平羅 2×660MW 新建火電工程涉網試驗項目進行國內公開招標。

一、 項目簡介

1 .工程概況

1.1 廠址位置與地形地貌

工程廠址位于寧夏回族自治區石嘴山市平羅縣紅崖子鄉境內，東距寧蒙邊界約 5km，西距平羅縣城約 35km，南距銀川市約 80km，北距烏海市約 50km，距黃河 7km，鄰近寧夏精細化工基地。地表為荒坡草地，地勢較開闊，地勢起伏較大， 由西北向東南傾斜，自然標高 1182m～1206m（1956 年黃海高程系統），高差約 24m，自然坡度約 2.5％，可利用場地東西寬約 1.0km，南北長約 1.1km～1.4km。廠址處無拆遷，地表無文物，無壓覆礦產，附近無民航及軍用機場設施。

1.2 工程氣象

平羅地區深居內陸，屬于典型大陸性溫帶干旱季風氣候區，氣候特征是冬寒冷長，夏熱短，春遲秋早。春季升溫快，晝夜溫差大，風大沙多，蒸發強烈，空氣干燥，早春忽冷忽熱，伴隨春霜。夏季盛行東南風，日照長，天氣炎熱，太陽

輻射強烈，降雨頻繁且多以雷雨形式出現，時有冰雹。秋季氣溫下降快，降水減少，天氣晴朗，秋高氣爽，個別年份會因冷熱氣團相持秋雨稍多。冬季降雪稀少， 天氣嚴寒，氣溫低，蒸發小，日照短。

廠址氣象資料采用陶樂鎮氣象站數據資料。根據陶樂氣象站近 30 年觀測資料，廠址平均氣壓 891.9 hPa，平均氣溫 8.6℃，極端最高氣溫 39.0℃，極端最低氣溫-30.3℃，年平均降水量 166.9 mm，最大風速統 19.3 m/s，最大凍土深度

99 cm，最大積雪深度 7 cm。

1.3 工程水文

廠址地下水類型為潛水，地下水埋深大于 25.0m。廠址距離黃河較遠（約 7 公里）且地面標高高出黃河百年一遇水位 40m，不會受到黃河洪水的影響。廠址的東南方向有沖溝正對，經計算沖溝百年一遇洪水洪峰流量為 6.1 m3/s，采取截洪導流措施。

1.4 工程地質

廠址為Ⅱ類建筑場地，地震動峰值加速度為 0.21g，相應的地區地震基本烈度為 8 度，特征周期為 0.45s。

廠址上部地層主要為第四系全新統風積、沖洪積形成的黃土狀粉土和粉細砂，下覆第三系泥巖、礫巖，黃土狀粉土和粉細砂多分布在坡地中下部，沖溝中常見基巖露頭。

1.5 交通運輸

平羅縣交通極為便利，京藏高速、石中高速、109 國道、110 國道及 203 省道、301 省道貫通縣境，道路四通八達，運輸便捷?？傞L 215km 的 11 條縣級公路縱橫交錯，形成了縣鄉、村三級暢通的道路。廠區距 203 省道約 5km，緊鄰紅陶公路，西靠精細大道規劃延伸線，南臨規劃的基地迎賓大道。

2. 各專業及系統簡介

2.1 廠區、主廠房布置

廠區縱軸線平行于紅陶公路規劃。汽機房朝西，固定端朝北。廠區采用三列式布置格局，自西向東依次布置 750kV 配電裝置-主廠房及脫硫-條形儲煤場。擴建端上煤。

綜合考慮廠區現有條件、廠界、通道、管廊以及地形條件等。

a、主廠房區：主廠房（對應于主廠房方案一）采用單排架、前煤倉方案，

汽機房長度為 153.40m。汽機房跨度 30m，A 排到煙囪中心線 229.19m。渣倉分別布置在鍋爐房的兩側。將空壓機布置在引風機零米，機組排水槽布置于兩爐之間。

b、脫硫設施區：煙氣脫硫采用石灰石－石膏濕法技術，脫硫吸收塔等脫硫主體設施布置于煙囪兩側，脫硫綜合樓布置在煤場與煙囪之間。

c、電氣建構筑物區：750kV 配電裝置采用戶外中型敞開式布置，出線兩回。主變、廠變就近布置在 A 排外，主變壓器至配電裝置架空進線。

d、水工設施區：本期間冷塔采用兩機一塔方案，間冷塔布置在主廠房的北側。復合型蒸發式冷卻塔和噴淋水泵房位于冷卻塔西側偏南位置。污、廢水處理站、避沙峰水池提升泵房及雨水泵房布置在冷卻塔西側偏北位置；綜合水泵房房、工業及消防水池與化學除鹽水箱一起規劃布置在化水區域。

