性能試驗規(guī)范書

1、三河發(fā)電廠二期擴建工程分系統(tǒng)及整套啟動調試 招標文件 水洞溝電廠一期工程2660mw超臨界火電機組性能試驗技術規(guī)范單位：寧夏京能寧東發(fā)電有限責任公司二一年三月231 技術規(guī)范1.0 總 則 針對本工程超臨界表面式間接空冷技術特點，為確保機組整體性能，投標方應做好技術優(yōu)化并加強同其它設備廠家的協(xié)調配合。1.0.1 本招標書適用于寧夏京能寧東發(fā)電有限責任公司2660mw超臨界空冷燃煤機組的性能試驗，它提出設備的功能設計、結構、性能、安裝和試驗等方面的技術要求。招標范圍為：兩臺機組及附屬系統(tǒng)的機組性能試驗（含公用系統(tǒng)不包括氣體消防及消防報警系統(tǒng)、脫硫的調試工作）。包括脫硫系統(tǒng)主要性能指標測試工作。1

2、.0.2 招標方在本招標書中提出了最低限度的技術要求，并未規(guī)定所有的技術要求和適用的標準，投標方提供一套滿足本招標書和所列標準要求的高質量產品及其相應服務。對國家有關安全、環(huán)保等強制性標準，應滿足其要求。1.0.3 投標方應執(zhí)行本招標書所列標準，有矛盾時，按最新的高標準執(zhí)行。1.0.4 在簽訂合同之后，招標方有權提出因規(guī)范、標準和規(guī)程發(fā)生變化而產生的一些補充要求。1.1 工程概況寧夏京能寧東發(fā)電有限責任公司2660mw工程系新建電廠，本期工程建設2660mw國產超臨界表面式間接空冷燃煤發(fā)電機組。第一臺機組計劃于2011年1月投入商業(yè)運行，第二臺機組計劃于2011年3月投入商業(yè)運行。寧夏京能寧東

3、發(fā)電有限責任公司2660mw工程位于寧夏回族自治區(qū)銀川市所轄靈武市境內，電廠廠址在銀川市東南約35km、靈武市東偏北24km處，東鄰銀古高速。主廠房零米層海拔高度（黃海高程）為1257m。1.1.2 廠區(qū)巖土工程條件場地濕陷類型屬于非自重濕陷，廠區(qū)具有濕陷性，不宜直接作為建筑物的地基持力層。建筑場地類別為ii類，屬建筑抗震有利地段。廠址區(qū)地基土對混凝土結構、鋼筋混凝土結構的鋼筋暫按中等腐蝕性考慮、對鋼結構無腐蝕性。1.1.3 地震烈度根據自治區(qū)地震局寧震函2004146號審批文件，本工程場地50年超越概率不大于10的地震設防烈度為7度。其地面地震動峰值加速度為0.166g，反應譜特征周期為0.

4、38秒。1.1.4 交通運輸鐵路：靈武市目前有大古地方鐵路，西起包蘭鐵路大壩車站，東至靈武礦區(qū)古窯子車站，全長70.1km，在靈武市境內設靈武、古窯子車站，預留甜水河車站。公路：靈武市境內共有高速路、國道、省道、縣鄉(xiāng)級公路12條，通車里程達400km。市域高速路70km，307國道70km，211國道50km，公路交通十分便利。1.1.5 燃料電廠燃煤由靈武礦區(qū)、鴛鴦湖礦區(qū)、馬蓮臺礦區(qū)和紅巖灣礦區(qū)供給。1.1.6 冷卻水水源輔機冷卻水水源為鴨子蕩水庫地表水，經凈化站澄清、過濾后送入水處理系統(tǒng)。1.1.7 輸配電布置電廠兩臺機組以發(fā)電機變壓器組接線接入750kv系統(tǒng)。1.1.8 氣象條件電廠廠址

5、多年主要氣象要素如下：項 目單位數值發(fā)生日期年平均氣壓hpa889.8年平均氣溫8.8最熱月平均氣溫23.6最冷月平均氣溫-8.1平均最高氣溫16.2平均最低氣溫2.4極端最高氣溫41.41953.07.08極端最低氣溫-28.01954.12.28平均水汽壓hpa7.9平均相對濕度%57%年平均降水量mm203.4一日最大降水量mm95.41970.08.01年平均蒸發(fā)量mm1774.4平均風速m/s2.5最大風速m/s21.01993.04.23極大風速m/s27.71993.05.06最大積雪深度cm131963.04.05最大凍土深度cm1091968.03平均雷暴日數d15.8最多雷

6、暴日數d30平均沙暴日數d6.8最多沙暴日數d50平均大風日數d12.1最多大風日數d80年最多凍融循環(huán)次數times852000年全年夏季主導風向n，相應風向頻率為13%。五十年一遇10m高10min平均最大風速為24.2m/s，相應風壓為0.37kn/m2。三十年一遇最低氣溫為-27.6，相應風速為12.0m/s。五十年一遇最大積雪深度11.8cm，相應雪壓為0.15kn/m2。2 電廠總體情況2.1 電廠總體規(guī)劃情況2.1.1 電廠規(guī)劃容量電廠規(guī)劃容量為2660mw+21000mw ，本期工程擬建設2660mw超臨界燃煤發(fā)電機組，同步建設脫硫裝置、脫硝裝置。2.1.2 水源本工程采用經過

