犍为县马家坡电站、周家沱电站、三角沱电站水电增效扩容技改工程采购项目预公示内容致有关供应商：受采购人犍为县马家坡电站、周家沱电站、三角沱电站的委托，对“犍为县马家坡电站、周家沱电站、三角沱电站水电增效扩容技改工程项目”以公开招标方式进行采购。为了保证政府采购当事人合法权益，确保政府采购程序公开、公平、公正，现就该项目的资格条件和技术需求广泛征求各供应商的意见。如您认为该项目的资格条件和技术需求存在倾向性或不合理性，请以书面形式（格式见附件2）具体指出存在倾向性或不合理性的内容，并进行说明及提供相关证明材料。我中心对收到的建议和意见不分别进行回复，并及时会同采购单位进行调查核实，对合理的建议和意见予以采纳，在制作采购文件时对预公示的内容进行必要的修改。一、项目名称：犍为县马家坡电站、周家沱电站、三角沱电站水电增效扩容技改工程项目二、项目编号：QWGC201409GZ三、项目情况：1、分包情况：本项目共分3个包；2、采购内容：详见附件1；3、最高限价：包1：马家坡电站113.78万元、包2：周家沱电站78.46万元、包3：三角沱电站55.53万元；4、交货（施工）地点：犍为县马家坡电站、周家沱电站、三角沱电站；5、交货时间：签定合同起6个月内完工；6、付款方式：按设计要求竣工验收合格后（含设备）支付合同金额的70%，工程结算价经审计部门审定后，支付到审定价款的90%，审定价款的10%作为质保金，质保期一年满无质量问题后20日内一次性无息付清。四、资格条件：1、报价人必须是生产水轮机或水轮发电机的制造商（水电设备制造公司或厂），拥有自主的生产设备工厂； 2、报价人须通过ISO9000认证；3、参加本次政府采购活动前三年内，在经营活动中没有重大违法记录；4、在四川省行政区域内设有固定的经营场所或维修服务机构。5、本项目不接受联合体投标。五、采购需求：详见附件1。六、提出建议时间：欢迎各有关供应商在2014年4月28日17时前，将建议和意见以书面形式反馈至下述单位：犍为县公共资源交易服务中心联系人：杨先生；电话/传真：****-*******。附件：1、采购需求；2、《犍为县马家坡电站、周家沱电站、三角沱电站水电增效扩容技改工程项目预公示内容的建议》格式。附件1：包1技术要求马家坡水电站机组设备采购项目HLA692-WJ-42SFWE-W200-6/650技术部分 一、总则1.1项目名称： 马家坡电站增效扩容改造工程1.2本项目项目业主为：犍为县马家坡电站；建设资金来自 中央、省级、自筹 。1.3电站地理位置概况： 犍为县岷东乡平安村五组 。1.4 电站水力参数：电站设计水头41.2米，额定装机2×200KW。1.5 电站运输条件：公路运输，较为便利。二、通用技术规范2.1 引用标准（1）对本合同范围内的设备应优先采用中华人民共和国国家标准（GB），在国标缺项时，可参考选用IEC标准或电力行业标准（DL）。选用标准应为最新版本。（2）所有螺钉，螺母、螺栓、螺杆和有关管件的螺纹均应使用GB或ISO标准以及国家、行业相关标准、规程规范。（3）设备投标人所提供的所有正式文件、数据、来往信函、产品铭牌、包装运输标示等均使用汉语版本。（4）组成本合同的所有正式文件、数据、来往信函中的计量单位一律使用中华人民共和国最新颁布的法定计量单位。（5）采用标准名称遵循的原则：合同范围内所有设备及其备品备件，除合同中规定的技术参数和要求外，未提及的条款内容均应遵循最新版本的国家标准(GB)、电力行业标准（DL）和国际单位制（SI）及有关标准。如果投标人有自己的标准或规范，应提供标准代号及其有关内容，并须经招标人同意后方可采用，但原则上采用更高要求的标准。选用标准应为签定合同时的最新版本。由投标人提供的所有设备均按国家有关标准和规范进行设计、制造、试验和检验。所有的标准为该系列标准的最新版本。以下标准和规范（但不限于以下标准）是投标人必须严格执行的：1) GB/T15468-1995水轮机基本技术条件2) GB/T15469-1995反击式水轮机空蚀评定3) GB/T10969-1996中小型水轮机通流部件技术条件4) GB/T14478-93大中型水轮机进水阀基本技术条件5) GB/T9652.1-1997水轮机调速器与油压装置技术条件6) GB/T9652.2-1997水轮机调速器与油压装置试验验收规程7) GB755-87旋转电机基本技术条件8) GB7894-2001水轮发电机基本技术条件9) GB8564-2003水轮发电机组安装技术规范10) GB7409-87大中型同步发电机励磁系统基本条件11) GB/T7409.3-1997中小型同步发电机励磁系统技术条件12) GB11805-89中小型水电机组自动化元件及其它系统基本技术条件2.2 材料标准由投标人提供的所有设备零部件的材料选用均按下列标准（但不限于以下标准）严格执行。1）GB/T9439-88灰铸铁2）GB/T11352-89 一般工程用铸造碳钢3）GB6969-86工程结构用中、高强度不锈钢铸件4）GB/T699-1999 优质碳素结构钢技术条件5）GB/T700-88 碳素结构钢6）GB/T1591-1994低合金结构钢7）GB6654-1996压力容器用钢板8）GB/T711-88 优质碳素结构钢热扎厚钢板和宽钢带9）GB/T912-89 普通碳素结构钢和低合金结构钢薄钢板技术条件10）GB/T3274-88 碳素结构钢和低合金结构钢热扎厚钢板和钢带11）GB/T3077-1999 合金结构钢技术条件12）GB/T3091-93 低压流体输送用镀锌焊接钢管13）GB/T3092-93 低压流体输送用焊接钢管14）YB(T)44-86输送流体用焊接钢管15）SY/T5037-1992 一般低压流体输送用螺旋缝埋弧焊钢管16）SY/T5039-1992 一般低压流体输送用螺旋缝高频焊钢管17）GB/T8162-1999 无缝钢管 18）GB/T8163-1999 输送流体用无缝钢管19）GB/T14976-94流体输送用不锈钢无缝钢管20）GB/TY2882-81镍及镍合金管21）GB/T1527-1997 拉制铜管22）GB/T4423-1997 纯铜棒23）GB/T5117-1995 碳钢焊条24）GB/T5118-1995 低合金钢焊条25）GB/T983-1995不锈钢焊条26）GB3098.1-82 紧固件机械性能：螺栓、螺钉和螺拄27）GB3098.2-82 紧固件机械性能：螺母2.3 材料试验用于设备或部件上的所有材料均经过试验或有材料制造厂的质保书，试验应遵守有关招标书规定的方法。所有主要部件用的材料应做冲击韧性试验，试验遵守有关招标书要求中的要求。热轧钢板应同时做纵向和横向冲击试验。主要铸件和锻件的样品应做弯曲试验。经招标方同意，如投标方提供符合规定的证明，对主要部件所用板材可免做试验。试验完成后，应提出合格的材料试验报告。2.4 工作应力设计中应采用合理的安全系数，特别是承受交变应力、冲击、脉动和振动的零部件更应可靠。在设备额定运行工况下，材料应力不超过表2.3-1所列规定。此外，在正常运行工况下，铸铁最大剪应力不得超过19.6MPa，其它黑色金属的最大剪应力不得超过许用抗拉应力的60%，但主轴的最大扭剪应力不得超过许用抗拉应力的50%。在最大水头下，暂时过负荷超过水轮机最大出力时，各部件材料的最大允许应力不得超过屈服强度的50%。 在最大飞逸转速或进行水压试验的条件下，工作应力不得超过屈服强度的60%。表2.4-1材 料最大许用应力抗拉抗压灰铸铁1/10 U?T?S6.87×107 N/m2普通铸钢1/5U?T?S或 1/3Y?S1/5U?T?S或 1/3Y?S碳素锻钢1/3Y?S1/3Y?S钢板（对于重要受力部件）1/4 U?T?S1/4U?T?S高强度钢板（对于高应力部件）1/3Y?S 1/3Y?S 注: U?T?S ──极限抗拉强度Y?S ──屈服强度2.5. 焊接焊接工艺一般采用手工或半自动电弧焊，有条件时可采用自动焊。对于需要消除内应力的机械加工件，应在消除应力后再进行精加工。在投标方焊接的主要零件，不允许采用局部消除内应力的方法。焊接件接缝坡口应设计合理，坡口表面应平整，无缺陷、油污及其他杂物。焊接压力容器部件的焊接方法、工艺及焊工应符合国家标准中的有关规定，焊工必须通过考试取得合格证。2.6.无损检测 无损检测应按国家标准有关规定进行。 无损检测方法主要采用磁粉法、染色法和超声波探伤。射线探伤用于高应力部件或某些关键部件的探伤。当用其它方法检查、解释不清或有疑问时，也可采用射线探伤法。水轮机压力容器部件的焊缝及转轮、尾水管、压油罐、发电机的组焊接件、定子机座、转子、机架和起吊设备的焊接件的焊缝均应进行无损检测。 对于水轮机导叶铸件和其它主要铸件应按GB/T15468规定进行无损检测。 对于水轮机和发电机主轴、法兰连接螺栓和进水阀等锻件应进行无损检。2.7.钢铸件 钢铸件质量应符合有关国家标准。钢铸件应对铸件进行无损检测。 投标方将铸件次要缺陷的修补情况的书面报告提交招标方备案。对于铸件主要缺陷的处理，应由投标方提出详细的处理方案，交招标方审查后再进行修复。修复后要求与图纸尺寸相符，必要时应重新进行热处理。铸件产生扭曲变形时，应予报废。部件及焊缝表面加工水轮机过流部件表面应保证有平滑的流线型，部件接头处表面要齐平，水斗、喷嘴、喷针、分流管、机壳等过流面上无凹凸不平或不严整的情况，以保证水轮机的高效率。主要零部件，过流部件表面粗糙度不得超过表5-1规定。表2.7-1项目表面粗糙度（μm）叶片3.2Ra导叶端面与封水面3.2Ra导叶其它翼型面6.3Ra前盖板抗磨板3.2Ra后盖板抗磨板3.2Ra密封环12.5Ra尾水管25Ra焊缝外观一般应处理平整园滑，对于需采用X 射线探伤的焊缝，表面应铲平磨光。过水表面的焊缝应磨光成流线型。压力容器上焊缝打磨处理时，应不削弱其结构强度。2.8. 防护、清扫及保护涂层：所有设备部件出厂前应由投标方清扫干净，并根据设备部件的特点分别采取防护措施。设备、部件和管道涂漆颜色应符合合同要求或水电部标准。涂底漆前的表面处理应符合相应的涂料工艺要求。2.9 润滑油及润滑脂水轮机发电机各轴承润滑油、调速系统和进水阀的操作油均采用L-TSA-46(GB11120-89)汽轮机油。机组有关部件采用的润滑脂也应符合有关国家标准或石油部标准。 材料、安装、试验应符合GB8564－2003《水轮发电机组安装技术规范》中有关规定。2.10 吊装附件在设备主要部件上，均应设供吊装用的吊耳、吊环等，在安装和组装过程中，用厂房起重机吊钩吊装设备时，所有部件和组装件挂装的吊具均由投标方供给。2.11. 铭牌 每台主要设备及辅助设备均应有永久性铭牌、水轮发电机组的铭牌标志应符合GB755－81规定，水轮机和发电机应共用一块铭牌。铭牌上应标有投标方名称、供应商名称(由招标确定后通知投标方投标方确认)、设备出厂日期、编号、型号、额定容量、转速、主要水力参数、主要电气参数及其它重要数据。2.12. 辅助电气设备、电线和端子 电站采用的所有电动机应符合GB标准，交流电动机应是感应式，能在1.15的运行系数下连续运行，并在端电压65%额定值时启动。所有电动机的绝缘应是B级绝缘，防滴漏型。 控制电缆芯线和控制导线应为铜芯，额定电压不应低于500V，并适用于它所使用的环境，和转子回路联接的直流电缆耐压水平应不低于励磁绕组的耐压水平，发电机通风应通畅。 控制电缆采用阻燃屏蔽电缆。2.13. 试验计划 投标方应按工程进度提出工厂试验计划与现场试验计划，由招标方和核准后执行。试验计划包括试验项目、试验准备、试验程序、试验过程、判定标准和试验时间。工厂装配与试验证明 按规定应在投标方工厂车间进行组装的各种设备，除投标方规定的计划外，还应按招标方要求进行一些必要的试验，以证明设备及其部件的裕度能满足需要。所有试验项目应尽量模拟正常使用条件。对所有拆卸的部件应做出适当的配合标记和设定位销，以保证在工地组装无误。凡在工厂进行的各种设备的检验和试验，应向招标方提供工厂检验记录抄件，并经招标方审查认可后，设备才能发运。 投标方应事先向招标方提交在工厂车间装配的设备和试验项目、工艺及检验大纲和时间安排。投标方的现场指导监督投标方应派遣有能力、有实践经验的人员到现场指导监督安装和试运行，并参加设备开箱和交接验收试验，承担招标方人员的现场培训。投标方在现场的指导监督人员，应对设备的安装工艺、质量、设备试验和试运行负责监督；在安装过程中指导监督人员发现安装质量不符合要求时，应立即书面通知招标方并提出处理意见。三、承包范围3.1供货项目1、水轮机HLA692-WJ-42水轮机及专用工具贰台套2、发电机SFWE-W200-6/650 贰台套3、进水主阀Z941H-10-φ500 贰台套4、SQD300手电两用调速器贰台套5、一体化综合控制BKF-WT-200/400贰面3.2 供货范围1）水轮机本体及其附属设备：包括转轮、主轴、导水机构、金属蜗壳、:进水部分、尾水部分、蜗壳的排水阀、全套机组自动化元件及其他配套设备、零部件等。2）发电机本体：包括定子、转子、轨道、滑环、轴承以及所有的管路、零部件及(改造所需的）埋件。3）主阀本体及其附属设备：包括阀前法兰、前后法兰的连接螺栓密封件等。 4）管路、管路附件、阀门及自动化元件。5）提供设备制造、安装和电站设计使用的图纸、技术数据、分析报告以及安装、运行和维护说明书等，并完成与电站设计相关项目的设计联络。7）负责本合同分包产品的质量和交货进度以及其它协调工作。8）提供模型转轮综合特性曲线及水轮机运转特性曲线。9)对现场试验提供必要的试验设备和技术指导，对设备的运行操作人员提供技术培训服务。10）对招标人派出赴制造厂的监造、设计联络人员提供食宿和现场交通服务。11)设备投标人负责设备装配各部件之间以及与相关设备的接口配合，保证按合同所供应的设备为一个整体系统。四、电站基本参数1、最大水头：42.51m 2、最小水头：38.61m3、设计水头：40 m4、电站设计流量： 2×0.6m3/s3、装机容量： 2×200kW4、海拔高度：约 348.60m5、电站型式： 引水式五、水轮机设备特性及性能保证a)5.1水轮机基本参数、运行参数基本参数：型式：卧轴两支点混流式金属蜗壳，尾水直锥管，旋转方向(从发电机端看)顺时针。型号： HLA692-WJ-42设计水头： 41.2 m额定流量： 0.6m3/s额定出力： 215.1 kW额定转速： 1000 r/min飞逸转速： 1810 r/min效率： 88.7 %转轮直径： 420 mm吸出高度(主轴中心线为准：10-KσH-▽/900-D1/2) 7.3-▽/900 m旋转方向： 从电机端看为顺时针运行参数：序号参 数 名 称HLA6921水轮机型号HLA692-WJ-422发电机型号SFWE200-6/6503水轮机转轮直径（mm）420(不锈钢转轮）4设计水头（m）41.25单机流量（m3/s）0.66水轮机出力（kw）215.17发电机额定功率（kw）2008额定转速（r/min）10009额定工况效率（%）88.710效率值修正（%）-4.511水轮机总重（t）3.512发电机总重（t）2.213发电机转子重（t）1.014两台设备总造价（万元）2×15.0=30.015两台设备总差价（万元）016吸出高度Hs(m) 6.9b)5.2 水轮机性能保证4.2.1机组的设计、制造应保证质量，运行应稳定；应选用优质材料、成熟的技术和先进的工艺，水轮发电机及其附属设备其各项指标应达到国家部颁的有关标准。1、功率保证：在额定转速和设计水头下，水轮机满足超额定出力10%的强度要求，为适应负荷和水头变化，在所提供的水头变化范围内水轮机能保证在额定容量的45-100%的范围稳定运行。2、效率保证：水轮机在设计水头和额定转速下运行的效率保证值：出力（N%）100907060效率（%）88.788.286.081.1最高效率的保证值：88.8 %3、运行稳定性：水轮机在电站全部运行水头范围内，45%额定出力以上能稳定运行；在空载情况下能稳定运行。尾水管内的压力脉动值（双幅值）满足《GB/T15468-1996》的要求。4、机组飞逸损坏保证：在最大水头及水轮机可能最大开度下产生的飞逸转速为1648rpm，在飞逸的情况下，机组各转动部件应持续2min而不发生有害变形，机组仅作常规性的检查和调整后能重新投入运行，临界转速和飞逸转速之比不小于1.25倍。5、汽蚀特性及保证：汽蚀系数:0.048(修正后)水轮机吸出高度Hs≤ 7.3-▽/900m（计算值）空蚀损坏保证：运行条件：水轮机带基荷8000h，或高于水轮机保证功率运行的时间不超过100h，低于75％保证功率运行的时间不超过800h。所有运行工况要保证设计要求的相应尾水位（即满足吸出高度Hs的要求）。空蚀保证期为水轮机投入商业运行后2年或实际运行时间达8000h，以先到期为准。不足或超过8000h，按Ca=Cr(t/8000)n进行换算，（当t≤10000h，n=1；当t＞10000h，n=1.6）。空蚀保证量：在上述运行条件下，水质条件不超过行业标准内，水轮机由于空蚀磨损破坏的转轮失重量不超过0.32Kg。水轮机固定部件总失重量不超过0.16Kg。叶片上任一点剥落深度不超过2.8mm, 剥落的总面积不超过141.3 cm2，水轮机整体应有良好汽蚀性能，保证二年内在国标允许的汽蚀损坏保证量范围内、二年内不因汽蚀损坏而大修。6、调节保证值：(1)、机组在41.2米水头、215kW出力运行时，水轮发电机组突甩满负荷时的最大转速上升率不大于45%。(2)、机组在41.2水头、215kW出力运行时，水轮发电机组突甩满负荷时的蜗壳末端最大压力（包括压力上升值在内）不超过60米水柱。调保计算由设计院计算，制造厂根据调保计算结果调整导叶关闭时间，以满足压力上升值的规范要求。调速器关闭时间：6 秒（暂定）7、噪音保证：在正常运行情况下，机组应无异常噪音，按GB10069.1-88标准进行测试，距水轮机蜗壳1m处，保证噪音不大于85dB（A）8、水轮机的的可靠性保证：在技术规定的运行工况及维护条件下，连续运行不小于10000小时，可用率不小于99.5%，使用年限不小于30年。c)5.3 设计和制造要求5.3.1转轮转轮均采用铸焊结构，具有足够的强度和刚度，转轮和主轴采用锥度自锁联接，用键传递扭矩，转轮采用抗空蚀及抗磨损性能优良、焊接性能好的材料；转轮叶片、下环采用不锈钢，牌号为ZG06Cr13Ni4Mo加工，上冠采用铸钢ZG30-450材料。转轮组焊后应进行消除应力处理，应具有足够的强度和刚度，能够承受任何可能产生的作用在转轮上的最大水压力、离心力和压力脉动，退役前在周期性变动负荷作用下不发生任何裂纹和断裂或有害变形。5.3.2转轮表面粗糙度和流道尺寸符合《中小型水轮机通流部件条件》等。1）转轮加工完毕，须按GB／T10969-1996《水轮机通流部件技术条件》对转轮开口进行检查。2）转轮和主轴采用锥度自锁连接。3）转轮型线、尺寸和表面粗造度应符合JB／T8193《中小型水轮机通流部件技术条件》的要求。4）转轮叶片、上冠和下环的出厂硬度不低于HB300。5）转轮加工完毕后，应按照JB／T6752《中小型水轮机转轮静平衡试验规程》在厂内做静平衡试验，可以要求业主方现场监督进行。5.3.3主轴1）主轴采用45号锻钢整体锻制成，采用实心结构（与发电机共用一根主轴，由发电机提供）。主轴在最大飞逸范围内的任一转速下运转，而不产生有害的振动和变形。2）主轴在出厂前进行超声波探伤检查。3）水轮机转轮和发电机连接的旋转部分的临界转速应大于飞逸转速的25％。5.3.4 飞轮及制动装置1） 飞轮为铸钢ZG270-500，与制动器构成刹车装置，同时增加了机组的转动惯量。2）飞轮设有飞轮防护罩，为型钢与钢网组焊结构。3）飞轮位于发电机的尾端，其转动不平衡量在机组最大转速下满足规范的要求。4）制动器为成对Φ80标准结构，有共同的底板，现场可调整后用定位销固定。5）制动器采用油刹，当机组采用手电动调速器时，将配备手摇油泵，目测观察飞轮转速降低到30%时，手动操作油泵控制刹车。当机组采用微机调速器时，油源取自调速器，油压0.7MPa，调速器控制机构在转速降低至30%（可调节）时自动投入刹车。6）制动器留有接头，其管路由调速器提供，采用Φ8×1紫铜管或无缝钢管。5.3.5主轴密封1）主轴密封应严密耐磨、结构简单、便于维护观察和检修更换；2) 在主轴穿过盖板的部位设置轴封装置。轴封为反螺纹带甩水环结构，其简单、便于检修和更换密封。工作密封应是自补偿型的，在运行中密封元件的磨损可自动调整，应至少能运行10000ｈ后才须更换。3）主轴密封应有足够可拆卸的空间，以便于密封调整和在不移动的条件下更换密封件。4）通过主轴密封的渗漏水有足够断面积的排水管排走。5.3.6座环1）座环采用蝶形边焊接结构与金属蜗壳做成整体，能安全承受蜗壳内最大水压力所生产产生的各种应力；2）座环过流部分表面打磨光滑，无凹凸不平等缺陷,过流面粗糙度满足相关水轮机通流部件的技术规范。5.3.7蜗壳1）蜗壳采用Q235钢板制作。蜗壳应保证能承受在不考虑与混凝土联合受力条件下单独承受最大水头下产生的最大水压力（包括水锤压力）所产生的应力。2）蜗壳出厂前应按有关规定进行水压试验，试验压力为工作压力的1.5倍，试验时间不少于2ｈ；其后将压力减少到设计压力值，并检查蜗壳的漏水和缺陷，在水压试验中暴露出的任何缺陷应当修复并重新试验。3）蜗壳进口断面装设测压头。4）蜗壳底部设有不小于DN50排水阀一个，顶部排气阀不小于DN25。5.3.8进水部分进水水采用常规90°垂直进水方式，使水流进水蜗壳。5.3.9伸缩节伸缩节由压圈、伸缩管、外管、石棉盘根等零件组成，其作用一是可以补偿蜗壳至闸阀之间由于加工所造成的累积偏差，二则是为了便于装拆闸阀；所有联接法兰处要加垫，以免进气、漏水；5.3.10尾水管尾水管由Q235A钢板焊接，形状为弯曲形尾水管，由尾水进口直锥段，变弯段和出口直锥段三部分组成，进口法兰与水轮机后端盖相连；尾水管变弯段设有供量测真空压力的压力表接口。5.3.11导水机构1）导叶机构的设计中，导叶最大开口留有一定的裕量，水轮机导叶全关闭后导叶总漏水量不大于额定流量3‰；2）导叶过流表面型线和粗造度应符合JB／T8193《中小型水轮机通流部件技术条件》的规定。3）导叶轴颈密封采用O型橡胶密封，以防止泥沙进入导叶轴承内。4）导叶和导叶操作机构应在工厂内进行预装配和导叶动作试验，并进行流道尺寸检查和导叶间隙检查，经检验合格后方能出厂。5）导水轴承采用自润滑复合材料，运行过程中，不需要加注润滑油。6）导水机构由前盖、活动导叶、后盖、导叶臂、调速导叶臂、副导叶臂、连板、和剪断销等组成。5.3.12前、后盖采用铸钢材料ZG230-450，保证有足够的机械强度；在加工前后盖板的导叶轴孔时，采用坐标数控镗床加工，以保证导叶孔的同心度及垂直度；前后盖板上设有定位销及X-Y坐标标记，已方便电站的安装和检修。5.3.13仪表1）水轮机蜗壳进口压力表；2）尾水管真空压力表；5.3.14 自动化要求，常规配置1）水轮机在自动控制情况下安全运行，包括：①正常起动和停机；②在规定的工况范围内安全稳定、连续运行；③在系统中处于备用状态，可随时起动投入；④当设备发生故障时报警或手动紧急停机；六、发电机部分d)6.1发电机基本参数型式：卧式发电机三相型号：SFWE-W200-6/650额定功率：200 kW额定效率：93.2%额定容量：250 KVA额定电压：0.4 kV额定电流：360.8 A功率因数：0.8（滞后）额定频率：50 Hz额定转速：1000 r/min冷却方式：自然通风额定励磁电压： V额定励磁电流：A6.2 发电机主要参数与技术性能6.2.1 绝缘等级：发电机定子、转子绕组和定子铁芯绝缘均采用F级绝缘；6.2.2 温升：a 在额定条件下，额定容量连续运行时，发电机绕组温升极限值如下：项目测量方法温升（K）定子绕组线圈间埋入温度计80 定子铁芯检温计法80集电环温度计法906.2.3 机械特性发电机型号 SFWE-W200—6/650额定出力 200KW电压 400V电流 360.8A额定转速 1000r/min飞逸转速 1810r/min结构形式 卧轴式发电机转动贯量 GD2=0.6T.㎡初步主算的主要尺寸和重量如下：机座号： 650发电机重 2.2t1) 发电机能在最大飞逸转速时2min而不产生有害变形，此时转子材料的计算应力不超过屈服点应力的60%，在水轮发电机甩100%额定负荷调速系统正常工作条件下，允许机组不经任何检查并入系统运行；2) 发电机飞转力矩GD2分别不小于0.1 t.m2 ，尾端飞轮GD2分别不小于0.6 t.m2。3) 发电机机械结构强度能承受在空载105%额定电压下，定子出口突然发生不对称或对称短路试验历时3s而不产生有害变形；4) 在各种正常运行工况下，发电机轴承允许的双振幅振动不超过0.07mm；5) 发电机限制在距机坑1m处的噪音不大于85dB（A）.6.2.8 技术保证发电机在额定容量、额定电压、额定转速、额定功率因数时，其效率保证分别不低于93.2 %。6.2.4可靠性指标发电机大修间隔时间不小于4年，无故障连续运行时间不少于8000h，可用率不小于99.5%，退役年限35年。5.2.5发电机本体结构1）概述本发电机与水轮机配套出厂，为使其结构紧凑，缩小厂房面积，整个机组采用两支点结构，同轴联接。2）定子a、定子主要由定子铁心、机座、定子线圈及端箍等组成。b、定子铁心是发电机磁路的主要部件之一。由0.5mm厚优质冷轧无取向硅钢片冲制的扇形片迭压而成。定子线圈嵌入铁芯槽内后，用槽楔垫条打紧，绕组两端各设置端箍绑扎绕组端部为坚实的整体，提高绕组抗振和承受突然短路时电磁冲击力的能力。定子整体真空浸漆。3）转子a 转子由主轴、磁轭、磁极等组成，本发电机的转子以及同轴联接的转动部件，其结构强度均按最大飞逸转速设计。在飞逸转速时，运转2min而不发生有害变形。