广州第七资源热力电厂二期工程.docx

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广州第七资源热力电厂二期工程

广州市第七资源热力电厂二期工程

汽轮发电机组采购及相关服务

技术需求书

2019年6月

1总则

1.1本技术需求书提出广州市第七资源热力电厂二期工程的1×50MW超高压一次再热汽轮发电机组及其附属系统的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。

1.2本技术需求书未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，投标方应保证提供符合技术需求书和有关工业标准的优质产品。

1.3本技术需求书所使用的标准和规范如与中标方所执行的标准发生矛盾时，按较高标准执行。

1.4投标方所提供的所有技术文件除非在技术需求书中另作规定外，均应使用中国的相应国家标准、各行业的相应标准、国际标准化组织标准和/或其它先进国际标准。

这些标准应为合同签字日为止最新公布发行的标准。

1.5投标方提供货物所使用度量衡单位除技术需求书中另有规定外,应统一用公制单位。

1.6投标方提供的设备必须具有国内同行业中近年内的先进制造水平，采用新工艺，新材料、新技术（专有技术）。

1.7投标方所提供的设备必须符合国家及行业的相关标准规范；必须具有质量的高可靠性，能稳定连续地工作，且具有尽可能长的使用寿命。

1.8如果投标方没有以书面形式对本技术需求书的各条文提出异议，招标方则认为投标方提供的产品将完全符合本技术需求书的要求。

1.9投标方对本技术需求书供货范围中成套系统内设备（含辅助系统与设备、附件等）负有全责，包括对外采购的产品。

1.10本技术需求书经招标方和中标方签字确认后作为定货合同的技术附件，与合同正文具有同等效力。

1.11进口的配套设备在供货时在提供证明材料（原产地证明、报关单）。

1.12投标方外购的配套设备品牌及规格型号需经招标方确认。

1.13本项目的考核点为80%BRL点。

1.14本工程采用三维设计，投标方提供的技术资料应包括其设计范围内的设备及管道（含支吊架及附件）的三维模型，输出文件格式在设计联络会上确定。

1.15投标方需按招标方KKS编码要求对所有供货设备进行编码，编码规则由招标方提供。

1.16技术需求书中的注“★”条款为关键条款，必须完全响应，否则投标文件为实质性不响应，允许正偏离。

★1.17由于焚烧炉和余热锅炉未确定厂家，实际汽轮发电机组的容量与根据本技术需求书所列数据选型的容量可能存在差异。

为保证所选汽轮发电机组和辅助设备满足项目实际要求，如果容量差异在±5%以内，中标方应保证在报价不变的条件下，重新进行汽轮发电机组及其辅助设备的选型、设计和制造。

2工程概述

2.1工程名称：

广州市第七资源热力电厂二期工程

2.2项目业主：

广州环投从化环保能源有限公司

2.3建设地址：

位于广州市从化区鳌头镇潭口村

2.4建设规模：

垃圾焚烧炉：

4×800t/d炉排焚烧炉

汽轮发电机组：

本标段为2×800t/d中温超高压余热锅炉对应的1×50MW汽轮发电机组，总规模为2×50MW汽轮发电机组（另有2×800t/d中温次高压余热锅炉对应的1套中温次高压机组不在本标段）

设备有效年可运行时数：

8000小时及以上。

工程一次性建成，汽轮发电机组为中温超高压一次再热凝汽式汽轮机，汽机间设有独立的旁路冷凝器，主蒸汽走旁路时，经高压旁路减温减压器减温减压后进入冷再母管回锅炉，由锅炉出来的再热蒸汽经低压旁路减温减压器减温减压后排入旁路凝汽器。