e、輸煤設施區域：廠內設一座條形封閉煤場，儲煤天數 15 天。汽車卸煤溝布置在煤場東側，汽車衡及采樣裝置布置與廠區東北角，汽車卸煤溝北側。燃煤通過汽車卸煤溝卸煤后，再經輸煤棧橋、轉運站、碎煤機室、進入煤倉間。

f、化水區：鍋爐補給水車間布置在廠區固定端升壓站北側位置，液氨及儲氫站布置在煤場西北側。

g、灰庫布置在煙囪東南位置。

h、廠前建筑區：廠前建筑布置在廠區西北角，方便進廠。

i、其他輔助附屬設施：啟動鍋爐房布置于煤場北側。本工程鍋爐采用等離子點火，取消燃油庫區。材料庫，檢修間在廠前布置。

j、出入口設置

電廠廠區共有三個出入口，一個為廠前區主入口，位于廠區西側；另一個出入口為運輸燃煤等貨物，位于廠區東北角。其次為運灰出入口，位于廠區東南角， 貨物與人流分開，有利于運輸組織及環境維護。

2.2 汽機專業

2.2.1 主機設備

（1） 汽輪機

制造廠：上海汽輪機廠機組性能規范如下：

（2） 汽輪發電機

主變壓器

按照《大中型火力發電廠設計規范》GB 50660-2011 中規定，主變壓器的容量按發

電機的最大連續容量扣除不能被高壓廠用起動/備用變壓器替代的高壓廠用工作變

壓器計算負荷后進行選擇。

主變壓器容量選定 750MVA/800KV。本工程主變壓器的型式采用三相一體結構式主變壓器。

2.2.2 主要輔機設備選型

2.2.2.1 給水泵汽輪機

汽動給水泵汽輪機為單缸、凝汽式、雙進汽自動切換、下排汽。汽輪機功率（額定/設計）：26750/31000kW

汽輪機調速范圍：2800～6000r/min

2.2.2.2 汽動給水泵

每臺機組設置 1 臺 100%容量的汽動給水泵，汽泵前置泵與主泵分開布置。

2.2.2.3 除 氧 器 采用內置式除氧器

主要技術參數如下：

額定出力為：2050t/h（暫定） 出水含氧量：小于 55μg/L

水箱有效容積：180m3

2.2.2.4 凝汽器

凝汽器為雙流程單背壓表面式、單殼體、橫向布置。

2.2.2.5 機械真空泵

每臺機組選用 2 臺水環式機械真空泵。正常運行 1 臺運行，1 臺備用。

2.2.2.6 凝結水泵

每臺機組設置 2×100%電動凝結水泵。

凝結水泵主要規范： 型式：立式筒袋泵 流量：1600m3/h

揚 程 ： 355mH2O 電機功率：2000kW

2.2.2.7 循環水泵

一臺機組的表凝式間接空冷系統配置三臺循環水泵，循環水泵采用臥式離心水泵，循環水泵房布置在冷卻塔附近。

每臺水泵的主要參數為：

一機三泵高速并聯運行時，單泵工況點：Q=5.7m3/s，H=23m，N=1700kW； 一機兩泵高速并聯運行時，單泵工況點：Q=6.4m3/s，H=15.5m, N=1700kW 一機兩泵低速并聯運行時，單泵工況點：Q=5.11m3/s，H=16.2m, N=1120kW

2.2.3 熱力系統及其輔助設備

本期工程熱力系統中除輔助蒸汽系統、鄰爐加熱系統為母管制外，其它系統均采用單元制系統。

2.2.3.1 主蒸汽、再熱蒸汽及旁路系統

主蒸汽系統：主蒸汽管道從過熱器出口集箱接出兩根，分別接入汽輪機左右側的兩個主汽門。

再熱蒸汽系統：再熱冷段管道由高壓缸排汽口以單管接出，在鍋爐前分為兩路進入鍋爐再熱器入口聯箱。再熱熱段管道，由鍋爐再熱器出口聯箱雙管接出， 合并成單管后直至汽輪機前分為兩路接入汽輪機左右側再熱聯合汽門。

