130MW燃烧秸秆生物发电厂工程项目协调程序.docx

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130MW燃烧秸秆生物发电厂工程项目协调程序

1范围

本程序明确了生物发电工程（以下简称本工程）中，由承担本项目EPC总承包工作的工程有限责任公司、工程建设监理公司组建的项目部的组织机构，及相关方在工程建设过程中的工作范围和责任范围，以及各方的接口关系，使相关各方明确其在整个工程建设中的位置，以利于工作的协调和开展。

本程序适用于业主、总承包商及各有关分包商对本工程的设计、采购、施工、调试管理和文件管理等，在使用过程中如发现与已签署的合同（协议）或工程有限责任公司的质量体系文件有矛盾，则以合同（协议）的规定为准或协商解决。

2引用文件

2.1本工程有关招投标文件、EPC总承包合同。

2.2工程有限责任公司的质量体系文件。

2.3相关规程、规定及标准。

3工程设计概况

生物发电工程1×30MW机组的主要设计方案如下：

3.1总平面布置

厂区总平面布置呈“三列式”格局，由东向西依此布置110kV屋外配电装置—主厂房区——料仓。

主厂房固定端朝南，汽机房朝东。

由东向西依次布置汽机房、除氧间、锅炉房及布袋除尘器、储渣场。

烟囱布置在锅炉房的北面。

料仓布置在主厂房的西侧，输料栈桥从锅炉房的固定端接入锅炉房，料棚需距主厂房107米。

料仓周围设置高架道路，以满足卸料要求。

进料仓高架道路布置在厂区扩建端侧。

110kV屋内配电装置布置在主厂房东侧，本期工程出线1回。

机力通风冷却塔布置于主厂房东侧，110kV屋内配电装置布置北侧。

辅助附属设施区由东至西依次布置厂前区——公用水泵房及循环水处理设施——锅炉补给水处理设施——污水处理站、净水站及排水泵房。

厂区设置进厂主入口和货运出入口，两入口均布置在厂区东侧围墙，进厂主入口在东围墙南端，货运出入口在东围墙北端。

3.2热机部分

3.2.1主机

一、锅炉

电力有限公司产品

型式：

高温高压、自然循环、全钢炉架、燃烧秸秆、振动炉排、汽包炉、全封闭布置。

锅炉最大连续蒸发量：

130t/h

过热蒸汽压力：

9.2MPa（g）

过热蒸汽温度：

540℃

给水温度：

210℃

锅炉效率：

≥92%

二、汽轮机

武汉汽轮发电机厂产品。

型号：

N30-8.83/535型,高温高压、单缸、单轴、凝汽式汽轮机

额定功率（不含励磁功率，下同）：

30MW

主蒸汽阀前主蒸汽额定压力：

8.83MPa（a）

主蒸汽阀前主蒸汽额定温度：

535℃

主蒸汽额定流量：

120t/h

冷却水温：

设计：

20℃；最高：

33℃

背压：

5.0/11.8KPa（a）

额定转速：

3000r/min

旋转方向：

从机头向发电机端看为顺时针

冷凝器：

NQ25冷却面积2500m2

三、发电机

武汉汽轮发电机厂产品。

型号：

QF-30-2型空气冷却,自并励静止励磁

额定功率：

30MW

额定电压：

6.3kV

额定电流：

3437A

功率因数：

0.8（滞后）

额定转速：

3000r/min

频率：

50HZ

相数：

3

转子重量约：

16.3t

定子重量约：

42t

3.2.2燃烧系统

（1）燃料系统

破碎后的燃料通过两条输送带进入炉前的两座料仓，再通过两条螺旋输送装置送到六台螺旋给料机，最后送入炉膛燃烧。

（2）烟风系统

锅炉采用平衡通风系统。

空气系统由一台100%容量的送风机和空预器组成。

空气的预热由给水加热实现。

低压给水加热空气预热器的给水由低压给水引出，经低压给水输送泵进入低压空气预热器，加热空气后，再进入低压烟气冷却器吸收烟气的热量降低烟气温度，最后再回到除氧器。

高压给水加热空气预热器的给水从高压给水调节阀后的高压给水管道直接引出，进入低压空气预热器后的高压空气预热器加热空气，然后进入低压烟气冷却器前的高压烟气冷却器吸收烟气的热量，最后再回到高压给水管道进入省煤器。