7、預處理的鴨子蕩水庫地表水為補給水源，項目單位已提供水源水質資料，每月一份全年12份作為設計依據。2.1.3 電氣系統(tǒng)2.1.3.1 電廠接入系統(tǒng)方案本工程以750kv電壓接入系統(tǒng)，本期建設2660mw機組，750kv出線兩回；電廠最終裝機規(guī)模為2660+21000mw，750kv最終為出線兩回。主接線采用3/2接線方式，電廠750kv側短路電流水平按50ka選擇。2.1.3.2 電氣主接線根據電廠接入系統(tǒng)報告，本期2臺660mw機組經發(fā)電機出口斷路器、升壓變壓器接入廠內750kv升壓站，750kv本期出線2回，接入銀川東750kv變電所, 本期工程750kv配電裝置采用敞開式布置方案，兩機兩變

8、二回750kv出線采用一倍半斷路器接線，設置兩個完整串。2.1.3.3 高壓廠用電接線每臺機設置一臺容量為50/31.5-31.5mva的有載調壓高壓廠用工作變壓器（采用分裂繞組），和一臺容量為25mva的有載調壓高壓廠用公用變壓器（采用雙卷變壓器）。廠高變及公用變的高壓側電源由本機組發(fā)電機和主變之間的封閉母線上支接。每臺機組設2段6kv工作母線及一段6kv公用母線，單元機組負荷接在高壓廠用工作變的6kv工作a、b段母線上，全廠公用負荷分接在兩臺機的高壓廠用公用變的6kv公用a、b段母線上，互為備用及成對出現(xiàn)的高壓廠用電動機及低壓廠用變壓器分別由不同6kv工作段上引接。本工程設置一臺容量為31

9、.5mva停機變壓器， 停機變壓器采用有載調壓雙卷變壓器。停機變壓器6kv側通過共箱母線連接到四段6kv工作母線和兩段6kv公用母線上作為備用停機電源。2.1.3.3 停機/備用變壓器接線本工程兩臺機設一臺有載調壓雙繞組停機變壓器，容量為31.5mw。發(fā)電機出口裝設斷路器，機組正常起動、停機電源由廠內750kv母線倒送，停機備用電源由停機變提供。停機變電源引自徐家莊330kv變電所110kv母線。2.1.3.4 脫硫系統(tǒng)供電脫硫系統(tǒng)采用高、低壓兩級電壓供電，6kv脫硫負荷由主廠房6kv母線段供電，380v脫硫負荷由脫硫島內廠用二臺低壓變壓器供電。脫硫島保安電源由主廠房提供，每臺機組一回。脫硫島

10、設110v直流分屏，其直流電源由主廠房直流系統(tǒng)提供，每臺機組二回。2.1.3.5交流保安電源每臺機組設保安動力中心，每臺機組設一臺1200kw柴油發(fā)電機組。柴油發(fā)電機組及其控制設備、輔助設備布置在柴油發(fā)電機房。柴油發(fā)電機房布置在鍋爐房0m。2.1.3.6 交流不停電電源系統(tǒng)(ups)單元機組ups系統(tǒng)，每臺機組設置一套交流不停電電源系統(tǒng)(ups)，ups額定容量為100kva。網絡控制系統(tǒng)設置一套交流不停電電源(ups)，ups額定容量為20kva。2.1.3.7 單元機組直流系統(tǒng)每臺機組裝設三組蓄電池，其中一組220v動力蓄電池組，兩組110v控制蓄電池組。110v控制蓄電池組采用單母線分段

11、接線；220v動力蓄電池組采用單母線接線，兩臺機組的220v動力蓄電池組經過電纜相互聯(lián)絡。110v控制直流系統(tǒng)供控制、保護、測量及其他控制負荷。110v控制直流系統(tǒng)采用輻射網絡供電方式，在各配電室設置直流分屏。220v直流動力系統(tǒng)供事故照明，動力負荷和交流不停電電源等。蓄電池組正常以浮充電方式運行。蓄電池型式均采用閥控免維護鉛酸蓄電池。110v控制用蓄電池配置：二組800ah蓄電池組及二組相應的高頻電源裝置。高頻電源模塊采用n+2冗余配置。220v動力用蓄電池配置：一組1800ah蓄電池組及一組相應的高頻電源裝置。高頻電源模塊采用n+2冗余配置。2.1.3.8 網絡直流系統(tǒng)本工程不設網控樓，僅

12、在升壓站設繼電器室。網控設兩組110v蓄電池組。110v蓄電池組采用單母線分段接線。110v設二組500ah蓄電池組及三組高頻電源裝置。高頻電源模塊采用n+2冗余配置。2.1.4 輸煤系統(tǒng)廠內輸煤系統(tǒng)按2660mw +21000mw機組容量規(guī)劃設計，本期和下期工程分別設置一套獨立的輸煤系統(tǒng)。本期工程運煤系統(tǒng)按2660mw機組容量設計，系統(tǒng)出力1000t/h，全部采用帶寬1200mm、帶速2.5m/s的帶式輸送機。采用出力為1000t/h的滾軸篩（帶旁路）和出力為800t/h的環(huán)式碎煤機，篩、碎設備入料粒度按300mm，出料粒度按30mm設計。系統(tǒng)配置三級電磁除鐵器（含煤場進出除鐵器）和2套帶式

