发电机技术规范书7-24.doc

山西焦煤集团飞虹化工股份有限公司100万吨/年焦炉煤气制甲醇综合改造项目热动力装置工程汽轮机发电机技术规范书招标方：山西焦煤集团飞虹化工股份有限公司设计方：西北电力设计院有限公司2017年3月42目 录附件一:技术规范附件二:汽轮发电机供货范围附件三:技术资料与交付进度附件四: 发电机监造(检验)和性能验收试验附件五: 发电机（及其辅助设备）分项报价单附件六:技术服务和设计联络附件七: 分包及外购附件八: 大（部）件情况附件一1总则1.1 总体要求1.1.1 本技术规范书适用于山西焦煤集团飞虹化工股份有限公司100万吨/年焦炉煤气制甲醇综合改造项目热动力装置的2台26MW和1台20MW发电机,并对此提出设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。1.1.2 在本技术规范书中所提及的要求和供货范围都是最低限度的要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分地详述有关标准和规范的条文，但投标方应保证提供符合本规范和工业标准的功能齐全的优质产品。1.1.3 投标方应在投标文件中，对于招标文件进行逐段应答，表明是否接受和同意本招标文件的要求，如：接受或同意招标文件某条款的要求，则在该条款后注明：“理解并承诺完全响应上述条款的要求”；若针对某条款，投标方有特别的建议、方案、技术特点或差异，请在该条款下加以描述和说明。如投标方没有对本招标文件的要求提出书面异议(或差异)，招标方则可认为投标方完全接受和同意本招标文件的要求。1.1.4 投标方须执行国家相关标准、电力行业标准和有关国际标准。本规范书中未提及的内容均应满足或优于国家相关标准、电力行业标准和有关国际标准。有矛盾时，按较严格标准执行。所使用的单位为国家法定计量单位制。1.1.5 本工程采用KKS标识系统。投标方在中标后提供的技术资料（包括图纸）和设备的标识必须有电厂标识系统编码。系统的编制原则由招标方提出，具体标识由投标方编制提出，在设计联络会上讨论确定。2.0 技术规范2.1 工程概况山西焦煤集团飞虹化工股份有限公司100 万吨/年焦炉煤气制甲醇综合改造项目热动力装置工程是项目的共用工程装置之一。热动力装置拟定安装226+120MW抽背压机组，配套安装4台循环流化床锅炉，同时建设脱硝、脱硫装置。装置年运行时间：8000 小时。2.2 概述2.2.1 本供货范围为2台最大连续功率为26MW和1台最大连续功率为20MW汽轮发电机。包括发电机本体、励磁系统、 冷却系统、热工检测装置、备品备件及图纸和资料等。2.2.2 发电机在额定频率、额定电压、额定功率因数和额定冷却条件下，机端最大连续输出额定功率为26/20MW（扣除励磁系统、主润滑油泵等消耗功率）。2.2.3 发电机定子额定电压为10.5kV。额定功率因数为0.85（滞后）；额定转速为3000r/min，频率为50Hz。2.2.4 发电机冷却方式:空气冷却。发电机额定工况下，在保证进水温度不超过35的情况下，被冷却后的空气进风温度不超过40，发电机出口出风温度不超过65，最低的空气冷却器温度以不凝结水珠为准，并在进、出风处各装二个PT100热电阻和就地双金属温度计，在每个端盖入风处和定子机座出风处均不少于2个温度计。2.2.5 发电机应具有失磁异步运行、进相运行、调峰运行和不对称运行的能力。2.2.6 发电机的励磁型式：静态自并励。2.2.7 发电机年运行小时数为8000小时。2.2.8 发电机使用寿命为30年，发电机大修周期不少于四年。2.3 设备运行环境条件2.3.1 设备安装地点： 主厂房内。2.3.2 气象和环境条件年平均气温 13.2极端最高气温 41.6极端最低气温 -16.3最热月平均气温 26.4最冷月平均气温 -2.4历年月平均最高气温的 34.3最高值（连续十年） 历年月平均最低气温的 -11.1最低值（连续十年）日平均气温 8.0年平均严寒日数（-10以下)天 11历年最高干球温度 41.6历年最高湿球温度 27.8近十年七月份14时干球 31.3平均温度近十年七月份14时湿球 23.5平均温度年平均大气压 96.25 kPa最高大气压 99.14 kPa最低大气压 94.09 kPa冬季平均大气压 97.06 kPa夏季平均大气压 95.32 kPa年平均相对湿度 57%夏季平均相对湿度 65%冬季平均相对湿度 49%年平均降雨量 456.5 mm年最大降雨量 599.6 mm日最大降雨量 88.5 mm10分钟最大降雨量 21.5 mm年平均降雨天数 70天连续降雨最长持续天数 8天全年平均雷暴日数 32天最大冻土深度 480 mm地震基本烈度为8 度。