10MW发电机技术参数资料

1、1.1 主要技术要求额定功率额定电压额定功率因数频率额定转速绝缘等级短路比效率相数极数定子绕组接线方式励磁型式：冷却方式：1.2 技术标准12MW10.5kV0.8（滞后）50Hz1500r/mi nF （注：按B级绝缘温升考核）不小于0.5> 97.4 %34Y无刷励磁密闭空冷发电机，励磁系统，冷却系统以及检测装置等辅助系统的制造、验收和交接试验以国家标 准为主要依据。同时必须符合我国有关安全、环保及其它方面强制性标准和规定。技术标准应执行合同签订时的最新版本。各标准之间有矛盾时，按较严格标准执行。合同设备包括卖方向其他厂商购买的所有附件和设备，这些附件和设备符合相应的标准规范或法规

2、的最新版本或其修正本的要求。主要技术标准如下，但不限于此：GB755-2008旋转电机定额和性能；GB/T 7064-2008隐极同步发电机技术要求；JB/T 10499-2005透平型发电机非正常运行工况设计和应用导则；GB1029-2005三相同步电机试验方法；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；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”GB1441电站汽轮发电机组噪声测定方法；GB50150-2010电气装置安装工程电气设备交接试验标准；DL/T 843 - 2010大型汽

3、轮发电机交流励磁机励磁系统技术条件；GB/T 7409.1-2008同步电机励磁系统 定义；GB/T 7409.2-2008同步电机励磁系统 电力系统研究用模型；GB/T 7409.3-2007同步电机励磁系统大、中型同步发电机励磁系统技术要求。DL/T596电气设备预防性试验规程；DL/T801-2010大型发电机内冷却水质及系统技术要求DL/T735-2000大型汽轮发电机组定子绕组端部动力特性的测量及评定GB 1208-2006 电流互感器GB 16847-1997保护用电流互感器暂态特性技术要求2 技术要求2.1汽轮发电机组技术要求机组使用寿命所有设备的设计和制造应合理，并能安全、稳定

4、和连续运行，在本技术协议规定 的各种条件下发电机组的设计使用寿命为30年并且不会引起过大应力、振动、腐蚀和操作困难。机组满足冷态、温态、热态和极热态等不同启动方式下参数配合的要求。卖方配 合汽机厂提供上述不同启动方式下从启动到并网到满负荷的启动曲线。机组在其保证使用寿命期内，能在额定负荷和 1.05倍额定电压下运行时，承受 出线端任何形式的突然短路而不发生有害变形（相应的保护动作时间内，不大于 10s） 而且还能承受非同期误并列的冲击。105%额定电压下能承受主变高压侧单相接地故障的 能力。发电机具有一定的短时过电流能力。1.5倍额定电流30秒，无损伤。进相运行能力，发电机能在进相功率因数（超

5、前）为 0.95时长期带额定有功连 续运行，而不产生局部过热。发电机具有失磁异步运行的能力。当励磁系统故障后，在电网条件允许时，发电机应能带50%额定有功功率稳态异步运行不少于15分钟机组运行特性发电机能在48.550.5 HZ的频率范围内连续稳定运行，而不受任何损伤。根据电网系统运行要求，当电网频率大于上述频率值时，卖方提出发电机允许的运行时间， 但不低于以下数值：频率（Hz）允许时间每次（sec）累计（min）51.5 51.0303051.0 50.518018050.5 48.5连续运行48.5 48.030030048.0 47.5606047.5 47.0201047.0 46.5

6、55设备噪音控制距设备（包括管道与阀门）外壳表面水平1.0m，高度1.0米处的最大噪音值应不大于85dB（A）。发电机组的年运行小时数不小于 8000小时，年利用小时数不小于 6500小时。大修 间隔应不少于五年。汽轮发电机组的运行工况汽轮发电机组应能在保证寿命期内各种工况下安全稳定运行。铭牌功率工况（T-MCR额定、最大连续功率）汽轮发电机组能在下列规定条件下，在保证寿命期内任何时间都能安全连续运行，发电机 输出额定功率12 MV（当采用静态励磁和/或采用不与汽机同轴的电动主油泵时，扣除各项 所消耗的功率），此工况称为额定出力工况，此工况下的进汽量称为额定进汽量，是机组 额定、最大连续出力保

7、证值的验收工况。其条件如下：（1）额定主蒸汽参数、再热蒸汽参数及所规定的汽水品质；（2）汽轮机低压缸排汽背压为：5 kPa（a）;(3) 补给水量为：1.5%;(4) 所规定的最终给水温度：260 C；(5) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；(6) 给水泵正常运行，满足额定给水参数；(7) 在额定电压、额定频率、额定功率因数 0.8(滞后)、发电机效率为97.4%。2.1.5.2 热耗率验收工况(THA当机组功率(当采用静态励磁、和/或采用不与汽机同轴的电动主油泵及氢密封油泵时， 扣除各项所消耗的功率)为铭牌功率 12MW，除补水率为0%以外其它条件同铭牌功率工况 (T-MCR)时称

