华能榆社电厂-引风机及电机设备招标文件(第三卷技术规范书)

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1、招标编号：华能榆社发电有限责任公司二期2300MW机组脱硫除尘提效改造工程引风机及电机设备招标文件第三卷 技术规范书招 标 单 位：华能国际电力股份有限公司山西分公司二一四年一月华能榆社发电有限责任公司2300MW机组 第三卷 技术部分引风机及电机设备采购招标文件目 录附件1 技术规范- 1 -1 总则- 1 -2 工程概况- 2 -3 标准和性能保证- 14 -4 总的技术要求- 20 -5 仪表及控制- 35 -7 投标方设计数据- 47 -9 附图- 47 -附件2 供货范围- 48 -1 总则- 48 -2 供货范围- 49 -2.1 工艺部分- 49 -附件3 设计范围和设计联络会-

2、 50 -1 设计范围- 50 -2 设计联络- 50 -附件4 技术资料内容和交付进度- 50 -1 总则- 50 -2 投标阶段提供的资料- 51 -3 规划和建设阶段的资料- 52 -4 调试试运和性能验收试验- 52 -5 运行和维护说明- 52 -6 调试后资料- 55 -7 联系单- 55 -8 投标方提供的资料份数- 55 -附件5 检验、试验及验收- 56 -1 总则- 56 -2 工厂检验及试验- 58 -2.1 总述- 58 -2.2 机械设备- 58 -2.3 电动机设备- 58 -3验收试验（保证值测试）- 59 -附件6设备交货总进度- 61 -附件7 差异表- 61

3、 -附件8 投标方需要说明的其它内容- 62 - 目录华能榆社发电有限责任公司2300MW机组脱硫除尘提效改造工程 第三卷 技术部分引风机及电机设备采购招标文件附件1 技术规范1 总则1.1本规范书适用于华能榆社发电有限责任公司二期2300MW机组脱硫除尘提效改造工程（引风机改造项目）。本工程原烟气系统采用一级预电除尘器+半干法脱硫塔+脱硫电除尘器，每台炉一个单元，系统设烟气旁路；每台炉配2台静叶可调轴流风机。本次改造工程拆除原静调引风机及辅助设备，更换动叶可调轴流式引风机及电机。1.2本规范书包括二期3#、4#组的引风机及配套设备和电机的设计、选型、采购、运输及储存、制造、调试及试运行、考核

4、验收、培训和最终交付投产等，投标方在中标后需进行现场引风机试验，并以此为依据进行新风机选型设计。1.3整套装置的调试和性能保证工作均由投标方负责。本规范书所使用的标准，如遇与投标方所执行的标准不一致时，按高标准执行。1.4本规范书提出了最低的技术要求，并未规定所有的技术要求和适用标准，投标方应提供满足本招标文件和所列标准要求的高质量的设计、设备及其相应的服务。对国家有关安全、消防、环保等强制性标准，必须满足其要求。1.5如果投标方没有以书面方式对本招标书的条文提出异议，那么招标方将认为投标方提供的设备符合本规范、范围和标准的要求。若有偏差，无论多少都必须清楚地列在投标文件的附件8“差异表”中。

5、1.6投标方如对本规范书中的技术规范有异议，应以书面形式明确提出，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。如投标文件与招标文件有差别，投标方应在偏差表中列出并说明原因。1.7只有招标方有权修改本招标文件。招标文件的修改将同等地对待所有投标方。招标文件的修改可能会在招标前，也可能在招标时。合同谈判将以本招标文件为蓝本，根据招标时的澄清和答疑经修改后最终确定的文件将作为合同的一个附件。1.8投标方提供给招标方的所有技术文件、资料和图纸（包括国外的技术文件、资料和图纸）均采用中文编写，所有数据的单位均采用法定计量单位。如用其他语言，招标方将拒绝接受。1.9本