设计基本地震动峰值加速度值0.30g，设计地震分组第二组。地震动峰值加速度 0.05g厂房海拔高度 610-684m2.4 技术要求2.4.1 一般要求发电机及所有附属设备应是成熟的、先进的，并具有制造25MW等级及以上汽轮发电机10台，3年以上成功运行的实践经验，并经ISO9000质量认证，不得使用试验性的设计和部件。 使用的主要标准如下：国家GB755-2008 旋转电机 定额和性能；国标GB/T7064-2008“隐极同步发电机技术要求”国标GB/T7409.3-2007“同步电机励磁系统大、中型同步发电机励磁系统技术要求”国标GB10069.1-1988“旋转电机噪声测定方法及限值噪声工程测定方法”国标GB/T11348.1-1997“旋转机械转轴径向振动的测量和评定 第1部分：总则”国标GB/T11348.2-1997“旋转机械转轴径向振动的测量和评定 第2部分：陆地安装的大型汽轮发电机组”JB/T6204-2002“高压交流电机定子线圈及绕组绝缘耐电压试验规范”JB/T6228-1992“汽轮发电机绕组内部水系统检验方法及评定”JB/T8990-1999“大型汽轮发电机定子端部绕组模态试验分析和固有频率测量方法及评定”。国家标准GB1029-2005三相同步电机试验方法注：所引用标准以最新标准为准。2.4.2 发电机技术要求2.4.2.1基本规格和参数最大连续功率 26/20 MW 额定功率因数 0.85（滞后）额定电压 10.5/6.3 kV额定转速 3000r/min频率 50Hz相数 3极数 2定子线圈接法 Y效率（保证值）不低于97.4% 短路比（保证值）0.5 瞬变电抗Xd 0.30直轴超瞬变电抗0.1稳态负序电流（标么值）10%暂态负序电流t（标么值）15s顶值电压（保证值）不小于2倍额定励磁电压允许强励持续时间（保证值）不小于10sec噪音（距外壳1米处）85db2.4.2.2发电机定子出线6个。其连接端子及接口，可以经槽母过渡后连接封闭母线，投标方应积极配合封闭母线厂，提供相关接口配套图纸资料。2.4.2.3 有一定的短时过负荷能力。过负荷能力应符合GB/T7064-2008 的要求。（1）定子绕组应能承受下列短时过电流运行时不发生有害变形和开焊等情况。过电流时间（秒）103060120额定定子电流（%）226154130116（2）励磁绕组应具有下列短时过电压能力过电压时间（秒）103060120额定励磁电压（%）2081461251122.4.2.4 发电机应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，发电机能带50%额定有功功率稳态异步运行15min .在发生励磁时，在最初的60秒内将负荷降至60%，90秒内降至40%。此情况下不影响发电机的寿命或使发电机受到伤害。2.4.2.5 进相运行能力，发电机应能在进相功率因数（超前）为0.95时长期额定有功连续运行，而不产生局部过热。投标方应说明采取有效措施限制进相运行时端部漏磁引起的端部发热。2.4.2.6 电压和频率变化范围发电机在额定功率因数下，电压变化范围为5%，频率变化范围为-3+2%时，应能连续输出额定功率。当发电机电压变化为5%，频率变化为-5%到+3%的范围运行时，由制造厂提供输出功率和温升值。2.4.2.7 当汽轮机主汽门突然关闭时，发电机在正常励磁工况下，允许以同步电动机运行的时间不小于1分钟。2.4.2.8发电机适合于中性点不接地运行方式 。定子出线端头（线端和中性点）对地绝缘按发电机额定电压设计，并具有与本体相同的绝缘水平和良好的密封性能。2.4.2.9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。2.4.2.10 发电机各部分结构强度在设计时应考虑能承受发电机出口端电压为105%的额定电压满负荷三相突然短路故障。2.4.2.11 发电机经升压变压器接入35kV系统，在系统出现故障后，允许输电线路快速三相自动重合闸。2.4.2.12 发电机轴承排油温度不超过65，轴瓦金属最高温度一般不应超过80。