预热后的空气主要分三部分，一部分通过炉膛下部（炉排上部）进入炉膛，一部分通过振动炉排进入锅炉，一部分通过炉前的螺旋给料机和燃料一起进入锅炉。

经炉膛燃烧后产生的高温烟气和飞灰，流过过热器和省煤器，再流经高压烟气冷却器和低压烟气冷却器，以降低锅炉的排烟温度，提高了锅炉效率，同时又加热了烟气冷却器内的给水，提高了给水温度。

由于烟气冷却器入口的给水温度较高，又避免了烟气的低温腐蚀，经过烟气冷却器的烟气和飞灰，由一台100%容量引风机将烟气吸入布袋除尘器净化，最后经120m的烟囱排向大气，烟囱出口内径3m。

本工程采用布袋除尘器，在烟气冷却器和引风机之间增设了烟道旁路，启动时烟气不经过布袋除尘器，直接经旁路通过引风机进入烟囱，避免了含有油和水的烟气进入布袋除尘器。

3.2.3热力系统

（1）主蒸汽系统

本系统采用单管制，过热器联箱出口蒸汽经一根φ219×16（12Cr1MoV）的管道送至汽轮机主汽门。

为了锅炉水压试验，在主汽门前设有一电动隔离阀，电动隔离阀前的主蒸汽管道参与水压试验。

主蒸汽管道考虑有适当的疏水点和相应的疏水阀以保证机组在起动暖管和低负荷或故障条件下能及时疏尽管道中的冷凝水，防止汽轮机进水事故的发生。

每一根疏水管道都单独接到凝汽器。

（2）高压给水系统

本期给水系统设置两台150t/h的电动调速给水泵，一台运行，一台备用。

系统采用单管制，给水操作平台布置在锅炉运转层。

高加采用大旁路，任何一台高加事故，则高加系统

解列。

高压给水依次经2号高压加热器、1号高压加热器、给水操作台、高压空气预热器、高压烟气冷却器进入省煤器。

这样高压给水被锅炉燃烧风减温后，又被锅炉尾部烟气加热，充分利用了给水的热量加热了冷风，又降低了烟气的温度，提高了机组的热效率。

在系统中，给水泵出口管道上依序装设止回阀和电动闸阀，在给水泵出口有一路从止回阀阀体接出的给水泵最小流量再循环管道并配有相应的控制阀门等，以确保在机组起动或低负荷工况流经泵的流量大于其允许的最小流量；每台泵的再循环管道都接至除氧水箱。

过热蒸汽喷水减温水来自锅炉给水操纵台前的主给水管道。

分成三路，向三只喷水减温器供水。

（3）低压给水系统

低压给水采用单管制，分别接到给水泵入口。

在系统中，沿低压给水管道的水流方向，在给水泵入口前设有一只手动闸阀和一只滤网。

滤网的作用是在机组初次投运或除氧器大修后的投运初期，防止安装或大修过程中可能积存在除氧器给水箱中或进水管内的异物进入泵内以保护给水泵。

另从给水箱接有一路约58t/h的低压给水被布置在锅炉房底层的低压给水输送泵送到锅炉低压空预器加热送风机出口的冷风，然后再被经低压烟气冷却器的烟气加热，最后又回到除氧器。

此路是应BWE公司要求为加热炉膛燃烧用风而设置的，设置此路的目的是为了充分利用烟气来加热炉膛燃烧用风，与国内常规机组不同之处在于空气预热器为用给水来加热，而非烟气来加热，两者的结果是一样的。

