宁夏电投太阳山能源有限公司热电联产项目一期工程EPC总承包

宁夏电投太阳山能源有限公司热电联产项目一期工程EPC总承包

招标技术文件

（技术部分）

招标编号：HXCG-GC20210010

招标人：宁夏电投太阳山能源有限公司

招标代理机构：华夏晨光（宁夏）工程咨询有限公司

二 O 二一年三月

目 录

第一章 总则

第二章 项目总体安全、技术、性能及工期要求第三章 设计要求与设计联络会

第四章 设备质量、工程质量及进度要求第五章 锅炉及环保部分

第六章 汽机部分第七章 电气部分

第八章 输煤、化水、暖通及水工部分第九章 仪表与控制系统

第十章 土建及厂区建筑工程第十一章 消防

第十二章 监造、检验和性能指标考核

第十三章 工程、技术资料及交付进度要求第十四章 技术服务与培训

第十五章 专项说明第十六章 附件

第一章总则

一、EPC总承包原则

1、本招标技术文件适用于宁夏电投太阳山能源有限公司关于吴忠太阳山开发区热电联产项目一期EPC总承包工程。

本项目根据入园企业实际供热及蒸汽需求情况，整体规划为3×150t/h CFB锅炉（ 高温高压）+2×CB18MW 抽背式汽轮发电机组，项目分两期建设，中标单位负责一期2×150t/h CFB 锅炉（ 高温高压）+1×CB18MW 抽背式汽轮发电机组及土建、化水、烟气处理、封闭煤仓、仪表、控制、消防、热网首站等电厂围墙内（接入系统设计及评审招标方负责，施工由总承包方负责）所有的相关主辅设备的地质详勘、全部设计、图纸、设备订购、供货、安装、施工、管理、调试、试运行、消缺、培训、竣工资料的最终交付等所有相关工作，并预留二期1×150t/h CFB 锅炉（ 高温高压）+1×CB18MW 抽背式汽轮发电机组的相关系统接口。

2.本招标技术文件提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术要求出做详细规定，也未充分引述有关标准和规范的条文。投标方提供的设计、建设安装及调试方案等所有系统、设施的建设、安装、施工及其相应的服务应满足本规范文件和所列标准要求，同时还应满足国家最新有关安全、节能、环保、消防、劳动卫生等强制性标准。

3.本规范书所使用的标准如遇与招标方所执行的标准发生矛盾时，按较高标准执行，在工程建设过程中如遇有相关规范及标准发生改变，总承包方均应按最新及最高标准执行并不发生商务变动。

4.投标方如对本招标技术文件有异议，应以书面形式明确提出，反映在差异表中。在征得招标方同意后，可对有关条文进行修改。如招标方不同意修改，仍以招标方意见为准。如投标方没有以书面形式对本招标技术文件明确提出异议，那么投标方提供的解决方案应完全满足本招标技术文件的要求。

5.投标方如未对招标技术文件提出偏差,将认为投标方完全响应本招标技术

6.本EPC承包工程所有相关系统的设计、施工图、设备选型、主要参数及数

文件和标准的要求，如对本招标技术文件有偏差(无论多少)都必须以书面方式清楚地表示在本招标技术文件的 “差异表”中，并说明原因，否则招标方将认为投标方提供的产品完全符合本招标技术文件和标准的要求。

量等最终以招标方确认为准，但招标方的确认不能免除投标方应负的尽责为招标

方提供高性能、高质量、高可靠性及高性价比的解决方案责任。

7.投标方所采用的工艺必须成熟可靠，并具有一定的先进性；设计系统技术成熟、科学，布置合理、运行稳定可靠、操作方便、易于维护。

8.投标方应承诺所供产品及设备采用的专利涉及到的全部费用均已包含在报价中，并保证招标方不承担有关设备专利的一切责任。

9.合同签订前后，投标方都应按照招标方要求的时间、内容深度等提供其所需的相关资料，并按招标方施工进度要求随时修正。

10.投标文件必须用中文进行编写，所有数据的单位均采用法定计量单位。

11.招标方拥有对本招标技术文件的解释权，只有招标方有权修改本招标技术文件。合同谈判将以本招标技术文件为蓝本，经修改后最终确定的文件将作为合同的一个附件并与合同文件具有相同的法律效力。双方共同签署的会议纪要、补充文件等也与合同文件具有相同的法律效力，原则上按时间先后顺序确定优先级，时间越早优先级越低。

12.本EPC承包工程设计使用年限为30年。二、编制依据

投标方提供的国内规范、规程和标准必须为下列规范、规程和标准的最新版本，但不仅限于此：

DL5000－2000 《火力发电厂设计技术规程》 DL5028－93 《电力工程制图标准》

SDGJ34－83	《电力勘测设计制图统一规定：综合部分（试行）》
DL/T5121－2000	《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》
GB4272-92	《设备及管道保温技术通则》
DL/T776－2001	《火力发电厂保温材料技术条件》
DL/T5072－2007	《火力发电厂保温油漆设计规程》
GB50184－93	《工业金属管道工程质量检验评定标准》
GB50185－93	《工业设备及管道绝热工程质量检验评定标准》
DLGJ158－2001	《火力发电厂钢制平台扶梯设计技术规定》
DL/T5054－1996	《火力发电厂汽水管道设计技术规定》
DL/T5366-2006	《火力发电厂汽水管道应力计算技术规定》
YB9070－92	《压力容器技术管理规定》
GBl50－2001	《钢制压力容器》
GBZ2－2002	《作业环境空气中有害物职业接触标准》
DL5033－1996	《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》
GB8978－1996	《污水综合排放标准》
GB13223－2003	《火电厂大气污染物排放标准》
GB12348－90	《工业企业厂界噪声标准》
GBJ87－85	《工业企业噪声控制设计规范》
DL/T5046－95	《火力发电厂废水治理设计技术规程》
DL5027－93	《电力设备典型消防规程》
DL/T5094-1999	《火力发电厂建筑设计规程》

DL/T5029-94 《火力发电厂建筑装修设计标准》 GB50016-2006 《建筑设计防火规范》

GB50229－2006 《火力发电厂与变电站设计防火规范》

GB50160－92（1999）《石油化工企业设计防火规范》 GB50116－98 《火灾自动报警系统设计规范》 GB12666.5-90 《耐火试验（ 耐高温电缆 ）》 NDGJ16－89 《火力发电厂热工自动化设计技术规定》

DL/T657－98 《火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程》 DL/T658－98 《火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程》 DL/T659－98 《火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程》 NDGJ92－89 《火力发电厂热工自动化内容深度规定》 DL/T5175－2003《火力发电厂热工控制系统设计技术规定》

DL/T5182－2004《火力发电厂热工自动化就地设备安装、管路及电缆设计技术规定》

DL/T701－1999 《火力发电厂热工自动化术语》 GB32/181－1998《建筑多媒体化工程设计标准》 GA/T75－94 《安全防范工程程序与要求》 GB14285－93 《继电保护和安全自动装置技术规程》

GB50062－92 《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》 DL/T 5153－2002《火力发电厂厂用电设计技术规定》 DLGJ56－95 《火力发电厂和变电所照明设计技术规定》 GB50034－92 《工业企业照明设计标准》

JGJ/T119－98 《建筑照明术语标准》

GB9089.4－92 《户外严酷条件下电气装置装置要求》 GB7450－87 《电子设备雷击保护导则》 GB50057－94 《建筑物防雷设计规范》

GB12158－90 《防止静电事故通用导则》

GB50052－95 《供配电系统设计规范》 GB50054－95 《低压配电设计规范》 GB50055－93 《通用用电设备配电设计规范》 GB50056－93 《电热设备电力装置设计规范》

GB50058－92 《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》 DL/T620－1997 《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》 DL/T5137－2001《电测量及电能计量装置设计技术规程》 GBJ63－90 《电力装置的电测量仪表装置设计规范》 GB50217－94 《电力工程电缆设计规范》

CECS31：91 《钢制电缆桥架工程设计规范》

SDJ26－89 《发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程》 DLGJ154－2000 《电缆防火措施设计和施工验收标准》 DL/T621－97 《交流电气装置的接地》

GB997－81 《电机结构及安装型式代号》 GB4942.1－85 《电机外壳分级》 GB1032－85 《三相异步电机试验方法》

DL/T5041－95 《火力发电厂厂内通信设计技术规定》 GBJ42－81 《工业企业通讯技术规定》 GB50187－93 《工业企业总平面设计规范》 DL/T5032－94 《火力发电厂总图运输设计技术规程》 GB50260－96 《电力设施抗震设计规范》 GB50011－2001 《建筑抗震设计规范》

GB50191－93 《构筑物抗震设计规范》 GB50223－95 《建筑抗震设防分类标准》

GB50068－2001	《建筑结构可靠度设计统一标准》
GB/T50001－2001	《房屋建筑制图统一标准》
GB/T50083－97	《建筑结构设计术语和符号标准》
GBJ132－90	《工程结构设计基本术语和通用符号》
GBJ68－84	《建筑结构设计统一标准》
GB/T50104－2001	《建筑制图标准》
GB/T50105－2001	《建筑结构制图标准》
GB50046－95	《工业建筑防腐蚀设计规范》
GB50009－2001	《建筑结构荷载规范》
GB50017－2003	《钢结构设计规范》
GBJ135－90	《高耸结构设计规范》
GB50003－2001	《砌体结构设计规范》
GB50033－91	《工业企业采光设计标准》
GB50040－96	《动力机器基础设计规范》
GB50222－95	《建筑内部装修设计防火规范》
GB50345－2004	《屋面工程技术规范》
JGJ107－96	《钢筋机械连接通用技术规程》
GB/T11263－1998	《热轧H型钢和部分T型钢》
YB3301－92	《焊接H型钢》
YB4001－91	《压焊钢格栅板》
DL5022－93	《火力发电厂土建结构设计技术规定》
DL/T5094－1999	《火力发电厂建筑设计规程》
DL/T5339-2006	《火力发电厂水工设计规范》

GBJ（50015-2003） 《建筑给水排水设计规范》

GB50013-2006 《室外排水设计规范》 GB50014-2006 《室外给水设计规范》

GBJ69－84 《给水排水工程结构设计规范》 GB 50219-1995 《水喷雾灭火系统设计规范》

GB 50229-2006 《火力发电厂和变电站设计防火规范》 GB50140-2005 《建筑灭火器配置设计规范》

GB 15603 《常用化学危险品贮存通则》

GB 13690 《常用危险化学品的分类及标志》

GB 12268 《危险货物品表》

GB5044 《职业性接触毒物危险程度分级》 GB50160-2008 《石油化工企业设计防火规范》

GB50257 《爆炸和火灾危险环境电气装置施工及验收规范》 GB50351 《储罐区防火堤设计规范》

国能安全[2014]161号《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中华人民共和国环境保护行业标准

HJ/T75-2007 《固定污染源烟气排放连续监测技术规范》

中华人民共和国国务院令第344号 《危险化学品安全管理条例》中华人民共和国国务院令第549号 《特种设备安全监察条例》

劳动部（1996）第3号 《建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定》劳动部(1995)56号 《爆炸危险场所安全规定》

化劳发(1992)第677号 《化学危险物品安全管理条例实施细则》

安监管危化字[2004]43号 《危险化学品事故应急救援预案编制导则(单位版)》上述条款推荐的规程、标准是招标方要求的最低标准，在工程中，经招标方

认可，投标方可以采用更高要求的标准。

三、项目概述

1、本项目为吴忠太阳山开发区医药产业园根据“一园区一热源”的园区规划设计原则，按照《吴忠太阳山开发区总体规划（2018-2035）》配套的热电联产项目，旨在为园区医药产业发展提供工业蒸汽供应，并为周边居民及园区提供采暖供热服务。项目建设将为园区优化营商环境及承接国家东部地区医药产业转移提供重要服务支撑。

1.1厂址条件

厂址位于吴忠太阳山开发区内，吴忠太阳山开发区位于吴忠市的盐池县、同心县、红寺堡区、利通区、灵武市等五市 （区、县）交界区域， 管辖范围包括红寺堡 区兴民村、小泉村、塘 坊梁村、潘河村、白塔 水村、巴庄村、位于红 寺堡区东北侧，滚红高速公路连接线从开发区西侧通过，定武高速公路从开发区北侧经过，交通区位相对便利。厂址北临工业园区南环路，东临苏宁大道，西侧和南侧为园区规划道路。目前厂址为自然地貌，自然地势西高东低，有一条冲沟自西南向东北从厂区旁穿过。

由于厂址周边地势西高东低，厂址西侧会产生坡面洪水，厂区西侧围墙兼做挡水墙，西侧洪水将导入南侧冲沟内。根据水文气象勘察报告，厂区东南角50年一遇洪水位在1383.2m～1381.4m之间。厂区竖向整平的最低场地标高为 1386.40m，高于50年一遇洪水位。拟在该区域围墙外填方边坡设置浆砌石护坡，并采取防冲刷措施。因此，采取措施后的厂区不受洪水影响。

1.2气象条件

太阳山开发区属中温带半干旱气候区，四季分明，气候干燥，冬长夏短， 温差较大，少雨多风，蒸发强烈，降雨集中。大气透明度好，云量少，日照充足，热量丰富，无霜期短。全年主导风向西北风，年平均风速 3.2 米/秒，最大 风速22米/秒，年平均气温9.0℃，极端最高气温37.4℃，极端最低气温-27.1℃。 年

平均降雨量 266.1 毫米，多集中在 7 至 9 月份；日最大降雨量 73.5 毫米，年 均蒸发量 2364.5 毫米，年均相对湿度 48%。全年日照时数 2881.2 小时，霜日 数 16.8 天，降雪日数 18 天，积雪日数 13.3 天，最大积雪深度 0.11 米，

雷暴 日数 18.7 天，冰雹日数 0.7 天，大风日数 16.2 天，沙尘暴日数 8.3 天，最大 冻土深度 1.02 米。

厂址地处西北内陆，属中温带干旱气候区，具有明显的大陆性特征：四季分明，气候干燥，蒸发强烈，降水集中，大气透明度好，云量少，日照充分，热量丰富，温差较大，无霜期短，风沙较多。附近的韦州气象站年平均气温为9.0℃，极端最高气温为37.4℃，极端最低气温为-27.1℃，全年降水量为266.1mm，降水量集中在7、8、9三个月，这三个月降水量为全年降水量的60%。

韦州气象站位于同心县韦州乡城北，于1958年12月设站观测，1962年3月撤站，后于1971年1月恢复，其地理位置为东经106°29´，北纬37°17´，观测场海拔高度1381.7m。韦州气象站与本工程之间的距离约15km，由于两地之间无大的山体阻挡，基本上属于同一气候区，韦州气象站基本气象要素可以直接移用于厂址处。

项目	单位	数值	发生日期
平均气压	hPa	862.3
平均气温	℃	9.0
最热月平均气 温	℃	22.9
最冷月平均气 温	℃	-6.6

韦州气象站基本气象要素详见表1.1，多年逐月平均值见表1.2.表1.1 韦州气象站基本气象要素年值统计表

项目	单位	数值	发生日期
极端最高气温	℃	37.4	2000.07.21
极端最低气温	℃	-27.1	1975.12.12
平均水汽压	hPa	6.6
平均相对湿度	%	48
最小相对湿度	%	0
年平均降水量	mm	266.1
一日最大降水 量	mm	73.5	1985.08.16
年平均蒸发量	mm	2364.5
平均风速	m/s	3.2
最大风速	m/s	22.0	1983.04.27
极大风速	m/s	26.0	1996年
最大积雪深度	cm	11	1991.03.28
最大冻土深度	cm	102	1997.02/4T
日照时数	h	2881.2
日照百分率	%	65
平均雷暴日数	d	18.7
最多雷暴日数	d	32	1994年
平均沙暴日数	d	8.3
最多沙暴日数	d	34	1976年
平均大风日数	d	16.2
最多大风日数	d	57	1971年

项目	单位	数值	发生日期
年最多冻融循 环次数	times	78	2000年

表1.2 韦州气象要素逐月平均统计表

月 份	平均气 温 （℃）	平均风 速 （m/s）	相对 湿度 （%）	平均气 压 （hPa）	平均降雨量 （mm）
一	-6.6	2.8	43	866.1	1.4
二	-3.4	3.0	43	864.3	2.7
三	3.2	3.5	42	862.5	6.6
四	10.8	3.7	37	860.6	14.9
五	16.6	3.8	41	859.5	29.6
六	20.9	3.5	46	856.7	31.6
七	22.9	3.5	55	855.5	57.0
八	21.0	3.2	61	858.2	67.3
九	15.9	2.9	61	862.9	34.2
十	9.2	3.0	55	866.6	15.7
十 一	1.7	3.1	46	867.8	3.8
十 二	-4.4	2.9	43	867.6	1.1

全
年
9.0
3.2
48
862.3
266.1

（1）五十年一遇10m高10min平均最大设计风速及风压

根据韦州气象站历年最大风速资料系列，采用极值Ⅰ型法统计计算，求得五十年一遇10m高10min平均最大设计风速为23.9m/s，相应风压为0.36kN/m2；百年一遇10m高10min平均最大设计风速为25.7m/s，相应风压为0.41kN/m2。

（2）五十年一遇最大积雪深度及雪压

根据韦州气象站历年最大积雪深度，采用极值Ⅰ型法统计计算，求得五十年一遇最大积雪深度为12.6cm，相应雪压为0.19kN/m2。

（3）三十年一遇极端最低气温及相应风速

根据韦州气象站历年极端最低气温资料，进行P—Ⅲ型频率统计计算，求得三十年一遇极端最低气温为-26.8℃，相应风速为13.2m/s。

（4）累积频率为10%的气象条件

根据韦州气象站最近5年夏季6、7、8月逐日平均湿球温度从大到小进行累积频率统计，求得累积频率为10%的湿球温度为19.6℃,相应日平均干球温度为 24.2℃，相对湿度为63%，平均气压为855.6hPa，平均风速为3.8m/s；累积频率为5%的湿球温度为20.4℃,相应日平均干球温度为25.8℃，相对湿度为61%，平均气压为855.2hPa，平均风速为3.0m/s。

（5）暴雨强度公式

暴雨强度公式可采用同心县暴雨强度公式，公式如下：

q =

493(1+1.29lg p) t 0.660

式中：

q—设计暴雨强度(L/s/hm2)

p—重现期(a)

t—设计降水历时(min.)

