采购项目名称 四川省绵阳市三台县四川省水电投资经营集团永安电力股份有“三台县文峰电厂增效扩容工程设备采购”
采购项目编号 达华政采招[2013]1号
采购方式 公开招标
行政区划 四川省绵阳市三台县
公告类型 征求意见公告
公告发布时间到公告截至时间 2013-11-13 12:30 到 2013-11-18 09:30
采 购 人 四川省绵阳市三台县四川省水电投资经营集团永安电力股份有
采购代理机构名称 达华工程管理（集团）有限公司
项目包个数 1
各包采购内容 附件
各包供应商资格条件 1、在中华人民共和国境内注册具有独立法人资格的合法企业；2、具有良好的商业信誉和健全的财务会计制度；3、具有依法缴纳税收和社会保障资金的良好记录；4、参加政府采购活动前三年内，没有骗取中标行为，无不正当理由放弃中标（成交）行为，未进行过恶意投诉，在经营活动中没有违法、违规记录；5、具有设计、制造单机容量＞15MW、转轮直径≧5m的轴流转浆式机组的能力；6、投标企业或其母公司、控股公司具有水力模型试验台，且具有CFD计算分析能力；7、具备招标文件中关于资格、资质的其他要求；8、法律、行政法规规定的其他条件；9、本项目不接受联合体投标。
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各包技术参数指标 详见附件。
采购人地址和联系方式 采购人：四川省水电投资经营集团永安电力股份有限公司地 址：三台县境内联 系 人：陈先生联系电话：****-*******查看详情
采购代理机构地址和联系方式 采购代理机构：达华工程管理（集团）有限公司地 址：北京市海淀区学院路志新路8号邮 编：621000联 系 人：陈女士（项目咨询）、魏先生（标书发售、收退保证金）电 话：151*****900
采购项目联系人姓名和电话 。。。
其它内容
备注：
采购项目名称：三台县文峰电厂增效扩容工程设备采购采购项目编号：达华政采招[2013]1号招标文件达华工程管理（集团）有限公司印制2013年11月 第一章投标邀请达华工程管理（集团）有限公司受四川省水电投资经营集团永安电力股份有限公司委托，拟对“三台县文峰电厂增效扩容工程设备采购”项目进行国内公告招标，兹邀请符合本次招标要求的供应商参加投标。一、采购项目编号：达华政采招[2013]1号二、采购项目名称：三台县文峰电厂增效扩容工程设备采购三、采购资金来源：财政资金 自筹资金四、采购项目简介：水轮发电机组及其附属设备五、供应商参加本次政府采购活动应具备下列条件：1、在中华人民共和国境内注册具有独立法人资格的合法企业；2、具有良好的商业信誉和健全的财务会计制度；3、具有依法缴纳税收和社会保障资金的良好记录；4、参加政府采购活动前三年内，没有骗取中标行为，无不正当理由放弃中标（成交）行为，未进行过恶意投诉，在经营活动中没有违法、违规记录；5、具有设计、制造单机容量＞15MW、转轮直径≧5m的轴流转浆式机组的能力；6、投标企业或其母公司、控股公司具有水力模型试验台，且具有CFD计算分析能力；7、具备招标文件中关于资格、资质的其他要求；8、法律、行政法规规定的其他条件；9、本项目不接受联合体投标。六、联系方式：采购人：四川省水电投资经营集团永安电力股份有限公司地址：三台县境内联 系 人：陈先生联系电话：****-*******查看详情采购代理机构：达华工程管理（集团）有限公司地址：北京市海淀区学院路志新路8号邮编：621000联 系 人：陈女士（项目咨询）、魏先生（标书发售、收退保证金）电话：151*****9002013年11月第二章招标项目技术、商务及其他要求第一部分水轮发电机组及其附属设备 第1项一般规定与规范1.1承包范围三台套水轮发电机组的设计、制造、试验、包装、运输、交货，现场条件勘测（对现场机坑和流道及未改造部分等进行勘测）以及安装、试验、试运行的指导工作；提供采购方工程设计、监造、见证、验收、培训及协调等所需的工作。承包范围包括三台文峰电厂增效扩容改造工程3台机组的水轮机改造（包括水轮机转轮整体更换、水轮机活动导叶及操作机构更换、受油器更换）；发电机及其附属设备改造（包括发电机定子扩容改造：整体改造定子，定子绕组及铁芯采用F级绝缘；发电机转子扩容改造：改造磁轭、磁极，磁极线圈采用F级绝缘；发电机空冷器更新改造）；励磁系统改造；调速系统改造（更换调速器）；改造范围内的机组自动化元件更换；卖方认为改造水轮发电机组的同时需要配套改造的设备（需要时）；专用工器具，备品备件；其它必要的配套改造设备的设计、制造；试验、包装、装卸、运输（含配套改造设备从三台文峰电厂至卖方的运输及返回三台文峰电厂的运输）、保险和交货等所要求的工作；它还包括卖方对现场的测量；指导安装、现场试验、试运行、验收，以及对采购方人员的培训服务、设计联络和产品中间组装监督、验收等内容。卖方还应对机组未改造原设备进行全面检查、复核，并提供复核成果，对复核成果负责。1.1.1水轮机及其附属设备三台立轴轴流转桨式水轮机改造以及全部附属设备和专用工具、备品备件。供货范围和工作内容分述如下：1.1.1.1三台立轴轴流转桨式水轮机。自上向下看为顺时针旋转。与发电机直接连接。水轮机改造至少应包括下列项目：（1）水轮机转轮更换。（2）水轮机活动导叶及操作机构更换。（3）受油器更换。（4）调速器更换。（5）水轮机监视和测量系统仪表、变送器、自动化元件、端子箱和盘柜以及所有控制装置。（6）油、气、水附属系统中阀门、泵、滤水器、监视仪表、管道、导管、电线电缆（供至端子箱）、电气元件等。（详见自动化元件配置表）（7）导叶分段关闭装置。（8）对机组未改造原设备进行全面检查、复核。1.1.1.2水轮机所需的备品备件。1.1.1.3水轮机所需的安装和维修专用工具、专用设备。1.1.1.4在上述6.1.1.1~6.1.1.3各项目中未列，但又是保证水轮机自动、安全、正常运行和维护、检修所必需的设备、元器件。1.1.1.5供货进度表、设备制造、 安装和电站设计使用的图纸资料，水轮机过渡过程和振动计算分析报告，技术数据以及安装、运行、维修说明书等。1.1.1.6提供水轮机模型试验报告。1.1.1.7对分包产品的质量和交货进度负责。1.1.1.8对所提供产品、设备的安装提供现场技术指导服务，对现场试验提供必要的技术指导，对设备的运行操作人员提供技术培训服务。1.1.1.9对采购方派出赴卖方去的设计联络人员、目睹车间试验和产品中间组装监督人员、以及受训人员提供食宿和交通服务。1.1.2发电机及其附属设备三台立轴半伞式三相空冷同步发电机改造以及全部附属设备和专用工具、备品备件。供货范围和工作内容分述如下：1.1.2.1三台立轴半伞式三相空冷同步发电机。俯视顺时针旋转，50Hz。发电机改造至少应包括下列项目：（1）发电机定子扩容改造：更换定子，定子绕组及铁芯绝缘等级为F级绝缘。（2）发电机转子扩容改造：更换磁轭、磁极，磁极线圈绝缘等级为F级绝缘。（3）发电机空冷器更换。（4）监测系统所有的测温元件、油位信号器（带模拟量、开关量输出）等自动化元件。（详见自动化元件配置表）（5）水灭火系统。（6）励磁系统改造（改造励磁调节柜、励磁功率柜）。（7）对机组未改造原设备进行全面检查、复核。1.1.2.2发电机所需的备品备件。1.1.2.3发电机所需的维护、安装的专用工具、专用设备。1.1.2.4在上述1.1.2.1~1.1.2.3各项目中未列，但又是保证发电机自动、安全、正常运行和维护、检修所必需的设备、元器件。1.1.2.5提供供货进度表、定转子现场安装进度表、设备制造、安装和电站设计使用的图纸资料，技术分析报告，计算书以及安装、运行、维修说明书及对发电机基础受力复核报告等。1.1.2.6对分包产品的质量和交货进度负责。1.1.2.7对所提供产品设备的安装提供现场技术服务，对现场试验提供必要的仪器、仪表和技术指导；对设备的运行操作人员提供技术培训服务。1.1.2.8对采购方派出赴卖方的设计联络人员、目睹车间试验和产品中间组装监督人员、以及受训人员提供食宿和交通服务。1.1.3协调及设计联络1.1.3.1范围本节规定卖方与采购方之间的工作协调、设计联络、产品中间组装监督。1.1.3.2卖方对设计的责任卖方应完成承担项目设备的设计和协调与之有关设备的设计，并应承担全部责任。设备在规定运行的工况下，应达到最好的性能。做好与采购方的设计联络。应根据工程师的要求，提供全部有关设备的资料以及用于设计中的标准。1.1.3.3协调（1）卖方应与其它有关设备的卖方交换图纸和任何其它必需的资料，以及给安装承包商提供图纸、模板、尺寸和其它必要资料，以保证正确完成所有有关部件的设备、制造、安装与试运行。（2）除非在招标文件中另有规定，为了使卖方所提供的设备适应其他承包商所提供的设备，应允许较小修改，并不得要求额外的报酬。所有承包商之间的有关上述调整，对采购方均不增加附加费用。卖方与其它承包商之间所交换的资料复印件、应分别提供给采购方5份（其中设计院2份）。1.1.3.4采购方和卖方之间的设计联络会议水轮发电机组设计联络会议，每次10人，时间为期一周。往返交通费用、食宿费包括在合同总价中。（1）第一次水轮发电机组设计联络会议将于收到机组总布置图、设备外形图和基础图之后10天在卖方厂内举行，会议将讨论设备的总体布置，审查水轮机设计、发电机设计、试验和安装程序及其他有关项目。 （2）第二次水轮发电机组设计联络会议将于确定机组制造开工后（时间另定），在卖方厂内举行，会议将确定水轮发电机组及辅助设备、管路及接线的细节，确定发电机及辅助设备、导管、布线和管路布置细节，最后确定交货日程表。设备的结构、设计和质量保证也将审查。（3）会议纪要：每次设计联络会议都要做好纪要，包括讨论的项目和得出的结论。这些纪要由卖方负责用中文书写，在双方首席代表确认并签字后，发给所有与会者，纪要将作为合同补充部份。1.1.3.5采购方代表到卖方工厂进行的车间目睹试验和产品中间组装监督、验收（1）在合同设备制造期间，采购方将派出授权代表到卖方工厂目睹车间试验和产品中间组装、监督、验收。（2）采购方授权代表在试验进行的任何时间和执行产品中间组装监督验收期间，应可以自由进入车间各地，卖方要给予方便而不收费，并提供各种有关资料。（3）对采购方代表提供食宿和往返交通等费用。1.2电站概况文峰电站位于三台县百顷镇境内，处于涪江干流中上游，上距三台县城13公里，下距三台、射洪两县交界处1.3公里，始建于1989年，为引水式径流电站，装机容量为3×10000kW，全厂共设3台轴流转桨式水轮发电机组。电站设计水头10m，最大水头12.1m，最小水头7m，单机额定引用流量110m3/s，设计多年平均发电量1.66亿千瓦时，多年平均利用小时5560小时。本电站于1990年12月21日一号机组并网发电；1991年10月20日二号机组并网发电；1991年12月23日三号机组并网发电。电站现有水轮机基本参数如下：转轮型号ZZ560a—LH—410适用水头6～16米电站设计水头10米设计流量110米3/秒效率85%额定出力9388千瓦转轮直径4.1米额定转速115.4转/分飞逸转速320转/分转轮叶片数4片导叶叶片数24片旋转方向自上向下看为顺时针允许吸出高度HS=－1米水轮机转轮装置高程352米（转轮中心高程）出厂日期：1990年生产厂家：重庆水轮机厂电站现有发电机基本参数如下：型号SF10—52/5500额定容量12500千伏安额定功率10000千瓦额定电压6300伏额定电流1146安额定功率因素0.8相数3额定周率50赫兹额定转速115.4转/分飞逸转速320转/分转动惯量1920吨?米2出厂日期：1989年生产厂家：重庆水轮机厂电站现有调速器基本参数如下：型号ST—100配套油压装置HYZ-2.5/4工作油压2.5MPa电站运行二十余年中，水机相关部分经历了如下技术改造：1、于1996年对三号机组，1999年对一号机组，2000年对二号机组的推力轴瓦进行了改造，将原巴氏合金瓦改为复塑瓦。2、于1997年对一号机组，1997年对二号机组， 1998年对三号机组的调速器进行了改造，将原ST-100型调速器改为步进电机调速器。更换后的调速器现也已运行十余年，且由于采用的是老式的PLC控制，信号传递精度差，机械机构问题多，经常出现无故溜负荷、开机不成功、二次开机、转速达不到额定值等现象。3、于2000年对原1、2号中压气机进行了改造，2001年对原3、4号中压气机进行了改造。2011年对四台中压气机再次进行了改造；2011年对原两台低压气机进行了改造。4、于2010年对水系统管路进行了改造，新增一路自流供水总管，从清水池取水，为机组提供反向和密封供水，并加装电动滤水器；将原技术供水主管道的机械滤水器改造为电动滤水器，改善了机组的供水。电站主要设备是上世纪八十年代设计、制造的产品，受当时技术条件的限制，电站设备整体落后，同时电站已运行二十年，设备磨损、老化、疲劳严重，运行、维护、调试、检修困难，故障率高，设备运行不可靠，机组非计划停运次数进一步增多，水能利用率进一步降低，严重影响了机组出力和电站发电效益，给电站的安全生产带来了极大的困难。根据现场踏勘、调查及相关水力学及结构复核，拟定方案为在机组额定转速、转轮直径、流道尺寸、机组埋件保持不变、厂房土建部分不变动的情况下，通过更换高效率水轮机转轮，更换发电机定子、转子磁轭、磁极，提高机组绝缘等级，更换发电机空冷器等部件使水轮发电机组增效扩容至3×11000kw，并对老化、运行不可靠的辅助机械设备进行更换。水轮机改造：更换水轮机转轮，更换导叶及操作机构、更换受油器、更换调速器等。电站增效扩容改造后厂房内装3台轴流转桨式水轮发电机组，单机容量为11000kW。有关电站布置见招标“图纸”。承包单位提供机组需满足原流道尺寸、机组埋件保持不变、厂房土建部分不变动，以满足电站改造要求。1.2.1 电站基本参数（1）上游水位前池正常水位365.500m；前池最高水位365.800m；前池最低水位364.500m；前池设计洪水位（p=3.3%）369.370m；前池校核洪水位（p=0.33%） 372.930m；（2）下游水位正常尾水位354.000m；最低尾水位353.000m；厂房设计洪水位（p=3.3%）368.640m；厂房校核洪水位（p=0.33%） 371.760m；（3）特征水头：最大水头 12.10m最小水头 7.0m加权平均水头 11.30m额定水头10.90m（4）流量河流多年平均流量359m3/s电站设计引用流量400m3/s（5）发电效益装机容量3×11000kW单机额定流量116.5m3/s多年平均发电量18783万kW?h装机年利用小时数 5692h（6）泥沙特性悬移质多年平均输沙量约1734万t推移质多年平均年输沙量约11.9万t过机含沙量平均0.43kg/m3，汛期0.75kg/m3；级配、粒径悬移颗粒级配表d(mm)0.0070.010.0250.050.10.250.5 1P(%)8.4111.1421.9139.4179.2295.7199.6100d50=0.061mm，dmax=1.32mm成份含量：白云母、黑云母、绢云母、绿泥石、碳酸盐占矿物总量的94%；白钛石、砛石占1%；长石、石英、锆石占5%。（7）电站气象资料多年平均气温 16.6℃多年极端最高气温 37.7℃多年极端最低气温 -6.8℃多年平均风速1.1m/s最大风速 21m/s多年平均相对湿度80%（8）地震基本烈度 Ⅵ 度（9）电站控制方式采用计算机监控系统，按“无人值班”(少人值守)设计。（10）电站设置有1套100/ 20t桥式起重机。1.3 交通运输及通讯1.3. 1 飞机场离电站最近的飞机场是绵阳机场。1.3.2铁路最近的火车站为绵阳火车货站。1.3.3公路文峰电厂位于三台县百顷镇境内，处于涪江干流中上游，上距三台县城13km，下距三台、射洪两县交界处1.3km，梓江口以上28km， 本工程对外交通便利，从三台县城经涪江左、右岸均可以通过乡镇等级公路至文峰电厂。1.3.4电站交通设备进厂交通为公路。1.3.5 厂区及坝区均有程控电话及数字移动通讯设施。1.4标准与工艺1.4.1招标文件中采用的技术标准名称和缩写代号：水轮机、发电机及有关辅助设备的设计、材料、制造、试验、检测和运行，除技术规范中规定的外，应符合中华人民共和国国家标准（GB）或符合国际电工技术委员会（IEC）所认可的标准的最新修订本。上述设备、材料和零部件的标准，国家标准或国际电工技术协会标准中没有给出的，应符合如下标准。机构名称缩写国际电工委员会IEC国际标准化组织ISO美国材料试验学会ASTM美国机械工程师协会ASME中华人民共和国国家标准GB电力行业标准DL水电行业标准SD机械行业标准JB石油行业标准SY冶金行业标准YB在上述标准中，优先采用中华人民共和国国家标准。在国内标准缺项或不完善时，可参考选用相应的国际标准或其它国家标准。选用的标准，应是在招标文件发出前已颁布的最新版本。1.4.2工艺（1）为确保设备质量，应采用有效的措施和质量管理。（2）设备所有部件包括螺栓均按GB或ISO公制标准精确制造。设计图纸亦要采用公制单位。（3）卖方应向采购方提供能保存至少从合同期满起10年以上足够的转轮叶片和导叶片样板。（4）焊接并需机械加工的部件，在焊接后，其表面需机械加工或表面处理，以达到最后的尺寸，需要消除内应力的部件应在部件已消除内应力后，方可进行机械加工。（5）机械抛光和精加工的类型须按部件的用途，采用最适合的方法并在提交的工厂图中表示出来，除另有规定或经允许以外，均按国家标准（GB），表面粗糙度应不超过表6.11.2-1所列值。（6）公差对所有部件应按其用途选择合适的机械制造公差，公差应按照GB及JB标准执行。1.5材 料6.5.1设备制造中所用材料必须是质量优良的，其种类、成份、物理性能应与已投产的质量优良的相应设备所用的材料类同，且符合本规定所确定的相应标准或规定。若卖方采用代用材料，其性能要能相当于或优于本招标文件所列材料，并得到工程师的批准。1.5.2材料标准灰铁铸件 GB976碳素钢铸件 GB979优质碳素结构钢技术条件 GB699普通碳素结构钢 GB700不锈耐酸钢技术条件 GB328低合金结构钢 GB1591碳素钢板（压力容器用） GB6654碳素钢板 GB912轧制钢板 GB708 GB709不锈钢无缝钢管 GB/T14976水煤气输送钢管 YB234输送流体用无缝钢管 GB8163电焊钢管 YB/T13793GB/T14291YB242铸造铜合金 GB1176水轮机、水轮发电机大轴锻件技术标准 JB1270以上材料标准必须是最新版的，应采用符合最新版国标或行业标准要求、无缺陷的优质材料。一些国内没有的重要部件的材料标准，应参考ASTM标准中相关材料规定要求。1.6材料试验1.6.1用于设备或部件上的所有材料均应经过试验，试验应遵守有关技术规范规定的方法。1.6.2所有主要部件用的材料应做冲击韧性试验。热轧钢板应同时做纵向和横向冲击试验。主要铸件和锻件的样品上应做弯曲试验。主机设备重要的螺栓、紧固件（如水轮发电机轴连接螺栓、转轮连接螺、顶盖紧固螺栓、定子机座及上机架紧固螺栓等）需提供专业检测报告（材质和探伤等）。卖方提供符合规定的证明，对主要部件所用板材可免做冲击试验，由此减少的价格在投标书中予以说明。试验完成后，应提出合格的材料试验报告，试验合格证应标记在所用材料的部件上。1.7工作应力1.7.1 概述（1）所有部件包括那些须经受交变应力或冲击荷载的部件的设计应有足够的安全系数。（2）在所有预期的运行工况下，包括飞逸转速工况下，水轮发电机组的所有部件应有足够的刚度和强度，以限制挠度在安全值以内和防止过大的振动。（3）倒角应采用适当的倒圆，且与邻近表面的连接是平滑和连续的，以减少应力集中。1.7.2除非另有规定外，对经受最大水头正常运行工况的水轮机、发电机的所有部件材料的单位应力不超过表6.7-1中的数值，单位应力定义为处在最大剪应力破坏理论包络内的主应力组合。（1）在短时过负荷或地震条件下，设备应能承受地震烈度为六度时作用在垂直方向和水平方向的地震加速度，在这种荷载下，设备应力不超过表6.7-1所列应力值的133%，转动部件的最大剪应力应不超过允许抗拉强度的1/2。（2）对除主轴以外的转动部件，在最大飞逸转速下的最大应力不超过材料最小屈服应力的2/3。（3）对主轴最大组合应力定义为Smax= ，其值应不超过材料最小屈服应力的1/4。S是系统载荷、静载荷引起的轴向应力与弯曲应力的总和，T是机组最大出力时的扭应力。在应力集中发生的地方，如上面所定义的最大组合应力Smax并考虑适应的应力集中系数不应超过材料最小屈服强度的2/5，剪应力不超过许用抗拉应力的1/2。材料的单位应力允许值表1.7-1材 料拉应力压应力铸 铁1/10U?T?S70MPa碳素铸钢和合金铸钢1/5 U?T?S或1/3Y?S（屈服强度）取低值1/5 U?T?S或1/3Y?S取低值碳钢锻件1/3Y?S1/3Y?S重要受力部件的碳素钢板1/4Y?S1/4U?T?S用于高应力部件的高强度钢板1/3Y?S1/3Y?S其他材料1/5 U?T?S或1/3Y?S1/5 U?T?S或1/3Y?S取低值注：U?T?S极限抗拉强度，Y?S屈服强度。（4）当导叶保护装置破坏时，在导水叶叶片、导水叶轴、导水叶拐臂和导水叶转动机构等的最大应力均不得超过所用材料屈服应力的2/3。（5）导水叶轴、轴颈、轴承载荷将不超过21MPa。（6）承受循环应力（疲劳）的部件，将采用索德柏图3倍的最小安全系数。（7）卖方应对水轮机各受力部件用有限元法对其进行详细应力分析和计算，并向采购方提交这些部件的应力计算结果和说明。1.7.3 预应力：需要预应力的部位，其螺栓、双头螺栓和连杆的预应力不大于材料屈服点的7/8，预先拉伸后的螺栓荷载为设计集中载荷的2倍，预应力的采用必须得到工程师的审查。1.7.4 偏差：用有限元法进行应力分析，表明有较大的局部应力而产生的应力的偏差，需经工程师审查后，方可接受。1.8焊接1.8.1 焊接工作有条件时应采用自动焊，尽量不使用电渣焊。对于需要消除内应力的机构加工件，应在消除内应力后再进行精加工在卖方焊接的主要零件，不允许采用局部消除内应力的方法。焊接件按缝坡口应设计合理，坡口表面应平整，无缺陷，油污及其他杂物。1.8.2 焊接压力容器部件的焊接方法、工艺及焊接工应符合国家标准中的有关规定，焊工必须通过考试取得合格证。1.9无损探伤1.9.1 概述除非另有说明，无损探伤试验将按照美国材料试验学会（ASTM）无损探伤标准的相应部分进行，焊缝X光探伤应按照国家标准（GB）或按照美国机械工程师学会（ASME）锅炉和压力容器规程第一章第Ⅷ节第UW-51段的技术和验收标准进行，焊缝的超声波探伤应满足国家标准（GB）或按照美国机械工程师学会（ASME）规程第Ⅷ节附件12所规定的技术要求，卖方图纸应说明应用的每个部件上焊接的无损探伤的类型、范围与级别。1.9.2 无损探伤检查运用在主要部件及紧固件上，如导叶、控制环、转轮体、发电机转子、定子机座和起吊装置等。在最后的表面加工和精加工之后应对全部表面作检查。在部件热处理消除应力后应作焊缝检查，主轴在粗加工和精加工以后，用超声波检查，并提供检测记录。1.9.3 焊接检查：所有焊接部件的焊缝应全部作无损探伤检查。焊缝检查用超声波法（UT）液体渗透法（PT）磁粉法（WT），并在有疑问的部位用X射线（RT）检查进行复验。工程师有权要求卖方作焊接的随机抽样检查。卖方对焊接作无损探伤的详细程序应提交工程师审查。1.9.4 铸件检查，水轮机转轮（转轮体及叶片）和导水叶（若系铸造）的铸件应按照“水力机械铸件的检查规程”第2版（CCH70-2）的要求进行无损探伤检验，其它铸件的无损探伤检验应由卖方提出，工程师认可的方法进行。1.9.5 锻件的检查：主轴联接螺栓，水轮机导叶轴（如果锻造的话）均应按ASTMA给出UT检查要求和其它适用的无损探伤方法进行检查，以确定它们的完好程度。其它锻件的无损探伤检查，卖方可选用采购方可接受的做法去保证它们的完好性。锻件结构应是均质的，且不含过多的非金属杂质。锻件中过大的杂质密度或合金元素在临界点的分离将导致锻件的报废。1.9.6 采购方有权选择增加对任何所用材料的试样试验，卖方不得拒绝，如试验将符合标准，费用由采购方支付，否则费用卖方支付。1.9.7 如果卖方推荐使用比上述更精确的试验方法或 验收规则，卖方可在他的投标书偏差表中提出建议采用的每个主要部件无损探伤方法的计划表。1.10钢铸件和锻件1.10.1 概述：铸钢件应无气孔、砂眼、夹渣和裂纹等缺陷，表面要清理干净，不进行机械加工和安装后可见的表面应修饰并涂漆。铸件组织均匀密实，不得含过多的非金属杂质。含杂质过多或合元素临界分离的铸件将被拒收。铸钢件的次要缺陷，允许修补。所有主要的铸钢件，如导水叶（若系铸造）、叶片等的试样，应按美国机械工程师学会（ASME）标准的方法弯曲试验。1.10.2 检查：在铸工车间，铸件清理后，首先用肉眼检查，同时消除缺陷，然后按本招标文件1.9.4条要求检查，次要缺陷的铸钢件应修复，修复后或处理后仍应作检查，对允许修补的次要缺陷，应按1.9的规定，在工程师的指导下用X光射线进行检查。工程师保留在卖方支付费用下，要求进行无损探伤以确定：（1）缺陷的范围（2）准备焊接的合适区域（3）令人满意的修补1.10.3 补焊铸钢件次要缺陷系指需补焊的坑深度不超过实际厚度的25%，但不大于25mm，补焊面积小于15cm2的缺陷，超过此界限则为主要缺陷，经工程师确认，若干次要缺陷累积在一起时，亦应认为是主要缺陷。有主要缺陷的铸钢件将被拒收，若产生的缺陷导致承受应力的断面厚度减少30%以上，或缺陷断面处的应力超过许用应力30%以上的铸钢件，亦将被拒收。对于不规则的小缺陷和不削弱铸钢件强度的小缺陷，可按照铸件行业的习惯做法进行修补，卖方应提供完整的铸件缺陷报告，报告应阐明所有缺陷位置与尺寸的图纸、补充草图、照片、金相试验报告，报告还应详细说明缺陷的类型、产生原因和为避免再出现相似缺陷的措施，对铸钢设计和工艺进行修改的建议，以及修补的详细程序，修复后无损探伤检查的方法等。经工程师认可后，方可进行修补，修补后，要求与图纸尺寸相符。热处理后的铸件和修补后的铸件一般应重新热处理。若卖方认为不需重新热处理时，须经工程师认可。1.10.4 尺寸铸件外形尺寸应符合图纸要求。铸件产生扭曲变形时，应予报废。1.11部件及焊缝表面加工1.11.1水轮机过流部件表面应保证有平滑的流线型，部件接头处表面要齐平。过水面上应无凹凸不平或不严整的情况，以免造成脱流和局部空蚀。1.11.2主要零部件，过流部件表面粗糙度必须按国家标准（GB）规定不得超过表1.11.2-1规定。1.11.3焊缝外观一般应处理平整圆滑，对于有疑问的地方需采用X射线探伤的焊缝，表面应铲平磨光。过水表面的焊缝应磨光成流线型。压力容器上的焊缝打磨处理时，应不削弱其结构强度。 表面粗糙度最大允许值表1.11.2-1部 份Ra（10-8m）滑动接触表面0.8固定接触表面要求紧配合的3.2不要求紧配合的6.3其他机械加工面12.5固定导水叶6.3-12.5导水叶导水叶表面3.2-6.3导水叶杆轴颈和密封面1.6导水叶接触面1.6导水叶上、下端部表面1.6-3.2转轮转轮外表面6.3转轮过水部分1.6-3.2主轴主轴不接触表面3.2轴承轴颈处0.8主轴水封轴套0.4法兰面1.6倒角1.6耐磨环间隙表面1.6护面板间隙表面1.6轴承和填料接触表面1.61.12防护、清扫及保护涂层1.12.1 概述（1）全部设备表面清理干净，除本文规定外，均应涂保护层。（2）除另有规定，镀锌金属和有色金属部件不需要涂层。不锈钢，奥氏体灰口铸铁和高镍铸件应视为有色金属。（3）涂保护层应在合适的气候条件和充分干燥的表面上进行，当环境温度在7℃以下或当金属表面的温度小于环境空气露点3℃以上，不允许进行涂层。1.12.2 涂层工艺，涂层的最小厚度，最小涂层数，各项表面准备应按照下列工艺过程进行。（1）所有暴露在大气中的铁类金属粗加工或精加工表面在运输之前应经溶清洗干净，涂上一层浓的防锈化合物。（2）油罐的全部内表面，喷砂清理到发亮，并用卖方的标准涂料涂保护层，卖方应提交证明书，证明所建议的涂料在采购方的运行条件下能满意地使用至少5年，该标准涂料须得到工程师的认可。（3）所有暴露在大气中的未加工表面，用喷砂清理到发亮，并刷两层抗锈漆（不得含铅），每层漆厚度不小于50×10-6m。而防锈涂料完全干燥后漆膜厚度不得少于75×10-6m，对受冷凝作用的表面应涂上合适的防结露油漆。（4）卖方的标准油漆可用于各种小的辅助设备，例如小功率电动机、接触器、表计、压力开关和类似的小型设备。（5）所有与混凝土接触的预埋件和非配合的金属表面应按要求进行机械清理，与混凝土接触的预埋件刷一层水泥沙浆，非配合的金属表面刷一层油漆保护层，以便运输和贮存，油漆保护层在安装时应易清除。（6）所有与水接触需更换部件的非配合金属表面用喷砂处理成发亮（流道内的焊缝应磨成平滑的）并涂两层环氧富锌涂料。（7）准备现场焊接的不防锈的钢板或铸件的焊接坡口，需喷砂清理接近发亮，并涂上两层防锈铝底漆。（8）操作柜和控制柜的非工作表面需清扫干净，并涂两层由卖方提供的标准防护涂层。（9）每块发电机表计盘的内、外表面，均应进行磷化处理或用其方法作处理，以真正达到防锈目的。然后涂一层底漆，一层填料，最后涂上两层灰漆。（10）发电机的以下各层涂上两道白漆，风洞内表面、定子机座外壳、空气冷却器、转子顶面和底面、定子端绕组盖板、下挡风板等。（11）风洞内外表面的最终涂漆，由设备安装承包商负责完成，发电机的卖方应提供足够数量的漆用于现场的涂漆。1.12.3 表面准备，在使用涂料之前，所有要上涂料的表面，要用合适的设备进行清扫，清扫时，对不需要上涂层的表面和已有涂层的表面予以保护免受污染和损坏，对已清扫过的表面，进行涂料之前，要除掉残留在表面上的任何砂粒和铁屑，有锈斑的表面，正在清扫的表面与已涂料的表面交接处受到污染的表面均要重新清扫，应按下列任一种方法对每个设备部件进行处理。（1）溶剂清洗先用干净抹布或浸湿溶剂的刷子将表面擦洗干净，除掉所有油漆、油脂和石腊，再用浸有溶剂的干净抹布或刷子，清洗剩下的油脂残余物薄膜。正常气候条件下，可用酒精溶液和其它允许的低毒剂，但闪点不小于38℃。或采用一般用途的清洗剂。在热天，应采用浓酒精溶液，但闪点不小于50℃。涂沥青油环氧树脂的表面用甲苯清洗 。（2）喷砂发亮处理：先用溶剂清洗去掉所有油漆、油脂和污垢，再对应上涂料的表面，用喷砂（坚硬的干砂或钢磨粒）清理，使金属表面发亮成均匀灰白色。用来喷砂的压缩空气不含油和冷凝水。1.12.4 涂料应用（1）卖方推荐的涂料，在应用时，应充分搅拌均匀。喷涂前被涂金属表面应清洗干净。（2）喷涂时，应选用涂层相符合的喷咀压力，连续喷涂时，每层涂层不得有淌滴、气孔和凹陷，在涂上层涂料时，底层涂料应干燥、硬化。（3）卖方应提供足够数量的用容器盛装的备用涂料，供现场修整、修复所有设备部件表面涂料之用，修整工作将由其他承包者完成。1.13设备颜色在合同签定后，由合同双方最后确定每个项目的用色。涂料项目包括：（1）水轮机。（2）发电机。（3）发电机及挡风板。（4）铭牌框。（5）盘柜。（6）刻度板。（7）油、气、水管路。（8）调速器。（9）励磁系统。1.14润滑油及润滑脂水轮发电机各轴承润滑油均采用L-TSA46汽轮机油，其性能应符合GB11120-89《汽轮机油》的规定。机组有关部件采用的润滑脂也应符合有关国家标准或石油部标准。1.15管路1.15.1 概述管子口径和尺寸应为公制、管路、阀门和管接头的位置应便于设备解体检查和移动部件，且检修时，对其它设备干扰最小。管路系统需拆卸的部位，应设置螺栓连接法兰或管接头。法兰和管接头可设在发电机坑、水轮机坑和主厂房的房间内，为便于现场安装，所有供给的管子均应清楚地做出标记，管子内部清洗干净两头封堵后装运。1.15.2 机组内油管采用无缝钢管，油管不得有任何螺纹管接头，油管阀门的配件材料采用黄铜或青铜。1.15.3 机组内压缩空气管道，其压力在0.8MPa以内者，采用镀锌钢管，大于0.8MPa的管道采用无缝钢管，管道连接方式为：镀锌钢管采用螺纹连接，无缝钢管采用钢法兰连接。1.15.4 机组内的水管：当口径不大于50mm，采用镀锌钢管，大于50mm采用无缝钢管。管道连接方式为：预埋水管采用焊接，镀锌钢管采用螺纹连接，无缝管采用法兰连接。1.15.5 管路仪表的管子应采用不锈钢管或铜管并有管路附件，装设压力表的管道应设放气阀。并提供安装仪表用的管接口、表用三通、温度计采用的铠装柔性管。1.15.6 凡属卖方供货范围内的管子连接、阀门、管夹、各种安装材料及夹紧装置用的双头螺栓、螺栓、螺母、垫圈、耐油材料、填料均由卖方供给。1.16备品备件1.16.1 所供应的所有备品备件必须能够互换，并必须与所供应的水轮机相应的部件具有相同的材料和相同的工艺标准。1.16.2 所有备品备件应装箱保藏，以防贮藏中损坏。所有箱子和包装应打上适当的记号以供识别。1.17吊装附件承包方应随设备供应安装设备所必需的基础埋设材料，如基础螺栓、基础板、锚固件、拉紧螺栓、钢架、固定杆和其它在浇混凝土时需拉紧、支撑和固定设备的基础材料。1.18铭牌1.18.1 每个主要设备和辅助设备上应装有永久铭牌，铭牌上的数据和符号应易读并长久保存，铭牌需带固定支座。符号、刻度、表计均应为公制单位，铭牌标记格式应提交给工程师审查。在铭牌底下至少有15mm高的清晰的空间。1.18.2 水轮发电机组的铭牌标志应符合GB755规定，水轮机和发电机共用一块铭牌。铭牌材料为铜质或不锈钢，铭牌上应标有卖方名称、地址、设备出厂日期、编号、型号、额定容量、转速、电气参数、水力参数及其它重要数据。1.19电厂供给的公用设施1.19.1 电站设有压缩空气系统。其额定工作压力为0.7Mpa和2.5MPa。1.19.2 发电机空气冷却器、推力轴承、导轴承油冷却器和水导轴承冷却水的进水温度不大于28℃。供水压力0.15~0.4Mpa，供水管径大小及方位以原电站已成埋管为准。1.19.3 厂用交流电源为三相四线制，50Hz，380/220V，电压波动范围为±7.5%；频率波动范围为±1%。供控制和保护用的直流电源为220V，电压变化范围为80～110%。1.20辅助电气设备、电线和端子1.20.1控制电缆芯线或控制导线应为铜芯，外护层应为屏蔽、阻燃型，额定电压不应低于500V，并适合于它所使用的环境，发电机通风道内的导线应有保护管。电气导线排列整齐。在端子箱或端子板的接线处应端接，端子采用凤凰端子，每组端子板上至少留有15%~20%的空端子，并设有保护罩。1.20.2电气布线，接头及导管1.20.2.1概述：控制线应为多芯的，单根导线的载面一般不得小于2.5mm2，动力线的导线截面均不应小于4.0mm2，导线的额定电压应为600V，温升90K。布线应穿在镀锌硬质钢管内，如果需要用软线，应采用铠装电缆，布线应与端子箱或端子盘的接线板上连接。如果导线用在高温或其他异常环境中，其绝缘应能适用地这种环境。