超超临界燃煤空冷机组汽轮发电机设备采购合同技术协议

国电建投内蒙古能源

煤电一体化项目布连2×660MW超超临界

燃煤空冷机组汽轮发电机设备采购合同技术协议目录附件1：技术规范 1附件2：供货范围与交货进度 43附件3：技术文件和图纸的交付进度 50附件4:设备监造（检验）和性能验收试验 54附件5：技术服务和设计联络 62附件6：分包与外购 65附件7：大（部）件情况 66买方：国电建投内蒙古能源代表:设计方：河北省电力勘测设计研究院代表:卖方：上海电气集团股份代表:附件1：技术规范1总则1.1本技术协议书适用于国电建投内蒙古能源煤电一体化项目的子项目，布连发电厂新建2x660MW超超临界汽轮发电机组及其附属设备和附件，技术协议范围包括发电机、氢系统、油系统、水系统和检测装置等，它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。本工程机组为超超临界机组，卖方所提供的汽轮发电机必须与上述参数的汽轮机在各种工况的出力、氢、油、水系统、连接等方面相匹配。1.2在本技术协议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，但卖方保证提供符合本规范和工业标准的功能齐全的优质产品及其相应服务。1.3卖方执行国家相关标准、电力行业标准和有关国际标准。本规范中未提及的内容均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。凡按引进技术设计制造的设备，需按引进技术相应的规范和标准及相应的引进公司和其所在国的规范和标准进行设计、制造和检验。在按引进技术设计制造的同时，还必须满足有关安全、环保、消防及其他方面最新版的国家强制性标准和规范（规定）。1.4本技术协议作为合同技术条款的有效内容，卖方完全接受和同意本技术协议的要求。1.5设备采用的专利涉及到的全部费用均被已包含在设备报价中，卖方保证买方不承担有关设备专利的一切责任。1.6本工程采用KKS标识系统。卖方提供的技术资料（包括图纸）采用KKS编码，具体标识原则由设计院提出，卖方按此原则进行KKS编码的编制。1.7发电机励磁系统由买方单独采购，并由买方负责协调励磁系统生产厂家与卖方的配合，卖方在一联会上提供励磁系统所需要的发电机正确技术参数。因卖方提供励磁系统所需要的发电机技术参数错误而发生的励磁系统故障，将由卖方负责。1.8卖方不对励磁系统本身的技术负责，若由于励磁系统本身问题引起的任何导致机组故障，卖方不予负责。1.9发电机效率计算中包括励磁系统损耗，现买方负责励磁系统，买方保证励磁损耗（励磁变+整流柜损耗）不大于70kW，保证满载效率η不小于%。2工程概况本工程是国电建投内蒙古能源内蒙古煤电一体化项目的子项目，内蒙古煤电一体化项目由伊金霍洛旗煤电一体化和准格尔旗煤电一体化两个煤电一体化项目组成，包括察哈素矿井及洗选厂、布连电厂、长滩西矿井及洗选厂、长滩电厂等四个子项目。布连电厂规划容量为6×660MW机组，分期建设。本期（一期）工程建设规模为2×660MW国产燃煤空冷发电机组，同步建设脱硫设施。计划定于2008年8月开工，2010年6月第一台投产，2010年9月第二台投产。2.1厂址条件厂址所在地国电建投内蒙古能源布连电厂拟建于内蒙古鄂尔多斯市，伊金霍洛旗（简称伊旗）境内。伊旗位于内蒙古自治区鄂尔多斯东南部，北距工业重镇包头市130公里，距东胜29公里，南与陕西煤城大柳塔毗邻。海拔高程1350m～厂区的岩土工程条件厂址上部地层主要由第四纪风积物和冲洪积物组成，地层结构较为简单。其中①层粉细砂呈松散～稍密状态，分布于场地表层，厚度小强度相对较低，不适宜直接作为主要建筑物的地基持力层，基础施工时应全部挖除；②层细砂呈稍密状态，分布不连续，厚度变化大，强度一般，不宜直接作为主要建筑物的地基持力层，但可以作为一般建筑物的直接持力层；③层黄土状粉土具有Ⅰ级非自重湿陷性，可作为一般建筑物的地基持力层，但应考虑其湿陷性影响；④层中粗砂分布较广泛，呈中密状态，强度相对较高，可作为建筑物的主要持力层；⑤层砂岩呈全～强风化状态，分布广泛，强度较高，可作为建筑物的主要持力层。2.1.依据内蒙古自治区地震构造图，从区域地质、构造特征及地震地质诸方面分析，拟选场地附近均无断裂通过，区域上属构造较稳定区，适宜建厂。依据《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001），拟选场地的地震动峰值加速度为，对应的地震基本烈度为6度，按7度设防，地震动反应谱特征周期为0.45s。场地土类型为中硬土，建筑场地类别为Ⅱ类。2.1.布连电厂拟建于内蒙古鄂尔多斯市，伊金霍洛旗（简称伊旗）境内。伊旗位于内蒙古自治区鄂尔多斯东南部，北距工业重镇包头市130公里，距东胜29公里，南与陕西煤城大柳塔毗邻。厂址位于布连乡南偏东约,察哈素井田的中部偏北侧，距井田西北及东北侧边界线分别约为和。从小霍洛至大柳塔的运煤专用道，从厂址的北侧通过，距厂址约2km。2.根据伊金霍洛旗气象站1960～2004年资料，累年特征值统计成果及逐月特征值统计成果见下表。年特征值统计成果统计项目统计值出现时间累年平均气温（℃）累年极端最高气温（℃）1999年累年极端最低气温（℃）1971年累年平均气压（hPa）累年极端最高气压（hPa）1965年累年极端最低气压（hPa）1996年累年平均水汽压（hPa）累年最大水汽压（hPa）2002年累年平均相对湿度（%）51累年最大相对湿度（%）100累年最小相对湿度（%）0累年平均风速（m/s）累年最大风速（m/s）1981年累年最大积雪深度（cm）221978年累年最大冻土深度（cm）2041963年累年平均降雨量（mm）累年最大降雨量（mm）1967年累年最小降雨量（mm）1962年累年最大一次降雨量（mm）累年最大一次降雨量出现历时（d）2累年最大一日降雨量（mm）累年最大一小时降雨量（mm）累年最大10分钟降雨量（mm）累年最大连续降水日数（d）12累年平均蒸发量（mm）2221累年最大蒸发量（mm）1996年累年最小蒸发量（mm）2003年累年最大日平均气温≤5℃1921992年累年最大日平均气温≤10℃2241993年逐月特征值统计成果项目统计年限一月二月三月四月五月六月七月八月九月十月十一月十二月全年平均气压(hPa)1961-2004极端最高气压(hPa)1961-2004极端最低气压(hPa)1961-2004平均气温(℃)1961-2004平均最高气温(℃)1961-2004平均最低气温(℃)1961-2004极端最高气温(℃)1961-2004极端最低气温(℃)1961-2004平均水汽压(hPa)1961-2004最大水汽压(hPa)1961-2004平均相对湿度(%)1961-200453484337384458646055535351最大相对湿度(%)1961-2004100100100100100100100100100100100100100最小相对湿度(%)1961-20040000028530040平均降雨量(mm)1961-2004月最小降雨量(mm)1961-2004月最大降雨量(mm)1961-2004平均蒸发量(mm)1961-2004平均风速(m/s)1961-2004最大风速(m/s)1961-20042..2设计条件2.2.1 机组运行方式 机组能以定—滑—定和定压运行方式中的任何一种 方式进行启动和运行 负荷性质 带基本负荷并调峰运行 机组布置方式 室内纵向布置 机组安装检修条件 机组运转层标高1m 冷却方式 水氢氢2.2.22.2.2a）系统额定电压：500kV（待定）b）系统短路电流：50kA（暂定）c）系统频率：50Hzd）主变容量：3x250MVA2.2.2（1）中压：中压系统为10kV或6KV三相50Hz；额定值200kW及以上电动机的额定电压为10kV或6KV。