浙江建安工程项目
项目概况
淳安县铜山二级电站生产设备（含安装）技改增效采购项目招标项目（非政府采购）的潜在投标人应在乐采云平台（https://www.lecaiyun.com）获取（下载）招标文件，并于2025年3月31日9点30分00秒（北京时间）前递交（上传）投标文件。
一、项目基本情况
项目编号：ZJJA2025-06号
项目名称：淳安县铜山二级电站生产设备（含安装）技改增效采购项目
预算金额（元）：4693773.00
最高限价（元）：4693773.00
采购需求：淳安县铜山二级电站生产设备（含安装）技改增效采购项目，主要内容具体以招标文件第三部分采购需求为准，供应商可点击本公告下方“浏览采购文件”查看采购需求。
合同履约期限：自签订合同之日起180天内完成项目产品供货、安装调试等所有服务。
本项目接受联合体投标：否。
二、申请人的资格要求：
1、具有独立承担民事责任的能力；
2、具有良好的商业信誉和健全的财务会计制度；
3、具有履行合同所必需的设备和专业技术能力；
4、有依法缴纳税收和社会保障资金的良好记录；
5、参加采购活动前三年内，在经营活动中没有重大违法记录（包括在本平台交易中无串标、提供虚假资料等记录）；
6、未被“信用中国”（www.creditchina.gov.cn)、中国政府采购网（www.ccgp.gov.cn）列入失信被执行人、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；
7、法律、行政法规规定的其他条件；
8、本项目的特定资格要求：无；
9、以联合体形式投标的，提供联合协议(本项目不接受联合体投标或者投标人不以联合体形式投标的，则不需要提供) ；
10、单位负责人为同一人或者存在直接控股、管理关系的不同供应商，不得参加同一合同项下的采购活动；为采购项目提供整体设计、规范编制或者项目管理、监理、检测等服务后不得再参加该采购项目的其他采购活动。
三、获取招标文件
时间：/至2025年3月17日，每天上午00:00至12:00 ，下午12:00至23:59（北京时间，线上获取法定节假日均可，线下获取文件法定节假日除外）
地点（网址）：乐采云平台（www.lecaiyun.com/）
方式：供应商登录乐采云平台www.lecaiyun.com在线申请获取采购文件（进入“项目采购”应用，在获取采购文件菜单中选择项目，申请获取采购文件）。
售价（元）：0
四、提交投标文件截止时间、开标时间和地点
提交投标文件截止时间：2025年3月31日9点30分00秒（北京时间）
投标地点（网址）：乐采云平台（www.lecaiyun.com）
开标时间：2025年3月31日9点30分00秒
开标地点（网址）“乐采云平台（www.lecaiyun.com）”实行在线开标响应。
五、公告期限
自本公告发布之日起5个工作日。
六、其他补充事宜
- 供应商认为招标文件使自己的权益受到损害的，可以自获取招标文件之日或者招标文件公告期限届满之日（公告期限届满后获取招标文件的，以公告期限届满之日为准）起7个工作日内，以书面形式向采购人和采购代理机构提出质疑。质疑供应商对采购人、采购代理机构的答复不满意或者采购人、采购代理机构未在规定的时间内作出答复的，可以在答复期满后十五个工作日内向业主单位的纪检监察部门投诉。质疑函范本、投诉书范本请到浙江政府采购网下载专区下载。
2.其他事项：（1）电子招投标的说明：①电子招投标：本项目以数据电文形式，依托“乐采云平台（www.lecaiyun.com）”进行招投标活动，不接受纸质投标文件；②投标准备：注册账号--点击“商家注册（https://middle.lecaiyun.com/v-settle-front/enter/accountNew?settleCategory=1&entranceType=150&utm=luban.luban-PC-3677.ct001.10.cfc25940300e11eea83497f4ab63b17d），进行供应商资料填写；申领CA数字证书---申领流程详见“浙江政府采购网-下载专区-电子交易客户端-CA驱动和申领流程”（https://zfcg.czt.zj.gov.cn/luban/detail?parentId=600030&articleId=8usMobfHBXp2GJnjOIZ0EA%3D%3D&utm=luban.luban-PC-37000.979-pc-websitegroup-zhejiang-secondPage-front.3.01412d50301111eea4a9272df37c6142）；安装“乐采云电子交易客户端”----前往“浙江企业采购信息服务网-在线下载-电子交易客户端”进行下载安装（https://b.zhengcaiyun.cn/luban/category?parentId=550045&childrenCode=qicaiCategory17&utm=luban.luban-PC-39026.959-pc-websitegroup-navBar-front.8.233654f0300f11ee9e63571a3f42cf10，若已安装政采云电子交易客户端，无需重新安装乐采云电子交易客户端，乐采云和政采云电子交易客户端可通用）；③招标文件的获取：使用账号登录或者使用CA登录乐采云平台；进入“项目采购”应用，在获取采购文件菜单中选择项目，获取招标文件；④投标文件的制作：在“乐采云电子交易客户端”中完成“填写基本信息”、“导入投标文件”、“标书关联”、“标书检查”、“电子签名”、“生成电子标书”等操作；⑤采购人、采购代理机构将依托乐采云平台完成本项目的电子交易活动，平台不接受未按上述方式获取招标文件的供应商进行投标活动； ⑥对未按上述方式获取招标文件的供应商对该文件提出的质疑，采购人或采购代理机构将不予处理；⑦不提供招标文件纸质版；⑧投标文件的传输递交：投标人在投标截止时间前将加密的投标文件上传至乐采云平台，还可以在投标截止时间前以邮件方式递交备份投标文件1份。备份投标文件的制作、存储、密封详见招标文件第二部分第8点—“备份投标文件”；⑨投标文件的解密：投标人按照平台提示和招标文件的规定在半小时内完成在线解密。通过“乐采云平台”上传递交的投标文件无法按时解密，投标供应商递交了备份投标文件的，以备份投标文件为依据，否则视为投标文件撤回。通过“乐采云平台”上传递交的投标文件已按时解密的，备份投标文件自动失效。投标人仅提交备份投标文件，未在电子交易平台传输递交投标文件的，投标无效；⑩具体操作指南：详见:乐采云平台“服务中心-帮助文档-项目采购-电子招投标操作指南-供应商”。（2）招标文件公告期限与招标公告的公告期限一致。
七、对本次采购提出询问、质疑、投诉，请按以下方式联系
1.采购人信息
名 称：淳安枫树岭水力发电有限责任公司
地 址：浙江省杭州市淳安县枫树岭镇所在地
项目经办人：郑如成
联系电话：0571-64832956
2.采购代理机构信息
名称：浙江建安工程管理有限公司
地址：淳安县千岛湖镇青春路2号3楼
项目联系人（询问）：吴宝财
项目联系方式（询问）：0571-65066887
3.采购单位纪检监察部门
名称：淳安千岛湖农业发展集团有限公司监管部门
地址：浙江省杭州市淳安县千岛湖镇新安东路467号
联系人：曹南丰
监督投诉电话：13989869323
若对项目采购电子交易系统操作有疑问，可登录乐采云（https://www.lecaiyun.com/），点击右侧咨询小采，获取采小蜜智能服务管家帮助，或拨打政采云有限公司服务热线95763获取热线服务帮助。
CA问题联系电话（人工）：汇信CA 400-888-4636；天谷CA 400-087-8198。
附件信息：
淳安县铜山二级电站生产设备（含安装）技改增效采购项目
公开招标
（非政府采购）（电子招投标）
招
标
文
件
（项目编号：ZJJA2025-06号）
采购单位：淳安枫树岭水力发电有限责任公司
代理机构：浙江建安工程管理有限公司
| 采购单位确认（公章）：该采购文件已经我单位审核确认。法定代表人或其代理人（签字或盖章）：日期：2025年 月 日 | 代理机构审核（公章）：同意发布法定代表人或其代理人（签字或盖章）：日期：2025年 月 日 |
目录
第一部分招标公告
第二部分投标人须知
第三部分采购需求
第四部分评标办法
第五部分拟签订的合同文本
第六部分应提交的有关格式范例
第一部分招标公告
项目概况
淳安县铜山二级电站生产设备（含安装）技改增效采购项目招标项目（非政府采购）的潜在投标人应在乐采云平台（https://www.lecaiyun.com）获取（下载）招标文件，并于2025年3月31日9点30分00秒（北京时间）前递交（上传）投标文件。
一、项目基本情况
项目编号：ZJJA2025-06号
项目名称：淳安县铜山二级电站生产设备（含安装）技改增效采购项目
预算金额（元）：4693773.00
最高限价（元）：4693773.00
采购需求：淳安县铜山二级电站生产设备（含安装）技改增效采购项目，主要内容具体以招标文件第三部分采购需求为准，供应商可点击本公告下方“浏览采购文件”查看采购需求。
合同履约期限：自签订合同之日起180天内完成项目产品供货、安装调试等所有服务。
本项目接受联合体投标：是；否。
2、申请人的资格要求：
1、具有独立承担民事责任的能力；
2、具有良好的商业信誉和健全的财务会计制度；
3、具有履行合同所必需的设备和专业技术能力；
4、有依法缴纳税收和社会保障资金的良好记录；
5、参加采购活动前三年内，在经营活动中没有重大违法记录（包括在本平台交易中无串标、提供虚假资料等记录）；
6、未被“信用中国”（www.creditchina.gov.cn)、中国政府采购网（www.ccgp.gov.cn）列入失信被执行人、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；
7、法律、行政法规规定的其他条件；
8、本项目的特定资格要求：无；有
9、以联合体形式投标的，提供联合协议(本项目不接受联合体投标或者投标人不以联合体形式投标的，则不需要提供)；
10、单位负责人为同一人或者存在直接控股、管理关系的不同供应商，不得参加同一合同项下的采购活动；为采购项目提供整体设计、规范编制或者项目管理、监理、检测等服务后不得再参加该采购项目的其他采购活动。
三、获取招标文件
时间：/至2025年3月17日，每天上午00:00至12:00，下午12:00至23:59（北京时间，线上获取法定节假日均可，线下获取文件法定节假日除外）
地点（网址）：乐采云平台（www.lecaiyun.com/）
方式：供应商登录乐采云平台www.lecaiyun.com在线申请获取采购文件（进入“项目采购”应用，在获取采购文件菜单中选择项目，申请获取采购文件）。
售价（元）：0
四、提交投标文件截止时间、开标时间和地点
提交投标文件截止时间：2025年3月31日9点30分00秒（北京时间）
投标地点（网址）：乐采云平台（www.lecaiyun.com）
开标时间：2025年3月31日9点30分00秒
开标地点（网址）“乐采云平台（www.lecaiyun.com）”实行在线开标响应。
五、公告期限
自本公告发布之日起5个工作日。
六、其他补充事宜
1.供应商认为招标文件使自己的权益受到损害的，可以自获取招标文件之日或者招标文件公告期限届满之日（公告期限届满后获取招标文件的，以公告期限届满之日为准）起7个工作日内，以书面形式向采购人和采购代理机构提出质疑。质疑供应商对采购人、采购代理机构的答复不满意或者采购人、采购代理机构未在规定的时间内作出答复的，可以在答复期满后十五个工作日内向业主单位的纪检监察部门投诉。质疑函范本、投诉书范本请到浙江政府采购网下载专区下载。
2.其他事项：（1）电子招投标的说明：①电子招投标：本项目以数据电文形式，依托“乐采云平台（www.lecaiyun.com）”进行招投标活动，不接受纸质投标文件；②投标准备：注册账号--点击“商家注册（https://middle.lecaiyun.com/v-settle-front/enter/accountNew?settleCategory=1&entranceType=150&utm=luban.luban-PC-3677.ct001.10.cfc25940300e11eea83497f4ab63b17d），进行供应商资料填写；申领CA数字证书---申领流程详见“浙江政府采购网-下载专区-电子交易客户端-CA驱动和申领流程”（https://zfcg.czt.zj.gov.cn/luban/detail?parentId=600030&articleId=8usMobfHBXp2GJnjOIZ0EA%3D%3D&utm=luban.luban-PC-37000.979-pc-websitegroup-zhejiang-secondPage-front.3.01412d50301111eea4a9272df37c6142）；安装“乐采云电子交易客户端”----前往“浙江企业采购信息服务网-在线下载-电子交易客户端”进行下载安装（https://b.zhengcaiyun.cn/luban/category?parentId=550045&childrenCode=qicaiCategory17&utm=luban.luban-PC-39026.959-pc-websitegroup-navBar-front.8.233654f0300f11ee9e63571a3f42cf10，若已安装政采云电子交易客户端，无需重新安装乐采云电子交易客户端，乐采云和政采云电子交易客户端可通用）；③招标文件的获取：使用账号登录或者使用CA登录乐采云平台；进入“项目采购”应用，在获取采购文件菜单中选择项目，获取招标文件；④投标文件的制作：在“乐采云电子交易客户端”中完成“填写基本信息”、“导入投标文件”、“标书关联”、“标书检查”、“电子签名”、“生成电子标书”等操作；⑤采购人、采购代理机构将依托乐采云平台完成本项目的电子交易活动，平台不接受未按上述方式获取招标文件的供应商进行投标活动；⑥对未按上述方式获取招标文件的供应商对该文件提出的质疑，采购人或采购代理机构将不予处理；⑦不提供招标文件纸质版；⑧投标文件的传输递交：投标人在投标截止时间前将加密的投标文件上传至乐采云平台，还可以在投标截止时间前以邮件方式递交备份投标文件1份。备份投标文件的制作、存储、密封详见招标文件第二部分第8点—“备份投标文件”；⑨投标文件的解密：投标人按照平台提示和招标文件的规定在半小时内完成在线解密。通过“乐采云平台”上传递交的投标文件无法按时解密，投标供应商递交了备份投标文件的，以备份投标文件为依据，否则视为投标文件撤回。通过“乐采云平台”上传递交的投标文件已按时解密的，备份投标文件自动失效。投标人仅提交备份投标文件，未在电子交易平台传输递交投标文件的，投标无效；⑩具体操作指南：详见:乐采云平台“服务中心-帮助文档-项目采购-电子招投标操作指南-供应商”。（2）招标文件公告期限与招标公告的公告期限一致。
七、对本次采购提出询问、质疑、投诉，请按以下方式联系
1.采购人信息
名称：淳安枫树岭水力发电有限责任公司
地址：浙江省杭州市淳安县枫树岭镇所在地
项目经办人：郑如成
联系电话：0571-64832956
2.采购代理机构信息
名称：浙江建安工程管理有限公司
地址：淳安县千岛湖镇青春路2号3楼
项目联系人（询问）：吴宝财
项目联系方式（询问）：0571-65066887
3.采购单位纪检监察部门
名称：淳安千岛湖农业发展集团有限公司监管部门
地址：浙江省杭州市淳安县千岛湖镇新安东路467号
联系人：曹南丰
监督投诉电话：13989869323
若对项目采购电子交易系统操作有疑问，可登录乐采云（https://www.lecaiyun.com/），点击右侧咨询小采，获取采小蜜智能服务管家帮助，或拨打政采云有限公司服务热线95763获取热线服务帮助。
CA问题联系电话（人工）：汇信CA400-888-4636；天谷CA400-087-8198。
第二部分投标人须知
前附表
| 序号 | 事项 | 本项目的特别规定 |
| 1 | 项目属性 | 货物类。 |
| 2 | 是否允许采购进口产品 | 本项目不允许采购进口产品。☐可以就 采购进口产品。 |
| 3 | 分包 | A同意将非主体、非关键性的 工作分包。 B不同意分包。 |
| 4 | 开标前答疑会或现场考察 | A不组织。☐B组织，时间： ,地点： ，联系人： ，联系方式： 。 |
| 5 | 样品提供 | A不要求提供。B要求提供。（1）样品： （2）样品制作的标准和要求： ；（3）样品的评审方法以及评审标准：详见 ；（4）是否需要随样品提交检测报告：否；☐是，检测机构的要求： ；检测内容： 。（5）提供样品的时间： 。请投标人在上述时间内提供样品并按规定位置安装完毕。超过截止时间的，采购人或采购代理机构将不予接收，并将清场并封闭样品现场。 (6)采购活动结束后，对于未中标人提供的样品，采购人、采购代理机构将通知未中标人在规定的时间内取回，逾期未取回的，采购人、采购代理机构不负保管义务；对于中标人提供的样品，采购人将进行保管、封存，并作为履约验收的参考。（7）制作、运输、安装和保管样品所发生的一切费用由投标人自理。 |
| 6 | 方案讲解演示 | A不组织。☐B组织。注：因投标人自身原因导致无法演示或者演示效果不理想的，责任自负。 |
| 7 | 投标人应当提供的资格、资信证明文件 | （1）资格证明文件：见招标文件第二部分10.1。投标人未提供有效的资格证明文件的，视为投标人不具备招标文件中规定的资格要求，投标无效。 |
| （2）资信证明文件：根据招标文件第四部分评标标准提供。 | ||
