钦州燃煤电厂二期工程2×1000MW超超临界主机设备招标书(技术).doc

钦州燃煤电厂主机设备招标文件 第三卷 附件（锅炉部分） 招标编号:QZDC-2-SB-03 钦州燃煤电厂二期工程21000MW超超临界主机设备招标文件汽轮发电机设备第三卷 附件招 标 人：国投钦州发电有限公司招标代理机构：编 制 单 位：国投钦州发电有限公司山东电力工程咨询院广西电力工业勘查设计研究院二OO七年十二月129目 录附件1 技术规范1附件2 供货范围和清单72附件3 技术资料及交付进度89附件4 交货进度99附件5监造、检验和性能验收试验100附件6 价格表110附件7 技术服务和设计联络115附件8 分包与外购118附件9 大（部）件情况119附件10 履约保函（格式）120附件11 投标保函（格式）121附件12 投标人资格审查文件122附件13 差异表123附件14 投标人需要说明的其它问题124附件15 招标文件附图125附件16 投标人承诺函（格式）126附件17 投标人法定代表人授权书（格式）127附件18 投标人关于资格的声明函（格式）128附件19 其它129 钦州燃煤电厂二期工程21000MW机组汽轮发电机招标文件 第三卷 附件附件1 技术规范1 总 则1.1 工程概况1.2 工作范围 2 技术要求2.1 概 述2.2 总的技术要求2.3 技术标准2.4 发电机技术要求2.5 励磁系统技术要求2.6 氢气系统2.7 密封油系统2.8 定子冷却水系统2.9 电流互感器2.10 发电机本体和附属设备的仪表及控制2.11 材料与安装、检修要求2.12 发电机保护3 性能保证和试验、检验要求3.1 性能保证3.2 试验、检验要求4 质量保证5 包装、标志、运输及保管5.1 包 装5.2 标 志5.3 运 输5.4 保 管6 检验与验收6.1 试 验6.2 验 收7 技术数据表8 设计分工1 总 则1.1 本技术规范书编制原则和适用范围1.1.1本标书技术规范书适用于国投钦州电厂二期21000MW机组超超临界机组的汽轮发电机招标。同时，可以作为合同技术文本的基础。1.1.2本技术规范书只规定了主要原则和适用范围，提出的是最低限度的要求，并未对一切细节作出具体规定，也未充分引述有关标准和规范的条文。投标人应保证提供符合本技术规范和相关有效、最新工业标准的产品。1.1.3 投标人如对本技术规范书有异议，应以书面形式明确提出，在征得招标人同意后，可对有关条文进行修改。如招标人不同意修改，仍以招标人的意见为准。如投标文件与本技术规范之间有矛盾，投标人应在差异表中列出。如投标人没有以书面形式对本技术规范明确提出异议，那么招标人认为投标人提供的产品完全满足本技术规范的要求。1.1.4在签订合同之后，招标方保留对本技术规范提出补充要求和修改的权力，投标人应承诺予以配合。如提出修改，具体项目和条件由买卖双方商定。 1.1.5 本技术规范书所使用的标准如与投标人所执行的标准水平不一致时，按较高标准执行。 1.1.6本技术规范书经买卖双方签字认可后作为订货合同的附件，与合同正文具有同等效力。1.1.7本工程采用KKS标识系统。投标人在中标后提供的技术文件（包括资料、图纸）和设备铭牌上须有KKS编写，具体标识要求由设计院提出，在设计联络会上确定。1.2 工程概况1.2.1 项目概况钦州燃煤电厂原规划容量4600MW，分期建设，一期工程建设2600MW国产超临界燃煤发电机组，由国投电力公司、广西投资（集团）有限公司共同出资成立“国投钦州发电有限公司”，并由该公司负责工程建设、经营管理及贷款的还本付息。一期工程由山东电力工程咨询院和广西电力工业勘察设计研究院（以下简称两设计院）联合设计，于2005年3月10日通过国家发改委核准，两台机组分别于2007年6月、10月建成投产。根据国家的政策，结合本工程的具体条件，综合考虑本项目在技术、经济等方面的因素，考虑项目所处的地理环境和经济环境，根据二期工程初可研究的结果和初可审查的意见，二期工程装机容量由原规划的2600MW机组改为21000MW超超临界机组。2008年12月开工，第一台机组（3机）于2011年12月投产（开工到3机投产36个月），第二台机组（4机）于2012年6月投产。1.2.2 厂址钦州燃煤电厂位于钦州市南部的钦州港经济开发区鹰岭作业区内。厂址东邻金鼓江入海口，南临北部湾，西侧为正在建设的中石油10万吨原油码头。厂址北距钦州市29km、距南宁市136km，东南距北海市陆路128km、海路48海里，西南距防城港市陆路88km、海路35海里。1.2.3 厂区的岩土工程条件厂址区上覆地层为第四系全新统海相沉层（Q4m），主要为淤泥质土、粉细砂、中粗砂等；下伏基岩为侏罗第中统（J2）粉砂质泥岩、泥质粉砂岩等，基岩属易软质岩石，风化强烈，根据有关地质资料，强化层厚度达20余米。