新疆东方希望有色金属有限公司自备电厂二期5×350MW工程汽轮机设备招标文件第三卷 技术规范书招标方:新疆东方希望有色金属有限公司 二零一三年四月 目录第一章技术规范1第二章供货范围95第三章技术资料和交付进度111第四章交货进度123第五章监造、检验和性能验收试验125第六章价格表135第七章技术服务与设计联络138第八章分包与外购145第九章大（部）件运输146第十章差异表147第十一章投标人需要说明的其它内容148第十二章项目实施方案149第十三章招、投标文件附图149第一章技术规范1总则1.1本技术规范书适用于新疆东方希望有色金属有限公司自备电厂二期5×350MW工程直接空冷机组的纯凝式汽轮机及其附属设备。它提出了设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。同时，可以作为合同技术文本的基础。1.2本规范书提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术要求作出详细规定，也未充分引述有关标准及规范的条文。投标方应保证提供符合本规范书和相关的国际、国内工业标准的优质产品。投标方应提出设计制造这些产品所遵循的有关国家标准和行业标准。对国家有关安全、环保等强制性标准，必须满足其要求。1.3如投标方没有对本规范书提出书面异议，招标方则可认为投标方提供的产品完全满足本规范书的要求。如有差异（无论多少），均应填写到招标文件的差异表中。如招标方有除本规范书以外的其他要求，应以书面形式提出，经招投标双方讨论、确认后，载于本规范书。1.4本规范书所引用的标准若与投标方所执行的标准发生矛盾时，按较严格的标准执行。1.5本规范书经招投标双方共同确认和签字后作为订货合同的技术附件，与订货合同正文具有同等效力。1.6在签订合同之后，招标方保留对本技术规范提出补充要求和修改的权力，投标方应承诺予以配合。如提出修改，具体项目和条件由招投标双方商定。 1.7投标方在合同签定后3周内，按本技术规范要求提出合同设备的设计、制造、检验/试验、装配、安装、验收、试验、运行和维护等方面的技术资料给招标方。并同时提供供货清单，由招标方确认。1.8本工程采用KKS标识系统。投标方在中标后提供的技术文件（包括资料、图纸）和设备标识必须有KKS编码。具体标识要求由设计院提出，在设计联络会上确定。2设计和运行条件2.1系统概况和相关设备电厂厂址位于吉木萨尔县准东五彩湾煤电煤化工工业园区内，距吉木萨尔县城直线距离约90km，公路距离约160km，西距五彩湾镇约35km。电厂本期容量为5×350MW，考虑留有在扩建条件。本工程由新疆东方希望有色金属有限公司建设，规划建设15台350MW亚临界直接空冷纯凝机组，本期工程建设5台350MW亚临界直接空冷纯凝机组。2.2工程主要原始资料2.2.1气象特征与环境条件吉木萨尔县属中温带大陆性干旱气候。冬季寒冷，夏季炎热，降雨量少，空气干燥，春夏季多风。气象站历年观测资料中与环保有关的统计如下；年均气温7.4℃年均相对湿度58%年平均降水量191.0mm年均降水日数74.4h年均蒸发量2046.7mm年平均风速1.8m/S年平均大风日数15.1d年平均沙尘暴日数4.1d吉木萨尔县全年主导风向为西北风，其次为东南风。根据2008～2010年气象资料，累年特征值统计成果见表。年特征值统计成果统计项目统计值累年平均气温（℃）7.4累年极端最高气温（℃）42.8累年极端最低气温（℃）-41.1累年平均降雨量（mm）191.0累年最大降雨量（mm）708最大风速（m/s）22.5极大风速（m/s）27.8全年盛行风向NW2.2.2经查选址地相关资料和文献，无地质灾害及特殊环境影响不良记录。根据2001年中国地震烈度区划图，该地区地震烈度为VII度，本工程在设计上按VII度设防。2.2.3厂址建筑场地的场地土对混凝土结构具有强腐蚀，对钢筋混凝土结构中的钢筋具有中等腐蚀。2.2.4服务设施1）冷却水本期工程采用直接空冷方式，所有主辅机冷却水将采用开、闭结合冷却方式，管束管径较大的大水量冷却器，采用开式冷却水。开式冷却水取自“500水库”东延供水工程供应地表水，压力为0.25～0.55MPa，最高设计温度为33℃。对于转动机械的轴承冷却水和管束管径较小的小水量冷却器，采用闭式冷却水。闭式冷却水系统的压力为0.4～0.6MPa，最高出水温度为38℃。2）厂用和仪表用压缩空气系统供气压力为0.45～0.8MPa，最高温度为50℃。3）厂用电系统电压：高压：高压系统为6.3kV、三相50Hz，额定容量≥200kW电动机的额定电压为6kV。低压：低压为380/220V三相50Hz；额定200kW以下电动机的额定电压为380V；交流控制电压为单相220V。直流控制电源：DC110V，来自直流蓄电池组，电压变化范围从93.5~121V。应急直流油泵电机额定电压为220V直流，与直流蓄电池系统相连，电压变化范围从187～242V。设备照明和维修电压：设备照明由单独的380/220V照明变压器引出。维修插座电源额定电压为400V、60A三相50Hz；单相220V，20A。2.2.5机组布置方式机组布置方式为室内纵向布置，机组向右扩建（从汽机房向锅炉房看），机头朝向扩建端。汽轮发电机组运转层标高为12.6m。2.2.6机组运行条件（1）机组运行方式：定—滑—定或定—滑方式运行。（2）负荷性质：机组主要承担基本负荷，并具有一定的调峰能力（100％～50％范围）。（3）启动、并网和带负荷：机组满足冷态、温态、热态和极热态等不同启动方式下参数配合的要求。投标方提供上述不同启动方式下从启动到并网到满负荷的启动曲线，曲线中至少包括蒸汽温度、压力、流量和汽机转速、负荷、动静部分的膨胀及胀差值等，特别是从锅炉点火到汽机冲转的时间，到同步并列的时间和负荷上升到满负荷的时间。（4）孤网运行机组能够满足孤网运行要求，并能够实现机组FCB工况稳定运行。（5）进入汽轮机蒸汽品质如下：钠：≤10μg/kg二氧化硅：≤20μg/kg电导率（25℃）：≤0.3μS/cm铁： ≤20μg/kg铜： ≤5μg/kg3 技术条件3.1 概述本工程装设五台350MW、亚临界、一次再热、直接空冷、凝汽式汽轮发电机组。3.1.1汽轮机主要技术规范（1）额定功率（在发电机端）：350MW（2）汽轮机型式：亚临界、一次中间再热、两缸两排汽、单轴、直接空冷纯凝汽式，投标方可根据各自的技术特点报出投标方案，并进行必要的论述。（3）额定参数主汽门前额定压力：16.7MPa（a）主汽门前额定温度：538℃中压主汽阀前再热蒸汽压力：90%汽机高压缸排汽压力（再热系统压降按10%高压缸排汽压力考虑）再热主汽阀前额定温度：538℃（4）回热加热级数：7（5）设计背压：13KPa（a）（暂定）（6）给水温度（TRL工况）：℃（最终按热平衡优化确定）（7）工作转速：3000r/min（8）旋转方向（从汽机向发电机看）：顺时针或逆时针（9）长期连续运行时最大允许系统周波摆动：48.5～50.5Hz（10）从汽轮机向发电机看，润滑油管路为侧布置。3.1.2热力系统配置要求：回热系统为具有一次中间再热与三级高压加热器（内设蒸汽冷却段和疏水冷却段），一级除氧器和三级低压加热器组成七级回热系统，各级加热器疏水采用逐级自流方案。第四级抽汽用于除氧器加热及高压厂用辅助蒸汽系统正常汽源。汽轮机第五级抽汽除供回热抽汽外，同时还应具有供不小于40t/h的低压厂用辅助蒸汽的能力。机组采用3台50%容量的电动给水泵。3.1.3汽机旁路系统机组设有汽机旁路系统，允许主蒸汽通过高压旁路，经再热冷段蒸汽管道进入锅炉再热器，又允许再热器出口蒸汽通过低压旁路而流入空冷凝汽器。旁路系统的主要功能是：在机组冷态、温态、热态和极热态启动过程中，能使汽机进口蒸汽压力、温度、流量稳步提高，满足汽轮机的要求，从而缩短机组的启动时间。满足空冷凝汽器冬季启动及低负荷时的防冻要求。满足FCB工况要求，投标方需提供FCB各种工况的热平衡图。投标方机型采用高中压缸联合启动或中压缸启动时，提出推荐的旁路容量（需考虑FCB工况）。在汽轮机投标时可暂按65%BMCR考虑。3.2技术要求3.2.1汽轮机本体性能要求机组工况定义机组输出功率机组的额定功率为350MW。额定功率是指机组输出功率。机组输出功率=发电机输出端功率－非同轴励磁功率－非同轴主油泵消耗功率3.2.1.1铭牌功率（TRL）工况汽轮发电机组能在下列规定条件下在保证寿命期内任何时间都能安全连续运行，发电机输出铭牌功率350MW（当采用静态励磁和/或采用不与汽机同轴的电动主油泵时，应扣除各项所消耗的功率），此工况称为铭牌工况（TRL），此工况下的进汽量称为铭牌进汽量，是出力保证值的验收工况。其条件如下：(1)额定主蒸汽参数、再热蒸汽参数及所规定的汽水品质；(2)汽轮机低压缸排汽背压为：≤30kPa(a)；(3)补给水量为：2%；(4)所规定的最终给水温度：约℃；(5)全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；(6)电动给水泵投入运行，满足规定给水参数；(7)在额定电压、额定频率、额定功率因数0.85(滞后)、额定氢压、发电机冷却器冷却水温为33℃时，发电机效率为99%。3.2.1.2汽轮机最大连续出力（T-MCR）工况汽轮机进汽量等于铭牌（TRL）工况进汽量，在下列规定条件下，投标方（中标后的投标方）保证在寿命期内安全连续运行，此工况下发电机输出的功率（当采用静态励磁以及采用不与汽机同轴的电动主油泵时，应扣除各项所消耗的功率）称为最大连续功率（T-MCR），并作为出力保证工况，其条件如下：(1)额定主蒸汽再热蒸汽参数及所规定的汽水品质；(2)汽轮机低压缸排汽背压为：12kPa(a)；(3)补给水量为：0%；(4)所规定的给水温度；℃(5)全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；(6)电动给水泵投入运行，满足规定给水参数；(7)在额定电压、额定频率、额定功率因数0.85(滞后)、额定氢压、发电机冷却器冷却水温为22℃时，发电机效率为99%。3.2.1.3汽轮机组调节门全开（VWO）工况汽轮发电机组能在调节阀全开，其它条件同3.2.1.2时，进汽量一般不小于105%的铭牌（TRL）工况进汽量，此工况称为调节门全开（VWO）工况，并作为汽轮机进汽能力保证值和强度保证工况。3.2.1.4热耗验收（THA）工况当机组功率（当采用静态励磁、和/或采用不与汽机同轴的电动主油泵时，扣除各项所消耗的功率）为铭牌功率350MW，除进汽量以外其它条件同3.2.1.2时称为机组的热耗率验收（THA）工况，此工况为热耗率保证值的验收工况。3.2.1.5高加全切工况汽轮发电机组能在高压加热器全部停运时安全连续运行，除进汽量及这部分回热系统不能正常运行外，其它条件同3.2.1.2，此时机组应能保证输出铭牌功率。3.2.1.6机组在任何一台或一组低压加热器停用，其它条件同3.2.1.2时，应能输出铭牌功率。3.2.1.7机组在带厂用辅助蒸汽，其它条件同3.2.1.2时，应能输出铭牌功率。带厂用辅助蒸汽工况按汽轮机组输出铭牌功率允许的最大抽汽量考虑，厂用辅助蒸汽抽汽点分别按在高压缸排汽、4段抽汽和5段抽汽，厂用辅助蒸汽量见3.2.2.1（7）。3.2.1.8阻塞背压工况汽轮机进汽量等于能力工况的进汽量（铭牌进汽量），在下列条件下，当外界气温下降，引起机组背压下降到某一个数值时，再降低背压也不能增加机组出力时的工况，称为铭牌进汽量下的阻塞背压工况，汽轮机能在此工况条件下安全连续运行。此时，汽轮机的背压称作铭牌进汽量下的阻塞背压，输出功率值为kW。1)额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质；2)补给水率为0%；3)对应该工况的设计给水温度 ℃；4)全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；5)电动给水泵投入运行，满足规定给水参数；6)在额定电压、额定频率、额定功率因数0.85(滞后)、额定氢压、发电机冷却器冷却水温为22℃时，发电机效率为99%。此工况也为机组出力保证值的验收工况。投标方应提供阻塞背压与汽轮机进汽量的关系曲线。3.2.1.9空冷凝器系统考核工况按不保证率法，一般为夏季TRL工况。示例如下：在夏季空气干球温度为 ℃，每台汽轮机的排汽流量为t/h、排汽焓为 kJ/kg，排汽干度为%时，应保证在距排汽分配管道上方1米高度，水平风速 m/s时，汽轮机排汽口处背压不大于kPa，这一工况作为空冷凝汽器系统考核工况。3.2.1.10汽轮机能够安全连续运行的最高允许背压为 kPa，投标方应提供跳闸背压曲线。3.2.1.11锅炉应在保证汽机进口蒸汽参数为额定值的条件下，生产足够的蒸汽量，与汽轮机阀门全开（VWO）工况时的流量相匹配。这个蒸汽流量称为锅炉的最大连续蒸发量（BMCR）。3.2.1.12发电机的额定容量应与汽轮机铭牌功率工况时的出力相匹配；发电机的最大连续输出容量应与汽轮机TMCR工况下的出力相匹配。3.2.1.13汽轮机应能承受下列可能出现的运行工况：（1）汽轮机轴系，应能承受发电机及母线突然发生两相、三相短路、线路单相短路快速重合闸、非同期合闸时所产生的扭矩。（2）投标方应提供机组甩去外部负荷时在额定转速下空转（即不带厂用电）持续运行的时间分钟。（3）汽轮机并网前应能在额定转速下空转运行，其允许持续运行的时间，至少应能满足汽轮机启动后进行发电机试验的需要。（4）汽轮机能在低压缸排汽温度不高于79℃下长期运行。投标方应提供高、低压缸排汽温度最高允许运行值。高压缸排汽温度：正常运行最高℃，报警℃，停机℃；低压缸排汽温度：正常运行最高℃，报警℃，停机℃。3.2.1.14投标方对不允许运行及不允许长期连续运行的异常工况，应在启动运行维护说明书中作明确的规定。3.2.1.15汽轮机的零部件（不包括易损件）的设计使用寿命应不少于30年，在其寿命期内应能承受下列工况，总的寿命消耗应不超过75%，其疲劳寿命消耗不应超过总寿命的75%。（1） 冷态启动（停机超过72小时，汽缸金属温度约低于该测点满负荷值的40%）100次（2） 温态启动（停机在10至72小时之间，汽缸金属温度约在该测点满负荷值的40%至80%之间）700次（3） 热态启动（停机不到10小时，汽缸金属温度约高于该测点满负荷值的80%） 3000次（4） 极热态启动（机组脱扣后1小时以内，汽缸金属温度接近该测点满负荷值）150次（5） 负荷阶跃≥10%额定负荷12000次投标方应给出在各种运行方式下机组寿命消耗的分配数据表及高中压转子的寿命消耗曲线。以保证机组能在设计使用寿命期限内可靠地运行。3.2.1.16汽轮机运行模式：（1）机组半年试生产后，机组年平均运行小时数应不少于8500小时，年利用小时数7500小时。汽轮机强迫停机率＜1.5%。（2）机组运行模式符合以下方式：负荷年运行小时数年利用小时数100%额定出力5500550075%额定出力20001000≤50%额定出力10001000总计85007500（3） 制造厂应给出汽轮机两次大修之间的间隔，并不得小于6年。3.2.1.17机组的允许负荷变化率应为：.（1） 在100%～50%铭牌功率负荷范围内：不小于5%铭牌功率/每分钟（2） 在50%～30%铭牌功率负荷范围内：不小于3%铭牌功率/每分钟（3） 30%铭牌功率负荷以下：不小于2%铭牌功率/每分钟（4） 允许负荷阶跃：＞10%铭牌功率/每分钟3.2.1.18机组在整个寿命期间内周波变化范围及允许持续运行时间均应符合最新版IEC标准规定，投标方应提供机组在整个寿命期内的周波允许变化范围及允许运行的时间。汽轮机应能在50.5~48.5Hz的额定转速下持续运行，没有持续时间和出力的限制。但不得低于下表值：频率允许时间（Hz）每次（sec）累计（min）51.0~51.5303051.0~50.518018050.5~48.5连续运行48.5~48.030030048.0~47.5606047.5~47.0101047.0-46.5253.2.1.19从VWO工况到最小负荷，汽轮机应能与锅炉协调运行，且应能满足汽轮机启动方式的要求。投标方应提供汽轮机允许的主蒸汽、再热蒸汽参数变化范围及允许持续运行时间，并说明所依据的标准、规范。参数名称限 制 值主蒸汽压力任何12个月周期内的平均压力≤1.00P0保持所述年平均压力下允许连续运行的压力≤1.05P0例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间≤12小时≤1.20P0冷 再 热 蒸 汽 压 力≤1.25Pl主蒸汽及再热蒸汽温度任何12个月周期内的平均温度≤1.00t保持所述年平均温度下允许连续运行的温度 ≤t+8℃ 例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间≤400小时≤t+14℃例外情况下允许偏离值每次≤15分钟，但12个月周期内积累时间≤80小时≤t+28℃不允许值 ＞t+28℃表中采用下述定义的符号：P0主汽门前额定进汽压力 MPa(a)Pl额定冷再热蒸汽压力（汽轮机热耗考核工况高压缸排汽压力） MPa(a)t 主汽门和中压联合汽门前额定进汽温度 ℃3.2.1.20主蒸汽和再热蒸汽管道分别采用双管进入汽轮机，投标方应分别提供机组在启动和正常运行时，平行的两根主蒸汽或再热蒸汽管道间的蒸汽温度的允许偏差值，但应符合DL/T892-2003《电站汽轮机技术条件》的有关规定。3.2.1.21投标方对汽轮发电机组整个轴系的振动、临界转速、油系统、联轴器等负责统一归口。汽轮发电机组的轴系各阶临界转速应与额定转速避开-10%~+15%的区间。轴系临界转速值的分布保证能有安全的暖机转速和进行超速试验转速，投标方应提供轴系各临界转速值。还应提供轴系扭振固有频率，在工频和二倍工频±10%范围内无扭振固有频率。3.2.1.22汽轮机在所有稳定运行工况下(额定转速)运行时，在轴承座上测得的双振幅振动值，无论是垂直或横向均不大于0.025mm，在任何轴颈上所测得垂直、横向双振幅相对振动值应不大于0.05mm；各转子及轴系在通过临界转速时各轴承座双振幅振动值应不大于0.08mm，各轴颈双振幅相对振动值不大于0.15mm。投标方应提供过临界转速时的最大允许振动值。（1）投标方应提供各轴承型式、主要数据及瓦型、失稳转速等，对于对数衰减率，应说明所采用的计算公式和判别准则。（2） 投标方应提供安装扬度曲线，并分别说明冷态标高中考虑的因素及采用的数值。确定轴承标高，以使机组各轴颈处不因此而产生附加弯矩为准则，同时还要根据影响机组标高的运行因素如抽真空等对冷态标高进行必要的修正。（3）投标方在机组出厂前做高速动平衡消除不平衡量，确保轴系稳定性及机组运行安全性，不应考虑在电厂做动平衡解决投标方本身的设计和制造误差。如确有需要，不能超过两次，如果增加次数，则由投标方负责发电量的损失。3.2.1.23当汽机负荷从100%甩至零时，汽轮发电机组应能自动降至同步转速，并自动控制汽轮机的转速，以防机组脱扣。3.2.1.24当自动主汽门突然脱扣关闭，发电机仍与电网并列时，发电机处于电动机运行状态，投标方应提供发电机作为电动机运行时汽轮机的允许运行时间。3.2.1.25超速试验时，汽轮机应能在115%额定转速下作短期运行，这时任何部件都不应超应力，各轴系振动也不应超过报警值。投标方应负责计算汽轮发电机整体轴系的稳定安全性。3.2.1.26投标方提供汽机在不同启动条件下的启动曲线，从铭牌功率到与锅炉最低负荷相配合的滑压和定压运行曲线，以及滑参数停机特性曲线。曲线中至少应包括主蒸汽和再热蒸汽的压力、温度、流量以及机组的转速、负荷变化等。投标方负责归口机炉联合启动曲线，锅炉厂配合并满足汽轮机启动要求。3.2.1.27投标方应提供在VWO工况、TMCR工况、THA工况的进汽量条件下，机组功率与排汽背压的关系曲线，背压范围从阻塞背压至最高允许背压。阻塞背压与汽轮机进汽量的关系曲线。3.2.1.28投标方应提供汽轮机的起停方式和必要的运行数据。3.2.1.29热耗率保证值（1）机组THA工况的保证热耗率不应高于 kJ/kW.h（2）投标方按下式计算汽轮发电机组在THA工况条件下的热耗率（不计入任何正偏差值）。汽轮发电机组热耗率=式中： Wt 主蒸汽流量kg/hWr 再热蒸汽流量kg/hHt 主汽门入口主蒸汽焓kJ/kg △Hr 经再热器的蒸汽焓差kJ/kgHf 最终给水焓kJ/kgkWg 发电机终端输出功率kW kWe 当采用静态励磁和/或采用不与汽轮机同轴的电动主油泵时，各项所消耗的功率以上公式是指未使用减温水的工况，如使用时应予修正。投标方（投标方）应按下列条件计算保证热耗率：发电机效率：99%再热系统压降：10%1、2、3 段抽汽压损：3%，其它各段抽汽压损：5%加热器端差参考下表（加热器号按抽汽压力由高至低排列）1号高加2号高加3号高加5号低加6号低加7号低加上端差℃-1.7002.82.82.8下端差℃5.65.65.65.65.65.6低压加热器属于主机成套设计供货，汽轮机性能考核试验不对低压加热器的端差进行修正。投标方应提供附详细数据（包括工质压力、温度、流量、焓值、压降、端差、温升和功率等）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。热耗试验标准采用ASME PTC6-1996。投标方在投标时应提供已运行的、参数与本工程相近的、由投标方（技术支持方）供货的汽轮机的实测热耗率数据。投标方在投标时应提供汽轮机热耗——背压修正曲线。投标方在投标时应提供汽轮机在THA、75%THA、50%THA及TRL工况下按实际发电量计算出的加权热耗率。加权热耗率按下式计算： 式中： _THA工况热耗率， kJ/kW?h； _75%THA工况热耗率，kJ/kW?h； _50%THA工况热耗率，kJ/kW?h； _TRL工况热耗率， kJ/kW?h。3.2.1.30汽轮机及发电机各节点的设计扭矩、扭应力和安全系数，应在投标文件中给出，并说明所对应的异常工况。3.2.1.31高压加热器不属主机配套设计供货，但投标方在汽机热平衡计算时，应提出各种运行工况下各高压加热器端差和参数。3.2.1.32VWO工况应作为汽轮机辅属设备等设计选择的基础。3.2.1.33距汽轮机外壳外1米，汽机运转层上1.2米高处的假想平面处所测得的噪声水平应不大于85dB(A)。噪声测量方法按IEC-1063进行。3.2.2汽轮机本体结构设计要求3.2.2.1一般要求（1）汽轮机及所有附属设备应是成熟的、全新的、先进的产品，制造厂有制造相同容量机组及成功运行的实践经验。投标方不得使用试验性的设计和部件。投标方提供的设备、部件应最大限度的在工厂进行组装。汽轮机应在制造厂总装、盘车，投标方可对厂内总装情况及总装试验加以说明。（2）汽轮机的滑销系统应保证长期运行灵活，如滑销系统采用润滑剂则应能在运行中注入，投标方应提供汽轮机滑销系统的说明，并应提供加注工具。（3）机组的设计应充分考虑到可能意外发生的超速、进冷汽、冷水、着火和突然振动。防止汽机进水措施至少应符合ASME TDP-1规定，以及应符合DL/T834-2003汽轮机防止进水和冷蒸汽导则的规定。（4）投标方应对所有连接到汽缸上的管道，提出允许外部作用力及力矩要求，及计算公式。当招标方管道设计不能满足投标方要求时，在设计联络会上双方协商解决。 （5）当机组具有中压缸启动和高中压缸联合启动功能时，投标方应提供启动时防止高压缸过热的措施及相关设备。（6）本工程采用汽轮机两级串联旁路。旁路的容量应满足机组安全启动，机组在任何工况下启动（冷态、温态、热态、极热态启动）时保证主汽温度和汽轮机金属温度相匹配的要求。