b 主轴与磁轭采用45#优质碳素钢整锻，外缘铣有鸽尾槽，并以斜楔固定磁极。主轴全部精加工，与轴承配合的表面抛光，其表面粗糙度达到0.8μm； c 在磁轭两端各装有风扇，以增加风压，加强冷却。4）轴承端盖前端盖为电机的复合轴承，承担机组的水推力及径向载荷，承受发电机转动部分重量，轴承采用脂润滑，设置有加脂及排脂管。后端盖端盖装有圆柱滚子轴承，设置有加脂及排脂管。5）无刷励磁机电机顶部同轴安装有无刷励磁机，无刷励磁机转子采用旋转二极管桥式整流为主发电机提供励磁电源。无刷励磁机的励磁电源由无刷励磁综合屏控制提供。6）测温装置在发电机前、后端盖槽中，各埋置了1个测量滚动轴承温度的Pt100铂电阻温度计，通过屏蔽线引至出线盒，再引至监视屏上。七、进水阀门7.1 进水阀门采用电手动闸阀，型号为Z941H-10/Ф500。7.2 主阀基本参数：（1）型号及布置方式: Z941H-10/φ500（2）公称直径（mm）:500（3）连接方式:法兰（4）额定压力:1.0Mpa（5）驱动方式: 手电动两用（6）阀体材料:WCB（7）阀座密封材料:柔性石墨（8）阀轴材料:2CRr13（9）阀门本体重量:（10）阀门动水开关时间: 38-120s（暂定）（11）流阻系数: ≤0.18（12）正常关闭漏水量: ≤0.6 L/min（13）密封圈紧固螺钉: （14）止水方式：活门轴端合金密封活门与阀体间合金密封（15）密封材料活门轴端 铜合金活门与阀体密封圈 铜合金/不锈钢 7.3设计要求和运行条件（1）进水闸阀及其附件应承受包括最大水锤压力在内的最大水头约 m，并以此作为设计压力；闸阀的压力试验应在承包人工厂内完成，强度试验为1.5倍设计水头，并持续30分钟。（2）正常情况下，进水闸阀在导叶全关状态下开关。非常情况下，进水闸阀可在导叶开启时动水关闭。（3）机组正常停机或检修时能可靠而严密的关闭。关闭应灵活、平稳、准确。（4）闸阀开启前，应先作阀前后充水平压，当阀两侧压力差达到要求时，闸阀应能灵活、平稳、准确的开启。（5）在机组任何运行工况下，进水闸阀应能动水关闭，关闭时应无有害的振动。（6）闸阀应有足够的强度和刚度，上下游法兰应能传递出现的最大轴向力。7.4进水阀（主阀、旁通阀）控制方式采用PLC自动控制，必须满足微机接口要求。e)标准与规范 GB/T 15468—1995 水轮机基本技术条件 JB/T 10384—2002 中小型水轮机通流部件铸钢件 GB7894-2001 水轮发电机基本技术条件GB/T14478-93大中型水轮机进水阀基本技术条件; GB10585-89中、小型同步发电机励磁系统技术条件; GB11805-89大、中型水电机组自动化系统及元件基本技术条件; GB8564-2003水轮发电机组安装技术规范; DL443—91 水轮机发电机组出厂检验一般规定 GB/T 13384—92 机电产品包装通用技术条件 GB 7233—87 铸钢件超声探伤及质量评级标准 GB 9444—88 铸钢件磁粉探伤及质量评级标准 GB986 埋弧焊焊缝破口的基本形式与尺寸 GB1184 形状和位置公差、未注公差的规定 GB1801 公差与配合尺寸至500mm孔，轴公差带与配合 GB/T1804 一般公差线性尺寸的未注公差 GB1764 漆膜厚度测定法 GB8923 涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级 GBJ55 工业与民用通用设备电力装置设计规范 SD19 电测量仪表装置设计技术规程 水利部农村水电增效扩容改造项目机电设备选用指导意见 水利部农村水电增效扩容改造项目验收指导意见当各标准不一致时，以标准高的为准。 八、调速器8.1标准与规程（1）投标人提供的设备应符合下列最新版本的标准和规程：GB/T9652.1水轮机控制系统技术条件　GB/T9652.2水轮机控制系统试验　GB/T 15468—1995 水轮机基本技术条件JB/T 10384—2002 中小型水轮机通流部件铸钢件GB7894-2001 水轮发电机基本技术条件 GB9652.1-97 水轮机调速器与油压装置技术条件;GB/T9652.2 水轮机调速器与油压装置试验验收规程;GB150-90 钢制压力容器技术条件;GB11805-89大、中型水电机组自动化系统及元件基本技术条件;GB8564-2003水轮发电机组安装技术规范;DL443—91 水轮机发电机组出厂检验一般规定GB/T 13384—92 机电产品包装通用技术条件GBJ55 工业与民用通用设备电力装置设计规范SD19 电测量仪表装置设计技术规程DL/T563水轮机电液调节系统及装置技术规程JB/T56079大型水轮机水轮机控制系统与油压装置产品质量分等DL/T507水轮发电机组起动试验规程DL/T792　 水轮机水轮机控制系统系统及油压装置运行规程DL496水轮机电液调节系统及装置调整实验导则GB8564　　　　水轮发电机组安装技术规范GB150　　　　　钢制压力容器GB10886　　　　螺杆泵型式与基本参数GB11120　　　 L—TSA汽轮机油GB13926工业过程测量和控制装置的电磁兼容性GB4064 电气设备安全设计导则GB4208 外壳防护等级（IP代码）JB/T8091　　　 螺杆泵试验方法水利部农村水电增效扩容改造项目机电设备选用指导意见水利部农村水电增效扩容改造项目验收指导意见当各标准不一致时，以标准高的为准。（2）承包人提供的设备的技术规范，应与本技术规范的要求一致。在本规范书中提出的只是最低限度的技术要求，未规定所有的技术要求和适用标准，投标人应提供一套满足本规范和所列标准要求的高质量设备及其相应服务。（3）如未对本规范提出偏差，将认为承包人提供的设备符合规范书和标准的要求。偏差必须清楚地表示在 “差异表”中。（4）规范书中所有设备、备品备件，除本规范中规定的技术要求和参数外，其余均遵照现行的有关国家标准。规范书所列标准与国家标准有矛盾时，按较高标准执行。8.2．技术要求1、调速器采用SQD300手电两用调速器，投标人提供的调速系统设备供货范围包括：调速器（机电合柜）、电气反馈装置、自动化元件、仪表、液压接力器等。1.1调速器电气装置和机械液压随动系统两部份合装一体。采用交、直流电源同时供电，互为备用，切换时无干扰。1.2调速器柜的左右侧均开门以便安装、检修，柜上操作按键、仪表安装方位应便于运行操作。调速柜的颜色按用户要求。1.3 调速器保证在各种运行工况下、压力油罐内为最低油压（即事故低油压）、导叶上作用着最大力矩时，能在导叶允许的最短关闭时间内，对接力器进行全行程操作。即调速器必须满足机组在各种运行工况下的操作控制要求。1.4 调速器机械部分设有紧急停机电磁阀和手动油泵等装置，能自动或手动投入运行。1.5 主要功能1.5.1频率测量与调节，可测量机组和电网的频率，并实现机组频率的调节和控制。1.5.2开度跟踪功能，保证调速器手/自动无扰动切换、运行模式无扰动切换。1.5.3频率跟踪功能，能自动跟踪系统频率，实现快速自动准同期并网。1.5.4动态调整与负荷分配，机组并入电网，保证机组从空载到100%额定负荷范围内能平稳、连续的调整出力。1.5.5能自动或手动进行机组开机、停机、事故紧急停机、转速负荷的调整。1.5.6当机端频率输入信号消失时，能使机组保持所带负荷，同时不影响机组的正常停机和事故停机。1.5.7具有故障自诊断、防错、纠错、容错和记录功能，并可将有关故障信息显示在屏幕上，或发出报警信号。1.5.8具备与上位机通讯的功能。接受上位机的控制指令，给上位机传送有关信息。功率模式下，可接受上位机控制指令，实现发电机自动控制功能。1.6 性能指标1.6.1静特性曲线的非线性度：4%。1.6.2转速死区：?0.06%。1.6.3空载工况下自动运行时转速摆动的相对值：??0.25%。1.6.4甩45%负荷时接力器的不动时间：?0.2S。1.6.5甩100%负荷时超过3%Nr值以上波峰不超过两次。从接力器第一次向开启方向动作起到机组转速摆动值不超过?5%为止所经历的时间不大于40S。1.6.6无故障连续运行时间不少于20000h、大修间隔时间不少于4年、调速器可利用率不少于99.9%、控制器的平均无故障时间（MTBF）：≥300000h。。1.7运行方式1)自动运行方式2)电手动运行方式3)纯手动运行方式4)具有频率模式、开度模式两种运行模式。各运行方式和运行模式间均可随意切换且无扰动。1.8调速器应带RS485通讯接口，满足同后台计算机监控系统通讯的要求，具有一次调频功能。1.9有反映机组发电、空载、停机三种位置状态的接点，每种引两副空接点上端子排，满足自动控制要求。1.10调速器油压装置（1）调速器油压装置由油泵、皮囊式蓄能器（压力油罐）、回油箱、及其仪表、阀门、管路、自动化元件等组成。其基本技术要求符合GB/T9652.1-2007和本合同的规定。（2）油压装置的油压等级：16MPa，蓄能器的皮囊中充高压惰性气体，油和气分离，并保证油在调速器使用期内不被氧化，且充一次气可使用5年以上，运行中不需补气，不需外供中压气。油泵能自动启动、停止和备用自动投入（3）油压装置压力油罐① 压力油罐的总容积油量应满足在事故低油压且不能启动油泵时，导叶接力器三个工作行程的工作需要。在最高额定工作压力时，油气比为1/3。② 压力油罐的设计、制造、试验、验收和证明均按照GB150《钢制焊接容器技术条件》进行，最大允许工作压力不小于系统最大运行压力的1.2倍。③ 压力油罐的焊接质量和检查符合GB150《钢制焊接容器技术条件》中的有关规定。④ 压力油罐预充带压惰性气体，运行时不需另外补充中压气。(4) 油压装置设有1个电接点压力表、1个压力开关（油泵控制）等自动化元件，自动化元件采用国产名牌，重要的采用进口产品。(5)回油箱① 回油箱的容积能容纳机组调速系统全部油量的1.3倍。② 回油箱有检修用的孔，装有网状过滤器或单独的油泵吸油过滤器，所有的过滤器均能方便拆卸清理，而不需排空回油箱。回油箱设有嵌入式油位计、加油口和排油口。③ 回油箱无裂纹、裂缝或盲孔，所有焊缝要连续，并经热油渗透试验合格。其内部涂耐油漆。④ 回油箱设置油位开关及油位计。⑤ 油压装置的自动化元件全部接上调速器端子。1.11调速器厂家应配套提供满足调速器控制所需的自动化元件（如导叶开度模拟量传感器等），调速器应能接受后台计算机监控系统以无源接点形式的远程控制。1.12 调速器生产厂家应提供调速器油压装置控制箱（可和调速器做成二合一结构形式），实现调速器油泵的自动控制。满足调速器油压装置自动控制所需的自动化元件（如电接点压力表等）应配套提供。调速器事故低油压信号应以无源接点形式上传后台计算机监控系统。调速系统采用GB11120“L-TSA 46号汽轮机油”，油温在5～50℃以内，新油各项指标符合上述标准，运行油符合水电部《电力系统油质试验方法》规定的油质标准。1.13 接力器安装在水轮机上，保证控制环的协联度。2. 供货范围2.1两台套微机调速器，开度反馈装置、组合油压装置以及各元件、油压活塞与活塞缸以及活塞缸民调速器连接的的电气线路、仪表、管路管件等。2.2 图纸资料合同生效后10天内提供满足设计需要资料3套；1）调速器总图、基础图2）调速器操作系统图3）调速器电气原理和接线图4）调速器说明书3 备品备件1控制按纽2支2发光二极管2支3各种密封圈2台套4电器易损件2台套5油压装置备品2台套6及其它备件九、一体化综合控制屏BKF-WT-200/400 系列控制屏是为无刷励磁发电机控制屏所配套的水轮发电机组设计的。作为无刷励磁发电机电压调节之用.屏内仪表能显示发电机运行状况，能对发电机出现过流，过压，短路的情况进行保护。设备除满足相应规范外，还需满足水利部农村水电增效扩容改造项目机电设备选用指导意见和水利部农村水电增效扩容改造项目验收指导意见要求。9.1技术要求1、工作环境要求室内安装，海拔19００米，环境温度-10℃～37℃，相对湿度＋４０℃时≯５０%，＋３０℃时≯９０%。2、主要技术参数序号项目参数1额定电压AC400V2额定绝缘电压AC690V3额定频率50Hz4母线系统采用三相五线制5水平母线（主母线TMY-100×10）额定电流≥3500A；额定峰值耐受电流：176KA额定短时耐受电流（1s有效值）：80KA6垂直母线（支母线80×8）额定电流：满足图纸设计要求额定峰值耐受电流：176KA额定短时耐受电流（1s有效值）：80KA7辅助回路电压AC220V8电气间隙、爬电距离和隔离距离设备内电器元件的电器间隙和爬电距离应符合各自相关标准中规定的距离，而且在正常使用条件下也应保持此距离。电气间隙：10mm，爬电距离：12mm。功能单元处于分离位置时，它的主电路插接件裸露带电部件与垂直母线或静触头的隔离距离应不小于20mm。即使在机械操作试验后也应保持此距离。9温升按IEC947-1的有关规定10防护等级外壳IP3011外型尺寸制造商定型产品，满足设计图纸的安装位置要求3、综合控制屏结构(1)综合控制屏全部柜架采用优质钢板组成，厚度不小于2mm。(2)综合控制屏四周门板、侧板采用优质钢板组成并作静电喷涂。(3)综合控制屏体在装配后应有足够的机械强度，以保证元件安装后及操作时无摇晃、不变形；所有框架零件均应免维护。(4)综合控制屏内的每个柜体分隔为三个室，即母线室、功能室及电缆室，功能室为功能单元组件，母线室为母线和配电母线，电缆室为进出线电缆（上、下进出线均可），电缆室设于柜后部,功能单元之间及柜内部各室均可作分隔，上下层抽屉之间用带有通风孔的金属底板相隔离，有效地防止开关元件因故障产生的飞弧与母线或其他线路短路造成的事故。隔离措施应严密而有效。(5)防护等级最小要求IP30，排风口应有拦网，以防昆虫入内；(6)综合控制屏内零部件尺寸、隔室尺寸，均实行模数化。(7)母线室应能方便地装设母线。(8)成套设备应取得3C认证並提供相应证书。(9)母线之间的连接要保证有足够和持久的接触压力，但不应引起母线产生永久变形。(1)可以同时提供合、分位置辅助接点，故障报警辅助接点。(2)断路器必须是抗湿热产品。 9.2技术条款1、规范及标准DL/T 578-95水电厂计算机监控系统基本技术条件DL5003电力系统调度自动化设计技术规范DL5002地区电网调度自动化设计技术规范GB3453数据通信基本型控制规程GB3454数据终端（DTE）和数据电路终端设备（DCE之间的接口定义）IEEE 802.3网络技术标准GB23128 操作系统标准DL476电力系统实时数据通信应用层协议JB/T5234工业控制计算机系统验收大纲DL/T5065-1996水力发电厂计算机监控系统设计规定DL/T5081-1997水力发电厂自动化设计规范GB4943数据处理设备的安全GB7450 电子设备雷击保护导则GB7260 不间断电源设备DL/T630-1997交流采样远动终端技术条件DL/T595-1996电气设备预防性试验规程DL/T614-1997多功能电能表；DL/T645-1997多功能电能表通信规约；DL/T 5137-2001 电测量及电能计量装置设计技术规程DL／T687-1999 微机型防止电气误操作装置通用技术条件GB/T17963-2000 信息技术 开放系统互连 网络层安全协议DL/T634.5104远动设备及系统 第5-104部分:传输规约采用标准传输协议子集的IEC60870-5-101网络访问国家经贸委《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》（[2002]第30号令）国家电力监管委员会第5号令《电力二次系统安全防护规定》相关的GB、IEC、IEEE、ISO、ANSI、DIN、JH、JIE标准 GBJ55 工业与民用通用设备电力装置设计规范 SD19 电测量仪表装置设计技术规程 水利部农村水电增效扩容改造项目机电设备选用指导意见 水利部农村水电增效扩容改造项目验收指导意见当各标准不一致时，以标准高的为准。2、技术要求2.1通用技术要求2.1.1 供货商提供的设备应符合国家相关的技术标准，满足技术先进、质量可靠、节能环保、安全生产和劳动条件的基本要求。2.1.2供货商提供的设备均应具备国家认定资质机构颁发ISO9001系列认证书或等同的质量保证体系认证证书，具有健全的质量保证体系，拥有良好的生产条件、加工能力与检验（试验）条件，产品质量稳定可靠，售后服务体系完善，市场信誉良好。采购人欢迎供货商提供优于本规范书的先进、成熟、可靠的设备及部件。2.1.3供货商提供的设备零部件应采用先进、可靠的加工制造技术与检验技术 ，应有良好的表面几何形状及合适的公差配合。采购人一般不接受带有试制性质的部件。2.1.4供货商提供的外购配套件，必须选用优质名牌、节能、先进产品，并有生产许可证及生产检验合格证。2.1.5供货商提供的易于磨损、腐蚀、老化或需要调整、检查和更换的部件应提供备用品、并能比较方便地拆卸、更换和修理。所有重型部件均应设有便于安装和维修的起吊或搬运设施（如吊耳、环型螺栓等）。2.1.6供货商提供特种设备起重机、压力容器和消防设备等，应具有特种设备制造许可证和相关部门检定证书。3.1.7供货商提供的所使用的零部件或组件应有良好的互换性。2.1.8供货商提供的所有铸造件在加工前作退火热处理和时效处理。中碳钢以上的材料应进行调质处理，焊接部件应进行退火处理。2.2配电装置2.2.1屏柜主要元件的技术要求:1、成套开关柜各项性能参数应满足国家及行业相应标准，并具有完善的“五防”功能。 2、低压开关装置应通过3C认证。3、配电设备应具有国家权威部门出具的型式试验证书。4、应满足当地电力系统接入要求。5、控制单元应采用简单的紧凑式一体化结构，将二次测量、控制、保护设备与一次电气设备同组一屏，做到一机一屏。2.2.2、设备产品性能要求一体化结构综合控制屏内含无刷励磁控制器，同期装置，测量、保护、控制系统，控制柜内所有设备功能必须满足“无人值班，少人值守”的原则。屏内主要由低压机组综合自动化装置、工业级触摸屏、可控硅励磁输出模块、可控硅调速输出模块、直观式仪表、手动操作控制按钮与转换开关、隔离刀闸及万能式断路器、电流互感器组及电压互感器组等组成，集中完成400V低压水轮发电机组的控制与保护。把发电机的配电主回路和控制、发电机保护、厂用电馈出线、发电机二次测量、发电机控制、发电机励磁、水轮机自动回路等二次回路的设备有序的安装在同一屏内。控制屏配有常规机械式指针仪表和多功能测量仪表，可完成发电机的三相电压PV、三相电流PA1～PA3、有功功率PPA、功率因数PPF、频率PF、发电机励磁电流参数的测量，使用电子式电度表PJ完成发电机有无功电量的计量。主配电装置采用的是国内知名厂家生产的低压配电设备，采用智能万能式断路器和HD13BX型隔离开关等；所选用的关键元器件均严格按ISO9001-2000质量管理保证体系执行。采用“经济实用、简单可靠、技术先进、便于扩展”的计算机监控系统，达到少人值守的要求。系统应采用先进成熟的计算机硬件、软件及网络技术，应能与励磁、调速器、保护等厂内智能设备进行通信、并应预留远方调度接口。应采用开放式网络结构。具有数据采集与处理、运行监视与事件报警、控制与调节、统计与制表、语音报警、系统通信、自诊断与冗余切换、培训仿真系统等基本功能。主要性能指标：模拟量及开关量的采集周期不大于1s；温度量采集周期不大于5s；现地单元接受控制命令到开始执行的时间不大于1s；主机数据库响应所有现地控制单元变化数据时间不大于1s；调用新画面时间不大于1s。2.2.3 水电站低压机组集中控制屏主要技术性能指标水电站低压机组集中控制屏具有数字化自动开/停机、调速/调功、励磁调节、自动准同期、自动功率调节、温度检测、机组飞逸保护、电流速断保护、过压保护、水位检测等功能。(1）自动开机、停机自动开机：当系统处于开机准备就绪状态后，现地发出开机指令，系统收到开机指令自动启励、自动同期、自动增功，将水轮发电机组至运行状态。自动停机：水轮发电机组处于工作状态时，现地发出停机指令，系统收到停机指令自动减功，将水轮发电机组功率降至空载，分闸断路器后关闭水机处停机状态。(2）自动准同期采用微机同期装置，减少对发电机的冲击，发电机的频率与电压接近系统的频率与电压，当频差小于0.5HZ、相角小于10度、电压差小于15V时，水水电站低压机组自动化装置发出合闸指令，断路器合闸，机组与电网准同期并网后自动增功。在并网以前能够自动调整电压和转速指令。(3）测量水电站低压机组装置有自动测量功能，在水电站低压机组装置显示屏上，可以显示电压、频率、电流、有功功率、无功功率、功率因素、水位高度和发电机组温度（八路）等。(4）手动控制功能：手动一键开机、手动一键停机、自动启励、自动同期、功自动增功、减(5）发电机保护功能继电保护应采用微机保护，满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。系统实时性好，抗干扰能力强，软硬件安全可靠，能适应电站现场各种环境的要求。1)速断保护：5~50A，延时0S，保护出口动作并跳闸。2)定时过流保护：0.5~10A，延时可设置在0~3S，保护动作并跳闸。3)过电压保护：电压可设置在0~560V，延时0~3S，保护动作并跳闸。4)低电压保护：电压低于0.7倍额定值，延时0~3S，保护动作并跳闸。5)过速（超频）保护：频率超过140Ne%，延时0S，保护动作并跳闸。以上各种保护采用微机保护装置，定值及动作延时均可由用户自行设定。在事故发生时，水水电站低压机组装置发出警报音响，并发出跳闸命令，使断路器跳闸，同时快速减少开度，若出现机组超速，控制器调速器关闭，从而迅速降低转速。2.2.4、保护设备产品性能要求应具有相关部门的检验合格证书。继电保护应采用微机保护，满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。系统实时性好，抗干扰能力强，软硬件安全可靠，能适应电站现场各种环境的要求。发电机保护、变压器保护、线路保护等配置应满足国家标准规定的要求。2.2.5、励磁设备产品性能要求应具有相关部门的检验合格证书，且采用微机励磁装置，具有以下功能：励磁顶值电压倍数不低于1.8倍，自动励磁调节器应保证发电机机端调压精度优于0.5%，且能在空载电压70%~110%额定值范围内稳定、平滑的调节2.2。微机励磁技术指标：(1）调压范围：（30%～130%）Ue(2）调压精度：优于0.5%(3）调差系数： 8%(4）频率特性：频率每变化1%，发电机端电压变化0.1%Ue(5）零起升压：超调量10%～15%，调节时间3～5秒，振荡次数3～5次(6）10%阶跃响应：超调量5%，振荡次数1次，调节时间3秒(7）甩额定无功负荷：超调量15%Ue，振荡次数3次，调节时间5秒(8）强励倍数1.3倍，强励响应时间不大于0.08秒(9）可控硅控制角分辨率：0.036度3.1 屏柜的标准1）、屏柜应设前后门，前后门为钢板制成，可观察内部设备的运行状况。开门时，设备不应误动。2）屏柜按IEC第144/529标准进行保护，保护等级IP4X。屏柜外壳的通风孔应有防止灰尘、虫和动物进入的措施。底部应有电缆进出口，电缆安装完毕后应可封闭底部。3)屏柜高为2200 60mm，其中60mm为盘柜顶挡板的高度，盘柜深为800mm，盘柜宽为1200(800)mm。4)所有柜（屏）至少有20%的自由空间和15～20%的备用端子，以便将来扩展。5)除另有说明外，屏、柜面上的所有仪表、器具和装置应采用嵌入式安装，其布置应清晰合理。6)为便于维护，屏柜内部装有交流220V照明灯和220V交流10A多用电源插座，照明灯由行程开关控制，柜门打开时灯亮。7)屏柜颜色，要求统一颜色，采用：计算机灰RAL-7035，也可以在合同中双方商定。8)柜内接线应采用耐热、耐潮和阻燃的具有足够强度的绝缘多股软铜导线，导线应无损伤，端头应采用压紧型的连接件，导线的两头应有编号，编号采用打印方式。承包人还应提供走线槽以便现场固定电缆及端子排的接线。9)每面柜应装有不小于120mm2截面的接地铜排，它应连接到主框架的前面、侧面和后面，接地铜排末端应装好可靠的压接式端子，以备接到电站的接地网上。所有柜的接地线的截面应不小于4.0mm2，与接地铜排的接线应至少用两个螺钉。接地铜排上应均匀打下?6的孔，不小于15个并配好螺栓，以方便电缆的屏蔽线连接。柜门应用不小于4.0mm2的带绝缘软铜线与柜体连接。10)端子排应有足够的绝缘水平。端子排应按单元分段，应留有不少于15％的备用端子，每个端子上端子排一般只接一根导线，不得超过两根。断路器的跳闸和合闸回路不直接在相邻的端子上，直流电源的正负极也不能接在相邻的端子上，正电源与跳合闸回路也不应接在相邻的端子上。11)柜内导线截面；电流回路不应小于4.0mm2；其它回路不应小于1.5mm2。绝缘电压水平均不应低于500V；12)装置需经快速小开关接通直流电源，并应有动作指示及足够的断流容量。各自动开关均应设有监视，并可发出断电信号。13)每面柜及其上的装置（包括继电器、控制开关、熔断器及其它独立设备）都应有标签，以便清楚地识别。14)对于那些必须按制造厂的规定更换的部件和插件，应有特殊的符号标出。15)在接线座和导线上，应明显标出回路号。16)电器组件上均应标有耐久性的文字符号。17)在接地螺钉旁，应明显标出接地符号。18)柜内应有消除过电压发生的电路，有防止外部过电压和噪声干扰侵入的措施。装置机箱应采取必要的防静电及电磁辐射干扰的防护措施。机箱的不带电金属部分应在电气上连成一体，并可靠接地。3.2 抗干扰性能承包人在进行计算机监控系统的工厂试验时应核实与下列标准的一致性：ANSI/IEEE C390.1-1989《继电保护系统冲击耐压试验标准》ANSI/IEEE C390.2-1987《继电保护系统耐受无线电干扰标准》IEC801-1至801-4 《工业过程测量及控制设备的电磁兼容性》3.2 所有开关量和模拟量均应进入后台显示，如果保护或励磁的模拟量、开关量不够时刻采用外增PLC装置，PLC装置型号不得低于西门子产品。 