采购预算：149.47 万元； 一、项目概述：
青川县杨村子电站增效扩容改造工程重要设备材料及安装。
二、参数要求及清单：
序号 名称及规格 单位 数量
第二部分 机电设备及安装工程
一 机电设备及安装工程
(一) 发电设备及安装工程
<一> 水轮机设备及安装工程
轴流式水轮机，型号由投标人自行选型确定 台 2
调速器 GLYWT-300（配刹车系统、调压阀控制）
台 2
自动化元件 套 2
设备运杂费 % 6.1 <二> 发电机设备及安装
额定出力为 320KW 发电机,型号由投标人自行选型确定 台 2
设备运杂费 % 6.1 <三> 起重设备及安装工程
10T 电动葫芦 台 1
行车修复 台 1
设备运杂费 % 9.56 <四> 水力机械辅助设备及安装工程
1 油系统
手摇油泵 台 2
透平油桶 1m³ 只 1
耐油橡胶软管 m 20
液压刹车系统 套 2
设备运杂费 % 7.14 2 水系统
技术供水泵 ISG40-160(I)（Q=11.7，H=28m 2.2kw）
台 2
手动滤水器 台 2
管路及配件 批 1
各类闸阀 个 15
设备运杂费 % 7.14 3 集水井排水系统
集水井排污泵 25QW8-22-1.1（Q=8，H=22m 1.1kw）
台 2
配套管路及阀门 套 1
设备运杂费 % 7.14 4 气系统
移动空压机 W-0.67/8
（带 0.2m³气罐）
台 1
气管路及配件 项 1
设备运杂费 % 7.14 5 消防系统设备及安装
消防水泵 ISG65-125 （Q=25，H=20m 3kw）
台 1
室外消防栓
个 1
室内消防栓箱
个 2
疏散标志及应急灯 个 3
干粉灭火器 个 3
管路及配件 项 1
设备运杂费 % 7.14 6 水力监测系统
前池投入式液位传感器
只 1
尾水投入式液位传感器 只 1
集水井投入式液位传感器
只 1
设备运杂费 % 7.14 7 通风系统
轴流风机 DZ-11 N05A V=6000 N=0.25 n=720 台 2
设备运杂费 % 7.14 (二) 电气二次设备及安装工程
<一> 控制保护系统设备及安装
机组一体化控制屏 套 2
综合 LCU 屏 套 1
集水井排水泵控制箱 台 1
调速器油泵电机控制箱 台 2
前池快速闸门控制箱 台 2
渠道节制闸控制箱 台 1
渠道冲沙闸控制箱 台 1
拦河坝冲沙闸控制箱 台 1
设备运杂费 % 7.14 <二> 直流系统设备及安装
65Ah 直流系统设备 套 1
设备运杂费 % 7.14 <三> 控制保护电缆设备及安装
ZR-KVVP-4*2.5 控制电缆及安装 km 0.5
ZR-KVVP-2*1.5 控制电缆及安装 km 0.3
ZR-KVVP-3*1.5 控制电缆及安装 km 0.3
ZR-KVVP-4*1.5 控制电缆及安装 km 0.3
ZR-KVVP-5*1.5 控制电缆及安装 km 0.3
ZR-KVVP-7*1.5 控制电缆及安装 km 0.3
电缆封堵材料及其他辅材 t 1
设备运杂费 % 7.14 (三) 公用设备及安装工程
<一> 通信设备及安装工程
通讯设备 套 1
水位传感器及安装 只 2
集水井电缆浮球液位开关及安装（四对接点）
套 1
设备运杂费 % 7.14 <二> 计算机监控系统及安装
主机兼操作员工作站
1
A3 黑白激光打印机
1
卫星时钟
1
语音播报系统
1
两串一并通信拓展卡
1
交换机
1
二工位操作台及座椅
1
AGC/AVC 软件
1
网络电缆及附件
1
设备运杂费 % 7.14 <三> 原机电设备撤除 项 1 (四) 电气一次设备及安装工程
<一> 升压变电设备安装工程
主变 S11-800/10 台 1
真空断路器 ZW32 台 1
高压隔离开关 GW1-10G 组 2
户外电压互感器 JSJW—10 台 1
避雷器 HY5WS-17/45 只 3
熔断器 RW11-20/100 只 3
设备运杂费 % 6.16 <二> 厂用电系统
厂用屏（交流配电屏）
面 1
检修电源箱 只 2
至取水口 400V 线路改造 km 0.7
动力配电箱 只 3
近区负荷计量箱 项 1
全厂接地系统改造 t 1
全厂照明系统改造 项 1
全厂电力电缆 项 1
上网综合计量装置 套 1
设备运杂费 % 7.14 <三> 原机电设备拆除
机电设备拆除工程 项 1
第三部分 金属结构设备及安装工程
一 金属结构及安装工程
(一) 首部工程
<一> 闸门设备及安装
拦河坝冲砂闸 t 1.8
闸门埋件 t 0.6
设备运杂费 % 7.14 <二> 启闭设备及安装
螺杆式启闭机 LQ1×50（0.6T/台）
台 2
设备运杂费 % 7.14 (二) 引水工程
<一> 闸门设备及安装
渠道节制闸 t 2.4
渠道节制闸埋件 t 0.6
渠道冲砂闸 t 1.9
渠道冲砂闸埋件 t 0.5
设备运杂费 % 7.14
（一）发电设备及安装工程
1 1 工程概况
杨村子电站位于四川省广元市青川县前进乡境内，是青竹江干流梯级电站开发中的电源点工程，为低坝引水式电站。杨村子水电站建于上世纪 80 年代，运行至今。按照水利部，财政部联合下发的有关小型水电站增效扩容的相关文件精神，杨村子电站应进行增效扩容技术改造后工作。经批复的初步设计方案，扩容后装机容量达到 2×0.32MW，设计引用流量为 8.0m3 /s。年利用小时数 4795h，多年平均发电量可达到 306.88 万 kWh。
本次设计由两条 10kV 线路并入系统，一回为曲杨线，长度 8km 架空线接入曲和变电站，另一回为杨关线，长度 13km 架空线接入并关庄变电站。