1.20.2.2布线和接线板：设备内部的布线应排列整齐，支撑得当，所有的引线接头都应能够在箱内或盘内的端子板上连接。每一组端子应至少有20%的预留的端子，分别使用动力端子盒和控制端子盒来将控制回路和动力回路完全分开。端子板的额定电压为600V，额定电流30A，或者用更好的产品，端子板应加罩，标识片应标上布线的名称，所用的符号要与布线图上的相同，或者由工程师指定，任何一个端子板接线柱上的接线不得多于2根。1.20.2.3导管：应尽量做到所有的导管都用热镀锌配线金属导管，并应符合GB及国家电气规程的要求。软导管应符合GB带锁口的，防渗漏，有镀锌钢心的导管，并带接地线的和PVC护套。1.20.2.4端子箱：发电机、水轮机各设一个不锈钢端子箱，供应有电气回路导线的连接，并且能让其他承包商将布线延伸到更远的回路。端子箱应设有接线板。发电机端子箱布置在定子支架外壁合适的位置上，水轮机端子箱的安装和布置，应便于引出电缆埋管的敷设，具体待设计联络会审查后确定。1.21试验计划卖方应按工程进度提出工厂试验计划，由工程师核准后执行。试验计划包括试验项目、试验准备、试验程序、试验过程、判定标准和试验时间。1.22工厂装配与试验证明按规定应在承包方工厂车间进行组装的各种设备，除卖方规定的计划外，还应按采购方要求进行一些必要的试验。所有试验项目应尽量模拟正常使用条件。对所有拆卸的部件应做出适当的配合标记和设定位销。凡在工厂进行的各种设备的检验和试验，应向工程师提供工厂检验记录抄件，并经工程师审查认可后，设备才能发运。卖方应事先向工程师提交在工厂车间装配的设备和试验项目、工艺及检验大纲和时间安排。1.23包装与标志1.23.1设备包装运输应符合“产品包装运输管理条件”的规定。1.23.2对设备加工面应采取适用的防锈措施和用木材或其它软材料加以防护。对电气绝缘部件应采用防潮和防尘包装。对仪器仪表设备应密封包装，并有妥善的防震措施。对于刚度较小的焊件应加焊支撑以防变形。1.23.3包装箱外部标志及起吊位置应符合GB191-2000《包装储运指示标志》的规定。包装箱外壁应标明收发货单位名称和地址、合同号、产品净重、毛重、重心线及吊索位置，箱子外形尺寸，共几箱第几箱等。1.23.4包装箱中应有装箱单、明细表、产品出厂证明书、合格证、随机技术文件图纸。这些文件、清单、资料均应装在置于包装箱表面的专用铁盒内。1.24 采购方人员参加工厂试验和培训1.24.1 卖方应及时通知采购方派有关人员赴工厂参加主要设备项目的试验。时间和人数由双方商定。卖方应为参加工厂试验的人员提供有关文件和方便条件。1.24.2 采购方将根据电站运行检修的需要，在设备制造期间派遣有关人员到卖方学习和培训，卖方有义务承担和接受培训任务，并免收培训费。1.25 卖方的现场指导1.25.1 卖方应派出胜任的安装指导人员，对合同设备的安装、启动、试验、试运行提供技术指导。1.25.2 工程师将协调安装指导及对采购方培训人员技术服务的进度，并将提前30天通知卖方所需要的这些服务，卖方应与工程师协作以便尽可能地符合安装和试验进度，并在需要的时候，提供这些技术服务。1.25.3 卖方安装指导人员提出的建议和指导，应在保证安装质量的前提下，考虑和照顾施工现场的实际情况，并应协同安装承包商一起满足施工进度要求。1.25.4 卖方应提供有能力的职员，在工地培训采购方运行维护人员的正确开机、运行、停机和事故处理的能力。在此期间，采购方运行和维护人员应尽可能参加设备的安装和试验，并由卖方安装指导人员根据水轮发电机组设备特点进行指导。1.25.5 应提供各种安装指导和对采购方培训人员的服务，卖方应派员对所供设备的安装有经验的指导人员到现场进行技术指导与培训服务。1.25.6 安装和培训指导人员应接受采购方的审查和认可。至少在指导人员预定到达之前60天，卖方应提交其指导人员的资格文件供采购方审查。在任何时候，如果指导人员不能胜任，应更换成称职的指导人员。1.25.7 卖方要对设备制造的缺陷、装配图的任何错误或安装指导错误负责，并负责支付赔偿费给采购方。然而，对于违反安装说明书进行安装或违反安装指导人员的说明，以及卖方的安装指导人员在工作进行期间已及时通知工程师他不同意安装人员的操作，卖方将不承担该部分责任。1.26采购方提供的图纸1.26.1设备应符合采购方在第9章中所提供的图纸（招标图纸）的要求。1.26.2第9章所列图纸，除了标明为控制性高程及尺寸外，应视为只用来说明电站原设备总体布置的图纸。水轮机埋设部分的通流部件尺寸需由卖方进行现场实测，水轮机转轮及其配套改造的附属设备精加工尺寸应以现场实测数据为依据。1.26.3 第4项所列的招标图若与第1项、第2项、第3项招标文件不相符时，应以第1项、第2项、第3项招标文件为准。1.27 卖方提供的图纸和资料1.27.1 卖方应向工程师提交下列图纸和资料供审查，卖方的图纸资料应包括：（1）设备布置、制造、装配、安装图。（2）重要的设计计算书、说明书、产品样本。（3）各种试验数据、表格、曲线图和试验报告。（4）安装、运行和维护说明书，试验和起动程序指南等。（5）设计制造过程中所用到的主要标准和规程的复印件。（6）设备制造进度表、质量检查表等。（7）卖方将上述图纸、资料存入软盘后与图纸、资料一并交付采购方。1.27.2 工厂图纸资料的要求（1）卖方应检查和核实全部设备零部件和在工厂现场实测的尺寸，并应提交有关工厂图纸（含装配图）及各种工作所需要的进度表给工程师审查，审查期限不得耽误卖方或任何其它承包商、分包商的工作。工厂图纸的费用由卖方支付，并将要审查的图纸邮寄给工程师，邮资由卖方支付。（2）工厂图纸应规定所有加工或制造项目的实际细节，指出相邻工序的适当关系，以及详述机械和电气设备有关实际尺寸的设备细节，包括符合实际的设计或施工中允许微小的变化。工厂图纸应按比例绘制，并完整的标注尺寸，尺寸单位为公制。工厂图纸若未按比例绘制，采购方有权视为废图而拒绝接受。（3）工厂图纸图幅应是标准公制系列的倍数，除有特殊要求更大尺寸的图外，最好不要超过750×1100mm。（4）工程师负责对所有合同设备图纸的审查工作。所有提供给工程师审查的图纸应盖有“送审”图章并至少三份，图纸上应有清洁的空白处，便于标记和评定。（5）工程师审查工厂图纸后，送回卖方一份，并附有下述记号之一：①可继续进行，无需进行修改。②按修正的进行。③修正并重新提交。④拒绝。（6）当工厂图纸和/或其它提交文件上做了（2）、（3）或（4）记号被退回后，卖方应做修改和/或更正，并按第1.27.2条规定重新提交图纸或其它文件。（7）当工厂图纸被认可可继续进行工作送回卖方时，卖方应按工艺分类提供所要求数量图纸的晒图，按第1.27.2之（14）条款规定提供给工程师及设计院。（8）工程师将在收到送审图纸后30天内审查并回复。（9）工程师仅审查产品的设计原则与合同文件给出的资料一致与否。（10）卖方或卖方分包商的工厂图纸和所有保证数据、目录或类似资料应作为卖方的文件予以提供。（11）在提交给工程师前，卖方应检查其分包商的图纸以及自己的图纸是否满足合同和技术条款规定的要求，假如工厂图纸与合同文件不同，不管是因为工厂实际标准引起或其它原因，卖方都应在他发送的信件中作专门说明。（12）当提交给工程师时，所有工厂图纸应附有卖方签字的文字说明，说明工厂图纸已被卖方检查过，根据合同和技术条款规定的要求已采取适当的措施适应相邻的工序。这个说明也可以用橡皮图章代替。（13）工程师对工厂图纸的审查仅是大概的，对任何性质的错误和疏忽，图纸或说明中的偏差，或由此偏差而可能产生的与其它产品的矛盾，均应由卖方负责。（14）正式图纸及资料的提供：所有正式提交给采购方的图纸资料应盖有“正式”图章，除另有说明外，应给设计院提供四份工厂图纸的兰线晒图，同时给采购方十二份晒图。卖方的文献、计算书、说明书、目录摘要及其它有关资料应同时提供2份副本或复印本给设计院，2份给采购方。另应提供设计院一份CAD图纸光盘，且内容应可编辑。1.27.3 图纸和资料提交（1）合同生效后30天内，卖方应提供给采购方及设计院各一份全部工厂图纸的提交时间表，对提交的合同产品的每批图纸都应列出清单，并在时间表上作适当的标明。时间表在所有情况下都是一个按次序提交图纸和资料的完整计划，并应满足交货和提供电站设计资料的顺序的需要。时间表需要做重要修改时，卖方应及时地对修改原因作详细说明，卖方应在15天内提供此情况下的修改时间表，修改时间表应按原时间表一样经工程师审查。（2）卖方应在指定的期限内提交水轮机模型图和原型设备的外形图、制作图、设计计算书及有关资料，并标出总尺寸、连同估算重量、外力、支撑细节和全部设备安装时要求厂房结构设计所需预留的位置和尺寸。（3）卖方应及时提供工程师所要求提供的与本合同有关的其他图纸、资料。1.27.4 外形尺寸图纸和资料卖方应从合同生效日算起的规定交图天数内提交本条款所列设备的外形尺寸、重量、承受载荷、作用力、固定方式等涉及电站设备、建筑物布置设计所需的图纸资料。逾期交图时，按违约处理。下列图纸每项提供十套（其中寄给设计院四套，另寄给采购方六套）。标有☆号的图纸资料将根据商务条款，执行违约罚款。 提交图纸资料日期（1）水轮机外形图纸和资料 自合同生效后（天）☆1）改造部件图 30☆2）主要部件（转轮）起吊简图（包括重量和外形尺寸）30☆3）无损探伤的详细说明 30☆4）水轮机大件运输简图 45☆5）导叶接力器行程与导叶开度之间的关系曲线 45☆6）水轮机各受力部件有限元法应力分析报告 45☆7）卖方认为与电站设计有关联的其他图纸和资料 30提交图纸资料日期（2）发电机外形图纸和资料 自合同生效后（天）☆1）发电机风洞、定子机座和带轴的转子的外形尺寸图及起吊图 30☆2）发电机空气冷却器的尺寸与布置图 30☆3）发电机量测、油、水、气系统单线图及管道布置图 30☆4）完成机组改造设计需用的其它资料 30☆5）工厂焊接件的无损探伤检查的详细说明 30☆6）临界转速分析图 30☆7）所有电气接线端子箱推荐尺寸和安装详图 30☆8）定子机座组装、整园、叠片基础的预埋件图、埋件制造图及支墩结构图（若有） 30☆9）安装场上转子组装的支墩基础的预埋件图、埋件制造图及支墩结构图（符合现场现有支墩要求） 30☆10）发电机基础受力荷载复核报告 30☆11）灭火管路示意图和初步的布置图 30☆12）大部件的运输简图、吊装简图 30☆13）发电机的温度等测量的单线图或系统图 45☆14）卖方认为与改造设计相关联的其他图纸资料 45提交图纸资料日期（3）机组总布置图 自合同生效后（天）☆1）发电机层机组平面布置图 45☆2）水轮机层机组平面布置图 45☆3）蜗壳层机组平面布置图 45☆4）尾水管层机组平面布置图 45☆5）机组纵剖面图 451.27.5 设备详图和资料在设备投入制造前，卖方应将设备总装配图、部件图和加工详图、各种系统图、原理图、说明书、提交工程师审查。本条所列图纸资料应在本节所列从合同生效日算起的规定交图天数内提交，否则按2.31作违约处理。本条所列图纸资料每项要交十套（其中直接寄给设计院四套，另寄给采购方六套）。 提供图纸资料日期（1）水轮机结构详图和资料 自合同生效后（天）1）转轮制造装配详图并附有应力计算 602) 受油器装配图 603）导叶图 604）导叶操作机构（包括导叶拐臂、连杆等）图 705）水轮机自动化元件结构图和型号数量一览表 706）水轮机自动化元件和仪表接线图 707）水轮发电机组自动控制机械液压系统图 708）油、气、水系统管路布置图 709）卖方认为必须提供的水轮机其它图纸 70 提供图纸和资料日期（2）发电机结构详图和资料 自合同生效后（天）1）发电机的横剖面与平面图（发电机总装配平剖面图） 452）发电机的所有辅助设备的布置示意、连接与接线图 603）端子箱的结构布置，安装位置以及管道布置图 454）转子安装图 605）转子结构图 706）温度计、温度探测器等图纸 707）包括水、油、气阀门表计在内的发电机机坑和风罩内的管道布置图70 8）灭火管路说明和设备布置图 709）定子、转子起吊装置图 6010）定子绕组图（包括展开图） 7011）表示功率因数分别为0.8、0.85、0.90、0.95和1时发电机典型负荷特性的曲线 9012）电压分别为95%、100%和105%额定电压下的发电机千伏安值 9013）设备卸货、运输和储存图及其说明 7014）发电机饱和曲线图 9015）现场焊接和现场焊接试验说明 9016）所提供的工具与设备清单 7017）装配、拆卸、运行和维护的说明 9018）定子及绕组现场装配的完整说明，包括不同装配阶段进行试验的说明 7019）转子磁轭详图 7020）卖方认为必须提供的发电机其它图纸、资料 90（3）接线图卖方应为所供的设备准备并提交完整的系统图、接线图。图中应显示所有仪表和控制开关的外部接头，也应显示所有仪器、仪表、继电器、调节器和其它装置的内部接线详图。在这上面应标明各电路导线号和电缆数目，接线图上还应留出签字位置，供工程师批准签名。（4）在合同生效后90天内提供模型转轮综合特性曲线并含有本工程实际运行范围线图；水轮机运转特性曲线并含有吸出高度曲线、尾水管压力脉动曲线及运行范围内叶片脱流、产生叶道涡区域位置线等。（5）水力过渡过程：合同生效后90天内，卖方应提供一份水力过渡过程的分析资料。此分析应说明正常运行和事故运行时的压力和转速变化值和尾水管内压力（真空）变化值并注明相应的导叶关闭规律。（6）振动分析：合同生效后90天内，卖方应提供一份振动频率分析，包括对旋涡涡带频率和固定导叶、活动导叶的固有频率，水轮机的旋转水流频率、机组部件的自然频率及电网频率、尾水管压力脉动频率以及从蜗壳进口至尾水管出口流道的固有频率的计算与分析资料。（7）合同设备的设计、制造和检查规程标准应在合同生效后30天内提供。（8）合同设备的安装规范应在合同生效后110天内提交；合同设备的运行和维护规程应在合同生效后110天内提供。（9）说明书及资料（包括水轮机、发电机及其附属设备） 提供资料日期 自合同生效后（天）1）技术说明书、出厂记录、证明书 1102）设备安装说明书 1103）设备保管存放说明书 1104）设备运行和维护说明书 1105）现场调试及启动试验大纲（初稿） 1106）设备装卸和起吊说明书 1107）参数整定值 1108）机组操作、控制程序图（按无人值班，少人值守编制） 909）主机设备（如转轮、大轴）及主机设备重要的螺栓、紧固件（如水轮发电机轴连接螺栓、转轮连接螺、顶盖紧固螺栓、定子机座及上机架紧固螺栓等）的专业检测报告（按规定如材质、探伤等）。 11010）其他图纸、资料：按满足机组改造设计、施工日期要求提供。1.27.6设备图纸和设计计算书（1）在合同工作完成之前，卖方应提供六套包括任何现场变化的最后定型的结构和设备的所有卖方的图纸，图纸是全尺寸的永久的，图纸应包括提交审查的所有图纸和另外要求的图纸，此外还应包括用于维修和部件更换的图纸。所有卖方图纸应有指明图纸张数和内容的目录。（2）按合同要求卖方用计算机出的图纸，资料应以AUTOCAD的图形文件格式放在光盘上，且内容应可编辑，同时提供给设计院及采购方各二份。第2项 水轮机及其附属设备部分技术规范2.1概述2.1.1范围及界线本技术规范适用于按合同规定供应的水轮机改造及调速系统改造的设备。本规范仅对上述设备在设计、制造及工厂试验、现场试验方面的主要技术参数和性能提出要求，对结构特性加以说明，而不详述水轮机改造部件的细部结构及工艺要求。卖方应根据实践经验，按合同要求提供与原水轮机部件相配合、衔接的改造设备，包括卖方认为改造水轮机的同时需要配套改造的部分（需要时）等，并能安全、可靠运行。2.1.2卖方提供的水轮机设备要满足以下基本条件：（1）座环、蜗壳、尾水管流道尺寸不变。（2）水轮机转轮直径不变。（3）在满足水轮机安装高程（▽352.00m）不变的条件下水轮机额定出力增至11340kW。（4）机组调节保证值要满足现行运行要求。（5）满足原调速器的额定工作压力P=2.5MPa。（6）所有改造设备与原设备应有良好的配合。2.1.3 水轮机改造部分包括：水轮机转轮更换、更换原活动导叶及导水机构的传动机构，采用新型受油器代替原老式受油器等；卖方认为改造水轮机转轮的同时需要配套改造的部分（需要时）；专用工器具，备品备件；其它必要的配套改造设备均属供货范围。水轮机轴承润滑、冷却、密封等用的油、气、水管路应沿用原电站已成管路。机组成套设备之间的管路、阀门、电缆及配件均应包括在卖方供货范围内。7.1.4 调速系统改造部分包括：更换原电站调速器，保留原油压装置；卖方认为改造调速系统的同时需要配套改造的部分（需要时）；专用工器具，备品备件；其它必要的配套改造设备均属供货范围。调速系统管路应最大程度沿用原电站已成管路。2.2轴流转桨式水轮机2.2.1型式和说明(1) 水轮机为立轴轴流转桨式。水轮机主轴与发电机主轴直接联接，水轮机旋转方向为俯视顺时针旋转。每台机由一台调速器来控制，导水叶自动调节。(2) 水轮机的流道尺寸要与原电站水轮机的流道相符合，厂房土建相关连的尺寸应满足原电站厂房结构，不能对厂房结构造成损坏。 卖方应到现场对原基础及流道部分进行测量，以确定水轮机尺寸能满足厂房要求。附图作为投标的参考。(3) 水轮机所有可拆卸的部件，包括转轮、主轴、内外顶盖、轴承和导水机构等部件均应能利用厂房桥式起重机从发电机定子内孔及它下面的圆形机坑中整体吊出，卖方应在投标书中注明可拆卸部件的主要外形尺寸，当部件结构尺寸用厂房起重机从发电机定子内孔整体吊出有困难时，应提出拆卸的程序和方法，使用的吊具应随水轮机供应。 (4) 水轮机的结构应使转动部分有足够的轴向移动空间，以便调整和拆卸推力轴承和清扫主轴连接法兰的止口部分。 (5) 水轮机应能在最大飞逸转速下安全运行3min，而不会产生有害的变形。所有流通部件应能承受25m的水压。水轮机的所有元部件应设计成能够安全承受水轮机在保证出力和水头范围内连续运行所产生的动态和静态荷载，并不引起过度变形或振动以及不会引起塑性变形或疲劳损坏，同时能承受在水轮机最大飞逸转速下运行 (6) 水轮机的部件设计要求能方便地进行检修、安装和拆卸。所有主要部件和分件起吊的重部件，要设置吊环螺栓、吊耳或便于装卸的起吊装置。2.2.2主要参数及额定值(1) 水轮机额定转速暂定为 115.4 r／min（投标单位可根据所选转轮定）。(2) 在额定水头10.9m，额定转速暂定115.4 r／min时，水轮机的额定输出功率为11340kW。(3) 水轮机安装高程（转轮中心高程）为352.0m。投标单位应提出复核计算安装高程采用的公式、参数及安全系数取值等。2.2.3性能保证(1) 概述卖方应保证所提供的设备满足规定的性能要求，如果卖方提供的设备不能满足所规定的要求，买方有权要求卖方无偿修改或更换设备并负责运输费用，或根据专用合同条款中的有关规定作违约罚金处理。(2) 输出功率水轮机在额定水头和额定转速下的额定输出功率不小于11340kW(相应的导叶开度为额定开度)。 (3) 水轮机效率1、卖方应给定水轮机效率保证值。效率保证应以水轮机仿真计算或以相似条件下模型试验测定数据为依据，模型与原型间的效率换算公式，应按下列公式计算效率修正值，效率修正值作为一个常量加于模型水轮机效率，以求得原型水轮机效率。ηr=ηM △η△η=0.5（1-ηMmax）[1-（ ）]式中：ηr ——原型水轮机效率计算值ηM ——模型水轮机效率ηMmax——模型水轮机最高效率D1T——原型水轮机转轮公称直径D1M——模型水轮机转轮公称直径△η——效率修正值（常量）2、水轮机在额定水头10.9m以额定出力11340kW运行时的效率保证值不应低于91%。在实际全部运行范围内，原型水轮机最高效率保证值不应低于93.0%。3、水轮机加权平均效率不应低于90%，加权平均效率的计算公式及相应的加权系数如下：式中：Wｉ — 对应于表2.3-1中相应工况的效率加权系数，且∑Ｗｉ＝100(表中Pｒ：当水头大于或等于额定水头时为水轮机额定输出功率，当水头小于额定水头时为水轮机额定开度的输出功率)； ηｉ——相应工况的效率。水轮机各效率保证应在电站空化系数条件下作出。水轮机在规定的水头范围和导叶开度较宽广的范围内应有较高的效率，且效率曲线变化平缓。表2.3-1 效率加权系数 (ＷI )表水头 ｍ输出功率 Ｐi ____％Ｐr_____％Ｐr_____％Ｐr_____％Ｐr_____％Ｐr最大水头_____设计水头_____额定水头_____最小水头_____说明:∑Ｗi=１００投标书中应提供规定的全部运行水头范围，水轮机输出功率由35%Pｒ至110% Pｒ范围内，预想的水轮机运转特性曲线。曲线上还应标明导叶等开度线、桨叶等角度线和压力脉 动等值线。当模型验收试验完成后，应按验收试验结果再次提供上述特性曲线。(4) 空蚀【／磨蚀】1) 水轮机在本招标文件所规定的水质、泥沙特性、水头及尾水位变化范围内，水轮机在最小输出功率35%Pｒ以下运行时间不多于500ｈ，在最大输出功率110%Pｒ (或允许的最大连续输出功率)以上运行时间不多于1000ｈ，在空蚀【／磨蚀】保证期内转轮(含转轮体和叶片)因空蚀【／磨蚀】所剥落的金属质量不大于0.5D2ｋｇ，最大剥落深度不超过3D2/3ｍｍ及剥落面积不大于200D5/3ｃｍ2(D为以ｍ计的转轮公称直径)。单个叶片的剥落量和剥落面积不得大于全部叶片平均剥落量的两倍，导水机构、转轮室和尾水管全部剥落量之和(质量或面积)不得大于转轮保证量的二分之一，深度保证量与转轮相同。 空蚀【／磨蚀】保证期为：水轮机投入商业运行后2年，或实际运行时间达8000ｈ，以先到期为准，不足或超过8000ｈ，可按线性比例换算保证量。2) 如空蚀【／剥落】损坏量超过保证值，卖方要负责修复。卖方在修复空蚀【／磨蚀】破坏区域时应用不锈钢进行补焊和磨光成一个光滑的表面，使之与邻近未损伤的表面一样。由于叶形误差或波浪度而引起的局部空蚀【／磨蚀】破坏时，卖方要对水轮机部件作必要的修改，以防空蚀【／磨蚀】损坏重新发生。为了修补空蚀【／磨蚀】的破坏，买方将在合适的时间排干水轮机存水和提供工作的专门入口、厂用电及压缩空气等方便条件。所有修补材料和设备则由卖方自备。由于空蚀【／磨蚀】损坏超过保证值而进行修改，在修改以后空蚀【／磨蚀】保证期必须重新计算。(5) 稳定运行1) 在3.2.2所规定的运行水头条件下，水轮机在空载和35% Pｒ～110% Pｒ (或允许的最大连续输出功率)范围内均可连续稳定运行。2) 水轮机在各种运行工况，包括启动、甩负荷等过渡工况下应没有有害的振动或摆动。尾水管进口管壁处压力脉动值，在额定工况运行时△Ｈ／Ｈ (△H为混频双振幅外包络线的峰—峰值，H为运行水头)不大于2 %，在部分负荷运行时△Ｈ／Ｈ最大不超过8%。3) 正常条件下水导处水轮机主轴的摆度(双振幅)不超过150μｍ，过渡工况下不超过250μｍ。顶盖垂直振动(双振幅)不超过80 μｍ。4) 在各种规定运行工况下，转轮和座环的设计不得导致引水系统的水力共振和机组结构的共振。(6) 导叶漏水量在额定水头10.9ｍ下，导叶全关，投入商业运行初期及运行8000ｈ内的漏水量不超过0.003 Qrm3／ｓ(注：Qr-为水轮机额定流量，以ｍ3／ｓ计)。(7) 调节保证卖方应进行调节保证计算并提供相应的调节保证值和必要的计算成果。在进行调节保证计算时，应考虑水头、出力、甩负荷和增负荷等各种最不利的组合情况。卖方应根据调节保证计算提供导水叶关闭时间、关闭曲线以及开机时间。并提供发电机和水轮机GD2的建议值。1) 机组在本节专用技术规范规定范围内的任何工况甩负荷时，蜗壳进口处最大压力不超过0.18MPａ。2) 机组在本节专用技术规范规定范围内的任何工况甩负荷的最高转速上升值不大于60%。3) 机组在本节专用技术规范规定范围内的任何工况甩负荷时，尾水锥管内的最大真空度不得大于8ｍ水柱。(8) 在最大飞逸转速工况下，能安全运行3 min而不会产生有害变形。(9) 噪声在额定转速和由空载到满载的全部运行工况下，在水轮机坑地板上1 ｍ处测得的噪声不超过85ｄB(A)，距尾水管进人门1 ｍ处测得的噪声不超过90ｄB(A)。(10) 轴向水推力在最大水头下，最大正向(向下)轴向水推力满足技术规程规范要求不超过第三章文件八中“设备性能保证”中所保证的数值。在最不利运行条件包括紧急停机等过渡工况下，最大反向水推力不得超过机组转动部分重量。(11) 可靠性指标在规定的运行工况下，可靠性指标规定如下：1) 无故障连续运行时间不小于18000ｈ；2) 大修周期不小于5年；3) 退役前使用年限不小于40年。2.2.4结构特性和技术要求2.2.4.1转轮(1) 设计和制造1) 流道形线转轮及过流部件的形线与尺寸必需与经过验收的模型水轮机相似，且符合原来的流道。形线偏差应不大于IEC－193的规定，尺寸检查应提前10天通知买方代表参加。2) 主要结构转轮由轮毂、泄水锥等组成。转轮和主轴采用法兰螺栓联接，摩擦传动。主轴连接法兰尺寸以原电站水轮机主轴实际测量尺寸为准。3) 强度和刚度转轮应具有足够的强度和刚度，能够承受任何可能产生的作用在转轮上的最大水压力、离心力和压力脉动，退役前在周期性变动负荷作用下不发生任何裂纹和断裂或有害变形。在承受部件重量和最大水推力、最大水压力和最大输出功率运行工况时，应力不超过规范规定的数值。在非协联工况出现最大可能飞逸转速时叶片应力不得超过材料屈服强度的2/3。机组检修时，当采用叶片翼梢支撑时，应有足够的刚度承受主轴及整个转动部分重量。4) 桨叶叶片的内端侧应加工成与轮毂良好配合的球形，并把轮毂与叶片的间隙减至最小。叶片的外侧有防止间隙空蚀的凸缘(与模型转轮相一致)。5) 轮毂及泄水锥桨叶内端侧活动范围内的轮毂表面应加工成球形、以减少桨叶与轮毂之间的间隙。泄水锥用螺栓连接在轮毂的下端，拆卸泄水锥和端盖后可检修轮毂内部的桨叶固定机构。如安装检修需要，泄水锥应能支撑转轮、主轴及内顶盖的重量。6) 卖方应详细说明转轮桨叶、轮毂及泄水锥等部件安装和检修时拆卸、吊运及装配的方法和措施，并提供相应的专用工具。(2) 材料转轮桨叶采用抗空蚀及抗磨蚀性能好的ZG06Cr13Ni5Mo不锈钢材料或其他性能不低于上述不锈钢的更合适材料轮毂采用ZG06Cr13Ni5Mo制造。用于制造转轮的材料应满足可在常温下焊接，并不需要进行焊后热处理，以保证机组检修期间，能在机坑内对转轮进行局部补焊。(3) 质量1) 转轮加工完成以后，尺寸偏差不低于IEC193《水轮机模型验收试验国际规程的修正》的要求，应提供不少于4个样板以检查叶片型线、角度和厚度。卖方应提供有关转轮检验的详细程序、样板和工具说明、测量方法及允许公差的资料。还应提供补焊空蚀区时指导叶片外形恢复原状的样板。2) 叶片和轮毂铸造质量应按CCH70《水力机械铸钢件的检查规程》的规定进行质量检查。卖方应在其投标书中提供CCH70“质量表0040A”的复印件，并将可应用的数据全部填上。数据至少应满足技术规程要求并符合卖方所建议提供的转轮尺寸与材料特性。转轮其他铸钢件、焊缝、表面粗糙度等技术要求应符合第七章“一般技术规范”中的规定。未经买方代表检查同意，转轮表面不得涂漆或任何涂料。3) 转轮应在车间内作静平衡试验，不允许在轮毂的外侧过流表面作偏心切割，为平衡用的配重塞孔不得靠近过流表面，静平衡试验必需有买方的代表参加。4) 在合同范围内的转轮应能互换。5) 转轮装配的所有螺栓和销子，要确实保证防止由于运行时振动及其他原因引起松动。2.2.4.2转轮室转轮室根据现场实情对其进行修补（由安装单位完成），新转轮与修补后转轮室间隙应匹配，满足相关规范要求。经修补后的转轮室内壁与叶片外缘的间隙要均匀，平均间隙不大于0.0005倍水轮机转轮公称直径。2.2.4.3导叶和导叶操作机构(1) 布置及设计1) 导叶的形线、尺寸、数量和位置应和验收的模型水轮机相似，并保证水轮机工作时不致发生水流诱发的共振；2) 导叶从全开到接近空载开度位置的范围内，应具有自关闭趋势的水力矩特性；3) 导叶应有可靠的止漏措施使导叶漏水量减至最小；4) 导叶应采用三支点轴承结构；5) 导叶最大开口应留有一定裕量，并在投标文件中说明。每个导叶应有限位装置，当保护元件破坏且导叶限位块和导叶限位装置两者中之一失效时，仍不碰固定导叶和其他导叶；6) 导叶应有足够的强度和刚度，应保证在工作水头下全关时相邻导叶接触立面上无间隙。(2) 制造1) 导叶可用ZG20SiMn钢铸造或整体锻造，亦可用铸件、锻件和钢板组焊，如果导叶采用钢板卷制，则钢板卷滚方向应与导叶的最大应力方向一致。导叶应进行应力消除处理，若导叶采用非不锈钢铸造或制成空心的，则内腔应进行防锈处理，然后用钢板覆盖并永久性地封堵。2) 当导叶采用非不锈钢制作时，导叶经机械加工后，在相邻导叶关闭位置的整个接触立面上应有不小于5ｍｍ厚的不锈钢焊层，堆焊层的宽度不小于20ｍｍ。导叶的上下端面应采用不小于10ｍｍ厚的不锈钢覆盖。导叶的上中下轴颈应加不锈钢衬套。3) 每个导叶应精确加工和修整轴、导叶体上、下端面以及导叶关闭时相邻叶片间的接触线，应保证所有导叶等高且上、下端面相互平行并与导叶轴正交，导叶表面的粗糙度应满足7.2 节的规定，导叶的接触面应在导叶关闭状态下精确调整以减少漏水量，接触面处的加工应保证导叶在规定的最大水头下关闭并施以压紧力时，沿导叶整个高度接触面间的压力应保持相同。4) 合同内所有机组的导叶应可以互换。(3) 自润滑轴承1) 导叶轴和导叶操作机构其它部件应采用自润滑滑动轴承，不需设润滑系统，而配合件应该用硬度比自润滑材料高得多的抗腐蚀不锈钢制造，轴承材料由投标者推荐，投标者应在标书中提出有关自润滑材料的详细技术规范，包括机械特性、抗蚀性能、摩擦系数、在水中的膨胀系数、制造加工特性，并提出在已运行的同类水轮机上的经验，证明其可靠性和使用寿命。2) 每个导叶轴杆上应设置一个可调整的自润滑推力轴承，以承受导叶的重量和阻止任何作用在导叶上的向上或向下的水推力，导叶推力轴承也可以与导叶轴承组成一个整体，应提供方便而可靠的设施以便调整和保持每个导叶在顶盖和底环间的正确位置。3) 导叶上下两端应设有可靠的导叶轴密封，以阻止水流进入导叶轴承。(4) 导叶操作机构1) 导叶操作机构由拐臂、连杆(采用可调节连杆)、导叶控制环、接力器杆、自润滑轴承、保护元件、导叶限位装置和摩擦装置等部件组成，操作机构部件应有足够的强度和刚度以承受最不利运行工况加在它上面的最大负荷。具有相对运动的接触部件应为自润滑型，应提供不受其它导叶制约而能单独调整任何一个导叶位置的措施，以确保导叶在关闭位置时相邻导叶紧密接触，在开启时所有导叶的开度完全相等，应有充分的调节余量以补偿将来的磨损和变形。在每个导叶的传动机构中应设有机组运行中可更换保护元件的措施，整个操作机构应便于检查、调整和修理。2) 控制环可采用铸钢制造，也可以采用钢板焊接结构，并有足够的强度和刚度，除非受运输的限制应整体制造。受运输限制必须分半时，分半面应设在应力最低的部位。控制环的底面应装有环向导轨和具有自润滑性能的抗磨板，抗磨板应便于更换。支承控制环的结构部件应有足够的强度和刚度，不致因为接力器的受力不平衡而产生过分的挠曲。3) 导叶接力器活塞杆和控制环之间的推拉杆应有足够的刚度并带有自润滑瓦衬。应设有可靠的微调活塞位置的措施。4) 每个导叶的传动机构上应有机组运行中可更换的保护元件，该元件所用材料应由高耐疲劳特性材料制造，并且在水轮机应用实践中表明具有优良的特性；保护元件应有足够的强度，能承受最大的正常操作力，但若一个或几个导叶被卡，保护元件应在关闭方向力的作用下破坏或变形，以保护传动机构的其他部件免遭破坏；保护元件破坏时应顺利地剪断或变形，保护元件至少应做5次校核试验，以证明其具有很好的可重复性；连杆的设计应使保护元件破坏时，拐臂和连杆仍与导叶控制环保持连接，一个保护元件的破坏应不会引起其它保护元件的连续破坏，每个保护元件应装有信号装置，当保护元件破坏时能自动报警。保护元件应具有互换性。5) 每个导叶应设置用摩擦方式或其他更好的方式防止导叶在保护元件破坏后反复摆动，如果在任何一对导叶之间有障碍物，该装置不应妨碍控制环向开或关方向运动，并保证在保护元件破坏的情况下不会丧失自身的功能。6) 每个导叶应设置坚固的限位块，以限制导叶的最大开度，限位块不宜设置在流道中。7) 在接力器上或导叶控制环上应有可靠的油压操作锁定装置，以便水轮机导叶能可靠地锁定在关闭位置上，锁定装置应能承受导叶可能受到的最大水力矩加上调速器最大操作油压时通过接力器传递给它的力，导叶锁定装置应有带触点的限位开关，限位开关在锁定装置完全锁定或脱开时动作。在接力器上或控制环上还应有手动操作的机械锁定装置，以便能可靠地锁定水轮机导叶在开启或关闭位置上，手动锁定装置上应设挂锁。8) 导叶和导叶操作机构应在工厂内进行预装配和导叶动作试验，并进行流道尺寸检查和导叶间隙检查。卖方应向买方工程师提交导叶动作试验和尺寸、间隙检查报告。除非买方书面声明放弃，上述试验和检查应有买方代表在场目睹见证。2.2.4.4导叶接力器电站增容后卖方应对接力器进行现场复核，并根据复核数据对其进行相应改造，增加接力器行程，以满足机组增容需要。2.2.4.5 受油器1．受油器结构应满足漏油量小，安装方便和运行可靠的要求。应设有漏油收集和排出装置，并用管路将漏油排至漏油箱。2．操作油管采用无缝钢管，法兰连接，其轴承采用自整位结构。操作油管可作为转轮接力器的回复杆，受油器上应设有桨叶接力器位移电气反馈装置（由调速器厂家供货）。在受油器开、关腔压力油管上应装设压力表。3．受油器与发电机所有连接处都应设双重绝缘，以防止轴电流及漏电。4．受油器转动与固定部分应留有一定的反向推力位移裕量。2.2.4.6 其它本电站增效扩容改造水轮机改造包括更换转轮、对转轮室进行修补，活动导叶及操作机构更换，水轮机其余部分沿用原水轮机设备。卖方应对原设备进行全面检查、复核，并提供复核成果，并对复核成果负责。并保证改造后机组满足国家相关技术规范及本标书要求。2.3备品备件和专用工器具2.3.1水轮机备品备件对应于本合同文件所提供的全部水轮机，应提供如下总量的备品备件，其价格包括在合同总价中。备品备件应与水轮机的相同部件具有互换性、相同的材料和相同的制造工艺。 “一套”定义为一台水轮机所需的总量。备品备件见表2.3-1，签合同时买方有权取舍备品备件的品种和数量。表2.3－1 轴流转桨式水轮机备品、备件表序 号名 称单 位数量1导叶密封圈台套12导叶分半键台套1/23导叶剪断销台套14转轮叶片密封圈台套12.3.2专用工具应提供以下安装和维修水轮机所需要的工具和设备，其价格包括在合同总价中，所有的工具和设备应正确标明以便识别和使用。除非另有说明，所有专用工器具应适用于所提供的水轮机，本标书中没有列出，但为方便工作所必需的工器具均应予提供。（1）4个(或3个)检查叶片型线和厚度的样板，叶片空蚀区外形恢复原状的样板。（2）重型设备运输过程中转运、起吊所需的吊具及设备。（3）其他为本水轮机结构所特殊需要而配置的安装和拆卸工具。（4）转轮翻身工具。（5）原转轮支撑工具增加过渡法兰。（6）转轮、主轴支撑工具。（如需要）签合同时买方有权取舍专用工具的品种和数量。