万州电厂二期扩建项目分系统及整套启动调试技术服务项目已具备招标条件，现对该项目进行公开招标。
1.2 项目概况与招标范围
1.2.1 项目概况
2.1.1工程规模
建设规模：本期建设2台1000MW超超临界机组。
2.1.2地址概况
重庆公司万州电厂二期2×1000MW超超临界一次再热机组坐落于重庆市万州区新田镇大德村长江右岸，北距新田镇约2.5km，北距万州区主城区约15km。建设投产后全厂总装机容量达到4000MW，年发电量超200亿千万时。本项目采用新疆红沙泉矿燃煤，配套建设4个3000吨级散货泊位专用运煤码头，水源引自长江三峡水库，电力输出新增1回500kV出线，与一期4台机组通过3回500kV线路接入7公里处平湖开关站。
2.1.3气象条件
厂址区域地处亚热带季风性湿润气候区，具有气候温和、四季分明、降雨充沛、日照偏少、无霜期长的特点。春季气温回升较早，日较差较大，雨水充足，但冷空气活动频繁，常有低温天气，夏季炎热，降水集中，日照充足，但易受太平洋副热带高压西伸的控制，北方冷空气被阻于川西，形成连晴高温天气；秋季降温快，多有低温绵阴雨；冬季温暖，寡照，少雨雪，多云雾。
2.1.4主设备简况
本工程选用国产超超临界凝汽式燃煤发电机组，已经与东方锅炉厂、东方汽轮机厂、东方发电机厂签订了三大主机的购货合同。
1）锅炉主要技术参数：
| 序号 | 项目 | 单位 | BMCR工况 |
| 1 | 蒸汽流量（BMCR） | t/h | 2946.2 |
| 2 | 蒸汽压力（BMCR） | MPa（a） | 29.4 |
| 3 | 额定蒸汽温度（过热器出口） | ℃ | 605 |
| 4 | 蒸汽流量（BMCR） | t/h | 2406.25 |
| 5 | 进口/出口蒸汽压力（BMCR） | MPa（a） | 6.02/5.84 |
| 6 | 进口/出口蒸汽温度（BMCR） | ℃ | 363/623 |
| 7 | 给水温度（BMCR） | ℃ | 315 |
| 8 | 保证热效率 | % | 95 |
注：压力单位中“a”表示绝对压（以后均同）。
2）汽轮机为东方电气集团东方汽轮机有限公司生产的超超临界参数、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、湿冷、凝汽式汽轮机。
汽轮机额定功率(THA)主要参数：
| 序号 | 项目 | 单位 | 数值 |
| 1 | 额定出力 | MW | 1000 |
| 2 | 主汽门前蒸汽压力 | MPa（a） | 28 |
| 3 | 主汽门前蒸汽温度 | ℃ | 600 |
| 4 | 再热蒸汽进汽阀前蒸汽温度 | ℃ | 620 |
| 5 | 主蒸汽进汽量（VWO） | t/h | 2946.2 |
| 6 | 设计背压 | kPa(a) | 4.69 |
| 7 | TRL工况背压 | kPa(a) | 8.49 |
| 8 | 给水加热级数 | 级 | 10（含0号高加） |
3）发电机发电机为东方电气集团东方电机有限公司生产的水、氢、氢冷却，静态励磁发电机。
发电机主要参数：
| 序号 | 项目 | 单位 | 数值 |
| 1 | 额定容量 | MVA | 1111.1 |
| 2 | 额定功率 | MW | 1000 |
| 3 | 额定电压 | kV | 27 |
| 4 | 额定功率因数 | 0.9 | |
| 5 | 额定转速 | r/min | 3000 |
| 6 | 额定频率 | Hz | 50 |
| 7 | 效率 | ≥99.1% | |
| 8 | 励磁方式 | 静态励磁 | |
| 9 | 冷却方式 | 水氢氢 |
2.1.5系统介绍
2.1.5.1热机部分
（1）烟风系统：
本工程燃烧系统采用平衡通风方式，设置三分仓空气预热器。空预器投产后第一年内漏风率不高于3.5%，投产1年后不高于4.0%。冷二次风道加设水媒暖风器，利用低温省煤器回收烟气余热加热冷风。
每炉烟风系统按双路系统布置。每台锅炉选用2×50%容量动叶可调轴流式冷一次风机；选用2×50%容量动叶可调轴流式送风机；选用2×50%容量动叶可调轴流式引风机。
（2）制粉系统：
本工程全水分Mt设计煤种为23.6%，校核煤种分别为30.4%和7.1%；哈氏可磨系数设计煤种为101，校核煤种分别为99和51，设计煤种和校核煤种1属于易磨煤种，校核煤种2属于难磨煤种。
采用中速磨煤机正压直吹式冷一次风机制粉系统，每台锅炉配6台中速磨。在磨制设计煤种时，5台磨煤机运行，1台备用。
每台炉配6台耐压称重式给煤机，5运1备，每台出力为10～110t/h。
每台锅炉设置6座原煤仓。每座原煤仓的几何容积为963m3，储煤量633.8t。按设计煤种，5座煤仓能满足锅炉BMCR负荷下8.1小时耗煤量。
（3）点火及助燃油系统：
本期锅炉采用微油点火装置，每炉配备两套微油点火装置，一运一备。
（4）电除尘系统：
每台锅炉设置2台三室五电场低低温静电除尘器，电场均采用高频电源，除尘器出口含尘浓度不大于18mg/Nm3。
（5）主蒸汽、再热蒸汽系统：
主蒸汽管道为2-2布置型式，从锅炉联箱两侧接出，分别进入汽轮机高压缸的2个主汽阀，两管中间设连通管(兼做高旁入口管道)；高温再热蒸汽管道为2-2布置型式，从锅炉再热器出口联箱两侧接出，分别进入汽轮机中压缸的2个中压联合汽阀，两管中间设连通管；低温再热蒸汽管道为2-1-2布置型式，从高压缸2个排汽口接出2根低温再热支管后在机头附近合并成一根母管送至锅炉，在炉前区域分成2根管道分别接入锅炉两侧联箱接口。