投标方应结合自己成熟和传统的设计提出采用旁路系统的具体方案和要求，包括旁路的容量、参数、旁路的控制方式与机组运行方式匹配等设想，并提供相应配置的电厂机组运行情况，以便招标方采购适合的旁路。旁路选择应该能满足FCB工况运行要求。（7） 除回热抽汽用汽外，机组应能供给厂用蒸汽量：冷段抽汽量（暂定）50t/h，四级抽汽量（暂定）50t/h，五级抽汽量（暂定）40t/h，此工况下汽轮机应能发出THA工况铭牌功率。（8）所有的紧固件（特别是汽缸、阀门、导汽管上的紧固件）都应选用成熟可靠的材料，并保证一定的使用年限。工作温度高于450℃的紧固件，还应考虑其松弛性能。（9）汽轮机低压缸排汽口应能承受来自排汽管道的一定的推力和力矩。（10）投标方应对空冷汽轮发电机组进行轴系稳定性设计和分析，提供有力的分析数据和准则。3.2.2.2汽轮机转子及叶片（1）汽轮机转子采用彻底消除残余内应力的锻造转子。（2） 汽轮机设计应允许不揭缸进行转子的动平衡及可以不揭缸进行转子加装动平衡块。（3） 转子的临界转速应符合3.2.1.20条的要求。（4） 投标方应提供各个转子的低温脆性转变温度（FATT）的数值，并解释取得该数值的依据，以确认其正确性。投标方应力争降低转子的脆性转化温度，至少脆性转化温度值不应影响机组起动的灵活性。（5） 转子相对推力瓦的位置应设标记，以便容易地确定转子的位置。（6） 叶片的设计应是先进的、成熟的，使叶片在允许的周波变化范围内不致产生共振，并提供低压末级及次末级叶片的坎贝尔频谱（CAMPBELL）图。投标方应提供空冷汽轮机末级叶片的优化专题报告。（7） 任何一级蒸汽的含水量应限制在优良设计的百分比范围内，以保证汽轮机有较长的寿命，低压末级及次末级叶片应具有必要的抗应力腐蚀及抗水蚀措施，汽轮机应设有足够的除湿用的疏水口。汽机高压缸和中压缸第一级叶片的设计应考虑固体颗粒侵蚀的影响。投标方应提供末几级叶片抗水蚀措施的说明。（8） 如采用司太莱合金，应有防止叶片司太莱合金脱落和消除焊接热应力的措施。（9） 应说明转子及叶片材料，提供转子重量、重心及转子的惯性矩GD2值。（10） 汽轮机各转子在出厂前应进行高速动平衡试验，试验精度应达到1.0mm/s。（11） 每台汽轮机转子，都应在制造厂进行一次超速试验，超速试验应在超过最高计算转速2%的转速下进行。最高计算转速是假定在调速器失灵，且最高转速只受超速跳闸装置动作限制时可能出现的最高转速，这种试验只能进行一次，超速试验延续时间不应超过10分钟。但在任何情况下，不得超过额定转速的20%，投标方应给出所进行试验的转速和持续的时间。（12）投标方应对发电机产生的轴电流、轴电压采取相应措施，防止对汽轮机轴的损伤。（13）投标方必须提供转子毛坯的原产地证明书及转子的各项试验报告包括金属实验报告。3.2.2.3汽缸（1）汽缸的设计应能使汽轮机在启动、带负荷、连续稳定运行及冷却过程中，因温度梯度造成的热应力和变形量较小，能始终保持正确的同心度，任何情况下，不应影响机组的安全运行。（2）高、中、低压缸均应采用已有成熟运行业绩的结构和材料。高压内缸、喷嘴室及喷嘴、中压内缸、导流环等部件应选用在高温下蠕变断裂（持久）强度较高的材料，投标方提供汽缸铸件裂纹挖补、热处理的全部质量检测文件，汽缸铸件的同一部位挖补不允许进行两次。（3）提供低压缸自动喷水系统中本体管道、阀门、附件等和自动控制装置。喷水装置的安装部件和喷水方向恰当，不得因喷水而损伤叶片。（4）在低压缸上半部应提供排汽隔膜阀（即大气阀），以保护机组安全。该阀应有足够的排汽面积，投标方应提供排汽隔离阀的爆破压力限制值。（5）提供汽缸法兰螺栓的专用紧固工具及质量可靠的电加热装置，包括所有附件、伸长量测量装置和控制设备。（6）提供揭缸时分开汽缸结合面的装置和措施（包括上猫爪支承的汽缸在揭缸时的下汽缸支承装置和措施），当采用液压装置时，要求进口。（7）汽缸上的压力（包括调节级）、温度测点（包括测量元件）必须齐全，位置正确，符合运行、维护、集中控制和试验的要求。汽轮机壁温测点应有明显的标志，并提供便于安装检修的措施，内缸壁温测点应能在不揭缸的情况下拆换。（8）汽缸端部汽封及隔板汽封应该有适当的弹性和推挡间隙，当转子与汽缸偶有少许碰触时，可不致损伤转子或导致大轴弯曲。3.2.2.4轴承及轴承座（1） 因空冷机组背压高、变化幅度大，其低压缸的零部件受温度变化影响大。为保证汽轮发电机组的安全运行，低压缸采用落地轴承座。（2） 主轴承的型式应确保不出现油膜振荡，各轴承的设计失稳转速应在额定转速125%以上，具有良好的抗干扰能力。投标方需提供轴承的失稳转速、对数衰减率的计算数据和对数衰减率允许值。（3） 检修时不需要揭开汽缸和转子，应能够把各轴承方便地取出和更换。（4） 主轴承应是水平中分面的，不需吊转子就能够在水平，垂直方向进行调整，同时应是自对中心型的。（5） 任何运行条件下，各轴承的回油温度不得超过65℃，该轴承回油管上应有观察孔及温度计插座。监视油流的照明装置应用防爆型的，电压不超过12V。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。（6） 运行中各轴承设计金属温度应不超过105℃，但乌金材料应允许在112℃以下长期运行。（7） 推力轴承应能持续承受在任何工况下所产生的双向最大推力。投标方提供不同工况下推力与负荷的关系曲线。投标方提供显示该轴承金属的磨损量和每块瓦的金属温度测量元件，并提供回油温度表。在汽缸或推力轴承的外壳上，应设有一个永久性基准点，以确定大轴的位置。（8） 各支持轴承（包括发电机组的轴承）均应设轴承金属温度测点（包括测量元件，不少于两点）。（9） 轴承座上应设置测量大轴弯曲，轴向位移、胀差和膨胀的监测装置。（10） 轴承座的适当位置上，装设轴瓦振动及轴振动测量装置各两套。为了测量振动相位，在轴的外露部分装置固定的鉴相信号标志，该位置应便于测取鉴相信号传感器的安装和信号线的引出。3.2.2.5主汽门、调节汽阀、中压联合汽门、高排逆止阀（1） 主汽门、调节汽阀、中压联合汽门应严密不漏。阀门应采用具有高强度的耐热钢材制作，并能承受在主蒸汽、热再热汽管道上做1.5倍设计压力的水压试验。（2） 主汽门、调节汽阀、中压联合汽门、高排逆止阀的材质应能适应与其相联接管道的焊接要求。投标方应提供主蒸汽管道、热再热蒸汽管道与各自阀门的焊接方法及坡口加工图。投标方应对异种钢或不同规格管口提供过渡段，并在制造厂完成焊接和热处理，保证与电厂管道为同种钢焊接的口径和坡口。（3） 主汽门、调节汽阀、中压联合汽门、高排逆止阀应能在汽机运行中进行遥控顺序试验。还应具备检修后能够进行单独开闭试验的性能。（4） 提供主汽门、中压联合汽门在启动吹管及水压试验用的临时堵板、阀芯、阀盖和连接法兰等。（5） 提供主汽门、中压联合汽门使用的临时性和永久性蒸汽滤网。滤网应是加强型设计。阀门出厂前应装好临时滤网。（6） 提供吹管及水压试验后主汽门、中压联合汽门和高排逆止阀使用的备用密封垫圈，以及主汽门和中压联合汽门在取出细滤网后需用的附加备用密封垫圈。（7） 机组起停中，在主汽门壳体上有可能产生较大应力的部位，应设置金属温度测点，并提供测温元件。（8） 高、中压主汽门导汽管和疏水管上，应设置停机后为使汽缸强迫通风冷却用的管座、接头和阀门。投标方还应提供强冷系统图，机组停机后使汽缸强迫冷却运行说明书。（9） 如采用中压缸启动时，高压主汽门需考虑预暖措施。（10） 主汽门阀体的疏水管径应根据主汽门所允许的温度变化率来进行设计，以满足机组各种状态启动时，对主汽门阀体热应力要求，避免主汽门阀体出现裂纹，同时也不至于延长启动时间。投标方（投标方）应提供合适的疏水口径并开孔。（11） 主汽门、调节汽阀和中压联合汽门位置指示除有远传装置外，还应具有显示阀门位置的机械指示装置。（12） 投标方应提供高排逆止阀在启动吹管用的临时堵板及锁紧装置、反法兰及附件。（13）主汽门、调节汽阀、中压联合汽门的油动机应设置缓冲区，防止阀芯、阀杆和阀座在关闭时受到损伤。3.2.2.6汽轮机控制用抗燃油系统（1）抗燃油系统应至少应包括有油箱及附件、两台100%容量的交流供油泵、两台在线抗燃油再生装置、一台抗燃油滤油装置、两台100%容量的不锈钢冷油器、蓄能器、油过滤器、油温调节装置、泵进口滤网等，所有汽轮机控制用抗燃油系统的一整套设备及管道。管道焊口采用对接形式，焊口有金属检验证明。（2）抗燃油系统各部件及油箱，应采用不锈钢材料。（3）当两台高压供油泵瞬间失去电源时（小于5秒钟）不应使汽机跳闸。当运行泵发生故障或油压低时，备用泵应能自启动。投标方提供低油压开关及自动停机压力开关。（4）提供250%容量的进口抗燃油（其中150%为备用）。并提供抗燃油系统设备、管道、仪表及附件。（5）油温调节装置应包括一次元件及控制设备。（6）抗燃油冷却器的冷却水采用闭式循环冷却水，设计冷却水温度38℃，设计压力0.4-～0.6MPa，并承受1.5倍设计压力的水压试验压力。（7）提供抗燃油取样接口。（8）抗燃油系统应采用进口设备。（9）抗燃油泵出口滤心差压信号应留有远传接口。（10）油动机模块处应设有进油隔离门。（11）再生净化装置应单独布置，并配有独立的输油循环泵，应有足够的再循环流量，并带有加油接口。（12）投标方应提供详细的抗燃油系统配置清单及设计图供招标方确认.。对以下设备：抗燃油泵、抗燃油泵出口精滤网、MOOG阀、油动机前进油滤网、呼吸器等关键设备提供3家供货商供招标方确认。3.2.2.7汽轮机润滑油系统（1） 油系统设有可靠的主供油设备及辅助供油设备，在启动、停机、正常运行和事故工况下，投标方应提供各个轴承的油量、油压、回油温度等数值，满足汽轮机、发电机所有轴承用油部位用油量的要求。投标方提出推荐的在国内采购方便的润滑油牌号，最终由招标方确定。（2） 润滑油系统包括主油箱、主油泵（如有）、氢密封备用油泵（如有）、交流润滑油泵、直流事故油泵、2×100%容量的顶轴油泵、2×100%容量的板式冷油器、盘车油泵（如有）、阀门、管道、仪表、满足每台汽轮发电机组所需全部附件，例如回油管上的窥视孔、温度计插座和进油管上的活动滤网（包括发电机）等。该系统还可以作为发电机密封油的辅助供油系统，留有备用接口。汽轮机润滑油系统应考虑发电机油系统及排氢设施的回油。（3） 主油箱及系统中其他部分的容量的大小，应保证当厂用交流电失电的同时冷油器断冷却水的情况下停机时，仍能保证机组安全惰走，此时，润滑油箱中的油温不应超过75℃，并保证安全的循环倍率。主油箱的大小应能容纳停机时汽轮发电机组所有流回到油箱里来的油。（4） 主油箱上应设置两台全容量用交流电动机驱动的抽油烟机和油烟分离器等。排烟风机应为立式风机。当油箱油温低于10℃，油不能循环时，投入电加热器加热温度到40℃，应提供电加热器及温控设备。（5） 汽轮机润滑油系统所用管道及附件应是强度足够的厚壁管，至少应按提高一个压力等级进行设计。尽量减少法兰及管接头连接，对靠近蒸汽管道和热表面的油管道应采用防护结构，油系统中的附件不应使用铸铁件。所有的油管道焊缝全部采用氩弧焊。润滑油系统应使用套装油管。润滑油管路（包括各管件）采用不锈钢材料。回油管道足够大，并向油箱一侧向下倾斜布置，回油管道倾斜坡度不小于3～5%，以保证回油通畅。（6） 所有润滑油系统的泵组应设计成能自动启动、遥控及手动起停。设有独立的压力开关，停止——自动——运行按钮和用电磁阀操作的启动试验阀门。应提供遥控启动能力和所有其它电动机状况的远方指示。（7） 两台冷油器采用先进技术的板式换热器（进口瑞典阿法拉伐公司产品）。每台冷油器应按设计冷却水流量、冷却水温（33℃）、设计压力为0.3MPa、水侧清洁系数为0.85情况下的最大负荷设计。冷油器应承受1.5倍设计压力的水压试验压力。换热面积应有10%以上的设计裕量。冷油器的设计和管路布置方式应允许在一台运行时，另一台停用的冷油器能排放、清洗或调换。投标方应提供冷油器的防堵、防漏的技术措施。（8） 板式冷油器的冷却水采用深度处理的开式水。所选用的材料至少应采用TP316L不锈钢材质。（9） 凡有可能聚集油气的腔室，如轴承箱、回油母管等应有排放油气的设施。（10） 汽轮机油系统设计要考虑保持轴承座适当的真空，以防油挡漏油。并从汽轮机结构和系统设计上采取措施，防止有汽水由于轴封漏汽等原因而进入油中。（11） 润滑油系统中各项设备如轴承箱、冷却器和管路阀门等，应彻底清除残砂、焊渣、锈片等沾污物质，并经防腐蚀处理后再妥善密封出厂。油系统所配用设备包括管道、附件、表计等均由投标方配套提供（用于联锁保护的表计要求进口）。（12） 润滑油系统中所配的油泵、风机的电动机应选用防爆型。（13） 投标方应提供油系统清洁度的标准，说明分别对投标方在设计、制造过程中和招标方在安装、运行中如何保证油系统清洁，主要有那些技术保证措施。（14） 油系统的防火要求应按照美国NFPA标准及国家有关标准。（15） 主油箱应设置阻火器和事故放油接口，投标方应提供2只事故放油阀和连接附件。主油箱底部还应设置放水阀门，能在运行中进行放水和供化学取样，但必须采取措施确保其严密性。（16） 主油箱应设有油净化接口及配套油位控制阀。（17） 所有的控制装置、开关、指示器和报警装置等，均应安装在就地表盘上，并有信号输出接点。（18） 除上述规定外，投标方的润滑油系统还应符合DL/T892-2004的规定。3.2.2.8润滑油贮存及净化处理系统，本套系统为招标方采购，投标方在设计过程中应预留本套系统的接口（包括润滑油净化进出口和润滑油贮存油箱来油口），并在所供油系统图纸中示意出本系统。本系统说明如下：（1）每台机组设一个清洁油和污油分隔开的组合油箱（清洁油箱和污油箱应为一体结构），每个油箱的有效容量应不小于一台机组全部油量的120%。（2）每台机组配置两台交流电动机驱动的输油泵。（3）每台机组设有一套润滑油净化处理系统对汽轮发电机组的润滑油进行净化。（4）所有控制装置、开关、指示器和报警装置等，均应安装在就地表盘上，并能将信号送到集控室的指定位置。（5）润滑油贮存及净化处理系统中，投标方所提供的设备、管道及附件内表面应在工厂进行永久性防腐处理。3.2.2.9顶轴系统（1） 顶轴系统的设计，要求能向轴承（包括发电机轴承）注入高压润滑油，以承受转子的重量。在机组盘车时或跳闸后都能顺利投入运行。顶轴系统宜设计成母管制系统。（2） 顶轴油泵至少为2台100%容量的高压容积泵（所配电机为防爆型），向汽轮机及发电机各轴承供油。顶轴油泵的布置位置应保证可靠地运行，有可靠的油源并防止漏油。该设备应为进口成熟可靠设备。（3） 顶轴油系统必须设置安全阀以防超压。（4） 顶轴油系统须采用不锈钢管、不锈钢阀门及附件。投标方应提供顶轴油系统的全部设备、管道及附件。（5） 顶轴油系统退出运行后，应可利用该系统测定各轴承油膜压力，以了解轴承的运行情况。故每一轴承顶轴油管路中要配置逆止阀及固定式压力表。（6） 顶轴油泵应设置入口油压低的闭锁装置和滤网，以保证顶轴油泵不受损坏。（7） 顶轴油泵与主机之间设联锁。（8） 顶轴油油源来自汽轮机润滑油，顶轴油在轴承进口处应装有滤网。（9） 顶轴油装置应采用集装式结构。（10）顶轴油泵及轴承顶轴油压联锁、报警所需的压力开关由投标方负责提供。3.2.2.10盘车装置（1） 提供一套盘车装置，包括手动操纵机构、盘车电流表、转速表、控制箱（包括一次元件）等。既可远方操作（DCS操作员站上），也可就地操作。在汽机转速降至零转速时，要求既能电动盘车，也能手动盘车。盘车装置由招标方的DCS控制，投标方的供货应满足招标方控制的要求。（2） 盘车装置应是自动啮合型的，能使汽轮发电机组转子从静止状态转动起来，盘车转速由投标方自行确定。（3） 盘车装置的设计应能做到在汽轮机冲转达到一定转速后自动退出，并能在停机时自动投入。盘车装置与顶轴油系统、发电机密封油系统间设联锁。（4） 提供一套压力开关和压力联锁保护装置，防止在油压建立之前投入盘车，盘车装置正在运行而油压降低到不安全值时能发出报警，当供油中断时能自动停止运行。由投标方负责提供盘车装置联锁所需的润滑油压正常、顶轴油压正常及润滑油压低跳盘车压力开关。3.2.2.11轴封供汽系统（1） 轴封蒸汽系统的压力和温度应由招标方的DCS控制，投标方的提供的监控设备应满足其控制要求，并符合防止汽轮机进水措施的要求。轴封系统的备用汽源应满足机组冷热态启动和停机的需要。该系统设有轴封压力自动调整装置、溢流泄压装置和轴封抽气装置。（2） 轴封用汽进口处应设有永久性蒸汽过滤器，且过滤器可以检修并防破损。（3） 轴封启动用汽来源于冷再热蒸汽、厂内辅助蒸汽及主蒸汽，投标方应提供这三个供汽站的调节阀阀组（包括调节阀及其进出口关断阀和旁路阀）。（4） 轴封系统上应配置一套简便又十分可靠的调压、调温装置，以满足向高中压缸和低压缸各轴封的供汽参数要求。减温器应可靠，并应有防止轴封蒸汽温度快速下降的具体措施，投标方在投标书中应予以说明。（5） 设一台100%容量的轴封蒸汽冷却器。轴封蒸汽冷却器要求按凝结水泵出口阀门关闭时的凝结水全压力设计，轴封冷却器应选用不锈钢管材，按1.5倍设计压力进行水压试验。（6） 两台100%容量的电动排气风机，用以排出轴封蒸汽冷却器内的不凝结的气体，两台电动排气风机互为备用，在机组运行中可以检修停用的风机。风机底部应设自动排水。（7） 轴封用汽系统应包括轴封汽源切换用的电动隔绝阀、减压阀、旁路阀、泄压阀和其他阀门以及仪表、减温设备和有关附属设备等。减温设备的布置位置应满足使用要求，不致引起汽封带水，同时应便于运行调节、维护和检修。（8） 提供接至集控室仪表和控制器的所有测量用的传感器、开关和其他装置。仪表选型全厂统一，并由招标方确认。（9） 投标方应提供所采用的轴封用汽系统图和系统说明书。3.2.2.12汽轮机疏水、排汽系统、水汽取样系统（1） 疏水系统的设计应 符合DL/T834-2003的有关规定，设有防止水和蒸汽进入汽轮机的设施。疏水系统应能排出所有设备包括管道和阀门内的凝结水；系统还应使备用设备、管道、阀门保持在运行温度状态。（2） 排汽系统应能在机组跳闸时立即排放蒸汽，防止汽轮机超速和过热。机组解列后，该系统还具有排除联合汽门中的蒸汽的功能。（3） 所有疏水和排汽阀门应能自动和手动操作，投标方应提供全部控制设备和仪表。（4） 在汽轮机跳闸时，所有疏水阀应打开，并应配置手动装置。（5） 在失去电源或压缩空气气源时，所有主汽和再热蒸汽的疏水阀应能自动处于保位位置，所有抽汽的疏水阀应能自动打开。公称压力大于等于4.0MPa的疏水管道上设两道串联阀门，一道为手动阀门，一道为气动或电动阀门。（6） 系统应包括但不限于下列各项：1） 收集和凝结所有轴封和阀杆漏汽的疏水。2） 汽轮机主汽门上下阀座的疏水。3） 汽室和高压缸进口喷咀间的主蒸汽管道疏水。4） 中压联合阀门，各抽汽管道上逆止阀的疏水。5） 排汽装置阀门的阀杆漏汽。6） 主蒸汽、再热蒸汽、各级抽汽及本体管道上低位点疏水。7） 汽轮机各汽缸的疏水。（7）投标方应提供汽轮机疏水、排汽系统图。（8）投标方提供汽轮机本体疏水和排汽系统中的全部设备、管道、阀门和附件等。凡与机组真空部分连接的管道阀门，均采用真空密封阀。（9）投标方应提供汽机本体疏水扩容器的设计并供货。喷水减温所配气动调节阀由投标方提供。3.2.3汽轮机本体仪表和控制3.2.3.1 总体要求投标方应提供完整的资料，以书面形式详细说明对汽轮机测量、控制、联锁、保护、等方面的要求。投标方有义务协助机组DCS厂商，对其设计的控制组态共同进行审核，确保DCS控制功能的正确和完整。投标方有义务提供空冷岛供货商所需要的资料。投标方应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。投标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应分别提供中文和英文版本。投标方应对中、英文版本资料的准确性负责。进口设备的资料应同时提供中、英文两种版本，以中文版本为准。（1）投标方提供的汽机及其配供设备应设计为能满足机组自启停运行方式要求，并应提供实现此功能必需的所有相关资料，其中至少包括：机组自启停控制逻辑图，汽机启停曲线、启停操作说明等。此外，投标方（投标方）应配合锅炉、发电机、DCS供货商及招标方（招标方）共同完成机组的自启停功能设计。投标方（投标方）还应在投标文件中提供其国外技术合作方在同等容量机组自启停功能设计方面的业绩。（2）投标方应对随机提供的热工设备（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。特殊检测装置须提供安装使用说明书。热工设备及接口均采用国际单位制。（3）投标方应预留汽机本体所有过程仪表的安装接口，包括压力、温度、流量、分析仪表等，根据需要安装一次阀门，并带有封头。（4）投标方应提供汽机本体仪表控制系统图纸，注明仪表编号（由于本工程采用KKS编码，投标方应编制所有成套供货的仪表和控制装置的KKS编码）、位置及仪表接头的结构形式。（5）随机提供的指示表、开关量仪表、测温元件必须符合国际标准，且规格型号齐全，测量元件的选择应符合控制监视系统的要求。所有的联锁保护均应使用逻辑开关，不允许采用电接点型仪表。（6）汽轮机必须满足自启停及调频调峰的要求。（7）投标方应保证其所供热控设备的可靠性。（8）随汽机供应的热控设备的规范应征得招标方（招标方）的同意。（9）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。（10）所有的变送器应为二线制智能变送器（分析仪表，导电度表除外），精度至少达到0.1级，提供的外部负载应至少为500欧姆。外壳防护等应达到IP65标准，并具有不小于13mm的螺纹电缆接口。所有不使用的连接口应予以封堵。（11）所有过程逻辑开关的精度至少为0.5级，其外壳防护等应至少达到IP65标准，并具有不小于13mm的螺纹电缆接口。提供的接点输出应为DPDT（双刀双掷）型。（12）随汽机本体提供或设计的所有热电偶、热电阻测温元件应采用双支型，热电偶的精度应满足以下要求：误差限值温度范围?1.7℃0℃-316℃?1/2%量程316℃-871℃（13）就地指示仪表的精度至少为1级，盘面直径不小于150mm（气动控制设备的空气过滤器、定位器上的压力指示表除外）。通常情况下，表计的量程选择应使其正常运行时指针处在3/4量程位置。就地温度计要求采用万向型可抽芯式双金属温度计，不得采用水银温度计；安装在振动场合的就地指示表应为防振型。（14）所有模拟量接口信号应是4～20mA（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应为双刀双掷（DPDT）无源接点类型，接点容量（安培数）应至少满足如下要求：230V AC115VDC230VDC接点闭合(感性回路)5A10A5A连续带电5A5A5A接点分断2.5A2A0.5A（15）对于不随汽机供应的执行机构，应由投标方提供力矩连接方式及其它技术要求。（16）投标方所供控制盘柜的外壳防护等级，室内应为IP52，室外应为IP56（防腐）。盘柜的色标及安装在电子室的盘柜尺寸由招标方（招标方）最终确认。（17）盘柜的前后门应有永久牢固的标牌；机柜应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；机柜的钢板厚度至少为3mm；机柜内的支撑件应有足够的强度，保证不变形。（18）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。（19）盘柜内应预留充足的空间，使招标方能方便地接线、汇线和布线；所有接线端子柜应合理配置电缆布线空间，确保所有电缆接线完成后柜内仍留有15%的富余空间。（20）汽轮机及其所供的调节阀、电动门等应选用有成熟的运行经验的产品，保证其可控性和可靠性，以满足热工调节控制的要求。电动门配供开、关方向的的阀位行程开关和力矩开关至少各为四开四闭型。 