6、规范书为订货合同的附件，与合同正文具有同等法律效力。在签订合同之后，到投标方开始制造之日的这段时间内，招标方有权提出规范、标准和规程发生变化而产生的一些补充或修改要求，投标方应无条件执行。1.10本工程采用KKS标识系统。投标方在中标后提供的技术资料（包括图纸）和设备的标识必须有KKS编码。系统的编制原则由招标方提出，在设计联络会上讨论确定。1.11投标方应在国内近5年内至少具有2个300MW级及以上火电项目同类工程良好的运行（2年以上成功运行）业绩。2 工程概况2.1 概述 华能榆社电厂位于山西省中部地区的榆社县台曲村，距太原东南方向150公里，距榆社县城南10公里处，紧靠太焦铁路线，煤资源

7、丰富，交通便利，是个典型的多煤缺水地区。一期已建2100MW燃煤机组，2002年新建二期工程，安装2300MW空冷燃煤发电机组，配置2台1053t/h煤粉锅炉。因增设脱硝设施和脱硫设施对烟气系统阻力增加，本工程对引风机进行更换。2.2 场地条件和自然条件2.2.1交通运输铁路：榆社境内现有国有铁路太焦线南北纵贯全境，电厂铁路专用线从太(原)焦(作)铁路上的台曲火车站接轨。公路：榆洪公路榆社县城至电厂段为三级油路，直通电厂。2.2.2 气象资料多年平均气温：8.8历年极端最高气温：37.0历年极端最低气温：-24.3多年平均相对湿度：58.0%多年平均气压：898.0Hpa多年平均风速：1.40

8、m/s多年平均降雨量：576mm多年平均蒸发量：1714.9mm历年最大积雪厚度： 23.0mm历年最大冻土深度： 76.0cm厂区地震烈度为： 7度。2.2.3工程地质根据电厂地质勘察资料，本区冻土深度一般为0.76米，最大冻土深度为1.0米。厂区地基土划分为:1）粉土（黄土）层2：为I级非自重湿陷性黄土，属高压缩性土，承载力标准值140kPa，厚度35米。2）粉土层3-1：为轻亚粘土，属中等压缩性土，承载力标准值170kPa，厚度58米。3）粉质粘土层3-2：以粉土为主，属中等压缩性土，承载力标准值130kPa，厚度56米。4）粉土层3-3：属中等压缩性土，承载力标准值160kPa，厚度3

9、5米。5）粉质粘土层3-4：属中等压缩性土，承载力标准值200kPa，厚度34米。6）细砂层3-5：承载力标准值300kPa，厚度35米。根据国家标准GB18306-2001中国地震动峰值加速度区划图（1/400万）和中国地震动反应谱特征周期区划图（1/400万）资料，该地区地震动峰值加速度值为0.10g，抗震设防烈度为7度。2.2.4 供水水源系统用水从电厂循环水系统引接，循环水水质全分析报告见下表：水样名称#1循环水取样地点循环水加药间单位mmol/Lmg/L单位mmol/Lmg/L阳离子钙离子10.72214.83硬全硬度17.30镁离子6.5879.95度非碳酸盐硬度9.65Na+5.

10、09117.00碳酸盐硬度7.65K+0.7328.54碱度酚酞碱度0.70全碱度7.65二氧化硅37.60合计23.12440.32耗氧量1.59阴离子氯离子3.02107.00其全固物1515.61硫酸根13.26637.08溶解固物1503.81碳酸氢根6.25381.38悬浮固物11.80氢氧根00铁铝氧化物4.40碳酸根1.4042.00它导电度us/cm2180总磷7.20正磷0.59合计23.931167.46有机磷6.61总计47.051607.78PH =8.60（25） =3.89备注审查：阴阳离子毫摩尔数：=-1.722%。总含盐量与溶解固体：=2.685%。2.2.5大

11、气污染排放状况根据榆社发电厂现有两台300MW发电机组的运行情况，采购的是中高硫煤（含硫量约在2%左右），经过现有的后的两台机组SO2出口排放浓度400mg/Nm3，预计排放量每年达4576吨。特别是脱硫后采用电除尘器，受电除尘器本身效率所限，粉尘排放浓度100mg/Nm3，预计年排放量约为1144吨，不能满足当地环保要求。2.2.6 灰场华能榆社发电有限责任公司只有一个灰场（陈德山凹灰场），为山谷型干式储灰场，位于电厂东南侧方向4公里处陈德山洼沟，灰场一期（水排灰）坝顶高程1051米（2004年），二期（在一期灰场基础上改为干排灰）坝顶高程1095米（2009年为1070米，2012年为10