2.4.2.13 发电机轴承振动值： 发电机在额定转速下运行时，轴承座在二个座标方向（水平、轴向）振动值（双振幅）0.025 mm 。 通过临界转速时不大于0.1 mm。2.4.2.14 采取有效的技术措施，防止有害的轴电流和轴电压，转子轴应良好接地，四瓦轴承及油管应良好绝缘。2.4.2.15 定子绕组各相直流电阻值在冷态下，任何两相或两分支路直流电阻之差，排除由于引线长度不同而引起的误差后，应不超过其最小值的1%。2.4.2.16 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%。2.4.2.17 发电机电话谐波因数应不超过1.5%（从额定频率至5000Hz范围的全部谐波）。2.4.2.18 设计结构要求1） 定、转子线圈的绝缘采用F级绝缘材料, 温升按B级考核。2） 发电机定子机壳、端盖、应有足够的强度和刚度，避免产生共振，并说明端盖材质。3）定子线棒槽内固定及绕组端部绑扎工艺要牢靠，端部应采取适应调峰运行的技术措施。自振频率要避开基频和倍频。定子铁芯端部结构件如压指、压圈等应采用非磁性材料，并采取有效的屏蔽措施，并避免产生局部过热。定子机壳与铁芯之间应有弹性连接的隔震措施。4） 发电机的轴承应确保不产生油膜振荡。5） 发电机与汽轮机连接的靠背轮螺栓（汽轮机厂供货），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。 6） 发电机机壳、端盖的接合面应具有良好的光洁度和平整度，密封要严密 7）电机端盖应采取措施防止接合面的电腐蚀和防止螺栓发热的措施。 8）发电机应采用空冷密闭循环通风系统。集电环的通风系统应与电机分开，以避免碳粉污染电机。 9）运行时机内空气相对湿度应不大于50%，并应配备加热装置以保证停机时机内空气相对湿度低于50%。10） 发电机定子各部位的测温元件应严格埋设工艺，保证完整无损。 11）发电机每一轴段的自然扭振频率应躲开工频及两倍工频，即应处于0.91.1和1.92.1倍工频范围以外。对可能发生的机电谐振应采取预防措施。 12）转子滑环的冷却风扇应由投标方负责在机轴上配套，以确保可靠运行。 13）发电机转子滑环应设有降低噪音的有效措施。14) 转子护环材质采用1Mn18Cr18N（18Mn18Cr）高机械性能材质，转子滑环材质采用30Mn2，以增强耐腐蚀能力；定子铜线材料应选用无氧铜，转子铜线材料应选用含银铜线。发电机转子在结构设计、施工工艺、材料选择方面应充分考虑承受负序能力。15)转子滑环的冷却风扇应由投标方负责在机轴上配套，以确保可靠运行。发电机转子滑环应设有降低噪音的有效措施。16） 发电机线圈应有可靠的灭火装置。17） 发电机端盖应设置能满足发电机线圈端部的窥视孔并有机内照明系统.19、 转子大轴应设有接地电刷，使转子良好接地2.4.2.20 汽轮机电机转子应进行转速为额定转速120%的超速试验，历时2 min而不产生有害变形。2.4.2.21 汽轮发电机内部在定子绕组端附近,必须装设灭火水管，水管的端头必须引出机座外。2.4.2.22 发电机和汽轮机的同轴连轴器由汽轮机厂配套供货，发电机制造厂应与汽轮机制造厂紧密配合（发电机厂负责半联轴器的装配和内孔精加工）。2.4.2.23 应配备如下发电机检测装置：定子铁芯，绕组层间热电阻（Pt100三线制）；（定子铁芯6个，定子绕组6个）发电机进风热电阻，出风热电阻（Pt100三线制）；（进出风各2个热电阻和2个双金属温度计）绝缘过热监测器；局部放电监测器。2.4.2.24 投标方提供安装发电机转轴上用于测速的齿轮盘和测速探头用的支架。设计要求和测速探头由汽机厂统一提供。2.4.2.25 每个轴承出油口和发电机热风出口处装设温度计，便于现场温度和信号报警；发电机轴承应予埋一套测温元件，并引至接线板。2.4.2.26发电机定子绕组出线采用出线铜排形式。2.4.3励磁系统 发电机采用机端自并励静止励磁系统。在南瑞继保、ABB、两家励磁系统厂家之中选择，其中励磁变压器在天津特变，海南金盘两家中选择，由招标方最终确定。2.4.3.1 励磁方式：发电机的励磁方式为自并励静止励磁系统，并装有电力系统稳定器（PSS）。2.4.3.2 当发电机的励磁电压和电流不超过其额定励磁电流和电压的1.1倍时，励磁系统应保证连续运行。2.4.3.3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。