燃煤电厂SO2控制装置选择的技术原则

1  概述
　　本专题是联合国开发计划署援助项目——中国电力工业管理和节能项目中的分项目之一：燃煤电厂SO2控制技术评估及选择原则。实施该项目的目的旨在解决以下问题：
　　——评估并选择适用于中国特点和需要的SO2控制技术；
　　——提出适用于中国SO2控制装置选择的技术原则。
　　所完成的结果为中国燃煤电厂在SO2控制装置选择的选择过程中提供参考。
　　本报告是燃煤电厂SO2控制技术评估及选择原则分项专题报告之二，主要讨论燃煤电厂SO2控制控制装置选择的影响因素和技术原则，通过对诸多影响因素的分析，提高电厂技术人员对脱硫装置选择的认识，从而对脱硫装置选择及招标文件的编制工作提供帮助。
　　
2  影响燃煤电厂SO2控制装置选择的主要因素
2.1排放控制水平与SO2脱除率
　　SO2控制装置选择首先应考虑的因素为SO2排放控制水平，即环境保护法规要求项目达到的SO2削减量。有了SO2削减量就可计算出脱硫装置的SO2脱除率。脱硫装置所采用的工艺系统与SO2脱除率关系密切，要求达到的SO2控制水平不同，其脱硫装置的选择结果亦有较大的差异，一般来说，要求达到的SO2控制水平越高，即要求的脱硫率越高，则可供选择的脱硫工艺种类越少。按脱硫工艺系统所能达到的脱硫率，其对脱硫率的适应性由高到低依次为：
　　—石灰石/石灰——石膏湿法，脱硫率可达95%以上；
　　—氨法脱硫，脱硫率可达95%以上；
　　—海水脱硫，脱硫率可达90%以上；
　　—烟气循环流化床及气体悬浮吸收脱硫，脱硫率可达90%以上；
　　—循环流化床锅炉，脱硫率可达约90%；
　　—电子束法脱硫，脱硫率可达约80%；
　　—喷雾干燥法脱硫，脱硫率可达75%左右；
　　—炉内喷钙+后部增湿活化脱硫等，脱硫率可达约70%。
　　一般来说，项目SO2控制水平由国家(或地方)的环保主管部门依据环保法规审批确定，其审批的依据主要是业主报送的建设项目环境影响报告书。
2.2外部条件
2.2.1吸收剂的可用性
　　项目所在地区脱硫吸收剂的来源直接影响着脱硫装置工艺的选择。一般来说，火电厂脱硫所处理的烟气量较大，需要的脱硫吸收剂数量也十分可观。因此，为降低脱硫吸收剂的供应成本，脱硫吸收剂的供应以项目所在地附近区域为宜，运输半径的合理选择与当地的运输条件、运费有关。
　　脱硫工艺不同，所需的脱硫吸收剂也不同。以下给出了几种主要脱硫工艺的常用脱硫吸收剂种类分析。
　　钙基吸收剂：主要为石灰石、石灰。钙基吸收剂，特别是石灰石，由于其价廉易得，是目前脱硫装置应用最为广泛的吸收剂。主要适用脱硫工艺及要求为：
　　—石灰石/石灰—石膏湿法脱硫，所用吸收剂为石灰石或石灰。一般要求所供应的石灰石粉细度为200目(筛余<5%)~325目(筛余<5%)，当脱硫副产品脱硫石膏品质要求严格时，对石灰石的CaO含量和活性则有相应的要求。
　　—循环流化床锅炉，所用吸收剂为石灰石；
　　—炉内喷钙+后部增湿活化脱硫，所用吸收剂为石灰石；
　　—喷雾干燥法脱硫，所用吸收剂为石灰或消石灰粉；
　　—烟气循环流化床，所用吸收剂为石灰或消石灰粉；
　　—烟气悬浮吸收脱硫，所用吸收剂为石灰。
　　作为脱硫吸收剂用石灰，为避免对吸收浆管道和喷嘴产生磨损、在合理的Ca/S条件下获得较高的脱硫效率，一般要求有较高的纯度和活性。较适用的石灰CaO的纯度一般为80%以上，石灰活性通常以石灰加一定比例的水进行消解特性试验3分钟温升40℃以上为宜。对于手工土窑烧制的一般建筑用石灰，因其烧制工艺落后，温度难以控制，往往出现欠烧或过烧现象，质量难以满足要求。