本工程采用高、低压两级串联旁路系统改善整机冷、热态的启动条件。旁路容量暂按40%BMCR选取。
汽轮机组具有九级非调整抽汽和一级弹性回热抽汽（0号高加），零、一、二、三级抽汽分别供给4台高压加热器，设置3号高加外置式蒸汽冷却器；五、六、七、八、九级抽汽分别供给5台低压加热器。拟在3号高加出口设外置式蒸汽冷却器，利用三段抽汽较高的过热度加热给水，以降低热耗。0号高加全负荷开启。
（6）给水系统：
给水泵采用100%容量汽动给水泵，前置泵与主泵同轴由给水泵汽轮机驱动，布置在汽机房中间层。系统不另设启动用电动给水泵。给水泵汽轮机设独立凝汽器。高加按单列设置，采用大旁路系统。给水管道材质采用15NiCuMoNb5-6-4。
（7）凝结水系统：
每台机组配置2×100%容量的立式凝结水泵（配1套1拖2变频装置），1台运行，1台备用。
取消凝结水补水箱及凝结水补充水泵，直接由一期除盐水箱及新增的除盐水泵补水。
采用5、6、7号低加分别设置旁路，8、9号低加设置联合旁路的凝结水系统。
内置式除氧器具有结构紧凑、系统简单、投资少、适应负荷变化能力强、汽水损失少等优点。推荐采用内置式除氧器。
（8）加热器疏水及放气系统：
高压加热器疏水在正常运行时采用逐级串联疏水方式，最后一级疏至除氧器。每台高压加热器均设有单独的危急疏水管道。高压加热器危急疏水气动调节阀前的隔离阀按电动阀门设计。高压加热器的启动和运行排气管道上增设逆止阀。另外本系统还设置2号高加至除氧器、3号高加至5号低加的跨级疏水管道系统，用于低负荷运行及启动工况回收热量。
低加正常疏水按5号自流至6号、6号流自至7号的方式进行，7号低加正常疏水通过加热器疏水泵输送至7号低加出口凝结水管道。8、9号低加正常疏水经疏水冷却器后自流至凝汽器。5～7号低压加热器均设有单独的危急疏水管道。汽封冷却器的疏水经U形水封管疏入凝汽器。
每台加热器(包括除氧器)均设有启动排气和连续排气管道。所有高压加热器的汽侧启动和连续排气均接至除氧器，排气管道设逆止阀。低压加热器汽侧的启动和连续排气均单独接至凝汽器。除氧器启动排气排大气，连续排汽接至凝汽器。
（9）辅助蒸汽系统：
每台机设一个辅助蒸汽联箱，汽源来自一期或邻机辅助蒸汽系统、本机冷段及四级抽汽，机组正常运行时，由四级抽汽供汽。两机辅汽联箱通过联络管相连。辅助蒸汽系统的工作压力定为0.8～1.3MPa（a），工作温度为310～350℃。
（10）辅机冷却水系统：
本工程主机和小机凝汽器循环冷却水系统采用二次循环供水系统。主厂房区域除真空泵冷却水外其余辅机冷却水采用大闭式循环水冷却水系统，闭式循环冷却水系统通过水-水热交换器由开式循环冷却水进行冷却；开式循环水取自循环水，回水至循环水。
闭式循环冷却水系统采用除盐水作为冷却介质，系统设2台100%容量的闭式循环冷却水泵，1用1备，2台闭式冷循环冷却水泵设置一套变频装置，采用一拖二运行；系统设2台100%换热面积的闭式循环冷却水热交换器和1台20m³高位膨胀水箱。满足对水质要求较高的辅机用户冷却需求。
（11）抽真空系统：
湿冷机组每台机组双背压凝汽器设置单独的抽气管路，设置2台50%容量和2台25%容量的双锥体水环真空泵组。机组正常运行时，2台25%真空泵运行；机组启动时，为加快抽真空速度，4台真空泵同时运行。本工程给水泵汽轮机由于自带凝汽器，给水泵汽轮机凝汽器配置两台100%容量真空泵，一运一备。
2.1.5.2除灰渣部分
（1）除灰系统：
除灰系统采用干灰正压浓相气力输送系统，集中输灰至灰库系统。每台炉除灰系统出力按不小于燃用校核煤种2时排灰量的120%进行设计，每台炉输送系统设计出力为100t/h。设计出力不应小于锅炉最大连续蒸发量工况燃用设计煤种时排灰量的150%。
两台炉设置3座容积均为2300m3的钢筋混凝土平底灰库，其中1座原灰库、1座粗灰库，1座细灰库。3座灰库设计库容可储存两台炉在BMCR工况下燃用校核煤种2时约25个小时的灰量。
灰库设置1套出力≥80t/h的干灰分选系统。
两台炉设4台灰斗气化风机，2台运行，2台备用；灰斗气化风空气电加热器设4台，2台运行，2台备用；
两台炉设灰库气化风机4台，3台运行，1台备用；空气电加热器设4台，3台运行，1台备用。
本工程空压机房统一布置，供本期两台炉仪表控制用气、检修用气、除灰输送用气、化学用气、脱硫、脱硝系统、暖通仪用气等。本期压缩空气母管通过厂区管架与一期压缩空气母管相连，可实现两期空压机联合运行，互为备用，极大提高压缩空气系统的稳定性。
本系统设置3台150m³/min离心式空压机+2台65m³/min螺杆式空压机（系统调峰时用、间断运行）同时配套3台170Nm³/min压缩热再生吸附式干燥+2台80Nm³/min鼓风加热吸附式干燥器。3台离心式空压机中，2台运行，1台备用。2台螺杆式空压机中，1台运行，1台备用。
系统设置V=75m³仪用气储气罐7台。
系统设置V=75m³输送用气储气罐2台。
系统设置V=75m³检修用储气罐1台。
在每台炉除尘器地面零米，均设置1台10m³的单元输灰用储气罐，每台炉1台，共2台。
灰库1台4m³的压缩空气储气罐。
（2）除渣系统：
除渣系统为刮板捞渣机湿式除渣系统，采用刮板捞渣机＋渣仓＋汽车运渣方案，按一台炉为一个单元进行设计。系统连续运行，最大出力满足锅炉满负荷时设计煤种排渣量的400%并满足锅炉吹灰时的最大可能排渣量。每台炉各设一座直径Φ7m，总容积200m³,有效容积约170m3的钢结构渣仓，渣仓设计容积可满足储存一台炉在BMCR工况下燃用校核煤种2时约17h的渣量。刮板捞渣机连续正常出力为10t/h，最大出力40t/h。
