购项目名称-中国污水处理工程网污水处理设备污 64页

'采购项目名称汶川下庄水电站农村水电增效扩容改造工程水轮发电机组采购项目采购项目编号阿州公资采招[2014]33号采购方式公开招标行政区划四川省阿坝州公告类型征求意见稿公告发布时间到公告截至时间2014年4月5日至2014年4月14日17：30采购人四川岷江水利电力股份有限公司采购代理机构名称阿坝州公共资源交易中心项目包个数1各包采购内容详见附件各包供应商资格条件1、具有独立承担民事责任的能力；2、具有良好的商业信誉和健全的财务会计制度；3、具有履行合同所必须的设备和专业技术能力；4、具有依法缴纳税收和社会保障资金的良好记录；5、参加本次政府采购活动前三年内，在经营活动中没有重大违法违规记录；6、法律、行政法规规定的其他条件；7、根据采购项目提出的特殊条件：7.1具有独立承担民事责任能力的水电设备制造企业法人；7.2具有完善的质量管理体系，必须持有国家认定的资质机构颁发的ISO9001认证证书或等同的质量管理体系认证证书；7.3具有投标设备的总体设计、制造及试验能力；[ 提供水轮发电机总体设计、制造及试验能力的证明文件（包括资质文件或合同文件）；提供一份2009以来的合同文件，合同内容中需包括设备的总体设计、制造及试验]；7.4投标人具有单机容量20MW及以上，与投标设备相似的2个不同电站机组整体制造业绩；，7.5没有处于被责令停业，财产被接管、冻结及破产状态；7.6经营状况良好；7.7法定代表人为同一个人的两个及以上法人，母公司、全资子公司及其控股公司均不得同时参加本项目的投标；属于同一母公司的子公司或控股公司参加投标的，其子公司或控股公司法定代表人与母公司为同一人的，该子公司或控股公司不得与其它子公司或控股公司同时参加本项目投标。国务院国有资产监督管理机构直接监管的中央企业不属于本条款规定的“母公司”，其一级子公司可同时对同标段投标，但同属一个子公司的二级子公司不得同时对同一标段投标。各包技术参数指标详见附件内容采购人地址和联系方式采购人：四川岷江水利电力股份有限公司联系人：薛先生联系电话：028-80808061传真：028--80808061采购代理机构地址和联系方式地址：阿坝州汶川县威州镇东街246号项目负责人：田先生联系电话：0837-6447210传真：0837-6447132其它内容各潜在供应商：为了保证政府采购当事人合法权益，确保政府采购程序公开、公平、公正，现就该项目的供应商资格条件和技术参数指标广泛征求各供应商的意见。如认为该项目的资格条件、技术参数指标、评审标准及评审方法存在倾向性或不合理性，请具体指出存在倾向性或不合理性的内容，并进行说明。所提意见请在2014年4月14日17:30前（节假日除外），以书面形式反馈至采购人及采购代理机构。非常感谢您的参与。备注： 一、招标项目要求：一包：1：两台立轴轴流转浆式水轮机（配12MW水轮发电机）、专用工具和备品备件。2：两台12MW（15MVA）竖轴水轮发电机、专用工具和备品备件。最高限价：1554.8148万元。下庄水电站位于四川省阿坝藏族羌族自治州汶川县克枯乡境内，厂区位于岷江支流杂谷脑河下游河段左岸。此次增效扩容改造工程保留原有6#机组装机5MW，新设计装机2×12MW，改造后总装机29MW（2×12MW+5MW）。电站采用引水式开发，改造完成后多年平均发电量13835.18万kW·h，建成后由一回110kV线路至距本站约8km的110kV凤坪坝变电站。本工程计划于2015年08月第一台机组投产发电。将由中标人承包水轮发电机组的设计、制造、出厂前的试验；包装、运输、交货；指导安装、现场试验、试运行、交接验收及售后服务。重要说明：(1)水轮机发电机组设备必须由同一投标人制造，不得另外分包。(2)水轮发电机组的辅助系统设备、调速系统设备、励磁装置、自动化元件不在本次招标范围内，由业主另行招标。但上述设备与主机衔接相关的技术协调工作由主机承包人负责牵头协调，其费用应包含在报价内，相关技术资料由其他承包商提供，主机承包商应积极配合。(3)主机承包人应承担机组自动化的总体设计，但自动化元件由业主另行采购。中标人应于2014年06月至2015年07月陆续交货。一般规定与规范6.1承包范围 承包人将按合同要求承包下列项目的设计、制造、工厂试验；包装、运输、交货；指导安装、安装质量监督、参加现场试验、试运行、交接验收及售后服务；并应完全符合合同要求。项1：水轮机、专用工器具及备品备件，包括：(1)2台套（与12MW水轮发电机配套的）轴流转浆式水轮机设备；(2)2套漏油装置；(3)全套专用工器具；(4)全套备品备件。项2：水轮发电机、专用工器具及备品备件，包括：(5)2台套12000kW（15000kVA）竖轴悬式水轮发电机；(6)全套专用工器具；(7)全套备品备件。5.2电站概况5.2.1工程概况下庄水电站位于四川省阿坝藏族羌族自治州汶川县克枯乡境内，厂区位于岷江支流杂谷脑河下游河段左岸。此次增效扩容改造工程保留原有6#机组装机5MW，新设计装机2×12MW，改造后总装机29MW（2×12MW+5MW），上、下游特征水位维持原设计不变，符合流域规划，对上下游水电站均无影响，满足农村水电增效扩容的指导思想。电站采用引水式开发，改造完成后多年平均发电量13835.18万kW·h，建成后由一回110kV线路至距本站约8km的110kV凤坪坝变电站。本工程计划于2015年08月第一台机组投产发电。有关枢纽、电站布置图见第10“图纸”部分。5.2.2气温极端最高气温35.6℃多年平均气温13.5℃极端最低气温-7.4℃5.2.3径流多年平均流量：108m3/s枯期(12～3月)多年平均流量：42.7m3/s5.2.4泥沙特性 多年平均含沙量：0.455kg/m3多年平均推移质输沙量：11.74万吨莫氏硬度大于5的矿物占总沙量的45.3%5.2.5河水水温年平均水温7.6～25℃5.2.6河水水质PH值7.7～7.865.2.7高程发电机层海拔高程约为1386.70m。5.2.8地震地震基本烈度：本工程地震基本烈度为Ⅷ度5.3交通运输及通讯5.3.1飞机场离电站最近的飞机场是成都市双流国际机场。5.3.2铁路最近的火车站为成都火车站。5.3.3公路厂区对外交通建有一座交通桥与成阿317线公路相接，该桥按汽-15设计、拖-60校核，能满足大件运输要求，工程对外交通便利。5.3.4除上述提供的有关交通资料外，承包人应向有关部门进一步核实运输公路等级及允许运输限制指标。5.3.5电站与外地用常规有线通讯方式，电站内部设有有线电话，有偿提供承包人使用。5.4标准与工艺5.4.1所有技术标准，凡无说明的，均用国标或有关部标。选用的标准应是签订合同时已颁布的最新版。1、水轮机基本技术条件GB/T154682、水轮机通流部件技术条件GB/T109693、旋转电机基本技术条件GB755 4、水轮发电机基本技术条件GB/T78945、水轮发电机组安装技术规范GB85646、大中型水电机组自动化系统及元件基本技术条件GB118057、反击式水轮机空蚀评定GB/T154698、钢制压力容器技术条件GB1509、水轮发电机组自动化元件(装置)及其系统基本技术条件GBT11805本合同文件中的技术标准及要求，与国标及有关部标不一致的，以较高的技术要求为准。5.4.2所有螺丝、螺母、螺栓、螺杆和有关管件的螺纹应用GB标准。5.4.3如果投标人采用除上述标准文件列举以外的其它标准时，须在投标书中加以说明，并经工程师同意方能使用。5.4.4设备制造应采用先进的成熟工艺，以保证各种运行情况正常运行可靠，所有部件的结构、尺寸和材料应做到在各种应力下不产生扭曲和过量磨损。零部件应有良好的互换性和便于安装及检修。5.4.5承包人应对转轮浆叶线形检查的样板，检验各部件尺寸的量规，检验模型、有关记录、照片等免费保管10年。5.4.6招标文件第七章中指出的备品备件，结构上便于拆装和更换，并应有通用性。以下零部件，必须能通用互换：水轮机转轮、导水机构、水轮机导轴承（包括轴瓦）、主轴密封及导叶轴套、发电机定子线棒及转子磁极、推力轴承瓦、导轴承瓦、轴承油冷却器。所有材料应满足设备安全可靠和经济运行的要求，符合国标，无国标的应符合有关部标。5.5材料5.5.1应采用符合标准要求、无缺陷的优质材料，如主要设备采用代用品时，应经工程师审查同意。5.5.2材料标准(规定采用招标文件出售前已颁布的最新版本所规定的最新标准)灰铁铸件GB9439碳素钢铸件GB11352优质碳素结构钢GB699碳素结构钢GB700不锈铸钢JB/ZQ4299不锈钢钢板GB3280 低合金结构钢GB1591碳素钢板（压力容器用）GB66554碳素钢板GB912轧制钢板GB708GB709无缝钢管GB8163不锈钢无缝钢管GB2270低压流体输送用焊接钢管GB3091（镀锌）GB3092（不镀锌）电焊钢管YB242铸造铜合金GB11765.6材料试验5.6.1用于设备或部件上的所有材料均应经过化学分析和机械性能的试验，试验应遵守有关规程的规定。5.6.2所有主要部件用的材料应做冲击韧性试验。热轧钢板应同时做纵向和横向冲击试验。主要铸件和锻件的样品应做弯曲试验，以及规定的试验。试验完成后，应提出合格的材料试验报告。试验合格证标记在所用材料的部件上。5.7工作应力除非另有规定，正常额定运行工况下设备材料的工作应力应不超过材料屈服强度的1/3或极限强度的1/5的低值，在最严重运行工况下，应不超过材料屈服强度的1/2或极限强度的1/3的低值，铸铁的拉应力应是极限强度的1/10。表5.7-1中未包括的材料的设计应力可由供方选用，但其最大拉应力或压应力不超过材料屈服强度的1/3或极限强度的1/5的低值。在最大水头下，瞬时负荷超过水轮机最大出力时，各部件材料的最大允许应力不得超过屈服强度的50%。在最大飞逸转速下，工作应力不得超过屈服强度的66%。在破断装置破坏时，导叶、导叶轴颈，连杆、拐臂、销轴的最大应力值不得超过屈服强度的66%。表5.7-1材料许用应力表材料拉应力压应力 高强度钢板的高压力承受件极限强度的1/5或屈服强度的1/3的较低值极限强度的1/5或屈服强度的1/3的较低值重要碳钢板的应力承受件铸铁、锻钢极限强度的1/5或屈服强度的1/3的较低值极限强度的1/5或屈服强度的1/3的较低值铸铁极限强度的1/10极限强度的3/10其它钢板极限强度的1/3或屈服强度的1/2的较低值极限强度的1/3或屈服强度的1/2的较低值5.8焊接5.8.1焊接工作应采用焊接质量较高的焊接设备，如气体保护焊、埋弧焊等，焊后应有消除内应力的必要工艺及措施。在制造厂焊接的主要零件，不允许采用局部消除内应力的方法。焊接件接缝坡口应设计合理，坡口表面应平整光滑，无缺陷、油污及其他杂物。5.8.2压力容器的焊接方法、工艺及焊接工序应符合国家标准及《压力容器安全技术监察规程》中有关规定，焊工必须有相应的合格证。5.8.3设备在工地焊接时，承包人应按额定金属填充料的200%供应焊条或焊丝，所供材料应与工厂加工图纸一致，并能适应现场焊接条件。5.8.4设备在工地焊接时，承包人应有一份完整的焊接工序计划，计划包括每个焊接件的详细焊接工序及每个焊接点的工序图表，焊接工序中焊接金属填充剂，预热、层间温度及应力释放、热处理等均应符合有关规程的规定。5.9无损检测5.9.1无损检测应按国家标准及有关部标进行。5.9.2检验项目按DL443-91《水轮发电机组设备出厂检验规定》执行。5.9.3主要部件的无损检测，承包人应将检测的详细工艺提交业主审查，将检验结果报业主并存档备案。5.10钢铸件和锻件 5.10.1钢铸件和锻件质量应符合有关国家标准。5.10.2应根据6.9条要求对铸件进行无损检测，如发现重大缺陷，发包人将要求进行X射线检查，所需费用由承包人支付。承包人应将铸件次要缺陷的修补情况书面报告提交工程师备案。对于铸件主要缺陷的处理，应由承包人提出详细的处理方案，交工程师审查后再进行修复。修复后应与有关规范及图纸相符，必要时应重新进行热处理。铸件次要缺陷系指气孔深不超过板厚的20%，最大孔深不超过25mm，且需补焊面积小于10cm2的缺陷。