第七资源热力电厂二期工程及配套设施调试服务采购及相关服务技术需求书

第七资源热力电厂二期工程及配套设施调试服务技术需求书2/70第七资源热力电厂二期工程及配套设施调试服务采购及相关服务技术需求书目录TOC\o"1-1"\h\z\u招标方： 1设计方： 1勘察单位： 1监理单位： 1目录 21.总则 32.工程概况 43.引用标准 164.主要设备技术参数 185.现场踏勘 336.调试服务内容 337.调试项目要求 368.工作范围划分 509.工程进度要求 5210．技术要求 5511．人员配置要求 5712．工程质量要求 5813．资料要求 6014．报价要求 611.总则1.1本技术需求书仅适用于广州市第七资源热力电厂二期工程及配套设施分系统调试及整套启动调试单位招标用。它提出了对分系统调试和整套系统启动调试、技术服务和质量保证等方面的基本技术要求。1.2本技术需求书仅提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节做出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文。对国家有关安全、环保等强制性标准及规定，必须满足其要求。对于在本技术需求书中没有提及但为实现分系统调试和整套系统启动调试又是必须的有关附件，投标方有责任向招标方提出建议，并提供分系统调试和整套系统启动调试完善的方案。1.3如果投标方没有以书面形式对本技术需求书的条文提出异议，则意味着投标方完全响应本技术需求书所规定的相关要求。如有异议，不管是多么微小，投标方都应在投标书中以“投标差异表”为标题的专门章节中加以详细描述。1.4本技术需求书所使用的标准如与投标方所执行的标准不一致时，将按较高标准执行。1.5本次招标中如有投标方专利使用涉及到的全部费用均已包含在投标报价中，招标方不承担有关专利的一切责任。1.6投标方提供的文件，包括图纸、计算、说明、使用手册等，均应使用国际单位制（SI）。所有文件、工程图纸及相互通讯，均应使用中文，若文件为英文，应同时附中文说明。中文是主要的工作语言。1.7如出现设计更改或所应用的规范或标准发生变化时，招标方有权对该技术需求书的相关内容进行修改，投标方有义务按修改后的要求执行。1.8投标方应按照招标方的时间、内容、深度要求提供其本调试服务的相关文件，并按招标方施工和设计进度要求随时修正。投标方提供资料的时间和深度是否满足工程的需要将作为罚款的考核条件之一。1.9投标方对所提供的分系统调试和整套系统启动调试工作的各个环节负有完全责任。1.10如果最终招投标技术文件中的条款、技术协议书、数字等出现前后不一致或互相矛盾之处，投标方必须在投标前明确提出，否则以对招标方有利的条款、技术协议书数字为准。1.11本工程采用KKS标识系统。投标方提供的技术资料(包括图纸)和设备标识必须有KKS编码。KKS的标识原则、方法和内容按招标方要求进行。1.12投标人应承诺，中标后根据调试施工需要另外招第三方机构作为咨询指导单位，并经招标人同意。2.工程概况2.1项目简介项目名称：第七资源热力电厂二期工程及配套设施建设单位：建设规模：本项目日均焚烧处理垃圾量3000吨（含生活垃圾2850吨，污泥150吨），配置4台800t/d炉排焚烧炉+2×97t/h余热锅炉（中温次高压）+2×98.5t/h余热锅炉（中温超高压），配2套50MW凝汽式汽轮机+50MW发电机组（1套为次高压机组、1套为超高压再热机组）及其他配套设施；设备有效年可运行时数：8000小时及以上。烟气净化系统采用“SNCR脱硝+旋转喷雾半干法+（干法喷射系统+活性炭喷射系统）+布袋除尘器+湿法洗涤+SCR脱硝”的烟气净化方式。渗沥液处理站建设设计规模为900m3/日（其中渗沥液720m3/d，低浓度生产废水180m3/d）。主工艺为“预处理+厌氧+外置MBR（二级A/O）+NF+RO”，NF浓缩液采用两级物料膜处理工艺，RO浓缩液采用化学除硬+管式软化膜+高压膜处理工艺，生化线按两条并联处理线设计。炉渣综合处理规模1000t/d，设置一套炉渣处理系统。工艺采用“破碎+筛分+湿式重力分选+循环水处理系统”。餐厨垃圾处理规模为100吨/日，一次建成、安装。项目主要采用“预处理+厌氧消化”。2.2主要系统、工艺简述2.2.1焚烧炉本项目采用广州环保投资集团有限公司自主研发设计的往复式机械炉排炉。整个炉床分四级，第一级炉排是垃圾干燥区域，第二、三级炉排是垃圾燃烧区域，第四级炉排是燃烬区域，炉排采用风冷方式。焚烧炉垃圾热值设计情况如下：最高工况：11000KJ/Kg；设计工况：9000KJ/Kg；最低工况：5500KJ/Kg。焚烧炉启动或垃圾热值过低而不能满足垃圾焚烧所需的热量时，利用点火及辅助燃烧系统进行补燃，燃料为0#柴油。当垃圾低位热值在设计范围内时，炉内烟气温度在850℃以上的滞留时间不低于2秒。当垃圾低位热值低于最低热值时，投入辅助燃料助燃，保证炉内烟气温度在850℃以上的滞留时间不低于2秒。2.2.2余热锅炉本项目两台炉采用中温次高压的余热锅炉，由无锡华光锅炉股份有限公司生产；两台炉采用中温超高压的余热锅炉，由上海锅炉厂有限公司生产。1、余热锅炉的主要型式：余热锅炉卧式布置，采用单锅筒自然循环，室内布置，五通道结构，过热器采用三级布置、二级喷水减温的结构型式。锅炉支撑方式：悬吊/支撑结构。清灰设备：二、三通道采用水喷淋清灰装置和两侧采用炉膛蒸汽吹灰器，水平烟道中过热器和蒸发管束采用全伸缩式蒸汽吹灰，每级省煤器均采用半伸缩式蒸汽吹灰的方式。省煤器采用分体式布置。蒸汽空气预热器采用独立立式布置，一次风上进下出，蛇形管结构,单独钢架支撑。空气量：100%负荷：110000Nm3/h；110%负荷：132000Nm3/h。汽源为汽机抽汽和汽包抽汽；汽机抽汽参数：压力：13bar；温度：291℃（暂定）。2、余热锅炉技术参数：（1）中温次高压焚烧炉垃圾处理量：800t/d（铭牌值），设计点MCR处理量900t/d设计。余热锅炉蒸发量（设计点MCR）：97t/h（MCR＝9000kJ/kg）(汽包抽汽后)额定蒸汽出口压力：6.4MPa额定蒸汽出口温度：485℃锅炉给水温度:130℃排烟温度：180～200℃锅炉效率：83.25%运行负荷：60%～110%烟气处理需汽包抽汽量:7t/h（暂定）（2）中温超高压焚烧炉垃圾处理量：800t/d（铭牌值），设计点MCR处理量900t/d设计。余热锅炉蒸发量（设计点MCR）：98.5t/h（MCR＝9000kJ/kg）(汽包抽汽后)额定蒸汽出口压力：13.0MPa额定蒸汽出口温度：485℃锅炉给水温度:130℃排烟温度：180～200℃锅炉效率：82%运行负荷：60%～110%烟气处理需汽包抽汽量:7t/h（暂定）2.2.3烟气净化系统本项目的烟气净化系统设备由浙江菲达环保科技股份有限公司提供，烟气净化系统采用“SNCR脱硝+旋转喷雾半干法+（干法喷射系统+活性炭喷射系统）+布袋除尘器+湿法洗涤+SCR脱硝”的烟气净化方式，经本系统处理后，烟气中的污染物浓度排放达到《生活垃圾焚烧污染控制标准》(GB18485—2014)及本项目的设计保证值要求（注：其中SNCR系统设置在余热锅炉，NOx指标在考核范围内）。烟气侧自反应塔烟气进口法兰（包括反法兰及膨胀节）开始至引风机进口法兰（不包括反法兰、膨胀节及入口调节阀）止的所有烟道及材料。从半干式反应塔排出的飞灰与布袋除尘器排出的飞灰，通过飞灰输送装置，送到飞灰储仓暂存经飞灰稳定化系统进行固化。湿式洗涤塔排出的洗烟废水统一收集输送至洗烟废水处理站，洗烟废水处理站的废水处理工艺参照需求进行优化，经处理的废水达到甲方规定的回用水标准。