13、輸送機中部入爐煤采樣裝置、2臺入爐煤電子皮帶秤及2臺循環(huán)鏈碼效驗裝置。電廠燃煤采用鐵路運輸和公路運輸，本期工程設置火車卸煤溝和汽車卸煤溝，廠內鐵路線按2重1空配置。設置2套火車入廠煤采樣裝置。儲煤系統(tǒng)設置2座并列布置的斗輪機露天煤場，儲煤量為15萬噸，滿足2660mw機組15天的耗煤量，采用2臺堆、取料出力均為1000t/h、懸臂35m的斗輪堆取料機。煤場配置2臺ty220型推煤機和1臺zl30型裝載機作為煤場輔助作業(yè)機械。煤場南北兩面設置高度16m的多孔壓型鋼板防風幕墻。2.1.5 除灰、渣系統(tǒng)灰渣按全部綜合利用考慮。除塵器采用4電場靜電除塵器?；以幚硐到y(tǒng)按一臺機組為一個單元設計(貯灰?guī)斐?/p>

14、外)。爐底渣處理系統(tǒng)采用干排渣方式，流程：爐底渣 風冷式干排渣機 碎渣機二級輸送機 斗式提升機 渣倉 裝車外運方案。本工程擬采用可移動石子煤斗配電瓶叉車輸送方式。磨煤機排出石子煤到活動的石子煤斗中，定期將石子煤斗用叉車運送至廠房外的堆放場地；定期用裝卸車將石子煤裝入大型自卸汽車運至貯灰場。采用正壓氣力輸送方式。飛灰通過氣力輸灰管道，送至貯灰?guī)靸荣A存。兩臺爐共設3座貯灰?guī)?，其?座粗灰?guī)臁?座細灰?guī)??？諝忸A熱器灰斗不設排灰設施，設排污口。在每座貯灰?guī)斓撞吭O有三個卸灰出口。經干灰散裝機將干灰直接裝入罐裝車運送至綜合利用用戶；也可將干灰加濕攪拌，然后卸至自卸汽車送至貯灰場。2.1.8 化學水處理 本

15、工程采用經過預處理的鴨子蕩水庫地表水為補給水源。本工程鍋爐補給水處理系統(tǒng)采用超濾、反滲透預脫鹽及一級除鹽加混床處理方式，水處理正常補水量為90t/h。系統(tǒng)設計采用2套出力105t/h的超濾裝置；2套出力70t/h的反滲透裝置；2串2800一級除鹽及2臺2000混合離子交換器。具體工藝流程如下：生水加熱器來生水生水箱生水泵雙介質過濾器保安過濾器超濾裝置超濾水箱清水泵精密過濾器反滲透高壓泵反滲透裝置淡水箱淡水泵逆流再生陽離子交換器除二氧化碳器除碳水箱除碳水泵逆流再生陰離子交換器混合離子交換器除鹽水箱除鹽水泵主廠房熱力系統(tǒng)。2.1.9 凝結水精處理本工程凝結水精處理系統(tǒng)采用中壓系統(tǒng)，其主系統(tǒng)流程如下

16、：主凝結水泵出口凝結水 前置過濾器 高速混床 樹脂捕捉器 低壓加熱器系統(tǒng)每臺機組設置1套中壓、100%容量凝結水精處理裝置，每套系統(tǒng)配置250%前置過濾器和350%容量的高速混床。兩臺機組共用1套體外再生裝置，凝結水處理設備按凝結水泵最大流量配置。精處理系統(tǒng)的投運、反洗、樹脂輸送、體外再生裝置的樹脂再生及樹脂擦洗均采用自動程序控制。2.1.10 輔機循環(huán)冷卻水處理本工程輔機冷卻水的水源為經處理后的鴨子蕩水庫地表水。本工程輔機循環(huán)水系統(tǒng)采用機力通風冷卻塔冷卻循環(huán)的供水系統(tǒng)。輔機循環(huán)冷卻水采用加阻垢劑、緩蝕劑、及定期人工投加殺菌劑處理。2.1.11 化學加藥系統(tǒng)對于超臨界參數的機組，凝結水、給水采

17、用加氨、加氧處理。凝結水加藥點設在凝結水精處理裝置出口母管上；給水加藥點設在除氧水箱下降管上。給水采用加氧工況運行方式，每2臺機組設置1套給水、凝結水加氨裝置；每臺機組設置1套給水、凝結水加氧裝置及加藥自動/手動控制原則。本工程每臺機組設置一套加氨和加氧裝置，兩臺機組公用一套閉式冷卻水加聯(lián)氨裝置。2.1.12 水汽取樣系統(tǒng)每臺機組設置1套集中水汽取樣分析系統(tǒng)，并設置必要的在線儀表，信號送至單元機組dcs。水汽取樣分析系統(tǒng)包括高溫冷卻架、低溫儀表屏。樣水冷卻水采用全廠閉式除鹽冷卻水。2.1.13 供氫站本期工程設1套產氫量10nm3/h中壓水電解制氫裝置，并配備相應的氫氣干燥裝置。設置4臺v=1

18、3.9m3氫貯罐及3臺v=10m3控制用壓縮空氣貯罐。預留二期擴建1套產氫量10nm3/h的制氫裝置的位置條件。制氫系統(tǒng)為全自動化運行，無人值守。2.1.14 廢水處理本期工程設置全廠工業(yè)廢水集中處理系統(tǒng)。各種廢水分類收集后，經過處理后水質合格后進行綜合利用。（1）根據處理后廢水水質不同，有區(qū)別的回收利用，某些含鹽量高的廢水主要用于煤場及灰場噴灑等用途。（2）凝結水精處理系統(tǒng)再生廢水經中和處理后送入工業(yè)廢水處理站，除去重金屬離子后回收利用;空氣預熱器沖洗水經工業(yè)廢水處理站處理，污泥經脫水處理綜合利用。（3）鍋爐酸洗廢液貯存池容積應根據確定的鍋爐化學清洗方案核定，并考慮相應的中和、氧化措施。貯存

