沐川县黄丹水电站农村水电增效扩容改造工程水轮发电机组及其附属设备招标文件第二卷：技术部分招标编号：HD/JD-01招 标 人:四川海能黄丹水电有限公司电站设计单位:四川省岷源水利水电工程设计有限公司2013年12月 目录第六部分技术条款16.1工程概况16.1.1概述16.1.2电站基本参数16.1.3电站交通36.1.4电站厂房布置46.1.5招标限制的技术条件46.2一般技术条款76.2.1工作内容及供货范围76.2.2标准116.2.3材料136.2.4材料试验146.2.5工作应力和安全系数156.2.6制造工艺186.2.7焊接196.2.8无损检测216.2.9铸锻件226.2.10工厂涂漆和保护涂层236.2.11辅助电气设备256.2.12管道、阀门及附件266.2.13基础材料276.2.14吊具276.2.15润滑油及润滑脂286.2.16铭牌与标志286.2.17液压密封件296.2.18工厂内制造、组装、试验的见证及监造296.2.19卖方提供的图纸和资料326.2.22设计联络会446.2.23备品备件456.3水轮机专用技术条款476.3.1概述476.3.2型式和说明486.3.3运行条件486.3.4水轮机参数486.3.5性能保证496.3.6转轮546.3.7转轮室566.3.8受油器和操作油管566.3.9主轴576.3.10主轴密封606.3.11防抬机措施616.3.12导轴承和油润滑系统616.3.13座环646.3.14蜗壳646.3.15支持盖646.3.16顶盖656.3.17底环666.3.18导叶和导叶操作机构666.3.19导叶接力器686.3.20全套水轮所需的全部连接件和密封件706.3.21自动化元件716.3.23备品备件726.3.24专用工具及维修设备736.3.25工厂组装和试验746.3.26水轮机安装、调试766.5水轮发电机专用技术条款766.5.1概述766.5.2执行标准776.5.3增容改造目标及要求786.5.4水轮发电机参数和性能786.5.5结构特性和技术要求856.5.6发电机自动化元件和装置1086.5.7备品备件1116.5.8专用工器具及安装用特殊材料1126.5.9工厂组装和试验1146.6现场试验1176.6.1概述1176.6.2安装试验1186.6.3试运行1226.6.4考核试运行1236.6.5性能试验1246.6.6试验数据和报告127第七部分招标文件附图1287.1设计院图纸1287.2现机组主要部件图纸1287.3安装图128 第六部分技术条款6.1工程概况6.1.1概述沐川县位于四川盆地西南，长江上游岷江、大渡河、金沙江之间的三角地带。沐川黄丹水电站位于四川省乐山市沐川县黄丹镇下游约4km处，是马边河干流水电梯级规划的第6级电站，上接已建舟坝水电站尾水，下游为已建坛罐窑水电站。黄丹电站具有日调节能力，无航运要求，厂房布置于左岸，为坝后封闭式厂房，装设有3台套单机容量为15MW的轴流转桨式水轮发电机组，电站以发电为主，平枯期主要承担基荷和适当承担部分峰荷，丰水期除弃水调峰外，主要承担基荷。黄丹水电站向四川省网送电，由厂顶两台升压变从10千伏升压至110千伏和35KV，110KV黄高线和110KV黄沐线为电厂的主要输电线路，前者通过高坝子变电站，后者通过沐川变电站及沐川前进变电站分别并入省网。35KV黄电线连接沐川黄丹变电站，为电厂连接的备用电源线路。目前运行的机组由哈尔滨电机厂有限责任公司设计，东风电机厂制造。首台机于1995年10月投入运行，至1995年12月全部竣工。由于水工建筑物缺陷、闸门变形、监测实施不完善等危及到枢纽工程的安全运行因素，电站自动化程度低、设备陈旧、线路老化且接地破坏严重、下游尾水淤塞等诸多安全隐患，同时为了充分利用水力资源，提高黄丹水电站的经济效益，四川海能黄丹水电有限公司（以下简称“买方”、“业主”或“承包人”）将对黄丹水电站3台套额定功率15MW水轮发电机组及其辅助设备实施改造增容，改造增容后的水轮发电机组额定功率为16MW，全站装机容量由45MW改造增容至48MW。6.1.2电站基本参数（请动能专业及电站复核） 6.1.2.1水位及水头(1)水库水位校核洪水位（P=0.2%）383.45m设计洪水位（P=2%）379.68m正常蓄水位378.00m死水位377.40m汛期运行水位372.00m总库容0.228亿m3正常蓄水位至死水位库容0.0125亿m3调节性能日调节 (2)下游水位校核洪水尾水位（Q=9730m3/s）377.30m设计洪水尾水位（Q=7640m3/s）374.08m正常尾水位（Q=234.10m3/s）352.63m最低尾水位349.95m黄丹电站厂房尾水水位～流量关系曲线见下图。 (3)特征水头最大水头27.00m最小水头15.26m加权平均水头25.93m汛期加权平均水头25.69m额定水头≤23.00m(4)重力加速度电站所在地的重力加速度9.792m/s26.1.2.2泥沙特征（1）清水溪水文站天然河道多年年平均含沙量0.423kg/m3多年汛期（5～10月）平均含沙量0.559kg/m3中数粒径d500.048mm清水溪水文站悬移质颗粒级配成果表粒径（mm）0.0050.010.0250.050.10.250.51小于某粒径的沙重百分数（%）1120.536.5527997.499.2100舟坝水库建成后，黄丹水电站坝址处的悬移质年平均输沙量为53万t，多年平均含沙量为0.141kg/m3。（2）莫氏硬度大于5的硬矿物含量见下表粒径组（mm）0.50.5～0.250.25～0.100.10～0.0740.074占总量的百分比(％)硬矿物含量（％）5.527.1716.313.52.8245.3莫氏硬度大于5的天然河流泥沙含量占总含量45.3%。6.1.2.3水文气象参数多年平均气温17.2℃极端最高气温37.9℃极端最低气温-2.6℃最高水温26.9℃最低水温6.3℃多年平均相对湿度84%6.1.2.4地震烈度本电站地震基本烈度为Ⅶ度，机组的地震设防标准应按相关规程规范选择。6.1.3电站交通本工程对外交通便利，有公路通达乐山、犍为，再接高速公路。该路段为三级公路标准，混凝土路面，可通行汽-20挂120t车辆。对外交通运输可由铁路运输至乐山夹江火车站，由汽车转运至坝区，也可由公路运输经乐山市运至厂区。自黄丹镇沿马边河左岸新修公路通向坝顶，全长约4km，送至安装间。运行人员通过安装间坝段设置的电梯和楼梯由厂房直至坝顶。卖方应自行对电站运输进行考察现场踏勘，且费用自理，安全自行负责，到达坝区前应主动与买方联系，经取得同意后方可进入坝区。6.1.4电站厂房布置黄丹水电站坝址位于马边河黄丹镇下游约4km处，利用溢流坝抬高水位发电，为坝式开发，枢纽建筑物由溢流坝、冲砂闸，河床式厂房及挡水坝段组成。电站厂房位于冲砂闸左侧，厂房形式为河床式，机组间距为14.0m，主厂房平面尺寸为66.70m×16.0m（净长×净宽），安装间平面尺寸为25.5m×16.0（长×净宽）。安装间左侧布置挡水坝段与左岸岸坡相接。采用深式进水口分别为三台机供水，供水方式为一机一管，其底板高程为360.00m、进口设拦污栅兼作（平板检修闸门槽），后设快速事故闸门。进水口顶部采用椭圆曲线，其后接8.6m×4.6m的坝内压力短管。厂房坝段顺水流方向宽51.5m，机组中心间距14.0m，主厂房内安装轴流转桨式水轮发电机组三台。发电机层地面高程为357.50m，安装间地面与发电机层同高，宽度同主机间均为16.0m，各机组坝段及其与安装间坝段均用永久沉陷缝分开，桥机轨顶高程369.00m。副厂房位于主厂房下游侧，共分五层，除第一层6.5m宽外，其余各层均为8.0m。主变场及开关站为露天中型布置型式，布置于厂房屋顶。6.1.5招标限制的技术条件本改造增容项目将在现有土建结构上实施，土建混凝土结构、机电专业辅助系统等不做修改，现将主要限制条件(不限于)规定如下，具体详见招标附图。6.1.5.1受限制的土建及结构尺寸厂房的主要限制尺寸和限制高程如下：水轮机桨叶中心高程348.00m，导叶中心高程349.43m。导叶分布圆直径3.85m，活动导叶数量24个，顶盖外径4.41m。水轮机机坑进人门底面高程350.88m；导叶接力器中心高程351.13m；大轴分界面高程352.88m。水轮机机坑内径Φ4.6m，水轮机机坑上部内径Φ4.52m。下机架坑内径Φ5.97m，风罩内径Φ8.6m。12-M56×1850mm个定子基础螺栓，两对边螺栓中心距离为6.742m。8-M56×1200mm个下机架基础螺栓，两对边螺栓中心距离5.03m。发电机层高程357.50m，定子基础面高程354.385m，下机架基础面高程353.70m，水轮机层高程352.50m，操作廊道高程346.40m，尾水管底板高程340.77m。6.1.5.2基础荷载限制条件序号荷载项目单位增容前增容后限制值1定子基础板负荷重KN914投标人复核2定子基础板三相短路扭矩KN?m1238投标人复核3下机架总负荷KN304投标人复核4制动时下机架传递扭矩KN?m5.71投标人复核5上机架每个千斤顶处的径向负荷t/投标人复核6.1.5.3厂用压缩空气、润滑油和冷却水机坑内油、气、水的接口、高程、管径保持不变，详见相关图纸。(1)压缩空气系统1）中压系统：电站提供4.0MPa等级的压缩空气，供机组油压设备用；2）低压系统：电站提供0.8MPa等级的压缩空气，供机组制动、检修密封、风动工具等使用。(2)润滑油电站内设有透平油系统，为机组轴承润滑系统、调速系统的操作系统提供清洁透平油。透平油采用GB11120标准L-TSA46号汽轮机油，单台机组总用油量不大于11 m3。(3)冷却润滑水冷却水水温按25℃设计，冷却水总管水压压为0.1~0.25MPa，单台机组冷却水量不大于270m3/h。主厂房清洁水水压0.05~0.2MPa，清洁水总管管径DN125。顶盖排水支管管径DN50，3台机排水总管管径DN100。6.1.5.4厂内电源（1）交流电源为三相四线制，50Hz，380V/220V，频率变化范围 2～-3Hz、电压变化范围±15%；（2）直流电源为220V，电压变化范围 15%～-20%。6.1.5.5机组改造增容的基本规定（1）水轮机1）水轮机混凝土流道不变，金属过流部件可以适当修型或改造；2）机组增容后的额定流量宜尽量靠近且不超过78m3/s；3）转轮直径D1=3.3m；4）现机组桨叶中心线高程为348.00m；4）额定转速214.3r/min；最大飞逸转速宜不大于610r/min。（2）水轮发电机 1）额定转速214.3 r/min；飞逸转速满足水轮机最大飞逸转速要求；2）发电机主引出线方位不变：Ⅳ象限-Y偏 X 30°；3）发电机中性点出线方位不变：Ⅲ象限-X偏-Y 11°；4）发电机各部件静、动荷载满足现有基础埋件的受力要求。 6.2一般技术条款6.2.1工作内容及供货范围6.2.1.1工作内容工作内容为3台套符合本招标文件规定运行功能和性能的轴流转桨式水轮发电机组及其附属设备、备品备件、专用工器具、技术资料以及有关的技术服务等。卖方应设计模型水轮机或对已有的模型转轮进行优化设计，并提供模型试验报告或相应模型转轮已进行过模型试验的证明资料；对合同规定的更换、修复部件的设计、部件现场检查、复核计算和检测、所需材料和部件的采购、成套、制造、修复、工厂试验和检验、装配、包装、保管、运输、交货及现场开箱交接全面负责；提供必要的安装、检查、维修设备、试验设备和仪表；提交规定的技术文件；对机组及其附属设备现场安装、调试、试验、试运行、验收提供技术指导和监督服务；参加现场试验、试运行、验收的全过程技术服务；提供设计联络、技术服务与培训等；负责机组与调速器、桥机、励磁系统、发电机出口母线以及电站计算机监控系统、辅助系统等之间的接口部分的设计、制造和协调的协调工作，承担与机电安装卖方以及电站计算机监控系统卖方的配合工作，参加需协调的其它卖方召开的设计联络会，并对上述工作负责。3台套水轮发电机组采用相同设计。卖方应对现水轮机和发电机部件进行全面复核计算，并提出复核计算报告和详细的改造方案。6.2.1.2供货范围每台套水轮发电机组及其辅助设备必须完整、成套和技术成熟，包括但不限于下列零部件或附件：(1) 3台套水轮机及其附属设备供货范围见表6-1。表6-13台套水轮机及其附属设备供货清单序号部件名称买方建议的改造方案(1)全套转轮（桨叶、轮毂体、泄水锥、桨叶操作机构等）更换(2)主轴及联轴螺栓更换(3)支持盖（含导流锥）更换(4)导水机构（活动导叶、底环、顶盖及其排水装置）更换(5)导叶轴套和密封更换(6)导叶端面密封更换(7)导叶立面密封更换(8)桨叶操作油管、受油器更换(9)主轴工作密封、检修密封及附件更换(10)水导轴承及附件更换(11)轴承油槽、油冷却器更换(12)导叶接力器更换(13)控制环更换(14)转轮室、固定导叶修复(15)基础环修复(16)尾水管及蜗壳放空液压排水阀及其操作设备更换(17)蜗壳和尾水管进人门更换(18)其它固定过流部件修复(19)整套水轮机所需的全部连接件和密封件更换(20)电缆、照明；端子箱更换(21)与改造增容相关的水轮机监测系统、自动化元件、仪表、盘柜、控制装置及管路更换(22)与改造增容相关的所有阀门、管道、管件、仪表、泵、管道、导线、电缆、支撑等更换(23)(23)(23)(23)人行踏板和扶手更换(24)其它零件和部件投标人推荐(25)备品备件新增(26)专用工器具新增备注： 1)“买方建议的改造方案”栏中的更换方案不宜改动；修复方案供投标人参考，若投标人的设计无法采用原有部件进行修复或原有部件修复成本过高或技术上无法修复，投标人可在确保部件质量和结构的前提下，在投标文件中推荐更换方案。投标人应在投标文件中提供更换方案和专门说明。2) 首台套机宜按照买方建议的改造方案执行，对后两台套机的改造方案，可由投标人根据实际情况提出合理化建议，并对建议方案进行报价；允许在可修复条件下将买方建议的更换部件改为修复部件。(2) 3台套发电机及其附属设备供货范围见表6-2。表6-23台套发电机及其附属设备供货清单序号部件名称买方建议的改造方案(1)定子更换(2)转子更换(3)集电装置更换(4)发电机上端轴更换(5)发电机主轴更换(6)上机架更换(7)下机架更换(8)推力轴承及附件更换(9)推力头更换(10)镜板更换(11)上导轴承及附件更换(12)下导轴承及附件更换(13)轴承油槽、油冷却器更换(14)空气冷却器更换(15)机械制动和顶起系统更换(16)油/气/水系统有关的管道、阀门和管件更换(17)整套发电机所需的全部连接件和密封件更换(18)全套发电机中性点设备，包括中性点引出线、电力电缆、中性点接地装置柜（包括接地变压器、二次侧电阻、隔离开关、电流互感器等）、定子绕组各分支中性点侧及中性点连线上的电流互感器、封板及其它附件等；新增(19)定子绕组主引出线及其它附件；更换(20)监测系统所有的表计、元件、电缆、导管；更换(21)灭火系统设备、管道和元器件；更换(22)(22)(22)(22)下机架、定子机坑内、集电环室内全套插座照明设计和插座照明设备及接地装置； 更换(23)(23)(23)(23)电缆；端子箱；更换(24)(24)(24)(24)齿盘测速装置；更换(25)其它零件和部件；投标人推荐(26)备品备件；新增(27)专用工器具新增备注： 1)“买方建议的改造方案”栏中的更换方案不宜改动。修复方案供投标人参考，若投标人的设计无法采用原有部件进行修复或原有部件修复成本过高或技术上无法修复，投标人可在确保部件质量和结构的前提下，在投标文件中推荐更换方案。投标人应在投标文件中提供更换方案和专门说明。2) 首台套机宜按照买方建议的改造方案执行，对后两台套机的改造方案，可由投标人根据实际情况提出合理化建议，并对建议方案进行报价；允许在可修复条件下将买方建议的更换部件改为修复部件。(3) 其它1)投标人应对水轮发电机组的相关部件进行全面复核计算，提出复核意见或改造方案。对于表6-1和表6-2中规定的修复部件或由投标人推荐的修复部件，投标人应在投标阶段对该部件的结构、参数和刚强度等进行复核，并且在投标文件中与更换部件一道进行装配，确保投标方案的机组部件及其附属设备是匹配的、完整的。2)卖方提供合同设备内和合同设备之间连接的所有管路、阀门、电线、电缆、电缆管。提供合同设备与规定的合同外设备的接口位置之间相互连接的所有电缆、电缆管和管道，管道的接口与原接口一致。卖方与买方预埋管路的接口供至机坑内最后一对法兰，明管路引至机坑外第一对法兰，法兰均成对提供。电缆引至相应设备的端子箱。3)卖方提供水轮机机坑内所有元器件、电缆及管路的托架、支架及安装附件。4)凡构成永久设备的相关辅助材料：如油漆、密封件、密封胶、螺栓锁定胶等均由卖方随合同设备交货时提供，且有10%的余量。卖方提供的设备在工地焊接所需的，以及合同规定由卖方提供的焊条、焊丝和焊剂等亦均由卖方随合同设备交货时提供，且有20%的余量。5)在本合同中没有专门提及的设备及元件，但属一套完整的性能优良的机组及其附属设备必不可少的或对改善机组及其附属设备运行品质所必需的设备及元件，均属合同设备范围，卖方仍应提供，以保证设备的完整和运行安全。6)合同执行过程中，对后续两台机组改造，买方有权采用某项全新零部件来替换相应的按需要修复的零部件，同时合同分项价格作相应调整，并调整总价，卖方不得拒绝。7)如果出现已改造投入运行的水轮发电机组性能不满足本合同要求，则买方有权终止后续机组的合同。6.2.2标准6.2.2.1.卖方应按下列标准的相应条款，进行合同设备的设计、制造和试验。机构或标准名称代号缩写国际电工委员会（标准）IEC国际标准化组织（标准）ISO中华人民共和国国家标准GB中华人民共和国原电力部（电力行业）标准DL中华人民共和国原能源部（水电）标准SD中华人民共和国水利部（水利）标准SL中华人民共和国原机械部标准JB中华人民共和国原冶金部标准YB中华人民共和国原石油部标准SY美国钢结构协会AISC美国钢铁协会AISI美国国家标准协会ANSI美国机械工程师协会ASME美国材料及试验学会ASTM美国焊接学会AWS国际电气与电子工程师协会IEEE美国国家电气规程NEC行业安全与健康协会OSHA美国国家电气制造商协会NEMA钢结构油漆协会SSPC日本工业（标准）JIS日本电工委员会JEC德国国家工业标准DIN德国工程师协会VDI德国电气工程师协会VDE美国仪表学会ISA英国电气工程师协会IEE法国标准协会AFNOR连接工业委员会JIC水力机械铸钢件检验规程CCH-70-3美国无损探伤学会ASNT6.2.2.2在上述标准中，除另有规定外，优先采用的标准次序为水电行业标准，电力行业标准，中华人民共和国国标。在国内标准缺项或不完善时，可参考其它国家标准，由卖方建议，经买方批准。上述标准与合同文件的规定有矛盾的地方，以合同文件的规定为准。如果在上述标准之间存在矛盾的条款，而在本合同文件中又未明确规定，这样的不协调应以技术要求较高的标准为准。本合同中所使用的标准应是最新版或是设计阶段的最新修改版。卖方应提供设备材料、设计、制造、检验、安装和运行所涉及的标准、方法和参考资料的清单。6.2.2.3如果卖方想要使用的设计、制造方法、材料及工艺的标准没有包括在上述标准之中，则这些替代的标准清单应提交买方审查。只有在卖方已论证了替代的标准相当于或优于上列的标准，并且得到买方的书面同意或认可后方能使用。在设备的说明书或图纸中应注明所采用的标准。6.2.2.4所有螺钉、螺母、螺栓、螺杆和有关管件的螺纹应使用GB标准。6.2.2.5如需采用软件设计计算，则应说明软件的出处及有关内容。6.2.2.6图纸和文件的计量单位均应采用中华人民共和国国家法定计量单位。6.2.3材料6.2.3.1概述制造设备所选用的材料应是全新的、合适的优质产品，并且无损伤和无缺陷。材料质地应均匀，无夹层、空洞或夹杂杂质等缺陷，其种类、成分、物理性能应与已投产运行的质量优良的相应设备所用的材料类同，且符合本招标文件的相应标准或规定。本合同没有列举的材料应得到买方的批准后方可使用。材料的详细标准，包括类别、牌号和等级，均应标示在卖方提供审查的详图上。材料的详细规范，包括类别和牌号，均应在承包人提供审查的详图中表示出来。若承包人采用代用材料，其性能应相当于或优于本招标文件所列材料，并在制造前得到发包人批准，且不因发包人的审查认可而免除和减轻承包人应承担的责任。用于本合同设备的重要部件材料应根据相关标准规定的试验方法做试验，次要部件的材料应提供相应的、由承包人确认的检验合格报告。用于主要部件的材料试验应有发包人代表或监造工程师在场，除非发包人书面声明放弃。承包人应在投标文件中注明主要部件的材料、产地、采用的标准。6.2.3.2材料和标准本合同设备选用的材料及其相应的标准见表6-3。表6-3材料标准表种 类标 准碳钢铸件ASTM A27，ASTM A216，GB11352，GB7659合金钢铸件ASTM A148-80~50级，JB/T 6402不锈钢铸件ASTM A743牌号CA-15，CF-8，CA-6NM，JB/T 10264，JB/T7349，JB/T 6405不锈钢板，钢带ASTM A167，ASTM A176，ASTM A264，ASTM A240，GB4237不锈钢圆钢ASTM A582钢号303，415，GB 1220电工钢ASTM A345，GB/T 2521镍铜合金钢板ASTM B127铸铁件ASTM A48，30级或更好，GB/T 9439；锻钢件ASTM A181 牌号60、70，ASTM A668 等级D，JB/T 1270， JB/T 7023结构钢ASTM A36，ASTM A283，ASTM A285 等级B和C，ASTM A516 等级60，ASTM A517 用于高应力部位， GB 699， GB 700，GB 1591， GB3274，GB/T 3077钢管ASTM A 53-81a，GB/T 8162，GB/T 8163，GB/T14976钢管法兰及其连接件ANSI B16.5， GB/T 17185，GB/T 9112，GB/T 9113青铜铸件ASTM B143 合金号C90300、C92300，GB 1176青铜(用于轴承)ASTM B584合金号C93200，C93700，GB 1176黄铜(螺丝用)ASTM B21合金号464，GB 13808青铜轴瓦ASTM B22合金号C86300巴氏合金ASTM B23合金号3，GB/T 1174紫铜管ASTM B88 型号K，ASTM B42，GB 1527，GB 1528，GB 5231黄铜管ASTM B43，GB 5232， GB 1527镍合金管GB/T 2882不锈钢螺栓ASTM A320 型号304、138， GB/T 3098.6不锈钢螺母ASTM A194型号6， GB/T 3098.15电工绝缘材料lEEE-56，IEC-C4003刚性电线管道ANSI-C80.1不锈钢管ASTM A312/A312M，ASTM B36.19，无缝，TP316N级，GB14975不锈钢锻件ASTM A473，UNS 41500， JB/T 6398螺栓（合金钢棒）ASTM A322，AISI 4340，GB/T 3098.1，GB/T 3077，GB/T 6396铝青铜砂型铸件ASTM B148 C95500，ASTM B271 C95500，GB1176纯铜棒GB/T 4423或其它以上材料标准必须是最新版的。应采用符合最新版国标或部标要求、无缺陷的优质材料。一些国内没有的重要部件的材料标准，应参考ASTM(或DIN、EN)标准中相关材料规定要求。如主要设备需采用代用材料时，应经买方审查同意。6.2.4材料试验6.2.4.1概述用于设备或部件的所有材料应按照GB或ASTM或其它标准中规定的适当方法进行试验。如采用其它标准应提供该标准与GB和ASTM标准的对比文件，如有特殊的需要可按其它机构规定的办法进行试验。用于主要部件的试验应有买方代表或监造工程师在场，除非买方书面声明放弃。买方有权再次在现场进行材料试验或抽查，如符合合同要求，试验费用由买方承担；如发现材料不符合规定的标准，买方有权退货，由此发生的一切费用均由卖方负责，并按违约金的规定处理。6.2.4.2一般性化验与试验卖方应对主要部件材料的化学成份进行化验，对材料的抗拉强度、屈服强度、弯曲及延伸率进行试验，同时还应对转动受扭零件（如主轴和主轴连接螺栓等）的材料进行剪切试验，试验应按国标、部标或其他相关标准的有关规定进行，并将试验结果写入材料试验报告中。6.2.4.3冲击和弯曲试验所有主要部件的金属材料应作V型缺口试件的冲击韧性试验。冲击和弯曲试验的冲击韧性应按相关标准的的规定进行。热轧钢板应同时做纵向和横向冲击试验。所有主要的铸钢件和锻件，应按相关标准做样品弯曲试验。零韧性的临界温度试验应按相关标准的的规定进行。若投标人提供具有足够证据的资料证明所采用的为成熟材料，并一贯符合材料的冲击韧性要求时，可免做零韧性的临界温度试验。6.2.4.4样材卖方应免费向买方提供足够的大型铸钢件、锻钢件和板材的样品，供买方复验这些材料的化学成份和机械性能。6.2.4.5试验证明在材料试验完成后，应尽快地提出合格的材料试验报告6份。试验报告应标明使用该材料的部件名称，材料的化学成分和机械性能，并应包括所有必要的能证实试验结果与招标文件技术规范相符的全部资料，以便核实材料试验是否符合本合同文件的规定。经试验合格的全部材料试验报告的复印件将由卖方保存在档案中，直到全部合同设备保证期满。卖方应免费向买方提供大型铸件、锻件和板材试件样品，供买方复核这些材料的化学成份及机械性能之用。全部的材料试验报告，买方有权加以检查。6.2.5工作应力和安全系数6.2.5.1概述本条规定了设备各部件材料的最大许用应力。卖方的设计中应选择经实践证明的安全系数。在关键的部位，卖方应采用较低的工作应力。设计中应使用较大的安全系数，对经受交变应力、振动、或冲击力的零部件，设计时应留有足够的安全系数。转轮桨叶长期在水中运动，应按水下疲劳强度理论计算许用应力。在设备部件设计时，应考虑在所有预计的工况下，都具有足够的刚度和强度。设备各部件的尖角都应适当倒圆、与临近表面连续、光滑地过渡，以减少应力集中。卖方应对重要部件进行有限元应力分析和计算，确定其在各种工作情况下的工作应力。卖方应向买方提交这些部件的应力分析图、应力计算结果和说明。本合同设备(包括更换和修复设备)在正常运行工况下，所有部件材料的工作应力不得超过规定的最大工作应力，同时要考虑材料的疲劳，特别是水下疲劳，并留有经实践证明的、必须的安全系数。卖方应在设计中取用经实践证明可靠的安全系数，并且对关键的部位和卖方认为需要的任何部件，采用较低的工作应力。6.2.5.2最大许用应力（1）在水轮发电机组正常运行工况、压力脉动最大工况、甩负荷过速工况和预期的最大荷载条件下，除非另有规定，对于采用传统标准计算方法，所有零部件所采用的材料，其最大许用应力不得超过表6-4的规定。对于采用有限元计算方法并满足规定的计算精度前提下，其等效应力不得超过表6-4的规定，局部峰值应力应按ASME规范要求进行评判。铸铁的最大剪应力不得超过21MPa，其它黑色金属最大剪应力不得超过许用拉应力的60%，但其中水轮机主轴、导叶轴和发电机轴的最大扭曲剪应力不得超过许用拉应力的50%。（2）对于一些重要的关键部件，卖方应对其进行有限元应力分析和计算，确定这些设备在各种工作情况下的工作应力，且最大应力不得超过本章所规定的最大允许应力。卖方应向买方提交这些部件的应力分析图、应力计算结果和说明。（3）除转轮、主轴以外的转动部件，在最高飞逸转速或因短路而引起的发电机最大瞬时不平衡力及制动转子时的最大应力不得超过材料屈服强度的2/3。在额定条件(包括甩负荷而过速情况)下，最大主应力不得超过材料屈服强度的1/3。（4）在水轮机正常运行工况和预期的最大荷载条件下，转轮各部位最大应力不得超过125MPa，在最高飞逸转速时，最大应力不得超过250MPa。（5）主轴最大复合应力Smax的定义为：Smax=(S2 3T2)1/2，式中，S为由于水力动载荷和静载荷引起的轴向应力和弯曲应力的总和；T为水轮机最大功率时的扭曲应力。Smax值不得超过材料屈服强度的1/4。在应力集中处最大组合应力Smax不应超过材料屈服强度的2/5。（6）当导叶保护装置破坏时，导叶、导叶轴、拐臂、连杆和销的最大应力不得超过材料屈服强度的2/3。（7）没有列入本合同文件的材料其设计应力由卖方选取，但拉应力或压应力不得超过屈服强度的1/3，同时不应超过极限抗拉强度的1/5。