励磁系统强励倍数应不小于2（静止励磁系统即使定子电压降到80%额定值时），允许强励时间应不低于10秒。2.4.3.4励磁系统电压响应时间不大于0.1秒。2.4.3.5励磁系统稳态增益应保证发电机电压静差率达到1%。 励磁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。2.4.3.6发电机空载时，阶跃量为发电机额定电压的5%，发电机电压超调量不大于阶跃量的30%，电压上升时间不大于0.5秒；调节时间不大于3秒，电压摆动次数不多于2次。发电机额定负载时阶跃响应:阶跃量为发电机额定电压的2%4%,有功功率波动次数不大于5次,阻尼比大于0.1,调节时间不大于10s。2.4.3.7发电机自动零起升压时，自动电压调节器应保证发电机定子电压超调量不大于额定的10%，振荡次数不超过3次，调节时间应不大于10s。2.4.3.8励磁控制系统应保证发电机甩额定无功功率时发电机定子电压不超过额定值的115%。2.4.3.9当发电机空载运行情况下，频率每变化额定值的1%，其端电压变化应不大于0.25%额定值。2.4.3.10 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。2.4.3.11 当电力系统或主变高压侧发生短路或不对称短路时，励磁系统应正确动作。2.4.3.12 励磁系统应能承受发电机任何故障和非正常运行冲击而不损坏。2.4.3.13 励磁系统应装设浪涌吸收措施抑制尖峰过电压，还应装设适当的滤波电路来限制轴电压以防止破坏发电机组轴承油膜。2.4.3.14励磁系统的可控硅整流装置应有必要的备用容量。功率整流装置并联支路数应等于或大于4。当有1支路退出运行时，应满足发电机强励和1.1倍额定励磁电流运行的要求；当有2支路退出运行时应满足发电机1.1倍额定励磁电流运行的要求。2.4.3.15整流装置并联元件有均流措施，整流元件的均流系数应不低于0.9。2.4.3.16励磁装置的硅元件或可控硅元件以及其他设备应能承受直流侧短路故障、发电机滑极、异步运行等工况而不损坏。2.4.3.17整流装置冷却风机应有100%的备用容量，在风压或温度升高时，备用风机应能自动投入，以保证整流装置工作在允许的温度范围内。整流装置的通风电源应设置两路，并可自动切换。任一台整流柜故障或冷却风机、冷却电源故障，应发出报警信号。风机的平均无故障寿命周期为42000小时。2.4.3.18整流装置的每个功率元件都设有快速熔断器保护，以便及时切除短路故障元件，应能检测熔断器熔断并给出信号。整流柜结构应保证安全可靠，并便于测试及检修。2.4.3.19在发电机大修周期内，硅整流元件不应有疲劳损坏或明显特性改变。整流元件在安装前须经严格检测，保证各并联元件性能一致。2.4.3.20励磁调节器（AVR）采用数字微机型，其性能应可靠，并具有微调节和提高发电机暂态稳定的特性。励磁调节器各参数及各功能单元的输出量应能显示，显示的参数应为数字模型中的实际值，显示的输出值应为实用量值或标么值。2.4.3.21励磁调节器应设有过励磁限制、过励磁保护、低励磁限制、电力系统稳定器、V/Hz限制及保护、转子过电压和PT断线闭锁保护等单元。其附加功能应包括转子一点接地保护、转子温度测量、串口通讯模块、跨接器、均流、高次谐波过滤、在线调整低励限制定值（设联会确定）等内容，并留有与自动电压控制设备（AVC）的接口，接口形式待AVC设备定后确定。2.4.3.22自动励磁调节器AVR设置两个完全相同且独立的（AC调节器）自动通道运行。各通道装设独立的PT、CT、稳压电源，各通道自动相互跟踪达到无扰动切换。每个通道功能齐全，都具有独立工作能力。当一个通道调节器出现问题时，它将自动退出运行，并发出报警。单个通道调节器独立运行时，完全能满足发电机各种工况下的正常运行。同时每一个通道还设有手动电路（DC调节器）作为备用，手动、自动电路应能相互自动跟踪；当自动回路故障时能自动无扰切换到手动。2.4.3.23励磁调节器设有备用手动通道，以满足发电机试验、零起升压试验的要求。2.4.3.24自动励磁调节器应保证在发电机空载额定电压的30-110%范围内进行稳定、平滑调节，整定电压的分辨率应不大于额定电压的0.2%。手动控制回路应保证发电机励磁电流在20%（空载励磁电流）-110%（额定励磁电流）范围内进行稳定、平滑调节。2.4.3.25 AVR应具备下列四种运行方式：机端恒压运行方式、恒励磁电流运行方式、恒无功功率运行方式、恒功率因数运行方式。