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华能南通（通州湾）2×100 万千瓦大型清洁高效煤电项目发电机及其附属设备采购技术协议书买方
卖方（联合体牵头人） 上海锅炉厂有限公司
卖方（联合体成员） 上海电气电站设备有限公司
设计单位 中国能源建设集团江苏省电力设计院有限公司
2023 年 04 月
删除[Editor]: 上饶新投发电有限责任公司中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司
删除[Editor]:买方
：
上饶新投发电有限责任公司卖方
：
上海电气集团股份有限公司设计单位
：
华东电力设计院有限公司删除[18963]:
删除[18963]: 3
2
目 录
发电机技术协议................................................................................................................................ 4
设备需求一览表...........................................................................................................................................4
第一章 总的要求................................................................................................................................5
第二章 工程概况................................................................................................................................6
2.1 工程规模.................................................................................................................................................6
2.2 工程地址和地质：................................................................................................................................ 6
2.3 本期工程水源.........................................................................................................................................7
2.4 接入电力系统：.....................................................................................................................................7
2.5 厂用电系统电压.....................................................................................................................................7
2.6 辅助设施.................................................................................................................................................8
2.7 气象条件................................................................................................................................................ 8
2.8 交通运输.............................................................................................................................................. 12
2.9 工程进度计划...................................................................................................................................... 13
第三章 标准和规范..........................................................................................................................14
第四章 技术规范..............................................................................................................................16
4.1 概述.......................................................................................................................................................16
买方采用的是 PDMS 进行三维设计，各主机厂可以采用 PDMS 建模也可以利用已有的三维软件进
行建模，但最终提给买方的三维模型文件格式必须满足 PDMS 直接读取而不需要再进行转换工作。.23
4.2 发电机技术要求...................................................................................................................................23
4.3 发电机本体仪表及控制.......................................................................................................................54
4.4 结构设计要求.......................................................................................................................................62
4.5 材料、安装和检修的要求...................................................................................................................65
4.6 性能保证值...........................................................................................................................................65
4.7 专题报告（删除）.............................................................................................................................. 66
第五章 供货范围..............................................................................................................................67
5.1 供货范围（不限于此）......................................................................................................................67
5.2 设计分工..............................................................................................................................................77
5.3 交货进度..............................................................................................................................................78
第六章 技术资料..............................................................................................................................80
6.1 概述......................................................................................................................................................80
6.2 删除......................................................................................................................................................80
6.3 配合电厂设计提供的图纸和资料......................................................................................................80
发电机技术协议4
设备需求一览表4
第一章 总的要求5
第二章 工程概况6
2.1 工程规模 6
2.2 工程地址和地质：7
2.3 本期工程水源7
2.4 接入电力系统：8
2.5 厂用电系统电压8
2.6 辅助设施 8
2.7 气象条件 8
2.8 交通运输 12
第三章 标准和规范14
第四章 技术规范16
4.1 概述 16
4.2 发电机技术要求23
4.3 发电机本体仪表及控制64
4.4 结构设计要求72
4.5 材料、安装和检修的要求76
4.6 性能保证值 76
4.7 专题报告 77
第五章 供货范围78
5.1 供货范围（不限于此）78
5.2 设计分工 86
5.3 交货进度 88
第六章 技术资料90
6.1 概述 90
6.2 删除 90
6.3 配合电厂设计提供的图纸和资料906.4 设备监造检验所提供的图纸和资料926.5 施工调试试运、性能验收试验和运行维护所提供的图纸和资料 92
第七章 设备监造（检验）和性能验收试验947.1 概述 94
7.2 工厂检验 94
7.3 设备监造 95
7.4 性能验收试验100
7.5 仪表及控制系统试验及验收102
第八章 技术服务和设计联络104
8.1 现场技术服务104
8.2 培训 105
8.3 设计联络会 106
第九章 技术协议附图107
第十章 技术附录107
技术附录 A 发电机技术资料和数据107技术附录 B 删除119
技术附录 C 备品备件、专用工具和仪器仪表119技术附录 D 包装、标志、运输、保管的特殊要求119技术附录 E 智慧电厂要求（发电机）121删除[Editor]:
3
6.4 设备监造检验所提供的图纸和资料..................................................................................................82
6.5 施工调试试运、性能验收试验和运行维护所提供的图纸和资料..................................................82
第七章 设备监造（检验）和性能验收试验....................................................................................84
7.1 概述......................................................................................................................................................84
7.2 工厂检验..............................................................................................................................................84
7.3 设备监造..............................................................................................................................................85
7.4 性能验收试验......................................................................................................................................90
7.5 仪表及控制系统试验及验收..............................................................................................................92
第八章 技术服务和设计联络...........................................................................................................94
8.1 现场技术服务......................................................................................................................................94
8.2 培训......................................................................................................................................................95
8.3 设计联络会..........................................................................................................................................95
第九章 技术协议附图...................................................................................................................... 97
第十章 技术附录..............................................................................................................................97
技术附录 A 发电机技术资料和数据........................................................................................................ 97
技术附录 B 删除...................................................................................................................................... 109
技术附录 C 备品备件、专用工具和仪器仪表(已包含在表 5.3 专用工具)......................................... 109
技术附录 D 包装、标志、运输、保管的特殊要求.............................................................................. 109
技术附录 E 智慧电厂要求（发电机）...................................................................................................111
华能南通（通州湾）2×100 万千瓦大型清洁高效煤电项目发电机及其附属设备技术协议
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发电机技术协议
设备需求一览表
2×1000MW 汽轮发电机及附属设备采购清单
序号 设备或材料名称 技术规格 单位 数量 交货地点 备注
1 发电机 台 2 电厂现场
指定场地
2 静态励磁装置 套 2 电厂现场
指定场地
3 密封油装置 套 2 电厂现场
指定场地
4 定冷水装置 套 2 电厂现场
指定场地
5 氢气控制装置 套 2 电厂现场
指定场地
6 氢冷器 套 2 电厂现场
指定场地
7 励磁变 套 2 电厂现场
