DL／T 384-2020 9FA燃气-蒸汽联合循环机组运行规程.pdf
- 文档部分内容预览：
DL／T 384-2020 9FA燃气-蒸汽联合循环机组运行规程
燃轮机烟气排放应符合GB/ 地方的环保法规规定的排放标准，机组 的噪声检测应符合GB/T14098的规定，电厂的噪声应符合GB12348的规定，联合循环机组的废液等 其他排放物也应符合国家、地方的环保法规规定的排放标准
5.5.1应符合国家、地方的消防法律法规规定，做好探测氢气、燃料气等危险气体的报警系统，以及 火灾消防报警系统的定期维护工作，定期检测及校验周期应符合GB50166相关规定。 5.5.2应保持车间及设备的通风良好，通风设备工作正常。危险气体探测和报警系统、火灾消防和报 警系统不正常的机组不允许启动运行。 5.5.3厂区内的消防水系统应工作正常，维持规定压力。电动消防泵及柴油消防泵定期启动试运正常。 5.5.4应制定严格的安全管理和动火管理制度。动火工作严格执行动火工作票制度，动火前测试工作 场所的危险气体浓度不超出规定，动火部位应做好安全防护，动火区域应做好安全监护
6.1辅机的检查和试验
运行人员按照工作票制度规定，详细了解设备的检修内容、异动情况、试运转要求和范围， 场检查确认检修工作已结束，具备试运转条件，相关系统已投入或正常备用。
探伤标准DL/T3842020
6.1.2辅机试运转前应检查各转动机械，能盘动的辅机应试盘联轴器若干圈，确认转动灵活；轴承油 位正常，油质良好；冷却水阀开启；操作开关、联锁开关均在停用位置；开启仪表一次阀，确认各表 计完整齐全；仪表信号及保护电源正常。 6.1.3确认辅机电动机接线及外壳接地线完整，检查绕组绝缘合格。待试运转前检查工作全部结束， 联系送电试运转，注意电动机的转向正确。 6.1.4按规定对机组的润滑油和液压油进行取样分析检查，润滑油质应符合ASTMD4378和ASTM D4304的要求，润滑油的维护管理应按GB/T7596标准执行；液压油油质、运行监督及维护管理应按 DL/T571和GB/T11118.1标准执行；并同时符合设备规范要求。 6.1.5发电机冷却用氢气的湿度应符合DL/T651的技术要求，氢气的纯度应符合DL/T1164的技术要 求，氢气的严密性应符合DL/T607的技术要求，以上各项指标同时应符合设备规范要求。 6.1.6各项试验及试运转应有相关记录，对发现的问题应及时处理。
6.2电动阀、控制阀校验及试验
6.2.1电动阀和控制阀的电源、控制气源应正常。应会同相关专业检修人员对检修后的电动阀和控制 阀进行试验，试验前应确认机械部分转动灵活，电动机及阀门转向正确。 6.2.2可远控和近控的电动阀、控制阀，应在专人监视下进行校验。对装有停止按钮装置的，应确认 停止按钮工作正常。对装有限位开关、力矩保护的，应确认动作正常。阀门开度指示应与实际开度相 符，就地和控制盘上信号显示正确。 6.2.3对涉及汽包水位、润滑油、液压油、燃料泄漏检测、盘车装置、防喘放气、烟道挡板、凝汽器 真空等，有联锁的电动阀、控制阀、挡板，应先确认开关、触点动作正常，才能进行联锁试验。 6.2.4对进口可转导叶、防喘放气阀、燃料截止阀、燃料速比阀、燃料控制阀、汽轮机各主汽门、汽 轮机各调节阀等应进行活动试验和开度行程标定，并检查燃气轮机的燃料控制阀的严密性。 6.2.5机组大、小修或检修液压油系统后，应化验液压油，油质合格，方可进行进口可转导叶、燃料 截止阀、燃料速比阀、燃料控制阀、汽轮机各主汽门、汽轮机各调节阀活动等试验。