AVR具备过渡状态的记录功能，以实现故障分析和试验分析。主控制器应具有周期性地循环地记录控制参数的功能，包括至少32点故障信号（或开关量输入）和8点模拟量（例如发电机电压、有功功率、无功功率和励磁电流等）输入，且记录的项目可以修改。在正常运行中，参数应一直被记录着。自带显示屏可以方便地显示试验参数和动态特性，也可通过通信接口把所记录的参数送到专用的维护工具以图形方式显示趋势。2.4.3.26自动励磁调节器应有与ASS和DEH，DCS直接连接的硬接线接口，并留有双向冗余通讯接口与DCS系统实现数字接口。并负责与DCS的接口配合与转换。除提供通讯接口（RS422或RS485）外，还应提供如下与DCS的硬接线接口，但不限于此：a) 开关量输出信号（无源干接点，接点容量：DC220V 2A）1) AVR接通2) AVR关断3) AVR自动操作模式4) AVR手动操作模式5) AVR功率因数调节器接通6) AVR功率因数调节器关断7) AVR设定值最高点8) AVR设定值最低点9) AVR欠励限制器动作10) AVR过励限制器动作11) 强励动作12) AVR本地控制13) AVR远程控制14) PSS投入15) PSS退出16) 过励限制器投入17) 欠励限制器投入18) 电压/频率比率限制器投入19) 励磁过电压20) 励磁电流低21) AVR恒无功功率方式22) AVR恒功率因数方式23) AVR通道故障24) 励磁脉冲触发故障25) AVR综合报警26) 可控硅模块故障27) 整流柜风机故障28) 整流器快速熔断器熔断信号29) 灭磁开关合闸位置30) 灭磁开关跳闸位置31) 灭磁开关控制回路断线32) 灭磁开关就地/远方选择开关在远方位置33) 励磁变压器温度高34) 励磁PT断线35) 励磁交流电源故障36) 励磁直流电源故障37) 启励38) 启励失败39) 启励复归b) 外部控制量输入信号1) 接通励磁2) 关断励磁3) 选择AVR自动操作模式4) 选择AVR手动操作模式5) 接通功率因数调节器6) 关断功率因数调节器7) 选择恒无功功率方式8) 选择恒功率因数方式9) 投入PSS10) 退出PSS11) 增磁12) 减磁c) 其它接口：1) AGC闭锁PSS接口2) 提供PSS试验干扰信号输入接口3) 提供调试用通信接口（含软件，满足现场调试、整定要求）。2.4.3.27 自动电压调节器（包括PSS）应保证投入率不低于99。2.4.3.28自动励磁调节器任一元件的损坏，不应造成发电机停机。2.4.3.29 AVR柜可采用自然通风或强迫通风，风机故障时应能保证AVR正常运行，柜体的保护接地和工作接地应分开。2.4.3.30 空气冷却的整流柜或AVR柜，应采用可靠的噪声低于65dB（A）的风机。2.4.3.31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动、拒动等情况，满足有关标准要求。2.4.3.32励磁系统设备在-5+45环境温度下连续运行，也能在月平均最大相对湿度为90%，同时该月平均最低温度为25的环境下连续运行。2.4.3.33因励磁系统故障引起的发电机强迫停运率不大于0.25次/年。励磁系统强行切除率不大于0.1。2.4.3.34励磁系统各部件设备应采取防尘、防振措施。2.4.3.35励磁回路应装设性能良好、动作可靠的自动灭磁装置。试验维护应简单，对发电机任何负载均能可靠灭磁，强励状态下灭磁时发电机转子过电压值不应超过46倍额定励磁电压值。灭磁开关的额定参数满足励磁系统强励工况（机端电压80%，强励倍数2.0倍额定励磁电压）。a)灭磁采用高性能进口直流灭磁开关，灭弧容量足够，具有较高弧压水平，能满足发电机在各种工况下进行灭磁时，不会造成发电机、灭磁装置、灭磁开关等设备损坏。灭弧性能良好，其性能符合国家和电力行业的最新标准，能与发电机组性能和励磁系统其他设备良好匹配。辅助触头不少于8常开8常闭。b)灭磁电阻可采用线性或非线性电阻。灭磁电阻分散性不大于10%。应保证在空载误强励时转子绕组无损坏，灭磁电阻能正常运行。c)灭磁主回路绝缘水平不低于发电机转子绕组的绝缘水平。2.4.3.36 磁场开关在操作电压额定值的80%时应可靠合闸,在30%65%之间应能可靠分闸。2.4.3.37发电机转子回路应设有过电压保护。过电压保护装置动作电压的分散性应不大于10%。2.4.3.38励磁变压器应有静电屏蔽及必要的监视和保护装置。