火电厂扩建工程监理规划(114页 内容详细).doc

西北电力工程监理有限责任公司 大唐三门峡发电厂三期扩建工程监理规划

目录
一. 监理范围及监理目标 2
二、监理措施 26
三、监理组织机构及资源配置 85
四、监理工作流程、制度、表式及资料 97

一. 1、监理范围及监理目标
1.1编制依据及相关规范制度
1.1.1xxxxxx发电厂三期(2×1000MW)扩建工程监理合同。
1.1.2 GB/T19001-2008、GB/T24001-2004、GB/T28001-2011及GB/T50430-2007质量体系设计、开发、生产、安装和服务的质量保证模式标准。
1.1.3中华人民共和国国家标准：建设工程监理规范（GB50319-2000）。
1.1.4中华人民共和国电力行业标准：电力建设工程监理规范（DL/T5434-2009）。
1.1.5 原国家电力公司发国电火[1999]688号文关于颁发《国家电力公司工程建设监理工作管理办法》。
1.1.6xx电力工程建设监理有限责任公司质量体系文件。
1,1.7xxxxxx发电厂三期（2×1000MW）扩建工程监理大纲。
1.1.8xx电力设计院xxxx发电厂三期(2×1000MW)扩建工程初步设计。
1.1.9国家和原电力部现行的施工及验收规范，质量验收评定标准，安全生产管理规定，有关会议纪要文件。
1.1.10有效的设计文件，制造厂家的设备图纸，技术说明中的技术指标和要求。
1.2.工程概况
本项目为xxxx火电厂三期扩建工程，是以“上大压小”方式，在一期、二期老厂的基础上向西扩建2×1000MW 国产超超临界一次中间再热凝汽式燃煤发电机组。本期工程按2×1000MW 机组设计，分期建设，先期建设1×1000MW 机组，另1台1000MW 机组待核准后建设。
xx火电厂一期工程建设2×300MW 亚临界机组，分别于1995 年5 月1、1996年10 月投产发电。xx火电厂二期工程建设2×600MW 超临界机组，分别于2006年6 月26 日、2006 年8 月27 日投产发电，xx火电厂现已成为xx电网主力发电厂之一。
本项目位于xx省xx市xx县大营乡，南邻陇海铁路，距xx西站4km；北邻黄河，距黄河6km；北侧为连霍高速，西侧为310 国道，南侧为209 国道，交通十分方便。
电厂厂址位于黄xx岸Ⅱ～Ⅲ级阶地上，地形起伏较大，场地由南向北倾斜，地面自然标高为385.00～370.00m。厂址段淄阳河百年一遇洪水位为370.59～377.87m，厂区不受洪水影响。工程场地内地下水埋深约70m，地下水对基础和施工无影响。工程场地50 年超越概率10%的地震动峰值加速度为0.148g，相应地震基本烈度为Ⅶ度。工程场地内地基土为中硬土，建筑场地类别为Ⅱ类。
本工程先期建设的第一台1000MW 机组接入厂内现有500kV 配电装置#4 机组位置，并以现有的2 回500kV 出线送出。第二台1000MW 机组送出暂考虑在现有500kV配电装置上进行扩建，新增加一回500KV 出线至xx州变，预留现有500KV 配电装置向西扩建的场地，为第二台1000MW 机组送出预留位置。
本工程初步计划开工时间为2014 年03 月16 日开工，2016年06 月16 日#1机组投产发电。
1.2.3 主要设备
本期工程锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司产品、汽机、发电机均为上海电气集团有限责任公司产品，主机设备已签订技术协议。
1.2.3.1 锅炉
锅炉型式为：超超临界参数、变压直流炉、单炉膛、一次再热、平衡通风、露天岛式布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、切圆燃烧方式，Π型锅炉。主要技术参数如下(BMCR工况)：
序号
项 目
单位
参 数
1
过热蒸汽：

1.1
最大连续蒸发量(B-MCR)
t/h
2958
1.2
额定蒸汽压力(过热器出口)
MPa(g)
29.3
1.3
额定蒸汽温度
℃
605
2
再热蒸汽：

2.1
蒸汽流量(B-MCR/BRL)
t/h
2426/2351
2.2
进口/出口蒸汽压力(B-MCR)
MPa(a)
6.074/5.824
2.3
进口/出口蒸汽压力(BRL)
MPa(a)
5.880/5.638
2.4
进口/出口蒸汽温度(B-MCR)
℃
362/613
2.5
进口/出口蒸汽温度(BRL)
℃
356.6/613
3
给水温度(B-MCR)
℃
305.5
注：1) 压力单位中“g” 表示表压。“a” 表示绝对压(以后均同)。未特殊标注的均为表压。
2) 锅炉额定工况(BRL)对应于汽机TRL工况。
3) 锅炉最大连续蒸发量B-MCR工况对应于汽机VWO工况。
4) 锅炉BECR工况对应于汽机THA工况
1.2.3.2汽机
汽轮机为超超临界、一次中间再热、四缸、四排汽、单轴、凝汽式汽轮机。机组的铭牌出力(TRL)为1000MW(扣除静态励磁和非同轴驱动的主油泵、氢密封油泵所消耗的功率)。汽轮机主要技术参数如下：