（3）石子煤处理系统：
本工程的石子煤处理系统采用简单的封闭式石子煤斗等压排放方案。每台磨煤机设置1个封闭式石子煤斗，封闭式石子煤斗由叉车运至煤场储存。每台电瓶叉车的载重量为3t/台。
2.1.5.3电厂化学部分
（1）锅炉补给水处理系统：
本期工程化水处理系统本着与一期联建、充分利旧、工艺流程合理的原则，统筹考虑一期处理工艺，在一期预留扩建位置进行扩建，锅炉补水处理系统水源拟取自循环水排污水。
本期工程锅炉补给水预处理系统采用“混凝澄清+过滤”工艺系统，新建1套额定出力为120t/h的澄清过滤设备，并与现有预处理设施联合考虑，布置于一期净水站侧，污泥输送至新建净水站污泥脱水系统。
本期锅炉补给水处理脱盐系统选用“过滤（盘式过滤器和超滤）+反渗透和一级除盐+混床”系统。本期工程新增1套额定出力66t/h水处理系统，在一期预留的基础上进行联建，并与现有水处理设备互备。建成后，整个锅炉补给水处理系统额定出力为3×66t/h（2用1备），能够满足全厂机组补水的需求。
统筹考虑一期2台除盐水箱的总容量（2×6000m³),能满足机组正常补水工况及机组启动大量用水的要求，本期工程除盐水箱利旧不再扩容，除盐水泵拟就近布置于现有除盐水箱东侧。
（2）凝结水精处理及再生系统：
本期工程机组凝结水全容量进行精处理，精处理采用中压系统，每台机组设置2×50%前置过滤器+4×33.3%高速混床(3用1备)，工艺流程为：凝结水泵→前置过滤器→高速混床→轴封冷却器→低压加热器。
两台机组配一套体外再生系统，体外再生暂按高塔分离法设计，其中酸碱储存系统利旧，新上酸碱计量装置就近布置于酸碱罐区；冲洗水泵和反洗水泵就近布置于现有工程除盐水箱东侧。再生废水等拟通过沟道自流至一期中和池。
系统处理水量：1930m³/h，承担100%凝结水精处理。
（3）热力系统加药、取样：
两台机组设置一套给水及凝结水加氨处理装置，优化闭式水加药泵配置，拟利用给水加药备用泵；本期工程优化加氧方案，考虑全保护加氧配置，即对凝结水、给水及高加疏水进行加氧；本期工程机组化学除氧加药系统利用一期现有设施，接管至本期机组给水系统。
每台机组设一套水汽集中取样装置，取样装置采用高温高压架、低温仪表屏分开布置方式；拟考虑配套设置样水回收系统。
（4）循环冷却水处理系统：
本期工程新建一套循环冷却水加药处理系统，主要包括稳定剂加药系统、酸贮存计量系统和杀菌剂贮存计量系统，配套设置酸贮存罐及杀菌剂贮存罐（杀菌剂贮存罐采用碳钢衬塑型式）等。
根据全厂水平衡、水源水质全分析报告、循环水控制指标及冷却塔排污量等初步核算，本期工程循环水浓缩倍率暂定6.1；循环水中的氯离子含量约240mg/L,凝汽器材质推荐采用S31608不锈钢。
（5）制氢系统：
本期工程制氢系统利旧，根据四台机组的补氢用量，现有制氢规模能满足全厂机组的补氢需求，仅增加氢气贮存量。本期工程新增1台氢贮罐，新增氢贮存罐接管拟就近接至现有氢贮罐的进气管路。
本期工程机组补氢管拟从一期厂区管架的氢气母管上就近引接，通过两根不锈钢管送至本期主厂房，具体接口位置待下阶段确定。
（6）工业废水处理系统：
本期工程工业废水处理系统充分利旧，其中一期的非经常性废水设计处理量为100m3/h，采用絮凝澄清处理工艺，并设2座约3000m3的非经常性废水池；经常性废水分别收集至中和池和浓水池，分质处理后回用。经梳理一期配置和裕量，根据需要增补个别处理设备（如浓水转运泵），以满足全厂废水处理要求。
本期凝结水精处理再生废水及机组空预器冲洗排水拟通过排水沟分别收集输送至一期的中和池和非经常性废水池，经处理后送至各合适的回用点重复利用，以达到节水和保护环境的目的。
经初步梳理，排水沟道与现有的沟道及直埋管局部交叉，待下阶段结合实际布置优化沟道走向及深度，根据需要考虑局部改造交叉的沟道或管道等。
（7）利旧设施及接口梳理：
化学利旧设施主要涉及锅炉补给水处理系统（含预处理系统）、工业废水处理系统、凝结水精处理再生酸碱贮存系统、制氢系统、机组加除氧剂系统、绝缘油处理装置以及水煤油化验设备等。
化学利旧部分接口主要涉及锅炉补给水处理系统、凝结水精处理酸碱贮存系统、制氢站、机组加除氧剂系统、非经常性工业废水处理系统及废水中和处理系统等，下阶段梳理细化相关接口，并结合建设单位的反馈意见，根据实际需要完善现有设施的配置，以保证系统运行的稳定性和安全性。
2.1.5.4电气部分
（1）电气主接线：
根据接入系统要求，万州二期扩建工程考虑新增2回500kV出线，接入平湖开关站，新建线路长度约2×7km。
由于本期500kV配电装置在一期基础上扩建，故二期500kV配电装置电气主接线与电厂一期保持一致，采用3/2断路器接线，进、出线回路均装设隔离开关。二期两台机组采用发电机－变压器组单元接线接入厂内新建500kV配电装置，二期#3机组与新增500kV出线一组成一个完整串，二期#4机组与新增500kV出线二组成一个完整串，二期启动/备用电源从二期500kV配电装置IV母降压引接。二期扩建500kV配电装置与一期已建500kV配电装置母线之间预留断路器分段开关。一期500kV配电装置采用高位布置于一期主厂房A列柱外侧毗屋17.0m层500kVGIS室内，一期工程建设时已考虑预留有二期2台机组及2回500kV出线的扩建间隔位置，且二期主厂房A排外无出线走廊，故二期500kV配电装置仍考虑高位布置于一期主厂房A列柱外侧毗屋17.0m层500kVGIS内扩建场地，利用一期预留的出线通道送出。
