1号机组供热能力提升改造技术协议0728

大唐安阳电厂
1号机组供热能力提升改造技术协议书
甲方：大唐安阳发电厂
乙方：东方电气集团东方汽轮机有限公司
大唐安阳电厂
1号机组供热能力提升改造技术协议书
签字页
甲方：大唐安阳发电厂
代表签字：范运涛
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乙方：东方电气集团东方汽轮机有限公司
代表签字：周永
联系电话：
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目录
第一章技术规范 (44)
1.1总则 (44)
1.2工程概况 (44)
1.3设计基本原则 (66)
1.4设计依据与规范 (66)
1.5汽轮机光轴改造技术规范 (66)
1.6热网部分改造技术规范 (1010)
1.7汽轮机技术性能规范 (1313)
第二章乙方供货原则和供货范围 (1616)
第三章技术资料和交付进度 (2323)
3.1一般要求 (2323)
3.2技术资料内容和交付进度 (2323)
第四章工程进度计划 (2424)
第五章设备监造和性能验收试验及售后服务 (2424)
5.1一般协议 (2424)
5.2工厂检验和试验 (2525)
5.3验收试验 (2626)
5.4质量保证 (2626)
5.5售后服务质量 (2727)
第六章包装、运输和现场储存 (2929)
第七章考核 (3131)
第八章技术服务和联络 (3131)
8.1现场技术服务 (3131)
8.2设计联络 (3232)
8.3人员培训 (3232)
8.4技术资料 (3232)
8.5其它事项 (3535)
第一章技术规范
1.1总则
1.大唐安阳电厂1号机组供热能力提升改造（光轴供热改造）工程采用
EPC方式建设，本协议适用于该工程范围内的系统设计、设备及材料
采购、运输、土建施工、工程安装、调试等方面的技术要求。

2.甲方在本协议中提出了最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求
和适用的标准，乙方应提供一套满足本协议和所列标准要求的高质量
的设计、设备及其相应的服务。

3.乙方应执行本协议所列标准。

有不一致时，按较高标准执行。

乙方在设
备设计和制造中所涉及的各项规程、规范和标准必须遵循现行最新版
本的标准。

4.乙方提供的设备应是全新的和先进的，并经过证明是完全成熟可靠的产
品。

5.在签定本协议之后，甲方保留根据现场实际对本技术协议书提出补充和
修改的权利，乙方应承诺予以配合，具体项目和条件双方商定。

6.本协议经甲、乙双方共同确认和签字后作为合同的附件，与合同正文具
有同等效力。

7.双方所签订的技术协议、纪要或文件，都以最新签订的版本作为依据，
如果新签订的版本与本协议或旧版本有区别，一切以新版本为准。

8.如果双方就本项目关于技术问题产生纠纷，应本着和平协商、有利于工
程进度的原则进行探讨与解决；经过协商解决无效的，则应以双方认
可的第三方作为仲裁方进行解决。

1.2工程概况
1.2.1电厂概况
大唐安阳发电厂，位于安阳市西郊，距市中心约7km，东面与安阳钢铁厂为邻，北面与农村相连，西侧紧邻107国道绕城公路。

始建于1958年9月，历经九期改扩建及小机组关停，目前总装机容量为1270MW，属河南电网最北端，是中国大唐集团公司控股管理的国家大型现代化发电企业。

企业现有四台
300MW等级发电机组，总装机容量1270MW。

三大主机均为东方电气集团生产制造，其中#1、#2机组为2×300MW抽汽供热机组，分别于2008年8月和12月投产；#2机组2015年实施了综合升参数改造，汽轮机通流部分改造，改造后汽轮机为亚临界压力、双缸、双排汽、单轴、中间再热、采暖抽汽凝汽式汽轮机。

额定功率为330MW，最大功率为345.2MW。

新蒸汽压力为16.67MPa，新蒸汽温度为565℃，再热蒸汽压力和温度分别为 3.458MPa、565℃，排汽压力为5.39Kpa。

#9、#10机原为2×300MW纯凝机组，分别于1998年2月和11月投产，2010年实施汽轮机通流部分改造后机组铭牌增容至320MW，2015年实施了供热改造。