该管路上的低压给水输送泵选型计算由BWE公司负责，布置在锅炉房零米层，与我院的设计分界线为锅炉钢柱外1m。

（4）回热抽汽系统

本机组汽轮机的6级非调整抽汽分别供给2台高加、3台低加和1台高压除氧器。

除氧器定－滑压运行，除氧器额定压力为0.588Mpa，在三抽压力低于除氧器额定工作压力工况除氧器滑压运行。

配置一台有效容积为50m3的给水箱，一台额定出力为150t/h的高压除氧器。

除氧器正常运行用汽和启动用汽由三级抽汽提供，同时三抽也作为厂用汽汽源。

除六级抽汽外各级抽汽均装有汽机厂提供的具有快关功能的液压逆止阀，并在六级抽汽管道装设手动逆止阀和真空闸阀。

液压逆止阀布置在电动隔离阀之前。

电动隔离阀作为汽轮机防进水的第一级保护，液压逆止阀作为防止汽轮机突然甩负荷后的超速保护，兼防止汽轮机进水事故的第二级保护。

（5）加热器疏水系统

高压加热器正常疏水为逐级回流，最后一级疏入高压除氧器，当运行中工况变化不能疏入除氧器时，亦可疏入4号低压加热器。

高加的事故放水各自先疏放到高加危急疏水扩容器中，扩容后再排放到凝汽器热水井。

低压加热器疏水为逐级回流，6号低压加热器的疏水通过疏水泵打入主凝结水系统。

机组设置一台低加疏水泵，疏水泵事故时，疏水直接排至凝汽器。

低压加热器的事故疏水各自接入凝汽器热水井。

（6）凝结水系统

本台机组设置两台容量100%的卧式电动凝结水泵，一台运行，一台备用。

凝结水从凝汽器热水井接入，经凝结水泵送出，依次再经轴封冷却器、6号低压加热器、5号低压加热器、4号低压加热器加热后送入除氧器。

低加采用小旁路，可单独解列，提高了机组运行的灵活性和稳定性。

（7）补给水系统

低温的化学除盐水直接补入凝汽器，正常补水管路上设有电动调节阀，可自动调节适应不同工况下不同负荷所需的凝结水补水量。

凝汽器启动补水亦直接补自化学除盐水，化学除盐水泵连续运行。

对外供汽的凝结水全部回收至除氧器。

（8）工业水和循环冷却水系统：

凝汽器、冷油器、发电机空冷器采用开式循环水冷却，其它如给水泵、凝结水泵、风机等设备均采用工业水冷却，回水至循环水系统。

冷却水设计水温：

20℃；最高冷却水温度：

33℃

（9）抽真空系统：

本机组设置有一个7.75m3的射水箱、两台射水抽汽器和两台射水泵供凝汽器抽真空用，抽汽器和射水泵各自一台运行，一台备用。

（10）辅助汽源和启动汽源

辅助汽源来自三级抽汽母管，供采暖、化学、除氧器再沸腾用汽。

根据***公司意见，本期工程新建1台2t/h电加热锅炉。

该蒸汽用于汽轮机启动时的汽封用汽，蒸汽参数根据汽机要求参数确定。

3.3电气部分

3.3.1电气主接线

由于接入系统方案尚未审定，电气主接线暂采用发电机-变压器-线路组单元接线方式，接入220kV胜利+变110kV母线。

双卷主变压器型号为SFZ9-40000/110,121+8*1.25%/6.3kV，40MVA，YN,d11。

发电机为武汉汽轮机发电机厂生产的空冷式发电机，型号为QF-30-2，30MW，额定电压为6.3kV,额定电流为3437A,额定功率因数为0.8。

发电机与双卷主变压器之间设断路器，高压厂用工作电源由发电机出口引接。

备用电源也由发电机出口引接。

3.3.2110kV配电装置

110kV配电装置采用户外普通中型布置，无母线，配电装置长15米，宽16米。

考虑1回架空出线。

自主变至配电装置的引线采用架空导线。

3.3.3厂用电源系统

高压厂用电系统采用6kV中性点不接地系统，高压厂用工作电源引自发电机出口，由厂用分支电抗器经电缆送至6kV配电装置，向高压厂用负荷供电。

备用电源也由发电机出口引接，由备用回路电抗器经电缆送至6kV配电装置，在厂用工作回路发生故障时向高压厂用负荷供电。

6kV厂用母线为一段，机炉的辅机及公用负荷接在母线上。

设两台低压工作厂变，容量分别为1000kVA和1250kVA,供本机组的低压负荷。

在主厂房内，设一台备用变压器，作为两台工作厂变、辅助车间变的备用电源，容量为1600kVA，当机组启动时作为启动电锅炉的电源。

在公用水泵房设一台辅助车间变，容量为1250kVA,为辅助车间的负荷供电。

在#1号转运站设一台燃料变，容量为630kVA,为燃料系统的负荷供电。

主厂房低压工作变﹑备用变、燃料变及辅助车间工作变采用干式变压器，D,yn11接线。

3.3.4直流系统

全厂设置一组蓄电池，对动力﹑控制负荷混合供电，电压为220V，不设端电池；蓄电池选用阀控式密封铅酸电池。

