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35MW+18MW发电机招标文件

青海盐湖集团综合利用项目二期供热中心工程

发电机

技术规范书

广西电力工业勘察设计研究院

2009年3月

附件1

技术规范

1总则

1.1本技术规范仅适用于青海盐湖集团综合利用项目二期供热中心3台35MW发电机组及其附属设备和1台18MW发电机组及其附属机设备。

它包括对本技术规范所有设备的性能和结构设计、制造、检验、包装、运输、安装和试验（调试）指导、验收和服务等方面的技术要求。

1.2本技术规范提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节做出规定，也未充分引述有关标准、规程和规范的条文，供方应保证提供符合本技术规范和有关中国国家GB系列、电力行业DL系列和其它行业最新工业标准要求的优质设计及产品；同时必须满足中国国家的有关安全、环保等强制性法规、标准的要求。

如果供方提供符合达到相当或高于上述有关标准的其它公认的国际标准的设备或材料也可以接受。

供方在投标文件中应详细列出包括设计、制造、检验、包装、运输、安装和试验（调试）指导、验收、设备及配套附件、连接件、材料等所采用的标准、规程和规范名称，并提供相关标准、规程和规范全文供需方或需方代表审查确认。

1.3供方如对本技术规范中的技术条款有异议，应以书面形式明确提出，在征得需方或需方代表同意后，方可对有关条文进行修改。

如需方或需方代表不同意修改，则仍以需方或需方代表意见为准。

如投标文件与本技术规范之间有明显的差异，供方应在偏差表中列出，并给以充分的说明和提供相应的证明资料；如供方没有以书面形式对本技术规范明确提出异议，那么需方或需方代表认为供方提供的产品应完全符合本技术规范的要求。

1.4供方应详细列出设备及配套附件、连接件、材料供货清单，以及材料产地、资质、业绩和有关说明：

⑴执行类似合同的经验和表现；⑵人员、设备及工厂的能力；⑶财务状况的资料等以供需方或需方代表进行确认。

1.5在签订合同之后到供方开始制造之日的这段时间内，需方有权提出因标准、规程和规范发生变化而产生的一些补充和修改要求，供方应执行这个要求。

具体内容由需、供方双方共同商定。

1.6本技术规范所使用的标准如与供方和分包商所执行的标准水平不一致时，按较高标准执行。

1.7投标文件中所有数据的单位均采用公制单位。

供方应提供的技术文件包括所有的图纸、计算书、计算机软件（程序）、样本、说明书、样品、图样、模型、操作和维修手册以及类似性质的其他手册或资料、相互通讯等。

1.8只有需方有权修改技术规范。

合同谈判将以本技术规范为蓝本，经修改后最终确定的文件将作为合同的一个附件，并与合同文件有相同的法律效力。

双方共同签署的会议纪要、补充文件等也与合同文件有相同的法律效力。

1.9合同签订前后，供方应按照需方的时间、内容深度要求提供所需要的投标、设计、施工文件以及设备资料等，并按照工程进度要求随时修正。

2设备使用条件

2.1工程概况：

青海盐湖工业集团有限公司地处中国最大的干涸内陆盐湖——察尔汗盐湖，在青海省格尔木市。

青海100万吨钾肥项目总投资25.8586亿元，100万吨钾肥综合利用项目（以下简称综合利用项目）一期工程一期供热中心工程装机容量为100MW，配备2台50MW抽凝式汽轮发电机组，相应配备3台250t/hCFB锅炉，汽轮发电机组为武汉汽轮发电机厂的产品，锅炉为东方锅炉厂成熟产品。

供热中心作为综合利用项目二期工程的配套工程，主要来满足综合利用项目二期工程的用汽要求，同时承担综合利用项目二期工程的部分电负荷。

根据工程汽、电用量的要求，以热定电，同时考虑与综合利用项目一期供热中心的蒸汽相互调节，本工程安装建设3台30MW背压式汽轮发电机组和1台15MW背压式汽轮发电机组，配备4台480t/hCFB锅炉，不考虑再扩建。

