项目编号：MLCG[2019]0095
穆棱市亿阳热电经营有限公司_热电联产扩建工程设备采购
及服务项目招标公告
黑龙江建通工程项目管理有限公司受穆棱市亿阳热电经营有限公司委托，对穆棱市亿阳热电经营有限公司_热电联产扩建工程设备采购及服务项目进行国内公开采购，现欢迎国内的供应商参加本项目的采购活动。
一、项目名称：穆棱市亿阳热电经营有限公司_热电联产扩建工程设备采购及服务项目
二、项目编号：MLCG[2019]0095
三、采购内容：背压机组设备采购及服务项目
四、资金性质：财政资金*******查看详情元
五、采购预算：*******查看详情元
六、采购内容：设备清单内全部内容
七、交货地点：穆棱市亿阳热电经营有限公司，具体以各项要求为准。
八、交货期:签订合同后180个日历天内交货指定地点。
九、供应商资格要求：
1、拟参加本项目投标的潜在供应商应具备《政府采购法》第二十二条供应商资格条件。
2、拟参加本项目投标的潜在供应商须在黑龙江省内政府采购网注册登记并备案。
3、潜在投标人需提供营业执照副本、税务登记证副本、组织机构代码证副本（如营业执照已改为“三证合一”或“五证合一”新证的可不提供税务登记证副本、组织机构代码证副本），其营业执照经营范围包含本项目相关内容
4、供应商若为经销商须具有所投产品合法来源渠道证明（包含但不限于经销协议、代理协议等）
5、与采购人存在利害关系可能影响招标公正性的法人、其他组织或者个人，不得参加投标；单位负责人为同一人或者存在控股、管理关系的不同单位，不得同时参加同一标段投标或者未划分标段的同一招标项目投标；同一集团公司具有独立法人的子公司同时参加同一标段投标或者未划分标段的同一招标项目投标时最多不得超过两家（以获取招标文件的先后顺序为准）。
6、供应商参加政府采购活动近三年（2016年6月-2019年6月）没有重大违法记录，没有被列入失信被执行人、企业经营异常名录、重大税收违法案件当事人名单、政府采购严重违法失信行为记录名单、政府采购严重违法失信行为信息记录。供应商自行对企业信用记录核查；失信记录核查路径：
a、“信用中国”网站（http://www.creditchina.gov.cn）；
b、“中国政府采购网”网站（http://www.ccgp.gov.cn/cr/list）；
7、本项目不接受联合体投标。
十、购买招标文件方式及时间：
潜在供应商请于2019年6月10日至2019年6月17日（法定节假日除外），每日上午8时00分至11时00分，下午14时00分至17时00分（北京时间）在“黑龙江省政府采购网”http://www.hljcg.gov.cn网上报名并携带“报名成功”截图，到黑龙江建通工程项目管理有限公司（牡丹江市西安区西三条路南湖北路21号建通公司）进行购买招标文件，逾期不予受理。文件售价500元/包，售后不退。
十一、投标文件递交截止时间及地点：2019年7月4日09时00分（北京时间）。黑龙江建通工程项目管理有限公司（牡丹江市西安区西三条路南湖北路21号建通公司）一楼开标大厅，逾期送达的或不符合规定的投标文件将被拒绝接受。
十二、发布网站：黑龙江省政府采购网：http://www.hljcg.gov.cn、中国政府采购网http://www.ccgp.gov.cn/上同时发布。
本项目公告有效期为5个工作日
十三、联系方式：
采购人：穆棱市亿阳热电经营有限公司
地址：穆棱市
联系人：郭先生
采购代理机构：黑龙江建通工程项目管理有限公司
地址：牡丹江市西安区西三条路南湖北路21号
联系人：宋先生
电话：****-*******查看详情
2019年6月10日
技术参数（三包）
穆棱亿阳热电12MW背压机改造工程
汽轮机、发电机设备采购
汽轮机技术规范
汽轮机部分
1 总则
1.1 本技术协议的使用范围，仅限于穆棱亿阳12MW背压机改造工程的12MW背压式汽轮机。它包括本体、辅助设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术协议。
1.2本技术协议提出的是满足汽轮机正常运行的技术要求，未对一切技术要求作出详细规定,也未充分引述有关标准和规范的条文，投标方提供一套满足技术协议和所列标准要求的高质量产品及其相应服务。并满足国家有关安全、环保等强制性标准和要求。
1.3投标方对背压汽轮机的整套系统和设备(包括附属系统与设备、附件等)负有全责，即包括分包(或采购)的产品。分包(或采购)的产品制造商详见供货及分包附件。如有改变，必须事先征得招标方的认可和同意，否则招标方有权拒绝收货。投标方提供的设备是成熟可靠、技术先进的全新产品。
1.4投标方的工作范围包括招标范围内设备的设计、制造、检验、试验、包装、运输，以及安装、调试和开车指导、并配合开工方案优化工作等。
1.5本技术协议所使用的标准若与投标方所执行的标准发生矛盾时，按较高的标准执行。
1.6合同签订后1个月内，按本规范要求，投标方提出合同设备的设计、制造、检验、试验、装配、安装、调试、试运、验收、试验、运行和维护等标准清单给招标方，由招标方和设计方确认。
1.7投标方的所有设计文件满足本工程统一规定的要求。
1.8合同签订后，分包（或对外采购）的主要产品具有成熟的运行经验并经过设计方认可，制造商需征得招标方的认可。对于投标方配套的控制装置、仪表设备，投标方将考虑和提供与DCS控制系统的接口并负责与DCS控制系统的协调配合，直至接口完备。
1.9招标方有权参加分包、外购设备的招标和技术谈判，投标方和招标方协商选择分包厂家，但技术上由投标方负责归口协调。投标方变更或增加外购件供应商，或者在本技术协议中未明确的外购件供应商，需在采购前一个月报招标方确认同意。
1.10在签订合同之后，招标方有权提出因规范标准和规程等发生变化而产生的一些补充要求，在设备投料生产前，投标方将在设计上给予修改。具体项目由招标方与投标方共同商定。
1.11所有本技术协议未能涉及的技术内容和在执行技术协议过程中有问题需要变动时，必须由三方共同协商解决，并以书面形式记录，作为本技术协议的补充部分。
2 工程概况
厂区现建有一台75t/h次高温次高压循环流化床锅炉，配有一台大气式除氧器和一台除氧水箱。除氧器出力为85t/h，工作压力0.118MPa，出水温度104℃，除氧水箱有效容积30m3，本期工程新增一台12MW背压式单缸背压汽轮机，配一台12MW发电机以及其辅助系统。
3 设计和运行条件
3.1 气象特征与环境条件
平均年结冰日数：188天
极端最高气温：37.1℃
极端最低气温：-35.1℃
年最大冻土深度：255cm
年均积雪厚度：42cm
全年主导风向：SW；
冬季主导风向：SW；
全年平均风速：2.4m/s；
厂区海拔（牡丹江）： 241.4m
地震基本烈度： 6度，地震动峰值加速度为0.05g。
3.2 设备使用条件
机组运行方式：定压运行
负荷性质：机组排汽供采暖热负荷，并在以热定电的条件下带动发电机发出电力。
机组布置方式：主厂房内横向布置
机组安装检修条件：机组运转层标高6米。
行车起吊高度：主钩约14m（以现场实际情况为准）。
安装位置：室内5℃～40℃
附属设备（冷油器等）冷却方式：自然通风冷却塔
周波变化范围：49.8～50.2Hz
3.3 供热系统
以汽轮机背压机的排汽作为两台热网加热器加热用汽，汽机背压排汽管备有超压安全保护装置，保护装置形式经双方研究确定。热网回水通过两台（其中一台备用）热网循环水泵，进入两台热网加热器后温度升到供热热水温度后对外供热。
3．4 公用系统条件
1） 循环冷却水
冷却水压力：进口为： 0.2 MPa(g)
冷却水温度：正常为：25℃，最高为：33℃
清洁度系数：0.85
2）电源
动力电源： 380 V， 50Hz三相；220 V， 50Hz单相
事故电源： 220V，直流
控制电源： 220VDC; 220 AC;
4 设备规范
4.1 主要技术协议
（1） 铭牌出力 12MW
（2） 机组型式 次高温次高压、单缸、背压式汽轮机
（3） 额定参数
主蒸汽压力 4.90MPa.a（锅炉出口5.29MPa.a）
温 度450℃
最大进汽量 t/h
额定电功率 12 MW
额定进汽流量 t/h
额定排汽压力 0.118MPa.a
额定排汽温度 ℃
给水温度104 ℃
额定工况保证汽耗率： kg/kWh
额定转速 3000r/min
旋转方向顺时针方向 (从汽轮机向发电机端看)
4.2 回热抽汽系统
回热抽汽系统共有一级抽汽，分供给一台高压除氧器。为了防止在机组甩负荷时蒸汽倒入汽缸，使汽轮机超速，以及防止因加热器水位过高而使汽轮机进水，在各级抽汽管上分别装有强制性逆止阀和电动闸阀。在最大工况时,保证最终的锅炉给水量是75t/h
给水系统：机组配置一台85t/h 变频电动给水泵。
热网加热器疏水回水送入大气式除氧器。
4.3 设计制造标准
汽轮机的主要设计制造标准及规范
表4.3
标 准 代 号 | 名 称 |
GB4773 | 《供热式汽轮机参数系列》 |
GB5578 | 《固定式发电用汽轮机技术条件》 |
GB8117 | 《电站汽轮机热力性质验收试验规程》 |
GB9782 | 《汽轮机随机备品备件供应范围》 |
GB11120 | 《L-TSA汽轮机油》 |
GB/T13399 | 《汽轮机安全监视装置技术条件》 |
JD/T1329 | 《汽轮机与汽轮发电机连接尺寸》 |
JB/T1330 | 《汽轮发电机组中心标高与安装尺寸》 |
JB/T2862 | 《汽轮机包装技术条件》 |
JB/T2900 | 《汽轮机油漆技术条件》 |
JB/T2901 | 《汽轮机防锈技术条件》 |
ZBK54018 | 《汽轮机主要零部件（转子部分）加工装配技术条件》 |
ZBK54021 | 《汽轮机主要零部件（静子部分）加工装配技术条件》 |
ZBK54022 | 《汽轮机总装技术条件》 |
ZBK54023 | 《汽轮机主要零件理化检验》 |
ZBK54037 | 《汽轮机调节系统技术条件》 |
5 技术要求
5.1 汽轮机本体设备性能
5.1.1 汽轮机能承受下列可能出现的运行工况：
5.1.1.1 汽轮机轴系，能承受发电机出口母线突然发生三相短路并切除或单相短路重合闸时所产生的扭矩。
5.1.1.2 汽轮机甩负荷后，允许空转时间不小于15分钟。
5.1.1.3 汽轮机能在额定转速下短时间空负荷运行，其空负荷运行的时间，能满足汽轮机启动后进行发电机试验的需要。
5.1.1.4 汽轮机在25％负荷时，能低负荷长期连续运行。
5.1.2 汽轮机的零部件（不包括易损件）的设计使用寿命不少于30年。汽轮机易损件的设计使用寿命，投标方在供货条件中予以规定，工作温度高于450℃的紧固件，考虑其松弛性能，并保证在大修间隔期内运行安全可靠。汽缸与主汽阀法兰连接螺栓采用热紧法将其拧紧。保证汽缸及主汽阀接合面密封。
投标方提供投产第一年因产品质量引起的强迫停用率及连续可调时间的保证：机组第一年利用小时数不小于6500小时，机组第二年利用小时数不小于8000小时，连续运行天数不小于180天（非汽轮机造成的停机事故除外）。强迫停运率＜2%，机组可用系数＞95%。
5.1.3 汽轮机大修周期不少于4年。
5.1.4 机组的允许负荷变化率
5.1.4.1 从100%～50%MCR 不大于5%/分钟
5.1.4.2 从50%～20%MCR 不大于3%/分钟
5.1.4.3 允许负荷在50%～100%MCR之间的变化幅度为20%/分钟。
5.1.5 机组在额定转速值的97～101%的转速下长期连续运行，各级调频叶片的振动频率都处在合格范围内。
5.1.6 投标方对汽轮发电机组（包括发电机）整个轴系的振动及监视仪表、临界转速、润滑油系统和联轴器等负责统一归口设计及供货，保证机组的轴系有良好的稳定性。汽轮发电机组的轴系各阶临界转速与工作转速避开-15%至+15%的区间。轴系临界转速值的分布有安全的暖机转速和进行超速试验转速，并提供轴系各阶临界转速的计算值和单轴一阶临界转速的试验值。
5.1.7 投标方提供的转子保证汽轮机在所有稳定运行工况下（转速为额定值）运行时，在轴承座上测得的双振幅振动值，无论是垂直、横向或轴向均不大于0.025mm，转子轴系在通过临界转速时各轴承座上振动测量值不大于0.15mm。
5.1.8 当自动主汽门突然脱扣关闭，发电机仍与电网并列时，汽轮机背压在允许范围内，具有3分钟无蒸汽运行的能力，而不致引起设备上的任何损坏。从手动危急保安器动作到主汽门完全关闭的时间小于1.0秒，同时关闭全部调节阀及抽汽管道强制性逆止阀。
5.1.9 汽轮机的起动方法和必要的运行数据。
5.1.10 热耗保证值
投标方给出保证热耗值及保证热耗的条件如下：
5.1.10.1 投标方按下式计算汽轮发电机组的净热耗（不计入任何正偏差值），并附含有详细数据（流量、功率、压降、端差、温升、焓增等）的热平衡图、校正曲线及有关说明。还应提供进行热耗测定、计算和校正需要的有关标准、规程及规定等。
汽轮发电机组的净热耗
q =(进汽轮机热量－出汽轮机热量) / (PG-PEXC)
PG 发电机终端输出功率 kW
PEXC 采用静态励磁时发电机端供应励磁变压器的功率 kW
投标方应按下列条件计算保证热耗： kW
电机效率 0.978
给水泵效率_78_%
5.1.10.2投标方提供附详细数据（包括流量、功率、压降、端差、温升、焓值等）的热平衡图，修正曲线及有关说明。还应提供进行热耗值的测量、计算、修正时用的有关规程、规定。
5.1.10.3 热耗率试验标准采用ASME PTC6-2004或国家现行最新标准。
5.1.10.4 测定热耗值用的仪表及精度，由投标方提出意见，经招标方认可。
5.1.11 距汽轮机化妆板外1米，所测得噪音值低于85分贝（A声级），对于其他辅助设备不大于85分贝（A声级）。
5.1.12 汽机在最大功率时，能连续长期安全稳定运行。
5.1.13 在任何功率下，调节系统的迟缓率不超过0.2%。
5.1.14 在额定蒸汽参数下，转速不等率3～6%额定转速范围内。
5.1.15 危急保安器的动作转速值为额定转速值的109%～111%。
5.1.16 除危急保安器外还设超速保护装置，其最高动作转速不超过115%额定转速。
5.1.17 汽轮机组设置两只危急保安器，其中包括一只机械式危急保安器和一套电子超速保护装置，并有可靠的动作指示器。
5.1.18 机组在额定工况或最大工况时甩负荷后能维持空转，并能自动回复到空负荷转速。
5.1.19 额定工况是指额定的主蒸汽及抽汽参数，额定进汽量，额定排汽量，额定背压，回热系统正常投入条件下，发电机端输出12MW。
5.1.20 背压排汽压力不等率不大于10%，当负荷大于25 %额定负荷时，可正常投入排汽压力自动调整装置运行。
5.1.21 在25%至110%额定负荷范围内，汽轮机能持续稳定运行。
5.2 汽轮机本体结构设计要求
5.2.1 一般要求
5.2.1.1 投标方提供的汽轮机及所有附属设备是成熟的、先进的。投标方具有制造12MW次高温次高压背压式供热机组的经验，5年以上成功运行的实践经验，不使用试验性的设计和部件。
5.2.1.2 机组的设计充分考虑到可能意外发生的超速和突然振动。
5.2.1.3 投标方对所有连接到汽缸上的管道，提出作用力及力矩的范围要求并给出附加热位移值为：力矩< t/h，作用力< t(设计联络会上确定)。
5.2.2 汽轮机转子及叶片
5.2.2.1 汽轮机转子彻底消除残余内应力。
5.2.2.2 转子的临界转速符合5.1.6节的要求。
5.2.2.3 高中压转子的脆性转变温度(FATT)≤116℃，此值不影响机组的启动灵活性。
5.2.2.4 叶片的设计是精确成熟的，在允许的周波变化范围内不产生共振。
5.2.2.5 叶根固定尺寸准确，具有良好的互换性，便于顺利更换备品叶片。
5.2.2.6 说明转子及叶片材料（见7.1.12），提供转子重量、重心(见7.1.13)及转子的惯性矩GD2值（见7.1.14）。
5.2.2.7 汽轮机转子在制造厂内进行平衡试验。
5.2.3 汽缸
5.2.3.1 汽缸的设计能使汽轮机在起动、带负荷、连续稳定运行及冷却过程中，因温度梯度造成的变形量小，能始终保持正确的同心度。
5.2.3.2 汽缸进汽部分及喷嘴室的设计能确保运行稳定，振动小。
5.2.3.3提供保护整个机组用的排汽安全保护装置。
5.2.3.4 提供汽缸法兰螺栓的搬手及电加热装置，包括所有附件。
5.2.3.5揭缸时分开汽缸结合面的装置和措施为：汽缸中分面处设有顶开螺钉，汽缸上下半铸有吊耳。揭缸时，可方便分开汽缸结合面。
5.2.3.6 汽缸上的压力、温度测点齐全，位置正确，负荷运行、维护、集中控制和试验的要求。
5.2.3.7 汽缸端部汽封及隔板汽封有适当的弹性和推挡间隙，当转子与汽缸偶有少许碰撞时，可不致损伤转子或导致大轴弯曲。
5.2.4 轴承及轴承座
5.2.4.1 各轴承的设计确保在额定转速下不出现油膜振荡。油膜失稳转速大于额定转速125%以上，具有良好的抗干扰能力。
5.2.4.2 检修时不需要揭开汽缸和转子，就能够把各轴承方便地取出更换。
5.2.4.3 主轴承是水平中分面的，不需吊转子就能够在水平，垂直方向进行调整。
5.2.4.4 任何运行条件下，各轴承的回油温度不超过65℃，在油温测点及油流监视装置之前，不得有来自其他轴承的混合油流。
5.2.4.5 运行中各轴承合金材料设计最高温度不超过90℃，但乌金材料允许在105℃以下长期运行。各轴承瓦金属温度设有远传热电阻测点。
5.2.4.6 推力轴承能持续承受在任何工况下所产生的双向最大推力。设有工作瓦的金属温度测量装置及回油温度表。
1)5.2.4.7轴承座的适当位置上，应至少装设测量X，Y方向的轴承振动的装置，并分别给出报警值和停机值送至ETS系统。为了测量振动相位，应设置固定的键相信号标志，该位置应便于测取键相信号传感器的安装和信号线的引出。键相信号汽机端设置一个测量探头。
5.2.5 主汽门
5.2.5.1 主汽门严密不漏。
5.2.5.2 主汽门的材质能适应与其相连接管道的焊接要求。
5.2.5.3 主汽门具备检修后能够进行单独开闭试验的性能。
5.2.6 汽轮机润滑油系统
5.2.6.1 油系统设有可靠的主供油设备及辅助供油设备，在起动、停机、正常运行和事故工况下，满足汽轮发电机组所有轴承和调节系统用油量。
5.2.6.2 润滑油系统包括主油箱、主油泵、润滑油泵、射油器、冷油器、阀门、管道、仪表等设备，满足每台汽轮发电机组轴承和调节系统用油的需要，油系统采用的阀门均为铸钢明杆阀，弯头为热压弯头。
5.2.6.3 油箱容量的大小满足机组在失去交流厂用电以致冷油器冷却水中断情况下停机时，仍能保证机组安全惰走和停机后的轴承冷却要求。此时润滑油箱中的油温不超过75℃，并保证循环倍率大于8。
5.2.6.4 主油箱上设置一台全容量用交流电动机驱动的抽油烟机及油烟过滤装置全套设备。投标方提供电加热器及温控设备（双支热电阻测温元件）。主油箱设有一支带远传磁翻板液位计，远传信号送至招标方DCS，设有三套防爆型直接浸入式液位计用于汽轮机保护，信号直接送至投标方ETS控制柜，用于汽轮机保护。
5.2.6.5 汽轮机油系统所用管道及附件有足够强度，按两倍以上的工作压力进行设计，对靠近蒸汽管道的油系统管道采用防护结构；油系统中的附件不使用铸铁件；钢管焊缝全部采用氩弧焊。
5.2.6.6 随机配供2台冷油器（1台运行，1台备用），冷油器采用管式换热器，对于任一冷油器，在汽轮机额定功率和给定的最高冷却水温下，冷油器的换热量不小于该油系统50%的实际换热量。冷油器的连接方式允许汽轮机在额定功率下运行时停用任何一台冷油器，以便放空、清洗和重新投入运行。
5.2.6.7润滑油母管至少设有3个压力低二值停机压力开关，设有1个压力低压力开关（停盘车及DCS报警），设有1个压力低压力开关（启交流油泵），设有2个压力低压力开关（启直流油泵），设有2个Pt100热电阻（冷油器入口及出口）。投标方须提供交、直流油泵在线连锁试验装置（压力开关）。
5.2.6.8为盘车装置设置压力开关。
5.2.6.9 凡有可能聚集油气的腔室，如轴承箱、回油母管等的油烟气可通过油系统的排油烟机排出体外。
5.2.6.10汽轮机结构和系统设计上，防止汽水由于轴封漏汽等原因而进入油中。汽封系统中设置汽封抽汽器保持端汽封末段漏汽为负压（0.095Mpa）。
5.2.6.11 油系统中各项设备如轴承箱、冷却器和管路等，彻底清除残砂、焊渣、锈片等玷污物质，并经防腐蚀处理后再妥善密封出厂。
5.2.6.12供方应说明在安装和运行中如何保证油系统清洁的主要技术措施如下：
1）设计，加工，制造：
A.润滑油系统不采用铸铁件。
B.油管路按工厂的设计，工艺标准执行。
C.油系统中加回油滤网，可采用高效油净化装置（用户自购），在机组运行时连续投入。
2）储存和运输：
A.按工厂储存运输标准执行。
B.按工厂油漆防锈技术条件执行。
C.启动前油冲洗和油循环。
3）投标方提供油冲洗说明书。
4）主油箱焊好后，内焊缝进行打磨处理，涂防锈油保护，外表面涂黄色醇酸磁漆。
油系统清洁度的标准为NAS7级，清洁度要求如下：
许用杂质量杂质尺寸(μm) | 每100ml样品允许颗粒数 |