（8）导叶轴颈、轴承的载荷及长度与直径之比(L/D)，应由卖方提交买方确认后方可设计制造。（9）对需要预加应力的零部件(如螺栓、螺杆和连杆等)，施加的预加应力的值及程序必须经买方审查。（10）所有水轮机和发电机零部件均应设计成有足够的刚度，能够限制变形在安全范围之内。（11）所有零部件均设计有足够的刚度，能够限制变形在安全范围之内。卖方应将轮毂、桨叶、主轴、顶盖及支持盖等部件的刚强度计算资料，支持盖、顶盖等主要连接件把合螺栓的预应力和疲劳强度计算提交给买方审查确认后方可制造。（12）抗震设计在地震情况下，卖方设计的设备能承受垂直方向0.125g和水平方向0.25g地震加速度的载荷，在这种极端载荷下非转动部件的应力不超过表6-4中所列最大许用应力值的133%。转动部件的最大剪应力不得超过许用拉应力的1/2。表6-4材料工作应力材料名称最大工作应力拉应力压应力灰铸铁U.T.S/1070MPa碳素铸钢和合金铸钢U.T.S/5且Y.S/3U.T.S/5且Y.S/3合金钢锻件U.T.S/5且Y.S/3U.T.S/5且Y.S/3碳钢锻件Y.S/3Y.S/3主要受力部件的碳素钢板U.T.S/4U.T.S/4高应力部件的高强度钢板Y.S/3Y.S/3其它材料U.T.S/5且Y.S/3U.T.S/5且Y.S/3注： 1. U.T.S为极限抗拉强度。 2. Y.S为屈服强度。6.2.6制造工艺6.2.6.1基本要求（1）合同设备应在良好的工艺条件下进行制造，制造工艺应是经实践证实为最先进的。全部制造工艺工作应由专业技术人员和经训练的熟练技工担任。所有零部件应严格按规定的标准加工，零件可互换、便于修理。设备的生产过程应进行严格质量控制，确保提供设备的质量。（2）在本合同有效期满起10年内，卖方应免费保存特殊的样板、测量仪器、模型和有关记录，以便买方进行设备修理和更换零件。工地安装所需的特殊样板和专用测量仪器由卖方提供，除非另有规定外，均归买方所有。6.2.6.2机械加工和表面抛光加工精加工的类型，须按部件的用途采用最适合的方法，并在提交的图纸中表示出来。所有零部件的表面粗糙度Ra应符合GB3505、GB1031《表面粗糙度》的要求，并不应超过表6-5中所列的数值。受焊接影响的部件表面，在焊接后，需进行机械加工或表面处理，最终达到规定尺寸的要求。焊接部件需消除内应力时，应在部件消除应力之后，方可进行机械加工，以便最终达到规定尺寸的要求。水轮机流道部分的所有表面应保证是平滑的流线型表面；尾水管里衬钢板对接应无明显偏离流道轮廓线的现象，对接表面应平齐。任意断面测量的不圆度或最大与最小内径之差应不超过所在横断面名义直径的3‰。转轮流道、导叶、固定导叶和底环应加工光滑、无空穴、无凹凸不平或无其它可能造成局部空蚀的表面缺陷。水轮机所有零部件表面粗糙度应标示在设计图纸上，其表面粗糙度不应超过表6-5列出的数值。表6-5表面粗糙度部件及部位表面粗糙度Ra(μm)滑动接触面0.8固定接触表面要求紧配合的3.2不要求紧配合的6.3其它机械加工表面12.5转轮轮毂体外表面6.3桨叶过水表面1.6~3.2转轮室圆坑面和球面过水面3.2泄水锥6.3活动导叶导叶表面3.2导叶杆轴颈和密封面0.8导叶接触面1.6导叶上、下端部表面3.2主轴主轴不接触表面3.2轴领表面0.8主轴测量环带0.8水导密封轴套0.4法兰面1.6倒角1.6接力器接力器缸内孔0.4接力器活塞杆0.4轴承和填料盒接触表面1.6其他机械加工表面12.56.2.6.3公差对所有的配合件，应按其用途选择合适的机械制造公差。公差应按照国际标准协会(ISO)或GB的规定选取。6.2.7焊接6.2.7.1概述所有的焊接应采用电弧焊，焊接过程中应排除熔化金属中的气体。合适的地方应尽可能采用自动焊机进行焊接。6.2.7.2焊接鉴定对本条款6.2.7.8条所述部件的焊接，其焊接工艺、自动焊焊工和手工焊焊工的鉴定应符合有关标准的规定。焊接压力容器部件的方法、工艺及焊接工鉴定应符合GB150《钢制压力容器》和国家质量技术监督局《压力容器安全技术监察规程》中的有关规定。卖方应向买方提供焊工合格证书。卖方应提供现场焊接工艺试验和焊工鉴定试验所需的工具、设备、器材以及有关资料并运输到现场，卖方还应提供现场焊接者鉴定的程序，鉴定试验应由买方代表目击证实和认可。6.2.7.3焊接工艺大纲卖方必须准备完整的焊接工艺过程大纲。大纲应包括每个焊接构件的详细工艺过程和表示每个接口的工艺过程图表。大纲还应说明包括充填金属、预热层间的温度、应力消除、热处理等要求。该大纲应提交买方审查批准。6.2.7.4焊接坡口加工叶片焊接坡口应采用数控加工成型，其他焊接的工件，可采用剪切、刨削、磨削等机械加工方式或用气体、电弧切割加工成一定形状和尺寸的坡口以适应焊接的要求。焊缝的设计和填充金属的选择应考虑焊透性，填充金属应与母材具有良好的熔合性。焊接坡口表面应无明显的缺陷，如夹层、锈蚀、油污或其他杂物及由切割引起的缺陷。6.2.7.5焊缝加工焊缝应外观平整，适于表面涂漆。结构焊缝应平整圆滑，避免应力增加。所有需射线透视的或其他无损探伤检验的焊缝应打磨平滑，以便更好地进行焊缝检查。过水表面的焊缝应磨削平缓且焊缝高度不应凸出表面1.5mm。压力容器上的焊缝磨削不应削弱容器的结构强度。焊接件在精加工之前应消除内应力。钢板在冲压成型前，应在600～650℃温度进行退火处理，高强度淬火或回火合金钢板不允许做退火处理。6.2.7.6焊接检查焊缝应进行检查，以确定其是否符合有关标准及本招标文件的要求，如果焊缝出现标准上所禁止的缺陷，如任何程度的不完全熔合、没有焊透与咬边等，都应被判为不合格。6.2.7.7焊接表面处理焊缝形成后，应清除焊渣。焊缝应均匀一致、光滑，与母体金属融合良好，并且无空穴、裂纹和夹渣。非焊接部位覆盖的焊接飞溅物应去掉。受焊接影响的机械加工表面应在焊接结束后加工到符合图纸上的尺寸。如果要求对焊接的部件进行消除残余应力处理，则在消除残余应力后再把部件表面机械加工到最后尺寸。6.2.7.8设计和制造（1）除另有规定外，所有水轮机主要部件，包括座环、顶盖、转轮、接力器、轴承或其他重要受力支撑件，发电机主要部件以及所有需焊接的承压部件、压力容器和压力管路的设计和制造，均应符合有关标准的规定。所有水轮机主要部件应进行内应力消除。在工厂焊接的部件将不允许作局部应力释放。（2）不太重要的部件，如机坑里衬、尾水管里衬、管道支架等，设计和制造应符合有关标准的规定。这些部件可不需作应力消除处理。6.2.7.9电站焊接填充金属卖方应提供在电站焊接设备所需的焊条、焊丝和焊剂，其数量按全部焊接接头计并加20%的附加量。卖方应选用性能适合电站焊接的焊条，并注明在相应的图纸上。焊条、焊丝应用防潮塑料包装，并用密封的金属容器装运。6.2.8无损检测6.2.8.1基本要求所有的无损检测应符合国标、部标或ASTM标准的规定。卖方无损检测人员应符合有关标准的规定，卖方应提交无损检测操作人员的合格证。卖方应在图纸上规定采用无损检测的部件、范围、检测方法及标准，提交买方审查；卖方应提供焊缝和主要部件推荐的无损检测详细步骤和说明，供审查。6.2.8.2无损检测的方法(1)焊缝检查水轮机的承压部件、转轮、导叶、轴、压力容器及起重装置的所有焊缝应进行全面的超声波及液体渗透或磁粉探伤检测。在部件高应力区，以及用超声波方法检查不清楚的部位，或者有怀疑的某些焊缝，应采用射线探伤作补充检查。买方有权提出抽样检查的要求，包括对射线探伤的检查。(2)铸件检查设备内的主要铸件、或设备的部件系铸件者应全面地进行包括超声、着色渗透或者磁粉检查在内的无损探伤检查。水轮机转轮的叶片、导叶若采用铸件，应按照“水力机械铸件的检查规范(CCH-70-3)”的要求进行无损探伤检查。着色渗透检验、磁粉检验应达到二级标准；超声波检验、射线照像检验发现的缺陷按6.2.9条“铸锻件”的规定处理。其他铸件应按卖方提出的、经实践证明效果良好的、且经买方认可的无损探伤方法及标准进行，以确保铸件质量，无损探伤方法应表明在卖方提供的图纸上。(3)锻件检查水轮机的转轮、主轴、主轴连接螺栓若为锻件，均应进行超声波检查，或者其他经认可的无损探伤检查；其他锻件的无损探伤方法检查，可用通常可接受的方法进行。锻件的金相组织应均匀，不允许有裂纹出现，非金属杂质的尺寸和数量应符合有关技术条件和标准的规定。如杂质的过分集中或关键合金元素的离析，将予以拒收。6.2.8.3无损检测结果的处理无损检测结果若不符合本合同文件规定或者确定的有关规范、标准规定的要求，该部件将被拒收。在合同履行期内，买方对焊接质量有怀疑，有权要求对超出买方已批准的工艺过程所述范围进行额外检验试验。6.2.9铸锻件6.2.9.1概述铸钢件应无有害缺陷，表面光滑干净。不进行机械加工及在安装时外露的表面应进行修饰并涂漆。应仔细检查各部位的缺陷，危害铸件强度和效用的所有缺陷应彻底铲除直至看到无缺陷的金属，然后补焊修复。铸件组织应均匀致密，不允许有裂纹出现，非金属杂质的尺寸和数量应符合有关技术条件和标准的规定。杂质过份集中或合金元素离析的铸件将拒收。所有主要铸件应按6.2.4条“材料试验”中的规定进行试验。6.2.9.2检查铸钢件清扫干净后，在铸造车间目测检查、提取试样；检查缺陷，并进行修补。买方有权按本合同无损检测的有关规定，要求卖方免费进行无损探伤检测，以确定：?缺陷的全部范围；?准备补焊的面积；?修补是满意的。6.2.9.3修补（1）在缺陷修复之前，卖方应提交1份铸钢件缺陷的报告，报告应包括说明主要和次要缺陷的位置和尺寸及相应的图纸，并附加照片、金相试验报告、无损探伤检查结果、金属断面厚度、中心位移、收缩量、扭曲变形和钻孔等。该报告还应说明缺陷形式，可能的原因以及在零件设计中或在铸造工艺中推荐的改进措施，以防止随后铸件中发生类似的缺陷。该报告还应提出详细的缺陷修复过程说明，包括在焊接过程中和最终修复后采用的无损检测等。（2）铸钢件的主要应力区不允许有缺陷。铸钢件次要缺陷系指需补焊的深度不超过实际厚度的20%，但在任何情况下都不得大于20mm；或补焊面积在200cm2以内，且深度不超过10mm。当缺陷超过次要缺陷规定值时，应为主要缺陷。有主要缺陷的铸钢件将被拒收。若消除缺陷后，导致缺陷断面处的应力超出6.2.5条“工作应力和安全系数”的规定，亦将被拒收。对于不削弱铸钢件强度或者不影响铸钢件可用性的次要缺陷，可按铸钢件行业的习惯做法进行补焊。（3）所有缺陷须经买方认可后，方能进行修补。修补后的铸钢件应与图纸尺寸相符。经热处理后的铸钢件，修补后应重新进行热处理和进行无损检测，并需经买方认可。6.2.9.4尺寸铸件尺寸应符合图纸要求。如果转轮叶片是铸件，其铸件尺寸不能减小到以致削弱叶片精加工时所需的最小余量；其他铸件局部尺寸不能减小到以致削弱铸件强度的10%(按图纸尺寸计算)，或引起应力超过规定的允许值。有极小扭曲或其他变形的铸件，须提交全部细节供买方审查，经批准的铸件方可使用。6.2.10工厂涂漆和保护涂层6.2.10.1概述(1)保护涂层应符合GB/T8564等标准的要求。含有铅或其他重金属或被认为是危险的化学物质不得用于保护涂层。(2)全部设备表面应清理干净，并应涂以保护层或采取防护措施。表面颜色由卖方和买方商定。(3)除另有规定，锌金属和有色金属部件不需要涂层，但应用色标表示管道类型。不锈钢、奥氏体灰口铸铁和高镍铸铁应视为有色金属。(4)在进行清理和上涂层期间，对不需要涂保护层的相邻表面应保护不受污染和损坏。(5)清理和涂保护层应在合适的气候条件和充分干燥的表面上进行。当环境温度在7℃以下或当金属表面的温度小于外界空气露点以上3℃时，不允许进行此项工作。6.2.10.2表面准备在设备部件表面涂层之前，应采用合适的设备进行清扫，除去所有的油迹、油脂、污垢、锈斑、热轧氧化皮、焊渣、熔渣、溶剂积垢和其他异物。清扫前，对不需要涂层的表面和已有涂层的表面应予以保护，以免受损坏和污染。对已清扫过的表面，在涂层间隙期或者是涂两层涂料的间隙期受到污染的表面，均应重新清扫。对表面的清扫工作，应按下列方法进行：(1)溶剂清洗：先用干净抹布或刷子浸湿溶剂，将表面擦洗，清除所有的油质和污物，最后用干净溶剂和干净抹布或刷子清除残留已清洗表面的残余物薄膜。清洗剂在正常气候条件下，应采用2级浓度矿物酒精溶液，其闪点不小于50℃。涂覆沥青油环氧树脂的表面应采用有效溶剂清洗。(2)喷砂发亮处理：如果需要，表面先按上述“溶剂清洗”的要求清除掉所有的油迹、油脂和污垢，再对需要涂层的表面，用尖硬的干砂或钢磨粒进行喷砂处理，使金属表面发亮呈均匀的灰白色。用于喷砂的压缩空气应不含油和凝结水分。6.2.10.3涂层工艺(1)在运输过程中暴露在大气中的、经机械加工的黑色金属表面，要用溶剂清洗干净，并涂一层厚的防锈化合物。(2)所有会暴露在大气中的非机械加工的黑色金属表面，需喷砂发亮处理，再涂两层防锈漆。底层防锈漆干膜的厚度不小于50μm。两层防锈漆在干燥后总的厚度不小于75μm。受冷凝作用的表面，应涂覆经买方批准的合适的防结露油漆。(3)卖方及其外购(外协)人的标准油漆系列也适用于各种小的辅助设备，例如小功率电动机、表计、压力开关和类似的设备。(4)所有与混凝土接触的非配合黑色金属埋件表面，应进行机械清扫，并涂一层水泥浆涂层，以便于运输和存放。保护涂层应便于安装时清除，以不影响预埋件与混凝土的有效结合。(5)所有与水接触的非配合黑色金属表面，需用喷砂发亮处理(流道内的焊缝需用砂轮打磨光滑)，并涂两层环氧树脂富锌漆。(6)准备现场焊接的不防锈的钢板或铸件的焊缝坡口，需喷砂发亮处理，并涂两层防锈铝底漆。这种油漆应为焊接前不需清除的底漆。(7)盘柜、压力罐、泵组和管道的外表面，应在机械清扫后涂4层指定的装饰颜色涂料，卖方应提供涂料颜色的样板，由买方在设计联络会上确定。盘柜的非工作内表面，须在进行机械清扫后，按卖方的标准涂两层防护漆。(8)油罐铁质金属的全部内表面需喷砂处理，直到露出金属光泽为止，再按卖方的涂层标准涂保护层，卖方应提交证明书，证明所使用的涂料在类似的工作条件下至少已满意地使用了5年。该标准涂料需经买方的认可。6.2.10.4涂料应用(1)所有涂料在应用时，应按涂料厂家的说明充分搅拌均匀。(2)应采取有效的措施，以消除喷涂设备的压缩空气系统中的游离油和水份。喷涂时，应选用与涂层相符的喷嘴压力。喷涂两层以上涂层时，每层涂层不得有淌滴、气孔和凹陷。应在底层涂料干燥、硬化后，再涂上层涂料。(3)卖方应提供足够数量的罐装备用涂料，以供现场修整(包括修补和装饰)所有设备部件表面涂层之用。6.2.11辅助电气设备6.2.11.1概述(1)辅助电气设备应符合有关标准的要求，同时满足现场运行条件。(2)卖方所提供的所有电气设备应适用于50Hz单相交流220V或三相四线制交流380V电源，或者直流220V电源。如果卖方所提供的电气设备的电源为其他电压等级，卖方应提供相应的电源变换装置。6.2.11.2电气接线、电缆管路和端子(1)卖方提供设备与买方提供设备之间应用电缆和电缆管进行电气连接，该电缆和电缆管由买方提供。(2)卖方提供的各设备彼此之间的电气连接应用电缆和电缆管进行，该电缆和电缆管应由卖方提供。6.2.12管道、阀门及附件6.2.12.1概述管路系统设计、安装、试验除另有规定外，均应符合GB/T8564《水轮发电机组安装技术规范》中有关规定。卖方应负责机坑内油、气、水的管道布置设计，满足与现有预埋管路的接口要求，提供全部管道的连接件、紧固件、管架及成形的管道。管道、阀门和接头的布置应考虑到当拆卸水轮发电机组或者零部件以供检查和修理时对管道的干扰最少，并且与其他设备和系统的干扰最少。管道系统必须拆卸的部位应设置带有“O”型耐油橡胶密封圈法兰并尽可能减少活接头连接方式。直径50mm以上的管道，在满足安装起吊、装卸和运输的要求下，应由卖方的工厂预加工。所有管道内壁应加以清理，装运时管道应配有管塞或管帽。卖方应在工厂图纸上详细地表示出各管道的位置、管径及用途。管道内的液体流速应为1.5～3m/s。所有的组装管道都应作1.5倍设计压力的试验。所有管道均应按6.2.10款的规定进行涂漆。6.2.12.2油管公称直径小于或等于20mm的油管可采用无缝拉制紫铜管或低锌黄铜管，配有黄铜或青铜附件和阀门。油管不得有任何螺纹管接头。除上述以外的水轮发电机组油管及管件全部采用不锈钢无缝钢管并用不锈钢法兰连接。6.2.12.3压缩空气管道压缩空气管道均采用不锈钢管。管道连接方式采用不锈钢法兰连接。6.2.12.4水管DN150及以下的采用不锈钢管，DN150以上的采用无缝钢管。管道连接方式为法兰连接。6.2.12.5阀门除非本文件中另有说明，阀门应符合以下要求：(1)所有阀门应采用铸钢阀门或者铜阀。(2)所有阀门最好采用法兰连接，若不能做到，应提交买方审查。(3)所有闸阀应为实心楔式明杆闸阀。(4)所有没有设置可锁住手柄的阀门应采用保险型或锁定装置，以防止误动作。6.2.12.6加工/组装除在现场组装或拆卸检修外，整个管路系统应尽量预加工好。油管应留有调节余量。各部分的加工应使焊接过接量最小。所有焊缝都应能从内部进行打磨和用钢刷清理，在靠近端部或Ｔ形接头处，应采用法兰连接。6.2.13基础材料6.2.13.1概述所有永久性的基础材料，包括埋于混凝土的锚固螺栓，或在混凝土浇筑过程中，用于固定或支撑部件的锚固螺栓以及全部千斤顶、拉杆、螺旋拉紧器、锚环、水准螺丝、型管或结构钢支柱、底板、埋入基础板、拉条等，均应随设备一起供应。6.2.13.2设计传递水轮机部件的各种载荷到周围混凝土所必需的拉杆，应由卖方设计和提供。所有的千斤顶应有钢底座、钢帽，以便把千斤顶焊接到它支撑的部件上和焊接到支撑千斤顶的支撑上。6.2.13.3地脚螺栓为固定机组设备需要的所有地脚螺栓和紧固材料(包括管套、螺母和平垫圈)应由卖方提供。6.2.14吊具卖方应在投标阶段复核买方所提出的机组设备吊具能否满足使用要求，若不能满足则应提供机组设备安装检修所需的吊具，并做出相应报价。在合同执行阶段，若需增设吊具，卖方应免费提供。与水轮机相关的吊具包括而不限于：卖方应提供1套转轮、主轴、支持盖组装和吊装的专用工具（具体方案在设联会确定）、1套转轮桨叶吊装工具、1个起吊水轮机轴（包括联轴后的转轮）的吊具和1个起吊转轮的吊具及专用联接螺栓和保护罩， 1个把水轮机轴从水平位置竖直到垂直位置所要求的竖轴保护板或类似的装置。卖方按照要求与起重机协调水轮机轴和转轮的吊运细节。卖方还应提供转轮翻身、底环、支持盖、顶盖等水轮机部件的吊具。与发电机相关的吊具包括而不限于：卖方应提供除平衡梁之外的全部转子吊具。卖方应提供1套与上端轴、发电机主轴顶端连接的吊具，把上端轴、发电机主轴从水平位置竖起时的衬垫。定子全部起吊工具（包括副梁）卖方提供。卖方应与水轮机和桥机进行协调，解决转子、定子和发电机轴的吊运细节。卖方需复核起吊设备在厂房内的起吊高度要求。在主要部件上应设有吊装用的吊耳、吊眼和相应的起吊工具等。卖方还应提供所有的用于部件起吊和在安装和拆卸中厂内桥机所用的吊环和辅助设施。提供在目的地和中转站装卸时有特殊要求的部件的吊具。6.2.15润滑油及润滑脂导轴承透平油采用GB11120标准L-TSA46号汽轮机油。设备所使用的润滑油脂应符合SPB1403-77ZGN-2型的规定。6.2.16铭牌与标志6.2.16.1概述每一项主要和附属的设备应有一个永久固定的铜质铭牌，在铭牌上以清楚和耐用的方式标出序号、制造厂家的名称和地址、规格、特性、重量、出厂日期以及其他有用的数据，仅有销售代理商的铭牌不予接受。指示板、仪表和铭牌上的计量单位采用国家法定计量单位。为了人员和操作的安全，应提供额外的铭牌以表明主要的操作说明、注意事项或警告。另外，盘上装的每一个仪表、位置指示器、按钮、开关、灯或其他类似设备应有永久性的铭牌以表明控制功能。电气接线和仪表(包括继电器)也应标有编号并与电气控制图上的编号相对应。6.2.16.2文字主要设备铭牌均应使用中文刻制，进口设备铭牌可用中文和大写英文刻制。所有的铭牌应永久性地安装在相应的设备、零件或部件上，其位置应清楚易见。刻制的中文印刷体和大写英文字母的字体应清晰可见。6.2.16.3标牌与标志设备应使用指示标牌和标志，包括运行操作与监视、维护与检修标志；安全标牌等。标牌与标志均应采用中文印刷体。6.2.16.4审批装在设备上的铭牌的清单及图样应提交买方审查。6.2.17液压密封件用于密封的密封件应是优质产品，密封件应有长的寿命。6.2.18工厂内制造、组装、试验的见证及监造6.2.18.1工厂制造、组装及试验的见证卖方应按有关标准及本技术条款的规定对设备在工厂进行制造、组装和试验。卖方在设备进行制造、组装、试验或检验前40天，应向买方提供设备清单、试验或检验大纲，并说明技术要求、工艺、试验或检验方法、标准及时间安排，以便买方派人参加。卖方在工厂进行各项设备试验或检验后，应向买方提供试验和检验报告，报告应包括试验方法、使用仪器的精度、计算公式、试验结果和照片等。报告经买方审查批准后，设备才能发运。所有试验项目应尽量模拟正常使用条件。对所有拆卸的部件，应作出适当的配合标记和装设定位销，以保证在电站组装无误。对工厂组装、试验的设备，非安装需要电站也可不进行解体，其装配质量和性能由卖方予以保证。买方代表参加工厂内组装、试验的见证和检查的内容、人员和时间计划见表6-6。表6-6买方参加工厂内组装、试验计划表序号项目检查方法参加检查台数每台参加人数1转轮完成后的检查、组装和试验卖方自检，买方目击3102转轮叶片出厂验收卖方自检，买方目击3103导水机构厂内预装卖方自检，买方目击3106.2.18.2设备监造与电站开箱检验(1)设备监造卖方应在合同生效日期起60天内，向买方提供合同设备的设计、制造和检验的主要标准。设计、制造和检验标准应符合合同有关条款的规定。买方保留委托有监造资质的监造人对合同设备进行监造的权利。监造的主要目的是见证和监督设备制造质量。监造工程师有权检查和监督卖方生产产品的全过程，包括材料、焊接、加工，直到厂内组装、试验、包装、涂漆等，但监造不能减轻卖方的责任。监造的基本方法和措施：监造工程师在进厂之前，编制设备监造大纲，该大纲经买方、卖方、监造人三方签字认可后作为合同文件的组成部分。监造工程师将开展如下工作。1)对卖方合同产品质量保证能力的审核监造工程师对卖方合同产品质量保证能力的审核主要包括下述内容：a.建立合同产品质量管理机构。要求卖方明确由厂级领导负责质量，明确质量方针、目标等。b.建立完善检验机构。要求卖方建立 “三检”制度，完善工序检验、最终检验和试验程序，健全质量记录等。c.核实卖方设备制造能力、计量测试是否满足要求。d.核实卖方工程技术人员、质检人员及技术工人的配备是否满足生产要求。e.各种原始记录、报告等证实材料应完整、准确。2)生产车间见证和监督监造工程师有权见证和检查卖方的整个生产过程。见证和监督包括巡视、监检、抽查和全检。a.巡视：监造工程师到各车间，检查加工人员执行工艺规程情况、工序质量状况、各种程序文件的贯彻情况、零部件的加工及设备安装和试验情况，不合格品的处置以及油漆、标识、发运等情况。b.监检：监造工程师随同卖方检验人员以及试验探伤等人员对工件及原材料的质量进行检验及试验，以便及时发现问题，同时对检验和试验进行监督。c.抽查：对卖方提供的合格产品，按合同要求和国家标准进行抽查，经抽查合格出具监造证明书。如不合格，整批拒收。d.全检：对关键零部件，逐项逐件进行全面检查。3)制造工艺和过程的见证见证设备主要部件的生产过程，检查必须按照卖方质保体系和有关合同履行。检查和见证加工工艺及过程(包括：金属原材料的测试、铸造浇铸分析、机械尺寸检查、压力试验、平衡试验、动作试验、表面处理、探伤等)的执行情况，核查提交的检查和测试记录及最后的验收报告。4)对设备缺陷的处理对零件、部件、结构件及设备缺陷的处理必须由监造工程师正式批准才能进行。对重大缺陷的处理监造工程师必须及时报告买方。在修复缺陷之前，卖方必须提出处理方案，供买方与监造工程师审查，在处理过程中监造工程师必须到场见证，买方派代表监督。5)监造工程师的现场(设备及部件加工、组装、试验场所)见证a.监造工程师按照设备监造大纲的要求进行监造。对于文件见证点，未经监造工程师签认许可，不得进行下道工序。对于现场见证点，应有监造工程师现场检查。b.目击见证不能代替最终检查，现场检查和目击见证均不减轻卖方的责任。c.卖方应向监造人提供生产计划表和质量检查记录。卖方应以书面的形式在指定监督日期之前通知监造工程师(例如：目击点，在见证前15天)。d.如果由于卖方的原因而没有进行现场见证(例如：卖方没有通知监造工程师)，监造工程师有权要求重新检查未检查的项目。e.最终检查后，在双方的文本中监造工程师和卖方互相签字见证。卖方应向设备监造工程师提供工作、生活方便。(2)电站开箱检验合同设备到达目的地后，将由监理人、安装卖方、卖方与买方一起根据装运清单和装箱单对货物的包装、外观及件数进行清点检验。如发现有任何不符之处经四方代表确认属卖方责任后，由卖方处理解决。如检验时，卖方人员未按时赴现场，买方有权自行开箱检验，检验结果和记录同样有效，并作为买方向卖方提出索赔的有效证据。电站开箱检验时，如发现设备由于卖方原因(包括运输)有任何损坏、缺陷、短少或不符合合同中规定的质量标准和规范时，应做好记录，并由四方代表签字，各执一份，作为买方向卖方提出修理或更换及进行索赔的依据；如果由于买方原因，发现损坏或短缺，卖方在接到买方通知后，应尽快提供或替换相应的部件，但费用由买方承担。如四方代表在会同检验中对检验记录不能取得一致意见时，可委托权威的检验机构进行检验。检验结果具有约束力，检验费用由责任方承担。由于卖方原因而引起的设备或部件的修理或更换的时间，以不影响电站建设进度为原则，否则按合同的有关规定处理。买方对开箱检验的货物提出索赔的时间，不迟于货物抵达电站设备储放场之日起后的6个月。买方应为卖方代表提供工作和生活方便，其所需费用由卖方自理。6.2.19卖方提供的图纸和资料卖方应向买方提交下列图纸和资料供审查：合同规定提交的图纸；设备安装、运行及检修说明书；设备技术条件和说明书；产品样本；开停机程序；现场试验大纲和程序；模型试验程序和试验报告；其它必需的图纸资料。卖方提供的所有图纸和资料应是针对本工程合同设备的图纸资料。卖方在合同生效后15天应提交一份交图纸清单，并注明按合同提交的日期及顺序。每一批的全部图纸资料均应按份数成册装订。卖方在合同生效后2、4个月内分二次向买方及工程设计单位提供中间审查图纸资料7份及图纸资料光盘2份，其中4份图纸资料和1份光盘交买方，其余交工程设计单位，光盘中的图纸要求采用AUTO CAD R14版DWG格式，文档采用WORD软件DOC格式，收到上述图纸资料1个月内召开设计联络会议。卖方应在合同设备的主要部件的设计图纸上表示设备和部件清单表，设备清单应包括设备名称、型号、规格、单位、数量、重量、材料和生产厂等内容。与清单一起提交的还要包含说明书以及便于买方获得备件需要的其它资料。经买方和卖方协商应修改的图纸及买方提出意见需修改的图纸都必须在二周内重新提交相同份数装订成册的修改版本图纸。对于卖方提交的不符合要求的图纸，买方将不作正式审查或处理，也不将图纸退回卖方，只书面通知卖方不符合要求的图纸名称，并要求卖方修改后重新提交图纸。由于重新修改图纸，推迟合同规定的交图时间，影响工程进度时，将认为卖方逾期，并应承担违约金。买方仅对图纸和文件进行原则性审查。对不符合合同要求或任何性质的错误和疏忽，图纸或说明中的偏差，或由此引起的与其它产品的矛盾，均由卖方负责。如果在买方批准后，卖方因修改设备或工艺需再修改图纸或文件，则在修改完成后按相同程序将新的图纸或文件提交买方审查。在合同生效后7个月内，卖方向买方及工程设计单位提交正式图纸资料（含6.2.19.1和6.2.19.2要求的所有图纸资料）15套和图纸资料光盘4份。其中5套图纸资料及2份光盘交工程设计单位，其余交买方。