3.3水轮机自动控制系统应能安全可靠地实现以下基本功能：a.速度保护：过速保护、飞逸保护、低速保护；b.温度监视：水轮发电机组的轴承和线圈的温度和油升等；c.压力监视：机组的油、水气管路；主要元件说明：SB1、储能按纽 （250kw以上用）SB2、合闸按纽SB3、分闸按纽HL1、储能指示（250kw以上用）HL2、合闸提示HL3、分闸提示SA1、发电机三相电压测量开关LK1、励磁调节器KP1、发电机过压过流保护装置KE、自动同期装置十、变压器10.1．标准与规范承包人（在合同设备的设计、制造、试验、运输、安装、调试及交接验收过程中，应遵循本节所列及其它相关的国家和行业所颁布的规程、规范及标准（有效版本）。若引用的规范和标准与下列规范和标准发生矛盾时，应优先采用技术、质量要求高的。本设备应遵循的主要现行标准如下。IEC60 《高压试验技术》，同国标；IEC71-1，71-3《绝缘配合》；GB311　 《高压输变电设备的绝缘配合，高电压试验技术》；IEC76-1 《电力变压器、总则》；GB1094．1－GB1094．5《电力变压器》；IEC76-2 《电力变压器，温升》；IEC76-3 《电力变压器，绝缘水平和绝缘试验》；IEC76-4 《电力变压器，分接和联结方法》；IEC76-5 《电力变压器承受短路的能力》；IEC137 　《交流电压高于１kV的套管》；IEC156 　《绝缘油电气强度测定方法》；IEC722 　《电力变压器和电抗器的雷电试验和操作冲击试验导则》；GB/T6451 《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》；IEC270 《局部放电测量》；IEC296 　《变压器和开关用新绝缘油规范》；IEC354 　《油浸变压器负载导则》；IEC551 　《变压器和电抗器的声级测定》；GB5582 　《高压电力设备外绝缘污秽等级》；GB/T15164《油浸式电力变压器负载导则》；GB763　《交流高压电器在长期工作时的发热》；GB2536 　《变压器油》；GB2706 　《高压电器动热稳定》；GB191　《包装贮运标志》；DL5027 　《电力设备典型消防规程》；GB13027　《油纸电容式变压器套管型式和尺寸》；GB7328 　《变压器和电抗器的声级测量》；GB4109 　《高压套管技术条件》；GB/T13499－9　《变压器应用导则》；GB10237《电力变压器绝缘水平和绝缘试验，外绝缘的空气间隙》；GB1900 　《电工术语、变压器、互感器、电抗器、调压器》；GB/T16274《油浸式电力变压器技术参数和要求》；GB50150《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》。水利部农村水电增效扩容改造项目机电设备选用指导意见水利部农村水电增效扩容改造项目验收指导意见当各标准不一致时，以标准高的为准。f)10.2．主要技术参数和技术要求1、2.1技术参数S11-500/10变压器产 品 名 称三相油浸式变压器产 品 型 号S11-500/10-0.4品牌铁 芯 形 状E型冷 却 形 式液/油浸式绕 组 数 目三绕组防 潮 方 式全密封式冷 却 方 式油浸自冷(J)电 压比10KV/0.4KV额 定 容 量500KVA额 定 功 率50HZ短 路 阻 抗4.5%空 载 损 耗0.67KW负 载 损 耗5.15KW尺 寸 大 小1360mm*870mm*1330mm总 重1675KG2.2.2绝缘水平满足规范要求。2.2.3．温升限值：应符合GB1094.2的规定。2.2.4．效率和损耗：效率（在额定电压和频率、额定容量、cosφ＝1时）不低于99.34%。损耗（在额定电压，额定频率下，cosφ＝１）见表3-1。 2.2.5．过负荷能力变压器的过负荷能力应符合GB／T15164和IEC－354《油浸式变压器负荷导则》的规定。2.2.6．故障状况的承受能力变压器在任何分接头时都应能承受三相对称短路电流2s，且能承受国家标准所规定的短路试验电流值，各部位无损坏和明显变形，短路后线圈的平均温度最高不超过250℃。宜采用半硬铜、自粘性换位导线以及用硬绝缘筒绕制线圈等措施提高变压器抗短路能力。2.2.7．空载电流：在额定电压和额定频率下空载电流应小于额定电流的0.35％。2.2.8．过激磁能力：应符合GB1094－85的规定。2.2.9．噪音水平在距离设备0.3m处测量，噪音水平不应大于65dB。2.2.10．变压器油箱的机械强度应能承受2×104Pa真空度和8×104Pa正压的机械强度试验，不得有损伤和不允许的永久变形。使用寿命30年。2.2.11．配用片式散热片冷却。2.2.12．变压器应装上层油温温度计，温度计应提供远方指示仪表和信号接点。温度计的安装位置应便于观察。2.2.13．变压器装有气体继电器。2.2.14．油指示器、膨胀器、铜线、硅钢片、绝缘件、蝶阀及油温度计、呼吸器、油阀瓷件均为国产优质产品，投标时列明厂家型号。2.2.15．变压器油为#25油，油的质量应符合有关标准规定，制造厂应提供注入变压器前的油质指标。2.2.16．绝缘油（1）绝缘油应完全符合GB2536或IEC296、156所规定的全部要求。（2）油的闪点不能低于140℃。（3）绝缘油应是全新的环烷基矿物油，除了抑制剂外不得加任何添加剂，变压器油应足够注入到规定油面，承包人应另行提供10％的备用油。2.2.17．变压器油箱下部壁上应装有专用密封式取油样阀。油箱下部应装有足够大的放油阀。油箱底部应装有排油装置。2.2.18．承包人应提供准确轨距。 2.2.19．变压器应设有重、轻瓦斯继电器，并有用于跳闸和报警的引出接点。2.2.20．制造厂应保证变压器到现场后，投入运行时，在额定电压下进行5次冲击合闸应无异常现象，在正常运行时，应达到15年不需要大修，使用寿命应达到30年。2.2.21．变压器油箱应承受50kPa压力的密封试验，其试验时间为36h，不得有渗漏和损伤。2.2.22．铭牌铭牌应包括下列内容：所有额定值、线圈联接图、分接位置表（包括各位置电压和相应的电流）、各线圈正阻抗、箱盖示意图（标明所有套管位置和标号）、噪音（dB）、耐地震强度、电流互感器标称变比、联接和准确级次、温升曲线等。铭牌应用中文书写。十一、供货范围与界限g)11.1水轮机及其附属设备成套供货表序号名 称型号数量1水轮机HLA692-WJ-42 2台2调速器(手电两用）SQD3002套3飞轮、附件及制动装置Φ1100 2套4进水阀门Z941H-1.0/Φ5002台5伸缩节Φ5002套6阀前法兰及附件Φ500 2套7备品备件详见清单1套7专用工具详见清单 1套11.2马家坡二级电站主要电气设备及材料表序号名称型号规格单位数量备注1发电机SFWE200-6/650台2400V COSφ=0.82变压器S11-500/10台1y/y0-123励磁控制保护屏BKF-WT-200/400面24电力计量箱JLSJWH-100.2级台130/5A 10000/100V5真空开关ZW20台16隔离开关10/200台17氧化锌避雷器Hy5W5-17/50只38电力电缆VV-1×120米60发电机出线电缆9电力电缆VV-1×300米90主变低压侧电缆10电力电缆VV-1×70、1×35米150零线及厂用电缆11绝缘铜芯线BV-25米4012避雷针18m根213接地体及横担等铁件热镀锌公斤30014砼电杆φ190×12000根1h)11.3供货界限：10.2.1、水轮机本体，以及水轮机密封等用油、气、水管路供至机坑外第一个法兰处。10.2.2、进水阀包括阀前法兰及其附件。从水轮机尾水管至进水阀门上游第一个法兰，进水阀门操作系统的管路与配件为供货界限。i)11.4发电机及其附属设备成套供货表序号名 称型 号数 量1水轮发电机SFWE-W200-6/8502台2发电机轨道及连接件2套j)11.5供货界限：发电机本体，以及发电机主引出线和中性点引出线的成型绝缘母线。所需的主引出线和中性点引出线长度，按引出机座外200mm计。十二、备品备件及专用工具k)12.1水轮机部份备品备件明细表(每电站)序号名 称单位数量1导叶密封件套12导叶轴套套13主轴密封件件24旋转二极管（电机）只2l)12.2水轮机专用工具（每电站）序号名称单位数量1拆装泄水锥工具套12装拆转轮工具套13安装用斜铁套34飞轮拆装工具套1十三、电站技术供图计划技术供图按下列清单分批次提供，所有图纸均同时提供给甲方,所有的图纸资及说明书语言为英文；其中带★号图纸在合同生效后7日内由投标人提交给甲方，m)13.1 水轮机部份1)★水轮机机组布置图2)水轮机总装配图n)13.2 发电机部份3)发电机外形图4)发电机总装配图o)13.3 调速器5)调速器外形图6)调速器总装配图（含技术参数）7)调速器电气原理图、端子图8)调速器液压系统图9)调速器安装使用说明书、技术条件p)13.4 随机图纸文件按每台套设备2套供给。十四、铭牌数据及设备颜色14.1所有设备铭牌为简体中文； 14.2 设备颜色由招标人指定，甲方应在设备装配前15天将颜色提供给投标人，如果超过15天未收到招标人的通知，投标人将按驰骋公司的设备颜色标准来喷漆。包2技术要求：周家沱电站机组设备采购项目CJA475-W-70/1*8SFWE-W160-10/740技术部分第一章工程概况1.1．电站概况：电站地处 四川省乐山市犍为县新民镇红岩村。1.2．装机容量：2×160。1.3．电站运行方式：并网运行1.4．气温：多年平均气温17.4 ℃，地震烈度：Ⅶ 级1.5．水头：额定水头： 106m1.8．电站引用流量：约0.38m3/s1.9． 具体运输条件由乙方自行踏勘，并在第一次设计联络会上提出大件公路运输方案。1.10．乙方负责与所配套调速器、励磁、机组进水闸阀厂家的技术协调，其费用包含在总价中，所有配套件之间的问题由乙方内部自行解决。第二章承包范围及内容承包范围包括水轮机、发电机及其附属配套设备和机组自动化系统的设计、制造、工厂试验、包装、运输、保险和交货等所要求的工作。它还包括乙方技术人员对设备安装的指导、现场试验的指导、参加试运行、验收以及对甲方人员的培训服务、设计联络和产品设备监造、验收、售后服务等内容，并应完全符合合同要求。2.1 水轮机及其附属设备：（1）2台100KW卧式冲击式水轮机，从上游阀前法兰开始至尾水坑末端处的两台套水轮机及其附属设备等，包括转轮、喷嘴机构、反喷嘴机构、折向器装置、进水弯管、机壳、测量仪表、阀件、管路管件等。（2）1套备品备件及专用工器具。（3）乙方提供的设备与非本合同提供的设备之间相连的油、气、水管路，供货范围为至机组外第一对法兰处。供货范围内的油、气、水辅助设备及管路系统所需的所有阀门由乙方供给。2.2 水轮发电机及其附属设备：（1）2台100KW卧式水轮发电机：从水轮机转轮联接法兰至集电环装置处，包括发电机轴承、转子、定子、发电机主轴、机组和轴承测温元件、发电机出线等。（2）1套备品备件及专用工器具。（3）乙方提供的设备与非本合同提供的设备之间相连的油、气、水管路，供货范围为至机组外第一对法兰处。第三章一般规定与规范q)3.1 标准和工艺3.1.1 本技术规范适用于按合同规定供应的设备。本规范仅对设备在设计、制造及试验方面提出技术要求。设备各部件的详细结构和工艺要求，由乙方根据实践经验按照本协议的要求及主合同的要求提供，并在工厂的设计文件中说明。乙方提供的设备是技术先进、安全可靠、经济实用的。本节包括了制造设备的基本技术规范。如果该部分技术要求与专用技术要求冲突，以专用技术要求为准。3.1.2 合同文件中采用的主要技术标准和缩写代号：标准名称标准代号水轮机基本技术条件GB/T15468水轮发电机组设备出厂检验一般规定DL/T443水轮发电机基本技术条件GB/T7894大中型水轮发电机基本技术条件SD152大中型水轮机进水阀基本技术条件GB/T14478大中型水电机组自动化元件及其系统基本技术条件GB11805水力发电厂自动化设计技术规范DL/T5081水轮发电机组安装技术规范GB8564水轮机通流部件技术条件GB/T10969水轮发电机组启动试验规范DL/T507水轮发电机组包装、运输、保管规范JB/T8660中小型水轮机产品质量分等JB/T56182中小型水轮发电机产品质量分等JB/T51683水轮机、发电机大轴锻件技术条件JB/T1270钢制压力容器GB150旋转电机定额和性能GB755水轮机电液调节系统及装置技术规程DL/T563汽轮机油GB2537大中型同步发电机励磁系统基本技术条件GB7409三相同步电机试验方法GB/T1029同步电机励磁系统大、中型同步电机励磁系统技术要求GB/T7409.3-机构或标准名称缩写中华人民共和国国家标准GB中华人民共和国电力行业标准DL中华人民共和国水利行业标准SL原机械部标准JB原石油部标准SY冶金部标准YB原水电部标准SD国际电工委员会IEC国际标准化组织ISO美国材料及试验学会ASTM美国机械工程师协会ASME电气和电子工程师协会IEEE美国焊接学会AWS行业安全和健康协会OSHA3.1.3 上述标准中，优先采用中华人民共和国国家标准及电力行业标准。在国内标准缺项或不完善时，可参考选用相应的国际标准或其它国家标准。选用的标准，是最新版本。上述标准或规程与合同文件有矛盾时，以合同文件为准。如果在上述标准之间存在矛盾，而在本合同中又未明确规定，以高标准为准。3.1.4 所有螺丝、螺母、螺栓、螺杆和有关管件的螺纹使用GB标准。3.1.5 机组及附属设备符合国家优质等级要求。设备制造应采用先进的工艺，以保证各种运行情况下运行可靠。所有部件的结构、尺寸和材料应做到在各种应力下不产生扭曲、过度变形和过量磨损。3.1.6 设备制造采用先进的工艺，以保证各种运行情况下运行可靠。零部件有良好的互换性和便于检修。3.1.7 技术协议中指出的备品备件，结构上应便于拆装和更换，并应有通用互换性。以下零部件，必须能通用互换:(1)喷嘴口环(2)喷针头；(3)喷针杆轴套及备用轴套；(4)偏流器；r)3.2材料3.2.1 所用材料应满足设备安全可靠和经济运行的要求，符合国标。无国标的应符合有关行业标准。（如有新标准以相应的最新标准为准）标准名称标准代号灰铸件GB9439一般工程用铸造碳钢GB11352工程结构用中、高强度不锈钢铸件GB6969优质碳素结构钢技术条件GB699碳素结构钢GB700低合金高强度结构钢GB/T1591压力容器用碳素钢和低合金钢厚钢板GB6654优质碳素结构钢热轧厚钢板和宽钢带GB711普通碳素结构钢和低合金结构钢薄钢板技术条件GB912碳素结构钢和低合金结构钢热扎厚钢板和钢带GB3274合金结构钢技术条件GB3077低压流体输送用镀锌焊接钢管GB/T3091低压流体输送用焊接钢管GB/T3092输送流体用焊接钢管YB（T）30一般低压流体输送用螺旋缝埋弧焊钢管SY/T5037一般低压流体输送用螺旋缝高频焊钢管SY5039无缝钢管GB8162输送流体用无缝钢管GB8163不锈钢无缝钢管GB2270镍及镍合金管GB2882拉制铜管GB1527、GB1528纯铜棒GB4423碳钢焊条GB5117低合金钢焊条GB5118不锈钢焊条GB983紧固件机械性能螺栓、螺钉和螺柱GB3098.1坚固件机械性能螺母GB3098.2绝缘材料、化工产品有关标准3.2.2 主要结构部件的材料应符合国家标准或行业标准。铸锻件应符合国家专门技术条件的规定。重要铸锻件应有甲方代表参加检验。采用符合要求、无缺陷的优质材料，如主要设备采用代用材料时，经甲方审查同意。s)3.3材料试验3.3.1 用于设备或部件上重要部位的材料经过试验，试验遵守有关规程规定的方法。3.3.2 受交变冲击荷载的主要部件用的材料做冲击韧性试验，试验遵守有关规程的要求。热轧钢板同时做纵向和横向冲击试验。重要铸件和锻件的样品做弯曲试验。3.3.3 试验完成后，提出合格的材料试验报告。t)3.4工作应力3.4.1 设计中采用合理的安全系数，特别是承受交变应力、冲击、脉动和振动的零部件更可靠。在设备额定运行工况下，材料应力不超过表3.4－1所列规定。3.4.2 在正常运行工况下，铸铁最大剪应力不得超过19.6MPa，其它黑色许用抗拉应力的60%。但主轴的最大扭剪应力不得超过许用抗拉应力的50%。3.4.3 在最大水头下，暂时过负荷超过水轮机最大出力时，各部件材料的最大允许应力不得超过屈服强度的50%。3.4.4 在最大飞逸转速或进行水压试验的条件下，工作应力不得超过屈服强度的2/3。表3.4－1材料最大许用应力抗 拉抗压灰铸铁极限强度的1/106.87×107N/m2普通铸钢极限强度的1/5或屈服强度1/3同抗拉碳素锻钢屈服强度的1/3同抗拉钢板（对于重要受力部件）极限强度的1/4同抗拉高强度钢板（对于高应力部件）屈服强度的1/3同抗拉合金铸钢屈服强度的1/3同抗拉u)3.5焊接3.5.1 焊接工艺一般采用手工或半自二氧化碳保护焊。对于需要消除内应力的机械加工件，在消除应力后再进行精加工。在乙方工厂焊接的主要零件，不允许采用局部消除内应力的方法。3.5.2 焊接件接缝坡口设计合理，坡口表面平整，无缺陷、油污及其他杂物。被焊接金属的焊边应良好，且无可见的缺陷。3.5.3 水轮机流道内的焊缝，其突出部分不应超过1.5mm。3.5.3 焊接压力容器部件的焊接方法、工艺及焊工符合国家标准GB150《钢制压力容器标准》中的有关规定，焊工必须通过考试取得合格证。v)3.6无损检测3.6.1 本合同内材料的焊接件及铸造件的无损检测按国标及有关部标进行。检验项目按DL443《水轮发电机组设备出厂检验一般规定》执行。3.6.2 无损检测方法主要采用磁粉法、染色法、超声波探伤。如用其它方法检查、解释不清或有疑问时，采用射线探伤法补充检查。3.6.3 乙方应将主要部件的无损检测结果提交甲方审查。3.6.4 水轮机压力容器部件的焊缝及转轮、喷嘴、分流管、发电机的组焊接件、定子机座、转子、机架和起吊设备的焊接件的焊缝均应进行无损检测。3.6.5 对于水轮机转轮、喷嘴、折向器和其它主要铸件按规定进行无损检测。3.6.6 对于水轮机和发电机主轴、法兰连接螺栓等锻件、，以及承受飞逸高线速度的零部件，应按规定进行无损检测。上述设备部件进行无损检测后，应提交无损探伤检测报告，报甲方并存档备案。3.6.7 水斗根部应全面积100%进行超声波探伤检查，水斗不同部位的探伤检查应按分区、分级进行，分级标准应事先提供并符合标准的要求。w)3.7钢铸件及锻件3.7.1 钢铸件质量符合国家有关标准。锻件质量应符合国家有关标准或国际标准。应无气孔、砂眼、夹碴和裂纹等有害缺陷，表面光滑干净。铸钢件及锻件运至工地产生扭曲变形或主要缺陷时，将被拒收。3.7.2 根据3.6条要求对铸件进行无损检测，如发现重大缺陷，将重新进行检查，所需费用由乙方支付。3.7.3 乙方将铸件次要缺陷的修补情况的书面报告提交甲方备案。对于铸件主要缺陷的处理，由乙方提出详细的处理方案，交甲方审查后再进行修复。修复后要求与图纸尺寸相符，必要时重新进行热处理。铸件产生扭曲变形时，予报废。3.7.4 次要缺陷指气孔深度不超过工件厚度的20%，且需要补焊的面积小于100mm2/m2的缺陷。超过次要缺陷的界限或若干次要缺陷的累积在一起时，认为是主要缺陷。x)3.8部件及焊缝表面加工3.8.1 水轮机过流部件表面保证有平滑的流线型，部件接头处表面要齐平，水斗、喷嘴、喷针、分流管、机壳等过流面上无凹凸不平或不严整的情况，以保证水轮机的高效率。3.8.2 水轮机通流部件、连接件及发电机部件的表面的粗糙度Ra，不得超过GB/T10969《水轮机通流部件技术条件》和表3.8-1规定。水轮发电机组表面粗糙度最大允许值表3.8-1部位Ra(?m)所有轴承和密封的滑动接触表面0.8固定接触表面要求紧配合的1.6～3.2不要求紧配合的6.3其他机械加工面12.5转轮水斗内表面1.6转轮水斗外表面1.6～6.3喷针头和喷嘴口环0.8～1.6喷嘴过流表面1.6～3.2偏流器过流表面3.2主 轴不接触表面6.3轴承轴颈处0.8法兰面1.6接 力 器接力器缸内壁0.8～1.6活塞环0.43.8.3焊缝外观一般处理平整园滑，对于需探伤的焊缝，表面铲平磨光。过水表面的焊缝磨光成流线型。压力容器上焊缝打磨处理时，不削弱其结构强度。y)3.9防护、清扫及保护涂层3.9.1 所有设备部件出厂前由乙方清扫干净，并根据设备部件的特点分别采取防护措施。3.9.2 设备、部件和管道涂漆颜色符合合同要求或水电部标准。涂底漆前的表面处理符合相应的涂料工艺要求。z)3.10设备颜色在合同签订后，由甲方确定供货范围内设备的颜色，并用传真通知承包单位。aa)3.11润滑油及润滑脂水轮机发电机各轴承润滑油、调速系统和进水阀的操作油均采用L-TSA-46(GB11120)汽轮机油。机组有关部件采用的润滑脂也符合国家有关标准或石油部标准。 bb)3.12管路及附件3.12.1 乙方应负责机墩和风罩内油、气、水管道、支架和吊架的布置设计，并提供其供货范围内的紧固件、连接头、安装支架及成型的管道。管道、阀门及接头的布置应考虑到当拆装水轮发电机组部件进行检查和修理时干扰最少。3.12.2 管路系统设计材料、安装、试验应符合GB8564-2003《水轮发电机组安装技术规范》中有关规定。DN50以下的油、水管路均采用无缝钢管。3.12.3 除DN32及以下的管路采用卡套接头外，所有管路采用法兰连接，管路连接所用的法兰、螺栓、螺帽、垫圈、衬垫、填料、支架等均由乙方提供，所有衬垫和填料应遵照通常使用的标准采用适合的材料。3.12.4 与水轮机及发电机等设备连接的其他油、气、水管路及管件，乙方供应到机墩外埋设管的第一对连接法兰（包括成对法兰及连接件）为止。凡与买方自备管路相接处的法兰，均由乙方成对(即2个法兰和连接件)提供。cc)3.13备品备件3.13.1 乙方应按合同提供备品备件，备品备件价格已包括在设备总价中。备品备件应能互换，并与原设备材质相同。3.13.2 随机备品备件，乙方应附上备品备件清单。如果在初步验收前或在质量保证期内备品备件被使用，乙方均应另外提供；如果由于乙方的原因，则应由乙方免费提供；在质保期内，因乙方的原因引起的设备修改，乙方也应免费提供相应数量的备品备件。3.13.3本合同规定的备品备件应随第一台机组供给。dd)3.14吊装附件在设备主要部件上，均设供吊装用的吊耳、吊环等，在安装和组装过程中，用厂房起重机吊钩吊装设备时，其吊具及机组安装和检修所必须的专用工器具均由乙方供给。ee)3.15铭牌每台主要设备及辅助设备均有永久性铭牌、水轮发电机组的铭牌标志符合GB755规定，水轮机和发电机共用一块铭牌。铭牌上标有乙方名称、设备出厂日期、编号、型号、额定容量、转速、主要水力参数、主要电气参数及其它重要数据。ff)3.16电厂供给的公用设施3.16.1发电机轴承油冷却器冷却水的温度为25.0℃。冷却器正常供水水压为0.15～0.25MPa。3.16.2 厂用交流电源为三相四线制，60Hz，380/220V，电压波动范围为±15%；频率波动范围为 4%～-6%。电站直流操作电源为220V，电压变化范围为80～110%。gg)3.17工厂装配和试验证明3.17.1 在乙方工厂车间进行组装的各种设备，除制造厂规定的计划外，还按甲方要求进行一些必要的试验。3.17.2 所有试验项目按相应技术标准进行。对所有拆卸的部件做出适当的配合标记和设定位销，以保证在工地组装无误。3.21.3 凡在工厂进行的各种设备的检验和试验，应向甲方提供工厂检验记录报告。hh)3.18 包装3.18.1 设备包装运输符合《产品包装运输管理条件》、JB/DQ1222《水轮发电机组包装运输技术条件》、GB/T13384-92《机电产品包装通用技术条件》的规定。3.18.2 对设备加工面采取适当的防锈措施和用木材或其它软材料加以防护。对电气绝缘部件采用防潮和防尘包装。对仪器仪表设备密封包装，并有妥善的防震措施。对于刚度较小的焊件加焊支撑以防变形。小件及易损件集中装箱运输。3.18.5 包装箱中有装箱单、明细表、产品出厂证明书、合格证、随机技术文件及图纸。这些文件、清单、资料均装在置于包装箱表面的专用铁盒内。装箱单列出箱内物品的名称、数量、重量和尺寸。2套随机技术文件及图纸提前另寄。3.18.6 乙方在设备发运的同时，将每次发运的货名、件数、时间等通知甲方。设备运抵工地后，由甲、乙双方共同开箱验收，如有缺损、错发或缺件等由乙方负责找原因，并尽快采取措施、免费补全设备。开箱前10天甲方通知乙方派员参加，若逾期不到则视为乙方认可检查结果、承担相应责任。ii)3.19甲方单位人员参加工厂试验和培训3.19.1 乙方及时通知甲方派有关人员赴工厂参加主要设备项目的试验。时间和人数由双方商定。乙方为参加工厂试验的人员提供有关文件和食宿条件,。3.19.2 甲方将根据电站运行检修的需要，在设备制造期间派遣有关人员到乙方进行学习和培训，乙方有义务承担和接受培训任务。参加培训的人数、专业和时间，双方另行商定。培训人员的交通及食宿费用由甲方自理，乙方为培训人员提供培训条件和食宿方便。jj)3.20乙方的现场指导监督3.20.1 乙方派遣有能力、有实践经验的人员到现场指导监督安装和试运行，并参加设备开箱和交接验收试验，同时有承担现场培训的义务。3.20.2 乙方应事先向甲方提交参加现场指导监督人员的名单、专业及来现场的计划安排。3.20.3 甲方将为乙方现场指导人员提供食宿方便。3.20.4 乙方在现场的指导监督人员，对设备的安装工艺、质量、设备试验和试运行负责监督；在安装过程中指导监督人员发现安装质量不符合要求时，应立即书面通知甲方并提出处理意见。