　　液氨/氨水：主要作为氨法脱硫及电子束法脱硫的吸收剂。由于这两种物质均为化工、化肥行业的中间产品，其来源与当地化工、化肥厂的位置关系密切，其供应受到化工、化肥厂的生产影响较大。当这些厂的最终产品销路好时，其中间产品没有富裕，不能满足脱硫吸收剂的需要。另一方面，由于氨水浓度一般较低(约为10%)，相对来说脱硫所需的氨水量较大，存在一个经济合理的运输半径；由于液氨存放在高压容器内，其运输和存放有一定的危险性，需要特别严格的操作条件和场地条件。
　　海水：海水脱硫工艺是利用海水的碱度脱除烟气中SO2的一种脱硫方法。海水脱硫对海水水质的依赖程度非常高，通常以海水的盐度指标进行衡量。一般来说，海水中约含有不超过3.5%的盐份，这些盐中氯盐约占88.5%，硫酸盐约占10.8%，碳酸盐约占0.34%，其他盐类约占0.38%。海水的主要成分一般相对均一和恒定，其中主要离子为:Na+、K+、Ca2+、Mg2+、Cl-、SO42-、HCO3-、Br-。以3.5%盐度的海水为例，各种离子的含量见表2.2-1所示。
　　表2.2-1  海水中主要离子含量(3.5%盐度)

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　　海水水质受所处位置及季节的影响较大，位于河流入海口附近的海域海水受淡水的稀释影响，海水盐度极不稳定，以这种海水进行脱硫，其脱硫率是难以保证的。另外，在每年的雨季，降水对海域水质的影响也是一个不能忽略的不利因素，此时海水盐度存在一个低值时段。
　　其它脱硫吸收剂，如Mg(OH)2/MgCO3、Na2CO3等，因其来源较为困难，在电厂应用非常少，不进行详细说明。
2.2.2副产品的出路
脱硫石膏：
　　脱硫副产的石膏在化学组成上以二水硫酸钙(CaSO4·H2O)为主，一般较天然石膏有更高的纯度，从理论上讲完全可以替代天然石膏作为建筑材料加以利用。其主要用途为：
　　——水泥生产所必需的缓凝剂
　　——纸面石膏板
　　——粉刷石膏
　　——生产硫酸等。
　　在硅酸盐水泥中必须加入适量的二水石膏，用以调节水泥的凝结时间，以达到水泥标准中所规定的要求，如果掺量过多会使水泥强度下降，并造成稳定性不良。在水泥标准中除了规定凝结时间外，还规定水泥中SO  含量不得超过3.5%，一般控制在1.5-3%的范围。因此水泥中需加入5%左右的石膏，由此可见，水泥工业对石膏的需求量是巨大的。脱硫石膏主要在一些缺乏天然石膏的地区得到利用，但在石膏需求比较大时，脱硫石膏还是可以得到利用的。为了利用脱硫石膏，一般需增加一定的投资创造脱硫石膏利用的条件，如将脱硫石膏用于水泥缓凝剂时，水泥厂多希望接收经过干燥或成球处理的石膏。
　　目前，国内现有的纸面石膏板生产线均以天然石膏为原料。一些发达国家如：日本、德国等，对脱硫石膏用于纸面石膏板生产较为普遍，纸面石膏板厂多建在副产脱硫石膏的电厂附近。相信在未来的若干年内纸面石膏板厂将是另一个利用脱硫石膏的大用户。一般来说，脱硫石膏可直接用作纸面石膏板的生产原料，但对石膏中氯离子的含量有较严格的要求，通常要求石膏中氯含量不大于100ppm。
　　粉刷石膏在目前国内建筑行业的应用较少，粉刷石膏市场十分有限，在这方面脱硫石膏难以有效利用。
　　脱硫石膏用于生产硫酸需要的投资较高，一般难以实现脱硫石膏的大量应用。
　　脱硫废渣：