超过次要缺陷的界限或若干个次要缺陷累积在一起时，则应认为是主要缺陷。5.10.3铸件产生扭曲变形缺陷时，应予报废。5.10.4应按6.9条要求对锻件进行无损探伤。锻件的内部结构应是均质的，且不含过多的非金属杂质。锻件中过大的杂质密度或合金元素在临界点的分离将导致锻件的报废，对主轴，如果检查发现一个或多个突变点，且突变点的凹凸超过规定的幅度，将被拒收。5.11部件及焊缝表面加工5.11.1水轮机过流部件表面应符合《水轮机通流部件技术条件》：“GB/T10969-1996”的规定，保证有平滑的流线型，部件接头处表面要齐平，转轮、导叶、尾水管过水面上无凹凸不平或不平整的情况，以免造成脱流和局部空蚀。5.11.2水轮机通流部件表面粗糙度Ra应符合国家有关规范不得超过表6.11.2-1的规定。5.11.3焊缝外观一般应处理平整圆滑，对于需采用X射线探伤的焊缝，表面应铲平磨光。过水表面的焊缝应磨光成流线型。压力容器上的焊缝打磨处理后，应不削弱其结构强度。5.11.4任何部件的表面应无焊渣、气孔、并应光滑、平整、美观。5.12防护、清扫及保护涂层所有设备部件出厂前应由承包人清扫干净。并根据设备部件的特点采取防护措施。设备、部件和管道涂漆颜色符合合同要求或根据GB8564《水轮组安装技术规范》附录B的规定。涂底漆前的表面处理应符合相应的涂料工艺要求，涂层应按水、油、空气环境分类，涂层厚度应在投标时说明（或工厂标准），埋入砼中与砼接触部分应用专用涂料。承包人应提供设备安装完成后所需的涂料及相应的喷涂工艺。不锈钢部件表面，不得涂妨碍目测检查的保护层。 5.13设备颜色在合同签定后，由合同双方最后确定每个项目的用色。表5.11.2-1表面允许粗糙度部位Ra(μ)滑动接触表面0.8固定接触表面要求紧配合的3.2不要求紧配合的6.3其他机械加工面12.5座环6.3导叶导叶表面3.2导叶杆轴颈和密封面0.8导叶接触面1.6导叶上、下端部表面1.6转轮转轮外表面3.2转轮过水部分1.6主轴主轴不接触表面3.2轴承轴颈处0.4主轴水封轴套0.4法兰面1.6倒角1.6顶盖、底环在邻近导叶端部处间隙表面1.6轴承和填料盒接触表面1.6接 力 器接力器缸内孔0.8接力器活塞和杆0.8推力轴承镜面0.2内外圆表面1.6 镜板与推力头把合面0.8涂料项目包括：（1）水轮机；（2）发电机；（3）铭牌框；（4）刻度板；（5）随机供应的其他设备。5.14润滑油及润滑脂水轮发电机组各轴承润滑油、调速系统的操作油均采用同一型号汽轮机油，其性能应符合GB11120《L-TSA汽轮机油》的规定。机组有关部件采用的润滑脂也应符合国家有关标准或石油部标准。5.15测头用于水轮机水力测量的动、静压测头形状、结构尺寸、材料和布置要求，应符合IEC193和IEC41的有关规定，材料采用不锈钢。5.16管路成套供应范围内的管路系统材料、安装、试验应符合GB8564《水轮机组安装技术规范》中的有关规定。油、气管路采用无缝钢管，水管路采用不锈钢管。管路连接所用的法兰、螺栓、螺母、垫圈、衬垫、填料、支架等均由承包人提供，所有衬垫和填料应遵照通常使用的标准，采用适合的材料。5.17备品备件承包人应按合同提供备品备件，备品备件价格已包括在投标书中，备品备件应能互换，与原设备的材料和质量相同。备品备件包装箱上应有明显的标记。保证在规定的条件下，备品备件不变质的允许保存期：线圈、磁极及轴各为10年，其余为6年。5.18基础埋设材料 承包人应随设备供应安装设备所必需的基础埋设材料，如基础螺栓、基础板、锚固件、拉紧螺栓、钢架、固定杆、支承千斤顶和其它在浇筑混凝土时，需拉紧、支撑和固定设备的基础材料。埋设部件的栓紧拉杆、支撑的设计应当使部件埋入时能牢固地将部件固定。5.19吊装附件在设备主要部件上，均应设供吊装用的吊耳、吊环等。在安装和组装中，用厂房起重机吊钩吊装设备部件，所有部件和组装件挂装的其吊具及机组安装和检修所必需的专用工器具均由承包人供给。5.20铭牌每台主要设备及辅助设备均应有永久性铭牌、水轮发电机组的铭牌符合GB755规定，水轮机和发电机应共用一块铭牌。铭牌上应标有名称、地址、设备出厂日期、编号、型号、额定容量、转速、额定水头、额定流量等主要电气参数及其它重要数据。5.21电厂供给的公用设施1、电站设有中、低压压缩空气系统，其额定工作压力分别为4.0Mpa和0.8MPa。2、发电机空气冷却器、导轴承油冷却器和主轴密封冷却水的温度≤25℃，供水压力0.15～0.25MPa。3、厂用交流电源为三相四线制，50Hz，380/220V电压波动范围为15%；频率波动范围为±1%。供控制和保护用的直流电源为220V，电压范围为80～110%。4、电站主厂房设有一台125/20T桥式起重机，供设备安装及检修用。5.22辅助电气设备、电线和端子5.22.1电站采用的所有电动机应符合GB（或ISO）标准，交流电源。在1.15的运行系数下连续运行，并在端电压65%额定值时启动。所有电气绝缘应是F级或B级绝缘，Y系列。对重量超过50kg的电动机应装配起吊耳环。单向运转的电动机、在其外壳上应用箭头表示出其旋转方向。联接法兰公差应符合GB要求。卧式电动机的耐磨轴承的使用寿命应不小于10万小时（在额定出力和额定转速下）。所有电动机应提交例行的试验报告和转速-转矩曲线，直流电动机应是220V额定直流电压。 5.22.2控制电缆芯线或控制导线应为铜芯。控制电缆应带屏蔽层，额定电压不应低于750V，并适合于它所使用的环境，发电机通风道内的导线应有保护管。电气导线应排列整齐，全部引出线应在端子箱、屏、台或端子板上连接。在端子箱或端子板的接线处应有明显标记，每组端子板至少留有20%的空端子，并设有保护罩。5.23试验计划承包人应按工程进度提出工厂试验计划与现场试验计划，在实施前60天提交给工程师，由工程师核准后执行。试验计划包括试验项目、试验准备、试验程序、判定标准和试验时间。5.24工厂装配与试验证明按规定应在承包人工厂车间进行组装的各种设备，除制造厂规定的计划外，还应按发包人要求进行一些必要的试验。所有试验项目应尽量模拟正常使用条件。对所拆卸的部件应做出适当的配合标记和设定位销。凡在工厂进行的各种设备的检验和试验，应向工程师提供工厂检验记录抄件，并经工程师审查认可后，设备才能发运。承包人应事先向工程师提交在工厂车间装配的设备和试验项目，工作及试验大纲和时间安排。5.25包装与标志5.25.1设备包装运输应符合GB/T13384《机电产品包装通用技术条件》与GB/T8660《水电机组包装运输和保管规范》的规定。5.25.2对设备加工面应采取适用的防锈措施和用木材或其它软材料加以防护。对电气绝缘部件应采用防潮和防尘包装。对仪器仪表精密部件及设备应密封包装，并有妥善的防震措施。对于刚度较小的焊件应加焊支撑以防变形。5.25.3包装箱外部标志及起吊位置应符合GB/T1338《机电产品包装通用技术条件》的规定。包装箱外壁应标明收发货单位名称和地址、合同号、产品名称、件数、净重、毛重、重心线及吊索位置，箱子外形尺寸，共××箱，第××箱等。5.25.4包装箱中应有装箱单、明细表、产品出厂证明书、合格证、随机技术文件及图纸。这些文件、图纸清单、资料均应放入装在包装箱内上层并经固定的密封盒内。 5.26发包人人员参加工厂试验和培训5.26.1承包人应及时通知发包人派有关人员赴工厂参加主要设备项目的试验及质量检验。具体项目详见第7章和第8章。时间和人数由双方商定。承包人为参加工厂试验的人员提供有关文件和方便条件。5.26.2发包人将根据电站安装、运行及检修的需要，在设备制造期间派遣有关人员到承包人学习和培训，承包人有义务承担和接受培训任务，并免收培训费。参加培训的人数、专业和时间，由双方另行商定。发包人在厂的工作人员及培训人员住宿费由发包人自理。承包人应为培训人员提供培训条件和食宿方便。5.27承包人的现场指导5.27.1承包人应派遣有能力、有实践经验的人员到现场指导安装和运行，并参加设备开箱和交接验收试验。5.27.2承包人应事先向发包方提交参加现场指导人员的名单、专业和来现场的计划安排。发包方有权拒绝不合格的现场指导人员，承包人应更换合格的指导人员。发包方将为承包人现场指导人员提供食宿方便和工作条件，但费用自理。5.27.3承包人在现场的指导人员，应对设备的安装工艺、质量、设备试验和试运行负责监督；在安装过程中指导人员发现安装质量不符合要求时，应立即书面通知工程师。承包人应为安装指导延误或指导错误所引起的安装质量负责。5.28发包人提供的图纸5.28.1发包人提供的图纸列于第10，机组及其附属设备应符合发包人在第10中所提供图纸（招标图纸）的基本要求。5.28.2第10章所列招标图纸，除标明为控制尺寸及高程外，应视为只用来说明电站设备总体部置的图纸，如果有必要，电站设计可做非本质性的修改，使其适应所提供设备的需要。水轮发电机组的控制尺寸和高程应符合或优于招标图纸的要求。5.29承包人提供的图纸和资料 5.29.1一般规定承包人应向工程师提交下列图纸和资料供审查：合同规定提交的图纸；设备安装、运行及维护说明书；设备技术条件和说明书；设备安装、运行及维护说明书；产品样本；机组自动操作系统图及开停机程序；现场试验大纲和程序；本合同文件中提及的其它图纸资料。承包人应提交一式四份交图清单（注明按合同提交的日期及顺序），并经工程师审查认可。承包人应向工程设计单位提供一套存有与工程布置安装及设备设计有关的图纸文件的计算机软盘一套。承包人正式提交审查的图纸均应由承包人授权代表签署或单位盖章。5.29.2图纸的修改对于承包人提交的不符合要求的图纸，工程师将不作正式审查或处理，也不将图纸退回承包人，只书面通知承包人不符合要求的图纸名称，并要求承包人修改后重新提交图纸。由于重新修改图纸，推迟合同规定的交图时间，影响工程进度的，将认为承包人逾期，并应承担违约罚款。5.29.3外形尺寸图纸和资料承包人应从合同生效日算起的规定交图天数内提交本条所列设备外形尺寸、重量、所受载荷、作用力、固定方式等涉及电站设备、建筑物布置设计所需的图纸和资料。逾期交图时，按3.24条款作违约处理。下列图纸每项提交10套（其中4套提交工程设计单位——四川大学工程设计研究院，6套直接提交发包人）。每批提交的图纸应附清单，每套图纸或资料应硬装订并提交电子版本（按比例绘制），并附一份清单目录。1、水轮机部分——于合同生效后30天内提供的图纸及文件：（下列1）～10）项15天内提供）1）水轮机综合特性曲线（图上应清楚地表明导叶等开度线、浆叶等开度线，等气蚀线和压力脉动等值线）并表明转轮运行区域；3）水轮机运转特性曲线；4）尾水管、蜗壳单线图；4）水轮机外形尺寸图（平、剖面图）；5）发电机外形尺寸图（平、剖面图）；6）水轮机、发电机的油、气、水量及压力； 6）水轮机轴承用水量和水压、用油量和油压；7）水轮发电机组机械液压系统图和自动化元件配置图；8）厂房机组总体布置(平面、剖面图)；10）大件运输尺寸和重量；11）水轮机机坑尺寸图；12）水轮机机坑、机坑进人门、蜗壳和尾水管进人门布置图；13）支持盖图；14）机组油、气、水系统图；15）机组机械液压系统图；16）水力量测仪表盘及量测管路布置图；17）最大件运输尺寸和重量；18）水轮机转轮起吊重量和外形尺寸；19）机组土建结构设计所需的基础荷载图；20）导叶开度与接力器行程关系曲线；21）水轮机转动部分图；22）水轮机调速机构图；23）机组辅助接线图；24）水轮机、发电机油、气、水管路方向图25）蜗壳、尾水管盘形阀图；26）水轮机转轮、发电机定子、转子起吊图；27）机组自动化程序；2、发电机部分——于合同生效后30天内提供的图纸及文件：1）机架、定子机座、转子和大轴的外形尺寸图；2）转子和大轴起吊设备重量、外形尺寸及布置图，转子吊运图；3）定子基础板尺寸和机墩、风罩荷载图；4）空气冷却器的尺寸和用水量、水压系统图；5）基础埋设件预留沟槽尺寸；6）发电机总装配横剖面、平面图；7）发电机转子组装时的支撑图及现场组装埋设基础图； 8）主轴法兰尺寸图；9）发电机轴承用油量及油压、用水量及水压系统图；10）发电机制动用气量和气压、油压及制动系统图；11）大件运输尺寸和重量；12）发电机灭火水量、水压及系统图与布置图；发电机火灾报警布置图；13）电磁计算、电气曲线；14）推力轴承的参数与结构；15）发电机基础图和荷载数据；16）发电机主引出线、中性引出线方向图；17）发电机电磁方案主要计算成果；18）发电机电气参数（包括发电机出口次暂态短路电流周期分量法）；19）发电机功率圆图；5.29.4设备详图和资料，按进度分批提供。