目前四台机组均对外采暖供热，是安阳市区唯一集中供热热源。

安阳电厂#1、#2机组为热电联产机组，供热抽汽压力0.343MPa，单机额定抽汽量400t/h，最大抽汽量500t/h。

供回水温130℃/70℃、两台机的供水流量最大负荷供热循环水量10494t/h、平均负荷供热循环水量7286t/h。

热网循环泵布置在汽轮机房0米，0米共安装有电动热网循环泵5台，热网疏水泵6台等设备，4台热网加热器布置在12米运转平台。

热网供回水管道（各1条，DN1200mm）由厂房引出，沿厂内道路至厂区西侧围墙外1米，与安阳市益和热力公司承建的一、二期热力管网连接。

#9、#10机组供热改造从#9、#10机组的中低压缸联通管上开孔抽汽，供热抽汽压力0.806MPa，单机额定抽汽量350t/h，最大抽汽量400t/h，额定供水压力1.57MPa、供回水温130℃/70℃、设计供水流量8600t/h。

在厂区内建设热网首站一座，首站安装热网加热器、热网循环泵、热网疏水泵等设备，热网供、回水管道由供热首站引出，沿厂内道路至厂区西侧围墙外1米，与热力公司承建的外部溢和热力公司三期热力管网连接。

1.2.2实施供热改造的必要性
目前电厂#1、#2号机组额定供热面积1046×104㎡，#9、#10机组额定供热面积1036×104㎡，总供热能力为2082×104㎡。

安阳益和热力有限公司2017年4月24日“关于2017~2018采暖季预计用热量的函”称，截止至上年度采暖季结束，全市实际用热面积达到1815×104m2，共使用热量610万GJ，预计我市2017~2018采暖季用热面积年将增长500~600×104m2，达到2300~2400
×104m2，年度累计供热量将达到700~800万GJ，最大瞬时热量将达3300GJ/h。

根据《安阳市（含汤阴县）城市供热规划（2014～2020年）》，到2020年安阳市中心城区供热面积将进一步增加到4825×104㎡。

因此电厂目前的总供热能力不能满足实际发展的供热需求，进一步进行供热改造是必要的。

1.3设计基本原则
对#1汽轮机组进行光轴供热改造，包括汽轮机本体、辅机部分（含热网）等进行改造，改造后在保证机组运行经济性的情况下，机组中压缸排汽基本全部排入热网加热器用于城市供热，最大程度的提高机组的供热抽汽能力。

1）编制项目文件必须保持科学性和严肃性、实事求是、精心研究、保证编制质量；
2）必须严格遵守国家的有关方针、政策、部门和地方的有关设计标准、规范和规定，以及国家的有关法令和法规；
3）满足国家有关的能源和节能政策，提高能源的利用效率，以达到节能增效的目的；
1.4设计依据与规范
1）设计采用的主要标准及规范（含但不限于以下国家和行业颁发的有关规程、规范、技术规定）：
a.《小型火力发电厂设计技术规范》（GB50049-2011）
b.《电厂动力管道设计规范》（GB50764-2012）
c.《火力发电厂汽水管道应力计算技术规定》（DL/T5366-2006）
d.《火力发电厂保温油漆设计规程》（DL/T5072-2007）
e.《火力发电厂建筑设计技术规定》（DL/T5094-2012）
f.《火力发电厂土建结构技术规定》（DL5022-2012）
g.《建筑结构荷载规范》（GB50009-2012）
h.《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）
2）建设单位提供并确认的其它资料、图纸等。

1.5汽轮机光轴改造技术规范
1.5.1改造目标
1).改造后机组应具有一定的变负荷性能。

2).中压缸排汽基本全部排入热网系统用于城市供热，最大程度的提高机组的供热抽汽能力。

3).通过转子的互换，机组具备纯凝与背压光轴供热（每年11月15日至次年3月15日）两种运行模式。

1.5.2改造的总体要求
机组配套两根转子。

在冬季采暖期，采用背压光轴转子，中压缸排汽主要用于供热；供热结束以后，启用原机组的纯凝转子，机组切回纯凝运行方式。

改造的总体要求如下：
1).机组外形尺寸不变，旋转方向不变；
2).主汽门、调门现有位置不变，各轴承座安装现有位置不变；
3).与发电机的连接方式和位置不变，盘车齿轮接口尺寸不变，与盘车装置连接方法及位置不变；
4).改造后汽轮发电机组的轴向推力方向不变，轴向推力能满足机组连续安全运行要求；
5).机组的基础不动，改造后设备必须满足现场安装要求，中压排汽口与连通管接口位置及尺寸不变；
6).机组的低压缸体不改动；
7).在额定工况下，高压缸各抽汽口的热力参数基本不变；
8).高、中压转子叶片不变；
9).保证新增加和改造设计的控制保护系统及热工测点满足设备长期安全稳定的运行要求；
10).高、中压缸各抽汽口及排汽口位置不变。