6.3.1余热锅炉水压试验按照DL/T1751的规定执行。 6.3.2余热锅炉进水前后应检查锅炉的膨胀指示器，并确认指示正常。管道支吊架应完整、牢固，整 体保温完整。进水过程中应检查管系和阀门有无泄漏。进水完成后检查汽包就地水位计指示正常并与 DCS水位变送器数值校对。 6.3.3机组启动前应检查并投入所有的压力表、压力变送器、就地水位计、差压水位计、电接点水位 计、温度计、流量计等热工仪表。 6.3.4检查汽水取样装置及仪表应正常，具备投用条件。 6.3.5对于设置烟气脱硝装置的余热锅炉，应检查脱硝系统的设备满足投运要求。
6.4报警、联锁信号试验
6.5机组检修后的试验
组大、中修后应进行主设备跳闸保护及主设备门间
DL/T3842020
6.5.2紧急停机按钮试验、发电机故障联跳保护试验等，应检查有关声光信号，确认动作正确。 6.5.3机组大、中修后应进行发电机气密性、厂用电切换以及电气系统相关试验，并确认结果正常。 6.5.4机组大、中修后应进行余热锅炉安全门动作试验。 6.5.5燃气轮机进行燃烧系统的检修，更换全部或部分燃烧器的机组，必须重新进行燃烧调整。 6.5.6机组大修后应进行阀门严密性试验、主汽门关闭速度试验、超速试验、涉网相关试验、热力性 能试验。 6.5.7对新投产机组或燃气轮机、汽轮机调节系统经重大改造后的机组应进行甩负荷试验。
根据设备制造商提供的技术资料定义机组的冷态、温态、热态、极热态等启动状态，并按照推 过间进行。
7.2启动前应具备的条件
检查机组的各系统具备下列条件： a）机组的各系统及设备完好，管道无泄漏，阀门位置正确； b）各动力电源、操作电源、信号电源投入： c）各热工仪表信号及电气仪表借号指示正确： d）循环水、凝结水系统投运并正常，投用必要的冷却水系统，参数应正常； e）投入仪用空气系统，检查压力及露点温度在正常范围内； f 机组的润滑油、液压油、顶轴油、密封油等油系统工作正常，油质合格，油压、油温等参数在 规定范围内，轴承的回油正常； g）机组连续盘车，冷态启动点火前，一般应连续盘车6h以上； h）检查主轴偏心度指示（若有），要求稳定45min，不超过制造商的规定值或原始值的0.02mm； i）机组的保护和自动装置动作正确并已投入； j）检查控制系统各控制柜，确认控制系统工作正常，控制系统连续正常工作24h以上； k）主变压器已处运行状态； 1）励磁系统和变频启动系统处于热备用状态； m）发电机本体及发电机开关在热备用状态： n）发电机机内氢气压力和纯度正常： o）余热锅炉给水系统投运正常、汽包水位符合要求，在进水时必须严格控制汽包上下壁温差不超 过制造商给定值或不大于50℃； p）执行主复位，检查确认操作员站无影响机组启动的闭锁或报警； q）消防火灾保护系统正常，并已投入； I）烟气在线监测系统已正常投入。