5－15 | 32000 |
15－25 | 5700 |
25－50 | 1012 |
50－100 | 180 |
超过100 | 32 |
5.2.7 盘车装置
5.2.7.1 盘车装置是自动脱扣型的，能使汽轮发电机组转子从静止状态运转起来，并能在正常油压下以足够的转速建立起轴承油膜。
5.2.7.2 盘车装置的设计能做到自动退出而不发生撞击，且不再自行投入。5.2.7.3 提供一套压力开关和压力连锁保护装置，防止在油压建立之前投入盘车，盘车装置正在运行而供油中断时能发出报警，以及当油压降低到不安全值时能自动停止运行。
5.2.7.4投标方提供整套盘车装置，包括就地控制箱，操作及保护设备及控制联锁接口设备、手动操纵机构、盘车电流表、转速表等，并在就地控制箱实现就地启/停盘车功能，投标方确定盘车转速并提供盘车装置的控制原理图、电源要求及启/停盘车逻辑图。招标方仅提供电源。
5.2.7.5盘车的控制装置按照就地操作和监视，短时间内频繁启停，而不发生电机过热。控制逻辑在DCS实现的原则来配置，投标方提供盘车控制装置与DCS系统的接口清单。
5.2.7.6 盘车要求电动与手动均能进行，盘车装置应具备零转速自启动功能。
5.2.8 轴封漏汽系统
5.2.8.2 设一台100%容量的轴封蒸汽冷却器。冷却水采用热网循环水回水，温度≤50℃。
5.2.8.3 提供所采用的轴封漏汽系统图和系统说明书。
5.2.8.4轴封蒸汽冷却器及汽封加热器设有就地磁翻板液位计，带远传信号。
5.2.9 汽轮机疏水
5.2.9.1 疏水系统的设计能排出所有设备包括管道和阀门内的凝结水。疏水阀配带动力装置。
5.2.9.2 系统包括但不限于下列各项：
a) 收集和凝结所有轴封和阀杆漏汽的疏水。
b) 汽轮机的主汽门上、下阀座的疏水。
c) 汽室和汽缸进口喷嘴间的主蒸汽管道疏水。
d) 排汽装置阀门和排水阀门的漏气。
e) 管道上低位点疏水。
5.2.9.3投标方提供疏水扩容器。
5.2.10 保温和保温罩壳
5.2.10.1 投标方负责汽机本体及附属设备的保温设计，并向招标方提供图纸、材料清单、说明及安装文件，保温材料由招标方自理。
5.2.10.2 在正常运行工况下，当环境温度为27℃时汽轮机保温层表面温度不超过50℃。
5.2.10.3 按规程起停和运行时，汽轮机的保温使上、下汽缸的金属温度差不超过50℃。
5.2.10.4 提供汽轮机在运行过程中可拆卸的化妆板（即设备罩壳），其上适当开孔，以便排出热气。
5.3仪表和控制部分
5.3.1一般要求
5.3.1.1投标方供应满足机组启停、运行安全监视、经济运行所必须的，安装在本体范围内的仪表、取样部件、检测元件、安全保护装置、阀门以及与检测元件或传感器相连的特殊仪表等。投标方供货范围内的被控设备可控性、检测仪表和控制设备性能应满足全厂自动化投入率100％的要求。所有能直接引起机组跳闸的重要参数应设置独立的三重冗余或冗余测量。
5.3.1.2投标方应对随本体提供的热工设备（元件），包括每一只压力表、测温元件及仪表阀门等都要详细说明其规格、型号、安装地点、用途及制造厂家。这些设备上应挂有标明电厂标识系统码名称的标牌。特殊检测装置必须提供安装使用说明书以及运行维护手册。投标方必须列出详细清单交招标方确认。热工设备及接口均采用国际单位制。
5.3.1.3汽机本体所有测点必须设在具有代表性、便于安装的位置，并符合有关规定，测点数量应满足对机组作运行监视和热力特性试验的需要。用于保护联锁的测点应单独设置，与监视和调节的测点分开。
5.3.1.4从汽轮机本身的安全出发，投标方应提出汽机起停及正常运行对参数监视控制的要求。随汽机配供的所有仪表都连接至相应的接线盒上，接线盒及导线全部由投标方提供。投标方提供的所有一次元件、就地设备都应标注其现场位置。
5.3.1.5投标方应预留汽轮机本体所有过程仪表的安装接口，包括压力、温度、液位、等，其接口应设在介质稳定且具有代表性和便于安装维护的位置，并符合有关规定，同时根据需要安装一次阀门及封头。测点数量满足对机组作运行监控和热力特性试验的需要，对招标方为实现控制功能而在本体上增加的测点，投标方应无条件地为其提供安装接口。
5.3.1.6投标方设计和提供机组性能试验所需要的试验取样点、一次元件安装所需的套管、一次阀门等，并带有封头。
5.3.1.7随本体供货的热工设备的型号及规范应征得招标方的同意。
5.3.1.8随本体供货的热工一次元件的选型和全厂的选型一致，并经招标方认可。
5.3.1.9随本体提供的指示表、开关量仪表、测量元件符合国际标准，且规格型号齐全，不选用国家宣布的淘汰产品。测量元件的选择符合控制监视系统的要求。所供的仪表控制设备和控制系统的最终选型以及数量调整由招标方确认、指定，但不发生商务变化。
5.3.1.10汽轮机油系统配供的所有就地仪表设备应采用防爆型。
5.3.1.11投标方提供本体仪表控制系统图纸，注明仪表编号、位置及仪表接头的结构形式。
5.3.1.12所有带保护套管的热工仪表，套管或管座必须在制造厂内完成焊接工作。
5.3.1.13汽轮机本体接线盒、本体仪表清单、热力系统图、汽轮机电气监视保护系统图、调节保安系统图、润滑油系统图、本体测点布置图、辅机测点布置图等要求投标方在技术协议签订30天内提供纸版施工图。盘车控制柜、TSI热控设计资料、撞击子等外采设备要求投标方在技术协议签订30天内提供纸版施工图。DEH及ETS硬件与招标方DCS硬件统一，待招标方确定DCS厂家后，30天内提供纸DEH及ETS纸版施工图。
5.3.2远传信号测量仪表
5.3.2.1汽轮机所有本体测温元件由投标方提供，随汽轮机本体提供的所有远传测温元件应接线引至随汽机配供的汽机本体接线盒。并考虑安装、检修方便。测温元件应采用防振技术。所有气（汽）、水、油系统的温度元件及就地温度表感温元件都必须加装温度保护套管，以便在系统运行时更换故障的一次元件。
5.3.2.2投标方提供的所有过程逻辑开关的精度至少为1.0级（重复性），其外壳防护等级应至少达到IP65标准，并带有M20′1.5的螺纹电缆接口。过程连接口应采用M20′1.5外螺纹连接方式，配卡套接头及连接短管，并配有不锈钢垫圈，最终在设计联络会上确定，提供的接点输出应为SPDT（单刀双掷）型。过程逻辑开关选用美国SOR、法国Georgin、日本长野产品选型，并分别报价以最高价计入投标总价，最终型号由招标方确定。
5.3.2.3所有模拟量接口信号是4～20mADC（热电偶及热电阻除外），所有至DCS及电气控制回路的接点输出为双刀双掷（DPDT）无源型接点。接点容量（安培数）至少满足如下要求：
230V AC | 230VDC | |
I – 接点闭合(感性回路) | 5A | 3A |
II- 连续带电 | 5A | 5A |
III-接点分断 | 2.5A | 0.5A |
5.3.3就地指示仪表
5.3.3.1就地指示仪表应采用全不锈钢型，精度至少为1级，盘面直径不小于100mm（气动控制设备的空气过滤器、定位器上的压力指示表为60 mm）。
5.3.3.2就地指示仪表的量程选择应使其正常运行时指针处在1/2～2/3量程位置。就地温度计采用万向型抽芯式双金属温度计，不接受水银温度计。在振动和脉动场合，应采用抗振型仪表。
5.3.3.3就地液位计采用磁翻板式，配供其连接附件、阀门等。所供的磁翻板液位计与设备的最高压力、温度及介质的腐蚀性相适应。
5.3.4执行机构选型原则及接口的要求
5.3.4.1随本体供货的阀门、档板等应具有足够的调节范围和可控性，并具有成熟运行经验，以满足热工控制系统的要求。对于不随本体供应的执行机构，应由投标方提供力矩、连接方式及其它技术要求。
5.3.4.2随本体供货执行机构的选型应和全厂的选型一致，并经招标方认可。
5.3.4.3电动执行机构应采用智能一体化国产产品（含动力控制装置或伺服放大器），外壳采用铝合金材质，非侵入设计，带液晶显示，IP等级不低于IP65，具备自诊断和保护功能。
5.3.4.4所有气动阀门均应配有空气减压过滤器与行程开关，气动执行机构随阀门供货，调节型气动执行机构具有4～20mA的位置反馈功能，并配供所有附件如智能一体化定位器、电磁阀、二线制位置变送器等。招标方供气压力为0.4～0.8MPa(a)。投标方提供的开关型气动执行机构应能在失气、失信号、失电工况时向人员和过程安全方向动作，具体实现方式在设计联络会上确定。
5.3.5仪表阀门及附件要求
5.3.5.1所有随本体配供系统设备上的测量仪表应配供相应的安装附件（一次门、二次门及排污门等）。
5.3.5.2投标方预留的压力、流量、液位测点以及汽水取样点要求带一次门，所有一次门后应配供连接短管（短管应与阀门在制造厂焊接完毕）。高温高压场合的一次门及一次门前短管的材质应与相连的工艺管道材质相同；
5.3.5.3投标方预留的压力、流量、液位测点以及汽水取样点应根据工质参数确定从取样点引出足够长度的无缝钢管作为安装接口，接口尺寸在设计联络会上确定。
5.3.5.4介质压力大于4MPa或温度大于300℃以上的仪表一次门按两个串联的方式提供。
5.3.5.5用于汽轮机主蒸汽的测点一次门均采用优质阀门，并配供与之相连接金属短管和变径至φ16×3的短管。这类阀门、短管以及变径均采用与主管道相同的材质。设计时必须考虑保证第一个一次门应高于主管道保温；用于汽轮机其它的压力测点的一次门材质则采用为F304，其通径为DN10（具体尺寸如有异议，在设计联络会上确定）；用于汽轮机其它的液位测点的一次门材质则采用为F304，其尺寸为DN20。
5.3.6随汽轮机供货的控制盘柜、接线盒要求
5.3.6.1随汽轮机供货的盘柜和接线盒，应为安装在它们内部或上面的设备提供环境保护。即能防尘、防滴水、防腐、防潮、防结露、防昆虫及啮齿动物，又能耐指定的高、低温度以及支承结构的振动。室内的盘柜、接线盒防护等级应不低于IP54或相应的标准。
外壳颜色将按照招标方的要求进行喷涂，表面喷塑，亚光，满足电厂统一要求。盘柜的颜色和装设在电子室的盘柜外形尺寸在设计联络会上确定。
5.3.6.2盘柜和接线盒的设计，材料选择和工艺应使其内、外表面光滑整洁，没有焊接、铆钉或外侧出现的螺栓头，整个外表面端正光滑。
5.3.6.3盘柜和接线盒有足够的强度能经受住搬运、安装产生的所有应力，保证不变形；所有盘柜和接线盒框架钢板厚度不少于3.5mm，操作面板厚度2.5mm，其它面板厚度不少于2.0mm；盘柜和接线盒内的支撑件有足够的强度，保证不变形。其材质必须才用316L（电子设备间内机柜除外）。现场机柜底部应离安装地面至少0.5米。并且采用下进线方式。
5.3.6.4墙挂式箱高度不应超过1200mm。
5.3.6.5所有金属结构件应牢固地接到结构内指定的接地母线上。
5.3.6.6盘柜和接线盒应保证运行时内部温度不超过设备允许温度的极限值。如盘柜和接线盒内仅靠自然通风会引起封闭件超温或误动作，则应提供强迫通风或冷却装置。
5.3.6.7由投标方提供的盘柜和接线盒内应预留充足的空间，使招标方能方便地接线、汇线和布线；机柜内的端子排应布置在易于安装接线的地方，即为离柜底300mm以上和距柜顶150mm以下。都是下进线。所有接线端子柜合理配置电缆布线空间，确保所有电缆接线完成后柜和接线盒内仍留有15%的富余端子。
5.3.6.8盘柜和接线盒内每个设备、端子排、端子、线头均有明显的标记，标志不脱落、不褪色，以使招标方能够方便地识别，端子应能接受2.5mm2的电线，但不允许同一端子同侧接两根线及以上。
5.3.7控制电源要求
5.3.7.1招标方提供的控制电源为交流380V±10%（50 Hz±2.5Hz） 、220V±10%（50 Hz±2.5Hz）。投标方配套的所有电磁阀电源必须选用220VAC，不允许选用其他电压等级电源。
5.3.7.2当投标方提供的控制设备和系统需其它等级电源时，投标方应自行提供电源变换设备以满足需要。
5.3.7.3汽机辅助盘等重要热控仪表电源应配供双电源切换装置，自动切换时间应小于5ms，切换电压能够根据用户需求自行设定。
5.3.8数字电液控制系统（DEH）
5.3.8.1总体要求
（1）整套数字电液控制系统应包括微机处理单元、过程输入输出通道、系统软件、图形化的画面和逻辑组态工具软件、控制软件、数据通讯系统、人－机接口、液压伺服系统和必要的就地仪表等。投标方负责设计和提供一套完整的数字电液控制系统，并对其安装做好监督。投标方提供的DEH系统应至少具有同等功能和规模的系统成功应用实绩，并在投标时提供业绩表。
（2）DEH系统电气硬件应采用与招标方机组DCS相同的软硬件，DEH系统电子装置型号的最终确定与硬件冻结应放在招标方机组DCS系统确定选型后，以实现本工程控制系统硬件平台一体化的设计思路。投标方确保DEH系统电子装置型号的选择丝毫不影响整套DEH系统的技术性能指标。最终设备选型由招标方确认，且不发生合同费用变更问题。
（3）投标方提供的DEH系统应在单点接地时可靠工作。各电子机柜中应设有独立的安全地、信号参考地、屏蔽地及相应接地铜排。DEH系统内所有电子装置/机柜之间的接地互连电缆应由投标方提供。投标应提供DEH接地图纸。
（4）所有DEH控制机柜将直接安装在槽钢底座上，如投标方要求在机柜和底座之间铺设绝缘材料，所有绝缘材料（包括绝缘螺栓、螺帽）均应由投标方供货，并提供详细的安装指导说明。
（5）系统中用于保护、跳闸、调节的所有多重测量现场信号的I/O点应分别配置在不同输入卡上。单个I/O模件的故障，不能引起系统的故障或跳闸。
（6）系统故障或电源丧失时，其输出应确保汽轮机趋于安全状态。
（7）投标方应提供详细的电液调节装置功能和技术文件及其详细图纸资料。电液调节装置由投标方统一供货，投标方推荐的电液调节装置应有多台机组多年成功的运行业绩，由招标方确认。
（8）投标方应提供在DEH系统中进行盘车系统控制组态的方案，并提供相关的控制要求、SAMA控制逻辑及说明。
（9）投标方提供机柜外形尺寸必须为2200X800X600（包括底座），颜色联络会时确定。
5.3.8.2具体要求
该装置应至少包括以下功能，但不限于此：
（1）该装置应具有“自动（ATC）”、“操作员自动”、“手动” 、“遥控”四种运行方式。
（2）转速控制
a）DEH系统应能保证汽机采用与其热状态、进汽条件、进汽方式和允许的汽轮机寿命消耗相适应的合理升速率，实现汽机从盘车到带满负荷的自动升速控制。自动升速系统的设计，应充分考虑蒸汽旁路系统的影响，以适应投入蒸汽旁路系统和不投旁路运行的启动升速方式，该系统应能实现：
所有必须的预先检查，启动过程中的转子热应力监视与寿命损耗累计，满足进行自动升速的最低条件；
所有调节汽机升速率的必要运算和监视过程。
b）汽轮机升速过程中升速率既能由DEH系统根据汽轮机的热状态自动选择，也可由人工进行选择。
c）实现转速控制达到目标转速。
转速控制回路应能保证自动地迅速冲过临界转速区。
e）具有与自动同期装置的接口，以便配合实现发电机的自动同期和并网。
f）ATC程序中必须根据系统要求设置与机组自启停程序的控制接口。
（3）负荷控制
a） DEH系统应能在汽轮发电机并入电网后实现汽轮发电机从带初始负荷直到带目标负荷的自动控制，并应能根据电网要求，参与一次调频。
b）系统的目标负荷应能由运行人员设定和直接接受MCS系统来的负荷指令。在MCS方式下，DEH接受阀门开度指令或流量指令；满足在RB工况下，调节指令变化速率的要求。
c）变负荷率可由运行人员设定，也可由DEH系统根据热应力计算系统自动限制变负荷率的大小，具有最大、最小和负荷变化率限值的功能。。
d）负荷限制：当机组的运行工况或蒸汽参数出现异常时，为避免损坏机组，并使机组的运行尽快恢复正常，控制子系统应能对机组的功能或所带负荷进行限制，至少应包括：功率反馈限制（切除）、变负荷率控制、最高最低负荷限制、加速度限制、主蒸汽压力限制等。
e）甩负荷维持空转：当机组从满负荷甩至零负荷时，该系统应能自动控制汽机转速，防止机组超速跳闸，等待重新并网或升负荷。
f）该系统在带负荷运行中，应能使汽轮发电机组及其主要辅助设备按设定要求自动启停。
阀门试验
运行人员可在操作台上对阀门进行试操作，可实现阀门开闭状态的在线离线试验。当机组定压运行时，该装置具有阀门管理（进汽方式选择）的功能。
（4）DEH的操作显示画面将装载在机组DCS的操作员站上，投标方应提供相应的操作显示画面资料给DCS供货商。运行人员能通过DCS操作员站在升速过程的任何阶段进行控制监视，同时系统能连续监视升速过程，并能显示所有与升速相关的参数，对运行人员提供指导。在升速和带负荷过程中的任何阶段都能进行自动的切换选择。
（5）甩负荷控制功能
a）瞬间甩负荷快控：运行中的汽轮机当由于电力系统故障导致发电机跳闸和电网解列或大幅甩负荷时（汽功率与电功率之差超过40%额定功率），DEH系统应能立即快速关闭调节阀，并在延时一段时间后，再自动将调节阀自动开启，维持汽轮机在同步转速下空转，保证汽轮机迅速重新并网。
b）超速保护控制：当汽轮机转速超过额定转速，并加速度超过限值时，系统应作用于快关调门回路，自动关闭调节阀，当转速恢复正常时再开启这些汽门，如此反复，直到正常转速控制可以维持额定转速。具体设定值及控制逻辑在设计联络会上确定。
c）加速度控制：当机组功率大于某定值且发生甩负荷工况时，若机组加速度超过预定值，则迅速快关调节阀，以抑制转速飞升。
d）“快关”功能：电网故障时，功率与负荷不平衡时，快关调门后重新开启。
（6）汽机自起动及负荷自动控制（ATC）功能
汽机自起动及负荷自动控制功能是指具有以最少的人工干预，实现将汽轮机从盘车转速带到同步转速并网，直到带满负荷的能力。
（7）当MCS投入时，电调系统应满足锅炉跟踪、汽机跟踪、机炉协调、定压变压运行、快速减负荷（RB）、手动等运行方式的要求。
（8）显示、报警、打印。
a）所供数字电液控制系统的操作员站，应能向运行人员提供汽轮机启动和运行过程中的全部信息（如参数曲线等）及每一步骤的操作指导。而显示、报警、打印的信息画面及事故追忆的内容由投标方提出，招标方认可。
b）DEH应设有历史数据库。当采用与机组DCS相同硬件的系统时，应采用与DCS相同历史数据库。系统各种报警都统一送至机组DCS系统报警系统。
（9）具有检查输入信号的功能，一旦出现故障时，给出报警，但仍能维持机组安全运行无需运行人员干预。装置应具有内部自诊断和偏差检测装置，当该系统发生故障时，能切换到手动控制，同时切换所有动作输出，并发出报警。
具有双微处理机容错功能，手动、自动切换功能，功率反馈回路的投入与切除功能。
b）所有输出模拟量信号均采用4～20mADC。
c）具有与机组DCS、汽轮机监视系统（TSI）、汽机事故跳闸保护系统（ETS）、电压自动调节系统（AVR）、自动同期装置（ASS）等系统的常规信号接口，其接口方式（硬接线和/或通讯）由招标方任意选择不发生商务变化。投标方提供详细的接口I/O清单。
d）提供背压高卸负荷功能。
e）DEH监视的重要参数采用三重测量，至少应包括下列几项：转速、功率、挂闸、并网、主蒸汽压力、第一级压力等。
f）DEH的可用率应不低于99.9%。
g）供货范围内的DEH所需的测量仪表由投标方提供。
5.3.8.3控制装置
（1）基本要求
a）数字式控制装置硬件至少包括基于微处理器的控制机柜、历史数据存储装置、打印机、工程师站及操作员站。
b）采用有现场运行实绩的，先进可靠的硬件。
控制机柜
a)机柜内的所有模件均应是固态电路，具有标准化、模件化和插入式的结构。模件的插拔有导轨和联锁。模件的编址不受在机柜内的插槽位置的影响，而是在机柜内的任何插槽位置上都能执行其功能。机柜内的过程通道模件能带电插拔而不影响其它模件正常工作。
b) 处理器模件均冗余配置，且能实现双向无扰切换。DEH系统功能采用多对冗余处理器实现。
c)投标方说明为满足DEH中控制和保护功能要求不同的响应速度，所确定的各个控制器的处理周期或响应时间是可以满足汽机安全运行的，并经招标方批准。
d)处理器模件中的随机存储器（RAM）有电池作为数据存储的后备电源。电池的更换不影响模件工作。某些重要数据能保存三个月以上。
e)冗余配置的处理器模件与系统有分别的接口，均能接受系统对它们进行组态和组态修改。处于备用状态的冗余处理器能跟踪运行处理器的组态和变化。投标方说明冗余处理器模件的切换时间和数据更新周期，并保证系统的控制和保护功能不会因冗余切换而丢失或延迟。
f)电源故障属系统的可恢复性故障，一旦重新受电，处理器模件应能自动恢复正常工作而无需运行人员的任何干预。所有的I/O模件都有标明I/O状态的LED指示和其它诊断显示，如模件电源指示等。提供对热电偶、热电阻及4～20mA信号的断线和短路检测功能，这一功能在每次扫描过程中完成。
g)所有数字量输入模件都有防抖动滤波处理。处理器模件的电源故障不造成已累积的脉冲输入读数丢失。采用相应的手段，使I/O模件能自动地和周期性地进行零飘和增益的校正。
h)冗余输入的信号的处理，由不同的I/O模件来完成。在系统电源丧失时，执行机构能保持在失电前的位置或处于安全位置。
i)所有I/O模件，能满足ANSI/IEEE472“冲击电压承受能力试验导则（SWC）”的规定。
