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蒸汽系统技改工程招标公告1
蒸汽系统技改工程招标公告1
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巴彦淖尔西部铜材有限公司蒸汽系统技改工程
招标编号：********或后可见1
一、招标条件
青海宝矿工程咨询有限公司受巴彦淖尔西部铜材有限公司委托，就《巴彦淖尔西部铜材有限公司蒸汽系统技改工程》实施进行国内公开招标。项目建设资金为企业自筹资金，项目资金来源已落实，项目已具备招标条件。
二、项目概况与工程范围
【1】 项目概况
巴彦淖尔西部铜材有限公司为了降低蒸汽费用，决定进行技术改造，使用临河热电厂过热蒸汽，并全额投资从临河热电厂到厂区的架空蒸汽管道工程。
过热蒸汽压力为1MPa，蒸汽温度为220度~360度。
蒸汽管道为架空管道，总长约1850米，管径为273mm，其中大部分为低支架，管架高度约为0.5米；部分为中支架，管架高度约为2米；部分为高支架，管架高度约为4.5米。（以设计资料为准）
施工地点：内蒙古巴彦淖尔市经济开发区东区
【2】、工程范围
1、全程架空蒸汽管道的土建基础施工；
2、全程架空蒸汽管道的支柱、支架、管道及附件设备、仪表等的安装（包含管架、钢管等材料），阀门、仪表、补偿器等设备甲供；
3、全程架空蒸汽管道的保温施工（包含材料）；
4、厂区内相关设备安装，包括降温降压器、水泵、阀门、相关水箱、管道、电气控制系统等。（设备甲供）
5、本工程分二段报价，其中第一段管道长度约600米，剩余为第二段，选择施工单位仅一家。由于特殊原因，本工程实施过程中，可能存在仅需施工第一段（约600米管道），不需要施工第二段的情况。
三、*本项目招标对投标人的资格要求：
【1】、投标人主体应为具备压力管道安装资质和成功业绩的企业，管道安装工程不允许分包，如投标人不具备土建施工和管道保温施工资质，管架基础及管道保温施工可由投标人联合第三方有资质和成功业绩的企业施工。
【2】、投标人应具备承担本工程的资金实力，注册资本金500万元以上（含500万元），最近三年财务状况良好。
【3】、管架基础土建施工资质和施工业绩；
【4】、压力管道安装施工资质和施工业绩；
【5】、管道保温施工资质和施工业绩；
四 、报名时间及招标文件的获取
【1】、报名时间：日至日（法定公休日、法定节假日不休息），每日上午8时30分至12时00分，下午14时00分至17时30分。
报名地点：青海省西宁市祁连路327号盐业大厦6楼或证件电子扫描件网上报名（网上报名将所需要的文件电子扫描发至下面邮箱，，并电话确认，联系人：谯勇152*****911或后可见），报名文件中注明联系人、联系电话及邮箱。
【2】、招标文件领取时间：日至日（法定公休日、法定节假日不休息），每日上午08时30分至12时00分，下午14时00分至17时30分。
领取地点：同报名地点（也可以电子版本形式通过邮箱发送，版本以最后一次发送时间为准，电话确认）。
【3】、招标文件每套售价1000元，售后不退,在支付购买招标文件费用时，在支付凭证上一定要注明投标方公司名称及招标编号，并将支付凭证扫描后连同资质发到报名指定邮箱，购买标书费汇到青海宝矿工程咨询有限公司指定账户。
五、投标文件的递交
【1】、 投标文件递交的截止时间（即投标截止时间，下同）为日上午9时30分（北京时间）。
投标文件递交地点：内蒙古巴彦淖尔市经济开发区东区，巴彦淖尔西部铜材有限公司会议室。
【2】、逾期送达的或者未送达指定地点的投标文件，招标人不予受理。