（2）低压：低压为400V三相50Hz；额定功率200kW以下电动机的额定电压为380V；交流控制电压为单相220V。直流控制电压为110V或220V，来自直流蓄电池系统，电压变化范围为额定值的-20%～+15%直流动力电压为220V，来自直流蓄电池系统，电压变化范围为额定值的-20%～+15%。（3）设备照明和维修电压：设备照明由单独的400/230V照明变压器引出；维修插座电源额定电压为400/230V、50Hz。3工作范围3.1设计分工详见。3.2卖方基本工作范围包括对供货范围内所含设备、结构、材料的设计、制造、测试、包装和发运配合服务等各项工作。3.3卖方的工作范围还包括对设备的安装、校验、启动调试及试运行中的服务、培训。3.4卖方提供发电机的设备及系统主要有(但不限于)：发电机;氢冷却系统设备;水冷却系统设备;油系统设备;故障在线监视装置及其它仪表和控制设备;备品备件;专用工具。4技术要求4.1汽轮发电机组技术要求机组使用寿命(1)所有设备的设计和制造合理，并能安全、稳定和连续运行，在本技术协议书规定的各种条件下发电机组的设计使用寿命为30年。(2)机组在其保证使用寿命期内，能承受下表工况并保证机组在以下给定次数下计算寿命消耗不大于75％：冷态启动：停机72h以上（汽缸金属温度低于该测点满负荷温度的40%以下）100次温态启动：停机72h以内（汽缸金属温度在该测点满负荷温度的40%至80%之间）700次热态启动：停机10h以内（汽缸金属温度在该测点满负荷温度的80%以上）3000次极热态启动停机1h以内（汽缸金属温度仍接近该测点满负荷温度）150次负荷阶跃：>10%额定负荷12000次机组在其保证使用寿命期内，能在额定负荷和1.05倍额定电压下运行，能承受出线端任何形式的突然短路而不发生导致立即停机的有害变形，而且还能承受非同期误并列的冲击。卖方保证定子绕组、定子绕组的固定结构和部件、定子铁芯的固定结构和部件在上述事故中不会被损坏，并提供有关的机械计算报告。主变高压侧误并列，其寿命期内误并网角度＜20°时其次数不受限制，120°为_2_次或180°为_5_次。卖方提交轴系扭振固有频率和疲劳寿命损耗分析报告，包括下列数据：90～135°误并列，疲劳损耗最大值 ％/次；近处短路及切除，切除时间小于150ms时，疲劳损耗％；切除时间大于150ms时，疲劳损耗％；线路单相快速重合闸不应受限制。机组带励磁失步，如振荡电流和力矩小于出口短路相应值时，允许运行时间5～20个振荡周期。汽轮发电机轴系自然扭振频率应在45—55Hz、91-110Hz之外，在下表填入至少1—5阶自然扭振频率数据。阶数频率（Hz）1阶2阶3阶4阶5阶6阶一联会提供7阶一联会提供8阶一联会提供卖方将提供系统严重扰动（包括机端短路、单相重合闸、误并列和切除近区故障等），对本工程汽轮机发电机组轴系扭振疲劳和寿命的损耗的研究报告，供买方审查。在签定合同后2个月内卖方向买方提出为计算所需必要（合理）的系统资料清单，买方在收到清单后2个月内向卖方提供系统资料，在3个月内卖方向买方提交相应的计算结果报告。系统容量与连接：发电机经升压变压器接至500kV系统，升压变压器阻抗暂定14％，系统短路开断电流暂定为50kA，待接入系统审定后最终确定。卖方根据上述资料，并考虑实际供货设备参数，配合汽机厂在轴系扭振疲劳寿命损耗分析报告中提供承受各类冲击能力的资料。机组运行特性(1)机组的负荷变化率当负荷为50%～100%PN时，每分钟不低于5%PN当负荷为30%～50%PN时，每分钟不低于3%PN(2)机组的最低负荷锅炉不投油最低稳定负荷为35%PN工况。(3)汽轮发电机能满足电力系统对采用快关的要求。(4)机组能安全连续地在～5Hz范围内运行，当频率偏差大于上述频率值时，允许运行时间见下表：频率（Hz）允许时间每次（sec）累计（min）～>30>30～>180>180～连续运行～>300>300～>60>60～>20>10～>5>2(5)承受负序电流的能力稳态I2/IN≥10％暂态（I2/IN）2t≥10s设备噪音控制距设备(包括管道与阀门)外壳表面水平，高度米处的最大噪音值不大于85dB(A)。发电机组的年可用小时数不小于7800小时，年利用小时数不小于6500小时。大修间隔不少于六年，小修间隔不少于2年一次。机组负荷模式如下:负荷 小时100%额定功率 420075%额定功率 212050%额定功率 118040%额定功率 300机组的输出功率.1汽轮发电机组能在下列条件下安全连续运行,发电机输出额定(铭牌)功率(TRL)660MW(采用自并励静止励磁系统，此功率已扣除了励磁功率，及发电机同轴损耗包括电动主油泵功率损耗)，此工况称为铭牌工况，此工况下的进汽量称为铭牌进汽量，此工况为出力保证值的验收工况。1)额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质；2)背压为30kPa；3)补给水率为3%；4)对应该工况的设计给水温度；5)全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；6)采用汽动给水泵，给水泵汽轮机背压4.9kPa；7)额定电压、额定频率、额定功率因数（滞后)、额定氢压、发电机氢冷却器除盐水水温38℃下、发电机效率%（业主保证励磁变及整流柜损耗不大于70kW）此工况为机组出力保证值的验收工况，此工况的进汽量称为汽轮机铭牌进汽量。.2汽轮机进汽量等于铭牌工况(TRL)进汽量，在下列条件下安全连续运行，此工况下发电机输出的功率(采用自并励静止励磁系统，此功率已扣除了励磁功率及机组同轴损耗)称为最大连续出力(T-MCR)，此工况称为最大保证工况。1)额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质；2)背压为13kPa；3)补给水率为0%；4)最终给水温度℃；5)全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；6)采用汽动给水泵。7)额定电压、额定频率、额定功率因数（滞后)、额定氢压、发电机氢冷却器除盐水水温33℃下、发电机效率不低于%，此时发电机容量为77MVA。此工况也为机组出力保证值的验收工况。.3汽轮发电机组能在调节阀全开(VWO)，其它条件同时，汽轮机的进汽量不小于105%的铭牌工况(TRL)进汽量，此工况称为VWO工况，发电机与汽轮机VWO工况出力相匹配，发电机容量要求为807MVA，发电机氢冷却器除盐水水温27℃。.4当机组功率(采用自并励静止励磁，此功率已扣除了励磁功率，及发电机同轴损耗包括电动主油泵功率损耗)为660MW时，除进汽量以外其它条件同时称为机组的热耗率验收（THA）工况。此时，机组的净热耗值不大于卖方的保证值。.5在下列条件下，当外界气温下降，引起机组背压下降到某一个数值时，再降低背压也不能增加机组出力时的工况，称为铭牌进汽量下的阻塞背压工况，汽轮机能在此工况条件下安全连续运行。此时，汽轮机的背压称作铭牌进汽量下的阻塞背压。1)额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质；2)补给水率为0%；3)对应该工况的设计给水温度；4)全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；5)采用汽动给水泵。