汽機旁路蒸汽系統：采用 40%BMCR 高、低壓兩級串聯啟動旁路系統。

2.2.3.2 抽汽系統

汽輪機具有八級非調整抽汽。一、二、三級抽汽分別向三級 100%容量高壓加熱器供汽。冷段還作為輔助蒸汽系統、給水泵汽輪機的備用汽源。四級抽汽除供除氧器外，還向給水泵汽輪機供汽，并作為輔助蒸汽系統的正常汽源。五、六、七、八級抽汽分別向四臺低壓加熱器供汽。

為防止汽輪機超速和進水，除布置在凝汽器內的七、八級抽汽管道外，其余抽汽管道上均設有氣動止回閥和電動隔離閥。

2 號高壓加熱器抽汽管道上設計有鄰機冷段來的啟動加熱蒸汽，用于鍋爐啟

動階段不點火對鍋爐進行熱態（190℃以上）沖洗。

2.2.3.3 輔助蒸汽系統

本期工程輔助蒸汽系統為母管制的公用蒸汽系統，該系統每臺機設一根0.5～1.2MPa（a）的中壓輔汽聯箱。其中兩臺機組的輔汽聯箱通過母管連接，之間設隔離門，以便實現各機之間的輔汽互用。

本系統正常汽源來自汽機四級抽汽，備用汽源來自汽輪機高壓缸排汽（即二級抽汽），啟動汽源來自于電廠啟動鍋爐來汽。

輔助蒸汽系統供空氣預熱器吹灰用汽（機組啟動期間）、除氧器啟動加熱用汽、小汽機調試及機組啟動期間用汽、汽機軸封等用汽。輔汽聯箱容量滿足一臺機組滿負荷運行，另一臺機組啟動用汽的需要。

2.2.3.4 給水系統

本系統設置 1x100%汽動給水泵，排汽進入大機表凝式凝汽器，與主機采用同一個冷卻水系統。不設置電動啟動給水泵組。對于本工程，第一臺機組啟動采用啟動鍋爐來汽，汽量可滿足本工程第一臺機組啟動要求。

設置 3 號高加外置式蒸汽冷卻器。3 號高加外置式蒸汽冷卻器布置在 1 號高

壓加熱器后，給水系統采用大旁路系統，在 3 號高加入口設有電動三通閥，外置式蒸汽冷卻器出口設有電動閘閥，給水泵出口的電動閘閥設有不小于滿足啟動要求容量的啟動旁路，在旁路管道上裝有控制閥。

2.2.3.5 凝結水系統

凝結水系統設兩臺 100%容量的立式變頻調速凝結水泵（配置 1 臺變頻器， 一拖二）。

四臺低壓加熱器，一臺軸封冷卻器，一臺內置式除氧器，凝結水精處理采用中壓系統。分別設置 7、8 號低壓加熱器和 5、6 號低壓加熱器的旁路管道。凝結水主管路上不設除氧器水位調節閥，由凝結水泵變頻調節控制除氧器水位，設置100%容量除氧器水位調節閥旁路，作為啟動期間、低負荷及凝結水泵變頻器故障時調節手段。

軸封冷卻器出口凝結水管道上設有最小流量再循環系統至凝汽器。最小流量再循環取凝泵和軸封冷卻器要求的最小流量較大者。以冷卻機組啟動及低負荷時軸封漏汽和門桿漏汽，滿足凝結水泵低負荷運行的要求。

低溫省煤器采用凝結水作為冷卻介質，經過低溫省煤器的凝結水流量為全容

量凝結水總流量。即低溫省煤器在凝結水系統中采用串聯模式，從 8 號低加出口

的凝結水至低溫省煤器，被加熱后回到 7 號低加入口，該系統不需設置低溫省煤器凝結水升壓泵，另低溫省煤器因端差大故所需換熱面積小。

取消凝結水貯水箱，和化水除鹽水箱合并，同時凝結水輸送泵和凝結水補充泵也布置在化水車間。機組啟動時由凝結水輸送泵給系統充水，當機組正常運行時，通過凝結水補充泵向凝汽器補水。在凝汽器補水管道上設有水位控制閥，用以調節熱井水位。