3工作条件

3.1厂址条件

3.1.1地理位置：

新建厂址位于广州市从化区鳌头镇潭口村

3.1.2地震设防：

地震设防烈度：

Ⅵ度

场地类别：

Ⅲ类

3.1.3气象条件

从化属南亚热带海洋性季风气候，冬暖夏长，日照时间长。

雨量充沛，雨季集中在4～9月。

年平均气温23.0℃

最热月平均气温28.5℃

最冷月平均气温9.5℃

年平均日照时数1875.1～1959.9h

年平均相对湿度77%

年平均气压0.10122MPa

冬季平均气压0.10194MPa

夏季平均气压0.10045MPa

年平均降雨量1722mm

日最大降雨量284.9mm

小时最大降雨量101.1mm

年主导风向北

夏季主导风向东南

冬季主导风向北

年平均风速1.9m/sec

极大风速35.4m/sec

年平均雷暴日数82.4天

3.2公共工程条件

冷却水：

温度：

28℃（max：

35℃）

压力：

0.2–0.3MPa（g）

电源：

中压电：

AC10.5KV50Hz

低压电：

AC380V三相；AC220V单相50Hz

控制电：

DC24V；DC220V

3.3系统概况和相关设备

3.3.1设计系统采用机炉电集中控制方式，包括对全厂各辅助系统的控制。

因此要求汽轮机具有高可控性、可靠性及运行的灵活性，满足垃圾热值变化引起的负荷变化的需要。

3.3.2汽轮发电机组不参与电网调峰。

3.3.3汽轮机为中温超高压、一次中间再热、冷凝式，配有三相50HZ空冷发电机及其附属设备组成一套汽轮发电机组。

3.3.4凝汽器冷却方式：

循环水冷却，采用双曲线自然通风冷却塔二次循环水系统，用自来水和中水作为循环水补充水。

3.3.5汽轮发电机组室内布置，汽轮发电机组运转层标高为8.5m（暂定）。

3.3.6垃圾焚烧锅炉过热器出口主蒸汽参数为压力13MPa、温度485℃。

单台炉额定蒸发量（过热器出口）约100t/h（暂定、此为锅炉BRL工况），再热蒸汽温度420℃。

3.3.7调节阀的执行机构及流量计采用进口件，交货时需提供设备进口国原产地证书、海关报关手续及当地商会出具的证明。

3.3.8阀门及执行机构品牌要求：

详见附表11。

3.3.9抽气真空系统采用水环真空泵加维持真空的罗茨复合真空泵组组合。

3.3.10垃圾焚烧炉空气预热器：

空气预热器由高压段和低压段组成。

垃圾焚烧炉一次风高压段预热用蒸汽采用锅炉再热器中段（暂定）抽出的蒸汽，每台锅炉流量约为7t/h（暂定），2台炉总流量约为14t/h；低压段预热用蒸汽采用汽轮机第一级抽汽，压力1.1-1.5MPa，温度不低于260℃，每台炉低压段空预器的换热量约为16000MJ/h（暂定），抽汽量请投标方根据自己汽机的一抽蒸汽参数自行计算确定（抽汽量按空预器换热量除以一抽蒸汽的焓值和一抽压力下的饱和水的焓值差计算）；空预热器的疏水引入除氧器，进入除氧器的回水温度按一抽压力下的饱和水温度-5℃计算。

3.3.11烟气处理SCR系统加热蒸汽采用锅炉再热器出口的再热蒸汽，每台锅炉的流量约为6.6t/h（暂定），2台炉总流量约为13.2t/h；SCR系统加热蒸汽的凝结水引入除氧器，进入除氧器的回水温度约为90℃。

3.3.12垃圾焚烧炉空气预热器低压段采用汽轮机一级抽汽加热，空预器高压段和SCR加热热源为暂定，待余热锅炉和烟气净化定标后与厂家商定热源需求，汽轮机应能根据商定的热源需求做出设计调整。