12、95米），有效库存1630万立方米，可供电厂一期两台100MW机组、二期两台300MW机组使用20年左右。一期坝体高程为1048米，二期分两次建设了六级子坝，高程为1095米。子坝建设规范，坝坡石砌，平面绿化排水设施齐全。灰场流域面积不大，只有3.35平方公里，洪水总量1%时只有24.2104立方米，因此未考虑在灰场四周设截洪沟，允许洪水进入干储灰场，在灰场内有1、2、3共三处现浇钢筋混凝土斜槽溢流，斜槽与排水廊道相连，将洪水引入下游排水明渠内排出，保证了灰场内部的排洪。各级坝体还设计了相应的泄洪设施，很好的保护了坝体的安全。榆电公司灰场总有效容积为1630万立方米，以2004年算起，可供80

13、万机组使用20年，所以灰场内部无超设计堆放或临时堆放现象。灰渣堆放按照粗渣、灰、脱硫灰分别分区堆放的原则进行，及时覆土，每日洒水降尘，无扬尘现象。2.2.7 原除灰渣方式气力除灰，湿式除渣2.2.8 总平面布置榆社电厂二期工程（2300MW）已建成2套，每炉1套。分别布置在炉后，有预电除尘器、半干法脱硫塔、脱硫电除尘器、引风机及烟囱。2.3 燃料参数2.3.1现有煤种现有煤质分析表项 目单 位设计煤种校核煤种备注收到基低位发热值Qnet.v.arkJ/kg2227820096 （kcal/kg）53214800 工业分析收到基全水份 Mt%99收到基灰份 Aar%24.2529.72干燥无灰基

14、挥发份 Vdaf%1514空气干燥基水份 Mad%1.151.15元素分析接收基碳 Car%58.5452.93接收基氢 Har%2.872.53接收基氧 Oar%3.623.49接收基氮 Nar%0.920.93接收基硫 Star%22接收基黄铁矿硫 Sp.ar%-可磨性系数 HGI6574可磨性系数 KVTI1.291.42冲刷磨损指数 Ke灰变形温度 DT13901310灰软化温度 ST15001500灰熔化温度 FT15001500灰分析SiO2%51.7852.26Al2O3%36.2938.65Fe2O3%3.642.47CaO%1.641.18TiO2%2.031.77K2O%0

15、.470.44Na2O%0.030.02MgO%0.620.64SO3%1.130.6P2O5%0.20.17其它%2.171.8灰的比电阻温度28.5时cm1.681010测量电压500V温度80时cm51010测量电压500V温度100时cm6.351010测量电压500V温度120时cm1.371010测量电压500V温度150时cm4.651010测量电压500V温度180时cm21010测量电压500V注：投标方需现场踏勘后结合除尘器增容改造标段、管式换热器标段和烟气湿法脱硫标段要求，进行设计和校核。2.4 基本设计条件2.4.1 锅炉主要参数锅炉参数表（原设计煤种）序号项目单位BM

16、CR75THA50THA40THA30THA高加切除1蒸汽及水流量过热器出口t/h1053680.3455.2372.7288.7814.6再热器出口t/h863571.8390.6322.4252788.3省煤器进口t/h1042.4669.5443.4344.5255.8726.2过热器一级喷水t/h15.8814.214.0725.0626.3872.44过热器二级喷水t/h0005820再热器喷水t/h000000锅炉正常排污量t/h5.273.42.281.861.444.072蒸汽及水压力过热器出口压力MPa17.517.0212.710.38.3517.14过热器总压降MPa1.