厂区均需围海造陆建造，填海后地基土均存在不均匀性、低强度等工程地质问题，均不宜采用天然地基，需进行地基处理。1.2.4 地震烈度厂区地震基本烈度为6度，场地地震动峰值加速度为0.05g。由于电厂主厂房为甲类建筑，抗震构造措施按7度设防。1.2.5 交通运输铁路钦州现有南宁钦州、黎塘钦州、防城钦州、北海钦州四条铁路线在钦州市交汇。钦州市至钦州港的铁路支线已修至鹰岭作业区内并且已投入运营。该支线经南钦线、黎钦线在南宁和黎塘通过湘桂线及南昆线与全国铁路线联网，铁路交通十分方便。根据钦州港铁路建设规划，钦州港内规划有港前站、果子山分区车场(5股道)及鹰岭分区车场(10股道)。其中，果子山分区车场及鹰岭分区车场各规划有三股道有效长度为850m的股道。公路南宁北海、钦州防城港的高速公路，南宁北海二级公路，在钦州市北侧穿过。钦州钦州港一级公路早已建成通车。港区内疏港大道、果鹰大道及滨海公路均已基本建成。其中，果鹰大道已修至厂区西侧，港区内规划路网纵横交错，四通八达。公路交通方便、快捷。电厂一期进厂道路由厂区北侧即将开工建设金鼓江1号路南段接引（2007年可建成通车）。进厂道路路面宽9.0m，城市型双面坡水泥混凝土路面，长度为620m。为厂外三级道路，荷载等级：汽20，设计使用年限：20年。一期工程运灰渣道路（兼施工道路）从西侧的果鹰大道接引，向东接进厂区，路面宽7.0m，城市型双面坡水泥混凝土路面，长度为20m。为厂外三级道路，荷载等级：汽20，设计使用年限：20年。本期工程在一期工程厂址扩建，因此进厂道路、汽车运货道路、运灰渣道路均可利用一期，本期不需新建或者改建。1.2.6气象条件多年平均气压hPa1011.5多年平均气温22.1多年平均最高气温26.4多年平均最低气温19.7极端最高气温37.5极端最低气温-1.8多年平均蒸发量mm1694.9历年最大蒸发量mm1878.5历年最小蒸发量mm1509.6多年平均相对湿度%80.0最小相对湿度%9.0历年最大相对湿度%100多年平均风速m/s2.6定时最大风速m/s32.2历年瞬时最大风速m/s41.0主导风向方位N多年平均降雨量mm2170.9一日最大降雨量mm359.9多年平均雷暴日数d99.6历年年最多雷暴日数d131.0污秽等级IV盐雾腐蚀程度严重1.2.7 输配电布置钦州燃煤电厂二期工程扩建2台1000MW燃煤机组，以500kV电压等级接入系统。电气主接线采用一个半断路器接线。一期#2机组以500kV电压等级发变线路组形式接入系统，配电装置采用屋内GIS，按规划一个半断路器接线预留条件。本期完善为一个半断路器接线，与本期的两回主变进线和2回出线共构成三个完整串。高压起动/备用变压器电源由一期220kV配电装置母线引接。最终电气主接线方案待接入系统方案审查后确定。1.2.8 冷却水辅助设备冷却水（含发电机氢冷器及定冷器）采用闭式循环冷却水，最高温度39，设计压力1.0MPa(g)。水质为除盐水。电导率25 0.20s/cm硬度 0SiO2 20g/L1.2.9 设备使用条件1）机组运行方式：定滑定或定滑方式运行2）负荷性质：带基本负荷并调峰运行3）机组布置方式（暂定）：室内纵向布置，机组向右扩建（从汽机房向锅炉房看），机头朝向固定端4）机组安装检修条件：机组运转层标高17m（暂定） 行车起吊高度：主钩 m，付钩 m1.2.10 电气系统1.2.10.1 高压系统参数连接到主变（发电机升压变）高压端子a) 系统额定电压： 500kVb) 系统短路电流： 63 kAc) 系统频率（Hz）： 50d) 主变压器阻抗： 14 %1.2.10.2 厂用电系统电压：高压：高压系统为6.3kV或10.5kV三相，50Hz，额定容量200kW电动机的额定电压为6kV或10kV。(高压系统电压等级需初步设计审核后确定)低压：低压交流电压系统（包括保安电源）采用380V、三相、50Hz；额定功率200kW及以下电动机的额定电压采用380V；交流控制电压为单相220V。直流控制电源：DC110V，来自直流蓄电池系统，电压变化范围从88V到121V。应急直流油泵的电机额定电压采用220V，与直流蓄电池系统相连，电压变化范围从187V到248V。设备照明和维修电压：设备照明由单独的400/230V照明变压器引出。维修插座电源额定电压为三相380V、70A、50Hz；单相220V、20A，50Hz。投标方配套电动机应满足下列总的要求：功率等级电压等级绝缘等级温升考核等级型式电机轴承品牌型号AC200kW及以上10KV或6kVFB全封闭，外壳防护等级：IP54SKF200kW以下380/220VDC各类容量220V1.3 工作范围 1.3.1卖方的工作范围包括对供货范围内所含设备、结构的设计、制造、测试、包装和发运服务等各项工作。