能适应带整流负荷的要求，并能承受出口三相短路和不对称短路而不产生有害变形。2.4.3.39励磁变压器设计应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。励磁变压器容量应满足强励及发电机各种运行工况的要求，保证连续运行不超温。2.4.3.40 励磁变压器采用提供室内干式变压器（单相）。a) 干式变压器要求：绝缘等级为F级，按自然冷却设计、考核，运行最大温升应不超过100K，另外加装风扇。干变的外壳防护等级不小于IP21。励磁变压器采用整流型变压器。b) 励磁变压器高压侧套管布置应具有足够的相间距和相应的法兰以满足与封母排垂直相连，低压侧出线端应有相应出线盒，以便与封母排端头联接。投标方应随励磁变压器提供测温装置（远方及就地），两支测温元件均匀分布，这些装置具有提供远方信号的引出接点。2.4.3.41励磁变压器的设计应考虑采用临时厂用电源时，能满足汽轮发电机短路、空载试验130%额定机端电压的要求。2.4.3.42 励磁变压器高压侧每相应提供3组套管CT，二组用于保护，一组用于测量。低压侧每相亦应提供3组CT，二组用于保护，一组用于测量。CT的准确度等级和二次负载设计联络会确定。2.4.3.43 采用220V DC电源或380V AC整流起励电源起励方式。当发电机电压上升到规定值时，起励回路自动脱开。2.4.3.44 起励过程中，当发电机电压不小于10%时，起励装置应保证AVR能可靠投入。2.4.3.45整流柜柜体防护等级应满足安装环境的要求，不低于IP31。AVR柜体的防护等级为IP42。柜内应设照明及空间加热器，空间加热器应可根据柜内温度及湿度实现自动控制。2.4.3.46 励磁系统测量要求分别提供故障录波与外部测量发电机励磁电流、励磁电压的接口，对于测量：各配置四个变送器提供励磁电流和励磁电压模拟量信号输出，供远方指示之用，其中励磁电流二个模拟量输出分别用于测量发电机励磁电流和强励电流，相应按此原则配置变送器和分流器，模拟量信号要求由设计院提供；对于故障录波：各配置一个满足录波采样要求的元件提供励磁电流和励磁电压模拟量信号输出，供发变组故障录波之用。另灭磁开关应有励磁电流实时测量信号输出。2.4.4 空冷冷却器1）发电机采用空冷密闭循环通风系统。 2) 空气冷却器应设计成:如其中一个冷却器因清理而停止运行时发电机至少应能带额定负荷连续运行，此时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。冷却器全停后，机组允许带额定负荷的时间不小于30秒。3) 空气冷却器的管子数量具有10%的余量，空气冷却器设计压力为0.6MPa 4) 冷却器的管子为耐腐蚀整体挤片管，布置在定子外壳下部以避免泄露时水直接落在绕组绝缘上。5）冷却器进风温度不大于40 ，允许温升不应超过以下限值：定子绕组：85K（埋置检温计法）转子绕组：90K（电阻法则量）定子铁芯：80K （埋置检温计法）6）设计空气冷却器时，冷却水进水最高温度按35设计，应保证冷却后的气体温度不超过40。气体冷却器的设计，应能使一个冷却器因清洗而停止使用时，应保证电机至少担当三分之二的额定负荷连续运行，电机不超过允许温升。7）空气冷却器二次进水侧设有温度流量调节阀，由投标方提供要求，设计院成套设计。2.4.5 热工检测及控制2.4.5 热工检测及控制2.4.5.1发电机本体的仪表与控制系统必须满足调频调峰等功能的要求。投标方应保证其所供设备的可控性和仪表设备的可靠性。(1) 发电机及其配供设备的设计应能满足机组运行方式要求，并提供实现此功能必需的所有相关资料。(2) 投标方应配合DCS供货商及招标方共同完成机组的功能设计。项目实施过程中，如投标方的系统设计不满足机组功能要求，招标方有权要求投标方按功能增加自动操作设备，所产生费用由投标方承担。(3) 为了满足招标方全厂热控设备选型的统一，投标方优先按照招标方要求选型，最终型号由招标方确定并且不发生费用调整。投标方不可以任何理由拒绝招标方对热控设备选型的统一协调。2.4.5.2投标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。2.4.5.3配合仪控设计的资料要求（1） 投标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。对于投标方配套的控制装置，仪表设备，投标方应提供与DCS控制系统的接口，并负责与DCS控制系统的协调配合，直至接口完备。