6.2.19.1外形图和数据（但不限于此）(1)水轮机外形图和数据（含主要部件重量）图纸和数据 合同签字后日历天数*水轮发电机机组总装配图初步图15 正式图30*表明总体设计和布置、外形尺寸和关键高程的 水轮机横剖面图、平面图初步图15 正式图30*水轮机主要部件尺寸、重量15*蜗壳单线图15*尾水管单线图15*表明总体设计和布置、外形尺寸的初步图 以及需传递到基础混凝土中的受力图 （如座环、接力器里衬、基础环等）15*导叶接力器布置图15*主要部件吊运、装配图（尤其要详细说明转轮现场组装、翻身、吊运的顺序）15 *水轮机重大件运输图15*油、气、水、量测系统原理图和数据15 水轮机设备的压力、压差、流量、振动、温度、 液位测量和监控系统图15水轮机进出机坑管路方位图15*水轮机修复部件的详细修复方案15 电缆管路和水轮机仪表盘、端子箱、 水轮机箱的布置图 15（注：* 表示涉及违约赔偿）(2)发电机外形图和数据（含主要部件重量）图纸和数据 合同生效后日历天数*表明总体设计布置、外形尺寸和关键高程的 发电机横剖面图、平面图初步图15 正式图30*发电机电气参数15*发电机主要部件尺寸、重量15*发电机基础图15*发电机基础荷载数据 15*制动气缸布置图15*下机架基础荷载数据15*上机架和下机架径向/切向荷载数据15*发电机主引出线和中性点引出线布置图15*转子外形尺寸图15*定子外形尺寸图15*发电机机坑内管路布置图30*定子现场组装图15*转子现场组装图15*发电机机坑进、出管路位置图15*发电机重大件运输图15*尺寸大于铁路运输限界的部件运输图 15*透平油、压缩空气、冷却水、消防、 附属设备系统原理图和数据15 定子、转子装配测圆架基础埋件15 制动系统主要参数15 空气冷却器尺寸和布置图15发电机供给的短路电流值 （包括周期分量和非周期分量）15 通风设计方案15 推力轴承选择方案及说明15*水轮发电机修复部件的详细修复方案15（注：* 表示涉及违约赔偿）6.2.19.2详 图(1)概 述1）在合同设备制造前，卖方应提交合同设备总装图、部件装配图和详图，以表明合同设备符合合同要求。所有图纸应标注所有必需的尺寸、材料的型号和级别、焊接和联接的详图、配合公差和间隙、必要的加工精度；分瓣运输设备在现场的组装方式；油、气、水和量测系统等的接头位置和尺寸，以及电气回路中的端子箱位置、尺寸和导线规格。2）修复部件的图纸应至少有如下的信息：修复前后的参数对照，修复方法和工艺，质量控制标准和措施等。3）卖方应对所有主要部件的设计提供详细的技术说明，包括计算的应力水平。卖方提交的图纸应满足设计、安装、调试、运行及维护检修的要求。买方有权审查卖方的设计计算，计算应清楚地表明全部假定、方法和结果。4）卖方提交的表示设备重要细节的详图如超过2张或以上时应完整提交。5）卖方应按合同要求提供非中文资料的中文翻译本。(2)水轮机详图（包括但不限于）1）原型水轮机图纸和数据 图纸和数据合同生效后日历天数*水轮机结构平、剖面详图30*仪表、自流排水、支持盖排水系统设备布置安装图30*水轮机管道布置图（机墩内油气水管路布置图） 30 安装顺序和起吊装置30*转轮详图30*转轮组装、翻身（若有）程序图及技术说明30转轮应力计算报告30*主轴详图30 主轴应力计算报告30*水轮机轴与转轮、发电机轴联结详图及技术要求30 控制环详图30 控制环应力计算报告30 顶盖详图30 支持盖详图30 顶盖及支持盖应力计算报告30 导叶及其操作机构详图30 导叶密封详图30 接力器详图（含操作油管布置图）30导水机构应力计算报告30 受油器装配图（含操作油管布置图）30 水轮机主轴密封及检修密封详图及装配图30 水轮机导轴承各部件详图及装配图30 水轮机坑内设备起吊图30*导叶开度与接力器行程关系图30*导叶和桨叶的最大与最小开口尺寸30*导叶和桨叶之间的最优协联关系曲线30 连杆、拐臂和导叶保护装置详图及装配图30*主轴及桨叶操作油管路装配图30*水轮机监视、测量系统仪表、变送器、自动化 元件、端子箱、盘柜以及所有控制设备图30*水轮机附属系统阀门、泵、管道、导管、电缆等30*机组转动系统分析和数据30 振动、摆度检测表计安装图30 导叶接力器反馈装置(如有)安装布置图30*机组开、停机程序的详细说明30*机组启/停机原理图30*仪表、自动化元件详图及详细说明30 电气原理接线图30 配线图、连接图30 起吊工具、专用工具30*运输部件图30 其 它30*过渡过程计算报告30(注：* 表示涉及违约赔偿)(3)发电机详图（包括但不限于） 图纸和数据合同生效后日历天数 定子详图30 定子机座详图30 定子铁心装配图30*定子吊装图（包括定子起吊装置加工图和规范）30 定子绕组线路图30 定子线棒结构详图30 定子及其绕组现场装配说明书（包括工艺要求、在 不同组装阶段进行的试验的说明等）和图纸30 转子详图30 转子支架及其中心体详图30*转子吊装图（包括转子起吊装置加工图和规范）30 磁极详图30 转子中心体、转子支架和转子磁轭装配图及说明 （包括工艺要求）30 上机架详图30 下机架详图30 推力轴承支架详图 30推力轴承详图30*推力轴承油冷却系统详图30 发电机轴及上端轴详图，主轴组装图，发电机轴 与水轮机轴的连接详图30 上导轴承详图30 上导轴承油冷却系统详图30 下导轴承详图30 下导轴承油冷却系统详图30集电环、电刷及其刷握详图30 发电机机械制动的原理图和布置图30*推力轴承循环冷却系统原理及布置示意图30*机械制动柜及制动系统管路布置图30 制动粉尘收集系统的布置图和原理图30*发电机管路布置图（机墩内油气水管路布置图）30 空气冷却器详图30 电缆管路和发电机仪表盘、端子箱的布置图30发电机机坑插座照明布置图30转速探测器及齿盘安装布置详图30 附属设备用电负荷及接线图： 电气原理接线图30 配线图30 连接图30*运输部件图30*发电机机械制动及高压油顶起系统（如果有） 详图及设备组装图30*发电机主引出线和中性点引出线详图，包括防止机坑钢筋发热的磁屏蔽体、护栏、固定件及其它附件的布置，主引出线支持框架与槽母线外壳的连接，主引出线与槽母线载流导体的连接，所有的电流互感器、中性点接地装置的接地变压器和附属设备以及其他必要的资料，中性点接地设备的选择和计算30 电流互感器电气特性30 组装、拆卸、运行、运输、储存和维修所需的其他补充图纸30*端子箱详图和位置图30 辅助电气设备类型、生产厂家及有关技术资料30 功率因数为0.875、0.90、0.95和1时，表示发电机典型负荷特性的V形曲线30 发电机分别在额定容量及95％、100％、105％额定电压时的发电机功率特性曲线和功率圆图30 发电机饱和曲线30 现场焊接和焊接设备以及焊接资格考试的说明30 提供的专用工具和装置以及备品备件的图纸、 数量和说明30 发电机电磁设计计算说明书，包括所有电磁 参数的计算和说明书15 发电机定子、转子、主轴、上机架、下机架等主要部件机械应力计算书和结构设计的说明书15 发电机转动系统分析和说明书15 工厂和现场焊接无损探伤检查的详细说明30 临界转速分析图及计算成果15 推力轴承设计计算（包括轴瓦压力和温度分布、 油膜厚度和变形以及损耗计算）15 空气冷却系统设计计算书15 定子铁心磁化试验方法和试验标准30 转子绕组引线、直流励磁电缆布置及安装详图30*发电机监视、测量系统仪表、变送器、自动化 元件、动力箱、端子箱、盘柜以及所有 控制设备布置详图30*发电机辅助系统中所有阀门、泵、管道、电缆 管、电缆等布置详图30(注：* 表示涉及违约赔偿)（4）详细说明书卖方应对合同设备的每一主要项目提供以下的说明书：图纸和数据合同生效后日历天数*工厂组装和试验步骤210*装卸和贮存说明书 210*安装说明书210*操作和维修说明书 210*投产试运行的步骤 210水轮机设计技术说明书210发电机设计技术说明书210(注：* 表示涉及违约赔偿)6.2.19.3电气图特殊要求为了方便运行维护，卖方提供设备的标识及电气图中项目代号和电缆编号方法应按工程设计者《项目代号及电缆编号》的规定执行，该规定将在合同签定后提供。(1)系统接线图系统接线图应表明设备与电源的连接，仪表和控制设备、元件及变送器安装位置及代号，以及设备之间的电气接线（系统图中应包括设备、元器件名称、型号、规格、数量的明细表及系统主要参数）。(2)原理接线图原理接线图应表明控制设备的原理和电气连接，应包括：1）时间继电器和定时器的范围、动作和设定值；2）过程仪表的设定点和复归点；3）保护继电器的额定值；4）熔断器和断路器额定值；5）建议的过电流保护和导线截面；6）设备部件及元器件的明细表（包括名称、型号、规格、主要参数、数量等）；7）使用维修说明。(3)逻辑图用于微处理机控制器的软件的逻辑图应按下列要求提供：1）模拟控制回路：逻辑图应与ISA（美国仪表协会）标准格式一致；2）顺序控制：用于顺序逻辑的控制应按布尔或梯形图格式。(4)配线图配线图要表明控制设备各元件的点对点的相互连接（包括部件或模块的内部）。控制设备和端子排应表明相对位置。端子排的一侧应清楚地标识外部配线连接，且应没有任何制造厂商的配线。控制设备和端子排应按照系统图／原理图来标识。外接电缆有特别要求时应在图中说明。(5)盘前布置盘前布置应表明安装在控制柜和配电盘前的设备和铭牌，应按比例制图。并应注明设备名称、代号、规格、主要参数及数量。(6)铭牌、仪表刻度和开关把手卖方应提供所有盘柜装置和设备的清单。铭牌应包括尺寸和文字大小，卖方应在适当的图纸上标明铭牌。仪表和其它指示仪表应表明刻度标记；刻度盘上的饰框板和符号刻字以及开关把手的类型和颜色应说明。(7)电缆管道图卖方应提供详细的电缆管道的实际布置。图上应标明电缆管道的尺寸、型式，和在电缆管内敷设的导线的数量、型式和功能。6.2.19.4计算书、报告(1)在合同生效后15天内，卖方应在提供6份表明机组部件更换/修复方案的论证报告和修复部件的详细修复方案、工艺、质量措施等。(2)合同生效后30天内，卖方应在提供合同设备的主要部件（包括水轮机的座环、支持盖、导叶、导水机构、接力器、转轮、主轴，发电机的定子、转子、机架和轴承等）的设计图时，同时应提供6份该主要部件的计算书及与该部件密切相关部件的复核计算书。计算书应详细说明计算使用的方法、假设、准则和应力水平。(3)卖方应随轮毂体加工详图，提供转轮工地组装、油压试验、叶片密封试验的详细工艺措施、流程、质量控制措施等技术说明。(4)合同生效后30天内，卖方应向买方提供6份水力过渡过程的计算分析报告（含计算分析方法和成果等）。报告应说明正常和事故工况时，蜗壳压力和尾水管内压力的变化，机组转速的上升，导叶开度以及尾水管真空度的波动，推荐的导叶及桨叶的关闭规律等。(5)合同生效后30天内，卖方应向买方提供6份振动分析报告。报告应包括水流漩涡脱流频率和固定导叶、导叶及转轮桨叶的固有频率、水轮机的转频、尾水管内水流脉动频率以及从蜗壳进口到尾水管出口流道的固有频率。(6)卖方应提供15份有关合同设备的最终报告，水轮机和发电机运行、甩负荷、带负荷试验以及性能试验等。该报告应装订成册。(7)合同生效后30天内，卖方应向买方提供6份机组轴系稳定性计算资料，水轮机各部件静态、动态应力应变计算分析资料，水轮机各部件频率等动态响应分析资料，水轮机各部件疲劳应力、断裂分析资料等。(8)合同生效后30天内，卖方应向买方提供6份机组上抬力和抬机量的计算分析报告。报告应说明各种甩负荷工况时的机组上抬力和抬机量（含计算分析方法和成果等）。6.2.19.5 随机图纸资料卖方应按国家和部颁最新技术标准的规定(而不限于这些标准的规定)提供30套完整的随机图纸资料，包括设备总装图、各部件的组装图、安装图、基础图、易损零部件图、现场拆卸组装或加工所需的图纸，随机图纸资料的项目不少于6.2.19.1~6.2.19.4的规定，图纸资料应满足设计、安装、调试、运行、维护和检修等的需要。其中10套在首台设备交运前3个月内用航空邮包寄往买方6套和设计单位4套，其余的随设备装箱，每台机各5套。上述每套图纸资料应装订成册，并随图纸提供配套光盘4份，格式为AUTOCAD R14版DWG格式，其中买方3份，设计单位1份。卖方提供的随机图纸资料目录在第一次设计联络会上由买方初审；最终的随机图纸目录将由买方在设备交运前3个月审定。6.2.19.6说明书(1)概 述卖方应对每项设备的工厂组装、试验、搬运、贮存、安装、运行和维护、以及现场安装、试验、试运行的程序提交详细的说明书。卖方应提供15套合同设备完整的最终的说明书和相应图纸的装订本，和2套同样内容的数据光盘。(2)工厂组装和试验程序在合同设备工厂组装和试验前，卖方应提交3份工厂组装和试验程序文件。工厂组装和试验程序应以表格形式分项列出每个试验、设计数据和预期结果，并留出空格供组装和试验时填写。试验程序应包括所采用的试验值、可接受的试验结果以及标准。如果工厂试验受到某种限制，则应给出充分的解释，并经买方认可。(3)搬运、装卸和贮存说明书卖方应提交合同设备搬运、装卸、贮存的详细说明书。说明书应包括：1）各设备要求的户外/户内、温度/湿度控制、长期/短期贮存的专门标志；2）户外/户内、温度/湿度控制、长期/短期贮存的空间要求；3）设备卸货、堆放和支撑固定方面所要遵守的规定；4）起吊方法；5）长期和短期贮存的维护方法，包括户外贮存部件推荐的最长贮存期；6）保护涂层；7）安装前保护涂层和/或锈蚀的清除。(4)安装说明书卖方应向买方提供合同设备安装的详细说明书。该说明书应包括设备搬运和起吊方法、组装公差和安装时应注意的事项等。(5)运行维护说明书1）卖方应提供详细的运行维护说明书。说明书应包括相应图纸的缩影件、相应部件一览表，设备的产品样本，包括自动化装置或元件的说明书，还应包括运行、维护、拆卸或组装、以及更换部件所必需的资料。2）运行维护说明书应内容完整清晰，可在设备整个使用寿命期间直接使用而无需买方的任何补充，说明书采用的术语和标记应与卖方图纸上采用的完全吻合。3）运行维护说明书应清楚地说明所供设备的工作原理、特性和电气控制操作方法，并包括系统主要参数及液位、流量和压力整定值，以及全部附属装置的整定值。4）运行、维护说明书应按下列格式编制：第Ⅰ册：水轮机运行维护说明书1概 述1.1水轮机主要特性1.2参考图纸、标准2水轮机总体描述3运行和维护说明3.1水轮机正常运行和维护说明3.2水轮机异常运行的监视和限制3.3水轮机故障判断3.4水轮机大修/小修项目4起吊设备、扳手和工具的使用说明5图纸、手册、产品样本6水轮机操作图7调 试7.1现场调试说明书7.2调试报告8备品备件第Ⅱ册：发电机运行维护说明书1概 述1.1发电机主要特性1.2参考图纸、标准2发电机总体描述3运行和维护说明3.1发电机正常运行和维护说明3.2发电机异常运行的监视和限制3.3发电机故障判断3.4发电机大修/小修项目4组装和拆卸所需的起吊设备和工具的使用说明5图纸、手册、产品样本6发电机操作图7调 试7.1现场调试说明7.2调试报告8备品备件(6)现场安装、试验、试运行说明书卖方应该提交合同设备现场安装、试验、试运行的详细说明书，并应包括有关图纸和说明。其内容应包括：1）部件清洗、检查和调整的方法和措施；2）检查间隙的方法；3）设备的现场试验、试运行的操作程序。6.2.19.9生产过程照片和光盘(1)生产阶段卖方应拍摄设备主要部件制造的重要环节或加工的重要阶段的照片和光盘，应提供不少于3个有利位置的不同景象，反映工作的重要阶段或重要环节。在此期间的照片和光盘应同月进度报告一起提供。(2)照片的质量照片应是彩色的有光泽的。照片成像应清晰，色彩还原准确、自然。照片尺寸应为200×250mm。如果需要印制较大的尺寸的照片时，卖方也应提供。(3)照片和光盘的标志提供的每张照片背面和光盘的画面上要打上以下的内容：1）工程的名称和合同号；2）表示主题景象及视图方位的标志；3）制造厂的名称和地址；4）拍摄日期；5）买方、卖方的名称。6.2.22设计联络会6.2.22.1为协调合同设备的设计、工程设计及其他方面的工作，以保证合同有效及顺利地实施，拟召开3次设计联络会议，审查机组部件的更换/修复方案、协调合同设备的设计与试验、与土建安装工程和其它方面的工作与衔接、技术条件、技术问题、设计方案、与其它系统设备的接口、交换资料、工作进度等。6.2.22.2买卖双方应在联络会前10天，将派出人员名单、职务等情况，以及拟讨论的议程和预计出发日期以传真形式通知另一方。由卖方编制每次会议的详细计划和日程，并按计划份数准备会议文件资料（包括图纸和电子文件等）和工作设施，报买方同意后执行。6.2.22.3当设计联络会在卖方所在地召开时，对于准备、组织和安排会议以及交通、旅差等所有费用均包括在合同总价中。当设计联络会在买方所在地召开时，对于准备、组织和安排会议的当地有关费用仍由卖方承担，均包括在合同总价中，卖方人员的差旅费由卖方自行承担。6.2.22.4在设计联络会议期间，买方或买方代表人员有权就合同设备的技术方案、性能、参数、试验、工作与工程及其它系统设备的接口等方面的问题，进一步提出改进意见或对合同设备设计试验和结构布置等补充技术条件和要求，卖方认真考虑研究改进、予以满足。6.2.22.5设联会地点和主要议题1)第一次设计联络会：合同签订15天内，且买方收到卖方提供的改造论证报告、机组外形图、基础图等合同规定的资料后约5天，在卖方所在地举行。讨论机组部件的更换/修复方案、机组改造的总体设计方案及与土建设计等限制条件有关的问题；讨论调速、励磁等设备采购有关的技术参数。会议时间为5天，买方将派10名代表参加。2)第二次设计联络会：合同签订30天内，在卖方所在地举行。主要讨论机组部件的更换/修复细节、合同设备结构、设计、制造、运输、交货、组装、安装、试运行和验收试验等，以及与其他配套改造设备的相关接口事宜。确切时间由双方协商确定。会议时间为5天，买方将派10名代表参加。3)第三次设计联络会：首台机组改造增容考核试运行完成后，在买方或卖方所在地举行，确切时间由双方协商确定。主要讨论首台机组改造增容后的运行状况，总结首台机组改造增容的经验，提出改进措施。会议时间为3天，卖方需派主要技术负责人及相关人员参加。6.2.22.6除上述规定的联络会议外，如有重要问题需研究讨论，可由双方商定增开协调会。6.2.22.7除联络会议外，由任一方提出的所有有关合同设备设计的修改和/或变更都应经双方书面同意。另一方接到需批复的文件或图纸后3天内，应将书面的批复或意见返还问题提出方。6.2.22.8每次联络会议均需签订会议纪要，会议纪要由卖方起草，并由买卖双方代表签字，该会议纪要将成为合同的组成部分，双方必须遵守。在联络会中如对合同条款有重大修改时，须经过双方授权代表签字。6.2.23备品备件6.2.23.1概述备品备件应能与主设备相应的部件互换，并应与主设备相应的部件有相同的材料和质量。备品备件必须与主设备的部件分开装箱。箱上应有明显的标记，以便识别箱内所装的部件。卖方应对备品备件进行处理，以防止在贮藏时变质，电气线圈和其他精密的电气元件，必须先装在带干燥剂的塑料袋中，或用其他有效的方法防潮，然后装箱。6.2.23.2规定的备品备件卖方应按本招标文件要求提供规定的备品备件。6.2.23.3卖方建议的备品备件除招标文件中规定的备品备件外，卖方在报价文件中应向买方建议其认为需要增加的及商业运行后10年所需的备品备件清单，其报价不计入总价，合同谈判时，买方有权选择购买卖方建议的备品备件。6.2.23.4易损件卖方应提供在安装和试验过程中可能损坏的易损件。安装和试验过程中可能损坏的易损件不计算在报价表的“规定的备品备件分项报价表”内。 6.3水轮机专用技术条款6.3.1概述本专用技术条款包括3台套额定功率不小于16.5MW的立轴轴流转桨式水轮机及其附属设备、备品备件、专用工器具、技术资料以及有关的技术服务等方面的详细要求。设备安装、现场安装试验、试运行、考核试运行及性能试验将由其他卖方在卖方的技术指导下进行。3台套水轮发电机组采用相同设计，除非特殊说明，本技术条款仅按1台机组进行描述，同样适应于其它2台机组。原则上按照表6-1的要求，对各部件进行更换或修复，即投标文件按照表6-1的要求进行报价。卖方应根据本招标文件设计要求，对现运行的额定功率15.47MW的水轮机各部件进行全面复核计算，提出复核意见及可改造或修复的设备和部件的改造方案，作为建议方案，并另行报价。卖方应在投标文件中应阐述原机组各零部件能否用于改造增容后的机组，更换或修复的必要性和可行性，提出推荐意见，并应对推荐的方式负责。适用标准：本合同未提及的内容均应符合水轮发电机组及附属设备的有关国家标准和部颁标准及其引用标准（不限于下列标准），若标准之间出现矛盾时，以高标准为准。选用标准应为签定合同时的最新版本。水轮机基本技术条件GB/T 15468水轮机通流部件技术条件GB/T 10969反击式水轮机空蚀评定GB/T 15469水轮机模型验收试验规程GB/T 15613水轮机、蓄能泵和水泵-水轮机模型验收试验规程IEC60193水轮发电机组安装技术规范GB 8564水电机组包装、运输和保管规范JB/T 8660水轮发电机组设备出厂检验一般规定DL 443水力机械铸件检验规范CCH 70-3钢制压力容器GB 150水轮发电机组自动化元件（装置）及其系统基本技术条件GB/T 11805大型水轮机产品质量分等JB/T560786.3.2型式和说明6.3.2.1型式水轮机为立轴轴流转桨式，混凝土蜗壳。从发电机顶部俯视，旋转方向为顺时针。6.3.2.2改造增容目标及要求（1） 水轮机额定功率不小于16.5MW；（2） 水轮机所有预想出力点临界空化安全系数不小于1.2，水轮机模型临界空化系数定义为σ1；叶片初生空化安全系数大于1.05。6.3.3运行条件运行条件见本招标文件6.1条。6.3.4水轮机参数本节带“*”的项目为卖方必须保证的项目。6.3.4.1*转速(1)额定转速在电网频率为50Hz时，水轮机额定转速宜为214.3r/min。(2)飞逸转速非协联工况下水轮机最大飞逸转速宜不超过610rpm。卖方保证的飞逸转速应示于“设备特性及性能保证”之中，水轮机所有部件均应设计和制造成能安全地承受在最大飞逸转速连续运行至少20 min所产生的应力、温度、变形、振动和磨损。6.3.4.2*功率(1)水轮机在额定水头、额定转速下运转时，水轮机额定功率应不小于16.5MW。(2)水轮机在额定转速下运行时，应保证满足《设备特性及性能保证》中卖方提供的各水头下的功率保证值。6.3.4.3*转轮公称直径水轮机转轮公称直径D1为3.3m。6.3.5性能保证6.3.5.1概述卖方在研制黄丹水电站水轮机时，要使各参数最佳匹配及结构合理。采用计算机流体动力分析与模型试验相结合的方法，对叶型、轮毂体、泄水锥、转轮室等与现水轮机的导叶高度、蜗壳、尾水管的水力设计等进行方案比较和筛选，力求得到最优组合。并确保机组在合同规定的水头范围和功率范围内长期安全稳定运行。6.3.5.2水轮机运行工况(1)当水轮机运行在6.1.2款规定的所有水头范围和水轮机从空载至最大功率范围以及甩负荷等各种运行工况下，水轮机各部件的设计均不得共振，水轮机在设计时应考虑到结构固有频率和振动特性，使之避免与发电机振动源频率、电网频率的倍频、电站建筑物发生共振。卖方应提交对固有频率和共振的分析结果供买方审查。(2)改造后的机组必须能在电站全水头段内长期安全稳定运行。水轮机应能在启动和甩负荷的过渡过程工况及所有规定的运行工况下，在卖方保证的吸出高度Hs内运行而不产生有害的压力脉动、振动、噪音和超过规定的空蚀。(3)卖方所能保证的各种水头条件下水轮机稳定运行范围应明确地表示在投标文件中，并满足水头从最小水头至最大水头、水轮机功率从35%至100％该水头下的保证功率范围内长期连续稳定运行，且机组振动和摆度满足《技术文件》的要求，应不出现功率摆动现象。6.3.5.3水力过渡过程水轮机要保证在单独的或任何组合的启动、运行、停机或甩负荷情况时，暂定当发电机GD2不小于1000t-m2时，蜗壳末端最大压力（含压力升高）不超过33米水柱，机组最大转速上升率小于50%，尾水管真空度不超过7m水柱。卖方应根据流道尺寸和水轮机设计资料进行调节保证计算并提交计算成果。6.3.5.4效率及电量(1)概述1)水轮机应设计成在高水头时具有尽可能高的效率，且高效率区宽广；在低水头时应具有较大的过流能力和水轮机预想功率，以求获得弃水期较大的容量效益和电量效益。2)水轮机效率将通过模型验收试验来验证。原型效率由模型效率按6.4.3款所规定的公式换算而得。(2)效率保证值1)水轮机原型最高效率应不低于92.0%，相应模型最优效率不低于91.0％。2)卖方应按“设备特性及性能保证”的规定，给出水轮机的效率保证值。3)原型水轮机加权平均效率应不低于90.0%，相应模型水轮机加权平均效率不低于89.0％。(3)水轮机加权平均效率计算方法在水轮机模型试验确定的水轮机效率特性曲线的基础上，按表6-7规定的水头和功率点，读出各点模型效率值后按6.4.3款“模型试验”所规定的公式换算出原型效率，再以原型效率值结合表6-7给出的对应加权因子，按下述公式计算出加权平均效率。1)计算公式ηcp=(W1η1 W2η2 ……)/100=∑Wiηi/100式中：Wi和ηi分别为水轮机相应运行工况的效率加权因子和水轮机原型效率值，效率以%计。2)效率加权因子效率加权因子见表6-7。表6-7电能（效率）加权因子（请动能专业复核）PtWiH(m)35%P55%P70%P80%P90%P100%P15.2618202325.927注：当H≥Hr时，P为水轮机额定功率，当HHr时，P为水轮机保证功率， H为水轮机净水头。6.3.5.5可靠性保证卖方提供的合同设备，应具有良好的可靠性。卖方应提供合同设备的可靠性保证指标，且不低于下列值：(1)可用率：不小于99％；(2)无故障连续运行时间：18000h；(3)大修间隔时间应不低于8年；(4)退役前的使用期限不少于40年。6.3.5.6轴向推力卖方应对水推力进行复核计算，尽量减少轴向水推力。在最不利运行条件包括紧急停机等过渡工况下，若最大反向水推力超过机组转动部分重量，应有防止抬机的措施和设施。6.3.5.7水轮机运行稳定性和噪声(1)水轮机在空载情况下应能稳定运行。(2)在6.1.2条规定的水头范围条件下，机组功率在相应水头下的(35％～100％)功率保证值时，水轮机均能长期连续稳定运行(保证功率范围为给定水头下各保证功率的连线)。(3)稳定运行的指标包括尾水管压力脉动值、顶盖垂直振动值及水导轴承处主轴的摆度。1)距转轮桨叶中心线0.65D1(此处D1为转轮公称直径)处尾水管测压孔测得的模型水轮机尾水管的压力脉动值ΔH／H(ΔH为相应水头H下单测点双幅混频值，按97%置信度计)值，在各水头下空载～35％的保证功率区运行时不大于8%，在各水头下35％～60％的保证功率区运行时不大于7%，在各水头下60％～100％的保证功率区运行时不大于6%。(保证功率线为给定水头下各保证功率的连线)。2)在本招标文件所规定的长期连续安全稳定运行范围内，水轮机顶盖上的垂直振动和径向振动的双振幅分别不大于0.10mm和0.09mm。3)在本招标文件所规定的长期连续安全稳定运行范围内，水轮机导轴承处测得的主轴运行摆度（双幅值）不大于0.3mm，且不大于轴承总间隙的75%。(4)在全部运行范围内，在水轮机坑脚踏板上方1.0m处的噪音，用噪音表测量不超过90dB(A)，在距尾水管锥管进人门1.0m处的的噪音，用噪音表测量不超过95dB(A)。6.3.5.8导叶漏水量(1)在额定水头时，通过关闭的导叶的最大漏水量不大于水轮机额定流量的3‰，并不超过“设备特性及性能保证”中卖方所保证的数值。(2)导叶漏水量的测定方法，按6.6节“现场试验”的规定进行。6.3.5.9桨叶漏油量在一个水轮机大修周期内不允许漏油。6.3.5.10空蚀磨损破坏保证(1)空蚀磨损运行时间水轮机在本合同文件规定的水质、泥沙特性、水头和尾水位范围内，自投入运行之日算起，基准运行8000h，其中出力小于各相应水头下保证出力的35％运行的累计时间不大于800h（不含空载运行时间），超过最大保证功率运行的累计时间不大于100h的情况。(2)金属失重限制值在空蚀保证期内，由于空蚀和磨损引起的金属失重允许值如下：1)因空蚀和磨损作用，转轮（转轮体和桨叶）的磨蚀总质量不大于5.445kg，磨蚀最大深度不大于6.5mm。2)单个桨叶的磨蚀质量不得大于全部桨叶平均损坏量的2倍。3)转轮某一连续的剥落面积不大于0.03m2，总面积不大于0.15m2。4)导水机构、转轮室和尾水管里衬全部磨蚀质量之和不大于转轮磨蚀保证量的一半，深度保证量与转轮相同。5)损失重量超过保证值时，卖方应免费修理，包括改进叶型，修复损坏表面，然后重新开始另一8000h保证期的运行，直到达到规定的保证值时为止。6)损失重量的测定和计算按GB/T15469.1《反击式水轮机空蚀评定》中规定的方法执行。在空蚀磨损保证期内，不满足以上五项标准中任何一项均将构成水轮机不满足空蚀、磨损保证。(3)空蚀、磨损损伤的修补水轮机的空蚀或磨损若超过了卖方的保证值，卖方应负责免费修理空蚀、磨损所引起的损坏。