蓄电池配置一套充电浮充电设备，充电浮充电设备选用高频开关电源装置，模块采用N+1热备份方式。

3.4燃料系统

3.4.1储料设施

厂内设储料仓1座，长81m，宽26m，高12m，共能存料6600m3，能够满足锅炉3天燃烧需求。

活底料仓取料，推土机上料。

3.4.2上料系统

从活底料仓取出的料经大倾角皮带输送到炉前料仓。

3.5除灰渣系统

3.5.1除灰系统的选择

本工程除灰系统设计方案为：

除尘器下干灰采用埋刮板输灰机集中至储灰仓，干灰经粉尘加湿器调湿后由汽车直接外运至综合利用用户。

3.5.2除渣系统的选择

本工程除渣设计方案为：

锅炉底渣采用刮板捞渣机输送至储渣间内，冷却、脱水后的湿渣由汽车直接外运至综合利用用户。

3.6化学水处理系统

3.6.1锅炉补给水处理系统

根据水源水质及发电机组对补给水的水质要求，本工程锅炉补给水处理系统选择为：

地表水→加热、接触混凝→双介质过滤→活性炭过滤→一级反渗透→除二氧化碳器→中间水箱→二级反渗透→淡水箱→EDI→除盐水箱→除盐水泵去主厂房，二级反渗透浓水回流至一级反渗透入水管。

经上述系统处理后的出水水质：

硬度：

～0umol/l，二氧化硅：

≤20ug/l，能够满足机组对锅炉补给水水质的要求。

3.6.2循环水处理系统

循环水处理系统拟采用加酸、加稳定剂、阻垢剂协调处理。

凝汽器管材选用316L。

3.6.3主厂房加药、取样系统

（1）给水、炉水校正处理系统

给水采用加联胺除氧和加氨调整PH值处理，设备选用一箱两泵组合式变频自动加药装置。

炉水采用磷酸盐处理，设备选用一箱两泵组合式加药装置。

全部加药设备集中布置在主厂房中间层。

（2）水汽取样系统

一台机组设一套水汽集中取样装置。

取样装置由微机对主要测点进行实时检测，并留有主要测点信号进入DCS系统接口。

3.7水工部分

本期纯凝工况下的额定凝汽量为81t/h，初步选取夏季冷却倍率为60，冬季冷却倍率为36。

循环水系统采用带机力通风冷却塔的供水系统，本期设2格单塔处理水量为3000t/h机力通风冷却塔。

二次循环供水系统流程为：

循环水泵→电动蝶阀→凝汽器→循环水管→冷却塔→回水沟→循环水泵吸水井→循环水泵。

设1座循环水泵房，汽机房A列外毗屋式布置，安装2台卧式离心循环水泵，正对凝汽器布置，泵进出水管上装电动蝶阀。

夏季及春秋季节2台运行，冬季1台运行。

循环水泵房内还设1台电动单梁起重机、1台排水泵.

3.8热工自动化

3.8.1本工程采用全厂集中控制方式，单元机组、吹灰系统、燃料系统、化学水处理系统和公用水系统均在集控室监控。

3.8.2控制系统自动化水平满足在集控室内实现机组正常运行工况的监视和调整以及异常工况的报警和紧急事故处理要求。

在少量就地操作和巡回检查配合下，在集控室内可实现机组的启/停。

本工程一台机组（主系统）的运行人员按“一主一辅”的定员配置。

3.8.3热工自动化控制系统采用分散控制系统（DCS）。

DCS包括DAS、MCS、SCS、ECS等功能。

操作员站的键盘、鼠标和CRT是运行人员对机组进行监视、调整与控制的中心。

当分散控制系统（DCS）发生全局性或重大故障时，可通过必要硬手操实现机组的紧急安全停机。

3.8.4用于紧急安全停机的系统间的信号采用硬接线实现。

3.8.5后备监控设备的设置原则：

重要报警设置常规报警20点，紧急停机和保证机组安全的辅机设置硬手操开关。

3.9采暖通风及空气调节

3.9.1采暖

生产建筑、生产辅助及附属建筑均设计采暖。

采暖热媒均采用110/70℃的热水。

采暖用汽接自汽机三级抽汽，蒸汽参数为P=0.8255MPa（绝对压力），t=264℃，本期采暖用汽量约为2.2t/h。

采暖加热站设置于汽机房固定端±0.000米层，设计供热能力1050kW，供应本期工程采暖热负荷为800kW，预留热负荷为250kW。

汽机和锅炉均为全封闭室内布置，均设置采暖系统，采暖热负荷按冷态（不考虑室内设备散热量）计算，以保证停机、停炉时室内温度不低于5℃。

主厂房采暖设备采用钢管柱型散热器。

其余生产建筑、辅助及附属生产建筑均根据规范要求设置相应的采暖系统。

3.9.2通风

汽机房设备及管道的散热量约为0.805MW，散湿量约为130kg/h。

汽机房夏季通风采用自然进风，屋顶风机机械排风的方式，排风设计温度不高于40℃，通风量约为322000kg/h，进风量286477m3/h，排风量294872m3/h。