指定场地
其它配套设施详见第二卷第四章和第五章。
删除[18963]: 采购
华能南通（通州湾）2×100 万千瓦大型清洁高效煤电项目发电机及其附属设备技术协议
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第一章 总的要求
1.1 本技术规范适用于华能南通（通州湾）2×100 万千瓦大型清洁高效煤电项目汽轮发电机（包
括发电机、氢、油、水系统、励磁系统、检测装置、专用工具以及备品备、图纸资料等件）及其附属设
备（简称标的物）的设计标准、技术规格、供货范围、交货进度、安装、试验和技术服务等方面的要
求。
1.2 卖方必须满足技术部分中规定的设备的技术性能和质量的最低要求(简称门槛值)，必须对设
备性能保证值提供有关技术支持材料（包括但不限于国家认可有资质的单位出具的产品型式试验报告或
鉴定报告或性能验收试验报告等）。
1.3 本技术协议提出买方的最低限度的技术要求（简称技术门槛值），并未规定所有的技术要求和
适用的标准。卖方须实质性地响应本技术协议的技术规定和要求，提供符合引进机型的原先标准和本协
议书所列标准的高质量、最新工业标准的产品，以及相应的技术服务。同时必须满足国家关于产品质
量、安全、工业卫生、劳动保护、环保、消防等强制性标准的要求
若卖方提出的技术标准与本协议书所列标准不一致时，执行较高标准。
在签订合同之后，买方保留因规范、标准、规程发生变化而提出一些补充要求，在设备投料生产之
前，卖方须在设计上予以修改，但价格不作调整。
1.4 卖方对供货范围内的成套的发电机组系统设备（含附属系统及设备、附件等）的质量、安全、
劳动保护、环保、消防、包装运输、安装接口等负有全责，包括与静态励磁系统的接口和分包（或对外
采购）的产品。分包（或对外采购）的产品制造商应事先征得买方的认可，在技术协议中进行明确。对
于卖方配套的控制装置、仪表设备应能够并负责与 DCS、DEH 协调配合，直至接口完备。
1.5 本协议买方未提供的随机配供工器具、成套外购设备和分包设备厂商、品牌范围的，由卖方补
充提供，一般应提供三家及以上具有相同资质或业绩的知名品牌分包商，由买方确认且不发生合同费用
变更，在签订合同技术协议时进行明确，进口国际著名品牌应采用该公司最新产品，进口阀门采用原配
电（气）动执行机构。对于国产阀门，卖方一般应提供三家及以上具有符合资质和业绩的要求的知名品
牌制造厂家由买方确认且不发生合同费用变更，选择适用的原装电（气）动执行机构。
1.6 卖方必须选用成熟产品，不得选用国家已宣布淘汰的产品。设备配套电动机应满足运行工况的
需求，采用高效节能型电机。有防爆要求的配套的电动机等所有电气设备具有相应的防爆性能，电机采
用 YBX3 型。非防爆电动机效率的保证值不低于 GB 18613-2020《电动机能效限定及能效等级》表 1-表 6 中 1 级效率标准，即 IE5 级电动机。
1.7 技术协议(技术部份)对设备质量及其人身安全的保护的要求是一般性的，卖方必须对设备质
量、技术性能和人身的安全防护措施、设备的安全运行和人身安全负全责。
1.8 本工程采用统一的电厂标识系统编码。编码范围包括卖方所供系统、设备、主要部件和构筑物
等。卖方在设计、制造、运输、安装、试运及项目管理等各个环节使用电厂标识系统编码。在合同签定
删除[18963]: 采购设置格式[Editor]: 1, 缩进: 首行缩进: 1.5字符卖方必须选用成熟产品，不得选用国家已宣布淘汰的产品。设备配套电动机应满足运行工况的需求，采用高效节能型电机。无防爆要求的配套电动机采用不低于 2 级能效标准高效节能电机。有防爆要求的配套的电动机等所有电气设备具有相应的防爆性能，电机采用YBX3 型。所有配套的异步电动机不应再使用国家工业和信息部近期下达的《高耗能落后机电设备（产品）淘汰目录（第四批）》（2016 年第13 号）及前三批公告中明确规定的 Y 系列电动机。删除[Editor]:
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华能南通（通州湾）2×100 万千瓦大型清洁高效煤电项目发电机及其附属设备技术协议
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后提供的技术文件（包括资料、图纸）和设备铭牌上须有电厂标识系统编码，具体标识要求由设计院提
出，在设计联络会上确定。
1.9 设备的运输尺寸和重量不得超过本技术协议技术附件 D 规定的从工厂至施工现场的运输限制。
1.10 删除
1.11 卖方提供的所有的技术资料、表格、图纸和所有的设备都应使用国际单位制(SI)。书写语言
为中文。
1.12 如本技术规范中涉及有关商务方面的内容与 “商务部分”有矛盾时，执行较高的要求。
1.13 删除
1.14 删除
1.15 本工程为了实现智能电厂的设计目标，设计院将全面采用智能设计和管理手段满足买方要
求，同时中标厂家均要完成各自设备的三维建模工作。具体要求详见本附录 E《智慧电厂要求》。
1.16 设备采用的专利涉及到的全部费用均已包含在设备合同中，卖方保证买方不承担有关设备专
利的一切责任。
1.17 对于所有进口材料和设备，卖方提供原产地证明和海关商检证明。
1.18 卖方所提供的设备必须满足节能节水专用设备企业所得税优惠目录（2017 版），环境保护专
用设备企业所得税优惠目录（2017 年版），安全生产专用设备企业所得税优惠目录（2018 年版）相关
设备参数及执行标准。以国家发布的最新目录为准。对符合企业所得税税收优惠政策的安全生产、环境
保护、节能节水专用设备，卖方应配合买方统计相关专用设备信息，并开具增值税专用发票。发票中专
用设备名称应与企业所得税优惠目录列举的名称保持一致，性能参数符合规定标准。在交付设备时应同
时提供与专用设备执行标准相关的文件或资料。第二章 工程概况
2.1 工程规模
项目名称：华能南通（通州湾）2×100 万千瓦大型清洁高效煤电项目
项目性质：新建，区域性主力发电厂
项目选址：江苏南通通州湾示范区
筹建单位：华能沿海（南通）能源电力有限公司
建设规模：本期新建 2 台 1000MW 超超临界二次再热燃煤发电机组
建设进度：项目预计 2023 年 10 月实质性开工，2025 年 10 月第一台组投运，2025 年 12 月第二台
机组投运。
2.2 工程地址和地质：
厂址位于一港池东岸北侧端部，南距小庙洪水道约 5.4km，向北约 3.8km 为二港池。厂址东距围垦
导堤约 190m，其间为港区规划的出线走廊；西临一港池；南、北两侧均为港区规划用地。厂址用地原
删除[18963]: 采购删除[Editor]: 投标方删除[zhoujiande.nt]: 国际电力江苏能源开发有限公司江西上饶发电厂21000MW级超超临界机组新建工程位于江西省上饶市境内。电厂本期工程新建21000MW 超超临界二次再热燃煤机组，同步建设脱硫脱硝设施，留有扩建条件。项目贯彻国务院《关于积极推进“互联网+”行动的指导意见》、《关于深化“互联网+先进制造业”发展工业互联网的指导意见》和国家三部委《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》文件精神，致力打造国际领先的智慧电厂项目删除[Editor]:
华能南通（通州湾）2×100 万千瓦大型清洁高效煤电项目发电机及其附属设备技术协议
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为海域滩涂，现状已吹填至约 3.83m~6.04m(1985 国家高程基准，下同)，平均标高约 5.17m，近期将吹
填至约 6.10m。厂址规划场地用地面积约 31.66hm2，东西向长约 675m，南北向宽约 457m～476m。
厂址位于通州湾示范区东部，临港工业港口配套服务区、临港工业区、通用码头作业区交汇的区域
内，符合江苏省通州湾示范区总体规划（2018-2035）。厂址土地性质为规划的建设用地，符合国土空
间利用总体规划。本项目未占用基本农田，无工厂和民房拆迁，节约了宝贵的陆上土地资源。厂址周边
无影响电厂布置的居民区及工业企业。。
2.3 本期工程水源
双背压，在设计条件下，汽轮机平均背压为4.6kPa(a)(暂定)采用二次循环冷却水系统。
本工程设有开式循环冷却水系统和闭式循环冷却水系统。本项目循环冷却水系统采用海水直流循环
冷却方式。
闭式循环冷却水系统采用除盐水作为冷却工质，对水质要求较高的设备供冷却用水，水压
1.0MPa，进口最高水温为 37ºC，运行水压 0.5MPa，向定子水冷却器、氢气冷却器、密封油冷却器、润
滑油冷却器等设备供水。水质为加氨的除盐水。
电导率 25℃ 30μs/cm
硬度 ≈ 0
SiO2 20μg/L
PH25℃ ≧9.5
2.4 接入电力系统：
本期工程采用 500kV 3/2 接线。
两台 1000MW 机组，以发电机—变压器组直接与 500kV 配电装置相连。两台机组设置一个单元控制
室。
2.5 厂用电系统电压
中压：10kV一级电压，三相、50Hz；额定功率200kW及以上的电动机额定电压为10kV（如电压等级
有变化，卖方承诺不发生费用）、高压厂用电系统电压等级需初步设计审核后确定。
低压：额定功率200kW以下电动机的额定电压为380V；低压交流电压系统（包括保安电源）为
380V、三相三线、50Hz。
低压交流电压系统采用中性点直接接地或者高电阻接地系统(暂定，卖方承诺不发生费用)。
直流控制电压为110V，来自直流蓄电池系统，电压变化范围从94V到121V。
直流油泵的电机额定电压为220V直流，与直流蓄电池系统相连，电压变化范围从192V到248V。
设备照明和维修电源：
删除[18963]: 采购1）工程地址与气象上饶市位于江西省东北部，东联浙江、北接安徽、南挺福建，处于长三角经济区、海西经济区、鄱阳湖生态经济区三区交汇处，位于北纬27°34'至29°34'、东经116°13'至 118°29'之间；下辖信州区、广丰区、德兴市、广信区、铅山县、婺源县等12 个县区市。辖境东西删除[Editor]:本期工程凝汽器循环冷却水采用二次循环供水系统，补给水水源取自于城市中水和大坳水库。设计压力 0.4MPa(g)；设计温度22.7℃（暂定）；设计最高水温35.72℃。
本工程辅机冷却水采用闭式循环冷却水系统，最高温度39℃，工作压力0.3～0.6MPa(g)，设计压力1.0MPa(g)。删除[Editor]:
电厂本期两台2×1000MW机组以500kV/220kV 二级电压分级接入系统删除[Editor]:
华能南通（通州湾）2×100 万千瓦大型清洁高效煤电项目发电机及其附属设备技术协议
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设备照明应由单独的400/220V照明变压器引出。
维修插座电源额定电压为三相380V、70A、三相四线（TN-C-S系统）、50Hz；单相220V、20A。
发电机组经主变升压至 500kV 并接入系统。
2.6 辅助设施
压力： 0.4～0.8MPa.g
含油量： ≤3ppm
气体含尘颗粒直径： ≤3μm
在排气压力下露点： 不高于-20ºC。
2.7 气象条件
本区域属北亚热带湿润季风气候区，受太平洋气候的调节和季风环流的影响，具有四季分明，气候
湿润，光照充足，雨量充沛，无霜期长的特点。一般春季气温回升缓慢，天气多变，夏季炎热多雨；秋
季天高气爽，兼受台风和低温影响；冬季天气晴朗，寒冷干燥。
本项目位于南通市通州湾示范区，距吕四气象站较近，且厂址与吕四气象站都靠近海边，吕四气象
站观测统计资料可作为本项目的设计依据。根据吕四气象站 1981～2010 年观测资料统计，各气象要素
特征值如下。其中湿球温度成果为吕四气象站 2013～2017 年统计成果。
（1） 气压（hPa）
累年平均气压 1016.4
累年极端最高气压 1043.9（2000.1.31）
累年极端最低气压 984.8（1981.09.02）
（2） 气温（℃）
累年平均气温 15.4
累年极端最高气温 37.6 （1995.09.07）
累年极端最低气温 -8.6 （1986.01.05/1987.01.14）
累年最热月平均最高气温 33.1
累年最冷月平均最低气温 0.2
（3） 相对湿度（%）
累年平均相对湿度 80
（4） 降水量（mm）
累年平均降水量 1090.1
累年最大年降水量 1555.3（1991）
累年最大日降水量 202.7（2001.07.06）
删除[18963]: 采购2.5.1 中压：中压系统为 10kV、三相、50Hz；额定值200kW以上电动机删除[Editor]:字体对齐方式: 底端对齐, 不调整中文与数字之间的空格, 不调整西文与中文之间的空格, 孤行控制,设置格式[Editor]: 2.6.1 启动汽源启动锅炉来汽，运行压力0.8～1.0MPa(a)，最高运行温度删除[Editor]:左, 缩进: 首行缩进: 0字符, 段落间距段前: 0 磅, 段后: 0 磅设置格式[Editor]:缩进: 首行缩进: 0 字符, 段落间距段前:0 磅, 段后: 0 磅
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设置格式[Editor]:左, 缩进: 首行缩进: 0字符, 段落间距段前: 0 磅, 段后: 0 磅设置格式[Editor]:缩进: 首行缩进: 0 字符, 段落间距段前:0 磅, 段后: 0 磅
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设置格式[Editor]:左, 缩进: 首行缩进: 0字符, 段落间距段前: 0 磅, 段后: 0 磅设置格式[Editor]:缩进: 首行缩进: 0 字符, 段落间距段前:0 磅, 段后: 0 磅
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设置格式[Editor]:左, 缩进: 首行缩进: 0字符, 段落间距段前: 0 磅, 段后: 0 磅设置格式[Editor]:缩进: 首行缩进: 0 字符, 段落间距段前:0 磅, 段后: 0 磅
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华能南通（通州湾）2×100 万千瓦大型清洁高效煤电项目发电机及其附属设备技术协议
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累年最大小时降水量 90.0
（5） 蒸发量（mm）
累年平均蒸发量 955.3（大型）
（6） 日照（h）
累年平均日照时数 2186.5
（7） 雷暴（d）
累年平均雷暴日数 31.1
累年最多年雷暴日数 50
（8） 积雪（cm）
累年最大积雪深度 8（1998.02.08）
（9） 风速（m/s）、风压（kN/m2）
累年平均风速 3.6
累年实测最大风速 21.0（1985.08.18）
50 年一遇 10m 高 10min 最大风速 30.2
50 年一遇基本风压计算值 0.57
本地区其他项目基本风压 0.67
本工程基本风压建议取值 0.67
100 年一遇 10m 高 10min 最大风速 31.6
100 年一遇基本风压计算值 0.63
本地区其他项目 100 年一遇风压 0.75
本工程 100 年一遇风压建议取值 0.75
（10） 风向
累年全年主导风向 NE/E/ESE/SE/SSE（8.0%）
累年夏季主导风向 ESE/SSE（13.0%）
累年冬季主导风向 WNW（11.0%）
（11）气象要素统计
表 2.6-1 吕四气象站气象要素累年各月均值统计
月
项目
一 二 三 四 五 六
平均气压（hpa） 1027.3 1025.1 1021.2 1016.2 1011.7 1007.2
删除[18963]: 采购缩进: 首行缩进: 0 字符, 段落间距段前:0 磅, 段后: 0 磅
设置格式[Editor]:左, 缩进: 首行缩进: 0字符, 段落间距段前: 0 磅, 段后: 0 磅设置格式[Editor]:缩进: 首行缩进: 0 字符, 段落间距段前:0 磅, 段后: 0 磅
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华能南通（通州湾）2×100 万千瓦大型清洁高效煤电项目发电机及其附属设备技术协议
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平均气温（℃） 3.4 4.8 8.2 13.3 18.7 22.8
平均水汽压（hpa） 6.2 6.8 8.7 12.4 17.4 23.4
平均相对湿度（％） 77 77 79 80 81 84
平均风速（m/s） 3.6 3.7 4.0 3.7 3.7 3.5
续表 5.3-5
月
项目
七 八 九 十 十一 十二 全年
平均气压（hpa） 1005.5 1007.1 1013.5 1020.1 1024.2 1027.4 1017.2
平均气温（℃） 27 26.9 23.5 18.4 12.3 5.9 15.4
平均水汽（hpa） 30.3 30.1 23.4 16.2 11.3 7.3 16.1
平均相对湿度（％） 85 85 80 76 76 76 80
平均风速（m/s） 3.5 3.6 3.6 3.3 3.5 3.5 3.6
（12）采用吕四气象站 2013～2017 年最炎热季（6～8 月）日平均湿球温度统计，累积频率 10％湿
球温度为 27.7℃，相应的气象条件如下表：
表 2.6-2 吕四气象站 2013～2017 年炎热季节累积频率 10％湿球温度气象条件
年 月 日
相对湿度 U
(%)
风速 V
（m/s）
干球温度 td
(℃)
水汽压 e
(hPa)
气压 P
(hPa)
2013 7 29 65 3.1 33.3 32.8 1003.7
2013 8 11 81 2.6 30.5 34.8 1007.7
2013 8 20 86 2.9 29.7 35.6 1005.3
2015 7 26 92 1.4 28.7 36.3 1005.4
2016 7 20 79 4.1 30.9 34.5 1004.1
2016 7 27 72 2.4 32.0 33.7 1003.9
2016 8 13 82 2.9 30.3 34.9 1005.4
2017 7 20 67 2.4 33.0 32.9 1005.8
2017 7 21 66 2.4 33.0 33.0 1007.4
2017 8 13 87 2.5 29.6 35.7 1003.4
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华能南通（通州湾）2×100 万千瓦大型清洁高效煤电项目发电机及其附属设备技术协议
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图 2.6-1 吕四气象站风向玫瑰图（1981~2010）
风荷载：
根据水文气象资料的建议取值调整，本工程基本风压：0.67kN/m
2（50 年一遇），0.75kN/m
2（100
年一遇）。
雪荷载：
删除[18963]: 采购