（6）韦州气象站风向玫瑰图

N

12

8

4

0

W

14%

E

S

韦州气象站全年风向玫瑰图见下图5.4-3

频率值风向 (%) 时段	N	NNE	NE	ENE	E	ESE	SE	SSE	S	SSW	SW	WSW	W	WNW	NW	NNW	C
全年	5	3	3	2	2	2	6	12	15	7	2	2	3	7	10	6	14

图5.4-3 韦州气象站全年风向玫瑰图 1.3水文及水文地质条件

项目所在的太阳山开发区区域属苦水河流域。苦水河为黄河一级支流。发源于甘 肃省环县甜水镇，向北流入自治区境内，经宁夏盐池县、同心县和吴忠市境， 至灵武市新华桥汇入黄河。长 224 公里，宽 10200 米，流域面积 5218 平

方公里， 宁夏境内的流域面积 4942 平方公里，年平均径流量 1550 万立方米，年平均含 沙量 350 千克立方米。苦水河大的一级支流有甜水河、小河，老虎沟及通山沟 等主要支流。 太阳山开发区地处苦水河上游，苦水河上游的河床下切

深度 4.4 米，宽 17 米，水流宽 0.75-1 米，平均水深 0.03 米，流速 45 米/

分钟，流量 320 万 3 米/ 年；下游河床下切深度 6.9 米，宽 29 米，水演宽

0.5-1.2 米，水深平均且.米， 流速 45 米/分钟，流量 570-680 万立方米/年，丰水期最高洪峰标高 1329 米~1334 米。主要由大罗山基若山区，大罗山洪积倾斜平原和红寺堡冲积平原三个地质地貌单元组成。 由于山区降雨相对较多，有利于地下水的形成与转化，水质较佳。但地形 及赋水规律复杂，汇水条件较差，不宜集中开采。广泛分布在红寺堡地区的积 平原，为第四系更新纪洪积及风积含砾黄土状粘沙土，厚度不大且不均为一般 在 1030 米之间，地下水埋深大于 10 米，以上多为不含水层，以下为弱富水。 山前地带以洪积倾斜平原为主体的第四系更新纪洪积砾质砂上及性上类层， 地质松散含水结构发有，赋存松散岩类孔隙水，可接受大罗山西的大面积汇水 与入渗，可有效地将大气降水以及地表水转化成地下水。据探证实山前洪积斜 平原松放岩类孔腺水，分布于大罗山南北断陷带，由东向西第四系逐变海，地 势逐渐降低，岩性颗粒逐渐变细，层次增多，水力坡度减少，位变浅。断陷带 东部，地下水埋深大于 50 米，单孔涌水量 1000-3000 立方米/日，断带中部， 含水层主要岩性为砂砾石，层次增多，多数有粘性土透镜体地下水局部承压或 微承压，地下水埋深 15-50 米，单孔涌量 300 立方米日断陷带西部含水层岩性 主要为秒及砂砾石，地下水位较 浅，一般在 10 米左右，单孔涌水量 1000-3000 立方米/日。地下水水质除北段以外，其它地段水质均佳。

1.4土壤类别

土壤类型主要是灰钙土和风沙土，风沙土分为流动风沙土、半固定风沙土 和固定风沙土三种，沙层厚度 10 厘米到 20 厘米不等。

1.5工程地质

拟建工程场地在大地构造位置上，处于华北断块的次级构造单元鄂尔多斯断块隆起的西缘，紧邻我国两个大的构造分区—华北断块和青藏高原断块的分界

线。区域内主要的构造单元有：鄂尔多斯断块隆起、阴山断块隆起及祁连山断块隆起。阴山隆起和祁连山隆起分别位于鄂尔多斯断块隆起的西北部和西南部，均为新构造活动强烈、地震活动频繁的地区，其对鄂尔多斯断块隆起西侧边缘有一定影响。鄂尔多斯断块是相对稳定完整的刚性块体，中生代以来，其缓慢沉降；晚白垩纪，全区遭受剥蚀夷平；新生代以来，鄂尔多斯断块转变为整体上升。

总体而言，鄂尔多斯断块隆起的西缘内部新生代地层平缓，断裂活动微弱，地震稀少，具有较好的构造稳定性。

区域内的断裂主要发育于西部及两个构造分区的边界上，规模较大的活动断裂有巴音浩特断层、贺兰山东麓断裂带、芦花台隐伏断裂、银川—平罗隐伏断裂、黄河断裂、三关口—牛首山—固原断裂带、烟洞山断裂带、中卫—同心断裂带、窑洞水—五佛寺断裂带以及海原断裂带。

根据《建筑抗震设计规范》（GB50011—2010）的有关条款，场址可暂按中硬场地土、Ⅱ类建筑场地考虑。按《中国地震动参数区划图》（GB18306—2015），基于Ⅱ类建筑场地的地震动峰值加速度为0.20g，相应的地震基本烈度为8度，特征周期值为0.45s，地震分组第三组。在目前自然工况下，拟建场地属建筑抗震一般地段。

四、承包范围

EPC总承包范围如下（包括但不限于此）：

4.1 总承包方负责本工程所需的地质详勘工作，包括但不限于锅炉房、汽机房、110KV 高压室、烟囱、煤仓间、环保设施、办公楼等所有建筑及构筑物位置的全部勘测工作；

4.2 总承包方应负责开工前的全部场地准备工作（包括但不限于施工用水、排水、施工用电、施工通讯、施工道路的通畅和施工场地的杂草清除、平整、 厂内东南侧冲沟的平整处理）以及清理、 搬迁原有的地下设施、基础、硬化地平，

建立施工临时围栅，负责工程建设期间施工所需的所有参建单位生产性临建、生活临建及施工工艺设施的建设任务，包括所有预制、组合、加工设施及仓库、工场、库棚以及施工用办公室、道路（含厂区各大门至园区规划路的接引路）、围栏等，所有施工临建及设施的布置应按有关标准考虑足够的建筑距离和消防通道，并负责工程建设期间施工区的排水及防涝；

4.3 总承包方须采用BIM模式进行项目全过程管理，并在投标文件中编制 BIM管理专项报告；

4.4 总承包方负责整个EPC工程施工及调试期间（包括单体调试、分部调试、系统调试和并网168小时调试）所需的燃料（燃煤、天然气）、水、电、石灰石粉，氨水等各种消耗性材料（包括设备所需消耗）的费用及灰渣处理等相关费用。调试和168小时连续满负荷运行时所需的燃煤供应由招标方提供，费用由总承包方承担，在此期间销售所有产品（包括但不限于电力、蒸汽） 的所得均归业主方；

4.5 总承包方负责工程范围内所需的招标及合同签订工作。重要的主辅设备及软硬件需在短名单范围内确定并征得招标方认可。

4.6在施工设计、 建筑工程、 安装工程、主要和辅助设备（包括但不限于合同附件6短名单所列设备）、机组启动调试管理过程中关键的技术文件需得到业主的认可，但业主方的确认并不能免除总承包方的任何责任；

4.7完成一期EPC工程初步设计、施工图与竣工图设计（竣工图阶段需提供三维图纸），并提交详细的设计计算书给业主方认可；

4.8完成所有的材料和设备的采购、监造、检验、催货、装运、存储、现场看护、报关和运输、运输保险等；

4.9 总承包方应按照经审查后的施工设计完成本工程所需要的全部永久性的土木建筑工程，包括但不限于办公楼、主厂房和辅助或附属建筑、构筑物、电

除尘系统、输灰系统、地下管沟、基础工程、 砼地面及道路、 管道支架、 污水排水系统、 雨排水系统等；

4.10 总承包方应负责按照经审查后的施工设计完成整个工程工艺系统的建设、安装（包括后期二期工程与本期EPC工程设施所有外部接口的合理预留）调试、 完成 168 小时满负荷运行； 完成机组性能担保测试（由承包方负责组织经业主方认可的具备相应资质的第三方机构完成机组的性能担保测试，总承包方、监理方、业主方配合，费用由总承包方负责）；承诺自获得业主签发的竣工验收书起的为期 12 个月的工程质量担保期（按照工程性质，如质保期相关规范有明文要求的按相关规范执行），在担保期内发生的缺陷均由总承包方负责消缺修复；

4.l1 总承包负责在业主方签发的竣工验收书后的 6 个月内完成燃烧优化 调整试验，总承包方、监理方与业主方共同见证试验过程，具体现场测试时间与计划应经业主方书面认可。 燃烧优化调整试验由总承包方聘请国内有资质并经业主方书面认可的测试单位进行测试，所有的测试技术文件（包含但不限于测点布置图、测试与试验大纲、测试计划、测试原始数据、试验报告书、修正曲线）应提交业主方，并由总承包方组织会议与测试单位、业主方充分讨论，得到业主方的审查与书面认可，只有在所有的技术文件与试验数据得到业主方的签字认可后， 试验结果方为有效，否则业主方有权拒绝接受试验结果。总承包方至少在正式测试开始前十四（14）天书面通知业主方在现场见证燃烧优化试验；

4.l2 自分部调试开始，总承包方需委托具备资质的经业主方认可的第三方专业机构组织进行分部调试、整体调试及168小时调试。承包方应使用业主方的经过培训合格的运行人员参加机组调试，尤其在机组整组启动调试期间必须使用电厂运行人员参加机组运行值班。业主方运行人员在调试、整组启动及168小时试运行期间必须按照总承包方的指令进行操作。使用业主方运行人员并不能减弱

承包方机组启动调试期间所应负的全部责任；

4.13 总承包方负责施工现场的消防设备及措施、 施工安全保卫措施，负责施工人员食宿及其安全， 负责施工期间污水、 废水，废气、噪音等的排放必须满足相关环保要求；

4.l4 总承包方负责取得招标文件 “ 业主方批文列表” 以外的对实施、验收本期工程相关的各种许可证书、专项报告和批准文件等。

序号	批文内容
1	项目立项批复文件
2	项目建设用地相关批复文件
3	项目备案证
4	项目环境影响报告表
5	项目节能报告
6	项目安全预评价、项目安全设施设计专篇
7	项目职业病危害预评价报告书、项目职业病危害防护设施设计专篇
8	项目水资源论证报告
9	项目水土保持方案
10	接入系统设计方案及评审

业主方批文列表以下表内内容由招标方负责取得：

除以上业主方批文表内容之外的所有项目相关文件均由总承包方负责办理

并承担全部费用，所有批复文件及许可证件均需将原件交由业主方存管，业主提供必要的协助。

4.l5 所有单体及隐蔽工程的完成应严格执行工程监理制度，由总承包方及时通知监理、业主方验收；经三方验收合格后方可进行下一工序，否则须无条件返工，由此造成的一切损失由总承包方负责；

4.16 负责编制并提供所有的施工设计文件与图纸、设备资料、竣工资料； 4.l7 总承包方应提供完整的、完好的专用工具，一年内所有设备消耗材料

及备品备件；

4.18总承包方负责采购、安装、调试2台25t/h天然气蒸汽锅炉（出口压力

1.5Mpa），以满足锅炉启动初期炉水加热及除氧器加热；

4.19 工程完工以后总承包方应清除施工过程多余的材料， 拆除施工临时建筑和设施，清除并负责处理现场全部废弃物，完成施工对永久性建筑、路面、地平损坏的修复；

4.20 完成EPC工程的 DCS 控制系统，并充分预留与二期机组DCS系统优化合理对接的接口；

4.21总承包方保证对场地、相邻场地及进入场地的道路进行了彻底的调查，并完全了解场地当前的地表和地下地质状况；总承包方已确定工程的性质及位 置、存在的施工障碍、 设施和公用设施的可使用性、现有的或相邻的工程或建筑的位置和特性、地表和地下情况、及其它可能影响其对工程或合同价的履行的一般的和当地的情况，包括劳动力、安全、环境、气候、地质、供水和水质等。鉴于总承包对以上情况已充分调查与确认，总承包不应由于对以上情况了解不充分而引起的工作量更改总承包合同价格；

4.22 总承包方负责与业主方协商确定本期工程与二期系统的接口、本期工程与厂内、外分界线处的所有各种接口数量、位置、参数、要求、施工方案等。总承包应尽量优化各系统接口方案，如因接口方案缺陷致使二期续建连接时非必要停炉及停机发生，则总承包方应承担所有接口施工所带来的责任。

4.23 总承包商应负责保证施工期间产生的所有废弃及危险的材料从现场清除，并且保证这些材料被安全、合法、合规处置。总承包商应负责及时清除现场所有与本工程正常运行无关的生产、生活垃圾、材料、设施并承担相关费用。

第二章项目总体安全、技术、性能及工期要求

1、安全要求

总承包商在工程竣工交钥匙之前，必须对施工、安装、调试全过程的施工人员、设备、工程的安全负责，建立现场安全管理机构及安全体系来控制， 并按照国家建设火力发电厂的有关规程，事先制定出相应的措施及实施计划并付诸实施， 预防各类事故发生，确保人身、设备及工程的全面安全，杜绝一切不安全现象及事故的发生。

1.1总承包商应建立完善的安全管理组织体系及制度，通过安全管理体系和制度的严格实施，保证工程施工过程中的全员安全、设备安全、工程安全及施工安全。

1.2总承包商应遵守安全、环保、职业健康方面的相关要求，包括但不限于：本合同签订后承包方须与业主方签订EPC项目安全保证金实施协议。安全保

证金从工程预付款中扣除合同总承包价的百分之三（ 3%）作为安全保证金，承包方须遵守安全协议的相关规定，根据安全协议对承包方违章工作或行为的罚款由业主方从安全保证金中扣除，超出“ 安全保证金” 的罚款业主方从工程总价的付款中扣除。当安全协议中的安全、健康、环保目标未能达到， 安全保证金由业主方完全扣除。承包方须遵守安全、环保、职业健康方面的国家及地方相关法律法规、标准规范、管理制度与计划，承包方对非业主方原因造成的事故和损失承担全部赔偿和责任。

1.3承包商应当按照《企业安全费用提取和使用管理办法_ 财企 2012 16 号》

文件要求提取、使用安全费用，专门用于完善和改进工程施工安全条件。承包商应提交安全费用提取和使用管理程序, 特别是确定的安全费用以及安全措施清

单,该清单在投标书中单列。

1.4承包方具有安全、环保、职业健康管理资质与能力，有健全的安全管理构架、足够和合格的安全管理人员、技术人员、特种作业人员、以及足够的设备和器材等。所有安全人员均须应业主方安健环部门要求， 驻场工作及协助业主方安健环部门作好安健环管理， 并就其管理范围对业主方负责。所有焊接、探伤、驾驶等特殊工种应经过有关政府劳动管理部门或经其认可的权威部门考核取证， 方可上岗操作。

1．5总承包商项目经理、安全员、工程技术员等管理人员，必须认真履行职责， 对于不履职的人员，业主可以清退。

1.6 总承包商入场施工人员必须提交体检报告，人身意外险、工伤保险等相关保险，根据各工种特点，包括但不限于常规体检、对于患有心脏病、高血压等疾病的体检不合格者，业主将拒绝录用。对于从事某些特种作业( 比如高空作业等), 承包商的施工人员， 包括分包商员工必须经有资质的医院或者机构进行身体健康检查， 经证明健康合格后才可上岗。

1.7 对于重大和较高危险作业，承包商应编制专项安全施工四措二案， 并报审备案（ 附件1： 重大危险作业四措二案项目清单）。

1.8 承包商应执行业主方的安健环事件报告制度，如损失工时、急救处理、未遂事件报告，安全检查的次数等（附件2： 施工安健环事件报告管理程序）。

1.9总承包方应向业主方提交安全计划书、重大安全风险项目和危害因素清单， 并书面提出在施工中针对重大风险落实的相关安全措施，以及落实这些措施的费用。

1.10总承包方应提交为本项目施工专门编制的应急预案以及演练计划。

1.11接受业主方安全规程、规定、管理制度等有关安全培训、考试， 对于安全培训代考、考试不合格人员业主将对其清退。

1.12总承包方必须对高空作业、受限空间作业、立体交叉作业、吊装作业等以及进入施工现场的车辆，人员等制定具体安全措施及规定，设立各种安全护拦、围栅、安全网及明显标志；

1.13总承包方设立的安全组织机构按照当地的职业卫生健康以及安全章程对危险物品的控制、临时性火源的防护技术和医疗服务方面提供工具及相关服务保障。

1.14 总承包商负责工程建设期间施工区的防火消防工作。现场防火消防设施的设立须满足消防部门的相关要求；

1.15总承包方施工前必须按照相关规定健全现场消防体系及各种明火作业和监护制度。

1.16总承包商负责本工程建设期间对本工程废水、化学品排放、噪音等环保的管理；

1.17总承包商应负责所有施工人员安全教育与培训，未经安全培训的人员不得上岗；

1.18总承包商应落实现场施工管理例会，解决施工中发生的问题。每日的工地例会应将安全作为首要的议事日程，由与会成员通报安全观察的情况，或是讨论现场具体的安全问题。

1.19现场进行施工项目都应在施工组织设计或者工作指导书中做出规定，明确施工组织措施、施工技术措施、施工安全措施。其中在安全措施中应详细地描述如何安全地进行该工作、应落实哪些安全措施并且应使用什么设备或工具。

1.20认真开展现场安全检查，对检查发现的问题及隐患，提出整改要求和措施，并及时落实。加强现场安全监管，对于所有重大隐患、危险点都有监管人员，所有工作场所都有管控人员。

1.21总承包商夜间施工，应符合施工规程的规定，如需取得当地管理部门同

意证件，则必须取得相应证件，并应有足够的照明及安全措施，以确保安全。 2、技术要求

总承包方须确保本EPC工程设计应合理经济、安全可靠，工艺成熟，设计应同时满足工艺流程和设备运行及便于维修的要求。

所有的设备，应采用新材料、先进的工艺方法制造，采用经三年以上运行业绩证实的成熟优质产品。

机组采用DCS系统控制，主要设备和所有的辅机在集中控制室进行集中监视和控制包括但不限于运行监视、事故处理和厂用电的切换、蒸汽负荷调节等。

设备选型及安装应确保机组大修间隔周期为5年。

工程设计应保证机组在额定出力下持续稳定地运行。机组在质保期内的等效可用系数（“等效可用系数”定义见《发电设备可靠性评价规程》DL/T793－2012）不低于92%，总承包商应保证本EPC工程的自动化设备与仪表的投入率达到100%。

项目整体按照综合能源服务商进行设计，包括基建及运营MIS系统、SIS系统、综合能源利用分析平台等（保留并优化与集团各信息系统接口），打造项目亮点，最大程度地减少操作岗位定员。

总承包方有责任根据本技术要求和相关规范中对设备、系统的选型要求

（如容量、压头、流量等）对本技术要求中提及的设备容量等进行校核，如发生不一致的情况，应以其中较高的容量、要求作为设备选型和订货依据，而不应以变更技术要求中提及的设备型号、规格等要求变更合同价。

3 工程性能要求

3.1 机组主要性能要求（投标方填写缺省项，作为性能考核指标） 1)机组主要性能要求如下：

a) 汽机

汽轮机在进汽：8.83 MPa/535℃ /165 t/h；抽汽：4.1Mpa/10 t/h;背压：

1.3 Mpa，工况下的性能参数（性能比较）：汽耗率:

缸效率：

b) 锅炉

• 最大连续蒸发量：165 t/h

• 担保效率： ＞90.5%

• 在负荷为（50%至110%MCR）负荷范围运行时，满足汽轮机额定蒸汽参数的要求。

• 当燃用校核煤种时，锅炉不投助燃的最低稳燃负荷为（30%）最大连续负荷。

• 锅炉出口额定蒸汽压力保证值为：9.8MP

c) 发电机效率为 ≥98%

d)环保设施（由投标方填写）

电袋除尘器效率、本体压力降、漏风率：

湿电（脱硫）一体塔除尘器效率、本体压力降、漏风率；炉内脱硫效率：

脱硫（湿电）一体塔脱硫效率、本体压力降、漏风率、脱硫剂及工艺水小时耗量、脱硫系统小时耗电量：

SNCR脱硝效率、脱硝剂及工艺水小时耗量、脱硝系统小时耗电量； SCR脱硝效率、系统阻力、氨逃逸量：

2) 机组的可靠性与可用性

机组的选型应高效、可靠，设计应达到国家及行业同类型机组的优秀水平，能耗、设备的可利用小时数及检修周期等指标均优于国家及行业平均水平。

3.2 机组控制水平

本EPC工程采用一套DCS系统。DCS控制功能应包括但不限于 DAS、MCS、SCS(含锅炉定排程控及汽机DEH、 ETS系统)、FSSS。

3.3 本EPC工程寿命要求

本EPC工程设计最短寿命为30年。

设计、选购及建设安装的本EPC工程在其寿命之内应满足额定负荷，并应满足：

• 最少720次冷态启动

• 停机18~48小时后最少1200次温态启动

• 停机4~18小时后最少3000次热态启动

3.4 烟气排放要求

空气污染物排放应符合GB13223－2011《火电厂大气污染物排放标准》的规定，即在锅炉最大连续工况、锅炉100%烟气量条件下，出口尘含量≤5mg/Nm3，SO2排放浓度≤50 mg/ Nm3，出口NOx排放浓度≤50 mg/ Nm3（干基，标态，6%O2）。

本EPC工程厂区的排水系统应按分散处理、集中排放、重复利用的原则设计和施工。本EPC工程的污水排放浓度和总量控制应遵照环保部门的要求。

对本EPC工程厂界噪声的控制应执行GB3096－2008中的第3类标准，即日间声级值应低于65dB(A)，夜间应低于55dB(A)。

本EPC工程水务管理设计应在保证本EPC工程安全经济运行的前提下，最大限度地合理利用水资源，节约原水用量，提高回收利用率。对全厂用水排入进行统一平衡和调度，提供水力平衡计算。

3.5 节能要求

总承包方应对工艺系统、设备选型、建筑等方面在设计中进行优化，以选择最佳的设计方案，提高全厂热效率，降低厂用电率，优化布局、节约能源消耗，保证系统各项能耗指标达到同类机组先进水平。

4 工期要求

本EPC总承包工程工期要求为：自合同签订之日起至2021年11月20日必须完成#1锅炉性能设计要求的所有系统分部及整体调试，具备对外供汽条件、供暖条件；本EPC工程至2021年12月30日完成项目整体168小时试运，具备商业投运条件。

投标方需按照工期总要求提供施工一级网络进度计划，附件3。 5、质保要求

本EPC工程自获得业主方签发的竣工验收书起的为期 12 个月的质保期。 按照工程性质，如质保期相关规范有明文要求的按相关规范执行， 在质保

期内发生的缺陷均由总承包方负责消缺修复，由此产生的一切费用均由总承包方负责。

第三章设计要求与设计联络会

1、设计要求

本 EPC 工程设计的所有系统及制造的设备必须满足下列规范（或优于，但不低于）的有关规定（合同及其附件中另有规定的除外，若下列标准（规程）有最新版本，则以最新版本为准）：

《小型火力发电厂设计规范》（GB5049-2011）

《火力发电厂汽水管道设计规范》(DL/T 5054-2016)