烟气净化装置系统由以下几部分组成：（1）消石灰储存及石灰浆液制备系统（2）半干式反应塔系统（3）熟石灰储存和喷射系统（4）活性炭储存和喷射系统（5）布袋除尘器系统（6）飞灰输送系统（7）飞灰稳定化系统（8）湿式洗涤塔系统(含氢氧化钠溶液制备系统及低温烟气换热器GGH1)（9）洗烟废水处理系统（10）SNCR系统（氨水的储存、计量、输送、喷射等系统）（11）SCR系统（含高温烟气换热器GGH2及蒸汽加热器系统SGH）（12）烟气净化系统所需的电伴热系统及防腐保温（13）管道及烟道系统（14）相应的电气、热控系统：浙江菲达环保科技股份有限公司负责烟气净化系统内各配电柜、动力柜、就地控制柜的设计、供货、安装及调试验收。2.2.4垃圾进料系统本项目的垃圾抓斗起重机由英瓦曼德起重设备（上海）有限公司提供。垃圾池1上部设2台起重量20t，抓斗容量12m3的垃圾抓斗起重机，垃圾池2上部设2台起重量20t，抓斗容量12m3的垃圾抓斗起重机，供焚烧炉加料及对垃圾进行混合、倒垛、搬运、搅拌等，确保入炉垃圾组分均匀，稳定燃烧。在固定式垃圾抓斗起重机控制室内，操作人员对抓斗吊车的运行进行控制。每个垃圾池其中一台垃圾抓斗起重机的小车上应配一台套辅助卷扬及小抓斗(2.5T/0.75m3)，可以通过小抓斗进行破解垃圾架桥及料口处清理工作和垃圾池渗滤液钢格栅网的清障(如果土建设计能够使得小抓斗到达垃圾池渗滤液钢格栅网)等工作。每个垃圾池另一台垃圾抓斗起重机配的小车上应配一台套辅助卷扬及污泥抓斗(6.3T/3m3)，可以通过污泥抓斗对垃圾池一侧的污泥进行搬运及均匀投料。两个垃圾池的中间及两端分别设有检修区域。广州市第七资源热力电厂设1个垃圾抓斗起重机控制室，位于2个垃圾坑之间。操作人员在控制室里对吊车的运行进行控制，垃圾抓斗起重机控制室的两侧分别设置2个操作台，每一操作台可以控制任一台垃圾抓斗起重机，并具有防止其他操作台同时控制一个垃圾抓斗起重机的闭锁功能，操作椅应能前后移动、上下调整和左右转动。垃圾抓斗起重机操作台和操作椅的布置位置应能较好地观测到整个垃圾池的情况，并可观察焚烧炉料斗内的情况。卸料门与垃圾抓斗起重机具有互锁功能（当垃圾抓斗起重机在卸料门附近工作时该卸料门禁止打开，当卸料门打开时禁止垃圾起重机在该卸料门附近工作）。也可以通过设置在中央控制室的远程操作系统操作、控制垃圾起重机，改善工作人员作业环境。起重机配备远程监控系统，可以通过网络连接实现垃圾起重机的在线监控。1台垃圾抓斗起重机工作应能满足2台焚烧炉（每台焚烧炉焚烧垃圾量990t/d）最大1980t/d的上料、混合、倒垛、搬运、搅拌等工作要求。1台污泥抓斗起重机工作应能满足82.5t/d（额定负荷的110%）污泥的搬运及均匀投料等工作要求。2.2.5汽轮发电机组本项目汽轮发电机组由上海电气集团有限公司供货，其中2台汽轮机分别为次高温、次高压、单缸、凝汽式和次高温、超高压、单缸、一次再热、凝汽式机组，配有三相50HZ空冷发电机及其附属设备组成一套汽轮发电机组；凝汽器冷却方式：采用市政自来水作为循环冷却水。循环水冷却采用自然通风逆流式双曲线冷却塔冷却。汽轮发电机组室内布置，汽轮发电机组运转层标高为8.5m。1、次高压机组：汽轮机主要参数如下：型号：N50-6.1/475；进汽额定压力：6.1MPa；进汽额定温度：475℃；汽缸数：1；流道数：1；汽轮机额定功率：50MW；2炉1机额定参数下（100%BRL）功率（保证值）：49.798MW；汽轮机额定转速：5500rpm；汽轮机转子转向（从汽轮机向发电机方向看）：逆时针；齿轮箱输出转速：3000rpm；齿轮箱输出转向（从齿轮箱向发电机方向看）：顺时针。发电机主要参数如下：发电机额定功率：50MW；额定视在功率：62.5MVA；额定电流：3437A；额定功率因数：0.8（迟相）；出口电压：10.5KV；额定转速：3000r/min；频率：50Hz；相数：3；极数：2极；定子线圈接法：Y；冷却方式：空冷；发电机出线端子数：6；绝缘等级：F级（温升按B级考核）；效率：≥98%；短路比：≥0.4；临界转速：远离额定转速±15%；励磁方式：自并励静止励磁；强励时间：≥10Sec。2、超高压再热机组：汽轮机主要参数如下：型号：N50-12.6/480/415；进汽额定压力：12.6MPa；进汽额定温度：480℃；再热段进汽温度：415℃汽缸数：1；流道数：1；汽轮机额定功率：50MW；2炉1机额定参数下（100%BRL）功率（保证值）：54.393MW；汽轮机额定转速：4700rpm；汽轮机转子转向（从汽轮机向发电机方向看）：逆时针；齿轮箱输出转速：3000rpm；齿轮箱输出转向（从齿轮箱向发电机方向看）：顺时针。发电机主要参数如下：发电机额定功率：60MW；额定视在功率：75MVA；额定电流：3437A；额定功率因数：0.8（迟相）；出口电压：10.5KV；额定转速：3000r/min；频率：50Hz；相数：3；极数：2极；定子线圈接法：Y；冷却方式：空冷；发电机出线端子数：6；绝缘等级：F级（温升按B级考核）；效率：≥98%；短路比：≥0.4；临界转速：远离额定转速±15%；励磁方式：自并励静止励磁；强励时间：≥10Sec。2.2.6污水收集输送系统本项目全部高、低浓度污水通过污水管网输送至配套的污水处理厂作净化处理，污水厂调试工作由污水厂设备中标单位完成。本项目污水收集系统包括高浓度有机污水及低浓度有机污水。高浓度有机污水包括焚烧厂渗滤液及垃圾卸料区冲洗排水，约720m3/d；低浓度污水主要包括锅炉化水间除盐水制备设备反冲洗排水、垃圾运输及地磅区域冲洗排水、垃圾缺料区冲洗排水、化验室排水、垃圾车冲洗排水、车间清洁冲洗排水、污水处理站自身排水和生活污水排水等，排放水量约180m3/d。2.2.7飞灰、炉渣处理系统稳定化处理系统是采用药剂螯合的形式对飞灰进行稳定化固化处理。该方法是以螯合剂与重金属形成稳定因子，将有害废物包容其中，使之能在较为安全的条件下运输与处置。工艺流程：首先将飞灰、药剂、水和螯合剂装进各自容器内储存，将螯合剂配制完成；根据化验室提供的试验分析参数，确定物料配合比，输入系统设置中；启动压缩空气、混合机、螯合剂配药罐搅拌器；将飞灰、药剂、螯合剂及水在各自秤斗内计量好；将计量完成的各物料按顺序投入到混合机内混合搅拌；物料混合完毕检测合格后运至填埋场。炉渣处理系统包括余热锅炉的清灰、焚烧炉炉渣的处理两部分；余热锅炉的清灰：余热锅炉的落灰经水冷螺旋输送机、齿索输送机转卸至焚烧炉落渣通道中，再进入除渣机；焚烧炉炉渣：炉排漏灰渣落入水封刮板输送机中，直接排入灰渣池，焚烧炉落渣由液压除渣机冷却，冷却后的湿渣由除渣机排出（渣含水率15～25%），卸至振动输送机，再卸至灰渣池，然后由抓斗起重机装卸至汽车，运出厂外。炉渣作为环保材料运输至炉渣综合处理厂进行综合利用。2.2.8除盐水系统化学除盐系统全膜法水处理工艺流程：原水→原水箱→原水泵→叠片过滤器→超滤装置→超滤水箱→反渗透给水泵→活性炭过滤器→保安过滤器→一级高压泵→一级反渗透装置→一级反渗透产水箱→增压泵→保安过滤器→二级高压泵→二级反渗透装置→二级反渗透产水箱→增压泵→保安过滤器→EDI→除盐水箱→除盐水泵→主厂房。本期EDI出水母管与一期EDI出水母管连通后接到除盐水箱，连通处设置联络门。2.2.9电气系统本工程电气系统包括2台50MW汽轮发电机组及出线、10kV各馈线、厂用变压器、10kV电厂侧的控制和保护系统、厂用电系统、直流系统、UPS系统、全厂的动力、照明、防雷与接地系统等。2.2.9.1接入系统本工程建设的2台发电机组出口电压10.5kV，出口均设10kV母线，为10kV厂用高压段供电。对应经2台主变升压至110kV后，经两回110kV电缆接入一期110kV变电站并网（电力接入系统部分以电力部门接入系统报告要求为准）。