17、370.60.390.250.1420.82再热器进口压力MPa3.912.721.81.461.13.75再热器出口压力MPa3.712.571.691.381.043.58汽包压力MPa18.8717.6613.0910.558.4917.96省煤器压降（不含位差）MPa0.1770.0940.0720.0480.030.092省煤器重位压降MPa0.2180.230.2320.2330.2330.252省煤器进口压力MPa19.261813.410.838.7618.313蒸汽及水温度过热器出口541541543543543541过热器温度偏差555555再热器进口328.9295297

18、.8300302.2326.1再热器出口541541543529505541再热器温度偏差555555省煤器进口280252.8231.7221.1208.3173.9省煤器出口284256.5234.9225.4214.4183.4减温水176.1159.4146.1138.9131.1173.9汽 包361.3355.8332315.6300357.24空气流量空预器进口一次风m3/h2397582010211626991513041384222E+05空预器进口辅助风m3/h9131176460245043184294753407439E+05空预器出口一次风m3/h3779152759

19、051907761680641424114E+05空预器出口辅助风m3/h19348521E+069103567586345816152E+06空预器中的漏风一次风漏到烟气m3/h799527473871880709406996778763一次风漏到辅助风m3/h714446933419291721896537辅助风漏到烟气m3/h326042874127011263232555231589总的空气侧漏到烟气侧m3/h1125561034789889097263955191E+055烟气流量炉膛出口m3/h46718013E+06199800616667171E+064E+06高温过热器出口m

20、3/h46718013E+06199800616667171E+064E+06屏式过热器出口m3/h49798333E+06213122717783071E+065E+06低温过热器出口m3/h27307902E+06122226610390748309733E+06高温再热器出口m3/h41922963E+06181426315112631E+064E+06低温再热器出口m3/h24599462E+06118976410064277960092E+06省煤器出口m3/h16749187593773725173802423794931E+06空预器进口m3/h25926262E+0611865

21、3210047357979482E+06空预器出口m3/h16394231E+068370997286406064022E+066空预出口烟气含尘量g/Nm327.4426.7625.0523.7722.3427.347空气温度空预器进口一次风203042.243.947.820空预器进口辅助风203042.243.947.820空预器出口一次风349.3322.1314.5309.9305.5339.7空预器出口辅助风362.2330.4319.7314.2308.8351.98烟气温度炉膛出口(后屏出口）1032.6942.6844.8811.9768.1985.5分隔屏进口1360.61

22、298.91175.61151.11117.21280分隔屏出口11201035933.9902.8861.11068后屏过热器进口11201035933.9902.8861.11068后屏过热器出口1032.6942.6844.8811.9768.1985.5高温过热器进口1032.6942.6844.8811.9768.1985.5高温过热器出口951.8863.6775743.8703.9911.4后水冷壁吊管进口951.8863.6775743.8703.9911.4后水冷壁吊管出口941.4852.5763.9732.6692.4901.6高温再热器进口941.4852.5763.9

23、732.6692.4901.6高温再热器出口826.1747.7678.6649609.1796后水冷壁吊管进口826.1747.7678.6649609.1796后水冷壁吊管出口806.7728.2659.8629.8590.3777.9汽冷管排进口806.7728.2659.8629.8590.3777.9汽冷管排出口796.5718.5650.4620.4581768.2低再垂直段进口796.5718.5650.4620.4581768.2低再垂直段出口768.5694.4631.8602.4563.2742.5过热器吊管进口768.5694.4631.8602.4563.2742.5过

24、热器吊管出口755.5681617.9588.3549730.1转向室包墙进口755.5681617.9588.3549730.1转向室包墙出口742.6667.3603.8573.7534.7718低再水平段进口742.6667.3603.8573.7534.7718低再水平段出口371.9349.2351341327.3372.2汽冷管排进口742.6667.3603.8573.7534.7718汽冷管排出口734657.6592.1563.5526.3709.6低过垂直段进口734657.6592.1563.5526.3709.6低过垂直段出口698.6620.7551.9529.850

25、0.2676.7省煤器吊管进口698.6620.7551.9529.8500.2676.7省煤器吊管出口694.6616.3547525.2495.9671.8转向室包墙进口694.6616.3547525.2495.9671.8转向室包墙出口670.1583.4505.6489.3466.4646.5低过水平段进口670.1583.4505.6489.3466.4646.5低过水平段出口442.9404.3368.1360.9353.7437.5省煤器进口442.9404.3368.1360.9353.7437.5省煤器出口425.8384.2345.6338.3330.4408.6空预器出