| 8 | 报价要求 | 有关本项目实施所需的所有费用（含税费）均计入报价。投标文件开标一览表（报价表）是报价的唯一载体，如投标人在乐采购云平台填写的投标报价与投标文件报价文件中开标一览表（报价表）不一致的，以报价文件中开标一览表（报价表）为准。投标文件中价格全部采用人民币报价。招标文件未列明，而投标人认为必需的费用也需列入报价。投标报价出现下列情形的，投标无效：投标文件出现不是唯一的、有选择性投标报价的；投标报价超过招标文件中规定的预算金额或者最高限价的；报价明显低于其他通过符合性审查投标人的报价，有可能影响产品质量或者不能诚信履约的，未能按要求提供书面说明或者提交相关证明材料证明其报价合理性的；投标人对根据修正原则修正后的报价不确认的。 |
| 9 | 备份投标文件送达地点和签收人员 | 本项目实行电子投标。1.供应商应准备电子投标文件、以介质存储的数据电文形式的备份投标文件两类：（1）电子投标文件，按乐采云平台项目采购-电子招投标操作指南及本招标文件要求递交。（2）以介质存储的数据电文形式的备份投标文件：按乐采云平台项目采购-电子招投标操作指南制作备份投标文件（后缀名为.bfbs），在投标截止时间前以电子邮件形式递交至(1057680823@qq.com)。（3）投标文件启用顺序和效力。投标文件的启用，按先后顺位分别为电子投标文件、以介质存储的数据电文形式的备份投标文件。顺位在先的投标文件已按时解密的，备份投标文件自动失效。▲未传输递交电子投标文件的，投标无效。▲未按规定提供相应的备份投标文件，造成项目开评标活动无法进行下去的，投标无效。 |
| 10 | 特别说明 | 联合体投标的，联合体各方分别提供与联合体协议中规定的分工内容相应的业绩证明材料，业绩数量以提供材料较少的一方为准。 |
| 联合体投标的，联合体各方均需按招标文件第四部分评标标准要求提供资信证明文件，否则视为不符合相关要求。联合体投标的，联合体中有一方或者联合体成员根据分工按招标文件第四部分评标标准要求提供资信证明文件的，视为符合了相关要求。 | ||
| 本招标文件的解释权属于采购单位和委托代理机构。 | ||
| 如发现投标单位提供虚假材料、围标串标等违法违规行为参与我县国有企业采购投标活动的，无论中标与否，将取消该投标单位在本平台三年的投标资格。 | ||
| 11 | 招标代理服务费 | 本项目的招标代理服务费由中标人一次性向招标代理机构交付，由淳安县产权经纪有限公司统一代收。本项目根据淳国资办[2021]32号文《淳安县国有资产监督管理办公室关于明确国有产权交易、货物与服务采购收费标准及费用分配的通知》收取招标代理费（收费附表见附件6），其余按实收取,本项目采购评审费由采购单位支付。名称：淳安县产权经纪有限公司账号：7991 8100 0497 25 开户行：杭州银行股份有限公司淳安支行联系人：江旭琴 联系电话：0571-64880506 |
| 12 | 备注 | 中标人中标后须提供给采购代理机构两份加盖公章的纸质投标文件(一正一副，副本是正本的复印件，与电子投标文件一致，如不一致，以电子投标文件为准)。 |
一、总则
1.适用范围
本招标文件适用于该项目的招标、投标、开标、资格审查及信用信息查询、评标、定标、合同、验收等行为（法律、法规另有规定的，从其规定）。
2.定义
2.1“采购人”系指招标公告中载明的本项目的采购人。
2.2“采购代理机构”系指招标公告中载明的本项目的采购代理机构。
2.3“投标人”系指是指响应招标、参加投标竞争的法人、其他组织或者自然人。
2.4“负责人”系指法人企业的法定负责人，或其他组织为法律、行政法规规定代表单位行使职权的主要负责人，或自然人本人。
2.5“电子签名”系指数据电文中以电子形式所含、所附用于识别签名人身份并表明签名人认可其中内容的数据；“公章”系指单位法定名称章。因特殊原因需要使用冠以法定名称的业务专用章的，投标时须提供《业务专用章使用说明函》（附件3）。
2.6“电子交易平台”系指本项目采购活动所依托的乐采云平台（https://www.lecaiyun.com/）。
2.7“▲”系指实质性要求条款，“”系指适用本项目的要求，“☐”系指不适用本项目的要求。
3.询问、质疑、投诉
3.1供应商询问
供应商对采购活动事项有疑问的，可以提出询问，采购人或者采购代理机构应当在3个工作日内对供应商依法提出的询问作出答复，但答复的内容不得涉及商业秘密。供应商提出的询问超出采购人对采购代理机构委托授权范围的，采购代理机构应当告知供应商向采购人提出。
3.2供应商质疑
3.2.1提出质疑的供应商应当是参与所质疑项目采购活动的供应商。潜在供应商已依法获取其可质疑的招标文件的，可以对该文件提出质疑。
3.2.2供应商认为招标文件、采购过程和中标结果使自己的权益受到损害的，可以在知道或者应知其权益受到损害之日起七个工作日内，以书面形式向采购人或者采购代理机构提出质疑，否则，采购人或者采购代理机构不予受理：
3.2.2.1对招标文件提出质疑的，质疑期限为供应商获得招标文件之日或者招标文件公告期限届满之日起计算。
3.2.2.2对采购过程提出质疑的，质疑期限为各采购程序环节结束之日起计算。3.2.2.3对采购结果提出质疑的，质疑期限自采购结果公告期限届满之日起计算。
3.2.3供应商提出质疑应当提交质疑函和必要的证明材料。质疑函应当包括下列内容：
3.2.3.1供应商的姓名或者名称、地址、邮编、联系人及联系电话；
3.2.3.2质疑项目的名称、编号；
3.2.3.3具体、明确的质疑事项和与质疑事项相关的请求；
3.2.3.4事实依据；
3.2.3.5必要的法律依据；
3.2.3.6提出质疑的日期。
供应商提交的质疑函需一式三份。供应商为自然人的，应当由本人签字；供应商为法人或者其他组织的，应当由法定代表人、主要负责人，或者其授权代表签字或者盖章，并加盖公章。
质疑函范本及制作说明详见附件1。
3.2.4对同一采购程序环节的质疑，供应商须在法定质疑期内一次性提出。
3.2.5采购人或者采购代理机构应当在收到供应商的书面质疑后七个工作日内作出答复，并以书面形式通知质疑供应商和其他与质疑处理结果有利害关系的采购当事人，但答复的内容不得涉及商业秘密。
3.2.6询问或者质疑事项可能影响采购结果的，采购人应当暂停签订合同，已经签订合同的，应当中止履行合同。
3.3供应商投诉
3.3.1质疑供应商对采购人、采购代理机构的答复不满意或者采购人、采购代理机构未在规定的时间内作出答复的，可以在答复期满后十五个工作日内向采购单位纪检监察部门提出投诉。
3.3.2供应商投诉的事项不得超出已质疑事项的范围，基于质疑答复内容提出的投诉事项除外。
3.3.3供应商投诉应当有明确的请求和必要的证明材料。
3.3.4以联合体形式参加采购活动的，其投诉应当由组成联合体的所有供应商共同提出。
3.3.5投诉书范本及制作说明详见附件2。
二、招标文件的构成、澄清、修改
4．招标文件的构成
4.1招标文件包括下列文件及附件：
4.1.1招标公告；
4.1.2投标人须知；
4.1.3采购需求；
4.1.4评标办法；
4.1.5拟签订的合同文本；
4.1.6应提交的有关格式范例。
4.2与本项目有关的澄清或者修改的内容为招标文件的组成部分。
5.招标文件的澄清、修改
5.1已获取招标文件的潜在投标人，若有问题需要澄清，应于投标截止时间前，以书面形式向采购代理机构提出。
5.2采购代理机构对招标文件进行澄清或修改的，将同时通过电子交易平台通知已获取招标文件的潜在投标人。依法应当公告的，将按规定公告，同时视情况延长投标截止时间和开标时间。该澄清或者修改的内容为招标文件的组成部分。
三、投标
6.招标文件的获取
详见招标公告中获取招标文件的时间期限、地点、方式及招标文件售价。
7.开标前答疑会或现场考察
采购人组织潜在投标人现场考察或者召开开标前答疑会的，潜在投标人按第二部分投标人须知前附表的规定参加现场考察或者开标前答疑会。
8.投标保证金
本项目不需缴纳投标保证金。
9.投标文件的语言
投标文件及投标人与采购有关的来往通知、函件和文件均应使用中文。
10.投标文件的组成
10.1资格文件：
10.1.1符合参加采购活动应当具备的一般条件的承诺函；
10.1.2联合协议（如果有)；
10.1.3落实采购政策需满足的资格要求（如果有)；
10.1.4本项目的特定资格要求（如果有)。
10.2商务技术文件：
10.2.1投标函；
10.2.2授权委托书或法定代表人（单位负责人、自然人本人）身份证明；
10.2.3分包意向协议（如果有)；
10.2.4符合性审查资料；
10.2.5评标标准相应的商务技术资料；
10.2.6投标标的清单；
10.2.7商务技术偏离表；
10.2.8采购供应商廉洁自律承诺书；
10.3报价文件：
10.3.1开标一览表（报价表）；
投标文件含有采购人不能接受的附加条件的，投标无效；
投标人提供虚假材料投标的，投标无效。
11.投标文件的编制
11.1投标文件分为资格文件、商务技术文件、报价文件三部分。各投标人在编制投标文件时请按照招标文件第六部分规定的格式进行，混乱的编排导致投标文件被误读或评标委员会查找不到有效文件是投标人的风险。
11.2投标人进行电子投标应安装客户端软件—“乐采云电子交易客户端”，并按照招标文件和电子交易平台的要求编制并加密投标文件。投标人未按规定加密的投标文件，电子交易平台将拒收并提示。
11.3使用“乐采云电子交易客户端”需要提前申领CA数字证书，申领流程请自行前往“浙江政府采购网-下载专区-电子交易客户端-CA驱动和申领流程”进行查阅。
12.投标文件的签署、盖章
12.1投标文件按照招标文件第六部分格式要求进行签署、盖章。▲投标人的投标文件未按照招标文件要求签署、盖章的，其投标无效。
12.2为确保网上操作合法、有效和安全，投标人应当在投标截止时间前完成在“乐采云平台”的身份认证，确保在电子投标过程中能够对相关数据电文进行加密和使用电子签名。
12.3招标文件对投标文件签署、盖章的要求适用于电子签名。
13.投标文件的提交、补充、修改、撤回
13.1供应商应当在投标截止时间前完成投标文件的传输递交，并可以补充、修改或者撤回投标文件。补充或者修改投标文件的，应当先行撤回原文件，补充、修改后重新传输递交。投标截止时间前未完成传输的，视为撤回投标文件。投标截止时间后递交的投标文件，电子交易平台将拒收。
13.2电子交易平台收到投标文件，将妥善保存并即时向供应商发出确认回执通知。在投标截止时间前，除供应商补充、修改或者撤回投标文件外，任何单位和个人不得解密或提取投标文件。
13.3采购人、采购代理机构可以视情况延长投标文件提交的截止时间。在上述情况下，采购代理机构与投标人以前在投标截止期方面的全部权利、责任和义务，将适用于延长至新的投标截止期。
14.备份投标文件
14.1投标人在电子交易平台传输递交投标文件后，还可以在投标截止时间前直接提交或者以电子邮件方式递交备份投标文件1份，但采购人、采购代理机构不强制或变相强制投标人提交备份投标文件。
14.2以介质存储的数据电文形式的备份投标文件：按乐采云平台项目采购-电子招投标操作指南制作备份投标文件（后缀名为.bfbs），在投标截止时间前以电子邮件形式递交至(1057680823@qq.com)。不符合上述制作、存储、密封规定的备份投标文件将被视为无效或者被拒绝接收。
14.3直接提交备份投标文件的，投标人应于投标截止时间前在招标公告中载明的开标地点将备份投标文件提交给采购代理机构，采购代理机构将拒绝接受逾期送达的备份投标文件。
14.4投标人仅提交备份投标文件，未在电子交易平台传输递交投标文件的，投标无效。
15.投标文件的无效处理
有招标文件第四部分4.2规定的情形之一的，投标无效。
16.投标有效期
16.1投标有效期为从提交投标文件的截止之日起90天。▲投标人的投标文件中承诺的投标有效期少于招标文件中载明的投标有效期的，投标无效。
16.2投标文件合格投递后，自投标截止日期起，在投标有效期内有效。
16.3在原定投标有效期满之前，如果出现特殊情况，采购代理机构可以以书面形式通知投标人延长投标有效期。投标人同意延长的，不得要求或被允许修改其投标文件，投标人拒绝延长的，其投标无效。
四、开标、资格审查与信用信息查询
17.开标
17.1采购代理机构按照招标文件规定的时间通过电子交易平台组织开标，所有投标人均应当准时在线参加。投标人不足3家的，不得开标。
17.2开标时，电子交易平台按开标时间自动提取所有投标文件。采购代理机构依托电子交易平台发起开始解密指令，投标人按照平台提示和招标文件的规定在半小时内完成在线解密。
17.3投标文件未按时解密，投标人提供了备份投标文件的，以备份投标文件作为依据，否则视为投标文件撤回。投标文件已按时解密的，备份投标文件自动失效。
18、资格审查
18.1采购人或采购代理机构依据法律法规和招标文件的规定，对投标人的资格进行审查。
18.2投标人未按照招标文件要求提供与资格条件相应的有效资格证明材料的，视为投标人不具备招标文件中规定的资格要求，其投标无效。
18.3对未通过资格审查的投标人，采购人或采购代理机构告知其未通过的原因。
18.4合格投标人不足3家的，不再评标。
19、信用信息查询
19.1信用信息查询渠道及截止时间：采购代理机构将在资格审查时通过“信用中国”网站(www.creditchina.gov.cn)、中国政府采购网(www.ccgp.gov.cn)渠道查询投标人接受资格审查时的信用记录。
19.2信用信息查询记录和证据留存的具体方式：现场查询的投标人的信用记录、查询结果经确认后将与采购文件一起存档。
19.3信用信息的使用规则：经查询列入失信被执行人名单、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的投标人将被拒绝参与采购活动。
19.4联合体信用信息查询：两个以上的自然人、法人或者其他组织组成一个联合体，以一个供应商的身份共同参加采购活动的，应当对所有联合体成员进行信用记录查询，联合体成员存在不良信用记录的，视同联合体存在不良信用记录。
五、评标
20.评标委员会将根据招标文件和有关规定，履行评标工作职责，并按照评标方法及评分标准，全面衡量各投标人对招标文件的响应情况。对实质上响应招标文件的投标人，按照评审因素的量化指标排出推荐中标的投标人的先后顺序，并按顺序提出授标建议。详见招标文件第四部分评标办法。
六、定标
21.确定中标供应商
采购项目实行全流程电子化，评审报告送交、采购结果确定和结果公告均在线完成。为进一步提升采购结果确定效率，采购代理机构应当依法及时将评审报告在线送交采购人。采购单位应当自收到评审报告之日起2个工作日内在线确定中标或者成交供应商。中标、成交通知书和中标、成交结果公告应当在规定时间内同时发出。
22.中标通知与中标结果公告
22.1自中标人确定之日起2个工作日内，采购代理机构通过电子交易平台向中标人发出中标通知书，同时编制发布采购结果公告。采购代理机构也可以以纸质形式进行中标通知。
22.2中标结果公告内容包括采购人及其委托的采购代理机构的名称、地址、联系方式，项目名称和项目编号，中标人名称、地址和中标金额，主要中标标的的名称、规格型号、数量、单价、服务要求，中标公告期限以及评审专家名单。
22.3公告期限为1个工作日。
七、合同授予
23.合同主要条款详见第五部分拟签订的合同文本。
24.合同的签订
24.1采购人与中标人应当在中标通知书发出之日起三十日内，按照招标文件确定的事项签订采购合同。鼓励有条件的采购人视情缩减采购合同签订时限，提高采购效率，杜绝“冷、硬、横、推”等不当行为。除不可抗力等特殊情况外，原则上应当在中标通知书发出之日起10个工作日内，与中标供应商按照采购文件确定的事项签订采购合同。
24.2中标人按规定的日期、时间、地点，由法定代表人或其授权代表与采购人代表签订合同。如中标人为联合体的，由联合体成员各方法定代表人或其授权代表与采购人代表签订合同。
24.3如签订合同并生效后，供应商无故拒绝或延期，除按照合同条款处理外，列入不良行为记录一次，并给予通报。
24.4中标供应商拒绝与采购人签订合同的，采购人可以按照评审报告推荐的中标或者成交候选人名单排序，确定下一候选人为中标供应商，也可以重新开展采购活动。
八、电子交易活动的中止
25.电子交易活动的中止。采购过程中出现以下情形，导致电子交易平台无法正常运行，或者无法保证电子交易的公平、公正和安全时，采购代理机构可中止电子交易活动：
25.1电子交易平台发生故障而无法登录访问的；
25.2电子交易平台应用或数据库出现错误，不能进行正常操作的；
25.3电子交易平台发现严重安全漏洞，有潜在泄密危险的；
25.4病毒发作导致不能进行正常操作的；
25.5其他无法保证电子交易的公平、公正和安全的情况。
26.出现以上情形，不影响采购公平、公正性的，采购组织机构可以待上述情形消除后继续组织电子交易活动，也可以决定某些环节以纸质形式进行；影响或可能影响采购公平、公正性的，应当重新采购。
第三部分采购需求
一、采购项目清单
| 编号 | 名称及规格 | 单位 | 数量 | 全费用单价(元) | 合价(元) |
| 一 | 发电设备及安装工程 | ||||
| 1 | 水轮机设备及安装 | ||||
| 1）水轮机改造 | 台 | 2 | |||
| 1.1 | 转轮更新 | 只 | 2 | ||
| 1.2 | 导水机构改造 | 台套 | 2 | ||
| 1.3 | 水导轴承改造 | 台套 | 2 | ||
| 1.4 | 主轴密封更新 | 台套 | 2 | ||
| 1.5 | 主轴返厂处理 | 台套 | 2 | ||
| 1.6 | 辅助部分 | 台套 | 2 | ||
| 1.7 | 2）调速器及配套 | 台 | 2 | ||
| 2 | 发电机设备及安装工程 | ||||
| 发电机改造 | 台 | 2 | |||
| 2.1 | 定子保留机座和铁芯，更换线圈 | 台套 | 2 | ||
| 2.2 | 转子更换磁极线圈 | 台套 | 2 | ||
| 2.3 | 保留上机架本体、推力头、镜板，更换上导轴承、上导油冷却器，密封盖改造成无间隙接触密封，上机架加固 | 台套 | 2 | ||
| 2.4 | 更换下机架本体、下导轴承、下导油冷却器，密封盖改造成无间隙接触密封。 | 台套 | 2 | ||
| 2.5 | 制动系统的制动器及制动器管路更新 | 台套 | 2 | ||