2.2.9.2电气主接线本工程的2台50MW汽轮发电机采用发电机－双圈变压器组单元接线方式接入110kVGIS母线。汽轮发电机出口设发电机断路器，各经110±8x1.5%/10.5kV、Ynd11、阻抗电压为14%、容量为63MVA的油浸有载调压变压器，接入厂内110kV屋内配电装置。原有的110kV屋内配电装置采用单母线分段接线。本工程扩建的2台汽轮发电机主变分别接至110kVI段母线和110kVII段母线。110kV屋内配电装置有4回进线间隔（含本期扩建的2回主变间隔）、2回出线间隔、1回母线联络间隔、2回电压互感器及避雷器间隔。全厂的并网点设在：汽轮发电机出口断路器、主变高压侧、110kV线路断路器、110kV母联断路器。因发电机出口设置了断路器，发电机与系统并网运行前，厂用电源由110kV系统倒送电获得。汽轮发电机机组及其控制系统具备孤网运行功能，电气主接线设计满足发电机仅带厂用电负荷不并网的孤网运行方式。本期用电系统电压采用10kV和380V两级供电，两级厂用负荷均按焚烧线和公用部分进行分段设置。10kV厂用电系统中，2台发电机组各设1路厂用分支电源，分别为10.5kV厂用I段、Ⅱ段，。同时，380V厂用段共380V#1炉工作I段、Ⅱ段、Ⅲ段、Ⅳ段、炉备用I段、炉备用II段以及380V汽机Ⅰ段、II段，每段均采用双电源供电。10kV主备电源采用快切装置进行切换减少紧急情况下的电气操作，提高厂用电可靠性。380V主备电源采用备自投。2.2.9.3事故保安电源本期主厂房另设2台2250kVA的10kV柴油发电机做为电厂的保安电源（可并机运行），接入10kV保安段。设置一台10kV保安变压器，其电源分别向380V保安I段、Ⅱ保安进行供电。正常工作状态下，保安段由保安变压器供电，当110kV并网线故障且2台发电机组全停机时，由柴油发电机为锅炉给水泵、液压油站、应急照明、直流电源、DCS、电动阀门等紧急状态下必保的负荷供电。2.2.9.4直流系统本项目设置2套220V直流系统，蓄电池组柜安装，电池容量为900Ah的直流系统，蓄电池单独设置蓄电池室。直流系统为汽轮发电机组的控制、测量、信号、继电保护、自动装置等控制负荷，直流油泵、交流不停电电源、应急照明等动力负荷提供直流电源。2.2.9.5远动部分本期电厂NCS系统完成电厂的监控保护和作为电网监控远方终端的功能，在一期NCS系统进行扩建，具备将数据传送到地调，又可接收及执行调度端发来的控制及调节命令的功能，根据当地电力部门要求接入电厂原有配置的远动通讯装置。2.2.9.6防雷、过电压及接地全厂采用综合接地系统方式，工作接地、保护接地、防静电接地、防雷接地共享同一接地网，接地电阻要求不大于0.5Ω。2.2.9.7通讯在中控室设置全厂的总配线架（MDF)，同时设置一台数字程控调度用户交换机，负责各车间、技术岗位的生产通讯联系。厂区与升压站之间的通信协议采用TCP/IP通信协议。在中控室设置—套网络系统，包括服务器与管理终端、核心层交换机、光纤配线架等设备，所有设备集成在一个标准机柜中。2.2.9.8电气监控系统本项目设置独立的ECS系统，厂用所有的电气监控由ECS系统完成，升压站所有的电气监控由NCS系统完成，NCS系统、ECS系统及DCS系统可实现数据交换。2.2.10控制系统本项目全厂控制系统采用总线型DCS系统一体化方式，设置集中控制室(中央控制室)对四条垃圾焚烧线、二台汽轮发电机组采用DCS控制系统集中控制，实现炉、机、电统一的监视与控制。全厂DCS系统包括：焚烧炉ACC系统、烟气净化系统、余热锅炉及其辅机系统、汽轮发电机组及其辅机系统、汽机DEH系统、全厂公用系统、电气监控系统（ECS）、化学水处理系统等。全厂共设置电子设备间3处，就地机柜室5处；主控楼设置1处电子设备间，布置汽轮发电机组及公用系统控制机柜；布置焚烧线（包括烟气净化）系统控制机柜；化水车间、飞回固化设置单独就地控制室。垃圾吊车管理系统、渣吊系统、地磅系统、CEMS系统、飞灰固化系统等采用相对独立的控制系统，与DCS系统通过通讯方式进行数据交换；汽机ETS系统、DEH系统与TSI系统由汽轮机厂家供货。2.2.11防臭、除臭系统垃圾运到焚烧厂进行焚烧，垃圾也就成为垃圾焚烧厂恶臭的源头。垃圾运输、储存、焚烧的过程均是产生恶臭的地方；垃圾储存产生渗沥液，渗沥液储存、输送、处理的过程又形成了产生恶臭的地方；垃圾焚烧后生成炉渣，炉渣储存、输送、处理的过程也形成了产生恶臭的地方；其主要成分为：氨气、硫化氢以及甲硫醇等一些挥发性有机物。2.2.12通风空调系统全厂的通风、分体机及多联机空调系统、防排烟。2.2.13其它系统2.2.11.1供水水源二期工程锅炉用水和生活用水水源采用市政自来水。从一期工程已有市政自来水供水管接入供水管，一路进入原水箱供锅炉除盐水制备用水，另一路进入生活水箱供生活用水。二期工程生产用水水源为市政中水，中水从市政中水管网接入至厂区，经水表计量后，一路进入冷却塔集水池，作为循环冷却补充用水，另一路进入生产消防水池，供厂区生产和消防用水。2.2.11.2汽轮发电机组循环冷却水系统循环冷却水由循环冷却水泵从冷却塔集水池吸水池吸水，提升加压至汽机及发电机设备进行冷却，冷却出水经自然通风逆流式双曲线冷却塔冷却后，回流到冷却塔下集水池，循环使用。循环冷却水主要为凝汽器、汽轮机冷油器、发电机空冷器等设备提供冷却水。循环冷却集水池→循环水泵→循环水管→发电机组设备冷却→循环水管→冷却塔→回流循环冷却集水池二期工程循环水泵配置同时考虑一、二期工程循环用水量要求。在综合水泵房内设循环水大泵5台，供二期工程循环冷却用水，4用1备；另设循环水小泵2台，供一期工程循环冷却用水。二期工程采用自然通风逆流式双曲线冷却塔。冷却塔的配置规模按满足一、二期的需求配置。2.2.11.3生产、生活给水系统1、生活供水系统：生活供水系统采用生活水箱储水和变频调速供水设备二次加压的联合供水方式，厂区设独立的生活给水管道系统，供厂区生活用水。生活给水系统配1套变频调速生活供水设备和1个不锈钢生活水箱，带有二次消毒装置。频调速生活供水设备配有2台生活主给水泵（1用1备）、1台小流量补水泵和1个稳压罐。2、生产清水泵供水系统生产清水泵供水系统采用生产水池储水和变频调速供水加压泵的联合供水方式。生产清水加压泵由生产储水池吸水，通过专用供水压力管道供水。主要供锅炉除盐制备用水、受料斗及溜槽用水，化验室用水、车间及设备冲洗、车间清洁用水、锅炉排污废水降温生产用水及道路洒水、绿化用水等。二期工程设计生产清水泵按满足一、二工程需求配置，系统配变频调速生产清水泵2台，1用1备，一、二期工程清水供水管道在水泵出水管后独立设置，分开计量，分别由独立的管道系统供一、二工程生产清水用水。3、生产工业水泵给水系统生产工业水泵给水系统采用循环冷却塔集水池储水和变频调速供水加压泵的联合供水方式。加压泵由循环冷却塔集水池下面的吸水池吸水，通过供水压力管道供水。主要供螺杆空压机、冷冻干燥机、引风机、汽水取样冷却器、一、二次风机、锅炉给水泵、凝结水泵、Y型油泵等设备冷却用水，这部分水冷却设备后回流至汽机循环冷却水系统经冷却塔冷却后进入集水池，循环使用；另一部分供飞灰加湿机飞灰固化用水、烟气处理降温用水、烟气湿法洗烟处理系统生产用水、出渣机冷渣用水、炉排漏渣输送机冷却用水等。二期工程设计生产工业水泵按满足一、二工程需求配置，系统配变频调速生产工业水泵4台，3用1备，一期工程利用1台工业泵，二期工程利用2台工业水泵，共用备用泵。一、二期工程生产工业水泵供水管道在水泵出水管后独立设置，分开计量，分别由独立的管道系统供一、二工程生产工业用水。2.2.13.4循环冷却水处理系统循环冷却水处理系统包括循环冷却水处理加药装置以及对循环冷却水水质指标进行在线监测的化学仪表仪器等。