j)每8点模拟量输入至少有一个独立的A/D转换器，每一点用于控制的模拟量输出有一个独立的D/A转换器，每一路热电阻输入应有单独的桥路或恒流源。
k)每块开关量输入卡至多不超过16个通道。
l)在整个运行环境温度范围内，DEH的模拟量输入信号的精度：高电平为±0.1%，低电平为±0.2%；模拟量输出信号精度不低于±0.25%，系统设计满足在六个月内不需手动校正而保证这些精度的要求。
m)I/O类型
模拟量输入
4～20mADC信号（接地或不接地），最大输入阻抗为500Ω。DEH系统的输入模件能为4～20mA二线制参数变送器和阀位变送器提供24VDC电源，而不论该变送器是否随DEH成套供应。当某些变送器不需系统提供24VDC电源时，也能在模件上方便地将24VDC电源切除。
对1～5VDC输入，输入阻抗不小于500kW。
热电偶（T/C）输入
能直接接受分度号为K型热端接地或不接地的热电偶信号（不需变送器）。热电偶在整个工作段的线性化应在过程站内完成，而不需要通过数据通讯总线。
热电阻（RTD）输入
有直接接受三线制或四线制（不需变送器）的Pt100类型热电阻的能力，并且系统提供这些热电阻所需的电源。
模拟量输出
4～20mA或1～5VDC可选。4～20mA输出信号具有驱动阻抗不小于600W的负载能力，负端可接到信号地或浮空。系统提供24VDC的回路电源。
数字量输入
负端接至隔离地上。系统提供对现场输入接点的“查询”电压，“查询”电压为48VDC。
数字量输出
数字量输出模件采用电隔离输出，并具有3A 220VAC或1A 220VDC的分断能力。若要直接驱动更大的负荷时，投标方提供中间继电器或接触器，并安装在DEH系统配供的机柜内及提供其可靠的电源。
脉冲量输入
每秒能接受6600个脉冲。能直接接受磁阻传感器的脉冲信号。
n)投标方对传感器及输入、输出信号的屏蔽提出建议，以满足其系统抗干扰要求。
o)投标方提供的模拟量、数字量和脉冲量通道能满足汽轮机各种功能的监控要求和其最低数量。
p)投标方按下表提交I/O数量并不限于此：（设计时提供）
I/O类型 | 基本功能+ETS | 辅助系统 | |
AI | 4～20mA | ||
T/C | |||
RTD | |||
AO | |||
DI | |||
DO | |||
PI | |||
合计 | |||
上述I/O数量的配置，未包括备用点、操作开关状态信号、冷端补偿、检查点，以及为实现共享DCS操作员站所需增加的I/O点等。
q)接受变送器输入信号的模拟量输入模件，其任一输入端短路时，都不影响其它输入通道，否则，为每一输入通道设置单独的熔断器进行保护。在机柜内，熔断器的更换很方便，不需先拆下或拔出任何其它组件。
r)每一个数字量输入、输出通道板都有单独的熔断器或其它相当的保护措施。
s)DEH系统与机组的分散控制系统（DCS）之间的重要控制信息的交换将通过各自的I/O模件以硬接线方式实现，但此时二端对接地或浮空等的要求相匹配，否则采取电隔离措施。
t)机柜结构符合IEC标准。控制室和电子室内不低于IP54，厂房内现场环境不低于IP56，并设计成经底部进出电缆。端子单元能适应截面为1.5mm2芯线的连接，端子排、电缆夹头、电缆走线槽及接线槽均由阻燃型材料制造，端子排的安装位置便于接线，距柜底不小于300mm，距柜顶不小于150mm，排与排之间距离不小于200mm。
u)机柜内设置排气风扇或内部循环风扇，并设温度检测开关，当温度过高时进行报警。为保证系统运行的可靠和留有扩展的余地，机柜内每种类型的I/O点通道都留有10%的备用量；每个机柜内有10%的模件插槽备用量，该备用插槽配置必要的硬件，保证今后插入模件就能投入运行；控制机柜内处理器的处理能力有40%的余量，数据通讯接口站处理器的处理能力有60%的余量，处理器的内部存贮器有50%的余量，外部存贮器有60%的余量；40%电源余量，电源分配柜考虑10%的回路备用量；继电器柜中备用继电器的数量不仅应与DO点备用量相匹配，且留有一定的备用位置（包括继电器安装底座和接线端子排）以便扩展。
上述余量均是按系统联调成功，正式投运时的最终容量计算的百分比值。
投标方提供计算并验证上述备用量的方法，并得到招标方的确认。如果投标方的系统配置方案不能达到上述余量或容量要求，必须修正配置方案，为此所发生的所有费用（硬件费、人工费、误工费等）均由投标方承担，招标方将来有权扣除相应部分的合同费用。
v)投标方提供的机柜、人-机接口以及其它设备之间互联的预制电缆（包括两端的接触件）符合IEEE防火标准。
（2）人-机接口
a)操作员站
基本功能如下：
监视系统内每一个过程点；
显示并确认报警；
显示操作指导；
建立趋势画面并获得趋势信息；
控制驱动装置；
自动／手动控制方式的选择；
调整过程设定值和偏置等。
操作员站包括：一台工业级彩色LCD及键盘，一台工业级计算机。
所供LCD应与工程师站相同，且与DCS操作员站LCD相同品牌及型号，具体要求设联会确定。
操作员站处理器有足够的存储器，容量应满足系统数据存储的要求。任何LCD画面能在2秒（或更少）的时间内完全显示出来。所有被显示的数据其更新速度为1秒。
操作员站能使运行人员可以在LCD上直接调出DEH各种所需画面及发出阀门试验、操作员自动、限值设定、参数修改、超速试验等各种控制指令。
运行人员通过键钮或鼠标等手段发出的任何操作指令均能在1秒或更短的时间内从I/O通道输出；从发出指令到已被执行的确认信息在2秒内在LCD上反映出来。
b)工程师站
提供一套台式工程师站，用于程序开发、系统诊断、控制系统组态、仿真试验、数据库和画面的编辑及修改。工程师站应具备操作员站的所有功能。还应提供安放工程师站的工作台及工程师站的有关外设。
工程师站能调出任一已定义的系统显示画面。在工程师站上生成的任何显示画面和趋势图等，均能通过通讯总线加载到操作员站。
工程师站能通过通讯总线，即可调出系统内任一分散处理单元的系统组态信息和有关数据，还可使招标方人员将组态数据从工程师站上下载到各分散处理单元和操作员站。此外，当重新组态的数据被确认后，系统能自动地刷新其内存。
工程师站包括站用处理器、图形处理器及能容纳系统内所有数据库、各种显示和组态程序所需的主存储器和外存设备。
工程师站设置软件保护密码，以防一般人员擅自改变控制策略、应用程序和系统数据库。
提供支撑工程师站的所有辅助设备，如编程面板、绘图仪等。
系统能在由招标方提供且经投标方同意的PC机上进行离线组态。
液晶显示器（包括操作员站）至少满足以下要求：
27英寸，点距0.27mm，亮度大于250 cd/m2，对比度350：1，响应时间25ms，16.7×106种色彩。分辨率至少为1600×1200@60Hz。
提供的LCD满足下列标准规范要求：如UL/C-UL or CSA，TUV/GC，Energy Star，FCC CLASS B，MPRII，TCO’99等。LCD显示器的可视角至少满足：左/右±85o，上下各85o。
液晶显示器与DCS操作员站LCD相同品牌及型号，具体要求设联会确定。
c)历史数据存储装置
提供二种类型的磁盘驱动装置存储系统数据，即固定式硬盘（容量为1T以上），可读写光盘（DVDRW），并配有USB接口。
d)软件
投标方提供两套完整的满足本规范书要求的程序软件包，包括实时操作系统程序、应用程序及应力计算程序，并负责系统的生成、组态、LCD画面生成和打印制表格式生成等。
所有的算法和系统整定参数应驻存在处理器模件的非易失性存储器内，执行时不需重新装载。
在工程师工作站上能对系统的组态进行修改。系统内增加或变换一个测点，不必重新编译整个系统的程序。
查找故障的自诊断功能能诊断至模件级故障。报警显示使运行人员能方便地辨别和解决各种问题。投标方明确定义系统自诊断的特征。
e)数据通讯
数据通讯系统将各过程站、人-机接口及为之服务相关设备、输入/输出处理系统及系统外设联接起来，以保证可靠和高效的系统通讯。
连接到数据通讯系统上的任一系统或设备发生故障，不导致通讯系统瘫痪或影响其他联网系统和设备的工作。通讯总线的故障不引起机组跳闸或使过程站不能工作。
所提供的通讯总线是冗余的（包括冗余通讯总线接口模件）。冗余的数据通讯总线在任何时候都同时工作。投标方说明其通讯速度、介质、通讯协议，以及总线上最多可挂多少个站和二个站之间的最大距离。
挂在数据通讯总线上的所有站，都能接受数据通讯总线上的数据，并可向数据总线上发送数据。
数据通讯系统的负载容量，在最繁忙的情况下，令牌网不超过30%，以太网不超过20%，以便于系统的扩展。在机组启／停过程中、机组异常状态下出现大量报警信号时、保护控制系统动作过程中，必须保证从操作人员在键盘上发出指令，到信号在I/O输出通道上正确反应或现场过程检测信号状态变化后，在LCD上正确显示的时间不能超过1秒。投标方提供计算和考核的办法，并提供测试硬件和软件用于显示数据通讯系统的负载容量。
在机组稳定和扰动的工况下，数据总线的通讯速率保证运行人员发出的任何指令均能在1秒或更短的时间里被执行。投标方确认其保证的响应时间，在所有运行工况下（包括在1秒内发生100个过程变量报警的工况下），均能实现。
数据通讯协议应包括CRC（循环冗余校验）、奇偶校验码等，以检测通讯误差，并采取相应的保护措施，确保系统通讯的高度可靠性。能连续诊断，故障出现时能及时报警。
投标方详细说明有关的“通讯协议”（如信息结构、信息寻址、传输方向、数据格式、数据块长度、调制和传输介质等）、诊断功能和设备、故障站的自恢复以及每个站的访问时间等，并提交招标方确认。
当数据通讯系统中出现某个差错时，系统能自动要求重发该数据，或由硬件告知软件，再由软件判别并采取相应的措施，如经过多次补救无效，系统自动采取安全措施，如切除故障设备，或切换至冗余的装置等。
投标方说明及消除数据传送过程中的误差和干扰，以及数据通讯总线敷设时必须注意的事项。
数据通讯总线能防止外界损伤。
f)液压伺服系统
液压伺服系统是DEH系统的一个组成部分，由投标方成套供货。液压伺服系统应包括油源及液压执行机构两大部分，所供系统应有成功应用的实绩。油源系统应设有油温控制装置，并随DEH液压伺服系统成套供货。液压执行机构由电液转换器、液压油缸、位移传感器及电磁阀等部件组成，液压伺服执行机构选用REXA产品,所有LVDT装置应采用优质产品。
5.3.9 汽轮机监测系统(TSI)
1)TSI系统必须提供汽轮发电机组的本体状态转速、位移、差胀、缸胀、健相以及振动等的监视设备。
2)投标方提供的系统应至少具有同等功能和规模的系统成功应用实绩。3)要求系统监视项目齐全、性能可靠，与机组同时投入运行。并且考虑汽轮机监视诊断系统要求来配置系统。
4)配用先进的安全监测保护装置，该装置与机组所使用的信号，由投标方负责协调解决，使保护系统具有统一性和完整性。保护装置及其输出到指示仪表的信号应准确可靠。
5)投标方提供的电子装置机柜应能接受由招标方提供的二路交流220V±15%，50Hz±2.5Hz的单相电源。这两路电源中的一路来自不停电电源（UPS），另一路来自厂用保安段电源。并设有电源报警送至DCS。
6)投标方所供设备除能接受上述二路电源外，应在TSI机柜内配置相应的冗余电源切换模件和回路保护设备，并用这二路电源在机柜内馈电。
7)模拟量信号采用4～20mA统一输出。
8)控制、报警、保护等接点输出，应能各输出2副无源接点。
9)TSI装置应留有与汽机DEH、分散控制系统（DCS）、汽机紧急跳闸系统（ETS）、汽机振动数据采集和故障诊断系统的信号接口（硬接线/通讯），其形式和数量由招标方确认。
10)TSI卡件应具有液晶显示面板，能够显示模块的工作状态和报警事件。
11)提供TSI系统的组态及远程监控软件。
12)应按各种模块不少于1块提供备件。
13)TSI系统至少应包括如下功能，但不限于此：
转速：包括发电机励磁端的转速测量。量程一般为0～4000r/min，转速精度±1 r/min，有0转速档可控制自动盘车；兼有键相位功能。可连续指示、记录、报警和超速保护，转速测点数量应满足EDH以及ETS需要，应满足机组控制保护要求，另提供一套就地转速表和零转速测点。
轴承及轴瓦振动：按机组轴承数装（包括发电机侧轴承），应至少装设测量轴承在水平、垂直（或左右45度正交）2个方向上以及测量轴承轴瓦振动的装置，可连续指示、记录、报警和保护。转子的相对振动和轴承振动可在TSI上显示和输出。
轴向位移：通过一个参考点对大轴位移进行监测，可连续指示、记录、报警和保护，测点数量应满足机组保护要求。轴向位移探头选用二只，跳闸信号满足二取一逻辑。
胀差：监测各汽缸与转子的相对膨胀差，可连续指示、记录、报警和保护。
轴偏心：监测转子的弯曲值，可连续指示、记录、报警和保护。
汽缸膨胀：测量各汽缸左、右侧的胀缩值，可连续指示、记录、报警和保护，装有就地仪表。
推力瓦磨损：对推力瓦的工作面和非工作面进行监测，可连续指示、记录、报警和保护。
投标方提供满足要求的键相信号，投标方提供探头及安装支架，信号的形式在设计联络会上确定。不发生商务变化。
投标方负责提供TSI一次检测部分的安装支架和二次仪表部分的独立机柜。
投标方应提供与安装在仪表控制柜内的汽机监视仪表相连的所有放大器、信号调节器、传感器、预制电缆及其他辅助设备，控制柜内应设必要的接线端子，以容纳来自现场设备的输入信号和到DCS、DEH、ETS和报警窗的输出信号。
（14）投标方提供机柜外形尺寸必须为2200X800X600（包括底座），颜色联络会时确定。
5.3.10汽机危急跳闸系统（ETS）
5.3.10.1总体要求
投标方应提供全套的ETS装置。其控制器、I/O通道及信号均应独立且多重冗余配置。装置应采用与DEH一体化的产品（应采用独立冗余的过程控制单元）。ETS应有10%的I/O余量，软件便于修改，且具有与DCS的接口， ETS系统与DEH系统共用工程师站。
投标方提供的系统应至少具有同等功能和规模的系统成功应用实绩。
投标方提供的电子装置机柜的交流电源应取自DCS电源柜。
投标方供货范围内的各电子装置、网络系统、处理器机柜、I/O机柜、继电器柜等设备的供电由投标方自行负责。
投标方所供设备除能接受上述二路电源外，应在各个机柜和站内配置相应的冗余电源切换装置和回路保护设备，并用这二路电源在机柜内馈电。投标方在投标书中应附电源系统配置图。
任一路电源故障都应报警，二路冗余电源应通过二极管切换回路耦合。在一路电源故障时自动切换到另一路，以保证任何一路电源的故障均不会导致系统的任一部分失电。
电子装置机柜内的馈电应分散配置，以获取最高可靠性，对I/O模件、处理器模件、通讯模件和变送器等都应提供冗余的电源。
投标方提供的ETS系统应在单点接地时可靠工作。各电子机柜中应设有独立的安全地、信号参考地、屏蔽地及相应的接地铜排。ETS系统内所有电子装置/机柜之间的接地互连电缆应由投标方提供。
系统中用于保护、跳闸的所有现场三重测量信号的I/O点应分别配置在不同输入卡上。单个I/O模件的故障，不应引起系统的故障或跳闸。
ETS应能接受紧急停机按钮信号直接接至驱动级，实现紧急停机功能。
系统故障或电源丧失时，其输出应确保汽机趋于安全状态。
跳闸电磁阀、试验电磁阀所需的电源由ETS机柜提供。
投标方必须提供全套ETS资料、图纸、说明、工作范围及与其它系统的接口。
投标方应列出触发汽机跳闸的每个跳闸启动信号的详细来源，并提供汽机跳闸首出原因的判断逻辑。
投标方应提供所有汽机跳闸信号的单独接点输出至SOE。
5.3.10.2具体要求
汽轮机至少装有2套以上冗余的超速保护装置。动作值为额定转速的110~112%。复位转速高于额定转速。投标方提供这些危急保安器工作转速和复位转速值。
危急保安器还应设有可靠的动作指示器，并设有运行中能活动危急保安器的试验装置。转速信号、跳机电磁阀应具备在线试验功能。
汽轮机跳闸系统应有联锁保护，防止汽轮机突然再进汽。当汽轮机具备再次起动条件时，只有按正常的起动程序操作才能使跳闸系统重新复位。
从危急保安系统动作到主汽阀、主汽调节阀完全关闭的时间应小于0.5秒。抽汽逆止阀的关闭时间应小于1秒。
ETS应按双通道逻辑回路设计，所有引起跳闸的信号回路应允许在线试验。
ETS应提供遥控跳闸接口。
投标方应提供一套完整的包括一次元件、逻辑回路、机柜、预制电缆在内可靠的ETS系统。
ETS系统中用于保护、跳闸的所有现场信号应采用三重化测量，通过三取二或四取二逻辑（轴承振动采用二取二逻辑）选择获取。不接受单点保护测量信号。
投标方应以书面方式向招标方提供汽机跳闸状态的信号产生逻辑（应表明是采用安全油压力低还是主汽阀关闭状态或两者的组合），并对信号的可靠性负责。系统应提供至DCS、发电机保护等足够数量的接点供招标方使用，所送信号应分别来自三个代表汽机跳闸状态的独立信号源输出接点的三取二逻辑组合。
投标方应提供主汽门的关闭状态信号供招标方使用。
投标方提供的汽机自动保护装置（ETS）应至少在以下工况提供保护功能：
远方手动停机
汽机的转速超过动作转速。
背压高于制造厂给定的极限值。
润滑油压下降超过极限值。
转子轴向位移超过极限。
推力瓦温度超过极限值。
汽机轴承振动达到危险值。
排汽缸温度超过极限。
发电机保护。
DEH保护跳机。
汽轮机胀差。
汽机轴瓦及推力瓦温度高。
主油箱油位低
招标方要求的其它跳机条件等。
投标方提供机柜外形尺寸必须为2200X800X600（包括底座），颜色联络会时确定。
5.4 随机供应的阀门要求
5.4.1 本技术协议中包括了汽机本体及附属设备所使用各种阀门，投标方配用提供的阀门均符合国家有关行业标准。
5.4.2 阀门的选用等级及工作参数根据所提供的运行工况，符合系统设计要求及有关法规和标准。
5.4.3 所有阀门及附件都操作灵活，开启、关闭速度稳定。
5.4.4 用于压力表或压差表的一次门是截止阀，水位仪表的一次门用闸阀，以便于清洗水位计和连接管。
5.4.5 用于油系统的阀门内壁均不涂漆，采取其他防腐措施。
5.4.6 用于油系统阀门均采用铸钢门。
5.4.7 绝对压力大于0.1MPa的抽汽管道上设有快速关闭的气动逆止阀，汽机抽汽管上的逆止阀均采用强迫关闭式。
5.4.8 背压排汽安全阀采用全启式弹簧安全阀。
5.4.9所提供的电动阀门应统一，并能保证远方操作关得严、打得开。随阀门带的行程开关能在各种现场环境下可靠动作，正确反映阀门的状态位置。
5.4.10 投标方提供阀门所配的反法兰及附件。
5.5 材料
5.5.1 根据技术要求选择适用的汽机本体及辅机制造材料是投标方的责任。技术资料中按有关国家标准提供材料型号，当没有这些牌号时，标明材料制造厂家，材料的物理特性，化学成份。
5.5.2 投标方提供材料检验记录的副本。
5.5.3 汽轮机零部件的材料根据不同的使用场合，按照压力、温度、抗冲击强度、硬度、抗腐蚀性能等的要求，合理选用材质制造。
5.6 安装和检修的要求
5.6.1 投标方随机提供用于拆卸、起吊、安装各项部件的专用工具，并附清单。
5.6.2 在汽缸、阀门和导汽管外壳上设置手柄、挂耳或其他装置；重量超过20公斤的汽轮机零部件不适于用钢丝绳捆缚时，另配置起吊，卸放和支承装置，以便于安装和检修。
5.6.3 汽轮机配备翻转轴瓦时用的抬轴装置。
5.6.4 汽轮机端部汽封、和隔板汽封的结构型式为可退让式。
5.6.5 在各种运行工况下，与汽轮机本体部分连接的蒸汽管路所产生的推力，不影响汽轮机的安全运行。并给出汽机允许承受管道的推力和力矩数值，并给出接口的附加热位移值。
5.6.6 汽轮机出厂时做到内部清洁，特别是轴承箱、齿轮箱、油箱、主辅机部套和油系统管道内彻底清理干净，并妥善防锈。
5.6.7 汽轮机有调整危急保安器动作转速的手孔。
5.6.8 汽轮机考虑防火措施。
6 性能参数
6.1 在额定工况下，机组能长期稳定运行并连续发出12MW。
6.2 在额定工况下，汽轮机的汽耗率：kg/kWh。
6.3 在最大工况下，汽轮机的汽耗率：kg/kWh。
6.4 在最大背压排汽工况下，汽轮机能长期稳定运行。
6.5 为顺利进行这些试验，投标方分担下列准备事项：
6.5.1 在机组供货范围内的设备上，提供全部试验所需的测点。
6.5.2 对所使用的试验方法、测试仪器提出建议。
6.5.3 使用的测试仪器及精度、试验方法、由供需双方协商确定。
7 设备技术数据
7.1 汽轮机本体
7.1.1 型式： 次高温次高压、单缸、背压式汽轮机
7.1.2 制造厂：
7.1.3 转速（r/min）： 3000
7.1.4 转向（从汽轮机向发电机看）： 顺时针
7.1.5 抽汽级数： 1
7.1.6 特性数据（按定压工况）
表7.1.6
机 型 | 12MW次高压、冲动、背压式汽轮机额定工况 | |
项 目 | 单位 | 额定工况 |
主汽门前蒸汽压力 | MPa（a） | |
主汽门前蒸汽温度 | ℃ | |
主蒸汽流量 | t/h | |
背压排汽压力 | MPa（a） | 0.118 |
背压排汽温度 | ℃ | |
背压排汽量 | t/h | |
发电功率 | kW | |
汽耗 | kg/kWh | |
热耗 | kJ/kWh | |
7.1.7 额定工况时各级抽汽参数
表7.1.7
抽汽级数 | 流量t/h | 压力MPa（a） | 温度（℃） |
第一级（至除氧器） |