在设备投入制造前，承包人应将设备总装配图、部件图和加工详图、各种系统图、原理图、说明书等提交工程师审查。上述图纸资料应在本节所规定从合同生效日期算起的交图天数内提交，否则按3.26条作违约处理。本条所列图纸资料每项提交10套（其中6套提交给发包人，4套直接提交给四川大学工程设计研究院）。1、水轮机及其附属设备技术文件及图纸——于合同生效后60天内提供的图纸及文件：1）水轮机结构平、剖面详图；2）水轮机埋入部分剖面图；3）尾水管里衬装配图；4）埋设部件装配图（平、剖面图）；5）导水机构及其操作机构装配图（平、剖面图）；6）水导轴承、上下导轴承、推力轴承装配图；7）机坑里衬装配图；8）蜗壳、尾水管里衬支墩图；9）接力器基础及锚固件详图；10）水轮机基础及其荷载图； 11）安装程序和起吊装置；12）顶盖、支持盖详图；13）座环制作图；14）水轮发电机组自动化元件配置图及说明；15）油、气、水系统图（最终图）；16）水轮发电机组自动控制机械液压系统图（最终图）；17）风罩内油、气、水管道布置和尺寸（最终图）；18）水力量测仪表盘及量测管路布置图（最终图）；19）漏油装置外形尺寸图（包括接口位置、尺寸、电动功率）。20）盘形阀图；21）蜗壳支墩，尾水管支墩里衬图；22）水轮机运转特性曲线；调节保证计算书；油压设备容量计算；——于合同生效后90天内提供的图纸及文件：1）转轮装配图；2）接力器装配图；3）导水机构装配图；4）导轴承装配图；5）主轴密封装配图；6）蜗壳进人门、尾水管进人门图；7）机墩内机组油、气、水管路布置图（引至机墩外第一个法兰处）；8）水轮机仪表盘布置图、制动柜设备布置图；9）导轴承油管、水管布置图；10）主轴及操作油管图；11）易损部件加工图；12）尾水管（组体件）锥管图；13）支持盖图；14）受油器装配图；15）工器具及备品备件加工详图；16）水轮机产品技术条件及说明书；——于合同生效后120天内提供的图纸和文件： 1）按规定的随机图纸；2）水轮机安装使用维护说明书；3）厂内产品检查及试验记录；2、发电机部分——于合同生效后60天内提供的图纸和文件：1）发电机平、剖面详图；2）发电机基础图和荷载图；3）发电机主引出线和中性点引出线；4）发电机灭火系统图及布置图（包括火警探测器、灭火控制装置的型式及说明）（最终图）；5）发电机风罩内油、气、水系统图，管道布置图（最终图）；6）空气冷却器装配及布置图；——于合同生效后90天内提供的图纸和文件：1）定子结线图；2）定子机座装配图；3）转子支架装配图；4）转子磁轭装配图；5）转子起吊装配图；6）发电机机架详图、定子装配图、转子装配图；7）发电机电气性能特性曲线和发热量；8）发电机主轴加工图；9）发电机推力轴承和导轴承装配图；10）定子现场焊接及焊接试验说明书；11）集电环碳刷布置图；12）工器具及备品备件加工详图纸。13）上机架装配图；14）下机架装配图；15）灭火水管图；16）发电机空载和短路特性曲线、功率圆图。3、说明书（包括水轮机、发电机及其附属设备） ——于合同生效后90天内提供的说明书：1）技术说明书；2）产品技术条件：3）设备安装说明书及工艺规程；4）设备保管存放说明书。——于合同生效后150天内提供的说明书：1）设备运行和维护说明书；2）现场调试试验大纲；3）设备装卸和吊装说明书；4）参数整定值。4、计算成果及重要的说明——于合同生效后120天内提供：1）水轮机设备选择主要计算成果（最终成果）；2）水轮机主要部件强度主要计算成果（最终成果）；3）发电机电磁、机械强度、轴承、冷却等主要计算成果；4）发电机空载和短路特性曲线、功率圆图、V型曲线等。6.29.5最终的图纸和资料1、所有按规定提交的随机图纸和资料，向发包人提供共8套。2、所有产品的厂内检查及试验记录向发包人每台机提供2套。3、所有按规定应提交的随机图纸和资料应向工程设计单位——四川大学工程设计研究院提交2套。4、上述资料应于合同生效后180天内提交，否则，违约则按3.27项处理。5、按设计院所需供给的其它图纸（根据工程和工厂设计进度决定）。第7轴流转浆式水轮机及其附属设备技术规范7.1概述7.1.1范围及界限1、本章对1台轴流转浆式水轮机所述的技术要求，同样适合于按合同规定供应的各台水轮机。 2、从与发电机轴连接的法兰盘开始，包括转轮、主轴、轴承、导水机构、直至尾水管里衬、机坑里衬、顶盖排水泵、尾水管及蜗壳排水阀等在内的全套水轮机，以及其它配套设备等。3、管路及其配件：成套设备中各单项设备之间所需的油管、气管、水管、连接件和支架等。水轮机轴承润滑、冷却、密封及接力器等用的油、气、水管应供应至机墩外（100～150mm）第一对法兰处。4、仪表盘：提供水轮机在运行过程中需要监测的各种压力、真空的测头、仪表和仪表盘。5、专用工具。6、备品备件。7.1.2水位和水头1、上游水位水库正常蓄水位1405.20m前池最高雍波水位1404.60m前池正常水位1403.20m前池最低雍波水位1400.4m2、下游水位最低尾水位1380.64m正常尾水位1381.41m设计洪水尾水位1385.27m校核洪水尾水位1385.71m3、水轮机水头最大净水头22.19m加权平均水头21.37m额定水头20.50m最小净水头20.04m7.1.3流量多年平均流量108m3/s7.1.4冷却水进口温度≤25℃7.1.5电站厂房初步布置主要数据(高程为暂定高程) 1、厂房为引水式。2、厂房桥式起重机大车轨顶1398.20m3、安装场地面高程1386.70m4、发电机层地面高程1386.70m5、水轮机层地面高程1381.031m6、厂房内安装125/20t桥式起重机1台，厂房具体布置和控制尺寸见第10章有关图纸。7.1.6发电输水系统见第10章有关图纸。7.2轴流转浆式水轮机7.2.1型式和额定值1、水轮机为轴流转浆式，砼蜗壳，型式包角180°“┏”型，弯肘型尾水管，水轮机主轴与发电机主轴采用法兰连接，水轮机旋转方向为俯视顺时针。2、在额定水头20.5m及额定转速时，水轮机出力保证值不小于12371kW，同时应满足本合同5.3.5条规定的其它水头下的出力保证值。3、水轮机所有可拆卸的部件，包括转轮、主轴、顶盖、支持盖、底环、轴承和导水机构等，可利用厂房桥机从发电机定子内孔拆卸出来。4、当水轮机工作水头大于额定水头（20.50m）时，要求水轮机能超过额定出力稳定安全运行，其最大出力应满足超过额定出力10%的要求。7.2.2转速1、额定转速：由厂家推荐。2、飞逸转速：当发电机空载，在最大水头22.19m，导叶全开情况下，最大飞逸转速由厂家推荐。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。7.2.3效率1、承包人应按5.3.5“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公式，应按下列公式计算效率修正值，效率修正值对于浆叶不同开度时，是变化的。而对于同一浆叶开度为一个常量。以求得原型水轮机效率。ηγф=ηM+△η△η=2/3(1-ηMmaxф)[1-(D1M/D1T)0.2(1-H1M/H1T)0.1] 式中：ηγф——某一浆叶开度时原型水轮机效率计算值ηM——模型水轮机效率ηMmaxф——某一浆叶开度时模型水轮机最高效率D1M——模型水轮机转轮公称直径H1M——模型水轮机的试验水头。H1T——原型水轮机的水头。D1T——原型水轮机转轮公称直径△η——效率修正值（常量）2、水轮机加权平均效率，其数值按下式计算：W1η1+W2η2+W3η3+W4η4+……ΣWiηiηove=————————————————=————100100式中Wi为对应于表7.2.3-1中相应工况的效率加权系数，且ΣWi=100（表中Nγ为水轮机额定出力）表7.2.3-1 出力加权系数Wi水头35%Nγ60%Nγ75%Nγ90%Nγ100%Nγ合计最大净水头22.190.030.035.43.109.317.86加权平均水头21.370.051.53.610.5019.6035.25额定水头20.500.901.73.812.3023.342.0最小净水头20.041.32.60.90.090.04.89 小计2.285.8313.725.9952.21003、水轮机在额定水头20.5m，额定出力12371kW时的效率保证值不应低于93.5%。4、在全部运行范围内，水轮最高效率保证值不应低于94.5%。5、要求水轮机在7.1.2中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。6、承包人应提供7.1.2规定的运行水头条件范围内，水轮机出力由35%至110%范围内的水轮机运转特性曲线，曲线上应标明浆叶和导叶开度线，允许的吸出高度线和压力脉动线。并应提供相应的模型综合特性曲线。7.2.4安装高程和空蚀损坏限制水轮机空蚀保证是指在本合同文件规定的水质、泥沙特性及满足水轮机的吸出高度要求和7.1.2中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35%额定出力运行的时间不大于200h，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0.5D12kg。2、最大破坏深度不超过3D12/3mm。3、最大破坏面积不超过200D14/3mm2。4、全部固定过流部件气蚀损坏量之和（重量、体积或面积），其允许值不大于转轮气蚀损坏保证值的一半，深度的允许值与转轮一样。5、如空蚀损坏超过保证值，承包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，承包人应负责改善，水轮机经修复并初步验收合格后，应重新开始空蚀保证期。由于上述原因引起费用，均由承包人承担。6、空蚀损坏的测量和计算按GB/T15469《反击式水轮机空蚀评定》规定方法执行规定的方法执行。7.2.5运行稳定性和噪声1、在7.1.2运行水头条件下，负荷在35%～110%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（混频双振幅△H），在额定出力运行时，△H/H不大于；在部分负荷运行时△H/H最大不超过（H为运行水头）。 （2）顶盖垂直振动和水导摆度应符合GB8564-88《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)。7.2.6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承包人填入本招标文件5.3.6中。7.2.7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、可用率不小于≤99%，水轮机无故障连续运行时间不小于18000h；2、大修间隔时间（指转轮和导叶吊出修理）：5年；3、退役前的使用期限：40年。7.2.8转轮1、水轮机转轮由桨叶、桨叶操作机构、轮毂体及泄水锥等组成，2、整个转轮采用VOD精炼不锈钢铸造，数控加工，材质为0Cr16Ni5Mo。转轮叶片外缘加抗气蚀边。转轮叶片操作机构动作应灵活。其接力器布置在转轮体内的叶片中心线上部。转轮叶片密封应可靠，其密封处的漏油量应符合GB8564规定。叶片密封应在不折叶片情况下便可更换。活动导叶采用不锈钢铸造。3、桨叶型线必需采用数控镗铣床加工。