检查机组的各系统具备下列条件： a）机组的各系统及设备完好，管道无泄漏，阀门位置正确； b）各动力电源、操作电源、信号电源投入： c）各热工仪表信号及电气仪表号指示正确： d）循环水、凝结水系统投运并正常，投用必要的冷却水系统，参数应正常； e）投入仪用空气系统，检查压力及露点温度在正常范围内； f 机组的润滑油、液压油、顶轴油、密封油等油系统工作正常，油质合格，油压、油温等参数在 规定范围内，轴承的回油正常； g）机组连续盘车，冷态启动点火前，一般应连续盘车6h以上； h）检查主轴偏心度指示（若有），要求稳定45min，不超过制造商的规定值或原始值的0.02mm； i） 机组的保护和自动装置动作正确并已投入； 检查控制系统各控制柜，确认控制系统工作正常，控制系统连续正常工作24h以上； k）主变压器已处运行状态； 1）励磁系统和变频启动系统处于热备用状态； m）发电机本体及发电机开关在热备用状态： n）发电机机内氢气压力和纯度正常； o）余热锅炉给水系统投运正常、汽包水位符合要求，在进水时必须严格控制汽包上下壁温差不超 过制造商给定值或不大于50℃； p）执行主复位，检查确认操作员站无影响机组启动的闭锁或报警； q）消防火灾保护系统正常，并已投入； I）烟气在线监测系统已正常投入。 投用辅助蒸汽系统和轴封系统：
7.2.2投用辅助蒸汽系统和轴封系统：
a）严禁向静止的转子提供轴封汽，以免转子产生热弯曲； b）轴封供汽温度与转子轴封区金属表面温度应匹配，不应超出设备规范要求，一般温差应小于 110℃，过热度不低于50℃。 .3启动真空泵，建立凝汽器真空。热态启动时，汽轮机轴封未送汽前，凝汽器不应抽真空。冷态启 时，设备规范有规定的，应先抽真空再送轴封。 .4确认旁路系统阀门状态正确，自动、联锁、保护正常且在投入状态。
7.2.5完成下列机组启动前各项试验：
a）机组手动紧急停机试验； b）润滑（密封）油泵自启试验； c）直流润滑油泵、直流密封油泵自启试验： d）液压油泵自启试验； e）离线电子跳闻装置试验
DL/T3842020
b）润滑（密封）油泵自启试验； C）直流润滑油泵、直流密封油泵自启试验； d）液压油泵自启试验； e）离线电子跳闸装置试验。 下列情况不应启动： a）转速、轴向位移、胀差、液压油压力、润滑油压力、轴瓦金属温度、轮间温度、排气 度、汽包水位、主蒸汽温度、主蒸汽压力、轴系振动等重要参数有一项以上仪表失灵或天 正常监视： b）燃料系统泄漏、燃料控制阀系统有内漏或外漏、燃料系统控制阀动作不灵活； c）任一火焰探测器或点火装置故障； d）压气机进口可转导叶系统动作不灵活； e）压气机进口滤网破损或压气机进气道可能存在残留物； f）防喘放气系统故障或动作不灵活： g）燃气轮机排气温度故障测点数大于等于1个； h）汽轮机的高压，中压汽门动作不灵活： i）紧急停机指令执行不可靠； j）转子偏心度大于0.05mm、机组在盘车状态有明显的摩擦声； k）润滑油、液压油系统泄漏或油质不合格； 1）机组主保护故障； m）机组保安电源故障或不可靠； ）冷却水流通不畅： o）机组跳闸未查出原因； p）发电机漏氢导致氢气压力下降过快、车间空间整体或局部危险气体浓度高： q）机组启动前试验未合格； I）发电机定子或转子绝缘不合格； s）二氧化碳灭火保护系统无法正常投运； t）停机后机组再次启动时间间隔未满足制造商要求。
.2.6下列情况不应启动
7.3.1冷态启动前应对主辅设备及相关系统进行全面检查，应具备启动条件。 7.3.2在操作员站上检查燃气轮机系统、汽轮机系统、余热锅炉系统、辅机系统和电气各系统的启动 推备条件，应符合要求。 7.3.3在控制界面上发出启动命令，机组按启动程序执行至额定转速。 7.3.4机组达额定转速后应全面检查各系统无异常，各辅助设备应正常运转；各运行参数无异常后可 进行同期并网，机组带旋转备用负荷运行。 7.3.5适时投用燃料加热器，天然气温度符合要求后投用金属温度匹配，自动将余热锅炉主蒸汽参数 控制到设备规范要求。 7.3.6汽轮机的热应力控制方式应符合设备规范要求。 7.3.7蒸汽品质符合DL/T1717及设备规范要求后，开始汽轮机进汽程序。 738汽轮机进汽完成后应按启动曲线加负荷。
