浙江应村混凝土面板堆石坝

诸暨市陈蔡水库电站增效扩容（报废重建）工程水轮发电机组、附属设备安装及土建总承包采购要素公示一、项目内容及规模：诸暨市陈蔡水库电站现安装2台立式混流式水轮发电机组装机容量2×1600kW，电站增效扩容改造后，装机容量为2×1800kW。此次诸暨市陈蔡水库电站增效扩容工程主要水轮发电机组、附属设备、安装及土建总承包采购，采购预算约为846.59万元。二、评标办法：综合评分法三、投标人（供应商）资格要求：1、符合《政府采购法》第二十二条之供应商资格规定；2、经营项目与采购内容相符，注册资金人民币1000万元（含）以上，营执营范内有水利水电机电设备技术服务或具备水电站机电设备成套供货与安装能力的代理商或制造商。3、投标人和法定代表人近三年无行贿犯罪记录；4、本项目不接受联合体投标。四、评分细则：评分办法（1）满分为100分。总得分=技术得分+商务得分。（2）技术得分=技术评分，技术评分=去掉最高分、最低分后其他评委的有效评分的算术平均数，技术权值=60%。（3）商务得分=（评标基准价/投标报价）*价格权值*100，评标基准价=通过技术评审入围的最低投标报价，价格权值=40%。（4）技术分评分细则（60分）序号评分项目得分1根据投标人企业规模、行业知名度、信誉度等综合实力评定。优（2,3]、良（1,2]、差[0,1]3分2具有ISO9000质量管理体系证书得2分，没有不得分。提供证书原件，不提供的不得分。2分32014、2015连续两年度银行信用等级评定AAA级得3分，AA级得2分，1A级得1分，没有不得分。提供证书原件，不提供的不得分。3分4投标人研发的水电设备产品获省部级科技进步奖二等奖及以上得3分，没有不得分。提供证书原件，不提供的不得分。3分5投标单位具有增效扩容改造新技术省部级推广示范工程的得3分，没有不得分。提供水利水电部颁发的获奖证书原件，不提供的不得分。3分6技术负责人具有高级职称或注册电气工程的得1分，没有不得分。1分7根据投标人提供的产品品牌、配置、技术指标等综合评定优（2,3]、良（1,2]、差[0,1]3分8水轮机改造方案的合理性、先进性优（2,3]、良（1,2]、差[0,1]3分9发电机改造方案的合理性、先进性优（2,3]、良（1,2]、差[0,1]3分10转轮主要部件的材质及加工方法优（1,2]、良（1,0.5]、差[0,0.5]3分11自动化元件的合理性、先进性优（1,2]、良（1,0.5]、差[0,0.5]2分12水轮机效率考核优（1,2]、良（1,0.5]、差[0,0.5]2分13发电机效率考核优（1,2]、良（1,0.5]、差[0,0.5]2分14水轮机空蚀保证考核优（1,2]、良（1,0.5]、差[0,0.5]2分15机组稳定性指标考核优（1,2]、良（1,0.5]、差[0,0.5]2分16与原机组保留部件的配合方案优（1,2]、良（1,0.5]、差[0,0.5]2分17调速器性能指标考核优（1,2]、良（1,0.5]、差[0,0.5]2分18励磁设备性能指标考核优（1,2]、良（1,0.5]、差[0,0.5]2分19主变压器性能指标考核优（1,2]、良（1,0.5]、差[0,0.5]2分20开关设备性能指标考核优（1,2]、良（1,0.5]、差[0,0.5]2分21计算机监控设备的配置优（1,4、良（1,2]、差[0,1]4分22安装方法、工艺与措施优（1,2]、良（1,0.5]、差[0,0.5]2分23售后服务方案1、售后服务承诺：根据投标人提供的售后服务优惠承诺年综合评定(1.5分)优（1,1.5]、良（0.5,1]、差[0,0.5]2、售后技术力量：根据投标人提供的售后服务人员技术水平综合评定(1.5分)优（1,1.5]、良（0.5,1]、差[0,0.5]3分24质保期在1年的基础上,每增加1年得1分。2分25根据投标文件编制情况综合评定2分（5）本次评审采用竞争择优入围方式。参加投标单位六家（含）以下的，取技术分前三名入围（入围单位末名得分出现并列的，并列单位均入围，下同），进行商务评审（未入围的投标人不再进行商务评分，且不作为中标候选人，下同）；参加投标单位七家（含）以上九家（含）以下的的，取技术分前四名入围，进行商务评审；参加投标单位十家（含）以上，取技术前五名，进行商务评审。在商务评审环节出现废标的，按上述择优入围办法重新排定入围单位重新进行商务评审。五、采购内容招标项目内容及要求（一）项目概况陈蔡水库工程位于浦阳江支流陈蔡江上游东白湖镇境内，距诸暨市区27km。本工程坝址在陈蔡江上游月龙地段，坝址以上流域面积187km2，水库总库容为1.164亿m3（原设计），是一座以防洪为主，结合供水、灌溉、发电、养鱼等综合利用的大（2）型水库。本工程主要建筑物由拦河坝建筑物拦河主坝与副坝、泄洪建筑物泄洪闸与非常溢洪道、输水放空洞、电站和水库生活管理区等组成。陈蔡水库电站于1984年4月电站厂房竣工，1984年7月24日和30日二台机组相继并网发电，2016年4月通过安全生产标准化管理验收。电站总装机容量3.2MW，电站厂房内共装有2台1.6MW的立轴混流式水轮机发电机组。机组选择广西金城江水电设备厂产的HL300-LJ-120型水轮机，配TSL260/35-20，单机1.6MW的发电机。计划于2017年7月底前改造完成，电站装机容量2×1.6MW增容到2×1.8MW，概算投资1064.91万元。（二）、采购内容及说明采购内容及说明：本次招标采用机电设备采购方式，由中标人负责机电设备成套采购、机电设备安装、土建工程等内容，并协助业主单位进行项目的协调与管理，直至工程完工发电，并通过合格验收。（三）、采购清单项一：水轮机2套（1）旧水轮机拆除；（2）水轮机改造；（3）水轮机自动化元件；（4）备品备件；（5）专用工器具；项二：发电机2套（1）旧发电机拆除；（2）发电机改造；（3）测温制动屏（包含自动化元件）；（4）自动化元件；（5）发电机励磁装置；（6）备品备件；（7）专用工器具；项三：进水阀2套（1）进水阀改造（包括伸缩节、液压系统、旁通管路装配、空气阀和基础螺栓等）；（2）自动化元件；（3）旧进水阀拆除；（4）备品备件；（5）专用工器具；项四：调速器2套（1）调速器更新（包括油压装置）；（2）旧调速器拆除；（3）备品备件；（4）专用工器具；（5）专用工器具；项五：起重机1套（1）旧起重机拆除；（2）15/3t桥式起重机；（3）滑触线及其固定件、预埋件（三相五线制）；（4）旧轨道及附件的保养维护；（5）备品备件；（6）专用工器具项六：气水辅助系统1项（1）供排水系统；（2）低压压缩空气系统改造；项七：电气部分1项（1）主变/厂变；（2）开关柜；（3）升压站设备；（4）站用电设备；（5）计算机监控系统；（6）直流系统；（7）其他设备；项八：机电设备安装及拆除1项（1）设备拆除及安装；（2）电缆；（3）视频图像、消防、标准化管理的标识标牌及其他（4）接地照明系统；项九：土建工程部分1项具体内容见工程量清单招标范围说明：（1）投标人投上述招标项目和业主要求按合同进行项目的实施，并负责设备安装、调试的协调配合工作。