几何型线及表面粗糙度应优于GB/T10969-1996《水轮机通流部件技术条件》中的有关规定。检查应提前30天通知发包人。4、轮毂体与水接触的表面必须精加工而成光滑形线，并与模型相似。表面粗糙度至少应达到Ra3.2。5、转轮在制造厂内应进行静平衡试验、无损检测以及动作实验，探伤检查方法应得到发包人同意，转轮动作实验必须有发包方参加。6、转轮和主轴采用法兰螺栓联接，摩擦传递扭矩。7、转轮的吊装支持调整不采用叶片上开孔吊运叶片的方式，以改善空蚀条件。8、转轮泄水锥用焊接或螺栓连接到轮毂的下端，当水离开转轮时作为导流用。9、受油器位于机组顶部，受油器操作油管之间的支承采用浮动瓦，以保证对油的密封及操作，油管不产生蹩劲。受油器操作油管应有良好绝缘以防产生漏电现象。7.2.9转轮室 1、转轮室应具有足够的强度和刚度，由上、中、下三环或上下二环组成，转轮室采用铸焊或钢板焊接结构，里衬材质为不锈钢板，加工后厚度应不小于20mm，其余立筋和环筋为16Mn钢。内表面粗糙度为Ra3.2，圆度偏差应符合规范。外壁应有足够的加强筋及安装调整用的拉筋，支撑等。2、下环与尾水管里衬之间有凑合节。3、在转轮室上部应设灌浆孔和塞子。7.2.10主轴1、水轮机主轴采用20Mnsi锻制而成带有锻制法兰，主轴为中空结构。水轮机主轴上端法兰与发电机轴的下端法兰直接连接，主轴的下端锻制法兰连接到转轮。2、主轴应有足够的强度与刚度，其尺寸应能满足当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6.7“工作应力”的规定，承包人应随水轮机一起提供吊大轴的专用工具。3、水轮机和发电机连接起来的旋转部分的临界转速至少比最大飞逸转速高25%，主轴临界转速的计算最终由发电机承包人设计完成，承包人应将临界转速计算有关参数和计算结果提交发包人审查。4、水轮机和发电机轴在厂内连接后应按GB8564-88《水轮发电机组安装技术规范》规定进行轴线检查。5、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。6、主轴在出厂前应按6.9“无损检测”中的要求进行超声波无损探伤检查。7、水轮机主轴两端的法兰外形尺寸应符合有关规定，并与发电机轴下端法兰相匹配，水轮机主轴与发电机轴的联接采用常规的方式，与转轮的联接采用摩擦传递扭矩的方式，承包人应对大轴的连接和分离的设计和配合负责，保证精确装配，承包人应提供主轴与转轮和发电机轴下端法兰相连的螺栓、螺母、联接螺栓保护盖、法兰保护盖、螺栓紧固等工具。8、转轮接力器的操作油管在主轴中心孔内，操作油管分为几节，用法兰连接，动作应灵话。7.2.11主轴密封1、主轴工作密封（1）工作密封型式可以是轴向或径向的密封，但该型式必须在已运行的同类型水轮机中证明是可靠的。 （2）工作密封应保证密封面的良好配合和密封性能。工作密封必须至少能运行一个大修周期后方需更换。当工作密封采用径向方式时，在主轴上需有一个可更换的不锈钢衬套，避免主轴磨损。（3）工作密封应设计可用水润滑与冷却。承包人应供应至机坑外150mm处的管道、法兰等附件，润滑冷却水取自厂内供水系统，所有仪表按本节（21）条要求配备。（4）应保证在不拆卸水轮机导轴承在情况下更换工作密封件。2、主轴检修密封检修密封由电站压缩空气系统供给压力为0.7Mpa的压缩空气，承包人应提供至机坑外150mm处管道、法兰等附件。检修密封的设置应考虑安装，检修方便。3、所有紧固工作密封和检修密封用压板工具、螺栓、螺母等均采用不锈钢材料制成。7.2.12导轴承1、导轴承采用可拆卸、自冷却的自循环稀油润滑轴承，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，不需在工地研刮。3、轴承润滑采用自润滑循环方式。4、轴承润滑油采用GB11120-89《L-TSA汽轮机油》中46号油。在连续运转条件下，冷却水最高25℃时,轴瓦的最高温度应不超过65℃，油温不超过60℃。5、置于轴承体内的冷却器应便于拆卸检修，轴承的冷却器管采用紫铜管材料，其工作压力为0.15～0.30MPa，试验压力不低于0.45MPa。承包人可推荐其它形式。6、油箱上配一个目测油位计，有高低油位接点警报（4～20mA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（技术要求见8.5.6），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30min。7.2.13座环1、座环应有足够的强度和刚度，当蜗壳放空时应可承受置于其上面的结构物和机组旋转部分的全部重量，并应能安全承受由蜗壳内最大水压力所产生的各种应力。2、座环可采用无蝶形边平行式或带蝶形边的焊接整体结构。 3、座环过流部分表面应打磨光滑，具有流线型，无凸凹不平的缺陷，过流表面粗糙度应满足GB/10969《水轮机通流部件技术条件》的要求。4、通过固定导叶，在对称方向至少设二个排水孔，排水孔处设可拆卸的滤网。孔口滤网以及连接件和管路应包括在供货范围内。在座环底部设有足够数量的灌浆孔、排气孔和灌浆完后堵孔用塞子。座环基础支撑千斤顶、垫板及地脚螺栓等埋件均由承包人成套提供。承包人可提供另外方式排水。5、座环支撑基础采用钢结构，由钢板或型钢焊接而成，座环支撑基础、支撑千斤顶及地脚螺栓等埋件均由承包人提供。7.2.14蜗壳1、蜗壳采用钢筋混凝土结构。包角为180°“Γ”型。2、蜗壳采用与水轮机转轮模型试验时全模拟流道型式的钢筋混凝土结构。3、应在蜗壳适当位置设置一个800×800mm的进人门，进人门必需安全可靠，密封性能良好。门上装设向外开的门铰链，进人门采用不锈钢顶起螺丝，进人门应设置手柄和一个检查积水的黄铜或青铜小型旋塞，旋塞位于靠近进人门以下的部位。进人门的位置在设计联络会上最终确定。4、承包人应提供设置在蜗壳的最低处一只管接口，该接口将作为蜗壳检修排水出口，孔口位置和控制尺寸在设计联络会上商定。排水管路及长轴排水盘形阀均由承包人提供。蜗壳排水阀采用液压操作。5、蜗壳测压计接头在蜗壳进口后一合适断面上设置4个不锈钢测压计测头。按照IEC版本41-1-1991试验规程，以测量水轮机的净水头。7.2.15顶盖、底环和支持盖1、概述（1）顶盖和底环采用优质钢板焊接整体结构，并应具有足够的强度和刚度。（2）顶盖用钢板应按要求逐张进行探伤检查，只有合格的钢板才允许使用。焊接完成后，承包人应对所有焊缝进行100%的X射线检查或超声波检查。（3）在顶盖和底环上的导水叶轴承支座孔应数控分度镗孔或铰孔。（4）支持盖上设有两只Ф150mm的吸力真空破坏阀，根据机组运行工况能自动补气。2、顶盖设计和制作 顶盖应设计成安全可靠地承受最大水压力和所有其它作用在它上面的力。顶盖还应支承导水机构、导轴承、轴承支座的全部装配以及其它部件。顶盖变形应小到足够消除导水叶两端的摩擦和与导水叶轴颈咬住的可能性。顶盖应用螺栓和定位销连接到座环的法兰上，并设有顶起顶盖的专用螺孔。3、底环置于基础环上，用螺栓与基础环连接，并能从基础环上拆卸。底环与座环之间的连接处必须有可靠的密封措施，不得漏水，底环与座环的过流表面应光滑过渡。底环应设计成能安全可靠地支承最大水压力和所有作用在其上面的其它负载，而不产生过大的变形。为了与导叶下轴颈配合，在底环上应设置无油自润滑的轴承，若轴孔为铸造，则应进行液压试验，证明这些孔是不漏水的。4、顶盖上设有测量压力的测孔和不锈钢测头。5、顶盖应设有可靠的排水设施，顶盖和转轮间应有可靠的减压措施。7.2.16底环和基础环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。2、基础环采用焊接的整体结构或与座环焊接成一个整体。基础环设计要按永久埋入混凝土中考虑，采用外加肋板来增加强度和刚度，从而防止变形，并锚定在混凝土中，保证基础环的荷载能可靠地传入基础。3、基础环上应提供支座面，以备水轮机与发电机分开时，支承水轮机主轴和转轮重量。另外，为了卸除主轴联接，支座面和转轮之间应留有足够的轴向间隙，以满足转轮的轴向移动。基础环下端应与转轮室的顶端相连。7.2.17尾水管及其里衬1、承包人应根据水轮机模型试验水力性能要求选择合适的弯肘形尾水管。2、尾水管的锥管段即自转轮室出口延伸到肘管进口。里衬厚度不小于12mm。肘管及水平扩散段采用混凝土浇筑。3、尾水管钢里衬外侧应用型钢补强，在埋入混凝土处设置适当的锚杆。4、锥管段里衬应设置一个直径不小于Φ800mm的进人门，其布置位置、高程应与厂房布置相适应，并报发包人批准。在进人门下面应设置一个黄铜或青铜的小型旋塞，以检查进人门处是否有水。 5、承包人应提供在浇捣混凝土时安装和固定尾水管钢里衬所需要的所有系紧拉杆、松紧螺丝、支架等。6、在尾水管进口应设置4个不锈钢测压测头，在尾水管出口处应设置适当数量的测压测头及连接管，各测压测头位置应与模型上各测头位置相对应。7、承包人还应在尾水管和里衬上为下列管道开孔，开孔的位置和型式需提交发包人批准。（1）尾水管排水接口：承包人应在尾水管的最低部位开设1个排水孔。（2）承包人认为需要的其它接口。（3）承包人应提供1个尾水管排水长柄盘形阀及液压操作机构。7.2.18导水机构及保护元件（1）导叶最大开口应留有一定的裕量，并有限位装置。每个导叶设有破断装置，当破断装置破坏时，能自动报警。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）导水机构应有足够的强度以承受在最不利的运行工况下加在它上面的最大负载，整个导水机构和控制导水叶的连接件，应便于检查、调整和检修。（3）导水叶控制环应能经受全开或关闭过程中任何接力器组合的作用力，导叶控制环由钢板焊接而成，其支撑结构应有足够的强度和刚度，以防止水轮机导轴承过量变形。如果任何部分的实际净间隙是最小设计间隙的1/2，则认为过量变形。在控制环的侧面和底部均装有护面板，其材料为树脂无油自润滑材料。（4）在导水叶的传动机构上应提供导叶摩擦或破断装置以保护其它元件不受损坏，摩擦或破断装置具有互换性，摩擦材料经实践表明具有良好的特性。导叶摩擦或破断装置应装有位移信号装置，当导叶产生位移时能自动报警。（5）导水叶最大开口应留有一定裕量并有限位装置。（6）导叶材质采用不锈钢铸造。7.2.19接力器1、导水叶及其操作机构通过两个活塞型接力器操纵，操纵接力器的压力油来自4.0MP的调速系统。2、接力器容量 在最小有效油压下，两只接力器的容量应满足导水叶承受最大水力矩和摩擦力矩时、调速器按规定的导水叶关闭或开启时间驱动导水叶的需要，在决定最小有效油压差时，必须估算接力器与调速器之间的管路压力损失。3、接力器型式和支座宜采用直缸接力器。采用的直缸接力器应布置在机坑里衬内专设的接力器支座上，支座必须是机坑里衬的一个部分，接力器的反作用推力通过机坑里衬传送到周围混凝土上。每只接力器传至土建结构上的力应平衡，应提供适当的支座锚筋和锚固螺栓，以防止在接力器操作时发生滑动或摆动。4、接力器缸和活塞采用锻钢制造，活塞杆采用抛光镀铬钢制并应有密封以防止漏油，所有进排油口应在接力器缸上方，接力器应设活塞环，以达到通过活塞的漏油最小，每个接力器缸底部应置二个排油接头，并配备全套管道，配件和阀门。接力器盖活塞杆处设有青铜导轴承。接力器部件制造加工后应在厂内预装，并进行耐压试验，试验压力设计油压的1.5倍，保持30min，然后降至设计油压，保持30min，接力器不得出现渗油现象和任何损坏或有害变形。接力器活塞必须有足够的行程，保证导水叶从全关到全开所需的全部开度，接力器应设计成在关闭方向留有行程余度，以便在关闭时提供导叶压紧力，减少漏水。5、在导叶接力器关闭的终端应设有缓冲装置，以缓冲导叶最终关闭速度，避免设备疲劳和损坏。6、在接力器上或导水叶控制环上应设置可靠的锁定水轮机导水机构的油压操作锁定装置，以便水轮机导水叶能可靠地锁定在关闭位置上。锁定装置可在现地手动操作和远方操作。锁锭装置应有投入、拔出位置接点各2付。在接力器上或导水叶控制环上还应设置合适的手动操作的开启位置锁定装置以便维护工作时应用。