二期工程发电机出口不设置断路器。
两台机组主变压器及启/备变与GIS通过架空GIL连接。
本工程主变推荐采用1160MVA的三相一体变压器，冷却方式与一期一致，采用强迫导向油循环水冷(ODWF)。
（2）厂用电系统：
1）厂用电电压等级及中性点接地方式
根据厂用负荷统计、电压调整以及短路电流计算结果，确定本工程高压厂用电采用10kV一级电压，低压厂用电系统采用380/220V电压等级。
10kV系统中性点采用电阻接地方式；380V系统中性点采用直接接地方式。
2）厂用电接线
高压厂用电系统采用10kV一级电压，每台机厂用10kV工作母线分为A、B两段，工作段由高厂变供电，高厂变高压侧从主变与发电机出口T接，主厂房区域单元机组的辅机（含脱硫系统）及互为备用的低压厂变（汽机变、锅炉变、照明检修变和电除尘变）分别接在机组的两段上；两机公用的公用变、脱硫变分别接在#3、#4机组的工作母线上。本期不设脱硫10kV段。
本期工程不设置输煤10kV段，本期新增输煤负荷由一期输煤10kV段供电。经复核一期输煤10kV段进线电缆、预留容量、预留盘柜位置均满足本期扩建需求，需增加10kV开关柜通过母排与一期输煤10kV段开关柜连接即可。
本期工程对一期取水泵船进行改造，原有3台500kW取水泵，其中1台更换为710kW取水泵，同时再新增一台710kW取水泵，一期取水厂用电系统已预留改造条件。经复核取水泵船10kV段开关柜已预留本期备用回路，需更换1套710kW取水泵变频装置并新购1套710kW取水泵变频装置，共计2套10kV变频装置，取水泵船配电室内已预留变频装置安装位置。
本期工程码头区域扩建，一期已预留扩建条件。
本期工程不新设灰场。
本期工程高压厂用变压器预留本期工程厂内输煤、厂外取水及厂外输煤码头容量，根据负荷统计，高厂变与启备变容量为72/42－42MVA。
原则上1000kW以下的电动机、1600kVA以下的变压器采用F-C回路供电；1000kW及以上的电动机、1600kVA以上的变压器采用真空断路器回路供电。
低压厂用电系统采用380/220V电压等级。低压系统采用PC-MCC接线方式，原则上75kW及以上电动机和150A及以上的馈线回路从PC供电，75kW以下的电动机及150A以下的馈线回路由MCC供电。
3）事故保安电源
本工程每台机组配一台快速起动的柴油发电机组，额定功率为1800kW，当确认保安段母线失去后，柴油机组能自动起动，经10～15s其电压频率满足带初始负荷条件，自动向保安段供电。
4）直流系统
主厂房内每台机设一组220V、2500Ah（容量暂定）动力用阀控式密封铅酸蓄电池组，用于向主厂房直流油泵、热控负荷、直流应急照明、UPS等动力负荷供电。
主厂房内每台机设两组110V、800Ah控制用阀控式密封铅酸蓄电池组，用于向主厂房及部分辅助车间内的控制、保护、仪表和信号装置等控制负荷供电。
在升压站设两组110V阀控式密封铅酸蓄电池，每组容量为500Ah，用于向二期升压站内的控制、动力负荷供电。
脱硫区域设两组110V、500Ah的阀控式密封铅酸蓄电池，向脱硫系统的控制、保护、UPS等负荷供电。
5）不停电电源系统
每台机组设两套容量为120kVA、单相220V输出的交流不停电电源装置（UPS），双套冗余配置。
升压站设两套15kVA不停电电源系统，双重化冗余配置。
脱硫系统UPS按机组设置，容量根据脱硫岛需求设定，每台机设一套30kVA（暂定）不停电电源系统，不自带蓄电池。
电除尘系统UPS按机组设置，暂按每台机设一套小型不停电电源设备，自带蓄电池，随电除尘设备供货。
输煤系统暂不新增不停电电源设备。
（3）二次保护控制：
本工程控制方式采用炉、机、电一体化集中控制，四机一控。单元机组的电气系统纳入DCS监控。
所有通过DCS监控的设备，均采用硬接线方式接入DCS。电气监控纳入电厂DCS系统统一监控，不单独设置ECMS系统。
升压站自动化系统设备配置和功能按无人值班设计，二期新增一套网络微机监控系统（NCS），配套设置五防系统。
电厂远动与监控系统统一考虑，配置2套远动通信工作站。
电除尘采用DCS或DCS+就地PLC控制方式，电除尘控制系统纳入机组DCS监
控。
输煤系统采用DCS控制系统，采用硬接线方式接入。二期新增输煤DCS设备具备与一期输煤DCS监控接口的条件。新增输煤设备的运行操作和监视可在本期操作员站实现，同时具备在一期现有操作员站实现监控的条件。
发变组（包括高压厂用变压器、励磁变）、启动/备用变电气量保护按双重化配置，非电量保护按单套设置。元件保护配置的范围包括：发电机变压器组（包括高压厂用变压器、励磁变）、启动/备用变压器、主厂房及辅助车间的低压厂用变压器、高压厂用电动机等。
每台机组设置一台故障录波装置；启备变故障录波信息纳入机组或500kV故障录波装置。
二期设置一套同步时钟对时系统，主时钟采用北斗+北斗双主机冗余热备用配置。
本工程在高压厂用电源工作母线A、B段采用厂用电源快切装置。
每台机发变组装设一套独立的同期系统。
2.1.5.5热工控制系统
（1）热工自动化水平：
本工程为单元制机组，拟采用炉、机、电、辅集中控制方式。与一期两台机组合设一个集中控制室，采用“四机一控”。机组正常运行的监控及事故处理主要在LCD操作员站完成。操作台上保留用于安全停机所需的少数独立于DCS的硬手操紧急停机、停炉、停发电机等的控制按钮。集控室电视监视墙上装设全厂工业电视监视设备，作为运行人员直观了解生产过程和现场情况的手段。
