重庆市巫山县千丈岩梯级电站工程招标文件

1、重庆市巫溪县土城二级水电站 增效扩容工程水轮发电机组设备招标文件技术条款招标单位： 编制单位： 代理机构：二零一二年二月第 1章 一 般 规 定 与 规 范1.1 承包范围：卖方按合同要求承包2 台卧轴单轮双喷嘴冲击式水轮发电机组及其附属设备的设计、制造、工厂试验、包装、发运、运输、交货、指导安装及安装质量监督，以及参加现场试验、试运行和交接验收等。具体范围如下：（ 1 ） 2 台卧轴单轮双喷嘴冲击式水轮机。包括水轮机本体及油、水、气管路相关附件、过速保护装置、控制元件及管路、监测设备、盘柜、自动化元件及测温制动柜、水轮机安装器具、专用工器具、备品备件等； 2） 2） 2 台水轮机进水主阀装置

2、。包括旁通阀、伸缩节，并配套阀前法兰及相应的紧固件和密封件。 3） 3） 2 台卧轴单轮双喷嘴冲击式水轮机专用微机调速器； 4） 2台1250kw卧式水轮发电机、包括发电机本体、测速装置、冷却系统、润滑系统、制动装置、锁锭装置、辅助控制元件、监测仪表、自动化元件、端子箱、中性点电流互感器、机端电流互感器以及上述设备供货范围内所规定的预埋、管道、 阀门、 电缆和配件等、专用工器具、备品备件等； 5） 2台1250kw发电机无刷微机励磁系统。（ 6）每台机组配套自动化元件。卖方负责所有设备的接口连接。凡属本协议中未能提到的而又属于一台完整的机组所必须的零部件及元件，卖方均应负责提供，不另计价。1.

3、2 电站概况1.2.1 电站现状巫溪县土城二级水电站工程位于重庆市巫溪县土城乡境内，其上级电站（土城一级电站）坝址位于汤家坝河与支流大洞溪汇合口下游约100m处，一级电站厂址位于坝址下游约1.0km处的拱桥处；二级电站厂址位于土城乡场镇上游约0.5km 处， 一级电站厂址距巫溪县城约88km，二级电站厂址至巫溪县城约80km; 一、二级电站厂区对岸均有巫城（巫溪 -城口）公路经过，二级电站厂区需修进厂交通桥，工程施工对外交通不太方便。该站业主为巫溪县远大公司，该公司为重庆水投集团所属企业。土城二级水电站于1993年投运发电，装机容量 2X 320KW电站大多设备从投运发电至今已运行近20年，受

4、工程建设年代、经济条件及设备制造厂家当时技术水平所限，目前水轮发电机组及其附属设备基本都是建电站时的老设备，设备磨损严重， 强度降低，维修工作量大，安全性、可靠性逐年下降。 其装机容量主要根据当时当地的用电情 况确定，电站装机规模过小，造成电站弃水量大，水资源利用率低，需技术改造，提高水资源 有效利用，达到增加企业发电效益。电站原水轮发电机组铭牌参数如下：1）水轮机：型号QJ22-W-70/1x 9额定水头140m转轮直径0.7m额定转速750r/min飞逸转速1500r/min额定出力355kW额定效率82%额定流量0.33m3/s2）发电机：型号 TYPESFW-850-8额定容量 320

5、kw额定转速 750r/min效率 80%功率因素 0.8额定电压6.3KV冷却方式管道通风励磁电流 577.3A1.2.2 电站改造后动能参数改造后电站主要动能参数如下表：项目参数备注引用流量（m3 /s ）2.0单机1.0最大水头（m）144. 0额定水头（m）143.0最小水头（m）141.5装机容量（KVV2500单机1250装机台数（台）21.3 标准与工艺1.3.1 招标文件中采用的技术标准名称和编写代号：机构名称缩写中华人民共和国国家标准GB中华人民共和国电力行业标准DL国际电工委员会IEC国际标准化组织ISO美国材料及试验学会ASTM美国机械工程师协会ASME原水电部标准SD原

6、机械部标准JB原石油部标准SY原冶金部标准YB其它部（委、局）与招标设备相关的标准卖方采用的标准应不低于中华人民共和国国家标准及电力行业标准和原水电部标准。国外合作厂家采用的标准应不低于上表所列的国际标准或相关所在国的国家标准。1.3.2 选用的标准，应是在招标书发出前已颁布的最新版本，若标准之间出现矛盾时，以较高要求为准。本招标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。1.3.3 若投标单位采用上述以外的标准时，须在投标文件中说明，并征得买方同意后方能使用。1.3.4 卖方采用未经工程使用检验或未取得成功经验的新工艺或新材料，须加以说明，并征得买方同意后方能使用

7、。1.3.5 设备制造应采用先进的工艺，以保证各种运行情况下运行可靠。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、过度变形和过量磨损。零部件应有良好的互换性和便于检修。设备的主要零、部件材料、生产工艺及应用技术标准，应在投标文件中说明。1.3.6 卖方应提供转轮翼形和水斗检查样板。1.3.7 所有螺钉、螺母、螺栓、螺杆和有关管件的螺纹应使用G刖准。1.3.8 卖方提供的机组备品、备件结构上应便于拆装和更换，并应有互换性。1.4 材料1.4.1 所用材料应满足设备安全可靠和经济运行的要求，符合国家标准。1.4.2 材料标准灰铁铸件GB9439-88碳素钢铸件 优质碳素结构钢 碳素结构