8、为机组的热耗率验收(THA工况，此工况为热耗率保证值的验收工况。机组 功率为75% THAT况时的热耗率也作为保证值的验收工况。汽轮机组调节门全开(VWO工况汽轮发电机组在调节阀全开，除进汽量以外其它条件同热耗率验收工况(THA时，进汽量不小于103%勺铭牌功率工况进汽量，此工况称为调节门全开( VWO工况，并作为汽轮 机进汽能力保证值和强度保证工况。夏季工况汽轮发电机组在额定进汽量及下列规定条件下，保证在寿命期内都能安全连续运行，此工 况称为夏季工况，此时机组功率(当采用静态励磁、和/或采用不与汽机同轴的电动主油泵及氢密封油泵时，扣除各项所消耗的功率)为12MW是机组夏季出力保证值的验收工况

9、。 其条件如下：(1)额定主蒸汽参数、再热蒸汽参数及所规定的汽水品质；(2 )汽轮机低压缸排汽背压为：10.8kPa(a)；(3) 补给水量为：1.5%；(4) 所规定的最终给水温度：260 C；(5) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；(6) 在额定电压、额定频率、额定功率因数 0.8(滞后)、发电机效率为97.4 % o机组在任何一台或一组低压加热器停用，其它条件同热耗率验收工况(THA时,能输出铭牌功率。机组在带厂用辅助蒸汽3 t/h (0.5MPa以上抽汽)，进汽量除外，其它条件同热 耗率验收工况(THA时，应能输出铭牌功率。2.2发电机及辅助系统设备技术要求本技术协议范围为汽

10、轮发电机。包括发电机本体；励磁系统；冷却系统；检测装置 及必要的附件，备品备件和专用工具、技术标准和图纸资料等。发电机运输应满足马拉维工程所在地的运输条件。 卖方应提供运输方案并按项目分 别详细说明及报价。卖方应负责发电机定子的运输和现场组装， 提供给买方完整的发电机 定子。发电机及辅助系统设备的标识应按买方的要求进行标识。2.3发电机技术要求发电机在额定频率、额定电压、额定功率因数0.90（滞后）、发电机空气冷却器出风 温度不大于45C,发电机空气冷却器冷却水温为38C时（汽机TRL工况），发电机额定输 出功率12MVV当采用静态励磁和/或采用不与汽机同轴的电动主油泵及氢密封油泵时，扣 除各

11、项所消耗的功率）长期连续运行，此时各部分温升，不应超过国标GB/T7064-2008中规定的数值。发电机的可用率不低于99%强迫停用率小于0.5%。发电机定子出线端子、供货范围及接口，要求配合买方与封闭母线厂协调。发电机旋转方向，与汽轮机旋转方向一致。发电机定子出线端子排列顺序在设计联络会时确定。空气冷却器二次进水侧设有温度流量调节阀，由供方提供要求，设计院成套设计。发电机定、转子各部分温度和温升的限值，应符合国标GB/T7064-2008 “隐极同步发电机技术要求”中的规定。其中采用F绝缘其允许温升按B级绝缘考核。基本测温要求每相定子绕组槽内至少应埋置 2个检温计，检温计应与冷却介质良好接触

12、，检温 计在满足电气要求的前提下尽可能靠近线圈出风口。在预计的定子铁心热点应埋置检温计，其数量不少于6个。在气体冷却器的出风处，冷风区各安装一个电阻温度计。在发电机的热风区各装1个检温计。各轴承上均应装置测量出油温度的温度计，并在出油管上设有视察窗，在轴承上 还应装设遥测轴瓦温度的检温计。（发电机厂供至进出油法兰，其它由金通灵配齐）。卖方配套的远传仪表、变送器（二线制）均采用4-20mADC标准信号，精度值误差应不大于0.1%。2.367热电阻均应选用PtIOO，热电偶选用K分度。发电机轴承排油温度不超过 65C，运行中轴瓦金属最高温度不应超过 80C。发电机具有一定的短时过负荷能力，能承受1

13、.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：（I2 1） t = 37.5s 注：适用范围 t=10s 60s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。发电机应具有失磁异步运行的能力。卖方应提供发电机失磁运行时所带的有功功率 和维持时间等数据。发电机具有进相运行能力。在功率因数 0.95 （超前）情况下，发电机能带额定负 荷长期连续运行，各部件温度和温升不超过允许值。发电机具有调峰运行能力。允许启停次数不少于10000次，而不产生有害变形。当汽轮机主汽门关闭时，发电机在

14、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。发电机应能承受在满负荷，105%额定电压下主变高压侧单相接地故障， 还应能承 受在105%额定电压和满负荷（相应的保护动作时间内）情况下发电机端三相短路故障，而不发生有害变形。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。发电机适合于中性点经电阻接地方式运行（电阻指接地变压器二次侧电阻）。发电机各部位振动频率、振动限值轴承、轴振动值：

