系型污水资源化战略[2]。城市污水的废热能回收利用，为电厂循环冷却水余热利用的必要性和迫切性提供了理论和技术支持。城市污水热能回收利用的实施途径、可行性分析、回收利用系统的评价指标及运行状况分析等，对火、核电厂循环冷却水余热利用的研究和实施都是极具借鉴价值的。　　城市污水热能回收利用的途径以热泵回收低品位能源为理论基础。　　热泵是一种把低温位的热能输送至高温位的机械。从原理上而言，热泵与制冷机是相同的，区别在于使用的目的。实际上，制冷和供热是热泵(或制冷机)热力循环过程中的两个必不可少的环节，也正是充分利用这两个环节，使热泵技术在电厂余热利用中既可供热，又可制冷。这里所提及的“热泵”技术实为“制冷/供热”技术的统称。　　利用热泵技术回收电厂余热、特别是回收汽轮机循环冷却水余热的工作原理是：热泵利用该余热源作为低温热源，以热泵系统中的工质作为热的载体。按热力学第二定律，热量不会自发地从低温区向高温区传递，因此热泵工作时必消耗一定的有用能量(如：电能和热能)驱动工质，在热泵系统内以相变热(汽化潜热或凝结热)形式自低温热源带走热量并输送至高温热源。驱动热泵所消耗的有用能(或功)E全部被转换成热，这部分热量E和从低温体吸取的热量Q2一起输向高温体，即Q1=Q2+E，Q1为向高温体输送的热量。为说明这种能量转换的优劣，热泵工作效率可用性能系数COP(Coefficient of Performance)或供热系数来衡量，COP=Q1/E，则COP=Q1/E=Q2/E+1=ε+1，ε=Q2/E，称为制冷系数。可见COP恒大于1，热泵的该值一般为1.5～4，说明热泵消耗少量的有用能可获得数倍的热能，这正是从低温热源提取的热量。当今，已有了多种类型的热泵：如压缩式热泵、吸收式热泵、蒸汽喷射式热泵。近年来，国内、外陆续在太阳能利用和工业余热利用领域开展了固体吸附式热泵的应用性研究，取得了不少较成功的实验结果，并开始了初期的商业化生产。热泵的设计中，要依据余热资源的实际温度高低选择工质对，并根据实际的要求选择合适的制冷循环方式。对于电厂循环冷却水如此低品位的热源，选择工质对和制冷循环方式更是一个首要而艰难的探索过程。　　热泵技术的日趋成熟和快速发展，无疑为推广余热热能回收利用提供了可靠的技术保证。因此，电厂循环冷却水余热利用同样应该重点放在热泵、热管这一高效率回收途径上，并适当兼顾其他综合利用的形式。　　电厂循环冷却水余热利用应当比污水热能回收更易实现，因为电厂循环冷却水有相对清洁的水质，相对稳定的流量和温度；电厂又有充沛、廉价的电力、热力，尤其有可驱动热泵的中温、中压废热源。经热泵提升温度后的循环冷却水的热量，不仅可用于空调、生活热水、轻工业生产(如：干燥、食品加工、纺织业……)，也可返回电厂回热系统，加热给水，提高电厂热效率。因此，无论从电厂循环冷却水所蕴含的巨大热量可作为城市低温热能资源加以再利用；还是从保证电厂安全经济运行，或是从降低冷却水排放热污染影响，进而一定程度削减电厂建设中关于取、排水工程问题难度而言，都应该把循环冷却水热能回收利用研究提到考虑的日程上来。　　在当今全球规模的环境问题日趋严重的情势下，以往那种“大量生产、大量流通、大量浪费、大量废弃”的生产模式己经越来越不被人们所接受。因此，应切实关注这一巨大的低温热源的资源效益，在“把节约放在首位，依法保护和合理使用资源，提高资源利用率，实现永续利用”的方针指导下，树立开展电厂循环冷却水余热利用的超前理念，设立专门的组织机构，统一规划，统一管理。将高技术含量的回收利用与一般性回用途径结合起来。以高技术为龙头，因地制宜、因时制宜地开展这一余热利用的事业；在宏观监控上，国家应出台鼓励电厂余热利用的政策，对于利用余热进行生产加工的企业给予优先发展的条件，对其产品销售给予优惠；在技术研发上，要研制和开发低成本高效率、能充分利用电厂自身废热能为驱动能的热泵机组，以及开发采用热管这一热超导元件的高效换热装置。随着科技的发展，应逐步加大热泵、热管高技术回用技术在电厂循环冷却水余热利用中的比例。为保障‘循环水余热利用’研究项目的实施，要建立“产学研”一体的技术开发体系，组织示范工程。3 结语　　污水处理资源化的三大支柱之一便是污水热能回收利用，这是环境保护及资源循环利用先导者们面对世界生态环境日趋恶劣、可用资源日渐匮乏的严酷现实所提出的战略。污水热能回用尚且如此，火、核电厂循环冷却水所含巨大余热量的回收利用，在能源节约及环境保护上的深深寓意应不辨自明。因此，当前问题所在已不是应不应该开展电厂循环冷却水余热利用的研究，而是如何把利用的研究工作搞得更好；不是有几个电厂对循环冷却水余热已有所利用，热泵技术已相对成熟，可照搬过来了，而是如何紧密结合电厂实际情况，提高利用的效益，充分使用电厂生产过程中排放的其它废热源，而去研制更适合火、核电厂回收低品位热能的高效廉价的热泵、热管换热器。不应该踌躇于初期阶段有可能出现的“投入”微胜、甚至不抵“产出”的暂时局面，确信随着国家宏观调控政策的逐渐完善、世界科技水平的日益发展，在此项研究的深入进程中，低成本、高产出的效益型电厂循环水余热回收利用系统定会实现。因为，如此巨额数量能源的回用，本身就是资源财富；燃煤及热排放所造成生态污染的消除，本身就是巨大效益!