损伤包括所有深度超过2mm的坑的区域，这些区域要修复到与原来的形状一样，用同种材料进行补焊和磨光成一个光滑的表面，并与邻近未损伤的表面一样。对于叶型误差或波浪度而引起的局部空蚀、磨损破坏，卖方要对水轮机部件作必要的修正，以防空蚀、磨损破坏重新发生。对于损坏的修补，买方将在双方认为适宜的时间排干水轮机内积水和提供工作专门入口、厂用电、压缩空气和维修用的脚手架等，由卖方付费完成全部修补工作。所有的空蚀、磨损部位修补和修整后，保证期必须重新计算，直到完全满足保证值为止。6.3.5.11裂纹保证在规定的空蚀磨损保证期内，卖方应保证转轮不产生裂纹。裂纹将用超声波或着色探伤检查，验收标准与转轮制造用的标准相同。对保证期内产生的裂纹损伤，卖方应调查水轮机转轮产生裂纹的原因，并提出修改的意见。卖方应在现场进行修理，其全部费用由卖方承担。在完成修理工作后，水轮机重新开始8000小时保证期的运行，直至符合要求为止。6.3.5.12相似性保证按照6.4节“水轮机模型试验及验收试验”中规定的模型与原型之间的相似性的检查应通过模型和原型对应尺寸的比较来验证，符合GB/T10969《水轮机通流部件技术条件》的有关规定。卖方可提供保证相似性的技术措施的文件和所能保证的值。6.3.5.13水轮机性能曲线（1）卖方应随投标文件提交预期的模型和原型水轮机的性能曲线。（2）模型综合特性曲线以单位转速、单位流量为座标，曲线应包括：等效率线、等导叶开度线、桨叶角度线、等空化系数线（包括临界空化系数、初生空化系数），尾水管、蜗壳进口压力脉动时域峰峰值等值曲线。（3）应提供《技术文件》中全部运行水头范围、以水头和水轮机输出功率为坐标以及以水头和水轮机过流量为坐标的两种原型水轮机性能曲线，图中应标明等导叶开度线、桨叶角度线、等吸出高度线、尾水管压力脉动等值线、等效率线、叶片正压面和负压面空化起始线和尾水管压力脉动的范围和水轮机运行范围及承包人保证的稳定运行范围等。（4）提供以单位转速、单位流量为坐标的飞逸特性曲线（曲线的单位转速和单位流量起始值均应为零），并注明导叶开度、桨叶角度。（5）在模型试验完成后，应再次提供按最后的试验结果绘制的上述水轮机性能曲线。6.3.6转轮6.3.6.1转轮过流部分的型线与尺寸必须与经过模型试验的模型转轮相似。型线偏差应不大于IEC60193的规定。过流表面应光滑，呈流线型，无裂纹、凹凸不平等缺陷。尺寸检查应提前30天通知发包人代表参加。6.3.6.2转轮由轮毂体、桨叶、桨叶操作机构及泄水锥等组成，轮毂比由承包人提供。转轮应有足够的强度和刚度，能够承受任何可能产生的作用在转轮上的最大水压力、离心力和压力脉动，退役前在周期性变动负荷作用下不发生任何裂纹、断裂或有害变形。6.3.6.3在本电站运行条件下，不得出现叶片卡阻、轮毂体进水、漏油或其它任何不正常现象。6.3.6.4轮毂体为整铸结构；泄水锥为整铸或钢板焊接结构；桨叶毛坯采用不锈钢材料(ZG06Cr13Ni5Mo或相似材料)经VOD或AOD精炼铸造，表面采用五轴数控加工。桨叶应按CCH-70-3《水力机械铸钢件检查规程》的要求进行无损探伤并符合质量要求。6.3.6.5桨叶操作机构根据投标人自身经验推荐，应不影响现有主轴的结构，连杆、拐臂结构操作应动作灵活，可靠、不产生卡阻现象。桨叶操作机构应附有桨叶角位移变送器以反映桨叶的实际位置并通过调速器的双重调节系统与导叶实现协联运行，桨叶接力器由微机调速器控制，额定操作油压为4.0MPa。6.3.6.6每个桨叶采用密封性好、结构简单可靠、检修方便的双向多道“V”型密封，桨叶密封没有渗漏油现象，能防止漏油和水进入转轮体，并能在不拆卸桨叶的情况下更换。分块密封压板和固定螺栓采用不锈钢材料，并采取防止固定螺栓松动的措施，密封件应保证从投入试运行之日起使用8年。桨叶密封在厂内试验时和转轮现场组装后应按GB8564进行泄漏试验。6.3.6.7为减少转轮叶片与转轮室之间的气蚀，每个叶片都应设置与叶片材质相同的不锈钢抗气蚀裙边。6.3.6.8转轮现场组装、试验由安装承包人负责，卖方负责现场的技术指导，并对质量负责。卖方应对安装间的所有基础埋件进行复核，若不能满足要求，卖方应提供转轮组装、翻身、立轴等工序在安装间的所有基础埋件及支撑件。6.3.6.9转轮的支持调整采用转轮、主轴、支持盖整体吊装方式或其它方式，最终在设计联络会上确定。桨叶上不允许开吊孔吊装桨叶及吊起转轮。6.3.6.10转轮和主轴采用法兰螺栓联接，螺栓和螺母采用防锈和有效的防松动措施；泄水锥与转轮应可靠连接，并设有防脱落措施。应装设当机组检修（水轮机轴与发电机轴分离）时用来支撑转轮的装置，该装置在正常运行时不影响水流。6.3.6.11桨叶应按照《水力机械铸钢件检查规程》（CCH-70-3）的要求进行无损探伤（NDT）并符合质量要求。转轮表面加工粗糙度和公差应遵照IEC60193、“水轮机通流部件技术条件” 和6.2.6“制造工艺”的有关条款。卖方应提供CCH-70-3“质量表NO.0004”和“质量表NO.0004补充”的复印件，可应用的数据应全部填上且至少满足本技术规范的要求，并与卖方建议提供的尺寸和材料特性相符合。6.3.6.12转轮应在厂内进行100%无损探伤检查，并在厂内预装并做静平衡试验、动作试验和叶片密封试验，合格后方能出厂。轴承段及主轴与转轮的连接法兰处应在厂内进行100%的UT和MT检查。6.3.6.13本合同的转轮应能互换。6.3.6.14轮毂体采用铸钢件加工制成，轮毂体全表面应堆焊不锈钢层,加工后的不锈钢厚度不小于5mm。轮毂体要有足够的刚度和强度。桨叶安装孔应采用数控机床精确定位加工。6.3.6.15转轮体内接力器活塞采用钢制活塞，活塞杆通过接力器活塞缸盖的部位应设置有可更换的青铜导向瓦。6.3.6.16为保证在机坑内对转轮进行局部补焊，转轮材料应能在常温下焊接，并不需要作焊后热处理。6.3.6.17静平衡转轮装配好后应在车间作静平衡试验，不允许在轮毂的外侧作偏心切割，为了平衡用的塞孔必须设在不靠近水流的表面。除非买方书面放弃，静平衡试验必须有买方目击证实，并且卖方应提交4份试验报告给买方认可。转轮在出厂前应进行耐压试验和动作试验，试验程序和要求应符合GB8564《水轮发电机组安装技术规范》的规定。6.3.6.18样板和相似检查桨叶表面型线应与验收后的模型几何相似。桨叶型线及尺寸偏差应符合GB/T10969《水轮机通流部件技术条件》中有关规定。桨叶与枢轴应能成组互换。桨叶叶形应用样板和专用光学测距装置来检查，卖方应在检查前20天提出检验桨叶的详细程序和相关资料，并规定样板或装置以及测试的方法和使用的允许偏差并征得买方同意，以便买方代表检验审查，样板应归买方所有。桨叶叶片用坐标法检验叶型和厚度，进水边和出水边用经过业主认可的样板来检查。叶片轴肩法兰与叶片之间加工后不出现尖角。桨叶轮缘应有防空蚀裙边，桨叶靠轮毂处宜设有裙边。除非买方书面放弃，转轮在制造完成后的相似性检查必须经买方目击证实。在转轮装运前，卖方必须将4份验收检查图表的副本交给买方验收。卖方应提供4组桨叶型线检查样板，以供买方检查和修复桨叶时使用。6.3.6.19卖方应进行转轮和桨叶自振频率的计算和测试，并采取措施，严格避免二者之间产生共振。同时避免机组与厂房结构产生共振。6.3.6.20桨叶毛坯出厂时应提供样式及力学性能、化学性能和探伤分析报告，且其外形尺寸应保证桨叶在精加工后，成品尺寸在公差允许范围内。6.3.6.21卖方应随第一台转轮提供新的起吊转轮和进行转轮翻身用的吊具、起吊水轮机轴的吊具。转轮吊具应能保证利用厂内桥机吊钩起吊转轮或对转轮进行空中翻身。该吊具适应于用厂房桥机起吊转轮，并能依次用于其它的水轮机。6.3.7转轮室卖方应对目前的转轮室进行必要的圆度和型线修复，该项工作在机组实施改造时在买方规定的工期内完成，并完成相关的验收工作。6.3.8受油器和操作油管卖方应更换受油器和操作油管，满足如下条件：6.3.8.1受油器宜采用浮动轴瓦结构，耐油耐磨自润滑材料，应满足漏油量小，并应满足安装方便和运行可靠。受油器体、溅油盆底座的材质采用铸钢，铸钢应进行煤油渗漏试验并检验合格。6.3.8.2操作油管采用“O”型密封法兰连接。在受油器两油管法兰处应装压力表，供试验用；并装有排气装置，供充油时排气。受油器及其装配部件与其他连接件之间所有连接的地方应设双重绝缘，以防止轴电流。绝缘垫由卖方提供。6.3.8.3受油器上设有转轮接力器活塞行程和浆叶转角指示装置。受油器设置四只监测接力器行程的位移传感器，输出信号至电液调速器、电站计算机监控系统及机组状态在线监测系统。6.3.8.4受油器的转动与固定部份应留有足够的抬机裕量。6.3.8.5受油器上应设有观察孔、桨叶接力器位置反馈传感器及指示装置。6.3.8.6受油器的排油管应直接接至调速系统油压装置回油箱。操作油管采用无缝钢管。6.3.9主轴6.3.9.1概述(1)卖方应对现有主轴进行复核，并提出复核结果。为了保证首台机改造能够在规定的时间内顺利完成，首台水轮机的采用全新的主轴。后续的两台机主轴由卖方复核后确定提出更换或修复，若需进行返厂修复，卖方应负责包括运输、装卸、工厂内水轮机轴-发电机轴联轴找摆等所有工作，并在建议方案中报价。(2)机组采用二根轴结构，即水轮机轴和发电机轴。发电机轴与水轮机轴采用外法兰连接。卖方应提供水轮机轴和发电机轴连接所需的连接螺栓、保护罩、专用工具和吊具(如需)等，水轮机轴和发电机轴的分界法兰面高程由卖方的水轮机与发电机承包人协商，并通过轴系稳定性计算后提出，最终的分界法兰面高程在第一次设计联络会上确定。(3)主轴采用性能不低于45#钢锻造而成，中空结构，内装有操作油管，操作油管连接法兰密封圈采用紫铜片。水轮机主轴两端的法兰（由锻钢锻造）分别与转轮及发电机主轴连接。(4)主轴应有足够刚度的结构尺寸和强度，以保证在任何转速包括最大飞逸转速下均能安全运转，而无有害的振动或变形。在额定转速和水轮机最大输出功率（相当于发电机功率因数为1.0时的输出功率）的条件下，水轮机轴的应力符合本合同文件6.2.5条“工作应力和安全系数” 中的规定。(5)卖方应计算投标机组转动部分的临界转速，并对现有水轮机和发电机主轴长度、内/外径进行复核。计算和复核时要考虑水轮机的刚度、水轮机和发电机的轴承支座及其位置、发电机的尺寸和发电机转动惯量。所计算的临界转速应至少为最大飞逸转速的125％。(6)当主轴采用轴套型式时，在主轴穿过顶盖上主轴密封的地方，必须设置一个可拆卸和更换的轴套，该轴套应用耐腐蚀和磨损的不锈钢制造，经精加工和抛光，分瓣并牢固地连接到轴上，随主轴一起整体运到工地。如果主轴密封的设计不采用轴套型式，则可省去轴套。(7)主轴内操作油管分上、中、下部分，上端联接受油器操作油管，下端联接转轮活塞操作油管，两根钢管与大轴隔成三腔，中心两腔分别接受调速器开启、关闭腔来油，并传至转轮活塞上下腔，分别操作叶片开启和关闭，外层一腔为回油腔，与轮毂相通，供转轮润滑及密封用。6.3.9.2机组转动系统的分析和振动分析卖方应分析包括全部轴承和所有重叠荷载在内的机组轴系的动态稳定、刚度和临界转速。该分析应论证对于正常工况和暂态工况所有轴承、轴承的支承件和建立的油膜是完好的。卖方应验算动载荷频率、水轮机流道压力脉动、输水压力流道中的压力脉动频率、电网频率，使这些频率远离机组部件的固有频率，不致产生共振。有关计算和数据的详细报告应提交给买方审查。卖方将在理论和实践的基础上完成整个振动分析，以预测水轮机振动幅值和频率。卖方的振动分析中还包括对可能的局部振动进行分析和检查。6.3.9.3加工和无损探伤(1)主轴在消除应力后应进行全部精加工，内外表面在最后一道机械加工后必须同心。在主轴上部合适的位置应设置用于测量主轴摆度的环带。测量环带及导轴承轴颈表面必须进行抛光。在靠近导轴承盖上方的轴上，应刻上一根圆周线，以便检查主轴的垂直位置。主轴位于导轴承盖以上100mm范围内的表面粗糙度为1.6?m，并与轴径在同一次装卡中完成精加工。与轴承配合表面的粗糙度为0.4?m，且进行抛光处理。(2)主轴的径向跳动量应在工厂利用车床旋转加工好的轴或用找正装置检查，容差应不超过ANSI / IEEE标准810―1987“水轮机和发电机整体锻造法兰和轴径向跳动容差”第4节“轴径向容差工厂检验”所推荐的允许数值。卖方在主轴装运之前，应提供4份尺寸检查和跳动容差检查的图表交买方认可。除非书面声明放弃，主轴的尺寸和跳动容差检查必须由买方目睹证实。(3)主轴经机械加工后应按照ASTM A388条款规定进行超声波检查或射线探伤。连接螺栓应进行超声波检验或其它合适的无损检测。(4)水轮机主轴与发电机轴具有相同的外径。轴的连接和内、外部直径应符合ANSI B.49.1“水轮发电机组整体锻造法兰型联轴器”的规定。水轮机主轴应进行旋转检查。卖方应负责水轮机主轴与发电机轴连接的技术协调，并提供高精度数控镗模及相关资料，以保证两根轴的连接精确。6.3.9.4与转轮的连接(1)主轴与转轮的连接方式应采用扭矩传递方式。主轴与转轮连接的法兰螺栓孔，应采用能保证在现场正确配合的方法来加工，并应满足转轮的互换性的要求。主轴和转轮应便于连接和拆卸，以便在安装和检修期间分别起吊主轴和转轮。用于主轴与转轮连接的螺栓、螺母和螺母护罩应由卖方提供。卖方应提供适用的拧紧、拆卸连接螺栓的专用工器具、液压拉伸器和检测螺栓应力或伸长值的仪器或装置。(2)转轮与主轴应在工厂内进行连接尺寸检查和同心度校正，以保证两者正确装配。卖方应将连接尺寸检查和同心度校正记录提交给买方。转轮与主轴连接尺寸检查和同心度校正应有买方代表参加。(3)主轴与转轮经连接和校正后，主轴和转轮的同心度偏差应符合有关标准的要求。(4)卖方提供用于主轴与转轮联接的螺栓、螺母、护罩、法兰保护罩、起吊螺栓和用于拧紧和拆卸连接螺栓的专用工具和检测螺栓应力或伸长值的仪器或装置。这些工具和设备将成为买方的财产。(5)水轮机主轴与转轮体的联接方式为液压拉伸联轴螺栓联接，投标人应根据自己的经验在投标文件中推荐合适的扭矩传递方式。6.3.9.4与发电机轴的连接与配合(1)水轮机轴与发电机主轴应具有相同的外径并采用外法兰连接结构，轴的连接和内、外部直径应符合ANSI B.49.1“水轮发电机组整体锻造法兰型联轴器”的规定。扭矩传递方式及其它细节由卖方的水轮机与发电机承包人协商确定，并报发包人审查。水轮机承包人负责牵头与发电机承包人协调，使水轮机轴法兰和发电机主轴法兰各配合尺寸相适应。水轮机承包人与发电机承包人协调设计与发电机主轴的连接，并向发电机承包人提供适当的模板和资料，以便使两个法兰之间精确的配合。水轮机承包人协助发包人检查发电机承包人主轴的配合尺寸及质量。(2)投标人应提供一张完整的水轮发电机组的剖面图和轴系结构图。图中应有结构尺寸、基础高程和配合面高程。6.3.9.5水轮机轴和发电机轴的现场连接、装配和对中由安装承包商在卖方的指导下完成。卖方应对轴的连接全权负责，若出现由于卖方的原因而需要对轴进行校正或加工，卖方应免费完成该项工作，并不得延误工地的安装进度。6.3.10主轴密封6.3.10.1主轴工作密封(1)在导轴承下方，主轴穿过支持盖的部位应设置主轴工作密封。主轴工作密封应严密、耐磨、结构简单、便于检修，在不拆卸主轴、水轮机导轴承、导水机构和管路系统的情况下可以进行检查、调整和更换密封元件。密封元件应为自补偿型，在使用年限内，对磨损可自动调整。承包人应提供为方便密封件安装和拆除而设置的千斤顶螺丝和吊环螺栓的开孔。主轴工作密封应采用国外先进产品，其型式必须在已运行的同类型水轮机中证明是可靠的，并应取得发包人的同意。(2)工作密封元件必须是耐腐蚀材料。密封应采用水润滑和水冷却。卖方应提供相应的管道、阀门及其附件，买方提供压力为0.1～0.25MPa的清洁水作为冷却水。卖方应提供相应的润滑冷却水精密过滤器（2套，可在线切换）、增压泵（若有）、调压阀（若有）、管道、阀门及附件、流量开关、电磁阀等全套设备。该套设备的报价均包含在合同总价中，最终设计联络会确定。工作密封用的冷却水管、阀门、压板、螺栓、螺母等均应采用不锈钢材料。(3)应采取措施防止工作密封转动，并在密封下面设置迷宫环，以防止杂物进入密封面。(4)工作密封元件应保证至少能运行30000小时或8年而不用更换。(5)主轴密封漏水量应小于“设备特性及性能保证”中的保证值。6.3.10.2主轴检修密封(1)在机组停机时，为防止水进入支持盖，应在工作密封下方设置采用压缩空气充气的橡胶密封或其他经过实践考验的相似的结构密封装置。(2)检修密封由电站压缩空气系统提供压力为0.5～0.8MPa压缩空气。检修密封装置上应设置防止机组在密封充气的情况下启动的压力开关。卖方应供给所有管路、阀门及附件等。控制设备按6.3.20节的规定配置。(3)检修密封应进行材质检查和耐压试验，检修密封用的螺栓、螺母等均采用不锈钢材料。(4)检修密封充气控制应设置现地手动和远方自动两种控制方式。6.3.11防抬机措施6.3.11.1水轮机采用两段关闭规律控制导叶接力器的关闭速率，以减小机组甩负荷时机组转动部分抬机量。6.3.11.2机组转动部分应允许上抬，有关的固定部件的结构设计应考虑允许转动部分不超过15mm（暂定，最终以承包人计算为准）的上抬量而不破坏结构的正常工作。在水轮机顶盖上应设有防止过量抬机的止推装置。止推装置应有足够的刚强度。6.3.11.3在合适部位应装有主轴轴向位移变送器，以监视主轴的轴向位移。6.3.11.4导流锥下表面设有可拆卸的为防抬机摩擦的铜质抗磨板。6.3.11.5支持盖上应设有足够面积的真空破坏阀，进气量应满足防止反水锤抬机的需要。6.3.12导轴承和油润滑系统6.3.12.1概述(1)水轮机导轴承应为油浸式自循环稀油润滑、具有巴氏合金表面的分块瓦结构。导轴承应由分块瓦、轴瓦支承、带油槽的轴承箱、箱盖和附件组成。导轴承应能支承包括飞逸转速工况的任何工况的径向负荷。(2)导轴承应设计成便于安装、调整、检查和拆卸；应留有足够的工作密封检修的位置，能在不拆卸导轴承的情况下检修工作密封；并允许转轮和主轴的轴向移动，以满足拆卸和调整发电机推力轴承或清扫主轴连接法兰止口的需要。轴承部件应按6.3.20中的规定装设仪表及控制设备。(3)导轴承的设计和制造，应能安全地承受在最大飞逸工况和各种极端工况下不小于20min所引起的温度、应力、振动和磨损。应能在额定转速最大负荷正常运行且冷却水中断的情况下运行30min并安全停机不损坏轴瓦。必要时应允许导轴承能承受从最大飞逸转速下惰性停机（不加制动）的全部过程而不损坏轴瓦。导轴承应允许机组在停机后立即起动，并允许在油温不低于10℃时开机。当油温低于10℃时，卖方应采取措施保证机组可靠启动。6.3.12.2轴承箱轴承箱应设计成具有足够的强度和刚度的支承元件，能承受在机组运行中任何可能发生的运行工况下出现的最大径向荷载，并将荷载传至水轮机顶盖上。应采用加强或其他合适的措施防止侧向推力使其移动或变形。轴承箱应配有箱盖以防止尘埃或杂物进入轴承，轴承箱盖上应配有透明盖的检查孔。应采取措施以防止油从轴承箱泄漏或向轴上爬油。为了安装和拆卸轴承部件，应提供合适的吊耳和反向拧松螺栓。6.3.12.3轴瓦轴瓦表面应浇铸有高级的轴承用巴氏合金，并牢固地附在瓦基上。轴瓦必须进行全面的(100%)超声波检查以确信巴氏合金与瓦基牢固而且全面地结合，并用染色法检查其表面应无缺陷。导轴承瓦应在工厂研刮、装配，不允许在安装现场进行研刮。本合同内的导轴承的轴瓦应具有互换性。6.3.12.4振动分析卖方应提交对下列导轴承外壳轴向和水平方向振动要求的分析报告供买方审查。(1)额定转速运行：振动双幅值。(2)启动和甩负荷：振动双幅值。卖方应在理论和实践的基础上完成整个振动分析，以预测水轮机振动幅值和频率。卖方的振动分析中还应包括对可能的局部振动进行检查。6.3.12.5轴承的润滑(1)轴承要设计一个完整的独立的润滑系统。润滑油应能在主轴旋转的作用下通过轴瓦作自循环，轴承油箱应足够大以容纳要求的所有油量。润滑油系统应具有消除从轴承逸出油气和甩油的措施。轴承油箱上应有合适的供、排油接口，以便在检修时排出和注入润滑油。油箱的布置应使轴领和轴瓦至少50％总高度浸入静止的油中，还应有合适的供、排油口，供检修时供排油之用。(2油箱应在方便的部位上设置取油样的放油接口和手阀。必要时在油箱上设有呼吸器。每块轴瓦内和油槽中还将设置测温装置。(2)水导轴承应使用与发电机推力轴承及导轴承和调速器相同的润滑油，润滑油由买方提供。油的牌号应符合6.2.15“润滑油及润滑脂”的规定。6.3.12.6轴承冷却系统(1)水轮机在各种工况连续运行时，轴瓦的温度应不超过70℃，轴承油槽油温不得超过60℃。轴瓦应具有在85℃瓦温下长期运行而不烧瓦的能力。(2)如果润滑油需要冷却，应设置冷却器。要有足够的备用冷却容量，以允许对其中的一个冷却器进行保养或检修时，不致使温度超过报警限制温度。冷却器用冷却水冷却，由电站提供冷却用水，进口水温按25℃设计，水压范围0.1~0.25MPa，冷却器的设计压力为0.5MPa，试验压力1MPa，通过冷却器的压力降低应不超过0.03MPa。若电站技术供水水压不能满足承包人要求，承包人应提供该套设备的增压泵、阀门、管路及自动化元件等，最终设计联络会确定。冷却管路应采用铜合金或翅片式管路，管路内径不小于15mm。冷却器应设计成能防止泥沙的积聚并应容易清理、更换和保证水不漏入轴承油箱。冷却器的换热管工作压力应不小于0.6MPa，试验压力应为工作压力的1.5倍。冷却器进出水管口应可以互换。冷却器应能在不拆卸水轮机的情况下拆出或装入。 (3)导轴承应能在冷却水中断的情况下，运行30min而不损坏轴瓦。6.3.12.7仪表和管路(1)导轴承油箱上应装有油位信号装置和一个油位开关、油混水报警装置，当油位过高、过低和在润滑油中的含水量超过规定时，发出报警信号。轴瓦内和油槽中还应设置测温装置，油槽上应设摆度探测器。(2)卖方应提供机坑内导轴承润滑油系统和冷却水系统所需的管路、阀门及必要的附件。各管路的接口、高程、方位和管径应与原设计相同。(3)导轴承油箱在方便的位置应设有取油样的出油口和手阀。6.3.13座环卖方应对座环进行复核计算，并通过CFD分析和模型试验提出固定导叶修型、过流部件修复的方案和具体措施，该项工作在机组实施改造时在买方规定的工期内完成，并完成相关的验收工作。6.3.14蜗壳卖方应提供调节保证计算书，提出过渡过程时蜗壳的最大压力值。蜗壳最大压力（含压力升高）不超过33米水柱。卖方应对蜗壳进人门和盘型阀进行复核和修复。6.3.15支持盖6.3.15.1支持盖采用钢板焊接结构并经应力释放后对焊缝进行100%无损探伤检查，为方便运输可根据需要适当分瓣，组合面应精加工，但不允许在现场作结构焊接。支持盖包括导流锥。6.3.15.2支持盖应有足够的强度和刚度，不致因为控制环的运动而产生挠曲。应能安全承受各种径向、轴向作用力和水流产生的波动压力。6.3.15.3在支持盖上应设置真空破坏阀。其金属密封、阀杆为不锈钢材料，保证动作灵活可靠、不漏水、进气量大，其位置应尽量靠近轴心。真空破坏阀由卖方提供，应采用可靠性高的进口或合资产品。6.3.15.4支持盖上应设置可靠的排水措施。6.3.15.5支持盖上设置至少2个位于不同方位的不锈钢测压头。测压头由承包人提供。6.3.15.6导流锥下表面设有可拆卸的为防抬机摩擦的铜质抗磨板。6.3.15.7卖方应设置一个足够容量的抬机控制环，以限制各种工况下的转轮上托力。抬机控制环为青铜和连续环状结构。6.3.15.8顶盖上应设置可靠的排水措施，包括至少2台立式潜水泵，单台水泵的流量及扬程应能满足在最高尾水位下排除密封漏水或真空破坏阀失效的需要，并满足现场已埋设的排水管的要求；水泵与配件必须是抗腐蚀材料；顶盖排水泵布置在支持盖上，设永久性管路。立式排水泵、水位开关、水位传感器、以及从水泵至机坑内壁之间的联接管道、阀门、管件和水位开关、传感器、以及从顶盖排水泵控制柜到等顶盖排水装置自动化元件之间的连接电缆均由承包人提供，顶盖排水泵控制柜由发包人另行采购，采用PLC控制，承包人应提供顶盖排水泵的控制流程和控制要求以及自动化元件的接线和动作整定值。6.3.16顶盖6.3.16.1顶盖应设计成不拆卸导叶的情况下能方便地装入和拆卸水轮机转动部件，并且能利用厂房起重机将顶盖整件吊入或吊出水轮机机坑。为了满足运输条件和便于安装，顶盖应根据需要分瓣制造。顶盖应在工厂内进行预装。顶盖及支持盖联接螺栓应具有足够的刚强度并进行防腐处理，制造厂应提供顶盖把合螺栓的疲劳强度分析计算报告，并提出安装、运行维护要求。6.3.16.2顶盖采用钢板焊接结构，应具有足够的强度和刚度，以承受机组在整个运行范围包括可能产生的最大压力脉动和在最大飞逸转速下连续运行所产生的振动，应能安全承受最大水压力(含水锤压力)、最大压力脉动和其它所有作用在顶盖上的的力，并不产生过大的振动和有害变形。保证各种工况下导叶端面间隙在规定允许的范围内。顶盖的刚度和强度的计算应留有足够的安全裕度，计算书应提交给发包人审查；卖方应对顶盖受力情况进行有限元分析和应力计算，并向买方提供计算结果。6.3.16.3顶盖各组焊件应在消除内应力后，方能进行最后机械加工。并对焊缝进行100%无损探伤检查。顶盖可根据运输条件分成合适的瓣数，分瓣组合面应精加工，配有定位销，并设有很好的密封装置。各分瓣在工地用预应力螺栓把合，不允许在现场作结构性焊接。顶盖应在工厂内进行预装。卖方应提供在现场安装时测量螺栓预应力的方法和说明书供发包人审查。卖方应提供1套适用的拧紧顶盖分瓣件以及拧紧顶盖与座环连接的螺栓和螺母的组合工具。6.3.16.4顶盖应设有法兰，外法兰用螺栓和定位销连接到座环的法兰上，内法兰用螺栓和定位销连接到支持盖上，并设有用于顶起顶盖的顶起螺栓螺孔。6.3.16.5暂定顶盖外圆周上布置2个Φ150 mm的排水侧孔，由管道将漏水自顶盖引至渗漏排水系统。为防止堵塞，排水侧孔的进口应设置可拆卸的滤网。6.3.16.6顶盖和底环上过流表面与导叶端部对应的抗磨板，应采用不锈钢或其它合适材料制造。顶盖和底环处应提供可拆卸和更换的导叶端面密封，密封采用不锈钢螺栓或发包人同意的其他方法固定在抗磨板上，以减小通过导叶顶端和底部端面的渗漏，使机组停机时导叶漏水量最小。在导水叶关闭位置的顶盖和底环上的导叶密封应配置有弹性的预压紧材料以保证与导叶端部的接触。端面密封应延伸至导叶轴。导叶密封与导叶端面接触面的材料应是黄铜条或其它更合适的复合材料。6.3.16.7顶盖上应装有导叶轴的自润滑轴承和密封。顶盖上的导叶轴承孔与底环上的轴承孔一起同轴镗孔。6.3.16.8控制环的导向轴承应安装在顶盖上，应是可更换的自润滑轴承，并设有青铜抗磨衬板。轴承材料应采用进口非金属自润滑材料。6.3.16.9顶盖应预留补气管道接口、通道接口。在顶盖上适当位置布置至少2个测量转轮与顶盖之间压力的测压孔。从测压孔至机墩内的管道、管件，及机墩外埋管至测量显示元件的管路、管件和阀门均由卖方提供。6.3.17底环如有必要，卖方应结合导叶端面密封的改造方案，提出相应的底环改造方案。6.3.18导叶和导叶操作机构6.3.18.1导叶(1)应设置适当数量的导叶用于控制和引导水流到水轮机转轮，活动导叶和固定导叶数应协调，并和模型一致。以保证水轮机运转时不产生有害的振动和回流。(2)导叶瓣体采用0Cr13Ni4Mo 不锈钢制造或采用不锈钢板压制成型，活动导叶轴采用ZG20SiMn，表面铺焊或镶套不锈钢。(3)导叶轴和导叶体的连接过渡区应减小应力集中，且不宜有引起脱流空蚀的过大的非流线型凸起结构。承包人应在投标文件中说明导叶的制造工艺。(4)导叶采用3支点轴承结构。导叶轴颈处应至少有3mm厚的不锈钢保护层。导叶轴承采用自润滑轴承。(5)导叶轴上部应设置1个可调整的自润滑推力轴承，导叶推力轴承和附件应防止由于水力或机械力的作用，引起导叶与抗磨板之间的过分挤压。(6)导叶最大开口应留有不小于5%的裕量，所留裕量应在投标文件中明确标明。每个导叶应有不在流道内的限位装置，当导叶保护装置动作、导叶处于失控状态时，导叶不应碰撞固定导叶和相邻的活动导叶。(7)在导叶轴穿过顶盖处的轴承套上应设置活动导叶轴密封，以防止水漏出。(8)导叶应有足够的强度和刚度，应保证在工作水头下全关时相邻导叶接触立面上密封良好。(9)导叶应设计成从全开到接近空载位置范围内具有水力矩自关闭特性。(10)导叶轴上端部设有起吊孔，并提供2台套导叶起吊工具。(11)本招标文件内的所有活动导叶应可互换。(12)导叶保护装置：当两个或多个导叶在关闭过程中被异物卡住时，导叶保护装置应能保护其它导叶完全关闭。保护装置的型式应在投标文件中提出，并对其作用原理、使用的实践作出说明。