广州第七资源热力电厂二期工程

广州市第七资源热力电厂二期工程

汽轮发电机组采购及相关服务技术需求书2019年6月目录TOC\o"1-5"\h\z\o"CurrentDocument"1总则 1\o"CurrentDocument"2工程概述 23工作条件 24产品标准和规范 65接口原则、供货范围及交货时间 8\o"CurrentDocument"6技术要求 15\o"CurrentDocument"7工厂检验、设备监造、包装运输及验收 498技术资料交付和要求 57\o"CurrentDocument"9技术服务和设计联络 6310质量保证和性能验收 6411附表 671总则本技术需求书提出广州市第七资源热力电厂二期工程的1X50MW超高压一次再热汽轮发电机组及其附属系统的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。本技术需求书未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，投标方应保证提供符合技术需求书和有关工业标准的优质产品。本技术需求书所使用的标准和规范如与中标方所执行的标准发生矛盾时，按较高标准执行。投标方所提供的所有技术文件除非在技术需求书中另作规定外，均应使用中国的相应国家标准、各行业的相应标准、国际标准化组织标准和/或其它先进国际标准。这些标准应为合同签字日为止最新公布发行的标准。投标方提供货物所使用度量衡单位除技术需求书中另有规定外,应统一用公制单位。投标方提供的设备必须具有国内同行业中近年内的先进制造水平，采用新工艺，新材料、新技术（专有技术）。投标方所提供的设备必须符合国家及行业的相关标准规范；必须具有质量的高可靠性，能稳定连续地工作，且具有尽可能长的使用寿命。如果投标方没有以书面形式对本技术需求书的各条文提出异议，招标方则认为投标方提供的产品将完全符合本技术需求书的要求。投标方对本技术需求书供货范围中成套系统内设备（含辅助系统与设备、附件等）负有全责，包括对外采购的产品。本技术需求书经招标方和中标方签字确认后作为定货合同的技术附件，与合同正文具有同等效力。进口的配套设备在供货时在提供证明材料（原产地证明、报关单）。投标方外购的配套设备品牌及规格型号需经招标方确认。本项目的考核点为80%BRL点。本工程采用三维设计，投标方提供的技术资料应包括其设计范围内的设备及管道（含支吊架及附件）的三维模型，输出文件格式在设计联络会上确定。投标方需按招标方KKS编码要求对所有供货设备进行编码，编码规则由招标方提供。技术需求书中的注“★”条款为关键条款，必须完全响应，否则投标文件为实质性第1页，共74页不响应，允许正偏离。★1.17由于焚烧炉和余热锅炉未确定厂家，实际汽轮发电机组的容量与根据本技术需求书所列数据选型的容量可能存在差异。为保证所选汽轮发电机组和辅助设备满足项目实际要求，如果容量差异在±5%以内，中标方应保证在报价不变的条件下，重新进行汽轮发电机组及其辅助设备的选型、设计和制造。2工程概述工程名称：广州市第七资源热力电厂二期工程项目业主：广州环投从化环保能源有限公司建设地址：位于广州市从化区鳌头镇潭口村建设规模：垃圾焚烧炉：4X800t/d炉排焚烧炉汽轮发电机组：本标段为2X800t/d中温超高压余热锅炉对应的1X50MW汽轮发电机组，总规模为2X50MW汽轮发电机组（另有2X800t/d中温次高压余热锅炉对应的1套中温次高压机组不在本标段）设备有效年可运行时数：8000小时及以上。工程一次性建成，汽轮发电机组为中温超高压一次再热凝汽式汽轮机，汽机间设有独立的旁路冷凝器，主蒸汽走旁路时，经高压旁路减温减压器减温减压后进入冷再母管回锅炉，由锅炉出来的再热蒸汽经低压旁路减温减压器减温减压后排入旁路凝汽器。3工作条件厂址条件地理位置：新建厂址位于广州市从化区鳌头镇潭口村地震设防：地震设防烈度：W度场地类别：III类气象条件从化属南亚热带海洋性季风气候，冬暖夏长，日照时间长。雨量充沛，雨季集中在4〜9月。年平均气温 23.0℃最热月平均气温 28.5℃最冷月平均气温 9.5℃第2页，共74页年平均日照时数1875.1〜1959.9h年平均相对湿度77%年平均气压0.10122MPa冬季平均气压0.10194MPa夏季平均气压0.10045MPa年平均降雨量1722mm日最大降雨量284.9mm年平均日照时数1875.1〜1959.9h年平均相对湿度77%年平均气压0.10122MPa冬季平均气压0.10194MPa夏季平均气压0.10045MPa年平均降雨量1722mm日最大降雨量284.9mm小时最大降雨量101.1mm年主导风向夏季主导风向东南冬季主导风向北年平均风速1.9m/sec极大风速35.4m/sec年平均雷暴日数82.4夏季主导风向东南冬季主导风向北年平均风速1.9m/sec极大风速35.4m/sec年平均雷暴日数82.4天公共工程条件冷却水：温度：28℃(max：冷却水：温度：28℃(max：35℃)压力：0.2-0.3MPa(g)电源：中压电：AC10.5KV50Hz低压电：AC380V电源：中压电：AC10.5KV50Hz低压电：AC380V三相；AC220V单相50Hz控制电：DC24V；DC220V系统概况和相关设备设计系统采用机炉电集中控制方式，包括对全厂各辅助系统的控制。因此要求汽轮机具有高可控性、可靠性及运行的灵活性，满足垃圾热值变化引起的负荷变化的需要。汽轮发电机组不参与电网调峰。汽轮机为中温超高压、一次中间再热、冷凝式，配有三相50HZ空冷发电机及其附属设备组成一套汽轮发电机组。凝汽器冷却方式：循环水冷却，采用双曲线自然通风冷却塔二次循环水系统，用自来水和中水作为循环水补充水。汽轮发电机组室内布置，汽轮发电机组运转层标高为8.5m（暂定）。垃圾焚烧锅炉过热器出口主蒸汽参数为压力13MPa、温度485℃。单台炉额定蒸第3页，共74页发量（过热器出口）约100t/h（暂定、此为锅炉BRL工况），再热蒸汽温度420℃。调节阀的执行机构及流量计采用进口件，交货时需提供设备进口国原产地证书、海关报关手续及当地商会出具的证明。阀门及执行机构品牌要求：详见附表11。抽气真空系统采用水环真空泵加维持真空的罗茨复合真空泵组组合。垃圾焚烧炉空气预热器：空气预热器由高压段和低压段组成。垃圾焚烧炉一次风高压段预热用蒸汽采用锅炉再热器中段（暂定）抽出的蒸汽，每台锅炉流量约为7t/h（暂定），2台炉总流量约为14t/h；低压段预热用蒸汽采用汽轮机第一级抽汽，压力1.1-1.5MPa，温度不低于260℃，每台炉低压段空预器的换热量约为16000MJ/h（暂定），抽汽量请投标方根据自己汽机的一抽蒸汽参数自行计算确定（抽汽量按空预器换热量除以一抽蒸汽的焓值和一抽压力下的饱和水的焓值差计算）；空预热器的疏水引入除氧器，进入除氧器的回水温度按一抽压力下的饱和水温度-5℃计算。烟气处理SCR系统加热蒸汽采用锅炉再热器出口的再热蒸汽，每台锅炉的流量约为6.6t/h（暂定），2台炉总流量约为13.2t/h；SCR系统加热蒸汽的凝结水引入除氧器，进入除氧器的回水温度约为90℃。垃圾焚烧炉空气预热器低压段采用汽轮机一级抽汽加热，空预器高压段和SCR加热热源为暂定，待余热锅炉和烟气净化定标后与厂家商定热源需求，汽轮机应能根据商定的热源需求做出设计调整。高压蒸汽（主蒸汽）中压蒸汽（再热蒸汽、锅炉空气预热器用汽）、低压蒸汽（除氧器用汽）均采用母管制。汽轮机热力循环汽轮机主汽门前蒸汽的额度参数为：压力12.5Mpa，温度480℃；高压排汽压力2.85〜3.05MPa（暂定），再热进汽压力按高排压力的90%计，再热进汽温度415℃。汽轮机的回热抽汽：一级抽汽供低压空气预热器，预热垃圾焚烧炉一次风；二级抽汽供除氧器用汽，除氧器工作参数定为：压力0.27MPa（绝对压力），温度130℃；不设高压加热器；回热系统按锅炉给水温度130℃设计，方案由投标方拟定。