2.4工厂组装和试验(1) 压力试验所有承受调速系统油压、润滑系统油压、润滑干油油压、压缩空气气压以及水压的部件和装置，均应进行大于工作压力50 %的压力试验，历时1ｈ。试验记录表格应包括设计压力、试验压力和试验数据，该表作为检验记录之一。(2) 剪断销断裂试验为验证在达到设计保护荷载时剪断销会顺利地破坏，应在厂内能模仿实际运行状况的设备上做破坏试验。每台机组试验5个剪断销。试验过程的记录和结果与破坏的剪断销应提交买方工程师审查认可。(3) 转轮与主轴装配转轮与主轴应在厂内试配和检验，使法兰螺栓配合适当，并调整转动部分的相对轴线。(4) 转轮组装及试验在转轮进行静平衡试验前,应将整个转轮及叶片的另部件精确地装配好，并进行动作试验，叶片转角的测量。转轮的静平衡试验应达到预定的要求。(5) 厂内组装和试验的目击证实水轮机部件“工厂装配和试验项目表”见表7.3－2，但不限于表7.3－7的内容。表中有“? ”者为需要试验的项目，有“ *”者为买方应参加目击的项目，卖方应在该项目试验前一个月提供试验安排计划及试验大纲。工厂试验和装配检查成果报告在设备装运前20天提交买方工程师审查,买方审查批准后设备方可启运。由于卖方提交成果报告推迟或报告不满足要求而延误启运及交货时间，由卖方承担责任。表2.4－1 工厂装配和试验项目表序号名 称材料检验制造过程与最终检验试验检验其它检验项目及备注机械性能化学成份探伤硬度试验射线检查探伤外观检查尺寸检查动作试验1剪断销??取样做破坏试验每台机不少于5个2联接螺栓???3叶片?????*?*叶型及流道表面粗糙度检查4转轮装配??静平衡叶片开口、转角尺寸检查5转轮与主轴装配?同心度注：①“? ”为厂内试验项目；②“ * ”为买方参加试验项目；2.5 自动化元件(1) 按轴流转桨式水轮机及其附属设备自动化和保护的要求，卖方应提供改造范围内自动化元件。(2) 自动化元件应能防潮、防震、防漏，动作灵活可靠。(3) 自动化设备应能配合电站计算机监控系统实现现地手动、现地自动和远方自动控制和数据采集要求。(4) 输入电站计算机监控系统的非电量模拟信号采用DC 4~20 mA，并采用屏蔽电缆。2.6 现场试验2.6.1概述(1) 要求在卖方的监督试验工程师指导下，买方要对水轮机和调速系统进行现场运转试验，以检验卖方提供的设备是否满足技术规范及技术保证值。现场试验包括安装试验、运行试验和特性试验。放弃任一项试验均不免除卖方应完全满足技术规范要求的责任。(2) 责任所有现场试验在买方的组织下由安装承包商完成。由设备的卖方对试验进行指导。卖方应提供负责指导的试验项目所必须的经过校准的(附有率定证明文件)专用试验仪器和设备(包括仪器、仪表、专用工具等)，并提供试验设备明细表及单独报价，应注明试验完成后每套试验设备的折旧价格，这部分报价不包括在总报价中。试验完成后，买方有权决定是否按折旧购买这些设备的一部分或全部。所有现场试验都必须有买方工程师或买方工程师代表在场，同时卖方代表、安装承包商和买方工程师或买方工程师代表均应在试验报告上签字。(3) 试验大纲和进度合同生效后3个月，卖方提出2份现场试验计划交买方。在试验开始前30天，卖方要提交1份完整的试验大纲和进度表供买方审查。大纲和进度表要包括试验项目、试验准备、试验方法、试验程序、检验标准、试验时间及进度，每项试验所需的设备和仪表、使用的试验表格和观察记录表等。每项试验事前应经买方批准后进行。每次试验的日期由买方决定。2.6.2探伤和压力试验(1) 探伤：应对现场焊接的全部焊缝作100 %X射线探伤，对于不能作X射线探伤的地方作100 %的超声探伤或磁粉探伤、着色探伤。探伤检查应按ASME(美国机械工程师学会)《锅炉和压力容器规程》的有关规定进行。(2) 管路压力试验：由卖方提供的所有油、气、水系统管路和调速器油管，安装完毕后应作压力试验。试验压力至少为最大工作压力的1.5倍，保持30min。2.6.3主轴盘车检查水轮发电机轴安装找正之后，应在卖方的安装监督人员的指导下进行转动检查。转动检查要按照ANSI／IEEE标准810“水轮机和发电机整体锻造联轴器和轴的径向跳动容许偏差的标准”或GB 8564《水轮发电机组安装技术规范》进行。转动检查要由买方目击，并经卖方和安装承包商书面签字同意。2.6.4导叶漏水试验机组安装完毕,在初步运行试验中,或在保证期内的适当时候,买方有权任选一台或几台进行导叶漏水试验，验证是否满足2.2.3 的要求，试验方法应经买卖双方协商确定。2.6.5稳定性试验在水轮机保证期内，买方有权任选一台或几台机做稳定性试验，以验证是否满足2.2.3 的要求。试验水头包括额定水头、最大水头以及买方认为有代表性的水头，输出功率在2.2.3 规定的范围内；试验的水压脉动测点应和模型验收试验相同，振动测点包括顶盖和各轴承靠近旋转中心的垂直、水平测点，以及发电机楼板，噪声测点包括机坑进人门和尾水管进人门等处。2.6.6 运行试验(1) 初步运行试验在设备安装好后，卖方要和安装承包商相互配合检查设备，经无水调试合格后进行初步运行试验。首先机组要做充水试验和机组试运转，然后做空载、带负荷、甩负荷和过速试验，以便调节调速器时间元件，整定转速信号开关和其它保护设备。要做压力油罐在事故低油压时，机组带额定负荷的正常停机试验。所有的这些调整和有关的参数都要记录，并写入现场试验报告中，除了必须测取和记录调速系统的功能之外，要测取和记录的其它参数应包括：机组转速、导叶开度、桨叶角度、机组负荷、蜗壳压力、尾水管压力和压力脉动、顶盖压力、轴的径向摆度、顶盖的水平和垂直振动、导轴承的温度、推力轴承温度、水轮机机坑及尾水管进人门处的噪声和水轮机流量等。有调相要求的机组还应作调相充气压水试验。(2) 机组带满负荷72 h连续运行试验按照CHS标准DL 507《水轮发电机组起动试验规程》完成上述“初步运行试验”中所规定的试验项目并验证合格后，机组应进行带满负荷72 ｈ连续运行试验。如果在72 ｈ连续试运行中，由于机组及附属设备的制造或安装质量原因引起运行中断，经检查处理合格后应重新开始72 ｈ的连续运行，中断前后的运行时间不得累计。带负荷72 ｈ连续运行试验完成后，如果有必要，应停机检查，消除并处理试验中所发现的所有缺陷；如果机组运行正常，经双方协商认为无停机检查的必要时，可直接进入机组试运行，此时72 ｈ连续运行时间可计入30天试运行期。(3) 试运行在完成带负荷72 ｈ连续运行试验后,每台机组都要进行试运行，以验证机组及其附属设备是否可以良好地投入商业运行。试运行应由买方根据当时电站条件按总调度所的负荷调度要求进行，试运行持续时间为30天，如果在试运行中，由于卖方提供的设备或仪器故障或设备的制造及安装质量原因引起运行中断，经检查处理合格后应重新开始试运行;如果由于非卖方的原因使试运行中断，中断前后的试运行时间计算方法将由买卖双方协商确定。2.6.7机组性能试验(1) 概述在水轮机及其附属设备安装完毕，并经试运行投入令人满意的运行后，在保证期内，买方将在卖方指导下作性能指标试验及空蚀检查，试验和检查在安装承包商的协助下进行，卖方要拟定一份试验程序供买方审查，审查后要提交20份副本分发给各参与单位。(2) 容量指标试验每台机组均应做容量指标试验，以检验水轮机的输出功率保证值是否满足合同规定。除非买卖双方协商同意，试验一般按照IEC出版物41《水轮机现场验收国际规程》的有关规定进行。容量指标试验应尽可能接近额定水头或其它有代表性的水头下进行。在确定有效净水头时，对净水头测量断面上的速度头可利用卖方提供的特性曲线的流量来进行修正。水轮机输出功率由发电机输出功率的电气测量和已知的发电机功率损失来确定。发电机输出功率应由在进行这些测量方面有经验的电气工程师，利用由卖方供给的校正过的试验仪器来测定。(3) 水轮机效率试验在水轮机保证期内，买方有权任选一台或多台机上做效率试验，以验证水轮机效率是否满足保证的性能指标，试验将按照IEC出版物41《水轮机现场试验国际规程》或由买卖双方同意的类似规程进行。除非另有协议，试验应在合同双方同意的有资格的专家指导下进行。如果已进行水轮机模型验收试验(不进行水轮机绝对效率试验)，则现场机组性能试验应包括：相对效率率定试验、容量和导叶开度关系试验、导叶和桨叶最佳协联关系试验。2.6.8飞逸转速试验在保证期内，如果买方认为有必要时，可以选择一台机组做飞逸转速试验，以检验飞逸转速的保证值是否得到满足。飞逸试验应在飞逸转速最大的水头、最大运行水头或者可能获得最大的试验水头、飞逸转速最大的导叶开度或导叶全开度，以及除空气阻力和摩擦损失之外发电机不带负荷的情况下进行，试验持续时间从达到最大转速起不超过2min。2.6.9空蚀【／磨蚀】检测在合同保证期结束之前，或在机组运行时间达到8000ｈ时，应由合同双方协商共同进行水轮机空蚀【／磨蚀】检测，以检查是否满足保证值。空蚀【／磨蚀】检测和计算方法按IEC609《水轮机、蓄能泵和水泵-水轮机的空蚀评定标准》进行。2.6.10试验报告各项试验报告由安装承包商编写，卖方代表、安装承包商、买方工程师或买方工程师代表均应在试验报告上签字认可。试验报告的内容应分项编写，其内容包括试验项目、试验目的、试验人员名单、测量仪表的检查和率定、试验方法、程序、试验表格、计算实例、计算过程使用的各种曲线、软件、全部测量结果汇总，最终成果的修正和调整、试验成果分析、误差说明以及试验结果的讨论和结论。在试验结束后的 30 天内，卖方以试验报告或试验合格证书的形式提交3 份试验报告给买方，其中1份正本， 2份副本。1份副本给买方工程师， 1份副本给工程设计单位。2.7 调速系统2.7.1调速器(1) 调速器应采用PCC2003微机型调速器，承包单位应选择性能优良，运行可靠的机型供发包单位选择、确认。(2) 调速器应具有PID调节规律，具备一次调频功能。额定操作油压为2.5Mpa。(3) 调速器设有事故配压阀，当机组过速115%且主配压阀拒动时应能直接通过事故配压阀关机。(4) 调速器应采用比例伺服阀，并具有良好的抗污能力（卡堵时，能自动排污）；电液转换器引导阀等部件的用油应经过双滤油器过滤，在运行中应能拆卸和清洗滤网。(5) 每台调速设备供货范围包括:电-位移（电液）执行机构、测速装置、反馈装置、导叶分段关闭装置（机械液压控制）、调速器内外操作油管路、阀件、调速设备之间的控制信号电缆、保护、控制和信号装置与仪表等。(6) 相关阀件均选用德国BOSCH阀。(7) 主配压阀采用自复中结构。(8) 继电器、空气开关等电器元件选用施耐德。2.7.2基本参数和操作条件(1) 基本参数调速器型号：微机型调速器导叶接力器时间参数:关闭全行程:4～25s，可调开启全行程:4～25s，可调导叶应可以分段用两种速度关闭，以限制甩负荷时转速和压力上升值；浆叶关闭时间:5～60s，可调；频率给定fr调整范围为45～55HZ；机组在额定转速并为额定出力运行时，永态转差系数bP应能在0～10%范围内调整；PID增益的可调范围应不低于:比例增益KP，空载工况为0.5～5.0;电网运行工况为5.0～50.0;积分增益K1，空载工况为0.05～1.0l/s;电网运行工况为0.2～101/s;微分增益KD，空载工况和电网运行工况均为0.0～5.0s；功率给定Pr调节范围为0～120%；开度限制调整范围为0～110%；人工失灵区宽度E为±1.0%。(2) 操作条件操作油压:其额定操作油压为2.5MPa。操作电源为AC220V50HZ，DC220V。调速系统用油型号与水轮发电机组相同。使用油温范围为5℃～50℃。2.7.3型式和说明(1) 型式和总体设计调速器应是PCC系列微机型调速器，具有出力控制、转速控制、开度控制、水位控制、电力系统频率自动跟踪、自诊断和容错、稳定等功能。调速器应能现地和远方进行机组的自动、手动开、停机和事故停机;并应提供与电站计算机控制和监测系统连接的接口，包括硬件和软件。(2) 总体布置机械液压部分和电气控制柜采用合并设置的方式。所有的柜子应有为调整和维修用的门，且底部有电缆和管道的进口。柜子应是完整的，要带有管路和导线连接板。仪表和控制装置布置在柜子的正面，且要便于观察和手动操作。(3) 任何在技术条款中未作特殊规定，而又是作为一个完整的调速系统所必要的功能及其必要的零件和设备，计算机及其外围设备，控制设备，辅助继电器和传感器等均应由承包单位提供。电气系统应有过电压保护，且任何电压瞬变及外部电磁干扰应不引起调速器误动作。2.7.4调速器容量调速系统应具有足够的容量，当油压装置为最低工作油压，作用在导叶或浆叶上的反向力矩最大时，能操作导叶接力器和浆叶接力器全行程开启或全行程关闭。全行程定义为:接力器移动0～100%导叶开度，在开启方向没有过行程，在关闭行程终止时应有1～2%的压缩行程。2.7.5性能要求(1) 稳定性空载运行和电网运行时，调速系统应能稳定地控制机组转速。机组在电网中与其它机组并联运行时，调速系统也应能稳定地在零到最大出力范围内控制机组出力。如果水轮机的水力系统和引水流道是稳定的，当满足下述条件时，则调速系统被认为是稳定。发电机在空载额定转速下，且转差率定在2%或以上时，调速器能保证机组转速波动值不超过额定转速的±0.10%。电气装置工作和切换备用电源，或者手动、自动切换时，水轮机导叶接力器和行程变化不超过其全行程的±1%。调速器应允许带电插入或拔出故障插板。(2) 可靠性指标无故障连续运行时间不少于10000h；大修间隔时间不少于6年；调速器可利用率不少于99.9%；退役前的使用期限不少于30年。(3) 静态特性静态特性曲线应近似为一直线，其最大非线性度不超过5%。(4) 转速死区在任何导叶开度和额定转速下，接力器的转速死区不得超过额定转速的0.02%。浆叶接力器随动系统的不准确度不超过1.5%。(5) 动态特性由电子调节器动态特性示波图上求取的KP、Ti值与理论值偏差不得超过±5.0%。机组甩100%额定负荷后，在转速变化过程中偏离额定转速3%以上的波峰不超过2次。机组甩100%额定负荷后，从接力器第一次向开启方向移动起，到机组转速波动值不超过±0.5%为止所经历的时间应不大于40s。接力器不动时间:机组出力突变20%额定负荷导叶接力器不动时间不得超过0.2s。(6) 频率跟踪为了缩短同期时间，调速器应有频率跟踪器，且应具有优良的调节性能，使机组和电网的频率差接近零。(7) 稳定性调整调速系统动态性能应达到并具有比例，积分和微分功能，且各自带有独立的，连续可调的增益控制装置。每个控制装置的调整应范围适合各受控系统的动态特性。这些控制装置应安装在每个组件的板面上，且在调速系统运行时亦是可调的。(8) 浆叶控制装置浆叶控制装置应具有可根据水轮机协联曲线整定的协联函数发生器；能接受水头信号及按实际水头自动选择相应的协联曲线；能保证机组在停机后自动把浆叶开到起动角度，并在起动过程中接一定条件自动转换到正常的协联联系。(9) 水位控制机构调速器应设有水位控制机构，能根据水头的变化情况自动地增加或减少导叶开度。(10) 调速器手动操作时，电气上应有开度跟踪环节，以保证需要时机组能快速而无扰动地切换至自动。(11) 导叶和浆叶采用电气协联。反映导叶和浆叶接力器位置的位移传感器应具有良好的防潮性能，抗油污能力，并具有良好的线性度。(12) 转速、负荷调整范围:当机组在空载条件下转速调整机构应能调整机组转速从额定转速的90%～110%，机组空载运行，转差率定为零，通过手动或电动使转速调整机构在90%～110%额定转速之间允许发电机进行并列运行。当转差率为5%时，远方控制转速调整机构应能在不少于20s不超过40s时间内从全开导叶下的出力减到零。通过手动和电动调节转速应能在40s内允许发电机由空载带至额定负荷运行。(13) 调速器应能根据运行状况（如空载或并网运行）自动改变调节参数（K1、KP、KD），以适应不同工况运行。调速器应具有一定的抗油污能力，并在滤油精度为60μm时，调速器仍能正常工作。调速器电气部分温度飘移量折算到转速相对值不超过0.01%/℃。2.7.6运行要求(1) 概述调速系统应满足下述规定的运行要求，不可调的出力限制装置要能限制发电机在cosφ=1时的最大出力。可调的导叶和浆叶限位装置可限制导叶和浆叶位于任意位置(开度和角度)。(2)控制调速器应有下列控制方式，由装在电气柜上的开关选择。转速控制应具有比例，积分和微分功能，以保证系统频率满足所规定的运行和性能要求。现地手动或由计算机控制系统自动控制，且同时带有导叶开度限位和机组负荷控制装置。停机:调速器应能在下述情况下关机:a正常停机:现地或远方控制，断路器零出力时跳闸。b部分停机:负荷消失，断路器跳闸，调速器将机组关至空载。c事故停机:设备故障，在满足调节保证前提下以最快速度关闭导叶。d外部事故甩负荷，机组运行在空载，调节导叶及浆叶在机组不过速情况下，机组过流量不小于40%额定流量。开机:现地手动起动或在自动程序控制设备的控制下起动和控制机组转速在额定值，在断路器合闸前，机组应能自动跟踪系统的频率。在线自动诊断和容错功能:调速器应具有下述在线诊断和容错功能，每次调速器投入前应对下述故障进行自诊断一遍，无故障后方能开机。电气柜抽屉面板上的指示灯应指示故障。模拟/数字转换器和输入通道故障；数字/模拟转换器和输出通道故障；反馈通道故障；液压控制系统故障；程序出错和时钟故障；CPU和总线诊断；EPROM和RAM诊断；控制设备故障和测量信号出错诊断；事故关机回路故障；操作出错；测速系统故障；其他故障。离线功能:调速器应具有下述离线自诊断及调试功能:检查调节参数；调整调节参数；数据取样系统的精度检查；数字滤波器的参数检查和校准；程序检查；修改和调试程序。2.7.7安全保护装置(1)故障保护：发生系统故障或电源消失，除了停机回路和导叶开度限制机构应保留可操作性外，调速器应保持导叶在事故之前的位置。对于大事故，机组应停机，电气柜上的指示灯应指示故障，调速器应有机组失灵接点信号输出。(2)分段关机:调速系统应具有导叶分段关闭功能，且便于调整。该装置必须在运行的同类型水轮机上证明是可靠的。其直线关闭时间及其拐点时间与相应的导叶开度应经优化计算后选定。该装置所有机械部件及管件均由承包单位供给。此装置应采用机械液压结构。(3)防飞逸装置:设置事故配压阀，以防止机组飞逸。当调速器引导阀拒动及转速升高到115%额定转速后，经过延时自动操作紧急停机电磁阀快速停机。当机组转速继续升高到140%额定转速时，事故配压阀动作，直接关闭导叶接力器，同时应分别给出2对以上电气上相互独立的引出接点，接点容量为220V，DC，5A。2.7.8回复机构(1)回复装置:调速器和导叶操作机构之间及浆叶操作机构之间应设置回复装置。回复装置的反馈应为线性反馈。(2)电气回复:电气回复的全部所需的设备和导线、附件应由承包单位提供。2.7.9控制装置和仪表(1)概述:随调速器提供的控制装置和仪表，安装在相应柜子仪表盘的上面或里面。安装在柜面上的控制装置和仪表要便于观测且对称地排列。所有的仪表，控制装置，其尺寸和外观要相互协调，完整地用导线与附近的端子接线板连接，接线板装在柜子内仪表的底部。(2)机械柜上的控制装置和仪表:(可单独设置机械柜，也可将机械柜上的有关设备装在回油箱上)。调速器油压表，单位MPa；导叶开度限制和导叶位置指示器，刻度0～110%，两用型；浆叶位置指示表；导叶开度限位调节把手(手动)；事故停机按钮；导叶锁锭控制开关，带红、绿指示灯；转速指示器，刻度0～240%额定转速；手动--自动状态指示灯。(3)机械柜内的控制装置和设备:机械导叶开度限位装置，可手动操作，在导叶全行程范围内，限制导叶开度于任意值；调速器油压传感器将电信号(输出4～20mA，1.5级，辅助电源220V变、直流)传给控制柜上的油压表，从而避免调速器柜外面增设高压管路。应提供三只压力开关，每只带2个可调的、独立的、不接地的电接点回路。一只开关用于调速器压油箱内低油压时闭合报警回路;另一只用于低油压下停机(若机组在运行的话)或防止开机(若在停机状态);第三只开关备用；(4)压力截止装置和导叶锁锭压力供应:机械柜内这一装置，在导叶已关闭并锁定后，应自动切断到主配压阀和其它液压系统元件的油压，在正常和紧急关机期间，保持已在工作的接力器油压。截止装置为油压操作，并在紧急情况下能手动打开。此装置应快开快关，由“有压”和“无压”的单独的瞬时直流电信号控制;并且不连续供电就能保持在其中一个位置。油压截止装置和其它调速器元件的配置原则应是当油压被截止和发出“有压”信号时，操作机构应该施加关闭力于导叶，并提供液压以释放导叶锁锭装置。调速元件安排:直到导叶锁锭已充分投入时，油压才能被截断；(5)导叶位置开关:承包单位应至少提供12对用于调速器外其它控制回路的位置开关，位置开关应是电气独立的，不接地的，单刀单投式，在导叶全行程范围的任意点可调为闭合或开启。开关应有防振防潮措施且布置于接力器附近；承包单位应提供一套反映浆叶位置开关的信号装置；应提供导叶位置传感器2只、浆叶位置传感器1只，导叶、浆液位置模拟量除调速系统本身使用外，通过通讯上传供计算机监控系统使用。(6)电气柜上的控制装置和仪表:柜内应有必要的带保护罩的LED灯和供电变压器。要适合220/230V，AC电源。采用综合控制模块和导叶、浆液开度模块。2.7.10测速装置(1)调速器的测速装置由转速信号装置和测频回路组成。采用齿盘测速装置和残压脉冲方式测速，转速大于50%Nr时优先使用PT信号，PT信号和齿盘信号同时接入无干扰。信号取自6.3kV母线PT或35kV母线PT。频率测量变换器及隔离变压器等均由调速器厂配套供货。(2)测速装置所提供的频率信号量与机组转速值之间应有良好的线性关系。测速装置应运行可靠，并有足够的精度。(3)转速开关:电气转速开关:应提供一套电气转速开关装置，每套8对独立的、不接地的常开电接点回路。工作精度不超过1%，每套开关的调整范围如下:?150%～200%额定转速?115%～155%额定转速?100%～120%额定转速?82%～104%额定转速?0%～100%额定转速?0%～50%额定转速转速开关在大轴角位移大于1.5°时输出开关量信号，用于保护和报警。2.7.11微处理机(1)调速器功能由PCC系列微处理机控制，并与电站计算机监控系统兼容。此微处理机带有固态电路和软件，安装在电气柜中并应满足规定控制的要求，在环境条件范围内运行而不发生各种漂移，为了满足电站计算机监控系统远方控制的需要，应提供足够与监控系统在机旁LCU通讯的输入及输出接口，接口采用I/O型式。(2)调速器上设置参数显示装置，以便对微处理器参数及存贮单元内存参数进行显示。正常情况下，调速器由厂用交流电源供电，在交流电消失时，应无间断地切换到直流电源。此过程应不影响微处理器的正常工作。在电源消失后能自动报警并保存存储器内的内容。微处理器的电源回路应设有过电压与过电流保护，并能自动复归。调速器应自配必要的试验装置、接口和软件，能方便地进行现场或模拟试验，如空载试验等。且能用计算机存储、显示或用录波仪记录试验数据或图像。2.7.12油压装置(1)油压装置主体采用现有油压装置，卖方应对现有油压装置进行全面检查、复核，并提供复核成果，对复核成果负责。(2)卖方应保证改造后油压装置满足调速器、机组及电站自动控制需要。2.7.14管路和阀门2.7.15接线和端子(1).调速器柜内的所有电气控制线路的导线终点端子，均应接在适当的接线端子排上，其中每个端子应有电路标记和导线标号，标记牌应用不退色的墨水书写清楚。端子排内至少应予留有20%的备用端子。端子牌布置在调速器柜内，其周围应留有适当的空间，以容纳连接导线和便于检修。端子排应有防油雾污染的保护措施。(2).调速器柜内的所有连接导线应采用截面不小于1.5mm2和耐油的塑料绝缘单股硬铜线，中间不得有搭接的接头。如布线遇有电子元件，且导线电压对电子元件可能有影响时，则连接导线应采取屏蔽措施。2.7.16维修和试验设备(1)为了方便装配和拆卸调速器，承包单位应提供调速器装配和拆卸的非标件专用工具。(2)承包单位要提供调速系统所有试验设备的详细分类的清单。部分或所有试验设备的购买将由发包单位选择。2.7.17规定的备品备件所提供备品备件的互换性、材料、工艺标准和装备要求与水轮机备品备件的要求相同。应提供下列规定的包括每台调速器所要求的全部备品备件和随机的备品备件，价格包括在调速器总价这中。同时还应按本文件附件要求分类列出承包单位建议的备件。所提供的下述规定的调速器全部备件，要将其价格逐条列出。在合同谈判时发包单位有权调整备品数量和种类。详见清单表。2.7.18工厂装配和试验(1)概述:在实际可行范围内，调速器和辅助设备应全部在供方工厂装配和试验。压力油箱和管道要作1.5倍设计压力静压试验。在喷漆之前，回油箱要用热油或其它允许的手段进行渗漏试验。(2)工厂试验:调速器在出厂前应进行工厂试验，包括静、动态模拟试验，试验的项目和方法按GB/T9652.2—2007标准中的规定执行。第一台机的静、动态模拟试验应提前通知发包单位组织专家验收。所有试验结束后，承包单位都要提供12份完整的试验报告，其中8份给发包单位，4份给工程设计单位，试验报告要包括试验原理，试验设备及性能试验过程、结果、结果分析，同时还要有必要的图纸和曲线等。第3项发电机及其附属设备技术规范3.1概 述3.1.1工作范围本技术规范适用于按合同规定供应的水轮发电机部分改造的设备。本规范仅对上述设备在设计、制造及工厂试验、现场试验方面的主要技术参数和性能提出要求，对结构特性加以说明，而不详述发电机改造部件的细部结构及工艺要求。卖方应根据实践经验，按合同要求提供与原发电机部件相配合、衔接的改造设备，包括卖方认为改造发电机的同时需要配套改造的设备，并能安全、可靠运行。3.1.2卖方提供的水轮发电机设备要满足以下基本条件：（1）在原发电机基础上进行改造，发电机基础不变。 （2）发电机额定出力增至11000KW。 （3）机组调节保证值要满足现行运行要求。 （4）所有改造设备与原设备应有良好的配合。3.1. 3发电机改造部分包括：发电机定子扩容改造（更换定子，绝缘等级为F级绝缘）、发电机转子扩容改造（更换磁极、磁轭，绝缘等级为F级绝缘）、发电机空冷器更换、卖方认为发电机增容改造的同时需要配套改造的设备（需要时）；专用工器具，备品备件；其它必要的配套改造设备均属供货范围。发电机主引出线、中性引出线的成型绝缘铜母线和机组出口和中性点的连接铜母线，及其风洞内母线保护网等。所需的主引出线和中性点引出线的长度，暂按引出风洞壁外300mm计算。 3.1.4运行方式电站年发电量：18783万kW.h年利用小时数：5692h电站保证出力：10047kW发电机额定出力：11MW3.1.5发电机有关接入系统概况和布置（1）电站接入系统升高电压：35kV最大短路容量（归算到电站发电机出口6.3kV侧）：26.4MVA。（2）发电机中性点接地方式：不接地。（3）原电站3台水轮发电机组为重庆水轮机厂生产，发电机主要参数如下：型号SF10—52/5500额定容量12500千伏安额定功率10000千瓦额定电压6300伏额定电流1146安额定功率因素0.8相数3额定周率50赫兹额定转速115.4转/分飞逸转速320转/分转动惯量1920吨?m2出厂日期： 1989年3.2改造后发电机型式和参数3.2.1型式发电机为三相立轴半伞式同步发电机，采用全密闭自循环空气冷却系统，水灭火系统。3.2.2额定值及主要参数（1）额定值额定容量 13750kVA额定功率 11000千瓦额定电压 6.3 kV额定功率因数（滞后） 0.8额定频率 50 Hz相数 3额定转速 115.4转/分（暂定）定子绕组连接 Y形连接定子、转子绕组和铁芯绝缘等级：F级（2）旋转方向 从俯视看为顺时针方向3.3可靠性指标发电机可用率≥99%发电机无故障连续运行时间 ≥18000h大修间隔时间≥8年退役前的使用期限≥40年机组允许年起动次数1000次3.4温升限值3.4.1现场温、湿度条件多年平均气温 16.6℃多年极端最高气温 37.7℃多年极端最低气温 -6.8℃多年平均相对湿度 80%冷却水最高温度 25℃3.4.2绕组、铁心及集电环温升在规定的使用环境条件下，发电机应能在额定运行工况下长期连续运行，此时各部分温升限值应不超过表8.4-1的规定。 绕组、定子铁心等部件允许温升限值表3.4-1名 称温升限制测量方法备注定子绕组85K检温计法 （ETD）定子铁心85K检温计法 （ETD）转子绕组90K电 阻 法 （R）集电环85K温度计法（Th）3.4.3轴承温度发电机在额定运行工况下，其轴承的最高温度应采用埋置检温计法测量，且导轴承巴氏合金瓦的最高温度不应超过65℃；推力轴承弹性塑料瓦的最高温度不应超过55℃。3.5电气特性保证3.5.1容量（1）发电机在额定频率、额定电压和欠励情况下对线路充电，其持续充电容量暂按不小于7MVar要求，此时发电机温升不超过上节规定的温升限值，也不应产生自励或不稳定现象。（2）在功率因数为0.8～1.0（滞后）的范围内，发电机在额定频率、额定电压和额定容量下应能连续运行，且各部分温升不超过额定运行工况时的温升。（3）各种功率特性应符合卖方提供的功率特性圆图。（4）允许提高功率因数为1运行，以使发电机的最大有功功率等于11MW。（5）发电机应能在额定电压、额定转速、额定容量、不超过额定运行工况的温升限值和功率因数0.95（超前）的条件下长期进相运行。（6）在正常进水条件下停用空气冷却器其中一台，水轮发电机仍可按额定容量连续运行，且各部件的温升不应超过表3.4-1的规定值。3.5.2效率（1）发电机在额定运行工况下，其额定效率应不小于97%。（2）发电机加权平均效率不应低于96.0%。卖方应提供保证的加权平均效率值。发电机的加权平均效率应按下述公式计算：η=（Aη1 Bη2 Cη3 Dη4 Eη5Fη6Gη7）/100在各种运行条件下的加权系数：序号1234567容量（%额定MVA）405060708090100功率因数（滞后）0.80.80.80.80.80.80.8加权系数7.312.016.824.421.912.25.4效率（ηi） （%）η1η2η3η4η5η6η7（3）效率计算方法按IEC60034中有关规定进行。卖方应提供各种损耗的计算值。效率计算时应计及以下损耗：（a）铁损；（b）风阻损耗；（c）轴承损耗；（d）定子铜损；（e）励磁系统损耗；（f）杂散损耗3.5.3电抗（以额定电压和额定容量为基准的标么值）（1）纵轴同步电抗Xd（不饱和值）≯1.15； （2）纵轴暂态电抗Xd′（饱和值）≯0.30； （3）纵轴次暂态电抗Xd″（饱和值）≮0.2；（4）交轴不饱和超瞬变电抗与直轴不饱和超瞬变电抗之比的计算值应尽量接近于1。3.5.4短路比≥1.0。3.5.5波形畸变系数（1）在空载额定转速和额定电压时，发电机线电压的电压谐波因数（THF）应不超过1.5%；（2）当定子绕组接成正常工作接法时，在空载及额定电压下，发电机线电压的波形正弦性畸变率应不超过5%。3.5.6在下列情况下，发电机应能输出额定容量13750kVA：（1）在额定转速、额定功率因数时，电压与其额定值的偏差（ΔU）不超过±5%；（2）在额定电压和额定功率因数时，频率与其额定值的偏差（Δf）不超过±1%；（3）在额定功率因数或不低于额定功率因数时，电压和频率的组合偏差不超过以下数值：（a），此时ΔU和Δf均为正偏差；（b），此时ΔU或Δf之一为负偏差，或者ΔU和Δf均为负偏差。（c） 当电压和频率偏差超过上述规定值，发电机应能连续运行，输出容量以励磁电流不超过额定值、定子电流不超过额定值的105%为限。3.5.7绝缘性能定子、转子绕组和定子铁心均应采用符合IEC60034中规定的F级绝缘。（1）定子绕组对机壳或绕组间用2500V兆欧表测得的绝缘电阻值在换算至100℃时，应不低于按下式计算的数值： 式中：R――绝缘电阻，MΩ；UN――发电机的额定线电压，V，SN――发电机的额定容量，kVA。（2）对干燥清洁的水轮发电机，在室温t（℃）的定子绕组绝缘电阻值Rt（M?）可按下式进行修正： 式中：R――对应温度100℃时的定子绕组热态绝缘电阻计算值，M?。（3）转子单个磁极挂装前及挂装后在室温 10℃～ 30℃用1000V兆欧表测量时，其绝缘电阻值应不小于5M?。挂装后转子整体绕组的绝缘电阻值应不小于0.5M?。（4）在实际冷态下，定子绕组直流电阻最大与最小两相间差值，在校正了由于引线长度不同引起的误差以后，应不超过最小值的2%。（5）定子绕组的极化系数R10/R1（R10和R1为在10min和1min、温度为40℃以下分别测得的绝缘电阻值）不应小于2.0。（6）定子线圈绝缘的工频击穿电压应不低于发电机额定线电压的5.5倍。 （7）发电机绕组应能承受表8.5-1规定的频率为50Hz的试验电压历时1min，绝缘不得有任何损坏。绕组交流耐压试验标准表3.5-1项号发电机部件试验电压（有效值）1定子绕组定子成品线圈（2.75UN 6.5）kV2下线过程中按JB/T6204的规定3定子安装完成（2UN 3）kV4转子绕组额定励磁电压500V及以下10倍额定励磁电压（但最低不得低于1500V）额定励磁电压500V以上2倍额定励磁电压 4000V注：1 表中UN为发电机额定线电压（有效值），单位kV。2 转子绕组试验电压值为转子装配完成后的耐压值。（8）定子绕组在交流绝缘耐受电压试验前，应进行3倍额定电压的直流耐电压试验和泄漏电流测定。试验电压应分级稳定地增加，每级为0.5倍额定电压，每级持续1 min。泄漏电流不应随时间而增大。各相泄漏电流的差值应不大于最小值的50%（9）定子单个线圈在1.5倍额定线电压下不应起晕，整机在1.1倍额定线电压下不应起晕，端部应无明显的金黄色亮点和兰色连续晕带。绕组对地之间在13.8kV下不产生电晕，以端部无明显晕带和连续的金黄色亮点为准。定子线圈的端部绝缘，应采用防晕层与主绝缘一次成型的结构。（10）定子线圈常态介质损失角正切值（tgδ）及其增量（Δtgδ）的限值应符合表3.5-2的规定。常态介质损失角正切及其增量限值表3.5-2试验检查项目试验电压指标（%）备 注tgδ 0.2UN≤2.0按3%抽检，如不合格，则应加倍抽试Δtgδ＝tgδ -tgδ 0.2UN～0.6UN≤1.0注：UN为发电机额定线电压,kV3.5.8特殊运行要求（1）发电机在不对称的电力系统中运行，如果任意一相电流不超过额定值（在额定容量运行时），且负序电流与额定电流值（在额定容量运行时）的比值不超过12%时，应能长期连续安全运行。（2）水轮发电机在事故条件下允许短时过电流，但不得发生有害变形及接头开焊等情况。定子绕组过电流倍数与相应的允许持续时间按表3.5-3确定，但达到表中允许持续时间的过电流次数平均每年不应超过2次。定子绕组允许过电流倍数与时间关系表3.5-3定子过电流倍数（定子电流/定子额定电流）允许持续时间（min）1.1601.15151.2061.2551.3041.4031.502（3）发电机转子绕组应能安全地承受2倍额定励磁电流,持续时间不小于50s。