8、钢 不锈铸钢 不锈钢钢板 低合金结构钢GB5676-85GB699-99GB700-2006JB/ZQ4299-96GB3280-2007GB1591-2008锅炉和压力容器钢板GB713-2008碳素钢板轧制钢板GB708-2006 GB709-2006无缝钢管GB8163-99不锈钢无缝钢管GB/T14976-94低压流体输送用焊接钢管GB3091-2008 （镀锌）GB3092-93（不镀锌）电焊钢管YB242-63GB912-2008铸造铜合金GB1176-87以上标准均以最新版本为准O1.5 材料试验重要零、部件的材料，应按规定对同批号或同炉号材料，在工厂进行化学成分分析、机械性能及

9、电气性能试验，1.5.1 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。1.5.2 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上应做弯曲试验，以及规定的试验。如承包单位提供符合规定的证明，对主要部件所用板材可免做冲击试验，由此减少的价格在投标书中予以说明。试验完成后，应提出合格的材料试验报告，其成果送买方4 份。 试验合格证应标记在所用材料的部件上。1.6 工作应力1.6.1 设计中应采用合理的安全系数，特别是承受交变应力、冲击、脉动和振动的零部件更应可靠。设备的设计中，应考虑在所有预期的工况下具有足够

10、的刚度和强度。一些重要的连接部件要兼顾其韧塑性能，设备各零部件的倒角应采用适当的倒圆，且与临近表面的连接是光滑和连续的，以减少应力集中。1.6.2 在设备额定运行工况下，材料应力不应超过表 错误！未找到引用源。所列规定。1.6.3 此外，在正常运行工况下，铸铁最大剪应力不得超过19.6MPa,其它黑色金属的最大剪应力不得超过许用抗拉应力的60%主轴和导叶轴颈的最大扭剪应力不得超过许用抗拉应力的50%1.6.4 在最大水头下，暂时过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%冲击式转轮（25级站）各部位最大应力不应超过材料屈服强度的1/18。1.6.5 在最大飞逸转

11、速下，工作应力不得超过屈服强度的2/3。1.6.6 当剪断销破坏时（1级站），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50%表错误！未找到引用源。错误！未找到引用源。材 料最大许用应力抗拉抗压灰铸铁极限强度的1/1070MPa普通铸钢合金铸钢极限强度的1/5且屈服强度1/3向抗拉碳素锻钢屈服强度的1/3向抗拉钢板（对于重要受力部件）极限强度的1/4向抗拉高强度钢板（对于高应力部件）屈服强度的1/3向抗拉一部件钢板屈服强度的1/2向抗拉1.7 焊接1.7.1 焊接工作一般采用手工或半自动气体保护电弧焊，有条件时可采用自动焊。对于需要消除内应力的机械加工件，应在消除内应力后再

12、进行精加工。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。重要部件的焊缝，严格按规定检查，或射线照相法检验或超声波探伤。1.7.2 一级站混流式转轮在室温1535 c条件下进行焊接，焊件不预热，以便与电站大修焊补1535c条件下工作条件一致。转轮应采取消除焊接内应力的措施，而不降低其耐磨性能。1.7.3 工地焊接的部件，坡口合理，表面平整，尺寸符合要求，一律在室温 焊接，焊件不预热。1.7.4 焊接压力容器部件的焊接办法、工艺及焊接工应符合GB150钢制压力容器标准中的有关规定，焊工必须通过考试取得合格证，以供驻厂代表随时抽查，工厂焊接异性金属或不锈钢的焊工必须经过考试合格后上岗，并

13、由驻厂代表见证。焊缝长度的合格率应为99%，不锈钢焊缝同一部位缺陷处理不能超过2 次。1.7.5 在工地焊接设备时，焊工考试所需的材料、试块、 焊条卖方免费提供，现场如有必要考试由卖方提出焊工考试程序，理论考试和实际操作考试由卖方的驻工地代表、安装监理认可。 1.7.6 设备在工地焊接时，卖方应按额定金属填充料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。 1.7.7 焊缝应有良好的外观，呈鱼鳞波状，若有焊瘤、焊疤等 , 应处理平整圆滑, 适于表面涂漆。无内外任何焊接缺陷，所有需采用X射线探伤或其他无损探伤检验的焊缝过水表面的焊缝应磨 光成流线型。压力容器上的焊缝

14、打磨处理时, 应不削弱其结构强度。1.8 无损检测1.8.1 无损检测应按有关国家的标准或中国部颁标准的规定执行，或参考美国ASM所准的规定进行。 1.8.2 无损检测方法主要采用磁粉法、染色法和超声波探伤。射线探伤用于高应力部件或某些关键部件的探伤。如用其它方法检查、解释不清或有疑问时，也可采用射线探伤法。 1.8.3 卖方应将无损检测的详细工艺提交买方审查。 1.8.4 水轮机压力容器部件的焊缝及转轮、压力油罐，发电机主轴、转子等焊接件的焊缝均应进行无损检测。 1.8.5 对于水轮机转轮铸件、和其它主要铸件应按规定进行无损检测。 1.8.6 上述设备部件进行无损检测后，应提交无损探伤检测报

