重庆南桐低热值煤发电新建工程（检索号：50－F399C－J88－02）汽轮机（含凝汽器、低压加热器）技术规范书招标人：重庆南桐矿业有限责任公司招标代理：重庆厚德能源工程技术咨询有限公司重庆南桐低热值煤发电新建工程（检索号：50－F399C－J88－02）汽轮机（含凝汽器、低压加热器）技术规范书批准：审核：校核：编制：会签：目录附件1技术规范11总则12工程概况33设计和运行条件44技术条件95包装、标志、运输及验收保管886数据表90附件2供货范围1161一般要求1162供货范围116附件3技术资料和交付进度1381一般要求1382资料提交的基本要求138附件4交货进度及交货状态148附件5设备监造、检验和性能验收试验1491概述1492工厂检验1493设备监造1494性能验收试验158附件6技术服务和设计联络1601投标方现场技术服务1602培训1623设计联络163附件7分包商/外购部件情况165附件8大（部）件情况166附件9差异表167 附件1技术规范1总则1.1本规范书仅适用于重庆南桐低热值煤发电新建工程汽轮机本体、凝汽器、低压加热器及附属设备，对设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面提出了最基本的技术要求。1.2招标方在本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标准，投标方应提供一套满足本规范书和所列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、消防、职业卫生等强制性标准，必须满足其要求。所列标准及技术要求与相应的国家标准和行业相关技术要求有矛盾时，应按较高标准执行。投标方对投标文件技术澄清中所作的承诺与投标文件一样具有同等约束力。在签订合同之后，招标方有权对本技术规范提出修正和标准发生变化而提出一些补充要求，在设备投料生产之前，投标方须在设计上予以修改，但价格不作调整。1.3投标方对本规范书的偏差（无论多少）都必须清楚地表示在投标文件中的“差异表”中，投标方未在“差异表”对本招标文件提出偏差，除了招标文件的技术要求有差错外，不管投标方在投标文件的其他任何地方有其他描述，均视为投标方投标的产品己完全满足本规范书的要求。1.4凡本技术规范前后不一致的数据、叙述（包括供货范围清单），均以有利于招标方为原则，由招标方确认。1.5设备采用的专利涉及到的全部费用均被认为已包含在设备报价中，投标方保证招标方不承担有关设备专利的一切责任。1.6合同签订后1个月内，按本规范书要求，投标方应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，由招标方确认。1.7本工程采用统一标识系统。投标方提供的所有技术资料（包括图纸）和设备有统一标识。具体标识原则及要求由设计院在设计联络会上提供。1.8投标方提供的汽轮机应有同类机组5年10台套的使用业绩，并根据目前已投运300MW机组汽轮机所存在的问题，提供采用技术改进的全部成功成果，避免重复出现其他工程已发生过的问题。1.9投标方对供货范围内汽轮机的设备（含附属系统及设备、附件等）负有全责，包括分包（或对外采购）的产品。为满足招标方工程统一的原则，对于投标方需要外购或分包的设备、装置或元件（如凝汽器、低压加热器、汽机数字电调控制系统DEH、汽机监测仪表（TSI）、汽机危急遮断系统（ETS）、汽机振动采集及故障诊断系统（TDM）、阀门、热工仪表等），提供三家及以上有成熟使用业绩的设备厂家供招标方认可。对于投标方配套的控制装置、仪表设备，投标方考虑和提供与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。1.10投标方提供的所有技术资料、表格、图纸和所有仪器都应使用国际单位制，书写语言为中文。若投标方提供的纸版文件与电子文挡有差异，以纸质文件为准。1.11投标方必须对设备性能保证值提供有关技术支持材料（包括但不限于国家认可有资质的单位出具的产品型式试验报告或鉴定报告或性能验收试验报告等），未提供的，评标时不予认可。投标方不响应本规范所规定的技术要求，其投标文件可能被拒绝。1.12投标文件的格式和排序及序号要与招标文件一致，投标文件应对招标文件逐条响应、细化、补充、说明。投标方复印或拷贝招标文件的技术文件作为其投标的技术文件的全部内容，其投标文件将被拒绝。2工程概况2.1电厂厂址电厂厂址位于万盛区西南，关坝镇西北侧，重庆市綦江区万盛经济技术开发区煤电化工业园区内，介于綦江县和万盛区交界处；厂址西南距綦江县扶欢镇约2.5km，东南距关坝镇约4.1km，东北距万盛城区约18.5km，西南距綦江县赶水镇约12.6km。厂区自然地面海拔高度：490m～530m。2.2电厂规模本项目拟在重庆市万盛经开区（或綦江区）建设2×300MW亚临界循环流化床锅炉燃煤发电机组，同步建设烟气脱硫、脱硝装置。2.3交通运输万盛区地处渝黔、渝湘要害，是渝南、黔北地区重要的物资集散地。近年来，万盛区大力进行交通基础设施建设，交通运输事业持续、快速发展，已初步形成以公路为主体，铁路为补充的交通运输体系。铁路是万盛区内重要的交通方式，主要由渝黔铁路三（江）万（盛）支线及其延伸段万（盛）南（川）铁路为主体，连接5条煤矿专用运输线构成铁路运输网。三万铁路建于1953年，里程33公里，工业企业Ⅱ级，单线，设计通过能力为8对/日，经干坝子、蒲河镇、温塘和谷口河站抵达万盛，这条线路是一条煤矿支线，主要为南桐矿务局每天外送服务，万盛区的煤炭和地方农副土特产及建材产品等都通过这条路线运往重庆等地。公路交通近年来发展较快，目前境内形成了以綦万高速、省道303和省道S204为主骨架，以13条县道、21条乡道、一条专用道为支撑的公路网络。其对外通道中，綦江方向有綦万一级公路（全封闭），二级公路S303相连；南川方向有二级公路S303；桐梓方向现状只有两条四级公路相连。总的来看，往綦江、重庆等方向交通条件较好。本工程所需燃料的主要来源为位于重庆市东南80km的南桐矿区，各供煤点分别有铁路和公路与外部相接，电厂燃油、液氨、石灰石、石膏和灰渣均采用汽车运输，交通便利。2.4锅炉和发电机型式锅炉采用最大连续蒸发量为1025t/h的国产循环流化床锅炉，其最低不投油稳燃负荷不大于30％ BMCR。发电机采用水氢氢冷发电机。2.5水源及循环水系统本工程采用南桐煤矿矿井疏干水作为生产主水源，以水库地表水作为补充水源和备用水源，采用带自然通风冷却塔的循环供水系统。2.6主厂房布置主厂房由汽机房、除氧煤仓间、锅炉房及集中控制楼组成，除锅炉为露天布置外，其余均为屋内式，主厂房采用钢筋混凝土结构。3设计和运行条件3.1系统概况和相关设备3.1.1热力系统3.1.1.1主蒸汽及再热蒸汽系统主蒸汽及再热蒸汽系统均为单管单元制系统，汽机旁路采用高、低压二级串联旁路系统，容量为40％ BMCR。3.1.1.2回热抽汽系统汽轮机采用8级非调节抽汽，1、2、3级抽汽分别供3台高压加热器，4级抽汽供汽动给水泵、除氧器，5、6、7、8级抽汽分别供4台低压加热器。正常运行时，高压加热器疏水逐级回流至除氧器，低压加热器疏水逐级回流到凝汽器。根据加热器在给水回热加热系统中按抽汽压力由高到低的排列顺序，加热器编号分别为＃5、＃6、＃7、＃8低加。＃7、＃8低加为共用一个壳体的复式加热器，卧式布置在凝汽器喉部，一半在凝汽器壳体外，以满足排汽管和疏水管连接的要求。3.1.1.3给水系统给水系统为单元制。机组配备2台50％容量的汽动给水泵和1台30％BMCR容量的电动调速给水泵。两台汽动给水泵为正常运行，一台电动调速给水泵作为启动和备用。汽动给水泵汽轮机排汽均排到主汽轮机凝汽器。汽动给水泵汽轮机的正常汽源为主机的4段抽汽，机组启动和低负荷时可以切换成冷再热蒸汽，小机汽源根据4段抽汽压力进行自动切换。除氧器正常运行时，加热汽源来自汽机4段抽汽。启动汽源来自辅助蒸汽联箱。3.1.1.4凝结水系统采用中压凝结水精处理装置除盐系统，设两台100％容量立式凝结水泵，其中一台备用。两台凝结水泵共用一套变频装置。设置一台100m3的除盐水补充箱，此补水箱为凝结水系统提供启动充水和运行补水。为综合利用锅炉排渣热量，提高全厂热效率，锅炉冷渣器冷却水采用凝结水，凝结水接自轴封冷却器出口，经过冷渣器后进入＃7低加出口。3.1.2辅助设施3.1.2.1启动汽源设置1台20t/h燃油启动锅炉作为机组启动用汽汽源。3.1.2.2空气压缩机室本工程按全厂空压机房站的方式考虑，设置一套仪用和一套杂用压缩空气系统，空压机设备布置在空压机房内。3.2工程主要原始资料3.2.1气象特征与环境条件多年气象特征值均由万盛区气象站资料统计得到，统计年限为1966～2012年。（1）气压（hpa）多年平均气压976.2多年最高气压1003.3多年最低气压945.8（2）气温（℃）多年平均气温18.2多年极端最高气温44.3多年极端最低气温-3.6最近10年最大日温差26.2最冷月（1月）平均温度7.6（3）相对湿度（%）多年平均相对湿度80多年最小相对湿度4多年最大相对湿度 100（4）降水量（mm）多年年平均降水量1279.2多年年最大降水量1566.5多年年最小降水量795.4多年1d最大降雨量204.1多年最长连续降雨日数（d）18多年连续最大降雨量及历时287.5mm（1968年7月15～19日）多年最大1h降雨量75.3多年最大10min降雨量27.0（5）蒸发量（mm）多年平均蒸发量1183.2多年年最大蒸发量1489.3多年年最小蒸发量1008.7（6）风速(m/s)多年最大风速17（7）其它最近10年冻融交替次数 0万盛气象站无冻土观测3.2.2厂址区域地震动峰值加速度为0.05g，相对应的地震基本烈度为Ⅵ度。3.3冷却水辅机冷却水采用工业冷却水加循环冷却水系统。循环水进行加次氯酸钠杀菌灭藻处理，循环水防垢采用加稳定剂、加酸处理。工业水水质分析项目mg/Lmmol/L项目mg/L阳离子K＋2.710.069硬度(CaCO3)总硬度3.80Na+315.313.716非碳酸盐硬度2.74Ca2+44.012.196碳酸盐硬度1.06Mg2+12.451.024负硬度187.15Fe3++Fe2+0.050.003酸碱度甲基橙碱度348.32NH4+0.050.003酚酞碱度14.92总计374.5817.011PH值8.38阴离子Cl－56.401.591酸度0.00SO42- 487.0010.139其他项目氨氮0.04HCO3-394.416.464游离CO20.00CO32-14.920.497CODMn/Cr1.08NO3-2.470.040可溶性总固体993.00NO2-0.080.002悬浮物20.00OH-0.000.000偏硅酸10.86总计955.2818.734循环水水质分析本工程用水质差的南桐矿井水作为设计水质，循环水浓缩倍率按4设计，循环水水质如下表：项目 项目 K+ mg/l10.84 溶解固形物mg/l993Na+ mg/l1261.20 悬浮固形物mg/l23Ca2+mg/l176.04 全硬度（以CaCO3计）mmol/L161.17Mg2+mg/l49.80 碳酸盐硬度（以CaCO3计）mmol/L161.17Fe3++Fe2+ mg/l0.20 非碳酸盐硬度mmol/L0.00NH4+ mg/l0.20 负硬度mmol/L187.15Cl－mg/l225.60 甲基橙碱度mg/l348.32SO42- mg/l1948.00 酚酞碱度mg/l14.92HCO3-mg/l1577.64 酸度 mg/l0.00CO32- mg/l59.68 PH8.38NO3- mg/l9.88 氨氮mg/l0.04NO2- mg/l0.32 偏硅酸 mg/l10.86OH-mg/l0.00 COD(Mn/Cr)1.08铝0.40 CO2游离0.00钡0.13 锶26.76 3.4安装运行条件3.4.1机组运行方式：定压运行及定－滑－定运行3.4.2负荷性质：带基本负荷并可调峰运行3.4.3机组安装运行条件：机组运转层标高12.6m，室内纵向顺列布置，机头朝向扩建端，从汽轮机向发电机看，润滑油管路为左侧布置。3.4.4频率变化范围：48.5Hz－50.5Hz4技术条件4.1参数、容量/能力4.1.1主要技术参数（1）额定出力：300MW（2）机组型式：亚临界参数、一次中间再热、双缸双排汽（高中压合缸）、单轴、凝汽式汽轮机（3）额定参数参数名称单位设计值参数名称单位设计值主汽门前蒸汽压力MPa（a）16.7最终给水温度℃≥270主汽门前蒸汽温度℃537额定转速r/min3000中联门前蒸汽温度℃537设计冷却水温℃23设计背压MPa（a）0.0057维持额定功率时的最高计算冷却水温（夏季10%气象条件水温，对应TRL工况)℃34旋转方向从汽机端向发电机端看为顺时针4.1.2热循环三台高压加热器、一台除氧器和四台低压加热器组成八级回热系统。各级加热器疏水逐级自流。汽轮机的四级抽汽除供回热抽汽和小汽轮机用汽外，还具有供_____t/h厂用汽的能力，同时五级抽汽除供回热抽汽外，还具有供_____t/h厂用汽的能力。4.2性能要求4.2.1汽轮发电机组应能在下列条件下安全连续发出功率300MW，此工况功率为额定功率（即铭牌功率，TRL）。此工况下的进汽量称为铭牌进汽量，此工况为出力保证值的验收工况（即TRL工况）4.2.1.1额定的主蒸汽及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质。4.2.1.2背压0.0104MPa（a）（循环水温34℃）。4.2.1.3补给水率为3％。4.2.1.4回热系统正常投运。4.2.1.5发电机效率≥98.95％（发电机冷却器冷却水温为 34℃时）、额定氢压、功率因数0.85（滞后）。4.2.1.6规定的最终给水温度。4.2.1.7此时的汽轮机进汽量为额定进汽量。4.2.1.8二台汽动给水泵投入运行。4.2.1.9从轴封冷却器后抽出338 t/h(暂定)凝结水作为冷渣器冷却用水，压力3.0MPa（a）(暂定)，温升~43.5℃(暂定)。经冷渣器后回到7号低加出口凝结水管道。本规范书所述额定功率、最大连续功率、阀门全开功率等发电功率是指：（1）扣除自并励静止励磁、润滑及密封油泵等所耗功率后，保证在寿命期内任何时间都能安全连续地在额定功率因数、额定氢压（氢冷发电机）下发电机端输出的功率。（2）由主汽轮机供给小汽轮机驱动给水泵所需功率不应计算在所述功率中。进汽量是以汽动给水泵运行为基础。4.2.2汽轮发电机组应能在下列条件下安全连续运行，此工况功率为最大连续功率( MW)（T－MCR）。4.2.2.1额定的主蒸汽及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质。4.2.2.2背压0.0057MPa（a）（循环水温23℃）。4.2.2.3补给水率为0％。4.2.2.4回热系统正常投入运行。4.2.2.5发电机效率≥98.95％（发电机冷却器冷却水温为 23℃时）、额定氢压、功率因数0.85（滞后）。4.2.2.6规定的最终给水温度。4.2.2.7二台汽动给水泵投入运行；4.2.2.8汽轮机进汽量与4.2.1工况相同。4.2.2.9从轴封冷却器后抽出270 t/h(暂定)凝结水作为冷渣器冷却用水，压力3.0MPa（a）(暂定)，温升~54.5℃(暂定)。经冷渣器后回到7号低加出口凝结水管道。4.2.3保证热耗率验收工况（THA）：系指在4.2.2.1－4.2.2.7条件下，从轴封冷却器后抽出257 t/h(暂定)凝结水作为冷渣器冷却用水，压力3.0MPa（a）(暂定)，温升~54.5℃(暂定)，经冷渣器后回到7号低加出口凝结水管道，该工况出力为额定功率时热耗率作为保证值。4.2.4汽轮机在调节阀全开（VWO），所有给水加热器全部投入时安全运行，发出的功率为阀门全开功率。该工况条件是：4.2.4.1同4.2.2.1－4.2.27条件。4.2.4.2蒸汽流量应不小于额定进汽量的105％。4.2.4.3从轴封冷却器后抽出287 t/h(暂定)凝结水作为冷渣器冷却用水，压力3.0MPa（a）(暂定)，温升~54.5℃(暂定)。经冷渣器后回到7号低加出口凝结水管道。投标方应提供机组在调节阀门全开（VWO）时的蒸汽流量和功率数值。4.2.4.5在汽轮机主汽、再热蒸汽及背压为额定值时，当全部高加停用时仍能连续发出300MW。此时从轴封冷却器后抽出267 t/h(暂定)凝结水作为冷渣器冷却用水，压力3.0MPa（a）(暂定)，温升~54.5℃(暂定)。经冷渣器后回到7号低加出口凝结水管道。4.2.5汽轮机应能承受下列可能出现的运行工况。4.2.5.1汽轮发电机组轴系应能承受发电机出口母线突然二相短路并切除或单相重合闸时所产生的扭矩，投标方应归口提供汽轮机各轴段及轴系的临界转速及扭振频率值，并提供轴系的振动计算结果，发电机厂应作好配合工作，使轴系振动符合规定要求；4.2.5.2应允许汽轮机甩负荷后空转运行不少于30分钟，且不超速；4.2.5.3汽轮机应能在额定转速下空负荷运行，允许持续空负荷运行的时间至少应能满足大修启动后进行汽轮机和发电机试验的需要；（请投标方在投标时予以提供）；4.2.5.4汽轮机在排汽温度高达65℃下应允许长期运行，在不高于79℃时必须能低负荷连续运行；投标方应提供汽轮机在环境条件异常或凝汽器冷却水系统发生故障时，机组仍能安全运行的最高允许背压值及最高排汽温度值；4.2.5.5汽轮机应能允许在投标方提供的最低连续稳定运行功率至额定功率间带调峰负荷或两班制运行。4.2.6投标方对不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况应有明确的规定。4.2.7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：冷态启动停机72h以上（金属温度约低于该测点满负荷温度的40％）300次温态启动停机10－72h以内（金属温度约低于该测点满负荷温度的40％至80％）700次热态启动停机小于10h（金属温度约低于该测点满负荷温度的80％）3000次极热态启动停机1h以内（金属温度仍维持或接近其满负荷值）500次负荷阶跃＞10％额定负荷12000次正常停机4500次甩负荷带厂用电30次注：汽缸金属温度指高压内缸调节级内壁上半金属温度。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及甩不同负荷时的寿命消耗曲线和冷态、温态、热态和极热态的允许启动次数，并保证机组在以上给定次数下计算寿命消耗不大于75％。汽轮机易损件的使用寿命应大于一个大修期5年，且投标方应在供货条件中予以规定，工作温度高于450℃的紧固件，应考虑其松弛性能。汽轮机正式验收168小时试运行结束后强迫停机次数不超过一次/每年，汽机等效强迫停运时间不超过200小时/每年。4.2.8汽轮机大修周期不少于5年，并提供机组的可用率、强迫停机率指标。4.2.9机组的负荷变化率4.2.9.1从100％～50％MCR：不小于5％MCR/每分钟4.2.9.2从50％～20％MCR：不小于3％MCR/每分钟4.2.9.3在20％MCR以下：不小于2％MCR/每分钟4.2.9.4允许负荷在50％～100％MCR之间的变化幅度为20％MCR/每分钟。4.2.10机组能在频率48.5Hz～50.5Hz的范围内持续稳定运行，根据系统运行要求，机组的频率特性还应满足下表要求。频率(Hz)允许运行时间累计（分）每次（秒）51~51.5＞30＞3050.5~51＞180＞18048.5~50.5连续运行48~48.5＞300＞30047.5~48＞60＞6047~47.5＞10＞2046.5~47＞2＞54.2.11循环流化床锅炉从点火到供汽所需时间比常规煤粉锅炉长，所以投标方应提出优化的汽机冷态启动曲线，同时，还应提供快速冷态启动（高中压缸联合启动和中压缸启动）的最短时间。在整个汽轮机寿命期限内，快速启动仅使用3次，不得影响汽轮机的性能和寿命。上述两启动时间（即曲线）被列入评标因素计算评审价格。快速冷态启动曲线应有详细的依据说明。4.2.12投标方应分别给出机组在启动、停运和正常运行过程中，主蒸汽与再热蒸汽压力、温度允许变化的范围以及主蒸汽和再热蒸汽异常条件下允许连续运行的时间。4.2.13汽轮发电机组轴系的各阶临界转速应与工作转速避开 ±15％。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的计算值和试验值。4.2.14投标方提供的转子应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、水平或轴向均不大于0.025mm，在任何轴颈上所测得的双振幅振动值不大于0.07mm；各转子在通过临界转速时轴振动允许值应不大于0.15mm；超速试验时各转子双幅振动值不超过0.125mm；轴承座的双幅振动值不超过0.05mm。轴系的扭振频率应避开工频转速±10％、倍频转速±7％。投标方在各轴承的适当部位，备有装设测轴振动及轴盖振动元件的位置。4.2.15当汽机负荷从100％甩至零时，汽轮发电机组转速应不超过额定转速的110％。4.2.16在最低持续稳定负荷至100％负荷范围内，应保持汽轮机能稳定持续地运行。投标方应给出其最低稳定负荷值、汽轮机安全运行对最高背压和最小容积流量的限制范围。4.2.17当自动主汽门突然脱扣关闭，发电机仍并在电网时，汽轮机应能在背压为0.0038～0.0186MPa范围内至少具有1分钟无蒸汽运行的能力，而不致引起汽机损伤。4.2.18超速试验时，汽机应能在112％额定转速下作短时间空负荷运行，此时任何部件都不应超应力，各轴承振动也不应超过允许值。4.2.19汽轮机的滑压运行范围为30％～90％THA，提供汽机在不同启动条件下定、滑压的启动曲线，从额定负荷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、转速、负荷变化等。4.2.20投标方应提供汽轮机的启动程序和必要的运行数据，汽机启动参数要与锅炉厂商协调确定。4.2.21热耗保证值4.2.21.1机组的净热耗率应按下表所列各工况提供。序号项目发电机净功率kW排汽压力MPa（a）补给水率％净热耗率kJ/kW?h汽耗率kg/kW?h1额定工况（TRL）3000000.010432最大连续出力工况（TMCR）0.005703VWO工况0.005704考核工况（THA）3000000.00570575％额定工况0.00570650％额定工况0.00570730％额定工况0.005708高加停用工况0.005709厂用汽工况3000000.00570注：高加停用工况为高加全部停用的热耗、汽耗。