| 2.6 | 集电环及刷架更新 | 台套 | 2 | ||
| 2.7 | 辅助系统视情况更新部分 | 台套 | 2 | ||
| 3 | 水系统改造 | ||||
| 3.1 | 手动滤水器DN100、PN1.0MPa | 台 | 2 | ||
| 3.2 | 铸钢闸阀DN100、PN1.0MPa | 只 | 12 | ||
| 3.3 | 压力表、压力信号器、压力变送器和示流信号器 | 台套 | 2 | ||
| 3.4 | 所有供水管路及附件 | 项 | 1 | ||
| 4 | 气系统改造 | ||||
| 4.1 | 空压机SF-0.8/7，排气量0.8m3/min、排气压力0.7MPa | 台 | 2 | ||
| 4.2 | 气水分离器DN25、PN1.0MPa | 只 | 1 | ||
| 4.3 | 压力表 | 只 | 2 | ||
| 4.4 | 压力信号器0~1.0MPa | 只 | 2 | ||
| 5 | 发电设备及安装工程旧设备拆除 | ||||
| 旧设备拆除 | 项 | 1 | |||
| 6 | 发电设备及安装工程运杂费 | ||||
| 小计 | |||||
| 二 | 电气设备及安装工程 | ||||
| 1 | 35kV升压设备 | ||||
| 1.1 | 35kV电流互感器LZZBW1-35,150/5A，0.2S/0.5/5P20 | 台 | 3 | ||
| 1.2 | 35kV电压互感器JDZXW-35W，35/√3 /0.1/√3 /0.1/3kV | 只 | 3 | ||
| 1.3 | 35kV氧化锌避雷器HY5WZ-51/134 | 台套 | 2 | ||
| 1.4 | 35kV限流熔断器RW10-35/0.5A | 项 | 2 | ||
| 1.5 | 钢芯铝线LGJ-150及附件 | 米 | 150 | ||
| 2 | 6.3kV设备 | ||||
| 2.1 | #1发电机6.3kV断路器柜XGN2-12 | 面 | 1 | ||
| 2.2 | #1发电机6.3kV电压互感器柜XGN2-12 | 面 | 1 | ||
| 2.3 | #2发电机6.3kV断路器柜XGN2-12 | 面 | 1 | ||
| 2.4 | #2发电机6.3kV电压互感器柜XGN2-12 | 面 | 1 | ||
| 2.5 | 厂变6.3kV断路器柜XGN2-12 | 面 | 1 | ||
| 2.6 | 6.3kV母线互感器柜XGN2-12 | 面 | 1 | ||
| 2.7 | 主变低压侧6.3kV断路器柜XGN2-12 | 面 | 1 | ||
| 2.8 | 铜母线TMY-80×8及附件 | 米 | 45 | ||
| 2.9 | 6.3kV电力电缆YJV22-6-3×95 | 米 | 100 | ||
| 2.10 | 6.3kV电流互感器12kV 400/5 | 只 | 12 | ||
| 3 | 厂用电系统 | ||||
| 3.1 | 0.4kV低压进线切换柜MNS | 面 | 1 | ||
| 3.2 | 0.4kV低压馈电柜MNS | 面 | 2 | ||
| 3.3 | 自动稳压器柜SBW-50 | 面 | 1 | ||
| 3.4 | 1kV电力电缆YJV-1-3×25+1×16 | 米 | 50 | ||
| 4 | 励磁系统 | ||||
| 4.1 | 励磁变压器，环氧树脂干式，63kVA | 台 | 2 | ||
| 4.2 | 励磁压变JDZJ-6 6/√3 /0.1/√3 /0.1/3kV | 只 | 6 | ||
| 4.3 | 6.3kV电力电缆YJV22-6-3×25 | 米 | 58 | ||
| 4.4 | 1kV电力电缆YJV-1-3×120 | 米 | 60 | ||
| 5 | 二次回路屏蔽线 | 项 | 1 | ||
| 6 | 接地系统改造 | 项 | 1 | ||
| 7 | 电气设备及安装工程旧设备拆除 | 项 | 1 | ||
| 8 | 电气设备及安装工程运杂费 | 项 | 1 | ||
| 小计 | |||||
| 三 | 设备基础、配套建筑部分 | 项 | 1 | ||
| 小计 | |||||
| 总报价（一至三项）合计 | |||||
1、报价要求
1）投标报价表按本招标文件规定的格式填写。
2）本报价表中的设备项目与专项合同条款供货范围中的项目内容一致，相互矛盾时，以报价表为准。
3）报价币种为人民币（进口部分也以人民币报价），报价表中的价格为交货固定不变价格。
4）报价表每一页下端应有法定代表人或委托代理人签字并加盖公章、日期。
5）投标报价包括制造和组装货物过程中所有部件或材料已付和应付的各种税费。
6）报价表中的运杂费规定为货物从工厂运至规定的交货地点的运输费、装卸费（交货地点的卸车费除外）和保险费等所有费用。
7）除规定单独报价的技术服务项目外，其他所有技术服务费用已包含在设备报价中。
8）机电设备采购报价采用固定总价不变。投标人在报价时应考虑合同执行期内各种可能的价格风险。
9）除合同另有规定外，工程量清单中的总价包括由承包人承担的直接工程费、间接费、其它费用、税金等全部费用和要求获得的利润以及应由承包人承担的义务、责任和风险所发生的一切费用。
10）符合合同规定的全部费用和利润都应包括在工程量清单所列的各项目中，合同规定应由承包人承担而在工程量清单中未详细列出的项目，其费用和利润应认为已包括在其它有关项目的单价和合价中。投标人不应在工程量清单中自行增加新的项目或修改项目名称。
11）工程量清单中的“单价”和“合价”栏均应由投标人填报。若投标人对某些项目未填报单价和合价，则应认为已包括在其它项目的单价和合价以及投标总报价内。
12）除合同另有规定外，在投标截止日前28天当时所依据的国家法律、行政法规、国务院有关部门的规章以及工程所在地的省、自治区、直辖市的地方法规和规章中规定应由承包人缴纳的税金和其它规费均应计入单价、合价和总报价中。
2、技术方案
2.1水轮机性能保证
| 序号 | 性能 | 性能指标 | 保证值 |
| 1 | 出力（额定转速运行，在允许的吸出高度条件下） | 最大水头对应的出力（kW） | |
| 加权平均水头对应的出力（kW） | |||
| 额定水头对应的出力（kW） | |||
| 最小水头对应的出力（kW） | |||
| 2 | 效率 | 在额定水头____m，发额定出力 MW时，保证原型水轮机的效率不低于 %，相应工况的模型水轮机效率保证值不低于 % | |
| 在全部运行范围内，原型水轮机最高效率保证值不低于 %，模型水轮机最高效率保证值不低于 % | |||
| 水轮机在表14.1-2所列水头和条件下，按额定转速运行时，模型加权平均效率保证值不低于 %，原型加权平均效率保证值不低于 % | |||
| 3 | 空蚀损坏保证 | 转轮的金属失重量不超过（kg） | ≤ |
| 叶片任何点剥落深度不超过（mm） | ≤ | ||
| 导水机构与尾水管里衬的失重量不超过（kg） | ≤ | ||
| 注：水轮机在本合同文件规定的水质、泥沙条件下运行，从投入商业运行之日起运行8000h后，其中，在表14.1-3限定的最小出力以下运行时间不超过800h，在表14.1-3限定的最大出力以上运行时间不超过100h的情况下。 | |||
| 4 | 调节保证 | 机组在 水头、 出力运行时，突甩满负荷的最大转速上升率不大于 %；蜗壳末端最大压力上升值不大于 m，尾水管真空值不大于 m； | |
| 机组在 水头、 出力运行时，突甩满负荷的最大转速上升率不大于 %；蜗壳最大压力上升值不大于 m，尾水管真空值不大于 m | |||
| 机组GD2值不小于（t-m2） | ≥ | ||
| 导叶直线关闭时间（s） | |||
| 注：按一段关闭规律计算，并以曲线表示。引水系统ΣL=____m 、引水系统ΣLV= ____Qm2/s（Q为单机流量），以上ΣL和ΣLV值从调压井中心计算至尾水管出口。 | |||
表14.1-2不同水头、不同出力时的效率保证值
| 水轮机水头(m) | 效率(%) | 额 定 出 力 的 百 分 数 | |||||
| 45% | 60% | 75% | 90% | 100% | 110% | ||
| 最大水头_____ | 模 型 | ||||||
| 原 型 | |||||||
| 加权平均水头_____ | 模 型 | ||||||
| 原 型 | |||||||
| 额定水头______ | 模 型 | ||||||
| 原 型 | |||||||
| 最小水头_____ | 模 型 | ||||||
| 原 型 | |||||||
表14.1-3水轮机空蚀运行限制条件表
| 水轮机水头（m） | 最大出力(MW) | 最小出力（MW） | 允许的吸出高度Hs(m) |
| 最大水头____ | |||
| 加权平均水头___ | |||
| 额定水头_____ | |||
| 最小水头____ |
2.2发电机性能保证和设备特性表
承包人应保证所提供的水轮发电机及其附属设备的特性和性能不低于下列所填写的指标。
| 序号 | 性能指标 | 保证值 |
| 1 | 额定容量（kVA）/（kW） | |
| 在cosφ=1时出力（kW） | ||
| 在进相运行时功率因数为 | ||
| 发电机充电容量不小于（kVAR） | ≥ | |
| 最大容量为(kW) | ||
| 2 | 效率（发电机效率保证值见表14.2-1） | |
| 3 | 其他参数： | |
| 3.1 | --电抗： | |
| 3.1.1 | ----纵轴同步电抗（Xd）（不饱和值）（%） | |
| ----纵轴暂态电抗（X′d）（饱和值）（%） | ||
| ----纵轴次暂态电抗（X″d）（饱和值）（%） | ||
| ----横轴同步电抗（Xq）（不饱和值）（%） | ||
| ----负序电抗/零序电抗（x2/xo）（%） | ||
| 3.2 | --短路比保证值 | |
| 3.3 | --工频耐压/冲击耐压（kV） | |
| 3.4 | --线电压的电话干扰谐波因数（THF）（%） | |
| 3.5 | --发电机转动惯量GD2（t-m2） | |
| 3.6 | --电压波形畸变率（%） | |
| 3.7 | --最高温升（应注明测量方法）： | |
| 3.7.1 | ----定子铁芯（K） | |
| ----定子绕组（K） | ||
| ----转子绕组（K） | ||
| 3.7.2 | 推力轴承轴瓦最高温升（K） | |
| 导轴承轴瓦最高温升（K） | ||
| 3.9 | 励磁系统电压响应时间（s） | |
| 3.10 | 励磁系统电压反应比 | |
| 3.11 | 励磁系统顶值电压（V） | |
| 3.12 | 额定励磁电压（V） | |
| 3.13 | 额定励磁电流(A) | |
| 3.14 | 水轮发电机组固有频率（Hz） | |
| 3.15 | 发电机整机起晕电压（kV） | |
| 3.16 | 发电机在105%额定电压、三相短路，磁场断路器跳闸后，励磁电流从最大可调值减小到10%额定值时所需的时间（s） | |
| 3.17 | 在上述条件下，转子绕组最大电压值（V） | |
| 3.18 | 强励输出顶值电流时，励磁电源变压器次级侧输出的电压值（线电压）（V） | |
| 4 | 整机稳定运行性能保证：在水轮机运行水头范围内，机组保证在电力系统中带各种负荷稳定运行，在孤立电网中空载运行稳定： | |
| 4.1 | 转速偏差不超过额定转速的（%） | ≤ ± |
| 发电机导轴承支架的水平振动(双振幅)不超过（mm） | ≤ | |
| 发电机推力轴承支架的垂直振动(双振幅)不超过（mm） | ≤ | |
| 发电机上盖板以上1m处的平均声压级不超过（dB(A)） | ≤ | |
| 5 | 齿盘转速装置精度为（%） | |
| 大修间隔时间（年） | ||
| 退役前的使用期限（年） | ||
2.3发电机技术明细表
| 序号 | 项目 | 参数 |
| 1 | 水轮发电机型式及型号 | |
| 2 | 额定电压（kV） | |
| 3 | 额定电流（A） | |
| 4 | 额定频率（Hz） | |
| 5 | 额定功率因数 | |
| 6 | 额定转速（r/min） | |
| 7 | 旋转方向（从发电机端看向水轮机） | |
| 8 | 飞逸转速下转动部件的安全系数 | |
| 9 | 电抗及电阻（指发电机额定容量和额定电压时每台机的参数）： | |
| --纵轴同步电抗（Xd）（不饱和值）（%） | ||
| --纵轴暂态电抗（X′d）（饱和值）（%） | ||
| --纵轴次暂态电抗（X″d）（饱和值）（%） | ||
| --横轴同步电抗（Xq）（不饱和值）（%） | ||
| --横轴暂态电抗（X′q）（饱和值）（%） | ||
| --横轴次暂态电抗（X″q）（饱和值）（%） | ||
| --负序电抗（X2）（%） | ||
| --零序电抗（Xo）（%） | ||
| --定子漏抗（Xe）（%） | ||
| --保梯电抗（Xp）（%） | ||
| --正序电阻（R1）（75℃）（%） | ||
| --负序电阻（R2）（75℃）（%） | ||
| --零序电阻（R0）（75℃）（%） | ||
| --磁场电阻（15℃）（%） | ||
| --横轴与纵轴次暂态电抗比（X″q/X″d）（%） | ||
| 10 | 时间常数： | |
| --纵轴暂态开路时间常数（T′do）（s） | ||
| --纵轴次暂态开路时间常数（T″do）（s） | ||
| --横轴暂态开路时间常数（T′qo）（s） | ||
| --横轴次暂态开路时间常数（T″qo）（s） | ||
| --电机绕组的短路时间常数（Ta）（s） | ||
| 11 | 固有电压偏差： | |
| --在功率因数为1时（%） | ||
| --在额定功率因数时（%） | ||
| 12 | 发电机损耗（在额定电压、电流和额定功率因数时）： | |
| --铁损（kW） | ||
| --风阻损耗（kW） | ||
| --轴承损耗（kW） | ||
| --电刷摩擦损耗（kW） | ||
| --定子铜损（kW） | ||
| --励磁绕组损耗（kW） | ||
| --电刷电气损耗（kW） | ||
| --杂散损耗（kW） | ||
| --励磁系统总损耗（kW） | ||
| 13 | 最大振动值（双振幅）： | |
| 上机架垂直（mm） | ||
| 上机架水平（mm） | ||
| 下机架垂直（mm） | ||
| 下机架水平（mm） | ||
| 14 | 额定负载时励磁电压（V）/转子绕组温度（℃） | |
| 15 | 额定负载时励磁电流（A） | |
| 空载励磁电流（A） | ||
| 转子绕组允许的（50s）强励最大电流（A） | ||
| 发电机持续超出力运行时的励磁电流（A） | ||
| 16 | 额定温升时发电机容量（kVA） | |
| 17 | 额定温升时发电机无功功率： | |
| --超前零功率因数时（kVAR） | ||
| --滞后零功率因数时（kVAR） | ||
| 18 | 定子： | |
| --材料及其标号 | ||
| --分瓣数 | ||
| --齿部最大磁通密度（T） | ||
| --定子绕组绝缘等级 | ||
| --绕组对地每相电容（F） | ||
| --定子绕组每相并联支路数 | ||
| --定子绕组导体电流密度（A/mm2） | ||
| --定子和转子间空气隙（mm） | ||
| --组装方式 | ||
| 19 | 转子： | |
| --材料及其标号 | ||
| --转子绕组绝缘等级 | ||
| --转子绕组对电容（F） | ||
| --转子绕组导体电流密度（A/mm2） | ||
| --转子绕组最大耐压（V.D.C） | ||
| --磁极最大磁通密度（T） | ||
| --转子连轴最大起吊高度（t） | ||
| --转子连轴起吊重量（t） | ||
| 20 | 主轴： | |
| --材料及标号 | ||
| --力矩传递方式 | ||
| 21 | 推力轴承： | |
| --推力瓦材料 | ||
| --推力轴承支承型式 | ||
| --推力轴承负荷（t） | ||
| --冷却水量（28℃时）：L/min | ||
| --冷却水压（28℃时）：MPa | ||
| --油槽油量及油牌号 | ||
| --额定转速时推力轴承温度（℃） | ||
| --飞逸转速（5min）推力轴承温度（℃） | ||
| 22 | 下导轴承： | |
| --下导轴承瓦材料 | ||
| --下导轴承支承型式 | ||
| --下导轴承负荷（t） | ||
| --冷却水量（28℃时）：L/min | ||
| --冷却水压（28℃时）：MPa | ||
| --油槽油量及油牌号 | ||
| --额定转速时径向轴承温度（℃） | ||
| --飞逸转速（5min）径向轴承温度（℃） | ||
| 23 | 空气冷却器： | |
| --型式 | ||
| --冷却器数量 | ||
| --冷却水管材料 | ||
| --冷却水量与水压（L/min / MPa） | ||
| --通过每个冷却器的水头损失（mH2O） | ||
| --最大工作压力（MPa） | ||
| --最大耐压（MPa） | ||
| 24 | 机械制动装置： | |
| --制动块数量 | ||
| --制动瓦材料 | ||
| --投入机械制动时转速相对值（%） | ||
| --工作压力（MPa） | ||
| --制动用气量（L/s） | ||
| --不加制动时发电机从额定转速到停转时间（s） | ||
| --投入机械制动时，发电机从额定转速到停转时间（s） | ||
| 25 | 绝缘材料： | |
| --定子槽中导体绝缘 | ||
| --定子端部绕组绝缘 | ||
| --励磁绕组绝缘 | ||
| 26 | 发电机加热器 | |