具体参考参数如下：抽汽级数压力（MPa）温度（℃）用汽量（t/h）一级抽汽1.1-1.5MPa三260℃每台锅炉低压空气预热器换热量约为16000MJ/h（暂定），抽汽量请投标方根据自己汽机的一抽蒸第4页，共74页汽参数自行计算确定二级抽汽投标方确定投标方确定满足在正常运行情况下除氧器加热用汽三级抽汽投标方确定投标方确定投标方确定 正常情况下，2台垃圾焚烧余热锅炉产生的蒸汽提供给1台50MW汽轮机做功。主凝结水由凝结水泵经汽封冷却器、低压加热器进入除氧器，经加热和除氧后由给水泵送入各垃圾焚烧余热锅炉。供2台焚烧炉低压段空气预热用的蒸汽原则上由1台50MW机组的一级不可调抽汽来提供；投标方应考虑在50MW汽轮机的适当位置设置供空气预热用不可调抽汽口，额定抽汽压力应为1.1-1.5MPa左右，允许抽汽压力随负荷和抽汽流量的变化而变化，每台炉低压段空预器的换热量约为16000MJ/h（暂定），抽汽量请投标方根据自己汽机的一抽蒸汽参数自行计算确定（抽汽量按空预器换热量除以一抽蒸汽的焓值和一抽压力下的饱和水的焓值差计算）。当1台余热锅炉检修或负荷低，汽轮机一、二级抽汽参数不能满足要求时，焚烧炉低压空气预热器及除氧器加热用汽由余热锅炉主蒸汽通过减温减压后供给。投标方在设计时应充分考虑，汽轮机能适应下表中各种运行工况的要求。序号工况要求备注1110%BRL（2炉1机）SCR及空预器的加热蒸汽量按110%考虑2100%BRL（2炉1机）380%BRL（2炉1机）考核工况SCR及空预器的加热蒸汽量按80%考虑4110%BRL（1炉1机）5100%BRL（1炉1机）680%BRL（1炉1机）7孤岛运行工况（1炉1机，汽轮机额定功率30%）汽轮发电机组效率的考核点是80%BRL（2炉1机）运行工况，冷却水温度为28℃。汽轮机能在额定的主蒸汽参数及最高冷却水温度35℃条件下长时间在额定工况下运行。汽轮机设计时还应考虑一定的超负荷能力，投标方需提出最大运行工况及其第5页，共74页

限定条件。当电网发生故障时，要求汽轮发电机组带厂用电负荷运行，最低负荷为额定负荷的30%（满足孤岛运行方式）。投标方需根据上述各种工况，优化设计整个热力循环，提供各工况对应的热平衡图（冷却水温度按28、35℃计算，平衡图为中文版）。4产品标准和规范汽轮机组的标准和规范汽轮机的设计、制造所遵循的标准的原则为:必须满足现行的电力行业（包括原水电部、原能源部）相应规范。必须满足有关安全、环保及其它方面现行的国家强制性标准和规程（规定）。投标方应提供设计制造的规范、规程和标准等清单。除上述标准外，投标方设计制造的设备还应满足（但不低于）下列规程的有关规定（合同及其附件中另有规定的除外）:GB5578-2007《固定式发电用汽轮机规范》JB/T8188-2016《汽轮机随机备品备件供应范围》GB5578-2007《固定式发电用汽轮机规范》JB/T8188-2016《汽轮机随机备品备件供应范围》GB8117.2-2008《汽轮机热力性能验收试验规程第2部分：方法BGB8117.2-2008《汽轮机热力性能验收试验规程第2部分：方法B各种类型和容量的汽轮机宽准确度试验》GB/T13399-2012《汽轮机安全监视装置技术条件》JB/T2862-2016《汽轮机包装技术条件》JB/T2900-1992《汽轮机油漆技术条件》DLT996-2006《火电厂汽轮机电液控制系统技术条件》DLT591-2010《火力发电厂汽轮发电机的检测与控制技术条件》DL/T5437-2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL5190.3-2012《电力建设施工技术规范第3部分：汽轮发电机组》DL/T5294-2013《火力发电建设工程机组调试技术规范》DL/T612-2017《电力工业锅炉压力容器监察规程》DL647-2004《电站锅炉压力容器检验规程》GB/T13399-2012《汽轮机安全监视装置技术条件》JB/T2862-2016《汽轮机包装技术条件》JB/T2900-1992《汽轮机油漆技术条件》DLT996-2006《火电厂汽轮机电液控制系统技术条件》DLT591-2010《火力发电厂汽轮发电机的检测与控制技术条件》DL/T5437-2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL5190.3-2012《电力建设施工技术规范第3部分：汽轮发电机组》DL/T5294-2013《火力发电建设工程机组调试技术规范》DL/T612-2017《电力工业锅炉压力容器监察规程》DL647-2004《电站锅炉压力容器检验规程》GB50049-2011《小型火力发电厂设计规范》DL/T5295-2013《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》第6页，共74页国能综安全[2014]45号《火力发电工程质量监督检查大纲》国能安全[2014]161号《防止电力生产事故的二十五项重点要求》发电机组的标准和规范发电机本体、励磁系统以及检测装置等辅助系统的制造、验收和交接遵守最新中国国家标准，并参考IEC标准。发电机技术标准：国标GB755-2008《旋转电机定额和性能》国标国标GB755-2008《旋转电机定额和性能》国标GB/T7064-2008《隐极同步电机技术要求》励磁系统技术要求:国标GB755-2008国标GB755-2008《旋转电机定额和性能》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》在与上述规定不相矛盾的情况下，投标方可参考下列标准AISC 美国钢结构学会标准AISI 美国钢铁学会标准ASME 美国机械工程师学会标准ASMEPTC 美国机械工程师学会动力试验规程ASTM 美国材料试验学会标准AWS 美国焊接学会EPA 美国环境保护署HEI 热交换学会标准NSPS 美国新电厂性能（环保）标准IEC 国际电工委员会标准IEEE 国际电气电子工程师学会标准ISO 国际标准化组织标准NERC 北美电气可靠性协会NFPA 美国防火保护协会标准PFI 美国管子制造局协会标准SSPC 美国钢结构油漆委员会标准GB 中国国家标准第7页，共74页SD （原）水利电力部标准DL 电力行业标准JB 机械部（行业）标准所有标准都会被修订，使用有关标准时，应使用最新标准。投标方所用标准在与上述所列标准有矛盾时，应按严格的标准执行；若再有矛盾，投标方应将这些矛盾之处在投标文件中说明，并提交给招标方，由招标方确认。5接口原则、供货范围及交货时间接口原则和设计分工接口原则由投标方供应的系统和设备，如与不属于投标方供应范围的系统和设备连接，则由招标方负责连接到投标方的系统和设备，投标方提供接口要求并积极主动予以配合。由投标方供应的系统和部件之间的内部连接，由投标方负责。由投标方供应的系统和设备，应配套供应与其正确运行密切有关的检测和控制仪表。若检测和控制仪表的接口设在投标方侧有困难时，在征得招标方的同意后，可装于招标方侧。投标方提供的设备及管道接口应与招标方管道的材质和口径相同。若不相同，投标方应提供过渡段。由投标方供应的设备与不属于投标方供货范围内的系统连接时，则分界以投标方设备接口为界面（包括阀门及其配对法兰、紧固件、密封件等），投标方应负责该接口的可靠性和正确性。设计分工保证汽轮机正常运行的所有管道、阀门、测点等所有内容均应由汽轮机厂家设计并提出要求。包括但不限于以下内容：以汽轮机自动主汽阀入口法兰（含配对法兰）或主汽阀入口蒸汽管的焊口为界，主汽阀入口的下游（包括主汽阀）均属投标方设计范围，汽机本体的疏放水管道接口为系统最后一个阀门出口处。主汽阀及调节汽阀的安装固定方式和导汽管（如有）的支吊由投标方设计。