六、开标地点及日期：
【1】、开标地点：
内蒙古巴彦淖尔市经济开发区东区，巴彦淖尔西部铜材有限公司会议室。
【2】、开标日期：同投标截止日期。
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七、投标人报名应提供的资料：
【1】、 营业执照、组织机构代码证、税务登记证（以上证件必须年检合格）；
【2】、业绩证明文件（形式为合同、中标通知书或者订单）；
【3】、提供本次招标资质证明文件。
注：以上材料报名时可用复印件盖公章电子版提交。材料原件在开标时带上备查。
八、联系方式
1、业主方：巴彦淖尔西部铜材有限公司
联系人： 冯经理 电话：138*****938或后可见
2、招标代理机构：青海宝矿工程咨询有限公司
地址：青海省西宁市祁连路327号盐业大厦6楼 邮 编：810000
【1】联系人：谯 勇
联系电话：152*****911或后可见 办公室：****-*******或后可见
电子邮件：
【2】联系人：郭志远
联系电话：138*****343或后可见 办公室：****-*******或后可见
电子邮件：
九、账户信息：
开户银行：工商银行西宁城西支行
收 款 人：青海宝矿工程咨询有限公司
账 号：（人民币）: 20
财务联系人：徐经理（电话：****-*******或后可见）
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优化热经济性指标的目的和途径
优化热经济性指标的目的
目前，国内1000MW超超临界机组参数通常为25～27MPa/600/600℃，其中，湿冷机组汽机热耗在kJ/kWh之间，发电标准煤耗率272.7～271.3g/kWh，厂用电率按4.0%计算，供电煤耗为284～282.6g/kWh。
为了本工程设计符合高效、节能、环保的能源科技规划，供电煤耗等能耗指标达到同类工程先进水平，本工程需采取切实可行的措施，优化机组的热经济指标，最大限度地降低机组发电和供电煤耗，提高电厂运行的经济性。
优化热经济性指标的途径
从上述影响热经济指标的因素可以看出，提高锅炉效率、降低汽机热耗、减少电厂厂用电消耗，可提高全厂的效率，降低发电和供电煤耗，提高运行经济性。 4
优化热经济性指标的具体措施
主机配置和参数优化
选择合理的蒸汽初参数
提高蒸汽初参数包括提高主蒸汽压力和再热蒸汽温度。主蒸汽压力每提高1MPa可以降低热耗0.2%左右，再热蒸汽温度每提高10℃，机组的热效率可提高0.15%～0.2%。
目前国内三大汽轮机厂已投运的1000MW超超临界机组主汽门前额定压力为(25～27)MPa.a，其中，外高桥三期的主汽压力最高，为27MPa，其它电厂均为25或26.25MPa。主蒸汽和再热蒸汽温度均为600℃。
国内1200MW机组也已进行论证，认为28MPa/600/620℃是可行的，华能太仓电厂已与主机厂草签了订货合同。
基于百万机组的运行情况和1200MW机组的技术发展情况，本工程推荐主蒸汽压力为28MPa，主蒸汽温度为600℃，再热汽温为620℃。采用该参数后，与常规1000MW机组相比(26.25MPa/600/600℃)，汽机热耗可降低约42kJ/kW.h，发电标煤耗可降低约1.53g/kW.h，同时，初投资增加。
提高锅炉效率
对于1000MW超超临界机组，锅炉效率每提高1%，则全厂效率提高约0.46%，发电标准煤耗可降低约3g/kWh，因此，选择高效的锅炉设备是提高全厂效率、降低全厂标煤耗的有效途径。本工程锅炉由哈尔滨锅炉厂供货，已签订技术协议，经过锅