厂用电源分别从本站 0.4kV 发电机出口引接，装一只配电屏向全厂供电，主备两回电源之间为“明备用”，并装设“ATS”备自投装置。
本电站采用微机综合自动化装置，按“无人值班，少人值守”设计。
电站所在地气象条件：
广元属中亚热带机锋气候。
年均气温 13.7℃， 最高环境温度为
36.2 ℃ 最低环境温度为
-9.2 ℃
多年平均风速为
1.3 m/S
最大风速为
11 m/S 电站所在地地震基本烈度为：
Ⅶ度 没有火灾、爆炸危险、严重污秽、化学腐蚀及震动的场所 运输方式：公路汽车运输。
本招标文件包含杨村子电站 2 台套水轮发电机组及附属设备改造所需的（不限于）设计、制造、运输、旧设备拆除、安装、调试、 试验、试运行。
2 2 主机改造
1 2.1 水轮机改造
1 2.1.1 原水轮机型号参数
型号：
ZD560—LMY—80 额定轴功率：
208KW 设计水头：
10.0m 设计流量：
2.5m3/s（单机）
额定转速：
600r/min 飞逸转速：
1200r/min 安装高程：
770.22m 额定工况点效率：
85% 出厂日期：
1988 年 生产厂家：
重庆电机厂 2 2.1.2 原水轮机存在的主要问题
杨村子水电站属老式的有压明槽式电站，其最大特点是水机层与蜗壳层同层。ZD560 转轮型号较老，查看其模型特性曲线，在低负荷区运行时气蚀较严重； 电站运行久远、设备陈旧、人工操作、局部功能消失；效率低下、能耗偏大、漏损严重，未能充分利用水资源； 水轮机水能转换效率低，只有 85%，操作原始，检修不变。
3 2.1.3 水轮机技改要求
1 2.1.3.1 水轮机技改参数
1 1 改造后的机组出力以及额定水头的确定
最大水头：11.5m， 最小水头：9.2m， 额定水头：10.0m， 引用流量：8.0m3 /s。
本电站水轮发电机组改造后机组单机出力要达到 320kW（2 台机同时运行）。
2 2 水轮机选型方案
初设选型方案
表 2-1-1
项目 参数 备注 水轮机型号 ZDK283—LMY—85
最大水头（m）
11.50
额定水头（m）
10.0
最小水头（m）
9.2
转轮直径（m）
0.85
额定转速（r/min）
600
额定流量（m3 /s）
3.8
额定出力（kW）
336.6
额定单位转速（r/min）
161.3
额定单位流量（m3 /s）
1.66
额定水头发电机最大功率（kW）
323.2
2 2.1.3.2 改造总体方案
推荐杨村子电站增效扩容改造工程中的水轮机通过抠除部分砼，重新安装尾水管、座环，再浇筑二期砼的方法更换全新水轮机方案，水轮机型号为：型号由投标人自行选型确定，投标人在不对原机组基座破坏的前提下自行对原机组基座尺寸等进行现场核实。
水轮机转轮安装高程：为尽量利用原机组基础，不改变原轴线位置，所以安装高程保持原高程不变。（安装高程为 770.22m）
3 2.1.3.3 水轮机性能保证及技术要求
投标方要保证提供的设备能满足投标文件中所保证的性能，如果设备不能满足所保证的要求，招标（发包）方有权要求投标方或中标（承包）方无偿修改设备，或按违约罚金规定进行处理，甚至拒收。
1 功率
水轮机在额定水头、额定流量、额定转速运行时，水轮机额定输出功率保证值不小于
kW。
2 效率
1）水轮机应具有宽广的高效率区，以获得较高的加权平均效率。效率保证应以相似条件下模型试验测定数据为依据，原型与模型间的效率换算公式，应按GB15468《水轮机基本技术条件》要求进行修正。
2）水轮机在电站运行范围内，原型水轮机最高效率保证值不应低于91.3%，相应工况的模型水轮机最高效率保证值不应低于90.3%。
3）原型水轮机额定工况点的效率不应低于 90.3%。
4）投标书中应提供所选水轮机转轮的模型综合特性曲线、模型转轮参数表（包含适用水头、各工况参数、流道及尾水管参数、飞逸、水推力等）和该转轮应用情况介绍。
5）投标书中应提供9.2～11.5m水头范围内水轮机功率由0%Nr至110%Nr 范围内，预想的水轮机运转特性曲线。曲线上还应标明开度线、允许的吸出高度线和压力脉动等值线及转轮稳定运行区域。（Nr 对应于当H≥Hr 时，为水轮机的额定功率；当H≤Hr 时，为水轮机导叶额定开度对应的功率）。
3 空蚀和磨损
1）空蚀和磨损保证期及运行条件 （1）水轮机在下述规定的空蚀和磨损保证期和运行条件下对空蚀和磨损量作出保证。空蚀和磨损保证期限为：水轮机投入商业运行后2年，或从最后一批货物交货之日起3年，以先到期为准。
（2）运行条件：在本招标文件规定的水质、泥砂特性、水头及尾水位变化范围内，功率小于规定的最小保证功率下运行的时间不大于800h，功率超过最大保证功率运行时间不大于100h。
2）在保证期内空蚀损坏的限制值为：
按《反击式水轮机空蚀评定》GBT15469规定：
（1）转轮（叶片、泄水锥）的空蚀失重量不超过（m=K m ×D 12 ）0.72kg。
（2）叶片任何点允许的最大剥落深度不超过（h max =K h ×D 12/3 ）3.39mm。
（3）全部叶片空蚀总面积不超过(A=K a ×D 15/3
)271cm 2 。
式中：
D1——转轮公称直径m； Km——混流式不锈钢0.8，碳钢1.8；轴流式不锈钢0.5，碳钢1.2； Kh——混流式不锈钢3，碳钢5；轴流式不锈钢3，碳钢5； Ka——混流式不锈钢300，碳钢600；轴流式不锈钢200，碳钢400。）
（4）单个叶片的空蚀面积、质量不得大于全部叶片平均损坏量的2倍。水轮机导水机构和尾水管全部空蚀量之和不得大于转轮空蚀保证量的1/3。