7.1.8 汽轮机允许最高背压值MPa（a） 0.154
7.1.9 临界转速：（一联会提供）
汽轮机单转子正临界转速（一阶）： ～ r/min
轴系一阶临界转速（汽轮机） ： r/min
轴系一阶临界转速（发电机）： r/min
7.1.10 汽轮机外形尺寸
机组总长（包括罩壳） ： ～mm
机组最大宽度（包括罩壳）： mm
排汽口数量：
设备最高点距运转层高度 ： mm
7.1.11 汽机叶片级数及末级叶片有关数据：
汽轮机中心高（距运转平台）： mm
7.1.11.1 末级叶片长度 ： mm
7.1.11.2 次末级叶片长度 ： mm
7.1.11.3 末级叶片环形面积： m2
7.1.12 汽轮机主要部件材质和性能
7.1.12.1 汽缸材质：
7.1.12.2 转子材质：
7.1.12.3 各级叶片材质：
7.1.12.4 汽缸及其他高温高压部件螺栓材质：
7.1.13 重量和最大起吊重量:
7.1.13.1 转子：
7.1.13.2 上汽缸： kg(不包括隔板上半)
7.1.13.3 下汽缸： kg(仅汽缸组合)
7.1.13.4 本体总重： kg
7.1.14 转子的转动惯量GD2： kg.m2
7.1.15 轴瓦（一联会提供）
轴瓦号 | 轴颈尺寸直径、宽度（mm） | 轴瓦 型式 | 轴瓦受力面积（平方米） | 比压（MPa） | 失稳转速（r/min） | 设计轴瓦温度（℃） |
1 | ||||||
2 | ||||||
推力 |
7.2 转子轴承和轴承座振动双振幅值
第一临界速度双振幅值： 微米
各阀门关闭时间，秒
时间特性 | 单位 | 主汽阀 | 调节阀 |
关闭时间 | S | ||
延迟时间 | S |
7.3 调节和保护系统
7.3.1 调节系统型式：电流调节控制
7.3.2 主蒸汽阀
数量： 只
内径： mm
阀体、阀杆材料：阀体阀杆
7.3.3 负荷限制器：
7.3.4 调节方式：
7.3.5 危急保安器
型式：
数量：
7.3.6 抽汽逆止阀规格
抽汽级数 | 内径直径mm | 额定压力MPa.a |
1 | ||
2 |
7.4 热工参数
7.4.1 运行参数：
7.4.1.1 额定主蒸汽压力（MPa）：
7.4.1.2 额定主蒸汽温度（℃）：
7.4.1.3 额定背压（MPa（a））：
7.4.1.4 额定蒸汽流量（t/h）：
7.4.1.5 最大蒸汽流量（t/h）：
7.4.1.6 各级抽汽压力、抽汽温度、抽汽流量（额定工况）见表7.1.7。
7.4.1.7 润滑油压：MPa（g）
7.4.1.8 正常运行汽封压力：MPa（a）汽封加热器Ⅰ工作压力为：MPa，汽封加热器Ⅱ 工作压力为：MPa
7.4.1.9 汽轮机的轴承振动见5.1.7；轴向位移正常值mm、相对膨胀等的正mm。
7.4.1.10 投标方提供下列报警信号，并提出报警值（以下数据汽机厂提供）：
a) 背压高限和低限值： 最高：MPa（a）；最低：MPa（a）
b) 润滑油压低限值： MPa
c) 主蒸汽温度高限和低限值： 高限℃ 低限℃
d) 汽轮机转速极限值： r/min（停机）
e) 转子轴向极限值： （停机）
f) 胀差极限值： mm
g) 油箱油位低限值：
h) 排汽温度高限值：
i) 轴承金属温度高限值： ℃（停机）
j) 轴承振动极限值： mm （额定转速时）
k) 主蒸汽压力最高和低限值： 高限 MPa 低限MPa
l) 汽轮机汽缸进水：
m) 危急遮断器动作值： r/min(停机)
7.4.2 热工检测及控制设备参数
7.4.2.1 汽轮机本体监测仪表（TSI）：
制造厂：
监测内容：轴承振动，胀差，轴向位移，偏心，转速，油动机行程，油箱油位，汽缸热膨胀等软硬件设备内容、数量：探头，前置器，卡件，框架
7.4.2.2 汽轮机电液控制装置(DEH)
7.4.2.3汽轮机紧急跳闸装置(ETS)
7.4.2.4 所有随汽机供的一次元件（压力、温度及液位等）。
制造厂：
内容、数量：见图纸资料
8 汽轮机主要数据汇总表
编号 | 项 目 | 单位 | 数 据 |
一 | 机组性能规范 | ||
1 | 机组型式 | ||
2 | 汽轮机型号 | ||
3 | 额定功率 | MW | |
4 | 最大功率 | MW | |
5 | 额定主蒸汽压力 | MPa（a） | |
6 | 额定主蒸汽温度 | ℃ | |
7 | 主蒸汽额定进汽量 | t/h | |
8 | 最大工况主蒸汽进汽量 | t/h | |
9 | 最大工况出力 | MW | |
10 | |||
11 | 额定工况排汽量 | t/h | |
12 | 最大工况排汽量 | t/h | |
13 | 额定工况背压 | MPa（a） | |
14 | 最大工况背压 | MPa（a） | |
15 | 给水回热级数 | ||
16 | 额定工况热耗 | kJ/kWh | |
17 | 最大工况热耗 | kJ/kWh | |
18 | 末叶片长度 | mm | |
19 | 汽轮机相对内效率 | % | |
20 | 临界转速 | ||
21 | 汽机转子（一阶） | r/min | |
22 | 机组轴系扭振频率 | Hz | |
23 | 机组外形尺寸 | mm | |
24 | 机组在出厂前是否经过总装 | 是/否 | |
25 | 启动方法 | ||
26 | 轴承座振动三个方向最大值 | mm | |
27 | 临界转速时轴承振动三个方向最大值 | mm | |
28 | 最高允许背压值 | MPa（a） | |
29 | 噪声水平 | db（A） | |
30 | 润滑油系统 | ||
主油泵型式 | |||
润滑油牌号 | |||
油系统装油量 | m３ | ||
主油泵出口压力 | MPa（g） | ||
轴承油压 | MPa（g） | ||
主油箱容量 | m３ | ||
油冷却器型式、台数 | 台 | ||
31 | 盘车装置 | ||
盘车速度 | r/min | ||
盘车电动机容量，电压 | kW/V | ||
二 | 汽轮机性能保证 | ||
额定工况出力 最大工况出力 | MW MW | ||
额定工况热耗 | kJ/KW.h | ||
三 | 机组总重 | ||
1 | 汽轮机本体 | t | |
2 | 凝汽器 | t | |
3 | 主汽门 | kg |
9 包装、标志、运输
9.1 包装
9.1.1 投标方所供设备部件，除特殊部件外（如管件等），均遵照国标通用标准和有关包装的技术条件进行，或按最好的商业贯例，使用坚固的箱子包装。并根据不同货物的特性和要求，采取措施，如对设备进行妥善的油漆或其他有效的防腐处理，以适应远途、陆上运输条件和大量的吊装、卸货以及长期露天堆放的需要，从而防止雨雪、受潮、生锈、腐蚀、受震以及机械和化学引起的损坏。做到从交货日起12个月内设备完整无损。
9.1.2 投标方所供技术文件妥善地包装，能承受运输和多次搬运，并可防止潮气和雨水的浸蚀。每个技术文件邮包装有详细目录清单。
9.1.3 为防止设备器材被窃或受腐蚀元素的损坏，在未征得招标方同意下，不采用敞开的板条箱和类似包装。
9.2 标志
9.2.1 设备标志
9.2.1.1 每台汽轮机、辅机都有固定铭牌。铭牌不易损坏。标志醒目、整齐、美观。
9.2.1.2 汽轮机的重要阀门、调节保安部套等均有表示其行程、转角、操作方法等明显易辨的标志。
9.2.1.3 重要部件根据图纸规定，在一定位置上标有装配编号，使用材料和检验合格的标志。
9.2.2 包装标志
9.2.2.1 投标方供给的设备（无论装在箱内或成捆的散件）的包装，都贴有标明合同号，主要设备名称，部件名称和组装图上的部件位置号的标签，备品配件和专用工具标明“备品配件”和“工具”的字样。
9.2.2.2 对装箱供给的设备，制造商在每个箱子的两面用油漆写下如下内容：
合同号、装运标志、目的港、收货人代码、设备名称和项目号（箱号、箱的序号设备总件数），毛/净重，外形尺寸，长×宽×高。
按照设备各特性和不同的运输及装卸要求，在箱上明显位置标上“小心”、“向上”、“防潮”、“勿倒”等通用标志，并符合国标通用标准的规定。
包装箱连续编号，而且在全部装运的过程中，装箱编号的顺序始终是连贯的。
9.2.3 运输
9.2.3.1 经由铁路运输的部分，其尺寸不超过中国国家对铁路运输货物外形体的规定、当部件经由除铁路外的其它方式运输时，其重量和体积的限值，遵守中国国家有关运输的规定。
9.2.3.2 每批设备发出后三天内，投标方用电信方式通知招标方。通知中指明设备名称、件数、件号、重量、合同号、货运单号、设备发出日期。
超限件，投标方在发货前不迟于30天将发货计划日期以电信方式通知招标方。
10 试验及验收
10.1 所有设备附有下列文件：
10.1.1 装箱单，其上注明：
产品名称、型号、规格和制造厂；
装箱数量：
附件、备件名称及数量；
装箱日期。
10.1.2 原制造厂的产品出厂合格证、说明书、出厂试验数据、安装使用说明书。
10.2 设备到达现场后，招标方、投标方双方按商定的开箱检验办法，对照装箱单逐件清点，进行检查和验收。
10.3 投标方扩散联营或外包生产的设备（部件）将生产厂家写明，投标方对厂家质量进度负责。设备到达现场后，由投标方会同招标方进行检查和验收。
11 供货范围
11.1 一般要求
11.1.1 提供一台12MW高压、背压式汽轮机及所有附属设备和附件（包括发电机侧联轴节）及 管壳式加热器 2台一用一备（满足新增机组所需要求与之配套即可，配进出口阀门）。
11.1.2 投标方根据下列所述提出详细供货清单，但不局限于下列设备和装置。
11.1.3 除有说明以外，下列所述数量均为一台25MW机组所需。
11.1.4 投标方提供所有安装和检修的专用工具，并提供其详细供货清单。
11.1.5 铭牌按用户要求制作。
11.2 供应项目清单
11.2.1 12MW背压式汽轮机供应项目清单。
外购件供应商需要招标方确认。
B12MW供货清单（主机部分）
序号 | 名 称 | 数量 | 备 注 |
1 | 前汽缸 | ||
2 | 后汽缸 | ||
3 | 隔板套总图 | ||
4 | 隔板套 | ||
5 | 隔板套 | ||
6 | 隔板套 | ||
7 | 隔板套 | ||
8 | 隔板总图 | ||
9 | 焊接隔板 | ||
10 | 喷嘴组 | ||
11 | 前汽封 | ||
12 | 后汽封 | ||
13 | 前轴承座 | ||
14 | 后轴承座 | ||
15 | 前轴承座油封 | 安装于前轴承座 | |
16 | 前轴承座附加装置 | ||
17 | 推力支持轴承 | ||
18 | 径向轴承 | ||
19 | 发电机前轴承 | ||
20 | 主汽门构架 | ||
21 | 前座架 | ||
22 | 后座架 | ||
23 | 罩壳 | ||
24 | 联轴器罩壳 | ||
25 | 铭牌 | ||
26 | 排汽装置 | ||
27 | 转子总图（含叶轮、叶片） | ||
28 | 联轴器 | ||
29 | 盘车装置 | ||
30 | 垫铁布置图 | ||
31 | 温度计装置 | 安装于后轴承座 | |
32 | 保温装置 |
B12MW供货清单(调节、油系统部分)
序号 | 名 称 | 数量 | 备 注 |
1 | 自动关闭器 | ||
2 | 启动阀 | ||
3 | 危急遮断器 | ||
4 | 危急遮断器滑阀 | ||
5 | 危急遮断器杠杆 | ||
6 | 保安操纵箱 | ||
7 | 电气设备 | TSI仪表 | |
8 | 测量支架 | ||
9 | 热膨胀测量支架 | ||
10 | 转速测量支架 | ||
11 | 相对膨胀支架 | ||
12 | 偏心测量支架 | ||
13 | 高压油动机 | ||
14 | 调节阀 | ||
15 | 调节阀 | ||
16 | 调节阀 | ||
17 | 调节阀操纵座 | ||
18 | 凸轮配汽机构 | ||
19 | 配汽杠杆 | ||
20 | 高压油动机行程指示器 | ||
21 | 离心油泵 | ||
22 | 主油泵齿形联轴器 | ||
23 | 接线盒 | ||
24 | 100点接线盒 | ||
25 | 射油器 | ||
26 | 油箱 | ||
27 | 滤油器 | ||
28 | 排烟装置 | ||
29 | 冷油器 | ||
30 | 前轴承座油管路 | ||
31 | 油管路 | 仅供直管 | |
32 | 回转设备供油控制器 | ||
33 | 低压电调装置 | ||
34 | ETS系统(TSI置于ETS柜内） | ||
35 | 就地仪表盘 | ||
36 | 高压交流启动油泵 | ||
37 | 交流润滑油泵 | ||
38 | 直流润滑油泵 | ||
39 | 加热器(油箱用) | ||
40 | 控温柜(油箱用） | ||
41 | 盘车控制柜 |
B12MW供货清单（辅机部分）
序号 | 名 称 | 数量 | 备 注 |
1 | 主汽阀 | ||
2 | 主蒸汽管路 | ||
3 | 抽汽管路 | ||
4 | 汽封管路 | ||
5 | 疏水管路 | ||
6 | 抽汽阀控制气管路 | ||
7 | 气控抽汽阀 | ||
8 | 汽封加热器 | ||
9 | 汽封加热器换热管 | ||
10 | 多级水封 | ||
11 | 滤水器 | ||
12 | 弹簧安全阀 | 背压排汽用 | |
13 | 疏水扩容器 | ||
14 | 管壳式加热器 | 2 | 一用一备 |
B12MW汽轮机组DEH系统配置（一联会定）
序号 | 名 称 | 型号 | 数量 | 备 注 | |
一．电控装置 | |||||
1 | 电控装置 | 1 | |||
2 | 伺服装置 | 1 | |||
3 | 机柜 | 1 | |||
二．液压部分 | |||||
1 | 电液转换器集成装置 | ||||
2 | OPC电磁阀组 | ||||
3 | AST电磁阀组 | ||||
4 | 精密滤油装置 | ||||
5 | 测速装置 | ||||
6 | 相应的油管路 | ||||
7 | LVDT及支架 | ||||
三．人机界面 | |||||
1 | 操作员站 | ||||
2 | 组态软件 | ||||
TSI监视装置配置（一联会定）
序号 | 名称 | 单位 | 数量 | 型号及规格 | 备注 |
1 | |||||
2 | |||||
3 | |||||
4 | |||||
5 | |||||
6 | |||||
7 | |||||
8 | |||||
9 | |||||
10 | |||||
11 | |||||
12 | |||||
13 | |||||
14 | |||||
15 | |||||
16 | |||||
17 | |||||
18 | |||||
19 | |||||
20 | |||||
21 | |||||
22 |
ETS系统的供货清单（一联会定）
序号 | 名 称 | 型 号 | 数量 | 备注 |
1 | ||||
2 | ||||
3 | ||||
4 | ||||
5 | ||||
6 | ||||
7 | ||||
8 | ||||
9 |
随机专用工具
序号 | 名 称 | 数量 | 备 注 |
1 | 随机工具箱 | ||
2 | 桥规 | ||
3 | 联轴器校中心工具 | ||
4 | 吊汽缸工具 | ||
5 | 吊转子工具 | ||
6 | 隔板起吊工具 | ||
7 | 拆前轴瓦工具 | ||
8 | 拆后轴瓦工具 | ||
9 | 联轴器铰刀φ37.7mm | ||
10 | 联轴器铰刀φ37.9mm | ||
11 | 联轴器铰刀φ38mm | ||
12 | 胀管器 DN18 | 用于汽封加热器 | |
13 | 螺栓电加热器 | 外购 |
随机备件清单
序号 | 供应项目 | 每台备件数量% | 备注 |
1 | 汽轮机中分面螺栓、螺母（≥M56） | 每种规格不少于二只 | |
2 | 主汽阀结合面螺栓、螺母（≥M56） | 每种规格不少于二只 | |
3 | 汽封圈、弹簧片 | 每种规格不少于一圈 | |
4 | 推力轴承瓦块 | ||
5 | 径向轴承或瓦块 | 同种规格只供一套 | |
6 | 主油泵油封、挡油环（带巴氏合金） | ||
7 | 重要的活塞环 | ||
8 | 齿型联轴器 | ||
9 | 调节保安系统中重要弹簧 | 同种规格只供一件 |
12 图纸资料及交付进度
图纸资料的交付进度满足工程进度的要求。技术协议签字之日起10天内完成向甲方和设计院提交初步设计所用资料。
12.1 一般要求
12.1.1 投标方提供的资料使用国家法定单位制即国际单位制，语言为中文。
12.1.2 资料的组织结构清晰、逻辑性强。资料内容要正确、准确、一致、清晰、完整、满足工程要求。
12.1.3 投标方资料的提交满足工程进度的要求。
12.1.4 投标方提供的技术资料一般可分为投标阶段，配合设计阶段，设备监造检验、施工调试试运、性能试验验收和运行维护等四个方面。投标方满足以上四个方面的具体要求。
12.1.5 对于其它没有列入合同技术资料清单，是工程所必需文件和资料，一经发现，投标方及时免费提供。
12.1.6 投标方及时提供与合同设备设计制造有关的资料。
12.2 投标方根据工程进度提供不少于下列图纸和资料的文件给招标方和设计院：
— 汽轮机纵剖面图
— 汽轮机外形图
— 汽轮机本体热力系统图
— 汽轮机本体辅机外形图
— 汽轮机热力特性（包括典型工况热平衡图，汽轮机工况图，各种特性曲线，修正曲线等）
— 汽轮机基础负荷分配图（包括发电机部分）
— 汽封与抽汽管道接口图
— 前轴承座图
— 后轴承座图
— 汽轮机与发电机连接图
— 主汽及抽汽接口坡口图
— 汽轮机罩壳
— 汽轮机垫铁布置图
— 汽封抽汽与疏水管道系统图
— 汽轮机调节系统图
— 油系统图
— 滤水器图
— 疏水扩容器图
— 轴封蒸汽冷却器图
— 汽封抽汽图
— 主汽管
— 主汽阀
— 汽缸总图
— 基础与地脚螺栓
— 油箱
— 低压油过压阀
— 排烟装置
— 气动逆止阀
— 安全阀（待定）
— 冷油器
— 配汽机构
— 油动机
— 注油器
— 润滑油过滤器
— 汽轮机交货验收技术条件
— 调节保安系统说明书
— 润滑油系统说明书
— 启动运行说明书
— 保温装置说明书
— 盘车装置说明书
— 控制及检测的技术文件、图纸
— 汽轮机运行说明书（启停、运行导则）及有关技术特性
— 随汽轮机供应的仪表、控制、保护等设备的供货清单（包括型号、规范、数量、安装地点等）
— 汽轮机控制系统图及说明书，包括自升速装置的说明书及有关图纸
— 汽轮机油系统图
— 汽轮机本体测点布置图和安装图
— 汽轮机测点汇总表；汽轮机本体监测保护说明书（TSI）及安装位置图、电气接线图
— 汽轮机保护电气原理参考图
— 汽轮机各保护部套说明书
— 主汽门控制电磁阀电气接线图（或直流电磁铁样本）
— 抽汽逆止门控制电磁阀电气接线图（或电磁阀样本）
— 汽轮机本体接线盒接线图
— 抽汽逆止门控制系统图及说明书
— 汽轮机辅助设备测点布置图
— 汽轮机电液调节系统图（DEH）及相关资料、接线图等
—汽机危急保安系统图（ETS）及相关资料、接线图等
— 汽轮机本体及有关辅机的保护联锁条件及各项参数的保护整定值
— 汽缸金属温差的规定值（包括法兰、螺栓、缸壁）
— 汽轮机升速率和升降负荷的规定
— 提供详细的热力运行参数，包括汽轮机运行参数的报警值及保护动作值
— 提供相关的性能计算公式
— 汽轮机在各种状态下的启动曲线图
— 调节阀开度和发电机功率的关系曲线图
— 主蒸汽温度对热耗和负荷的修正曲线图
— 汽轮机汽耗和主蒸汽流量的函数曲线图
— 各种工况下的热力平衡图等
— 提供产品安装使用及维护说明书。
12.3 投标方在设备出厂前向招标方及设计院提供的技术文件和图纸不取代设备装箱资料。
12.4投标方向招标方提供完整的图纸资料8套、汽机总图电子版2套（图纸采用AUTOCADR2002以上版本，文件采用office2007编制）（设计院需图纸资料2套、电子版1套），并加盖“穆棱亿阳热电12MW背压机组改造工程专用”和“最终版资料”字样。投标方按规定时间和文件份数提供，并积极配合电力设计院，提供必需的设计资料。
13 设备监造（检验）和性能验收试验
13.1 设计制造标准
13.2 质量确定
13.2.1 投标方采取措施确保设备质量，产品交货前，对汽轮机组各部件和辅机进行必要的检查与试验，以保证整个设计和制造符合规程要求。汽轮机及附属设备进行必要的工厂总装和试验，确定全部制造和材料均无缺陷，所有设备功能都与预期要求相一致，设计和加工都符合技术协议的要求。投标方提供主要配套厂的名称并得到招标方的认可，投标方对主要配套厂产品的质量和可靠运行负全部责任。
13.2.2 必须进行检查和试验的项目，能证明下列各项：
13.2.2.1 所有设备符合有关技术条件和安全规范；
13.2.2.2 安全装置和保护装置动作正确；
13.2.2.3 达到招标方要求的规定值；
13.2.2.4 满足招标方要求的其他特殊条件。