1.5.3改造技术方案
根据改造要求，将#2机改造后拆除的旧低压转子改造为光轴，在冬季供暖工况，低压缸采用光轴运行，即低压缸不做功，仅进一部分冷却蒸汽；供暖结束，再将光轴更换为低压纯凝转子。

在供热期与非供热期切换过程还需更换连通管。

由于原机组为供暖抽汽机组，在最大供暖工况抽汽量达到500t/h(0.343MPa)；低压缸改为光轴后（额定抽汽量按主蒸汽900t/h设计），最
大供暖抽汽量为654t/h（按该抽汽量提供热平衡图），采用原中压缸下部的2条供热抽汽管道流速过高。

流速计算见下表：
中排抽汽口(2-Φ1020×10)各工况流速计算
工况中排抽口流量t/h 压力
温度℃流速m/s 备注
Mpa
改造前额定抽汽400 0.343 238 48
改造前最大抽汽500 0.343 238 60
光轴改造后额定供热654 0.343 238 78.8 注：上表中“中排抽口流量”含加热器抽汽量。

由上表所知，低压缸改造为光轴后，原中排抽汽口不满足最大抽汽需求，需在中压缸上部重新设计一路抽汽，管路规格设计为DN800。

具体方案：
1.供暖工况低压缸改造为光轴，低压隔板汽封等不改变；
2.供热期更换新的3#、4#轴承；
3.供暖工况和非供热期切换时不拆装低压隔板、汽封等部套；
4.改造中低压连通管，增设一路DN800的供热抽汽；同时，增加接口补偿器减小对汽缸的推力及推力矩；
5.新增一套减温减压器，将中排蒸汽减温减压后通至低压缸进行冷却；
6.抽汽管道上增设液动快关调节阀、电动关断阀、气动止回阀、安全阀及排空阀；
7.轴封加热器冷却水取自循环冷却水，轴封加热器入口设计冷却水温上限为18℃，换热管材质采用316L；
8.增设相应的控制元器件及系统。