6)额定电压、额定频率、额定功率因数（滞后)、额定氢压、发电机氢冷却器除盐水水温27℃下、发电机效率不低于%，此时发电机容量为807MVA发电机的连续输出容量（扣除采用自并励励磁所需的功率及发电机同轴损耗包括电动主油泵功率损耗）与阻塞背压工况的输出功率相匹配。4.2发电机及辅助系统设备技术要求概述.1本技术协议书范围为2×660MW超超临界直接空冷汽轮发电机组。包括发电机本体；氢、油、水系统；检测装置及必要的附件，备品备件和专用工具、技术标准和图纸资料等。.2卖方提供运输方案。卖方对发电机的现场组装提供技术支持。定子为整体式。.3发电机及辅助系统设备的标识按买方的要求进行标识。.4所使用的单位为国家法定计量单位制。基本规格和参数额定容量：734MVA额定功率：660MW最大连续输出容量（T-MCR）：77MVA（注：在额定氢压、功率因数、发电机氢冷却器除盐水水温33℃发电机最大连续输出容量能力（VWO）：807MVA（注：额定氢压、功率因数、冷却器冷却水温27额定电压（kV）20额定功率因数（滞后）（能在功率因数（滞后）、额定氢压、额定频率、冷却器进水温度33℃时，保持额定出力660频率50Hz额定转速3000r/min绝缘等级F（注：按B级绝缘温升使用）短路比瞬变电抗X 超瞬变电抗X效率7%（业主保证励磁变及整流柜损耗不大于70kW）相数3极数2定子绕组接线方式 2Y承受负序电流能力稳态I2/IN≥10％暂态（I2/IN）2t≥10s额定氢压：MPa漏氢量 ≤12Nm3/24h噪音（距外壳水平1m，高度处）励磁性能(功率因数0.9)额定励磁电压（V）：额定励磁电流（A）：空载励磁电压（V）：空载励磁电流（A）：励磁绕组时间常数T’d0：S顶值电压（V）：转子绕组强励持续时间（S）：不大于85dB(A)441449313914802倍额定励磁电压10S技术标准.1发电机，氢，油、水系统的制造、验收和交接试验以国家标准为主要依据。同时必须符合我国有关安全、环保及其它方面强制性标准和规定，并参考行业标准和相关国际标准。.2技术标准执行合同签订时的最新版本。各标准之间有矛盾时，按较严格标准执行。.3主要技术标准如下，但不限于此：GB755-2000旋转电机定额和性能；GB/T7064-2002透平型同步电机技术要求；GB1029-1993三相同步电机试验方法；IEC60034-1（第十版）旋转电机第一部分--额定值和性能；IEC60034-3汽轮发电机的特殊要求；ANSIC50.10同步电机的一般要求；ANSIC50.13隐极式转子的同步发电机要求；国标GB1441“电站汽轮发电机组噪声测定方法”国标GB50150“电气装置安装工程电气设备交接试验标准”；DL/T591-1996火力发电厂汽轮发电机的热工检测控制技术导则。DL/T651氢冷发电机氢气湿度的技术要求.4原国家电力公司《关于防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中的相关内容。.5满足《国家电网公司十八项重大反事故措施》中相关规定。.6满足华北电网《发电厂并网运行安全性评价》及《电力设备交接和预防性试验规程》中的相关规定。发电机技术要求.1发电机在额定频率、额定电压、额定功率因数、额定氢压和额定冷却介质条件下，机端连续输出额定功率为660MW（扣除采用自并励静止励磁所需的功率及机组同轴损耗）。.2发电机输出额定(铭牌)功率(TRL)（扣除采用自并励静止励磁所需的功率及机组同轴损耗）不小于660MW（在额定氢压、发电机氢冷却器除盐水水温38℃和额定功率因数的工况下），此时各部分温升，不超过国标GB/T7064-2002.3发电机的连续输出容量（扣除采用自并励静止励磁所需的功率及发电机同轴损耗包括电动主油泵功率损耗）与阻塞背压工况的输出功率相匹配。连续输出有功出力不小于（扣除采用自并励静止励磁所需的功率及发电机同轴损耗包括电动主油泵功率损耗）697MW（与汽机匹配）（在额定氢压、发电机氢冷却器除盐水水温33℃和额定功率因数的工况下）,长期连续运行时各部分温升，不超过国标GB/T7064-2002中规定的数值。.4发电机的最大输出容量（扣除采用自并励静止励磁所需的功率及发电机同轴损耗包括电动主油泵功率损耗）与汽轮机阀门全开工况（VWO）的输出功率相匹配。连续输出有功出力不小于（扣除采用自并励静止励磁所需的功率及发电机同轴损耗包括电动主油泵功率损耗）MW（卖方填写，在额定氢压、发电机氢冷却器除盐水水温27℃和额定功率因数的工况下），此时各部分温升，不超过国标GB/T7064-2002中规定的数值。.5发电机定子额定电压为20千伏。额定功率因数为（滞后）；额定转速为3000r/min，频率为50Hz。.6发电机采用水、氢、氢冷却方式。.7发电机采用自并励静止励磁型式。.8发电机的可用率不低于99%，强迫停用率小于0.5%。.9发电机使用寿命不少于30年。.10发电机旋转方向与汽轮机一致。发电机定子绕组出线端子数目为6个，从励端向汽端看，从右到左相序排列为A、B、C（暂定），（出线相序排列由设计院在一联会上确定）。.11氢气直接冷却的冷氢温度一般不超过46℃，冷却器冷却水进水温度不超过38℃.12发电机内氢气纯度不低于95%时，发电机能在额定条件下发出额定功率。但计算和测定效率时氢气纯度为98%。.13发电机线圈冷却水的温度范围为40-50℃。设有自动调节装置对入口水温进行调节。线圈出口水温不得大于85℃.14发电机线圈冷却水质透明纯净，无机械混杂物。在水温为25电导率：S/cm（定子绕组独立水系统）pH值：硬度：<2mol/L含铜量：40溶氨量：<300溶氧量：30.15发电机定子线圈冷却水允许断水带满负荷运行30s，若30s内备用水泵不能投入，则解列发电机。.16发电机定、转子各部分温度和温升的限值，符合国标GB/T7064-2002“透平型同步电机技术要求”中的规定。.17基本测温要求卖方提供的发电机测温元件如下,最终以卖方施工图提供的图纸为准，测点数量及位置施工图纸需由设计院及买方确认：（1） 发电机在定子每槽内上、下层线圈间埋置二个单支测温热电阻（Pt100，三线制，其中一支备用，引至接线板）。（2） 发电机定子每根绝缘引水管出口端安装测量出水温度的测温元件（1只单支Pt100热电阻，三线制，接至接线板）。（3） 定子水路总进、出水处各装一只双支型热电阻（Pt100，三线制独立设置）。（4） 定子机座上均埋设3只用于测量冷氢热氢温度的Pt100测温元件。（5） 在氢气冷却器进、出氢处各装一只Pt100的双支型热电阻（三线制）。（6） 在定子端部齿压板、边段铁芯、磁屏蔽等处永久性装设12（汽端励端各6只）只PT100热电阻（其中边段铁芯、磁屏蔽处为双支元件，齿压板处为单支元件）。（7） 在定子铁芯齿部和轭部装设16只双支PT100热电阻。（8） 各轴承上均装设测量油温的双支Pt100测温元件，并在消泡箱上设有视察窗。（9） 在发电机轴瓦上装设测量轴瓦温度的双支热电阻测温元件。（10） 每个出线套管出口处安装水温的测量元件（单支Pt100）。所有测温元件（包括备用元件）的每个头单独引出，均引至接线板。接线板不作为检修人孔。热电阻测温元件为Pt100三线制。.18发电机轴承排油温度不超过70℃，运行中轴瓦金属最高温度不超过90℃。并在非正常的112℃时轴瓦仍能够稳定运行。.19发电机具有一定的短时过负荷能力。从额定工况下的稳定温度起始，能承受倍额定定子电流下运行至少一分钟。允许的定子电流和持续时间（直到120秒）如下：时间（秒）103060120定子电流（%）226154130116机械结构的设计按照假设每年运行在上述定子电流下的次数不超过两次设计。