选用5台＃15玻璃钢屋顶风机，单台风机风量65000m3/h，机外静压50Pa，功率4.0kW。

锅炉房设备及管道的散热量约为0.9MW。

锅炉房夏季通风采用自然进风，屋顶风机和锅炉送风机联合机械排风的方式，排风设计温度不高于43℃，通风量约为294545kg/h，进风量为262987m3/h，排风量为274968m3/h。

锅炉送风机风量约为160000m3/h。

因此，屋顶风机的排风量为114968m3/h。

选用2台＃15玻璃钢屋顶风机，单台风机风量65000m3/h，机外静压50Pa，功率4.0kW。

冬季，屋顶风机关闭。

室外新风通过设于锅炉房和（或）汽机房上部的（防雨）百叶风口，与锅炉房和（或）汽机房上部热空气混合后进入锅炉送风机，满足送风机吸风量河的要求。

3.9.3空调

集控室（含工程师室和交接班室）、电子设备间及电气继电器室集中布置于主厂房-列8.00m层，设置集中式全空气空调系统，全年运行。

室内设计温、湿度分别为：

夏季t=26±1℃φ=60±10%

冬季t=20±1℃φ=60±10%

空调设备选用2台风冷恒温恒湿空调机，空调设备运行方式为一用一备。

空调室内机布置于14.00m除氧层空调机房内，室外机布置于26.00m除氧间屋顶。

空调系统采用定风量运行方式，最小新风量按系统风量的10％考虑，维持控制室内5Pa微正压状态。

其它凡对温度、湿度有要求的房间，为满足规程、规定的要求，均设置空调，空调装置采用风冷分体式空调机。

3.10消防系统

消防系统的设计范围为厂区范围内的主厂房、主变压器，燃料系统、辅助厂房以及厂区范围内的非生产性建筑的室内、外消防。

本工程消防系统的设计，遵照国家基本建设的有关方针、政策和“预防为主、防消结合”的方针，按国家《建筑设计防火规范》及能源部电力规划设计管理局颁发的《火力发电厂生活、消防给水和排水设计技术规定》DLGJ24-91等，并参照《发电厂与变电所设计防火规范》GB50229-96，结合本工程生物质燃料的具体情况进行设计。

系统能在火灾初期发出报警，进行火灾集中监控和消防装置的集控和就地控制。

根据保护对象的不同，分别采用水消防系统、移动式和手提式CO2或干粉灭火器。

3.11建筑结构设计

3.11.1地基处理

根据《岩土工程勘测报告书》，该厂区浅层土工程性质较差，地基承载力低，层厚较厚，天然地基无法满足建筑物对地基强度的要求，须采用人工地基。

初步确定对地基做以下处理：

主厂房、烟囱及炉后支架、燃料输送栈桥、储料仓、锅炉补给水处理室、综合办公楼等拟采用深层搅拌桩；框、排架结构采用现浇钢筋混凝土独立基础或条型基础，砌体结构采用毛石带型基础。

并对基础和上部结构采取适当抗液化措施，如适当加深基础埋置深度，调整基础底面积，减少基础偏心或加强基础的整体性或刚度等措施。

3.11.2主厂房建筑设计

主厂房采用三列式布置，汽机房—除氧间—锅炉房，汽轮发电机采用纵向布置。

汽机房跨度为18.0m，除氧间跨度为8.0m，锅炉房跨度为26.60m，纵向柱距为6.0m，汽机房纵向长度43m，除氧间纵向长度43m，锅炉房纵向长度36m。

汽机房运转层标高8.0m，一台机组纵向岛式布置，屋架下弦最低标高为18.40m。

单坡屋面，吊车梁轨顶标高为15.50m，设一台30/10t桥式起重机。

汽机房0m层扩建端设检修场地满足检修汽机需要。

除氧间共分四层：

电气设备布置在0m层，4.30m为电缆夹层及化学加药间，8m层为运转层，布置有机炉电集中控制室，除氧器及连续排污扩容器及暖通设备布置在13.80m层，25.60m层为除氧间屋面。