26、口(未修正）133.9123.5122.3121122.5129.6空预器出口(修正）127.3116.2114.2112.2112.3122.99燃料消耗量t/h131.5690.69163.4152.63541.15712410输入热量GJ/h2883.31987.61389.71153.6902271811锅炉热损失排烟损失 q2%5.544.544.01445.33化学未完全燃烧热损失q3%000000机械未完全燃烧热损失q4%1.61.61.61.61.61.6散热损失 q5%0.20.20.20.20.20.2炉渣物理热计损失 q6%0.10.10.10.10.10.1总热损失%7

27、.446.445.915.95.97.2312锅炉计算热效率(低位发热量）%92.5693.5694.0994.194.192.772.4.2 原有半干法脱硫系统基本情况华能榆社电厂二期2300MW机组配套循环流化床干法脱硫除尘系统，自2004年10月初和11月中旬投运，脱硫效率在90%左右，出口SO2排放浓度小于400mg/Nm3、粉尘排放浓度小于100mg/Nm3。设备配置状况：每台炉配有2台预除尘器（ESP1），1座半干法脱硫塔，2台脱硫电除尘器（ESP2）。2.4.3 预电除尘器（ESP1）（原设计煤种）每台炉配有预除尘器2台。预除尘器采用山西电力公司电力环保设备总厂生产的RWD/YS

28、262212型板卧式电除尘器，通流面积为262.4m2，双室单电场， 405mm宽极距，阴极采用新RS管形芒刺线，阳极板采用480C型极板。阴极振打采用顶部针轮传动振打装置，阳极振打采用侧部传动振打装置。运行方式：两台除尘器并联运行布置方式：水平进风，水平出风安装地点：室外露天预除尘器性能及参数：序号名 称单 位参 数1规 格双室单电场 262.4m2电除尘器2设计除尘效率%80.23处理烟气量m3/h9843224处理正常烟气温度118.75本体阻力Pa2006本体漏风率%17除尘器工作压力Pa7000Pa6000Pa8除尘器所能承受地震烈度8级9单室有效电场宽度m9.7210单室有效电场长

29、度m4.4811高压电源电流、电压等级1.2A/72KV12高压电源数目个413阴极振打形式旋转重锤 顶部振打14阳极振打形式旋转重锤 侧部振打15烟气流速m/s0.9516烟气在电场中停留时间s4.7417烟气含尘量g/Nm326.0218总积尘面积m2583219比积尘面积m2 /m3 /s21.342.4.4 脱硫电除尘器（ESP2）（原设计煤种）每台炉配有半干法脱硫电除尘器1台。脱硫电除尘器采用福建龙净环保股份有限公司生产的BS470/24/38/400/15.425/411LC型板卧式电除尘器，通流面积为470m2，双室四电场，长5.28m，宽15.2m，高15.425m，各电场阴极

30、线分别采用V40、V25、V15、V15型400mm芒刺线，阳极板采用ZT24型极板，阴极振打采用顶部提升脱钩连续振打装置，阳极振打采用侧部传动周期振打装置，并有独立的分布板连续振打装置。运行方式：两台除尘器并联运行。布置方式：水平进风，水平出风。安装地点：室外露天。脱硫除尘器性能及参数：序号名称单位参 数1规 格双室四电场 470m2电除尘器2设计除尘效率%99.985（脱硫时）98.5（不脱硫时）3处理烟气量m3/h1805000（脱硫时，工况）1930000（不脱硫时，工况）4处理正常烟气温度75（脱硫时）118（不脱硫时）5本体阻力Pa2506本体漏风率%57除尘器工作压力Pa8000