对于气动阀应按系统控制要求配供所有附件如定位器、电磁阀、行程开关、二线制位置变送器等。每个气动阀应配置空气减压过滤器，招标方供气压力为6～8kgf/cm2。（21）投标方应将其提供的仪表及控制设备连到投标方（投标方）提供的接线盒或现场控制盘上。所有模拟接口信号应是4～20mA（热电偶及热电阻除外），输出触点应为无源接点，容量应至少为220VAC、3A。（22）投标方应对汽机本体热工保护及控制装置负有配合的责任。无论成套提供，还是招标方（招标方）订货设备。（23）随汽机提供的所有一次元件，就地设备都应标注其现场坐标位置、接口尺寸、连接方式或插入深度。（24）随汽机提供的所有电磁阀应为进口产品。（25）汽轮机本体温度测点要求留有插座并提供测温元件，随本体配供的其它就地测量仪表(压力表、逻辑开关及液位计等)均应配供安装附件(一次门、二次门及排污门、取样管等)。供招标方使用的压力测点及汽水分析取样测点则要求带取样短管。建议高温高压系统参数为4MPa或250℃的热力系统热控仪表阀门所配套的热工仪表一次阀门为进口工艺系统阀门，并采用双一次门。阀门和管材应满足工艺参数选择。（26）投标方应提供其供货范围内所有设备的在线性能计算相关资料（方法、公式、曲线等），用于运行指导。性能计算中所需的过程参数原则上从现有测点中获取，如发现测点不够，投标方、应向招标方提出，并由投标方负责提供相应的测点安装接口。（27）供货商应以表格形式提供技术资料(包括进度要求)。（28）投标方DEH、ETS应根据招标方最终确定的机组DCS制造厂商，尽量选择与之相同的硬件和软件产品，如有其它选择，应保证所提供的控制设备为国产优质产品，并应经招标方确认，投标方按上海GE新华、杭州和利时、北京国电智深、南京科远最新的控制系统分别单独报价，最高价计入总价。3.2.3.2 热工检测（1）随汽机供货的热工一次元件和执行机构的选型应和全厂的选型一致，并经招标方认可。（2）投标方应提供随汽机本体范围内成套的所有一次元件，设备的现场安装标识，应与设计图纸一致。（3）就地液位测量，要求采用磁翻板液位计，不得采用玻璃管液位计。（4）随汽轮机本体提供的所有远传测温元件，均应采用K型热电偶（如金属壁温或蒸气温度）或Pt100热电阻（如轴承、推力瓦工作面、非工作面等），其接线要求引至随汽机配供的本体接线盒。Pt100热电阻（三线制）应采用防振技术。温度大于200℃的必须选用热电偶。（5）汽轮机金属壁温测量应提供φ6（外径）延伸型铠装热电偶，分度号为K分度，长度原则上不小于20m，引至接线盒后。采用耐油耐高温屏蔽补偿导线引线至投标方（投标方）提供的本体接线盒，以便于安装维修。汽轮机壁温测点，要求有明显的标志，压接装置应便于安装检修。（6）投标方提供主蒸汽流量测量测点（或间接测点）及相应的测量方案。（7）投标方提供的所有测温元件需采用双支型。其中一个通常供招标方使用。如果两支测温元件都被汽机投标方所使用，则应通过二次仪表转发一个4～20mA的信号供招标方使用。（8）随汽机本体范围内成套的所有就地指示仪表由投标方提供。（9）随汽机提供的所有一次元件，就地设备都应标注其现场坐标位置。（10）汽轮机本体温度测点要求留有插座并提供测温元件，随本体配供的其它就地测量仪表（压力表、逻辑开关及液位计等）均应配供安装附件（一次门、二次门及排污门等）。供招标方使用的压力测点及汽水分析取样测点则要求带一次门。建议高温高压系统参数为4MPa或250℃的热力系统热控仪表阀门所配套的热工仪表一次阀门为进口工艺系统阀门，并采用双一次门。阀门和管材应满足工艺参数选择。一次门后均应配供不锈钢连接短管，高温高压场合的一次门材质应与相连的工艺管道管材相适应；低温低压场合的一次门材质应采用不锈钢。（11）投标方应设计和提供机组性能试验所需要的试验取样点、一次检测元件以及一次元件安装所需的套管、一次阀门等并提供相应的资料（包括安装要求）。（12）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。（13）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。3.2.3.3 汽轮机监视系统（TSI）3.2.3.3.1 随机提供的TSI装置应采用性能可靠并有成熟应用经验的国外原装进口产品。投标方应按照进口：菲利普CSI6500(即原MMS6000)、本特利BN3500分别报价并以最高价计入总价，最终选型由招标方确定且不引起商务费用调整。TSI装置带有一次元件断线故障报警。3.2.3.3.2 要求监视项目齐全、性能可靠，与机组同时投入运行。3.2.3.3.3 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（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。3.2.3.3.4 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±10%，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。两路电源在TSI机柜内切换，每一路电源均设置电源监视。任一路电源消失，均送出报警接点，接点为无源接点，容量为220VAC.5A。要求投标方配置相应的冗余电源切换装置和回路保护设备，当发生电源切换时能够使电子装置正常稳定运行。3.2.3.3.5 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。投标方在投标文件中应附电源系统配置图。3.2.3.3.6 模拟量信号采用4~20mA统一输出，同一信号输出2路，不包括该装置本身所需的信号。3.2.3.3.7 控制、报警、保护等接点输出，能各送出3付无源接点。3.2.3.3.8TSI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，其形式和数量须由招标方（招标方）确认。3.2.3.3.9TSI系统至少应包括如下功能，但不限于此：?转速测量：包括发电机励磁端转速测量。量程一般为0～5000r/min，有零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。要求机头设一套转速测量系统。另在发电机侧增设一套可连续指示转速的测速装置。在机头、机尾各设一块转速表，应提供至少10个转速探头。鉴相测量装置单独配置，同时可提供3路键相脉冲信号给电气用。?轴承振动：按机组轴承数装（包括发电机），测量绝对振动值，可连接指示、记录、报警、保护。?轴振动：按机组轴承数装（包括发电机），测量轴承对轴的X、Y方向相对振动，可连接指示、记录、报警、保护等。?轴向位移：通过一点对大轴位移进行监测，可连续指示、记录、报警、保护等。?胀差：监测各汽缸与转子的相对膨胀差,高低压胀差探头各配置两个，可连续指示、记录、报警、保护G。?轴偏心：监测转子的弯曲值，可连续指示、记录、报警、保护。?汽缸膨胀：测量各汽缸左、右侧的胀缩值，可连接指示、记录、报警，并装有带就地显示的热膨胀传感器、二次表安装在TSI柜面。?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。(同轴向位移)3.2.3.3.10 投标方负责提供TSI一次检测部分的安装支架。3.2.3.3.11 高、中压缸两端轴振测点的安装位置应考虑环境温度对检测元件寿命的影响，建议测点安装在瓦壳的油挡上，低压缸两端轴振的测点也安装在瓦壳的油挡上，探头连接杆不能过长。3.2.3.3.12 随TSI配供发电机轴振、瓦振、转速测量探头等，投标方负责与发电机厂配合发电机轴振、瓦振、转速测量探头的安装接口。投标方向电机厂提供发电机端测速齿盘及转速测量探头安装支架的制造及安装等技术要求。(发电机侧的转速安装支架由发电机厂提供)3.2.3.3.13 TSI由投标方设计订货，投标方负责提供包括TSI一次检测部分的安装支架、探头、延伸电缆(铠装耐高温)、转换器、前置器、电源及机柜等在内的完整的TSI系统。投标方应承诺TSI系统备品备件按10%提供。3.2.3.4 汽轮机紧急跳闸系统（ETS）3.2.3.4.1 总的要求3.2.3.4.1.1 投标方提供全套的ETS装置，投标方提供独立的全套ETS装置(采用PLC控制，PLC采用MODICON QUNTUM系列或AB Contrologix系列，最终由招标方确认)，CPU卡件、电源卡件、I/O卡件、通讯卡件均要求1：1完全冗余配置。ETS至少有15%的I/O余量。3.2.3.4.1.2 ETS系统在信号输入、程序执行、信号输出应是三重化冗余容错。输入模件/输出模件/主处理器/内部通讯都是分别进行各自的冗余，分别能发现并消除本部件的故障，不会将故障扩大或传递到下一个部件。ETS应有I/O余量，软件便于修改，且具有与DCS的接口，还须向招标方提供编程工具。3.2.3.4.1.3 系统应具有如下功能：a) 不会因单点的故障而导致系统失效；b) 可以在3、2或1个主处理器完好的情况下正确操作；c) 完整和透明的双三重化结构；d) 全面的自诊断系统e) 全系列的I/O模块(AI，AO，DI，DO，PI五种信号)f) 可以在线模块更换3.2.3.4.2 具体要求3.2.3.4.2.1 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±10%，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。要求投标方配置相应的冗余电源切换装置和回路保护设备，当发生电源切换时能够使电子装置正常稳定运行。同时还应接受由招标方提供二路直流电源，以满足就地设备的要求。两路电源在机柜内切换，每一路电源均设置电源监视。任一路电源消失，均送出报警接点，接点为无源接点，容量为220VAC.5A(以卖方提出的要求为准)。3.2.3.4.2.2 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。3.2.3.4.2.3 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。投标方在投标文件中应附电源系统配置图。3.2.3.4.2.4 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。3.2.3.4.2.5 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。3.2.3.4.2.6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。3.2.3.4.2.7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，不能引起系统的故障或跳闸。3.2.3.4.2.8系统故障或电源丧失时，其输出应确保汽机趋于安全状态。3.2.3.4.2.9 投标方应提供全套ETS资料、图纸，产品说明、工作范围及与其它系统的接口。3.2.3.4.2.10 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。3.2.3.4.2.11 投标方应提供所有汽机跳闸信号的单独接点输出至SOE。转数探头的数量应满足测量、控制、保护的要求3.2.3.4.2.12 装设此系统可在危险运行工况下将机组跳闸，其主要功能是检查跳闸馈入信号的有效发生，并且保证对有效的跳闸馈入信号立即响应，跳闸动作。3.2.3.4.2.13 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。3.2.3.4.2.14 汽机至少应有下列跳闸保护条件：?手动停机（双按钮控制）。?机组超速保护（至少应有三个独立于其它系统且来自现场的转速信号）。?真空低保护（至少应设三个进口逻辑开关）。?机组轴向位移大保护。?轴承润滑油压力低保护（至少应设三个进口逻辑开关）。?汽机抗燃油压低保护（至少应设三个进口逻辑开关）。?发电机故障保护。?DEH保护跳机。?MFT。?DEH系统故障（包括电源故障）。?推力瓦磨损。(同轴向位移)?轴承振动大跳机。?主油箱油位过低跳机。?汽机、发电机制造厂要求的其他保护项目。3.2.3.4.2.15 超速跳闸系统应满足下列要求：?应设计适当的冗余回路以保证跳闸动作，并尽量减少误跳闸，该系统应由两个独立的通道。?应能在线试验每个通道及跳闸功能，在功能测试或检修期间，保护还应起作用。?当引发跳闸保护的原因消失后，跳闸保护系统需经人工复位，才允许汽机再次启动。?具有保护投切开关，或投掷式端子排作为保护的投切开关。?在每个跳闸通道上都应提供两个输出，分别用于DAS监视系统和硬报警接线系统。?最早发出的指示信号可用于鉴别引起跳闸的主要原因，应具备跳闸首出功能。此信号也应送到DAS及报警系统。?汽机跳闸系统的保护信号均应采用硬接线。?ETS机柜能接受买方提供的二路交流220V±10%，50Hz±1Hz的单相电源（其中一路来自不停电电源UPS，另一路来自厂用保安段电源）。两路电源在机柜内切换，每一路电源均设置电源监视。任一路电源消失，均送出报警接点，接点为无源接点，容量为220VAC.5A(以招标方提出的要求为准)。3.2.3.5 汽机数字电液控制装置（DEH）3.2.3.5.1总体要求3.2.3.5.1.1 投标方提供的数字电液控制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。DEH控制系统由汽机厂配套，由纯电调和高压抗燃油液压伺服系统组成的数字式电液控制系统(DEH)。其电子装置原则上采用与单元机组DCS相同的硬件，DEH硬件按优质国产DCS分别报价（包括：GE新华，和利时，南京科远，国电智深），并将最高报价计入总价。DEH由汽机厂技术上全面负责，投标方参加DCS硬件的招标及设计联络。3.2.3.5.1.2 所供DEH能使汽轮机组在任何一种机组运行方式下安全经济运行。此外，DEH系统还能充分适应其它的包括孤网运行、机组事故工况(如RB、FCB等)和工艺系统要求的各种启动方式在内的启停运行要求。为此，DEH系统具有转速控制、负荷控制、抽汽控制、超速保护、汽轮机发电机参数监视、热应力计算等功能。3.2.3.5.1.3 DEH应具有诊断至模件级的自诊断功能，使其具有高度的可靠性。系统内任一组件发生故障，均不应影响整个系统的工作。3.2.3.5.1.4 DEH应采取有效措施，以防止各类计算机病毒的侵害和DEH内各存储器的数据丢失。同时，投标方还应在DEH内设置防火墙，对DEH网络与所有外部系统之间的通讯接口（网关、端口）进行实时在线监视，有效防范外部系统的非法入侵和信息窃取。3.2.3.5.1.5 DEH的分散处理单元、电源模件、通讯卡件及重要的过程I/O应冗余配置。3.2.3.5.1.6 投标方提供的电子装置机柜、操作员站和工程师站，应能接受由招标方（招标方）提供的二路交流220V±10%，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。要求投标方配置相应的冗余电源切换装置和回路保护设备，当发生电源切换时能够使电子装置正常稳定运行。3.2.3.5.1.7 投标方供货范围内的各电子装置、网络系统、工程师站、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。当操作员站、工程师站无法接受两路电源时，投标方应提供适当容量的小型独立UPS装置对其供电。3.2.3.5.1.8 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。投标方在投标文件中应附电源系统配置图。3.2.3.5.1.9 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。投标方在投标文件中应附电源系统配置图。两路电源在机柜内切换，每一路电源均设置电源监视。任一路电源消失，均送出报警接点，接点为无源接点，容量为220VAC.5A(以卖方提出的要求为准)。3.2.3.5.1.10 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。3.2.3.5.1.11 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。3.2.3.5.1.12 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。3.2.3.5.1.13 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。3.2.3.5.1.14 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。3.2.3.5.1.15 DEH I/O卡件应有15%的I/O余量、I/O插槽20%的余量。3.2.3.5.1.16 系统故障或电源丧失时，其输出应确保汽机趋于安全状态。3.2.3.5.1.17 投标方应提供详细的DEH装置功能和技术文件及其详细图纸资料。DEH装置由投标方统一供货，投标方推荐的DEH装置应有多台机组多年成功的运行业绩，由招标方确认。当投标方与DEH装置制造厂协调有关信号接口等问题时，应有招标方参加。并及时提供确切的设计资料。3.2.3.5.1.17 DEH应能接收全厂GPS主时钟的时钟同步信号，接口形式由招标方确定。 3.2.3.5.2.具体要求如下：3.2.3.5.2.1 该装置应至少包括以下功能，但不少于此：? 该装置应具有“自动”（ATC）、“操作员自动”、“手动”三种运行方式。? 汽机的自动升速、同步和带负荷。? 快速一次调频（满足孤网运行要求）及二次调频3.2.3.5.2.2 该装置提供在汽机热状态进汽和寿命消耗允许条件下的合理升速率；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，该系统应包括：3.2.3.5.2.3 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。3.2.3.5.2.4 所有调节汽机升速率的必要运算和监视过程。3.2.3.5.2.5汽轮发电机组的自动同期。3.2.3.5.2.6升速目标负荷。3.2.3.5.2.7汽机负荷限制。3.2.3.5.2.7 EH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。3.2.3.5.2.8负荷控制与限制：自动带负荷及负荷限制；自动调节电负荷；一次调频。3.2.3.5.2.9“快关”功能：电网故障时，功率与负荷不平衡时，快关中压调门后重新开启。3.2.3.5.2.10 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。投标方应提供阀门开启顺序，并保证不引发由于气隙产生的轴承震荡或轴瓦温度的过剧变化。3.2.3.5.2.11 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。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。3.2.3.5.2.12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。3.2.3.5.2.13显示、报警、打印。所供数字电液控制系统的LCD屏幕，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。该系统应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。3.2.3.5.2.14 该装置应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。3.2.3.5.2.15 该装置应具有最大、最小和负荷变化率限值的功能。3.2.3.5.2.16 该装置所有输出模拟量信号均采用4～20mA。3.2.3.5.2.17 该装置应具有与机组DCS、旁路控制系统（BPC）、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（招标方）认可。3.2.3.5.2.18 投标方还应负责提供与ETS的无缝连接的通讯接口（包括硬件和软件），以便能通过DEH的操作员站来获取汽机运行状态相关信息和进行汽机保护通道试验。提供的通讯接口应支持RS232C或RS485/422或以太网方式连接，使用TCP/IP、MODBUS/MODBUS PLUS通讯协议。通讯接口应为双向冗余（包括冗余通讯接口模件)，冗余的通讯接口在任何时候都应同时工作。其中的任一通讯接口故障不应对过程监控造成影响。与ETS的数据通讯应可靠并具有快速响应/更新时间（=2秒）。3.2.3.5.2.19 装置应提供排汽装置真空低卸负荷功能。3.2.3.5.2.20 通过采用适当的冗余技术和可诊断到模件级的自诊断技术保证DEH系统的高可靠性。所有进入控制系统的重要模拟量(转速、功率等)采用三重冗余，重要开关量三重或双重冗余。控制和保护控制器所用的重要模拟量和开关量均分别设置I/O通道及发送器等。对操作员输入命令有适当的规则进行检查。提供详细的操作说明书，以防止运行人员误操作。任何个别元件故障不会影响整个系统的工作。当供电电源中断或传感器、驱动装置出现故障时，系统能得到保护。3.2.3.5.3 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、连通管压力等。3.2.3.5.4 控制系统按照“失效保护”和“安全自锁”的原则进行设计。3.2.3.5.5 DEH的可用率不应低于99.9%。3.2.3.5.6 每台单元机组DEH系统应包括操作员站、工程师站、打印机、微机处理单元、过程输入输出通道、数据通讯系统、液压伺服系统和必要的就地仪表及仿真机等。3.2.3.5.7人机接口设备应提供一套操作员站，以及一台工程师站、一台打印机和一台仿真机。3.2.3.5.7.1应提供一套台式工程师站（包括打印机），用于程序开发、系统诊断、控制系统组态、数据库和画面的编辑及修改。还应提供安放工程师站的工作台及工程师站的有关外设。3.2.3.5.7.2工程师站应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，均应能通过通讯总线加载到操作员站。3.2.3.5.7.3 工程师站应能通过通讯总线，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，系统应能自动地刷新其内存。3.2.3.5.7.4 工程师站应包括站用处理器、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。3.2.3.5.7.5工程师站应设置软件保护密码，以防一般人员擅自改变控制策略、应用程序和系统数据库。3.2.3.5.7.6应提供支撑工程师站的所有辅助设备，如编程面板、绘图仪等。3.2.3.5.7.7系统应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。3.2.3.5.8LCD显示器应至少满足以下要求：3.2.3.5.8.1 采用液晶显示器（LCD），且应至少满足以下要求：22英寸，点距0.27mm，亮度大于250 cd/m2，对比度350：1，响应时间25ms，16.7x106种色彩。