（4）发电机在不对称故障时，在额定容量下运行，应能承受的负序电流分量I2与额定电流IN之比的平方与持续时间t（s）的乘积 ，（I2/IN）2?t应为40s。（5）水轮发电机应能适应在系统中调峰及开、停机频繁的运行要求。允许年启动次数不大于1000次。（6）水轮发电机应采用自动准同期方式与电力系统并列。在水轮发电机与电力系统并列时，当冲击电流引起的应力不大于机端三相突然短路所引起的应力的1/2时，水轮发电机可在相应的电压偏差、频率偏差和相位偏差下以准同期方式与电力系统并列。3.5.9相 序发电机出线端应注明U、V、W相序标志，相序排列应为：面对发电机出线端，从左至右水平方向的顺序（俯视逆时针）为：U、V、W。3.6机械性能保证3.6.1发电机GD2满足调保计算要求3.6.2发电机和与其直接或间接连接的辅机应能承受飞逸转速10min而不产生有害变形或损坏。飞逸时转动部分材料的计算应力不超过屈服点的2/3。3.6.3 水轮发电机组甩100%最大负荷，在调速系统正常工作的条件下，应允许机组不经任何检查再次并入系统。3.6.4水轮发电机所有部件的设计应具有足够的刚度和强度，使之在包括瞬态、飞逸转速状态以及短路等各种运行工况下，其应力、变形、振动和安全系数均在规定的范围内，卖方应提供发电机主要结构部件在受力情况下的刚度和变形值。3.6.5发电机各部分结构设计强度应能承受在额定容量、额定功率因数、105%额定电压及稳定励磁条件下运行时，历时30s的短路故障而无有害变形和损坏。同时应能承受在额定转速及空载电压等于105%额定电压下，历时3s的三相突然短路试验而不产生有害变形。3.6.6发电机结构应能承受转子半数磁极短路的不平衡磁拉力的作用，而不产生有害变形和损坏。3.6.7发电机噪音水平，在发电机上盖板外缘上方垂直距离1m处，其测量值不超过80dB（A）。3.6.8水轮发电机组安装完成后，定子内圆和转子外圆半径的最大或最小值分别与其平均半径之差，应不大于设计气隙值的±4%；定子和转子间空气间隙的最大值或最小值与平均值之差不应超过平均值的±8%。3.6.9经长期运行，发电机定子和转子各自的热膨胀不应破坏相互间的同心和气隙的均匀，不应使定子机座和转子支架发生有害变形。3.6.10水轮发电机的允许双幅振动值应不大于表3.6-1的规定值。水轮发电机振动（双幅）允许限值 表3.6-1 单位mm带推力轴承支架的垂直振动0.07带导轴承支架的水平振动0.09定子铁芯部位机座水平振动0.03定子铁芯振动（100Hz双振幅值）0.03注：振动值系指机组在除过速运行以外的各种稳定运行工况下的双振幅值3.6.11发电机与水轮机组装完后，机组的转动部分的第一阶临界转速应不小于飞逸转速的125%。3.6.12发电机结构强度应满足电厂所在地VI级地震烈度的要求。3.7 主要结构3.7.1 概述（1）发电机的主要结构尺寸应满足原机墩及基础安装尺寸的要求，定子机座应置于埋入混凝土基础的底板上，并承受上机架及其支持件的重量，随发电机应配置将机座与基础板紧固和使二者间保持定位的螺栓和锲子板或销钉。机座基础板、紧固件应能安全地承受在运行时由于突然短路故障引起的暂态力矩，及半数磁极短路的单侧磁拉力。设计中应充分考虑安装、调整的方便。（1）在所有运动部件和带电部分周围应提供合适的防护。（2）应采取措施使所有部件在安装和检修期间便于装拆。（3）应给出发电机各部分静荷载和动荷载的受力情况，方向，大小,以复核原机墩的强度。3.7.2 定子（1）定子机座应设置起吊点承受整体定子的重量，并提供起吊工具。（2）定子铁芯的内径应便于水轮机全部部件通过定子吊出。（3）定子铁芯应采用低损耗、无时效、优质冷扎薄硅钢片叠成，由卖方在工地叠片下线。为防止长时间运行后，铁芯松动，冲片每平方厘米压紧力不小于15kgf。（4）定子铁芯内的通风沟应布置得使气流畅顺平稳，让定子铁芯充分冷却，风摩阻损耗最小。（5）定子线圈通过合理措施，以避免槽楔松动。定子线圈接头采用银合金焊接。定子端箍和铁芯齿压板的压指应采用非磁性材料。（6）定子线圈的端部和连接线应牢靠地支撑和固定，以防止发电机在可能遭受最严重的短路时引起作用力而产生变形和振动。所有的接头和连接应符合有关国家标准的技术要求。（7）在上、下层线圈之间和线圈与铁芯之间应埋置铂电阻测温元件，并应布置在预计温度最高处。3.7.3 转子（1）转子由转子支架、磁轭和磁极等部件组成，在结构上应具有足够的机械强度。（2）磁极铁芯由优质薄钢板叠压而成。磁极线圈采用F级绝缘，线圈间的极间连接应可靠，并便于检修拆卸。（3）转子上应装有纵横轴阻尼绕组, 阻尼条与阻尼环之间采用银焊。（4）制动环安装在转子磁轭上，对制动时所产生的热量及制动环的热膨胀应采取有效对策。3.7.4 主轴本次电站改造主轴保留原主轴，卖方应对原主轴进行全面检查、复核，并提供复核成果，对复核成果负责。3.7.5 上、下机架本次电站改造保留原上、下机架，卖方应对现有机架进行全面检查、复核，并提供复核成果，对复核成果负责。3.7.6机坑（1）本次电站改造保留原机坑，卖方应对现有机坑进行全面检查、复核，并提供复核成果。（2）发电机在各种运行工况下，不应在发电机坑内及任何处所引起有害的振动。3.7.7 引出线主引出线和中性点引出线均应为线电压F级全绝缘。主引出线和中性点引出线的长度为引至机坑外300mm。主引出线中心高程和中性点引出线的方向和中心高程应按原厂房布置确定。主引出线连接板的接触面电流密度应满足规范SDGJ14-86《导体和电器选择设计技术规定（试行）》的要求，并应镀银，以确保定期试验多次拆接的需要。3.8 附属设备3.8.1 冷却系统（1）发电机采用密闭循环空气冷却系统，冷却器的最高进水温度为28℃。冷却器工作水压为0.15～0.4MPa。（2）冷却器供水总管上装设压力变送器一个及相应的阀门。3.8.2灭火装置发电机采用水灭火方式。卖方应提供一套水灭火系统的设备，系统包括如下设备：（1）灭火所需的足够数量喷雾头；（2）布置在发电机内用于装设喷雾头的环形管和连接装置；3.8.3检测仪表（1）机组轴承及空冷器冷却水总管均应设示流信号器和相应的阀门。（2）机组应按有关规定配置各部位测温埋设电阻，安装部位有：定子线圈、定子铁芯等。（3）测温系统，包括全套测温元件，采用屏蔽线将信号引至端子排。 3.8.4励磁系统本节技术条款包括3套微励磁装置等所必须的附属设备的设计、制造和工厂试验的具体要求。买方根据现场条件规定每台机组励磁柜为三面（调节柜、功率柜、灭磁柜）。3.8.4.1 供货范围3台套微机励磁装置?双微机双通道励磁调节器（组屏一面，无需配置电力系统稳定器）；?带两条并联支路或两支整流桥的可控硅整流装置（全控桥）及灭磁装置及转子过电压保护装置（组屏两面）；3.8.4.2 型式和说明采用自并激静止电压源可控硅整流励磁系统。自并激静止电压源可控硅整流励磁系统由三相全控桥可控硅整流装置、灭磁装置、防止整流器交、直流侧暂态过电压的装置、双微机励磁调节器、电力系统稳定器、各辅助功能单元、起励装置、励磁系统控制和保护装置、电源装置、变送器、电压、电流互感器等组成。1．整流器采用三相桥式全控整流电路。(可控硅元件应采用国内优质可控硅管。)2．可控硅整流器由两个并联支路组成，当一个支路故障时，故障支路能方便地退出运行，并且当其中一个支路退出运行时，应保证发电机在所有运行方式下均能连续、长期运行，包括强行励磁在内。触发脉冲回路应与之相协调，脉冲变压器绝缘耐压应在15000伏及以上。3．可控硅元件在满负荷运行温度下及阻断期间，其额定反峰电压不小于励磁变二次侧最大峰值电压的2倍。4．可控硅元件及熔断器应设计成模件或组件，并具有互换性，易于拆卸或更换，模件或组件应用螺栓连接。5．可控硅元件和可控硅用的熔断器必须承受因励磁回路短路引起的过电压、过电流而不损害，不允许使用熔断器作为励磁回路过电压保护。6．整流桥应具有串联元件均压措施,以及并联之路和整流柜之间的均流措施,均压系数不应低于0.9,均流系数不应低于0.9。7．功率整流元件，采用热管自然冷却方式，配置自适应辅助风扇。8．对所有可控硅功率柜应设置智能化监控系统，以实现对输出电流、脉冲、快熔、风温、备用辅助风机运行状态等工况实时监测、显示、控制和信息传输。9．在整流器的交、直流侧均应设置相应的过流、过压保护，并相互配合协调。10．整流桥交流侧设置隔离开关，当一组支路故障时，故障支路能方便地退出运行。11．可控硅整流柜的噪音水平不超过60dB(A)。12．励磁柜上应安装电源指示灯和辅助备用风机控制所必须的装置。13．每个功率柜上应有快速熔断器动作辅助接点引出。14．励磁回路用断路器（灭磁）应采用西门子的产品。3.8.4.2 励磁系统设计1) 励磁系统应设计成能现地和远方控制，可以手动也可以自动调节，供机旁LCU监测的励磁电流、电压直流模拟量输出为4～20mA，微机励磁调节器应能接受开关接点量的控制。励磁调节器供电站计算机监控系统监测的量为无源开关量接点，并保留RS485或其它串行接口的要求。承包单位应在励磁柜内部设明显的端接部位和通信接口设备（包括通信软件）以便与机旁LCU屏连接。2) 应对励磁系统所有设备提供地面安装的外形美观的金属柜，包括功率柜、灭磁柜，励磁调节柜、励磁系统保护及信号等。它们必须是刚性自支承封闭式，其上配有门，它装于使设备易于安装进入之处，各柜可用螺栓连成一体，并有良好的密闭性能和通风系统，通风系统进出风口应设防尘滤网。所有柜必须门上带锁，照明灯（LED）的安装位置必须充分满足柜内照度的要求，开关手动控制。3) 每面屏尺寸为：高×宽×深＝2260×800×800 （mm）。4) 励磁系统的控制电源为交流厂用电与直流厂用电互为备用，电源切换装置应是连锁型的，控制电源的切换应不影响励磁系统的正常工作。励磁系统可控硅触发电路与220V直流控制电源应有隔离措施，控制电源回路应设电源监视，电源切换及失电信号应采用无源开关接点输出。5) 整流装置柜辅助冷却风扇应采用2路AC380V供电，并能实现风扇电源的自动切换，提供风扇电源切换信号及风源消失信号，信号应采用无源开关接点输出。6) 应提供温度自动控制的电加热器及其操作、保护设备安装在所有励磁柜内，供停机检修时励磁柜驱潮。7) 承包单位应负责各个柜内部配线，柜与柜之间的全部连接配线。所有励磁柜引出电缆均从励磁柜底部进出。8) 应设计一条贯穿三面励磁柜全长的合适尺寸的接地铜排母线，在接地母线每一端预设适当连接孔用以联接120mm2的铜接地电缆冷压端头。9) 励磁屏体颜色在设计联络会中确认。3.8.4.3 基本技术参数和性能要求3.8.4.3.1 基本技术参数a) 励磁系统强励顶值电流倍数为额定励磁电流的2.0倍。b) 当发电机机端正序电压为额定值的80%时，励磁系统应提供2倍的强励顶值电压，强励允许时间不少于20秒（可任意整定）。3.8.4.3.2 性能要求a) 励磁系统应满足发电、进相、调峰、同期（自动准同期）及35kV线路空载时充电等运行方式的要求。b) 励磁系统应保证当发电机励磁电流和电压为发电机额定负荷下励磁电流和电压的1.1倍时，能长期连续运行。c) 励磁系统电压响应时间，上升（强励）不大于0.08秒，下降（强减）不大于0.15秒。d) 励磁系统应保证在任何可能情况下，励磁绕组两端过电压瞬时值不得超过该绕组对地试验电压幅值的70%。e) 励磁系统的年强迫停运率不应大于0.1%。f) 励磁系统应做到依靠自励电源，满足发电机空荷调压及零起升压10～130%额定电压的要求，且在发电机任何电压点下均能稳定运行。g) 励磁系统整定值由承包单位按励磁系统性能要求提出建议，建议的整定值提交工程师批准。3.8.4.3.3 微机励磁装置主要技术性能和参数1) 调节范围：10%－130%额定发电机电压2) 电压调整精度：≤0.4%3) 频率特性：在50Hz±5Hz范围内，≤±0.1% / 0.5Hz4) 零起升压：无超调，无振荡，起励时间≤3S5) ±10%阶跃：超调量＜2%，振荡次数＜1次，调节时间＜1 S6) 调差率整定范围：±25%，1%分档7) 重复调节时间：10ms8) 励磁系统电压响应时间：上升≤0.08S，下降≤0.15S，9) 触发脉冲移相范围：5o—175o，脉冲列，对称度≤1°10) 抑制过电压能力：突甩100%负荷，发电机电压上升率≤5%额定11) 甩负荷：超调量≤5%，调节时间≤3S，振荡次数≤3次3.8.4.4 调节器要求1．励磁调节器应为双微机(采用32位定点DSP)、双通道励磁调节器并带有手动控制单元及辅助功能单元。两路通道，正常时一路工作，另一路热备用并监视跟踪工作通道，当工作通道发生故障时，能自动地、无扰动地切换至备用通道并闭锁故障通道。操作面板上带10.4”大屏幕液晶显示。可同时显示发电机电压、给定参考、励磁电流、励磁电压、控制角度，有功、无功。也可通过按键操作显示其它运行参数，能非常直观地了解发电机、励磁调节器和励磁系统的运行状态。2．为增强可靠性，设置独立的双通道自动调节系统，并设置相应的脉冲监视信号。3．调节器应设置静止型电压给定装置。给定电压的变化速率为每秒不大于空载额定电压的1%，不小于额定电压的0.3%，在极限位置应有保护和信号装置。4．自动励磁调节器应能在发电机空载电压70%～110%额定范围内进行稳定、平滑地调节。5．励磁系统手动控制单元调节范围是发电机空载励磁电压的20%至额定励磁电压的110%。6．自动励磁调节器应保证发电机端电压调差率整定范围不小于±15%，并按1%的档距分档。调差特性应有较好的线性度。7．自动励磁调节器应保证发电机机端调压精度优于0.5%。8．自动励磁调节器应设置下列辅助单元：最大励磁电流限制；过励磁限制；欠励磁限制；电压/频率限制。9．在规定的发电机进相运行范围内和突然减少励磁时，励磁系统应保证稳定、平滑地进行调节。10．励磁调节器应满足如下动态特性指标的要求：⑴ 发电机空转运行，转速在0.95～1.05额定转速范围内，突然投入励磁系统，使发电机端电压从零上升至额定值时，电压超调量不大于额定电压值的10%，振荡次数不超过3次，调节时间不大于5s。⑵ 在额定功率因数下，当发电机突然甩掉额定负荷后，发电机电压超调量不大于15%～20%额定值，振荡次数不超过3次，调节时间不大于5s。11．励磁调节器具有在机组同步操作时，能使发电机自动跟踪系统电压的电压跟踪功能。12．微机励磁调节功能可由软件模块实现，它包括以下内容：⑴调节器控制原理应采用PI PD PID PSS调节方式⑵欠励瞬时限制⑶正负调差和调差率大小选择⑷过励瞬时限制⑸发电机强励的反时限限制⑹最大励磁电流瞬时限制⑺可控硅整流柜快速熔断器熔断、停风，部分柜切除时的励磁电流限制⑻电压／频率(V/F)限制⑼励磁用电压互感器断线的检测和保护⑽同期过程中对系统电压的线性跟踪⑾空载过电压保护⑿软件数字整定和比较功能 ⒀电源、硬件、软件故障检测和处理功能⒁与电站微机可控硅励磁系统设备的通信功能⒂发电机恒功率因数运行 ⒃发电机恒无功功率运行3.8.4.5 起励方式1) 残压起励：发电机正常运行时，依靠残压起励。机组启动频率正常，即可显示发电机残压，若残压在1%，便可正常实现残压起励。全压起励无超调、无振荡。2) 直流它励起励：当机端残压小于1%时，由直流起励。它励直流的起励电流不大于10%空载额定励磁电流。3) 交流它励起励：为减小它励合闸电源容量，应设置交流它励方式，与直流它励互为备用4) 应提供与220V厂用蓄电池相连接的初励电路设备。这套设备包括，一个用于开合的直流接触器，防止电流倒送入蓄电池的阻塞二极管，以及控制、保护和起励不成功的报警电路设备。起励回路应保证发电机电压达到额定机端电压的10%时，微机自动电压调节器投入，初励电流下降到零后，自动退出。3.8.4.6 励磁回路断路器1) 应提供一个双断口的发电机励磁回路断路器，该断路器具有灭弧接点和一套辅助开关，此辅助开关具有不少于6个“常开”和6个“常闭”接点。断路器应具有灭弧装置，操作机构应能有电气和机械防跳措施，操作电压为直流220V，可在现地和远方操作，应设置现地/远方操作切换开关。断路器的额定电流应不小于发电机最大连续过负荷状态下励磁回路的电流，应能在顶值电压下和定子三相短路条件下，成功地遮断发电机的最大励磁电流，断路器最大断开电流应保证断开发电机空载情况下强行励磁时的电流而不致损坏。该断路器的主接点、辅助接点、操作机构应便于检查、维修和更换。2) 励磁回路断路灭磁时，应保证励磁绕组两端的电压瞬时值不超过出厂试验时该绕组对地试验电压幅值的50%，不低于该绕组对地试验电压幅值的30%。3) 励磁回路断路器跳合闸线圈操作电压应与励磁调节器工作电压相互独立，并设置操作电源监视继电器，失电信号用无源开关接点送出。3.8.4.7 灭磁1) 正常停机灭磁方式采用可控硅整流器逆变灭磁。2) 事故停机灭磁方式采用非线性电阻灭磁。3) 应提供一套灭磁电阻，此电阻的选择应满足：当发电机在105%过电压下定子三相短路而跳开励磁回路断路器之后能在1秒钟内将储存于发电机磁场的能量放出，使最大励磁电流值下降到额定励磁电流值的10%。4) 非线性电阻荷电率不大于60%，在最严重灭磁工况下，需要非线性电阻承受的耗能容量不超过其工作能容的80%，同时，当装置内20%的组件退出运行时，应仍能满足最严重灭磁工况下的要求。除机组内部故障或空载误强励下灭磁外，一般不应限制连续灭磁次数。5) 对于磁场断路器-非线性电阻灭磁系统，应符合下列要求：6) 最小断流能力不大于额定励磁电流的6%；7) 最大断流能力不小于额定励磁电流的300%。8)非线性电阻能容储备系数应不低于1.3。非线性电阻元件使用寿命不少于10年，且不应限制灭磁次数。9) 非线性电阻动作电压值、残压值、总容量、直流泄漏电流和电阻绝缘均由承包单位确定。承包单位应提交详细的计算表供工程师核准。3.8.4.8 容错1) 测量PT断线容错：若励磁测量互感器发生故障，该装置会自动转接仪用测量互感器，不影响机组正常发电运行。2) 触发脉冲同步信号容错：设置工作回路和备用回路，若工作回路发生故障，备用回路开始工作，不影响正常发脉冲。3) 电源系统容错：交流厂用电与直流厂用电互为备用，若任一路厂用电消失，不影响正常发电运行。4) 开关接点信号容错：当开关接点异常时，不影响正常发电运行。例如：若并网后，开关接点断开，但带有一定的有功或无功，微机会认定开关接点故障而继续运行在并网状态。5) 增减磁容错在发生下列情形时增磁无效： A、过励；B、UgUmax； C、过无功； D、过压。在发生下列情形时减磁无效：欠励限制动作。连续按键操作时间≤5秒，以防操作接点粘连。6) 运行方式容错：若在单机运行时，恒功率因素运行方式被视为非法，直接转入恒压运行方式。7) 调节器容错：若工作通道出现故障，备用通道会自动转为工作通道，并将原工作通道转为备用通道。3.9控制系统3.9.1 机组控制方式（1）由一个操作指令使机组自动完成从停机至发电、发电至停机的任何一种运行操作。所有中间过程按规定程序自动控制机组各元件，如开停机过程出现不正常状态时，自动发出信号。如开停机过程中出现事故时，则自动转入事故停机。（2）机组采用自动准同期为正常并列方式，手动准同期作为备用。（3）机组可现场操作和中控室远方操作。（4）机组负荷及电压设远方调整开关，正常运行时由远方（中控室）控制。为现场检修、调试方便，设现场控制方式。3.9.2自动化元件（1）机组按自动化要求及水力机械保护需要，由卖方提供改造范围内的自动化元件。（2）根据电站综合自动化要求，机组自动化范围内之非电气量，均应设变换装置转换为电气量，供给自动监视及控制使用。（3）自动化元件应能防潮防震、防漏，动作灵活可靠，结构要便于安装调试。（4）机组自动化部分改造配置清单（单台机数量）如下表：序号仪表、盘柜及自动化元件名称、规格、型号技术指标参考（技术指标需等于或优于下列厂家及型号的技术指标）单位数量参数备 注一水轮机部分1水导轴承冷却水进口压力表Y-150宜昌仪表只1量程：0～0.4MPa，M20×1.5外螺纹2水导油槽测温电阻清凉仪表只2WZP，Pt100，三线制3水导轴瓦测温电阻清凉仪表只8WZP，Pt100，三线制4水导轴承油槽液位信号器德国科宝N7-VA只1量程：0～0.6m（以主机设备为准），适用介质：油，接点容量：1A/220VAC,防护等级：IP65，输出：两常开接点,浮球直径：43mm引出外装5水导轴承油槽液位变送器中美麦克MPM436W只1量程：0～0.6m（以主机设备为准），适用介质：油，工作电压：DC24V,输出信号：4～20mA，防护等级：IP68，精度：0.25%，二线制，传感器直径43mm引出外装6水导轴承冷却水流量开关德国图尔克FCS-G1/2只1热导式，工作电压：DC24V，输出：一转换继电器，允许压力：0.6 MPa，工作介质：水，防护等级：IP677检修密封气压力变送控制器器中美麦克MPM484ZL只1量程：0～1.0MPa，介质：空气，工作电压：DC24V，M20×1.5外螺纹，输出信号：4～20mA及一对接点输出，整定值上限0.5MPa8主轴密封水压力变送控制器中美麦克MPM484ZL只1量程：0～0.35MPa，介质：水，工作电压：DC24V，M20×1.5外螺纹，输出信号：4～20mA及一对接点输出，整定值下限0.02MPa9剪断销信号器CJX-18南平通达只24常闭式10尾水管进口压力变送器（转轮下）中美麦克MPM484只1量程-0.1~0.15MPa11导叶位置接近开关（全开、全关各2只，空载和拐点各1只）德国图尔克BI5-M18-AD4X只6二线制，无极性，DC24V12导叶接力器锁锭电磁配压阀德国力士乐4WE只1二位四通，2.5MPa,DC220V13导叶接力器锁锭位置行程开关德国施奈德ZCK只2二常开二常闭接点输出14导叶接力器操作油压力表宜昌仪表YTN-150只20~2.5MPa,耐振型15水轮机端子箱只116过速限制器西安江河SGP-100,2.5MPa套1电磁配压阀为进口，双线圈，电磁阀电源：DC220V二发电机部分1机组总冷却水电动蝶阀台湾进典JVFXN-200只4DN200，法兰连接，带全开、全关位置反馈接点输出，DC220V,阀体材质：不锈钢，带成对法兰正、反向供水各2只2机组总冷却水压力变送器中美麦克MPM484ZL只1量程：0～0.35MPa，介质：水，工作电压：DC24V,输出信号：4～20mA及一对接点输出，整定值0.15MPa,防护等级：IP68，精度：0.25%，二线制，G1/2外螺纹3轴瓦、油槽、空冷器测温电阻清凉仪表只36WZP ,Pt100，三线制4定子铁芯、定子线圈深圳泰斯特只24WZP ,Pt100，三线制（双支装）5齿盘测速装置西安江河ZKZ-3套18对转速接点输出，4-20mA输出，DC220V含齿盘及传感器（1只）6上导、推力轴承油槽液位信号器德国科宝N7-VA只2二常开接点输出7上导、推力轴承油槽液位变送器中美麦克MPM436W只24~20mA输出，两线制，DC24V8上导、推力轴承冷却水、空冷器总冷却水出口流量开关德国图尔克FCS-G1/2只3热导式，工作电压：DC24V，输出：一转换继电器，允许压力：0.6 MPa，工作介质：水，防护等级：IP679制动气源压力变送器中美麦克MPM480只1量程：0～1.0MPa，介质：水，工作电压：DC24V,输出信号：4～20mA，二线制，G1/2外螺纹10制动闸复位腔压力表Y-150宜昌仪表只1量程：0～1MPa，M20×1.5外螺纹11制动闸制动腔、气源压力显控器YXK-150宜昌仪表只2量程：0～1MPa，M20×1.5外螺纹，一转换继电器输出，整定值0.5MPa12制动投入、切除控制电磁空气阀德国费斯通MFH-3-1/2只213制动闸复位、制动位置行程开关德国施奈德ZCK只814机组振动摆度监测装置（单台机测振动4点，摆度6点）华科同安TMS5100套1上机架水平1点、下机架水平和垂直各1点、顶盖垂直1点，上导、推力、水导X\Y各1点，（振动传感器为北京豪瑞斯产品，摆度传感器为德国申克产品）3台机组共用一面屏柜，具有通用标准通信接口15机组测温制动屏面116发电机端子箱只1（5）水轮发电机组自动化元件备品备件清单（全电站三台机数量）如下表：序号规格型号单位数量备注1剪断销信号器CJX-18只242压力表Y-150只63行程开关ZCK只34电阻温度计WZP只10 3.10 专用工具和备品备件3.10.1 专用工具卖方认为必备的专用工器具。3.10.2备品备件所有备品备件应具有互换性，并与原部件采用同样的材料和同样的制造工艺。备品备件应包装和保护完好，便于存放，并应在其包装外部清晰地加有标签，便于辨认。卖方应随同水轮发电机提供表3.10-1所列的备品备件。表3.10-1备品备件序号名称单位数量1磁极键对4（2）卖方认为必需提供的其它备品备件应单独列出并分项报价。3.11工厂组装（1）卖方应随投标书递交一份工厂装配和试验计划。（2）卖方在工厂试验前60天，将工厂试验计划通知工程师，以便工程师能见证试验。（3）尺寸检查及预装配要求预装配的部件，预装配和检查时应做必要的配合标记以便在工地再组装。应检查部件的重要尺寸及装配尺寸。3.12与桥机的配合（1）厂房内设有一台100/ 20t桥机。（2）卖方应根据现有桥机的情况提出起吊发电机定子的起吊方式，并交工程师审定，起吊定子机座的起吊专用工具应由卖方提供。3.13安装卖方应提供安装程序、工艺等技术文件，并对每个设备的安装提供足够的安装指导。3.14发电机机组试验卖方应在投标文件中列出试验程序，大纲及检验标准，项目及方法细节可参考《三相同步电机试验方法》GB/T 1029-1993、《水轮发电机组安装技术规范》GB8564、《旋转电机定额和性能》GB755-2000、《水轮发电机基本技术条件GB/T7894-2001》和《大中型水轮发电机基本技术条件》SL321-2005等有关规定。现场试验所用的设备仪器、材料均不在供应范围之内，由承包设备安装的单位准备，卖方可租借或另外提供试验所用的特殊仪器和设备。（1）机组安装完成后，应进行各项现场试验，包括现场安装试验，试运行和验收试验，以验证设备性能和质量是否符合合同文件的要求。现场试验由采购方主持，并组织卖方、安装单位、电站设计单位、运行单位及其它有关部门参加，组成现场试验领导小组负责对试验结果进行鉴定，卖方对试验程序和方法负责，并指导试验。（2）试验大纲应由卖方（或会同安装单位）根据工程进度，在开始试验前一个月提出，经采购方（或工程师）核准后执行。试验大纲应包括试验项目、试验准备、试验方法、试验程序、检验标准和试验时间及进度等。3.14.1工厂试验（1）一般试验1）材料试验；2）焊接试验；3）关键部位材料的补充试验，例如，磁场线圈和阻尼绕组柔性连接的疲劳试验；4）油、气、水系统（管道）的压力试验；5）硅钢叠片（冲孔前）的电磁性能和损耗的样品试验；6）定、转子的绕组绝缘（包括股间、匝间、槽中的绝缘）的热、电、机性能试验样品寿命试验报告；7）定子单个线圈抽样冷热态介质损耗角tgδ试验；8）线圈抽样在1.5倍线电压下电晕测量；9）电气绝缘耐压试验；10）轴电压测定、残压检测。11）定子线圈模拟槽内介质损耗tgδ，起晕电压，交流耐压等试验；12）辅助设备电机按GB755-2000要求进行测试；13）线圈电位测量。发电机出厂检验项目应按照国家标准GB755-81《电机基本技术要求》规定执行。发电机的出厂试验在工厂内进行时，应有用户代表参加，所有的试验结果均应有正式记录。第一根线圈的试验，采购方应参加。3.14.2现场试验按照GB/T7894-2009执行。现场试验对组织、大纲、报告的要求参见3.25款。（1）现场型式试验必要时对机组做型式试验，项目如下：1）风道试验（是否要做由采购方单位决定）；2）飞轮力矩GD2的试验测量；3）发电机效率和损耗测量（可用IEC最新版本规定的方法进行，优先采用热量法）；4）短时间过流试验；5）负序电流试验；6）电抗和短路比测量；7）时间常数测量；8）发电机噪声电平测量；9）额定励磁电流和电压变化率的测定。（2）现场安装试验要求每个定子线圈做电晕试验。1）相序检查、旋转检查、平衡检查、气隙检查；2）各部分绝缘电阻测量，包括定子、转子绕组；3）定子绕组对机座的直流耐压试验和交流耐压试验；4）定子起晕电压测量、定子槽部线圈防晕层对地电位；5）定子对地电容电流测量；6）定子和转子绕组的电阻测量；7）转子绕组交流阻抗和功率损耗测量；8）空载特性试验、三相稳定短路特性曲线；9）电压波谐波分析，电压波形畸变率及电话谐波因素（THF）的测量；10）定子铁芯损耗的试验；11）振动、摆度的测定；12）绕组温升的试验；13）甩负荷和过速试验（在25，50，75，100%额定负荷下）；14）冷却系统的耐压试验；15）辅助设备（包括盘柜）的耐压试验，绝缘电阻测定；16）各种停机和起动试验；17）机组并列及带负荷试验及72h连续运行试验。第4项 图纸本招标文件提供下列图纸序号名 称图 号1主厂房横剖面图2发电机层平面图3水轮机层平面图4蜗壳层平面图5电气主接线图6水系统图7气系统图8油系统图所有招标采购的相关图纸均单独提供，请自行索取！第二部分计算机监控系统、辅机、继电保护设备一般技术条款1.1总则本招标书技术条款提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，承包单位应保证提供符合本技术协议和工业标准的优质产品。1.2 工程概况1.2.1 概述文峰电站位于三台县百顷镇境内，处于涪江干流中上游，上距三台县城13公里，下距三台、射洪两县交界处1.3公里，始建于1989年，为引水式径流电站，装机容量为3×10000kW，全厂共设3台轴流转桨式水轮发电机组。电站设计水头10m，最大水头12.1m，最小水头7m，单机额定引用流量110m3/s，设计多年平均发电量1.66亿千瓦时，多年平均利用小时5560小时。本电站于1990年12月21日一号机组并网发电；1991年10月20日二号机组并网发电；1991年12月23日三号机组并网发电。电站三台发电机与三台变压器组成的单元接线，主变高压侧出口装设断路器。电站共6条出线（38.5kV）。电站按“无人值班”(少人值守)设计，所有合同设备均应满足“无人值班”(少人值守)的要求。1.2.2 自然环境条件多年平均气温13.2℃极端最高温度34.5℃极端最低温度-8.5℃多年平均相对湿度80%海拔高度1600m地震基本烈度Ⅶ度1.2.3 设备使用环境条件卖方应注意本系统设备应根据不同的使用场地(中控室、厂房机组现地等)除了钢筋混凝土结构建筑外，没有任何特殊的防电磁措施，卖方应确保计算机监控系统所有设备在此环境下的安全、正确可靠地运行。安装地点条件（1）中央控制室、计算机室运行温度：10℃—40℃相对湿度：10%—80%（12）现地控制单元运行温度：10℃—40℃相对湿度：10%—80%地震基本烈度：Ⅶ度1.2.4 厂用电源交流电源380/220V交流电频率 50Hz电压波动范围 ±15%频率波动范围-3～ 2Hz直流电源220V直流电压波动范围-15～ 10%1.3 标准与工艺1.3.1 标准除非另有规定，计算机监控系统及保护装置应符合所列的所有适用的标准的最新版本。并满足第2章、第3章所列的性能指标要求 。（1）规范和标准《水电厂计算机监控系统基本技术条件》 (DL/T 578)《水力发电厂计算机监控系统设计规定》 (DL/T 5065)《计算机场地技术要求》 (GB2887)《静态继电器及保护装置的电器干扰试验》 (GB6162)《电子设备雷击保护导则》 (GB7450)《数据通信基本型控制规程》 (GB3453)《数据终端（DTE）和数据电路终端设备（DCE）之间的接口定义》 (GB3454)《电力系统实时数据通信应用层协议》 (DL 476)《工业控制计算机系统验收大纲》JB/T26802.6《信息处理交换用七位编码字符集的扩充方法》 (GB 2311)《信息交换用汉字编码字符集基本集》 (GB 2312)（2）所用技术标准，凡未说明的，均用国标或有关部标。选用的标准，应是签订合同时已颁发的最新版本。（3）合同文件中的技术标准及要求，与国标及有关部标不一致的，以较高的技术要求为准。（4）若投标人采用上述以外的标准时，须在投标文件中说明；这些替代标准应提交复核和分析。只有在卖方证明替代标准相当于或优于上述机构的标准，并且收到了买方的书面允许采用或接受的通知后才可使用替代标准。（5）导线的安装应符合中国GBJ 50254-50259(CASIEE)“电气装置安装工程施工及验收规范”的要求。所有技术规范的要求和所有制造厂的保证值均应根据这些工作条件制定。1.3.2 工艺（1）投标人采用未经工程使用检验的新工艺或新材料，须加以说明，并征得买方同意后方能使用。（2）设备的主要零、部件材料、生产工艺及应用技术标准，应在投标文件中说明。（3）设备制造应采用先进的工艺，以保证各种运行情况下运行可靠。零部件应有良好的互换性和便于检修。1.4 材料1.4.1设备、部件和附件的所有材料都应没有缺陷和不足，是目前高质量的、新的并适合预期用途的产品。所提供的设备应具有长的寿命，足够的安全系数，并适合安装场所的运行特性。所有材料应符合规定标准的最新应用技术条款，并且应是声誉好的制造商的产品。当买方要求时，应提供材料的样品并经批准。1.4.2用在设备中的所有材料和元件，应是无毒的，长期运行中不会影响运行人员的身体健康。1.4.3用于相同或相似任务的装置和设备应为相同的产品和型号，当规格相同时应能互换。1.4.4设备部件应选用优质标准产品。重要元器件视买方要求应提供反映其性能参数的重要资料供复核。1.4.5卖方应使用技术成熟的、先进的、有较强的维修和支持能力且具有成功运行经验的硬件和软件。1.4.6主要设备采用代用材料时，应报买方审查同意。1.5电气设备性能1.5.1 电源1）对每套LCU设备，工程提供如下电源：(1) 直流额定电压220V，来自本电站蓄电池组的不接地电源，运行范围从176 V到242 V；(2) 单相220V交流，50Hz，接地，由本电站厂用电系统提供，运行范围220±15％V。(3) 单相220V交流，50Hz， 由本标配套的逆变电源供给的电源,运行范围 220±2％V。2）每套LCU系统内设置冗余的电源模块，交直流互为热备用，能实现无扰动切换。3）电源模块采用优质产品，容量根据LCU负荷确定，但每个电源模块均应具有50%以上备用容量，同时每套LCU单独配备交直流双供电装置，容量根据LCU负荷确定。4）电源引入回路必须首先经过小型断路器，该小型断路器应布置在方便维护的位置。1.5.2 电气接线和端子1）总则(1) 承包人提供设备与发包人提供设备之间应用电缆和电缆管进行电气连接，除非另有规定，该电缆及其电缆管由其他承包商提供并安装。承包人提供的设备之间的连线应由承包人提供并安装。(2) 用于计算机监控系统设备的电源线用铜绞导线，不能小于2.5mm2截面积。载流容量有要求的地方采用较大规格的导线。所有屏内设备接线应符合制造商的标准作法。本合同设备之间的连接电缆均由承包人提供。2）电缆和电线(1) 总则: 电缆和电线的额定值应符合本节的规定，并应适于其工作环境（阻燃或屏蔽）。