序号
项 目
单位
参 数
1
汽轮机型号

N1000-28/600/610
2
额定主蒸汽压力
MPa.a
28
3
额定主蒸汽温度
℃
600
5
额定再热蒸汽进口温度
℃
610
6
额定功率
MW
1000
7
最大功率
MW
1058.349
8
额定进汽量
t/h
2718.2
9
最大进汽量
t/h
2958
10
THA工况背压
kPa.a
4.8
11
TRL工况背压
kPa.a
9.5
12
THA工况热耗
kJ/kWh
7245
13
额定转速
r/min
3000
14
旋转方向(从汽轮机向发电机看)

逆时针方向
15
给水加热级数

9

1.2.3.3发电机
发电机为1000MW水氢氢冷却、自并励静止励磁发电机，主要技术参数如下：
序号
项 目
单位
参 数
1
发电机型号

THDF125/67
2
额定容量
MVA
1112
3
额定功率

MW
1000
4
最大输出功率
MW
1037
5
额定功率因数cosφN

0.9
6
定子额定电压
kV
27
7
冷却方式

水、氢、氢
8
励磁方式

自并励静止励磁

1.2.4 主要技术经济指标
主要技术经济指标表
序号
项 目
单位
指标值
一
主要技术指标

1
装机容量
MW
2×1000
2
发电设备年利用小时数
h
5500
3
年发电量
104MWh
1100
4
汽轮机THA工况热耗值
kJ/kWh
7245
5
考虑烟气余热利用等系统优化后，汽轮机热耗值
kJ/kWh
7185
6
系统优化后，汽轮机热耗值
kJ/kWh
7177.7
7
全厂理论发电热效率
%
46.27
8
考虑烟气余热利用，全厂理论发电热效率
%
46.65
9
系统优化后，全厂理论发电热效率
%
46.7
10
机组理论发电标准煤耗率
g/kWh
265.9
11
考虑烟气余热利用等系统优化后，机组理论发电标准煤耗率
g/kWh
263.65
12
系统优化后，机组理论发电标准煤耗率
g/kWh
263.4
13
厂用电率(含脱硫)
%
4.69
14
锅炉效率
%
94.05
15
机组供电标准煤耗率(系统优化后)
g/kWh
276.35
16
锅炉出口NOx排放浓度(设计煤种、BMCR工况、干基、6%O2)
mg/Nm3
238
17
SCR出口NOx排放浓度(干基、6%O2)
mg/Nm3
90
二
总投资指标

1
发电工程静态投资
亿元
37.27
2
发电工程每千瓦造价（静态）
元/kW
3727
3
发电工程动态投资
亿元
39.63
4
发电工程每千瓦造价(动态)
元/kW
3963
三
总布置指标（1*1000MW机组）

1
厂区总占地面积
Hm2
36.87
2
厂区单位容量用地面积
Hm2
0.369
3
建筑系数
%
43.45
4
场地利用系数
%
75.6
5
挖方工程量
万m3
23.1
6
填方工程量
万m3
33.42
7
厂区绿化系数
%
18