备注：（1）汽轮发电机组的净热耗定义如下：净热耗＝[WT（HT－HF）＋WR（?HR）]/（KWG－?KWi）（kJ/kW?h）其中：WT：主蒸汽流量（kg/h）WR：再热蒸汽流量（kg/h）HT：主汽门入口蒸汽焓（kJ/kg）?HR：通过再热器的蒸汽焓值差（kJ/kg）HF：省煤器进口给水焓（kJ/kg）KWG：发电机终端输出功率（kW）?KWi：当采用静态励磁时所消耗的功率（kW）（2）投标方应按下列条件计算保证热耗：a、给水泵汽轮机效率81％b、给水泵效率82％c、再热系统压降10％d、1、2段抽汽压损3％，其它各段抽汽压损5％e、加热器端差按下表（加热器编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8号低加上端差℃－1.7002.82.82.82.8下端差℃5.65.65.65.65.65.65.6（3）从轴封冷却器后抽出部分凝结水作为冷渣器冷却用水，压力3.0MPa（a）(暂定)，温升~54.5℃(暂定)。经冷渣器后回到7号低加出口凝结水管道。除TRL，TMCR，THA，VWO工况外，其余各工况冷渣器冷却水量如下表所示（暂定）：序号项目冷渣器冷却水量t/h175％额定工况～195250％额定工况～141330％额定工况～994高加停用工况～2675厂用汽工况～2684.2.21.2汽轮机在验收工况下，机组的净热耗（保证值）应不大于7900kJ/kW?h。（投标方在投标时提供具体热耗值）4.2.21.3投标方给出该机组热耗率的计算公式，附有详细数据（包括参数、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，还应提供进行热耗值的测量、计算、校正时用的有关规程、规定。4.2.21.4提供在保证热耗下的给水泵负荷和效率值。4.2.21.5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。4.2.22汽轮发电机靠背轮上的扭矩应在投标书上注明。4.2.23高压加热器不属主机配套设备，但投标方在汽机热平衡计算时，应提出各种运行工况下各加热器端差和参数。4.2.24VWO工况应作为汽轮发电机及辅助设备、回热系统等设计选择的基础。4.2.25投标方应对汽轮机－发电机组整个轴系的振动、临界转速、扭振频率值、轴承稳定性分析计算、润滑油系统及靠背轮负责统一归口设计和制造协调。4.2.26距汽轮机化妆板外1米运转层上高度1.2m假想平面处，测得的噪声值应小于等于85分贝（A声级），其它辅助设备噪声值应不大于85分贝（A声级），噪声测量方法按IEC－1063进行。4.2.27汽轮机应具有中压缸启动功能，并提供相应装置，其性能安全、可靠、切换方便。4.2.28本工程从轴封冷却器后抽出部分凝结水作为锅炉冷渣器冷却用水，经冷渣器后回到7号低加出口凝结水管道，最终冷却水参数与招标方协商确定。4.3结构要求及系统配置要求4.3.1一般要求4.3.1.1汽轮机及所有附属设备应是成熟的，先进的设计，并具有制造相同容量机组，运行成功的实践经验，不得使用试验性的设计和部件。如果在原型式机组上有设计变动，应提前向招标方提出，并说明变动原因及可能的结果。4.3.1.2汽轮机的滑销系统应保证长期运行灵活，并能在运行中加入润滑剂。投标方应对是否采用自润滑块予以说明。4.3.1.3机组设计应充分考虑，以防止意外的超速、进冷汽、进水、着火和突然振动。4.3.1.4投标方应对所有作用在汽缸上的管道提出力和力矩的要求。4.3.1.5汽轮机结构设计应充分考虑，汽轮机满足配有40％锅炉最大连续出力的两级串联简化旁路系统的各种运行方式，并应配置必要的监测装置。4.3.1.6除回热抽汽及小汽轮机用汽外，机组所能供给厂用蒸汽量的参数及数量，应在标书中说明。4.3.1.7投标方应提出汽轮机本体主要部件的金属材料清单。4.3.1.8汽轮机本体应有完善的保温设计，在正常运行工况下，汽机本体、热力设备及管道等的保温表面温度当环境温度（距离保温表面1m处的空气温度）小于等于27℃时，不应超过50℃，当环境温度大于27℃时保温表面温度允许比环境温度高25℃，以确保机组运行的安全经济性。投标方提供汽轮机的外壳保温罩。在汽轮机的化妆板上应适当开有排气孔。4.3.1.9为对机组运行监视和热力特性试验，投标方在供货范围内的设备和管道上，应装设足够的测点和探头。4.3.1.10投标方应对汽缸强制通风冷却对汽轮机的影响进行专题论述，投标方投标阶段应提供专题说明：“汽缸强制通风冷却对汽轮机的影响”，以供招标方选择。如招标方需要设置汽缸强制通风冷却系统，汽轮机应设置停机后为使汽缸强迫通风冷却用的管座、堵头和阀门及测量装置。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。4.3.2汽轮机转子及叶片4.3.2.1汽轮机转子应彻底消除残余应力，高、中、低压转子应为无中心孔整锻转子。4.3.2.2汽轮机设计应允许不揭缸进行每个转子的动平衡工作。4.3.2.3转子的临界转速应符合本规范书的要求。4.3.2.4应提供各个转子的脆性转化温度的数值（FATT值），并解释获得该数值的方法，确认正确。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启动的灵活性。4.3.2.5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。4.3.2.6所有叶片设计应是良好的成熟的，使叶片在允许的频率变化范围内不致产生共振，并要提供低压末级及次末级叶片的坎贝尔频谱（CAMPBELL）图。4.3.2.7低压末级及次末级叶片应有必要的抗应力腐蚀及抗水蚀措施，汽轮机应有足够的除湿用的疏水口。4.3.2.8低压末级及次末级叶片要求采用司太莱合金，并有防止司太莱合金脱落的措施。4.3.2.9用于把叶根紧固在轮缘上的任何销子（如需要）应具有导向孔，以便拆卸时钻孔之用。4.3.2.10叶根固定尺寸的准确性应能保证备品叶片的互换。4.3.2.11对于高中压缸的通流部分，特别是第一级喷嘴及动叶片应采取适当措施以防止颗粒侵蚀。4.3.2.12应说明转子及叶片材料，提供转子重量及转子的惯性矩值。4.3.2.13汽轮机各转子在出厂前应进行高速动平衡。动平衡精度为轴承振动烈度值小于1.2mm/s；汽轮机低压转子在出厂前应作超速试验，试验转数不超过120％额定转速，延续时间为2分钟。4.3.2.14汽轮机转子测速探头不得全部安装于转轴的同一横断面上。投标方应对具体设置方案给出说明。转速探头数量至少满足以下要求：1个用于汽轮机零转速，1个用于远传监视、1个用于机头就地转速表，3个用于DEH控制，3个用于汽轮机保护，同时并应增加一套测速装置装于发电机电侧端部的转子上。上述测速装置由投标方随TSI系统提供，并向发电机厂提供测速齿轮盘和配套测速探头支架的设计要求。4.3.3汽缸4.3.3.1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，因温度梯度造成的变形最小，并始终保持正确的同心度。4.3.3.2高压缸进汽部分及喷嘴室设计应适当加强，以确保运行中稳定及最小的振动，进汽管密封环应由耐磨金属制成。应采取措施，防止缸内蒸汽泄漏，提高高压缸的效率。在投标时应提出人工强化时效处理措施及其它防漏方案。4.3.3.3提供低压缸喷水系统中全部设备和自动控制装置（调节阀），该系统能按低压缸排汽温度自动投入。4.3.3.4提供保护整个机组用的排汽隔膜阀及事故排汽跳闸装置。4.3.3.5提供汽缸法兰螺栓的专用扳手及加热装置，包括所有附件和控制设备。4.3.3.6提供揭缸时，分开汽缸结合面的适当措施。4.3.3.7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。4.3.3.8汽缸端部汽封及隔板汽封采用可调汽封，且应该有适当的弹性，以保证转子与汽缸偶然有稍许碰触而不致损伤转子或导致大轴弯曲。4.3.4轴承及轴承座4.3.4.1主轴承的型式应防止出现油膜振荡，需提供轴承的失稳转速及导致失稳的条件。4.3.4.2吊出汽缸及转子，所有的轴承应能方便地取出和更换。4.3.4.3主轴承应是水平中分面的，不移去转子能在水平、垂直方向进行调整，同时应是自行对中心型的。4.3.4.4任何运行条件下，各轴承的回油温度不得超过65℃，每一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，电压不得超过12V。在油温测点及油流监视装置之前，不得有来自其它轴承的混合油流。4.3.4.5轴承金属温度（包括发电机组的轴承）应由埋入式双支铂热电阻（Pt100）直接测量，引线接至汽机本体接线盒，接线为三线制。运行中各轴承金属温度不应超过90℃，但乌金材料应允许在110℃以下长期运行。4.3.4.6推力轴承应能持续承受在任何工况下所产生的任一方向的最大推力。投标方应提供显示该轴承金属磨损量的指示器及保护装置。提供推力瓦每侧每块瓦的金属温度测量装置及回油温度表。推力轴承外壳应设置一个永久基准点，以确定大轴的位置。4.3.4.7轴承座上应设置测量大轴弯曲、轴向位移、转速、胀差及膨胀、推力轴承磨损的有关装置。4.3.4.8轴承座的适当位置上应装设测量轴承座在垂直方向上以及大轴X、Y方向上振动的装置。4.3.5主汽门、调速汽门、中压联合汽门4.3.5.1主汽门、调速汽门、中压联合汽门应严密不漏，能承受主蒸汽、再热蒸汽管道上的1.5倍设计压力的水压试验。4.3.5.2主汽门、调速汽门、中压联合汽门应能满足安全可靠地焊接在与其所联接的管道上，其接口材质及口径应与设计院管道一致，若材质或接口尺寸与外部连接管道不匹配，投标方应配供与管道材质相同的过渡段（该过渡段由投标方在工厂内焊接并进行热处理，坡口处理等工作，以保证现场同材质、同口径、同壁厚焊接）。主蒸汽管道材料采用A335P91，再热热段蒸汽管道材料采用A335P22，再热冷段蒸汽管道材料采用A672B70CL32。4.3.5.3主汽门、调速汽门及中压联合汽门应能在汽机运行中进行遥控顺序试验，并保证负荷不受大的波动，还应具备检修后单独试验开闭的装置。各门带常开常闭行程开关各2付及阀位反馈装置。4.3.5.4提供主汽门、中压联合汽门在启动冲管用的临时堵板、阀座及靶板。4.3.5.5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。4.3.5.6提供冲管及水压试验后主汽门、中压联合汽门所用的备用密封垫圈，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。4.3.5.7在主汽门壳体上，在起停中有可能产生应力较大的部位，应设置金属温度测点。4.3.5.8调节系统的设计应能满足机组高中压缸联合启动或中压缸启动要求。4.3.6盘车装置4.3.6.1盘车装置应是低速自动啮合型，能使汽轮发电机组转子从静止状态转动，盘车转速由投标方确定。同时还应考虑在机组轴承揭盖检查时盘车装置能投入运行。盘车装置具备手动盘车功能。4.3.6.2盘车装置的设计应能做到自动退出而不发生撞击，且不再自行投入；在停机后转速到0r/min时，盘车自动投运，应有防止误投的措施。4.3.6.3提供一套压力开关和压力联锁保护装置，防止在油压建立前投入盘车。盘车装置正在运行而供油中断时发出报警，当油压降低到不安全值时能自动停止运行。4.3.6.4提供一套盘车就地控制装置，包括手动操纵机构、盘车电流表、就地控制箱等。盘车就地控制装置应预留与DCS间的远方监视和控制信号的硬接线接口，信号和接口数量应满足招标方控制系统设计的要求，具体数量要求在施工图阶段由设计院提出。4.3.6.5所有必须的测量、控制用的一次仪表（如开关量仪表、就地指示表、温度元件、变送器等）随汽机盘车系统配供。4.3.7汽机控制用抗燃油系统4.3.7.1抗燃油系统应采用高压抗燃油系统，该系统包括油箱、两台100％容量的交流供油泵（进口）、两台100％容量的不锈钢管式（材质为316L）冷油器、切换阀、小型加热器、油温调节装置、在线滤油装置、油再生装置（硅藻土、纤维素滤芯及空气滤清器等）、管道、附件及支吊架等。滤油装置应能在线检修维护。4.3.7.2汽轮机抗燃油系统的容量应包括给水泵汽轮机调速系统的用油量，主机与2台给水泵汽轮机共用一套抗燃油系统。4.3.7.3全部液压系统及部件，包括冷油器、油箱、管道及所有阀门、各种配件等，应采用不锈钢材质。4.3.7.4当两台高压供油泵瞬时失去电源时（小于5秒钟）不应引起汽机跳闸，当运行泵发生故障或油压低时，备用泵应立即自启动，无扰切换。投标方还需提供低油压压力开关及自动停机压力开关。4.3.7.5提供两倍半容量的抗燃油（一倍半为备用）。4.3.7.6提供的油温调节装置应包括一次元件及控制设备。4.3.7.7所有必须的测量、控制用的一次仪表（如开关量仪表、就地指示表、温度元件、变送器等）随汽机控制用抗燃油系统配供。4.3.7.8投标方应在投标书中说明抗燃油系统是否配供就地控制箱，若配供，请说明控制范围及完成的功能，并提供就地控制箱的初步控制原理图。4.3.8汽轮机润滑油系统4.3.8.1油系统应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，满足汽轮发电机组所有轴承的用油量。4.3.8.2润滑油系统包括主油箱、主油泵、辅助油泵、交流润滑油泵、直流油泵、顶轴油泵，2台100％容量的不锈钢管式（材质为316L）冷油器、管子、仪表及满足汽轮发电机组轴承用油所必须的全部附件。例如：回油管上的窥视孔、温度计及插座和进油管上的活动滤网等。该系统还可以作为氢冷发电机密封油的辅助供油系统。4.3.8.3油箱容量的大小应满足机组在失去交流厂用电以致冷油器无冷却水的情况下停机时，能保证机组安全惰走，此时，润滑油箱中的油温不应超过79℃。4.3.8.4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（一台运行，一台备用）和除雾器，使各轴承室内维持微负压，并设置负压表便于监视，以确保各轴承内不吸入蒸汽避免油中带水。电加热器加热温度到40℃。配氢冷汽轮发电机的油系统，应设排氢设施。4.3.8.5汽轮机油系统所用管道及附件应有足够的强度，应尽量采用厚壁管，至少应按两倍以上的工作压力进行设计。汽机润滑油管路采用套装结构，尽量减少法兰及管接头连接。润滑油油箱、套装油管路、所有阀门及油系统各种附件均采用不锈钢材料。4.3.8.6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。设有停止－自动－运行按钮和用电磁阀操作的启动试验阀门。4.3.8.7两台冷油器，每台应根据汽轮发电机组在设计冷却水流量、最高冷却水温下的最大负荷设计。采用不锈钢管式冷油器，其裕量应按水侧污染系数为0.001和管子堵塞5％情况考虑。冷油器的设计和管路布置方式应允许在一台运行时，另一台不使用的冷油器能排放清洗或调换。4.3.8.8油系统中的滤网应能在运行中切换清洗。4.3.8.9其它可能聚集油气的腔室（轴承箱、回油母管等）应有排放油气的设施。4.3.8.10应从汽轮机结构和系统设计上防止水由于轴封漏汽等原因而进入油中，油质含水量应符合国家标准。4.3.8.11必须提供成套油系统设备，包括表计和管路。所有设备和管路应清除残砂、焊渣及其它沾污物质，并经防腐处理后再密封出厂。4.3.8.12油系统清洁度应符合标准并阐述保证油系统清洁的主要措施。4.3.8.13投标方负责汽轮发电机组本体油系统的设计，提供阀门和管道。4.3.8.14投标方应提供润滑油牌号的技术要求和标准。4.3.8.15本机组不采用主机和给水泵小汽轮机联合使用的润滑油系统。给水泵汽轮机的润滑油管路应和主汽轮机油管路分开。4.3.8.16所有必须的测量、控制用的一次仪表（如开关量仪表、就地指示表、温度元件、变送器等）随汽机润滑油系统配供。4.3.8.17投标方应在投标书中说明润滑油系统是否配供就地控制箱，若配供，请说明控制范围及完成的功能，并在投标书中提供就地控制箱的初步控制原理图。4.3.9顶轴油系统4.3.9.1顶轴油系统的设计要做到能向每个轴承注入高压油，以承受转子的重量。在机组盘车时或跳闸后都要投入该系统运行。4.3.9.2顶轴油泵为2台100％容量高压柱塞泵，供汽轮机轴承及发电机轴承，可布置于油箱上部或其它合适的位置，须保证可靠地运行并防止漏油。4.3.9.3顶轴油系统必须设置安全阀、防止超压。4.3.9.4顶轴油系统必须采用不锈钢管。4.3.9.5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。故每一轴承顶轴油系统上要配置逆流阀及固定式压力表。4.3.9.6顶轴油泵应设置入口油压低的闭锁装置，以保证顶轴油泵不受损坏。4.3.9.7所有必须的测量、控制用的一次仪表（如开关量仪表、就地指示表、温度元件、变送器等）随顶轴油系统配供。4.3.9.8投标方应在投标书中说明顶轴油系统是否配供就地控制箱，若配供，请说明控制范围及完成的功能，并提供就地控制箱的初步控制原理图。4.3.10轴封汽系统4.3.10.1投标方按ASME TDP－1《关于火电厂防止汽轮机进水协议》的要求进行设计，轴封汽系统应是自动的，该系统还能自动向给水泵汽轮机供轴封汽，轴封系统的汽源应满足机组冷热态启动和停机的需要，汽机正常运行时轴封应采用自密封系统。4.3.10.2轴封汽进口处应有永久性滤网。4.3.10.3提供的轴封调节阀（含执行机构）应能适应来自回热抽汽、辅助蒸汽及主蒸汽三种汽源向轴封供汽的要求。轴封压力调节由DCS实现，投标方应向DCS承包商提供具体的控制要求。4.3.10.4在机组启动和各种运行工况下，轴封供汽系统应能自动调整压力，并设置安全阀和溢流装置，低压缸汽封的供汽管路中还设有轴封减温器。4.3.10.5设一台100％容量的轴封蒸汽冷却器。轴封蒸汽冷却器为管壳表面式结构，管子材料为不锈钢。设计压力按凝泵出口门关闭时的出口压力设计，暂定为4.0MPa（g）。轴封蒸汽冷却器应设置两个独立的连接远传水位计的接口。4.3.10.6两台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。轴封风机和轴封冷却器为组合式结构。4.3.10.7轴封用汽系统应包括轴封汽源切换用的电动隔绝阀、调节阀、旁路阀、泄压阀和其它阀门以及滤网（包括滤网前后差压开关，并能发出信号送至DCS）、仪表、减温设备和有关附属设备等。4.3.10.8提供接至集控室仪表和控制系统的所有测量用的传感器，开关和其它装置。4.3.10.9投标方应提供所采用的轴封用汽系统图和系统说明书。4.3.10.10轴封供汽及轴封冷却器应与给水泵小汽轮机共用。4.3.10.11汽轮机轴封系统由投标方设计供货。设计院承担支吊架的设计，双方配合完成。4.3.11汽轮机疏水和排汽系统4.3.11.1疏水系统的设计应能排出所有设备、管道和阀门内的凝结水。系统还能使停用设备、管道、阀门保持在运行温度状态。4.3.11.2排汽系统应能在机组脱扣时排放蒸汽，防止汽轮机超速和过热。机组脱扣后该系统应具有排除联合汽门中的蒸汽的控制功能。4.3.11.3疏水和排汽系统应为全自动，投标方应提供全部控制设备和仪表。4.3.11.4在失去电源或压缩空气气源时，所有疏水阀门应能自动打开。4.3.11.5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过来的疏水；（2）主汽轮机的主汽门上、下阀座的疏水；（3）汽室和高压缸进口喷嘴间的主蒸汽管道疏水；（4）再热器阀门、各抽汽管道上逆止门的疏水；（5）排汽装置阀门和排水阀门的漏汽；（6）管道上低位点疏水；（7）凝汽器附近疏水集箱上试验用连接件。4.3.11.6疏水和排汽两个系统应有防止水或冷汽倒入汽轮机的设施，并应符合有关规定。4.3.11.7投标方应提供推荐的汽轮机疏水、排汽系统图。4.3.12保护装置4.3.12.1汽机必须设有成熟可靠的危急保安系统，防止超速。危急保安器至少有两套，其中一套为机械式，另一套是电气式，动作转速值为额定转速的110～112％，复位转速应高于额定转速。危急保安器还应有可靠的动作指示器，并应设置运行时能活动危急保安器的试验装置。4.3.12.2危急保安系统的脱扣系统应有联锁保护，以防汽轮机突然再进汽，当汽轮机具备再次启动条件时，只有按照启动前的正常操作才能使脱扣系统重新复位。4.3.12.3从危急保安器动作到主汽阀和再热汽阀完全关闭的时间应小于0.3秒。各抽汽逆止阀的关闭时间应小于0.1秒。4.3.12.4汽轮机组应分别在单元控制室操作台上及汽机就地设置手动紧急停机操作装置。4.3.12.5汽机自动保护装置应能在下列条件下自动关闭主汽门、调节汽门、再热蒸汽门及各抽汽逆止门，紧急停机（不限于）：（1）汽机的转速超过危急保安器动作转速。（2）真空低于投标方给定的极限值。（3）润滑油压下降超过极限值。（4）主汽、再热汽温度异常下降或上升。（5）转子轴向位移超过极限。（6）油箱油位低于极限值。（7）轴承金属和推力瓦温度超限时（由投标方确定高限值）。（8）汽机振动值达到危险值。（9）排汽缸温度超过极限值（由投标方确定）。（10）胀差超过极限。（11）转子偏心度超过极限值。（12）断水保护（13）手动停机4.3.12.6投标方应提供防止汽机进冷汽和水的测量和控制装置，以符合ASME标准中防汽机进水的推荐措施。4.3.13材料4.3.13.1根据技术要求选用合适的汽机本体及辅机制造材料是投标方家应负的责任。4.3.13.2在投标书中按有关国标或有关投标方选用的标准（牌号时），应标明材料投标方厂家，材料的物理特性、化学成份。4.3.13.3投标方应向招标方提供材料检验记录的副本。4.3.13.4汽轮机零部件的材料应根据不同的使用场合，考虑压力、温度、抗冲击强度、硬度、抗腐蚀性能等的要求，投标方应在标书中加以说明。4.4配供的辅助设备要求4.4.1阀门4.4.1.1本规范书包括了汽机本体及附属设备所选用阀门的技术要求，所提供的阀门均应符合国标，或ANSIB16.34、ANSIB31.1以及AWWA标准，阀门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。4.4.1.2所有阀门及附件都应操作灵活，开启、关闭速度稳定。4.4.1.3每只阀门都应带有指示开启和关闭方向的铭牌，并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。4.4.1.4凡工艺需要、运行中经常操作、安装在不易操作处以及公称压力大于2.45MPa（a）且公称直径大于200mm的阀门、公称压力小于0.98MPa（a）但公称直径大于400mm的阀门均须装设电动操作机构。4.4.1.5调节阀应具有良好的调节性能，并附有能满足自动控制要求的调节特性曲线，阀门关闭后泄漏量应满足相关要求，调节阀执行器随阀门配套。4.4.1.6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。