15、发电机在现场，机组成轴系，在空载和额定状态或在机组额定电压、额定频率时典型出力状态时，轴承座双振幅振动值，无论是垂直或横向均不大于0.025mm在任何轴颈上所测得垂直、横向双振幅相对振动值不大于0.05mm各转子及轴系在通过临界转速时各轴承座双振幅振动值不大于0.075mm各轴颈双振幅相对振动值不大于 0.15mm发电机轴承座上设有满足TSI等要求的装振动检测元件的位置。定子铁芯和机座振动的固有频率应避开基频土10%上，以防共振。定子绕组振动应不大于120卩m定子机座振动应不大于10卩m发电机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、过渡引线固有振动频率（fZ ）合

16、格的范围为fZ < 94 Hz、fZ > 115Hz。卖方应说明 满足要求所采取的措施。发电机转子临界转速设计值应避开基频土10%以上;机组轴系在发电机规定的频率范围内应不会因临界转速引起不良振动而影响发电机的安全运行。定子绕组三相直流电阻值在冷态下，任何两相的或任何两分支路直流电阻之差， 应不超过其最小值的1.5%。发电机定子绕组在空载及额定电压下，其线电压波形正弦性畸变率应不超过5%轴电压控制在10V以下。安装的绝缘件应使发电机在运行时便于测量绝缘电阻值。卖方 还应提供电刷等测轴电压及轴电流的引出装置。发电机电话谐波因数应不超过1.5%。卖方应采取有效的技术措施，防止有害的轴电

17、流和轴电压。卖方应详细说明采取 的技术措施。发电机的负荷变化率应满足汽轮机运行的要求。结构设计要求定子绕组、转子绕组、定子铁芯的绝缘采用F级绝缘，按B级绝缘的温升考核。定子机座、端盖、冷却器罩、出线盒应有足够的强度和刚度，避免产生共振。定子出线端头对地绝缘按额定电压等级设计，具有相同的绝缘水平和良好的密 封性能。卖方应说明防止转子绕组匝间短路的措施。发电机机座、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 封要严密。发电机与汽轮机和励端连接的靠背轮螺栓，应能承受因电力系统故障发生振荡 或扭振的机械应力而不发生折断或变形。2.3.22.7 发电机各部位的测温元件应严格遵循工艺要求进行

18、埋设，保证完整无损，要求 双支设置测温元件每个测温元件的三个头应单独引出。发电机测温Pt100热电阻应选用专业厂家生产、质量可靠的产品。发电机的轴承应确保不产生油膜振荡。发电机定子、转子绕组出线应与封闭母线及共箱母线相匹配，卖方应负责与封闭母线厂、共箱母线厂协调，并提供与母线连接用的端子和引线等。发电机励端的轴承座与底板和油管间、油密圭寸座与端盖间加装便于在运行中测 量绝缘电阻的双层绝缘垫。在这些部件上均接有引出到机外的测量引线，供在发电机运行 期间测量其对地绝缘。发电机汽侧转轴应装设可靠的接地刷。转子护环材质采用Mn 18Cr18合金钢材质（或同等强度耐应力、腐蚀能力的材 料）。轴承座采用绝

19、缘轴承，能承受 2kV交流测试电压。2.4励磁系统技术要求2.4.1 励磁方式采用高起始响应的带有旋转整流器的交流励磁机的励磁系统（无刷励磁系统。）2.4.2 过载能力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，励磁系统能保证连续运行。2.4.3 强励能力励磁设备的短时过负荷能力应大于发电机转子绕组短时过负荷能力。励磁系统满足强励要求，电压强励倍数不小于2.25倍，强励电压倍数在发电机电压为额定值时确定，允许强 励时间大于等于10秒。2.4.4 电压控制精度电压的分辨率应不大于额定电压的0.20.5%。励磁控制系统动态增益在机端电压突降1520%时，保证可控硅控制角开放至允

20、许最大值。2.4.5 励磁系统标称响应励磁系统响应比（V）即电压上升速度，大于3.5倍/s。发电机空载时阶跃响应：阶跃量为发电机额定电压的5%超调量不大于阶跃量的30%振 荡次数不大于3次，上升时间不大于0.6s，调节时间不大于5so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10so246自动电压调节器的调压范围自动电压调节器应保证能在发电机空载额定电压的 70%-110%范围内进行稳定、平滑地调 节。手动励磁控制单元应保证发电机励磁电压能在空载额定励磁电压的20%到额定励磁电压的110%进行稳定、平滑地调节。在自动和

