性能试验规范书

水洞沟电厂一期工程2660MW超临界火电机组性能试验技术规范单位宁夏京能宁东发电有限责任公司二一年三月1技术规范10总则针对本工程超临界表面式间接空冷技术特点，为确保机组整体性能，投标方应做好技术优化并加强同其它设备厂家的协调配合。101本招标书适用于宁夏京能宁东发电有限责任公司2660MW超临界空冷燃煤机组的性能试验，它提出设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。招标范围为两台机组及附属系统的机组性能试验（含公用系统不包括气体消防及消防报警系统、脱硫的调试工作）。包括脱硫系统主要性能指标测试工作。102招标方在本招标书中提出了最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求和适用的标准，投标方提供一套满足本招标书和所列标准要求的高质量产品及其相应服务。对国家有关安全、环保等强制性标准，应满足其要求。103投标方应执行本招标书所列标准，有矛盾时，按最新的高标准执行。104在签订合同之后，招标方有权提出因规范、标准和规程发生变化而产生的一些补充要求。11工程概况宁夏京能宁东发电有限责任公司2660MW工程系新建电厂，本期工程建设2660MW国产超临界表面式间接空冷燃煤发电机组。第一台机组计划于2011年1月投入商业运行，第二台机组计划于2011年3月投入商业运行。宁夏京能宁东发电有限责任公司2660MW工程位于宁夏回族自治区银川市所辖灵武市境内，电厂厂址在银川市东南约35KM、灵武市东偏北24KM处，东邻银古高速。主厂房零米层海拔高度（黄海高程）为1257M。112厂区岩土工程条件场地湿陷类型属于非自重湿陷，厂区具有湿陷性，不宜直接作为建筑物的地基持力层。建筑场地类别为II类，属建筑抗震有利地段。厂址区地基土对混凝土结构、钢筋混凝土结构的钢筋暂按中等腐蚀性考虑、对钢结构无腐蚀性。113地震烈度根据自治区地震局宁震函2004146号审批文件，本工程场地50年超越概率不大于10的地震设防烈度为7度。其地面地震动峰值加速度为0166G，反应谱特征周期为038秒。114交通运输铁路灵武市目前有大古地方铁路，西起包兰铁路大坝车站，东至灵武矿区古窑子车站，全长701KM，在灵武市境内设灵武、古窑子车站，预留甜水河车站。公路灵武市境内共有高速路、国道、省道、县乡级公路12条，通车里程达400KM。市域高速路70KM，307国道70KM，211国道50KM，公路交通十分便利。115燃料电厂燃煤由灵武矿区、鸳鸯湖矿区、马莲台矿区和红岩湾矿区供给。116冷却水水源辅机冷却水水源为鸭子荡水库地表水，经净化站澄清、过滤后送入水处理系统。117输配电布置电厂两台机组以发电机变压器组接线接入750KV系统。118气象条件电厂厂址多年主要气象要素如下项目单位数值发生日期年平均气压HPA8898年平均气温88最热月平均气温236最冷月平均气温81平均最高气温162平均最低气温24极端最高气温41419530708极端最低气温28019541228平均水汽压HPA79平均相对湿度57年平均降水量MM2034一日最大降水量MM95419700801年平均蒸发量MM17744平均风速M/S25最大风速M/S21019930423极大风速M/S27719930506最大积雪深度CM1319630405项目单位数值发生日期最大冻土深度CM109196803平均雷暴日数D158最多雷暴日数D30平均沙暴日数D68最多沙暴日数D50平均大风日数D121最多大风日数D80年最多冻融循环次数TIMES852000年全年夏季主导风向N，相应风向频率为13。五十年一遇10M高10MIN平均最大风速为242M/S，相应风压为037KN/M2。三十年一遇最低气温为276，相应风速为120M/S。五十年一遇最大积雪深度118CM，相应雪压为015KN/M2。