凝结水系统以低压加热器本体出口法兰为界，含螺栓、螺母、垫片及法兰垫片。第8页，共74页包括凝结水泵、汽封加热器、低压加热器设备、系统均由投标方设计。汽轮机抽汽止回阀属投标方设计。汽轮机组油系统包括设备、管道、阀门、附件和仪表等由投标方设计并提供，其管道布置及管道支吊架由招标方负责设计。汽轮机组本体疏水系统包括管道、阀门、附件和仪表等由投标方设计。汽机轴封系统由投标方设计，投标方同时成套供应均压箱（如有）、汽封压力调节阀、减温水调节阀、其他必要的阀门及附件等。管道支吊架由招标方负责设计。汽轮机组水环真空泵站由投标方设计。其它保证汽轮发电机组正常运行的系统、设备及附件。上述管道和投标方的接口位置和介质参数，由投标方提供。汽机数字电液控制系统（DEH）（包括电子部分和液压部分）由投标方负责设计，提供符合招标文件要求的硬件、软件、服务和有关图纸资料。汽轮机监测系统（TSI）、跳闸保护系统（ETS）由投标方负责设计，提供符合招标文件要求的硬件、软件、服务和有关图纸资料，并提供探头的安装支架及取样位置，并预留安装孔（槽）。系统供货范围内的检测仪表和控制设备由投标方负责设计，接口在由投标方提供的控制柜（箱）和接线盒端子排上。投标方应负责设计范围内设备、管道、阀门、测点等内容的后期优化设计。并配合设计院进行设计范围外与汽轮发电机相关内容的优化设计。供货范围及交货时间一般要求投标方的供货范围应保证所供设备满足合同工厂安全、可靠、经济运行的要求，应尽量选用标准件。投标方应提供详细供货清单、热工仪表清单、外购材料清单、进口材料清单。清单中依次说明型号、数量、产地、生产厂家等内容。对于属于整套设备运行和施工所必需的部件，即使本合同附件未列出或数目不足，投标方仍须在执行合同时补足。招标方采购1套50MW汽轮发电机组成套设备。投标方应提供随机备品备件，并在投标文件中给出具体清单。投标方在投标文件中应提出焚烧厂三年商业运行（含质保期）及一次大修所需的备品备件的具体清单（不在投标总价中）。第9页，共74页投标方提供所有安装和检修的专用工具和消耗材料等，并提供详细供货清单。提供1套专用工具。供货界面投标方提供1套功能完善的50MW汽轮发电机组成套设备，供货界区如下，包括但不限于：以汽轮机自动主汽阀入口法兰（含配对法兰、螺栓、螺母、垫片及法兰垫片）或主汽阀入口蒸汽管的焊口为界，主汽阀入口的下游（包括主汽阀）均属投标方供货范围，汽机本体的疏放水管道接口为系统最后一个阀门出口处。主汽阀、调节汽阀和导汽管的支吊架由投标方提供。凝结水系统以低压加热器本体出口阀门外侧法兰（含配对法兰、螺栓、螺母、垫片及法兰垫片）为界。包括凝结水泵、汽封加热器、轴封风机、低压加热器、加热器疏水调节阀等设备均由投标方提供。汽轮机抽汽止回阀、低负荷时供锅炉空气预热器及除氧用汽的减温减压装置等设备属投标方供货。汽轮机组油系统包括设备、管道、阀门、附件和仪表等由投标方提供（不含管道支吊架）。汽轮机组本体疏水系统包括的本体疏水扩容器（包括喷水控制阀、前后关断阀和旁路阀）、阀门、附件和仪表等设备由投标方提供。汽机轴封系统由投标方提供。投标方同时成套供应系统中包括的均压箱（如有）、汽封压力调节阀、减温水调节阀、阀门及附件、疏水阀等设备。汽轮机组水环真空泵站（泵站内部设备、管道、阀门及附件和仪表等由投标方供货）。上述管道和投标方的接口位置和介质参数，由投标方提供。汽机数字电液控制系统（DEH）（包括电子部分和液压部分）由投标方提供符合招标文件要求的硬件、软件、服务和有关图纸资料。汽机监测系统（TSI）由投标方提供TSI探头的安装支架及取样位置，并予留安装孔（槽）。汽机跳闸保护系统（ETS）由投标方提供符合招标文件要求的硬件、软件、服务和有关图纸资料。供货范围内工艺系统的检测仪表和控制设备由投标方负责（含仪表阀）。第10页，共74页★5.2.3供货范围（包括但不限于下列）汽轮机主机设备（详见附表3）（1）基础台板、垫铁、地脚螺栓（含调整垫片，包括发电机部分）（2）各轴承组件（包括测温元件）及各轴承座（3）汽缸组件（含汽缸结合面优质密封涂料）（4）转子组件及叶片（5）隔板组件（6）喷嘴组（7）汽封组件（8）油档组件（9）阀门构架（10）联轴器、垫片及连接螺栓（11）罩壳（整体板房式）（12）盘车设备（包括控制柜，控制柜需有电压、电流表）（13）高中压主汽门、高中压调速汽门、主汽门操纵座及调速汽门到汽缸的导汽管（如果有）等连接管道。（14）回热系统抽汽逆止阀（15）高速齿轮箱（如有）汽轮机调节、控制设备（不限于下列）。（1）汽轮机控制单元（包括DEH、伺服阀等）（2）油动机（3）超速保护装置（4）转速、轴向位移、膨胀、胀差、振动等测量装置（5）必要的测量用就地仪表（热电偶、热电阻和压力表及压力传感器等）汽轮机辅机设备润滑油系统和控制油系统（1）主油箱及其附件；（2）主油泵（如果有）、滤网、交流润滑油泵、事故油泵（包括启动盘）及附属阀门、管路，配电控制箱（柜）等；（3）冷油器及附属的阀门、管路（不含冷却水的阀门、管道）；第11页，共74页（4）顶轴油系统及附属阀门、管道及附件（油系统管路需设有油压表）、顶轴油泵控制箱（控制箱需有电流、电压表）等（如果有）。（5）排油烟风机；（6）油系统全部管道、油流窥视窗、就地油温表、压力表等；（7）控制油系统油箱、油泵组、过滤器、冷油器、高压蓄能器、阀门、管道、油压表等，投标方提供2.5倍容量抗磨油（其中1.5倍容量抗磨油用于备用）；（8）透平油专用滤油机、抗磨油专用滤油机（每种滤油机每台机各一台）。轴封系统（1）轴封蒸汽减温减压器及附属阀门及附件；（2）轴封压力调整器及附属阀门及附件；（3）轴封排气风机（1用1备）及进出口阀门及附件；（4）各轴封漏汽及各门杆漏汽去轴封冷却器的阀门及其管道疏水系统；（5）轴封冷却器整套设备；（6）系统安全阀和泄压阀。本体疏水系统本体疏水系统的阀门、附件和疏水扩容器。抽真空系统水环真空泵及真空系统的整套设备、阀门、安装固定件，含2台100%容量的水环真空泵和1套维持真空用的高效罗茨复合真泵组。冷凝器整套设备及安装固定件。凝结水系统含凝结水泵及低压加热器整套设备，安全阀、低加疏水阀（水位调节装置汽液两相流疏水调节器）、水位测量与报警装置、危急放水装置、安装固定件隔音层罩（汽轮机和发电机考虑整体设置隔音罩）。仪表包括：（1）汽轮机就地仪表盘（柜）；（2）就地仪表（包括压力表、温度计、转速表、液位计等）；（3）就地发讯元件（包括热电阻、压力变送器、压力开关、行程开关等）;（4）供货范围内仪表的取压管线及管件和仪表阀门；（5）现场接线箱（盒）及与就地设备的连接电缆、电线及附件等；第12页，共74页（6）盘车控制，保护装置；（7）TSI仪表（包括探头，延长电缆，前置器，保护盒，二次仪表，电源，机架等）。5.2.3.3.10控制系统：投标方根据本工程采用的汽轮机发电机的本体资料及有关的说明，进行DEH系统的设计，提供符合要求的高性能的DEH产品，其中包括下列内容：（1）DEH系统的全部应用软件，并负责系统的组态和生成；（2）整套液压系统（EH系统）；（3）DEH系统功能范围内的就地仪表、控制设备及接线盒；（4）备品备件、专用工具和消耗性材料；（5）DEH系统资料ETS系统：投标方根据本工程采用的汽轮机保护装置的要求和逻辑关系，进行ETS系统的设计，提供符合要求的高可靠性的ETS产品，其中包括下列内容：（1）汽机紧急跳闸系统（ETS）由投标方负责设计与成套供货，并提供控制逻辑图及详细描述。ETS系统要求单台机组采用独立冗余的两套PLC系统控制，并与DCS系统通过Profibus-DP总线方式进行通讯，实现全厂控制系统一体化监控。（2）ETS要求采用西门子300系列PLC或同档次产品，最终厂家由招标方与投标方协商确定。