循环冷却水处理加药装置包括硫酸、阻垢剂、氧化性和非氧化性杀菌剂等加药装置以及对循环冷却水水质指标进行在线监测的仪表仪器。循环冷却水化学在线监测仪表包括pH计、电导率仪、余氯分析仪和浊度仪等。2.2.13.5排水系统本项目排水包括洁净废水、生产废水、生活污水、洗烟废水、垃圾渗沥液。2.2.13.6其它公用部分主要包括：燃油储存供应系统、压缩空气系统、综合水泵房、循环冷却塔、消防等。2.2.14餐厨垃圾处理厂（从化固体废弃物综合处理中心餐厨垃圾及易腐有机废弃物处理厂）餐厨垃圾处理厂调试工作由餐厨垃圾处理厂设备中标单位完成。系统与广州市第七资源热力电厂二期工程及配套设施相关的水、电、蒸汽、沼气、臭气、数据传输等须投标方配合完成。餐厨垃圾处理厂主要采用“预处理+厌氧消化”处理技术，其中：（1）餐厨垃圾预处理采用以“接收+分选破碎制浆除砂除杂+油脂回收与提纯”为主的工艺路线，其中，提油采用全物料提油工艺；系统设置一条为应急处理线（应急处理线至少应具有加热和挤压功能，预留蒸汽直喷口）。（2）厌氧消化采用“中温湿式连续厌氧消化”工艺；（3）沼气储存系统：本项目沼气储存系统中的沼气稳压、沼气贮存等工艺，设置有应急燃烧火炬；（4）沼渣脱水系统采用“离心脱水”工艺；（5）脱水沼液经预处理后进入第七资源热力电厂一期渗滤液处理厂集中处理；生活污水等低浓度污水收集后送至第七资源热力电厂低浓度废水处理设施处理，低浓度污水含冲洗水、除臭废水等，总量不超过15t/d，超过部分乙方自行配置处理设备达到餐厨厂回用水标准后回用。（6）除臭系统：卸料大厅、预处理车间、出渣间、沼渣脱水间等区域采用高压喷雾系统，去除逸散出的恶臭分子。终端除臭组合工艺为“化学洗涤（不少于两级洗涤）+生物除臭+应急深度处理”，臭气经“化学洗涤+生物除臭”处理后达标排放，应急深度处理系统采用“化学洗涤+活性炭”的工艺路线。高浓度臭气高浓度臭气单独收集、输送至第七资源热力电厂焚烧炉焚烧处理，备用（设置有阀门远程切换）有1套“化学洗涤（不少于两级洗涤）”系统，后接至其余臭气的终端除臭组合工艺进行深度处理。以上所有系统还需配套有相应的设备检修、电气、自控和仪表等系统。3.引用标准1）《小型火力发电厂设计规范》（GB50049-2011）；2）《生活垃圾焚烧污染控制标准》（GB18485-2014）；3）《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB/T12145-2016）；4）《生活垃圾焚烧炉和余热锅炉》（GB/T18750-2008）；5）《生活垃圾焚烧处理工程技术规范》（CJJ90-2009）；6）《生活垃圾焚烧厂评价标准》（CJJ/T137-2010）；7）《生活垃圾焚烧处理工程项目建设标准》（建标142-2010）；8）《生活垃圾焚烧厂安全性评价技术导则》（RISN-TG010-2010）；9）《火力发电厂初步设计文件内容深度规定》（DL/T5427-2009）；10)《火力发电厂与交电所设计防火规范》GB50229-2006；11)《3～110kV高压配电装置设计规范》GB50060-2008；12)《20kV及以下变电所设计规范》GB50053-2013；13)《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》GB/T50062-2008；14)《交流电气装置的接地设计规范》GB50065-2011；15)《供配电系统设计规范》GB50052-2009；16)《电力工程电缆设计规范》GB50217-2007；17)《低压配电设计规范》GB50054-2011；18)《建筑物防雷设计规范》GB50057-2010；19)《火力发电厂厂用电设计技术规定》DL/T5153-2002；20)《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T620-1997；21）《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》DL/T5437-2009；22）《火电工程启动调试工作规定》DL/T5294-2013；23）《火电工程调整试运质量检验及评定标准》DL/T5210.6-2019；24）《电力建设施工技术规范》（锅炉机组篇）DL5190.2—2019；25）《电力建设施工技术规范》（汽轮发电组篇）DL5190.3—2019；26）《电力建设施工技术规范》（热工仪表及控制装置篇）DL5190.4—2019；27）《电力建设施工技术规范》（火力发电厂化学水篇）DL5190.6—2019；28）《电力建设施工质量验收及评价规程》（锅炉机组篇）DL/T5210.2—2018；29）《电力建设施工质量验收及评价规程》（汽轮发电机组篇）DL/T5210.3—2018；30）《电力建设施工质量验收及评价规程》（热工仪表及控制装置篇）DL/T5210.4—2009；31）《垃圾焚烧发电厂启动试运及验收规程》DL/T2013-2019；32）《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2016；33）国家电力公司电源建设部[2001]218号文《火电机组达标投产考核标准（2001年版）》；34）《火电建设项目文件收集及档案整理规范》DL/T241—2012；35）《工程建设标准强制性条文》2011版电力工程部分；36）《城市生活垃圾焚烧处理工程项目建设标准》JB142-2010；37）《生活垃圾焚烧炉》CJ-T118—2000，建设部38）《生活垃圾焚烧污染控制标准》GB18485—2014，国家技术监督局；39）GB501502016《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》；40）GB501682006《电缆线路施工及验收规范》；41）《生活垃圾焚烧运行管理规范》DB35/T972-2009；42）《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL/T5437－2009；43）《汽轮机启动调试导则》（DLT863-2016）；44）《火力发电建设工程机组调试技术规范》（DLT5294-2013）；45）《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》（DLT5295-2019）；46）DL/T863-2016《汽轮机启动调试导则》47）DL/T852-2016《锅炉启动调试导则》48）DL/T1076-2017《火力发电厂化学调试导则》49）DLT244-2012《直接空冷系统性能试验规程》50）《火电机组启动验收性能试验导则》51）《发电厂供暖通风与空气调节设计规范》DL/T5035-201652）《民用建筑供暖通风与空气调节设计规范》GB50736-2012》53）《工业建筑供暖通风与空气调节设计规范》GB50019-2015》54）《通风与空调工程施工质量验收规范》（GB50243-2016）55）《通风与空调工程施工规范》（GB50738-2011）56）其他有关国家及行业标准和规范。包括但不限于上述标准，以上标准若有新版标准则执行新版标准，替代原有标准;除上述国家及电力工业部颁发的规范、规程以外，检查验收仍需遵照如下图纸、文件：招标方编制的运行规程；设计院、设备厂家提供的相关设计文件；制造厂家的有关技术文件；有关的会议纪要、批复文件及批准签证的设计变更等；经会审签证的施工图纸和设计文件；招标方与监理单位签订的合同文件及相关监理文件；投标方要积极配合招标方确定的质量监督及为此所做的协调工作。4.