1.2.5 设计概况
1.2.5.1 厂区总平面布置及竖向布置
1.2.5.1.1 厂区总平面布置
本期工程厂区总平面布置方案基本遵循四列式布置格局。厂区由南向北依次布置配电装置区、冷却塔区、主厂房及脱硫设施区、贮卸煤设施区。主厂房A 列朝南，固定端朝向东，扩建端朝向西。
主厂房区布置在本期场地中心区域，主厂房采用三列式侧煤仓布置格局，由南向北依次布置汽机房、除氧间、锅炉房、除尘器、引风机、烟囱及烟道，脱硫公用设施如石膏脱水车间、脱硫电控楼、脱硫废水处理车间，布置在烟囱北侧区域。煤仓间布置在两炉中间，渣仓布置在每台炉的外侧。主厂房A 列至烟囱中心线的距离为220.25m。汽机房长度为187.50m，宽度为42m。本期工程汽机房建设至12 轴，预留一台机组厂房位置，锅炉房、除尘器、引风机房、脱硫吸收塔按1×1000MW 机组建设，预留另一台机组的位置。煤仓间及炉后转运站土建需一次建成，预留第二台机组设备位置。烟囱需一次建成。脱硫公用设备土建需一次建成，预留另一台机组设备位置。
本期工程汽机房A 列外布置主变压器、高压厂用变压器、启动备用变压器，本期配电装置布置在二期配电装置区西侧，新增加一个间隔，作为本期启动电源，与二期配电装置之间以母线连接。
两座自然通风冷却塔布置在二期冷却塔西侧，成“一字型”布置。两台机组合建一座循环水泵房，土建部分一次建成，设备分期安装，循环水泵房布置在两座冷却塔之间，与冷却塔之间的间距为23.00m。
在本期主厂房与二期主厂房之间有南向北布置化学水与工业废水处理站联合建筑；服务水泵房与工业废水贴建；空压机房；灰库；脱硫石灰石制浆车间。原水石灰处理站及综合水泵房布置与冷却塔南侧。
供氢站布置在冷却塔之间南侧场地，位于厂区的下风侧边缘地带，与周围建构筑物满足安全间距要求。氨区布置在二期煤场西侧，本期扩建端输煤栈桥西侧的边缘场地，此处位于全厂全年最小风频的上风侧，人员活动较少，运输相对方便。
本期工程共设置三个出入口，二期既有运煤出入口作为本期货流出入口及运煤入口，本期运煤出口设置于厂区北侧围墙东部，出口与纬六路连接。本期拟新建主进厂道路长约450m，作为主要人流通道，与厂区南侧华阳路相接，由南向进厂，主入口设在厂区南部。
主厂房布置主要尺寸表
项 目
单位
数值
备注
1 汽机房

汽轮发电机布置方式
－
纵向，机头朝向扩建端

汽机房跨度
m
32

汽机房长度
m
187.5

汽机房运转层标高
m
17

汽机房中间层标高
m
8.6

行车轨顶标高
m
30.7

汽机房屋架下弦标高
m
33.8

汽轮机中心线至A排柱距离
m
14

2 除氧间

除氧间跨度
m
10

除氧间长度
m
187.5

除氧器层标高
m
42(暂定)

高压加热器布置区域

除氧间

高压加热器布置层标高
m
17

低压加热器布置区域

除氧间

低压加热器布置层标高
m
8.6

3 煤仓间

煤仓间位置

两炉中间

煤仓间宽度
m
23.5m

煤仓间长度
m
70

给煤机层标高
m
20.5

皮带层标高
m
48.0

4 锅炉房

炉前距离
m
5.0

锅炉前排柱至后排柱距离
m
79.4(含脱硝)

锅炉两外侧柱中心距
m
71.60

锅炉房运转层标高
m
20.5

两台炉中心距
m
108.5

5 炉后布置

锅炉后排柱至除尘器前排柱距离
m
21.0

除尘器前排柱至后排柱距离
m
32.0

除尘器后排柱至脱硫塔中心距离
m
40.85

A列柱至脱硫塔、烟囱中心线距离
m
220.25

5 集控室布置

布置在两机中间B-C列间

1.2.5.1.2 厂区竖向布置：
本工程场地自然标高在376.00m～385.00m，北部煤场及铁路区标高368.00～375.00m 之间。由于厂区不受洪水威胁，考虑场地南高北低的特点，竖向布置型式的确定以厂内外交通联系得当及土石方工程量少为目的，厂区竖向布置型式与二期工程保持一致，采用阶梯式与平坡式相结合的布置型式。
汽机房及锅炉房区场地设计标高为379.00m，汽机房及锅炉房室外散水处标高为379.20m，炉后至脱硫附属设施之间场地设计标高取6‰的坡度，场地设计标高由南向北为379.00m～378.02m，脱硫附属设施室外散水处标高为37820m，脱硫附属设施北侧挡墙与二期挡墙位置基本取齐。厂区西南侧冷却塔区及原水石灰处理站区场地设计标高取381.50m，冷却塔室外散水处标高为381.50m，原水石灰处理站室外散水处标高为381.70m。厂区配电装置紧靠二期配电装置西侧布置，场地设计标高为384.60m～383.17m。配电装置中心区域设计标高为384.00m，网控楼室外散水处标高为383.50m。厂区北侧贮煤场区的自然地形标高在370.00～375.00m 之间，铁路区及汽车卸煤沟自然地形在368.00～371.00m 之间。贮煤场设计标高平均取374.00m，取斗轮机处地坪设计标高为374.30m，贮煤场北侧道路中心标高为373.80m。汽车卸煤沟处室外设计地坪为369.00m。与纬六路衔接的运煤出口处道路标高为368.10m。
1.2.5.1.3厂区主要建构筑物标高
主厂房室内地坪标高379.50m，室内外高差300mm
除尘器室内地坪标高379.10m，室内外高差300mm
引风机室内地坪标高378.80m，室内外高差300mm

