穆棱市亿阳热电经营有限公司_热电联产扩建工程设备采购

及服务项目招标公告

黑龙江建通工程项目管理有限公司受穆棱市亿阳热电经营有限公司委托，对穆棱市亿阳热电经营有限公司_热电联产扩建工程设备采购及服务项目进行国内公开采购，现欢迎国内的供应商参加本项目的采购活动。

一、项目名称：穆棱市亿阳热电经营有限公司_热电联产扩建工程设备采购及服务项目

二、项目编号：MLCG[2019]0095

三、采购内容：背压机组设备采购及服务项目

四、资金性质：财政资金6500000元

五、采购预算：6500000元

六、采购内容：设备清单内全部内容

七、交货地点：穆棱市亿阳热电经营有限公司，具体以各项要求为准。

八、交货期:签订合同后180个日历天内交货指定地点。

九、供应商资格要求：

1、拟参加本项目投标的潜在供应商应具备《政府采购法》第二十二条供应商资格条件。

2、拟参加本项目投标的潜在供应商须在黑龙江省内政府采购网注册登记并备案。

3、潜在投标人需提供营业执照副本、税务登记证副本、组织机构代码证副本（如营业执照已改为“三证合一”或“五证合一”新证的可不提供税务登记证副本、组织机构代码证副本），其营业执照经营范围包含本项目相关内容

4、供应商若为经销商须具有所投产品合法来源渠道证明（包含但不限于经销协议、代理协议等）

5、与采购人存在利害关系可能影响招标公正性的法人、其他组织或者个人，不得参加投标；单位负责人为同一人或者存在控股、管理关系的不同单位，不得同时参加同一标段投标或者未划分标段的同一招标项目投标；同一集团公司具有独立法人的子公司同时参加同一标段投标或者未划分标段的同一招标项目投标时最多不得超过两家（以获取招标文件的先后顺序为准）。

6、供应商参加政府采购活动近三年（2016年6月-2019年6月）没有重大违法记录，没有被列入失信被执行人、企业经营异常名录、重大税收违法案件当事人名单、政府采购严重违法失信行为记录名单、政府采购严重违法失信行为信息记录。供应商自行对企业信用记录核查；失信记录核查路径：

a、“信用中国”网站（http://www.creditchina.gov.cn）；

b、“中国政府采购网”网站（http://www.ccgp.gov.cn/cr/list）；

7、本项目不接受联合体投标。

十、购买招标文件方式及时间：

潜在供应商请于2019年6月10日至2019年6月17日（法定节假日除外），每日上午8时00分至11时00分，下午14时00分至17时00分（北京时间）在“黑龙江省政府采购网”http://www.hljcg.gov.cn网上报名并携带“报名成功”截图，到黑龙江建通工程项目管理有限公司（牡丹江市西安区西三条路南湖北路21号建通公司）进行购买招标文件，逾期不予受理。文件售价500元/包，售后不退。

十一、投标文件递交截止时间及地点：2019年7月4日09时00分（北京时间）。黑龙江建通工程项目管理有限公司（牡丹江市西安区西三条路南湖北路21号建通公司）一楼开标大厅，逾期送达的或不符合规定的投标文件将被拒绝接受。

十二、发布网站：黑龙江省政府采购网：http://www.hljcg.gov.cn、中国政府采购网http://www.ccgp.gov.cn/上同时发布。

本项目公告有效期为5个工作日

十三、联系方式：

采购人：穆棱市亿阳热电经营有限公司

地址：穆棱市

联系人：郭先生

电话：18945333317

采购代理机构：黑龙江建通工程项目管理有限公司

地址：牡丹江市西安区西三条路南湖北路21号

联系人：宋先生

电话：0453-8831888

2019年6月10日

技术参数（三包）

穆棱亿阳热电12MW背压机改造工程

汽轮机、发电机设备采购

汽轮机技术规范

汽轮机部分

1 总则

1.1 本技术协议的使用范围，仅限于穆棱亿阳12MW背压机改造工程的12MW背压式汽轮机。它包括本体、辅助设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术协议。

1.2本技术协议提出的是满足汽轮机正常运行的技术要求，未对一切技术要求作出详细规定,也未充分引述有关标准和规范的条文，投标方提供一套满足技术协议和所列标准要求的高质量产品及其相应服务。并满足国家有关安全、环保等强制性标准和要求。

1.3投标方对背压汽轮机的整套系统和设备(包括附属系统与设备、附件等)负有全责，即包括分包(或采购)的产品。分包(或采购)的产品制造商详见供货及分包附件。如有改变，必须事先征得招标方的认可和同意，否则招标方有权拒绝收货。投标方提供的设备是成熟可靠、技术先进的全新产品。

1.4投标方的工作范围包括招标范围内设备的设计、制造、检验、试验、包装、运输，以及安装、调试和开车指导、并配合开工方案优化工作等。

1.5本技术协议所使用的标准若与投标方所执行的标准发生矛盾时，按较高的标准执行。

1.6合同签订后1个月内，按本规范要求，投标方提出合同设备的设计、制造、检验、试验、装配、安装、调试、试运、验收、试验、运行和维护等标准清单给招标方，由招标方和设计方确认。

1.7投标方的所有设计文件满足本工程统一规定的要求。

1.8合同签订后，分包（或对外采购）的主要产品具有成熟的运行经验并经过设计方认可，制造商需征得招标方的认可。对于投标方配套的控制装置、仪表设备，投标方将考虑和提供与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。

1.9招标方有权参加分包、外购设备的招标和技术谈判，投标方和招标方协商选择分包厂家，但技术上由投标方负责归口协调。投标方变更或增加外购件供应商，或者在本技术协议中未明确的外购件供应商，需在采购前一个月报招标方确认同意。

1.10在签订合同之后，招标方有权提出因规范标准和规程等发生变化而产生的一些补充要求，在设备投料生产前，投标方将在设计上给予修改。具体项目由招标方与投标方共同商定。

1.11所有本技术协议未能涉及的技术内容和在执行技术协议过程中有问题需要变动时，必须由三方共同协商解决，并以书面形式记录，作为本技术协议的补充部分。

2 工程概况

厂区现建有一台75t/h次高温次高压循环流化床锅炉，配有一台大气式除氧器和一台除氧水箱。除氧器出力为85t/h，工作压力0.118MPa，出水温度104℃，除氧水箱有效容积30m³，本期工程新增一台12MW背压式单缸背压汽轮机，配一台12MW发电机以及其辅助系统。

3 设计和运行条件

3.1 气象特征与环境条件

平均年结冰日数：188天

极端最高气温：37.1℃

极端最低气温：-35.1℃

年最大冻土深度：255cm

年均积雪厚度：42cm

全年主导风向：SW；

冬季主导风向：SW；

全年平均风速：2.4m/s；

厂区海拔（牡丹江）： 241.4m

地震基本烈度： 6度，地震动峰值加速度为0.05g。

3.2 设备使用条件

机组运行方式：定压运行

负荷性质：机组排汽供采暖热负荷，并在以热定电的条件下带动发电机发出电力。

机组布置方式：主厂房内横向布置

机组安装检修条件：机组运转层标高6米。

行车起吊高度：主钩约14m（以现场实际情况为准）。

安装位置：室内5℃～40℃

附属设备（冷油器等）冷却方式：自然通风冷却塔

周波变化范围：49.8～50.2Hz

3.3 供热系统

以汽轮机背压机的排汽作为两台热网加热器加热用汽，汽机背压排汽管备有超压安全保护装置，保护装置形式经双方研究确定。热网回水通过两台（其中一台备用）热网循环水泵，进入两台热网加热器后温度升到供热热水温度后对外供热。

3．4 公用系统条件

1） 循环冷却水

冷却水压力：进口为： 0.2 MPa(g)

冷却水温度：正常为：25℃，最高为：33℃

清洁度系数：0.85

2）电源

动力电源： 380 V， 50Hz三相；220 V， 50Hz单相

事故电源： 220V，直流

控制电源： 220VDC; 220 AC;

4 设备规范

4.1 主要技术协议

（1） 铭牌出力 12MW

（2） 机组型式 次高温次高压、单缸、背压式汽轮机

（3） 额定参数

主蒸汽压力 4.90MPa.a（锅炉出口5.29MPa.a）

温 度 450℃

最大进汽量 t/h

额定电功率 12 MW

额定进汽流量 t/h

额定排汽压力 0.118MPa.a

额定排汽温度 ℃

给水温度 104 ℃

额定工况保证汽耗率： kg/kWh

额定转速 3000r/min

旋转方向 顺时针方向 (从汽轮机向发电机端看)

4.2 回热抽汽系统

回热抽汽系统共有一级抽汽，分供给一台高压除氧器。为了防止在机组甩负荷时蒸汽倒入汽缸，使汽轮机超速，以及防止因加热器水位过高而使汽轮机进水，在各级抽汽管上分别装有强制性逆止阀和电动闸阀。在最大工况时,保证最终的锅炉给水量是75t/h

给水系统：机组配置一台85t/h 变频电动给水泵。

热网加热器疏水回水送入大气式除氧器。

4.3 设计制造标准

汽轮机的主要设计制造标准及规范

表4.3

5 技术要求

5.1 汽轮机本体设备性能

5.1.1 汽轮机能承受下列可能出现的运行工况：

5.1.1.1 汽轮机轴系，能承受发电机出口母线突然发生三相短路并切除或单相短路重合闸时所产生的扭矩。

5.1.1.2 汽轮机甩负荷后，允许空转时间不小于15分钟。

5.1.1.3 汽轮机能在额定转速下短时间空负荷运行，其空负荷运行的时间，能满足汽轮机启动后进行发电机试验的需要。

5.1.1.4 汽轮机在25％负荷时，能低负荷长期连续运行。

5.1.2 汽轮机的零部件（不包括易损件）的设计使用寿命不少于30年。汽轮机易损件的设计使用寿命，投标方在供货条件中予以规定，工作温度高于450℃的紧固件，考虑其松弛性能，并保证在大修间隔期内运行安全可靠。汽缸与主汽阀法兰连接螺栓采用热紧法将其拧紧。保证汽缸及主汽阀接合面密封。

投标方提供投产第一年因产品质量引起的强迫停用率及连续可调时间的保证：机组第一年利用小时数不小于6500小时，机组第二年利用小时数不小于8000小时，连续运行天数不小于180天（非汽轮机造成的停机事故除外）。强迫停运率＜2%，机组可用系数＞95%。

