汽轮发电机组技术规范书(发).doc

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1、 明水生物质热电联产工程218MW汽轮发电机组技术规范书 招标方明水长青环保能源有限公司招标代理黑龙江天恒招标咨询有限责任公司设计单位黑龙江省电力勘察设计研究院2010年3月0 总则11 工程概况12 汽轮机技术规范33 质量保证与检查试验214 性能保证235 接口原则和设计分工246 技术资料及交付进度25附件1 供货范围28附件2 供应项目清单33附件3 交货进度37附件4 技术资料及交付进度38附件5 监造、检验和性能验收试验44附件6 技术服务和设计联络510 总则本技术规范适用于明水生物质热电联产工程218WM供热机组的单抽凝汽式汽轮发电机组设备。它提出了满足汽轮发电机组设备的功能

2、设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。本规范提出了设备的最低限度的技术要求，并未对一些细节作出详尽规定，也未充分引述有关标准和规定的条文，供方提供的汽轮机设备保证满足需方所列标准要求的高质量产品及其相应服务，并完全满足国家有关安全、环保等强制性标准的要求。1 工程概况1.1 项目概况1）项目名称：明水生物质热电联产工程 2）建设单位：明水长青环保能源有限公司 3）建设规模：218MW抽凝式汽轮发电机组4）建设地点: 黑龙江省绥化市明水县 1.2 汽轮发电机组基本规范1.2.1汽轮机基本规范型号： C18-8.83/0.294额定功率： 18 MW额定转速： 3000r/min主汽门前汽

3、压： 8.83Mpa(a)主汽门前汽温： 535额定进汽量： 73.5t/h最大进汽量： 75t/h抽汽压力: 0.294MPa(a)额定抽汽量: 30t/h最大抽汽量: 40t/h1.2.2发电机基本规范型号QFW-18-2容量18000 kW功率因数 0.8励磁方式 交流无刷励磁电压 6300V电流 2062 A效率 97 %绝缘等级/使用等级 F/B频率 50 Hz转速 3000 r/min相数3 接法Y技术条件GB/T7064-2008序号数据单位标 准 值设计值备 注数 值容 量1定子绕组直流电阻 R1()W0.00392励磁绕组直流电阻 R2()W0.35243定子漏抗Xe标么值0

4、.10584直轴同步电抗Xd标么值1.9625直轴瞬变电抗Xd标么值0.20056直轴超瞬变电抗Xd标么值0.10.13087负序电抗X2标么值0.15958零序电抗Xo标么值0.0659稳态负序电流I2303050.551.018018048.550.5连续运行48.54830030048.047.5606047.547201047.046.5522.4 机组的额定参数2.4.1 在汽机主汽阀前 额定压力 8.83MPa额定温度 5352.4.2 最终给水温度: 2202.4.3 汽机冷却水温（正常/最高）: 20/332.4.4 额定抽汽量：30 t/h2.4.5 额定抽汽压力：0.294

5、0.1Mpa(a)2.4.6 最大抽汽量：满足低压缸冷却流量，最大抽汽量： t/h。2.4.8 非调整厂用抽汽（暂定）：0.7861.27Mpa，抽汽量810t/h。2.5 机组的输出功率2.5.1 机组的铭牌输出功率为18MW。2.5.2 銘牌工况（TRL） 汽轮发电机组在下列条件下安全连续运行，发电机输出铭牌功率18MW，此工况称为铭牌工况（TRL），此工况下的进汽量称为銘牌进汽量，此工况为出力保证值的验收工况。此工况考核条件如下： 1）额定主蒸汽参数，所规定的汽水品质。 2）平均背压为 11.8kPa； 3）补给水率为：全补水； 4）所规定的最终给水温度； 5）全部回热系统正常运行，但不

6、带厂用辅助蒸汽；6）发电机效率97%，额定功率因数0.80（滞后），额定电压，额定频率，冷却器进水温度33。7) 凝汽器为全补水，补水温度20。2.5.3 热耗率验收工况（THA） 当机组功率（当采用静态励磁时，应扣除所消耗的功率）为18MW时，除进汽量以外其它条件同2.5.2时称为机组的热耗率验收工况（THA）。此工况的进汽量称为额定进汽量，供方提供汽轮机额定进汽量值。此工况为热耗率保证值的验收工况。此工况考核条件如下： 1）额定主蒸汽参数，所规定的汽水品质； 2）平均背压为4.9kPa。 3）补给水率为全补水； 4）所规定的最终给水温度； 5）全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽； 6