主要设备技术参数4.1余热锅炉主要技术指标4.1.1中温次高压序号项目参数1数量22余热锅炉型式中温次高压、单锅筒自然循环卧式锅炉3每台锅炉额定蒸发量（MCR）97t/h4蒸汽压力6.4MPa5蒸汽温度485℃8焚烧炉年累计运行时间8000小时9给水温度130℃10锅炉出口烟气量（MCR）234000Nm3/h11排烟温度180—200℃12热灼减率≤3%13锅炉排污率1%14锅炉热效率>83%4.1.2中温超高压序号项目参数1数量22余热锅炉型式中温超高压、单锅筒自然循环卧式锅炉3每台锅炉额定蒸发量（MCR）98.5t/h4蒸汽压力13.0MPa5蒸汽温度485℃6再热蒸汽压力（增加）3.027再热蒸汽温度（增加）420℃8焚烧炉年累计运行时间8000小时9给水温度130℃10锅炉出口烟气量（MCR）202000Nm3/h11排烟温度180—200℃12热灼减率≤3%13锅炉排污率1%14锅炉热效率>82%4.2汽轮发电机组参数1、次高压汽轮机1台型号N5-6.1/475额定功率50MW进汽压力6.1Mpa进汽温度475℃汽轮机额定转速5500r/min发电机1台型号QF-50-2HV电压10.5kV发电机额定转速3000r/min功率因数0.82、超高压再热汽轮机1台型号N5-12.6/480/415额定功率50MW进汽压力12.6Mpa进汽温度480℃再热段进汽温度415℃汽轮机额定转速4700r/min发电机1台型号QF-60-2HV电压10.5kV发电机额定转速3000r/min功率因数0.84.3烟气处理系统入口烟气参数(额定工况)每条焚烧线垃圾处理量为800t/d，在MCR点运行的锅炉出口烟气参数见下表，最终以锅炉厂家计算的锅炉出口烟气参数为准。正文单位计算值MCR24h平均值设计值烟气流量，湿基Nm3/h188090197500217250烟气中的灰分g/Nm322～46烟气入口温度°C190～230190～230190～230烟气进口压力Pa-1000～+800-1000～+800-1000～+800原始气体污染物(所有的数值都是基于单位为mg/Nm3,干基11%O2,1013mbar的工况条件下给定的数据，除非另有说明。)CO2体积含量（湿基）9～119～117～12O2体积含量（湿基）6～86～86～8H2O体积含量12～2612～2612～30SO2mg/Nm3135215375HCLmg/Nm3119017801780HFmg/Nm3204060NH3mg/Nm3<20<20<20NOXasNO2*1)mg/Nm3200200COmg/Nm350100TOCmg/Nm31020二噁英类ngTEQ/Nm32-3注：（1）有害物质含量已转化为标准状态下，11%O2干烟气。4.4烟气排放标准本工程垃圾焚烧烟气的大气污染物排放值如下表。本项目控制值序号污染物名称单位国家标准GB18485-2014欧盟标准EU2010/75/EC本项目24小时均值1小时均值24小时均值30分钟均值24小时均值小时均值100%97%1颗粒物(mg/m3)2030103010792HCl(mg/m3)5060106010463SO2(mg/m3)80100502005010154NOx(mg/m3)25030020040020045655CO(mg/m3)80100501005030506汞及其化合物（以Hg计）(mg/m3)0.05（测定均值）0.050.027镉＋铊及其化合物（以Cd＋Tl计）(mg/m3)0.1（测定均值）0.050.028锑、砷、铅、鉻、钴、铜、锰、镍及其化合物（以Sb+As+Pb+Cr+Co+Cu+Mn+Ni计）(mg/m3)1.0（测定均值）0.50.29二噁英类(ngTEQ/Nm3)0.1（测定均值）0.10.03注：（1）本表规定的各项标准限值，均以标准状态下含11%O2的干烟气为参考值换算。（2）CO指标由燃烧系统保证。4.5风机性能参数风机性能保证值数据表序号工况内容一次风机二次风机引风机推料器冷却风机TB100%MCRTB100%MCRTB100%MCRTB100%MCR1风机入口标况体积流量（Nm3/s）19.25914.8721.85315.97671.94661.2041.8331.3892风机入口质量流量（kg/s）25.04519.2628.43320.68390.53475.4452.2271.7963风机入口工况体积流量（m3/s）22.416.7825.4318.02125.55102.162.0011.5164风机全压升（Pa）614444821098773671253610521-970-859.365风机内效率（%）入口挡板调节88.366.485.763.585.574.683%83%变频调节88.387.585.787.885.587.6//6风机轴功率（kW）入口挡板调节1521143222091827143510.16.3变频调节1528632215018271218//7电机输入功率（Kw）入口挡板调节1601203382191918150610.16.3变频调节1609033815819181279//8距离风机边缘外1米处噪声DB（A）858585854.6给水泵性能参数给水泵性能参数表次高压机组用的给水泵序号项目单位技术参数备注1数量台22型号HGC4/103形式多级离心泵（卧式）4最大工况流量t/h2705最大工况扬程mH2O10506经济工况流量t/h2247经济工况扬程mH2O9858进口温度℃1319除氧器布置高度m～16（设备中心线）10额定转速rpm298011轴功率kW965（最大工况）12效率%≥79.9经济工况13必须汽蚀余量m5.4经济工况14关闭点扬程MPa14.115变频电机型号YXKS500-216电动机功率kW112017电压V1000018频率Hz5019转数rpm298020防护等级IP5421绝缘等级F22工作方式连续23电机总重t～724泵体总重t～325泵组总重t～1226是否带公用底座带公用底座，配安装地脚螺栓27水泵进出口方向垂直向上超高压机组用的给水泵序号项目单位技术参数备注1数量台22型号HGC4/133形式多级离心泵（卧式）4最大工况出口流量t/h2455最大工况扬程mH2O18006经济工况出口流量t/h2007经济工况扬程mH2O17308中间抽头流量t/h20最大流量9中间抽头压力mH2O50010进口温度℃13111除氧器布置高度m～16（设备中心线）12额定转速rpm298013轴功率kW1639.5（最大工况）14效率%≥76.3经济工况15必须汽蚀余量m5.3经济工况关闭点压力MPa22.1MPa16变频电机型号待定17电动机功率kW185018电压V1000019频率Hz5020转数rpm298021防护等级IP5422绝缘等级F23工作方式连续24电机总重t～925泵体总重t～526泵组总重t～1627是否带公用底座带公用底座，配安装地脚螺栓28水泵进出口方向垂直向上29中间抽头出口方向垂直向上4.7循环水泵性能参数循环水泵性能参数表序号项目单位规格参数备注循环水泵1型号ASP700-695A5台2形式卧式单级双吸水平中开离心泵3输送介质汽轮机循坏冷却水4额定流量m³/h68005额定扬程m24（暂定）6轴功率KW4947效率%90ISO99061级精度考核8必需的汽蚀余量m6.539零流量扬程MPa0.41810泵总重Kg453611密封形式集装式机械密封12转速r/min74013水泵旋转方向最终由设计院确定14水泵进口管径mmDN90015水泵出口管径mmDN80016生产厂家ANDRITZ配套电机1型号YXKK500-82额定功率kW5703额定电压V100004额定电流