1.3.1 卖方的工作范围还包括对设备的安装、校验、启动调试及初期试运行中的服务、培训。1.3.2 本工程采用KKS编码系统。卖方应根据买方提供的KKS编制原则完成卖方供货范围内的设备，包括管道、阀门等的KKS编号。1.3.3 卖方提供发电机的设备及系统主要有 (详见第二章)： 发电机； 励磁系统； 氢冷却系统设备； 水冷却系统设备； 密封油系统设备； 故障在线监测装置及其它仪表和控制设备；安装、调试中的消耗品； 备品备件； 专用工具。1.3.4本工程合同执行文种为中文。1.4 卖方的技术支持方负责发电机的概念设计，并对发电机的质量及性能保证负责。卖方将详细阐明技术支持方在质量控制、制造、安装、调试等方面所承担的责任，并列表说明技术支持方和卖方对相同或接近投标机型的业绩。2 技术要求2.1 概 述l 本规范书适用于国投发电有限公司2台1000MW超超临界机组汽轮发电机及辅助设备，并就所供设备提出技术要求。l 本规范书中所提及的要求和供货范围都是最基本的要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分地阐述有关标准和规范的条文，卖方应保证提供符合本技术规范书和工业标准的功能齐全的优质产品。l 卖方须执行本规范书所列标准。本规范书中未提及的内容均应满足或优于本规范书所列的国家标准、国际标准、国家电力行业标准和技术支持方所采用的有关标准，有矛盾时，按较高标准执行。l 卖方所提供的产品和材料必须满足国家所规定的安全及环保要求。l 本工程全面采用KKS编码标识系统。卖方承诺所提供的设备和技术文件（包括图纸）采用KKS标识系统。标识原则、方法和内容在第一次设计联络会上讨论确定。l 对招标文件的偏差(无论多少)都清楚地表示在本招标文件的“差异表”中。否则可认为卖方提供的设备完全符合招标文件和标准的要求。l 投标方须执行本规范书所列标准。本规范书中未提及的内容均应满足或优于本规范书所列的国家标准、电力行业标准和引进技术公司所采用的有关标准，有矛盾时，按较高标准执行。投标方所提供的产品和材料应达到国家所规定的安全及环保要求。2.2 总的技术要求2.2.1 汽轮发电机使用寿命 所有设备设计和制造合理，并能安全、稳定和连续运行，在本规范书规定的各种条件下发电机的使用寿命不低于30年，并且不会产生过大应力振动，腐蚀和操作困难。 产品及材料应符合中国国家安全及环保要求。 卖方根据汽轮发电机组在电网中的作用等因素，在其保证使用寿命期内，能承受下述工况的起动次数：冷态起动停机72h以上(金属温度200 次温态起动停机10-72h以内(金属温度204350)1200次热态起动停机小于10h(金属温度350450)5000次极热态起动停机1h以内(金属温度450)400次负荷阶跃10额定负荷12000次并由卖方提供起动时间及寿命消耗，在以上给定次数下，总的寿命消耗应不大于75。机组在其保证使用寿命期内，在额定负荷和1.05倍额定电压下运行时，应能承受出线端任何形式的突然短路而不发生导致立即停机的有害变形，而且还能承受非同期误并列的冲击。卖方应在合同签字后的6个月内提交轴系疲劳寿命损耗分析报告，并包括下列数据：发电机出口两相或三相短路，故障持续时间为1s的疲劳损耗最大值 /次小于20误并列时，疲劳损耗最大值： /次90o 135o误并列，疲劳损耗最大值 /次 180度误并列时，疲劳损耗最大值： /次 近处短路及切除，切除时间小于150ms时，疲劳损耗 /次；切除时间大于150ms时，疲劳损耗 /次线路单相快速重合闸应不受限制，疲劳损耗 /次；机组带励磁失步，如振荡电流和力矩小于0.60.7倍出口短路相应值时，允许的运行时间 s。发电机经升压变压器接至500kV系统，分析计算所需的升压变压器阻抗、系统短路水平、汽轮发电机组各部件结构强度能承受在额定负荷和105%额定电压下其端部在任何形式的突然短路故障下所具有承受与其相连接的高压输电线路断路器单相重合闸的能力和电力系统接线图将由买方在技术协议签字后的4个月内提供给卖方，以便在上述工况下卖方能根据上述资料，会同汽轮机供货商按实际供货设备参数，在轴系扭振分析报告中提供承受各类冲击能力的资料。2.2.2 机组运行特性(1) 机组允许的负荷变化率应为：1）在50100T-MCR负荷范围内不小于5MCR/每分钟2）在3050T-MCR负荷范围内不小于3MCR/每分钟3）30T-MCR负荷以下不小于2MCR/每分钟4）允许负荷阶跃 10额定负荷（THA）/每分钟(2)机组应能安全连续地在47.551.5Hz范围内运行，当频率偏差大于上述频率值时，允许运行时间见下表：频 率 f（Hz）允 许 时 间每次（sec）累计（min）要求保证值要求保证值47.551.5连 续 运 行47.047.5201046.547.0522.2.3 设备噪音控制 距设备(包括管道与阀门)外壳表面1.0m，高度1.2米处的最大噪音值应不大于85dB(A)。