化学水处理站室内地坪标高379.50m，室内外高差300mm
冷却塔零米水面标高381.50m
原水石灰处理站室内地坪标高382.00m，室内外高差300mm
汽车卸煤沟室内地坪标高369.30m，室内外高差300mm
煤场斗轮机地坪标高374.30m
汽车衡处室外地坪标高370.00m
预留翻车机室内地坪标高375.20，室内外高差300mm
1.2.5.2 主厂房布置
1.2.5.2.1 主厂房布置
主厂房按2×1000MW机组布置，主厂房扩建方向为左扩建(从汽机房向锅炉房看)，机头朝向扩建端。
每台机组各占用8 个柱距(其中1 跨为9m 跨，另外7 跨为10m 跨)，2 台机组之间置1 个10m 跨作为检修场地和2 个9m 跨摆放公用设备，共计19 个柱距。2 台机组之间的伸缩缝为1.5m。凝汽器中心线之间的距离为108.5m，两炉中心线相应为108.5m。
（1） 汽机房
汽机房跨度按32m，汽轮发电机中心线距A 列的距离为15.5m。汽机房分三层布置，即：0.00m 层、中间层(标高8.6m)、运转层(标高17m)。1 台100%的汽动给水泵组布置在汽机房中间层上，主汽轮机组布置在汽机房运转层上，汽动给水泵的前置泵与主泵同轴布置，给水泵汽轮机与汽轮发电机组平行布置在汽机房靠近B 列侧。
0m 层布置的主要设备有：低压缸的下方布置有两台带热井的凝汽器，凝汽器上部与低压缸排汽口柔性连接，下部刚性支撑在汽轮机机座底板上。与汽轮机凝汽器平行布置给水泵汽轮机凝汽器、给水泵汽轮机真空泵，汽机房零米还布置有发电机密封油集装装置、发电机定子冷却水集装装置、水环式真空泵、凝结水泵、闭式水换热器、开式水泵、低加疏水冷却器、低加疏水泵、冷油器、顶轴装置、EHG 供油装置和化学精处理和电子设备间等设备。循环水管道从汽机房B 列方向引出接至水塔。
8.6m 层主要是管道层，布置有主蒸汽、再热冷段蒸汽管道、抽汽管道等，设备有给水泵汽轮机、给水泵及前置泵、轴封冷却器及轴封风机、轴封供汽站、氢气干燥器等。励磁变压器、发电机封闭母线等布置在发电机端靠A 列侧。发电机封闭母线从
汽机房A 列引出。6kV 厂用配电装置布置于发电机侧，占据1 个柱距。8、9 号低压加热器布置在凝汽器喉部，其抽芯子方向朝向A 列柱。汽动给水泵组采用弹性基础设计，直接支撑在汽机房中间层梁上，减少了其基础的占用空间和占地面积，降低了土建费用。
汽机房运转层17m 布置有汽轮发电机组、3 号高加蒸汽冷却器。运转层采用大平台承重结构，可为汽轮机和发电机部件大修提供充足的检修场地。
(2) 除氧间
除氧间跨度10m，柱距与汽机房相同。除氧间分为0.00m、8.6m、17m、26m、33m五层。
0.00m 层主要布置有：给水泵汽轮机油箱、滤水器、闭式水泵、凝结水再生装置
等；
8.6m 层主要布置有5、6、7 号低压加热器；
17m 层主要布置1 号、2 号、3 号高压加热器、辅助蒸汽联箱。除氧间两台机组中间设置集中控制室。
在9 轴～12 轴之间设置26m 层，用于布置部分暖通专业集中制冷站设备。
33m 层布置除氧器、闭式水膨胀水箱和部分暖通专业集中制冷站设备。
(3) 煤仓间
采用集中侧煤仓，缩短主厂房纵向和横向尺寸，减少占地面积。煤仓间采用四排柱框架。柱距10m，共7 档(6 档内各设置1 台中速磨，另1 档为检修场地)。跨距暂定23.5m。煤仓间共设置三层，0m 层、20.5m 层、48m 层。0m 层布置磨煤机和过轨吊；运转层标高20.5m，布置6 台给煤机；48m 为皮带层。
(4) 锅炉房及炉后布置
锅炉运转层设置格栅板平台，与煤仓间运转层相通。零米布置有密封风机、排渣机(渣仓分别布置于外侧)，2 台送风机和2 台一次风机对称布置在锅炉框架内脱硝装置所在跨。启动系统的疏水箱、扩容器和疏水泵布置于两台炉的外侧，锅炉电气设备间布置在锅炉房0m。锅炉首排柱到除氧间末排(或汽机房末排)之间距离5m，0m为检修通道，8.6m 标高层布置化学取样间，运转层布置热控设备间等。空预器全拖出布置，脱硝装置布置于省煤器与空预器之间。
由于采用侧煤仓，在煤仓间与除尘器之间设有输煤转运站，除尘器前排柱距炉末
排柱加大为21.00m。
柴油机房布置在两炉后烟道支架下零米内，二氧化碳气瓶间、化学加药、除尘器配电间等设备布置在两炉后烟道支架下零米内。
1.2.6 热力系统
1.2.6.1 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均为双管连接方式，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主汽阀和再热汽阀。主蒸汽管道和高温再热蒸汽管道在汽轮机入口前均设有压力平衡连通管。低温再热蒸汽管道采用2-1-2方式，蒸汽管道从高压缸的2个排汽口引出，在高排止回阀的后汇成1根干管，到锅炉前再分成2根支管接至再热器入口联箱。每台机组设置1套容量为40%BMCR高低压串联旁路。
主蒸汽管道，高、低温再热蒸汽管道均考虑有适当的疏水点和相应的动力驱动的疏水阀，以保证机组在启动暖管和低负荷或故障条件下能及时疏尽管道中的冷凝水，防止汽轮机进水事故的发生。
主蒸汽管道、再热(热段)蒸汽管道的主管采用ASTM A335 P92 无缝钢管(内径管)，其疏水管道与主管材料相同，再热(冷段)蒸汽管道排汽止回阀前采用ASTMA691 21/4CrCL22 电熔焊钢管，止回阀后管道采用A672B70CL32 电熔焊钢管，疏水管道采用12Cr1MoVG。
1.2.6.2 给水系统：将经除氧合格的给水升压送至锅炉省煤器。在此过程中，给水在各级高压加热器中由来自汽轮机相应的各段抽汽加热，以提高循环效率。给水系统还分别向过热器减温器、再热器减温器(由给水泵抽头给水提供)和高压旁路减温减压装置提供减温水。每台机组配置1台100%容量汽动给水泵，每台汽动给水泵配1台同轴布置的前置泵。本工程不设置电动给水泵。高压给水管道采用15NiCuMoNb5-6-4。
1.2.6.3 抽汽系统：汽轮机具有9级非调整抽汽(包括高压缸排汽)。1、2、3段抽汽分别供应1、2、3号高压加热器用汽，3号高加设有外置式蒸汽冷却器，蒸汽冷却器为表面式热交换器；4段抽汽供汽至给水泵汽轮机、除氧器及辅助蒸汽联箱等；5、6、7、8、9段抽汽分别供汽至5台低压加热器。
除8、9 段抽汽外，汽轮机其它各段抽汽管道均设置气动止回阀和电动隔离阀；考虑到4 段抽汽用户较多，用汽量较大，在4 段抽汽总管设置2 道气动止回阀和1
道抽汽关断阀。给水泵汽轮机的低压蒸汽管道上设1 个电动隔离阀和1 个止回阀。在去除氧器和辅助蒸汽联箱的管道上分别设置1 个电动隔离阀和1 个止回阀。
1.2.6.4 辅助蒸汽系统：用于除氧器启动和低负荷用汽、汽轮机轴封供汽、给水泵汽轮机的调试用汽、轴封供汽和启动用汽等。辅助蒸汽系统的汽源为汽机的4段抽汽和低温再热蒸汽，冷再热蒸汽与辅助蒸汽联箱之间设有压力调节阀。
辅助蒸汽系统工作压力定为0.8～1.3MPa.a，工作温度250℃～410℃。为了防止调节阀失控时辅助蒸汽系统超压，在辅汽联箱上装有安全阀，其排放能力满足最大来汽量的排放。
1.2.6.5 凝结水系统：凝结水经凝结水精处理装置、轴封冷却器、烟气回热加热器和5级低压加热器后进入除氧器。进除氧器的凝结水管道上设有止回阀，以防止除氧器内蒸汽倒流入凝结水系统。