　　脱硫废渣主要指喷雾干燥法脱硫、炉内喷钙脱硫、烟气循环流化床脱硫及气体悬浮吸收法脱硫等脱硫工艺所产生的废渣，由于这几种脱硫工艺均采用钙基吸收剂，因此，其副产物的化学组成较为接近，主要成分为亚硫酸钙、硫酸钙、燃煤飞灰、未利用的钙基吸收剂等，其中以亚硫酸钙占较大比例。此类脱硫渣的物理形态为含水率1%~3%的干态粉料。由于亚硫酸钙的化学性质不稳定，给此类脱硫废渣的综合利用带来不利影响。一般来说，此类脱硫废渣多以抛弃方式处理，如回填废矿坑、选择专门的抛弃场地堆放等，因此，脱硫副产品的处理一直是影响这些脱硫工艺应用的制约因素之一。
　　脱硫副产化肥：
　　氨法脱硫工艺和电子束法脱硫工艺的副产物为脱硫化肥，其主要成份为硫酸铵和少量硝酸铵。为了得到有利用价值的化肥，需要在脱硫吸收塔前增设高效率的除尘装置。据资料介绍，这种脱硫化肥可直接用于农田施肥或进一步生产复合肥。对于那些对化肥需求较大的农村地区，这种副产品化肥可以得到很好的利用，并且还可取得一定的收益。其不利的一面是：
　　——氨法脱硫副产物为硫酸铵和硝酸铵的水溶液，为了便于运输，需要在脱硫工艺后部增加一套结晶、干燥、包装等处理系统。因此，整个脱硫工程造价、占地面积和脱硫装置的运行成本将有一定程度的增加。
　　——电子束法脱硫所副产的脱硫化肥为干态粉末，依靠后部的电除尘器收集下来，由于这种颗料物很细，且有一定的湿度和粘性，因此，易粘结在电除尘器的极板上进而导致电除尘器故障。
　　——在一些不适用硫酸铵化肥的地区，这种脱硫化肥可能没有出路。
　　脱硫废水：
　　喷雾干燥法脱硫、炉内喷钙脱硫、烟气循环流化床及气体悬浮吸收法脱硫等干法或半干法脱硫工艺没有废水排放。电子束法脱硫其后部副产品的处理过程也处于干态，不产生脱硫废水。
　　石灰石——石膏湿法脱硫工艺为了保证副产石膏的质量，需要排放一定量的废水。其废水水质主要特点为：pH值5.5~6，固体物1%~3%，氯离子、硫酸盐等含量较高。一般来说，脱硫废水需进行处理达到排放标准后才能排放。有条件的地方可与电厂其他同类废水统一处理，或排入电厂冲灰系统与冲灰水中和混合、以废治废的。
　　氨法脱硫所产生的废水与石灰石——石膏湿法脱硫废水相近，需要专门进行废水处理，达到污水排放标准后才能排放。
　　海水脱硫排水量巨大，以一台300MW机组海水脱硫为例，其排水量约40000m3/h。脱硫排水经过曝气处理后其主要污染物指标基本能满足国家现行的废水排放标准要求。其主要污染指标为：pH值≥6.5，COD≤3，水温上升1-2℃。此外，硫酸盐的含量约增加3%。目前，海水脱硫在中国尚处于试验示范阶段，海水脱硫产生的排水对海域特别是对近海水质及生态环境的长期影响，还须经过一定时间的跟踪试验才能得出结论。在此试验阶段，海水脱硫试验项目排水暂不交纳废水排污费。
2.3水源条件
　　脱硫用水作为脱硫吸收剂的载体在脱硫工艺过程中起着重要的作用。不同的脱硫工艺对脱硫工艺水的要求各不相同，反过来说，脱硫用水的来源不同直接影响着脱硫装置的选择。
　　石灰石——石膏湿法脱硫：
　　一般来说，以石灰石/石灰为脱硫吸收剂的湿法脱硫，对脱硫工艺用水并无严格的要求，为了减少对喷嘴的磨损，对脱硫工艺用水中的泥沙含量有一定限制。当以回收脱硫石膏为目的时，脱硫石膏的质量必须满足一定的标准要求，石膏中的氯离子含量受到一定程度的限制，因此，在此种条件下氯离子含量高的脱硫用水不经处理不能使用。
　　如前所述，海水脱硫所使用的海水既作为脱硫吸收剂的来源，又作为脱硫工艺水，对脱硫工艺起着至关重要的作用，其海水水质必须满足一定的要求。受淡水影响较大的河流入海口附近区域的海水往往不能满足这样的要求，利用这种海水进行一般意义上的海水脱硫将难以获得稳定的脱硫效率。
2.4空间限制条件