4.4.1.7所有阀门在出厂时均应达到安装使用条件，焊接连接的阀门，其焊口处应做好坡口，用法兰连接的阀门，应配以成对的法兰和所需的螺栓、垫片。4.4.1.8汽机本体范围内的重要阀门采用进口产品，包括高压排汽止回阀、抽汽止回阀、轴封系统调节阀、汽机本体疏水阀、主汽管及抽汽管道疏水阀、汽机进汽门壳体疏水阀等。进口调节阀原则采用进口执行机构，与招标方工程统一，由投标方提出技术参数和三家生产商由招标方认可。投标方应按进口阀门或国产阀门分别报价，并说明上述阀门及配用件的生产商及制造技术标准。4.4.1.9就地放气和（或）疏水阀应是塞形阀和球阀。4.4.1.10用于油系统的阀门采用不锈钢材质，内腔一律不许涂漆，应采取有效的防腐措施。4.4.1.11对布置有特殊要求的阀门，投标方应在阀门数据表中加以说明。4.4.1.12为防止阀门在开启或关闭时过调，所有阀门都应设置可调或行程限止制动器。4.4.1.13所有系统的阀门应具有可靠的密封性，真空系统中的阀门应采用真空阀。4.4.1.14绝对压力大于0.1MPa的抽汽管道上必须设有快速关闭的逆止阀，汽机高压缸排汽管和抽汽管上的逆止阀均应采用强迫关闭式。4.4.2凝汽器4.4.2.1型式、型号及用途型式：单壳体、对分双流程、表面式型号：（投标方填写）用途：主要是在汽轮机的排汽部分建立和维持规定的真空度，使进入汽轮机的蒸汽膨胀到规定的压力，从而保证机组循环热效率，并且把汽轮机的排汽凝结成水，以便重新回到锅炉中去循环使用，维持热力循环。4.4.2.2主要参数（投标方填写）参 数 名 称单 位设 计 值总冷却面积（不低于18000m2）m2冷却水管材质不锈钢材料（316L及以上）冷却水管管径mm管板不锈钢材料或不锈钢复合材料（不锈钢材料应满足循环水氯离子的影响）年平均水温（设计水温，对应TMCR工况）℃23夏季10%气象条件水温(对应TRL工况)℃34凝汽器冷却水量m3/h34563水室设计压力MPa凝结汽量设计工况（MCR）（含小机排汽量）t/h最大工况（VWO）（含小机排汽量）t/h汽侧压力TMCR工况年平均水温时汽侧压力（23℃冷却水温）MPa0.0057TRL工况年夏季10%气象条件水温时汽侧压力（34℃冷却水温）MPa0.0104凝汽器汽侧进口允许最高温度℃1204.4.2.3性能技术要求（1）表面式凝汽器完成下列蒸汽、疏水的凝结和冷却：（投标方填写）项目流量吨/小时对凝汽器的热量排放千焦/公斤来自主汽轮机排汽来自给水泵汽轮机排汽低加正常及危急疏水来自汽轮机本体疏水轴封冷却器疏水其它来汽其它来水旁路系统40％B－MCR高加及除氧器危急疏水低压旁路排汽以上所列各项按不同运行工况进行组合，计算凝汽器的热负荷和汽侧阻力。其工况包括机组启动、额定工况（热耗验收试验）、最大连续工况和甩负荷，凝汽器除考虑对上述所列各项还包括汽机各种工况下进入凝汽器的补水进行除氧。（2）凝汽器的设计条件设计条件名称设计值设计条件名称设计值循环水温23℃凝汽器管内水速满足HEI要求凝汽器压力或平均压力0.0057MPa（a）清洁系数0.85温升投标方填写堵管率5％运行工况最大连续出力（T－MCR）工况（3）凝汽器保证在最大负荷（阀门全开VWO），背压0.0057MPa（a），凝汽器管内水速满足HEI要求及背压升高的紧急状态下运行，同时在最大负荷及事故工况下保证除氧要求。（4）凝汽器的抽汽区按气体、蒸汽混合物的冷却要求设计。在额定工况，空气排气口温度至少较凝汽器入口压力下的饱和蒸汽温度低4±0.5℃，凝汽器出口的凝结水温不得低于凝汽器内相应压力下的饱和温度。（5）凝汽器按二路循环通道设计，循环水能通过一侧的进出口而单侧运行，此时汽机出力不小于75％额定出力。（6）凝汽器具有下列功能：a、热井在一小时以内完成正常运行水位的排水。b、接收、分配和排放来自汽轮机旁路系统的蒸汽流量，并允许其热焓和压力变动±10％。c、接收、分配和排放来自汽轮机抽汽管路的疏水。d、接收、分配和排放凝结水、给水加热器的疏水、加热器事故疏水、汽轮机本体疏水、轴封冷却器疏水、给水补给水、蒸汽管道疏水及其它所载明的各种零杂流量。（7）凝汽器热井的运行范围，最高最低运行水位之间的有效不变截面区的高差不小于500毫米。正常水位与低水位之间的热井容积为凝汽器全负荷运行条件下不少于4分钟的容量。（8）投标方提供凝汽器所有接管允许的管道传递的反力、力矩及管道的最高工作压力，及其最危险的受力组合。如不能满足招标方要求，则根据招标方要求协商，将双方同意的数值列入本规范书附页。（9）投标方按凝汽器全重量（自重和水重）标明参与上部及下部地震受力的质量分配。并按工程项目所在地点的地震烈度，根据国家建筑及设备标准，对连接部位、支撑和地脚螺栓进行强度计算，保证安全可靠，保证凝汽器各部位的变形、强度与密封都在允许范围内。（10）凡最高工作压力超过0.0981兆帕的任何输送蒸汽或汽化水的分配管道均作压力管道来处理。（11）凝汽器的不锈钢管（316L及以上），管子两端与管板采用胀焊连接，连接完整，以防止循环水漏入凝结水中，空气冷却区和四周管子使用不锈钢厚壁管。（12）在T－MCR工况，凝汽器管内流速满足HEI要求，清洁系数按0.85考虑。（13）在T－MCR工况条件下，循环水通过凝汽器温升＜_____℃。（14）凝汽器应进行管子防振动的计算。（15）在规定的负荷运行范围内，凝汽器出口凝结水的含氧量，保证不超过30ppb。（16）水室的入口到管板有足够的距离以避免湍流和在进口管板上的腐蚀，设计保证将流量平均分配到所有的管子中去。（17）水室的设计压力是水室底部压力相当于循环水泵关闭时的压头或任何水击的突破压力，取两者中的大者。设计压力暂定为0.5MPa。（18）凝汽器采用胶球清洗，凝汽器的设计考虑避免胶球不能回收的可能性，水室人孔门布置考虑防止胶球堆积。（19）投标方在凝汽器喉部定位并提供所预先装配好的抽汽管道，使设计能符合凝汽器的保证性能。（20）投标方设计并提供所有凝汽器喉部抽汽管道的膨胀节，这些膨胀节的厚度不小于3mm。（21）投标方提供汽轮机旁路的三级减温减压装置、减温器屏式喷水管道及减温水调节阀，以限制由于旁路排放等而引起的排汽缸温度升高。（22）考虑有适当的措施以允许凝汽器的热膨胀，提供包括凝汽器支座的滑动支承底板、固定底板，以及有关的导向结构等。（23）最小腐蚀裕度符合HEI标准，为______。凝汽器的设计还应考虑适当的堵管裕度，堵管裕度为％。（投标方填写）（24）所有地脚螺栓的现场特殊焊接需要的焊条由投标方提供。（25）凝汽器及其附属设备的主要部件设计寿命与电厂主机寿命相同为30年，易损件的设计寿命大于5年。4.4.2.4设备结构要求（1）一般要求a、在管束间设计有合理的汽侧通道，以使其在包括最低循环水温等各种运行条件下有较佳的汽流分配，以减低汽阻损失和保证凝结水有较小过冷度。b、凝汽器进口水室有合理的入口接管，该入口接管安装在距管板尽可能远的地方，以避免产生循环水紊流及引起入口管板处的冷却管道侵蚀，并保证使所有冷却管道通流流量的均匀分配。c、所有安装于凝汽器颈部内的抽汽管上应设置膨胀节，并为这些抽汽管道和膨胀节装设套管，给水加热器钢套管应避免给水加热器颈部与套管间蒸汽的干扰。d、为避免高速或高温汽水对管子及构件的冲击，装设有导流板和分流板，导流板和分流板的安装位置应能防止废汽上升入汽轮机排汽缸，并使凝汽器免受蒸汽冲击。e、在选择机组热膨胀死点时，应将排汽缸与凝汽器中心线间热膨胀位移减至最小，并采取必要措施，包括其连接方式、负载分配、安装程序等的专门设计，以保证汽轮机的轴向热位移附加于凝汽器的轴向推力不损害凝汽器的安全运行。f、凝汽器与排汽缸采用柔性连接（弹性补偿节），其地脚螺栓与支座组的设计，能承受凝汽器全重（包括汽侧充水重量）、颈部接口处大气压力和地震力的各种最危险组合，适应凝汽器壳体膨胀要求。g、为防止由于凝汽器壳体和管束间的热膨胀差破坏胀管处的密封，壳体一端有热膨胀补偿。h、安装好后应对水室及凝汽器壳体分别在15℃下进行水压试 验。水室试验压力为MPa，凝汽器壳体试验压力为MPa。（投标方填写）i、在安装好后进行现场严密性试验，注水高度至汽轮机排汽点以上，水温不得低于15℃。试验期间支座处需加临时刚性支撑，试验完后拆除，以防排汽缸在试验期间过载。j、 由于凝汽器结构复杂，投标方所作的超压保护的强度试验及高真空时的失稳试验，至少按力学模拟作模型试验，并保证这些试验的准确性，以确保凝汽器的安全运行。k、为方便铁路运输，凝汽器分解成若干组件，分解组件的原则为方便现场组装、焊接和胀管，并保证现场组装后的设计性能。组装边界投标方应做好校准标记，组装工艺要求及图纸齐全，在凝汽器发货前交给招标方。（2）凝汽器壳体a、凝汽器壳体结构有足够的刚度和强度要求。能够在充水、高真空运行、安全阀排放及地震力等各种工况的危险组合条件下，其变形不危害凝汽器的安全运行，并能防止来自汽轮发电机组振动的影响。b、在凝汽器内有瞬时冲击的部位（如加热器疏水）处设置挡板或喷雾管，挡板厚度至少为10毫米的不锈钢板。c、在凝汽器管道上设置最小尺寸为500毫米的入口人孔门。投标方还应提供在管道上方的格栅型走道以供管道、回热加热器和抽汽管路的维护和检查用。d、凝汽器配备有足够的供与其相关的设施连接用的预留备用接管。其中凝汽器检漏预留接口要求：凝汽器检漏取样点及伸入内侧管道（包括A、B侧回汽点），应由投标方预留（预先在本体上开好孔），并明确总点数及前后侧分布数量；取样管道垂直伸入内侧50－100mm，回汽开孔建议在最高液位上50－100mm；取样点及回汽点的位置应合理，确保样品能够取出及样品能够顺利返回。e、如果补给水（凝结水或除盐水）及所有可能含氧的疏水使凝汽器凝结水的含氧量超过了其运行压力及其饱和温度时的规定含氧量，则在凝汽器内设置专门的除氧措施，并保护好凝汽器管束免受加热蒸汽的直接冲击。f、对高温蒸汽和在150℃及更高温度的疏水接入壳体时，应装设热力套筒，以满足管道和壳体的热膨胀。g、汽轮机低压疏水管系排入相应的凝汽器部位，这些管道由投标方供应，在现场组装。h、投标方还应设计和提供凝汽器内抽真空管道。i、疏水扩容器单独设置在凝汽器两侧壳体上，安全可靠地接收排到凝汽器的各路疏水（包括汽机本体、热力系统管道、高低加事故疏水）。（3）凝汽器颈部a、为防止凝汽器颈部的变形传给汽轮机排汽缸及凝汽器壳体，凝汽器颈部应加装足够的纵向和横向用于加强颈部刚性的撑杆。b、低压加热器装于凝汽器颈部，装于汽流区的死区，凝汽器颈部设置安装低压加热器支座、隔板及提供必须的管道及其附件，并具体标明颈部的安装方位。c、投标方提供置于颈内的抽汽及疏水管道及在凝汽器颈部内经常用于高温汽轮机疏水导入颈部所需的特殊膨胀措施。这些部位包括诸如汽轮机轴封漏汽等。（4）水室a、水室采用焊接钢结构，水室高度及深度尺寸显著地大于管孔结构尺寸，且水室的深度足够适应胀管器装置的使用。b、水室有相应和合理安装的测量观测孔，以便运行人员能够决定何时需要注水或者知道管列顶部已经出现空气层，每个水室都配设合适规格和合适部位的排空接管。c、如果循环水接管安装在水室底部，应设安全格栅，以免人员在检查维护时掉落其中。d、水室设置两个人孔，每个人孔门盖为绞接转向螺钉固紧的绞接快速开启门盖，水室和人孔门的布置设计应考虑防止胶球冲洗时胶球在这些地区沉积。e、对使用在水室内部可能同循环水接触的螺钉、销钉和螺母采用相应的抗腐蚀材料。（5）管板及管道支座板a、管板与凝汽器的连接可靠、严密，管孔按胀管要求制作坡口，坡口达到相应的光洁度，没有金属切屑和杂质，以保证胀管可靠，不发生泄漏。胀管处应能防腐蚀。不锈钢管与管板采用胀接＋密封焊。b、支承板管孔光洁，以防反复的热膨胀磨损冷却管，支承板的布置间距作过严格的计算和试验，以避开蒸汽流及循环水的频率，保证冷却水管不发生谐振。（6）热井a、凝结水入口不设置在滞水积聚的部位，在热井凝结水出口设置消漩装置。b、在热井中设置最小尺寸为500毫米的人孔门。c、每个热井设置测定各管板下方导电率的接管。d、在凝汽器图纸上以及在凝汽器热井磁翻板液位计及水位测点接管处，标记永久性的“正常”、“低”、“极低”、“高”、“极高”等水位符号，并提供凝汽器水位测量范围及对应的压差值。（7）焊缝与焊接由于凝汽器真空度超过《钢制焊接压力容器技术条件》规定，并存在正压状态的超压保护，壳体应力非连续变化等，所以它除遵守《钢制焊接压力容器技术条件》和《钢制压力容器焊接规程》外还符合下列规定：a、壳体对接焊缝为双面坡口全焊透焊缝。b、压力周界焊缝为熔透性焊缝，以承受节点可能出现的正向和反向弯曲应力。c、支撑板作为平面壳体各区周界时，支撑板具有足够刚性，且与壳体为双面焊缝，焊缝高度满足最大周界应力要求。d、壳体其它部分不采用单面无垫板焊缝。e、焊接工艺的编制可保证焊接后的残余应力不会危害凝汽器的安全运行。f、凝汽器本体现场组装焊接，投标方提出焊接详图和编制焊接工艺。g、现场不作异类钢和低于10℃以下的材料焊接。h、凝汽器属于分解组装大件，所以图纸已明确标明焊缝的无损探伤要求。招标方对投标方提供的无损探伤结果，按《压力容器安全监察规程》的规定进行复验和补充无损探伤检验，发现超标缺陷则由投标方负责修复。i、按照《压力容器焊接工艺评定》进行焊接工艺评定，并作焊缝冲击韧性试验。（8）设备材料要求a、凝汽器管束采用不锈钢管（316L 及以上）。壁厚不得低于0.5mm。b、对凝汽器顶部蒸汽主流区，采用能抵抗汽流冲击与腐蚀的管材。c、对空气排出区的管材能抵抗湿空气的腐蚀。d、水室和管板材料具有较高的冲击韧性，能承受低温循环水压的冲击而不发生脆性破坏。e、凡不锈钢材料（316L及以上）均按GB/T13296要求加工。f、凡碳钢材料应用机械或化学方法除去内外表面的氧化层，当用化学方法清洗时，材料不显示斑迹或其它过度的腐蚀，所有清洗出的废渣均全部清除。g、投标方应根据标准进行材料试验，并提供非破坏性试验资料。h、管材根据《电力建设施工及验收技术规范》汽机篇中的有关规定进行扩口和压扁试验，试验结果不产生裂纹。i、管材进行液压试验的压力按HEI标准执行。j、主要材料材质列于下表（不限于下表项目，由投标方填写）：结构部位材料牌号规格结构部位材料牌号规格顶部蒸汽主流区管束管子支座板主凝结区管束热井空气排出区管束水室隔板管板隔板水室管道喷嘴座凝汽器外壳入口联箱4.4.2.5仪表和控制要求（1）提供完整的全部就地仪表及远传仪表接口(接口型式及数量在设计联络会上确定)，包括试验插座、压力表（?150）、温度计（双金属，可抽芯?100）、远传温度测量插座等，并留有压力变送器、液位测量筒的取样接头并配供相应的一次仪表阀门及前后导压管。置于凝汽器颈内的抽汽管道上的压力(含仪表一次阀门和导压管)、温度（含双支型热电偶）也由投标方供货并引出凝汽器壳体外。（2）投标方列出所有仪表、控制阀和电气装置，并指出其用途、制造厂和型号。（3）热井设有全量程的进口磁翻板液位计，以及联接管道和截止阀。（4）在凝汽器图纸上以及在凝汽器热井液位计接头处，永久地标明正常水位和高限水位、高位警报、低限水位和低限警报，并提供凝汽器水位测量范围及对应的压差值。（5）凝汽器上提供招标方设置液位测量筒用的3套相互独立的接口、一次仪表阀门、导压管。所有接口在凝汽器本体上应相互独立。凝汽器与液位变送器测量筒间的接口不小于25mm。凝汽器与液位变送器测量筒的接管接口尺寸，在施工图设计阶段时由招标方提出要求，投标方应满足招标方所选设备要求，而不发生商务变化。（6）所用就地仪表及接口位置应便于安装、维护。（7）压力测量一次仪表阀门后接口管尺寸均为Φ14×2。（8）在凝汽器图纸上标出所有仪表及测点的位置和规格。（9）汽机和凝汽器本体预留的压力、差压、液位测量测点，投标方应提供一次仪表阀门(进口)、一次仪表阀门前仪表脉冲管等安装附件。4.4.2.6凝汽器本体设计由投标方设计，包括：管束、壳体、热井水室接颈（包括膨胀节）置于颈部的No.7、No.8低压加热器置于颈内的抽汽及疏水管道汽轮机旁路的三级减温、减压装置及喷水调节阀凝汽器内抽真空管道液位测量及观察装置两侧的疏水扩容器凝汽器本体以外的管路系统由招标方设计4.4.2.7其它要求a、所有金属切屑、填充物、焊渣、杂质碎片及任何其它外来异物都已从各组件内部清除干净。所有研磨氧化铁皮、铁锈、油类、油脂或油漆标记及其它有害物质都已从整个金属表面内外清洗干净。b、若有进行溶剂清理的需要，则按国家标准或部颁标准“溶剂清理”要求进行。对不锈钢表面的清理以不含卤化物的磨料来完成。一般用于清理碳钢或铸铁的材料不得用于清理不锈钢表面。c、所有铸铁、碳钢和低合金钢的外表面，采用适当方式进行基本处理，并加以油漆；底漆在设备生锈之前涂刷，底漆干后再涂表面油漆；投标方说明这些油漆的名称、厂家、型号及使用说明。其腐蚀裕度符合HEI标准。d、不锈钢、镀锌钢、青铜和其它有色金属表面不需涂层。e、现场焊接端部为100毫米以内的表面，以一个能证实焊透的底层或保护带防护。f、所有机械加工的铸铁、碳钢和低合金钢表面涂以易除去（用碱液、蒸汽或热水即可除去）的防腐化合物。投标方将该化合物的名称、组成、型式、性质及清除说明通知招标方。g、除非招标方要求，对凝汽器内表面不进行油漆、涂防腐剂。h、凝汽器热井底部外表面以沥青涂料防护。i、按《压力容器油漆、包装、运输》包装和运输。j、设备在包装前放净存水，并彻底烘干。排水时打开旋塞和放水阀，放不掉水的死区可采用压缩空气吹扫。包装前关闭全部阀门。孔口和机械加工面加装管塞和罩。k、易损坏件和非紧固在设备上零件单独装箱。l、大型组件设计有专门吊环。4.4.2.8质量保证及试验4.4.2.8.1 设备性能保证值（1）投标方采取措施确保产品和服务工作符合本设备规范和4.4.2.3节设备性能的要求。其中还包括转包合同产品和服务工作。（2）对设备或材料有影响的一切制造、生产、试验及检查操作，都要接受投标方或招标方检查员的监督。（3）投标方将下列文件提供给招标方?现场所有用于制造设备的材料、符合协议的要求，以及已经接受变更的材料，并具有所用材料的合格证书；?注明变更和它们已被接受的文件；?材料合格证。4.4.2.8.2设备的试验及要求（1）材料试验：材料根据标准试验，提供招标方非破坏性试验资料。（2）管材根据《电力建设施工及验收技术规范》汽机篇中的有关规定进行扩口和压扁试验，试验结果不产生裂纹。（3）管材进行液压试验的压力为50kg/cm2。（4）由于凝汽器是复杂结构，投标方作超压保护的强度试验及高真空时的失稳试验，至少按力学模拟作模型试验，并保证这些试验的准确性，以确保凝汽器的安全运行。（5）招标方对投标方提供的无损探伤结果，按《压力容器安全监察规程》的规定进行复验和补充无损探伤检验，发现超标缺陷则由投标方负责修复。（6）对水室及凝汽器壳体分别在15℃下进行水压试验。水室试验压力为_______兆帕，凝汽器壳体试验压力为 _____ 兆帕。（7）在安装好后进行现场严密性试验，注水高度至汽轮机排汽点以上，水温不得低于15℃。试验期间支座处需加临时刚性支撑，试验完后拆除，以防排汽缸在试验期间过载。（8）凝汽器投入运行后，招标方按投标方的性能保证作运行性能试验，如果达不到设计性能要求则由投标方负责修复。4.4.2.8.3寿命要求凝汽器及其附属设备的主要部件设计寿命与电厂主机寿命相同为30年，易损件的设计寿命大于一个大修期（5年）。4.4.2.8.4其它在距设备周界1.0米处所测的噪音水平不超过85分贝，如果超过，投标方应采用消声处理装置使之达到所规定的要求。4.4.3低压加热器4.4.3.1型式、型号及用途型式：管壳式、U形管型号：由投标方填写＃5（LP5）____________型，卧式＃6（LP6）____________型，卧式＃7（LP7）____________型，卧式组合型置于凝汽器喉部＃8（LP8）____________型，卧式组合型置于凝汽器喉部用途：低压加热器利用汽轮机内作过功的部分蒸汽，从汽轮机的抽汽口抽出一定的数量，引入加热器内加热凝结水，来提高除氧器进水温度，同时减少进入凝汽器的排汽量，从而减少热损失，节省燃料的消耗，提高火力发电厂的热效率。4.4.3.2技术参数（投标方填写）a、低压加热器技术数据表：序号名称单 位＃5低加＃6低加＃7低加＃8低加（组合式）1加热器编号LP5LP6LP7LP82型式卧式卧式卧式卧式3总传热面积m24流程数（管程/壳侧）5给水端差（上端差）℃6疏水端差（下端差）℃7传热管外径×壁厚mm8供热管数根9管内流速m/s10壳侧压力降MPa11管侧压力降MPa12加热器净重kg13设计压力管侧MPa壳侧14设计温度管侧℃壳侧15设计流量管侧t/h壳侧b、设计工况条件：序号项目单 位＃5低加（LP5）＃6低加（LP6）＃7低加、＃8低加（组合式）一TMCR工况1凝结水（1）流量t/h（2）进口压力MPa（3）进口温度℃（4）进口热焓kJ/kg（5）出口温度℃（6）出口热焓kJ/kg（7）最大允许压降MPa（8）最大允许管侧水流速m/s（9）设计压力（管侧）MPa（10）设计温度（管侧）℃（11）试验压力（管侧）MPa2抽汽（1）流量t/h（2）进口压力MPa（3）进口温度℃（4）进口热焓kJ/kg（5）最大允许压降（壳侧）MPa（6）设计压力（壳侧）MPa（7）设计温度（壳侧）℃（8）试验压力（壳侧）MPa3进入加热器疏水（1）疏水来源（2）流量t/h（3）温度℃（4）热焓kJ/kg4排出的疏水（1）流量t/h（2）温度℃（3）热焓kJ/kg（4）疏水端差℃二最大工况VWO1凝结水（1）管侧压力降MPa（2）流量t/h（3）进口压力MPa（4）进口温度℃（5）进口热焓kJ/kg（6）出口温度℃（7）出口热焓kJ/kg2抽汽（1）流量t/h（2）进口压力MPa（3）进口温度℃（4）进口热焓kJ/kg3进入加热器的疏水（1）疏水来源（2）流量t/h（3）温度℃（4）热焓kJ/kg4排出的疏水（1）流量t/h（2）温度℃（3）热焓kJ/kg5超负荷或非正常运行工况6在最大汽轮机进汽量运行及旁路－定的加热器运行4.4.3.3性能技术要求（1）加热器为卧式表面冷却型，水侧设计流量能满足100％额定负荷热平衡下流量的150％，投标方按照所选择的材料和经验确定水侧最大流速，推荐采用HEI标准。（2）加热给水介质特性：给水硬度～0?mol/L；水导电率≤0.15?s/cm（25℃）；二氧化硅≤20?g/L。（3）由于本工程锅炉采用CFB锅炉，锅炉冷渣器的冷却水确定采用凝结水，即从轴封加热器出口引出一路凝结水，经冷渣器后回到7号低加出口，7、8号低加仍按轴封加热器出口全流量凝结水设计，即7、8号低加换热面积选取不考虑冷渣器冷却用凝结水的影响，同时在投标文件中分析说明冷渣器冷却水采用凝结水对7、8号低加运行的影响进行。（4）当相邻较低压力的加热器解列时，上游的加热器能适应由此所增加的汽侧流量而持续地运行。（5）加热器按汽轮发电机 MCR 工况设计，按汽轮发电机的 VWO工况校核，并能在此工况下连续运行。（6）在所有负荷情况下，没有过度的噪音、振动和变形，在所有异常情况下在通道进口、钢管进口、外壳的各种部件没有过度的腐蚀而运行性能良好。（7）加热器在汽轮机正常运行工况时，能符合低加技术数据表中的各项设计工况的要求。