7.4.1机组停机后再启动，停机间隔时间和缸温符合设备规范规定的热（温）态启动工况时，应选热 （温）态启动模式。 7.4.2热（温）态启动前也应对主辅设备及相关系统进行全面检查，应具备运行的条件。 7.4.3每次启动前记录汽轮机高、中压汽缸温度，上下缸温差不应超过50℃。 7.4.4记录余热锅炉汽包压力和水位。 7.4.5检查循环水系统是否正常运行，若停机后循环水系统已停运的，应先投用循环水系统后再送轴 封汽，建立凝汽器真空。轴封供汽温度与转子轴封区金属表面温度应匹配。 7.4.6在操作员站上检查辅机系统、余热锅炉系统、燃气轮机系统、汽轮机系统和电气各系统的启动 准备条件，应符合要求。 7.4.7在控制界面上发出启动命令，机组按启动程序执行至额定转速，适时投用燃料性能加热器。 7.4.8机组达额定转速后，应检查机组的各运行参数，各系统工作无异常后同期并网。 7.4.9机组并网后带旋转备用负荷，并进行金属温度匹配等操作。 7.4.10选择设备规范要求的汽轮机的热应力控制方式。 7.4.11 蒸汽参数和品质符合DL/T1717和设备规范的要求后，开始汽轮机进汽程序。 7.4.127 在汽轮机进汽完成后应按启动曲线加负荷。
7.5启动中的注意事项
a）机组自动进行的试验是否成功； b）机组点火过程的持续时间是否正常： c 暖机时间是否正常； d）转速的上升是否符合要求； e）燃料管线的压力、燃料控制阀的动作是否正常： 巧 润滑油压力、流、轴承回油溢度、轴瓦金属温度、轴承振动、轴向位移是否正常； g）轴系过临界的振动变化情况； h）同轴汽轮机的冷却蒸汽是否正常； i）凝汽器真空、排汽温度是否正常； 辅助蒸汽的压力和温度是否正常，保证有足够的过热度。 7.5.2机组并网后注意检查轴承振动、轴瓦金属温度、监测参数的变化，检查励磁电流和电压、发电 机的电压和电流、发电机氢气压力和氢气温度等监测参数是否正常。 7.5.3机组在完成正常的启动程序后应全面检查各系统的运行情况。检查轴承的振动、轴瓦金属温 度、转子和汽轮机缸体膨胀，检查油系统压力和温度等，检查主变压器温度和油位以及电流、电压， 检查发电机的有功功率、无功功率，以及绕组温度，检查励磁电流、电压等监测参数在正常范围。 7.5.4在启动过程中，汽轮机排汽缸喷水减温装置应投自动，控制排汽缸温度不超过65℃。排汽缸温 度超过80℃时应查明原因，达到设备保护定值时机组保护动作跳闸。若保护拒动，则应手动停机。 7.5.5启动过程中检查汽水系统支吊架完好，管道能自由膨胀。 7.5.6注意燃气轮机加负荷速率和余热锅炉的减温水量，防止余热锅炉主蒸汽和再热蒸汽超温；加负 荷应按设备规范提供的温升速率。 7.5.7在汽轮机进汽过程和加负荷时应注意汽包水位的变化，防止因汽包水位过高或过低而引起机组 的跳闸；主、再热蒸汽管道疏水必须充分。 7.5.8启动过程中盘车装置若不能及时脱开，应立即停机。