《发电厂汽水管道应力计算技术规程》（DL/T5366-2014）

《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规定》（DL/T 5121-2000）

《火力发电厂运煤设计技术规程—第 1 部分：运煤系统》（DL/T5187.1-2016）

《电力装置电测量仪表装置设计规范》（GB/T50063-2017）

《低压配电设计规范》（GB50054－2011）

《通用用电设备配电设计规范》（GB50055－2011）

《火力发电厂厂用电设计规范》（DLT5153-2014）

《发电厂电力网络计算机监控系统设计技术规程》（DL/T5226-2013）

《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》（GB50062－2008）

《建筑照明设计标准》（GB50034－2013）

《电力工程电缆设计标准》（GB50217-2018）

《高压配电装置设计规范》（DL/T5352-2018）

《建筑物防雷设计规范》（GB50057-2010）

《交流电气装置的接地设计规范》（GB/T50065-2011）

《工业电视系统工程设计规范》（GB50115-2009）

《电力系统调度通信交换网设计技术规程》（DL/T5175-2012）

《建筑结构可靠度设计统一标准》（GB50068-2018）

《建筑结构荷载规范》（GB50009-2012）

《混凝土结构设计规范》2015 版（GB50010-2010）

《混凝土结构工程施工质量验收规范》（GB50204-2015）

《普通混凝土配合比设计规程》（JGJ55-2011）

《建筑抗震设计规范》2016 版（GB50011-2010）

《构筑物抗震设计规范》（GB50191-2012）

《建筑地基基础设计规范》（GB50007-2011）

《建筑地基处理技术规范》（JGJ79-2012）

《建筑桩基技术规范》（JGJ 94-2008）

《地下工程防水技术规范》（GB50108-2008）

《动力机器基础设计规范》（GB50040-96）

《钢结构设计标准》（GB50017-2017）

《钢结构工程施工质量验收规范》（GB50205-2001）

《砌体结构设计规范》（GB50003-2011）

《砌筑砂浆配合比设计规程》（JGJ98-2010）

《砌体工程施工质量验收规范》（GB50203-2011）

《屋面工程技术规范》（GB50345-2012）

《电力工程地基处理技术规程》（DL/ T5024-2005）

《火力发电厂建筑设计规程》（DL/T5094-2012）

《火力发电厂土建结构设计技术规定》（DL 5022-2012）

《工业建筑防腐蚀设计规范》（GB50046-2018）

《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB50229-2006）

《电力设施抗震设计规范》（GB50260-2013）

《房屋建筑制图统一标准》（GB/T50001-2017）

《建筑结构制图标准》（GB/T50105-2010）

《工业建筑供暖通风与空气调节设计规范》（GB50019-2015）

2、设计范围及图纸要求

2.1 总承包方负责 2×150t/h CFB 锅炉（ 高温高压）+1×CB18MW 热电站范围（电厂红线外 1 米为界）内全套系统设计及施工图设计。总承包方设计符合国家、行业的有关法律、法规和技术标准，确保设计质量优良。

2.2 图纸/文件的提供和确认施工图、竣工图。

总承包合同签订后 7 日内，总承包应书面提供本工程施工图设计图纸的卷册目录及详细的交图进度计划，每个月结束后的五(5)天内按业主方规定的格式总承包应向业主方提交下个月的详细的施工图交付计划和更新的所有图纸交图进度计划。在施工设计图纸到达施工现场 2 个工作日内，总承包方应提供 10 套施工图纸给业主方在施工期间审查与使用，还应提供详细的设计计算书、设计说明和校核过程供经业主认可的具备资质的审图中心审阅，消防等须职能部门专项审核的报批复部门审核。

总承包在业主方签发工程竣工证明书前向业主方提供正式出版的经业主方审查确认的本 EPC 工程的竣工图 10 套（其中含电子版 2 套），竣工图应能够反映现场真实施工情况，对所有存在设计变更、现场施工变更的施工图纸，应全部重新绘制以反映现场实际施工情况。

2.3 设计变更

当设计与现场实际不符或其它原因需要设计变更时，总承包方应进行设计交底并报监理、招标方及相关第三方讨论认可后，并签证设计变更方可由投标方组织实施。

总承包的设计单位应做好各专业的配合，施工图交付时应有各专业的会签

单；

设计图交付业主后，应满足业主方的审图时间要求；

总承包应在各专业施工图签发前组织设计单位、业主方召开总图审查会，由设计单位对 EPC 工程的司令图进行各专业的综合交底，并积极听取业主方的合理化建议。

总承包应根据工程进度需要组织设计单位、业主方召开设计交底与联络会，并积极听取业主方的合理化建议。

EPC 工程的所有系统包括但不限于设备、阀门、热工等系统在设计、施工、调试中的总承包编号应采用 KKS 标识系统。（具体编制原则由业主提出，具体内容在设计联络会上讨论确定）

3、设计联络会

总承包商在工程设计阶段应充分了解招标方的意图，提供完整的关于达到上述要求的设计方案描述和设计图纸，召开设计联络会同招标方进行会审、商议和讨论，全部设计图纸最终需得到招标方审核同意后才可进入施工阶段。对招标方审图过程中提出的要求和建议如与设计规范不符的，由承包商负责举证并按规范执行；承包商既不能举证、也没有充分理由说服招标方认可的，不得拒绝招标方为提高安全与自动化水平而提出的合理建议。

设计联络会的时间和地点由总承包商负责安排和协调，经招标方认可，讨论内容会议前确定（所有设计联络会参会地点及人员食宿等相关费用由总承包方负责）。

第四章设备质量、工程质量及其进度要求

设备质量及供货进度要求 1、 设备供货原则

1.1 总承包方的供货应满足招标技术文件的所有相关要求。设计供货应满足系统完整性要求，即使招标技术文件中未提及，但只要是系统必须的，投标方均应补充完整且不发生商务变动，总承包商应在投标文件中提出“设备到货时间计划表”、“大部件专项运输计划表”，该时间计划应是经与设备厂家沟通过具有执行意义的时间计划。（格式详见附件 4、附件 5）

1.2 总承包方应根据设计参数、图纸资料、招标要求和现场实际条件，合理选择优质的设备和材料，保证其性能指标和系统安全可靠地运行。

1.3 本工程所采购的设备应采用目前先进的技术，即具有高的可靠性、可操作性、可维修性和可扩展性，（短名单范围外设备选型，至少具有 5 台 3 年以上的设备投运业绩，投标方对所供进口设备推荐不少于三个生产厂家）。

1.4 总承包方负责本项目部分供货的最低要求，但不限于此：

所有转动设备（泵、风机等）的高低压电动机及底座随主设备供货。所供设备应合格证资料齐全，说明书完整。

所有设备（挡板门、阀门等）的执行机构随主设备供货。

所有安装于设备上的就地仪表，如：温度、压力（压差）及液位测点等，随设备一同供货。

用于机械设备紧固和安装所需材料以及螺栓，将随机械设备一起供货。

1.5 总承包方应负责提供所有主辅设备随机备品备件和所有专用工具。

2、 质量要求和质量控制

2.1 总承包方应提供设备设计、采购、安装、调试等诸方面质量保证措施或质量保证体系，供业主方审查批准；

2.2 总承包方应要求设备分包商按其质量控制程序进行工作，以达到满足招

标技术文件的要求；

2.3 所有设备、材料的制造、处理、检测均受业主方监督。 总承包方应向业主方提供生产流程及加工进度表， 该进度表应说明将进行的检验或试验，以供业主方明确质量检测点。业主方将向总承包方提出其希望的检测点和监造期，当设备制造在监造点或实验检测点时，总承包方应及时通知业主方监督试验过程或进行设备监造。对业主方希望检测或监造的质量控制点， 总承包方应先于检测点前十(10) 天时间通知业主方，通知以业主方收到时为准。总承包方不得以检测质量或监造作为误工的原因。

2.4 总承包方应将设计、设备采购、施工、调试过程中与有关合同技术规范及本技术要求的所有偏离的内容以书面形式提交业主方认可，否则业主方有权随时按照有关合同技术规范及本技术要求责令总承包整改或扣款自行整改达到相关要求。

2.5 总承包方应随每一批交货提供相应的检测报告、试验报告等技术文件及合格证。

2.5 设备、材料

2.6.1 总承包商选定的主要设备供货商及品牌必须是在经业主确认的短名单表

（附件 6）之列。非短名单范围的供货商提供的设备必须是技术先进，运行可靠，安全经济。

2.6.2 设备部件的制造过程应是高技术的，加工准确并有良好工艺、光洁、合适的公差。易于磨损、腐损或老化、或需要调整、检查、或更换的部件应提供备用品，并能比较方便地拆卸、更换和修理。并有安装或维修时便于起吊或搬运的措施如吊耳、环形螺栓等装在所有的重型部件上。

2.7 替代材料和产品

所用的材料应符合有关规范的要求，并应是新的和优质的，适合运行条件的合适材料并使维修工作成为最少。铸件和锻件应符合各自的材料规范，无裂纹和有害的缺陷。

2.8 易腐蚀部件必须采用耐腐蚀材料。

2.9 某些制造厂提供的材料和元件应保证质量合格，型号正确，应附有产品合格证。

2.10 在设备制造过程中必须实施严格质量管理，包括必要的处理、检验和试验，并提供相关书面报告。

2.11 对于转动机械，转子或叶轮等部件不应连续运行在不安全的自然频率。

2.12 对于相同机械部件或其组件应具有良好的互换性。

2.13 参与全厂控制和调节的阀门和执行机构选用进口产品或进口技术国产优质产品。

2.14 设备、材料的包装、搬运和储存

总承包方必须对本期工程所有的采购和制造的设备、仪表、材料的质量包装、搬运和储存全面负责，并制定相应计划以确保设备、仪表、材料的全过程完好性。

2.15 包装

为避免运输和现场贮存中可能的损失，应对所有的设备和仪表作充分的包装和保护；

应为仪器提供全面保护而进行清洁；

所有的机器表面都应以木板及类似物保护，并在其外部用金属条或金属板增加加固；

所有设备诸如电动机、开关、控制机构、仪器和设备元件等都应用乙烯绝缘板在接合处进行密封并且提供相应的干燥剂；

所有管道末端和罐的开口处应当进行保护以免损伤并且密封以免灰尘、潮湿和空气的侵蚀；这些措施应当在安装开始前或周期性检验移动前保持原封不动，包装和保护的移动、修改、替代等所用的费用应由总承包方负责开支；

每个板条箱、包装箱应含有一个防水包封的包装清单；板条箱、包装箱里的物品应当在包装清单上清楚的标明以易识别；

箱子里的物品应用横木条支撑以便在箱子里安全固定，不要单独用木制垫木在箱子里楔紧；

所有的材料和设备应当为在典型的环境条件下的贮存进行包装，并且对特别需要当心的材料和设备还应当采取充分的和合适的预防措施等进行包装以便防止任何损伤磨损；

箱外标记应当用清楚和耐久的至少 40 毫米字高的字油漆打印在每个包装箱或板条箱末端的两边。标志应当用适当的材料或油漆，以免在运输中被擦去。标签应当被保护好，以免丢失；

表明正确起吊位置的标记应当用箭头显示在包装箱板条箱上；

2.16 搬运

总承包方必须承担电厂所有设备、仪表、材料的运输至现场及现场二次搬运的全过程安全责任及全部费用，并承担进口报关和费用；

业主方提供总承包方与海关及地方联系中必须的和其他所需要的帮助；

大型设备及大宗材料的运输方式，由总承包方确定，但入关后的运输重量、尺寸大小，应符合电厂所在地相应的运输限界，限重及通行限制要求；

按照工程里程碑进度计划，所有设备及材料到货日程，应事先周密安排，以免压船压车及发生不必要的二次搬运。

2.17 贮存

总承包方及其分包商应共同保证在他们分管的设备场地应执行好的保管辅助工作，并采取一切合理措施保证设备在贮存和安装过程中免受损害。

仓贮的种类：

A 级仓贮采用特殊措施来保证贮存物，对温度、湿度、灰尘等控制在特定的范围内；

B 级仓贮是控制温度贮存以防止冷凝，最低温度不低于 5°C(40°F)； C 级仓贮是不限制温度贮存；

D 级仓贮是在有排水的地面上的室外贮存。

不管使用哪一种仓贮形式，应当满足以下的基本条件：

A、B 和 C 级仓贮应当有防火、耐热、防雨以及良好的通风条件，仓贮不能有浸渍，应当有良好的排水，并且最好应有铺砌混凝土地面；

D 级仓贮的地点不应有浸渍现象，应有良好排水性，以及最好有铺砌碎石地面；

元件的表面不能直接与地面或地面材料接触，应当有一层油布蜡面或其它类似物放在机器表面和地面之间；

在仓库现场验收后，所有元件应当作全面检查看是否有油漆，密封和包装上的机械损伤，除非立即进行安装，所有这类损伤应当修理好；

D 级仓贮的元件应当在可能条件下用临时的遮盖物进行保护以防直接被雨淋，盐份腐蚀，灰尘沾污，临时的遮盖物或账蓬设备可提供排水设备并且保证空气循环把冷冻降到最小限度；

一些重要容器设备（如汽包、除氧器、高低压加热器等）在出厂前应按设备在施工现场储存期限的要求进行保护。在现场储存期间必须加以维护。

2.18 备品备件及专用工具备品备件

在业主颁发实际竣工验收书前，总承包方应按照总承包合同规定向业主方提供本 EPC 工程各专业要求的一年的所有备品备件及含目录索引的汇总备品备件清单，并经过业主方验收。

总承包提供的备品备件应至少包含在设备制造厂提供的样本中指明使用寿命小于一年的所有部件，若总承包无法提供在设备制造厂提供的样本中指明使用寿命小于一年的所有部件，业主方有权自行采购该部件，并从总承包工程款中扣除相应的采购及运输费用。

在业主颁发实际竣工验收书起算一年的时间内，对业主运行所需的备品备件而总承包提供不足的部分，由总承包在业主发出书面通知后 5 天内提供，否则业主方有权自行采购该部件，并从总承包工程款中扣除相应的采购费用。

专用工具

在业主颁发实际竣工验收书前，总承包方应负责按照总承包合同规定提供所有的专用工具和含目录索引的汇总专用工具清单，并经过业主方验收。专用工具必须是完整的、完好的。

总承包方应负责按照 EPC 合同规定提供安装和维修所必需的专用工具，特别是制造商指定的专用工具如大小管子的坡口工具、重件或设备的起吊和顶起设备等。

随设备供应的每件专用工具应提供具有必需的技术规范和说明的加工图。总承包方应提供全部指令性专用工具和维修专用工具的详表，每一项附有必要的说明（如有）。

3、 设备供货进度要求

所有本 EPC 工程所涉及到（包括但不限于）的各类主辅设备及备品备件、专用工具、耗材等软硬件及技术服务，总承包商必须通过有效的措施和保证

体系确保其到货进度、时间满足现场施工进度及工期总进度要求，对由于交货迟延所造成一切损失及责任均由总承包方负责。

工程质量及工程进度要求 4、 工程质量要求

总承包商应建立完善的工程质量管理体系，保证工程计划进度、器材供应、工程质量与施工安全，应提供工程设计、施工、验收等诸方面质量保证措施或质量保证体系，供业主方审查批准。

4.1 工程组织施工和管理

施工组织设计

总承包商应在投标文件中提出“施工组织总设计”（详见附件 7）。施工组织总设计的内容应包括但不限于下列内容：

• 工程概况、性质、特点

• 工程量

• 施工综合进度

• 施工场地、临建及工艺设施的布置

• 施工机具清单和布置设计

• 施工现场管理组织体系

• 劳动力计划－各工种劳动力分布曲线

• 重大及特殊施工工艺方案措施

• 质量目标、质保体系、管理程序

• 文明施工、消防、环保等措施

• 重大与危险作业申报与审核程序、项目清单；

• 合同变更管理程序；

• 项目管理会议程序，（包括设计联络会、安全检查、例行日会、周会和月会等等）；

• 承包商安全业绩考核奖惩实施办法；

• 风险辨识与评估管理程序；

• 施工现场安健环事件统计与报告管理程序；

• 安全费用提取和使用管理程序。

各专业工程开工前一周总承包商应提出“专业施工组织设计”；

“施工组织总设计”及“专业施工组织设计”审查会议应有业主方参加、认可；

总承包商应负责施工涉及的所有各类许可证的申领和相应的检查、培训等费用，包括起重机械、汽车等机具的使用许可证，以及焊接、无损检测、驾驶、操作等特殊工种的工作许可证；

4.2 施工及安装分包商

工程分包方的确定必须经过考察，具有相应的资质与资历，工程分包必须满足相关法律、法规。

4.3 施工材料、机具及力能供应

4.3.1 总承包商负责工程所需的所有施工材料、施工机具、施工工艺系统设备、施工工具及仪器、起吊运输设备等；所用的材料应符合有关规范的要求，并应是优质的、环保的。

4.3.2 承包商所有的安全防护用具、施工用机具及设备均应是成熟产品，应具有生产（制造）许可证、产品合格证和 有资质的检验部门对特种设备的检测检验报告。现场安装后应按规程进行必须的试验和检查、验收。按规定应受政府有关业务部门监督的机具设备（如大型起重机械、电梯、锅炉、汽车等），必须取得相应的安装和使用许可证，相关资料需报监理单位审查备案；

4.3.3 总承包商负责施工所需要的水、电、压缩空气、氧气、乙炔等的供应，包括设备和系统的设置、维护、使用并支付相关费用。

5 工程进度要求

5.1 投标方应根据工程总工期要求及投标方可组织资源，编制 “一级网络进度计划”（详见附件 3），科学、合理地安排人力、物力、时间和空间，实现合理及均衡的施工，确保工程施工进度满足招标方的安全、质量、进度要求，以求取得最大的技术经济效果。

5.2 一级网络进度计划经确定后，应当贯彻于工程的始终，不得随意变动。

5.3 总承包商应于每个月结束后的三(3)天内按业主方规定的格式向业主方报送月度工程进展报告及次月施工计划表。

5.4 投标方需提供确保#1 炉按时供汽的工期进度专项报告。

第五章锅炉及环保部分

1 锅炉部分

1.1 锅炉及辅机

1.1.1 总的要求

锅炉采用高温高压循环流化床锅炉，单锅筒横置式，单炉膛，自然循环，全悬吊结构，全钢架 π 型布置。锅炉采用全钢架紧身封闭，运转层标高 8m。炉膛采用膜式水冷壁，锅炉中部是分离器，尾部竖井烟道布置对流过热器及省煤器、空预器。空预器和炉膛设计需充分考虑 SNCR+SCR 脱硝及炉内石灰石脱硫带来的空间及受热面磨损等相关因素。

锅炉及辅机是由锅炉本体、给煤系统、烟风系统、点火系统及上述各系统的辅机设备和全部配件构成的一个完整的部分。本 EPC 工程 2×150t/h 高压、高温锅炉，单台锅炉最大连续出力保证值为 165t/h。按年利用小时 8000 小时，日利用小时数按 22 小时最大出力计算锅炉校核煤种耗煤量。

锅炉点火利用园区天然气管道与锅炉点火系统管道连接，不设置点火用燃油罐区。

原煤仓采用内衬不锈钢板等措施保证煤在最大水分时，原煤仓及落煤管不堵煤。原煤仓采用大的出口截面，在原煤仓的出口下部设置变频调速皮带称重式给煤机。储煤量满足锅炉最大连续蒸发量负荷约 8 小时的燃煤量。为保证除尘效果、脱硫效果、脱硝效果，环保装置与主体工程同步设计建设。

1.1.2 煤质资料

设计煤质

序号	检测项目		计量单位	检测结果
				收到基	空气 干燥机	干燥基	干燥无灰基
1	全水分		%	13.5	/	/	/
2	工业分析	水分	%		1.67	/	/
		灰分	%	32.65	37.11	37.74	/
		挥发分	%	17.95	20.40	20.75	33.32
		固定碳	%		40.82	41.51
		焦渣特 征	/	2
3	全硫		%	1.2	1.22	1.25	/
4	热 发	弹筒发	MJ/KG	/	18.42	/	/

		热量	Cal20℃/g	/	4405	/	/
		高位发 热量	MJ/KG	16.15	18.36	18.67	/
			Cal20℃/g	3862	4390	4465	/
		低位发热量	MJ/KG	15.39	17.81	18.19	/
			Cal20℃/g	4000	4150	4256	/
5	元素分析	碳	%	42.61	49.26	49.26	/
		氢	%	2.18	2.47	2.52	/
		氧	%	8.15	9.27	9.42	/
		氮	%	0.52	0.59	0.60	/

校核煤质

序号	检测项目		计量单位	检测结果
				收到基	空气干燥机	干燥基	干燥无灰 基
1	全水分		%	7.0	/	/	/
2	工业分析	水分	%		0.20	/	/
		灰分	%	39.54	42.41	42.49	/
		挥发分	%	18.24	19.56	19.60	34.08
		固定碳	%	/	37.83	37.91	/
		焦渣特征	/	2
3	全硫		%	1.8	1.82	1．89	/
4	发热量	弹筒发热 量	MJ/KG	/	17.21	/	/
			Cal20℃/g	/	4117	/	/
		高位发热 量	MJ/KG	15.93	17.09	17.03	/
			Cal20℃/g	3810	4087	4095	/
		低位发热量	MJ/KG	15.24	16.52	16.55	/
			Cal20℃/g	3500	3500	3500	/
5	元素分析	碳	%	42.03	45.08	45.17	/
		氢	%	2.18	2.76	2.77	/
		氧	%	7.12	7.64	7.65	/
		氮	%	0.76	0.82	0.82	/

1.1.3 锅炉燃料需求量：（由投标方根据煤质资料填写）锅炉燃煤量

表 锅炉耗煤量

耗煤量 锅炉容量		小时耗煤量 t/h	日耗煤量 t/d	年耗煤量 104t/a
设计煤种	1×150t/h
	2×150t/h
校核煤种	1×150t/h
	2×150t/h