1.2.6.6 辅机冷却水系统：辅机冷却水系统采用开、闭式水相结合的冷却水系统。开式循环冷却水取自循环水系统进水管道，冷却水流经滤网，由开式冷却水泵升压后流经闭式循环冷却水系统的水－水热交换器，最后排至凝汽器出口蝶阀后循环水排水管道。开式水暂按照设置2x100%容量开式水升压泵考虑。
闭式循环冷却水系统采用除盐水作为冷却介质，可减少冷却介质对设备的污染和腐蚀。
每台机组设有2 套100%容量的闭式循环冷却水泵和65%容量的闭式水换热器，在正常情况下，1 套运行1 套备用，在夏季当一次水温度提高时，可2 套同时运行，以满足要求。闭式循环冷却水泵采用变频电机驱动系统中每台机组设有1 台20m3 闭式水膨胀补充水箱，系统的充水和补充水均接至膨胀水箱中。膨胀水箱的出水接至闭式循环冷却水泵进口母管上，以维持闭式循环冷却水系统的压力、提供系统的补水并吸收冷却水的热膨胀。
1.2.6.7 凝汽器抽真空系统
每台机组凝汽器真空系统设置3 台50%容量水环式真空泵，系统采用扩大单元制运行方式。机组正常运行时，真空泵二运一备，其中指定的两台真空泵分别对应高/低背压凝汽器运行，另一台真空泵作为任意一台运行真空泵的备用。去备用真空泵的抽真空管道从扩大单元制的母管上引接。在两台运行真空泵和备用真空泵之间的母管上设有两只快速切换阀，以便正常运行时高低背压抽真空系统之间的隔离以及实现备
用泵切换的功能。
每个凝汽器壳体上还设置1 只带有水封的真空破坏阀。
1.2.6.8制粉系统：采用中速磨煤机正压直吹冷一次风机制粉系统，每台锅炉配6台中速磨煤机。5 台磨煤机运行，1 台备用。每台磨煤机引出四根煤粉管道，至锅炉前或后墙通过煤粉分配器分为八根煤粉管道连接到锅炉燃烧器上。
磨煤机密封风系统采用每台锅炉配2台离心式增压密封风机。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。
每台锅炉配2台50%容量动叶可调轴流式送风机；配2台50%容量的动叶可调轴流式一次风机；配2台50%容量动叶可调轴流式引风机。
1.2.6.9烟风系统：采用平衡通风方式，每台锅炉配2 台50%容量动叶可调轴流式送风机；配2 台50%容量的动叶可调轴流式一次风机；配2 台50%容量动叶可调轴流式引风机。
本工程同步安装SCR 脱硝装置，脱硝装置布置在省煤器至空预器之间的锅炉钢架上。
每台锅炉配2 台三分仓回转式空气预热器。空预器适应锅炉装设SCR 装置的要求。空预器进口二次风道装设暖风器，以防止锅炉尾部低温受热面的腐蚀。锅炉出口烟气经除尘器除尘后经引风机至脱硫塔，100%容量脱硫处理后经烟囱(或冷却塔)排入大气。
1.2.6.10运煤系统：
本工程先期建设的1×1000MW机组全部采用汽车运输，建设第2台1000MW机组时，两台机组均采用火车运输，通过蒙西铁路运输，厂内建设2台C型双车翻车机卸煤。
本工程先期建设的1×1000MW机组全部采用汽车运输，厂内设14个车位汽车卸煤沟；建设第2台1000MW机组时，两台机组均采用火车运输，本期工程预留2套C型双车翻车机卸车系统的位置及煤场转运站接口，2套C型双车翻车机卸车系统1套运行，1套备用，作业方式为折返式；
本期工程贮煤场共有两个条形煤堆，煤堆高度15m，储煤量约36万吨，可供2
×1000MW机组燃用约20天。由于机组燃用混煤，上煤系统中设有3座直径15m的筒仓。
由煤场至侧煤仓的上煤系统采用带式输送机炉后上煤的布置方式。
1.2.6.11 除灰渣系统
每台炉设一套除渣系统，该系统采用单级风冷式排渣机机械运输至贮渣仓，通过渣仓卸料装置将渣由运渣汽车运至灰场贮存或供综合利用用户使用。
每台炉设一套除灰系统，该系统将除尘器的每个排灰点的飞灰通过正压气力输送方式集中输送到贮灰库，通过贮灰库卸料装置将飞灰由运灰汽车运至灰场贮存或供综合利用用户使用。
每台炉设一套石子煤处理系统，采用叉车将石子煤转运箱从锅炉房内铲出，再卸到自卸汽车中。
1.2.6.12 化学水处理系统
本工程2×1000MW机组采用城市再生水和地表水作为循环冷却水补充水水源。城市再生水和地表水均在原水石灰处理站处理后，作为循环水补充水补至电厂的循环水系统。石灰处理工艺流程如下：
聚合硫酸铁 石灰乳 硫酸 NaClO
↓ ↓ ↓ ↓
再生水(地表水) → 机械加速澄清池 → 推流式氯接触沟→ 变孔隙滤池 → 清水池 → 清水泵 → 循环水补充水
锅炉补给水处理系统拟采用双滤料过滤、超滤、反渗透预脱盐、离子交换除盐系统。工艺系统流程如下：水库水→生水箱 →生水泵→双滤料过滤器→自清洗过滤器→ 超滤装置→ 清水箱 →清水泵 →保安过滤器→ 高压泵→ 反渗透装置→ 除碳器→ 除碳水箱→ 除碳水泵→阳床→阴床→混床→除盐水箱→除盐水泵→主厂房。
凝结水精处理采用采用前置过滤器加混床系统。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2×50%凝结水量的前置过滤器和4×33%凝结水量的高速混床系统、1套过滤器单元的旁路系统和1套混床单元的旁路系统，两台机组公用1套体外再生系统和其他辅助系统等，本期安装1套。
1.2.6.13水系统
本期工程所需补充水以城市污水处理厂中水经深度处理后的再生水为主，窄口
水库地表水作为补充及备用水源。
本期工程采用带逆流式自然通风冷却塔的循环供水方式。循环冷却水采用单元制供水系统，即每台机组配置1座双曲线型逆流式自然通风冷却塔和3台循环水泵，采用2台机1座循环水泵房及压力输水管道系统。
1.2.7 电气系统
本期增加1回500kV出线；发电机出口不装设断路器，两台机组通过发电机-变压器组单元形式接入厂内500kV配电装置。本期安装的#5机组经现有#4机组的500kV进线间隔接入500kV母线，#4机组改接220kV系统。
500kV 配电装置仍采用为3/2 断路器接线， #5 机进线与1 回出线(原有)组成一完整串，#6 机组与本期新增1 回出线组成另一完整串。
本期设置1台与高压厂用工作变压器同容量的启备变，启动/备用电源由500kV母线引接。
本工程主变压器选用三相一体结构式主变压器，主变压器容量选定1210MVA。
1.2.7.1厂用电系统：本工程每台机组配置2台容量为10900kW引风机，为了满足引风机的起动，高压厂用电电压采用10kV一级电压。每台机组设一台低压侧为分裂绕组、容量为85/50-50MVA的高压厂用工作变压器。
每台机组相应地设两段10kV 母线，机组的双套辅机分别接与两段母线；
脱硫负荷均接与厂用母线段；另设10kV 输煤段，不设公用母线段，公用负荷分摊在两台机组的高厂变上；两台机组设一台与厂用工作变压器同容量的备用变压器，作为#5、#6 机组的启动/备用电源。
1.2.7.2直流电源系统
每台机组设二组110V 直流电源系统和一组220V 直流电源系统。每组110V 蓄电池容量为1000Ah；220V 直流为2000Ah 蓄电池。
每台机组设置两套交流不间断电源系统(UPS)，向机组的分散控制系统(DCS)、热工控制负荷、火灾探测报警和控制系统、电气测量装置等提供电源，容量选用2套100kVA 的系统。主厂房设两套公用UPS 系统，为主厂房公用设备供电，每套容量暂定为40kVA。
1.2.8 热工控制系统
本工程采用炉、机、电集中控制方式，2台机组合用一个控制室。每台机组设一套分散控制系统。