5.1.3 汽轮机大修周期不少于4年。

5.1.4 机组的允许负荷变化率

5.1.4.1 从100%～50%MCR 不大于5%/分钟

5.1.4.2 从50%～20%MCR 不大于3%/分钟

5.1.4.3 允许负荷在50%～100%MCR之间的变化幅度为20%/分钟。

5.1.5 机组在额定转速值的97～101%的转速下长期连续运行，各级调频叶片的振动频率都处在合格范围内。

5.1.6 投标方对汽轮发电机组（包括发电机）整个轴系的振动及监视仪表、临界转速、润滑油系统和联轴器等负责统一归口设计及供货，保证机组的轴系有良好的稳定性。汽轮发电机组的轴系各阶临界转速与工作转速避开-15%至+15%的区间。轴系临界转速值的分布有安全的暖机转速和进行超速试验转速，并提供轴系各阶临界转速的计算值和单轴一阶临界转速的试验值。

5.1.7 投标方提供的转子保证汽轮机在所有稳定运行工况下（转速为额定值）运行时，在轴承座上测得的双振幅振动值，无论是垂直、横向或轴向均不大于0.025mm，转子轴系在通过临界转速时各轴承座上振动测量值不大于0.15mm。

5.1.8 当自动主汽门突然脱扣关闭，发电机仍与电网并列时，汽轮机背压在允许范围内，具有3分钟无蒸汽运行的能力，而不致引起设备上的任何损坏。从手动危急保安器动作到主汽门完全关闭的时间小于1.0秒，同时关闭全部调节阀及抽汽管道强制性逆止阀。

5.1.9 汽轮机的起动方法和必要的运行数据。

5.1.10 热耗保证值

投标方给出保证热耗值及保证热耗的条件如下：

5.1.10.1 投标方按下式计算汽轮发电机组的净热耗（不计入任何正偏差值），并附含有详细数据（流量、功率、压降、端差、温升、焓增等）的热平衡图、校正曲线及有关说明。还应提供进行热耗测定、计算和校正需要的有关标准、规程及规定等。

汽轮发电机组的净热耗

q =(进汽轮机热量－出汽轮机热量) / (PG-PEXC)

PG 发电机终端输出功率 kW

PEXC 采用静态励磁时发电机端供应励磁变压器的功率 kW

投标方应按下列条件计算保证热耗： kW

电机效率 0.978

给水泵效率_78_%

5.1.10.2投标方提供附详细数据（包括流量、功率、压降、端差、温升、焓值等）的热平衡图，修正曲线及有关说明。还应提供进行热耗值的测量、计算、修正时用的有关规程、规定。

5.1.10.3 热耗率试验标准采用ASME PTC6-2004或国家现行最新标准。

5.1.10.4 测定热耗值用的仪表及精度，由投标方提出意见，经招标方认可。

5.1.11 距汽轮机化妆板外1米，所测得噪音值低于85分贝（A声级），对于其他辅助设备不大于85分贝（A声级）。

5.1.12 汽机在最大功率时，能连续长期安全稳定运行。

5.1.13 在任何功率下，调节系统的迟缓率不超过0.2%。

5.1.14 在额定蒸汽参数下，转速不等率3～6%额定转速范围内。

5.1.15 危急保安器的动作转速值为额定转速值的109%～111%。

5.1.16 除危急保安器外还设超速保护装置，其最高动作转速不超过115%额定转速。

5.1.17 汽轮机组设置两只危急保安器，其中包括一只机械式危急保安器和一套电子超速保护装置，并有可靠的动作指示器。

5.1.18 机组在额定工况或最大工况时甩负荷后能维持空转，并能自动回复到空负荷转速。

5.1.19 额定工况是指额定的主蒸汽及抽汽参数，额定进汽量，额定排汽量，额定背压，回热系统正常投入条件下，发电机端输出12MW。

5.1.20 背压排汽压力不等率不大于10%，当负荷大于25 %额定负荷时，可正常投入排汽压力自动调整装置运行。

5.1.21 在25%至110%额定负荷范围内，汽轮机能持续稳定运行。

5.2 汽轮机本体结构设计要求

5.2.1 一般要求

5.2.1.1 投标方提供的汽轮机及所有附属设备是成熟的、先进的。投标方具有制造12MW次高温次高压背压式供热机组的经验，5年以上成功运行的实践经验，不使用试验性的设计和部件。

5.2.1.2 机组的设计充分考虑到可能意外发生的超速和突然振动。

5.2.1.3 投标方对所有连接到汽缸上的管道，提出作用力及力矩的范围要求并给出附加热位移值为：力矩< t/h，作用力< t(设计联络会上确定)。

5.2.2 汽轮机转子及叶片

5.2.2.1 汽轮机转子彻底消除残余内应力。

5.2.2.2 转子的临界转速符合5.1.6节的要求。

5.2.2.3 高中压转子的脆性转变温度(FATT)≤116℃，此值不影响机组的启动灵活性。

5.2.2.4 叶片的设计是精确成熟的，在允许的周波变化范围内不产生共振。

5.2.2.5 叶根固定尺寸准确，具有良好的互换性，便于顺利更换备品叶片。

5.2.2.6 说明转子及叶片材料（见7.1.12），提供转子重量、重心(见7.1.13)及转子的惯性矩GD²值（见7.1.14）。

5.2.2.7 汽轮机转子在制造厂内进行平衡试验。

5.2.3 汽缸

5.2.3.1 汽缸的设计能使汽轮机在起动、带负荷、连续稳定运行及冷却过程中，因温度梯度造成的变形量小，能始终保持正确的同心度。

5.2.3.2 汽缸进汽部分及喷嘴室的设计能确保运行稳定，振动小。

5.2.3.3提供保护整个机组用的排汽安全保护装置。

5.2.3.4 提供汽缸法兰螺栓的搬手及电加热装置，包括所有附件。

5.2.3.5揭缸时分开汽缸结合面的装置和措施为：汽缸中分面处设有顶开螺钉，汽缸上下半铸有吊耳。揭缸时，可方便分开汽缸结合面。

5.2.3.6 汽缸上的压力、温度测点齐全，位置正确，负荷运行、维护、集中控制和试验的要求。

5.2.3.7 汽缸端部汽封及隔板汽封有适当的弹性和推挡间隙，当转子与汽缸偶有少许碰撞时，可不致损伤转子或导致大轴弯曲。

5.2.4 轴承及轴承座

5.2.4.1 各轴承的设计确保在额定转速下不出现油膜振荡。油膜失稳转速大于额定转速125%以上，具有良好的抗干扰能力。

5.2.4.2 检修时不需要揭开汽缸和转子，就能够把各轴承方便地取出更换。

5.2.4.3 主轴承是水平中分面的，不需吊转子就能够在水平，垂直方向进行调整。

5.2.4.4 任何运行条件下，各轴承的回油温度不超过65℃，在油温测点及油流监视装置之前，不得有来自其他轴承的混合油流。

5.2.4.5 运行中各轴承合金材料设计最高温度不超过90℃，但乌金材料允许在105℃以下长期运行。各轴承瓦金属温度设有远传热电阻测点。

5.2.4.6 推力轴承能持续承受在任何工况下所产生的双向最大推力。设有工作瓦的金属温度测量装置及回油温度表。

• 5.2.4.7轴承座的适当位置上，应至少装设测量X，Y方向的轴承振动的装置，并分别给出报警值和停机值送至ETS系统。为了测量振动相位，应设置固定的键相信号标志，该位置应便于测取键相信号传感器的安装和信号线的引出。键相信号汽机端设置一个测量探头。

5.2.5 主汽门

5.2.5.1 主汽门严密不漏。

5.2.5.2 主汽门的材质能适应与其相连接管道的焊接要求。

5.2.5.3 主汽门具备检修后能够进行单独开闭试验的性能。

5.2.6 汽轮机润滑油系统

5.2.6.1 油系统设有可靠的主供油设备及辅助供油设备，在起动、停机、正常运行和事故工况下，满足汽轮发电机组所有轴承和调节系统用油量。

5.2.6.2 润滑油系统包括主油箱、主油泵、润滑油泵、射油器、冷油器、阀门、管道、仪表等设备，满足每台汽轮发电机组轴承和调节系统用油的需要，油系统采用的阀门均为铸钢明杆阀，弯头为热压弯头。

5.2.6.3 油箱容量的大小满足机组在失去交流厂用电以致冷油器冷却水中断情况下停机时，仍能保证机组安全惰走和停机后的轴承冷却要求。此时润滑油箱中的油温不超过75℃，并保证循环倍率大于8。

5.2.6.4 主油箱上设置一台全容量用交流电动机驱动的抽油烟机及油烟过滤装置全套设备。投标方提供电加热器及温控设备（双支热电阻测温元件）。主油箱设有一支带远传磁翻板液位计，远传信号送至招标方DCS，设有三套防爆型直接浸入式液位计用于汽轮机保护，信号直接送至投标方ETS控制柜，用于汽轮机保护。

5.2.6.5 汽轮机油系统所用管道及附件有足够强度，按两倍以上的工作压力进行设计，对靠近蒸汽管道的油系统管道采用防护结构；油系统中的附件不使用铸铁件；钢管焊缝全部采用氩弧焊。

5.2.6.6 随机配供2台冷油器（1台运行，1台备用），冷油器采用管式换热器，对于任一冷油器，在汽轮机额定功率和给定的最高冷却水温下，冷油器的换热量不小于该油系统50%的实际换热量。冷油器的连接方式允许汽轮机在额定功率下运行时停用任何一台冷油器，以便放空、清洗和重新投入运行。

5.2.6.7润滑油母管至少设有3个压力低二值停机压力开关，设有1个压力低压力开关（停盘车及DCS报警），设有1个压力低压力开关（启交流油泵），设有2个压力低压力开关（启直流油泵），设有2个Pt100热电阻（冷油器入口及出口）。投标方须提供交、直流油泵在线连锁试验装置（压力开关）。

5.2.6.8为盘车装置设置压力开关。

5.2.6.9 凡有可能聚集油气的腔室，如轴承箱、回油母管等的油烟气可通过油系统的排油烟机排出体外。

5.2.6.10汽轮机结构和系统设计上，防止汽水由于轴封漏汽等原因而进入油中。汽封系统中设置汽封抽汽器保持端汽封末段漏汽为负压（0.095Mpa）。

5.2.6.11 油系统中各项设备如轴承箱、冷却器和管路等，彻底清除残砂、焊渣、锈片等玷污物质，并经防腐蚀处理后再妥善密封出厂。

5.2.6.12供方应说明在安装和运行中如何保证油系统清洁的主要技术措施如下：

1）设计，加工，制造：

A.润滑油系统不采用铸铁件。

B.油管路按工厂的设计，工艺标准执行。

C.油系统中加回油滤网，可采用高效油净化装置（用户自购），在机组运行时连续投入。

2）储存和运输：

A.按工厂储存运输标准执行。

B.按工厂油漆防锈技术条件执行。

C.启动前油冲洗和油循环。

3）投标方提供油冲洗说明书。

4）主油箱焊好后，内焊缝进行打磨处理，涂防锈油保护，外表面涂黄色醇酸磁漆。

油系统清洁度的标准为NAS7级，清洁度要求如下：

5.2.7 盘车装置

5.2.7.1 盘车装置是自动脱扣型的，能使汽轮发电机组转子从静止状态运转起来，并能在正常油压下以足够的转速建立起轴承油膜。

5.2.7.2 盘车装置的设计能做到自动退出而不发生撞击，且不再自行投入。5.2.7.3 提供一套压力开关和压力连锁保护装置，防止在油压建立之前投入盘车，盘车装置正在运行而供油中断时能发出报警，以及当油压降低到不安全值时能自动停止运行。