21、手动调压方式下，给定电压变化速度每秒不大于发电机额定电压的1%不小于0.3%。励磁系统保证发电机端电压调差率（无功电流补偿率）：土 10%。励磁系统保证发电机端电压静差率：土 1%。2.4.7 电压频率特性当发电机空载频率变化土 1 %,采用电压调节器时，其端电压变化不大于土 0.25 %额定值。 在发电机空载运行状态下，自动电压调节器的调压速度，不大于1%额定电压/秒；不小于0.3 %额定电压/秒。2.4.8 励磁系统保护与测量发电机转子回路应保证在各种运行工况下， 不出现过电压以致损坏转子回路， 励磁装置的 硅元件或可控硅元件以及其它设备应能承受直流侧短路故障、 发电机滑极、异步运行等工

22、况而不损坏。无刷励磁系统，当发生整流装置熔断器熔断和转子一点接地故障时，应可发出信号，并将信号接线端子引出发电机本体。励磁系统在发电机近端发生对称或不对称短路时应保证正确工作。励磁系统设备应能经受发电机任何故障和非正常运行冲击而不损坏。励磁设备的短时过负荷能力应大于发电机转子绕组短时过负荷能力。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应 发生误调、失调、误动、拒动等情况。励磁系统至少应装设下列故障及动作信号：功率整流装置故障信号；起励故障信号；电压互感器断线保护动作信号；励磁控制回路电源消失信号和励磁调节装置工作电源消失信号；励磁调节装置故障信号；稳压电源

23、消失或故障信号；触发脉冲消失信号；调节通道自动切换动作信号；PSS故障信号；强励动作信号；低励限制动作信号；过励限制动作信号；电压/频率比率限制动作信号。远方和就地给定装置负载电流（无功或有功）补偿 旋转硅整流元件回路熔断器熔断励磁装置应设有发电机电压和无功功率（双向），励磁电压和励磁电流等表计。249 励磁机无刷励磁系统励磁机采用带旋转整流元件的主励磁机和永磁副励磁机。交流主励磁机，应适应带整流负载的要求，并能承受出口三相短路或不对称短路而不产生有害变形。副励磁机要求采用永磁式衡压发电机，具有较好的外特性，从发电机空载到强行励磁时，其端电压变化应不超过 1015%额定值。副励磁机端电压减去强

24、励时励磁回路压降，仍 能满足强励的要求。功率整流装置每个功率元件都应有快速熔断器保护。旋转硅整流元件及快速熔断器应能承 受机组因超速时，旋转离心的机械作用而不会造成机、电性能的改变及损坏。整流装置换 弧过压保护快速熔断器应有信号指示。整流兀件等损坏时应保证提供更换件。无刷励磁系统，当旋转整流装置每相的并联支路数等于或大于四时， 一个支路退出时应能 在包括强励在内的所有运行状态下运行。 每一相有2个支路退出运行，应能提供发电机额 定工况所需的励磁电流，此时，可限制发电机强励。功率整流装置的均流系数一般不小于 0.85，均压系数一般不小于0.9。自动电压调节器（AVRAVR采用数字式，其性能可靠，

25、并具有与 DCS ASS的硬接口和与DCS通讯接口。应有两 个独立的自动通道，通道间不共用电压互感器、电流互感器和稳压电源。这两个通道可并 列运行或互为备用方式运行。励磁调节装置的各通道间应实现自动跟踪。任一通道故障时 均能发出信号。运行的通道故障时能自动切换。通道的切换不应造成发电机无功功率的明 显波动。手动励磁控制单元一般作励磁装置和发变组试验之用，也可兼作自动通道故障时的短 时备用。手动励磁控制单兀应简单可靠。手动励磁控制单元作为自动通道备用时，应具有远方调整功能和跟踪功能。在自动通道故障时自动切到手动运行。该励磁控制系统除了包括较完善的控制功能外还有：具备自诊断功能和检验调试各功能用的

26、软件及接口；宜有事故记录功能。自动电压调节器的任一元件故障不应造成发电机停机。自动电压调节器具有在线参数整定功能。 数字式自动电压调节器各参数及各功能单元的输 出量应能显示，显示的参数应为数学模型中的实际值， 显示的输出量应为实用量值或标幺 值。模拟式自动电压调节器的增益、 时间常数、反馈信号量等的调整电位器应有明确的位 置指示，并应提供该刻度与有关参数对应的曲线。AVR至少设有下列附加单元：过励磁限制；过励磁保护；低励磁限制；低励磁保护；电力系统稳定器（PSS ；附加过流保护；V/Hz限制及保护；AVC接 口及相应功能；（说明七）恒功率调节；恒无功调节等。AVR满足DL/T650中抗电磁干扰

27、试验要求。AVF柜设有门风机，加防尘过滤网，风机停运 后不影响AVR柜的正常运行。柜体的保护接地和工作接地分开。AVR柜体的防护等级为IP42。AVF直流稳压电源应由两路独立的电源供电，其中一路应取自厂用直流系统。AVR交流测的连接电缆采用中频电缆，卖方应提供中频电缆选型要求以及副励磁机至AVR柜电缆敷设要求。起励起励电源容量一般应满足发电机建压大于10獅定电压的要求。起励成功后或失败时，起励回路均应能自动退出。起励装置用 380VAC电源或DC220V电源。2412灭磁装置励磁系统配备简单快速可靠的灭磁装置，发电机灭磁应采用逆变灭磁方式。 灭磁装置应简单可靠。灭磁开关在操作电压额定值的80%