（8）加热器在汽轮机不正常运行工况时也能短期运行，此时进入加热器的抽汽、给水、疏水等参数应在投标方规定的超负荷或非正常运行工况下所列各值的范围内。（9）加热器水侧设置泄压阀，以防止在水侧进出口阀门关闭的情况下汽侧有蒸汽泄漏造成热膨胀而超压。（10）加热器汽侧设置泄压阀（除了位于凝汽器颈部的低压加热器），当管子破裂时保护壳体，根据HEI标准其最小容量能通过 10％给水流量。（11）投标方提供加热器性能曲线和满负荷、部分负荷及一个加热器解列时的实际流量。（12）投标方设计和配备向空放气系统，包括两个独立的向空放气接口（起动排气口和连续运行排气口）。此向空放气系统能从蒸汽停滞地区驱除非凝结气体，而使加热器不发生因氧气而引起腐蚀。与真空系统相连的放水放气阀门必须采用真空门。（13）加热器设计充分满足汽机各种工况下提出的加热器端差的要求（疏水和给水端差），故投标方在进行换热面积计算及校核时，应有一定的裕量，且此部分换热面积未计入堵管裕量内。（14）投标方提供按变工况计算的加热器给水端差和疏水端差值，提出变工况参数（对应汽机MCR，VWO，高加全切，铭牌额定工况）。（15）管子的支撑板和挡板有足够的数量，以防止在所有运行工况下管子的振动。支撑板和挡板允许有自由滑动的裕度。（16）加热器壳侧的压力降小于0.005MPa，管侧的压力降小于低加技术数据表中规定值。（17）满足校核工况时允许堵去管子的最大根数为总管数的5％。（18）低压加热器管侧设计参数如下：a、管侧的设计压力为凝结水泵出口阀关闭时凝结水泵的压头。此压头暂按4.0MPa考虑，待凝结水泵确定后进行修正。b、管侧的最高设计温度为汽侧设计压力的饱和温度，当加热器有过热蒸汽减温区时，管侧设计温度则高于汽侧饱和温度20℃。（19）低压加热器汽侧设计参数如下：a、汽侧设计压力为汽机VWO工况热平衡状况下的抽汽压力加上汽轮机抽汽级压力变化裕量并再加上适当裕度。壳侧设计压力包括全真空压力。裕度的确定采用HEI标准。b、汽侧设计温度的确定，符合美国HEI闭式给水加热器的标准。（20）加热器设计考虑的载荷a、内部及外部设计压力。b、运行或试验情况下设备构件及存水总重。c、附加载荷、保温层重量、管道重量。d、安全阀反力。e、地震力。（21）低压加热器应设置正常疏水口和紧急疏水口，投标方应提供低压给水加热器控制要求、自动调节及保护的系统说明和逻辑框图及其运行中各项参数的正常值、报警值和联锁保护动作值。低加水位保护由顺控系统来实现下列保护：a、高水位讯号分三档：高一值，高水位报警；高二值报警并打开危急疏水阀；高三值，报警并关闭抽汽逆止门。b、正常水位一档。c、低水位二档：低一值，报警；低二值，报警。（22）低压加热器及其附属设备的主要部件设计寿命与电厂主机寿命相同为30年，易损件的设计寿命大于5年。（23） 当投标方所提对加热器附加的管系力和力矩不能满足招标方要求时，由招标方提出，投标方认可。4.4.3.4结构要求（1）低加由凝结区段和疏水冷却区段组成。为了控制疏水水位和保证在所有条件下疏水区中的管子浸在水中，加热器设有足够的贮水容量。（2）为维修方便低加设计成可拆卸壳体结构，以供抽出管束进行检修。（3）为防止管束受冲击，振动及冲蚀，低加上所有的蒸汽及疏水进口管座处均设有不锈钢的冲击板。（4）对来自上级疏水的加热器进口设疏水汽化室，以防止疏水对管束的直接冲刷，并对进入的疏水作汽水分离，使其分别进入凝结段内。（5）加热器的所有接管采用焊接，接管伸出设备外的长度不小于300毫米，以使接口露出于保温层之外，并提供固定保温层的措施。（6）应采取有效措施，防止汽侧和水侧介质流动引起加热器管束的谐振，隔板及支撑板管孔光滑无毛刺，以防对管束的磨损。（7）加热器的制造、焊接、产品检验均符合《钢制压力容器》（GB 150－1998）和《钢制管壳式换热器》（GB 151－89）要求。（8）加热器的无损探伤明确标注，探伤记录存档，供招标方必要时查阅。（9）投标方尽可能在制造厂组装和试验，并完成全部异类金属的焊接，现场不作异种金属的焊接。（10）设备制造过程的残余应力不会危害设备的安全运行。（11）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。（12）加热器管板与换热管采用胀焊连接，防止胀口漏水。（13）低加正常和事故疏水调节阀不属于投标方供货范围。（14）加热器上监测和控制用仪表接口位置能保证液体介质、测量和读数的代表性。每台加热器应提供招标方设置液位测量筒用的3套相互独立的接口导管、一次仪表阀门。所有接口在低压加热器本体上应相互独立。低压加热器与液位测量筒的接口管直径不小于25mm，具体接口尺寸在施工图设计阶段时由招标方提出要求，投标方应满足招标方所选设备要求，而不发生商务变化。（15）低压加热器设有全量程的磁翻板液位计，以及联接管道和截止阀。磁翻板液位计采用进口磁翻板液位计。在低压加热器图纸上以及在低压加热器热井磁翻板液位计及水位测点接管处，标记永久性的“正常”、“低”、“极低”、“高”、“极高”等水位符号，并提供加热器水位测量范围及对应的压差值。（16）投标方应在低压加热器汽侧、水侧及疏水侧设置就地压力表和就地双金属温度计。（17）低压加热器水压试验所用的水温度不低于15℃，其氯化物含量不超过100mg/L，可以使用含有防锈剂的水或其它适用的流体，其粘度不能大于试验温度下水的粘度，温度不高于25℃。水压试验结果作为资料提供给招标方。（18）设备材料要求a、低加主要受压元件材质序号元件材质5＃低加6＃低加7＃低加8＃低加U形管（不锈钢）SA688－TP304SA688－TP304SA688－TP304SA688－TP304管板20锻＋堆焊不锈钢20锻＋堆焊不锈钢20MnMo锻＋堆焊不锈钢20MnMo锻＋堆焊不锈钢水室16MnR16MnR16MnR16MnR壳体20R20R20R20Rb、制造低压加热器的材料，特别是加热器的壳体、水室、管板、U形管、接管座等受压元件的材料，其质量和规格符合有关国标、部标的规定，并有内容完整的质量证明书。c、投标方应根据标准进行材料试验，并提供非破坏性试验资料。（19）设备防腐a、出厂之前，设备内外进行清理，所有的杂物，如金属碎片或铁屑、焊渣、碎布和一切其他异物，都已从各部件内清除掉。一切氧化皮、锈、油、粉笔或油漆标记及其他有害物质都已从所有内外表面除掉。b、不锈钢表面用不含卤化物的溶剂，并用砂布进行清洗。用来清洗钢或铸铁的材料不用于清洗不锈钢表面。c、投标方选择最好的涂层方式，在加热器外表面涂一层防锈漆，一层灰漆，以保证设备在运输、储存和指定的环境条件下运行时不被腐蚀，其干燥膜厚度为76～127?m。d、提供防腐保护的完整说明，包括清洗和涂层工艺及所用涂料的特性说明。e、设备发运前进行充氮保护。4.4.3.5设备性能保证值4.4.3.5.1投标方采取有效措施确保产品和服务工作符合本设备规范和4.4.3.3节设备性能的要求。其中还包括转包合同产品和服务工作。4.4.3.5.2对设备或材料有影响的一切制造、生产、试验及检查操作，都要接受投标方或招标方检查员的监督。4.4.3.5.3投标方将下列文件提供给招标方（1）说明所有用于制造设备的材料，符合本技术协议的要求，以及说明已经接受变更的材料，并具有所用材料的合格证书。（2）注明变更和它们已被接受的文件。（3）材料合格证。4.4.3.6设备的试验及要求4.4.3.6.1材料试验：材料根据标准试验，提供招标方非破坏性试验资料。4.4.3.6.2工厂试验（1）为了证实符合本技术协议，投标方对设备的装配和工厂试验负全部责任。投标方提供表示所有这种试验结果的合格报告。（2）投标方负责妥善地保护设备，以防止在试验中损坏，并修理或更换由试验直接或间接引起损坏的一切东西。（3）尽可能在制造厂组装和试验，以便减少现场准备及试验工作量。现场不作异种金属的焊接。（4）不锈钢部件水压试验所用的水，其氯化物含量不超过100mg/L。自来水可用于所有其它部件的试验。可以提供使用的含有防锈剂的水或其它适用的流体，其粘度不能大于试验温度下水的粘度，温度不高于25℃。水压试验结果作为资料提供给招标方。4.4.3.6.3现场试验（1）现场水压试验温度不低于15℃。（2）在进行这些试验的时候，投标方派人到现场帮助，指导解决试验暴露的缺陷。4.4.3.7寿命要求（1）投标方保证在规定条件下：加热器的使用寿命为30年。（2）低加及其附件的使用寿命，考虑了在设备使用期间经受各项环境条件的综合影响。（3）易损件在一个大修期内（5年）不会损坏。4.4.3.8 其他4.4.3.8.1设备的噪声水平符合“工业企业噪声卫生标准”的规定，采用保护听力和身体健康允许的连续噪声级检验，即距设备外壳1米处的噪声不大于85分贝（A）。4.4.3.8.2如果投标方预料达不到4.4.3.8.1节规定时，投标方采取防噪声措施，满足招标方要求，达到控制噪声，使其符合标准。4.4.4保温和保温罩4.4.4.1凝结器、低压加热器及汽机本体供货范围内的设备、管道、阀门及附件等的保温、油漆由投标方设计并提供数量规格汇总表、图纸、说明及安装文件，保温材料由招标方采购，保护层、保温金属构件（采用防锈件）及其它构件由投标方供货。4.4.4.2在正常运行工况下，汽机本体、热力设备及管道等的保温表面温度当环境温度（距离保温表面1m处的空气温度）小于等于27℃时，不应超过50℃，当环境温度大于27℃时保温表面温度允许比环境温度高25℃。4.4.4.3按规程运行时，汽轮机的保温应使汽缸上、下部分金属温差符合投标方的要求。4.4.4.4所有管道、汽缸应使用优质保温材料，保温材料品种和性能由投标方提出建议与招标方商定，而且不能含石棉成分。4.4.4.5提供汽轮机的化妆板，化妆板的设计方案应经招标方认可，其他设备和管道保护层为0.8mm厚铝合金平板。4.4.4.6对于阀门、膨胀节等需拆卸部分的保温材料应采用毡式保温材料，并配有可拆卸的金属罩壳。4.4.4.7保温层应能完全承受室外荷载，如风、雪、人的体重（如有必要在上面行走）、地震和其它可能的荷载。需定期进行强检的部位处保温设计时应考虑便于拆卸与恢复。4.4.5消音4.4.5.1除特别规定者外，发电厂内对在运行中的设备，噪音控制的一般要求是离外壳1米处，其噪音不大于85dB（A）。4.4.5.2当个别设备不能满足以上要求时，投标方应提出采取的措施，标明价格和采取预防措施前后的噪音水平。4.5仪表和控制部分4.5.1一般要求4.5.1.1随汽轮机配供的检测及控制设备应满足“火力发电厂凝汽式汽轮机的检测与控制技术条件”（DL/T590－2010）的要求，并与全厂自动化水平相协调。投标方应向招标方提供所供的设备控制功能、联锁/保护要求方面的信息，包括各系统控制功能、逻辑图和仪表测量控制系统图。这些信息由招标方进行审核，如与全厂的仪控要求有矛盾之处，投标方应给予充分的配合，进行相应的调整以达到全厂仪控设备最大的一致性。4.5.1.2投标方提供的测量和控制设备（或成套装置）的功能、性能及配置的数量应使汽轮机在各种状态下能自动快速安全启动、并网，直至带满负荷，并可在正常运行时按电网调度要求平稳调整负荷，在故障状态时能自动处理，直至安全停机。4.5.1.3投标方应提供完整的资料详细说明对汽机的测量、控制、联锁、保护等方面的要求。投标方提供的控制要求文件应包括：汽轮机在各种启动方式以及正常运行中相关设备（如盘车装置、汽封系统、旁路系统、冷却系统、真空系统、抽汽系统、疏水系统、油系统等）的控制要求和步序、控制策略等详细说明和（或）相关逻辑、调节框图。保护要求文件应包括停机和防止汽轮机进水等各种事故工况下的保护逻辑框图及其说明。保护要求及相应逻辑框图应由投标方负责并最终确定，且应符合相关的安全规范。随本体供应的成套控制装置应提供详细使用说明、控制和保护逻辑图、原理接线图、装置设备软硬件说明、调试维护说明、安装说明等资料。投标方应提供详细的热力运行参数，包括汽机运行参数的报警值及保护动作值。4.5.1.4投标方应提出汽轮机本体所有测点清单及布置位置、安装要求。测点内容包括提出的各测点在不同负荷（或不同状态启动时）的正常值、允许偏差范围、异常报警值、故障时的极限值及事故停机保护的动作值。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型号、数量、安装地点、用途及生产制造厂家。特殊检测装置要提供产品安装使用说明书。进口设备（元件）应单独开列和报价。4.5.1.5投标方应提供完成汽机本体、供油系统（抗燃、顶轴、润滑）、轴封系统及本体疏水放气系统及辅助系统监视与控制功能的全套就地指示仪表（包括全套阀门、管路及附件），并提供安装远传仪表的取样管路至一次门、仪表阀门及管接件。凡就地安装的盘装仪表设备，投标方应提供配套表盘（箱）安装，并向招标方提供设备的安装方法及要求。4.5.1.6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，且规格型号要开列完整，测温元件的选择应符合控制监视系统的要求。4.5.1.7投标方对其所供热控仪表设备（组件）包括每只压力表、测温组件、仪表、阀门均注明工程统一编码，并注明其用途、型号、规范、安装地点及投标方家。设备的现场安装标识与设计图纸一致。并将详细清单交招标方确认。4.5.1.8投标方配供的检测、控制、保护系统的监视、报警及操作均能通过DCS（由招标方供货）操作员站的LCD/KB实现，投标方对这些监视、报警及操作的全部内容、功能及操作界面等提出具体要求，并配合DCS承包商完成有关接口的设计、调试等工作。接口型式及规约在DCS设计联络会上确定。4.5.1.9所有水位、压力、温度、流量等取样点应设在介质稳定且具有代表性和便于安装维护的位置，并符合最新规范中关于取样点设置的规定。4.5.1.10所供变送器、信号转换器和控制装置均应具有统一标准的信号类型。所有配供测控设备输出的模拟量信号为4～20mA DC，二线制，智能型电源24V DC（热电偶及热电阻除外）；开关量信号为无源接点，无公共端，接点容量（安培数）满足下表要求，每个开关量仪表至少提供一对常开、一对常闭的独立接点。类型230V AC115V DC230V DCI –接点闭合（感性回路）5A10A5AII-连续带电5A5A5AIII-接点分断2.5A2A0. 5A4.5.1.11招标方提供电源种类：交流380V AC三相三线、220V AC、110V DC（控制）、220V DC（动力）。投标方若需要其他种类的电源，则投标方自行解决。招标方要求除停机电磁阀外所有的电磁阀电源为220V AC，仪表电源采用220V AC。4.5.1.12招标方提供的气源压力为0.5～0.8MPa。投标方提供的每个气动设备均应配管接头及过滤减压阀，所有随气动阀配供的电磁阀应与气动阀一体化安装。4.5.1.13投标方提供的箱、柜内所有接线端子采用菲尼克斯或Weidmüller端子。箱、柜外壳防护等级：室内IP54，室外应为IP56（防腐）。布置在电子设备间的机柜外形尺寸暂定为2200（高）×800（宽）×600（深）。（待DCS系统招标后确定）4.5.1.14随机所带的阀门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。对于不随机供应的执行机构，要求投标方提供力矩值及其它技术要求。 4.5.1.15所有电动执行器或电驱动装置的电机绝缘等级为F级，温升按B级考核防护等级IP65。4.5.1.16本工程不采用基地调节，自动调节在DCS中完成（自力式调节除外）。特殊成套系统确需采用可编程控制器（PLC）时，与DCS能进行通讯联系，在操作员站实现监控功能，具体型号及供货商由招标方认可。4.5.1.17投标方配供的用于信号远传的压力、差压、流量、液位等变送器采用进口智能式二线制变送器，24V DC工作电源，带HART协议，精度至少达到0.075级，带负载能力至少为500?，外壳防护等达到IP65标准。4.5.1.18就地指示仪表的精度至少为1级，表盘面直径不小于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，表计的量程选择使其正常运行时指针处在1/3~2/3量程位置。安装在振动场合的仪表选择防振型仪表。就地温度计应采用可抽芯，万向型双金属温度计，不得采用水银温度计。4.5.1.19投标方提供的原装进口阀门及用于闭环控制的调节阀配原装进口阀门驱动装置，国产阀门配引进技术生产的阀门驱动装置。投标方提供的所有电动阀门或气动阀门均采用整体型驱动装置（内设接触器、限位开关、力矩开关，带就地按钮、就地/远方切换闭锁装置，可调电动门还有开度就地机械指示及4－20mA远传信号），所供的调节阀与执行器、电动门与电动装置、电磁阀等应选用有成熟运行经验的产品，保证其可靠性和调节控制的要求。气动执行器带三断（断电、断气、断信号）保护及反馈装置。。4.5.1.20招标方对远方控制的气动电动执行器和电动执行器要求如下：（1）随阀门配供的调节型电动执行器：a、电动执行器采用智能一体化产品。b、输入信号/反馈信号：4～20mA DC，二线制。c、配供开、关位置限位开关，常开、常闭接点各2对，供招标方使用。所有接点均无公共端，接线全部落到端子上，以便招标方接出。d、提供远传阀门故障综合信号、阀门远方/就地操作切换开关信号、阀门过力矩信号。e、电源380V AC/50HZ三相电源或三相四线电源。（2）随阀门配供的开关型电动执行器：a、电动执行器采用智能一体化产品（即配功率控制组件，接触器等元件与电驱动装置一体化安装），招标方仅提供电源及控制信号。b、输入信号：开关量信号。c、阀位反馈信号（仅对于中间位置可调阀门有）：4～20mA DC，二线制，带负载能力600?。d、配供开、关位置限位开关，常开、常闭接点各2对，供招标方使用。所有接点均无公共端，接线全部落到端子上，以便招标方接出。e、提供远传阀门故障综合信号、阀门过力矩信号、阀门远方/就地操作切换开关信号。f、电源380V AC/50HZ三相电源或三相四线电源。（3）随阀门配供的调节阀气动执行器：投标方提供的调节型气动阀门均应配供的调节型气动执行器，采用进口智能型产品。接受4～20mA的电信号，并反馈4～20mA的信号，二线制。配开、关方向终端限位开关（干接点），分别有常开/常闭接点各2对。气动调节执行器配供电/气转换器、定位器、保位阀、位置发送器、减压过滤器（带气源压力指示表），气源管及接头（接头形式为1/4”NPT（M）-φ8x1,并带卡套接头）等全套附件，气动调节执行器与气动阀一体化安装，防护等级IP65。配供就地操作用手轮。对于需要快开或快关的气动调节阀所配供的电磁阀应与气动阀一体化安装。（4）随阀门配供的开关型气动执行器投标方提供的开关型气动执行机构采用优质产品，双（单）电控型式，电源220VAC 50HZ。气动执行机构配空气过滤器（带气源压力指示表）和气源管及接头（接头形式为1/4”NPT（M）-φ8x1,并带卡套接头）等全套附件，配管应齐全，招标方只负责提供0.5～0.8MPa的外部气源。电磁阀、空气过滤器和减压器等与气动执行机构一体化安装，防护等级IP65。配供就地操作用手轮。位置开关能送出全开、全关位置的常开/常闭接点各1对，接点为干接点，容量为220VAC 3A 、220VDC 3A。投标方提供的执行器应满足压缩空气压力在0.5MPa~0.8MPa范围内安全地工作，并满足阀门控制的要求。4.5.1.21汽机仪表及控制系统应满足汽机自启停及调频调峰的要求。4.5.1.22测温元件的选择应符合控制监视系统的要求，测温元件采用双支型并带保护套管，热电阻采用Pt100，三线制，热电偶采用K分度。汽机金属壁温测量应提供φ6的铠装热电偶，其长度应使引出线接至本体接线盒，以便安装维修。4.5.1.23投标方应提供本体接线板的布置位置图及相应温度测量电缆的埋管图，并标出埋管数量位置，埋管尺寸。数量应满足测温元件电缆穿管数量的要求。4.5.1.24投标方配供的用于保护、联锁的仪表应采用进口开关量仪表，温度、压力、差压、流量等开关量仪表应采用原装进口产品。就地磁翻板液位计采用进口磁翻板液位计（带磁致伸缩2线制4～20mA水位信号输出）。所有开关量仪表的精度至少为0.01级。提供的接点输出为DPDT（双刀双掷）型。4.5.1.25投标方配供的检测、控制、保护系统机柜及其中安装的设备、元件等应能满足招标方的布置要求，即能在汽机房夹层的汽机电子设备间内的振动、噪声（包括电磁干扰）、温度、湿度等环境条件下正常工作。4.5.1.26电液伺服阀采用Morg阀，电磁阀、LVDT采用双通道进口产品。4.5.1.27投标方应对配套供货的检测控制设备的定位、安装方式提出建议，其安装附件、支承件、连接件，至本体的导压管、阀门、管接头及本体接线盒至一次元件的导线也应配供。4.5.1.28投标方应提供发电机侧轴承振动前置器接线盒及相应接线图。4.5.1.29ETS、TSI、TDM、DEH若需要接地，各装置或系统总接地应能直接接到电厂电气接地线上，并提供接地要求及相应接地图。招标方提供的接地网接地电阻小于4?。招标方不接受需设单独接地网的控制系统或装置。4.5.1.30若招标方需要在汽机本体疏水管上装设测温元件，而投标方供货范围的疏水管直径小于76mm时，投标方应按招标方的要求增设扩径管，具体要求、数量及位置在施工图设计时由设计院提出。4.5.1.31投标方应将其提供的仪表及控制设备连到投标方提供的接线盒或现场控制盘上。现场仪表设备到投标方提供的接线盒或现场控制盘箱柜的所有电缆由投标方设计和提供。4.5.1.32用于效率计算的测点应在相关资料中提出对应的效率计算公式。4.5.1.33投标方提供的控制装置，应能接受二路220/380V AC电源，并能在装置内部实现二路电源的自动切换。4.5.1.34 仪控设备选型原则（1）投标方配套提供的热工仪表、执行机构及控制设备的选型应与全厂的选型一致，以减少备品备件的种类，并最终由招标方确定而不发生商务变化。（2）对于投标方配套提供的仪表和控制设备，投标方应考虑和提供与DCS控制系统的接口并负责与DCS的协调配合，直至接口完备。（3）就地温度计、压力表采用上仪、西仪、川仪产品，最终由招标方根据工程统一要求确定而不发生商务变化。（4）投标方提供的热电偶和热电阻应选用优质产品，投标方按上仪、川仪产品分别报价，并以最高价计入总价，最终由招标方确定而不发生商务变化。（5）投标方提供的变送器（带液晶显示表头）应选用进口优质二线制智能变送器产品，按采用Rosemount 3051、EJA产品分别报价，并以最高价计入总价，最终由招标方确定而不发生商务变化。（6）投标方提供的温度、压力、差压等开关量仪表应按原装进口GEORGIN、SOR、UE产品分别报价；流量、液位开关按进口Magnetrol或同级进口产品分别报价，就地磁翻板液位计采用Magnetrol或IA进口磁翻板液位计。上述仪表均以最高价计入总价，最终由招标方确定而不发生商务变化。（7）原装进口电动执行器应按Rotork IQM （IQ)、德国SIPOS 5 FLASH 专业型 、AUMA或Limitork 产品分别报价，国产引进技术生产的电动执行器按川仪M8000系列或上自十一厂MI系列产品分别报价，并以最高价计入总价，最终由招标方确定而不发生商务变化。