2.2环境条件

2.2.1气象条件

多年平均气压：

735.2mbar（注：

以Pa（a）表示的为绝对压力；以Pa（g）表示的为表压力）

多年平均气温：

5.2℃多年平均最高气温：

6.2℃

多年平均最低气温：

4.2℃多年极端最高气温：

33.5℃

多年极端最低气温：

-29.7℃年平均相对湿度：

26%

年平均降水量：

24.0mm多年年最大降水量：

66.6mm

多年年最小降水量：

11.0mm多年日最大降水量：

15.1mm

地表以上10m处最大风速：

31m/s多年平均风速：

4.3m/s

主导风向：

西南（SW）土壤最大冻结深度：

1.8m

年平均最大降雪量：

2.7mm年平均蒸发量：

3495.9mm

历年最大积雪深度：

1cm土壤最大冻结深度：

1.5m

2.2.2工程地质：

地震基本烈度为7度厂区地质条件：

场地地质条件为粉质粘土层，其下土层为淤泥质粉质粘土夹粉土、粉砂及粉细砂。

地基土承载能力约为100～220Kn/m2,工程地质相对稳定，工程性能良好。

2.3设备使用条件

机组运行方式：

定压运行及定—滑—定运行；

负荷性质：

带基本负荷可调峰运行；

频率变化范围：

48.5-51Hz

2.4主要技术规范（35MW/18MW）

额定容量：

/MVA（扣除自并励励磁系统消耗容量后）

额定功率：

35/18MW（扣除自并励励磁系统消耗功率后）

最大连续功率：

/MW（扣除自并励励磁系统消耗功率后）

额定电压：

10.5kV额定功率因数：

0.85（滞后）

额定转速：

3000r/min频率：

50Hz

相数：

3极数：

2

效率（保证值）：

≥97.8%短路比（保证值）：

>0.47

励磁方式：

三机系统无刷励磁型噪音（距外壳1m处）：

＜85dB（A）

冷却方式：

空冷

2.5标准：

发电机的制造、验收以国家标准为主要依据，并参考IEC标准。

2.5.1发电机及励磁系统的技术标准

GB/T7064－1996汽轮发电机通用技术条件

GB/T7409.3－1997同步电机励磁系统大、中型同步电机励磁系统技术要求

GB/T11348.1—1999“旋转机械转轴径向振动的测量和评定”

GB755—2000“旋转电机定额和性能”

GB/T7064—2002“透平型同步电机的技术要求”。

SD217－88汽轮发电机交流励磁机励磁系统技术条件

IEC34—1（第十版）“旋转电机第一部分——额定值和性能”

IEC60034—3：

1998“透平型同步电机的技术要求”

2.5.2有关其他标准

GB/T1029—93“三相同步电机试验方法”

GB1441—87“电站汽轮发电机组噪声测定方法”

GB10068.1—88“旋转电机振动测定方法及限值振动测定方法”

GB10068.2—88“旋转电机振动测定方法及限值振动测定限值”

GB10069.1—88“旋转电机噪声测定方法及限值噪声工程测定方法”

GB10069.2—88“旋转电机噪声测定方法及限值噪声简易测定方法”

GB10069.3—88“旋转电机噪声测定方法及限值噪声限值”

GB/T12145—1999“火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量”

JB/T6204—1992“大型高压交流电机定子绝缘耐电压试验规范”

JB/T8445—1996“三相同步发电机负序电流承受能力试验方法”

GB50150—91“电气装置安装工程电气设备交接试验标准”

DL/T596—1996“电气设备预防性试验规程”