7、）发电机效率97%，额定功率因数0.80（滞后），额定电压，额定频率,冷却器进水温度20。2.5.4 机组各工况列于下表：项目銘牌工况TRL最大连续工况TMCR热耗率验收工况（THA）主蒸汽参数额定值额定值额定值平均背压11.8kpa4.9kPa4.9kPa补水率3%0%0%给水温度220220220回热系统正常投入正常投入正常投入发电机效率97%97%97%功率因数0.80（滞后）0.80（滞后）0.80（滞后）机组输出功率18MW18MW18MW进汽量2.5.5 汽轮机大修周期不少于4年。机组半年试生产后，年利用小时数不少于7500h，机组的等效可用系数为95%，等效强迫停运率小于2%。2

8、.6 控制要求2.6.1 随机组成套供货的控制系统应在大型火电机组上有成功应用经验，适合电站特点，并且技术先进、产品质量好、可靠性高、性能/价格比好。2.6.2 随机组提供的指示表，开关设备、测温元件符合国际标准要求。不选用国家宣布的淘汰产品。符合控制监视系统的需要，并根据安装地点满足防爆、防火、防水、防尘、防腐蚀的有关要求。所供的仪表控制设备和控制系统应得到需方的确认。2.6.3 供方提供足够的资料以说明对机组的控制要求，控制方式及联锁保护等方面技术条件和数据，包括机组运行参数的报警值和保护动作值。2.6.4 供方对随机组提供的热工设备（元件），包括每一只压力表、测温元件及仪表阀门等要有详细

9、说明，并注明安装地点、用途及制造厂家。特殊检测装置提供安装使用说明书。2.6.5 全部开关设备，包括压力开关、差压开关、流量开关、液位开关、温度开关等选用国内先进产品。2.6.6 机组及附属系统配套的仪表控制设备，输入输出信号为标准信号，与DCS系统留有接口。合同签订时，有需方参加或征得需方的认可。2.7 汽轮机本体设备性能要求2.7.1 汽轮机为高压、单抽凝汽式汽轮机。机组的铭牌输出功率为18MW（当采用静态励磁时，应扣除所消耗的功率）。2.7.2 在汽轮机主蒸汽及背压为额定值，全部高加停用时，机组应能发出铭牌功率。2.7.3 汽轮发电机组轴系的固有扭振频率处于工频和倍频的10%之外。2.7

10、.4 汽轮机能够承受下列可能出现的运行工况：(1) 汽轮机甩负荷后，允许空负荷运行时间不少于15分钟。(2) 汽轮机能够在额定转速下空负荷运行，允许持续空负荷运行的时间至少能满足汽轮机起动后发电机试验的需要。(3) 汽轮机在排汽温度高达65下允许长期运行；在不高于80时，能低负荷连续运行。2.7.5 汽轮机允许在制造厂提供的最低功率至额定功率之间带调峰负荷。2.7.6 供方对不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况，提出明确的规定。2.7.7 汽轮机的零部件（不包括易损件）的设计使用寿命不少于30年，在其寿命期内能承受下列工况。冷态启动：停机72h以上（金属温度已下降至约为TMCR的40%以下

11、）100次温态启动：停机72h以内（金属温度已下降至约为TMCR的40%至80%之间）700次热态启动：停机10h以内（金属温度已下降至约为TMCR的80%以上）3000次极热态启动：停机1h以内（金属温度仍接近TMCR）150次负荷阶跃：10%额定负荷12000次 供方提供在各种运行方式下，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。 2.7.8 汽轮机易损件的使用寿命，在供货条件中予以明确规定，工作温度高于450的紧固件，需充分考虑其松弛性能。 2.7.9 机组的允许负荷变化率为： 50100%T-MCR 不小于5%/min 3050%T

12、-MCR 不小于3%/min 30%以下 不小于2%/min 负荷阶跃 10%2.7.10 供方提供在汽轮机运行中，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不低于下表范围。参数名称限制值主压蒸力汽任何12个月周期内的平均压力1.00Po保持所述年平均压力下允许偏离值1.05Po例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间12小时1.20Po主蒸汽温度任何12个月周期内的平均温度1.00t保持所述平均温度下允许连续允许的温度t+8例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间t+28 表中：（1）Po为主蒸汽的额定压力 （2）t为主蒸汽额定温度2.7.11 汽轮发电机组的轴系各阶临