（8）气动执行器按STI、PECKWOMY或FISHER产品分别报价，并以最高价计入总价，最终由招标方确定而不发生商务变化。（9）投标方提供的电磁阀应选用进口优质产品，电磁阀按采用进口美国ASCO、SMC优质产品分别报价，并以最高价计入总价，招标方确认最终由而不发生商务变化。（10）投标方提供的所有控制盘（柜）和就地接线盒（箱）内的接线端子，应选用Phoenix或Weidmüller的产品，最终由招标方确认而不发生商务变化。（11）PLC按Schneider或Siemens公司S7系列或AB公司产品分别报价，并以最高价计入总价，最终由招标方确定而不发生商务变化。（12）继电器、开关、按钮选用进口产品，其中继电器选用PHOENIX、OMRON、施奈德或ABB公司产品。（13）配供的进口仪表阀采用HEX（美国）Swagelok（美国）Hoke三家进口原装产品，最终由招标方根据工程统一要求确定而不发生商务变化。4.5.2热工检测4.5.2.1投标方配供所有安装在投标方设计及供货范围内管道及设备上的全套测温元件（投标方应随投标文件提供温度测点布置图及测点布置说明）。供招标方使用的压力、差压测点则要求带取样短管和一次门， 并且一次门后应配供焊接短管接头。随本体配供的其它就地测量仪表（压力表、变送器、逻辑开关及液位计等）均应配供安装附件（一次门、二次门及平衡门、排污门及管接头等全套仪表取样管及仪表阀门和附件）。高温高压（参数大于等于4MPa或374℃）的热力系统压力、差压测点配供的仪表一次阀门采用双一次门。阀门和管材应满足工艺参数选择。取样短管材质和规格应满足相关标准并与招标方仪表管（工艺为A335P91管其取样短管材质与工艺一致?16×3，一般高温高压316SS ?16×3、其它1Cr18Ni9Ti ?14×2）相匹配。主汽、再热蒸汽、抗燃油、顶轴油等高温、高压系统的仪表阀门采用原装进口产品。4.5.2.2对汽机测点的位置将充分考虑检修方便，必要时设检修平台，对测温元件避免安装在有强烈振动或紧靠阀门后的管道上。汽机壁温测点，要求有明显的标志。4.5.2.3随汽机本体提供的双支型热电阻（如轴承、推力瓦工作面、非工作面等）及热电偶的接线均要求引至汽机本体接线盒，接线盒内的端子数应满足招标方的需要，应预留电缆的屏蔽端子。热电阻接线为三线制。对汽缸本体温度的测点，其保护套管延长管长度应大于汽缸保温层厚度，以便在线更换和维护测温元件，并且其安装方式应能在不揭缸的情况更换测温元件。4.5.2.4从汽机本身的安全出发，投标方应提出汽机启停及正常运行对参数监视控制的要求。4.5.2.5安装于轴承箱内的所有由检测元件至接线盒的连接导线均选用耐油耐高温防火的绝缘导线。4.5.2.6投标方提供汽轮机主蒸汽流量测量（包括取样短管、仪表阀门、变送器等）以及主蒸汽流量测量的计算公式，并由DEH向机组DCS提供主蒸汽流量信号输出（4～20mA DC）。若因投标方提供的主汽流量计算方法不能满足控制策略和保护的要求，则投标方必须提供整套主汽流量测量装置。4.5.2.7用于汽轮机保护系统的测点如凝汽器真空、润滑油压、控制油压等应为三支独立取样仪表，遵循独立性原则。采用开关量仪表时，其切换差应是固定的。4.5.2.8投标方应设置满足DL/T834－2003中4.7.10要求的防进水测点。4.5.3热工保护及控制4.5.3.1汽机监测仪表（TSI）（1）汽机监测仪表（TSI）监测项目齐全、性能可靠，与机组同时运行。该装置应安全可靠，投标方应提供成熟的菲利浦MMS6000或本特利3500产品，并应具有安装这些产品的成熟经验。（2）汽轮机安全监测保护装置所需要机组提供的信号，由投标方负责协调解决，以使保护系统具有统一性和完整性。投标方负责协调与发电机在整个轴系上的监测保护点，使用相同的设备。保护装置及其输出到指示仪表或DCS的信号应准确可靠。（3）TSI系统输出4～20mA信号，同一信号要求输出2路，不包括该装置本身所需的信号。（4）控制、报警、保护等接点输出，要求能各送出3付无源接点，接点容量为220V AC，5A或220V DC，3A。TSI中用于紧急停机保护的监测项目其测量采用三冗余测量，三冗余保护接点输出。（5）该装置至少应包括但不限于如下功能：a、转速测量：量程一般为0～5000r/min，有零转速档可配自动盘车；兼有鉴相功能。可连接指示、记录、报警和超速保护。机头设一套就地转速测量显示系统，发电机侧要求装设一套（三冗余）转速测量探头。用于停机保护的超速探头和保护信号及发电机侧转速测量探头均包括在TSI供货范围内。用于ETS、DEH的转速测量探头均为三取二，且为独立装置。TSI应能送出独立的鉴相脉冲信号供其它系统（如TDM、电气系统、远动系统等）使用。用于汽轮机跳闸的测点，应设置独立的冗余通道。b、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。c、轴振动：按机组轴数（包括发电机），测量轴承对轴的相对振动（X方向和Y方向）可连接指示、记录、报警、保护。d、轴向位移：通过一点对大轴位移进行监测，可连接指示、记录、报警、保护等。e、胀差：监测各汽缸与转子的相对膨胀差，可连接指示、记录、报警、保护信号并具有自检功能。f、轴偏心：监测转子的弯曲值，可连接指示、记录、报警、保护信号并具有自检功能。g、汽缸膨胀：测量各汽缸左、右侧的胀缩值，装有就地表计。h、推力瓦磨损：对推力瓦的工作面和非工作面进行监测，可连接指示、记录和报警。i、其它推荐的状态测试项目。（6）投标方应提供详细的技术规范，至少应包括技术规范、设备规范、供货范围、设计分工和合作、资料交换、备品备件及推荐的生产厂家，由招标方认可。（7）随TSI配供发电机轴振、瓦振、转速测量探头等，投标方应负责与发电机供应商配合发电机轴振、瓦振、转速测量探头的安装接口。（8）TSI以机柜型式由投标方设计并供货，投标方应负责提供包括TSI一次检测部分的安装支架、探头、延伸电缆、转换器、前置器、电源及机柜等在内的完整的TSI系统的软硬件。机柜外形尺寸暂定为2200（高）×800（宽）×600（深）。（待DCS系统招标后确定）（9）TSI系统应能接收招标方提供的双路220V AC电源，一路来自UPS，一路来自事故保安，2路电源互为备用，自动切换。2路电源的自动切换由TSI系统完成，切换时间应满足TSI系统的要求，任何一路电源的故障均不会导致系统的任一部分失电。任一路电源故障都有报警，并自动切换到另一路工作。TSI系统内部所有设备的配电在TSI机柜中完成。投标方应在投标书中提供TSI系统需要电源的回路数及电负荷。（10）TSI装置留有与汽机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（TDM）的信号接口，其接口形式和数量由招标方认可。用于ETS汽机保护的信号采用硬接线方式。配供接口驱动程序（正版软件）、数据线及调试工具。4.5.3.2汽机数字电调控制系统DEH（1）汽轮机组采用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）。其控制装置应选用技术先进、性能可靠并具有5年10台（套）同类工程业绩的产品，DEH控制系统由投标方配供并且为技术总负责，DEH控制系统采用与主机DCS相同的硬件和软件产品，硬件选型待DCS招标后确定。投标方应配合DCS供货商将DEH系统无缝地嵌入DCS系统中，使DEH配供的操作员站和工程师站与DCS配供的操作员站和工程师站具有完全相同的功能，实现机组的整套DCS控制系统与DEH系统一体化配置方案。DEH供货商应向DCS供货商提供在DCS操作员站上完成汽机控制功能所需的资料、数据，并有责任给予必要的配合，并参加DCS有关联络会。DEH系统硬件软件配置及主要技术指标，除满足DEH自身功能和使用的需要外，还必须满足机组控制对DCS硬件软件配置和设计的总体要求。（2）所供DEH应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系统还应能充分适应其它的包括机组事故工况（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。（3）整套DEH系统应包括一套操作员站和一套工程师站和一台A4彩色激光打印机、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等。设备选型与招标方所选DCS操作员站、工程师站一样。（4）应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。（5）所有进入控制系统的重要模拟量（转速、功率、压力等）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，以防止运行人员误操作。（6）任何个别元件故障应不会影响整个系统的工作。（7）当供电电源中断或传感器、驱动装置出现故障时，系统应能得到保护。（8）对机组的启停运行监控和系统的自诊断信息高度集中在LCD画面上。通过键盘和LCD画面，能完成所有被控对象的操作并获取系统的各种信息。（9）DEH系统的程序开发、系统诊断、控制系统组态数据和画面的编辑及修改应能在DEH的工程师站实现，投标方应负责协助招标方熟练掌握。（10）控制系统应按照“失效保护”和“安全自锁”的原则进行设计（11）DEH系统应采取有效措施，防止各类计算机病毒的侵害和DEH系统内存储器数据丢失。所有控制信号具有防干扰措施。（12）DEH系统的人机接口为分散控制系统（DCS）系统操作员站的LCD和键盘。DEH系统的所有打印工作也由DCS系统的打印机完成。即在操作运行层面上实现DCS一体化，投标书中应对实现该功能的方法、业绩作出详细论述。（13）DEH系统应能提供与电厂DCS及其它系统的各种接口。DEH系统提供的接口应完善、可靠。DEH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）等系统的硬接线和通讯接口，投标方负责设计并提供上述接口在DEH侧的软硬件，接口方式、形式及通讯协议在施工图阶段确定，投标方应满足招标方的要求，而不发生商务变化。（14）DEH系统应具有在相同单机容量和型式的机组上成功运行的实绩，DEH电子部套投标方应单独报价，为实现与招标方DCS系统的一体化，招标方有权自行采购。（15）DEH系统CPU、内存、插槽、I/O模件等的裕度应满足设计规范要求，DEH每种I/O至少留有15％以上的备用点，不足一块卡件按一块预留备用。（16）DEH系统的可用率应大于99.9％。（17）DEH具有较强的抗干扰性：共模电压不小于250V；共模抑制比不小于90dB；差模电压不小于60V；差模抑制比不小于60dB。（18）DEH所有输出模拟量信号均采用4～20mA（电液伺服阀驱动信号除外）。输出到其它控制系统（如DCS）的模拟量信号应加信号隔离器。（19）DEH系统可接收招标方提供的双路220V AC电源，一路来自UPS，一路来自事故保安，2路电源互为备用，自动切换。2路电源的自动切换由DEH系统完成，切换时间应满足DEH系统的要求，任何一路电源的故障均不会导致系统的任一部分失电。任一路电源故障都有报警，并自动切换到另一路工作。DEH系统内部所有设备（包括DEH系统控制的电磁阀）的配电在DEH机柜中完成。投标方应在投标书中提供DEH系统需要电源的回路数及电负荷。（20）DEH系统应具有转速控制、负荷控制、超速保护、汽轮机发电机参数监视、热应力计算等功能。DEH硬件配置应满足全部功能要求。（21）转速控制功能a、DEH系统保证汽轮机能自动选择热状态、进汽条件和允许的汽轮机寿命消耗相适应的最大升速率，自动地实现将汽轮机从盘车转速逐渐提升到额定转速的控制。b、转速控制指标：转速调节范围50～3360r.p.m；转速控制回路的控制精度±0.1％额定转速；最大升速率下的超调量不大于0.15％额定转速；迟缓率小于0.06％。c、自动升速系统的设计与汽轮机及其旁路系统的设计相配合，适应汽轮机带旁路和不带旁路，采用高中压缸联合启动或中压缸启动等各种升速方式。d、汽轮机升速过程中的升速率既能由DEH系统根据汽轮机的热状态自动选择，也可以由人工进行选择。e、转速控制回路能保证自动地迅速冲过临界转速区。f、DEH系统具有与自动同期装置的接口，实现与自动同期装置配合实现发电机的自动同步并网。（22）负荷控制功能a、DEH应能在汽轮发电机并入电网后实现汽轮发电机从接带初始负荷到带满负荷的自动控制，并根据电网要求参与一次调频和二次调频任务。b、系统具备控制阀门开度和控制实发功率的两种控制方式去改变汽轮发电机的负荷。负荷控制指标：功率控制误差不大于±2MW（在蒸汽参数稳定的条件下）；静态特性转速不等率可调，其整定范围不小于3％～6％；在指定功率附近（功率变化在额定功率的 ±1.5％～±12％范围内），频率变化在±0.025Hz～±0.25Hz的区域内的局部不等率整定范围能达到3％～6％。c、系统的目标负荷由运行人员设定，也可接受来自DCS系统的指令。d、负荷率可以由运行人员设定，在自启动方式下DEH系统根据热应力计算自动设定负荷率的大小。e、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，控制子系统能对机组的功能或所带负荷进行限制。（23）阀门管理及试验功能a、汽轮机具有在不同运行工况下进行切换的两种进汽方式（全周进汽方式和部分进汽方式），DEH系统应设置对应于这两种进汽方式的调节汽阀阀门管理（选择和切换）功能，并防止在切换过程中产生过大的扰动。当阀门出现卡涩时，应能进行在线维护。b、为保证发生事故时阀门能可靠关闭，DEH系统具备对高、中压主汽门及调节门逐个或成组进行在线试验的功能。在进行阀门在线试验时，汽轮机能正常运行。c、DEH能自动完成喷油试验及阀门严密性试验（24）甩负荷控制功能a、为改善电力系统故障时的动态稳定性能或抑制汽轮发电机组超速，汽轮机的DEH系统应设置超速保护控制（OPC）等甩负荷控制功能。b、DEH系统提供在正常运行情况下操作人员进行103％超速试验和110％超速试验的手段。c、当机组从满负荷甩至零负荷时，该系统能自动控制汽机转速维持空转，防止机组超速跳闸，等待重新并网。d、103％超速和110％超速保护具有软件、硬件双重实现的功能。（25）热应力计算功能（26）汽轮机自启动及负荷自动控制（ATC）功能汽轮机自启动及负荷自动控制功能是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，直至带满负荷的能力。（27）主汽压力控制功能当要求由DEH系统来实现协调控制和汽机跟随方式下的汽压调节任务时，系统中设置主汽压力控制回路。根据主汽门前主汽压力与定值的偏差，控制调节门开度，以保持主汽压力在设定值。（28）DEH应满足机组各种启动方式，并适应冷态、温态、热态、极热态不同工况下的启动要求，并达到DL/T996标准的性能和指标要求。该装置应具有“ATC”、“操作员自动”、“手动”三种运行方式。当MCS对电调遥控投入时，电调系统可适应机组的锅炉跟随、汽机跟随、机炉协调、定压变压运行、手动等运行方式。（29）该系统在设备带负荷运行中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。（30）显示、报警和打印功能a、LCD屏幕应能提供运行人员启动过程和运行过程的全部信息（如参数曲线等）及每一步骤的操作指导。应显示报警打印的信息画面及事故追忆的内容在投标书中提出，招标方认可。b、投标方应对DEH系统的显示、报警、操作指导、操作及制表打印等的具体内容和功能提出详细说明，并在DCS设计联络会上对有关界面设计与DCS承包商进行充分的配合。c、DEH系统具有运行人员操作记录、历史数据的存储和检索（HSR）功能。d、DEH操作员站应能调出全部DEH、ETS的逻辑图及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。（31）该系统具有检查输入信号的功能，一旦出现故障，给出报警，但仍能维持机组安全运行而无需运行人员干予。该装置具有内部自诊断和偏差检测装置，当该系统发生故障时，能无扰切换到手动控制，并发出报警。（32）该装置应以冗余配置的微处理器（在线热备）为基础，具有容错功能，手动/自动切换功能，功率反馈和调节级压力反馈回路的投入与切除功能。（33）DEH系统出厂前由使用测试软件和测试设备，接入DEH的输入输出信号，进行闭环运行、测试和演示，确认DEH的功能和性能符合本技术协议书的要求。（34）投标方应在投标书中应提供详细的电调装置功能、初步的DEH硬件配置图及设备清单（包括各种I/O卡数量、控制器对数、电源组件数量、控制器完成的功能等）、初步的DEH I/O清单（包括DEH与现场设备间，DEH与其它控制系统间的点）。4.5.3.3汽机危急遮断系统（ETS）（1）汽轮机应有独立于机械超速保护的电气超速保护装置，电气超速保护与汽轮机其他重要参数越限停机的保护构成紧急跳闸系统。ETS应能保证从保护停机信号产生到高压主汽阀和中压汽阀完全关闭的时间小于0.4s。汽机ETS系统随汽机配供。ETS装置接收来自TSI系统及汽轮发电机组其它系统来的停机信号，进行逻辑处理，输出汽轮机遮断信号关闭主汽门。ETS装置至少包含（不限于）下列事故紧急停机项目。a、汽机的转速超过危险转速（三取二）；b、真空低于投标方给定的极限值（三取二）；c、润滑油压下降超过极限值（三取二）；d、转子轴向位移超过极限；e、发电机故障停机；f、锅炉故障停机；g、汽机轴振动达到危险值；h、排汽缸温度超过极限值；i、转子胀差超过极限值；j、抗燃油压过低；k、DEH故障停机；l、手动停机（2只手动停机按钮设置在操作台上）；m、其它汽机厂所要求的跳机条件；n、招标方要求的其它跳机条件。（2） ETS装置控制器、I/O通道及信号均应独立且多重冗余配置，并采用与汽机DEH相同的硬件和软件并实现操作运行层面的一体化，ETS供货商向DCS供货商提供在DCS操作员站上完成汽机控制功能所需的资料、数据，并有责任给予必要的配合。装置并能通过DEH的工程师站对ETS的画面进行组态和对电磁阀进行在线试验等。ETS应有至少15%的I/O余量，软件便于修改，且具有与DEH的无缝连接接口，还须向招标方提供编程工具。ETS应设置独立的控制机柜。（3）机柜内的模件应能带电插拔而不损坏且不会影响其它模件正常工作，不能引起保护误动。（4）所有数字量输入都应有防抖动处理功能。（5）电源故障应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。（6）处理器模件应清晰地标明各元器件，并带有LED自诊断显示。（7）数字量输出模件采用电隔离输出，隔离电压≥250V。能直接驱动控制用电动机或任何中间继电器或接触器。每一个DO所输出的接点（干接点）数满足招标方控制回路的要求。（8）对于冗余的输入（或输出）信号，不能在同一个I/O模件上。单个I/O模件的故障，不能引起系统的故障或跳闸。（9）（10）每一停机回路可在线试验，当在线试验，发生跳闸保护条件时系统仍能完成停机保护功能。（11）ETS装置有通道状态指示及装置故障报警输出。（12）ETS可接受两路220V AC，50Hz电源，两路电源互为备用，并且在ETS装置中完成自动切换。ETS内部电源由供货方自行转换。招标方还可向ETS装置提供两路110V DC电源。任一路电源故障ETS装置都输出报警信号。（13）对于直流110V的停机控制回路，正、负电源侧均接同一DO输出的不同接点。（14）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。（15）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。（16）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。（17）每一项触发停机信号均有两付无源触点输出，用于事故顺序记录。（18）由ETS系统控制的设备的电磁阀的电源由ETS系统提供。（19）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。系统应能接受与电气共用接地网的接地方式。（20）ETS机柜外形尺寸暂定为2200（高）×800（宽）×600（深）。（待DCS系统招标后确定）（21）ETS应能在线试验主要跳闸信号通道和任意一只泄油电 磁阀通道。（22）汽轮机保护跳闸关闭主汽门后，应具备运行人员对油系统远方复位的功能，且只有复位后才能重新开启主汽门、中压汽门和调速汽门。（23）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。（24）对所有热工设备应有足够的检修空间，热工设备高于1.5米时,应设有检修平台。4.5.3.4汽机振动采集及故障诊断系统（TDM）汽机振动采集及故障诊断系统（TDM）随汽机配供，原则上TDM系统应与汽机TSI监测系统配套。投标书应提供TDM系统配置及设备布置方案，并推荐至少3家厂商供招标方选择，投标书应单独报价，招标方有权自行采购。本工程2台汽机的电子设备间分别设置，投标方在进行TDM系统配置时应给予考虑。4.5.4电气部分要求4.5.4.1投标方配套电动机满足下列要求：功率等级电压等级绝缘等级温升等级型　式AC200kW≤P6kVClass FClass B外壳防护等级：交流电动机IP44(室内)；IP54(室外型)；直流电动机IP44P＜200kW0.38kVDC各类容量0.22kVa)有爆炸危险的场所采用防爆型电机。b)所有电气设备均满足‘三防要求’（防尘、防潮、防腐）。c)电动机为异步电动机。电动机能在电源电压变化为额定电压的±10%内，或频率变化为47～52.5Hz内，或电压和频率同时改变且变化之和的绝对值在10%内时连续满载运行。d)电动机的设计符合本技术规范书和被驱动设备制造厂商提出的特定使用要求。当运行在设计条件下时，电动机的铭牌出力不小于被驱动设备所需功率的115%。e)75kW及以上电动机需设置防冷凝加热器。f)电动机必须能在75-100%的额定电压和额定功率下启动，并加速所启动的设备。g)额定电压条件下，380V电动机的最大起动电流不得超过其额定电流的600%。h)投标方提供所有电动机主终端盒电缆进线口的数量、尺寸以及螺纹尺寸等参数。i)所有电机主接线盒从电机向传动设备看均位于电机左侧（因对称布置有特殊要求的除外）。j)每台电动机应有两个电动机机座的接地装置，在电动机完全相反的两侧接地。对于立式电动机，一个接地装置设在电缆接线盒下面，另一个接地装置设在第一个接地装置其反方向180°位置上。4.5.4.2 对随机所配控制箱及控制柜（如有）的要求a)投标方配套电动机就地控制箱根据以下工艺要求，设计并提供满足全部控制联锁及监视要求和接口要求的电气接线图。