| --型式 | ||
| --功率（每台）（kW） | ||
| --数量 | ||
| 27 | 发电机自然频率（空载时，带50%负荷，带100%负荷） | |
| 28 | 用主厂房起重机起吊的最重件 | |
| --项目 | ||
| --重量（t） | ||
| 29 | 在水轮发电机非驱动端距离机组1m处测量发电机噪声值（dB(A)） | |
| 30 | 发电机每相电容电流值（A） | |
| 31 | 发电机尺寸 | |
| --定子机座外径（mm） | ||
| --定子铁芯内径（mm） | ||
| --停机时气隙（mm） | ||
| --转子外径（mm） | ||
| --定子铁芯长度（mm） | ||
| --定子机座长度（mm） | ||
| --机组轴线至发电机基础板尺寸（mm） | ||
| --发电机大轴外径（mm） | ||
| --发电机大轴法兰外径（mm） | ||
| --发电机大轴长度（mm） | ||
| 32 | 发电机可靠性指标 | |
| --强迫停机率（%） | ||
| --无故障连续运行时间（h） | ||
| --大修间隙时间（年） | ||
| --退役前的使用期限（年） | ||
2.4调速系统性能保证
| 序号 | 性能 | 性能指标 | 保证值 |
| 1 | 稳定性 | 机组在额定转速空载工况自动运行时，由调速系统控制的机组转速波动值不超过额定转速的（%） | ≤ ± |
| 试验时，连续测量时间为3min（%） | ± | ||
| 机组在额定负荷下与其它发电机并联运行，永态转差系数或转差率整定在5%，当人工频率失灵区投入，且电网频率波动值不超过人工失灵区给定值时，由调速系统控制的水轮机导叶开度波动值不超过水轮机导叶最大开度的（%） | ≤ ± | ||
| 2 | 动态特性 | 从调速系统动态特性示波图上求取的比例增益kp、积分增益ki值与理论值的偏差不超过 | ≤ |
| 机组甩全负荷后，大于3%额定转速的波峰不得超过（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额定值的±0.5%为止，所经历的时间不大于（s） | ≤ | ||
| 3 | 不动时间 | 机组出力突变10%额定负荷，从机组转速变化为额定转速的0.02%开始，到导叶接力器第一次可测移动的时间间隔不超过（s） | ≤ |
| 4 | 开机 | 调速系统可实现现地开机或由电站计算机监控系统远方控制机组开机。自动开机时，从调速系统接收到开机令到机组达到额定转速时间应不超过（s） | ≤ |
| 5 | 齿盘转速装置精度为（%） | ||
| 6 | 永态转差系数／转差率 | 在速度控制方式下，永态转差系数能在___%至___%之间调整 | |
| 在功率控制方式下，转差率能在___%至___%之间调整 | |||
| 7 | PID参数（调整范围不小于） | 比例增益kp | ≥ |
| 积分增益ki（1/s） | ≥ | ||
| 微分增益kd（s） | ≥ | ||
| 8 | 人工频率失灵区 | 人工频率失灵区在0～±___%(或0～±__Hz)的额定转速范围内能通过软件在线调整 | |
| 9 | 转速调整范围及功率给定调整范围 | 在转速控制方式下，转速调整范围为（Hz） | |
| 在功率控制方式下，功率给定值调整范围为0～____%的机组额定出力 | |||
| 无论是转速控制方式还是功率控制方式，转速调整和功率给定值调整的变化速率是软件可调的，从最大发电机出力减少到零出力（或相反）所需的时间应能在___s到___s之间调整 | |||
| 10 | 无扰动切换 | 切换时导叶接力器行程变化不大于全行程的（%） | ≤ |
| 两套电源切换时引起的导叶接力器行程变化不大于全行程的（%） | ≤ | ||
| 调速系统冗余系统切换时引起的导叶接力器行程变化不大于全行程的（%） | ≤ | ||
| 11 | 调速系统可靠性 | 自动运行，调速系统可利用率大于（%） | ＞ |
| 首次无故障间隔时间(自现场验收起)不小于（h） | ≥ | ||
| 12 | 导叶/桨叶接力器开关时间调整范围 | 导叶接力器全关闭时间调整范围为（s） | |
| 导叶接力器全开启时间调整范围为（s） | |||
| 桨叶接力器全关闭时间调整范围为（s） | |||
| 桨叶接力器全开启时间调整范围为（s） | |||
| 13 | 频率调整范围（Hz） | ||
| 14 | 永态转差系数bp调整范围 | ||
| 15 | 机械液压过速装置整定值误差 | ||
| 16 | 调速系统不动时间 | ||
| 17 | 转速死区（%） | ||
| 18 | 调速系统与电站计算机监控系统同步时钟误差（ms） | ＜ | |
| 19 | 调速系统与电站计算机监控系统通信速率（BPS） | ||
| 20 | 调速系统模拟量输入扫描周期（ms） | ＜ | |
| 21 | 调速系统开关量输入扫描周期（ms） | ＜ | |
| 22 | 调速系统事件量分辩率（SOE）（ms） | ＜ | |
| 23 | 调速系统微机控制周期（ms） | ＜ | |
| 24 | 调速系统电气开度限制调整范围 | ||
| 25 | 调速系统机械开度限制调整范围 | ||
| 26 | 调速系统桨叶角度调整范围 |
2.5调速器设备技术明细表
投标人应随投标文件，按下表格式填写调速系统技术明细表。
| 序号 | 项目 | 参数 |
| 一 | 调速器 | |
| 1 | 微机调节器 | |
| --制造厂 | ||
| --型号 | ||
| --CPU字长 | ||
| --CPU主频（MHz） | ||
| --内存容量（MB） | ||
| --软件编程语言 | ||
| --功耗（W） | ||
| 2 | 比例伺服阀 | |
| --制造厂 | ||
| --型号 | ||
| --滞环（＜___%） | ||
| --重复性（＜___%） | ||
| --阶跃信号调节时间（＜___ms） | ||
| --响应频宽（__~__Hz） | ||
| 3 | 彩色液晶显示器 | |
| --制造厂 | ||
| --型号 | ||
| --主要指标 | ||
| 4 | 主配压阀 | |
| --制造厂 | ||
| --型号 | ||
| --主要指标 | ||
| 5 | 双精度滤油器 | |
| --制造厂 | ||
| --型号 | ||
| --主要指标 | ||
| 6 | 液压油旁路循环过滤系统 | |
| --制造厂 | ||
| --型号 | ||
| --主要指标 | ||
| 7 | 紧急停机电磁阀组 | |
| --制造厂 | ||
| --型号 | ||
| --主要指标 | ||
| 8 | 切换电磁阀 | |
| --制造厂 | ||
| --型号 | ||
| --主要指标 | ||
| 9 | 集成式事故配压阀 | |
| --制造厂 | ||
| --型号 | ||
| --主要指标 | ||
| 10 | 测速装置 | |
| --测速方式 | ||
| --测速精度 | ||
| 11 | 容量及操作油压 | |
| --主配压阀直径（mm） | ||
| --调速系统的保证容量不小于（kgf.m） | ||
| --工作油压 | ||
| --最高油压（MPa） | ||
| --正常工作油压（MPa） | ||
| --最小操作油压（MPa） | ||
| --事故低油压（MPa） | ||
| --操作油管中油的流速（m/s） | ||
| 12 | 调速器电气机械柜 | |
| --柜体尺寸（长×宽×高）（mm） | ||
| --单柜重量（kg） | ||
| 二 | 油压装置 | |
| 1 | 型号 | |
| 2 | 囊式蓄能器 | |
| --材料 | ||
| --最大材料许用应力（MPa） | ||
| --尺寸（直径×高）mm | ||
| --重量（t） | ||
| --总容积（m3） | ||
| --囊式蓄能器中油的容积（m3） | ||
| --正常工作油压（MPa） | ||
| --设计压力（MPa） | ||
| --试验压力（MPa） | ||
| --试验时间（min） | ||
| --安全阀： | ||
| --安全阀型号 | ||
| --安全阀开启压力（MPa） | ||
| --安全阀回座压力（MPa） | ||
| 3 | 回油箱： | |
| --材料 | ||
| --最大许用应力（MPa） | ||
| --尺寸（长×宽×高）（mm） | ||
| --重量（t） | ||
| --总容积（m3） | ||
| 4 | 油泵： | |
| --型号 | ||
| --流量（l/s） | ||
| --额定压力（MPa） | ||
| --台数 | ||
| 5 | 油泵电动机 | |
| --型号 | ||
| --额定功率（kW） | ||
| --额定电压（V） | ||
| --启动方式 | ||
| 6 | 油压装置总重（t） | |
| 7 | 调速系统设备总需油量（m3） | |
| 8 | 油压装置PLC可编程控制器 | |
| --制造厂 | ||
| --型号 | ||
| --CPU字长 | ||
| --CPU主频（MHz） | ||
| --内存容量（MB） | ||
| --软件编程语言 | ||
| --功耗（W） | ||
| 9 | 彩色液晶显示器 | |
| --制造厂 | ||
| --型号 | ||
| --主要指标 | ||
| 10 | 油压装置控制柜 | |
| --柜体尺寸（长×宽×高）（mm） | ||
| --单柜重量（kg） | ||
2.6随投标提供的图纸和说明
投标人应随投标文件提交下列图纸和说明资料：
（1）发电机结构和主要性能、参数的说明；
（2）发电机功率圆图；
（3）发电机效率曲线；
（4）发电机装配平、剖面图；
（5）润滑、冷却系统图；
（6）发电机开路和短路特性曲线；
（7）发电机装配解体方法说明；
①转子、定子起吊方法；
②磁极更换步骤；
③现场组焊、装配说明。
（8）发电机开、停机说明；
（9）其它必要的资料；
3、技术条款
第1章一般规定与规范
1.1电站概况
铜山二级水电站位于浙江省淳安县枫林港支流铜山源溪上，工程地点在淳安县枫树岭镇，调节水库在铜山村上游下坞坛，发电厂置在荷家坞村上游100m处，离淳安县城60km。电站于1997年由杭州市水利水电勘测设计院负责发电厂的施工图设计，1997年建成发电，电站装机容量2×2000kW，由HLA112-LJ-71型水轮机和SF2000-8/1730型发电机组成的水轮发电机组共两套。
本次技术改造机组由2×2000kW增容至2×2250kW。
1.2工程自然条件
工程现场的环境温度从最低-5℃到最高40℃之间变化。
1.3交通运输
方便
1.4水轮机改造后设备基本参数
型号HLSH187-LJ-73或其他型号转轮，性能及参数不低HLSH187
转轮直径D1φ73cm
额定水头55.45m
最大水头57m
最小水头53m
加权平均水头55.88m
额定出力2400kW
额定流量4.84m3/s
额定转速750r/min
额定效率91.8%
飞逸转速1650r/min
允许吸出高度1.30m
装机吸出高度-0.50m
水轮机安装高程237.7m
1.5发电机改造后设备基本参数
型号SF2250-8/1730
额定容量2250kW/2800kVA
额定电压6.3kV
额定电流256.6A
额定转速750r/min
功率因数0.80(滞后)
额定频率50Hz
飞逸转速1650r/min
转动惯量4.64t·m2
额定效率95%
1.6调速器改造后设备基本参数
调速器型式高油压免充气微机调速器
调速器型号GYWT-1000
调节规律PID
调速器容量10000N·m
控制对象水轮机活动导叶
关闭规律一段关闭
额定操作油压16.0MPa
压力油罐型式氮气囊充氮气
1.7一般规定与规范
1.7.1文件中采用的技术标准名称和编写代号：
机构或标准名称缩写
国际电工委员会IEC
国际标准化组织ISO
电子和电气工程师协会IEEE
中华人民共和国国家标准GB
中华人民共和国电力行业标准DL
中国城乡建设和环保部部颁标准JGJ
中国材料学行业标准ZBG
水电部标准SD
机械部标准JB
石油部标准SY
冶金部标准YB
国际电气防护等级IP
1.7.2材料标准
灰铁铸件GB9439
一般工程用铸造碳钢GB11352
工程结构用中、高强度不锈钢铸件GB6967
优质碳素结构钢技术条件GB699
碳素结构钢GB700
优质碳素结构钢GB699
低合金高强度结构钢GB/T1591
压力容器用碳素钢和低合金钢厚钢板GB6654
优质碳素结构钢热轧厚钢板和宽钢带GB711
普通碳素结构钢和低合金结构钢薄钢板技术条件GB912
碳素结构钢和低合金结构钢热扎厚钢板和钢带GB3274
合金结构钢技术条件GB3077
一般工程用铸造碳钢GB11352
碳钢焊条GB5117
低合金钢焊条GB5118
不锈钢焊条GB983
紧固件机械性能螺栓、螺钉和螺柱GB3098.1
紧固件机械性能螺母GB3098.2
低压流体输送用焊接钢管GB/T3092
输送流体用焊接钢管YB（T）30
无缝钢管GB8162
输送流体用无缝钢管GB8163
不锈钢无缝钢管GB2270
镍及镍合金管GB2882
拉制铜管GB1527
碳钢焊条GB5117
低合金钢焊条GB5118
不锈钢焊条GB983
紧固件机械性能螺栓、螺钉和螺柱GB3098.1
紧固件机械性能螺母GB3098.2
绝缘材料、化工产品有关标准
1.7.3设备制造、设计、试验标准
法兰连接金属阀门结构长度GB12221
通用阀门法兰和对夹式连接蝶阀GB12238
通用阀门压力试验GB/T13927
通用阀门供货要求GB/T12252
通用阀门法兰和对焊连接钢制球阀GB/T12237
通用阀门材料JB/T5300
通用阀门法兰连接金属阀门结构长度GB12221或AWWAC504标准
通用阀门供货要求JB/T7928
速度式流量计检定规程JJGl98
电力钢结构焊接通用技术条件DL/T678
水工金属结构防腐蚀规范SL105
涂覆涂料前钢材表面处理GB/T8923.1
压力钢管制造安装及验收规范DL5017
钢制管法兰技术条件GB9125
铸钢件超声波探伤方法及质量评级方法GB7233
铸钢件磁粉探伤及质量评级方法GB9444
钢焊缝手工超声波探伤方法和探伤结果分级GB11345
钢熔化焊对接接头射线照相和质量分级GB3323
焊接质量保证钢熔化焊接接头要求及质量评级的规定GB/T12469
钢结构工程质量检验评定标准GB50221
涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级GB8923
包装储运图示标志GB191
涂漆前的锈蚀等级和钢材表面的除锈等级GB/T8923
机电产品包装通用技术条件JB2759
涂漆的一般技术要求SDZ014
水轮发电机基本技术条件GB/T7894
旋转电机定额和性能GB/T755
大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件DL/T583
水轮发电机组自动化元件（装置）及其系统基本技术条件GB/T11805
水力发电厂自动化设计技术规范DL/T5081
小型水电站技术改造规范GB/T50700
水轮发电机转子现场装配工艺导则DLT5230-2009
发电机定子现场装配工艺导则DL/T5420-2009
小型水轮发电机产品质量控制规范NB/T42096-2016
大型高压交流电机定子绝缘耐电压试验规范JB6204-92
电机磁极线圈及磁场绕组匝间绝缘试验规范JB/T5810
高压交流电机定子线圈及绕组绝缘耐电压试验规范JB/T6204
高压交流电机线圈介质损耗角正切试验方法及限值JB/T7608
交流电机定子成型线圈耐冲击电压水平JB/T10098
电机用气体冷却器JB/T2728
水力发电厂厂房采暖通风和空气调节设计技术规定SDJQ1
涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级GB8923
包装储运图示标志GB191
涂漆前的锈蚀等级和钢材表面的除锈等级GB/T8923
彩色油漆和清漆膜的横切试验GB9286
机电产品包装通用技术条件JB2759
涂漆的一般技术要求SDZ014
1.8工艺
1.8.1所有螺丝、螺母、螺栓、螺杆和有关管件的螺纹用GB或ISO标准。
1.8.2如果采用除上述标准文件列举以外的其它标准时，须在文件中加以说明。
1.8.3设备制造采用先进的工艺，以保证各种运行情况正常运行可靠。所有部件的结构、尺寸和材料做到在各种应力下不产生扭曲和过量磨损。
1.8.4零部件有良好的互换性和便于安装及检修。
1.9基本技术要求
1.9.1标准和技术规范
制造设备的所有材料和工艺均达到中国国家标准，或国际公认的标准。
1.9.2基本要求
（1）本文件提出的是最低的技术要求，发包人保证所提供的设备是技术先进、成熟可靠的产品。
（2）合同签订之后，发包人有权提出因标准发生变化而产生的一些补充技术要求，具体事项由双方共同商定。
（3）所有零部件严格按相关标准制造，并能与同类型零部件互换使用。
（4）承包人对所提供的设备进行检验和试验，包括材料试验、无损探伤检验、车间组装等工厂试验及现场测试。任何缺陷，均由承包人修补。
1.9.3使用期限
设备及其和设备材料均有较长的可使用期，且无维护或只须进行少量的维护。
1.9.4质量保证
承包人保证所有的制造厂家都有经过质量管理部门正式审计证实的ISO9001质量保证体系和其他相同或相关标准。
在投产验收后保证期内出现质量问题承包人需要负责维修、更换或赔偿经济损失，同样这也适用于备品备件。
承包人对其供货负责解决出厂试验、交付、安装、调试及开工期间由于材料和制造不合格引起的供货质量问题。
1.10材料试验