2.2.4 机组的输出功率： 本规范书中提到的机组所有输出功率均为扣除采用自并励静止励磁系统所消耗的功率后发电机端的输出功率（MW）。 (1) 汽轮发电机组额定（铭牌）功率发电机组应能在下列条件下安全连续运行：额定电压、额定频率、额定功率因数0.9(滞后)、额定氢压、发电机冷却器冷却水进水温度为39时，发电机输出额定(铭牌)功率为1000MW（扣除静态励磁消耗后的功率），与汽轮机的额定出力相匹配。(2) 汽轮发电机组最大连续功率汽轮机进汽量为铭牌工况(TRL)进汽量，且在下列条件下安全连续运行，此工况下发电机输出的功率（采用静态励磁时，此功率应为已扣除了上述消耗后的功率）称为最大连续功率（T-MCR）（额定电压、额定频率、额定功率因数0.9(滞后)、额定氢压、发电机冷却器冷却水进水温度为39）发电机最大连续输出功率为 MW，与汽机T-MCR工况功率相匹配。长期连续运行时各部分温升，不应超过IEC中有关规定的数值。（3）汽轮发电机组在调节阀全开工况发电机最大输出功率 MW,与汽轮机VWO工况功率相匹配。发电机工作条件为：额定电压、额定频率、额定功率因数0.9(滞后)、额定氢压、发电机冷却器冷却水进水温度为39。2.2.5 发电机的励磁型式，采用高起始响应的自并励静止励磁系统，厂家也可推荐其它高效成熟励磁系统。励磁系统采用技术成熟、有成熟运行经验的进口设备，必须保证运行安全可靠。请卖方提供励磁系统设备选择配置计算书。励磁系统的分包方由买方确认。2.2.6发电机及其配套设备的设计、供货必须满足整套机组自启停运行方式的要求。2.3 技术标准2.3.1发电机本体；励磁系统；氢、油、水系统以及检测装置等辅助系统的制造、验收和交接以国家标准为主要依据，并参考电力行业标准和技术支持方国家标准和有关国际标准，同时必须符合中国国家有关安全、环保及其它方面强制性标准和规定。2.3.2 技术标准执行发标时的最新版本。各标准之间有矛盾时，按较严格标准执行。2.3.3机组可采用技术支持方国家标准和该制造厂（公司）标准，但不应低于中国国家标准。2.3.4 使用的主要标准如下：发电机的技术标准GB7552000 “旋转电机定额和性能”GB/T70642002 “透平型同步电机的技术要求”IEC34-1（第十版）“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”GB/T1029-93 “三相同步电机试验方法”；DL/T651-1998 “氢冷发电机氢气湿度的技术要求”GB50229-96 “火力发电厂与变电所设计防火规范”GB168741997 “保护用电流互感器暂态特性技术要求”DL/T866-2004 “电流互感器和电压互感器选择及计算导则”励磁系统的技术标准GB/T7409.3-1997 “同步电机励磁系统大、中型同步发电机励磁系统技术要求”DL/T 6501998 “大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件”；DL/T 5136-2001 “火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程”ANSI C50.10 “同步电机的一般要求”ANSI C50.13 “隐极式转子的同步发电机要求”GB7409.3-2002 “大中型同步发电机励磁系统技术要求”GB6450-86 “干式电力变压器”其它相关标准DL/T801-2002大型发电机内冷却水质及系统技术要求防止电力生产重大事故二十五项重点要求化学监督导则（DL/T246-2006）2.4 发电机技术要求2.4.1 基本技术数据 - 额定容量1120MVA - 额定功率1000MW（扣除静态励磁功耗） - 最大连续输出功率（T-MCR）1064MW - 额定电压2527kV - 额定功率因0.9（滞后） - 频50Hz - 额3000r/min - 定子绕组绝缘等级F（注：按B级绝缘温升考核） - 转子绕组绝缘等级F（注：按B级绝缘温升考核） - 定子铁芯绝缘等级 F（注：按B级绝缘温升考核） - 短路比0.50 - 直轴瞬变电抗（饱和值）Xd不大于0.28 - 直轴超瞬变电抗（饱和值）Xd不小于0.15 - 效率99 - 相数3 - 极数2 - 定子绕组接线方式YY - 承受负序电流能力 稳态：I2/IN 6暂态：(I2/IN)2t6秒- 冷却方式 定子线圈： 水内冷 转子线圈： 氢内冷 铁 芯： 氢 冷- 额定氢压 0.52MPa（g） - 漏氢量 12Nm3/24h - 噪音 85dB(A)2.4.2 旋转方向和出线端子 发电机的旋转方向应与汽轮机相一致。