导叶保护装置应配有动作信号监测系统，当保护装置动作时，发出指示和报警信号，报警接点应接到水轮机端子箱。导叶保护装置应能在机组减负荷和紧急停机情况下，当保护装置打滑时发出指示和报警信号。(13)导叶限位装置：每个导叶应设置用摩擦或其它方式的导叶限位装置，以防止导叶在保护装置动作后反复摆动。如果任何一对导叶之间有障碍物，该装置不应影响其它导叶的关闭。每个导叶均应设置坚硬固定的导叶限位块。导叶限位块应根据在最不利的工作条件下，可能施加到导叶限位块上的最大水力矩和冲击力来设计。限位块应设在顶盖和拐臂之间用以限制导叶运动角度，在保护装置动作的情况下，防止松动的导叶反向和相邻导叶相碰。限位块应用减震垫保护。6.3.18.2自润滑轴承和密封(1)导叶轴和导叶操作机构轴套的轴瓦采用国际知名品牌厂商生产的复合自润滑材料。配合件材料应用硬度比自润滑材料更高的抗蚀不锈钢或不锈钢堆焊。(2)导叶上、下两端应设有可靠的导叶轴密封，以阻止水流进入导叶轴承。导叶密封应便于更换。6.3.18.3导叶操作机构导叶操作机构（包括自润滑轴承、销、拐臂、连杆、控制环和推拉杆）应有足够的强度及刚度，以承受加于其上的最大荷载。有相对运动和相互接触的部件应为自润滑型。提供不受其它导叶制约而能单独调整任何一个导叶位置的措施，以确保导叶在关闭位置时相邻导叶紧密接触。在开启时，所有导叶的开度应相等。应有充分的调节余量，以补偿将来的磨损和变形。在每个导叶的传动机构中应设有机组运行中可更换保护元件和信号元件的措施。整个操作机构的结构应便于检查、调整和修理。6.3.18.4控制环控制环应设计成能把接力器的操作力和力矩同时均匀地分配给所有导叶。采用Q235-B钢板焊接结构，其支撑结构具有足够的强度和刚度，当一个接力器故障时控制环及支撑不出现过度的挠曲和有害变形。控制环底面应装有环向导轨和抗磨板，抗磨板应具有自润滑性能，不需要润滑系统。控制环应采用100%超声波探伤检查，超声波不能检查或有疑问的地方，应采用X射线探伤检查。抗磨板应便于更换。卖方应设置防止控制环轴向跳动的措施。6.3.18.5推拉杆导叶接力器活塞杆和控制环之间的推拉杆应为锻钢制造，具有足够刚度并带有自润滑瓦衬。应设有可靠的微调活塞位置的措施。6.3.19导叶接力器卖方应设计并提供全新的导叶接力器，并满足以下要求：6.3.19.1概 述现有水轮机的接力器为2个摇摆式直缸接力器，布置在机墩的接力器坑村内。卖方应为水轮机设置2个直缸式油压操作的导叶接力器，对称布置在机坑壁上，操作接力器的油压来自调速系统，接力器带锁定装置，在全关位置能可靠锁定。接力器零部件应按调速系统最大操作油压设计。接力器行程应设计成在开启方向满足导叶最大开度，在关闭方向有少量的过行程用以对关闭的导叶施加一个压紧力。接力器的油压由调速系统的油压装置供给，其额定操作油压为4.0MPa。接力器零部件按调速器最大操作油压设计。6.3.19.2接力器容量在调速器压力罐内事故最低工作油压减去管路损失所形成的接力器缸最低油压下，接力器所具有的总容量仍应能充裕地在任何水头、输出功率和暂态条件下按要求的导叶关闭和开启时间内精确地控制、操作导叶接力器的全开和全关行程，包括必要时破坏一个或多个保护元件，并最后压紧导叶。6.3.19.3接力器支座接力器布置在机坑里衬内专设的接力器支座上，接力器的反作用推力通过支座传到周围混凝土上，应满足接力器基础混凝土受力要求。卖方应提供支座受力的设计计算数据供买方审查。若接力器布置在顶盖上（但不建议采用该方案），卖方应有相应的减小由于机组振动对接力器稳定性及操作灵敏度的影响。6.3.19.4接力器的细部结构接力器缸和盖应采用锻钢或钢板制造，并应设有油管法兰连接件、填料箱或密封以防止活塞在任何位置时油的渗漏和活塞杆拉伤。应提供设施以确保对密封盘根充分地润滑。活塞应采用铸钢，活塞杆采用不锈钢锻钢，并进行高精度抛光。接力器应设多层活塞环和刮油圈，应至少配有4个活塞环和1个形状合适的刮油圈使油缸壁的压力均匀并防止油通过活塞而渗漏。活塞环、刮油圈与接力器缸接触的滑动面应有足够的硬度差值以防研烧损坏，表面粗糙度Ra应不低于0.4μm。每个接力器缸应设置控制油管接口、2个排油接口，并配备开、关腔压力表、全套管道、配件、阀门以及从接力器缸排气的2个液压针型阀。接力器在活塞杆端应有可拆卸的端盖。活塞杆设有双重青铜导轴承，活塞杆、推拉杆、控制环应为多点铰链连接，以使活塞不承受侧向力。外侧轴承应是自润滑型。接力器部件制造加工后应在厂内预装，并进行耐压试验和行程实验，试验压力为设计工作油压的1.5倍，持续时间为30 min，然后降至设计工作油压，保持30min。接力器不得出现任何渗漏现象和任何损坏或有害的变形。6.3.19.5接力器刻度尺、行程开关及位移变送器为指示导叶的实际开度和接力器的行程，应设置带指针的刻度尺。刻度尺应以接力器活塞行程和导叶开度的百分数来分度。接力器应配有反映其主要位置状态的行程开关（由买方另行采购），行程开关应具有不少于10对全行程可调的信号接点。接力器上设置4套接力器行程变送器，变送器的输出信号为4～20mA；接力器应配有反映其主要位置状态的行程开关，行程开关具有不少于10对全行程可调的信号接点。6.3.19.6慢关闭装置接力器应设置可调的慢关闭装置，以改变导叶空载至全关位置的关闭速度，但该慢关闭装置不应限制空载至全开导叶位置之间的正常关闭速度及全行程的开启速度。6.3.19.7自动锁锭装置及手动保护装置在接力器上应设置可靠的锁定水轮机导水机构的油压操作锁锭装置，以便于水轮机导叶能可靠地锁定在关闭位置，该装置可手动和自动操作。在导叶全开位置设置手动锁锭。导叶锁锭机构包括带接点的位置开关，位置开关在锁锭装置完全锁锭或脱开时动作，锁锭装置应带有全关、全开位置节点并能远方操作。在接力器上和导叶控制环上还应设置合适的手动操作的手动限位装置，以便能在检修和运行时可靠地限制水轮机导叶在开启的任何位置上，防止导叶超过限位开度运行，在手动限位装置上应装设挂锁，并设置限位位置传感器。锁锭及限位装置应能承受导叶可能受到的水力矩加上调速器最大操作油压时通过接力器传递给它的力。6.3.19.8导叶接力器分段关闭装置及事故配压阀配有机械液压传动的导叶分段关闭装置，分段数满足水力过渡过程计算的需要，该装置由发包人采购。承包人应与调速系统承包人就导叶分段关闭装置、事故配压阀、机械过速保护装置和导叶位置反馈传感器的设计与布置等进行协调。6.3.20全套水轮所需的全部连接件和密封件卖方应列出全套水轮所需的全部连接件和密封件清单、配套厂家和选型计算供买方审查。全部密封件均应采用成熟可靠产品。6.3.21自动化元件下表中的自动化元件及仪表由卖方提供，其它自动化元件和装置由买方自备或另行采购，无需卖方提供和报价，卖方在水轮机设计时提供全部自动化化元件的合理安装位置和接口，以及安装用的支架、吊架等安装附件，且与现机组的表盘、相应管路匹配。自动化元件及仪表具体的型号、数量和与水轮机的接口在设计联络会上确定。表6-8由卖方提供的水轮机自动化元件、仪表和装置（单台套水轮机所需量）序号功能仪器数量测点位置备注1.蜗壳进口压力压力表1只水轮机层2.蜗壳进口压力压力变送器4只水轮机层√3.尾水管进口压力真空压力真空表1只尾水管进人门4.尾水管进口压力真空压力变送器1只尾水管进人门√5.尾水管出口压力压力表1只操作廊道层6.尾水管出口压力压力变送器4只水轮机层√7.蜗壳末端压力压力表1只水轮机层8.蜗壳末端压力压力变送器1只水轮机层√9.顶盖压力压力表1只水轮机层10.顶盖压力压力变送器1只水轮机层√11.蜗壳差压测流差压测流变送器1只水轮机层√12.水轮机净水头压差变送器1只操作廊道层√13.水导轴承瓦温双支RTD每瓦1只导轴承上14.水导轴承油温RTD3只轴承箱内15.水导轴承油位油位计（三合一）1只轴承油箱√16.水导轴承油混水油混水变送器1只轴承油箱√17.水导轴承瓦温温度监测仪表4只测温盘18.水导轴承油温温度监测仪表2只测温盘19.导叶接力器压力压力表4只每只接力器开/关腔20.导叶接力器位移位移变送器4只水轮机机坑√21.导叶接力器位置位置开关1套不少于10个接点√22.接力器锁锭自动及手动投入信号位置开关2只水轮机机坑√23.接力器锁锭自动及手动拔出信号位置开关2只水轮机机坑√24.导叶接力器限位位置位移变送器1只水轮机机坑√25.导叶位置主令（行程）开关行程开关1套水轮机机坑√26.接力器锁锭控制电磁换向阀1只水轮机机坑√27.导叶剪断销信号装置（含剪断销）剪断销信号器1套水轮机机坑28.桨叶接力器位移位移变送器4套受油器√29.桨叶角位移位置开关2只水轮机√30.顶盖水位水位变送器1只顶盖√31.顶盖水位水位开关1套顶盖√32.主轴密封水过滤器压降差压开关2只过滤器上√33.主轴密封水过滤器压降差压表1只过滤器上34.主轴密封水过滤密封水过滤器2只主轴密封供水管35.主轴密封水进口压力压力表2只主轴密封供水管36.主轴检修密封供气压力压力表1只检修密封箱37.机组机械液压过速保护纯机械过速保护装置1套大轴上瑞典TURAB38.分段关闭阀1套调速系统39.事故配压阀1套调速系统40.导叶和桨叶间压力脉动压力脉动变送器2只水轮机层√41.主轴摆度涡流探测器2只导轴承√42.振动监测加速度型探测器5只顶盖上、导轴承上√43.抬机量监测涡流探测器1只√44.主轴检修密封箱体集成包括而不限于以下设备、元器件1台套1)主轴检修密封供气压力压力变送器1只检修密封箱√2)主轴检修密封供气压力压力开关1只主轴密封箱√3)主轴检修密封供气电磁空气阀1只主轴密封箱√4)主轴检修密封供气压力压力表1只检修密封箱45.水轮机控制柜1台套含机坑排水泵等设备的监测控制元件及控制装置注：备注栏中带有“√”符号的仪器和设备为国际知名专业公司原装进口产品。6.3.23备品备件6.3.23.1概述卖方提供的备件应能与按合同要求供应的水轮机相应的部件互换，而且应采用相同的材料和工艺标准来制造。所有备品备件应装箱，以防储存中损坏。所有箱子和包装物应打上适当的记号以供识别。6.3.23.2规定的备品备件应对本合同范围内提供的3台套水轮机提供下列总量的规定的备品备件，价格应标明在报价表中。“1台套”定义为一台套水轮机所配置相应部件的总数。合同签订时买方有权调整备品备件的项目和数量。(1)1台套导叶上、中、下轴套；(2)1台套导叶密封圈；(3)3台套主轴工作密封件（模具移交买方）；(4)4台套主轴检修密封件（模具移交买方）；(5)1台套水导轴瓦；(6)1台套接力器活塞环；(7)1台套接力器密封圈；(8)1台套转轮活塞环；(9)1/2台套桨叶连接螺栓；(10)1/2台套水轮机主轴连接螺栓；(11)1台套各类弹簧；(12)2台套转轮叶片密封；(13)2台套转轮叶片枢轴密封压板；(14)1台套受油器浮动瓦。卖方应建议10年期内所需的备品、备件供买方选择，不计入总报价。6.3.24专用工具及维修设备6.3.24.1吊具的规定见6.2.14，吊具的配置要求满足水轮机各部件的装卸、吊运、转轮翻身、立轴。卖方应在投标文件中列出具体的吊具清单。6.3.24.2卖方提供1套全新的起吊用吊环螺栓、千斤顶螺栓、吊钩、吊环及其他便于水轮机安装、检修的工具。6.3.24.3卖方应至少提供下述用于安装本合同范围内所有水轮机所需的专用工器具和维修设备。所有的工器具和设备应予正确标明以便识别和使用，下列没有列出的专用工器具和维修设备，但为方便工作是必要的那些器件卖方亦应予提供：(1)2套全新装在工具板上或工具箱内的合金钢板手（M36及以上）。(2)转轮桨叶和导叶型线检查样板各1套。(3)安装、测试及检修维护所需专用仪器仪表1套（列出清单）。(4)满足合同设备现场卸货用的吊装专用工器具1套（列出清单）。(5)1套转轮密封试验装置。(6)1套用于连接转轮和水轮机轴及水轮机轴和发电机轴的专用工具（含液压拉伸器）。(7)1套机械盘车装置（电动机驱动）。6.3.25工厂组装和试验6.3.25.1概述(1)除非买方书面放弃，水轮机主要部件(含修复部件，下同)的质量检查、重要的工厂装配和试验必须由买方代表见证。无论是放弃或由买方见证某项试验，都不能免除卖方对所提供的设备满足合同要求的责任。(2)水轮机主要部件在工厂进行的检查、装配和试验至少应包括表6-9“水轮机工厂质量检查、装配及试验项目表”中的内容，但不限于此。表中“√”表示检查和试验项目；“*”表示买方应参加见证的项目。试验所需的所有设备和仪器由卖方准备，检查和见证所需的全部费用应包括在总价中。(3)卖方应在合同生效后1个月内提供工厂装配和试验项目安排计划。凡需买方代表在工厂见证的部件质量检查、装配或试验项目，卖方应至少在项目开始前5天通知买方，并提供买方代表见证试验大纲和质量检查表。在装运前，装配和试验结果应提交买方审查，并得到买方的许可。6.3.25.2材料试验应按6.2.3“材料”6.2.4“材料试验”的规定进行材料试验以及按6.2.8“无损检测”中的规定对工厂内的焊缝作探伤检查。6.3.25.3工厂内装配水轮机部件应在工厂内尽可能最大程度地进行装配或预装，以检验其设计、制造和加工情况，确认配合和间隙的正确。各部件均应在工厂内打上装配记号，作好标记和设定位销钉以保证在现场准确地组装。如需要在现场组装和配钻，应提供配钻后插入的定位销。转轮应在整体加工好后按6.3.6“转轮”中的规定作静平衡试验。 表6-9水轮机工厂质量检查、装配及试验项目表序号名称材料试验制造过程与最终检验机械性能化学成分无损检测硬度试验射线检查其他无损检测外观检查尺寸检查操作试验取样试验其他检验项目及备注1转轮√√√√√*√√*√*叶型、表面粗糙度检查及静平衡试验*2主轴√√√√*√√*√*钻孔取样法兰间平行度、同心度、主轴与法兰的垂直度3转轮、发电机轴与水轮机轴的连接螺栓√√√√√4主轴与转轮装配√*同心度*对中检查*5导轴承√√√√局部装配6主轴密封√√局部装配*7顶盖√√*√√*√*8支持盖√√*√√*√*9导叶操作机构√√√√√√*预装，动作试验*10接力器√√*√*11导叶保护装置√√破断*检查12自动化元件√动作性能试验检查 6.3.25.4工厂内测量装配的控制尺寸的各处间隙应测量并记录在工厂检查表中，同时标明设计和实际测得的尺寸，卖方应为此作好准备。应将工厂检查表的复印件在工厂检查组装前提交给买方，供买方审查。6.3.25.5压力试验所有承受油压(包括调速系统油压、润滑系统油压和润滑干油油压)、气压以及水压的部件和装置均应进行1.5倍设计最大压力的压力试验，耐压时间为1h，而无渗漏。卖方应准备1份这种压力试验的总表，该表内容包括设计压力、试验压力和试验日期。当总表完成后，将作为1份检查记录。6.3.26水轮机安装、调试6.3.26.1概述水轮机和有关附属设备的安装和启动，根据“安装、调试、技术指导服务”规定，在卖方人员的指导下由第三方完成。6.3.26.2安装卖方应在合同生效后2个月内提供详细的安装程序和验收表格给买方审查，并且在安装期间派代表到现场指导安装卖方进行安装。6.4水轮机模型试验6.4.1概 述卖方应进行水轮机的水力设计和水轮机模型设计、制造、试验，并提供模型试验报告；若卖方已对相似转轮进行了模型试验，应提供相关的报告及证明文件。6.4.1.1一般要求（1）卖方应进行计算机流场数值模拟分析（CFD），来优化水轮机的水力设计和特性。流场数值模拟分析取得满意的结果之后，卖方应设计制造模型水轮机，并进行模型试验，以验证模型的水力设计和性能。（2）除另有规定外，试验室模型试验、模型验收试验应符合下列标准：A.IEC60193《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机模型验收试验规程》B.IEC995《由水力机械模型验收试验依据比尺效应确定其原型性能的国际规程》C.IEC609《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机的空蚀评定标准》6.4.1.2计算机流场数值模拟分析和优化卖方要进行水轮机全流道（从电站机组进水口至尾水管出口）的流场数值模拟分析（CFD），特别应注意分析高水头各种负荷和低水头大开度工况下，各部位的压力脉动频率和幅值，以便通过修改流道和有关部件的设计来优化水轮机的能量、空化特性和稳定性性能。6.4.1.3工作计划、试验程序合同生效后15天内，卖方应向买方提交详细的计算机流场数值模拟分析结果及相关的类似电站转轮的模型试验资料。6.5水轮发电机专用技术条款6.5.1概述6.5.1.1除基础埋件在不影响土建要求作适当修改外，其余部分为全新的发电机。原则上按照表6-2的要求，对各部件进行更换或修复，即投标文件按照表6-2的要求进行报价。卖方应根据本招标文件设计要求，对原额定功率15MW水轮发电机组的相关部件进行全面安全性、可靠性复核计算，提出复核计算报告及可改造或修复的设备和部件的改造方案，在报价中作为建议方案，并另行报价。6.5.1.23台套水轮发电机组应采用相同设计。卖方应根据本招标文件设计要求，对现运行的15MW的水轮发电机各部件进行全面复核计算，并提出复核计算报告，在投标文件中应阐述原机组各零部件能否用于改造增容后的机组，更换或修复的必要性和可行性，提出推荐意见，并应对推荐的方式负责。6.5.1.3本专用技术条款对各台改造机组均通用，除非有特殊说明，技术要求是完全一样的。6.5.1.4本专用技术条款适用于本招标文件要求提供的3台套改造增容后水轮发电机额定功率为16MW的立轴水轮发电机及其附属设备所属相关设备的型式、性能参数、外形尺寸以及设备在设计、制造、修复、更换、工厂试验、装配、包装、运输、供货、安装及试验等方面的详细要求。设备安装、现场安装试验、试运行、考核试运行及性能试验将由其他卖方在卖方的监督和技术指导下进行。6.5.1.5电站运行条件(1)电站在电力系统中可担负系统调峰任务。(2)电站按“无人值班”（少人值守）设计，设有计算机监控系统。(3)发电机出口设真空断路器，发电机中性点需根据机组对地电容值计算是否采用接地变压器接地或不接地。(4)单台发电机每24h启、停并带负荷不少于5次，在一年内不少于1000次。6.5.1.6供货范围见6.2.1.2。6.5.2执行标准本合同未提及的内容均应符合水轮发电机及附属设备的有关国家标准和部颁标准及其引用标准(不限于下列标准)，下列标准或规程与本合同文件有矛盾的地方，以合同文件为准；标准或规程之间不一致时，由买方决定。选用标准应为签定合同时的最新版本。水轮发电机基本技术条件GB/T 7894水轮发电机组安装技术规范GB 8564旋转电机 定额和性能GB 755用量热法测定大型交流电机的损耗及效率GB/T 5321进口水轮发电机（发电/电动机）设备技术规范DL/T 730立式水轮发电机弹性金属塑料推力轴瓦技术条件DL/T 622水轮发电机组设备出厂检验一般规定DL 443大中型水轮发电机基本技术条件SL321水轮发电机定子现场装配工艺导则SD 287水轮发电机组推力轴承、导轴承安装调试工艺导则SD288水轮发电机推力轴承弹性金属塑料瓦技术条件JB/T 10180水电机组包装、运输和保管规范JB/T 8660发电机接地保护导则ANSI/IEEE-C37.101低合金高强度结构钢GB15916.5.3增容改造目标及要求6.5.3.1现15MW水轮发电机改造增容后的额定功率达到16MW；6.5.3.2水轮发电机增容改造后功率因数为0.80；6.5.3.3发电机的结构设计应允许下机架在安装和检修时能通过定子铁芯内径吊出。6.5.3.4改造后的机组必须消除当前设备存在的主要问题，且在新的工作参数下能够长期安全稳定运行；6.5.3.5首台新机组和后续两台改造机组的技术参数和结构均应达到本合同条款要求，并应为相同设计。6.5.4水轮发电机参数和性能改造后的3台水轮发电机参数和性能应满足下述技术条款的要求。6.5.4.1型式发电机应为三相、交流、立轴、悬式、由水轮机同轴驱动的三相交流同步发电机。发电机采用密闭循环空气冷却方式（以下简称空冷方式），推力轴承支撑在上机架上。6.5.4.2额定值及主要参数(1)额定值额定功率16MW额定容量20MVA额定电压10.5kV额定功率因数（滞后）0.80额定频率50Hz相数3额定转速214.3r/min飞逸转速≥610r/minGD2≥1000t?m2旋转方向俯视顺时针额定效率≥97%加权平均效率≥96.8 %(2)参数和时间常数纵轴同步电抗xd(饱和值/不饱和值)≤（投标人提供）/1.0(标幺值)纵轴瞬变电抗x’d(饱和值/不饱和值)≤（投标人提供）/0.32(标幺值)纵轴超瞬变电抗x″d(饱和值/不饱和值) ≥（投标人提供）/0.2(标幺值)横轴次暂态电抗x″q/x″d≈1短路比≥1.0充电容量≥______Mvar（投标人提供）纵轴瞬变开路时间TdO”（s）________(投标人提供)纵轴瞬变短路时间Td”（s）________(投标人提供)定子绕组短路时间Ta”（s）________(投标人提供)三相对地电容电流（A）_______(投标人提供)1)发电机的运行应满足标准GB755中6.3中“运行期间电压和频率的变化”的规定要求。2)发电机应能在功率因数为1时能长期、安全、稳定运行。3)发电机应具有进相运行能力，在额定有功功率、进相深度为0.90条件下，发电机应能长期安全、稳定运行。4)卖方应提供空载励磁特性曲线、“V”形特性曲线及功率圆图。各种功率特性应符合提供的功率特性圆图。在功率图中应绘出发电机静态区曲线并留有15%的裕度，此计算曲线在发电机并网运行中验证，卖方应作相应保证。(2)温升1)设计采用环境温度如下：主厂房内最高温度38.2℃主厂房内最低温度-2.6℃冷却器进水最高温度25℃2)在额定电压、额定频率、额定功率因数、额定容量下持续运行时，并当一台空冷器退出运行，在本电站实际运行环境条件下，允许最大温升不得超过表6-9规定值；表6-9 发电机主要部件允许温升表项 目测量方法温升备注定子绕组检温计法70K计及额定电压和频繁起停转子绕组电阻法70K定子铁心检温计法75K集电环温度计法65K3)推力轴承在各种运行工况下，利用检温计法测量，采用弹性金属塑料瓦时其瓦温不大于55℃，运行油温度不大于50℃。4)导轴承在各种运行工况下，利用检温计法测量，导轴承巴氏合金瓦的温度不超过70℃，运行油温度不大于50℃。(3)效 率1)发电机在额定容量及最大持续容量、额定电压、额定功率因数、额定频率的工况下运行，其效率应不小于97.0%。2)发电机效率应以加权平均效率值进行保证，加权平均效率按下述公式计算。加权平均效率应不小于96.8%，卖方应提供不同出力下的加权平均效率。η——加权平均效率;A、B、C、D……——在不同负荷下水电站运行的加权因子，A＋B＋C＋D ……＝1其值见表7.3-2；η1、η2、η3、η4……——在额定电压、额定功率因数、额定频率时相应于机组不同负荷下的发电机效率值。表6-10 发电机加权平均效率因子最大持续容量的百分比出 力3555708090100加权因子A=3.7B=4.7C=14.7D=22.5E=25F=29.4效率η1=η2=η3=η4=η5=η6=按下式计算的加权平均效率：η= 效率不容许任何负容差。3)效率计算方法按IEC60034-2中有关规定进行，效率计算中的损耗应包括如下内容，卖方应将完整的计算报告提交给买方审查。A．定子绕组铜损耗；B．转子绕组铜损耗；C．铁心损耗；D．风损耗和摩擦损耗；E．导轴承损耗；F．推力轴承损耗（只计算发电机转动部份引起的损耗）；G．杂散损耗；H．励磁系统设备（包括励磁变压器、整流器和电压调整器等）损耗。(4)绝缘1)定子、转子绕组和定子铁芯绝缘材料均采用符合IEC60034-1中规定的F级绝缘材料。2)发电机在进行交流耐压试验前，应对定子绕组进行3倍额定电压的直流绝缘介电强度试验和泄漏电流的测定。在规定的试验电压下，各相泄漏电流的差值不应大于最小值的50%，且泄漏电流不随时间延长而增长。3)发电机整机安装完成后，绕组对机壳及绕组相互间的绝缘应能承受表6-11所规定的50Hz交流（波形为实际正弦波形）试验电压，持续1min而绝缘不能有任何损坏。表6-11 发电机绝缘耐压试验标准序 号发电机部件试验电压(有效值)1定子绕组：定子成品线圈(2.75Un＋6.5)kV定子线圈在工地嵌装前(2.75Un＋2.5)kV定子安装完成2Un＋3kV2转子绕组：额定励磁电压500V及以下10倍励磁电压(最低为1500V)额定励磁电压500V以上2倍额定励磁电压＋4000V注：(1) 转子绕组试验电压为转子组装完成后的试验电压；(2) Un——发电机额定线电压，kV(3) 以上均为设备安装所在地经海拔修正后的电压值。4)推力轴承、上导轴承和埋入式测温电阻应分别对地绝缘。在上导轴承装入温度计注入润滑油前，用1000V兆欧表在室温下测得上导轴承的绝缘电阻值不小于1.0MΩ，在注入润滑油后，用500V兆欧表在室温下测得绝缘电阻值不小于0.5MΩ。用250V兆欧表在室温下测得埋入式测温电阻的绝缘电阻值不小于1.0MΩ。5)发电机定子单根线棒电晕起始电压及整机耐压时槽部和端部电晕起始电压应满足DL/T 730并按JB8439进行高海拔修正。定子单个线棒的起晕电压应在1.5倍额定线电压以上，整机起晕电压不应低于1.1倍额定线电压，以端部无明显晕带和连续的金黄色亮点为准。6)定子线棒绝缘介质损失角的正切值及其增量(Δtanδ)指标应满足表6-12规定。表6-12 定子线棒介质损失角正切值及其增量(Δtanδ)指标(%)试验电压0.2Un0.2Un～0.6Un介质损失角正切值及其增量tanδΔtanδ＝tanδ0.6Un－tanδ0.2Un指标，%≤1≤0.5抽检概率每台按3%抽检，如不合格，则应加倍抽检注：Un为发电机额定线电压。(5)波形畸变系数在空载额定电压和额定转速时，发电机线电压波形的全谐波畸变因数(THD)不大于5%。(6)特殊运行方式要求1)发电机在事故条件下允许短时过电流。定子绕组过电流倍数为1.5时，允许持续时间为2min，其余过电流倍数及允许持续时间应满足GB/T 7894的要求。2)发电机转子绕组的设计应能安全承受2倍额定励磁电流历时50s；3)发电机在不对称电力系统中运行时，在任何一相电流不超过额定电流，且负序电流分量与额定电流之比不超过12%时，应能长期安全运行。4)发电机在故障情况下短时不对称运行时，应能承受的负序电流分量与额定电流之比（标幺值）的平方与允许不对称运行时间t(s)的乘积不小于40s。5)发电机的所有附属设备应能承受发电机甩负荷时所引起的过频率。6)发电机各部分结构强度应能承受在额定转速及空载电压等于105%额定电压下，历时3s的三相突然短路试验而不产生有害变形。同时还应能承受在额定容量，额定功率因数和105%额定电压及稳定励磁条件下运行时，历时20s的短路故障而无有害变形或损坏。(7)同期并入系统发电机应能适应在系统中调峰和开、停机频繁的运行要求。机组同期方式为自动准同期，手动准同期为其备用。(8)发电机主、中性点引出线1)发电机定子绕组接成双Y形接线，定子绕组主引出线和中性点引出线数目均为6个（即每相2个）。2)卖方提供的主、中性点引出线应为线电压绝缘铜排，主引出线应引出风罩外与买方提供的共箱母线相连。中性点引出线应引出风罩外，通过电缆与发电机中性点接地变压器（若有）相连。风罩内主、中性点引出线的可拆连接、固定夹板和固定金具也由卖方提供。引出线接线端子应加厚镀银，以确保定期试验多次拆接的需要。风罩上主、中性点引出线开孔均应用绝缘封板（含固定框架）封堵并由卖方提供。3)主引出线的相序俯视从左到右为A、B、C出线方向为第四象限-Y偏 X轴30°方向，主引出风罩的高程暂定为356.20m。中性点引出线的高程暂定为356.20m。中性点引出线的引出方向为第III象限-X偏-Y轴11°。主、中性点引出线引出风罩外的长度、相间距离、中心高程由买方以后确定。4)主引出线和中性点引出线均应为线电压级全绝缘。6.5.4.4机械性能(1)水轮发电机旋转方向：俯视顺时针旋转。(2)发电机旋转部件的飞轮力矩（GD2），不包括水轮机转动部件和水体惯量，不小于1000t?m2（不允许有负容差），并应满足水轮机卖方调保计算结果的要求，并对结果全权负责。(3)发电机和与其直接或间接连接的辅机应能承受在飞逸转速下历时20min而不产生有害变形和损坏，此时除主轴以外的转动部件的最大主应力不得超过材料屈服强度的2/3。发电机部件应设计成能安全地耐受飞逸转速不少于20min运行所引起的温度、应力、振动和磨损。