（3）ETS系统应包括机柜、继电器、电源、开关等必要的电气设备（4）备品备件、专用工具和消耗性材料（5）ETS系统资料安装和检修的专用工具（包括但不限于下列）（1）转子起吊工具（包括钢丝绳）（2）汽缸起吊工具（包括钢丝绳及导向杆）（3）翻转轴瓦的抬轴工具（4）专用配套扳手（5）润滑油系统冲洗临时滤网（6）控制油系统冲洗的专用模块（7）调节部套专用扳手（8）汽缸热紧螺栓加热器及测量装置（9）台板用的可调斜垫铁及平垫铁（10）加装转子平衡块的专用工具第13页，共74页备品备件（包括但不限于下列）（1）汽轮机前后轴承（2）汽轮机前后汽封片及汽封弹簧（3）汽轮机隔板汽封片及汽封弹簧（4）汽缸中分面螺栓（5）汽轮机推力主副瓦片（6）高速齿轮箱的轴瓦、油封（如有）投标方应负责设备的完整性并提供详细的供货清单。5.2.3.4发电机组投标方的供货范围将保证所供设备满足电厂安全、可靠、经济运行的要求。本项目共1套发电机组，下列供货范围除专门注明的以外，均指一套发电机组的量TOC\o"1-5"\h\z（1）发电机本体 1台（2）空气冷却器及附件 1套（3）集电环装置 1套（4）自并励静止励磁系统（含屏柜） 1套（5）励磁变压器（含屏柜）） 1套（6）测温装置（含接线盒） 1套（7）发电机自动监测装置 1套（8）专用工具 1套（9）发电机底座调整垫片 1套（10）备品备件，应包括但不限于：发电机每种轴瓦各1个；（11）发电机生产厂家提供发电机轴承、空冷器进出油、水接口处的反法兰。交货时间（详见附表8）在满足招标方施工工期的前提下，投标方可根据招标方现场具体的施工条件，分批次将货物运至施工现场进行安装，具体交货时间由投标方填写，投标方所提交的交货时间应附上支持性文件。备品备件及专用工具（详见附表6、7）根据需要随系统提供用于应急和第一次大修用的不附加费用的备品备件。根据所供设备的具体情况，提出足够一个大修周期运行之用的备品备件（不包第14页，共74页含在投标总价中）。保证备品备件长期稳定地供货。对主要备品备件及与其可兼容的替代品，其备品的供货期至少是设备验收后十年或该设备在市场停销后5年（二者之中取时间长的一种）。6技术要求本工程采用KKS标识系统，投标方提供的技术资料（包括图纸）和设备标识设置KKS码，具体标识由招标方提出，在设计联络会上讨论确定。★本工程采用三维设计，投标方提供的技术资料应包括其设计范围内的设备及管道（含支吊架及附件）的三维模型，输出文件格式在设计联络会上确定。依照GB/T32575-2016相关标准移交。三维模型应达到部套级，能体现设备内部结构，做到三维拆解，能满足爆炸图效果的要求。★汽轮发电机组及其配套系统须具有在110%BRL负荷工况下长期稳定运行的能力。投标方所提供的所有产品和装置（包括DCS组态画面）的说明书或资料都必须为中文界面。特别说明：投标方必须对以下技术要求进行逐条回复是否响应，如无回复，将按不响应处理，影响专家评标，后果由投标方自行承担。汽轮机及辅助系统基本参数和性能要求汽轮机主要技术参数（详见附表1）。汽轮机基本性能汽轮机基本性能要求符合GB5578-2007规定。★6.1.2.2汽轮机是根据额定负荷长期连续运行进行设计，但其设计允许汽轮机在负荷波动情况下运行。汽轮发电机组年运行时间不小于8000小时。汽轮发电机组从最大负荷到允许最低负荷下保证安全连续运行。汽轮机滑销系统能长期保证汽缸的自由膨胀均匀一致；汽轮机在设计上应有可靠的防止意外超速、进冷汽冷水、着火和突发性振动的措施。由于垃圾发电的特性，工况变化大，机组长期处于低负荷运行，叶片应具备必要的防冲蚀能力。汽轮机排汽缸加设雾化喷淋装置。第15页，共74页汽轮发电机组应具有从最大负荷到允许最低负荷下连续运行的能力。汽轮机允许在48.5〜50.5HZ范围内安全连续运行而不致降低出力。当汽机负荷从100%甩至零时，汽轮机的控制系统应具有自动控制汽轮机转速的能力，不允许汽轮机超速。当机组做超速保护试验时，在108-112%额定转速下，超速保护系统动作，这时任何部件都不应超应力，各轴承振动不应超过允许值。汽轮机的易损件应全部可更换。噪声要求：汽轮发电机、主汽门、高压油泵、抽气器等距设备外壳1.0m处测得的最大噪声应低于85dB(A)。投标方应提供下列数据：(1)主蒸汽参数(压力、温度)偏离额定值的允许变化范围和主蒸汽参数异常条件下允许连续运行时间及累积运行时间。(2)汽轮机在48.5〜50.5周波范围内应能安全连续运行而不致降低出力，在异常周波下运行时的周波限制值及相应的持续，累积运行时间限制值。投标方提供机组在各种状态下起动时的起动曲线及正常停机曲线。(3)投标方提供汽轮机在环境条件异常或凝汽系统故障时，机组仍能安全运行的极限最高背压值(投标方填写)及排汽温度值(投标方填写)，机组仍能安全运行的极限最低背压值(投标方填写)及排汽温度值(投标方填写)。(4)汽轮机停用时不设防腐措施，可保证设备安全。(5)投标方提供汽轮机允许连续运行的最恶劣工况(50MWX30%)末级叶片防水刷的措施(满足孤岛运行方式)。(6)投标方提供各种典型工况的热平衡图、热耗、发电量及出力修正曲线。(7)机组大修的间隔期应不小于4年。(8)汽轮机组的寿命应不低于30年，年运行小时数不低于8000小时。机组冷态、温态、热态和极热态的允许启动次数满足设计要求。6.1.3汽轮机及辅助系统基本技术要求汽轮机设计制造应符合GB5578-2007“固定式发电用汽轮机技术条件”。有关汽轮机与发电机匹配的转向、轴系、油系统等技术工作由汽轮机供货商牵头与发电机供货商协调完成。第16页，共74页所有穿楼板设备，如果楼板下方设备本体管道和附件可能和梁碰撞的，需提出梁高及梁的布置要求。辅助设备所配电动机应为符合GB18613-2012规定的能效二级的高效电动机，电机品牌要求详见附表11。所有转动设备的联轴器必须配安全防护罩。润滑油系统汽轮机润滑油系统主要向汽轮机-发电机组各轴承(瓦)提供润滑油。本系统确保汽轮发电机组各轴承(瓦)在机组正常运行、启停及升速等工况下正常工作。汽轮机润滑油系统主要包括：(1)主油箱、主油泵(如有)、交流电动润滑油泵、直流事故油泵(包括就地控制盘柜)、2义100%容量冷油器、润滑油用复式双联滤油器、顶轴油泵(如有)、排油烟装置、油净化装置、仪表以及供给每台机组润滑油所必须的辅助设备和管道。(2)正常工作时，润滑油由主轴传动的主油泵或交流润滑油泵供给，启停、事故及转子惰走时交流油泵工作，交流辅助油泵故障时启动直流事故油泵。油泵叶轮应为不锈钢304材质，保证与油接触部分不涂漆，油泵品牌要求详见附表11。(3)油系统的油泵设计能满足自动启动、遥控和手动启停要求，并提供所需的压力开关，就地启停按钮和油系统起动试验阀的电磁线圈。(4)提供与盘车马达起动器联锁的单独压力开关，油压建立前禁止电动盘车装置的投入。盘车装置运行中如发生供油中断或油压降低到不安全值时及时报警，并停止运行。(5)系统应具有在线进行低油压试验功能。(6)每台汽轮机设2台冷油器，容量各100%,允许1台运行另1台放空清洗。每台冷油器的冷却面积在机组最大负荷，水侧污染且水温最高(35℃),留有不小于10%余量进行设计，设计还应考虑切换清洗冷油器的措施。冷却水侧配置滤网，并有能清除滤网上杂物的功能。(7)油箱和油系统其它部件的容量考虑到当交流电源消失冷油器断水时，机组能安全停机，油箱中油温应不高于75℃。油箱容量还考虑到机组甩负荷时能容纳系统全部回油。事故排油口及排油系统应考虑满足失火及机组惰走的需要。(8)汽轮机油系统管道采用不锈钢304材质，并采用强度足够的厚壁管，管道强度按不低于2倍工作压力，并且最低承压不低于2.5MPa进行设计。(9)管道附件按管道压力等级进行设计，尽量减少法兰及弯管接头。油系统中的第17页，共74页阀门及附件不得使用铸铁件，阀门及其连接法兰采用不锈钢304材质。油管路垫片不能使用含石棉类产品，应使用不含石墨成分的TS-CARBO垫片(TS-CARBO采用高质量的碳纤维、KEVLAR、芳纶纤维，掺和专用耐高温无机矿物填料及NBR橡胶等材料制成的高质量的密封垫片材料。