8.1.1按照正常运行控制参数的限值规定，监视机组主要参数及其变化值不应超限， 特定控刷生然 汽和再热蒸汽的温度在允许的偏差范围内。 8.1.2按照规定内容进行设备的定期巡回检查和维护。 8.1.3定时分析机组的运行参数。应综合考虑环保、安全及经济性、可靠性，使机组运行在合理的负 荷区域，避免出现低效率及烟气排放超标的工况。 8.1.4控制燃料的压力和温度在许可的范围内。 8.1.5机组控制系统中设定的加、减负荷速率应符合设备规范的要求以及满足电网AGC、一次调频调 节要求。 8.1.6参照GB/T11348.4和GB/T6075.4的规定对燃气轮机的振动进行测量、监视和分析；参照GB/T 11348.2和GB/T6075.2的规定对汽轮机和发电机的振动进行测量、监视和分析。
在机组运行中，应监视但不限于以下内容： a）燃气轮机和汽轮机各轴承的振动情况，确认振动数值符合设备规范的要求； b）燃料调节装置指示正常，确认各阀门无泄漏，燃料的压力、温度和流量应正常； c）压气机进气滤网差压、燃气轮机排气压力应正常； d）燃气轮机排气温度、排气分散度、火焰强度、燃烧脉动以及轮间温度应无异常；注意在稳定负 荷连续运行时燃气轮机排气分散度应无异常增大趋势； e）燃气轮机透平间温度正常、各冷却风机运行正常； f）危险气体泄漏检测无异常； g）燃气轮机各辅助系统设备运行正常，仪表指示正常，无异常报警； h）水洗系统相关排污阀应无泄漏； i 轴承润滑冷却系统运行正常，确认润滑油母管温度、各轴承回油温度和轴瓦金属温度均无异常； 液压油系统及相关的加热、冷却、过滤系统运行正常； k） 发电机的氢气温度、氢气压力、氢气纯度、线圈和铁芯温度正常，无异常报警： 1 汽轮机主蒸汽的温度、压力、流量和汽轮机的轴封压力、凝汽器真空、排汽温度等参数正常； m）机组的轴向位移、胀差、绝对膨胀等参数正常； n）在加、减负荷时，要注意燃气轮机的排气温度变化对汽轮机蒸汽参数的影响； 0）发电机的电流、电压和励磁电流、电压参数应正常； p）余热锅炉汽包的压力、水位、金属温度，锅炉烟温，锅炉给水流量，主蒸汽、再热蒸汽温度及 压力等参数正常：
在机组运行中，应监视但不限于以下内容： a）燃气轮机和汽轮机各轴承的振动情况，确认振动数值符合设备规范的要求； b）燃料调节装置指示正常，确认各阀门无泄漏，燃料的压力、温度和流量应正常； c）压气机进气滤网差压、燃气轮机排气压力应正常； d 燃气轮机排气温度、排气分散度、火焰强度、燃烧脉动以及轮间温度应无异常；注意在稳定负 荷连续运行时燃气轮机排气分散度应无异常增大趋势； e）燃气轮机透平间温度正常、各冷却风机运行正常： f）危险气体泄漏检测无异常； g）燃气轮机各辅助系统设备运行正常，仪表指示正常，无异常报警； h）水洗系统相关排污阀应无泄漏； i车 轴承润滑冷却系统运行正常，确认润滑油母管温度、各轴承回油温度和轴瓦金属温度均无异常； 液压油系统及相关的加热、冷却、过滤系统运行正常； k 发电机的氢气温度、氢气压力、氢气纯度、线圈和铁芯温度正常，无异常报警； 汽轮机主蒸汽的温度、压力、流量和汽轮机的轴封压力、凝汽器真空、排汽温度等参数正常； m）机组的轴向位移、胀差、绝对膨胀等参数正常： n）在加、减负荷时，要注意燃气轮机的排气温度变化对汽轮机蒸汽参数的影响； 0）发电机的电流、电压和励磁电流、电压参数应正常； p）余热锅炉汽包的压力、水位、金属温度，锅炉烟温，锅炉给水流量，主蒸汽、再热蒸汽温度及 压力等参数正常：