1.10.1用于设备或部件上的所有材料均应经过化学分析和机械性能的试验，试验应遵守有关规程的规定。
1.10.2所有主要部件用的材料应做冲击韧性试验。热轧钢板应同时做纵向和横向冲击试验。主要铸件和锻件的样品上应做弯曲试验，以及规定的试验。
如承包人提供符合规定的证明，对主要部件所用板材可免做冲击试验，由此减少的价格在投标书中予以说明。
试验完成后，应提出合格的材料试验报告。试验合格证应标记在所用材料的部件上。
1.11螺栓、螺母及垫圈
螺栓、螺母、双头螺栓和垫圈符合国家的有关标准要求。当螺母完全拧紧时，螺栓露出部分至少有两个螺纹距离的长度。装配螺栓装在铰孔中可轻松拧动，其丝口部分直径保证拧紧螺栓时不受损伤，并在明显易辨的位置做标记，以确保在装配时不发生差错。必要之处，要提供垫圈、锁定装置或减震配件，以保证螺栓内部不产生弯曲应力。
承包人提供用于压紧、定位、找平的螺栓，及其锚具、螺母、垫片和胀圈等。
1.12最大许用应力
除非另有规定，正常额定运行工况下设备材料的工作应力应不超过材料屈服强度的1/3或极限强度的1/5的低值，在最严重运行工况下，应不超过材料屈服强度的1/2或极限强度的1/3的低值。铸铁的拉应力应是极限强度的1/10。
表1.13-1中未包括的材料的设计应力可由供方选用，但其最大拉应力或压应力不超过材料屈服强度的1/3或极限强度的1/5的低值。
在最大水头下，暂时过负荷超过水轮机最大出力时，各部件材料的最大允许应力不得超过屈服强度的50%。
在最大飞逸转速下，工作应力不得超过屈服强度的66%。
在破断装置破坏时，导叶、导叶轴颈，连杆、拐臂、销轴的最大应力值不得超过屈服强度的66%。
表1.12-1材料许用应力表
| 材 料 | 拉 应 力 | 压 应 力 |
| 高强度钢板的高压力承受件 | 极限强度的1/5或屈服强度的1/3的较低值 | 极限强度的1/5或屈服强度的1/3的较低值 |
| 重要碳钢板的应力承受件 | ||
| 铸铁、锻钢 | 极限强度的1/5或屈服强度的1/3的较低值 | 极限强度的1/5或屈服强度的1/3的较低值 |
| 铸铁 | 极限强度的1/10 | 极限强度 的3/10 |
| 其它钢板 | 极限强度的1/3或屈服强度的1/2的较低值 | 极限强度的1/3或屈服强度的1/2的较低值 |
1.13焊接
1.13.1焊接工作一般采用手工或半自动电弧焊，有条件时可采用自动焊。对于需要消除内应力的机械加工件，在消除内应力后再进行精加工。在制造厂焊接的主要零件，不允许采用局部消除内应力的方法。
1.13.2焊接件接缝坡口设计合理，坡口表面平整，无缺陷、油污及其它杂物。被焊接金属的焊边良好，且无可见的缺陷。焊接连接的设计和填充金属的选择保证能完全焊透并与母材完全熔融。
1.14无损检测
1.14.1无损检测按国家标准或部颁标准的有关规定。
1.14.2无损检测方法主要采用磁粉法、染色法和超声波探伤以及射线探伤。
1.14.3承包人将无损检测的详细工艺提交发包人审查。
1.14.4无损探伤检测要求
无损探伤检查主要用于定子机座上及发电机其他焊接件。
1.15热处理
设备焊接后必须在加热炉内进行整体热处理，不允许采用振动时效等处理方式，采用整体退火工艺，彻底消除残余应力。热处理时有效地控制炉温来消除焊接应力并记录。
热处理后的钢材性能满足设计要求，不得出现回火脆性和再热裂纹。
1.16喷丸处理
各类铸件及焊接件成型后须进行喷丸处理，除锈等级达到GB8923《涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级》规定的Sa2-1/2级，以清除铸(焊)件表面的沾沙、毛刺、氧化皮等，使流道光洁，外表光滑。喷丸后严格按涂漆工艺及油漆产品的工艺要求及操作规程要求，在规定时间范围内非加工表面必须涂防锈底漆以防止发生锈蚀，同时提高油漆的表面附着力。
1.17密封件
所有设备及部件的密封件材料是崭新的、优质的、使用寿命长、易于更换和检修。
1.18部件制造及表面加工
1.18.1概述
1）为确保设备质量，设备承包人采用有效的工艺措施和质量管理。
2）设备制造工艺是经实践证实为最先进的。全部制造工艺工作由专业技术人员和经训练的熟练技工担任。所有零部件严格按规定的标准加工，零件可互换、便于修理。设备的生产过程进行严格质量控制，确保提供设备的质量。
1.18.2机械加工
受焊接影响的部件表面，在焊接后需进行机械加工或表面处理，最终达到规定尺寸的要求。需要消除内应力的部件在消除应力以后进行机械加工，以便最终达到规定尺寸的要求。
1.19防护、清扫及防腐涂装
1.19.1所有设备部件出厂前由承包人清扫干净，并根据设备部件的特点分别采取防护措施。
1.19.2防腐涂装
油漆，包括底漆和防锈漆在内，尽可能选用同一家制造商。油漆的密封窗口上标有制造厂商名称、制造厂地点、产品名称、产品配方、许可证号、颜色、制造日期、批号、保存期、质量标签及使用说明标签。上述内容在油漆使用时保持字迹清晰。
1.20设备颜色
在合同签定后，由合同双方最后在设计联络会上确定每个项目的用色。
涂漆项目包括：
（1）定子机座，发电机露于地平面以上部分；
（2）屏柜；
（3）铭牌框；
（4）水、气管路；
（5）随机供应的其他设备。
涂漆项目在出厂前完成，部分项目必须在工地完成的，承包人提供足够数量的备用涂料，供现场修整、修复设备表面涂料之用。
1.21管路
1.21.1成套供范围内的管路系统材料、安装、试验符合GB/T8564《水轮发电机组安装技术规范》中的有关规定。气、水管路采用无缝钢管(≤1.6MPa)。
1.21.2供货范围内的管路连接所用的法兰、螺栓、螺母、垫圈、衬垫、填料、支架等均由承包人提供。所有衬垫和填料遵照通常使用的标准，采用适合的材料。
1.22备品备件
承包人按合同提供备品备件。备品备件能互换，与原设备的材料和质量相同。
备品备件包装箱上有明显的标记。保证在规定的条件下，在10年保存期内不会变质。
1.23基础埋设材料
承包人随定子装配提供安装所必需的基础埋设材料，如基础板、锚固件等一起提供。
1.24吊装附件
在设备主要部件上，均设供吊装用的吊耳、吊环等。
1.25铭牌
1.25.1每台主要设备与附属设备均用不锈钢铭牌。铭牌字迹清晰，经久耐用。铭牌上标有制造厂名称、设备出厂日期、编号、型号、额定参数、重量及其他重要数据。
1.25.2所有的标牌、指示牌、铭牌等均牢固的固定在所属设备上，采用不锈钢铆钉、标牌自攻螺钉或其他批准的方法进行固定，不允许采用粘贴方式。
1.25.3设备使用指示标牌和标志，包括运行操作与监视、维护与检修标志，运输标志，安全标牌等。
1.26供给的公用设施
1.26.1电站设有冷却水供应系统，进水温度不大于28℃，供水压力0.3～0.6MPa。
1.26.2厂用交流电源为三相四线制，50HZ，380/220V电压波动范围为-15%～+10%；频率波动范围为±1%。供控制和保护用的直流电源为220V，电压变化范围为80～110%。
1.27辅助电气设备、电线和端子
控制电缆芯线或控制导线为耐油屏蔽型铜芯，并适合于它所使用的环境。端子箱或端子板的接线及标志符合国家或国际标准，每组端子板上留有的空端子不少于使用量的20%，并设有保护罩，电缆采用耐油、阻燃电缆。
1.28工厂图纸资料和生产过程照片
本节包括对本规范规定的全部设备的制造图纸、生产过程照片、文献及小册子的编制和提交的要求。
(1)承包人检查和核实全部设备零部件和在工厂现场实测的尺寸，并提交有关工厂图纸(含装配图)给工程师审查。
(2)工厂图纸按比例绘制，并完整的标注尺寸，尺寸单位为公制。工厂图纸图幅是标准公制系列的倍数，除有特殊要求更大尺寸的图外，最好不要超过A1。
(3)所有提供给工程师审查的图纸盖有“送审”图章。所有正式提交给发包人的最终图纸资料为蓝图并盖有“正式”图章。同时提供相应的电子文件。所有的图纸资料以纸质文本为准。
1.29工厂装配与试验证明
按规定在承包人工厂车间进行组装的各种设备，除制造厂规定的计划外，还按发包人要求进行一些必要的试验。所有试验项应尽量模拟正常使用条件。对所有拆卸的部件做出适当的配合标记和设定位销。
1.30包装与标志
1.30.1设备运输符合GB/T13384《机电产品包装通用技术条件》的规定。
1.30.2对设备加工面采取适用的防锈措施和用木材或其它软材料加以防护。对电气绝缘部件采用防潮和防尘包装。对仪器仪表设备密封包装，并有妥善的防震措施。对于刚度较小的焊件加焊支撑以防变形。
1.30.3包装箱外部标志及起吊位置符合GB191《包装储运图示标志》的规定。
包装箱外壁标明收发货单位名称和地址、合同号、产品净重、毛重、重心线及吊索位置，箱子外形尺寸，共××箱第××箱等。
1.30.4包装箱内有装箱单、明细表、产品出厂证明书、合格证。这些文件、清单、资料均装在置于包装箱内的专用防潮防雨铁盒内。随机技术文件及图纸由承包人负责交付发包人。
1.31承包人的现场指导
1.31.1承包人派遣有能力、有实践经验的人员到现场指导安装和试运行，并参加设备开箱和交接验收试验。
1.31.2承包人事先向发包人提交参加现场指导人员的名单、专业及来现场的计划安排。发包人有权拒绝不合格的现场指导人员，承包人更换合格的指导人员到现场。发包人将为承包人现场指导人员提供住宿方便和工作条件，费用自理。
1.31.3承包人在现场的指导人员，对设备的安装工艺、质量、设备试验和试运行负责监督。
1.32质保期工作
1.32.1设备经试运行合格、投入商业运行后的12个月为设备的质保期。在此期间内，因制造质量引起的设备损坏或不能正常工作，承包人无偿修理或更换。
1.32.2在质保期内供货设备出现由于设计、材料、加工问题引起的任何缺陷、故障、非正常损坏，承包人负责在发包人指定的期限内免费给予修理或更换；在紧急情况下承包人无法对设备进行修理、更换时，负责承担产生的风险费用。
1.32.3在质保期内售后服务的要求为：对发包人报修的反馈时间不超过2小时，维修人员到达项目现场的时间不超过24小时，修复设备的时间不超过14天，定期回访的周期为3个月。
1.32.4在质保期内，承包人还负责指导发包人技术人员，特别是要使发包人的技术管理人员能熟练地掌握控制系统的操作方法，以达到预期的运行效果。
1.33设计联络会
1.33.1概述
为协调本合同设备设计、制造、工程设计及其他方面的工作，以保证合同有效及顺利地实施，发包人和承包人召开设计联络会并形成纪要。
计划发包人与承包人将召开一次机组设计联络会。
承包人制定设计联络会的计划和日程并在设计联络会前15天以书面形式向发包人发出正式邀请并提供联络会使用的图纸、资料。
发包人将在设计联络会前和会上，对承包人提交的图纸和资料进行审查和确认。但是，承包人不能因此而推卸承担的一切责任。
1.33.2设计联络会
——会议地点：承包人工厂内（或另行协商）
——会议时间：设计联络会在合同签订后15天内召开；
（1）设计联络会主要议题
1）对水轮发电机组增容设计总体方案和图纸进行审查；
2）电站设备供货时间进行确认。
1.34承包人提供的图纸和资料
1.34.1承包人应向发包人提交下列图纸和资料供审查：合同规定提交的图纸；设备安装、运行及检修说明书；设备技术条件和说明书；产品样本；开停机程序；现场试验大纲和程序；模型试验程序和试验报告；本合同文件中提及的其它图纸资料。
承包人应提交供图清单，并注明按合同提交的日期及顺序。
承包人正式提交审查的图纸均应由承包人授权代表签署或单位盖章。
经发包人和承包人协商应修改的图纸及发包人提出意见需修改的图纸都必须在三周内重新提交相同份数的修改版本图纸。
1.34.2对于承包人提交的不符合要求的图纸，发包人将不作正式审查或处理，也不将图纸退回承包人单位，只书面通知承包人不符合要求的图纸名称，并要求承包人修改后重新提交图纸。
由于重新修改图纸，推迟合同规定的交图时间，影响工程进度时，将认为承包人逾期，并应承担违约罚款。
1.34.3图纸和资料
承包人应从合同生效日算起在规定时间内提交本条所列设备图纸、重量、承受载荷、作用力、起吊方式、安装固定方式等涉及电站设备、建筑物布置设计所需的图纸和资料。
一联会图纸资料在合同生效后15天内提供，纸质版以A3版面白图形式提供（发包人2份，设计单位2份），另外提供电子版2份（发包人1份、设计单位1份）。
正式图纸资料在合同生效后35天内提供，纸质版以A1版面兰图形式提供（发包人8份，设计单位2份），另外提供电子版2份（发包人1份、设计单位1份）。
随机图纸资料在相应设备发货时随装箱单一起提供，纸质版以A1版面兰图形式提供（发包人8份），另外提供电子版1份（发包人1份）。
1.34.4试验报告
1.34.4.1承包人应提供用于主要设备或部件上材料的试验报告，报告应标明使用材料的部件名称、材料的化学成分和机械性能，并包括所有必须的资料，以便核实材料试验是否符合合同文件规定的要求。
1.34.4.2承包人应提供水轮机转轮、发电机及其附属设备所有工厂试验的试验报告以及现场试验的试验报告。
第2章水轮机改造设备技术条款
2.1概述
2.1.1本节规定了立轴混流式水轮机改造部分的设计、制造、工厂试验、现场试验等的具体要求。技术条款按1台套混流式水轮机编写，同样适合于承包人提供的所有水轮机。
2.1.2水轮机选材、设计、制造、试验、供货和服务等除满足本节要求外，还应满足“一般规定和规范”的要求。水轮机制造质量应满足NB/T42098《小型水轮机产品质量控制规范》的要求。
2.1.3水轮机及其附属设备的安装、调试将在承包人服务人员的技术指导下，由其他承包商完成。
2.2工作内容
2.2.1工作范围
2.2.1.1承包人应完成本合同水轮机改造部分的设计、制造、工厂试验、包装、运输、交货、技术资料的提供、技术服务和交接验收，并对上述工作范围内的工作负全部责任。
2.2.1.2完成与电站设计有关的设计联络；接受发包人代表参加工厂检验、监造、见证工厂试验和参加工厂验收；负责与分包人、其他相关设备承包人之间的协调。
2.2.1.3在工厂和现场对发包人相关人员进行合同设备性能、组装、试验、运行和维护等方面的培训。
2.2.1.4完成与其他承包人的配合、协调工作，指导合同设备交货以后的保管和安装、调试等。
2.2.1.5本合同文件中未说明的但与设计、制造、工厂试验、包装、运输、保管、安装、现场试验和运行维护等相关的工作，均按相关标准执行。
2.2.2供货范围
1）水轮机
每台水轮机改造部分至少应带有以下设备和零部件：
-转轮更新，型号改为HLSH187-LJ-73或其它型号转轮，性能及参数不低HLSH187。
-导水机构更新
-水导轴承更新
-联轴螺栓、螺母、保护罩等
-主轴返厂，并于转轮螺栓孔同镗加工
-主轴工作密封、检修密封更新
-自动化元件
-更新部分的所有的阀门、管道、管件、支撑和所有电气连接导线、电缆等
2）规定的专用工器具。
3）规定的水轮机备品备件。
任何上述1）～3）中未列上，但又是保证水轮机安全、稳定、正常运行和维护所必须的设备、元器件及零部件。
2.2.3供货界面
控制及电气系统——供货至承包人提供的盘、柜、箱端子。
油、气、水系统——供货至水轮机机墩外第一对法兰处（如阀门、自动化元件布置在机墩外，则应包括这些阀门、自动化元件）。接力器供货至软管出口并包含与软管连接的成对接头。
水力监测系统——供货至机旁仪表盘或仪表装设地点。
承包人提供的成套设备之间的机械和电气连接均属承包人的供货范围。
2.2.4技术资料
承包人在各阶段应提供表2.2-1所列的技术资料。
表2.2-1提供的技术资料清单
| 序号 | 图纸名称 | 二联会资料 | 正式资料 | 随机资料 |
| 1 | 水轮机技术参数 | √ | √ | √ |
| 2 | 模型水轮机资料 | √ | √ | |
| 3 | 综合特性曲线和运转特性曲线 | √ | √ | √ |
| 4 | 水轮机横剖面图和平面图 | √ | √ | √ |
| 5 | 机组总体布置平面、剖面图 | √ | √ | √ |
| 5 | 水轮机结构平、剖面图； | √ | √ | √ |
| 6 | 转轮装配图 | √ | √ | √ |
| 7 | 导水机构装配图 | |||
| 8 | 水导轴承装配图 | |||
| 9 | 主轴密封装配图 | √ | √ | √ |
| 10 | 水轮机转轮起吊重量和外形尺寸 | √ | √ | √ |
| 11 | 水轮机主要部件（转轮）刚强度计算成果 | √ | √ | √ |
| 12 | 水轮机产品技术条件及说明书 | √ | √ | √ |
| 13 | 水轮机安装说明书及工艺规程 | √ | √ | √ |
| 14 | 设备保管存放说明书 | √ | √ | √ |
| 15 | 水轮机运行和维护说明书 | √ | √ | √ |
| 16 | 设备装卸和起吊说明书 | √ | √ | √ |
| 17 | 厂内产品检查及试验记录 | √ | ||
| 18 | 调节保证计算书 | √ | √ | √ |
| 19 | 油压设备容量和接力器选择计算 | √ | √ | √ |
| 20 | 机组自动化程序框图 | √ | √ | √ |
| 21 | 机组及其附属设备自动化系统接线图 | √ | √ | √ |
| 22 | 转速信号装置及其结线详图及说明 | √ | √ | √ |
| 22 | 机组制动控制回路接线图 | √ | √ | √ |
| 23 | 机组自动化元件配置图及说明 | √ | √ | √ |
| 24 | 机组自动化元件和仪表接线图 | √ | √ | √ |
| 25 | 自动化元件配置清单 | √ | √ | √ |
| 26 | 自动化元件样本 | √ | √ | √ |
| 27 | 产品合格证书 | √ | √ | √ |
| 28 | 图纸资料目录 | √ | √ | √ |
2.3标准
水轮机设计、制造、安装、调试等应满足以下标准规范要求（不限于）。
| GB/T15468 | 水轮机基本技术条件 |
| NB/T35004 | 水力发电厂自动化设计技术规范 |
| NB/T10878 | 水力发电厂机电设计规范 |
| NB/T35088 | 水电机组机械液压过速保护装置基本技术条件 |
| GB/T28570 | 水轮发电机组状态在线监测系统技术导则 |