28、寸应可靠合闸，在30%-65%之间应能可靠分闸。灭磁电阻一般采用线性电阻，灭磁电阻值可为励磁绕组热状态电阻值的45倍。电阻长期热稳定电流宜为0.10.2倍发电机额定励磁电流。励磁系统可靠性的要求励磁系统采用可靠性的和有成熟运行经验的供货商的设备。因励磁系统故障引起的发电机强迫停运次数不大于0.25次/年。励磁系统强行切除率不大于 0.1%。自动电压调节器(包括PSS应保证投入率不低于99%2.5空气冷却器技术要求发电机采用空冷密闭循环通风系统。空气通过风扇在发电机内部以闭路方式循环， 风扇安装在转子轴上并锁定，以防发生切向和轴向移动。空气冷却器的管子数量具有10%勺余量，空气冷却器设计压力为

29、0.2-0.8MPa(g)。冷却器管子为B10白铜管，管板采用铜板。位置在定子外壳下部时应避免泄露水直 接落在绕组绝缘上。空气冷却器全部停用后，机组允许带额定负荷的时间不小于30秒。发电机空气冷却器用的水为闭式循环水，设计水温不大于38度。空气冷却器设计为其中一个冷却器因清理而停止运行时，发电机仍能带额定负荷连 续运行，此时发电机有效部分的温度不超过允许值，且初级冷却空气温度可以高于设计值。 如发电机出口风温度超过允许值，卖方在技术协议中明确发电机带负荷运行的有关要求。空气冷却器的设计，冷却器空气温度不超过40度，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空气湿度低于50

30、%空气冷却器二次进水侧设有温度流量调节阀，由供方提供要求，设计院成套设计油 漆：卖方提供的汽轮机辅助设备、阀门、管道、支吊架等要求在出厂前全部油漆好，现场 直接进行安装，现场安装后再刷一道面漆。油漆颜色由买方传真确认。2.6电流互感器技术要求发电机中性点及主出线端电流互感器的型号、变比及数量以设计院施工图为准，安装在中性点柜和10K V发电机出线开关柜内。2.7发电机仪表及控制技术要求2.7.1 总体要求发电机本体的仪表与控制系统必须满足调频调峰以及快速甩负荷FCB功能的要求。卖方应保证其所供设备的可控性和仪表设备的可靠性。为了满足买方全厂热控设备选型的统一，卖方优先按照买方要求选型，最终型号

31、由买方确定并且不发生费用调整。卖方 不可以任何理由拒绝买方对热控设备选型的统一协调。卖方供货范围内的被控设备可控性， 检测仪表和控制设备性能满足全厂自动化投 入率100%的要求配合仪控设计的资料要求(1) 卖方应提供足够的资料以说明对发电机的控制要求、控制方式及联锁保护等方面的技术条件和数据。对于卖方配套的控制装置，仪表设备，卖方应提供与DCS空制系统的 接口，并负责与DCS空制系统的协调配合，直至接口完备。卖方提供的发电机及其配供设 备应设计为能满足机组运行控制要求， 并应提供实现此功能必需的所有相关资料，并配合汽机、锅炉、DCST家及买方共同完成机组的控制功能设计。(2) 发电机油、水系统

32、的控制逻辑在DCS内实现，卖方负责提供发电机油、水系统的运行 说明、逻辑框图，断水保护逻辑图、定值等，参与DCSS计联络会，并配合现场调试工作。(3) 卖方应提供详细的发电机及其油、 水系统的运行参数，包括发电机及其配供设备运行 参数的报警值及保护动作值。(4) 卖方提供中英文对照版本的资料。卖方对中、英文版本资料的准确性负责，如中文与 英文间出现矛盾时，以中文为主。另外，卖方还提供上述图纸资料的电子文档，其中：图 纸为AUOTCAD表格清单为EXCEL文字说明书采用WOR格式。仪表技术要求(1) 卖方对随机提供的热工设备(元件)，包括每一只压力表、变送器、压力开关、调节 阀、执行机构、电磁阀

33、、测温元件及仪表阀门等都要详细说明其规格、型号、安装地点、 用途及制造厂家。随机提供的热控设备要附带产品出厂合格的校验报告。 特殊检测装置须 提供安装使用说明书。卖方在合同文件中将详细清单交买方确认。热工设备及接口均采用 国际单位制。(2) 卖方提供的流量测量装置在安装上设计有足够长的直管段，以满足测量精度的要求， 并提供计算书。(3) 随机提供的指示表、开关量仪表、测温元件必须符合国际标准，且规格型号齐全，测量元件的选择符合控制监视系统的要求。所有的联锁保护均使用逻辑开关，不允许采用电接点型仪表。随机提供的整套仪表配供所有安装附件(如仪表导管、阀门、管接头等)。所有的变送器为二线制智能变送器