（2）招标范围包括成套设备中各单项设备之间所需的油管、气管、水管、滤水器、管路附件、电缆和支架等，电缆供至本设备端子箱；（3）由于是老电站改造，需由投标人自己做好相关设备的测绘工作，并对该测绘的数据负责。（5）由于是老电站改造，投标人在投标前可对电站现场进行实际考察（考察费用自理）。（四）技术性能要求1、水轮机1.1增效扩容改造后主要参数（1）水库水位校核洪水位（P.M.F）92.18设计洪水位（P=1%）90.68洪水位（P=2%）90.58正常蓄水位83.18发电死水位73.18（2）电站尾水位校核洪水位（P=1%）53.93设计洪水位（P=2%）53.21正常尾水位（2×8.853m3/s）一台机满发的尾水位（8.853m3/s）设计尾水位（4.427m3/s）（3）水轮机水头最大水头Hmax35.73m加权平均水头Hw26.73额定水头Hr24.5m最小水头Hmin17.5m（3）动能参数装机容量2×1800kW年利用小时1566h多年平均发电量564万kW·h1.2水轮机改造总体要求原水轮机为立轴混流式，金属蜗壳，包角345°，本次报废改造利用原电站已有的蜗壳、座环、尾水管等埋设部件，其它所有部件如：水轮机转轮、水轮机主轴、水轮机导轴承、顶盖及转动部件与固定部件之间的密封件等全部需要全新更换。1、电站装机容量从2×1600kW增容至2×1800kW，要求水轮机在额定水头24.5m、额定转速300r/min运转时，水轮机出力保证值不小于1914.9kW。2、现状水轮机实际吸出高度为+0.85m，增容后的水轮机吸出高度须满足+0.85m要求。3、水轮机转轮采用新转轮型号和转轮直径D1原则上保持φ1.2中标人应对原水轮机流道进行复核，提出适合于本工程的、经过实际电站运行考验的、高效的和能稳定运行的其它模型转轮。4、全新更换水轮机主轴。5、全新更换整套导水机构（含顶盖、底环、导叶、控制环、顶盖抗磨板、底环抗磨板、导叶臂、连接板等）。6、全新更换调速机构部分；7、全新更换水轮机导轴承。8、全新更换水轮机主轴密封及其组成部件，并增加主轴检修密封。9、全新更换水轮机自动化元件。9、机组增容至1800kW以后，中标人复核轴系的临界转速和主轴的强度。10、中标人应到现场对本次改造所需要的相关尺寸进行实测，并对测量数据的准确性负有全部责任。如果中标人不到现场实测，仅根据设计图纸上的相关尺寸进行设计和制造，所造成的后果由中标人负全责。混流式水轮机技改全新更换主要项目（不含埋设部分）序号主要零部件名称1水轮机转轮全新更换2水轮机主轴全新更换3水轮机导轴承全新更换4水轮机主轴密封及其它组成部件全新更换5导水机构全新更换1）活动导叶全新更换2）轴套和轴颈密封全新更换3）顶盖和顶盖抗磨板全新更换4）底环全新更换5）控制环（包含推拉杆）全新更换6）导叶臂全新更换7）连接板全新更换8）导水机构其它所有上述未写的部件全新更换6基础环视现场情况决定7为确保导水机构在电站安装的顺利，需另制造一套在厂内装配所需的工作座环。新增8自动化元件全新更换9其它全新更换1.3型式和额定值★1、水轮机额定水头为24.5m。★2、水轮机的额定转速为300r/min。★3、水轮机转轮直径为1.2m（暂定）。★4、在额定水头24.5m、额定转速300r/min运转时，水轮机出力保证值不小于1914.9kW。★5、当水轮机工作水头大于额定水头时，要求水轮机能超过额定出力稳定安全运行。★6、飞逸转速：当发电机空载，在最大水头35.73m，导叶全开情况下，机组所有旋转部分能安全承受此飞逸转速5min，不产生有害变形1.4水轮机效率1、水轮机效率修正中标人应按1.26“性能保证及设备特性”中的要求，给定水轮机效率保证值。效率保证应以相似条件下模型试验测定数据为依据，模型与原型间的效率换算，应按下列公式计算效率修正值，效率修正值为一个常量加于模型水轮机效率，以求得原型水轮机效率。ηγ=ηM+△ηη=0.6(1-ηMmax)[1-（）1/5]式中：ηγ——原型水轮机效率计算值ηM——模型水轮机效率ηMmax——模型水轮机最高效率D1T——原型水轮机转轮公称直径D1M——模型水轮机转轮公称直径η——效率修正值（常量）★2、水轮机在额定水头、发额定出力1914.9kW的效率保证值≥90%。★3、在全部运行范围内，水轮机最高效率保证值≥91.5%。4、要求水轮机在招标文件规定的各水头范围内和导叶开度较宽广的范围内有较高的效率，且效率曲线变化平缓。5、中标人应提供招标文件规定的全部运行水头条件下，水轮机出力由45%至100%范围内的水轮机运转特性曲线。曲线上还应标明开度线、允许的吸出高度线和压力脉动差值。并提供相应的模型综合特性曲线。1.5安装高程和空蚀损坏限制1、水轮机安装高程（导叶中心线高程）为54.23m。水轮机允许吸出高度HS≥+0.85m2、水轮机空蚀保证是指在本合同文件规定的水质、泥沙特性和规定的水头及尾水位范围内，自投入商业运行之日算起，运行8000h内，其中出力小于45%额定出力运行的时间不大于800h，允许超负荷运行时间不大于100h的情况下：(1)转轮失重量不超过0.8D12(2)叶片任何点允许的剥落深度不超过3D12/3mm，面积不超过300D15/3cm(3)导水机构与尾水管里衬的失重量之和不超过0.266D123、如空蚀损坏超过保证值，中标人应在保证期内负责修复，补焊后表面应打磨光滑，符合样板型线。如因叶片型线不良或部件质量不好造成过量空蚀损坏，中标人应负责改善，水轮机经修复并初步验收合格后，应重新开始空蚀保证期。由于上述原因引起的费用，均由中标人承担。4、空蚀损坏的测量和计算按GB/T15469《反击式水轮机空蚀破坏评定标准》规定的方法执行。1.6运行稳定性和噪声1、在本电站运行水头条件下，负荷在45%～100%额定出力范围内，水轮机均可稳定运行。