15、告，报买方并存档备案。 1.8.7 对于水轮机和发电机主轴、法兰连接螺栓等锻件应进行无损检测。将检验结果报买方并存档备案。1.9 钢铸锻件1.9.1 钢铸锻件质量应符合有关国家标准，应无任何铸锻缺陷，应均质、化学成分不能偏析。1.9.2 铸件应经无损检测合格，且表面应无目检可见的气孔、砂眼、夹渣和裂纹等缺陷。如发现主要缺陷，买方将要求进行X射线检查，所需费用由卖方支付。1.9.3 卖方在机械加工过程中，发现缺陷，应及时口头告之驻厂代表查证。卖方应将铸件次要缺陷及时用书面报告给驻厂代表，并将修补技术措施用书面报告提交买方及驻厂代表备案。对于铸锻件的主要缺陷影响到部件性能、强度和使用应作废品处理，

16、如卖方认为还可处理，买方同意修补，应由卖方提出详细的处理技术方案，交买方审查后再进行修复。修复后要求性能强度必须达到标准，并与图纸要求相符，必要时应重新进行热处理。1.9.4 铸锻件次要缺陷系指其深度不超过板厚的 20%最大深度不超过 25mm且需补焊的面积 小于1000mm/m2的缺陷。超过次要缺陷的界限或若干次要缺陷累积在一起时，则认为是主要缺陷。1.9.5 铸锻件运至工地产生扭曲变形或发现主要缺陷时，将被拒收。1.10 部件及焊接表面加工1.10.1 水轮机过流部件表面应保证有平滑的流线型，部件接头处表面要齐平，转轮、喷嘴、 喷针、配水环管等过流面上无凹凸不平或不完整的情况，以免造成脱流

17、和局部磨蚀。1.10.2 水轮机通流部件、连接件及发电机部件的表面的粗糙度Ra,不得超过GB10969水轮机通流部件技术条件和表1.10规定。表1.10水轮机表面粗糙度最大允许值部位Ra( m)所有轴承和密封的滑动接触表向0.8其它滑动接触表面1.6固定接触表面要求紧配合的3.2不要求紧配合的6.3其他机械粗加工表向12.5转轮水斗内表向1.6转轮水斗外表向1.6 12.5喷针头和喷嘴口环0.8喷嘴过流表面1.6折流板过流表回3.2主轴不接触表向3.2轴承轴颈处0.8法兰面1.6接力器接力器缸内壁0.8 1.61活塞杆0.4:活塞环0.4球阀密封表囿0.8推力轴承镜板面0.2镜板、推力头结合面

18、1.6内、外园表向3.21.11 防护、清扫及保护涂层1.11.1 所有设备部件出厂前应清扫干净，不得有毛刺存在，并根据其特点采取防护措施。1.11.2 设备、部件和管道涂料颜色符合合同要求及GB8564 88水轮发电机组安装技术规范 。涂底漆前的表面处理应符合相应的涂料工艺要求。1.11.3 不锈钢部件表面，不得涂妨碍目测检查的保护层。1.12 设备颜色在合同签订后，由双方最后确定各种设备外表的涂料颜色。涂漆项目应在出厂前完成，部分项目必须在工地完成的，应征得买方同意，卖方应提供足够数量的备用涂料，供现场修整、修复设备表面涂料之用。1.13 润滑油及润滑脂1.13.1 水轮发电机组各轴承的润

19、滑油、蝶阀控制系统、球阀控制系统及调速系统的操作油，应用同一种牌号的汽轮机油。即GB11120汽轮机油（LTSQ标准的46号汽轮机油。1.13.2 机组部件采用的润滑脂，尽可能使用相同牌号的润滑脂。1.14 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IEC60193、IEC6041 和 IEC60198 的有关规定，应采用不锈钢制作。1.15 管路、阀门及附件1.15.1 管路系统设计、材料、 安装、 试验应符合GB8564 2003水轮发电机组安装技术规范的有关规定。1.15.2 机组、调速系统及进水阀系统的所有油管路，均用无缝钢管，连接采用法兰或卡套式管接头。

20、固定与活动部件的连接管采用标准的软管及软管接头。内径12mm及以下的操作油管及接仪表的管子，采用紫铜管和扩口式管接头。1.15.3 管路连接所用的阀门、法兰、螺栓、螺帽、垫圈、衬垫、填料、支架等均由卖方提供，所有衬垫和填料应遵照标准采用适合的材料。1.15.4 卖方设备之间的连接管路、阀门及附件均由卖方提供，阀门采用不绣钢。与水轮机及发电机等设备连接的油、气、水管路及管件，卖方供应到机组外1m处。1.15.5 凡与买方自备管路相接处的法兰，均由卖方成对（即2个）提供。1.16 备品备件1.16.1 随机备品备件，应满足机组正常运行五年的需要，卖方应附上备品备件清单。在质量保证期因设备缺陷损坏的