34、(分析仪表，导电度表除外)，精度至少达到0.075 级，提供的外部负载至少为500欧姆。外壳防护等级达到IP65标准，并具有不小于13mm 的螺纹电缆接口。所有不使用的连接口予以封堵。(5) 所有用于联锁保护用的逻辑开关均采用进口产品，不允许采用电接点型仪表用于联锁保护。所有过程逻辑开关的重复性不大于满量程的1.5%，其外壳防护等级至少达到IP65标准，并具有不小于13mm勺螺纹电缆接口。提供的接点输出为 DPDT(双刀双掷)型，接 点容量不小于220V AC 5A，220V DG 3A或110V DC 1A。逻辑开关的回差要满足控制 要求。(6) 卖方应将其提供的仪表及控制设备连到卖方提供的

35、接线盒或现场控制盘上。 所有模拟 量接口信号为420mA(热电偶及热电阻除外)，所有开关量信号应为双刀双掷( DPDT 无源接点类型(过程开关除外)。(7) 随发电机本体范围内的所有就地指示仪表由卖方提供。(8) 随发电机本体配供的系统(包括定子冷却水系统等)的所有工艺过程监视和控制的所有表计(就地压力表、就地温度计、过程开关、温度测量元件、液位计、变送器等)均由 卖方提供，并按系统提供详细的仪表供货清单由买方在设计联络会确认，仪表数量、配置、功能满足买方与设计院要求。(9) 就地温度计要求采用万向型可抽芯式双金属温度计，不得采用水银温度计。(10) 就地指示仪表为全不锈钢型，精度至少为1.5

36、级，盘面直径不小于100m(气动控制设备的空气过滤器、定位器上的压力指示表除外)。(11) 通常情况下，表计的量程选择使其正常运行时指针处在3/4量程位置。(12) 安装在振动场合的就地指示表为防振型。(13) 就地液位测量，要求采用磁翻板液位计，不得采用玻璃管液位计。(14) 随发电机供货的调节阀等具有足够的调节范围和可控性，并具有成熟运行经验，以 满足热工控制系统的要求。调节阀能接受420mAD控制信号，具有420mADC勺位置反 馈，负载能力不低于250门。所有控制用调节阀，均提供电动或气动装置接线图。检测及控制2.721温度检测(1) 测温元件的设置应满足发电机各种运行方式的测量要求。

37、检测元件的接线应引至安装 在发电机本体附近的接线盒。单支测温元件宜由备用测点。(2) 随发电机本体提供的用于温度测量的热电阻采用双支Pt100型，精度为A级，三线线制；热电偶采用双支K分度，精度为I级，其接线要求引至随发电机配供的本体接线盒。(3) 油水系统的温度测点应留有安装插座。(4) 温度检测内容至少应包括：a) 定子线圈温度b) 冷却水出水温度c) 铁芯温度d) 冷热风温度e) 轴承金属温度其它必要的仪表和设备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，测量元件由汽机供货商成套 提供，卖方应提供技术配合。电源要求2.7.3.1 买方提供的控制电源为交流 220V=10% 50

38、±2.5Hz及直流220V。分析仪表和电磁阀的电源应采用 220VAC电动执行机构的电源为380VAC/220VA电源。仪表阀门卖方应预留发电机本体及其冷却系统所有过程仪表的安装接口，包括压力、流量、液位、分析仪表等，根据需要安装一次阀门，并带有封头。所有一次门后应配供不锈钢连 接短管，所有仪表阀门材质应为不锈钢。2.7.4.2 所有成套提供的就地测量仪表应配供相应的安装附件，包括仪表管路、一次门、 二次门及排污门、管接头等。删除该条仪控设备选型原则2.761随锅炉供货的热工一次元件和执行机构的选型应和全厂的选型一致，并经买方认可。卖方提供的变送器、压力开关、差压开关、温度开关、流量

39、开关、电磁阀等设备， 应采用进口优质产品。最终设备选型由买方确认。卖方提供的热电偶应采用双支 K分度，热电阻应采用双支PT1O0设备选型由买 方确认。所有变送器和逻辑开关等设备采用进口产品。变送器应采用带 HART协议的智能 型变送器，技术、质量水平和功能不低于 Rosemount3051 SIEMENS ABB系列产品；逻辑 开关等使用技术、质量水平和功能不低于 SOR MAGNETROUE公司产品。设备选型和供 货商须经买方确认。气动阀门定位器按西门子、FISHER ABB等产品选型，设备选型和供货商须经买 方确认。2.7.6.6 进口电动执行机构使用技术、质量水平和功能不低于SIPOS5