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根据《建筑结构荷载规范》（GB50009-2012），本地区基本雪压：0.25kN/m
2（50 年一遇）；
0.30kN/m
2（100 年一遇）
2.8 交通运输
（1）水路
（1.1）海运
根据交通运输部、江苏省政府关于南通港通州湾港区总体规划（2017-2030 年）的批复，通州湾港
区规划深水岸线 37.3km、面积 48.8km2，可形成 3 个港池，5～20 万吨级大中小泊位 120 多个。小庙洪
水道、三沙洪水道深入沙体内部，水深条件良好，可用于开发建设大型深水码头。同时，厂址西南侧的
南通港是我国十大港口之一，也是长江水系江河运输直达中转的枢纽，为该区域的水运提供有力保障。
小庙洪 10 万吨级进港航道项目（一期）航道起于大湾洪水道-18m 等深线，止于大唐吕四电厂煤码
头，全长 56.63km，按 5 万吨级散货船乘潮双向通航建设，设计底标高为-11.3m（当地理论最低潮面，
下同），通航宽度 246m，满足 10 万吨级散货船减载乘潮单向通航。
吕四港区进港航道一期上延项目由大唐电厂煤码头至小庙洪尾部的通州湾港区一港池，按照 5 万吨
级航道标准建设，航道总长约 19.2km，设计水深为 15.03m，设计底高程-11.5m，乘潮水位 3.52m，可
满足 5 万吨级杂货船乘潮通航。
通州湾港区现有综合码头位于通州湾三夹沙片区，2 个通用泊位，位于小庙洪上沿航道端部。码头
为 2 万吨级（水工兼顾 5 万吨级），码头设计年吞吐量约 210 万吨，现有 25 吨门机 2 台，16 吨门机 4
台。综合码头距离厂址直线距离约 10km。
本项目燃煤经铁路运输至曹妃甸港、黄骅港或秦皇岛港下水，连云港作为备用港口，通过海轮运至
燃煤专用码头。本项目拟在一港池东侧岸线建设 1 座 5 万吨级（结构预留 7 万吨级）码头，满足煤炭及
石灰石卸船需要，同时兼顾电厂建设期间重大件运输上岸需求。燃煤专用码头可行性研究报告由中交第
一航务工程勘察设计院有限公司编制，建设单位已组织召开燃煤专用码头的专家咨询会，咨询意见认为
配套码头建设符合港口规划，建设方案基本可行。
（1.2）内河航道
内河疏港规划两条航道：⑴通同线-通栟线三级航道，由通州湾港区内河转运港池接如泰运河、七
贯河、通同线、通栟线、通扬线改线段沟通连申线、京杭运河等国省干线，辐射苏中苏北地区腹地。该
航道已纳入省航道网规划，航道等级为三级航道，全长约 80km。⑵红卫河-新江海河三级航道，通过红
卫河、通吕运河、新江海河沟通长江，规划三级航道，全长约 52km。如泰运河（六级航道，规划五
级）靠近本项目厂址，距离厂址直线距离约 14km。
电厂建筑材料可采用内河水路运输至施工现场。
（2） 公路
南通市路网发达，交通便利。国道沈海高速 G15 南北向贯穿南通市，国道沪陕高速 G40 东西向贯穿
删除[18963]: 采购广信区气象站累年统计特征值如下：1) 气压
累年平均气压：1004.9hPa；累年最高气压：1031.3hPa；累年最低气压：977.2hPa。2) 气温
删除[Editor]:
华能南通（通州湾）2×100 万千瓦大型清洁高效煤电项目发电机及其附属设备技术协议
13
南通市；境内现有四条省道分别为宁通、通启、通盐和沿海线。
通州湾示范区公路网骨架基本形成，等级水平不断提升，公路网总里程近 150km，启扬高速公路已
建成，S222 现状二级公路标准，平海公路、临海高等级公路、包临路已按一级公路标准建成通车。临
海高等级公路 G328 是国家规划国道，贯穿连云港、盐城、南通三市，紧邻海边、纵贯南北，全长超过
500km，沥青路面最大宽度 40m。厂址周边规划有园区道路，北侧约 1.4km 为通海大道，东侧约 190m 为
围垦导堤，围垦导堤堤顶道路宽 7.5m，上方无影响道路通行的设施，可方便地与外部联系。
电厂中小型设备及建筑材料可采用公路运输至施工现场。
（3）铁路运输
通市境内已建成的铁路有：通沪铁路、新长铁路、宁启铁路、海洋铁路；在建的铁路有：盐通高速
铁路、通苏嘉甬铁路；规划中的铁路有：北沿江高速铁路、如通苏湖城际铁路。国家路网新长铁路从南
通市西南方过境、宁启铁路由西南到东南贯穿南通市。境内主要的客站有：南通站、如皋站和海安县
站。南通站位于市区北侧，距离市中心直线距离约为 12km，距离厂址直线距离约 70km。
（4） 重大件运输
本项目大量材料的运输可由水运、铁路转公路运至厂区，或由公路直接运进厂内。
考虑铁路运输对所承运重大件设备的运输尺寸及运输重量有特殊要求，而水运约束限制条件较少，
本项目重大件运输拟采用水陆联运的方式。水路由黄海运至项目配套的 5 万吨级码头（兼重大件码头功
能），卸船上岸后再通过大型平板车运至厂内。具体运输路径待下阶段编制大件运输专题报告后确定。
综上所述，厂址附近的水路和公路运输均非常便捷。
2.9 工程进度计划
本工程计划 2023 年 8 月开工，第 1 台机组于 2025 年 10 月投产；第 2 台机组于 2025 年 12 月投
产。
删除[18963]: 采购2.8.1 铁路运输厂址所在区域铁路运输便利，东西向有沪昆铁路、上饶联络线通过，南北向有峰福铁路穿过；构成了铁路运输网络，对该地域的经济发展起到重要作用。其中沪昆铁路是我国早期铁路干线之一，是我国铁路网“八纵八横”主骨架及“四纵四横”快速客运网的重要组删除[Editor]:设置格式[Editor]: 非突出显示删除[18963]: 8
删除[18963]: 0
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14
第三章 标准和规范
3.1 采用引进汽轮发电机技术，进行设计制造或进口部件，须按引进技术相应的标准及技术转让方
的标准规范进行设计、制造、检验和交接，但不得低于中国国家标准。同时必须满足国家关于产品质
量、安全、工业卫生、劳动保护、环保、消防等强制性最新版本标准的要求。
3.2 如果本技术协议中存在某些要求高于上述标准，则以本技术协议的要求为准，在下述标准、规
程（规定）发生不一致的情况下，以高标准为准。
如果某项标准或规格在本技术规范中未作规定，或卖方采用其他标准或规格，则卖方应详细说明其
采用的标准或规格，并向买方提供其采用标准或规格的中文版本。只有当其采用的标准或规格是国际公
认的、惯用的，且不低于本技术规范的要求时，卖方采用的标准或规格才能为买方认可。
3.3 度量单位采用国家法定计量单位制，即国际单位制（SI）标准。
3.4 遵循的主要的现行的最新版本的标准（技术协议中另有规定的除外），但不限于：
GB/T 7064-2017 隐极同步发电机技术要求
GB/T 755-2019 旋转电机 定额和性能
GB/T 1993-1993 旋转电机冷却方法
GB_T 4942.1-2006 旋转电机整体结构的防护等级（IP 代码）-分级
GB/T 7409.3-2007 大、中型同步发电机励磁系统技术要求
GB/T 7441-2008 汽轮机及被驱动机械发出的空间噪声的测量
GB/T 10228-2015 干式电力变压器技术参数和要求
GB/T 1094.11-2022 电力变压器 第 11 部分：干式变压器
GB/T 20840.2-2014 互感器 第 2 部分：电流互感器的补充技术要求
GB 50150-2006 电气设备交接试验标准
GB 50170-2018 电气装置安装工程 旋转电机施工及验收标准
GB 50229-2019 火力发电厂与变电所设计防火标准
GB 50260-2013 电力设施抗震设计规范
GB1029-2021 三相同步电机试验方法
GB/T 7441-2008 汽轮机及被驱动机械发出的空间噪声的测量
GB10068-2020 轴中心高为 56 mm 及以上电机的机械振动 振动的测量、评定及限值
GB/T 10069.1-2006 旋转电机噪声测定方法及限值 第 1 部分：旋转电机噪声测定方法
GB/T 10069.3-2008 旋转电机噪声测定方法及限值 第 3 部分：噪声限值
GB/T 20140-2016 隐极同步发电机定子绕组端部动态特性和振动测量方法及评定
GB/T 20160-2006 旋转电机绝缘电阻测试
GB 50150-2016 电气装置安装工程电气设备交接试验标准
JB/T 6204-2002 高压交流电机定子线圈及绕组绝缘耐电压试验规范
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JB/T 6227-2021 氢冷电机密封性检验方法及评定
JB/T 6228-2014 汽轮发电机绕组内部水系统检验方法及评定
JB/T 6229-2014 隐极同步发电机转子气体内冷通风道检验方法及限值
JB/T 7784-2006 透平型同步发电机用交流励磁机技术条件
JB/T 8445-1996 三相同步发电机负序电流承受能力试验方法
JB/T 8446-2013 隐极式同步发电机转子匝间短路测量方法
JB/T 8991-1999 发电机锡焊接头测量检测方法
JB/T 10392-2013 透平型发电机定子铁芯、机座模态试验分析和振动测量方法及评定
JB/T 10499-2005 透平型发电机非正常运行工况设计和应用导则
JB/T7030-2014 300MW~600MW 汽轮发电机无磁性护环锻件技术条件
JB/T8708-2014 300MW~600MW 汽轮发电机无中心孔转子锻件技术条件
DL/T438-2016 火力发电厂金属技术监督规程
GB/T 50063-2017 电力装置电测量仪表装置设计规范
GB/T 28575-2020 YE3 系列（IP55）超高效率三相异步电动机技术条件（机座号 80~355）
GB 18613-2020 电动机能效限定值及能效等级
DL/T 586-2008 电力设备监造技术导则
DL/T591-2010 火力发电厂汽轮发电机的热工检测控制技术导则
DL/T 596-2021 电力设备预防性试验规程
DL/T 607-2017 汽轮发电机漏水、漏氢的检验
DL/T 843-2021 大型汽轮发电机励磁系统技术条件
DL/T 651-2017 氢冷发电机氢气湿度的技术要求
DL/T 705-2021 运行中氢冷发电机用密封油质量标准
DL/T 735-2000 大型汽轮发电机定子绕组端部动态特性的测量及评定
DL/T 801-2010 大型发电机内冷却水质及系统技术要求
IEC30034－3 汽轮发电机的特殊要求
IEC60034-1 旋转电机第一部分--额定值和性能（第十版）
IEC60034-3 旋转电机第三部分--汽轮发电机的特殊要求
ANSI C50.10 同步电机的一般要求
ANSI C50.13 隐极式转子的同步发电机要求
有关 ISO、IEEE 和国家、行业颁布了新标准、规范等。
满足国家能源局《关于防止电力生产事故的二十五项重点要求（2023 版）》和《国家电网公司
十八项重大反事故措施》中相关规定。
满足华东电网和江苏省电网相关的验收及规定。
删除[18963]: 采购设置格式[18963]: 缩进: 首行缩进: 3 字符删除[18963]:删除[18963]:满足国家能源局《关于防止电力生产事故的二十五项重点要求及编制释义》和《国家电网有限公司十八项电网重大反事故措施（修订版）》中相关规定删除[Editor]:缩进: 首行缩进: 2 字符, 定义网格后不调整右缩进
设置格式[Editor]:满足华中电网和江西省电网相关的验收及规定
删除[Editor]:
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16
第四章 技术规范
4.1 概述
4.1.1 汽轮发电机使用寿命
4.1.1.1 所有设备的设计和制造应合理，并能安全、稳定和连续运行，在本技术协议规定的各种条
件下发电机组的设计使用寿命为 30 年并且不会引起过大应力、振动、腐蚀和操作困难。
4.1.1.2 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％：
4.1.1.3 机组在其保证使用寿命期内，在额定负荷和 1.05 倍额定电压下运行时，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，而且还能承受非同期误并列的冲击,并提供相关
的机械计算报告。
4.1.1.4 卖方应提交轴系扭振固有频率和疲劳寿命损耗分析报告，应包括下列数据：
发电机出口两相或三相短路，疲劳损耗最大值 0.95789%/次（三相）、0.34683/
次（两相）；
90
o ～135
o误并列，疲劳损耗最大值 9.10780%/次；
近处短路及切除，切除时间小于 150ms 时，疲劳损耗 0.00920%/次；切除时间大
于 150ms 时，疲劳损耗 0.00198%/次；
线路单相快速重合闸应不受限制；
发电机带励磁失步时，如振荡中心位于发电机升压变压器组以外并且振荡电流
低于发电机出口短路电流的 60% — 70%时，允许振荡持续时间为 5〜20 个振荡周期。
系统容量与连接： 两台发电机经升压变压器分别接至 500kV 系统和 220kV
系统，分析计算所需的升压变压器阻抗和电力系统接线图将由买方在合同签字后的 2
个月内提供给卖方。
卖方应根据上述资料，并考虑实际供货设备参数，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。
冷态起动 停机 72h 以上(金属温度约低于该测点满负荷温度的 40％) 200 次
温态起动
停机 10-72h 以内(金属温度约低于该测点满负荷温度的 40％至
80％)
1200 次
热态起动 停机小于 10h(金属温度约低于满负荷温度的 80％) 5000 次
极热态起动 停机 1h 以内(金属温度仍维持或接近其满负荷值) 300 次
负荷阶跃 ＞10%额定负荷 12000 次
删除[18963]: 采购设置格式[18963]: 段落间距段前: 0.5 行
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自然扭振频率如下：
1 阶 2 阶 3 阶 4 阶 5 阶 6 阶 7 阶
14.29 21.33 30.06 57.10 137.82 200.35 210
4.1.2 机组运行特性
4.1.2.1 机组的负荷变化率
1）在 50％～100％TMCR 负荷范围内 不小于 5％TMCR/每分钟
2）在 30％～50％TMCR 负荷范围内 不小于 3％TMCR/每分钟
3）30％额定负荷（THA）以下 不小于 2％THA/每分钟
4）允许负荷阶跃 ＞10％额定负荷（THA）
4.1.2.2 机组能安全连续地在 48.5～51Hz 范围内运行，当频率偏差大于上述频率值时，由卖方提
出允许时间，但不得低于下述值：
4.1.2.3 卖方提供发电机转子临界转速范围：一阶 720rpm,二阶 2100rpm。
4.1.3 设备噪音控制
在距设备（包括管道与阀门）外壳表面 1.0m，高度 1.2m 处的最大噪音值不大于 85dB。
4.1.4 机组的输出功率及工况定义
4.1.4.1 额定(铭牌)功率（TRL）工况
按 DL/T892-2004 标准，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
为 1000MW(当采用静态励磁或不与汽机同轴的电动主油泵时，将扣除各项所消耗的功率)的工况称为额
定（铭牌）功率工况(TRL)，此工况下的进汽量称为铭牌进汽量，此工况下的出力保证值的验收条件工
况如下：
（1)额定主蒸汽参数、再热蒸汽参数及所规定的汽水品质；
（2)汽轮机低压缸排汽平均背压为 10.5kPa(a)；
（3)补给水率为 1.5％；
频率（Hz）
允许时间
每次（sec） 累计（min）
51.0 < f ≤ 51.5 ＞30 ＞30
48.5 < f ≤ 51 连续运行
48.0 < f ≤ 48.5 ＞300 300
47.5 < f ≤ 48.0 ＞60 ＞60
47.0 < f ≤ 47.5 ＞20 ＞10
46.5 < f ≤ 47.0 ＞5 ＞2
删除[18963]: 采购
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（4)所规定的给水温度；最终给水温度为 330℃（考虑外置蒸汽冷却器给水温升）
（5)全部回热系统正常运行，但不带工业抽汽，不带厂用辅助蒸汽；
（6)汽动给水泵满足额定给水参数；给水泵汽轮机的背压为 10.5kPa（a）（暂定）；
（7) 在额定电压、额定频率、额定功率因数 0.9（滞后）、额定氢压时，发电机效率为 99.1%。
4.1.4.2 汽轮机最大连续功率（T－MCR）工况
汽轮机进汽量等于铭牌工况（TRL）进汽量，能在下列条件下安全连续运行，此工况下发电机输出
的功率（扣除静态励磁各项所消耗的功率）称为汽轮机最大连续功率（T-MCR），此工况称为汽轮机最
大保证工况。发电机的最大连续输出容量与汽轮机 T-MCR 工况出力相匹配。其条件如下：
（1) 额定主蒸汽再热蒸汽参数及所规定的汽水品质；
（2) 汽轮机低压缸排汽背压为 5.0kPa(a)（暂定）；
（3) 补给水量为 0％；
（4) 所规定的给水温度；
（5) 全部回热系统正常运行，但不带工业抽汽，不带厂用辅助蒸汽；
（6) 汽动给水泵满足额定给水参数；给水泵汽轮机的背压为 5.0kPa（a）；
（7) 在额定电压、额定频率、额定功率因数 0.9（滞后）、额定氢压时，发电机效率为 99%。
4.1.4.3 热耗率验收（THA）工况
当机组功率（当采用静态励磁或不与汽机同轴电动主油泵时，应扣除各项所消耗的功率）为
1000MW 时，除进汽量以外其它条件同 4.1.2.2 时称为机组的热耗率验收（THA）工况，此工况为热耗率
保证值的验收工况。
卖方所提报的保证值应是可实施的，并专题论述为实现保证值所采取的有效措施。机组的 75%TMCR
工况为热耗率保证值的第二验收工况，该工况除主蒸汽、再热蒸汽压力，以及主蒸汽流量外，其它条件
同第一验收工况，机组发出 75%TMCR 功率（当采用静态励磁或不与汽机同轴的电动主油泵时，扣除各项
所消耗的功率）。
4.1.4.4 汽轮机组调节门全开（VWO）工况
汽轮机能在调节阀全开（VWO），其它条件同 4.1.4.2 时，汽轮机的进汽量不小于 103%的铭牌工况
（TRL）进汽量，此工况称为 VWO 工况。
4.1.5 发电机定子绕组额定电压为 27kV。出线绝缘子(瓷瓶)应单独在空气中进行工频介电強度试
验，试验电压不低于定子绕组出厂耐压的 2.5 倍，持续 1min。
发电机的额定功率因数为 0.9（滞后），发电机应具备满负荷时功率因数在 0.9（滞相）－0.95
（进相）运行的能力；额定转速为 3000rpm，频率为 50Hz。发电机绝缘等级为 F 级（定子、转子和铁
删除[18963]: 采购设置格式[18963]: 缩进: 首行缩进: 2 字符设置格式[18963]: 缩进: 首行缩进: 2 字符设置格式[18963]: 缩进: 首行缩进: 2 字符
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芯），按 B 级温升及温度限值考核。
4.1.6 发电机冷却方式为水-氢-氢，即定子绕组直接水内冷，转子绕组直接氢内冷，定子铁芯氢
冷。发电机定子绕组冷却，采用闭式独立水系统集装式结构，定子冷却系统集装设备由卖方供货，冷却