本工程单元机组控制系统拟采用智能型DCS，将涉及机组性能优化的相关功能纳入DCS，通过部署高级应用控制器和高级应用网，实现高级控制算法在机组监控层的实时应用，在生产一区真正实现控制优化、运行优化、智能监控等功能，使机组实时处于最经济、最安全、最便捷的运行状态。
单元机组以分散控制系统（DCS）作为机组监视和控制的核心，配以其它必要的专用成套自动化装置，实现对机组安全运行的控制与监视。
本工程拟由单元机组DCS实现的功能包括：
1）机组自启停系统（APS）
2）数据采集（DAS）
3）模拟量控制（MCS）：除燃烧调节在最低稳燃负荷以上投入自动外，其它自动调节系统按全程调节或程序自动投入调节系统设计。
4）顺序控制（SCS）：顺序控制系统能按照工艺系统各设备的启、停、联锁和保护要求，设计完善的控制逻辑，实现机组主要设备组或子组的自动顺序启停和设备之间的联锁，保护联锁逻辑能在机组发生异常和事故工况时报警、保护和自动处理以确保设备和人身安全。
5）锅炉炉膛安全监控（FSSS）
6）汽机旁路控制（BPS）
7）锅炉吹灰程控
8）发电机-变压器组及厂用电控制等
本期工程设公用/辅助车间DCS集中监控系统，采用与单元机组DCS一致的软、硬件平台，对属于两台机组公用部分及辅助系统进行监控。
本工程辅助车间中除灰（含灰库及粉煤灰分选系统）、凝结水精处理系统、汽水取样、化学加药系统、空压机房、循环水加药、含煤废水处理系统、集中空调控制系统、脱硫废水处理系统等均采用新建公用/辅助车间DCS集中监控系统进行监控。
除渣系统直接纳入单元机组DCS监控。
锅炉补给水处理系统、厂外取水泵船、综合水泵房、锅炉补水预处理系统、原水预处理（净水站）等系统扩容改造后采用原有辅助车间DCS控制。辅助车间按无人值守设计，仅在主厂房外辅助车间设置水、煤、灰就地辅助临时监控点，用于调试及事故处理。在就地临时监控点基础上构建本工程辅助车间集中监控网络（辅网），辅网集中监控操作员站设在集中控制室。在调试及系统运行初期以就地辅助监控为主，待系统运行稳定后过渡到集中监控方式，就地监控和集中监控两种方式设置闭锁功能。本期辅网与原辅助车间DCS之间留有通讯接口。
（2）集中控制室和电子设备间的布置：
本期工程两台单元机组与一期两台机组合设一个集中控制室，即采用四机一控，布置在一期工程扩建端集控楼17.0m运转层。
2.1.5.6采暖、通风和空气调节部分
1）本工程位于重庆市万州区，日平均温度≤+5℃的天数为0天，地处非集中供暖区，不设集中热水供暖系统。对经常有人工作或停留的房间、工艺要求空调的房间设置空调，夏季供冷、冬季供热。
2）主厂房区域设置集中制冷站，采用蒸发冷却式冷水机组，为主厂房区域需要设置空调及降温通风的系统提供冷冻水，供回水温度为7/12℃。
3）汽机房通风采用防雨降噪百叶窗及建筑外窗自然进风，防爆屋顶风机机械排风的通风方式，排风设备不设置降噪消声措施；除氧器露天布置，不设置通风装置，通风采用自然通风。锅炉房露天布置，不设置通风装置，通风采用自然通风。
4）电子设备间及继电器室设置全空气空调系统，采用2×100%组合式空气处理机组，冷冻水来自集中制冷站；房间设置工业风冷空调机备用，也可作为极端高温条件下辅助运行设备，空调系统运行更为安全可靠
5）主厂房区域冷负荷相对集中的配电室等电气房间均设置降温通风系统，设备采用2×50%或1×100%组合式空气处理机组，冷冻水来自集中制冷站；高、低压配电室及变频器室设置工业风冷空调机备用，也可作为极端高温条件下辅助运行设备，空调系统运行更为安全可靠。
6）主厂房区域内各空调及降温通风系统、集中制冷站均设置一套集中监控系统，采用网络通讯，将其组成一个具有两级自动监测和控制功能的监控系统。
7）厂区其他辅助建筑各房间根据工艺及人员舒适要求设置通风、降温通风或空调系统。降温通风或空调系统冷（热）源均采用风冷直接膨胀式空调机。
8）在运煤系统各转运站、碎煤机室及煤仓间原煤斗等主要扬尘点，设置机械除尘装置，设备采用烧结板除尘器。运煤除尘系统纳入运煤程控。
9）根据建筑物及房间布局设置防烟及排烟系统，防烟系统及排烟系统优先采用自然通风或自然排烟；各配电间及电子设备间均设置灭火后通风换气系统。
2.1.5.7消防系统：
（1）本期工程消防系统的设计，遵照国家“预防为主、防消结合”的方针，依据《火力发电厂与变电站设计防火标准》GB50229-2019，并根据工程具体情况，力求体现当前的消防设计思想和水平。从全局出发、统筹兼顾，正确处理生产和安全、重点和一般的关系，做到促进生产、保障安全、方便使用、经济合理，同时系统简单合理，减少不必要的备用，尽可能降低工程投资；
（2）各工艺专业根据发电厂工艺系统的特点，在设备与器材的选择布置上采取防火措施，合理进行厂区总平面布置及建（构）筑物的结构设计，从积极的方面预防火灾的发生和蔓延，做到“防患于未然”；
（3）本期和一期总用地面积约为52.35hm2，小于100hm2。根据规范要求，可按同一时间内发生一次火灾设计。
（4）消防给水系统分消火栓消防系统、水喷雾灭火系统、自动喷水灭火系统和消防水炮灭火系统。
（5）一期消防供水系统已按4×1000MW机组考虑，设置有2台消防主泵（其中一台为电动驱动，一台为柴油机驱动），1套消防稳压设施，2×5000m3工业消防水池（其中储存消防水量约800m3，且设置了消防贮水不作它用的措施），一期厂区消防给水主管DN300。已建消防给水系统满足本期工程2×1000MW机组消防用水需求，本期不再新建消防供水设施。本期厂区消防水管接自一期已建厂区消防水主环网。
