目录

第一部分投标邀请
第二部分投标方须知
A投标方
1.合格投标方的范围
2.投标委托
3.投标费用
B招标文件
4.招标文件
5.招标文件的澄清
6.招标文件的修改
C投标文件
7.投标文件计量单位
8.投标文件的组成
9.投标内容填写说明
10.投标书附件的编制与编目
11.报价
12.投标保证金
13.投标文件的有效期
14.投标文件的签署及规定
D投标文件的递交
15.投标文件的密封及标记
16.投标截止时间
17.投标文件的修改和撤回
E开标及评标
18.开标
19.对投标文件的初审
20.投标的澄清
21.评标
22.评标过程保密
F授予合同
23.最终审查
24.招标方在授标时有变更数量的权力
25.招标方接受和拒绝任何或所有投标的权力
26.中标通知
27.签订合同
28.履约保证金保函
G标服务费
29.中标服务费
第三部分合同一般条款
1.定义
2.技术规范
3.专利权
4.包装要求
5.装运标志
6.交货方式
7.装运通知
8.保险
9.付款方式
10.技术资料
11.质量保证
12.检验
13.索赔
14.延期交货
15.违约赔偿
16.不可抗力
17.税费
18.履约保证金保函
19.仲裁
20.违约终止合同
21.破产终止合同
22.转让和分包
23.合同修改
24.通知
25.计量单位
26.适用法律
27.合同生效及其它。
第四部分合同特殊条款
第五部分合同格式
第六部分附件—投标文件格式
附件一投标函
附件二开标一览表
附件三投标货物数量、价格表。
附件四技术规范偏离表
附件五投标书附件
附件六资格证明文件
(一)营业执照(复印件)
(二)法人代表授权书
(三)投标单位情况表
(四)产品鉴定证书(复印件)
(五)生产许可证(复印件)
(六)投标产品获国优、部优等荣誉证书(复印件)
(七)履约保证金保函(中标后开具)。

第一部分投标邀请
（招标编号： ）
1．吉林奇峰化纤股份公司，邀请合格投标人就吉林化纤集团有限公司自备热电站2#机工程所需30MW抽背式汽轮机、30MW发电机进行国内公开招标。请投标人就以下货物和有关服务提交密封投标：
2.招标设备名称及数量：
30MW抽背式汽轮机1台，配套30MW发电机 1台。
3.有兴趣的合格投标人可在www.jlhxjt.com网站 或中国采招网得到进一步的信息和查阅招标文件。
4.投标人可从即日起每天(节假日除外) 8:30 时至16.30 时， 至吉林化纤集团采购中心索取招标文件或在www.jlhxjt.com网站直接下载。
5.5.所有投标书应于2015年 9 月 16 日上午 12:00 时(北京时间)之前递交到 吉林化纤集团采购中心备件处。
6.定于2015年 9 月17 日上午 9:30 时(北京时间)，吉林化纤集团公司审计部开标。届时请参加投标的代表出席开标仪式。
7.
招标机构名称： 吉林奇峰化纤股份有限公司
详 细 地 址： 吉林市经济技术开发区九站街516-1号
邮 编 132115
电 话：:****-******** 传 真： ********
电 子 信 箱：
技术咨询： 范先生153*****880
商务咨询：申先生153*****797

投 标 人 须 知 前 附 表
序号条 款 号内 容
1项目名称：吉林奇峰化纤股份有限公司三期自备电站2#机工程所需30MW抽背式汽轮机、30MW发电机国内公开招标

2有关条款人民币开户行：
帐号：
38.2投标文件中资格证明文件必须是合格、有效的。
412投标保证金壹拾万元现金（交到吉林奇峰化纤股份有限公司财务处）。未中标单位投标保证金在中标通知书发布后10日内返还
513投标有效期： 90 天
615.1投标文件数目：5份（1份正本，4份副本）
715开标一览表需单独密封在一个信封内，与投标文件分装，用于开标时唱标。
816.1投标文件递交至： 吉林化纤集团采购中心
916.1投标截止时间：2015年 9 月 16 日上午 （北京时间）12:00
投标地点： 吉林化纤集团采购中心
1018.1开标时间：2015年 9 月 17 日上午 9:30 （北京时间）
开标地点： 吉林化纤集团审计部
11投标人须对每包全套设备进行投标，只对部分设备的投标将被拒绝。
12投标报价有重大漏项的投标将做废标处理。
1328.1中标人签约后应按国家发展计划委员会计价字〔2002〕1980号文件规定的收费标准 缴纳招标代理服务费（在投标保证金中扣除）。

第二部分投标方须知

A投标方
1.合格投标方的范围
1.1凡具有法人资格，有生产或供应能力的国内企事业单位均可参加投标(如果投标货物实行生产许可证制度，应有生产许可证)。
1.2允许在中国注册的外国独资或中外合资、合作企业，以其在中国境内生产的产品参加投标。
1.3投标方应遵守有关的国家法律、法令和条例。
2.投标委托
2.1如投标方代表不是法人代表，须持有《法人代表授权书》（统一格式）。
3.投标费用
3.1无论投标过程中的作法和结果如何，投标方自行承担所有与参加投标有关的全部费用。

B招标文件
4.招标文件
4.l招标文件由招标文件总目录所列内容组成。
4.2投标方应详细阅读招标文件的全部内容。不按招标文件的要求提供的投标文件和资料，可能导致投标被拒绝。
5.招标文件的澄清
5.1投标方对招标文件如有疑点要求澄清，或认为有必要与用户进行技术交流时，可用书面、传真、电报形式通知招标方，但通知不得迟于开标日期前10天使招标方收到，招标方应用书面、传真、电报做出答复，招标方将视情况确定技术交流，或以书面形式予以答复，如有必要时可将答复内容包括原提出的问题（但不标明问题查询的来源），分发给所有取得同一招标文件的投标方。
6.招标文件的修改
6.1在投标截止时间前，招标方无论出于自己的考虑，还是出于对投标方提问的澄清，均可对招标文件用补充文件的方式进行修改。
6.2对招标文件的修改，将以书面、电报或传真的形式通知已购买招标文件的每一投标方。补充文件将作为招标文件的组成部分，对所有投标方有约束力。
6.3为使投标方有足够的时间按招标文件的修改要求考虑修正投标文件，招标方可酌情推迟投标的截止日期和开标日期，并将此变更通知上述每一投标方。

C投标文件
7.投标文件计量单位
7.1投标文件中所使用的计量单位，除招标文件中有特殊要求外，应采用国家法定计量单位。
8.投标文件的组成
8.l投标书(统—格式)，包括：
(1)投标函
(2)开标一览表(用于唱标)
(3)投标货物数量、价格表
(4)规格性能偏离表
(5)投标书附件(投标方视需要自行编写)
8.2资格证明文件包括：
(l)营业执照(复印件)
(2)法人代表授权书
(3)投标方情况表
(4)产品鉴定证书(复印件)
(5)生产许可证(复印件，实行生产许可证制度的产品提交)
(6)投标产品获国优、部优等荣誉证书(复印件)
8.3履约保证金保函（中标后开具）
9.投标内容填写说明
9.1投标书按统一格式填写，装订成册。
9.2开标一览表为在开标仪式上唱标的内容，要求按格式填写、统一规范，不得自行增减内容。
10.投标书附件的编制及编目
10.1投标书附件由投标方视需要自行编制。规格幅面应与正文一致，附于正文之后，与正文页码统一编目编码装订。
10.2投标书附件可以包含以下内容：
(1)产品组成系统说明，产品主要技术数据和性能的详细描述及提供产品样本；
(2)关键元器件明细表(包括制造厂名和国别)；
(3)产品制造、安装、验收标准；
(4)详细的交货清单；
(5)特殊工具及备件清单；
(6)投标方推荐的供选择的配套货物表；
(7)投标方提出的合理化建议(如对招标货物的规格、性能、材质、配套货物提出更为合理的替代方案等)；
(8)产品的技术服务和售后服务的内容及措施。
11.投标报价
11.1所有投标均以人民币报价。
11.2投标方要按投标货物数量、价格表(统一格式)的内容填写产品单价、总价及其他事项，并由法人代表或授权代表签署。
11.3对于非标准货物的投标，还应填报报价明细表(报价明细表格式由投标方自行设计)。
11.4投标方如需用外汇购入某些投标货物，须折合人民币计入总报价中。
11.5如遇本须知第10.2.(7)条情况，引起价格变动时，应加以详细说明。除此以外，招标方不接受任何选择报价，对每一种货物只允许有一个报价。
11.6最低报价不能作为中标的保证。
12.投标保证金
12.1投标方应提供不少于投标总价 %的投标保证金。
12.2投标保证金可采用下列形式之一种：
(1)现金、支票
(2)汇票（全国通用）
12.3未按第12.1条和第12.2条要求提交投标保证金的投标将被视为投标无效。
12.4中标方的投标保证金在与买方签订了经济合同并提交了履约保证金保函和中标服务费后无息退还。
12.5落标的投标方投标保证金将在买方与中标方签订的经济合同生效后10天内无息退还。
12.6发生下列情况之一，保证金将被没收。
(1)开标后在投标有效期间，投标方撤回其投标书。
(2)中标方不按本须知第27条规定签约或不按本须知第28条规定提供履约保证金保函。
(3)中标方不按本须知第29条规定缴付中标服务费。
13.投标文件的有效期
13.1自开标日起90天内，投标应保持有效。有效期短于这个规定的投标，将被拒绝。
13.2在特殊情况下，招标方可与投标方协商延长投标有效期。这种要求和答复都应以书面、传真、电报的形式进行。按本须知第12条规定的投标保证金的有效期也相应延长。投标方可以拒绝接受延期要求而不致被没收保证金。同意延长有效期的投标方不能修改投标文件。
14.投标文件的签署及规定
14.1组成投标文件的各项资料(本须知第7条中所规定)均应遵守本条。
14.2投标方应填写全称，同时加盖印章。
14.3投标文件必须由法人代表或授权代表签署。
14.4投标文件中投标书一式5份。其中正本1份，副本4份。资格证明文件一式2份，其中，法人代表授权书及投标单位情况表正本l份，副本1份。其余文件仅提供复印件。如果正本与副本不符，以正本为准。
14.5投标文件的正本必须用不退色的墨水填写或打印，注明“正本”字样。副本可以用复印件。
14.6投标文件不得涂改和增删，如有修改错漏处，必须由同一签署人签字或盖章。
14.7投标文件因字迹潦草或表达不清所引起的后果由投标方负责。

D投标文件的递交
15.投标文件的密封及标记
15.1投标文件应按以下方法分别装袋密封：
15.1.1投标书密封袋内装投标书正副本共一式5份。封口处应有投标全权代表的签字及投标单位公章。封皮上写明招标编号、招标项目名称、投标方名称、并注明“开标时起封”字样。
15.1.2资格证明文件袋内装资格证明文件2份。封皮上写明招标编号、招标项目名称及投标方名称，并注明“资格证明文件”字样。
15.2将全部投标文件（投标书密封袋、资格证明文件袋及投标方认为有必要提交的其他资料）包装完好，封皮上写明招标方邮政编码、名称、地址、招标编号、投标方名称、地址、邮政编码、投寄人。
15.3如果投标未按上述要求密封及加写标记，招标方对投标文件的误投和提前启封概不负责。
16.投标截止时间
16.1投标文件必须在投标截止时间前邮寄到达或派人送达到指定的投标地点。
16.2如需投标方交纳投标保证金的，如果用现金、支票的形式，须在开标前派人送招标方换取收据。
16.3招标方推迟投标截止时间时，应以书面(或传真、电报)的形式，通知所有投标方。在这种情况下、招标方和投标方的权利和义务将受到新的截止期的约束。
16.4招标方对投标文件在邮寄过程中的遗失或损坏不负责任。
16.5在投标截止时间以后送达的投标文件、招标方拒绝接收。
17.投标文件的修改和撤回
17.1投标以后，如果投标方提出书面修改和撤标要求，在投标截止时间前送达招标方者，招标方可以予以接受。但不退还投标文件。
17.2投标方修改投标文件的书面材料，须密封送达招标方，同时应在封套上标明“修改投标文件(并注明招标编号)”和“开标时启封”字样。
17.3撤回投标应以书面(或传真、电报)的形式通知招标方。如采取电报或传真形式撤回投标，随后必须补充有法人代表或授权代表签署的要求撤回投标的正式文件。撤回投标的时间以送达招标方或邮电到达日戳为准。
17.4开标后投标方不得撤回投标，否则投标保证金将被没收。

E开标及评标
18.开标
18.1招标方按招标文件规定的时间、地点主持公开开标。开标仪式由招标方主持，评标委员会成员、委托方代表及有关工作人员参加。
18.2投标方派代表参加开标仪式。
18.3开标时检验投标文件密封情况，确认无误后拆封唱标。
18.4招标方在开标仪式上，将公布投标方的名称、投标货物名称、投标价格、交货期及其投标的修改、投标的撤回、投标保证金是否提交等，招标方将做唱标记录。
19.对投标文件的初审
19.1初审内容为投标文件是否符合招标文件的要求、内容是否完整、价格构成有无计算错误、文件签署是否齐全及验证保证金汇票。
19.2初审中，对价格的计算错误按下述原则修正：
(1)如果单价乘数量不等于总价，应以单价为准修正总价。
(2)如果以文字表示的数据与数字表示的有差别，应以文字为准修正数字。
(3)投标方不同意以上修正，则其投标将被拒绝。
19.3与招标文件有重大偏离的投标文件将被拒绝。重大偏离系指投标货物的质量、数量及交货期明显不能满足招标文件的要求。这些偏离不允许在开标后修正。但招标方将允许修改投标中不构成重大偏离的微小的，非正规，不一致或不规则的地方。
19.4招标方对投标文件的判定，只依据投标内容本身，不依靠开标后的任何外来证明。
20.投标的澄清
20.1招标方有权就投标文件中含混之处向投标方提出询问或澄清要求。投标方必须按照招标方通知的时间、地点派技术和商务人员进行答疑和澄清。
20.2必要时招标方可要求投标方就澄清的问题作书面回答，该书面回答应有投标全权代表的签章，并将作为投标内容的一部分。
20.3投标方对投标文件的澄清不得改变投标价格及实质内容。
21.评标
21.1招标方根据招标货物特点组建评标委员会，对具备实质性响应的投标文件讲行评估和比较。评标委员会由招标方、货物需求方、技术、经济、法律专家和其他有关方面的代表组成。
21.2评标原则
评标严格按照招标文件的要求和条件进行。比较报价，同时考虑以下因素：
(1)设计方案先进性、合理性
(2)产品的性能、互换性及标准
(3)产品的先进性、可靠性
(4)产品的寿命、经营成本
(5)维修服务、备件供应
(6)交货时间、安装竣工时间
(7)运输条件
(8)经营信誉
21.3中标条件：
(1)投标文件符合招标文件要求。
(2)按21.2评标原则综合评定的评标价最低。
(3)有执行合同能力。
22.评标过程保密
22.1开标之后，直到授予投标方合同止，凡是属于审查、澄清、评价和比较投标的有关资料以及授标意向等，均不得向投标方或其他无关的人员透露。
22.2在评标期间，投标方企图影响招标方的任何活动，将导致投标被拒绝，并承担相应的法律责任。

F授予合同
23.最终审查
23.1最终审查的对象是招标项目的预中标方，即意向授予合同的最低评标价标的投标方。
23.2最终审查的内容是对预中标方的产品进行产品性能、技术状况、生产条件、产品质量，投标人资格、信誉以及招标方认为有必要了解的其它问题作进一步考查。
23.3最终审查的方式：
(1)对预中标方进行询问。
(2)对预中标方进行实地考察。
23.4接受最终审查的预中标方，必须如实回答和受理招标方的询问或考查，并提供所需的有关资料。
23.5如审查结果评标价最低的投标方不符合中标条件，则应考察下一个评标价最低者。
24.招标方在授标时有变更数量的权力
在向投标方授予中标通知书时，招标方有权变更数量和服务的内容。
25.招标方接受和拒绝任何或所有投标的权力
尽管有第21.3条规定，为维护国家利益，招标方在授予合同之前仍有选择或拒绝任何投标方中标的权力，并对所采取的行为不说明原因。
26.中标通知
26.1在投标有效期内，招标方以书面形式通知所选定的中标方。通知也可以电报、传真的形式，但需要随以书面确认。
26.2当中标方按第27条规定与买方签订中标经济合同并提交履约保证金保函后，招标方将向其他投标方发出落标通知，并退还投标保证金（中标方的投标保证金需扣除中标服务费）。招标方对落标的投标方的落标原因不作解释。
26.3中标通知书将是合同的一个组成部分。
27.签订合同
27.1中标方应按中标通知书中规定的时间、地点与买方签订中标经济合同，否则按开标后撤回投标处理。
27.2招标文件、中标方的投标文件及评标过程中有关澄清文件均应作为合同附件。
28.履约保证金保函
28.1中标方在收到中标通知书后，应在合同特殊条款规定的时间内，按招标文件中履约保证金保函格式向买方提供合同总价的10%的履约保证金保函。
28.2中标方如未按第27.1及28.1条的规定办理，招标方有权撤销其中标资格并没收投标保证金。在这种情况下，招标方可另选中标方或另行招标。
28.3履约保证金保函自签发之日起，至质量保证期满前有效。

G中标服务费
29.中标服务费
29.1中标方与买方签订经济合同后，招标方按投标人须知前附表第13条向中标方收取中标服务费。
29.2中标方在签订经济合同后15天内向招标方缴付中标服务费（或从投标保证金中扣除）。
29.3中标服务费只收现金、支票、汇票。
29.4中标方如未按29.1和第29.2条规定办理，招标方将没收其投标保证金。