2.2.3.6 主廠房輔機冷卻水系統

輔機冷卻水系統為所有需要冷卻水的輔機供水。冷卻水自供水輔機冷卻水供水管和主機循環水管來，經設備吸熱后排至供水輔機冷卻水回水管或者循環水回水管。輔機冷卻水采用復合蒸發冷卻系統。

本系統由兩臺輔機循環冷卻水泵、一臺 10m³輔機閉式循環冷卻水膨脹水箱及向各冷卻設備提供冷卻水的供水管道、關斷閥、控制閥等組成。

系統優化：當主機間冷凝汽器循環水的供水管溫度小于 38℃時，輔機冷卻水系統的冷卻水來自主機間冷凝汽器循環水的供水管，主機循環水通過輔機循環冷卻水泵至各用冷卻水用戶。輔機冷卻水回水排至主機間冷凝汽器循環水的排水管。此時機復合蒸發冷卻系統解列，可減少投運設備，降低了運行廠用電率。

2.2.3.7 凝汽器抽真空及有關管道系統

凝汽器頸部設有給水泵汽輪機排汽接口和低壓旁路接口。凝汽器接有真空破壞閥，在機組出現緊急事故危及機組安全時，以達到破壞真空的需要。

本期工程主機為單排汽，設置一臺單殼體的凝汽器設備。抽真空系統設置兩臺 100%容量的水環式機械真空泵。正常運行時，一臺運行，一臺備用。機組啟動時，兩臺真空泵同時投入運行，以加快抽真空過程。

2.3 鍋爐專業

2.3.1 主機設備

鍋爐為高效超超臨界參數變壓直流爐、單爐膛、一次再熱、平衡通風、四角切圓燃燒、緊身封閉布置、固態排渣、全鋼構架、全懸吊結構Π型鍋爐。

制造廠：哈爾濱鍋爐廠有限公司鍋爐容量和主要參數:

2.3.2 主要輔機設備選型

2.3.2.1 給煤機

每臺爐配六臺電子稱重式給煤機，每臺磨煤機配一臺，出力 7～70t/h，滿足磨煤機連續滿負荷運行的要求。

2.3.2.2 磨煤機

選用中速磨冷一次風機正壓直吹式制粉系統，采用 6 臺中速磨煤機，燃用設計煤種時，5 臺運行，1 臺備用。燃用校核煤種時，6 臺運行。要求鍋爐燃用設計煤種煤粉細度 R90=18.65%，校核煤種 1 煤粉細度 R90=19.32 %，校核煤種 2 煤粉細度 R90=19.26 %，采用動態分離器 n 值≥1.2。

2.3.2.3 一次風機

每臺爐配 1 臺 100%容量動葉可調軸流式一次風機；

2.3.2.4 送風機

每臺爐配 1 臺 100%容量動葉可調軸流式送風機；

2.3.2.5 引風機

引風機與脫硫增壓風機合并設置，設二臺 50%容量的動葉可調軸流風機，采用電動機驅動。

2.3.2.6 空氣預熱器

每臺鍋爐配備一臺采用三分倉式回轉式空氣預熱器?？諝忸A熱器主軸垂直布置，煙氣和空氣以逆流方式換熱。

2.3.2.7 布袋除塵器

型式：干式、臥式、布袋除塵器數量：每臺爐配一套除塵器；

2.3.2.8 風冷干式排渣機

每爐設一套風冷式鋼帶排渣機，包括渣斗、排渣裝置及關斷門、排渣機、碎渣機、斗式提升機、渣庫及附屬設備、渣庫卸料設備、渣庫倉頂設備等設施。

2.4.3 熱力系統及其輔助設備

本期工程熱力系統中除輔助蒸汽系統、鄰爐加熱系統為母管制外，其它系統均采用單元制系統。

2.4.3.1 鍋爐疏水、排污、放氣系統

本系統包括鍋爐啟動疏水系統，鍋爐本體放水管路、疏水控制閥排污管路、吹灰系統疏水管路。該系統設有一臺 75 m3 的擴容器、一臺 45 m3 的疏水箱和兩臺疏水泵。

在鍋爐啟動和低負荷運行時，汽水經分離器進行分離，蒸汽進入過熱器， 水進入儲水罐內由啟動系統管路回收、循環。本期工程采用不帶再循環泵的系統， 鍋爐啟動全部疏水經液位調節閥和疏水擴容器擴容擴容后送入凝汽器。啟動系統的設置可確保爐膛水冷壁安全所需的最小給水量。鍋爐再循環運行結束后，在25%BMCR 負荷左右切換到直流運行狀態。