（6）重要的建筑物及设备设有多种灭火手段，除设置常规的消火栓系统及移动式灭火器材外，还设有一些特殊的灭火系统。
1）电子设备间等处采用IG541清洁气体灭火系统；
2）主变压器、厂用变、启备变、主厂房内重要油设备、燃油装置、输煤皮带头部和尾等区域采用水喷雾或雨淋灭火系统；煤仓间皮带层、输煤皮带采用自动喷水或水喷雾灭火系统和水幕系统；
3）煤斗采用低压CO2惰化灭火系统，二氧化碳储罐间布置在锅炉房零米层；
4）设置火灾探测、报警及控制系统，采用区域报警控制结合控制中心报警形式，全总线制工作，本期消防控制中心设在消防控制室；
5）电厂一期配有2辆消防车，并设置了1个消防车库。根据目前实施的相关规程规范要求，结合电厂消防救援设施现状，本期工程扩建1座企业消防站，并增配1辆消防车和相应消防器材，以作为全厂一、二期消防设施用。
2.1.5.8烟气脱硫系统：
1）脱硫工艺采用石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺，一炉一塔，引增合一，不设烟道旁路，不设GGH。
2）脱硫系统设计煤种含硫量按0.84%进行设计，二氧化硫排放浓度不高于30.2mg/Nm3（标态，干基，6%O2），脱硫效率不小于98.5%；经过湿法脱硫装置后出口的烟尘排放浓度不大于7.5mg/Nm3（标态，干基，6%O2）。
3）吸收塔采用采用高效逆流喷淋塔，吸收塔入口设置事故喷淋降温装置，除雾器采用管束式除雾器或屋脊式除雾器。
4）每座吸收塔各设浆液循环泵5台；配2台氧化风机（1运1备）；配2台石膏排出泵（变频控制，1运1备）。
5）脱硫剂采用外购石灰石粉（CaO含量＞50%，MgO≤2%；细度325目过筛率≥90%），本工程共设有2个石灰石粉贮仓，石灰石粉贮仓的容积按满足2台机组在脱硫设计煤种BMCR工况下不小于3天（每天以24小时计算）所需石灰石量。2台炉脱硫装置共配置2个石灰石浆液箱。浆液箱内设搅拌器，浆液箱总有效容积为2台炉在锅炉燃用脱硫设计煤种BMCR工况下运行6小时的石灰石浆液消耗量。每套脱硫装置设2台石灰石浆液供浆泵（变频控制，1运1备）。
6）石膏脱水系统为2台机公用，设置2台真空皮带脱水机，一运一备，单台真空皮带脱水机的出力为单台锅炉燃用校核煤种2时BMCR工况下石膏产量的200%。
7）本工程2套脱硫装置与一期2套脱硫装置共用一期已建事故浆液箱，不再新设，仅新设1台事故浆液返回泵。
8）工艺水系统为2台机公用，设工艺水箱1座，配套2台工艺水泵（1运1备），
设置3台除雾器冲洗水泵（2运1备）。
9）脱硫废水进化学脱硫废水零排放处理系统。本期工程脱硫废水考虑零排放处理，
拟采用“低温多效闪蒸浓缩+高温旁路烟气蒸发”，充分利用烟气余热，热源拟利用低省的热媒水，辅助蒸汽作为备用热源，对热力系统影响较小，工艺流程相对简单。
10）脱硫岛所需的压缩空气包括仪用气和杂用气，由主体工程相应位置引接。
11）脱硫装置装置日利用小时数，年利用小时数及脱硫装置服务寿命与锅炉一致。
2.1.5.9烟气脱硝系统：
1）采用选择性催化还原法（SCR）脱硝工艺，入口NOx浓度按250mg/Nm3，出口排放浓度不高于35mg/Nm3（干基，标况，6%O2），脱硝效率不小于86％。反应器催化剂按2+1层布置，每台机设置2套反应器，共4套。
2）烟气脱硝装置的布置，不设置烟气旁路和省煤器高温旁路系统，省煤器考虑分级布置，脱硝反应器布置在上级省煤器和下级省煤器之间(高温高含尘区域)，以实现机组并网～100%BMCR工况时锅炉全负荷脱硝。
3）烟道最小壁厚至少按6mm设计。SCR反应器内流速不超过6m/s，烟道内流速不超过15m/s。
4）本工程SCR脱硝工艺的还原剂采用尿素，水解制氨工艺，尿素制氨区布置和公用设施按满足2×1000MW机组进行设计和规划。设置1套尿素上料溶解系统，设置2台尿素溶液储罐，总容量满足2台炉BMCR工况7天的50%浓度尿素溶液耗量。尿素水解反应器共设置2台，一运一备，单台出力满足2台炉BMCR工况110%的氨气耗量。
5）还原剂的供应采用汽车将直接从市场外购的工业用合格品尿素，送至电厂尿素存储及溶解区，尿素以吨袋装贮存在指定的区域中。
6）稀释风设置两路，取自冷一次风和稀释风机，稀释风机作为备用，配置一台稀释风机。每台炉设置1台烟-气换热器，用于加热稀释空气。每台炉设一套氨/空气混合系统，用于喷入SCR反应器的氨与空气的混合，氨空混合气中氨气浓度小于5%。采用精准喷氨控制喷氨量，防止氨逃逸过量。
7）SCR反应器须进行数模流场模拟实验，保证氨气与烟气充分混合，催化剂入口氨气/烟气混合不均匀性应<5%，喷射系统应考虑防腐、防堵和耐磨，具有良好的热膨胀性、抗热变形性和抗振性。
8）采用精准喷氨装置，控制氨的逃逸率不大于3ppm；SO2/SO3转化率小于1%。
9）从脱硝系统入口到出口之间的系统压力损失不大于1000Pa（考虑附加催化剂层，共3层催化剂投运后增加的阻力）。
10）从首次注氨开始到更换或加装新的催化剂之前，运行小时数不低于24000小时。催化剂的机械寿命不少于10年，并应防止微量元素可能引起的催化剂中毒。化学寿命期内，对于SCR反应器内的每一层催化剂，压力损失应保证增幅不超过20%。
2.1.5.10输煤系统
1）卸煤系统
本工程采用码头卸煤，码头与电厂的设计分界线为码头转运站；码头转运站至厂内9号转运站新建16号A管状带式输送机，将码头卸下的燃煤送入电厂。16号A管状带式输送机参数为：φ=600mm，v＝5m/s，Q＝3000t/h。
2）贮煤系统