第三部分合同一般条款
1.定义
本合同中的下列术语应解释为：
（1）“合同”系指买卖双方签署的、合同格式中载明的买卖双方所达成的协议，包括所有的附件、附录和构成合同的其它文件。
（2）“合同价”系指根据合同规定，在卖方在完全履行合同义务后应付给卖方的价格。
（3）“货物”系指卖方根据合同规定须向买方提供的一切设备、机械、仪表、备件、工具、手册和其它技术资料及其它材料，
（4）“服务”系指根据合同规定卖方承担与供货有关的辅助服务，如运输、保险以及其它的服务，如安装、调试、提供技术协助、免费提供买方操作人员到卖方业绩单位实习、培训和其他类似的义务。
（5）“买方”系指购买货物的单位。
（6）“卖方”系指根据合同规定提供货物和服务的具有法人资格的公司或实体。
（7）“现场”系指合同项下货物将要进行安装和运行的地点。
（8）“验收”系指合同双方依据规定的程序和条件确认合同项下的货物符合技术规范的要求。
2.技术规范
提交货物的技术规范应与招标文件规定的技术规范和技术规范附件（如果有的话）及其投标文件的规格偏差表(如果被买方接受的话)相一致。
若技术规范中无相应说明，则以国家有关部门最新颁布的相应标准及规范为准。
3.专利权
卖方应保护买方在使用该货物或其任何一部分时不受第三方提出侵犯专利权、商标权或工业设计权的指控。如果任何第三方提出侵权指控，卖方须与第三方交涉并承担可能发生的一切法律责任和费用。
4.包装要求
4.1除合同另有规定外，卖方提供的全部货物，均应采用国家或专业标准保护措施进行包装，使包装应适应于远距离运输、防潮、防震、防锈和防粗暴装卸，确保货物安全无损运抵现场。由于包装不善所引起的货物锈蚀、损坏和损失均由卖方承担。
4.2每件包装箱内应附一份详细装箱单和质量合格证。
5.装运标志
5.1卖方应在每一包装箱的四侧用不褪色的油漆以醒目的中文字样做出下列标记：
(1)收货人：
(2)合同号：
(3)装运标志：
(4)收货人代号：
(5)目的地：
(6)货物名称、品目号和箱号：
(7)毛重/净重（公斤）：
(8)尺寸（长×宽×高，以厘米计）：
5.2如果货物单件重量在2吨或2吨以上，卖方应在每件包装箱的两侧用中文和适当的运输标记，标明“重心”和“吊装点”，以便装卸和搬运。
根据货物的特点和运输的不同要求，卖方应在包装箱上清楚地标有“小心轻放”、“防潮”、“勿倒置”等字样和其他适当的标志。
6.交货方式
6.1交货方式一般为下列其中一种，具体在合同特殊条款中规定。
(1)现场交货；卖方负责办理运输和保险，将货物运抵现场。有关运输和保险的一切费用由卖方承担。所有货物运抵现场的日期为交货日期。
(2)工厂交货：由卖方负责办理运输。运输费和保险费由买方承担。运输部门出具收据的日期为交货日期。
(3)买方自提货物：由买方在合同规定地点自行办理提货。提单日期为交货日期。
6.2卖方应在合同规定的交货期前30天以电报或电传形式将合同号、货物名称、数量、包装箱件数、总毛重、总体积(立方米)和备妥交货日期通知买方。同时卖方应用挂号信将详细交货清单一式六份包括合同号、货物名称、规格、数量、总毛重、总体积(立方米)、包装箱件数和每个包装箱的尺寸(长×宽×高)、单价、总价和备妥待交日期以及对货物在运输和仓储的特殊要求和注意事项通知买方。
6.3在现场交货和工厂交货条件下，卖方装运的货物不应超过合同规定的数量或重量。否则，卖方应对超运部分的数量或重量而引起的一切后果负责。
7.装运通知
7.1在现场交货和工厂交货条件下的货物，在卖方已通知买方货物已备妥待运输后24小时之内，卖方应将合同号、货名、数量、毛重、总体积(立方米)、发票金额、运输工具名称及启运日期，以电报或电传通知买方。
如因卖方延误将上述内容用电报或电传通知买方，由此引起的一切损失应由卖方负担。
8.保险
8.1如果货物是按现场交货方式报价的，由卖方办理货物运抵现场这—段的保险，保险以人民币按照发票金额的 %办理“一切险”，保险范围包括卖方承诺装运的货物；如果货物是按工厂交货、或买方自提货物方式报价的，其保险由买方办理。
9.付款方式
付款方式见合同特殊条款。
10.技术资料
合同项下技术资料(除合同特殊条款规定外)将以下列方式交付：
10.1合同生效后45天之内，卖方应将每台设备和仪器的中文技术资料一套，如目录索引、图纸、技术说明书、操作手册、使用指南、维修指南和/或服务手册和示意图寄给买方。
10.2另外一套完整的上述资料应包装好随同每批货物一起发运。
10.3如果买方确认卖方提供的技术资料不完整或在运输过程中丢失．卖方将在收到买方通知后3天内将这些资料免费寄给买方。
11.质量保证
11.1卖方应保证货物是全新、未使用过的，是用一流的工艺和最佳材料制造而成的，并完全符合合同规定的质量、规格和性能的要求。卖方应保证所提供的货物经正确安装、正常运转和保养在其使用寿命期内应具有满意的性能。在货物质量保证期之内，卖方应对由于设计、工艺或材料的缺陷而发生的任何不足或故障负责。
11.2根据买方按检验标准自己检验结果或当地质检部门检验结果，或者在质量保证期内，如果货物的数量、质量或规格与合同不符，或证实货物是有缺陷的，包括潜在的缺陷或使用不符合要求的材料等，买方应尽快以书面形式通知卖方，提出索赔。
11.3卖方在收到通知后30天内应免费维修或更换有缺陷的货物或部件。
11.4如果卖方在收到通知后30天内没有弥补缺陷，买方可采取必要的补救措施，但风险和费用将由卖方承担。
11.5除合同特殊条款规定外，合同项下货物的质量保证期为自货物通过最终验收起12个月。
12.检验
12.1在交货前，制造商应对货物的质量、规格、性能、数量和重量等进行详细而全面的检验，并出具一份证明货物符合合同规定的证书。该证书将作为申请付款单据的一部分，但有关质量、规格、性能、数量或重量的检验不应视为最终检验。制造商检验的结果和细节应在证书中加以说明。
12.2货物运抵现场后，买方将对货物的质量、规格、数量和重量进行检验并出具检验证书。如发现货物的规格或数量或两者都与合同不符，买方有权在货物运抵现场后90天内，根据买方按检验标准自己检验结果或当地质检部门出具的检验证书向卖方提出索赔，责任由保险公司或运输部门承担的除外。
12.3如果货物的质量和规格与合同不符，或在第11条规定的质量保证期内证实货物是有缺陷的，包括潜在的缺陷或使用不符合要求的材料，买方将有权向卖方提出索赔。
12.4买方有权提出在货物制造过程中派人到制造厂进行监造，卖方有义务为买方监造人员提供方便。
12.5制造厂对所供货物进行机械运转试验和性能试验时，必须提前通知买方。
13.索赔
13.1除责任应由保险公司或运输部门承担的之外，买方有权根据买方按检验标准自己检验的结果或当地质检部门出具的质检证书向卖方提出索赔。
13.2在根据合同第11条和第12条规定的检验期和质量保证期内，如果卖方对买方提出的索赔和差异负有责任，卖方应按照买方同意的下列一种或多种方式解决索赔事宜：
(1)卖方同意退货，并按合同规定的同种货币将货款退还给买方，并承担由此发生的一切损失和费用，包括利息、银行手续费、运费、保险费、检验费、仓储费、装卸费以及为保护退回货物所需的其它必要费用。
(2)根据货物低劣程度、损坏程度以及买方所遭受损失的数额，经买卖双方商定降低货物的价格。
(3)用符合规格、质量和性能要求的新零件、部件或货物来更换有缺陷的部分或/和修补缺陷部分，卖方应承担一切费用和风险，并负担买方所发生的—切直接费用。同时，卖方应按合同第11条规定，相应延长修补或更换件的质量保证期。
13.3如果在买方发出索赔通知后30天内，卖方未作答复，上述索赔应视为已被卖方接受。如卖方未能在买方提出索赔通知后30天内或买方同意的更长时间内，按照本合同第13.2条规定的任何一种方法解决索赔事宜，买方将从议付款或从卖方开具的履约保证金保函中扣回索赔金额。如果这些金额不足以补偿索赔金额，买方有仅向卖方提出不足部分的补偿。
14.延期交货
14.1卖方应按照“供货一览表”中买方规定的时间表交货和提供服务。
14.2在履行合同过程中，如果卖方遇到不能按时交货和提供服务的情况，应及时以书面形式将不能按时交货的理由、延误时间通知买方。买方在收到卖方通知后，应进行分析，如果同意，可通过修改合同，酌情延长交货时间。
14.3如果卖方毫无理由地拖延交货，将受到以下制裁：没收履约保证金，加收违约损失赔偿和/或终止合同。
15.违约赔偿
15.1除合同第16条规定外，如果卖方没有按照合同规定的时间交货和提供服务，买方可从货款中扣除违约赔偿费，赔偿费应按每迟交一周，按迟交货物或未提供服务交货价的0.5%计收。但违约赔偿费的最高限额为迟交货物或没有提供服务的合同价的5%。一周按7天计算，不足7天按一周计算。如果卖方在达到最高限额后仍不能交货，买方可考虑终止合同。
16.不可抗力
16.1如果双方中任何—方由于战争、严重火灾、水灾、台风和地震以及其它经双方同意属于不可抗力的事故，致使合同履行受阻时，履行合同的期限应予延长，延长的期限应相当于事故所影响的时间。
16.2受事故影响的一方应在不可抗力的事故发生后尽快以电报或电传通知另一方，并在事故发生后14天内，将有关部门出具的证明文件用挂号信航寄给或送给另一方。如果不可抗力影响时间延续120天以上的，双方应通过友好协商在合理的时间内达成进一步履行合同的协议。
17.税费
17.1根据国家现行税法对买方征收的与本合同有关的一切税费均由买方负担。
17.2根据国家现行税法对卖方征收的与本合同有关的一切税费均由卖方负担。
17.3在中国境外发生的与本合同执行有关的—切税费均由卖方负担。
18.履约保证金保函
18.1卖方收到中标通知书后应在合同特殊条款规定的时间内，通过—家银行，向买方提供相当于合同总价 %的履约保证金保函。履约保证金保函的有效期到货物保证期满时止。
18.2卖方提供的履约保证金保函应按招标文件所附的格式提供，与此有关的费用由卖方负担。
18.3如卖方未能履行合同规定的任何义务，买方有权从履约保证金中得到补偿。
19.仲裁
19.1买卖双方应通过友好协商，解决在执行本合同中所发生的或与本合同有关的一切争端，如果协商仍得不到解决，任何一方均可按《中华人民共和国合同法》规定提交调解和仲裁。
19.2仲裁裁决应为终局裁决，对双方均具有约束力。
19.3仲裁费除仲裁机构另有裁决外应由败诉方负担。
19.4在仲裁期间，除正在进行仲裁的部分外，本合同其它部分应继续执行。
20.违约终止合同
20.1买方在卖方违约的情况下，如果：
（1）卖方未能在合同规定的限期或买方同意延长的限期内提供全部或部分货物；
（2）如果卖方未能履行合同规定的其它义务，卖方在收到买方发出的违约通知后30天内，或经买方书面认可延长的时间内未能纠正其过失。买方可向卖方发出书面通知，终止部分或全部合同。在这种情况下，并不影响买方向卖方提出的索赔。
20.2在买方根据上述第20.1条规定，终止了全部或部分合同，买方可以依其认为适当的条件和方法购买与未交货物类似的货物，卖方应对购买类似货物所超出的费用负责。而且卖方还应继续执行合同中未终止的部分。
21.破产终止合同
21.1如果卖方破产或无清偿能力时，买方可在任何时候以书面通知卖方终止合同。该终止合同将不损害或影响买方已经采取或将要采取的补救措施的权利。
22.转让和分包
22.1未经买方事先书面同意，卖方不得部分转让或全部转让其应履行的合同义务。
22.2对投标中没有明确分包的合同，卖方应书面通知买方本合同中将分包的全部分包合同，在原投标文件中或后来发出的分包通知均不能解除卖方履行本合同的义务。
23.合同修改
23.1欲对合同条款进行任何改动，均须由买卖双方签署书面的合同修改书。
24.通知
24.1本合同任何一方给另一方的通知，都应以书面或电传/传真/电报的形式发送，而另一方应以书面形式确认并发送到对方明确的地址。
25.计量单位
25.1除技术规范中另有规定外，计量单位均使用国家法定计量单位。
26.适用法律
26.1本合同应按照中华人民共和国的法律进行解释。
27.合同生效及其它
27.1合同应在双方签字盖章并在买方收到卖方提供的履约保证金保函后开始生效。
27.2本合同一式两份，以中文书写，双方各执一份。
27.3如需修改或补充合同内容，经协商，双方应签署书面修改或补充协议，该协议将作为本合同的一个组成部分。

第四部分 合同特殊条款

合同特殊条款是合同一般条款的补充和修改，如果两者之间有抵触，应以特殊条款为准。按合同一般条款序号有下列各项：
1、定义：
（1）买方：本合同买方系指：吉林奇峰化纤有限公司。
（2）卖方：本合同卖方系指：（签定经济合同时根据实际情况填写）。
（3）现场：本合同项下货物安装和运行地点位于吉林奇峰化纤有限公司安装现场。
2、结算货币：人民币
3、交货地点：吉林奇峰化纤有限公司三期自备电站安装现场
4、交货时间： 年 月 日前辅机全部到货
年 月 日前所有设备、材料到货。
5、报价要求:
投标报价中应包含设备费和运输费，运输方式为汽车运输，由投标方承担运费和运输保险费。
设备费投标报价中应包含17％的增值税。
6、付款方式：

7、质量保证期：设备全部运抵交货地点经验收合格后满18个月或168小时试运行合格后运行满6个月。
8、其它要求
8.1中标方在中标后五日内与招标方签订技术协议和商务合同；
8.2在技术协议签订一周内，供方向买方提供全部技术文件4份，文件上应标有“吉林奇峰化纤有限公司三期自备电站2#机工程”标识。
8.3供方在中标后，应在一周内向设计院提供设计需要的资料和图纸（按招标文件中的要求），并附电子版。
8.4验收及验收标准
在招标方现场进行验收，根据招标文件及双方认可的验收标准和方法进行验收。
8.5投标人应按招标文件“招标货物清单及技术规范”中所提供的各类表格和要求逐项填写相关技术参数及内容。
8.6投标人按招标文件要求提交投标文件的同时，另附电子版投标文件（优盘）1套，单独密封后随投标文件同时提交。

第五部分合同格式
中标经济合同

项目名称：

货物名称：

合同编号：

买 方：

卖 方：

签署日期：

中标经济合同
（买方）（项目名称）中所需（货物名称）经以号招标文件在国内公开(邀请)招标。经评标委员会评定(卖方)为中标单位。买、卖双方同意按照下面的条款和条件，签署本合同。

l、合同文件
下列文件构成本合同的组成部分：
a．合同一般条款(招标文件第四部分)
b．合同特殊条款(招标文件第五部分)
c．中标通知书
d．投标书(投标文件)
e．投标货物数量、价格表(投标文件)
f．招标货物清单及技术规范(招标文件第三部分)
g．技术规范偏差表(投标文件)
h．合同补充条款或说明
i．履约保证金保函
2、合同范围和条件
本合同的范围和条件应与上述规定的合同文件内容一致。
3、货物和数量
本合同要求提供的货物和数量见投标货物数量、价目表。
4、合同总价
本合同总价为元人民币，分项价格见投标货物数量、价格表。
5、付款方式
本合同的付款方式在合同特殊条款中规定。
6、交货时间及交货地点
本合同货物的交货时间和交货地点见投标货物数量、价格表。
7、合同的生效
本合同经双方授权代表签署、买、卖双方加盖印章，且买方收到卖方提交的履约保证金之后生效。
买方：卖方：
名称：（印章）名称：（印章）

全权代表（签字）：全权代表（签字）：
地址：地址：
邮政编码：邮政编码：
电话：电话：
开户银行：开户银行：
账号：账号：

第六部分附件—投标文件格式
附件一
投标函
（ ）：
（投标单位全称）授权（全权代表姓名）（职务、职称）为全权代表，参加贵方组织的(招标编号、招标项目名称)招标的有关活动，并对货物进行投标。为此：
1.提供投标须知规定的全部投标文件：
a．投标书正本1份，副本4份
b．资格证明文件各2份；
2.投标货物的总投标价为(大写)：元人民币。
3.保证遵守招标文件中的有关规定和收费标准。
4.保证忠实地执行买卖双方所签的经济合同，并承担合同规定的责任义务。
5.愿意向贵方提供任何与该项投标有关的数据、情况和技术资料
6.本投标自开标之日起天内有效。
7.与本投标有关的一切往来通讯请寄：
地址：
邮编：电话：
传真：

投标单位(盖章)：
全权代表(签字)：
日 期：

附件二
开标一览表
招标项目名称：招标编号：
序号投标人名称货物投标价
（人民币万元）投标
保证金交货时间备注

总计
注：货物投标价含义同“（四）投标货物数量、价格表”中“投标价”栏，“货物投标价合计”应与“（一）投标函”中第2项“投标货物总投标价”一致。

投标单位全称（盖章）：

全权代表（签字）：

附件三
投标货物分项数量、价格表
招标编号：
招标项目名称：（价格单位：人民币万元）
序号投标产品名称简要规格数量单位数量投标产品制造厂名投标价投标价组成交货日期交货地点
产品总价产品单价特殊工具费备品备件费安装调试费技术服务及培训费运费
123456789101112131415








全部投标产品总金额：
说明：1、项7=项8×项4投标单位（盖章）：
2、项6=项7+项9+项10+项11+项12+项13
3、除填写本表外，投标方还应提供以下附件：
1）货物主要部件（包括附件）分项价目表全权代表（签字）：
2）特殊工具清单及价目表
3）备品、备件清单及价目表
4）所需进口关键元器件、原材料清单及价目表日期

附件四
技术规范偏离表

序号货物名称数量招标文件技术规范、要求投标文件对应规范备注

全权代表签字：
附件五
投标书附件

附件六
资格证明文件
（一）营业执照
（复印件）

（二）法人代表授权书

（ ）：
（投标单位全称）法人代表授权（全权代表姓名）为全权代表，参加贵处组织的项目（招标编号）招标活动中的一切事宜。

法人代表签字：
投标单位全称（公章）：

日期：
附：
全权代表姓名：
职 务：
详细通信地址：
邮 政 编 码 ：
传 真：
电 话：

（三）投标单位情况表
投标单位：（公章）填表日期：
单位名称代 号电 话主管部门企业负责人职 务
地 址信 箱 号传 真经济类型授权代表职 务
一、单位简历及机构单位优势及特长
二、单概况职工总数人生产工人 人
工程技术人员 人上一年主要经济指标指标名称计算单位实际完成
工业总产值万元
流动资金万元资金来源自有资金万元实现利润万元
主要产品1.
银行贷款万元2.
固定资产原值 万元
净值 万元生产性万元3.
非生产性万元4.
占地面积平方米房屋建筑面积平方米5.
厂房建筑面积平方米6.
三、主要产品情况产品名称型号上年产品上年产值产品技术先进水平优质品率一等品率曾获何级何种奖励主要用户名称





（四）产品鉴定证书
（复印件）

（五）生产许可证
（复印件）

（六）投标产品获国优、部优、省优证书
（复印件）

(七)履约保证金保函
(中标后开具)

：

本保函是我行（<银行全称>）为(以下简称卖方)根据贵处组织的项目(招标编号)招标结果，将与(以下简称买方)签订的经济合同及执行合同提供担保。保证金额为（大写人民币）元，即合同总金额的 %.
当我行在收到贵处说明卖方违约的书面通知后，在20天内按通知要求金额无条件地支付给买方。
本保函的有效期为自开出之日起，至质量保证期满之日止。

银行全称：卖方全称：
(盖章)(盖章)
开具人(签字)：全权代表(签字)：
职 务：职 务：
日 期：日 期：

30MW抽汽背压式汽轮发电机组

技 术 规 范 书

目 录

汽轮机部分
1、总则
2、工程概况
3、原始数据
4、汽轮机台数及技术规范
5、技术要求
6、设备技术数据
7、配合电站设计提供的资料与图纸
8、供方向买方提供的技术文件和图纸
9、技术服务
10、买方工作
11、工作安排
12、保证
13、拒收
14、备品备件
发电机部分
1、总则
2、设计和运行条件
3、技术要求
4、励磁系统
5、监造检验和试验
6、技术资料及交付进度
7、供货范围、随机备品备件及专用工具
8、技术服务

汽轮机部分
1 总则
1.1本规范适应于吉林奇峰化纤有限公司自备电站工程的汽轮机设备,它提出对汽轮机的最低限度要求是在遵守现行的汽轮机的有关标准、规范的原则下，对装置中的汽轮机的设计、制造、安装和试运等提出的一般性的要求或限制性的要求。
1.2买方对本规定的严格遵守并不意味着解除其对汽轮机及其附属设备的正确设计，选材，制造以及满足规定的操作工况所应承担的责任。买方并未规定所有的技术要求和适用的标准, 供方应根据其经验进行合适的设计, 选材, 制造并提供一整套能符合本规范书规定的操作工况要求的高质量机组和辅助设备及其相应服务。对中华人民共和国有关安全环保等强制性标准,必须满足其要求。
1.3凡对于一个完整的、可操作的系统的某些必备要求，而未列入本规定者，也属于本技术规定的范围。
1.4供方所提供的产品，必须是技术及工艺先进，并有多台类似产品多年运行实践已证明是成熟可靠的产品。外购件供货厂，须经需方认可。
1.5供方可以提供一个变通设计。但是变通设计中不符合本规定的条款或本规定中所列相关标准的条款之处应提表示在投标文件中，如未对规范书提出偏差,将认为投标人提供的设备符合规范书和标准要求。
1.6投标人应按现行国家技术标准执行，本规范所列标准有矛盾时，按较高标准执行。
1.7 技术协议签订一周内,按买方要求,投标人提出设备的设计、制造、检验、安装、调试、试运、验收和维修等标准清单给买方确认。
1.8供方的责任
供方的责任范围包括保证本技术规定中所规定的汽轮机和辅助设备能够正常工作。
1.8.1供方应负责所规定的供货范围内所有内部配管的设计和成套供货。
1.8.2供方的责任还应包括保证期、保修期和整个系统各方面的协调工作以及按规定时间及时提交买方要求的图纸、资料和数据等。
1.9如汽轮机本体及其辅助设备、附件等因设计、选型、制造质量不良而造成机组无法正常运行，供方必须为此负全部（直接、间接）责任。
2 工程概况
2.1工程名称及地址
工程名称:吉林奇峰化纤股份有限公司三期自备电站2#机工程
工程地址:中国吉林省吉林市九站经济技术开发区
2.2安装的汽轮机台数及容量: 一台30MW抽汽背压式汽轮机。
2.3 汽轮机安装地点：室内
2.4 工艺系统概况
本期工程安装一台30MW抽汽背压式汽轮机，其配套锅炉为二台240t/h循环流化床锅炉。汽轮机运转层平台标高为8.00米。
3 原始数据
3.1 自然条件
3.1.1 气侯
3.1.2 空气温度
最高温度 40℃
最低温度 –40.2℃
3.1.3 年气压平均发展速度99.42KPa
3.1.4 年平均相对湿度 70%
3.1.5 年平均降雨量 660mm
3.1.6 风速
最大 30m/s
年平均 3.4m/s
基本风压(10米高处)0.45KN/M2
3.1.7 最大积雪深度469mm,基本雪压0.75KN/M2
3.1.8 建设厂地地震烈度为：7度
3.1.9 海拔高度为 ：182-184 m
3.1.10 最大冻土深度 ：-1.90m
3.2过热蒸汽的质量标准
钠化合物含量 不大于10 u g/kg
硅酸化合物含量 不大于20 u g/kg
铁化合物含量 不大于20 u g/kg
铜化合物含量 不大于5 u g/kg
导电率：（25℃经氢离子交换后）不大于0.3 us/cm。
3.3冷却水
冷却水为循环
冷却水压力:　进口为0.2 MPa(g)
冷却水温度: 正常为25℃，最高为 35 ℃
ＰＨ值: 7
污垢系数: 0.8
3.4 设备运行环境条件
3.4.1 机组运行条件
机组运行方式：滑压或定压运行。
负荷性质：机组以供热为主。油箱布置在发电机右侧。
机组安装检修条件：机组运转层标高8.00m
发电机额定功率因数：0.85
发电机效率：98.6%