自动化系统主要由电厂管理信息系统(MIS)、厂级监控信息系统(SIS)、单元机组监控系统、辅助车间监控系统、工业电视监视系统及门禁管理等组成，各系统通过通讯网络相连，构成全厂自动化网络系统。
1.2.9 烟气脱硫工程
本工程推荐采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺的方案。从锅炉引风机出口的烟气，经烟气余热利用装置后进入吸收塔。在吸收塔内脱硫净化，经除雾器除去水雾后，排入烟囱，最后排入大气。脱硫系统不设GGH装置，不设烟气旁路。
1.2.10 烟气脱硝工程
脱硝装置布置在省煤器和空预器之间的高温烟道内。在该位置，烟气温度能够达到反应的最佳温度。烟气经锅炉省煤器进入垂直布置的SCR反应器里，每台锅炉配有2个反应器，烟气经过均流器后进入催化剂层，然后烟气进入空预器、除尘器、引风机和脱硫装置后，排入烟囱。在进入烟气催化剂前设有氨注入的系统，烟气与氨气充分混合后进入催化剂反应，脱去NOx。催化剂的型式采用板式。脱硝系统用的反应剂为纯氨。
1.2.11 消防系统
本期工程设稳高压消防给水系统，厂区消防水管网为独立系统，消火栓消防水与自动喷水消防水为一套管网。建立全厂火灾探测、报警及控制系统。对重要的建筑物及设备设有两种及以上的灭火手段。除设置常规的消火栓灭火系统及移动式灭火器材外，还设有固定式灭火系统。
主变、高厂变、启动备用变、主厂房内重要油设备、燃油装置和油管路密集区域，煤仓层和输煤栈桥内的输煤皮带，设固定式自动喷水消防系统；
在主厂房、集控楼的电子设备间、配电间、电缆夹层、工程师站等处和继电器楼的UPS 及直流配电间、低压配电间、电缆夹层、网络继电器室等设置洁净气体灭火系统；
原煤仓消防采用低压二氧化碳气体惰化系统。
1.2.12.暖通
本期工程新建采暖加热站。
汽机房通风采用自然进风、屋顶通风器自然排风方式。锅炉房露天布置。
集中控制室、电子设备间等分别设置空调系统，空调系统独立运行。