一期工程建有2座全封闭圆形煤场，直径136m，单座储量25万吨，总储煤量50万吨，可供一期2×1050MW机组燃用约30.2天。本期新建1座全封闭圆形煤场，直径136m，储量约25万吨，可供本期2×1000MW机组燃用约16天。由于一期煤场可作为一期、二期机组公用的贮煤设施，则全厂三座煤场总储煤量75万吨，可供一期2×1050MW机组及本期2×1000MW机组燃用约23.3天。本期煤场内设1台圆形煤场堆取料机，堆料出力3000t/h，取料出力1600t/h。煤场上部设拱形钢网架进行封闭。
3）带式输送机系统
厂外设置16号A管状带式输送机；厂内设置8段13条带式输送机，分别为17～24号带式输送机。
从码头转运站至厂内9号转运站，采用单路16号A管状带式输送机，参数为：φ=600mm，v＝5m/s，Q＝3000t/h。
9号转运站至煤场前的17号、18号、19号带式输送机的技术参数为：B=1800mm，v=3.15m/s，Q=3000t/h，其中17号、19号带式输送机单路布置，18号带式输送机双路布置。一期至本期连通的24号带式输送机参数为：B=1400mm，v=2.5m/s，Q=1600t/h，单路布置。煤场后的20号、21号、22号、23号带式输送机的技术参数为：B=1400mm，v=2.5m/s，Q=1600t/h，其中出煤场的20号带式输送机单路布置，煤仓间的23号带式输送机三路布置，其余均为双路布置，一路运行，一路备用，且具备双路同时运行的条件。
煤仓间配煤系统采用犁式卸料器卸煤。栈桥全封闭布置。
4）筛碎设备
设置1级筛分破碎。沿皮带A、B路各设1台滚轴筛和1台环锤式碎煤机。滚轴筛出力Q=1600t/h；环锤式碎煤机出力Q=1200t/h。滚轴筛和碎煤机进料粒度≤300mm，出料粒度≤30mm。滚轴筛设有旁路系统。
2.1.6对工程特点（如“五新”应用情况等）及工程难点的介绍
（1）宽负荷调峰能力。本工程采用高效调峰设计，在20%—100%THA负荷区间保持最优运行效率。具备深度调峰至20%THA的能力，其中30%—50%负荷区间调节速率达1%/min，50%负荷以上提升至2.2%/min的动态响应性能。
（2）能效指标突破。设计供电标准煤耗为267.59g/kW·h（＜268g/kWh，为 1 级能耗），达到新一代煤电试点示范不高于270g/kWh 的要求。耗水指标为0.478m3/s·GW，低于标准0.70m3/s·GW，优于已投运的同类工程指标水平。
（3）环保排放控制。创新应用低NOx燃烧技术，在最低稳燃负荷至满负荷工况下，无需增设脱硝装置即可实现NOx排放浓度保证值≤170mg/Nm³，满足环保要求。
（4）新型四机大集控。主厂房为万州电厂一期主厂房连续向南扩建，与二期汽机房取直相连。利用一期集控室为二期预留的空间与位置，采用四机一控方式。另外，新建输煤系统也将与一期输煤系统进行统一集中控制。
（5）智慧电站平台。构建智能发电和智慧管理平台，实现发电机组少人、高效、安全、清洁、灵活运行。智慧电站应用功能将从数字化移交、三维可视化系统开发、智能巡检及监控系统等方面进行应用。加强信息管理和服务，提高生产过程的可控性、减少人工干预、及时正确地采集生产过程数据，减人增效，建设企业的生产、决策支持系统，提高全厂信息系统的智能化水平，为领导提供安全生产的高效决策支撑系统，实现全厂智慧生产管理。
2.1.7工程里程碑计划
| 序号 | 工作内容 | 里程碑节点计划 | |
| ＃3机组 | ＃4机组 | ||
| 1 | 主厂房第一罐混凝土 | 2026.08.30 | |
| 2 | 主厂房基础出零米 | 2026.11.15 | |
| 3 | 主厂房封闭完成 | 2027.08.10 | |
| 4 | 烟囱外筒壁结顶 | 2027.04.30 | |
| 5 | 冷却塔外筒壁结顶 | 2028.02.28 | |
| 6 | 锅炉钢架吊装开始 | 2026.09.28 | 2026.10.28 |
| 7 | 锅炉大板梁验收完成 | 2027.03.28 | 2027.05.28 |
| 8 | 锅炉水压试验完成 | 2027.12.28 | 2028.02.28 |
| 9 | 锅炉风压试验完成 | 2028.03.28 | 2028.05.28 |
| 10 | 锅炉酸洗完成 | 2028.04.30 | 2028.06.30 |
| 11 | 锅炉吹管完成 | 2028.05.28 | 2028.07.28 |
| 12 | 汽轮机台板/轴承箱就位 | 2027.08.15 | 2027.10.15 |
| 13 | 汽机扣盖完成 | 2028.02.28 | 2028.04.28 |
| 14 | 汽机油循环开始 | 2028.01.20 | 2028.03.20 |
| 15 | 机组DCS上电调试开始 | 2028.01.04 | 2028.03.04 |
| 16 | 机组厂用电受电完成 | 2028.01.20 | 2028.03.20 |
| 17 | 化学制出合格除盐水 | 2027.12.28 | |
| 18 | 脱硫系统具备通烟气条件 | 2028.03.15 | 2028.05.15 |
| 19 | 脱硝系统具备通烟气条件 | 2028.03.15 | 2028.05.15 |
| 20 | 机组整套启动开始 | 2028.06.20 | 2028.08.20 |
| 21 | 机组首次并网完成 | 2028.07.05 | 2028.09.05 |