第四章水轮机及其附属设备专用技术规范4.1水轮机型号及参数水轮机型号　　　　　　　CJA475—W—70/1×8 型式卧轴单喷嘴冲击式 额定出力　　160kw额定水头　　　　　　　　　　　106m额定流量　　　　　　　　　　0.19m3/SEC额定转速　　　　　　　　　　600r/min飞逸转速　　　　　　　　　　1200r/min设计工况点单位流量　　　　　0.023m3/sec设计水头时单位转速　　　　　40.8r/min机组旋转方向　　　　　　　　　从发电机方看顺时针进水阀型号　　　　　　　　　　Z941H-16进水阀直径　　　　　　　　　　300mkk)4.2水轮机结构特性4.2.1 水轮机为卧式冲击式带有导流弯管、机壳、转轮，水轮机转轮，水轮机转动部分与发电机主轴通过联轴器直联，水轮机旋转方向从发电机端看为顺时针。每台机由一台调速器控制喷针和偏流器。4.2.2 原型水轮机的水力设计要与模型水轮机相似。4.2.3 水轮机能在飞逸转速下安全运行5min而不会产生有害的变形。4.2.4 水轮机的部件设计要求能方便地进行检修、安装和拆卸。所有主要部件和分件起吊的重部件，要设置吊环螺栓、吊耳或便于装卸的起吊装置。ll)4.3性能保证4.3.1 功率保证：在下表水头条件下，水轮机在额定转速600r/min运行，其功率为：净水头（m）最大功率（kW）额定功率（kW）最小功率（kW）最大水头额定水头90017316050最小水头4.3.2 效率保证：在额定水头106m，发额定出力160kW时，保证原型水轮机的效率不低 88.8%，相应工况的模型水轮机效率保证值不低于89.8%；4.3.3 调节保证在额定水头、额定功率条件下，电站引用流量为0.39m3/s时，从引水系统进水口至闸阀进口前的ΣLV约 m2/s，ΣL约m，具体数值由在第一次设计联络会上提供，从阀门进口至喷嘴出口的ΣLV及ΣL由乙方提供。机组在额定水头、额定出力运行时，突甩满负荷的最大转速上升率不大于40%； 机组在突甩负荷的最大压力上升不超过25%；现机组的GD2=～1.6m2，机组的GD2保证值应满足机组调保计算所需，且应满足以下基本要求：喷嘴接力器的关闭时间20～30s偏流器关闭时间＜2s机组GD2≥1.6t?m24.3.4 最大飞逸转速保证当发电机空载，在最大水头 112m，喷嘴全开的情况下，最大飞逸转速不大于1200r/min。机组所有旋转部分应能安全承受此飞逸转速5min，不产生有害变形和损坏。4.3.5 空蚀磨损损坏限制水轮机在本电站水质、泥沙特性和水头、尾水位范围内，自投入运行之日算起，运行8000h或两年（不包括起动和停机过程）内，且功率小于规定的25%额定功率下运行的时间不大于800h，功率超过最大保证功率运行时间不大于100h的情况下：①转轮的空蚀保证重量不超过0.18kg，任何一点的空蚀深度不超过2.58mm。②斗叶任何允许的剥落深度不超过2.5mm。③水轮机固定部件（喷嘴环等）上任一点损坏深度不超过2.5mm。④如损坏超过保证值，乙方应在保证期内负责修复，补焊后表面应打磨光滑，符合样板型线。如因斗叶、喷针头喷嘴型线不良或部件质量不好造成过度损坏，乙方应负责对水轮机部件作必要的改善，以防止再产生过度损坏。水轮机修复并初步验收合格后，应重新开始保证期。由于上述原因引起的费用，均由乙方承担。⑤空蚀（磨损）保证期为水轮机投入商业运行后2年或实际运行时间达8000h，以先到期为准。不足或超过8000h，按Ca=（t/8000）n进行换算，（当t≤10000h，n=1；当t＞10000h，n=1.6）。⑥损坏值的测量和计算按IEC60609标准第10.1条、条10.3条规定的方法进行。⑦厂家应提出有效的空蚀、泥沙磨损修复工艺及材料补焊工艺方法。4.3.6 裂纹保证① 在本协议规定的水质、水头条件下运行，水轮机自投入商业运行后的质量保证期内，转轮及水斗根部经无损探伤（磁粉、着色、超声波等），表面裂纹长度不得大于3mm，深度不超过1.5mm。② 在质保期内如裂纹尺寸超过保证值、掉分水刃尖现象乙方要负责修复；当大部分水斗根部发生同样的裂纹，或裂纹长度大于20mm，深度超过5mm，或出现断斗现象，乙方应负责无偿更换转轮。修复、更换转轮后保证期重新开始计算。4.32.7 稳定保证水轮机的稳定运行范围及运行稳定性指标应满足以下规定：①在空载工况下能稳定并网；②在最大水头和最小水头范围内，水轮机能在25～110%额定功率内稳定运行。③水轮机在各种运行工况和各种允许的尾水位下，包括启动、甩负荷、切换喷嘴数等过渡过程，过流管水压、喷针行程、水轮机输出功率、尾水位及机壳盖等应没有有害的振动或摆动。④正常运行条件下机组轴承的垂直振动不超过0.05mm（双振幅），水平振动不超过0.1mm（双振幅）。⑤在各种规定运行工况下，过流管和喷管的设计不得导致引水系统的水力共振和有害的压力波动。射流、转轮和机壳的设计不得引起机组和厂房的共振。4.3.8 喷嘴漏水量在最大水头下，喷嘴全关，投入商业运行初期不应漏水。4.3.9 噪音在所有运行工况范围内，尽量减小水轮机及其附属设备运行中的噪音。距机盖上方1m处测得的噪音不超过90dB。4.3.10 可靠性指标运行的第1年，水轮机可用率不低于99.5%；第2年可用率不低于99.0%。在水力设计、耐磨材料及耐磨护面层选择、以及合理的结构设计等方面，采取有效的措施，保证水轮机喷嘴环、喷针检修更换间隔不低于2年，转轮大修时间间隔不低于5年，无故障连续运行时间不少于200 00小时，退役前的使用期限不小于40年。mm)4.4 结构技术要求4.43.1 转轮1）设计和制造①流道形线本电站水轮机转轮型号为CJA475，转轮水斗过流部分的型线与尺寸必须与模型转轮水斗型线相似，尺寸和型线偏差应不低于“水轮机通流部件技术条件”。水斗背面形线应保证在正常转速下水斗背面不和射流接触，水斗数应保证在正常转速下不发生射流漏损。②主要结构转轮和主轴用法兰联接，联接螺栓固定，键传递扭矩。转轮为整体铸造结构，加工成型。③强度和刚度转轮应按疲劳强度进行设计，转轮根部应采用加强型，具有足够的强度和刚度，能够承受任何可能产生的作用在转轮上最大的水冲击力和离心力，退役前在周期性变动负荷作用下不发生任何裂纹和断裂或有害变形。在最大水头、最大负荷、启动工况或飞逸工况下的最大应力，对于不锈钢不超过30MPa。2）材料转轮材料为ZG06Cr13Ni4Mo低碳不锈钢制造。3）质量①转轮应作静平衡试验，不允许在转轮外侧和过流表面作偏心切割，为平衡用的塞孔不得靠近过流表面。除非经甲方书面同意，静平衡试验必须有甲方的代表参加。②在合同范围内的转轮应能互换。③整个转轮不允许有裂纹，转轮斗叶根部在厂内100%超声波探伤检验。斗叶采用磁粉探伤。4.4.2主轴1 主轴材质为优质45锻钢。2飞轮采用ZG270-500铸钢制作。在厂内作静平衡试验。3 联轴器采用ZG270-500铸钢制作，孔口尺寸由发电机轴伸提供。4.4.3导轴承水轮机有两个轴承，一端为径向推力轴承，另一端为径向轴承，两个轴承都采用巴氏合金的滑动轴承。2. 推力轴承能承受水轮机一定转动部分的重量，以及水轮机不平衡水推力在内的组合荷载。轴承温度低于65°C，能正常运行。3. 径向轴承能承受水轮机一定转动部分的重量。轴承温度低于65°C，能正常运行。4. 轴承设置温度计WSSP483。4.4.4机壳装配1）机壳装配由机座、机盖等组成。机座及机盖均采用钢板焊接结构，内腔形成转轮室，上有喷嘴座和制动喷嘴座。2） 机壳应有必要的强度和足够的刚度，用以保证射流中心线的精度及防止振动和噪音。机壳与喷管用法兰联接，在所有运行工况和最大水头下当全部或部分喷管工作时能安全承受传递到机壳上的转轮径向力，以及投入偏流器、飞逸工况和制动喷嘴制动时的射流冲击力和所产生的振动，并不产生有害变形。3） 机壳结构和尺寸应便于装拆喷管。应使任何工况下从喷嘴、制动喷嘴、偏流器、水斗反射出来的高速水流不打在混凝土表面。射流直接冲击和经常反射到的地方加设挡水板，从挡水板反射出来的水不应再冲到转轮上。4） 在尾水出流方向，机壳下缘和最高机坑水位之间应保证有必要的通气高度。5） 调整和定位乙方提供安装机壳所需调节件。6） 在厂内应完成机座与喷嘴装配的预装。4.4.5喷管和偏流器1)设计和制作①喷管、喷针、偏流器的过流表面形线、喷嘴和转轮的相对位置应和模型水轮机相似，实际尺寸按直径比放大，尺寸和型线偏差应不低于GB/T10969 “水轮机通流部件技术条件”的要求。②喷管采用弯喷外控式，油控油操作，控制机构设在喷管外，用油压直接控制。低于事故低油压时。额定工作油压等级为6.3MPa。喷嘴的最大开口应留有一定裕量。③喷嘴处设有一个偏流器。偏流器和喷针的位置没有协联关系，偏流器在正常运行时不和射流接触，甩负荷时应在 0~1.5s内偏转全部水流。④喷嘴均设有喷针位移传感器，提供4～20mA直流模拟量输出给调速器，由调速器将模拟量一分二提供电站计算机监控系统。⑤喷管应能承受最大内水压力（含水击压力）175m水柱。接力器零部件应按调速系统的最大操作油压设计。⑥喷针和偏流器接力器的容量在第一次设计联络会之前提供给业主。⑦喷针和其接力器在强度和结构设计上，应保证在任何工况下不发生喷针折断或失控而使喷嘴突然关闭引起非常水锤的现象。⑧喷针接力器的所有固定结合处应设有耐油耐磨密封件，并应采取有效措施防止操作腔油水混合和漏油污染环境。⑨喷管和喷针应保证水轮机整个运行范围内射流顺畅无旋流和涡流，不发生任何水流诱发振动。⑩喷针和偏流器所有具有相对运动的接触表面均应为自润滑型，不需专设润滑系统。○11偏流器及其支承和操作机构应有足够的强度和刚度，能安全承受最大水头全开度射流的冲击，不发生有害的振动。○12喷管便于拆卸，喷管上设起吊螺栓。2） 材料喷嘴口和喷针头的材料采用锻1Cr13并经氮化处理。偏流器的材料采用铸钢，受水部位铺焊不锈钢。接力器活塞采用铸铁制造；活塞杆用45A锻钢制造，接力器油缸和喷管等采用可焊性好的高强度碳素钢制造。铸钢件应按有关规程进行质量检查。3） 质量①铸钢件应按GB11352规程进行质量检查，焊接件的全部焊缝作无损探伤检查，怀疑部位作超声波探伤。②喷嘴加工完成以后，尺寸偏差应不低于IEC193《水轮机模型验收试验国际规程的修正》的要求。表面粗糙度要求应符合相关标准中的规定。③新喷嘴运行初期保证不漏水。④合同范围内的喷嘴应能互换。4） 厂内组装所有喷管及其偏流器应在厂内装配完成并在60％额定工作油压下进行操作试验，各接力器的动作应灵活。各喷嘴应有相同的开口-行程关系曲线和相同的最大开口。5）耐压试验喷管在厂内组装完成后应进行耐压试验，试验应按设计工作水压（含水击压力）和设计工作油压按GB15468水轮机基本技术条件要求执行，分别对喷管的过流部分和喷针接力器进行耐压试验，持续时间为 30min，然后降至设计压力，保持 60min。喷管及其内部的喷针操作接力器不得出现任何渗漏现象、任何损坏和有害的变形。在耐压试验中暴露出来的任何缺陷应当修复并重新试验。耐压试验的细节由甲方和乙方协商确定。全部试验完成后喷管内应清洁、干燥，接力器充油、密封、包装后整体发运现场。4.4.6制动喷嘴制动系统1）水轮机设制动喷嘴制动系统。该系统从闸阀前取水，取水口处设电动球阀，最后是制动喷嘴，手动操作。当机组停机后，转速下降至30 %左右时，由人工操作，打开球阀，制动水流就射向水斗背部，使机组停止转动，以保证轴承轴瓦的安全。机组停止转动后，关闭电动球阀。2) 球阀密封部位采用不锈钢制作，开启时间8 s，关闭时间为 7s。3）制动喷嘴直径根据机组转速从 30 % 额定转速投入制动喷嘴，在 4 min～6min 停机的要求确定，机组停机前关闭制动喷嘴，不允许反转。4）制动喷嘴用不锈钢制作，用法兰牢固的固定在制动水管的末端，以便更换制动喷嘴。5）制动水管采用加厚无缝钢管制作，管中流速应在合理范围内，不会引起过高的水锤压力。4.4.7监视测量仪表、盘柜和控制设备1）概述为保证水轮机安全、可靠、连续地运行，应为每台水轮机提供下列仪表、监控设备和保护装置。2）乙方应为每台水轮机配置下列仪表设备和监测项目：每台水轮机应配有下列仪表，应采用新型的动作可靠、准确的仪表，压力表配仪表阀。①喷针位置信号器喷嘴采用微机单元控制。采用直线型位移传感器，直接向调速器反馈喷针的实际位置。②制动喷嘴投入、切除信号器。3）自动化要求水轮机应在自动控制情况下安全运行，按“常规配置”设计，其运行方式包括：①正常起动和停机；②在规定的工况范围内安全、稳定、连续运行；③在最优工况方式运行；④在系统中处于备用状态，可随时起动投入；⑤当设备发生故障时报警或自动紧急停机。4）监测装置中所需的全部自动化组件、仪器、仪表、电磁阀、液压阀、操作阀及必要的管件接头等均应由乙方提供。5）如需其它项目由合同双方另行协商。6）自动化组件的选型定厂应征得甲方及设计单位的同意，所有电磁阀非电量变送器、空气开关、接触器、继电器、PLC等应选用可靠的知名品牌厂家产品。nn)4.5水轮机备品备件和专用工具乙方应提供下表所列的水轮机备品备件。1）水轮机的备品备件（两台机）1喷嘴口1套2接力器活塞密封圈2套3接力器固定密封圈2套注：以上数量为2台机所用数量。2）专用工具应提供以下安装和维修水轮机所需要的工具和设备，其价格包括在合同总价中，所有的工具和设备应正确标明以便识别和使用。1特殊尺寸的专用扳手1套2水轮机因结构特殊需要而配置的安装和拆卸工具1套第五章水轮发电机及其附属设备专用技术规范oo)5. 1水轮发电机形式与额定值5. 1.1型式发电机为卧式管道通风冷却方式，机组大轴设置接地碳刷。5. 1.2基本规格与额定值 型号 SFW-W160-10/740额定功率 160kW额定效率 93 %额定容量 200KVA额定电压 400V额定电流288.7A额定功率因数 0.8（滞后）额定转速 600r/min飞逸转速 1200r/min额定频率 50Hz 相数 3 绝缘等级 F级 旋转方向 从电机端看为顺时针 冷却方式 管道通风冷却 励磁方式 无刷励磁pp)5.2主要技术特性及性能保证5.2.1发电机主要参数及技术性能应符合GB/T7894-2009《水轮发电机基本技术条件》的有关规定。5.2.2绝缘与温升（1）绕组的绝缘等级定子、转子绕组和定子铁芯绝缘采用F级绝缘，B级绝缘温升运行考核。（2）温升1）在额定条件下，发电机在额定容量下连续运行、冷风温度小于40℃时，额定温升不超过下表中规定的数值。发电机额定温升测量部位测量方法允许最高温升℃发电机定子绕组埋置检测温计法85发电机转子绕组电阻法90集电环温度计法802）轴承瓦温采用埋置检温计法测量，导轴承瓦最高温度应不超过70℃。5. 2.3容量保证值（1）在额定电压、额定温升、额定频率、额定功率因素时，发电机额定容量为125kVA。（2）在额定转速、额定电压、额定温升、功率因数1时，发电机持续出力不小于70kW。（3）在下列情况下，水轮发电机应能输出额定容量：1）在额定转速及额定功率因数时，电压与其额定值的偏差不超过±5%；2）在额定电压和额定功率因数时，频率与其额定值的偏差不超过±1%；3）在额定功率因数时，当电压与频率同时发生偏差（两者偏差分别不超过±5%和±1%），若两者偏差均为正偏差时，两者偏差之和不超过6%；若两者偏差均为负偏差，或为正与负偏差，两者偏差的百分数绝对值之和不超过5%（当电压与频率偏差超过上述规定值时应能连续运行，此输出容量以励磁电流不超过额定值，定子电流不超过额定值的105%为限）。5.2.4波形畸变率发电机定子绕组接成正常工作接法时，在空载及额定电压下，线电压波形正弦畸变率应不超过5%，水轮发电机在空载额定电压和额定转速时，线电压的电压谐波因数（THF）应不超过1.5%。5.2.5绝缘性能与试验（1）定、转子绕组绝缘的出厂工频交流耐压标准GB755《旋转电机基本技术要求》的规定执行。发电机应能满足在本电站海拔高度的使用条件。（2）在交流耐压试验前应对定子绕组进行3.0倍发电机额定线电压的直流耐压试验和泄漏电流测定。试验电压分级稳定的升高，每级0.5倍额定电压且持续1min。泄漏电流应不随时间延长而增大，各相泄漏电流差值应不大于最小值的50%。（3）定子单个线棒应在1.5倍发电机额定线电压下不起晕，整体耐电压时，在1.0倍额定线电压下，端部应无明显的金黄色亮点和连续晕带。（4）电子线棒常态介质损失角及其增量（△tgδ）的限制（％）应符合下表中的限值。常态介质损失角正切及其增量限值试验电压试验项目0.2Un0.2Un~0.6Un介质损失角正切值及其增量tgδtgδ＝tgδ0.6 Un－tgδ0.2Un试样概率％1005指标值％≦3≦1注：表中UN为发电机额定线电压6.3KV。（5）定子绕组在实际冷态下，直流电阻最大与最小两相之间的差值，在校正了出于引线长度不同引起的误差后不应超过最小值的2%。5.2.6发电机应能满足开停机频繁的运行要求。正常情况下发电机应能以自动准同期和手动准同期方式接入系统，在事故的情况下可以采用自动自同期接入系统。5.2.7承受过电流的能力1）发电机在热状态下应能承受150%额定电流历时2min不发生有害变形及接头开焊等情况。此时，电压应尽可能接近额定值。2）发电机转子绕组应能承受2倍额定励磁电流，持续时间不小于50s。5.2.8 承受不平衡电流的能力1）发电机在不对称的系统中运行时， 若任何一相电流均不超过额定值，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。电压接近额定电压。2）在不对称故障时， 应能承受在下述值下的短时不对称运行：负序电流I2与额定电流之比的平方与允许不对称运行时间t（Sec）的乘积［（I2/In）2?t］不小于40s。且机组应能承受由此不平衡电流所引起的振动。5.2.9机械特性（1）发电机应能在最大飞逸转速下历时5min而不产生有害变形，在水轮机甩100%负荷，调速系统正常工作条件下，应允许机组不经任何检查，并入系统。（2）发电机各部分结构强度应能承受发电机在额定转速及空载电压为105%额定电压下历时3s的三相突然短路而不产生有害变形。同时还能承受在额定容量、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的变形和损坏。发电机的结构强度应能承受转子半数磁极短路产生的不平衡磁拉力。（3）在各种正常运行工况下，发电机各轴承垂直振动值不应超过GB/T8564-2003《水轮发电机组安装技术规范》的规定，正常运行条件轴承的垂直振动不超过50μm，轴承的水平振动不超过100μm。定子铁芯在对称负载工况下，100Hz的允许双幅振动值不大于30μm。（4）定子和转子组装完成以后，定子内圆和转子外圆半径的最大值与最小值分别与平均半径之差不大于国家标准规定值。（5）发电机与水轮机组装后的转动部分的第一临界速度不小于最大飞逸速度的125%。（6）在厂房内发电机旁1米处的噪声不超过85dB(A)。5.2.10可靠性指标（1）可用率≥99％（2）无故障连续运行时间≥20000h（3）大修间隔时间≥5年（4）退役前的使用期限≥40年qq)5.3水轮发电机主要结构说明5.3.1 发电机为卧轴四支点结构，冷却方式采用自然通风冷却方式。5.3.2 发电机定子：①发电机定子采用整体结构，机座应设置起吊点，并应有明显标志。安装及检修时定子和转子整体吊装。②定子铁芯应采用低损耗、无时效、优质冷轧硅钢片冲片去毛刺涂漆后在工厂叠片，漆膜厚度应均匀，体积电阻应符合有关规定。每片用绝缘漆或其他合适的材料涂于两面以减低涡流损失，叠片之间所有连接均为搭接，形成一个连续铁芯，叠片应用足够的键或鸽尾固定到定子机座上，并经压紧结构压紧，鸽尾与定位筋的配合应考虑定子铁芯热膨胀，其径向、周向应有足够的间隙。叠片时采取有效的压紧措施，铁芯最终叠压力1.4～1.6MPa。拉紧螺杆把紧时，各螺杆压紧力应均匀。叠片槽部公差不应大于0.3mm，各种运行工况下，铁芯在振动频率为100Hz时允许双幅振动量不大于0.03mm。③发电机定子绕组绝缘应采取高原防电晕措施。④定子铁芯内的通风沟布置应使气流顺畅，风量分配均匀，使定转子得以充分冷却，风摩阻损耗最小。⑤定子绕阻为Y形连接，定子出线、中性点分相引出（共六个出头）；定子引出线按国标有关规定排列。⑥定子线圈嵌线时应与铁芯之间良好接触。⑦定子线圈采用圈式线圈，其股间、匝间对地绝缘应具有良好的绝缘性能。⑧定子还装有6只铂热电阻，用以监视定子绕组和铁芯的温度。5.3.3 转子：转子磁极采用16Mn材料，采用风扇结构，转子在结构上应具有足够的机械强度，转子结构应能承受水轮机飞逸转速5分钟不发生有害变形。。磁极线圈采用扁铜线绕制结构，极身、托板绝缘应采用整体压制密封结构，以防止油污进入。线圈使用F级绝缘，线圈间的极间连接应可靠，并便于检修拆卸。在发电机制作完毕后，应进行动平衡试验。转子的设计应满足机组调节保证和机组稳定的要求。5.3.4 主轴①发电机主轴由45钢整锻经精加工而成，以满足转动部件在最大飞逸转速下结构强度及钢度的要求。②采用二轴承支承结构，主轴轴端法兰尺寸应与水轮机转轮相吻合并应符合国家标准。主轴可在最大飞逸转速下持续运行5分钟，而不产生有害变形。③主轴用的螺栓、螺母及锁定装置，以及用以组装法兰必须的扳手和专用工具由乙方供给。④水轮机和发电机转动部分联合的临界转速应由乙方计算，第一临界转速为飞逸转速的1.25倍以上。⑤乙方应分析包括全部轴承和所有重叠荷载在内的机组轴系动态稳定和刚度，还应分析在正常工况和暂态工况时所有轴承、轴承支承件及所建立的油膜是完好的。⑥主轴应全部经过精加工。装轴承部位、检查主轴同心度的部位、用于监测摆度的部位应进行抛光。⑦主轴应在制造厂作超声波检查，应符合有关规定。水轮机转轮和发电机主轴连接的校正、检验应在工厂和现场进行。⑧水轮发电机组组装，应符合GB/T8564-2003《水轮发电机组安装技术规范》的要求。5.3.5 轴承①.轴承应是采用油脂润滑滚动轴承。②设计和制造（1）轴承应有足够刚度。轴承必须设计成能承受机组所有转动部分的载荷和重量，在任何运行工况，包括满负荷全部喷咀投入运行、部分负荷和单喷咀投入，以及飞逸工况，轴瓦最高温度应不超过80℃，并且能承受5min飞逸转速。（2）轴承所采用的润滑油脂应与水轮机说明书的要求。（3）当轴承室内油脂不足时，或油脂陈旧老化，而水流量充足不能停止发电时，可启用不停机运转加油系统，采用高压油枪在加油嘴上补充或更换陈旧润滑脂；同时利用下面放油管取走多余或陈旧老化之润滑脂，只维持油室容积2/3为润滑脂的水平上。（4）轴承应设计成在不干扰转子的情况下可以装拆、更换、检修。（5）发电机滚动轴承出厂前已加足润滑脂。在正常运行情况下经3000~5000小时 才需要全部更换一次润滑脂。当机组检修时也应全部更换一次润滑脂。油脂注入量约为油室容积的2/3。如油脂过量，轴承在运行时会产生过热，引起润滑脂分解或溢入电机内部，影响机组安全运行。（6）发电机非传动端的轴承和所有测温元件均对地绝缘，其绝缘电阻在（10-30℃）时用1000V兆欧表测量不小于1MΩ，绝缘垫应有足够的爬电距离，并有必要的机械强度，能承受各处相应的机械荷载而不致于损坏。5.3.7 无刷励磁机本机组采用无刷励磁。5.3.8检测仪表（1）机组配有各部位测温埋设电阻。测温电阻要求埋设有足够深度。（2）在定子绕组内共埋设6个双线制铂热电阻（Pt100）；当定子绕组并联支路数大于2时，在绕组每相每个支路上埋置2个。前后轴承端盖装有一个双线制的铂热电阻温度计（Pt100）。所有测温元件引线接至端子接线盒。（3）测温系统包括全套测温元件、温度控制仪、测温屏和端子接线盒及内部连接导线、管件等。5.3.9测速装置（1）电气转速信号器应采集PT残压信号。独立的接点输出不少于8对。能反应机组0%、25%、80%、95%、115%、130%、140%额定转速（转速值全行程可调）。（2）转速信号包括从0～160%额定转速范围内所需的任一转速，以便同时满足机组同期、制动、保护和控制的需要，此转速信号以继电器接点输出，且便于调整和设定，电气转速信号器还带有1组4～20mA的模拟量输出。rr)5.4水轮发电机备品备件及专用工具（1）乙方随同水轮发电机提供下表所列备品备件。1旋转二极管2套（2）乙方随同水轮发电机提供下表所列专用工具1各种专用扳手、工器具、起吊工具1套2转子、定子吊装工具1套第六章进水阀装置6.1、 进水阀装置概述 设备型号为Z941H-16(Dg300)。进水阀系统装置及其附属设备至少应包括以下部件：主阀、旁通阀及连接管、法兰、主阀控制箱等。6.2、技术要求2、6.2.1设计和工作条件6.2.1.1进水阀按喷针关闭，旁通阀开启，当阀门两侧压差不大于30%最大静水压时进行正常关闭或开启设计。操作机构有足够的容量，保证在各种工况下，能在120秒内开启或关闭阀门，并有可靠锁定装置。进水阀动作应平稳，不会在钢管中造成危险的压力脉动。进水阀活门全关时，在最大静水压力下持续30min，最大漏水量不大于GB/T14478-93的要求。6.2.1.2正常工作进水阀及其操作机构延伸管段、伸缩节、旁通管路和排水系统，都应能安全承受各种运行条件下的最大应力，并留有足够的安全裕度。6.2.1.3在水轮机有效工作水头内、水轮机通过额定流量时，阀门应能在全开位置下连续工作。6.2.1.4阀门处于关闭位置，能承受2.4MPa最大水压力。6.2.1.5进水阀应能在各种可能出现的流量的情况下动水紧急关闭。阀门及其操作机构，延伸管段、旁通阀管路和伸缩节等应能承受动水关闭所引起的振动荷载最大应力。动水关闭时间不应少于2min。 6.2.1.6进水阀及其附件的工作压力( 包括最大水锤压力和压力脉动在内的最大承压水头 )不小于最大静水压 0.6MPa。6.2.1.7进水阀满足水轮机的正常起动、停机、工况转换以及紧急动水关闭等运行方式的操作要求。6.2.1.8进水阀设计有足够的强度和刚度，上下游法兰能传递出现的最大轴向力，阀壳支承脚能承受全部垂直荷载包括延伸部件和水的重量。6.2.1.9进水阀能手动和自动操作。2.1.10密封装置采用金属密封，运行平稳可靠，运行时无有害振动和噪声，全关时不漏水。