19、池應考慮防腐及耐溫。經工業(yè)廢水處理站處理后的廢水小流量噴灑煤場。（4）脫硫廢水單獨處理，處理后廢水用于灰場噴灑或干灰調濕。2.1.15熱工自動化部分本期工程的單元機組以帶基本負荷為主，并具有一定的調峰能力。機組可按冷態(tài)、溫態(tài)、熱態(tài)、極熱態(tài)幾種方式啟動和升負荷，并有“快速減負荷(rb)”的能力，以適應限制負荷工況。并可適應定壓和滑壓運行，以定 滑 定方式運行時，滑壓運行的范圍暫按3090%額定負荷。 自動化水平a) 設置全廠自動化系統(tǒng)控制網絡，整體考慮單元機組分散控制系統(tǒng)(dcs)、全廠輔助控制系統(tǒng)、750kv網絡計算機監(jiān)控系統(tǒng)(ncs)、全廠工業(yè)電視監(jiān)視系統(tǒng)(cctv)、廠級監(jiān)控信息系統(tǒng)(si

20、s)、電廠管理信息系統(tǒng)(mis)的功能協(xié)調和網絡配置，以期消除自動化孤島現(xiàn)象，真正實現(xiàn)火電廠的管控一體化目標。b) 本期工程采用爐、機、電集中控制方式，兩臺機組合用一個控制室。在集中控制室內對單元機組的運行管理由一名值班操作員和兩名輔助值班操作員來完成。c) 每臺機組設一套分散控制系統(tǒng)(dcs)，將發(fā)電機 變壓器組及主廠房內廠用電源開關均納入分散控制系統(tǒng)進行監(jiān)控。d) 輔助車間和輔助系統(tǒng)的控制系統(tǒng)采用dcs+操作員站。全廠輔助車間和輔助系統(tǒng)均在脫硫集中控制室進行監(jiān)控，最終實現(xiàn)輔助車間就地無人值班。e) 在集控室以彩色lcd、鼠標以及彩色大屏幕顯示器為單元機組主要監(jiān)視和控制手段，在集控室內實現(xiàn)機

21、組的全lcd/大屏幕監(jiān)控，不設常規(guī)儀表盤和常規(guī)光字牌。f) 單元機組除啟停階段的部分準備工作需由輔助運行人員協(xié)助檢查外，機組的啟動、停止、正常運行和異常工況處理均可由控制系統(tǒng)自動完成或由操作人員在集中控制室內完成。g) 單元機組順序控制系統(tǒng)的范圍將包括鍋爐和汽機的輔機順序控制系統(tǒng) scs(b/t)及發(fā)電機 變壓器和廠用電源的順序控制系統(tǒng) scs(g/a)。汽輪機設置一鍵啟動功能。h) 除燃燒調節(jié)在最低穩(wěn)燃負荷以上投入自動外，其他自動調節(jié)系統(tǒng)按全程調節(jié)或程序自動投入調節(jié)系統(tǒng)設計。2.2 主要系統(tǒng)及設備簡況2.2.1 鍋爐主要技術規(guī)范鍋爐采用哈爾濱鍋爐廠有限公司生產的660mw鍋爐，工程安裝2臺6

22、60mw燃煤汽輪發(fā)電空冷機組，鍋爐為超臨界參數變壓運行螺旋管圈加垂直管直流爐，單爐膛、一次中間再熱、采用切圓燃燒方式、平衡通風、固態(tài)排渣、全鋼懸吊結構型鍋爐、室內布置燃煤鍋爐，鍋爐采用緊身封閉。主要技術規(guī)范(bmcr工況)：a)鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量(bmcr)2210t/hb)過熱器出口蒸汽壓力25.5mpa(g)c)過熱器出口蒸汽溫度571d)再熱蒸汽流量1868.24t/he)再熱器進口蒸汽壓力4.573mpa(g)f)再熱器出口蒸汽壓力4.453mpa(g)g)再熱器進口蒸汽溫度319h)再熱蒸汽出口溫度569i)省煤器進口給水溫度283.2j)鍋爐保證熱效率93.5%k)排煙溫度(修正后

23、)125l)nox排放濃度(6%含氧量)350mg/nm32.2.2 汽輪機主要技術規(guī)范汽輪機采用哈爾濱汽輪機有限公司產品。型式為超臨界、一次中間再熱、單軸、三缸四排汽表面式間接空冷凝汽式汽輪機。主要技術規(guī)范：a)額定功率(純凝)660mwb)高壓主汽閥前主蒸汽壓力(tmcr工況)24.2mpa(a)c)高壓主汽閥前主蒸汽溫度(tmcr工況)566d)主蒸汽流量(tmcr工況)2115.2t/he)中壓主汽閥前再熱蒸汽壓力(tmcr工況)4.123mpa(a)f)中壓主汽閥前再熱蒸汽溫度(tmcr工況)566g)凝汽器額定平均背壓11kpa(a)h)額定轉速3000r/mini)設計冷卻水溫度

24、32.5j)給水加熱級數8級k)熱耗率(tmcr工況)7927.2kj/kwhl)熱耗率(額定抽汽工況)8515.6kj/kwh2.2.3 發(fā)電機技術規(guī)范發(fā)電機由哈爾濱汽輪發(fā)電機有限公司制造、提供，型號為qfsn-660-2。發(fā)電機的冷卻方式為水、氫、氫。發(fā)電機的勵磁型式為自并勵靜止勵磁。發(fā)電機中性點接地方式：發(fā)電機中性點高阻接地。主要技術規(guī)范：a)額定容量 733mvab)額定功率660mwc)發(fā)電機最大輸出功率741mwd)額定功率因數0.9(滯后)e)定子額定電壓20kvf)定子額定電流21170ag)額定頻率50hzh)額定轉速3000r/mini)額定氫壓0.5mpa(表壓)2.2.