Q）烟气排放连续监测参数正常； r）机组的冷却水系统运行正常； s）在机组的报警页面对出现的报警应及时分析和处理； t）油、水、汽、气的品质符合标准； u）其他参数有无异常和报警。
包括但不限于以下内容： a）应按规定定期进行在线超速试验、真空严密性试验、油泵在线低压力自启动试验、阀门活动试 验等工作。 b）应按规定进行油泵、水泵、风机、空气压缩机、冷干机等设备的切换工作。 c）应按规定进行机组冷却系统过滤器、燃料系统的气（油）水分离器、控制气滤网或管道等定期 排污或清扫工作。 d）应按规定进行厂用电源快速切换试验、保安段柴油发电机空载及带载试验。 e）应按规定进行消防泵、柴油消防泵的定期检查及试验工作。
9.1.1检查设备的自动操作系统工作正常。 9.1.2开始停机操作，机组负荷逐渐下降，监视各装置动作正确。 9.1.3机组负荷到零后，检查发电机已解列。注意机组解列时的功率值应在正常范围。 9.1.4检查解列至熄火的时间和对应转速是否正常，监视机组真空及熄火后机组的惰走情况是否正常 转速情走到预设转速后，盘车装置应投入运行。 9.1.5停机后注意汽轮机低压缸温度，防止超温，
9.2.1机组停机降速到预设转速后，盘车装置应立即投入运行。燃气轮机的最高轮间温度和汽轮机高 压缸缸温均低于相应的规定值或达到制造商规定的盘车时间才能停盘车。 9.2.2停盘车后应继续监视燃气轮机轮间温度和汽轮机的上下缸温度，防止汽缸进水或冷蒸汽、冷空 气进入等异常情况发生。 9.2.3盘车时发现转子偏心度大，或者有清晰的金属摩擦声，应立即停止连续盘车，应改为180°间断 盘车。迅速查明原因并消除，待偏心度恢复正常后再投入连续盘车。 9.2.4盘车发生故障时应及时消除，并手动180°间断盘车。手动盘车至燃气轮机的轮间温度和汽轮机 汽缸温度符合设备规范的要求方能停止。 9.2.5当动、静部分卡涩时，严禁强行盘车或启动机组。可在机组缸温下降后手动试盘，并采取校正 轴系措施。当措施无效时，机组应转入检修状态。 9.2.6盘车时的润滑油温度应控制在设备规范要求的范围内，
机组在运行过程中，紧急停机方式有两种：事故紧急手动停机，手动或自动紧急减负荷停机。 发生下列任一情况时，应手按紧急停机按钮紧急解列停机，使机组主保护动作、燃气轮机熄 开发电机开关，必要时应同时破坏凝汽器真空：
DL/T3842020
a）机组运行中任一只轴承油压下降至极限值或断油、冒烟； b）机组内部有明显的金属撞击声或摩擦声； c）机组发生强烈振动，轴振超限； d）压气机失速，发生喘振； e） 润滑油系统大量泄漏； f 润滑油系统着火，且不能很快扑灭，严重威胁机组安全运行； g）燃料系统的管路爆管或法兰大量泄漏，严重影响安全； h）燃料系统起火，不能及时扑灭； i） 发电机冒烟； j 发电机出线套管、分相封闭母线、开关或避雷器爆炸； k）发电机电压互感器或电流互感器冒烟或冒火； 1）发生的故障可能严重危及人身设备安全的情况： m）同轴的汽轮机发生水冲击： n）氢冷发电机发生大量漏氢，机内氢气压力突降，或车间内氢气浓度突升； 0）汽轮机轴封冒火花： p）余热锅炉高压、中压、低压蒸汽压力超过安全阀动作值而安全阀拒动作； Q）各主要蒸汽管道或给水管道破裂，危及机组安全； r）机组正常运行时，主、再热蒸汽温度在10min内突然下降50℃或超过制造商相关规定 s）余热锅炉任一汽包水位计全部失效； t）其他重大设备缺陷，严重影响到机组的安全运行； u）机组运行异常，主保护应动作但未动作的。 