发电机定子绕组出线端子数目为6个，出线端子相序排列将由买方在技术协议签字后3个月内通知卖方。2.4.3 发电机各部位允许振动值 发电机在额定转速下运行时，轴承座振动限值（双倍振幅）水平、垂直方向应小于0.020mm，轴振相对位移限值应小于0.05mm。 发电机大轴和轴承座上应设有满足TSI振动检测元件安装的位置。励端留有装设测速装置的位置。TSI设备由汽机供货商统一供货。卖方应配备发电机测速齿轮盘用于汽机就地或远传转速指示并提供技术配合。 定子铁芯和机座振动的固有频率避开基频和倍频10以上，以防止共振。定子铁芯振幅控制值应50mm，定子机座振幅100Hz时15mm。卖方应提供试验报告。 冷态下端部绕组模态试验的椭圆型固有振动频率及端部绕组中的鼻端、引线、过渡引线的固有振动频率合格的范围为fz94Hz或fz115 Hz。运行时振幅控制值应0.25mm。 临界转速避开额定转速的15范围，通过临界转速时，轴的振动值应不大于0.15mm，轴承座的振动值应不大于0.075mm。2.4.4 检温计位置及数量（不限于此） 定子、端部铁芯、压指、压板、屏蔽层装设测温元件共24支（测温元件数量满足测量监控需求，埋置工艺应确保测温准确、长期可靠工作）。装设位置要考虑到引线环电流产生的磁场影响，以满足进相试验的要求(由买方确认)。 每个氢气冷却器进、出风处至少各装2个测温元件。 各轴承上装设测量油温的温度计和测温元件，并在回油管上设视察窗，在各轴瓦上还应设有2个测温元件。 在定子每槽内上下层绕组间埋置测温元件至少2个（其中一个备用）。在定子水路的进、出水处设置测温元件和报警用的温度开关各1个（双支测温元件）。每根绝缘引水管出口端安装测量出水温度的测温元件各一个。每个冷、热氢区域各装设测温元件至少1个。集电环进气、排气口装设测温元件至少1个。对于无刷励磁系统，在主励磁机的冷热风区至少各装设一个测温元件。测量冷却介质（氢气或冷却水）的温度，应按下列要求装设测温元件：在每个端盖（或端罩）和定子机座上温度最高点处均应装设不少于1个就地温度计和测温元件；冷却水进、出口处均应装设不少于1个就地温度计和测温元件。热电阻采用Pt100,三线制，热电偶选用E分度、K分度或T分度。所有发电机侧的测温元件需接至发电机供货商提供的发电机本体接线盒内，测温元件与接线盒间的电缆属卖方的供货范围。请明确数量：位置测温元件数量定子端部铁心、两端压指、压板及屏蔽层等热电偶（双支）氢气冷却器进、出风处热电偶（双支）测量轴瓦温度热电偶（双支）定子绕组上、下层线棒间热电阻定子绝缘引水管出水处热电偶（双支）集电环进气口、排气口热电阻（双支）定子水路的进、出水处热电阻（双支）/温度开关2.4.5 自动监测装置发电机应装设漏水监测器、漏油监测器、漏氢监测器（包括定子冷却水系统漏氢监测）、氢气湿度监测器、氢气纯度监测器、局部放电监测仪(P.D.M.)、发电机绝缘过热监测器(G.C.M.)、发电机功角测量装置、轴电压连续测量的输出装置、转子绕组匝间短路检测和氢、油、水系统中的其他检测仪等检测装置。2.4.6 发电机定、转子各部分温度和温升的限值 发电机定、转子各部分温度和温升的限值应符合GB/T70642002“透平型同步电机的技术要求”中的规定。配供的热电阻、热电偶的元件结构采用双支分列绝缘铠装型，热电阻均选用Pt100（三线制）。热电偶选用E分度（用于发电机外）和T分度（用于发电机内）。允许误差等级：热电偶为I级，热电阻为A级。2.4.7 轴承和轴瓦温度发电机轴承排油温度不应超过65，轴瓦金属最高温度一般不超过80，但钨金材料允许在110以下长期运行。2.4.8 电压和频率范围发电机在额定功率因数，电压变化范围为5时，能连续输出额定功率。允许频率变化范围及相应的允许时间见2.2.2。 卖方应考虑电压和频率同时偏离额定值的情况，提供电压和频率同时偏离额定值时的运行限制条件（在合同生效后3个月内提供）。2.4.9 波形畸变率发电机在空载额定电压和额定转速下，其空载线电压波形正弦性畸变率不超过1，其线电压的电话谐波因数不超过0.5。2.4.10 直流电阻误差定子绕组在冷态下，任何两相直流电阻之差，在排除由于引线长度不同而引起的误差后应不超过其最小值的1.5。2.4.11 转轴接地 应采取有效措施，防止有害的轴电流和轴电压，转子轴应有良好的接地。为防止发电机有害的轴电流和轴电压，采用两点接地良好的铜辫结构，保证发电机接地良好。发电机运行时轴电压应小于10V，同时提供防止发电机有害的轴电流和轴电压的措施和连续测量的输出装置。