4 汽轮机台数及技术规范
4.1 本工程安装一台额定发电量30MW抽汽背压式汽轮机配套供应一台30MW发电机。
4.2 汽轮机主要技术规范:
4.2.1 型号: CB30-8.83/1.55/0.75
4.2.2主蒸汽参数和及抽、排汽要求
名 称单位正常变化范围测量位置
新蒸汽压力MPa(a)8.838.34～ 9.32汽轮机进汽法兰处
温度℃535520～545
流量t/h80—320（建议值由投标单位填写）
抽汽压力MPa(a)1.551.35～1.75汽轮机抽汽法兰处
流量t/h1600～230
排 汽压力MPa(a)0.670.45～0.8汽轮机排汽法兰处
流量t/h15040～200
4.3 配套锅炉
4.3.1 锅炉台数:2台
4.3.2 锅炉MCR容量:240t/h
4.3.3 过热蒸汽温度: 545℃ 过热蒸汽压力:9.8MPa
4.4 配套发电机
4.4.1 发电机台数:1台
4.4.2 发电机容量: 30MW
4.5机组运行条件
4.5.1主蒸汽系统采用母管运行。汽轮发电机组室内纵向布置，汽轮机机头向发电机方向看转子顺时针转动，高压加热器左布置。
4.5.2 考虑到机组的起停，在主汽门前的主蒸汽管道上设置凝疏管，将疏水排至全厂疏水扩容器内，容量不大于10t/h，主汽门应能承受主蒸汽管道热膨胀推力和力矩。
4.5.3 汽轮机回热系统：设有两级高加并联、高压除氧器（定压运行参数0.588MPa、158℃，实际运行参数为0.35 Mpa、142℃；流量400t/h,（以上压力为表压力）），工业供汽补水经过低压除氧器，由中继水泵将其补入高压除氧器。
4.5.4 汽机本体的各抽汽口和排汽口应能承受外部管道热膨胀推力和力矩，加工时预留焊接短管，安装时采用焊接连接（包括疏放水和仪表取样管道）并应提出推力大小要求。
5技术要求
5.1设计、制造 、安装要求：
5.1.1 电站汽轮机的参数应符合原水利电力部SD264-88《火力发电厂锅炉、汽轮机、汽轮发电机参数系列》的规定。
5.1.2电站汽轮机的设计、制造 、安装必须遵守下列标准：
DL162-1996《电力工业汽轮机、压力容器监察规程》的规定。
GB 5578-1985固定式发电用汽轮机技术条件
JB/T 1265-1993 25～200MW汽轮机转子体和主轴锻件技术条件
JB/T 1266-1993 25～200MW汽轮机轮盘及叶轮锻件技术条件
JB/T 3329 － 1999 汽轮机旋转零部件 静平衡
JB/T 4272-1994汽轮机锡基合金轴瓦技术条件(含超声波探伤方法)
JB/T 4273-1999 汽轮机控制系统性能试验规程
JB/T 7022-2002工业汽轮机转子体锻件技术条件
GB 7520-0;87 汽轮机保温技术条件
GB 8117-0;87 电站汽轮机热力性能验收试验规程
DL 5011-0;92 电力建设施工及验收技术规范(汽轮机机组篇)
JB/T 9629-1999 汽轮机承压件水压试验技术条件
JB/T 9634-1999 汽轮机冷油器（管式）尺寸系列和技术条件
JB/T 8188-1999汽轮机随机备品备件供应范围
JB/T 9627-1999汽轮机组成套供应范围
JB/T 9635-1999 发电用汽轮机型号编制方法
JB/T 9636-1999汽轮机辅机 型号编制方法
JB/T 9637-1999 汽轮机总装技术条件
JB/T 9638-1999 汽轮机用联轴器等重要锻件 技术条件
JB/T 10087-2001 汽轮机承压铸钢件技术条件
JB/T 3329-1999汽轮机旋转零部件静平衡
DL/T 711-1999汽轮机调节控制系统试验导则
DL/T 714-2000汽轮机叶片超声波检验技术导则
5.1.3电站汽轮机机组系统设计应符合原水利电力部《电力工业技术管理法规》及GB50049-94《小型火力发电厂设计规范》的规定。
5.1.4当上述标准与其他标准不一致时，应以较高标准为准（1.6）。
5.1.5凡按引进技术设计制造的设备，将按引进技术相关的标准如ASME、ASTM、NFPA及相关的引进公司标准规范进行设计、制造、检验。
在按引进技术标准设计制造的同时，还满足最新版的电力行业（包括原水电部、原能源部）相关规范。

5.2 汽轮机技术要求
5.2.1 供方应提供下列数据
5.2.1.1 汽轮机滑压启动运行的参数及汽轮机定压起动和升负荷曲线，以及安全运行工况图。
5.2.1.2 汽轮机额定及变工况相对内效率（要求给出3种以上运行工况所对应的效率）。
5.2.1.3 汽轮机的最大功率。
5.2.1.4 额定进汽工况下汽轮机的热耗率和汽耗率保证值：
项目额定抽汽
工 况最大抽汽
工 况汽轮发电机30MW负荷最大连续负荷
热耗率
汽耗率