分辨率至少为1600x1200@60Hz；信号电缆应采用5分支BNC接头。提供的LCD应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显示器的可视角应至少满足：左/右±85o，上下各85o。3.2.3.5.8.2每台显示器应有其独立的显示发生器。3.2.3.5.9 DEH系统应能接受与电气共用接地网的接地方式。3.2.3.5.10 投标方应针对本工程采用孤网运行方式及设置FCB控制功能，在投标技术文件中以“孤网运行DEH系统控制策略及解决方案”、“FCB控制方案”做详细专题说明。3.2.3.6 汽机危急保安系统1）汽轮机必须设有可靠的危急保安装置，至少装有两套以上，除机械型式（偏心重量式），还必须有电子超速保护装置。机械保安装置动作值为额定转速的110～112%，投标方应提供复位转速值（应稍高于额定转速）。危急保安器在汽机机头处设有主脱扣手柄，集控室设有汽机跳闸手动按钮。危急保安系统还设有可靠的动作指示器，并应设有运行中能活动危急保安器的试验装置。 2）危急保安系统应有联锁保护，防止汽机突然再进汽，当汽轮机具备再次启动条件，只有按照启动前的操作程序才能使跳闸系统重新复位。3）从危急保安器动作到主汽门和中压联合汽阀完全关闭的时间应小于0.3秒，各级抽汽逆止门的紧急关闭时间应小于0.5秒。3.2.3.7 汽机润滑油温度控制汽机润滑油温度应通过自动调节工作冷油器中的介质来将油温调节到设定温度。汽机润滑油温度控制将在机组DCS中实现，投标方应提供相关的控制设备及控制要求、SAMA控制逻辑及说明。并指明其供货范围和接口要求，以便招标方完成设计。3.2.3.8 汽机轴封控制汽机轴封蒸汽的控制由DCS实现。投标方应提供所有与汽机轴封控制相关的控制设备及控制要求、SAMA控制逻辑及说明，并指明其供货范围和接口要求，以便招标方完成设计。3.2.3.9 盘车控制投标方应提供详细的技术规范（包括基本功能、技术要求、控制逻辑、设备规范、设计分工、与DCS的接口资料、资料交换、供货范围等），由招标方认可。3.2.3.10低压缸喷水控制低压缸喷水控制由DCS实现。投标方应提供所有与低压缸喷水控制相关的控制设备及控制要求、控制逻辑及说明，并指明其供货范围和接口要求，以便招标方完成设计。3.2.4排汽装置、凝结水箱、疏水扩容器3.2.4.1技术要求（1） 7号低压加热器、汽机旁路装置的三级减温减压消能装置均布置在排汽装置的喉部，投标方应考虑措施减少排汽阻力。（2）汽轮机低压缸排汽口/排汽装置应能承受来自排汽管道的推力和力矩，允许推力N，力矩 N.m。（3）排汽装置内设置的减温器容量，应能满足当任何工况（包括FCB）旁路系统投入运行时，低压缸排汽温度不应超过其限定值。减温器所配气动/电动调节阀由投标方提供。（4）排汽装置内应设置消除凝结水过冷度的加热装置，以及对凝结水和补给水进行除氧的装置，除氧后排汽装置出口的凝结水含氧量不应超过30ppb。投标方需对除氧方案做出详细说明。（5）凝结水箱放置于低压缸排汽装置下部，其有效容积不应小于VWO工况下5分钟的凝结水量，并能够满足机组启动和所有运行条件的要求。（6）凝结水箱水位有足够的高度，保证在高、低报警水位之间不小于300mm。（7）疏水扩容器在机组启动和甩负荷时，能承受全部疏水的压力和容量。每台疏水扩容器均应设置喷水减温装置。（8）排汽装置、凝结水箱、疏水扩容器的设计考虑接收以下疏水和蒸汽：1） 空冷凝汽器的凝结水；2） 高、低压加热器的正常和事故疏水；3） 厂内蒸汽管道疏水；4） 除氧器溢流放水；5） 旁路系统的蒸汽；6） 补给水及其它杂项疏水等。排入的疏水和蒸汽参数及接口位置待设计联络会上确定。 （9）投标方应在适当的位置设置抽空气接口（如不需要，请说明）。（10）疏水扩容器、凝结水箱和排汽装置由投标方设计、供货。疏水扩容器的数量不少于2套，喷水减温所配气动/电动调节阀由投标方提供。（11）投标方应负责设计和提供排汽装置内部的7号低加的支撑及5、6、7段抽汽管道。（12）凝结水箱内应设置除铁磁性格栅。（13）排汽装置及三级减温减压消能装置应考虑FCB工况的要求3.2.4.2排汽装置的仪表和控制（1）投标方应提供一套完整的就地仪表和控制设备。其中包括液位表、试验插座、压力表、温度表。并应提供远方指示和控制的输出接口。（2）投标方应提供其供货范围内的全部仪表、控制阀和电气设备，并说明它们的用途、制造厂、型式和数量。（3）压力和温度仪表的接头为25mm，水位测量仪表接头不小于50mm。（4）在排汽装置图纸上以及水位控制器接头处，应刻有永久性标记，标出正常水位、高限水位、高位报警、低限水位和低限报警。（5）排汽装置还应设有供招标方安装水位测量变送器的测量接口，并配有所需的相关附件（如单室平衡容器）。水位测量的接口和数量应满足招标方对凝结水箱水位进行远方监视和调节的要求。对于招标方需在排汽装置上装设的其它测点，投标方（投标方）应按其功能要求在排汽装置上提供其测点位置及安装接口。（6）投标方应提供招标方安装液位开关的取样接口，液位开关的报警、连锁、保护定值由投标方（投标方）提出。3.2.5低压加热器3.2.5.1一般要求 （1） 低压加热器按汽轮发电机组VWO工况进行设计。（2） 加热器为卧式、全焊接型，能承受高真空、抽汽压力、连接管道的反作用力及热应力的变化。（3） 水侧设计流量能满足110%负荷的凝结水量（以VWO工况的热平衡为基础），最大水侧流速应符合HEI标准。（4） 招标方将在工程详细设计阶段对设备的换热面积进行核算，如果不够，投标方应无偿予以补足。（5） 当邻近的加热器故障时，给水加热器能适应由此所增加的汽侧流量而持续运行。任一台低加或一组低加退出运行，将不影响机组发出铭牌功率。投标方应在投标文件中指明任何需限制的运行条件。（6）加热器管侧设有泄压阀，用于当加热器的进水阀与出水阀关闭且壳侧存有抽汽时，保护加热器不会因热膨胀而超压。（7）加热器壳侧设置泄压阀，当管子破裂时能保护壳体的安全，其最小容量能通过10%的凝结水流量或一根管子（两个管口））破裂所流出的水量，取两者中的较大值，并应符合HEI标准。（8）加热器设计污垢系数按HEI标准。（9）投标方应提供加热器的热力性能曲线、汽水侧端差、满负荷或部分负荷及前级加热器切除运行的实际流量、特性。（10）低压加热器汽侧压降应不大于0.02MPa，且不大于与相邻低加压差的30%，以保证低加疏水顺畅。（11）低压加热器到现场时供货商需提供压力容器检验合格证书。3.2.5.2低压加热器设计参数：（1） 加热器管侧设计压力按凝结水泵出口关闭扬程对应的压力（暂按4.0MPa）。设计具体数据以设计院提供最终数据为准。加热器水压试验压力为1.5倍设计压力。（2） 管侧设计温度按壳侧设计压力的饱和蒸汽温度，如有蒸汽冷却段，则管侧的设计温度应考虑比对应壳侧设计压力的饱和蒸汽温度高20℃。（3） 加热器壳侧设计压力按VWO工况汽机抽汽压力的110％确定。加热器壳体还应按全真空进行设计。（4） 加热器壳侧的设计温度按VWO工况中汽机抽汽参数，等熵求取在设计压力下的相应温度。3.2.5.3低压加热器结构要求（1） 加热器设有凝结段和疏冷段，为控制疏水水位加热器应有足够的贮水容积。投标方应保证在各种工况下疏水区的管子都浸在水中，并应有防止两相流对管子冲刷的措施。（2） 低压加热器壳体应设有现场切割线和对应的标示，便于现场切割筒体，检查内部设备，现场切割部位内部应衬有不锈钢保护环。（3） 所有加热器的疏水、蒸汽进口设有保护管子的不锈钢缓冲挡板。（4） 加热器壳体应分别装设置启动和连续运行的排气接管，投标方提供排气管道阀门和节流孔板，连续排气量按进入加热器蒸汽量的0.5%设计。所有低加的启动和连续排气均单独接至排汽装置。（5） 加热器的管束采用不锈钢成品管。投标方应提供管子最小壁厚、允许负偏差、弯曲减薄量、腐蚀余量和直管取用壁厚；提供最小弯曲半径、最小弯曲半径内弧计算壁厚和取用壁厚。投标方应说明管束和管板的连接方式，保证该处不泄漏的措施和检验方法。（6） 当汽轮机跳闸时，为防止过多的闪蒸倒入汽轮机，设在排汽装置颈部的低加，需有防闪蒸的措施。（7） 低压加热器的凝结水、加热蒸汽、疏水进、出口管均采用焊接连接方式。所有接管应伸出加热器表面至少300mm。（8） 所有低加应设置正常疏水口和紧急疏水口。投标方应提供低加的正常疏水和紧急疏水的调节阀。（9） 加热器上有供充氮保护的接口。（10） 低压加热器的汽侧和水侧均设置放水口，用于停运和检修时泄压和排尽积水，放水阀由投标方供货。水侧每个放水口应设有两道串联的放水阀。（11） 低压加热器水室最高点应有放气口，用于注水时排放管系内的空气，每个排空气口设有两道串连的排空气阀，该阀门由投标方供货。（12） 对于水平安装单独放置的低压加热器，靠水室处装设固定支撑，壳体支撑采用滚动支撑，以允许低加筒体自由膨胀。（13） 投标方提供低压加热器安装用地脚螺栓等附件。（14） 投标方应说明低加允许的最大堵管数（招标方要求加热器有不小于10%堵管余量），在该堵管情况下，低加仍能满足设计参数。投标方应提供招标方（招标方）进行加热器堵管的工艺。（15） 加热器上就地测量的水位和接口位置应能保证测量的准确性，正常水位和事故水位控制器以及水位开关应分开。 投标方应提供就地磁翻板水位计，厂家应由招标方确认。（16） 在加热器外壳和头部都装有拉环以便于外壳或管束的移出，如外壳为可移型的，则壳体配有钢滚筒支架和临时托架。（17） 加热器设计和制造还应按照劳动部《压力容器安全技术监察规程》和美国ASME《锅炉和压力容器规范》（第Ⅷ卷）中的有关要求进行设计、制造。3.2.5.4低压加热器的仪表和控制3.2.5.4.1加热器上就地测量的水位和接口位置能保证测量的准确性。加热器的正常和事故疏水水位控制将在机组DCS中实现，投标方应提供至少4对独立的水位测量连接管路，每2对水位测量管路接口间距原则上不小于400mm。此外，还应提供液位测量仪表安装所需的一次门、排污门等安装附件。3.2.5.4.2提供的水位测量接口全部采用DN25，预留管接头长度不小于200mm，在加热器图纸上应标出正常水位、高水位、高-高水位和低水位。3.2.5.4.3就地磁翻板水位计由招标方统一提供，投标方负责预留水位接口。3.2.6随机供货阀门3.2.6.1本招标文件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应符合国标，或ANSI B16.34，ASME B31.1，MSS-SP-61以及AWWA标准。3.2.6.2阀门的选用等级及工作参数应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。3.2.6.3 阀门的驱动装置应与阀体的要求相适应、安全可靠、动作灵活，并附有动态特性曲线，有足够数量满足控制要求的行程、力矩开关（在全开全关位置应配有四开四闭接点输出的行程开关及两开两闭接点输出的力矩开关）。3.2.6.4所有阀门及附件都应操作灵活，开启、关闭速度稳定、灵活，阀门严密不漏。每个阀门都应有制造厂商的厂名或商标以及识别符号，标明制造厂商所保证的使用工作条件，国产阀门通用阀门采用中核苏阀、北京阀门总厂、华夏阀门厂或等同的产品。3.2.6.5 对压力大于4.0MPa或温度大于250℃的汽水管和仪表管使用的一次门，应采用进口优质隔离阀并应设置两只。所有成套提供的就地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）。所有一次门后均应配供不锈钢连接短管，高温高压场合的一次门材质应与相连的工艺管道管材相适应；低温低压场合的一次门材质应采用不锈钢。3.2.6.6每只阀门都应带有指示开启和关闭方向的铭牌，还应在阀门上明确标明流动方向。对于“锁于开启位置”或“锁于关闭位置”的阀门，应带有能将阀杆锁于开启或关闭位置的装置。3.2.6.7DN250mm的关断闸阀，阀体上配备平衡阀。3.2.6.8投标方应提供阀门清单，清单至少包括阀门名称、用途（所在管道）、压力温度等级、材料、规格、驱动方式、泄漏等级、件数、产地和制造厂等。3.2.6.9凡是由于热力过程的需要，启动或停止时经常操作、安装位置工作条件很差以及公称压力大于2.45MPa（a）公称直径大于300mm的阀门，公称压力小于0.98MPa（a）公称直径大于600mm的阀门，均须设有电动（一体化智能型）或气动操作机构。3.2.6.10汽机本体范围内，投标方提供的所有控制用调节阀、疏水阀泄漏要求至少应达到ANSI Ⅴ级，均应提供调节特性曲线及配备有关附件，并应提供调节特性参数表和设备图纸。3.2.6.11所有控制用调节阀、疏水阀均应提供电动或气动装置接线图。对于气动阀应按系统控制要求配供所有附件如智能型定位器、电磁阀、行程开关、二线制位置变送器等。其中低加正常疏水调节阀气动执行机构应配置智能型定位器、行程开关、二线制位置变送器；低加危急疏水调节阀气动执行机构应配置智能型定位器、快开电磁阀（单线圈，220VAC电源）、行程开关、二线制位置变送器等。每个气动阀应配置空气减压过滤器，招标方供气压力为0.6~0.8MPa。调节阀气动执行机构应具备失气、失电、失信号保持功能。3.2.6.12汽机高压缸排汽管道和绝对压力大于0.1MPa的抽汽管道上必须设有快速关闭的气动逆止阀。3.2.6.13所有开关型电动阀门的电动装置应采用一体化智能型产品，即：电动装置内装设有接触器、热继电器等配电设备，招标方只需提供三相三线380V动力电源和开/关信号就可驱动阀门。所有阀门均应提供装置的接线图和特性曲线。所有电动阀门在全开全关位置应配有四开四闭接点输出的行程开关，接点容量（安培数）应至少满足如下要求：230V AC115VDC230VDC接点闭合（感性回路）5A10A5A连续带电5A5A5A接点分断2.5A2A0.5A3.2.6.14为防止电动阀门在开启或关闭时过调，所有阀门都应设置可调行程和力矩开关。3.2.6.15用于油系统的阀门选用不锈钢材质的阀门，压力等级应比工作压力高一级。 3.2.6.16真空系统的阀门应具有可靠的密封性。3.2.6.17原则上高温高压阀门、特殊用途阀门及其执行机构要求进口，且至少应包括：汽轮机高压缸通风阀、高压缸排汽逆止阀、各级抽汽逆止阀、连通管蝶阀、本体所有疏水阀、门杆漏汽系统阀门、轴封压力调节阀、轴封溢流调节阀、减温水调节阀、真空破坏阀、低压缸喷水阀、三级减温水阀、低加正常及事故疏水调节阀等。投标方应列出各阀门的技术参数，选型规范、数量及推荐至少3个制造厂家，应列出详细清单，由招标方确认。高压缸排汽逆止阀和各级抽汽逆止阀执行机构的安装型式应由招标方认可3.2.7热工控制仪控设备选型原则3.2.7.1投标方提供的变送器、压力开关、差压开关、温度开关、流量开关等设备，均采用进口优质产品，设备选型由招标方确认。变送器采用智能型。变送器使用技术、质量水平和功能不低于美国罗斯蒙特3051系列产品；逻辑开关选择SOR产品。热电偶采用上仪、川仪或天仪产品，最终选型在技术协议时由招标方选定。3.2.7.2投标方提供的控制器、调节仪、电动执行机构、电动控制装置、电磁阀、控制开关和控制继电器、按钮及盘柜内元器件等，应采用进口优质产品，设备选型由招标方确认。3.2.7.3投标方阀门电动装置采用智能型一体化产品，招标方只需提供三相三线380V动力电源和开/关信号，其中进口阀门电动装置选择SIPOS、ROTORK或EMG智能一体化系列产品；国产阀门电动装置选用重庆川仪、常州电站辅机总厂有限公司（常州-施耐德）、上海奥托克。设备选型和供货商最终须经招标方确认。3.2.7.4重要调节执行机构采用气动执行机构，气动执行机构按ABB、或STI分项报价，最高价计入总价，最终由招标方选择选定。定位器采用智能一体化产品，带位置反馈，所有气动执行机构必须具有单控功能，对于气动阀应按系统控制要求配供所有附件如定位器、电磁阀、行程开关、二线制位置变送器,这些执行机构附件均要求采用进口产品，每个气动阀应配置空气减压过滤器，招标方供气压力为0.45～0.8MPa(g)，定位器采用智能型，带三断保护,与位置变送器采用一体化结构优选ABB产品，电磁阀、空气减压过滤器等按ASCO产品选型。所有电动执行机构行程时间具有可调功能，进口电动执行机构按SIPOS、ROTORK或EMG系列产品分别报价、最高价计入总价，最终由招标方选择确定。3.2.7.5投标方提供的PLC采用AB、施耐德或西门子公司进口优质产品，设备选型由招标方确认。3.2.7.6投标方提供的气动执行机构及其附件应为进口产品，设备选型最终由招标方选定。3.2.7.7投标方提供的热电偶选用进口优质产品或国家科技部等五部委颁发重点新产品证书及相当水平的国产产品，设备选型由招标方确认。热电偶采用双支K分度，热电阻采用双支Pt100、三线。3.2.7.8招标方提供的控制电源为交流220V?10%，50 ?2.5Hz，禁止采用60Hz产品进行代用。3.2.7.9招标方提供的控制气源为0.45～0.8MPa（g）。3.2.7.10机组及附属系统配套的仪表控制设备，输入输出信号应为标准信号，应与DCS留有接口。合同签定时，应有投标方参加或征得投标方的认可。3.2.7.11招标方应按投标方需要参加DCS系统技术联络会，且招标方提供的设备应满足DCS系统设计的要求。3.2.7.12招标方提供的仪表设备和控制系统机柜的防护等级，一般室内为IP44；室外为IP56。3.2.7.13旁路控制在DCS里实现。3.2.8保温和油漆3.2.8.1总的要求（1） 投标方负责汽机本体及附属设备、管道的保温设计和供货，并向招标方（招标方）提供图纸、说明及安装文件。（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应超过50℃。当环境温度超过27℃时，汽轮机保温层表面温度不应超过环境温度加25℃（3） 按规程运行时，汽轮机的保温应使上、下汽缸的金属温度差能达到制造厂家的要求。（4）投标方提供本体范围内所需的全部保温材料和性能清单，包括保温材料名称、密度、允许使用温度、导热系数、所用部位（设备或管道名称）和用量，另列出余量等。投标方提供本体范围内所需的油漆工作清单，包括油漆名称、所用部位（设备或管道名称）和用量，另列出余量等。投标方应负责提供固定保温材料用的保温钩、紧固件、包箍、支架等附件，并开列清单，并列出余量。（5） 漆应符合SSPC《美国钢结构油漆协会标准》， 保温和设计和材料选用应符合DL/T776《火力发电厂保温材料技术条件》和DL/T5072《火力发电厂保温油漆设计规程》的要求。3.2.8.2保温层（1）投标方供货范围内的所有管道、汽缸应使用优质保温材料，材料中应不含石棉。（2）对于需拆卸部分的保温应采用软质不含石棉的毡式保温材料，并配有可拆卸的铝合金罩壳。3.2.8.3设备罩壳（1）设备及主要管道的保温层表面上，应敷以保护层及可拆卸的金属罩壳（2）金属罩壳用铝合金板制成，设备采用厚度0.7mm的铝合金板，管道采用厚度0.5mm的铝合金板。（3）投标方应负责提供汽轮机的设备罩壳（即化妆板），设备罩壳应紧凑、美观，在其上部应适当开孔，以便排出热气。设备罩壳内应设置低压照明系统。设备罩壳应有隔音设施。化妆板外形设计、材质、颜色由招标方最终确认。3.2.8.4油漆（1）投标方的油漆工作范围应包括供货范围内的主设备、附属设备、辅助设备以及所有现场组装的原材料。（2）投标方介绍设备和附属设备、管子和配件等的清理和油漆方法、型式等。油漆色卡应满足中国国家标准。（3）对套装油管路进行酸洗、钝化后，过油表面涂进口防锈耐油漆HCA297/298（美国），非过油表面涂醇酸磁漆及套装油管路清理完后接口部分需封堵。。主油箱焊好后，内焊缝进行打磨处理，油箱内表面涂进口防锈耐油漆，外表面涂醇酸磁漆。（4）所有制造废料，如金属屑、填料、电焊条和残留焊条头、破布、垃圾等应从构件内部清出，所有鳞皮、锈迹、油漆、油迹、粉笔、蜡笔、油漆记号和其他有害材料都应从内、外表面上清除掉，发运时，产品内外应该保持清洁，所有设备应由投标方在工厂完成油漆工作后才能交货。3.2.9材料3.2.9.1根据技术要求选择适用的汽机本体及辅机制造材料是制造厂家的责任。投标文件中应按有关国标或有关制造厂选用的标准（如ASTM，AISI，ASME，JIS等标准）标出材料型号，对高温高压材料，应标明材料制造厂家、材料的物理特性、化学成份、105小时的高温蠕变强度和蠕变断裂（持久）强度曲线，并提供应用业绩。3.2.9.2投标方应提供材料检验记录的副本。3.2.9.3汽轮机零部件的材料应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、高温蠕变疲劳性能和抗氧化性能等的要求，合理选用材质制造，投标方应在报价中加以说明。3.2.9.4投标方应提供汽轮机易损件规定的使用寿命，工作温度高于450℃的紧固件，应考虑其松驰性能。3.2.9.5汽轮机及附属系统应按无铜系统设计。3.2.9.6汽轮机本体范围内高压部件使用的密封垫圈应采用进口优质产品或国内相当水平产品，具体选型由招标方确认。3.2.9.7投标方供货范围的高温高压管道及管件的生产厂应是有生产同类产品资质的制造厂，订货前这些制造厂应经招标方认可。3.2.10安装和检修要求3.2.10.1投标方应提供安装检修指导书，说明主辅机的安装检修方法和注意事项方法。3.2.10.2投标方应随机组提供用于拆卸、起吊、安装各项部件的专用工具。3.2.10.3在汽缸、阀门和导汽管外壳上应设置手柄、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，应另配置起吊、卸放和支承装置，以便于安装和检修。3.2.10.4汽轮机应配备翻转轴瓦时用的抬轴装置。3.2.10.5汽轮机径向汽封、端部汽封和隔板汽封的结构应能调整间隙。3.2.10.6汽轮机汽缸等重要部件，应设有用以进行部件金属材料性能试验的取样部位。3.2.10.7汽轮机应配有能固定在转子上用来找中心的专用工具。3.2.10.8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，不应影响汽轮机的安全运行。3.2.10.9汽轮机前轴承箱上应有调整危急保安器动作转速的手孔，调整时不必揭盖。投标方应提供整体低压加热器，现场直接安装就位。3.2.10.10投标方应根据设备情况提出必要的现场设备安装指导项目计划及相应服务的人月数。3.2.10.11投标方应提供的专用工具见附录1。3.2.11防火要求汽轮机应考虑必要的防火设备及防火措施。并在投标书中一一说明。3.3设计制造技术标准3.3.1汽轮机的设计、制造所遵循的标准原则为：3.3.1.1凡按引进技术设计制造的设备，需按引进技术相应的标准如ASME或IEC等规范和标准及相应的引进公司和其所在国的规范和标准进行设计、制造和检验。3.3.1.2在按引进技术标准设计制造的同时，还必须满足最新版的国家标准和相关行业相应标准规范。3.3.1.3在按引进技术标准设计制造的同时，还必须满足有关安全、环保、消防及其它方面最新版的国家强制性标准和规程（规定）。3.3.1.4如果本招标文件中存在某些要求高于上述标准，则以本招标文件的要求为准。3.3.1.5在不与上述标准、规范（规定）相矛盾的条件下，可以采用行业标准。3.3.1.6现场验收试验，凡未另行规定的，均应按照ASME或IEC试验规范进行。汽轮机热力性能验收标准为ASMEPTC6-1996，蒸汽的性能应采用国际水和水蒸汽性质协会1997年发布的水和水蒸汽性质工业公式IAPWS-IF97计算。