2、稳定运行的指标包括尾水管管壁压力脉动值，顶盖垂直振动值及水导轴承的摆度；(1)尾水管管壁压力脉动值（双振幅△H），在额定出力运行时△H/H不大于3%；在部分负荷运行时△H/H最大不超过7%（H为运行水头）。(2)顶盖垂直振动和水导摆度应符合GB/T8564《水轮发电机组安装技术规范》及有关的安装技术标准。(3)在全部运行范围内，距水轮机室靠里衬的脚踏板上方1m处的噪声不超过90dB(A)，距尾水管进人门1m处的噪声不超过95dB(A)。1.7水推力转轮的水推力应尽量减小，在最大水头时的最大水推力由中标人填入本招标文件中。设计最大水推力应考虑止漏环磨损等因素。★1.8水轮机的可靠性指标在本规范规定的运行工况下，水轮机可靠性指标指定如下：(1)水轮机大修间隔期不小于5年；(2)无故障连续运行时间不小于20000小时；(3)水轮机平均寿命不小于40年。1.9转轮1、全新更换二台水轮机转轮，转轮型号由中标人推荐选择。★2、转轮叶片应采用抗空蚀及抗磨蚀性能和焊接性能良好的镍铬不锈钢材料，叶片的材质选用ZG06Cr13Ni4Mo(或经电站运行证明抗空蚀性能更好的不锈钢材料)，采用铸焊结构，应具有足够的强度和刚度。3、原型水轮机转轮的过流部分应保证与模型水轮机转轮几何相似，转轮表面波浪度、粗造度和叶片几何型线、流道尺寸应符合“GB/T10969”《水轮机通流部件技术条件》的要求。过流表面应光滑，呈流线型，无裂纹或凸凹不平等缺陷。尺寸检查应提前30天通知业主单位4、转轮和主轴采用摩擦传递方式，并成套提供连接螺栓液压拉伸工具。5、中标人应提供至少进、出口各3个断面上的转轮叶片型线检查样板，以供检查和修复时使用。6、转轮上冠和下环外缘应设止漏环。7、转轮加工完毕，应在厂内做静平衡试验和无损探伤，探伤方法应得到监理人同意。1.10主轴1、全新更换两台水轮机主轴。★2、主轴采用经过热处理的20SiMn钢锻制而成。主轴采用外法兰型式。2、主轴应有足够的强度与刚度，其尺寸应能满足发电机最大功率的扭矩传递要求，并可在包括最大飞逸转速范围内的任一转速下运转，而不产生有害的振动、摆动和变形。在额定转速、最大出力运转时，主轴最大应力应符合“工作应力”的规定。3、水轮机和发电机连接起来的旋转部分的第一阶临界转速至少比最大飞逸转速高25%。4、主轴应全部精加工，在出厂前与轴承配合的表面要抛光。其粗糙度不超过Ra0.8μm。5、主轴在出厂前应按“无损检测”中的要求进行超声波无损探伤检查。1.11导轴承全新更换2台水轮机的导轴承，更新后的水导轴承应满足以下要求：1、导轴承采用稀油润滑筒式轴承（或其它结构型式），其结构应可靠和便于检修，并应有足够的主轴密封检修位置。导轴承运行时，应保证不漏油，不甩油，机组从最大飞逸转速惯性滑行直至停机（不加制动）的全部过程中，导轴承应能安全承受。2、导轴承轴瓦应采用巴氏合金材料，轴瓦应在制造厂内与主轴轴颈配装合格。3、轴承润滑采用自润滑循环方式。★4、轴承润滑油采用GB11120《L-TSA汽轮机油》中46号油。在连续运转条件下，冷却水最高温度28℃时，轴瓦的最高温度应不超过65℃★5、轴承的冷却器管采用紫铜管材料，其工作压力为0.15～0.3MPa，试验压力不低于0.6MPa。中标人可推荐其它形式。置于轴承体内的冷却器应便于拆卸检修。6、油箱上配一个目测油位计，有高低油位接点警报及4~20mA模拟量输出。分半轴瓦内应各设有测温装置，测温电阻采用100Ω铂热电阻，其测量范围应超过最大正常油温，并有警报接点。油箱上应设置进油与排油接口。7、冷却水中断后，机组仍能安全运行15min。1.12导水机构全新更换2套导水机构。要求如下：1．导叶的设计应使从全开度位置至空载开度位置范围内，导叶的水力矩特性具有自关闭的趋势。导叶最大开口应留有一定的裕量，并有限位装置。当破断装置破断、导叶限位装置失去作用时，导叶应不会碰撞转轮。★2．导叶采用ZG0Cr13Ni4Mo铸造结构，导叶应有3个自润滑支承轴承，轴瓦应便于检修更换。★3．导叶立面和端面密封采用金属密封，在额定水头时，水轮机导叶总漏水量不大于水轮机额定流量的3‰。当测量水头与规定的额定水头不符时，漏水量按水头比的1/2次方进行换算。4．导叶过流表面型线和波浪度、粗糙度应符合GB/T10969《水轮机通流部件技术条件》的规定。5．每个导叶均设有破断装置，当破断装置破断时，能自动报警。6．导水机构中所有相对运行的部件均应合理设计使其尽可能减小摩擦损失和死行程。7．导叶的水力设计应考虑导叶厚度与振动频率的关系，防止产生水力共振。8．控制环采用钢板焊接自润滑整体结构。其支承结构应有足够的强度和刚度。9．导水机构在厂内预装合格后方能出厂（通过工装座环进行预装）。1.13主轴密封全新更换二台机组的主轴密封，更换后的主轴密封应满足以下要求：1、主轴工作密封采用无接触泵板密封或其它可靠的型式。★2、在主轴工作密封下方设置检修密封，可采用压缩空气充气的“心形”橡胶密封，并应在不吊出顶盖的条件下可以更换。检修密封由电站压缩空气系统供给压力为0.5～0.7MPa的压缩空气，中标人应配置必要的设置和配件。3、所有紧固工作密封和检修密封用压板、螺栓、螺母等均采用不锈钢材料制成。1.14座环座环为埋入部件，本次不改造。1.15蜗壳蜗壳为埋入部件，本次不改造。1.16尾水管尾水管为埋入部件，本次不改造。1.17顶盖全新更换两台机水轮机顶盖，要求如下：1、顶盖采用优质钢板焊接结构，应具有足够的强度和刚度。2、顶盖采用整体结构。3、顶盖上应设有测量顶盖压力的测孔及测头。顶盖下侧面设置抗磨板。4、对应转轮上部止漏环处装有一可更换的镍铅青铜耐磨合金或不锈钢的止漏环。5、顶盖应设有可靠的排水设施。6、顶盖和转轮间应有可靠的减压措施。1.18底环全新更换底环，具体要求如下：1、底环由优质钢铸焊而成，应具有足够的强度和刚度，以支承最大水压力和作用在上面的其它荷载，而不致产生有害变形。底环上导叶活动的范围内应设可拆卸、易更换的与顶盖相同的抗磨板。底环上应装有导叶轴套，轴套采用自润滑复合材料，轴套孔应与顶盖上的轴套孔同心。1.19基础环基础环视现场实际情况进行处理，如满足要求则不需要更换，如不满足则全新更换，具体要求如下：1、基础环由优质钢板焊接制成，其过流表面采用不锈钢板焊接制造。基础环与尾水管里衬顶部采用合适的连接方式。其上有灌浆孔和通气孔，并在灌浆后堵塞。对应转轮下部止漏环处装有一固定止漏环材料与顶盖处相同。2、基础环上具有支座面，以备水轮机与发电机分开时，支承水轮机主轴和转轮重量。支座面和转轮之间留有足够的轴向间隙，以满足转轮的轴向移动。