投标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、DCS厂家及招标方共同完成机组的控制功能设计。（2） 发电机氢、油、水系统的控制逻辑在DCS内实现，投标方负责提供发电机氢、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DCS设计联络会，并配合现场调试工作。（3） 投标方应提供详细的发电机及其氢、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） 投标方供货范围内应提供的资料如原文不是中文版，投标方应分别提供中文和英文版本的资料。投标方对中、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，投标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WORD格式。2.4.5.4仪表技术要求（1） 投标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、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。投标方在合同文件中将详细清单交招标方确认。热工设备及接口均采用国际单位制。（2） 投标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）。（4） 所有的变送器为二线制智能变送器（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的螺纹电缆接口。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 DC、3A或110V DC、1A。逻辑开关的回差要满足控制要求。（6） 投标方应将其提供的仪表及控制设备连到投标方提供的接线盒或现场控制盘上。所有模拟量接口信号为带HART协议的420mA（热电偶及热电阻变送为带HART协议的420mA信号），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投标方提供。（8） 随发电机本体配供的系统（包括氢气、密封油、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）均由投标方提供，并按系统提供详细的仪表供货清单由招标方在设计联络会确认，仪表数量、配置、功能满足招标方与设计院要求。（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级，盘面直径不小于150mm（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420mADC控制信号，具有420mADC的位置反馈，负载能力不低于250W。所有控制用调节阀，均提供电动或气动装置接线图。（15） 发电机氢气，密封油系统中配供的所有仪表和控制设备应满足爆炸危险环境电力装置设计规范（GB 50058 -2014）的要求，对防爆区域内的仪表和控制设备，应采用隔爆型。2.4.6 检测及控制2.4.6.1温度检测原则上温度信号（包括RTD及TC）,通过带HART协议的温度变送器统一变送为420mA信号，送至DCS系统。选用国际知名品牌一体化智能温度变送器（可编程），根据实际情况特殊场合可选用分体式温变。（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。检测元件的接线应引至安装在发电机本体附近的接线盒。单支测温元件宜有备用测点。单支测温元件选用一体化温度变送器，在铠装温度元件顶部接线盒环境温度超过50，P&ID有特殊要求或安装位置不易观察的场合，可采用分体式温度变送器。（2） 随发电机本体提供的用于一次温度测量的热电阻采用双支Pt100型，精度为A级，三线或四线制；一次测温热电偶采用双支K分度，精度为I级，其中双支热电阻（偶）一支与温度变送器连接供实际测量使用，另一支与温度变送器连接作为测量备用。其变送后的双支或冗余接线要求引至随发电机配供的本体接线盒。（3） 发电机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. 