最大飞逸转速宜不小于610r/min（准确值由水轮机确定，本合同价格不得因飞逸转速的变化而调整）。(4)发电机结构强度应耐受本工程地震烈度的要求。(5)在临时过载同时发生地震情况下，发电机还能同时承受上条规定的地震水平和垂直加速度，在这种极端载荷下，非转动部件的应力不超过允许应力的1.33倍。转动部分的最大剪应力不超过允许拉应力的一半。(6)发电机的所有部件及结构和导轴承应能承受对称短路、不对称短路、半数磁极短路产生的单侧磁拉力而不得有任何损害和有害变形。(7)发电机各部分结构强度应能承受在额定转速及端电压为额定电压的105%下，定子出口端突然的三相对称短路或不对称短路，历时3s而不产生有害变形或损伤。同时还应能承受最大持续容量、额定功率因数和105%额定电压及稳定励磁条件下，历时20s的短路故障而不产生有害变形或损伤。(8)发电机和水轮机组装后整个轴系的一阶临界转速应大于飞逸转速的125%。(9)在最大轴向负荷时，下机架挠度应不大于2mm。转子支架的挠度应不大于2mm。(10)发电机正常运行时，在上盖板上方1m处测得的噪音水平不大于80dB（A）。投标人应详细说明降低震动和噪音的措施。(11)在定子组装完毕后，定子内圆和转子外圆半径的最大值或最小值分别与其设计半径之差不应大于设计气隙值的±4%。磁极挂装后检查转子圆度，各半径与设计半径之差不应大于设计空气间隙值的?4%。转子的整体偏心值应小于0.3mm，但最大不应大于设计空气间隙的1.3%。(12)定子与转子上、下端的空气间隙，各间隙与平均间隙之差不应超过平均间隙值的 ?8%。在运行中，发电机定子和转子各自的热膨胀不应破坏相互间的同心和气隙的均匀，不应使定子机座和转子支架发生有害变形。6.5.4.5振动和摆度在空载及各种正常工况下，在下述部件上任一点测得的以位移峰—峰值表示的最大振动值/摆度应小于下值：冷态热态上机架(水平分量)0.08mm0.08mm下机架(水平分量)0.08mm0.08mm下机架(垂直分量)0.06mm0.06mm定子铁心处的定子机座(水平分量)0.03mm0.02mm集电环(混频双幅值)0.40mm0.30mm上导轴承摆度(混频双幅值)0.15mm下导轴承摆度(混频双幅值)0.20mm连轴法兰摆度(混频双幅值)(若有)0.10mm6.5.4.6可靠性指标(1)可用率：不少于99.5%(2)无故障连续运行时间：不少于18000h(3)大修间隔时间：不少于10年(4)定子绕组使用期限：不少于30年(5)退役前使用期限：不少于50年(6)年起停次数：不少于1000次6.5.5结构特性和技术要求6.5.5.1总体结构描述(1)发电机的结构设计应允许下机架整体及水轮机的可拆卸部件在安装和检修时能通过定子铁芯内径吊出，并允许在不抽出转子和不拆除上机架下更换定子线棒和转子磁极以及对定子绕组进行预防性试验。(2)发电机至少应设置一个上导轴承和一个推力轴承，是否设置下导轴承由投标人根据本工程条件和自身经验推荐，在投标文件上应说明理由。(3)水轮发电机组采用二根轴结构。(4)电机整体及其所有部件除应具有良好的技术特性外，还必须满足强度和刚度要求，使之在正常运行情况下，其整体和所有部件的挠度、振动和各种变形均在允许范围之内。发电机的结构应能承受水轮机抬机时对发电机的影响。(5)电机整体及其所有部件的结构应设计成便于运输、安装、维护和检修。电机应采用先进的成熟结构、材料和工艺。(6)卖方应对可能引起有害共振的水轮发电机机架、机座及其它结构件的固有频率予以核算，以避免与水轮机的振动频率、水力脉动频率和它的倍频，或不对称运行时与转子和定子铁心的振动频率，或与电网频率和它的倍频，或与主回路母线、建筑物的振动频率产生任何可能的共振。(7)卖方应提出水轮发电机组在空载、25%、40%、80%、100%额定出力及最大出力时的固有振动频率，使与土建结构设计协调，不致发生共振。(8)应复核发电机上机架、机座及下机架的原有埋件设计是否满足安装调整方便以及承受定子绕组突然短路转矩、转子半数磁极短路不平衡磁拉力、不平衡水推力及振动力作用下，不发生异常变形和位移。(9)卖方应提供必需的平台、防火密封进人门、吊物孔盖板、照明、梯子、栏杆、护栏及类似保证运行维护人员巡视及人身安全的设施等。(10)在上机架上部和下机架下部，应设有盖板，以隔音和避免空气外泄。盖板应有足够的刚度，避免在运行中出现大的振动。在适当位置上设置1个带铰链盖板的进人孔。(11)发电机带电和旋转部分应设置防护隔离装置或采取相应措施。(12)应采取措施防止轴电流的危害。(13)为便于机组安装和检修，卖方应提供附加吊具、吊索、吊环、螺栓、安装检修时用的专用工具、各种专用测量工具，以及其它装置。(14)发电机的设计应考虑厂内桥式起重机能方便而快速起吊发电机转子、定子以及各个部件，并提供相应的吊具。(15)发电机定子机座、上下机架、发电机风罩内应在两相对侧设置接地端子，以便与厂房主接地网连接。所有栏杆、扶手、护栏、进人门等金属构件均应可靠接地。(16)发电机各部件最大运输尺寸及重量必须在电站对外交通运输条件允许的范围内。(17)应优化发电机的通风设计程序，发电机的通风设计应保证风路畅通，定子线棒上下端部有足够风量进行冷却。6.5.5.2风罩及机坑(1)发电机风罩和机坑已形成，采用钢筋混凝土浇注结构。(2)风罩和机坑土建尺寸不能改变：发电机风罩内径Φ8.6m；水轮机机坑内径Φ4.6m；水轮机机坑上部内径Φ4.52m；下机架坑内径Φ5.97m；上机架基础内径Φ8.6m。(3)下机架基础面至定子基础面高度0.685m；定子基础面高度至发电机层高度3.115m不能改变。机坑各进人门高程、下机架基础平面高程、定子基础平面高程、发电机层高程等不能改变。(4)在风罩现有空间内，应安装密闭循环空气冷却器系统、灭火装置、润滑系统、制动停机系统、励磁电缆及仪表和监控系统连接端子(或端子箱)等。(5)发电机风罩和机坑内所有部件、钢支架、预埋件和连接件及引出线均由卖方提供。(6)卖方应提供能作工作平台的上盖板，盖板应为分块型、可拆卸式，具有密封、防漏、隔音和方便吊运的功能。停机检修时，该盖板能承受5kN的外部荷载。盖板和框架应有足够的刚度和防止振动，当拆卸空气冷却器和转子磁极时而不需拆卸盖板的框架。应避免盖板的紧固螺栓和零件可能松动而掉入发电机内部。(7)在下机架上部(或下部)应装设钢质下盖板，以形成密闭的通风系统。下盖板应设有可在发电机侧和水轮机侧两面操作且带有锁门的进人孔。(8)应在定子机座外垂直设置梯子通向发电机上盖板；设一个活动梯子经下盖板进人孔通向水机轮机坑；根据需要在发电机上盖板上方设置一个带有扶手拦杆的不锈钢梯子通向发电机顶部。(9)利用现已设置的一个进入发电机机坑内的防火密封进人门。(10)在发电机风罩内环绕定子的空气冷却器外侧，应设置一条宽度不小于600mm的通道，若冷却器冷却水管敷设于通道下方则为格栅盖板通道。(11)在发电罩内，上、下轴承支架、推力轴承周围应设置一定数量的照明灯和插座，在风罩内照明灯的照度不低于150lx，电压应为220V。事故照明正常时为交流220V，事故时由全厂直流变交流220V事故照明电源供给，事故照明的总功率不应超过2kW。当照明灯具安装高度低于2400mm时，则灯具必须加装安全外罩。灯具开关应安装紧靠进人门外侧。照明电源由卖方提供的端子箱或控制箱转供。6.5.5.3定子(1)概述1)3套改造机组均采用全新的定子（包括定子机座）。2)现机坑尺寸不能改动：发电机风罩内径Φ8.6m,下机架坑内径Φ5.97m。3)改造后机组机坑荷载不能超过原来设计值。4)改造后的机组确保下机架整体必须能够从定子内吊出，卖方应研究详细方案，并在投标文件中提供相关图纸和计算书。5)定子基础螺栓位置、数量、承受载荷等均不能改动。(2)定子包括定子机座、铁心和绕组等主要部件。定子机座在现场组焊、定子铁心在现场安装间叠片和下线。买方在现场免费提供场地、桥式吊车和工作电源。现场机座组圆、叠片、下线和试验由卖方进行，不得分包，全部费用包括在合同总价中。其进度应满足工程总进度要求，工期不得超过1.0个月。卖方应负责完成与定子现场组装相关的试验和检验，与之相关的安装（包括银铜焊机）和试验设备由卖方提供。(3)定子机座1)定子机座由轧制钢板焊接而成，并根据运输的限制条件分成最少的瓣数，在工地进行组圆焊接，结构应满足定子整体（包括铁心、绕组）起吊要求。为便于现场组装，分瓣机座应在工厂内进行预组装，并配有钻好螺栓孔的工艺法兰和销钉。需到工地焊接的部位应预先在工厂加工好坡口，到工地后不再进行机械加工。分瓣运输定子机座的设计应确保在现场进行拼焊后具有足够刚度并能承受各种运行工况下传递给机座的热、磁应力和扭力，并对由此产生的变形有很好的适应性。为确保定子铁心的圆度和同心度，防止铁心变形，卖方在设计中应采取措施，具体措施应在投标书中加以说明。2)定子机座的设计应确保在现场进行拼焊后能成为一个有足够强度和必要的刚度，能承受定子绕组短路时产生的切向力和半数磁极短路时产生的单向磁拉力，并能承受在各种运行工况下所受的热膨胀力、切向力及定子铁心通过定位筋传来的100Hz交变力等。定子机座分瓣应能承受贮存、运输及安装引起的应力而不产生有害变形。3)为了使定子机座能适应发电机运行期间产生的热膨胀和收缩，定子机座与基础板及上机架的连接结构可设计成允许机座作径向运动的浮动式机座或其他经买方同意的结构，所采用的结构应是卖方已掌握的成熟技术，并在投标文件中予以说明。4)定子机座下环板与定子铁心的结合形式，卖方可根据成熟的经验选择齿压板结构，但应便于工地安装和调整。5)定子机座基础板与混凝土结合部位应设有楔子板、调平螺杆、螺栓及灌浆孔。6)定子机座的焊缝应采用合适的无损探伤方法进行检查。7)定子机座设计刚度应在绕组和铁心组装后及整体吊运时，不应伤害绕组和铁心。8)定子机座应具有支撑上机架及其构件的能力。卖方在投标文件中应附定子起吊图和相关说明，提供整体定子及分瓣定子的起吊专用工具及附件，并应提供起吊装置的加工图纸和规范。图纸应表明所有必需的附件和联接要求，并应在设计联络会经买方审查和确认。(4)定子铁心1)定子铁心应采用低损耗、无时效、高导磁系数、机械性能优良，单位损耗不大于1.05W/kg（B=1T）的优质冷轧薄硅钢片叠装成整圆。冲片经严格去毛剌，并用F级绝缘漆涂于冲片的两面以减少涡流损失。硅钢片冲片装于防水并放有干燥剂的包装箱内运至工地。2)定子铁心叠片之间所有连接均为搭接，采用分层压紧法以形成一个整体。铁芯叠片应采用高强度低碳合金钢螺栓压紧并固定在定子机座上。定子铁芯轭部的穿芯螺杆和拉紧螺杆应与铁芯可靠绝缘（不允许采用缠带绝缘），上端设优质蝶形弹簧，保持恒定的压缩量，以维持机组运行期间冷热交替铁芯膨胀和收缩时，对铁芯必须的压紧力，防止铁芯长期运行后松动。定子端箍、定子铁心齿压板和压指均采用非磁性材料。穿芯螺杆和拉紧螺杆采用热拔工艺，其屈服极限强度不低于560MPa，并具有较强的抗冲击性。3)铁心叠片采用F级环氧硅钢片粘结胶粘成整体以增强铁心刚度，减少铁心振动和降低端部附加损耗。4)定子铁心叠片槽部公差不大于0.1mm，高度偏差(压紧后)不大于±4mm，圆周方向的波浪度不大于4mm。叠装后由于冲片错位引起的定子槽深和槽宽的误差均不应大于0.3mm。5)定子铁心内的通风沟布置应使气流通畅平稳，让铁心充分冷却，风摩阻损耗最小。通风槽钢能承受安装和运行所施加的压力而不产生有害变形。通风槽钢采用非磁性材料制成，以减少损耗。6)为了保证铁心叠片的质量，应采用分段冷压（每段长度不超过400mm）及整体热压，并在铁损试验后在热状态再次压紧的措施，压紧后铁心长度能满足规定定子装配工艺需经买方审查。7)定子铁心硅钢片压紧力应大于15kg/cm2。8)定子压紧螺杆不能为永久螺杆，必须配套提供工具螺杆。(5)定子绕组1)定子绕组由单匝线圈组成，各支路并联，采用“Y”形连接。主引出线和中性点引出线的技术要求见6.5.4.2中项（8）。2)定子绕组绝缘应符合IEC60034－1规定的F级绝缘。其绝缘均按线电压设计。并能通过本招标文件规定的有关试验。绕组包括主引出线和中性点引出线的最大温升不得超过本招标文件表6-9中的有关规定值。绕组绝缘具有加热后产生适当弹性的性能，以便使线圈无损伤地放入槽内或从槽中取出。3)定子绕组导体采用空换位或不完全换位，以减少附加损耗及股间温差。4)成型的线棒应保证导体周边绝缘厚度均匀、具有良好的电气性能、机械性能、抗老化耐潮湿性能和具有不燃或难燃特性。难燃特性应符合IEC标准要求。5)线棒的绝缘可用真空压力浸渍法或者模压固化法使绝缘成为稠密、不发空的均匀的固体，不含气泡且表面光滑无缺陷。绝缘材料根据绝缘所在部位可采用玻璃丝带、云母板、环氧树脂等或经批准的其它材料，但不允许采用沥青复合物。所有槽垫片及材料不允许使用低于F级绝缘的材料。6)定子线棒的端部绝缘应采用防晕层与主绝缘一次成型的结构。单个定子线棒应能保证在1.5倍的额定线电压下不产生电晕，整机在1.1倍额定线电压下不产生电晕。线棒外部的绝缘保护带应能耐热并且在高温下不易老化。7)定子绕组采用立式嵌线方式，线棒在定子槽内与定子铁芯应配合严密，应采取措施保证线棒与铁芯无间隙。线棒表面应包扎半导体材料。设计应保持绕组上的半导体防晕层与铁芯的整个槽形接触良好，确保绕组电晕屏蔽的连续性。线棒与槽形的配合设计，应能保证拆卸和更换线棒时使线棒无损伤地放入槽内或从槽中取出。同类定子线棒尺寸应统一并具有互换性。8)绕组的设计应使环流引起的热损耗和发热量最小。应采用退火铜作为定子线圈的导体材料。其导电性能应符合经过批准的标准，应没有裂片、裂纹、粗糙的斑点和尖角。9)线棒在整个定子铁芯长度上（亦可以稍超出槽部）应采用有效的换位方式（不完全的360o换位），以减小股线在槽部漏磁场中不同位置产生循环电流而引起的附加损耗和股线间电势差及温差。10)线圈槽部固定应采用适形材料压紧，以保证发电机在各种运行工况下均能对绕组施加并保持较大的径向力，避免绕组松动和位移。槽楔应确保对绕组施加均匀压力。11)线圈端部的固定，应能保证线圈在各种运行工况下和长期运行后不发生下沉，并能防止发电机在最严重的短路情况下可能发生的振动和变形。整个端部支撑系统应具有足够的强度、刚度和良好的通风，并便于检查定子端部绕组及测量振动。12)绕组端部接头经银铜焊接（优先采用中频焊）、加工平整之后，套以玻璃纤维绝缘盒，并填充树脂化合物。不允许线圈之间用软焊接头。所有绕组的连接，包括极间连接线和引线铜排，均应采用银铜焊，确保足够的机械强度和导电性能。卖方应提供绕组连接所需的焊条等全部材料、技术及银铜焊机等设备，以便在工地进行绕组连接。所有螺栓连接的母线接头，表面应平整并镀银。13)定子绕组应在相角和电压相序上沿整个定子圆周完全对称并均匀分布，在绕组布置上，要考虑到使气隙磁场中的谐波分量最小。14)线圈应进行防潮和耐温（表面防护）处理，以防短时在潮湿环境中产生绝缘损伤，并能持续耐受规定温度而不受损伤。(6)定子中心测圆架1)卖方应提供一套用于定子现场组装的测圆架，其安装基础应适应现有的安装间基础设计，以及用于测量定子半径的精密的千分尺。该测圆架应随第一台定子机座到货，并能依次应用于以后的每一台机组。机组安装完成后，测圆架归买方所有，其费用包含在投标总价中。2)测圆架应由基础板、底板、中心柱、转臂和平衡重锤组成，应设计成具有足够的刚度、稳定性和精度。测圆架基础应满足在安装间定子组装、调整时，方便地使用测圆架测量定子机座、定位筋和定子铁芯的半径/圆度和水平，还应能方便地进行中心柱的垂直度的调整以达到标准GB/T 8564所要求的精度值3)测圆架中心柱外表面应精确加工并具有足够的高度，转臂应能沿中心柱方便地上、下滑动和360°旋转。转臂滑动套与中心柱的间隙应适当，以达到测量精度要求。当转臂在任一高度旋转时，不应在垂直方向移动。4)转臂也应有足够的刚度，其长度应能在定子机座内径和铁心内径的测量范围内调整。转臂的端部应能安装百分表或卖方推荐的测量仪。测圆架基础板及支撑结构的设计和布置应得到买方的批准并在第一次设计联络会上商定。(7)定子组装1)发电机定子将由卖方在现场进行组装。卖方应提供详细的定子组装方法和工艺供买方审查。2)卖方应提供用于定子现场组装、安装和质量检查所需的图纸、规范、设备和专用工具。6.5.5.4转 子(1)概述首台发电机为全新转子。投标人应对后续两台机组的转子中心体能否用于改造增容后的机组进行复核计算，并提出复核计算书。后续两台机组的转子可根据卖方的复核结果确定是否除转子中心体采用返厂修复外，其它部件均更换。(2)一般技术要求1)发电机转子由磁极线圈、磁极铁心、阻尼绕组、转子磁轭、转子支架、转子中心体（发电机轴）组成，整个转子组装在工地完成。转子结构应有足够的强度和刚度，并具有结构合理、紧凑，有良好的电磁、通风性能。2)转子绕组绝缘应符合IEC60034－1规定的F级绝缘。3)转子磁轭在现场叠片以及磁极现场组装等工作均由卖方完成，不得分包。全部费用包括在合同总价中，进度应满足工程总进度计划要求，工期不超过1.0个月。买方在现场可以提供场地、吊车，费用根据现场实际情况双方协商解决。卖方应负责完成与转子现场组装相关的试验和检验，与之相关的安装和试验设备由卖方提供。4)卖方应复核已有的转子支墩设计和布置图纸。起吊转子应采用起吊副轴和专用起吊螺栓，不允许采用上端轴及其连接螺栓进行起吊。起吊副轴及连接附件等专用起吊工具由卖方提供。转子的起吊方案应经买方审查和确认。应在投标文件中对转子起吊方式附图说明。5)发电机应具有合理的通风设计。6)发电机本体的转动部分应满足飞轮力矩的要求，不得采用任何类型的辅助飞轮。在机组运行试验期间，进行过速试验前应按批准的方法进行动平衡试验，卖方应提供转子动平衡试验的试验方法、专用仪器和连接螺栓，所需配重的装焊位置应在转子支架设计中加以考虑，卖方应提供不同规格的配重块及相应的连接螺栓，并标明重量。7)水轮发电机组安装完毕后，应检查动平衡，制造厂应提供在工地作动平衡试验的方法和配重块。在转子设计中应设有加装配重块的位置。(3)转子中心体和转子支架1)首台发电机转子中心体为全新转子中心体。后续两台机组的转子中心体可经投标人复核认可后返厂检测并修复使用，具体改造方案由卖方推荐，投标人应对推荐方案负责。投标人在投标文件中提出复核计算书，但主报价方案应按更换全新转子中心体报价。2)转子支架应能承受正常运行时的扭矩、磁极和磁轭的重力矩、离心力以及热打键的配合力，能承受飞逸转速时的作用力且应具有足够的切向和垂直方向的刚度，以防止有害变形，保证磁轭和磁极对中。转子支架应保证在各种工况运行时不致产生裂纹。3)转子支架的设计应满足发电机通风的要求和具有良好的导风性能。4)转子支架的所有焊接部分，其焊接厚度大于或等于12mm时，均应经超声波探伤并用X射线抽查部分焊缝，还应进行磁粉或着色渗透检验。当焊接厚度小于12mm时，则作磁粉或着色渗透检验。焊缝的质量应符合《技术条款》的要求。(4)磁 轭1)磁轭是由高强度经钝化处理的冷轧薄钢板组装成的坚实结构，磁轭应采用优质高强度合金钢冲片。各叠片厚薄应均匀。同一张冲片各部的厚度有规律性的偏差应不大于0.01mm，最大不得超过0.02mm。磁轭冲片应平整、除锈、无毛刺、无油污，尺寸符合图纸精度要求。卖方应将冲片分类并按重量分级装在有干燥剂的包装箱内发运到工地，同一箱中每片重量差不超过0.2kg。2)装配好的转子磁轭在上、下端装有磁轭压板，并采用高强度低碳合金钢制造的螺杆将冲片和压板把合成整体，单位面积压力不小于4.0MPa，分段长度不大于400mm。磁轭冲片上的孔和拉紧螺栓应配合良好，保证精度，不允许在现场叠片时对磁轭镗孔。在最大飞逸转速下，磁轭的应力值应符合本章的有关要求。3)磁轭与转子支架可采用径、切向键分开的连接结构，其径向键的预紧力应保证机组转速为1.4倍额定转速时转子支架与磁轭不发生分离。也可采用卖方认为有经验的磁轭与转子支架的连接结构，但须经买方批准。该连接结构在任何工况、转速下应能保证转子运行时的圆度、同心度及气隙的均匀度，且做到不使转子重心偏移而产生振动，并能有效地传递扭矩。键槽板宜在制造厂加工，若键槽板在现场加工，卖方应预留工地加工余量，并提供加工设备。4)发电机转子采用无风扇结构。磁轭通风沟与通风隙的设计，应使通风效果好，损耗小。(5)磁 极1)转子磁极在制造厂组装完成后运往工地，卖方应对配重磁极的编号及每极重量进行标注。磁极键应在制造厂配对包装后运往工地。2)磁极铁芯用优质高强度薄钢板叠压而成，并用高强度拉紧螺杆把合成整体，铁芯设T尾挂装在磁轭上，以满足高转速下应力的要求。在磁极铁芯上下两端T尾各打入一对楔形键将磁极楔紧在磁轭上，并用压板锁定楔形键。3)磁极绕组应符合IEC标准的F级绝缘。绕组材料为无氧退火铜排。铜排表面应光洁，边缘不得有锯齿状缺陷。极间连接线应为柔性连接，其截面积应大于绕组铜排截面积，其布置和连接装置应便于拆卸单个磁极。4)绕组匝间绝缘应与相邻匝完全粘合且突出每匝铜线表面，首末匝与极身和托板间应有防爬电的绝缘垫，其爬电距离应满足要求。磁极绕组应经热压处理。磁极线圈的上、下部应有整体绝缘托板且各点支撑良好，线圈及整个磁极的固定应能保证在所有运行工况下不发生有害变形。应采取措施补偿绝缘材料的收缩并在磁极线圈上保持适当的压力。磁极绕组、绝缘及极间连接线的连接结构、绝缘应能承受运行时的振动、热位移和最大飞逸转速下的应力，能承受短路和不平衡电流而不致引起机械损坏和电气损坏，且便于检修和拆卸。应避免作用在极间跨线上的离心力所引起的绕组端部变形和松动。固定在磁极和转子支架上的铜排引线，其线夹结构应考虑防止引线在运行中作径向滑动。5)发电机应设置结构坚固、具有低电阻值的交直轴阻尼绕组。使ｘ＂ｑ／ｘ＂ｄ接近于1。阻尼条与阻尼环的焊接采用银铜焊。阻尼绕组及其连接应支撑牢固，防止由于振动、热位移以及最大飞逸转速下的应力而造成机械故障，并具有承受短路和不平衡电流的能力。磁极之间的阻尼环连接片应设计成在机械力和热应力的作用下允许产生一定的变形。阻尼环接头对接地体距离不小于8mm。阻尼环接头应镀银。6)倒T形阻尼环埋于磁极压板中，使阻尼环具有足够的抗过速能力。阻尼环连接采用U形硬连接，磁极极间连接通过线圈内侧引至磁轭上表面并可靠地固定在磁轭上，以承受离心力的作用。励磁引线由铜排制成，通过磁轭上端，沿发电机轴中心接至集电环。阻尼条和阻尼环之间采用银铜焊。阻尼环间的连接要便于拆卸和更换，并防止振动和热位移引起松动和机械损伤7)磁极绕组温升的测量方法及运行时的温升值应满足6.5.5.3“温升”的规定。8)磁极与磁轭的固定必须用通长的键打紧，不允许用短键往外打，在第二气隙中加垫。(6)制动环1)制动环应是经实践证明具有成熟的设计和运行经验、能长期安全、可靠运行的结构。卖方应提供该种结构的制动环在其他的类似机组上包括运行时间、检修情况的资料，并附有照片。2)制动环板的摩擦面应耐热、耐磨。制动环应分块，便于拆卸和更换，制动环结构应有利于散发制动所产生的热量，并使制动环块不致因热膨胀而变形。制动环应能在本章“制动系统”中规定的条件下长期使用而不产生变形和裂纹。3)制动环加工好后，应在工厂内进行预装配，使得在工地安装时不需要进行修磨处理即可达规定的要求。4)不允许用磁轭的下压板代替制动环。5)制动环应具有良好的使用寿命。制动磨损产生的粉尘应无毒、无害，符合环保要求。卖方应设置在机组制动时可以吸收其粉尘的装置，避免粉尘进入发电机通风系统并污染发电机绕组。(7)转子测圆架1)卖方应提供一套能用于转子在现场安装间组装时测量转子支架、磁轭、磁极圆度的测圆架。测圆架应随第一台转子中心体到货，并能依次应用于以后的每一台机组。机组安装完成后，测圆架归买方所有，其费用包含在投标总价中。2)测圆架安装在转子中心体上法兰面上，由底板、中心轴、转臂组成，应具有足够的刚度、稳定性和精度以及便于安装、调整和拆卸。3)测圆架的转臂应能围绕中心轴灵活地作360°旋转，并且应有足够的刚度和长度，应能在其端部安装百分表或卖方推荐的测量仪器，以准确地测量出转子支架、磁轭、磁极的半径/圆度，测量精度应能满足GB/T 8564的要求。(8)转子组装转子将由卖方在现场进行组装。卖方应提供详细的转子组装方法和工艺供买方审查，并且在发电机转子的安装期间，派出代表到现场负责进行现场安装及调整。6.5.5.5发电机轴(1)概述为了保证首台机改造能够在规定的时间内顺利完成，首台机为全新发电机轴。对后续两台机的发电机轴进行返厂修复投标人在投标的时候就应全面考虑各种因数进行充分的鉴定研究工作，包括但不限于应力计算和现场探伤等检查项目，在投标文件中应阐述原机组主轴、转子中心体等强度能否用于增容后的机组，需要更换的必要性，在推荐方案中给出明确的改造范围并进行分项报价。对不予更换的零部件也应作出说明，并保证即便将来出现需要更换这些零部件，价格也已包含在本次报价中，不允许另补充该零部件的单项报价。(2)一般技术要求1)机组采用二根轴结构，即水轮机轴和发电机轴。发电机轴与水轮机轴采用外法兰连接。发电机轴系由主轴、转子中心体、上端轴以及一个构成完整轴系的其他部件组成。2)主轴应有足够的刚度和强度，使在瞬态和飞逸转速运行的条件下，其变形、振动和安全系数均在规定的范围内。3)卖方应负责水轮发电机组转动部分的临界转速计算（第一阶临界转速至少为最大飞逸转速的125%）和机组轴系计算。4)发电机主轴采用优质合金钢20SiMn锻制而成，主轴应进行热处理。热处理后任意横截面的机械性能应保持均匀。主轴应经过锻压加工和时效（调质）机械加工，加工后技术要求应符合如下规定：导轴承轴颈外圆：允许差值0.03mm配合面及止口：允许差值0.02mm法兰端面垂直度：允许差值0.02mm5)对主轴应进行无损探伤检查，不应有裂纹和影响使用性能的缺陷。买方有权到卖方制造厂目睹检验，卖方有义务向买方提供检验报告。6)发电机轴的结构应考虑起吊转子时，吊具的固定和拆卸要求。附装在轴上的附件如有影响时，应能拆卸。7)在出厂前应对主轴进行检查和校正，不允许在现场进行整轴校正（包括各连接面）。现场组装后，应满足不进行轴线修正就可投入运行的要求。若因卖方原因引起的主轴的修正费用以及由此延误工期引起的直接损失费应由卖方承担。水轮机轴和发电机轴的现场连接、装配和对中由安装卖方在卖方的指导下完成。8)卖方应分析全部轴承及所有重叠荷载在内的机组轴系的动态稳定、刚度和临界转速。应保证正常工况和暂态工况下所有轴承、轴承的支承件和建立的油膜完好。卖方应根据机组动荷载频率、水轮机流道压力脉动、输水钢管流道中的压力脉动频率，并验算机组部件的固有频率，应使其远离上述频率及电网频率，不致产生共振。附有计算和数据的详细报告应提交给买方审查。9)三台套发电机轴和水轮机轴（无论更换或修复）应在工厂进行整体连接和同铰。6.5.5.6集电装置(1)3台套发电机集电装置为全新的。(2)集电装置由集电环和电刷装置组成。集电装置应设在便于直接观察和维护以及无油雾和灰尘污染的位置并配置相应的照明。(3)集电环和电刷应采用高(耐)磨性材料制成，并应采取防尘、防油雾措施。电刷的磨损量应小于2mm/1000h；集电环的磨损量应小于0.01mm/7500h，其寿命应不小于20年。为了使集电环的磨损均等，可采取措施变换集电环或碳刷的极性而无需拆卸或更换转子绕组引线和集电环(4)集电环采取支架式整圆结构：环间距离不小于60mm，以防止碳粉引起“正”、“负”环短路。集电环的最大偏心度不得超过规定值。(5)电刷装置的导电环沿周向交错布置，以防止碳粉引起短路。刷握应布置成易于装入电刷。电刷压力在磨损前后应保持一致。(6)每个导电环的电刷数和电缆终端连接数应大于两个，以防止由于电刷接触不良或接头松脱导致机组失磁。(7)所有引线绝缘应具有耐油、防潮的特性，电刷引线应为镀银编织铜线。电缆接头与导电环的接触电流密度不能太大(宜限制在0.25 A/mm2范围内)(8)全部绝缘为F级不吸潮耐油材料制成，引线端头镀银。磁极引线应为银焊铜排，其截面应至少比最大励磁电流所要求的铜截面大30%。电刷固定端的连接应为银焊铜编织带。(9)卖方应提供从电刷的端子至发电机机坑处励磁电缆的支撑件。6.5.5.7上机架(1)首台全新，后两台根据机组的实际情况对上机架进行更换或修复性改造。更换作为主报价方案，修复在卖方进行全面复核后可作为建议方案报价。(2)恢复上机架与定子上平面基础的正常接触面；调整上机架支腿与基础板的配合并重新销孔配钻；校核弹性支撑剪断销剪切力后更换满足应力要求的剪断销；对上机架进行加强整体刚度的改造。(3)上机架经改造后应能在本招标文件所规定的不平衡工况下长期安全运行，应能承受来自上导轴承、集电环罩和发电机上盖板等各方面的力，并具有足够的刚度，且能沿径向均匀热膨胀。