水来自化学除盐水。定子线圈内的冷却水的进水温度范围为 40℃～50℃、进水温度有自动调节装置
（由 DCS 实现），发电机额定出力出水温度不大于 80℃，考虑 TMCR 出力和 VWO 出力情况出水温度不大
于 85℃。
4.1.7 发电机应具有不低于国标要求的失磁异步运行、进相运行、调峰运行及承受负序电流的能
力。卖方应提供以上状态相关实验数据。
4.1.8 发电机的励磁型式为自并励静止励磁系统，技术要求见 4.2.21。
4.1.9 发电机漏氢量在额定氢压下，一昼夜（24 小时）内小于 8 Nm
3（折算为标准气压下）。
4.1.10 定子绕组的内水系统应能承受下述水压试验，历时 8 小时而不漏水和渗水。定子绕组的内
水系统出厂试验水压为 1MPa(g)；安装后交接试验水压为 0.8Mpa(g)。
4.1.11 为确保发电机的运行可靠性，发电机至少应装设如下基本自动监测装置：
·漏水监测器
·漏油监测器
·漏氢检测装置（至少设有检测点：发电机 A、B、C 三相及中性点封母内各设一点，内冷水箱上部
空间设一点，发电机密封瓦空侧回油管路设两点（汽、励侧各一点），氢气冷却器回水母管设一点）
·发电机绝缘过热监测装置
·发电机局部放电监测装置
·转子匝间短路监测装置
·轴电压、轴电流在线监测装置
定子绕组端部振动监测仪
发电机负序电流监测装置
出线套管&中性点无线测温装置
·氢气露点监测装置
·氢气纯度监测装置（包括提供安装调试）
·氢、油、水系统中的其他检测仪等检测装置等。
以上自动监测装置应选用成熟可靠产品，并有标准信号输出到 DCS。氢气露点仪与纯度监测装置采
用知名产品；发电机局部放电监测装置、转子匝间短路监测装置、定子绕组端部振动监测仪、发电机绝
缘过热监测装置采用国产优质产品。氢纯度仪检测项目要求包括 CO2 对空气、H2 对 CO2 两个百分比示
值。设备型号、厂商由买方根据厂家资质或业绩择优选用，在技术协议中进行明确。
4.1.12 发电机的可用小时：投入商业运行第一年内，由于设备质量原因引起的强迫停机率应小于
0.5%，年平均运行小时不少于 7500 小时，年利用小时不少于 5050 小时。大修间隔不少于 6 年，小修间
隔为 1～1.5 年一次。机组负荷模式如下：
删除[18963]: 采购删除[Editor]: ·正文, 缩进: 左2.03 字符, 悬挂缩进:1.77字符, 行距: 1.5 倍行距, 项目符号+ 级别: 1+对齐位置:5毫米 + 缩进位置: 12.4 毫米设置格式[Editor]:删除[Editor]:设置格式[Editor]: 删除线删除[Editor]:删除[Editor]: 80
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卖方应给出在各种运行方式下，机组寿命消耗的分配数据及甩不同负荷时的寿命消耗曲线。以保证
机组能在设计使用寿命期限内可靠地运行。
4.1.13 发电机定子绕组为 YY。
4.1.14 发电机旋转方向，由汽轮机向发电机端看为顺时针方向。发电机定子出线端数目为 6 个，
出线端子的相序排列从励端向汽端看，从左到右为 C、B、A（最终相序在设计联络会上确定）。
4.1.15 发电机定子出线端处采用离相封闭母线连接，卖方向买方提供配合封闭母线装配，安装图
纸，技术问题相互配合等技术服务，并与买方确定封闭母线厂协调、配合封闭母线厂进行接口设计。发
电机套管的互感器的数量和规格符合买方提出的测量和保护的需要。发电机定子出线端子的排序应符合
买方提出的排序要求。
4.1.16 汽机房分三层，即零米层，夹层 8.6m（暂定），运转层 17.0m（暂定）；桥式起重机轨顶
标高：29m（暂定）。
4.1.17 氢、油系统配套的电动机等所有电气设备具有相应的防爆性能（不包括直流电动机），电
机采用 YBX3 型。所供的国产低压交流电机（非防爆型）要求采用最新能效国标 1 级能效标准的节能优
质电机。卖方配套电动机满足下列总的要求：
电压性质 功率等级 电压等级
绝缘等
级
温升等级 型式
AC
200KW 及以
上
10kV（暂
定）
F B
AC 200KW 以下 0.38kV 全封闭，
外壳防护 等级：IP54
DC 各类容量 0.22kV 全封闭，
外壳防护 等级：IP44
（1）电动机的设计与构造，必须与设备的运行条件和维护要求相一致，应能承受在空载下反转。
（2）在设计条件下时，电动机的铭牌出力不小于拖动设备所需出力的 115%。
（3）交流电动机防护等级为不低于 IP54，直流电动机防护等级为不低于 IP44。电动机具有 F 级的
绝缘，温升不超过 B 级绝缘使用的温升值。电机绕组经真空浸渍处理（VPI）。对于氢区域或油区域，
电动机有防爆要求，防爆等级不低于 Exd IIC T4。所有电动机的使用寿命在现场的规定的工作制下不
小于 30 年。电动机的连接线与绕线的绝缘具有相同的绝缘等级。
（4）电动机的额定电压为交流 380V，直流 220V，频率为 50Hz。电动机应能在电源电压变化为额
定电压的10%内，或频率变化为额定频率的5%内，或电压和频率同时改变，但变化之和的绝对值在
负荷 年运行小时数
100% 1500
75% 3000
50% 1500
40% 1000
20% 500
合计 7500
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删除[Editor]: 20
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删除[Editor]: 500
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删除[Editor]: 发电机出线删除[Editor]: 6.9
设置格式[Editor]: 非突出显示删除[Editor]: 不低于2
删除[18963]: 1
删除[朱秀萍]:
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10%内连续满载运行。电动机采用 380VAC 电源(三相四线制)。卖方应为各成套设备提供电气动力控制设
备，动力电源为 380VAC (三相四线制)系统，卖方如需其它等级的动力电源，由卖方自行解决。
（5）电动机适合于全电压起动，为确保电动机在欠电压下自动起动，允许高压电动机自动起动电
压为 65%的额定电压，低压自起动电压为 55%的额定电压。电动机能承受电源快速切换过程中失电而不
受损坏，且电动机在切换前是满载运行。
（6）电动机效率的保证值不低于 GB18613-2020《电动机能效限定值及能效等级》表 1 中 1 级能效
的规定。并应符合国家最新“节能产品惠民工程”高效电机推广目录。
（7）电动机在热态下能承受 150%额定电流，而不变形或损坏，过电流时间不少于 30 秒。
（8）在额定电压条件下，低压电动机启动电流倍数不大于 7 倍额定电流。
（9）电动机在空载情况下，能承受提高转速至其额定值的 120%，历时 2 分钟而不发生有害变形。
（10）电动机轴承温度，滑动轴承不超过 80℃。
（11）电动机旋转方向应有永久性，明显的标志。
（12）在接线盒内标明电动机的相序，接线端子相间、相对地有足够的安全距离，并有电缆固定措
施。
（13）电机铁心硅钢片采用冷轧质量优良的产品。
（14）电动机定子绕组中局部最热部位嵌入 Pt100 双支三线热电阻测温元件，每相 2 只，每台 6
只。测温元件的接线在电动机绕组图中标明其位置（75kW 及以上）。
（15）电动机满足在冷态下连续启动不少于二次，热态下连续启动不少于一次的要求。
（16）电动机的振动值符合或低于国家有关标准。电动机空载时测得的振动速度有效值不大于
2.8mm/s，双振幅值为不大于 0.051mm。
（17）电动机的噪音在离机壳 1 米处小于 85dB（A）。
（18）电动机本体基座应有 2 个专用接地端子，应在相反的两侧接地，一个接地装置设在电缆接线
盒的下面。
（19）电动机的出线端子盒应按功能独立装设。主要有主出线端子盒﹑空间加热器出线端子盒，温
度探测器/金属热电偶出线端子盒等。其端子盒电缆穿线接头需采用通用电缆保护软管用的标准接口。
原则上户外电动机大于 30kW，户内电动机大于 75kW 应配置空间加热器。
（20）电动机出线盒方位应按买方要求。接线盒的大小应适当放大。
（21）每台电动机装有起吊环、起吊钩或其它便于安全起吊电动机的装置。
（22）电动机轴承采用耐磨轴承，使用寿命在 10 万小时以上，滚动轴承采用 SKF、NSK、FAG 或同
等及以上质量产品。
（23）电动机有固定卖方接地导线的合适装置。若采用螺栓连接，在金属垫片或是电动机的底座
上，电动机有 2 个接地端子，在相反的两侧接地，1 个接地装置设在电缆接线盒下面。直径不小于φ
14mm。
4.1.18 电动机电气就地控制盘柜技术要求：
删除[18963]: 采购电动机采用高效节能电机，均应满足GB/T28575-2020《YE3 系列（IP55）超高效率三相异步电动机技术条件（机座号80~355）》的技术条款。删除[Editor]:删除[Editor]: 2
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（1）外壳采用 304 不锈钢板, 箱壳厚度不小于 2.5mm。
（2）防护等级不低于 IP55。
（3）控制箱内应装设驱潮装置和通风系统。
（4）门内应安装密封胶条。
（5）每个控制箱及端子箱等设备均应备有一个铭牌，其安装在控制箱及端子箱等设备表面显而易
见的位置，并由不锈钢材料制作，字样、符号应清晰耐久。
（6）就地控制箱及端子箱等设备内的电器元件、裸露的带电导体和端子等的电气距离和爬电距离
应符合标准，同时应适合使用的环境条件。
（7）采用电厂标识系统。卖方提供的技术资料（包括图纸）和设备标识必须有电厂标识编码。
（8）提供符合箱内实际接线的技术说明书及电气控制原理图电子版光盘 3 套。
（9）卖方所供的控制盘柜内交流接触器 热继电器 空气开关 按钮断路器 中间继电器等使用
ABB、施耐德、西门子或同等及以上质量产品。
（10）就地电控盘/箱/柜外形尺寸由买方统一提供以下几种规格，卖方应在下列几种规格中选择：一、2200（高）×1000（宽）×800（深）
二、1800（高）×800（宽）×600（深）
三、1200（高）×600（宽）×400（深）
四、800（高）×600（宽）×400（深）
五、400（高）×500（宽）×300（深）
六、400（高）×350（宽）×300（深）
（11）卖方负责就地控制箱至就地设备的电缆设计和供货（电缆长度应满足现场布置需求）。卖方
提供就地控制箱的电气配置接线图，就地设备的电负荷清单和电缆清册。一般连接电缆两头的设备其中
有一头设备是买方供货，则上述两设备之间的连接电缆（电力电缆和控制电缆）就由买方设计、供货。
属卖方供货电气设备之间的连接电缆、敷设用桥架及附件必须由卖方设计、供货。二联会确定直流密封
油泵控制柜到直流油泵的电缆规格及长度。
（12）卖方供货的低压动力电缆一般采用阻燃铜芯电缆，型号为 ZC-YJV-0.6/1kV（暂定）；保安
系统、UPS 系统、直流系统及消防系统采用耐火电缆，型号为 N-YJV-0.6/1kV（暂定）。由变频器至所
驱动电动机的动力电缆采用变频专用电缆，并由卖方提供。
（13）卖方提供的电控箱需要接入 2 路及以上互为备用的电源时，卖方电控箱内应配置电源自动切
换回路。每个控制柜（箱）或端子盒的端子采用成熟可靠产品，并留 10%的备用，端子上连接的导线不
超过一根，当为公共点接线应采用连接端子。
4.1.19 发电机三维模型以及配合买方智慧化电厂设计的要求
本工程为了实现智慧化电厂作为设计目标，买方将全面采用三维等智慧化设计和管理手段满足业主
要求，同时发电机厂家均要完成各自设备的三维建模工作。为了便于各单位设计共享、方便工程的设计
删除[18963]: 采购删除[Editor]: （11）编号+ 级别: 1 + 编号样式: 1, 2,3,...+起始编号: 11 + 对齐方式: 左侧+ 对齐位置: 0毫米+缩进位置: 0 毫米
设置格式[Editor]:设置格式[18963]: 字体: 非加粗设置格式[18963]: 字体: 非加粗, 字体颜色: 自动设置（12）卖方供货的低压动力电缆一般采用阻燃铜芯电缆，型号为ZC-YJV-0.6/1kV（暂定）；保安系统及消防系统采用耐火电缆，型号为N-YJV-0.6/1kV（暂定）； UPS 系统、直流系统采用耐火电缆，型号为NYJVP2-0.6/1kV（暂定）。由变频器至所驱动电动机的动力电缆采用变频专用电缆。删除[Editor]:设置格式[Editor]: 突出显示
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管理，针对本工程，发电机厂家设备三维建模的工作特提出以下几方面的要求，卖方应保证完全响应下
述要求。
4.1.19.1 建模范围
发电机厂家三维建模的范围应该涵盖厂家供货的主体设备，以及发电机厂设计供货范围内的设
备、阀门管件及附属设备。配合买方对备品备件进行数字化管理等工作。
4.1.19.2 建模内容
建模内容则是将建模范围内的所有设备、管道、结构、阀门等完成三维数字建模。三维数字化电厂
就是要建立一个和现实物理电厂一模一样的三维虚拟电厂，三维模型建立的正确性直接影响设计的准确
性和智慧化电厂的运行管理。为此各单位的三维建模工作不仅要全面反映供货范围内的所有内容，而且
要精确的如实反映设备的外观尺寸、摆放位置、接口定位、支撑结构和管道布置等。
下面对发电机厂的主要建模内容分别进行了举例示范，所列内容并不是全部的建模内容，仅作示
范。
发电机厂建模的主要内容列举如下：发电机本体设备（含定子、转子、氢冷却器、励磁机以及罩壳
等），汽机本体范围内的相关附属设备及管道（含氢油水系统以及其附件和支吊装置等）。
4.1.19.3 建模深度
由于发电机厂家的设备、管道、结构三维模型并不采用三维方式出图，因此三维建模的深度就不需
要按压力、温度进行细致的建模，厂家在建模时主要是保证三维模型的外观尺寸与实际尺寸一致。特别
要注意的是设备与管道的接口定位尺寸和规格要准确。
4.1.19.4 模型移交
买方采用的是 PDMS 进行三维设计，各主机厂可以采用 PDMS 建模也可以利用已有的三维软件进行建
模，但最终提给买方的三维模型文件格式必须满足 PDMS 直接读取而不需要再进行转换工作。
4.2 发电机技术要求
4.2.1 发电机基本参数
额定容量 SN. 1112MVA（为扣除励磁变压器损耗后的保证容量，在额定频率、额定电压、额定功率
因数 0.9(滞后)、额定氢压下，和氢冷却器冷却水进水温度为 37℃时）
额定功率 PN. 1000MW（为扣除励磁功率，在额定频率、额定电压、额定功率因数 0.9(滞后)、额定
氢压下，和氢冷却器冷却水进水温度为 37℃时）
最大连续容量 Pmax 1033.552MW（为扣除励磁变压器实际运行容量，在额定频率、额定电压、额定
功率因数 0.9(滞后)、额定氢压下，和氢冷却器冷却水进水温度为 37℃时）
额定功率因数 0.9（滞后）（注：发电机组具备出力为 1000MW 时功率因数在 0.9（滞相）、-0.95
（进相）长期运行的能力）
额定电压 27kV
额定转速 3000rpm
删除[18963]: 采购删除[Editor]: 管道系统和支吊装置、删除[Editor]: 卖方删除[Editor]: SMARTPLANT 3D
删除[Editor]: SMARTPLANT 3D
删除[Editor]: SMARTPLANT 3D
所提供的实体三维模型后缀必须是(.DGN或.SAT) 文件格式，如果文件过大，应提供光盘。删除[Editor]:删除[Editor]: 8
删除[Editor]: 8
删除[Editor]: S
设置格式[Editor]: 非突出显示设置格式[Editor]: 非突出显示删除[Editor]: 1156MVA
删除[Editor]: 8
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冷却方式 水氢氢
频 率 50Hz
相 数 3
极 数 2
定子线圈接法 YY
效率（保证值） 不低于 99.1％（保证励磁变及整流柜损耗不大于 70kW）
定子绕组绝缘等级： F（注：按 B 级绝缘温升考核）
转子绕组绝缘等级： F（注：按 B 级绝缘温升考核）
定子铁芯绝缘等级： F（注：按 B 级绝缘温升考核）
短路比（保证值） ≥0.48
瞬变电抗 Xd （标么值） ≯0.3
超瞬变电抗 Xd（标么值） ≮0.15
承受负序电流能力：
连续 I2/IN≥6%（稳态）
短时 （I2/IN）
2t≥6s（暂态）
1 分钟工频耐受电压： （有效值）定子绕组 2UN+1000V（国标 GB7064-2017 要求）
转子匝间冲击耐受电压： 按照 JB/Z293 和 JB/Z294 执行
发电机励磁参数:
顶值电压 ≥2.25 倍额定励磁电压（在发电机额定电压下）
电压响应比 ≥3.5 倍额定励磁电压/秒
励磁系统允许强励持续时间：≮20 秒
额定氢压： ≤ ＿0.5＿MPa（g）
漏氢量（保证值） ≤8Nm
3/24h（折算为标准大气压下）
噪音： 水平 1.0m ，垂直 1.2m 85dB（A）
发电机氢气冷却器进水温度为：37℃（对应 TRL 工况、暂定）
发电机轴系扭振保护是否需要以接入系统报告要求，或者系统专题为准，以设联会纪要最终确认。
此项分开报价。
4.2.2 额定功率因数下电压和频率变化范围
发电机在额定功率因数，电压变化范围为±5％，频率变化范围为－3％到＋2％时，连续输出额定
功率。当发电机电压变化为±8％，频率变化为－5％到＋3％的范围时，也能按本节（4.1.2）条款规定
运行，且温升不超过 GB/T 7064 的规定。卖方提供机组频率偏离上述范围时，允许运行时间和各部分的
温升限值。
电压 频率 平均温升（K）
删除[18963]: 采购删除[Editor]:删除[Editor]:删除[Editor]: 8
删除[Editor]:设置格式[Editor]: 突出显示
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定子线圈出水 定子铁心 转子线圈
+5% +3% 20 48.8 35.3
+5% -5% 20 57.4 50.6
-5% +3% 24.4 40.0 33.6
-5% -5% 24.4 47.0 40.1
温升限值 ≤35 ≤60 ≤60
允许运行时间见 4.1.2
厂家提供的实测数据
4.2.2.1 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。（最大逆功率 50 MW）
4.2.2.2 发电机应能承受在满负荷，105％额定电压下主变高压侧单相接地故障，还应能承受在
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。
4.2.2.3 发电机每一轴段的自然扭振频率（请专题说明，并出具承诺函）不应处于 0.9 至 1.1 倍及