2.4.12过载能力 发电机应具有一定的短时过负荷能力，并能承受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。 发电机允许过电流时间与过电流倍数按以下公式计算： （I21）t37.5s 注：适用范围t=10s60s在上述过电流工况下的定子温度将超过额定负载时的数值,电机结构设计以每年过电流次数不超过两次为依据。2.4.13 进相运行能力发电机应能在输出额定有功功率且功率因数为0.95（超前）的条件下长期连续运行。 2.4.14 调峰能力发电机应具有调峰运行能力，机组寿命期间允许启停次数应不少于10000次，而不产生有害变形。2.4.15 异常运行2.4.15.1有一定的失磁异步运行能力。发电机失磁后在30s内将负荷减至0.6标么值；在90s内减至0.4标么值。定、转子电流不大于1.01.1标么值，允许失磁运行时间不超过15min。 2.4.15.2 发电机组具有抗失步振荡的能力。当发电机带励磁失步时，如振荡中心位于发电机升压变压器组以外并且振荡电流低于发电机出口短路电流的60%-70%时，允许振荡持续时间为15-20个振荡周期。失步振荡中心位于发电机升压变压器组内部时，发电机失步保护跳闸。2.4.15.3 发电机具备承受高压线路单相重合闸的能力。2.4.15.4 发电机具备承受误并列的能力。 主变高压侧误并列，其寿命期内120为2次，1805次。2.4.15.5 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满足汽轮机的要求。2.4.15.6 发电机磁场绕组能在额定负荷时承受下列磁场短时过电压，并不发生有害变形。时间（s）103060120额定磁场电压（%）2081461251122.4.15.7 发电机磁场绕组容许过负荷能力百分比同上。2.4.15.8 发电机能承受一定的稳态和暂态负序电流 。当三相负载不对称，且每相电流不超过额定定子电流（IN），其负序电流分量（I2）与额定电流IN之比不小于6%。当发生不对称故障时，故障运行的(I2/IN)2t不小于6s。2.4.16 负荷变化率发电机的负荷变化率应能满足汽轮机定压运行和滑压运行的要求。2.4.17 强迫停机率 发电机的强迫停机率小于0.5%，可用率不小于99，年利用小时不小于6500小时。2.4.18 结构设计要求2.4.18.1 定子绕组、转子绕组、定子铁芯的绝缘均采用F级绝缘，按B级绝缘的温升考核。2.4.18.2 发电机定子、机壳、端盖、出线罩和冷却器外罩等应具有足够的强度和刚度，避免产生共振。定子机壳与铁芯之间有弹性连接的隔震措施，隔振系数大于8。2.4.18.3 定子线棒槽内固定及绕组端部固定工艺应牢靠，采取适应调峰运行的技术措施，并采用具有轴向伸缩结构。定子铁芯端部结构如压指、压板等采用无磁性材质，并采取磁屏蔽和铜屏蔽，避免产生局部过热，提高发电机进相运行能力。定子铁芯由两端的压圈和定位筋压成一个刚性圆柱体，铁芯齿部由压圈下的非磁性压指压紧，以防止定子铁芯的松动。2.4.18.4 发电机的轴承采用椭圆形或端盖式轴承，具有良好的运行稳定性，确保不产生油膜振荡。2.4.18.5 为提高发电机承受负序电流的能力，在转子大齿上设阻尼槽，阻尼槽采用耐高温蠕变及高导电率的铜合金材料，以确保较强的负序能力。2.4.18.6 转子护环采用整体合金钢锻件，为提高护环的耐应力腐蚀能力，采用18Mn18Cr合金钢材质。2.4.18.7 转子集电环材质应采用硬度适当的耐磨优质合金钢材料，碳刷应采用具有低摩擦系数并有自润滑作用的天然石墨材料。通过集电环风扇散热并有防止碳粉聚集的措施（卖方应配套提供过滤收尘装置）。2.4.18.8 转子护环和楔下垫条下采用聚四氟乙烯滑移层以适应调峰运行。2.4.18.9 发电机机壳、端盖、端罩、出线套管的接合面应具有良好的粗糙度和平面度，密封严密，避免漏氢。2.4.18.10 定子绕组水内冷,采用成型的聚四氟乙烯绝缘引水管，且具有足够的强度，牢固可靠，无相互交叉、磨损、松动、脱落和破裂，并与内端盖保持足够的绝缘距离，引水管更换周期达到12年以上。2.4.18.11 发电机定子各部位的测温元件（包括备用）埋设工艺要严格，保证完整无损，每个测温元件（包括备用）的引线单独引出。2.4.18.12 发电机定子绕组出线应适合与封闭母线相匹配。2.4.18.13 发电机滑环端的轴承座与底板和油管间、油密封座与端盖间应加装便于在运行中测量绝缘电阻的双层绝缘垫。2.4.18.14 发电机每一轴段的自然扭振频率处于0.91.1及1.92.1倍工频范围以外，每一轴段的强度应能承受当电力系统发生次同步谐振、定子绕组出口任何形式的突然短路、系统故障周期性振荡、高压线路单相重合闸以及误并列等产生的冲击力，而无有害变形或损坏。