3）如损坏超过保证值，中标（承包）方应在保证期内负责修复，补焊后表面应打磨光滑，符合样板型线。如因叶片型线不良或部件质量不好造成过度损坏，中标（承包）方应负责对水轮机部件作必要的改善，以防止再产生过度损坏。水轮机转轮修复并初步验收合格后，应重新开始保证期。由于上述原因引起的费用，均由投标方或中标（承包）方承担。
4 裂纹保证
1）在质量保证期内，中标（承包）方应保证转轮任何部位不发生裂纹。
2）对转轮保证期内产生的裂纹损伤，中标（承包）方现场免费进行修理，并重新计算保证期。
3）中标（承包）方对同一台转轮裂纹的修复超过二次仍然无效，招标（发包）方有权要求中标（承包）方免费提供一台新的转轮。
4）中标（承包）方应调查水轮机转轮产生裂纹的原因并提出修改意见、报告给招标（发包）方认可，其费用完全由中标（承包）方负责。
5 运行稳定性和噪音
1）在运行水头条件下，在GB/T15468规定的负荷范围内，水轮机均可长期稳定运行，无有害的振动和压力脉动。水轮机应在0%～45%Nr范围内能短时稳定运行。稳定运行的指标包括尾水管管壁压力脉动值，顶盖垂直振动值及水导轴承处轴的摆度及噪声（Nr对应当H≥Hr 时为水轮机的额定功率，当H＜Hr时为水轮机导叶额定开度对应的功率）。
2）顶盖垂直振动和水导摆度应符合GB/T 8564《水轮发电机组安装技术规范》中的要求。
3）在全部运行范围内，距水轮机机坑地板上方和距尾水管进人门1m 处的噪声不超过85 dB(A)。
4）在各种运行工况下（包括甩负荷），水轮机各部件不应产生共振，如因水轮机过流部件设计制造原因产生振动且无法消除，招标（发包）方有权要求中标（承包）方免费处理。
6 漏水量
在额定水头时，新导叶全关时漏水量不超过水轮机额定流量的3‰。
7 可靠性指标
在规定的运行工况下，机组及附属设备的可靠性指标规定如下：
1）无故障连续运行时间不小于20000 h； 2）大修间隔时间不小于5年； 3）退役前的使用年限不小于40年。
4 2.1.3.4 主要结构基本要求
1 转轮
1）转轮叶片应采用抗磨蚀性能和焊接性能良好的铸钢精炼0Cr13Ni5Mo不锈钢材料制造，轮毂采用20SiMn材料。转轮采用铸焊结构，应具有足够的强度和刚度。转轮组焊完后须热处理消除应力。
2）转轮和主轴采用 法兰螺栓联接，键传动扭矩。
3）转轮叶片过流面采用数控加工，表面打磨后的粗糙度应满足相关规范要求。流道尺寸型线应符合GB/T10969的要求。型线和模型转轮相似偏差应不低于GB/T10969的规定，过流表面应光滑，呈流线型，无裂纹等缺陷。投标方或中标（承包）方应提供至少3个断面上的转轮过流面型线检查样板，以供检查和修复时使用。
4）转轮加工完毕，应在厂内做静平衡试验。
2 止漏环及抗磨板
1）在转轮上冠和下环外缘应有不锈钢止漏环，其材料硬度应低于顶盖和基础环上对应部分的固定止漏环的硬度。
2）在邻近导叶端部的顶盖和底环上应设有焊接或螺钉固定的不锈钢抗磨板。
3）
提供的固定止漏环应可互换。
3 主轴
1）主轴采用经过热处理的 20SiMn 钢锻制而成。锻造后需进行正火加回火处理、振动时效。材质、锻造和检验应符合《水轮机 水轮发电机大轴锻件技术条件》JB/T1270标准中的规定。
2）主轴可在直到最大飞逸转速范围内的任一转速下运转，而不产生有害的振动和变形。在额定转速、最大功率运转时，主轴最大应力应符合 “工作应力”相关规定。
3）水轮机和发电机连接起来的旋转部分的临界转速至少比最大飞逸转速高25%。
4）水轮机和发电机轴应在厂内连接进行轴线检查。
5）主轴应全部精加工，在出厂前与轴承配合的表面要抛光，其粗糙度应达到规范要求。
6）主轴在出厂前应按 “无损检测”的要求进行超声波探伤检查。
4 主轴密封
1）在主轴穿过顶盖的部位应设置轴封装置。主轴密封要求采用成熟、安全、可靠技术，其结构形式应严密、耐磨、结构简单、便于检修和更换密封。
（2）主轴还设有一套检修密封，以便在水压下更换主轴密封，防止漏水。
5 轴承
1）导轴承采用稀油润滑轴承，其结构应可靠和便于检修，并应有足够的主轴密封检修位置， 导轴承运行时，应保证不漏油，不甩油，机组从最大飞逸转
速惯性滑行直至停机（不加制动）的全部过程中，导轴承应能安全承受。采用L-TSA-46（GB11120）汽轮机油。
2）导轴承轴瓦应采用巴氏合金。
3）轴承润滑采用自润滑循环方式。
4）在额定负荷、连续运转条件下，冷却水最高温度28℃时，轴瓦的最高温度应不超过下列值：
推力轴承巴氏合金瓦
70℃（检温计法）
推力轴承塑料瓦体
50℃（检温计法）
导轴承巴氏合金瓦
65℃（检温计法）
座式滑动轴承巴氏合金瓦
70℃（检温计法）
滚动轴承
90℃（温度计法）
油温
50℃（温度计法）
5）轴承的冷却器管采用紫铜管材料。置于轴承体内的冷却器应便于拆卸检修。
6）轴承油箱上配一个目测油位计，有高低油位警报空接点输出。每块轴瓦内应设有Pt100测温电阻1只，整个轴承应至少设有2个带接点的温度信号计。油槽内至少装设1个电阻温度计，并应带有一只带接点的温度信号计。
7）冷却水中断后，轴承仍能安全无损运行10min。
8）导轴承零部件应有互换性。
6 导水机构（内调式导水机构）
1）导叶的设计应使从全开度位置至空载开度位置范围内，导叶的水力矩特性具有自关闭的趋势。
2）导叶最大开度应留有一定的裕量，裕量不小于 5 %，并设有限位装置。当破断装置动作，导叶应不会碰撞转轮。
3）导叶采用不锈钢整铸结构 ，导叶整体应进行应力消除处理。导叶支承轴承轴瓦采用SF-2 钢背自润滑材料。