3.3.2投标方设计制造的设备可执行下列标准的要求：AISC美国钢结构学会标准AISI美国钢铁学会标准ANSI美国国家标准ASME美国机械工程师学会标准ASTM美国材料试验学会标准AWS美国焊接学会AWWA美国水利工程学会HEI热交换学会标准NSPS美国新电厂性能（环保）标准DIN德国工业标准EN欧洲共同体标准BSI英国标准协会IEC国际电工委员会标准IEEE国际电气电子工程师学会标准ISO国际标准化组织标准NERC北美电气可靠性协会NFPA美国防火保护协会标准PFI美国管子制造局协会标准SSPC美国钢结构油漆委员会标准GB中国国家标准SD（原）水利电力部标准DL电力行业标准JB机械部（行业）标准JIS日本工业标准NF法国标准3.3.3除上述标准外，投标方设计制造的设备还应满足下列规程的有关规定（除另有规定外）：《城市区域环境噪声标准》GB3096-1993《工业企业厂界噪声标准》GB12348-1990《工业企业噪声控制设计规范》GBJ87-1985原电力部《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》1996版原电力部《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》DL5053-1996原电力部《电力建设施工及验收技术规范》（汽轮机组篇）DL5011-92原电力部《火电工程启动调试工作规定》原电力部《电力建设施工及验收技术规范》（管道篇）DL5031-94电力行业标准《火力发电厂设计技术规程》DL5000-2000《火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则》DL/T834-2003《电站汽轮机技术条件》DL/T892-2004国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（2002年9月28日发布）《火力发电厂安全性评价》3.3.4投标方提供设计制造中所采用的规范、规程和标准的清单和相关文本。3.3.5投标方所用标准在与上述所列标准有矛盾时，投标方将这些矛盾之处在投标方文件中说明，并提交给招标方，由招标方确认。3.3.6如果上述标准之间有矛盾时，按较严格者执行。.3.3.7如果上述标准有最新版本，投标方应及时通知招标方，并按最新标准版本执行。3.4质量保证3.4.1投标方应采取措施确保设备质量，产品交货前，应对汽轮机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。3.4.2必须进行检查和试验的项目，应能证明下列各项：3.4.2.1所供设备符合有关技术条件和安全规范；3.4.2.2安全装置和保护装置动作正确；3.4.2.3达到招标方要求的规定值；3.4.2.4满足招标方要求的其他特殊条件。3.4.3投标方有责任将检查和试验资料按规定完整并及时提交给招标方；对重要的检查与试验项目，应邀请招标方派代表参加。并应在试验前的20天通知招标方代表。3.4.4如产品质量和性能与标准不符时，招标方有权拒绝验收，投标方应负责修理、更换或赔偿。3.5性能保证为验收投标方提出的保证值，对该机组须进行如下项目的性能验收试验。（1）在TRL工况下机组应能连续发出350MW。（2）在TMCR工况下机组应能发出最大连续出力____MW。（3）在THA工况下，机组的净热耗值应不高于投标方提出的保证值____kJ/kW.h（不考虑试验不精确度容差）。（4）在VWO工况下，汽轮机的最大进汽量应不低于投标方提出的保证值____t/h。（5）在高加全切工况下，机组应能连续发出额定出力。（6）在任何一台低加切除工况下，机组应能发出额定出力。（7）在带厂用辅助蒸汽工况下，机组应能发出额定出力。（8）在铭牌进汽量时保证最大抽汽量。（9）汽轮发电机组在所有稳定运行工况下（转速为额定值）运行时，在任何轴承座上测得的垂直、横向和轴向双振幅绝对振动值应不大于投标方提出的保证值，其保证值为____mm，在任何轴颈上测得的垂直、横向双振幅相对振动值应不大于投标方提出的保证值，其保证值为____mm。各转子及轴系在通过临界转速时各轴承座双振幅绝对振动值应不大于投标方提出的保证值，其保证值为____mm，各轴颈双振幅相对振动值应不大于投标方提出的保证值，其保证值为____mm。（10）距设备外壳1m、高1.2m处测得的最大噪声应低于投标方提出的保证值____dB（A声级）（11）在规定的范围内，排汽装置热井出口凝结水的含氧量不超过20ppb。（12）在TMCR工况下，排汽装置热井出口凝结水过冷度不大于0.5℃。4性能验收试验4.1汽轮机性能验收试验4.1.1机组热力性能验收试验按ASME PTC6-1996。4.1.2噪声测量方法按IEC61063:1991。4.1.3为顺利进行这些试验，投标方应分担下列准备事项：（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。（3）使用的仪器和精度、试验方法，由招投标双方协商确定。（4） 投标方提供性能试验所需ASME PTC6所规定的凝结水流量喷嘴，在试验期间使用。（5）投标方汽轮机本身提供有性能试验所需计算主蒸汽流量的测压接口。4.1.4机组在168小时试运结束后6个月内完成机组性能验收试验。（1）在本招标书规定的考核试验期内进行试验，不进行老化修正。（2）在计算试验结果时，不计入不确定度的计算。4.2仪表及控制系统试验和验收4.2.1总则4.2.1.1投标方在制造过程中，应对设备的材料、连接、组装、工艺、整体以及功能进行试验和检查，以保证完全符合本规范书和已确认的设计图纸的要求。4.2.1.2招标方有权在任何时候，对设备的质量管理情况，包括设备试验的记录进行检查。4.2.1.3此外，还应进行工厂验收试验、演示和现场试验。4.2.1.4在试验、检查和演示过程中，如发现任何不符合本规范书要求的硬件和软件。投标方都必须及时更换。由此而引起的任何费用都应由投标方承担。更换后的硬件或软件还必须通过本规范书规定的试验和演示的要求。4.2.2工厂验收试验和显示系统在设备制造、软件编制和反映目前系统真实状况的有关文件完成后，投标方应在发货前进行能使招标方满意的工厂验收试验和演示。除规定的工厂验收试验和演示外，招标方有权在投标方的工厂进行各单独功能的试验，包括硬件试验以及逐个回路的组态和编程检查。在工厂验收和演示前，系统设计应体现出投标方在设备上所作的最新修改。4.2.2.1试验步骤试验应包括所有的对系统的硬件和软件可能预期执行的功能进行合理的演示。试验应当是真实的。采用仿真设备对各系统所有输入信号、组态和控制输出进行一个完整的功能闭环试验。试验内容至少包括下列项目：（1）每个模件的微程序工作情况（2）每个模件的硬件工作情况（3）模拟的报警和状态变化（4）所有操作员接口功能（5）模拟的故障和排除（6）系统全部失电和部分失电的工作情况（7）模拟的系统自诊断完成工厂试验后，招标方应观察一个被试验系统所进行的完整演示过程。投标方应提供充足的时间，至少应有三天时间来进行这一演示。如需延长试验时间，投标方应无偿满足要求。投标方应提供6套与目前系统功能和逻辑一致的图纸，供招标方在试验期间使用。演示至少应有如下项目：?对键盘请求的响应?完整地显示一幅画面的时间?失电和通电的反应?控制装置的故障排除?通讯总线故障?过程变量输入变送器故障后的反应?所有规定报表的打印?性能计算的试验结果4.2.2.2日程安排投标方在试验前应向招标方提交一份详细的试验方案，并在计划的工厂验收和演示试验前三周向招标方告知他们的准备情况，在招标方认可后，所有图纸和试验步骤才有效。4.2.2.3设备投标方应提供进行全部工厂验收试验包括招标方选择的单独功能试验所必需的各种试验设备、仿真机和人员。所有试验设备在试验前都须经过校验，并有校验记录。招标方在需要时应能得到这些数据。4.2.2.4试验失败投标方应负责修改试验中碰到的所有系统问题，若某些系统需重新试验，则应进行由招标方任意指定的附加项目的试验和检查。投标方所供设备只有在成功地通过了试验和演示，并且双方在试验和演示报告上签字后，才能发运。5接口原则与设计分工5.1主汽门及调节汽阀、中压联合汽门的安装固定方式、主汽门及中压联合汽门至汽缸间的导汽管及支吊架均由投标方设计和供货。5.2投标方提供汽轮机本体范围及投标方供应的管道、阀门的保温设计和供货。5.3投标方与招标方设计分界处的焊接坡口型式由投标方提供。投标方接口尺寸及材质应与招标方系统的接口匹配。如投标方接口尺寸和/或材质与招标方要求不一致，投标方应提供过渡段并在工厂与设备完成焊接和热处理。5.4汽轮发电机组顶轴油系统和管道布置图由投标方设计，管道支吊架由投标方负责。5.5投标方应提供汽轮发电机轴承用润滑油牌号，满足汽轮发电机轴承用油需要，负责发电机轴承座与汽轮机润滑油系统之间的润滑油管道的供货。投标方提供主油箱与冷油器相互连接的管道及主油箱与轴承之间的油管道布置设计和供货，招标方配合。油管道支吊架由投标方负责设计，招标方配合。投标方应提供冷油器接口的反法兰及连接附件。5.6润滑油系统和顶轴油系统全部热工仪表及油泵自启动和油压联锁的压力开关、过压阀、油箱高低油位控制及油箱控制接线盒等由投标方提供。5.7发电机氢密封系统备用油源由投标方在润滑油系统设计中提供备用油泵及备用油接口。5.8汽机汽封系统和管道布置图、汽机启动辅助系统和管道（如果有）由投标方设计，招标方配合。投标方同时成套供应系统中包括的直管、弯头、汽封压力调节阀及主蒸汽、冷再热蒸汽、辅助蒸汽、排汽等管路、安全阀、隔离阀及附件，管道支吊架等由投标方负责设计供货。5.9汽封蒸汽减温器的供水调节阀、隔离阀、旁路管道及阀门由投标方供货，减温水管道由招标方负责。5.10低压缸喷水所用的调节阀（包括调节器、元件和电磁阀）、隔离阀和旁路阀由投标方供货，低压缸喷水内部管道由投标方负责，喷水系统由投标方设计，仅外部管道由招标方负责。5.11汽封冷却器抽气风机的总的出口反法兰外的排气管道由招标方负责，内部管道、风机进出口蝶阀、止回阀及反法兰（及其附件）由投标方负责。5.12汽封冷却器去排汽装置的管道由招标方负责，与汽封冷却器相连接的反法兰（及其附件）由投标方供货。汽封冷却器的外部冷却水（凝结水）管道由招标方负责。设备接口反法兰（及附件）由投标方供货。5.13投标方负责汽轮机润抗燃油系统之间的油系统设备及管道的供货（成套配置）。5.14投标方负责向发电机制造厂提供发电机与汽轮机的靠背轮螺孔加工用的钻模。发电机制造厂提供发电机与汽轮机连接用的靠背轮。若为整锻转子，由汽轮机厂提供钻模；若为非整锻转子，由汽轮机厂负责加工，靠背轮材料由发电机提供。5.15投标方提供供货范围内管道的设计参数；管道接口位置由双方共同确定。5.16为防止汽机进水和超速的气动逆止阀（包括行程开关）及其有关控制装置由投标方负责，控制用压缩空气气源及管道由招标方负责。5.17汽轮发电机组基座由招标方设计（采用弹簧基座除外），投标方应提供汽轮发电机的基座资料，其中包括汽轮机的外形图和外形尺寸、机组荷载分布图、转子重量分布图、附属设备及管道的推力和力矩值、地脚螺栓孔洞尺寸、沟槽的位置及尺寸、灌浆层厚度及其它尺寸、垫铁的位置及构造详图等资料。基座施工过程中与汽轮机及附件有关的基座上的全部预埋铁件由投标方提供，招标方根据投标方的资料埋设。招标方在完成汽轮机基座施工详图后，提交投标方基座设计图，投标方核对有关尺寸后予以确认，并在图纸上签字。投标方还应提供基础设计采用的规范。5.18投标方提供机组的载荷资料，其中至少应包括：5.18.1静力荷载和动力荷载。5.18.2质量分配（包括转子重量的分配）。5.18.3基础变形的极限值。5.18.4短路荷载。5.18.5排汽装置真空吸力。5.18.6滑动轴承座的摩擦系数。5.18.7应提供汽轮机大修解体时，各零部件的外形尺寸、重心位置、重量等资料。5.19 投标方供应机组和辅属设备安装的垫铁、地脚螺栓和地脚螺栓固定架等。5.20如投标方(投标方)要求汽轮发电机基座为弹簧基座，则基座的施工设计由投标方负责并提供桩基设计资料。招标方在基座上的预埋铁件由投标方根据招标方的资料设计。投标方在完成汽轮机基座施工详图后，应将基座设计图提交招标方确认。5.21汽机数字电液控制系统（DEH ）（包括电子部分和液压部分）由投标方负责设计。5.22汽机监测仪表（TSI）由投标方负责设计。5.23汽机跳闸系统（ETS）由投标方负责设计。5.24汽机振动数据采集和故障诊断系统（TDM）由投标方负责设计。5.25汽机盘车控制装置由投标方负责设计。5.26供货范围内工艺系统的检测仪表和控制设备的设计由投标方负责，接口在由投标方提供的控制柜（箱）和接线盒端子排上6包装、标志、运输、验收和保管6.1包装6.1.1汽轮机包装前必须做到内部清洁，特别是轴承箱、齿轮箱、油箱、主辅机部套和油系统管道内应彻底清洗干净，并采取妥善防锈措施。6.1.2投标方所供设备部件，除特殊部件外，均应遵守国家标准和有关包装的技术条件进行，或按最好的商业惯例，使用坚固的箱子包装。并应根据不同货物特性和要求，采取措施，如对设备进行妥善的油漆或其它有效的防锈防腐处理，以适应远途海上、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，防止雨雪、海浪造成受潮、生锈、腐蚀、振动以及机械和化学引起的损坏。做到从交货日起__个月内设备完整无损。6.1.3投标方所供随机装箱技术文件应妥善地包装，能承受远洋运输和多次搬运，并应防止受潮和雨水的侵蚀。每个技术文件邮包应装有详细的目录清单。6.1.4为防止设备器材丢失或受腐蚀等因素损坏，未取得招标方同意，不得采用敞开的板条箱和类似包装。6.2标志6.2.1设备标志6.2.1.1每台汽轮机、辅机等设备都应有固定铭牌。铭牌应不易损坏。标志应醒目、整齐、美观，符合国家电网公司相关规定。6.2.1.2设备的重要阀门、调节保安部套等均应有其行程、转角、介质流向、操作方法等明显易辨的标志。6.2.1.3重要部件应根据图纸规定，在一定位置上标有装配编号，使用材料和检验合格的标志。6.2.2包装标志（1）投标方供给设备(无论装在箱内或成捆的散件)的包装，都应贴有标明合同号，主要设备名称、部件名称和组装图上部件位置的标签，备品备件和专用工具还应标明“备品备件”和“工具”的字样。（2）对装箱供给的设备，招标方应在每个箱子的两面用油漆写上如下内容：1）合同号，装运标志、目的港，受货人代码、设备名称、机组号、项目号(箱号、箱的序号、设备总件数)，毛/净重，外形尺寸(长?宽?高)2）应按照设备特性和不同的运输及装卸要求，在箱上明显标上“小心”“向上”、“向下”、“防潮”、“勿倒”和吊装位置等通用标志，并应符合GB191和GB6388的规定3）包装箱应连续编号，而且在整个装运过程中，装箱编号的顺序始终是连贯的（3）对超大、超重货物应标注吊钩、重心和支点的位置。（4）货运标志应符合国际物运协定规定。6.3运输6.3.1经由铁路运输的部件，设备运输参数应符合《中华人民共和国铁道部铁路超限货物运输规则》的有关规定；当设备经由公路、水路、或空运时，其运输参数，应遵守公路、水路及空运的有关规定。6.3.2经由货轮远洋运输的部件，其尺寸不应超过国家对非标准外形体的规定，当部件经由船运以外的其他方式运输时，其重量和体积的限制应遵守有关运输单位的规定。6.3.3每批设备发出后__日内，投标方应用电传方式通知招标方。通知中应指明设备名称、件数、件号、重量、合同号、货运单号、设备发出日期。6.3.4对于超重、超大件，投标方应在发货前不迟于__天前将发货日期用传真方式通知招标方。6.3.5投标文件中应说明大件设备运输方案及相应费用，并分项报价。6.4验收6.4.1所有设备验收必须附有下列文件：（1）装箱单，其上应注明：1）产品名称、型号、规格、KKS编码和制造厂；2）装箱数量；3）附件、备件名称及数量；4）装箱日期。（2）原制造厂的产品出厂合格说明书、出厂试验数据、安装使用说明书。6.4.2设备到达现场后，招投标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。投标方扩散联营或外包生产的设备（部件）应写明产地和生产厂家，必须经招标方确认，但并不因此而减轻投标方的任何责任，即投标方应对分包厂家的资质和产品质量、交货进度负责。设备到达现场后，仍由投标方会同招标方进行检查和验收。6.5保管6.5.1投标方应提供所有设备、部件、材料等保管方法的说明。6.5.2投标方所用的每种防腐剂的质量、预期寿命和型号应该一致，投标方应向招标方提交各种防腐剂清除方法和步骤的完整资料。7设备技术数据7.1汽轮机本体表7-1汽轮机本体有关数据名称单位数值型式 制造厂商 转速 r/min转向（从汽轮机向发电机看） 汽轮机允许最高背压值 kPa（a）抽汽级数 级冷态启动从空负荷到满负荷所需时间 min轴系扭振频率 Hz汽轮机外形尺寸（长×宽×高） m机组总长（包括罩壳） m机组最大宽度（包括罩壳） m高压缸排汽口数量及尺寸 个/mm中压缸排汽口数量及尺寸 个/mm低压缸排汽口数量及尺寸 个/mm设备最高点距运转层的高度 mm汽轮机叶片级数及转子FATT有关数据： 名称单位数值高压转子级中压转子级低压转子级低压缸末级叶片长度mm低压缸次末级叶片长度mm低压缸末级叶片顶部直径mm低压缸末级叶片圆周速度m/s低压缸末级叶片环形面积m2低压缸末级叶片最大允许蒸汽负荷Kg/s.m2防水蚀叶片级数级高中压转子脆性转变温度（FATT）℃低压转子脆性转变温度（FATT）℃汽轮机主要部件重量： 名称单位数值转子（高中压/低压转子）t上汽缸（高中压/低压内上缸）t上汽缸（高中压/低压外上缸）t上汽缸总重t下汽缸（高中压/低压内下缸）t下汽缸（高中压/低压外下缸）t下汽缸总重t汽轮机本体总重t主汽调节联合阀t中压联合汽阀t安装时最大件名称、重量、t检修时最大件名称、重量t行车吊钩至汽轮机中心线的最小距离： 名称单位数值带横担时m不带横担时m转子的转动惯量GD2：名称单位数值高中压转子t-m2低压转子t-m2 表7-2（A）汽轮机热力特性数据工况 项目TRL工况T-MCR工况VWO工况THA工况75%THA工况50%THA工况40%THA工况高加全部停用工况阻塞背压工况FCB工况厂用汽工况功率 MW热耗率 kJ/kW.h主蒸汽压力MPa(a)主蒸汽温度 ℃主蒸汽流量 t/h高压缸排汽压力MPa(a) 高压缸排汽温度 ℃再热蒸汽压力 MPa(a)再热蒸汽温度 ℃再热蒸汽流量 t/h中压缸排汽压力MPa(a)低压缸排汽压力 kPa(a)低压缸排汽流量 t/h低压缸排汽焓 kJ/kg补给水率 %最终给水温度 ℃ 表7-2（B）额定出力下汽轮机特性数据随背压的变化背压kPa阻塞背压10kPa以下10kPa12kPa15kPa20kPa25kPa最高满发背压30kPa机组出力MW汽轮发电机组热耗值kJ/kWh主蒸汽压力MPa(a)再热蒸汽压力MPa(a)高压缸排汽压力MPa(a)主蒸汽温度℃再热蒸汽温度℃高压缸排汽温度℃主蒸汽流量kg/h再热蒸汽流量kg/h低压缸排汽干度%低压缸排汽焓kJ/kg低压缸排汽流量kg/h补给水率%辅机冷却水温度℃最终给水温度℃表7-2（C）T-MCR工况下汽轮机特性数据随背压的变化背压kPa阻塞背压10kPa以下10kPa12kPa15kPa20kPa25kPa最高满发背压30kPa机组出力MW汽轮发电机组热耗值kJ/kWh主蒸汽压力MPa(a)再热蒸汽压力MPa(a)高压缸排汽压力MPa(a)主蒸汽温度℃再热蒸汽温度℃高压缸排汽温度℃主蒸汽流量kg/h再热蒸汽流量kg/h低压缸排汽干度%低压缸排汽焓kJ/kg低压缸排汽流量kg/h补给水率%辅机冷却水温度℃最终给水温度℃ 表7-3(A)汽轮机TRL铭牌功率工况时各级抽汽参数抽汽级数流量t/h压力MPa(a)温度℃允许的最大抽汽量t/h第一级（至1号高加）第二级（至2号高加）第二级（至厂用汽）第三级（至3号高加）第四级（至除氧器）第四级（至厂用汽）第五级（至5号低加）第五级（至厂用汽）第六级（至6号低加）第七级（至7号低加）表7-3(B)汽轮机THA性能验收工况时各级抽汽参数抽汽级数流量t/h压力MPa(a)温度℃允许的最大抽汽量t/h第一级（至1号高加）第二级（至2号高加）第二级（至厂用汽）第三级（至3号高加）第四级（至除氧器）第四级（至厂用汽）第五级（至5号低加）第五级（至厂用汽）第六级（至6号低加）第七级（至7号低加）表7-3(C)汽轮机VWO工况时各级抽汽参数抽汽级数流量t/h压力MPa(a)温度℃允许的最大抽汽量t/h第一级（至1号高加）第二级（至2号高加）第二级（至厂用汽）第三级（至3号高加）第四级（至除氧器）第四级（至厂用汽）第五级（至5号低加）第五级（至厂用汽）第六级（至6号低加）第七级（至7号低加）表7-4汽轮机组轴瓦数据(按项目分别列表)轴瓦号轴径尺寸直径/宽度mm轴瓦型式轴瓦受力面积（cm2）比压MPa失稳转速（r/min）设计轴瓦温度℃对数衰减率123456表7-5汽轮机发电机组轴系和轴段临界转速(按不同项目的轴系、轴段分别填写)名称一阶临界转速（r/min）二阶临界转速（r/min）设计值试验值设计值试验值轴系轴段轴系轴段轴系轴段轴系轴段高中压转子低压转子发电机转子7.2启动参数表7-6预热蒸汽参数（如有）名称单位数据主蒸汽压力MPa(g)主蒸汽温度℃主蒸汽流量t/h辅助蒸汽压力MPa(g)辅助蒸汽温度℃辅助蒸汽流量t/h汽缸预热最低温度℃转子预热最低温度℃表7-7转子轴颈双振幅振动值（μm）轴承第一临界转速振幅值额定转速时振幅值正 常报 警跳 闸123456表7-8汽轮机各阀门关闭时间 阀门名称时间特性关闭时间（s）延迟时间（s）主汽门主汽调节汽阀 中压主汽门中压调节汽阀高排逆止阀各级抽汽逆止阀表7-9启动方式及时间 h启动状态冲转方式冲转参数(℃/MPa)冲转至额定转速时间并网至带额定负荷时间每次循环的寿命损耗冷态启动温态启动热态启动极热态启动7.3运行参数表7-10运行参数项 目单位数据不破坏真空惰走时间min破坏真空惰走时间min主开关断开不超速跳闸的最高负荷MW超速脱扣转速r/min最大运行背压kPa（a）汽机报警背压kPa（a）汽机脱扣背压kPa（a）汽机阻塞背压kPa（a）汽机喷水流量t/h最大持续允许负荷(阻塞背压时)MW最大允许排汽压力(额定负荷时)kPa（a）盘车转速r/min允许盘车停止时汽缸最高温度℃7.4汽轮机有关接口数据表7-11汽轮机接口允许推力（含力矩）数值受力部位 力（N ）力矩 （N.m）备注主蒸汽进口X YZ合成热再热蒸汽进口XYZ合成高压缸排汽出口XYZ合成 各级抽汽出口1级抽汽口XYZ合成 3级抽汽口XYZ合成4级抽汽口XYZ合成5级抽汽口XYZ合成6级抽汽口XYZ合成排汽装置低压旁路接口XYZ合成座标： X坐标轴是沿汽轮机纵向，从汽轮机向发电机方向的力为＿值，力矩符合右手定则的指向为正值Y 坐标轴是主厂房横向，从锅炉向汽轮机的方向的力为＿值，力矩符合右手定则的指向为正值Z坐标轴为垂直方向，向上的力为正值，力矩符合右手定则的指向为正值表7-12 各级抽汽接口数据抽汽级数设计流量（t/h）设计压力（MPa）设计温度（℃）直径（mm）壁厚（mm）材料(代号/化学成分)1级高压缸排汽3级4级5级6级7.5汽轮机辅助系统表7-13(A)DEH系统名称规格数量制造厂(1)硬件设备1)工程师站2)LCD3)键盘4)打印机5)辅助定标装置触屏鼠标器跟踪球6) 功能处理器模件7) I/O模件8) 可编程逻辑控制9) 系统柜10) 中间继电器柜11) 电源柜12) 通讯接口(2) 过程I/O1) 4～20mA DC输入2) 1～5V DC输入3) 热电偶输入4) RTD输入5) 数字输入6) 脉冲输入7) 4～20mA DC输出8)数字输出9)脉冲输出10) I/O汇总（含备用容量）(3)LCD显示画面1）模拟显示2) 棒状图显示3) 成组显示4) 趋势显示(4) 其它显示5) 报表1) 