21、，由卖方另外免费提供，不在随机备品备件之列。1.16.2 卖方提供的备品备件，应能互换，材料和质量应与原设备相同。1.16.3 备品备件包装箱上应有明显的标记，注明“备品备件”箱。并提供储存保管这些备件的要求。在规定的条件下，备品备件不变质的允许保存期：线圈、磁极及轴瓦为10 年，其余为 5 年。1.16.4 应在最后一台机组交货的同时，供应备品备件。1.17 基础埋设材料卖方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、其它在浇筑混凝土时需拉紧、支撑和固定设备的基础材料，并应随设备一起提供。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

22、地将部件定位。1.18 吊装附件在所有设备和现场组装的部件上，均应设供吊装用的吊耳及吊环等。在安装和组装过程中， 凡须用厂房起重机或葫芦吊钩吊装的设备部件，其吊具及机组安装和检修所必须的专用工器具均由卖方供给。1.19 铭牌每台设备均应按规定设永久铭牌，固定在设备的明显位置。水轮机与发电机共用一块铭牌。铭牌上应标有制造厂名称、设备出厂日期、设备型号、编号、主要参数及其它重要数据。1.20 电站供给的公用设施1.20.1 电站提供消防水源及生产生活水源，水质清洁，水压 0.30.4MPa。1.20.2 厂用电为三相交流电源，50Hz， 380/220V， 电压波动范围为85% 115%； 频率波

23、动范围为± 0.2Hz,供控制和保护用的直流电源为220V,电压变化范围为 85%P110%1.21 辅助电气设备、电线和端子1.21.1 交、 直流电动机的电压应符合1.20.2 供电电源的电压。交流电动机应为防护型感应式，绝缘等级均为F 级，防滴漏型。1.21.2 控制电缆或导线应为铜芯，额定电压不低于500V。发电机风道内的导线应有保护管。电缆及导线应排列整齐，全部引出线应在端子箱或端子板上连接，并至少留有20%的空端子。端子板应设保护罩。1.22 试验计划卖方应按工程进度提出工厂试验计划，在实施前60 天提交给买方及驻厂代表，由买方核准后执行。试验计划包括试验项目、试验准备、

24、试验程序、试验过程、判定标准和试验时间。1.23 工厂装配与试验证明1.23.1 按规定由卖方在工厂内试验、装配和进行质量检验所得到的成果、试验报告和质检记录， 抄送买方及驻厂代表各2 份。 经驻厂代表复检认可后，设备才能装箱发运。卖方应将工厂装配的设备和试验项目、工艺、检验大纲和时间安排，在实施前60 天通知买方及驻厂代表。1.23.2 卖方未经买方的书面同意，不得对合同中规定的设备性能及重要部件材质进行变更或替代。1.24 包装与标志1.24.1 设备的包装运输应符合产品包装运输管理条例及JB/DQ1222-87水轮发电机包装运输技术条件有关规定，并由卖方负责。1.24.2 对设备加工面应

25、采取适用的防锈措施和用木材或其他软材料加以防护。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。对于刚度较小的部件，采用加（焊）支撑以防变形。对零散件及运输易损件，用集装箱运输。1.24.3 包装箱外部标志及起吊位置应符合GB/T1338 92机电产品包装通用技术条件及GB/T19173包装储运指示标志的规定。1.24.4 包装箱外壁应标明：收发货单位名称、地址、货物名称、产品净重、装箱重、重心线及吊索位置，箱子外形尺寸，共xx箱第xx箱，轻放或不得倒置等字样或标志。1.24.5 包装箱中应有装箱单、明细表、产品出厂证明书、合格证，这些文件、图纸及

26、资料均放入装在包装箱内上层并经固定的密封盒内。随机技术文件及图纸应另行邮寄以免影响进度。1.24 卖方提供的图纸和资料1.24.1 卖方应向买方提交下列图纸和资料供审查：合同规定提交的图纸、设备技术条件和设计说明书、设备安装、运行及维护说明书；机组自动操作系统图及开、停机程序；现场试验大纲；水轮机模型试验报告和其他试验报告，以及其他必需的图纸资料。1.24.2 卖方应提交一份交付图纸资料清单，注明交付日期。买方授权电站设计单位负责图纸资料审查。1.24.3 卖方提交中间审查图纸资料8套和2套AUTOCADR2000子文档，其中4套图纸资料和1套AUTOCADR2000子文档直接提交电站设计单位

27、，其余交买方。审查后需要修改的图纸和资料，卖方应按纪要规定的时间重新提供。1.24.4 卖方提交全套完整的图纸资料10套和2套AUTOCA电子文档，其中4套图纸资料和1套AUTOCAD子文档直接提交电站设计单位，其余交买方。机组设备全套完整的图纸资料详见表7 1中全部图纸，由卖方一次提供，作为设计、供货的依据。1.24.5 交付图纸资料的计划表，作为合同中有关图纸资料交付期违约考核的依据。1.24.6 卖方在设备设计过程中及电站设计单位在电站设计过程中，遇到设备特性及技术参数调整等事宜，可由双方直接联系和处理。凡涉及设备价增减的，事先应取得业主认可，方能达成最后协议。其来往函件应抄送业主。第2

28、章水轮机组性能保证及主要结构2.1 水轮机性能保证2.1.1 出力：在表2.1-1水头条件下，水轮机在额定转速运行，其出力为：表 2.1-1净水头(m)出力（KW/取大水头144.01315额定水头143.01315最小水头141.513152.1.2 效率：额定效率和最高效率见表2-2。表 2.1-2额定出力时效率最局效率原型机效率模型机效率原型机效率模型机效率>87.0>89.0>88.6>90.62.1.3 额定转速：500r/min2.2 调节保证2.2.1 在额定水头、额定出力运行时，全厂突甩满负荷的最大转速上升率不大于30%;2.2.2 在最大水头、额定出力