2电厂总体情况21电厂总体规划情况211电厂规划容量电厂规划容量为2660MW21000MW，本期工程拟建设2660MW超临界燃煤发电机组，同步建设脱硫装置、脱硝装置。212水源本工程采用经过预处理的鸭子荡水库地表水为补给水源，项目单位已提供水源水质资料，每月一份全年12份作为设计依据。213电气系统2131电厂接入系统方案本工程以750KV电压接入系统，本期建设2660MW机组，750KV出线两回；电厂最终装机规模为266021000MW，750KV最终为出线两回。主接线采用3/2接线方式，电厂750KV侧短路电流水平按50KA选择。2132电气主接线根据电厂接入系统报告，本期2台660MW机组经发电机出口断路器、升压变压器接入厂内750KV升压站，750KV本期出线2回，接入银川东750KV变电所,本期工程750KV配电装置采用敞开式布置方案，两机两变二回750KV出线采用一倍半断路器接线，设置两个完整串。2133高压厂用电接线每台机设置一台容量为50/315315MVA的有载调压高压厂用工作变压器（采用分裂绕组），和一台容量为25MVA的有载调压高压厂用公用变压器（采用双卷变压器）。厂高变及公用变的高压侧电源由本机组发电机和主变之间的封闭母线上支接。每台机组设2段6KV工作母线及一段6KV公用母线，单元机组负荷接在高压厂用工作变的6KV工作A、B段母线上，全厂公用负荷分接在两台机的高压厂用公用变的6KV公用A、B段母线上，互为备用及成对出现的高压厂用电动机及低压厂用变压器分别由不同6KV工作段上引接。本工程设置一台容量为315MVA停机变压器，停机变压器采用有载调压双卷变压器。停机变压器6KV侧通过共箱母线连接到四段6KV工作母线和两段6KV公用母线上作为备用停机电源。2133停机/备用变压器接线本工程两台机设一台有载调压双绕组停机变压器，容量为315MW。发电机出口装设断路器，机组正常起动、停机电源由厂内750KV母线倒送，停机备用电源由停机变提供。停机变电源引自徐家庄330KV变电所110KV母线。2134脱硫系统供电脱硫系统采用高、低压两级电压供电，6KV脱硫负荷由主厂房6KV母线段供电，380V脱硫负荷由脱硫岛内厂用二台低压变压器供电。脱硫岛保安电源由主厂房提供，每台机组一回。脱硫岛设110V直流分屏，其直流电源由主厂房直流系统提供，每台机组二回。2135交流保安电源每台机组设保安动力中心，每台机组设一台1200KW柴油发电机组。柴油发电机组及其控制设备、辅助设备布置在柴油发电机房。柴油发电机房布置在锅炉房0M。2136交流不停电电源系统UPS单元机组UPS系统，每台机组设置一套交流不停电电源系统UPS，UPS额定容量为100KVA。网络控制系统设置一套交流不停电电源UPS，UPS额定容量为20KVA。2137单元机组直流系统每台机组装设三组蓄电池，其中一组220V动力蓄电池组，两组110V控制蓄电池组。110V控制蓄电池组采用单母线分段接线；220V动力蓄电池组采用单母线接线，两台机组的220V动力蓄电池组经过电缆相互联络。110V控制直流系统供控制、保护、测量及其他控制负荷。110V控制直流系统采用辐射网络供电方式，在各配电室设置直流分屏。220V直流动力系统供事故照明，动力负荷和交流不停电电源等。蓄电池组正常以浮充电方式运行。蓄电池型式均采用阀控免维护铅酸蓄电池。110V控制用蓄电池配置二组800AH蓄电池组及二组相应的高频电源装置。高频电源模块采用N2冗余配置。220V动力用蓄电池配置一组1800AH蓄电池组及一组相应的高频电源装置。高频电源模块采用N2冗余配置。2138网络直流系统本工程不设网控楼，仅在升压站设继电器室。网控设两组110V蓄电池组。110V蓄电池组采用单母线分段接线。110V设二组500AH蓄电池组及三组高频电源装置。高频电源模块采用N2冗余配置。214输煤系统厂内输煤系统按2660MW21000MW机组容量规划设计，本期和下期工程分别设置一套独立的输煤系统。