应保证在事故情况下（包括半数磁极短路，发电机出口短路时）发电机的稳定性。(4)在投标文件中应阐述原上机架能否用于增容后的机组，若需要更换，阐述更换的必要性。6.5.5.8下机架下机架基础板位置不作调整。在不改变厂房的总体布置、发电机机坑的布置尺寸和定子基础二期砼范围的条件下，使机组检修时下机架和水轮机转轮、顶盖等部件能通过定子整体吊出。为了满足上述改造目的，卖方应将上机架改造和定、转子设计提出整体方案。6.5.5.9推力轴承及支撑结构(1)首台发电机为全新推力轴承及支撑结构。(2)后续两台机组的改造至少要求采用全新的推力瓦、弹性油箱、防油雾吸出装置，按需要改造油槽和其它附件。(3)在投标文件中应阐述原推力轴承及支撑结构各零部件能否用于增容后的机组，更换的必要性，给出明确的改造范围并在建议方案中进行分项报价（为固定报价）。(4)推力轴承应承受水轮发电机组所有转动部份的重量和水推力构成的组合荷载。(5)推力轴承应采用弹性金属塑料瓦，不设高压油顶起装置。弹性金属塑料瓦应采用国际知名专业公司的优质产品，并有良好的使用业绩，卖方应提供相关资料并经买方批准。推力轴承宜采用内循环冷却方式，在油槽内部设有高效油冷却器。(6)在推力轴承的油温不低于5℃（弹性金属塑料瓦）时应允许机组起动；应允许在停机后立即起动和在事故情况下不制动停机，包括从机组飞逸转速不加制动停机整个过程。(7)推力轴承油槽应采取措施防止油旋转并应有良好的密封，尤其是转动件与静止件之间的密封宜采用无间隙油挡，在任何工况包括机组过速直至飞逸转速下不允许甩油和油雾逸出到定子风道。应配置油雾吸收装置。油箱应在方便的部位上设置取油样的放油接口和手阀，卖方应提供油位计并标明油箱允许的最高和最低油位，并提供高、低油位开关和油位变送器、油水混合报警装置的接口，必要时在油箱上设有呼吸器。轴承油箱应设置合理的油位测量位置，满足通过液位传感器、液位开关准确可靠测量轴承静止油位、运行油位的需要。具体接口布置需在设计联络会上确定。每个油槽应分别设有单独的供油、排油和溢油管道。(8)推力轴承的结构设计和布置应能在顶起转子、卸除轴承负荷的情况下，便于检查、调整、拆卸和组装推力瓦而不干扰定子、转子或轴承架。(9)轴承系统中应设置有轴瓦、轴承油及冷却水测温RTD，带有报警触点的流量开关。每块推力瓦及导轴瓦应钻好孔，以便安装电阻型温度检测计，检温计应预先埋设好。推力轴承和导轴承的测温元件，每块瓦应设1支，均应对地绝缘，其总绝缘电阻在10℃～30℃时用1000V兆欧表测量，其值应大于1.0MΩ。(10)卖方应在投标文件中提供轴承用油量、冷却用水量以及对轴承冷却用水的水压和冷却器进出口水压降等要求。轴承冷却器的冷却水中断后，允许机组在额定工况下无损运行30min。(11)推力瓦的支持结构应具有一定的弹性并向推力瓦提供扩散和均衡的支撑，并使其具有一定的平衡瓦间负荷的能力。(12)推力轴承的推力头和镜板应整体交货。推力头应在轴向力作用下不应产生有害的变形和损害。(13)镜板材料应选用锻钢。镜板应有足够的刚度，以避免与推力头结合面产生接触腐蚀使机组轴线偏摆，使轴的摆度增大。镜板应进行锻压加工，并经过足够的时效(调质)，精加工完后镜板的镜面应无任何缺陷，加工技术应符合下列规定：a)镜板硬度不低于200HB；b)镜板各部位硬度差值小于30HB；c)两平行面平行度小于0.02mm；d)镜板平面度小于0.02mm；e)镜面粗糙度Re不大于0.2μm；f)镜板与推力头结合面粗糙度不大于1.6μm；g)内外圆粗糙度Ra不大于3.2μm。(14)推力轴承及导轴承应有可靠的绝缘措施，以防止轴电流腐蚀轴瓦。6.5.5.10冷却系统(1)3台套改造机组均采用全新的冷却器及机坑内管路、阀门等。(2)现机坑尺寸：发电机风罩内径Φ8.6m，下机架坑内径Φ5.97m，机坑内通道有限。冷却器应采用通用超薄、防结露型，机坑内通道有限，为便于机坑内运行维护。(3)发电机采用全密闭自循环空气冷却系统，即定子铁心、定子绕组及转子绕组均为空气冷却。卖方应提供全套的冷却设备，包括空气冷却器及其附属部件、轴承冷却器及其附属部件以及仪器、仪表、阀门和管路接头、控制测量设备、相互间的连接电缆、导线等。(4)空气冷却器、轴承冷却器应是水冷式，冷却用水由电站技术供水系统提供，卖方提供的冷却器对水质的要求应符合电站水质条件。发电机冷却水系统进水水温按25℃设计。在冷却器冷却水中断的情况下，机组能够在额定工况下连续运行30min并安全停机。卖方应提供冷却系统详细的设计计算书以及对空气冷却器、轴承冷却器冷却水的水压、水量和水压降的要求和数值。冷却器应能满足正反向供排水要求。若电站提供的冷却水压力不能满足卖方要求，卖方应提供相应的增压泵、阀门、管路等设备。(5)发电机冷却系统要求坚固耐用、冷却效率高、不得渗漏、不穿孔破裂、易于检修和更换冷却元件，并应防止沉淀物堆积和结垢，便于冲洗。(6)空气冷却器应对称布置在定子机座周围形成一个密闭循环冷却系统，当一台冷却器退出运行时，发电机仍然能按额定出力运行，此时每部份温升不超过表6-9“温升”的规定值。空气冷却器采用优质的进口或合资厂产品，并经买方批准。空冷器应采用可防止因爆管引起定子短路的产品，并在投标文件中对此加以说明。(7)冷却器应由用膨胀法胀入防腐管座中的散热管组成。散热管使用紫铜、铜镍合金或不锈钢的无缝管，或者经过批准的其他防锈蚀、高导热性的管材。供、排水管路采用不锈钢无缝管。冷却器的布置应做到当需要修理而拆卸时，或任一根管子更换时，不影响其他管路的连接。每个冷却器上都应设置起重吊耳。(8)上、下水箱应做成可拆卸式，且不影响管路连接。每个冷却器应有集水箱、排水阀、自动排气阀等排水、排气装置、消除水垢的措施以及必需的测量仪表。(9)空气冷却器的冷却水系统应接入原来的供、排水环管。每个冷却器通过法兰、阀门并联至环形总管上，每个冷却器的进、出口均装设压力表和测温电阻，出水支管上应安装流量开关，压力表、测温电阻、流量开关及其安装附件均由卖方提供。(10)任一个冷却器都可单独拆除和检修，而不影响其他冷却器正常工作，也不影响机组的满负荷运行。连接环管和冷却器的接头，其布置应使得冷却器里总是充满水。排水环管应有一个排气立管和相应的自动排气空气阀，以确保冷却器里总是充满水。各空气冷却器的出风和进风口应设置冷、热风测温元件。测温元件应易于更换，且不影响发电机的运行。(11)冷却器内部水管弯头应圆滑使水流通畅，不应有直角转弯和不得在转弯处设焊接接头。冷却器应设计成能防止泥沙的积聚并应易于清理和更换换热管。冷却器进出水管口应可以互换。(12)冷却器设计的最大工作水压力为0.5MPa，最小工作水压为0.1MPa，应保证在最大水压时冷却器的水流流速不超过4m/s和保证在最小水压时有足够的冷却水量。冷却器的试验水压为0.6MPa历时60min无渗漏。(13)冷却器布置：冷却器应与发电机主、中性点引出线布置在不同方向上，以保证冷却器吊出时不需拆除主、中性点引出线和上机架。(14)卖方应提供发电机冷却系统设置在机坑内的所有管道、管件、测量元件、操作阀门等。所有管道和仪表均应充分加以支撑和固定，以避免有害振动。6.5.5.11轴承润滑系统(1)3台套改造机组均采用全新的轴承润滑系统及机坑内管路、阀门等。(2)随发电机每台机组供应一套独立的轴承润滑系统，并有消除油气溢出、甩油和漏油的有效措施，应采用有成熟运行经验的产品。挡油管应有足够的高度，在任何工况包括机组过速直至飞逸转速下不允许甩油。卖方在投标文件中应对防油雾和防甩油所采取的措施作详细说明。(3)各轴承的润滑系统各自分开布置。润滑油为同一规格，中国生产型号为L-TSA 46号。(4)油槽的油量应按：在冷却器冷却水中断的情况下，机组在额定工况下连续运行30min并安全停机的允许温升确定；且满足机组飞逸20min后至安全停机的允许温升。(5)每个润滑油系统应包括油槽和装有阀门控制的单独的排油、充油和溢油管道，使油能直通外接的净化器及其他设备进行循环过滤。每个油槽内应装有如7.3.5.3 “仪表和监测装置”中所规定的可视油位计、油位开关和油混水信号器，可视油位计能显示出机组在运行中各油槽的最高和最低油位之间的油位。各油槽的充油、排油和溢油管应分别引至机坑外与机坑外的管道相连接，连接位置将在设计联络会上确定。所有管道和仪表均应充分加以支撑和固定，以避免有害振动。6.5.5.12制动停机系统(1)3台套改造机组均采用全新的制动停机系统及机坑内管路、阀门等。(2)发电机设有一套完整的机械制动系统，应满足以下基本要求：1)机组正常运行时不应发生误动作；2)具有必要的保护和闭锁措施。(3)当机组转速下降到20%额定转速时投入全部制动停机时间为2min。在紧急情况下应允许在35%额定转速时投入，停机时间4min。(4)机械制动停机装置1)机械制动器应油气腔分开设置，应适应最大气压为0.8MPa，并按开始制动时的设计工作压力为0.7MPa设计，且制动工作压力应为0.5～0.7MPa。制动器动作应灵活，无吸持、无卡阻等现象，并设有锁定装置、位置开关及辅助接点。机械制动器排气管尺寸应足够大，不应阻碍制动器复位。每个制动器上都应设置制动块自动复位装置。当制动气压消失时，每块瓦应能自动复位，与制动环脱开。该自动复位装置应有成熟的运行经验；2)制动瓦块采用非金属无石棉材料，应有坚固的、耐磨的、耐热的、容易拆卸和更换的摩擦表面，其表面不会在制动过程中因发热而损坏，也不会因摩擦粘住或卡住，摩擦时不产生有害物质和粉末。在发电机每年开停机次数为1000次，且在10%额定转速时施闸的情况下，制动块磨擦面的保证寿命应不少于5年。对每一个制动块应配有2个位置开关，指示制动器已投入或松开复位； 3)制动器与机组转动部分的摩擦不损伤制动环表面，不应产生有害于人体的化学物质。在结构上应采取措施防止制动环热变形或开裂，防止由制动摩擦产生的粉末污染定子和转子绕组，并装设吸尘系统；4)制动器可兼作转子顶起装置，但应设气、油闭锁阀和采取措施防止油进入空气管路，不得采用在制动操作期间制动器缸内有油的制动器；5)机械制动系统控制柜包括相应的电磁阀、压力表等自动化元件均由卖方提供。柜内管路（含管径）和阀门设计应合理，制动时间符合技术规范的规定，管路及附件采用不锈钢无缝钢管；6)卖方应提供机械制动系统(包括兼作转子顶起装置)的系统图和布置图，图上应注明所有部件名称、规格、布置尺寸、供货范围等，并提供有关说明资料。制动系统的管路设计及阀门配置应满足顶转子用高压油泵投入或切除的要求；7)制动系统包括制动器、发电机内部制动用压缩空气管路、阀门、配件、粉尘吸收装置及制动柜等均由卖方提供。制动闸与厂房供气系统之间的管道由卖方提供。6.5.5.13转子顶起系统(1)每台机组设一套全新的顶起转子系统，包括千斤顶、供排油管路、阀门、仪表、自动化元件等部件。全厂设2套全新的公用移动式高压油顶起装置，该装置有两台互为备用、交流电动机驱动的全容量高压油泵，安装在带轮的支架上；该装置包括有控制器、保护设备、高压油软管、管接头、滤油器、逆止阀、压力表计、油槽等全套配件。高压供油装置应组合成一个整体，装在一个带有万向轮的底座上，可以在水轮机层机坑外侧移动并与任一发电机转子顶起装置相连。千斤顶可利用机械制动装置中的制动器。全厂设置2套这种高压供油装置，由卖方提供，报价计入合同总价。(2)千斤顶应设机械锁定装置，在完全顶起或中间任何位置上锁住转子，这时不需要液压顶起装置保持顶起压力。顶起转子时，活塞应动作灵活，压力解除后迅速自动复位。转子顶起系统应提供限位开关等保护闭锁装置以发出信号和控制油泵运转。高压油泵电动器应符合本招标文件“辅助电气设备”的要求，并配置有以下的设备：A.一个“接通—断开”定位接点选择开关；B.一套红、绿指示灯。当转子达到最高顶起位置时，限位开关应接通指示灯并断开高压油泵。(3)在允许的顶起高度下，应能对推力轴承进行检修、调整。6.5.5.14发电机水喷雾灭火系统(1)发电机采用水喷雾灭火。在发电机定子上、下端部线圈圆周长度上喷射的水雾水量不应小于10l/m?min，灭火持续时间不少于10min。卖方应对发电机消防用水条件予以确认，消防设备、管道、仪表及附件均应满足消防用水条件的要求。(2)每台机组设置一套灭火装置，灭火装置包括位于定子绕组端部的上、下环管、喷头、管路及其附件由卖方提供全新的；灭火装置的火警探测装置、自动化元件及连接电缆、控制盘、端子箱等部件利用原有设备，卖方应复核是否满足消防要求。(3)消防用水将取自厂内生活用水和消防供水系统，水灭火系统的工作水压约为0.3～0.5MPa。水灭火装置及其附件的设计压力为1.0MPa，试验水压为其设计压力的2倍。试验时在试验水压下保持60min，然后将压力降到设计压力，保持30min，应无渗漏和损坏。(4)喷头的布置应能使水雾覆盖全部定子绕组，喷头不应有堵塞，平时不应有漏水现象，便于装拆检修。当压力在0.3MPa，在距离喷头0.3m处取样时，水滴平均直径应小于0.3mm。在水喷雾灭火时，雾状水粒的平均直径应小于100μm。卖方应提交雾化试验报告。(5)喷头、管路、探测器等部件应采用非磁性材料制成。喷头应不易被堵塞，且易于用标准扳手拆卸而不被破坏。(6)管道及附件：卖方应提供在发电机机坑内以及连接到消防机械柜的所有必须的全部管道、阀门、仪表及附件，包括安装固定用的吊架、支架锚、螺栓等。所有管道、管件、测量元件等均应进行可靠的固定，以防在发电机运行时振动。(7)卖方应提供水灭火系统的用水量、水压值以及详细的设计计算书。灭火系统的布置应经买方批准。6.5.5.15主引出线及中性点引出线(1)发电机三相定子绕组主引出线在风罩内至风罩外400mm处均由卖方提供，主引出线应采用线电压级全绝缘成型铜母线。发电机每相定子绕组的各并联支路应在引出线端通过汇流板汇流，并通过可拆卸的软连接与主引出全绝缘成型铜母线相连。汇流板、主引出线全绝缘铜母线及支撑和固定组件由卖方提供。发电机定子主引出线与母线的软连接及紧固件，风罩上主、中性点引出线开孔均应用绝缘封板（含固定框架）封堵并由卖方提供。发电机主引出线电流互感器由其他卖方提供，卖方应提供与母线连接所需的协调和配合。(2)发电机定子绕组末端连成中性点后采用电力电缆引出。卖方应提供将机坑内中性点引至中性点接地装置的阻燃ZA型电力电缆。(3)引出线固定件应能耐受短路电流引起的动热稳定。(4)中性点电流互感器的配置应满足发电机—变压器组继电保护、电气测量和励磁的要求。电流互感器的位置由卖方提出并经买方确认。中性点引出线的设计应考虑能方便地安装和拆卸电流互感器。(5)在发电机机坑内主引出线和中性点引出线均应装有方便可拆卸的铜软连接接头。主引出线的引出长度和方式应便于与母线连接。每相主引出线和中性点引出线均应便于试验时与外部连接断开。当该软连接接头拆下后，在相邻的断口间应有不小于300mm的间距间隙。为了在机组运行期间，保护巡视运行人员的安全，在机坑内主引出线和中性点引出线处设置可拆卸的保护网。6.5.5.16中性点装置(1)概述1)卖方应提供一套全新完整的中性点接地装置。中性点接地采用经接地变压器接地的方式。中性点引出线采用阻燃ZA型交联聚乙烯单芯电力电缆。2)中性点经二次侧带负载电阻的变压器接地，当发电机发生单相接地故障时，卖方应保证在定子绕组一点接地继电保护的配合下，在相当短的时间内切除故障，以防止定子铁芯受损害。接地装置的接地运行时间按1min设计，接地装置应符合ANSI/IEEE C37.101《发电机接地保护导则》的要求。3)卖方应提供有关的计算报告和类似机组的实际运用例证。卖方应对中性点接地装置的额定值、特性参数和规范等提出建议和计算报告，并提交买方批准。4)整个接地装置应安装在同一封闭的金属柜体内，具有防潮、防腐蚀、防振措施。中性点接地装置应可靠性高、热容量大、占用空间小。5)卖方应提供中性点设备的选择和计算方法，设备和柜体的外形尺寸。(2)中性点接地装置1)中性点接地装置应包括变压器、隔离开关、二次侧电阻器、电流互感器、柜体、相关附件、所有必需的内部连接（如导体）和接头等。接地变压器接在发电机中性点和地之间，变压器一次侧经电缆和发电机中性点相联接，变压器二次侧应接一组电阻器。该装置应接线完整，带有从变压器二次侧引至端子板的引线，用于与发电机接地保护继电器、电阻等相连。该装置应装在柜内，并安装于机坑墙外，柜体支撑件和固定件由卖方提供。2)接地变压器A变压器应为单相、自冷、防潮、环氧浇注铜绕组变压器，其额定容量和过载能力应由卖方确定并经买方批准。其主要技术参数如下：一次侧额定电压(kV)： 二次侧额定电压(V)：根据保护需要额定容量(kVA)：根据需要一次侧耐压：BIL，kV(峰值)75截波水平，kV(峰值)85工频耐压，kV(有效值，1min)42抽头(一次侧额定电压的百分数)，%±2.5绝缘等级：H级B标准变压器的额定值、试验和特性应符合ANSI C57.12、NEMA TR1或GB6450、GB/T10228、GB/T17211等有关条款的规定。C结构概述变压器引线和抽头的支撑应使所有的重量不由线圈负担，线圈应支撑牢固。铁芯应严格夹紧以避免运输中位移或运行时的振动。套管应为高质量瓷件或环氧树脂，从变压器至发电机中性点的连接应为阻燃ZA型、单芯、12kV交联聚乙烯绝缘电力电缆，该电缆应从柜顶进入。入口的位置应设电缆保护圈并应与整套接地装置的设计相配合，并应提供固定电缆的支架。内部的高压连接应按定子绕组的线电压绝缘。高压绕组为密闭式，与二次绕组之间对地静电屏蔽。除铁芯、绕组和封闭的外壳外，所有的钢制部件应为热浸渍镀锌钢。3)电阻器A电阻器的电阻值应按ANSI/IEEE-C37.101《发电机接地保护导则》配置，接地故障时，暂态过电压峰值小于2.6倍额定相电压。B电阻应能耐受额定电流1min；此时的电阻材料温度小于1000℃。C电阻器的对地绝缘1min工频耐压值(有效值)不小于3kV。D电阻应为扁绕、采用高温高电阻的镍铬合金。E所有电阻元件应与其固定件和地完全绝缘，电阻元件的绝缘瓷件允许温度应大于1200℃。F电阻元件应无螺栓接头，全部采用焊接。G联接螺栓应为不锈钢或铜材。H电阻应设置在单独的框架内。I变压器与电阻器间的连接，采用铜母线。J电阻器的对地绝缘应为600V级。K应提供适当的端子，用于将电阻跨接在中性点接地变压器的二次侧端子上。4)隔离开关A型式单相、50Hz、户内、高压型B额定电压(kV)10.5C额定电流(kA)0.1D耐压水平：工频耐压(kV,有效值)42BIL，kV峰值755)操作机构：手动(带锁)6)电流互感器卖方应提供一只电流互感器，并安装在发电机中性点接地线上。电流互感器型式为环氧浇注式，其参数在设计联络会上确定。 7)柜体A所有的接地设备均置于一个柜体内；B柜体的钢板厚度应大于2mm；C柜体应整体热镀锌后里外均喷塑；D柜体基础应有两处引出接地端子与电站的50×6mm扁钢相联接；E柜体防护等级为IP20；F中性点电缆头不允许裸露在柜体外面，引出电缆应有电缆保护套；G柜体上应设有起吊用的吊耳。8)应提供安装和连接中性点接地装置柜内的下述附属设备：A带合、分控制开关和远方接点联锁的恒温控制电热器，并完成柜内配线；B低压过电压保护设备，用于保护变压器及二次侧回路；C配有铜母线用作变压器与电阻器间的连接，母线应具有与电阻器的电流和时间额定值相对应的连续载流能力，并应为额定电压600V的绝缘；D组装和拆卸变压器、电阻器以及中性点接地装置的其他元件所必须的所有工具和器具。6.5.5.17中性点电流互感器(1)型号和额定值所有电流互感器应为一个铁芯、一个二次线圈或两个铁芯、两个二次线圈组合在一起的穿心结构。电流互感器的基本冲击绝缘水平应为85kV(可环氧封闭或环氧套筒)，其额定值和特性应符合GB1208《电流互感器》及GB16847《保护用电流互感器暂态特性技术要求》，电流互感器的额定值和特征参数如下（并与电站保护系统协调一致）：表6-13 发电机中性点电流互感器型 号变 比负载（VA）精确级数 量LAJ-121500/5405P20/5P206注：表中数量为一台发电机的数量(2)电流互感器接线端子应连接到发电机端子箱中。(3)卖方应提供电流互感器应用数据的鉴定文件。电流互感器的典型曲线和数据，可以取自在相同的互感器上进行试验而得到的实测值。卖方应提供下列曲线和数据：1)变比和相角修正曲线；2)短时热稳定和动稳定电流额定值；3)励磁电流曲线，标明每一类型和额定值的拐点电压。6.5.5.18防止杂散电流的绝缘发电机的导电部件，如定子、机架、所有支撑件、密封件、测温包和检测器等应根据需要适当绝缘，以防止由于发电机磁场产生的并可能伤及发电机或水轮机轴承的轴电流。绝缘材料的设计应能安全地承受本规范中所规定的各种运行工况下产生的所有机械应力。应在二处以上串联设置绝缘，以切断这种电流可能的通路，从而易于进行接地电流的准确测量。轴承的绝缘应有两层，层间夹一中间金属板，以便对绝缘进行试验。应用导线将轴瓦、中间板及地线引至发电机端子箱上，以便作轴承的绝缘测量。轴承绝缘板的绝缘电阻应满足本招标文件6.5.5.3“绝缘性能与试验”的要求。卖方应根据合同要求提供轴电流监测装置，该装置应能以间断的方式（约1次/5min）对发电机轴绝缘进行监测，且应具有报警功能，并能给出绝缘电阻值。6.5.5.19齿盘测速装置卖方为每台套机组提供一只测速齿盘，调速器和机组齿盘测速装置共用该测速齿盘，同时，该测速齿盘还应考虑机组蠕动监测的需要，调速器用测速探头由其他卖方提供，测速齿盘安装在主轴上。卖方应满足调速器卖方的要求，确定测速齿盘的齿数、齿槽尺寸和安装位置，并为测速齿盘及测速探头提供合适的安装基座，并且应提供这些装置与发电机端子箱相连接的导线和暗敷电缆管。6.5.5.20定子、转子起吊方式和专用工具卖方应提供定子、转子等的起吊方式和技术要求。除起吊转子的平衡梁外，所有定、转子专用的其他起吊工具属卖方供货范围。定子起吊工具应采用多点径向辐射、起吊方式，并应考虑发电机定子整体（包括铁心、绕组）起吊的安全、可靠和防止定子变形。转子起吊方案结构设计应满足现有平衡梁及起吊轴要求。6.5.5.21管道卖方应负责设计并提供发电机和机坑范围内用于冷却器、轴承、制动、高压油顶起装置连接至现有总管的全部管道系统。6.5.6发电机自动化元件和装置6.5.6.1为满足发电机检测、安全监视和自动控制的要求，卖方应为每台发电机配置并采购如表6-14中所列的、用于监测和控制发电机的自动化元件、仪表和装置，使其成为一个完整的系统。自动化元件（装置）应符合GB/T11805的有关规定。表6-14由卖方提供的自动化元件、仪表和装置（单台套发电机所需量）序号功能仪器数量位置备注1定子绕组测温测温电阻(RTD)每相每个并联支路4只定子绕组2定子铁心测温测温电阻(RTD)20只定子铁心3推力瓦测温测温电阻(RTD)每瓦1只推力瓦4推力瓦间测油温测温电阻(RTD)2只推力瓦间5推力轴承油槽测温测温电阻(RTD)4只推力轴承油槽6推力轴承冷却水测温测温电阻(RTD)1只推力轴承出水总管7推力轴承冷却水测温测温电阻(RTD)各支路1只推力轴承出水支管8推力轴承冷却水水流指示流量开关1只／每支管冷却器出水支管√9空冷器冷却水测温测温电阻(RTD)2只空冷器供、排水总管10空冷器冷却水测温测温电阻(RTD)1只/每支管空冷器冷却供、排水支管11空冷器冷却水水流指示流量开关1只/每支管冷却器出水支管√12空冷器进风口测温测温电阻(RTD)每个进风口1只空冷器进风口13空冷器出风口测温测温电阻(RTD)每个出风口1只空冷器出风口14上导轴承瓦温度测温测温电阻(RTD)每瓦1只上导轴承15上导轴承油槽测温测温电阻(RTD)1只上导轴承油槽16上导轴承冷却水测温测温电阻(RTD)1只上导轴承出水总管17上导轴承冷却水测温测温电阻(RTD)各支路1只上导轴承出水支管18上导轴承冷却水水流指示流量开关1只/每支管冷却器出水支管√19下导轴承瓦温度测温测温电阻(RTD)每瓦1只下导轴承（若有）20下导轴承油槽测温测温电阻(RTD)1只下导轴承油槽（若有）21下导轴承冷却水测温测温电阻(RTD)1只下导轴承出水总管（若有）22下导轴承冷却水测温测温电阻(RTD)各支路1只下导轴承出水支管（若有）23下导轴承冷却水水流指示流量开关1只/每支管冷却器出水支管√24轴承油温测温测温电阻(RTD)2只轴承25集电环罩测温测温电阻(RTD)2只集电环罩26推力轴承油槽油位磁翻板油位计（带开关）1套推力轴承油槽√27推力轴承油槽油位油位变送器1只推力轴承油槽√28推力轴承油槽油混水油混水变送器1只推力轴承油槽√29上导轴承油槽油位磁翻板油位计（带开关）1套上导轴承油槽√30上导轴承油槽油位油位变送器1只上导轴承油槽√31上导轴承油槽油混水油混水变送器1只上导轴承油槽√32下导轴承油槽油位磁翻板油位计（带开关）1套下导轴承油槽（若有）√33下导轴承油槽油位油位变送器1只下导轴承油槽（若有）√34下导轴承油槽油混水油混水变送器1只下导轴承油槽（若有）√35铁心齿压板测温测温电阻(RTD)28只铁心齿压板暂定36集电环罩测温测温电阻(RTD)2只集电环罩37发电机制动系统发电机制动屏(含各种自动化元件、仪表、阀门、管路及附件)1套发电机层38轴电流检测装置1套39制动闸位置开关行程开关每闸2只制动器√40发电机顶转子限位开关2只制动器上√41齿盘测速齿盘测速装置（含齿盘、探头、测速装置）1套主轴或上端轴42蠕动检测蠕动探测装置（含齿盘、探头、蠕动监测装置）1套发电机√43高压油顶起系统高压油顶起装置(含油泵、各种自动化元件、仪表、阀门、管路、控制柜及附件等) 1套机坑内、外√44推力轴承负荷监测推力轴承负荷监测装置（含传感器及手提式测量装置）每个轴瓦设1只传感器，手提式测量装置全厂2套轴瓦支撑√45各轴承外循环全部自动化元件(若有)全套46轴电流保护/监测轴电流保护/监测装置1套47火灾报警控制器1套发电机机坑含全套感温型和感烟型探测器48水雾喷头1套发电机机坑49发电机端子箱1套发电机机坑50505050505050505050505050其它注：备注栏中带有“√”符号的仪器和设备为进口元件。6.5.6.2卖方应负责与自动化元件承包商、计算机监控系统承包商、调速器系统承包商以及其他相关承包商的协调和完善，使用于监测和控制发电机的自动化元件、仪表和装置成为一个完整的系统，以满足本招标文件的要求和工程实际。6.5.6.3各种自动化元件的动作整定值应便于调整，且不受发电机振动的影响。各种自动化元件的接线端子应便于拆装。6.5.7备品备件6.5.7.1规定的卖方提供的备品备件对应于本合同文件所提供的全部发电机，应提供如下总量的规定的备品备件，承包人应对规定的备品备件分别报价，其价格包括在设备报价汇总表中，备品备件应与水轮机相应部件具有互换性，相同的材料和相同的制造工艺。“台套”定义为一台发电机所需的总量。签合同时买方有权取舍备品备件的品种和数量。规定的发电机备品备件见表6-15。表6-15 规定的发电机备品备件表序号名称单位数 量生产厂/产地备注1.定子条形线棒(上层)台套2/152.定子条形线棒(下层)台套2/303.定子槽楔按上层线棒备用量的1/34.定子铁心叠片压紧螺杆每台机各类螺杆的2/105.磁轭键台套26.磁极键台套1/87.制动块、密封圈、弹簧台套28.集电环电刷台套39.集电环电刷盒及弹簧台套110.磁极线圈个211.阻尼环接头台套2/1012.磁轭压紧螺杆（含全套螺帽、垫圈）每台机配各类螺杆的1/2013.推力轴承瓦台套114.上导轴瓦台套115.下导轴瓦台套116.轴承用绝缘板、绝缘套筒等台套117.RTD温度计(各种型号)个各818.空气冷却器(带密封件)个119.各种油冷却器(带密封件)套各120.绝缘包扎材料按一个节距定子线圈所需数21.各型油冷却器(带密封件、滤网等)个各122.各种型号的电流互感器个各123.各种型号油位观察计个各124.各种O型密封圈台份225.推力轴承外循环系统的油泵及电机（若有）台份126.各种型号的由卖方提供的自动化元件（详见合同价格表）个各26.5.7.2卖方推荐的备品备件除提供上述规定的发电机备品备件外，卖方还应推荐提供发电机正常运行10年的备品备件（若有），其价格应单独报价，不包含在设备报价汇总表中。推荐的备品备件应与发电机相应部件具有互换性，相同的材料和相同的制造工艺。签合同时买方有权取舍上述备品备件的品种和数量。卖方推荐的发电机备品备件见表6-16。表6-16 卖方推荐的发电机备品备件表序号名 称单位数 量生产厂/产地备注12…6.5.8专用工器具及安装用特殊材料6.5.8.1规定的卖方提供的专用工器具和维修设备卖方应提供规定的一整套全新的安装或维修所供货设备（含其附属设备）的任何部件时可能需要或使用方便的专用工器具，包括但不限于下述各项：卖方应列出详细的清单，所有这些工具和设备应成为买方的财产，卖方应对上述的工具和设备分别报价，报价计入合同总价。