炉厂优化，锅炉保证效率由94.5%提高为94.6%，发电标准煤耗降低约0.28g/kWh
降低汽机背压
当蒸汽初参数不变时，汽机背压降低，循环效率将会提高。汽机背压每降低1kPa，热耗将降低30kJ/kW.h，发电标煤耗约降低约1.1g/kW.h。本工程临海而建，冷却系统设计系统条件较好，根据冷端优化结果，设计背压推荐采用4.8kPa，较常规4.9kPa降低0.1kPa，热耗可降低约3kJ/kW.h，发电标煤耗约降低约0.11g/kW.h。
采用9级回热抽汽和外置式蒸汽冷却器方案
目前，国内1000MW超超临界机组均采用四缸、四排汽机组，低压缸为2个。对于湿冷机组，汽轮机通常采用8级回热抽汽，其中1～3级抽汽用于加热3台高压加热器，4级抽汽用于加热除氧器，5～8级抽汽用于加热4台低压加热器。
增加回热抽汽级数可以提高级组的经济性，但系统复杂，投资费用略有增加。通过与主机厂交流和技术经济比较，本工程采用9级回热抽汽，且设置3#高加外置式蒸汽冷却器的方案，根据主机厂提供的热平衡资料，该方案比常规8级回热抽汽可以降低热耗30kJ/kW.h，降低发电标煤耗约1.1g/kW.h，具有较好的经济性。
减少再热系统压降
再热系统压降的大小对汽轮机热耗的影响较为明显，从汽机厂提供的修正曲线可看出，再热系统压降由10%降低为7%，热耗可降低0.2%，折合约14kJ/kW.h，降低发电标煤耗约0.5g/kW.h。
按照中国电力工程顾问集团公司Q/DG 2-J01-2010《火力发电厂主汽、再热系统设计技术导则》及《火力发电厂设计技术规程》(DL/)规定，对于超临界及以上机组，再热蒸汽系统总压降宜在汽轮机额定功率工况下高压缸排汽压力的7%～9%范围内确定。
本工程对四大管道的设计进行了充分的优化，通过合理选择管道规格和管内流速、采用弯管代替弯头等，将再热系统压降由8%降低为7%，热耗可降低约4.6kJ/kW.h，降低发电标煤耗约0.17g/kW.h。
降低抽汽系统压降
本工程通过合理选择管道规格和管内流速，优化管道布置，降低低压抽汽管道阻力，经测算，4-7段低压抽汽管道的压降由抽汽压力的5%将为4%；8-9段低压抽汽管道的压降由抽汽压力的5%将为2%；经汽机厂热平衡计算，共降低汽机热耗约2kJ/kW.h，可降低发电标煤耗约0.07g/kW.h。
辅机系统优化，采用高效辅机设备，减少厂用电消耗
烟气系统设备选型优化
本工程采用三合一引风机，不仅能提高系统可靠性，还可以减小烟气系统压力，减少引风机电耗。
电动泵为启动定速泵，且两台机组公用
目前，国内汽动给水泵和小汽机的运行可靠性较高，电动给水泵的投运率很少，因次，本工程电动给水泵只考虑启动功能，不考虑备用功能，且两台机组公用一台45%BMCR容量的电动给水泵，这样，既节约了投资，也降低了启动阶段厂用电的消耗，提高电厂运行的经济性。
凝结水泵采用2×100%配置方式，采用二拖一变频调速方式
与3×50%容量的泵相比，2×100%容量的凝结水泵效率高约1.5%，1台1000MW机组，正常运行时100%容量的凝结水泵耗功约为2300kW，如采用50%容量的泵，泵组耗功将增加35kW。因此，本工程推荐采用高效的2×100%容量的凝结水泵。
另外，每台机组的两台凝结水泵考虑设置一台变频装置，以降低低负荷时厂用电消耗，提高运行经济性。
主厂房内不设置开式水升压泵
本工程为湿冷机组，循环冷却水采用海水直流系统，辅机开式循环冷却水来自厂区循环水供水管，经过被冷却设备后，回至厂区循环水回水管。
本工程经过优化，闭式水换热器采用管式换热器，阻力与主机凝汽器相当，故不设开式水升压泵，既简化了系统，又节约了投资，也节约了正常运行厂用电的消耗。