同时，在额定工况稳定温度下，发电机励磁绕组能在励磁电压为125%额定值下运行至少一分钟，允许的励磁电压与持续时间（直到120秒）如下：时间（秒）103060120转子电压（%）208146125112机械结构设计按照假设每年运行在上述励磁电压下的次数不超过两次设计。.20发电机具有失磁异步运行的能力，并提供失磁异步运行曲线。发电机失磁后在60s内，将负荷减至0.6倍额定有功功率；在90s内减至0.4倍额定有功功率，定子电流1.0～1.1倍IN的允许运行时间为15min。.21发电机具有进相运行能力。在功率因数（超前）情况下，发电机能带额定负荷长期连续运行，各部件温度和温升不超过允许值，振动在正常范围以内。.22发电机具有频繁调峰运行的能力。当电网需要时，发电机能允许调峰运行。允许启停次数不少于10000次，而不产生有害变形。.23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±2%时，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，允许运行时间见，各部分的温升（计算值）限值见下表：工况偏差（％）输出功率100UN，95fN660MW22K47K43K95UN，95fN660MW24K42K47K95UN，100fN660MW24K38K41K95UN，103fN660MW24K36K38K105UN，103fN660MW20K44K43K105UN，100fN660MW20K46K46K105UN，95fN660MW20K51K58K660MW22K42K43K≤35K≤74K≤64K.24当汽轮机主汽门关闭时，发电机在正常励磁工况下，允许以同步电动机运行的时间满足汽轮机的要求。.25发电机能承受在满负荷，105％额定电压下主变高压侧单相接地故障，还能承受在105％额定电压和满负荷（相应的保护动作时间内）情况下发电机端三相短路故障,而不发生有害变形。.26发电机每一轴段的自然扭振频率不应处于至倍及1.9倍至2.1倍工频范围之内。除卖方正式提出需避开的谐振频率及误并列角度外，当电力系统发生各类振荡、高压线路单相重合闸以及误并列时，汽轮发电机组的每一轴段强度能承受且无有害变形或损坏。.27发电机适合于中性点经电阻接地方式运行（电阻指接地变压器二次侧电阻）。.28发电机各部位振动频率、振动限值（1）汽轮发电机组在所有稳定运行工况下（转速为额定值）运行时，在任何轴承座上测得的垂直、横向和轴向双振幅绝对振动值不大于，在任何轴颈上测得的垂直、横向双振幅相对振动值不大于6mm。各转子及轴系在通过临界转速时各轴承座双振幅绝对振动值不大于，各轴颈双振幅相对振动值不大于。刚性联轴器法兰端面的瓢偏不大于，接长轴上的联轴器端面瓢偏不大于，法兰外圆（或内圆）的径向晃度不大于。机座双振幅相对振动值不大于，定子绕组端部双振幅相对振动值不大于，铁心双振幅相对振动值不大于。（2）定子铁芯和机座振动的固有频率避开基频±10%以上；定子铁芯的固有频率避开倍频±10%以上；定子绕组端部和机座振动的自振频率避开倍频+10%以上和-10%以下。（3）发电机冷态下端部绕组模态试验的椭圆型固有振动频率及端部绕组中的鼻端、引线、过渡引线固有振动频率（fZ）合格的范围为fZ≤94Hz、fZ≥115Hz。.29发电机临界转速离开额定转速的±10%。.30定子绕组三相直流电阻值在冷态下，任何两相的或任何两分支路直流电阻之差，不超过其最小值的1.5%。.31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不超过1%。.32发电机电磁谐波因数不超过0.5%（从额定频率至5000Hz范围的全部谐波）。.33发电机转子轴汽端良好接地，励端的轴承座与底板和油管间、油密封座与油管间加装双层绝缘垫，可以有效的防止有害的轴电流和轴电压。安装的绝缘使发电机在运行时便于测量绝缘电阻。轴电压限制在10伏以内（由于励磁系统高次谐波产生的轴电压不考虑在内）。.34在1/4冷却器组因故停用时，发电机仍能承担80%额定功率连续运行，而不超过允许温升。.35发电机自动检测装置.35.1为提高发电机的运行可靠性，发电机装设下列基本自动监测装置：漏水检测仪、漏氢检测仪（进口产品）、漏油监测器，发电机绝缘过热监测器（），局部放电监测器(P.D.M)，氢气湿度监测装置（进口产品）、氢气纯度监测装置（进口产品）等。以上自动监测装置将选用成熟可靠产品，并有标准信号输出到DCS，卖方提出以上发电机自动检测装置的详细清单，并至少推荐3家分包商由买方在第一次设计联络会最终确认（限主机厂合格供应商范围之内）。转子温度测量，通过测量转子绕组电阻间接法换算而得出。发电机轴承座上应设有满足TSI、TDM等测量轴、轴承座振动要求的检测元件的位置。对发电机的有关电气参数、振动、各测点温度、冷却、密封及润滑介质参数等的测量，将配有满足监控系统控制要求所需的一次仪表和设备（PT除外），并在DCS操作员站实现监视功能。卖方提供发电机本体上及其辅助设备所用漏氢检测装置（共8点）。漏氢检测装置由卖方供货并指导安装，并提供一套便携式漏氢检测仪。.36发电机的负荷变化率满足汽轮机定压运行时和滑压运行时的要求。.37结构设计要求(1)定子绕组、转子绕组、定子铁芯的绝缘采用F级绝缘，按B级绝缘的温升使用。(2)定子机座、端盖、冷却器罩、出线盒有足够的强度和刚度，避免产生共振。定子机壳与铁芯之间有弹性连接的隔震措施，隔振系数计算值约为8～10。(3)定子线棒槽内固定及绕组端部绑扎工艺牢靠，端部采取适应调峰运行的滑移技术措施。定子铁芯端部结构件如压指、分块压板等采用非磁性材料，并采取有效的屏蔽措施，避免产生局部过热。定子铁芯压装可靠，保证不会松动和发生扇翅。卖方整个铁芯压装过程中共进行11次分段加压，其中冷压9次，热压2次，冷压第1次为5000KN，第2次为5100KN，第3次为5200KN，第4次为5300KN……在冷压到铁芯中心前一、二档铁芯时进行第1次热压，以调整磁中心，压力为5600KN，温度为85℃±10℃，保温8小时。第2次热压为调整总长前进行，全部压装后，再卧放进烘房，穿心螺杆在(4)转子槽部和端部采取了适应调峰运行的技术措施：槽部和端部加滑移层，槽内同匝两根铜线间加防磨损垫条等。(5)为提高发电机承受不平衡负荷的能力，转子设置阻尼结构。(6)定子绕组绝缘引水管具有足够的强度，固定牢靠，避免相互交叉磨损和松动、脱落、破裂，并与内端盖保持足够的绝缘距离，绝缘引水管的更换周期超过二个大修周期。发电机二端汇水管充水时的绝缘电阻不低于35kΩ。绝缘引水管水路内部不能交叉。(7)对发电机定子线圈及转子线圈的实心和空心线（包绝缘前）进行100%探伤检测。(8)转子采用气隙取气结构，转子绕组上的通风孔采用中间铣孔结构。(9)卖方防止转子绕组匝间短路的措施如下：转子线圈每匝由上下二根含银铜线组成，转子线圈槽内直线部分共分成11个风区，5进6出，每个风区设置二排相互交叉的径向斜流通风孔，用铣刀加工而成。加工后再倒角去毛刺，这样铜线腰圆孔光洁平滑，加工后粘制匝间绝缘，根据铜线孔的尺寸再开匝间绝缘孔。(10)发电机机座、端盖、端罩出线套管的接合面具有良好的粗糙度和平面度，密封严密，避免漏氢。(11)发电机与汽轮机和励端连接的靠背轮螺栓，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。(12)发电机各部位的测温元件严格遵循工艺要求进行埋设，保证完整无损，每个测温元件的三个头单独引出，测温导线可靠固定。