13、界转速与工作转速至少避开15%。轴系临界转速值的分布保证能有安全的暖机转速和进行超速试验转速，供方提供轴系各临界转速值。2.7.12 汽轮发电机组在所有稳定运行工况下（转速为额定值）运行时，在轴承座上测得的双振幅振动值，无论是垂直、横向均不大于0.025mm，在任何轴颈上所测得的垂直、横向双振幅振动值应不大于0.075mm。各转子及轴系在通过临界转速时各轴承座双振幅振动值应不大于0.08mm，各轴颈双振幅相对振动值不大于0.15mm。2.7.13 当汽轮机负荷从100%甩至零时，汽轮发电机组转速不能超过危急保安器的转速，能自动降至同步转速，维持转速稳定，并带厂用电。2.7.14 供机组排汽压力

14、升高到报警背压时允许机组带负荷持续运行的时间为2小时，在铭牌功率下持续运行允许的最大背压值为 KPa。2.7.15 当自动主汽门突然脱扣关闭，发电机仍与电网并列时，汽轮机在正常背压至报警背压范围内，至少具有1min无蒸汽运行的能力，而不致引起设备上的任何损坏。2.7.16 超速试验时，汽轮机能在114%额定转速下作短期运转，对任何部件不造成损伤，各轴系振动也不超过报警值。2.7.17 供方提供汽轮机在不同启动条件下，定、滑压的启动曲线，从额定负荷到与锅炉最低负荷相配合的滑压和定压运行曲线，以及滑参数停机特性曲线。曲线中至少应包括主蒸汽的压力、温度、流量、转速、负荷变化等。2.7.18 供方还提

15、供汽轮机的启动程序和必要的运行数据。2.7.19 汽轮机热耗率及汽耗率机组净热耗率及汽耗率如下：工况工况名称发电机净功率MW排汽压力MPa补给水率 %净热耗率kJ/kW.h汽耗率 kg/ kW.h工况1TRL工况工况2T-MCR工况工况4THA工况工况575% THA工况工况650% THA工况工况740% THA工况工况830% THA工况工况9高加停用工况 2.7.20 机组热耗率验收工况下的保证净热耗不高于 kJ/kW.h 2.7.21 供方按下式计算汽轮发电机组的净热耗（不计入任何正偏差值），并附含有详细数据（流量、功率、压降、端差、温升、焓增等）的热平衡图、校正曲线及有关说明。并提供

16、进行热耗测定、计算和校正需要的有关标准、规程及规定等。汽轮发电机组的净热耗q =(M1(H1-hf)+Mis(hf-his) / (PG-PEXC)M1 主蒸汽流量 kg/hq 净热耗 kJ/kW.h Mis 过热器的喷水量 kg/h H1 主汽门入口主蒸汽焓 kJ/kg his 过热器喷水焓 kJ/kg hf 最终给水焓 kJ/kg PG 发电机终端输出功率 kWPEXC 采用静态励磁时发电机端供应励磁变压器的功率 kW供方按下列条件计算保证热耗： 给水泵效率80% 1、2段抽汽压损3%，其它各段抽汽压损5% 加热器端差按下表（加热器号按抽汽压力由高至低排列）上端差 下端差 2.7.22 机

17、组热耗实验标准采用ASME PTC6-1996或国家现行最新标准，测定热耗值的仪表及精度，由供方提供意见，经买方认可。2.7.23 高压加热器不属于主机配套设备，但供方在热平衡计算时，应提出各种运行工况下各高压加热器端差和参数。2.7.24 供方对汽轮发电机组整个轴系的振动、临界转速、润滑油系统及靠背轮负责统一归口设计，以使机组具有较高的稳定性。2.7.25 距汽轮机化妆板外1米，汽机转运层1.2米高处所测得的噪声值应低于85分贝（A声级），对于其它辅助设备不大于85分贝（A声级）。2.7.26 汽轮机纯凝工况发电净功率可达18MW.2.8 汽轮机本体结构设计要求2.8.1 一般要求(1) 供

18、方所供汽轮机及所有附属设备是成熟的、先进的，并已有相同容量汽轮机及附属设备制造、运行的成功经验。.(2) 汽轮机滑销系统能够保证长期运行灵活，并能在运行中注入润滑剂。(3) 汽轮机设计充分考虑到可能意外发生的超速进冷气、冷水、着火和突然振动。防汽机进水的规定按ASME标准执行。(4) 供方对所有连接到汽缸上的管道，提出作用力和力矩的范围要求。在管道设计不能满足要求的情况下，和设计院共同协商解决。(5) 供方提供启动时防止高压缸过热的措施。(6) 供方提供：除回热抽汽外，另能供给厂用蒸汽的参数和数量。2.8.2 汽轮机转子及叶片汽轮机转子彻底消除残余应力汽轮机设计能够允许不揭缸进行转子动平衡。转