无石棉、无有毒有害物质，密封性能好，不易变形，两面皆有3A防粘表面处理，方便脱离法兰)。对靠近蒸汽管道的油管道有防止可能漏油滴在蒸汽管道上的措施。(10)油系统应设有排油烟装置，使各轴承及腔内维持微负压，并设置负压表便于监视。应确保各轴承内不吸入蒸汽，避免油中带水，并带有必要的检测仪表。(10)油箱配置就地油位显示液位计和远传4〜20mA信号至DCS系统，就地油位显示液位计采用磁翻板液位计，远传液位计采用导波雷达液位计。(11)油系统高点设排气阀。(12)汽轮机在结构和系统设计上，应有防止汽水由轴封漏汽等处进入油系统的措施。(13)油系统中各设备，如轴承箱、冷却器和管道等出厂前应彻底清除残砂、焊渣、锈片等沾污物质，并经防腐蚀处理后再妥善密封出厂。(14)油系统配用的全部设备及管道、管件、附件、表计等均由投标方配套提供。(15)润滑油进口支管上，应装有就地压力表；主油泵进口管道上应装有就地压力表。(16)油系统所有的控制装置、开关、指示器和报警装置等，均应安装在就地表盘上，并应予留信号远传用的端子。汽轮机控制用高压抗磨油系统高压抗磨油系统包括油箱及附件、油泵组、精密过滤器、蓄能器、压力表、温度变送器、滤油及冷却系统等组成。油泵品牌要求详见附表11要求。抗磨油系统各部件及油箱，均应采用不锈钢304材质。当2台高压供油泵短时间失去电源时，不应使汽机跳闸。当运行泵发生故障或油压低时，备用泵应能自启动，系统应具有在线进行低油压试验功能。提供抗磨油系统设备、管道、整套仪表及安装附件(如仪表导管、阀门、管接头等)，并提供250%容量的抗磨油(其中150%为备用)。油温调节装置应包括一次元件及控制设备。抗磨油冷油器冷却水采用循环冷却水，设2台冷油器，容量各100%,每台第18页，共74页冷油器的冷却面积在机组最大负荷，水侧污染且水温最高（35℃）,留有不小于10%余量进行设计，设计还应考虑切换清洗冷油器的措施，允许1台运行另1台放空清洗。冷却水侧配置滤网，并有能清除滤网上杂物的功能。油箱应配有就地指示油位计及能输出远传信号的功能，液位计采用导波雷达液位计。轴封系统提供完善的轴封蒸汽系统和设备，包括轴封压力调节阀、轴封冷却器及其辅助设备等，保证汽轮机组在运行中防止高压蒸汽从轴端泄漏排入大气或串入轴承箱，防止空气从低压轴端漏入真空部分。轴封系统应是DCS远方自动控制的，轴封系统的设计与汽轮机防止进水措施相适应。在机组启动和各种运行工况下，轴封供汽系统能自动调整压力，并设置安全门和溢流装置。轴封调整器能适应来自回热抽汽、辅助蒸汽两种汽源向轴封供汽的调节要求。不论使用何种汽源，均可防止汽轮机进水，并使汽缸与转子之间的相对膨胀差在允许范围内。轴封系统配置应简便，调压、调温装置应可靠，满足轴封的供汽参数要求。辅助蒸汽按主蒸汽参数考虑。系统中设置1台100%容量的轴封冷却器；轴封冷却器配有就地水位显示液位计和远传4〜20mA信号至DCS系统，液位计采用导波雷达液位计；疏水密封采用多级自密封水封筒；其为管壳表面式换热方式，管子材料为不锈钢304。提供接至集控室测量和控制所需的传感器、开关和其他装置，均压箱压力、温度测点配备远传至DCS测点。本体疏水系统：投标方提供疏水阀、疏水扩容器、附件和仪表等汽机本体疏水系统的设备，确保启动和停机时，将汽缸、蒸汽室、主汽管及各抽汽管、各阀门的凝结水疏走并回收利用，以免汽缸内积水，造成汽机转子弯曲等重大事故。当不能回收利用时，将其及时排出，确保机组安全。真空抽气系统★6.1.3.5.1由2台水环式真空泵（1用1备）设备和1套维持真空的高效罗茨复合真泵组组成。启动时使用1台水环真空泵来抽除冷凝器中的不凝结的气体来建立并保持真第19页，共74页空保证汽轮机的安全运行，机组运行正常、真空稳定后，高效罗茨复合真泵组投入运行维持真空，原运行的水环真空泵切除做备用。一台真空泵就可保持凝汽器正常运行的真空值，配就地配电箱（柜），需设置就地/远方切换开关，处于远方状态时，在控制室DCS可操作、监视。水环真空泵应为双级锥体电厂专用真空泵。真空泵品牌要求详见附表11。抽真空设备容量按照HEI标准或由投标方按有关标准推荐。机组起动时，在系统密封性能满足要求的条件下，凝汽器抽真空的时间不应超过30分钟。设计中应考虑防止抽真空设备发生故障时大气倒入凝汽器，使真空骤跌的措施。凝汽器壳体或抽真空母管上应设置电动真空破坏阀，阀门进口带有滤网和水封装置。真空系统的阀门应采用具有可靠气密性的真空阀。盘车装置投标方提供一整套电动盘车装置，以保证机组大轴的低速转动，防止大轴变形。提供一套压力保护装置，在汽轮发电机组轴承建立起适当的油压之前，禁止启动电动盘车装置。在汽轮机启动之前，先启动盘车装置，一旦汽机启动，并达到一定转速时，盘车自动脱离啮合而不对汽机产生冲击，且不重新啮合。盘车装置配有报警装置及保护装置，在盘车运行时对供油中断进行显示，在油压降低到不安全的数值时，使盘车装置自动停止。当汽轮机在盘车过程中失去厂用电，机组可采用手动盘车。盘车装置配有控制柜，实现就地控制盘柜，设置就地/远方切换开关，处于远方状态时，在控制室DCS中能够对盘车的工作状态（盘车啮合与脱开的指示）进行监视和控制；就地控制柜应有电流表显示盘车电流，盘车电流应能远传至DCS。汽轮机附件要求绝对压力大于0.1MPa的抽汽管道上应设有快速关闭的逆止阀，抽汽逆止阀采用油动或气动操作装置，动作指令来自油开关跳闸信号、主汽门关闭信号（主汽门关闭行程开关至少有3副触点输出，独立设置），逆止阀及其附件可在1秒钟内关闭，在DCS上应有状态显示；抽汽逆止阀应具有在运行中做活动性试验的功能。第20页，共74页带有内旁路的主汽阀装有永久性的蒸汽滤网，能承受外来杂质的冲击。自动主汽门的设计应保证关闭严密，使主蒸汽管道能够进行水压试验。本机组包括了汽机本体及附属设备所使用的各种阀门，投标方提供的阀门应符合国标。阀门选用的压力温度等级符合相应的运行工况，符合系统设计要求及有关法规和标准要求。凡是由于热力过程的需要、起动或停机时经常操作、安装位置工作条件很差的阀门，均应设有电动操作机构，电动操作机构采用智能一体化型。安全罩：投标方应提供汽轮机组所有转动轴、联轴器及其它露出的转动部分的安全罩。随机提供的法兰密封垫片，除有特殊要求的以外，均应采用金属缠绕垫片。主凝汽器投标方提供表面式双流程凝汽器，使汽轮机排出的蒸汽凝结，在汽轮机排汽口中建立并维持所需要的真空，同时获得纯净的凝结水，作为锅炉给水。主凝汽器采用双流程，同时设有分隔水室，允许一半运行，一半检修，此时汽机能达到70%额定负荷。投标方应按热力计算对凝汽器的冷却面积、冷却水量、背压进行优化，作到既经济又能满足任何工况的运行要求，并能在最大负荷和循环水入口水温35℃条件下连续运行。主凝汽器出口凝结水的含氧量，在凝汽器的补充水率5%,正常运行负荷范围内，不超过30PPb。正常运行时主凝汽器出口处的凝结水过冷度不大于1℃。主凝汽器设计中应考虑留出给水加热器疏水、汽轮机疏水、给水补充水及其它返回凝汽器的杂项水等接口及预留备用口。凝汽器热井设有就地水位显示液位计和远传4〜20mA信号至DCS系统，液位计采用导波雷达液位计。热井就地水位计要有可靠的密封性能，防止空气从水位计漏入凝汽器。凝汽器的管板和管束，应选用适合当地冷却水质要求，且具有良好的防腐耐磨性且导热性能好、冷却水侧水阻小的材料制作，确保无泄漏现象发生。采用中水和自来水做为循环水补充水，中水水质见附件。凝汽器换热管的材质要求选用316L。主凝汽器水室应有防腐保护措施。第21页，共74页凝汽器换热管采取有效措施防止结垢、腐蚀等现象。凝汽器设计和制造符合有关中国标准JB/T10085-1999《汽轮机凝汽器技术条件》和ZBK54015-88《凝汽器加工装配技术条件》。低压加热器及凝结水泵低压加热器按汽轮机额定工况进行设计，按最大工况进行校核，满足任何工况的运行要求，满足设计参数而最多可堵掉5%的管子根数。