9.3.3 发生下列情况时若机组未自动停机，应快速减负荷，机组按故障停机程序完成停机操作： a）机组轴振达到停机值； b）发电机绕组温度高，达到停机值： c）燃料温度超限，达到停机值： d）速比/截止阀或控制阀故障，无法维持正常运行； e）燃料供应压力无法维持，达到停机条件； f）燃料吹扫系统故障，达到停机条件； g）防喘放气阀故障，无法维持正常运行； h）燃气轮机的主要辅机故障，无法维持正常运行； i）燃气轮机排气端轴承隧道温度高，达到停机值： j）润滑油温度高，达到停机值： k）发电机漏氢，压力下降较快，或发电机氢气纯度不合格，达到停机值； 1）主蒸汽温度过高或过低，或过热度低于50℃； m）主蒸汽压力过高，压力排放阀长时间动作； n）保安电源失去； o）燃气轮机的燃烧模式不能正常切换，严重影响燃烧系统和烟气排放指标； P）车间内检测到危险气体浓度超过规定值； q）机组汽水品质恶化，指标超过规定值，经处理无效； I）其他威胁人身及机组运行安全的缺陷。 9.3.4出现下列情况的机组控制系统发令自动快速减负荷时，应及时消除触发因素，并监视机 动作和运行情况是否正常。若无法消除触发的因素，可允许机组自动按程序停机：
b）燃料压力低； c） 燃料温度高； d）压气机进气滤网差压大； e）机组并网后出现压气机防喘放气阀位置故障； f） 机组并网后，两台排气框架冷却风机或两台2号轴承隧道冷却风机均故障； g）主蒸汽进汽温度或再热蒸汽进汽温度超限。
9.4.1手动紧急停机后检查机组解列、燃气轮机熄火、燃料供应切断、机组转速下降等过程和参数是 杏正常。 9.4.2事故停机过程中应着重监视燃气轮机排气温度、轮间温度、润滑油回油温度、轴承振动，注意 机组各缸体内有无摩擦声。 9.4.3事故停机后应保证直流电源供给，以满足控制系统等要求。 9.4.4保证冷却水系统继续工作，压力正常。 9.4.5压气机进口可转导叶在关闭位置，防喘放气阀在开启位置，燃烧室确已熄火。 9.4.6保证润滑油泵或直流润滑油泵、密封油泵投入工作，压力正常，保证顶轴油泵正常投入，机组 转速到零，检查盘车装置是否正常运行。 9.4.7燃气轮机停止运行投盘车时，严禁随意开启罩壳各处大门和随意增开燃气轮机间冷却风机，以 防止因温差大引起缸体收缩而使压气机刮缸。在发生严重刮缸时，应立即停运盘车，采取闷缸措施 48h后，尝试手动盘车，直至投入连续盘车。 9.4.8若机组轴系故障引发的跳闸事故，转速到零后，未对旋转部件进行检查之前不允许盘车。 9.4.9若机组因火灾保护跳闸，在二氧化碳释放期间严禁人员进入机组各轮机间内，并应保持机组各 轮机间门关闭，通风风机应在停止状态。 9.4.10机组保护动作而遮断停机后，再次启动之前必须确认是否为误动作。如为误动作，应采取相应 措施，避免再次出现误动。 9.4.11紧急停机时，应先消除音响，保留或记录报警信息。在未查明原因、排除故障前，不应复位和 删除报警信息和历史信息，不充许重新启动机组。
9.5.1机组盘车正常
9.5.2机组的润滑油系统工作正常，油压正常，机组轴承油温正常。 9.5.3冷却水系统工作正常，油温调节正常。 9.5.4无危险气体泄漏。 9.5.5燃料模块、燃气轮机透平间空间加热器的状态正常。 9.5.6机组密封油系统工作正常，油氢压差正常。发电机的氢气压力和纯度应符合要求。 9.5.7汽轮机的缸温、上下缸温差、排汽温度、热井水位、转子偏心度、胀差等参数变化正常。 9.5.8余热锅炉的汽包压力和水位变化正常。