2.4.18.15 发电机二端汇水管应为接地结构。（发电机二端汇水管在充水时的绝缘电阻不低于35k。）2.4.18.16 发电机各部分结构强度（包括出线套管）在设计时应考虑能承受发电机定子绕组出口端电压为105%的额定电压、满负荷时三相突然短路故障，包括出线小室在内的各部件不会二次被穿击，满足各种角差的非同期并列。2.4.18.17 发电机出线罩座采用非磁性材料，设计结构能承受每个出线套管上分别吊装4只电流互感器的荷重和防振要求，且有防止漏氢的可靠技术措施并装设漏氢报警装置。2.4.18.18 发电机内外清洁，所有设备均应采用抗盐雾、耐风化的优质油漆（在投标时说明油漆具体类型）。投标方应提供二底一中间二面油漆，出厂前完成二底一中间一面油漆，其中最后一面油漆由用户在现场涂刷，漆膜最小总厚度不得低于150m。由投标方供现场涂刷的面漆由招标方涂刷。在刷防锈漆前必须进行喷砂除锈，除锈等级应达到Sa2.5。卖方的油漆工作范围包括主设备、辅助设备以及所有现场组装的原材料。2.4.18.19 热电偶和热电阻使用进口优质产品或国家科技部等五部委颁发重点新产品证书的国产产品，设备选型由买方确认。2.4.18.20 定子应为整体机座运输结构。2.5 励磁系统技术要求每个投标商应分别提供三个励磁系统分包供货商（进口知名厂家）的技术文件及单独报价。采用高起始响应的自并励静止励磁系统，选用进口ABB公司或美国GE公司技术成熟的产品。2.5.1 概述2.5.1.1 采用高起始响应的自并励静止励磁系统，厂家也可推荐其它高效成熟励磁系统。励磁系统由卖方负责成套供货，并负责励磁系统接口和技术协调。励磁系统（包括励磁变(至少提供三家先进、成熟产品，招标方选择其中一家产品时投标方不得拒绝)）厂家必需由买方确认。2.5.1.2 励磁系统的特性与参数满足电力系统各种运行方式和发电机所有运行条件的要求。励磁系统应能无间断地自动完成从起励、灭磁开关投入、AVR投入、零起升压到额定值等一直到机组具备同期条件的全过程，并能满足机组自起停的要求。2.5.1.3 静态励磁系统主要由励磁变压器、三相全控桥式整流装置、灭磁及转子过压保护装置、起励装置、微机励磁调节器（AVR）及独立的手动控制装置组成。所有设备均应装配、接线并装于刚性的、独立的励磁屏内。2.5.2 总的技术要求2.5.2.1 励磁系统应能在-10+45的环境温度下连续运行而不产生过热，也能在湿度最大的月份，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。2.5.2.2自并励静止励磁系统主要由机端励磁变压器、可控硅整流装置、励磁调节器、灭磁和过电压保护装置、起励装置、必要的测量、监视、保护、报警辅助装置等组成。2.5.2.2 最大长期连续运行条件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，励磁系统应保证长期连续运行。励磁系统容量按发电机最大连续容量配套。2.5.2.3 过载能力励磁系统应具有短时过载能力，励磁系统的短时过负荷能力应大于发电机转子绕组的短时过负荷能力。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。2.5.2.4 强励能力励磁系统满足强励要求，按80%机端电压计算，强励倍数不小于2，允许强励时间20秒。2.5.2.5 电压控制精度发电机电压控制精度，不大于0.5的额定电压。励磁控制系统动态增益应保证发电机电压突降1520时可控桥开放至允许最大值。2.5.2.6 电压响应速度励磁系统应具有高起始响应特性，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%。发电机零起升压时，自动电压调节器应保证定子电压的最大值不大于额定值的110，调节时间不大于10秒，电压振荡次数不大于3次。2.5.2.7 阶跃响应：在空载额定电压下，当电压给定阶跃响应为5时，发电机电压超调量不大于阶跃量的30；振荡次数不超过3次；上升时间不大于0.6s，发电机定子电压的调整时间不超过5秒。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。2.5.2.8 电压调节器的调压范围 自动电压调节器应保证发电机空载时能在20110额定电压范围内稳定平滑调节，整定电压的分辨率不大于额定电压的0.2。手动调节范围从空载额定励磁电压的10到额定励磁电压的130范围内稳定平滑调节。2.5.2.9 电压频率特性 当发电机空载频率变化1，采用电压调节器时，其端电压变化不大于0.25额定值。 在发电机空载运行状态下，自动电压调节器的给定电压调节速度应不大于1额定电压/秒；不小于0.3额定电压/秒。