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【燕郊电厂又扩容了】今年冬天应该会暖和多了吧
本帖最后由 坐看云淡 于
10:32 编辑
电厂的热电联产集中供热是我区的主要供热方式，今年电厂对热电机组进行了升级扩容，并做了全面检查，将在供热季为人民提供更好地服务。据了解，早在今年夏季，电厂就对各管网进行了检修工作，以确保供热期间不因设备故障对居民供暖造成影响。
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随着燕郊人口的不断增多，供热扩容也一直是人们关心的话题，今年三河电厂利用新技术、新工艺，投资1.2亿元，建设2号机组余热回收项目，将冷水塔热量用热泵新技术回收增加供热量，可增加集中供热面积240万平方米。
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虽然增加了供热量，但因为采用的是新技术，因此并没有增加排放量，并且早在2015年电厂就投资9.76亿元对四台机组开展了节能环保综合升级改造，成为首家全部现役燃煤机组实现超低排放的电厂，与燃煤电厂达标排放量相比，每年减排烟尘508吨，二氧化硫1169吨，氮氧化物2185吨，比改造前分别降低85.3%、60.5%、88.9%。
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这话都有人信，什么脱硝脱硫改造、绿色发电，什么三期扩建无污染，我们电厂领导就会忽悠人，真是没有污染，为何北京一热电厂，还有高碑店电厂都要改造天然气禁止烧煤？这话也就糊弄一下老百姓，还有电厂供暖主要是提供北京，宁可燕郊不热，或者赔钱也要保证北京供暖，现在电厂生活区供暖了室温也就18度，而且现在还在施工。
但愿如标题所愿吧
够呛。冬天暖气不热，供热期间别出现故障又抢修好长时间就行啊
尽管不喜欢，烧煤还是现实的选择，提高技术也是必须的
是个好消息
话不要说太大，检验的时间很快就到。
没用的 要看热力买的温度是 多少& &电场是100度&&热力买 50度热水&&省钱啊&&能暖和么&&
期盼！！！
真心希望今年的冬天，在屋里不用穿棉衣
其实每年在交供暖费的日子，都会搞一些动作，又是挖管道又是改造锅炉房，让你感觉今年和往年应该是不一样了，然而，，，结果还是然并卵。。。
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山东中华发电有限公司聊城发电厂一期2X600MW烟气脱硫扩容改造工程招标公告
联系人：孙 波&&手&&机：1& & 电 话：010-
所属行业:能源化工,其它
标讯类别: 国内招标
资源来源: 其它
所属地区:山东
受委托，现邀请符合本项目资格要求的企业（以下简称“投标人”）就下述项目的设备供货和 提交密封的有竞争性的投标文件。
一、项目简介：
山东中华发电有限公司聊城电厂一期（2×600MW）机组，锅炉为英国巴布科克能源有限公司制造的亚临界、“W”火焰、单炉膛、中间一次再热、自然循环、平衡通风、固态排渣、悬吊式燃煤
汽包炉，分别于2002年9月和2003年8月投产。锅炉设计燃用山西西山、阳泉的无烟煤和贫瘦煤。烟气脱硫装置由中电投远达环保工程有限公司承包建设，于2008年7月投产，采用石灰石石膏湿
法工艺，按一炉一塔设计。
为满足SO2排放浓度的最新环保标准要求，并提高FGD适应燃煤硫分变化的性能，需要对原有脱硫系统进行增容改造。
二、招标& &&&：
本次招标& &&&为2套脱硫系统，含吸收剂制备及供应系统和石膏脱水系统等公用系统内容，具体改造要求详见招标技术规范。
三、投标人资格要求：
1、投标人须是中华人民共和国境内的独立企业法人及境外企业在国内的合法机构，且具有独立订立合同的资格，注册资金不小于人民币5000万元；（证明文件：提供经年审的营 业执 照& &&&
& &&&复印件，加盖投标人公章）
2、投标人须具有省、直辖市、自治区或以上建设行政主管部门颁发的《环境工程设计专项资质（限大气污染防治工程或废气）》甲级或以上资质；（证明文件：提供《环境工程设计专项资质
（限大气污染防治工程或废气）》证书复印件，加盖投标人公章）