低压加热器为表面冷却型，满足任何工况的要求。低加使用不锈钢304管材。低压加热器设计满足运行及安全要求。壳体上汽侧装设安全阀；设有两个疏水口，一个是常用疏水口，另一个为紧急疏水口，正常疏水口配有汽液两相流疏水调节器；设有就地与远方水位测量和报警装置，并提供用于连锁控制的足够的信号接点；液位计采用导波雷达液位计。低压加热器设有旁路管道。使用2台凝结水泵（1用1备）输送凝结水，凝结水泵采用立式结构，采用机械密封；电机采用变频电机。凝结水泵品牌要求详见附表11。保温与油漆汽轮机本体有完善的保温设计，以确保机组运行的安全经济性。投标方应提供汽轮机本体及其附属设备的保温设计说明书。在正常运行情况下，当环境温度为25℃时，保温层的表面温度不大于50℃。按规程运行时，汽轮机的保温应使上、下汽缸的金属温度差能达到汽轮机制造厂家的要求。所有管道、汽缸应使用优质的保温材料，材料中应不含石棉。对于需拆卸部分的保温应采用软质保温材料，并配有可拆卸的金属罩壳。提供汽轮机和发电机的共用隔音层罩，隔音层罩应能将汽轮机和发电机全部罩住。隔音层罩内要有足够的照明设施，外形设计、材质、颜色由招标方最终认可，罩壳上应适当开有排汽孔及进入罩内进行检查的门（至少4个）。提供汽轮机罩壳及凝汽器喷涂油漆的面积。该二项设备，投标方在出厂交货时全部喷涂防护漆，安装后设备美化的表面涂漆由招标方考虑。汽轮机本体保温设计由投标方提供。6.1.3.12高速齿轮箱（如果有）第22页，共74页高速齿轮箱的设计寿命需三30年，齿轮箱效率三99%,其运行应安全可靠、噪音低。齿轮箱执行AGMA421标准，服务系数1.3；齿轮箱采用平行轴，双斜齿，硬齿面结构；低速转子需采用空心轴+内部柔性杆结构，啮合齿轮部分不能使用套装结构；齿轮箱厂家在国内发电厂近三年有不少于10个45MW及以上并且发电机转速为3000r/min的合同业绩。6.1.4随汽机提供的仪表和控制（1&0设备要求总则投标方在设计汽轮机设备及其系统时，同时考虑各种工况下的安全及合理的运行操作方式，提出汽机启停及正常运行对参数监视及控制联锁和保护的要求，并成套供应必须的检测控制设备。投标方提供详细的热力运行参数，包括汽轮机运行参数的报警值及保护动作值。投标方对随机提供的热工设备（元件），包括每一只压力表、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。特殊检测装置须提供安装使用说明书，型式规范征得招标方同意。随机提供的指示表、开关量仪表、测温元件、变送器及控制设备选用通用产品并符合国际、国内标准，同时还考虑和招标方全厂热控设备选型一致并经招标方确认。在没有国家通用产品可选的情况，制造厂成套供应经实践证明质量可靠、性能符合工艺要求的产品。所有用于联锁保护用的逻辑开关、电磁阀、继电器、伺服阀等均采用进口或合资品牌产品，不允许采用电接点型仪表用于联锁保护。变送器采用进口品牌智能系列产品（带总线协议HART/FF/Profibus等）。就地温度测量，采用双金属温度计（万向型），不得采用水银温度计。就地液位测量，采用磁翻板液位计，不得采用玻璃管液位计。就地压力表采用不锈钢压力表。随汽机本体范围内的所有就地指示仪表由投标方提供。汽机本体所有测点必须设在具有代表性，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的要求。保护、控制和显示用的测点应分开开孔、取样，不允许合用或混用。汽轮机必须至少满足自启停的要求。除另有规定或协议外，制造厂成套供应满足机组启停与运行中安全监视和经第23页，共74页济运行所必须的，安装在本体范围内的仪表，取样部件，检测元件（包括传感器），安全保护装置，调节阀门，以及与检测元件或传感器相连的特殊仪表等。汽轮机制造厂负责汽轮机、发电机整个轴系振动的测振一次元件。其测振一次元件探头测量准确、抗干扰。所提供的调节阀、电动门等选用有成熟的运行经验的产品，保证其可控性和可靠性，以满足热工调节控制的要求。阀门执行机构应遵循阀门进口，则其所配执行机构也成套进口的原则。调节阀接受4〜20mADC控制指令并具有4〜20mADC的两线制位置反馈。电动门开、关方向限位开关各具有四对独立的接点，其接点容量至少为220VAC、5A或220VDC、3A；开、关方向力矩开关各具有一对独立的接点，且配置数量满足控制回路要求。全开/全关式气动阀应配电磁阀、行程开关，每个气动阀配置空气减压过滤器，招标方供气压力为6〜8kgf/cm2（a）,气动门电磁阀的供电电源为220VAC、电动门的供电电源应为380VAC。所有配供的电动执行机构采用控制装置在电动头上的智能一体化执行机构。安装于轴承箱内的所有由检测元件至接线盒的连接导线均需选用耐油、耐高温、防火、抗干扰的绝缘导线。远传仪表、变送器采用4〜20mADC标准信号，变送器为两线制，精度不低于0.1%。变送器采用进口品牌产品。投标方提供汽机本体及油系统有关的压力开关、液位开关、接线盒及其间的导线，并提供取样管及仪表阀门。对各控制系统有“3取2”要求的测点，分别提供3个独立的过程开关。所有开关在所指定的设定点动作，其准确性为调节范围的±0.5%。准确性包括诸如迟滞和线性等的一切误差源。所有开关在其调节范围的0.25%内有再现性。开关的性能以这些作为最低要求，且在任何情况下都适合过程使用的要求用于远传的开关量参。投标方推荐至少3家分包商，由招标方最终确认。投标方还提供汽机本体及油系统所需的就地压力指示表，压力表精度为全量程的±1.5%。投标方提供的仪表设备、开机盘（就地控制盘）和控制系统机柜的防护等级，一般室内为IP52；室外为IP56。控制柜和仪表盘的颜色由招标方或设计院指定，就地开机时，主要就地监视仪表需安装在就地开机盘上。投标方提供的所有一次仪表、控制设备的接口信号，连接到投标方提供的接线盒、仪表控制箱柜的端子排上。所供所有一次元件、就地设备及接口点标注其现场安装位置。现场接线箱（盒）及与就地设备的连接电缆要求信号电缆采用B级铠装阻燃型绝缘和护套铜丝编织分屏加铜带总屏计算机用屏蔽电缆。第24页，共74页投标方随汽机提供的所有电磁阀为240VAC或220VDC并允许长期带电。汽轮机本体温度测点提供测温元件，随本体配供的其它就地测量仪表（压力表，逻辑开关、变送器和就地液位计等）均配供安装附件（一次门）。供招标方使用的压力测点及汽水分析取样测点则带一次门。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。并符合2010年《火力发电厂汽轮发电机的检测与控制条件》DL/T591-2010O无论成套提供还是招标方订货设备，投标方对汽机本体热工保护及控制装置都负有配合的责任。热工检测提供安装在本体范围内供就地检查用的压力表、温度表、液位计等。投标方提供的所有测温元件要采用双支型，其中一个通常供招标方使用。如果两支测温元件都被汽机投标方所使用，则发送一个4〜20mA的信号供招标方使用。热电偶选用K分度，热电阻选用Pt100。其精度要求满足DLT591-2010火力发电厂汽轮发电机的检测与控制技术条件规范要求。本体范围内的传感器、检测元件引至安装在汽轮机本体上的厂供接线盒。传感器，检测元件至厂供接线盒之间的连线（包括补偿导线）由汽机厂供货并负责。接线盒的位置便于安装和维护。接线盒内的端子数满足招标方需要。测量汽缸壁等金属温度的热电偶采用铠装热电偶，其长度满足直接接至本体接线箱的要求，其型式为双支绝缘式。壁温测点，要求有明显的标志，并提供便于安装检修的措施并说明各测点位置及安装方法，提出各个温度测点的正常值，越限值和允许的差值及安装附件。区别哪些是运行中必须监视的测点，哪些是提供试验用的测点。测量支持轴承和推力轴承等金属温度的热电阻与发电机厂配供于发电机轴承上的相一致，制造厂提出各轴承温度的正常值，越限值，并提供安装附件。