19、子的临界转速符合3.7.12的要求。转子的脆性转变温度小于121。转子相对推力瓦的位置设置标记，以便容易地确定转子位置。叶片采用成熟的设计产品，能在允许的周波变化范围内安全运行。低压末级及次末级叶片采用高频淬硬抗应力腐蚀及抗水蚀措施，汽轮机设有足够应有防止叶片司太莱合金脱落的措施。用于把叶根紧固在轮缘上的销子设有导向孔，供拆卸时钻孔之用。叶根固定尺寸准确，具有良好的互换性，以便顺利互换备品叶片。汽轮机各转子在出厂前进行动平衡试验，试验精度为轴承的振动速度小于1.2mm/s.2.8.3 汽缸（1） 汽缸的设计能使汽轮机在启动、带负荷、连续稳定运行及冷却过程中，因温度梯度造成的变形量小，始终保持正

20、确的同心度。（2） 高压缸进汽部分及喷嘴室设计适当加强，以确保运行稳定、振动小。进汽管密封环使用耐磨金属制成。（3） 提供低压缸喷水减温系统中全部设备。（4） 提供保护整个汽轮机用的排汽隔膜阀（供二片备用薄膜）及紧急跳闸装置。（5） 提供汽缸法兰螺栓的扳手。（6） 提供揭缸时，分开汽缸结合面的装置和措施。（7） 汽缸上的压力、温度测点设置齐全，位置正确，符合运行、维护、集中控制和试验的要求。（8） 汽缸端部汽封及隔板汽封有适当的弹性和推让间隙，当转子与汽缸偶有少许碰触时，可不致损伤转子或导致大轴弯曲。（9） 汽缸铸件彻底消除残余内应力，保证汽缸结合面严密不漏气。（10）供方提供汽缸铸件裂纹挖补

21、、热处理的全部质量检测文件，汽缸铸件的同一部位挖补不允许进行两次。2.8.4 轴承及轴承座（1） 汽轮发电机组各轴承的型式确保不出现油膜振荡。各轴承的设计失稳转速为额定转速125%以上，具有良好的抗干扰能力。供方提供各轴承的失稳转速及对数衰减率。（2） 检修时不需要揭开汽缸和转子，就能将各轴承方便地取出和更换。（3） 主轴承是水平中分面的，不需吊转子就能够在水平、垂直方向进行调整，同时是自对中心型的。（4） 任何运行条件下，各轴承的回油温度不超过65，轴承回油管上设有观察孔及温度计插座。监视油流的照明装置采用防爆型的，电压不超过12V。在油温测点及油流监视装置之前，无来自其他轴承的混合油流。（

22、5） 测量轴承金属温度使用埋入式双支测温元件，并将该测温元件的接线引至汽机本体接线盒。测温元件应具有良好的抗震性能。各轴承设计金属温度应不超过90，但乌金材料应允许在110以下长期运行。（6） 推力轴承能持续承受在任何工况下所产生的双向最大推力。供方提供显示该轴承金属磨损量和每块瓦的温度的测量装置（Pt100），并提供回油温度表。在推力轴承的外壳上，并设有一个永久性基准点，以测量大轴的位置。（7） 轴承座上设置测量轴向位移、膨胀和胀差的监测装置。（8） 在轴承座的适当位置上，装设测量轴承座振动的装置。2.8.5 主汽门、调速汽门、（1）主汽门严密不漏，能承受在主蒸汽管道做1.5倍设计压力的水压

23、试验。（2）主汽门、调速汽门的材质与其相连接管道的焊接要求相适应。供方提供主蒸汽管道、各阀门接头的焊接方法及坡口加工图。并且提供与阀门联接的大小头，大小头材质与蒸汽管道的材质相同。主汽门坡口的加工方式由汽机厂与设计院协商解决，汽机厂依此进行主汽门坡口的加工。（3） 提供主汽门在起动吹管时及水压试验时用的临时堵板、阀座和靶板。（4） 提供主汽门使用的临时性和永久性的蒸汽滤网。（5） 提供吹管及水压试验后主汽门使用的备用密封垫圈，以及主汽门在取出滤网后需用的附加备用密封垫圈。（6） 机组起停时，在主汽门壳体上有可能产生较大应力的部位，设置金属温度测点。2.8.6 汽轮机润滑油系统（1）总的要求：发