3.3.13高压蒸汽（主蒸汽）中压蒸汽（再热蒸汽、锅炉空气预热器用汽）、低压蒸汽（除氧器用汽）均采用母管制。

3.3.14汽轮机热力循环

3.3.14.1汽轮机主汽门前蒸汽的额度参数为：

压力12.5Mpa，温度480℃；高压排汽压力2.85～3.05MPa（暂定），再热进汽压力按高排压力的90%计，再热进汽温度415℃。

3.3.14.2汽轮机的回热抽汽：

一级抽汽供低压空气预热器，预热垃圾焚烧炉一次风；二级抽汽供除氧器用汽，除氧器工作参数定为：

压力0.27MPa（绝对压力），温度130℃；不设高压加热器；回热系统按锅炉给水温度130℃设计，方案由投标方拟定。

3.3.14.3具体参考参数如下：

抽汽级数

压力（MPa）

温度（℃）

用汽量（t/h）

一级抽汽

1.1-1.5MPa

≥260℃

每台锅炉低压空气预热器换热量约为16000MJ/h（暂定），抽汽量请投标方根据自己汽机的一抽蒸汽参数自行计算确定

二级抽汽

投标方确定

投标方确定

满足在正常运行情况下除氧器加热用汽

三级抽汽

投标方确定

投标方确定

投标方确定

……

……

……

……

3.3.14.4正常情况下，2台垃圾焚烧余热锅炉产生的蒸汽提供给1台50MW汽轮机做功。

主凝结水由凝结水泵经汽封冷却器、低压加热器进入除氧器，经加热和除氧后由给水泵送入各垃圾焚烧余热锅炉。

3.3.14.5供2台焚烧炉低压段空气预热用的蒸汽原则上由1台50MW机组的一级不可调抽汽来提供；投标方应考虑在50MW汽轮机的适当位置设置供空气预热用不可调抽汽口，额定抽汽压力应为1.1-1.5MPa左右，允许抽汽压力随负荷和抽汽流量的变化而变化，每台炉低压段空预器的换热量约为16000MJ/h（暂定），抽汽量请投标方根据自己汽机的一抽蒸汽参数自行计算确定（抽汽量按空预器换热量除以一抽蒸汽的焓值和一抽压力下的饱和水的焓值差计算）。

