国华宁东发电有限责任公司（2×660MW）机组#3、#4机组深度调峰及指标提升项目项目招标公告

国华宁东发电有限责任公司（2×660MW）机组#3、#4机组深度调峰及指标提升项目
服务招标公告
1.招标条件
国华宁东发电有限责任公司（2×660MW）机组#3、#4机组深度调峰及指标提升项目

2.2项目概况：国华宁东发电有限责任公司厂址位于宁夏回族自治区银川市所辖灵武市境内，地处宁东煤炭基地鸳鸯湖矿区内，位于银川市东南直线距离约90km，北靠鸳鸯湖矿区，西距鸳冯公路约4.0km，南临马家滩镇约6.0km。二期工程建设2×660MW超超临界间接空冷机组，同步建设石灰石-石膏湿法脱硫设施及SCR脱硝装置机组。#3机组于2017年8月投产，#4机组计划于2017年10月投产。

1）锅炉主要技术规范：锅炉采用北京巴布科克威尔科克斯有限公司生产的660MW超超临界参数、变压直流炉、对冲燃烧方式、固态排渣、但炉膛、一次再热、平衡通风、紧身封闭、全钢构架、全悬吊Π型锅炉，同步建设烟气脱硫、脱硝装置。

主要技术规范(BMCR工况)：

a)	锅炉最大连续蒸发量(BMCR)	1990	t/h
b)	过热器出口蒸汽压力	29.4	MPa(g)
c)	过热器出口蒸汽温度	605	℃
d)	再热蒸汽流量	1612.35	t/h
e)	再热器进口蒸汽压力	5.903	MPa(g)
f)	再热器出口蒸汽压力	5.713	MPa(g)
g)	再热器进口蒸汽温度	349	℃
h)	再热蒸汽出口温度	622	℃
i)	省煤器进口给水温度	306	℃
j)	锅炉保证热效率	≥94.6	%
k)	排烟温度(修正后)	120	℃
l)	NOx排放浓度(6%含氧量)	200	mg/Nm3

2）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。型式为超超临界、一次中间再热、单轴、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)	660	MW
b)	高压主汽阀前主蒸汽压力(TMCR工况)	28	MPa(a)
c)	高压主汽阀前主蒸汽温度(TMCR工况)	600	℃
d)	主蒸汽流量(TMCR工况)	00	t/h
e)	中压主汽阀前再热蒸汽压力(TMCR工况)	5.260	MPa(a)
f)	中压主汽阀前再热蒸汽温度(TMCR工况)	620	℃
g)	凝汽器额定背压	10	kPa(a)
h)	额定转速	3000	r/min
i)	设计冷却水温度	33.2	℃
j)	给水加热级数	8级
k)	热耗率(TMCR工况)	7552.1	kJ/kWh

3）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，型号为QFSN-660-2。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	733	MVA
b)	额定功率	660	MW
c)	发电机最大输出功率	733	MW
d)	额定功率因数	0.9(滞后)
e)	定子额定电压	20	kV
f)	定子额定电流	21170	A
g)	额定频率	50	Hz
h)	额定转速	3000	r/min
i)	额定氢压	0.5	MPa(表压)

4）燃烧及制粉系统配置：本工程制粉系统采用成熟的中速磨煤机。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。每台磨煤机引出五根煤粉管道，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。

每台锅炉配6台电子称重式给煤机，与磨煤机相对应。

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OFA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。

每台锅炉配1台100%容量动叶可调轴流式送风机，1台100%容量动叶可调轴流式一次风机，1台100%容量动叶可调轴流式引风机，并考虑脱硫系统阻力，采用引增合一的方式。

锅炉省煤器至空预器之间留有SCR。

每台锅炉配1台100%容量四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。

5）炉前等离子点火系统：锅炉前后墙下层采用等离子点火。

6）锅炉启动系统：本工程锅炉启动系统采用启动循环泵。

7）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。

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。

8）汽轮机旁路系统：每台机组主蒸汽配备100%可调节式旁路，取消过热器安全阀；再热蒸汽系统上设有一套65%BMCR低压旁路系统。

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。

· 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。

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可调式安全阀。

9）给水系统：每台机组给水系统设置一台100%容量的汽动给水泵。高压加热器采用三台高加和一台外置蒸发器，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。