13.2.3 投标方将检查和试验资料按规定完整并及时地提交给招标方；对重要的检查与试验项目，邀请招标方派代表参加，并在试验前的20天通知招标方代表。投标方为招标方提供方便。
13.2.4 如产品质量和性能与标准不符时，招标方有权拒绝验收，投标方负责修理，更换或赔偿。
13.2.5 材料试验有关规范要求进行，投标方提供全部实验结果的书面证明副本。
14 设备监造（检验）
14.1 汽轮机在汽轮机出厂制造过程中，招标方将派出工程技术人员，按国际通用的规定参加设备制造和出厂前的检验、试验并监造，但这并不代替和减轻制造商对质量的责任。
投标方进行检验、试验并监造的主要项目如下表，表中的符号：
○ 投标方提供检验或试验记录，招标方派人参加制造厂的检查的项目，即现场见证。
△ 投标方提供检验或试验记录或报告的项目，即文件见证。
序号 | 零部件名称 | 试 验 项 目 | 标记 | 备 注 |
1 | 汽轮机转子 | 材质化学成份及机械性能试验 | △ | |
超声波检查（加工后） | △ | |||
磁粉探伤检查 | △ | 只作园角部位 | ||
热跑试验 | 不做 | |||
高速动平衡试验 | ○ | |||
超速试验 | ○ | |||
硫印检查 | △ | |||
热处理记录 | △ | |||
脆性转变温度试验 | △ | 锻造厂提供 | ||
超声波探伤 | △ | |||
残余应力测定 | △ | |||
残磁检查 | △ | |||
总装及尺寸检查 | ○ | |||
2 | 动叶片 | 材料试验 | △ | 材料试验包括化学成份机械性能、疲劳强度及振动衰减率试验 |
磁粉探伤检查 | △ | |||
静频率测量 | △ | 各级每组均作，要求给出一、二阶频率 | ||
动频率测定 | 不做 | |||
焊接司太立合金片或进行硬化处理部位的质量检查 | 投标机型不采用 | |||
热处理后的硬度试验 | △ | 每个叶片的试验结果 | ||
拉筋、围带焊接部位的检查 | △ | 作染色探伤试验及硬度试验 | ||
围带及铆钉头外观检查 | △ | 作染色探伤试验 | ||
型线部分及叶根加工精度检查 | △ | 各级均做，末两级100%检查，每级提出一份试验报告 | ||
3 | 静叶片 | 材料试验 | △ | 包括化学成份及机械性能试验 |
磁粉探伤试验 | △ | |||
4 | 隔板 | 材料试验 | △ | 包括化学成份及机械性能试验 |
磁粉探伤试验 | △ | |||
尺寸检查 | △ | 包括静叶片出口测量 | ||
挠度测量 | △ | |||
5 | 汽缸及喷嘴室、调节阀 | 材料试验 | △ | |
磁粉探伤试验 | △ | |||
X光检查（拍片） | △ | 只作焊接检查 | ||
热处理记录 | △ | |||
补焊区质量检查 | △ | |||
尺寸检查 | △ | |||
水压试验 | △ | |||
6 | 汽缸 | 裂纹检查 | △ | |
7 | 阀门 | 材料试验 | △ | |
磁粉探伤试验 | △ | |||
放射性检查 | △ | 只作焊接部位 | ||
补焊区质量检查 | △ | |||
泄漏试验 | △ | |||
水压试验 | △ | |||
阀芯、阀座硬度试验 | △ | |||
8 | 高温螺栓 | 材料试验 | △ | 金相组织、残余应力 |
热处理记录 | △ | 曲线可供以往数据资料 | ||
硬度试验 | △ | |||
9 | 主蒸汽管 | 材料试验 | △ | |
热处理记录 | △ | |||
10 | 汽轮机总装及盘车 | ○ | 提供总装及试验记录 |
14.2 汽轮机主要部套及辅助设备
序号 | 零部件名称 | 试 验 项 目 | 标记 | 备 注 |
1 | 调速装置 | 性能确认试验 | ○ | 包括调节系统部件 |
2 | 危急保安器 | 性能确认试验 | ○ | |
3 | 主汽阀 | 性能确认试验 | △ | 用户现场进行 |
4 | 调节阀 | 性能确认试验 | △ | 用户现场进行 |
5 | 抽汽逆止阀 | 动作确认试验 | ○ | 现场试验（招标方进行） |
6 | 轴向位移保护 | 动作确认试验 | ○ | 现场试验（招标方进行） |
7 | 各种压力开关 | 动作确认试验 | △ | 用户现场进行 |
8 | 主油箱 | 严密性试验 | △ | |
9 | 冷油器 | 管子材料及水压试验 | △ | |
壳体水压试验（无） | 不做 |
14.3 试验项目
14.3.1 汽轮机不在投标方厂内进行汽轮机空载试车，在出厂前做下列试验：
14.3.1.1 调节系统部套联动试验；
14.3.1.2 总装合格使本机组具备空载试车条件后，进行连续盘车试验，持续时间不小于1小时；
14.3.1.3 停机揭缸检查。
14.3.2 投标方没有条件进行的下列试验，在电厂进行：
14.3.2.1 抽汽逆止阀与主蒸汽阀的关闭联动试验；
14.3.2.2 调节系统动、静态特性试验；
14.3.2.3 保安部套试验；
14.3.2.4 主蒸汽阀、调节汽阀严密性试验。在额定负荷时，主蒸汽阀或调节汽阀关闭后汽轮机转速下降至n以下，n可按下式计算：
n=p/p0×1000转/分钟
注：P | — 试验时主蒸汽压力、兆帕（不低于50% P0） |
P0 | — 额定时主蒸汽压力、兆帕 |
14.3.2.5 输出功率试验。
14.3.3 机组性能验收试验，试验标准按国家有关规定进行，为顺利进行这些试验，投标方分担下列准备事项：
14.3.3.1 在机组供货范围内的设备上，提供试验所需的全部测点。
14.3.3.2 对所使用的试验方法、测试仪器提出建议。
14.4 仪表及控制系统试验和验收
14.4.1 概述
14.4.1.1 投标方在配套供应的检测控制设备出厂前，进行检查和试验。
14.4.1.2 出厂检查和试验能证明下列各项：
a) 所供设备符合有关技术条件和安全规范；
b) 安装装置和保护装置动作正确；
c) 达到供货合同规定的保证值；
d) 满足供货合同规定的其他特殊要求。
14.4.1.3 为保证验收顺利进行，投标方将检查和试验资料按合同规定完整并及时地提交给招标方。对重要的检查与试验项目，邀请招标方代表参加，并在试验前规定的时间内通知招标方代表。
14.4.1.4 按合同规定，招标方参加检验的装置，投标方提出检查与试验的项目、方法及判定准则，经招标方确认后，作为装置的检验依据。
14.4.2 试验
14.4.2.1 出厂前的试验项目包括：
a) 外观检查；
b) 性能试验；
c) 功能试验；
d) 电源变化试验；
e) 绝缘试验；
f) 环境条件试验；
g) 特殊的专项试验。
14.4.2.2 现场试验项目：
a) 单体调试（安装前进行）；
b) 系统开环调试（无负荷运行调试在分部试运时进行）；
c) 系统调试（带负荷运行调试随电厂主机进行）；
d) 考核试验（正式投产起算，考核期为半年）。
14.4.3 验收
14.4.3.1 招标方参加汽轮机制造厂汽轮机监测系统（TSI）的验收。
14.4.3.2 现场验收项目包括：
对零散设备：
a) 开箱验收；
b) 外观检查；
c) 性能测试验收。
对成套装置设备：
a) 开箱验收；
b) 外观检查；
c) 系统开环调试验收；
d) 系统带负荷调试验收；
e) 性能考核验收。
14.4.3.3现场试验由招标方承担，投标方配合。
15 技术服务和设计联络
15.1 投标方现场技术服务
15.1.1投标方现场服务人员的目的是使所供设备安全、正常投运。投标方派合格的现场服务人员。在投标阶段提供包括服务人月数的现场服务计划表。如果此人月数不能满足工程需要，投标方追加人月数，且不发生费用。
现场服务计划表
序号 | 技术服务内容 | 计划人月数 | 派出人员构成 | 备注 | |
职称 | 人数 | ||||
1 | 现场代表 | ||||
2 | 安装调试指导 | ||||
3 | 培训指导 | ||||
15.1.2 投标方现场服务人员具有下列资质：
15.1.2.1 遵守法纪，遵守现场的各项规章和制度；
15.1.2.2 有较强的责任感和事业心，按时到位；
15.1.2.3 了解合同设备的设计，熟悉其结构，有相同或相近机组的现场工作经验，能够正确地进行现场指导；
15.1.2.4 身体健康，适应现场工作的条件。
投标方向招标方提供服务人员情况表。投标方更换不合格的投标方现场服务人员。
服务人员情况表
姓名 | 性别 | 年龄 | 民族 |
政治面貌 | 学校和专业 | 职务 | 职称 |
工作简历 | |||
单位评价 |
服务人员情况表
姓名 | 性别 | 年龄 | 民族 |
政治面貌 | 学校和专业 | 职务 | 职称 |
工作简历 | |||
单位评价 |
服务人员情况表
姓名 | 性别 | 年龄 | 民族 |
政治面貌 | 学校和专业 | 职务 | 职称 |
工作简历 | |||
单位评价 |
15.1.3 投标方现场服务人员的职责
15.1.3.1 投标方现场服务人员的任务主要包括设备催交、货物的开箱检验、设备质量问题的处理、指导安装和调试、参加试运和性能验收试验。
15.1.3.2 在安装和调试前，投标方技术服务人员向招标方技术交底，讲解和示范将要进行的程序和方法，对重要工序（见下表），投标方技术人员对施工情况进行确认和签证，否则招标方不能进行下一道工序。经投标方确认和签证的工序如因投标方技术服务人员指导错误而发生问题，投标方负全部责任。
安装、调试重要工序表
序号 | 工序名称 | 工序主要内容 | 备注 |
1 | 清点开箱验收 | 现场就地开箱清点制造厂所供设备，做好记录 | |
2 | 台板就位 | 垫铁基础找正，找平，布置垫铁 | |
3 | 汽缸组合 | 高中压汽缸组合，保证制造厂的安装要求 | |
4 | 汽缸上台就位 | 找正，找平，初步达到要求 | |
5 | 转子轴瓦找中心 | 按出厂证明书要求找正转子中心，修刮轴瓦的调整瓦块 | |
6 | 负荷分配 | 按出厂证明书的要求作负荷分配 | |
7 | 汽缸定位 | 复查转子中心，固定汽缸，消除台板间隙，消除垫铁间隙 | |
8 | 汽缸内部部套找中心 | 隔板套中心，隔板中心，汽封中心 | |
9 | 测量通流间隙 | 测量转子与隔板、汽封等间隙，并处理不合格的部分 | |
10 | 扣大盖 | 精装汽缸内各部套，不得漏装，并保证清洁 | |
11 | 管道安装 | 清理，酸洗，磷化 | |
12 | 调节系统安装 | 前轴承箱内管道安装及油动机管道安装 | |
13 | 油循环 | 清洗管道及设备内的赃物 | |
14 | 静态实验 | 调整各种静态关系达证明书要求 | |
15 | 试运行 | 做各项实验达设计值 | |
16 | 交商业运行 | 交生产 |
15.1.3.3 投标方现场服务人员有权全权处理现场出现的一切技术和商务问题。如现场发生质量问题，投标方现场人员在招标方规定的时间内处理解决。如投标方委托招标方进行处理，投标方现场服务人员出委托书并承担相应的经济责任。
15.1.3.4 投标方对其现场服务人员的一切行为负全部责任。
15.1.3.5 投标方现场服务人员的正常来去和更换事先与招标方协商。
15.1.4 招标方的义务
招标方配合投标方现场服务人员的工作，并在生活、交通和通讯上提供方便。
15.2 培训
15.2.1 为使合同设备能正常安装和运行，投标方提供相应的技术培训。培训内容与工程进度相一致。
15.2.2 培训计划和内容。
序号 | 培训内容 | 计划人天数 | 培训教师构成 | 地点 | 备注 | |
职称 | 人数 | |||||
1 | 系统\部件的结构及原理 | |||||
2 | 软件环境及使用方法 | |||||
3 | 系统调试的一般步骤及方法 | |||||
4 | 系统运行维护 | |||||
5 | 系统操作及使用 | |||||
15.2.3 培训的时间、人数、地点等具体内容由招标方、投标方双方商定。
15.2.4 投标方为招标方培训人员提供设备、场地、资料等培训条件，并提供食宿和交通方便。
15.3 设计联络
有关设计联络的计划、时间、地点和内容要求由招标方、投标方双方商定。
设计联络计划表
次数 | 内容 | 时间 | 地点 | 人数 |
换热器应符合GB/T16409之规定。管壳式卧式换热器的设备主要材质:壳体Q345R 外壳厚度：10mm 换热管为SUS316的不锈钢材，正常运行情况下,换热器使用寿命在10年以上；密封垫材料：三元乙丙橡胶；便于拆洗，垫片正常使用寿命不小于3年。换热器板片、垫片需采用国产优质产品或进口优质产品，并需提供相关质量、性能测试报告。导杆、夹紧螺栓采用45#优质碳素钢，表面防腐处理；接管采用无缝钢管；换热器框架及机组管路应有防腐处理,以保证其使用寿命。
名称 | 功率 | 入口蒸汽参数 | 入口水温 | 出口水温 | 数量 |
2、换热器设备 | |||||
管壳式卧式换热器 | 0.98mpa 276℃ | ≤70℃ | 95℃ | 2 |
穆棱亿阳热电12MW背压机改造工程汽轮机、发电机设备采购
发电机技术协议
1.1 总则
1.1.1 本技术规范书适用于穆棱亿阳12MW背压机改造工程的汽轮发电机及辅助设备。它提出了该汽轮发电机及其辅机的功能设计、结构、性能、质量控制、安装、试验、供货范围和技术资料等方面的技术要求。
1.1.2 卖方的工作范围包括一台12MW次高温、次高压汽轮发电机设备的设计、制造、检验、试验、包装、运输，以及安装、调试和启动指导、并配合方案设计。
1.1.3 买方在本技术规范书中提出了最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求和适用的标准，卖方应提供一套满足本技术规范书和工业标准要求的高质量产品及其相应服务。对国家有关安全、环保等强制性标准，必须满足其要求。
1.1.4 卖方须执行本技术规范书要求，和国家标准有矛盾时，按较高标准执行。本技术规范书中未提及的内容均应满足或优于本技术规范书所列的国家标准、电力行业标准和有关国际标准。
1.1.5 合同签订后1个月，按技术规范书要求，卖方提出合同设备的设计、制造、检验/试验、装配、安装、调试、试运、验收、试验、运行和维护等的标准和规范清单给买方，由买方确认。
1.1.6 卖方对提供的成套设备（含辅助设备）负有全责，包括配套外购的产品，所有配套外购产品的型号、制造商应事先征得买方的同意。配套外购产品具有成熟的运行经验且需经设计方认可。
1.1.7 在合同签定后，买方有权因规范、标准、规程发生变化而提出补充要求。
1.1.8 卖方提供的汽轮发电机(包括发电机本体及其辅助系统、检测装置及必要的附件、备品备件和专用工具)必须符合《国能安全【2014】161号防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》的规定。
1.1.9 卖方提供的所有技术文件、图纸、资料，均应采用中文文字。
1.1.10本技术规范书中未尽事宜，由买、卖双方协商确定。
1.2 工程概况
厂区现建有一台75t/h次高温次高压循环流化床锅炉，配有一台大气式除氧器和一台除氧水箱。除氧器出力为85t/h，工作压力0.118MPa，出水温度104℃，除氧水箱有效容积30m3，本期工程新增一台12MW背压式单缸背压汽轮机，配一台12MW发电机以及其辅助系统。
1.3 设计和运行条件
1.3.1环境条件
平均年结冰日数：188天
极端最高气温：37.1℃
极端最低气温：-35.1℃
年最大冻土深度：255cm
年均积雪厚度：42cm
全年主导风向：SW；
冬季主导风向：SW；
全年平均风速：2.4m/s；
厂区海拔（牡丹江）： 241.4m
地震基本烈度： 6度，地震动峰值加速度为0.05g。
1.3.2设备布置条件
〔1〕汽轮发电机布置在汽机房6米；
〔2〕汽轮发电机布置位置处环境温度： 5-40 ℃。
1.4 技术条件
1.4.1概述
1.4.1.1 发电机在额定频率、额定电压、额定功率、额定冷却介质条件下，机端连续额定输出功率为 12MW，最大连续出力为 _与汽轮机匹配__ MW。
1.4.1.2 发电机最大连续输出功率与汽轮机最大连续功率工况（T-MCR）的输出功率相匹配。长期连续运行时各部分温升和温度在国标（GB/T7064-2008）允许值范围内并具有一定裕度。发电机的输出功率与汽轮机调节阀全开（VWO）工况下的输出功率相匹配。
1.4.1.3 发电机定子额定电压为10.5kV，额定功率因数为0.80（滞相），额定转速为3000r/min，频率为50Hz。
1.4.1.4 发电机冷却方式为空冷。
1.4.1.5 发电机具有失磁异步运行、进相运行和不对称运行的能力。
1.4.1.6 发电机的励磁方式采用自并励静止励磁系统。
1.4.1.7 发电机年等效可用率：年运行小时数不小于7500，机组投入商业运行第一年及以后年利用小时数不小于6500。大修间隔不小于四年，小修间隔不小于一年，发电机强迫停机率=产品强迫停用小时数/（强迫停运小时+运行小时）×100%≤2%。（非制造质量造成的停机事故除外）。
1.4.1.8 发电机在额定运行时，距外壳1米处的噪音水平不大于90dB。
1.4.1.9 发电机旋转方向，由汽轮机向发电机端看为顺时针方向。旋转方向表示在电机上，且在出线端子上用字母U、V、W表示出定子电压的时间相序。
1.4.1.10 发电机的出线相序，由发电机端向汽轮机端方向看，发电机转子为逆时针旋转，出线端子从左至右为U、V、W。
1.4.1.11 所使用的单位为国家法定计量单位。
1.4.1.12 发电机运转层标高为6米。
1.4.1.13 发电机实际使用寿命不小于30年。
1.4.2性能要求
1.4.2.1 发电机
1.4.2.1.1 发电机定子出线端数目为个（由厂家填写）。
1.4.2.1.2 有一定的短时过负荷能力。过负荷能力符合GB/T7064-2008中要求。
1.4.2.1.2.1 定子绕组能承受下列短时过电流运行时不发生有害变形和开焊等情况。
过电流时间（秒） | 10 | 30 | 60 | 120 |
额定定子电流（%） | 226 | 154 | 130 | 116 |
1.4.2.1.2.2 励磁绕组具有下列短时过电压能力
过电流时间（秒） | 10 | 30 | 60 | 120 |
额定励磁电压（%） | 208 | 146 | 125 | 112 |
注：以上过电压允许次数按部标SD270-88。
1.4.2.1.3 发电机具有失磁异步运行能力。当励磁系统故障后，在电网条件允许时，60秒内将负荷降至60%，90秒内降至40%，总的运行时间不超过15分钟。
1.4.2.1.4 具备满负荷时功率因数在0.8滞相运行能力；进相运行能力，发电机能在进相功率因数（超前）为0.95时长期带额定有功功率连续运行，而不产生局部过热。
1.4.2.1.5发电机具有调峰运行能力，满足变负荷，两班制，周末启停等要求，并与汽轮机、锅炉相适应，转子线圈为铜导线，当电网需要时，发电机能允许调峰运行，允许启停次数不少于10000次，而不产生有害变形。
1.4.2.1.6 机组的频率特性，满足下表所列要求。
频率（Hz） | 允许运行时间 | |
累计（min） | 每次（s） | |
51.5 | ＞30 | ＞30 |
49～51 | 连续运行 | |
48.5 | ＞300 | ＞300 |
47.5 | ＞60 | ＞60 |
47 | ＞10 | ＞10 |
1.4.2.1.7 电压和频率变化范围
1.4.2.1.7.1 发电机在额定功率因数下，电压变化范围为±5%，频率变化范围为±2%时，应能连续输出额定功率。
1.4.2.1.7.2 当发电机电压变化为±5%，频率变化为-5%到+3%的范围运行时，发电机的输出功率和温升值满足国标GB/T7064-2008要求。
1.4.2.1.8 当汽轮机主汽门突然关闭时，发电机在正常励磁工况下，允许以同步电动机运行的时间不小于1分钟。
1.4.2.1.9 发电机适合于中性点不接地运行方式。定子出线端头（线端和中性点）对地绝缘按发电机额定电压设计，并具有与本体相同的绝缘水平和良好的密封性能。
1.4.2.1.10 发电机定、转子各部分温度和温升的限值，符合国标GB/T7064-2008“透平型同步电机技术要求”中的规定。
发电机轴承排油温度不超过65℃，轴瓦金属最高温度不超过80℃，碳刷的温升不超过65℃。
1.4.2.1.11 发电机轴承振动测量装置按汽轮机厂轴承振动测量要求，与汽轮机厂轴承测量装置一致。振动测量装置由汽机厂提供。
1.4.2.1.12 发电机各部位允许振动值均符合国标GB/T7064-2008中的相关规定。
1.4.2.1.13 定子绕组各相直流电组值在冷态下，任何两相或两分支路直流电阻之差，排除由于引线长度不同而引起的误差后，不超过其最小值的1%。
1.4.2.1.14对于空冷机组空气冷却器设计成其中一个冷却器因清理而停止运行时，发电机能带80%的额定负荷连续运行，此时电机有效部分的温度不超过允许值，且初级冷却空气温度可以高于设计值，卖方提供空气过滤器。
1.4.2.1.15 发电机定子绕组在空载及额定电压下，其线电压波形正弦性畸变率不超过5%。