3.监理服务范围及内容
3.1监理范围
本合同所确定的监理范围为xxxx火电厂三期扩建工程及公用系统进行的全部工程（含厂内、厂外工程）建设的监理工作，主要包括但不限于此）：负责从初步设计开始到施工准备、桩基工程、土建施工、安装施工、调试至性能试验等阶段的监理工作，协助业主做好竣工验收、达标投产、设备与工程后评价、质保期评价至工程创优（创行优、国优等，包括质量评级、科技成果奖项申报、专利申报以及QC成果评选等）结束等阶段的监理工作，但不包括铁路专用线工程和围墙外送出工程监理。
监理工作按照工程项目业主负责制，和四控制(质量、进度、投资、安全)、两管理(信息管理、合同管理)、一协调（有关单位间的工作关系）的原则进行。
合同所确定的监理单位为本项目设计、施工监理工作的总负责单位，监理单位应通过行使业主授予的权利，履行监理职责和义务使本工程承包商履行与业主签订的承包合同，按照承包合同约定的期限和质量标准安全、文明、高效的完成建设任务，并使承包价格得到有效控制。
3.2监理服务内容
3.2.1 施工调试监理服务内容
3.2.1.1进度控制主要工作服务内容
3.2.1.1负责与设计单位商定设计图纸和文件在满足工程施工总进度要求前提下施工图纸提交的时间表，并负责检查、督促工作。
3.2.1.2负责施工进度和接口的协调。编制施工阶段进度控制的相关管理制度。
3.2.1.3参与编制施工里程碑计划，负责编制一级网络计划，检查各承包商编制的二级及以下的网络计划并监督实施。
3.2.1.4审核施工承包商上报的现行计划及施工承包商提出的修改目标计划要求。随时盘点施工进度，对造成工程进度滞后的原因进行分析，提出改进意见和建议，报送业主并监督实施。
3.2.1.5审查承包商单位工程、分部工程开工申请报告。根据业主的授权范围，签发单位工程开工令、工程暂停令。
3.2.1.6在各施工单位上报的年、季、月、周计划的基础上，负责编制工程施工综合计划。
3.2.1.7负责监督承包商实施工程进度计划。