24、电机的润滑油量由汽轮机制造厂统一协调并负责与电机制造厂联络总体考虑。汽轮机和发电机的全部润滑油管道由汽轮机制造厂设计并供货。所提供的油管道的部套均必须在制造厂清洗完毕，现场一般不再处理。所有到现场的部套的焊口必须采用保护措施，防止生锈和损坏。焊口的处理必须考虑现场焊接的方便。油管道的布置由供方与设计院配合确定。轴承座两侧均设供、回油孔。（2）油系统设有可靠的主供油设备及辅助供油设备，在启动、停机、正常运行和事故工况下，满足汽轮发电机组所有轴承的用油量。（3）润滑油系统包括主油箱、主油泵、辅助油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵，冷油器、管道、仪表、满足每台汽轮发电机组轴承的用油量及所需全

25、部附件（例如回油管上的窥视孔、温度计插座和进油管上的活动滤网等）。该系统还可以作为发电机密封油的辅助供油系统。 （4）油箱容量满足当厂用交流电失电,且冷油器断冷却水的情况下停机时，仍能保证机组安全惰走。此时，润滑油箱中的油温不超过80，并保证安全的循环倍率。（5）油箱上设置一套全容量的交流电动机驱动的抽油烟机和除雾器。 （6）汽轮机油系统所用管道及附件采用厚壁管，至少按两倍以上的工作压力进行设计。尽量减少法兰及管接头连接，油管道采用套装结构，油系统中的附件不得使用铸铁件。（7）所有润滑油系统的泵组设计能满足自动起动、遥控及手动起停的要求。设有停止-自动-运行按钮和用电磁阀操作的起动试验阀门。（

26、8）冷油器，（材质选择是否和凝汽器相同？）每台应根据汽轮发电机组在设计冷却水流量和最高冷却水温、水侧清洁系数为0.85、管子堵塞5%情况下的最大负荷设计。冷油器的设计和管道布置方式允许在1台运行时，停用的冷油器能排放、清洗或更换（采用并联运行）（切换问题）。（9） 凡有可能聚集有气体的腔室，如轴承箱、回油母管等，设有排放油气的设施。（10）汽轮机结构和系统设计上，考虑汽水由于轴封漏汽等原因而进入油中。（11）油系统中各项设备如轴承箱、冷却器和管道等，彻底清除残砂、焊渣、锈片等沾污杂质，并经防腐蚀处理后再妥善密封出厂。油系统所配用的设备包括管道、附件、表计等均由供方配套提供。（12）供方提供油系

27、统清洁度的标准，阐述在安装和运行中如何保证油系统清洁的主要技术措施。2.8.7 润滑油净化系统（1）油净化系统由需方自备,供方对油净化装置参数提出要求。该系统具有过滤杂质和脱除水分的功能。（3）该系统能与润滑油系统同时运行，并不影响润滑油系统的安全运行。2.8.8 顶轴系统（1）顶轴系统的设计，可以向每个轴承注入高压润滑油，以承受转子的重量。在机组盘车时或跳闸后都能顺利投入运行。（2）顶轴油泵为两台高压容积泵，一运一备，向汽轮机及发电机各轴承供油。可布置于油箱上部或其他合适的位置，保证可靠地运行并防止漏油。（3）顶轴油系统设置安全阀以防超压。（4）顶轴油系统采用不锈钢管。（5）顶轴油系统退出运

28、行后，可利用该系统测定各轴承油膜压力，以了解轴承的运行情况。每个轴承的顶轴油管道上配置逆止阀及固定式压力表。（6）顶轴油泵设置入口油压低的闭锁装置，以保证顶轴油泵不受损坏。2.8.9 盘车装置（2）盘车装置是自动啮合型的，能使汽轮发电机组转子从静止状态转动起来，盘车转速为5.6r/min。（3） 盘车装置的设计能做到自动退出而不发生撞击，且不再自行投入。2.8.10 轴封供汽系统（1）轴封供汽系统是自动调节的，并有防止汽轮机进水而损坏汽轮机的措施，轴封系统的汽源满足机组冷热态起动和停机的需要。该系统设有轴封压力自动调整装置、轴封抽气装置等。（2）轴封蒸汽进口处设有永久性滤网。（3）轴封用汽可来