| GB/T15469.1 | 水轮机、蓄能泵、水泵水轮机空蚀评定 |
| DL/T5070 | 水轮机金属蜗壳现场制造安装及焊接工艺导则（附条文说明） |
| SL668 | 水轮发电机组推力轴承、导轴承安装调整工艺导则 |
| GB/T8564 | 水轮发电机组安装技术规范 |
| JB/T1270 | 水轮机、发电机大轴锻件技术条件 |
| NB/T42098 | 小型水轮机产品质量控制规范 |
| JB/T6752 | 中小型水轮机转轮静平衡试验规程 |
| GB/T10969 | 水轮机、蓄能泵和水泵水轮机通流部件技术条件 |
| NB/T42052 | 小水电机组启动试验规程 |
| GB/T 699 | 优质碳素结构钢 |
| GB/T 700 | 碳素结构钢 |
| GB/T 1174 | 铸造轴承合金 |
| GB/T 1348 | 球墨铸铁件 |
| GB/T 3077 | 合金结构钢 |
| GB/T 6402 | 钢锻件超声检测方法 |
| GB/T 6967 | 工程结构用中、高强度不锈钢铸件 |
| GB/T 7233.1 | 铸钢件 超声检测第1部分：一般用途铸钢件 |
| GB/T 7233.2 | 铸钢件 超声检测第2部分：高承压铸钢件 |
| GB/T 9443 | 铸钢件渗透检测 |
| GB/T 9444 | 铸钢件磁粉检测 |
| GB/T 11345 | 钢焊缝手工超声波探伤方法和探伤结果分级 |
| GB/T 11352 | 一般工程用铸造碳钢件 |
| GB/T 17189 | 水力机械（水轮机、蓄能泵和水泵水轮机）振动和脉动现场测试规程 |
| GB/T 26951 | 焊缝无损检测 磁粉检测 |
| GB/T 26952 | 焊缝无损检测 磁粉检测 验收等级 |
| GB/T 26953 | 焊缝无损检测 焊缝渗透检测 验收等级 |
| JB/T 6402 | 大型低合金钢铸件 |
| JB/T 6396 | 大型合金结构钢锻件 |
| JB/T 6397 | 大型碳素结构钢锻件 技术条件 |
| JB/T 10264 | 混流式水轮机焊接转轮上冠、下环铸件 |
| JB/T 8467 | 锻钢件超声波探伤方法 |
| JB/T 8468 | 锻钢件磁粉检验方法 |
| GB/T 8162 | 结构用无缝钢管 |
| GB/T 8163 | 输送流体用无缝钢管 |
| CCH―70―3 | 水力机械铸钢件检查规程 |
2.4型式和说明
2.4.1水轮机为立轴混流式、金属蜗壳（包角345º）和弯肘形尾水管，水轮机与发电机直接连接，旋转方向为俯视顺时针。
2.4.2原型水轮机应与模型水轮机水力相似。
2.4.3空化性能应满足现状水轮机安装高程的要求。
2.4.4水轮发电机组采用悬式结构，机组推力轴承置于发电机上机架部位。
2.4.5水轮机与发电机采用二根轴结构。
2.4.6水轮机各部件应能承受并保证在各种水头和功率范围内连续运行所产生的静、动载荷而没有过量挠曲或振动，也没有塑性变形或疲劳破坏。
2.4.7水轮机结构和部件应设计成能方便而经济地维修、安装和拆卸。必须保证在不拆发电机转子、定子和水轮机顶盖、主轴等主要部件的情况下，更换水轮机导轴承、冷却器及密封等。所有可拆卸的部件，包括转轮、主轴、顶盖、底环、导轴承和导叶操作机构，应能通过厂房桥式起重机从机坑和定子内圆整体吊出。
2.4.8所有需要起吊的部件，均需设置专用吊环螺栓、吊耳或便于装卸的起吊装置。
2.4.9水轮机应能在任一转速直至最高飞逸转速下运行而不受损害，在最高飞逸转速下连续安全运行5min不应产生有害变形。
2.5水轮机参数
2.5.1水轮机额定水头为55.45m。
2.5.2在电网频率为50Hz时，推荐的水轮机额定转速为750r/min。
2.5.3水轮机在额定水头、额定转速下运行时，其额定功率为2250kW。
2.5.4水轮机转轮直径D1为73cm。
2.5.5水轮机模型转轮型号为投标转轮的型号。
2.6性能保证
2.6.1概述
承包人要保证合同设备运行安全可靠，并满足合同文件中所保证的各项性能保证值。若合同设备不能满足所保证的要求，发包人有权要求承包人免费修改设备，或根据合同条款中的相关规定进行处理。
2.6.2水轮机运行工况
2.6.2.1在2.5所规定的水头范围，水轮机在空载和相应水头下45％～100％额定功率范围内甩负荷以及飞逸等各种工况下运行时，水轮机各部件均不得产生各种形式的共振。承包人应提交机组固有频率和各种可能共振频率的分析结果供承包人审查。
2.6.2.2在规定的水头范围和功率范围内，水轮机均可连续安全稳定运行。水轮机应能在启动和甩负荷的过渡过程工况及所有规定的运行工况下，不产生有害的压力脉动、振动、噪音和超过规定的空蚀，在运行的各种工况下，应不出现功率摆动现象。
2.6.3调节保证
2.6.3.1基本资料
电站发电引水系统参数详见1.2；电气主接线采用两机一变；发电机转动惯量GD2不小于4.64t.m2。
2.6.3.2过渡过程计算工况
承包人至少应对以下工况进行计算：1）2台水轮机在额定水头和额定输出功率下运行，机组同时突然甩全负荷工况；2）2台水轮机在最大水头和额定输出功率下运行，机组同时突然甩全负荷工况；3）小波动稳定分析。
2.6.3.3计算参数限定值
机组最大转速上升值不应超过额定转速的60%；蜗壳进口最大压力不超过74m；尾水管进口处真空度不超过8m水柱。
2.6.3.4承包人应根据上述条件进行水力过渡过程计算，并提交计算分析方法和成果，同时说明导叶关闭时间和规律、尾水管压力、机组转速和蜗壳压力的变化值。
2.6.4功率
2.6.4.1水轮机在额定水头55.45m、额定转速下运转时，其额定功率为2400kW。在发电机功率因数为1.0时，允许水轮机短时（8000h运行小时内不超过100h）运行最大功率2400kW。
2.6.4.2在下列水头条件下，水轮机在额定转速运行，空化系数、空蚀及磨损在保证值范围内，水轮机功率保证值不应低于表2.7-1中的数值。另外，相邻两点的连接直线构成水轮机的功率保证线，功率保证线上的值为各水头下的功率保证值。
表2.7-1水轮机功率
| 水轮机水头 | 水轮机功率（kW） |
| 最大水头57m | ≥2400 |
| 加权平均水头55.88m | ≥2400 |
| 额定水头55.45m | ≥2400 |
| 最小水头53m | ≥2250 |
2.6.5效率
2.6.5.1模型水轮机与原型水轮机效率应按下列公式计算效率修正值，效率修正值为一个常量加于模型水轮机效率，以求得原型水轮机效率。
ηT=ηM+△η
△η=0.6(1-ηMmax)（1-D1M/D1T）0.2
式中：
ηT——原型水轮机效率计算值
ηM——模型水轮机效率
ηMmax——模型水轮机最高效率
D1T——原型水轮机转轮公称直径
D1M——模型水轮机转轮公称直径
△η——效率修正值（常量）
2.6.5.2水轮机在规定水头范围内和导叶开度较宽广的范围内具有较高的效率，且效率曲线变化平缓。
2.6.5.3水轮机在额定水头55.45m、额定功率2400kW时的效率保证值不应低于90%；在最大水头57m、额定功率2400kW时的效率保证值不应低于91%；在最小水头53m、最大功率2250kW时的效率保证值不应低于90%。
2.6.5.4在全部运行范围内，水轮机最高效率保证值不应低于91%。
2.6.6性能曲线
2.6.6.1应随投标文件提交模型水轮机综合特性曲线和原型水轮机运转特性曲线。
2.6.6.2模型水轮机综合特性曲线以单位转速、单位流量为坐标，曲线应包括等效率线、等导叶开度线、等空化系数线，尾水管、蜗壳进口压力脉动时域峰峰值等值曲线，特殊压力脉动区（如果有）。
2.6.6.3提供全部运行水头范围、以水轮机水头和水轮机功率为坐标的原型水轮机运转特性曲线，曲线应标明等效率线、等导叶开度线、等吸出高度线、尾水管压力脉动等值线、叶片正压面和负压面空化起始线、尾水管压力脉动范围、水轮机运行范围及承包人保证的稳定运行范围等。
2.6.6.4提供以单位转速、单位流量为坐标的飞逸特性曲线（曲线的单位转速和单位流量起始值均应为零），并注明导叶开度。
2.6.7轴向水推力
2.6.7.1在最不利运行工况下的水轮机最大轴向水推力应尽可能小。
2.6.7.2在最不利运行条件包括紧急停机等过渡工况下，最大反向水推力不得超过机组转动部分重量，不允许产生抬机现象。
2.6.8水力稳定性
2.6.8.1尾水管管壁压力脉动值（双振幅△H），在额定功率运行时△H/H不大于3%；在部分负荷运行时△H/H最大不超过7%（H为运行水头）。
2.6.8.2水轮机应能够在开停机、空载、甩负荷、飞逸等工况安全运行，在规定的水头和功率范围内，水轮机能安全稳定运行，没有共振或有害的振动。
2.6.9振动和主轴摆度
顶盖垂直振动值、水导轴承水平振动值和水导摆度应符合GB8564《水轮发电机组安装技术规范》中的有关规定。振动的测量方法和测点位置按GB/T17189《水力机械振动和脉动现场测试规程》执行。
2.6.10飞逸转速
在最大水头下，发电机无负荷，励磁不投入的情况下，原型水轮机的最高飞逸转速不应超过1650r/min，水轮机所有部件能安全承受在最高飞逸转速下连续运行至少5min所产生的应力、温度、变形、振动和磨损。
2.6.11噪音
在各种工况下，水轮机顶盖上方1.0m处测得的噪声不超过90dB（A）。距尾水管和蜗壳进人门1m处的噪声不大于95dB（A）。
2.6.12空蚀磨损保证
2.6.12.1水轮机空蚀保证是指在规定的水质、泥沙特性条件下，水头及尾水位在规定范围内，自投入商业运行之日算起，运行8000h内，其中出力小于45%额定功率运行时间不大于800h，允许超负荷运行时间不大于100h的情况下：
1）转轮失重量不超过0.8D12kg。
2）叶片任何点允许的剥落深度不超过3D12/3mm，面积不超过300D15/3cm2。
3）导水机构与尾水管里衬的失重量之和不超过0.266D12kg。
2.6.13.2如空蚀损坏超过保证值，承包人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量空蚀损坏，承包人应负责改善，水轮机经修复并初步验收合格后，应重新开始空蚀保证期。由于上述原因引起的费用，由承包人承担。
2.6.13.3空蚀损坏的测量和计算按《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机空蚀评定第一部分：反击式水轮机的空蚀评定》GB15469.1规定的方法执行。
2.6.14裂纹保证
2.6.14.1在规定的质量保证期内，承包人应保证转轮叶片不产生裂纹、断裂或有害变形。
2.6.14.2裂纹采用超声波和/或着色探伤检查，验收标准与转轮制造所用的标准相同。保证期内产生的裂纹，承包人应免费修复，并重新开始保证期。如果同一转轮叶片上出现需要修复的裂纹，且经承包人三次修复无效，则发包人有权要求承包人免费提供新转轮。
2.6.15轴承温升
在规定运行范围内连续运转的条件下，冷却水进水温度不超过28℃时，水轮机导轴承的轴瓦温度不超过65℃，油温不超过60℃。
2.6.16可靠性指标
在规定的运行工况下，水轮机可靠性指标指定如下：
1）水轮机大修间隔期不小于5年；
2）水轮机使用寿命不小于40年。
2.7主要部件技术要求
2.7.1转轮
2.7.1.1转轮应采用抗空蚀、抗磨蚀性能和焊接性能良好的镍铬不锈钢材料，转轮上冠、下环材质选用ZG00Cr16Ni5Mo或ZG06Cr13Ni4Mo，叶片材质选用ZG00Cr16Ni5Mo或ZG06Cr13Ni4Mo（或经电站运行证明抗空蚀性能更好的不锈钢材料）。
2.7.1.2转轮采用铸焊结构，并应具有足够的强度和刚度，能够承受任何可能产生的作用在转轮上的最大水压力、离心力和压力脉动，退役前在周期性变动负荷作用下不发生裂纹、断裂或有害变形。
2.7.1.3转轮叶片采用采用AOD精炼铸造或模压成型，表面宜采用五轴数控加工。
2.7.1.4转轮铸件应按CCH-70-3《水力机械铸钢件检查规程》的要求进行无损检测，并符合质量要求。
2.7.1.5原型水轮机转轮的过流部分应保证与模型水轮机转轮几何相似，转轮表面波浪度、粗造度和叶片几何型线、流道尺寸应符合GB/T10969《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机通流部件技术条件》的要求。过流表面应光滑，呈流线型，无裂纹或凸凹不平等缺陷。
2.7.1.6承包人应计算转轮叶片的自振频率，避免机组与厂房结构产生共振。
2.7.1.7转轮和主轴采用螺栓连接，可按摩擦传递力矩设计（或采用其它力矩传递方式）。承包人应提供主轴法兰连接螺栓防护罩，并应提供拧紧螺栓的工具和检测螺栓应力的测量仪表。
2.7.1.8承包人应提供至少进、出口各3个断面上的转轮叶片型线检查样板，以供检查和修复时使用。
2.7.1.9在转轮上冠设置适当孔径的泄压孔或采用别的泄压措施以减少对顶盖的压力。
2.7.1.10转轮上冠和下环应设置止漏环，以保证间隙漏水量尽可能小，止漏环间隙应均匀，且应不超过模型间隙的比例尺寸，止漏环应具有好的抗腐蚀和抗磨蚀性能，其硬度值应比相对应的顶盖和底环上相匹配的固定止漏环硬度高HB30，且不低于HB320。
2.7.1.11转轮上冠、叶片和下环组焊完成后，应进行应力释放热处理，整个转轮进行100%磁粉或着色检测，所有焊缝进行无损检测。
2.7.1.12转轮加工完成后，应同上、下止漏环一起在工厂车间进行静平衡试验。配重用塞孔必须设在不靠过流表面处。
2.7.1.13转轮在本电站水流泥沙含量情况下，应能满足2.7.13空蚀磨损保证的要求，否则应考虑采用其他适当的保证措施，包括在过流表面覆盖抗磨涂层。
2.7.1.14当水轮机主轴与转轮采用摩擦传动时，转轮应能互换。
2.7.2导水机构
2.7.2.1导叶宜采用抗空蚀性能良好的材料制造。过流表面型线、波浪度和粗糙度应符合GB/T10969的规定。
2.7.2.2在顶盖和底环对应导叶活动的范围的过流面宜设置不锈钢抗磨板或其他的抗磨蚀材料进行防护。
2.7.2.3混流式水轮机，在顶盖和底环与转轮止漏环对应处宜装不锈钢固定止漏环。
2.7.2.4导水机构中所有轴套应采用自润滑材料制造。底环轴套孔应与顶盖上的轴套孔同心。
2.7.2.5导水机构应在制造厂内进行预装，并做控制环行程与导叶开度关系的试验。导水叶全关时，立面间隙和端面间隙应达到GB/T8564的要求。
2.7.2.6应装设导叶限位装置。
2.7.3水导轴承
2.7.3.1轴承结构应安全可靠和便于检修，机组从最大飞逸转速惯性滑行直到停机的全部过程中，应安全承受。
2.7.3.2稀油润滑轴承宜采用自循环方式，运行时应保证不漏油，不甩油。对于高速机组，轴承的油槽应采取防甩油和防油雾密封措施。
2.7.4主轴
2.7.4.1由于主轴密封改造和转轮更换，因此主轴需要返厂对进行处理，同时转轮螺栓孔需要与主轴同镗加工。
2.7.4.2主轴应全部精加工，与轴承配合表面应抛光。其粗糙度不超过Ra0.8μm。
2.7.4.3主轴出厂前应进行超声波无损探伤检测。
2.7.4.4水轮机主轴与发电机主轴的连接采用磨擦传动（或其它方式）。
2.7.4.5当水轮机主轴与转轮、发电机主轴采用摩擦传动时，水轮机主轴应能互换。
2.7.5主轴密封
2.7.5.1在电站运行过程中主轴密封的漏水量较大，本次改造结合电站的特点，主轴工作密封建议采用无接触泵板密封方式（是否具备条件，需后续拆机现场确定，暂定采用无接触泵板密封），检修密封建议采用“心”型空气围带的密封方式。
2.7.5.2工作密封应能保证密封面的良好配合和密封性能，并设水压自动平衡装置以使机组运行中能够自动调整。密封元件应有足够的强度和耐磨性能。工作密封至少能运行一个大修周期后方需更换。
2.7.5.3当工作密封采用径向方式时，在主轴上需有一个可更换的不锈钢衬套，避免主轴磨损。工作密封应是自补偿型的，在运行中，对密封元件的磨损可进行自动调整。
2.7.5.4工作密封应设计成可用水润滑与冷却，承包人应提供管道、阀门及主备用清洁水精密过滤器、仪表和附件。
2.7.5.5当转轮直径和转速合适时，主轴工作密封宜采用无接触泵板密封。
2.7.5.6在工作密封下方应设置检修密封，检修密封采用压缩空气充气的实心心形橡胶密封或其它结构形式，应能在不吊出顶盖的条件下更换。由电站压缩空气系统供给压力为0.5～0.7MPa的压缩空气，承包人应提供相应的管道、仪表、阀门及其它附件等。并应设置一个带警报的联锁装置，以防止水轮机运转时带动静止密封。
2.7.5.7所有紧固工作密封和检修密封用压板工具、螺栓、螺母等均采用不锈钢材料制成。
2.8工厂质量检查、装配和试验
2.8.1为检验水轮机设计、制造质量，除了采用合理结构、工艺和合格材料、严格控制加工精度、尺寸公差和热处理工艺外，在出厂前必需对水轮机主要部件进行试验和检查。
2.8.2各项试验应符合合同要求，若合同无具体规定时，按照符合GB、NB、SL、JB以及国际相关标准中较高要求执行。
2.8.3承包人应提供工厂试验项目、计划安排及试验大纲，各项试验的试验报告、照片、记录、有关文件资料及合格证必须完备，并随时供买受人或工程师检查和审核。凡规定必须有发包人代表参加的试验项目，必须按规定提前15天通知发包人参加，并提供全部文件资料。
2.8.4承受水压、油压、气压的设备部件除在工地进行组焊外均应按GB规定在厂内进行强度耐压试验。强度耐压试验压力为1.5倍工作压力，试验时间为30min，受压部件不得有渗漏等异常现象。压力容器的耐压试验按照《钢制压力容器》与《压力容器安全技术监察规程》的规定执行。
2.8.5工厂试验项目见2.8-1。
表2.8-1混流式水轮机工厂质量检查、装配和试验项目表
| 序号 | 名称 | 材料检验 | 制造过程和最终检验 | 耐压及取样试验 | 其它检验项目及备注 | ||||||
| 力学性能 | 化学成分 | 无损检测 | 硬度试验 | 无损检测 | 外观检查 | 尺寸检查 | 动作试验 | ||||
| 1 | 转轮 | √ | √ | √ | √ | √ | √* | √* | 叶型、表面粗糙度检查及静平衡 | ||