1.8 倍至 2.2 倍工频范围之内（热态）。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（次同步谐振除外）、定子绕组出口三相突然短路、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应能承受且无有害变形或损坏。励磁侧设次同步谐振保护所需的转
速传感器安装位置和传感器。发电机对次同步谐振的耐受能力按照不低于 GB/T 7064-2017 及其他
相关国家标准执行。
4.2.2.4 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）。
4.2.3 各部位允许振动值
4.2.3.1 发电机在额定转速下稳定运行时，在轴承座上测得的双振幅振动值，无论是垂直或横向均
不大于 0.025mm，在任何轴颈上所测得垂直、横向双振幅相对振动值不大于 0.05mm，各转子及轴系在通
过临界转速时各轴承座双振幅振动值不大于 0.075mm，各轴颈双振幅相对振动值不大于 0.125mm。卖方
应提供过临界转速时的最大允许振动值（报警值和脱扣值）。汽轮发电机组质量验收标准应符合《火电
工程达标投产验收规程》（DL 5277-2012）的规定。
4.2.3.2 发电机定子绕组端部,定子铁芯和机座振动的固有频率避开基频和倍频±10％以上。定子
绕组振动双振幅小于 100m。定子铁芯双振幅控制值＜50µm,定子机座双振幅 100Hz 时＜15µm，卖方应
为此提供型式试验报告。
4.2.3.3 发电机定子外壳、端盖的自振频率避开基频和倍频（50Hz 和 100Hz）的±10%，并由卖方
提供其计算值和实测值。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≥110Hz。定子线圈端部的双振幅小于
250m。
删除[18963]: 采购删除[Editor]: 、次同步谐设置格式[Editor]: 突出显示删除[Editor]: 振设置格式[Editor]: 突出显示
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4.2.3.4 发电机临界转速避开额定转速的-10%和+15%。通过临界转速时，轴振动值的允许值应不超
过 0.125mm，同时轴承座振动值的允许值应不超过 0.075mm。机组轴系在第 4.1.2 款规定的频率范围内
不会因临界转速引起不良振动而影响发电机的安全运行。
发电机大轴和轴承座上提供满足安装 TSI、PMU 等要求的测量轴承振动和轴振动的测量元件的接口
装置。汽机制造厂负责测振及转速元件供货（探头安装形式与主机 TSI 系统保持一致，接线统一由接线
盒引出）,电机厂负责联系并配合完成该部分的设计和装配。
4.2.4 定子绕组三相直流电阻值允许偏差
定子绕组三相直流电阻值在冷态下任何两相阻值差，扣除引线长度不同引起的差值后，应不超过其
最小值的 1.5％。
4.2.5 定子电压波形的不规则性全谐波畸变（THD）
发电机定子绕组在空载额定电压和额定转速时，其线电压波形全谐波畸变应不超过 3%。发电机电话
谐波因数不超过 1%（从额定频率至 5000Hz 范围的全部谐波）。
4.2.6 轴电流的防止
应采取有效的技术措施，防止有害的轴电压和轴电流。转子轴应经铜辫良好接地。
4.2.6.1 用谐波过滤器降低静态励磁引起的轴电压，并控制在 20V 之内；
4.2.6.2 汽端装接地铜辫，刷架或支撑架应固定牢固，保证转子轴良好接地。
4.2.6.3 发电机励端轴承座与底板和油管间、油密封座与油管间加装便于在运行中测量绝缘电阻的
双层绝缘垫。
4.2.6.4 卖方需提供轴电流和轴电压在线测量装置、转子绕组匝间短路监测装置。
4.2.7 过电流/不平衡负载能力
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，而不发生有害变形
及接头开焊等情况。
4.2.7.1 发电机定子允许过电流时间与过电流倍数以下式计算：
（I
2-1）t=37.5s。
式中：I——定子过电流的标幺值；
t —持续时间，使用范围 10s—120s。
4.2.7.2 发电机磁场绕组能在额定负载时承受下列磁场短时过电压，并不发生有害变形。
4.2.7.3 励磁绕组应具有下列短时过负荷能力
自额定工况热稳定状态下开始，转子绕组可承受 125%过电流，历时 60s。
根据转子热容量所决定的转子过电流与时间关系如下：
（I
2-1）t=33.75s。
式中：I——励磁电流电流的标幺值；
时间（秒） 10 30 60 120
额定磁场电压 % 226 154 130 116
删除[18963]: 采购删除[Editor]: 炭刷或若使用碳刷接地，转子接地碳刷宜与励磁碳刷同型，且接地碳刷每组应配置两只碳刷，卖方应详细说明采取的技术措施。删除[Editor]:删除[Editor]: 电刷或，刷架支柱要求加工成六棱面，刷架与其配套，保证碳刷运行不变向删除[Editor]:
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t —持续时间，使用范围 10s—120s。
4.2.7.4 发电机能承受一定的稳态和暂态负序电流的能力。当三相负载不对称，且每相电流不超过
额定定子电流（IN），其负序电流分量（I2）与额定电流 IN之比不大于 6%，应能连续运行，当发生不
对称故障时，故障运行的（I2/IN）
2t 不大于 6s。
4.2.8 失磁运行能力
发电机应具有失磁异步运行的能力，参见 GB7064。如得到汽轮机、锅炉的配合，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 的总失磁允许运行时间为 15min。卖方提供失磁异步运行能力曲线。
4.2.9 进相运行能力
卖方应提供试验报告证明：发电机应具有进相运行能力，应能在进相功率因数（超前）为 0.95 时
满负荷长期连续运行，各部件温度和温升不超过允许值。
4.2.10 调峰运行能力
发电机应具有调峰运行的能力，应能满足汽轮机快关要求。当电网需要时，发电机具有负荷变化范
围在 20～100%额定负荷内的调峰运行能力，机组启停次数不少于 10000 次，而不产生有害变形。
4.2.11 轴承排油温度和轴瓦温度限值
发电机轴承排油温度不超过 65℃，轴瓦不应超过 90℃，但轴瓦乌金金属应能承受在 130℃时稳定运
行。
4.2.12 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（逆功率 60 s 跳闸）。
4.2.13 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（次同步谐
振除外）、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。
4.2.14 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），中性点到接
地变压器连接导体及附件由买方提供，中性点箱体留出接口。
4.2.15 氢气冷却器的设计，在 1 组（单台发电机共 2 台/4 组）冷却器因故停用时，发电机仍能承
担 80％额定功率连续运行，而不超过允许温升，氢冷器选用由项目单位确认。
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。计算和测定效率时的基准
氢气纯度为 98%。补充氢气纯度要求不低于 99.9%。
4.2.16 氢气系统技术要求
4.2.16.1 系统功能
氢气系统的功能是利用干燥的氢气对发电机转子绕组和定子铁芯进行冷却；在机组起动前或停止运
行后利用中间介质置换机内气体。（系统采用部分集装式）
时间（秒） 10 30 60 120
额定励磁电流（%） 209 146 125 113
删除[18963]: 采购删除[Editor]: 85
删除[Editor]: 10
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4.2.16.2 技术要求
4.2.16.2.1. 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、规定纯度及冷氢
温度等。冷却器的设计、制造和试验应满足《热交换器》（GB151-2014），当有更高国家或行业标准时
按最高标准执行。
4.2.16.2.2. 发电机氢冷系统为闭式氢气循环系统，入口冷氢温度为 40～46℃，热氢通过发电机
的氢气冷却器由冷却水冷却。冷却水进水最高温度为 37℃，冷却水设计压力 1.0 Mpa，冷却器工作水压
≯0.4MPa。氢冷器按冷却水进水温度 37℃设计。如氢压低于水压，需考虑处理措施。
4.2.16.2.3 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和循环风机，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≤-50℃。
4.2.16.2.4 发电机设置液位检测报警装置
4.2.16.2.5 为了测量冷氢和热氢温度，在每个氢冷却器进风口、出风口各埋设置一个双支 Pt100
热电阻(一用一备)。
4.2.16.2.6 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应对
称布置。在发电机平台各独立氢气冷却器进出水管分别配置可靠双阀门结构，以利于水路的可靠隔绝和
机组在运检修。
4.2.16.2.7 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配对法兰附
件均由卖方供货，材质不低于不锈钢 304，并使布置便于运行操作
，监视和维护检修，氢系统阀门采用焊接式，使用国产优质品牌产品。氢系统明细表出现的螺栓、
螺帽为镀锌钢，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、螺帽采用镀锌钢。
4.2.16.2.8 发电机氢气纯度、压力除设有防爆型就地指示和报警装置外，还设置输出到远方指示
及报警输出接点。
4.2.16.2.9 氢系统氢气纯度、压力、湿度、温度除设有防爆型就地指示和报警装置外，还设有
输出 4-20maDC 远方指示和报警信号，数量满足控制要求。氢气纯度不低于 95％时，应能在额定条
件下发出额定功率。但计算和测定效率时的基准氢气的纯度应为 98%，并配备便携式氢气检测仪。
4.2.16.2.10 发电机设置吸附式的氢气干燥器，氢气干燥器配置一台，进出口管分别并连于发电
机风扇的前后，氢气干燥器进口设置有油、水分离器，防止积聚的油水进入氢气干燥器。发电机充、补
氢气的露点≤－50℃。除了检测发电机内氢气露点用的氢气湿度在线检测仪外，氢气干燥器的出口处一
般应装设具有远传在线信号的氢气湿度仪。当湿度超过允许值时应报警，并采取措施。干燥装置能保证
发电机在额定条件下机内氢气露点不高于－5℃同时又不低于－25℃。氢气干燥器前端设有循环风机。
氢气干燥器纳入 DCS 控制。
删除[18963]: 采购删除[Editor]: 8
删除[Editor]: 8
删除[Editor]: 由卖方提供温度测量元件（双只PT100）。设置格式[Editor]: 突出显示
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4.2.16.2.11 发电机氢冷系统为闭式氢气循环系统，热氢通过发电机的氢气冷却器由冷却水冷
却。氢气冷却器冷却水为闭式除盐水。
发电机氢气冷却器由卖方配套，对质量负全责，氢气冷却器应按单边承受 1.0MPa（g）压力进行设
计。试验水压为 1.5MPa（g），历时 30 分钟无泄漏。氢气冷却器端板上排污、排气孔径Φ16mm，氢冷
却器出厂试验要通知买方和监理现场见证。
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。
卖方提供温度测量元件，为了测量氢气冷却器的冷氢和热氢温度，要求在氢冷却器进出风口各埋设
置一个双支热电阻（一用一备）。
发电机氢气冷却器由卖方提供,由买方确认、技术协议中进行明确。
对氢气冷却器管材的要求：
氢冷器冷却水为闭式水，氢气冷却器管材材质采用不锈钢 316L；管壁厚度选用 1mm。
4.2.16.2.12 在确保系统完整的前提下至少提供下列设备，设备型号、厂商由卖方提供三家具有
相同资质或业绩的分包商供买方择优选用，在技术协议中进行明确：
（1）一套压力自动调节器，每套包括两个减压阀、一个压力计和两个低压报警用压力变送器等，
用于控制发电机内部氢气压力；
（2）氢和二氧化碳置换装置（含二氧化碳加热装置）；
（3）氢气干燥装置（1 套），单套具备足够干燥能力；
（4）氢气循环风机一台
（4）连接到发电机的全部阀门、管接头等附件；
（5）测量和控制仪表（至少）：
1）氢气露点、温度在线监测仪和报警装置；
2）氢气纯度分析仪（带远、近报警讯号）；
3）压力指示器及报警信号接点；
4）漏氢监测和报警装置, 具有就地和远方监视及报警功能，具有模拟量远传功能，定冷水箱
应设置 1 台 0~20%量程探头。
5）用于控制氢冷却器冷却水流量的氢气温度信号接点；
6）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信号；
7）漏氢监测测量装置
8）自动补氢控制系统设备
9）氢气补氢流量累计仪表
10）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 220VDC 1A 或 220VAC 3A；
11）发电机绝缘过热监测器，（根据买方提供厂商确认）；
12）局部放电监测仪；（根据买方提供厂商确认）
删除[18963]: 采购
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13）与发电机本体连接的全部管道、管件、阀门、附件、配对法兰等，并要求全部采用不锈
钢材料（不低于不锈钢 30408）；
14）氢压控制装置（包括氢系统减压阀、压力计、低压报警变送器、补氢流量计等）；氢压
控制装置应釆用集装式，并便于操作和维护。
15）气体置换装置（包括二氧化碳加热装置，二氧化碳汇流排）
16）连接到发电机的全部管道、阀门及附件（如接口法兰、反法兰以及法兰连接附件等）
等。
17）检查转子通风孔的装置和仪表；
4.2.16.2.13 发电机入口冷氢温度为 46℃。氢冷却器冷却水进水温度按 37℃考虑。
4.2.16.2.14 现场按发电机交接规程进行气密试验 24 小时，额定氢压下的漏氢量应小于 8 Nm
3/24h
（折算为标准大气压下）。
4.2.16.3 技术数据（由卖方填写）
技术数据
发电机机座包括管路总容积 98 m
3最高氢气压力（发电机机座内） 0.52 MPa（g）
压力允许变化范围 0.48—0.52MPa（g）
发电机机壳内氢气纯度：
考核效率时 98 ％
最小 95 ％
报警 92 ％
发电机内氢气湿度（露点） -25 ～ -5 ℃
补氢湿度（露点） -40℃
补氢纯度 ＞99.9 ％
置换气体容积和时间表（包括发电机机座和管路）
注：发电机总容积 Vo = __98__m3
在额定氢压_0.5_MPa（g），额定转速和标准状态下（包括管路和附件）的日漏氢量保证值
≤__8__Nm3/24h(折算到标准大气压下)
需要的气体 置换运行
需要的气体容积 估计需要的时间
盘车状态 停止状态 （小时）
二氧化碳
用二氧化碳（纯度为
99％）驱除空气
V=2Vo V=2Vo 5～6
氢 气
用氢气（纯度为 99％）
驱除二氧化碳
V=2.5Vo V=2.5Vo 1～1.5
氢 气
氢气压力提高 到
_0.5__ MPa（g）
V=5Vo V=5Vo 2.5～3
二氧化碳
用二氧化碳（纯度为
96 ％）驱除氢气
V=2.5Vo V=2.5Vo 5～6
删除[18963]: 采购删除[Editor]: 8
设置格式[Editor]: 上标
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氢系统控制装置
制造厂 金石索泰/河南日立信/郑州光力
型式 集装
重量 850 kg
外形尺寸（长×宽×高__1300__×_950_×_2500_（mm）
附属设备
测量仪器和表计
种类 露点仪
数量 2
型式
精度 0.1
oC
制造厂 VAISALA/密析尔
4.2.17 密封油系统技术要求
4.2.17.1 系统功能
密封油系统的功能是釆用油密封机内的氢气以防止其向外泄漏，同时也防止机外的空气进入发电
机。发电机油系统釆用集装式，配备性能良好的压差阀（采用进口设备），并釆取有效措施防止密封油
进入机内。密封油清洁无杂质，颗粒度至少达到 NAS-7 级，无游离水。密封油源来自汽机润滑油，进油
不分空氢侧，氢侧回油回到发电机消泡箱，进而回到氢侧回油箱，作为密封油真空油箱油位调节的辅助
手段，空侧密封油回到密封油贮油箱，多余的油流回汽轮机主油箱。氢密封油主、备用油泵油源来自真
空油箱。
4.2.17.2 技术要求
4.2.17.2.1 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，且没有密封油漏入发电机内
4.2.17.2.2 密封油系统采用集装式，并方便检修。密封油装置外部的所有管道、阀门（背压阀、
压差阀除外）、有关的设备装置及其配对法兰附件均由卖方供货，材质不低于不锈钢 304，并使布置便
于运行操作，监视和维护检修。
4.2.17.2.3 密封油系统配备性能良好的进口压差阀和平衡阀（若有）。
4.2.17.2.4 密封油系统提供真空脱水、脱气装置，密封油中要求无游离水，清洁度要求不低于
NAS-7 级。
4.2.17.2.5 密封瓦结构采用单流循环。
4.2.17.2.6 密封油冷却器冷却水温按 37℃设计，冷却水设计压力 1.0MPa，试验压力 1.5 MPa。冷
油器采用板式冷油器，选用 APV、阿法拉伐、GEA 或与之同等质量的冷油器。换热器的有效换热面积余
量应为 20%。
4.2.17.2.7 删除。
删除[18963]: 采购删除[Editor]: 8
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4.2.17.2.8 润滑油回油管上应装设窥视窗，以便观察回油。
4.2.17.2.9 交流油泵电动机采用防爆型.交流油泵电机推荐使用 ABB、西门子、SEW 或同等及以上
质量产品，二联会确定。直流油泵自带电控柜，柜内元件采用 ABB、西门子、施耐德或同等及以上质量
产品。卖方应提供两面（每套机组一面）直流事故油泵就地动力控制柜，采用串电阻启动方式。
4.2.17.2.10 若密封油油源取自汽轮机润滑油，卖方考虑油质满足发电机的要求并留有相应接
口。
4.2.17.2.11 卖方至少应提供下列设备：
(1) 删除
4.2.17.2.12 单流环式油密封系统
● 真空油箱（含国际名牌优质真空泵，真空泵采用进口名牌产品）；
● 氢侧油气分离箱（除氢油箱）；
● 空侧油气分离箱；
● 主油泵 2 台；
● 删除
● 事故油泵；
● 过滤器；
● 删除
● 删除
● 删除
包括连接到发电机的全部管道、阀门（注：其中差压阀应为进口）、调节器、过滤器、法兰及反法
兰、温度计、压力开关、报警装置、密封油压计（变送器）和就地仪表等.