7 补气装置
为改善水轮机运行稳定性，应设置尾水补气装置。中标（承包）方应对补气量和补气效果作出说明。
8 仪表
每台水轮机将配有下列仪表，投标方或中标（承包）方应在设备相应位置上留有开孔并装设有必要联接件。所需测量的项目如：
1）水轮机 蜗壳进口压力水压压力； 2）尾水管真空压力； 3）顶盖真空压力； 9 自动化要求
水轮发电机组应在自动控制情况下安全运行，其运行方式包括：
（1）正常起动和停机； （2）在规定的工况范围内安全、稳定、连续运行； （3）当设备发生故障时报警或自动紧急停机。
10 为满足上述运行方式，中标（承包）方应设置下列水轮机自动监测、控制和保护装置接口。
1）导水机构保护装置； 2）导轴承油位信号器，导轴承温度信号装置（包括瓦温和油温的监测）；
3）每台机组配置1面机组一体化控制屏（与发电机共用），单独报价。
2 2.2 发电机改造
1 2.2.1 原发电机主要参数
型号：
SF200-10/850 额定转速：
600r/min 额定容量：
250KVA 额定电压：
400V 额定电流：
360.85A 额定功率因数：
0.8（滞后）
额定频率：
50HZ 相数：
3 飞逸转速：
1200r/min 出厂日期：
1988 生产厂家：
重庆电机厂 2.2.2 原发电机存在的问题
发电机、变压器能耗大，噪声大。主要开关、刀闸设备陈旧、发热，接线混乱，安全隐患大。因水轮机进行了整体更换，发电机也相应进行整体更换。
2.2.3 发电机技改要求
根据水轮机增容情况，发电机增容后应在额定电压、额定频率、额定功率因数情况下长期稳定运行，机组额定出力达到 320kW。要求更换的发电机定、转子绝缘均按 F 级设计，风冷并配金属冷却风道；机组采用液压刹车制动。
中标方应在中标后到现场准确测量机组各控制高程,并提供所需全部预埋件。
2.2.4
发电机技改后参数额定值
发电机型号为：型号由投标人自行选型确定。
额定出力：
320KW
额定电压：
0.4kV
额定电流：
投标人自定
额定转速：
投标人自定
额定功率因数：0.8 励磁电压：
投标人自定
额定励磁电流：投标人自定 5 2.2.5 主要参数及技术性能
2.2.5.1 绝缘与温升
1 绕组的绝缘等级 定子和转子绕组及定子铁芯绝缘采用F级绝缘设计。
2 绝缘试验 定子绕组在制造和安装过程中的耐压试验应符合JB/T6204有关标准，整体定子绕组在工地应进行2U N ＋3（kV）工频耐压试验，历时1min。（U N —额定线电压kV，下同）。
转子绕组进行10倍额定励磁电压（至少1500V）耐压试验。
3 定子线圈的工频击穿电压应不低于5.5倍的额定线电压。定子绕组的冲击耐压水平应不低于1.25×√2（2U N ＋3）kV。
4 绝缘电阻
1）定子绕组对机壳或绕组间用2500V兆欧表测得的绝缘电阻值在换算至100℃时，应不低于R=U N /(1000+0.01*S N )兆欧， S N —发电机额定容量（kVA）。在室温t℃时的定子绕组绝缘电阻值Rt修正：Rt=R*1.6^（（100-t）/10）兆欧。
2）定子绕组的极化系数R10/R1（R10和R1为在10min和1min、温度为40℃以下时分别测得的绝缘电阻值）应不小于2.0。
3）转子整体绕组的绝缘电阻应不小于0.5 MΩ。
4）集电环和轴承座应对地绝缘（装入润滑油前），用1000V兆欧表在10℃～30℃测得的绝缘电阻值应不小于1.0 MΩ。
5）定子绕组在实际冷态下，直流电阻最大与最小两相间及两平行支路间的差值，在校正由于引线长度不同引起的误差后不应超过最小值的2％。
5 温升
1）发电机在额定电压、功率因数、频率下连续额定出力，当冷却器进水口温度为28℃、冷却器出口空气温度不超过40℃、在额定条件下连续运行时，各部位温升不应超过下述值（温升考核按B级绝缘—GB/T-27989）：
定子绕组
80K（埋入检温计法）
磁极绕组
85K（电阻法）
定子铁芯
80K（埋入检温计法）
集电环
80K（温度计法）
2）发电机在额定负荷、连续运转条件下，冷却水最高温度28℃时，轴承轴瓦的最高温度不应超过下列数值：
推力轴承巴氏合金瓦
70℃（检温计法）
推力轴承塑料瓦体
50℃（检温计法）
导轴承巴氏合金瓦
65℃（检温计法）
座式滑动轴承巴氏合金瓦
70℃（检温计法）
滚动轴承
90℃（温度计法）
油温
50℃（温度计法）
轴承的温度用Pt100电阻型检温计测量。
2.2.5.2 电气特性及主要参数
1 额定容量
在额定转速、允许温升、额定电压、额定功率因数时，发电机额定容量 400kVA。
在额定转速、额定电压、功率因数为1.0时，发电机持续有功功率不应小于 320 kW。
2 效率
发电机在额定容量、额定电压、额定转速、额定功率因数时，其额定效率保证值不应不低于 92 %。
3 短路比不小于1 1 。
4 全谐波畸变因素
当定子绕组接成正常工作接线时，在空载及额定电压下，线电压波形全谐波畸变因素（THD）不超过 5 %。
在空载额定电压和额定转速时。线电压的电压谐波因数（THF）不应超过1.5%。
5 承受过电流的能力
1）发电机在事故条件下允许短时过电流。定子绕组过电流倍数与相应的允
许时间按下表2-2-1确定。但达到下表2-2-1中允许持续时间的过电流次数平均每年不超过2次。
定子绕组过电流倍数与时间的关系
表2-2-1 定子绕组过电流倍数（定子电流/定子额定电流）
允许持续时间 min 1.10 60 1.15 15 1.20 6 1.25 5 1.30 4 1.40 3 1.50 2 2）空气冷却定子绕组发电机转子绕组应能承受2倍额定励磁电流，持续时间不少于50s。