5.2.1.5 应提供汽轮机通流部分及调节系统计算书汇总表。
5.2.1.6为了对保证值进行验收的验收试验的流量计算和核定方法应采用国际通用PTC6-1976《汽轮机性能试验规程》或IEC953-1《验收试验规程》，供方提供的修正曲线应经买方有关部门核定认可。
5.2.1.7 从不同状态的汽轮机启动，从转子冲转到达到最大功率需要时间，见下表:
启动条件起动时间
额定蒸汽参数启动滑参数启动
冷态启动
停机48小时后
停机24小时后
停机8小时后
5.2.1.8 启动及运行的极限参数
5.2.1.9 关键部位的金属温度、温差及升温率。
5.2.1.10 各轴瓦温度正常值、报警值及停机值。
5.2.1.11 转子和汽缸的相对膨胀和汽缸的绝对膨胀。
5.2.1.12 低参数启动时的蒸汽压力、温度和空载流量。
5.2.1.13 在正常跳闸后的惰走时间。
5.2.1.14 超速跳闸的转数。
5.2.1.15 保护装置动作时，主蒸汽阀与调节阀所允许的关闭时间。
5.2.1.16 在汽轮机的主要参数与额定值的偏差值为以下值时，汽机允许长时间带额定功率运行：
主蒸汽压力降低或提高0.49MPa
主蒸汽温度降低10℃或提高5℃
5.2.1.17 当转子转速为49赫兹到50.5赫兹时,允许汽轮机长时间运行:当电力系统故障情况下,供方提供允许在以下频率范围内汽轮一次运行时间和累积运行时间。
频率范围
（赫兹）汽轮机运行的允许时间（分钟）
一次运行累积运行
50.5
49～48
48～47
47～46
5.2.1.18 在润滑及调节系统中，供方应提供的国产汽轮机油种类和重量。
5.2.1.19汽轮机投标人在设计汽轮机设备及其系统时，应同时考虑各种工况下的安全合理的运行操作方式，以书面文件提出参数测点布置及汽轮机的运行控制和联锁保护要求。
投标人应提供有关汽轮机特性和设计特点的所有信息以及有关设备运行期限和推荐的联锁、报警和跳闸条件的信息。
项目报警联锁
润滑油压力低
控制油压力低
油冷器出口温度高
油箱液位低
转速高
油过滤器压差大
轴承温度高
高位油箱液位低
轴振动过大
轴位移过大
备用油泵启动
抽汽压力高
排汽压力高
投标人提供的汽轮机及性能应满足上述控制要求并稳定地启动和进行。在定负荷和变负荷下，运行参数的偏差应在允许范围内。
5.2.2汽轮机本体设备性能要求
5.2.2.1 汽轮机为单轴、抽汽背压式汽轮机。机组的铭牌出力（TRL）为30MW。
5.2.2.2 能力工况（TRL工况）
汽轮机组能在下列条件下安全连续运行，此时输出功率为30MW，此工况的出力为机组铭牌出力，此工况条件如下：
1）额定主蒸汽参数，所规定的汽水品质：
2）在8.53Mpa进汽时可满足最低30MW做功要求。
此工况为机组出力保证值的验收工况，此工况的进汽量为汽轮机铭牌进汽量。
5.2.2.3 汽轮机及随机供货的设备连续运行时间为不小于8760小时。
5.2.2.4 汽轮机能承受下列可能出现的运行工况
5.2.2.4.1汽轮机可保证在30～125%额定功率下，长期稳定运行。
5.2.2.4.2汽轮机允许在制造厂提供的最低负荷功率至额定负荷之间调整负荷。
5.2.2.4.3在允许负荷范围内的大幅度计划性减负荷次数，每年不少于30次；
5.2.2.4.4应允许汽轮机甩负荷后，允许空负荷运行的时间不少于30分钟。
5.2.2.4.5汽轮机应能在额定转速下空负荷运行，允许持续空负荷运行的时间至少应能满足汽轮机启动（定速）后进行汽轮发电机试验的要求。
5.2.2.4.6供货方提供不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况
5.2.2.4.7供方应提供汽轮机运行中，主蒸汽参数偏离额定值的允许变化范围和允许连续运行时间。
5.2.2.4.8如果主蒸汽进汽管路为2根，汽轮机允许在两根平行主蒸汽管道之间的温度差不超过17℃时，能连续运行：并充分考虑进汽管路对汽轮机的推力。
5.2.2.4.9 汽轮机组的轴系各临界转速应至少避开工作转速的+-15%范围。
5.2.2.4.10 轴系临界转速值的分布保证能有安全的暖机转速和进行超速试验转速，供方提供轴系各临界转速值。
5.2.2.4.11 汽轮机组轴系的各阶固有扭振频率避开45-55Hz和90-110Hz，防止发生机电共振，损坏机组。
5.2.2.4.12 汽轮机组在整个使用寿命期内，起动总次数应达到1600次以上，其中冷态起动次数应大于300次。
5.2.2.4.13汽轮机轴封部位转子抗疲劳能力1000次以上。汽轮机导叶和转子动叶片的装配质量在非人为因素前提下，保证使用寿命100000小时。
5.2.2.4.14调节装置的功能，对调速系统的要求：速度变动率3～６%，局部≥2.5%,迟缓率长期≤0.5%,新安装≤0.2%。
5.2.2.4.15 主气门、低压调节门的设计应考虑阀门前后压差。
5.2.2.4.16 超速试验时，汽轮机能在112%额定转速下做短期运转，对任何部件不造成损伤，轴系在各轴颈处的振动值也不超过报警值。
5.2.2.4.17 签订合同后供方提供汽轮机在不同启动条件下的定压和滑压的启动和运行曲线，以及滑参数停机特征曲线。曲线中至少包括主蒸汽的压力、温度、流量以及汽轮机的进汽量、转速、负荷的变化等。汽轮机启动和运行曲线、滑参数停机曲线。
5.2.2.4.18 汽轮机发电各节点的设计扭矩、扭应力和安全系数，在投标文件上注明，并说明所对应的异常工况。
5.2.2.4.19 汽轮机制造厂对汽轮发电机组整个轴系的振动、扭振、临界转速、润滑油系统、调速系统及联轴器负责统一归口校核设计，以使机组具有较高的稳定性。
5.2.2.4.20距离汽轮机化装板外1米处所测的噪声值应低于85dB（A）。
5.2.2.4.21汽轮机与发电机转子连接采用刚性联轴器连接，并充分考虑分解联轴器的便利性。联轴器轴颈处充分考虑润滑油的密封，提供安全罩壳。
5.2.2.4.22汽轮机组在所有稳定工况下（转速为额定值）运行时，在任何轴承座的垂直、横向和轴向双振幅绝对振动值不大于0.025mm，在任何轴颈上测得的垂直、横向双振幅相对振动值不大于0.076mm。各转子及轴系在通过临界转速时各轴承座双振幅绝对振动值不大于0.1mm，各轴颈双振幅相对振动值不大于0.15mm。刚性联轴器法兰端面的瓢偏不大于0.02mm，半钢性及接长轴上的联轴器端面瓢偏不大于0.03mm，联轴器法兰外圆（或内圆）的径向晃度不大于0.02mm。接长轴上的联轴器端面瓢偏不大于0.03mm，法兰外圆（或内圆）的径向晃度不大于0.02mm。
5.2.2.4.23设有足够数量和排放能力的安全阀，安全阀不允许出现拒动作和拒回座，并提供安全阀动作压力和回座压力的校验调整方法。安全阀应性能可靠，并提供安全阀校验的试验报告及检验合格报告。
5.2.3 汽轮机本体结构设计要求
5.2.3.1 一般要求
5.2.3.1.1供方所提供的汽轮机及所有附属设备是成熟的、技术及工艺先进的、经济合理、安全可靠、运行灵活的产品，能够满足运行方式的需要以及适应启、停和负荷变化的要求。并具有制造相同容量机组且运行成功的实践经验。不使用试验性的设计和部件。通流部分采用先进的全三维设计。
5.2.3.1.2 供方对汽轮机组进行轴系稳定性设计和分析，提供有力的分析数据和准则。
5.2.3.1.3汽轮机设计保证在启动和停机过程中其膨胀值、胀差和汽缸的变形都在允许的范围内，以保证机组启动和停机的灵活性。汽轮机的滑销系统保证长期灵活运行，并能在运行中注入润滑剂。
5.2.3.1.4机组的设计充分考虑到可能意外发生的超速、进冷汽、冷水、着火和突然振动。防止汽机进水的规定按国家标准或ASME TDP-1标准执行。
5.2.3.1.5汽轮机厂对所有连接到汽缸上的管道，提出设备所能安全承受的作用力和力矩要求。汽轮机本身应有稳定的缸体结构和足够的抗外载能力。
5.2.3.1.6 汽轮机排汽口能承受来自排汽管道一定的推力和力矩。
5.2.3.1.7汽轮机承包商应成套供应满足机组启停与运行中安全监视和经济运行所必须的，安装在本体范围内的仪表、取源部件、检测元件（包括传感器）、安全保护装置、调节阀门、以及与检测元件或传感器相连接的特殊仪表等。对于在汽轮机本体范围内而汽轮机承包商又不供应的，需要由供方采购的设备，汽轮机承包商应以书面形式给出详细的规范及接口要求。
5.2.3.2 汽轮机转子及叶片
5.2.3.2.1 汽轮机转子为彻底消除残余内应力的整锻转子或套装加整锻转子。
5.2.3.2.2汽轮机转子出厂前进行汽轮发电机组整体高速动平衡试验合格。
5.2.3.2.3转子相对推力瓦的位置设标记，以便容易地确定转子的位置。推力瓦块在机组最高负荷时温度<75℃。
5.2.3.2.4叶片的设计制造能够满足叶片在允许的周波变化范围内不致产生共振、安全运行。
5.2.3.2.5叶根安装尺寸十分准确，具有良好互换性，能顺利更换备品叶片。
5.2.3.2.6转子及叶片材料，提供转子重量、重心及转子的惯性矩GD2值。
5.2.3.2.7叶片自带围带并有防止围带断裂的措施。
5.2.3.2.8汽轮机高压缸第一级的叶片设计应减小固体颗粒侵蚀的影响。低压末级及次末级应采取必要的抗应力腐蚀及抗汽蚀措施，汽轮机应设有足够的除湿用的疏水口。
5.2.3.2.9汽轮机转子厂内超速试验按121%的额定转速或GB/T5578进行，延续时间为2分钟。
5.2.3.2.10汽轮机设计应允许不揭缸进行转子的动平衡。
5.2.3.2.11汽轮机主油泵与主轴必须采用无联轴器连接型式的直连主油泵。
5.2.3.3 汽缸
5.2.3.3.1汽缸的设计能使汽轮机在启动、带负荷、连续稳定运行及冷却过程中，因温度梯度造成的变形最小，能始终保持正确的同心度。
5.2.3.3.2供方提供汽缸铸件裂纹挖补、热处理的全部质量检测文件，汽缸铸件的同一部位挖补不允许进行两次。
5.2.3.3.3 高压汽缸进汽部分及喷嘴室设计均适当加强，以确保运行稳定、振动小。进汽管道密封环使用耐磨金属制成。
5.2.3.3.4汽缸为水平剖分型，中分面采用螺栓连接，提供所有汽缸法兰螺栓的扳手
5.2.3.3.5提供汽缸法兰螺栓的热紧规范和法兰螺栓的热紧专用工具、量具等，包括所有附件和控制设备。提供揭缸时，分开汽缸结合面的装置和措施。
5.2.3.3.6汽缸上的压力、温度、膨胀测点齐全，位置正确，符合运行、维护、集中控制和试验的要求。
5.2.3.3.7汽缸端部汽封及隔板汽封应该有适当的弹性和适当地动静间隙，当转子与汽缸偶有少许碰触时，不致损伤转子或导致大轴弯曲。
5.2.3.3.8汽缸铸件做到彻底消除残余内应力，汽缸保证结合面严密不漏汽。
5.2.3.3.9提供抽汽口的允许受到的外力和力矩
5.2.3.3.10卖方明确汽封的形式，并有保证在正常参数控制范围内汽封不外泄蒸汽的措施。卖方将在使用说明书和相关文件中提供汽封结构的详细说明。
5.2.3.3.11在高压缸适当位置应设置汽缸在水平方向膨胀的监测装置。
5.2.3.3.12机组汽缸外形设计应考虑检修方便。
5.2.3.3.13机组汽缸前后外汽封距离前后轴承座距离不小于35CM。
5.2.3.4轴承及轴承座
5.2.3.4.1汽轮机组各轴承的型式确保不出现油膜振荡。各轴承的设计失稳转速为额定转速125%以上，并具有良好的抗干扰能力。供方须提供各轴承的失稳转速及对数衰减率。
5.2.3.4.2检修时不需要揭开汽缸和转子，就能够把各轴承方便地取出和更换。
5.2.3.4.3主轴承是水平中分面的，不需吊出转子就能够在水平、垂直方向进行调整，同时是自对中心型的。
5.2.3.4.4测量轴承金属温度，使用埋入式双支铂热电阻，并保证有两个位置测量轴瓦温度，并将该热电阻的接线引至汽机本体接线盒。测温元件具有良好的抗震性能。运行中各轴承金属温度不超过90℃，但轴承金属材料允许在110℃以下长期运行。
5.2.3.4.5任何运行条件下，各轴承的回油温度不超过65℃。各轴承回油管上有观察孔及温度计插座。在油温测点及油流监视装置之前，不会有来自其他轴承的混合油流。
5.2.3.4.6推力轴承（米歇尔型瓦块轴承）能持续承受在任何工况下所产生的双向最大推力。供方提供显示该轴承金属磨损量和每块瓦温度的测量装置（双支端面热电阻）,并提供回油温度表。在推力轴承的外壳上，设有一个永久性基准点，以确定大轴的位置。
5.2.3.4.7前轴承座上应设置左右双侧并具备远传DCS功能的测量胀差、膨胀、转速及大轴振动的监测装置。供方应提供轴振动、轴位移监测装置,并要求能监测转子轴颈的直接振动状态非轴承座的振动，要求用原装本特利进口产品。
5.2.3.4.8在轴承座的适当位置上，装设测量轴承座绝对振动的装置。
5.2.3.4.9要有保证轴承室不漏油及杜绝汽封漏汽漏进轴承室的措施，同时要有轴承室漏油的回收装置，卖方将在使用说明书和相关文件中提供油封环结构的详细说明。
5.2.3.4.10检修发电机时不需要挪动轴承座及拆除联轴器，就能够把发电机转子方便地取出和安装。
5.2.3.4.11 汽轮机前后轴承采用现场无需修刮的椭圆滑动轴承，发电机前后轴承优先采用现场无需修刮的椭圆滑动轴承，应提供各支持轴承的资料（包括设计、运行、维修等方面）。
5.2.3.4.12 轴承座内表面在工厂进行永久性防腐处理。
5.2.3.4.13 轴承座应无沙眼、裂纹。
5.2.3.5 主汽门、调节汽门和抽汽速关阀
5.2.3.5.1说明各汽门进汽及调节方式，主汽门、调节汽门和抽汽速关阀严密不漏，能承受在主蒸汽管道上做1.5倍设计压力的水压试验。
5.2.3.5.2汽机主汽入口、抽汽口、排汽口及疏放水口均采用焊接形式，主汽门、调节汽门和抽汽速关阀等的材质与接口能适应与其相联接管道的焊接要求。供方提供主蒸汽管道与各阀门连接的焊接方法及坡口加工图，并提供主蒸汽管道与各阀门连接需要的1.5倍管径过渡段长度，并出据过渡段坡口、管壁、管径尺寸，且在工厂与阀门焊接和热处理，该过渡段用于解决阀门与蒸汽管道的材质和连接尺寸的不同。
5.2.3.5.3 提供主汽门使用的临时性和永久性滤网。提供主汽门在启动吹管及水压试验用的临时阀芯。
5.2.3.5.4 提供吹管及水压试验主汽门使用的密封垫圈，提供吹管及水压试验后主汽门使用的备用密封垫圈，以及主汽门在取出滤网后需用的附加密封垫圈。
5.2.3.5.5 机组起停中，在主汽门壳体上有可能产生较大应力的部位，设置有金属温度测点。
5.2.3.5.6 当主汽阀和调节汽阀同时关闭时，汽轮机转子不转动。（说明：此时转子处于惰走状态，直至停止）。
5.2.3.5.7提供抽汽速关阀使用的密封垫圈且与管道连接方式为焊接连接，厂家提供坡口尺寸（在不影响汽机检修揭缸的情况下主汽门与管道连接采用焊接连接方式）。
5.2.3.5.8主汽门、调节汽门和抽汽速关阀均配有指示阀门开度的装置。
5.2.3.5.9 高压主汽门壳体上，应设置停机后为使汽缸强迫通风冷却用的管座、接头和阀门。
5.2.3.5.10 提供调速汽门、主汽门的流量特性曲线。
5.2.3.6汽轮机润滑油系统
5.2.3.6.1 润滑油系统设有可靠的主供油设备辅助供油设备及备用供油设备，在启动、停机、正常运行和事故工况下，满足汽轮发电机组所有轴承的用油量。
5.2.3.6.2润滑油系统包括主油箱、交流油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵，2台100％容量的冷油器、2台100％容量的排油烟风机、滤油器、管子、仪表、满足汽轮发电机组轴承用油及所需全部部件，例如回油管上的窥视孔、温度计插座和进油管上的活动滤网等。进各瓦的油管路上应配备外油循环系统，并应在系统上安装活动滤网。
5.2.3.6.3油箱应具有能分离油中的水、气、消除泡沫和沉淀杂质的良好功能。对油箱容量的大小，汽轮机厂应能保证连续循环的油在油箱中有充足的停留时间。设计时考虑到当厂用交流电失电且冷油器无冷却水的情况下停机时，仍能保证机组安全惰走。此时，油箱内油温不应超过80℃，并保证安全的循环倍率。油箱油位在现场及DCS界面均应该有显示。
5.2.3.6.4 为最大限度的减少火灾，汽轮机油系统所用管道及附件是强度足够的厚壁管，至少按两倍以上的工作压力进行设计，采用不锈钢管及标准不锈钢管件。尽量减少法兰及管接头连接，对靠近蒸汽管道的油管道采用套装结构，油系统中的阀门、管件应采用不锈钢。油系统中的阀门应保证开关灵活、关闭严密、运行不漏油、阀芯不能脱落。
5.2.3.6.5两台冷油器采用管壳式卧式双联，每台根据汽轮发电机组在设计冷却水流量和最高冷却水温时、管子堵塞15％情况下的最大负荷设计，不允许采用鳍片管冷油器。冷油器采用不锈钢管
5.2.3.6.6 冷油器的设计和管道布置方式应允许在一台运行时，另一台停用的冷油器能方便快捷的排放、清洗和更换。
5.2.3.6.7冷油器切换阀的设计应能满足严密、方便检修。切换阀自带使用状态指示器。冷油器自带温度表，放油放水阀门及联络阀门。冷油器管板、阀门及其它与油接触的部件采用不锈钢材质。
5.2.3.6.8油系统中各项设备如油箱、轴承箱、冷油器和管路等，彻底清除残砂、焊渣、锈片等沾污物质，并经防腐蚀处理后再妥善密封出厂。油箱、冷油器换热管、油管道和法兰采用不锈钢材质。油箱壁厚不小于5mm，油箱本体上安装磁翻板液位计并具有液位远传功能，液位指示器应带高低报警功能。油箱上应设置2台100％容量的电动抽油烟机（自带过滤罩）和除雾器。油箱内应设置在较低温度下启动所须的电加热装置
5.2.3.6.9 所有润滑油系统的泵组设置成能满足自动启动、遥控及手动启停的要求。设有停止-自动-运行按钮和用电磁阀操作的启动试验阀门。交流润滑油泵可满足带100%负荷自启动。现场及操作室盘面均设有手动启停开关。
5.2.3.6.10投标方应提供油系统清洁度的标准，阐述在安装和运行中如何保证油系统清洁的主要技术措施。
5.2.3.6.11 凡是有可能聚集有气体的腔室，如轴承箱、回油母管、滤油器等，都设有排放油气的设施。
5.2.3.6.12 在汽轮机结构和系统设计上，有防止汽水由于轴封漏气等原因而进5.2.3.6.13供方应提供汽轮机组使用的国产汽轮机油种类和重量，汽轮机油型号选用T-LSA46。
5.2.3.6.14 油箱面板上应具备能进入油箱检修的人孔，油箱内外对应人孔处应安装有人梯。
5.2.3.6.15 油箱底部应倾斜，最低点有泄油孔。油箱内部应至少有两道隔板，延长流程。油箱应具有取样阀门。
5.2.3.6.16 滤油器为双联网式滤油器，滤网可重复清洗使用。
5.2.3.6.17 DCS界面上各油压表显示均应与现场同步显示。
5.2.3.7盘车系统
5.2.3.7.1 盘车装置为电动型，能就地且远方操纵，盘车装置应是自动啮合型式，能使汽轮机组转子从停止状态启动，并能在正常油压下以足够的转速建立起轴承油膜，盘车转速由投标方确定。
5.2.3.7.2 盘车装置的设计能做到自动退出而不发生撞击，且不再自行投入。
5.2.3.7.3 提供一套压力开关和连锁保护装置，防止在油压建立之前投入盘车装置，正在运行而供油中断时发出报警，以及当油压降低到不安全值时能自动停止运行。
5.2.3.7.4 盘车装置的控制装置由汽轮机厂成套供货，包括手动操纵机构、盘车电流表、转速表等。
5.2.3.8 保安装置
5.2.3.8.1 汽轮机设有成熟可靠的危急保安系统，防止超速。危机保安器至少有2套，其中1套为机械式，另一套为电子式。动作值为额定转速的110-112%。复位转速应高于额定转速。危急保安器还设有可靠的动作指示器和报警装置，并设有在运行中能活动主汽速关阀的试验装置。
5.2.3.8.2从危急保安器动作到主汽阀完全关闭的时间小于0.3秒。
5.2.3.8.3停机电磁阀动作应迅速关闭主蒸汽阀。同时关闭全部调节阀及工业抽汽速关逆止阀。汽轮机主蒸汽阀应配有在线试验装置，以保证汽轮机运行可靠。汽机自动保护装置能在下列条件下关闭主汽门和调节汽门，紧急停机(不仅限于以下几种)。
1）汽机的转速超过危急保安器动作转速
2 ）润滑油压下降超过极限值
3 ）转子轴向位移超过极限值
4 ）汽机振动达到危险值
5）轴瓦和回油超温。
5.2.3.8.4危急保安系统的跳闸系统应有连锁保护，防止汽轮机突然再进汽。当汽轮机具备再次起动条件时，只有按照规定操作程序才能使跳闸系统重新复位。
5.2.3.8.5汽轮机组应分别在控制室远方操作及汽机就地设置手动紧急停机操作装置。
5.2.3.8.6应提供防止汽轮机进冷汽和汽水的措施和测量控制装置。
5.2.3.8.7 各电磁阀采用REXROTH 进口产品。
5.2.3.9汽轮机疏水和排汽系统
5.2.3.9.1疏水系统的设计应有防止汽轮机进水的措施，应能排出所有设备包括管道和阀门内的凝结水 。
5.2.3.9.2 排汽系统能在机组跳闸时立即排放蒸汽，防止汽轮机超速和过热。背压排空阀要求电动控制。
5.2.3.9.3 系统设置集水器收集疏水及漏汽。
5.2.3.9.4 输水系统的管座、接头采用对接方式。
5.2.3.9.5 供方在技术文件中提供汽轮机疏水系统图。
5.2.3.9.6 供方提供汽轮机本体疏水系统和排汽系统中的管道和阀门。
该系统应包括但不局限于下列各项：
a） 收集和冷凝所有轴封和阀杆漏汽的疏水阀。
b） 汽轮机主汽门上、下阀座的疏水。
c） 汽室和高压缸进口喷嘴间的主蒸汽管道的疏水阀。
d） 各抽汽管道上逆止门的疏水阀。
e） 管道低位疏水阀。
5.2.3.10保温和保温罩
5.2.3.10.1 投标方负责汽机本体及附属设备的保温设计，并向招标方提供图纸，说明及安装文件，提供汽轮机的化装板。
5.2.3.10.2 在正常运行工况下，当环境温度30℃时汽轮机保温层表面温度不超过50℃，供货方应提供环保、隔热性性能先进保温材料，且务必对汽缸靠近轴瓦附近的保温给予充分优化设计。
5.2.3.10.3按规程运行时，汽轮机的保温应使上、下缸的金属温度差能达到限定的要求。
5.2.3.10.4 所有管道、汽缸应使用优质保温材料，材料中应不含石棉。
5.2.3.10.5对于须拆卸部分的保温应采用毡式保温材料，并配有可拆卸的金属罩壳。
5.2.3.10.6提供本体保温所需的全部保温材料及固定保温材料用的保温钩（允许与本体焊接）、支架等附件及保温材料的性能、用量资料。
5.2.3.11顶轴系统
5.2.3.11.1 顶轴系统的设计，要求能向每个轴承注入高压润滑油，以承受转子的重量。在机组盘车时或跳闸后都能顺利进行。
5.2.3.11.2 顶轴泵为1台100%容量的高压容积泵（并提供一台备件），向汽轮机及发电机各轴承供油。可布置在油箱上部或其它合适的位置，须保证可靠地运行并防止漏油。
5.2.3.11.3 顶轴油系统必须设置安全回流装置以防超压。
5.2.3.11.4 顶轴油系统须采用不锈钢管。
5.2.3.11.5 顶轴油系统退出运行后，仍可利用该系统测定各轴承油膜压力，以了解轴承的运行情况。故每一轴承顶轴油管路中要配置逆止阀及固定式压力表。
5.2.3.11.6 顶轴油泵应设置入口油压低的闭锁装置和可检修的入口滤网，以保证顶轴油泵不受损坏。
5.2.3.12 汽封冷却系统
5.2.3.12.1设一台150％容量回收汽封漏汽的冷却器，并充分考虑汽封漏汽增大时其出力充足。
5.2.3.12.2提供接至集控室仪表和控制器的所有测量用的传感器、开关和其它装置。
5.2.3.12.3轴封蒸汽进口处应设置永久滤网。
5.2.3.12.4投标方应提供所采用的汽封冷却器系统图和系统说明书。
5.2.3.13 调速系统
5.2.3.13.1 汽轮机的调节系统采用电－液或电-电（分别报价）调节系统，抽汽压力和排汽压力建议使用调节汽阀调节方式设计（如配置其它形式应充分考虑其灵敏性及可靠性）；配置的数字调节器应能并分别控制各调节汽阀的开度以满足以汽定电的运行要求。
5.2.3.13.2 数字调节系统应配有VOITH 品牌进口的电液转换器。
5.2.3.13.3 调节系统要求迟缓率≤0.3％，转速调节不等率3％～6％，局部速度变动率≮2.5％，同步范围在额定参数空负荷时保证机组在额定转速±6％的范围内变化。
5.2.3.14 安装和检修的技术要求
5.2.3.14.1投标方应随机提供用于拆卸、安装、起吊各部件的专用工具清单。
5.2.3.14.2在汽缸、阀门和导汽管外壳上应设置手柄、挂耳或其装置；重量超过20kg的汽轮机零部件不适于用钢丝绳捆缚时，应另配置起吊、卸放和支撑装置，以便于安装和检修。
5.2.3.14.3 汽轮机应配备翻转轴瓦时抬轴装置。
5.2.3.14.4汽轮机径向汽封、端部汽封和隔板汽封的结构应能调节间隙。
5.2.3.14.5对汽缸等重要部件，应设有用以进行部件金属材料性能试验的取样部位。
5.2.3.14.6 汽轮机应配有固定在转子上用来找中心的专用工具。
5.2.3.14.7在各种运行工况下，与汽轮机本体部分连接的蒸汽管路所产生的推力，不应影响汽轮机的安全运行。
5.2.3.14.8汽轮机出厂时必须做到内部清洁，特别是轴承箱、齿轮箱、油箱、主辅机部套和油系统管道内应彻底清理干净，并妥善防锈。
5.2.3.14.9汽轮机应具备不揭缸在转子上配置平衡重块的条件，并有调整危急保安器动作转速的手孔。
5.2.3.14.10 汽轮机应考虑必要的防火设备及防火措施。
5.2.3.14.11投标方应提供用于机组安装、调试及维护的详细说明。
5.2.3.15 随机供应的阀门要求
5.2.3.15.1 本标书中包括了汽机本体及附属设备所使用的各种阀门，投标方配套提供的阀门均应符合国家有关标准的规定。
5.2.3.15.2 阀门的选用等级及工作参数应根据所提供的运行工况，符合系统设计要求及有关法规和标准
5.2.3.15.3 所有阀门及附件都应操作灵活，开启、关闭速度稳定，关闭严密。
5.2.3.15.4 用于压力表或压差表一次门应是球型阀，水位仪表的一次门应用闸阀，以便于清洗水位计和连接管。就地排气或疏水阀应是塞形阀和球型阀。对压力大于或等于6.4MPa的疏水管和仪表管使用的一次门，应设两只隔离阀。
5.2.3.15.5 所有阀门的电动装置，应有力矩保护，均应提供该装置的接线图和特性曲线。
5.2.3.15.6 所有控制用调节阀，均应提供电动装置接线图、调节特性曲线及配备有关附件，并提供调节参数特性表和设备图纸。
5.2.3.15.7 用于油系统的阀门内壁均不得涂漆，而采取其它防腐措施。
5.2.3.15.8 为防止阀门在开启或关闭时过调，所有阀门都应设有可调或行程限制器。
5.2.3.15.9 每只阀门都应带有指示开启和关闭方向的铭牌，还应在阀门上明确表明流动方向。对于“锁于开启位置”或“锁于关闭位置”的阀门，应带有能将阀杆锁于开启或关闭位置的装置。
5.2.3.15.10 抽汽管道上必须设有快速关闭的逆止阀，汽机抽汽管上的逆止阀均应采取强迫关闭式。抽汽管道上的快速关断阀的关闭速度应保证不发生汽机进水及超速事故。
5.2.3.15.11 凡是由于热力过程的需要、启动或停机时经常操作，安装位置工作条件很差，以及公称压力大于2.45MPa，公称直径大于300mm的阀门，公称压力小于0.98MPa，公称通径大于600mm的阀门，均须设有电动执行机构。
5.2.3.16 材料
5.2.3.16.1 根据技术要求选择适用的汽机本体及辅机制造材料是制造厂家的责任。投标方在投标书中应按有关制造厂选用的标准标出材料型号，当没有这些牌号时，应标明制造厂家、材料的物理特性和化学成分。
5.2.3.16.2 投标方应提供材料检验记录的副本
5.2.3.16.3 汽轮机零部件的材料应根据不同的使用场合，按照压力、温度、抗冲击强度硬度、抗腐蚀性能等的要求，合理选用材质制造，投标方应在标书中加以说明。
5.3检验和试验
5.3.1 总则
5.3.1.1 供方应按合同，有关标准和本规定的要求对每台机组进行所必要的检验和试验。
5.3.1.2 如有必要时，供方应负责向买方提供并出示全部图纸资料、检验用的工具装备、有关国标、部标和经认可的制造厂标准等。
5.3.1.3 除非在合同中另有规定, 否则所有的试验均为非见证试验。试验结果以及合格证书应提交买方。
5.3.2 检验和试验项目
5.3.2.1 材料试验
a 应核实下列部件的材料工厂试验合格证(铸铁件除外)。合格证应包括材料化学成份、物理特性、热处理等，这些数据应符合材料的技术规定。
(1) 汽轮机
壳体(包括进出口接管和法兰)、隔板、轴、轴套、叶轮、齿轮联轴器、壳体螺栓和螺母。
(2) 主要的和关键的辅助设备
b对316及316L不锈钢应检查钼含量。
c下表列出的零部件应按有关标准进行无损探伤：
项目射线探伤渗漏或磁粉探伤超声波探伤
壳体(1)对接焊缝(2)(1)铸钢件(6)
(2)所有焊缝(3)(6)(1) 锻钢件
(1) 进出接管与壳体的焊缝
叶轮　(1) 每个叶轮(超速试验后进行)　
轴　全部(6)全部
机壳螺栓及螺母　全部(4)全部(5)
注：(1) 组装机壳应包括壳体、端盖、进出管口及法兰；
(2) 对接焊缝应进行100%射线探伤；
(3) 连接管路吊耳与承压壳体间的焊缝也应检查；
(4) 螺栓及螺母的渗漏或磁粉探伤应在最终加工(螺纹加工) 后进行；
(5) 螺栓及螺母的超声波探伤应在螺纹加工前进行；
(6) 机壳的探伤应在水压试验之后进行，加工面的探伤应在最终加工之后进行。
d承压铸件的返修应符合下述要求
(1) 通过磁粉或渗漏探伤发现的不可接受的缺陷应去除，并重新检验以证明该缺陷已经完全排除；
(2) 承压铸件不应补焊，钢铸件除外；
(3) 补焊前供方应拟一简图清楚的说明需要补焊的缺陷并将该简图发送给买方在该简图上应指明缺陷内容、部位及详细返修计划；
(4) 补焊完工后，所有补焊焊缝经加工后的表面应进行磁粉或渗漏试验。此外，主要的补焊部位应进行热处理并进行射线探伤。
e供方应书面证明所有热处理(如消除应力集中或焊后热处理)已在正常制造过程中或作为返修程序的一部分正确地实施。买方检验员应可审查所有热处理的记录(时间--温度曲线)。
5.3.2.2 外观检验
a 应对每个承压铸件的所有表面进行外观检验。铸件应无粘砂、结疤、裂缝、热泪或其它类似的铸造缺陷。
b 焊接完工后应对所有的焊缝进行外观检查。焊缝应无裂纹、咬边或其它有害缺陷。
c应检查所有机械加工面的光洁度。
d机壳的内外侧都应清理干净。
e 机械试运转过程中，应检查是否有漏油现象。如有，应即时排除。
f 按经买方审核后的图纸和买方数据表检查以下各项：
(1) 汽轮机的转向；
(2) 所有铭牌内容；
(3) 管口方位；
(4) 辅助管路布置；
(5) 辅机及备品备件等的数量。
5.3.2.3 尺寸检查
a 尺寸检查记录应包括下列内容
(1) 底座尺寸，包括地脚螺栓的尺寸和位置；
(2) 维修和装配必需的间隙值和尺寸；
(3) 现场连接或安装必需的外形尺寸包括法兰规格、型式和位置。
b除非另有说明地脚螺栓孔间距的容差为±5mm。
c每个法兰的尺寸和型式应满足有关规范的要求。
d汽轮机机壳的实际壁厚应满足设计的壁后要求。
5.3.3 工厂检验是应按照行业标准，严格进行厂内各生产环节的检验和试验。
5.3.4检验的范围包括原材料和元器件的进厂，部件的加工、组装、试验至出厂试验。
5.3.5试验范围包括:叶轮超速试验、 转子动平衡试验、 水压试验、 机械运转试验。
5.3.6其它检验和试验
5.3.6.1 负荷或部分负荷试运行
试运行在用户现场安装后进行, 在工作转速下至少运转4小时。
部分负荷试运行前, 用户将提供机组安装记录, 供方应检查记录是否完整并全部达到设计规定要求, 然后供方向用户提出负荷试运行方案, 由用户负责组织实施, 供方派人参加。
5.3.6.2 考核运行
在装置建成投产后, 应在设计工况下进行考核运行, 用户提前通知供方, 并在供方有人参加的条件下, 按照规定的参数进行考核运行168小时, 符合要求后, 同时考核变工况下的汽耗率或内效率满足合同的约定，方可正式验收。
5.3.7工厂检验、试验的所有费用包括在合同总价之中。
6设备技术数据（由投标单位填写）
6.1设备工艺参数:
汽轮机型式：高温、高压、单缸、单轴、抽汽背压式机组
型号： CB30-8.83/1.55/0.75型
铭牌功率： 30MW
额定功率： 30MW
最大功率： MW（投标方填写）
保证最低可连续运行电负荷： MW（投标方填写）
额定转速： 3000rpm
发电机转速： 3000r/min
转向：从机头端向发电机端看为顺时针
工作电网频率：50Hz
主汽门前蒸汽压力：8.83?0.049MPa
主汽门前蒸汽温度：535℃ +5℃ -10℃
铭牌工况进汽量： t/h（投标方填写）
额定工况进汽量：320t/h （暂定）
最大功率工况进汽量： t/h（投标方填写）
额定排汽压力(额定工况)：0.75MPa
额定排汽量： t/h
工业抽汽压力(可调整抽汽)： 1.55MPa
工业抽汽量(备用口，可调整抽汽)：160t/h
额定工况给水温度：215℃
给水回热级数： 2级（2高）
额定工况汽耗保证值不高于 Kg/KW.h（投标方填写）
额定工况热耗保证值不高于 KJ/KW.h（投标方填写）
汽轮机转子长度、重量： m， kg（投标方填写）
汽轮机缸体重量： kg（投标方填写）
汽轮机外形尺寸：（长×宽×高） m× m× m（投标方填写）
检修件最重件 t
汽轮机和发电机之间的联接采用联轴器联接方式
汽封冷却器水管材质为:
油过滤精度≤ μm， 回油温度≤ ℃， 润滑油总管压力 MPa（g）。
汽轮机盘车装置采用电动盘车装置。安装在汽轮机
汽轮机布置方式: 主蒸汽系统采用母管运行。汽轮发电机组室内纵向布置，汽轮机机头向发电机方向看转子顺时针转动，高压加热器左布置。
6.3轴颈振动值（双向峰值）
各 轴 振 动 值
轴承名称