31、60008除尘器所能承受地震烈度级89单室有效电场宽度m15.210单室有效电场长度m5.2811通道数个38121电场高压电源电流、电压等级1.8A/72KV132电场高压电源电流、电压等级1.5A/72KV143、4电场高压电源电流、电压等级1.2A/72KV15高压电源数目个1616阴极振打形式旋转重锤 顶部振打17阳极振打形式旋转重锤 侧部振打18分布板振打形式旋转重锤 侧部振打19烟气流速m/s1.07（脱硫时）1.14（不脱硫时）20烟气在电场中停留时间s14.221入口含尘浓度g/Nm3650（脱硫时，干标）6.7（不脱硫时，干标）22出口含尘浓度mg/Nm31002.4.5 引

32、风机（原设计煤种）每台锅炉配置两台成都电力机械厂生产的AN26e(V19-1)型静叶可调轴流式引风机。引风机采用前导叶调节来改变风机的风量以满足锅炉负荷变化的需要，运行工况下的引风机全压升为7441Pa，转速为990r/min，电机输出功率为2600kW，相关的主要设计参数见下表：引风机配用电机型号AN26e(V19-1)型号YKK710-6W型式静叶功率2600kW流量993600m3/h电压6kV全压7441Pa电流302A介质温度73转速993r/min介质密度0.84kg/m3绝缘等级F风机转速990r/min功率因数0.87重量37500kg质量15000kg编号F2004-1生产厂

33、家成都电力机械厂2.4.6 烟气参数表（单台炉）序号项 目 名 称单位现设计煤种备注1燃煤收到基含硫分%22收到基全水份%10-173收到基灰份%24-304锅炉原煤耗量/计算耗煤量t/h132/1415除尘器入口烟气温度120-1406除尘器入口干烟气量Nm3/h1051473标态，干基，标态O27除尘器入口湿烟气量Nm3/h1115032标态，湿基，实际O28锅炉出口烟气量m3/h1639423实际、湿9锅炉出口烟气含尘浓度g/ Nm330氧=6%10引风机入口烟气含尘浓度mg/ Nm350氧=6%11锅炉机组机组年利用小时数h600012引风机入口烟气主要成分SO2mg/Nm34500标

34、态，干基，氧=6%HCImg/Nm380标态，干基，氧=6%HFmg/Nm325标态，干基，氧=6%SO3mg/Nm3125标态，干基，氧=6%注：投标方需现场踏勘后结合除尘器增容改造标段、管式换热器标段和烟气湿法脱硫标段要求，进行设计和校核。2.4.7 压缩空气二期压缩空气系统装有北京复盛机械有限公司生产的7台SA-250W-7.5型喷油双螺杆空气压缩机，其中仪用空压机3台，除灰用空压机4台，均配用杭州嘉隆气体设备有限公司生产的7台JHL-45型吸附式压缩空气干燥机及JHF9-40、JHF7-40、JHF5-40型过滤器。厂区内已配置有检修用和仪表用压缩空气，气源压力约0.50.7Mpa，所

35、需的仪用压缩空气从厂区的压缩空气母管就近引接。2.4.8 热控系统二期工程2300MW机组控制系统由主机DCS系统、汽机DEH系统、除灰脱硫DCS系统组成。其中除灰、脱硫DCS系统通过自身的通讯系统与主机的DCS连接通讯，完成各自相应的控制、监测、报警、保护、记忆、诊断、性能计算功能。主机DCS系统选用西屋OVATION分散控制系统，每台机由18对控制单元（DPU）、5个操作员站、1个工程师站、1个历史站、1个通讯站组成。实现机组启动、并网、升负荷、正常运行、停机过程中的过程图形、操作画面、参数、状态、曲线的显示；报警一览及控制、操作的记录；系统诊断及状态报告；系统参数、状态、算法参数的调整；

36、手动/自动状态的操作。包括：数据采集与处理系统（DAS），机组模拟量控制系统（MCS），顺序控制系统（SCS），电气控制系统（ECS），汽机本体监控系统（TSI），汽机本体安全保护系统（ETS），机组协调控制系统（CCS），锅炉安全保护系统（FSSS），辅机故障负荷返回（RB），单元机组自启动（APS），旁路控制系统（BPCS）等系统。除灰脱硫系统DCS系统选用西门子公司的PCS7过程控制系统。具有图形显示、事件报警处理、趋势显示、逻辑控制、PID回路调节等功能。由两台操作员站，一台工程师站，两套过程控制站（一台机一套），操作员站均等操作#3、#4机。主机DCS系统中的除灰脱硫画面仅起监视作用