锅炉为室内布置，设一台135t/h振动炉排高温高压锅炉。

屋面为双坡，屋架下弦标高28.00m。

锅炉炉架为钢结构，由锅炉厂设计并供货。

本期负责锅炉房的外封闭设计。

3.11.3主厂房结构设计

主厂房采用现浇钢筋混凝土框排架结构，横向由A列柱—汽机房屋盖—除氧间框架-锅炉房屋盖-锅炉房外侧柱组成框排架结构体系，主厂房纵向为框架结构，不设纵向柱间支撑。

主厂房A列柱、除氧间框架、楼板D列柱等构件均采用现浇钢筋混凝土结构；汽机房屋盖采用单坡组合H型钢梁、钢支撑体系，屋面板采用保温型压型钢板封闭；吊车梁采用预制钢筋混凝土T型截面梁；汽轮发电机基座为现浇钢筋混凝土框架结构，大板式基础；加热器平台采用现浇钢筋混凝土结构；汽机房山墙、锅炉房山墙8米以下采用砌体封闭、钢筋混凝土结构，8米以上采用保温型压型钢板封闭，锅炉房屋盖采用双坡梯形钢屋架、钢支撑体系，屋面板采用保温型压型钢板封闭。

4工程建设相关方相互关系及主要工作

*********生物发电（1×30MW）工程的建设由******生物发电有限公司（以下简称“业主”）委托******工程有限责任公司、******工程建设监理有限公司（以下简称“总承包商”）组建的******工程有限责任公司***项目部全面负责******生物发电工程总承包商工作范围内的勘察设计、采购、施工、调试直至竣工投产和性能保证。

按合同规定，业主与总承包商的分界如下：

˙本工程五通一平、地基处理和全部生产及辅助生产系统的勘察设计、设备采购、建筑工程、安装工程、调试在总承包商工作范围内，本专用条件中特别列出的除外。

˙本工程的电气接入系统设计和建设厂内由总承包商负责，厂外由业主负责,厂内外接口按图纸划分。

˙本工程的厂外燃料收购点由业主负责。

˙本工程施工电源、施工水源、施工通讯、厂内及厂外的施工道路由总承包商负责，并满足批准的施工组织设计的要求。

˙业主负责本工程所有的电网配合费以及政府有关主管职能部门向工程建设单位征收的相关费用。

˙业主负责本工程所需建设土地征用、租用及与此有关的手续费；有关青苗、树木等赔偿。

˙汽轮机、发电机、锅炉岛业主方负责订货、监造并负责履行合同，交货方式为现场交货。

˙本工程生产职工培训和提前进厂的经费以及实验室设备、机炉检修设备和工器具、办公、生产及生活家具、车辆购置由业主负责。

˙竣工验收前建设期间所准备的备品备件的购置由承包商负责；机组移交生产后的备品备件由业主负责采购。

˙本工程的分部试运和整套启动试运按《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》96版的规定，业主和总承包商各自负责规定范围的工作。

整套启动试运期间的燃料、化学药品等资源消耗由业主负责提供，费用按实际消耗量从总承包费用中扣减。

˙本工程移交生产后的性能试验由承包商组织，费用由业主负责。

˙工程质量监督检测、组织设计评审、组织环保、水土保持、劳动安全、工业卫生、消防等专项验收和总体验收，业主负责该类工作并承担这些工作引起的相关费用。

˙具体按概算项目划分，分摊费用与承担工作相一致。

˙试运期结束后，业主根据概算审定价格和售出发电量与承包商结算。

4.1业主：

******生物发电有限公司

4.1.3工程开工后28天内业主代表向承包商提供由业主方定货的设备清单。

4.1.4对于施工图图纸，应在收到图纸之日起至少14天内审核完毕，对于施工图图纸以外的施工文件，应在收到施工文件与承包商通知之日起至少7天内审核完毕。

4.1.5工程的开工合同生效后，业主代表应在不少于7天前向承包商发出开工日期的通知。

4.1.6可以指示承包商暂停工程某一部分或全部的施工。

应通知暂停的原因。

4.1.8负责本工程整套启动试运自身参加调试、启动而发生的费用；负责整套启动试运期间的燃料、水、电、化学药品等供应。

4.1.9负责生产准备，并对已完成分部试运的工程按有关规定进行代保管，负责按《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》要求进行机组整套启动期间的运行，确保生产人员按时上岗。

4.1.10负责本工程对外协调事宜并承担费用。

4.2工程监理：

江苏兴源监理公司项目监理部。