班／日／月报表2) 成组参数报表3) 操作员动作报表4) 其它报表(5) 微处理器规范1) 总的内存信息(a) RAM(b) ROM(c) 可编程ROM2) 处理器功能参数a) 处理器芯片b) 运行速度c) 32bit或16bit(6)数据通讯接口规范1) 通讯协议规范2) 通讯电缆型式3) 通讯速率 波特4)总体通讯字长位5) 给出一个典型的信息结构例子，这个结构为有关字头、数据、保护码等的分布6) 对应提供的系统，处理器模件需要多长时间才能送出或接受信息，请简述(7) 工程师站1) LCD规范2) 处理器规范3) 内存容量4) 硬盘容量(8) 其它（包括软件）表7-13(B)调节和保护系统名称单 位数值1、调节系统型式2、主汽阀数量只主汽阀试验频率主汽阀试验持续时间s主汽阀试验负荷减少率%3、主汽调节阀型式数量只主汽调节阀试验频率主汽调节阀试验持续时间s主汽调节阀试验负荷减少率%主汽调节阀节流比4、负荷限制器5、全周进汽6、中压主汽阀数量只中压主汽阀试验频率中压主汽阀试验持续时间s中压主汽阀试验负荷减少率%7、中压调节阀数量只中压调节阀试验频率中压调节阀试验持续时间s中压调节阀试验负荷减少率%8、危急保安器型式数量只9、跳闸装置套转速高跳闸EH油压低跳闸真空低跳闸润滑油压低跳闸轴位移大跳闸振动大跳闸胀差大跳闸其它10、初压调节器（如有）11、大气释放膜爆破压力MPa(g)13、汽轮机排汽缸喷水量t/h表7-14 润滑油系统名 称单位数值1、润滑油牌号、油质标准2、油系统需油量 m33、轴承油循环倍率4、轴承油压MPa（g）5、主油箱及内部管道型式容量m3外形尺寸（长×宽×高）mm×mm×mm设计压力MPa（g）材料油箱重量无油时kg贮满油时kg回油流量kg/h储油装置型式容量m3外形尺寸（长×宽×高）mm×mm×mm设计压力MPa（g）材料油箱重量无油时kg贮满油时kg油进化装置型式制造厂进化油量m3/h出口压力MPa(g)进口压力MPa(g)油质指标系统配置耗电量6、主油泵型式制造厂容量m3/h出口压力MPa(g)入口压力MPa（g）材料：壳体 轴叶轮总重kg7、油箱电加热器型式制造厂 功率kW电压V8、冷油器型式制造厂数量台冷却面积m2冷却水入口设计水温度℃冷却水流量m3/h冷却水入口最高水温℃出口油温℃油量m3/h水侧阻力MPa尺寸（外径×壁厚）Φmm×mm散热片数量/长度/ mm设计压力：水侧MPa（g）壳侧MPa（g）水侧水压试验压力MPa（g）壳侧水压试验压力MPa（g）设计温度：水侧℃壳侧℃材料：进口壳体水室管板规格（外径×壁厚）Φmm×mm每台总重kg /kg9、交流润滑油泵型式制造厂数量台容量m3/h出口压力MPa(g)转速r/min材料：外壳轴叶轮电动机型式制造厂容量kW电压V转速r/min总重kg10、直流事故油泵型式制造厂数量台容量m3/h出口压力MPa(g)转速r/min材料：泵壳轴叶轮电动机型式制造厂容量kW电压V转速r/min总重kg11、顶轴油泵型式制造厂数量台容量kg/h出口压力MPa(g)转速r/min材料：壳体轴柱塞电动机型式制造厂容量kW电压V转速r/min总重kg12、氢密封备用油泵型式制造厂数量台容量m3/h出口压力MPa(g)转速r/min 材料： 泵壳 轴 叶轮电动机型式制造厂容量kW电压V转速r/min总重kg13、主油箱排油烟机型式制造厂数量台容量m3/h出口风压kPa材料：壳体轴叶轮电动机：型式制造厂容量kW电压V转速r/min总重kg表7-15盘车装置名 称单位数值型式/型号制造厂转速r/min电动机型号制造厂容量kW电压V转速r/min表7-16汽封系统名 称单位数值1、汽封蒸汽调节器型式制造厂温度调节范围℃压力调节范围MPa（g）2、汽封排气风机型式制造厂数量台容量m3/h排气压力kPa（g）转速r/min材料：壳体轴叶轮电动机型式制造厂容量kW电压V转速r/min总重kg3、轴封冷却器型式制造厂冷却表面积m2凝结水流量m3/h换热管材料管子尺寸(外径×壁厚)Φmm×mm管子根数根传热系数W/m2?℃管侧水阻力MPa尺寸：总长mm壳体直径Φmm设计压力：管侧kPa（g）壳侧kPa（g）设计温度：管侧℃壳侧℃管侧水压试验压力kPa（g）壳侧水压试验压力kPa（g）材料：管子壳体水室管板总重kg表7-17机组频率特性表频率（Hz）允许时间每次（sec）累计（min）51.5～50.550.5～48.5连续运行48.5～48.048.0～47.547.5～47.047.0～46.5表7-18汽机液力控制系统名 称单位数值1、抗燃油泵组及油箱的外形尺寸mm×mm×mm抗燃油系统需用油量kg系统储备容量kg抗燃油设计压力MPa（g）抗燃油储油量m3抗燃油牌号抗燃油油质标准抗燃油泵型式制造厂数量台容量m3/h入/出口压力MPa（g）电动机型式制造厂容量kW电压V转速r/min总重kg2、滤油器：型式数量台外形尺寸Фmm×mm3、蓄能器型式制造厂设计压力MPa（g）试验压力MPa（g）数量台气囊充氮气压力MPa（g）气囊材料气囊设计压力MPa(g)试验压力MPa（g）气囊寿命年4、抗燃油冷却器型式制造厂数量台冷却面积m2设计压力：管侧MPa（g）壳侧MPa（g）设计温度：管侧℃壳侧℃管侧水压试验压力MPa（g）壳侧水压试验压力MPa（g）材料：管子壳体水室管子规格（直径×壁厚）φmm×mm管子数量外形尺寸（直径×长度）φmm×mm总重5、抗燃油再生装置型式制造厂再生方式数量6、抗燃油输油泵型式制造厂数量台容量m3/h压力MPa（g）电动机型式制造厂容量kW电压V转速r/min总重kg7.抗燃油再生泵型式制造厂数量台容量m3/h压力MPa（g）电动机型式容量kW电压V转速r/min总重kg?表7-19电动机清单序号名称型号额定功率kW额定电压V额定转速r/min防护等级IP绝缘等级生产厂家1交流润滑油泵2直流事故油泵3顶轴油泵4氢密封备用油泵5主油箱排烟风机6盘车电机7储油箱排烟风机8汽封冷却器排气风机9抗燃油供油泵电机10抗燃油输油泵电机11抗燃油再生泵电机12其它7.6汽轮机主要技术数据表7-20汽轮机主要数据汇总表编号项目单位数据(1)机组性能规范1机组型式2汽轮机型号3铭牌功率MW4额定主蒸汽压力MPa（a）5额定主蒸汽温度℃6主蒸汽额定进汽量t/h7额定高压缸排汽口压力MPa（a）8额定高压缸排汽口温度℃9额定再热蒸汽进口压力MPa（a）10额定再热蒸汽进口温度℃11再热蒸汽额定进汽量t/h12额定排汽压力MPa（a）13配汽方式14设计冷却水温度℃15最终给水温度（铭牌工况）℃16额定转速r/min17热耗率（汽轮机热耗考核THA工况）kJ/kW.h18给水回热级数（高加＋除氧＋低加）19低压末级叶片长度mm20汽轮机总内效率%高压缸效率%中压缸效率%低压缸效率%21通流级数高压缸级中压缸级低压缸级22临界转速（分轴系、轴段的计算值一阶、二阶）高中压转子轴段（一阶/二阶）r/min轴系（一阶/二阶）r/min低压转子轴段（一阶/二阶）r/min轴系（一阶/二阶）r/min发电机转子轴段（一阶/二阶）r/min轴系（一阶/二阶）r/min23机组轴系扭振频率Hz24机组外形尺寸（长、宽、高）m25机组在出厂前是否经过总装是/否26运行层标高m27最大起吊高度m28寿命消耗（寿命期内合计）%冷态启动%/次温态启动%/次热态启动%/次极热态启动%/次负荷阶跃10%铭牌功率%/次29启动方式30变压运行负荷范围%31变压运行负荷变化率%/min32定压运行负荷变化率%/min33轴颈振动两个方向最大值mm34临界转速时轴振动最大值mm35最高允许背压值MPa（a）36最高允许排汽温度℃37噪声水平dB(A)38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油冷却器型式面积m2台数台顶轴油泵型式制造厂出口压力MPa（g）供油量kg/h台数台盘车油泵型式（氢密封泵）制造厂出口压力MPa（g）供油量m3/h39液力控制系统抗燃油牌号抗燃油系统装油量kg抗燃油泵型式出口压力MPa（g）供油量m3/h台数台抗燃油箱容量kg抗燃油冷却器型式、数量面积m2管侧设计压力 MPa（g）台数台在线滤油装置容量m3/h40盘车装置型式转速r/min电动机容量kW电压V41轴封有无自密封系统有/无(2)汽轮机性能保证1铭牌功率（TRL）MW2最大连续功率（T－MCR）MW3汽机热耗考核（THA）工况热耗率kJ/kWh475%铭牌功率热耗率kJ/kWh5轴颈振动值mm6噪声dB(A)(3)主要阀门数据1主汽门数量只内径mm阀体材质阀杆材质阀芯材质2主汽调节阀型式数量只内径mm阀体材质阀杆材质阀芯材质3高压缸排汽逆止阀型式/型号数量只内径mm阻力kPa阀体材质阀杆材质阀板材质4中压联合汽门数量只内径mm阀体材质阀杆材质阀芯材质51级抽汽逆止阀型号/型式规格数量只内径mm阻力kPa阀体材质阀杆材质阀板材质62级抽汽逆止阀型号/型式规格数量只内径mm阻力kPa阀体材质阀杆材质阀板材质73级抽汽逆止阀型号/型式规格数量只内径mm阻力kPa阀体材质阀杆材质阀板材质84级抽汽逆止阀型号/型式规格数量只内径mm阻力kPa阀体材质阀杆材质阀板材质95级抽汽逆止阀型号/型式规格数量只内径mm阻力kPa阀体材质阀杆材质阀板材质106级抽汽逆止阀型号/型式规格数量只内径mm阻力kPa阀体材质阀体材质阀板材质11真空破坏装置型式/型号规格内径mm12大气释放膜直径mm膜板厚度mm材料13轴封调节阀型式…压力调节范围MPa.g14汽轮机排汽缸喷水量t/h(4)机组重量1汽轮机本体t2主汽门主汽门、调节汽阀、中压联合汽门等t3润滑油系统t4抗燃油系统t5汽封系统t7.7汽轮机附属设备数据7.7.1低压加热器表7-21加热器参数表（加热器的编号按汽机抽汽压力由高到低排列）序号项目#5低加#6低加#7低加备注1蒸汽入口压力（MPa）蒸汽入口温度（℃）蒸汽入口流量（t/h）2疏水入口压力（MPa）疏水入口温度（℃）疏水入口流量（t/h）3疏水出口压力（MPa）疏水出口温度（℃）疏水出口流量（t/h）4压力降管侧压力降（MPa）壳体压力降（MPa）壳体蒸汽冷却段压力降（如有）（MPa）壳体凝结段压力降（MPa） 壳体疏水冷却段压力降（MPa）5设计管内流速 （m/s）管内最大流速 （m/s）6有效表面积 （m2）蒸汽冷却段有效表面积（如有） （m2）凝结段有效表面积 （m2）疏水冷却段有效表面积 （m2）7换热率 （kJ/hr.℃.m2）8总换热系数 (kJ/hr.℃.m2)蒸汽冷却段传热系数（如有） (kJ/hr.℃.m2)凝结段传热系数(kJ/hr.℃.m2)疏水冷却段传热系数 (kJ/hr.℃.m2)9给水端差（℃）10疏水端差（℃）11加热器壳侧设计压力（MPa）设计温度（℃）水压试验压力（MPa）壳侧压降（MPa）12加热器管侧设计压力（MPa）设计温度（℃）水压试验压力（MPa）管侧压降（MPa）13净重 (kg)壳体净重 (kg)管束与管板净重 (kg)运行荷重 (kg)充水荷重 (kg)表7-22加热器结构特性表（加热器编号按汽机抽汽压力由高至低排）序号项目#5低加#6低加#7低加备注1加热器数量2加热器型式 3加热器布置4壳体支撑方式5封头型式封头材料6加热器壳体壳体最大外径及壁厚 （mm）最大总长 （m）筒体/芯检修抽出长度 （m）壳体材料冲击板材料7加热器管束加热器管侧流程管子与管板的连接方式型式：弯管或直管管子数量 （根）管子材料管子壁厚（mm）最小壁厚* （mm）弯管外弧加工薄量（mm）最小弯曲半径/弯曲内弧壁厚 （mm）腐蚀和磨损裕量 （mm）设计要求壁厚 （mm）取用壁厚备用管子数**8水室与管板连接方式9中间隔板10数量材料厚度与壳体连接方式水室材料水室与壳体连接方式接管材料11管板材料厚度 （mm）12其它* 低压加热正对蒸汽流的部位设有不锈钢挡汽板。**指这部分管子堵去，仍不影响保证加热器的性能。表7-23接管尺寸、规格表（加热器编号按汽机抽汽压力由高至低排列）序号项目#5低加#6低加#7低加备注1.凝结水入口2凝结水出口3壳体上的蒸汽入口4壳侧疏水出口（正常）5壳侧释放阀型式壳侧释放阀规格6水室释放阀型式水室释放阀规格7壳侧放气口壳侧空气口（正常）壳侧空气口（启动）8壳侧疏水入口9壳侧压力表接头10水位报警、连锁控制器接口11水位保护控制器接口12壳侧放水接口13水室放水接口14水室放气接口15就地水位计接口16危急疏水排放口17水压试验旋塞18水位变送器接口19充氮接口20化学冲洗水接口21其它7.8热工检测及控制设备技术参数表7-24 热工检测及控制设备技术参数序号设备名称型式及规范数量单位厂家原产地备注1数字式电液控制系统（DEH）2汽轮机本体监测仪表（TSI）3汽机跳闸系统（ETS）4汽机振动数据采集和故障诊断系统（TDM）5随汽机供的所有一次元件（分类提供）压力/差压变送器热电阻热电偶压力开关温度开关流量开关6就地控制盘柜7电动开关型执行机构8电动调节执行机构（智能一体化）9气动开关型执行机构10气动调节执行机构智能定位器电磁阀过滤减压阀行程开关11电磁阀12盘车控制装置（包括PLC、机柜等）13其它（包括软件）第二章供货范围1 一般要求1.1提供三台350MW完整的汽轮机本体及其所有附属设备和附件。1.2投标方应根据下列所述提出详细供货清单，本附件未提及而在招标文件中明确的供货范围均为投标方的供货范围。1.3除有说明“三台机组用”以外，所述数量均为一台350MW机组所需。1.4投标方应在投标书中详细列出随机备品备件、进口件、专用工具清单，并供货。投标方应在投标书中详细列出推荐备品备件清单，并报单价，供招标方选择。1.5备品备件及专用工具单独包装及发运。1.6供货界限：(1)汽轮机本体包括从主汽门到调节汽阀至高压缸、中压联合汽阀到中压缸，中低压缸蒸汽联通管、膨胀节到低压缸范围内全部设备及附件（包括支吊架）。(2)本体疏水（指高、中压主汽门和高、中压主汽门后、高排逆止阀与抽汽逆止阀及低压缸排汽口前，包括汽缸的疏水）和排汽系统中全部设备及管路（包括疏水阀、疏水隔离阀、节流组件和支吊架等）。(3)高排逆止阀，各抽汽逆止阀及逆止阀后的疏水阀。(4)润滑油系统、顶轴油系统的全部设备和管路（包括支吊架），油系统由汽轮机归口。管道供货界限至汽轮机和发电机连接靠背轮处。(5)抗燃油系统的全部设备及管路（包括支吊架），油冲洗临时装置。(6)轴封系统和汽机启动辅助系统中全部设备及管路（包括支吊架）。(7)排汽装置（包括疏水扩容器）、5、6、7号低压加热器及本招标文件中所明确的供货。1.7投标方（投标方）应提供表明供货界限的图纸。2 供货范围2.1基础台板、垫铁、锚固板、地脚螺栓、地脚螺栓固定架、高温润滑脂、设备罩壳。2.2各轴承组件（包括测温一次元件）。2.3高、中、低压汽缸组件及紧固件。2.4高、中、低压隔板及隔板套组件。2.5高、中、低压转子组件及叶片。2.6高、中、低压缸轴端汽封，隔板汽封。2.7油挡。2.8联轴器组件（包括联轴器、垫片、连接螺栓和螺母等附件）。汽轮机与发电机间的联轴器垫片及连接螺栓、螺母等附件由投标方（汽轮机厂）供货。2.9本体范围内管道和阀门，调速汽阀到高压缸的导汽管、中压联合汽阀到中压缸的导汽管、中低压缸蒸汽联通管、膨胀节（包括支吊架）。2.10主汽门、调节汽阀、中压联合汽门及其永久性和临时性滤网、阀门支架，高压缸排汽逆止阀及抽汽逆止阀（包括气动控制系统，附属阀门管道及附件）等。低压缸排汽隔膜阀、真空破坏阀（包括气动控制系统，附属阀门管道及附件）及抽汽管接口的反法兰（及其附件）。吹管、水压试验时至主汽门、中压联合汽门及高排逆止阀所需的临时堵板、阀芯、反法兰及联接件等。主汽门、中压联合汽门启动吹管用临时法兰等。2.11数字电液调节系统（DEH），汽机本体监测系统（TSI），汽机振动数据采集和故障诊断系统（TDM）、汽机紧急跳闸系统（ETS），液力控制系统包括高压抗燃油、抗燃油油泵、抗燃油油箱及管道、液压调节系统内的部套及连接管道、高压油动机、中压油动机、伺服阀、储能装置、抗燃油冷却器及相应阀门和管道、油再生装置、净化器、在线抗燃油滤由装置。汽轮机、排汽装置、低压加热器和旁路系统范围内的所有测点的热工仪表设备、组件及其附件，导管及安装附件、支承件及连接件。包括整个本体范围内的压力、真空、差压、温度元件、温度表计、液位表、仪表阀门、水位测点的一次阀门及转速表等。接线盒及至一次组件的导线和电缆。DEH、TSI、ETS、TDM等装置的预制电缆由投标方提供。2.12全套盘车装置及其附件(含控制箱)。2.13电气传动用电动机（需电气传动的部件应带电动机、如调速电机及电动盘车装置的电动机）2.14润滑油系统(1)组合油箱及其附件。(2)主油泵、交流润滑油泵、直流事故油泵、供油装置（如由涡轮泵）、射油器、滤网。(3)冷油器及附属阀门、管路。(4)顶轴油泵及附属阀门、管路。(5)排油烟风机、油烟分离装置。(6)盘车油泵（如有）及附属阀门、管道。(7)润滑油过压调节阀。(8)氢密封备用油泵及附属阀门、管路。(9)润滑油系统全部管道、阀门及附件、油流窥视窗、就地油温度表等。(10) 电加热装置及其温控设备。(11) 所有必须的热工测量仪表、一次检测元件及阀门执行机构。(12) 油系统冲洗时各轴承（包括发电机）用的临时滤网。2.15轴封系统（1）轴封冷却器及附件。（2）轴封蒸汽系统管道、阀门（包括供汽站、溢流站、调压站的调节阀组和减温水调节阀组、压力调节器等）及附件。（3）轴封排气风机及附件，风机底部自动排水装置及管道。（4）各轴封漏汽及各门杆漏汽去轴封冷却器的管道、阀门及其管道疏水系统。（5）所有必须的热工测量仪表、一次检测元件及阀门执行机构。（6）提供接至集控室和控制器所有测量用的传感器、开关和其它装置。2.16高压缸排汽通风阀、有关管道及附件（如果需要）。2.17低压缸喷水及其控制系统（包括调节阀及其执行机构、电磁阀、过滤器、隔离阀、旁路等）。2.18投标方负责提供货范围内所需的全部保温材料、保温钩、支架、保温金属罩壳等附件。其中，汽轮机和高中压导汽管的保温材料应由投标方供货，其它保温材料由招标方按投标方要求供货。2.19本体疏水、排汽系统的阀门、管道及附件。系统中所有必须的热工测量仪表、一次检测元件及阀门执行机构。2.20 排汽装置及凝结水箱1） 排汽装置及凝结水箱本体2） 支撑装置、基础螺栓和螺母（包括调整垫铁等附件）3） 排汽装置内从汽机抽汽口到7号低加蒸汽进口的第7级抽汽管道；由汽机抽汽口到排汽装置壳体外设计分界线的第5、6级抽汽管道。4)喉部挠性膨胀节。5)7号低压加热器安装在排汽装置喉部内，安装支撑由投标方负责，安装支撑材料由投标方提供6)串联旁路低压蒸汽进入排汽装置时需用的减温消能装置7)凝结水箱水位测量装置8)三级减温器喷水阀和本体疏水扩容器及高加事故疏水扩容器喷水阀。9)抽真空接口及辅助装置。10)就地仪表及控制设备11） 本体疏水及高加事故疏水扩容器2.21低压加热器2.21.1加热器本体5、6、7号低压加热器（包括支座、地脚螺栓及其使用的全部阀门、管道、附件、各接口的反法兰、低加水位测量装置及配套控制设备）。2.21.2 附属设备1）壳侧安全阀及连接件2）管侧安全阀及连接件3）壳侧连续放气阀及节流孔板4）壳侧启动放气阀5）壳侧放水阀6）磁翻板就地水位计（包括连接阀门）7）压力表8）温度计9）平衡容器（包括接口和一次门、排污门）10）人孔11）布置于排汽装置内的7号低压加热器在喉部内的所需的为防止蒸汽腐蚀所用的不锈钢套12）正常疏水调节阀13）事故疏水调节阀2.22疏水扩容器汽轮机本体疏水扩容器加热器危急疏水扩容器疏水扩容器排汽、疏水管道及相应管道上的补偿器疏水扩容器喷水装置及喷水关断及控制阀门、联锁保护元件2.23 安装和检修的专用工具及试验设备如下（不限于下列各项）：（1）各转子起吊工具（包括钢丝绳）（2）各汽缸起吊工具（包括钢丝绳及导向杆）和翻缸专用支架（3）隔板起吊专用工具（4）翻转轴瓦的抬轴工具（5）各轴瓦桥规（6）冲管用主汽门、中联门和高排逆止阀临时堵板及法兰（7）润滑油系统冲洗临时滤网（8）调节部套专用扳手（9）汽缸热紧螺栓加热器及测量装置（10）汽缸紧螺栓专用扳手（11）安装用的调整垫片（12）DEH仿真器及专用工具（13）高温润滑脂加注设备（14）拆装靠背轮专用工具及安装靠背轮的电动铰孔工具（15）加装转子平衡块的专用工具（16）各转子检修支架（17）蓄能器测压充气专用配件（18）液压开缸装置（19）高中压外缸翻缸专用平衡梁一套（20）部套调整假轴一套（21）调节部套专用测量工具一套（22）低加胀管器各二套2.24 备品备件2.24.1备品备件总则（1）投标方推荐和提供安装、运行和维护所供设备所必需的备品备件，满足350MW机组设备启动、调试、最初三年及第一次大修的要求。（2）备品备件分两部分，即随机备品备件和推荐性备品备件。（3）随技术协议提交的备品备件清单对备品备件及特殊项目有详细说明。投标方提出在安装、调试及连续运行期间日常维修时推荐性备品备件的最少数量。（4）所有备品备件与其更换件具有完全互换性，并与原件质量相同。每件备品清楚标注说明和用途。2.24.2 随机备品备件（1）机组所需随机备品备件的费用包含在设备总价中。。（2）投标方在随机备品备件表中的每一项标注编号、型号及参考图号。随机备品备件箱外表面明显标志“随机备品备件”字样，每台机组随机备品备件见本附录中“6随机备品备件清单表”所示。（3）投标方提供DEH、ETS的I/O卡件、端子板每种类型提供不少于15%的备品，每类型至少不少于1个（块）。I/O插槽提供不少于20%的余量。（4）投标方提供TSI系统每类型探头及前置器各1个备品。（5）投标方提供每类型就地检测仪表至少1个备品。2.24.3消耗性材料及部件（1）投标方提供安装、试验、调试及保证期阶段所需的足够的消耗性材料及部件，如：垫圈、密封材料等。（2）投标方列出一份在运行初期一年内使用的消耗品清单，投标方提供一份维护所需最少量消耗品的清单。3　设备供货细化清单　（包括但不限于以下所列）3.1汽轮机本体设备供货细化清单序号名 称规格型号单位数量产 地生产厂家价 格备注1基础台板、地脚螺栓基础台板套地脚螺栓套2各轴承组件（包括测温一次元件）套套套套3高中、低压汽缸组件套套套套4高中、低压隔板组件组套级级5高中、低压转子组件套套套套6高中、低压缸汽封、隔板汽封套套套套7油挡套8联轴器组件（包括联轴器、垫片、连接螺栓）。汽轮机与发电机间的汽机端联轴器垫片及连接螺栓套套套9本体范围内管道和阀门、中、低压缸蒸汽连通管、膨胀节、中联门到中压缸、调速汽阀到高压缸的导汽管及罩壳等。套只套套10主汽阀、主汽调节阀、再热蒸汽关断阀、再热蒸汽调节阀及其永久性和临时性滤网、阀门支架、高压缸排汽逆止阀、各段抽汽逆止阀(包括控制系统、附属阀门及附件)套套套套11汽轮机电液调节系统（DEH），汽轮机监视系统TSI，汽轮机紧急跳闸系统（ETS）12盘车装置及附件(含控制箱)。台套台套套13电气传动用电动机（需电气传动的部件应带电动机，如电动盘车装置的电动机）。14润滑油系统1）集装油箱及附件套2）主油泵、交流油泵、直流油泵、油蜗轮、滤网套套套套3）冷油器及附属阀门、管道及附件台套4）顶轴油泵及附属阀门、管道及附件套台套5）排油烟风机、阀门、管道及附件套6）事故放油门套7）润滑油过压调节阀套8）油系统全部管道、油流窥视窗、就地油温度表等套9）电加热装置及其温控设备15轴封系统1）轴封蒸汽减温器及附属阀门及附件套套套2）轴封压力调整器及附属阀门及附件套套3)轴封风机及附件套4)各轴封漏汽及各门杆漏汽去轴封冷却器的阀门及其附件套5)轴封冷却器；套6）轴封系统安全阀和泄压阀。