(13)发电机的轴承确保不产生油膜振荡，并方便检修及轴系调整。(14)发电机定子、转子绕组出线与封闭母线及共箱母线相匹配，卖方负责与封闭母线厂、共箱母线厂协调，并提供与母线连接用的端子及哈佛金具等。在发电机出线箱与封闭母线连接处装设隔氢装置，并在适当地点加装漏氢监测装置。(15)发电机励端的轴承座与底板和油管间、油密封座与端盖间加装便于在运行中测量绝缘电阻的双层绝缘垫。在这些部件上均接有引出到机外的测量引线，供在发电机运行期间测量其对地绝缘。发电机汽侧转轴装设两只可靠的接地刷，其中用于保护的碳刷不接地。(16)转子集电环材质为40Cr2MoV，卖方提供材质特性；碳刷具有较低的摩擦系数并有自润滑作用。采取防止集电环过热的措施：小直径集电环加工有螺旋形的通风槽，并开有轴向的通风孔，通过集电环处风扇抽风，降低集电环的温度。碳刷结构能防止碳粉落在集电环上，需设碳粉回收装置。卖方转子集电环材质为40Cr2MoV合金钢，其硬度适当，耐磨性好，寿命长，该材料抗拉强度≥1039MPa，屈服强度931MPa，延伸率13%，断面收缩率35%，它在热处理后表面材质的硬度均匀，沿深度方向的硬度变化少，基本上硬度可以控制在HB320～380。(17)集电环的刷盒结构，采用恒压弹簧。刷握采用多握型安全刷握。(18)集电环的冷却风扇由电机厂负责在机轴上配套，以确保可靠运行。(19)在发电机励端集电环碳刷处装有隔音罩，可有效降低噪音，且不影响运行中的碳刷维护。(20)发电机集电环隔音罩内设有照明，照明设备由卖方配套提供并安装，照明及开关设备为防爆产品。(21)定子出线端头对地绝缘按额定电压等级设计，具有相同的绝缘水平和良好的密封性能。(22)集电环为整体合金锻钢，转子护环材质采用Mn18Cr18。(23)发电机转子真空处理锻件采用国外整体进口，其屈服极限σ符合ASTMA469－94a标准，包括σ的要求。(24)发电机轴系应留有扭转应力保护（TorsionalStressRelays,简称TSR）设备所需的传感器在发电机励侧测速齿轮的安装位置，以便实现发电机轴系扭转应力监测与保护和功角的测量。(25)发电机出线盒座采用非磁性材料，结构设计时能承受每个出线套管上分别吊装4只电流互感器的荷重和防震的要求，且有防止漏氢的可靠性技术措施并装设漏氢的报警装置。CT按吊装在出线套管上设计并供货。漏氢的报警装置具体装设位置为A、B、C相及中性点，测点数量为8点。(26)发电机轴承、轴颈振动测量装置与汽机厂轴承、轴颈振动测量要求一致；发电机大轴上装设测速齿盘和转速测量支架并留有拾振器的位置，以便装设大轴振动监测仪表和测速装置。传感器由汽机厂供货。(27)汽轮机卖方对汽轮发电机组整个轴系的振动、临界转速等负责。发电机卖方有责任配合汽轮机卖方，以满足对轴系方面的要求。(28)发电机的定子绕组出线在设计时要考虑承受不低于0.8MPa表压的气体压力。出线绝缘子（瓷瓶）应单独在空气中进行工频介电强度试验，试验电压不低于电机定子绕组出厂耐压的1.5倍，持续1min。(29)机壳和端盖，能承受压力为0.8MPa历时15分钟的水压试验，以保证运行时内部氢爆不危及人身安全。(30)氢气冷却器按工作水压不低于0.35MPa设计，试验水压不低于工作水压的2倍，历时15min。当冷却器水源压力高于冷却器的工作压力时，冷却器按水源压力设计，试验压力为1.5倍水源压力下进行，历时15min。冷却器的设计还考虑单边承受0.8Mpa的压力。(31)发电机氢气冷却器采用穿片式结构，材质为B30（暂定闭冷水）。(32)所有制造废料，如金属屑、填料、电焊条和残留焊条头、破布、垃圾等从构件内部清出，所有鳞皮、锈迹、油漆、油迹、粉笔、蜡笔、油漆记号和其他有害材料都从内、外表面上清除掉，发运时，产品内外清洁，所有设备由卖方在工厂完成油漆(除表面装饰漆外)。(33)定子绕阻导线采用无氧铜，绕组需进行100％探伤，转子绕阻导线采用含银铜。励磁系统（买方单独采购）4.2.6氢气系统技术要求4.2.6.1发电机氢冷系统（含置换介质系统）及氢气压力自动控制装置能满足发电机充氢、自动补氢、排氢及中间气体介质置换工作的要求，能自动监测和保持氢气的额定压力、规定纯度、冷氢温度、湿度4.2.64.2.64.2.6.4氢气进入发电机前和在运行中必须干燥，发电机设置氢气干燥器，设有氢气湿度纯度在线检测仪。氢气干燥器入口设树脂型除油器，干燥装置保证在额定氢压下机内氢气露点不大于-5℃同时又不低于-25℃。干燥器氢气处理量不小于100Nm3/h。当发电机内氢气露点超过要求时，报警并采取措施。发电机充、补氢气的露点.5发电机设置液位检测报警装置。.6为了测量冷氢和热氢温度，在每个氢冷却器进出风口各埋设置一个双支Pt100热电阻。.7两侧氢气冷却器冷却水流量分别由两个阀门站分路控制，氢气冷却器进出水管路对称布置。由卖方提供测冷、热氢温度元件，温度元件采用Ｐt100热电阻。氢冷却器水流量与水温度测量元件及管道由设计院成套设计。.8发电机氢冷系统及氢气控制装置的所有管道、阀门、有关的设备装置及其正反法兰等附件均由卖方供货，材质为1Cr18Ni9Ti，并使布置便于运行操作、监视和维护检修。氢系统明细表出现的螺栓、螺帽为不锈钢，密封垫片材质采用聚四氟乙烯。卖方督促卖方的配套商在氢气干燥器的过流部分的螺栓、螺帽尽量采用不锈钢。氢系统密封阀均为无填料密封阀。.9氢气纯度、压力除设有防爆型就地指示和报警装置外，还设置输出4-20mADC远传信号及继电器干接点线号，数量满足控制要求。.10在确保系统完整的前提下至少提供下列设备（以下仪表均采用防爆型）：氢气控制装置，包括两个减压阀、一个压力计和二个压力变送器等，用于控制发电机内部氢气压力；氢气和二氧化碳置换装置；氢气干燥装置（吸附式）阀门、管道、管接头等附件；测量和控制仪表：发电机氢温、氢压、压力过高、压力过低的就地指示报警装置和远方报警讯号；压力表；漏氢监测测量装置（探头进口）；自动补氢控制系统设备：检查转子通风孔的装置和仪表。氢气压力在线监测装置氢气湿度监测装置（进口）氢气纯度监测装置（进口）卖方提供的所有信号：模拟量信号为4-20mADC标准信号；开关量为干接点信号，接点容量至少为220VDC3A或220VAC5A.11氢气系统重要的测量、报警信号留有与DCS的硬接线接口。卖方所供氢系统设备为部分集装装置供货。密封油系统.1密封油系统满足发电机在正常运行、起动、停机、盘车，充氢置换等工况下均能密封住机内气体的要求，并使压差稳定在规定范围内，且不应有密封油漏入发电机内。真空油箱采用浮球阀补油。.2密封油系统采用集装式，并方便检修。密封油系统的所有管道等材质采用不锈钢，阀门（进口阀门除外）采用不锈钢阀门。.3密封油系统配备性能良好的进口压差阀。.4密封油系统提供真空净油（脱水、脱气）装置，密封油中的含水量不大于500ppm。.5密封瓦结构为单流环式。.6润滑油回油管上装设视流窗，以便观察回油。探杆、温度计及插座等附件（待定）。.7油泵交流电动机采用隔爆型。油泵电机推荐采用皖南电机厂、上海先锋电机厂、上海跃进电机厂及买方推荐厂家的产品，一联会上由买方确认。直流油泵自带电控柜，柜内元件采用（西门子、ABB、施耐德）的断路器、接触器、端子排、指示灯及按钮等。.8密封油油源取自汽轮机润滑油，油质满足发电机的要求。.9卖方至少提供下列设备，不限于此：单流环式油密封系统—真空油箱—真空泵；（进口）—扩大槽；—空气抽出槽—浮子油箱—密封油泵（2台）；—循环油泵（无）；—事故油泵（1台）；—过滤器（两台）；—油仪表箱；漏油监测装置；—包括连接到发电机的全部管道、阀门（注：其中差压阀为进口）、过滤器、温度计、报警装置、密封油压计、变送器、压力开关和就地仪表等。.10提供完整的控制和报警装置并分别备有远传、就地的信号设备。