(2) 一般控制和动力回路的电线和电缆① 型式：单芯或多芯② 导体：一般为镀锡铜绞线、截面积1.5～2.5mm2，但下述情形除外:(a) 如载流量需要，应使用更大截面积的导线；(b) 仪用互感器二次线圈引线应不小于4mm2。③ 电缆的规格如下：(a) 型式:VV(b) 标准: IEC(c) 电压(交流):1000 V(d) 最高连续工作温度: 90℃(干)(3) 用于低信号电平回路的电缆和控制线① 型式: 双绞线或三绞线（用于电阻型温度探测计），并带有外屏蔽。用于模拟信号的电缆应是对屏蔽并带有总屏蔽。② 导体: 单芯、退火硬铜，截面积0.5mm2或以上。③ 绝缘:(a) 型式:PVC(b) 标准: IEC(c) 电压:不小于 300V(d) 最高连续工作温度: 不小于 70℃(干)④ 外护套:聚氯乙烯(PVC)⑤ 屏蔽: 在绝缘导体外应有一层与聚酯树脂薄膜相粘合的铝箔外屏蔽,屏蔽外应带有一根连续的镀锌铜接地铰线。3）接线和端子(1) 总则：在设备组件里的电气接线应布置整齐，正确固定和连接。端子和端子连接器应适当布置有利于电缆进屏以便整齐而有次序地连接电缆。端子用数字顺序标出序号，依次从上到下或从左到右。应提供白色或其它淡色的标志带，其上用不褪色的标志液标明端子序号。为了排列和固定从底部进入点到终端或端子板的进入电缆，应提供适当的设施。模拟量、控制、指示和电源回路应用独立的接线端子和电缆把它们之间完全分开。应提供20％的备用端子，供发包人以后使用。端子的排列应由发包人批准。(2) 端子排: 控制和动力回路的端子排应采用分隔板完全隔开或位于分开的端子盒内。端子排应有标志带应根据要求或接线图进行标志。电流互感器的二次侧引线应接于具有极性标志和铭牌的短路端子排上。为避免同一端子出现两根或两根以上的接线，应考虑使用足够的连接端子，所有端子采用凤凰或者魏德米乐系列产品。端子排的额定值如下：① 最高电压（交流）：不低于500V② 最大电流（交流）：30A③ 最大导线尺寸：6mm2④ CT和PT回路10mm2(3) 导线鼻子：导线应用导线鼻子与端子板或设备连接，承包人应为计算机监控系统设备的导线连接提供标准的端子片，所有导线鼻子应有与要求或接线图一致的标志。1.5.3 电气指示仪表仪表应为开关板型、半嵌入式、盘后接线。仪表应经过校准并适合于所用的场合。另外，仪表应包括调零器（便于在盘前调零）、防尘外壳和盖板。刻度应由卖方选择并经过卖方批准。1.5.4 指示灯1) 型式: 应采用国际知名厂家的LED产品。安装在屏上的指示灯应为开关板型，具有合适的有色灯盖和整体安装的电阻。有色灯盖应是透明材料并不会因为灯发热而变软。从屏的前面应能进行灯的更换，所有更换所需的专用工具都应提供。所有有色灯盖应具有互换性，而且所有的灯应为同一类型和额定值。2) 额定值: 指示灯采用低电压24V（交流或直流）。1.5.5 控制、转换和选择开关1) 总则: 盘前安装的手动开关应具有如下特性：2) 型式: 开关应是工业型，并由发包人批准。3) 额定值(1) 最高设计电压： 交流500V或直流250V；(2) 持续工作电流： 10A（交流或直流）；(3) 最大感性开断电流：交流220V，3A或直流220V，1.1A；(4) 最大感性关合电流：交流220V，30A或直流220V, 15A。4) 面板: 每个开关应有能清楚地显示每一工作位置的面板。面板的标志应由承包人选择并经发包人批准。5) 手柄: 开关手柄的型式和颜色应由承包人选择并经发包人批准。1.5.6 按钮和按钮开关1) 型式: 安装在屏上的按钮和按钮开关应为工业的高质量型并带有刻制的符号牌、控制器和接触块。符号牌的刻制应由承包人选择并经发包人批准。2) 接点额定值(1) 最高设计电压： 交流500V或直流250V；(2) 持续工作电流： 10A（交流或直流）；(3) 最大感性开断电流：交流220V，3A或和直流220V，1.1A；(4) 最大感性关合电流：交流220V，30A或直流220V，15A。3) 标准: 按钮应符合NEMA标准ICS 2（或IEC同等级标准）的要求。1.5.7 屏体1) 总则: 应提供外表美观、经批准的全封闭的钢屏体来安装电气设备。屏体应由坚固的、自支持的钢板构成，并装有带密封垫和铰链、长度为柜全长的门。门的位置应能使维修接近设备方便。屏体的每扇门应装有安全锁。屏体内应有内安装板以便安装电气设备。安装板应漆成用户批准的颜色。2) 楼板上安装的屏体: 当电气设备屏不只一面而排成一列时，屏体间应用螺栓连成整齐的一列。所有屏体内的母线和连接线应由承包人提供和安装。3) 加热器: 为控制湿度，所有装有电气控制和开关设备的屏体内应装有电加热器，由温湿度自动控制装置实现控制。屏体的结构和加热器的放置应确保空气循环流畅，并在过热状态时不会损坏设备。加热器额定值应为单相交流220 V，并带有安装在屏体内的、温度和湿度控制的自动投入-切除开关。4) 电缆管的连接: 对楼板上安装的屏体，其底部应不是开敞的（应可撤卸）, 以利电缆的引入，备有线缆槽并有固定电缆的设施。5) 灯和插座: 对柜正面垂直面积大于1.0m2的屏体，其屏体内应装有一盏灯和一个插座，以方便运行和维修。灯应是LED灯，并带有护线板和手动电源开关。插座应为双联、10A、两极、3线式。灯和插座的动力电源为单相交流220V，电源回路由其他承包商提供。6) 接地和屏蔽(1) 面积大于1.0m2的屏体(前视面积)柜内应装有适当额定值的接地铜母线，该铜母线应不小于5mm×40mm并安装在柜的宽度方向上。柜的框架和所有设备的其它不载流金属部件都应和接地母线可靠连接。应采取措施使该接地母线与电厂接地系统的接地扁钢相连。(2) 面积小于1.0m2的屏体应装有接地端子，该端子固定在屏体的构架上并适合与发包人提供的上述接地扁钢相连。(3) 计算机监控系统设备应使用独立主接地网（接地电阻＜1Ω）接地方式。(4) 如计算机监控系统的几个屏柜或设备是连接在一起的,其接地应与一个不小于6mm×25mm的公用接地铜母线相连接并只有一点与电厂的主接地网连接。设备柜内接地连线应尽量短，其引出导体的截面应大于25mm2。(5) 机柜或箱壳的接地点应有良好耐久的金属接触点接地。(6) 计算机监控系统设备应附有为测试时测试设备所需连接至电源和接地的接线端子。(7) 应采取屏蔽及防雷等措施，防止电磁干扰，防止雷电干扰和损坏设备，以确保计算机监控系统在规定的环境条件下能安全有效地运行。承包人应提交可供选择的设备清单供发包人审批。(8) 应采取防雷保护措施，仪器设备供电设备采用有效三级保护方案，数据信号接口采用过电压保护装置，以确保计算机监控系统在规定的环境条件下能安全有效地运行。(9) 应采取屏蔽措施，防止电磁干扰，以确保计算机监控系统在规定的环境条件下能安全有效地运行。7) 标志: 屏体内的电缆和电线端部应有粘性的、自层压型的标志加以识别。标志上应印有与承包人图纸相符的电缆或端子的编号。标志上应有透明的层压表层，该表层能耐油、耐磨擦和耐高温。8) 保护等级：不低于IEC标准的IP43。9）屏体尺寸：2260x800x600（高x宽x深，mm）。10) 屏体颜色：待定 （将由发包人提供色标）。1.5.8 防护、清扫及保护涂层所有设备、部件出厂前应由承包人清扫干净，并根据设备部件的特点分别采取防护措施。涂漆标准：涂漆操作应符合国标。无国标的应符合有关部标。1.5.9 备品备件由厂家推荐，列出清单。1.5.10专用工具承包商应提供一套高质量专用工具。专用工具除了用于计算机监控系统的维修、试验外，还应满足维修人员用于检测和判断系统及其模件的故障。1.5.11包装与标志1.5.11.1 设备运输应符合《产品包装运输管理条例》的规定。1.5.11.2 对设备应采取适用的防锈措施和用木材或其它软材料加以防护。对电气绝缘部件应采用防潮和防尘包装。对仪器仪表设备应密封包装，并有妥善的防震措施。1.5.11.3 包装箱外部标志及起吊位置应符合GB/T191《包装储运指示标志》的规定。包装箱外壁应标明收发货单位名称和地址、合同号、产品净重、毛重，箱子外形尺寸，共××箱第××箱等。1.5.11.4 包装箱内应有装箱单、明细表、产品出厂证明书、合格证。这些文件、清单、资料均应装在置于包装箱内的专用防潮防雨铁盒内。随机技术文件及图纸另寄，以免影响工程进度。计算机监控系统2.1设计原则1) 电站按照“无人值班”的原则设计，即电站现场无人值班（少人值守）。电站按能实现现地、远方（集团电力调度中心和县电力调度中心调度，暂定）监控的指导思想进行总体设计和配置。2) 实现电站与集团电力调度中心和县电力调度中心监控系统之间的通信。3) 实现电站计算机监控系统与电厂励磁装置、调速器装置、辅机、公用控制系统、直流系统、保护系统等之间的通信。4) 系统配置和设备选型应符合计算机发展迅速的特点，充分利用计算机领域的先进技术，系统达到当前的国际先进水平。5) 系统应高度可靠、冗余，其本身的局部故障不应影响现场设备的正常运行，系统的MTBF、MTTR及各项可用性指标均应达到中国电力部部颁《水电厂计算机监控系统基本技术条件(DL/T578)》的规定。6) 系统为全分布、全开放系统，既便于功能和硬件的扩充，又能充分保护应用资源和投资，分布式数据库及软件模块化、结构化设计，使系统能适应功能的增加和规模的扩充，并能自诊断。7) 实时性好、抗干扰能力强。8) 人机接口界面友好、操作方便。2.2系统结构和特点电站计算机监控系统采用高速双以太网星型结构，系统分主控级和现地控制级（LCU）两层，网络介质采用屏蔽双绞线和光纤，网络的传输速率不小于100Mbps,通讯规约TCP/IP。计算机监控系统能对全厂主要机电设备进行控制，对所有机电设备的运行情况进行全面监视，还将通过专用通道实现与集团电力调度中心和县电力调度中心的通信，将必要的数据送集团电力调度中心和县电力调度中心，并可根据调度的要求，接受其控制。电站各发电机组分别设置一套现地控制单元（LCU），公用设备及开关站等供设置一套现地控制单元（LCU）；现地控制单元直接监控被监控设备的生产过程，既可作为分布系统中的现地智能终端，又可作为独立装置单独运行。各个LCU通过现场总线或以太网与下级公用、辅机设备控制系统及其它智能设备通信。各LCU分别设有其监控范围内完整的实时数据和历史数据。当与上位机系统通信中断时，能保存至少2小时的历史数据，并能在通信正常后（自动）响应上位机系统的命令将中断期间的历史数据信息传输到上位机系统，以便恢复上位机的历史数据库。电站层计算机监控系统配置的两台通讯服务器应实现与集团电力调度中心和县电力调度中心之间的通信。本电站监控系统局域网按IEEE 802.3设计，采用全开放的分布式结构，站内网络介质采用屏蔽双绞线和光纤，通信规约TCP/IP，网络的传输速率不小于100Mbps。系统应高度可靠，其本身的局部故障不应影响现场设备的正常运行，系统特性的各项指标均应达到中国电力行业标准《水电厂计算机监控系统基本技术条件(DL/T578)》的规定。系统配置和设备选型应符合计算机发展迅速的特点，充分利用计算机领域的先进技术，系统达到国内先进水平。系统结构为分层、全分布、全开放系统，既便于功能和硬件的扩充，又能充分保护应用资源和投资，分布式数据库及软件模块化、结构化设计，使系统能适应功能的增加和规模的扩充，并能自诊断。监控系统结构应具有如下特点：（1）开放。本监控系统应完全符合国际标准定义的开放式环境，如采用Linux/Unix操作系统，编程采用C语言等高级语言，应用程序的开发界面采用功能图语言。（2）分布。功能和数据库分布在系统各节点上。使本监控系统具有更高的效率、更高的可靠度及更好的可扩性。（3）高度可靠。本系统采用全光纤的100Mbps交换式快速以太网，系统服务器（兼操作员/工程师站）和冗余电源系统等。（4）系统应支持在线及离线编程，远程编程维护。系统配置和结构详见附图：电站计算机监控系统结构图2.3 供货范围卖方应提供本工程计算机监控系统成套设备及软件设计，并完成制造、出厂试验、包装、发运、交货；设备的安装、对外电缆及接线由安装承包商完成，但供货方应对设备的安装进行监督及指导，对安装的质量负责，负责所提供设备的调试及试运行，并应对买方人员进行技术培训，参加设计联络会。备品备件应满足验收后 3 年内维持系统可利用率不低于技术指标要求。专用工具(维修和试验设备)除了用于系统维修所必需的工具外，还应配备满足维修人员用于检测和判断系统及其模件故障的测试设备。卖方应提供供货清单及保证整个计算机监控系统正常运行和维护的全部软件及文档资料。计算机监控系统主要设备包括：(1) 应提供的硬件设备包括： 二台主机/兼操作员工作站(包括操作员台) 两套通迅服务器（含站内及调度通讯，双机热备用、语音报警兼oncall工作站） 机组设备现地控制单元(1～3LCU) （包括自动同期装置和同期闭锁继电器，同期开关、断路器控制开关、断路器位置指示灯等；与机组辅助设备PLC接口的硬件、软件及专用连接电缆和电缆插头；与微机调速器和微机励磁调节器接口的硬件、软件、连接电缆和电缆插头，自动化元件DC24V电源等。通讯协议拟采用Modbus或与相应供货厂商商定的其它规约）。公用控制单元(4LCU) （包括35kV线路准同期装置和同期闭锁继电器，同期开关、35kV线路断路器控制开关、断路器位置指示灯等；与保护设备接口的硬件、软件及专用连接电缆和电缆插头，自动化元件DC24V电源。通讯协议拟采用Modbus或与相应供货厂商商定的其它规约）。 闸门控制单元(5LCU)通讯协议拟采用Modbus或与相应供货厂商商定的其它规约。(具体要求见5.2.10） 公用及厂用电设备现地控制单元(与公用4LCU共用一面屏)(与公用设备PLC接口的硬件、软件及专用连接电缆和电缆插头。通讯协议拟采用Modbus或与相应供货厂商商定的其它规约)。 网络设备 一套系统时钟同步系统 一台网络激光打印机（A3/A4） 两套通信接口设备（包括至工程通信设备数据接口的连接电缆、相应的路由器和接口转换器） 5kVA 逆变电源装置一套 规定的备品备件 维修和试验设备（含相应的软件系统，专用工具）(2) 应提供的软件包括： 系统软件 支持软件 应用软件2.4系统功能2.4.1 总体要求本电站计算机监控系统应能够实时、准确、有效地完成所有被控对象的安全监视和控制，并按“无人值班”(少人值守)设计原则设计整个计算机监控系统。2.4.2 控制与调节方式正常运行时，由设在本电站中控室的站控级计算机控制操作或在现地控制单元(LCU)上进行控制操作，集团电力调度中心和县电力调度中心。监控系统应具有多种调控方式，以满足电站运行的需要。电站中央控制室和集团电力调度中心和县电力调度中心计算机监控系统对本电站的调控方式有两种：调控命令和AGC、AVC设定值等可发到电站计算机监控系统，由电站的计算机监控系统调控机组及其它设备。集团电力调度中心和县电力调度中心计算机监控系统能直接控制、调度到机组和主要电气设备，单机设定值和命令可从集团电力调度中心和县电力调度中心计算机监控系统发到LCU，LCU执行这些命令并返回足够的信息给集团电力调度中心和县电力调度中心计算机监控系统进行监视。操作步骤按“选择－确认－执行”的方式进行，并且每一步骤都应有严格的软件校核、检错和安全闭锁逻辑功能，硬件方面也应有防误措施。2.4.2.1 控制方式(1) LCU现地：包括自动控制、自动/手动分步控制，运行人员通过LCU上的彩色触摸屏等，实现机组的自动运行和分步运行。在机组LCU屏上还设置有带保护罩的手动紧急停机按钮。(2) 中控室：全自动控制，分步控制，通过中控室的操作员工作站向机组LCU给出自动开、停机命令或分步控制命令。(3) 集团电力调度中心和县电力调度中心远方控制：全自动控制，通过调度中心监控系统或能量管理系统，按照预定的要求或实时运算结果给出命令，直接控制到单台机组或开关。也可通过AGC算法向站控级设备给出全厂总负荷，实现成组控制。“远方/现地”手动方式转换开关设在LCU处，只有当LCU方式转换开关切至“远方”时，才能由中控室控制。2.4.2.2 负荷给定方式(1) 由运行人员在中控室操作站给定全厂总负荷或机组设定值。(2) 由负荷曲线自动给定全厂总负荷，自动制定开、停机计划和机组负荷分配。(3) 由上一级调度中心给定全厂总负荷，由电站系统服务器分配给各机组。2.4.2.3 机组负荷分配方式(1) 由运行人员在中控室给定负荷。(2) 由AGC、AVC自动给定负荷。(3) 集团电力调度中心远程操作站计算机给定负荷。(4) 直接在现地LCU上设定机组负荷。2.4.3 电厂站控级电厂站控级的功能主要由系统主机兼操作员工作站完成。2.4.3.1 数据采集和处理① 采集各LCU自发性上送的实时数据。② 更新实时数据库。③ 运行数据存盘，历史数据保存，保证数据的连续及转存和分析。④ 对采集到的各LCU的各种数据进行分析和处理。2.4.3.2 运行监视和事件报警① 状态变化监视：所有开关量的状态改变都应显示、记录，并可根据需要选择打印。② 越/复限检查：电厂站控级能接受各LCU的越限报警信号，如模拟量越/复限、梯度越限、开关量状变和监控系统自诊断故障等各种信息。当发生紧急事件时，如保护装置动作、机组事故停机等，应自动推出相应画面和事故处理指导，画面闪光和变色，打印事故追忆记录。③ 过程监视：监视机组开、停机过程。在MMI上显示过程的主要操作步骤，当发生过程阻滞时，在MMI上显示阻滞原因,并将机组自动转换到安全状态或停机。④ 趋势分析和异常监视:应提供趋势(分析)功能以用于显示一些变量的变化，趋势分析程序应能在趋势显示画面上以曲线形式显示趋势数据。站控级计算机应能储存至少30帧趋势显示，每帧能显示至少6条趋势曲线。站控级计算机的趋势显示应能使用10种不同的时间标度，趋势显示间隔时间应能由运行人员在操作台键盘上进行选择。站控级计算机将能进行在线趋势显示。应提供在起动过程中发电机和水轮机轴承的温度─时间趋势监视。趋势数据主要为以下类型：(a) 甩负荷时的电流、电压、转速及进口压力分析，采样周期不大于250ms，时间长度为10min，点位由现场实际情况定；(b) 开机过程温度分析，采样周期不大于1s，时间长度为30min，点位由现场实际情况定；(c) 正常运行时的温度分析，采样周期为10s，时间长度为4h，点位由现场实际情况定；(d) 日负荷曲线，采样周期为10（5）min（可选），时间长度为24h，点位由现场实际情况定；(e) 年负荷曲线，采样周期为1h，时间长度为1年，点位由现场实际情况定；⑤ 事故和报警报告 事故顺序记录：反映系统或设备状态的离散变化顺序记录。(a) 事件和报警应按时间顺序列表的形式出现。应记录各个重要事件的动作顺序、事件发生时间（年、月、日、时、分、秒、毫秒）、事件名称、事件性质，并根据规定产生报警和报告。事件的排列应是最新数据冲掉最老数据。事件和报警应储存在站控级计算机的数据库内，根据操作员的需要将依以下的形式显示在屏幕上：过程事件表、过程报警表、系统列表。（应具备有条件查询功能及统计功能，形成相应的EXCEL报表）(b) 事件表应至少包括1000个最新的事件。每个事件打印输出应占有一行，这一行包括日期、时间、信号描述和信号状态。这里日期应按年、月、日给出，时间应按时、分、秒、毫秒给出。信号描述是指信号名称，状态，和/或模拟量限值的一串文本。事件记录作为历史记录应保存一年，并能在线检索。(c) 报警表应包括500个最新的报警量。报警量被操作员确认和报警条件消失后应从报警表中撤消。如果有最新的未被确认的报警行和如果有从有关对象的动态数据显示出特定颜色的状态指示,则应在所有的画面上闪光指示报警,直到该报警被确认后才转为静态显示，并保留到与报警条件存在的时间一样长。报警被确认是通过操作员的键盘和鼠标来实现的。可用两级报警优先权，并用下列颜色指示: 红色: 高级优先, 如跳闸或主设备故障; 黄色: 警告, 要求运行人员纠正故障;报警应按顺序以1ms分辨率的发生时间显示或打印出来。当操作人员已知道所有状态变化和报警状态变化，以及电力系统的异常状态已被清除，报警报告应予撤除。报警表应包括全部报警状态和模拟量越限报警。(d) 系统列表应指出计算机监控系统的报警和事件，如果系统已发生了故障，应在显示屏幕上指示出故障信息，并记录在历史数据库内，保存一年，并可在线检索。操作员应能通过键盘沟通系统获得详细的信息。系统报警应通过键盘和鼠标确认。(e) 站控级计算机应最少能显示最新30条事件、报警和系统列表。操作员应能通过键盘逐页翻屏选择所要观察的一页。(f) 操作员应能在事件、报警、和系统列表发生时手动或自动打印。事件应按顺序并以1ms分辨率打印出发生事件的时间。操作员可取消任意打印任务。⑥ 事故追忆和相关量记录系统始终存储事故发生前20个采样点和事故后20个采样点的主要参数及数据采样值，每个采样周期为1s。事故追忆值为35kV线路有功和无功功率、三个线/相电压、三相电流及频率；主变零序电流和主变温度；发电机定子三相电压、三相电流、一个线电压、转子电压和电流、有功功率、无功功率、转速、导叶开度、流量等。相关量记录：当35kV线路、发电机、主变发生事故时，监控系统同时记录各参数的对应数值。当机组径向轴承、定子线圈温度等越限报警时，应同时记录该机组的上述参数值。计算数据：功率总加、维护管理统计等计算。2.4.3.3 人机联系及操作要求支持4组不同权力的用户及能识别6个具有各自口令的用户，进入前，授权运行人员必须登记“用户名”、“口令”，通过口令能准确地进入。每个用户被分配到4个组中，通过口令操作使得每个用户可以进行独立的进入和退出。站控级计算机配置全套外部设备，具有通用字符标准键盘和鼠标，彩色显示器。以运行实时应用程序并执行如下功能：(1) 管理电站的运行自动化，即电站的自动发电控制(AGC)；自动电压控制(AVC)等；(2) 历史数据保存和检索；(3) 画面显示；显示与站控级计算机规定的功能有关的各种画面。(4) 既能用英文也能用中文字母编辑信息，汉字输入至少应支持拼音和五笔输入方法。(5) 当作为操作人员与计算机系统的人机接口时，能完成实时的监视、控制调节和参数设置等，但不允许修改或测试各种应用软件。事故时自动或按人员召唤实时显示或打印主要设备的各类操作，事故和故障记录及有关参数和表格。打印机应具有硬拷贝功能。当作为工程师工作站时，应主要完成系统（包括LCU）生成和启动；管理维护和故障诊断；应用软件的开发和修改，数据修改、图形显示和报告格式的生成、运行人员的操作培训，以及系统（包括站控级和LCU）的在线测试。(6) 实时控制和调节① 有功功率控制调节。② 无功功率控制调节。③ 机组自动、分步开/停/紧急停机，同期并网以及运行工况的转换；监视机组开、停机过程，在MMI上显示过程的主要操作步骤，当发生过程阻滞或出现异常情况时，程序中止执行，在MMI上显示阻滞原因、提示故障部位和操作指导，并将机组自动转换到安全状态或停机，操作员也可以进行人工干预。④ 控制断路器及隔离开关的投入和切除。⑤公用设备控制。可对全厂的公用设备，如中、低压空压机、排水泵、调压井等等进行监视、控制。(7) 借助于键盘和鼠标，可查询电站的实时生产过程的状况或征询操作指导意见，将有关参数、条文用画面显示或打印出来，通过画面显示的图形、数据的实时变化、闪光和报警语句监视电站的实时运行状况，并可通过图形上的软功能键对电厂的运行过程发出控制命令。可发出机组启/停、有功功率增减、无功功率增减、断路器分合闸命令、闸门开启关闭命令，隔离开关的分/合，油泵、水泵等公用设备启/停等命令，并可设置和修改各项给定值和限值。交互产生或修改用于实时显示的图形文件及相应图形库，符号库和汉字编辑。(8) 屏幕显示器图形系统为全图形中文动态画面，具有完备的手段实现图形任意移动，能方便地对图形进行建立、扩充、平移、增/删、翻动等。屏幕显示器能自动或经运行人员的召唤，实时显示电站内主系统的运行状态、主要设备的动态操作过程、事故和故障、有关参数和运行监视图、操作接线图等画面，以及趋势曲线，各种一览表、测点索引等，定时刷新画面上的设备状况和运行数据，且对事故报警的画面具有最高优先权,可覆盖正在显示的其它画面,事故时自动推出画面和处理指导。并可经运行人员的召唤，显示有关历史参数和表格等。屏幕显示器应具有多窗口及动态汉字显示功能，可对屏幕上任意区域拚装所关注的多个独立画面，并在画面上输出汉字，汉字应符合中华人民共和国国家二级汉字库标准。(包括菜单、操作提示、报警语言、报表、汉字搜索、操作员信息提示等)。主要画面及表格如下:* 监控范围内的设备模拟图和主要电气接线图，包括电气主接线，厂用电系统接线和直流系统馈线图* 各类曲线* 各类棒图* 正常操作及事故操作指导* 电厂厂房布置图，厂区枢纽布置图* 厂房横剖面图* 首部枢纽布置图* 发电机引水系统纵剖面图* 水轮发电机组机械液压系统图* 主机及其附属设备系统图* 全厂公用系统图* 全厂水力量测系统图* 各控制操作系统流程图* 其它运行需要的图* 操作记录统计表* 事故和故障统计表* 继电保护配置图及定值表* 被监视量的上、下限值整定表* 越限报警报表* 事件顺序记录报表* 电量分时计度报表* 日、月、年生产报表* 设备运行状态统计（运行时间和动作次数）报表* 计算机系统软、硬件维护记录* 历史报表* 负荷调度表* 操作票生成及打印* 其它运行管理所需要的表格(9) 黑白激光打印机打印机具有汉字功能。能实时打印用户进入和退出的信息及日、月、年等各种生产报表；故障、事故时系统能自动记录，能在事故时自动或按人员召唤实时打印主要设备的各类操作，事故和故障记录及有关参数和表格；经运行人员的召唤打印有关历史参数和表格等。打印机应具有硬拷贝的功能。打印的表格和资料有：* 操作记录统计表* 事故和故障统计表* 继电保护定值表* 越限报警报表* 事件顺序记录报表(事故发生或正常操作导致开关量发生变化时，应区分记录，按动作顺序并带年、月、日、时、分、秒、毫秒的标志记录)* 电量分时计度报表* 日、月、年生产报表* 设备运行状态统计报表(如保护动作次数、断路器动作次数、机组启停次数及运行小时数、运行小时数等)* 趋势分析结果* 工作票及操作票* 历史报表* 其它运行维护所需要的报表及数据资料2.4.3.4 自动发电控制(AGC)1）电站的频率保持或接近额定值。2）维持35kV线路的输送功率保持或接近规定值。3）根据中控室操作员站、集团电力调度中心和县电力调度中心要求的发电功率或下达的负荷曲线，按安全、可靠、经济的原则确定最佳运行的机组台数、机组的组合方式和机组间最佳有功功率分配，进行电站机组出力的闭环调节。负荷分配要考虑机组运行的限制条件，并避开机组振动和空蚀区。最优发电控制的运算结果可以直接控制每一台机组，实现自动开、停机组，在操作员工作站上显示供运行人员操作参考，可由人工确定每一台机组的启、停和有功、无功功率的设定值。4）集团电力调度中心EMS主站系统AGC采用控制到机组和控制到站控级计算机两种方式。2.4.3.5 自动电压控制(AVC)1）根据上级调度中心操作站或中控室操作员站的要求及安全运行约束条件，合理分配机组间的无功功率，经机组控制单元调节机组励磁，维持35kV母线电压于调度中心远程操作站给定的变化范围，必要时自动开、停机组，也可给出指导性的数据在液晶显示屏上显示，供运行人员操作参考。2）35kV母线电压给定值与35kV电压测量值进行比较，根据该偏差，通过PI调节计算得出电站无功功率目标值。无功功率目标值及PI调节计算中的积分项均受到并网机组的无功负荷能力的限制。该无功功率目标值将在参加联合调节的机组间分配，经过分配后得出电站每台机组的无功功率目标值。机组无功功率目标值与无功功率测量值比较，根据比较的偏差，通过PI调节计算得出机端电压给定值，送给LCU执行。该电压给定值及PI调节计算中的积分项将受到励磁调节器电压给定最大和最小值的限制。2.4.3.6 数据通信功能电站的计算机监控系统应具备完善的数据通信功能，作到整个系统资源共享、运行高效、实时，系统通信规约基于TCP/IP协议，系统内各设备采用局域网进行信息交换，与集团电力调度中心的通信采用广域网通信方式，通信协议应满足集团电力调度中心监控系统的要求。电站计算机站控级主要通信功能包括：通过本地局域网与主、副厂房内各LCU通信； 通过通信网关服务器（或通信单元）与省调通信；3) 通过其他承包人提供的光纤通道，与闸首通信。2.4.3.7系统时钟同步装置计算机监控系统通过接收GPS（或北斗）时钟同步装置的时钟同步信息，以保持全系统的时钟同步。GPS（或北斗）时钟与系统服务器/操作员工作站采用串口连接对时，系统服务器与各LCU有定期的对时报文；同时，GPS时钟还为每一个LCU发出分脉冲同步信号。该装置还应向发包人提供的故障录波装置、微机自动装置和微机保护装置等发送同步信号。GPS（或北斗）时钟系统应留16路B码口(直流)供买方使用。2.4.3.8 信号系统电站的所有事故信号、预报信号、报警等能在电站计算机监控系统中自动打印、显示、记录，发出声光报警信号，并可及时向调度中心远程操作站发送。2.4.3.9 系统自诊断和自恢复系统具备自诊断能力，在线运行时应对系统内的硬件及软件进行自诊断，并指出故障部位的模件。自诊断内容包括以下几类∶1) 计算机内存自检2) 硬件及其接口自检，包括外围设备、通信接口、各种功能模件等。当诊断出故障时，应自动发出信号；对于冗余设备，应能自动切换到备用设备。3) 自恢复功能(包括软件及硬件的WATCH-DOG功能)4) 掉电保护，服务器及LCU在异常掉电后重新启动，应不影响系统立即投入正常运行。5) 远程诊断和维护：承包人提供的计算机监控系统在有硬件隔离时应具有远程诊断和维护功能，可在异地通过网络对厂站级计算机和现地控制单元进行在线诊断和远程维护、组态。（生产一区设备，加物理隔离装置）6)系统恢复或重装后，应可以通过备份数据（刻录光盘介质或可移动硬盘）直接恢复系统。2.4.4 现地控制单元实现对各生产对象的监控，各LCU的CPU完成各LCU的管理，实现全开放的分布式系统的数据库分布，并实现LCU上网。2.4.4.1 LCU的技术要求：① 各现地控制单元应具备较强的独立运行能力，在脱离厂站级的状态下能够完成其监控范围内设备的实时数据采集处理、设定值修改、设备工况调节转换、事故处理等任务，要求处理速度快、应有容错、纠错能力，并带有其监控范围内的完整的数据库。1LCU～4LCU采用交流/直流两回电源供电，任意回路有电时，LCU均应能正常工作。LCU必须采用高性能PLC或智能IO模块，如GE PAC3i系列或其他同等档次产品（具体见硬件配置）。对于来自CT、PT的信号，应采用交流采样的方式进行采集，并可自动计算出有功功率、无功功率、频率、功率因数等。② 一套中央处理单元，包括CPU模块、电源模块、I/O模块、网络通信接口设备等。控制器主要性能参数如下：CPU： 高档PLC或32位微机；主频：≥586；内存：≥4Mb；SOE分辨率： ≤1ms；失电保护功能：CPU应具有掉电保护功能和电源恢复后的自动重新启动功能。现场总线应采用光纤环形总线结构。发包方保留有可能采用性能价格比更好的CPU的权力。2.4.4.2 机组现地控制单元装置(1LCU～3LCU) 本单元控制范围包括：水轮机、发电机、发电机出口断路器、调速器及油压装置、励磁系统设备、发电机保护装置、机组辅助设备控制系统、冷却水电动阀等机组范围内的所有设备。(1) 模拟量采集和处理① 定时采集。按扫查周期定时采集数据，存入数据库中。② 越限检查。对模拟量测值进行越限检查与报警，记录越限点号、发生时间，越限值存入数据库。温度越高限值时，应启动机组或变压器温度保护。③ 梯度越限检查。对温度量、速度、油压测点前后两次采集数值进行检查，当其变化梯度超过允许值时报警或停机，并可设置延时。④ 对某些模拟量（将来指定），当其超过某一特定限值时，应采取相应的保护措施，如机组解列、停机、减出力等。(2) 数字量采集和处理 ① 自发性采集，状态检查，更新数据库。② 事件顺序记录与报警。有中断能力的开关量变位时，立即响应，组织事件顺序记录，报警处理等。③ 对某些数字量，当其动作时，应采取相应的保护措施，如机组解列、停机、减出力等。(3) 电度量采集和处理通过通信方式采集机组的有功、无功电度量。电度表由卖方提供，安装在发电机保护柜中。(4) 综合量的计算机组效率、功率因素、开关动作次数、主机和辅机启停次数及运行时间等。(5) 人机联系人机联系可通过TFT彩色触摸屏和移动式MMI进行运行操作及运行参数监视和在线修改，当设备发生事故或故障时，应自动启动屏幕闪光，并发出报警，为保护屏幕，在设备无故障和无操作时，在一段时间后屏幕应自动关闭。LCU控制系统能与站控级计算机闭锁。调试LCU时可接便携式PC机并带打印机。(6) 机组控制、调节、同期① 按站控级或调度中心操作站指令开、停机；现地手动开、停机。 ② 现地手动开/停机/紧急停机，同期并网以及运行工况的转换。监视机组开、停机过程；当发生过程阻滞或出现异常情况时，程序中止执行，并将机组自动转换到安全状态或停机。自动停机方式包括：正常停机（先卸载，后解列、停机）、故障停机（快速卸载，解列、停机）和紧急停机（不经过卸载，直接解列停机）。后两种停机方式应根据事故的紧急程度分别作用到不同的自动停机程序。在机组LCU屏上应设置带防护罩的事故停机和紧急停机按钮。 ③ 每台机组设置一台微机型单对象自动准同期装置，实现机组出口断路器的同期并网。 ④ 发电机出口断路器、隔离开关分合闸。 ⑤ 有功功率及频率调节。 ⑥ 无功功率及电压调节。 ⑦ 接受站控级或集控中心操作站的有功/无功的单机或联合调节。(7) 与站控级系统的通信① 接受站控级的控制命令，并进行有效性检查和核对，并执行。② 自动向站控级发送采集的数据。③ 接受站控级的召唤发送数据。④ 主动向站控级上送事件信息。(8) 时钟具有与站控级同步的实时时钟。(9) 能脱离站控级独立运行。(10)自诊断具备自诊断能力，在线运行时应对机组LCU的硬件及软件进行自诊断，及时检测出故障部位模件和性质。当诊断出故障时，应自动发出信号；对于冗余模件，应能自动切换到备用模件。(11)具有与微机调速器和微机励磁调节器通信和开关量接口的功能：LCU应以RS-485串行接口方式，Modbus或者其它标准通信规约与微机调速器、微机励磁调节器等接口，微机调速器、微机励磁调节器的工作状态与故障信号等可通过LCU串行口上送监控系统，监控系统的信息如有功、无功设定值、水头和控制信号等可通过串行口下达到微机调速器、微机励磁调节器。LCU应具有二次调节功能（PID调节），并提供相应的接口、接口软件、连接电缆和电缆接头。微机调速器和微机励磁调节器的重要运行状态、报警也能通过硬接线开关量送到LCU和站控级计算机。(12) 具有与微机保护装置通信和开关量接口的功能：LCU应以RS-485串行口方式，Modbus或者IEC60870-5-103标准通信规约与微机保护装置接口。微机保护装置的运行状态和故障信号等可以通过开关量和LCU串行口送到监控系统，LCU应提供相应的接口、接口软件、连接电缆和电缆接头。