3.3.14.6当1台余热锅炉检修或负荷低，汽轮机一、二级抽汽参数不能满足要求时，焚烧炉低压空气预热器及除氧器加热用汽由余热锅炉主蒸汽通过减温减压后供给。

3.3.14.7投标方在设计时应充分考虑，汽轮机能适应下表中各种运行工况的要求。

序号

工况要求

备注

1

110%BRL（2炉1机）

SCR及空预器的加热蒸汽量按110%考虑

2

100%BRL（2炉1机）

3

80%BRL（2炉1机）考核工况

SCR及空预器的加热蒸汽量按80%考虑

4

110%BRL（1炉1机）

5

100%BRL（1炉1机）

6

80%BRL（1炉1机）

7

孤岛运行工况（1炉1机，汽轮机额定功率30%）

3.3.14.8汽轮发电机组效率的考核点是80%BRL（2炉1机）运行工况，冷却水温度为28℃。

3.3.14.9汽轮机能在额定的主蒸汽参数及最高冷却水温度35℃条件下长时间在额定工况下运行。

3.3.14.10汽轮机设计时还应考虑一定的超负荷能力，投标方需提出最大运行工况及其限定条件。

3.3.14.11当电网发生故障时，要求汽轮发电机组带厂用电负荷运行，最低负荷为额定负荷的30%（满足孤岛运行方式）。

3.3.14.12投标方需根据上述各种工况，优化设计整个热力循环，提供各工况对应的热平衡图（冷却水温度按28、35℃计算，平衡图为中文版）。

4产品标准和规范

4.1汽轮机组的标准和规范

4.1.1汽轮机的设计、制造所遵循的标准的原则为：

4.1.1.1必须满足现行的电力行业（包括原水电部、原能源部）相应规范。

4.1.1.2必须满足有关安全、环保及其它方面现行的国家强制性标准和规程（规定）。

4.1.1.3投标方应提供设计制造的规范、规程和标准等清单。

4.1.2除上述标准外，投标方设计制造的设备还应满足（但不低于）下列规程的有关规定（合同及其附件中另有规定的除外）：

GB5578-2007《固定式发电用汽轮机规范》

JB/T8188-2016《汽轮机随机备品备件供应范围》

GB8117.2-2008《汽轮机热力性能验收试验规程第2部分：

方法B各种类型和容量的汽轮机宽准确度试验》

GB/T13399-2012《汽轮机安全监视装置技术条件》

JB/T2862-2016《汽轮机包装技术条件》

JB/T2900-1992《汽轮机油漆技术条件》

DLT996-2006《火电厂汽轮机电液控制系统技术条件》

DLT591-2010《火力发电厂汽轮发电机的检测与控制技术条件》

DL/T5437-2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》

DL5190.3-2012《电力建设施工技术规范第3部分：

汽轮发电机组》

DL/T5294-2013《火力发电建设工程机组调试技术规范》

DL/T612-2017《电力工业锅炉压力容器监察规程》

DL647-2004《电站锅炉压力容器检验规程》

GB50049-2011《小型火力发电厂设计规范》

DL/T5295-2013《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》

国能综安全[2014]45号《火力发电工程质量监督检查大纲》

国能安全[2014]161号《防止电力生产事故的二十五项重点要求》

4.2发电机组的标准和规范

发电机本体、励磁系统以及检测装置等辅助系统的制造、验收和交接遵守最新中国国家标准，并参考IEC标准。

4.2.1发电机技术标准：

国标GB755-2008《旋转电机定额和性能》

国标GB/T7064-2008《隐极同步电机技术要求》

4.2.2励磁系统技术要求：

国标GB755-2008《旋转电机定额和性能》

国标GB/T7409.3-2007《同步电机励磁系统大、中型同步发电机励磁系统技术要求》

4.3在与上述规定不相矛盾的情况下，投标方可参考下列标准

AISC美国钢结构学会标准

AISI美国钢铁学会标准

ASME美国机械工程师学会标准

ASMEPTC美国机械工程师学会动力试验规程

ASTM美国材料试验学会标准

AWS美国焊接学会

EPA美国环境保护署

HEI热交换学会标准

NSPS美国新电厂性能（环保）标准

IEC国际电工委员会标准

IEEE国际电气电子工程师学会标准

ISO国际标准化组织标准

NERC北美电气可靠性协会

NFPA美国防火保护协会标准

PFI美国管子制造局协会标准

SSPC美国钢结构油漆委员会标准

GB中国国家标准

SD（原）水利电力部标准

DL电力行业标准

JB机械部（行业）标准

4.4所有标准都会被修订，使用有关标准时，应使用最新标准。

4.5投标方所用标准在与上述所列标准有矛盾时，应按严格的标准执行；若再有矛盾，投标方应将这些矛盾之处在投标文件中说明，并提交给招标方，由招标方确认。

5接口原则、供货范围及交货时间

5.1接口原则和设计分工

5.1.1接口原则

5.1.1.1由投标方供应的系统和设备，如与不属于投标方供应范围的系统和设备连接，则由招标方负责连接到投标方的系统和设备，投标方提供接口要求并积极主动予以配合。

5.1.1.2由投标方供应的系统和部件之间的内部连接，由投标方负责。

5.1.1.3由投标方供应的系统和设备，应配套供应与其正确运行密切有关的检测和控制仪表。

若检测和控制仪表的接口设在投标方侧有困难时，在征得招标方的同意后，可装于招标方侧。

5.1.1.4投标方提供的设备及管道接口应与招标方管道的材质和口径相同。

若不相同，投标方应提供过渡段。

5.1.1.5由投标方供应的设备与不属于投标方供货范围内的系统连接时，则分界以投标方设备接口为界面（包括阀门及其配对法兰、紧固件、密封件等），投标方应负责该接口的可靠性和正确性。

5.1.2设计分工

保证汽轮机正常运行的所有管道、阀门、测点等所有内容均应由汽轮机厂家设计并提出要求。

包括但不限于以下内容：

5.1.2.1以汽轮机自动主汽阀入口法兰（含配对法兰）或主汽阀入口蒸汽管的焊口为界，主汽阀入口的下游（包括主汽阀）均属投标方设计范围，汽机本体的疏放水管道接口为系统最后一个阀门出口处。

主汽阀及调节汽阀的安装固定方式和导汽管（如有）的支吊由投标方设计。

5.1.2.2凝结水系统以低压加热器本体出口法兰为界，含螺栓、螺母、垫片及法兰垫片。

包括凝结水泵、汽封加热器、低压加热器设备、系统均由投标方设计。

5.1.2.3汽轮机抽汽止回阀属投标方设计。

5.1.2.4汽轮机组油系统包括设备、管道、阀门、附件和仪表等由投标方设计并提供，其管道布置及管道支吊架由招标方负责设计。

5.1.2.5汽轮机组本体疏水系统包括管道、阀门、附件和仪表等由投标方设计。

5.1.2.6汽机轴封系统由投标方设计，投标方同时成套供应均压箱（如有）、汽封压力调节阀、减温水调节阀、其他必要的阀门及附件等。

管道支吊架由招标方负责设计。

5.1.2.7汽轮机组水环真空泵站由投标方设计。

5.1.2.8其它保证汽轮发电机组正常运行的系统、设备及附件。

5.1.2.9上述管道和投标方的接口位置和介质参数，由投标方提供。

5.1.2.10汽机数字电液控制系统（DEH）（包括电子部分和液压部分）由投标方负责设计，提供符合招标文件要求的硬件、软件、服务和有关图纸资料。

5.1.2.10汽轮机监测系统（TSI）、跳闸保护系统（ETS）由投标方负责设计，提供符合招标文件要求的硬件、软件、服务和有关图纸资料，并提供探头的安装支架及取样位置，并预留安装孔（槽）。