40、 EMG ROTORKLIMITORK系列产品。国产电动执行机构按温州瑞基、扬州电力设备修造厂、上海自动化 仪表十一厂等产品选型，设备选型和供货商须经买方确认。2.7.6.7 电磁阀均采用进口产品。进口电磁阀使用技术、质量水平和功能不低于ASCOSM（系列产品。2.8.安装和检修的要求卖方应随机提供用于拆卸、起吊、安装各项部件的专用工具。在外壳上应设置手柄、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。发电机应配备翻转轴瓦时用的抬轴装置。发电机油气系统的防火要求应按国家和地方的标准。卖方提供的部件或组件上的设施构造必须保证方

41、便现场安装、检修。发电机应配有能固定在转子上用来找中心的专用工具。3 性能保证3.1在额定频率、额定电压、额定功率因数、发电机冷却器的入口冷却水温最高为 38C时，发电机额定功率为12MW3.2在额定频率、额定电压、额定功率因数、发电机最大连续输出功率与汽轮机T-MCR工况的出力相匹配，发电机最大输出功率与汽轮机VW6况的出力相匹配。3.3发电机效率为97.4 %。3.4汽轮发电机组在所有稳定运行工况下（转速为额定值）运行时，在轴承座上测得的双 振幅振动值，无论是垂直、水平方向均不大于_0.025_mm在任何轴颈上所测得的互成90°、二个方向成45°的双振幅振动值不大于_0

42、.03_mm在通过临界转速时各轴承座双 振幅振动值不大于_0.06_mm各轴颈双振幅相对振动值不大于 _0.08_mm4 试验4.1对每台发电机进行出厂试验检查，并进行现场试验以验证其保证性能，发电机基本设计中应包括所有必需的试验接口及适用于试验的电站仪表。4.2提供各种校正曲线以供性能测试中校正计算用。4.3发电机本体及辅助系统试验当转子全部加工完后，应进行1.2倍额定转速的超速试验，历时2分钟而无永久性 异常变形和防碍正常运行的其他缺陷。定子绕组、转子绕组、测温元件及其它部位的绝缘电阻应符合国标中有关条款的规定，定、转子绕组耐电压试验按国标中有关条款的规定进行。定子绕组出线端的绝缘套管应单

43、独在空气中进行工频干闪及耐电压试验，试验电压不低于发电机定子绕组试验电压的1.5倍历时1分钟。用交流阻抗法和动态波形法分别检查转子匝间短路。定子端部线圈手包绝缘和绝缘盒等部位应按原两部（安全技）1994 （86号）文中的测试方法作试验。定子绕组各支路应进行热水流试验。转子在出厂前应对每风区、每个通风孔进行通风试验。定子出线套管在组装前单独进行严密性试验。发电机本体、励磁系统和冷却系统以及检测装置等辅助系统应在出厂前试验合格后方可交付；在现场的试验见附件4。4.4仪表及控制系统试验检测控制设备出厂前和在现场，应进行检查和试验。442检查和试验应能证明下列各项：（1）所供设备符合有关技术条件和安全

44、规范；（2）安全装置和保护装置动作正确；（3）达到供货合同规定的保证值；（4）满足供货合同规定的其他特殊要求。出厂前的试验项目应包括：（1）外观检查；（2）性能试验；（3）功能试验；（4）电源变化试验；（5）绝缘试验；（6）环境条件试验；（7）特殊的专项试验。现场试验项目应包括：（1）单体调试（安装前进行）；（2） 系统开环调试（无负荷运行调试在分部试运时进行）；（3）系统调试（带负荷运行调试随电厂主机进行）；（4）考核试验。5 质量保证5.1质量保证根据本招标文件，卖方应采取措施确保设备质量。 设备制造应由买方代表监造。产品交货 前，应对发电机各部件和辅机进行必要的检查与试验，以保证整个设计

45、和制造符合规程要求。卖方设备的技术性能和质量由卖方对买方进行保证。买方代表在生产厂家对设备进行 监造和验收，决不解除卖方对设备技术性能和质量应承担的保证。5.2必须进行检查和试验的项目，应能证明下列各项所供设备符合有关技术条件和安全规范；安全装置和保护装置动作正确；达到买方要求的规定值；5.3重要的检查与试验项目卖方有责任将检查和试验资料及标准按规定完整并及时提交给买方；对重要的检查与试验项目（附件4）,应邀请买方派代表参加。5.4质量和性能与标准不符或未达到要求时如产品质量和性能与标准不符或未达到要求时，买方有权拒绝验收，卖方应负责修理、更换或赔偿。5.5质量控制卖方应负责对按“技术规范”

46、一章所提供的服务、工艺、流程、产品和材料实行质量控制。5.5 IS09000系列标准：卖方应该用质量管理计划检查各项目和服务包括分包商的项目和服务是否符合合同的要求和规定，质量管理系统应符合IS09000系列标准的要求。5.6质量保证计划和质量手册供审核批准5.7卖方应随卖方案提供质量保证计划和质量手册供审核批准。开始制造前，卖方应提交制造程序表，介绍要进行的检验或试验。买方代表有权进入制造厂监督制造中的检验或工厂最终检 验和试验。凡与规范不符之处，都必须记录在案进行处理。6 包装、标志、运输及保管6.1包装卖方所供设备部件，除特殊部件外（如管件等），均应遵照国家标准和有关包装的 技术条件进行