说明：1.燃煤耗量按 BMCR 工况计算；

2.锅炉日利用小时数按 22h 计，年利用小时数按 8000h 计。

1．1.4 锅炉及辅机范围

锅炉及辅机安装如下各项设备，但不限于以下内容：

锅炉本体及支撑钢架；锅炉煮炉和吹管用的临时管道、阀门、消音器及附件；炉顶罩壳、炉墙外护板；

并包括但不限于如下系统： 1)给煤系统

2)烟风系统

3)点火系统锅炉采用天然气点火枪并连接园区天然气管道，包括快速关断阀及电动调节阀等附件。

4)吹灰系统

5)保温、油漆

总承包商负责上述系统和设备的设计、供货、施工、安装调试等。保温、油漆应执行“火力发电厂”热力设备和管道保温、油漆设计规范，火力发电厂保温油漆设计规程。

1.1.5 由总承包方提供停炉保护方案及相关设备、系统：包括管道、阀门、支吊架及附件（如有）。

1.2 锅炉本体

1.2.1 锅炉设计参数

高温压锅炉型式： 锅炉紧身封闭最大连续蒸发量： 165 t/h

额定蒸发量： 150t/h过热器出口额定压力： 9.81MPa

过热器出口额定温度： 540℃给水温度： 215℃空气预热器入口风温： 15℃

锅炉正常排污率： ≤1%排烟温度： 135℃

炉内脱硫效率： ≥65 %

锅炉担保效率： 不低于 90.5%（按低位发热量）锅炉稳燃负荷： 30% 最大连续蒸发量

1.2.2 锅炉本体技术要求

1.2.3 锅炉安装地环境条件

具体详见项目地气象资料。

1.2.4 锅炉本体范围

锅炉本体范围其部件包括但不限于：

1) 锅炉本体设备包括：

锅筒部分(锅筒和锅筒内部装置)；

水冷系统(包括膜式水冷壁、联箱、上升管、下降管及其支吊、顶棚包墙结构)；

钢结构；

过热器(蛇形管、联箱及其支吊)；省煤器(蛇形管、联箱)；

管式空气预热器及涨缩节；减温器；

燃烧装置(包括高能点火器、点火枪等)；

炉墙金属件(包括外护板，不包括保温材料)；钢性梁；

平台扶梯；

门类(检查门、看火孔)；

管道(给水管自省煤器入口联箱开始，蒸汽管至主蒸汽阀门出口为止)；阀门仪表(锅炉本体内的一次阀门及仪表，包括安全阀门、主蒸汽阀，及

减温水阀，供水调节阀)；

2) 其他设备：

锅炉吹灰器部分：吹灰器

吹灰器管路及阀门吹灰器检修平台

锅炉控制部分（具体内容总承包签订合同时细化）

吹灰程序控制设备火焰监视系统

汽包水位系统 FSSS 炉前设备

消音器(安全阀、向空排汽）

总承包提供锅炉本体范围内管道阀门、锅炉本体所属各种压力开关、热工及电气仪表、电动执行器、控制盘柜、专用工具、及备品备件等。总承包提供的热控设备品牌应在“锅炉配套设备与仪表品牌推荐短名单（详见附件 6）”中选取。

总承包应提出上列设备、配件的供应项目清单，详细列出供应的品名、型号规格、数量、与 DCS 连接接口的形式及制造厂商。供应项目清单应经业主方认可后作为订货合同的一部分。

总承包免费提供工程实施期间以及机组商业运行后（业主签发实际竣工验收书的那一天）一年期间，设备及系统有关部件的更换件及相应的检修服务。

1.3 设计运行条件

1.3.1 设计条件

锅炉采用紧身封闭。

启动及低负荷稳燃用天然气。

锅炉为平衡通风、无再热型、光管省煤器、固态排渣型锅炉。锅炉设计符合火电厂锅炉的制造标准。

当燃用校核煤种时，锅炉的设计、制造和安装需在 40~110%额定出力负荷范围运行时，满足汽轮机额定蒸汽参数的要求。

1.3.2 运行状态

锅炉的设计和制造满足在低负荷和最大出力保证值下连续运行要求，并包括以下特点（并不限于以下特点）：

锅炉在寿命的期限内满足在周期性压力和温度变化工况下保持运行的灵活性。锅炉设计寿命为 30 年，可以理解由于腐蚀、污染和磨损，某些部件寿命减

短。总承包应指明少于 30 年使用寿命的全部主设备并给出预期的使用寿命。 锅炉设计为定压运行。在锅炉最大出力保证值及以下各负荷工况下运行时锅

炉炉膛和各压力部件具备热膨胀的灵活性。

1.4 技术要求总的要求

(a) 锅炉满足下列要求：

所有压力部件的主要管道预留 0.5~1.0mm 的腐蚀裕度；烟气经过 90°的弯管处，设有防磨装置；

省煤器设计考虑防灰粒磨损受热面的保护措施；

全部防漏膜式壁设计（包括炉膛、炉顶、水平烟道和转向室及燃烧器结

合面）；

膜式水冷壁设计；

管式空预器冷端采用耐腐蚀材料（搪瓷防腐处理）；锅炉所配高压的阀门采用焊接型式的阀门。

(b) 锅炉设计满足以下要求：

在额定负荷炉膛出口过量空气系数为 1.2 时，对流受热面中最大烟气流速不超过 10m/s；

在修正后的烟气温度下，任何工况空预器冷端平均温度应高于露点 10°C；

(c) 材料

锅炉任何位置上所有部件的材质均适用于连续运行压力和可能的最高温度，所有易腐蚀的部件均使用耐腐蚀的材料。

所有材质均符合 ASME 标准或相当的中国标准的要求，而且需得到业主方的认可。

(d) 空气和烟气压力

锅炉设计能保证在正常和非正常工况下，锅炉结构稳定。

(e) 防止汽机进水

锅炉过热器，汽包水位控制及减温器的设计均满足在单台设备出现故障时不至于导致水进入主蒸汽管道的要求，设计符合 ASME 标准中 TDP-I 或相当的中国国家标准的要求

(f) 锅炉按规定布置排污疏水和紧急放水措施，全部采用电动阀门。

(g) 锅炉煮炉装置

提供锅炉化学煮炉适用的永久性阀门、堵头和接头。

(h) 燃烧系统

提供完整的燃烧系统，每台锅炉包括下述系统中所需全部设备和附件：高效点火装置、旋风分离器、一次风系统、二次风系统、烟气系统等。

各设备的配置必须满足锅炉的热效率和炉内脱硫、脱硝（SNCR）带来的防磨等要求。

(i) 阀门

总承包供应电动阀门的范围包括但不限于下列范围： a.主蒸汽电动阀 b.向空排汽电动阀

c.事故放水电动阀 d.主给水电动阀

e.主给水旁路电动阀 f.主给水调节阀 g.减温水调节阀 h.省煤器再循环电动阀。 j.给水平台出口电动阀

易损件（包括阀芯、阀座、套筒）采用可拆卸结构，提供一套备用易损件。

(j) 锅炉汽包

g) 汽包为全焊制结构，所有焊接件在制造厂内焊接，并消除应力。

h) 汽包有能力在各种工况下向过热器提供干蒸汽。

i) 汽包提供给水分配和汽水分离等装置以保证在各种工况下保持汽包在整个长度内维持稳定的水位。

j) 汽包应设计和布置化学充氮保护接点（如有），其位置应避开化学取样和连续排污管接口。

k) 水位计 炉膛及部件

l) 炉膛底部灰斗和炉膛之间设机械密封装置

m) 炉膛及部件在各种工况下和最大正压和负压时保持稳定，不允许烟气和空气泄漏。

n) 炉膛水冷壁为膜式管。

o) 炉膛设计压力按现行国家有关规定实行。

p) 炉膛和烟气通道及整个锅炉有热交换的部位都提供足够密封，无空气及飞灰泄漏。

q) 在炉膛内有足够的设施便于搭设检修平台。

r) 炉膛内预留火焰探测孔，用于装工业电视摄像头。

s) 在炉壁上设置油（天然气）、煤火检孔，应设置化学酸洗用的永久性堵头、接头。

(k) 减温器

t) 提供包括喷嘴、热管接头和衬板及文丘里管在内的过热器减温器。

u) 提供减温水控制调节阀、隔断阀等阀门。

v) 过热器减温水管道上提供流量喷嘴用来测量喷水流量。

(l) 燃烧器和点火器

w) 每台炉都装有自动高能点火器和控制系统，在点火器附近提供控制站，点火器由炉膛安全监视及炉膛安全保护系统来操纵，提供燃气控制阀。

x) 提供所有显示和控制燃烧器火焰运行的设备。

y) 提供的设备放置在便于监视燃烧器火焰的地方。

z) 管道设计吹扫系统。

(m) 空气预热器

aa) 锅炉装有管式空气预热器（冷端管式卧式搪瓷）。

bb) 空气预热器按指定的运行和性能条件进行设计、制造和安装，并提供防止腐蚀、冲刷和堵塞的措施。

cc) 每个空预器安装有简易安全的水冲洗装置。

dd) 烟风道设计时保证有足够的空气通过空气预热器以防止在锅炉点火时空气预热器元件过热。

ee) 引风机出口膨胀节及烟道均采用 304 不锈钢材料，烟道材料厚度不低于 8mm,并设置内部支撑和加强筋。

(n) 锅炉清扫

在锅炉燃用设计煤质或相似燃料时，供应商将提供足够数量的蒸汽吹灰器、声波吹灰器，以便对整个锅炉受热面的过热器、省煤器、空气预热器进行彻底的清洗，在元件布置时防止由于碰撞而损坏管束，根据需要提供吹灰器的密封装置。

吹灰器技术要求如下：

吹灰器及其系统采用程序控制。控制系统应能控制一台或多台蒸汽吹灰器。设备出现故障时能够及时准确地发出相应的报警信号，并中断故障设备的运行。并有自动扫频和自动报警功能。

声波吹灰器要求性能优良，拆装检修方便。噪音特性完全符合国际安全与健康机构（OSHA）的有关规定。同时，声波工作频率对锅炉及其附件的正常运行不产生任何负面影响。

提供蒸汽及声波吹灰器配件（不低于安装总量的 10%）

(o) 锅炉热控对本体的要求

(p) 安全阀

汽包、过热器安全阀及消音装置，排汽阀及其消音装置由锅炉厂设计及供货并提供阀芯、阀座备件各 1 套）。设置合理的检修平台和起吊点。

(q) 钢架承载力

锅炉钢架必须承受锅炉范围内的汽水管道、烟风煤粉管道以及炉前设备等荷载。

1.5 技术数据

1.5.1 图纸名称及编号

总承包提供用于施工图设计阶段的图纸资料数量、内容、深度和进度应满足设计院施工图设计的进度与要求；

总承包负责提供供应商外购件的图纸资料。

1.6 锅炉性能测试

锅炉投运后要进行有关参数和性能测试，此项工作由投标方负责组织经业主方认可的具备相应资质第三方机构完成机组的性能担保测试，总承包方、监理方、业主方配合（供应商派员参加），费用由总承包方负责，并对试验全过程进行见证。

1.7 楼梯平台及油漆、保温

1)设置锅炉平台，便于检修（8 米）；

2)锅炉需设置炉顶单轨吊（2T），便于检修，采用遥控控制。

3）锅炉 SCR 催化剂位置需设置单轨吊及吊装平台，方便催化剂更换，采用遥控控制。

3)锅炉平台的布置要充分考虑运行及维修的方便，格珊板和梯子踏步要求用钢制镀锌的隔栅板、踏板、踢脚护板（按国标规范设计）。

4)保温、油漆应执行“火力发电厂”热力设备和管道保温、油漆设计规范，火力发电厂保温油漆设计规程。

5)标记油漆的颜色等应按电力部有关统一规定（业主认可）。

6)保温

总承包负责锅炉设备保温设计，保温层厚度应保证在环境温度为 30℃时，锅炉及管道保温层表面温度不大于 50℃。

保温材料应导热系数小，能承受规定的工作温度，而不发生变质、老化和导热系数增大。需要防止结露或防冻的保温材料应有高的防结露特性，并有抗潮湿的特性。

保温材料和面层材料应由总承包提供，业主工程师确认，并满足 ASTM 规定或中国 SDGJ5984 规定。

对锅炉本体内的所有保温都应有保护层（其中包括锅炉 8 米层以下部分，但不限于此）。对锅炉本体内管道，凡是外径小于 38mm 管道的保温保护层按照《火力发电保温油漆设计规程》6.3.5 条的规定，大于或等于 38mm 外径的管道保温保护层，要求使用镀锌铁皮。

7）锅炉顶棚采用不锈钢瓦楞板。

2 锅炉辅机及系统

2.1 技术要求

1) 所有压力部件的主要管道预留 0.5~1.0mm 的腐蚀裕度；烟气经过 90°的弯管处，设有防磨装置；

2) 锅炉出口蒸汽最大含钠量，在过热蒸汽最大流量时不超过 5mg/kg，二氧化硅不超过 20mg/kg；

3) 所有材质均符合相当的中国标准的要求油管必须使用 304 不锈钢管。

4) 锅炉煮炉装置

提供锅炉化学煮炉适用的永久性阀门、堵头和接头。

2.2 给煤系统

1) 给煤机

每台锅炉配可计量给煤量的耐压称重式给煤机。

包括从原煤仓出口后的全部落煤管、煤闸门及连接装置；

2) 原煤仓

配置一个原煤仓，原煤仓为钢结构、有效容积为 260 立方米，煤仓衬板为不锈钢板材，厚度不小于 6MM；

2.3 风机

1) 一、二风机和引风机的风量裕量不小于计算风量的 25%，压头裕量不小于

计算压头的 25%。引风机的压头应考虑脱硫、脱硝、除尘器、及系统积灰阻力影响。

2) 风机性能保证在各种工况下，在性能曲线中的一个固定范围内运行。工作状态

风机的强度设计满足风机长期连续运行，所有部件根据需要进行加强保证刚度，以免由于压力和热膨胀引起的扭曲变形。风机保证在最大的运行工况下运行。

在轴承水平和垂直中心线交点为基准进行风机振动测试。测试结果必须符合与轴承型式相对应的国家或部颁标准。二者不一致时采用高标准。

风机噪音水平在距设备 1m 远处不超过 85dB(A)，不达标的需设计降噪隔音装置。

轴承

风机轴承型式由制造厂按国家现行标准择优选型。轴承座设计为包含承力侧和固定侧轴承的整体型式，在轴承座铸件内设计冷却水室，不采用冷却水铜管的设计。

可调进口导叶

可调进口导叶符合以下条件：

可调进口导叶由坚固的机械操作装置来操纵，而且有一个共同的操纵杆和自动驱动装置相联，和操纵装置相联的操纵杆材料为碳钢。每个导叶由两个轴承支承。

进口导叶轴承按重型轴承设计。所有操作杆为挂钩型。

d)冷却水回水管采用封闭式管道连接并设置旋转式水流指示器， 所有回水地埋管均使用不锈钢材料，地面应设置管道标示。

2.4 烟道

1)锅炉至烟囱的烟道包括所有的附件、风门、补偿器、人孔门、支吊架和所需的保温材料。

2)烟道接缝为焊接，在补偿器和风门联接时根据需要先用螺栓校准，然后焊接密封。

3)烟风道设计按在各种工况下相应的风机产生的最大正压和负压考虑。

4）引风机出口膨胀节及烟道均采用 304 不锈钢材料，烟道厚度不低于 5mm,并设置内部支撑和加强筋。

2.5 结构要求

1) 设计所包括的荷载，有静荷载、动荷载、冲击荷载、风荷载、雪荷载、热力、动态、沉降移动、地震及其他可能出现的荷载，在维护和施工时的临时荷载也考虑在内。

2) 使用的标准荷载在设计原则和计算书中注明，并符合 DL5022-93《火力发

电厂土建结构设计技术规定》的要求。

2．6 辅助设备

2.6.1 除渣系统

2.6.1.1 系统性能要求

招标方要求投标方提供的干式除渣系统设备必须是技术先进、成熟、完整和安全可靠的优质产品。系统的性能要可靠、运行要简单并节能。并且应完全符合环境保护的条例。投标方应对机械除渣系统的整体性能负责。

投标方提供本工程冷渣机与输渣皮带机，与整套系统功能相配套的各种仪表和就地控制设备的设计和供货。系统的整体性能要求先进、可靠。整体性能由投标方负责。

2.6.2 供货要求

2.6.2.1 承包方保证提供设备为全新的、先进的、成熟的、完整的和安全可靠的。

2.6.1.2 承包方应提供详细供货清单，清单中依此说明型号、数量、产地、生产厂家等内容。对于属于整套设备运行和施工所必需的部件，即使本合同附件未列出和/或数目不足，承包方仍须在执行的同时补足。

2.6.1.3 承包方应提供所有安装和检修所需专用工具和装置性材料等，并提供详细供货清单。

2.6.1.4 提供运行所需备品备件(包括仪表和控制设备)，并在投标书中给出具体清单。

2.6.1.5 进口件及分包件厂家不少于三家，最终由招标方方确认。

2.6.3 供货范围

2.6.3.1 冷渣机与输渣皮带机，管道、阀门及连接件、柔性接头及连接件等。

2.6.3.2 系统中设备本体的钢平台、扶梯、栏杆应由承包方负责设计并供货。

2.6.3.3 渣仓及其配套附件。

2.6.3.4 设备第一次启动及第一次更换用润滑油和填料由承包方提供。

2.6.3.5 油漆（包括安装调试后的最后一道面漆，并提供适量底漆）。

2.6.3.6 检修专用工具及消耗品、随机备品备件。

3、2 台 25t/h 天然气蒸汽锅炉，出口压力设计为 1.5MPa，出口蒸汽管道串联设置 2 道电动隔离门，出口蒸汽管道汇通至一根母管上加装电动隔离门连接至低压外供汽母管。

3、环保部分

3.1 环保排放标准

空气污染物排放应符合 GB13223－2011《火电厂大气污染物排放标准》的规定，即在锅炉最大连续工况、锅炉 100%烟气量条件下，出口尘含量≤5mg/Nm3，SO2排放浓度≤35 mg/ Nm3，出口 NOx 排放浓度≤50 mg/ Nm3（干基，标态，6%O2）。

（一）环保工艺路线

根据锅炉特点和环保排放指标，本项目脱硝采用 SNCR+SCR 脱硝工艺；脱硫采用炉内脱硫+炉后石灰石-石膏法湿法脱硫工艺；除尘工艺采用电袋除尘+湿电

（脱硫一体塔）工艺，（湿法脱硫的设计必须满足炉内脱硫不投运的前提下确保锅炉烟气在最大连续工况，锅炉 100%烟气量条件下，烟气中 SO2 染物排放完全满足排放标准指标）总承包需根据工艺路线计算、设计、建设安装相关烟气处理装置及设备、管线并优化设备布置，确保锅炉烟气在最大连续工况，锅炉 100%烟气量条件下，烟气各污染物排放完全满足排放标准。同时运行及维护简单可靠，高效率且系统维护方便，保证无废水排放。

（投标方对提出的脱硫、脱硝及除尘烟气处理方案做出专项说明。）

总承包方必须确保 2×150t/hCFB 锅炉在校核煤种和 30-110%BMCR 工况下，确定烟气脱硫、脱硝和除尘处理设施能完全满足烟气排放指标并具备一定裕量，各项性能指标保证如下（标态，干基，6%氧含量）：NOx≤50mg/Nm3，SO2≤35mg/Nm3，尘≤5mg/Nm3。

（二）基本资料 1、锅炉参数

项目	单位	数值	备 注
额定蒸发量	t/h	150
最大连续蒸发	t/h	165
烟气量	Nm ³	190000
数量	台	2

2 煤质资料

表 2.1 设计煤种

设计煤质

序号	检测项目	计量单位	检测结果
			收到基	空气干燥 机	干燥基	干燥无灰基

1	全水分		%	13.5	/	/	/
2	工业分析	水分	%		1.67	/	/
		灰分	%	32.65	37.11	37.74	/
		挥发分	%	17.95	20.40	20.75	33.32
		固定碳	%		40.82	41.51
		焦渣特 征	/	2
3	全硫		%	1.2	1.22	1.25	/
4	发热量	弹筒发 热量	MJ/KG	/	18.42	/	/
			Cal20℃/g	/	4405	/	/
		高位发 热量	MJ/KG	16.15	18.36	18.67	/
			Cal20℃/g	3862	4390	4465	/
		低位发热量	MJ/KG	15.39	17.81	18.19	/
			Cal20℃/g	4000	4150	4256	/
5	元素分析	碳	%	42.61	49.26	49.26	/
		氢	%	2.18	2.47	2.52	/
		氧	%	8.15	9.27	9.42	/
		氮	%	0.52	0.59	0.60	/

表 2.2 校核煤质

校核煤质

序号	检测项目		计量单位	检测结果
				收到基	空气干燥机	干燥基	干燥无灰 基
1	全水分		%	7.0	/	/	/
2	工业分析	水分	%		0.20	/	/
		灰分	%	39.54	42.41	42.49	/
		挥发分	%	18.24	19.56	19.60	34.08
		固定碳	%	/	37.83	37.91	/
		焦渣特征	/	2
3	全硫		%	1.8	1.82	1．89	/
4	发热量	弹筒发热 量	MJ/KG	/	17.21	/	/
			Cal20℃/g	/	4117	/	/
		高位发热	MJ/KG	15.93	17.09	17.03	/

		量	Cal20℃/g	3810	4087	4095	/
		低位发热量	MJ/KG	15.24	16.52	16.55	/
			Cal20℃/g	3500	3500	3500	/
5	元素分析	碳	%	42.03	45.08	45.17	/
		氢	%	2.18	2.76	2.77	/
		氧	%	7.12	7.64	7.65	/
		氮	%	0.76	0.82	0.82	/