5.1.2.10系统供货范围内的检测仪表和控制设备由投标方负责设计，接口在由投标方提供的控制柜（箱）和接线盒端子排上。

5.1.2.13投标方应负责设计范围内设备、管道、阀门、测点等内容的后期优化设计。

并配合设计院进行设计范围外与汽轮发电机相关内容的优化设计。

5.2供货范围及交货时间

5.2.1一般要求

5.2.1.1投标方的供货范围应保证所供设备满足合同工厂安全、可靠、经济运行的要求，应尽量选用标准件。

5.2.1.2投标方应提供详细供货清单、热工仪表清单、外购材料清单、进口材料清单。

清单中依次说明型号、数量、产地、生产厂家等内容。

对于属于整套设备运行和施工所必需的部件，即使本合同附件未列出或数目不足，投标方仍须在执行合同时补足。

5.2.1.3招标方采购1套50MW汽轮发电机组成套设备。

5.2.1.4投标方应提供随机备品备件，并在投标文件中给出具体清单。

5.2.1.5投标方在投标文件中应提出焚烧厂三年商业运行（含质保期）及一次大修所需的备品备件的具体清单（不在投标总价中）。

5.2.1.6投标方提供所有安装和检修的专用工具和消耗材料等，并提供详细供货清单。

提供1套专用工具。

5.2.2供货界面

投标方提供1套功能完善的50MW汽轮发电机组成套设备，供货界区如下，包括但不限于：

5.2.2.1以汽轮机自动主汽阀入口法兰（含配对法兰、螺栓、螺母、垫片及法兰垫片）或主汽阀入口蒸汽管的焊口为界，主汽阀入口的下游（包括主汽阀）均属投标方供货范围，汽机本体的疏放水管道接口为系统最后一个阀门出口处。