项目 单位汽轮机
前轴承汽轮机
后轴承备注
正常值μm
报警值μm
跳闸值μm
6.4机械式危急保安器的动作转速设定为额定转速的 ％。
应设置独立的三取二转速电跳装置设定为额定转速的 ％
转速电跳装置采用进口产品，其三个探头应单独设置，制造商为
6.5转速信号装置的形式为 。
7供货范围(由投标人填写并分项报价)
供方确保供货范围完整，以满足用户安装、运行要求。对属于整套设备安装、运行所必须的部件，即使将来的合同附件未列出，供方必须在执行合同时补足。
汽轮机供货包含如下内容：
7.1自主汽门进口（包括焊接短管、法兰、反法兰和连接件）至排汽接口止，包括前后座架、垫铁、地脚螺栓、螺母等；
7.2主汽门（带可拆卸清洗的永久性的耐腐蚀滤网）及调节汽门，包括安装座架、执行机构；
7.3抽汽速关阀、抽汽调节阀及执行机构；
7.4电动盘车装置；
7.5联轴器及联轴器罩壳；抽装转子所需的假轴。
7.6润滑油控制油系统：包括油箱、主油泵、交流油泵、事故油泵、顶轴油泵、排油烟机及附件，冷油器、滤油器、蓄能器以及运转平台以上汽轮机的进、回油管道与附件；
7.7仪表电气
就地仪表
就地仪表盘、盘装仪表及仪表管路、仪表端子接线箱
压力表：耐震型，压力表盘径150，精度1.5级，螺纹M20*1.5。
盘装压力表：盘装带边耐震型，盘径100，精度1.5级，螺纹M20*1.5。
变送器：智能型差压变、压力变送器，支持HART协议，精度不低于0.075%，两线制24VDC采用4~20mADC标准信号，供方推荐至少三家进口品牌产品，由买方最终确认。机柜内用于自动调节的抽气和排气压力变送器必须用美国罗斯蒙特3052C。
压力开关：选用进口SOR品牌。
就地控制箱及就地仪表接线箱采用户外型不锈钢材质，其室外就地控制箱及就地仪表接线箱防护等级至少应为IP56.
取样管路：油系统仪表管路采用不锈钢材质。
电缆：选用耐高温阻燃屏蔽电缆。
电磁阀：停机电磁阀选用德国REXROTH品牌，供电方式为直流220V，得电运行方式，失电停机。、
电液转换器：选用德国VOITH品牌。
所有测量点至一次隔离阀门采用的所有材质应符合在安全运行条件下测量介质要求。与仪表及变送器连接的仪表管材应于工况相适应，不得出现腐蚀或污染的现象。测量介质无特殊要求时，仪表一次阀及其后的仪表导管和阀门均应采用1Cr18Ni9Ti不锈钢材质。并安装一次隔离阀、二次隔离阀、排污阀及管接头。
仪表一次门的选用，当被测介质温度大于100℃时必须采用焊接式阀门，小于100℃时可用外螺纹连接，阀体采用不锈钢。
随设备附带一台智能通讯装置，用于维护生产和调试设备。
所有仪表测点都具备上传到DCS显示功能。
所有仪表设备必须出具出厂合格证明和检定证书。
远传仪表、变送器为智能型，采用4~20mADC标准信号，变送器应为两线制24VDC带HART协议，精度不低于0.075% 。供方推荐至少三家品牌产品，由买方最终确认。
现场操作台。
就地电气装置
提供盘车、油泵、顶轴油泵、排烟风机就地控制箱，控制原理图须经我方确认，采用电气元件要求要求为ABB或施耐德品牌产品，具备远方控制及状态显示接口。
提供盘柜到电机的相应电缆。
7.8汽机的控制、保护系统：轴承温度探测及监视系统、轴位移探测及监视系统、轴振动探测及监视系统、数字调节器、电液转换器、油动机、错油门、危机保安装装置、危机遮断器等；
7.9内部管路系统，包括：
内部汽管路系统。汽轮机界区线上的法兰配对供货(含螺栓、螺母及垫片)
油管路系统（管线材质为不锈钢）：包括油压调节器，油管路及管件和阀门，就地压力表和温度度计。
水管路系统：包括供水和回水管道、管件及阀门（非油系统阀门均采用碳钢或合金钢材质）。
7.10汽封冷却器
7.11排汽闸阀、排汽安全阀、抽汽安全阀、汽轮机罩壳；
7.12备品备件、随机工具、两年操作备品备件、随机资料。
7.13设计文件、图纸和技术资料
7.13.1 投标书文件与图纸
投标人应根据招标书提出的汽轮机设计条件、技术要求、详细供货范围、保证条件等提供完整的投标书文件和图纸。
7.13 .2汽轮机说明书包括汽轮机结构、运行参数、运行方式、技术特性、热力计算以及连锁保护要求等；
7.13.3汽轮机总图及汽轮机设计说明书；
7.13.4随汽轮机供应的仪表、控制、保护等设备的供货清单（包括型号、规范、数量、安装地点等）；
7.13.5汽轮机范围内汽水管道接口尺寸及布置图；
7.13.6本体用电动机资料。
7.14发电机侧轴承的回油温度及轴承振动测量的一次元件,由供方供货,发电机制造厂应预留测量位置。并与发电机厂协调配合。
7.15发电机侧的联轴器 (靠背轮)、油管路由汽轮机厂供货,要求其尺寸大小应与汽轮机侧联轴器 (靠背轮)、油管路相匹配,投标方应和发电机厂商定好有关配合尺寸及连接方式。
7.16有关与发电机的联接，轴系计算以及润滑油量等问题，直接与发电机厂共同协商处理解决，由发电机厂方提供有关轴系计算及与汽机联接图纸资料。
7.17供方配套供应一台发电机组,详细内容见招标文件“30MW汽轮发电机招标货物清单及技术规范”。
7.18汽轮机配套供应安全监测仪表系统（TSI）
7.18.1供方提供汽轮机安全监测仪表（TSI），应包括如下功能，但不限于此：
? 转速测量。具有零转速／键相输出；
? 轴振动。按机组轴承数量设置（包括发电机）。
? 轴向位移。通过两点对大轴位移进行监测，轴向位移测点为两点；
? 胀差。监测各汽缸与转子的相对膨胀差；
? 汽缸膨胀。测量汽缸的胀缩值，装有就地表计
具体功能如下：
供方提供与安装在系统柜内的汽机监视仪表相连的所有放大器、信号调节器及其它辅助设备，系统柜内设必要的端子，以接纳来自现场设备的输入信号和到DEH、DAS、汽机跳闸系统的输出信号，并提供插入式预制电缆。为连接到DCS或外部系统的信号提供相应的隔离缓冲器，以防止外部故障传入。这些外部故障可能引起监视系统内的故障，或机组扰动或跳闸。供方也提供监视系统冗余电源。
（1） 投标方应负责提供TSI仪表和机柜的整套装置，TSI监测项目应齐全并符合规程规范的要求，TSI应安全可靠、使用维护方便。TSI应设有冗余电源，能接受买方提供的2路220VAC总电源， 并在TSI柜内自动切换。其切换时间满足控制要求，系统所需的各种电压等级的电源由投标方负责。用于停机保护的TSI监测信号应采用三取二配置（如转速信号等），信号送至ETS（由招标方另行采购），经ETS逻辑判断后实现安全跳闸停机。
2) 原则上，TSI选用进口和Bently3500系列品牌的整套安全监测保护装置。投标本特利Bently3500系列（包括探头、前置器、延长电缆、TSI卡件）进口产品，以最高价计入投标总价，最终由招标方选定。TSI整套装置应留有与汽机电调（DEH）、危急保护装置（ETS）、机组DCS、汽轮机故障诊断系统（TDM）等系统的硬接线接口机通讯接口等。
3) 汽轮发电机组安全与监测保护装置所需要的各类检测信号，应由汽机厂统一提供，并确保汽轮发电机组检测控制系统具有统一性和完整性。由汽轮机厂负责协调与发电机在整个轴系上的各个监测保护测点的设置与安装接口配合一致，并提供相关的安装支架、测速齿轮与附件等。
4) TSI模拟量输出应为：4-20mADC信号，送至DEH、DCS、TDM等。
5) TSI报警、保护接点的输出：要求每点均送出1付无源接点，送至DEH、ETS、DCS，接点容量应为：220VAC，3A。
6) TSI装置应留有与DEH、DCS、TDM系统的通讯接口。
7) TSI装置至少应包括如下功能（但不限于此）：
◆ 转速探头数量应不少于10个
3个转速探头，信号经TSI，输出信号至ETS系统，三取二逻辑后作为超速保护。TSI系统的3块测速卡均输出2路超速110%的开关量信号。
3个转速探头（由DEH配套供货），脉冲量信号输出送至DEH系统，三取二逻辑后作为超速保护（OPC）。
1个转速探头，信号送至TSI（作为键相信号）输出4～20mA 模拟量信号和2点开关量信号。
1个转速探头，信号用于机头侧转速测量就地指示（应带有就地仪表箱）。
1个转速探头，脉冲量信号输出送至DCS系统用于DCS作为转速指示和趋势记录。
1个转速探头作为备用。
◆ 转速测量：具有零转速及系统必要的转速报警联锁接点输出，可连接指示记录、报警和三取二超速保护；
◆ 轴承振动：按机组轴承数装(包括发电机)，测量轴承座绝对振动测量轴承座绝对振动(即垂直方向)值，测量轴承相对振动值（即振动包括X、Y两个方向），可连续指示、记录、报警、保护；
◆ 轴向位移：通过对大轴位移进行监测，可连接指示、记录、报警、保护；
◆ 胀差：监测各汽缸与转子的相对膨胀差，可连接指示、记录、报警、保护；
◆ 汽缸膨胀：测量各汽缸左、右侧的胀缩值，信号进入DCS；
◆ 键相：设置键相测量。
◆ 偏心：设置偏心测量
8) 引起停机的项目采用双通道测量。
9) 要求投标方提供一套完整的包括一次元件、转换器、机架、电源、预制电缆、便携式调试工具及软件在内的TSI系统，同时负责指导该装置的现场调试及现场校验。
7.18.2 测量支持轴承和推力轴承等金属温度元件应与发电机厂配供的发电机轴承相一致，热电阻为Pt100。送至ETS的温度信号应采用Pt100。供方应提出各轴承温度的正常值、超限值，并应提供安装附件。
7.18.3供方应提供汽轮机螺栓加热设备。
7.18.4 紧急停机保护所需的开关量仪表，制造厂应根据信号的重要性双重化设置。
7.18.5现场前置器防护箱采用不锈钢材质。
7.19详细供货清单
7.19.1设备本体供货清单：

序号设备(部件)名称单
位数
量规格和型号制 造
厂 商备注
1汽轮机本体套1
2联轴器（含电机侧）套1
3主汽门、进汽调节阀套1
4抽汽速关逆止阀、抽汽调节阀、套1
5排汽安全阀、抽汽安全阀套1
6调速系统（DEH）电子部分或电调套1
7调速系统液压部分（包括电液转换器或电动执行器、错油门、油动机等）套1电液转换器为进口VOITH产品
8轴位移、轴振动监测系统（包括：轴位移两点；轴振动汽轮机、发电机前后轴颈X、Y方向各一点；胀差一点）套1
9汽机本体及润滑油系统全部就地热工仪表、二次发讯元件及汽机就地仪表柜套1
10电动盘车装置及其附件套1
11供油系统（包括油箱、冷油器、滤油器、主、辅助油泵、事故油泵、排油烟风机等）套1
12保温层、汽轮机罩壳套1
13汽封冷却器（带抽汽器）套1

7.19.2随机备品备件清单：

序号名 称规格型号单位数量生产
厂家备注
1推力轴承备件套1
2前径向轴承备件套1
3后径向轴承备件套1
4汽封备件套1
5油封环密封齿备件套1
6前支座连接件套1
7后支座连接件套1
8外缸-导叶持环连接件套1
9手动盘车装置备件套1
10速关阀备件套1
11调节汽阀备件套1
12调节汽阀ND备件套1
13错油门备件（包括滑阀及衬套）套1
14错油门ND备件（包括滑阀及衬套）套1
15油动机备件套1
16油动机ND备件套1
17危急遮断器备件套1
18危急保安装置备件件1
19汽缸中分面螺栓（高温高压部分）不足1件备1件10%
20滤油器滤网件2

7.19.3随机专用工具清单：

序号名 称规格型号单位数量生产
厂家备注
1梅花扳手套1
2通用工具套1
3两孔螺母旋具件2
4导向套件2
5捣锤总成件2
6前轴承座起吊工具套1
7敲击扳手套1
8中分面螺栓拉伸装置套1
9蓄能器充气工具套1
10螺栓电加热器套1
11转子吊装工具等套1

7.19.4进口件：
序号名 称生产厂家规格
1TSI系统美国 Bently Bently 3500
2压力开关、差压开关美国SOR、美国UE
3压力变送器美国 Rosement 3051C
4停机电磁阀德国 力士乐
5电液转换器德国 VOITH
7.19.5主要测点清单：
测量部位及名称就 地就地仪表架中控室备　注
一、压力表
进　汽1
轮室(调节级后)1
排　汽1
抽 汽1
控制油1
二次油1
启动油1
速关油1
各轴承进油各1
速关阀试验油1
二、温度计
进　汽1
排　汽1
抽 汽1
各轴承回油各1
三、压力开关、差压开关
控制油压力1低报警
速关油压力1
润滑油压力3（4）低报警并联锁辅助油泵1个；
低报警并联锁交流油泵1个；
过低停机并联锁事故油泵2个；
排汽压力4高、低报警各1个
过低停机2个
抽汽压力4高、低报警各1个
过低停机2个
滤油器差压1
四、双支铂热电阻Pt100
前径向轴承2提供报警、停机值
后径向轴承2
推力轴承正瓦2
推力轴承付瓦2
五、变送器
抽汽压力1
排汽压力1
二次油压1
六、TSI
轴位移2数量指探头数量
汽轮机轴振动4
发电机轴振动4
胀差1
转速／键相1
七、其它
油箱液位1
DEH用转速传感器3
ETS用转速传感器3
转速表1
行程开关2速关阀开关信号
DCS转速1

备件
双支铂热电阻Pt1004
油箱液位1
润滑油压力开关1
抽汽压力变送器1
排汽压力变送器1
转速传感器附前置器1
热电阻（发电机三四瓦瓦温）1
远传双金属温度计4
汽轮机设有如下保护: 　（厂家填写）　　　　　　　　　 　　　　　　　　　　　

8 供方向买方提供的技术文件和图纸
产品出厂时，供方应向买方提供下列文件和图纸：
8.1 设备和备品管理资料及文件：包括设备和备品发运和装箱的详细资料，设备和备品存放与保管技术要求，运输超重和超大件的明细表和外形图；
8.2 详细的产品质量文件包括材质、材质检验、焊接、热处理、加工质量、外形尺寸，水压试验和性能检验等证件；
8.3 安装、运行、维护、检修所需的详尽图纸和技术文件：包括汽轮机总图、部件总图、分图和必要的零件图、计算资料等；
8.4 汽轮机设计、安装、运行、维护、检修说明书：包括汽轮机结构特点、运行参数、运行方式、技术特性、热力计算以及联锁保护要求，启动调试要领，定期校验和维护说明等；
8.5 供方应提供备品、配件总清单和易损零件图；
8.6 供方在设备出厂前向买方及设计院提供的技术文件和图纸不能取代设备装箱资料；
8.7 装箱资料的内容应满足配套供货检测控制设备的安装、调试、验收、运行、检修及维护的需要；
8.8 买方要求的产品图纸份数在供货合同中由买、卖双方商定，但不少于8套/台。
9 技术服务
9.1项目管理
协议签订后，供方应指定负责本工程的项目经理，负责协调供方在工程全过程的各项工作，如工作进度、设计制造图纸文件、制造确认、包装运输、现场安装、调试运输等。
9.2 技术条件
9.2.1 供方在定货前向买方提供一般性资料，如：鉴定证书、报价书、典型说明书、总装配图和主要技术参数。
9.2.2 在技术协议签订一周内，供方向买方提供全部技术文件4份，文件上应标有“吉林奇峰化纤股份有限公司三期电站2#机项目工程”标识。
9.2.3 设备供货时提供下列资料，设备的开箱资料：安装、运行、维修、修理说明书、全部清单资料、工厂试验报告、产品合格证。
9.3 服务
供方配套供应的汽轮发电机组出厂前应进行整体联动调试，调试合格方可发货出厂。联动调试前，供方应通知买方，买方派遣技术人员参与设备现场组装、调试工作。期间卖方应指定一个人来负责组织、协调工作，并为买方人员免费提供食宿。
在设备安装过程中供方应派出技术人员常驻现场，免费提供现场常驻人员，协助买方按标准检查安装质量，处理调试投运过程中出现的问题。供方应选派有经验的技术人员，对安装和运行人员免费培训。
9.3.1 为使合同设备能正常安装和运行，卖方有责任提供相应的技术培训。培训内容与工程进度相一致。培训目标：买方上岗操作人员经培训后，能独立完成机组运行168小时以上，并通过卖方和买方共同组成的培训验收小组的考核，对未通过考核的买方培训人员，卖方按培训计划再提供一次免费培训。
9.3.2 卖方制定的培训计划和内容要符合每个专业的要求，主要包括：
a、对设备性能、结构、主要及辅助系统等的具体专题，在课堂内进行系统讲解；
b、参观电厂及选择类似机型业绩单位免费进行实习及实际操作培训。
c、到相似电厂进行实践培训；
d、提供所有必需的培训资料（如课本、手册及图纸）、设备、工具和仪器等；
9.3.3 培训的时间 、地点等具体内容由买卖双方商定。
9.3.4 培训期间卖方应指定一个人来负责组织、协调工作，并为买方技术人员免费提供工作服、安全帽和文具等。。
9.3.5 卖方应允许买方的技术人员把培训期间提供的所有技术文件带回厂。
9.3.6 卖方为买方培训人员提供设备、场地、资料等培训条件，并提供食宿和交通方便。

10 买方工作
10.1 买方应向供方提供有特殊要求的设备技术文件。
10.2 设备安装过程中,买方为供方现场派员提供工作和生活的便利条件。
10.3 制造过程中,买方可派员到供方进行监造和检验,供方应积极配合。

11 工作安排
11.1 根据需要可以召开设计联络会或其它形式解决设计制造中的问题。
11.2 文件交接要有记录，设计联络会议应有会议纪要。
11.3 供方提供的设备及附件规格、重量或接线有变化时，应及时书面通知买方。其他未尽事宜,由三方另行协商解决。
12保证
12.1 机械保证
在用户遵守产品使用说明书所规定的条件下，汽轮机运转12个月或交货后18个月内，确因产品质量不良而发生不应有的损坏时(不包括易损件)，供方应无偿地及时为用户修理或更换损坏的零件。
12.2 性能保证
12.2.1 机组应在采购规格书规定的操作条件下，保证其功率，转速，汽耗率，热耗率以及其他各项性能完全达到所规定的要求。
12.2.2 机组保证期在最后一批零件发货后18个月内或机组投入运行后一年内有效.
供方应对按照双方一致同意的操作和设计条件进行设计制造的汽轮机的质量和性能指标承担全部责任。
13拒收
设备及其零部件或材质与本技术规格书的设计、选材不一致时，或是不符合有关标准、规范的要求时，该设备将被拒收。