10）凝结水系统：凝结水经凝结水精处理装置、轴封冷却器、疏水冷却器和四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100%容量的电动变频（一拖二）凝结水泵的方案考虑。额定工况时1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2×50%前置过滤器和2×50%容量的高速混床。

11）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，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ASME TDP-1标准(汽轮机防进水的推荐措施)进行。

12）脱硫系统：脱硫系统采用石灰石 — 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，100%BMCR工况时的烟气量。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及锅炉补给水处理系统的高含盐废水三部分水源。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。

13）脱硝系统：脱硝系统采用尿素热风热解技术，每台机组采用一套尿素流量分配模块，催化剂采用两用一备模式。

14）控制系统：DCS系统采用和利时的K系列MACS6，DCS系统和DEH采用一体化设计。

2.3招标范围：

2.3.1机组能够在30%-100%Pe（198-660MW）或更低负荷投入下投入AGC运行（最低稳燃负荷以上）。

2.3.2煤的发热量在3700-4800大卡之间，机组AGC和一次调频能够满足西北电网最新的两个细则的要求。

2.3.3本项目优化包括常规DCS逻辑及智能预测系统优化两部分。

2.3.4本项目第一阶段对常规DCS逻辑优化主要的自动调节包括但不限于以下：主汽压力、主汽温度、再热汽温、炉膛压力、氧量、一次风压、磨煤机一次风量、磨煤机出口风温、氮氧化物、除氧器水位、给水控制、总风量控制、低温省煤器自动调节、烟气调节挡板等所有机组自动。

2.3.5本项第二阶段要求应用独立于DCS控制系统的专用第三方智能优化控制系统，并采用预测控制、模糊控制、神经网络等先进的控制技术来实现国华宁东电厂二期2×660MW机组的AGC控制、一次调频、协调控制、主汽温控制、再热汽温控制、主汽压力控制、SCR脱硝控制的功能优化，同时机组在AGC协调控制方式下可将负荷稳定地下调至30%额定容量。

2.3.6投标方负责第三方智能优化控制系统的设计、设备（含软、 硬件）供货、施工、安装、调试等所有相关工作。

2.4工期：计划总工期365日历天，计划开工日期：2019年6月1日；计划竣工日期：

2020年5月30日。

3.投标人资格要求
3.1本次招标要求投标人必须满足以下条件： A.投标人须是在中华人民共和国注册并具有独立法人资格； B.2014年1月1日至招标公告发布之日止投标方具有至少4台600MW容量及以上超（超）临界机组协调、汽温、脱硝控制整体优化的工程成功投运业绩； C.2014年1月1日至招标公告发布之日止投标方具有至少6台600MW 容量及以上超（超）临界机组采用第三方优化控制器以及预测控制、神经网络、智能前馈及模型自适应等先进控制算法的合同业绩； D.投标方具有至少1台660MW 容量及以机组在AGC协调控制方式下直接将负荷稳定地下调至30%额定容量及以下的深度调峰的合同业绩。 E.投标人企业信用应满足以下条件： 1）未列入发改委和人行“信用中国”网（www.creditchina.gov.cn）失信黑名单； 2）未列入最高法中国执行信息公开网（zxgk.court.gov.cn）的失信被执行人清单； 3）未列入市场监管总局国家企业信用信息公示系统（www.gsxt.gov.cn）企业异常名录或严重违法失信企业名单。 3.2本项目不接受联合体投标、不允许分包。
4.招标文件的获取
4.1凡有意参加投标者，购标前必须在“网站”完成注册，注册方法详见本公告附件一。
购标途径： 投标人请登陆网站的投标人业务系统，在“购标申请”菜单中根据要求上传购标资料，并在线进行招标文件购买。 投标人也可以提供系统中要求的购标资料购买招标文件。 网上购标请于2019年03月27日 09时00分至2019年04月02日 17时30分购买招标文件。 未按本项目招标文件获取途径领购招标文件的潜在投标人不得参加投标。 4.2招标文件每套售价人民币700.00元，售后不退
注：投标人必须在投标截止前通过网上支付平台进行支付（平台使用费），才能参与投标。

联系人：刘工
手机：13521211587(微信同步)
Q Q：71345064
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