本期工程运煤系统按2660MW机组容量设计，系统出力1000T/H，全部采用带宽1200MM、带速25M/S的带式输送机。采用出力为1000T/H的滚轴筛（带旁路）和出力为800T/H的环式碎煤机，筛、碎设备入料粒度按300MM，出料粒度按30MM设计。系统配置三级电磁除铁器（含煤场进出除铁器）和2套带式输送机中部入炉煤采样装置、2台入炉煤电子皮带秤及2台循环链码效验装置。电厂燃煤采用铁路运输和公路运输，本期工程设置火车卸煤沟和汽车卸煤沟，厂内铁路线按2重1空配置。设置2套火车入厂煤采样装置。储煤系统设置2座并列布置的斗轮机露天煤场，储煤量为15万吨，满足2660MW机组15天的耗煤量，采用2台堆、取料出力均为1000T/H、悬臂35M的斗轮堆取料机。煤场配置2台TY220型推煤机和1台ZL30型装载机作为煤场辅助作业机械。煤场南北两面设置高度16M的多孔压型钢板防风幕墙。215除灰、渣系统灰渣按全部综合利用考虑。除尘器采用4电场静电除尘器。灰渣处理系统按一台机组为一个单元设计贮灰库除外。炉底渣处理系统采用干排渣方式，流程炉底渣风冷式干排渣机碎渣机二级输送机斗式提升机渣仓装车外运方案。本工程拟采用可移动石子煤斗配电瓶叉车输送方式。磨煤机排出石子煤到活动的石子煤斗中，定期将石子煤斗用叉车运送至厂房外的堆放场地；定期用装卸车将石子煤装入大型自卸汽车运至贮灰场。采用正压气力输送方式。飞灰通过气力输灰管道，送至贮灰库内贮存。两台炉共设3座贮灰库，其中2座粗灰库、1座细灰库。空气预热器灰斗不设排灰设施，设排污口。在每座贮灰库底部设有三个卸灰出口。经干灰散装机将干灰直接装入罐装车运送至综合利用用户；也可将干灰加湿搅拌，然后卸至自卸汽车送至贮灰场。218化学水处理本工程采用经过预处理的鸭子荡水库地表水为补给水源。本工程锅炉补给水处理系统采用超滤、反渗透预脱盐及一级除盐加混床处理方式，水处理正常补水量为90T/H。系统设计采用2套出力105T/H的超滤装置；2套出力70T/H的反渗透装置；2串2800一级除盐及2台2000混合离子交换器。具体工艺流程如下生水加热器来生水生水箱生水泵双介质过滤器保安过滤器超滤装置超滤水箱清水泵精密过滤器反渗透高压泵反渗透装置淡水箱淡水泵逆流再生阳离子交换器除二氧化碳器除碳水箱除碳水泵逆流再生阴离子交换器混合离子交换器除盐水箱除盐水泵主厂房热力系统。219凝结水精处理本工程凝结水精处理系统采用中压系统，其主系统流程如下主凝结水泵出口凝结水前置过滤器高速混床树脂捕捉器低压加热器系统每台机组设置1套中压、100容量凝结水精处理装置，每套系统配置250前置过滤器和350容量的高速混床。两台机组共用1套体外再生装置，凝结水处理设备按凝结水泵最大流量配置。精处理系统的投运、反洗、树脂输送、体外再生装置的树脂再生及树脂擦洗均采用自动程序控制。2110辅机循环冷却水处理本工程辅机冷却水的水源为经处理后的鸭子荡水库地表水。本工程辅机循环水系统采用机力通风冷却塔冷却循环的供水系统。辅机循环冷却水采用加阻垢剂、缓蚀剂、及定期人工投加杀菌剂处理。2111化学加药系统对于超临界参数的机组，凝结水、给水采用加氨、加氧处理。凝结水加药点设在凝结水精处理装置出口母管上；给水加药点设在除氧水箱下降管上。给水采用加氧工况运行方式，每2台机组设置1套给水、凝结水加氨装置；每台机组设置1套给水、凝结水加氧装置及加药自动/手动控制原则。本工程每台机组设置一套加氨和加氧装置，两台机组公用一套闭式冷却水加联氨装置。2112水汽取样系统每台机组设置1套集中水汽取样分析系统，并设置必要的在线仪表，信号送至单元机组DCS。水汽取样分析系统包括高温冷却架、低温仪表屏。样水冷却水采用全厂闭式除盐冷却水。2113供氢站本期工程设1套产氢量10NM3/H中压水电解制氢装置，并配备相应的氢气干燥装置。设置4台V139M3氢贮罐及3台V10M3控制用压缩空气贮罐。预留二期扩建1套产氢量10NM3/H的制氢装置的位置条件。制氢系统为全自动化运行，无人值守。2114废水处理本期工程设置全厂工业废水集中处理系统。