37、不能操作。炉底除渣系统采用北京新锐公司设备，通过通讯回路，信号传至除灰控制器柜。2.4.9 电气系统厂区内配备6kV、380V交流动力电源，并配备有完善的直流电源、UPS电源及保安电源系统。二期工程高压厂用电采用6kV中性点不接地系统。每台机组设置一台高压厂用工作变压器，变压器的高压侧电源由本机组发电机引出线上支接，6kV侧通过共箱母线引至每台机组的两段6kV工作母线上。两台机组设置一台与工作厂高变同容量的启动/备用变压器，启动/备用变压器6kV侧通过共箱母线引至每台机组的两段6kV工作母线上作为备用电源。高压厂用电接线采用单母线接线，每台机设厂用工作A、B段，两套辅机分别接于厂用工作A、B段

38、上。由于本期高压公用负荷不多，因此高压厂用电不设公用段。公用负荷分接在两台机组的6kV母线上。二期工程低压厂用电接线采用380/220V中性点直接接地系统，主厂房内采用PC-MCC供电方式。容量75KW及以上的低压电动机和200KVA及以上的静止负荷由PC供电，容量75KW以下的电动机及200KVA以下的静止负荷由MCC供电。为配合主厂房模块化设计和减少动力与控制电缆长度，每台机组低压工作厂用电动力配电中心（PC）分别按汽机和锅炉配置。另外，每台机设一台1600kVA公用变压器及500kVA照明变，两台机低压公用变、照明变互为暗备用。二期工程辅助设备厂用电系统采用380/220V三相四线制，动

39、力和照明合并供电系统。按负荷分布情况采用分片集中供电。1）在输煤综合楼设两台输煤变压器，容量为1600kVA，两台变压器互为备用，输煤PC段向输煤负荷及输煤综合治理间等负荷供电。2）在除灰空压机车间设两台变压器，容量为1000kVA，两台变压器互为备用，除灰PC段向除灰空压机及灰库负荷供电。3）每台炉设置2台脱硫工作变压器和1台脱硫备用变压器。变压器额定容量为1600kVA，额定频率。二期工程事故保安电源采用每台机组设置一套500kW的柴油发电机组作为机组的事故保安电源。每台机组设置一段380/220V交流事故保安段,正常运行时分别由主厂房380/220V锅炉段供电，当任一保安段失去电源后，发

40、出信号自动起动本机组的柴油发电机组，待转速和电压达到额定值后，立刻向失去正常工作电源的保安段供电。二期工程每台机组设置一套静止型交流不停电电源装置（UPS），采用引进的静态逆变装置，由整流器、逆变器、静态转换开关、隔离变压器、稳压调压器和馈线柜等组成。2.4.10 灰的资料灰的堆积密度、真密度及安息角：飞灰密实度在容积计算中暂按750850kg/m3考虑，由投标方负责采集分析和提供。安息角： 45粒度分析：由投标方负责采集和分析飞灰粒度。2.4.11 冷却水介质特性含氧量： 30mg/L硬 度： 1.0mmol/L导电率： 50mg/Nm3。 配套电动机基本性能保证值的允许误差为：效率： 0.15（1）（直接法）功率因数COS： （1COS）/ 6最大转矩： 保证值的 10%3.3.2 其他保证3.3.2.1质保期质保期1年，质保期的开始从电厂正式投入运行时计算，质保期的具体要求见商务部分有关内容。3.3.2.2材料寿命系统的服务寿命为30年。检修时间间隔应与机组的要求一致,不应增加机组维护和检修期。机组检修时间为：小修每年1次，大修每6年一次。3.3.2.3无有害物质积累投标方保证在设备不运转的状况下没有损害运转的有害物质发生积累3.4 改造前后各部分阻力变化对比序号名 称单位原设计数据改造方