3、工艺水及脱硫脱硝剂要求

3.1 脱硝剂要求： 氨水 浓度 18%

3.2 脱硫工艺用水：（由总承包根据脱硫方案填写）可允许的最高固体浓度：

可允许的磨损物含量：

可允许的悬浮物最大粒径：

3.3 炉内脱硫剂：石灰石粉（CaCO3） CaCO3 含量大于 92%；

粒径 100 目；

水份含量小于 1%。

序号	名 称	单位	数据
1	锅炉容量	t/h	150
2	NOx的初始排放浓度（标态、干基、6%O2）	mg/Nm3	＜100
3	烟道出口NOx的排放浓度（标态、干基、6%O2）	mg/Nm3	＜50

（三）脱硝系统 1、设计指标

2、氨水 SNCR+SCR 耦合工艺流程

本项目选用 18%氨水作为还原剂的 SNCR 脱硝工艺。氨水灌装时，槽车将氨水由外界运输到厂区内指定地点，通过氨水加注泵打到氨水储罐储存待用。氨水储罐容积以满足 3 台炉 B-MCR 工况不少于 5 天需求量，以保证整个脱硝系统连续平稳运行。在进行 SNCR+SCR 脱硝时，氨水输送泵将 18%的氨水从氨水储罐中抽出，在静态混合器中和工艺水混合稀释成 5-10%的氨水（浓度可在线调节），输送到炉前喷枪处。氨水通过喷枪雾化后，以雾状喷入炉膛内，与烟气中的氮氧化物发生化学反应，生成氮气，去除氮氧化物，锅炉尾部烟道设置一层催化剂，保证 NOx排放指标≤50mg/Nm3（标态、干基、6%O2），尾部烟道设置氨逃逸计量装置，通过合理控制喷氨水量，确保氨逃逸量＜3ppm。

3.3 氨水 SNCR+SCR 脱硝工艺系统方案

3.3.1 SNCR 氨水脱硝工艺系统

整套 SNCR 氨水脱硝装置由氨水卸料与储存系统、氨水输送系统、稀释水系统、混合分配系统、喷射系统组成。

与氨水和稀释水接触的所有金属均采用 304 不锈钢制作。含管道、阀门、泵、过滤器等。

(1) 氨水卸料与储存系统

氨水卸料与储存系统用于储存 18%的氨水，该系统由氨水储罐、配套压力液位等仪表和管道阀门及氨水罐降温装置等组成，氨水罐保护装置有呼吸阀。

储罐罐体配有排污管道，在首次安装冲洗及设备检修时使用。

氨水通过槽车输送并灌装到罐内储存待用。氨水储罐总容积满足 3 台炉 B-MCR 工况下不少于 5 天需求量。

(2) 氨水输送系统

氨水输送系统用于把储存在罐内的氨水输送到混合分配模块。该系统由氨水输送泵 2 台（1 运 1 备），配套的仪表、保护装置和管道阀门等组成。

氨水泵形式为离心泵，系统运行时，氨水由储罐经氨水母管流出，经电动调节阀输送到设置于喷射系统附近的混合分配系统。

当 NOx 浓度变化时，通过电动调节阀调整输送管路的流量。

(3) 稀释水系统

稀释水系统主要用于把储存在罐内的除盐水输送到混合分配系统。该系统由稀释水箱（不锈钢材料，包含加注电动球阀）、输送泵 2 台（1 运 1 备），配套的仪表、保护装置和管道阀门等组成。

稀释水箱储存系统稀释用的除盐水。

稀释水泵形式为离心泵，系统运行时，稀释水由稀释水罐经母管流出，经电动调节阀输送到设置于喷射系统附近的混合分配系统，

(4) 混合、分配系统

混合、分配系统主要是进行氨水和稀释水的混合，并将混合液送到喷射系

统。

混合、分配系统包括混合器、分配母管、配套的仪表和管道阀门等。

氨水经混合器通过除盐水稀释到 5-10%左右的浓度后，流量均匀分配到各个

喷枪，流量分配通过就地转子流量计、压力表及就地阀门控制，实现各个喷枪流量均匀。

(5) 喷射系统

喷射系统主要用来喷射混合液，并由压缩空气实现雾化后，与烟气中 NOx发生化学反应，脱除烟气中 NOx，喷射位置选择在炉膛出口（分离器入口）区域。

在某些工况下不需要喷射还原剂时，为了防止高温烟气对喷枪的损害，需要继续喷入压缩空气，达到冷却喷枪的目的，同时高速高压的气流喷射可以对喷

枪进行有效防堵。长期不用喷枪时，将喷枪撤出。

3.3.2 SCR 脱硝系统

SCR 脱硝装置由催化剂、催化剂支撑起吊装置、吹灰器等组成。

催化剂布置于锅炉上级省煤器与下级省煤器之间，此区间有合适的催化剂反应温度 320~420℃ 。催化剂利用 SNCR 系统过量的氨水，在锅炉内高温热解氨气，氨气与烟气在尾部烟道充分混合，进一步降低烟气中氮氧化物的含量，同时也可减少氨逃逸量。催化剂系统包含支撑钢架、装卸门、催化剂等相关配套设施。

烟气成分中含有少量的飞灰，在流经催化剂上表面时，可能发生部分飞灰沉积，因此在催化剂上方加装耙式吹灰器，以保证催化剂的稳定运行。

（总承包方需对该脱硝系统的完整方案，包括工艺设计及设备配置、耗能情况等内容提供专项说明）

4、脱硫系统方案

脱硫系统方案总承包方按照炉内石灰石脱硫+炉后石灰石-石膏法湿法脱硫工艺 设计、建设、安装相关装置及设备、管线，并进行优化布置（一炉一塔，不设置 GGH 及烟气旁路）；湿法脱硫须确保锅炉在 110%负荷工况下，炉内脱硫不投运的前提下，排口指标满足 SO2 排放浓度≤35 mg/ Nm3 的环保要求。

4.1 炉内石灰石脱硫系统工艺配置

炉内石灰石粉输送系统拟采用一级输送系统，从石灰石粉仓通过管道直接输送至炉膛方案。两台炉设置一座石灰石粉仓，石灰石粉仓下设 2 套石灰石气力输

送系统，预留 1 套输送系统接口，输送气源采用压缩空气。石灰石粉由粉仓下输送设备直接输送至锅炉内。

两台炉设 1 台石灰石粉仓，可储存 3 台炉（含二期预留 1×150t/h）BMCR 工

况下燃用校核煤种时约 24 小时的石灰石粉用量。

4.2 石灰石-石膏法湿法脱硫工艺配置

湿法脱硫工艺系统主要由烟气系统、石灰石浆液制备系统、吸收系统、石膏脱水系统、工业水系统和仪用压缩空气系统等组成。

投标方根据本招标技术文件求，提供完整的烟气脱硫装置工艺系统的基本设计和详细设计，以及相应范围的供货和服务，并保证脱硫装置的性能。

为了与锅炉运行匹配，脱硫装置的设计保证能快速启动，且在锅炉负荷波动

时有良好的适应特性。

整套湿法系统及其装置的设置能够满足整个系统在各种工况下自动运行的 要求，脱硫装置及其辅助设备的启动、正常运行监控和事故处理在脱硫控制室实现操作，并能实现远方、就地切换。

（总承包方需对该脱硫系统的完整方案，包括工艺设计及设备、管线配置、耗能情况等内容提供专题说明）

5、除尘系统方案

除尘系统方案总承包方根据锅炉及煤质资料设计选用环保工艺技术成熟、工艺可靠，高效率且系统简单的电袋除尘+湿电（脱硫）一体塔，保证锅炉在最大 连续工况，锅炉 100%烟气量条件下，烟气中尘污染物排放在经电袋除尘及湿电（脱硫）一体塔完全满足排放标准。同时优化布置，确保系统运行安全、经济、可靠，维护简单、方便，脱硫灰库与除尘灰库（粗细灰库）分开设置，同步配置飞灰分选装置。

（总承包方需对该除尘系统的完整方案，包括工艺设计及设备、管线配置、耗

能情况等内容提供专项） 6、压缩空气系统

压缩空气全部由空压机房提供，包括飞灰输送系统用气、仪表用气、控制用气、检修吹扫用气、其它杂用气。为保证气源品质、确保系统稳定运行，设置组合式干燥器及过滤器，对压缩空气进行干燥及过滤处理，处理后的压缩空气进入储气罐进行贮存以减少气源压力的波动。

总承包单位需对本工程除灰用气量、仪表用气量，烟气处理系统、石灰石输送用气量、脱硝用气量等各部用气进行详细核算，保证配置的空压机产能按计算用气量的 130%配置。空压机建设需预留二期新增安装位置。配套后处理系统须同步配置充足的组合式干燥机，确保空压机供气充分干燥。

7、烟囱

新建 1 座筒式烟囱，采用复合钛板钢内筒、现浇钢筋混凝土外筒，以防止脱硫后湿烟气对烟囱的腐蚀，烟囱流量考虑 3 台锅炉 110%负荷下的烟气量。

投标单位对烟囱建设需提出专项说明。

第六章 汽机部分

6.1 汽轮机本体及辅助系统

6.1.1 整体规划 3 ×150t/h CFB 锅炉（ 高温高压）+2×CB18MW 抽背式汽轮发电机组规模。分两期建设。总承包方负责本期（ 一期） 2×150t/h CFB 锅炉（ 高温高压） +1×CB18MW 抽背式汽轮发电机组相关系统的设计施工等所有工作， 设计要考虑到二期工程系统和设备容量、安装位置、接口等。

6.1.2 总承包方负责汽轮机本体及辅助设备、备用减温减压装置的全部设计、供货、安装、调试， 直至完成竣工移交为止的所有工作。

6.1.3 总承包方应提供机组自动运行所需的全部设备， 满足汽轮机启动、运行、负荷变动及停机等功能。机组采用 DCS 系统控制。 6.1.4 总承包提供汽轮机本体范围内管道及管道附件、各类阀门、汽轮机本体所属各种压力开关、热工及电气仪表、执行器、控制 盘柜、专用工具、及备品备件等， 总承包方在汽轮机下部需合理

预留热网换热凝汽器的安装空间。

6.1.5 总承包方提供机组自安装直至完成 168 小时试运行期间所需的各类设备耗材（ 包括汽轮机润滑油、EH 油等油品）且须采用优质品牌。

6.1.6 总承包应提出供应项目清单， 详细列出供应的品名、型号规格、数量及制造厂商。供应项目清单应经业主方认可。

6.1.7 总承包方对于所有分包商的选定、设备材料的选型、选厂（ 品牌） 、系统布置设计， 均应经业主方认可， 但业主方的认可并不免除总承包方的全部责任。

6.1.8 总承包方负责免费提供工程实施期间以及机组商业运行一 年期间， 由于总承包方原因引起的设备、设备零部件、设施更换件， 及相应的检修服务。

6.1.9 汽轮机本体及主要辅助设备包括但不限于：

⚫ 18MW 抽背式汽轮机本体；

⚫ 自动主汽门、调节汽门、高压导汽管；

⚫ 机组盘车装置；

⚫ 调节保安系统；

⚫ 机组危急遮断系统；

⚫ 机组监视仪表系统；

⚫ 汽轮机轴封系统；

⚫ 汽轮发电机润滑油系统；

⚫ 汽轮机疏水系统；

⚫ 抽汽回热系统。

⚫ 给水系统；

⚫ 主辅机及管道系统的保温与罩壳；

⚫ 汽轮机大罩壳

⚫ 总承包提供汽轮机本体范围内管道及管道附件、各类阀门、汽轮机本体所属各种压力开关、热工及电气仪表、执行器、控制盘柜、专用工具、及备品备件等。

⚫ 机组性能考核试验所用的全部仪表和测点装置、管道附件、阀门等设备和材料；

⚫ 总承包方应提出上列设备、配件的供应项目清单，详细列出供应的品名、型号规格、数量、与 DCS 连接接口的形式及制造厂商。供应项目清单应经业主方认可。

6.2 汽轮机主要技术规范

6.2.1 总承包方参照选型， 并提供相关数据。

型 号：
汽轮机形式	高温、高压、单缸、反动、背压式汽轮机组
额定功率	18MW
最大功率
额定进汽量
额定转速：
额定进汽压力
额定进汽温度
额定排汽温度
额定排汽压力
额定排汽量
额定抽汽温度
额定抽汽压力
额定抽汽量

6.2.2 机组选型及设计：

本项目以供热为主，以热定电，汽轮机型式的选择主要是由热负荷的数量、参数和特点确定。

6.2.2.1 热负荷及其参数

⚫ 现有热负荷

现有生产用汽：本工程现有用汽企业用汽量详见表。

现有用汽企业用汽量汇总表

序号	企业名称	用汽性质	用汽压力 （MPa）	用汽温度 (℃)	用汽量 t/h
					最大	平均	最小
1	莱德环保能源(距动力岛 3km)	连续波动	1.2	150～ 170	10	4.5	2
2	常晟药业(距动力岛 3km)	连续波动	0.8	180	12	10	5
3	华隆昌化工(距动力岛 3km)	连续稳定	1	180	5	4	3
4	瑞科化工(距动力岛 3km)	连续稳定	1	240	12.5	11.25	10
5	宝众帮化工(距动力岛 4km)	连续稳定	1	187	12.5	11.25	10
6	宝瑞隆石化(距动力岛 4km)	连续稳定	1	187	12.5	11.25	10
7	宝瑞隆石化(距动力岛 4km)	连续稳定	3.5	352	12.5	11.25	10
8	泰富能源(距动力岛 3km)	连续波动	0.5	165	3	2	1
总 计					80	65.5	51

现有用汽企业用汽量统计见表。

现有用汽量统计表

序号	用汽压力 （MPa）	用汽温度 （℃）	用汽量（t/h）
			最大	平均	最小
1	≤1.2	≤250	67.5	54.25	41

2	≤4.0	≤360	12.5	11.25	10
合计			80	65.5	51

(1) 现有采暖用汽：

太阳山开发区总供热面积共计 156853.99m2。

根据《吴忠太阳山开发区热电联产规划（2018—2035），吴忠地区住宅用地热负荷指标为 50 瓦/平方米，公共用地为 60 瓦/平方米。现有热负荷统计见表。

现有供热负荷统计表

地块编号	供热面积（m2）	供热负荷（MW）	用汽量（t/h）
居住用地	63335.64	3.17	4.53
公共建筑	88202.15	5.29	7.56
其他用地	5316.2	0.35	0.5
合计	156853.99	8.80	12.59

⚫ 热负荷预测

近期工业热负荷——

在未来 2-3 年内蒸汽用量增加，这部分蒸汽负荷纳入本工程用汽范围内。预测近期新增企业用汽量情况见表：

近期用汽量统计表

序号	企业名称	用汽性质	用汽压 力（MPa）	用汽温度 (℃)	用汽量 t/h
					最大	平均	最小
1	常晟药业	连续波动	0.8	200	15	12	6
2	建鹏新材料医药项目	连续稳定	0.8	170	22	20	18
3	坤正生物医药一期	连续稳定	0.8	180	25	20	15
4	坤正生物医药二期	连续稳定	0.8	180	25	20	15
5	天元瑞晟医药项目	连续稳定	1	180	22	20	18
6	伟鹏生物一期	连续稳定	0.8	159	17	15	13
7	伟鹏生物二期	连续稳定	0.8	159	22	20	18
8	港兴新材料	连续波动	1	200	20	15	5

总计增量 168 142 108

近期采暖热负荷——

近期新增建筑面积统计见表:

近期新增供暖面积统计表

地块编号	供热面积（m2）	地块编号	供热面积（m2）	地块编号	供热面积（m2）
Z01	9892.1	Z02	9259.5	Z03	5659.1
Z04	1755.6	Z05	1704.8	Z06	2599.8
G01	3939.6	G02	7059.5	G03	2651.9
G04	4958.1	G05	2685.9	G06	1543.9
G07	1647.2	G08	2622.1	合计	57979.0

注：Z——居住区；G——公共建筑；

在近期新增供热面积（57979.0 ㎡）中，居住区 30870.0 ㎡，占 53.2%，公共建筑 27108.2 ㎡，占 45.8%。

近期新增采暖热负荷统计见表

近期新增采暖热负荷统计表

地块编号	供热面积（m2）	供热负荷（MW）	用汽量（t/h）
居住用地	30870.8	1.7	2.43
公共建筑	27108.2	1.63	2.32
合计	57979.0	3.33	4.75

⚫ 设计热负荷

设计热负荷=现有热负荷+近期热负荷

将园区现有热负荷及近期热负荷进行合并统计后，本工程设计工业热负荷、设计采暖热负荷见表。

工业热负荷

序号	用汽压力 （MPa）	用汽温度 （℃）	用汽量（t/h）
			最大	平均	最小
1	≤1.2	≤250	235.5	196.25	149
2	≤4.0	≤360	12.5	11.25	10
合计			248	207.5	159

采暖热负荷

地块编号	供热面积（m2）	供热负荷（MW）	用汽量（t/h）
居住用地	94206.44	4.87	6.96
公共建筑	115310.35	6.92	9.89
其他用地	5316.2	0.35	0.5
合计	214832.99	12.13	17.34

折合热电联产出口处蒸汽参数（参考）：

设计热负荷

序号	蒸汽压力 （MPa）	蒸汽温度 （℃）	用汽量（t/h）
			最大	平均	最小
1	1.2-1.5	280	235.5	196.25	149
2	4.0	390	12.5	11.25	10
3（采暖）	1.2-1.5	280	17	12	8
合计		非采暖期	248	207.5	159
		采暖期	265	219.5	167

注：采暖负荷采用热网首站供高温热水；按照平均热负荷进行计算。

6.2.3 技术要求 6.2.3.1 机组寿命

机组使用寿命不小于 30 年。机组主要零部件寿命和汽轮机相同。

机组在其保证使用寿命期内， 应能承受下述工况：冷态启动（ 停机 48 小时后） 720 次

温态启动（ 停机 18~48 小时） 1200 次热态启动（ 停机 4~18 小时） 3000 次

6.2.3.2 汽轮机性能要求

⚫ 机组可以在 48.5~50.5Hz 系统频率范围内长期连续运行。

⚫ 机组可以在额定排汽压力条件下发出额定功率并长期安全运行。

⚫ 机组启动方式为定压启动或滑参数启动方式。

⚫ 汽轮机组启动时间(从冲转至额定负荷)：冷态启动 120min； 热态启动 80min

⚫ 机组允许负荷变化率 10%/min。

⚫ 汽轮发电机组轴系的临界转速应避开机组工作转速的± 15%。

⚫ 叶片在允许的周波变化范围内不产生共振。

⚫ 汽轮机在额定工况运行时，主轴承的双振幅振动值应不大于 0.03mm， 轴系在通过临界转速时轴承双振幅振动值应不大于 0.10mm。

⚫ 汽轮机能承受下列可能出现的运行工况：

a)发电机出口母线突然发生短路或非同期合闸时所产生的扭矩，并不发生扭振。

b) 当主汽门突然脱扣关闭，发电机仍与电网并列时，至少具有 1 分钟无蒸汽运行的能力，而不致引起设备上的任何损坏。汽轮机甩负荷至零负荷或厂用电负荷，能保持稳定运行。

c)汽轮机能在额定转速下长时间空负荷运行，允许持续空负荷运行的时

间，完全能满足汽轮机启动后进行发电机试验的需要。

d) 汽轮机能够满足最大负荷与最小负荷间调整灵活、平滑并能长期稳定运行。

⚫ 汽轮机大修周期不少于 5 年，且机组的强迫停运率不大于 2%。

⚫ 距汽轮机化妆板外 1 米，运转层 1.2 米高处所测得的噪声值低于 85 分贝（ A 声级） 。

6.2.3.3 汽轮机本体结构设计要求

⚫ 一般要求

汽轮机及其所有附属设备是成熟的、先进的、并具有制造相同容量机组运行成功的实践经验。不使用试验性的设计和部件。

汽轮机的滑销系统保证长期运行灵活。

机组的设计充分考虑到可能意外发生的超速、进冷汽冷水、着火和突然振动。

总承包方对连接到汽缸上的管道提出力和力矩的范围要求。

汽轮机结构设计时充分考虑各种运行方式，并配置相关的监测装置。总承包方根据启动方式提供防止汽缸过热的具体措施。

汽轮机设计保证在启动和停机过程中其膨胀值、胀差和汽缸的变形都在允许范围内，以保证机组启动和停机的灵活性。

⚫ 转子及叶片

转子采用整锻结构。

转子彻底消除残余应力。

汽轮机设计允许需要进行动平衡试验的转子在不揭缸状态下即可进行。临界转速能满足前述要求。

提供转子的脆性转化温度的数值。总承包方最大限度的降低转子的脆性转化温度或至少使脆性转化温度的数值不能影响机组起动的灵活性。

转子相对推力瓦的位置设有标记，以便确定转子的位置。

转子在出厂前进行动平衡试验，试验精度达到国家标准；并进行热稳定性试验，达到国家标准

叶根固定尺寸准确，具有良好的互换性。

用于把叶根紧固在轮缘上的销子有导向孔，供拆卸时钻孔用。

汽轮机进行轴系动力计算，包括轴系不平衡响应计算，轴系稳定性计算，轴系静挠度曲线计算，轴系扭振计算。全部计算都在合格范围内。

总承包方应说明转子的加工工艺。

⚫ 汽缸

汽缸的设计应保证汽机启动、运行的灵活性，使汽轮机在启动、带负荷、连续稳定运行及冷却过程中，因温度梯度造成的变形量小，能始终保持正确的同心度。

汽缸加热、紧固螺栓设备及附件和控制设备应随机供应。应提供揭缸时，分开汽缸结合面的装置和措施。

汽缸上的压力（包括调节级）、温度测点齐全，位置正确，符合运行、维护、集中控制和试验的要求。

所有汽封有适当的弹性推挡间隙，当转子与汽封偶有少许碰触时不致损伤转子或导致大轴弯曲。

⚫ 轴承及轴承座

各轴承的设计确保不出现油膜振荡。

检修时不需要揭开汽缸，就能够把各轴承方便地取出和更换。

主轴承是水平中分面的，不需吊转子就能够在水平，垂直方向进行调整，同时是自对中心型的。

任何运行条件下，各轴承的回油温度不超过 65℃，该轴承回油管上均有观察孔和温度计插座以及热电阻或温度开关的安装接口。在油温测点及油流监视装置之前，没有来自其他轴承的混合油流。