鍋爐疏水擴容器還接收除氧器溢放水、有壓放水以及輔汽的不合格疏水等。鍋爐疏水擴容器的排水至疏水箱，水質合格時，經泵回收至凝汽器，水質不合格時，排至機組排水槽。

2.4.3.2 燃燒制粉系統及其輔助設備

本工程采用中速磨煤機冷一次風機正壓直吹式系統。

本工程采用雙層等離子點火裝置點火及穩燃，取消燃油油系統。等離子點火設施隨鍋爐廠供貨。

每臺鍋爐配 6 臺中速磨，BMCR 工況下燃用設計煤種時，5 臺磨煤機運行， 1 臺備用。每臺磨煤機引出四根煤粉管道，至鍋爐前或后墻連接到鍋爐燃燒器上， 根據鍋爐負荷的變化可以停用任何一臺磨煤機和對應的燃燒器。

磨煤機密封系統采用每臺鍋爐配2 臺離心式增壓密封風機，其中1 臺運行， 1 臺備用。密封風機取風來自一次風機出口。

每臺鍋爐配 6 臺電子稱重式給煤機，與磨煤機相對應。

制粉系統的防爆標準采用美國標準 NFPA，從給煤機到磨煤機出口的所有要求承受內壓的部件均按承受 0.35MPa（g）的內部爆炸壓力設計。

2.4 電氣專業

2.4.1 本期工程 2 臺 660MW 機組以發電機變壓器組單元接線方式接入 750kV 母線，主變壓器容量為 750MVA。本期機組暫按兩回 750kV 線路送出，750kV 配電裝置采用一倍半接線，母線裝設高壓電抗器。750kV 配電裝置采用戶外中型敞開式布置。發電機出口不裝設斷路器（GCB），發電機引出線采用全連式離相封閉母線。

2.4.2 本期 2 臺 660MW 機組設 1 臺起動/備用變壓器，起動/備用電源按照從220kV 永樂變 110kV 間隔引接設計。

2.4.3 本工程主變壓器采用強油循環風冷低損耗無載調壓雙卷變壓器， 750MVA、800kV 三相一體主變壓器。廠用高壓變壓器采用三相自然油循環風冷低損耗，容量為 57/33-33MVA。本工程不設單獨的脫硫 6kV 段，脫硫系統的 6kV 電動機和脫硫低壓干式變直接由各機組 6kV 工作段引接電源。本工程輸煤系統設置2 段 6kV 輸煤段，分別由廠用高壓工作變壓器低壓側 6kV 母線供電。6kV 輸煤段負責向輸煤系統的高壓電機供電。

2.5 熱控專業

2.5.1 熱工控制系統及布置

2.5.1.1 本工程采用爐、機、電、網及輔助車間和電氣系統采用集中控制方式，集中控制室兩機合用。除設置輸煤、脫硫控制室（考慮脫硫特許經營）外， 不再單獨設 NCS 及輔助車間控制室。為調試方便，設置精處理、除灰等監視點。

2.5.1.2. 單元機組的控制系統采用分散控制系統 DCS，順序控制控制水平按機組級設計，模擬量控制全程或程序投入并實現機組自啟停（APS）。DCS 分散控制系統功能包括、DAS、MCS、SCS、FSSS。汽機旁路控制、吹灰系統、脫硝 SCR 區控制、循環水泵房設備、除渣系統納入機組 DCS 監視與控制?？諌簷C站設備和廠用電的公用部分納入 DCS 公用部分控制。在循環水泵區域設置 DCS 一體化遠程I/O，在溫度測點相對集中的區域（如：鍋爐爐頂過熱器、再熱器壁溫；發電機定子鐵芯與線圈溫度等） 設置智能前端遠程 I/O 設備。鍋爐保護系統滿足GB/T20438、GB/T21109 標準；

2.5.1.3. 全廠設備采用現場總線。設置總線設備管理系統，實現對現場總

線設備進行管理和故障診斷的功能。

機組主系統采用現場總線的范圍：除部分重要調節系統和主保護系統外， 都采用現場總線。

輔助車間采用現場總線的范圍：所有輔助系統。

2.5.1.4. 汽機監視系統（TSI）、給水泵汽機監視系統（MTSI）采用進口產品，隨主輔機成套提供；

2.5.1.5. 汽機緊急跳閘系統（ETS）隨汽輪機供貨商成套設計和供貨，滿足GB/T20438、GB/T21109 標準，采用與 DCS 相同的硬件，方便與 DCS 系統實現一體化監控；