铁芯温度c. 冷热风温度d. 轴承金属温度2.4.6.3其它必要的仪表和设备（1）发电机本体留有轴承振动及大轴振动测量元件的安装接口，测量元件由汽机供货商成套提供，投标方应提供技术配合。（2）为满足发电机的监控要求，投标方还应提供其它必要的仪表检测设备，至少包括：l 发电机绝缘过热监测装置l 发电机漏液报警装置l 局部放电监测装置（3）发电机轴系应装设测速盘，用于转速/功角测量，测量元件由汽机厂提供。2.9.3 电源要求2.9.3.1招标方提供的控制电源为交流220V10%，50 2.5Hz直流220V。2.9.3.2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/220VAC电源。现场电磁阀采用ASCO或HERION，低功耗、隔爆式、带接线端子型。2.4.7 仪表阀门2.4.7.1 投标方应预留发电机本体及水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。2.4.7.2 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。2.4.8 阀门执行机构2.4.8.1电动执行机构技术要求（1） 供货范围内的所有电动执行机构配有提供手动操作机构及机械限位装置。（2） 所有开关型电动阀门的电动装置采用智能型一体化产品（包括减速箱），即：电动装置内装设有接触器、热继电器等配电设备，招标方仅提供380/220VAC电源和控制指令。电动调节阀接受420mADC控制指令并具有420mADC的位置反馈。电动阀门在全开全关位置应各配有2开2闭接点输出的行程开关，以及力矩开关、故障信号等状态信号，接点容量不小于220V AC、5A，220V DC、3A。（3） 投标方应提供阀门电动执行机构清单，包括型号、电压等级、容量、品牌、产地等内容。电动执行机构应提供接线图资料。（4） 电动执行机构的进口范围与阀门相同。2.4.8.2气动执行机构技术要求（1） 气动阀应按系统控制要求配供所有附件如定位器、电磁阀、行程开关、二线制位置变送器。每个气动阀应配置空气减压过滤器，定位器采用带HART协议智能型进口产品，与位置变送器采用一体化结构。招标方供气压力为0.40.8MPa。（2） 气动执行机构具备失气、失电、失信号保持功能；开关型气动阀门的执行机构在失气、失电、失信号工况使阀门向人员和过程安全方向动作。（3） 投标方应提供阀门气动执行器清单，包括型号、电压等级、容量、品牌、产地等内容。气动执行器应提供气源接管图。（4） 气动执行机构的进口范围与阀门相同。2.4.9 检测仪表和控制设备选型原则2.4.9.1随发电机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，并经招标方认可。成套配供的热工检测仪表和控制设备在本条各项要求的范围内选择，本协议未给出选型意见的仪表和控制设备由投标方根据以往工程经验尽量列出三家分包商供招标方选型。投标方给出选型范围内各家同类产品的报价，并以其最高价计入总价，最终选型由招标方确认且不发生合同费用的增加。选型原则如下：2.4.9.2投标方提供的变送器、压力开关、差压开关、温度开关、流量开关、电磁阀等设备，应采用进口优质产品。最终设备选型由招标方确认。2.4.9.3投标方提供的热电偶应采用双支K分度，热电阻应采用双支PT100。热电偶和热电阻采用国内名牌优质产品,设备选型由招标方确认。2.4.9.4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。2.4.9.5 电磁阀均采用进口产品。2.4.9.6就地显示液位计采用不锈钢磁翻板液位计。远传液位计（4-20mA）采用导波雷达液位计，采用进口原装进口产品，提供原产地证明。2.4.9.7过程开关和继电器选用进口产品；按钮、指示灯及盘柜内电气元器件等采用合资产品，设备选型由招标方确定。2.4.9.8应的电磁阀采用220VAC电压等级。2.5 试验、检验要求1、转子超速试验，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。2、定、转子绕组的绝缘电阻及定、转子绕组耐压试验按IEC标准中的规定进行。3、根据JB8446要求检查转子匝间短路。4、发电机本体、励磁系统应在出厂前试验合格后方可交付。5、详细的试验、检验项目按附件四