汽轮机本体温度测点要求提供测温元件，随本体配供的其它就地测量仪表（压力表、逻辑开关及液位计等）均配供安装附件（一次门）。供招标方使用的压力测点及汽水分析取样则要求带一次门及仪表取样管。保护用与调节显示用一次元件必须分开，取样点独立开孔。要求隐蔽的温度测点采用双支的测量元件。保护装置第25页，共74页汽轮机必须设有成熟可靠的危急保安系统，防止超速。危急保安超速系统使用两套相互独立的电子超速保护装置。并且设有独立可靠的手动打闸按钮。两套互相独立超速保护系统，共配供七只磁阻传感器探头监测转速（前轴承三个，后轴承三个，另有一个仅用于现场转速表），每套系统中的三个转速中有两个转速超过设定值时，继电器就会动作从而切断电磁阀的供电回路，使阀门快速关闭；同时DEH也会接收到转速卡的超速信号将首出锁住，并使汽轮机始终处于跳闸状态，直至转速恢复正常并且由操作人员排查原因、手动复位挂闸后汽轮机才会重新挂闸。汽轮机的停机电磁阀为4个，4个电磁阀分别并联后再串联，每个停机电磁阀都可以独立在线试验，不造成机组停机。6.1.4.3.2危急保安系统的跳闸系统有联锁保护，防止汽轮机突然再进汽，当汽轮机具备再次起动条件时，只有按照起动前的规定操作程序才能使跳闸系统重新复位。从危急保安器动作到主汽阀、调节汽阀完全关闭的时间小于0.5秒（包括延迟时间）。各级抽汽逆止门的紧急关闭时间小于1秒（包括延迟时间）。汽轮机组能在单元控制室操作台上及汽机就地设置手动紧急停机操作装置。汽轮机监测、保护及紧急跳闸系统汽轮发电机应组设有成熟可靠的危急保安跳闸系统，由整套液压保护系统和电气安全监测系统（TSI）以及紧急跳闸系统（ETS）组成。（1）汽机转速达110%额定转速时，危急遮断器动作，自动停机。（2）润滑油压降低至某定值时，启动交流油泵，同时发出声光报警信号，当油压继续降至另定值时，启动直流事故油泵同时由ETS装置经三取二逻辑发出停机信号（定值由投标方提供）。（3）当凝汽器背压升高到某一定值时，发出报警信号，当背压继续升高到某定值时，由ETS装置经三取二逻辑发出停机信号（定值由投标方提供）。（4）当汽机转速达110%额定转速时，TSI电气超速保护动作，由ETS装置自动停机。（5）对机组的轴向位移、轴承振动、轴振、胀差、热膨胀进行监测和报警指示，轴向位移、胀差、轴振超限时发出停机信号。（6）在集控室和就地都应设有手打停机按钮。6.1.4.4.1汽机紧急跳闸系统（ETS）汽机紧急跳闸系统（ETS）由投标方负责设计与成套供货，并提供控制逻辑图及详细描述。ETS系统要求单台机组采用独立冗余的两套PLC系统控制，并与DCS系统通过第26页，共74页Profibus-DP总线方式进行通讯，实现全厂控制系统一体化监控。要求采用西门子300系列PLC或同档次产品。（1）控制器、I/O通道及信号均冗余配置，其选型须由招标方认可。ETS有不低于20%的I/O余量。（2）投标方提供全套ETS资料、逻辑图，产品说明、工作范围及其与其它系统的接口。投标方列出触发汽机跳闸的每个跳闸起动信号的详细来源。ETS保护柜由招标方或设计院统一色标、尺寸，由投标方采购。（3）对系统总的要求：a.双机热备；b.系统I/O裕量不小于20%；c.ETS机柜内的电器元件（不包括端子排）选用成熟、优质产品；d.其工作电源、I/O模件（三取二输入信号和跳闸电磁阀输出信号）及输出继电器（跳闸电磁阀）采用1：1冗余配置；（4）汽机事故跳闸系统能至少在下列条件下关闭主汽门、调节汽门，紧急停机。a.汽机的转速超过制造厂给定的限值时（三取二）；民真空低于制造厂给定的极限值（三取二）；c.润滑油压下降超过极限值（三取二）；d.转子轴向位移（三取二）；e.推力瓦温度超过极限值（低值与极限值串接实现保护）；f.单元机组发电机保护动作；g.手动停机；h.DEH停机；i.DCS远方停机；j.汽机振动达到危险值；k.主油箱油位下降超过极限值（三取二，汽机厂预留液位开关安装接口，并提供设备）.用户停机接口（至少三路）；m.汽轮发电机组应在集控室和就地都设有停机按钮。（5）投标方保证负责上述各跳闸回路的逻辑编程，做到设计合理。跳闸回路采用双通道，可有效地防止“拒动”和“误动”。第27页，共74页（6）系统中采用双通道布置成“或”-“与”门通过方式，这就允许在线试验，并在试验过程中起保护作用，从而保证系统可靠性。跳闸电磁阀（AST）为常带电结构。（7）电源要求：汽机ETS机柜接受由招标方提供的两路交流220V+10%-15%，50Hz±2的单相电源，两路电源互为备用。另外接受两路直流电源220V。同时提供各路电源监视干接点。若ETS要求其它等级电源，由供货方自行解决。（8）机柜要求：机柜的防护等级为NEMA12,机柜门有导电式门封垫条，机柜的设计满足电缆由机柜底部引入的要求，所有仪表的模拟量信号及开关信号引至端子排，所有端子排和端子都有清晰规范的标识。（端子排、电缆夹头、电缆走线槽及接线槽均由“非燃烧型材料制造”。柜内电缆、接线符合IEEE的防火规范。）（9）CPU中的存储器应有不低于40%的余量。存储时其中保存的程序和数据靠蓄电池至少维持6个月。（10）DI信号的查巡，电压采用直流电压48V，并有指示灯显示其状态。模件间有效隔离。每一个DI点都有熔断器。（11）所有的跳闸功能在每次启动前必须进行试验。ETS提供汽机跳闸状态输出接点，数量不小于8副，每个接点由单个继电器完成。（12）ETS操作面板上提供复位按钮，并留有远方复位接口，操作面板置于ETS机柜；ETS提供每项保护的解除手段；ETS提供各单项保护回路的输出接点，接点数量不小于2付，分别用于DAS监视系统和硬报警接线系统，每个接点由单个继电器完成。6.1.4.4.2汽机安全监测保护系统（TSI）（1）TSI由投标方随汽机本体成套供货，包括机柜、显示仪表、机架、支架、就地一次元件、探头至前置器的预置电缆，前置器置于汽机本体接线盒内。投标方提供装在现场的确保机组安全起动、运行及停机的汽机监测仪表，并对其安装工作予以监督，要求监测项目齐全，性能可靠，与机组同时运行，品牌要求详见附表11。。（2）投标方对TSI（包括发电机的轴承检测）全面负责，提供进口的安全监测保护装置，汽机厂同时负责与发电机厂的协调，提供TSI一次检测部分的安装支架及相应的接口资料。（3）投标方提供与安装在机柜内的成套汽机监视仪表系统，系统柜内设必要的端子，以容纳来自现场设备的输入信号和到DEH、ETS、DCS、报警窗的输出信号。（4）给连到DCS或外部系统的信号提供隔离缓冲器，以防止外部故障传入。这些外部故障可能引起监视系统内的故障，或机组扰动或跳闸。第28页，共74页(5)模拟信号为4〜20mA统一输出信号，同一信号要求输出2路，不包括该装置本身所需的信号。(6)控制、报警、保护等接点输出，能各送出3付无源接点容量为交流220V,5A。(7)该装置留有与汽机电调、计算机监控系统、常规保护、旁路保护等需用的接口，其形式由招标方认可。(8)TSI至少包括如下功能，但不限于此：a.转速测量：量程一般为0〜9999rpm；可连接指示，记录，报警和超速保护，在机头设一块转速表。b.轴承振动、轴振：可连接指示，记录，报警和保护等。c.轴向位移：通过一点对大轴位移进行监测，可连接指示，记录，报警和保护等。d.胀差：监测各汽缸与转子的相对膨胀差，可连接指示，记录，报警和保护等。e.汽缸膨胀：监测汽缸的胀缩值，并装有就地表计。(9)电源要求：汽机TSI机柜接受由招标方提供的两路交流220V+10%-15%,50Hz±2Hz的单相电源。投标方应配置相应的冗余自动电源切换装置(要求选用进口品牌产品)和回路保护设备，当发生电源切换时能够保证机柜正常稳定运行。其并要求在投标方TSI机柜内有电源监视输出无源接点。投标方应负责完成对系统内各设备的供电，招标方不再向投标方提供其它任何电压等级的电源。