7.2.20机坑里衬1、机坑里衬用钢板焊接而成，外壁应设有环筋、竖筋和拉筋，浇筑在机坑混凝土内。机坑里衬高度从座环顶部算起到发电机下挡风板基础为止。里衬应有接力器坑衬。2、机坑内的地板、平台、扶梯和栏杆应有良好的防腐要求并便于拆卸和搬运。扶梯和栏杆用不锈钢管制作。3、机坑尺寸应满足转轮、支持盖能从发电机定子内吊出和装入需要。7.2.21量测及仪表 1、除另有说明外，每台水轮机应配有下列仪表。凡需经变送器转换送往电站计算机监控系统的非电量，需具有满量程4∽20mA直流模拟量输出。所有仪表安装应与盘面齐平。温度以°C刻度，压力表以MPa刻度，效率以%刻度，振动以0.01mm刻度。2、测温制动屏（测温制动屏由其它承包商提供）本合同承包商每台水轮机应提供以下测温计：（1）水导轴瓦温度检测装置，每块瓦设有1个电阻型（Pt100）感温元件。（2）水导轴承油温检测装置。设2个电阻型（Pt100）感温元件。（3）以上温度信号检测装置与发电机温度信号测量装置，一起装于测温制动屏内，测温制动屏由自动化元件厂家提供。3、每台水轮机还应提供下列当地安装和显示的仪器仪表以及有关的设备。为能直接观察到油位，每个导轴承油槽中应设有一个有机玻璃油位计，有机玻璃油位计的玻璃长度应能足够显示出机组在运行中的最高和最低油位。4、压力表、管道、导管和支座（1）压力表应为可调整青铜布登管式，刻度盘应是白底黑字、黑指针。压力表带有旋塞阀。（2）表计、仪器和设备所需要的支座均由承包人提供。（3）所有安装在测量点上的指示器应稳固地支承在托架上，应易于检修，应安装在地面以上便于观察的高度，并标明阅读的内容。6、发包人如需其它项目由合同双方另行协商。7、其它水轮机结构上采取防抬机措施，抬机量不大于20mm。7.2.22工厂装配和试验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，主轴应进行化学成分分析和超声波探伤。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发包人或工程师检查和审核。凡规定必须有发包人代表参加的试验项目，必须按规定提前30天通知发包人参加，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。当工作压力（包括升压）等于或小于2.5MPa时，试验压力为1.5倍工作压力；当工作压力大于2.5MPa时，超过部分取1.25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、工厂装配及试验项目（1）承包人应在工厂内组装水轮机主要部件并进行检查、操作和试验。其项目详见下表“工厂装配和试验项目表”。表中有“Ö”者为需试验的项目，表中有“*”者为发包人将参加的项目。（2）承包人应提供发包人见证的工厂质量检查装配和试验项目，安排计划以及试验大纲。承包人应在检查、装配和试验完成后，设备装运前30天向承包人提供关于工厂质量检查、装配和试验成果的报告，供发包人批准。发包人审查批准后，设备方可启运。7.2.23漏油装置1、漏油箱应有足够的容积，汇集调速系统及操作元件的所有漏油。2、漏油箱上布置有齿轮油泵2台，1台工作，1台备用。还应配置油位计1只、油混水信号器1只及油位信号器等。油泵按油位变化自动启动和停止。3、漏油箱内部应涂耐油漆。7.2.24表计1、所有指示仪表的精度不低于1.5级。7.2.25调节保证1、工程设计单位在第一次设计协调会上向承包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．承包人应根据输水系统布置简图进行调节保证计算，并在第二次设计联络会上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应不大于45%，蜗壳末端的压力上升不超过70%，尾水管进口处的真空值不大于8m水柱。3、承包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。水轮发电机的GD2由承包方推荐，但必须满足调节保证计算要求。 7.4现场试验7.4.1概述1、每台机组安装完毕后，应进行各项现场试验（包括现场安装试验），试运行和验收试验，以验证设备性能质量是否符合合同文件的要求。现场试验由发包人主持，并组织现场试运指挥部负责对试验结果进行鉴定，承包人应对试验程序和方法负责，并指导试验。承包人应提供现场试验所需的特殊设备和仪表。2、试验大纲应由承包人—配合安装单位—根据工程进度，在开始试验前一个月提出，经发包人（或工程师）核准后执行。试验大纲应包括试验项目、试验准备、试验方法、试验程序、检验标准和试验时间及进度等。 工厂装配和试验项目表序号名称材料检验制造过程与最终检验试验检验其它检验项目及备注机械性能化学成份探伤硬度试验射线试验探伤外观检查尺寸检查动作试验1座环ÖÖÖÖ*Ö*焊缝着色检查2顶盖ÖÖ*Ö*Ö*焊缝进行煤油渗漏检查3支持盖ÖÖÖ*Ö*Ö*4底环ÖÖÖ*Ö*Ö*5转轮室上环ÖÖ*Ö*Ö*6转轮室中、下环ÖÖ*Ö*Ö*7活动导叶ÖÖ*Ö*Ö*导水机构预装，动作试验* 8接力器Ö*Ö耐压试验9剪断销ÖÖ抽样做破断试验10大轴ÖÖÖÖÖ*Ö*钻孔取样试验法兰间平行度，大轴法兰垂直度，同心度与发电机同轴检查11联轴螺栓ÖÖÖ*Ö*12轮毂ÖÖÖÖÖ13叶片ÖÖÖÖÖ*Ö*叶型及流道表面粗糙度检查14导轴承ÖÖ*Ö*15转轮装配Ö*Ö*静平衡16转轮与主轴装配Ö* 补气阀、电磁阀、液位继电器、示流继电器、机械转速继电器等动作性能试验检查 7.4.2水轮机现场安装试验1、机组轴线检查水轮机与发电机主轴安装连轴后，在承包人指导下，由安装单位进行盘车检查，摆度值应符合并优于GB8564-88《水轮发电机组安装技术规范》中的有关规定，并由工程师用书面形式予以审定。2、所有油、气、水系统的管路均应进行耐压试验，并应符合GB8564-88《水轮发电机组安装技术规范》中的有关规定。3、操作、控制、保护和指标装置应进行模拟试验，要求动作准确、可靠。4、其它试验项目由合同双方协商确定。7.4.3试运行1、在设备安装完毕，经现场试验、检查合格后，应进行机组试运行，以检验设备技术性能和保证值是否满足和符合合同文件的规定。试运行期间，由安装单位操作设备，承包人应对其设备和操作方法负责并进行指导。试运行工作将按GB8564《水轮发电机组安装技术规范》及DL507《水轮发电机组起动试验规程》中的有关规定进行。2、试运行的试验检查项目、记录内容和成果分析将按7.6.1规定组成的现场试验领导小组根据上述规定确定。3、机组经72h试运行合格，并按3.19.2规定签发初步验收证书后，由发包人负责开始商业运行。7.4.4特性验收试验机组试验运行合格并投入商业运行后，应按GB有关规定进行水轮机特性试验，以检验设备是否满足合同文件和保证值。试验在承包人指导下进行。特性试验项目包括：水轮机出力试验、效率试验及空蚀损坏检测1、水轮机出力试验：每台机组均做出力指标试验，以检验输出功率是否达到功率保证值；同时测定出力特性曲线。试验应在7.1.2中各水头下进行。2、水轮机效率试验：在机组保证期内，经合同双方协商在1台或2台机组上进行效率试验，以检查是否达到保证值。3、空蚀损坏检测：在机组运行时间达到8000h时，应由合同双方协商在适当的时间共同进行水轮机空蚀损坏检测，以检查是否达到保证值，空蚀损坏检测和计算方法按7.2.4中所述。7.4.5试验报告试验报告应由发包人、承包人或现场试验领导小组委派的试验负责人编写，并送交合同双方或试验领导小组审查通过。 试验报告应分项编制，其内容应包括试验项目、试验目的、试验人员名单、测量仪表的检验和率定、试验程序、试验表格、计算实例、计算过程使用的各种曲线、全部测量结果汇总、最终成果的修正和调整、测量综合误差说明以及试验结果的讨论意见和结论。7.5备品备件和专用工器具7.5.1备品备件1、承包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。下面所说的一套定义为一台水轮机设备装备部件的数量总和。2、水轮机备品备件承包人应随机供应如表7.5.1-1所列的备品备件以及承包人认为必须提供的其它备品备件。7.5.2专用工器具1、承包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。2、水轮机专用工具（1）特殊尺寸和专用扳手、扳头各1套（2）主轴和转轮专用起吊工具各1套表7.5.1-1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导叶止推轴承块1/2台套6主轴工作密封件1台套7主轴检修密封件1台套8水导轴瓦1台套9接力器活塞环1台套10接力器固定密封圈1台套11导叶连杆轴套1/4台套 12水轮机全部连接处的垫圈和填料1台套13转轮叶片密封圈每机一套14转轮叶片密封压板每机一套15受油器轴套每机一套16受油器浮动瓦每机一套17浆叶部分的备品备件（易损件）18双方协商确定的其他备品备件小计（3）主轴连接工具1套（4）导叶拐臂装拆工具1套（5）导叶分瓣键装拆工具1套（6）导叶破断装置装拆工具1套（7）转轮装拆工具1套（8）尾水管检修平台支架（铝合金）1套（9）其它供快速装拆水轮机零部件的特殊工具1套（10）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，并在投标书中单独列出。 第8竖轴水轮发电机及其附属设备技术规范8.1概述8.1.1范围及界限1、本技术规范适用于按合同规定供应的2台竖轴水轮发电机设备。本规范仅对上述设备在设计、制造及试验等方面提出技术要求。承包人提供的设备应技术先进、安全可靠和经济实用。2、设备供货界限（1）发电机本体：从大轴连接法兰以上、风罩以内的所有零部件（包括测速装置）及发电机主引出线和中性点引出线的成型绝缘母线（包括风洞壁上出线孔的绝缘隔板）。所需的主引出线和中性点引出线长度应按引出至机墩壁上的穿墙式电流互感器计算。（2）发电机的油、气、水管路阀门及附件应供应至机墩外第1对法兰处。电缆供应至发电机辅助接线端子箱（不含端子箱）。（3）机组自动化元件及表计屏等、机组成套设备之间的管道、阀门、配件、附件及电缆等均应包括在承包人供货范围内。（4）发电机水喷雾灭火系统，包括监控系统。（5）梯子、拦杆、盖板及照明等。8.1.2运行方式电站多年平均发电量13835.18万kW·h年利用小时数4771h电站运行在系统负荷曲线的位置：基荷8.1.3发电机有关接入系统概况和布置1、电站接入系统升高电压：110kV最大短路电流（归算到电站110kV侧母线上）12.36kA（待进一步核实）2、发电机中性点接地方式为：不接地3、厂房布置及控制尺寸见第9章图纸。8.2型式与额定值8.2.1型式发电机为悬式竖轴、三相、空冷同步发电机。8.2.2额定值额定功率/容量：12MW/15MVA 额定电压：10.5kV额定功率因数：0.8（滞后）额定频率：50Hz额定转速：与水轮机转速相同8.3主要参数及技术性能8.3.1绝缘与温升1、绕组的绝缘等级定子、转子绕组采用F级绝缘。2、温升（1）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表8.3.1。（2）推力轴承和导轴承金属元件最高温度为：70℃（埋入式检温计法）（3）设计采用的现场温度条件如下：主厂房内最高温度：35.6℃主厂房内最低温度：-7.4℃冷却器进水最高温度：25℃表8.3.1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或电阻法85转子绕组电阻法或检温计80定子铁芯检温计法858.3.2电气特性及主要参数1、容量保证值在额定转速、额定温升、额定电压时：发电机额定容量：12000kW（15000kVA）。