（13）具有与机组辅助设备控制系统通信和开关量接口的功能：由发包人提供的机组辅助设备控制系统，包括调速器油压装置、蝶阀阀控制系统和蝶阀油压装置等，采用功能分散的控制原则，由PLC等组成的智能控制装置自成系统，LCU通过与PLC的接口实现监视和控制。承包人提供的LCU应具有与机组辅助设备PLC的通信接口，通信接口为RS485，采用Modbus等标准通信规约。LCU应带2个网络接口和8个可以配置不同规约的RS485串行通讯接口。（14）应提供独立于LCU的水机事故保护装置，该装置由继电器组成，并装在机组LCU柜内。2.4.4.3 公用控制单元装置(4LCU)本单元的控制对象包括：电站公用的油、气、水系统、35kV线路、厂用变压器系统、采暖通风系统、厂用电系统以及直流系统等。(1) 模拟量采集和处理① 定时采集。按扫查周期定时采集数据，存入数据库中。② 越限检查。对模拟量测量值进行越限检查与报警，记录越限点号、发生时间,越限值存入数据库。③ 梯度越限检查。对厂用变温度量测点前后两次采集数值进行检查，当其变化梯度超过允许值时报警。④ 各线路有功、无功、三个线电压等电量和非电量历史数据保存。(2) 数字量采集和处理① 自发性定时采集，状态检查，更新数据库。② 事件顺序记录与报警。开关量变位时，立即响应，组织事件顺序记录，报警处理等。(3) 电度量采集和处理通过通信方式采集1#、2#厂用变及35kV线路的有功、无功电度量。电度表由卖方提供，安装在保护柜内。(4) 综合量的计算开关动作次数，辅助设备运行时间统计等。(5) 控制、同期配置一套多点手/自动同期装置（包括准同期装置和同期闭锁继电器，同期开关等）。35kV断路器的分合闸，自动同期并网手动同期装置能分别对全厂所有同期点控制。(6) 人机联系公用设备控制单元人机联系可通过TFT彩色触摸屏和移动式MMI进行运行操作及运行参数监视和在线修改，当设备发生事故或故障时，应自动启动屏幕闪光，并发出报警，为保护屏幕，在设备无故障和无操作时，在一段时间后屏幕应自动关闭。LCU控制系统能与站控级计算机控制系统闭锁。(7) 控制① 控制35kV线路断路器、隔离开关、厂用电断路器、0.4kV母线电源侧断路器投切、备自投及重要馈出线的投切。② 油泵、水泵、空压机、风机等厂内公用设备的手动、自动投切控制。(8) 与站控级的通信 ① 接受站控级计算机和远程操作站的控制命令,并进行有效性检查和核对，并执行。 ② 定时向站控级发送采集的数据。 ③ 接受站控级的召唤发送数据。 ④ 主动向站控级上送事件信息。(9) 时钟具有与站控级同步的实时时钟。(10) 能脱离站控级独立运行。(11) 自诊断具备自诊断能力，在线运行时应对公用设备LCU的硬件及软件进行自诊断，及时检测出故障部位模件和性质。当诊断出故障时，应自动发出信号；对于冗余模件，应能自动切换到备用模件。(12) 具有与微机保护装置、直流系统通信和开关量接口的功能LCU应以RS485串行口方式，Modbus或者IEC870-5-103通信规约与微机保护装置通信。微机保护装置的重要运行状态、报警也能通过开关量送到LCU和站控级计算机。LCU应以RS485串行口方式，Modbus或以太网通信规约与直流系统通信。直流系统的重要运行状态、报警也能通过开关量送到LCU和站控级计算机。公用LCU应该提供与上述系统的通信接口、接口软件、连接电缆及电缆接头。(13) 具有与中低压空压机控制箱、技术供水系统、厂房主通风控制箱、消防技术供水控制箱、顶盖排水控制箱等公用设备控制系统进行通信的功能，并实现对其进行监视和控制，通信接口为RS485，采用Modbus或以太网标准通信规约）。2.5硬件要求2.5.1范围本节规定了水电站计算机监控系统所需硬件要求，本节对每一项都是以单数形式写的，除了另有规定者外，这些要求适合于提供同一类型的所有设备。2.5.2系统服务器兼操作员工作站（两套）系统服务器兼操作员工作站应是高性能、多任务、多用户型，不低于32位CPU，4GBRAM，并具有3D的图形能力。每套计算机配有如下设备：1)CPU：主频3.2GHz以上2)一个不小于500GB的硬盘驱动器(可扩)3)一个DVD R/W ROM：32速4)标准键盘，鼠标；5)2台22〃彩色TED显示器,分辨率为1600×1200或以上;6)2个100/1000M网络接口7)声卡8)音箱9)二个及以上标准USB2.0或USB3.0接口2.5.3 通讯服务器、语音报警兼oncall及工程师工作站站内通信服务器和调度通信服务器共2台（合并用语音报警兼oncall工作站1台），工程师工作站一台通讯服务器主要用于与站内通讯和集团电力调度中心通讯，采集并上送必要的信息，接受并转发集团电力调度中心的命令。通信规约采用IEC 60870-5-101和103。（配合调度使用通信规约，规约由业主提供。）通讯服务器应是高性能、多任务、多用户型，具有至少64位CPU，4GB RAM，采用UNIX或WINDOWS 2008 SERVER操作系统。至少有8个通信接口完成与外部其它系统的接口，通信接口应满足要求的通信规约，并提供通信软件。通信服务器具有至少2个串口。 卖方提供的设备应在满足相应功能要求的前提下，按照需要的性能和配置，并应充分考虑软件的可移置性、硬件设备的通用性和可方便地升级。计算机的主要配置如下，卖方可根据其系统要求提供其他建议。计算机的配置要求：1) CPU：主频3.0GHz以上2) 22〃彩色TFT显示器,分辨率为1600×1200或以上;3) ≥4GB的内存；4) ≥500 GB的硬盘驱动器；5) 4个100/1000M网络接口6) 一个DVD R/W ROM：32速7) 二个及以上标准USB2.0或USB3.0接口；2.5.4 网络站级网络为100Mbps交换式以太网系统，与LCU采用光纤通信介质，计算机各节点通过以太网接口连接。成套设备包括必须的双绞线、光纤、交换机、通信处理器和控制器，网络维护工具和网络测试软件，以及整个安装和运行系统所需的其它设备。用于网络的交换机应采用工业级的交换机，采用无风扇设计，允许运行温度范围为0～55℃，运行湿度10％～95％（无凝露）。交换机应支持SNMP（简单网络管理协议）等网络管理协议，并且具有自身网管软件，将网络设备的状态信息传递到计算机监控系统软件中。2.5.5 打印机提供一台A4/A3幅面黑白网络激光打印机(中英文)，用于画面的拷贝和报表、工作票、操作票等打印输出。激光打印机应满足下列最低要求： 每分钟16页 每月最少30,000张 最少256种规定字符 通过软件卸载字符 至少15种字形选择 图形输出能力 分辨率至少600dpi 软件选择形式和图形定向 面板上有离线选择按钮 卡纸和无纸指示 打印时一米范围内噪音不超过55db 支持A3幅面打印 4M字节存储容量2.5.6 系统时钟同步装置GPS（或北斗）一个高精度系统主时钟应包括所需的信号接收和译码设备，同轴电缆，接线器和天线，准确度应优于0.25us。该装置除向监控系统发时间同步信号外，还应向微机保护装置等发送同步信号。2.5.7 现地控制单元(共5套）各现地控制单元分别配有如下设备：1) 12.1”TFT彩色触摸屏；2) 智能控制器（必须采用高性能PLC或智能IO模块，且I/O模块必须与CPU模块为同一系列。）；3) 同期装置：机组1～3LCU内应配置微机自动准同期装置（单对象）和手动同期装置，公用4LCU配置微机自动准同期装置（多对象）；4) 交流采样装置：见设备配置图；5) 常规测量表计：多功能综合电能表的测量精度不低于0.5级；6) 现地控制单元应提供RS-485通信接口，并支持IEC 60870-5-103或Modbus通信协议。同时并提供该通信的通信软件，以及所需的硬件，包括现场总线和串行通信的电缆、电缆接头、网络分支器等设备。承包人应作为牵头方，为实现上述通信与其它设备供货商协调，向这些供货商提供详细的通信要求和资料，并对协调工作负责。7) 模拟输入模块应有一个 A/D 转换器，其分辨率为 12位或更高。误差应限制到小于最小有效位的一半。模拟输入应接受 4～20 mA 过程电流信号，包括来自于三线，在0℃时为 100Ω 的铂 RTD 信号。A/D 转换精度至少是 0.1％。现地控制单元应为其他厂家供货的非电量传感器提供直流24V电源，并且每个回路均应带有熔断器保护。8) 数字输入模块的每一输入应有光隔离和滤波以确保有500V的绝缘和减小接点颤动的影响。数字输入应接受干式接点直流信号。干式接点接到回路上的电压随现地控制单元提供。9) 数字输出模块应有电气隔离的输出接点。短时工作继电器在程序控制下激磁一段可调时限后自动释放。10) 机组LCU上应设有独立于LCU计算机回路的常规“紧急停机按钮”、水机事故保护回路，但应采取措施防止误操作“紧急停机按钮”。 11) 机组LCU内的常规控制回路在接收到机组电气或机械事故信号(空接点)时，应将机组安全停机。对于机械事故应先将机组减至空载，然后跳闸、灭磁、停机。12) 现地控制单元 应有“远方”和“现地”操作方式选择开关。在“远方”方式时，控制在站控级计算机上自动完成。在“现地”方式时，控制应在现地控制单元上通过现地控制单元柜上的TFT完成，也可通过移动式MMI完成。13) LCU屏内的电源模块应采用冗余配置，任意一个电源模块故障退出运行，不应影响LCU的正常运行。现地控制单元还应考虑给自动化元件和传感器提供24V的直流电源，24V电源输出回路均应装有小型断路器保护。14) I/O模块应设计成能承受水电厂的环境条件。I/O模块应满足IEC 255-5，IEC 1000-4要求。15) 应提供全部屏内辅助设备，使该屏成为完整的连接好的屏。这些设备包括，但不限于：导线、端子排、微型开关、辅助继电器和熔断器等。16) LCU 应装有以下描述的I/O模块，每一个LCU的I/O数量见附表。LCU 的每个输入/输出点应带有发光二极管指示灯指示。17) LCU 应装在自立式并具有足够厚度的金属柜里,该柜前面开门。门应密封以防灰尘渗入，门应装锁定手柄。随柜应提供端子排用于电缆连接到 LCU 内, 端子排应是重载、压接型、适合直径大到 2.5 mm 绞型铜线连接用。18) LCU屏的尺寸应为2260(H)X800(W)X600(D)。2.5.8 逆变电源系统（1）在工程中央控制室设置5kVA 逆变电源装置一套，向工程计算机监控系统供电。逆变电源为1路220V交流电源输入和1路220V直流电源输入， 220V交流电源输出。（2）逆变电源选用国外知名厂家(含合资)生产的优质产品。（3）交流电源消失时直流电源应能无扰动接入。（4）当逆变电源交流输入电压下降或超过规定的输入电压时,逆变电源不应发生任何损坏。逆变电源装置应提供以下一些报警信号（接点输出）:电源故障、旁路开关动作、过压和过流、电池低电压报警。（5）逆变电源装置馈电回路数： 满足工程计算机监控系统站级设备用电要求； 备用3回(容量10A)供工程其它控制设备使用。（6）馈电开关应选用优质产品。（7）馈电回路应带信号指示灯。 2.6软件要求计算机监控系统应具有丰富、完整的系统软件、支持软件及满足功能要求的成套应用软件包。2.6.1 系统软件要求系统软件应能支持计算机监控系统开发应用软件。应具有成熟的、最新版本的可用程序包，当主机扩充主存、外设或增设其外围设备时，不需要重新改编程序。(1) 操作系统提供的操作系统应是实时多用户、多任务执行程序系统，并且已用于所推荐的硬件结构有实用成功的经验，能有效地执行高级语言程序。为提高计算机利用率和响应时间，操作系统应具有以优先权为基础的任务调度执行，资源管理分配以及任务间通信和控制手段，优先级至少有32级。上位机所有操作系统均采用Linux/Unix。(2) 语言编译器应提供完善的、有效的编程软件，以进行应用软件的开发。这些编程软件包括工程工具软件包等。(3) 文件管理软件(4) 系统自诊断、自恢复软件应提供在线诊断软件或工具，对系统中的计算机设备或组件进行查找故障的诊断。(5) 网络管理软件(6) 其它2.6.2 支持软件要求计算机系统除应具有系统生成、软件开发、系统运行和维护的各种标准支持软件外，还应具有：(1) 数据库管理系统应提供用于实时数据存储和检索的数据库管理软件, 该软件应能提供各节点存储瞬时状态、事件数据、测量值和用于趋势分析和定期报告的数据，以及归档和检索这类数据管理。应提供用于历史数据存储和检索的数据库管理软件。该软件应能提供存储、归档和检索这类数据管理。应提供数据库生成软件, 用此软件生成和修改数据库。(2) MMI管理软件(3) 制表生成软件(4) 支持用户软件，数据库和画面群结合软件；(包括交互式作图软件、窗口软件、交互式数据库生成软件、动态汉字管理软件等)(5) 档案(历史)管理软件2.6.3 应用软件要求应提供用于完成上述及功能的应用软件。应用软件应是模块化的，每个应用程序都能作为独立的整体而易于修改扩充，能以多种方式启动，内、外存扩充时应用程序不需修改。(1) 数据采集、处理和监视控制软件、SCADA软件包等(2) 消防信息接收，并作显示、报警、报表打印和信息远传等(3) 安全分析软件包(4) 与地调和四川省调度中心通信的软件(5) 自启动软件(6) 人机接口软件应提供人-机通信软件，用于通过交互式显示、完成所有操作和控制功能。(7) 远程诊断和维护软件(8) CPU负荷率测量显示软件(9) AGC，AVC 软件(10) 其它特殊要求的应用软件(11) 系统监控网络拓扑图2.7 各现地控制单元I/O点数2.7.1 I/O点数投标商应按下列I/O量报价,并在投标书中报出各种I/O模块单价,买方保留在签定合同以及合同执行过程中,按投标时所报模块单价增减模块的权利。以下I/O量为电站的使用量(含备用点)，不包括各LCU的内部使用量。投标商应估算各个LCU内部I/O使用数量且参与报价。合同最终以实际点数作价，实际的I/O点数在设计联络会确定。（1）机组现地控制单元1-3LCU，每套配置如下模拟量输入4～20mAAI32点开关量输入DI256点（其中SOE64点）开关量输出DO80点交流采样点（CT 5A，PT 100V）1点温度量输入 64点（2）开关站现地控制单元及公用现地控制单元(4LCU)模拟量输入 4～20mAAI32点开关量输入DI192点（其中SOE32点）开关量输出DO64点交流采样点（CT 5A，PT 100V）11点主变温度量输入32点（3）闸门现地控制单元 (5LCU)模拟量输入 4～20mAAI32点开关量输入DI192点开关量输出DO64点交流采样点（CT 5A，PT 100V）11点2.7.2 I/O接口参数1) 开关量输入空接点，输入单元应带光电隔离和浪涌吸收回路，每一数字输入端口设置LED状态显示。2)模拟量输入模拟量输入回路应设置专用的防雷设备。信号范围:电流:4～20mA；0～5A（交流采样）电压:0～150V线电压(额定值，交流采样)；精度:0.5%3)开关量输出(1) 开关量输出信号采用继电器输出；(2) 每个开关量输出设有LED状态显示；(3) 接口参数(继电器接点)：输出形式:空接点接点容量: DC220V 5A2.8 计算机监控系统的性能指标2.8.1 实时性2.8.1.1 在计算机监控系统正常情况下，现地控制单元装置的响应时间应该满足对于生产过程的数据采集时间或控制命令执行时间的要求。1) 数据采集响应时间(1) 指示（状态）点采集周期≤1s (2) 模拟点采集周期:电量≤250ms，非电量≤1s(3) 报警点采集周期≤500ms(4) 事件顺序分辨率≤2ms2) 控制响应能力(1) 控制命令响应时间1s(2) 接受执行命令到执行控制响应时间1s2.8.1.2 在计算机监控系统正常情况下，站控级的响应能力应该满足系统数据采集、人机接口、控制功能和系统通信的时间要求。1) 数据采集响应时间从任一个现地控制单元采集变化的状态点或报警点、模拟量以及带时间的混合信息数据到站控级数据库内的时间不超过2s。从全部现地控制单元(LCU)采集可能出现最重负担的信息数据到实时数据库内的时间不超过3s。2) 人机通信响应时间 (1) 调用新画面的响应时间，全图形显示≤2s (90%画面)。 (2) 在已显示画面上动态数据刷新时间≤1s。 (3) 操作员命令发出显示回答时间≤1s。 (4) 报警或事件产生到画面字符显示和发出声响的时间≤1s。3) 控制功能的响应时间 (1) 联合控制有功功率执行周期时间3s。 (2) 联合控制无功功率执行周期时间6s。 (3) 自动经济运行功能处理周期时间5min。 (4) 自动控制指令执行响应时间≤2s。4) 通信的响应时间（在通信通道正常情况下）站控级对远程操作站数据采集和控制的响应时间应满足远程操作站要求。a、数据采集时间：从任一现地控制单元(LCU)到远程操作站数据库的时间≤3sb、命令响应时间：远程操作站下达的控制命令响应时间≤4s5) 双机切换时间热备用时：保证实时任务不中断。温备用时：≤30s。冷备用时：≤5min。2.8.2 可靠性1) 平均无故障间隔时间MTBF计算机16000h。模件(处理器板、接口板、电源等)50000h。LCU控制单元装置30000h。2) 平均维修时间MTTR≤0.5h。2.8.3 可利用率(A)系统设备正式投运一年后达到A≥99.9%。2.8.4 CPU负荷率按本节所述信息规模及实时响应指标，在电力系统正常情况下，任意30min内站控级计算机和LCU负荷率小于40%。在电力系统事故状态下，10s内应小于60%。2.8.5 适应环境能力及抗干扰能力1) 环境温度中控室 10℃～30℃ 现地控制0℃～40℃2) 运行温度系统0℃～50℃ 硬盘4℃～50℃ 软盘4℃～50℃3) 存放温度系统-40℃～70℃ 硬盘-40℃～60℃ 软盘-20℃～60℃4) 相对湿度中控室 45％～90％ 现地控制20％～90％5) 尘埃中控室和现地控制单元的尘埃粒度满足按相关标准执行。6) 抗震和冲击中控室和现地控制单元的抗震和冲击应满足相关标准。7) 接地监控系统（应）设独立的接地网，不直接与电厂的主接地网连接，（主）接地网的接地电阻不大于1Ω。8) 装置的一般电气性能及抗干扰系统的所有设备均应满足如下一般电气性能要求：(1) 绝缘电阻：交流回路外部端子对地10MΩ以上，不接地直流回路对地1MΩ。(2) 绝缘强度：500V以下，60V及以上机柜框架和机柜外壳间应能承受交流2000V电压1min。60V以下机柜框架和机柜外壳间应能承受交流500V电压1min。 (3) 抗干扰：无线电干扰(RI)30～500MHz3级10V/m抗静电干扰(ESD) ESD 150ｐF-150Ω3级8kV抗工频磁场干扰1级(4) 浪涌(或传导干扰)抑制能力(SWC)1-1.5MHz衰减振荡3级2500V1.2/50μs冲击波3级5000V2.8.6 可扩性1)采购范围内包括的备用点不少于使用的点设备的10％。2)CPU的负荷留有足够的裕度。在合同规定的配置情况下，其最大负载率应满足2,8.4款的要求。3)磁盘的使用时间应尽可能低，在正常情况，在任一5min周期内，其平均使用率应低于50%。4)站控级计算机的内部存储器留有40％的备用区域。5)大容量存储器留有60％的备用容量。6)应适当考虑扩充现地控制装置、外围设备和系统通信的接口。7)提供用户修改和扩充软件的功能。8)通道容量应留有足够裕度，期望的通道利用率宜小于50%。2.8.7 可变性对电站站控级和现地控制单元级装置中参数或结构配置应能实现改变。对点的可变性要求：1) 点说明的改变2) 模拟点工程单位标度改变3) 模拟点限值改变4) 模拟点限制值死区改变5) 控制点参数改变6) 语音报警参数改变2.8.8 安全性系统设备的安全性应考虑:1) 操作习惯和步骤的安全性。2) 通信的安全性。3) 硬件、软件和固件设计的安全性。2.9特殊条款2.9.1 备品备件及专用工具承包人提供的备品备件应满足五年内维持系统可利用率不低于技术指标要求。专用工具除了用于系统维修所必需的工具外，还应配备满足维修人员用于检测和判断系统及其模件的故障的测试设备，提供调试专用数据线及软件。2.9.2 进度和报告进度时间表1) 合同生效后10天内，承包人应编制进度时间表，递交给发包人5份复制件及与原件一致的电子文档。2) 表中的项目应按其实施的先后顺序安排，并提交发包人审查。2.9.3 报价厂商随报价书提供的资料和图纸1) 计算机监控系统硬件配置各部分装置的型号、规格、数量及详细价格(包括各种所使用的板、卡的价格)。2) 计算机监控系统结构图3) 推荐的备品备件清单和专用工具清单2.9.4 技术文件的提交2.9.4.1 概述承包人应提交以下资料供发包人审查：满足本协议规定的标准规范要求的图纸，工厂组装和试验程序，搬运和贮存，安装和运行维护说明；现场试运行和验收试验，设计计算；设备清单；逻辑图；安装进度，在本邀请书其他各节所列出的产品目录。提交资料的次序应使当收到每张图纸时，都能有效地进行审查。除了以提供信息为目的的初步性质的图纸(应明确注明)外，正式提交的图纸和设计数据应附有承包人授权代表签署的证明，以表明其上的资料已经承包人核实，并可用于工程。在提交任何图纸之前，承包人应得到对其将要提交的图纸清单的批准，清单上应有满足本合同文件要求的提交图纸的次序和日期。2.9.4.2 外形图承包人应该在合同生效后30天内提供，外形图包括：1) 所有主要设备的前、后和侧视图。2) 计算机室内的设备布置，平面图和断面图。3) 各LCU设备布置平面图和断面图,基础安装图2.9.4.3 详图承包人应在合同生效后20天内提供，详图和资料应包括但不限于这些。1)系统框图和说明；2)所提供设备的技术特性详细的资料和框图；3)所提供设备的原理图；4)站控级计算机设备的外形图和平面布置图,以及键盘在不同控制方式下的操作程序的说明；5)逐条说明计算机监控系统功能；6)通信系统技术参数和详细说明(包括数据总线结构,通信介质,通信规约等)；7)计算机监控系统设备外接电源的型式,电压和允许偏差范围,以及接地电阻和接地方法的要求；8)站控级计算机的技术性能和详细资料；9)站控级计算机功能,它们的执行步骤和切换方式的详细说明；10) 各LCU及的技术性能和详细资料,包括I/O模块电涌和瞬变保护的详细说明；11) 各打印机和打印服务器的技术性能和详细资料；12) 系统主时钟技术性能和详细资料；13) 站控级计算机编程方式的详细说明和技术资料；14) 对中控室和计算机室的屏蔽要求；15) 计算机监控系统用电缆的屏蔽及其接地要求；16) 设备接线图；17) 端子排布置和外部电缆连接详情；18) 铭牌表；19) 材料清单；20) 软件文件：(1)计算机监控系统编程语言和编译程序的工作手册和目录清单；(2)计算机监控系统的基本软件清单和工作手册；(3)计算机监控系统的应用软件清单和工作手册以及各种应用软件采用的原理的详细说明；应用程序的开发软件、维护软件的详细说明；(4)系统软件和硬件诊断和维护程序的清单及详细说明；(5)软件清除故障程序的目录清单和详细说明；(6)数据库管理的设计原理；(7)实时执行程序清单和详细说明；(8)基本应用程序清单和详细说明；(9)SCADA清单和详细说明；(10) 事件记录,报警记录和跳闸后复核报告的详细说明；(11) 单机或成组发电控制的设计原理和计算方法的详细说明；(12) 自动母线电压控制的详细说明；(13) 机组投入程序和机组起动和停机程序的设计原理和计算方法的详细说明；(14) 电站厂用系统监控程序详细说明；(15) 趋势分析方法原理的详细说明；(16) 公用设备控制和监视程序详细说明；(17) 直流系统监视程序详细说明；(18) 各设备投运后，承包人应向发包人提供两套完整的软件备份；21) 各种显示仪表和装置的详细说明,包括技术参数,测量准确级、安装、调试、试验和运行；22) 各种显示仪表和装置的产品介绍技术资料和安装说明；23) 承包人的方案如有与合同文件不同,其原因和详细说明；24) 使计算机监控系统成为完整系统的需要的其它设备的资料和数据；25) 培训方案和内容的详细说明和培训教材。2.9.4.4 承包人的详细说明书合同生效后一年内（至少在设备发货前一个月）应提交合同设备每一主要项目以下说明：1)工厂组装和试验步骤2)搬运和贮存说明书3)安装说明书4)运行和维护说明书5)现场试运行步骤和验收试验2.9.4.5 设计计算设计计算应详细解释基本设计方法、假设和使用的原则，以证明设备满足规定要求。另外，应提供寻找设备故障的足够资料。2.9.4.6 设备清单应提交每一主要组件或部件的设备清单供批准，设备清单应包括产品和与工作有关的辅助设备的制造商的名字，说明，零件数量，额定值，性能指标，以及发包人为获得替代零件的其它重要资料。与工作有关的设备，如未得到发包人批准，可能被拒绝接收。(1) 概述：应提供六套完整的逻辑图，描述应用在微处理器构成的控制器上的软件。逻辑图应以如下形式提供：1)模拟控制电路：这些图应按ISA标准格式提供。2)顺序控制：顺序逻辑控制应按功能图格式提供。(2) 软件：在最终接收试验合格证书签署后两年之内，软件若有更新或改进，应免费提供。超过此期间时，应根据商议价格提供发包人。2.9.4.8 安装进度应准备一份详细的安装进度表供发包人复核，该表内包括估计的安装时间，安装承包商所需的人员种类和人数和工具的类型及数量。进度表应在第一批设备发运前3个月以前提供。进度表应包括现场安装、试运行和验收试验所需的时间。2.9.4.9 技术文件及图纸审查(1)对于供发包人审查的每张图纸, 应向发包人和设计人各提供2份复制图纸和电子软件。审查并不意味着免除承包人对于满足合同文件以及安装时各部件正确的配合的责任。(2)承包人应进行必要的设计变更, 以使设备符合本合同的规定和意图。每一次修改应该在修改栏中标注修改的版本号、日期和题目，并对修改部分做出标注。(3)如果在结构组装或设备安装期间发现承包人图纸中有错误,包括任何认为必要的现场变更，应在图纸上标注修改内容。该图纸应按上文所述重新提交供审查和记录。2.9.4.10 档案图档案图是指2.9.4款上述各节规定的所有技术文件的最终版本。合同设备全部投运后三个月内，承包人应提供给发包人一套完整的全尺寸的可供复制的档案图。应提供5套装订好同一标准尺寸的全部档案图的复制件，包括任何现场变更在内。每套应包括一个表明图纸数量和图纸题目的索引，并应装订成册作为永久的资料。另外应提供4套上述档案图的优盘或光盘。2.9.4.11说明书(1) 概述承包人应对每项设备的工厂组装和试验、搬运和贮存、安装、运行和维修、现场试运行和验收试验提供书面的详尽的说明书,说明书应尽早提交，以便在实际的安装和运行之前，在现场能获得最终的经审查的文本，能更好的计划他们的工作。经审查和批准后，应提交5套完整耐用的最终说明书的装订本。(2) 工厂组装和试验步骤：在工厂组装和试验以前和以后进行的检查的详细步骤都应提交发包人，以证明已满足合同的要求。工厂组装和试验步骤应以表格形式提交。试验步骤表应包括要用的测试值，可以接受的最大/最小试验结果值以及可以接受的工业标准的参考值。应给出工厂试验限值(如果有的话)的说明，并由发包人批准。(3) 搬运和贮存说明书应该对于现场设备的搬运、贮存和维护, 提交一份具有叙述、图示和重量的详尽的说明书。(4) 安装说明书应提供设备安装的详尽说明书, 以及表示安装顺序的相应图纸的缩影复制件。该说明书和图纸应包括对于设备主要部件的搬运和起吊, 包括重量和安装期间应遵守的特殊注意事项方面的资料。(5) 运行和维护说明书：1) 应提供详尽的运行和维护说明书,相应的部件一览表、所提供的全部设备的样本。还应提供对于运行、维护、修理、拆卸或组装, 以及为了订购更换部件需鉴别部件时所需要或有用的说明。2) 运行和维护说明手册应有完善和清楚的文字说明,在设备整个服务年限内都能直接使用而不需发包人增加任何内容。说明书手册中使用的术语和名称应完全与承包人图纸使用的一样。3) 说明书中的题目顺序,各段的排列和采用的标题应使得对整个题目内容有全面了解以及对特殊题目快速查找。4) 运行和维护说明书应清楚地说明所供设备的特色和电气控制设备的操作。(5) 现场试运行和验收试验：应该提交详细步骤的说明书, 包括在现场安装后, 设备的试运行和验收试验用的相应的说明和图示。说明书包括：1) 要清洗、检查和调整的部件, 给出方法和措施; 2) 应该提交设备现场检查、起动、初期运行、试验和试运行的初步详细运行和试验步骤, 以表格形式分项列出每次运行和试验的步骤, 注明根据设计预计的结果,并留出填写在试运行过程中实际观察结果的空白处。2.9.4.12 报告承包人应提供5份装订好的所有工厂试验、现场试验和合同设备有关的所有最终报告的复制件。该报告应装订成册作为永久资料使用。继电保护装置3.1设备执行技术标准本技术条件未提及的内容均应符合继电保护和安全自动装置及各元件有关国家标准和部颁标准及其引用标准(不限于下列标准)，若标准之间出现矛盾时，以高标准为准。选用标准为签订合同时的最新版本。1) 微机继电保护装置运行管理规程 DL/T 5872) 继电保护和安全自动装置技术规程 GB 142853) 电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范 GB 501714) 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件 DL 4785) 静态继电器及保护装置的电气干扰试验GB 61626) 电子设备雷击保护导则GB74507) 电力系统二次回路控制、保护屏及柜基本尺寸系列GB72768) 电力系统二次回路保护装置用插件箱及插件面板基本尺寸系列GB72689）继电器及继电保护装置基本试验方法GB726110）电工产品基本环境试验规程试验A：低温试验方法GB2423.111）电工产品基本环境试验规程试验B：高温试验方法GB2423.212) 电工产品基本环境试验规程试验Cb：设备用恒定湿热试验方法GB/T2423.913) 量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验GB/T1453714) 电气继电器第22部分：量度继电器和保护装置的电气干扰试验第3篇：辐射电磁场干扰试验GB/T14598.9 IEC-60255-22-3 15) 电气继电器第22部分：量度继电器和保护装置的电气干扰试验第4篇：快速瞬变干扰试验GB/T14598.1016) 量度继电器和保护装置的电气干扰试验第1部分：1MHz脉冲群干扰试验GB/T14598.1317) 量度继电器和保护装置的电气干扰试验第2部分：静电放电试验GB/T14598.1418) 远动设备及系统 第5部分 传输规约 第103篇继电保护设备信息接口配套标准DL/T 667idt IEC 60870-5-103:19) 微机发电机变压器保护通用技术条件DL/T 67120) 继电保护微机型试验装置技术条件DL/T 624 国家电网生技〔2005〕400号《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》22) 川电调〔2006〕96号《四川省电力公司反事故措施实施细则》所用技术标准，凡未说明的，均用国标或有关部标。选用的标准，应是签订合同时已颁发的最新版本。3.2供货范围本合同继电保护装置供货范围包括：发变组微机保护装置3套；厂用变压器微机保护装置2套；35kV线路保护6套；必要数量的备品备件和专用工具1套；技术服务：安装指导、调试、技术培训、文档资料提供，以及设计联络会、工厂验收等；对于招标文件及合同文件中没有专门提及的设备，但属整套完整设备所必需的，承包人仍将提供，以保证货物的完整性，其费用包括在合同总价中。3.2.1 发变组保护每套发变组配置1套保护，1面屏，由主保护、后备保护、非电量保护及操作箱组成。每台发变组保护屏应包括如下保护：1) 纵联差动保护，瞬时动作于解列、停机、灭磁；2) 复合电压起动的过电流保护，带两段时限，短时限动作于跳发电机出口断路器、长时限动作于发电机解列、停机、灭磁；3) 过负荷保护，短时限动作于信号、长时限动作于解列、停机、灭磁；4) 失磁保护，带时限动作于解列； 5) 过电压保护，带时限动作于解列、灭磁；6) 90%定子一点接地保护，短时限动作于信号、长时限动作于解列、停机、灭磁；7) 转子一点接地保护，带时限动作于信号；8) 励磁变压器电流速断保护和过电流保护，动作于解列、停机、灭磁；9) 发电机保护装置应具有故障录波功能；发电机保护屏应配置有发电机出口断路器操作继电器箱，断路器操作箱按双跳闸线圈配置。操作继电器箱至少应包括控制回路、根据需要可切除的电气防跳回路、跳闸监视回路、电源监视回路、连锁回路等。10) 高压侧过电流保护，带时限动作于跳主变高压侧断路器(系统侧倒送厂用电时投入，并应受两台发电机出口断路器位置接点闭锁)；11) 瓦斯保护，轻瓦斯动作于发信号，重瓦斯动作于跳主变各侧断路器，并可选择切换到发信号；12) 压力释放保护，动作于跳主变各侧断路器，并可选择切换到发信号；冷却系统故障保护，瞬时动作于信号，并经长时限动作于解列；13) 温度保护：温度高动作于发信号，温度过高动作于跳主变各侧断路器；非电量保护采用独立的装置，电源回路和出口跳闸回路必须与电气量保护回路完全分开。操作继电器箱至少应包括控制回路、电气防跳回路、跳闸监视回路、电源监视回路、连锁回路等。3.2.2 厂用变保护厂用变设置两套保护，组一面屏。保护的主要配置有电流速断保护和过电流保护等。3.2.3 35kV线路保护35kV线路设置六套保护，组一面屏。保护的主要配置有三段式电压闭锁方向速断、三相一次重合闸、接地监测等。3.3主要技术要求3.3.1保护装置的额定值CT二次侧电流：5APT二次侧电压：100V额定频率：50Hz变比详见附图：“继电保护及测量仪表配置图”3.3.2外供电源直流：220V(80%-115%)交流：380/220V(80%-115%)3.3.3断路器操作机构10.5kV 电动储能操作机构35kV电动储能操作机构3.3.4保护选型保护装置选型：微机型保护装置。该装置的软件、硬件具有自动检测、连续监视功能、容错功能、故障录波和动作记录存储功能保护，产品应在技术上先进，并具有成功运行经验。微处理器应能适用于工业环境的高可靠、低功耗、抗干扰能力强，其运行速度、存储容量与保护系统的任务和要求相适应。a)、保护装置在直流电压为0.8～1.1Ue时应可靠工作，在直流电源开合过程及直流回路一点接地情况下不应误动作。b)、保护装置应具有足够的抗电磁扰动的能力，具有抗御1MHz和100kHz衰减振荡波干扰、辐射电磁场干扰、静电放电干扰、快速瞬变干扰及冲击电压干扰等。根据GB/T 14958（等效于IEC 255标准）、保护装置在交直流操作过电压、大气过电压及电磁波等干扰情况下不应误动作。c)、保护装置在PT回路发生故障时不应误动作，并能发出报警信号；在CT回路发生故障时应发出报警信号。