各种废水分类收集后，经过处理后水质合格后进行综合利用。（1）根据处理后废水水质不同，有区别的回收利用，某些含盐量高的废水主要用于煤场及灰场喷洒等用途。（2）凝结水精处理系统再生废水经中和处理后送入工业废水处理站，除去重金属离子后回收利用空气预热器冲洗水经工业废水处理站处理，污泥经脱水处理综合利用。（3）锅炉酸洗废液贮存池容积应根据确定的锅炉化学清洗方案核定，并考虑相应的中和、氧化措施。贮存池应考虑防腐及耐温。经工业废水处理站处理后的废水小流量喷洒煤场。（4）脱硫废水单独处理，处理后废水用于灰场喷洒或干灰调湿。2115热工自动化部分本期工程的单元机组以带基本负荷为主，并具有一定的调峰能力。机组可按冷态、温态、热态、极热态几种方式启动和升负荷，并有“快速减负荷RB”的能力，以适应限制负荷工况。并可适应定压和滑压运行，以定滑定方式运行时，滑压运行的范围暂按3090额定负荷。自动化水平A设置全厂自动化系统控制网络，整体考虑单元机组分散控制系统DCS、全厂辅助控制系统、750KV网络计算机监控系统NCS、全厂工业电视监视系统CCTV、厂级监控信息系统SIS、电厂管理信息系统MIS的功能协调和网络配置，以期消除自动化孤岛现象，真正实现火电厂的管控一体化目标。B本期工程采用炉、机、电集中控制方式，两台机组合用一个控制室。在集中控制室内对单元机组的运行管理由一名值班操作员和两名辅助值班操作员来完成。C每台机组设一套分散控制系统DCS，将发电机变压器组及主厂房内厂用电源开关均纳入分散控制系统进行监控。D辅助车间和辅助系统的控制系统采用DCS操作员站。全厂辅助车间和辅助系统均在脱硫集中控制室进行监控，最终实现辅助车间就地无人值班。E在集控室以彩色LCD、鼠标以及彩色大屏幕显示器为单元机组主要监视和控制手段，在集控室内实现机组的全LCD/大屏幕监控，不设常规仪表盘和常规光字牌。F单元机组除启停阶段的部分准备工作需由辅助运行人员协助检查外，机组的启动、停止、正常运行和异常工况处理均可由控制系统自动完成或由操作人员在集中控制室内完成。G单元机组顺序控制系统的范围将包括锅炉和汽机的辅机顺序控制系统SCSB/T及发电机变压器和厂用电源的顺序控制系统SCSG/A。汽轮机设置一键启动功能。H除燃烧调节在最低稳燃负荷以上投入自动外，其他自动调节系统按全程调节或程序自动投入调节系统设计。22主要系统及设备简况221锅炉主要技术规范锅炉采用哈尔滨锅炉厂有限公司生产的660MW锅炉，工程安装2台660MW燃煤汽轮发电空冷机组，锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈加垂直管直流炉，单炉膛、一次中间再热、采用切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构型锅炉、室内布置燃煤锅炉，锅炉采用紧身封闭。主要技术规范BMCR工况A锅炉最大连续蒸发量BMCR2210T/HB过热器出口蒸汽压力255MPAGC过热器出口蒸汽温度571D再热蒸汽流量186824T/HE再热器进口蒸汽压力4573MPAGF再热器出口蒸汽压力4453MPAGG再热器进口蒸汽温度319H再热蒸汽出口温度569I省煤器进口给水温度2832J锅炉保证热效率935K排烟温度修正后125LNOX排放浓度6含氧量350MG/NM3222汽轮机主要技术规范汽轮机采用哈尔滨汽轮机有限公司产品。型式为超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽表面式间接空冷凝汽式汽轮机。主要技术规范A额定功率纯凝660MWB高压主汽阀前主蒸汽压力TMCR工况242MPAAC高压主汽阀前主蒸汽温度TMCR工况566D主蒸汽流量TMCR工况21152T/HE中压主汽阀前再热蒸汽压力TMCR工况4123MPAAF中压主汽阀前再热蒸汽温度TMCR工况566G凝汽器额定平均背压11KPAAH额定转速3000R/MINI设计冷却水温度325J给水加热级数8级K热耗率TMCR工况79272KJ/KWHL热耗率额定抽汽工况85156KJ/KWH223发电机技术规范发电机由哈尔滨汽轮发电机有限公司制造、提供，型号为QFSN6602。