1.5.4改造设计边界
1.乙方负责汽轮机本体（包括低压转子、联轴器等）部分改造设计。

2.低压缸冷却用蒸汽减温减压装置（包括减温水系统）及冷却参数，由乙方负责提供；进、排汽管道及其布置由乙方负责设计。

3.连通管抽汽口的设计采用法兰连接，乙方提供反法兰及连接件，连通管及供热阀门(详见供货范围)由乙方提供，其余管道及其布置由乙方负责设计。

4.与汽轮机本体有关的满足机组启、停和正常运行所必须进行的改造设计由乙方设计。

5.与汽轮机本体改造相关的就地控制设备的更换、改造设计由乙方负责。

6.乙方负责抽汽相关阀门的设计、供货、安装、运行调试。

7.乙方负责汽轮机本体改造范围的校核及设计，包括连通管改制设计、供货范围内的设备设计、抽汽管道接口对汽缸推力及推力矩的校核。

8.乙方负责抽汽管道上阀门布置的设计、抽汽管线布置的设计、接口补偿器、压力补偿器、支吊架(含固定支架)、以及疏水的设计和布置。

9.乙方负责计算抽汽管道对汽缸接口的推力及推力矩。

10.乙方负责阀门的逻辑组态设计、逻辑修改。

11.乙方负责机组的补水、回水处理等的设计。

12.乙方负责设计满足本体范围内运行的DEH控制、主机控制、自动控制、协调控制及保护系统，并进行相应的逻辑修改(原DEH和DCS为国电智深的同一套系统)。

13.所有设备的现场安装由乙方负责，乙方负责现场技术指导。

1.5.5改造范围
汽轮机部分的供货范围包括以下内容以及附表中所列项目。

1、DEH及DCS控制部分
DEH系统内增设整套压力控制回路，包括控制模块、电缆、压力变送器（选用Honeywell、Rosemount或SIEMENS）。

TSI系统由乙方负责设计、改造。

2、低压光轴部分
低压光轴转子的制作，两根低压转子和附件及配套中低联轴器螺栓、低电联轴器螺栓，转子高速动平衡，其他部件（如需返厂）的机加工，联轴器铰孔。

3、减温减压装置
减温减压装置及配套减温水电动关断门、电动调节阀门、管道、滤网、连接法兰及配套法兰附件，附属压力、温度测量元件。

4、新设计的中、低压联通管、中间连接管（包括配套法兰及螺栓、螺母、附属压力及温度测量元件）。

5、供暖蒸汽系统
设计符合供暖蒸汽管道规格的液动快关调节阀、电动关断阀、气动止回阀、电动排空阀和安全阀；阀门配套反法兰及法兰附件由汽轮机厂家提供。

1.6热网部分改造技术规范
1.6.1热网循环水系统：
根据可研报告所述，本期对#1 机组进行光轴改造后，#1、#2 机对应的热网循环水总流量将达到11163m³/h，管道流速为2.9m/s，满足规范要求。

考虑现阶段循环水泵运行状况不佳，为保证供热系统的安全和稳定性及满足改造后循环水流量的增加，对原有2台热网循环水泵进行更换，同时需要对改造后水泵的出口阀门及出口逆止阀进行更换。

1.6.2循环冷却水系统
背压改造之后乏汽量较小，由于辅机冷却水取自循环水，因此，循环水系统仍需投入运行，采取将2#汽轮机组的循环水一部分引入1#机组中。

具体措施为在1#和2#机组循环冷却水供回水侧各设一条DN1000连通管道，循环冷却水联络管上的阀门设置两台电动蝶阀。

1.6.3凝结水系统
新增1台凝结水泵，替换原有1台凝结水泵，额定流量100t/h，扬程160m，具体以之后的工程详细设计为准。

1.6.4抽汽系统
改造后，新增一规格为DN800排汽管道和两条DN570分支管道至热网加热器，管道上设置安全阀、快关调节阀及逆止阀等。

1.6.5热网加热器及疏水系统
本工程新增2台热网加热器，每台加热器换热面积为2500m2。

新增加热网加热器布置于原2台热网加热器位置，并根据核算对加热器基础进行加固处理。

由于改造后热网加热器进汽量增大，需根据情况对热网加热器部分进口蒸汽管道及阀门等进行更换。

热网加热器疏水按原有系统直接回至除氧器，利用原有调节阀组调节。

通过核算，原疏水泵进口母管流速计算已经超过规范规定，因此本次改造需要对
原有的进口母管进行扩大改造，相应的管件、阀门、支吊架都需要进行相应改造。

1.6.6轴封加热器系统
新的轴封加热器与原轴封加热器并列布置，但须以现场有相应的位置为前提；轴封加热器冷却水取自循环冷却水。

1.6.7热控部分
1.乙方负责完成本工程控制系统的DCS装置和现场设备的设计、供货、施工、安装、调试等，负责DCS系统相应逻辑、操作画面的组态编译及改造工作，本工程DCS设备设计应满足相关技术标准，供货范围见供货清册。

2.电缆及电缆桥架
电缆桥架。

架空敷设时采用铝合金电缆桥架，室内采用梯架，室外电缆桥架的最上层应加电缆桥架保护盖。

电缆通道满足以下原则：
路径尽量短，并保证足够的断面。

路径避开吊装孔。

与热管道平行敷设时，距热管道保温层外表的净距不小于500 mm；交叉敷时，不小于200 mm。

电缆敷设和电缆通道的设计除满足现场施工要求外，还应满足相关的设计、施工、调试和验收协议的要求。

电缆穿管应为镀锌钢管。

电缆托架具有以下结构特征：
电缆托架采用槽型或梯型托架，电缆托架（包括接头部分）能支承电缆敷设路径上每跨档之间的均布工作荷载，该荷载的安全系数为1至 1.5。

水平电缆托架的支撑点之间的距离不大于 1.5m。

当有几层电缆托架时将按下列顺序自下而上排布，低压动力及控制电缆（如果合并走时要加隔离措施）。

提供的电缆包括控制电缆、计算机电缆、热电偶补偿电缆及少量电力电缆，所有电缆应具有较好的电气性能，机械物理性能以及不延燃性，所有电缆均为阻燃电缆。

计算机控制电缆单极芯数不超过24芯。

按要求留有备用芯。

（1）控制电缆：用于开关量信号与控制装置连接，选用 1.5mm2无卤低烟阻燃交联聚乙烯烃电缆（电缆导体的最高额定温度90℃），总屏蔽。

（2）计算机电缆：用于现场模拟量信号与DCS系统连接，选用1.0 mm2无卤低烟阻燃交联聚乙烯烃电缆（电缆导体的最高额定温度90℃），分对屏蔽加总屏蔽。

（3）热电偶补偿电缆：用于热电偶信号与测量装置连接，选用 1.5 mm2无卤低烟阻燃交联聚乙烯烃电缆（电缆导体的最高额定温度90℃），分对屏蔽加总屏蔽。

质量要求执行国家相关标准（参照IEC584－3）。

1.6.8电气部分
无论本技术要求中是否作出了详细规定，乙方都应设计并提供能够满足整个系统设备安全、经济运行，并满足国家和国际相关规范、安全、先进、完整的供配电系统、电气控制与保护系统。