6 6 发电机在故障情况下短时不对称运行时，应能承受负序电流分量I 2 与额定电流I N 之比（标么值）的平方与允许不对称运行时间t(s)的乘积［(I 2 /I N )2 ·t］应不超过40s。
7 7 水轮发电机应能适应 每年启、停次数 1000 次的运行要求。
2.2.5.3 绝缘耐压
1 定、转子绕组绝缘的耐电压试验标准按GB7894规定进行。
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。泄漏电流应不随时间延长而增大，各项泄漏电流的差别应不大于最小值的50%。
2.2.5.4 防电晕
发电机额定电压为0.4kV，其定子单个线圈应在1.5倍额定线电压下不起晕，整机在1.0倍额定线电压时不起晕。
2.2.5.5 机械特性
1 发电机的最大飞逸转速不小于（水轮机最大飞逸转速）1200r/min。发电机应能在最大飞逸转速下历时5min 而不产生有害变形，此时转子材料的计算应力不超过屈服强度的2/3。
2 在水轮发电机甩100%额定负荷，调速系统正常工作条件下，应允许机组不经任何检查，并入系统。
3 发电机飞轮力矩GD2应不小于0.34t-m2。
4 发电机各部分结构强度应能承受在额定转速及空载电压为105%额定电压下，历时3s 的三相突然短路试验而不产生有害变形。同时还应能承受额定容量、额定功率因数和105%额定电压及稳定励磁条件下运行，历时20s 的短路故障而无有害变形或损坏。
5 发电机结构强度应能承受转子半数磁极短路产生的不平衡磁拉力的作用，而无有害变形或损坏。
6 发电机结构强度应满足电站所在地的地震烈度的要求。
7 定子和转子组装完成后，定子内圆和转子外圆半径的最大或最小值分别与其设计半径之差不大于设计气隙值的±4%，定子和转子的气隙，其最大值或最小值与其平均值之差不应超过平均值的±8%。
8 发电机和水轮机组装完毕后，机组转动部分的第一阶临界转速应不小于最大飞逸转速的120%。
2.2.5.6 可靠性指标（水轮发电机组及其附属设备）
在规定的运行工况下，机组及附属设备的可靠性指标规定如下：
1 无故障连续运行时间不小于20000 h； 2 大修间隔时间不小于8年； 3 退役前的使用年限不小于30年。
2.2.6 发电机本体结构
2.2.6.1 总体结构
1 发电机定子机座应置于埋入混凝土机墩的底板上，并承受机座及其支持件的重量，随发电机应配置将机座与基础板紧固和使二者间保持定位的螺栓和楔子板或销钉及专用铰刀。设计中应充分考虑安装、调整的方便。
2 支撑推力轴承的支座应能承受发电机转子、水轮机转轮、主轴的重量和作用于转轮的不平衡水推力。
3 发电机各轴承支架，定子机座及结构部件应避免与水轮机的固有频率发生有害的共振。
4 在所有运动部件和带电部分周围应提供安全可靠的防护。
5 定子机座、机架及要求接地的其它部件均应设置接地端子。
2.2.6.2 定子
1 定子在厂内组装试验完毕后，整体运往工地交货。
2 定子机座的设计应确保能成为一个足够强度和刚度、能承受定子绕组短路时产生的切向和半数磁极短路时产生的单向磁拉力，并能承受在各种运行工况下所受的热膨胀力、额定工况时产生的切向力及定子铁芯通过定位筋传来的100Hz 交变力。同时应能满足在电站现场整体吊运要求。
3 定子铁芯的内径应便于水轮机全部部件通过定子吊出。
4 定子铁芯应采用低损耗、无时效、优质冷轧无取向硅钢片（牌号不低于50W310）冲片去毛刺涂漆后叠片，漆膜厚度应均匀，体积电阻应符合有关规定。
5 定子端箍宜采用非磁性高强度合金钢材料，定子铁芯齿压板的压指宜采用无磁性高强度不锈钢材料。
6 定子绕组为Y连接。三相的主引线和中性点引出线，均为线电压级全绝缘，引至发电机体外500mm（铜排）。
7 定子绕组导体应为优质无氧铜的软铜线，并采用符合GB/T3952《电工用铜线坯》要求的牌号T1或T2。线圈导体的电流密度不宜大于4 A/mm2，定子线负荷不宜大于550A/cm。
8 线圈的端部和连接线应牢靠地支撑和固定，以防止发电机在可能遭受最严重的短路时引起的作用力而产生变形和振动，所有的接头和连接采用含银量不低于45%的银铜焊料焊接。
9 定子绕组在实际冷态下，直流电阻在最大与最小两相间的差值，在校正由于引线长度不同引起的误差后不应超过最小值的2%。
2.2.6.3 转子
1 转子（连轴）在厂内组装试验完毕后，整体运往工地交货。
2 整个转子的设计和制造应能安全承受最大飞逸转速，而不产生任何有害变形及接头开焊等情况。
3 转子应具有阻尼作用的结构。阻尼条与阻尼环的连接采用银铜焊，阻尼绕
组极间应采用 柔性连接片 连接。
4 中标（承包）方应提供转子起吊工具，并提供在安装场转子安装、维修的，与发电机主轴法兰配套的支撑、固定件及埋件。
2.2.6.4 主轴
1 发电机主轴的要求与水轮机主轴相同。联轴节法兰尺寸应与水轮机轴法兰相吻合并应符合国家标准。连接后的主轴在各种转速直至飞逸转速下应能安全运行。
2 水轮发电机组组装后，其轴线偏差应符合GB8564《水轮发电机组安装技术规范》的要求。
2.2.6.5 推力轴承及轴承
1 推力轴承应采用成功运行业绩的结构型式。在推力轴承和导轴承的油温不低于10℃时应允许水轮发电机组起动。应允许水轮发电机组在停机后立即起动和在事故情况下不制动停机，并在各种工况下运行，包括从机组飞逸转速不加制动到停机的整个过程。推力轴承能承受5min 的飞逸转速。
2 轴承采用稀油润滑轴承，运行时，应保证不漏油，不甩油。润滑油品牌同水轮机 。