1.20止漏环和抗磨板1、更换二台水轮机的止漏环。1、在转轮上冠和下环应设有止漏环，材料硬度应高于顶盖和基础环上对应部分的止漏环材料，其止漏形式、间隙及材料的配比应注意防止密封引起自激振动的要求。★2、在导叶活动范围内，顶盖和底环上应设抗空蚀的不锈钢抗磨板(材料为0Cr13Ni4Mo)。中标人也可提供认为最佳的抗磨措施和固定方式。抗磨板厚度不得小于12mm3、止漏环和抗磨板的设置应考虑泥沙问题。1.21补气方式为满足水轮机在高水头工况下稳定运行的要求，应设置自然补气装置，中标人应对所采用的补充装置、补气方式、布置位置和补气效益作出说明，所有补气装置及其附件均应由中标人供应。1.22自动化元件应提供用于水轮机及附属设备运行监视和操作的全部自动化元件、仪器、仪表及必要的附件等，具体见第5章自动化元件。1.23调节保证1．工程设计单位在第一次设计协调会上向中标人提供电站输水系统布置详图，作为调节保证计算的依据。2．中标人应根据输水系统布置详图进行调节保证计算并提供最终的调节保证计算成果。在进行调节保证计算时，应考虑各种水头、出力、甩负荷和增负荷最不利的组合情况。各种组合工况下机组转速上升均应不大于60%，蜗壳末端的压力上升不超过70%，尾水管进口处的真空值均不大于8m水柱。3．中标人应根据调节保证计算提供导水叶关闭时间、关闭规律以及开机时间1.24工厂试验1、为检验水轮机的设计、制造质量，除了采用合理的结构、工艺和合格的材料、严格控制加工精度、尺寸公差和热处理工艺外，在出厂前必需对水轮机主要部件进行试验和检查。各项试验应符合本合同文件的要求，若本合同无具体规定时，按顺序排列应符合GB、DL、SD、JB有关标准及规范的要求。各项试验的试验报告、照片、记录、有关文件资料及合格证必须完备，并随时供业主单位或工程师检查和审核。凡规定必须有业主单位代表参加的试验项目，必须按规定提前30天通知业主单位参加，并提供全部文件资料。2、凡承受水压、油压、气压的设备部件除在工地进行组焊外均应按GB规定在厂内进行耐压试验，试验压力为1.5倍工作压力，试验时间为30min，受压部件不得有渗漏等异常现象。压力容器的耐压试验按照《钢制压力容器》与《压力容器安全技术监察规程》的规定执行。3、工厂试验项目见表1.24-1。水轮机部件“工厂装配和试验项目表”见表1.24-1，但不限于表中的内容。表中有“√”者为需试验的项目，有“＊”者为业主单位应参加目击的项目，中标人应在该项试验前一个月提供试验安排计划及试验大纲。工厂试验和装配检查成果报告应在设备装运前15天提交工程师审查。审查批准后设备方可启运。由于中标人提交成果报告推迟或报告不满足要求而延误启运及交货时间，由中标人承担责任。表1.24-1工厂装配和试验项目表序号名称材料标准材料检验制造过程与最终试验试验检验其它检验项目机械性能化学成份超声波检测硬度试验射线检测超声波检测冲击试验外观检查尺寸检查动作试验备注1顶盖××√√*√*√*2底环××√√*√*√*3破断装置××√√取样做破断试验*4主轴××√√√钻孔取样试验5联接螺栓××√√√*6转轮××√√√√√*√√*√*静平衡*尺寸检查*7导轴承××√√冷却器耐压试验*8补气阀、电磁阀、液位继电器、流量开关、机械转速信号器动作性能检查*9转轮与主轴装配√*同心度*注：①划“√”者为厂内试验项目；②划“*”者为业主单位参加试验项目。1.25备品备件和专用工器具1、备品备件中标人应提供下述要求的水轮机及其附属设备备品备件，价格应包括在投标总价中。备品备件应与相同用途部件具有相同的规格、材料和工艺，并具有互换性。表1.25-1水轮机备品备件表序号备品、备件名称数量1导叶上、中下轴套1/2台套2导叶密封圈每台机一台套3导叶分半键1/3台套4导叶破断装置1/2台套5主轴工作密封件1台套6主轴检修密封件1台套7水导轴瓦1台套8水轮机全部连接处的垫圈和填料1台套9双方协商确定的其他备品备件2、专用工器具中标人应随第一台交货的水轮机供给安装与检修用的专用工器具。全部工器具应打上标记以便识别并专项使用。（1）主轴连接工具1套（2）叶片检测样板1套（3）其它供快速装拆水轮机零部件的特殊工具1套（4）双方协商确定的其它工具3、投标人可另行建议增加的专用工器具和备品备件，并在投标书中单独列出(不计入总报价)。1.26性能保证及设备特性（在投标文件中填写）★1.26.1出力在表1.26.1水头条件下，水轮机在额定转速300r/min运行，在允许的吸出高度+0.85m条件下，其出力为：表1.26.1水轮机水头（m）出力（kW）最大水头35.73加权平均水头26.73额定水头24.5最小水头17.5★1.26.2效率(1)在额定水头24.5m，发额定出力MW时，保证原型水轮机的效率不低于%，相应工况的模型水轮机效率保证值不低于%(2)在全部运行范围内，原型水轮机最高效率保证值不低于%，模型水轮机最高效率保证值不低于%；(3)水轮机在表1.26-2所列水头和条件下，效率见下表。表1.26.2不同水头、不同出力时的效率保证值水轮机水头(m)效率(%)额定出力的百分数45%60%75%90%100%最大水头35.73模型原型加权平均水头26.73模型原型额定水头24.5模型原型最小水头17.5模型原型1.26.3空蚀损坏保证水轮机在本合同文件规定的水质、泥沙条件下运行，从投入商业运行之日起运行8000h后，其中，在表1.26-3限定的最小出力以下运行时间不超过800h，在表1.26-3限定的最大出力以上运行时间不超过100h的情况下：(1)转轮的金属失重量不超过kg；(2)叶片任何点剥落深度不超过mm；(3)导水机构与尾水管里衬的失重量不超过kg。表1.26-3水轮机水头（m）最大出力(MW)最小出力（MW）允许的吸出高度Hs(m)最大水头35.73加权平均水头26.73额定水头24.5最小水头17.51.26.4调节保证按一段关闭规律计算，并以曲线表示。