(1)卖方应提供为满足现场安装需要的特殊材料，如密封、绝缘带、润滑脂、胶、漆、油、工业清洁剂等卖方认为必要的特殊材料。(2)卖方应随机免费提供足够的易损零部件，并提供其加工图（包括加工工艺图）。(3)卖方提供的安装专用工器具，应保证3台发电机的安装要求，因工器具质量问题发生损坏，则卖方应无偿提供相应的工器具。如在安装、试验和试运行期间发生损坏（非工器具本身的质量问题引起），则卖方应按合同价提供相应的工器具，以保证供货设备安装和试验的要求。(4)合同谈判时，买方有权调整专用工器具及材料的品种和数量。(5)全厂3台发电机及其附属设备专用工器具见表6-17。表6-17规定的发电机及其附属设备专用工器具表序号名称单 位数 量1定子机座组焊、定位筋安装、铁心叠压专用工器具套12定子中心测圆架（含基础）套13定子下线专用工器具3.1成套下线装置(机械液压式)及工作平台套13.2线棒起吊装置套14转子装配专用工器具4.1磁轭压紧工具，包括叠片及定位专用工器具、临时拉紧螺杆、临时夹紧装置、平整用拉紧工具等套14.2磁轭加温专用工具（若有）套14.3磁极吊装专用工具套14.4推力轴承拆卸、安装工具套14.5转子中心测圆架套14.6转子叠装专用工具套14.6转子起吊工具套15定子起吊专用吊具（包括起吊梁）套16发电机及其附属设备部件装拆用单头扳手和其他特殊用扳手、工具套17各类吊环、吊具套18所有绞孔专用拉刀及操作设备套109所有键槽专用拉刀及操作设备套1010主轴起吊保护板及起吊装置套111全新的液压螺栓拉伸设备，包括：1台气动液压油泵、用于主轴联接各种规格螺栓的拉伸器各4个、4根足够长度带快速接头的充油油管及伸长值的测量工具。套1 12液压螺栓拉伸设备，(包括1台气动液压油泵、对应不同规格联轴螺栓的拉伸器各2个、足够长度带快速接头的充油油管4根、伸长值的测量工具；其中转子磁轭和定子铁心拉紧螺杆的拉伸器各6个、足够长度带快速接头的充油油管12根、伸长值的测量工具)套16.5.8.2卖方推荐的专用工器具和维修设备(1)卖方应开列建议增加的专用工器具及材料清单（清单上注明名称、型号、规格、数量、用途及单价）。(2)在合同签订后，如果根据所供货设备的最终设计，卖方推荐的专用工器具数量有所增加，因系卖方责任，则这些增加提供的数量不另收费。同样，如果为供货设备的安装或维修尚需补充其他的专用工器具，这些工具也应免费提供。卖方推荐的发电机专用工器具见表6-18。表6-18 卖方推荐的发电机专用工器具表序号名称单 位数 量生产厂/产地备注12…6.5.9工厂组装和试验6.5.9.1概 述(1)装配和试验计划卖方应随投标文件提交工厂装配和试验的计划。(2)除非买方书面放弃，发电机主要部件的质量检查、工厂装配和试验必须由买方代表见证，无论是哪种情况，均不能免除卖方对所提供的设备满足本技术规范要求的责任。(3)发电机主要部件在工厂进行的检查、装配和试验至少应包括下列内容，且不限于此。其中 “*”表示买方应参加见证的项目。试验所需的所有设备和仪器由卖方准备，检查和见证所需的全部费用应包括在合同总价中。(4)提供试验计划和程序卖方应在合同生效后3个月内提供工厂装配和试验项目安排计划。凡需买方代表在工厂见证的部件质量检查、装配或试验项目，卖方应至少在项目开始前60天通知买方，并提供买方代表见证试验大纲和质量检查表。6.5.9.2材料试验(1)金属材料应按一般技术条款中的规定进行试验。绝缘材料应按ANSI-C29和IEC标准进行试验。(2)关键部件材料的附加试验，如硅钢片在冲压前的电磁特性和损耗样品试验、阻尼绕组极间连接部分的疲劳强度样品试验等。6.5.9.3焊接试验包括焊缝尺寸检查、焊缝表面裂纹检查，并对发电机的组焊件、定子机座、转子支架、机架、主轴和起吊设备的主要受力焊缝进行无损检测。6.5.9.4主轴轴线偏差检查和轴线校正6.5.9.5主轴连接法兰的尺寸检验卖方应进行发电机轴轴连接法兰的尺寸检验，检查记录提供买方认可，作为现场安装的依据。6.5.9.6尺寸检验和预组装不要求在工厂进行发电机总装配，除定子铁心和转子磁轭不在工厂组装外，发电机的所有部件和零件应在工厂预装配和检验。预装配和检验过的部位应作永久的和清晰的配合标记，以便现场的重新组装。应检查部件的重要尺寸和装配尺寸。工厂内应对每台发电机转子磁轭铁片尺寸进行仔细的检查，装运前应得到买方代表进行模具检查后的认可才能发运。6.5.9.7耐压试验所有承受水压、油压、气压的部件和管路及其连接件的耐压试验。6.5.9.8硅钢片的电磁性能和损耗试验6.5.9.9定子线圈试验应对每个定子线圈、包括备件进行下列试验：(1)交流耐压试验每个线棒应能安全地承受1min的工频试验电压，其数值应高于2.75倍额定电压加6500V。(2)介损试验介质损失角正切值（tgδ）应在20%和60%额定电压时测量。在20%额定电压时的tgδ值不得大于0.01；在60%和20%额定电压时tg?值之差（Δtgδ）不得大于0.005。(3)股间绝缘试验股间绝缘耐压试验耐压值应由卖方选定，经买方认可。(4)电晕试验每个线圈在1.5倍额定电压下不得产生可见电晕。(5)单个线圈装于模拟槽内进行介质损耗、起晕电压和交流耐压试验。(6)单个线圈装于模拟槽内进行介质损耗、起晕电压、交流耐压试验和防晕层电阻测试。6.5.9.10定子线棒工频击穿电压试验首批生产的定子线棒不少于50根，随机抽样其中3根进行工频击穿电压试验。试验电压应以1kV/s的速度逐步升高，直至额定电压的6倍。如通过则认为这批定子线棒全部合格，如有击穿再加倍随机抽样。如仍然不合格，则认为这批定子线棒全部不合格。完成6倍额定电压试验后，试验电压逐步升高直至击穿，记录击穿时的电压。6.5.9.11磁极试验：应对每个磁极、包括备件进行下列试验：(1)磁极绝缘电阻试验(2)交流耐压试验每个磁极应能安全地承受工频和以下的试验电压，历时1min。额定励磁电压为500V及以下10倍额定励磁电压（最低为1500V）额定励磁电压为500V以上2倍额定励磁电压 4000V(3)匝间绝缘试验匝间绝缘试验耐压值应由卖方选定，经买方认可。(4)单个磁极的交流阻抗测试。6.5.9.12定子、转子线圈结构的其他电气性能、热性能、机械性能和寿命试验。6.5.9.13所有的油冷却器、空气冷却器和制动器缸应能承受不少于1h、1.5倍额定压力的静水压力试验，而无渗漏出现。试验完毕后，冷却器中的水应完全排尽，再用空气冲扫干净，并保持排（泄）阀开启。逆止阀应进行反向压力试验，以证明其密封是可靠的。6.5.9.14继电保护装置组装完成后应按IEC标准进行型式及例行试验，并至少应进行以下几项试验：(1)绝缘及介电强度试验；(2)元件动作、返回和整定范围测定；(3)整组动模试验；(4)抗干扰性能测试。6.5.9.15灭火系统的喷嘴应在工厂做例行试验，喷嘴的型式需买方批准。6.5.9.16电流互感器应按照GB1208进行外施电压和感应电压耐压试验。6.5.9.17接地变压器应在工厂组装，并按ANSI C57.12和NEMA-TR1标准进行出厂试验。应据IEEE.32的方法对接地变压器的每一只电阻进行交流耐压和交流电阻测量。6.5.9.18所有其他的电气设备，如电动机、继电器、仪表、传感器、探测器和仪器等，应按照至少与ANSI或IEEE标准相当的有关标准逐个地进行试验。若部件是成批生产的，且按照至少与ANSI或IEEE标准等同的标准做过了例行试验，则该部件的单个试验可不做。然而，无论哪种情况，必需提交每个部件有关的合格的试验数据。6.5.9.19电阻温度计精度试验安装在定子绕组或轴瓦中的每一个温度计应采用与合适标准进行比较的方法做精度试验。每个温度计应在20℃、80℃和120℃情况下进行试验。当电阻在20℃与120℃之间变化时，计算其电阻系数。应对安装于定子绕组、轴瓦内的RTD作交流耐压试验，并检验定子绕组测温电阻垫条的表面电阻率。6.5.9.20除上述检查试验外，还应包括买方根据需要或卖方认为必须而增加的检查试验项目，并注明要买方代表见证的项目。6.5.9.21试验数据：凡在工厂进行的各种设备组装检验和试验报告应在该设备装运前20天提交买方审查，买方审查批准后该设备方可启运。应随设备发送2份检验、试验数据报告副本至工地。由于卖方提交成果报告推迟或报告不满足要求而延误设备启运及交货时间，由卖方承担责任。卖方应尽可能将工厂装配和试验项目安排在同一、连续时间内进行。6.6现场试验6.6.1概述6.6.1.1要求在水轮发电机组及其附属设备的安装、试验运行期间和最终验收之前，在卖方的试验工程师的参加和指导下，买方将对以上设备进行试验以检验卖方提供的保证值和合同文件规定的要求是否得到满足。试验项目按有关标准和惯例进行。试验分成以下几个阶段：现场安装试验、试运行、考核试运行、性能试验。本节只定出了最终验收之前，设备应进行的最小限度的现场试验。除下面所列举的试验外，买方将进行其他必要的为验证设备与保证值和合同文件规定的要求是否相符的补充试验。本章的条款是对本章上述中有关规定的补充，在发生矛盾的情况下，以具体设备条款的详细要求为准。买卖双方有权参与现场的所有试验，包括试验方案和试验程序的制定，有关调试问题的讨论，并有权了解和掌握试验全过程的原始数据、试验程序、中间和最终结果等。卖方应与买方、安装卖方以及有关的制造厂商协调配合，以保证相互满意地完成现场试验。6.6.1.2责任卖方应对水轮发电机机组的所有现场试验(性能试验除外)的监督和试验程序负责，并派遣有资格的试验工程师来指导试验。买方和安装卖方将提供必要的人员，在试验工程师的指导下，进行试验设备的安装和进行试验。买方放弃任一项试验均不能免除卖方应完全满足本招标文件要求的责任。6.6.1.3试验的进度和程序在试验开始的30天以前，卖方应编写进行所规定试验的建议进度表并提交以供批准。进度表应与安装卖方进行协调并应满足合同进度条款的要求。在试验开始的21天以前，卖方应提交10份完整的包括建议的试验方法和试验程序在内的试验大纲，该大纲应经买方认可。6.6.1.4试验报告每项试验完成以后，卖方应配合试验方提交试验结果给买方。在所有的试验完成之后，卖方应配合试验方提交完整的对设备进行的所有现场试验的报告给买方。6.6.1.5试验标准试验应按照《合同条款》及下列标准进行。GB/T8564水轮发电机组安装技术规范DL/T507水轮发电机组启动试验规程GB/T9652.2水轮机调速器与油压装置试验验收规程IEC水轮机现场验收试验国际规程DL/T730进口水轮发电机(发电/电动机)设备技术规范GB/T1029三相同步电机试验方法GB50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准DL489大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程GB/T7409.3同步电机励磁系统—大中型同步发电机技术要求上述标准应按最新版本执行。当执行上述标准过程中存在不同意见时，由买方协调决定。6.6.2安装试验在卖方试验工程师的监督和技术指导下，安装卖方将进行现场安装试验，以确定水轮发电机组及其附属设备已正确安装和组装，以及试运行和商业运行所需的调试业已全部完成。6.6.2.1水轮机安装试验(1)各部件安装试验各部件(如转轮、主轴等)分别安装完毕后，按GB/T8564“水轮发电机组安装技术规范”的要求进行检查。(2)轴系转动检查水轮机与发电机主轴安装连接并进行垂直度检查后，应在水轮机卖方代表的指导下，按GB/T8564“水轮发电机组安装技术规范”的要求进行检查。盘车检查由买方在场目击证实，且应由卖方安装卖方书面予以认可。(3)管道压力试验由卖方提供的全部水轮机的油、气、水系统管路以及冷却器和各种承压元件，在安装完毕后应做静压试验，试验压力为最大工作压力的1.5倍。试验时间至少应为1个小时，以便能观察是否存在任何的渗漏或缺陷。6.6.2.2发电机安装试验(1)现场常规试验现场常规试验项目包括以下内容，但不限于此。1)定子铁心磁化试验。定子铁芯组装之后和定子线圈安装之前，将进行定子铁芯磁化试验，以检查叠片损耗和寻找可能的故障（热点）。用绝缘电缆在铁芯上缠绕足够的匝数以使其产生与最大额定工作状态所预期的最大磁通密度（至少1T）。对铁芯的磁化应持续到铁芯的温度稳定为止，但不得小于90min。当铁芯各部分的最高温升超过25K，或铁芯和机座间最高温差超过15K（为折算到1T时的数值）时，应终止试验。在试验中，应定期检查铁芯温度以发现铁芯的“过热点”。对温度超过铁芯平均温度10℃以上的“过热点”应进行修补。修补后应重复进行试验，直到没有温度超过铁芯平均温度10℃以上的“过热点”出现。完成铁芯磁化试验所需的全部设备应由卖方提供，但以下设备将由其他卖方提供：A10kV高压电缆B10kV动力电源2)定子绕组和转子绕组绝缘电阻的测试。A绝缘电阻定子绕阻和转子绕组绝缘电阻应不小于本招标文件《技术文件》第7.3.3.4条“电气性能”的要求；B极化系数定子绕组和转子绕组绝缘电阻的极化系数R10／R1（R10和R1为在10min和1min分别测得的40℃时的绝缘电阻值）不小于2.0。3)定子绕组的直流耐压。试验将在一相试验、其他相接地的情况下进行。试验电压应逐步增加，每步增加0.5Un，一直增加到3倍额定电压的最高值。每步历时1min。泄漏电流应不随时间延长而增加，各相泄漏电流之差不应大于最小泄漏电流的50%。4)定子绕组和转子绕组的交流耐压。定子绕组工艺过程中和组装完成后的绝缘交流耐压试验应按《水轮发电机组安装技术规范》（GB/T 8564）的有关规定进行。在下层线棒下完线后及上层线棒下完线后未打槽键前，分别施加相电压，进行槽电位测量，槽电位应小于10V。5)测量定子绕组各相对地电容和相与相之间的电容。6)定子绕组的电晕试验按本招标文件第7.3.3.4条的要求进行。7)定子绕组和转子绕组直流电阻的测试。8)轴承和埋入式测温电阻绝缘电阻的试验。所有的导轴承、推力轴承和埋入式测温电阻应分别对地绝缘电阻试验。用1000V摇表在10～30℃测得的绝缘电阻值应不小于1.0MΩ。9)磁极的极性试验。10)每个转子磁极绕组的交流阻抗测定。11)压力试验。A对全套轴承冷却器系统、空气冷却器系统（包括冷却器、管道及其连接部分）进行1.5倍额定工作压力的静水压试验，试验时间为30min，试验完成之后，应没有水渗漏和压降。B对制动和顶起系统的压力试验。12)机组轴线校正盘车。在水轮机轴与发电机轴安装、连接对中之后，在卖方试验工程师的指导下，按照ANSI／IEEE标准810－1987“水轮机、发电机联轴器和轴的径向跳动容差”的要求，进行盘车试验。盘车试验应有买方买方代表见证，并应有安装承包商以及水轮发电机组制造厂试验工程师的书面批准。13)水轮发电机机坑内所有电气连线的电气连续性和绝缘电阻试验。14)蠕动和振动探测器、气隙测量系统、局部放电检测系统、温度计、速度开关、电阻式测温电阻和流量开关等的动作试验。15)电流互感器进行极性和相位试验。16)相序试验。17)发电机中性点接地装置试验。18)灭火系统试验。灭火系统将在水轮发电机机坑外预组装并进行试验，19)以验证本招标文件《技术文件》的有关规定是否得到满足，并测试喷嘴在正常工作水压下水喷雾的平均直径和雾滴的平均直径。(2)现场例行试验在卖方试验工程师的监督和技术指导下，安装卖方将进行现场例行试验。以下项目作为现场交接试验内容，但不限于此。1)制动和润滑系统以及高压油顶起装置的功能试验。2)确定机组分别从10%、20%和35%额定转速起加机械制动到机组安全停机所需时间的制动时间试验。并确定上述各种试验的n＝f(t)曲线。3)测量轴承轴瓦的温度。4)空载特性试验。5)短路特性试验。6)圆度和气隙值测量。7)测量水轮发电机波形畸变系数的试验，应录制当水轮发电机在额定电压和额定频率下空载运行时，定子绕组每相电压的波形图。8)线电压波形全谐波畸变因数(THD)试验9)局部放电系统初始基值测量。10)机组各部件的振动、摆度测量。11)水轮发电机输出功率试验。12)用以检验机组按本招标文件要求，在额定超前功率因数和滞后功率因数条件下运行的能力。13)在额定电压下，进行最大持续容量的25%、50%、75%及100%甩负荷试验。14)过速试验。以检验所有过速保护装置整定和动作的正确性。15)空载运行轴电压测量。16)水轮发电机和水轮机旋转部分的动平衡试验。17)灭火系统动作模拟检查。18)噪声水平试验：由买方选择水轮发电机上机架盖板（发电机层盖板）上方垂直距离1m处的5个位置进行测量。每处的噪声水平应为至少12个读数的平均值。5个位置中最高的噪声水平应不超过80dB（A）。19)测量水轮发电机轴承冷却器、空气冷却器进口和出口冷却水的温度和流量的试验。(3)现场型式试验现场型式试验可选择1台进行或将各项试验分别安排在不同机组上。现场型式试验项目包括以下内容，但不限于此：1)参数测定：A直轴和交轴同步电抗Xd和Xq；B直轴饱和及不饱和瞬态电抗Xd’；C直轴饱和及不饱和超瞬态电抗Xd’’；D交轴不饱和瞬态电抗Xq’；E交轴不饱和超瞬态电抗Xq’’；F负序电抗X2；G零序电抗X0；H直轴瞬态开路时间常数Td0’；I直轴超瞬态开路时间常数Td0’’；J直轴瞬态短路时间常数Tds’；K直轴超瞬态短路时间常数Tds’’；L交轴超瞬态开路时间常数Tqd’’；M定子绕组短路时间常数Ta；N短路比；2)零功率因数和V型特性测定；除上述试验外，买方根据需要或卖方认为必须而增加的试验项目。6.6.3试运行在合同设备安装好后，在买方组织下，卖方应和安装承包商相互配合检查设备，经无水调试合格后按照DL/T507《水轮发电机组起动试验规程》进行初步运行试验和72h试运行试验。水轮发电机组及其附属设备的试验将根据相关技术规范和标准的规定进行。6.6.3.1初步运行试验(1)在设备安装好后，卖方要和安装承包商相互配合检查设备，经无水调试合格后进行初步运行试验。首先机组要做充水试验，起动试验、发电机和水轮机旋转部分的动平衡试验、空载稳定性试验、空载扰动试验、发电机短路特性试验和空载特性试验、过速试验、甩负荷试验，以便调节调速器时间元件，整定转速信号开关和其他保护设备。所有的这些调整和有关的参数都要记录，并写入现场试验报告中。除了必须测取和记录调速系统的功能之外，要测取和记录的其他参数应包括：机组转速、接力器行程、导叶开度、机组负荷、蜗壳压力、尾水管压力和压力脉动、顶盖压力、顶盖的水平和垂直振动、轴的径向摆度和发电机机架的水平和垂直振动、导轴承瓦和油的温度和温升、发电机各部件的温升、水轮机机坑、尾水管进人门处的和发电机层的噪声和水轮机流量等。(2)机组应进行带各种负荷的试验，并测取和记录有关参数。同时，应进行冷却水试验，以确定机组在100%额定功率时，轴承冷却器和发电机空气冷却器的耗水量、水压降和进、出水的温度。还应进行温度计、电阻式温度探测器、流量信号元件、流量计及其他监测装置的运行试验。6.6.3.272h试运行(1)按照DL/T507《水轮发电机组起动试验规程》完成了上述“初步运行试验”中所规定的试验项目并验证合格后，机组应进行带满负荷72h连续运行试验。(2)如果在72h连续试运行中，由于机组及附属设备的制造或安装质量原因引起运行中断，经检查处理合格后应重新开始72h的连续运行，中断前后的运行时间不得累计。(3)带负荷72h连续运行试验完成后，如果有必要，应停机检查，消除并处理试验中所发现的所有缺陷；如果机组运行正常，经双方协商认为无停机检查的必要时，可直接进入机组考核运行。6.6.4考核试运行水轮发电机组在72h试运行合格后，应进行累计30天考核试运行。在30天考核试运行期间，若由于卖方提供的设备故障或因质量原因引起中断，应及时检查处理，合格后重新进行30天考核试运行。若中断运行时间少于24h，则中断前后的运行时间可以累加计算；若中断运行时间超过24h，则中断前后的运行时间不得累加计算，引起运行中断的设备应重新开始30天的考核试运行，直到合格。6.6.5性能试验6.6.5.1概 述(1)买方可任选1台或多台机组在其投入商业运行后在保证期内进行下列现场性能试验。卖方应参与并指导监督进行性能指标试验及空蚀检查。卖方应提交现场性能试验程序给买方审查，审查之后应提交10份副本。(2)下述试验的取舍由买方决定，经与卖方协商后，买方将选出要进行的试验和试验日期，并通知卖方，卖方应派出试验工程师指导试验。6.6.5.2水轮机性能试验(1)概 述在水轮机及其附属设备安装完毕，并经试运行、考核试运行后，在保证期内，卖方应参与并指导监督进行性能指标试验及空蚀检查。试验和检查在买方组织下进行，卖方要拟定一份试验程序供买方审查，审查后要提交20份副本。(2)水轮机功率试验每台水轮机均应做功率试验，以检验水轮机的输出功率保证值是否满足合同规定。除非买卖双方协商同意，试验一般按照IEC60041《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机水力性能现场试验》的有关规定进行。水轮机功率和指数试验应尽可能接近额定水头或其他有代表性的水头下进行。在确定有效净水头时，对净水头测量断面上的速度头可利用卖方提供的特性曲线的流量来进行修正。水轮机输出功率由发电机输出功率的电气测量和已知的发电机功率损失来确定。发电机输出功率应由在进行这些测量方面有经验的电气工程师，利用由卖方供给的校正过的试验仪器来测定。(3)水轮机效率试验在水轮机保证期内，买方可任选一台或多台机上做效率试验，以验证水轮机效率是否满足保证的性能指标，试验将按照IEC60041《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机水力性能现场试验》或由买卖双方同意的类似规程进行，除非另有协议，试验应在合同双方同意的有资格的专家指导下进行。流量按IEC规程规定的方法测定，并由双方确认。(4)飞逸转速试验在保证期内，如果买方认为有必要时，可以选择一台或多台水轮机做飞逸转速试验，以检验飞逸转速的保证值是否得到满足。飞逸试验应在最大运行水头或者可能获得的最大试验水头、相应于额定功率的导叶开度，以及除空气阻力和摩擦损失之外发电机不带负荷的情况下进行，试验持续时间从达到最大转速起不超过10min。若飞逸转速不做现场试验，而在试运行及运行二年保证期间出现飞逸故障，则以出现故障资料作为检验依据。(5)空蚀、磨损破坏及转轮裂纹检查在水轮机保证期内，买方可选择一台或多台水轮机在运行累计时间达到2000h、4000h、8000h时之后各进行一次空蚀、磨蚀损坏及转轮裂纹检查以检验是否满足保证值。检查期间买方将排干水轮机内的积水，并在转轮下面安装由卖方提供的检查平台。卖方至少派一名合格的工程师到现场参加检查，并且将检查结果写成报告交买方复核。空蚀、磨损检测和计算按IEC 609《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机的空蚀评定标准》进行。(6)自由补气试验初步运行试验中或在电站水头达到水轮机运行不稳定的水头或不稳定负荷时进行自由补气试验，以验证是否满足7.1.5款“性能保证”的要求，试验时应测量水导处摆度、顶盖振动、尾水管的压力脉动、噪声和补气量，记录试验时的水头、输出功率和流量。(7)导叶漏水试验在初步运行试验中或在保证期内的适当时候，买方有权任选一台或几台机进行导叶漏水试验，验证是否满足7.1.5款的要求。导叶的漏水量可通过测定本电站上游调压室检修闸门后压力钢管进口处的通气管（井）内水位的下降速度（压力读数），并计入进水口闸门的漏水量加以确定，并通过水头比率的平方根修正到保证水头时的值。最终的试验方法应经买卖双方协商确定。(8)稳定性试验在水轮机保证期内，买方可任选一台或几台机做稳定性试验，以检验水轮机稳定性是否满足合同规定。试验水头包括额定水头、最大水头以及买方认为有代表性的水头，输出功率在规定的范围内，试验的蜗壳、尾水管等处水压脉动测点应和模型试验相同。振动测点包括顶盖和各轴承靠近旋转中心的垂直、水平，以及发电机楼板处的振动。噪声测点包括机坑进人门和尾水管进人门等处。(9)除上述试验外，买方根据需要或卖方认为必须而增加的试验项目。6.6.5.3发电机性能试验(1)发电机输出功率试验(2)发电机各项损耗和效率测定。效率试验以确定发电机在规定的功率因数、额定电压和频率下，输出为45%、60%、70%、80%、90%和100%额定容量及最大持续容量（MVA）时的效率。该试验将包括确定：定子绕组和励磁绕组的有功I2R损耗、摩擦和风阻损耗、铁心损耗、杂散电流损耗和励磁系统损耗（包括励磁变压器损耗以及整流器损耗）。上述损耗除I2R铜损、励磁变压器损耗和整流器损耗以外，应按IEC34－2A规定的量热法确定。在确定这些损耗中所采用的GD2值应由卖方根据IEC“水轮机、蓄能泵和水泵轮机水力性能现场验收试验国际规程”所述的方法计算。试验还包括在不同水头和出力下按推力轴承负荷变化校正的全部发电机推力轴承损耗，而不是试验测出的损耗。在试验前，卖方应提供水轮机引起的随水头和出力大小而变化的推力轴承损耗详细数据。由7.3.3.4所要求的发电机效率保证值由现场试验减去由于上述确定的水轮机负荷引起的推力轴承损耗来确定。(3)飞逸转速试验。在保证期内，买方将使发电机在最大飞逸转速下运行，或者在可利用的水头下所能达到的最高转速下运行，达到全速后不超过10min。本试验将证明机组所有部件能承受规定飞逸转速下的应力，且电压调节器按规定动作。若飞逸转速不做现场试验，而在试运行及运行二年保证期间出现飞逸故障，则以出现故障资料作为检验依据。(4)三相突然短路试验。用以表明发电机在带负荷运行的情况下能承受短路力而不损坏的能力。应在发电机空载、额定频率和高于额定电压5%时，作突然短路试验，持续时间不超过3s。卖方应推荐为做此试验所需的设备试验接线。试验按IEEE标准115和IEC标准进行。(5)进相、线路充电容量试验。(6)定子、转子短时过电流试验。(7)飞轮力矩GD2测量。(8)温升试验。(9)通风试验。(10)噪音水平测定。由买方选择发电机顶盖板上方垂直距离1m处的5个位置进行测量。每处的噪声水平应为至少12个读数的平均值。5个位置中最高的噪声水平应不超过80dB（A）。(11)除上述试验外，买方根据需要或卖方认为必须而增加的试验项目。6.6.6试验数据和报告6.6.6.1除安装试验外的每项试验完成后，试验卖方提交6份试验结果的副本及电子版文档给买方。试验报告由试验卖方编写，交买方审查。6.6.6.2试验报告的内容应分项编写，其内容包括试验项目、试验目的、试验人员名单、测量仪表的检查和率定、试验方法、程序、试验表格、计算实例、计算过程使用的各种曲线、软件、全部测量结果汇总，最终成果的修正和调整、试验成果分析、误差说明以及试验结果的讨论和结论。6.6.6.3在试验结束后的30天内，由试验卖方提交10份完整试验报告及电子版文档给买方。 第七部分招标文件附图除表示有限制性或强制性尺寸和高程以外（详见6.1.5），“招标文件附图”仅用于示意合同设备的总体布置和现有机组设备的主要部件。卖方参照买方提供的技术文件、图纸及合同技术条款，提供符合要求的合同设备。在设计过程中，如有必要，经卖方与买方商议，买方将提供所能提供的其他图纸。7.1厂房布置图（1）厂房布置图(01)-厂房横剖面图 （2）厂房布置图(02)-厂房纵剖面图 （3）厂房布置图(03)-尾水管层平面图 （4）厂房布置图(04)-蜗壳层平面图 （5）厂房布置图(05)-水轮机层平面图 （6）厂房布置图(06)-发电机层平面图 （7）厂房布置图(07)-厂房屋顶层平面图 （8）厂房布置图(08)-厂房上游立视图 （9）厂房布置图(09)-安装间横剖面图 （10）厂房布置图(10)-副厂房坝段横剖面图 7.2现机组图纸 （1）导水机构 （2）底环 （3）顶盖 （4）定子装配 （5）发电机总图 （6）基础装置 （7）接力器 （8）空气冷却器装配 （9）埋入部分 （10）上挡风板装配 （11）上机架装配 （12）水轮机总图 （10）推力轴承装配 （11）尾水管单线图 （12）蜗壳单线图 （13）下挡风板装配 （14）下盖板装配 （15）下机架装配 （16）主轴 （17）主轴及操作油管 （18）转轮室 （19）转轮装配 （20）转子支架 （21）转子装配 （22）锥管里衬 （23）座环