3 推力承轴瓦应采用复合塑料瓦材料，导轴承轴瓦应采用巴氏合金材料。
4 轴承润滑采用自润滑循环方式。
5 轴承的冷却器管采用紫铜管材料。置于轴承体内的冷却器应便于拆卸 6 轴承油箱上配一个目测油位计，并配有高低油位警报空接点输出。间隔一块轴瓦内应设有Pt100测温电阻1只。
7 冷却水中断后，轴承仍能安全无损运行10min。
8 导轴承零部件应有互换性。
9 发电机轴承系统应充分绝缘。轴承绝缘板的绝缘电阻在10℃～30℃环境温度下，采用1000V兆欧表，测得的电阻值应不小于1MΩ。绝缘材料应能安全地承受各种运行工况下产生的所有机械应力。
2.2.6.6 机座
发电机装于钢筋混凝土基础上，在四周设置花纹钢盖板将坑封盖，构成封闭的风罩，以容纳冷却空气。发电机在各种运行工况下，不应在发电机坑内及任何处所引起有害的振动，发电机引出线孔口应严格密封。机坑盖板上应备有可拆卸板，以便用厂房内起重机吊出空气冷却器（如有），并有人孔盖板，盖板应密封严密并隔音。盖板承载能力应不小于5kN/m2 。
2.2 .6.7 集电环与电刷
1 滑环应采用高耐磨性能材料制成，并应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 电刷的布置应考虑维修的方便，能够在发电机运转中直观检视，而不需要移去罩子，刷握应布置得易于装入电刷，电刷压力应在其磨损前后保持一致，滑环装配应便于就地重新抛光其表面。
3 滑环及引线的全部绝缘应耐油、不吸潮。电刷引线应采用镀银编织铜线，电刷及其引线至少应能承受130%连续的额定励磁电流。
2.2.7 附属设备
2.2.7.1 冷却系统
1 发电机冷却系统
发电机通风冷却采用开敞式空气冷却。
2 润滑油冷却系统
1）润滑油的冷却方式为水冷却。
2）每个轴承油槽中应装设一个材料为铜的油冷却器，在规定的温度下，有足够的能力按轴承的运行要求把油冷却。全部冷却器包括管路、阀门、配件等均不漏油、不漏水。
3）冷却器设计水压是 0.6 MPa，工作压力 0.15 MPa～ 0.25 MPa，试验水压是 0.75 MPa，历时60min。冷却器的最高进水温度为 28 ℃。冷却器中冷却水中断后，允许机组以额定值运行10min 后正常停机而对轴承无损害。
2.2.7.2 制动 装置
1 发电机装设一套液压操作的机械制动装置，当发电机转速下降至35%额定转速时，投入制动装置。全部制动停机时间不超过2min。
2 机械制动器应适应最大液压为 0.7 MPa，制动器兼供顶转子之用，顶起转子后可机械锁定卸去油压。
3 制动瓦上应有可更换的，非石棉制的耐磨表面。每个制动器应配有一个位置开关，分别指示制动瓦复位或投入位置。
2.2.7.3 轴电流的防止
1 每台发电机的推力轴承和导轴承以及埋入检温计均应对地绝缘，其总绝缘电阻在（10～30℃）时用1000V 兆欧表测量不小于1MΩ，绝缘垫应有足够的爬距，并有必要的机械强度，能承受各处相应的机械荷载而不致于损坏。
2 在轴承附近适当位置应设置接地电刷，并配有必须的联接线等附件。
2.2.7.4 检测仪表
1 机组配有各部位测温埋设电阻。测温电阻要求埋设有足够深度。
2 定子绕组测温电阻总数不少于6只；定子铁芯槽底埋设测温电阻总数不少于6只；在每块推力轴承瓦和导轴承瓦内应各 装设1只测温电阻；在每个轴承的油槽内至少应有1只测温电阻。测温电阻全部采用Pt100 三线制电阻，并由投标方或中标（承包）方将接线引至机组对外接线端子排上。
3 测温系统包括全套测温元件、温度指示控制仪和端子接线盒及内部连接导线、管件等，温度指示控制仪布置在机组 测温测速制动屏 上。温度指示控制仪应有温度上限一对无源接点及两对上上限独立的无源接点输出，并要求带有直流4～20mA模拟量输出口。温度指示控制仪在工作电源消失或热电阻断线时不应误动作。
2.2.7.5 测速装置
1 配有一套电气转速信号器，该转速信号器可接受采自机端PT输入信号。转速信号器独立的输出接点应不少于8付。应能反应机组0%、30%、95%、115%、150%、160%额定转速（转速值全行程可调）以便同时满足机组同期、制动、保护和控制的需要。电气转速信号器还应带有一组DC4～20mA 的模拟量输出。
2 测速装置中转动部件的设计应能承受包括水轮机最大飞逸转速和突然甩负荷在内的全部工况下所产生的最大应力。
3 测速装置安装于机组测温测速制动屏上。由主机成套供应。
2.2.7.6 控制系统
1 机组控制方式
发电机应满足下述机组控制方式要求：
1）由一个操作指令使机组自动完成开、停机与发电间的转换操作。所有中间过程按规定程序自动控制机组各元件，如开停机过程出现不正常状态时，自动发
出信号。若开停机过程中出现事故时，则自动转入事故停机。
2）机组采用手动和自动准同期并列方式。
3）机组负荷、电压及频率设远方调整接口，正常运行时由远方控制。为现场检修、调试方便，设现场控制方式。
2 自动化元件配置
1）机械转速信号装置：用于机组紧急停机及关闭水轮机进水闸。
2）电气转速信号装置：用于机组紧急停机、机组停机制动及过速保护等转速信号监控。
3）导水机构位置开关。
4）发电机定子绕组和铁芯温度监控。
5）推力、导轴承油温、瓦温监控；
6）机组制动系统； 3 机组一体化控制屏
每台机组设置1面机组一体化控制屏（与水轮机监测共用），屏中安装实现测温、测速、制动、励磁等功能的全套元器件。
机组一体化控制屏，单独报价。
2.3 调速系统改造
1 2.3.1 原调速系统存在的问题