上述所有标准如有重新颁布的最新标准，将按最新标准执行。

3发电机技术规范

3.1发电机技术性能要求

3.1.1发电机在额定频率、额定电压、额定功率因数和额定冷却介质条件下，机端连续输出额定功率为35/18MW（即扣除自并励励磁消耗功率后）。

3.1.2当发电机为最大出力/MW时，在额定功率因数下，能保证发电机长期稳定运行。

3.1.3发电机定子的额定电压为10.5kV；额定功率因数为0.85（滞后）；额定转动频率为50Hz。

3.1.4发电机冷却方式为空空冷。

3.1.5发电机具备失磁异步运行、进相运行和调峰运行的能力。

在事故条件下，发电机允许短时失磁异步运行，在电网条件允许时发电机能带50%额定有功功率稳态异步运行30min。

发生失磁时，在最初60S内可以将负荷降至60%，在以后45S内负荷降至额定值的50%。

供方应提供发电机失磁运行的负荷—时间曲线、转差率。

发电机的进相运行能力是指在进相功率因数（超前）为0.95，电压变化为±5%时，满负荷长期连续运行，发电机各部分温升不超过规程规定的标准值。

发电机具有调峰运行能力，当电网需要时，发电机能满足在满负荷的50%～100%之间大幅度变化的要求。

满足启停次数每年250次，总计不少于10000次，而不产生有害变形。

发电机适应汽轮机启动方式和负荷变化率的要求。

3.1.6发电机适合于中性点经电阻接地方式运行，定子出线端头对地绝缘按额定电压设计，具有相同的绝缘水平和良好的密封性能。

3.1.7发电机的励磁型式：

三机系统的无刷励磁型。

3.1.8发电机的年运行小时8000小时，年利用小时数7000小时。

大修间隔不少于四年，小修间隔为每年一次。

正式投产后第一年、第二年可用率为90%，第三年后非大修可用率不低于99%。

强迫停运率＜0.5%。

3.1.9所使用的单位为国家法定计量单位制。

3.1.10发电机运转层标高为8m。

3.1.11发电机使用寿命为30年。

3.2发电机技术要求

3.2.1发电机定子绕组接线形式:

星性。

相序在设计联络会中另行商定。

3.2.2发电机旋转方向，由汽轮机端向发电机端看为顺时针方向。

3.2.3对发电机有功和无功负荷及电气参数、各测点温度、冷却、密封及润滑介质参数等的测量，配有满足监控系统控制要求所需的一次仪器和设备，满足在DCS操作员站实现监视功能。

3.2.4发电机轴承排油温度不超过70℃，轴瓦金属最高温度一般不超过90℃。

发电机的轴承确保不产生油膜振荡。

3.2.5电压和频率：

发电机能在额定功率因数下，电压变化范围为额定值的±5%和频率变化范围为额定值的-3%-+2%以内时，发电机也能连续输出额定功率。

而各部分温升不超过GB/T7064-2002规定的限制，供方应提供机组频率偏离上述范围时，允许运行的时间。

当发电机电压变化范围为额定值的±5%和频率变化范围为额定值的-5%～+3%以内时，温升不超过规程规定值。

供方应提供其输出功率、运行时间和发生次数的数据表（在设计联络会中提供）。

3.2.6定子绕组对地及相间绝缘电阻、转子绕组绝缘电阻、对地绝缘的定子埋置检温计绝缘电阻及其他部位绝缘电阻应全部满足现行国家标准GB/T7064-2002的规定。

3.2.7定子绕组的交流工频耐压试验执行现行国家标准GB/T7064-2002，其中定子绕组交流工频试验电压为2倍的定子绕组额定电压加1kV。

3.2.8发电机在空载额定电压和额定转速时,其线电压波形正弦畸变率不超过1.5%。

3.2.9应采取有效措施，防止有害的轴电流，如转轴良好接地、轴承座对地绝缘等，使发电机在运行时能测试出轴承对地绝缘电阻值和轴电压。

本工程汽轮发电机采用机端励磁时，采取措施防止谐波进入轴电流。

3.2.10转子应进行1.2倍的额定转速的超速试验，历时2min，且无永久性异常变形和妨碍正常运行的其他缺陷。

3.2.11机组轴系在额定转速下运行时，轴承座在水平、垂直、轴向三个坐标方向的允许振动值<0.025mm（峰--峰值），轴振相对位移值<0.075mm（峰--峰值），轴振绝对位移值<0.1mm（峰--峰值）。