套16低压缸喷水及其控制系统(包括调节阀、速关阀、隔离阀、旁路阀和管路等)台套17汽轮机本体疏水系统（包括阀门及附件等）套18中压缸启动系统（如果采用）只只19排汽装置及凝结水箱排汽装置及凝结水箱本体套排汽装置内从汽机抽汽口到7号低加蒸汽进口的第7级抽汽管道；由汽机抽汽口到排汽装置壳体外设计分界线的第5、6级抽汽管道套喉部挠性膨胀节7号低压加热器安装在排汽装置喉部内安装支撑材料套串联旁路低压蒸汽进入排汽装置时需用的减温消能装置套凝结水箱水位测量装置套三级减温器喷水阀和本体疏水扩容器及高加事故疏水扩容器喷水阀套抽真空接口及辅助装置套就地仪表及控制设备套20汽轮机保温材料及保温附件台套21所有本体范围内测点所需一次仪表阀门套3.2 低压加热器设备范围(一台机组所需)序号名称规格型号单位数量产地生产厂家15#低压加热器台6#低压加热器台7#低压加热器（T侧）台2水侧泄压阀只3汽侧泄压阀只4低加连接附件（法兰、螺栓、接管座）套5压力表只6温度计只7低加支座套8就地水位计只9水位测量平衡容器只10仪表阀门只11设备保温用保温钩、支架等套12排气管节流孔板及阀门套13汽侧和水侧排气、放水阀门只14地脚螺栓套3.3 详细专用工具清单（三机共用一套）序号名 称规格和型号单位数量产 地生产厂家价格备注12345678910113.4 备品备件详细清单：投标方根据机组情况推荐列出随机备品备件及三年商业运行期内的备品备件清单。随机备品备件清单序号名 称规格和型号单位数量产 地生产厂家价格备注1234567891011最初三年及第一次大修所需推荐性备品备件序号名 称规格和型号单位数量产 地生产厂家价格备注12345678910113.5 　DEH、TSI、ETS详细供货清单3.5.1　DEH供货清单:序号名 称规格和型号单位数量产 地生产厂家备注3.6 进口件细化清单如下：（投标方应补充完整、生产厂家至少三家分别报价，由招标方确定，投标方需提供原产地证明书）序号名 称规格和型号单位数量产地生产厂家价格备注1、汽机高压缸排汽止回阀高排止回阀只A&M、ADAMS、DEWRANCE2、 本体及管道疏水系统气动阀门高压主汽阀疏水阀只高压主汽管疏水阀只高排止回阀阀前疏水阀只高排止回阀阀体疏水阀只再热联合汽阀阀壳、阀前疏水阀只中压主汽管及再热联合汽阀阀壳、阀后疏水阀只1段抽汽逆止阀及阀前疏水阀只A&M、ADAMS、DEWRANCE2段抽汽逆止阀及阀前疏水阀只A&M、ADAMS、DEWRANCE3段抽汽逆止阀及阀前疏水阀只A&M、ADAMS、DEWRANCE4段抽汽逆止阀及阀前疏水阀只A&M、ADAMS、DEWRANCE5段抽汽逆止阀及阀前疏水阀只A&M、ADAMS、DEWRANCE6段抽汽逆止阀及阀前疏水阀只A&M、ADAMS、DEWRANCE3、低压缸喷水系统气动薄膜调节阀只Fisher、C-V、Masoneilan温度变送器只4、轴封系统调节阀SSFV调节阀只Fisher、C-V、MasoneilanSSAFV调节阀只Fisher、C-V、MasoneilanSPUV调节阀只Fisher、C-V、Masoneilan轴封蒸汽减温调节阀只Fisher、C-V、Masoneilan5、抗燃油％6、其它1)顶轴油泵台2）可编程控制器套3)仪表阀(压力测点及汽水分析取样一次门)套4）连通管蝶阀只A&M、ADAMS、DEWRANCE6）低加疏水调节阀只Fisher、C-V、Masoneilan7）低加事故疏水调节阀只Fisher、C-V、Masoneilan?第三章技术资料和交付进度1 一般要求1.1投标方（投标方）提供的资料应使用中国法定计量单位制。技术资料和图纸的文种为中文。外方提供的图纸和资料应翻译成中文后随同原文一并提交招标方（招标方），图纸资料以中文为准，图纸资料除提供书面文件外还应提供优盘，图形文件版本为AUTOCAD2004，文本文件为Word/Excel格式。所有图纸和资料加盖“新疆东方希望有色金属有限公司自备电厂二期5×350MW工程施工图专用”字样专用章。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。1.3投标方资料的提交应满足工程进度的要求。在合同签订后15天内提交全部技术资料清单（由招标方确认）及满足工程初步设计的图纸资料。1.4投标方提供的技术资料一般可分为投标，配合工程设计，设备监造检验，施工调试、试运、性能验收试验和运行维护等阶段。投标方须满足以上各阶段的具体要求。1.5对于其它没有列入合同技术资料清单，确是工程所必需的文件和资料，一经发现，投标方也应及时免费提供。本期工程为三台机组（设备）构成，机组（设备）有改进时，投标方应及时免费提供新的技术资料。1.6招标方应及时提供与合同设备设计制造有关的资料。1.7投标方提供的技术资料为每台设备20套纸质文件和2套电子文件，竣工图纸质文件6套和2套可编辑电子文件。1.8投标方提供的图纸应清晰，不得提供缩微复印的图纸。2 技术资料提交的基本要求2.1在投标阶段提供的资料投标方应按招标文件要求提供满足评标所需图纸资料。投标方在投标时除提供书面投标书外，每一套书面投标书必须附一套相应的电子版文本，以优盘形式附后。2.2配合工程设计的资料与图纸投标方应及时提供满足工程初步设计及施工图各设计阶段的资料和图纸，投标方提供满足工程各设计阶段的资料和图纸为每台设备6套，电子文件每台设备2套。投标方在提供上述资料时必须印有“供初步设计用”或“施工图用”。2.3设备监造检验所需要的技术资料投标方应提供满足合同设备监造检验/见证所需的全部技术资料。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包括但不限于：2.4.1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。2.4.2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。2.4.3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、启动调试要领。运行操作规定和控制数据、定期校验和维护说明等。2.4.4投标方应提供备品、配件总清单和易损件零件图。2.4.5投标方应提供专用工具使用说明和图纸。2.5投标方须提供的其它技术资料，包括以下但不限于下列各项：2.5.1检验记录、试验报告及质量合格证等出厂报告。2.5.2投标方提供在设计、制造、检验、验收时所遵循的国内和国外标准、规范和规定等清单，并提供两套投标方在设计、制造、检验、验收时所遵循的国外标准、规范和规定。2.5.3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。2.5.4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。2.5.5投标方所提供的资料除满足上述要求外，还应符合DL/T892-2004附录F的规定。3汽轮机图纸资料清单3.1 投标方应提供不少于下列内容的图纸、图表、技术文件、说明和手册等，资料并应附目录清单。本招标文件技术规范规定投标方至少应提供如下的图纸和有关资料（其中带“*”项为投标时应提供的图纸和资料；技术协议签订后一周内应提供全部图纸和资料。所有资料均应有本工程专用标识），不限于此：*1）招标方要求的汽轮机各个工况热平衡图：包括VWO、T-MCR、TRL、THA、高加全切除（铭牌功率）、5号低加切除（铭牌功率）、6号低加切除（铭牌功率）、7和8号低加切除（铭牌功率）、厂用汽（抽四段、五段）（THA工况）、厂用汽（冷再热）（THA工况）、厂用汽（四段、五段）（THA工况）、厂用汽（抽四段、五段最大汽量），75%THA、50%THA、40%THA、30%THA、FCB及厂用电工况。*2）汽轮机热力系统图。*3）主蒸汽压力、温度对功率、热耗率的修正曲线。*4）再热蒸汽温度和再热系统压降百分数对功率、热耗率的修正曲线。*5）排汽压力对功率、热耗率的修正曲线。*6）各监视段压力和功率的关系曲线。*7）抽汽口压力和主蒸汽流量的关系曲线。*8）高、中、低压缸内效率和热耗率、功率的关系曲线。*9）调节阀开度和热耗率、功率的关系曲线。*10）调节级温度和功率的关系曲线。*11）汽耗率、热耗率和功率的关系曲线。*12）主蒸汽流量和功率、热耗率的关系曲线。*13）给水温度对功率、热耗率的修正曲线。*14）汽机惰走曲线（不破坏真空和破坏真空）。*15）排汽容积流量和排汽损失的关系曲线。*16）过热器、再热器减温水对功率、热耗率的修正曲线。*17）给水泵焓升对功率、热耗率的修正曲线。*18）发电机功率因素与发电机损失的关系曲线。*19）发电机氢压与发电机损失的关系曲线投标方应与发电机厂配合提供）。20）转子在停机2小时、4小时、8小时时最大挠度曲线。*21）热力性能试验需要的其他修正曲线。*22）热力性能试验测点布置图。*23）负荷背压限制曲线。*25）机组各种启动曲线，投标方中标后提供机炉联合启动曲线，锅炉厂配合并满足汽轮机要求。*26）机组寿命消耗曲线。*27）低压末级及次末级频率特性曲线。*28）汽轮机外形图及剖面图（包括汽轮发电机组装图）。29）汽轮机本体辅属设备（轴封冷却器、 组合油箱、冷油器、有关风机、油泵、排汽装置、本体疏水扩容器、低压加热器及其他辅机）外形图及接口安装图、荷载图。30）各种阀门外形图及结构图（包括主汽门、调节汽阀、中压联合汽阀等）。各种阀门外形图及结构图（包括辅助系统调节阀、抽汽逆止阀、高压缸排汽逆止阀和所需其他全部阀门等）。31）汽轮机接口尺寸、坡口型式和定位图 。32）汽轮机连接的汽水管道（包括主蒸汽、再热蒸汽、抽汽管道等）接口附加位移及允许作用力和力矩图。33）汽轮发电机组基础图、荷载（包括正常运行及发电机短路时机组的动、静荷载及转动力矩，机器自重的分布、转子自重，机器重心位置。热力管道位置及其隔热层外表面的温度值）、底板图、地脚螺栓图、滑销系统图、综合力矩附加位移图、垫铁布置图。基础设计采用的规范。34）汽轮机安装起吊示意图（包括主要部件重量、高度、起吊工具等）和大修解体时各零部件的外型尺寸、重心位置、重量等资料。*35）大件运输重量及运输尺寸图。*36）滑润油系统图、调速、保安油系统图（包括热工测点）。*37）顶轴油系统图（包括热工测点）。*38）抗燃油系统图（包括热工测点）。*39）全套润滑油储存及处理系统图（包括热工测点）、设备安装图和有关说明书。*40）盘车装置图。41）主油泵特性说明。*42）轴封系统图（包括热工测点）。*43）汽机本体疏水管路系统图（包括热工测点）。*44）抽汽管路系统图（包括热工测点）。*45）低压缸喷水系统图（包括热工测点）。*46）旁路系统图（包括热工测点）。*47）数字式电液控制系统（DEH）说明书、系统配置图（包括测点布置、电源要求、控制原理图、SAMA逻辑图、接线图、盘外形图及安装图）及硬件清单。*48）汽机本体监视仪表（TSI）说明书、系统配置图（包括测点布置、电源要求、控制原理图、逻辑图、接线图、盘外形图及安装图）及硬件清单。*49）紧急停机系统（ETS）说明书、系统配置图（包括电源要求、控制原理图、逻辑图、接线图、盘外形图、盘内设备布置图、探头或装置的测点布置图）及硬件清单。50）转子和轴系临界转速和飞轮力矩。*51）供货范围内的所有测点系统图或测点清单。*52）随汽机本体供货的所有仪表及控制系统的供货清单及详细说明（包括型号、数量、厂家业绩、接口资料等）。53）所有热工测量、调节、保护和控制的要求。*54）投标方设计、制造、检验、试验等采用的标准、规范、规定等清单。55）各种阀门外形图、结构图及控制图，接线原理图（包括气路图）。*56）本体附属设备冷却水量清单。*57）本体附属设备电动机、电加热器电功率清单。*58）汽机本体润滑油系统图及设备安装图和说明书。*59）全部调节系统及保护系统和设备安装调整图及说明。60）装有动叶片的高、中、低压汽轮机转子结构图。61）高、中、低压外缸装配图。62）高、中、低压内缸装配图。63）第一级（或调节级）喷嘴汽室装配图。64）各主轴承装配图和推力轴承装配图。65）轴承及汽缸支承台板图。66）前、中、后轴承室装配图。67）高、中、低压缸汽封装配图。68）盘车装置装配图，控制箱外形图及二次原理图。69）高、中压转子和低压转子、低压转子和发电机连接靠背轮装配图。70）汽封调整器装配图。71）每一级隔板装配图和隔板总装图。72）汽轮机排汽口与排汽装置连接要求及伸缩节装配图。73）汽轮机罩壳装配图。74）汽轮机汽缸、阀门、管道保温图纸及说明。75）隔板起吊工具图。*76）随机供应的专用工具一览表。*77）零件的详细清单。78）汽轮机监视仪表说明书。79）汽轮机分解检查要领书。*80）汽缸压力、温度测点一览表及布置图。81）汽缸固定点及其膨胀系统说明书。82）安装时所必须的数据。83）汽轮机对基础承力负荷分配数据。84）汽缸对于转子中心位置要求。85）汽缸纵横向水平要求。86）汽缸内隔板间隙要求。87）转子水平要求和找中心要求及转子挠度。88）动叶片间隙、汽封间隙（轴向、径向）、隔板汽封间隙。89）各主轴承、推力轴承安装要求及轴承室油挡片间隙。90）各滑动销间隙。91）汽轮机构造说明书。92）汽轮机安装说明书。93）轴系安装扬度曲线。94）汽轮机及附属设备运行、维护说明书。95）盘车装置使用说明及顶轴油泵联锁要求。96）汽轮机停止时强制冷却说明书。97）调节系统说明书和汽轮机各种保护装置试验使用说明书。98）汽轮机膨胀及胀差指示说明书。99）现场试运行要领书（包括试验和调整所必须的装置一览表）。*100）轴承失稳转速、对数衰减率计算数据。*101）轴承失稳、不平衡及扭振计算数据。*102）汽轮机轴向推力计算数据。103）汽轮机设备性能试验要领。104）汽轮机推力轴承工作性能。*105）汽缸、转子及动叶片强度计算数据。106）主轴承油膜形成及厚度。*107）主轴承及推力轴承温升允许值及计算数据。*108）第一级（或调节级）后压力、温度的规定和调节级压力与主蒸汽流量关系曲线。109）加热设备（包括汽封冷却器）强度计算书。*110）汽轮机内部损失数据（如隔板汽封、围带部分的漏汽）。111）汽机本体及辅属设备的保护联锁框图及运行参数。112）汽机保护电气原理接线图，温度测点布置图。113）汽轮机控制系统图、逻辑图、调节框图、相关曲线及说明书，包括自升速装置的说明书及有关图纸。114）汽轮机测点汇总表。115）汽轮机本体监测保护说明书。116）汽轮机本体监测保护系统图。117）汽轮机各保护部套说明书。118）汽轮机本体接线盒布置图及接线图。119）汽轮机轴瓦乌金温度测点安装图。*120）汽轮机各汽水系统说明书。汽轮机各油系统说明书。抽汽逆止阀控制系统图及说明书。121）汽轮机本体及辅属设备测点布置图和安装图。122）低压缸喷水控制系统图。123）汽缸金属温差的规定值（包括法兰、螺栓、内外壁）。*124）排汽装置真空的规定。125）汽轮机升速率和升降负荷的规定。*126）仪表、控制、保护等设备的供货清单（包括型号、规范、数量、安装等）及其安装、使用、维护说明书。*127）所供仪表和控制设备的原理图、详细接线图等。*128）汽轮机本体及有关辅属设备的保护连锁条件要求及各项参数的保护整定值。机组自启停控制逻辑图。129）详细的热力运行参数，包括汽轮机运行参数的保护整定值。*130）汽轮机各主要部件材料一览表（包括化学分析、物理性能及热处理数据等）。*131）提供性能计算及有关的资料。*132）四段、五段厂用汽量对主汽轮机功率、热耗率的修正曲线。*133）最不利的运行条件下，一个抽汽逆止阀故障时，汽轮机的超速分析报告。134）两套在设计、制造、检验、验收时所遵循的国外标准、规范和规定。135）系统说明书136）快冷说明书137）所有PLC的支撑软件和应用软件及有关的Licence、看门狗、密码等138）逻辑图及运行规程、控制原理，用于控制的各种特性曲线和运行曲线139）热工设备清单：含KKS，设备名称、生产厂、品牌、型号，电压等级、功率、量程（流量、水位变送器需说明差压量程和对应的水位流量量程）、设定值，现场端子箱号及端子号，设备的安装位置、接线图。设备清单应包括所有的测量元件、各种变送器、各种执行机构、电磁阀、马达。140）DEH、ETS、TSI等的I/O清单：KKS、描述、信号类型、量程、设定值、用途、机柜号、I/O模件号、机柜侧端子号、现场端子箱号及端子号。141）电缆清册4辅机部分4.1低压加热器投标方应提供不少于下列内容的图纸、图表、技术文件、说明和手册等资料并附目录清单：*1）设备外型图（包括各接口位置尺寸和规格、所有基础和地脚螺栓孔及吊耳的位置和尺寸、检修抽出壳体占据空间尺寸）* 2）基础荷载图（含地震荷载）*3）设备规范表*4）供货清单（各附件材质、规格、数量、制造厂家应分别列出）*5）低加系统图* 6）设备总图、总安装图及内部结构详图*7）所有接口的位置和尺寸（包括法兰或焊接坡口详图和壁厚）8）安全阀设计技术数据及资料*9）疏水调节阀设计技术数据及资料*10）检修抽出壳体需要的空间*11）设备重量（无水、满水、正常运行）12）热工测点布置，控制保护系统图及仪表清单 供货范围内模拟量调节回路SAMA图及说明 供货范围所有联锁、保护控制逻辑图 仪表安装连接管路图（包括水位测量接口管路、平衡容器、一次阀等） 详细的热力运行参数，报警、联锁、保护的整定值清单。*13）最终设计数据及计算结果：各加热器面积、管子规格和数量、最大允许堵管率、设计压力（壳侧、管侧），设计温度（壳侧、管侧），水压试验压力（壳侧、管侧），凝结水端差，疏水端差，加热器进出凝结水流量和温度，加热器进出疏水流量和温度，汽侧和水侧的流速，各接口热位移及允许推力及力矩值，各加热器汽、水侧压降，设备重量（无水、满水、正常运行），安全阀起跳压力、回座压力、排放量，设备各部件的特性数据14）安装、运行及维护说明书。15）热工设备清单：含KKS，设备名称、生产厂、品牌、型号，电压等级、功率、量程（流量、水位变送器需说明差压量程和对应的水位流量量程）、设定值，现场端子箱号及端子号，设备的安装位置、接线图。设备清单应包括所有的测量元件、各种变送器、各种执行机构、电磁阀、马达。4.2排汽装置（1） 供货清单（各附件材质、规格、数量应分别列出）：包括排汽装置设备本体、附件、热工测量控制、保护等；（2） 性能数据；（3） 排汽装置有关系统图；（4） 设备总图、总安装图及内部结构详图；（5） 排汽装置外形图(包括各接口定位、主要接口热位移值及计算方法)、开孔图；（6） 允许的力和力矩值；（7） 组装及现场装配和开孔图及安装工艺说明；；（8） 焊接工序（9） 现场验收、装配程序、检验及检查说明；（10） 操作及维护手册；（11） 所有基础和地脚螺栓孔位置和尺寸；（12） 所有接口的位置和尺寸（包括法兰或焊接坡口详图和壁厚）；（13） 进出接口和规范表；（14） 三级减温减压装置资料及外型、接口荷载图；（15） 汽空间空气漏入量及蒸汽空间容积；（16） 热工测点布置，控制保护系统图及仪表清单；（17） 最终设计数据及计算结果：设计压力，设计温度，各水位值，接管端的允许推力及力矩值。4.3 疏水扩容器（1） 供货清单（各附件材质、规格、数量等应分别列出；）（2） 设备总图、总安装图及内部结构详图（包括汽侧和水侧连通管的规格、走向和支吊方式，各接口集箱和集箱上连接管口位置尺寸和规格、接口热位移和荷载、基础荷载；（3） 进出接口和规范表；（4） 所有基础和地脚螺栓孔及吊耳的位置和尺寸；（5） 所有接口的位置和尺寸（包括法兰或焊接坡口详图和壁厚）；（6） 热工测点布置，控制保护系统图及仪表清单。附表投标方（投标方）的文件应使用以下计量单位和符号量单位的读法单位的符号备注长度千米km米m厘米cm毫米mm面积平方米m2平方厘米cm2用于电缆截面平方毫米mm2体积立方米m3立方厘米cm3重量（公）吨t克g千克kg质量千克kg力牛顿N时间小时h可以用分钟（min）秒s压力（压强、应力、压头）帕斯卡Pa千帕kPa兆帕巴MPabar温度摄氏度℃流量吨每小时t/h千克每小时kg/h立方米每小时m3/h立方米每秒m3/s速度千米每小时km/h米每秒m/s厘米每秒cm/s热量焦耳J千焦耳kJ加速度米每秒平方m/s2g为重力加速度密度（质量）吨每立方米t/m3千克每立方米kg/m3克每立方厘米g/cm3浓度微克每升毫克每升μg/lmg/l克每升g/l细度微米μm粘度泊（动力粘度）P沲（运动粘度）ST电流千安培kA安培A毫安mA电压千伏kV伏V电功率瓦W千瓦kW兆瓦MW电容法拉F微法μF容量兆伏安MVA千伏安kVA伏安VA电导率西门子S微西门子μs电阻欧姆Ω频率赫兹Hz电感亨利H转速转每分r/min电能千瓦时kWh力矩（扭矩）牛顿米NmGD效应千克米－米kgm－m噪声级分贝dB(A) 第四章交货进度 1卖方应在投标书中分别列出每台设备的最早交货时间。2交货时间为自合同生效日起至交货（该批货交齐）到现场日止。3货物应于该货物安装前一个月运抵电厂工地。供方对设备包装物不回收。4. .本工程 年月开工，两台机组设备原则上要求同时投料，设备交货期最多不得相差_2个月。5..交货时间为自合同生效日起至交货（该批货交齐）到现场日止。6.. 下表仅给出几个关键节点的建议交货进度，各投标单位可按本工程计划进度适当调整。7 .汽轮机设备的供货顺序和进度见下表：汽轮机设备的供货顺序和进度序号设备（部件）名称交货时间1台板、垫铁、地脚螺栓2低压缸(内、外、上、下)3低压转子4轴承组件5高中压缸(内、外、上、下)、隔板、持环、汽封及附件6高中压转子7低压缸隔板8高中压缸隔板9各种汽门10润滑油系统、顶轴油、抗燃油系统设备、管道及附件11备品备件及专用工具12排汽装置及低加13调节、保安、控制系统14中低压连通管15汽封冷却器16疏水扩容器、三级减压器17高中压导汽管及附件18本体仪表和控制系统19其它设备说明：（1）各类备品备件及专用工具随各自的设备同期到货。运输由供货方负责，交货地点为施工现场。（2）表中交货时间为投标人第一套机组的交货时间，其余机组交货时间分别间隔2个月。（3）交货时间可能随施工计划和其它条件而改变，投标人应满足工程进度要求。 第五章监造、检验和性能验收试验1 概述1.1本附件用于合同执行期间对投标方所提供的设备（包括对分包外购设备）进行检验、监造和性能验收试验，确保投标方所提供的设备符合附件1规定的要求。1.2投标方应在本合同生效后3个月内，向招标方提供与本合同设备有关的监造、检验、性能验收试验标准。有关标准应符合附件1的规定。2 工厂检验2.1 工厂检验是质量控制的一个重要组成部分。投标方须严格进行厂内各生产环节的检验和试验。投标方提供的合同设备须签发质量证明、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。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。2.3 投标方检验的结果要满足附件1的要求，如有不符之处或达不到标准要求，投标方要采取措施处理直至满足要求，同时向招标方提交不一致性报告。投标方发生重大质量问题时应将情况及时通知招标方。3 设备监造3.1 招标方对投标方设备的监造3.1.1招标方将对投标方在国内、外生产的合同设备进行监造。招标方的监造并不代表能免除任何投标方对设备制造质量所应负的责任。3.1.2 重要部件的原材料在加工前应由监造代表确认(文件见证)后方可投料。3.1.3国内部分的设备文件见证和现场见证资料需在见证前10天内提供给招标方监造代表；国外部分的设备文件见证和现场见证资料需在见证前30天内提供给招标方监造代表。3.1.4 招标方收到投标方监造通知后10天（国内）或30天（国外）内，以书面形式将招标方参加工厂检验的人员信息通知承包商。如监造地点在国外，投标方应协助招标方办理签证和其它有关手续。在制造厂期间，投标方应负责为招标方技术人员提供进行试验和检验所必须的工作设施，技术资料，试验仪器、工具、仪表和表计。