4.2.18 定子冷却水系统技术要求
4.2.18.1 系统功能
定子冷却水系统功能是为发电机定子绕组的冷却提供冷却水。
4.2.18.2 技术要求：
4.2.18.2.1 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
器冷却水进水温度按 37℃设计，冷却水设计压力 1.0MPa,换热器的有效换热面积余量应为 20%。定子冷
却水系统设有一路补水接口。内冷水系统进水端设置 5μm 的滤网；内冷水系统配置完善的反冲洗回
路。
4.2.18.2.2 水系统中的所有管道、阀门、有关的设备装置及其正反法兰附件等所有接触水的元器
件均由卖方供货，材质不低于不锈钢 304 或有色金属等抗水腐蚀材料（卖方提供相同机型的数据说
明）。
4.2.18.2.3 定子水系统中水泵，采用耐酸碱化工泵、冷水器、滤水器各设 2 台，互为备用，其中
水泵靠背轮联轴器要求采用弹性联轴器。电机采用 ABB、西门子、SEW 或同等及以上质量产品，冷却器
删除[18963]: 采购删除[Editor]: 视删除[Editor]: 流设置格式[18963]: 字体颜色: 自动设置删除[Editor]: 8
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采用板式冷却器，每台冷却器都按照机组最大负荷设计流量、最高水温设计。
4.2.18.2.4 发电机内冷却水进水管装设压力变送器，仪表的设置应能满足 DCS、DEH 系统的监视、
控制和保护要求。为了确保断水保护动作信号的可靠性，应在母管上设置 3 只水流量测量变送器（1 只
单头涡街流量计和 1 只双头涡街流量计）、1 只压力测量变送器，并不限于此，所有仪表设备应为知名
品牌。
4.2.18.2.5 冷却器有温度自动控制装置, 温度自动控制装置采用进口气动执行机构进行调节。发
电机内应设有漏水监测装置。
4.2.18.2.6 水系统配有 10%容量的离子交换器及其流量计、电导仪、压力表及温度计。
4.2.18.2.7 定子水箱按压力容器设计、制造。水箱排空管上装有气敏元件、测氢浓度报警。
4.2.18.2.8 水系统设置自动补水和水箱水位报警装置，并设有水箱水位知名磁翻板液位计和含液
位变送器（电磁浮子式除外）并送至 DCS 显示。
4.2.18.2.9 水系统采用电加热装置，以保证定子进水温度不低于氢温，防止发电机内部结露。
4.2.18.2.10 提供完整的控制和报警装置并分别备有远程、就地的信号设备。
4.2.18.2.11 水系统的管道设计考虑定子线圈反冲洗和排水管及阀门，能方便地对定子线圈进行反
冲洗。发电机进、出水法兰上配置不锈钢过滤器，通过调节阀门运行方式实现正反冲洗。并预留定子水
压试验接口。
4.2.18.2.12 定子水系统集装设备及以外到发电机的阀门、法兰及反法兰、附件、管道等均由卖方
供货，并全部要求采用不锈钢材料。法兰密封垫均采用聚四氟乙烯。
4.2.18.2.13 删除
4.2.18.2.14 卖方需提供具体的水质要求数据（不局限于下表的数据）：
卖方需按照技术转让方的要求补充完善控制指标；
卖方需提供配套的监视仪表。配置定子冷却水仪表接线柜，其防护等级至少为 IP56。
4.2.18.2.15 定子线圈内冷却水允许断水时间在带满负荷运行的情况下不少于 30 秒。卖方提供发
电机断水减负荷曲线，并能实现在一定条件下（25℃导电率≤2μS/cm）可以允许短时间持续运行 1 小
时 15%负荷的运行方式。
4.2.18.2.16 定子线圈冷却水的进水温度范围为 40～50℃，其温度能自动控制，各出水测温元件间
温差不超过 8℃，最大连续输出功率下线圈出水温度不得大于 85℃。发电机管道设计定子线圈反冲洗和
排水管及阀门，能方便地对定子线圈进行反冲洗、排水和干燥。卖方提供所有的阀门和管道及相关附件
等。
4.2.18.2.17 水冷定子绕组的绝缘水管具有足够的强度，固定可靠，避免磨损、松动、脱落和破
裂，交叉处要保证有一定距离，离开电机端盖不小于 100mm，对地不小于 20mm，定子绝缘水管更换时间
用不锈钢空心线：
水质透明纯净、无机械混杂物
电导率（水温 25℃时） 0.5~1.2
PH 值（水温 25℃时） 6.5~7.5
删除[18963]: 采购删除[18963]: （并提供200%离子交换树脂）
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大于两个大修周期。
4.2.18.2.18 定子冷却水系统采用一路溢流补水，卖方提供的补水管路、补水减压阀及前后隔离
阀、旁路阀的设计压力均不小于 5.2MPa（g）。水冷却器的冷却水侧设计压力为 1MPa，试验水压为
1.5MPa。
4.2.18.2.19 定子内冷水箱采用充氮密封隔氧（贫氧运行）或采用开式（富氧运行）,保护水质运
行，水箱排空管上装有检氢探头、测氢浓度报警。采用开式（富氧运行）方式的卖方必须提供富氧运行
二年以上电厂的运行案例的专题说明。
4.2.18.2.20 删除。
4.2.18.2.21 技术数据
尺寸（长×宽×高）: 6960×2400×2900（mm）
全套集装装置重量： 9500 kg
储水容量 ： 0.3 m
3冷却水总容量： 3 m
3泵组数量和功率： 2 台/ 55 kW
冷却器型式： 板式
每台机组板式冷却器数量： 2 台
发电机额定条件下冷却水流量： 120 m
3/h
冷却水压与发电机氢压的压差： ≥ 0.035MPa
定子线圈入口冷却水温度： 40℃～50℃
定子线圈冷却方式： 水冷
除离子交换器容量： 0.1～0.5 m
3/h
系统材料： 不锈钢
水泵： 不锈钢
管道： 不锈钢
热交换器：
热交换器板片： 不锈钢（若接触中水部分材质为 TP316）
水箱： 不锈钢
外部冷却水为闭式水貭： 除盐水
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，接点容量至少应
为 220VDC 1A 或 220VAC 3A。
4.2.19 基本测温要求
汽轮发电机组测温元件基本选用 Pt100 的双支型热电阻（三线制），但在振动较大或磁干扰较强区
域，可选用 T 分度热电偶测温元件。
(1)在定子每槽内上、下层线圈间埋置一个双支型测温热电阻（Pt100，三线制，其中一支备用）。
删除[18963]: 采购定子水系统应带PH 检测仪，在水质不合格的情况下报警
删除[18963]:
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(2) 定子水路总出水管处装三只双支型热电阻（PtlOO,三线制）。定子每根绝缘引水管出口端安装
测量出水温度的单支型测温热电阻（PtlOO,三线制）。
(3)定子水路总进、出水处各装一只双支型热电阻（Pt100，三线制）。
(4)在定子机座上均埋设一个的 Pt100 测温元件。
(5)在氢气冷却器进、出风处各装一只 Pt100 的双支型热电阻（三线制）。
(6) 在定子端部压指、边段铁芯、磁屏蔽等处永久性装设 16 只（汽端励端各 8 只）Pt100 的双支
型热电阻（三线制）。
(7) 在定子铁芯齿部和轭部装设 Pt100 的双支型热电阻（三线制）（8 个测点）。
(8) 各轴承上均装设测量出油温度的双支 PtlOO 测温元件共 2 只，并在回油管上设有视察窗。
(9)在各轴瓦上还各装设测量轴瓦温度的双支 Pt100 测量元件。
(10)删除
(11)发电机内部测温元件统一引线至接线柱上，对地绝缘良好，接线柱要密封良好牢固，测温元件
接线板采用压接或航空插头结构。卖方对该部分防漏氢进行专门说明。
每个冷、热氢区域各有一个热电阻。
集电环进气、排气口各有一个热电阻。
在定子铁芯齿部和轭部装设Pt100的双支型热电阻。
在发电机两侧端部每相按120空间布置各埋设一只双支型Pt100热电阻以满足进相运行要求。
发电机本体测温接线汇接板及元件应有可靠的防漏氢措施，板上接线柱应配置10％余量，设
计上应尽可能考虑易于对接线柱的更换检修，设计工艺应具备同类产品中的先进水平。
发电机内部测温元件接线柱出线盒装在运转层平台上，便于检修。
要求卖方提供发电机测温点详细配置方案，并作出相应说明。
提供完整的控制和报警装置并分别备有远、近的信号设备。
1） 卖方提供定子冷却水系统图及系统设备清单（包括仪表控制设备）；
2） 系统设置自动补水和水箱水位报警装置；
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；
4.2.20 电流互感器技术要求
电流互感器是供给发电机的继电保护、故障录波、电压调节器 AVR、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，其二次侧引出线联接在发电机的就地 CT 端子箱内，就地 CT 端
子箱由卖方供货，端子排配置满足设计要求，端子箱内配置防凝露电加热器。发电机出线端电流互感
器，排列顺序（按精度等级）如下图所示。
每台发电机 24 只（出线端 12 只和中性点侧 12 只），其二次侧额定电流为 5Ａ，其精度等级及容
量：
电流互感器规格： 30000/5A（套管型具有屏蔽措施）
删除[18963]: 采购删除[Editor]: ，进、出水处
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出线侧 TPY 2Ω 3 只
TPY 2Ω 3 只
0.2s 100VA 3 只
0.2s 100VA 3 只
中性点侧 0.2s 100VA 3 只
0.2s 30VA 3 只
TPY 2Ω 3 只
TPY 2Ω 3 只
上述 24 只电流互感器在满足准确级和二次容量的前提下，每组（A、B、C 三相）中各只的伏安
特性一致。以上参数为暂定，待联络会时确定。
卖方确认满足上表的要求并提供：
接线参考图及伏安特性曲线
制造厂
误差特性曲线
原产国
4.2.21 静态励磁系统技术要求
4.2.21.1 概述
励磁系统采用 ABB、西门子国内组装方案、南瑞科技、南瑞继保产品，励磁装置各方案参数、设备
型号、厂商由卖方提供，由买方根据厂家资质、业绩择优选用且不发生合同费用变更，在技术协议中进
行明确。
励磁系统必须满足华东电网公司、江苏省电力公司的相关规定。
静态励磁系统的制造、验收和交接试验以国家标准为依据，并参考 IEC 标准；引进技术设计、制造
的静态励磁系统制造、验收和交接试验则按技术转让方的标准为依据；国内组装励磁系统的制造、验收
和交接试验则按进口模块原产国的标准为依据。
无论何种情况，静态励磁系统的制造、验收和交接试验不得低于相应的中国国家标准同时必须满足
国家关于产品质量、安全、工业卫生、劳动保护、环保、消防等强制性标准的要求。
卖方应充分考虑发生次同步谐振/振荡的风险，并说明采取的规避措施（见 4.2.2.3）。
静态励磁系统的技术标准包括但不限于如下标准，凡未注明日期的标准，应用其最新版本：
1． GB755 旋转电机定额和性能
2. IEC34－1 （第十版）旋转电机第一部分——额定值和性能
3． IEC34－3 汽轮发电机的特殊要求
4． 水电部标 SD270－88 汽轮发电机技术条件
删除[18963]: 采购删除[Editor]: 、GE 或同等及以上质量删除[zhoujiande.nt]: 南瑞电控删除[Editor]: 华中删除[Editor]: 江西删除[18963]: 。
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5． GB/T7064 隐性同步发电机技术要求
6． GB1029 三相同步电机试验方法
7． GB/T7409.1～7409.3 同步电机励磁系统
8． IEC2A（秘 13-1978） 汽轮发电机励磁系统技术要求
9． IEC（秘 5933-1982） 关于同步发电机励磁系统的若干规定
10． IEC 34-16 同步发电机的励磁系统
11． DL/T843 大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件
12． GB1094 电力变压器
13． GB3797 电控设备 （第二部分）
14． GB/T3859 半导体变流器
15． GB6450 干式电力变压器
16． GB/T10228 干式电力变压器技术参数和要求
17． GB/T17211 干式电力变压器负载导则
18． GB13926 工业过程测量和控制装置的电磁兼容性
19． GB14285 继电保护和安全自动装置技术规程
20． GB/T14598.9 量度继电器和保护装置的电气干扰试验
21． GB50150 电气装置安装工程
22． GB/T14598.9 继电器极其装置包装储运技术条件
23． DL/T596 电力设备预防性试验规程
24． GB4064 电气设备安全设计导则
25． GB4208 外壳防护等级（IP 代码）
26． GB6162 静态继电器 及保护装置的电气干扰试验
27． IEC A13 汽轮发电机励磁系统技术要求
4.2.21.2 励磁方式和励磁系统性能保证值
4.2.21.2.1 励磁方式
采用自并励静止励磁系统。励磁系统的特性与参数应满足电力系统各种运行方式和发电机所有运行
条件的要求。若买方项目所在地的电力系统对自并励静止励磁系统有特殊的电网要求，卖方应响应。
4.2.21.2.2 励磁系统性能保证值
强励顶值电压（恒电流） ≥2.25 倍额定励磁电压；
电压响应比 ≥3.5 倍额定励磁电压/秒；
电压响应时间 ≯0.1s；
允许强励持续时间 ≮20s；
励磁系统故障引起的发电机强迫停运率不大于 0.25 次/年；
励磁系统强行切除率不大于 0.1％；
删除[18963]: 采购删除[18963]: 详细要求在技术协议谈判时明确。
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自动电压调节器（包括 PSS）投入率不低于 99％, 发电机空载时能在 20-110%额定电压范围内稳定
平滑调节，整定电压的分辨率应不大于额定电压的 0.2%；
励磁系统的整体寿命大于 30 年，安装投产后的第一年的年利用小时数不少于 6000 小时，第二年起
平均运行小时数应不少于 8140 小时。
4.2.21.3 励磁系统性能要求
4.2.21.3.1 总的要求：
励磁系统设备应能与发电机组良好匹配，保证发电机的安全、稳定、连续地正常运行。励磁系统包
括但不限于由励磁电源变压器，三相全控桥式整流装置，灭磁及转子过压保护装置，启励装置，微机型
自动、手动励磁调节器装置、必要的测量、监视、保护、报警辅助装置等组成。所有设备均装配、接线
并装于刚性的、独立的励磁屏内。其附加功能包括转子接地保护装置、转子温度测算、串口通讯模块、
跨接器、智能均流（如有）、高次谐波过滤、过渡状态记录功能等内容。转子接地保护功能采用单独的
保护装置完成，保护装置型号由买方确认。
励磁系统应能无间断点的自动完成从启励、灭磁开关投入、AVR 投入、零起升压等一直到机组具备
同期条件的全过程，并能满足机组自起、停的要求。
励磁柜暂按布置在汽机房运转层励磁间内，进出线方式为下进下出，具体在二联会确定。
4.2.21.3.2 当发电机的励磁电压和电流不超过其额定值的 1.1 倍时，励磁系统应保证连续运行。
励磁设备的短时过负荷能力应大于发电机励磁绕组短时过负荷能力。
4.2.21.3.3 励磁系统强励电压倍数≥2.25 倍额定励磁电压,强励电流倍数为 2 倍额定励磁电流
（发电机机端电压额定时）,能在 0.1 秒内励磁电压增长值达到顶值电压和额定电压差值的 95%。励磁
系统电压响应比不低于 3.5 倍/s。允许强励时间不小于为 20 秒。
4.2.21.3.4 在发电机空载运行情况下，频率每变化 1%，采用电压调节器时，发电机电压的变化不
大于额定值的±0.25%。在发电机空载运行状态下，自动励磁调节器调压速度，不大于 1%额定电压/s；
不小于 0.3％额定电压/s。
4.2.21.3.5 励磁系统电压响应时间为高起始响应励磁系统。
4.2.21.3.6 励磁控制系统开环频率特性的增益余量 Gm≥6dB，相角余量φm≥40°（仿真值）。