5.2.7.4投标方提供整套盘车装置，包括就地控制箱，操作及保护设备及控制联锁接口设备、手动操纵机构、盘车电流表、转速表等，并在就地控制箱实现就地启/停盘车功能，投标方确定盘车转速并提供盘车装置的控制原理图、电源要求及启/停盘车逻辑图。招标方仅提供电源。

5.2.7.5盘车的控制装置按照就地操作和监视，短时间内频繁启停，而不发生电机过热。控制逻辑在DCS实现的原则来配置，投标方提供盘车控制装置与DCS系统的接口清单。

5.2.7.6 盘车要求电动与手动均能进行，盘车装置应具备零转速自启动功能。

5.2.8 轴封漏汽系统

5.2.8.2 设一台100%容量的轴封蒸汽冷却器。冷却水采用热网循环水回水，温度≤50℃。

5.2.8.3 提供所采用的轴封漏汽系统图和系统说明书。

5.2.8.4轴封蒸汽冷却器及汽封加热器设有就地磁翻板液位计，带远传信号。

5.2.9 汽轮机疏水

5.2.9.1 疏水系统的设计能排出所有设备包括管道和阀门内的凝结水。疏水阀配带动力装置。

5.2.9.2 系统包括但不限于下列各项：

a) 收集和凝结所有轴封和阀杆漏汽的疏水。

b) 汽轮机的主汽门上、下阀座的疏水。

c) 汽室和汽缸进口喷嘴间的主蒸汽管道疏水。

d) 排汽装置阀门和排水阀门的漏气。

e) 管道上低位点疏水。

5.2.9.3投标方提供疏水扩容器。

5.2.10 保温和保温罩壳

5.2.10.1 投标方负责汽机本体及附属设备的保温设计，并向招标方提供图纸、材料清单、说明及安装文件，保温材料由招标方自理。

5.2.10.2 在正常运行工况下，当环境温度为27℃时汽轮机保温层表面温度不超过50℃。

5.2.10.3 按规程起停和运行时，汽轮机的保温使上、下汽缸的金属温度差不超过50℃。

5.2.10.4 提供汽轮机在运行过程中可拆卸的化妆板（即设备罩壳），其上适当开孔，以便排出热气。

5.3仪表和控制部分

5.3.1一般要求

5.3.1.1投标方供应满足机组启停、运行安全监视、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。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应满足全厂自动化投入率100％的要求。所有能直接引起机组跳闸的重要参数应设置独立的三重冗余或冗余测量。

5.3.1.2投标方应对随本体提供的热工设备（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。这些设备上应挂有标明电厂标识系统码名称的标牌。特殊检测装置必须提供安装使用说明书以及运行维护手册。投标方必须列出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。

5.3.1.3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，测点数量应满足对机组作运行监视和热力特性试验的需要。用于保护联锁的测点应单独设置，与监视和调节的测点分开。

5.3.1.4从汽轮机本身的安全出发，投标方应提出汽机起停及正常运行对参数监视控制的要求。随汽机配供的所有仪表都连接至相应的接线盒上，接线盒及导线全部由投标方提供。投标方提供的所有一次元件、就地设备都应标注其现场位置。

5.3.1.5投标方应预留汽轮机本体所有过程仪表的安装接口，包括压力、温度、液位、等，其接口应设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，同时根据需要安装一次阀门及封头。测点数量满足对机组作运行监控和热力特性试验的需要，对招标方为实现控制功能而在本体上增加的测点，投标方应无条件地为其提供安装接口。

5.3.1.6投标方设计和提供机组性能试验所需要的试验取样点、一次元件安装所需的套管、一次阀门等，并带有封头。

5.3.1.7随本体供货的热工设备的型号及规范应征得招标方的同意。

5.3.1.8随本体供货的热工一次元件的选型和全厂的选型一致，并经招标方认可。

5.3.1.9随本体提供的指示表、开关量仪表、测量元件符合国际标准，且规格型号齐全，不选用国家宣布的淘汰产品。测量元件的选择符合控制监视系统的要求。所供的仪表控制设备和控制系统的最终选型以及数量调整由招标方确认、指定，但不发生商务变化。

5.3.1.10汽轮机油系统配供的所有就地仪表设备应采用防爆型。

5.3.1.11投标方提供本体仪表控制系统图纸，注明仪表编号、位置及仪表接头的结构形式。

5.3.1.12所有带保护套管的热工仪表，套管或管座必须在制造厂内完成焊接工作。

5.3.1.13汽轮机本体接线盒、本体仪表清单、热力系统图、汽轮机电气监视保护系统图、调节保安系统图、润滑油系统图、本体测点布置图、辅机测点布置图等要求投标方在技术协议签订30天内提供纸版施工图。盘车控制柜、TSI热控设计资料、撞击子等外采设备要求投标方在技术协议签订30天内提供纸版施工图。DEH及ETS硬件与招标方DCS硬件统一，待招标方确定DCS厂家后，30天内提供纸DEH及ETS纸版施工图。

5.3.2远传信号测量仪表

5.3.2.1汽轮机所有本体测温元件由投标方提供，随汽轮机本体提供的所有远传测温元件应接线引至随汽机配供的汽机本体接线盒。并考虑安装、检修方便。测温元件应采用防振技术。所有气（汽）、水、油系统的温度元件及就地温度表感温元件都必须加装温度保护套管，以便在系统运行时更换故障的一次元件。

5.3.2.2投标方提供的所有过程逻辑开关的精度至少为1.0级（重复性），其外壳防护等级应至少达到IP65标准，并带有M20´1.5的螺纹电缆接口。过程连接口应采用M20´1.5外螺纹连接方式，配卡套接头及连接短管，并配有不锈钢垫圈，最终在设计联络会上确定，提供的接点输出应为SPDT（单刀双掷）型。过程逻辑开关选用美国SOR、法国Georgin、日本长野产品选型，并分别报价以最高价计入投标总价，最终型号由招标方确定。

5.3.2.3所有模拟量接口信号是4～20mADC（热电偶及热电阻除外），所有至DCS及电气控制回路的接点输出为双刀双掷（DPDT）无源型接点。接点容量（安培数）至少满足如下要求：

5.3.3就地指示仪表

5.3.3.1就地指示仪表应采用全不锈钢型，精度至少为1级，盘面直径不小于100mm（气动控制设备的空气过滤器、定位器上的压力指示表为60 mm）。

5.3.3.2就地指示仪表的量程选择应使其正常运行时指针处在1/2～2/3量程位置。就地温度计采用万向型抽芯式双金属温度计，不接受水银温度计。在振动和脉动场合，应采用抗振型仪表。

5.3.3.3就地液位计采用磁翻板式，配供其连接附件、阀门等。所供的磁翻板液位计与设备的最高压力、温度及介质的腐蚀性相适应。

5.3.4执行机构选型原则及接口的要求

5.3.4.1随本体供货的阀门、档板等应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。对于不随本体供应的执行机构，应由投标方提供力矩、连接方式及其它技术要求。

5.3.4.2随本体供货执行机构的选型应和全厂的选型一致，并经招标方认可。

5.3.4.3电动执行机构应采用智能一体化国产产品（含动力控制装置或伺服放大器），外壳采用铝合金材质，非侵入设计，带液晶显示，IP等级不低于IP65，具备自诊断和保护功能。

5.3.4.4所有气动阀门均应配有空气减压过滤器与行程开关，气动执行机构随阀门供货，调节型气动执行机构具有4～20mA的位置反馈功能，并配供所有附件如智能一体化定位器、电磁阀、二线制位置变送器等。招标方供气压力为0.4～0.8MPa(a)。投标方提供的开关型气动执行机构应能在失气、失信号、失电工况时向人员和过程安全方向动作，具体实现方式在设计联络会上确定。

5.3.5仪表阀门及附件要求

5.3.5.1所有随本体配供系统设备上的测量仪表应配供相应的安装附件（一次门、二次门及排污门等）。

5.3.5.2投标方预留的压力、流量、液位测点以及汽水取样点要求带一次门，所有一次门后应配供连接短管（短管应与阀门在制造厂焊接完毕）。高温高压场合的一次门及一次门前短管的材质应与相连的工艺管道材质相同；

5.3.5.3投标方预留的压力、流量、液位测点以及汽水取样点应根据工质参数确定从取样点引出足够长度的无缝钢管作为安装接口，接口尺寸在设计联络会上确定。

5.3.5.4介质压力大于4MPa或温度大于300℃以上的仪表一次门按两个串联的方式提供。

5.3.5.5用于汽轮机主蒸汽的测点一次门均采用优质阀门，并配供与之相连接金属短管和变径至φ16×3的短管。这类阀门、短管以及变径均采用与主管道相同的材质。设计时必须考虑保证第一个一次门应高于主管道保温；用于汽轮机其它的压力测点的一次门材质则采用为F304，其通径为DN10（具体尺寸如有异议，在设计联络会上确定）；用于汽轮机其它的液位测点的一次门材质则采用为F304，其尺寸为DN20。

5.3.6随汽轮机供货的控制盘柜、接线盒要求

5.3.6.1随汽轮机供货的盘柜和接线盒，应为安装在它们内部或上面的设备提供环境保护。即能防尘、防滴水、防腐、防潮、防结露、防昆虫及啮齿动物，又能耐指定的高、低温度以及支承结构的振动。室内的盘柜、接线盒防护等级应不低于IP54或相应的标准。