A375额定频率Hz506转速r/min7407绝缘等级F8防护等级IP549工作方式连续10冷却方式空-空冷11电机总重Kg556012电机厂家上海电机厂主要部件材料泵壳：球墨铸铁叶轮：双相不锈钢DIN1.4474口环2Cr13主轴：2Cr13轴套：2Cr13原一期迁移至二期泵房循环水泵性能参数表（2台）水泵电动机型号DFSS400-21/4A型号YKK400-4流量2250m3/h电压10kV扬程25m电流18.8A转速1480rpm转速1484rpm轴功率176kW功率250KW4.7凝结水泵性能参数凝结水泵性能参数表序号项目单位额定最大连续1型号NLT200-300X42介质温度℃38—503流量m³/h1872064扬程mH2O911005轴功率KW6173.26必需的汽蚀余量m2.12.47轴端密封形式机械自密封8机械密封冷却水性质除盐水9机械密封冷却水流量t/h0.3~0.610轴承冷却水性质工业水11轴承冷却水压力MPa.g0.3~0.612轴承冷却水流量t/h0.8~1.2配套电机1型号BPY-280M-42额定功率kW903额定电压V3804相35额定频率Hz506转速r/min14807绝缘等级F8防护等级IP549工作方式连续10冷却方式空-空冷11电机厂家上海电机厂4.8汽机循环冷却塔性能参数汽机循环冷却塔性能参数表项目技术参数备注冷却塔形式自然通风双曲线冷却塔夏季最大冷却水量30450m3/h冷却塔规格有效淋水面积3900m2有效淋水面积3900m2淋水密度7.81m3/m2.h进塔水温≤38℃≤43℃（夏季校核）出塔水温≤28℃≤33℃（夏季校核）冷却温差10℃冷却幅高5～8℃夏季室外计算湿球温度19.6℃（年均值）26.9℃夏季夏季室外计算干球温度22.1℃（年均值）30.2℃夏季最热月平均相对湿度:83%最冷月平均相对湿度70%年平均气压:101.22kPa夏季平均气压100.45kPa年平均气温22.0℃极端最高气温38.1℃极端最低气温0.0℃最热月平均气温28.5℃最冷月平均气温9.5℃夏季室外平均风速1.7m/s夏季最多风向CSSE年最多风向CNNE4.9空气压缩机性能参数空气压缩机性能参数表序号项目单位数值备注工频空压机1型号-M315-W8-2S喷油螺杆型2数量台4（3用1备）3排气量m3/min62.14公称压力MPa(g)0.85能效等级-26压缩级数-27机组输入比功率kW/(m3/min)6.48电机8.1电机电压V100008.2电机额定功率kW3158.3电机服务系数-1.159轴功率kW31510螺杆转速rpm一级：2421/二级：198811主要部件材质11.1汽缸缸体-高强度铸铁11.2螺杆转子-AISI-C-1141中碳钢11.3油气分离器筒体-优质碳钢11.4油冷却器-不锈钢11.5后冷却器-不锈钢12转子制造工艺-IR自行研发的4:6JLB第三代非对称型线13允许进口空气最高温度℃4614冷却参数14.1冷却方式-水冷14.2冷却水最高进水温度℃4614.3冷却水流量m3/h3014.4冷却水进出口压差MPa0.10714.5冷却水进出口管径规格mm5014.6油冷却器型式-水冷14.7油冷却器面积m2/15机组噪音dB(A)7916机组外形（长x宽x高）m4650Lx1930Wx2146H17机组重量kg818018安装方式-基础安装冷冻式干燥机1数量台32用1备2空气处理量m3/min1003工作压力MPa(a)1.04出口气体压力露点温度℃≤35压力损耗MPa≤0.026制冷剂-R407C7制冷剂使用寿命年≥58冷却水压力MPa(a)0.3-0.49进口冷却水最高温度℃4010安装方式-基础安装11机组外形（长x宽x高）m2100x1150x175012机组重量kg700模块化吸附式干燥机1数量台32用1备2空气处理量m3/min433工作压力MPa(a)1.04再生方式-模块化再生5结构形式-模块内自动切换，连续工作6产品气压力露点温度℃≤-407再生气量比例%≤58压力损耗MPa≤0.029循环周期min5-1010安装方式-就地免基础，占地面积小11机组外形（长x宽x高）m1710mm×1340mm×1892mm（单组）×2单组，2组一套12机组重量kg825*2单组825kg精密过滤器（冷干机前）1数量个32空气处理量m3/min963工作压力MPa(a)1.04出口含油率ppm≤0.15出口灰尘粒度μm≤0.1超精过滤器（冷干机后）1数量个32空气处理量m3/min963工作压力MPa(a)1.04出口含油率ppm≤0.015出口灰尘粒度μm≤0.01精密过滤器（吸干机后）1数量个32空气处理量m3/min58.23工作压力MPa(a)14出口含油率ppm≤15出口灰尘粒度μm≤1缓冲压缩空气储罐1数量台12公称容积m3203工作压力MPa(g)1.04材质-Q345R内防腐5壁厚mm106直径mm24007高度mm50008安装方式-基础安装工艺用压缩空气储罐1数量台12公称容积m3203工作压力MPa(g)1.04材质-Q345R内防腐5壁厚mm106直径mm24007高度mm50008安装方式-基础安装仪用压缩空气储罐1数量台12公称容积m3203工作压力MPa(g)1.04材质-Q345R内防腐5壁厚mm106直径mm24007高度mm50008安装方式-基础安装5.现场踏勘5.1投标方请自行组织现场踏勘并负责安全，一切费用自理。5.2投标方根据现场情况编制确实可行的调试措施和调试大纲，并依此措施及大纲编制调试费用书。6.调试服务内容本工程采用包工、包质量、包工期、总价包干的形式，对广州市第七资源热力电厂二期工程及配套设施进行分系统调试、整套启动调试及全厂机组性能测试(含市城管委要求的168h性能测试)服务。投标方必须安排具备垃圾发电类似项目调试经验的人员进行调试工作。投标方调试人员组成需报招标方审核同意。ACC另外单独进行招标，本次调试服务招标范围不含ACC内容。烟气排放指标的监测数值以业主委托第三方机构监测环保指标数值为准，本次调试服务招标范围不含烟气排放指标检测。6.1投标方工作内容:广州市第七资源热力电厂二期工程及配套设施的分系统调试、整套启动调试、全厂机组性能测试(含市城管委要求的168h性能测试)，调试项目包括但不限于以下内容：6.1.1投标方根据招标方提供的由中国轻工业广州工程有限公司设计的全套施工图纸及各设备厂提供的技术资料，统筹安排整个垃圾焚烧发电项目的分系统调试和整套启动调试，主要调试内容为空负荷调试、带负荷调试和满负荷72+24h试运以及设备性能试验、深度调试（包括机组带厂用电孤岛运行）、涉网试验、特殊试验、试生产期间的调试完善工作、全厂机组性能测试等；包括但不限于以下内容：全厂热力系统、焚烧炉的垃圾进料系统、燃油系统、液压系统、自动燃烧控制系统、烟风系统、余热锅炉的吹灰系统（包括蒸汽吹灰系统和水喷淋清灰系统）、渗滤液回喷系统、沼气炉内燃烧系统、活性炭除臭系统、喷雾除臭系统、消防排烟系统、压缩空气系统、灰渣输送系统、全厂通风系统、渗滤液收集系统、事故照明系统、保安电源系统（柴油发电机）、中央空调系统、高位水箱、事故油箱等；汽轮发电机组系统、油系统、汽水系统、辅机循环冷却水系统、综合水泵房系统等；110kV系统（涉及厂内联调）、10kV系统、380V厂用电系统、220V直流系统、UPS系统、五防、微机保护及自动化系统（包括升压站联调）及全厂电气系统；DCS系统、TSI系统、DEH系统、ETS系统、中控室大屏幕显示系统及全厂热工仪表及控制系统；烟气净化系统（包含炉内脱硝SNCR、半干法脱酸、干法脱酸、活性炭喷射吸附、袋式除尘、石灰浆制备）、飞灰输送及稳定化系统等；循环冷却水处理系统、炉内加药系统、汽水取样系统、污水收集输送系统等；调试单位统筹负责计算、校核及整理由各设备厂家及各项目设计院提供全厂设备本身（包括电气设备、热控仪表、升压站）的连锁、保护逻辑及定值，并出具由业主单位确认的最终保护定值表。