发电机的冷却方式为水、氢、氢。发电机的励磁型式为自并励静止励磁。发电机中性点接地方式发电机中性点高阻接地。主要技术规范A额定容量733MVAB额定功率660MWC发电机最大输出功率741MWD额定功率因数09滞后E定子额定电压20KVF定子额定电流21170AG额定频率50HZH额定转速3000R/MINI额定氢压05MPA表压224燃烧及制粉系统配置本工程设计煤种和校核煤种为任家庄煤矿烟煤，干燥无灰基挥发份为32013736，哈氏可磨性指数为6978，设计煤种磨损指数17，本工程制粉系统采用成熟的中速磨煤机正压直吹式冷一次风机系统。每台锅炉配6台中速磨，BMCR工况下燃用设计煤种时，5台磨煤机运行，1台备用。每台磨煤机引出四根煤粉管道，至炉前煤粉管道连接到锅炉的同一层燃烧器，根据锅炉负荷的变化可以停用任何一台磨煤机和对应的燃烧器。磨煤机密封系统采用每台锅炉配2台离心式增压密封风机，其中1台运行，1台备用。密封风机取风来自一次风机出口。每台锅炉配6台电子称重式给煤机，与磨煤机相对应。制粉系统的防爆标准采用美国标准NFPA，从给煤机到磨煤机出口的所有要求承受内压的部件均按承受035MPA的内部爆炸压力设计。烟风系统采用平衡通风方式，送风机和一次风机室外布置，在送风机和一次风机入口风道上设有消音器。二次风经送风机、暖风器、空预器后进入锅炉二次风箱和燃烧器上部的SOFA风箱，实现分级燃烧。一次风在进空预器前分为两路，一路经空预器加热作为磨煤机制粉用热风；另一路不经空预器，作为磨煤机调温风，以调节磨煤机出口介质温度。在磨煤机入口前的冷一次风母管上引出一路作为给煤机的密封风，另引出一路经密封风机增压后作为磨煤机的密封风。每台锅炉配2台50容量动叶可调轴流式送风机，2台50容量动叶可调轴流式一次风机，2台50容量静叶可调轴流式引风机，并考虑脱硫系统阻力，取消脱硫增压风机。锅炉省煤器至空预器之间留有SCR。每台锅炉配2台50容量三分仓回转容克式空气预热器。空预器适应锅炉装设SCR装置的要求。空预器进口风道设有暖风器，以防止锅炉尾部低温受热面的腐蚀。从空预器出来的烟气通过静电除尘器除尘后再经引风机被送至水平烟道。烟气从水平烟道再次被引出，经过100容量脱硫处理后返回水平烟道，最后通过烟囱排入大气。脱硫系统设有烟气旁路烟道。225炉前点火及助燃油系统锅炉采用微油点火油枪，燃油采用压缩空气雾化方式。226锅炉启动系统本工程锅炉启动系统没有采用启动循环泵，采用疏水扩容器和启动疏水罐排水。227主蒸汽和再热蒸汽系统主蒸汽及高、低温再热蒸汽系统采用单元制系统。主蒸汽管道和热再热蒸汽管道分别从过热器和再热器的出口联箱的两侧引出，平行接到汽轮机前，分别接入高压缸和中压缸左右侧主汽关断阀和再热关断阀，在汽轮机入口前设压力平衡连通管。冷再热蒸汽管道从高压缸的两个排汽口引出，在高排止回阀的下游汇成一根干管，到锅炉前再分成两根支管接至再热器入口联箱。汽轮机的主汽关断阀及高压旁路阀均应承受锅炉的水压试验压力。再热器的进出口管道上设有再热器水压试验隔离装置。在过热器出口管道上设有过热器水压试验堵板。冷再热蒸汽系统向给水泵汽轮机提供高压备用汽源冷再热蒸汽系统还提供2号高压加热器的加热用汽，并为辅助蒸汽系统提供汽源。228汽轮机旁路系统每台机组主蒸汽和再热蒸汽系统上设有一套高压和低压两级串联的汽轮机旁路系统。本工程旁路系统的设计按以下功能考虑满足汽轮机高中压缸启动的要求。使机组能适应频繁起停和快速升降负荷，并将机组压力部件的热应力控制在合适的范围内。改善机组的启动性能，适应滑压启动，自动调压、调温，加快启动速度，满足冷态、温态、热态、极热态下的启动要求，缩短机组各态启动时间，减少汽机的寿命损耗。