外壳颜色将按照招标方的要求进行喷涂，表面喷塑，亚光，满足电厂统一要求。盘柜的颜色和装设在电子室的盘柜外形尺寸在设计联络会上确定。

5.3.6.2盘柜和接线盒的设计，材料选择和工艺应使其内、外表面光滑整洁，没有焊接、铆钉或外侧出现的螺栓头，整个外表面端正光滑。

5.3.6.3盘柜和接线盒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；所有盘柜和接线盒框架钢板厚度不少于3.5mm，操作面板厚度2.5mm，其它面板厚度不少于2.0mm；盘柜和接线盒内的支撑件有足够的强度，保证不变形。其材质必须才用316L（电子设备间内机柜除外）。现场机柜底部应离安装地面至少0.5米。并且采用下进线方式。

5.3.6.4墙挂式箱高度不应超过1200mm。

5.3.6.5所有金属结构件应牢固地接到结构内指定的接地母线上。

5.3.6.6盘柜和接线盒应保证运行时内部温度不超过设备允许温度的极限值。如盘柜和接线盒内仅靠自然通风会引起封闭件超温或误动作，则应提供强迫通风或冷却装置。

5.3.6.7由投标方提供的盘柜和接线盒内应预留充足的空间，使招标方能方便地接线、汇线和布线；机柜内的端子排应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。都是下进线。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和接线盒内仍留有15%的富余端子。

5.3.6.8盘柜和接线盒内每个设备、端子排、端子、线头均有明显的标记，标志不脱落、不褪色，以使招标方能够方便地识别，端子应能接受2.5mm²的电线，但不允许同一端子同侧接两根线及以上。

5.3.7控制电源要求

5.3.7.1招标方提供的控制电源为交流380V±10%（50 Hz±2.5Hz） 、220V±10%（50 Hz±2.5Hz）。投标方配套的所有电磁阀电源必须选用220VAC，不允许选用其他电压等级电源。

5.3.7.2当投标方提供的控制设备和系统需其它等级电源时，投标方应自行提供电源变换设备以满足需要。

5.3.7.3汽机辅助盘等重要热控仪表电源应配供双电源切换装置，自动切换时间应小于5ms，切换电压能够根据用户需求自行设定。

5.3.8数字电液控制系统（DEH）

5.3.8.1总体要求

（1）整套数字电液控制系统应包括微机处理单元、过程输入输出通道、系统软件、图形化的画面和逻辑组态工具软件、控制软件、数据通讯系统、人－机接口、液压伺服系统和必要的就地仪表等。投标方负责设计和提供一套完整的数字电液控制系统，并对其安装做好监督。投标方提供的DEH系统应至少具有同等功能和规模的系统成功应用实绩，并在投标时提供业绩表。

（2）DEH系统电气硬件应采用与招标方机组DCS相同的软硬件，DEH系统电子装置型号的最终确定与硬件冻结应放在招标方机组DCS系统确定选型后，以实现本工程控制系统硬件平台一体化的设计思路。投标方确保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。最终设备选型由招标方确认，且不发生合同费用变更问题。

（3）投标方提供的DEH系统应在单点接地时可靠工作。各电子机柜中应设有独立的安全地、信号参考地、屏蔽地及相应接地铜排。DEH系统内所有电子装置/机柜之间的接地互连电缆应由投标方提供。投标应提供DEH接地图纸。

（4）所有DEH控制机柜将直接安装在槽钢底座上，如投标方要求在机柜和底座之间铺设绝缘材料，所有绝缘材料（包括绝缘螺栓、螺帽）均应由投标方供货，并提供详细的安装指导说明。

（5）系统中用于保护、跳闸、调节的所有多重测量现场信号的I/O点应分别配置在不同输入卡上。单个I/O模件的故障，不能引起系统的故障或跳闸。

（6）系统故障或电源丧失时，其输出应确保汽轮机趋于安全状态。

（7）投标方应提供详细的电液调节装置功能和技术文件及其详细图纸资料。电液调节装置由投标方统一供货，投标方推荐的电液调节装置应有多台机组多年成功的运行业绩，由招标方确认。

（8）投标方应提供在DEH系统中进行盘车系统控制组态的方案，并提供相关的控制要求、SAMA控制逻辑及说明。

（9）投标方提供机柜外形尺寸必须为2200X800X600（包括底座），颜色联络会时确定。

5.3.8.2具体要求

该装置应至少包括以下功能，但不限于此：

（1）该装置应具有“自动（ATC）”、“操作员自动”、“手动” 、“遥控”四种运行方式。

（2）转速控制

a）DEH系统应能保证汽机采用与其热状态、进汽条件、进汽方式和允许的汽轮机寿命消耗相适应的合理升速率，实现汽机从盘车到带满负荷的自动升速控制。自动升速系统的设计，应充分考虑蒸汽旁路系统的影响，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，该系统应能实现：

所有必须的预先检查，启动过程中的转子热应力监视与寿命损耗累计，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。

b）汽轮机升速过程中升速率既能由DEH系统根据汽轮机的热状态自动选择，也可由人工进行选择。

c）实现转速控制达到目标转速。

转速控制回路应能保证自动地迅速冲过临界转速区。

e）具有与自动同期装置的接口，以便配合实现发电机的自动同期和并网。

f）ATC程序中必须根据系统要求设置与机组自启停程序的控制接口。

（3）负荷控制

a） DEH系统应能在汽轮发电机并入电网后实现汽轮发电机从带初始负荷直到带目标负荷的自动控制，并应能根据电网要求，参与一次调频。

b）系统的目标负荷应能由运行人员设定和直接接受MCS系统来的负荷指令。在MCS方式下，DEH接受阀门开度指令或流量指令；满足在RB工况下，调节指令变化速率的要求。

c）变负荷率可由运行人员设定，也可由DEH系统根据热应力计算系统自动限制变负荷率的大小，具有最大、最小和负荷变化率限值的功能。。

d）负荷限制：当机组的运行工况或蒸汽参数出现异常时，为避免损坏机组，并使机组的运行尽快恢复正常，控制子系统应能对机组的功能或所带负荷进行限制，至少应包括：功率反馈限制（切除）、变负荷率控制、最高最低负荷限制、加速度限制、主蒸汽压力限制等。

e）甩负荷维持空转：当机组从满负荷甩至零负荷时，该系统应能自动控制汽机转速，防止机组超速跳闸，等待重新并网或升负荷。

f）该系统在带负荷运行中，应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。

阀门试验

运行人员可在操作台上对阀门进行试操作，可实现阀门开闭状态的在线离线试验。当机组定压运行时，该装置具有阀门管理（进汽方式选择）的功能。

（4）DEH的操作显示画面将装载在机组DCS的操作员站上，投标方应提供相应的操作显示画面资料给DCS供货商。运行人员能通过DCS操作员站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。在升速和带负荷过程中的任何阶段都能进行自动的切换选择。

（5）甩负荷控制功能

a）瞬间甩负荷快控：运行中的汽轮机当由于电力系统故障导致发电机跳闸和电网解列或大幅甩负荷时（汽功率与电功率之差超过40%额定功率），DEH系统应能立即快速关闭调节阀，并在延时一段时间后，再自动将调节阀自动开启，维持汽轮机在同步转速下空转，保证汽轮机迅速重新并网。

b）超速保护控制：当汽轮机转速超过额定转速，并加速度超过限值时，系统应作用于快关调门回路，自动关闭调节阀，当转速恢复正常时再开启这些汽门，如此反复，直到正常转速控制可以维持额定转速。具体设定值及控制逻辑在设计联络会上确定。

c）加速度控制：当机组功率大于某定值且发生甩负荷工况时，若机组加速度超过预定值，则迅速快关调节阀，以抑制转速飞升。

d）“快关”功能：电网故障时，功率与负荷不平衡时，快关调门后重新开启。

（6）汽机自起动及负荷自动控制（ATC）功能

汽机自起动及负荷自动控制功能是指具有以最少的人工干预，实现将汽轮机从盘车转速带到同步转速并网，直到带满负荷的能力。

（7）当MCS投入时，电调系统应满足锅炉跟踪、汽机跟踪、机炉协调、定压变压运行、快速减负荷（RB）、手动等运行方式的要求。

（8）显示、报警、打印。

a）所供数字电液控制系统的操作员站，应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出，招标方认可。

b）DEH应设有历史数据库。当采用与机组DCS相同硬件的系统时，应采用与DCS相同历史数据库。系统各种报警都统一送至机组DCS系统报警系统。

（9）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。装置应具有内部自诊断和偏差检测装置，当该系统发生故障时，能切换到手动控制，同时切换所有动作输出，并发出报警。

具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除功能。

b）所有输出模拟量信号均采用4～20mADC。

c）具有与机组DCS、汽轮机监视系统（TSI）、汽机事故跳闸保护系统（ETS）、电压自动调节系统（AVR）、自动同期装置（ASS）等系统的常规信号接口，其接口方式（硬接线和/或通讯）由招标方任意选择不发生商务变化。投标方提供详细的接口I/O清单。

d）提供背压高卸负荷功能。

e）DEH监视的重要参数采用三重测量，至少应包括下列几项：转速、功率、挂闸、并网、主蒸汽压力、第一级压力等。

f）DEH的可用率应不低于99.9%。

g）供货范围内的DEH所需的测量仪表由投标方提供。

5.3.8.3控制装置

（1）基本要求

a）数字式控制装置硬件至少包括基于微处理器的控制机柜、历史数据存储装置、打印机、工程师站及操作员站。

b）采用有现场运行实绩的，先进可靠的硬件。

控制机柜

a)机柜内的所有模件均应是固态电路，具有标准化、模件化和插入式的结构。模件的插拔有导轨和联锁。模件的编址不受在机柜内的插槽位置的影响，而是在机柜内的任何插槽位置上都能执行其功能。机柜内的过程通道模件能带电插拔而不影响其它模件正常工作。

b) 处理器模件均冗余配置，且能实现双向无扰切换。DEH系统功能采用多对冗余处理器实现。

c)投标方说明为满足DEH中控制和保护功能要求不同的响应速度，所确定的各个控制器的处理周期或响应时间是可以满足汽机安全运行的，并经招标方批准。

d)处理器模件中的随机存储器（RAM）有电池作为数据存储的后备电源。电池的更换不影响模件工作。某些重要数据能保存三个月以上。

e)冗余配置的处理器模件与系统有分别的接口，均能接受系统对它们进行组态和组态修改。处于备用状态的冗余处理器能跟踪运行处理器的组态和变化。投标方说明冗余处理器模件的切换时间和数据更新周期，并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。

f)电源故障属系统的可恢复性故障，一旦重新受电，处理器模件应能自动恢复正常工作而无需运行人员的任何干预。所有的I/O模件都有标明I/O状态的LED指示和其它诊断显示，如模件电源指示等。提供对热电偶、热电阻及4～20mA信号的断线和短路检测功能，这一功能在每次扫描过程中完成。

g)所有数字量输入模件都有防抖动滤波处理。处理器模件的电源故障不造成已累积的脉冲输入读数丢失。采用相应的手段，使I/O模件能自动地和周期性地进行零飘和增益的校正。

h)冗余输入的信号的处理，由不同的I/O模件来完成。在系统电源丧失时，执行机构能保持在失电前的位置或处于安全位置。

i)所有I/O模件，能满足ANSI/IEEE472“冲击电压承受能力试验导则（SWC）”的规定。

j)每8点模拟量输入至少有一个独立的A/D转换器，每一点用于控制的模拟量输出有一个独立的D/A转换器，每一路热电阻输入应有单独的桥路或恒流源。

k)每块开关量输入卡至多不超过16个通道。

l)在整个运行环境温度范围内，DEH的模拟量输入信号的精度：高电平为±0.1%，低电平为±0.2%；模拟量输出信号精度不低于±0.25%，系统设计满足在六个月内不需手动校正而保证这些精度的要求。

m)I/O类型

模拟量输入

4～20mADC信号（接地或不接地），最大输入阻抗为500Ω。DEH系统的输入模件能为4～20mA二线制参数变送器和阀位变送器提供24VDC电源，而不论该变送器是否随DEH成套供应。当某些变送器不需系统提供24VDC电源时，也能在模件上方便地将24VDC电源切除。