承包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（1）纵轴同步电抗Xd（不饱和值）不大于1.0（标么值）；（2）纵轴暂态电抗X′d（饱和值）不大于0.28（标么值）；（3）纵轴次暂态电抗X″d（饱和值）不小于0.18（标么值）；（4）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（1）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%；（2）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（1）定子和转子组装完成后，应能承受表8.3.2-1所规定的交流50Hz（波形为实际正弦波）工频电压有效值，历时1min不被击穿。（2）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。（3）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。整机绕组应承受1.05倍额定线电压下不起晕。（4）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。表8.3.2-1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）（5）定子线棒介质损失角正切增量（△tgδ）的指标（%）应满足表8.3.2-2规定。6、在下列情况下，发电机应能输出额定容量：（1）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%；（2）在额定电压时，频率与其额定值的偏差不超过±1%；（3）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%。（4）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、发电机在额定转速、额定电压和额定功率因数下，应能在110%额定容量下连续安全运行。 8、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8.3.2-2定子线棒的介质损失角（△tgδ）指标（%）试验电压0.4Un0.4Un-0.8Un0.4Un-1.4Un介质损失角正切值tgδ(tgδ0.8Un-tgδ0.4Un)△tgδ=——————————2(tgδ1.4Un-tgδ0.4Un)△tgδ=——————————2试样概率100955955指标40.250.30.50.6注：表中Un为发电机额定线电压。9、承受不平衡电流的能力（1）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的105%，且其负序电流分量电流之比不超过12%时，应能长期安全运行。（2）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的标么值的平方与时间t(s)的乘积(I22×t)不小于40S。10、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。11、发电机应允许进相运行，超前功率因数为0.95。8.3.3机械特性1、发电机旋转方向为：俯视顺时针。2、发电机应能在最大飞逸转速下历时5min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、水轮发电机组飞轮力矩GD2由承包方推荐。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随基本烈度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0.06mm。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5%，定子和转子间气隙，其最大值或最小值与其平均值之差不应超过平均值的10%。9、发电机与水轮机组装后的转动部分的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3mm。8.3.4技术保证1、发电机应能适应每年开停机次数不少于1000次的要求（开停算一次）。2、效率（1）额定效率：发电机在额定容量、额定电压、额定转速、额定功率因数时其效率保证值不应低于97%。（2）加权平均效率：发电机的效率，应使用加权平均效率进行保证。加权平均效率按下列公式计算：W1η1+W2η2+……+Wiηiη=————————————100式中Wi为对应于表8.3.4中相应工况的效率加权系数，且∑Wi=100。ηi为对应不同负荷在额定转速、额定电压、额定功率因数下的效率值，表中Nr为额定容量，N为负荷。表8.3.4N输出负荷(MVA)35%Nr60%Nr75%Nr90%Nr100%Nr合 计WI加权系数（%）2.285.8313.725.9952.2100（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8.3.5可靠性指标在本规范规定的运行工况下，发电机的可靠性指标规定如下：1、可用率≥99%2、无故障连续运行时间大于18000h3、大修间隔时间5年。4、退役前的使用年限40年。8.4发电机本体结构8.4.1概述1、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。2、发电机定子机座应置于埋入混凝土基础的底板上，并承受上机架及其支持件的重量，随发电机应配置机座与基础板紧固和使两者间保持定位的螺栓和楔子板或销钉。机座基础板、紧固件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。设计中应充分考虑安装、调整的方便。3、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。4、发电机结构设计在各种运行工况下应避免与水轮机的固有频率发生有害的谐振。5、在所有运动部件和带电部分周围应提供合适的防护。6、应采取措施使所有部件在安装和检修期间便于装拆。8.4.2定子1、定子采用分瓣运输方式，工厂内完成分瓣定子的叠片下线，工地上完成组合，下合缝线。定子原则上按最大可运输重量（或尺寸）分瓣，由其他承包人完成工地组合，下合缝线及整体试验全部工作。2、定子吊运，不得产生有害变形。分瓣及整体定子吊运方式由投标人推荐，并提供相应吊具。 3、定子铁芯应采用低损耗、无时效、优质冷轧薄硅钢片叠成。每片冲片应除去毛刺并加穿孔。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（后者当定子线负荷大于600A/cm时需要）。4、定子铁芯的内径应能保证水轮机顶盖和发电机下机架在不拆卸的情况下整体吊出机坑，并充许在不抽出转子和不拆除上机架下更换定子线棒和转子磁极以及对定子绕组进行预防性试验。5、定子绕组为单圈式，星形连接。三相的相序为俯视逆时针，A，B，C。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。线棒直线部分采用罗贝尔法则换位，以减少损耗。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，应采用高等级绝缘材料的绝缘结构，并进行真空加压浸渍，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，定子线棒应几何尺寸良好具有互换性。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变形。在设计上应特别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。9、为将定子铁芯的扭曲变形降至最小，定子机座、机架及铁芯设计时应考虑其热膨胀因素。8.4.3转子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、磁极应由优质薄钢板叠压而成，用鸠尾键和相配合的槽固定在磁轭上，并用楔形键就位，楔形键应在磁轭两侧锁紧，以防止键松动后脱出。 磁极线圈应用铜排扁向绕制或焊接而成，使用F级绝缘热压而成，其各匝间尺寸平整，外表面不应有残留物，线圈间的极间连接应可靠，并便于检修拆卸。转子上应装有纵横阻尼绕组，其次暂态电抗纵横之比(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。转子在现场迭片，挂磁极及整体试验，该项工作由其它承包人完成。转子绕组应能承受两倍额定励磁电流，持续时间为50秒。2、磁轭：转子磁轭由冲制成扇形片的钢板叠成，装置好的磁轭由磁轭键、卡键等紧在转子支架上，磁轭外缘设有键槽，用于固定磁极。制动环固定在转子磁轭上，对于制动时所产生的热量及制动环的热膨胀应采取有效措施。3、转子支架为圆盘式焊接整体，主轴和轮毂为热套结构，加热套装在工厂进行。转子磁轭和支架的制造和安装，应满足在所有运行条件下确保磁轭不偏心。4、转子在现场安装，承包人应提供用转子起吊装置，并提供现场转子安装维修支墩所需的基础板、地脚螺栓等预埋件，磁极拆装专用工具及吊具。8.4.4主轴1、主轴为一根轴结构，采用20MnSi锻钢制成。主轴的设计应考虑发电机在最大负荷和规定的飞逸转速以内的任何转速下不得发生有害变形、扭曲及弯曲。主轴结构应便于用厂内桥机起吊。2、发电机轴与水轮机轴应确保法兰连接紧密，符合国家标准，连接主轴用的螺栓、螺帽及锁定装置和防护罩，以及用组装法兰必需的扳手和专用工具由承包人供应。3、主轴应全部精加工，并将轴承部位表面以及在导轴承上、下面必要处（供校直角的一圈）表面打磨光。4、主轴应在工厂作超声波检查。水轮机和发电机连接轴的校正、检验应在工厂进行，并由承包人按国家规定的转动校验法进行相连轴的对中心线工作。5、水轮发电机组装后，应不需盘车就能投入运行，此时其轴线偏差应符合GB8564《水轮发电机组安装技术规范》的要求。8.4.5轴承1、推力轴承应具有足够的承重力，以支承发电机和水轮机旋转体的总重量，并包括水轮机转轮的最大不平衡水推力。2、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。3、推力轴承应采用单独镜板式结构，应提供镜板手工磨面工具。 4、导轴承应为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。导轴承瓦不需要在工地进行修刮，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。5、发电机推力轴承和导轴承在轴承油冷却器的冷却水中断后机组应能安全停机。油冷却器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30min，在飞逸转速下至少运行5min。6、在轴承油温不低于5℃时，应允许机组起动，应允许机组在正常停机后立即进行热起动和在事故情况下不制动停机。7、在连续运行条件下，冷却水最高温度为25℃时，轴瓦的最高温度应不超过55℃，油温不超过50℃。8.4.6上、下机架1、机架由中心体和数个支臂组成，为钢板焊接结构，焊接件应符合标准。负荷机架应有足够的刚度和强度，确保承受水轮发电机组整个转动部分、水轮机轴向水推力及其他负荷。2、上机架的传力设计应将径向力转化为切向力作用在风洞混凝土壁上，尽量减少传向风洞混凝土壁上的径向力。3、下机架应能通过发电机定子整体取出。上导轴承支架应不需要取出集电环就可以取出导轴承。4、在下导轴承支架的顶部和下部，应有钢密封隔板。在适当位置有2个带有铰链板的孔洞，可供人员出入。