3.2.12轴承座及轴系在升降速或超转速时的振动值，不超过现行国家标准GB/T7064-2002的规定。

通过临界转速时，轴承座及轴系的双向振幅振动值不大于报警值，即0.125mm。

发电机在轴承座、大轴上备有符合精度要求的装设拾振器的位置，以便装设轴承座和大轴的振动检测仪表。

轴振一次元件随汽机本体监测TSI配供，供方应予以配合。

3.2.13发电机应具有一定的短时过负荷能力，能承受1.5倍的额定定子电流，历时30s，且不会发生有害变形及接头开焊等情况。

发电机允许过电流时间与过电流倍数以下式计算：

（I2-1）t=37.5s

发电机每年允许过电流的次数为2次。

定子绕组能承受下列短时过电流运行，并不发生有害变形及接头开焊等情况：

过电流时间（s）

10

30

60

120

额定定子电流（%）

励磁绕组能承受下列短时过电压运行，并不发生有害变形：

过电压时间（s）

10

30

60

120

额定励磁电压（%）

208

146

125

112

3.2.14发电机在额定负荷和1.05倍的额定电压下运行时，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。

损耗的容差执行现行国家标准GB/T7064-2002。

3.2.15机组运行频率范围：

机组在48.5-51Hz频率范围内，发电机能安全连续的运行，当频率偏差大于上述频率值时，供方提出允许运行时间，详见下表：

频率（Hz）

允许运行时间

每次（sec）

累计（min）

51-51.5

48.5-51

48.0-48.5

47.5-48.0

47.0-47.5

3.2.16发电机定子机座、端盖和线圈端部及其引线、汇水管及其引出波纹管的自振频率避开基频和倍频（50Hz和100Hz）±15%以上,以防止产生共振。

其计算值和实测值如下表填写。

发电机部位

EFM

有限元法

TMA

试验模态分析

试验地点

机座的椭圆振型频率

端盖轴向振动频率（发电机停运）

线圈端部的椭圆振型频率

3.2.17发电机在空载额定电压和额定转速时，其线电压的电话谐波因数不超过1.5%（从额定频率至5000Hz范围内的全部谐波）。

3.2.18定子绕组在冷态下，各相或各分支直流电阻之差，在排除由于引线长度不同而引起的误差后，不超过其最小值的1.0%。

3.2.19定子绕组出线绝缘子（瓷瓶）单独在空气中进行工频介电强度试验，试验电压应不低于发电机定子绕组耐电压的1.5倍，历时1min。

3.2.20发电机定子、转子各部分的温度、温升限值，符合国家标准GB/T7064-2002的规定。

3.2.21本工程采用静态励磁，转子正负极滑环之间装设冷却滑环的风扇，发电机滑环处装有隔音罩，隔音罩内应有照明措施。

3.2.22发电机出线能承受不低于0.8MPa表压的气体压力。

3.2.23当汽轮机主汽门关闭时，发电机正常励磁工况下，允许以同步电动机运行的时间不小于60s（与汽机最高运行时间相适应）。

3.2.24供方提供的设备在质保期内发现不满足本技术规范书要求的，供方应负责无偿对供货设备进行完善直至符合本技术规范。

在质保期内设备发生故障，也负责无偿对供货设备改进、完善。

3.3发电机结构性能要求

3.3.1定子绕组的绝缘为F级，定子铁芯为F级，转子绕组绝缘为F级（绝缘等级均已经海拔修正），温升按B级考核。

3.3.2定子线棒槽内固定及定子绕组端部绑扎工艺要牢靠，端部采取适应调峰运行和进相运行的技术措施。