对1～5VDC输入，输入阻抗不小于500kW。

热电偶（T/C）输入

能直接接受分度号为K型热端接地或不接地的热电偶信号（不需变送器）。热电偶在整个工作段的线性化应在过程站内完成，而不需要通过数据通讯总线。

热电阻（RTD）输入

有直接接受三线制或四线制（不需变送器）的Pt100类型热电阻的能力，并且系统提供这些热电阻所需的电源。

模拟量输出

4～20mA或1～5VDC可选。4～20mA输出信号具有驱动阻抗不小于600W的负载能力，负端可接到信号地或浮空。系统提供24VDC的回路电源。

数字量输入

负端接至隔离地上。系统提供对现场输入接点的“查询”电压，“查询”电压为48VDC。

数字量输出

数字量输出模件采用电隔离输出，并具有3A 220VAC或1A 220VDC的分断能力。若要直接驱动更大的负荷时，投标方提供中间继电器或接触器，并安装在DEH系统配供的机柜内及提供其可靠的电源。

脉冲量输入

每秒能接受6600个脉冲。能直接接受磁阻传感器的脉冲信号。

n)投标方对传感器及输入、输出信号的屏蔽提出建议，以满足其系统抗干扰要求。

o)投标方提供的模拟量、数字量和脉冲量通道能满足汽轮机各种功能的监控要求和其最低数量。

p)投标方按下表提交I/O数量并不限于此：（设计时提供）

上述I/O数量的配置，未包括备用点、操作开关状态信号、冷端补偿、检查点，以及为实现共享DCS操作员站所需增加的I/O点等。

q)接受变送器输入信号的模拟量输入模件，其任一输入端短路时，都不影响其它输入通道，否则，为每一输入通道设置单独的熔断器进行保护。在机柜内，熔断器的更换很方便，不需先拆下或拔出任何其它组件。

r)每一个数字量输入、输出通道板都有单独的熔断器或其它相当的保护措施。

s)DEH系统与机组的分散控制系统（DCS）之间的重要控制信息的交换将通过各自的I/O模件以硬接线方式实现，但此时二端对接地或浮空等的要求相匹配，否则采取电隔离措施。

t)机柜结构符合IEC标准。控制室和电子室内不低于IP54，厂房内现场环境不低于IP56，并设计成经底部进出电缆。端子单元能适应截面为1.5mm²芯线的连接，端子排、电缆夹头、电缆走线槽及接线槽均由阻燃型材料制造，端子排的安装位置便于接线，距柜底不小于300mm，距柜顶不小于150mm，排与排之间距离不小于200mm。

u)机柜内设置排气风扇或内部循环风扇，并设温度检测开关，当温度过高时进行报警。为保证系统运行的可靠和留有扩展的余地，机柜内每种类型的I/O点通道都留有10%的备用量；每个机柜内有10%的模件插槽备用量，该备用插槽配置必要的硬件，保证今后插入模件就能投入运行；控制机柜内处理器的处理能力有40%的余量，数据通讯接口站处理器的处理能力有60%的余量，处理器的内部存贮器有50%的余量，外部存贮器有60%的余量；40%电源余量，电源分配柜考虑10%的回路备用量；继电器柜中备用继电器的数量不仅应与DO点备用量相匹配，且留有一定的备用位置（包括继电器安装底座和接线端子排）以便扩展。

上述余量均是按系统联调成功，正式投运时的最终容量计算的百分比值。

投标方提供计算并验证上述备用量的方法，并得到招标方的确认。如果投标方的系统配置方案不能达到上述余量或容量要求，必须修正配置方案，为此所发生的所有费用（硬件费、人工费、误工费等）均由投标方承担，招标方将来有权扣除相应部分的合同费用。

v)投标方提供的机柜、人-机接口以及其它设备之间互联的预制电缆（包括两端的接触件）符合IEEE防火标准。

（2）人-机接口

a)操作员站

基本功能如下：

监视系统内每一个过程点；

显示并确认报警；

显示操作指导；

建立趋势画面并获得趋势信息；

控制驱动装置；

自动／手动控制方式的选择；

调整过程设定值和偏置等。

操作员站包括：一台工业级彩色LCD及键盘，一台工业级计算机。

所供LCD应与工程师站相同，且与DCS操作员站LCD相同品牌及型号，具体要求设联会确定。

操作员站处理器有足够的存储器，容量应满足系统数据存储的要求。任何LCD画面能在2秒（或更少）的时间内完全显示出来。所有被显示的数据其更新速度为1秒。

操作员站能使运行人员可以在LCD上直接调出DEH各种所需画面及发出阀门试验、操作员自动、限值设定、参数修改、超速试验等各种控制指令。

运行人员通过键钮或鼠标等手段发出的任何操作指令均能在1秒或更短的时间内从I/O通道输出；从发出指令到已被执行的确认信息在2秒内在LCD上反映出来。

b)工程师站

提供一套台式工程师站，用于程序开发、系统诊断、控制系统组态、仿真试验、数据库和画面的编辑及修改。工程师站应具备操作员站的所有功能。还应提供安放工程师站的工作台及工程师站的有关外设。

工程师站能调出任一已定义的系统显示画面。在工程师站上生成的任何显示画面和趋势图等，均能通过通讯总线加载到操作员站。

工程师站能通过通讯总线，即可调出系统内任一分散处理单元的系统组态信息和有关数据，还可使招标方人员将组态数据从工程师站上下载到各分散处理单元和操作员站。此外，当重新组态的数据被确认后，系统能自动地刷新其内存。

工程师站包括站用处理器、图形处理器及能容纳系统内所有数据库、各种显示和组态程序所需的主存储器和外存设备。

工程师站设置软件保护密码，以防一般人员擅自改变控制策略、应用程序和系统数据库。

提供支撑工程师站的所有辅助设备，如编程面板、绘图仪等。

系统能在由招标方提供且经投标方同意的PC机上进行离线组态。

液晶显示器（包括操作员站）至少满足以下要求：

27英寸，点距0.27mm，亮度大于250 cd/m2，对比度350：1，响应时间25ms，16.7×106种色彩。分辨率至少为1600×1200@60Hz。

提供的LCD满足下列标准规范要求：如UL/C-UL or CSA，TUV/GC，Energy Star，FCC CLASS B，MPRII，TCO’99等。LCD显示器的可视角至少满足：左/右±85º，上下各85º。

液晶显示器与DCS操作员站LCD相同品牌及型号，具体要求设联会确定。

c)历史数据存储装置

提供二种类型的磁盘驱动装置存储系统数据，即固定式硬盘（容量为1T以上），可读写光盘（DVDRW），并配有USB接口。

d)软件

投标方提供两套完整的满足本规范书要求的程序软件包，包括实时操作系统程序、应用程序及应力计算程序，并负责系统的生成、组态、LCD画面生成和打印制表格式生成等。

所有的算法和系统整定参数应驻存在处理器模件的非易失性存储器内，执行时不需重新装载。

在工程师工作站上能对系统的组态进行修改。系统内增加或变换一个测点，不必重新编译整个系统的程序。

查找故障的自诊断功能能诊断至模件级故障。报警显示使运行人员能方便地辨别和解决各种问题。投标方明确定义系统自诊断的特征。

e)数据通讯

数据通讯系统将各过程站、人-机接口及为之服务相关设备、输入/输出处理系统及系统外设联接起来，以保证可靠和高效的系统通讯。

连接到数据通讯系统上的任一系统或设备发生故障，不导致通讯系统瘫痪或影响其他联网系统和设备的工作。通讯总线的故障不引起机组跳闸或使过程站不能工作。

所提供的通讯总线是冗余的（包括冗余通讯总线接口模件）。冗余的数据通讯总线在任何时候都同时工作。投标方说明其通讯速度、介质、通讯协议，以及总线上最多可挂多少个站和二个站之间的最大距离。

挂在数据通讯总线上的所有站，都能接受数据通讯总线上的数据，并可向数据总线上发送数据。

数据通讯系统的负载容量，在最繁忙的情况下，令牌网不超过30%，以太网不超过20%，以便于系统的扩展。在机组启／停过程中、机组异常状态下出现大量报警信号时、保护控制系统动作过程中，必须保证从操作人员在键盘上发出指令，到信号在I/O输出通道上正确反应或现场过程检测信号状态变化后，在LCD上正确显示的时间不能超过1秒。投标方提供计算和考核的办法，并提供测试硬件和软件用于显示数据通讯系统的负载容量。

在机组稳定和扰动的工况下，数据总线的通讯速率保证运行人员发出的任何指令均能在1秒或更短的时间里被执行。投标方确认其保证的响应时间，在所有运行工况下（包括在1秒内发生100个过程变量报警的工况下），均能实现。

数据通讯协议应包括CRC（循环冗余校验）、奇偶校验码等，以检测通讯误差，并采取相应的保护措施，确保系统通讯的高度可靠性。能连续诊断，故障出现时能及时报警。

投标方详细说明有关的“通讯协议”（如信息结构、信息寻址、传输方向、数据格式、数据块长度、调制和传输介质等）、诊断功能和设备、故障站的自恢复以及每个站的访问时间等，并提交招标方确认。

当数据通讯系统中出现某个差错时，系统能自动要求重发该数据，或由硬件告知软件，再由软件判别并采取相应的措施，如经过多次补救无效，系统自动采取安全措施，如切除故障设备，或切换至冗余的装置等。