金属密封表面采用抗空蚀、抗泥沙磨损材料。6.2.1.11设备平均无故障运行时间不小于50000小时。第七章调速器装置一、标准与规程（1）投标人提供的设备应符合下列最新版本的标准和规程：GB/T9652.1水轮机控制系统技术条件　GB/T9652.2水轮机控制系统试验　GB/T 15468—1995 水轮机基本技术条件 JB/T 10384—2002 中小型水轮机通流部件铸钢件GB7894-2001 水轮发电机基本技术条件 GB9652.1-97 水轮机调速器与油压装置技术条件; GB/T9652.2 水轮机调速器与油压装置试验验收规程; GB150-90 钢制压力容器技术条件; GB11805-89大、中型水电机组自动化系统及元件基本技术条件; GB8564-2003水轮发电机组安装技术规范; DL443—91 水轮机发电机组出厂检验一般规定 GB/T 13384—92 机电产品包装通用技术条件 GBJ55 工业与民用通用设备电力装置设计规范 SD19 电测量仪表装置设计技术规程DL/T563水轮机电液调节系统及装置技术规程JB/T56079大型水轮机水轮机控制系统与油压装置产品质量分等DL/T507水轮发电机组起动试验规程DL/T792　 水轮机水轮机控制系统系统及油压装置运行规程DL496水轮机电液调节系统及装置调整实验导则GB8564　　　　水轮发电机组安装技术规范GB150　　　　　钢制压力容器GB10886　　　　螺杆泵型式与基本参数GB11120　　　 L—TSA汽轮机油GB13926工业过程测量和控制装置的电磁兼容性GB4064 电气设备安全设计导则GB4208 外壳防护等级（IP代码）JB/T8091　　　 螺杆泵试验方法水利部农村水电增效扩容改造项目机电设备选用指导意见水利部农村水电增效扩容改造项目验收指导意见当各标准不一致时，以标准高的为准。（2）承包人提供的设备的技术规范，应与本技术规范的要求一致。在本规范书中提出的只是最低限度的技术要求，未规定所有的技术要求和适用标准，投标人应提供一套满足本规范和所列标准要求的高质量设备及其相应服务。（3）如未对本规范提出偏差，将认为承包人提供的设备符合规范书和标准的要求。偏差必须清楚地表示在 “差异表”中。（4）规范书中所有设备、备品备件，除本规范中规定的技术要求和参数外，其余均遵照现行的有关国家标准。规范书所列标准与国家标准有矛盾时，按较高标准执行。二、技术要求1、调速器采用TZ46-36手电两用调速器，投标人提供的调速系统设备供货范围包括：调速器（机电合柜）、电气反馈装置、自动化元件、仪表、液压接力器等。1.1调速器电气装置和机械液压随动系统两部份合装一体。采用交、直流电源同时供电，互为备用，切换时无干扰。1.2调速器柜的左右侧均开门以便安装、检修，柜上操作按键、仪表安装方位应便于运行操作。调速柜的颜色按用户要求。1.3 调速器保证在各种运行工况下、压力油罐内为最低油压（即事故低油压）、导叶上作用着最大力矩时，能在导叶允许的最短关闭时间内，对接力器进行全行程操作。即调速器必须满足机组在各种运行工况下的操作控制要求。1.4 调速器机械部分设有紧急停机电磁阀和手动油泵等装置，能自动或手动投入运行。1.5 主要功能1.5.1频率测量与调节，可测量机组和电网的频率，并实现机组频率的调节和控制。1.5.2开度跟踪功能，保证调速器手/自动无扰动切换、运行模式无扰动切换。1.5.3频率跟踪功能，能自动跟踪系统频率，实现快速自动准同期并网。1.5.4动态调整与负荷分配，机组并入电网，保证机组从空载到100%额定负荷范围内能平稳、连续的调整出力。1.5.5能自动或手动进行机组开机、停机、事故紧急停机、转速负荷的调整。1.5.6当机端频率输入信号消失时，能使机组保持所带负荷，同时不影响机组的正常停机和事故停机。1.5.7具有故障自诊断、防错、纠错、容错和记录功能，并可将有关故障信息显示在屏幕上，或发出报警信号。1.5.8具备与上位机通讯的功能。接受上位机的控制指令，给上位机传送有关信息。功率模式下，可接受上位机控制指令，实现发电机自动控制功能。1.6 性能指标1.6.1静特性曲线的非线性度：4%。1.6.2转速死区：?0.06%。1.6.3空载工况下自动运行时转速摆动的相对值：??0.25%。1.6.4甩45%负荷时接力器的不动时间：?0.2S。1.6.5甩100%负荷时超过3%Nr值以上波峰不超过两次。从接力器第一次向开启方向动作起到机组转速摆动值不超过?5%为止所经历的时间不大于40S。1.6.6无故障连续运行时间不少于20000h、大修间隔时间不少于4年、调速器可利用率不少于99.9%、控制器的平均无故障时间（MTBF）：≥300000h。。1.7运行方式5)自动运行方式6)电手动运行方式7)纯手动运行方式8)具有频率模式、开度模式两种运行模式。各运行方式和运行模式间均可随意切换且无扰动。1.8调速器应带RS485通讯接口，满足同后台计算机监控系统通讯的要求，具有一次调频功能。1.9有反映机组发电、空载、停机三种位置状态的接点，每种引两副空接点上端子排，满足自动控制要求。1.10调速器油压装置（1）调速器油压装置由油泵、皮囊式蓄能器（压力油罐）、回油箱、及其仪表、阀门、管路、自动化元件等组成。其基本技术要求符合GB/T9652.1-2007和本合同的规定。（2）油压装置的油压等级：16MPa，蓄能器的皮囊中充高压惰性气体，油和气分离，并保证油在调速器使用期内不被氧化，且充一次气可使用5年以上，运行中不需补气，不需外供中压气。油泵能自动启动、停止和备用自动投入（3）油压装置压力油罐① 压力油罐的总容积油量应满足在事故低油压且不能启动油泵时，导叶接力器三个工作行程的工作需要。在最高额定工作压力时，油气比为1/3。② 压力油罐的设计、制造、试验、验收和证明均按照GB150《钢制焊接容器技术条件》进行，最大允许工作压力不小于系统最大运行压力的1.2倍。③ 压力油罐的焊接质量和检查符合GB150《钢制焊接容器技术条件》中的有关规定。④ 压力油罐预充带压惰性气体，运行时不需另外补充中压气。(4) 油压装置设有1个电接点压力表、1个压力开关（油泵控制）等自动化元件，自动化元件采用国产名牌，重要的采用进口产品。(5)回油箱① 回油箱的容积能容纳机组调速系统全部油量的1.3倍。② 回油箱有检修用的孔，装有网状过滤器或单独的油泵吸油过滤器，所有的过滤器均能方便拆卸清理，而不需排空回油箱。回油箱设有嵌入式油位计、加油口和排油口。③ 回油箱无裂纹、裂缝或盲孔，所有焊缝要连续，并经热油渗透试验合格。其内部涂耐油漆。④ 回油箱设置油位开关及油位计。⑤ 油压装置的自动化元件全部接上调速器端子。1.11调速器厂家应配套提供满足调速器控制所需的自动化元件（如导叶开度模拟量传感器等），调速器应能接受后台计算机监控系统以无源接点形式的远程控制。1.12 调速器生产厂家应提供调速器油压装置控制箱（可和调速器做成二合一结构形式），实现调速器油泵的自动控制。满足调速器油压装置自动控制所需的自动化元件（如电接点压力表等）应配套提供。调速器事故低油压信号应以无源接点形式上传后台计算机监控系统。调速系统采用GB11120“L-TSA 46号汽轮机油”，油温在5～50℃以内，新油各项指标符合上述标准，运行油符合水电部《电力系统油质试验方法》规定的油质标准。1.13 接力器安装在水轮机上，保证控制环的协联度。2. 供货范围2.1两台套微机调速器，开度反馈装置、组合油压装置以及各元件、油压活塞与活塞缸以及活塞缸民调速器连接的的电气线路、仪表、管路管件等。2.2 图纸资料合同生效后10天内提供满足设计需要资料3套；1）调速器总图、基础图2）调速器操作系统图3）调速器电气原理和接线图4）调速器说明书3 备品备件1控制按纽2支2发光二极管2支3各种密封圈2台套4电器易损件2台套5油压装置备品2台套6及其它备件第八章 变压器设备一、标准与规范 承包人（在合同设备的设计、制造、试验、运输、安装、调试及交接验收过程中，应遵循本节所列及其它相关的国家和行业所颁布的规程、规范及标准（有效版本）。若引用的规范和标准与下列规范和标准发生矛盾时，应优先采用技术、质量要求高的。本设备应遵循的主要现行标准如下。IEC60 《高压试验技术》，同国标；IEC71-1，71-3《绝缘配合》；GB311　 《高压输变电设备的绝缘配合，高电压试验技术》；IEC76-1 《电力变压器、总则》；GB1094．1－GB1094．5《电力变压器》；IEC76-2 《电力变压器，温升》；IEC76-3 《电力变压器，绝缘水平和绝缘试验》；IEC76-4 《电力变压器，分接和联结方法》；IEC76-5 《电力变压器承受短路的能力》；IEC137 　《交流电压高于１kV的套管》；IEC156 　《绝缘油电气强度测定方法》；IEC722 　《电力变压器和电抗器的雷电试验和操作冲击试验导则》；GB/T6451 《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》；IEC270 《局部放电测量》；IEC296 　《变压器和开关用新绝缘油规范》；IEC354 　《油浸变压器负载导则》；IEC551 　《变压器和电抗器的声级测定》；GB5582 　《高压电力设备外绝缘污秽等级》；GB/T15164《油浸式电力变压器负载导则》；GB763　《交流高压电器在长期工作时的发热》；GB2536 　《变压器油》；GB2706 　《高压电器动热稳定》；GB191　《包装贮运标志》；DL5027 　《电力设备典型消防规程》；GB13027　《油纸电容式变压器套管型式和尺寸》；GB7328 　《变压器和电抗器的声级测量》；GB4109 　《高压套管技术条件》；GB/T13499－9　《变压器应用导则》；GB10237《电力变压器绝缘水平和绝缘试验，外绝缘的空气间隙》；GB1900 　《电工术语、变压器、互感器、电抗器、调压器》；GB/T16274《油浸式电力变压器技术参数和要求》；GB50150《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》。水利部农村水电增效扩容改造项目机电设备选用指导意见水利部农村水电增效扩容改造项目验收指导意见当各标准不一致时，以标准高的为准。ss)二、主要技术参数和技术要求3、2.1．技术参数表2-1技术参数表项目参 数型式户外油浸式三相双绕组无励磁调压自然空气冷却电力变压器型号S11-400/10额定容量400kVA电压组合冷却方式自然空气冷却相数三相频率50Hz联 结 组Y,d11阻抗电压(%)4.5空载电流（%）空载损耗（不大于，kW）0.57负载损耗（不大于，kW）4.3噪音（不大于，dB）极性减极性低压侧引出方式(3端或6端)3端绝缘油型号DB-25#绝缘油储油柜类型BP1(或同类)爬电比距（不小于，mm/kV）变压器轨距 mm数量1台备 注4、2.2 技术要求2.2.1．绝缘水平满足规范要求。2.2.2．温升限值：应符合GB1094.2的规定。2.2.3．效率和损耗：效率（在额定电压和频率、额定容量、cosφ＝1时）不低于99.34%。损耗（在额定电压，额定频率下，cosφ＝１）见表3-1。 2.2.4．过负荷能力变压器的过负荷能力应符合GB／T15164和IEC－354《油浸式变压器负荷导则》的规定。2.2.5．故障状况的承受能力变压器在任何分接头时都应能承受三相对称短路电流2s，且能承受国家标准所规定的短路试验电流值，各部位无损坏和明显变形，短路后线圈的平均温度最高不超过250℃。宜采用半硬铜、自粘性换位导线以及用硬绝缘筒绕制线圈等措施提高变压器抗短路能力。2.2.6．空载电流：在额定电压和额定频率下空载电流应小于额定电流的0.35％。2.2.7．过激磁能力：应符合GB1094－85的规定。2.2.8．噪音水平在距离设备0.3m处测量，噪音水平不应大于65dB。2.2.9．变压器油箱的机械强度应能承受2×104Pa真空度和8×104Pa正压的机械强度试验，不得有损伤和不允许的永久变形。使用寿命30年。2.2.10．配用片式散热片冷却。2.2.11．变压器应装上层油温温度计，温度计应提供远方指示仪表和信号接点。温度计的安装位置应便于观察。2.2.12．变压器装有气体继电器。2.2.13．油指示器、膨胀器、铜线、硅钢片、绝缘件、蝶阀及油温度计、呼吸器、油阀瓷件均为国产优质产品，投标时列明厂家型号。2.2.14．变压器油为#25油，油的质量应符合有关标准规定，制造厂应提供注入变压器前的油质指标。2.2.15．绝缘油（1）绝缘油应完全符合GB2536或IEC296、156所规定的全部要求。（2）油的闪点不能低于140℃。（3）绝缘油应是全新的环烷基矿物油，除了抑制剂外不得加任何添加剂，变压器油应足够注入到规定油面，承包人应另行提供10％的备用油。2.2.16．变压器油箱下部壁上应装有专用密封式取油样阀。油箱下部应装有足够大的放油阀。油箱底部应装有排油装置。2.2.17．承包人应提供准确轨距。 2.2.18．变压器应设有重、轻瓦斯继电器，并有用于跳闸和报警的引出接点。2.2.19．制造厂应保证变压器到现场后，投入运行时，在额定电压下进行5次冲击合闸应无异常现象，在正常运行时，应达到15年不需要大修，使用寿命应达到30年。2.2.20．变压器油箱应承受50kPa压力的密封试验，其试验时间为36h，不得有渗漏和损伤。2.2.21．铭牌铭牌应包括下列内容：所有额定值、线圈联接图、分接位置表（包括各位置电压和相应的电流）、各线圈正阻抗、箱盖示意图（标明所有套管位置和标号）、噪音（dB）、耐地震强度、电流互感器标称变比、联接和准确级次、温升曲线等。铭牌应用中文书写。第九章控制屏发电机控制屏采用BKF-WT-160/400一体化结构综合控制屏，该屏是为无刷励磁发电机控制屏所配套的水轮发电机组设计的。作为无刷励磁发电机电压调节之用，屏内仪表能显示发电机运行状况，能对发电机出现过流、过压、短路的情况进行保护。设备除满足相应规范外，还需满足水利部农村水电增效扩容改造项目机电设备选用指导意见和水利部农村水电增效扩容改造项目验收指导意见要求。一、技术要求4、工作环境要求室内安装，海拔1900米，环境温度-10℃～37℃，相对湿度＋40℃时≯50%，＋30℃时≯90%。5、主要技术参数序号项目参数1额定电压AC400V2额定绝缘电压AC690V3额定频率50Hz4母线系统采用三相五线制5水平母线（主母线TMY-100×10）额定电流≥3500A；额定峰值耐受电流：176KA额定短时耐受电流（1s有效值）：80KA6垂直母线（支母线80×8）额定电流：满足图纸设计要求额定峰值耐受电流：176KA额定短时耐受电流（1s有效值）：80KA7辅助回路电压AC220V8电气间隙、爬电距离和隔离距离设备内电器元件的电器间隙和爬电距离应符合各自相关标准中规定的距离，而且在正常使用条件下也应保持此距离。电气间隙：10mm，爬电距离：12mm。功能单元处于分离位置时，它的主电路插接件裸露带电部件与垂直母线或静触头的隔离距离应不小于20mm。即使在机械操作试验后也应保持此距离。9温升按IEC947-1的有关规定10防护等级外壳IP3011外型尺寸制造商定型产品，满足设计图纸的安装位置要求6、综合控制屏结构(9)综合控制屏全部柜架采用优质钢板组成，厚度不小于2mm。(10)综合控制屏四周门板、侧板采用优质钢板组成并作静电喷涂。(11)综合控制屏体在装配后应有足够的机械强度，以保证元件安装后及操作时无摇晃、不变形；所有框架零件均应免维护。(12)综合控制屏内的每个柜体分隔为三个室，即母线室、功能室及电缆室，功能室为功能单元组件，母线室为母线和配电母线，电缆室为进出线电缆（上、下进出线均可），电缆室设于柜后部,功能单元之间及柜内部各室均可作分隔，上下层抽屉之间用带有通风孔的金属底板相隔离，有效地防止开关元件因故障产生的飞弧与母线或其他线路短路造成的事故。隔离措施应严密而有效。(13)防护等级最小要求IP30，排风口应有拦网，以防昆虫入内；(14)综合控制屏内零部件尺寸、隔室尺寸，均实行模数化。(15)母线室应能方便地装设母线。(16)成套设备应取得3C认证並提供相应证书。1)母线之间的连接要保证有足够和持久的接触压力，但不应引起母线产生永久变形。(3)可以同时提供合、分位置辅助接点，故障报警辅助接点。(2)断路器必须是抗湿热产品。 二、技术条款 1、规范及标准DL/T 578-95水电厂计算机监控系统基本技术条件DL5003电力系统调度自动化设计技术规范DL5002地区电网调度自动化设计技术规范GB3453数据通信基本型控制规程GB3454数据终端（DTE）和数据电路终端设备（DCE之间的接口定义）IEEE 802.3网络技术标准GB23128 操作系统标准DL476电力系统实时数据通信应用层协议JB/T5234工业控制计算机系统验收大纲DL/T5065-1996水力发电厂计算机监控系统设计规定DL/T5081-1997水力发电厂自动化设计规范GB4943数据处理设备的安全GB7450 电子设备雷击保护导则GB7260 不间断电源设备DL/T630-1997交流采样远动终端技术条件DL/T595-1996电气设备预防性试验规程DL/T614-1997多功能电能表；DL/T645-1997多功能电能表通信规约；DL/T 5137-2001 电测量及电能计量装置设计技术规程DL／T687-1999 微机型防止电气误操作装置通用技术条件GB/T17963-2000 信息技术 开放系统互连 网络层安全协议DL/T634.5104远动设备及系统 第5-104部分:传输规约采用标准传输协议子集的IEC60870-5-101网络访问国家经贸委《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》（[2002]第30号令）国家电力监管委员会第5号令《电力二次系统安全防护规定》相关的GB、IEC、IEEE、ISO、ANSI、DIN、JH、JIE标准 GBJ55 工业与民用通用设备电力装置设计规范 SD19 电测量仪表装置设计技术规程 水利部农村水电增效扩容改造项目机电设备选用指导意见 水利部农村水电增效扩容改造项目验收指导意见当各标准不一致时，以标准高的为准。2、技术要求2.1通用技术要求2.1.1 供货商提供的设备应符合国家相关的技术标准，满足技术先进、质量可靠、节能环保、安全生产和劳动条件的基本要求。2.1.2供货商提供的设备均应具备国家认定资质机构颁发ISO9001系列认证书或等同的质量保证体系认证证书，具有健全的质量保证体系，拥有良好的生产条件、加工能力与检验（试验）条件，产品质量稳定可靠，售后服务体系完善，市场信誉良好。采购人欢迎供货商提供优于本规范书的先进、成熟、可靠的设备及部件。2.1.3供货商提供的设备零部件应采用先进、可靠的加工制造技术与检验技术 ，应有良好的表面几何形状及合适的公差配合。采购人一般不接受带有试制性质的部件。2.1.4供货商提供的外购配套件，必须选用优质名牌、节能、先进产品，并有生产许可证及生产检验合格证。2.1.5供货商提供的易于磨损、腐蚀、老化或需要调整、检查和更换的部件应提供备用品、并能比较方便地拆卸、更换和修理。所有重型部件均应设有便于安装和维修的起吊或搬运设施（如吊耳、环型螺栓等）。2.1.6供货商提供特种设备起重机、压力容器和消防设备等，应具有特种设备制造许可证和相关部门检定证书。3.1.7供货商提供的所使用的零部件或组件应有良好的互换性。2.1.8供货商提供的所有铸造件在加工前作退火热处理和时效处理。中碳钢以上的材料应进行调质处理，焊接部件应进行退火处理。2.2配电装置2.2.1屏柜主要元件的技术要求:1、成套开关柜各项性能参数应满足国家及行业相应标准，并具有完善的“五防”功能。 2、低压开关装置应通过3C认证。3、配电设备应具有国家权威部门出具的型式试验证书。4、应满足当地电力系统接入要求。5、控制单元应采用简单的紧凑式一体化结构，将二次测量、控制、保护设备与一次电气设备同组一屏，做到一机一屏。2.2.2、设备产品性能要求一体化结构综合控制屏内含无刷励磁控制器，同期装置，测量、保护、控制系统，控制柜内所有设备功能必须满足“无人值班，少人值守”的原则。屏内主要由低压机组综合自动化装置、工业级触摸屏、可控硅励磁输出模块、可控硅调速输出模块、直观式仪表、手动操作控制按钮与转换开关、隔离刀闸及万能式断路器、电流互感器组及电压互感器组等组成，集中完成400V低压水轮发电机组的控制与保护。把发电机的配电主回路和控制、发电机保护、厂用电馈出线、发电机二次测量、发电机控制、发电机励磁、水轮机自动回路等二次回路的设备有序的安装在同一屏内。控制屏配有常规机械式指针仪表和多功能测量仪表，可完成发电机的三相电压PV、三相电流PA1～PA3、有功功率PPA、功率因数PPF、频率PF、发电机励磁电流参数的测量，使用电子式电度表PJ完成发电机有无功电量的计量。主配电装置采用的是国内知名厂家生产的低压配电设备，采用智能万能式断路器和HD13BX型隔离开关等；所选用的关键元器件均严格按ISO9001-2000质量管理保证体系执行。采用“经济实用、简单可靠、技术先进、便于扩展”的计算机监控系统，达到少人值守的要求。系统应采用先进成熟的计算机硬件、软件及网络技术，应能与励磁、调速器、保护等厂内智能设备进行通信、并应预留远方调度接口。应采用开放式网络结构。具有数据采集与处理、运行监视与事件报警、控制与调节、统计与制表、语音报警、系统通信、自诊断与冗余切换、培训仿真系统等基本功能。主要性能指标：模拟量及开关量的采集周期不大于1s；温度量采集周期不大于5s；现地单元接受控制命令到开始执行的时间不大于1s；主机数据库响应所有现地控制单元变化数据时间不大于1s；调用新画面时间不大于1s。2.2.3 水电站低压机组集中控制屏主要技术性能指标水电站低压机组集中控制屏具有数字化自动开/停机、调速/调功、励磁调节、自动准同期、自动功率调节、温度检测、机组飞逸保护、电流速断保护、过压保护、水位检测等功能。(1）自动开机、停机自动开机：当系统处于开机准备就绪状态后，现地发出开机指令，系统收到开机指令自动启励、自动同期、自动增功，将水轮发电机组至运行状态。自动停机：水轮发电机组处于工作状态时，现地发出停机指令，系统收到停机指令自动减功，将水轮发电机组功率降至空载，分闸断路器后关闭水机处停机状态。(2）自动准同期采用微机同期装置，减少对发电机的冲击，发电机的频率与电压接近系统的频率与电压，当频差小于0.5HZ、相角小于10度、电压差小于15V时，水水电站低压机组自动化装置发出合闸指令，断路器合闸，机组与电网准同期并网后自动增功。在并网以前能够自动调整电压和转速指令。(3）测量水电站低压机组装置有自动测量功能，在水电站低压机组装置显示屏上，可以显示电压、频率、电流、有功功率、无功功率、功率因素、水位高度和发电机组温度（八路）等。(4）手动控制功能：手动一键开机、手动一键停机、自动启励、自动同期、功自动增功、减(5）发电机保护功能继电保护应采用微机保护，满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。系统实时性好，抗干扰能力强，软硬件安全可靠，能适应电站现场各种环境的要求。1)速断保护：5~50A，延时0S，保护出口动作并跳闸。2)定时过流保护：0.5~10A，延时可设置在0~3S，保护动作并跳闸。3)过电压保护：电压可设置在0~560V，延时0~3S，保护动作并跳闸。4)低电压保护：电压低于0.7倍额定值，延时0~3S，保护动作并跳闸。5)过速（超频）保护：频率超过140Ne%，延时0S，保护动作并跳闸。以上各种保护采用微机保护装置，定值及动作延时均可由用户自行设定。在事故发生时，水水电站低压机组装置发出警报音响，并发出跳闸命令，使断路器跳闸，同时快速减少开度，若出现机组超速，控制器调速器关闭，从而迅速降低转速。2.2.4、保护设备产品性能要求应具有相关部门的检验合格证书。继电保护应采用微机保护，满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。系统实时性好，抗干扰能力强，软硬件安全可靠，能适应电站现场各种环境的要求。发电机保护、变压器保护、线路保护等配置应满足国家标准规定的要求。2.2.5、励磁设备产品性能要求应具有相关部门的检验合格证书，且采用微机励磁装置，具有以下功能：励磁顶值电压倍数不低于1.8倍，自动励磁调节器应保证发电机机端调压精度优于0.5%，且能在空载电压70%~110%额定值范围内稳定、平滑的调节2.2。微机励磁技术指标：(1）调压范围：（30%～130%）Ue(2）调压精度：优于0.5%(3）调差系数： 8%(4）频率特性：频率每变化1%，发电机端电压变化0.1%Ue(5）零起升压：超调量10%～15%，调节时间3～5秒，振荡次数3～5次(6）10%阶跃响应：超调量5%，振荡次数1次，调节时间3秒(7）甩额定无功负荷：超调量15%Ue，振荡次数3次，调节时间5秒(8）强励倍数1.3倍，强励响应时间不大于0.08秒(9）可控硅控制角分辨率：0.036度3.1 屏柜的标准1）、屏柜应设前后门，前后门为钢板制成，可观察内部设备的运行状况。开门时，设备不应误动。2）屏柜按IEC第144/529标准进行保护，保护等级IP4X。屏柜外壳的通风孔应有防止灰尘、虫和动物进入的措施。底部应有电缆进出口，电缆安装完毕后应可封闭底部。3)屏柜高为2200 60mm，其中60mm为盘柜顶挡板的高度，盘柜深为800mm，盘柜宽为1200(800)mm。4)所有柜（屏）至少有20%的自由空间和15～20%的备用端子，以便将来扩展。5)除另有说明外，屏、柜面上的所有仪表、器具和装置应采用嵌入式安装，其布置应清晰合理。