| 22 | 机组168小时试运完成 | 2028.07.30 | 2028.09.30 |
| 总工期 | 23个月 | 25个月 | |
2.1.8工程建设总目标
工程建设的总体目标是扎实践行集团公司“三个转型”发展思路，坚持“四化”管理理念，依据国家有关质量管理法律法规和集团工程管理制度，结合工程建设精细化管理的要求，全力实现“两不超，三个零”，努力打造“三优两好”的精品工程。实现高水平达标投产，创行业优质工程，争创国家级优质工程奖的总体目标。
2.1.9主要参建单位介绍
| 建设单位 | 重庆万州电力有限责任公司 | |
| 设计单位 | 主体工程设计 | 国核电力规划设计研究院有限公司 |
| 其他工程设计 | \ | |
| 监理单位 | 设计监理 | 中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司 |
| 设备监理 | 西北电力建设工程监理有限责任公司 | |
| 施工单位 | 桩基标段 | 江西省地质工程集团有限公司 |
| A标段 | 中国能源建设集团江苏省第三建设工程有限公司 | |
| B标段 | 中能建建筑集团有限公司 | |
| C标段 | 河南省第二建设集团有限公司 | |
| 脱硫脱硝EPC | 环保有限公司 | |
| 水岛EPC | 国能水务环保有限公司 | |
| 特殊消防EPC | 湖南现代德雷有限公司 | |
1.2.2 招标范围
本标段招标范围为重庆万州电厂二期扩建项目（2×1000MW超超临界一次再热机组）#3、#4机组及其辅助、公用系统的调试工作，包含但不限于分系统调试、整套启动调试、机组涉网试验项目、特殊试验项目、机组试验项目、精细化调试、部分性能试验项目、其他项目（如参与单体调试、组织DCS逻辑和联锁保护定值审查、规程和系统图审查、智能智慧相关系统等项目）、生产考核期的调试完善工作及与现有运行机组的接口系统调试（包括其他承包商需投标人配合的调试确认、协调等工作）。具体内容详见技术规范书。
1.2.3 服务期限
服务期限
自合同生效之日起至2029年6月30日（暂定），要求#3、#4机组及辅助、公用系统全部调试完成并投产，项目调试进度需符合里程碑节点要求。具体开始时间以招标人通知为准。如有调试遗留项目或缺陷，投标人有责任在投产后完成遗留项目的调试和缺陷消除工作。投标人有责任配合机组投产后的性能考核试验、竣工验收、达标投产、工程创优等工作。
#3、#4机组及辅助、公用系统全部调试工作已完成并投产，按照《火力发电建设工程启动试运及验收规程》（DL/T 5437）及其他相关规程、规范、条例的技术要求通过验收。：合同签订后730日。
1.2.4 服务地点
本项目服务地点为：重庆市万州区新田镇重庆万州电力有限责任公司。
1.3 投标人资格要求
1.3.1 资质条件和业绩要求：
【1】资质要求：投标人须为依法注册的独立法人或其他组织，须提供有效的证明文件。
投标人须满足以下资质要求：
(1) 须满足以下资质要求
有效的承装（修、试）电力设施许可证,范围包含承试类一级
【2】业绩要求：投标人须满足以下业绩要求：
业绩要求
投标人须提供近八年内（2018年1月1日至投标截止日期） 至少具有独立承担单机容量1000MW及以上等级火电机组调试业绩业绩 至少 2 个， 要求成功投运 1 年及以上。投标人须提供能证明本次招标业绩要求的合同和对应的【用户证明扫描件】，合同扫描件须至少包含：合同买卖双方盖章页、合同签订时间和业绩要求中的关键信息页。用户证明须由最终用户盖章，可以是使用证明、回访记录或其他能证明成功投运 1 年及以上的材料（若合同甲方不是最终用户，合同甲方获取的最终用户证明也可）。
【3】项目负责人的资格要求：本项目要求配备项目负责人。
拟派项目负责人须满足以下资质要求：
(1) 须满足以下资质要求
高级工程师职称
需提供证明材料。
拟派项目负责人须以项目负责人身份承接过须同时满足以下业绩要求：
1. 至少具有1个担任单机容量1000MW及以上等级火电机组 - 项目负责人或调试总工程师业绩 (1个)
需提供：投标人须提供能证明项目经理业绩的合同，若合同中无项目经理姓名，须提供对应的验收证明或用户证明等有盖章的证明材料（须含工程名称、项目经理及单位名称）。
【4】其他主要人员要求：/
1.3.2 本项目不接受联合体投标。
注：
①上述资质要求为最低要求，投标人如提供更高等级同种资质证书视为符合要求。
②企业业绩要求：投标人须提供能证明本次招标业绩要求的合同扫描件，合同扫描件须至少包含：合同买卖双方盖章页、合同签订时间和业绩要求中的关键信息页。业绩时间以合同签订时间为准。
③业绩用户证明要求（如有）：如要求提供用户证明， 用户证明须由最终用户盖章，可以是验收证明、使用证明、回访记录或其他能证明合同标的物已完成的材料（若合同甲方不是最终用户，合同甲方获取的最终用户证明也可）。
④项目负责人（项目经理 ）业绩要求（如有）：如要求提供项目负责人业绩，须提供能证明其本人业绩的合同，若合同中无项目负责人姓名，须提供对应的验收证明或用户证明等有盖章的证明材料（须含工程名称、项目负责人及单位名称）。
⑤社保证明材料要求（如有）：上述人员如要求提供社保证明，须提供在投标单位缴纳社会保险的缴费证明（社保网站养老险种查询信息网页截图，或带有社保机构印章的社会保险个人权益记录，或加盖社保机构印章的社保证明缴纳材料）。
1.4 招标文件获取
招标文件开始购买时间2026-11-12 16:42:41，招标文件购买截止时间2026-11-18 16:00:00。