其中，就地控制箱输出信号要求：开关量为无源干接点（各点独立，不设公共点），接点容量220VAC，3A，模拟量为4～20mA。就地控制箱至少配置一个10A单相防水插座。b)一次元件要求：投标方配套低压电动机或加热器的配电由招标方的MCC柜配电，控制箱配有相应的操作元件和保护元件，其中交流操作元件采用接触器（应选用施耐德、ABB），保护元件采用塑壳开关（应选用施耐德、ABB）+热继电器（应选用施耐德、ABB）或智能马达保护器；智能马达保护器的选型应和主体工程选型一致；直流断路器采用北京人民电器产品。c)二次元件要求：就地控制箱内按钮、指示灯及控制、转换开关采用艾达ADA系列或同档次产品, 端子排采用凤凰系列端子。d)控制要求：就地及远方DCS控制。要求就地控制箱内装设就地/远方转换开关，并预留远方控制接口。e)监视要求：至少送出允许远方操作，运行状态、故障报警等信号；其余满足工艺监视要求的信号也分别送出。f)接口要求：制造厂提供的所有仪表和控制设备的接线，控制装置与远方控制系统的所有输入输出接口信号都引至制造厂提供的仪表箱和就地控制箱的端子排。配供的所有仪表和控制设备，其定位、安装方式、支撑件、连接件、至本体接线盒的连接导线，由投标方设计配供。招标方和投标方的接口在投标方供货的接线盒和仪表箱和就地控制箱的端子排。就地控制箱内的端子排布置考虑现场接线方便，易于检修。同时留有至少15%的备用端子。就地控制箱的防护等级不低于IP55，外壳材质要求为不锈钢，板厚不小于2mm。g)投标方在就地控制箱底设置可拆卸的不锈钢封板，以便于招标方施工时开孔安装电缆密封接头。h)变频器采用AB、西门子或ABB公司等进口产品，PLC采用西门子的产品，PLC的I/O点有10%的裕量,内存考虑不小于10%的裕量。 i)控制箱内设电加热器，根据湿度自动控制。j)若控制箱要求双电源进线，箱内电源的自动切换由厂家完成。若供货设备为移动式电机，现场需提供就地电缆转接柜。随设备提供的转接柜至移动电机电缆为移动电缆，其中需含PE线。4.6标准4.6.1投标方应向招标方提供在选用材料、制造工艺、验收要求中所执行的GB/T10300或ISO9000系列标准清单。4.6.2下列标准并不齐全，汽机、凝汽器、低压加热器及辅助设备和附件所选用的材料，制造工艺及检验要求、的设计制造必须遵照相应的规程、规范和标准。当标准间有矛盾时，按较高要求执行。（1）ASME TDP－1《关于火电厂防止汽轮机进水规范书》（2）ZBK54034－90《汽轮机凝汽器技术条件》（3）ZBK54015－88《凝汽器加工装配技术条件》（4）《压力容器安全技术监察规程》国家质量技术监督局（5）美国热交换学会HEI《表面式凝汽器标准》和《表面式给水加热器标准》（6）SDFO113Y－83《给水加热器制造技术条件》（7）GB 150－1998《钢制压力容器》1998年（8）GB/T8890－1998热交换器用铜合金无缝管（9）ASTM标准铜管晶粒度标准，平均晶粒度应在0.01～0.045mm（10）GB/T699－1999优质碳素结构钢（11）GB 1225－76焊条检验，包装和标志（12）GB 711－88优质碳素钢热轧厚钢板技术条件（13）GB/T5117－1995碳钢焊条（14）GB/T983－1995不锈钢焊条（15）GB 709－88热轧厚钢板、钢带的尺寸、外形、重量及允许偏差（16）GB 6654－96压力容器用碳素钢及普通低合金钢厚钢板（17）JB74－85－59管路法兰（18）JB4701－4703－92《压力容器法兰》标准（19）JB1614－75锅炉受压元件焊接接头机械性能检验方法（20）JB4730－94压力容器无损检测（21）GB 2650－81焊接接头冲击试验法（22）GB 228－87金属拉伸试验方法（23）GB 242－1997金属管扩口试验方法（24）GB 246－1997金属管压扁试验方法（25）GB 241－82金属管液压试验方法（26）JB2536－80压力容器油漆、包装、运输（27）工业设备抗震鉴定标准（28）ASME锅炉和压力容器规范Ⅷ《压力容器》第一分册（29）ASTM标准铜管晶粒度标准，平均晶粒度应在0.01～0.045mm（30）“HEI”美国热交换学会表面式给水加热器标准和“ASME”美国机械工程师协会规范4.6.3上述标准和规定仅提出了基本的技术要求。如果投标方提出了更经济合理的设计、材料、制造工艺等，同时又能使投标方提供的设备达到规范书之要求，并确保安全持续运行，在征得招标方同意后，投标方可以不全部使用上述标准和规定。4.7性能保证值为考核投标方提出的保证，对该机组须进行额定功率，最大连续功率及净热耗值等的验收试验。4.7.1按照本技术规范书要求，机组额定功率为300MW。4.7.2按照本技术规范书要求，该机组应能发出最大连续功率（T－MCR）为________MW。4.7.3在验收工况下，汽轮机的净热耗值应不高于投标方提出的保证值___________ kJ/kW.h。4.7.4汽轮机在额定转速时，在轴承座上测得的双振幅振动值，无论是垂直、水平或轴向均不大于0.025mm，在任何轴颈上所测得的双振幅振动值不大于0.07mm。各转子在通过临界转速时轴振动允许值应不大于0.15mm。超速试验时各转子双幅振动值不超过0.125mm；轴承座的双幅振动值不超过0.05mm。4.7.5距设备外壳1米、运转层上1.2米高处测得的最大噪声应低于85分贝（A声级）。4.7.6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，提供全部试验所需的测点。（2）对所使用的试验方法，测试仪器提出建议。（3）对测试仪器及精度，试验方法由双方协商确定。4.8安装调试要求4.8.1投标方应随机提供整套机组的各部件拆卸、安装及起吊用的专用工具。4.8.2在汽缸、阀门和导汽管外壳上应设置手柄、挂耳或其它装置，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。4.8.3汽轮机应配备翻转轴瓦时用的抬轴装置。4.8.4汽轮机径向汽封、端部汽封和隔板汽封的结构型式应采用可调汽封。4.8.5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。4.8.6汽轮机应配置有能固定在转子上用来找中心的专用工具。4.8.7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。4.8.8汽轮机出厂时必须做到内部清洁，主辅机部套和管道中应清理干净，并符合原机械部标准《汽轮机清洁度》的规定。4.8.9汽轮机应具备不揭缸在转子上配置平衡重块的条件，并有调整危急保安器动作转速的手孔。4.8.10汽轮机应考虑必要的防火设备及防火措施。5包装、标志、运输及验收保管5.1包装5.1.1投标方所供设备部件，除特殊部件外（如管件等），均应遵照国家标准和有关包装技术条件，或按最好的商业惯例，使用坚固的箱子包装，并应根据不同货物的特性和要求，采取措施。如对设备进行适当的油漆或进行其它仔细的防腐处理，以适应远途运输条件和大量的吊装、卸货以及长期露天堆放，防止雨雪、受潮、生锈、腐蚀、受震以及机械和化学引起的损坏等，以保证从交货日起12个月内设备完整无损。5.1.2投标方所供技术文件应妥善地包装，能承受远途运输和多次搬运，并应防止潮气和雨水的浸蚀。每个技术文件邮包应装有详细目录清单。5.1.3为防止设备器材被窃或受腐蚀元素、海水的损坏，未征得招标方同意，不得采用敞开的板条箱和类似包装。5.1.4需进行水压试验的设备在包装前应放净存水，并彻底烘干。排水时打开旋塞和放水阀，放不掉水的死区可采用压缩空气吹扫。包装前关闭全部阀门。孔口和机械加工面加装管塞和罩。5.2标志5.2.1设备标志5.2.1.1汽轮机及辅机都应有固定铭牌。铭牌应不易损坏，标志应醒目、整齐、美观。5.2.1.2汽轮机的重要阀门、调节保安部套等均应有表示其行程、转角、操作方法等明显易辨的标志。5.2.1.3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。5.2.2包装标志5.2.2.1投标方供给的设备（无论装在箱内或成捆的散件）的包装，都应贴有标明合同号、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还应标明“备品配件”和“工具”的字样。5.2.2.2对装箱供给的设备，投标方应在每个箱子的两面用油漆写上如下内容：合同号、出厂编号、总分编号、发货站、到货站、、发货单位、收货单位、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）。5.2.2.3应按照设备各特性和不同的运输及装卸要求，在箱上明显标上“小心”、“向上”、“防潮”、“勿倒”等通用标志。5.2.2.4包装箱应连续编号，而且在全部装运的过程中，装箱编号的顺序始终是连贯的。5.3运输5.3.1经由铁路运输的部件，其尺寸不应超过国家对非标准外形体的规定，当部件经由除铁路外的其它方式运输时，其重量和体积的限值应遵照有关运输方式的规定。5.3.2每批设备发出后一定期间内，投标方应用传真通知招标方。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。5.3.3超重件，投标方在发货前不迟于30天将发货大概日期以传真通知招标方。5.4验收和保管5.4.1设备到达安装现场后，双方应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。5.4.2设备到达安装现场后，应按相关标准、规定存放和保管。如投标方有特殊要求，应向招标方及早提出。5.4.3由投标方扩散联营或外包生产的设备（部件）到达安装现场后，仍由投标方和招标方进行检查和验收。6数据表本技术数据表由投标方填写，但必须提请投标方注意表中的技术数据内容是不完全的，要求投标方根据其所供应的设备作必要的修正、补充和说明。6.1汽轮机基本性能数据序号项目单位设计值1型式2汽轮机型号3转速r/min4转向（从汽轮机向发电机看）5给水回热级数（高压＋除氧＋低压）6配汽方式7设计冷却水温度℃8汽轮机总内效率％（1）高压缸效率％（2）中压缸效率％（3）低压缸效率％9机组轴系扭振频率Hz10转动惯量GD2（1）高中压转子kg.m2（2）低压转子kg.m211轴封有无自密封系统12转子是否做超速试验13机组在出厂前是否经总装和热态试验1430年寿命分配次/年（1）冷态次/年（2）温态次/年（3）热态次/年（4）极热态次/年（5）强迫停机次/年（6）负荷变化次/年（7）带厂用电次/年15启动及运行方式（定压、变压）16变压运行负荷范围％17定压、变压负荷变化率％/min18额定转速时轴承振动三个方向最大值mm19临界转速时轴承振动三个方向最大值mm20额定转速时轴振动最大值mm21临界转速时轴振动最大值mm22汽轮机外形尺寸 （长×宽×高）m23机组总长（包括罩壳）mm24机组最大宽度（包括罩壳）mm25低压缸排汽口数量个26低压缸排汽口尺寸（长×宽）mm27高中压缸排汽口数量个28高中压缸排汽口尺寸（?）mm29运行层标高m30最高点离运转层高度mm31行车吊钩至汽轮机中心线的最小距离（1）带横担时m/m（2）不带横担时m/m32最大起吊高度m33通流级数（1）高压转子叶片级数级（2）中压转子叶片级数级（3）低压转子叶片级数级34低压缸末级叶片长度mm35低压缸次末级叶片长度mm36低压缸末级叶片环形面积cm237材质（1）高中压缸（2）低压缸（3）高中压转子材质、脆性转变温度（FATT）℃（4）低压转子材质、脆性转变温度（FATT）℃（5）各级叶片（6）汽缸螺栓38重量（1）高中压转子重量kg（2）低压转子重量kg（3）高中压上汽缸kg（4）高中压下汽缸kg（5）低压上汽缸kg（6）低压下汽缸kg（7）总重kg39距设备外壳1米、1.2米高处测得的最大噪声dB（A） 6.2汽轮机性能保证数据序号项目单 位额定工况最大连续出力工况VWO工况热耗验收工况75％额定工况50％额定工况30％额定工况高加停用工况厂用汽工况1出力kW2汽轮发电机热耗值kJ/kW?h3主蒸汽压力MPa（a）4再热蒸汽压力MPa（a）5高压缸排汽压力MPa（a）6主蒸汽温度℃7再热蒸汽温度℃8主蒸汽流量t/h9再热蒸汽流量t/h10排汽压力MPa（a）11排汽流量kg/h12补给水率％13高加出口给水温度℃14发电机功率kW15发电机氢压（如有）MPa（g） 6.3额定负荷时各级抽汽参数抽 汽 级 数流量（kg/h）压力（MPa）温度（℃）允许的最大汽量（kg/h）第一级（至1号高加）第二级（至2号高加）第三级（至3号高加）第四级（至除氧器）第四级（至小汽轮机）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）第八级（至8号低加）6.4轴瓦轴瓦号轴 颈尺 寸轴 瓦型 式轴瓦受力面积比 压失 稳转 速设计轴瓦温度对数衰减率备注1234566.5临界转速（按轴系、轴段分别填写）转速项目一阶临界转速二阶临界转速设计值试验值设计值试验高中压转子低压转子发电机转子励磁机转子6.6启动参数6.6.1预热蒸汽参数（如投标方有规定）序号项目单位数值1主蒸汽压力MPa（a）2主蒸汽温度℃3主蒸汽额定流量kg/h4辅助蒸汽压力MPa（a）5辅助蒸汽温度℃6辅助蒸汽额定流量kg/h7汽缸或转子预热最低温度℃6.6.2转子轴颈振动双振幅值（mm）轴承号临界转速额定转速正 常报 警跳 闸正 常报 警跳 闸123456786.6.3各阀门关闭时间项目单位主汽阀调节阀再热主汽阀再热调节阀关闭时间s延迟时间s6.6.4启动方式及时间（提供参数要求及曲线）启动状态冲转方式冲转至额定转速时间（min）并网至额定负荷时间（min）冲转至额定负荷时间（min）冷态温态热态极热态6.7运行参数序号项目单位数值1全真空惰走时间min2无真空惰走时间min3主开关断开不超速跳闸的最大负荷MW4超速跳闸转速r/min5最高允许背压值MPa（a）6最高允许排汽温度℃7汽机报警背压MPa（a）8汽机跳闸背压MPa（a）9汽机喷水流量kg/h10最小持续允许负荷MW11最小持续允许排汽压力MPa（a）12盘车转速r/min13盘车停止时汽缸最高温度℃14盘车停止时转子最高温度℃6.8允许受到的外力和力矩从管道接口处传至汽轮机各排汽接口和凝汽器接口处的允许推力和力矩数值。接 口 名 称力（kN）力矩（kN?m）备注主蒸汽进口FxFyFzFr（合成）热再热蒸汽进口FxFyFzFr（合成）冷再热蒸汽出口FxFyFzFr（合成）各级抽汽出口FxFyFzFr（合成）凝汽器低压旁路FxFyFzFr（合成）F之脚标：x－汽轮机纵向，指向发电机末端F是正值；y－汽轮机横向，从锅炉来F是正值；z－向上F是正值。6.9汽轮机辅助系统序号项目单位数据一调节和保护系统1调节系统型式2主汽阀（1）型式（2）数量只（3）尺寸mm（4）阀体及阀杆材料3再热汽阀（1）型式（2）数量只（3）尺寸mm（4）阀体及阀杆材料4主汽调节门（1）型式（2）数量只（3）尺寸mm（4）阀体及阀杆材料5再热汽调节门（1）型式（2）数量只（3）尺寸mm（4）阀体及阀杆材料6进汽方式7高压汽轮机排汽逆止阀（1）数量（注：这个阀门应予明确识别）只（2）尺寸mm（3）阻力Pa（a）（4）阀体和阀杆材料8危急跳闸装置（1）危急控制器型式（2）推力轴承事故保护装置有/无（3）真空跳闸装置有/无（4）轴承低油压跳闸装置有/无9大气释放薄膜（1）直径×厚度mm×mm（2）材料10汽轮机排汽缸喷水流量kg/h11抽汽逆止阀尺寸（1）1级mm（2）2级（3）3级（4）4级（5）5级（6）6级（7）7级（8）8级12抽汽逆止阀额定压力（1）1级MPa（a）（2）2级（3）3级（4）4级（5）5级（6）6级（7）7级（8）8级二润滑油系统1采用的油牌号2油系统装油量kg3轴承油循环率4轴承油压MPa（g）5主油箱（1）型式（2）容量m3（3）尺寸mm（4）材料（5）油箱重量kg（6）回油流量kg6主油泵（1）型式（2）生产厂家（3）容量kg/h（4）出口压力MPa（g）（5）入口压力MPa（g）（6）材料a壳体b轴c叶轮（7）总重kg7冷油器（1）型式（2）生产厂家（3）数量台（4）冷却表面积m2（5）冷却水入口设计温度℃（6）出口油温℃（7）冷却水流量kg/h（8）油量kg/h（9）管子尺寸（外径×壁厚）mm（10）每台总重kg（11）尺寸mm（12）设计压力a水侧kPa（g）b油侧kPa（g）（13）设计温度a水侧℃b油侧℃（14）材料a管子b壳体c水室d管板8辅助油泵（如有）（1）型式（2）生产厂家（3）数量台（4）容量m3/h（5）出口压力MPa（g）（6）转速r/min（7）材料a泵壳b轴c叶轮（8）电动机a型式b容量kWc电压Vd转速r/min（9）总重kg9交直流润滑油泵（1）型式（2）生产厂家（3）数量台（4）容量m3/h（5）出口压力MPa（g）（6）转速r/min（7）材料a泵壳b轴c叶轮（8）电动机a型式b容量kWc电压Vd转速r/min（9）总重kg10顶轴油泵（1）型式（2）生产厂家（3）数量台（4）容量m3/h（5）出口压力MPa（g）（6）转速r/min（7）材料a泵壳b轴c柱塞（8）电动机a型式b容量kWc电压Vd转速r/min（9）总重kg11油温调节器（如有）（1）型式（2）生产厂家（3）数量只（4）容量kg/h（5）尺寸mm（6）总重kg12主油箱排烟机（1）型式（2）生产厂家（3）数量台（4）容量m3/h（5）电动机a型式b容量kWc电压Vd转速r/min（6）总重kg三盘车装置1型式2功率kW3电压V4盘车转速r/min四轴封蒸汽系统1轴封蒸汽调节器（1）型式（2）尺寸mm（3）调节的压力MPa（g）2轴封排气风机（1）型式（2）投标方（3）数量台（4）容量m3/h（5）排汽压力kPa（g）（6）转速r/min（7）材料a壳体b轴c叶轮（8）电动机a型式b容量kWc电压Vd转速r/min（9）总重kg3轴封蒸汽冷却器（1）型式（2）投标方（3）冷却表面积m2（4）冷却水流量kg/h（5）管子尺寸和厚度mm（6）管子根数根（7）传热系数kW/m2?℃（8）管阻kPa（g）（9）总长mm（10）壳体直径mm（11）设计压力a管侧kPa（g）b壳侧kPa（g）（12）设计温度a管侧℃b壳侧℃（13）材料a管子b壳体c水室d管板（14）总重kg五汽机液力控制系统1抗燃油泵组及油箱（1）抗燃油系统需用油量kg（2）系统储备容量kg（3）抗燃油油箱储油量m3（4）抗燃油牌号（5）抗燃油泵a型式b数量台c流量m3/hd出/入口压力MPa（g）（6）油箱的外形尺寸长×宽×高m2滤油器（1）布置位置（2）型式（3）数量台（4）电动机a型式b容量kWc电压Vd转速r/min3抗燃油冷却器（1）型式（2）数量台（3）冷却表面积m2（4）设计压力a管侧kPa（g）b壳侧kPa（g）（5）设计温度a管侧℃b壳侧℃（6）材料a管子b壳体c水室（7）外形尺寸a壳体直径mmb总长mm（8）总重kg4抗燃油输油泵（1）型式（2）数量台（3）流量m3/h（4）压力MPa（g）（5）电动机a型式b容量kWc电压Vd转速r/min（6）总重kg5抗燃油再生装置（1）型式（2）数量台（3）容量m3/h（4）设计压力MPa（g）（5）总重kg6抗燃油温度调节装置（1）型式（2）数量台（3）容量m3/h（4）调节范围℃（5）设计压力MPa（g）（6）总重kg六汽机数字电调控制系统DEH1生产厂家2技术指标3转速调节范围及精度4负荷调节精度5迟缓率6甩负荷后的转速飞升值7蒸汽参数、金属温度监视8振动过限警报9功率控制七汽机监测仪表（TSI）1生产厂家2技术指标3转速4轴承振动5大轴振动6轴向位移7大轴偏心8大轴挠度9汽缸膨胀、胀差10推力轴瓦磨损6.10参数性能汇总表序号参 数 名 称单 位设计值保证值试验值备注6.11结构尺寸/配置情况表序号结构/配置名称单 位型 号尺寸/配置情况备注6.12材质表序号部件名称材质及牌号单 位尺 寸数量/重量产地备注6.13配套辅助设备汇总表序号名称规格型号单 位数 量产地生产厂家备注 附件2供货范围1一般要求1.1投标方保证提供设备应为全新的、先进的、完整的和安全可靠的，且设备的技术经济性能符合本规范书的要求。1.2投标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，即使本合同附件未列出或数目不足，投标方仍须在执行合同时免费补足。1.3除有特别注明外，所列数量均为一台汽轮机所需。1.4投标方应提供所有安装和检修所需专用工具和消耗材料等，并提供详细供货清单。1.5提供随机备品备件，以及5年大修所需的备品备件清单。1.6提供所供设备中的含进口件清单。1.7提供设备及阀门的配对法兰及连接附件。1.8提供设备安装用地脚螺栓及连接附件。2供货范围2.1接口分界原则2.1.1由投标方供应的系统和设备，如与不属于投标方供应范围的系统和设备连接，则由招标方负责连接到投标方的系统和设备，投标方积极主动予以配合。2.1.2由投标方供应的系统和部件之间的内部连接，由投标方负责。2.1.3由投标方供应的系统和设备，投标方配套供应与其正确运行密切有关的检测和控制仪表。若检测和控制仪表的接口设在投标方侧有困难时，在征得招标方的同意后，可装于招标方侧，但投标方需提出具体要求。2.1.4投标方提供的管道接口与招标方的管道口径和材质相同。若不相同，投标方应提供大小头或过渡段。过渡段由投标方在工厂进行焊接和热处理。2.1.5投标方供供货范围内设备、阀门接口反法兰及连接附件由投标方供货。2.1.6投标方供供货范围内所有设备安装用地脚螺栓及连接附件由投标方供货。2.2设计分工2.2.1汽轮发电机组轴系计算由投标方负责，发电机厂配合。汽轮机和发电机的连接设计由投标方负责，靠背轮各负责自己的部分，连接附件由投标方负责。2.2.2相关管路设计分界点如下：2.2.2.1主蒸汽管路a、分界点为自动主汽门入口。分界点靠汽轮机侧的全部阀门、主蒸汽管道及支吊架，包括自动主汽阀与调速汽阀及其之间的管道及支吊架、调速汽阀与汽轮机之间的导汽管及支吊架，由投标方负责设计、供货；分界点靠锅炉侧的管道由招标方负责设计、供货。b、高压旁路管（不包括减温减压装置及附属阀门）由招标方负责设计和供货。2.2.2.2再热蒸汽管路a、高压缸排汽至锅炉和辅助蒸汽联箱的冷再热汽管路的分界点为高压缸排汽口。分界点靠锅炉侧的管道及支吊架由招标方负责设计和供货，另一侧的管道及支吊架由投标方设计、供货，排汽逆止阀由投标方供货。b、至汽轮机的热再热蒸汽管道的分界点为中压联合汽阀入口；分界点靠锅炉侧的管道及支吊架由招标方负责设计和供货，另一侧的管道及支吊架由投标方设计、供货。c、低压旁路蒸汽管道的分界点为凝汽器三级减温减压器入口；分界点靠汽轮机外侧的管路管道及支吊架由招标方负责设计和供货。