运行中各轴承设计金属温度不应超过 90℃，但钨金材料应允许在 110℃以下长期运行。

推力轴承能持续承受在任何工况下所产生的双向最大推力。提供显示该轴承金属温度测量装置，并提供回油温度表（包括就地指示表和远传温度表）。在推力轴承的外壳上，设置有一个永久性基准点，以确定大轴的位置。

轴承座上设置轴向位移、胀差和汽缸膨胀的监测装置。

轴承座的适当位置上，装设测量大轴垂直和水平方向的振动装置。

⚫ 主汽门、调速汽门

主汽门、调速汽门严密不漏，能承受在主蒸汽管道上做 1.5 倍设计压力的水压试验。包括严密性检查，并提供其试验方法及有关技术资料。在主汽门或调节

汽门单独关闭，其它汽门打开时，盘车不脱扣。主汽门关闭时间小于 0.5s。

主汽门、调速汽门能在汽机运行中进行遥控顺序试验。且具备检修后能够进行单独开闭试验的性能。

提供主汽门使用的临时性和永久性可拆卸清洗的耐腐蚀的蒸汽滤网。

提供冲管及水压试验后主汽门使用的备用密封垫圈，以及主汽门在取出细滤网后需用的附加备用密封垫圈。

机组起停中，在主汽门壳体上有可能产生较大应力的部位，均设置金属温度测点。

主汽门、调速汽门的材质能适应与其相连接管道的焊接要求。总承包方提供主蒸汽管道接口的焊接方法及坡口加工图。如材料或连接尺寸与外部连接管道不匹配，总承包方提供过渡段以满足要求。

主汽门限位开关为优质产品，数量为不少于 2 个，用于主汽门开关状态的显

示。

⚫ 盘车装置

提供一套完整盘车系统。

盘车装置应是自动啮合型，能使汽轮发电机组转子从静止状态转动起来，盘车转速为 5-7rpm。

盘车装置的设计应能做到自动退出而不发生撞击，且不再自行投入。

提供一套压力开关和压力联锁保护装置，防止在油压建立之前投入盘车。盘车装置运行中供油中断或油压降低到不安全值时，能发出报警，并能自动停止运行。

盘车装置配套提供控制箱，要求控制箱具有就地/远方操作转换，在控制箱及 DCS 均可实现盘车装置的启停。要求能够提供就地/远方状态、盘车运行及故障等状态。盘车控制要与转轴装置、热工油压表等实现联锁。

在无法电动盘车时，盘车装置可实现人工转动转轴。

⚫ 保温、油漆和设备罩壳

总承包方负责汽机本体及附属设备的保温设计，并向招标方提供材料名称、规格、用量、图纸及安装说明文件，总承包方负责汽轮机本体的保温材料供应。在正常运行工况下，当环境温度为≤33℃时汽轮机保温层表面温度不超过

50℃。

按规程运行时，汽轮机的保温使上、下汽缸的金属温度差能符合要求。所有管道、汽缸使用优质保温材料，材料中不含石棉。

提供汽轮机的化妆板（即设备罩壳）。罩壳有隔音、照明等功能，总承包方提供完整的照明系统，包括照明箱、照明灯具及管线等等。并且有适当的检修空间，总承包方提供相应资料供招标方参考。罩壳美观、大方，其颜色经招标方认可，其上适当开孔，以便排出热气。

对于需拆卸部分的保温采用毡式保温材料，并配有可拆卸的金属罩壳。

总承包方的油漆工作范围包括供货范围内的主设备、附属设备、辅助设备以及所有现场组装的原材料。

6.2.3.4 汽轮机润滑油系统

润滑油系统设有可靠的主供油设备及辅助供油设备，在起动、停机、正常运行和事故工况下， 满足汽轮发电机组（ 汽轮机、发电机、励磁机） 所有轴承的用油要求。

润滑油系统包括（ 但不限于） 以下各设备：汽轮机主油箱 1 台

主油泵 1 台

高压启动油泵 1 台交流辅助油泵 1 台

直流事故油泵 1 台

冷油器 2 台

⚫ 油箱

油箱配有浮子式油位传感装置， 满足连续模拟量测量， 并带有高、低油位接点，且能够定期试验，油箱安装就地油位指示表，油位表为浮子式。（ 非玻璃管液位计） 。

油箱容量考虑当厂用交流电失电时， 冷油器断水的情况下保证机组安全惰走停机， 油箱中的油温不超过 75°C。

主油箱上设置二台全容量排烟风机。油箱设检修孔。

汽机油箱设计应能承受油箱爆炸引起的压力波动。

油箱所有接口可以防止外部水（ 如消防水）及其它杂物漏入。油箱底部设有放油阀门及事故放油阀门（ 2 支串联） 。

回油管道至油箱进口处设有滤油网。

⚫ 油泵

主油泵为离心油泵， 直接安装在汽机轴上， 工作可靠， 运行平稳， 系统设计可保证不发生汽蚀。

全容量的交、 直流油泵带有压力调节装置及低油压自动启动装置。交、直流油泵的形式为离心泵。

交、 直流事故油泵有足够容量满足机组停机要求。 事故油泵带有自启动装置， 在润滑油压低时自动投入。

⚫ 冷油器

设两台全容量的冷油器， 一台工作， 一台备用。

冷油器在设计冷却水量、最高冷却水温 38°C、水侧清洁系数为 0.85 。管子堵塞 5%情况下， 可满足机组的最大负荷供油温度要求。

冷油器为浮头直管式结构， 全部管束可以整体抽出， 冷油器内管束采用 45°错列布置，避免使用鳍片管。冷油器内管束及两头管板材质为 304 或 316 。管子和管板采用氩弧焊接。

冷油器垂直安装， 便于拆卸， 冷油器设置手动放水及放气阀，油侧进口及出口为对焊法兰连接。法兰规范符合国标。

冷油器系统便于在汽机运行时把任一台冷油器投入工作而另一台冷油器切除。阀门的布置合理， 能够拆卸， 且不使两个冷油器同时解除运行。

冷油器进口水管并联两只滤网， 能互为切换与清洗。

每台冷油器的冷却水进水总管应设可调节水量的铸钢闸阀。

⚫ 系统设备及管道

汽轮机在结构和系统设计上有防止汽水由轴封漏汽等进入油系统的措施。

油系统中各设备（ 如轴承箱、 冷却器和管道等） 在出厂前彻底清除残砂、焊渣、锈片等沾污物质， 并经防腐蚀处理， 妥善密封后出厂。

每个油泵均配有独立的压力传感器。 每个压力传感器有自己的测压点， 包括隔离阀， 隔离阀锁定在全开位置。油系统设有低压力开关， 并设有低压报警装置。

润滑油系统包括整套的管道， 管道支吊架， 阀门， 过滤器，仪表及其它辅助设备等。

油管道采用强度足够的厚壁管， 材质为 304 或 316 不锈钢，至少按两倍工作压力进行设计， 并且管道最低设计压力等级不低于 2.5MPa。管道附件也按相同压力等级进行设计。尽量减少法兰及管接头数量， 法兰采用对焊法兰。油系统中的附件不可使用铸铁件。

油系统的设计及布置考虑防火措施。 蒸汽管道或其它热表面不能布置在油动机或其它盛油设备的下方或附近。对靠近高温蒸汽管道的油管道采用套装结构或其它隔离措施。

主油箱的事故放油阀其操作布置在运转层合适位置， 并用玻璃罩上， 以便逢火灾时能打开阀门放油。

本期事故排油排至新建事故油箱（ 请考虑容量） 。

所有的油管道布置尽量避免被撞击， 踩踏。 其它设备或管道不允许悬挂在油管上。

所有用于现场清洗汽轮发电机组油系统的临时设施， 诸如冲洗、过滤装置及临时系统等， 均应由总承包方提供。

6.2.3.5 汽轮机调速控制系统

汽轮机调速系统采用 DEH 数字电液调节系统。总承包方提供远方控制汽轮机负荷的手段，并在故障时有报警与保安措施，提供汽轮机安全监视仪表等。

汽轮机甩额定负荷时， 调速系统能维持转速在危急遮断器动作转速以下。汽轮发电机组能自动降至同步转速，并自动控制汽轮机的转速，以防机组脱扣。转速飞升最高不应超过额定转速的 7%。超速试验时，汽机能在 112%额定转速下作短期空负荷运行，这时任何部件不应超应力，各轴系振动不超充许值。

速度变动率 4 — 6%； 迟缓率<0.5%。

汽门应设置行程开关接点及电子传感器。

6.2.3.6 轴封蒸汽系统

系统设置一台 100% 容量的轴封蒸汽冷却器。

轴封供汽系统包括汽源用电动隔离阀、旁路阀和其他阀门及滤网、仪表、管道、支吊架等有关附属设备。电动隔离阀及旁路阀为远方操作。

6.2.3.7 保护装置

汽轮机组应设置下列主要保护装置（ 但不限于） ：

⚫ 机械超速保护；

⚫ 电超速保护；

⚫ 轴向位移保护；

⚫ 润滑油低压保护；

⚫ EH 油压低保护；

⚫ 汽轮机胀差保护；

⚫ 轴承金属温度高保护；

⚫ 推力瓦温度高保护；

⚫ 主油开关跳闸防超速保护；

⚫ 汽轮机防进水保护；

总承包方应提供先进的、高可靠性能的产品用于汽轮机组的保护系统。保护设备的型号、规格应经业主方认可。汽轮机必须设有成熟可靠的危急保安系统， 防止超速。

机组设有 3 套危急保安器， 其中 1 套为机械式， 另 2 套是电子式。动作值为额定转速的 110%。两次动作差<18rpm。复位转速高于额定转速。危急保安器还设有可靠的动作指示器和报警装置，危急保安器可以在运行中进行动作试验。

汽轮机危急保安系统有联锁保护， 防止汽轮机突然再进汽。当汽轮机具备再次起动条件时，只有按照起动前的规 定操作程序才能使跳闸系统重新复位。

从危急保安器动作到主汽阀完全关闭的时间小于 1 秒。抽汽快关逆止阀采用气动控制,其关闭时间小于 0.5s，并给出所需控制介质的参数。

汽轮机组可分别在就地及集控室操作盘实现紧急停机操作。 6.2.3.8 汽轮机本体疏水系统

汽轮机本体疏水系统的设计能排出所有汽机本体设备包括管道和阀门内的凝结水。系统能使随时可能投入运行的设备经常处于热

备用状态。

汽轮机提供足够数量的疏水点以能彻底疏水及预热。所有的疏水点应配有两个串联的电动疏水阀，电动阀均需接入 DCS 进行远程操作。应包括（ 但不限于）：

⚫ 主汽门前后疏水及高压缸疏水；

⚫ 进汽管、抽汽管道疏水及排汽管疏水。

6.2.3.9 主蒸汽系统

总承包方提供锅炉出口经主蒸汽母管至汽轮机设备的所有供汽管道系统及其疏水管道系统的设计、供货、安装、调试和冲洗。包括管道系统吹洗所需的临时管系和设施。主蒸汽母管上预留与二期主蒸汽母管的管道接口， 隔离用电动阀门和封头。

主蒸汽系统按锅炉最大出力保证值和汽机阀门全开工况进行设计。

采用母管分段制系统。

主蒸汽系统中增设 2 台（套）减温减压器作为对外供汽备用装置，当汽轮机检修或故障期间，锅炉产生的蒸汽可通过减温减压器满足对外供汽。

主蒸汽母管上设有电动隔离阀作为分段阀门。锅炉出口、汽轮机进口及减温减压装置进出口均设置(一、二次)电动隔离阀。

锅炉出口、汽机进口、外供蒸汽母管均设有流量测量装置。

主蒸汽管道在设计时， 考虑足够的经常和起动疏水点， 在主蒸汽母管上要有适当的暖管用的放水点， 疏水接至高压膨胀箱。每路疏水管线上要设置两只串联的疏水阀（ 电动） 。

主蒸汽疏水阀前的疏水管道采用与主汽管相同材质的管子。

在主蒸汽管道上有压力和温度测点， 用来监测主蒸汽系统的特性。

所有的疏水都要进行回收利用。

6.2.3.10 抽汽、排汽系统和辅助（ 外供） 蒸汽系统

低压外供蒸汽系统。汽轮机组的排汽系统和备用减温减压器系统供汽分别汇入外供汽母管，然后由该母管供各用户用汽。另外，从母管引出一路，进入采暖用减温减压系统。

中压外供蒸汽系统。汽轮机组的抽汽和备用减温减压器系统供汽分别汇入中压外供汽母管，然后由该母管供各用户用汽。

汽轮机组抽汽、排汽系统、减温减压器系统及外供蒸汽管道上均设有流量测量装置，用于计量汇入母管前的蒸汽流量及对外供汽流量。另外，在抽汽系统上设置了止回阀、快速关闭阀及安全阀。

快速关闭阀的前后压降不大于 0.01MPa， 关断时间不大于 0.5s。汽轮机的抽汽及排汽管道上均应按要求装设安全阀，安全阀的

形式采用弹簧式安全阀， 安全阀的排汽容量应不小于额定容量的 70%。

6.2.3.11 回热抽汽系统

本工程设置了两级高压加热器， 其中一级高压加热器加热蒸汽接自汽轮机抽汽管道。 另一级高压加热器加热蒸汽接自低压外供汽母管。为了防止因加热器漏水而使汽轮机进水， 在抽汽管上分别装有抽汽逆止阀。

除氧器加热蒸汽接自低压外供汽母管， 并设置减压阀进行减压。 6.2.3.12 锅炉给水系统

高压给水系统采用单母管制，系统装设 1 台 110%容量的电动调速给水泵（变频调速)和 2 台 110%容量的电动定速给水泵。

高压给水自给水泵出口至高压给水母管，从母管经给水操作台进入锅炉省煤器。正常运行时，给水由主路调节阀调节。在机组启动和低负荷运行时，则由旁路调节阀调节。

在泵出口与除氧水箱之间设有再循环管，再循环管上设电动关断阀，关断阀的下游装设多级节流孔板。

给水泵的出口设有一台止回阀和一台电动关断阀。

两台加热器给水管道设有自动旁路，在高压加热器出现高高水位报警时，快速解列高压加热器。

加热器进出口阀门和旁路阀联锁，防止误操作而切断给水，以保证给水供应。高压加热器进出水门及旁路门为电动阀。

在锅炉给水进口管道上设置焊接式流量测量装置。

过热器减温水从锅炉主给水接出。减温水管道上设置流量孔板用来监测进入减温器的减温水量。

给水系统设计要充分保证给水泵进口压力，以防止给水泵汽蚀发生。

在锅炉给水泵入口装可拆式滤网，每台给水泵出口设置流量测量装置，信

号接入 DCS。

高压加热器加热蒸汽管电动门前应设置温度、压力表，温度、压力信号接入 DCS 系统。

6.2.3.13 管道和阀门

管道进行应力分析， 以确定管道应力低于规范中许用应力值，端点推力满足设备制造厂允许的推力要求。

至每一个加热器和热网管的蒸汽管道将设置电动关断阀和止 回阀。 加热器的蒸汽进口应使用电动关断阀， 减温减压器后应设安全门， 安全门排汽接至室外。

排汽管道上电动门的关闭时间应符合国家相关要求。

管道系统的布置和设计提供正确的支吊型式， 它包括： 刚性支吊、弹性支吊及固定支架及其生根结构，并且提供管路系统热、冷状态下的必要补偿段或补偿装置。

与汽轮机汽缸连接的管道， 其热胀力不应作用在汽缸上。

主蒸汽关断阀应严密不漏， 使主蒸汽管道能够进行水压试验。主汽过滤器为可拆式， 能承受外来杂质的冲击， 设有凸缘或

吊眼螺栓以便于法兰及过滤器的拆除。

在蒸汽管道的低位点设置疏水点， 疏水管道敷设到疏水扩容器。

所有的管道疏水需设置独立的疏水回收系统， 做到疏水零排放。

所有管材及管件应在安装前进行材质复查， 彻底清除内壁氧化皮。

所有阀门在安装前应作水压试验，以保证阀瓣及阀盖的严密 性。

除按设计要求进行必要的冷紧之外， 管道连接不得有强力对 口。

主蒸汽管道的焊口应 100% 进行无损探伤以保证焊接质量 。 6.2.3.13 除盐水补给系统

本工程补水来自化水站。补给除盐水共有两路， 一路经冷渣机后进入除氧器， 此时除盐水作为冷渣机的冷却水， 既可以缓解冷渣机因为水质不好引起的结垢问题， 又可以提高除盐水的补水温度， 降低除氧加热蒸汽用量， 提高整厂的热效率。 另一路直接进入除氧器， 并在进入除氧器前设置有调节阀， 用作除氧器的水位

调节。

6.2.3.14 保温及保护层

承包方负责汽机本体及附属设备及管道的保温设计， 提供保温材料， 禁出止使用有毒性保温材料。温度高于 50°C 的管道和设备均进行保温。

在正常运行情况下，当环境温度为 25°C 时，汽轮机保温层表面温度不超过 50°C。保温的设计及用材应经业主方认可。

所有的外保温材料采用彩钢板材料， 厚度不低于 0.5mm。

在汽机外表面及定期检修、检查需要拆除保温的（ 如法兰罩、关断阀、阀门法兰罩、管道法兰、膨胀节、起吊耳等） 区域提供拆卸式保温。在没有被汽机罩壳套包住的保温部分， 提供可拆卸式或可替换式金属罩。

在平台以上的汽机壳体设有装饰罩覆盖， 一直延伸至楼板抹面。总承包方完成保温罩的生根（ 铁板， 凹槽） ， 以使护罩连接于抹面后的楼板上。

在钢制护罩外表面设人孔， 以便对汽机进行检查。 所有的人孔门均配有内凹式人孔把手及锁闩。且在内外两侧均可操作。

设备及管道保温外壳上需喷涂的设备管道名称及管道各项色环色标。

汽轮发电机组及其附属机械所有转动轴，连轴器及其它露出 的转动部分应配装安全罩， 以保护人身安全。

6.2.3.15 试验和检验

总承包方应提供全部工厂试验及检验计划（ 进度表） 给业主方确认。

所有试验、 调整项目， 均应向业主方提供技术记录和技术报告。

所有主要的试验、 调整和检验项目， 均需业主方检验确认，业主方的确认并不免除总承包方的任何责任。

汽轮机组的工厂试验至少应有下列项目（ 但不限于） ， 需经业主方检验确认：

⚫ 主轴、汽缸、汽门等主要部件的探伤试验；

⚫ 汽轮机转子组装后的叶片测频试验；

⚫ 汽轮机转子整体额定转速下的高速动平衡及额定转速 1.12 倍以上的超速试验；

⚫ 汽缸、汽门、热交换器、压力容器、阀门等主要承压设备的水压试验；

⚫ 油系统设备（ 包括油箱、冷油器及主轴承座等） 的严密性试验；

⚫ 调速、保安装置的部套调整试验；

⚫ 机组总装盘车试验。

汽轮机组的现场试验和检验至少应有下列项目（ 但不限于）需经业主方检验确认：

⚫ 汽轮机扣缸前的总体检验；

⚫ 油系统清洗及油质检验；

⚫ 调节系统静态特性试验；

⚫ 保护系统试验；

⚫ 机组空负荷试运、辅机分部试运调整；

⚫ 机组带负荷试运；

⚫ 连续 168 小时满负荷可靠性试运；

⚫ 机组性能考核试验。

1.1.16.2.3.16 总承包方应提供的图纸、资料（ 包括但不限于）汽轮机操作维护说明书、安装说明书及供应项目清单汽轮机调节保安系统操作维护和调整说明书

汽轮机热平衡计算图及工况图（ 25% 50% 75% 100% 负荷） 汽机房总体布置图

汽轮机热力系统图

汽轮机本体结构图、部件结构图及安装图（ 标准蓝图）

主蒸汽、抽汽、轴封蒸汽、疏放水等附属管道系统图及安装图

（ 包括管道系统特殊附件和阀门的结构安装图）润滑油系统图及安装图

汽轮机调节保安系统图、部套结构图及安装图主油箱结构图及安装图

冷油器结构图及安装图

除氧器及水箱结构图及安装图加热器结构图及安装图

轴封冷却器结构图及安装图

给水泵及电机操作维护说明书、结构图及安装图

驱动给水泵汽轮机操作维护说明书、结构图及安装图

以上所有图纸及说明书均需由设备厂家提供电子版资料。

6.2.3.17 规程、规范和标准

• 《小型火力发电厂设计规范》 GB50049 -2011

• 《电力建设施工及验收技术规范（ 锅炉机组篇） 》 DL5190.3 -2012

• 《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规定》 DLGJ26

• 《烟风煤粉管道零部件， 典型设计手册》 74DD

• 《电力工业锅炉压力容器监察规程》 DL612

• 《火力发电厂耐火材料技术条件与检验方法》 SDJ66

• 《火力发电厂热力设备和管理保温材料技术条件与检验方法》 SDJ68

• 《火力发电厂热力设备和管道保温油漆设计技术规定》 SDJ59

• 《火力发电厂金属技术监督规程》 DL438

• 《火力发电厂汽水管道应力计算技术规定》 SDGJ6

• 《石油库设计规范》 GBJ74

• 《火力发电厂汽水管道零件及部件， 典型设计手册》 DL/T5054

• 《电力建设安全工作规程（ 热机安装篇） 》 SDJ62

• 《电业安全工作规程（ 热力和机械部分） 》

• 《蒸汽锅炉安全技术监察规程》

• 《蒸汽锅炉参数系列》 GB753

• 《中华人民共和国水利电力部火力发电厂汽轮机、锅炉、汽轮发电机参数系列标准》 SD264

• 《水管锅炉受压元件强度计算》 GB9222

• 《钢结构设计规范》 GBJ17

• 《电站锅炉性能试验规程》 GB10184

• 《钢制压力容器》 GB159

• 《火力发电厂汽水管道设计技术规定》 DL/T5054

• 《火力发电厂高温高压蒸汽管道蠕变监督导则》 DL441

• 《电站汽轮机热力性能验收试验规程》 GB8117

• 《通用桥式起重机技术条件》 GB7984

• 《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定》 DL/T5035

• 《电力设备安装工程旋转机器安装和验收法规》 GB50170使用中并不限于以上所列的规程和规范， 也可使用业主方认可

的规范和规定。若以上规范有最新版本，应以最新版本为依据。

6.3 热网首站

总承包方负责厂区内热网首站的设计、设备选型、建设安装、及调试验收等所有相关工作。设计依据必须满足相关规范，设计供热能力参考热负荷及参数表

（现有热负荷+近期热负荷），并考虑 30%裕量。范围自厂区内至厂区围墙外 1.5 米处。

热网循环泵、热网疏水泵系统的要配备变频调速系统。

热网加热器采用卧式。两端水室法兰连接，可拆卸，方便清洗和查漏维修。热网加热器应为带内置包壳式节能型换热器，疏水温度不高于 70℃。对节能

型热网加热器的结构特点做专项说明，并提供相应示意图。

第七章 电气部分

7.0 电气部分

7.1 总的要求

所有电气设备的选择方案总承包方应严格遵守国家行业的相关标准，选用工艺技术成熟、系统简单、运行可靠，高效节能的设备。

7.1.1 电气主接线

本期工程新建 2×150t/h CFB 锅炉（高温高压）+1×CB18MW 背压式汽轮发电机组。接入系统暂按以 2 回 110kV 线路接入太阳山地区 110kV 系统考虑。（具体实施方案根据本地区电网规划及电力设计院接入系统的设计确定）。