2.5.1.6. 汽機電液控制系統（DEH）隨汽輪機供貨商成套設計和供貨，采用DCS 相同硬件，設專門的冗余控制器，與 DCS 系統實現一體化監控；

2.5.1.7. 汽機振動檢測和故障分析系統（TDM）兩機合設一套、鍋爐爐管泄漏監測系統每臺爐一套，通過數據通訊的方式與機組 DCS 系統連接，并接入 SIS 系統，便于運行人員監視；

2.5.1.8. 每臺單元機組設 2～3 名運行人員，在少量就地人員的巡回檢查和配合下，實現以 LCD/鍵盤和大屏幕液晶為中心的集中監視和控制；在運行人員少量干預下自動完成機組啟動、停止、正常運行的監控和異常工況處理；

2.5.1.9. 集中控制室內，設置獨立于 DCS 的后備硬手操，用于 DCS 發生全局性或重大故障時確保機組緊急安全停機；

2.5.1.10. 設置全廠閉路電視系統，對監視區域實時攝像，并連成網絡，在控制室進行監視。單元機組按 210 點（不含輸煤）設計，并將視頻監視系統與電廠管理信息系統（MIS）聯網。

2.5.1.11. 設置門禁管理系統，其應用范圍主要包括電子設備間、配電間、工程師室，無人值班的輔助車間，重要辦公室、機房、試驗室和出入口等，系統點數按 100 點設計，實現各出入口的自動管理。

2.5.1.12. 設置仿真機系統。

2.5.2 全廠監控信息系統

本工程設置廠級監控信息系統SIS 和管理信息系統MIS。SIS 應按統一規劃、分步實施的原則設計；MIS 系統應符合大唐集團公司信息系統總體規劃的要求。本工程 MIS 系統包括基建 MIS 和生產 MIS 兩部分， MIS 系統網絡布線應統一規

劃、敷設，根據永臨結合的原則兼顧電廠建設期對信息傳輸的需要；基建 MIS 采用中國大唐集團統一部署采用的系統新建。

2.5.3 輔助車間控制系統

2.5.3.1. 輔助車間采用同主機一致的 DCS 系統，建立工程輔助控制系統網絡，實現對鍋爐補給水處理、凝結水精處理、汽水取樣、化學加藥、工業廢水處理、綜合水泵房、供氫站、除灰等系統的控制，操作員站設在集中控制室內配置監控站，控制系統可進行集中控制室/就地控制室控制方式的選擇，各輔助系統原則上按就地無人值班考慮；

2.5.3.2. 脫硫系統通過遠程控制站的方式納入機組 DCS，在脫硫綜合樓設置就地操作員站/工程師站等設備，可根據需要實現集控室集中監控和就地獨立運行兩種運行方式。脫硝系統反應區的控制納入機組 DCS。

2.5.4 熱工自動化試驗室

本工程配備熱工實驗室（不承擔檢修任務）。

二、招標范圍、計劃工期

2.1 招標范圍：見合同附件：試驗范圍及工作內容。

2.2 計劃工期：2020 年 08 月 01 日-2020 年 12 月 31 日，以兩臺機組通過 168小時滿負荷試運，并完成達標投產驗收為準。

三、資質、資信、業績及其他要求

投標人應具有圓滿履行合同的能力，并同時滿足以下資質要求：

（1） 投標人必須具有中華人民共和國獨立法人資格，具有獨立承擔民事責任能力，有固定的工作場所和長期穩定經驗豐富的服務團隊；

（2） 投標人須具備中國電力建設企業協會頒發的電源工程類甲級及以上調試資質；

（3） 投標人須具備中國電力建設企業協會頒發的電網工程類甲級及以上調試資質；

（4） 投標人須具備國家能源局頒發的承裝（修、試）電力設施許可證一級資質；

（5） 投標人近五年至少有 3 例 600MW 等級火電機組涉網試驗項目成功案例并提供相關證明材料；

（6） 投標人經營狀況良好，沒有處于被責令停業、財產被接管、凍結、破