汽机甩部分负荷或甩全负荷时，可迅速平衡锅炉和汽机之间的不平衡汽量，使锅炉安全门不跳或少跳，尽可能减少安全门的排放量。防止启动时蒸汽中的固体小颗粒进入汽轮机，避免汽轮机发生固体颗粒侵蚀。根据上述功能要求及汽轮机启动方式，高旁路容量为100BMCR25启动旁路，低旁容量为65BMCR。根据机炉匹配参数，锅炉安全门设置要求等，高、低压旁路阀的驱动方式为液动，过热器出口和再热器进口不设置安全阀，只在再热器出口设置满足排量的全启式安全阀。229给水系统1机组给水系统设置两台50容量的汽动给水泵和1台30容量的电动启动给水泵。2机组无电动启动给水泵。高压加热器采用三台高加给水采用一个大旁路系统。当任何一台高加故障切除时，同时三台高加同时从系统中退出，给水能快速切换到给水旁路。机组在高加均解列时仍能带额定负荷。2210汽机抽汽系统汽轮机采用七级非调整抽汽，一、二高压缸排汽、三级抽汽分别供给23台高压加热器；四级抽汽供汽至除氧器、锅炉给水泵汽轮机和辅助蒸汽系统等；汽轮机抽汽系统按ASMETDP1标准汽轮机防进水的推荐措施进行设计。2211辅助蒸汽系统本系统设有辅助蒸汽联箱，机组正常运行时，辅助蒸汽联箱的汽源来自汽轮机四段抽汽，启动或低负荷时来自冷再热蒸汽系统或启动锅炉房。辅助蒸汽联箱向锅炉空气预热器吹灰、油系统吹扫、暖风器加热、磨煤机和煤斗灭火、汽轮机轴封和除氧器启动加热用汽和蒸汽采暖用户提供汽源。2212凝结水系统凝结水经凝结水精处理装置、轴封冷却器、疏水冷却器和3级低压加热器后进入除氧器。凝结水系统按每台机组设置2台50容量的电动变频（一拖二）凝结水泵的方案考虑。额定工况时2台运行，每台机组设置1套中压、100容量凝结水精处理装置，每套系统配置250前置过滤器和250容量的高速混床。2213加热器疏水及排气系统高压加热器正常疏水系统采用逐级自流方式。正常运行时，每台高压加热器的正常疏水逐级回流至下一级高压加热器最终至除氧器。低压加热器正常疏水系统采用逐级自流方式。5号低压加热器正常疏水逐级回流6号低压加热器，6号低压加热器正常疏水逐级回流7A、7B号低压加热器，最终至凝汽器。除氧器在高水位时溢流或紧急放水及除氧器检修放水接至本体疏水扩容器。加热器疏水系统的设计按ASMETDP1标准汽轮机防进水的推荐措施进行。2214抽真空系统每台机组安装2台50容量水环式机械真空泵组。机组正常运行时，1台真空泵作为备用，机组启动时，为加快抽真空速度，缩短启动时间，2台真空泵可同时运行。2216辅机冷却水系统本工程的辅机冷却水系统分为开式循环冷却水系统和闭式循环冷却水系统。开式循环冷却水系统采用黄河地表水。该系统主要为闭式水换热器、机械真空泵、主机冷油器提供冷却水。所有相关换热器均采用不锈钢管，管道及附件采用防腐措施。除主机冷油器、闭式冷却水热交换器、水环式真空泵冷却器采用开式冷却水系统外，其余设备全部采用闭式循环冷却水系统，闭式循环冷却水系统采用除盐水作为冷却介质。每台机组设有两套100容量的闭式循环冷却水泵和100容量的冷却水热交换器，在正常情况下，一套运行一套备用，在夏季当水温度高时，可二套同时运行。2217厂内间接空冷循环冷却水系统本期工程循环水采用除盐水供水系统，凝汽器采用单流程双背压凝汽器，换热管采用不锈钢管。每台机组2根循环水管由主厂房A列外循环水母管引入，流经低压侧凝汽器后进入高压侧凝汽器，高压侧排出循环水由主厂房A列引出。至循环水泵升压后进入空冷塔冷却，冷却后进行循环。2218汽轮机轴封系统主机轴封供汽系统是自密封式，压力和温度自动控制轴封系统启动备用汽源来自于辅助蒸汽，可满足机组冷、热态启动和停机的需要。轴封系统设有轴封压力调整装置、溢流泄压装置和轴封抽气装置。本工程轴封系统由汽机厂负责设计，主要设备也由汽机厂提供。2219汽机润滑油净化及贮存系统每台汽轮发电机组设有一套在线润滑油净化装置。两台汽轮发电机组设置1套脏油/净油分开的贮油箱，两个油箱的容量各为45M3。给水泵汽轮机油系统设置单独的在线润滑油净化装置。