6)为便于维护，屏柜内部装有交流220V照明灯和220V交流10A多用电源插座，照明灯由行程开关控制，柜门打开时灯亮。7)屏柜颜色，要求统一颜色，采用：计算机灰RAL-7035，也可以在合同中双方商定。8)柜内接线应采用耐热、耐潮和阻燃的具有足够强度的绝缘多股软铜导线，导线应无损伤，端头应采用压紧型的连接件，导线的两头应有编号，编号采用打印方式。承包人还应提供走线槽以便现场固定电缆及端子排的接线。9)每面柜应装有不小于120mm2截面的接地铜排，它应连接到主框架的前面、侧面和后面，接地铜排末端应装好可靠的压接式端子，以备接到电站的接地网上。所有柜的接地线的截面应不小于4.0mm2，与接地铜排的接线应至少用两个螺钉。接地铜排上应均匀打下?6的孔，不小于15个并配好螺栓，以方便电缆的屏蔽线连接。柜门应用不小于4.0mm2的带绝缘软铜线与柜体连接。10)端子排应有足够的绝缘水平。端子排应按单元分段，应留有不少于15％的备用端子，每个端子上端子排一般只接一根导线，不得超过两根。断路器的跳闸和合闸回路不直接在相邻的端子上，直流电源的正负极也不能接在相邻的端子上，正电源与跳合闸回路也不应接在相邻的端子上。11)柜内导线截面；电流回路不应小于4.0mm2；其它回路不应小于1.5mm2。绝缘电压水平均不应低于500V；12)装置需经快速小开关接通直流电源，并应有动作指示及足够的断流容量。各自动开关均应设有监视，并可发出断电信号。13)每面柜及其上的装置（包括继电器、控制开关、熔断器及其它独立设备）都应有标签，以便清楚地识别。14)对于那些必须按制造厂的规定更换的部件和插件，应有特殊的符号标出。15)在接线座和导线上，应明显标出回路号。16)电器组件上均应标有耐久性的文字符号。17)在接地螺钉旁，应明显标出接地符号。18)柜内应有消除过电压发生的电路，有防止外部过电压和噪声干扰侵入的措施。装置机箱应采取必要的防静电及电磁辐射干扰的防护措施。机箱的不带电金属部分应在电气上连成一体，并可靠接地。3.2 抗干扰性能承包人在进行计算机监控系统的工厂试验时应核实与下列标准的一致性：ANSI/IEEE C390.1-1989《继电保护系统冲击耐压试验标准》ANSI/IEEE C390.2-1987《继电保护系统耐受无线电干扰标准》IEC801-1至801-4 《工业过程测量及控制设备的电磁兼容性》3.2 所有开关量和模拟量均应进入后台显示，如果保护或励磁的模拟量、开关量不够时刻采用外增PLC装置，PLC装置型号不得低于西门子产品。 3.3水轮机自动控制系统应能安全可靠地实现以下基本功能：a.速度保护：过速保护、飞逸保护、低速保护；b.温度监视：水轮发电机组的轴承和线圈的温度和油升等；c.压力监视：机组的油、水气管路；主要元件说明：SB1、储能按纽 （250kw以上用）SB2、合闸按纽SB3、分闸按纽HL1、储能指示（250kw以上用）HL2、合闸提示HL3、分闸提示SA1、发电机三相电压测量开关LK1、励磁调节器KP1、发电机过压过流保护装置KE、自动同期装置 第十章 技术服务和售后服务1、安装服务1.1所有设备安装、调试、试运行由卖方负责，买方提供辅助劳力，卖方对合同范围内设备的安装、调试质量负全责。1.2所有设备的安装、调试、试运行费用已包含在设备供货合同总价中。2、售后服务1.1产品质量保证期为该产品投入运行后五年内，产品从出厂和到投运以及在保证期内，因产品设计、制造质量不良、安装调试等引起的设备问题，卖方应负责及时派员无偿修复或更换处理，同时承诺尽快安排到现场售后服务。1.2售后服务范围1.2.1产品的终身维护1.2.2运行维护人员的免费培训1.2.3备用备件的供应，充足的备品、备件库存，保证不间断地向客户供应 第十一章 图纸资料1.签订合同后15天内提供的图纸（1）机组布置平、剖面图； （2）发电机总装平、剖面图；（3）调速器及油压装置总装图。（4）水轮机进水阀及油压装置总装图。2.合同生效后30天内，卖方提供以下图纸资料（但不限于此）（1）水轮机总装平、剖面图； （2）转轮装配图；（3）机壳装配图； （4）水轮机自动化元件配置系统图；；（5）发电机辅助接线图；（6）发电机自动化元件配置图；（7）调速器及油压装置总图、安装图、基础图；（8）微机调速器原理方框图；（9）水轮机进水阀设备总图、安装图、基础图（含荷载）；第十二章 图纸资料12.1所有设备铭牌为简体中文； 12.2 设备颜色由招标人指定，甲方应在设备装配前15天将颜色提供给投标人，如果超过15天未收到招标人的通知，投标人将按驰骋公司的设备颜色标准来喷漆。包三技术要求：三角沱电站机组设备采购项目CJA475-W-65/1*7SFWE-W100-10/650技术部分一、工程概况1.1．电站概况：电站地处 沐川县新凡乡卡防村2组 。1.2．装机容量：2×100。1.3．电站运行方式：并网运行1.4．水头：额定水头： 90. 0m最大水头： 91.6 m最小水头：88.25m1.5．电站引用流量：0.276m3/s1.6． 具体运输条件由乙方自行踏勘，并在第一次设计联络会上提出大件公路运输方案。1.7．乙方负责与所配套调速器、励磁、机组进水闸阀厂家的技术协调，其费用包含在总价中，所有配套件之间的问题由乙方内部自行解决。二 承包范围及内容承包范围包括水轮机、发电机及其附属配套设备和机组自动化系统的设计、制造、工厂试验、包装、运输、保险和交货等所要求的工作。它还包括乙方技术人员对设备安装的指导、现场试验的指导、参加试运行、验收以及对甲方人员的培训服务、设计联络和产品设备监造、验收、售后服务等内容，并应完全符合合同要求。2.1 水轮机及其附属设备：（1）2台100KW卧式冲击式水轮机，从上游阀前法兰开始至尾水坑末端处的两台套水轮机及其附属设备等，包括转轮、喷嘴机构、反喷嘴机构、折向器装置、进水弯管、机壳、测量仪表、阀件、管路管件等。（2）1套备品备件及专用工器具。（3）乙方提供的设备与非本合同提供的设备之间相连的油、气、水管路，供货范围为至机组外第一对法兰处。供货范围内的油、气、水辅助设备及管路系统所需的所有阀门由乙方供给。2.2 水轮发电机及其附属设备：（1）2台100KW卧式水轮发电机：从水轮机转轮联接法兰至集电环装置处，包括发电机轴承、转子、定子、发电机主轴、机组和轴承测温元件、发电机出线等。（2）1套备品备件及专用工器具。（3）乙方提供的设备与非本合同提供的设备之间相连的油、气、水管路，供货范围为至机组外第一对法兰处。三 、一般规定与规范tt)3.1 标准和工艺3.1.1 本技术规范适用于按合同规定供应的设备。本规范仅对设备在设计、制造及试验方面提出技术要求。设备各部件的详细结构和工艺要求，由乙方根据实践经验按照本协议的要求及主合同的要求提供，并在工厂的设计文件中说明。乙方提供的设备是技术先进、安全可靠、经济实用的。本节包括了制造设备的基本技术规范。如果该部分技术要求与专用技术要求冲突，以专用技术要求为准。3.1.2 合同文件中采用的主要技术标准和缩写代号：标准名称标准代号水轮机基本技术条件GB/T15468水轮发电机组设备出厂检验一般规定DL/T443水轮发电机基本技术条件GB/T7894大中型水轮发电机基本技术条件SD152大中型水轮机进水阀基本技术条件GB/T14478大中型水电机组自动化元件及其系统基本技术条件GB11805水力发电厂自动化设计技术规范DL/T5081水轮发电机组安装技术规范GB8564水轮机通流部件技术条件GB/T10969水轮发电机组启动试验规范DL/T507水轮发电机组包装、运输、保管规范JB/T8660中小型水轮机产品质量分等JB/T56182中小型水轮发电机产品质量分等JB/T51683水轮机、发电机大轴锻件技术条件JB/T1270钢制压力容器GB150旋转电机定额和性能GB755水轮机电液调节系统及装置技术规程DL/T563汽轮机油GB2537大中型同步发电机励磁系统基本技术条件GB7409三相同步电机试验方法GB/T1029同步电机励磁系统大、中型同步电机励磁系统技术要求GB/T7409.3-机构或标准名称缩写中华人民共和国国家标准GB中华人民共和国电力行业标准DL中华人民共和国水利行业标准SL原机械部标准JB原石油部标准SY冶金部标准YB原水电部标准SD国际电工委员会IEC国际标准化组织ISO美国材料及试验学会ASTM美国机械工程师协会ASME电气和电子工程师协会IEEE美国焊接学会AWS行业安全和健康协会OSHA3.1.3 上述标准中，优先采用中华人民共和国国家标准及电力行业标准。在国内标准缺项或不完善时，可参考选用相应的国际标准或其它国家标准。选用的标准，是最新版本。上述标准或规程与合同文件有矛盾时，以合同文件为准。如果在上述标准之间存在矛盾，而在本合同中又未明确规定，以高标准为准。3.1.4 所有螺丝、螺母、螺栓、螺杆和有关管件的螺纹使用GB标准。3.1.5 机组及附属设备符合国家优质等级要求。设备制造应采用先进的工艺，以保证各种运行情况下运行可靠。所有部件的结构、尺寸和材料应做到在各种应力下不产生扭曲、过度变形和过量磨损。3.1.6 设备制造采用先进的工艺，以保证各种运行情况下运行可靠。零部件有良好的互换性和便于检修。3.1.7 技术协议中指出的备品备件，结构上应便于拆装和更换，并应有通用互换性。以下零部件，必须能通用互换:10)喷嘴口环11)喷针头；12)喷针杆轴套及备用轴套；13)偏流器；uu)3.2材料3.2.1 所用材料应满足设备安全可靠和经济运行的要求，符合国标。无国标的应符合有关行业标准。（如有新标准以相应的最新标准为准）标准名称标准代号灰铸件GB9439一般工程用铸造碳钢GB11352工程结构用中、高强度不锈钢铸件GB6969优质碳素结构钢技术条件GB699碳素结构钢GB700低合金高强度结构钢GB/T1591压力容器用碳素钢和低合金钢厚钢板GB6654优质碳素结构钢热轧厚钢板和宽钢带GB711普通碳素结构钢和低合金结构钢薄钢板技术条件GB912碳素结构钢和低合金结构钢热扎厚钢板和钢带GB3274合金结构钢技术条件GB3077低压流体输送用镀锌焊接钢管GB/T3091低压流体输送用焊接钢管GB/T3092输送流体用焊接钢管YB（T）30一般低压流体输送用螺旋缝埋弧焊钢管SY/T5037一般低压流体输送用螺旋缝高频焊钢管SY5039无缝钢管GB8162输送流体用无缝钢管GB8163不锈钢无缝钢管GB2270镍及镍合金管GB2882拉制铜管GB1527、GB1528纯铜棒GB4423碳钢焊条GB5117低合金钢焊条GB5118不锈钢焊条GB983紧固件机械性能螺栓、螺钉和螺柱GB3098.1坚固件机械性能螺母GB3098.2绝缘材料、化工产品有关标准3.2.2 主要结构部件的材料应符合国家标准或行业标准。铸锻件应符合国家专门技术条件的规定。重要铸锻件应有甲方代表参加检验。采用符合要求、无缺陷的优质材料，如主要设备采用代用材料时，经甲方审查同意。vv)3.3材料试验3.3.1 用于设备或部件上重要部位的材料经过试验，试验遵守有关规程规定的方法。3.3.2 受交变冲击荷载的主要部件用的材料做冲击韧性试验，试验遵守有关规程的要求。热轧钢板同时做纵向和横向冲击试验。重要铸件和锻件的样品做弯曲试验。3.3.3 试验完成后，提出合格的材料试验报告。ww)3.4工作应力3.4.1 设计中采用合理的安全系数，特别是承受交变应力、冲击、脉动和振动的零部件更可靠。在设备额定运行工况下，材料应力不超过表3.4－1所列规定。3.4.2 在正常运行工况下，铸铁最大剪应力不得超过19.6MPa，其它黑色许用抗拉应力的60%。但主轴的最大扭剪应力不得超过许用抗拉应力的50%。3.4.3 在最大水头下，暂时过负荷超过水轮机最大出力时，各部件材料的最大允许应力不得超过屈服强度的50%。3.4.4 在最大飞逸转速或进行水压试验的条件下，工作应力不得超过屈服强度的2/3。表3.4－1材料最大许用应力抗 拉抗压灰铸铁极限强度的1/106.87×107N/m2普通铸钢极限强度的1/5或屈服强度1/3同抗拉碳素锻钢屈服强度的1/3同抗拉钢板（对于重要受力部件）极限强度的1/4同抗拉高强度钢板（对于高应力部件）屈服强度的1/3同抗拉合金铸钢屈服强度的1/3同抗拉xx)3.5焊接3.5.1 焊接工艺一般采用手工或半自二氧化碳保护焊。对于需要消除内应力的机械加工件，在消除应力后再进行精加工。在乙方工厂焊接的主要零件，不允许采用局部消除内应力的方法。3.5.2 焊接件接缝坡口设计合理，坡口表面平整，无缺陷、油污及其他杂物。被焊接金属的焊边应良好，且无可见的缺陷。3.5.3 水轮机流道内的焊缝，其突出部分不应超过1.5mm。3.5.3 焊接压力容器部件的焊接方法、工艺及焊工符合国家标准GB150《钢制压力容器标准》中的有关规定，焊工必须通过考试取得合格证。yy)3.6无损检测3.6.1 本合同内材料的焊接件及铸造件的无损检测按国标及有关部标进行。检验项目按DL443《水轮发电机组设备出厂检验一般规定》执行。3.6.2 无损检测方法主要采用磁粉法、染色法、超声波探伤。如用其它方法检查、解释不清或有疑问时，采用射线探伤法补充检查。3.6.3 乙方应将主要部件的无损检测结果提交甲方审查。3.6.4 水轮机压力容器部件的焊缝及转轮、喷嘴、分流管、发电机的组焊接件、定子机座、转子、机架和起吊设备的焊接件的焊缝均应进行无损检测。3.6.5 对于水轮机转轮、喷嘴、折向器和其它主要铸件按规定进行无损检测。3.6.6 对于水轮机和发电机主轴、法兰连接螺栓等锻件、，以及承受飞逸高线速度的零部件，应按规定进行无损检测。上述设备部件进行无损检测后，应提交无损探伤检测报告，报甲方并存档备案。3.6.7 水斗根部应全面积100%进行超声波探伤检查，水斗不同部位的探伤检查应按分区、分级进行，分级标准应事先提供并符合标准的要求。zz)3.7钢铸件及锻件3.7.1 钢铸件质量符合国家有关标准。锻件质量应符合国家有关标准或国际标准。应无气孔、砂眼、夹碴和裂纹等有害缺陷，表面光滑干净。铸钢件及锻件运至工地产生扭曲变形或主要缺陷时，将被拒收。3.7.2 根据3.6条要求对铸件进行无损检测，如发现重大缺陷，将重新进行检查，所需费用由乙方支付。3.7.3 乙方将铸件次要缺陷的修补情况的书面报告提交甲方备案。对于铸件主要缺陷的处理，由乙方提出详细的处理方案，交甲方审查后再进行修复。修复后要求与图纸尺寸相符，必要时重新进行热处理。铸件产生扭曲变形时，予报废。3.7.4 次要缺陷指气孔深度不超过工件厚度的20%，且需要补焊的面积小于100mm2/m2的缺陷。超过次要缺陷的界限或若干次要缺陷的累积在一起时，认为是主要缺陷。aaa)3.8部件及焊缝表面加工3.8.1 水轮机过流部件表面保证有平滑的流线型，部件接头处表面要齐平，水斗、喷嘴、喷针、分流管、机壳等过流面上无凹凸不平或不严整的情况，以保证水轮机的高效率。3.8.2 水轮机通流部件、连接件及发电机部件的表面的粗糙度Ra，不得超过GB/T10969《水轮机通流部件技术条件》和表3.8-1规定。水轮发电机组表面粗糙度最大允许值表3.8-1部位Ra(?m)所有轴承和密封的滑动接触表面0.8固定接触表面要求紧配合的1.6～3.2不要求紧配合的6.3其他机械加工面12.5转轮水斗内表面1.6转轮水斗外表面1.6～6.3喷针头和喷嘴口环0.8～1.6喷嘴过流表面1.6～3.2偏流器过流表面3.2主 轴不接触表面6.3轴承轴颈处0.8法兰面1.6接 力 器接力器缸内壁0.8～1.6活塞环0.43.8.3焊缝外观一般处理平整园滑，对于需探伤的焊缝，表面铲平磨光。过水表面的焊缝磨光成流线型。压力容器上焊缝打磨处理时，不削弱其结构强度。bbb)3.9防护、清扫及保护涂层3.9.1 所有设备部件出厂前由乙方清扫干净，并根据设备部件的特点分别采取防护措施。3.9.2 设备、部件和管道涂漆颜色符合合同要求或水电部标准。涂底漆前的表面处理符合相应的涂料工艺要求。ccc)3.10设备颜色在合同签订后，由甲方确定供货范围内设备的颜色，并用传真通知承包单位。ddd)3.11润滑油及润滑脂水轮机发电机各轴承润滑油、调速系统和进水阀的操作油均采用L-TSA-46(GB11120)汽轮机油。机组有关部件采用的润滑脂也符合国家有关标准或石油部标准。 eee)3.12管路及附件3.12.1 乙方应负责机墩和风罩内油、气、水管道、支架和吊架的布置设计，并提供其供货范围内的紧固件、连接头、安装支架及成型的管道。管道、阀门及接头的布置应考虑到当拆装水轮发电机组部件进行检查和修理时干扰最少。3.12.2 管路系统设计材料、安装、试验应符合GB8564-2003《水轮发电机组安装技术规范》中有关规定。DN50以下的油、水管路均采用无缝钢管。3.12.3 除DN32及以下的管路采用卡套接头外，所有管路采用法兰连接，管路连接所用的法兰、螺栓、螺帽、垫圈、衬垫、填料、支架等均由乙方提供，所有衬垫和填料应遵照通常使用的标准采用适合的材料。3.12.4 与水轮机及发电机等设备连接的其他油、气、水管路及管件，乙方供应到机墩外埋设管的第一对连接法兰（包括成对法兰及连接件）为止。凡与买方自备管路相接处的法兰，均由乙方成对(即2个法兰和连接件)提供。fff)3.13备品备件3.13.1 乙方应按合同提供备品备件，备品备件价格已包括在设备总价中。备品备件应能互换，并与原设备材质相同。3.13.2 随机备品备件，乙方应附上备品备件清单。如果在初步验收前或在质量保证期内备品备件被使用，乙方均应另外提供；如果由于乙方的原因，则应由乙方免费提供；在质保期内，因乙方的原因引起的设备修改，乙方也应免费提供相应数量的备品备件。3.13.3本合同规定的备品备件应随第一台机组供给。ggg)3.14吊装附件在设备主要部件上，均设供吊装用的吊耳、吊环等，在安装和组装过程中，用厂房起重机吊钩吊装设备时，其吊具及机组安装和检修所必须的专用工器具均由乙方供给。hhh)3.15铭牌每台主要设备及辅助设备均有永久性铭牌、水轮发电机组的铭牌标志符合GB755规定，水轮机和发电机共用一块铭牌。铭牌上标有乙方名称、设备出厂日期、编号、型号、额定容量、转速、主要水力参数、主要电气参数及其它重要数据。iii)3.16电厂供给的公用设施3.16.1发电机轴承油冷却器冷却水的温度为25.0℃。冷却器正常供水水压为0.15～0.25MPa。3.16.2 厂用交流电源为三相四线制，60Hz，380/220V，电压波动范围为±15%；频率波动范围为 4%～-6%。电站直流操作电源为220V，电压变化范围为80～110%。jjj)3.17工厂装配和试验证明3.17.1 在乙方工厂车间进行组装的各种设备，除制造厂规定的计划外，还按甲方要求进行一些必要的试验。3.17.2 所有试验项目按相应技术标准进行。对所有拆卸的部件做出适当的配合标记和设定位销，以保证在工地组装无误。3.21.3 凡在工厂进行的各种设备的检验和试验，应向甲方提供工厂检验记录报告。kkk)3.18 包装3.18.1 设备包装运输符合《产品包装运输管理条件》、JB/DQ1222《水轮发电机组包装运输技术条件》、GB/T13384-92《机电产品包装通用技术条件》的规定。3.18.2 对设备加工面采取适当的防锈措施和用木材或其它软材料加以防护。对电气绝缘部件采用防潮和防尘包装。对仪器仪表设备密封包装，并有妥善的防震措施。对于刚度较小的焊件加焊支撑以防变形。小件及易损件集中装箱运输。3.18.5 包装箱中有装箱单、明细表、产品出厂证明书、合格证、随机技术文件及图纸。这些文件、清单、资料均装在置于包装箱表面的专用铁盒内。装箱单列出箱内物品的名称、数量、重量和尺寸。2套随机技术文件及图纸提前另寄。3.18.6 乙方在设备发运的同时，将每次发运的货名、件数、时间等通知甲方。设备运抵工地后，由甲、乙双方共同开箱验收，如有缺损、错发或缺件等由乙方负责找原因，并尽快采取措施、免费补全设备。开箱前10天甲方通知乙方派员参加，若逾期不到则视为乙方认可检查结果、承担相应责任。lll)3.19甲方单位人员参加工厂试验和培训3.19.1 乙方及时通知甲方派有关人员赴工厂参加主要设备项目的试验。时间和人数由双方商定。乙方为参加工厂试验的人员提供有关文件和食宿条件,。3.19.2 甲方将根据电站运行检修的需要，在设备制造期间派遣有关人员到乙方进行学习和培训，乙方有义务承担和接受培训任务。参加培训的人数、专业和时间，双方另行商定。培训人员的交通及食宿费用由甲方自理，乙方为培训人员提供培训条件和食宿方便。mmm)3.20乙方的现场指导监督3.20.1 乙方派遣有能力、有实践经验的人员到现场指导监督安装和试运行，并参加设备开箱和交接验收试验，同时有承担现场培训的义务。3.20.2 乙方应事先向甲方提交参加现场指导监督人员的名单、专业及来现场的计划安排。3.20.3 甲方将为乙方现场指导人员提供食宿方便。3.20.4 乙方在现场的指导监督人员，对设备的安装工艺、质量、设备试验和试运行负责监督；在安装过程中指导监督人员发现安装质量不符合要求时，应立即书面通知甲方并提出处理意见。四 、水轮机及其附属设备专用技术规范4.1水轮机型号及参数水轮机型号　　　　　　　CJA475—W—65/1×7 型式卧轴单喷嘴冲击式 额定出力　　100kw额定水头　　　　　　　　　　　90m额定流量　　　　　　　　　　0.14m3/SEC额定转速　　　　　　　　　　600r/min飞逸转速　　　　　　　　　　1200r/min设计工况点单位流量　　　　　0.023m3/sec设计水头时单位转速　　　　　41.1r/min机组旋转方向　　　　　　　　　从发电机方看顺时针进水阀型号　　　　　　　　　　Z941H-16进水阀直径　　　　　　　　　　250mnnn)4.2水轮机结构特性4.2.1 水轮机为卧式冲击式带有导流弯管、机壳、转轮，水轮机转轮，水轮机转动部分与发电机主轴通过联轴器直联，水轮机旋转方向从发电机端看为顺时针。每台机由一台调速器控制喷针和偏流器。4.2.2 原型水轮机的水力设计要与模型水轮机相似。4.2.3 水轮机能在飞逸转速下安全运行5min而不会产生有害的变形。4.2.4 水轮机的部件设计要求能方便地进行检修、安装和拆卸。所有主要部件和分件起吊的重部件，要设置吊环螺栓、吊耳或便于装卸的起吊装置。ooo)4.3性能保证4.3.1 功率保证：在下表水头条件下，水轮机在额定转速600r/min运行，其功率为：净水头（m）最大功率（kW）额定功率（kW）最小功率（kW）最大水头额定水头90011210035最小水头4.3.2 效率保证：在额定水头90m，发额定出力100kW时，保证原型水轮机的效率不低 88.5%，相应工况的模型水轮机效率保证值不低于89.5%；4.3.3 调节保证在额定水头、额定功率条件下，电站引用流量为0.28m3/s时，从引水系统进水口至闸阀进口前的ΣLV约 m2/s，ΣL约m，具体数值由在第一次设计联络会上提供，从阀门进口至喷嘴出口的ΣLV及ΣL由乙方提供。机组在额定水头、额定出力运行时，突甩满负荷的最大转速上升率不大于40%； 机组在突甩负荷的最大压力上升不超过25%；现机组的GD2=～1.45m2，机组的GD2保证值应满足机组调保计算所需，且应满足以下基本要求：喷嘴接力器的关闭时间20～30s偏流器关闭时间＜2s机组GD2≥1.45t?m24.3.4 最大飞逸转速保证当发电机空载，在最大水头 95 m，喷嘴全开的情况下，最大飞逸转速不大于1200r/min。机组所有旋转部分应能安全承受此飞逸转速5min，不产生有害变形和损坏。4.3.5 空蚀磨损损坏限制水轮机在本电站水质、泥沙特性和水头、尾水位范围内，自投入运行之日算起，运行8000h或两年（不包括起动和停机过程）内，且功率小于规定的25%额定功率下运行的时间不大于800h，功率超过最大保证功率运行时间不大于100h的情况下：①转轮的空蚀保证重量不超过0.15kg，任何一点的空蚀深度不超过2.2mm。②斗叶任何允许的剥落深度不超过2.0mm。③水轮机固定部件（喷嘴环等）上任一点损坏深度不超过2.5mm。④如损坏超过保证值，乙方应在保证期内负责修复，补焊后表面应打磨光滑，符合样板型线。如因斗叶、喷针头喷嘴型线不良或部件质量不好造成过度损坏，乙方应负责对水轮机部件作必要的改善，以防止再产生过度损坏。水轮机修复并初步验收合格后，应重新开始保证期。由于上述原因引起的费用，均由乙方承担。⑤空蚀（磨损）保证期为水轮机投入商业运行后2年或实际运行时间达8000h，以先到期为准。不足或超过8000h，按Ca=（t/8000）n进行换算，（当t≤10000h，n=1；当t＞10000h，n=1.6）。⑥损坏值的测量和计算按IEC60609标准第10.1条、条10.3条规定的方法进行。⑦厂家应提出有效的空蚀、泥沙磨损修复工艺及材料补焊工艺方法。4.3.6 裂纹保证① 在本协议规定的水质、水头条件下运行，水轮机自投入商业运行后的质量保证期内，转轮及水斗根部经无损探伤（磁粉、着色、超声波等），表面裂纹长度不得大于3mm，深度不超过1.5mm。② 在质保期内如裂纹尺寸超过保证值、掉分水刃尖现象乙方要负责修复；当大部分水斗根部发生同样的裂纹，或裂纹长度大于20mm，深度超过5mm，或出现断斗现象，乙方应负责无偿更换转轮。修复、更换转轮后保证期重新开始计算。4.32.7 稳定保证水轮机的稳定运行范围及运行稳定性指标应满足以下规定：①在空载工况下能稳定并网；②在最大水头和最小水头范围内，水轮机能在25～110%额定功率内稳定运行。③水轮机在各种运行工况和各种允许的尾水位下，包括启动、甩负荷、切换喷嘴数等过渡过程，过流管水压、喷针行程、水轮机输出功率、尾水位及机壳盖等应没有有害的振动或摆动。④正常运行条件下机组轴承的垂直振动不超过0.05mm（双振幅），水平振动不超过0.1mm（双振幅）。⑤在各种规定运行工况下，过流管和喷管的设计不得导致引水系统的水力共振和有害的压力波动。射流、转轮和机壳的设计不得引起机组和厂房的共振。