定子铁芯端部结构如压指，压圈采用无磁性材质，并采取有效的屏蔽措施，避免产生局部过热。

定子线圈端部手包绝缘，在厂内及现场均应做电位外移试验。

3.3.3发电机定子绕组出线端及中性点的对地绝缘均按额定线电压设计，且具有相同的绝缘水平和良好的密封性能。

发电机出线端处采用分相封闭母线连接。

其相序排列将与设计院协商，并在机座设计上，有防止水、油从汽机运行层漏入发电机出线端范围的措施。

供方应向封闭母线厂提供相关图纸，并做好配合工作。

3.3.4汽轮发电机组寿命管理应纳入DEH中，其寿命消耗的分配按冷态、温态、热态、极热态启动与阶跃负荷变化等寿命消耗以70%计。

由于电气方面故障对轴承的冲击力（如非同期并列、定子绕组三相突然短路、系统故障同期性故障、高压线路单相重合闸等），其寿命消耗以30%计。

在以上寿命消耗范围内，设备应无有害变形或损坏。

3.3.5供方在汽轮发电机轴系扭应力设计时，应考虑到电网各种类型的电气故障对轴系的影响，应提交承受各类冲击能力的资料、疲劳寿命分析等数据。

3.3.6发电机的轴承确保不产生油膜振荡。

3.3.7发电机与汽轮机连接的靠背轮螺栓，能承受电力系统故障发生振荡或扭振的机械应力，不发生折断和变形。

3.3.8供方应向需方提供发电机在冷却介质不同压力下的容量曲线，作为发电机非额定工况运行的依据。

3.3.9发电机端部结构件应采用可靠措施，防止电腐蚀。

3.3.10电机出线套管与内部引线采用螺纹联结，保证导电部位接触良好，引线与定子采用柔性联结；出线套管、导电杆相对瓷套自由伸缩，并采用高压弹簧实现弹性密封。

3.3.11为保证发电机机壳的可靠接地，发电机机座两侧装设两块有螺孔的接地基板，基板表面镀银。

定子线圈材料选用无氧铜，定子实心和空心股线均在铜线制造厂进行100%涡流探伤，空心股线进行通流、气密试验，并提供检验报告。

3.3.12发电机铁芯与机座之间采用隔振结构，转子采用端盖轴承支撑，铁芯端部采用铜屏蔽。

3.3.13定子铁芯端部结构件如压指、压圈等采用无磁性材质特性，并采取有效的屏蔽措施，避免产生局部过热。

并装设发电机绝缘局部过热监视器。

3.3.14发电机出线盒采用非磁性材料，设计结构能承受每个出线套管上分别吊装电流互感器的荷重和防振的要求，留有固定件螺孔.

3.3.15定子机壳、端盖、端罩有足够强度和刚度，避免产生共振。

3.3.16发电机轴承座与底板和油管间，油密封座与油管间有便于在运行中测量绝缘电阻的双层绝缘垫。

3.3.17转子绕组应采取防止匝间短路的有效措施。

3.3.18在发电机励端应装设一套测速齿轮盘，并留有测速探头安装位置，供方应对具体设计方案给出说明，并与汽轮机厂配合。

3.3.19短时升高电压试验执行国家标准GB/T7064-2002的规定。

3.3.20供方提供的设备应充分考虑到电气绝缘在本工程特殊的高海拔因素。

4励磁系统

4.1励磁系统型式：

励磁系统采用三相系统的无刷励磁型，它包括同轴驱动的交流无刷励磁系统，永磁同步发电机和双通道自动励磁调节器及控制、保护、信号检测系统设备。

4.2对励磁系统设计要求

4.2.1长期允许最大输出电流：

当汽轮发电机励磁电流和电压不超过其额定值的1.1倍时，励磁系统应保证长期连续运行。

4.2.2强行励磁倍数不小于2倍。

4.2.3励磁系统允许强励时间不小于10s，但2倍额定励磁电流时不得超过50s。

4.2.4在发电机空载额定电压下，当给定的电压阶跃响应为±10％时，发电机端电压超调量不超过阶跃量的50％，过渡过程的摆动次数不超过3～5次，调节时间不超过10s。