主汽阀、调节汽阀和导汽管的支吊架由投标方提供。

5.2.2.2凝结水系统以低压加热器本体出口阀门外侧法兰（含配对法兰、螺栓、螺母、垫片及法兰垫片）为界。

包括凝结水泵、汽封加热器、轴封风机、低压加热器、加热器疏水调节阀等设备均由投标方提供。

5.2.2.3汽轮机抽汽止回阀、低负荷时供锅炉空气预热器及除氧用汽的减温减压装置等设备属投标方供货。

5.2.2.4汽轮机组油系统包括设备、管道、阀门、附件和仪表等由投标方提供（不含管道支吊架）。

5.2.2.5汽轮机组本体疏水系统包括的本体疏水扩容器（包括喷水控制阀、前后关断阀和旁路阀）、阀门、附件和仪表等设备由投标方提供。

5.2.2.6汽机轴封系统由投标方提供。

投标方同时成套供应系统中包括的均压箱（如有）、汽封压力调节阀、减温水调节阀、阀门及附件、疏水阀等设备。

5.2.2.7汽轮机组水环真空泵站（泵站内部设备、管道、阀门及附件和仪表等由投标方供货）。

5.2.2.8上述管道和投标方的接口位置和介质参数，由投标方提供。

5.2.2.9汽机数字电液控制系统（DEH）（包括电子部分和液压部分）由投标方提供符合招标文件要求的硬件、软件、服务和有关图纸资料。

5.2.2.10汽机监测系统（TSI）由投标方提供TSI探头的安装支架及取样位置，并予留安装孔（槽）。

5.2.2.11汽机跳闸保护系统（ETS）由投标方提供符合招标文件要求的硬件、软件、服务和有关图纸资料。

5.2.2.12供货范围内工艺系统的检测仪表和控制设备由投标方负责（含仪表阀）。

★5.2.3供货范围（包括但不限于下列）

5.2.3.1汽轮机主机设备（详见附表3）

（1）基础台板、垫铁、地脚螺栓（含调整垫片，包括发电机部分）

（2）各轴承组件（包括测温元件）及各轴承座

（3）汽缸组件（含汽缸结合面优质密封涂料）

（4）转子组件及叶片

（5）隔板组件

（6）喷嘴组

（7）汽封组件

（8）油档组件

（9）阀门构架

（10）联轴器、垫片及连接螺栓

（11）罩壳（整体板房式）

（12）盘车设备（包括控制柜，控制柜需有电压、电流表）

（13）高中压主汽门、高中压调速汽门、主汽门操纵座及调速汽门到汽缸的导汽管（如果有）等连接管道。

（14）回热系统抽汽逆止阀

（15）高速齿轮箱（如有）

5.2.3.2汽轮机调节、控制设备（不限于下列）。

（1）汽轮机控制单元（包括DEH、伺服阀等）

（2）油动机

（3）超速保护装置

（4）转速、轴向位移、膨胀、胀差、振动等测量装置

（5）必要的测量用就地仪表（热电偶、热电阻和压力表及压力传感器等）

5.2.3.3汽轮机辅机设备

5.2.3.3.1润滑油系统和控制油系统

（1）主油箱及其附件；

（2）主油泵（如果有）、滤网、交流润滑油泵、事故油泵（包括启动盘）及附属阀门、管路，配电控制箱（柜）等；

（3）冷油器及附属的阀门、管路（不含冷却水的阀门、管道）；

（4）顶轴油系统及附属阀门、管道及附件（油系统管路需设有油压表）、顶轴油泵控制箱（控制箱需有电流、电压表）等（如果有）。

（5）排油烟风机；

（6）油系统全部管道、油流窥视窗、就地油温表、压力表等；

（7）控制油系统油箱、油泵组、过滤器、冷油器、高压蓄能器、阀门、管道、油压表等，投标方提供2.5倍容量抗磨油（其中1.5倍容量抗磨油用于备用）；

（8）透平油专用滤油机、抗磨油专用滤油机（每种滤油机每台机各一台）。

5.2.3.3.2轴封系统

（1）轴封蒸汽减温减压器及附属阀门及附件；

（2）轴封压力调整器及附属阀门及附件；

（3）轴封排气风机（1用1备）及进出口阀门及附件；

（4）各轴封漏汽及各门杆漏汽去轴封冷却器的阀门及其管道疏水系统；

（5）轴封冷却器整套设备；

（6）系统安全阀和泄压阀。

5.2.3.3.3本体疏水系统

本体疏水系统的阀门、附件和疏水扩容器。

5.2.3.3.4抽真空系统

水环真空泵及真空系统的整套设备、阀门、安装固定件，含2台100%容量的水环真空泵和1套维持真空用的高效罗茨复合真泵组。

5.2.3.3.5冷凝器整套设备及安装固定件。

5.2.3.3.6凝结水系统含凝结水泵及低压加热器整套设备，安全阀、低加疏水阀（水位调节装置汽液两相流疏水调节器）、水位测量与报警装置、危急放水装置、安装固定件等。

5.2.3.3.7隔音层罩（汽轮机和发电机考虑整体设置隔音罩）。

5.2.3.3.8仪表包括：

（1）汽轮机就地仪表盘（柜）；

（2）就地仪表（包括压力表、温度计、转速表、液位计等）；

（3）就地发讯元件（包括热电阻、压力变送器、压力开关、行程开关等）；

（4）供货范围内仪表的取压管线及管件和仪表阀门；

（5）现场接线箱（盒）及与就地设备的连接电缆、电线及附件等；

（6）盘车控制，保护装置；

（7）TSI仪表（包括探头，延长电缆，前置器，保护盒，二次仪表，电源，机架等）。

5.2.3.3.10控制系统：

投标方根据本工程采用的汽轮机发电机的本体资料及有关的说明，进行DEH系统的设计，提供符合要求的高性能的DEH产品，其中包括下列内容：

（1）DEH系统的全部应用软件，并负责系统的组态和生成；

（2）整套液压系统（EH系统）；

（3）DEH系统功能范围内的就地仪表、控制设备及接线盒；

（4）备品备件、专用工具和消耗性材料；

（5）DEH系统资料

5.2.3.3.11ETS系统：

投标方根据本工程采用的汽轮机保护装置的要求和逻辑关系，