4.3.8 喷嘴漏水量在最大水头下，喷嘴全关，投入商业运行初期不应漏水。4.3.9 噪音在所有运行工况范围内，尽量减小水轮机及其附属设备运行中的噪音。距机盖上方1m处测得的噪音不超过90dB。4.3.10 可靠性指标运行的第1年，水轮机可用率不低于99.5%；第2年可用率不低于99.0%。在水力设计、耐磨材料及耐磨护面层选择、以及合理的结构设计等方面，采取有效的措施，保证水轮机喷嘴环、喷针检修更换间隔不低于2年，转轮大修时间间隔不低于5年，无故障连续运行时间不少于200 00小时，退役前的使用期限不小于40年。ppp)4.4 结构技术要求4.43.1 转轮1）设计和制造①流道形线本电站水轮机转轮型号为CJA475，转轮水斗过流部分的型线与尺寸必须与模型转轮水斗型线相似，尺寸和型线偏差应不低于“水轮机通流部件技术条件”。水斗背面形线应保证在正常转速下水斗背面不和射流接触，水斗数应保证在正常转速下不发生射流漏损。②主要结构转轮和主轴用法兰联接，联接螺栓固定，键传递扭矩。转轮为整体铸造结构，加工成型。③强度和刚度转轮应按疲劳强度进行设计，转轮根部应采用加强型，具有足够的强度和刚度，能够承受任何可能产生的作用在转轮上最大的水冲击力和离心力，退役前在周期性变动负荷作用下不发生任何裂纹和断裂或有害变形。在最大水头、最大负荷、启动工况或飞逸工况下的最大应力，对于不锈钢不超过30MPa。2）材料转轮材料为ZG06Cr13Ni4Mo低碳不锈钢制造。3）质量①转轮应作静平衡试验，不允许在转轮外侧和过流表面作偏心切割，为平衡用的塞孔不得靠近过流表面。除非经甲方书面同意，静平衡试验必须有甲方的代表参加。②在合同范围内的转轮应能互换。③整个转轮不允许有裂纹，转轮斗叶根部在厂内100%超声波探伤检验。斗叶采用磁粉探伤。4.4.2主轴1 主轴材质为优质45锻钢。2飞轮采用ZG270-500铸钢制作。在厂内作静平衡试验。3 联轴器采用ZG270-500铸钢制作，孔口尺寸由发电机轴伸提供。4.4.3导轴承水轮机有两个轴承，一端为径向推力轴承，另一端为径向轴承，两个轴承都采用巴氏合金的滑动轴承。2. 推力轴承能承受水轮机一定转动部分的重量，以及水轮机不平衡水推力在内的组合荷载。轴承温度低于65°C，能正常运行。3. 径向轴承能承受水轮机一定转动部分的重量。轴承温度低于65°C，能正常运行。4. 轴承设置温度计WSSP483。4.4.4机壳装配1）机壳装配由机座、机盖等组成。机座及机盖均采用钢板焊接结构，内腔形成转轮室，上有喷嘴座和制动喷嘴座。2） 机壳应有必要的强度和足够的刚度，用以保证射流中心线的精度及防止振动和噪音。机壳与喷管用法兰联接，在所有运行工况和最大水头下当全部或部分喷管工作时能安全承受传递到机壳上的转轮径向力，以及投入偏流器、飞逸工况和制动喷嘴制动时的射流冲击力和所产生的振动，并不产生有害变形。3） 机壳结构和尺寸应便于装拆喷管。应使任何工况下从喷嘴、制动喷嘴、偏流器、水斗反射出来的高速水流不打在混凝土表面。射流直接冲击和经常反射到的地方加设挡水板，从挡水板反射出来的水不应再冲到转轮上。4） 在尾水出流方向，机壳下缘和最高机坑水位之间应保证有必要的通气高度。5） 调整和定位乙方提供安装机壳所需调节件。6） 在厂内应完成机座与喷嘴装配的预装。4.4.5喷管和偏流器1)设计和制作①喷管、喷针、偏流器的过流表面形线、喷嘴和转轮的相对位置应和模型水轮机相似，实际尺寸按直径比放大，尺寸和型线偏差应不低于GB/T10969 “水轮机通流部件技术条件”的要求。②喷管采用弯喷外控式，油控油操作，控制机构设在喷管外，用油压直接控制。低于事故低油压时。额定工作油压等级为6.3MPa。喷嘴的最大开口应留有一定裕量。③喷嘴处设有一个偏流器。偏流器和喷针的位置没有协联关系，偏流器在正常运行时不和射流接触，甩负荷时应在 0~1.5s内偏转全部水流。④喷嘴均设有喷针位移传感器，提供4～20mA直流模拟量输出给调速器，由调速器将模拟量一分二提供电站计算机监控系统。⑤喷管应能承受最大内水压力（含水击压力）175m水柱。接力器零部件应按调速系统的最大操作油压设计。⑥喷针和偏流器接力器的容量在第一次设计联络会之前提供给业主。⑦喷针和其接力器在强度和结构设计上，应保证在任何工况下不发生喷针折断或失控而使喷嘴突然关闭引起非常水锤的现象。⑧喷针接力器的所有固定结合处应设有耐油耐磨密封件，并应采取有效措施防止操作腔油水混合和漏油污染环境。⑨喷管和喷针应保证水轮机整个运行范围内射流顺畅无旋流和涡流，不发生任何水流诱发振动。⑩喷针和偏流器所有具有相对运动的接触表面均应为自润滑型，不需专设润滑系统。○11偏流器及其支承和操作机构应有足够的强度和刚度，能安全承受最大水头全开度射流的冲击，不发生有害的振动。○12喷管便于拆卸，喷管上设起吊螺栓。2） 材料喷嘴口和喷针头的材料采用锻1Cr13并经氮化处理。偏流器的材料采用铸钢，受水部位铺焊不锈钢。接力器活塞采用铸铁制造；活塞杆用45A锻钢制造，接力器油缸和喷管等采用可焊性好的高强度碳素钢制造。铸钢件应按有关规程进行质量检查。3） 质量①铸钢件应按GB11352规程进行质量检查，焊接件的全部焊缝作无损探伤检查，怀疑部位作超声波探伤。②喷嘴加工完成以后，尺寸偏差应不低于IEC193《水轮机模型验收试验国际规程的修正》的要求。表面粗糙度要求应符合相关标准中的规定。③新喷嘴运行初期保证不漏水。④合同范围内的喷嘴应能互换。4） 厂内组装所有喷管及其偏流器应在厂内装配完成并在60％额定工作油压下进行操作试验，各接力器的动作应灵活。各喷嘴应有相同的开口-行程关系曲线和相同的最大开口。5）耐压试验喷管在厂内组装完成后应进行耐压试验，试验应按设计工作水压（含水击压力）和设计工作油压按GB15468水轮机基本技术条件要求执行，分别对喷管的过流部分和喷针接力器进行耐压试验，持续时间为 30min，然后降至设计压力，保持 60min。喷管及其内部的喷针操作接力器不得出现任何渗漏现象、任何损坏和有害的变形。在耐压试验中暴露出来的任何缺陷应当修复并重新试验。耐压试验的细节由甲方和乙方协商确定。全部试验完成后喷管内应清洁、干燥，接力器充油、密封、包装后整体发运现场。4.4.6制动喷嘴制动系统1）水轮机设制动喷嘴制动系统。该系统从闸阀前取水，取水口处设电动球阀，最后是制动喷嘴，手动操作。当机组停机后，转速下降至30 %左右时，由人工操作，打开球阀，制动水流就射向水斗背部，使机组停止转动，以保证轴承轴瓦的安全。机组停止转动后，关闭电动球阀。2) 球阀密封部位采用不锈钢制作，开启时间8 s，关闭时间为 7s。3）制动喷嘴直径根据机组转速从 30 % 额定转速投入制动喷嘴，在 4 min～6min 停机的要求确定，机组停机前关闭制动喷嘴，不允许反转。4）制动喷嘴用不锈钢制作，用法兰牢固的固定在制动水管的末端，以便更换制动喷嘴。5）制动水管采用加厚无缝钢管制作，管中流速应在合理范围内，不会引起过高的水锤压力。4.4.7监视测量仪表、盘柜和控制设备1）概述为保证水轮机安全、可靠、连续地运行，应为每台水轮机提供下列仪表、监控设备和保护装置。2）乙方应为每台水轮机配置下列仪表设备和监测项目：每台水轮机应配有下列仪表，应采用新型的动作可靠、准确的仪表，压力表配仪表阀。①喷针位置信号器喷嘴采用微机单元控制。采用直线型位移传感器，直接向调速器反馈喷针的实际位置。②制动喷嘴投入、切除信号器。3）自动化要求水轮机应在自动控制情况下安全运行，按“常规配置”设计，其运行方式包括：①正常起动和停机；②在规定的工况范围内安全、稳定、连续运行；③在最优工况方式运行；④在系统中处于备用状态，可随时起动投入；⑤当设备发生故障时报警或自动紧急停机。4）监测装置中所需的全部自动化组件、仪器、仪表、电磁阀、液压阀、操作阀及必要的管件接头等均应由乙方提供。5）如需其它项目由合同双方另行协商。6）自动化组件的选型定厂应征得甲方及设计单位的同意，所有电磁阀非电量变送器、空气开关、接触器、继电器、PLC等应选用可靠的知名品牌厂家产品。qqq)4.5水轮机备品备件和专用工具乙方应提供下表所列的水轮机备品备件。1）水轮机的备品备件（两台机）1喷嘴口1套2接力器活塞密封圈2套3接力器固定密封圈2套注：以上数量为2台机所用数量。2）专用工具应提供以下安装和维修水轮机所需要的工具和设备，其价格包括在合同总价中，所有的工具和设备应正确标明以便识别和使用。1特殊尺寸的专用扳手1套2水轮机因结构特殊需要而配置的安装和拆卸工具1套五、水轮发电机及其附属设备专用技术规范rrr)5. 1水轮发电机形式与额定值5. 1.1型式发电机为卧式管道通风冷却方式，机组大轴设置接地碳刷。5. 1.2基本规格与额定值 型号 SFW-W100-10/650额定功率 100kW额定效率 92.5 %额定容量 125KVA额定电压 400V额定电流 180.4A额定功率因数 0.8（滞后）额定转速 600r/min飞逸转速 1200r/min额定频率 50Hz相数 3绝缘等级 F级旋转方向 从电机端看为顺时针冷却方式 管道通风冷却励磁方式 无刷励磁sss)5.2主要技术特性及性能保证5.2.1发电机主要参数及技术性能应符合GB/T7894-2009《水轮发电机基本技术条件》的有关规定。5.2.2绝缘与温升（1）绕组的绝缘等级定子、转子绕组和定子铁芯绝缘采用F级绝缘，B级绝缘温升运行考核。（2）温升1）在额定条件下，发电机在额定容量下连续运行、冷风温度小于40℃时，额定温升不超过下表中规定的数值。发电机额定温升测量部位测量方法允许最高温升℃发电机定子绕组埋置检测温计法85发电机转子绕组电阻法90集电环温度计法802）轴承瓦温采用埋置检温计法测量，导轴承瓦最高温度应不超过70℃。5. 2.3容量保证值（1）在额定电压、额定温升、额定频率、额定功率因素时，发电机额定容量为125kVA。（2）在额定转速、额定电压、额定温升、功率因数1时，发电机持续出力不小于70kW。（3）在下列情况下，水轮发电机应能输出额定容量：1）在额定转速及额定功率因数时，电压与其额定值的偏差不超过±5%；2）在额定电压和额定功率因数时，频率与其额定值的偏差不超过±1%；3）在额定功率因数时，当电压与频率同时发生偏差（两者偏差分别不超过±5%和±1%），若两者偏差均为正偏差时，两者偏差之和不超过6%；若两者偏差均为负偏差，或为正与负偏差，两者偏差的百分数绝对值之和不超过5%（当电压与频率偏差超过上述规定值时应能连续运行，此输出容量以励磁电流不超过额定值，定子电流不超过额定值的105%为限）。5.2.4波形畸变率发电机定子绕组接成正常工作接法时，在空载及额定电压下，线电压波形正弦畸变率应不超过5%，水轮发电机在空载额定电压和额定转速时，线电压的电压谐波因数（THF）应不超过1.5%。5.2.5绝缘性能与试验（1）定、转子绕组绝缘的出厂工频交流耐压标准GB755《旋转电机基本技术要求》的规定执行。发电机应能满足在本电站海拔高度的使用条件。（2）在交流耐压试验前应对定子绕组进行3.0倍发电机额定线电压的直流耐压试验和泄漏电流测定。试验电压分级稳定的升高，每级0.5倍额定电压且持续1min。泄漏电流应不随时间延长而增大，各相泄漏电流差值应不大于最小值的50%。（3）定子单个线棒应在1.5倍发电机额定线电压下不起晕，整体耐电压时，在1.0倍额定线电压下，端部应无明显的金黄色亮点和连续晕带。（4）电子线棒常态介质损失角及其增量（△tgδ）的限制（％）应符合下表中的限值。常态介质损失角正切及其增量限值试验电压试验项目0.2Un0.2Un~0.6Un介质损失角正切值及其增量tgδtgδ＝tgδ0.6 Un－tgδ0.2Un试样概率％1005指标值％≦3≦1注：表中UN为发电机额定线电压6.3KV。（5）定子绕组在实际冷态下，直流电阻最大与最小两相之间的差值，在校正了出于引线长度不同引起的误差后不应超过最小值的2%。5.2.6发电机应能满足开停机频繁的运行要求。正常情况下发电机应能以自动准同期和手动准同期方式接入系统，在事故的情况下可以采用自动自同期接入系统。5.2.7承受过电流的能力1）发电机在热状态下应能承受150%额定电流历时2min不发生有害变形及接头开焊等情况。此时，电压应尽可能接近额定值。2）发电机转子绕组应能承受2倍额定励磁电流，持续时间不小于50s。5.2.8 承受不平衡电流的能力1）发电机在不对称的系统中运行时， 若任何一相电流均不超过额定值，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。电压接近额定电压。2）在不对称故障时， 应能承受在下述值下的短时不对称运行：负序电流I2与额定电流之比的平方与允许不对称运行时间t（Sec）的乘积［（I2/In）2?t］不小于40s。且机组应能承受由此不平衡电流所引起的振动。5.2.9机械特性（1）发电机应能在最大飞逸转速下历时5min而不产生有害变形，在水轮机甩100%负荷，调速系统正常工作条件下，应允许机组不经任何检查，并入系统。（2）发电机各部分结构强度应能承受发电机在额定转速及空载电压为105%额定电压下历时3s的三相突然短路而不产生有害变形。同时还能承受在额定容量、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的变形和损坏。发电机的结构强度应能承受转子半数磁极短路产生的不平衡磁拉力。（3）在各种正常运行工况下，发电机各轴承垂直振动值不应超过GB/T8564-2003《水轮发电机组安装技术规范》的规定，正常运行条件轴承的垂直振动不超过50μm，轴承的水平振动不超过100μm。定子铁芯在对称负载工况下，100Hz的允许双幅振动值不大于30μm。（4）定子和转子组装完成以后，定子内圆和转子外圆半径的最大值与最小值分别与平均半径之差不大于国家标准规定值。（5）发电机与水轮机组装后的转动部分的第一临界速度不小于最大飞逸速度的125%。（6）在厂房内发电机旁1米处的噪声不超过85dB(A)。5.2.10可靠性指标（1）可用率≥99％（2）无故障连续运行时间≥20000h（3）大修间隔时间≥5年（4）退役前的使用期限≥40年ttt)5.3水轮发电机主要结构说明5.3.1 发电机为卧轴四支点结构，冷却方式采用自然通风冷却方式。5.3.2 发电机定子：①发电机定子采用整体结构，机座应设置起吊点，并应有明显标志。安装及检修时定子和转子整体吊装。②定子铁芯应采用低损耗、无时效、优质冷轧硅钢片冲片去毛刺涂漆后在工厂叠片，漆膜厚度应均匀，体积电阻应符合有关规定。每片用绝缘漆或其他合适的材料涂于两面以减低涡流损失，叠片之间所有连接均为搭接，形成一个连续铁芯，叠片应用足够的键或鸽尾固定到定子机座上，并经压紧结构压紧，鸽尾与定位筋的配合应考虑定子铁芯热膨胀，其径向、周向应有足够的间隙。叠片时采取有效的压紧措施，铁芯最终叠压力1.4～1.6MPa。拉紧螺杆把紧时，各螺杆压紧力应均匀。叠片槽部公差不应大于0.3mm，各种运行工况下，铁芯在振动频率为100Hz时允许双幅振动量不大于0.03mm。③发电机定子绕组绝缘应采取高原防电晕措施。④定子铁芯内的通风沟布置应使气流顺畅，风量分配均匀，使定转子得以充分冷却，风摩阻损耗最小。⑤定子绕阻为Y形连接，定子出线、中性点分相引出（共六个出头）；定子引出线按国标有关规定排列。⑥定子线圈嵌线时应与铁芯之间良好接触。⑦定子线圈采用圈式线圈，其股间、匝间对地绝缘应具有良好的绝缘性能。⑧定子还装有6只铂热电阻，用以监视定子绕组和铁芯的温度。5.3.3 转子：转子磁极采用16Mn材料，采用风扇结构，转子在结构上应具有足够的机械强度，转子结构应能承受水轮机飞逸转速5分钟不发生有害变形。。磁极线圈采用扁铜线绕制结构，极身、托板绝缘应采用整体压制密封结构，以防止油污进入。线圈使用F级绝缘，线圈间的极间连接应可靠，并便于检修拆卸。在发电机制作完毕后，应进行动平衡试验。转子的设计应满足机组调节保证和机组稳定的要求。5.3.4 主轴①发电机主轴由45钢整锻经精加工而成，以满足转动部件在最大飞逸转速下结构强度及钢度的要求。②采用二轴承支承结构，主轴轴端法兰尺寸应与水轮机转轮相吻合并应符合国家标准。主轴可在最大飞逸转速下持续运行5分钟，而不产生有害变形。③主轴用的螺栓、螺母及锁定装置，以及用以组装法兰必须的扳手和专用工具由乙方供给。④水轮机和发电机转动部分联合的临界转速应由乙方计算，第一临界转速为飞逸转速的1.25倍以上。⑤乙方应分析包括全部轴承和所有重叠荷载在内的机组轴系动态稳定和刚度，还应分析在正常工况和暂态工况时所有轴承、轴承支承件及所建立的油膜是完好的。⑥主轴应全部经过精加工。装轴承部位、检查主轴同心度的部位、用于监测摆度的部位应进行抛光。⑦主轴应在制造厂作超声波检查，应符合有关规定。水轮机转轮和发电机主轴连接的校正、检验应在工厂和现场进行。⑧水轮发电机组组装，应符合GB/T8564-2003《水轮发电机组安装技术规范》的要求。5.3.5 轴承①.轴承应是采用油脂润滑滚动轴承。②设计和制造（1）轴承应有足够刚度。轴承必须设计成能承受机组所有转动部分的载荷和重量，在任何运行工况，包括满负荷全部喷咀投入运行、部分负荷和单喷咀投入，以及飞逸工况，轴瓦最高温度应不超过80℃，并且能承受5min飞逸转速。（2）轴承所采用的润滑油脂应与水轮机说明书的要求。（3）当轴承室内油脂不足时，或油脂陈旧老化，而水流量充足不能停止发电时，可启用不停机运转加油系统，采用高压油枪在加油嘴上补充或更换陈旧润滑脂；同时利用下面放油管取走多余或陈旧老化之润滑脂，只维持油室容积2/3为润滑脂的水平上。（4）轴承应设计成在不干扰转子的情况下可以装拆、更换、检修。（5）发电机滚动轴承出厂前已加足润滑脂。在正常运行情况下经3000~5000小时 才需要全部更换一次润滑脂。当机组检修时也应全部更换一次润滑脂。油脂注入量约为油室容积的2/3。如油脂过量，轴承在运行时会产生过热，引起润滑脂分解或溢入电机内部，影响机组安全运行。（6）发电机非传动端的轴承和所有测温元件均对地绝缘，其绝缘电阻在（10-30℃）时用1000V兆欧表测量不小于1MΩ，绝缘垫应有足够的爬电距离，并有必要的机械强度，能承受各处相应的机械荷载而不致于损坏。5.3.7 无刷励磁机本机组采用无刷励磁。5.3.8检测仪表（1）机组配有各部位测温埋设电阻。测温电阻要求埋设有足够深度。（2）在定子绕组内共埋设6个双线制铂热电阻（Pt100）；当定子绕组并联支路数大于2时，在绕组每相每个支路上埋置2个。前后轴承端盖装有一个双线制的铂热电阻温度计（Pt100）。所有测温元件引线接至端子接线盒。（3）测温系统包括全套测温元件、温度控制仪、测温屏和端子接线盒及内部连接导线、管件等。5.3.9测速装置（1）电气转速信号器应采集PT残压信号。独立的接点输出不少于8对。能反应机组0%、25%、80%、95%、115%、130%、140%额定转速（转速值全行程可调）。（2）转速信号包括从0～160%额定转速范围内所需的任一转速，以便同时满足机组同期、制动、保护和控制的需要，此转速信号以继电器接点输出，且便于调整和设定，电气转速信号器还带有1组4～20mA的模拟量输出。uuu)5.4水轮发电机备品备件及专用工具（1）乙方随同水轮发电机提供下表所列备品备件。1旋转二极管2套（2）乙方随同水轮发电机提供下表所列专用工具1各种专用扳手、工器具、起吊工具1套2转子、定子吊装工具1套 六、进水阀装置6.1、 进水阀装置概述 设备型号为Z941H-16(Dg250)。进水阀系统装置及其附属设备至少应包括以下部件：主阀、旁通阀及连接管、法兰、主阀控制箱等。6.2、技术要求6.2.1设计和工作条件6.2.1.1进水阀按喷针关闭，旁通阀开启，当阀门两侧压差不大于30%最大静水压时进行正常关闭或开启设计。操作机构有足够的容量，保证在各种工况下，能在120秒内开启或关闭阀门，并有可靠锁定装置。进水阀动作应平稳，不会在钢管中造成危险的压力脉动。进水阀活门全关时，在最大静水压力下持续30min，最大漏水量不大于GB/T14478-93的要求。6.2.1.2正常工作进水阀及其操作机构延伸管段、伸缩节、旁通管路和排水系统，都应能安全承受各种运行条件下的最大应力，并留有足够的安全裕度。6.2.1.3在水轮机有效工作水头内、水轮机通过额定流量时，阀门应能在全开位置下连续工作。6.2.1.4阀门处于关闭位置，能承受2.4MPa最大水压力。6.2.1.5进水阀应能在各种可能出现的流量的情况下动水紧急关闭。阀门及其操作机构，延伸管段、旁通阀管路和伸缩节等应能承受动水关闭所引起的振动荷载最大应力。动水关闭时间不应少于2min。 6.2.1.6进水阀及其附件的工作压力( 包括最大水锤压力和压力脉动在内的最大承压水头 )不小于最大静水压 0.6MPa。6.2.1.7进水阀满足水轮机的正常起动、停机、工况转换以及紧急动水关闭等运行方式的操作要求。6.2.1.8进水阀设计有足够的强度和刚度，上下游法兰能传递出现的最大轴向力，阀壳支承脚能承受全部垂直荷载包括延伸部件和水的重量。6.2.1.9进水阀能手动和自动操作。2.1.10密封装置采用金属密封，运行平稳可靠，运行时无有害振动和噪声，全关时不漏水。金属密封表面采用抗空蚀、抗泥沙磨损材料。6.2.1.11设备平均无故障运行时间不小于50000小时。七、调速器装置一）．标准与规程（1）投标人提供的设备应符合下列最新版本的标准和规程：GB/T9652.1水轮机控制系统技术条件　GB/T9652.2水轮机控制系统试验　GB/T 15468—1995 水轮机基本技术条件JB/T 10384—2002 中小型水轮机通流部件铸钢件GB7894-2001水轮发电机基本技术条件 GB9652.1-97水轮机调速器与油压装置技术条件;GB/T9652.2 水轮机调速器与油压装置试验验收规程;GB150-90钢制压力容器技术条件;GB11805-89大、中型水电机组自动化系统及元件基本技术条件;GB8564-2003水轮发电机组安装技术规范;DL443—91 水轮机发电机组出厂检验一般规定GB/T 13384—92 机电产品包装通用技术条件GBJ55工业与民用通用设备电力装置设计规范SD19 电测量仪表装置设计技术规程DL/T563水轮机电液调节系统及装置技术规程JB/T56079 大型水轮机水轮机控制系统与油压装置产品质量分等DL/T507 水轮发电机组起动试验规程DL/T792　 水轮机水轮机控制系统系统及油压装置运行规程DL496 水轮机电液调节系统及装置调整实验导则GB8564　　　水轮发电机组安装技术规范GB150　　　 钢制压力容器GB10886　　　螺杆泵型式与基本参数GB11120　　　 L—TSA汽轮机油GB13926 工业过程测量和控制装置的电磁兼容性GB4064电气设备安全设计导则GB4208外壳防护等级（IP代码）JB/T8091　　　螺杆泵试验方法水利部农村水电增效扩容改造项目机电设备选用指导意见水利部农村水电增效扩容改造项目验收指导意见当各标准不一致时，以标准高的为准。（2）承包人提供的设备的技术规范，应与本技术规范的要求一致。在本规范书中提出的只是最低限度的技术要求，未规定所有的技术要求和适用标准，投标人应提供一套满足本规范和所列标准要求的高质量设备及其相应服务。（3）如未对本规范提出偏差，将认为承包人提供的设备符合规范书和标准的要求。偏差必须清楚地表示在 “差异表”中。（4）规范书中所有设备、备品备件，除本规范中规定的技术要求和参数外，其余均遵照现行的有关国家标准。规范书所列标准与国家标准有矛盾时，按较高标准执行。二）．技术要求1、调速器采用TZ46-36手电两用调速器，投标人提供的调速系统设备供货范围包括：调速器（机电合柜）、电气反馈装置、自动化元件、仪表、液压接力器等。1.1调速器电气装置和机械液压随动系统两部份合装一体。采用交、直流电源同时供电，互为备用，切换时无干扰。1.2调速器柜的左右侧均开门以便安装、检修，柜上操作按键、仪表安装方位应便于运行操作。调速柜的颜色按用户要求。1.3 调速器保证在各种运行工况下、压力油罐内为最低油压（即事故低油压）、导叶上作用着最大力矩时，能在导叶允许的最短关闭时间内，对接力器进行全行程操作。即调速器必须满足机组在各种运行工况下的操作控制要求。1.4 调速器机械部分设有紧急停机电磁阀和手动油泵等装置，能自动或手动投入运行。1.5 主要功能1.5.1频率测量与调节，可测量机组和电网的频率，并实现机组频率的调节和控制。1.5.2开度跟踪功能，保证调速器手/自动无扰动切换、运行模式无扰动切换。1.5.3频率跟踪功能，能自动跟踪系统频率，实现快速自动准同期并网。1.5.4动态调整与负荷分配，机组并入电网，保证机组从空载到100%额定负荷范围内能平稳、连续的调整出力。1.5.5能自动或手动进行机组开机、停机、事故紧急停机、转速负荷的调整。1.5.6当机端频率输入信号消失时，能使机组保持所带负荷，同时不影响机组的正常停机和事故停机。1.5.7具有故障自诊断、防错、纠错、容错和记录功能，并可将有关故障信息显示在屏幕上，或发出报警信号。1.5.8具备与上位机通讯的功能。接受上位机的控制指令，给上位机传送有关信息。功率模式下，可接受上位机控制指令，实现发电机自动控制功能。1.6 性能指标1.6.1静特性曲线的非线性度：4%。1.6.2转速死区：?0.06%。1.6.3空载工况下自动运行时转速摆动的相对值：??0.25%。1.6.4甩45%负荷时接力器的不动时间：?0.2S。1.6.5甩100%负荷时超过3%Nr值以上波峰不超过两次。从接力器第一次向开启方向动作起到机组转速摆动值不超过?5%为止所经历的时间不大于40S。1.6.6无故障连续运行时间不少于20000h、大修间隔时间不少于4年、调速器可利用率不少于99.9%、控制器的平均无故障时间（MTBF）：≥300000h。。