吉林奇峰化纤股份有限公司动力分厂三期电站
2#机项目40MW发电机招标
一、投标须知：
1、投标单位必须仔细阅读招标文件的相关条款。
2、投标单位自定义投标文件，标明公司全称、联系人、电话、标的物品牌或制造厂家、到货时间等信息，以A4纸张Word或Excel形式上传。
3、投标单位必须具备足够质量保障能力及相应制造资质和资金实力，并认可需方的付款方式。
4、投标单位不得空项、漏项，投标不完整者，视为无效投标。
5、投标单位标明品牌或制造厂家及交货期。
二、报价：
投标人所投产品均为人民币价格，标明制造厂家或品牌，报价需提供明细分项报价，包括发电机、励磁系统、励磁变压器等主辅配套装置的规格、型号、容量、制造厂家等详细信息，如有遗漏由供应商自行负责。报价报含运输、安装、调试、培训费等综合费用。
三、技术要求及质量标准：详见技术规范。
四、交货时间、地点及运输方式：
1、由供方按照投标约定时间，送货到需方厂内指定位置。
2、公司地址：吉林省吉林市九站街516-1号，吉林化纤集团物流中心。
五、验收标准、方式：
1、送货单位负责人与需方采购、物管、设备管理人员共同对设备及配套装置进行初步验收，如发现设备及配套装置有外观损坏、标志、标识不清楚等直观质量缺陷，或合格证与实验、质检报告等相应手续不健全等，我公司有权拒绝收货。
2、在安装、调试、使用过程中，我方发现潜在质量问题的，供方必须无条件解决，并全责承担由此延误工期所产生的一切后果。
六、付款方式：
设备到货验收合格，供方发票到帐，需方分批滚动付款，10％质量保证金，质保期后付清余额，如不同意需方付款条件可自行提出付款要求。
七、投标保证金：
1、为保障此次招标工作的有序进行及中标后供应商的规范运作，在开标前，投标单位需向我单位财务交纳投标保证金伍万元整。对于未能按时交纳投标保证金的供应商，投标无效。
2、在评标审核中发现有串标、围标及中标后由于供方自身原因发生不履约的行为，我公司将依法扣除其投标保证金，并清除出我公司供应商网络。
3、中标单位投标保证金在签订合同后自动转为履约保证金，在设备全部到货并经初步验收合格后，返还保证金，投标保证金返还时本金不发生利息费用。
4、未中标单位的投标保证金，在本次评标确定中标单位后立即返还，投标保证金返还时本金不发生利息费用。
八、违约责任：
执行《合同法》中相关条款。
九、解决合同纠纷的方式：
双方协商解决，或向合同签定地的地方人民法院提请诉讼。
十、招标文件
标的、规格型号、生产厂家、单位、数量、金额等
序号设备名称规格型号单位数量含税单价含税总价税率供货期
1发电机40MW台1
合计总金额（含税人民币小写）
合计总金额（含税人民币大写）

吉林化纤集团采购中心备件处
商务联系人：陈工****-********、138*****568

40MW发电机技术规范

1．总则
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40MW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40MW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40MW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 33℃，最高 40 ℃
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40MW（保证发电机在44 MW长期运行。）
额定功率因数 0.8（滞后）
额定电压 10.5kV
额定电流 2749A
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40MW（保证发电机在44 MW长期运行。）。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40MW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、出口阀门和反法兰及连接件，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。
4.25.1主要技术指标（要求不低于以下指标要求）
HMI:
1)Windows操作（平板机）
图形化编程语言（G语言）
CPU:PIII-600MHz/256M RAM
4个串行口、1个并行口、2个USB接口
网络：10/100兆网络端口
2）WinCE操作系统
图形化编程语言（G语言）
处理器：三星S3C2410，主频203MHz。
专用触摸屏模块，触摸无漂移。
64M Byte SDRAM
64M Byte NAND Flash
串行口：2*RS232
网络：10/100兆网络端口
支持SD卡读写
AVR:150MIPS SoC(内含32bitDSP)
储存器:128KB Flash+18KWRAM
Ultra-Fast ADC:16.7MSPS
总体采样精度：优于0.05%
单通道分析速度：优于10us
控制刷新速度：1600次/秒
脉冲发生：全数式，角度刷新1600次/秒
控制角度a:0.003度/码（50Hz）
移相范围：10°-140°（最小角可设定）
励磁控制
符合《大型汽轮发电机交流励磁机励磁系统技术条件》DL/T843-2003
符合《大型汽轮发电机自并静止励磁系统技术条件》DL/T650-1998
符合《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件》DL/T650-1998
符合《同步电机励磁系统》GB/T7409-2007
励磁调节器主要性能参数一览表

序号技术指标
单位
保证值
1

调压范围
%
自动：10%-120% 手动5%-130%
2
调压精度
%
≤空载额定电压的0.1%
3调差范围%±15%，级差0.1%可调
4稳态增益倍≥500倍
5暂态增益倍≥40倍
6调压速度%/秒0.5%～1%额定空载电压/秒，可设定
7电压分辨率%≤0.05%额定空载电压
8V/F特性%/Hz不大于±0.25%额定空载电压/1Hz
95%空载阶跃响应超调量≤阶跃量10%，振荡次数小于2次，时间小于3秒

10励磁系统响应时间上升值≤0.07s
下降值≤0.12s
电压响应比≥2.0
11100%零起升压最大电压≤110%额定空载电压，振荡次数小于2次，时间小于3秒
12功率消耗W小于300W

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分别报价，以最高价计入总价，最终由招标方确定。
4.27励磁变压器采用广东番禺、广东顺特、海南金盘产品。
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。