3、投标人须通过质量管理体系认证、环境管理体系认证及职业健康安全管理体系认证；（证明文件：提供《质量管理体系认证证书》、《环境管理体系认证证书》及《职业健康安全管理体系
认证证书》复印件，加盖投标人公章）
4、投标人应具有部、省级颁发的安全生产许可证。投标人与其分包人必须有分包协议。（证明文件：提供《安全生产许可证》复印件，加盖投标人公章）
5、投标人业绩须满足下述& & ：
600MW或以上容量国内燃煤发电机组烟气脱硫改造EPC总承包工程有效投运业绩不少于4台（其中脱硫扩容改造工程不少于1台），投运业绩应已经具有至少六个月以上的符合技术要求的运行记
备注：有效投运业绩的完工时间截止到日。
投运业绩证明文件：
提供投运业绩清单；
投运业绩需提供业绩合同及项目用户脱硫装置通过168小时试运行的证明文件，证明文件中须能清晰体现168小时试运行的通过时间（复印件加盖公章）。
6、同一母公司的投标单位只能有一家参加投标，否则属于同一母公司的所有投标单位的投标都将被拒标。
7、投标人（包括其分包商）具有良好的商业信誉，企业财务和& &&&状况良好，具备履行合同能力，在近三年来无重大经济行为受到刑事、行政处罚及民事起诉，也不曾在任何合同中违约或
因投标人的原因而使任何合同被解除的情况出现， 质量无不良记录，未因不良诚信记录被中国华电集团公司、中国国电集团公司等五大发电集团列入黑名单，且在处罚期内。
7、本项目不接受联合体投标。
8、设计分包单位资格要求：
8.1 、施工图设计原则上不容许分包；分包设计单位需具有相应的资质并经业主同意。分包单位不允许进行二次分包。
8.2 、投标人必须提供脱硫工艺的技术来源，如是引进技术必须提供技术出让或支持方的授权文件。
9、土建和/或安装工程分包单位资格要求：本项目允许投标人将土建和/或安装工程进行分包，不论施工部分是否分包，施工单位需具有以下资质及业绩要求（证明文件：投标阶段，投标人需
按招标文件要求提供《土建和/或安装分包单位名称及资质承诺书》：
9.1、若土建工程和安装工程分包给同一单位，则分包单位具有中华人民共和国住房和城乡建设部颁发的《电力工程施工总承包》一级，且具有省级或以上电力监管部门颁发的《承装（修、试
）电力设施许可证》；
9.2、若土建工程、安装工程分别发包给不同单位，则土建工程分包单位须具有中华人民共和国住房和城乡建设部颁发的《地基与基础工程专业承包》二级或以上资质和《房屋建筑工程施工总
承包》二级或以上资质，且前3年间至少具有1项国内电厂建（构）筑物工程施工业绩；安装工程分包单位须具有省级或以上建设行政主管部门颁发的《火电设备安装工程专业承包》一级资质
，具有省级或以上电力监管部门颁发的《承装（修、试）电力设施许可证》，且至少具有1台600MW及以上机组脱硫改造安装工程业绩；
9.3、分包单位具备省级或以上建设主管部门颁发的《安全生产许可证》；
9.4、分包单位具备《质量管理体系认证》、《环境管理体系认证》及《职业健康安全管理体系认证》；
9.5、分包单位近三年内未发生安全质量事故；
9.6、本工程禁止施工承包单位二次分包；
9.7、钢结构安装只能委托给安装分包单位进行施工。
四、招标文件的获取程序如下：
投标报名（附申请报名资料）——申请报名资料审阅（核查通过）——购买招标文件
特别注意：请投标人务必在提交了合格的报名资料，和接到招标代理机构的通知后，才能领取招标文件以及支付招标文件费用。
投标人在购买招标文件时需携带以下资料复印件加盖公章一套备查：营 业执 照& && && & 、资质证书、法人代表授权书、单位介绍信及个人、《安全生产许可证》、业绩证明材料（合同证
明）、税务登记证、组织机构代码证及本公告要求的投标人资格证明材料等(装订成一套)供核验。
五、报名时间：
时间：日-日；每天8:30-11:30，13:30-16:30
（北京时间）
报名方式：按照要求，请符合条件的投标企业电话咨询获取注册报名的表格，进行报名登记注册.
联系人: 孙 波（经理）
电&&话: 010-
手&&机：& &
地 址：北京市海淀区永定路14号院
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8-2(英才网)
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