原电站没有设置调速器，导水机构操作由传动结构在发电机层手动操作，操作不便，且不能实现自动化。
2 2.3.2 调速器技改要求
1 2.3.2.1 引用标准
杨村子水电站调速器的技术条件、验收规范及试验方法、标准、包装、运输等采用标准应符合我国现有的如下标准：
GB/T 9652.1-2007《水轮机控制系统条件》 GB/T 9652.2-2007《水轮机控制系统试验》 JB/T56181-2000《中小型水轮机调速器与油压装置产品质量分等》 JB/T8660-1997《水电机组包装、运输、保管规程》 DL/T563-95《水轮机电液调节系统及装置技术规程》 GB7233《铸钢件超声探伤及质量评级方法》 GB/T6402《钢锻件超声波检验方法》 GB/T11345《钢焊缝手工超声波探伤方法和探伤结果分级》 GB/T13384《机电产品包装通用技术条件》 JB/T8660《水电机组包装、运输、保管规范》 其它有关的国家和行业技术规范及规定。
2 2.3.2.2 承包范围
1 1
承包单位将承包杨村子水电站 2 台套新调速器的设计、制造、出厂试验；包装、发运、交货；安装指导、现场试验、试运行、验收，并完全符合合同要求。
2 承包单位应提供完善的设计。任何元件或装置，如果本技术要求中未专门提到，但它对于一套完整的和性能良好的调速器又是必不可少的，或者对于稳定、安全运行必要的话，那么这些元件或装置，也应由承包单位提供，其费用包括在总价中。
3 未经甲方书面同意，承包单位不得转让或分包上述设备。备品备件和专用
工具的配置按《水轮机控制系统条件》GB/T 9652.1-2007 规定执行。
3 2.3.2.3 调速器的基本要求
调速器采用电气机械组合式，并与油压装置合成一整体的整装式调速器。导叶接力器采用外置式安装方式。调速器为比例、积分、微分调节规律为基础的高油压电液比例阀式电液微机调速器，具有功率控制模式、转速控制模式、开度控制模式、电网频率自动跟踪、导叶开度限制、自诊断和容错、稳定等功能。调速器能够实现现地和远方进行的自动和手动开机、停机和事故停机。
特殊要求：
（1）调速器的接力器为外置式，工作油压为 16Mpa，电液转换装置要求必须是美国派克的电液比例阀。
（2）机组运行方式：并网、一次调频要求，电站选用计算机监控系统和微机继电保护装置，调速器要满足上述要求。
（3）调速器型号为 GLYWT-300，操作功不小于 3000N.m。
4 2.3.2.4 技术要求
1 1 调速器的设计和制造应符合 GB/T 9652.1-2007《水轮机控制系统条件》的规定。
2 每台调速器供货范围包括：组合式调速器、外置式接力器、油源装置、导叶开度反馈位置变送器、调速设备之间控制信号电缆、保护、控制和信号装置、仪表等、数字式油压变送器及液位信号装置等。
3 调速器采用高油压电液比例型可编程控制式调速器。调速器本体带有高油压蓄能器，不需要电站另设压缩空气系统对调速器进行充气和补气。
4 调速器具有 PID 调节规律。
5 调速系统具有足够的容量，在各种运行工况下，当调速系统压力油罐内为最低操作油压（即事故油压），并且水轮机导叶上作用着最大阻力矩，能操作水轮机导叶接力器全行程开启或关闭。全行程定义为：接力器移动 0～100%导叶开度，在开机方向没有过行程，在关闭行程终止时有 1～2%的压紧行程。
6 6 调速器设有低油压保护和故障保护。当油压降到事故低油压，调速器能使机组紧急关机。当油源压力降至事故低油压整定值时，事故低油压接点自动操作紧急停机电磁阀使机组紧急停机。同时具有 2 对以上在电气上相互独立的接点输出，接点容量为 DC220V，1A。当发生调速系统故障包括主备用电源消失，调速器保持机组原运行状态并且不影响机组正常和事故停机，同时将故障信号送往电站监控系统，故障消除后自动平稳地恢复工作。对于大事故，机组紧急停机，调速器柜上有相应的故障指示信号，同时有报警接点输出（包括调速器失灵接点信号）。
7 7 接力器开启和关闭时间能单独可调；不拆卸任何部件即实现方便调整。接力器整定的开启和关闭全行程时间使接力器活塞不产生超过允许的最大移动速度。
8 8 在各种工况下，机组甩负荷后，调速器能够保证将导叶关至空载开度，使机组迅速稳定在空载转速，或接到机组事故信号能可靠地实现紧急停机。
9 9 在线自诊断功能和容错功能：
调速器具有下述在线诊断功能和相应的容错功能，每次调速器投运前都对下述故障进行自诊断一遍，无故障后方能开机。并且通过触摸屏可以指示以下故障：
数/模转换器和输出通道故障； 模/数转换器和输入通道故障；
反馈通道故障； 液压伺服系统故障； 程序出错和时钟故障； 事故切机回路故障； 其它故障。
另外调速器还能够对下环节进行检测 测速环节； 永态转差环节； 比例环节； 积分环节； 微分环节； 频率给定环节； 功率给定环节； 位移传感器； 功率传感器； 电源。
10 本微机调速器与电站其他控制装置相配合，可以实现下列功能：
（1）自动开机、停机、并网、调频、增减负荷、紧急停机和手动运行； （2）设有 RS-485 通讯接口，以实现全厂的计算机监控管理； （3）具有在线故障自诊断功能， 调速系统具有下述在线实时检测本系统有关故障的功能，能够检测的故障均具有报警功能，并自动采取相应的容错处理措施。
①一般故障：
②机组频率故障； ③电网频率故障； ④导叶反馈故障； ⑤严重故障。
11