29、运行时，全厂突甩满负荷的最大转速上升率不大于30%;最大压力上升不超过20%2.2.3 折向器关闭时间 2s_,喷针关闭时间 30s （可调）。机组所需gD待厂家确定后，制造厂应进行机组调保计算，提供相应的调节保证值及调节保证结果。2.3 空蚀保证冲击式机组空蚀保证期为水轮机投入运行后两年或实际运行时间达8000小时，以先到为准。空蚀保证量按 GB/T19184-2003水斗式水轮机空蚀评定。2.4 漏水保证水轮机喷嘴在全关时不漏水。2.5 运行稳定性和噪声2.5.1 在规定的全部运行水头范围内，水轮机能在空载下以额定转速稳定运行。2.5.2 在规定的全部水头范围内，相应水头下25%-100%

30、勺机组最大保证出力范围内，水轮机能稳定运行。2.5.3 在全部运行范围内（包括甩负荷），机组各部位的振动、摆度值不大于 GB8564-2003水轮发电机组安装技术规范中规定的运行值。2.5.4 在全部运行范围内，距机壳周围1米处的噪音不超过 85dB （A）。2.6 飞逸转速飞逸转速（喷针在最大开度位置，水轮发电机空载，最大水头时）为 r/min ,机组 所有的转动部分应能安全承受此飞逸转速5分钟不产生有害变形。2.7 可靠性2.7.1 水轮机转轮大修间隔大于8年；2.7.2 退役前的使用年限大于 40年；a.可用率大于99.5%;b.无故障运行时间20000小时。2.8 水轮机组主要结构水轮

31、机为卧式单轮双喷嘴水斗式水轮机。由转动部分、喷嘴、控制部分、机座装置和管道装配组成。机组采用两支点结构（轴承由发电机提供）。其转轮装于发电机轴上，藉平键传递力矩，喷管由机壳支承，喷管前装有弯管，伸缩节与主阀。喷管上装有折向器，喷针接力器连 于喷针杆上，折向器与喷针由调速器通过液压控制机构操作。本机的喷针接力器操作油源引自调速器的油压装置。2.9 主要部件2.9.1 转轮水斗采用ZG0Cr13Ni5M。精炼不锈钢整体铸造。水斗型线要求采用数控机床按IEC标准加工、检验，并采用 UT、MT检查铸造质量，以保证运行安全可靠。转轮与主轴采用键传递扭矩。转轮加工完毕后，按照JB/T6752-93 试验规

32、程，在厂内做静平衡试验。2.9.2 机壳与机壳盖机壳采用钢板焊接或铸造结构，具有足够的强度和刚度，双层结构具有防结露及消除噪音的措施，并便于检修。机壳上应设有补气管，其作用是补充射流带走的空气，防止机壳内产生局部真空，保证排流通畅，机壳设有检修门上机壳与下机座间采用。型密封圈密封以便检修2.9.3 喷管喷管是水斗式水轮机的导水部件，高压水流经过其中由喷嘴头、喷针头和喷嘴口组成的射流道时，水流能量全部转化为速度能，形成高速射流，射向水斗，推动转轮旋转。喷针、 喷嘴口与喷嘴头应具有精确的几何形状和光滑的流道表面，加上喷嘴入口附近装有很长的流线型导水叶栅，消除弯管影响，从而， 能够形成紧密的射水柱，

33、使其水力效率保持在94%以上。喷针应能够在喷针接力器的操纵下前后移动，改变过水断面积，调整射水柱直径，使之适应负荷调节的需要，当喷针与喷嘴口接触，即处在全关位置时，又能封住水流，起阀门的截流作用。喷针头和喷嘴口均用2Cr13 不锈钢锻制，表面采用渗氮处理。具有良好的抗汽蚀、抗泥沙磨损性能。喷针及喷针接力器活塞和活塞杆密封应采用耐油耐磨的密封件，并应采取有效措施防止接力器活塞油腔进水。喷嘴的操作油压为4.0Mpa。采用内控式喷嘴结构，喷针开度在满负荷（6300kw）时应在75%85%范围内。接力器活塞采用球墨铸铁、活塞杆用不锈钢材料制造，接力器油缸和喷管等 采用可焊性好的高强度碳素钢（无缝钢管）

34、制造并保证其刚度及强度要求。喷针和折向器为微机单元控制，采用独立的机械液压控制回路分别控制喷针和折向器，喷针和折向器应由独立的接力器。喷针应由单独的开度指示并配有显示全关、空载及全开位置的行程开关，折向器应有单独的位置指示并配有显示投入和切除位置的行程开关。喷针的启闭时间由喷针接力器和控制阀油路间的调节阀整定。喷针接力器的后部，应装有手动操作机构，当机组发生紧急事故且调速器及油压装置均失灵， 喷针及球阀都无法自动关闭时，将喷针尾部插板推到手动位置，即可转动手轮关闭喷针。另外， 在调速器及其它自动化系统发生故障，需立即检修，而机组又不允许停机时，可将折向器固定在全开位置，手动操作喷针继续运行。此