2220辅助设施A修配车间、金属试验室、机炉维修间本期工程的修配车间、金属试验室及车间维修设备根据火力发电厂修配设备及建筑面积配置标准DL/T50591996相应配置。电厂对较大设备的维修加工，一般可到制造厂或外单位加工。B空压机房本期工程两台机组设一套压缩空气系统，包括仪表控制用压缩空气及检修用压缩空气，共设有6台45M3/MIN吸入状态下螺杆式空气压缩机，压力08MPA。配有6套干燥能力为50M3/MIN的空气干燥装置，经干燥后的压缩空气供仪表控制用。设有2台25M3的压缩空气储气罐。C柴油发电机房每台机组设置一台柴油发电机组作为机组的保安电源。D启动锅炉房本工程为新建工程，设启动锅炉房。启动锅炉房采用2台50T/H、157MPA、350的燃油快装锅炉。第一台机组启动期间蒸汽的主要用户有锅炉清洗时除氧器用汽、机组启动初期二段抽汽未达切换要求时的各项用汽。E锅炉点火及燃油设施锅炉点火采用交流等离子点火装置及启动助燃油采用零号轻柴油。油库区内新设有2100M3油罐。设有供卸油泵房，配有离心式供油泵及必要的污油净化装置。系统最大用油量时2台供油泵运行、1台备用，锅炉不需启动、点火时，1台油泵维持系统油循环；配有2台卸油泵，可满足23辆810T油罐车卸车的需要。设有隔油池和污油泵房。F脱硝装置本期工程同步建设脱硝SCR装置，脱硝反应剂暂按纯氨考虑。液氨储存和制备系统按2台炉公用考虑。本期工程在厂区建设氨制备车间并考虑二期扩建预留场地。G大宗气体系统本工程设置一套中压、10NM3/H水电解制氢装置及4139M3贮氢罐并已预留有扩建位置。H保温材料介质温度高于350的设备、蒸汽管道、水管道、热风道等的保温材料采用硅酸铝制品；介质温度小于等于350的设备、蒸汽管道、水管道、烟风道、煤粉管道等的保温材料采用岩棉制品。外径小于25MM的管道保温材料采用硅酸铝纤维绳。锅炉、汽机本体的保温设计分别由锅炉厂和汽机厂设计。对阀门、法兰、流量测量装置、伸缩缝及需要经常拆卸的，可采用硅酸铝或岩棉的毡棉制品或拆卸后可再利用的专用保温制品，以便于拆卸和重复使用。管道及设备的保护层采用铝板或玻璃丝布。I脱硫系统脱硫工程由上海石川岛电站环保有限公司EPC总承包，脱硫工艺采用石灰石石膏湿法烟气脱硫系统简称FGD。脱硫效率按不小于95设计，脱硫可用率不低于98。本系统不设置烟气换热器GGH，不设置增压风机。脱硫装置采用一炉一塔方案，吸收塔采用喷雾塔。每套脱硫装置的烟气处理能力为一台锅炉燃用脱硫设计煤种和脱硫校核煤种时，100BMCR工况时的烟气量。脱硫系统设置100烟气旁路，以保证脱硫装置在任何情况下不影响发电机组的安全运行。吸收剂制备系统采用购买石灰粉原料进厂，厂内设制浆系统。脱硫工艺水分工业水、辅机冷却水系统排水（50T/H）及锅炉补给水处理系统的高含盐废水（40T/H）三部分水源。脱硫区域的生活水、消防水、上下水、雨水等分系统排入电厂相应的各系统。脱硫工艺系统的监控采用控制系统简称FGD_DCS。脱硫车间内设脱硫控制室，供脱硫控制系统组态、调试、异常工况处理和运行初期使用，当系统运行稳定且运行工况允许时，通过单元机组集中控制室辅控网操作员站，对FGD进行监控，脱硫控制室可无人值班。23总平面布置本工程厂区总平面布置采用三列式布置格局，具体布置方案为由东向西依次为750KV配电装置、主厂房、储煤厂。主厂房固定端朝北，扩建端朝南，汽机房朝东。间冷塔在主厂房固定端东侧布置。主厂房区自东向西依次布置为汽机间、除氧间、煤仓间、锅炉房集中控制楼布置在两炉之间、电气除尘器、引风机、烟囱及烟道、脱硫设施场地。辅机冷却水系统为两机共用三座机力通风冷却塔，布置方式为一列三格，单台塔冷却面积为14M14M，单台冷却水量为2500M3/H。两机共用三台循环水泵，单台泵设计流量为3000M3/H。电厂铁路专用线布置在贮煤场的西侧，由鸭子荡站接轨，从厂区南侧进入厂区。铁路卸煤采用底开车方式，厂内设置2条重车线、1条空车线。间接空冷塔布置在厂区东北角，1塔与2塔为东西方向水平布置。