1）卖方在协议书中提供密封油系统图；2）密封油系统连锁保护控制要求；3）密封油系统的重要测点信号（如油温、油位、压力、差压等）能送至DCS；4）卖方提供的所有信号：模拟量信号为4-20mADC标准信号；开关量为干接点信号，接点容量至少为220VDC1A或220VAC35）配置密封油仪表信号柜，其防护等级至少为IP52；.11密封油系统重要的测量、报警信号留有与DCS的硬接线接口。定子冷却水系统技术要求.1定子冷却水系统供发电机定子绕组冷却，为闭式独立水系统，采用集装式结构，冷却器冷却水进水夏季最高温度为38℃。.2水系统中的所有接触水的元器件均采用1Cr18Ni9Ti或有色金属等抗水腐蚀材料。.3定子水系统中水泵、冷却器、各设2台，互为备用。每台冷却器都按照机组最大负荷及最高二次水温设计流量，并按5%堵塞的情况来设计。定冷水泵电机保证在机组带额定负荷或最大负荷时，电机铁芯温升不超过85K。.4发电机内冷却水仪表的设置能满足DCS、DEH系统的监视、控制和保护要求。进水管装压力表、流量测量装置，为了确保断水保护动作信号的可靠性，设置3只低流量保护开关及一只差压变送器，均采用进口产品。卖方提供断水保护的完整参数。.5发电机设有漏水监测装置。.6提供完整的控制和报警装置并分别备有远方、就地信号设备。1)卖方在协议书中提供定子冷却水系统图；2)系统设置自动补水和水箱水位报警装置；定冷水箱具有可靠的液位计远传测量装置，可以向DCS送出4-20mA液位信号。3)定子冷却水系统的重要测点信号（如压力、差压、流量、水温、水位、电导等）能送至DCS；4)卖方提供的所有信号：模拟量信号为4-20mADC标准信号；开关量为干接点信号，接点容量至少为220VDC1A或220VAC35)配置定子冷却水控制端子箱（柜）。.7冷却器设有测温元件，有温度自动控制装置。测温元件不得采用压力式温度计、水银式温度计。.8水系统配有10%容量的离子交换器以提高定冷水质，并配有导电率仪（进口）、压力表及温度计。.9定子水箱按压力容器设计、制造。水箱排空管上装有漏氢检测点，可以测氢浓度并报警。在定子水箱内充有氮气，确保冷却水与空气可靠隔离。在水箱排空管上装有安全阀，能够及时释放冷却水内溶解的氢气。.10水系统设有蒸汽加热装置（暂定，不排除采用电加热的方案，待设计一联会确定），以保证定子进水温度不低于氢温，防止发电机内部结露，蒸汽压力为0.4~1.2MPa(a)。.11提供完整的控制仪表和报警装置，并分别具有远程、就地的信号设备。.12水系统的管道设计考虑定子线圈反冲洗和排水管及阀门，能方便地通过阀门操作对定子线圈进行反冲洗。反冲洗管道上加装激光打孔的不锈钢过滤器。.13定子冷却水系统集装设备及以外到发电机的阀门、法兰及反法兰、螺栓、螺母、垫片等附件管道等均由卖方供货。法兰密封垫均采用聚四氟乙烯。电流互感器技术要求(发电机CT的安装位置、数量及最终参数在一联会上确认)电流互感器是供给发电机的继电保护、励磁调节器、测量表计等之用，采用套管型，安装在发电机定子线圈引出端子上。发电机出线端设置电流互感器12只，中性点侧设置电流互感器12只，其二次侧额定电流为5Ａ，（CT的只数及其二次绕组的数量应能满足保护、测量的要求、还要满足双套发变组电气量主保护的测量回路彼此独立的要求）。其精度等级及容量暂排列顺序如下：型式套管式（国产）安装位置发电机出口处和中性点处额定电压20kV数量24只电流比25000/5A精度等级TPY/TPY/5P20/0.2(中性点侧)50VA/50VA/200VA/100VA0.2/0.2/TPY/TPY(出口侧)100VA/100VA/50VA/50VA发电机仪表及控制技术要求.1仪表和控制要求（1）卖方提供足够的资料以说明对发电机的控制要求，控制方式及联锁保护等方面的技术条件和数据。对于卖方配套的控制装置，仪表设备，卖方提供与DCS控制系统的接口。（2）卖方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（须注明相应的KKS编码、正确的中文描述）。（3）卖方对其所供热控仪表设备(组件)包括每一只压力表、测温组件、仪表、阀门都要注明仪表编号（注明标准的KKS编码），并详细说明其用途、型号、规范、安装地点及制造厂家。卖方将详细清单交买方确认。设备的现场安装标识，应与设计图纸一致。（4）随设备所供的就地表和监测组件符合国际标准，且规格要齐全，检测组件的选择符合监测控制系统的要求。（5）卖方保证其所供热控设备的可靠性。（6）所用水位、压力取样点等布置在介质稳定且具有代表性和便于安装维护的位置，并符合有关规定。（7）随发电机供货的热控设备的型号规范须征得买方的确认。（8）发电机内部的埋管数量，满足测温元件电缆穿管数量的要求。（9）买方提供的控制电源为交流380V/220V及直流220V。（10）发电机制造厂成套供应满足机组启停与运行中安全监视和经济运行所必须的安装在本体范围内的仪表、取样部件、检测元件、安全保护装置、阀门、以及与检测元件或传感器相连的特殊仪表等。卖方供货范围内的被控设备可控性，检测仪表和控制设备性能满足本机组自动化投入率100％的要求。（11）卖方设计和提供机组性能试验所需要的试验取样点、一次检测元件以及一次元件安装所需的套管、一次、二次、排污阀门、表接头、连接管（不锈钢1Cr18Ni9Ti）等。（12）所有成套提供的就地测量仪表配供相应的安装附件（一次门、二次门及排污门、仪表接头等）。（13）卖方预留发电机本体及其氢、油、水系统所有过程仪表的安装接口，包括压力、温度、流量、分析仪表等，根据需要安装一次阀门，并带有封头。所有一次门后配供不锈钢连接短管，一次门材质为不锈钢1Cr18Ni9Ti，一次阀门采用优质产品。（14）随机提供的指示表、开关量仪表、测温元件符合国际标准，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过程开关，推荐使用UE、ITT、SOR产品，在一次联会上最终由买方确认，不采用电接点型仪表。（15）发电机本体所有测点设在具有代表性、便于安装的位置，并符合有关规定，测点数量满足对机组作运行监视和热力特性试验的需要。（16）所有的变送器为进口产品（包括分析仪表，导电度表），精度至少达到0.1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。（17）所有过程开关（全部采用进口）的精度至少为0.5级，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。（18）随发电机本体提供的热电阻采用单/双支型，精度满足工业一级要求。（19）就地指示仪表的精度至少为1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）。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。就地温度计采用万向型抽芯式双金属温度计，不采用水银温度计。安装在振动场合的仪表选择防振型仪表。（20）发电机氢气系统中配供的就地仪表设备采用本安防爆型（满足国标要求）。（21）所有模拟量接口信号是4～20mA（除热电偶、热电阻外），所有至DCS及电气控制回路的接点输出至少为DPDT无源接点，接点容量（安培数）至少满足如下要求： 220VAC 220VDCI–接点闭合(感性回路)： 5A 5II-连续带电： 5A 3III-接点分断： 1A（22）对于不随发电机供应的执行机构，由卖方提供力矩连接方式及其它技术要求，原则是卖方提供了设备（包括阀门等其他设备），就必须提供相应的控制设备。