35、时， 若发生油阻尼现象，则可拉控制阀活塞予以消除。2.10 控制机构水轮机应采用双重调整机构，当机组突然甩去部分或全部负荷时，折向器可以在调速器的直接控制下迅速切入射流，部分或全部射流转向且扩散成扇形直接排入尾水渠，从而防止水斗继续部分或全部受水，降低机组的速率上升值，同时，由于调节阀的作用，喷针缓慢关闭，使引水钢管内的压力上升不致过高，而在正常运行时，折向器与喷针随负荷的小量变化协联动作，并不切入射流。2.11 制动喷嘴机组设置反向制动喷嘴和相应的自动化元件供机组制动，采用自动和手动控制。2.12 平水栅在转轮下部基坑内衬里设置可拆平水栅，起消能作用。并作检修平台。第3章 发电机性能保证及主

36、要结构3.1 水轮发电机性能保证3.1.1 额定容量为 1250kw/1563kVA。发电机出线电压为6.3KV,在cos。=1时发电机持续容量不小于1563 kVA 。卖方应提供发电机在各种工况下的功率特性图。3.1.2 发电机主要技术参数项目参数额定出力（kw）1250额定容量（kVA）1563功率因数cos （f）0.8额定转速（r/min ）500额定效率（%）95额定电压（kv）6.3发电机形式卧轴两支点绝缘等级F冷却力式管道通风3.1.3 在额定转速、额定容量及额定功率因数情况下，发电机额定效率不低于95%,在投标书中应给出设计值1.5%? m3.1.4 短路比保证值>1.0

37、3.1.5 线电压的电话干扰谐波因数（THF）3.1.6 发电机飞轮转矩GDt3.1.7 电压波形畸变率5%3.1.8 最高温升 定子铁芯（埋入电阻法）80K 定子绕组（埋入电阻法）80K 转子绕组（电阻法）90K轴承最高温度65K3.2 发电机结构发电机在安装检修时的起吊方式为定、转子分发电机为卧轴两支点结构，尾部装设飞轮。开起吊。冷却方式采用管道通风冷却结构。3.3 主轴材料发电机主轴材料为20SiMn 锻钢。主轴必须经适当的热处理和全探伤检查，并提供探伤检查报告。3.4 绝缘等级及铁芯要求发电机定、转子采用F 级绝缘， 铁芯采用优质硅钢片，硅钢片的单位损耗要求小于1.2W/kg 。3.5

38、 温度定子测温采用铂Pt100 测温电阻配数字式温度显示器，定子温度不超过120，转子温度不超过130。3.6 轴承润滑、冷却轴承温度不超过65。轴瓦材料采用巴氏合金。3.7 飞逸发电机飞逸5 分钟不产生有害变形。3.8 防噪采取降噪措施。3.9 检验发电机在厂内制造好后做整体拖动试验合格后出厂。3.10 可靠性保证大修间隔时间大于6 年；退役前使用年限大于40 年；可用率大于99.5%；无故障运行时间16000 小时。3.11 水轮发电机性能及结构说明3.11.1 概述（ 1 ）发电机定子机座用螺栓固定在埋于混凝土基础的底板上，用定位销定位。机座、底及半数磁极短路的板、 紧固件等应能安全地承

39、受在运行时由于突然短路故障引起的暂态力矩，单侧磁拉力。设计中应充分考虑了安装、调试的方便。（ 2）轴承应能承受发电机转子、水轮机转轮、主轴的重量。轴承载荷和发热计算时，应留有足够的裕度。（ 3）发电机轴承座、底板及结构部件应充分考虑避免与水轮机的固有频率发生有害的谐振。轴承座与底板绝缘，防止轴电流。（ 4）在所有运动部件和带电部分周围都应有合适的防护。（ 5） 结构设计时应充分考虑安装和检方便，不移动定子的情况下可对转子进行抽芯检查。3.11.2 底板底板由钢板焊接而成，用来支承水轮机转轮和发电机的重量，应能承受发电机正常扭矩和短路扭矩，有足够的刚度。3.11.3 定子部分3.11.3.1 定

40、子部分由机座、铁芯及线圈等组成。3.11.3.2 机座及铁芯（ 1 ）定子机座用钢板焊成，用以固定铁芯和线圈。定子机座及其附件，能承受各种类型短路和非同期合闸所产生的力。定子机座内设置两根圆钢，用于起吊定子。（ 2）定子铁芯采用低损耗、无时效、优质冷扎薄硅钢片叠成，在工厂内叠片下线，整体运到工地。（ 3）定子铁芯内的通风沟布置得使气流畅顺平稳，让定子铁芯充分冷却，风摩阻损耗最小。（ 4）定子绕组导体材料应为退火铜，其导电性能符合标准，没有裂片、裂纹、粗糙的斑点或尖角。定子线棒应有电晕防护措施：单根线棒应在1.5 倍额定线电压下不起晕；整机耐压时，槽部和端部应在1.1 倍额定线电压下不起晕。10