发电机部分

1．总则（1.1到2.2部分参照汽轮机整体协议的要求）
发电机为汽轮机厂家配套供应，由汽轮机厂家选择三家以上国内知名的发电机厂家并分别报价，以供买方选择。
1.1本技术规范书适用于吉林奇峰化纤股份有限公司三期自备电站2#机项目工程30MW汽轮发电机设备及其辅助设备和附件，它列出了设备及其辅助设备和附件的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术规范书。
1.2发电机及所有附属设备应是成熟的、先进的，并具有制造相同容量机组且运行成功的实践经验。不得使用试验性的设计和部件。
1.3买方在本技术协议提出了最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求和适用的标准，卖方应提供满足本技术协议和标准要求的高质量产品及其服务。对国家有关安全、环保等强制性标准，必须满足其要求。
1.4买方须执行本技术协议所列标准及相应的国家和行业相关技术要求和适用的标准。有矛盾时，按较高标准执行。合同签订后，卖方应提出合同设备的设计、制造、检验/试验、装配、安装、调试、试运、试验、运行和维护等标准清单给买方，由买方确认。
1.5在签订合同之后，买方保留对本技术协议提出补充要求和修改的权力，卖方承诺予以满足技术要求。如提出修改，具体项目和条件由买卖双方商定。
1.6本技术规范所使用的标准如与卖方所执行的标准水平不一致时，按较高标准执行。卖方协助买方满足发电机本体及辅机设备在国家有关安全、环保等强制性标准的要求。
1.7本技术协议经买卖双方签字认可后作为合同的附件，与合同正文具有同等法律效力。在协议签订后，应互相按时交换资料，满足各方设计和制造进度的要求。
1.8计量单位采用国际计量单位。
1.9发电机（含励磁系统）使用寿命应不小于30年，连续运行天数不少于180天（非制造质量造成的停机事故除外），大修间隔不小于六年，小修间隔不小于一年，正式投产后的第一年、第二年可用率不低于90％，第三年后非大修年的可用率不低于95%。
1.10出厂铭牌、合格证及试验数据中的所有型号按 ，其它数据按照合同及技术协议出具。
1.11投标方对供货范围内的发电机成套系统的设备（含辅助系统与设备、附件等）负有全责，即包括分包（或对外采购）的产品。本体设备及关键设备不分包。分包（或对外采购）的产品制造商最终确定事先征得招标方的认可。对于投标方配套的控制装置、仪表设备，投标方提供与DCS控制系统的接口并负责与DCS控制系统的协调配合，直至接口完备。
1.12投标方的责任范围包括保证本技术规定中所规定的汽轮机和辅助设备能够正常工作。
1.13投标方应负责所规定的供货范围内所有内部配管的设计和成套供货。
1.14如发电机本体及其辅助设备、附件等因设计、选型、制造质量不良而造成机组无法正常运行，投标方必须为此负全部（直接、间接）责任。
2.设计和运行条件
2.1.本期工程简介
工程名称:吉林奇峰化纤股份有限公司三期自备电站2#机工程
工程地址:中国吉林省吉林市九站经济技术开发区
安装的汽轮机台数及容量: 一台30MW抽汽背压式汽轮机。
汽轮机安装地点：室内
工艺系统概况：本期工程安装一台30MW抽汽背压式汽轮机，其配套锅炉为二台240t/h循环流化床锅炉。
2.2工程主要原始资料
2.2.1厂址条件
2.2.1.1 气侯
2.2.1.2 空气温度
最高温度 40℃
最低温度 –40.2℃
2.2.1.3 年气压平均发展速度99.42KPa
2.2.1.4 年平均相对湿度 70%
2.2.1.5 年平均降雨量 660mm
2.2.1.6 风速
最大 30m/s
年平均 3.4m/s
基本风压(10米高处)0.45KN/M2
2.2.1.7 最大积雪深度469mm,基本雪压0.75KN/M2
2.2.1.8 建设厂地地震烈度为：7度
2.2.1.9 海拔高度为 ：182-184 m
2.2.1.10 最大冻土深度 ：-1.90m
2.2.2设备使用条件
机组运行方式：随汽机同轴连接，满足汽机定压运行，并具有滑压运行的能力。
负荷性质： 汽机热电联供，发电机可带最大负荷连续运行。
机组布置方式： 室内纵向或横向布置(油箱面对机头右侧或左侧布置)
汽机房行车：设备最大起吊重量 32吨
周波变化范围： 48.5～50.5Hz
冷 却 水：
冷 却 水性质：淡水、闭式
　 冷却水压力：进口 ≤0.3 Mpa（g）
　 冷却水温度：正常 27 ℃，最高 34 ℃
PH值：7~8
DD≤1500us/cm
氯根≤450mg/l
YD≤10mmol/l
浊度≤15NTU
电源：
动力电源： 6kV/380V/220V
事故电源： 220V DC
2.3设计、制造、验收标准
卖方在采用设计制造标准和规范方面应采用下列规则，在标准、图纸、质量记录、和操作手册上均采用国际单位（SI）；设备铭牌按制造厂标准；制造标准和规范按下列标准执行，原则上可采用国家和企业标准，如采用国际标准，则所采用的标准应不低于国内标准，并可在设计、制造上优先采用已获准采用的国际先进标准。这些标准应符合或高于下列标准的最新版本。
2.3.1 发电机的技术标准
国标GB11348.1—89旋转机械转轴径向振动的测量和评定；
国标GB755—2008旋转电机基本技术要求；
国标GB/T7064—2008隐极同步发电机技术要求；
IEC34—1(第八版)旋转电机第一部分——额定值和性能；
IEC34—3汽轮发电机的特殊要求。
2.3.2 励磁系统的技术标准
国标 GB755—2000旋转电机基本技术要求；
国标 GB/T7409.3—2007同步电机励磁系统大中型同步发电机励磁系统技术要求；
IEC2A(秘13—1978)汽轮发电机励磁系统技术要求；
IEC(秘593—1982)关于同步发电机励磁系统的若干规定。
DLT 843-2010大型汽轮发电机交流励磁系统技术条件。
2.3.3 发电机和励磁系统有关其他标准
国标GB/T1029—93三相同步电机试验方法；
国标GB1441—87电站汽轮发电机组噪声测定方法 ；
国标GB10068.1—88旋转电机振动测定方法及限值振动测定方法；
国标 GB10068.2—88旋转电机振动测定方法及限值振动测定限值；
国标 GB10069.1—88旋转电机噪声测定方法及限值噪声工程测定方法；
国标GB10069.2—88旋转电机噪声测定方法及限值噪声简易测定方法；
国标GB10069.3—88“旋转电机噪声测定方法及限值噪声限值；
JB6204—92大型高压交流电机定子绝缘耐电压试验规范；
JB/T6228—92汽轮发电机绕组内部水系统检验方法及评定；
DL/T650—1998大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件；
GB50150—2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准。
上述所有标准如有重新颁布的最新标准，按最新标准执行。
3．技术要求
3.1主要技术参数：
额定功率30MW
额定功率因数 0.8（滞后）
额定电压 10.5kV
额定电流 2062A
额定转速 3000r/min
频 率 50Hz
相 数3
极 数 2
定子线圈接法 YY
绝缘等级 F(按B级考核)
效 率(保证值) ≥98.4％
短路比(保证值) ≥0.47
瞬变电抗Xd′ ≯0.30
超瞬变电抗Xd″≥0.15
承担负序能力：
稳态I2/In 10%
暂态(I2/In)2t 15s
励磁性能：
强行励磁倍数 ≥2倍额定励磁电压
电压响应时间 ＜0.05s
允许强励持续时间 ≥10sec
3.1.1噪音（距外壳水平1米、高度1.2米处）≤85dB(A)
3.1.2发电机冷却方式为定子空外冷，转子空内冷。
3.1.3发电机具有失磁异步运行、进相运行和调峰运行的能力。
3.1..4 发电机的励磁型式为自并励静止励磁。
3.1.5 所使用的单位为国家法定计量单位制。
3.1.6 发电机厂家必须与汽轮机厂家做好配合，保证接口尺寸。
3.2主要性能
3.2.1优先选用世界先进成熟产品，发电机（含励磁系统）使用寿命应不小于30年，连续运行天数不少于180天（非制造质量造成的停机事故除外），大修间隔不小于六年，小修间隔不小于一年，正式投产后的第一年、第二年可用率不低于90％，第三年后非大修年的可用率不低于95%。
3.2.2所有电气设备都应遵守2.3条所规定的专用系统标准和接口标准。
3.2.3卖方应负责供应所有与发电机相关的设备及附件以保证能在主控室中控制和监视整个发电机系统。
3.2.4所有设备都应在装运前组装好并做过试验，只有在装运中由于尺寸或重量的限制，不能装运整个组件时，才将组件拆零。
3.2.5卖方应推荐用于发电机、励磁机的继电保护方案，并提供与继电保护相关的参数以便于买方为发电机、励磁机配备正确的保护。
3.2.6同步发电机及附属设备应与汽机最大连续输出功率相匹配，并满足规范中所列的规范和标准机构规定的要求。
3.2.7发电机出力必须与汽轮机相匹配。长期连续运行时各部分温升和温度限值在国标（GB/T 7064-2008）允许值范围内并具有一定裕度。
3.2.8额定值
发电机应能在额定的功率因数0.8(滞后)到功率因数为0.95(超前)之间发出额定的30MW。发电机应具有进相运行能力，发电机能在进相功率因数（超前）为0.95时长期带额定有功连续运行，而不产生局部过热。
3.2.9发电机具有调峰运行能力，满足变负荷、两班制、周末启停等要求。当电网需要时，发电机应能允许调峰运行。调峰范围50～100％，允许启停次数不少于10000次，而不产生有害变形。
3.2.10 所有电气设备都应提供适当的加热器和恒温调节器，以保证在设备长期保存和停用期间的温度至少高于环境温度5℃(但不得高于35℃)。并且各部件和设备应考虑防尘、防潮、防振措施。在发电机进风口处装有电加热元件不小于6组，总功率不小于6KW，供发电机停机时加热、除湿之用。
3.2.11发电机中性点对地绝缘按额定线电压设计。
3.2.12当汽轮机主汽门关闭时，发电机在正常励磁工况下，允许以同步电动机运行的时间不小于3分钟。
3.2.13发电机在系统出现故障后，允许输电线路单相快速自动重合闸。
3.2.14发电机定、转子各部分温度和温升的限值，符合国标GB/T 7064-2008“隐极同步发电机技术要求”中的规定。
3.2.15 冷却系统：
3.2.15.1汽轮发电机冷却方式为空冷，发电机冷却系统应能保证在正常和异常工况下将转子和定子绕组最热点温度控制在B级绝缘规定的限值以下。
a.轴承的出油温度不超过65℃，轴瓦温度最高不超过90℃。
b.卖方提供空气过滤器。
c.发电机内部，在定子绕组端部附近，装置灭火管，管路端头必须引出机座外。
3.2.15.2 气体冷却器
a.汽轮发电机的气体冷却器，在进水温度不超过35℃时，能保证冷却后的气体温度符合《透平型同步电机技术要求》(GB/T7064)的标准规定，发电机的额定出力为减去励磁功率后的净出力。冷却水30℃时发电机出力满足在高于额定负荷的10%工况正常下运行（额定功率因数）。
b.要求空冷器全停后，机组允许带额定负荷的时间不小于30秒，运行中一组空冷器停用后，发电机能带满负荷长期运行。
c.发电机空气冷却器用冷却水工作水压为不大于0.2Mpa，空气冷却器设计压力不小于0.4MPa，冷却面积按35℃计算，试验水压不小于工作水压的2倍，历时15分钟。
d.空气冷却器采用风阻小、换热效率高、抗腐蚀材料的产品，其管材按不锈钢制作。
e.发电机空气冷却器能够保证在发电机不停运的情况下进行清洗，冷却水进出水管的设计，应能保证在不拆进出水管的情况下，方便拆卸两端的盖板。
3.2.16发电机在额定功率因数下，电压变化范围为±5%和频率变化范围为±2%时，能连续输出额定功率。投标方应提供在电压变化为±5%，频率变化为-5%到+3%的范围运行时，发电机的输出功率、温升值及对应允许的运行时间。
3.2.17 发电机组各部位允许振动值
（1）轴承振动值：发电机在额定转速下运行时，在轴承座上测得的双振幅振动值，无论在垂直、水平、轴向均不大于0.025mm；在任何轴颈上所测得的双振幅振动值不大于0.076mm；发电机轴承振动测量装置由汽轮机厂统一供应，采用相同的设备，发电机厂配合，以满足TSI安装检测要求。
（2）临界转速离开额定转速的±10%，通过临界转速时，轴的振动值不大于0.25mm，轴承座的振动值不大于0.1mm。
（3）发电机定子机座和端盖的自振频率避开基频和倍频±10%范围。发电机定子绕组端部的自振频率避开基频的±10%范围；冷态下定子端部绕组模态试验固有频率及端部绕组鼻端、引线、过渡引线的固有频率均避开倍频的-6%至+15%范围。
（4）定子绕组各相直流电阻值在冷态下，任何两相或两支路直流电阻之差，排除由于引线长度不同而引起的误差后，不超过其最小值的1.5%。
（5）发电机在空载额定电压和额定转速时，其线电压波形全谐波畸变不超过5%。
（6）应采取有效的技术措施，防止有害的轴电流和轴电压，有害轴电压不超过10V,转子轴（汽端）良好接地。
(7)卖方应提交发电机投运时在临界速度直到额定功率期间的所有振动测量的试验报告说明书。
3.2.18 发电机在额定功率因数、电压变化范围为额定值的+5%(-5%)和频率变化范围为额定值的+2%(-2%)时（即按照IEC国际标准或GB/T7064-2008图中区域A所示范围内）应能连续输出额定功率。当发电机电压变化在±5%以内，频率变化在-5%~-2%，和+2%~+3%范围运行，由投标方提供输出功率和温升值(区域B)。
3.2.19热工测量、保护和控制
3.2.19.1总则
1） 投标方设计汽轮发电机设备及其系统时，应充分考虑各种工况下的运行操作方式、参数测点布置及控制和保护安全可靠性、合规性、实际需要与业主要求，并负责成套供应必要的检测控制元件、仪表与设备。
2） 随本体供应的主要检测元件、仪表及控制设备应选用进口优质设备（所供变送器选用进口设备，由投标方提供三家，由我方最终确定）、逻辑开关采用进口SOR产品。用于保护及联锁的测量元件采用进口逻辑开关，选用的仪表不得含有水银等有毒物质。不选用国家宣布淘汰的产品。
3） 投标方提供的所有远传测温元件选用Pt100热电阻（铠装、三线制、A级），就地温度计要求采用双金属温度计。
4） 所有输出至机组DCS、集控室的报警保护联锁接点均为无源接点，容量为220VAC，3A。
5) 电源种类范围：220VAC，380AC或220VDC。投标方若需要其他种类的电源，由投标方自己解决。
3.2.19.2 投标方应成套供应满足机组启停与运行中安全监视和经济运行所必须的，安装在本体范围内的仪表、取样部件、检测元件（包括传感器）、调节阀门、以及与检测元件或传感器等。
供货范围内的被控设备可控性、检测仪表和控制设备性能应满足全厂自动化投入率100％的要求。
3.2.19.3 应随发电机成套提供下列仪表及设备：
1） 发电机本体留有轴承振动及大轴振动测量元件的安装接口，测量元件及技术要求由汽机供货商成套提供。投标方应负责提供安装支架。
2） 发电机定子铁芯和绕组测温元件（Pt100），选用符合国家标准的产品。为防止测温元件损坏，有备用点。所有测温元件均接至本体接线盒，接线端子有防止因发电机振动而发生接线松动的措施。
3.2.19.4 测温元件位置及数量：
汽轮发电机定子绕组和铁芯的测温元件的埋置工艺确保测温准确、长期可靠工作。每个工作热电阻均用三线分别引至接线盒的端子上，备用热电阻均用三线分别引至接线盒背部，且引出线应采取可靠的防油腐蚀措施。
3.2.19.5 对于发电机轴承及回油温度的报警及保护仪表，应采用就地安装的、远传式热电阻（Pt100）元件进行设计和供货。以接入机组DCS实现发电机轴承与回油温度的在线监视、报警与停机安全保护功能。
3.2.19.6发电机系统和励磁系统的仪表及控制要求相关内容，详见各有关章节。
3.2.20 汽轮发电机绝缘：
1 ）定子绕组、励磁绕组和定子铁芯均采用F级或更高绝缘等级的材料，温升按B级考核。
2 ）耐压试验或投入运行前，卖方提供定子绕组对地及相间的绝缘电阻值，埋入式检温计绝缘电阻值(出厂试验报告)。
3 ）耐受电压试验：
a.发电机总装后在制造厂内对定子绕组作交流工频耐电压试验前进行3.5UN直流耐压试验，耐压时间1min。
b.定子绕组通过直流耐压试验后则进行工频交流耐电压试验。同时对励磁绕组及励磁回路内的电气组件也进行工频交流耐电压试验，试验时间1min，耐压值如表1所示。
交流工频耐电压试验值
项号发电机部件试验电压值（有效值）
1定子绕组2UN+1000V
2励磁绕组及其主回路内的电气组件额定励磁电压500V及以下：10倍额定励磁电压，最低1500V；
额定励磁电压超过500V：2倍额定励磁电压+4000V；
注：1. UN为定子额定线电压。
4）对定子绕组为F级绝缘，用2500V兆欧表测量其绕组对地的绝缘电阻值和吸收比（或极化指数），满足下列条件：
a．吸收比不小于1.6或极化指数不小于2.0。
b．在40℃时三相绕相一起对地绝缘电阻值不小于（UN+1）MΩ，如分相对地为2（UN+1）MΩ。
说明：UN为以kV为单位的额定值。
吸收比为R60″/R15″；极化指数为R10′/R1′。
5）励磁绕组的绝缘电阻，用1000伏兆欧表测量，其绝缘电阻不应小于1MΩ。
6）定子绕组、铁芯的检温计的绝缘电阻，在冷态下用2500伏兆欧表测量不应低于1MΩ。
7）发电机励磁端的轴承及台与底板和油管间、油密封与油管间必须绝缘。用1000伏兆欧表测量，其绝缘电阻应不低于1MΩ。
3.2.21 发电机结构性能：
3.2.21.1发电机定子
3.2.21.1.1 定子外壳：
1）定子外壳的结构应有足够的机械强度，以满足振动、机组起、停和短路情况下的要求。
2）定子外壳的设计应考虑维护和检修方便。
3）定子外壳里的导线和管道应设置防止由于液体流动产生的摩擦和静电感应而引起的火灾危险。同时，应适当地采取措施，降低杂散磁场的影响。
4）卖方应提供发电机机端发生短路或180°及120°非同步合闸时的转矩资料。
5）发电机定子底座应为装配式轧钢片，内部由轴向和圆周上的环形肋支撑.
3.2.21.1.2 定子铁芯：
1）发电机定子铁芯应采用高导磁和低磁滞损耗的薄钢片退火后模压制造。设计应使铁芯和线圈各部位温度尽可能均匀以避免局部过热和膨胀。
2）发电机定子铁芯的设计应尽可能减小100Hz的振动影响，同时还要降低铁芯端部的损耗。
3）在定子铁芯端部的迭片里至少应安装6支温度探测器。
4）定子铁芯的结构应有足够的机械强度，以防止振动，突然短路对发电机定子结构的影响。
5）铁芯迭片应为冷轧钢，轧制后退火，用浸渍绝缘，迭片间的绝缘不能采用纸或其他吸水性材料。
6）发电机定子上应提供便于吊装用的吊攀。
7）定子铁心端部结构件如压指采用高电阻材质，压圈采用非磁性材质，并采取有效的屏蔽措施，避免产生局部过热。
3.2.21.1.3 定子线圈：
1）定子线圈采用半绕组式线圈，无氧铜。
2）定子线圈的绝缘材料应采用严格控制标准的云母或不低于F级材料，卖方应采取防止电晕和吸潮以及老化措施。