（23）卖方所供控制盘柜的外壳防护等级，室内为IP52，室外为IP56（防腐），盘柜的色标由买方在设计联络会上确定。（24）盘柜的前后门有永久牢固的标牌；机柜有足够的强度能经受住搬运、安装产生的所有应力，保证不变形；机柜的钢板厚度至少为2~；机柜内的支撑件有足够的强度，保证不变形。（25）氢、油、水系统与DCS的接口在就地仪表盘（卖方提供）的端子排上。机柜内的端子排布置在易于安装接线的地方，即为离柜底300mm以上和距柜顶150mm以下，端子排选用进口菲尼克斯产品，柜内接线应当整齐、美观。（26）盘柜内预留充足的空间，使买方能方便地接线、汇线和布线；所有接线端子柜合理配置电缆布线空间，确保所有电缆接线完成后柜内仍留有15%的富余空间及15%的接线端子、设备的富余量。（27）随发电机供货的阀门、档板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。（28）卖方供应的补水电磁阀电压等级为220V（AC），对应的水箱液位计带4~20mA模拟量输出直接进入DCS。（29）发电机定子铁芯和绕组测温元件，应选用符合国家标准的产品。测量铁芯和绕组温度的测点数量符合实际需要。为防止测温元件损坏，考虑了一些备用点，但应在图纸中注明。所有测温元件均接至本体接线盒。（30）盘柜内导线、线槽及端子采用阻燃型，接线盒端子也采用阻燃型。.2仪表和控制设备选型原则（1）卖方提供的变送器、压力开关、差压开关、温度开关、流量开关、过程分析仪表等设备，采用进口优质产品，压力、温度、流量开关选型为：原装进口SOR或UE开关，导电度分析仪表选用原装进口SWAN。（2）卖方提供的控制器、电动执行机构、电磁阀、控制开关和控制继电器等，采用进口优质产品，所有电动执行机构采用原装进口SIPOS5FLASH系列变频智能、专业型电动执行机构，电磁阀采用原装进口ASCO220VAC电磁阀，控制开关采用、控制继电器选用进口OMRON产品，带状态指示灯，并至少各留有一付常开、常闭备用接点。（3）卖方提供的执行机构及配套设备为进口优质产品，气动执行机构定位器与位置变送器应为一体化的，定位器选用FISHER（反馈与指令都进入定位器内，不使用独立的反馈装置）。不采用基地调节阀。（4）卖方提供的热电阻采用PT100，选用优质产品。（5）所有卖方提供的仪表阀门和导管的材质为不锈钢。（6）对于卖方配套的控制装置，仪表设备，卖方考虑和提供与DCS控制系统的接口。（7）发电机应留有振动测量位置（探头与汽轮机振动探头一致）。阀门的技术要求.1本技术协议书中包括了发电机本体及附属设备所使用的各种阀门，卖方提供的阀门均符合ANSIB16.34，ANSIB31.1，MSS-SP-61、AWWA以及国家标准。.2阀门的选用等级及工作参数根据所提供的运行工况，符合系统设计要求及有关法规和标准。.3所有阀门及附件都操作灵活，开启、关闭速度稳定、灵活，阀门严密不漏。每个阀门都有制造厂商的厂名或商标以及识别符号以标明制造厂商所保证的使用工作条件。.4所有气动阀门均配有空气减压过滤器与行程开关，用户提供的气源压力为0.5～0.8Mpa，由电子信号（4-20mA）控制的电动调节阀配有电子定位器和位置反馈变送器（二线制4-20mA输出,电子定位器和位置反馈变送器为一体式）。 .5所有阀门的电动装置，均提供该装置的接线图、原理图和特性曲线。所有电动阀门在全开全关位均有四开四闭行程开关。.6随本体配供的测量仪表（压力表，逻辑开关及液位计等）均配供安装附件（一次门、二次门及排污门等）。供买方使用的压力测点及汽水分析取样则带一次门。对压力大于4MPa的疏水管和仪表管使用的一次门，设两只隔绝阀，其中用于仪表阀门是国内优质产品。.7所有控制用调节阀泄漏达到ANSIⅤ级，均提供电动或气动装置接线图、调节特性曲线及配备有关附件，并提供调节特性参数表和设备图纸。.8用于油系统的阀门均不使用铸铁阀，压力等级比工作压力高一级。阀门内壁均不涂漆，而采取其他防腐措施。.9为防止阀门在开启或关闭时过调，所有调节控制阀门都设置可调行程和力矩开关。.10每只阀门都带有指示开启和关闭方向的铭牌，还在阀门上明确标明流动方向。对于“锁于开启位置”或“锁于关闭位置”的阀门，带有能将阀杆锁于开启或关闭位置的装置。.11所有系统的阀门具有可靠的密封性。.12凡是由于热力过程的需要，启动或停止时经常操作、安装位置及工作条件很差的阀门，均设有电动或气动操作机构。.13卖方提供氢、油、水系统所有调节阀、电磁阀、逆止阀、截止阀、闸阀等。调节阀执行机构、压差阀、电磁阀为进口。.14卖方提供定子冷却水系统、氢气系统和密封油系统气动执行机构为进口产品。.15所有电动执行机构选用智能一体化产品、气动执行机构定位器选用进口产品。材料.1卖方根据不同的使用场合，按照压力、温度、抗冲击强度、硬度、抗腐蚀性能等要求合理选用发电机本体及辅机制造材料。.2卖方按有关选用的标准（如ASTM，ANSI，ASME，NAS，JIS等标准）标出材料型号，当没有这些牌号时，应标明材料制造厂家，材料的物理特性，化学成份。.3卖方提供材料检验记录的副本。安装和检修的要求.1卖方随机提供用于拆卸、起吊、安装各项部件的专用工具。.2在外壳上设置手柄、挂耳或其他装置；重量超过20公斤的发电机零部件不适于用钢丝绳捆缚时，另配置起吊，卸放和支承装置，以便于安装和检修。.3发电机配备翻转轴瓦时用的翻瓦工具。.4发电机油气系统的防火要求应按国家标准及美国NFPA标准。.5卖方提供的部件或组件或组件上的设施构造必须保证方便现场安装、检修。性能保证.1电机在额定频率、额定电压、额定功率因数、额定氢压和额定冷却介质条件下，机端连续输出额定功率为660MW（扣除采用自并励静止励磁所需的功率及发电机同轴损耗包括电动主油泵功率损耗）。.2发电机的连续输出容量（扣除采用自并励静止励磁所需的功率及发电机同轴损耗包括电动主油泵功率损耗）与汽轮机连续出力工况（T-MCR）的输出功率相匹配。连续输出有功出力不小于（扣除采用自并励静止励磁所需的功率及发电机同轴损耗包括电动主油泵功率损耗）697MW（与汽机厂匹配）（在额定氢压、发电机氢冷却器除盐水水温不大于33℃和额定功率因数0.9的工况下）,长期连续运行时各部分温升，不应超过国标GB/T7064-2002中规定的数值。.3发电机的连续输出功率（扣除采用自并励静止励磁所需的功率及发电机同轴损耗包括电动主油泵功率损耗）与汽轮机阀门全开工况（VWO）的输出功率相匹配。连续输出有功出力不小于（扣除采用自并励静止励磁所需的功率及发电机同轴损耗包括电动主油泵功率损耗）726MW（在额定氢压、发电机氢冷却器除盐水水温不大于27℃和额定功率因数0.9的工况下），此时各部分温升，不应超过国标GB/T7064-2002中规定的数值。.4发电机效率98.97%（额定工况下，业主保证励磁变及整流柜损耗不大于70kW）。.5发电机各部位振动频率、振动限值：（1）汽轮发电机组在所有稳定运行工况下（转速为额定值）运行时，在任何轴承座上测得的垂直、横向和轴向双振幅绝对振动值不大于，在任何轴颈上测得的垂直、横向双振幅相对振动值不大于。各转子及轴系在通过临界转速时各轴承座双振幅绝对振动值不大于，各轴颈双振幅相对振动值不大于。（2）定子铁芯和机座振动的固有频率避开基频±10%以上；定子铁芯的固有频率避开倍频±10%以上；定子绕组端部避开94~115HZ；机座振动的自振频率避开倍频+10%以上和-10%以下。.6发电机在旋转中额定氢压下漏氢量应在24小时内小于10Nm3（折算为标准气压下）。