41、.11.3.3 线圈（1） 定子线圈有三根主引出线和三根中性点引出线，引出点应充分考虑到机坑内的安装方便，并不与空气冷却器安装、检修发生干扰。（2） 定子线圈牢固地嵌放在定子槽内。槽楔要压紧线圈，运行时不允许有松动、脱落现象。（3） 线圈的端部和连接线牢靠地支撑和固定、以防止发电机在可能遭受最严重的短路时引起作用力而产生变形和振动。所有的接头和连接符合有关国家标准的技术要求。（4） 定子线圈均应能互换。3.11.4 转子部分3.11.4.1 转子部分由主轴、磁轭、磁极及风扇等组成。3.11.4.2 主轴(1)主轴采用20SiMn号优质锻钢，并符合 JB/T1270-2002水轮机、发电机大轴锻

42、件 技术条件的规定。(2)主轴经过正确的热处理和探伤检查。主轴应与水轮机转轮配装。(3)主轴能承受最坏运行工况所产生的各种力(包括飞逸工况和发电机发生短路工况) .(4)主轴临界转速比最大飞逸转速高25%3.11.4.3 磁极(1)磁极包括铁芯、磁极线圈、上下托板等。(2)铁芯由1.5mm厚钢板冲片叠压而成。(3)磁极极靴上装纵横阻尼绕组。(4)磁极用" T'尾、斜楔固定在磁轲上。(5)磁极间装设撑块，防止磁极线圈变形损坏。3.11.5 绝缘耐压(1)发电机定子绕组和转子绕组应能承受以下规定的交流50Hz工频电压有效值历时1min试验而不被击穿。定子绕组：2Un+3kVUn一

43、定子绕组额定线电压(kV)转子绕组：若额定励磁电压为500V及其以下，则试验电压为 10倍额定励磁电压且不低于1500V,若额定励磁电压为 500V以上，则试验电压为 4000V加2倍的额定励磁电压。(2)在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。试验时按每级0.5倍额定电压分阶段升高，每阶段停留 1min,其泄漏电流应不随时间延长而增大。 各相泄漏电流的差值应不大于最小值的50%(3)定子单个线棒应在 1.5倍额定线电压下不起晕；整机耐压时，槽部和端部应在1.1倍额定线电压下不起晕。(4)定子线棒介质损失角正切及其增量( tg 8)的限值应不超过下表的规定：试验电压0

44、.2Un0.2Un0.6Un介质损失角正切值及其增量tg 8 tg 8 = tg 8 0.6Un- tg S0.2Un指标值(%)< 3< 1注：表中UN为发电机的额定电压。10.11.6 在下列情况下，发电机应输出额定容量：（ 1 ）在额定转速及额定功率因数时，电压与额定值偏差不超过±5%；（ 2）在额定电压时，频率与额定值的偏差不超过±1%；（ 3）在电压和频率同时发生偏差时，两者误差分别不超过±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%，若电压频率不同时为正偏差时，则两者偏差的百分数绝对值之和不超过5%；（ 4）

45、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。3.11.7 过载能力（ 1 ） 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；（ 2）转子绕组应能承受2 倍额定励磁电流，持续时间不得小于50s；（ 3）发电机在额定电压，额定频率及额定功率因数下，应能在105%额定容量下连续安全运行；（ 4）发电机的所有附属设备应能承受发电机甩负荷时所引起的过频率。3.11.8 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

46、值，且负序电流分量与额定电流之比不超过12%，并能长期安全运行；（ 2）在不对称故障时，短时间允许的不平衡电流，其负序电流I 2的标么值的平方与时间t（s） 的乘积（I 22 t ）不小于40。3.11.9 轴承（ 1 ）两个轴承均为径向轴承。（ 2）轴承能承受机组在各种运行条件下所产生的径向力和轴向力。（3）轴承座对地绝缘，绝缘电阻不低于1MQ,以防轴电流击穿油膜烧坏轴瓦。（ 4）前、后轴承均带有调整垫片，供安装时调整中心高用。（ 5） 轴承座装设合适的密封，以防漏油。（须采用铸钢结构）并消除残余应力以保证轴承运行稳定性。3.11.10 滑环与电刷（ 1 ）滑环与电刷采用高抗（耐）磨性能材料

47、制成，并采取措施严防粉尘污染定、转子线圈，并有单独的罩子保护。（ 2）电刷的布置在飞轮防护罩内，维修方便，能够在发电机运行中直观监视，而不需要移去罩子，刷握采用了一种先进的恒压刷握可使电刷在其磨损前后保持一致，滑环装配便于就地重新抛光其表面。（ 3）滑环及引线的全部绝缘耐油、不吸潮。3.11.11 飞轮（ 1）飞轮采用铸钢制作，按卖方标准设计，并作静平衡试验。（ 2）飞轮防护罩采用钢板焊接结构。3.11.12 附属设备3.11.12.1 润滑轴承润滑采用L-TSA46 汽轮机油。3.11.12.2 冷却系统（ 1 ） ） 轴承根据机组要求按标准采用适合机组情况的冷却结构。在规定的温度下，有足够