投标方说明及消除数据传送过程中的误差和干扰，以及数据通讯总线敷设时必须注意的事项。

数据通讯总线能防止外界损伤。

f)液压伺服系统

液压伺服系统是DEH系统的一个组成部分，由投标方成套供货。液压伺服系统应包括油源及液压执行机构两大部分，所供系统应有成功应用的实绩。油源系统应设有油温控制装置，并随DEH液压伺服系统成套供货。液压执行机构由电液转换器、液压油缸、位移传感器及电磁阀等部件组成，液压伺服执行机构选用REXA产品,所有LVDT装置应采用优质产品。

5.3.9 汽轮机监测系统(TSI)

1)TSI系统必须提供汽轮发电机组的本体状态转速、位移、差胀、缸胀、健相以及振动等的监视设备。

2)投标方提供的系统应至少具有同等功能和规模的系统成功应用实绩。3)要求系统监视项目齐全、性能可靠，与机组同时投入运行。并且考虑汽轮机监视诊断系统要求来配置系统。

4)配用先进的安全监测保护装置，该装置与机组所使用的信号，由投标方负责协调解决，使保护系统具有统一性和完整性。保护装置及其输出到指示仪表的信号应准确可靠。

5)投标方提供的电子装置机柜应能接受由招标方提供的二路交流220V±15%，50Hz±2.5Hz的单相电源。这两路电源中的一路来自不停电电源（UPS），另一路来自厂用保安段电源。并设有电源报警送至DCS。

6)投标方所供设备除能接受上述二路电源外，应在TSI机柜内配置相应的冗余电源切换模件和回路保护设备，并用这二路电源在机柜内馈电。

7)模拟量信号采用4～20mA统一输出。

8)控制、报警、保护等接点输出，应能各输出2副无源接点。

9)TSI装置应留有与汽机DEH、分散控制系统（DCS）、汽机紧急跳闸系统（ETS）、汽机振动数据采集和故障诊断系统的信号接口（硬接线/通讯），其形式和数量由招标方确认。

10)TSI卡件应具有液晶显示面板，能够显示模块的工作状态和报警事件。

11)提供TSI系统的组态及远程监控软件。

12)应按各种模块不少于1块提供备件。

13)TSI系统至少应包括如下功能，但不限于此：

转速：包括发电机励磁端的转速测量。量程一般为0～4000r/min，转速精度±1 r/min，有0转速档可控制自动盘车；兼有键相位功能。可连续指示、记录、报警和超速保护，转速测点数量应满足EDH以及ETS需要，应满足机组控制保护要求，另提供一套就地转速表和零转速测点。

轴承及轴瓦振动：按机组轴承数装（包括发电机侧轴承），应至少装设测量轴承在水平、垂直（或左右45度正交）2个方向上以及测量轴承轴瓦振动的装置，可连续指示、记录、报警和保护。转子的相对振动和轴承振动可在TSI上显示和输出。

轴向位移：通过一个参考点对大轴位移进行监测，可连续指示、记录、报警和保护，测点数量应满足机组保护要求。轴向位移探头选用二只，跳闸信号满足二取一逻辑。

胀差：监测各汽缸与转子的相对膨胀差，可连续指示、记录、报警和保护。

轴偏心：监测转子的弯曲值，可连续指示、记录、报警和保护。

汽缸膨胀：测量各汽缸左、右侧的胀缩值，可连续指示、记录、报警和保护，装有就地仪表。

推力瓦磨损：对推力瓦的工作面和非工作面进行监测，可连续指示、记录、报警和保护。

投标方提供满足要求的键相信号，投标方提供探头及安装支架，信号的形式在设计联络会上确定。不发生商务变化。

投标方负责提供TSI一次检测部分的安装支架和二次仪表部分的独立机柜。

投标方应提供与安装在仪表控制柜内的汽机监视仪表相连的所有放大器、信号调节器、传感器、预制电缆及其他辅助设备，控制柜内应设必要的接线端子，以容纳来自现场设备的输入信号和到DCS、DEH、ETS和报警窗的输出信号。

（14）投标方提供机柜外形尺寸必须为2200X800X600（包括底座），颜色联络会时确定。

5.3.10汽机危急跳闸系统（ETS）

5.3.10.1总体要求

投标方应提供全套的ETS装置。其控制器、I/O通道及信号均应独立且多重冗余配置。装置应采用与DEH一体化的产品（应采用独立冗余的过程控制单元）。ETS应有10%的I/O余量，软件便于修改，且具有与DCS的接口， ETS系统与DEH系统共用工程师站。

投标方提供的系统应至少具有同等功能和规模的系统成功应用实绩。

投标方提供的电子装置机柜的交流电源应取自DCS电源柜。

投标方供货范围内的各电子装置、网络系统、处理器机柜、I/O机柜、继电器柜等设备的供电由投标方自行负责。

投标方所供设备除能接受上述二路电源外，应在各个机柜和站内配置相应的冗余电源切换装置和回路保护设备，并用这二路电源在机柜内馈电。投标方在投标书中应附电源系统配置图。

任一路电源故障都应报警，二路冗余电源应通过二极管切换回路耦合。在一路电源故障时自动切换到另一路，以保证任何一路电源的故障均不会导致系统的任一部分失电。

电子装置机柜内的馈电应分散配置，以获取最高可靠性，对I/O模件、处理器模件、通讯模件和变送器等都应提供冗余的电源。

投标方提供的ETS系统应在单点接地时可靠工作。各电子机柜中应设有独立的安全地、信号参考地、屏蔽地及相应的接地铜排。ETS系统内所有电子装置/机柜之间的接地互连电缆应由投标方提供。

系统中用于保护、跳闸的所有现场三重测量信号的I/O点应分别配置在不同输入卡上。单个I/O模件的故障，不应引起系统的故障或跳闸。

ETS应能接受紧急停机按钮信号直接接至驱动级，实现紧急停机功能。

系统故障或电源丧失时，其输出应确保汽机趋于安全状态。

跳闸电磁阀、试验电磁阀所需的电源由ETS机柜提供。

投标方必须提供全套ETS资料、图纸、说明、工作范围及与其它系统的接口。

投标方应列出触发汽机跳闸的每个跳闸启动信号的详细来源，并提供汽机跳闸首出原因的判断逻辑。

投标方应提供所有汽机跳闸信号的单独接点输出至SOE。

5.3.10.2具体要求

汽轮机至少装有2套以上冗余的超速保护装置。动作值为额定转速的110~112%。复位转速高于额定转速。投标方提供这些危急保安器工作转速和复位转速值。

危急保安器还应设有可靠的动作指示器，并设有运行中能活动危急保安器的试验装置。转速信号、跳机电磁阀应具备在线试验功能。

汽轮机跳闸系统应有联锁保护，防止汽轮机突然再进汽。当汽轮机具备再次起动条件时，只有按正常的起动程序操作才能使跳闸系统重新复位。

从危急保安系统动作到主汽阀、主汽调节阀完全关闭的时间应小于0.5秒。抽汽逆止阀的关闭时间应小于1秒。

ETS应按双通道逻辑回路设计，所有引起跳闸的信号回路应允许在线试验。

ETS应提供遥控跳闸接口。

投标方应提供一套完整的包括一次元件、逻辑回路、机柜、预制电缆在内可靠的ETS系统。

ETS系统中用于保护、跳闸的所有现场信号应采用三重化测量，通过三取二或四取二逻辑（轴承振动采用二取二逻辑）选择获取。不接受单点保护测量信号。

投标方应以书面方式向招标方提供汽机跳闸状态的信号产生逻辑（应表明是采用安全油压力低还是主汽阀关闭状态或两者的组合），并对信号的可靠性负责。系统应提供至DCS、发电机保护等足够数量的接点供招标方使用，所送信号应分别来自三个代表汽机跳闸状态的独立信号源输出接点的三取二逻辑组合。

投标方应提供主汽门的关闭状态信号供招标方使用。

投标方提供的汽机自动保护装置（ETS）应至少在以下工况提供保护功能：

远方手动停机

汽机的转速超过动作转速。

背压高于制造厂给定的极限值。

润滑油压下降超过极限值。

转子轴向位移超过极限。

推力瓦温度超过极限值。

汽机轴承振动达到危险值。

排汽缸温度超过极限。

发电机保护。

DEH保护跳机。

汽轮机胀差。

汽机轴瓦及推力瓦温度高。

主油箱油位低

招标方要求的其它跳机条件等。

投标方提供机柜外形尺寸必须为2200X800X600（包括底座），颜色联络会时确定。

5.4 随机供应的阀门要求

5.4.1 本技术协议中包括了汽机本体及附属设备所使用各种阀门，投标方配用提供的阀门均符合国家有关行业标准。

5.4.2 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。

5.4.3 所有阀门及附件都操作灵活，开启、关闭速度稳定。

5.4.4 用于压力表或压差表的一次门是截止阀，水位仪表的一次门用闸阀，以便于清洗水位计和连接管。

5.4.5 用于油系统的阀门内壁均不涂漆，采取其他防腐措施。

5.4.6 用于油系统阀门均采用铸钢门。

5.4.7 绝对压力大于0.1MPa的抽汽管道上设有快速关闭的气动逆止阀，汽机抽汽管上的逆止阀均采用强迫关闭式。

5.4.8 背压排汽安全阀采用全启式弹簧安全阀。

5.4.9所提供的电动阀门应统一，并能保证远方操作关得严、打得开。随阀门带的行程开关能在各种现场环境下可靠动作，正确反映阀门的状态位置。

5.4.10 投标方提供阀门所配的反法兰及附件。

5.5 材料

5.5.1 根据技术要求选择适用的汽机本体及辅机制造材料是投标方的责任。技术资料中按有关国家标准提供材料型号，当没有这些牌号时，标明材料制造厂家，材料的物理特性，化学成份。

5.5.2 投标方提供材料检验记录的副本。

5.5.3 汽轮机零部件的材料根据不同的使用场合，按照压力、温度、抗冲击强度、硬度、抗腐蚀性能等的要求，合理选用材质制造。

5.6 安装和检修的要求

5.6.1 投标方随机提供用于拆卸、起吊、安装各项部件的专用工具，并附清单。

5.6.2 在汽缸、阀门和导汽管外壳上设置手柄、挂耳或其他装置；重量超过20公斤的汽轮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。

5.6.3 汽轮机配备翻转轴瓦时用的抬轴装置。

5.6.4 汽轮机端部汽封、和隔板汽封的结构型式为可退让式。

5.6.5 在各种运行工况下，与汽轮机本体部分连接的蒸汽管路所产生的推力，不影响汽轮机的安全运行。并给出汽机允许承受管道的推力和力矩数值，并给出接口的附加热位移值。