试验.1对每台发电机进行出厂试验检查，并进行现场试验以验证其保证性能，发电机基本设计中包括所有必需的试验接口及适用于试验的电站仪表。.2提供各种校正曲线以供性能测试中校正计算用。.3发电机本体及辅助系统试验(1)当转子全部加工完后，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妨碍正常运行的其他缺陷。(2)转子动平衡试验(3)定子绕组、转子绕组、绝缘引水管，测温元件及其它部位的绝缘电阻符合国标GB/T7064-2002中有关条款的规定，定、转子绕组耐电压试验按国标GB/T7064-2002中有关条款的规定进行。(4)定子绕组出线端的绝缘套管单独在空气中进行工频干闪及耐电压试验，试验电压不低于发电机定子绕组试验电压的1.5倍历时1分钟。(5)定子绕组的内冷水系统能承受下述水压或气压试验，历时8小时而不漏水和渗水。定子绕组的内冷水系统出厂试验水压为1MPa(g)；气压试验压力为0.7Mpa(g)；安装后交接试验水压为0.8MPa(g)。(6)用交流阻抗法、动态波形法检查转子匝间短路。并加装转子绕组匝间短路在线监测探头，探头装设在定子槽楔。(7)定子端部线圈手包绝缘和绝缘盒等部位按原两部（安全技）1994（86号）文中的测试方法作试验，并符合要求。(8)定子绕组各支路进行超声波流量试验。(9)热水流试验；(10)整机启运电压试验(11)定子铁芯损耗试验（磁密1.4T，时间45min）。(12)转子在出厂前对每风区、每个通风孔进行通风试验。(13)定子出线套管在组装前单独进行严密性试验。(14)发电机本体和氢、油、水系统以及检测装置等辅助系统在出厂前试验合格后方可交付，并提供试验合格报告。(15)发电机定子线棒及整机按JB8439-1996标准采取防电晕措施，并进行相应出厂试验。.4仪表及控制系统试验(1)检测控制设备出厂前和在现场，进行检查和试验。(2)检查和试验能证明下列各项： a.所供设备符合有关技术条件和安全规范； b.安全装置和保护装置动作正确； c.达到供货合同规定的保证值； d.满足供货合同规定的其他特殊要求。(3)出厂前的试验项目包括： a.外观检查； b.性能试验； c.功能试验； d.电源变化试验； e.绝缘试验； f.环境条件试验； g.特殊的专项试验。(4)现场试验项目包括： a.单体调试（安装前进行）； b.系统开环调试（无负荷运行调试在分部试运时进行）； c.系统调试（带负荷运行调试随电厂主机进行）； d.考核试验。技术数据表：1规格型号发电机型号QFSN-660-2额定容量SNMVA734734额定功率PNMW660660最大连续输出功率PvwoMW726与汽机匹配最大视在功率SMVA807额定功率因数cosφN定子额定电压UNkV20定子额定电流INA21170额定频率fNHz50额定转速nNr/min3000额定励磁电压UfN（100℃V441433最大励磁电压UmV一联会提供额定励磁电流IfNA44934434最大励磁电流ImA一联会提供空载励磁电压（75℃V139139空载励磁电流A14801480定子线圈接线方式YY冷却方式水氢氢励磁方式自并励静止励磁2参数性能定子每相直流电阻（75℃Ω1.393×10-31.364×10-3≤1.393×10-3转子线圈直流电阻（75℃Ω定子每相对地电容A相pFB相pFC相pF转子线圈自感L直轴同步电抗Xd%237234横轴同步电抗Xq%231直轴瞬变电抗（不饱和值）Xdu%直轴瞬变电抗（饱和值）%横轴瞬变电抗（不饱和值）Xqu%横轴瞬变电抗（饱和值）X%直轴超瞬变电抗（不饱和值）Xdu%直轴超瞬变电抗（饱和值）Xdu%横轴超瞬变电抗（不饱和值）Xqu%横轴超瞬变电抗（饱和值）Xq%负序电抗（不饱和值）X2u%负序电抗（饱和值）X2%零序电抗（不饱和值）Xou%零序电抗（饱和值）Xo%直轴开路瞬变时间常数T′dosec横轴开路瞬变时间常数T′qosec直轴短路瞬变时间常数T′dsec横轴短路瞬变时间常数T′qsec直轴开路超瞬变时间常数T″dosec横轴开路超瞬变时间常数T″qosec直轴短路超瞬变时间常数T″dsec横轴短路超瞬变时间常数T″qsec灭磁时间常数Tdmsec3转动惯量GD2238短路比SCR稳态负序电流I2%1010暂态负序电流It1010允许频率偏差±%＋2－3＋2－3允许定子电压偏差±%55失磁异步运行能力MWmin见.20进相运行能力（）MW660，0.95PF(超前)进相运行时间h长期连续运行允许误并列能力120°二次(寿命期内)或180°五次(寿命期内)谐波因数THF%＜电压波形正弦畸变率Ku%＜5三相短路稳态电流%149暂态短路电流有效(交流分量)相-中性点%545相-相%380三相%387次暂态短路电流有效值（交流分量）相-中性点%595相-相%424三相%487三相短路最大电流值（直流分量峰值）%1120相-相短路最大电磁转矩2170噪声dB(A)8585调峰能力起停次数允许10000次起停机发电机使用寿命年＞303振动值临界转速一阶r/min802二阶r/min2179临界转速轴承/轴振动值垂直mm轴承振动值＜轴振动值＜水平mm轴承振动值＜轴振动值＜超速时轴承/轴振动值垂直mm轴承振动值＜轴振动值＜水平mm轴承振动值＜轴振动值＜额定转速时轴承/轴振动值垂直mm轴承振动值＜轴振动值＜水平mm轴承振动值＜轴振动值＜定子线圈端部振动频率fvHzFv≥115或Fv≤94定子线圈端部振动幅值mm空载或短路)＜轴系扭振频率（发电机）Hzfv≥55或fv≤45fv≥110或fv≤904损耗和效率（额定条件下）定子线圈铜耗Qcu1kW18721834定子铁耗QfekW579580励磁损耗Qcu2kW18891839励磁变+整流柜损耗kW7070业主保证短路附加损耗QKdkW9321043机械损耗QmkW14761450电刷摩檫耗＋风扇耗KW4646电动主油泵功率KW9090汽轮机提供总损耗ΣQkW一联会确定满载效率η%5绝缘等级和温度定子线圈绝缘等级FFB级使用转子线圈绝缘等级FF定子铁芯绝缘等级FF定子铁芯温度（额定工况）℃8891≤120进风按46℃定子线圈出水温度（额定工况）℃≤85≤85进水按50℃转子线圈温度（额定工况）℃8988≤110定子铁芯温度（MCR工况）℃9095≤120进风按46℃定子线圈温度（MCR工况）℃8081≤90进水按50℃转子线圈温度（MCR工况）℃9493≤110进风按46℃定子端部结构件允许温度℃≤120转子温度不均匀系数（经验值）6冷却介质的压力、流量和温度发电机进口风温℃≤46发电机出口风温℃≤80定子冷却水进口水温℃40-50定子冷却水出口水温℃≤85定子冷却水导电率μS/cm定子冷却水PH值7-9定子冷却水压力MPa(g)定子冷却水流量(二次水量)t/h300定子冷却水流量(一次水量)t/h116氢气冷却器数目2台4组氢气冷却器进水温度℃＜38氢气冷却器出水温度℃43氢气冷却器水流量t/h900额定氢压MPa(g)最高允许氢压MPa(g)发电机机壳容积m390发电机漏氢量Nm3/24h12发电机内氢气纯度（额定）%98发电机内氢气纯度（最小）%95发电机内氢气湿度（露点）℃-25~-5轴承润滑油进口温度℃35～45轴承润滑油出口温度℃＜70＜70轴承润滑油流量L/min930密封瓦进油温度℃41～49密封瓦出油温度℃57密封油流量（单流环）m3/h真空泵m3/h再循环泵流量m3/h密封瓦温度℃＜90＜90密封油压力MPa7主要尺寸和电磁负荷定子铁芯内径Domm1316定子铁芯外径Damm2673定子铁芯长度Limm6300气隙（单边）gmm93定子槽数Zi42定子绕组并联支路数a1