48、的能力按轴承运行要求把油冷却；（ 2）全部冷却器包括管路、阀门、配件等均不漏油、漏水；（ 3）冷却器能防止沉淀物堆积，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。3.11.13 检测仪表（ 1 ）机组冷却水均设示流信号器和相关的阀门。（ 2）机组按有关规定配有各部位测温埋设电阻及温度信号器，安装部位有：定子线圈、定子铁芯、轴承的轴瓦及润滑油等。（ 3）轴承上均设有油位信号器及电动油泵等。3.12 轴承型式径向轴承主要承担少量的轴向力及转轮与发电机转子、主轴的径向负荷力，并支撑转动部分在其中转动。两轴承均由轴承座、轴承盖、径向轴瓦、导油罩、端盖、冷却器装配、铂电阻、轴承油位信号器

49、、油管装配等结构组成。轴瓦采用巴氏合金浇铸而成。润滑油为46#透平油。冷却水取自生活用清洁水，进水压力为 0.2-0.3MPa ， 进水温度25左右，轴承设有铂电阻信号温度计，轴瓦最高温度不超过65，轴承体上设有电动油泵，供机组启动前向轴瓦内供润滑油，为了监视油位，设有轴承油位信号 器，轴承盖上设有观察孔和通气塞。75%，机组在飞逸状况下运行不大于机组安装调整后研刮径向轴瓦，接触面积应大于分钟，在25%额定转速下开始刹车。3.13 . 整机稳定运行性能保证在最小净水头至最大净水头的范围内，机组保证在电力系统中带各种负荷稳定运行，在孤立电网中空载运行稳定。第4章 调速系统主要技术要求1 .1主要

50、技术参数2 .调节系统的基本参数(1)喷针接力器动作时间全关闭时间20s60 s全开启时间20s60 s(2)折向器接力器动作时间全关闭时间23 s全开启时间23 s(3)操作油压：4.0MPa3 .调速器参数调整范围调节参数应满足机组稳定运行要求，并在下列范围内连续可调:永态转差率b p(2) P.I.D 参数比例增益k p积分增益k I微分增益kD人工失灵区调节范围0 % 10 %0.5200.05 s 1 10 s -10 s5 s± 1 %,调整分辨率0.01 % 。对并联控制方式的调速器，其比例增益、积分增益和微分增益等除按上述参数折算外,卖方应提交所供调速设备的有关参数范

51、围，并经买方批准。3.转速、出力调节范围(1)转速调节范围(2)出力调节范围0(3)频率调节范围(4)开度调节范围0± 10 %110 %调整分辨率1 %± 10 %调整分辨率1 %110 %调整分辨率1 %4.2功能要求调速系统应具有下述功能，此处未提及而卖方认为是构成一个完善的调速系统所应有的功能也应提供。1 .控制功能(1)快速频率跟踪功能：为了缩短同期时间，调速器应有频率跟踪器，并应具有优良调节 特性，使机组频率快速跟踪电网频率，频率差接近零；(2) 频率稳定功能：使机组频率自动保持在给定频率；(3)输出功率调整和限制功能：不可调的输出功率限制装置要能限制发电机在c

52、os=1时的最大输出功率。可调的喷针限位装置能限制喷针于任意位置(开度)，并使机组保持在给定的位置。2. 寻优功能在正常运行时根据电站水头及负荷变化自动调整喷针开度和投入或脱离运行的喷嘴数以达到机组保持高效率运行。为使喷嘴数变换工况点运行的稳定，加喷嘴的负荷应大于减喷嘴的负荷，加减喷嘴数负荷之差可在3%10 %额定输出功率范围内调整。投入和脱离运行喷嘴的次序可按实际需要设定和改变。3. 自适应功能调速器应具有较强的自适应能力以提高调节品质。应根据喷针开度、有效水头和机组输出功率所反映的运行工况(如空载或并网运行)自行调整调节参数( kI、kp、kD)和控制 结构，以实现在任何工况下均能以相应的

53、最优参数和最佳控制结构参与调控。4. 开停机(1) 正常开停机：调速器应能配合计算机监控系统现地或远方对机组进行正常开停机。(2) 事故停机：根据机组事故信号，由自动装置发出停机命令或计算机监控系统的指令关机至零开度或空载开度。(3) 紧急停机：事故停机失败，或机械或电气过速开关动作，或调速器油压装置低油压或低油位，或手动操作紧急停机按钮时，调速器应根据运行方式并以适当的关闭规律 关闭喷针，以满足水力过渡过程的要求。(4) 闭锁： 在找到事故原因并加以消除以前，事故停机和紧急停机回路应一直保持闭锁状态，只有通过手动操作复归按钮或通过计算机复归程序才能复归。5. 手 - 自动跟踪调速器手动操作时

54、，电气上应有开度跟踪环节，以保证需要时机组能快速无扰动地切入自动。6. 水头反馈机构调速器应设有水头反馈机构，能根据运行水头自动保持最佳的工作喷嘴数和负荷的关系，自动调整空载开度和限制开度。7. 在线自诊断功能和容错功能调速器应具有下述在线自诊断功能和相应的容错功能，并以适当的方式明确指示故障：(1) 模 / 数转换器和输入通道故障；(2) 数 / 模转换器和输出通道故障；(3) 反馈通道故障；(4) 液压随动系统故障；(5) 程序出错和时钟故障；(6) 控制设备故障(包括折向器控制装置故障)和测量信号出错(包括测速系统故障)(7) 事故关机回路故障；(8) 操作出错诊断；(9) 喷针开度限制装置故障；(10) 其他故障。8. 离线自诊断及调