引水系统ΣL=515.6m、引水系统ΣLV=371.5m2/s，以上ΣL和Σ（1）机组在水头、出力运行时，突甩满负荷的最大转速上升率不大于%；蜗壳末端最大压力上升值不大于m，尾水管真空值不大于m；（2）机组在水头、出力运行时，突甩满负荷的最大转速上升率不大于%；蜗壳最大压力上升值不大于m，尾水管真空值不大于m；（3）机组GD2值不小于t-m2；（4）导叶直线关闭时间s；1.26.5整机稳定运行性能保证在水轮机水头17.5m至35.73转速偏差不超过额定转速的±————%发电机的机架在水平方向的振动不超过—————mm发电机的机架在垂直方向的振动不超过—————mm发电机上盖板以上1m处的平均声压级不超过————dB(A)1.27技术明细表（在投标文件中填写）⑴水轮机型号—————①主轴布置形式—————②蜗壳包角及型式—————③尾水管型式—————⑵转轮公称直径D1————mm⑶水轮机俯视的旋转方向—————⑷额定转速———r/min⑸额定水头m、发额定出力时的比转速——m.kW⑹临界空化系数σ、初生空化系数σI、电站装置空化系数σpσ————σI————σp————⑺额定水头24.5m————m3/s⑻最大飞逸转速（最大水头时）————r/min⑼最大水头35.73m时，最大水推力⑽尾水管压力脉动表1.27-1额定出力的百分数压力脉动双振幅（mm）频率（Hz）压力脉动双振幅值与额定水头之比%（△H/H）100%45%⑾顶盖上最大振动值（双振幅）—————mm⑿水轮机坑内靠里衬的踏脚板上方1.0m处的噪声不超过————dB(A)⒀导水叶关闭时最大漏水量————L/S⒁水轮机转动部分重量—————t⒂转轮①材料——————②尺寸——————mm③叶片数——————④最大外径×高度——————mm⑤叶片最小开口——————mm⑥转轮叶片出口处相对速度\圆周速度——————m/s⒃主轴①材料——————②尺寸——————③主轴密封方式——————密封件材料——————润滑水量—————L/min润滑水压—————MPa⒄导轴承①型式——————②材料——————③冷却水量—————L/min④冷却水压—————MPa⑤油量—————L⑥油牌号—————⒅顶盖①材料——————②尺寸（能从发电机定子内吊出）—————mm⒆活动导叶①材料——————②数量——————③导叶分布圆直径—————mm④导水叶高度—————mm⑤导叶轴承型式及材料——————⑥止漏密封方式——————⑦活动导叶处最大水流速度——————m/s⒇止漏环（包括转轮上冠与顶盖、转轮下环与基础环）：①材料——————②型式——————(21)可靠性指标①大修间隔时间————年②退役前的使用期限————年③强迫停机率———%④无故障连续运行时间2、发电机2.1增容改造总体要求和工作范围发电机型式保持不变。保留定子机座、转子磁轭和主轴等，通过更换定、转子线圈和绝缘，加大导线截面，将发电机额定容量增加到1800kW/2250kVA，同时对发电机的上导轴承、下导轴承、推力瓦、测温元件、油位信号元件等进行更换。要求如下：★1、维持发电机额定转速300r/min不变，维持发电机的出线电压6300V不变；2、发电机的基础尺寸保持不变，保持发电机的管路接口方位不变；3、发电机主引线和中性点方位与原机组一致。★4、满足在额定功率因数为0.8(滞后)的情况下，发电机额定容量增加到1800kW/2250kVA；5、定子拆除旧线圈，清理干净定子铁芯并进行铁耗试验，若铁芯局部温度过高或噪声过大，作相应处理。6、转子线圈进行更新。按F级绝缘工艺制作磁极线圈，同时采用F级材料包裹磁极极身，进行磁极阻抗试验。进行转子组装，并做静平衡试验。7、更换发电机上、下导轴承的轴瓦和上、下导轴承的上端盖。更换推力轴承轴瓦。8、更换所有测温元件，测温电阻采用PT100。9、增加发电机机坑电加热器。10、更新制动器，制动器采用油气分离式结构。11、更换滑环和碳刷。★2.2额定值额定容量：1800kW/2250kVA额定电压：6.3kV额定功率因数：0.8（滞后）额定频率：50Hz额定转速：300r/min2.3主要参数及技术性能★1、绝缘定子、转子绕组采用F级绝缘。2、温升在额定条件下，以额定容量连续运行时，水轮发电机各部件最高允许温升极限值规定如下表。水轮发电机各部件允许温升限值表项目测量方法最高允许温升极限值(k)定子绕组线圈间埋入检温计80转子绕组电阻法90定子铁芯检温计法80集电环温度计法80推力轴承和导轴承金属元件最高温度为：导轴承75℃推力轴承55℃3、设计采用的现场温度条件如下：主厂房内最高温度：40主厂房内最低温度5℃冷却器进水温度：22.4电气特性及主要参数★1、容量保证值发电机在额定转速、额定温升、额定电压时，发电机额定容量为1800kW（2250kVA），并能在功率因数为1.0时以2250kW出力连续安全稳定运行。中标人必须提供发电机在各种情况下的功率特性圆图。2、短路比不小于1.0。在投标书中应给出设计值。3、电抗纵轴同步电抗Xd（不饱和值）不大于1.0（标么值）；纵轴暂态电抗X′d（饱和值）不大于0.28（标么值）；纵轴次暂态电抗X″d（饱和值）不小于0.18（标么值）；横轴次暂态电抗X″q和X″d之比值应尽可能接近于1。4、谐波畸变率当定子绕组接成正常工作接法时，在空载及额定电压下，线电压波形正弦性畸变率不超过5%；在空载额定电压和额定转速时，线电压的电话谐波因数（THF）不应超过1.5%。★5、绝缘耐压定转子绕组绝缘的出厂交流50Hz耐压标准按GB7894《水轮发电机基本技术条件》规定；定子和转子组装完成后，应能承受表2.4-1所规定的50Hz交流（波形为实际正弦波）绝缘介电强度试验，历时1min不被击穿。表2.4-1水轮发电机绝缘介电强度试验标准水轮发电机部件试验电压（有效值）定子绕组2倍额定线电压+3000V转子绕组10倍额定励磁电压（最低为1500V）在进行交流耐压前应对定子绕组进行3倍额定电压的直流耐压和泄漏电流测定。定子绕组单个线棒（或线圈）应在1.5倍额定线电压下不起晕。整机耐压时，槽部和端部在1.0倍额定线电压下不起晕。定子绕组在1.3倍额定相电压下进行整体电晕试验时，应无持续可见电晕。定子线棒介质损失角正切增量（△tgδ）的指标（%）应满足表2.4-2规定。6、在下列情况下，发电机应能输出额定容量：在额定转速和额定功率因数时，电压与其额定值的偏差不超过±5%；在额定电压时，频率与其额定值的偏差不超过±1%；在电压和频率同时发生偏差（两者偏差分别不超过±5%和±1%）；若电压和频率同时为正偏差时，则两者偏差之和不超过6%；若电压和频率不同时为正偏差时，两者偏差的百分数绝对值之和不超过5%。若电压和频率偏差超过上述规定时，发电机应能连续运行，此时输出功率以励磁电流不超过额定值、定子电流不超过额定值的105%为限。★7、承受过电流的能力发电机在热状态下应能承受150%额定电流历时2min不发生有害变形及接头开焊等情况。此时电压应尽可能接近额定值。