(10)机柜要求：机柜的防护等级为NEMA12,机柜门有导电式门封垫条，机柜的设计满足电缆由机柜底部引入的要求，所有仪表的模拟量信号及开关信号引至端子排，所有端子排和端子都有清晰规范的标识。(端子排、电缆夹头、电缆走线槽及接线槽均由“非燃烧型材料制造”。柜内电缆、接线符合IEEE的防火规范。)机柜尺寸、颜色由招标方指定。(11)TSI装置应留有与DEH、DCS及ETS的数据采集及管理系统的通讯接口，与常规保护等的接口，其形式由招标方认可。(12)投标方提供现场的安装、调试技术服务。6.1.4.4.3数字电液控制系统DEH汽轮机数字电液控制系统(DEH),要求DEH控制系统采用与全厂DCS系统(拟采用国产品牌)相同的软件设备和监控平台，即DEH控制系统作为DCS的功能站挂在DCS网络上。投标方对DCS厂家进行技术交底，由DCS厂家负责将DEH控制部分整合在一套DCS系统中。为实现本工程控制系统硬件平台一体化的设计思路，DEH系统电子装置型号的第29页，共74页最终确定与硬件冻结放在招标方DCS系统确定选型后，并请招标方确认。投标方确保对具有实际业绩的DEH系统电子装置型号的选择丝毫不影响整套DEH系统的技术性能指标，且不发生价格变化。（1）基本要求a.控制系统的硬件配置冗余控制器数量单台机组不少于1对。投标方对DEH系统（包括电子部分和液压部分）全面负责，统一考虑，并提供DEH一次检测部分的安装接口和与DEH液压油系统的接口设备，及相应的接口资料，且提供投标方对DEH的详细要求及逻辑图、调节框图，相关的汽机本体资料、说明、曲线等。b.DEH系统是采用以微机为基础的分散控制系统和油动机系统构成的汽轮机调节系统。所选DEH有在两个地区，三年及以上的成功运行实绩（需附合同及验收报告）。c.该控制系统有很高的可靠性、易操作、易维修，灵活性强，有自诊断功能，提供关键部件备品以防发生危险状况。d.数字电液控制系统是以微处理器为基础以LCD和键盘操作为主的控制系统。CPU将是冗余配置的。e.DEH系统包括微机处理单元，过程输入输出通道，数据通讯系统，人机接口（带LCD的操作员站和工程师站），液压伺服系统和必要的就地仪表等。f.通过采用适当的冗余技术和可诊断到模件级的自诊断技术来保证DEH系统的高可靠性。g.所有进入控制系统的重要模拟量（转速、功率、压力等）三重冗余或双重冗余，重要开关量三重冗余或双重冗余。控制和保护所用的重要模拟量和开关量应分别设置I/O通道及发送器等。对操作员输入命令有适当的规则进行检查。任何个别元件故障不会影响整个系统的工作。当供电电源中断或传感器、驱动装置出现故障时，系统得到保护。h.DEH系统有良好人机界面。对机组的起停运行监控和系统的自诊断信息高度集中在LCD画面和键盘上。i.系统按照“失效保护”和“安全自锁”的原则进行设计。j.系统有防电磁和射频干扰措施。k.DEH留有与分散控制系统DCS，旁路保护（BPC），汽轮机监测保护（TSI），汽机事故跳闸（ETS）及其它常规设备接口，其信号接口方式（通讯或硬接线），由招标方指定或认可。DEH系统的可用率至少为99.9%。第30页，共74页l.DEH的电子装置由主机制造厂统一供货，其选型须经招标方认可。同时投标方配合提供DEH与DCS双向通讯接口（包括硬件和软件），以便能够通过DCS的操作员站来监视和操作DEH系统。m.招标方不接受要求单独接地的DEH系统。n.对整个系统进行工厂验收试验、演示和现场试验。测试验收除满足本协议要求外，还满足国家能源局颁发的《火力发电厂汽轮机控制及保护系统验收测试规程》（DL/T656-2016）。（2）系统功能要求DEH系统至少具有以下功能：a.DEH具有“自动”（ATC）、“操作员自动”、“手动”三种运行方式。b.汽机的自动升速、同步和带负荷。DEH提供在汽机寿命消耗允许条件下按照汽轮机所处不同热状态和蒸汽参数相适应的合理升速率；实现汽机从盘车转速到带满负荷的自动升速控制。自动升速系统的设计，充分考虑蒸汽旁路系统的设置，以适应投入蒸汽旁路系统和不投旁路运行的启动升速方式，该系统包括：♦所有必须的预先检查，以满足进行自动升速的最低条件。♦所有调节汽机升速率的必要运算和监视过程。♦汽机升速率限制。♦汽轮发电机组的自动同期。♦能满足不同启动运行方式（冷态、温态、热态、极热态）的要求。♦带初始负荷。♦汽机负荷限制。♦DEH的操作显示设备在中央控制室主操作台上，以便运行人员能在升速过程的任何阶段进行控制监视；同时系统能连续监视升速过程；并能显示所有与升速相关的参数，对运行人员提供指导。在升速或带负荷过程中的任何阶段都能进行运行方式的切换选择。♦主蒸汽压力控制。c.负荷控制DEH系统能在汽轮发电机并入电网后实现汽轮发电机从接带初始负荷到带满负荷的自动控制。机组并网后，负荷控制至少有以下三种方式：第31页，共74页阀门控制方式：运行人员可通过操作（增、减）阀门的开度来控制机组负荷变化。功率控制方式：这种方式使机组在定负荷情况下运行。DEH控制器采样发电机功率信号与负荷设定值相比较，经调节器计算后输出控制指令，控制机组负荷与设定值保持一致。主汽压力控制方式：这种控制方式使机组按设定的主汽压力情况下运行。DEH控制器采样主蒸汽压力与压力设定值比较，经调节器计算后输出控制指令，维持主汽压力。能实现各种控制方式的无扰动切换。d.启停和运行中的监视和操作功能e.甩负荷控制功能当机组从不同负荷（包括电负荷和热负荷）跳闸解列甩至零负荷时，该系统能自动控制汽机转速维持在空转状态，等待重新并网。f.阀门管理与阀门试验运行人员可在操作台上对阀门（含主汽阀）进行试验操作，可实现阀门开闭状态的在线和离线试验。DEH还具有阀门管理功能（汽机进汽方式选择）g.超速保护控制，并可通过DEH操作员站完成汽机超速试验。h.可以通过DCS系统对DEH进行控制。i.该装置能监视主机状态、汽轮发电机组辅助设备状态及汽机热应力。j.该系统在带负荷运行中，能使汽轮发电机组及其主要辅助设备按设定要求自动启停。k.显示、报警和打印。所供电调系统的LCD屏幕，能向运行人员提供汽轮机启动和运行过程中的全部信息（如参数曲线等）及每一步骤的操作指导，而显示报警打印的信息画面及事故追忆的内容由投标方提供，招标方认可。.该系统具有检查输入信号的功能，一旦出现故障时，给出报警，但仍能维持机组安全运行无需运行人员干预。该装置具有内部自诊断和偏差检测装置，当该系统发生故障时，能自动切换到手动控制，同时切换所有动作输出，并发出报警。该系统有双微处理机容错功能，手动，自动切换功能，功率反馈回路的投入与切换功能。m.该装置具有最大，最小和负荷变化率限值的功能。n.DEH所有输出模拟量信号均为4〜20mA。o.DEH留有与分散控制系统DCS、汽轮机监测保护（TSI）、汽机事故跳闸（ETS）、电网ADS（或AGC）、电压自动调节装置6丫^、自动同期装置（ASS）、GPS时钟对时第32页，共74页及其它设备的接口，其通讯接口或接线形式，由招标方认可。P.投标方提供详细的DEH装置功能及技术规范及其详细图纸资料。q.投标方说明与DEH系统有关的软件、硬件的性能特性，系统配置及技术规范等，由招标方确定。r.DEH监视的重要参数采用三重测量，且卡件硬件分开配置，至少包括下列几项：转速、功率、挂闸、并网、主蒸汽压力及汽机保护所使用的所有信号等。s.超速保护和超速限制采用专用保护板卡，不经运算硬接线直接输出；对于无保护专用板卡的系统，为满足超速保护和超速限制的响应速度，采用独立控制器，其工作周期不大于20ms。t.汽机挂闸后，必须需要远控指令才能启动自动主汽门。（3）设备规范DEH控制系统设备包括电子控制装置，液压系统和就地仪表设备三部分。♦电子控制装置a.DEH系统电子部分硬件至少包括基于微处理器的控制机柜、控制器（单台机组不少于1对）、操作员站、打印机和工程师站。b.处理器、通讯、电源模块冗余配置。模件的切换时间和数据更新周期能保证系统的控制和保护功能不会因冗余切换而丢失或延迟。处于备用状态的冗余处