取消主厂房内的凝结水补充水泵
常规300MW以上机组在主厂房区域设置凝结水补充水箱和补充水泵，化学除盐水车间来的除盐水先经过化学专业的除盐水补充水泵，输送至主厂房区域的凝结水补充水箱，该补充水箱为大气式，补充水箱的除盐水经过主厂房内的补充水泵向凝汽器补水。
本工程经过优化，取消主厂房区域的凝结水补充水箱和补充水泵，机组启动上水和正常补水直接由化学水处理车间的补充水泵提供。化学水处理车间设有3000m3的除盐水箱3台，正常运行除盐水补充水泵2台、启动除盐水补充水泵2台，以满足2台机组正常运行和启动初期补水的需要。
取消启动补水泵和正常运行补水泵后，既简化了系统，减少了投资，同时也减少了正常运行和启动阶段厂用电的消耗。
综合厂用电率
综上所述，本工程通过设计优化，打破常规设计思路，简化系统、选用高效辅机设备，降低了全厂厂用电的消耗，最终的厂用电率约为3.969%(含脱硫)，达到了国内先进水平。
本工程通过优化主机配置和参数、优化系统和辅助设备配置、选用高效辅机设备等设计优化，并在主机技术谈判期间，要求锅炉与汽机厂对主机设备进行了优化。通过再热系统和抽汽系统压降优化，汽机THA工况的热耗由保证热耗7212.2降为7205.6kJ/kW.h。优化后发电标煤耗降低为262.87g/kW.h，厂用电率降低为3.99%(含脱硫) ，供电标煤耗降低为273.8g/kW.h，与常规同类型机组相比，热经济性明显改善。
优化后的主要热经济指标汇总如下(THA工况)：
包含各类专业文献、生活休闲娱乐、外语学习资料、文学作品欣赏、应用写作文书、幼儿教育、小学教育、93F1449C-J01- 40机组热经济指标优化等内容。　
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应该叫做蒸汽锅炉。发出蒸汽温度不高要怎么办我们来分析一下是什么问题是蒸汽动力装置的重要组成部分。电站锅炉、汽轮机和发电机是火力发电站的主机，因此电站锅炉是生产电能的重要设备。工业锅炉是在各种工业企业中提供生产和供暖所需的蒸汽的必不可少的设备。工业锅炉数量甚多，需要消耗大量燃料。利用生产过程中高温废气作为热源的余热锅炉对节能有重要作用。船用锅炉装在各种船舶上，所产生的蒸汽用于驱动蒸汽动力机械。机车锅炉作为蒸汽机车的主要设备尚有一定的应用。锅炉承受高温高压，安全问题十分重要。即使是小型锅炉，一旦发生爆炸，后果也十分严重。因此，对锅炉的材料选用、设计计算、制造和检验等都制订有严格的法规。蒸汽温度不高是因为压力不高.1mpa的时候，最多能达到微正压状态.08Mpa）。蒸汽发生器内部，是负压状态（其实就是比大气压力小，一般大于0，将压力稍稍上调.1Mpa，应该有压力调节的，也就是小于0你用的可是那种30L以内的蒸汽发生器，温度就超过100摄氏度了。当压力超过0。题外话？貌似国内只有方快出了那么一款。不知道上面标度是什么但当大于大气压力才会超过100度，如果超过大气压力导热油的温度太低了把，或者蒸发器的盘管结焦了，要清洗了，一般都是这两种情况的物理特性：到达100℃就会蒸发，蒸汽是不可能带更高的温度的。当蒸汽收到压力的时候蒸汽虽然测量到的温度是高一些，但只要一到达正常大气压之下，温度马上下降到100℃。不用幻想蒸汽机的压力会升高，唯一的方法就是让蒸汽负压。蒸汽压每增加1公斤左右，蒸汽温度就上升10℃左右，所以如此类推，需要多少温度，您就需要增加多大的压力。希望对你有用。
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