25、4燃燒及制粉系統(tǒng)配置本工程設計煤種和校核煤種為任家莊煤礦煙煤，干燥無灰基揮發(fā)份為32.01-37.36%，哈氏可磨性指數為69-78，設計煤種磨損指數1.7，本工程制粉系統(tǒng)采用成熟的中速磨煤機正壓直吹式冷一次風機系統(tǒng)。每臺鍋爐配6臺中速磨，bmcr工況下燃用設計煤種時，5臺磨煤機運行，1臺備用。每臺磨煤機引出四根煤粉管道，至爐前煤粉管道連接到鍋爐的同一層燃燒器，根據鍋爐負荷的變化可以停用任何一臺磨煤機和對應的燃燒器。磨煤機密封系統(tǒng)采用每臺鍋爐配2臺離心式增壓密封風機，其中1臺運行，1臺備用。密封風機取風來自一次風機出口。每臺鍋爐配6臺電子稱重式給煤機，與磨煤機相對應。制粉系統(tǒng)的防爆標準采用美國

26、標準nfpa，從給煤機到磨煤機出口的所有要求承受內壓的部件均按承受0.35mpa的內部爆炸壓力設計。煙風系統(tǒng)采用平衡通風方式，送風機和一次風機室外布置，在送風機和一次風機入口風道上設有消音器。二次風經送風機、暖風器、空預器后進入鍋爐二次風箱和燃燒器上部的sofa風箱，實現(xiàn)分級燃燒。一次風在進空預器前分為兩路，一路經空預器加熱作為磨煤機制粉用熱風；另一路不經空預器，作為磨煤機調溫風，以調節(jié)磨煤機出口介質溫度。在磨煤機入口前的冷一次風母管上引出一路作為給煤機的密封風，另引出一路經密封風機增壓后作為磨煤機的密封風。每臺鍋爐配2臺50%容量動葉可調軸流式送風機，2臺50%容量動葉可調軸流式一次風機，2

27、臺50%容量靜葉可調軸流式引風機，并考慮脫硫系統(tǒng)阻力，取消脫硫增壓風機。鍋爐省煤器至空預器之間留有scr。每臺鍋爐配2臺50%容量三分倉回轉容克式空氣預熱器?？疹A器適應鍋爐裝設scr裝置的要求?？疹A器進口風道設有暖風器，以防止鍋爐尾部低溫受熱面的腐蝕。從空預器出來的煙氣通過靜電除塵器除塵后再經引風機被送至水平煙道。煙氣從水平煙道再次被引出，經過100%容量脫硫處理后返回水平煙道，最后通過煙囪排入大氣。脫硫系統(tǒng)設有煙氣旁路煙道。2.2.5爐前點火及助燃油系統(tǒng)鍋爐采用微油點火油槍，燃油采用壓縮空氣霧化方式。2.2.6 鍋爐啟動系統(tǒng)本工程鍋爐啟動系統(tǒng)沒有采用啟動循環(huán)泵，采用疏水擴容器和啟動疏水罐排水

28、。2.2.7 主蒸汽和再熱蒸汽系統(tǒng)主蒸汽及高、低溫再熱蒸汽系統(tǒng)采用單元制系統(tǒng)。主蒸汽管道和熱再熱蒸汽管道分別從過熱器和再熱器的出口聯(lián)箱的兩側引出，平行接到汽輪機前，分別接入高壓缸和中壓缸左右側主汽關斷閥和再熱關斷閥，在汽輪機入口前設壓力平衡連通管。冷再熱蒸汽管道從高壓缸的兩個排汽口引出，在高排止回閥的下游匯成一根干管，到鍋爐前再分成兩根支管接至再熱器入口聯(lián)箱。汽輪機的主汽關斷閥及高壓旁路閥均應承受鍋爐的水壓試驗壓力。再熱器的進出口管道上設有再熱器水壓試驗隔離裝置。在過熱器出口管道上設有過熱器水壓試驗堵板。冷再熱蒸汽系統(tǒng)向給水泵汽輪機提供高壓備用汽源. 冷再熱蒸汽系統(tǒng)還提供2號高壓加熱器的加熱用

29、汽，并為輔助蒸汽系統(tǒng)提供汽源。2.2.8 汽輪機旁路系統(tǒng)每臺機組主蒸汽和再熱蒸汽系統(tǒng)上設有一套高壓和低壓兩級串聯(lián)的汽輪機旁路系統(tǒng)。本工程旁路系統(tǒng)的設計按以下功能考慮： 滿足汽輪機高中壓缸啟動的要求。 使機組能適應頻繁起停和快速升降負荷，并將機組壓力部件的熱應力控制在合適的范圍內。 改善機組的啟動性能，適應滑壓啟動，自動調壓、調溫，加快啟動速度，滿足冷態(tài)、溫態(tài)、熱態(tài)、極熱態(tài)下的啟動要求，縮短機組各態(tài)啟動時間，減少汽機的壽命損耗。 汽機甩部分負荷或甩全負荷時，可迅速平衡鍋爐和汽機之間的不平衡汽量，使鍋爐安全門不跳或少跳，盡可能減少安全門的排放量。 防止啟動時蒸汽中的固體小顆粒進入汽輪機，避免汽輪機