表2.4-2定子线棒的介质损失角（△tgδ）指标（%）试验电压0.2Un0.2Un-0.6Un介质损失角正切值tgδtgδ=tgδ0.6Un-tgδ0.2Un指标不大于2不大于1注：表中Un为发电机的额定线电压。★8、承受不平衡电流的能力发电机在不对称的系统中运行时，若任何一相电流均不超过额定值，且其负序电流分量与额定电流之比不超过12%时，应能长期安全运行。在不对称故障时，短时间允许的不平衡电流值，其负序电流I2与额定电流之比（标么值）的平方与允许不对称运行时间t(s)的乘积（I2/IN）2×t不小于40s。★9、发电机转子绕组应能承受历时不小于50s的2倍额定励磁电流。★10、发电机允许进相运行，超前功率因数为0.95。2.5机械特性1、发电机旋转方向与原机组保持一致。★2、发电机应能在最大飞逸转速下历时2min而不产生有害变形。此时转子材料的计算应力不超过屈服点的2/3。在水轮发电机甩100%额定负荷、调速系统正常工作条件下，应允许机组不经任何检查即可并入系统。★3、水轮发电机组转动惯量GD2不小于25.2t·m2。★4、发电机各部分结构强度应能承受在额定负荷及端电压为105%额定电压下，定子出口突然发生对称或不对称短路历时3s而不发生有害变形。5、发电机的所有部件及结构（包括导轴承）应能承受因半数磁极短路产生的不平衡拉力而不产生有害变形和不稳定，发电机结构刚度应能承受基本烈度Ⅷ度地震的考验而不产生有害变形和破坏性损坏。6、发电机的噪音应限制在其风洞上盖板外侧1m及距地面1m高处测量时不大于85dB(A)。7、在各种正常情况下，发电机的负荷支架允许的双幅振动量不应超过0.05★8、定子和转子组装完成后，定子内圆和转子外圆半径的最大值和最小值分别与其平均半径之差不大于设计空气间隙的±4%；定子和转子间的气隙，其最大值或最小值与其平均值之差不应超过平均值的±8%。9、发电机与水轮机组装后的转动部分的第一阶临界速度应大于飞逸速度25%。10．发电机在设计时应考虑到水轮机的振动特性并避免与之发生共振。在对称负荷工况下，定子铁芯的100Hz双幅振动量不应大于0.02mm。在其它运行工况下亦应无明显的振动。11．在最大轴向负荷时，承载机架下沉变形不大于2mm。2.6技术保证1、发电机应能适应每年开停机次数不少于2000次的要求。★2、发电机在额定容量、额定电压、额定转速、额定功率因数时发电机效率保证值不应低于96.5%。3、计算效率时发电机损耗包括：①定子绕组损耗（80℃②转子绕组损耗（90℃③铁芯损耗④风损⑤推力轴承损耗（发电机分担部分）⑥导轴承损耗，电刷摩擦损耗⑦杂散损耗⑧励磁损耗★2.7可靠性指标在本招标文件规定的运行工况下，发电机的可靠性指标规定如下：1、强迫停机率≤0.5%。2、无故障连续运行时间大于20000h3、大修间隔时间6年。4、退役前的使用年限40年。2.8发电机结构要求1、发电机的总体结构维持原机组结构型式不变。2、发电机所有部件的设计和制造应能安全地承受飞逸转速运行时产生的应力，并应具有承受地震、短路及其他不正常运行所要求的能力。3、发电机定子基础螺栓应能安全地承受在运行时由于突然短路故障引起的暂态力矩及半数磁极短路的单侧磁拉力。中标人应复核原定子基础螺栓的强度。4、支撑推力轴承的支架应能承受发电机转子、水轮机转轮、主轴的重量和作用于转轮的不平衡水推力。5、发电机各轴承支架、基础板及结构部件应避免与水轮机的固有频率发生有害的谐振。2.8.1定子1、定子机座利用原发电机机座。2、定子拆除旧线圈（旧线圈归业主单位所有），全新更换定子绕组线圈，清理干净定子铁芯并进行铁耗试验，若铁芯局部温度过高或噪声过大，作相应处理。定子绕组绝缘作F级全新更换。并保证机组满足增效扩容的目的。★3、利用原有硅钢片，重新进行定子叠片。定子叠片应严格注意叠片工艺，防止叠片松动，叠片槽部公差不应大于0.2mm，发现硅钢片有漆面存在破损或毛刺的应进行更换或处理。定子铁芯内的通风沟应布置得使气流顺畅平稳，让定子铁芯充分冷却，风摩阻损耗最小。定子端箍应采用非磁性材料，定子铁芯齿压板的压指也应采用非磁性材料。4、对定子绕组端部和定子铁芯进行预防性试验。★5、线棒在定子槽内与铁芯之间的配合应紧密，线棒与铁芯单侧间隙超过0.3mm，长度大于100mm时必须加以处理。定子绕组导体应为软铜的，其导电系数应符合国家标准。线圈的端部和连接线应牢固地支撑和固定，以防止发电机在可能遭受最严重短路时引起的作用力而产生变形和振动，所有的接头和连接应用银（铜）焊，并符合有关国家标准的技术要求。定子绕组在实际状态下，直流电阻在最大与最小两相间的差值，在校正由于引线长度不同引起的误差后不应超过最小值的2%。6、绕组绝缘为F级绝缘，应采用高等级绝缘树脂的绝缘结构，使绝缘和线棒成为无间隙的严密而均匀的整体，绝缘应能受热产生适当弹性，使线圈具有无损伤地放入线槽或取出的性能，整个线圈能承受潮气而不致损伤，应使用半导体物质作完善的电晕屏蔽，并能承受规定的连续温度而无损伤，定子线棒应能互换。7、从发电机定子槽引出至其机座出线孔口之间的主引线和中性点引线，其绝缘强度至少应等同于发电机绕组的绝缘强度。8、绕组的设计应做到把环流引起的损耗和发热降至最小。绕组的端部及其接头应牢固地夹紧和支撑住，以防发电机在最严重的短路应力下产生振动和变形。在设计上应注意针对发电机的各种运行工况，加强其端部线圈的绑扎和绝缘强度。2.8.2转子转子拆除磁极旧线圈（旧线圈归业主单位所有），全新更换转子磁极线圈。按F级绝缘工艺制作磁极线圈，同时采用F级材料包裹磁极极身，进行磁极阻抗试验。转子在结构上应具有足够的机械强度和刚度，在飞逸转速时不应发生有害变形，任何工况下不应失去稳定。发电机转子在制造厂内作静平衡试验。★1、磁极线圈应用铜带扁向绕制而成，使用F级绝缘，线圈间的极间连接应可靠，并便于检修拆卸。中间不应有接头。转子上应装有纵横阻尼绕组，其次暂态电抗纵横轴之比（Xd″／Xq″）应接近于1。阻尼条与阻尼环之间应用银焊，阻尼环间采用多层箔紫铜片制成的连接片柔性连接，用螺栓紧固。2、增容改造后，转子绕组的温升应满足现有规范的要求。3、发电机和水轮机安装完毕后，作转子超速试验前，应按国家标准规定的方法检查其动态平衡。4、中标人应提供用单小车桥式起重机主钩起吊带磁极转子的转子起吊装置。2.8.3主轴1、发电机主轴利用原机组主轴，但中标人应复核轴系的强度和临界转速，发现有不满足情况，应在差异表中提出。2、发现轴承部位的主轴表面存在损坏现象，应对其进行补焊和打磨处理，表面的光洁度应满足现行规范的要求。