8.4.7机坑1、发电机装于钢筋混凝土坑内，在坑顶发电机层处设盖板将坑封盖，构成封闭的风罩，以容纳冷却空气，发电机在各种运行工况下，不应在发电机坑内及任何处所引起有害的振动，发电机引出线孔口应严格密封，机坑盖板上应备有可拆卸板，以便用厂房内起重机吊出空气冷却器、发电机磁极和进行定子耐压试验。2、机坑中由承包人提供用于安装密闭水冷通风系统、灭火系统所需钢架，以及混凝土中须埋设的基础板、基础螺栓、吊耳和其它金属件，应提供在定子机座外（机坑内壁）垂直安装一个梯子通向发电机顶部，还应该有一个从水轮机坑至发电机下部钢盖板的活动梯子以及通向发电机风洞顶部的梯子。应设置配有暗锁及拉手的密封、隔音的机坑进入门。3、在机罩顶部设置红色为运行、黄色为事故带灯罩的指示灯，以辨别机组运行工况。8.4.8滑环与电刷 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，它们应置于转子上部，并有单独的罩子保护。电刷的布置应考虑便于维修、更换，能够在发电机运转中直观检视，而不需要移去罩子，刷握应布置得易于装入电刷，电刷压力应在其磨损前后保持一致，滑环装配应便于就地重新抛光其表面。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。8.4.9引出线主引线和中性点引线均应为线电压级全绝缘。主引线3个，引出方向为-Y（暂定）。中性点引出线为3个，引出方向为+X（暂定）。主引线及中性点引出线方位及中心高程具体在第一次设计联络会上商定。风罩内侧定子引线绝缘铜排，由承包人按发包人（及设计单位）提供的长度和形状制造。为了方便试验，在每相绕组主引出线端和中性线端在机壳处应有可拆卸的连接装置，以便把各相与附属设备及外部连接断开，当连接装置拆卸后，相邻的断口之间应有不小于300mm的距离，连接端头应加厚镀银，以确保定期试验多次拆接的需要。发电机风洞内主引线及中性点引线四周应装有可拆卸式隔栏，确保在机组运行时的人身安全。8.5附属设备8.5.1冷却系统1、发电机冷却系统（1）应在发电机定子机座周围对称地布置空气冷却器,形成密闭循环冷却系统。（2）冷却器台数由承包人确定，但在一台冷却器退出运行时，不影响电机按额定出力长期运行，各部分的温升不应超过规定值。（3）冷却器的最高进水温度为25℃。当发电机在额定转速、额定功率因数、额定电压下，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40℃以下，并保证发电机所有部件温升不超过规定值。（4）承包人应提供自发电机风洞至冷却器进出水管道，并采用进出口法兰方式连接至电站的供水系统。供、排水管道应设防结露措施。（5）冷却器应采用紫铜管、铜镍合金的无缝管或其它的防锈蚀的管材制成，冷却器设计工作水压0.15～0.25MPa，试验水压0.45MPa，历时30min而不渗漏；冷却器进水口压力表计之间水压降不超过0.01MPa，在环管进出水口连接法兰外测得冷却器与环管水压降不超过0.10MPa。（6）承包人应提供发电机冷却系统图。 （7）冷却系统：空气冷却系统应包括冷却器及附属部件、内部管道、阀门、测量设备及连接的电线电缆等。2、润滑油冷却系统（1）润滑油的冷却方式是内循环水冷却。（2）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。（3）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。（4）冷却器运行水压是0.15～0.25MPa，试验水压0.45MPa，历时60min，冷却器的水压降不超过0.01MPa。8.5.2润滑系统1、随发电机供应一整套独立的自润滑系统，并要求有消除油雾溢出、甩油和漏油的有效措施。2、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46#，同调速器、水导轴承同牌号汽轮机油。3、溢流管道要引到发电机风罩的风洞墙外的一个允许位置上。4、油润滑系统包括管路、油箱、阀门、油位指示以及油位信号计、油混水信号器等；并应提供控制原理图、连接管路图等。8.5.3制动及顶转子装置1、发电机装设1套空气操作的机械制动装置。2、制动装置应能在2min内，将机组从10%额定转速下减速制动停机，此时制动环表面不应由于发热变形或损坏，制动块不应有严重磨损。制动装置应能在机组无励磁时，保证机组制动停机。3、机械制动器制动压力为0.5～0.8MPa，应按贮气罐初始压力为0.5MPa设计制动器。制动器应具有制动、回复双向通气功能。4、制动块应有坚固的、耐磨的、可更换的摩擦表面，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，制动块和耐磨面将用螺栓或其它方式可靠地固定到液压顶起活塞上且便于更换，制动器的空气管路应有足够的尺寸，并设置气复归装置，在制动周期完成后毫无限制地让制动块完全松开，每个制动块应配限位开关，指示制动块已投入或已松开复位。5、机械制动器可兼作液压顶起装置，在拆卸或调整、检修推力轴承时，顶起水轮发电机组转动部分。顶转子时使用的油压的额定值及顶起高度由承包人设计计算确定，在转子顶起时，发电机所有部件不需要拆卸或解开，应装设锁定装置，在完全顶起或中间任何位置能锁住转子，这时不需要液压顶起装置保持顶起压力，制动和顶起转子时，活塞应动作灵活，压力解除后迅速自动复位。 6、供油和供气管进入环管处应安装高压的闭锁防护阀，环管布置于发电机风罩墙内，与机械制动器和液压千斤顶联系的全部管道集中安装在水轮机室混凝土基础外部的合适地点上，并且能承受顶起发电机和水轮机旋转部分的总重量所需的最大油压，不能采用在制动操作期间制动器缸内有油的制动器。7、制动装置采用压缩空气控制方式，配有一套机械制动器系统自动和手动进气和排气的控制设备。为使电站安全卫生，机构制动装置应设置粉尘收集器或采取防尘埃扩散的措施。8、制动系统包括发电机内部用的压缩空气管路、阀门、配件、制动屏和高压油泵。以及其他用于1个完整系统的所有设备与附件。9、全厂2台机组合用一套承包人提供的移动式高压油泵供液压顶起转子之用，包括一台电动油泵，电动机启动器，所有必须的电动机控制器、液压控制器、调节器、保护设备、高压管道、软管、过滤器、压力表、逆止阀、高压油罐、油槽、以及其它用一个完整系统的所有附属设备或配件，这些设备将设置在水轮机层指定的位置上。顶起装置的顶高不得超过规定值，防止在移动或拆卸水轮机的附件时将其损坏。承包人应协调水轮机和发电机的设计，共同确定顶起装置的容许顶起值。8.5.4灭火装置发电机采用水喷雾灭火方式（1）承包人对每台发电机提供1套水喷雾灭火系统的设备，每套系统包括如下设备：①灭火所需的喷雾头，水喷雾头用不锈钢制成。②布置在发电机内用于装设喷雾头的定子上、下部位的环形管和连接装置。③供水总管。④安装在供水管干管的手动阀门。⑤抗磁化火警探测器（感温器、感烟器、红外线监测器等）安装在发电机罩内，以作报警，该探测器具有可整定的开关量输出。⑥备品备件。（2）水喷雾灭火系统的供水压力不小于0.35～0.5MPa。（3）喷雾头喷出的水应成雾状，当压力为0.35MPa，在距离喷嘴0.3m处取样时，水滴平均直径为0.26mm左右。它在发电机内的分面和布置角度，应保证水雾覆盖全部定子绕组和端部，喷雾头不应有堵塞，平时不应有漏水现象，便于装拆检修。8.5.5轴电流的防止1、每台发电机的导轴承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构荷载而不致于损坏。 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承包人提供。3、在轴承适当位置应设置接地电刷，并配有必需的连接线等零部件。4、在水轮机坑大轴的适当位置装设电流报警器，应具有≥220V信号接点输出。8.5.6检测仪表1、机组配有各部位测温埋设电阻及温度信号计。测温电阻采用Pt100Ω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，温度信号计采用带断线失电保护的数显温度指示调节仪，测温埋设电阻和温度信号计的安装部位及测点数量应满足SD152《大中型水轮发电机基本技术条件》的要求。2、灭火系统：包括自动监测装置。3、大轴接地：在与水轮机连接的大法兰附近装设接地碳刷。8.5.7油、水、气管路及电缆油、水、气管路应密封良好，有防锈、防潮和防腐蚀措施。机组内部电缆应正确选择和布置。油、水、气管路及电缆的选择、材料、性能、布置应符合有关要求。8.6专用工器具和备品备件8.6.1专用工器具1、承包人应提供1套全新优质的端部表面淬火硬化的便于发电机和附属设备任何部件拆装用的各种专用搬手、工器具、吊具。2、承包人应提供发电机专用工具（但不局限于此，承包人可进行增减说明原因）。（1）定子绕组下线及焊接工具（包括槽楔压码）（2）磁轭拉刀（如果有）（3）转子磁轭装压工具（如果有）（4）磁极吊装工具（5）联轴工具（6）推力头拆装工具（7）推力轴瓦拆装工具（8）盘车装置（9）拔键工具（10）起吊带轴发电机转子专用工具（11）吊装定子线棒的专用工具 (12)各种专用吊环3、投标人可另行建议增加的专用工器具，并在投标书中单独列出。8.6.2备品备件1、承包人应提供1套2台发电机所需的备品备件见表8.8.2-1，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，以便辩认。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。8.7试验承包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。承包人应在工厂试验前30天，将工厂试验计划通知业主并递交一份书面文件，以便业主参加试验见证。放弃试验或放弃业主方的试验见证，并不构成推卸承包人应对满足技术规范要求所负的责任。承包人应提交业主方4份试验结果合格的文件和有用的特性曲线，另2份给设计院。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，承包人可租借或提供试验所用的特殊仪器和设备。8.7.1工厂试验1、一般试验(1)材料试验(2)焊接试验(3)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；(4)大轴公差试验；(5)油、气、水系统（管道）的压力试验；(6)硅钢叠片（冲孔前）的电磁性能和损耗的样品试验；(7)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；(8)线棒抽样1.5倍线电压下电晕测量；表8.8.2-1水轮发电机备品备件表序号名称单位数量 1定子条形线棒（上层）台份1/152定子条形线棒（下层）台份1/303定子多匝叠绕线圈台份1/154推力轴承瓦套15上导轴瓦套16下导轴瓦套17风闸制动块，密封圈，弹簧套18磁轭键对19滑环炭刷台份每台机各一台份10磁极键台份1/811滑环炭刷盒及弹簧台份1/412轴承用绝缘板，绝缘套筒等台份113磁极线圈（各类型）个各114阻尼环接头台份1/1015定子槽楔上层线棒备用量的1/316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17电阻测温元件个每台机各类型2个18磁轭压紧螺杆台份配各类螺杆的1/10～1/2019定子并头套台份1/2020磁极接头%每台机5%小计(11)主要部件外形尺寸校核以及预组装；(12)定子铁芯铁损试验；(13)电气绝缘耐压试验；(14)推力轴承和通风系统运行状态的模拟试验； (15)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；(16)辅助设备电机按GB755-87要求进行测试；(17)继电器、仪表、传感器各种试验；(18)制造厂规定的其它工厂试验项目。