4.2.21.3.7 励磁系统稳态增益保证发电机电压静差率不大于 0.5%。励磁系统动态增益保证发电机
电压突降 15％～20％时可控桥开放至允许最大值。
4.2.21.3.8 发电机空载阶跃响应：阶跃量为±5%，超调量不大于阶跃量的 30%，振荡次数不大于 3
次，上升时间不大于 0.6 秒，调节时间不大于 5 秒；发电机额定负载时阶跃响应：阶跃量为 2～4%，有
功功率波动次数不大于 5 次，阻尼比大于 0.1，调节时间不大于 10 秒。
4.2.21.3.9 用自动励磁调节器使发电机自动零起升压时，发电机电压超调不大于额定值的 5%，振
荡次数不超过 3 次，调节时间不大于 10 秒。发电机空载时能在 20%～110%额定电压范围内稳定平滑调
节，整定电压的分辨率不大于额定电压的 0.2%。
4.2.21.3.10 发电机甩额定无功功率时发电机电压不超过额定值的 115%。
删除[18963]: 采购卖方中标后供货的静态励磁系统达不到性能保证值，卖方应承担违约赔偿责任为：合同设备性能保证值负偏差1％，违约金为该合同设备价格的 2％，按此比例计算性能保证值的负偏差，不满一个违约金计算单位的，按实际偏差计算性能违约金金额。卖方提交违约金后，仍有义务在买方限定的时间内，自费采取各种措施以使设备达到合同技术部分规定的各项性能指标。若卖方不能在买方限定期限内修复有缺陷的合同设备，买方有权自主请其他合格供货商消除缺陷或不符合合同之处，直至部分或整套替换，由此产生的一切费用和风险均由卖方承担。删除[18963]:
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4.2.21.3.11 当电力系统近端发生对称或不对称短路时，励磁系统应保证正常工作。励磁装置能够
承受任何发电机故障，以及滑极、异步运行等异常运行状态而不损坏，在发电机近端发生对称和不对称
短路时应保证正确工作。
4.2.21.3.12 所有与发电机转子绕组在电气上相连的设备，及不与转子连接的电气组件，工频交流
耐压试验电压值按相关标准执行。
4.2.21.3.13 当励磁电流小于 1.1 倍额定值时，发电机转子绕组两端所加的整流电压最大瞬时值不
应大于转子绕组出厂工频试验电压幅值的 30% 。
4.2.21.3.14 励磁系统应满足 GB/T14958.9.10.13.14（idt IEC60255-22-3-4-1-2，evq IEC60255-
5）、GB/T17626.5.6（idt IEC61000-4-5-6）等抗电磁干扰试验标准提出的要求，按 3 级标准考虑，在
受到上述级别的干扰时不应发生误调、失调、误动、拒动等情况：
1．1MHz（100kHz）脉冲群抗扰度试验 3 级（共模 2.5kV，差模 1kV）。
2．静电放电抗扰度试验 3 级（接触放电 6kV 或接触放电 8kV）。
3．辐射电磁场抗扰度试验 3 级（试验场强 10V/m）。
4．快速瞬变抗扰度试验 3 级（开路输出试验电压峰值和脉冲重复率在供电电源端口 2kV.5Hz，
在输入/输出信号、数据和控制端口 1kV.5Hz）。
5．浪涌（冲击）抗扰度试验 3 级（2.0kV）。
6．工频磁场抗扰度试验 4 级（稳定磁场强度 30A/m）。
卖方应提供电磁兼容实验的型式实验报告。
4.2.21.3.15 自并励静止励磁系统电源变压器低压侧和发电机转子回路应装设有过电压保护装置，
其动作电压的分散性不大于±10%。励磁系统中交、直流侧装设高次谐波的吸收装置。由自并励励磁系
统引起的轴电压应不破坏发电机组轴承油膜。
励磁系统应提供转子接地保护，当转子接地电阻降低到一定值时报警，当降低到更低一定值时停
机。定值可现场整定。发电机转子接地保护装置安装于励磁柜内。
4.2.21.3.16 励磁系统满足发电机零起升压试验的要求。手动励磁控制单元应在额定励磁电压 20%-
110%进行稳定、平滑的调节。
4.2.21.3.17 励磁系统能通过 10kV 厂用电，对发变组进行空载、短路特性试验。
4.2.21.3.18 励磁系统有在线检测和故障录波功能。
4.2.21.3.19 励磁系统各部件设备采取防尘、防振措施。励磁系统整流和开关装置的防护等级不低
于 IP31，其他柜体防护等级不低于 IP42。（二联会确认）
4.2.21.3.20 设备使用环境温度为：最高温度：45℃；最低温度：-10℃。
4.2.21.3.21 工作电源波动范围
交流电压：380/220V，波动范围 -15% ～+10%；
（外供交流电源来自励磁变付边或者厂用电）
频率偏差： -6% ～ +4%；
删除[18963]: 采购删除[18963]: 一点删除[Editor]: 1 套单独组柜，删除[18963]: 应删除[Editor]: 系统柜小间删除[18963]: 二联会确认
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直流电压： 220（110）V，波动范围 -20% ～ +10%；
4.2.21.4 功率整流装置技术条件
4.2.21.4.1 整流接线为三相全控桥，具有逆变能力。主要器件选用高性能的进口部件。
4.2.21.4.2 额定输出电压和电流值及短时过电流值均应满足强励和 1.1 倍额定励磁的要求。
4.2.21.4.3 删除。
4.2.21.4.4 可控硅元件不采用串联设计，消除元件间的均压问题。整流装置元件设有均流措施，
功率整流装置的均流系数不小于 0.9。
4.2.21.4.5 整流装置的交直流电源侧均应设置相应的过流、过压保护。每柜交直流侧设浪涌吸收
措施抑制尖峰过电压，并设有良好的抑制换向过电压的措施。
4.2.21.4.6 整流装置的每个功率元件都应有快速熔断器保护，以便及时切除短路故障电流。并可
检测熔断器熔断和给出熔断信号。
4.2.21.4.7 整流装置采用风冷。整流柜应密封，冷风经滤风器进入，风机出风口应配有双 PT100
测温元件来检测温度并提供温度指示并可远传。强迫风冷整流柜应有良好的减噪措施，整流装置柜门 1
米远处噪音小于 75dB。整流柜风机应采用可靠的互为备用的低噪音轴流冷却风机，具有过热自动保护
的功能，其平均无故障时间不小于 45000 小时。采用两路冷却风机电源，两路电源能够在柜内实现自动
切换。功率整流装置在运行情况下，能更换冷却风机，并功率整流元件或冷却风道内应有温度检测装
置、有故障、启停信号接点输出远传。整流柜顶应留有外接风道的接口（适用于底部风机设计）。
4.2.21.4.8 发电机的可控硅整流装置并联支路数应等于或大于 4 支，有 1 支路退出运行时，应能
满足发电机强励和 1.1 倍额定励磁电流运行要求，退出 2 支路时，能提供发电机额定工况所需的励磁容
量以及能满足 1.1 倍额定励磁电流运行要求。
4.2.21.4.9 整流柜报警信号有：任一个整流柜退出运行、可控硅熔丝熔断、散热器或空气过热、
AC 涌流熔丝动作、DC 涌流熔丝动作、冷却风扇故障等。（二联会确定）
4.2.21.4.10 在发电机大修周期内，硅整流元件无疲劳损坏或明显特性改变。励磁装置的硅元件或
可控硅元件以及其他设备应能承受直流侧短路故障、发电机滑极、异步运行等工况而不损坏。整流元件
在安装前须经严格检测，保证各并联元件性能一致。
4.2.21.4.11 整流柜结构保证安全可靠，并便于测试及检修，整流装置在发电机运行时能方便地检
修和更换，检修和更换后能实现无扰动投退整流柜。
4.2.21.4.12 发电机并网运行时励磁系统具备可控硅整流装置单柜故障退出功能，且故障可控硅整
流装置单柜励磁功率可平稳分配给其他未退出可控硅整流装置单柜。
4.2.21.5 自动励磁调节器（AVR）技术要求
4.2.21.5.1 AVR 一般采用双通道数字式，采用 32 位或以上微处理系统，具有良好的抗震、抗冲击
及电磁兼容能力，并设有与 DCS 系统进行通讯接口的设备。
4.2.21.5.2 AVR 的调节模式为 P、PI 和 PID 可任选，并至少具备以下 5 种运行方式：
机端恒压运行方式:
删除[18963]: 采购（二联会确定）厂家答复：有熔丝熔断动作信号，无“AC涌流熔丝动作、DC 涌流熔丝动作”信号。上饶电厂答复：按招标文件执行，最终励磁系统确定阶段落实。未列差异。结论：执行招标文件。删除[18963]:
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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:
空载跟踪网压运行方式。
4.2.21.5.3 AVR 采用双通道冗余模式，各通道间可相互诊断、相互跟踪、相互通讯并实现自动跟
踪无扰动切换。每个通道功能齐全，都具有独立工作的能力。同时每个通道还设有的手动励磁调节单
元，手动跟踪自动，切换无扰动。励磁调节器的保护动作后切换到备用通道运行。
4.2.21.5.4 AVR 应具备自诊断功能和检验各部分功能的软件和接口，具有脉冲丢失及脉冲异常检
测功能，断口自恢复式的软硬件双重 WATCHDOG 功能，可提供励磁参数在线显示及修改功能。
4.2.21.5.5 AVR 应有串行通讯口，以便同上位机通讯，接受控制和调节指令，提供励磁系统状态
和量值，具备记录功能，以提供故障分析和试验分析之用。测量的分辨率不大于其额定值的 0.5%，时
间分辨率不大于 2ms。具有与电厂时间系统进行对时的功能。自带显示屏可以方便地显示试验参数和动
态特性，也可通过通讯接口把所记录的参数送到专用的维护工具以图形方式显示趋势。
4.2.21.5.6 AVR 的调压范围，发电机空载时能在 20-110%额定电压范围内稳定平滑调节，整定电压
的分辨率应不大于额定电压的 0.2%。手动调压范围，下限不得高于发电机空载电压的 10%，上限不得低
于发电机额定励磁电压的 110%。
4.2.21.5.7 发电机调差率为±10%连续可调。
4.2.21.5.8 在发电机空载运行状态下，AVR 调压速度应不大于 1%额定电压/秒；不小于 0.3%额定
电压/秒。
AVR 电压测量单元的时间常数应不大于 30 毫秒。
自动电压调整精度：≤±0.5%。
4.2.21.5.9 AVR 应装设下列辅助功能：
1． 远方就地给定装置；
2． 无功电流和有功电流补偿（无功电流和有功电流补偿率可在±15%内以 0.1%步进调节）；
3．过励磁限制；
4．过励磁保护；
5．顶值电流瞬时限制；
6．低励磁限制；
7．低励磁保护；
8．定子过电流限制；
9．电力系统稳定器（加速功率型 PSS,如 IEEE Std.421 中 PSS2A 和 PSS2B 型 PSS，以防止发生反
调。具有 PSS 试验用模拟量输入接口）；
10．过流保护；
11．PT 电压不平衡检测保护功能；
删除[18963]: 采购删除[18963]: 独立删除[18963]: （二联会确定）厂家答复：AVR 每个自动调节器都已含有一个手动通道作为备用，此外无需再设置一个独立手动励磁调节单元。其余理解并承诺。上饶电厂答复：按招标文件执行，最终励磁系统确定阶段落实。标前澄清48 条已答复。结论：执行招标文件。删除[18963]:
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12．V/Hz 限制（具有定时限和反时限两种功能）及保护；
13．恒无功控制器；
14．误强励检测及保护；
15．失脉冲检测；
16.PT 慢熔检测
过励磁限制单元应能与发电机转子绕组发热特性匹配的反时限特性；低励限制特性应由系统静稳定
极限和发电机端部发热限制条件确定；电压频率比限制特性应与发电机和主变压器铁芯的过励磁特性匹
配，发电机动态过程中的励磁调节不受此限制。
4.2.21.5.10 应设置至少二路相互独立的 AVR 工作电源，其中一路取自电厂直流系统,另一路取自
厂用电或不间断电源。AVR 柜内配置相应的电源转换和切换装置。
4.2.21.5.11 自动励磁调节器内部任一元件故障时，不应造成发电机停机，其投入率（含附加单
元）不应低于 99％。
4.2.21.5.12 自动励磁调节器应具有 AVC（自动电压控制）接口，有与 ASS 和 DEH，保护，DCS 直
接连接的硬接线接口，并留有通讯接口（RS485、RS232 或以太网）与 DCS 系统实现数字接口。
4.2.21.5.13 AVR 柜如采用强迫通风，冷却风机故障时仍可保证 AVR 正常运行，柜体内的保护接地
和工作接地分开。AVR 柜体的防护等级为 IP42。柜内应设照明及空间加热器，空间加热器应可根据柜内
温度及湿度实现自动控制。（二联会确定）
4.2.21.5.14 AVR 屏有转子平均温度就地显示功能，并可提供 4－20mA 信号接至 DCS 系统。
4.2.21.5.15 AVR 柜上设置就地 PSS 投入、退出功能开关。
4.2.21.6.灭磁装置及转子过电压保护技术要求
4.2.21.6.1 励磁回路中，装设性能良好、动作可靠的自动灭磁装置。试验维护简单，对发电机任
何负载均能可靠灭磁，强励状态下灭磁时发电机转子过电压值不超过 4～6 倍额定励磁电压值。
发电机灭磁应采用逆变灭磁和开关灭磁两种方式。灭磁装置应在发电机正常或内部故障的情况下可
靠动作灭磁。正常停机时采用逆变灭磁。
4.2.21.6.2 灭磁采用高性能的进口直流灭磁开关，灭弧容量足够，具有较高弧压水平，能满足发
电机在各种工况下进行灭磁时，不会造成发电机、灭磁装置、灭磁开关等设备损坏。灭弧性能良好，其
性能符合国家和电力行业的最新标准，能与发电机组性能和励磁系统其他设备良好匹配。灭磁开关在操
作电压额定值的 80%时可靠合闸，在 30～65%之间可靠分闸，辅助触头不少于 8 常开 8 常闭。
4.2.21.6.3 灭磁电阻可采用非线性电阻（但不采用 Zno 非线性电阻）。灭磁电阻值可为磁场电阻
热态值的 2-3 倍。灭磁电阻容量应有 20%的裕度。灭磁电阻分散性不大于±10%。应保证在空载误强励
时转子绕组无损坏，灭磁电阻能正常运行。
4.2.21.6.4 在可控硅整流桥交流侧、直流侧及发电机转子侧应同时装设过电压保护装置，具有合
适的能容值，用以保护可控硅及发电机转子。发电机转子过电压保护装置应简单可靠，动作电压值应高
于强励后灭磁时的过电压值及异步运行时的过电压值，低于出厂试验时转子绕组耐压试验幅值的 70%。
删除[18963]: 采购正文, 缩进: 首行缩进: 7.4毫米,行距:1.5 倍行距
设置格式[Editor]:
删除[18963]: 二联会确定厂家答复：AVR 柜体的防护等级不低于IP42；其余理解并承诺。同此条4.2.21.3.19上饶电厂答复：按招标文件执行，最终励磁系统确定阶段落实。未列差异。结论：执行招标文件。删除[18963]:
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动作电压的分散性不大于±10%。励磁装置的硅元件或可控硅元件以及其他设备应能承受直流侧短路故
障、发电机滑极、异步运行等工况而不损坏。
4.2.21.6.5 灭磁主回路绝缘水平不低于发电机转子绕组的绝缘水平，二次回路绝缘水平达到国家
标准，并具备抗干扰能力。
4.2.21.6.6 额定和强励电流下的灭磁过电压峰值不应超过出厂绝缘耐压有效值的 40%。
4.2.21.6.7 灭磁开关设有相互独立的双跳闸线圈。灭磁开关合闸回路预留外部联锁接口。
4.2.21.7．励磁变压器技术要求
4.2.21.7.1 励磁变压器采用三个单相环氧注式薄绝缘干式变压器。一次绕组按 35kV 等级考虑绝
缘，绝缘等级为 H 级，按 B 级温升考核。考虑整流负载，其容量在额定容量基础上还设计有 14%容量的
裕量（3×3300kVA），满足磁场强励和发电机的全部工况要求。励磁变压器装于变压器柜内，制造厂在
设计变压器时充分考虑变压器的散热要求。卖方提供励磁变共箱布置的尺寸和损耗数据，供买方选用。
励磁变压器效率不低于 99%。
4.2.21.7.2 初级额定电压必须与发电机机端电压等级相符，并按 105%额定电压设计。
4.2.21.7.3 次级额定电流应满足发电机可能低功率因数运行，按 1.1 倍额定励磁电流设计。
4.2.21.7.4 励磁变压器与封闭母线接口在励磁变压器柜进出线端子。高压侧套管间距不小于分支
母线套管尺寸。连接方式由卖方与封闭母线供应商在设计联络会上协调。