厂前建筑包括综合办公楼、综合服务楼、公寓楼构成独立分区，布置在综合水泵房北侧、化学水处理间东侧。厂前建筑自成一区与其它辅助及附属设施区分开的布置形式，对于电厂投产后，可有效控制进入生产区的人员。厂区主入口朝北，进厂主干道由厂区北侧进入厂区。3性能试验所执行的技术规范及标准国家、电力行业颁发的规范、规程，设计院和制造厂技术文件上的质量标准和要求均适用于本工程性能试验。包括但不限于以下标准31、西北电力设计院编制的宁夏水洞沟电厂一期2660MW机组工程初步设计32、电力行业的有关标准（若有新的版本出版，按新版执行，本招标书的其它部分同样要求）（1）火电机组达标投产考核标准（2004年版）（2）火力发电厂基本建设工程启动和竣工验收规程（1996年版）（3）火电工程调整试运质量检验及评定标准（4）火电工程启动调试工作规定（5）火电机组热工自动投入率统计方法（6）电业生产事故调查规程国电发2000643号DL5582001（7）电力建设安全施工管理规定（8）电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）DL500912002（9）电力安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）DL40891（10）电业安全工作规程（热力和机械部分）（11）电力生产安全工作规定（12）火力发电厂与变电所设计防火规范GB5022996（13）电力建设施工与验收技术规范（现行版本、全套）（14）火电施工质量检验及评定标准（现行版本、全套）（15）电力建设消除施工质量通病守则（16）电力建设工程质量监督规定（17）火电、送变电工程重点项目质量监督检查典型大纲（18）火电工程质量监督检查典型大纲（增补版）（19）火力发电厂安全、文明生产达标考核实施细则（20）新建发电机组启动试运行阶段可靠性评价办法（21）火力发电厂水汽化学监督导则DL/T56195（22）火电机组启动验收性能试验导则（23）化学监督制度（24）电力基本建设热力设备化学监督导则（25）火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则（26）污水综合排放标准（27）电力环境监测技术规范（28）电力建设基本工程整套满负荷试运质量监督检查典型大纲（29）电力工业锅炉监察规程（30）电气装置安装工程电力设备交接试验标准GB50150（31）电力系统自动装置检验条例（32）火力发电厂热工仪表及控制装置监督条例（33）热工仪表及控制装置检修运行规程（34）有关行业和厂家的技术标准（35）业主与供货商签订的有效技术合同文件（36）火力发电厂锅炉化学清洗导则（37）变送器校验规程（38）防止电力生产重大事故的二十五项重点要求；33、现行的有关国家技术规范；34、设备合同中技术规范。4性能试验质量41、本工程的总体质量目标为全面达到国家和原电力部部颁标准，确保省优、部优。调试质量必须满足工程总体目标要求优良等级并实现达标投产，创鲁班奖。42、竣工资料编制必须完整、齐全、真实、准确地反映工程竣工时的实际情况，做到图实相符、技术数据可靠、签字手续齐全完备、符合档案管理的规范，不允许两台机组合在一起编制竣工，满足委托方档案管理的规定。43在性能试验期间，若无论任何原因机组电功率输出出现不正常波动、下降或中断，性能试验必须重新进行。若任一方有充分理由对性能试验结果提出怀疑，可以要求自费重新进行性能试验。44机组性能试验完成后，承包商必须分别编写试验报告，包括试验记录、计算程序、数据处理和试验结果，由招标单位审查。45在每一项工作开始2个月前，承包方应向监理、招标单位提交试验措施及各种文件进行审查。46承包方对各项性能考核试验必须保证2次成功。47承包方负责编制机组性能试验考核办法，并报招标人审查批准。5机组性能试验项目51项目机组性能试验项目见附件一，部分机组性能试验项目如条件具备，经业主和监理同意后可在