2.8.4轴承1、全新更换发电机上导轴承和下导轴承的轴瓦和上端盖、全新更换推力轴承轴瓦。2轴承改造主要技术要求如下（1）推力轴承座及导轴承座返厂处理使其能够满足支撑轴瓦，调节轴瓦高低，使各轴瓦受力基本均匀。（2）发电机推力轴承和导轴承在轴承油冷却器和水冷瓦的冷却水中断后机组应能安全停机。油冷却系统及水冷瓦冷却水中断后允许机组运转时间为：在正常转速及额定出力下，至少运行15min，在飞逸转速下至少运行5min。（3）在轴承油温不低于5℃时，应允许机组起动，允许停机30（4）在连续运行条件下，冷却水最高温度为28℃时，轴瓦的最高温度应不超过65℃（5）推力轴瓦采用弹性金属塑料推力轴瓦，推力轴瓦的弹性金属塑料复合层所用的氟塑料要整块浇灌，不允许采用拼凑方式。弹性金属塑料复合层与推力轴瓦的钢制瓦坯应焊接牢固，无分层和脱壳现象。瓦面在工厂一次加工抛光，在现场安装、检修维护时不需进行修刮。（6）导轴承采用油浸自润滑巴氏合金型，采用分块的、可调的轴承套和轴承支撑。应采取足够的措施防止油或油气进入发电机冷却系统。导轴承的拆装、更换和检修应不影响推力轴承或发电机转子。（7）轴承在结构设计和密封设计上要充分考虑防甩油和防油雾措施。2.8.5上、下机架1、发电机上、下机架利用原有设备。2、中标人应对上下机架的强度进行复核。3、中标人应对发电机上下机架进行检查，如果发现有破损和裂纹的应进行处理。2.8.6滑环与电刷1、更换发电机滑环与电刷。2、滑环与电刷应采用高抗磨性材料制成，并应采取措施严防粉尘污染定、转子线圈。3、滑环及引线的全部绝缘应耐油、不吸潮，电刷引线应采用镀银编织铜线。2.9附属设备2.9.1冷却系统1、发电机采用管道通风冷却。2、润滑油的冷却方式是内循环水冷却。3、每个轴承油槽中应装设一个材料是紫铜或铜镍合金的油冷却器，在规定的温度下，有足够的能力按轴承运行要求把油冷却，全部冷却器包括管路、阀门及配件等均不漏油，不渗水。4、冷却器应能防止沉淀物堆积，并便于检修和清洗，各部在拆卸和复位时，都不需要拆卸整个轴承。★5、冷却器运行水压是0.15～0.3MPa，试验水压0.75Mpa，历时60min，冷却器的水压降不超过0.01Mpa。6、冷却器的最高进水温度为28℃。当发电机在额定转速、额定功率因数、额定电压下，以115%额定出力连续运行时，空气冷却器应有足够的冷却容量以保持冷却器出口气温在2.9.2润滑油各轴承的润滑系统各自分开布置，润滑油为同一规格，满足GB11120《L-TSA汽轮机油》标准，同调速器、水导轴承同牌号汽轮机油，采用L-TSA46#汽轮机油。2.9.3制动和顶起装置1、更换发电机制动器，制动器采用油气分离三腔式结构。2、制动块应采用不含石棉的耐磨材料，其表面不会在制动过程中因发热而损坏，也不会因摩擦粘住或卡住。3、更换制动器行程开关。2.9.4干燥器（电加热器）1、在发电机机坑内增加足够数量的电气干燥器，均匀布置在发电机风洞内，以保证发电机停机情况下其绝缘所吸收的潮气仍能满足发电机运行标准要求。使发电机随时可以投入运行，干燥器运行时应保证不损坏发电机的绝缘和其它任何部件。2、干燥器采用380V、50Hz三相4线制供电，应配置有恒温控制器和控制箱，在允许的、可以接近的地点装设干燥器控制箱，控制方式为三种：手动、自动、远方。2.9.5轴电流的防止1、每台发电机的导轴以及埋入检温计均应对地绝缘，用1000V兆欧表测量其总绝缘电阻不小于10MΩ，绝缘垫应有足够的爬距，并有必要的机械强度，能承受各处相应的机械荷载而不致于损坏。2、每个绝缘垫两侧金属部位都有导线引接到发电机端子箱以便测试绝缘，导线及其连接均由中标人提供。3、在轴承适当位置应设置接地碳刷，并配有必需的连接线等零部件。2.9.6测速装置1）每台机配有一套残压齿盘测速装置。2）齿盘安装在发电机轴端的适当位置。齿盘转速探测器应设计成和安装成不受主轴摆度的影响，其信号不致引起主配压阀的跳动，并能承受水轮机的最大飞逸转速而不会产生任何损坏。中标人应协调齿盘及转速探测器的连接并负责连接设计。3）测速装置所提供的转速信号值与机组转速值之间应有良好的线性关系，装置运行可靠，并有足够的精度，每套转速信号装置应有8个转速信号，每个转速信号动作应提供1副动合式电气接点，各转速信号的调整范围如下（nr为额定转速）4）要求测速装置输出4～20mA信号和机组蠕动信号及其它转速信号。5）测速装置所提供的频率信号量与机组转速值之间应有良好的线性关系。6）测速装置应能在水轮机最大飞逸转速运行时不损坏，且运行可靠，并有足够的精度。2.9.7自动化元件1、更换发电机定子铁芯、冷风、热风、上导瓦、推力瓦、下导瓦等部位的测温电阻。测温电阻采用Pt100铂热电阻，感温元件要求埋设有足够深度，并采用3线式引出，测温埋设电阻的安装部位及测点数量应满足GB/T7894《水轮发电机基本技术条件》的要求。2、具体要求要求见第5章自动化元件2.10专用工器具专用工具利用原先电站的专用工器具。2.11备品备件1、中标人应提供1套2台发电机所需的备品备件见表2.11-1，表中所列的备品备件应随第1台机供货时交付。2．所有备品备件应具有互换性，并与原部件采用同样的材料、同样的制造工艺，每套备件包括安装所必需的材料，均应提供齐全。备件应包装和保护完好，以利存放，并应在其包装外部清晰地加以标签，以便辨认。3．投标人可另行建议增加的备品备件，并在投标书中单独列出。表2.11-1水轮发电机备品备件表序号名称单位数量1滑环炭刷台份每台机各一台份2磁极键台份1/83滑环炭刷盒及弹簧台份1/44轴承用绝缘板，绝缘套筒等台份15阻尼环接头台份1/106定子槽楔上层线棒备用量的1/37定子接头绝缘盒及绝缘包扎材料按一节距定子线圈所需数量8电阻测温元件个每台机各类型2个9磁极接头%每台机5%2.12试验中标人应在投标文件中列出试验程序，大纲及检验标准，项目及方法细节可参考GB1029《同步电机试验方法》，GB8564《水轮发电机组安装技术规范》，GB7894，GB755，DL/T583等有关规定。中标人应在工厂试验前30天，将工厂试验计划通知业主单位并递交一份书面文件，以便业主单位方参加试验见证。放弃试验或放弃业主单位方的试验见证，并不构成推卸中标人应对满足技术规范要求所负的责任。中标人应提交业主单位方4份试验结果合格的文件和有用的特性曲线，另2份给浙江省院。现场试验所用的仪器设备、材料均不在供应范围之内，由承包设备安装的单位准备，中标人可租借或提供试验所用的特殊仪器和设备。