4.2.21.7.5 为防止高次谐波反馈到电力系统，初次级绕组间应设可靠的屏蔽层并引出接地。
4.2.21.7.6 励磁变压器设计充分考虑整流负载电流分量中高次谐波所产生的热量，使励磁变压器
温升在允许范围内，并能承受出口三相短路和不对称短路，而不产生有害变形。励磁变带外壳，防护等
级为 IP21。
4.2.21.7.7 励磁变压器能满足汽轮发电机空载试验时 130％额定机端电压的要求和发电机短路试
验 110%额定电流的要求。
4.2.21.7.8 励磁变压器的容量满足在 TMCR 工况下强励 2.25 倍、20s 的要求。提供励磁变压器容
量选择计算书。
4.2.21.7.9 励磁变在自然风冷状况下能满足各种运行工况，并且温升满足要求，同时励磁变装有
自动温度控制风扇，以备在必要时使用。
4.2.21.7.10 应设如下信号和保护装置：
变压器过热保护；
变压器过热报警；
过电流保护（发变组保护实现）；
差动保护（发变组保护实现）。
励磁变压器有测温装置，包括每相两个测温元件，既可就地显示温度，亦可提供超温报警及超温跳
闸信号干接点各 2 付供用户使用。温度就地显示采用数字显示并提供 4～20mA 模拟信号（三相绕组温
度）将温度送至 DCS 系统。
删除[18963]: 采购删除[Editor]: HF
设置格式[Editor]: 非突出显示删除[Editor]: 其容量在删除[18963]: 满足1.2 倍额定容量长期连续运行，设置格式[Editor]: 非突出显示删除[Editor]: 1
设置格式[Editor]: 非突出显示删除[Editor]:设置格式[Editor]: 突出显示删除[朱秀萍]:设置格式[18963]: 缩进: 首行缩进: 2 字符
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4.2.21.7.11 励磁变参数
型式 单相干式
容量 3×3300kVA
满载时的二次线电压
一次线电压 27kV(与发电机出口电压保持一致)
频率 50Hz
连接方式 Y/-11
阻抗
安装环境 户内
冷却方式 按自然冷却设计、考核
绝缘 H 级
高压侧每相设 4 组穿心式 CT，低压侧每相设 3 组 CT 供外部使用。高压侧 CT：
5P30/5P30/5P30/0.2，变比保护级 300/1A；测量级 150/1A，30/30/30VA；低压侧：0.2/5P30/5P30，变
比*/1A（待定），30/30/30VA。最终参数待设计联络会确定。变压器应配有专门的电流互感器二次端子
箱（如单相变），端子箱的安装高度应便于在地面上进行就地维护。箱体应采用 2.5mm 不锈钢板，防护
等级为 IP55。
4.2.21.7.12 励磁变带外壳、带风扇，能在-5℃～+50℃的环境温度下连续正常运行，运行温度不
得超过 100℃，风箱底部设计安装抽风机，损耗小于国标要求。励磁变的轴流风机具备在线更换功能。
按自然冷却设计、考核，在风机不投入等任何情况下，运行最大温升应不超过 100K。如果采用单相
变，卖方应提供三台励磁变之间高、低压侧连接用导体，导体采用铜排，铜排装有热缩套。高压侧套管
布置应具有足够的相间距和相应的法兰以满足与封母排垂直相连，低压侧出线端应有相应出线盒，以便
与封母排端头联接。励磁变压器与发电机接口在励磁变压器柜进出线法兰出口，变压器内部所有结构及
绕组接线均由卖方负责。
4.2.21.7.13 励磁变压器装设铁芯温度在线监视装置。
4.2.21.8 励磁母线（删除）
4.2.21.9 起励回路技术要求
4.2.21.9.1 采用经厂用电三相 380V AC 整流启励方式。起励电源满足发电机建压大于 10%额定电
压的要求。
4.2.21.9.2 起励变压器的二次侧电压值应确保 AVR 可正常投入正常工作。
4.2.21.9.3 起励回路为短时工作制，允许间隔 5 分钟通电启动一次。
4.2.21.9.4 当发电机电压上升到规定值（10%）时，起励回路自动脱开。起励回路应设逆止二极
管。起励失败时，起励回路亦能自动退出。
4.2.21.9.5 设“起励”、“起励复归”和“起励失败”远方讯号。
删除[18963]: 采购删除[Editor]:
删除[Editor]: HF
删除[Editor]: 宜设置格式[Editor]: 缩进: 左侧: 0 毫米, 首行缩进:0字符设置格式[Editor]: 非突出显示
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4.2.21.9.6 起励回路技术参数：
交流外供电源 380V（AC）
起励电源功率 二联会确定
4.2.21.10 主要接口要求
4.2.21.10.1 开关量信号
除提供与电厂计算机监控系统的通讯接口（RS485）外，还提供如下与 DCS 的硬接线接口，包括但
不限于此：
1． 开关量输出信号（无源干接点，接点容量：DC220V 1A）
AVR 投入/退出
AVR 自动操作模式
AVR 手动操作模式
AVR 功率因数调节器投入/退出
AVR 恒无功调节器投入/退出
AVR 欠励限制器动作
AVR 过励限制器动作
AVR 欠励限制器投入
AVR 过励限制器投入
强励动作
AVR 本地控制
AVR 远程控制
PSS 投入
PSS 退出
励磁过电压
励磁电流低
AVR 恒无功功率方式
AVR 恒功率因数方式
AVR 切换就绪
AVR 通道故障
励磁脉冲触发故障
AVR 综合报警
整流柜故障
灭磁开关合闸位置
灭磁开关分闸位置
灭磁开关控制回路断线
删除[18963]: 采购
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灭磁开关就地/远方选择开关在远方位置
励磁变压器温度高
PT 断线
励磁系统交流电源故障
励磁系统直流电源故障
起励失败
起励复归
AVR 设定值最高点；
AVR 设定值最低点；
AVR 切换就绪；
备用 AVR 投入；
2． 外部控制量输入信号
接通励磁
关断励磁
选择 AVR 自动操作模式
选择 AVR 手动操作模式
接通/关断功率因数调节器
选择恒无功功率方式
选择恒功率因数方式
投入 PSS
退出 PSS
增磁
减磁
发变组保护减励磁（连续量）；
3．其它接口
AGC 闭锁 PSS 接口；
提供 PSS 试验干扰信号输入接口；
提供调试用通信接口（含软件，满足现场调试、整定要求）；
所有保护信号除就地显示外都有两对电气上独立的接点，接在端子上，以便与远方监控设备连接。
以上信号不限于此，二联会确定。
4.2.21.10.2 接口与仪表
1． 灭磁开关辅助接点提供励磁装置外部使用的不少于 8 开 8 闭。
2． 将提供包括测量在内的下列远传模拟信号:
删除[18963]: 采购
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励磁电流：励磁电流提供至少五对模拟量输出分别用于测量发电机励磁电流和强励电流，相应按此
原则配置变送器和分流器。变送器输出范围 4-20mA，精度 0.2 级。
励磁电压：5 路输出，输出范围 4-20mA，精度 0.2 级。
3．励磁电压经熔断器及分压后输出不高于 100V 信号接口供发变组保护及故障录波用。
4．在灭磁开关两侧各提供一个录波信号送至端子供励磁电流故障录波采样用。（录波采样可采用
霍尔元件或其它方式）
5．在就地有必要的参数显示,如励磁电压、励磁电流等。
6. 卖方负责提供交、直流励磁母线计算的相关资料。
7. 励磁系统有在线检测和故障录波功能，当接入机组故障录波器、同步相量测量装置（PMU）等监
测系统的励磁电流和励磁电压信号采用变送器输出时，励磁电压输出信号应有一定负值量显示，正向输
出信号最大值应不低于额定励磁电压的 2 倍；励磁电流输出信号最大值应不低于额定励磁电流的 2 倍，
励磁调节器 PMU 调节器接口满足电网要求。
8.提供与 PMU 的所连接的信号，包括但不限于此（满足源网动态性能在线监测技术规范（Q/GDW
11538-2016）要求）。
4.2.21.11 温度、湿度及盘柜结构要求
4.2.21.11.1 励磁系统设备应能在电厂所在地最恶劣的条件-10℃～+45℃环境温度下可靠、连续安
全运行；也能在湿度最大的月份下，月平均最大相对湿度为 90%，同时该月平均最低温度为 25℃的环境
下可靠、连续安全运行。
4.2.21.11.2 励磁整流柜应保证能在-10℃～+45℃温度的汽机房运转层环境下连续运行而不产生过
热；同时，当二个支路退出运行时也能保证在-10℃～+45℃温度的汽机房运转层环境下连续运行而不产
生过热。
4.2.21.11.3 励磁调节柜和灭磁开关柜内均设自动除湿装置。
4.2.21.11.4 柜体结构要求全封闭型。盘柜的前后门有永久牢固的标牌；机柜具有足够的强度能经
受住搬运、安装产生的所有应力，保证不变形，钢板厚度不低于 2.5mm；机柜内的支撑件具有足够的强
度，保证不变形。
4.2.21.11.5 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%的扩展空间。盘柜的色标由买方确认。柜体
端子：接线端子应选用国内或国际知名牌的系列端子，阻燃等级为 V0 级。电流回路导体的截面积为
4mm
2，控制电源回路导体的截面积为 2.5mm
2，其余回路导体的截面积为 1.5mm
2。
4.2.21.12 励磁系统供货范围
4.2.21.12.1 概述
卖方设计、制造、供货的励磁系统设备在技术上必须是先进和成熟的，经过中国电力系统运行考验
的，未造成系统事故的成套、完整的设备，并提供施工、检修和正常运行时所需要的技术文件、部件、
材料、备品备件和专用工具。
删除[18963]: 采购正文, 缩进: 首行缩进: 7.4毫米,行距:1.5 倍行距
设置格式[Editor]:
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励磁系统的供货分界点在励磁柜交直流进出线端子或法兰上；励磁变压器的供货分界点在励磁变高
低压侧法兰上。
卖方所提供的重要外购件应提供三个同一档次、同一个技术水平和质量标准的通用的主流产品的知
名的生产厂家，进口设备或模块或部件亦是，设备外购件型号、厂商在技术协议中明确。
删除
本技术协议未详细列尽励磁需要所有的设备，卖方应提供本工程 1000MW 机组励磁系统所需完整的
成套设备。
4.2.21.12.2 励磁系统主要设备如下
1．励磁变压器及温控设备（含励磁变高低压侧 CT、变压器外壳） 1 套/机
2．可控硅整流装置 1 套/机
3．灭磁及转子过电压保护装置 1 套/机
4．自动励磁调节装置 1 套/机
5．启励装置 1 套/机
6．卖方所供盘柜间的连接电缆（阻燃铠装屏蔽电缆） 1 套/机
7. 删除
8. 励磁滑环出风口至碳粉收集装置的出风道
9．励磁系统所需要的其它附属设备
10．柜体数可由卖方按技术协议要求的系统提供。
4.2.21.12.3 专用工具
专用工具原则上两机配一套。卖方应提供励磁系统安装、调试、维护、试验所需的专用工具清单，
并分项报价。
4.2.21.12.4 备品备件（两台机共用）
序号 项目名称 规格型号 单位 数量 生产厂家
1 快速熔断器 只 6
2 整流柜冷却风扇 只 2
3
AVR 控制插件（包括电源插
件）
套 1
4 触发脉冲板 套 1
5 磁场开关灭弧罩 套 1
6 磁场开关分闸线圈 套 1
7 磁场开关合闸线圈 套 1
8 磁场开关辅助接点 套 1
9 各型指示灯 套 1
10 各型控制熔断器 套 2
11 励磁系统变送器 套 1
12 励磁可控硅整流元件 个 6
13 低噪音冷却风机和风扇 套 1
14 各类型继电器 套 1
删除[18963]: 采购删除[18963]: ，交直流励磁母线建议由买方设计供货
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4.2.21.12.5 进口件清单
4.2.21.12.6 技术资料
4.2.21.12.6.1 技术说明书（包括励磁系统设备（包括励磁变压器、磁场断路器、灭磁电阻、整流
装置/元件）详细特性参数）；
4.2.21.121.6.2. 励磁系统设备清单、文件和图纸清单；
4.2.21.12.6.3 励磁系统一次原理图和励磁调节的型式试验动模报告，以说明励磁调节的总体性
能；
4.2.21.12.6.4 灭磁装置原理图，安装接线图；
4.2.21.12.6.5 励磁调节器原理图（包括励磁调节器详细的传递函数模型及参数，包括 PSS 传递函
数框图）、安装接线图、端子接线图及组装图；
4.2.21.12.6.6 励磁设备外形图（含励磁变、励磁调节屏、操作屏、功率屏、灭磁屏、交直流励磁
母线等）、安装图；
4.2.21.12.6.7 励磁特性曲线；
4.2.21.12.6.8 励磁调节器使用说明书及调试大纲；
4.2.21.12.6.9 励磁设备发热量（按单个设备）及对安装环境的要求；
4.2.21.12.6.10 质保体系的有关文件及贯彻 GB/T19000（或 ISO9000 系列）标准的认证书；
4.2.21.12.6.11 性能保证值和有“*”标记条款的的技术支持文件。
4.2.21.12.6.12 配合工程设计的资料与图纸
卖方在技术协议签订后 15 天内，向买方及设计院提供按国标 GB/T7064-2017 附录 C 规定的下列安
装图纸及技术文件各 2 套供确认，此外提供电子文件各 1 套（图形文件采用 AutoCAD2000，技术文件采
用 Microsoft office）：
1． 励磁系统设备清单、文件和图纸清单、联系窗口清单（含地址、联系人、电话、传真）；
2． 励磁系统原理图、励磁调节器原理图、励磁装置原理图及其接线图及安装图；
3． 励磁变压器总装图和励磁变压器安装图；
4． 励磁变压器套管 CT 接线端子图；
5． 励磁变压器端子箱二次接线图、外形图及安装图；
6． 励磁变压器测量保护设备接线图。
15 整流柜阻容保护器 套 4
序号 名 称 规格型号 数量 产地 生产厂家 备注
1 整流功率模块
2 灭磁开关
3 碳化硅消能电阻（若有）
4 基准频率发生器模块
5 低噪音冷却风机和风扇
（整流柜风机）
6 整流柜阻容保护器
删除[18963]: 采购16
励磁系统配套调试电脑及软件台
1
删除[18963]:
华能南通（通州湾）2×100 万千瓦大型清洁高效煤电项目发电机及其附属设备技术协议
50
7． 整流柜散热风道法兰接口资料及冷却风机容量或散热风量（采用风冷时）
8． 交直流励磁母线外形图
9． 励磁设备基础荷重图、留孔埋件图
10． 励磁系统与 DCS 的接口说明
11． 转子过电压保护原理图、接线图及安装接线图
12． 卖方应提供所有进口设备及元器件的完整资料
13． 卖方提供励磁系统传递函数。
14. 励磁调节器部件试验报告、整组试验报告和调试大纲
4.2.21.12.6.13 设备监造检验所需要的技术资料
卖方须提供满足合同设备监造检验/见证所需的技术资料。
4.2.21.12.6.14 出厂及安装、调试、试运、机组性能试验和运行维护所需的技术资料
出厂前 1 周，卖方应用特快专递向买方提供下列完整的图纸资料技术文件各 5 份/每台机及 2 套电
子版本/每台机（卖方提出具体细化清单和要求，买方确认）包括但不限于：
励磁系统技术数据表：
序
号
名 称 单 位 设计值 试验值 保证值 备 注
1 额定励磁电压 V 443
2 额定励磁电流 A 5932
3 空载时励磁电压 V 145
4 空载时励磁电流 A 1974
5 强励电压倍数 2.25 机端电压
额定时
6 强励电流倍数 2
7 允许强励时间 s 20
8 自然/强迫灭磁时间常数 s 2.9
9 电压测量时间常数 ms <20
10 电压响应时间 s >0. 1
11 电压静差率 % ±1
12 调差率范围 % ±15
13 空载时阶跃响应：
阶跃量 % 5
超调量 % >30
振荡次数 次 >3
上升时间 s >0.5
调节时间 s >5
14 额定负载时阶跃响应：
阶跃量 % 1-4
有功功率波动次数 次 >5
阻尼比 >0.1
调节时间 S >10
15 开环频率特性：
增益裕量Gm dB 6
删除[18963]: 采购