调试单位统筹负责完善机组热工逻辑。调试单位统筹负责给出经有保护定值核算资质单位认可的电气设备保护（包括升压站）、全厂继电保护和热工保护定值单。（还应包括二期运行后一期外线、110KV母线、#1、2主变及10KV系统等设备保护定值的重新整定）。6.1.2以下系统的分系统调试由设备厂家完成，但由投标方统一协调管理，并纳入整套启动调试范围。主要包括：烟气净化系统、渗滤液处理系统、垃圾卸料门（含垃圾抓斗检修门）、垃圾吊车系统、汽车衡、机力冷却塔、洁净废水处理系统、化学除盐水处理系统、预处理系统、垃圾池应急除臭系统、外电接入系统工程、焚烧炉液压系统、焚烧炉锅炉砌筑、高温烘炉、大屏幕系统、自动洗车装置、炉渣处理厂炉渣处理设备、分体机及多联机空调系统设备、10kV浇筑母线、餐厨垃圾处理厂等。调试单位无条件配合接入系统单位调试范围内工作，包括但不限于NCS系统与DCS及ECMS的通讯、节调系统、发电机负荷曲线系统、OMS调度智能指挥系统、OMS检修系统、调度安全评价系统、调度电话、GPS/北斗对时系统等接入工作，接入系统单位亦无条件配合调试单位范围内工作，包括但不限于调试主变光纤差动保护和发电机远动信号传输等调试工作。调试单位负责将两者接通。调试单位统筹负责EPC设备分系统调试范围以外的调试工作。投标方作为主体调试单位，应对各参加调试单位的调试质量进行监督检查，尤其对结合部的工作，要检查其完整性、系统性、可靠性，防止执行规程的不一致性。投标方负责分系统调试报告的完善。本技术需求书未明确由其它单位负责的调试项目均视为由投标方负责调试，不再另外增加费用。6.1.3除非在本技术需求书中已明确由设备厂家进行分系统调试的项目外，其它分系统调试都由投标方负责。6.2投标文件中应包括详细的培训计划，招标方将要求投标方严格按照培训计划对招标方运行人员及技术人员进行培训。6.3投标方参与验收施工单位的单体调试，负责焚烧机组工程各系统安装设备的分部试运及机组整套启动调试直至达标投产移交。6.4主要调试内容为空负荷调试、带负荷调试和满负荷72+24h试运以及全厂机组性能测试等。6.5在调试过程中，试运指挥部、招标方有权根据启规的要求对调试内容及各阶段分界点做出进一步明确或裁定，调试单位应严格执行，而不发生合同外费用，否则视为违约。6.6投标方须配合招标方完成本项目的环保验收工作；6.7投标方应在竣工技术资料在工程竣工验收合格，投产移交后30天内，根据国家档案资料及招标人的要求规定移交，一式八份。6.8主要调试内容见以下第7条：调试项目要求（供投标方参考，包括并不限于调试项目清单）6.9接入系统与电厂调试工程界面：以电厂内110kVGIS升压站110kV潭明甲、乙线的套管接线处为界，升压站侧（红线内）属于电厂调试工程范围，架空线路侧属于接入系统工程。升压站、110kv主变及GIS耐压试验，局部放电测量属于电厂调试单位范围。全厂电气设备保护（包括升压站）保护定值的计算、校核及整理由调试单位负责，并出具最终保护定值表。由电网公司整定计算的定值除外。全厂接地网接地阻抗测量特殊试验、厂用电受电、机组并网、机组涉网试验（接入系统单位有义务配合测试）、电厂计算机等级测试等均属于调试工程范围。7.调试项目要求7.1分系统调试和整套启动试运的调试工作（包括但不限于）。序号内容专业一调试大纲二锅炉专业调试工作内容1分系统试运期间的工作1.1负责锅炉机组范围内各辅机的分部试运工作，掌握试运情况和问题，确认其是否符合整套启动条件。1.2负责对锅炉机组范围内的设备及系统进行检查。1.3锅炉冷态通风试验：锅炉漏风试验、燃烧器（包括燃油燃烧器和沼气燃烧器）布风试验、通风阻力特性试验、炉压正压测试、冷态空气动力场试验；一次风机、二次风机出力核定试验；一、二次风主风道及分支风道的风量标定；助燃风机、火检冷却风机、推料器密封风机出力核定试验。1.4负责检查和试验各汽水电动阀门、烟风调节挡板及风门。1.5负责工业水系统、循环冷却水处理系统、雨水系统一体化净水设备及排污等系统的试运工作；废气侧的风压试验，检查烟道、除尘器等泄露情况；汽水系统的水压试验；给水系统的冲洗（炉前系统水冲洗及调节阀动作试验）；锅炉减温水系统冲洗。高参数锅炉高旁、低旁、旁凝系统静态试验。1.6负责组织参加空压机系统试运工作。1.7负责组织输料系统、给料炉排、炉排及液压系统调试。1.8负责组织烘炉（配合烘炉单位）。1.9负责各风门及阀门动作检查试验。1.10负责除渣系统调试。1.11负责进料系统调试：(1)垃圾称量系统:垃圾称量地磅称系统调试,由建设单位责成相关单位确认；(2)垃圾卸车:垃圾坑的液压卸料门开关试验；(3)垃圾起重机调试:在控制室内进行起重机自动化操作.在无垃圾调试时,可进入现场直观指挥；(4)焚烧炉加料试操作。1.12负责进行锅炉煮炉和炉前系统化学清洗和冲洗工作（包括锅炉煮炉、蒸汽吹管期间的化学监督）。1.13汽水取样、炉内加药系统调试。1.14负责进行给水、蒸汽空气预热器系统、减温水系统冲洗，调节门漏流量测定及自动调节门流量特性试验。1.15负责燃油系统调试。1.16系统运行方式调试。联锁试验及报警试验。进行燃烧器（包括燃油燃烧器和沼气燃烧器）出力测定。锅炉蒸汽吹灰、水喷淋清灰调试。蒸汽空气预热器系统调试。渗滤液回喷系统。1.17负责检查锅炉膨胀系统。1.18负责组织锅炉煮炉、蒸汽空气预热器系统及蒸汽管路吹洗,提供锅炉蒸汽管路吹洗系统图，并提出吹管方案。1.19配合锅炉安全阀校验及蒸汽严密性试验。1.20半干式反应塔系统（含旋转雾化器、喷水降温系统等）的调试。1.21熟石灰储存及喷射系统的调试。1.22活性炭储存及喷射系统的调试。1.23布袋除尘系统的调试1.24湿式洗涤塔系统(含氢氧化钠溶液制备系统及低温烟气换热器GGH1)的调试1.25洗烟废水处理系统的调试1.26SCR系统（含高温烟气换热器GGH2及蒸汽加热器系统SGH）的调试1.27SNCR系统（氨水的储存、计量、输送、喷射等）的调试1.28熟石灰储存及石灰浆液制备系统1.29飞灰输送系统调试1.30飞灰稳定化系统调试1.31水管、碱液管、浆液管、压缩空气管、烟道等管路系统的调试1.32配合热工进行火焰监视器投入及调整1.33ACC不在调试范围内1.34负责垃圾池渗沥输送系统及推料系统的渗沥液收集系统调试。负责垃圾卸料平台的卸料门与垃圾吊的互锁调试2整套启动试运期间的工作。2.1整套启动前准备性检查试验。2.2热工信号及报警系统动作检查试验2.3辅机设备事故按钮、联锁及保护试验。2.4系统及辅机设备程控启、停检查试验。2.5MFT保护静态试验。2.6辅助燃烧器、启动燃烧器程控启停动作检查试验、出力调试试验。高参数再热锅炉：高旁、低旁静态投入退出实验2.7指导运行人员按启动方案及运行规程的要求进行点火操作，调整燃烧，控制升温升压速度，完成启动中有关工作。2.8疏水排污系统调试。2.9整套启动化学监督2.10配合汽机和电气专业进行汽机试转和发电机试验。2.11发电机并入电网后，指导运行人员进行整套机组带负荷，调整燃烧，维持蒸汽参数在要求范围内。2.12配合制造厂进行垃圾焚烧及烟气处理系统调整试验。2.13断燃油试验。2.14焚烧炉、余热锅炉联合热态调试a）焚烧炉燃烧调整试验，炉渣可燃物控制，烟气中可燃气体、有害气体控制调整，确定给料频率、炉排摆动频率、一次风量和风压及二次风量和风压等，燃烧器投停方式；b）垃圾焚烧量及产汽量的工况调整试验；c）余热锅炉汽温、汽压控制试验；2.15汽机带负荷运行与满负荷试验（含50％、75％及100%负荷）变负荷试验。