4.2.5发电机突然零起升压时，励磁系统保证其端电压超调量不超过额定电压的15％，过渡过程的电压摆动次数不超过3～5次，调节时间不超过10s。

4.2.6自动励磁系统调节装置保证汽轮发电机端电压静差率小于1％。

4.2.7励磁系统能使发电机在空载运行情况下，频率每变化1％时，发电机电压的变化不超过额定值的±0.25％。

4.2.8励磁系统保证发电机稳定调节精度不低于0.5％～1.0％。

在发电机空载运行状态下，励磁系统和手动控制单元的给定电压变化速度每秒不大于发电机额定电压的1％，不小于0.3％。

4.2.9励磁系统电压响应比（电压上升速度）不小于2倍/s。

4.2.10励磁调节装置技术性能

4.2.10.1励磁调节装置具有自动和手动调节功能。

4.2.10.2自动调节时可以选择：

机端恒压运行方式、恒励磁电流运行方式、恒无功功率运行方式、恒功率因数运行方式和空载跟踪网压运行方式。

4.2.10.3励磁系统调节范围：

汽轮发电机空载电压在80％～110％额定电压范围内稳定平滑地调节。

4.2.10.4手动励磁控制单元是自动励磁调节装置的备用，也供调试和发电机升压用，整个单元所有部件尽应可能不与自动励磁调节单元共用。

4.2.10.5手动励磁控制单元保证汽轮发电机励磁电压从20％空载励磁电压到110％额定励磁电压范围内稳定平滑地调节。

4.2.11旋转整流装置的多个并联之路中，一个支路退出运行时，汽轮发电机应能运行在额定工况。

此时可限制发电机强励。

4.2.12旋转整流装置并、串联元件应有均流和均压措施，均流系数不低于0.85，均压系数不低于0.9。

4.2.13旋转整流装置每个功率元件都应有快速熔断器保护。

熔断器在发电机强励时不应熔断；在大修周期内不应有疲劳和特性变化。

熔断器熔断和损坏有信号指示。

4.2.14励磁系统应能远距离整定和控制，并提供运行状态信号。

4.2.15自动励磁装置投入率不低于95％。

4.2.16励磁系统故障引起的汽轮发电机被迫停运率不大于0.1％。

4.2.17汽轮发电机发生各种故障时，励磁系统应能可靠运行。

4.2.18励磁系统设备的额定容量以环境温度－5～＋40℃为基础，绝缘等级不低于B级。

4.2.19当厂用直流和交流电电压偏差不超过＋10％～－15％、频率偏差不超过＋4％～－6％时，励磁系统保证汽轮发电机在额定工况下正常运行。

5保护、测量和信号

5.1保护和限制

5.1.1保护

5.1.1.1汽轮发电机磁场过励磁限制和保护。

5.1.1.2汽轮发电机磁场欠励磁限制和保护。

5.1.1.3超电压/频率范围（V/Hz）保护。

5.1.1.4电压互感器断线保护。

5.1.1.5测量信号消失保护。

5.1.2发电机保护联锁要求

5.1.2.1定子绕组过电流保护

5.1.2.2定子绕组过电压保护

5.1.2.3定子绕组接地保护

5.1.2.4定子绕组相间短路及纵差保护

5.1.2.5负序电流保护

5.1.2.6转子绕组过电压保护

5.1.2.7转子绕组接地保护

5.1.2.8异步运行保护

5.1.2.9欠励（最小励磁）限制和保护

5.1.2.10过励（最大励磁）限制和保护

5.1.2.11超电压/频度（V/Hz）范围（过励磁）限制和保护

5.1.2.12瞬间过电流限制和保护

5.1.2.13电压互感器断线保护：

上述保护装置要求供货方配套供应，并考虑系统接口。

5.2测量

5.2.1励磁系统必须配备的表计：

输出电压表、参考电压表、电流表。

5.2.2励磁系统重要参数整定位置的指示：

放大倍数、时间常数。

5.2.3用插孔引出的重要电量：

各单元输出、同步电压、触发脉冲。

5.3信号：

稳压电源故障或消失、过励磁保护动作、欠励磁限制器动作、磁场过电流限制器动作、励磁控制回路电源消失、电压互感器断线保护动作、触发脉冲消失、AVR自动切换装置动作、汽轮发电机励磁绕组过电压。

5.3.1送至主控制室的信号及报警

5.3.1.1发电机转子接地

5.3.1.2发电机定子绕组过电压

5.3.1.3发电机负序电流

5.3.1.4直流稳压电源消失

5.3.1.5触发脉冲消失

5.3.1.6发电机强行励磁

5.3.1.7交流励磁系统磁场接地

5.3.1.8旋转整流装置熔断器熔丝熔断

5.3.1.9AVR控制方式

5.3.1.10电压互感器断线

5.3.1.11发电机过励磁

5.3.1.12发电机超电压/频率（V/Hz）范围

5.3.1.13磁场瞬时过电流

5.3.1.14励磁开关