　　脱硫装置的布置空间是脱硫装置选择的一个重要条件。不同的脱硫工艺有不同的布置空间要求，只有能够满足其最小的脱硫场地空间，该脱硫工艺才能具备成立的条件。这一点对于现有电厂补装脱硫装置的情况尤为重要。现有电厂特别是投产年限较长的电厂，在设计和建设时一般没有安装脱硫装置的考虑，其场地条件可能非常狭窄，现在补装脱硫装置时所需的场地空间成为脱硫工艺选择的限定条件。一般而言，石灰石—石膏湿法脱硫、氨法和电子束法脱硫所需的场地空间较大，较难适应老厂改造的条件；喷雾干燥法脱硫在考虑安装吸收塔后部烟气除尘装置时，其需要的脱硫场地也相当大；炉内喷钙脱硫工艺除应具备脱硫装置的布置空间外，还应考虑在锅炉本体安装石灰石粉喷嘴的位置与空间。相对来说，烟气流化床及GSA脱硫工艺所需场地空间小，特别是GSA脱硫工艺，由于其吸收塔烟气流速高，吸收塔直径小，可以利用有限的空间位置灵活布置，适用于空间限制条件严格的中小机组老厂脱硫改造。当电厂锅炉附近有安装湿法脱硫吸收塔等主要设备的空间时，石灰石—石膏湿法脱硫所需要的石灰制浆系统、石膏处理系统可以考虑布置在另外的场地(两地相距不宜超过2000m)，或对传统的石灰石—石膏湿法脱硫工艺进行简化，如脱硫石膏直接抛弃处理等。
2.5拟改造电厂剩余寿命的影响
　　拟改造电厂的剩余寿命对脱硫装置选择的影响主要是出于经济性考虑。如果拟改造电厂剩余寿命比较低时，两者严重不匹配，其经济性显然是不合理的。对于剩余寿命较低的电厂进行脱硫改造时，应视具体情况选择投资较低的简易脱硫工艺。在脱硫方案选择时应对电厂的主要设备的运行情况进行评估，进行脱硫工艺方案选择的充分论证，以便得出尽可能合理的方案。
2.6费用与效益因素
　　脱硫装置的投资费用与效益是影响脱硫装置选择的最主要因素之一，应考虑进行比较的主要内容有：脱硫装置建设的投资费用、脱硫装置的年运行费用、脱硫装置安装运行所取得的经济与社会效益。很显然，脱硫装置的投资与运行费用越低、取得的效益越好被选择的可能性越大。
投资费用
　　脱硫装置的投资费用包括：
　　脱硫设备购置费：指全部脱硫设备的购置费用。
　　脱硫工程建筑工程费：指脱硫装置的土建工程费用。
　　脱硫设备安装工程费：指脱硫装置的安装工程费用。
　　脱硫设备进口费用：指需要进口的脱硫设备的进口有关费用，一般为设备进口关税、设备增值税、进出口公司手续费、财务费用、设备国内段运费等。根据我国目前的关税政策，与300MW及以上机组相配套的脱硫装置免征设备进口关税和设备增值税。
　　脱硫工程其它费用：指脱硫工程征地拆建费用、脱硫工程管理费用、脱硫工程的前期费用、脱硫工程的设计和工程监理等技术服务费用、脱硫装置投产运行条件及调试试运行费用等生产准备费。
年运行费用
　　包括：
　　——脱硫装置运行消耗性费用
　　指脱硫装置运行中需要的吸收剂费用、用水费、用电费、用压缩空气费、用蒸汽费用、运行人员工资及福利费用等。
　　——设备大修费用
　　——还贷款费用（指脱硫工程投资费用的贷款利息及本金偿还）或折旧费。
效益：
　　就中国目前情况而言，脱硫所取得的直接经济效益还难以准确计算。一般以脱硫装置脱除的SO2量是否满足环境保护标准的要求进行比较。
　　由于脱硫工程为非赢利的公益事业，脱硫工程投资的回收与其他工程项目不同，需要由社会公众分摊。目前尚没有统一的解决脱硫工程投资回收的方法，一般的作法是将脱硫投资及脱硫装置运行费用分摊在发电机组或电网发电成本上。按脱硫工程投资资金来源不同、脱硫工程资金贷款与还贷款条件不同、分摊的发电机组范围的不同其数值相差较大，但总的原则是脱硫增加的成本应足以能够弥补脱硫工程实际需要，不能给承担脱硫装置的业主带来不应有的负担。
2.7对煤质含硫量及变化的适应性