1.4.2.1.16 发电机电话谐波因数不超过1.5%（从额定频率至5000Hz范围的全部谐波）。发电机轴承座对地采用双层绝缘，防止有害的轴电流和轴电压；转子汽端有接地装置。
1.4.2.1.17 结构设计要求
1.4.2.1.17.1 发电机应能承受下列异常情况而不造成绕组或轴系任何有害变形或其他机械损伤，也不明显缩短发电机的使用寿命。发电机寿命期间内允许最严重的事故次数不小于10次，包括发电机出口端突然短路、误并列事故等。
a)发电机各部分结构强度在设计时考虑能承受国家标准规定的发电机定子绕组出口端电压为105%的额定电压、满负荷三相突然短路故障及系统高压侧单相重合闸的冲击。
b) 电力系统发生系统故障周期性振荡、误并列等。
1.4.2.1.17.2 定、转子线圈的绝缘采用F级绝缘材料，允许温升及温度限值按B级考核。
1.4.2.1.17.3 发电机定子机壳、端盖、端罩有足够的强度和刚度，避免产生共振。发电机定子基座要预留接地点，并多点接地。
1.4.2.1.17.4 定子线棒
槽内固定及绕组端部绑扎工艺牢靠，冷态下端部绕组固有振动频率符合国标GB/T7064-2008中规定。定子机座的自振频率避开基频和倍频±10%以上，以防止产生共振。定子绕组槽内采用波纹板压紧结构，该绝缘系统介电性能优良，整体性能好。定子端部采用短渐开线结构，有效地避开了基频和倍频。定子铁芯端部结构件：如压指、压圈等采用非磁性材料，并采取有效屏蔽措施，大、小端盖为非磁性材料，并避免产生局部过热。定子机座与铁芯之间刚性连接。
1.4.2.1.17.5 发电机的轴承不产生油膜振荡。
1.4.2.1.17.6 发电机与汽轮机连接的靠背轮螺栓，能承受因电力系统故障发生振荡或扭振的机械应力而不发生折断或变形（靠背轮螺栓由汽轮机厂提供）。
1.4.2.1.17.7 转子是空外冷，转子线圈采用铜导线，靠两端的离心式风扇形成风路。
1.4.2.1.17.8 发电机机壳、端盖接合面具有良好的光洁度和平整度，密封严密。
1.4.2.1.17.9 发电机端盖采用玻璃钢屏蔽，防止接合面的电腐蚀和防止螺栓发热。
1.4.2.1.17.10 采用空冷密闭循环通风系统。集电环的通风系统与电机分开，以避免碳粉污染电机。
1.4.2.1.17.11冷却空气温度不超过+40℃，运行时机内空气相对湿度不大于50%，配备加热装置以保证停机时机内空气相对湿度低于50%。
1.4.2.1.17.12 发电机定子各部位的测温元件采用三线制双支Pt100铂电阻，严格埋设工艺，保证完整无损。以上测温元件的引线均采用聚四氟乙烯绝缘铜屏蔽引线，接线板上取消公用接头，每支测温元件接线独立引出（三线制）。制造厂确保每个测温元件可靠、稳定且保证在交货是全部完好。
1.4.2.1.17.13 发电机定子绕组出线为铜排。出线端子的电流密度不大于0.12A/mm2。卖方提供发电机定子引线的连接铜排和转子滑环出线的接口。
1.4.2.1.17.14 发电机每一轴段的自然扭振频率避开工频及两倍工频，即应处于0.85～1.15和1.85～2.15倍工频范围以外。发电机能承受（ 国家标准规定的）当电力系统发生定子绕组出口三相突然短路、系统故障周期性震荡、高压线路单相重合闸以及误并列等产生的冲击力，而不造成绕组或轴系有害变形或其它机械损伤，也不使发电机的使用寿命缩短。
1.4.2.1.17.15 转子滑环的冷却风扇由卖方负责在机轴上配套，以确保可靠运行。
1.4.2.1.17.16 发电机转子滑环带隔音罩降低噪音,刷握采用恒压弹簧式设计。
1.4.2.1.17.17 转子护环材质采用高机械性能材质，以增强耐腐蚀能力；定子铜线材料选用无氧铜，转子铜线材料选用TBR铜线。发电机转子在结构设计、施工工艺、材料选择方面充分考虑承受负序能力，并具有有效的防止匝间短路的措施。
1.4.2.1.17.18 转子风叶经阳极氧化、探伤、测频等检测，用力矩扳手控制紧固力，风叶制造厂家提供探伤报告。
1.4.2.1.17.19 发电机转子主轴经100%探伤，并出具探伤报告。
1.4.2.1.18 配备如下发电机测温元件：
每相定子绕组槽内上、下层线圈间至少埋置2只测温元件。
定子铁芯至少埋置测温元件6只。
发电机进风口处2只热电阻、出风处3只热电阻。
1.4.2.1.19 轴承上，均装设测量油温的热电阻，并在出油管上设有视察窗。
1.4.2.1.20 发电机部分的地脚螺栓、垫板、垫铁由电机厂提供。
1.4.2.1.21 发电机定子绕组端部附近，装设灭火水管，管路的端部引出机座外。
1.4.2.1.22 有关技术数据填写于1.6设备技术数据表（表1.6.1）中。
1.4.2.2 励磁系统
1.4.2.2.1 励磁方式：发电机的励磁方式为机端自并励静止励磁系统。
1.4.2.2.2 当发电机的励磁电压和电流不超过其额定励磁电流和电压的1.1倍时，励磁系统工作保证长期连续的、自动的和没有死区的稳定运行。
1.4.2.2.3 励磁系统具有短时过载能力，强励倍数大于2，允许强励时间不小于10秒。
1.4.2.2.4 励磁系统响应比不低于1倍/秒，电压响应时间上升值小于0.1秒，下降值不大于0.15秒（为快速响应系统）。
1.4.2.2.5 发电机电压控制精度：从空载到满载电压变化，不大于0.5～1.0%的额定电压，励磁控制系统暂态增益不少于25倍。
1.4.2.2.6 阶跃响应
发电机在空载和额定负载时，阶跃量为发电机额定电压的±5%时，发电机电压超调量不大于阶跃量的30%，振荡次数不超过3次，上升时间不大于0.6秒，调整时间不超过5秒。
发电机零起升压时，自动电压调节器保证定子电压的超调量不超过额定值的15%，调节时间不大于10秒，电压振荡次数不大于3次。
1.4.2.2.7 自动励磁调节器的自动调压范围，发电机空载时能在70～110%额定电压范围内稳定平滑调节，整定电压的分辨率不大于额定电压的0.2%，手动调压范围，下限不高于发电机空载励磁电压的20%，上限不低于发电机额定励磁电压的110%，在全部调压范围内保证稳定地平滑调节。
1.4.2.2.8 电压频率特性，当发电机空载频率变化±1%时，其端电压变化不大于0.25%额定值。
在发电机空载运行状态下，自动励磁调节器的调压速度，不大于1%额定电压/每秒；不小于0.3%额定电压/每秒。
1.4.2.2.9自动电压调节器
1.4.2.2.9.1 励磁调节器（AVR）采用数字微机型，其性能可靠，并具有恒机端电压、恒励磁电流、恒无功功率、恒功率因数、恒控制角等运行方式供用户选择。具有微调节和提高发电机暂态稳定的特性。放大倍数、时间常数、参考电压与反馈信号量等有明显的显示，显示的参数为数字模型中的标幺值，显示的输出值为实用量值。励磁调节器还设有过励磁限制、过励磁保护、低励磁限制、电力系统稳定器、V/Hz限制及保护、转子过电压保护、转子一点接地保护装置等附加单元。并留有与DCS系统的接口（接口协议和形式在联络会上确定）。满足DL/T843-2010标准要求。自动电压调节器(包括PSS)保证投入率不低于99%。由励磁系统故障造成的发电机强迫停机率不大于0.1%，停机次数不大于0.25次/年。装置具有抗干扰性（以高频保护为标准），满足DL/T650-2003标准要求。为保证励磁系统装置安全、稳定、可靠地运行所必须的信号、保护及相关的接口装置由卖方提供。
1.4.2.2.9.2 自动电压调节器设有过励磁限制、过励磁保护、低励磁限制、过激励（V/Hz）限制和电力系统稳定器（PSS）、线性及非线性最优励磁控制器（NOEC）等附加单元。其中，过励限制单元具有与发电机转子绕组发热特性匹配的反时限特性，在达到允许强励时间时限制励磁电流。自动电压调节器的低励限制特性由系统静稳定极限和发电机端部发热限制条件确定；而电压/频率比率限制特性与发电机铁芯的过励磁特性匹配。发电机动态过程的励磁调节不受电压/频率比率限制单元动作的影响。
具有与计算机控制系统的接口；具有在线显示和修改参数的能力。
1.4.2.2.9.3 为保证自动电压调节器（AVR）的可靠工作，设置两套自动调节回路同时工作，全容量互为备用，一套故障时自动切除，且不影响另一套的正常工作状态，任一通道均能满足强行励磁在内的功率的要求。同时，设置手动励磁调节功能作为调试和自动通道的备用。手动励磁调节能自动跟踪自动通道，当自动励磁故障时(包括发电机端电压反馈信号消失时)，自动切换到手动调节，也允许从手动装置切换到自动装置。所有切换过程保证对发电机正常运行无扰动，且有信号指示。通道建的自动跟踪都要有有上、下限值
1.4.2.2.9.4 自动电压调节器（AVR）与计算机控制系统的接口，具备自诊断和检验调试各功能用的软件和及接口，具有事故记忆功能，且具有在线显示和修改参数的能力。手动调节有必要的监视指示。当自动励磁调节装置故障时(包括发电机端电压反馈信号消失时)能自动切换到手动位置。也允许从手动装置切换到自动装置。所有切换保证对发电机正常运行无扰动。
1.4.2.2.9.5 AVR柜采用自然通风，如与励磁整流柜放在一起，将充分考虑励磁整流柜发热不影响AVR柜的正常工作，AVR柜体的保护接地和工作接地分开。
1.4.2.2.9.6 励磁控制系统在受到现场任何电气操作、雷电、静电及无线电收发讯机等电磁干扰时不会发生误动、拒动等情况。
1.4.2.2.9.7 励磁系统中装设滤高次谐波的吸收装置；自并励励磁系统引起的轴电压不会破坏汽轮发电机组轴承油膜。
1.4.2.2.9.8 自动电压调节器（AVR）具有防止电压互感器回路失压误强励的功能。
1.4.2.2.9.9 自动电压调节器（AVR）配有大屏幕彩色显示装置，实时显示励磁系统运行状态及参数。
1.4.2.2.9.10自动电压调节器电压测量单元的时间常数不大于30ms。
1.4.2.2.10自动电压调节器的任一元件故障不造成发电机停机。
1.4.2.2.11 发电机励磁绕组电流、电压采用直接测量法，监视励磁回路电流及转子电压。
1.4.2.2.12 AVR装置能在-5℃～+40℃的环境温度下连续运行；也能在最湿月的月平均最大相对湿度为95%，同时该月的月平均最低温度不高于25℃的环境下连续运行。AVR柜的布置位置在联络会上确定。
1.4.2.2.13 发电机转子回路装设简单可靠的过电压保护，其动作电压的分散性不大于±10%，励磁装置的硅元件以及其他设备能承受直流侧短路故障、发电机滑极、异步运行等工况而不损坏。
1.4.2.2.14 发电机励磁回路中，装设简单可靠的自动灭磁装置，正常停机时，采用AVR逆变灭磁；事故停机时，跳灭磁开关，投灭磁电阻灭磁。装设性能良好、动作可靠的自动灭磁装置。试验维护简单，对发电机任何工况能可靠灭磁，强励状态下灭磁时发电机转子过电压值不超过4～6倍额定励磁电压值，灭磁开关的额定参数按励磁系统强励工况选择。灭磁开关简单可靠。灭磁开关为直流、多极、空气断开型，适合在就地控制盘和中央控制室进行操作。断路器的主要极和放电触点都有灭弧装置。开关开断电流能力与故障电流水平相匹配。放电触点的额定值能释放其整个运行范围内与最高磁场电流相应的磁场能量。开关配控制开关，指示灯，就地/远程选择开关等（灭磁电阻采用氧化锌非线性灭磁电阻）。灭磁开关的辅助接点开闭不少于8对。
1.4.2.2.15 励磁变压器
1.4.2.2.15.1励磁变压器采用F级绝缘的干式变压器，变压器一次侧冲击耐压不低于125kV，工频耐压（一分钟）不低于55kV，变压器的外壳防护等级不低于IP21。励磁变压器的一次绕组及二次绕组间有静电屏蔽，。励磁变压器设有静电屏蔽及必要的监视和保护装置。
1.4.2.2.15.2励磁变压器设计将充分考虑整流负载电流分量中高次谐波所产生的热量，使励磁变压器温升在允许范围内。
1.4.2.2.15.3励磁变压器采用干式变压器，F级绝缘，温升按B级考核。其二次绕组为d连接，一次绕组10.5kV。高压侧套管布置具有足够的相距和相应的法兰以满足设计规范，低压侧出线端有相应出线盒。
1.4.2.2.15.4随励磁变压器提供测温装置。励磁变的测温装置包括每相两个测温元件，既能就地显示温度，并可输出报警接点。励磁变温度显示器用4-20mA信号将温度送至DCS显示屏。测温装置能提供485标准通讯接口，并提供标准MODBUS通讯协议，供监控系统使用。
1.4.2.2.15.5 励磁变压器高压侧每相提供3组套管CT，用于保护和测量。
CT二次侧额定电流为5A，其精度等级为：
继电保护 5P30 30VA 2组
测量表计 0.2级 30VA 1组
励磁变压器低压侧每相提供2组套管CT，1组用于保护，1组用于励磁系统测量专用。CT二次侧额定电流为5A，其精度等级为：
继电保护 5P30 30VA
励磁测量 0.2级 30VA
1.4.2.2.15.6励磁变压器能满足高压侧加10千伏电压时做发电机的短路和空载试验的要求。
1.4.2.2.15.7 励磁变压器高低压绕组间有静电屏蔽，绕组采用“Y/△-11”接线。励磁变压器装设励磁变压器保护和测量用的CT。
1.4.2.2.16 励磁系统的可控硅整流装置。
1.4.2.2.16．1功率整流装置共两个柜，并列运行，一个柜退出运行时满足发电机强励和1.1倍额定励磁电压、电流运行要求。
1.4.2.2.16.2功率整流装置的每个功率元件都有RC吸收回路及快速熔断器保护。并联整流柜交直流侧均设刀闸，与主回路及其他控制回路隔离，并设相应的交、直流电压表。
1.4.2.2.16.3每个整流柜交、直流侧设置隔离断开设备，整流柜结构保证安全可靠，并方便测试及检修。
1.4.2.2.16.4 整流元件在安装前严格检测，保证各并联元件性能一致。
1.4.2.2.16.5 整流装置冷却风机有100%的备用容量，在风压或风量不足时，备用风机能自动投入并发出报警信号，以保证整流装置工作在允许的温度范围内。整流装置的通风电源设两路，并可自动切换。任一台整流柜故障或冷却电源故障，均发出报警信号。整流柜冷风入口装有过滤装置以保证柜内清洁。强迫风冷整流柜的噪音小于65分贝。整流装置均流系数不低于0.9。
1.4.2.2.16.6每只整流元件都装有测温原件，调节器的触摸屏中设有温度画面显示所有整流元件的工作温度，并在触摸屏中设置报警温度。
1.4.2.2.17 起励回路满足发电机电压大于15%额定电压的要求。
1.4.2.2.18 励磁系统在发电机近端发生对称或不对称短路时保证正确工作。
1.4.2.2.19 励磁系统设备能经受发电机任何故障和非正常运行冲击而不损坏。
1.4.2.2.20 AVR装置中具有电压、无功功率、功率因数自动调节单元。
1.4.2.2.21 励磁系统装设表计符合DL/T5136－2012《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》。
1.4.2.2.22 为保证励磁系统装置安全、稳定、可靠的运行，所需的信号、保护及相关接口装置由卖方提供。
1.4.2.2.23提供标准的RS485串行通讯接口，通讯规约暂定为Modbus。按照标准通讯规约可将励磁系统的运行及故障状态及电流、电压等模拟量信号上传给DCS。
1.4.2.2.24 AVR提供与同期装置接口回路。
1.4.2.2.25 励磁系统的所有的柜体颜色在联络会确定。
1.4.2.2.26 励磁系统故障及工作信号设置应符合DL/T5136－2012《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》。
1.4.2.2.27 有关技术数据填写于1.6设备技术数据表（表1.6.2）中。
1.4.2.3 冷却系统
发电机采用空冷系统。
空冷机组：冷却器的设计能在其中一个冷却器因故停止使用时，电机至少能承担发电机80%额定负荷连续运行，且发电机不超过允许温升。
采用空冷密闭循环通风系统；
冷却水温度为20℃～33℃；
冷却空气温度不超过+40℃；
有关空冷系统的技术数据填写于1.6设备技术数据表（表1.6.3）中
发电机冷却水采用闭式水，冷却水系统满足买方闭式水的要求。
1.4.2.4 （略）
1.4.2.5 热工测量及控制
1.4.2.5.1电机仪表、控制设备应符合安全、无毒、先进的要求。无论什么情况下，严禁配供含水银等有害物质的仪表及国家宣布淘汰的产品（所选厂家必须得到买方的认可）。
发电机装设下列自动监测装置。提供温湿度监测系统（可接入DCS系统）。对发电机的各测点温度、冷却介质、润滑介质参数等的测量，配有满足监控系统控制要求所需的一次仪表和设备，并在DCS操作员站实现监视功能。
1.4.2.5.2大轴振动测量元件由汽轮机厂提供。
1.4.2.5.3 单台套发电机、轴承等测温元件至少包含如下（本体引线接入接线盒内）：
项 目 | 点数 | 测量部位 | 测量元件方法（元件类型） |
定子绕组 | 6 | 定子绕组 | 双支铂热电阻Pt100 |
定子铁心 | 6 | 齿部 | 双支铂热电阻Pt100 |
定子铁心 | 0 | 轭部 | 双支铂热电阻Pt100 |
热风 | 3 | 发电机出风口 | 铂热电阻Pt100 |
冷风 | 2 | 发电机进风口 | 铂热电阻Pt100 |
轴承出油温 | 1/每轴承 | 出油口 | 铂热电阻Pt100 |
瓦 温 | 1/每轴瓦 | 瓦内 | 铂热电阻Pt100 |
热风 | 1 | 发电机出风口 | 电接点双金属温度计 |
冷风 | 2 | 发电机进风口 | 电接点双金属温度计 |
轴承出油温 | 1 | 出油口 | 电接点双金属温度计 |
所选元件选用符合国家标准的产品（所选厂家必须得到买方的认可）。测温元件统一采用双支Pt100分度号的防震专用型轴承铂热电阻。测量铁芯和线圈温度的测点数量符合需要，为防止测温元件损坏，应考虑足够的备用点，并在图纸中注明。随发电机配供的所有仪表都连接至相应的接线盒上，接线盒及连接电缆全部由卖方提供。
1.4.2.5.4 提供测量发电机转轴振动装置的位置。
1.4.2.5.5 除就地指示项目外，其它所有控制室远方监视和控制的信号均为下列标准：Pt100铂电阻
1.4.2.5.6 卖方应保证其所供热控设备的可靠性、可控性、可维修性等。
1.4.2.5.7 发电机轴承等测温元件合理引出，便于安装。
1.4.2.5.8 买方仅为供货商配供的仪表及控制设备提供220VDC、220VAC、380VAC电源，若需其它等级的电源，由卖方自行负责解决。
1.4.2.5.9 随机供应的所有热控元件均应买方认可，同时要求卖方提供热控元件的技术数据及要求。
1.4.2.5.10 卖方应提供完整的资料，详细说明对发电机测量、控制、连锁、保护等方面的要求。卖方应提供详细的发电机运行参数，包括报警值及保护动作值。特殊检测装置须提供安装使用说明书。
1.4.3标准
1.4.3.1发电机和励磁系统的制造、验收和交接试验以国家标准为主要依据，并参考IEC标准。下列标准如有重新颁布，按最新标准执行。
〔1〕发电机的技术标准
国标GB755《旋转电机定额和性能》
国标GB/T7064-《透平型同步电机技术要求》
SD270《汽轮发电机技术条件》
IEC34（第八版）《旋转电机第一部分—额定值和性能》
IEC34《汽轮发电机的特殊要求》（参考）
《国能安全【2014】161号防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》
〔2〕励磁系统的技术标准
国标GB755-87《旋转电机基本技术要求》
国标GB7409.1～7409.3《同步发电机励磁系统》
DL/T650《大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件》
IEC2A（秘13-1978）《汽轮发电机励磁系统技术要求》（参考）
IEC（秘593-1982）《关于同步发电机励磁系统的若干规定》（参考）
〔3〕发电机和励磁系统有关其它标准
国标GB1029《三相同步电机试验方法》
国标GB1441《电站汽轮发电机组噪声测定方法》
国标GB10068.1《旋转电机振动测定方法及限值振动测定限值》
国标GB10069.1《旋转电机振动测定方法及限值振动测定方法》
国标GB10068.2《电机噪声测定方法及限值噪声工程测定方法》
国标GB10069.2《旋转电机噪声测定方法及限值噪声简易测定方法》
国标GB10068.1《旋转电机振动测定方法及限值噪声限值》
JB6204《大型高压交流电机定子绝缘耐压试验规范》
以上规范均以当前最新有效版本为准。
1.4.3.2如果本技术规范书与上述标准有明显抵触，卖方应及时通知买方进行书面解决。
1.4.3.3从订货之日至卖方开始制造之日的这段时期内，买方有权提出因标准发生变化而产生的补充要求，卖方应遵守这些要求。
1.4.3.4合同签订后3个月，卖方提出合同设备的设计、制造、检验/试验、装配、安装、调试、试运、验收、运行和维护等标准清单给买方，买方确认。
1.4.4试验、检验要求
1.4.4.1 转子超速试验，当转子全部加工完后，进行1.2倍额定转速的超速试验，历时2分钟而无永久性异常变形和妨碍正常运行的其它缺陷。
1.4.4.2 定、转子绕组、测温元件及其他部位的绝缘电阻符合GB/T7064-2008中规定；定子绕组交流耐压试验之前，进行3.5倍直流耐压1分钟。