30、發(fā)生固體顆粒侵蝕。根據上述功能要求及汽輪機啟動方式，高旁路容量為100%bmcr25啟動旁路，低旁容量為65%bmcr。根據機爐匹配參數，鍋爐安全門設置要求等，高、低壓旁路閥的驅動方式為液動，過熱器出口和再熱器進口不設置安全閥，只在再熱器出口設置滿足排量的全啟式安全閥。2.2.9 給水系統(tǒng)1#機組給水系統(tǒng)設置兩臺50%容量的汽動給水泵和1臺30%容量的電動啟動給水泵。2#機組無電動啟動給水泵。高壓加熱器采用三臺高加給水采用一個大旁路系統(tǒng)。當任何一臺高加故障切除時，同時三臺高加同時從系統(tǒng)中退出，給水能快速切換到給水旁路。機組在高加均解列時仍能帶額定負荷。2.2.10 汽機抽汽系統(tǒng)汽輪機采用七級非

31、調整抽汽，一、二(高壓缸排汽)、三級抽汽分別供給23臺高壓加熱器；四級抽汽供汽至除氧器、鍋爐給水泵汽輪機和輔助蒸汽系統(tǒng)等；汽輪機抽汽系統(tǒng)按asme tdp-1標準(汽輪機防進水的推薦措施)進行設計。2.2.11 輔助蒸汽系統(tǒng)本系統(tǒng)設有輔助蒸汽聯(lián)箱，機組正常運行時，輔助蒸汽聯(lián)箱的汽源來自汽輪機四段抽汽，啟動或低負荷時來自冷再熱蒸汽系統(tǒng)或啟動鍋爐房。輔助蒸汽聯(lián)箱向鍋爐空氣預熱器吹灰、油系統(tǒng)吹掃、暖風器加熱、磨煤機和煤斗滅火、汽輪機軸封和除氧器啟動加熱用汽和蒸汽采暖用戶提供汽源。2.2.12 凝結水系統(tǒng)凝結水經凝結水精處理裝置、軸封冷卻器、疏水冷卻器和3級低壓加熱器后進入除氧器。凝結水系統(tǒng)按每臺機組

32、設置2臺50%容量的電動變頻（一拖二）凝結水泵的方案考慮。額定工況時2臺運行，每臺機組設置1套中壓、100%容量凝結水精處理裝置，每套系統(tǒng)配置250%前置過濾器和250%容量的高速混床。2.2.13 加熱器疏水及排氣系統(tǒng)高壓加熱器正常疏水系統(tǒng)采用逐級自流方式。正常運行時，每臺高壓加熱器的正常疏水逐級回流至下一級高壓加熱器最終至除氧器。低壓加熱器正常疏水系統(tǒng)采用逐級自流方式。5號低壓加熱器正常疏水逐級回流6號低壓加熱器，6號低壓加熱器正常疏水逐級回流7a、7b號低壓加熱器，最終至凝汽器。除氧器在高水位時溢流或緊急放水及除氧器檢修放水接至本體疏水擴容器。加熱器疏水系統(tǒng)的設計按asme tdp-1標

33、準(汽輪機防進水的推薦措施)進行。2.2.14 抽真空系統(tǒng)每臺機組安裝2臺50%容量水環(huán)式機械真空泵組。機組正常運行時，1臺真空泵作為備用，機組啟動時，為加快抽真空速度，縮短啟動時間，2臺真空泵可同時運行。2.2.16 輔機冷卻水系統(tǒng)本工程的輔機冷卻水系統(tǒng)分為開式循環(huán)冷卻水系統(tǒng)和閉式循環(huán)冷卻水系統(tǒng)。開式循環(huán)冷卻水系統(tǒng)采用黃河地表水。該系統(tǒng)主要為閉式水換熱器、機械真空泵、主機冷油器提供冷卻水。所有相關換熱器均采用不銹鋼管，管道及附件采用防腐措施。除主機冷油器、閉式冷卻水熱交換器、水環(huán)式真空泵冷卻器采用開式冷卻水系統(tǒng)外，其余設備全部采用閉式循環(huán)冷卻水系統(tǒng)，閉式循環(huán)冷卻水系統(tǒng)采用除鹽水作為冷卻介質。

34、每臺機組設有兩套100%容量的閉式循環(huán)冷卻水泵和100%容量的冷卻水熱交換器，在正常情況下，一套運行一套備用，在夏季當水溫度高時，可二套同時運行。2.2.17 廠內間接空冷循環(huán)冷卻水系統(tǒng)本期工程循環(huán)水采用除鹽水供水系統(tǒng)，凝汽器采用單流程雙背壓凝汽器，換熱管采用不銹鋼管。每臺機組2根循環(huán)水管由主廠房a列外循環(huán)水母管引入，流經低壓側凝汽器后進入高壓側凝汽器，高壓側排出循環(huán)水由主廠房a列引出。至循環(huán)水泵升壓后進入空冷塔冷卻，冷卻后進行循環(huán)。2.2.18 汽輪機軸封系統(tǒng)主機軸封供汽系統(tǒng)是自密封式，壓力和溫度自動控制.軸封系統(tǒng)啟動備用汽源來自于輔助蒸汽，可滿足機組冷、熱態(tài)啟動和停機的需要。軸封系統(tǒng)設有軸