29、源于除氧器、厂内辅助蒸汽。（4）轴封系统上配置成熟可靠的调压、调温装置，以满足向高压缸、中压缸和低压缸各轴封的供汽参数要求。（5）设置一台100%容量的轴封蒸汽冷却器。（6）设置一台100%射汽抽气器，用以排出轴封蒸汽冷却器内的不凝结气体。（7）提供主蒸汽均压箱的减温减压器。（8）供方提供所采用轴封用汽系统图和系统说明书。2.8.11 汽轮机疏水和排汽系统（1）疏水系统的设计遵守ASME TDP-1，能排出所有设备包括管道和阀门内的凝结水。（2）排汽系统应能在机组跳闸时立即排放蒸汽，防止汽轮机超速和过热。（3）系统应包括但不限于下列各项： 1）收集和凝结所有轴封和阀杆漏汽的疏水。 2）汽轮机主

30、汽门上、下阀座的疏水。 3）汽室和高压缸进口喷嘴间的主蒸汽管道疏水。 4）各抽汽管道上逆止阀的疏水。 5）排汽装置阀门和排水阀门的漏汽。 6）管道低位点疏水 7）主蒸汽及抽汽管道的疏水8）加热器正常疏水及事故疏水（4）供方提供汽轮机疏水、排汽系统图。（5）供方提供外置式疏水扩容器。（3）供方提供汽轮机本体疏水和排汽系统中的全部设备、管道、阀门等。2.8.12 保护装置（1）汽轮机设有成熟可靠的危急保安系统，防止超速。危急保安器至少有2套，其中1套为机械式，另1套是电子式。动作值为额定转速的112%。复位转速应高于额定转速。危急保安器还应设有可靠的动作指示器和报警装置，并应设有运行中能活动危急保

31、安器的试验装置。（2）汽轮机危急保安系统的跳闸系统有联锁保护，防止汽轮机突然再进汽。当汽轮机具备再次起动条件时，只有按照起动前的规定操作程序才能使跳闸系统重新复位。（3）从危急保安动作到主汽阀完全关闭的时间应小于0.3秒，各抽汽逆止门的紧急关闭时间应小于1秒。（4）汽轮机组分别在控制室操作盘上及汽轮机就地设置手动紧急停机操作装置。（5）供方提供汽机危急遮断装置，通过该装置可实现紧急停机。（6）供方提供符合ASME标准中防汽机进水保护的措施、测量装置和控制装置。2.8.13 保温和保温罩（1）供方负责汽机本体及附属设备的保温设计，并向需方提供图纸说明及安装文件。（2）在正常运行情况下，当环境温度

32、为25时，汽轮机保温层表面温度不超过50。（3）按规程运行时，汽轮机的保温使上、下汽缸的金属温度差能达到制造厂家的要求（具体要求是否有必要说明？）。（4）所有管道、汽缸使用优质的保温材料，材料中不含石棉。（5）提供汽轮机的化妆板。化妆板外形设计、颜色由买需方最终认可。（6）对于需拆卸部分的保温采用软质保温材料，并配有可拆卸的金属罩壳。（7）汽轮机与发电机的连接由汽轮机制造厂统一协调，并供连轴器。2.9 汽轮发电机组本体仪表和控制（1）一般说明1) 供方提供完整的热工检测及控制系统资料，详细说明对汽轮机的测量、控制、联锁、保护等方面的要求。 2) 供方提供详细的热力运行参数，包括汽轮机运行参数的

33、报警值及保护动作值。3) 供方对随机提供的热工设备（元件），包括每一只压力表、测温元件及仪表阀门等都有详细说明其安装地点、用途及制造厂家。特殊检测装置须提供安装使用说明书。4) 随机提供的指示表、开关量仪表、测温元件符合国际标准，不得选用国家宣布的淘汰产品；测温元件的选择必须符合控制监视系统的要求，并根据安装地点满足防爆、防火、防水、防腐、防尘的有关要求。5) 汽机本体所有测点设在具有代表性、便于安装检修的位置，并符合有关规定。6) 所有热电偶（应采用K分度号）、热电阻（应采用Pt100铂热电阻）采用双支，热电阻采用三线制，就地测温装置采用抽芯式双金属温度计。汽轮机本体预留的温度插座为公制尺寸。7) 汽轮机满足自启停及调频调峰的要求。8) 汽轮机金属壁温测量提供铠装热电偶，满足安装维修要求。热电偶的出线应引至汽轮机本体接线盒。9) 对提供的重