1.4.4.3 根据国标GB1029-93《三相同步电机试验方法》中规定的方法检查转子匝间短路。
1.4.4.4 发电机进行定子端部绕组自振频率试验。
1.4.4.5 发电机的负荷变化率满足汽轮机定压运行时5%/min的要求。
1.4.4.6发电机本体、励磁系统以及检测装置等辅助系统在出厂前试验合格后方可交付。
1.4.4.7略
1.4.4.8 实心导线必须经过100％探伤。
1.4.4.9 转子主轴要求提供探伤检验报告。
1.4.5性能保证值
卖方提供质量保证体系，并对下列条款做出保证，如达不到要求，则赔偿或被罚款。
1.4.5.1 当发电机在额定频率、额定电压、额定功率因数和额定冷却介质条件下，发电机连续输出额定功率为12MW。
1.4.5.2 当发电机冷却介质压力参数为额定、功率因数为额定、其它参数均在额定条件下最大连续输出功率与汽轮机阀门全开（VWO）工况下的出力相匹配，长期连续运行时各部分温升和温度在国标（GB/T7064-2008）范围内并具有一定裕度。
1.4.5.3 发电机效率保证值97.4%。
1.4.5.4 轴承座振动＜0.025mm，轴振（水平、垂直）（双振幅）＜0.076mm。
1.4.5.5 励磁系统强励倍数不小于1.6，响应比不小于2.0倍/秒。
1.4.5.6其它技术性能保证值填写于1.6设备技术数据表（表1.6.1-1.6.3）中。
1.5 包装运输和标志
1.5.1 汽轮发电机从制造厂运出时妥善包装，以防雨、防潮、固定良好，以防止在运输过程中发生滑移和碰坏。其包装箱上有下列标记：
1.5.1.1 产品名称和型号；
1.5.1.2 毛重和净重（公斤或吨）；
1.5.1.3 制造厂名称、地址；
1.5.1.4 收货单位和到站；
1.5.1.5 注意事项（如加注“小心轻放”、“不可倒置”、“防止潮湿”、“防止碰撞”等）。
1.5.2 标志
发电机、励磁系统、冷却系统各部套应有固定铭牌，标志醒目、整齐。铭牌上标明型号、容量、制造厂名、出厂年、月、主要参数等。
1.5.3 对裸装货物应以金属标签或直接在设备本身上标明上述有关内容。大件货物应带有足够的货物支架或包装垫木。
1.5.4 每件包装箱内，应附有包括分件名称、图号、数量的详细装箱单、合格证。外购件包装箱内应有产品出厂质量合格证明书、技术说明书各一份。
1.5.5 各种设备的松散零星部件应采用好的包装方式，装入尺寸适当的箱内，并尽可能整车发运以减少运输费用。
1.5.6 所有管道、管件、阀门及其他设备的端口必须用保护盖或其他方式妥善防护。
1.5.7 卖方和/或其分包商不得用同一箱号标明任何两个箱件。
1.5.8 对于需要精确装配的明亮洁净加工面的货物，加工面应采用优良、耐久的保护层（不得用油漆）以防止在安装前发生锈蚀和损坏。
1.5.9 卖方交付的技术资料应使用适合于长途运输、多次搬运、防雨和防潮的包装。每包技术资料应注明收货单位，每一包资料内应附有技术资料的详细清单一份。
1.5.10 卖方应提供设备到达现场后的贮存要求。
1.6 设备技术数据表
表1.6.1发电机技术数据表（以随机文件“发电机试验规范”为准）
序号 | 名称 | 单位 | 设计值 | 试验值 | 保证值 | 备注 | |||
1 | 规格型号 | ||||||||
发电机型号 | |||||||||
额定容量SN | MVA | ||||||||
额定功率PN | MW | ||||||||
最大连续输出功率Pmax | MW | 与汽轮机匹配 | |||||||
额定功率因数cosφN（滞后） | |||||||||
定子额定电压UN | kV | ||||||||
定子额定电流IN | A | ||||||||
额定频率fN | Hz | ||||||||
额定转速nN | r/min | ||||||||
额定励磁电压UfN | V | ||||||||
额定励磁电流IfN | A | ||||||||
定子绕组接线方式 | |||||||||
冷却方式 | 空冷 | ||||||||
励磁方式 | 自并励静止励磁系统 | ||||||||
2 | 参数性能 | ||||||||
定子绕组每相直流电阻(75℃) | Ω | ||||||||
转子绕组直流电阻(75℃) | Ω | ||||||||
定子每相对地电容 | |||||||||
A | μF | ||||||||
B | μF | ||||||||
C | μF | ||||||||
转子绕组自感% | H | ||||||||
直轴同步电抗Xd | ％ | ||||||||
横轴同步电抗Xq | ％ | ||||||||
直轴瞬变电抗(不饱和值)Xdu" | ％ | ||||||||
直轴瞬变电抗(饱和值)Xd" | ％ | ||||||||
横轴瞬变电抗(不饱和值)Xqu" | ％ | ||||||||
横轴瞬变电抗(饱和值)Xq" | ％ | ||||||||
直轴超瞬变电抗(不饱和值)Xdu" | ％ | ||||||||
直轴超瞬变电抗(饱和值)Xd" | ％ | ||||||||
横轴超瞬变电抗(不饱和值) Xqu" | ％ | ||||||||
横轴超瞬变电抗(饱和值)Xq" | ％ | ||||||||
负序电抗(不饱和值)X2u | ％ | ||||||||
负序电抗(饱和值)X2 | ％ | ||||||||
零序电抗(不饱和值)Xou | ％ | ||||||||
零序电抗(饱和值)Xo | ％ | ||||||||
直轴开路瞬变时间常数Tdo" | s | ||||||||
横轴开路瞬变时间常数Tqo" | s | ||||||||
直轴短路瞬变时间常数Td" | s | ||||||||
横轴短路瞬变时间常数Tq" | s | ||||||||
直轴开路超瞬变时间常数Tdo" | s | ||||||||
横轴开路超瞬变时间常数Tqo" | s | ||||||||
直轴短路超瞬变时间常数Td" | s | ||||||||
横轴短路超瞬变时间常数Tq" | s | ||||||||
灭磁时间常数Tdm | s | ||||||||
转动惯量GD2 | t·m2 | ||||||||
短路比SCR | |||||||||
稳态负序电流I2(标么值) | ％ | ||||||||
暂态负序电流I22t | s | ||||||||
允许频率偏差 | ±％ | ||||||||
允许定子电压偏差 | ±％ | ||||||||
失磁异步运行能力 | MW | ||||||||
失磁异步运行时间 | min | ||||||||
进相运行能力(功率因数0.95,超前) | MW | ||||||||
进相运行时间 | h | 长期连续 | |||||||
电话谐波因数THF | ％ | ||||||||
电压波形正弦性畸变率Ku | ％ | ||||||||
短路电流（额定负载、频率和励磁条件下额定电流的百分数） | |||||||||
三相短路稳态电流 | % | ||||||||
暂态短路电流有效值 (交流分量) | ％ | ||||||||
相-中性点 | ％ | ||||||||
相-相 | ％ | ||||||||
3相 | ％ | ||||||||
次暂态短路电流有效值 (交流分量) | |||||||||
相-中性点 | ％ | ||||||||
相-相 | ％ | ||||||||
3相 | ％ | ||||||||
三相短路最大电流值(直流分量峰值) | ％ | ||||||||
相－相短路最大电磁力矩 | t·m | ||||||||
3 | 振动值 | ||||||||
临界转速 | |||||||||
一阶（垂直/水平） | r/min | ||||||||
二阶（垂直/水平） | r/min | ||||||||
临界转速时轴承振动值 | mm | ||||||||
超速时轴承振动值 | mm | ||||||||
额定转速时轴承/轴振动值 | |||||||||
垂直 | mm | ||||||||
水平 | mm | ||||||||
定子绕组端部振动频率fV | Hz | ||||||||
定子绕组端部振动幅值 | mm | ||||||||
4 | 损耗和效率(额定条件下) | ||||||||
定子绕组铜耗Qcu1 | kW | ||||||||
定子铁耗Qfe | kW | ||||||||
励磁损耗Qcu2 | kW | ||||||||
短路附加损耗Qkd | kW | ||||||||
机械损耗Qm | kW | ||||||||
总损耗 ΣQ | kW | ||||||||
满载效率 η | ％ | ||||||||
5 | 绝缘等级和温度 | ||||||||
定子绕组绝缘等级 | |||||||||
转子绕组绝缘等级 | |||||||||
定子铁芯绝缘等级 | |||||||||
定子绕组极限温度 | ℃ | ||||||||
定子铁芯极限温度 | ℃ | ||||||||
转子绕组极限温度 | ℃ | ||||||||
定子端部结构件温升/允许温度 | ℃ | ||||||||
发电机进口风温 | ℃ | ||||||||
发电机出口风温 | ℃ | ||||||||
6 | 冷却介质的压力、流量和温度 | ||||||||
气体冷却器数目 | 组 | ||||||||
气体冷却器进水温度 | ℃ | ||||||||
气体冷却器出水温度 | ℃ | ||||||||
气体冷却器水压 | MPa | ||||||||
气体冷却器总水量 | m3/h | ||||||||
发电机机座容积 | M3 | ||||||||
轴承润滑油出口温度 | ℃ | ||||||||
轴承润滑油流量 | L/min | ||||||||
7 | 主要尺寸和电磁负荷 | ||||||||
定子铁芯内径Di | mm | ||||||||
定子铁芯外径Da | mm | ||||||||
定子铁芯长度Li | mm | ||||||||
气隙(单边) δ | mm | ||||||||
定子槽数Z1 | |||||||||
定子绕组并联支路数a1 | |||||||||
定子线圈尺寸 | |||||||||
实心h× w | mm | ||||||||
每个线棒股线数 | |||||||||
定子电流密度J1 | A/mm2 | ||||||||
定子线负荷As1 | A/cm | ||||||||
定子槽主绝缘单边厚度 | mm | ||||||||
定子重量 | t | ||||||||
定子运输重量 | t | ||||||||
定子运输尺寸L×W×H | mm | ||||||||
转子外径D2 | mm | ||||||||
转子本体有效长度L1 | mm | ||||||||
转子运输长度L2 | mm | ||||||||
转子运输重量 | t | ||||||||
转子槽数 | |||||||||
转子槽尺寸h×w | mm | ||||||||
转子每槽线匝数 | |||||||||
每匝铜排尺寸h×w | mm | ||||||||
转子电流密度J2 | A/mm2 | ||||||||
转子槽绝缘单边厚度 | mm | ||||||||
气隙磁密Bs | T | ||||||||
转子匝间绝缘厚度 | mm | ||||||||
护环直经Dk | mm | ||||||||
护环长度Lk | mm | ||||||||
8 | 主要材质和应力 | ||||||||
定子硅钢片型号 | |||||||||
硅钢片厚度 | mm | ||||||||
铜线型号 | |||||||||
转轴材料型号 | |||||||||
转轴材料脆性转变温度FATT | ℃ | ||||||||
转轴屈服极限 σs | MPa | ||||||||
转轴安全系数K | |||||||||
转子铜排型号 | |||||||||
转子铜排屈服极限 σs | MPa | ||||||||
护环材质型号 | |||||||||
护环屈服极限 σs | MPa | ||||||||
护环安全系数K | |||||||||
转子槽楔材质型号 | |||||||||
9 | 测温点数（见下表） | ||||||||
定子铁心 | 个 | ||||||||
定子线圈 | 个 | ||||||||
风区温度 | 个 | ||||||||
热风（TKJ） | 个 | ||||||||
冷风（TKJ） | 个 | ||||||||
轴承回油 | 个 | ||||||||
瓦温 | 个 | ||||||||
双金属温度计 | 个 | ||||||||
表1.6.2励磁系统技术数据表（表格中未填参数待励磁厂家确定后提供）
序号 | 名 称 | 单位 | 设计值 | 试验值 | 保证值 | 备注 |
1 | 励磁系统基本参数 | 南瑞继保、南瑞电控、北京四方、广州擎天 | ||||
额定励磁电压 | V | |||||
额定励磁电流 | A | |||||
发电机空载时励磁电压 | V | |||||
发电机空载时励磁电流 | A | |||||
励磁顶值电压倍数 | ||||||
电压响应比 | 倍/秒 | |||||
强励时间 | Sec | |||||
励磁方式 | ||||||
2 | 整流装置 | |||||
可控硅管控制方式 | ||||||
额定电压（直流侧） | V | |||||
额定电流（直流侧） | A | |||||
整流装置接线方式（串、并联） | ||||||
串联个数 | ||||||
并联支路数 | ||||||
可控硅型号 | ||||||
可控硅额定电流 | A | |||||
可控硅额定电压 | V | |||||
可控硅反向电压 | V | |||||
冷却方式 | ||||||
3 | 磁场断路器 | |||||
额定电压 | V | |||||
额定电流 | A | |||||
开断电流 | KA | |||||
控制电压（直流） | V | |||||
4 | AVR性能 | |||||
型式 | ||||||
自动调整范围 | % | |||||
手动调整范围 | % | |||||
调整偏差（精度） | % | |||||
冗余度 | % | |||||
附加功能 | ||||||
5 | 励磁变压器（铝合金外壳） | |||||
型式 | ||||||
型号 | ||||||
额定容量 | kVA | |||||
额定电压 | ||||||
初级 | V | |||||
次级 | V | |||||
频率 | Hz | |||||
相数 | ||||||
连接方式（接线组别） | ||||||
绝缘等级 | ||||||
绝缘耐受电压（工频） | kV | |||||
冲击电压 | ||||||
高压侧 | kV | |||||
低压侧 | kV | |||||
工频耐受电压（1分钟） | ||||||
高压侧 | kV | 35 | ||||
低压侧 | ||||||
防护等级 | ||||||
冷却方式 | ||||||
损耗 | ||||||
铜损 | ||||||
铁损 | ||||||
附加损耗 | ||||||
总损耗 | ||||||
效率 | ||||||
电压调整范围 | ||||||
阻抗电压 | ||||||
正序阻抗 | ||||||
零序阻抗 | ||||||
高压绕组电阻 | ||||||
励磁电流 | ||||||
噪音水平 | ||||||
过负荷能力 | ||||||
外形尺寸 长×宽×高 | ||||||
运输尺寸 长×宽×高 | ||||||
重量 | ||||||
6 | 电流互感器 | |||||
型式 高压/低压 | ||||||
安装地点 | ||||||
数量 高压/低压 | ||||||
准确等级 高压/低压 | ||||||
容量 高压/低压 |
表1.6.3空气冷却系统技术数据表
序号 | 名 称 | 单位 | 设计值 | 试验值 | 保证值 | 备注 |
1 | 空气冷却器换热功率 | kW | ||||
2 | 气体冷却器数目 | 组 | ||||
3 | 气体冷却器进水温度 | ℃ | ||||
4 | 气体冷却器出水温度 | ℃ | ||||
5 | 气体冷却器水流量 | m3/h | ||||
6 | 空气过滤器 | 套 |
2 供货范围
2.1 一般要求
2.1.1本节规定了合同设备的供货范围。卖方保证提供设备为全新的、先进的、成熟的、完整的和安全可靠的，且设备的技术经济性能符合技术规范书的要求。
2.1.2卖方应提供详细供货清单，清单中依次说明型号、数量、产地、生产厂家等内容。对于属于整套设备运行和施工所必需的部件，即使本节未列出和/或数目不足，卖方仍须在执行合同时补足。
2.1.3除有特殊注明外，下列所述数量均为一台汽轮发电机所需。
2.1.4卖方应提供所有安装、检修所需专用工具和消耗材料等，并提供详细供货清单。
2.1.5提供随机备品备件和一个大修期内所需的备品备件，并另行给出具体清单。
2.1.6卖方提供的技术资料清单见技术规范书条款。
2.2 供货范围
2.2.1 发电机及附件（含冷却器、底板、地脚螺栓等）。
2.2.2 自并励静止励磁配供以下设备：
2.2.2.1励磁电源系统设备。包括励磁电源变压器，测量、保护用电流互感器和电压互感器各3只。
2.2.2.2 硅整流系统设备。
2.2.2.3 自动励磁电压调节（AVR）装置。
2.2.2.4 自动灭磁装置。
2.2.2.5 励磁屏间电缆。（不提供）
2.2.2.6 安装性材料。（无）
2.2.3 略
2.2.4 发电机温、湿度监控装置，包括电加热器、温度传感器及其附件；
2.2.5 发电机测温元件。
2.2.6 发电机滑环碳刷及滑环碳刷隔音罩。
2.2.7发电机冷却系统所有设备（详细列出规格、数量清单），包括空气冷却器、热工仪表，与发电机连接的支架、法兰及附件等；
2.2.8 发电机侧联轴器。（由汽轮机厂提供）
2.2.9 专用工具（见专用工具表）：
2.2.10汽轮发电机及其它备品备件（见备品备件表）
2.2.11其它
上述各项未提及的，按（72）—机电第1065号及（72）水电后字第99号两部文件规定及制造厂产品说明书内已注明的供货范围属卖方供货的，仍按过去规定由卖方供应。
除另有协议外，发电机厂应成套供应满足机组启停与运行中安全监视和经济运行所必须的，安装在本体范围内的仪表、安全保护装置。
本技术规范书未列出的发电机及辅助系统检测控制要求所必需的其他检测仪表及装置，卖方应负责提供。
表1 单台发电机设备清单
序号 | 名 称 | 规格型号 | 数量 | 生产厂家 | 备注 |
1 | 发电机本体，其中包括： | ||||
定子、转子 | |||||
测温元件 | |||||
隔音刷架装配 | |||||
发电机大、小端罩 | |||||
轴承装配 | |||||
集电环及隔音罩 | |||||
2 | 底板垫铁、地脚螺栓（包括配合螺母、垫圈） | ||||
3 | 自并励静止励磁系统 | ||||
4 | 空气冷却器 | ||||
5 | 发电机侧裙（化妆板） |
表2-1 备品备件清单（两台机共用）
序号 | 名 称 | 规格型号 | 数量 | 生产厂家 | 备注 |
1 | 发电机刷盒 电刷 | ||||
2 | 发电机轴瓦 | ||||
3 | 安装、密封用材料 | ||||
4 | 风叶汽、励端各2只 | ||||
5 | 端盖螺栓 | ||||
6 | 转子引线螺钉 |
表2-2励磁系统备品备件清单（两台机共用）
序号 | 名 称 | 规格型号 | 数量 | 生产厂家 | 备注 |
1 | 可控硅组件 （含散热器） | ||||
2 | 快速熔断器 | ||||
3 | 可控硅整流柜冷却风机 | ||||
4 | 灭磁开关主触头 | ||||
5 | 励磁系统AVR控制单元 | ||||
6 | 灭弧罩 | ||||
7 | 分闸线圈 | ||||
8 | 合闸线圈 | ||||
9 | 灭磁开关辅助接点 | ||||
10 | 控制熔断器 | ||||
11 | 整流柜滤网 | ||||
12 | 励磁变套管电流互感器 |
表3 专用工具（两台机共用）
序号 | 名 称 | 规格型号 | 数量 | 生产厂家 | 备注 |
1 | 抽（穿）转子工具 | ||||
2 | 可转动式转子支架工具 | ||||
3 | 拆装护环工具 | ||||
4 | 拆装风扇工具 | ||||
5 | 定子和转子气隙测量工具 | ||||
6 | 励磁系统调试工具 | ||||
| 中国采招网（b idcenter.com.cn*） 7 | 示波表 |
本工程为两台发电机。
3 技术资料和交货进度
3.1 一般要求
3.1.1卖方提供的所有资料均使用国家法定单位制即国际单位制，语言为中文。
3.1.2资料的组织结构清晰、逻辑性强。资料内容正确、准确、一致、清晰、完整，满足工程要求。
3.1.3卖方资料的提交及时充分，满足工程进度要求。在合同签定后一周内给出全部技术资料清单和交付进度，并经买方确认。