本工程厂内设发电机端母线，发电机出口电压为 10.5kV，发电机出口至主变采用导体连接。发电机通过双绕组主变压器连接至 110kV 配电装置（室外 GIS 型）， 110KV 升压站采用单母线分段接线方式。110kV 配电装置本期为单母线接线，终 期为单母线分段接线.

7.1.2 启动/备用电源引入方式

本期 10kV 厂用 I、II 段备用电源由 10KV 备用电源段引接，(10KV 备用段取自工业园区 10KV 系统，根据供电局给定方案执行)。

7.1.3 主变压器中性点接地方式

主变压器中性点按接地运行方式设计。

7.1.4 电气建（构）筑物与电气设备布置

本期建设 110KV 配电室，新建 110kVI 段母线及两回 110kV 线路（室外 GIS 型）。同时考虑扩建预留间隔。（具体方案以供电局给定的接入方式为准）

7.2 发电机及引出线

7.2.1 概述

本期建设发电机一台，额定出力为 18MW，功率因素 0.8。采用无刷励磁系统。发电机引出线经发电机出口断路器连接到主变压器低压侧，发电机-变压器单元 接线接入 110KV 配电装置（具体方案以供电局给定的接入方式为准）。

7.2.2 技术要求（不局限于以下标准）

7.2.2.1 发电机

⮚ 在当地任何环境条件下，发电机可以在额定转速、额定功率因数条件下运行，发电机容量和汽轮机出力相匹配。

⮚ 发电机采用无刷励磁系统。

⮚ 发电机采用空气冷却方式。热交换器制造符合国家标准有关规定。

⮚ 发电机外壳防护等级不低于 IP44。

⮚ 发电机绝缘等级 F 级，温升按 B 级考核

⮚ 发电机的短路比保证值将大于或等于 0.5。

⮚ 发电机效率≥98%

⮚ 当汽轮机主汽门关闭时，发电机在正常励磁工况下允许以电动机状态运行时间不少于 3 分钟。

7.2.2.2 发电机的运行要求

异常频率运行：

发电机在额定电压和额定功率因数下，频率在 51-48Hz 范围内变化发电机能提供额定出力。

过负荷能力：

发电机在过负荷工况运行时，不会引起绕组温度迅速上升而损坏绝缘。

定子电流过负荷(%)	150	130	116
时间（秒）	120	300	900

允许机端三相短路的时间由总承包商提供，保证绕组和绝缘不受损坏。异常电压运行：

在额定功率因数及额定频率条件下，发电机在端电压 95%-105%额定电压下能够连续输出额定功率。当电压提高到额定值的 110%时，应能连续运行，此时定子电流以励磁电流不超过其额定值为限，并不致引起失步和设备损坏。

进相运行：符合国家规定。失磁运行：符合国家规定。

7.2.2.3 发电机定子

7.2.2.3.1 定子铁芯

⮚ 定子铁芯将采用高导磁率低磁滞损耗的硅钢片叠制和模压，通风道设计合理以使铁芯和绕组各部位温度尽可能的均匀，避免局部过热。

⮚ 定子外壳，有足够的强度并有良好的密封性能。

⮚ 定子铁芯的设计可把振动限制在最小范围之内，尤其防止 100Hz的振动影响

7.2.2.3.2 定子绕组

⮚ 绕组采用铜质，连接为星形。

⮚ 槽楔设计合理，可减少单相和三相故障时产生损伤。

⮚ 绕组端部排列和捆扎有利于表面冷却和避免出热点。

⮚ 定子绕组的绝缘采用 F 级。

⮚ 定子绕组在冷态下任何两组直流电阻之差，在排除由于引线长度不同而引起的误差后，应不超过其最小值的 1.0%。

⮚ 定子绕组端部和机座振动的自振频率应避开基频和倍频±10%以上，如有需要限值，规定在该型电机的说明书内。

⮚ 在交流耐压试验前定子绕组在制造厂内应进行 3.5UN，1 分钟的直流耐压试验。交流工频耐压试验电压（有效值）按 2UN+1000伏进行，历时 1 分钟。

⮚ 耐压试验或投入运行前总承包商应提供定子绕组对地及相间的绝缘电阻值，埋入式检温计绝缘电阻值，励磁机端轴承对地和油管的绝缘电阻值。

⮚ 定子绕组出线端的绝缘套管，应单独在空气中进行工频干闪耐电压试验，耐电压试验值由总承包商提出。

7.2.2.4 发电机转子

⮚ 合理选用材质，绕组导线应具有良好的导电性能和抗蠕变能力，以防止相间故障由于机组的频繁起动而引起的转子绕组变形。

⮚ 转子护环为整体合金钢锻件，为提高护环的耐应力和耐腐蚀能力，采用（50Mn18Cr5）合金钢材质。

⮚ 转子风扇和通风设计，避免因槽内高温引起的机械应力。

⮚ 转子绕组的绝缘等级不低于 B 级。

⮚ 不对称运行工况下，为考核负序电流耐受能力。总承包商将提供转子护环温升情况。

⮚ 轴电压和有害的轴电流将有限制措施。

⮚ 转子应在制造厂出厂前带联轴器进行高压动平衡，并作额定转速 120%的超速试验。

⮚ 发电机及励磁机额定转速下轴承座在水平及横向的双振幅值应小于 0.03mm。

⮚ 机组轴系在规定的频率范围内，不会因临界转速引起不良振动而影响发电机的安全运行。其设计值应避开额定转速的±10%。

7.2.2.5 发电机冷却系统

⮚ 发电机为空气冷却方式。

⮚ 冷却系统的设备和控制满足国家标准。

7.2.2.6 测温系统

⮚ 为了测量发电机内部温度，应提供一套温度检测元件，在 DCS 显示。

⮚ 测温元件为铂电阻。

⮚ 测温元件的允许误差范围须经业主方确认，总承包商将提供允许误差测试文件及有关标准。

⮚ 各轴承上应装设测量出油温度的温度计，并在出油管上设有视察窗，在轴承上还应装设遥测轴瓦温度的检温计。

⮚ 在气体冷却器的出风处，冷风区各装 1 个电阻温度计。

7.2.2.7 发电机中性点接地的接地方式

⮚ 发电机中性点接地方式采取不接地方式。

⮚ 发电机中性点增设避雷器 1 台。

7.2.2.8 励磁系统

7.2.2.8.1 总的要求：

⮚ 励磁系统的型式是与汽轮发电机组同轴无刷励磁。

7.2.2.8.2 技术要求：

⮚ 当发电机励磁电流和电压不超过励磁机额定值的 1.1 倍时，励磁系统将保证连续运行。

⮚ 励磁系统的顶值电压倍数不小于 2，励磁系统允许强励时间不小于 10 秒，电压响应比则不低于 2 秒-1。

⮚ 自动调节励磁装置的调压范围发电机空载时能在 20～110%额定电压范围内稳定平滑调节，整定电压的分辨率应不大于额定电压的 0.2～0.5%

⮚ 手动调节励磁装置应保证发电机励磁电流调节范围为空载励磁电流的 10%至额定励磁电流的 110%。在全部调压范围内保证稳定地平滑调节

⮚ 手动调压范围，下限不高于发电机空载励磁电压的 20%，上限不低于发电机额定励磁电压的 110%，在全部调压范围内保证稳定地平滑调节。

⮚ 发电机空载运行状态下，自动和手动调整励磁装置的给定电压变化每秒不大于发电机额定电压的 1%，不小于 0.3%。

⮚ 自动调节励磁装置保证发电机端电压的调差率。对于电磁型的装置为 5%。

⮚ 自动调节励磁装置保证发电机端电压的静差率，对于电磁型的装置为不大于 3%。

⮚ 发电机空载时，在额定电压工况下，突增阶跃响应±10%时，常规励磁系统超调量不大于阶跃量的 50%，快速励磁系统不超过 30%。

⮚ 自动调整励磁装置保证发电机空载状态下，频率变化在额定值的

±1%时，发电机端电压的变化率，不超过额定电压的 2%（对电磁型）。

⮚ 自动调整励磁装置保证发电机突然零起升压时端电压超调量不得超过 15%，调节时间不大于 10 秒。

⮚ 自动调整励磁装置装设远距离给定和控制设备。

⮚ 励磁系统装设励磁绕组过电压保护装置，并设置自动灭磁装置。发电机并网运行时，定子回路和外部发生短路以及发电机空载强励情况下，灭磁装置必须保证可靠灭磁。

⮚ 励磁系统装有必要的控制、信号、测量表计和保护装置。

⮚ 无论发电机处于何种励磁调节方式，发电机手动励磁调节按钮应优先。

⮚ 装置应对发电机数据进行时实监视。

⮚ 装置具有故障数据记忆功能。

⮚ 具有事件记忆功能。可记录故障、操作信号及保护动作信号发生时间。

⮚ 调差范围为±15%，级差 1%。

⮚ 机端电压调节范围：

⯎ 自动：30%UGN~120%UGN

⯎ 手动：10%UGN~130%UGN

⯎ 其中：UGN 为发电机空载额定电压

⮚ 装置调节器为双通道主备用工作方式，可实现故障状态自动无扰动切换。

⮚ 自动励磁调节器采用数字型，采用运行业绩良好的设备，其性能应可靠，并具有微调节和提高发电机暂态稳定的特性。

⮚ 放大倍数，时间常数，参考电压，反馈信号量等有明确的位置指示。

⮚ 励磁调节器还设有过励磁限制；过励磁保护；低励磁限制等附加单元。并留有与DCS的接口。

⮚ 由励磁系统故障造成的发电机强迫停机率不大于0.1%，停机次数不大于0.25次/年。

⮚ 装置具有抗干扰性（以高频保护为标准），满足DL/T650-1998标准要求。

⮚ 双通道系统，其工作方式分别为：一个通道为运行通道，正常工作，另一通道为备用通道，能自动跟踪、自动切换。正常运行时，双通道系统是自动闭环并列运行的，若其中一通道发生故障而退出运行时，备用通道可满足包括强励在内的所有工况要求。同时还设有手动励磁功能作为备用，手动励磁应具有远方调整和自动跟踪功能；自动跟踪有上、下限值；当自动回路故障时能自动切换到手动，手动励磁也可作励磁装置、发变组试验之用，包括发电机的零起升压之用。

⮚ 发电机自动调整励磁装置各功能切换应无扰动。

⮚ 装置应对系统设备进行在线监视并提供报警功能

⮚ 励磁电流调节精度〈1%

⮚ 励磁电流调节范围：10%~130%额定励磁电流连续线性可调。

⮚ 系统甩负荷时，励磁系统应快速响应。确保发电机过电压值、时间满足国家标准。

7.2.2.9 发电机灭火装置

发电机内部，在定子绕组端部附近，必须装设灭火水管，管路的端头必须引出机座外，与机外的消防水系统随时可连接使用。

7.2.2.10 发电机厂家配套设备(包括但不限于以下设备)

⚫ 同轴无刷励磁机及配套设备 1 套

⚫ 空气冷却器及配套设备 1 套

⚫ 发电机自动励磁调节装置控制屏 1 块

⚫ 常规足量的随机备件含定子线圈、电刷、刷握、衬套等

⚫ 抽装转子接长轴 1 只

⚫ 装拆护环专用工具 1 套

7.2.3 发电机出线小室

7.2.3.1 概述

发电机、发电机出口断路器、10KV 高压厂用电工作电源进线开关、发电机 PT、发电机出口 CT、发电机中性点 CT、同期 PT 等设备，将在出线小室内、外实现联接。

7.2.3.2 发电机出线小室布置

⮚ 发电机引出线及发电机出口开关、厂用分支、同期 PT、发电机出口 CT、发电机中性点 CT 及避雷器等设备全部布置在发电机出线小室内。

⮚ 发电机小室分两层，根据现场进行合理布置。

7.2.3.3 技术要求（不局限于以下标准）

母线导体

⮚ 发电机、主变压器主设备之间的连接，都是通过母线或导体来实现。

⮚ 母线的选择将根据三相短路和单相接地等故障情况的故障电流计算，以校核母线的热稳定能力。母线的支持结构牢固稳定，在三相故障电流电动力的作用下，不会出现母线及支持结构的破坏及永久性变形。

⮚ 发电机至发电机出口断路器采用 10kV 导体联接。

⮚ 发电机出口断路器至主变低压侧采用导线联接（如可以采用组合导线及其他更为有利的方案经过双方认可，并按照设计变更处理）。

⮚ 导体选择方法将执行中国部颁标准 SDGJ14－86《导体和电器选择设计技术规定》。

⮚ 户外与户内导体的联接，将考虑不同的基础沉降。

发电机断路器柜

发电机引出线至主变压器之间安装的发电机引出线出口断路器柜，该柜将布置在发电机引出线小室之内。

电压互感器柜及联接

发电机电压互感器，为发电机测量、同期、电压调整及绝缘监视、保护提供参量。该电压互感器安装在发电机引出线小室之内。

电压互感器柜的其他技术条件同发电机出口断路器柜。电压互感器的技术要求

执行标准：国标 GB1207-86《电压互感器》

电流互感器的连接按照发电机保护、测量，配置相应的电流互感器。

按照发电机、变压器、电抗器差动保护的要求，配置相应的电流互感器。电流互感器的技术要求

执行标准：国标 GB1208-87《电流互感器》厂用分支断路器的连接

• 厂用分支断路器柜布置在发电机引出线小室之内。

7.3 变压器

7.3.1 概述

• 厂用分支电抗器的选择：电抗器的最高工作电压；额定持续电流；热稳定电流及时间；电感量；绝缘等级和绝缘水平、冷却方式、防护等级等技术条件应符合国家标准。

主变压器及低压变压器的规范及技术条件。

7.3.2 主变压器

7.3.2.1 概述

主变压器的选型应满足相关技术规范及本招标技术文件要求，优先选用技术成熟可靠的国产优质设备。（具体详见短名单）

7.3.2.2 主变压器技术要求（不局限于以下标准，由投标方填写）

⮚ 型 号：

⮚ 数 量： 1 台

⮚ 额定容量：

⮚ 电压组合：

⮚ 额定频率：

⮚ 联结组别：

⮚ 空载损耗：

⮚ 负载损耗：

⮚ 空载电流：

⮚ 阻抗电压：

⮚ 绝缘等级：

⮚ 冷却方式：

变压器的部位	温升限值（k）	测定方法
线 圈	65	参照国标
顶层油面	55	参照国标
铁芯表面	75	参照国标

⮚ 温升限值：在额定工作条件下，环境温度最高为 40 度，变压器各部分温升限值, 应符合 GB1094 或 IEC 标准的规定。并不超过下表所列数值。

7.3.2.3 结构

7.3.2.3.1 铁心

为改善铁心性能,应选用同一批次的优质、低损耗的冷轧晶粒取向硅钢片，整个铁心采用拉板式结构，并在心柱和铁轭上采用多阶斜搭接缝，装配时用均匀的压力压紧整个铁心，保证铁芯组件均衡严紧，不会因运输而松动。

7.3.2.3.2 绕组

同一电压等级的绕组采用同一厂家、同一批次的优质无氧铜导线。股线间应有合理的换位，使附加损耗降至最低。绕组设计应使电流和温度沿绕组均匀分布，并使绕组在全波和截波冲击使用时得到最佳的电压分布。

对绕组漏磁通进行控制，避免在绕组、引线、油箱壁和其他金属构件中产生局部过热。

绕组绕制、套装、压紧均应有严格的紧固工艺措施，引线有足够的支撑，使器身形成紧固的整体，以防止由于运输、振动和运行中短路时，产生相对位移。

7.3.2.3.3 储油柜

变压器应装有防油老化的胶囊储油柜,其结构便于清理内部。储油柜中的油与大气隔离，其中的油量可由胶囊的膨胀或收缩来调节。胶囊的气室通过吸湿器与大气相通。

储油柜的容积保证在周围最高气温允许负载状态下油不溢出,在－30℃未投入运行时,观察油位计有油可见。储油柜的一端装有油位计（带高、低油位时供报警的密封接点）,表示变压器未投入运行时,相当于油温为－30℃、＋20℃和＋ 40℃三个油面标志。

积集气体通过带坡度的集气总管引向气体继电器，再引至储油柜。在气体继电器水平管路的两侧加装蝶阀，以便于安装、检修。

储油柜有注油、放油和排污油装置,装设带有油封的吸湿器。

7.3.2.3.4 气体继电器

变压器应装有气体继电器，为使气体易于汇集在气体继电器内，升高座的联管、变压器与储油柜的联管和水平面应有约 1.5°的升高坡度。气体继电器的安装位置及其结构能观察到分解出气体的数量和颜色，而且便于取气体。积聚在气体继电器内的气体数量达到 250～300mL 或油速在整定范围内时，分别接通相应的接点。