8.7.2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，项目如下：(1)风道试验；(2)飞轮力矩GD2的试验测量；(3)发电机效率和损耗测量（可用IEC最新版本规定的方法进行）；(4)短时间过流试验；(5)负序电流试验；(6)突然三相短路冲击试验；(7)电抗和短路比测量；(8)时间常数测量；(9)发电机噪声电平测量；(10)额定励磁电流和电压变化率的测定；(11)发电机空载状态下10%阶跃响应试验；(12)在自动励磁调节器投入状态下，发电机电压——频率特性试验；(13)发电机无功从空载到满载调节试验；(14)在自动调节器投入状态下，测定发电机的调差率；(15)发电机甩负荷试验；(16)励磁过流限制器及强行励磁动作试验；(17)欠励限制器试验；(18)励磁系统在额定工况下72h连续运行试验。2、发电机现场例行试验(1)相序检查；(2)各部分绝缘电阻测定，包括定子、转子绕组、轴承、测温元件；(3)定子绕组对机座的直流耐压试验和交流耐压试验；(4)定子起晕电压测量；(5)定子对地电容电流测量； (6)定子和转子绕组的电阻测量；(7)转子阻抗测量；(8)定子绕组匝间绝缘介电强度试验；(9)空载特性试验；短路特性试验；(10)定子铁芯损耗试验；(11)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；(12)轴电压的测定；(13)振动、摆度的测定；(14)轴承温升的测定；(15)绕组温升的试验；(16)甩负荷和过速试验（在35%、50%、75%、100%额定负荷下）；(17)润滑油系统检查；(18)冷却系统的耐压试验；(19)机械制动系统试验（耐压和功能试验）；(20)辅助设备（包括盘柜）的耐压试验，绝缘电阻测定；(21)灭火装置试验；(22)各种停机和起动试验；(23)机组并列和带负荷试验。3、磁系统的现场试验(1)各部件的绝缘测定及介质电气强度试验；(2)自动励磁调节器各基本单元及辅助单元的静态性试验及总体静态特性试验；(3)检验控制、保护、信号及检测等回路的动作正确性；(4)在发电机额定电流（稳态短路方式）和在空载额定电压情况下，分别进行灭磁试验并录制灭磁时间常数；(5)功率单元均流、均压试验；(6)起励和逆变灭磁试验；(7)自动/手动自动切换试验；(8)自动励磁调节器的电压整定范围试验；(9)手动控制单元调节范围的试验；(10)在自动励磁调节器投入状态下，进行开机、停机试验。8.7.3试运行 1、概述：参见第7章轴流转浆式水轮机技术规范7.6.5试运行。2、试验项目和规程：按照GB8564-88《水轮发电机组安装技术规范》和DL507-93《水轮发电机组试运行规程》进行。8.7.4试验报告：参见第7章轴流式水轮机技术规范7.4.5试验报告。 第9机组自动化要求9.1机组控制方式本电站由承包人进行机组自动化总体设计，提出自动化元件清单，业主另行招标采购，电站为计算机监控，机组自动化总体设计应实现以下操作：1、机组应在电站计算机监控系统的控制下和监视下安全稳定运行，其运行方式包括：（1）正常开机、并网和停机；（2）在规定的工况范围内安全、稳定、连续运行；（3）在系统中承担调峰、调频任务；（4）当设备发生故障时报警（5）当设备发生事故时，自动紧急停机。2、机组以自动准同期为正常并列方式，手动准同期作为备用。3、机组负荷及电压设远方和现地二种控制方式。正常运行时由远方（中控室）控制。现地控制供检修、调试等情况下使用。4、控制电源和信号电源的额定电压值为直流220V或直流24V。5、在发电机旁和水轮机旁适当位置各设置控制电缆端子箱。6、发电机旁、水轮机旁的端子箱，控制设备以及引接到机组内部的电缆均由承包人成套供货，并统一布置和敷设。与外部设备连接电缆的衔接问题协商解决。9.2自动化元件技术要求电气元件的绝缘电阻值、耐压值和工作线圈的极限允许温升值应符合GB1497和JB834的规定。液（汽）压元件中经常与水分或潮湿空气接触的金属部件应采用防锈材料或防锈措施。液（汽）压元件的承压部件应按规定进行水压强度和密封试验，打压后在规定的持续时间内不允许出现渗漏现象。各种液（汽）压元件应在公称油压下静置72h后，仍能可靠工作。示流信号器应动作可靠，在通水或流量减少到整定流量时，分别发出信号，其精度误差不超过±10%。液位信号器动作灵活可靠，外型美观，能在规定的液位发出信号；在同一液位的动作误差，不超过设计规定值。并能输出4～20mA的模拟量。电磁铁在85%～110%额定电压、额定负荷与规定行程下，能可靠动作，不允许有跳动现象。电磁配压阀在85%～110%额定电压、公称油压及规定行程与油压范围内，能可靠动作，不允许有跳动与卡阻现象。 电磁空气阀在85%～110%额定电压、公称油压及规定行程与油压范围内，能可靠动作，不允许有跳动与卡阻现象。机械转速信号器及电气转速信号装置在转速上升、下降时，能在规定的转速发出信号。压力信号器在使用范围内精度为1.5级；触点开、断瞬间的压力差及触点动作返回系数应符合设计规定值。剪断销信号器或剪断销信号器装置：当剪断销断裂时能正确发出信号。油积水信号器或油积水信号装置：当油箱中积水量达到规定值时，油积水信号器或油积水信号装置应发出信号；当油中积水排除后，信号返回。温度信号器或温度信号装置；当机组被测部分的温度达到整定值时，发出信号，其精度不低于1.5级。9.3自动化元件配置1、机组自动化应按GB11805《大中型水轮发电机组自动化元件及其系统基本技术条件》和DL/T5081《水力发电厂自动化设计技术规范》的要求进行配置，由承包人进行机组自动化总体设计，提出自动化元件清单，元件由业主另行招标采购。2、自动化元件的配置及选型应满足计算机监控和少人值班的要求。3、根据电站计算机控制的要求，机组自动化范围内的非电量均应设变换装置，转为电气量（如输出4～20mA直流模拟信号），供给自动监视及控制使用（符合计算机输入要求）。变送器供电变压为DC220V或24V，负载电阻不小于750Ω。变送器的量程按被测量的变送器量程的60～90%之间选择精度为0.5级。4、以下自动化元件由承包人提供，业主不再另行采购：（1）机组各轴承每块瓦设1个测温电阻（Pt100），每个油槽设2个测温电阻（Pt100）。发电机的定子铁芯设12个测温电阻（Pt100），线圈设8个测温电阻（Pt100），每个空气冷却器设2个测温电阻（Pt100）。（2）每台机配水轮机及发电机端子箱各1个。5、承包人提出的自动化元件清单单独列表并注明数量、安装方式、技术参数，供业主另行采购使用。6、如需其它项目由合同双方另行协商。 第10图纸图纸目录10.1下庄水电站枢纽总平面布置图（下庄（招标）总-1）10.2扩机新建厂房横剖面图（下庄（招标）厂-1）10.3扩机新建厂房纵剖面图（下庄（招标）厂-2）10.4扩机新建厂房发电机层平面图（下庄（招标）厂-3）10.5扩机新建厂房水轮机层平面图（下庄（招标）厂-4）10.6扩机新建厂房蜗壳机层平面图（下庄（招标）厂-5）一、评审方法：综合评分法二、评审标准：三、商务部分评分表基本分100分序号评审因素评分标准分值1胜任程度及信誉根据投标人获得的资质荣誉进行评分：1、通过ISO14001系列环境质量体系认证在有效期内的得4分，否则得0分。2、通过了国家安全质量标准化一级企业认证得6分，通过了国家安全质量标准化二级企业认证得2分，其余级别得1分，否则得0分。3、纳税信用等级为A级的得2分，B级的得1分，否则得0分；4、通过了国军标质量管理体系认证得3分，否则得0分5、水轮机曾获中国电器工业协会颁布的质量可信证书的得2分，则得0分；6、属于水电设备协会理事会成员的得1分，否则得0分；7、曾获省级及以上名牌产品的得1分，否则得0分；8、曾获省级出口名牌荣誉证书的得1分，否则得0分。总35分2业绩1、独立设计和制造过单机额定出力大于20000kW、转轮直径4.1m及以上的转桨式水轮发电机组，并且安全稳定运行3年以上得19分。2、独立设计和制造过单机额定出力大于12000kW、转轮直径3.5m及以上的转桨式水轮发电机组，并且安全稳定运行1年以上得10分。3、独立设计和制造过单机额定出力大于10000kW、转轮直径3m及以上的转桨式水轮发电机组，并且安全稳定运行1年以上得5分。4、具有投标设备5年及以上的设计、制造经验得5分；总24分 5、具有投标设备4年的设计、制造经验得4分；6、具有投标设备3年的设计、制造经验得3分；7、具有投标设备2年的设计、制造经验得得2分；8、具有投标设备1年的设计、制造经验得1分。无类似业绩03财务状况财务状况连续3年盈利的得2分，有2年盈利的得1分，有1年盈利的得0.5分。24公司专业人员配备情况技术人员50人以上得3分，20人至50人得2分，20以下得1分。35工厂关键设备设备先进、拥有叶片加工三坐标数控镗铣床(加工尺寸不少于1.5m)、10m数控卧车、三坐标数控立车(不小于12m加工直径)大型退火炉(长宽高不低于11m*7m*4m)得12分，其余少一项关键设备减2分。116近三年增效扩容改造项目业绩情况近三年增效扩容改造项目电站(每站单机容量不小于3500kW，应提供中标通知书或合同文件)每有1项得1分，累计不超过4分。47目前与正在制造合同情况正在生产类似的转桨式水轮机每个得1分，总分不超3分。38高新技术证书有得分，否则不得分。19水轮发电机成套生产工艺状况工厂拥有生产水轮机及发电机成套能力(大于20000KW)得4分，仅生产水轮机或发电机得1分。410图纸、设备提交完全满足得3分，基本满足得2分，否则得0分。311设计联络、培训、技术服务完全满足得2分，基本满足得1分，否则得0分。212大件运输考察落实情况详细考察落实得2分，大致考察落实得1分，否则得0分。213运输方案的可靠性安全可靠得2分，基本安全可靠得1分，否则得0分214设备售后保障完全满足招标文件要求3不完全满足招标文件要求1注：1、类似项目经验必须有合同或中标通知等证明材料，评标委员会有权进行查实； 四、技术部分评分表基本分100分序号评审因素分值评分标准1供货范围是否清晰完整5供货范围清晰完整5分；一般4分；差3分；2对招标文件中技术要求的总体响应程度5好：5；一般：4分；差3分3合同设备主要技术性能指标的符合性30合同设备性能参数符合招标文件要求得30分，主要性能参数每缺一项扣0.5分（参照招标文件技术要求章节）。4技术服务、培训计划是否合理10技术服务和培训计划完善合理：10分；一般：8-9分；差：6-7分；5备品备件供应条件10备品备件符合国家标准得10分；每缺一项扣0.5分，最多扣5分；6质保期及售后服务的保证措施10质保期大于等于1年及有售后服务保证措施和承诺得10分；否则酌情扣分，最低得7分；7设计、工艺合理性20设计先进、结构合理，满足本项目实际情况得15分；一般得13分；差得10分。提供工艺措施保证方案得5分；无得2分。8安装、运行、检修维护评价10安装、运行、检修维护提供用户证明，评价优秀的得10分；良好的的5分，无得0分合计100五、投标报价得分（1）评标价格满分100分，评审原则如下：（2）首先对各投标人的投标报价进行审查核对。对单价与总价存在差异者，以单价为准，并对总价进行修正；若数字与文字（大写）存在差异，以文字为准，并对数字进行修正；若投标人存在漏项，则视为已分摊在其他分项报价中。（3）除经初步评审为不合格投标人（包括投标报价文件无效）的和被认定为最终投标报价低于其企业成本的外，其他的最终投标报价均应按规定进入最终投标价的算术平均。（4）本次招标发包人设最高限价，投标报价不得超过该最高限价，否则作废标处理。（5）评标基准价＝以本次最低有效投标报价为基准价（6）最终投标价以人民币元为单位，计算保留至小数点后2位（百分比亦然），小数点后第3位采取4舍5入。（7）投标报价得分=(基准价／投标报价)*50 4、权数取值表序号项目权数1商务部分K1＝0.22技术部分K2＝0.33投标报价K3＝0.5注：1、各权重数值之和必须等于1。'