47、，或按最好的商业惯例，使用坚固的箱子包装。并应根据不同货物的特性和 要求，采取措施，如对设备进行妥善的油漆或其他有效的防腐处理，以适应远途水上、陆 上运输条件和大量的吊装、卸货以及长期露天堆放的需要，从而防止雨雪、受潮、生锈、 腐蚀、受震、受冲击、运输和装卸中的加速度以及机械和化学引起的损坏。卖方所供技术文件应妥善地包装，能承受运输和多次搬运，并应防止潮气和雨水的 侵蚀。每个技术文件邮包应装有详细目录清单。为防止设备器材被窃或受腐蚀元素、雨水的损坏，不得采用敞开的板条箱和类似包 装。热控设备应采用独立完善的包装，能确保设备的安全运输。设备标志621.1发电机、励磁系统、冷却系统各部套都应有固定

48、铭牌。铭牌采用不锈钢，铭牌上 层 标明型号、容量、制造厂名、出厂年月等重要参数。重要阀门、调节保安套等均应有表示其行程、转角、操作方法等明显易辨的标志。 621.3重要部件应根据图纸规定，在一定位置上标有装配编号，使用材料和检验合格的 标志。包装标志卖方供给的设备（无论装在箱内或成捆的散件）的包装，都应贴有标明合同号， 主要设备名称，部件名称和组装图上的部件位置号的标签，备品备件和专用工具还应标明“备品配件”和“工具”的字样。6.222对装箱供给的设备，卖方应在每个箱子的两面用油漆写下如下内容：合同号、装运标志、目的地、收货人代码、设备名称和项目号（箱号、箱的序号设备总件 数），数量、重量、毛

49、重、净重，外形尺寸（长X宽X高），生产日期、生产工厂、发货单 位等，应符合GB6388的规定。应按照设备各特性和不同的运输及装卸要求，在箱上明显位置标上“小心”“向上”、“防潮”、“勿倒”、“怕热”、“远离放射源及热源”、“由此起吊”、“重心点”、“堆码重量极限”、“堆码层数极限”、“温度极限”等通用标志，并应符合 GB191和GB6388的规定。包装箱应连续编号，而且在全部装运的过程中，装箱编号的顺序始终是连贯的。6.3运输经由铁路运输的部件，其尺寸不应超过国家对非标准外形体的规定，当部件经由除铁路外的其它方式运输时，其重量和体积的限值，应遵守有关运输单位的规定。每批设备发出的同时，卖方应用

50、传真或航空快件通知买方。通知中应指明设备名称、 件数、件号、重量、合同号、货运单号、设备发出日期。卖文件中应说明大件运输方案及相应的费用，并单独报价。超重件，卖方在发货前不迟于30天将发货大概日期以传真通知买方。发电机保存和运输期间应密封充氮或干燥空气，接头和镀银部位要做好防氧化、锈蚀措施。6.4保管卖方应提供所有设备、部件、材料等的保管方法的说明。642卖方所用的每种防腐剂的质量、预期寿命和型号应该一致，卖方应向买方提交各种防腐剂清除步骤的完整资料。643以上要求如与合同及其他附件要求不一致，以对买方有利为准。7 验收7.1所有到货设备必须附有下列文件：装箱单，其上应注明：产品名称、型号、规

51、格和制造厂；装箱数量；附件、备件名称及数量；装箱日期。原制造厂的产品出厂合格说明书、出厂试验数据、安装使用说明书。7.2现场验收项目应包括：对零散设备(1) 开箱验收；(2) 外观检查；(3) 性能测试验收。对成套装置设备(1) 开箱验收；(2) 外观检查；(3) 系统开环调试验收；(4) 系统带负荷调试验收。7.3发电机开箱后，安装前由买方、制造厂、安装单位共同进行完整性和清洁度检查以确 认完好和机内无异物存在。7.4设备到达现场后，买卖双方按商定的开箱检验办法，对照装箱单逐件清点，进行检查 和验收。7.5卖方分包的设备(部件)应将生产厂家写明，卖方应对分包生产厂家的质量及进度负 责。设备到达现场后，仍由卖方会同买方进行检查和验收。7.6以上要求如与合同及其他附件要求不一致，以对卖方有利为准。8 技术数据表本章表格由卖方填写，但必须请卖方注意表中的技术数据及表格内容是不完备的，卖方可根据其所供应的设备作必要的修正和补充并予以说明，但不得改动原有项目，不可漏项，（如某项不能填写，可以填写“不适用”）。对于外购设备的制造厂商应报三家，供买方确认。 表8.1发电机技术数据表序号名称单位设计值试验值保证值备注1规格型号发电机型号FDWS-12-4最大