2.2.2.3凝结水管路凝汽器热井至各低加和除氧器的凝结水管路的分界点为凝汽器热井出口；分界点外侧的管道及支吊架由招标方负责设计、供货。2.2.2.4抽汽管路1～6段抽汽至各加热器及除氧器的抽汽管道的分界点为汽轮机汽缸出口，分界点外侧的管道及支吊架由招标方负责设计、供货；7、8段抽汽由由投标方负责设计、供货。2.2.2.5轴封管路a、轴封供汽管路的所有设备、阀门、管道及管件由投标方设计、供货。管道布置及支吊架设计供货由招标方负责。b、各轴封漏汽及各门杆漏汽去轴封冷却器管路的所有设备、阀门、管道及管件由投标方设计、供货。管道布置及支吊架设计供货由招标方负责。2.2.2.6汽轮机本体疏（放）水管路汽轮机本体及所属阀门及管道的疏（放）水管路的所有阀门、管道及管件由投标方设计、供货。2.2.2.7循环水管路a、循环水进水管的分界点为凝汽器循环水入口水室法兰，分界点前的管道由招标方负责设计和供货。b、循环水出水管的分界点为凝汽器循环水出口水室法兰，分界点后的管道由招标方负责设计和供货。2.2.2.8冷却水管路a、汽轮机冷油器冷却水管路的分界点为冷油器进水和冷油器出水法兰，在这两个分界点之间的管路由投标方设计、供货，之外的由招标方设计、供货。b、抗燃油水冷器的冷却水管路分界点为冷却器进水和出水法兰，在这两个分界点之间的管路由投标方设计、供货，之外的由招标方设计、供货。2.2.2.9润滑油和顶轴油管路a、汽轮机润滑油系统和顶轴油系统的所有设备、阀门、管道及管件由投标方设计、供货。 b、汽轮机盘车装置的全部油管路由投标方设计、供货。2.2.2.10抗燃油管路a、汽轮机抗燃油系统的所有设备、阀门、管道及管件由投标方设计、供货。b、汽动给水泵组的抗燃油管路由招标方设计、供货。2.2.2.11低压减温水管路：a、轴封蒸汽减温器的供水调节阀、隔离阀、阀门由投标方供货，减温水管道由招标方负责。管道布置由招标方负责。 b、低压缸喷水及其控制系统（包括调节阀、隔离阀、旁路阀等）由投标方设计并提供，外部管道由招标方负责。2.2.3主汽阀及调节汽阀、中压联合汽阀的安装固定方式由投标方设计。2.2.4汽轮机本体范围及投标方供应的辅助设备、管道、阀门的保温设计由投标方设计，并向招标方提供保温材料清单。2.2.5投标方在润滑油系统设计中和发电机制造商配合，考虑发电机润滑油系统用油和氢密封系统备用油源，向发电机厂提供润滑油接口和备用油泵及备用油接口。2.2.6给水泵汽轮机的轴封系统供汽汽源由投标方设计并提供接口，接口外系统和管道由小汽机供应商负责。2.2.7轴封冷却器及其抽气风机包括连接管道由投标方设计并提供。轴封冷却器抽气风机的出口反法兰外的排气管道由招标方负责。2.2.8轴封冷却器去凝汽器的管道由招标方负责，与轴封冷却器相连接的反法兰由投标方供货。轴封冷却器的外部冷却水（凝结水）管道由招标方负责。2.2.9所有抽汽管道上的气动逆止阀（包括行程开关）及其电磁控制装置由投标方负责设计供货，控制用压缩空气气源及管道由招标方负责。2.2.10上述管道和投标方的接口位置和介质参数，由投标方提供。投标方与招标方设计分界处的接口尺寸、材质及焊接坡口型式由投标方提供。2.2.11汽轮机基座由招标方设计，投标方提供设计必需的相关资料。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。2.2.12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。2.2.13汽机监测仪表（TSI）由投标方负责设计。2.2.14汽机跳闸系统（ETS）由投标方负责设计。2.2.15汽机振动采集及故障诊断系统（TDM）由投标方负责设计。2.2.16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。2.2.17凝汽器及低压加热器由投标方设计供货。2.3汽轮机主机设备供货范围2.3.1基础台板、垫铁、地脚螺栓、高温润滑脂。2.3.2各轴承组件（包括测温元件、但不包括测温二次仪表）。2.3.3高、中、低压汽缸组件。2.3.4高、中、低压隔板及隔板套组件。2.3.5高、中、低压转子组件。2.3.6高、中、低压缸的汽封、隔板汽封、油挡。2.3.7联轴器、垫片及连接螺栓（汽轮机与发电机间的汽机侧联轴器、垫片及连接螺栓由投标方供货）。2.3.8中、低压缸蒸汽联通管、中联门到中压缸、调速汽阀到高压缸的导汽管及罩壳等。2.3.9自动主汽阀、主汽调速汽阀、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各2套、阀门支架、高压缸排汽逆止阀、各级抽汽逆止阀及其控制系统中的设备。2.3.10 数字电液调节系统（DEH，含电子部套和液压部件）、汽机监测仪表（TSI）系统（包括发电机测速、测振探头及安装支架等）、汽机危急遮断系统（ETS）、TDM系统及其它装置。DEH、ETS采用与机组DCS同品牌的产品。完成汽机本体及辅助系统监视与控制功能的全套一次仪表和设备本体测温元件，油系统（抗燃、顶轴、润滑）、轴封系统及本体疏水放气系统的全套仪表和本规范书要求汽机配供的其它所有热工仪表设备，含仪表阀门及取样导管、仪表及仪表阀管接头等。投标方所供现场仪表设备至接线盒或就地盘柜的所有电缆。DEH和ETS的电子部套、TSI、TDM投标方需单独报价，并提供三家有成熟使用业绩的设备厂家供招标方认可，若招标方对投标方提供的设备厂家有异议，该类设备招标方有权单独采购。投标文件应提供配套控制装置清单、仪表（含仪表阀门、附件等）清单。2.3.11抗燃油系统2.3.11.1高压抗燃油油泵、抗燃油油箱、管道（材质为不锈钢）以及支吊架等。2.3.11.2液压调节系统内的部套及连接管道。电液伺服转换阀（含快关阀）、LVDT、OPC电磁阀均采用优质进口产品。2.3.11.3高压油动机、中压油动机。2.3.11.4储能装置。2.3.11.5抗燃油。应满足系统冲洗及正常使用所需的用量，并考虑一定余量（总量为正常用量的250％）。2.3.11.6抗燃油冷却器及相应阀门、管道，（材质为不锈钢）。2.3.12盘车装置及其附件，含就地控制装置等。2.3.13各段抽汽逆止门、高压缸排汽逆止门（包括执行器，附属阀门管道及附件）至少应包括：2.3.13.1高压缸排汽逆止门：数量与高压缸排汽口数相同；2.3.13.2一段抽汽逆止门：1个；2.3.13.3二段抽汽逆止门：1个；2.3.13.4三段抽汽逆止门：1个；2.3.13.5四段抽汽逆止门：2个（小汽机供汽道上的逆止阀由小汽轮机供应商提供）；2.3.13.6五段抽汽逆止门：1个；2.3.13.7六段抽汽逆止门：1个。2.3.14润滑油系统（油箱、油管路、所有阀门以及油系统附件均采用不锈钢材质）2.3.14.1油箱及其附件；2.3.14.2主油泵、辅助油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、射油器、滤网；2.3.14.3冷油器及附属阀门、管路；2.3.14.4顶轴油泵及附属阀门、管路；2.3.14.5排油烟风机及附件；2.3.14.6事故放油门；2.3.14.7润滑油过压调节阀；2.3.14.8油系统全部管道、油流窥视窗、就地油温度表等。2.3.15轴封系统2.3.15.1轴封蒸汽减温器及附属阀门、管道；2.3.15.2轴封压力调节阀（进口）及附属阀门、管道；2.3.15.3轴封排汽风机及附件；2.3.15.4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；2.3.15.5轴封冷却器；2.3.15.6轴封系统的管道、弯头等附件。2.3.16法兰螺栓加热装置、混温加热联箱、均压箱、集汽箱及所属阀门管道、管道的疏水系统，法兰螺栓加热操作台（如有的话）、疏水扩容器，汽机本体疏水管道、阀门和组件。2.3.17低压缸喷水系统阀门及附件（包括调节阀、隔离阀、旁路阀等），其中调节阀进口。2.3.18汽机本体及辅助设备的保温构件、保温外罩壳及附件（保温材料由招标方负责）。2.3.19电气部分－电动机及完整配套附件；－就地控制箱及配套元器件、安装附件； －就地控制箱至成套设备本体的所有动力电缆和控制电缆、电缆护管等；－随机备品备件和专用工具等。2.3.20汽轮机本体详细供货清单（包括但不限于如下内容）：序号名称规格和型号单 位数 量产 地生产厂家1台板、台板调整螺钉、地脚螺栓台板调整螺钉套台板与地脚螺栓套2各轴承组件1＃支持轴承（含测温元件）副2＃支持轴承（含测温元件）副3＃支持轴承（含测温元件）副4＃支持轴承（含测温元件）副推力轴承（含测温元件）副前轴承箱组件套中低压轴承箱组件套盘车箱组件套3高中、低压缸组件高压内缸（上、下）套高中压外缸（上、下）套低压外缸（上、下）套低压内缸（上、下）套4高中、低压隔板及隔板套组件1＃隔板套副2＃隔板套副喷嘴组组高压级隔板级中压级隔板级低压正向级隔板级低压反向级隔板级5高中、低压转子组件高中压转子及附件套低压转子及附件套6高中、低压缸汽封、隔板汽封高中压前汽封套高中压后汽封套高中压间汽封套低压前汽封套低压后汽封套隔板汽封（属隔板组件）套7中、低压缸蒸汽连通管、中联门到中压缸、调速汽阀到高压缸的导汽管等（含垫片）高压导汽管套高压导汽管吊架套中压主汽管套8各种主汽阀、主汽调速阀、再热蒸汽关断阀、调节阀及永久性和临时性滤网各两套、阀门支架、高压缸排汽逆止门、各段抽汽逆止门中压联合汽阀（左）套中压联合汽阀（右）套高压主汽调节阀套高压主汽调节阀吊架套中压联合汽阀支架套一段抽汽止回阀只二段抽汽止回阀只三段抽汽止回阀只四段抽汽止回阀只五段抽汽止回阀只六段抽汽止回阀只高压排汽止回阀只9盘车装置及附件套10润滑油系统及顶轴油系统油箱及附件套主油泵套交流润滑油泵、直流润滑油泵套Ⅰ、Ⅱ号射油器套冷油器台冷油器附属阀门、管路套顶轴油泵台顶轴油泵附属阀门、管路套排油烟风机及附件套事故放油门套润滑油过压调节阀套油系统全部管道、油流窥视窗、温度表、滤网等套11轴封系统轴封蒸汽减温器配电动执行器套轴封冷却器配电动执行器套轴封主蒸汽供汽压力调节阀配电动执行器套轴封辅助蒸汽供汽压力调节阀套轴封蒸汽溢流调节阀套轴封供汽附属阀门配电动执行器套轴封排气风机及附件套减温喷水调节阀及附件套各轴封漏汽及各门杆漏汽去轴封冷却器阀门和疏水阀门套管道及附件套12汽缸夹层加热装置、汽轮机本体及所属阀门管道的疏水阀门套13汽轮机本体及所属阀门套14低压缸喷水及其控制系统台套15中压缸启动所需的阀门BDV套VV阀套倒暖阀套16汽机本体保温构件、汽机罩壳及附件台套前轴承箱罩壳套高中压缸罩壳套低压缸围罩套联通管罩壳套17汽缸夹层加热装置套18联轴器组件（含发电机低发对轮连接螺栓）套19所有必须的热工测量仪表、附件及元件套提供的全部仪表控制设备的型号、规格及品牌均满足技术规范4.5中的范围及技术要求，所供设备具体数量满足施工要求。投标方在投标书中详细列出。1）温度元件2）就地指示表3）变送器4）逻辑开关5）液位计6）相关安装附件（一次门、二次门及平衡门、排污门及管接头等全套仪表取样管及仪表阀门和附件）7）电动执行机构8）气动执行机构9）其他20DEH、TSI、ETS、TDM供货范围见详细清单DEH、TSI、ETS供货清单一、DEH系统（与机组DCS相同的硬件和软件产品，待DCS招标后再确认）1、电气硬件：序号名称型号单位数量产地公司2、EH系统序号名称型号单位数量产地公司二、TSI系统序号名称型号单位数量产地公司三、ETS系统（与机组DCS相同的硬件和软件产品，待DCS招标后再确认）序号名称型号单位数量产地公司2.4凝汽器供货范围 2.4.1凝汽器及其附属设备2.4.1.1凝汽器本体（包括：颈部、水室、热井、两侧的疏水扩容器等）。2.4.1.2支座组及地脚螺栓、座板（本凝汽器采用刚性支撑，无支撑弹簧）。2.4.1.3成套范围内各系统管材及附件（1）由投标方设计和提供凝汽器颈部内全部预制的抽汽管道和装于颈部的所有加热器的支撑结构、疏水管系及这些抽汽管道的膨胀节和热套管。（2）汽轮机高温疏水导入颈部的特殊膨胀措施。（3）疏水扩容器减温水调节阀及其附件。（4）三级减温器及减温水调节阀和附件（包括调节阀电动执行器）。（5）凝汽器不锈钢管（316及以上）（包括检测及安装裕量）。2.4.1.4投标方提供凝汽器除水质监测外的其他就地需要的各类仪表和元件，至少包括：（1）就地水位计进口磁翻板液位计。（2）水位测量筒取压导管及一次门，含一次门后导管。(3) 就地压力表。2.4.1.5连接件（1）投标方提供非国家和机械部颁标准的所有法兰和螺栓。（2）投标方提供凝汽器附属设备的地脚螺栓和其它锚件。2.4.2凝汽器供货清单（一台机组数量，不足部分由投标方补充）序号名称规格及型号单位数量产地生产厂家备注1凝汽器本体（包括喉部、壳体、水室、热井、凝汽器间的联接管）套2凝汽器水位测量装置磁翻板液位计套水位测量单室平衡容器口及取压导管、一次门套3疏水扩容器及喷水阀套4三级减温减压器及喷水阀套5不锈钢膨胀节套6其它测量用仪表YB-160真空表个双金属温度计个热电偶个2.5低加供货范围2.5.1投标方交付招标方2台机组所需数量的低加及其辅助设备。每台机组至少包括完全组装好的各级低压加热器共4台，并附带有：大于0.0981MPa汽侧最高工作压力的低压加热器带有的安全阀及连接件。2.5.2仪表及测量元件。每台低压加热器带有下列测量仪表：2.5.2.1就地进口磁翻板液位计。2.5.2.2就地压力表。2.5.2.3可抽芯，万向型双金属温度计。2.5.2.4水位测量取压导管、一次阀，水位测量用接口及取压导管、一次阀，共3套。2.5.2.5提供7、8号低加每根抽汽管温度测量热电偶（K分度，双支型）。2.5.3连接件2.5.3.1投标方向招标方提供固定支座、滚动（或滑动）支座、底板、地脚螺栓及其安装设备。2.5.3.2非国家标准和机械部标准的特殊法兰、螺栓、接管座等均由投标方全部供应。2.5.4供货清单（一台机组数量，不足部分由投标方补充）。序号名称规格和型号单 位数 量产 地生 产厂 家价 格备注15号、6号、7号、8号低加热器台各1含支座2壳侧/管侧安全阀及连接件只2/33壳侧连续放气阀只44壳侧启动放气阀只65壳侧/管侧放水阀只4/46就地磁力翻板式水位计（带高和低报警干接点）只47就地不锈钢压力表及附件只88就地万向型不锈钢双金属温度计只82.6专用工具（至少包括以下各项）2.6.1本体专用工具2.6.1.1转子起吊工具（包括钢丝绳）：各1套2.6.1.2各汽缸起吊工具（包括钢丝绳及导向杆）：各1套2.6.1.3各联轴器螺栓孔铰孔工具：各2把2.6.1.4翻转轴瓦的抬轴工具：1套2.6.1.5安装用假瓦（三支点时）：1个2.6.1.6汽缸负荷分配测力计：1套2.6.1.7冲管用主蒸汽门、中联门临时堵板：各1套2.6.1.8调节部套专用的特殊扳手：1套2.6.1.9汽缸热紧螺栓加热器：各1套2.6.1.10汽缸紧螺栓专用扳手：1套2.6.1.11机组台板下可调正斜垫铁（如有）：1套2.6.1.12DEH专用测试仪（单独报价）：1套2.6.1.13高温润滑脂加注设备：1套2.6.1.14主汽阀、中联汽阀、汽封系统用的临时性及永久性使用的蒸汽滤网：各2套2.6.1.15主汽阀临时阀芯：1套2.6.2凝汽器专用工具2.6.2.1投标方提供一套凝汽器设备及附件的安装、运行、维护和调整所必须的专用工具。2.6.2.2投标方提供专用工具清单，并附有这些专用工具使用功能详细说明书。2.6.2.3专用工具至少包括：全套专用扳手、工具和拆卸附件、胀管器、割管器、扩孔器、管塞和胀管工具。2.6.3低加专用工具投标方提供低压加热器及其附件安装、起动、调试、操作、维修的全套专用工具。2.6.4投标方应确认此范围并提供细化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注：价格一项在商务报价中填写。2.7备品备件2.7.1投标方提供的备件数量和种类满足设备的常规维护、启动和连续运转一个大修期的需要。投标方提交招标方一份备件清单，其中，附有鉴别这些备件、零件和更换、使用的详细说明，如系外购件，则注明这些备件的规格、性能、材料、投标厂家及验收标准等。2.7.2随机提供备品配件如下：2.7.2.1主轴瓦：各1件2.7.2.2推力瓦块及其调整垫：各3块2.7.2.3各轴瓦测温埋入元件：各2个2.7.2.4汽缸高温螺栓、螺帽、隔板螺丝：各4套2.7.2.5各转子联轴器（高中与低压转子、低压与发电机转子）联接螺栓、螺帽：各4套2.7.2.6轴瓦调整垫片0.02～0.30mm：共2kg2.7.2.7各种规格的油档油封（包括康铜丝）：共20m2.7.2.8各种规格的轴封片、隔板汽封片：各10片2.7.2.9各种规格的汽封弹簧片：各20片2.7.2.10转子、隔板、喷嘴室上的各种阻汽片：各10m2.7.2.11主汽管、再热热段管道上各种专用垫片：各1块2.7.2.12DEH插件板（不同种类）：各1块2.7.2.13监测仪表（TSI）的各种探头、变送器、电源插件（如DEH已包括可不另供）：各1块2.7.2.14调速汽门门杆：4根2.7.2.15调速系统的易损件，如各种销子、弹子轴承等：各1个2.7.2.16抗燃油：150％实用量2.7.2.17油冷却器及轴封冷却内冷却管：用量的2％2.7.2.18电液伺服转换阀：2个2.7.2.19OPC电磁阀：1个2.7.2.20高压抗燃油系统滤网及滤芯：1套2.7.2.21凝汽器的备品备件：1套2.7.2.22低加的备品备件：投标方对低加易损件提供备件，每种易损件备件不少于2套。提供易损件清单。序号名称规格和型号单 位数 量产\地生产厂家价格备注1人孔垫片只2法兰垫片只3法兰垫片只2.7.3投标方要确认此范围并提供细化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注：价格一项在商务报价中填写。2.8进口件清单投标方应根据本招标文件要求确认并开列细化进口件清单（仪表及控制部分单列）。序号名称规格和型号单 位数 量产 地生 产厂 家备注汽轮机本体、管道疏水气动调节阀1高压主汽阀阀壳疏水只气动2高压调节阀阀壳疏水只气动3高压主汽管疏水只气动4高压内缸疏水只气动5中压联合汽阀阀壳疏水中压进汽腔室疏水只气动6高排止回阀前疏水只气动7一段抽汽止回阀前疏水只气动8二段抽汽止回阀前疏水只气动9三段抽汽止回阀前疏水只气动10四段抽汽止回阀前疏水只气动11五段抽汽止回阀前疏水只气动12六段抽汽止回阀前疏水只气动高压排汽止回阀13高压排汽止回阀只气动抽汽止回阀14一段抽汽止回阀只气动15二段抽汽止回阀只气动16三段抽汽止回阀只气动17四段抽汽止回阀只气动18五段抽汽止回阀只气动19六段抽汽止回阀只气动轴封系统调节阀20调节阀（溢流站）只21调节阀（辅助蒸汽站）只22调节阀（温度控制站）只23调节阀（高压站）只24轴封蒸汽减温器套其它25顶轴油泵台26液位计只低加各1只，凝汽器1只注：1、以上进口件清单为最低要求，投标方应根据具体情况增加；2、价格在商务报价中填写。 附件3技术资料和交付进度1一般要求1.1投标方提供的资料将使用国家法定单位制即国际单位制，语言为中文。对于进口设备，投标方应同时提供该设备制造厂的英文版资料，若中英文版本存在差异，以中文版本为准。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。1.3资料的提交及时充分，满足工程进度要求。投标方在合同签定后1个月内给出全部技术资料清单和交付进度，并经招标方确认。1.4投标方提供的技术资料可分为投标阶段，配合工程设计阶段（初步设计、施工图），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。投标方将满足以上几方面的具体要求。运行维护资料应详尽，以便设备检修、备品备件的采购。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，招标方要求时，投标方也将及时免费提供。1.6招标方要及时提供与合同设备设计制造有关的资料。1.7投标方向招标方提供的完整技术资料为14套（纸质文件），电子文件3套。图形文件为Auto CAD，文档格式为Word、Excel。1.8所供技术资料标明重庆南桐低热值煤发电新建工程专用字样。2资料提交的基本要求本条目标示提供的资料凡属最终完整的卷册，将视为上述1.7条的一部分，其余部分的按时提供也将是投标方的责任。2.1在投标阶段提供的资料（份数与投标文件份数相同）（1）提供各工况热平衡图及修正曲线。（2）汽轮机初步热力系统图。（3）汽轮机外型图及剖面图（包括发电机）。（4）汽轮机本体辅机（汽封冷却器、冷油器、组合油箱、有关风机、油泵、水泵及其它辅机）外型图及接口安装图荷载图。（5）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）及底板图。（6）大件运输重量及运输尺寸图。（7）润滑油及油净化系统图、调速、保安油系统图。（8）轴封系统图。（9）汽机本体疏水管路系统图。（10）抽汽管路系统图。（11）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）。（12）各工况启动曲线。（13）参数偏离设计值时，汽轮机各种指标的修正曲线。（14）提供DEH资料：包括说明书，测点布置图、电源要求，接口要求，控制原理图，逻辑图，安装接线图，I/O清单，盘台外形及安装图，LCD监视的所有画面图，供货清单。（15）提供汽机保护装置，危急遮断系统（ETS）及汽机监视仪表（TSI）资料：包括电源要求，控制原理图，逻辑图，安装接线图，盘外型图、盘内设备布置图，探头或装置的测点布置图，要求用户提供的接口，说明书，供货清单。（16）随机供应的常规仪表，控制、保护等设备接线图纸，说明书及供货清单。（包括油动机的行程指示，危急遮断器电指示）。（17）汽机本体及辅机的保护联锁条件及运行参数。（18）汽机保安电气原理接线图，温度测点布置图。（19）凝汽器的有关资料。a、凝汽器自重：包括进、出水室、热井及一切装于凝汽器颈部的低压加热器及其它所属管道和设备。b、循环水重：自凝汽器进水接管到出水接管，包括管束全部容积的循环水重。c、汽侧最大凝结水重（热井最高水位时）。d、运行参数测量范围及报警、保护值。e、自动调节及保护系统说明书和热工测点布置图，水位测量范围及对应的差压值。f、完善的仪表设备供货清单（内容包括测点名称、仪表型式、规范、数量、安装位置及生产厂家）及所有仪表设备的安装使用说明书。g、对基础要求、负载、固定详图。h、凝汽器外形图（包括各接口定位）。（20）提供详细供货项目清单。2.2配合工程的资料与图纸投标方应及时（合同生效之日起5个月内）提供满足工程设计的下列资料和图纸，其中纸质文件5套，电子文件2套。提交给设计院的电子文件应用Miscrosoft office 2000系列软件（如Miscrosoft Word，Miscrosoft Excel等）和Autocad 2004版软件编制的可编辑文件。