| 2 | 导水机构 | √ | √ | √ | √ | √* | √* | √* | |||
| 5 | 水导轴承 | √ | √ | √* | √* | ||||||
| 4 | 主轴 | √ | √ | √ | √ | √* | √* | 钻孔取样 | 法兰间平行度、同心度、主轴法兰垂直度* | ||
| 5 | 主轴密封 | √ | √ | 局部装配* | |||||||
注：“√”为厂内试验项目；*为发包人到工厂见证和检查项目。
2.9现场试验
2.9.1概述
2.9.1.1每台机组安装完毕后，应进行各项现场试验、试运行和验收，以验证设备性能和质量是否符合合同要求。
2.9.1.2现场试验由发包人主持，并组织现场领导小组负责对试验结果进行鉴定，承包人应对试验程序和方法负责，并指导试验。承包人应提供现场试验所需的特殊设备和仪表。
试验大纲应由承包人配合安装单位根据工程进度，在开始试验前一个月提出，经发包人（或工程师）核准后执行。
试验大纲应包括试验项目、试验准备、试验方法、试验程序、检验标准和试验时间及进度等。
2.9.2水轮机现场安装试验
2.9.2.21水轮机与发电机主轴安装连轴后，在承包人指导下，由安装单位进行盘车检查，摆度值应符合GB8564《水轮发电机组安装技术规范》中的有关规定，并由工程师用书面形式予以审定。
2.9.2.2所有油、气、水系统的管路均应进行耐压试验，并应符合GB8564《水轮发电机组安装技术规范》中的有关规定。
2.9.2.3操作、控制、保护和指示装置应进行模拟试验，要求动作准确、可靠。
2.9.2.4机组的动平衡试验。
2.9.2.5其它试验项目由合同双方协商确定。
2.9.3试运行
2.9.3.1在设备安装完毕，经现场试验，检查合格后，应进行机组试运行，以检验设备技术性能和保证值是否满足和符合合同文件的规定。
2.9.3.2试运行期间，由安装单位操作设备，承包人应对其设备和操作方法负责并进行指导。
2.9.3.3试运行工作将按GB8564《水轮发电机组安装技术规范》及DL507《水轮发电机组起动试验规程》中的有关规定进行。
2.9.3.4机组经72h试运行合格，并按签发初步验收证书后，由发包人负责开始商业运行。
2.9.4特性验收试验
机组试验运行合格并投入商业运行后，根据需要进行水轮机特性试验，以检验设备是否满足合同文件和保证值。试验在承包人指导下进行。
特性试验项目包括：水轮机出力试验、效率试验及空蚀损坏检测等。
水轮机出力试验：每台机组均做出力指标试验，以检验输出功率是否达到功率保证值；同时测定出力特性曲线。
水轮机效率试验：在机组保证期内，经合同双方协商可在1台或2台机组上进行效率试验，以检查是否达到保证值。
空蚀损坏检测：在机组运行时间达到8000h时，应由合同双方协商在适当的时间共同进行水轮机空蚀损坏检测，以检查是否达到保证值。
第3章水轮发电机改造技术要求
3.1概述
3.1.1本节适用于×台立轴式水轮发电机及其附属设备的设计、制造、装配、工厂试验、交付、现场安装及现场试验的技术要求。
3.1.2本技术条款未说明，但又与设计、制造、安装、试验、运输、包装、保管和运行维护等有关的技术要求，按有关标准执行。
3.1.3发电机设计、制造、试验、供货和服务等除满足本节要求外，还应满足“一般规定和规范”的要求。发电机制造质量应满足NB/T42096《小型水轮发电机产品质量控制规范》的要求。
3.1.4立轴式水轮发电机及其附属设备的安装、调试将在承包人服务人员的技术指导下，由其他承包商完成。
3.2工作内容
3.2.1工作范围
同2.2.1节“工作范围”内容。
3.2.2供货范围
1）水轮发电机
2台套额定容量为2250kW/2800kVA，额定转速为750r/min的立轴、悬式、密闭循环空冷三相同步水轮发电机，每台发电机及其附属设备必须是完整成套配备，并至少应带有下列设备和工作：
—定子机座和定子铁芯保留（视情况加固处理）、更换定子绕组
—转子更换磁极线圈，保留磁轭、主轴和磁极铁芯厂内组装成一个完整的转子
—保留上机架本体，保留推力头和镜板。更换推力轴承、上导轴承、上导油冷却器，密封盖改造成无间隙接触密封。
—更换下机架本体，更换下导轴承、下导油冷却器，密封盖改造成无间隙接触密封。
—制动器及制动器管路更新。制动器采取高耐磨的制动块。
—集电环及刷架更新
—油、气、水的管路更新
—自动化元件更新或新增
—机械过速保护及齿盘测速装置所有表计、盘柜、电缆、导线
—转速信号器（带齿盘）
2）规定的发电机备品备件
任何上述1）-2）项中未列上，但又是保证发电机安全、稳定、正常运行和维护、检修所必须的设备、元器件及零部件。
3.2.3供货界面
主引出线侧——供货至机坑墙外400mm，包括穿机坑引线的密封件、支撑和对钢筋发热的保护措施，但不包括电流互感器；
中性点——包括中性点引出线，供货至机坑墙外400mm，还包括穿机坑引线的密封件、支撑和对钢筋发热的保护措施；
控制及电气系统——供货至承包人提供的盘柜端子；
油、气、水系统——供货至机墩外第一对法兰处（如阀门、自动化元件布置在机墩外，则应包括这些阀门、自动化元件）；
承包人提供的成套设备之间的机械和电气连接均属承包人的供货范围。
3.2.4技术资料
承包人在各阶段应提供表3.2-1所列的技术资料。
表3.2-1提供的技术资料清单
| 序号 | 图纸名称 | 联络会资料 | 正式资料 | 随机资料 |
| 1 | 水轮发电机剖面图 | √ | √ | √ |
| 2 | 大件运输尺寸和重量 | √ | √ | √ |
| 3 | 发电机外形图 | √ | √ | √ |
| 4 | 发电机基础图和载荷图 | √ | √ | √ |
| 5 | 发电机油、气、水系统管路布置图 | √ | √ | |
| 6 | 发电机油气水用量及压力 | √ | √ | √ |
| 7 | 空气冷却器外形及管路接口尺寸图 | √ | √ | √ |
| 8 | 高压油顶起及制动管路布置图 | √ | √ | √ |
| 9 | 发电机定子装配图 | √ | √ | √ |
| 10 | 发电机转子装配图 | √ | √ | √ |
| 11 | 发电机总装配图 | √ | √ | √ |
| 12 | 发电机集电环装配图 | √ | √ | √ |
| 13 | 发电机制动器装配图 | √ | √ | √ |
| 14 | 发电机上导推力轴承装配图 | √ | √ | √ |
| 15 | 发电机下导轴承装配图 | √ | √ | √ |
| 16 | 主引出线和中性点引出线布置图 | √ | √ | √ |
| 17 | 发电机电磁计算成果 | √ | √ | √ |
| 18 | 发电机功率及运行特性曲线 | √ | √ | √ |
| 19 | 发电机产品技术条件及说明书 | √ | √ | √ |
| 20 | 发电机空载和短路特性曲线 | √ | √ | √ |
| 21 | 发电机安装使用维护说明书 | √ | √ | √ |
| 22 | 厂内产品检查及试验记录 | √ | √ | √ |
| 23 | 需要提供的其它随机图纸 | √ | √ | √ |
| 24 | 图纸资料目录 | √ | √ | √ |
3.3标准
发电机设计、制造、安装、调试等应满足以下标准规范要求（不限于）。
| NB/T10878 | 水力发电厂机电设计规范 |
| NB/T35088 | 水电机组机械液压过速保护装置基本技术条件 |
| GB/T28570 | 水轮发电机组状态在线监测系统技术导则 |
| GB/T7894 | 水轮发电机基本技术条件 |
| SL668 | 水轮发电机组推力轴承、导轴承安装调整工艺导则 |
| GB/T8564 | 水轮发电机组安装技术规范 |
| NB/T35004 | 水力发电厂自动化设计技术规范 |
| NB/T42052 | 小水电机组启动试验规程 |
| NB/T 42096 | 小型水轮发电机产品质量控制规范 |
| JB/T1270 | 水轮机、发电机大轴锻件技术条件 |
| GB/T 7064 | 隐极同步发电机技术要求 |
| SL600 | 水轮发电机定子现场装配工艺导则 |
| JB/T 3334.1 | 水轮发电机用制动器第1部分：立式水轮发电机用制动器 |
| JB/T 10265 | 水轮发电机用上下圆盘锻件技术条件 |
| JB/T 4058 | 汽轮机清洁度 |
| GB/T 11348.3 | 旋转机械转轴径向振动的测量和评定第3部分 |
| GB/T 699 | 优质碳素结构钢 |
| GB/T 700 | 碳素结构钢 |
| GB/T 3077 | 合金结构钢 |
| GB/T 6402 | 钢锻件超声检测方法 |
| GB/T 6967 | 工程结构用中、高强度不锈钢铸件 |
| GB/T 7233.1 | 铸钢件 超声检测第1部分：一般用途铸钢件 |
| GB/T 9443 | 铸钢件渗透检测 |
| GB/T 9444 | 铸钢件磁粉检测 |
| GB/T 11345 | 钢焊缝手工超声波探伤方法和探伤结果分级 |
| GB/T 11352 | 一般工程用铸造碳钢件 |
| GB/T 26951 | 焊缝无损检测 磁粉检测 |
| GB/T 26952 | 焊缝无损检测 磁粉检测 验收等级 |
| GB/T 26953 | 焊缝无损检测 焊缝渗透检测 验收等级 |
| JB/T 6402 | 大型低合金钢铸件 |
| JB/T 6396 | 大型合金结构钢锻件 |
| JB/T 6397 | 大型碳素结构钢锻件 技术条件 |
| JB/T 7023 | 水轮发电机镜板锻件技术条件 |
| JB/T 10180 | 水轮发电机推力轴承弹性金属塑料瓦技术条件 |
| JB/T 8467 | 锻钢件超声波探伤方法 |
| JB/T 8468 | 锻钢件磁粉检验方法 |
| GB/T 8162 | 结构用无缝钢管 |
| GB/T 8163 | 输送流体用无缝钢管 |
| CCH―70―3 | 水力机械铸钢件检查规程 |
3.4型式和额定值
3.4.1型式
发电机为立轴、三相、空冷同步发电机，结构型式为悬式。
3.4.2额定值
额定容量2250kW/2800kVA
额定电压6.3kV
额定功率因数0.8（滞后）
额定转速750r/min
额定频率50Hz
相数三相
3.5主要参数及性能保证
3.5.1电气特性
3.5.1.1电抗（以额定电压和额定容量为基准）
1）纵轴同步电抗Xd（不饱和值）不大于1.0（标么值）；
纵轴瞬态电抗Xd＇（饱和值）不大于0.28（标么值）；
纵轴超瞬态电抗Xd"（饱和值）不小于0.18（标么值）；
4）横轴超瞬态电抗值与纵轴超瞬态电抗值Xq"和Xd"之比值应尽可能接近于1。
3.5.1.2短路比（试验值）不小于1.0。
3.5.1.3发电机在空载额定电压和额定转速时，线电压的电话谐波因数（THF）不应超过1.5%。
3.5.1.4发电机定子绕组接成正常工作接法时，在空载额定电压下，线电压波形正弦性畸变率不大于5%。
3.5.1.5在下列情况下，发电机应能连续输出额定容量：
1）空气冷却器、油冷却器的进水温度不超过28℃，冷却空气温度不超过40℃；
2）在额定转速及额定功率因数时，电压与其额定值的偏差不超过±5%；
3）在额定电压和额定功率因数时，频率与其额定值的偏差不超过±1%；
4）在额定功率因数时，当电压与频率同时偏差（两者分别不超过±5%和±1%）且均为正偏差时，两者偏差之和不超过6%；若两者偏差均为负偏差或电压和频率不同时为正偏差时，两者偏差的绝对值之和不超过5%。
当电压与频率偏差超过上述规定时应能连续运行，此时输出功率以励磁电流不超过额定值，定子电流不超过额定值的105%为限。
5）发电机应能在功率因数为1.0时以××kW出力长期安全稳定运行。
3.5.1.6发电机在进相深度为0.95时应能长期安全稳定运行。
3.5.1.7定子绕组Y形接线，中性点不接地（暂定）。
3.5.2效率
发电机在额定容量、额定功率因数、额定电压及额定频率时的效率应不小于96%。
计算效率时发电机损耗包括：
1）定子绕组损耗（80℃）
2）转子绕组损耗（90℃）
3）铁心损耗
4）风损和摩擦损耗
5）推力轴承损耗（发电机分担部分）
6）导轴承损耗、电刷摩擦损耗
7）杂散损耗
8）励磁系统（包括励磁变压器、整流器等）损耗
3.5.3绝缘
3.5.3.1定子、转子绕组和定子铁心绝缘等级为F级。
3.5.3.2定子线棒绝缘的工频击穿电压应大于62kV，并应对每台机组抽取3根定子线棒通过抽样试验验证。
3.5.3.3定子安装完成后，在进行交流绝缘介电强度试验前，应对定子绕组进行3倍额定电压的直流绝缘强度试验和泄漏电流测定。试验时按每级0.5倍额定电压分阶段升高，每阶段停留1min，其泄漏电流应不随时间延长而增大。各相泄漏电流的差别应不大于最小值的50%。
3.5.3.4发电机绕组对机壳及各相绕组间的绝缘应能承受表3.5-2中所规定的50Hz（波形为实际正弦波）交流介电强度试验，历时1min不得有任何损坏。
表3.5-2发电机绝缘介电强度试验标准
| 序号 | 发电机部件 | 试验电压 | |
| 1 | 定子绕组 | 定子成品线圈 | 2.75UN+6.5kV |
| 2 | 定子线圈在工地嵌装前 | 2.75UN+2.5kV | |
| 3 | 定子安装完成后 | 2UN+1kV | |
| 4 | 转子绕组 | 额定励磁电压500V及以下 | 10倍额定励磁电压（但最低不低于1500V） |
| 额定励磁电压500V及上 | 2倍额定励磁电压+4000V | ||
注：1、表中UN为发电机额定线电压10.5kV（有效值）。2、转子绕组试验电压值为转子装配完成后的耐压值。
3.5.3.5起晕电压：定子绕组单个线棒应在1.5倍额定线电压下不起晕。整机耐压时，在1.05倍额定线电压下，端部应无明显晕带和连续的金黄色亮点。定子绕组在1.3倍额定相电压下进行整体电晕试验时，应无持续可见电晕。
3.5.3.6定子线棒介质损失角正切值（tgδ）及其增量(△tgδ)的指标应满足表3.5-3中的规定。
表3.5-3定子线棒介质损失角正切值（tgδ）及其增量（△tgδ）指标（%）
| 试验检查项目 | 试验电压 | 指标（%） | 备注 |
| tgd0.2UN | 0.2UN | £2 | 每台按3%抽检，如不合格，则加倍抽检 |
| Dtgd=tgd0.6UN-tgd0.2UN | 0.2UN～0.6UN | £1 | 同上 |
注：Un—发电机额定线电压（10.5kV）
3.5.4温升
3.5.4.1在额定功率因数和额定转速、电压与额定值偏差在100±5%范围内长期连续额定容量运行时，且空气冷却器的进水温度不超过28℃、空气冷却器出口冷却空气不超过40℃的环境条件下，主要部件温升限值应不超过表3.5-4规定。
表3.5-4发电机各部件允许温升限值
| 序号 | 发电机部件 | 最高允许温升限值（K） | ||
| 温度计法 | 电阻法 | 检温计法（ETD） | ||
| 1 | 定子绕组 | 80 | ||
| 2 | 定子铁心 | 85 | ||
| 3 | 转子绕组 | 90 | ||
| 4 | 集电环 | 75 | ||
3.5.4.2在电压与额定值偏差在100±5%范围内、额定转速、额定功率因数，且在额定容量运行，油冷却器的进水温度不超过28℃时，采用埋置检温计法（ETD）测量，推力油槽内热油温度不超过50℃，推力瓦瓦体温度不超过55℃，导轴承轴瓦最高温度不大于70℃。
3.5.5特殊要求
3.5.5.1发电机在不对称系统中运行时，如任一相电流不超过额定值，且其负序电流与额定电流之比不超过12%，应能长期运行。
3.5.5.2在不对称故障时，短时间允许的不平衡电流值，其负序电流I2与额定电流之比（标么值）的平方与允许不对称运行时间t(s)的乘积（I2/IN）2×t不小于40s。
3.5.5.3发电机在热状态下应能承受150%额定电流历时2min而不发生有害变形及接头开焊等情况，此时电压应尽可能接近额定值。
3.5.5.4转子绕组的设计应能安全地承受2倍额定励磁电流历时不小于50s。
3.5.6机械特性
3.5.6.1发电机旋转方向为俯视顺时针。
3.5.6.2发电机应能在最高飞逸转速下历时5min而不产生有害变形和损坏。此时转子材料的计算应力不超过屈服点的2/3。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即可并入系统。
3.5.6.3发电机转动惯量GD2不小于10.71t·m2，并满足电站调节保证的要求。
3.5.6.4发电机各部分结构强度应能承受在额定负荷及端电压为105%额定电压下，定子出口突然发生对称或不对称短路历时3s而不发生有害变形和损坏。同时，还应能承受在额定容量、额定功率因数和105%额定电压及稳定励磁条件下运行时，历时30s的短路故障而无有害变形和损坏。
3.5.6.5发电机的所有部件及结构（包括导轴承）应能承受因半数磁极短路产生的不平衡拉力而不产生有害变形和不稳定，发电机结构刚度应能承受基本烈度Ⅷ度地震的考验而不产生有害变形和破坏性损坏。
3.5.6.6发电机的噪音应限制在其风洞上盖板外侧1m及距地面1m高处测量时不大于85dB（A）。
3.5.6.7在各种正常情况下，发电机推力轴承和发电机导轴承支架的水平双幅振动量应符合GB/T8564《水轮发电机组安装技术规范》的要求。
3.5.6.8定子和转子组装完成后，定子内圆和转子外圆半径的最大值和最小值分别与其平均半径之差不大于设计空气间隙的±4%；定子和转子间的气隙，其最大值或最小值与其平均值之差不应超过平均值的±8%。
3.5.6.9发电机与水轮机组装后的转动部分的第一阶临界速度应不小于最大飞逸速度的120%。
3.5.6.10发电机在设计时应考虑到水轮机的振动特性并避免与之发生共振。在对称负荷工况下，定子铁芯的100Hz双幅振动量不应大于0.03mm。在其它运行工况下亦应无明显的振动。
3.5.6.11在最大轴向负荷时，上机架垂直挠度应不大于1.5mm。
3.5.7可靠性指标
在本合同规定的运行条件下，发电机可靠性指标规定如下：