3.1.5 投标方在设备投料前提供生产计划，每月第1周内将加工计划和检验试验计划书面通知监造代表。3.1.6工厂检验和试验开始前，投标方应向招标方技术人员介绍有关被检设备及试验装置的所有详细的情况，包括被检设备的设计原则，结构特点，制造和组装工艺，试验方法，试验所用仪表，试验大纲，试验台简介等资料和文件。3.1.7招标方监造代表有权查阅与监造设备有关的技术资料，投标方应积极配合并提供相关资料的复印件。招标方监造代表有权随时到车间检查设备质量生产情况。3.1.8合同设备的重要部件和专用部件未经招标方允许，投标方不得擅自调换。3.1.9 投标方应给招标方监造代表提供专用办公室及通讯、生活方便。3.1.10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。3.1.11监造方式文件见证、现场见证和停工待检，即 R点、W点、H点。R 点：投标方提供检验或试验记录或报告的项目，即文件见证。W 点：招标方监造代表参加的检验或试验项目，检验或试验后投标方提供检验或试验记录，即现场见证。H 点：停工待检。投标方在进行至该点时必须停工等待招标方监造代表参加的检验或试验项目，检验或试验后投标方提供检验或试验记录。招标方接到质量见证通知后,应及时派代表到投标方参加现场见证。如果招标方代表不能按期参加，W点自动转为R点，但H点没有招标方书面通知同意转为R点时，投标方不得自行转入下道工序，应与招标方联系商定更改见证日期，如果更改时间后，招标方仍未按时到达，则H点自动转为R点。每次监造内容完成后，投标方和招标方监造代表均须在见证表上履行签字手续。投标方复印3份，交招标方监造代表1份。3.1.12监造内容监造的主要项目初定如下表。招标方与投标方将在合同谈判时对试 验 项 目和监造方式进行确认。必要时，予以调整。（1）汽轮机本体序号零部件名称试 验 项 目监造方式备 注HWR1汽轮机高、中、低压转子材质化学成份及机械性能试验∨无损探伤试验报告∨热稳定试验∨高速动平衡试验∨超速试验∨热处理记录∨脆性转变温度试验∨中心孔检查及探伤∨如果有残余应力试验∨总装及尺寸检查∨2动叶片材料试验∨包括化学成份及机械性能试验磁粉探伤检查∨300mm以上叶片静频率测试∨末级、次末级叶片动频率测试∨焊接司太立合金片或进行硬化处理部位的质量检查∨热处理后的硬度试验∨拉筋、围带焊接部位的检查∨叶片外观检查√围带及铆钉头外观检查∨型线部分及叶根加工精度检查∨3静叶片材料试验∨包括化学成份及机械性能试验4隔板材料试验∨包括化学成份及机械性能试验无损探伤试验报告∨尺寸检查∨包括静叶片出口测量5高、中压汽缸及喷嘴室材料试验∨包括化学成份及机械性能试验汽缸应力应变试验√无损探伤试验报告∨热处理记录∨补焊区探伤检查∨高中压缸组装∨尺寸检查∨汽缸水压试验∨喷咀室叶片通道面积∨喷咀室内清洁度检验∨6低压汽缸及其内缸变形测量和裂纹检查∨7阀门（包括主汽门、主汽调节门、中联门）材料试验∨包括化学成份及机械性能试验无损探伤试验报告∨补焊区探伤检查∨装配记录∨阀壳水压试验∨阀芯严密性检查∨外形尺寸检查∨8高温螺栓材料试验∨包括化学成份及机械性能试验硬度试验∨9联轴器外圆及止口的端面与径向跳动量∨10轴承座(前、中、后)清洁度检查∨渗漏试验∨11汽轮机总装静止部分的找中心，校水平∨滑销系统的校正与配制∨通流部分的间隙∨转子晃度测量(跳动)∨轴瓦乌金表面检查及球面接触检查∨汽缸中分面间隙测量∨盘车检查∨（2）汽轮机主要部套及辅属设备序号零部件名称试 验 项 目监造方式备注HWR1主油泵性能确认试验∨2交流润滑油泵性能确认试验∨3直流润滑油泵性能确认试验∨4辅助油泵性能确认试验∨5顶轴油泵性能确认试验∨6调速装置性能确认试验∨包括调节系统部件7危急保安器性能确认试验∨8高中压主汽门性能确认试验∨9高中压调节阀性能确认试验∨10高排逆止阀动作确认试验∨10抽汽逆止阀动作确认试验∨11附加调速器性能确认试验∨如果有12初压调整器性能确认试验∨如果有13轴向位移保护动作确认试验∨14各种压力开关动作确认试验∨15油系统清洁度检查(套装油管路、油箱、冷油器、油箱内部管道及焊口检查)∨油箱喷丸、油漆检查∨油箱渗漏试验∨冷油器水压试验∨（3）疏水扩容器及低压加热器序号零部件名称试 验 项 目监造方式备注HWR各疏水扩容器材料试验∨化学成分和机械性能焊缝无损检验∨HWR外形尺寸∨水压试验∨2低压加热器管子材料试验∨化学成分和机械性能管子材料试验（包括超声波、涡流）∨管子规格壁厚（包括最小弯曲半径处的圆度和内弧壁厚）∨管子水压试验∨壳体材料试验∨化学成分和机械性能壳侧水压试验∨管子与管板连接处严密性检查∨外形尺寸∨3.2每次监造内容完成后，投标方和监造代表均需在见证表上履行签字手续，投标方应复印2份，交招标方的监造代表1份。监造代表除招标方外，还应包括投标方的技术支持方。3.3招标方代表对检验和试验的见证不免除投标方（包括技术支持方）对满足本规范书要求的任何义务和责任。3.4投标方（包括技术支持方）应对所提供设备的质量负有全部责任。由此而发生任何费用由投标方承担。4 性能验收试验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本技术规范书的要求。测试单位为招标方指定的国家级测试单位。4.2性能验收试验地点由合同确定，一般为招标方现场。4.3性能试验时间见商务条款。4.4性能验收试验由招标方主持，投标方参加。试验工作由买、卖双方共同认可的有资质的第三方承担。试验要领由投标方提供，试验大纲由招标方（或招标方委托第三方）提供，与投标方讨论后确定。如试验在现场进行，投标方应按本附录4.7节要求进行配合；如个别部套件试验在工厂进行，试验所需的人力和物力等由投标方提供。4.5性能验收试验的内容 4.5.1 调速装置热态性能动作试验；4.5.2 安全监测保护装置的性能试验；4.5.3 汽轮机启动和停止试验；4.5.4 机组带负荷和甩负荷试验；4.5.5 机组轴系振动的测定；4.5.6 机组噪声的测定；4.5.7 机组热力性能试验，包括机组铭牌功率、最大连续功率、高加全切工况、热耗率的测定；4.5.8 排汽装置出口凝结水的含氧量的测定；4.5.9 排汽装置出口凝结水过冷度的测定。4.6性能验收试验的标准和方法4.6.1 机组热力性能验收试验按ASME PTC6-1996进行。4.6.2 其它性能验收试验采用相应标准执行。4.7性能验收试验所需的属于投标方供货范围内的测点、一次元件和就地仪表由投标方提供和装设，并应符合有关规程、规范、标准的规定，并须经招标方确认。投标方也要提供试验所需的技术配合和人员配合。4.8 性能验收试验结果的确认性能验收试验报告由测试单位编写。报告结论招投标双方均应承认。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。 5仪表及控制系统试验和验收5.1概述5.1.1汽轮机制造厂对配供的仪表和控制系统设备在出厂前，应进行检查和试验。5.1.2出厂检查和试验应能证明下列各项：（1）所供设备符合有关技术条件和安全规范；（2）安全装置和保护装置动作正确；（3）达到供货合同规定的保证值；（4）满足供货合同规定的其他特殊要求。5.1.3为保证验收顺利进行，汽轮机制造厂有责任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，应按合同规定请招标方代表参加，并应在试验前规定的时间内通知招标方代表。5.1.4按合同规定，招标方参加检验的装置，汽轮机制造厂应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。5.2试验5.2.1出厂前的试验项目应包括：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。5.2.2现场试验项目应：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。5.3验收5.3.1招标方参加汽轮机制造厂验收的项目应包括下列大型装置：a)数字式电液控制系统（DEH）b)汽轮机监视系统（TSI）c)汽轮机跳闸系统（ETS）d)盘车程控e)汽轮机震动监测和故障诊断系统（TDM）5.3.2现场验收项目应：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 第六章价格表1一般要求1.1设备分项价与供货范围中的分项内容相一致。1.2当分项价之和与总价不符时,以分项价为准。如有优惠条件，优惠条件要在分项价中体现。1.3报价币种为人民币，进口部分也应以人民币报价。1.4技术服务费、运杂费和保险费要单独报价。1.5价格表中报价为交货固定不变价格。1.6报价应注明日期、有效期、交货地点和法定代表人或其授权委托人的签章。2报价表价格表由以下表格组成：投标价格表合计1#2#备注设备价格见附表1备品备件见附表2专用工具见附表3技术服务费见附表4小计运杂费见附表5合计 附表1设备分项价格表序号项目1#2#1台板、垫铁2低压缸（内、外、上、下）3低压转子4轴承组件5高中压缸（内、外、上、下）6高压转子7低压缸隔板8高中压缸隔板9各种汽门10油净化系统11低压加热器12DEH调节系统其中:液压部分 电子部分13TSI系统14ETS系统15其它合计附表2 备品备件价格表序号名称规格型号单位数量产地生产厂家价格备注总计附表3 专用工具价格表序号名称规格型号单位数量产地生产厂家价格备注总计 附表4 技术服务价格表序号技术服务内容单位价格备注总计附表5 运杂费（含保险费）价格表序号内容单位价格备注总计附表6 国内分包与外购部件分项价格表序号名称规格型号单位数量产地生产厂家价格备注总计附表7 进口设备（部套）价格表序号名称规格型号单位数量产地生产厂家价格备注总计 第七章技术服务与设计联络1 投标方现场技术服务1.1为保证所供设备的正确安装、启动、安全运行和性能指标，以及相互的工作联系，投标方要派若干合格的现场服务人员到现场服务。在投标阶段即应将服务人月数计划表按下表列出。如果该人月数不能满足今后实际工程需要，投标方应免费追加人月数。服务人员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投标方现场技术服务人员所发生的一切费用包括工资、差旅费、住宿、办公及通讯联络等均包括在合同报价内。1.2投标方现场服务人员的条件：1.2.1遵纪守法，遵守现场的各项规章和制度，熟悉并掌握现场和电厂有关安全方面的规章制度。1.2.2工作责任心强，身体健康，适应现场工作条件。1.2.3了解合同设备的设计，熟悉其结构，有三年以上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。1.2.4招标方有权要求更换不称职的投标方现场技术服务人员，投标方应及时更换。1.2.5 国外技术人员到现场的语言交流翻译应由投标方配备，外国专家在现场期间的管理由投标方负责。1.3投标方现场服务人员的职责1.3.1 投标方现场服务人员的任务主要包括设备催交、配合招标方人员进行货物的开箱检验及招投标双方的日常技术联络。在设备开始安装后的任务为指导安装和调试工作，监督工程质量及调试质量，并符合工厂设计要求，处理设备缺陷及设计变更等，后期要参加试运行和性能考核试验。1.3.2 投标方的技术人员应承担合同规定的有关安装、施工、调试、试运、性能保证试验和验收方面的责任和义务。应按照各自的专业履行自己的职责，按照电厂设备、电厂设计、施工和调试的要求，向招标方人员提供技术说明、图纸及其说明、规范、规定、标准等有关技术资料以使招标方人员能够正确掌握并及时实施。1.3.3 投标方的技术人员在其专业范围内，应对投标方提供的技术文件、图纸和运行手册给予详细的解释，对于招标方提出的与合同电厂有关的技术问题应给予答复和解决。1.3.4 对投标方设计或制造方面出现的问题，投标方技术人员将及时给予正确答复并根据需要对设计和图纸进行修改。1.3.5 投标方的技术人员应协助招标方对招标方的安装、施工、调试、运行和维修人员在现场进行培训，并应尽最大的努力来提高他们的技术水平。1.3.6在安装和调试前，投标方技术服务人员应向招标方进行设计意图和安装程序及安装要点的技术交底和解释，必要时进行示范操作。对重要工作项目（如汽轮机本体安装、特殊钢材焊接、吹管和启动试运等）应实行每个工序的检查指导和监督，实行工序签证制度，否则，招标方不能进行下一道工序。经投标方签证的工序如因投标方技术服务人员的指导错误而发生的问题，由投标方负全部责任。投标方对重要工作项目的认定，填写下表： 序号工作项目名称工序主要内容备注1.3.7对于投标方技术人员专业以外的技术问题，应基于其经验向招标方的人员提供建议或与投标方的总部联系以寻求解决的方法。1.3.8投标方的技术人员应对设备的起吊、现场搬运和存储的步骤给予招标方以指导，并对所提供资料的完整性和的正确性负责。1.3. 9 投标方现场服务人员应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或有重大设计变更，投标方现场人员要在招标方规定的时间内予以解决。如在双方商定的期限内，投标方不能解决，则招标方出于施工工期考虑有权自行处理。如果上述所发生质量问题或重大设计变更是属于投标方责任，则招标方所实施的处理措施所发生的费用由投标方承担。如投标方委托招标方进行处理，要出具委托书并承担相应的经济责任。1.3.10投标方技术人员将指导并参加施工阶段重要项目的验收，包括处理验收中的问题及验收后质量的评估。1.3.11投标方现场服务人员的正常来去和更换应事先与招标方协商。1.3.12投标方对其现场服务人员的一切行为负全部责任。1.4招标方的义务1.4.1 应制定安装、施工和试运计划，并负责安装、施工、试运和性能试验工作。1.4.2 尊重投标方技术人员提供的指导，积极配合投标方人员的现场工作。1.4.3 招标方要配合投标方现场服务人员的工作，并在生活、交通和通讯上提投标方便，费用由投标方自理。2培训2.1 总则2.1.1 培训分为工厂培训和现场培训。工厂培训是在投标方（承包商）的设备制造厂、同类型运行电厂、正在施工的建设工地对招标方（业主）运行、维护人员的培训和在同类型运行电厂的仿真机对招标方运行人员的培训。现场培训是指招标方在业主建设现场的培训。培训的目的是：通过讲授所供设备的主要运行原理、制造工艺、运行特性及设备构造技术特点、QA、QC管理使业主技术人员掌握设备运行后的管理方法，以及使招标方的运行人员能够独立操作超超临界发电机组。 2.1.2 投标方为完成培训计划编制的培训大纲中，除提供其供货范围内的设备资料外，还应提供一套培训维护人员的录象资料。2.1.3 工厂培训表中每一个方格内的内容凡未另行注明的，只代表要培训的一个单项。2.1.4 投标方应保证满足（参加工厂培训的人数和培训时间表）所述的工厂和仿真机培训受训人员的人数和培训期要求。2.1.5 工厂、现场培训在从汽机安装开始到第一台机组满负荷商业运行中某时间进行，具体日期在第一次设计联络会上确定。2.1.6 培训计划中应以工厂培训表作参考，列出投标方安排在工厂、同类型运行电厂、正在施工的建设工地、同类型电厂仿真机和现场对业主受训人员进行培训所需的教师费、设施费等费用，以及工厂培训和现场培训的往返交通、食宿费用和医疗保险费用，该费用单独报价，并进入投标评估。2.1.7 投标方应以工厂培训表作参考，列出投标方安排在投标文件中提供在工厂、同类型运行电厂、正在施工的建设工地、同类型电厂仿真机准备采用的培训方法。2.1.8 投标方应以工厂培训表作参考，在投标文件中提供在现场准备采用的培训方法。2.2投标方的责任和义务：2.2.1投标方同意接受招标方__人/月在投标方工厂进行的技术培训。投标方应尽一切努力使业主受训人员达到培训要求。2.2.2 投标方应指定一个能胜任的，并经设备制造厂家批准的技术人员负责组织和协调工作，该技术人员的具体职责由双方确定。投标方应在投标文件中提供服务人月数。2.2.3 按照培训计划，在培训期间，投标方应指派技术熟练和称职的技术人员对招标方技术人员进行技术指导，并讲解本合同范围内的一切技术问题。2.2.4 投标方应于培训开始前3个月向招标方提交初步培训计划，供招标方确认。最终培训计划应在招标方技术人员到达投标方国家后，按照招标方技术人员的实际需要要经双方协商确定。2.2.5 在商定的培训期内的培训应是连续的。2.2.6 培训计划将按每一具体专业的要求进行，主要包括：——专题系统讲授设备性能、构造、主要和辅助系统等——参观同类型电厂——在正在安装和调试的同类型电厂现场实习——运行人员在同类型电厂的仿真机上实习和在同类型电厂中跟班实习——提供所有必需的培训资料（如教科书、手册、图纸等）、设备、工具和仪表等2.2.7 投标方要为业主的受训人员提供编排严谨、良好的培训手册。投标方应保证招标方的技术人员能在上述工厂的不同岗位得到培训，以使他们能够理解并掌握合同设备的技术、操作、检修、修理和维护技能。培训开始前，投标方应向招标方技术人员详细讲解操作规则和工作注意事项。2.2.8 投标方及其承包商应允许业主的受训人员带回培训时提供的技术资料和他们所做的笔记，即使其中有可能出现有专利的资料。2.2.9 在培训期间，投标方应免费向招标方技术人员提供试验工具、技术资料、图纸、参考数据、工作服、安全用品、文具和培训所需的其它必需品，以及合适的办公室。2.2.10 投标方应帮助业主受训人员办理入境签证，以及在接受培训国家居留的一切手续，并采取一切必要的措施保证受训人员在接受培训国家居留期间的安全。2.2.11 投标方应向招标方技术人员提供住房和膳食，往返机票，负责招标方受训人员的后勤协调工作，负责按照招标方（业主）的要求预定房间、安排驻地与培训场所、驻地与机场或培训地点之间的交通，以及受训人员的医疗保险服务，但不包括镶牙、买眼镜和购补药等。有关费用已包括在合同总价中。招标方技术人员的食宿费用应由投标方在招标方人员到达培训地点后交给招标方代表团长。2.2.12 投标方应在培训结束时，对每个受训人员的成绩予以评价，这些成绩应以保密方式通知招标方。2.3招标方的义务2.3.1招标方应通知投标方被培训人员的简况，包括姓名、性别、出生日期、国籍、职务和所从事的专业等。2.3.2为了培训计划的顺利实施，除非双方同意，该计划不能由于放假而中断。2.4投标方应在投标文件中按下表列出国内培训计划、内容、人月数（按__台机组）。 投标方国内培训计划表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注：1）受训人员应亲临制造厂观看装配和试验中的重要事项2）培训内容包括系统的硬件和软件，以及：?概况——指工作原理、制造方法、构造材料、运行特征说明、可能发生的故障、原因及纠正措施?维护和检修——为使设备保持良好的运行状态所需维护工作的详细说明，以及常见鼓掌的修理方法的详细说明若培训地点在国外，投标方应在投标文件中按下表列出国外培训计划、内容、人月数（按__台机组），报出相应的培训费的单价和总价。投标方国外培训计划表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3设计联络会3.1设计联络会的目的是保证合同设备和电厂的成功设计，及时协调和解决设计中的技术问题，协调招标方和投标方，以及各投标方之间的接口问题，设计联络会采用各专业联合召开的方式。正式设计联络会原则上召开三次。第一次会议召开地点暂定在锅炉制造厂所在地，第二次会议召开地点暂定在汽轮机制造厂所在地，第三次会议召开地点设在招标方所在地。联络会议由招标方主持。会议所在地单位提供办公场所及会议设施。设计联络会的时间及人员在合同谈判中决定。3.2 设计联络会议题本技术规范书仅规定了设计联络会原则上召开的次数和主要议题，具体每一次会议的议题，在合同谈判时商定。设计联络会主要议题如下：（1） 设计标准协调（2） 关于机炉参数匹配（3） 讨论投标方提供的初步方案的总体设计（包括系统和总体布置）（4） 协调布置和接口（5） 招标方复核并确认投标方提供的辅助设备分包厂家（6） 详细设计中的技术问题（7） 讨论施工、运输方案（8） 讨论设备安装、监造、性能验收试验（9） 参观考察投标方制造厂、投标方提供的技术支持方的制造厂及其所生产的设备的电厂（10）其它有关内容3.3 会议纪要在每次设计联络会双方均应签署会议纪要。会议纪要将成为合同的组成部分，与合同具有同等的法律效力，是强制性执行文件。如果设计联络会的会议纪要和合同的技术和商务文本发生矛盾，将以会议纪要为准，若前、后期的会议纪要发生矛盾，则应以后期的会议纪要为准。3.4 时间及人员（1）具体日期及人员安排在合同谈判中确定。（2）各主机投标方（和分包商）的授权代表应自费参加每次设计联络会，与各方共同讨论所遇到的问题。（3）在每次设计联络会的前三周，投标方应向招标方用邮寄和电子邮件形式提交需讨论的内容，以便为设计联络会做好充分的准备。3.5根据工程实际情况和设计条件，如有必要，可能要求召开关于专门项目如设备调试、性能考核试验等的附加会议，各有关投标方均应自费参加这类会议。3.6 技术协调会3.6.1根据需要，招标方可以不定期组织召开技术协调会，原则上在招标方所在地进行，由招标方组织和主持，投标方应派有关人员参加，费用自付。3.6.2技术协调会主要协调联络会期以外发生的问题，以解决详细设计中的各种问题和设计联络会后遗留问题。4投标方应参与的非本岛联络会投标方应出席空冷岛、锅炉岛的各次设计联络会，共同讨论与汽机岛有关的问题，费用由投标方承担。其他岛参加汽机设计联络会的费用由其他岛负责。 第八章分包与外购1 投标方要按下列表格填写分包情况表，每项设备的候选分包厂家一般不小于3家，并报各分包厂家的简要资质情况。对于招标方已经确认选择范围的分包部分，必须在此范围内进行选择。投标方从短名单中选择三家分包商参与其投标，最后确定的分包商要经招标方认可。其他分包与外购商由投标方在下表中列出清单，招标方确认。分包情况表序号设备名称型 号数量分包商名称设备产地分包商国家备 注注：上表中的序号和内容应与附件2的一致。 第九章大（部）件运输序号部件名称数量尺寸(m)长×宽×高重量(t )厂家名称部件产地备注包装未包装包装未包装12345678910说明：1. 投标方应在投标文件中按附表要求提供设备各大件的运输尺寸（长×宽×高）、重量，并附运输外形尺寸图及其重心位置。2. 设备运输尺寸，指设备包装后的各部分尺寸。3. 当采用铁路运输时，设备的运输外形尺寸，应考虑该设备拟采用的运输车辆装载面至轨面的高度要求。4. 投标方应根据大件运输的线路及运输方式，对沿途中所经过的涵洞、桥梁等构、建筑物进行充分的调查和论证，在投标文件中提出大件运输的方案，确保大件设备安全运至现场。5. 投标方还应在投标文件中说明所有其它设备的运输方案，包括车辆型。 第十章差异表投标方要将投标文件和招标文件的差异之处汇集成表。技术部分和商务部分要单独列表，将技术部分的差异表列入本卷之中。序号招标文件投标文件条目简要内容条目简要内容 第十一章投标人需要说明的其它内容 第十二章项目实施方案投标方应根据本项目的工程形象（计划）进度，就投标方在工程技术人员（设计人员和工艺人员）的培训计划、技术资料（设计资料和工艺流程资料）从准备至完成的计划、原材料从准备至采购完成的计划、生产排产计划、进口件和国内外购件及分包件的定购进度计划、产品发运交货计划等方面提供一个具体的项目实施方案。请投标方专题说明如何保证该项目实施方案的可行性。第十三章招、投标文件附图投标方投标文件中至少包括一些文件和图纸1要求的专题报告2汽轮机说明书，包括制造、安装、调试、控制等3汽轮机热力系统、汽水系统、油系统和附属系统P&ID图等4汽轮机总图5各接口位置图