包括但不限于：（1）汽机总图包括纵剖面图、外型图（2）汽机本体安装图，包括基础负荷图（动静负荷），地脚螺孔图，滑销系统图，综合力矩附加位移图，管道接口图，垫铁布置图（3）管路系统图，包括蒸汽管路图，汽封管路图，抽汽阀控制气管路图，低压喷水管路图，疏水管路图，抽汽管路系统图（4）各种阀门外型图及控制图接线原理图（5）本体辅机外型图，包括设备接口荷载，地脚螺栓孔位置、尺寸等（6）汽机本体润滑油系统及设备安装图和说明书（7）全部调节系统及保护系统和设备安装调整图及说明（8）全套润滑油处理系统图及设备安装图和说明书（9）装有动叶片的高中、低压汽轮机转子结构图（10）高中、低压外缸装配图（11）高中、低压内缸装配图（12）第一级（或调节级）喷嘴汽室装配图（13）各主轴承装配图和推力轴承装配图（14）轴承及汽缸支承台板图（15）前、中、后轴承室装配图（16）高、中、低压缸汽封装配图（17）盘车装置装配图（18）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（19）低压缸喷水装置图和低压缸安全阀图（20）汽封调整器装配图（21）每一级隔板装配图和隔板总装图（22）汽轮机排汽口与凝汽器连接要求及伸缩节装配图（23）汽轮机化妆板装配图（24）汽轮机汽缸保温图纸及说明（25）隔板起吊工具图（26）高、中、低压汽缸及转子起吊工具图（27）随机供应的专用工具一览表（28）零件的详细清单（29）汽轮机分解检查要领书（30）汽缸压力、温度测点一览表及布置图。（31）汽缸固定点及其膨胀系统说明书。（32）安装时所必须的数据，应向施工单位按要求提出书面清单（33）汽轮机对基础承力负荷分配数据（34）汽缸对于转子中心位置要求（35）汽缸纵横向水平要求（36）汽缸内隔板间隙要求（37）转子水平要求和找中心要求、转子扬度曲线及各轴承冷态标高预留量（38）动叶片间隙、汽封间隙（轴向、径向）、隔板汽封间隙（39）各主轴承、推力轴承安装要求及轴承室油挡片间隙（40）各滑动销间隙（41）汽轮机构造说明书（42）汽轮机安装说明书（43）汽轮机运行维护说明书（44）盘车装置使用说明（45）汽轮机停机时强制冷却系统图，机组停机后使汽缸强迫冷却运行说明书（如需要）（46）调节系统说明书（47）汽轮机各种保护装置试验使用说明书（48）汽轮机胀差指示说明书（49）提供非额定工况下汽机参数变化与功率关系的修正曲线图（包括但不限于主汽温度、主汽压力、再热蒸汽温度、和背压修正曲线）（50）现场试运行要领书（包括试验和调整所必须的装置一览表）（51）汽轮机起停和事故处理规程（52）汽轮机本体辅助设备启动、运行维护说明（53）主油泵特性说明（54）汽轮机设备性能试验要领（55）汽轮机推力轴承工作性能（56）转子和轴系临界转速和飞轮力矩（57）汽缸、转子及动叶片强度计算数据（58）主轴承油膜形成及厚度（59）主轴承及推力轴承温升允许值及数据（60）加热设备（包括汽封冷却器）强度计算及出厂检验证明书（61）汽轮机内部损失数据（隔板汽封、围带部分的漏气）（62）主蒸汽压力、温度对发电机功率，热耗率的修正（63）再热蒸汽温度和再热系统压降百分数对发电机功率、热耗率的修正（64）排汽压力对发电机功率，热耗率的修正（65）给水温度对发电机功率的修正（66）各监视段压力和发电机功率的关系（67）高中低压缸内效率和发电机功率的关系（68）调节阀开度和发电机功率的关系（69）汽耗率，热耗率和发电机功率的关系（70）主蒸汽流量和发电机功率的关系（71）真空度的变化和微增功率的关系（72）排汽容积流量和排汽损失的关系（73）DEH、ETS、TSI原理图、接线图、机柜、机架等有关资料，本体测点图纸、仪表清单参数表（74）汽机本体及有关配套辅机的启停要求、联锁保护条件，各参数的保护整定值及报警值（75）汽机本体及管道疏水系统图、自密封汽封系统图、抽汽止回阀气动控制系统图、润滑油系统图、抗燃油系统图、低压缸喷水系统图、顶轴油系统图、盘车系统图、调节保安油系统图等（76）汽机及其辅机控制逻辑图及各系统、设备说明书（77）汽机本体监测仪表及保护装置使用说明书及电气原理安装接线图（78）随汽机配供的电动阀门执行器接线图及电负荷、气动阀接管图及气源管接口尺寸（79）就地柜（盘、箱、板）外形图及端子出线图（80）随汽机本体提供的仪表、控制、保护等设备的设备清册（包括规格型号等）（81）汽机本体及附属设备测点清单及测点布置图（82）汽机本体接线盒的位置（布置图）及接线图（83）投标方应提供本体接线板的布置位置图及相应温度测量电缆的埋管图，并标出埋管数量位置，埋管尺寸（数量应满足测温元件电缆穿管数量的要求）（84）各测温元件的测点布置图及与接线盒对应关系（85）调节门特性曲线（86）汽机大轴探伤报告（87）凝汽器的有关资料a、电动执行器功率及接线图b、平衡容器结构图c、与汽轮机排汽缸连接或焊接详图d、各种间隙、安装公差e、装于凝汽器中其它设备详图，并对所有设备及其装于凝汽器中位置编号f、操作及维护手册g、结构图h、组装和安装图及安装工序说明i、凝汽器特性曲线、额定工况、最大工况、甩负荷工况、冷却面积和循环水流量计算、汽空间空气漏入量（88）低压加热器的有关资料a、设备总图及总安装图包括纵剖面图，表示出挡板和冲击板管子定位，通路隔板，入口开孔和支撑定位尺寸等断面b、热交换面积c、包括功能及尺寸表的入口和出口接管座d、放气、疏水定位及尺寸e、设计压力和温度f、试验压力和温度g、重量（充水、无水）h、重心定位（无水的、充水的）i、所有基础和支撑的螺孔定位及尺寸j、所有连接件的定位尺寸（包括法兰或焊接端详图及壁厚）k、加热器接管端的允许推力、力矩值l、低压加热器零件及支架材料汇总清单m、拆卸时抽出需要的空间n、设备说明书o、性能曲线图p、自动调节及保护系统说明书和热工测点布置图，低加水位测量范围及对应的压差值q、完善的仪表设备供货清单（内容包括测点名称、仪表型式、规范、数量、安装位置及生产厂家）r、运行参数范围及报警、保护值s、所有仪表设备的安装使用说明书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套。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8套（招标方提出具体清单和要求，投标方细化，招标方确认），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、配件总清单和易损零件图。2.5投标方须提供的其它技术资料（招标方提出具体清单，投标方细化，招标方确认）包括以下但不限于：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、制造时所遵循的规范、标准和规定清单。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。 附件4交货进度及交货状态见商务部分。 附件5设备监造、检验和性能验收试验1概述1.1本章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规定的要求。1.2投标方应在合同生效后1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。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本规范书规定的技术要求，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。2.4工厂检验的所有费用包括在合同总价之中。3设备监造3.1总则为了提高合同设备质量、确保按期交货，招标方（含委托的监造单位）将派出具有一定技术水平和经验且责任心较强的工作技术人员对本合同设备的执行过程实施监造工作。3.2监造依据（1）国家电力公司国电电源[2002]267号文《国家电力公司电力设备监造实施办法》。（2）原电力、机械两部颁发的电办（1995）37号文《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》。（3）设备供货合同及其全部附件、以及其引用的标准、规范、有关本项目经双方或招标方、投标方、监造单位三方代表签署的会议纪要、补充协议等。（4）GB/T19000 idt ISO9000《质量管理和质量保证》系列标准。（5）投标方经审核的设计文件、工艺文件、检验试验规程、企业标准和质量体系文件。（6）上述未涉及的方面，以国家相应的法律、法规、标准、规范等为准。（7）产品标准按供货合同、技术协议规定执行，合同中无规定或不明确、不完整的，按以下原则处理：a、国家标准；b、国家标准无规定的，按行业标准；c、国家和行业标准均无规定按企业标准；d、引进国外技术生产的产品，按引进技术标准；e、必要时，招标方、投标方和监造单位共同协商确定的技术标准。3.3质量责任监造工作不能解除投标方的产品质量责任和进度责任，也不能代替投标方的产品质量检验和最终验收。3.4见证方式见证点形式有H、W、R三种形式，每次监造内容完成后，投标方和监造代表均须在见证表上履行签字手续。投标方复印3份，交监造代表1份。见证点形式具体含义如下：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授权代表参加的检验或试验项目，并进行停工待检见证。检验或试验后投标方应提供检验或试验记录。W点：现场见证。招标方监造代表参加的检验或试验项目，并进行现场见证。检验或试验后投标方应提供检验或试验记录。R点：文件见证。投标方提供检验或试验记录，由监造代表查阅见证文件。3.5监造内容（包含但不限于下列各项）3.5.1汽轮机本体序号零部件名称试验项目监 造方 式备注1汽轮机高、中、低压转子材质化学成分，机械性能试验R超声波检查（加工后）R磁粉探伤检查R只作圆角部位热跑试验R高速动平衡试验W超速试验W硫印检查R热处理记录R脆性转变温度试验R中心孔检查及超声波探伤W残余应力测定R作三点残磁检查R总装及尺寸检查W叶轮轮缘端面及径向跳动R套装后联轴器端面及径向跳动R叶片装配称重记录R油封及装箱检查W2动叶片材料试验R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R3静频率测量R各级每组均作，要求给出一、二阶频率动频率测定R提供末两级测定数据一、二阶频率检查100％司太立合金片焊接或硬化处理部位R提出10％检验报告热处理后的硬度试验R每个长叶片的试验结果拉筋、卫带焊接部位检查W作染色探伤试验及硬度试验卫带及铆钉头外观检查R作染色探伤试验各级均做，末两级型线部分及叶根加工精度检查R100％检查，每级提出一份试验报告4静叶片材料试验R包括化学成份及机械性能试验磁粉探伤试验R5隔板材料试验R包括化学成份及机械性能试验磁粉探伤试验R尺寸检查R包括静叶片出口测量挠度测量W焊接隔板焊缝探伤检查R上、下半中分面间隙检查R6高中压汽缸及喷嘴室、调节阀材料试验R磁粉探伤试验WX光检查（拍片）R只作焊接检查热处理记录R补焊区质量检查R尺寸检查R水压试验W汽机空缸中分面间隙检查W外观及清洁度检查W7低压汽缸变形测量R可提供厂以前同类机数据空缸中分面间隙检查W外观及清洁度检查W水压试验W8阀门（包括主汽门中联门）材料试验R磁粉探伤检查W射线透照检查R只作焊接部位补焊区质量检查R泄漏试验W水压试验W只作阀壳9高温螺栓材料试验R金相组织、残余应力曲线可供以往数据资料热处理记录R硬度试验R10主蒸汽及再热汽管材料试验R热处理记录W11汽轮机总装W提供总装记录滑销系统导向键间隙R通流面间隙检查（抽查）W转子与汽缸同轴度W转子扬度W汽缸空缸负荷分配W合缸后中分面间隙W轴承座及瓦面检查W盘车检查W12油系统设备油箱清洁度检查W油箱煤油渗漏试验W油箱防锈处理W冷油器清洁度检查W冷油器防锈处理W冷油器水压试验W套装油管路外观及清洁度检查W套装油管路封口措施检查W3.5.2汽轮机主要部套序号部套设备名称试 验 项 目监 造方 式备注1主油泵及增压泵性能确认试验W2交流润滑油泵性能确认试验W3直流润滑油泵性能确认试验W4辅助油泵性能确认试验R包括调节系统部件5调速装置性能确认试验W6危急保安器性能确认试验W7主汽阀性能确认试验R8调节阀性能确认试验R9抽汽逆止阀动作确认试验W10附加调速器性能确认试验W11初压调整器性能确认试验W12轴向位移保护动作确认试验W13各种压力开关动作确认试验R14主油箱、抗燃油箱严密性试验R15冷油器管子材料及水压试验W壳体水压试验W3.5.3凝汽器序号部套设备名称试 验 项 目监 造方 式备注1外壳、水室材质证明书R外观检查W焊缝质量检查R2管板、中间管板水室渗漏试验W材质证明书R外观检查W复合板无损探伤R管孔加工质量检查R粗糙度、精度3不锈钢管原材料质量证明书R4弹簧化学成分、机械性能特R性试验R5伸缩节材质证明R焊缝质量检查W严密性检查W3.5.4低压加热器序号项 目 内 容监造方式备注现场见证文件见证1材料确认?2管子涡流探伤?3管板超声探伤?4焊缝射线探伤?5重要受压焊缝焊接?6管侧水压试验??7壳侧水压试验??3.6监造工作程序3.6.1投标方提前一定时间以正式的书面形式通知招标方进行有关的质量见证。对现场见证点（W）至少提前7天通知（有驻厂代表的，应提前一天通知），对停止检查点（H）至少提前10天通知并将监造内容抄送招标方。如因投标方不按时通知招标方，造成招标方不能履行有关见证，招标方有权要求投标方重新安排见证，所造成的进度或交货的延迟责任由投标方承担。如果招标方不能如期参加，W点、H点自动转为R点。3.6.2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。3.6.3当生产中出现较大或重大质量问题时，投标方应及时通知招标方，并按投标方的相关处理程序进行处理。招标方有疑问或认为不符合相关规定要求时，有权提出异议，双方可进一步协商解决。3.7制造进度控制3.7.1投标方在合同生效之日起1个月内，向招标方提交本合同设备生产进度总计划。3.7.2投标方在每月的第一周内向招标方提交月生产作业计划，以确认其能否满足投标方生产进度总计划的要求，以及是否满足合同对各阶段设备交货期的要求。3.8其它3.8.1监造中如双方检验人员意见不一致时，双方本着实事求是，质量第一的原则，以标准、规程、规范为依据，组织专题会议或其他形式友好协商解决。如仍有分歧，可报各自主管部门，组织协调或提请上级仲裁机关裁决。3.8.2投标方给监造代表提供办公及生活方便，监造人员应遵守制造厂有关规章制度。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规范书的要求。4.2性能验收试验的地点在招标方安装现场进行。4.3性能试验的时间：机组试验一般在168小时试运之后半年内进行，具体试验时间由招标方确定；单台设备的试验双方协商确定。4.4性能验收试验由招标方主持，投标方参加。试验大纲由招标方提供，与投标方讨论后确定。4.5性能验收试验的内容按双方商定的试验大纲进行，现场还需进行下述试验，但需由双方协议，并载入订货合同中。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，包括机组额定出力、最大连续出力、阻塞背压出力、高加全切工况下出力、低加切除工况下出力、带厂用辅助蒸汽工况下出力、额定工况热耗率、75％和50％额定出力工况热耗率、VWO工况进汽量的测定。其中VWO工况进汽量、75％和50％额定出力工况热耗率仅进行性能试验，不作为机组性能保证值。4.6性能验收试验的标准和方法4.6.1如有单台设备需在制造厂车间内进行的检验和试验应根据有关规范和标准进行。4.6.2机组热力性能验收试验按ASME PTC6最新版进行，噪声的测量按IEC1063进行，其他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测点、一次元件和就地仪表的装设应由投标方提供，参加方配合。投标方也要提供试验所需的技术配合和人员配合。4.8性能验收试验的费用本附件4.7和投标方试验的配合等费用已在合同总价内。其它费用，如试验在现场进行，由招标方承担。4.9性能验收试验结果的确认性能验收试验报告以招标方为主编写，投标方参加，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调，并可申请第三方进行重新试验。如结果达到保证值要求，发生费用由招标方承担，否则由投标方承担。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，并进行确认签字盖章。附件6技术服务和设计联络1投标方现场技术服务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。投标方要派合格的现场服务人员。在投标阶段应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，投标方要追加人月数，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12345说明：1、上表由招投标双方取得一致为准；2、凡投标方配套设备，均由投标方负责，有问题需配套厂人员来现场，也不发生费用。1.2投标方现场服务人员应具有下列资质：（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，有相同机组现场工作经验，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。投标方要向招标方提供服务人员情况表（格式）。投标方须更换招标方认为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（包括参加了哪些工程的现场服务）单位评价（按资质4条逐条评价）单位（盖章）年月日注：每人一表。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、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。1.3.2在安装和调试前，投标方技术服务人员应向招标方技术交底，讲解和示范将要进行的程序和方法。对重要工序（见下表），投标方技术人员要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。投标方提供的安装、调试重要工序表（投标方填写）。序号工序名称工序主要内容备注1.3.3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，投标方现场人员要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要出委托书并承担相应的经济责任。1.3.4投标方对其现场服务人员的一切行为负全部责任。1.3.5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。1.4招标方的义务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。2培训2.1为使合同设备能正常安装、调试、运行、维护及检修，投标方有责任提供相应的技术培训。培训内容应与工程进度相一致。2.2培训计划和内容由投标方在投标文件中列出（由投标方填写）。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1232.3培训的时间、人数、地点等具体内容由双方商定。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。3设计联络设计联络会是为了保证工程设计工作顺利进行，及时协调解决设计中的技术问题和接口问题。设计联络会原则上召开三次。第一次会议和第三次会议召开地点在投标方所在地，第二次会议召开地点在招标方所在地，联络会议由招标方组织，会议所在地单位提供交通、食宿、办公方便（关于联络会议的时间、会期、地点和人员，双方可协商）。3.1第一次设计联络会议题3.1.1对投标方提供的初步整体设计资料进行讨论，以满足招标方初步设计进度和深度的要求；3.1.2对各接口项目、位置、参数进行技术讨论，对投标方提供的基础荷重资料进一步核实；3.1.3投标方根据合同规定应提供需招标方审查确认或向招标方传递信息的文件和图纸清单。该清单应包括全部图纸、进度安排及为做好确认工作所必需的全部资料。还应包括执行合同规定的各个方面工作的详细记录；3.1.4投标方与招标方就设备的基本安装工艺进行讨论；3.1.5双方设计界面及设计接口的协调确认；3.1.6工程进度里程碑。3.2第二次联络会议题（第一次联络会议结束后约为1.5个月）3.2.1参观同型电厂及投标方主要合同设备的一些制造厂；3.2.2投标方将介绍其初步设计，招标方审查并确认由投标方选择的分包商；3.2.3对与汽机岛的接口项目、位置和参数进一步讨论，最后确定厂房和主设备基础的位置和荷载的设计资料；3.2.4讨论并协调施工图的设计进度和图纸交付进度；3.2.5讨论并确定大件运输方案；3.2.6确认工艺系统设计的细节，特别是讨论有关设备的维修和运行条件；3.2.7投标方提供满足招标方采购DCS设备的技术要求并讨论确认。3.3第三次设计联络会议题（第二次会议结束后3个月内）3.3.1双方设计接口的进一步协调确认；3.3.2对工程主要施工进度和设备交付进度进行技术协调和确认；3.3.3对设备检验的相关规范和标准作出说明，对设备检验的程序、项目和方法进行讨论。 附件7分包商/外购部件情况1投标方应根据本规范书的要求，按下列表格填写分包商/外购部件（含进口件）情况，每项设备应推荐3家及以上有良好使用业绩的厂家，并报各分包厂家的简要资质情况。序号设备/部件型 号单 位数 量产 地厂家名称交货地点备 注2投标方要按下列表格填写制造投标设备所需的进口材料一览表（如有）。序号名称规格单位数量重量产地制造厂商备注12 附件8大（部）件情况投标方应把超级超限的情况详细予以说明。序号部件名称数量长×宽×高重量厂 家名 称货物发运地点运 输方 式备 注包装未包装包装未包装注：投标人在投标文件中应详细列出单件设备运输重量超过30t，以及长度超过13m，宽度超过3m的设备名称及件数（上述所列数据有一项不满足即应列出）。本工程设备按铁路运输要求，投标方设备的运输尺寸应控制在《铁路超限运输货物运输规则》规定的铁路二级超限的要求，当投标方设备的运输尺寸超出上述给定的铁路运输规定的要求时，投标方应承担由于采取必要措施进行运输而发生的费用。 附件9差异表投标人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。未在差异表中列出的视为响应招标书。差异表序号招标文件投标文件条目简要内容条目简要内容