　　目前中国的火电厂燃煤采购供应渠道较为复杂，电厂燃煤来源多种多样，煤质含硫量变化较大，实际燃煤含硫量与设计值存在较大的偏差。因此燃煤产生的烟气SO2浓度也存在较大幅度的变化。不同的脱硫工艺对所处理的燃煤烟气SO2浓度值的适应性有所不同。
　　石灰石——石膏湿法脱硫工艺对从低硫煤到高硫煤的几乎所有煤种的燃煤烟气处理均可适应，在其设计条件下均可获得理想的高脱硫率。相对来说，从经济性看，湿式脱硫更适用于中、高硫煤烟气脱硫。湿式脱硫工艺对燃煤含硫量的变化适应性也较好。值得一提的是，双回路湿法脱硫工艺，因其可以控制两个不同的浆液pH值的特点，在对煤质含硫变化的适应性上显现出其较突出的优点。
　　以石灰或消石灰为吸收剂的喷雾干燥法脱硫、烟气循环液化床脱硫(CFB)及气体悬吸收法(GSA)脱硫较适用于中、低硫煤的燃煤烟气脱硫。
　　炉内喷钙+后部增湿活化脱硫工艺因其需向锅炉炉膛内喷射大量的石灰石粉(Ca/S约2.5)，烟气SO2含量过高时，需喷入的石灰石粉量太大，一方面影响锅炉的热效率，另一方面使电厂除灰系统过于庞大。因此该工艺较适用于低硫煤。
　　海水脱硫工艺以海水中的碱性物质作为脱硫吸收剂，一般来说海水对SO2的吸收能力是十分有限的，烟气中含硫量较高时脱硫需要的海水水量过大，使得海水脱硫系统投资大大增加，因此，海水脱硫工艺仅适用于低硫煤烟气脱硫。
2.8商业运行经验
　　为了使要安装的脱硫装置将来能够安全、稳定、可靠的运行，脱硫装置的选择必须考虑该脱硫工艺装置的商业运行经验，一般的要求是所选择的脱硫工艺装置在同类相当规模的机组上至少有两年及两台以上的商业运行经验。
3  影响SO2控制装置选择的综合因素及标书编制注意事项
　　(1)脱硫装置的环境影响问题
　　脱硫装置的安装本身是一项环境保护工程，但作为一个建设项目也同样存在环境影响问题，考虑不周会在将来脱硫装置的运行中产生新的环境污染。可能存在的环境影响主要为以下几个方面：
　　——脱硫吸收剂制备系统的扬尘污染和噪声；
　　——脱硫副产品的处理，特别是副产品堆存对环境的影响；
　　——脱硫废水对水体的影响；
　　——脱硫后的净烟气的抬升影响等。
　　(2)  业主对脱硫装置选择的要求
　　出于自身利益和对电厂实际情况的考虑，业主会对脱硫装置的选择提出一些原则意见和具体要求，在编制脱硫装置选择招标文件时必须充分反应这些意见和要求。
　　(3)  设计基础参数的可靠性问题
　　脱硫装置选择中提出的设计基础参数，是提供给投标商编制投标文件的原始基础参数，这些数据应尽可能地准确可靠，必要时需要实际测定。
　　(4)供货和服务范围界限的划分
　　在招标书文件中供货商的供货范围与服务界限一定要非常明确，否则将会直接影响到投标商的报价和合同谈判。
　　(5)性能保证问题
　　为了有效地对将来的工程承包商进行性能保证考核，招标文件中必须明确性能保证值和确保值，并提出在不能满足设备性能保证值时，对承包商的惩罚条款和计算办法。所提出的性能保证值应在装置性能考核时能够测定获得。
4  燃煤电厂SO2控制装置选择的主要设计原则
　　(1)  烟气脱硫工艺系统的选择应根据机组容量、燃料含硫量、对脱硫效率的要求、吸收剂货源品种及运输条件、灰场容量、脱硫副产品利用条件、以及脱硫工艺成熟程度等综合因素经技术经济比较确定。对于改、扩建电厂，还应考虑现场场地布置条件等特点。
　　当脱硫效率要求较高时，宜采用石灰石一石膏湿法工艺；当燃煤含硫量2％以下时，条件适合，技术经济比较合理，也可采用半干法工艺或其它成熟工艺。