3.1.4卖方提供的技术资料一般可分为配合工程设计阶段，设备监造检验，施工调试试运、性能验收试验和运行维护等方面。卖方满足各方面的具体要求。
3.1.5对于其它没有列入合同技术资料清单，却是工程所必需的文件和资料，一经发现，卖方也及时免费提供。
3.1.6买方及时提供与合同设备设计制造有关的资料。
3.1.7卖方提供的技术资料为每台设备图纸资料8份，电子版2份（其中提供设计院图纸资料2份，电子版1份,图纸为电子版PDF，表格清单为EXCEL 2003格式，文字说明书采用WORD 2003格式。卖方供货范围内所有需通过DCS来实现系统控制功能而必须提交的设计资料为中文版）。所提供的技术资料标明“穆棱亿阳热电12MW背压机改造工程” 及提供日期、供确认用还是最终版正式图等内容，字样并加盖公章。图纸若有修改应立即通知卖方。
3.1.8安装调试完成后，卖方应提供竣工图3份。技术文件和图纸资料的费用应计入合同价。
3.1.9卖方应对提供给设计院的设备安装资料的准确性和完整性负责。设备资料的任何修改应既时通知设计院。设计院收到卖方设备安装资料的局部修改和调整后，如未施工，修改相应的施工图，或以设计更改通知单形式处理；如已施工则协助卖方处理。对于设备安装资料的重大修改卖方应承担相应的责任。
3.1.10 签订合同生效后10天内，发电机厂家交付满足初步设计深度的图纸和资料。
3.2 资料提交的基本要求
3.2.1在技术规范书生效后20个工作日内，卖方提供下列图纸资料满足开展工程设计的要求（不限于此）
〔1〕发电机、励磁系统、空气冷却器等图纸：
— 发电机总装图
— 发电机安装图（包括荷载图及抽转子要求图）
— 发电机定子绕组装配图
— 定子绕组接线图
— 转子绕组接线图
— 转子引线及集电环装配图
— 定子测温元件布置图及接线板接线图
— 定子测温装配图
— 测温接线板布置
— 定子绕组出线图
— 发电机本体测点布置图
— 定子运输尺寸图
— 转子运输尺寸图
— 励磁系统原理图
— 励磁变压器外型图
— 励磁机调节器原理图、控制回路图、安装接线图
— 励磁调节器组装图
— 励磁系统外形图（含励磁调节屏、功率屏、灭磁屏等）
— 灭磁装置原理图，安装接线图
— 转子过电压保护原理图、接线图
— 空气冷却器安装图
— 底板安装图
〔2〕技术资料
— 发电机、励磁系统及其它部件使用说明书
— 土建结构设计所需附图、资料
有关设计数据
转子锻件，护环锻件及其他重要材料检验报告
出厂试验报告合格证
交货明细表
— 发电机出力图
— 励磁特性曲线
— 励磁系统调试大纲
— 励磁调节器插件板原理图等
—发电机冷却水温超过33℃以后出力与温度关系曲线
—空气冷却器的水压试验记录
—励磁系统设备清单、文件及图纸清单、联系窗口清单
—励磁系统技术技术规范书，其中应包含励磁系统整体技术参数，整体安装、运行、调试、维护、设计说明（卖方可分项编写），除此之外，卖方还应提供励磁系统方框图、原理接线图、设备外形图、安装图、出厂试验报告等资料；
—励磁系统设备选择计算书；
—励磁系统各单项设备技术技术规范书，包含单项设备的安装、运行、调试、维护、设计说明，单项设备内部元器件型式、技术参数等。
—励磁系统与外部设备接口项目清单，包含接口内容、技术数据、对外部设备的技术要求、接口所对应的接线端子号、电缆规格等具体事项；
3.2.2设备监造检验所需要的技术资料
卖方提供满足合同设备监造检验/见证所需的全部技术资料。
3.2.4施工、调试、试运、机组性能试验和运行维护所需的技术资料〔买方提出具体清单和要求，卖方细化，买方确认〕包括但不限于下面所列：
〔1〕提供设备安装、调试和试运说明书，以及组装、拆卸时所需用的技术资料。
〔2〕安装、运行、维护、检修所需的详尽图纸和技术文件，包括设备总图、部件总图、分图和必要的零件图、计算资料等。
〔3〕设备的安装、运行、维护、检修说明书，包括设备结构特点、安装程序和工艺要求、起动调试要领。运行操作规定和控制数据、定期校验和维护说明等。
〔4〕卖方提供备品、配件总清单。
（5）卖方应提供交货明细表
（6）上述资料提供时间应在设备发货前一个月提供。
3.2.5卖方提供的其它技术资料〔买方提出具体清单和要求，卖方细化，买方确认〕包括以下但不限于下面所列：
〔1〕检验记录、试验报告及质量合格证等出厂报告。
〔2〕卖方提供在设计、制造时所遵循的规范、标准和规定的清单。
〔3〕设备和备品管理资料文件，包括设备和备品发运和装箱的详细资料〔各种清单〕，设备和备品存放与保管技术要求，运输超重和超大件的明细表和外形图。
〔4〕详细的产品质量文件，包括材质、材质检验、焊接、热处理，加工质量，外形尺寸，水压试验和性能检验等的证明。
4 交货进度
见附件
5 监造、检验和性能验收试验
5.1 概述
5.1.1本节用于合同执行期间对卖方所提供的设备（包括对分包外购设备）进行检验、监造和性能验收试验，确保卖方所提供的设备符合第1节技术规范规定的要求。
5.1.2卖方在本合同生效后3个月内，向买方提供与本合同设备有关的监造、检验、性能验收试验标准。有关标准符合技术规范书的规定。
5.2 工厂检验
5.2.1工厂检验是质量控制的一个重要组成部分。卖方严格进行厂内各生产环节的检验和试验。卖方提供的合同设备签发质量证明、检验记录和测试报告，并且作为交货时质量证明文件的组成部分。
5.2.2 检验的范围包括原材料和元器件的进厂，部件的加工、组装、试验至出厂试验。
5.2.3 卖方检验的结果满足技术规范书的要求，如有不符之处或达不到标准要求，卖方采取措施处理直至满足要求，同时向买方提交不一致性报告。卖方发生重大质量问题时将情况及时通知买方。
5.2.4 工程检验的所有费用包括在合同总价中。
5.3 设备监造
5.3.1 监造主旨
〔1〕监造工作的主要目标和方式方法，就是要实行合同设备在整个制造过程中实现跟踪监督，把好质量关。使设备缺陷，特别是重大缺陷消除在出厂之前；同时要实现供货合同中关于设备的全新、先进可靠性的要求。保证达到各项安全、经济、技术指标。
〔2〕督促和掌握制造进程，协调工作，保证交货期。
〔3〕传达买方与卖方双方信息，对各方要求及时通报，采取对策，尽快落实。
5.3.2 监造依据
根据本合同和电力工业部、机械工业部文件电办(1995)37号《大型电力设备质量监造暂行规定》和《驻大型电力设备制造厂总代表组工作条例》的规定，以及国家有关规定。
5.3.3 监造方式
〔1〕合同签订后，由买方、卖方和监造单位共同签订《监造大纲》，按照监造大纲执行监造项目、内容及监造方式。
〔2〕卖方根据《监造大纲》编制该产品及主要零部件的监造工艺流程图表。
〔3〕文件见证、现场见证和停工待检，即R点、W点、H点、I点。每次监造内容完成后，制造厂和监造代表均须在见证表上履行签字手续。制造厂复印3份，交监造代表各1份。
5.3.4 监造内容
设备监造内容
序号 | 监检部套 | 监造（检验）内容 | 厂内 | 工地 |
一 | 转轴 | 1、原材料质保书 | R | R |
2、机械性能试验 | R | R | ||
3、转轴探伤 | R | R | ||
4、应力试验 | R | R | ||
5、导磁率测定 | R | R | ||
6、锻件化学成份分析 | R | R | ||
7、关健部位加工尺寸及精度 | W | R | ||
二 | 护环 | 1、原材料质保书 | R | R |
2、机械性能试验 | R | R | ||
3、化学成份分析 | R | R | ||
4、超声波探伤 | R | R | ||
5、应力试验 | R | R | ||
6、加工尺寸及精度 | W | R | ||
三 | 风叶 | 1、原材料质保书 | R | R |
2、超声波探伤 | R | R | ||
四 | 集电环 | 1、原材料质保书 | R | R |
2、机械性能试验 | R | R | ||
3、化学成份分析 | R | R | ||
4、超声波探伤、探伤报告 | R | R | ||
5、加工尺寸及精度 | W | R | ||
五 | 转子铜线 | 1、原材料质保书 | R | R |
2、机械性能试验 | R | R | ||
3、化学成份分析 | R | R | ||
4、导电率测试 | R | R | ||
六 | 矽钢片 | 1、原材料质保书 | R | R |
2、单耗测试 | R | R | ||
3、冲片漆膜及毛刺抽查 | W | R | ||
七 | 定子铜线 | 1、原材料质量保证书 | R | R |
2、机械性能试验 | R | R | ||
3、化学成份分析 | R | R | ||
4、导电率测试 | R | R | ||
八 | 转子 | 1、槽楔及槽衬检查 | W | R |
2、转子绕组下线及焊接检查 | W | R | ||
3、绕组交流耐压试验 | W | R | ||
4、绕组冷态直流电阻测定 | W | W | ||
5、交流阻抗的测定 | W | W | ||
6、超速试验 | H | W | ||
7、动平衡时轴及轴承振动值 | H | W | ||
九 | 定子 | 1、线圈尺寸、形状、绝缘检查 | W | R |
2、铁芯尺寸及压紧量检查 | W | R | ||
3、测温元件埋设情况 | W | R | ||
4、绕组冷态直流电阻 | W | W | ||
5、绕组绝缘介质损失角测定 | W | R | ||
6、线圈焊接检查 | W | R | ||
7、铁芯损耗发热试验 | H | R | ||
8、绕组直流耐压及泄漏电流 | H | W | ||
9、绕组交流耐压试验 | H | W | ||
10、绕组端部固有振动频率 | W | W | ||
十 | 整机 | 1、冷却器水压试验 | R | W |
2、噪声试验 | W* | W | ||
3、轴电压试验 | W* | W | ||
4、振动试验 | W* | W | ||
5、效率试验 | W* | W | ||
6、电话谐波因数 | W* | R | ||
7、电压波形畸变率 | W* | R | ||
8、温升试验 | W* | W | ||
9、轴承出油和轴瓦温度 | W* | W | ||
10、电抗和时间常数 | W* | R | ||
11、短时升高电压试验 | W* | W | ||
12、短时过电流试验 | W* | W | ||
13、定子铁心、机座频率的测定 | W* | W | ||
14、空载特性试验 | W* | W | ||
15、稳态短路特性试验 | W* | W | ||
16、绕组、检温计的对地绝缘电阻和绕组相互间的绝缘电阻 | W* | W | ||
17、定子出线端耐电压试验 | W* | W |
注：H--停工待检，W—现场见证，R--文件见证，W*—提供同型机型式试验报告
5.3.5对卖方配合监造的要求
暂定以下条款，最终以监造协议为准。
〔1〕买方将委托有经验的监造单位对卖方生产的合同设备进行监造。
〔2〕重要部件的原材料在加工前由监造代表确认〔文件见证〕后方可投料。
〔3〕文件见证和现场见证资料需在见证后 10 天内提供给买方监造代表。
〔4〕卖方在设备投料前提供生产计划，每月第一周内将加工计划和检验试验计划书面通知监造代表。
〔5〕买方监造代表有权查阅与监造设备有关的资料，卖方积极配合并提供相关资料的复印件。
〔6〕合同设备的重要部件和专用部件未经买方允许，卖方不擅自调换。
〔7〕买方监造代表有权随时到车间检查设备质量生产情况。
〔8〕卖方给买方监造代表提供专用办公室及通讯、生活方便。
〔9〕卖方给买方监造代表提供必需的检查工具、量具等。
〔10〕卖方在现场见证前 20 天以书面形式通知买方监造代表。
〔11〕温度控制箱接线，并出具校核报告，保证无温度坏点。
5.4 性能验收试验
5.4.1性能验收试验的目的为了检验合同设备的所有性能是否符合条款1技术规范的要求。
5.4.2性能验收试验的地点为买方现场。
5.4.3性能试验的时间：机组试验一般在72+24小时试运之后半年内进行，具体试验时间由招标用户确定；单台设备的试验招投标双方协商确定。单体调试人员与卖方共同完成。
5.4.4性能验收试验由买方主持，卖方参加。试验大纲由买方提供，与卖方讨论后确定。试验时，卖方按本节5.4.7款要求进行配合。
5.4.5性能验收试验的内容
所有的发电机试验必须符合安规、启规和预试规程的要求，所有试验项目均需提供正式的试验报告
除注明外，性能验收试验的内容按国家有关标准和规范执行。
5.5.6性能验收试验的标准和方法
除注明外，性能验收试验的标准和方法按国家有关标准执行。
5.4.7性能验收试验所需的测点、一次元件和就地仪表的装设由卖方提供，参加方配合。卖方提供试验所需的技术配合和人员配合。
5.4.8性能验收试验的费用全部由卖方负责
本节5.4.7和卖方配合等费用已在合同总价中。其它费用买方承担。
5.4.9性能验收试验的内容：
5.4.9.1在制造厂内的性能试验项目
转子超速动平衡试验；
转子交流耐压试验；
转子交流阻抗试验（动态、静态都需要做）；
定子绕组耐压试验；
铁芯发热试验
直流泄漏试验；
交流耐压试验；
整机出厂试验；（项目现场完成）
发电机转子匝间短路测试。
5.4.9.2在安装调试中的性能试验
在安装调试中的试验项目按电力部《火电工程调整试运质量检验及评定标准》
卖方负责发电机载荷分配试验。
卖方提供机组的荷载资料：
静荷载和动荷载；
质量分配（包括转子重量的分配）；
基础变形的极限值；
短路荷载；
滑动轴承座的磨擦系数；
空冷器水压试验；
买方在完成汽轮发电机机座施工详图后，提交卖方机座施工详图，卖方核对有关尺寸后予以确认，并在图纸上签字。
5.4.9.3工厂保证性能试验项目
发电机出力
发电机效率
发电机轴承座（轴）振动
5.4.9.4机组性能验收试验，为顺利进行这些试验，卖方分担下列准备事项：
（1） 在机组供货范围内的设备上，提供试验所需的全部测点。
（2） 对所使用的试验方法、测试仪器提出建议。
5.4.9.5性能验收试验的标准和方法
关于性能验收试验，除按ＧＢ/Ｔ7064－2008《透平型同步电机技术要求》中规定的发电机出厂前在制造厂内进行检查试验项目和到工地安装后进行交接试验项目见本附件表1：发电机监造（检验）和性能验收试验主要项目外，根据合同要求对以下三项在现场进行验收试验，试验结果达不到合同规定值，则买方向卖方索赔（罚款）。
发电机出力
发电机效率
发电机轴承座（轴）振动
5.4.10性能验收试验结果的确认
性能验收试验报告以买方为主编写，卖方参加，共同签章确认结论。如双方对试验的结果有不一致意见，双方协商解决；如仍不能达成一致，则提交双方上级部门协商。
进行性能验收试验时，一方接到另一方试验通知而不派人参加试验，则被视为对验收试验结果的同意，并进行确认签盖章。
6 技术服务和设计联络
6.1 卖方现场技术服务
6.1.1 卖方现场服务人员的目的是使所供设备安全、正常投运。卖方派合格的现场服务人员。如果下述现场服务计划表所列人月数不能满足工程需要，卖方追加人月数，且不发生费用。卖方服务人员的一切费用己包含在合同总价中,它包括诸如服务人员的工资及各种补助、交通费、通讯费、食宿费、医疗费、各种保险费、各种税费,等等。主机厂配合安装公司做好设备安装和设备试验。
现场服务计划表
序号 | 技术服务内容 | 计划人月数 | 派出人员构成 | |
职称 | 人数 | 备注 | ||
1 | 指导安装 | 3 | 高级技工 | 1 |
2 | 指导调试 | 3 | 工程师 | 2 |
6.1.2 卖方现场服务人员具有下列资格：
〔1〕遵守法纪，遵守现场的各项规章和制度；
〔2〕有较强的责任感和事业心，按时到位；
〔3〕了解合同设备的设计，熟悉其结构，有相同或相近机组的现场工作经验，能够正确地进行现场指导；
〔4〕身体健康，适应现场工作的条件。
〔5〕卖方同意更换不合格的卖方现场服务人员。
服务人员情况表
姓名 | 性别 | 年龄 | 民族 | ||||
政治面貌 | 学校和专业 | 职务 | 职称 | ||||
工 作 简 历 | （包括参加了哪些工程的现场服务） | ||||||
单 位 评 价 | （按资格4条逐条评价） 单位（盖章） 年 月 日 | ||||||
上表签订合同时提供。
6.1.3 卖方现场服务人员的职责
〔1〕卖方现场服务人员的任务主要包括设备催交、货物的开箱检验、设备质量问题的处理、指导安装和调试、参加试运和性能验收试验。
〔2〕在安装和调试前，卖方技术服务人员向买方进行技术交底，讲解和示范将要进行的程序和方法。对重要工序（见下表），卖方技术人员对施工情况进行确认和签证，否则买方不能进行下一道工序。经卖方确认和签证的工序如因卖方技术服务人员指导错误而发生问题，卖方负全部责任。
卖方提供的安装、调试重要工序表
序号 | 工序名称 | 工序主要内容 | 备注 |
1 | 发电机穿转子 | ①穿转子前定、转子检查 ②工具准备试用 |
〔3〕卖方现场服务人员有权全权处理现场出现的一切技术和商务问题。如现场发生质量问题，卖方现场人员在买方规定的时间内处理解决。如卖方委托买方进行处理，卖方现场服务人员出委托书并承担相应的经济责任。
〔4〕卖方对其现场服务人员的一切行为负全部责任。
〔5〕卖方现场服务人员的正常来去和更换事先与买方协商。
〔6〕买方在施工详图确认、会审中，对卖方设计提出的问题，卖方现场服务人员应充分考虑，并对合理的建议作出相应的修改，施工详图审查、确认后，在施工期间，买方仍有权提出改进设计的建议，卖方现场服务人员应予以受理，并经双方商定后及时处理。
〔7〕卖方应对买方有关人员进行技术培训，并做出承诺。
6.2 培训
6.2.1 为使合同设备能正常安装和运行，卖方有责任提供相应的技术培训。培训内容与工程进度相一致。
6.2.2 培训计划和内容
序号 | 培训内容 | 计划人 月数 | 培训教师构成 | 地点 | 备注 | |
职称 | 人数 | |||||
1 | 发电机安装、使用、维护 | 1 | 高级工程师 | 2 | ||
2 | 励磁系统技术、调试 | 1 | 高级工程师 | 1 | ||
6.2.3 培训的时间、人数、地点等具体内容由买卖双方商定。
6.2.4 卖方为买方培训人员提供设备、场地、资料等培训条件，并提供食宿和交通方便。
6.3 设计联络
序号 | 次 数 | 内 容 | 时 间 | 地 点 |
1 | 第一次 | 图纸、资料确认 | 合同生效后一个月 | 哈尔滨 |
2 | 第二次 | 设计配合 | 根据需要 | 商定 |
有关设计联络的计划、时间、地点和内容要求由买卖双方商定。
设计联络会的目的是及时协调和解决设计中的技术问题，协调买方和卖方，以及卖方和设计单位之间的接口问题。
设计联络会议签署会议纪要，与会各方代表签字后遵守执行。
在设计联络会中如对合同条款做重大修改时，必须由合同双方的授权代表签字，并履行合同修改要求的程序才能有效。
设计联络会议费用，包括会议的准备与安排、会议活动及其用品费用、文印费、参加联络会的买方人员（包括买方、工程设计单位和有关专家）的往返飞机票、市内交通费及食宿等费用，均由卖方承担支付。
7 质量保证
7.1 总则
7.1.1 卖方应满足本技术规范书所提的技术要求。
7.1.2 卖方应向买方保证所供设备是技术先进、成熟可靠的全新产品。在图纸设计和材料选择方面应准确无误，加工工艺无任何缺陷和差错。技术文件及图纸要清晰、正确、完整，能满足安装、启、停及正常运行和维护的要求。
7.1.3 卖方应具备有效方法，控制所有外协、外购件的质量和服务，使其符合本技术规范书的要求。对外协部件的制造厂商，卖方应具备有效的手段，确保满足质量要求，同时，外协部件的制造厂商应征得买方同意。
7.1.4 买方有权派代表到卖方制造工厂和分包及外购件工厂检查制造过程，检查按合同交付的货物质量，检验按合同交付的元件、组件及使用材料是否符合标准及其合同上规定的要求。卖方应提供给买方代表技术文件及图纸查阅，试验及检验所必需的仪器工具、办公用具，并配合安装单位做好设备安装和装配件试验工作。
7.1.5 在设备开始生产前，卖方应提供一份生产程序和制作加工进度表，进度表中应包括检查与试验的项目，以便买方决定哪些部分拟进行现场检查。买方应向卖方明确拟对哪些项目进行现场检查，并事先通知卖方。
7.1.6 如在安装和试运期间发现部件缺陷、损坏情况，在证实设备储存安装、维护 和运行都符合要求时，卖方应尽快免费更换。
7.2 质量保证
7.2.1 汽轮发电机的保证期为经正常运行72+24小时试运，并交付运行后12个月。卖方负责现场免费打槽楔一次。
7.2.2 在保证期内，汽轮发电机各部件因制造不良或设计不当而发生损坏或未能达到合同规定的各项保证指标时，卖方应无偿地为买方修理或更换零部件，直至改进设备结构并无偿供货。
7.2.3 设备在验收试验时达不到合同规定的一个或多个技术指标保证值而属于卖方责任时，则卖方应自费采取有效措施在商定的时间内，使之达到保证指标。
7.2.4 在保证期内，由于下列情况所造成的缺陷、损坏或达不到指标时，不属卖方责任：
·由于买方错误地安装、操作和维修；
·由于买方提供的设备和材料不符合合同的要求；
·设备在现场保存时间超过合同规定期限发生的问题。