35、封壓力調整裝置、溢流泄壓裝置和軸封抽氣裝置。本工程軸封系統(tǒng)由汽機廠負責設計，主要設備也由汽機廠提供。2.2.19 汽機潤滑油凈化及貯存系統(tǒng)每臺汽輪發(fā)電機組設有一套在線潤滑油凈化裝置。兩臺汽輪發(fā)電機組設置1套臟油/凈油分開的貯油箱，兩個油箱的容量各為45m3。給水泵汽輪機油系統(tǒng)設置單獨的在線潤滑油凈化裝置。2.2.20 輔助設施a) 修配車間、金屬試驗室、機爐維修間本期工程的修配車間、金屬試驗室及車間維修設備根據火力發(fā)電廠修配設備及建筑面積配置標準dl/t 5059-1996相應配置。電廠對較大設備的維修加工，一般可到制造廠或外單位加工。b) 空壓機房本期工程兩臺機組設一套壓縮空氣系統(tǒng)，包括儀表

36、控制用壓縮空氣及檢修用壓縮空氣，共設有6臺45m3/min(吸入狀態(tài)下)螺桿式空氣壓縮機，壓力0.8mpa。配有6套干燥能力為50m3/min的空氣干燥裝置，經干燥后的壓縮空氣供儀表控制用。設有2臺25m3的壓縮空氣儲氣罐。c) 柴油發(fā)電機房每臺機組設置一臺柴油發(fā)電機組作為機組的保安電源。d) 啟動鍋爐房本工程為新建工程，設啟動鍋爐房。啟動鍋爐房采用2臺50t/h、1.57mpa、350的燃油快裝鍋爐。第一臺機組啟動期間蒸汽的主要用戶有：鍋爐清洗時除氧器用汽、機組啟動初期(二段抽汽未達切換要求時)的各項用汽。e) 鍋爐點火及燃油設施鍋爐點火采用交流等離子點火裝置及啟動助燃油采用零號輕柴油。油庫

37、區(qū)內新設有2100m3油罐。設有供卸油泵房，配有離心式供油泵及必要的污油凈化裝置。系統(tǒng)最大用油量時2臺供油泵運行、1臺備用，鍋爐不需啟動、點火時，1臺油泵維持系統(tǒng)油循環(huán)；配有2臺卸油泵，可滿足23輛810t油罐車卸車的需要。設有隔油池和污油泵房。f) 脫硝裝置本期工程同步建設脫硝scr裝置，脫硝反應劑暫按純氨考慮。液氨儲存和制備系統(tǒng)按2臺爐公用考慮。本期工程在廠區(qū)建設氨制備車間并考慮二期擴建預留場地。g) 大宗氣體系統(tǒng)本工程設置一套中壓、10n m3/h水電解制氫裝置及413.9 m3貯氫罐并已預留有擴建位置。h) 保溫材料介質溫度高于350的設備、蒸汽管道、水管道、熱風道等的保溫材料采用硅酸

38、鋁制品；介質溫度小于等于350的設備、蒸汽管道、水管道、煙風道、煤粉管道等的保溫材料采用巖棉制品。外徑小于25mm的管道保溫材料采用硅酸鋁纖維繩。鍋爐、汽機本體的保溫設計分別由鍋爐廠和汽機廠設計。對閥門、法蘭、流量測量裝置、伸縮縫及需要經常拆卸的，可采用硅酸鋁或巖棉的氈棉制品或拆卸后可再利用的專用保溫制品，以便于拆卸和重復使用。管道及設備的保護層采用鋁板或玻璃絲布。i) 脫硫系統(tǒng)：脫硫工程由上海石川島電站環(huán)保有限公司epc總承包，脫硫工藝采用石灰石 石膏濕法煙氣脫硫系統(tǒng)(簡稱fgd)。脫硫效率按不小于95%設計，脫硫可用率不低于98%。本系統(tǒng)不設置煙氣換熱器ggh，不設置增壓風機。脫硫裝置采用

39、一爐一塔方案，吸收塔采用噴霧塔。每套脫硫裝置的煙氣處理能力為一臺鍋爐燃用脫硫設計煤種和脫硫校核煤種時，100%bmcr工況時的煙氣量。脫硫系統(tǒng)設置100%煙氣旁路，以保證脫硫裝置在任何情況下不影響發(fā)電機組的安全運行。吸收劑制備系統(tǒng)采用購買石灰粉原料進廠，廠內設制漿系統(tǒng)。脫硫工藝水分工業(yè)水、輔機冷卻水系統(tǒng)排水（50t/h）及鍋爐補給水處理系統(tǒng)的高含鹽廢水（40t/h）三部分水源。脫硫區(qū)域的生活水、消防水、上下水、雨水等分系統(tǒng)排入電廠相應的各系統(tǒng)。脫硫工藝系統(tǒng)的監(jiān)控采用控制系統(tǒng)(簡稱fgd_ dcs。脫硫車間內設脫硫控制室，供脫硫控制系統(tǒng)組態(tài)、調試、異常工況處理和運行初期使用，當系統(tǒng)運行穩(wěn)定且運行

40、工況允許時，通過單元機組集中控制室輔控網操作員站，對fgd進行監(jiān)控，脫硫控制室可無人值班。2.3 總平面布置本工程廠區(qū)總平面布置采用三列式布置格局，具體布置方案為：由東向西依次為750kv配電裝置、主廠房、儲煤廠。主廠房固定端朝北，擴建端朝南，汽機房朝東。間冷塔在主廠房固定端東側布置。主廠房區(qū)自東向西依次布置為汽機間、除氧間、煤倉間、鍋爐房(集中控制樓布置在兩爐之間)、電氣除塵器、引風機、煙囪及煙道、脫硫設施場地。輔機冷卻水系統(tǒng)為兩機共用三座機力通風冷卻塔，布置方式為一列三格，單臺塔冷卻面積為14m14m，單臺冷卻水量為2500m3/h。兩機共用三臺循環(huán)水泵，單臺泵設計流量為3000m3/h。