调速器特性与技术要求 ① 在工作范围内其静特性曲线近似为一直线，最大非线性度不得超过 3%； ② 水轮机突甩 25%额定负荷后，接力器不动时间不超过 0.18s；甩 100%额定负荷后在转速变化过程中偏离额定转速 3%以上的波峰不超过 1 次，从接力器第一次向开启方向移动起，到机组转速波动值不超过±0.5%为止所经历的时间不大于 30s； ③ 在整个水头运行范围内，调速器保证机组在各种工况和运行方式下稳定运行，在空载工况自动运行时，保证机组转速摆动相对值不大于±0.25%。
④ 调速器静、动态特性，除本节指定以外，符合 GB/T 9652.1-2007《水轮机控制系统条件》的有关规定。
⑤ 能保证机组实现自动或手动运行方式，并能现地和远控实现两种运行方式的切换。切换操作时间产生的开度变化不大于 1%的接力器全行程。
⑥ 能实现自动和手动起动、停机和紧急停机。设置远方开、停机操作装置和同期自动频率跟踪装置，在机组并网前同步操作时，能使机组自动跟踪电网频率。
⑦ 调速器采用残压测频或齿盘测速，调速器有测速装置和测频模块，测频回路采用数字回路。测频信号取自发电机电压互感器和齿盘测速装置。
⑧ 回油箱设有油位信号计，即可以目测，超限又能发报警信号。
⑨ 电液调速器综合漂移（折算至转速相对值）≤0.45%。
⑩ 调速器的稳定电源在供电电源偏离额定电压±15%时，能长期稳定工作，当稳定电源故障时，能自动控制机组保持事故前导叶开度并发出报警信号。
12
调速器可靠性指标 ①无故障连续运行时间不少于 25000h ②大修间隔时间不少于 8 年 ③调速器可利用率不少于 99.99% ④退役前的使用期限不少于 40 年 5 2.3.2.5 结构
1 1 调速器采用电气、机械与油压装置合成一整体的整装式调速器。电气部分采用单元组合及插件标准化系列结构，调速器允许带电插入或拔出故障插板。电气柜体的前、后、左、右都有调整和维修门。调速器带有完整的管路和接线端子。所有仪表和控制装置都布置在柜体的正面，且便观察和操作。
2 调速器结构方便安装、检修、柜上仪表安装方位便于运行操作。
3 3 导线从底部引入调速器柜。
4 调速器上设有下列仪表：
在调速器的组合柜面设下列仪表：机组转速表、导叶开度指示表、油压变送器（带液晶显示）等。所有指示仪表的精度不低于 1.5 级。
5 调速器各机构和装置必须符合 GB/T 9652.1-2007 有关规定。
6 调速器柜内电气元件、回路有效隔离，并按规定进行电气出场试验. 7 调速器设有自动锁锭装置。
6 2.3.2.6 保护和信号
调速系统通过触摸屏和指示等可以指示下列信号：
(1)机组过速保护。
(2)调速系统设有事故低油压保护。当油源压力降至事故低油压整定值时，机组紧急停机。
(3)调速器设锁定装置投入和退出信号灯。
(4)调速器柜上还有反映机组运行状况（如：停机、发电、紧急停机和各种故障）。
(5)调速器电气部分设置自检保护，并配有相应的信号指示。
(6) 转速信号消失。
(7) 接力器反馈信号消失。
(8) 工作电源和备用电源指示。
(9) 运行工况。
(10) 故障信号。
7 2.3.2.7 油压装置
(1) 油压装置是调速器组成部分之一，与调速部分组成一个整体。承包单位提供的油压装置由油泵、蓄能式压力油罐、集油槽及其仪表、阀门、管路、蓄能器、单向阀、吸油口滤油器、高精度滤油器、蓄能器专用截止阀、油泵控制箱等组成。其基本技术要求符合 GB/T 9652.1-2007 和本合同的规定。（请注明回油箱、回油灌、管路及法兰等金属件的材质）。为了在必要时向蓄能器补充高压氮气，随机还带有专用充氮工具。
(2)油压装置配两台同型号的油泵，1 台工作、1 台备用。与油泵配合的电动
机符合 GB755《旋转电机基本技术条件》中的有关规定。
油泵配有安全阀组、逆止阀、节流阀、连接阀门、 管件和其它附件。
(3) 压力油罐的设计、制造、无损探伤检查、试验等符合 GB4150《钢制压力容器》与《压力容器安全技术监察规程》中的有关规定。
(4) 回油箱容积不小于蓄能式压力油罐容积的 2.0 倍。
回油箱上装有油位信号装置 1 套，加油孔，排油阀等。回油箱内装设双层滤网，其位置适当且便于检修和更换。回油箱还配置油位计、检查孔，其内部涂耐油漆。
(5)油压装置装有安全阀，当油压超过工作压力上限时，安全阀开始排油，使油压不再升高。
(6)油压装置密封性检查、保持 8 小时，压力下降不允许超过 2%。
(7)调速器用油采用 GB1120《L-TSA 汽轮机油》中 46 号油。
8 2.3.2.8 其它要求
1 在调速器组合柜上设有不小于 5.7 英寸大屏幕汉字显示的触摸屏。并有下列功能：
①所有的信息均能在触摸屏上显示包括：状态显示，故障显示，数据列表等等； ②可以在触摸屏上进行调速器的参数设置； ③还可以在触摸屏上显示运行工况及参数； ④可以在触摸屏上对调速器进行操作。
2 2 具有 RS-485 计算机串行通讯方式的功能。
3 3 调速器组合柜上设有必要的调节旋钮及指示灯。
4 4
调速器中的可编程控制器(PLC)要求是德国西门子公司产品或是奥地利贝加莱 PCC 产品、触摸屏为台湾进口产品。
5 调速设备元件在环境温度 0～40℃，相对温度≤90%的条件下能长期可靠运行。
6 6 调速器在电站厂房中布置位置由中标厂家与设计院确定。
7 7 调速器的工厂试验 8 8 接线和端子 调速柜的电气接线供至调速器组合柜端子排，所有柜内的端子排布置合理，排列整齐、便于接线、并有明显标记，端子排的端子数量留有 20%的余量。
9 9 调速器的现场调试由承包单位负责。
0 10 调速器具有抗干扰功能。在本电站周围环境下运行不产生零飘...
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