乙方应负责供热能力提升改造系统范围内：供配电系统、电气控制与保护系统、电缆和电缆构筑物、电动机等电气设备的设计、安装设计及现场施工，并负责供热能力提升改造系统范围内的供配电系统、电气控制与保护、电缆和电缆构筑物、电动机等电气设备的设备、材料与备品备件供货，以及提供满足全厂供配电系统、电气控制与保护系统系统要求的接口软、硬件和相应的施工工作。

乙方应设计并提供一套完整的供热能力提升改造区域内的电气设备。

所有电气元件均采用ABB、西门子、施耐德元件。

所用电动机选用国内优质品牌。

其他附属设备应在甲方选定的供应商及厂家中优先选择。

本工程所使用的电气设备应满足下列要求：
1）.选用的电缆、绝缘导线的材质、标称截面积、绝缘性能、电阻值应符合规范以及设计要求。

2）.线缆应按《建筑电气工程施工质量验收规范》(GB50303)、《建筑节能工程施工质量验收规范》（GB50411）规定抽检并合格。

3）.所有电气设备应有生产许可证编号或CCC标志，重点检查低压配电柜、配电箱、控制箱（柜）、线缆、开关等产品的CCC标志。

4）.所有电气设备、器具和材料应有出厂合格证，重点检查槽盒、配电箱柜、线缆、开关的产品出厂合格证。

5）.电线导管进场应按规定抽查并合格。

本工程电气设备施工应满足下列要求：
1）.每个设备或器具的端子接线不多于2根导线或2个导线端子。

导线连接应在接线盒内，多股线线头连接应牢固可靠，铜铝过渡应使用专用铜铝过渡接头或搪锡。

2）.电缆出入配电柜应采取保护措施。

3）.电缆出入梯架、托盘、槽盒应固定牢靠。

4）.塑料护套线应明敷，不应直接敷设在顶棚内、保温层内或可燃装饰面内，配线回路的绝缘电阻测试应符合要求。

5）.敷设在电气竖井内穿楼板处和穿越不同防火分区的梯架、托盘和槽盒（含槽盒内）应有防火封堵措施。

6）.灯具表面及其附件的高温部位靠近可燃物时应采取隔热、散热等防火保护措施。

7）.功率在100W及以上非敞开式灯具的引入线应采用瓷管、矿棉等不燃材料做隔热保护。

8）.安装在软包、木质材料上的暗装插座盒或开关盒应与饰面平齐，安装应牢固，绝缘导线不应裸露在装饰层内。

9）.安装在燃烧性能等级为B1级以下装修材料内的开关、插座等，必须采用防火封堵密封件或燃烧性能等级为A级的材料（例如：石棉垫）隔绝。

10）.断路器保护开关额定容量应与配电线路载流量相匹配。

11）.施工单位安装电工、焊工、电力系统调试人员应持证上岗，并按照作业规程组织施工，做好记录。

12）.柜内所有元器件，电缆电线，接线端子，动静触头考虑0.7倍的降容系数。

1.7汽轮机技术性能规范
1、主机改造技术和性能协议
1.1本次改造的汽轮机各部件寿命不低于30年。

1.2带负荷的运行：额定转速、临界转速下的轴振，各方向的瓦振满足以下协议值：汽轮机在额定转速时，各轴承振动在垂直、水平上双振幅振动值不大于0.03mm，在任何轴颈上所测得的两个方向的双振幅相对振动值不大于0.076mm，各转子及轴系在通过临界转速时轴振不大于0.125mm，轴瓦振动不大于0.05mm。