41、電廠鐵路專用線布置在貯煤場的西側，由鴨子蕩站接軌，從廠區(qū)南側進入廠區(qū)。鐵路卸煤采用底開車方式，廠內設置2條重車線、1條空車線。間接空冷塔布置在廠區(qū)東北角，#1塔與#2塔為東西方向水平布置。廠前建筑包括綜合辦公樓、綜合服務樓、公寓樓構成獨立分區(qū)，布置在綜合水泵房北側、化學水處理間東側。廠前建筑自成一區(qū)與其它輔助及附屬設施區(qū)分開的布置形式，對于電廠投產后，可有效控制進入生產區(qū)的人員。廠區(qū)主入口朝北，進廠主干道由廠區(qū)北側進入廠區(qū)。3.性能試驗所執(zhí)行的技術規(guī)范及標準國家、電力行業(yè)頒發(fā)的規(guī)范、規(guī)程，設計院和制造廠技術文件上的質量標準和要求均適用于本工程性能試驗。包括但不限于以下標準：3.1、西北電力設計

42、院編制的寧夏水洞溝電廠一期2660mw機組工程初步設計3.2、電力行業(yè)的有關標準（若有新的版本出版，按新版執(zhí)行，本招標書的其它部分同樣要求）：（1）火電機組達標投產考核標準（2004年版）（2）火力發(fā)電廠基本建設工程啟動和竣工驗收規(guī)程（1996年版）（3）火電工程調整試運質量檢驗及評定標準（4）火電工程啟動調試工作規(guī)定（5）火電機組熱工自動投入率統(tǒng)計方法（6）電業(yè)生產事故調查規(guī)程國電發(fā)2000643號 dl558-2001（7）電力建設安全施工管理規(guī)定（8）電力建設安全工作規(guī)程（火力發(fā)電廠部分）dl5009.1-2002（9）電力安全工作規(guī)程（發(fā)電廠和變電所電氣部分）dl408-91（10）電

43、業(yè)安全工作規(guī)程（熱力和機械部分）（11）電力生產安全工作規(guī)定（12）火力發(fā)電廠與變電所設計防火規(guī)范gb50229-96（13）電力建設施工與驗收技術規(guī)范（現(xiàn)行版本、全套）（14）火電施工質量檢驗及評定標準（現(xiàn)行版本、全套）（15）電力建設消除施工質量通病守則（16）電力建設工程質量監(jiān)督規(guī)定（17）火電、送變電工程重點項目質量監(jiān)督檢查典型大綱（18）火電工程質量監(jiān)督檢查典型大綱（增補版）（19）火力發(fā)電廠安全、文明生產達標考核實施細則（20）新建發(fā)電機組啟動試運行階段可靠性評價辦法（21）火力發(fā)電廠水汽化學監(jiān)督導則dl/t561-95（22）火電機組啟動驗收性能試驗導則（23）化學監(jiān)督制度（24

44、）電力基本建設熱力設備化學監(jiān)督導則（25）火力發(fā)電廠停（備）用熱力設備防銹蝕導則（26）污水綜合排放標準（27）電力環(huán)境監(jiān)測技術規(guī)范（28）電力建設基本工程整套滿負荷試運質量監(jiān)督檢查典型大綱（29）電力工業(yè)鍋爐監(jiān)察規(guī)程（30）電氣裝置安裝工程電力設備交接試驗標準gb50150（31）電力系統(tǒng)自動裝置檢驗條例（32）火力發(fā)電廠熱工儀表及控制裝置監(jiān)督條例（33）熱工儀表及控制裝置檢修運行規(guī)程（34）有關行業(yè)和廠家的技術標準（35）業(yè)主與供貨商簽訂的有效技術合同文件（36）火力發(fā)電廠鍋爐化學清洗導則（37）變送器校驗規(guī)程（38）防止電力生產重大事故的二十五項重點要求；3.3、 現(xiàn)行的有關國家技術規(guī)范

45、；3.4、 設備合同中技術規(guī)范。 4.性能試驗質量4.1、本工程的總體質量目標為全面達到國家和原電力部部頒標準，確保省優(yōu)、部優(yōu)。調試質量必須滿足工程總體目標要求：優(yōu)良等級并實現(xiàn)達標投產，創(chuàng)魯班獎。4.2、竣工資料編制必須完整、齊全、真實、準確地反映工程竣工時的實際情況，做到圖實相符、技術數據可靠、簽字手續(xù)齊全完備、符合檔案管理的規(guī)范，不允許兩臺機組合在一起編制竣工，滿足委托方檔案管理的規(guī)定。4.3在性能試驗期間，若無論任何原因機組電功率輸出出現(xiàn)不正常波動、下降或中斷，性能試驗必須重新進行。若任一方有充分理由對性能試驗結果提出懷疑，可以要求自費重新進行性能試驗。4.4機組性能試驗完成后，承包商必須分別編寫試驗報告，包括試驗記錄、計算程序、數據處理和試驗結果，由招標單位審查。4.5在每一項工作開始2個月前，承包方應向監(jiān)理、招標單位提交試驗措施及各種文件進行審查。4.6承包方對各項性能考核試驗必須保證2次成功。4.7承包方負責編制機組性能試驗考核辦法，并報招標人審查批準。5.機組性能試驗項目5.1項目機組性能試驗項目見附件一，部分機組性能試驗項目如條件具備，經業(yè)主和監(jiān)理同意后可在機組分部試運或整套啟動試運期間進行。5.2本工程的機組性能試驗順序按#1-#2進行。5.3國