5.6.6 汽轮机出厂时做到内部清洁，特别是轴承箱、齿轮箱、油箱、主辅机部套和油系统管道内彻底清理干净，并妥善防锈。

5.6.7 汽轮机有调整危急保安器动作转速的手孔。

5.6.8 汽轮机考虑防火措施。

6 性能参数

6.1 在额定工况下，机组能长期稳定运行并连续发出12MW。

6.2 在额定工况下，汽轮机的汽耗率：kg/kWh。

6.3 在最大工况下，汽轮机的汽耗率：kg/kWh。

6.4 在最大背压排汽工况下，汽轮机能长期稳定运行。

6.5 为顺利进行这些试验，投标方分担下列准备事项：

6.5.1 在机组供货范围内的设备上，提供全部试验所需的测点。

6.5.2 对所使用的试验方法、测试仪器提出建议。

6.5.3 使用的测试仪器及精度、试验方法、由供需双方协商确定。

7 设备技术数据

7.1 汽轮机本体

7.1.1 型式： 次高温次高压、单缸、背压式汽轮机

7.1.2 制造厂：

7.1.3 转速（r/min）： 3000

7.1.4 转向（从汽轮机向发电机看）： 顺时针

7.1.5 抽汽级数： 1

7.1.6 特性数据（按定压工况）

表7.1.6

7.1.7 额定工况时各级抽汽参数

表7.1.7

7.1.8 汽轮机允许最高背压值MPa（a） 0.154

7.1.9 临界转速：（一联会提供）

汽轮机单转子正临界转速（一阶）： ～ r/min

轴系一阶临界转速（汽轮机） ： r/min

轴系一阶临界转速（发电机）： r/min

7.1.10 汽轮机外形尺寸

机组总长（包括罩壳） ： ～mm

机组最大宽度（包括罩壳）： mm

排汽口数量：

设备最高点距运转层高度 ： mm

7.1.11 汽机叶片级数及末级叶片有关数据：

汽轮机中心高（距运转平台）： mm

7.1.11.1 末级叶片长度 ： mm

7.1.11.2 次末级叶片长度 ： mm

7.1.11.3 末级叶片环形面积： m²

7.1.12 汽轮机主要部件材质和性能

7.1.12.1 汽缸材质：

7.1.12.2 转子材质：

7.1.12.3 各级叶片材质：

7.1.12.4 汽缸及其他高温高压部件螺栓材质：

7.1.13 重量和最大起吊重量:

7.1.13.1 转子：

7.1.13.2 上汽缸： kg(不包括隔板上半)

7.1.13.3 下汽缸： kg(仅汽缸组合)

7.1.13.4 本体总重： kg

7.1.14 转子的转动惯量GD²： kg.m²

7.1.15 轴瓦（一联会提供）

7.2 转子轴承和轴承座振动双振幅值

第一临界速度双振幅值： 微米

各阀门关闭时间，秒

7.3 调节和保护系统

7.3.1 调节系统型式：电流调节控制

7.3.2 主蒸汽阀

数量： 只

内径： mm

阀体、阀杆材料：阀体阀杆

7.3.3 负荷限制器：

7.3.4 调节方式：

7.3.5 危急保安器

型式：

数量：

7.3.6 抽汽逆止阀规格

7.4 热工参数

7.4.1 运行参数：

7.4.1.1 额定主蒸汽压力（MPa）：

7.4.1.2 额定主蒸汽温度（℃）：

7.4.1.3 额定背压（MPa（a））：

7.4.1.4 额定蒸汽流量（t/h）：

7.4.1.5 最大蒸汽流量（t/h）：

7.4.1.6 各级抽汽压力、抽汽温度、抽汽流量（额定工况）见表7.1.7。

7.4.1.7 润滑油压：MPa（g）

7.4.1.8 正常运行汽封压力：MPa（a）汽封加热器Ⅰ工作压力为：MPa，汽封加热器Ⅱ 工作压力为：MPa

7.4.1.9 汽轮机的轴承振动见5.1.7；轴向位移正常值mm、相对膨胀等的正mm。

7.4.1.10 投标方提供下列报警信号，并提出报警值（以下数据汽机厂提供）：

a) 背压高限和低限值： 最高：MPa（a）；最低：MPa（a）

b) 润滑油压低限值： MPa

c) 主蒸汽温度高限和低限值： 高限℃ 低限℃

d) 汽轮机转速极限值： r/min（停机）

e) 转子轴向极限值： （停机）

f) 胀差极限值： mm

g) 油箱油位低限值：

h) 排汽温度高限值：

i) 轴承金属温度高限值： ℃（停机）

j) 轴承振动极限值： mm （额定转速时）

k) 主蒸汽压力最高和低限值： 高限 MPa 低限MPa

l) 汽轮机汽缸进水：

m) 危急遮断器动作值： r/min(停机)

7.4.2 热工检测及控制设备参数

7.4.2.1 汽轮机本体监测仪表（TSI）：

制造厂：

监测内容：轴承振动，胀差，轴向位移，偏心，转速，油动机行程，油箱油位，汽缸热膨胀等软硬件设备内容、数量：探头，前置器，卡件，框架

7.4.2.2 汽轮机电液控制装置(DEH)

7.4.2.3汽轮机紧急跳闸装置(ETS)

7.4.2.4 所有随汽机供的一次元件（压力、温度及液位等）。

制造厂：

内容、数量：见图纸资料

8 汽轮机主要数据汇总表

9 包装、标志、运输

9.1 包装

9.1.1 投标方所供设备部件，除特殊部件外（如管件等），均遵照国标通用标准和有关包装的技术条件进行，或按最好的商业贯例，使用坚固的箱子包装。并根据不同货物的特性和要求，采取措施，如对设备进行妥善的油漆或其他有效的防腐处理，以适应远途、陆上运输条件和大量的吊装、卸货以及长期露天堆放的需要，从而防止雨雪、受潮、生锈、腐蚀、受震以及机械和化学引起的损坏。做到从交货日起12个月内设备完整无损。

9.1.2 投标方所供技术文件妥善地包装，能承受运输和多次搬运，并可防止潮气和雨水的浸蚀。每个技术文件邮包装有详细目录清单。

9.1.3 为防止设备器材被窃或受腐蚀元素的损坏，在未征得招标方同意下，不采用敞开的板条箱和类似包装。

9.2 标志

9.2.1 设备标志

9.2.1.1 每台汽轮机、辅机都有固定铭牌。铭牌不易损坏。标志醒目、整齐、美观。

9.2.1.2 汽轮机的重要阀门、调节保安部套等均有表示其行程、转角、操作方法等明显易辨的标志。

9.2.1.3 重要部件根据图纸规定，在一定位置上标有装配编号，使用材料和检验合格的标志。

9.2.2 包装标志

9.2.2.1 投标方供给的设备（无论装在箱内或成捆的散件）的包装，都贴有标明合同号，主要设备名称，部件名称和组装图上的部件位置号的标签，备品配件和专用工具标明“备品配件”和“工具”的字样。

9.2.2.2 对装箱供给的设备，制造商在每个箱子的两面用油漆写下如下内容：

合同号、装运标志、目的港、收货人代码、设备名称和项目号（箱号、箱的序号设备总件数），毛/净重，外形尺寸，长×宽×高。

按照设备各特性和不同的运输及装卸要求，在箱上明显位置标上“小心”、“向上”、“防潮”、“勿倒”等通用标志，并符合国标通用标准的规定。

包装箱连续编号，而且在全部装运的过程中，装箱编号的顺序始终是连贯的。

9.2.3 运输

9.2.3.1 经由铁路运输的部分，其尺寸不超过中国国家对铁路运输货物外形体的规定、当部件经由除铁路外的其它方式运输时，其重量和体积的限值，遵守中国国家有关运输的规定。

9.2.3.2 每批设备发出后三天内，投标方用电信方式通知招标方。通知中指明设备名称、件数、件号、重量、合同号、货运单号、设备发出日期。

超限件，投标方在发货前不迟于30天将发货计划日期以电信方式通知招标方。

10 试验及验收

10.1 所有设备附有下列文件：

10.1.1 装箱单，其上注明：

产品名称、型号、规格和制造厂；

装箱数量：

附件、备件名称及数量；

装箱日期。

10.1.2 原制造厂的产品出厂合格证、说明书、出厂试验数据、安装使用说明书。

10.2 设备到达现场后，招标方、投标方双方按商定的开箱检验办法，对照装箱单逐件清点，进行检查和验收。

10.3 投标方扩散联营或外包生产的设备（部件）将生产厂家写明，投标方对厂家质量进度负责。设备到达现场后，由投标方会同招标方进行检查和验收。

11 供货范围

11.1 一般要求

11.1.1 提供一台12MW高压、背压式汽轮机及所有附属设备和附件（包括发电机侧联轴节）及 管壳式加热器 2台一用一备（满足新增机组所需要求与之配套即可，配进出口阀门）。

11.1.2 投标方根据下列所述提出详细供货清单，但不局限于下列设备和装置。

11.1.3 除有说明以外，下列所述数量均为一台25MW机组所需。

11.1.4 投标方提供所有安装和检修的专用工具，并提供其详细供货清单。

11.1.5 铭牌按用户要求制作。

11.2 供应项目清单

11.2.1 12MW背压式汽轮机供应项目清单。

外购件供应商需要招标方确认。

B12MW供货清单（主机部分）

B12MW供货清单(调节、油系统部分)

B12MW供货清单（辅机部分）

B12MW汽轮机组DEH系统配置（一联会定）

TSI监视装置配置（一联会定）

ETS系统的供货清单（一联会定）

随机专用工具

随机备件清单

12 图纸资料及交付进度

图纸资料的交付进度满足工程进度的要求。技术协议签字之日起10天内完成向甲方和设计院提交初步设计所用资料。

12.1 一般要求

12.1.1 投标方提供的资料使用国家法定单位制即国际单位制，语言为中文。

12.1.2 资料的组织结构清晰、逻辑性强。资料内容要正确、准确、一致、清晰、完整、满足工程要求。

12.1.3 投标方资料的提交满足工程进度的要求。

12.1.4 投标方提供的技术资料一般可分为投标阶段，配合设计阶段，设备监造检验、施工调试试运、性能试验验收和运行维护等四个方面。投标方满足以上四个方面的具体要求。