　　(2)吸收剂应有可靠的货源，并应争取由市场直接购买粒度符合要求的粉状成品；当条件许可且方案合理时，可由电厂自建吸收剂制备车间；当必须新建吸收剂加工粉厂时，应先考虑区域性协作即集中建厂，且应根据投资及管理方式、加工工艺、厂址位置、运输条件等进行综合技术经济论证。
　　厂内吸收剂粉仓容量应根据供货连续性、货源远近及运输条件等因素确定，应不小于3天的需用量：吸收剂原料堆场的贮存量应不小于7天的需用量。
　　吸收剂的制备储运系统应有防止二次扬尘等污染的措施。
　　(3)脱硫工程吸收塔的额定容量根据电厂总体对脱硫率的要求及拟采用的脱硫工艺特点、排烟温度等条件确定，宜按锅炉相对应烟气量设计，不考虑容量余量。根据吸收塔出口排烟温度及是否掺混热烟气等因素，确定是否设置气一气换热器。
　　吸收塔入口烟温按正常运行烟气温度加  10℃（短期可达50℃）裕量设计，并应注意在锅炉异常运行条件下采取适当措施不致造成对设备的损害。
　　吸收塔的数量应根据锅炉容量、吸收塔的容量及可靠性等确定。当采用湿法工艺时，300MW及以上锅炉可  l炉配l塔。200MW及以下锅炉可2炉配  1塔。半干法脱硫工艺可一台炉配多台吸收塔。
　　吸收塔内部应根据工艺特点考虑可靠的防腐措施。
　　(4)当脱硫系统设增压风机时，其容量应根据处理烟气量选择，风量裕量应不小于10%，风压裕量应不小于20％。
　　脱硫装置宜设旁路烟道，其烟道挡板门或插板门应有良好的操作和密封性能。
　　吸收塔出口至烟囱的低温湿烟道，应根据不同的脱硫工艺采取必要的适当的防腐措施。
　　(5)脱硫工艺设计应尽量为脱硫副产品的综合利用创造条件，经技术经济论证合理时，脱硫副产品可经过适当加工后外运，其加工深度、品种及数量应根据可靠的市场调查结确定。
　　若脱硫副产品无综合利用条件时，可考虑将其输送至储灰场，但应与灰渣分别堆放，留有今后综合利用的可能性。并应采取防止副产品造成二次污染的措施。
　　(6)吸收剂和脱硫副产品浆液输送系统应考虑防堵措施和加装管道清洗装置。
　　(7)脱硫控制可与其它控制室合并设置；当主体工程不能同步建设或2炉配1塔时，也可设独立控制室。
　　脱硫系统的控制水平应不低于机组控制水平。
　　(8)烟气脱硫装置的供电方案采用专用厂用变压器或由机组的厂用变压器引接，应结合工程具体情况经技术经济比较确定。
　　(9)脱硫吸收塔宜布置于锅炉尾部烟道及烟囱附近，吸收剂制备和脱硫副产品加工场地可以在炉后集中布置，也可布置于其它适当地点。
　　当发电工程的建设项目的环境影响要求预留脱硫场地时，宜在烟囱外侧预留脱硫吸收塔位置，其场地大小应根据今后可能采用的脱硫工艺方案确定。在预留场地上不允许放置不便拆迁的设施。
　　脱硫吸收塔宜露天布置，但应有必要的防护措施。
5  FGD技术规范书编制提纲
1.1项目概况
　　1.1.1总的范围
1.1.2总的技术规范
　　1.1.3供货和服务范围
　　1.1.4备件
　　1.1.5时间进度
　　1.1.6文件
　　1.1.7总的技术要求

1.2  机械设备
1.2.1总述
1.2.2供货和服务范围
　　1.2.3供货界限
　　1.2.4技术要求
　　
1.3电气设备
　　1.3.1总述
　　1.3.2供货和服务范围
　　1.3.3供货界限
　　1.3.4技术要求
　　
1.4  仪表和控制设备
1.4.1总述
1.4.2供货和服务范围
　　1.4.3供货界限
　　1.4.4技术要求
　　
　　1.5  土建部分
　　1.6  安装部分
　　
　　1.7  试验、检验和验收
　　1总述
　　2工厂检验及试验
　　3现场检验和试验
　　4调试(启动)
　　5验收试验