3.2.1.8组织和主持现场调度会、每周例会并编写会议纪要。
3.2.1.9协助审查工程进度价款。
3.2.1.10负责审查单项工程延期申请。
3.2.1.11每月向业主提供进度报告。
3.2.1.12督促承包商整理技术资料。

3.2.1.13负责审核单项工程竣工申请报告，并组织竣工验收。
3.2.2.1.14负责处理争议和索赔，并报业主同意。
3.2.1.15整理工程进度资料。
3.2.1.16督促承包商办理工程移交手续。在工程移交后的保修期内，要处理验收后质量问题的原因及责任等争议问题，并督促责任单位及时处理。
3.2.1.17对不能按时、按要求提交施工进度计划报审或者不能按要求修改进度计划的承包商提出处理意见，直至签发工程暂停令。
3.2.1.18及时处理承包商提交的各种工程技术报表，及时回答承包商提出的各类与监理业务有关的问题，不可因此而影响工程进度。
3.2.2.质量控制主要工作服务内容
32.2.1质量的事前控制工作
⑴、确定质量标准，明确质量要求。
⑵、建立本项目的质量监理控制体系。
⑶、负责施工场地的质监验收
⑷、参加对承包商的招标、评标，审查有关的招标文件，并参加合同谈判工作。
⑸、审查承包商及其选择的些协作单位,试验单位的资质并提出意见。
⑹、组织施工图交底，组织图纸会审，并提出监理意见。
⑺、受质量监督部门委托，负责主持和协助做好工程建设各个阶段的工程质量监督活动。
⑻、督促承包商建立并完善质量保证体系。审查承包商质保体系文件和质保手册，并监督实施。
⑼、负责审查承包商编制的“