3）定子线圈的结构应有足够的机械强度和短路热稳定能力，以防止线圈弯曲变形、碰撞、位移和磨损。
4）线圈之间的连接应为银铜焊接、全绝缘，线圈端部采用的导体材料应无尖角。紧固件应采用非磁性材料，并有锁定装置。
5）定子绕组各相直流电阻值在冷态下，任何两相直流电阻之差，排除由于引线长度不同而引起的误差后，不超过其最小值的1.5%。
6）定子线棒槽内固定及定子绕组端部绑扎工艺牢靠，端部采取适应调峰运行的技术措施。自振频率避开基频和倍频。具备耐受发电机机端发生短路或180°及120°非同步合闸一定次数的危害而不发生损坏的机械强度。
7）卖方必须采取措施，防止在混凝土基础的钢筋和邻近金属架构不会因感应电流而发热。
3.2.21.2 转子：
3.2.21.2.1转子本体：
1）发电机转子为优质合金钢锻造而成。卖方在应承诺保证转子锻造质量。
2）转子和励磁机应能承受125%超速试验2分钟无任何变形。
3）卖方应提供抽转子的特殊设备或附件。
4）转轴为一点可靠接地。
5) 转子绕组采用含银铜线。
6）转子护环材质为锰铬无磁性钢Mn18Cr18。
3.2.21.2.2 转子线圈：
1）转子线圈的绝缘材料应采用云母或其他合适的绝缘材料，并提供防潮和防老化措施。
2）转子线圈的结构应有足够的机械强度和短时热稳定能力，防止线圈弯曲、变形、位移、碰撞和磨损。
3）转子线圈应采用铜导体，导体连接处应避免同步应力，脆化和软化。
3.2.21.2.3 转子风扇：
1）转子风扇为离心式风扇，风扇采用优质钢焊接而成。
2）转子风扇应优先采用径向开口型，叶片的焊接不应发生由于风扇振动导致焊缝疲劳或裂口。
3）转子风扇应有独立的平衡块，风扇平衡块焊接在恰当的部位。
3.2.21.3 轴 承
1）发电机前后轴承优先采用现场无需修刮的椭圆滑动轴承，应提供各支持轴承的资料（包括设计、运行、维修等方面）。
2）轴瓦应能自行调整，在起动、运转和超速条件下允许偏差应减小到最低程度。
3）每个轴瓦应分别鉴定，保证能互换。
4）轴瓦应具有严格的密封性能，防止油气化后的泄漏物进入到线圈、出线端或导管的连接处。
5)每个轴供货包括励端的轴承应绝缘，以便防止由于正常励磁引起的磁路不平衡或者由于特殊故障引起磁路不平衡而出现的的轴电压轴电流效应。
6)卖方应建议哪些轴承在正常时要短路(不应绝缘)，并提供短接件。
7)轴承的强迫润滑油系统应与汽轮机轴承统一考虑，并采用相同等级的润滑油。
8)卖方应说明预防轴与机组本体之间的环流方法。
9)轴承油出口温度不应高于65℃，轴瓦温度不应高于90℃。
10) 发电机励磁端轴承座采取绝缘措施，防止有害的轴电流和轴电压，转轴汽端装设接地碳刷使之良好接地。
11）卖方在进行设计发电机3#轴承（卖方提供）时，应充分考虑买方检修发电机时不用拆除联轴器即可方便抽装发电机转子，并向买方提供检修抽装转子的操作说明书。
12）发电机的轴承确保不产生油膜振荡。
13）发电机轴承采用内置双绝缘，在转子汽端装有2个接地碳刷，使转轴良好接地，有效地防止有害的轴电流和轴电压产生。
3.2.21.4 其它部件
1）发电机定子机壳、端盖、端罩有足够的强度和刚度，避免产生共振，其接合面具有良好的光洁度和平整度。
2）发电机每一轴段的自然扭振频率处于0.9至1.1及1.8至2.2倍工频范围以外。发电机能承受在额定负荷和105%额定电压下定子绕组出口任何形式的突然短路，系统振荡、高压线路单相重合闸以及误并列等产生的冲击力，而不造成绕组或轴系有害变形或其他机械损伤，也不使发电机的使用寿命缩短。
3）冷却风扇由投标方负责在转轴上配套，以确保可靠运行。
4）发电机集电环应采取降低躁音有效的技术措施，集电环和碳刷应满足国标GB/T7604-2008中5.6.2节温度限值要求。
5）发电机和滑环设有降低噪音的有效措施。
6）发电机轴承采用内置双绝缘，在转子汽端装有2个接地碳刷，使转轴良好接地，有效地防止有害的轴电流和轴电压产生。
7）发电机内部，在定子绕组端部附近，装设可靠的灭火装置，接口在端盖上。
8）投标方有责任配合汽轮机供货商做好汽轮发电机的轴系平衡工作，协调对汽轮发电机整个轴系的振动、临界转速、润滑油系统及联轴器的整体设计和布置，并协助提供机组对基础的动、静载荷分布（包括满负荷运行及发电机短路时）。
3.2.22非正常运行运行状态的要求（不限于此，投标方提供的发电机应高于以下要求并保证提供的设备符合国标；按《发电机交接试验规程》进行试验时，发电机应完好无损）：
1）发电机绕组应能承受由于短路、系统暂态和超速情况下引起的短时热和机械应力。
2）发电机定子能从额定工况下的稳定温度起在130%额定电流下运行至少一分钟。允许的定子电流与持续时间(直到120s)如下：
时间(s)103060120
定子电流(%)226154130116
由于在这些工况下电枢温度将超过额定负荷下的值，所以机械结构的设计应按照假设每年运行在上述定子电流下的次数不超过两次。
3) 发电机励磁绕组能从额定工况稳定温度起，在励磁电压为125%额定值下运行至少一分钟。允许的励磁电压与持续时间(直到120s)的如下：
时间(s)103060120
励磁电压(%)208146125112
由于在这些工况下，励磁线圈温度将超过额定负载值，所以机械结构的设计应按照假设每年运行在上述励磁电压下的次数不超过两次。
4）发电机能不受损地承受机端不平衡故障发热影响，包括励磁电流和定子电流直流成分的衰减效应，时间可长达120s，发电机负序电流I2和时间t的乘积(I22×t)大于或等于15，负序电流的数值用额定电流的标么值表示，时间单位为s。
5）当三相负荷不对称，且每相电流均不超过额定定子电流(IN)，其负序电流分量(I2)与额定定子电流(IN)之比(I2/IN)不超过0.1时，发电机能连续运行而不损坏。
6）机组应能作电动机用，持续时间不小于60s。
7）发电机应能在满负荷，105%额定电压下承受主变高压侧单相接地故障或三相故障影响和发电机端三相短路故障影响(与保护动作时间配合)。
8）发电机应能承受由于单相重合永久故障引起的扭矩。
9）机组的频率特性应能符合下表中所列的要求。
频 率(Hz)允许运行时间累计(min)每 次(s)
51.5>30>30
51.0>180>180
48.5～50.5带额定容量连续运行
48.0>300>300
47.5>60>60
47.0>10>10
10）应提供防止发电机轴电流的方法及相关资料。
11）转子超速：120%额定转速，发电机转子能承受时间为2分钟。超速试验后，转子无永久性变形或妨碍正常运行的其他缺陷，励磁绕组仍能符合耐电压试验的要求。
12）发电机具有一定的短时过负荷能力，能承受1.5倍的额定定子电流历时30s，而不发生有害变形及接头开焊等情况。
13）励磁绕组具有下列短时过电压能力
过电压时间(s)103060120
额定励磁电压(%)208146125112
14）发电机能在进相功率因数（超前为0.95）时依额定有功功率30MW持续运行，而不失去稳定和产生机组损坏。
15）当汽轮发电机三相负荷不对称时，每相电流均不超过额定电流（IN）。且负序电流分量（I2）与额定电流（IN）之比不低于《透平型同步电机技术要求》(GB/T7064)的标准规定。发生不对称故障时，故障运行最大的（I2/IN）2和时间t秒的乘积也不低于《透平型同步电机技术要求》(GB7064)的标准规定。
16）用外部方法将短路时相电流限制到不超过三相突然短路所产生的最大相电流值，则发电机在额定负荷和1.05倍额定电压下运行时，能承受出线端发生的任何形式的突然短路事故而不发生导致停机的有害变形或其他机械损伤，也不使发电机的使用寿命明显缩短。
17）发电机失磁运行能力：发电机失磁后在60秒内将负荷降至60％，90秒内降至40%，总的失磁时间不超过30分钟。
3.3 随机供应阀门要求
3.3.1 本技术规范书书中包括了发电机本体及附属设备所使用的各种阀门，投标方配用提供的阀门符合ANSI B16.34，ANSI B31.1，MSS-SP-61 、AWWA以及国家标准。
3.3.2 阀门的选用等级及工作参数根据所提供的运行工况，符合系统设计要求及有关法规和标准。
3.3.3 所有阀门及附件操作灵活，开启、关闭速度稳定、灵活，阀门严密不漏。每个阀门都有制造厂商的厂名或商标以及识别符号以标明制造厂商所保证的使用工作条件。
3.3.4 所提供的调节阀、电动阀门等选用有成熟的运行经验的产品，保证其可靠性，电动和气动阀门的执行机构选用进口产品，重要环节的电动门执行器采用进口设备，其他阀门的执行机构选用引进型机电一体化产品(电动头带含接触器的控制器，外部只提供电源)。具体型号征得招标方同意后统一选型。电动阀门开/关方向限位开关和力矩开关具有两对独立的两常开两常闭接点；其接点容量为220VAC，3A和220VDC，3A。投标方配套提供的电动调节阀、电动阀门控制装置应提供三家品牌供招标方最终选定。
3.3.5 所有气动阀门配有空气减压过滤器与行程开关，电磁阀为ASCO，用户提供的气源压力为4～7kg/cm2。投标方提供的气动调节机构具有4～20mA的位置反馈功能，配有气动调节机构，具体型号由招标方确定。
3.3.6 所有控制用调节阀泄漏要求达到ANSI Ⅴ级，提供电动或气动装置接线图。
3.3.7 每只阀门都带有指标开启和关闭方向的铭牌，并在阀门上明确标明流动方向。对于“锁于开启位置”或“锁于关闭位置”的阀门，带有能将阀杆锁于开启或关闭位置的装置。
3.3.8 所有系统的阀门具有可靠的密封性。
3.4 材料
3.4.1 投标方根据技术要求选择适用的发电机本体及辅机制造材料。根据不同的使用场合，按照压力、温度、抗冲击强度、硬度、抗腐蚀性能等要求合理选用材料。
3.4.2 投标方按有关选用的标准（如ASTM，ANSI，NAS，ASME，JIS等标准）标出材料型号，当没有这些牌号时，标明材料制造厂家，材料的物理特性，化学成份。
3.4.3 投标方提供材料检验记录的副本。
3.5 安装和检修的要求
3.5.1 投标方随机提供用于拆卸、起吊、安装各项部件的专用工具。
3.5.2 在外壳上设置手柄、挂耳或其他装置；重量超过20公斤的发电机零部件不适于用钢丝绳捆缚时，应另配置起吊，卸放和支承装置，以便于安装和检修。
3.5.3 发电机配备翻转轴瓦时用的抬轴装置。
3.5.4 投标方提供的部件或组件或组件上的设施构造保证方便现场安装、检修。
3.6 电源要求
随电机厂成套提供的就地控制柜、箱等设备的电源，就地控制柜内电气一次设备，如空气开关、接触器、热继电器、转换开关、按钮、指示灯等元件按施耐德、ABB、西门子三家设计选型（一联会确认）。招标方提供所需各等级的总电源，机柜到就地设备、柜内等各等级电源由投标方完成分配。
3.7接口
3.7.1总的要求
(1)卖方应提供发电机的轴系稳定性、振动、临界转速和润滑油系统等相关技术资料给汽轮机厂家，由汽轮机厂家负责统一归口设计，联轴器在厂家热套装配，套装后应校验联轴器的端面及径向跳动量。
(2)卖方应将发电机对润滑油的要求条件提供给汽轮机厂家，并由汽轮机厂家考虑发电机密封油系统的供油，发电机轴承由发电机供应商提供。
(3)卖方应配合汽轮机供应商做好发电机与汽轮机的联轴器连接问题（联轴器由汽轮机厂家供应）。
(4)发电机空冷器及与空冷器配套设备（含进、出口阀门，其中阀门配明杆碳钢闸阀）由卖方提供，并将冷却水的接口提供给汽轮机供应商由汽轮机厂家统一设计。
(5)双支撑结构的发电机的3#瓦及轴承座由卖方提供，并将相应技术资料提供给汽轮机厂家。
3.7.2接口分界原则
(1)在卖方供货范围之内的系统和设备或部件之间的连接管道和阀门等均由卖方负责。
(2)由卖方供应的设备与不属于卖方供货范围内的系统连接时，则分界以卖方设备接口为界面，卖方应负责该接口的可靠性和正确性。
(3)由卖方供应的系统和设备，在配套的控制和检测仪表的接口设在供应商一侧有困难时，可与买方进行协商，在征得买方同意后，可设在买方分界面的一侧。
(4)卖与买方分界处的接口尺寸、材料、焊接坡口型式等由卖方提供（如接口为法兰则提供反法兰）。
3.7.3接口分界：
(1)发电机本体部分及其附属设备和发电机空冷器及其附属设备均由卖方提供，但卖方应提供相关图纸、技术资料给汽轮机厂家以便于汽轮机厂家进行设计。
(2)卖方应提供相关技术资料给发电机励磁厂家以便于励磁厂家进行设计。
4．励磁系统
4.1励磁方式：发电机的励磁方式为静止励磁系统。
4.2当发电机的励磁电压和电流不超过其额定励磁电流和电压的1.1倍时，励磁系统工作应保证长期连续的、自动的和没有死区。
4.3励磁系统应具有短时过载能力，强励倍数应不小于2，允许强励时间不小于10秒。
4.4励磁系统响应比（V）即电压上升速度，不低于2倍/秒。当为高起始响应，其响应时间上升值不大于0.1秒，下降值不大于0.15秒。要求在0.1秒内励磁电压增长值达到顶值电压和额定电压差值的95%（折算到0.5秒的平均励磁电压上升率为3.58倍/秒）。
4.5励磁系统稳态增益保证发电机电压静差率达到±1%。励磁系统动态增益保证发电机电压突降15％～20％时可控桥开放至允许最大值。
4.6发电机空载时，阶跃量为发电机额定电压的±10%，发电机电压超调量不大于阶跃量的30%，电压上升时间不大于0.6秒；调节时间不大于3秒，电压摆动次数不多于2次。发电机额定负载时阶跃响应：阶跃量为发电机额定电压的2%～4%，有功功率波动次数不大于5次，阻尼比大于0.1，调节时间不大于10s。
4.7自动励磁调节器的调压范围，发电机空载时应能在70~110%额定电压范围内稳定平滑调节，整定电压的分辨率应不大于额定电压的0.2%，手动调压范围，下限不得高于发电机空载励磁电压的20%，上限不得低于发电机额定励磁电压的110%，在全部调压范围内应保证稳定地平滑调节。
4.8发电机转子回路应装设可靠的过电压保护，其动作电压的分散性不大于±10%，励磁装置的硅元件或可控硅元件以及其他设备应能承受直流侧短路故障、发电机滑极、异步运行等工况而不损坏。
4.9 发电机励磁回路中，应装设可靠的自动灭磁装置，采用逆变或开关灭磁两种方式。
4.10 励磁变压器采用F级绝缘的干式变压器，变压器一次侧冲击耐压不低于125kV，工频耐压(一分钟)不低于50kV，变压器的外壳防护等级不低于IP21。励磁变压器的一次绕组及二次绕组间应有静电屏蔽及装设必要的保护及监视装置。励磁变压器应方便与发电机接口，励磁变的进出线方式待设计联络会确定。励磁变压器高压侧，配置机端变压器的保护和测量专用电流互感器（设计院提供型号、参数，一联会确定）。
4.11 励磁系统配置可控硅整流装置，可控硅整流装置具有必要的备用容量。功率整流装置的并联支路数等于2，当有1个整流柜退出运行时，能保证1.1倍额定励磁电流在内的所有运行工况；并设置可控硅元件的保护装置及检测装置。整流装置并联元件间有均流措施，整流元件均流系数不低于0.85。并联整流柜交直流侧装设断路器或隔离开关。
4.12 起励回路满足发电机电压大于20%额定电压的要求。
4.13电压频率特性，当发电机空载频率变化±1%时，其端电压变化应不大于0.25%额定值。在发电机空载运行状态下，自动励磁调节器的调压速度，应不大于1%额定电压/每秒；不小于0.3%额定电压/每秒。
4.14 励磁系统在发电机近端发生对称或不对称短路时保证正确工作。
4.15 励磁系统设备能经受发电机任何故障和非正常运行冲击而不损坏。
4.16 励磁调节器（AVR）采用数字型，为有运行业绩的设备，其性能应可靠，并具有微调节和提高发电机暂态稳定的特性。放大倍数，时间常数，参考电压，反馈信号量等应有明确的位置指示。励磁调节器还应设有过励磁限制；过励磁保护；电压/频率比率限制；低励磁限制等附加单元。并留有与DCS的接口。由励磁系统故障造成的发电机强迫停机率不大于0.1%，停机次数不大于0.25次/年。装置具有抗干扰性（以高频保护为标准）。
4.17为了保证电压调节器（AVR）的可靠工作，AVR为双通道系统，一个通道为运行通道，正常工作，另一通道为备用通道，能自动跟踪、自动切换。正常运行时，双通道系统是自动闭环并列运行的，共同承担负荷，若其中一通道发生故障而退出运行时，备用通道可满足包括强励在内的所有工况要求，同时还设有独立的手动励磁单元作为备用，手动励磁单元应具有远方调整和自动跟踪功能；自动跟踪要有上、下限值；当自动回路故障时能自动切换到手动，手动励磁单元也可作励磁装置、发变组试验之用，包括发电机的零起升压之用。
4.18 采用风冷的AVR装置应能在-10℃，+50℃的环境温度下连续运行，也能在最湿月的月平均最大相对湿度为90%，同时该月的平均最低温度为25℃的环境下连续运行。
4.19 AVR装置中应具有电压、无功功率、功率因数自动调节单元。
4.20 在柜中安装励磁电流、励磁电压变送器，分别输出6个4～20mA的励磁电流和励磁电压信号，满足ＤＣＳ显示、ＡＶＣ、ＰＭＵ及励磁试验需求，励磁电流、励磁电压变送器采用台湾ＴＡＩＫ、浙江函普、哈尔滨友盛公司的产品，与业主协商确认。
4.21励磁系统装设表计应符合DL/T 5136-2012《火力发电厂，变电站二次接线设计技术规程》。
4.22 为保证励磁系统装置安全、稳定、可靠的运行所必须的信号、保护及相关接口装置由投标方提供。
4.23 整流柜可控硅元件采用进口ABB公司产品。
4.24 灭磁开关采用进口ABB公司。
4.25 励磁调节器具有PSS功能。
4.26 励磁设备采用国电南瑞科技、南瑞继保、北京四方吉思的产品报价，以最高价计入总价，最终由招标方确定。
4.27励磁变压器
4.27.1励磁变压器技术参数：
结 构 型 式 ： 环氧树脂浇注干式变压器
绝缘等级/考核等级： F/B
防 护 等 级 ： 不带防护罩
效 率 ： 99%
4.27.2励磁变压器安装在室内。
4.27.3装置柜体为全封闭型，柜正面为单开门，柜背面为双扇铁门，装置及压板位置设计合理，组屏简洁美观。
4.27.4柜体尺寸采用标准配置。
4.27.5 柜体防护等级：IP23。
4.28 空冷系统
4.28.1 采用空冷密闭循环通风系统。
4.28.2 集电环的通风系统为独立地强迫通风系统，以避免碳粉污染电机。
4.28.3 当空冷器进水温度超过35℃，最高进水温度不大于38℃（夏季2小时/天），能保证冷却后的气体温度符合GB/T7064-2008中的有关规定。
4.28.4 运行时机内空气相对湿度不大于50％；并配备加热装置以保证停机时机内相对湿度低于50％。
4.28.5 空气冷却器应选用高效冷却器，冷却器采用风阻小，换热效率高的产品。空气冷却器的设计应保证在1个冷却器组因故停用时，发电机仍能承担100%额定功率连续运行，而不超过允许温升。空气冷却器应选用良好的抗腐蚀材料,冷却器管材为B30。
4.28.6 发电机装设温湿度监测系统。
5．监造、检验和试验
5.1 概述
　　在合同执行期间对卖方所提供的设备（包括对分包外购设备）进行检验、监造和性能验收试验，确保卖方所提供的设备符合本技术协议和“合同主要条款”中“检验与竣工验收”规定的要求。
5.2 工厂检验
5.2.1 工厂检验是质量控制的一个重要组成部分。卖方须严格进行厂内各生产环节的检验和试验。
5.2.2 检验的范围见下表(但并不局限于此)