2.16配合进行甩负荷试验（汽轮发电机组调节系统动态特性试验）。再热机组进行甩负荷试验前须逐一验证两台炉高、低旁路系统动作正常（实操）2.17MFT动作试验。2.18锅炉并汽调试2.19单炉带负荷运行与满负荷试验、单炉变负荷试验、两炉或三炉同时并列启动、单炉解列试验。2.20配合锅炉起重设备、消防系统的检测验收工作。2.21参加72+24小时连续试运行值班。三汽轮机专业调试工作内容1分系统试运期间的调试工作1.1检查了解各辅机分部试运情况，协助施工单位处理试运出现的问题。1.2各辅机保护、联锁、事故按钮检查试验。1.3安全门检验及调节门（电动、气动）抽汽逆止门、电动门的动作检查试验。1.4主蒸汽系统调试1.5冷却水工业水、生活水及消防水、生活热水系统调试（包括最大通水量试验）。1.6厂用蒸汽系统调试。1.7旁路蒸汽系统调试1.8空预器加热蒸汽系统调试1.9除氧器加热蒸汽系统调试1.10除氧器汽平衡、放水系统调试1.11低压加热蒸汽系统、轴封加热器系统调试1.12凝结水及补水系统调试。1.13电动给水泵试运调试。1.14高、低压给水系统调试1.15机组各蒸汽管路吹洗。1.16真空系统调试。1.17疏水系统调试。1.18轴封供汽系统调试。1.19调节保安系统调试。1.20液压调节系统静态调试（含DEH油系统）。配合热工电调系统作静态调试．保安系统静态调试．1.21热工信号及联锁保护检查试验．1.22汽门关闭时间测试及严密性试验．1.23润滑油系统及净化装置调试．1.24循环水系统调试含凝汽器、旁路凝汽器系统及胶球清洗系统（包括最大通水量试验、循环水旁滤及循环水加药）1.25盘车装置投运1.26自动主汽门调整试验1.27转子惰走试验1.28汽轮机监视系统调试1.29发电机冷却系统调试2整套启动试运时的调试工作2.1各种水、汽、油分系统及空冷、真空系统检查投运。2.2给水泵带负荷工况的检查和各典型负荷振动的测量。2.3联调试验。2.4汽轮机冲转及带负荷调试。2.5机组冷态启动及超速试验。2.6机组温态及热态启动。2.7机组振动监测(TSI)。2.8汽机保护定值试验2.9机组并网带负荷调试。2.10低压加热器投运。2.11真空严密性试验。2.12辅机保护定值及切换试验。2.13自动调节装置切换试验。2.14变负荷试验。2.1550%及100%甩负荷试验（即汽轮机调速系统动态特性试验）。2.16主汽阀、调节阀严密性试验，（含关闭时间测定）2.17抽汽逆止门试验（打闸试验）（含关闭时间测定）2.18有关系统投入，检查指导运行操作。2.19主机保护投入，检查定值。2.20配合热工投入自动。2.21配合汽机起重设备、消防系统的检测验收工作。2.22运行数据记录统计、分析2.23设备缺陷检查、记录2.24参加72+24小时连续试运行值班四电气专业调试工作内容1分系统试运的工作1.1厂用辅机系统试运1.2检查一次设备的试验数据是否合格。1.3检查电气设备控制、保护、信号是否正确，自动或联锁回路是否正常。1.4计算保护装置的整定值，并提供计算书，其整定值及计算书应有相应具备定值核算资质单位的盖章。1.5参加设备启动，记录带负荷试运的有关参数，作为整套启动的依据。1.6配合有关专业调试人员进行锅炉辅机联锁、汽机辅机联锁。1.7保安电源系统试运及带负荷试验、自动投入试验。1.810/0.4KV电源调试方案（批准：调试项目经理），并参加调试。1.9检查控制室内事故照明回路是否正确，组织进行事故照明的自动投入试验。1.10进行发电机—变压器组、高压厂用工作电源继电保护装置及系统调试方案，并负责调试。负责厂用电受电\、机组并网、机组涉网试验1.11进行发电机—变压器组、高压厂用电源控制回路调试及相互动作试验，检查汽机、锅炉工艺联锁。1.12编制励磁装置及系统调试方案并负责调试，完成励磁系统开环及闭环试验。1.13负责编制自动同期装置调试方案及同期系统检查。1.14负责进行厂用工作电源(包括10KV及400V部分)与备用电源定相、备用电源快切、自投试验。1.15直流及事故照明系统调试。1.1610KV及400V倒送电调试。1.17发电机故障录波、微机五防系统调试。1.18发电厂微机监控系统调试1.19发电厂时间同步系统调试1.20变频系统调试1.21400V系统双电源切换装置调试1.2210kV小电流接地装置及消弧消谐装置调试2整套启动试运期间的工作。2.1向电厂、施工等有关单位和参加启动试验的人员进行电气启动试验方案的技术交底。组织有关人员对电气一次系统和二次回路进行全面检查，协调各方完成试验所需的一切准备工作。2.2进行发电机-变压器的控制、信号、保护的传动试验。2.3进行励磁系统开环、闭环静态模拟试验。2.4整套启动试运时的主要调试工作。2.4.1发电机-变压器组启动调试2.4.2厂用电源系统试运2.4.3发电厂监控系统调试2.5投入发电机变压器保护及励磁系统。2.6在汽轮机不同转速时，测量发电机转子绕组的绝缘电阻及交流阻抗、功率损耗。2.7进行励磁系统的空载特性试验。2.8发电机短路状态下，检查各组变流器变比、相位、二次负荷、电流表指示正确及整定值，录取发电机短路特性。2.9发电机空载状态下，零起升压后检查各组电压互感器二次电压、相序及仪表指示正确，检查保护动作值和返回值，录取发电机空载特性，进行发电机定子绕组匝间绝缘耐压。2.10测量灭磁后发电机定子残压及相序，录取发电机灭磁时间常数。2.11发电机空载进行发电机同期系统定相并网试验。进行励磁自动调节装置的各项试验。2.12假同期试验（手动和自动）。2.13正式并网（手动和自动）。2.14机组并网后带负荷试验。进行保护及测量回路检查。励磁自动调节装置投入试验，工作与备用励磁装置（机）切换试验，检查调差特性。不同负荷下，测量轴电压。不同负荷下，测电流回路相位及差动保护的不平衡电压。2.15参加机组72+24小时试运行值班。2.16微机综保的调试工作(厂家相关人员到场协助)2.17配合接入系统EPC调试厂家进行相关试验。2.18110kVGIS扩建间隔分系统调试及整组启动调试。五热工控制专业调试工作内容1分系统调试阶段的工作。1.1检查测量元件、取样装置的安装情况及校验记录、仪表管路严密性试验记录，表管、变送器的防护措施。1.2检查执行机构（包括电动门、电磁阀、气动和电动执行机构等）及基地调节器的安装情况，配合安装单位进行远方操作试验。1.3检查有关一次元件及特殊仪表的校验情况。1.4参加调节机构的检查，进行特性试验。1.5了解调节仪表、顺序装置和保护装置的单体调校情况。1.6配合厂家进行分散控制系统的受电和软件恢复1.7DCS系统硬件检查和Ｉ/０通道精确度检查。1.8分散控制系统组态检查及参数修改1.9检查热控用气源的质量和可靠性。1.10负责配合进行风量测量装置的标定，负责进行风机的保护试验。1.11PID调节系统的调试。1.12DCS监视系统调试与投入。1.13事件顺序记录系统（SOE）调试与投入1.14有关辅机联锁及保护试验。1.15配合有关专业进行主辅机联锁及保护试验。1.16汽机电液控制系统调试及仿真试验。1.17模拟量控制系统的开环试验及静态整定。1.18主机保护调试及开环试验。1.19锅炉炉膛安全监控系统调试及模拟试验(FSSS)。1.20热控SCS系统调试。1.21UPS系统调试。2整套启动期间的工作2.1在机组整套启动过程中，根据运行情况，投入各种热控装置及模拟量控制系统。2.2模拟量控制系统投入后，检查调节质量，整定动态参数，根据运行工况，做扰动试验，提高调节品质。2.3投入各项主机保护。2.4投入汽机电液控制系统。2.5运行工况稳定后，投入协调控制系统。2.6协调控制系统负荷变动试验。2.7配合有关专业进行甩负荷试验。2.8参加机组72+24小时试运行值班。2.9记