d)、保护屏为插件式模块化结构。插件应接触可靠，同一类型插件应能互换。带电拔插件时，应保证交流电流回路不开路、交流电压和直流电压回路不短路。e)、继电保护的出口回路应设置因元器件损坏而引起误动的闭锁环节，防止保护误出口，并发出元器件损坏的预告信号。出口跳闸回路的额定容量要求：直流电压220V，连续通过电流5A，持续时间1S；闭合电流不小于5A。接点经过试验以后，不应有粘连或其它异常现象，动作与返回过程中不应滞留。出口继电器应选用带串联自保持线圈的快速中间继电器。f)、所有差动保护应具有在正常运行中显示差流和差流越限报警；微机变压器保护装置所用的电流互感器采用“Y”形接线，其相位补偿和电流补偿由软件实现；g)、保护装置应具有自动检测和自恢复功能，满足《电力系统微机继电保护技术导则》(DL/T 769-2001)第3.23条和4.1条的要求。应具有故障记录功能，满足《电力系统微机继电保护技术导则》(DL/T 769-2001)第4.3条的要求。当监测到设备故障时，应发出信号；h)、保护装置出口回路除应具有“软件压板”外，还应有硬件投切设施，以便在运行中操作人员投退每种保护、断开跳闸出口回路和合闸出口回路。保护装置的软压板在运行期间应具有现地在线进行投切和远方通过通信接口在线进行投切，不会造成保护的误动或者拒动，并能同时记录软压板投切的时间并不能被人为抹去。人机界面和面板应具有反映和区分软压板和硬压板投切运行状况的信号。在保护装置投入运行期间若软硬压板投切不一致时应发报警信号。i)、每面发电机保护屏应具备管理功能。j)、保护屏应能防尘、密封，并良好接地。防护等级不低于IP43。k)、保护装置的定值在运行期间应能在现地在线整定和远方通过通信接口进行在线整定，而不会造成保护的误动或者拒动。计算机整定定值超过规定范围后不予接受并能发出报警信号，能记录定值和整定的时间且不能被人为抹去，但计算机能在存盘容量满后自动依此清除先存入的信息。应具有开关量接口和通信接口（含相关硬件和软件等），用于和电站继电保护装置通信。开关量接口应为无源常开接点，主要用于将下列信号（最低要求）送至电站继电保护装置：各种保护动作信号、内部各装置故障信号及制造厂推荐的其他信号等。接点容量为220VDC 5A。通信协议采用IEC 60870-5-103:1997或买方指定的其他通信规约。l)、保护装置应接收电站时钟同步系统送出的B码对时信号。m)、保护装置的电流、电压和信号触点引入线应配置连接屏蔽电缆的专用端子。所有屏柜应设置接地铜排，接地铜排应能接入≥50mm2 的接地线；n)、所有屏内的电源引入回路必须首先经过微型断路器，且该微型断路器应放在方便维护的位置；微型断路器应带辅助接点，接点应引至端子排；o)、所有屏内配线必须上端子（除电流端子外其他端子应是压接带螺丝）并应按回路类别使用单独的端子排名称，每一类别端子排的备用端子数应不少于本端子排使用量的20%；p)屏柜背面应附该柜端子接线图。端子排和屏内设备以及屏内设备间连接的导线应选用铜芯线，电流端子应采用试验型电流端子，且应能可靠接入截面不小于6mm2 的电缆芯线，电压端子应能可靠接入截面不小于4mm2 的电缆芯线；对电流、电压、交流、直流回路连接应采用分色线。“ ”极电源要与跳闸端子分开，不得用临近的端子；导线和端子应有清晰、明显的标志。所有保护装置的每个保护动作接点应输出8对以上独立接点，用于跳开相应的断路器、启动故障录波装置和进入继电保护装置、调速器、励磁系统等。保护装置所有供外部系统使用的输出接点均为空接点，且独立引出至端子排上，并根据设计院提供的端子接线图进行与外部系统的接线，禁止在一个端子的同一侧上压接2根及以上的接线，端子排采用国际知名品牌的优质产品。辅助回路和控制回路应能耐受2000V工频电压1min，其绝缘电阻不小于10MΩ，回路之间的绝缘电阻不小于10MΩ（500V摇表）。3.3.4 柜体见1.5.7章节。3.4特殊条款3.4.1 备品备件及专用工具1）卖方应向买方提供必需的易损元器件的备品备件，其种类和数量随投标书一并提交。2）卖方应向买方提供一套安装、维修、调试所必须的专用工具，专用工具的种类及数量随投标书一并提供。3）提供维护、调试软件包。3.4.2 进度和报告进度时间表1) 合同生效后10天内，承包人应编制进度时间表，递交给发包人5份复制件。2) 表中的项目应按其实施的先后顺序安排，并提交发包人审查。3.4.3 报价厂商随报价书提供的资料和图纸1) 各个保护装置硬件配置各部分装置的型号、规格、数量及详细价格(包括各种所使用的板、卡的价格)。2) 推荐的备品备件清单和专用工具清单3.4.4 技术文件的提交合同签定后20天内，卖方向买方提供设计所需的图纸（包括原理图、屏面布置图、端子接线图等及其磁盘文件）、资料（包括产品说明书、技术参数、使用手册、调试手册及其他应提供的资料）等一套电子文档2套纸质文档，供买方审批。图纸应采用标准A3或A4幅面，资料应采用A4幅面。买方在收到图纸六十天内向卖方返回审批意见，买方的审定认可并不解除卖方应保证图纸和资料正确性的责任。经审批后的图纸和资料等各3套(其中1套直接寄达设计院，2套寄买方，磁盘文件共2套分别寄买方和设计院)。最终版本的图纸和资料随机提供10套和一套光盘文件，并装订成册或盒装。所有磁盘文件均应为MS-Office 2003和AutoCAD 2004版本。其他4.1 设计及设计联络会为确保合同电站设计、施工的顺利进行及协调设计和其它方面的工作，双方将根据本部分的规定进行设计及设计联络会。本合同项下进行不少于两次的设计联络会。4.1.1 第一次设计联络会1) 主题：详细的工程计划和计算机监控系统及保护设备硬件选择及配置。2) 内容：(1) 审查进度时间表；(2) 讨论双方应提交的设计文件的内容和范围；(3) 审查计算机监控和保护系统硬件、系统配置及原理图；(4) 审查有关名称功能的安排和内容；(5) 讨论计算机监控系统与有关设备的接口问题；(6) 讨论有关填写最终I/O表的方法；(7) 初步确定通信联网的接口种类、数量；(8) 审查初步的MMI和MMI显示设计；(9) 讨论其它有关问题，并决定下一次设计联络会的内容3）时间：合同签字后30天召开第一次设计联络会。4) 地点：发包人所在地，日程：约2天。5) 发包人参加人数：5人4.1.2 第二次设计联络会1) 主题：输入/输出点表格，MMI显示,人机接口、应用软件。2) 内容：(1) 审查最终I/O点的数量和型号，提交I/O表；(2) 讨论专用的点；(3) 审查最终的MMI和MMI显示设计；(4) 讨论和通过开发MMI显示、菜单和人机接口事项；(5) 自动发电控制；(6) 自动电压控制；(7) 自动启/停顺序控制；(8) 机组自动同期；(9) 同期检查；(10) 开关站断路器/隔离开关闭锁；(11) 审查MMI和操作员站画面显示设计；(12) 讨论和通过开发MMI和操作员工作站显示、菜单和人机接口事项；(13) 讨论发包人人员参加应用软件开发；(14) 审查所有应用软件的最终设计；(15) 审查最终试验和培训计划和交付进度表；(16) 审查最终系统设计；(17) 讨论与其它系统通信接口的问题；(18) 讨论与集中控制调度中心通信的接口问题。3）时间：在第一次设计联络会上定。4) 地点：在第一次设计联络会上定，日程：约 2天。5) 发包人参加人数：5人4.1.3 其他4.1.3.1为协调其它设备如励磁、调速器、自动化元件、辅机系统等与监控系统的接口问题，发包人将根据需要，按照本电站工程进展情况，召集各系统设备承包商在指定地点举行第三次设计联络会，会议组织和实施由本标承包人负责，会议费用包含在本合同总价中。4.1.3.2 任一方派出人员前10天，应用传真通知对方派出人员名单及预计出发日期。出发前3天，应将派出人员名单、确切出发日期、航线、航班号及到达日期用电传或传真通知对方。4.1.3.3 有关联络会议的准备、组织、安排、技术文件、工作设施等所有费用应由承包人支付，并包含于合同总价中。4.1.3.4 承包人人员参加的设计联络会人员的机票、膳食、住宿及交通费应由承包人支付，并包含于合同总价中。4.1.3.5 发包人人员参加在承包人召开的设计联络会的费用应包括往返机票（成都到承包人所在地，经济舱）、发包人人员在承包人地的膳食和住宿费，并应已包括在合同价款内。承包人应为发包人人员购买成都至会议地点之间的往返机票，发包人人员应在出发前3天获得机票。承包人应帮助安排发包人人员在承包人居留期间的食宿。承包人应免费为发包人人员提供自住宿地点至会议地点的交通。在设计期间，如有必要，发包人有权派遣技术人员到承包人的设计部门和制造厂了解与合同电站有关的数据和技术资料，承包人应协助并免费提供工作需要的所有技术资料和工作条件。基于同等条件，承包人有权派遣其技术人员到现场。4.1.3.6 在设计期间，如发包人提出要求，承包人须及时自费派遣技术人员到现场解释其设计原则。4.2培训培训分为工厂培训和现场培训。4.2.1工厂培训培训的内容：卖方提供的合同设备的系统设计、系统操作、硬件维修、故障诊断、系统编程和编程技术等。以使买方人员能够达到对监控系统正常操作、维护、诊断和修改应用程序的水平。培训批次和人数：6人，14天，1次。具体培训日期由业主确定。卖方应免费为买方人员提供上述培训、免费为买方人员提供自住宿地点至培训地点的交通、并帮助安排买方人员在卖方居留期间的食宿。买方人员的成都—卖方所在地间的火车卧铺票费用、在卖方所在地的食宿费用已经包含在合同总价中。4.2.2 现场培训 卖方应在工地为买方运行人员提供10天的培训授课，包括合同设备的系统设计、系统操作、硬件维修、故障诊断、系统编程和编程技术等，使他们能够了解和掌握设备的生产技术、操作、检验、修理和维护等。4.3试验及验收4.3.1 计算机监控系统及保护设备应按有关标准进行出厂试验和现场试验。4.3.2 在屏柜进行出厂试验前十天，卖方应通知买方，并向买方提交试验程序和大纲，以便买方审核并派代表参加其出厂检验；已提供型式检验报告的装置，经买方审核后，可免除部分或全部检验项目。4.3.3 在制造装配过程中，对于重要工序和中间检验，买方可派代表到厂参加并予以监造；4.3.4 场验收包括：现场交接验收、投运72小时试运行并消缺后的初步验收、质保期结束后的最终验收。4.4现场技术服务4.4.1概述4.4.1.1 合同设备的安装由其它安装承包商完成，承包人应指定一名安装监督人员或一名试验工程师兼任承包人工地代表，负责协调与发包人以及与安装承包商之间的工作，还应指定一名或多名胜任的安装监督人员和试验工程师，对安装承包商在方法、步骤和应注意事项方面进行指导。承包人应对合同设备的安装质量、调试和现场接收试验，以及与合同设备安装质量和现场接收试验有关的其它事项负责。安装承包商将提供安装所必需的熟练和非熟练的劳力，以及安装所必需的设备，并将负责安装工作进度。承包人安装监督人员应负责所有安装工作的正确实施，除非当发生工作未按照他的指示执行的情况，而又立即以书面将此情况通知了发包人。承包人安装监督人员应对合同设备的起动和试运行负责，并且应在运行前作最终调整。4.4.1.2 承包人应根据现场设备安装情况，及时派遣足够的合格的技术人员，按双方商定的时间计划表，按时完成监控系统调试工作。承包人安装监督人员和试验工程师自承包人地至中发包人地的全部旅费应由承包人承担。双方应该根据工地施工的实际工作进展，通过协商决定承包人技术人员的准确专业、人员数量、在工地服务的持续时间，以及到达和离开工地的日期。如果安装出现拖期，还不需要安装监督人员或试验工程师的服务，则可根据发包人的利益，要求安装监督人员或试验工程师返回本部或留在工地。4.4.1.3 承包人应该编制一份详尽的安装时间表并提交给发包人，指明安装所需时间，并列出合同设备安装所需的人员和工具的类型和数量。4.4.2任务和责任4.4.2.1 承包人应指定一名承包人技术人员作为承包人工地代表，此代表应在合同范围内全面负责技术服务和培训工作，并与发包人工地代表充分合作与协商，以解决与合同有关的技术和工作问题。双方的工地代表，未经双方授权，无权变更和修改合同。4.4.2.2 承包人技术人员代表承包人，应提供技术服务和完成按合同规定有关合同设备的安装、调试和验收试验的任务和责任。4.4.2.3 承包人技术人员应详尽地解释技术文件、图纸、运行和维护手册、设备特性、分析方法和有关的注意事项等，以及解答和解决发包人在合同范围内提出的技术问题。承包人应在工地为发包人运行人员提供20天的培训授课，包括合同设备的系统设计、系统操作、硬件维修、故障诊断、系统编程和编程技术等，使他们能够了解和掌握设备的生产技术、操作、检验、修理和维护等。培训授课应在按本合同要求的运至工地的实际硬件上进行，并可与现场调试结合进行。4.4.2.4 为保证正确完成在第4.4.2款中提到的工作，承包人技术人员应在合同范围内给发包人以全面正确的技术服务和必要的示范操作。4.4.2.5 承包人技术人员应协助发包人在现场培训合同设备安装、调试、验收试验、运行和维护的人员，努力提高他们的技术水平。4.4.2.6 承包人技术人员的技术指导应是正确的，如因错误指导而引起设备和材料的损坏，承包人应负责修复、更换和（或）补充，其费用由承包人承担，费用还包括进行修补期间所发生的服务费。发包人的技术人员应尊重承包人技术人员的技术指导。4.4.3工作步骤和条件4.4.3.1 承包人在其技术人员来工地前1个月，应将其姓名、性别、专业、资格、职务、工作地点等通知发包人，以便发包人能协助办理相关手续。承包人应在技术人员启程前7天用电传或传真将他们的姓名、确切启程日期、航班号、确切到达日期、行李件数和大致重量等，通知发包人。4.4.3.2 承包人技术人员到达工地后，应经过双方代表的共同商定，制定出总的工作进度和月计划，承包人技术人员应根据工作进度和月计划进行工作，工作进度和月计划的任何修改应由双方代表协商作出。4.4.3.3 承包人技术人员的现场服务人日数应从承包人技术人员到达工地之次日起算，直至工作结束之日止。休息日不计入技术服务人日数。承包人技术人员的实际工作小时数应逐日记入考勤表，一式两份，并由双方工地代表签字，该考勤表将作为计算技术服务人日数的依据。4.4.3.4 工作进度、每天做的主要工作、发生的所有问题以及解决方法，应由承包人人员一式两份记录在“工作日志”中，并每天由双方代表签字，双方各执一份。4.4.4现场服务费用承包人提供的现场服务所需费用已全部包括在合同总价中。4.4.5其它4.4.5.1 承包人可以自费召回或调换他的技术人员，但不得影响工地的工作，并应先征得发包人同意。替换和被替换人员在工地应有交接工作期，并办工作移交手续，发包人仅支付一人的技术服务费。4.4.5.2 承包人技术人员连续生病超过15天时，承包人应自费另派一同等技术水平的技术人员替换他。4.4.5.3 当具有合理理由时，发包人有权要求承包人更换任一承包人技术人员，有关更换的全部费用应由承包人承担。4.5供货批次承包人应一次将所有合同设备供完。4.6附图《文峰水电站计算机监控系统框图》《文峰水电站测量保护配置图》《文峰水电站直流系统图》4.7附件（应做相应改动）4.7.1文峰水电站监控系统及继电保护装置主要设备表序号名 称规格单位数量备注1电站级监控系统1）操作员工作站 2套2）通讯服务器（含语音报警oncall）2套3)工程师工作站 1套4）100Mbps以太网交换机及网络设备及材料2套5）网络打印机（A3激光 1台）6）逆变电源（5kVA）7）GPS卫星时钟系统8）应用软件、组态软件9）计算机桌椅10）其他套1安装在中控室21#机发电综合现地控制装置套1安装在现地发电机旁32#机发电综合现地控制装置套1安装在现地发电机旁43#机发电综合现地控制装置套1安装在现地发电机旁5公共升压站综合现地控制装置套1安装在中控室6闸门现地控制装置套1安装在闸坝中控室4.7.2设备配置明细清单序号名 称型号单位数量一电站计算机监控系统软件套1操作系统，应用软件，组态软件二电站级监控保护系统硬件1系统服务器及操作员工作站套2CPU:主频：≥3.2GHz内存： ≥4GB硬盘；≥ 500GB（可扩展）光驱；一个DVD R/W ROM：32速22〃彩色TFT显示器,分辨率为1600×1200或以上标准键盘、鼠标100/1000M网络接口板块22通讯服务器套2CPU:主频：≥3.0GHz内存： ≥4GB硬盘；≥ 500GB（可扩展）光驱；一个DVD R/W ROM：32速22〃彩色TFT显示器,分辨率为1600×1200或以上标准键盘、鼠标100/1000M网络接口板块48串口卡套13语音报警oncall工作站套1CPU:主频：≥3.0GHz内存： ≥4GB硬盘；≥ 500GB（可扩展）光驱；一个DVD R/W ROM：32速22〃彩色TFT显示器,分辨率为1600×1200或以上标准键盘、鼠标100/1000M网络接口板块2语音输出音箱：2只4计算机桌椅4800*800*700套15网络设备 套15.1100Mbps工业级以太网交换机（20个电口 4多模光口）台25.2双层屏蔽双绞线米2005.3四芯多模铠装光缆米3005.4其他网络设备及材料套16逆变电源（5KVA）知名或合资品牌套17卫星时钟系统16个IRIG-B码 16个可任意整定的分、秒同步脉冲接点套1三现地控制级综合自动化装置11#机组控制保护系统（拟设置2面屏）1.11#机组自控屏（机旁）1.1.1主控管理单元；套11.1.2监控单元（包含以下设备）：套11.1.3①通信装置；②交流电量采集装置；（1套）1.1.4人机接口 (12.1”彩色液晶触摸显示屏)；套11.1.5微机自动准同期单元；套11.1.6手动同期单元套11.1.7PLC（GE PAC3I或同等档次智能控制设备，双CPU双以太网）套11.21#发变组保护屏1.2.1主保护单元套11.2.2非电量保护单元套11.2.3操作箱单元套11.3机柜及其它附属设备套122#机组综合控制装置（配置同1#机组综合控制装置）套133#机组综合控制装置（配置同1#机组综合控制装置）套14、公用与升压站综合控制装置（拟设置2面屏，布置在中控室）主控管理单元；套1监控单元（包含以下设备）：套1①通信装置；②交流电量采集装置；（11套）人机接口 (12.1”彩色液晶触摸显示屏)；套1PLC（GE PAC3I或同等档次智能控制设备，支持双CPU双以太网）套1微机自动准同期单元（多对象）；套1四线路保护及厂变保护屏（拟设置2面屏，布置在中控室）厂用变保护单元套235kV线路保护装置套6五电子式电能表屏（电能表带双485接口）（拟设置1面屏，布置在中控室）线路 双向0.2级只6厂变 双向0.5S只2主变高压侧双向0.5S只34.7.3系统输入/输出容量I/O 类型1G LCU2G LCU3G LCU公用LCU闸门LCU开入192192192160160SOE6464643232模入3232323232开出8080806464交流量输入111111辅机系统5.1 机组附属设备配置要求四川文峰水电站设计有辅机控制系统和闸门控制系统。其具体配置要求如下：1、可编程序控制器PLC辅机监控PLC采用法国施耐德公司的Premium系列PLC，美国GE公司的PACSYSTEM 3I系列PLC，或南瑞公司的MB60系列PLC。所有的设备都要求开关量和模拟量双重控制。2、触摸屏其参数应满足以下规格：（1）触摸屏尺寸：10.4"；（2）显示：选用背光TFT彩色LED；（3）触摸屏应选用国际知名品牌。3、软启动设备本招标范围内所有采用软启动器启动方式的电动机所配置的低压软启动器均采用一拖一（即一台软启动器拖带一台电动机）的方案，电机功率大于15KW的采用软启动控制，功率小于等于15KW的采用断路器、接触器方式启动。控制主回路中的软启动器宜采用国际知名品牌产品（例如：施耐德公司、ABB公司、AB公司产品），软启动器应带有完善的电机保护功能，软启动器的软启动和软停止时间应可调，并可实现限流启动。控制主回路中的空气断路器、接触器、软启动器的选择应与所控制的电机功率相匹配，且各电气元件选型应尽量一致。5.2 技术要求本供货范围包括：（1）机组油压装置控制系统3套（2）技术供水水塔控制系统1套（3）机组技术供水控制箱3套（4）防洪泵控制系统1套（5）中压气机控制系统1套（6）检修集水井排水控制系统1套（7）顶盖排水控制系统3套（8）1-16#泄洪闸门现地控制箱 16套（9）17#泄洪闸门现地控制箱 1套（10）1-17#闸门LCU集中控制屏1套（11）1-3#机组工作闸门控制箱6套（12）备品备件 1套（13）各系统配套自动化元件 5.2.1机组油压装置控制系统（1）监控对象油泵：22KW2台 1.5KW 1台（2）油压装置I/O点开关量输入：48点开关量输出：32点模拟量输入：8点（3）控制功能?压油泵控制1）现地手动在设备检修、调试、PLC故障或其他特殊情况下，可在现地跨越PLC手动直接启停每台压油泵。2）现地自动控制正常情况下，压油泵由现地控制核心PLC根据所测压力油罐的油压和油位进行控制。当压力油罐油压降至设定的主用泵启泵值时,则自动控制主用油泵启动；因主用泵故障或压力油罐油压继续降低至设定的备用泵启泵值时，则自动控制备用泵启动，同时发出备用泵启动信号；当油压恢复至设定的停泵值时，自动控制主用（备用）泵停机。若油压过高时自动发出报警信号；若油压过低，发出事故低油压报警信号。控制装置应设计成能在所有运行工况下启动电动机，且能在电动机脱离电源之前使油泵卸荷。?补气阀控制油压系统设一套补气装置，具有现地自动和现地手动两种补气方式。补气电动球阀设置一个"手动/自动"控制方式切换开关和一个自锁式手动补气按钮。1）现地自动工作方式正常情况下补气装置由现地控制核心PLC根据所测压油罐的压力和油位协调进行控制，以维持压油罐内正常的油气比例。当压力油罐油位上升至上限且油压低于额定值时，应自动开启补气阀向压力油罐补气；当油压上升至额定值以上或油位下降至下限，则自动关闭补气阀，停止补气。2）现地手动工作方式在设备检修、调试、PLC故障或其他特殊情况下，可在现地跨越PLC手动进行补气。?回油箱油位自动监测实时监测回油箱油位，油位异常时，发出报警信号。 ?漏油泵控制漏油系统设一台漏油泵，有现地自动、现地手动两种工作方式。对漏油泵设置一个"手动/切除/自动"控制方式切换开关。1）现地自动工作方式正常情况下，漏油泵由现地控制核心PLC根据漏油箱油位信号进行控制。当漏油箱油位升至设定的启泵位置时，则自动启动油泵；当油位恢复至设定的停泵值时，油泵停机。若油位过高时自动发出报警信号。2）现地手动工作方式在设备检修、调试、PLC故障或其他特殊情况下，可在现地跨越PLC手动直接启停每台漏油泵。（4）控制要求1）主要元器件选用进口或合资厂生产的控制组件；PLC采用与机组PLC同厂家的系列产品。2）压油泵电动机采用软启动，并具有完善的电动机过载、欠压、过压、电压不平衡、缺相等保护等功能。3）电机现地手动、自动控制方式选择切换开关设在现地控制屏；切换开关设“自动”、“切除”、“手动”三档。4）将控制方式选择切换开关置于“自动”控制方式时，油泵按照自己的程序启动，在“自动”状态下的两台油泵能自动轮换工作，当任意一台油泵故障时，另一台能自动投入运行，并发出故障信号。5）当切换开关设置于“切除”位置时，油泵退出运行。6）将控制方式选择切换开关置于“手动”运行时，在现地控制屏上可手动启停各台油泵。7）现地PLC对各台电动机的启动能自动计数（计时），自动实现两台油泵的轮换工作。（第1次开机时应启动哪台泵应当是随机的，以后则是优先启动运行时数少的油泵）8）现地“PLC装置故障”、“电源消失”、“备用泵启动” 等信号及重要的状态信号和控制方式开关位置信号以空接点的形式送至电站公用LCU。9）油泵电动机可强制主运行和备用运行。（5）屏柜及布置系统设有1面屏，屏体外型尺寸为2260高(mm)×800宽(mm) ×600深(mm)，屏的结构为封闭式，屏后为双开式转页门。屏的门应开闭灵活，开启角不小于90?。屏柜内应设置照明灯(220V AC照明灯)，且该照明灯应设门开关，随门的开启/关闭而相应开启/关闭；屏内应配置有自动温、湿度控制器和温度加热器等装置，用于将屏内的湿度控制在适合于屏内设备运行的范围内。（6）触摸屏及显示现地控制柜也可以通过人机界面对现地控制设备的监视与控制，人机界面采用10.4”寸彩色液晶触摸屏。（7）每台机组外围自动化元件参数如下（自动化元件属于本招标供货范围）：设备名称型号参数厂家数量压油罐液位变送器量程0- 0-1.2m，输出：4-20mA，精度：0.25%美国CLAKE1压油罐压力变送器量程0-3MPa，输出：4-20mA，精度：0.25%德国西门子1压油罐压力开关整定压力0.1-3MPa，重复性：1%，过程连接：M20*1.5美国UE5压油罐磁翻板液位计C-C=800mm，4SPDT输出，法兰连接美国CLAKE1压油罐补气阀组电源:AC220V，通径DN15，带过滤器及手动装置美国CLAKE1回油箱液位计2对开闭可选空节点输出、杆长1.2m，带位置指示P F1回油箱液位变送器2线制、4-20mA输出、0-1.2m ，顶装式法兰连接E H1漏油箱液位计2对开闭可选空节点输出、杆长0.8m P F1漏油箱液位变送器2线制、4-20mA输出、0-0.8m ，顶装式法兰连接E H1不锈钢表架6接口不锈钢钢管表架，带逆止阀15.2.2 技术供水水塔控制系统（1）监控对象水泵：75KW 4台 （2）技术供水I/O点开关量输入：48点开关量输出：16点模拟量输入：4点（3）控制功能?水泵电机启停控制技术供水系统采用3台主用泵及1台备用泵运行方式，四台水泵电机互为备用。每台泵均有现地自动和现地手动两种工作方式。每台泵设置一个“自动/切除/手动”控制方式切换开关。1）现地自动工作方式① 根据水塔水位启动水泵。当水位低于起泵水位时，开启1台泵。② 当水塔水位继续下降时，自动启动备用1#供水泵；若水压仍不能恢复到正常值,则继续启动备用泵，并发出报警信号。保留手动操作功能，可直接手动启、停每台供水泵。2）现地手动控制方式。在设备检修、调试、PLC故障或其他特殊情况下，可在现地跨越PLC手动直接启停水泵。（4）控制要求1）主要元器件选用进口或合资厂生产的控制组件；PLC采用与机组PLC同厂家的系列产品。2）水泵采用软启动，并具有完善的电动机过载、欠压、过压、电压不平衡、缺相等保护等功能。3）水泵现地手动、自动控制方式选择切换开关设在现地控制屏；切换开关设“自动”、“切除”、“手动”三档。4）将控制方式选择切换开关置于“自动”控制方式时，水泵按照自己的程序启动，在“自动”状态下的四台水泵能自动轮换工作，当任意一台水泵故障时，另一台能自动投入运行，并发出故障信号。5）当切换开关设置于“切除”位置时，水泵退出运行。6）将控制方式选择切换开关置于“手动”运行时，在现地控制屏上可手动启停各台水泵。7）现地PLC对各台电动机的启动能自动计数（计时），自动实现四台水泵的轮换工作。（第1次开机时应启动哪台泵应当是随机的，以后则是优先启动运行时数少的水泵）8）现地“PLC装置故障”、“电源消失”、“备用泵启动” 等信号及重要的状态信号和控制方式开关位置信号以空接点的形式送至电站公用LCU。9）水泵电动机可强制主运行和备用运行。（5）屏柜及布置系统共有两面屏，屏体外型尺寸为2260高(mm)×800宽(mm) ×600深(mm)，屏的结构为封闭式，屏后为双开式转页门。屏的门应开闭灵活，开启角不小于90?。屏柜内应设置照明灯(220V AC照明灯)，且该照明灯应设门开关，随门的开启/关闭而相应开启/关闭；屏内应配置有自动温、湿度控制器和温度加热器等装置，用于将屏内的湿度控制在适合于屏内设备运行的范围内。（6）触摸屏及显示现地控制柜也可以通过人机界面对现地控制设备的监视与控制，人机界面采用10.4寸彩色液晶触摸屏。（7）外围自动化元件参数如下（自动化元件属于本招标供货范围）：设备名称型号参数厂家数量液位变送器投入式，电压：DC24V,输出：4~20MA，二线制，量程：0~7m，电缆长度20米，精度0.2级 E H1流量开关电压：DC24V，输出：1SPDT图尔克4液位开关6SPDT，电缆长度20m,配重锤，配尼龙绳，接线盒子，配配对法兰P F15.2.3 技术供水控制箱系统（1）监控对象（一台机组）电动阀：4KW （暂定，待电动阀确定后确认）4台 （2）技术供水I/O点（一台机组）开关量输入：32点开关量输出：16点（3）控制功能（一台机组）通过4台电动阀的控制实现自流供水。（4）控制要求1）主要元器件选用进口或合资厂生产的控制组件；PLC采用与机组PLC同厂家的系列产品。2）电动阀采用进口优质接触器、热继电器等器件实现电机的短路、缺相和热过载保护功能。3）切换开关设“自动”、“切除”、“手动”三档。4）将控制方式选择切换开关置于“自动”控制方式时，电动阀按照设定流程实现水塔供水及自流供水选择，具体选择逻辑设计联络会上确定。5）当切换开关设置于“切除”位置时，电动阀退出运行。6）将控制方式选择切换开关置于“手动”运行时，在现地控制箱上可手动开关电动阀。（5）屏柜及布置系统共有1面箱，屏体外型尺寸为800高(mm)×600宽(mm) ×400深(mm)，挂壁式安装，屏内应配置有自动温、湿度控制器和温度加热器等装置，用于将箱内的湿度控制在适合于屏内设备运行的范围内。（6）触摸屏及显示现地控制箱也可以通过人机界面对现地控制设备的监视与控制，人机界面采用10.4寸彩色液晶触摸屏。5.2.4 防洪泵控制系统厂区防洪排水控制柜作用是控制厂区防洪集水坑排水泵,防止洪水期间厂区积水过多，本电站共设了两台由防洪排水泵，防洪排水控制柜能控制对象为两台防洪排水泵（一台工作、一台备用）。（1）监控对象水泵：15KW2台 （2）防洪泵I/O点开关量输入：48点开关量输出：16点模拟量输入：4点（3）控制功能?水泵电机启停控制防洪泵控制系统采用1台主用泵及1台备用泵运行方式,2台水泵电机互为备用。每台泵均有现地自动和现地手动两种工作方式。每台泵设置一个“自动/切除/手动”控制方式切换开关。1）现地自动工作方式? 根据水池水位启动水泵。当水位高于起主泵水位时，开启主用水泵。? 当水位继续升高至启备用泵水位，自动启动备用水泵，并发出报警信号。保留手动操作功能，可直接手动启、停每台供水泵。? 当水位下降至正常水位时，自动停止所有运行水泵。2）现地手动控制方式在设备检修、调试、PLC故障或其他特殊情况下，可在现地跨越PLC手动直接启停水泵。（4）控制要求1）主要元器件选用进口或合资厂生产的控制组件；PLC采用与机组PLC同厂家的系列产品。2）水泵软启动，并具有完善的电动机过载、欠压、过压、电压不平衡、缺相等保护等功能。3）水泵现地手动、自动控制方式选择切换开关设在现地控制屏；切换开关设“自动”、“切除”、“手动”三档。4）将控制方式选择切换开关置于“自动”控制方式时，水泵按照自己的程序启动，在“自动”状态下的两台水泵能自动轮换工作，当任意一台水泵故障时，另一台能自动投入运行，并发出故障信号。5）当切换开关设置于“切除”位置时，水泵退出运行。6）将控制方式选择切换开关置于“手动”运行时，在现地控制屏上可手动启停各台水泵。7）现地PLC对各台电动机的启动能自动计数（计时），自动实现两台水泵的轮换工作。（第1次开机时应启动哪台泵应当是随机的，以后则是优先启动运行时数少的水泵）8）现地“PLC装置故障”、“电源消失”、“备用泵启动” 等信号及重要的状态信号和控制方式开关位置信号以空接点的形式送至电站公用LCU。9）水泵电动机可强制主运行和备用运行。（5）箱体及布置系统共有1面箱，箱体外型尺寸为800高(mm)×600宽(mm) ×400深(mm)，箱的结构为封闭式，挂壁式安装。箱内应配置有自动温、湿度控制器和温度加热器等装置，用于将箱内的湿度控制在适合于屏内设备运行的范围内。（6）触摸屏及显示现地控制箱也可以通过人机界面对现地控制设备的监视与控制，人机界面采用10.4寸彩色液晶触摸屏。（7）外围自动化元件参数如下（自动化元件属于本招标供货范围）：设备名称型号参数厂家数量液位变送器投入式，电压：DC24V,输出：4~20MA，二线制，量程：0~3m，电缆长度15米，精度0.2级 E H1流量开关电压：DC24V，输出：1SPDT图尔克2液位开关5SPDT，电缆长度15m,配重锤，配尼龙绳，接线盒子，配配对法兰P F15.2.5 中压气机控制系统（1）监控对象气机：11KW 2台 （2）防洪泵I/O点开关量输入：32点开关量输出：16点模拟量输入：4点（3）控制功能?气机电机启停控制中压气机控制系统采用1台主用气机及1台备用气机运行方式,2台气机互为备用。每台气机均有现地自动和现地手动两种工作方式。每台气机设置一个“自动/切除/手动”控制方式切换开关。1）现地自动工作方式? 根据气罐压力启动气机。当气罐压力低于启主用气机压力时，开启主用气机。? 当压力继续降低至启备用气机压力时，自动启动备用气机，并发出报警信号。保留手动操作功能，可直接手动启、停每台气机。? 当气罐压力正常时，自动停止所有运行气机。? 气机本身自带排污阀，根据气机本身运行要求，在每次启动和停止前，进行气机排污。? 气罐带有排污阀，根据运行需求，定时排污。2）现地手动控制方式在设备检修、调试、PLC故障或其他特殊情况下，可在现地跨越PLC手动直接启停气机。（4）控制要求1）主要元器件选用进口或合资厂生产的控制组件；PLC采用与机组PLC同厂家的系列产品。2）气机采用进口优质接触器、热继电器等器件实现电机的短路、缺相和热过载保护功能。3）气机现地手动、自动控制方式选择切换开关设于控制屏上；切换开关设“自动”、“切除”、“手动”三档。4）将控制方式选择切换开关置于“自动”控制方式时，气机按照自己的程序启动，在“自动”状态下的两台气机能自动轮换工作，当任意一台气机故障时，另一台能自动投入运行，并发出故障信号。5）当切换开关设置于“切除”位置时，气机退出运行。6）将控制方式选择切换开关置于“手动”运行时，在现地控制屏上可手动启停各台气机。7）现地PLC对各台电动机的启动能自动计数（计时），自动实现两台气机的轮换工作。（第1次开机时应启动哪台泵应当是随机的，以后则是优先启动运行时数少的水泵）8）现地“PLC装置故障”、“电源消失”、“备用气机启动” 等信号及重要的状态信号和控制方式开关位置信号以空接点的形式送至电站公用LCU。9）气机电动机可强制主运行和备用运行。（5）箱体及布置系统共有1面箱，箱体外型尺寸为800高(mm)×600宽(mm) ×400深(mm)，屏的结构为封闭式，挂壁式安装。箱内应配置有自动温、湿度控制器和温度加热器等装置，用于将箱内的湿度控制在适合于箱内设备运行的范围内。（6）触摸屏及显示现地控制箱也可以通过人机界面对现地控制设备的监视与控制，人机界面采用10.4寸彩色液晶触摸屏。