序号试 验 项 目在制造厂内在现场驻厂表
是否参加备 注
记号标 准记号标 淮
1定子绕组冷态直流电阻△各相之间阻值在1.5%以内▽与制造厂结果比较
2转子绕组冷态直流电阻△▽同 上
3绕组、检温计、轴承对地绝缘和绕组检温计元件的直流电阻相间绝缘电阻△符合GB/T7064-2002▽同 上
4空载特性曲线O按GB/T7064-2002▽同 上√同时作短时升高电压试验
5稳态三相短路特性曲线O录曲线同 上√
6温升试验△空载、短路▽实际负荷
7电抗和时间常数△与设计值比较▽与制造厂结果比较
8转子超速试验O120%额定转速2分钟√
9转子动平衡试验O符合GB/T7064-2002√买方参加
10定子、转子绕组耐压试验O按GB/T7064-2002要求▽按GB/T7064-2002要求√驻厂代表参加工厂试验
11短时过电流试验△同 上
12电话谐波因数的电压波形畸变率△同 上同 上
13效率测定O用间接法√驻厂代表参
14突然短路机械强度试验O符合GB/T7064-2002√加工厂试验
15定子铁芯、机座振动的测定O符合GB/T7064-2002▽符合GB/T7064-2002√
16机械检查、测定轴承油温及振动▽同 上
17不同转速下转子绕组交流阻抗O记录数据▽与制造厂结果比较√
18定子铁芯损耗发热试验O不小于1000高斯90分钟，不应有局部过热√
19定子绕组接头采用锡焊结构的电机必须采用可靠检测方法保证焊接质量O符合GB/T7064-2002√
20无励磁时的一般机械检查，并测定轴承温度和振动值O符合GB/T7064-2002√
21O记录数据▽与制造厂结果比较√
22噪音测定△＜90分贝▽同 上
23轴电压测定▽不能危害瓦和大轴
24O符合GB/T7064-2002规定√
25冷却器水压试验O符合GB/T7064-2002规定√
26定子绕组端部绕组自振频率的测定△同 上
27定子出线端压力和耐电压试验△同 上▽与制造厂结果比较
28定子绕组绝缘介质损失角测定O额定电压下√
29检查密封瓦情况O记录检查结果▽与制造厂结果比较√
30绕组绝缘电阻测定O同 上▽同 上√
31绕组对地和相间绝缘耐压试验△同 上▽同 上
32空载和短路特性的测定O记录曲线▽同 上√
33温升试验△
34振动测定O同发电机要求相同√
35空气间隙测定△记录数据▽与制造厂结果比较
36励磁系统各部件介电强度试验△按“GB汽轮发电机励磁系统技术条件”▽同 上
37自动励磁调节器各单元特性试验O同 上▽同 上√
38自动励磁调节器电压整定范围试验O同 上▽同 上√
39发电机无功从空载到满载调节试验▽按GB“汽轮发电机励磁系统技术条件”
40整流装置均压和均流试验O无√
41励磁控制系统静差率测定△同 上
42励磁系统灭磁试验O同 上√
43励磁控制系统相频和幅频特性试验O同 上√
44励磁系统顶值电压及电压响应比试验O按GB“汽轮发电机励磁系统技术条件”√
45发电机甩负荷试验▽符合《火力发电厂基本建设工程起动及竣工验收规程》√
46总装试验O√买方参加
注：△—表示在制造厂内进行的项目
—表示在现场进行的项目
O—表示驻厂代表参加的项目
5.2.3 卖方检验的结果要满足本技术协议规定的要求，如有不符之处或达不到标准要求，卖方要 采取措施处理直至满足要求，同时向买方提交不一致性报告。卖方发生重大质量问题时应将情况及时通知买方。
5.3试验
发电机的试验项目除按照《发电机交接试验规程》进行外，还应满足本技
技术协议中的“3.2.17”和“4.2.2”的要求
5.4试验和检验结果和数据
试验结果和数据以及据此提出的证书或报告应经供需双方共同认可，这些
证书或报告证实合同规定的所有试验项目已经达标的文件。
在制造厂内进行试验结果和数据及检验结果（包括外购件和外协件）填入出厂合格证书。
5.5 设备监造
5.5.1 监造依据
根据本技术技术协议和电力工业部、机械工业部文件电力（1995）37号《大型电力设备质量监造暂行规定》和《驻大型电力设备制造厂总代表组工作条例》的规定，以及国家有关规定。
5.5.2 监造方式
文件见证、现场见证和停工待检，即R点、W点、H点。每次监造内容完成后，卖方和监造代表须在见证表上履行签字手续。卖方复印3份，交监造代表1份。但这并不代替和减轻卖方对质量的责任。
买方接到见证通知后，及时派代表到卖方检验或试验的现场参加现场见证或停工待检。如果买方代表不能按时参加，W点可自动转为R点，但H点如果没有买方书面通知同意转为R点，卖方不得自行转入下道工序，与买方商定更改见证时间，如果更改后，买方仍不能按时参加，则H点自动转为R点。
5.5.3 发电机机监造项目（不限于此）
序号部件名称监造（检验）内容见证
方式应提供
的见证资料备注
1转轴1、原材料质保书R制造厂质保书
2、机械性能试验R复试报告
3、转轴探伤R复试报告
4、应力试验R复试报告
5、化学成分分析R复试报告
6、关键部位（护环止口及轴径）加工尺寸及精度R测量报告
2、护环1、原材料质保书R制造厂质保书
2、机械性能试验R复试报告
3、超声波探伤R制造厂试验报告
4、化学成分分析R复试报告
5、应力试验R制造厂试验报告
6、关键部位加工尺寸及精度R测量报告
3、槽楔3.1原材料质保书R制造厂质保书
3.2机械性能试验R制造厂测试报告
4、中心环4.1原材料质保书R制造厂质保书
4.2机械性能试验R复试报告
4.3关键部位加工尺寸及精度R测量报告
5、转子铜线5.1原材料质保书R制造厂质保书
5.2导电率测试R制造厂测试报告
6、矽钢片6.1原材料质保书R制造厂质保书
6.2冲片漆膜及毛刺抽查R抽检测试报告
6.3单耗测试R复试报告
7、定子铜线7.1原材料质保书R制造厂质保书
7.2机械性能试验R制造厂测试报告
7.3电导率测试R制造厂测试报告
8、转子8.1槽楔检查R检查报告
8.2铜线焊接外观检查R检查报告
8.3绕组交流耐压试验R测试报告
8.4绕组冷态直流电组测定W测试报告
8.5超速试验W试验报告
8.6动平衡时轴及轴承座振动值W试验报告
8.7联轴器端面及圆周跳动测量R测量报告
9、定子9.1线圈尺寸、形状、绝缘检查R检查报告
9.2铁芯尺寸及压紧量检查R检查报告
9.3测温元件埋没情况R检查报告
9.4绕组冷态直流电组W测试报告
9.6铁芯损耗试验R测试报告
9.7绕组直流耐压及泄漏电流W测试报告
9.8绕组交流耐压试验W测试报告
10、整机10.1振动测量W现场测量
10.2绕组、检温计、轴承的对地电阻和绕组相互间的绝缘电阻W检查、测试报告
10.3空载特性试验W测试报告
10.4稳态短路特性试验W测试报告
10.5轴电压试验R同型机型式试验报告
10.6噪音试验R
10.7电话谐波因数R
10.8电压波形畸变率R
10.9轴承出油和轴瓦温度R
10.10短时升高电压试验R
10.11短时过电流试验R
10.12电抗和时间常数测定R
10.13效率试验R
10.14温升试验R
10.15短路比R
5.5.4 配合监造
5.5.4.1 卖方有配合买方监造的义务，并及时提供相关资料，并不由此发生任何费用。
5.5.4.2 卖方给买方监造代表提供工作、生活、交通、通讯等的方便。
5.5.4.3 卖方在现场见证或停工待检前10天（从买方接到通知单之日起计）将设备监造项目及时间通知买方监造代表。
5.5.4.4 买方监造代表有权查(借)阅与合同监造设备有关的技术资料，如买方认为需要复印存档，卖方提方便。
5.5.4.5 卖方在见证后十天内将有关检验或试验记录或报告资料提供给买方监造代表。
6．技术资料及交付进度
6.1 一般要求
6.1.1 投标方提供的技术资料使用国家法定单位制即国际单位制，语言为中文，图纸为蓝图及电子版文件，其中图纸为可修改的AutoCAD2004版图纸（主机除外，可提供tif格式电子版文件），文档为Word2003。
6.1.2 技术资料的组织结构清晰、逻辑性强。资料内容要正确、准确、一致、清晰、完整、满足工程要求。
6.1.3 投标方技术资料的提交及时充分，满足工程进度要求。
6.1.4 投标方提供的技术资料一般可分为配合工程设计阶段，设备监造检验，施工调试试运、性能验收试验和运行维护等三个方面。投标方满足以上三个方面的具体要求。
6.1.5 对于其它没有列入合同技术资料清单，却是工程所必需的文件和资料，一经发现，投标方及时免费提供，本期工程为1台机组，有改进时必须及时免费提供新的技术资料。
6.1.6 招标方要及时提供与合同设备设计制造有关的技术资料。
6.2 资料提交的基本要求
6.2.1 投标方至少提供下列图纸、技术资料。
6.2.1.1发电机、励磁系统等图纸∶
――配合工程设计的资料与图纸
1）发电机外形及剖面图
2）发电机总装图
3）发电机安装图
4）汽轮发电机对基础的荷载分布图
（包括正常运行及发电机短路时机组的动、静荷载及转动力矩）
5）发电机基础图及底板图
6）发电机总测温布置图
7）励磁系统原理图、对外端子图、励磁系统交直流电源容量及数量等
8）励磁系统设备外形图、组装图（含励磁变、调节屏、整流屏、灭磁屏等）
9）发电机本体接线盒布置图及接线盒接线图
―― 随机图纸
1）发电机总装图；
2）发电机安装图；
3）发电机定子绕组装配图；
4）转子装配图；
5）转子绕组接线图；
6）转子引线及集电环装配图；
7）励磁系统原理图；
8）励磁调节器原理图、接线图及安装接线图；
9）励磁装置原理图、接线图及安装接线图；
10）励磁系统设备外形图、安装图（含励磁变、调节屏、功率屏、灭磁屏等）；
11）转子过电压保护原理图、接线图及安装接线图；
12）发电机、励磁系统及其它部件使用说明书；
13) 热工测量、调节、保护和控制的要求、DCS I/O 测点清单；
14) 所供仪表和控制供货清单及详细说明；
15) 发电机测点布置图、接线板接线图；
16）转子锻件、护环锻件及其他重要材料检验报告
17）出厂试验报告、型式试验报告和合格证
18）发电机出力图
19）励磁特性曲线
20）励磁调节器部件试验报告、整组试验报告和调试大纲
21）严密性试验的方法及标准
22）发电机基础载荷图。
投标方提供满足合同设备监造检验/见证所需的全部技术资料。
6.2.2 施工、调试、试运、机组性能试验和运行维护所需的技术资料包括但不限于：
6.2.2.1 提供设备安装、调试和试运说明书，以及组装、拆卸时所需用的技术资料。
6.2.2.2 安装、运行、维护、检修所需的详尽图纸和技术文件，包括设备总图、部件总图、分图和必要的零件图、计算资料等。
6.2.2.3 设备的安装、运行、维护、检修说明书，包括设备结构特点、安装程序和工艺要求、起动调试要领。运行操作规定和控制数据、定期检验和维护说明等。
6.2.2.4 励磁装置提供AVR和PSS的数学模型。
6.2.3 投标方提供的其它技术资料包括以下但不限于：
6.2.3.1 检验记录、试验报告及质量合格证等出厂报告。
6.2.3.2 投标方提供在设计、制造时所遵循的规范、标准和规定清单。
6.2.3.3 设备和备品管理资料文件，包括设备和备品发运和装箱的详细资料(各种清单)，设备和备品存放与保管技术要求，运输超重和超大件的明细表和外形图。
6.2.3.4 详细的产品质量文件，包括材质、材质检验、焊接、热处理、加工质量、外形尺寸、水压试验和性能检验等的证明。
6.3发电机技术数据表
请投标方填写下表：
序号参 数 名 称单位设计值试验值保证值
一发电机本体
1规格型号
发电机型号
额定容量
额定功率
最大连续输出功率
额定功率因数
定子额定电压
定子额定电流
额定频率
额定转速
额定励磁电压
额定励磁电流
定子线圈接线方式
冷却方式
励磁方式
2参数性能
定子绕组每相直流电阻
转子绕组直流电阻
定子每相对地电容
A
B
C
转子绕组自感
直轴同步电抗
横轴同步电抗
直轴瞬变电抗（不饱和值）
直轴瞬变电抗（饱和值）
直轴超瞬变电抗（不饱和值）
直轴超瞬变电抗（饱和值）
负序电抗（不饱和值）
负序电抗（饱和值）
零序电抗（不饱和值）
零序电抗（饱和值）
直轴开路瞬变时间常数
直轴开路超瞬变时间常数
直轴短路超瞬变时间常数
灭磁时间常数
转动惯量
短路比
稳态负序电流
暂态负序电流
允许频率偏差
允许定子电压偏差
进相运行能力（功率因数0.95，超前）
三相短路稳态电流
3振动值
临界转速
一阶
二阶
轴承垂直（额定转速时）振动值
轴承水平（额定转速时）振动值
（额定转速时）轴振动值垂直
（额定转速时）轴振动值水平
4损耗和效率（额定条件下）
定子绕组铜耗
定子铁耗
励磁损耗
短路附加损耗
机械损耗
总损耗
满载效率
5绝缘等级和温度
定子绕组绝缘等级
转子绕组绝缘等级
定子铁芯绝缘等级
6气体冷却器数目
气体冷却器进水温度
气体冷却器出水温度
轴承润滑油进口温度
轴承润滑油出口温度
轴承润滑油流量
7主要尺寸和重量
定子总重量
定子运输重量
定子运输尺寸
转子运输重量
转子运输长度尺寸
8主要材质和应力
定子硅钢片型号
硅钢片厚度
定子铜线型号
转子铜线型号
护环材质型号
转子槽楔材质型号
二发电机励磁
励磁系统基本参数
1额定励磁电压
2额定励磁电流
3空载时励磁电压
4空载时励磁电流
5强励电压倍数
6电压响应时间
7允许强励时间
8整流装置
整流装置接线方式(串、并联)
串连个数
并连支路数
并联支路均流系数
晶闸管整流柜数量
整流柜冷却方式
整流柜噪音
整流柜外形尺寸 宽×深×高
9励磁调节器：
型号
自动电压调整范围
手动电压调整范围
调整偏差(精度)
附加功能
冗余度
生产厂
调节柜尺寸 宽×深×高
10灭磁开关：
制造商及型号
额定电压
额定电流
开断电流
控制电压(直流)
11起励装置
起励电压
起励电流
起励时间
12励磁变压器：
型号
容量
额定电压
初级
次级
相 数
连接方式
接线组
绝缘等级
防护等级
冷却方式
噪音水平
变压器保护信号
外形尺寸 长×宽×高
重 量
生产厂

7 供货范围：
1.设备分项表（单台机组）：
序号名称规格型号单位数量产地生产厂家备注

2. 随机备品备件（两台机量）不仅限于以下所列内容。
序 号名 称单 位数 量产地制造厂商备 注
1半线圈只8上层6只，下层2只
2轴瓦（套筒轴承）套2前后轴瓦各一套
3发电机电刷套5
4发电机接地电刷只4接地碳刷用
5励磁控制柜风机台1
6励磁变风机台2
7
3. 发电机专用工具不仅限于以下所列内容。
序号名 称数量单位备注
1抽装转子接长轴1套1套/电站
2装、拆护环工具1套1套/电站
3专用拆装工具（各规格扳手）1套各一套
4

8．技术服务
8.1 设计联络
8.1.1 设计联络会的目的是保证合同设备和供热厂的成功设计，及时协调和解决设计中的技术问题，协调买方和卖方，以及各卖方之间的接口问题，设计联络会采用各专业联合召开的方式，买卖双方认为必要时组织双方代表召开联络会议。联络会议由会议所在地单位主持，会议所在地单位提供办公场所及会议设施。
8.1.2 在每次设计联络会之后，各方均要签署一份会议纪要。会议纪要具有与合同同样的法律效力，都是强制性执行文件。如果设计联络会的会议纪要和合同的技术和商务文本发生矛盾，将以会议纪要为准，若前、后期的会议纪要发生矛盾，则应以后期的会议纪要为准。
8.1.3 各方的授权代表应自费参加每次设计联络会，与各方共同讨论所遇到的问题。
8.1.4 设计联络会的议题、时间、地点，详见如下：
设计联络计划表(但并不局限于此次数)
序号次数内容时间地点人数 / 职称
11与设计院进行发电机技术交底待定2～3
高级工程师
2/协助解决设计院系统设计中有关发电机方面的问题（以传真形式）随时/
31与设计院及买方进行阶段性会晤，以协调解决各方遇到的设计问题待定2～3
高级工程师
41与安装单位进行技术交底待定2～3
高级工程师
5/安装过程中的发电机技术问题协调解决（传真或其他形式）待定/
8.2 现场技术服务
8.2.1 卖方现场技术服务人员的目的是使所供设备安全、正常投运。卖方将派1～2名有经验丰富、称职的现场技术服务人员，作为工地代表，到施工现场提供技术服务，
8.2.2 卖方现场技术服务期限为从设备到现场开始，到设备质量质量保证期结束为止，并按此期限制定“现场服务计划表”。如果此人月数不能满足工程需要，卖方追加人月数，且不发费用。
现场服务计划表(但并不局限于此)
序号技术服务内容计划
人月数派出人员构成备注
职称人数
1现场清点交接交货结束技师1
2现场安装工地代表安装整个过程工程师1
3参与试运行、调试调试整个过程高级工程师2

8.2.3 卖方现场服务人员具有下列条件
(1) 遵守法纪，遵守现场的各项规章和制度；
(2) 有较强的责任感和事业心，按时到位；
(3)了解合同设备的设计，熟悉其结构，有相同或相近机组的现场工作经验，能够正确行现场指导。
(4)身体健康，适应现场工作的条件。
8.2.4 卖方保证更换买方认为不合格的卖方现场服务人员。
8.2.5 卖方现场服务人员的职责
(1) 卖方现场服务人员的任务主要包括设备催交、货物的开箱检验、处理设备缺陷及设计变更，并负责买卖双方的日常技术联络等。在设备开始安装后的任务为指导安装和调试工作，参加试运行和性能验收试验。
(2)在安装和调试前，卖方技术服务人员向买方技术交底，讲解和示范将要进行的程序和方法。对重要工序（见下表），卖方技术服务人员要对施工情况进行确认和签证，否则买方不能进行下一道工序。
(3) 卖方现场服务人员有权处理现场出现的一切技术和商务问题。如现场发生质量问题，我方现场服务人员要在买方规定的时间内处理解决。如在双方商定的期限内，卖方不能解决，则买方出于施工工期考虑有权自行处理。如果上述所发生质量问题或重大设计变更是属于卖方责任，则买方所实施的处理措施所发生的费用由卖方承担。如卖方委托买方进行处理，卖方现场服务人员要出委托书并承担相应的经济责任。
(4) 卖方对其现场服务人员的一切行为负全部责任。
(5) 卖方现场服务人员的正常来去和更换，事先须与买方协商，未经买方允许不得擅自离开。
安装、调试重要工序表
序号工序名称工序主要内容
1底板调平调整、固定发电机底板。
2定、转子安装定子安装到位，穿入转子，调整各部位间隙。
3励磁系统调试对自动电压调节器等励磁装置进行调试
4交接试验按照GB/T7064和GB50150规定进行现场交接试验
8.2.6 买方的义务买方要配合卖方现场服务人员的工作，并在生活、交通和通讯上提卖方便。
8.3 培训
8.3.1 为使合同设备能正常安装和运行，卖方有责任提供相应的技术培训。培训内容与工程进度相一致。培训目标：买方上岗操作人员经培训后，能独立完成机组运行168小时以上，并通过卖方和买方共同组成的培训验收小组的考核，对未通过考核的买方培训人员，卖方按培训计划再提供一次免费培训。
8.3.2 卖方制定的培训计划和内容要符合每个专业的要求，主要包括：
a、对设备性能、结构、主要及辅助系统等的具体专题，在课堂内进行系统讲解；
b、参观电厂；
c、到相似电厂进行实践培训；
d、提供所有必需的培训资料（如课本、手册及图纸）、设备、工具和仪器等；
培训计划和内容如下：
培训计划和内容
序号培训内容计划人月数培训教师构成地点备注
职称人数
1理论培训15人月高级工程师2
2操作人员培训4人/2个月待定
8.3.3 培训的时间 、地点等具体内容由买卖双方商定。
8.3.4 培训期间卖方应指定一个人来负责组织、协调工作，并为买方技术人员免费提供工作服、安全帽和文具等。。
8.3.5 卖方应允许买方的技术人员把培训期间提供的所有技术文件带回厂。
8.3.6 卖方为买方培训人员提供设备、场地、资料等培训条件，并提供食宿和交通方便。