7.3.2.3.5 压力保护装置

变压器应配压力释放装置，当内部压力达到规定时可靠动作，并配报警接点和喷油导向管并引至本体下部。

7.3.2.3.6 油温测量装置

⮚ 变压器油箱顶部装设有玻璃温度计用的管座，管座伸入油内 120±10mm。

⮚ 变压器在便于观察的位置上装设接点容量在交流 220V 时不低于 50VA，直流有感负载时不低于 15W 的户外式信号温度计，温度计的准确度符合相应标准。

7.3.2.3.7 分接开关

⮚ 无励磁抽头切换开关不应存在两分接头之间,在中间位置的快速动作触点转换开关。提供防止过行程的机械档和将开关锁定在选择位置的卡锁设施。

⮚ 抽头切换开关的操作不用借助辅助工具就能安全操作。分接头位置清楚标记。

⮚ 穿过油箱盖或箱壁的操纵杆密封，以防在所有使用条件下漏气或漏油。

7.3.2.3.8 冷却装置

冷却装置采用片式散热器，散热器的数量及冷却能力能够散去总损耗产生的热量，可拆卸散热器经蝶阀固定在变压器油箱上，以便在安装或拆掉冷却器时变压器油箱不必放油。

风扇系统控制接线满足下列要求：

⮚ 变压器风扇控制可手动或按负荷与温度自动投入或切除风扇。

⮚ 当风扇系统发生故障切除全部风扇时，在额定负载的70%时变压器能长期运行。

⮚ 风扇控制电压：控制AC 220V、动力AC 380V。

7.3.2.3.9 油箱

⮚ 变压器油箱应使用高强度钢板焊成，设计成能承受真空残压为 133Pa 和正压为 98kPa 的机械强度试验，不得有损伤和不允许的永久变形。

⮚ 油箱结构为钟罩式，油箱的顶部不应形成积水，油箱内部不应有窝气死角。

⮚ 变压器不带滚轮,但油管及其它设施高于本体底板。

⮚ 油箱所有法兰的密封面应平整，密封垫有合适的限位，防止密封垫过度承压、以致龟裂老化后造成渗漏。

⮚ 油箱上应设有温度计座、接地板、吊攀和千斤顶支撑座等。

⮚ 油箱上应装有梯子，梯子下部有一个可以锁住踏板的挡板，梯子位置便于对气体继电器的检查。

⮚ 变压器油箱应装有进油阀、排油阀、油样活门等可靠的阀门。

7.3.2.3.10 套管

⮚ 高压侧及高压中性点采采用纯瓷套管。低压侧采用纯瓷套管。

⮚ 套管额定电压应与变压器的额定电压相适应。

⮚ 套管的额定电流应与变压器的额定最大负载能力相一致。

⮚ 套管的安装位置和相互距离便于接线,而且其带电部分之空气间隙应能满足 GB10237 的要求。

⮚ 套管接线端子连接处，在空气中的温升不大于 55℃，在油中对油的温升不大于 15℃。

7.3.2.3.11 变压器油

变压器油性能应符合 GB2536 要求。

7.3.2.3.13 其他

⮚ 变压器本体应具有承受变压器总重的起吊装置。变压器器身、油箱，可拆卸结构的储油柜和冷却器等均有起吊装置，以供起吊用。

⮚ 变压器铁芯和较大金属结构零件均通过油箱可靠接地。在接地处有明显的接地条符号或“接地”字样。

⮚ 在设计和制作过程中应充分考虑变压器在运输过程中的各种情况，采取相应的措施，保证变压器运到现场可不经吊芯即可投入运行。

⮚ 变压器铭牌应采用不锈钢材料制作，并固定在明显可见位置。铭牌上所标志的内容清晰且牢固。在铭牌上标志的项目符合国家标准 GB1094.1-1996 中第 7 条规定。

⮚ 变压器在出厂前,在厂内进行整体组装(包括全部组件、附件)，并做好标记。

⮚ 变压器满负荷使用年限不少于 30 年。

⮚ 产品的质保期为 1 年。

⮚ 事故贮油池

⯎ 变压器设有排油坑，事故贮油池。

⯎ 容积按设计规范。防止事故状态造成污染。

⯎ 变压器设有排油坑、敷设鹅卵石。

7.3.3 厂用变压器

7.3.3.1 概述

变压器额定容量最终由总承包方负责校核。采用新型节能变压器， 低压变压器高压侧经开关接至10kV 厂用母线段。低压侧经低压厂用电进线开关接至厂用380V段配电系统。

7.3.3.2 技术参数（不局限于以下标准，具体数据由投标方填写）

序号	名 称		单位	参 数	备注
1	型号
2	额定容量		kVA
3	数量		台
4	额定频率		Hz
5	联结组别
6	绝缘水平	工频耐压 （1min）	kV
7		雷电冲击(全 波)	kV
8	电压组合		KV
9	阻抗电压		%
10	空载损耗		W
11	负载损耗(75°C)		W
12	空载电流		%
13	局部放电量		Pc
14	冷却方式
15	绝缘等级
16	噪音水平		dB

7.3.3.3 性能和特性

⮚ 变压器在 GB1094 规定的使用条件下，产品应能正常地满负荷连续运行并能达到规范书规定的额定负载及要求。

⮚ 变压器在额定输出功率，施加电压在正常电压的±5%范围内波动时，变压器的温升限值如下：

⮚ 绝缘耐热等级 F 级，部件温升限值

⯎ 绕组温升限值 100K（电阻法测量）。

⯎ 铁芯温升，使相邻绝缘材料不受损伤。

⮚ 变压器应能在国标 GB1094.5 规定的条件下，2 秒钟内承受外部短路的动稳定效应和热稳定效应而不受损伤。

⮚ 变压器运行在任何分接位置上, 应能承受国标 GB1094.5 规定的短路试验电流值而不损坏或位移。

7.3.3.4 图纸和技术文件（由总承包商提供）

变压器过激磁曲线现场安装要求

变压器安装图、技术说明书及接地位置尺寸和布置位置等

7.4 厂用电

7.4.1 概述

变压器总装图、说明书套管说明书

变压器吊装图变压器名牌图

变压器的总重、运输重量

电流互感器特性曲线及说明书控制回路接线图

⮚ 本工程厂用电系统电压等级为 10.5kV 和 380/220V。

⮚ 10.5kV 厂用电系统为中性点不接地方式。

⮚ 380/220V 厂用电系统为中性点直接接地方式。

⮚ 厂用 10kV 段主供电源引自 10kV 发电机出口母线。高压厂用备用电源由 10KV 备用段引接。备用电源采用自动/手动投切方式。

⮚ 低压厂用电电压采用 380/220V。

⮚ 低压厂用备用电源取自 10KV 备用段。

⮚ 备用电源采用自动/手动投切方式。

7.4.2 技术要求（不局限于以下标准）

⮚ 电动机正常启动时，以 10KV 工作段已带最大负荷，再启动一台最大电机时，10KV 母线电压应大于规程要求值(80％),满足启动要求。

7.4.3 图纸和技术文件（由总承包商提供）

⚫ 厂用电原理、接线图

⚫ 厂用电电力负荷计算表

⚫ 厂用配电装置配置接线图

⚫ 厂用电系统短路计算书

⚫ 厂用母线电压校验计算书

7.5 电气控制和保护

7.5.1 概述

本期电气保护装置均采用微机型保护装置，高压厂用电源采用微机型快切装置、低压厂用电源切换装置采用微机型厂用电备自投装置。

7.5.2 主控室布置和元件控制地点

⮚ 本期建设的保护测控屏布置在电子设备间内，操作台布置在集中控制室内。

⮚ 在主控室控制的元件：发电机、主变压器、厂用分支进线、高压厂用工作电源进线开关、高压厂用备用电源进线开关、低压厂用工作电源进线开关、低压备用电源进线开关等设备。

7.5.3 技术要求（不局限于以下标准）

7.5.3.1 仪表、继电器和控制装置

⚫ 所有仪表、继电器、指示灯和控制装置，当直流母线电压在 85%-110%Ue 变化时，不会出现过热、寿命和功能的损失，并可正常运行。

⚫ 断路器跳、合闸回路能够在直流母线电压为 85%-110%Ue 以内时，可靠动作，没有过热现象及影响设备寿命。

⚫ 继电器安装固定牢固，以防引起误动作。

⚫ 电气设备的保护继电器能满足速动性、选择性、灵敏性和可靠性的要求，并能相互配合。

⚫ 留有向计算机提供报警及指示的继电器以便能进行事故记录。

⚫ 本规范书所提及的电气控制和保护屏具有控制和保护系统所要求的全部电气性能。

⚫ 所有电气屏内的设计电压限制在交流 220 伏、直流 220 伏。在可能出现操作过电压的二次回路中，采取降低操作过电压的措施。

⚫ 电气主要系统的监控设置在主控制室，主控制室的屏台布置要求方便运行、调试。

⚫ 每种独立的继电保护均配有相应的信号报警继电器。并由其发至中央信号屏，同时送往计算机。一旦某一跳闸是由多种继电保护起动时，计算机将记录动作次序。

⚫ 各元件继电保护配置原则按 GB－50062－92《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》进行。

7.5.3.2 二次线、继电保护及自动装置

总包方应负责完成本期工程继电保护定值计算的所有工作。元件保护

发电机，变压器保护采用微机型保护装置，电动机、低压厂用变采用微机型综合保护装置，该保护装置于 10kv 开关柜内。根据《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》GB50062-92 规定，各元件保护配置如下：

发电机、变压器保护装置主保护：

发电机差动保护 变压器差动保护 励磁绕组过流保护发电机失磁保护 后备保护

发电机低压过流保护励磁系统故障

接地保护：

发电机定子接地保护 转子回路一点接地保护转子回路二点接地保护

主变压器高压侧零序保护非电量保护：

主变压器瓦斯，压力释放保护异常运行保护：

发电机负序过电流保护发电机过负荷保护

主变压器温度升高保护（主变压器温度高于定值应自动启动冷却风扇）低压厂用工作变压器保护配置

电流速断保护过电流保护

零序过电流保护

变压器瓦斯，压力释放保护 低压厂用备用变压器保护装置电流速断

过电流保护

零序过电流保护

变压器瓦斯，压力释放保护厂用电动机（高压）保护 电流速断

过流保护

零序过电流保护

厂用电动机（低压）保护电流速断

过流保护

零序过电流保护

自动装置:满足自动、手动同期操作。

7.5.4 图纸和技术文件（由总承包商提供）

⚫ 电度表屏、控制屏、保护屏、控制箱平面布置图

⚫ 电度表屏、控制屏、保护屏、控制箱内部接线图

⚫ 设备选型说明书

⚫ 保护逻辑图

⚫ 保护、控制原理图

⚫ 现场施工图

⚫ 保护定值计算书。

7.6 通讯

7.6.1 概述

总包方负责完成机组的通信设备调试。能满足继电保护、调度及自动化等业务通信需求。

7.6.2 标准规范及要求：

⮚ QGDW 758-2012 《电力系统通信光缆安装工艺规范》

⮚ QGDW 759-2012 《电力系统通信站安装工艺规范》

⮚ Q/GDW 1807-2012《终端通信接入网工程典型设计规范》

⮚ Q/GDW 1916-2013《电力通信工程专业管理规程》

7.6.3 技术文件

7.7 远动

7.7.1 概述

⚫ 所有文件应尽可能使用国际电信联盟（ITU-T）和国际电工技术委员会（IEC）所推荐的标准符号和词汇。

⚫ 所供设备手册，包括详细技术性能、功能和工作原理、维护和操作等，随机提供。

⚫ 设备和系统安装手册，包括详细的设备安装、告警系统安装、电源系统安装、公务系统编码方案及工程基础数据库的建库方法、同步系统方案、保护倒换方案、各种安装材料的应用以及相应的图纸。

⚫ 针对本工程项目的安装图纸，包括各个站点的机架布置图、安装界面图、各设备子架间电气连接图、配线架配线图等。安装图纸除提供拷贝文件外，还应提供电子文件。

⚫ 各设备手册和网管手册随设备一并提供。

总承包方应负责将涉及的远动信息接入远动装置，并完成相关调试工作（本工作需与供电局举行联调）。

7.7.2 远动信息如下遥测

发电机有功发电机无功

发电机有功电量 发电机无功电量 发电机 B 相电流 主变 110KV 侧有功主变 110KV 侧无功主变 B 相电流

主变有功电量汽机流量

遥信

发电机保护动作主变保护动作

对运行方式有影响的隔离开关位置状态接地隔离开关位置状态

发电机出口开关状态主变出口开关状态

主变中性点接地隔离开关位置状态

7.7.3 图纸和技术文件

• 远动信息设计、施工图

7.8 直流系统

7.8.1 概述：

依据直流系统负荷容量并考虑扩建预留间隔对接问题。

7.8.2 技术要求：

⮚ 直流控制单元应形成环路。

⮚ 直流系统为不接地系统。

7.8.3 总承包商提供的图纸

⚫ 直流系统图

⚫ 环路系统图

7．9 110kV 配电装置

7．9.1 概述

本期工程建设 110kV 配电室，设备布置（选用室外 GIS 型）。总承包应考虑 110KV 母线延伸、对接及扩建设备预留间隔。同时完成其它配套照明（含事故照明）、检修电源等工作。

7.9.2 技术要求（不局限于以下标准）

7.9.2.1 110KV 断路器：

型式
额定电压		kV
额定电流		A
额定频率		50Hz
额定短路开断电流(有效值)		kA
额定绝缘水平	1 秒种工频电压	kV
	雷电冲击耐压(全波)	kV
额定热稳定电流(有效值)		kA
额定热稳定时间		s
额定动稳定电流(峰值)		kA
额定操作顺序
额定电流开断次数		次
额定短路开断电流开断次数		次
机械操作次数		次

7.10 系统继电保护

7.10.1 概述

线路保护，保护定值需计算。总承包商完成涉及本期的所有保护整定计算。

7.10.2 由总承包商提供的图纸

⚫ 屏面布置图

⚫ 交流、直流回路图

⚫ 屏内端子排图

⚫ 屏内保护装置原理接线图

⚫ 保护计算说明书

7.13 10KV 配电柜

7.13.1 10KV 配电柜需满足如下技术参数：

⮚ 系统额定电压：10.5KV

⮚ 最高运行电压：12KV

⮚ 系统正常电压水平：10.5±5%KV

⮚ 额定频率：50Hz

⮚ 中心点运行方式：不接地

⮚ 最大接地电流：5A～10A

⮚ 额定绝缘电压：42KV

⮚ 雷电冲击耐压：75KV

⮚ 额定工作电流：根据设备设计参数匹配

⮚ 额定热稳定耐受电流：31.5KA/3s

⮚ 额定动稳定电流：80KA

⮚ 外壳防护等级：IP4X

⮚ 电气控制方式：本地/远方/DCS

7.13.2 10KV 真空断路器

真空断路器需满足如下技术参数： 1、额定工作电压：10.5kV

2、额定工作电流：根据设备设计参数匹配

3、额定工作频率：50HZ

4、额定开断短路电流：31.5kA

5、短路关合电流：80kA

6、3s 热稳定电流（有效值）：31.5kA

7、额定短路开断电流的直流分量：≥35%

8、触头合闸弹跳时间：≤2ms

9、合闸时间：≤80ms

10、分闸时间：≤60ms

11、操作方式：弹簧蓄能

7.13.3 微机型综合保护装置

微机综合保护装置要求满足如下技术参数： 1、交流电流：1A

2、交流电压：100V，

3、额定频率：50Hz

4、直流电源额定电压：220V

5、过载能力

交流电流回路： 2 倍额定电流 连续工作

10 倍额定电流 允许 10s

40 倍额定电流 允许 1s

交流电压回路： 1.2 倍额定电压 连续工作直流电源回路： 80%~110%额定电压 连续工作 6、功能配置

线路保护装置应具有三段电流保护（速断、限时电速断保护、过流保护）；反时限过流保护；过负荷、零序电流保护；三相一次自动重合闸等保护功能，具有遥测、遥控、遥信功能。（依据供电局给定方案执行）。

7.13.7 设备选型要求

承包商所选用的 10KV 配电柜、真空断路器、微机保护装置的品牌、型号需经业主同意。

7.13.8 备品备件和专用工具

根据本项目工程范围，承包商至少提供如下备品备件和专用工具：

序号	名称	通用技术规格	数量
1	分合闸线圈		4 套
2	分合闸指示灯		4 套
3	分合闸按钮		4 套
4	转换开关		2 套
5	熔断器	不同电流等级各	1 组
6	PT 高压熔断器		2 组
7	综合保护装置		1 台
8	小车专用摇把		4 件
9	检修用开关小车		4 辆

7.14 400V 低压配电柜

7.14.1 400V 低压配电柜需满足如下技术要求： 1、开关柜主要技术参数：

额定电压：400V

额定绝缘电压：1000V 额定冲击耐受电压：8KV过压等级：IV 级

防护等级：IP4X

2、开关柜须通过国家 CCC 强制认证，并符合 GB7251《低压成套开关设备和控制设备》国家标准，JB/T9661-1999《低压抽出式成套开关设备》专业标准， IEC439-1

（1992）国际电工委员会专业标准；

3、开关柜生产商需具备 GB/T190001(IS09001)质量体系认证及 ISO14000 环境管理体系认证；

4、开关柜为框架组合装配式结构，模数化设计。

5、低压开关柜内相同规格的功能单元应具有互换性，即使在出线端短路事故发生时，其互换性也不会改变。断路器应配置隔弧板或采用绝缘带包扎等措施。低压开关柜的设计和采用的材料均能最大限度地防止故障电弧的发生，一旦发生故障电弧，能在短时间内熄灭，不影响相邻的抽出式组件；

6、抽屉式的馈电柜分成三个隔室：水平母线在柜的顶部，柜前面为功能单元隔室，柜后为电缆隔室。

7.14.2 设备选型要求

承包商所选用的 400V 配电柜、断路器的品牌、型号需经业主方认可。

7.14.3 备品备件和专用工具

根据 400V 集中抽屉式配电开关的特点，本项目要求设计时相同容量等级的马达控制回路和单一配电开关回路至少预留一个备用抽屉，总的备用余量不低于实际使用回路间隔的 20%。

7.15 电缆和电缆设施

7.15.1 概述

电缆的使用范围：用电设备与供电设施之间、电源设备与用电设备之间、控制回路之间及所有不同的设备之间的联接使用电缆和导管。

7.15.2 技术要求（不局限于以下标准）电缆

导体允许的最小截面将与设备可能出现的短路水平相配合，以防短路故障下超过导体的允许的热容量。本工程动力和控热点制电缆将采用铠装、阻燃型。

电缆桥架

本项目规定电缆桥架选型需满足下列技术要求：

⮚ 室外架空部分：包括锅炉本体平台往上半封闭区域、脱硫区域、电除尘除灰区域等全部采用不锈钢封闭式桥架和支撑架；

⮚ 室内部分与电缆沟、电缆竖井内部分：锅炉、汽机主厂房、配电楼等可选用热镀锌封闭式桥架；桥架厚度需满足下表：

⯎ 100 宽：≧1.2mm；

⯎ 200 宽：≧ 1.5mm；

⯎ 300—400 宽：≧2mm；

⯎ 500－600 宽：≧2.5mm。

⮚ 不锈钢材质标号：304。电缆敷设

电缆敷设的方式允许采用架空、沟道、夹层、竖井、穿管。电缆路径选择将以较短路径为原则、避免与热力管道平行敷设、明敷电缆与热力管道交叉净距应符合设计规范。电缆敷设穿出、穿入沟道、进、出建筑物、穿过公路、铁路都必须采用保护管保护。

7.15.3 防火阻燃

电力和控制电缆采用阻燃型 C 类阻燃电缆。总承包商提供的阻燃型电缆，必需是具有试验手段的厂家按照国标 GB12666-90 标准生产的阻燃型电缆。

控制室、开关室、计算机室等通往电缆夹层、隧道、穿越楼板、墙壁、柜、盘等处的所有电缆孔洞和盘面之间的缝隙（含电缆穿墙套管与电缆之间缝隙）必须采用使用的不燃或阻燃材料封堵。电缆沟内排水设计应满足国家规范，确保电缆沟内无积水。

7.16 防雷与接地

7.16.1 概述

本工程的接地装置采用水平接地体为主，垂直接地体为辅的复合接地网。全厂总的接地电阻要求小于 2000/I（I 为入地短路电流）。

防雷保护

接地装置

• 电气设备的防侵入波过电压保护采用设置避雷器的措施来实现。

• 所有电气设备外壳都应可靠接地

• 本期的接地装置采用水平接地体为主、垂直接地体为辅的复合接地网。

• 接地装置采用热镀锌扁铁。

• 各控制屏接地设置二次接地系统。

总承包负责对避雷针保护范围是否满足要求进行校核。

7.16.2 技术要求（不局限于以下标准）防雷保护

接地系统

• 防直击雷保护措施：电力设备的直击雷保护，总承包商将选用避雷针或避雷线。建筑物防直击雷保护，选用避雷带。避雷线及避雷带的引下线将远离带电设备，并设置集中接地极，集中接地极接地电阻不大于 10 欧姆。

• 侵入雷电波保护：总承包商将对架空线侵入波进行验算并适当地增加保护装置，保护装置可以选用氧化锌避雷器。

主接地网的设计将成为闭合的网格状，主接地网水平接地体埋在地下不少于 0.8 米处。全厂接地网总的接地电

阻必须小于 0.5 欧姆。

7.17 照明系统和工作检修电源

7.17.1 概述

照明系统组成

• 正常照明系统

• 正常/事故照明系统

• 事故出口、消防疏散照明系统照明网络供电电压

正常照明网络供电电压为交流 380/220V事故照明网络供电电压为交/直流 220V通道疏散网络供电电压为交/直流 220V

照明、检修网络供电方式

本期工程采用照明、检修与动力合并的供电方式。

主厂房正常工作照明系统由每台机组各自对应的低压工作电源供电。

辅助厂房照明由各厂房中的 MCC 柜供电。

事故照明电源采用交、直流切换装置，正常由交流电源供电，当交流电源失去时，自动切换到由蓄电池供电的直流电源上去。

主厂房内设置 380/220V 检修网络，采用单电源分组直接供电方式。

辅助厂房的检修电源均由各自厂房的 MCC 柜供电。照明、检修箱的布置

主厂房的照明、检修箱均按区域划分布置。

辅助厂房的照明、检修箱布置在相应的建筑物内及处所。

7.17.2 技术要求（不局限于以下标准）照明

照明系统的设计将执行部标《火力发电厂和变电所照明设计技术规定》。照明主要采用高效节能型。

照明系统的控制要求：一般室内照明由配电盘断路器来控制。无人值班的房间及走廊以就地安装的开关来控制。道路及户外采用光电开关控制。

易燃易爆场所如输煤栈桥等将采用防爆隔爆型灯具，照明配电盘与易燃场所隔离。

事故照明

正常交流电源消失后将及时切换到直流系统。事故出口指示照明。

清楚地标明撤离路线、要求有连续指示又容易识别，由不同方向都可以看到的指示照明灯。采用带箭头标志指示撤离方向的标识灯，标识距离不大于 30 米。