2.5.2.10 自动电压调节器对发电机电压的调差采用无功调差。调差率范围应不小于+15%.2.5.2.11 过电压和过电流功率整流器设置必要的保护和报警装置；交流侧阳极过电压吸收和保护器；直流侧过电压吸收和保护器；功率元件换相过电压保护器；功率元件快速熔断器；风机故障停运报警装置；功率元件故障和脉冲故障报警装置；功率整流器切除和电源消失故障报警装置。2.5.2.12 励磁控制系统应保证在发电机甩额定无功功率时发电机电压最大值不大于额定值的115。2.5.2.13励磁系统中装设滤高次谐波的吸收装置。装置具有抗干扰能力（以高频保护为标准）。2.5.2.14 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。2.5.2.15 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。2.5.2.16 励磁系统的设计应能方便地实现发电机空载及短路试验。2.5.2.17 励磁系统各部件设备采取防尘、防振、防潮、防盐雾腐蚀措施。2.5.2.18 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卖方提供。2.5.2.19 励磁控制系统在受到现场任何电气操作、雷电、静电及无线电收发讯机等电磁干扰时不会发生误动、拒动等情况。2.5.2.20 励磁系统装设表计应符合DL/T 5136-2001火力发电厂、变电所二次接线设计技术规定。2.5.2.21 励磁系统调试由卖方负责。2.5.3 励磁变压器要求2.5.3.1 励磁变压器的高压侧将与发电机出口的离相封闭母线相连接，连接处励磁变压器侧的连接法兰由卖方提供。励磁变压器采用室内干式单相变压器，Y/-11接线，一次绕组绝缘水平按35kV等级考虑（BIL 170kV 工频耐压70kV），绝缘等级采用F级，绕组温升限值为80K；励磁变压器的容量(自冷容量)除满足1.1倍额定容量长期连续运行、强励倍数和发电机的全部工况外，还应满足在TMCR工况和阻塞背压工况下强励2倍的要求；提供励磁变参数的计算书。卖方的供货范围包括：励磁变压器：单相、33300kVA（自冷容量、卖方应提供详细的变压器容量选择计算书），包括高、低压侧绕组组别连接及中性点连接部分，供货接口为变压器组别连接后的法兰处。 励磁变压器设有风冷装置、励磁变压器温控装置。 装于励磁变压器一次侧的供买方三相四线电度表用的0.2S级,30VA电流互感器，3只/每机(高压侧),变比 /5A；励磁变过流保护用电流互感器,5P30,50VA,6只/每机(高压、低压侧各3只), 变比 /5A；用于差动保护的电流互感器，5P30，50VA，6只/每机(高压、低压侧各3只), 变比 /5A；所选CT应满足动热稳定的要求。2.5.3.2 励磁变压器装于变压器柜内，卖方在设计变压器时应充分考虑变压器的散热要求。变压器的外壳防护等级不低于IP21。2.5.3.3 励磁变压器的一次绕组及二次绕组间应有静电屏蔽。2.5.3.4 随励磁变压器提供测温装置。励磁变的测温装置包括每相两个测温元件，既可就地显示温度又可在AVR显示屏上显示温度，并可输出报警接点。励磁变温度显示器用4-20mA信号将温度送至AVR显示屏及DCS。2.5.3.5 励磁变压器设计充分考虑整流负载电流分量中高次谐波所产生的热量，使励磁变压器温升在允许范围内，即在容量选择时，要考虑因高次谐波而降低容量的因素。2.5.3.6 励磁变压器应能通过10kV或6kV厂用电供电，满足汽轮发电机进行空载试验（达到130%额定机端电压）和短路试验的要求。并能承受过电压及内部短路能力。2.5.3.7 励磁变压器低压侧应设有过电压保护装置。2.5.4 可控硅整流装置2.5.4.1 励磁系统的可控硅整流装置具有必要的备用容量（N-1），可控硅元件串联数为1，同臂并联可控硅元件数应不小于6，功率整流装置的1个并联支路退出运行时，应能满足发电机强励和1.1倍额定电流在内的所有运行工况。有2个并联支路推出运行时，应能保证发电机在额定工况下连续运行。整流装置内应设置可控硅元件的保护装置及检测装置。2.5.4.2 整流装置并联元件间应有均流措施，整流元件的均流系数不低于0.95。2.5.4.3 整流柜应具有较高的可靠性，保证在一个小修间隔内不会出现退出2个支路的情况，整流柜结构保证安全可靠，并便于测试、维护及检修。2.5.4.4 空气冷却的可控硅整流柜，应选用可靠的低噪音风机,并配有备用风机，整流装置冷却风机有100%的备用容量，在风压或风量不足时，备用风机能自动投入。整流装置的通风电源设两路，并可自动切换，切换装置应设置在整流装置内。任一台整流柜故障或冷却电源故障