（7）外围自动化元件参数如下（自动化元件属于本招标供货范围）：设备名称型号参数厂家数量压力变送器（中压）量程0-3MPa，输出：4-20mA，精度：0.25%德国西门子1压力开关整定压力0.1-3MPa，重复性：1%，过程连接：M20*1.5美国UE5压力变送器（低压）量程0-0.8MPa，输出：4-20mA，精度：0.25%德国西门子1气罐排污阀通径：DN15，工作电源：AC220V，承压：50bar，美国CLAKE1不锈钢表架7接口不锈钢钢管表架，带逆止阀15.2.6 渗漏、检修集水井控制系统（1）监控对象水泵：55KW2台 （2）渗漏、检修排水I/O点开关量输入：32点开关量输出：16点模拟量输入：4点（3）控制功能?水泵电机启停控制检修排水控制系统采用1台主用泵及1台备用泵运行方式，2台水泵电机互为备用。每台泵均有现地自动和现地手动两种工作方式。每台泵设置一个“自动/切除/手动”控制方式切换开关。1）现地自动工作方式? 根据水池水位启动水泵。当水位高于起主泵水位时，开启主用水泵。? 当水位继续升高至启备用泵水位，自动启动备用水泵，并发出报警信号。保留手动操作功能，可直接手动启、停每台供水泵。? 当水位下降至正常水位时，自动停止所有运行水泵。2）现地手动控制方式在设备检修、调试、PLC故障或其他特殊情况下，可在现地跨越PLC手动直接启停水泵。（4）控制要求1）主要元器件选用进口或合资厂生产的控制组件；PLC采用与机组PLC同厂家的系列产品。2）水泵软启动，并具有完善的电动机过载、欠压、过压、电压不平衡、缺相等保护等功能。3）水泵现地手动、自动控制方式选择切换开关设在现地控制屏；切换开关设“自动”、“切除”、“手动”三档。4）将控制方式选择切换开关置于“自动”控制方式时，水泵按照自己的程序启动，在“自动”状态下的两台水泵能自动轮换工作，当任意一台水泵故障时，另一台能自动投入运行，并发出故障信号。5）当切换开关设置于“切除”位置时，水泵退出运行。6）将控制方式选择切换开关置于“手动”运行时，在现地控制屏上可手动启停各台水泵。7）现地PLC对各台电动机的启动能自动计数（计时），自动实现两台水泵的轮换工作。（第1次开机时应启动哪台泵应当是随机的，以后则是优先启动运行时数少的水泵）8）现地“PLC装置故障”、“电源消失”、“备用泵启动” 等信号及重要的状态信号和控制方式开关位置信号以空接点的形式送至电站公用LCU。9）水泵电动机可强制主运行和备用运行。（5）屏柜及布置系统共有1面屏，屏体外型尺寸为800高(mm)×600宽(mm) ×400深(mm)，屏的结构为封闭式，挂壁式安装。屏内应配置有自动温、湿度控制器和温度加热器等装置，用于将屏内的湿度控制在适合于屏内设备运行的范围内。（6）触摸屏及显示现地控制柜也可以通过人机界面对现地控制设备的监视与控制，人机界面采用10.4寸彩色液晶触摸屏。（7）外围自动化元件参数如下（自动化元件属于本招标供货范围）：设备名称型号参数厂家数量液位变送器投入式，电压：DC24V,输出：4~20MA，二线制，量程：0~5m，电缆长度7米，精度0.2级 E H1流量开关电压：DC24V，输出：1SPDT图尔克2液位开关5SPDT，电缆长度7m,配重锤，配尼龙绳，接线盒子，配配对法兰P F15.2.7 顶盖排水控制系统（1）监控对象（每台机组）水泵：4KW 2台 （2）检修排水I/O点（每台机组）开关量输入：32点开关量输出：16点模拟量输入：4点（3）控制功能?水泵电机启停控制顶盖排水控制系统采用1台主用泵及1台备用泵运行方式,2台水泵电机互为备用。每台泵均有现地自动和现地手动两种工作方式。每台泵设置一个“自动/切除/手动”控制方式切换开关。1）现地自动工作方式? 根据顶盖排水水位启动水泵。当水位高于起主泵水位时，开启主用水泵。? 当水位继续升高至启备用泵水位，自动启动备用水泵，并发出报警信号。保留手动操作功能，可直接手动启、停每台供水泵。? 当水位下降至正常水位时，自动停止所有运行水泵。2）现地手动控制方式在设备检修、调试、PLC故障或其他特殊情况下，可在现地跨越PLC手动直接启停水泵。（4）控制要求1）主要元器件选用进口或合资厂生产的控制组件；PLC采用与机组PLC同厂家的系列产品。2）水泵采用进口优质接触器、热继电器等器件实现电机的短路、缺相和热过载保护功能。3）水泵现地手动、自动控制方式选择切换开关设在现地控制屏；切换开关设“自动”、“切除”、“手动”三档。4）将控制方式选择切换开关置于“自动”控制方式时，水泵按照自己的程序启动，在“自动”状态下的两台水泵能自动轮换工作，当任意一台水泵故障时，另一台能自动投入运行，并发出故障信号。5）当切换开关设置于“切除”位置时，水泵退出运行。6）将控制方式选择切换开关置于“手动”运行时，在现地控制屏上可手动启停各台水泵。7）现地PLC对各台电动机的启动能自动计数（计时），自动实现两台水泵的轮换工作。（第1次开机时应启动哪台泵应当是随机的，以后则是优先启动运行时数少的水泵）8）现地“PLC装置故障”、“电源消失”、“备用泵启动” 等信号及重要的状态信号和控制方式开关位置信号以空接点的形式送至电站公用LCU。9）水泵电动机可强制主运行和备用运行。（5）箱体及布置系统共有1面箱，箱体外型尺寸为800高(mm)×600宽(mm) ×400深(mm)，箱的结构为封闭式，挂壁式安装。箱内应配置有自动温、湿度控制器和温度加热器等装置，用于将箱内的湿度控制在适合于箱内设备运行的范围内。（6）触摸屏及显示现地控制箱也可以通过人机界面对现地控制设备的监视与控制，人机界面采用10.4寸彩色液晶触摸屏。（7）外围自动化元件参数如下（自动化元件属于本招标供货范围）：设备名称型号参数厂家数量液位变送器投入式，电压：DC24V,输出：4~20MA，二线制，量程：0~2m，电缆长度3米，精度0.2级 E H1流量开关电压：DC24V，输出：1SPDT图尔克2液位开关5SPDT，电缆长度3m,配重锤，配尼龙绳，接线盒子，配配对法兰P F15.2.8 1-16#泄洪闸门现地控制箱全厂1-16#泄洪闸门现地控制箱，柜内设有闸门电机启动设备，开度荷重仪表。（1）监控对象（每扇闸门）闸门电机：30KW2台 （刚性连轴）（2）控制功能每一套闸门现地控制箱对应控制一扇闸门，并接受闸门集中控制屏发令控制，具体控制如下：1）现地自动工作方式控制箱上设有闸门控制“现地/远方”控制开关，当开关打在“远方”位置时，接受闸门集中控制屏PLC控制，根据运行需要完成闸门提升、下降、停止、目标开度的控制。2）现地手动控制方式当开关打在“现地”位置时，通过控制箱上的按钮，对闸门进行提升、下降、停止的控制。（3）控制要求1）主要元器件选用进口或合资厂生产的控制组件；PLC采用与机组PLC同厂家的系列产品。2）闸门电机采用断路器、接触器及频敏电阻箱进行控制，断路器需具备远方跳、合闸功能。（4）屏柜及布置系统共有1面屏，屏体外型尺寸为2260高(mm)×800宽(mm) ×600深(mm)，屏的结构为封闭式，屏后为双开式转页门。屏的门应开闭灵活，开启角不小于90?。屏柜内应设置照明灯(220V AC照明灯)，且该照明灯应设门开关，随门的开启/关闭而相应开启/关闭；屏内应配置有自动温、湿度控制器和温度加热器等装置，用于将屏内的湿度控制在适合于屏内设备运行的范围内。（5）每扇闸门外围自动化元件参数如下（自动化元件属于本招标供货范围）：设备名称型号参数厂家数量开度编码器SSI输出的绝对值编码器海德汉1数显仪表1路开度、两路荷重显示1机械限位装置2对可选的开闭节点1荷重传感器与数显仪表配套提供25.2.9 17#泄洪闸门现地控制箱（1）监控对象闸门电机：11KW2台 （2）控制功能1）现地自动工作方式控制箱上设有闸门控制“现地/远方”控制开关，当开关打在“远方”位置时，接受闸门集中控制屏PLC控制，根据运行需要完成闸门提升、下降、停止、目标开度的控制。2）现地手动控制方式当开关打在“现地”位置时，通过控制箱上的按钮，对闸门进行提升、下降、停止的控制。（3）控制要求1）主要元器件选用进口或合资厂生产的控制组件；PLC采用与机组PLC同厂家的系列产品。2）闸门电机采用断路器、接触器及频敏电阻箱进行控制。（4）屏柜及布置系统共有1面屏，屏体外型尺寸为2260高(mm)×800宽(mm) ×600深(mm)，屏的结构为封闭式，屏后为双开式转页门。屏的门应开闭灵活，开启角不小于90?。屏柜内应设置照明灯(220V AC照明灯)，且该照明灯应设门开关，随门的开启/关闭而相应开启/关闭；屏内应配置有自动温、湿度控制器和温度加热器等装置，用于将屏内的湿度控制在适合于屏内设备运行的范围内。（5）外围自动化元件参数如下（自动化元件属于本招标供货范围）：设备名称型号参数厂家数量开度编码器SSI输出的绝对值编码器海德汉1数显仪表1路开度、两路荷重显示1机械限位装置2对可选的开闭节点1荷重传感器与数显仪表配套提供15.2.10 1-17#闸门LCU集中控制屏（该屏为计算机监控系统中的5LCU)全厂1-17#泄洪闸门设有一套闸门LCU集中控制屏，以实现对每一扇闸门的自动控制。（1）控制功能当现地闸门的控制开关在“远方”位置时，接受由集中控制屏LCU进行控制。现场运行人员可通过触摸屏对任意一扇闸门进行相应的控制。?提升在触摸屏选择想要操作的闸门，下发闸门提升令，通过PLC流程对相应闸门进行提升控制。?下降在触摸屏选择想要操作的闸门，下发闸门下降令，通过PLC流程对相应闸门进行下降控制。?停止在触摸屏选择想要操作的闸门，下发闸门停止令，通过PLC流程对相应闸门进行停止控制。此外，闸门在出现故障，卡槽等现象时，PLC应能自动停止闸门。?目标开度在触摸屏选择想要操作的闸门，输入闸门预想的高度，通过PLC流程判断闸门是应该提升还是下降，然后对相应闸门进行控制。（2）控制要求主要元器件选用进口或合资厂生产的控制组件；PLC采用与机组PLC同厂家的系列产品。（3）屏柜及布置系统共有2面屏，屏体外型尺寸为2260高(mm)×800宽(mm) ×600深(mm)，屏的结构为封闭式，屏后为双开式转页门。屏的门应开闭灵活，开启角不小于90?。屏柜内应设置照明灯(220V AC照明灯)，且该照明灯应设门开关，随门的开启/关闭而相应开启/关闭；屏内应配置有自动温、湿度控制器和温度加热器等装置，用于将屏内的湿度控制在适合于屏内设备运行的范围内。5.3 供货范围卖方应完成供货范围内设备的设计、制造、型式和出厂试验、包装、运输、现场开箱检查、提供技术文件和资料、现场安装指导、现场试验监督、试运行、交接验收和技术培训等服务。卖方应协调供货范围内所有设备之间的接口和联系，卖方还应在买方协助下，完成与其它承包商的接口和联系，以使所提供的设备能满足本水电站安全运行的需要。 工业电视系统文峰电站工业电视系统的目标是为电站提供一套先进的工业电视系统，系统应达到在中控室可以看到电站全厂的环境情况。6.1 适用标准除专门规定外，本项目的所有设备和材料均按下列标准规范进行设计、制造、检验和试验。（1）国际电工委员会 IEC（2）国际标准协会 ISO（3）美国国家标准学会 ANSI（4）美国机械机工程学会 ASME（5）美国材料试验学会 ASTM（6）电气及电子工程师学会 IEEE（7）美国全国电气规程 NEC（8）（美国）全国电气制造商协会NEMA（9）中华人民共和国国家标准 GB（10）中华人民共和国电力行业标准DL上述标准，均以2013年5月以前发布的最新版本为准。6.2 工程范围（1）卖方应完成的工作,包括全厂工业电视系统成套设备及附件、配件的设计、制造、工厂试验、包装、发运、交货、安装及现场试验和试运行，保证期内的维修服务，提供技术资料、图纸与工程设计单位和其它承包人的协调工作。（2）在合同执行的过程中，卖方应参加设计交底和设计审查，合作开发软件及对买方人员进行技术培训等。（3）工程所需的网络电缆、设备电源电缆、电源插板和设备机柜由卖方供货。网络系统需要的专用工具及测试仪器由卖方供货。（4）系统维护必须的工具由卖方供货。（5）卖方应提供安装调试所必需的各种消耗品，质保期内因质量问题损坏的元件应无偿更换，卖方还应提供维持系统五年内正常运行所需的备品备件清单。（由买方确定是否购买）。（6）提供维持系统正常运行所需的备品备件,其报价单列,不含在总价中,备品备件供买方选择重购。6.3 通用设备及工艺要求卖方在执行本合同时,全部设备安装工作的检查、施工安装、调整、试验、验收应遵循设备合同中规定的技术要求和制造厂有关技术文件，同时应满足有关技术标准及规范。柜体与装配：1）视频处理器监控主机系统设备（除监视器、工控机、键盘和鼠标布置在计算机室控制台上）应安装在一个柜体内。2）应提供美观、全封闭的柜体来安装电气设备。屏柜尺寸2260x800x600mm。柜体颜色在设计联络会确定。3）加热器： 为控制湿度，每个柜内都应装电加热器，并使用控制器控制。4）灯和插座：柜内应装一盏灯和一个插座，插座为双联、10A、两极、3线式。灯和插座的电源为交流220V。灯光电源利用封闭门的开/关来控制。5）柜应采用加强型结构。屏底部用螺栓固定在埋入在混凝土的槽钢上，底部螺栓孔应为4（20X16mm）。机柜结构防护能力强，要求防尘、防潮、防鼠、防虫害，并有良好的通风措施。所有电缆进出均应在柜体下部，底部用带有通风孔的钢板加封，并留有相应的电缆敲落孔。6）屏内接线应在工厂完成，所有控制电缆芯线都应按原理图和端子图编号，金属套环固定，编号用可更换的塑料片卡在套环之中。7）标志每台设备都应加上易于辨别的识别标志，以便与说明文字对照，分布于不同部分的同型号设备识别标志应保持一致，全部采用中文。每个独立的设备都应有铭牌。设备铭牌应标明制造商名字，设备名称及编号；主要的辅助部件的铭牌应标明部件的序号、制造商的名称和地址、额定值、性能参数和其它重要的资料。铭牌使用清晰、耐久地中文书写。6.4 工作范围（1） 图象采集部分文峰水电站摄像机分布表安装位置数量（个）作用型 号闸坝1-17号孔17监视闸门开、停运行情况及库区水位17个30米红外枪机坝顶上游侧1监视库区情况100米智能红外球机坝顶下游侧1监视坝后情况100米智能红外球机尾水闸台下1监视尾水水位及车间安全保卫情况100米智能红外球机尾水廊道1监视项盖水泵情况100米红外枪式摄像机集水井1监视水泵运行及集水井水位情况30米红外枪式机开关室2监视开关室情况100米红外枪式机升压场开关室外墙上1监视变压器运行情况及油位100米智能红外球机中控室1监视表计、直流系统等情况30米智能红外球机厂区及大门1监视厂区安全、检调中心文峰班情况100米智能红外球机厂库房2监视库房安全2个枪机低压气机室1监视低压气机运行情况30米智能红外球机清水泵房1监视四台清水泵运行情况情况广角枪机发电机层2监视机组、厂用屏6.3KV开关柜、励磁屏及温度温度屏等情况100米智能红外球机1个加1个枪机水车室及水机层4监视顶盖水位及主轴运行情况4个枪机35KV开关室出线1监视出线设备情况枪机检调中心综合班1监视保管室100米智能红外球机前池水位监测1监视前池水位100米红外枪式机合计40 31个枪机、9个球机注：以上摄像机及云台数量作为报价参考，报价单位可根据本询价书附图，确定更合理的设置方案，给出设置数量并报价。摄像机及云台安装支架等附件应包括在摄像机内。（2）系统传输部分1. 视频信号传输同轴电缆或光缆2. 控制线（3）系统主控部分1. 视频处理监控主机(工控机)CPU:I53.3GHZ内存: 4G硬盘: 4TBUSB接口: 标配光驱: 24倍DVD光驱,可读写彩色液晶显示器:不小于25寸键盘、鼠标等2．画面分割器、图象编码器、灯光控制器、视频切换控制设备、视频时间字符发生器、同步信号发生器、云台、镜头控制器、电源装置及与电站火灾报警装置和电站计算机监控系统接口等。 3．远端图象监控机包括彩色液晶显示器一台、键盘、鼠标等1套4. 视频信号远传接口(或网卡)5. 嵌入式工业级硬盘录像机（4TB）24口两台6．视频光端机（2/4/8/16口数量现场确定）7、网络交换机H3C24口8. 系统软件6.5 专项技术条款6.5.1工业电视系统主要功能6.5.1.1 视频处理监控主机系统应具有视频、音频模拟信号数字化，其图象压缩应采用先进的信号分析变换技术，具有高的图像压缩率，图象分辨不低于SVCD的清晰度。正确清晰地提供监视范围内的设备运行状况、表盘指示、现场环境等动态图象信息，要求能实现系统范围内的全方位连续监视。6.5.1.2 视频处理监控主机系统应具有与本电站火灾报警监视系统联网的警视功能，依据火灾报警系统有关报警信息，自动推出事故区域关联摄象机全屏报警画面，并完成操作顺序的自动随动，所有监控终端应具有硬盘报警录象及回放功能，即由报警信号自动启动录象。监控主机与火灾报警监视主机之间拟采用无源开关接点或串口通信，接口参数将在设计联络会上确定。卖方应负责规约协调及联合调试，并对开通质量负责。6.5.1.3视频处理监控主机系统应具有防盗报警，实现警视联动，在所选定各摄象机定格的画面上进行所需形状边界的布防，在界内区域图象的任意变化都能引起报警，自动跟踪目标，并立即进行硬盘报警录像，启动报警音响。报警区域的布防、撤防均应方便设置。6.5.1.4 视频处理监控主机系统应具有摄象机观察点豫置，摄象机云台、镜头的方位和光学参数自动控制，随环境光线的的灯光自动遥控等功能。采用画面图像分割技术，在同一监视器上能同时接受4幅图像信息,画面可以任意组合、放大或缩小，并能自动循环或手动切换任一图像，设定图像巡视时间，进行自动图像巡视和4幅图画面同时报警检测。非报警画面可随时手动调用。6.5.1.5 视频处理监控主机系统应具有图像远传和接收功能，图像及有关数据的传输方式应使网络带宽利用率高，实现网络自动管理，不会造成网络堵塞。6.5.1.6 视频处理监控主机系统应具有系统扩展功能，不但可随时增加摄象机等前端设备，还可以增加远程监视器数量，在买方单位相关科室的MIS系统计算机终端上加相应软件实现远程图像监控。系统应具有控制权设置及优先权设置功能，系统管理员能对各监控主机及操作人员的使用权限进行设置，确保系统安全。6.5.1.7 视频处理监控主机系统应具有操作系统可靠，具有在线检测、连接管理、自诊断、网络诊断、自恢复及各种保护措施。对于系统操作，如用户登录、退出报警布防和撤防，系统运行情况等应有系统日志记录。全中文界面，电子地图操作，人机交互性能好，操作简单，实现通过点击鼠标控制。卖方应保证今后提供免费的软件升级版本。6.5.1.8 视频处理监控主机系统应具有在被监视设备操作的同时，镜头应能自动转向该设备显示其画面，同时提供语音信息，并提示运行人员是否需要录象。对重要部位设置实时监听功能，配合图像选听现场声音，以判断设备运转是否正常，了解现场动态，声音选听功能应方便投/退。6.5.1.9 视频处理监控主机系统应具有图像抓拍，设置录像保留在硬盘上的时间、录像存储模式、定时录像功能，每次录像都应自动形成一个文件，并标定时间、可在画面上叠加字符、显示摄象机编号、地址，具有重放、定格、快速检索等功能。6.5.1.10 视频处理监控主机系统应具有通过键盘对摄象机、摄象机电源、电动云台、摄象机防护罩的遥控操作，包括摄象机电源的开/关、镜头的变焦/聚焦、云台的旋转等。并能监控主机系统设备故障或被盗时能发出报警信号的功能。6.5.1.11 监控前端设备应将摄象机采集图像信号数字化，进行压缩，传输到智能监控主机，同时接收智能监控主机的远程控制命令，控制摄象机、镜头、云台等的动作。6.5.1.12 视频处理监控主机系统应将主要故障报警信号用无源开关接点上送电站计算机监控系统。6.5.1.13 工业电视系统所有设备应具有防潮、防电磁干扰、雷电侵袭及视频线路、总线和电源电压等的保护措施，确保系统设备安全运行。6.5.2设备特性及性能保证6.5.2.1 设备特性（1）卖方应保证提供的产品为性能优良并具有一定的先进性、稳定可靠、性能价格比高。（2）监控系统设备应选用适合电站工业环境要求的彩色摄象机，其扫描制式应根据不同功能区别对待，符合相应的国家标准。110KV开关站、主变、厂用开关等处有强电磁场干扰，应考虑在强磁场环境中工作设备的有效抗干扰措施。对室内宜选用低照度彩色摄象机，室内宜选用微光摄象机。（3）视频开关矩阵应采用无触点电子电路，图象切换时不产生杂波和同步混乱现象。网络传输设备应充分考虑电站中各种高低电器对信号传输的干扰和影响。（4）各类镜头应具有夜视功能，其技术指标不低于以下要求：1）电动镜头：16倍可变光学X8倍电子放大。2）电动光圈镜头：暂按12mm焦距考虑，若安装位置和环境不适用，可考虑更长焦距镜头。3）一体化球形摄象机：可瞬时反转或停止、无偏差、无抖动。水平方向360度连续无限制旋转，垂直方向扫描范围0-180度。扫描速度可控制。分辨率大于470线，最低照度≤1LUX，信噪比：≥48dB，PAL制式，25帧/秒，复合视频输出，16倍光学变焦，8倍电子放大。（5）电动雨刷和云台1）室外全部装有雨刷（或其它有效手段），雨刷为电动操作。2）电动云台要求全方位动作，根据实际安装位置和监视场景，摄像镜头必须有足够的垂直、水平移动角度。（6）球形防护罩室内、室外具有防震、防盗、防尘功能。（7）传输与线路敷设1）视频信号传输介质可采用同轴金属电缆、一体化电缆或光缆,要求抗拉强度高,防腐性能好,抗干扰能力强，敷设牢固、合理。2）视频信号传输净衰减应满足GBJ115-87国家标准。3）视频电缆、电源线、控制电缆应根据实际情况沿电缆敷设，明线部分要考虑美观合理。（8）为弥补夜间照度不足或相应监视部位照明器具未投入时影响摄象机所摄画面的清晰度，在要求配照明光源的摄象机旁边设有专供的照明光源，其光源照度应能保证画面清晰，颜色真实。系统应实现遥控照明光源的开/关。（9）电站提供交流220V和直流220V电源，工业电视系统应提供相关设备工作电源所需的电源变换装置、隔离装置及电源过电压、短路保护装置。工业电视系统设备应采用一路交流，一路直流供电的双回路工作电源及电源监视，两套稳压电源互为备用热备用，自动切换。6.5.2.2性能保证下诉设备性能为该设备的基本性能保证值，买方可选用更高性能保证值的设备。1． 摄象机超级动态、行间转移（CCD），第三代数字信号处理（DSP）。分辨率：450TVL，信噪比：≥50Db，灰度：≥7级，正常工作时最低需要照度：彩色：0.1Lux，制式：PAL，625行隔行到相，25帧/秒，复合视频(亮度、彩色、同步信号等复合)输出，室外抗风能力：35m/s。2． 镜头电动镜头：放大倍率 16×8倍，可变焦范围12-180mm(自动光圈)，视场角2.5-27度。3． 电动云台旋转角度：水平≥350度,垂直±90度旋转速度：水平6度/秒,垂直3度/秒豫置位(对需要预置位云台)：64个室外云台抗风能力：60m/s4． 防水性能室内：IP55 室外：IP665． 彩色液晶显示器屏幕尺寸：25”制式：PLA分辨率: ≥1280×1024几何失真：3%同步方式：内同步电源：AC220V±10%，50Hz。6． 监控主机CPU： INTEL I5主频：≥3.3GHZ内存：≥4GB硬盘：≥ 4TBUSB接口：标配光驱：DVD光驱≥24XCache：≥256KB7．系统键盘随主控系统，满足操作要求。8．嵌入式网络硬盘录像机模拟视频输入：24路，BNC接口，PAL/NTSC自适应音频输入：≥24路，BNC接口CVBS输出：≥2路，BNC接口分辨率：PAL制式704*576、NTSC制式704*480VGA输出：1路，分辨率≥1280*1024HDMI输出：1路，分辨率≥1280*1024音频输出：2路，BNC接口视频压缩标准：H.264视频编码分辨率：4CIF/2CIF/CIF/QCIF视频帧率：PAL：1/16--25帧/秒、NTSC：1/16--30帧/秒视频码率：32Kbps-2048Kbps，可自定义，最大8196Kbps码流类型：复合流/视频流同步回放：支持24路硬盘接口类型：≥4个SATA接口硬盘最大容量：每个接口支持≥4TB语音对讲输入：1个，BNC接口（电平：2.0Vp-p，阻抗：1kΩ）网络接口：1个，RJ45 10M/100M/1000M自适应以太网口串行接口：1个，标准RS-485串行接口报警输入：16路报警输出：4路。9．光端机误码率：1E-8数据缓存器：1MBits发射光功率（dBm）：-12光功率接收动态范围（dBm）：0 ~ -35。10．网络交换机传输速率：100/1000Mbps背板带宽：≥48Gbps包转发率：≥35.7Mpps端口数量：24个11．可靠性视频处理监控主机系统设备：MTBF50000h，遥视系统前端设备:MTBF10000h。12．遥视系统设备可利用率99.9%13．人机接口响应时间：调用新画面的响应时间≤2s报警产生到画面显示时间2s6.6 调试卖方应提供完整的现场调试报告，以表明全厂工业电视系统完全达到本技术规范的要求。所有测试、检验的结果或结论，都应详细记录并由卖方有关当事人签字，试验和检查报告、记录和文件一式三份，其中二份交买方，另一份交设计院。买方对调试的认可，或者放弃参加检查和试验，均不能减轻卖方对合同的责任。6.7 工厂试验本合同包括的所有工业电视系统设备，都应进行全面的工厂检查和试验。买方与卖方在检查和试验过程中应密切合作。卖方应在试验前30天，将日程安排和工厂试验大纲寄给买方。工厂试验包括元件、组件、单个设备性能试验及工业电视系统特性试验。试验由卖方完成。工厂试验应有买方代表参加。6.8 图纸与资料卖方提供给买方的资料（但不限于此）（合同生效后30天）：1.工业电视系统结构及布置图；2.工业电视系统监视部位摄象机安装位置及支架基础施工详图；3.视处理监控主机系统设备柜柜面布置图及端子接线图；4.系统网络接线全图；5.预置监视点表；6.系统进度计划；7.电缆走向详图。6.9 说明书卖方需将分包商和外购单位的说明书与自己的说明书综合在一起提交给买方。运行、维护说明书应与所提的设备相适应。1.系统内所有设备的安装、使用、维护说明书和操作手册；2. 存放保管说明书；3. 现场调试和起动程序；4. 设备装卸和搬运说明书；5. 系统调试软件使用说明书。 现场验收试验7.1 概述（1）在计算机监控系统、继电保护及工业电视系统由其他承包商安装过程中，承包人应监督、指导安装承包商，并对系统进行调整、校正和测试，以证明整个系统的性能达到本技术规范的要求。现地验收试验应经历两个主要阶段：即现场初步验收试验和最终验收试验。从颁发“初步验收合格证书”起，系统各部分都应运行不少于一年或设备保证期届满时，才能对整个系统给以最终验收。（2）承包人应提供一个验证系统是否达到规定要求的程序和试验大纲给发包人工程师复核。应根据第7部分“工厂验收试验”中所规定的工厂验收试验要求，在安装好的系统上重新进行试验。（3）现场验收试验大纲应至少在计划试验时间的三个月前提供。（4）承包人应提供一个完整的现场验收试验报告，以表明系统的特定部件或整个系统完全符合规定的性能要求。（5）现场初步验收试验应在安装完毕的设备上进行，并有发包人工程师目击。任何部件不能满足规范书要求以及制造厂的保证性能时，应由制造厂无偿地加以更换。完成所要求的测量所必需的全部试验设备由承包人提供。（6）系统部件的重复故障引起系统的可利用率低于可接受的系统可利用率值时，承包人应按照要求重新设计并完成系统修改工作。根据修改设备的数量重新拟定设备和系统的保证值。7.2现场初步验收试验（1）计算机监控系统设备的现场初步验收试验应包括但不限于以下内容：1）设备外观、设备规格、工艺质量的检查和起动检查、安装检查、核实内部接线、电源、设备部件、计算机设备、控制台以及其它外围设备。2）整个系统的运行试验：包括系统的起动、操作检查以及硬件诊断程序的试运行以及在操作员工作站上实现的所有操作试验如机组启/停、并网、工况转换、断路器的分/合操作、画面调用、事件顺序记录、报表打印等试验。3）测量下列响应时间：a.操作员要求的显示；b.操作员要求的记录；c.报警报告；d.控制执行。4）系统状态显示检查应有以下实时显示：a.系统通信联接；b.运行方式；c.运行状态；d.外设系统通信联接。5）操作试验及显示检查：a.系统显示；b.报警记录和显示；c.事件记录和显示；d.定期记录；e.LCU 在投运情况下的控制操作；f.用于成组发电控制、母线电压控制、机组投入和运行记录的自动控制功能；g.由于通信线路故障引起的切换试验；h.数据交换试验。6）噪声干扰试验承包人提供足够的型式试验资料以及此系统已有成功的运行证明，这个试验可以取消。（2）现地控制单元(LCU)：每个LCU以及相关的设备都应进行现场初步验收试验。试验应包括以下内容，但不限于此：1）安装检查、核对输入/输出接线、电源以及设备部件；2）系统起动、运行检查和硬件诊断程序试运行；3）核对输入/输出端能获得的电信号以确定是否存在着正确的配合。决定换算系数；4）应验证运行试验：a.系统显示；b.报警记录和显示；c.事件记录和显示；d.定期记录；e.控制操作；f.各LCU的现场试验：包括机组的启/停操作、断路器的分/合操作、机组运行工况的转换等；g.核对所有人-机联系方案；h.不中断电源能插、拔插件或模块。5）冗余部件的切换性能试验；6）性能试验以验证LCU的全部保证特性指标；7）噪声干扰试验。8）承包人提供足够的型式试验资料以及此系统已有成功的运行证明，这个试验可以取消。（3）其它系统的总体性能应在整个系统的元器件均接入的情况下进行核查。（4）现场初步验收试验合格后，且与机组一同经过连续72小时试运行和30天的可靠性运行后，由发包人签署的“初步验收合格证书”。7.3最终验收试验（1）系统可利用率试验：系统可利用率试验应按如下进行。1）根据设备投运进度，在承包人监督下发包人将进行现场可利用率试验，以确定计算机监控系统的实际性能。因此可利用率试验将分成1组独立项目进行，即包括计算机监控系统所有设备。承包人可提出自己的建议。2）在完成合同包含的每一项目的全部工作，以及设备在电站安装、试验和经满意的运行后，将对设备进行全面检查，如果断定已符合合同文件，经双方协商确定，那么现场可利用率试验将开始。3）现场可利用率试验将持续12个月。承包人应证明系统的连续可利用率不小于 99.9％。退出时间应按充分利用了系统冗余特性的基础上来累加其失去功能的时间。在连续的12个月可利用率试验的时间内，可利用率(A)的计算式为： 8760(小时)—失去功能时间(小时)A(％)=〔---------------------------------------------------〕×100 8760(小时)4）在测试过程中，承包人应修正或修理任何设备故障或失灵，并承担费用。进行试验、设备修改和修理以及提供备品备件的费用由承包人承担。5）在进行第一次可用率试验时，如果一项或多项技术性能不能满足合同的要求，双方应共同分析其原因，并确定应由哪一方承担责任。a.如果责任在承包人，双方应根据具体情况确定第二次可用率试验日期，第二次可用率试验必须在未成功的第一次可用率试验后12个月内完成。在例外情况下，可在双方同意的期限内完成。承包人应自费采取有效措施使设备在第二次可用率试验时达到技术性能和（或）功能的要求，并承担由此引起的一切费用，包括但不限于下列费用：i.现场更换和（或）修理的设备材料费；ii.发包人技术人员费用；iii.直接参与修理的发包人技术人员费用；iv.用于第二次试验的机械及设备费用；v.用于第二次试验的材料费；vi.运往安装现场及从工地运出的需更换和（或）修理的设备和材料的所有运费及保险费。在第二次可用率试验时，如果一项和多项技术性能和（或）功能，由于承包人的责任仍然达不到合同规定的要求，承包人应付给发包人违约罚金。b.如果责任在发包人，双方应根据具体情况确定第二次可用率试验日期，第二次可用率试验必须在未成功的第一次可用率试验后12个月内完成。在例外情况下，可在双方同意的期限内完成。发包人应自费采取有效措施使设备在第二次可用率试验时达到技术性能和（或）功能的要求，并承担上述项中的有关费用。在第二次可用率试验时，如果一项和多项技术性能和（或）功能，由于发包人的责任仍然达不到合同规定的要求，该设备将作为已被发包人验收，在这种情况下，承包人仍有责任协助发包人采取各种措施以使设备满足合同规定的技术性能及功能的要求。6）如果由于自然的原因致使有关设备的可用率试验不能进行，双方应通过协商在保证期内确定一个日期完成可用率试验。7）承包人应派代表参加上述试验。如果承包人放弃参加该试验，应书面通知发包人，在此情况下，系统可用率的考察应以系统工作站的历史数据库为准。（2）局部最终验收试验(设备)按规定的每项项目的初步验收试验合格证颁发起算成功运行一年后，应对计算机监控系统主要设备的每个部件进行最终的局部验收试验。局部最终验收试验应包括：与临时现场验收试验包含的同样内容的试验，重点将放在初步验收试验中不完全满意或第一年运行中有故障的部分设备的重新试验上。（3）最终系统验收试验当所有局部最终验收试验完成后，应对整套计算机监控系统进行最终系统验收试验以验证是否完全达到其保证的性能指标。响应时间和转换局域网到备用系统的响应都要经试验证实。当所有最终验收试验圆满完成后，发包人将签发“最终验收合格证书”。所有招标采购的相关图纸均单独提供，请自行索取！第三章 评标办法序号评分因素及权重分 值评分标准说明1报价 30%30以本次有效报价最低投标报价为基准价，投标报价得分=(基准价／投标报价)*30。2技术指标和配置35%351、技术方案的可靠性、先进性，满足招标文件要求的得基础分15分，有一项不满足的扣减1分（在基础分中扣减），直至该项分值扣完为止；2、根据投标人提供的CFD分析报告的完整性进行排名，第一名得10分，第二名得7分；第三名得4分，其他的得3分，未提供的不得分；3、根据所投产品主要加工工艺的先进性、成熟性进行排名，第一名得3分，第二名得2分，第三名得1分；4、根据投标人提供的模型转轮的应用情况及其资料的完整性进行排名，第一名得7分，第二名得5分，第三名得3分，其他的得2分，未提供的不得分。名次不并列3投标人及投标产品综合实力18%181、投标人提供银行出具的资信良好证明的得1分；2、根据投标人的研发能力和制造装备能力进行排名，第一名得10分，第二名得7分，第三名得4分，其余名次得3分，名次可并列；3、投标人产品具有省级、部级优质产品证书的得1分；4、投标人获得省部级水电行业优秀证书得1分，获得国家级水电行业优秀证书得3分；5、根据投标人提供的类似投运机组评价证明进行排名，第一名得3分，第二名得2分，第三名得1分，名次可并列。4设备交货5%51、满足招标文件时间要求的得3分；2、设备生产制造交货计划进度表具有合理性的得2分。5售后服务10%101、根据投标人提供的售后服务体系进行评定，第一名得3分，第二名得2分，第三名得1分，名次不并列。2、投标人具有指导能力的得2分，同时具有安装三级资质加1分，具有安装二级资质的加2分。3、投标人获得省部级用户满意证书的得2分，获得国家级用户满意证书的得3分。6投标文件的规范2%2投标文件制作规范，没有细微偏差情形的得2分；有一项细微偏差扣0.5分，直至该项分值扣完为止。