12.1.5 对于其它没有列入合同技术资料清单，是工程所必需文件和资料，一经发现，投标方及时免费提供。

12.1.6 投标方及时提供与合同设备设计制造有关的资料。

12.2 投标方根据工程进度提供不少于下列图纸和资料的文件给招标方和设计院：

— 汽轮机纵剖面图

— 汽轮机外形图

— 汽轮机本体热力系统图

— 汽轮机本体辅机外形图

— 汽轮机热力特性（包括典型工况热平衡图，汽轮机工况图，各种特性曲线，修正曲线等）

— 汽轮机基础负荷分配图（包括发电机部分）

— 汽封与抽汽管道接口图

— 前轴承座图

— 后轴承座图

— 汽轮机与发电机连接图

— 主汽及抽汽接口坡口图

— 汽轮机罩壳

— 汽轮机垫铁布置图

— 汽封抽汽与疏水管道系统图

— 汽轮机调节系统图

— 油系统图

— 滤水器图

— 疏水扩容器图

— 轴封蒸汽冷却器图

— 汽封抽汽图

— 主汽管

— 主汽阀

— 汽缸总图

— 基础与地脚螺栓

— 油箱

— 低压油过压阀

— 排烟装置

— 气动逆止阀

— 安全阀（待定）

— 冷油器

— 配汽机构

— 油动机

— 注油器

— 润滑油过滤器

— 汽轮机交货验收技术条件

— 调节保安系统说明书

— 润滑油系统说明书

— 启动运行说明书

— 保温装置说明书

— 盘车装置说明书

— 控制及检测的技术文件、图纸

— 汽轮机运行说明书（启停、运行导则）及有关技术特性

— 随汽轮机供应的仪表、控制、保护等设备的供货清单（包括型号、规范、数量、安装地点等）

— 汽轮机控制系统图及说明书，包括自升速装置的说明书及有关图纸

— 汽轮机油系统图

— 汽轮机本体测点布置图和安装图

— 汽轮机测点汇总表；汽轮机本体监测保护说明书（TSI）及安装位置图、电气接线图

— 汽轮机保护电气原理参考图

— 汽轮机各保护部套说明书

— 主汽门控制电磁阀电气接线图（或直流电磁铁样本）

— 抽汽逆止门控制电磁阀电气接线图（或电磁阀样本）

— 汽轮机本体接线盒接线图

— 抽汽逆止门控制系统图及说明书

— 汽轮机辅助设备测点布置图

— 汽轮机电液调节系统图（DEH）及相关资料、接线图等

• 汽机危急保安系统图（ETS）及相关资料、接线图等

— 汽轮机本体及有关辅机的保护联锁条件及各项参数的保护整定值

— 汽缸金属温差的规定值（包括法兰、螺栓、缸壁）

— 汽轮机升速率和升降负荷的规定

— 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

— 提供相关的性能计算公式

— 汽轮机在各种状态下的启动曲线图

— 调节阀开度和发电机功率的关系曲线图

— 主蒸汽温度对热耗和负荷的修正曲线图

— 汽轮机汽耗和主蒸汽流量的函数曲线图

— 各种工况下的热力平衡图等

— 提供产品安装使用及维护说明书。

12.3 投标方在设备出厂前向招标方及设计院提供的技术文件和图纸不取代设备装箱资料。

12.4投标方向招标方提供完整的图纸资料8套、汽机总图电子版2套（图纸采用AUTOCADR2002以上版本，文件采用office2007编制）（设计院需图纸资料2套、电子版1套），并加盖“穆棱亿阳热电12MW背压机组改造工程专用”和“最终版资料”字样。投标方按规定时间和文件份数提供，并积极配合电力设计院，提供必需的设计资料。

13 设备监造（检验）和性能验收试验

13.1 设计制造标准

13.2 质量确定

13.2.1 投标方采取措施确保设备质量，产品交货前，对汽轮机组各部件和辅机进行必要的检查与试验，以保证整个设计和制造符合规程要求。汽轮机及附属设备进行必要的工厂总装和试验，确定全部制造和材料均无缺陷，所有设备功能都与预期要求相一致，设计和加工都符合技术协议的要求。投标方提供主要配套厂的名称并得到招标方的认可，投标方对主要配套厂产品的质量和可靠运行负全部责任。

13.2.2 必须进行检查和试验的项目，能证明下列各项：

13.2.2.1 所有设备符合有关技术条件和安全规范；

13.2.2.2 安全装置和保护装置动作正确；

13.2.2.3 达到招标方要求的规定值；

13.2.2.4 满足招标方要求的其他特殊条件。

13.2.3 投标方将检查和试验资料按规定完整并及时地提交给招标方；对重要的检查与试验项目，邀请招标方派代表参加，并在试验前的20天通知招标方代表。投标方为招标方提供方便。

13.2.4 如产品质量和性能与标准不符时，招标方有权拒绝验收，投标方负责修理，更换或赔偿。

13.2.5 材料试验有关规范要求进行，投标方提供全部实验结果的书面证明副本。

14 设备监造（检验）

14.1 汽轮机在汽轮机出厂制造过程中，招标方将派出工程技术人员，按国际通用的规定参加设备制造和出厂前的检验、试验并监造，但这并不代替和减轻制造商对质量的责任。

投标方进行检验、试验并监造的主要项目如下表，表中的符号：

○ 投标方提供检验或试验记录，招标方派人参加制造厂的检查的项目，即现场见证。

△ 投标方提供检验或试验记录或报告的项目，即文件见证。

14.2 汽轮机主要部套及辅助设备

14.3 试验项目

14.3.1 汽轮机不在投标方厂内进行汽轮机空载试车，在出厂前做下列试验：

14.3.1.1 调节系统部套联动试验；

14.3.1.2 总装合格使本机组具备空载试车条件后，进行连续盘车试验，持续时间不小于1小时；

14.3.1.3 停机揭缸检查。

14.3.2 投标方没有条件进行的下列试验，在电厂进行：

14.3.2.1 抽汽逆止阀与主蒸汽阀的关闭联动试验；

14.3.2.2 调节系统动、静态特性试验；

14.3.2.3 保安部套试验；

14.3.2.4 主蒸汽阀、调节汽阀严密性试验。在额定负荷时，主蒸汽阀或调节汽阀关闭后汽轮机转速下降至n以下，n可按下式计算：

n=p/p0×1000转/分钟

14.3.2.5 输出功率试验。

14.3.3 机组性能验收试验，试验标准按国家有关规定进行，为顺利进行这些试验，投标方分担下列准备事项：

14.3.3.1 在机组供货范围内的设备上，提供试验所需的全部测点。

14.3.3.2 对所使用的试验方法、测试仪器提出建议。

14.4 仪表及控制系统试验和验收

14.4.1 概述

14.4.1.1 投标方在配套供应的检测控制设备出厂前，进行检查和试验。

14.4.1.2 出厂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) 安装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。

14.4.1.3 为保证验收顺利进行，投标方将检查和试验资料按合同规定完整并及时地提交给招标方。对重要的检查与试验项目，邀请招标方代表参加，并在试验前规定的时间内通知招标方代表。

14.4.1.4 按合同规定，招标方参加检验的装置，投标方提出检查与试验的项目、方法及判定准则，经招标方确认后，作为装置的检验依据。

14.4.2 试验

14.4.2.1 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。

14.4.2.2 现场试验项目：

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（正式投产起算，考核期为半年）。

14.4.3 验收

14.4.3.1 招标方参加汽轮机制造厂汽轮机监测系统（TSI）的验收。

14.4.3.2 现场验收项目包括：

对零散设备：

a) 开箱验收；

b) 外观检查；

c) 性能测试验收。

对成套装置设备：

a) 开箱验收；

b) 外观检查；

c) 系统开环调试验收；

d) 系统带负荷调试验收；

e) 性能考核验收。

14.4.3.3现场试验由招标方承担，投标方配合。

15 技术服务和设计联络

15.1 投标方现场技术服务

15.1.1投标方现场服务人员的目的是使所供设备安全、正常投运。投标方派合格的现场服务人员。在投标阶段提供包括服务人月数的现场服务计划表。如果此人月数不能满足工程需要，投标方追加人月数，且不发生费用。

现场服务计划表

15.1.2 投标方现场服务人员具有下列资质：

15.1.2.1 遵守法纪，遵守现场的各项规章和制度；

15.1.2.2 有较强的责任感和事业心，按时到位；

15.1.2.3 了解合同设备的设计，熟悉其结构，有相同或相近机组的现场工作经验，能够正确地进行现场指导；

15.1.2.4 身体健康，适应现场工作的条件。

投标方向招标方提供服务人员情况表。投标方更换不合格的投标方现场服务人员。

服务人员情况表

服务人员情况表

服务人员情况表

15.1.3 投标方现场服务人员的职责

15.1.3.1 投标方现场服务人员的任务主要包括设备催交、货物的开箱检验、设备质量问题的处理、指导安装和调试、参加试运和性能验收试验。

15.1.3.2 在安装和调试前，投标方技术服务人员向招标方技术交底，讲解和示范将要进行的程序和方法，对重要工序（见下表），投标方技术人员对施工情况进行确认和签证，否则招标方不能进行下一道工序。经投标方确认和签证的工序如因投标方技术服务人员指导错误而发生问题，投标方负全部责任。

安装、调试重要工序表

15.1.3.3 投标方现场服务人员有权全权处理现场出现的一切技术和商务问题。如现场发生质量问题，投标方现场人员在招标方规定的时间内处理解决。如投标方委托招标方进行处理，投标方现场服务人员出委托书并承担相应的经济责任。

15.1.3.4 投标方对其现场服务人员的一切行为负全部责任。

15.1.3.5 投标方现场服务人员的正常来去和更换事先与招标方协商。

15.1.4 招标方的义务

招标方配合投标方现场服务人员的工作，并在生活、交通和通讯上提供方便。

15.2 培训

15.2.1 为使合同设备能正常安装和运行，投标方提供相应的技术培训。培训内容与工程进度相一致。

15.2.2 培训计划和内容。

15.2.3 培训的时间、人数、地点等具体内容由招标方、投标方双方商定。

15.2.4 投标方为招标方培训人员提供设备、场地、资料等培训条件，并提供食宿和交通方便。

15.3 设计联络

有关设计联络的计划、时间、地点和内容要求由招标方、投标方双方商定。

设计联络计划表

换热器应符合GB/T16409之规定。管壳式卧式换热器的设备主要材质:壳体Q345R 外壳厚度：10mm 换热管为SUS316的不锈钢材，正常运行情况下,换热器使用寿命在10年以上；密封垫材料：三元乙丙橡胶；便于拆洗，垫片正常使用寿命不小于3年。换热器板片、垫片需采用国产优质产品或进口优质产品，并需提供相关质量、性能测试报告。导杆、夹紧螺栓采用45#优质碳素钢，表面防腐处理；接管采用无缝钢管；换热器框架及机组管路应有防腐处理,以保证其使用寿命。

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发电机技术协议