1.7运行方式9)自动运行方式10)电手动运行方式11)纯手动运行方式12)具有频率模式、开度模式两种运行模式。各运行方式和运行模式间均可随意切换且无扰动。1.8调速器应带RS485通讯接口，满足同后台计算机监控系统通讯的要求，具有一次调频功能。1.9有反映机组发电、空载、停机三种位置状态的接点，每种引两副空接点上端子排，满足自动控制要求。1.10调速器油压装置（1）调速器油压装置由油泵、皮囊式蓄能器（压力油罐）、回油箱、及其仪表、阀门、管路、自动化元件等组成。其基本技术要求符合GB/T9652.1-2007和本合同的规定。（2）油压装置的油压等级：16MPa，蓄能器的皮囊中充高压惰性气体，油和气分离，并保证油在调速器使用期内不被氧化，且充一次气可使用5年以上，运行中不需补气，不需外供中压气。油泵能自动启动、停止和备用自动投入（3）油压装置压力油罐① 压力油罐的总容积油量应满足在事故低油压且不能启动油泵时，导叶接力器三个工作行程的工作需要。在最高额定工作压力时，油气比为1/3。② 压力油罐的设计、制造、试验、验收和证明均按照GB150《钢制焊接容器技术条件》进行，最大允许工作压力不小于系统最大运行压力的1.2倍。③ 压力油罐的焊接质量和检查符合GB150《钢制焊接容器技术条件》中的有关规定。④ 压力油罐预充带压惰性气体，运行时不需另外补充中压气。(4) 油压装置设有1个电接点压力表、1个压力开关（油泵控制）等自动化元件，自动化元件采用国产名牌，重要的采用进口产品。(5)回油箱① 回油箱的容积能容纳机组调速系统全部油量的1.3倍。② 回油箱有检修用的孔，装有网状过滤器或单独的油泵吸油过滤器，所有的过滤器均能方便拆卸清理，而不需排空回油箱。回油箱设有嵌入式油位计、加油口和排油口。③ 回油箱无裂纹、裂缝或盲孔，所有焊缝要连续，并经热油渗透试验合格。其内部涂耐油漆。④ 回油箱设置油位开关及油位计。⑤ 油压装置的自动化元件全部接上调速器端子。1.11调速器厂家应配套提供满足调速器控制所需的自动化元件（如导叶开度模拟量传感器等），调速器应能接受后台计算机监控系统以无源接点形式的远程控制。1.12 调速器生产厂家应提供调速器油压装置控制箱（可和调速器做成二合一结构形式），实现调速器油泵的自动控制。满足调速器油压装置自动控制所需的自动化元件（如电接点压力表等）应配套提供。调速器事故低油压信号应以无源接点形式上传后台计算机监控系统。调速系统采用GB11120“L-TSA 46号汽轮机油”，油温在5～50℃以内，新油各项指标符合上述标准，运行油符合水电部《电力系统油质试验方法》规定的油质标准。1.13 接力器安装在水轮机上，保证控制环的协联度。2. 供货范围2.1两台套微机调速器，开度反馈装置、组合油压装置以及各元件、油压活塞与活塞缸以及活塞缸民调速器连接的的电气线路、仪表、管路管件等。2.2 图纸资料合同生效后10天内提供满足设计需要资料3套；1）调速器总图、基础图2）调速器操作系统图3）调速器电气原理和接线图4）调速器说明书3 备品备件1控制按纽2支2发光二极管2支3各种密封圈2台套4电器易损件2台套5油压装置备品2台套6及其它备件八、控制屏发电机控制屏采用采用BKF-WT-200/400一体化结构综合控制屏，该屏是为无刷励磁发电机控制屏所配套的水轮发电机组设计的。作为无刷励磁发电机电压调节之用，屏内仪表能显示发电机运行状况，能对发电机出现过流、过压、短路的情况进行保护。设备除满足相应规范外，还需满足水利部农村水电增效扩容改造项目机电设备选用指导意见和水利部农村水电增效扩容改造项目验收指导意见要求。一）技术要求7、工作环境要求室内安装，海拔19００米，环境温度-10℃～37℃，相对湿度＋４０℃时≯５０%，＋３０℃时≯９０%。8、主要技术参数序号项目参数1额定电压AC400V2额定绝缘电压AC690V3额定频率50Hz4母线系统采用三相五线制5水平母线（主母线TMY-100×10）额定电流≥3500A；额定峰值耐受电流：176KA额定短时耐受电流（1s有效值）：80KA6垂直母线（支母线80×8）额定电流：满足图纸设计要求额定峰值耐受电流：176KA额定短时耐受电流（1s有效值）：80KA7辅助回路电压AC220V8电气间隙、爬电距离和隔离距离设备内电器元件的电器间隙和爬电距离应符合各自相关标准中规定的距离，而且在正常使用条件下也应保持此距离。电气间隙：10mm，爬电距离：12mm。功能单元处于分离位置时，它的主电路插接件裸露带电部件与垂直母线或静触头的隔离距离应不小于20mm。即使在机械操作试验后也应保持此距离。9温升按IEC947-1的有关规定10防护等级外壳IP3011外型尺寸制造商定型产品，满足设计图纸的安装位置要求9、综合控制屏结构(17)综合控制屏全部柜架采用优质钢板组成，厚度不小于2mm。(18)综合控制屏四周门板、侧板采用优质钢板组成并作静电喷涂。(19)综合控制屏体在装配后应有足够的机械强度，以保证元件安装后及操作时无摇晃、不变形；所有框架零件均应免维护。(20)综合控制屏内的每个柜体分隔为三个室，即母线室、功能室及电缆室，功能室为功能单元组件，母线室为母线和配电母线，电缆室为进出线电缆（上、下进出线均可），电缆室设于柜后部,功能单元之间及柜内部各室均可作分隔，上下层抽屉之间用带有通风孔的金属底板相隔离，有效地防止开关元件因故障产生的飞弧与母线或其他线路短路造成的事故。隔离措施应严密而有效。(21)防护等级最小要求IP30，排风口应有拦网，以防昆虫入内；(22)综合控制屏内零部件尺寸、隔室尺寸，均实行模数化。(23)母线室应能方便地装设母线。(24)成套设备应取得3C认证並提供相应证书。（25）母线之间的连接要保证有足够和持久的接触压力，但不应引起母线产生永久变形。（26）可以同时提供合、分位置辅助接点，故障报警辅助接点。（27）断路器必须是抗湿热产品。 二）技术条款1、规范及标准DL/T 578-95水电厂计算机监控系统基本技术条件DL5003电力系统调度自动化设计技术规范DL5002地区电网调度自动化设计技术规范GB3453数据通信基本型控制规程GB3454数据终端（DTE）和数据电路终端设备（DCE之间的接口定义）IEEE 802.3网络技术标准GB23128 操作系统标准DL476电力系统实时数据通信应用层协议JB/T5234工业控制计算机系统验收大纲DL/T5065-1996水力发电厂计算机监控系统设计规定DL/T5081-1997水力发电厂自动化设计规范GB4943数据处理设备的安全GB7450 电子设备雷击保护导则GB7260 不间断电源设备DL/T630-1997交流采样远动终端技术条件DL/T595-1996电气设备预防性试验规程DL/T614-1997多功能电能表；DL/T645-1997多功能电能表通信规约；DL/T 5137-2001 电测量及电能计量装置设计技术规程DL／T687-1999 微机型防止电气误操作装置通用技术条件GB/T17963-2000 信息技术 开放系统互连 网络层安全协议DL/T634.5104远动设备及系统 第5-104部分:传输规约采用标准传输协议子集的IEC60870-5-101网络访问国家经贸委《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》（[2002]第30号令）国家电力监管委员会第5号令《电力二次系统安全防护规定》相关的GB、IEC、IEEE、ISO、ANSI、DIN、JH、JIE标准 GBJ55 工业与民用通用设备电力装置设计规范 SD19 电测量仪表装置设计技术规程 水利部农村水电增效扩容改造项目机电设备选用指导意见 水利部农村水电增效扩容改造项目验收指导意见当各标准不一致时，以标准高的为准。2、技术要求2.1通用技术要求2.1.1 供货商提供的设备应符合国家相关的技术标准，满足技术先进、质量可靠、节能环保、安全生产和劳动条件的基本要求。2.1.2供货商提供的设备均应具备国家认定资质机构颁发ISO9001系列认证书或等同的质量保证体系认证证书，具有健全的质量保证体系，拥有良好的生产条件、加工能力与检验（试验）条件，产品质量稳定可靠，售后服务体系完善，市场信誉良好。采购人欢迎供货商提供优于本规范书的先进、成熟、可靠的设备及部件。2.1.3供货商提供的设备零部件应采用先进、可靠的加工制造技术与检验技术 ，应有良好的表面几何形状及合适的公差配合。采购人一般不接受带有试制性质的部件。2.1.4供货商提供的外购配套件，必须选用优质名牌、节能、先进产品，并有生产许可证及生产检验合格证。2.1.5供货商提供的易于磨损、腐蚀、老化或需要调整、检查和更换的部件应提供备用品、并能比较方便地拆卸、更换和修理。所有重型部件均应设有便于安装和维修的起吊或搬运设施（如吊耳、环型螺栓等）。2.1.6供货商提供特种设备起重机、压力容器和消防设备等，应具有特种设备制造许可证和相关部门检定证书。2.1.7供货商提供的所使用的零部件或组件应有良好的互换性。2.1.8供货商提供的所有铸造件在加工前作退火热处理和时效处理。中碳钢以上的材料应进行调质处理，焊接部件应进行退火处理。2.2配电装置2.2.1屏柜主要元件的技术要求:1、成套开关柜各项性能参数应满足国家及行业相应标准，并具有完善的“五防”功能。2、低压开关装置应通过3C认证。3、配电设备应具有国家权威部门出具的型式试验证书。4、应满足当地电力系统接入要求。5、控制单元应采用简单的紧凑式一体化结构，将二次测量、控制、保护设备与一次电气设备同组一屏，做到一机一屏。2.2.2、设备产品性能要求一体化结构综合控制屏内含无刷励磁控制器，同期装置，测量、保护、控制系统，控制柜内所有设备功能必须满足“无人值班，少人值守”的原则。屏内主要由低压机组综合自动化装置、工业级触摸屏、可控硅励磁输出模块、可控硅调速输出模块、直观式仪表、手动操作控制按钮与转换开关、隔离刀闸及万能式断路器、电流互感器组及电压互感器组等组成，集中完成400V低压水轮发电机组的控制与保护。把发电机的配电主回路和控制、发电机保护、厂用电馈出线、发电机二次测量、发电机控制、发电机励磁、水轮机自动回路等二次回路的设备有序的安装在同一屏内。控制屏配有常规机械式指针仪表和多功能测量仪表，可完成发电机的三相电压PV、三相电流PA1～PA3、有功功率PPA、功率因数PPF、频率PF、发电机励磁电流参数的测量，使用电子式电度表PJ完成发电机有无功电量的计量。主配电装置采用的是国内知名厂家生产的低压配电设备，采用智能万能式断路器和HD13BX型隔离开关等；所选用的关键元器件均严格按ISO9001-2000质量管理保证体系执行。采用“经济实用、简单可靠、技术先进、便于扩展”的计算机监控系统，达到少人值守的要求。系统应采用先进成熟的计算机硬件、软件及网络技术，应能与励磁、调速器、保护等厂内智能设备进行通信、并应预留远方调度接口。应采用开放式网络结构。具有数据采集与处理、运行监视与事件报警、控制与调节、统计与制表、语音报警、系统通信、自诊断与冗余切换、培训仿真系统等基本功能。主要性能指标：模拟量及开关量的采集周期不大于1s；温度量采集周期不大于5s；现地单元接受控制命令到开始执行的时间不大于1s；主机数据库响应所有现地控制单元变化数据时间不大于1s；调用新画面时间不大于1s。2.2.3 水电站低压机组集中控制屏主要技术性能指标水电站低压机组集中控制屏具有数字化自动开/停机、调速/调功、励磁调节、自动准同期、自动功率调节、温度检测、机组飞逸保护、电流速断保护、过压保护、水位检测等功能。(1）自动开机、停机自动开机：当系统处于开机准备就绪状态后，现地发出开机指令，系统收到开机指令自动启励、自动同期、自动增功，将水轮发电机组至运行状态。自动停机：水轮发电机组处于工作状态时，现地发出停机指令，系统收到停机指令自动减功，将水轮发电机组功率降至空载，分闸断路器后关闭水机处停机状态。(2）自动准同期采用微机同期装置，减少对发电机的冲击，发电机的频率与电压接近系统的频率与电压，当频差小于0.5HZ、相角小于10度、电压差小于15V时，水水电站低压机组自动化装置发出合闸指令，断路器合闸，机组与电网准同期并网后自动增功。在并网以前能够自动调整电压和转速指令。(3）测量水电站低压机组装置有自动测量功能，在水电站低压机组装置显示屏上，可以显示电压、频率、电流、有功功率、无功功率、功率因素、水位高度和发电机组温度（八路）等。(4）手动控制功能：手动一键开机、手动一键停机、自动启励、自动同期、功自动增功、减(5）发电机保护功能继电保护应采用微机保护，满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。系统实时性好，抗干扰能力强，软硬件安全可靠，能适应电站现场各种环境的要求。1)速断保护：5~50A，延时0S，保护出口动作并跳闸。2)定时过流保护：0.5~10A，延时可设置在0~3S，保护动作并跳闸。3)过电压保护：电压可设置在0~560V，延时0~3S，保护动作并跳闸。4)低电压保护：电压低于0.7倍额定值，延时0~3S，保护动作并跳闸。5)过速（超频）保护：频率超过140Ne%，延时0S，保护动作并跳闸。以上各种保护采用微机保护装置，定值及动作延时均可由用户自行设定。在事故发生时，水水电站低压机组装置发出警报音响，并发出跳闸命令，使断路器跳闸，同时快速减少开度，若出现机组超速，控制器调速器关闭，从而迅速降低转速。2.2.4、保护设备产品性能要求应具有相关部门的检验合格证书。继电保护应采用微机保护，满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。系统实时性好，抗干扰能力强，软硬件安全可靠，能适应电站现场各种环境的要求。发电机保护、变压器保护、线路保护等配置应满足国家标准规定的要求。2.2.5、励磁设备产品性能要求应具有相关部门的检验合格证书，且采用微机励磁装置，具有以下功能：励磁顶值电压倍数不低于1.8倍，自动励磁调节器应保证发电机机端调压精度优于0.5%，且能在空载电压70%~110%额定值范围内稳定、平滑的调节2.2。微机励磁技术指标：(1）调压范围：（30%～130%）Ue(2）调压精度：优于0.5%(3）调差系数： 8%(4）频率特性：频率每变化1%，发电机端电压变化0.1%Ue(5）零起升压：超调量10%～15%，调节时间3～5秒，振荡次数3～5次(6）10%阶跃响应：超调量5%，振荡次数1次，调节时间3秒(7）甩额定无功负荷：超调量15%Ue，振荡次数3次，调节时间5秒(8）强励倍数1.3倍，强励响应时间不大于0.08秒(9）可控硅控制角分辨率：0.036度3.1 屏柜的标准1）、屏柜应设前后门，前后门为钢板制成，可观察内部设备的运行状况。开门时，设备不应误动。2）屏柜按IEC第144/529标准进行保护，保护等级IP4X。屏柜外壳的通风孔应有防止灰尘、虫和动物进入的措施。底部应有电缆进出口，电缆安装完毕后应可封闭底部。3)屏柜高为2200 60mm，其中60mm为盘柜顶挡板的高度，盘柜深为800mm，盘柜宽为1200(800)mm。4)所有柜（屏）至少有20%的自由空间和15～20%的备用端子，以便将来扩展。5)除另有说明外，屏、柜面上的所有仪表、器具和装置应采用嵌入式安装，其布置应清晰合理。6)为便于维护，屏柜内部装有交流220V照明灯和220V交流10A多用电源插座，照明灯由行程开关控制，柜门打开时灯亮。7)屏柜颜色，要求统一颜色，采用：计算机灰RAL-7035，也可以在合同中双方商定。8)柜内接线应采用耐热、耐潮和阻燃的具有足够强度的绝缘多股软铜导线，导线应无损伤，端头应采用压紧型的连接件，导线的两头应有编号，编号采用打印方式。承包人还应提供走线槽以便现场固定电缆及端子排的接线。9)每面柜应装有不小于120mm2截面的接地铜排，它应连接到主框架的前面、侧面和后面，接地铜排末端应装好可靠的压接式端子，以备接到电站的接地网上。所有柜的接地线的截面应不小于4.0mm2，与接地铜排的接线应至少用两个螺钉。接地铜排上应均匀打下?6的孔，不小于15个并配好螺栓，以方便电缆的屏蔽线连接。柜门应用不小于4.0mm2的带绝缘软铜线与柜体连接。10)端子排应有足够的绝缘水平。端子排应按单元分段，应留有不少于15％的备用端子，每个端子上端子排一般只接一根导线，不得超过两根。断路器的跳闸和合闸回路不直接在相邻的端子上，直流电源的正负极也不能接在相邻的端子上，正电源与跳合闸回路也不应接在相邻的端子上。11)柜内导线截面；电流回路不应小于4.0mm2；其它回路不应小于1.5mm2。绝缘电压水平均不应低于500V；12)装置需经快速小开关接通直流电源，并应有动作指示及足够的断流容量。各自动开关均应设有监视，并可发出断电信号。13)每面柜及其上的装置（包括继电器、控制开关、熔断器及其它独立设备）都应有标签，以便清楚地识别。14)对于那些必须按制造厂的规定更换的部件和插件，应有特殊的符号标出。15)在接线座和导线上，应明显标出回路号。16)电器组件上均应标有耐久性的文字符号。17)在接地螺钉旁，应明显标出接地符号。18)柜内应有消除过电压发生的电路，有防止外部过电压和噪声干扰侵入的措施。装置机箱应采取必要的防静电及电磁辐射干扰的防护措施。机箱的不带电金属部分应在电气上连成一体，并可靠接地。3.2 抗干扰性能承包人在进行计算机监控系统的工厂试验时应核实与下列标准的一致性：ANSI/IEEE C390.1-1989《继电保护系统冲击耐压试验标准》ANSI/IEEE C390.2-1987《继电保护系统耐受无线电干扰标准》IEC801-1至801-4 《工业过程测量及控制设备的电磁兼容性》3.2 所有开关量和模拟量均应进入后台显示，如果保护或励磁的模拟量、开关量不够时刻采用外增PLC装置，PLC装置型号不得低于西门子产品。3.3水轮机自动控制系统应能安全可靠地实现以下基本功能：a.速度保护：过速保护、飞逸保护、低速保护；b.温度监视：水轮发电机组的轴承和线圈的温度和油升等；c.压力监视：机组的油、水气管路；主要元件说明：SB1、储能按纽 （250kw以上用）SB2、合闸按纽SB3、分闸按纽HL1、储能指示（250kw以上用）HL2、合闸提示HL3、分闸提示SA1、发电机三相电压测量开关LK1、励磁调节器KP1、发电机过压过流保护装置 KE、自动同期装 九、 变压器设备一）．标准与规范承包人（在合同设备的设计、制造、试验、运输、安装、调试及交接验收过程中，应遵循本节所列及其它相关的国家和行业所颁布的规程、规范及标准（有效版本）。若引用的规范和标准与下列规范和标准发生矛盾时，应优先采用技术、质量要求高的。本设备应遵循的主要现行标准如下。IEC60 《高压试验技术》，同国标；IEC71-1，71-3《绝缘配合》；GB311　 《高压输变电设备的绝缘配合，高电压试验技术》；IEC76-1 《电力变压器、总则》；GB1094．1－GB1094．5《电力变压器》；IEC76-2 《电力变压器，温升》；IEC76-3 《电力变压器，绝缘水平和绝缘试验》；IEC76-4 《电力变压器，分接和联结方法》；IEC76-5 《电力变压器承受短路的能力》；IEC137 　《交流电压高于１kV的套管》；IEC156 　《绝缘油电气强度测定方法》；IEC722 　《电力变压器和电抗器的雷电试验和操作冲击试验导则》；GB/T6451 《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》；IEC270 《局部放电测量》；IEC296 　《变压器和开关用新绝缘油规范》；IEC354 　《油浸变压器负载导则》；IEC551 　《变压器和电抗器的声级测定》；GB5582 　《高压电力设备外绝缘污秽等级》；GB/T15164《油浸式电力变压器负载导则》；GB763　《交流高压电器在长期工作时的发热》；GB2536 　《变压器油》；GB2706 　《高压电器动热稳定》；GB191　《包装贮运标志》；DL5027 　《电力设备典型消防规程》；GB13027　《油纸电容式变压器套管型式和尺寸》；GB7328 　《变压器和电抗器的声级测量》；GB4109 　《高压套管技术条件》；GB/T13499－9　《变压器应用导则》；GB10237《电力变压器绝缘水平和绝缘试验，外绝缘的空气间隙》；GB1900 　《电工术语、变压器、互感器、电抗器、调压器》；GB/T16274《油浸式电力变压器技术参数和要求》；GB50150《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》。水利部农村水电增效扩容改造项目机电设备选用指导意见水利部农村水电增效扩容改造项目验收指导意见当各标准不一致时，以标准高的为准。vvv)（二）．主要技术参数和技术要求5、2.1．技术参数表2-1技术参数表项目参 数型式户外油浸式三相双绕组无励磁调压自然空气冷却电力变压器型号S11-250/10额定容量250kVA电压组合冷却方式自然空气冷却相数三相频率50Hz联 结 组Y,d11阻抗电压(%)4.0空载电流（%）空载损耗（不大于，kW）0.39负载损耗（不大于，kW）3.05噪音（不大于，dB）极性减极性低压侧引出方式(3端或6端)3端绝缘油型号DB-25#绝缘油储油柜类型BP1(或同类)爬电比距（不小于，mm/kV）变压器轨距 mm数量1台备 注6、2.2 技术要求2.2.1．绝缘水平满足规范要求。2.2.2．温升限值：应符合GB1094.2的规定。2.2.3．效率和损耗：效率（在额定电压和频率、额定容量、cosφ＝1时）不低于99.34%。损耗（在额定电压，额定频率下，cosφ＝１）见表3-1。 2.2.4．过负荷能力变压器的过负荷能力应符合GB／T15164和IEC－354《油浸式变压器负荷导则》的规定。2.2.5．故障状况的承受能力变压器在任何分接头时都应能承受三相对称短路电流2s，且能承受国家标准所规定的短路试验电流值，各部位无损坏和明显变形，短路后线圈的平均温度最高不超过250℃。宜采用半硬铜、自粘性换位导线以及用硬绝缘筒绕制线圈等措施提高变压器抗短路能力。2.2.6．空载电流：在额定电压和额定频率下空载电流应小于额定电流的0.35％。2.2.7．过激磁能力：应符合GB1094－85的规定。2.2.8．噪音水平在距离设备0.3m处测量，噪音水平不应大于65dB。2.2.9．变压器油箱的机械强度应能承受2×104Pa真空度和8×104Pa正压的机械强度试验，不得有损伤和不允许的永久变形。使用寿命30年。2.2.10．配用片式散热片冷却。2.2.11．变压器应装上层油温温度计，温度计应提供远方指示仪表和信号接点。温度计的安装位置应便于观察。2.2.12．变压器装有气体继电器。2.2.13．油指示器、膨胀器、铜线、硅钢片、绝缘件、蝶阀及油温度计、呼吸器、油阀瓷件均为国产优质产品，投标时列明厂家型号。2.2.14．变压器油为#25油，油的质量应符合有关标准规定，制造厂应提供注入变压器前的油质指标。2.2.15．绝缘油（1）绝缘油应完全符合GB2536或IEC296、156所规定的全部要求。（2）油的闪点不能低于140℃。（3）绝缘油应是全新的环烷基矿物油，除了抑制剂外不得加任何添加剂，变压器油应足够注入到规定油面，承包人应另行提供10％的备用油。2.2.16．变压器油箱下部壁上应装有专用密封式取油样阀。油箱下部应装有足够大的放油阀。油箱底部应装有排油装置。2.2.17．承包人应提供准确轨距。 2.2.18．变压器应设有重、轻瓦斯继电器，并有用于跳闸和报警的引出接点。2.2.19．制造厂应保证变压器到现场后，投入运行时，在额定电压下进行5次冲击合闸应无异常现象，在正常运行时，应达到15年不需要大修，使用寿命应达到30年。2.2.20．变压器油箱应承受50kPa压力的密封试验，其试验时间为36h，不得有渗漏和损伤。2.2.21．铭牌铭牌应包括下列内容：所有额定值、线圈联接图、分接位置表（包括各位置电压和相应的电流）、各线圈正阻抗、箱盖示意图（标明所有套管位置和标号）、噪音（dB）、耐地震强度、电流互感器标称变比、联接和准确级次、温升曲线等。铭牌应用中文书写。十、技术服务和售后服务1、安装服务1.1所有设备安装、调试、试运行由卖方负责，买方提供辅助劳力，卖方对合同范围内设备的安装、调试质量负全责。1.2所有设备的安装、调试、试运行费用已包含在设备供货合同总价中。2、售后服务1.1产品质量保证期为该产品投入运行后五年内，产品从出厂和到投运以及在保证期内，因产品设计、制造质量不良、安装调试等引起的设备问题，卖方应负责及时派员无偿修复或更换处理，同时承诺尽快安排到现场售后服务。1.2售后服务范围1.2.1产品的终身维护1.2.2运行维护人员的免费培训1.2.3备用备件的供应，充足的备品、备件库存，保证不间断地向客户供应十一、 图纸资料1.签订合同后15天内提供的图纸（1）机组布置平、剖面图； （2）发电机总装平、剖面图；（3）调速器及油压装置总装图。（4）水轮机进水阀及油压装置总装图。2.合同生效后30天内，卖方提供以下图纸资料（但不限于此）（1）水轮机总装平、剖面图； （2）转轮装配图；（3）机壳装配图； （4）水轮机自动化元件配置系统图；；（5）发电机辅助接线图；（6）发电机自动化元件配置图；（7）调速器及油压装置总图、安装图、基础图；（8）微机调速器原理方框图；（9）水轮机进水阀设备总图、安装图、基础图（含荷载）；十二、 图纸资料10.1所有设备铭牌为简体中文； 10.2 设备颜色由招标人指定，甲方应在设备装配前15天将颜色提供给投标人，如果超过15天未收到招标人的通知，投标人将按驰骋公司的设备颜色标准来喷漆。附件2：犍为县马家坡电站、周家沱电站、三角沱电站水电增效扩容技改工程项目预公示内容的建议致犍为县公共资源交易服务中心：（正文内容自拟）供应商名称（公章）：供应商办公电话：建议人姓名（签字）：建议人手机：建议日期：