1）强迫停机率≤0.5%。
2）无故障连续运行时间大于16000h
3）大修间隔时间6年。
4）退役前的使用年限40年。
由于发电机仅部分部件进行了改造更新，上述发电机的可靠性指标规定是针对全新发电机的要求，故承包人可参照执行，如有意见可提出，由发包人确定并在后续设计联络会及技术协议等环节进行确定。
3.6发电机（技术改造后）本体结构
3.6.1概述
3.6.1.1发电机及其所有部件除应具有良好的技术特性外，还必须满足强度和刚度要求，使之在正常与非正常运行情况下，其整体和所有部件的挠度、振动和安全系数均在允许范围内。所谓非正常运行情况指的是对称与不对称短路、飞逸转速下运行、过电压、转子半数磁极短路、地震等。
3.6.1.2发电机整体及其所有部件的结构应设计成便于运输、安装、维护和检修。
3.6.1.3发电机应采用先进的、成熟的结构、材料和工艺。如果采用新的结构应有验证试验。
3.6.1.4发电机集电环、导轴承和推力轴承的结构应设计成不影响转子和相关部件情况下，便于装拆、更换、维修。
3.6.1.5发电机各轴承支架、基础板及结构部件应避免与水轮机固有频率发生有害的谐振。
3.6.1.6在所有运动部件和带电部分周围应装设合适防护设施。
3.6.1.7当用液压顶起装置顶起转动部件时，应满足检查或检修推力轴承的要求，但不得超过机组容许的顶起值。
3.6.1.8采取有效措施，防止轴电流对推力轴承和导轴承的危害，并设置轴电流监测设备。
3.6.2定子
定子改造范围：定子机座和铁艺保留，视情况作加固处理，定子返厂更换绕组。
3.6.2.1如果运输条件允许，定子须在厂内装配、试验完成后整体运至工地。如果受运输条件限制，定子采用分瓣结构，厂内整圆装压铁心、分瓣下线、分瓣运输。在工地由承包人整圆组合，下合缝线圈，运输中应采取必要措施保证定子的圆度和线棒绝缘不受损伤。分瓣定子组合后，应符合下列要求：
1）机座组合缝间用0.05mm塞尺检查，在螺栓及定位销周围不应通过。
2）铁心合缝处加垫后不应有超出标准要求的空隙。
3）铁心合缝处槽底部的径向错牙不应大于0.3mm。
4）分瓣组合后定子圆度，各实测半径与平均半径之差应不大于设计空气间隙值的4%。
3.6.2.2机座应采用钢板焊接结构，并应具有足够的强度和刚度，以承受各种运行情况下包括短路、半数磁极绕组短路等引起的各种力的作用而不发生损害和超过允许的变形。机座应设计成能适应定子铁心的热变形，以防止铁心松动、翘曲；还应考虑能承受运输、安装、运行时各种力的作用而不产生损害和超过允许的变形。
3.6.2.3机座设计应为定子铁心、定子绕组的通风考虑合适的风路。
3.6.2.4定子铁心应采用低损耗、高质量、高导磁率、无时效、厚度不大于0.5mm的优质冷轧硅钢片叠成。每片叠片应除去毛刺，硅钢片的两面应涂F级绝缘漆或其它相当的绝缘材料，使其涡流损耗减至最小。绝缘漆的耐温水平应不低于定子绕组的水平。定子铁心叠片应交错叠制。应采用多段分层压紧法，以形成一个整体、紧固的铁心。
3.6.2.5绕组绝缘采用F级，绝缘应能经加热产生适量的弹性，使线棒（线圈）具有无损伤地放入线槽或取出的性能。绕组绝缘应具有良好的电气性能、机械性能、抗老化性能、耐潮性能和具有不燃或难燃特性。每个线棒（线圈）应采用罗倍尔换位或其它更佳的换位方式，以减少附加损耗和股间温差。
3.6.2.6绕组的端部、槽部、槽口和连接线应牢固地支撑和固定，使之在频繁起动以及和各种工况下不产生振动、位移和变形。槽部和端部的支持结构，除要求有足够的机械强度外，对端部还要求与齿压板等金属部件有足够的绝缘距离。定子绕组的端箍应采用非磁性材料。所有的接头和连接应采用银—铜焊接工艺，接头处的载流能力不得低于同回路的其它部位。端部绝缘、定子槽楔及垫条的绝缘等级应为F级。
3.6.2.7绕组应具有良好的防电晕和耐电腐蚀性能，在槽部、端部等部位应采取防晕措施。定子绕组端部绝缘应采用防晕层与主绝缘一次成型的结构。
3.6.2.8所有用螺栓连接的母线接头，表面均应镀银。螺栓应采用非磁性材料制成。
3.6.2.9从发电机定子槽引出至其机座出线孔口之间的主引线和中性点引线，其绝缘强度应等同于发电机绕组的绝缘强度，最大温升不超过规定值。
3.6.2.10定子绕组为波绕组，Y形接线。三相的相序为俯视逆时针，U，V，W。
3.6.2.11定子绕组在实际状态下，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%。
3.6.2.12主引出线应有三个引出端，在风洞内有可拆卸的连接装置，以便将引出线和外部连接断开供试验、检修等用。取下可拆式的连接头，母线端头之间应有300mm的间距，连接端头应镀银，并确保多次拆接的需要。
3.6.2.13为把定子铁心的扭曲变形降至最小，定子机座、机架及铁心设计时应考虑其热膨胀因素。
3.6.2.14定子和转子组装后，定子内圆和转子外圆半径的最大或最小值分别与其设计平均半径之差不大于设计间隙的±4%。定、转子间最大气隙或最小气隙与其平均值之差，不得超过其平均值的±8%。
3.6.2.15定子绕组在整个定子圆周上分布及其相角、电压相序应当完全对称而均等。
3.6.3转子
转子改造范围：保留磁轭及主轴，转子更换磁极线圈，厂内组装成一个完整的转子。
3.6.3.1转子由主轴、磁轭和磁极等部件组成，转子采用整体结构。
3.6.3.2转子应具有足够的刚度和强度，在飞逸转速时不应发生有害的变形，在任何工况下不得失去稳定，并应做到结构合理，且具有良好的电磁性能和通风性能，各紧固件连接牢靠。发电机转子在制造厂内作静平衡试验。
3.6.3.3磁极采用鸠尾键和相配合的槽固定在磁轭上。磁极铁心应采用高强度薄钢板冲片，压板材料应采用锻钢。
3.6.3.4磁极线圈应用铜带扁向绕制而成，使用F级绝缘。磁极线圈接头及极间连接应可靠，能承受运行时的振动、热变形，飞逸时的离心力及电气短路、频繁起停等产生的应力，不发生变形、裂缝和滑动。极间连接应有防松动措施，且便于拆卸和检修。磁极线圈接头应布置在转子上方。
3.6.3.5转子上应装设纵、横阻尼绕组。用银铜焊将阻尼条与阻尼环连接紧固。阻尼环间采用多层紫铜片制成的连接片柔性连接，用螺栓紧固。阻尼绕组应安装牢固，以防由于振动及最大飞逸转速下的热位移和热应力而造成机械故障。阻尼绕组应具有承受短路和不平衡电流的能力。
3.6.3.6磁轭由磁轭键、卡键等紧固在转子主轴上，磁轭外缘设有键槽，用于固定磁极。
3.6.3.7磁轭冲片应采用高强度的优质钢板，以满足在最高飞逸转速下磁轭断面上产生的平均拉应力（计算值）不大于材料的屈服应力的2/3。磁轭冲片应平整、除锈、去毛刺、尺寸符合精度要求。应采取各种措施，确保磁轭的叠装质量及整体性。磁轭设计时，应考虑具有良好的径向通风性能。
3.6.3.8制动环固定在转子磁轭上，对于制动时所产生的热量及制动环的热膨胀应采取有效措施。
3.6.3.9发电机和水轮机安装完毕后，作过速试验前，应按国家标准规定的方法检查其动平衡，承包人应考虑动平衡块的焊装位置，并负责安装技术指导及提供动平衡配重块。动平衡试验由安装承包人完成。
3.6.5机架
保留上机架本体，保留推力头和镜板。更换推力轴承、上导轴承、上导油冷却器，密封盖改造成无间隙接触密封。
更换下机架本体，更换下导轴承、下导油冷却器，密封盖改造成无间隙接触密封。
3.6.5.1上机架应能承受水轮机/发电机的所有转动部分的重量和水轮机最大水推力的组合轴向荷载。并能与下机架一起安全地承受作用于水轮机转轮上的不平衡水推力以及由于绕组短路包括半数磁极短路引起的不平衡力且不发生有害变形。
3.6.5.2下机架应能通过定子内径吊出。上机架应设计成不需要取出集电环就可以取出上导轴承和油冷却器。
3.6.5.3上机架应采用适应热变形的结构。
3.6.5.4上机架支臂传力的设计，应保证在事故情况下（半数磁极短路、发电机出口短路时）发电机的稳定性；尽可能地将单边磁拉力的径向力转变为切向力传至发电机风洞混凝土围墙，或采用联合受力的方法，既保证机组稳定又尽可能少地将径向力全部传至风洞混凝土围墙。
3.6.5.5上、下机架的结构应能承受各种运行工况的应力而安全运行，应为轴承、制动器等的维修提供足够的空间和通道。
3.6.6轴承
3.6.6.1一般要求
1）轴承和轴承支架应设计成能在各种运行工况下安全运行。
2）发电机推力轴承和导轴承在冷却水中断后机组应能安全停机。当冷却水中断时应允许机组在正常转速下带额定负荷，至少运行15min，在飞逸转速情况下，至少运行5min，推力轴承和导轴承不应有任何损坏，轴承温度不应超过允许最高值。
3）在推力轴承和导轴承油温不低于5℃时，应允许机组起动；应允许机组在停机后立即启动；在紧急事故且制动失灵的情况下不制动停机（包括机组从飞逸转速不制动停机）。在以上情况下均应保证轴瓦不损坏。
4）应采取有效措施防止轴承油雾逸出和其润滑系统甩油。
5）在连续运行条件下，冷却水最高温度为28℃时，导轴承轴瓦的最高温度应不超过65℃，油温不超过60℃。推力轴承轴瓦最高温度应不超过55℃。
3.6.6.2推力轴承
1）推力轴承应设计成能承受发电机和水轮机转动部分的总重量和水轮机转轮的最大水推力的综合负载。
2）推力轴承的支撑结构应具有弹性、能向推力瓦提供扩散和均匀的支撑，并使其具有平衡瓦间负荷的平衡能力。
3）推力轴承应制成平整的，带有倾斜面的轴瓦，为自调或弹簧支承轴瓦式或其它有成功应用实例的结构。
4）推力轴瓦采用弹性金属塑料推力轴瓦。推力轴瓦的弹性金属塑料复合层所用的氟塑料要整块浇灌，不允许采用拼凑方式。弹性金属塑料复合层与推力轴瓦的钢制瓦坯应焊接牢固，无分层和脱壳现象。瓦面在工厂一次加工抛光，在现场安装、检修维护时不需进行刮、研瓦面。
5）推力轴承应采用推力头与镜板一体式结构。
6）镜板工作面粗糙度不大于0.4μm，背面粗糙度不大于1.6μm，镜板硬度不低于HB200，镜板硬度差值不大于HB30，内外圆粗糙度不大于3.2μm，镜板平面不平度不大于0.02mm，两平面不平行度不大于0.03mm。
3.6.6.3导轴承
1）导轴承应为油浸自润滑巴氏合金型，采用分块的、可调的轴承套和轴承支撑。应采取足够的措施防止油或油气溢出油箱，进入发电机冷却系统和散入大气。导轴承的拆装、更换和检修应不影响推力轴承或发电机转子。
2）导轴承结构应设计成能承受各种运行工况下加于它的径向机械和电磁不平衡力。
3）导轴承具有足够的油膜厚度，油路循环畅通，满足润滑冷却的要求。
3.6.7集电装置
3.6.7.1集电装置由集电环和碳刷组成。集电环采用支架式整圆结构，并有单独罩子保护。集电环应采用高抗磨材料，应采取措施严防粉尘对定、转子绕组的污染。
3.6.7.2电刷的布置应考虑便于维修、更换，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。
3.6.7.3集电环和引线的绝缘应能抗油和抗潮，每只电刷的引线应采用不少于两根银焊铜编织线。励磁回路导体截面至少应是能承受最大励磁电流所需铜截面的130%。
3.6.8引出线
3.6.8.1主引线和中性点引线均应为线电压级全绝缘。
3.6.8.2主引线3个，引出方向为+Y偏-X15°（暂定）。中性点引出线为3个，引出方向为+X偏+Y15°（暂定，具体以电站现状实际出现为准）。
3.6.8.3风罩内侧定子引线绝缘铜排，由承包人按发包人提供的长度和形状制造。为了方便试验，在每相绕组主引出线端和中性线端在机壳处应有可拆卸的连接装置，以便把各相与附属设备及外部连接断开，当连接装置拆卸后，相邻的断口之间应有不小于300mm的距离。连接端头应加厚镀银，以确保定期试验多次拆接的需要。
3.6.8.4发电机风洞内主引线及中性点引线四周应装有可拆卸式隔栏，确保在机组运行时的人身安全。
3.7附属设备
3.7.1制动和顶起装置
制动器及制动器管路更新。制动器采取高耐磨的制动块。
3.7.1.1制动块应有坚固的，耐磨的，可更换的摩擦表面，其表面不会在制动过程中因发热而损坏，也不会因摩擦粘住或卡住，制动块和耐磨面将用螺栓或其它方式可靠地固定到液压顶起的活塞上且便于更换，制动器的空气管路应有足够的尺寸，并设置气复归装置，在制动周期完成后毫无限制地让制动块完全松开，每个制动块应配有1~2个行程开关，指示制动块已投入或已松开复位，并以复位信号作为开机的一个必要条件。
3.7.1.2制动系统包括发电机内部用的压缩空气管路、阀门、配件、制动屏和高压油泵。以及其他用于1个完整系统的所有设备与附件。
3.7.2干燥器（电加热器）
3.7.2.1应配有足够数量的电气干燥器，均匀布置在发电机风洞内，以保证发电机停机情况下其绝缘所吸收的潮气仍能满足发电机运行标准要求。使发电机随时可以投入运行，干燥器运行时应保证不损坏发电机的绝缘和其它任何部件。
3.7.2.2干燥器采用380V、50Hz三相4线制供电，应配置有恒温控制器和控制箱，在允许的、可以接近的地点装设干燥器控制箱，控制方式为三种：手动、自动、远方。
3.7.3轴电流防止
3.7.3.1每台发电机的导轴以及埋入检温计均应对地绝缘，用1000V兆欧表测量其总绝缘电阻不小于10MΩ，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至于损坏。
3.7.3.2每个绝缘垫两侧金属部位都有导线引接到发电机端子箱以便测试绝缘，导线及其连接均由承包人提供。
3.7.3.3在轴承适当位置应设置接地碳刷，并配有必需的连接线等零部件。
3.8备品备件
承包人应提供1套2台发电机所需的备品备件见表3.8-1，表中所列的备品备件应随第2台机供货时交付。
表3.8-1水轮发电机备品备件表
| 序号 | 名 称 | 单位 | 数量 |
| 1 | 定子槽楔 | 上层线棒备用量的1/3 | |
| 2 | 定子多匝叠绕线圈 | 台份 | 1/15 |
| 3 | 电阻温度计、电阻测温元件 | 个 | 每台机各类型2个 |
| 注1：“台份”系指每台机所需的份数（或数量）。 |
3.9工厂装配和试验
3.9.1概述
3.9.1.1承包人应随投标文件递交一份工厂装配和试验的计划。
3.9.1.2承包人应在工厂试验前60天，将工厂试验计划通知发包人，并交一个书面文件给发包人，以便发包人参加试验见证。承包人应提交试验结果合格的文件和有用的特性曲线。
3.9.1.3放弃试验或放弃发包人的试验见证，并不免除合同规定的承包人所负的责任。
3.9.2发电机试验项目
3.9.2.1工厂试验应包括以下内容
1）材料试验：用于发电机部件上的所有材料，均应对其机械性能和化学成分进行分析，承包人应提供主轴、磁榫叠片，转子磁轭叠片以及主要部件材料试验报告和转子支架、定子机座焊接检查报告。
2）主轴、推力轴承，镜板、发电机转子，各导轴承等各部件公差检查纪录及光洁度检验。
3）主轴连轴检查。
4）油、气、水系统设备及管路的压力试验(包括各种冷却器)。
5）定子单根线棒介损试验，介质损失角tgδ增量测量。
6）定子单根线棒绝缘击穿试验(采取抽样试验方法)。
7）定子单根线棒1.5倍线电压下的起晕电压试验及测定。
8）定子单根线棒股间绝缘试验。
9）发电机定子铁心损耗试验，原材料饱和曲线试验。
10）各自动化元件入厂检查。
11）定子铁心叠压紧测定。
12）定子铁心损耗试验及铁心磁化试验。
3.9.2.2型式试验
根据标准及设计规定进行。
3.10现场试验
现场试验除按2.13规定外，水轮发电机现场试验项目如下：
1）相序检查，极性测定。
2）定子、转子圆度校验、定转子气隙测定。转子动平衡校准。
3）各部分绝缘电阻测定，包括定子、转子绕组、轴承和各测温元件绝缘电阻测定。
4）定子整机起晕电压试验。
5）定子绕组直流耐压及泄漏电流测量和交流耐压试验。
6）定子槽电位测定，定子对地电容电流测定。
7）定子、转子绕组电阻测定。
8）转子绕组耐压试验。
9）转子磁极交流阻抗测定。
10）定子匝间绝缘试验。
11）发电机空载特性试验。
12）三相稳定短路试验。
13）电压波形畸变率及电话谐波因素测定。
14）每个合缝定子线棒焊接接头的电阻测量。
15）定子、转子绕组温升测定。
16）开路饱和曲线试验。
17）各部振动、摆度测定、各轴承温升测定。
18）甩负荷试验(25%、50%、75%、100%额定负荷)。
19）润滑油系统检查。
20）冷却系统压力试验。
21）制动系统和顶起系统试验。
22）灭火系统试验（只作功能模拟试验）。
23）各种停机和起动试验。
24）过速试验。
25）机组并列及带负荷试验。
26）性能保证试验。
27）试运行试验。
第4章调速系统及其附属设备技术条款
4.1概述
4.1.1本节规定了调速系统及其附属设备设计、制造、工厂试验、现场试验等的具体要求。技术条款按1台套调速系统及其附属设备编写，同样适合于承包人提供的所有调速系统设备。
4.1.2调速系统的材料、设计、制造、试验、供货和服务等除满足本节要求外，还应满足“一般规定和规范”的要求。
4.1.3调速系统及其附属设备的安装、调试将在承包人服务人员的技术指导下，由其他承包商完成。
4.2工作内容
4.2.1工作范围
4.2.1.1承包人应完成本合同设备的设计、制造、工厂试验、包装、运输、交货、技术资料的提供、技术服务和交接验收，并对上述工作范围内的工作负全部责任。
4.2.1.2完成与电站设计有关的设计联络；接受发包人代表参加工厂检验、监造、见证工厂试验和参加工厂验收。
4.2.1.3在工厂和现场对发包人相关人员进行合同设备性能、组装、试验、运行和维护等方面的培训。
4.2.1.4完成与其他承包人的配合、协调工作，指导合同设备交货以后的保管和安装、调试等。
4.2.1.5本合同文件中未说明的但与设计、制造、工厂试验、包装、运输、保管、安装、现场试验和运行维护等相关的工作，均按相关标准执行。
4.2.2供货范围
1）调速系统
调速系统必须是完整的成套配备，并至少应带有下列设备和零部件：
调速器及其油压装置
油泵控制箱
调速系统配套的自动化元件、液压元件、仪表及控制装置
调速系统与导叶接力器及成套元件之间所有的连接管路、阀门、管件、支撑等
上述设备之间的电气连接导线、电缆、保护、控制和信号装置
2）规定的专用工器具
3）规定的调速系统备品备件
4）任何上述1）~3）项中未列上，但又