需结合改造前的振动。

1.3汽轮机在任何正常工况下运行，汽轮机转子轴向推力基本保持不变；推力瓦的金属温度最高不超过85℃，各径向轴承金属温度最高不超过90℃。

1.4乙方负责设计的减温减压器应有足够的减温减压能力，排入凝汽器的蒸汽参数要符合凝汽器的设计参数，保证凝汽器运行的安全性。

1.5超速试验时，汽轮机能在110%额定转速工况作短期空负荷运行，任何部件不超过应力允许值，各转子及轴系振动不超过允许值，设备运行应力控制值适应原汽轮机运行参数变化的要求。

1.6改造后的汽轮机，在机组变负荷运行时（55%～100%的负荷范围内）汽轮机也具有较高的经济性。

1.7汽轮机的通汽能力满足机组一次调频的要求。

1.8改造后汽轮机能承受工况
（1）汽轮机运行中，主蒸汽参数偏离额定值的允许变化范围和允许连续运行时间满足IEC标准要求。

（2）当自动主汽门突然脱扣关闭，发电机仍与电网并列时，低压缸至少具有1分钟无蒸汽运行的能力，而不致引起设备上的任何损坏。

1.9汽轮机能承受下列可能出现的运行工况：
（1）改造后汽轮机设备能承受发电机出口母线突然发生两相或三相短路或单相短路重合闸或非同期合闸时所产生的扭矩。

（2）汽轮发电机组甩负荷后，允许空转时间不少于15min。

（3）汽轮机能在额定转速下空负荷运行，允许持续空负荷运行的时间不少于48h，以满足汽轮机起动后进行各种试验(包括电气)的需要。

（4）汽轮机在排汽温度85℃下允许长期运行；在不高于110℃时，能满足短期运行（不少于10分钟）。

2、结构及系统配置协议
2.1汽轮机的改造设计充分考虑到可能意外发生的超速、进冷汽、冷水、着火和突然振动。

防止汽机进水的规定按ASMETDP—1标准执行。

2.2汽轮机新的光轴低压转子在出厂前进行高速动平衡试验，试验精度为轴的振动速度小于1.2mm/s，并按规程进行超速试验。

2.3改造后汽轮机的允许负荷变化率为：
（1）从100%～50%MCR(锅炉最大连续蒸发量)，不小于5%/min
（2）从50%～20%MCR(锅炉最大连续蒸发量)，不小于3%/min
（3）在20%MCR(锅炉最大连续蒸发量)以下，不小于2%/min
（4）允许负荷在50%～100%MCR(锅炉最大连续蒸发量)之间的变化幅度为20%。

负荷阶跃为10%。

3、改造后高背压工况下汽轮机主要设计参数（详见附件：供热工况热平衡图）
第二章乙方供货原则和供货范围
（一）乙方供货原则
乙方应按本技术协议确定的供货范围供货，乙方的供货应满足技术协议要求并提供相关的技术服务。

本次改造工程的低压光轴利用甲方的旧转子，乙方负责检验及运输工作，若旧转子质量合格，乙方负责对其补充加工；若转子质量不合格，乙方需及时告知甲方，双方协商制定后续处理措施。

乙方提供的仪器仪表、变送器、调节及开关执行器、压力开关及带保护设备的厂家，须经甲方确认，并可和甲方现有设备通用。

DCS和DEH系统使用北京日立H-5000M系统，提供简单可靠的光轴与非光轴运行模式的切换，并能可靠高效的融入到原系统中。

乙方应根据甲方提供的原始数据、技术协议和现场限定的条件，合理选择其供货范围内的设备和材料，确保所供设备的性能并保证改造后系统安全、可靠运行，并在此基础上尽可能降低系统的投资和运行成本。

乙方保证提供的设备为全新的、先进的、完整的和安全可靠的，且设备的技术经济性能符合技术协议的标准。

具有相当高的可靠性、可操作性、可维修性和可扩展性。

乙方应在技术协议中对所供热网加热器、热网循环泵、热网阀门等主要设备及材料推荐三个及以上生产厂家供甲方确认，不经确认使用的甲方有权利追究乙方责任。

所有安装于设备上的就地仪表（如：温度、压力（压差）及液位测点等）提供仪表型号。

用于机械设备紧固和安装的所需材料应随机械设备一起供货，除非另外规定。

所供设备应油漆完好。

所有乙方供货范围内设备及设备本体自带的钢结构、管道、支吊架等的油漆属于乙方的供货内容。

用于现场修补的面漆材料应包括在相应供货范围内，现场的修补由乙方负责完成。

除了机械设备外，所有其它设备和金属构件应涂刷底漆，并根据合同的技术协议供货至现场。