2.12.1工厂试验1．一般试验⑴材料试验⑵焊接试验⑶关键部位材料的补充试验，例如，磁场线圈和阻尼线圈的柔性连接的疲劳试验；⑷定、转子的绕组绝缘（包括股间、匝间、槽中的绝缘）的热、电、机性能试验样品寿命试验报告；⑸定子单个线棒抽样冷热态介损耗角tgδ试验；⑹线棒抽样1.5倍线电压下电晕测量；⑺定子铁芯铁损试验；⑻电气绝缘耐压试验；⑼定子线圈模拟槽内介质损耗角tgδ，起晕电压、交流耐压等试验；⑽制造厂规定的其它工厂试验项目。2.12.2现场试验1．发电机现场型式试验必要时对其中任一台机组做型式试验（是否要做由业主单位决定），项目如下：⑴发电机效率和损耗测量（可用IEC最新版本规定的方法进行）；⑵短时间过流试验；⑶负序电流试验；⑷突然三相短路冲击试验；⑸电抗和短路比测量；⑹时间常数测量；⑺发电机噪声电平测量；2．发电机现场例行试验⑴相序检查；⑵各部分绝缘电阻测定，包括定子、转子绕组、轴承、测温元件；⑶定子绕组对机座的直流耐压试验和交流耐压试验；⑷定子起晕电压测量；⑸定子对地电容电流测量；⑹定子和转子绕组的电阻测量；⑺转子阻抗测量；⑻定子绕组匝间绝缘介电强度试验；⑼空载特性试验；短路特性试验；⑽定子铁芯损耗试验；⑾电压波形谐波分析，电压波形畸变率及电话谐波因数（THF）的测定；⑿轴电压的测定；⒀振动、摆度的测定；⒁轴承温升的测定；⒂绕组温升的试验；⒃甩负荷和过速试验（在25%、50%、75%、100%额定负荷下）；⒄润滑油系统检查；⒅冷却系统的耐压试验；⒆机械制动系统试验（耐压和功能试验）；⒇励磁系统性能试验，包括特性测量；(21)辅助设备（包括盘柜）的耐压试验，绝缘电阻测定；(22)各种停机和起动试验；(23)机组并列和带负荷试验。2.13性能保证及设备特性（在投标文件中填写）⑴额定容量为——kW（——kVA）。在cosφ=1时出力——kW。在进相运行时功率因数为，发电机充电容量不小于kVAR。最大容量为——kW（——kVA）。⑵发电机效率（%）不低于表2.13-1。表2.13-1容量功率因数为0.80（额定值）时功率因数为1时45%额定容量60%额定容量75%额定容量90%额定容量100%额定容量⑶电抗①纵轴同步电抗（Xd）（不饱和值）%②纵轴暂态电抗（X′d）（饱和值）%③纵轴次暂态电抗（X″d）（饱和值）%④横轴同步电抗（Xq）（饱和值）%⑤负序电抗/零序电抗（x2/xo）%⑷短路比保证值⑸工频耐压/冲击耐压—————kV⑹线电压的电话干扰谐波因数（THF）—————%⑺发电机飞轮力矩GD2—————t-m2⑻电压波形畸变率—————%⑼最高温升（应注明测量方法）①定子铁芯—————K②定子绕组—————K③转子绕组—————K⑽轴承最高温升—————K⑾额定励磁电压—————V⑿额定励磁电流—————A⒀水轮发电机组固有频率—————Hz⒁发电机整机起晕电压—————kV2.14技术明细表（在投标文件中填写）⑴水轮发电机型号————⑵额定电压————kV⑶额定电流————A⑷额定频率————Hz⑸额定功率因数————⑹额定转速———r/min⑺旋转方向（俯视）————⑻飞逸转速下转动部件的安全系数————⑼电抗及电阻（指发电机额定容量和额定电压时每台机的参数）横轴暂态电抗（X′q）（饱和值）————%横轴次暂态电抗（X″q）（饱和值）————%定子漏抗（Xe）————%保梯电抗（Xp）————%正序电阻（R1）（75℃）————负序电阻（R2）（75℃）————零序电阻（R0）（75℃）————磁场电阻（15℃）————横轴与纵轴次暂态电抗比（X″q/X″d）————⑽时间常数①纵轴暂态开路时间常数（T′do）————S②纵轴次暂态开路时间常数（T″do）————S③横轴暂态开路时间常数（T′qo）————S④横轴次暂态开路时间常数（T″qo）————S⑤电机绕组的短路时间常数（Ta）————S⑾固有电压偏差①在功率因数为1时—————%②在额定功率因数时—————%⑿发电机损耗（在额定电压、电流和额定功率因数时）①铁损————kW②风阻损耗————kW③轴承损耗————kW④电刷摩擦损耗————kW⑤定子铜损————kW⑥励磁绕组损耗————kW⑦电刷电气损耗————kW⑧杂散损耗————kW⑨励磁系统总损耗————kW⒀最大振动值（双振幅）①上机架垂直————mm②上机架水平————mm③下机架垂直————mm④下机架水平————mm⒁额定负载时励磁电压（转子绕组温度——℃）——V⒂额定负载时励磁电流————A①空载励磁电流————A②转子绕组允许的（50S）强励最大电流————A③发电机持续超出力运行时的励磁电流————A⒃额定温升时发电机容量———kVA⒄额定温升时发电机无功功率①超前零功率因数时———kVAR②滞后零功率因数时———kVAR⒅定子①材料及其标号————②齿部最大磁通密度————T③定子绕组绝缘等级————④绕组对地每相电容————F⑤定子绕组每相并联支路数————⑥定子绕组导体电流密度———A/mm2⑦定子和转子间空气隙———mm⒆转子①材料及其标号————②转子绕组绝缘等级————③转子绕组对电容———F④转子绕组导体电流密度———A/mm2⑤转子绕组最大耐压———V.D.C⑥磁极最大磁通密度———T⑦转子连轴起吊重量————t（20）轴承①推力轴承负荷————t其中：水推力————t水轮机转动部件重————t发电机转动部件重————t②冷却水量及水压（28上导轴承——L/min——MPa推力轴承——L/min——MPa下导轴承——L/min——MPa③油槽油量上导轴承————L推力轴承————L下导轴承————L润滑油标号————⑤额定转速时推力轴承温度————℃⑥飞逸转速（5min）推力轴承温度————℃（21）绝缘材料①定子槽中导体绝缘————②定子端部绕组绝缘————③励磁绕组绝缘————（22）发电机加热器①型式————②功率（每台）————kW③数量————（23）在每一基础板上最大荷载①定子—————t②轴承架—————t（24）由短路引起的在定子基础板上的最大扭矩—————KN.m①半数磁极短路时单侧磁拉力—————t最严重情况作用于混凝土最大机组应力（垂直、径向、切线）—————（25）发电机自然频率（空载时，带50%负荷，带100%负荷）————（26）在距发电机外壳体1m处测量发电机噪声值—dB(A)（27）发电机每相电容电流值————A（28）发电机可靠性指标①强迫停机率————%②