9.6.1机组在停机后，若在一周内不重新启机的，应根据停机时间的长短、设备技术资料中 采用相应的保养方法，制定合适的保养措施，经批准后实施。 9.6.2余热锅炉、汽轮机、管道、油系统及其他辅机系统的保养方法及保养效果的监督应速 956的相关规定，同时也应满足设备技术资料的规定。
DL/T384=2020
9.6.3燃气轮机本体可以采用干燥空气
料中规定的其他保养方法。
0机组典型故障处理原则及典型故障防范措施
10.1事故发生时的处理原则
10.1.1事故发生时，应按“保人身、保电网、保设备”的原则进行处理。 10.1.2发生事故后应立即根据报警信号、仪表显示和设备异常现象判定事故范围，查明原因并采取相 应措施，尽快恢复机组正常运行，满足负荷的需求；在确认机组不具备运行条件或继续运行对人身、 设备安全有直接危害时，应立即停止机组运行。 10.1.3在事故导致保护动作停机时，注意监视停机过程，及时采取措施，防止事故扩大。 10.1.4紧急停机发生后，应保证不失去厂用电；在未查明原因、未排除故障前禁止重新启动机组。 10.1.5机组外围设施发生可能影响机组运行的重大事件，应立即采取措施，防止事故扩大。 10.1.6凡对电网运行有重大影响的操作，应得到电网值班调度员指令或许可后执行。当出现直接威 人身安全、电网安全、设备安全，或导致事故扩大等紧急情况时，可先进行事故处理并迅速向值班调 度员作简要报告，事后再作详细汇报。
10.2机组轴系振动异常处理原则
10.2.1按正常程序启动燃气轮机时，由于升速较慢引起振动偏高，应检查处理升速较慢的原因。 10.2.2由于压气机喘振引起的振动，应分析压气机喘振的原因并确认压气机设备完好。 10.2.3转子临时性弯曲，盘车时转子偏心度超标，应延长盘车时间，至偏心度小于规定值并稳定 45min以上，防止因偏心引起振动偏大。 10.2.4转子存在动不平衡引起的振动偏高，必须对转子进行动平衡校验来消除。 10.2.5机组情走时间偏短且振动偏大，应检查轴承及动静部件。
10.3机组厂用电中断事故处理原则
10.3.1确认机组跳闸，燃气轮机熄火，发电机已解列，机组转速下降。 10.3.2确认直流润滑油泵、密封油泵自肩动；若未自启动，应立即手动启动，并确认润滑油压、密封 油压正常。 10.3.3确认保安电源及所供设备运行正常。若不正常，立即手动启动柴油发电机并确认相关保安段设 备可正常启动。 10.3.4确认停机过程中相关应急的冷却水系统正常，润滑油温、轴承回油温度、轴瓦金属温度在正常 范围。 10.3.5确认无保安电源的全部交流电动机停运，并将全部停运的交流电动机开关切至“停止”位置。 10.3.6确认燃料供应系统阀门位置无异常，若异常则应及时恢复至正常状态。 10.3.7确认汽轮机高、中、低压主汽门，高、中、低压调节阀关闭；供热机组确认汽轮机抽汽调节阀 和止回门关闭。 10.3.8应严密监视凝汽器水位的变化；若凝汽器水位升高至无法监视，应立即破坏凝汽器真空，开启 放水门放水至正常水位。 10.3.9当厂用电中断且无法维持密封油压时，应立即进行发电机排氢置换工作，防止氢气外泄而发生 爆炸。 10.3.10当厂用电中断无法投入盘车时，应采取闷缸措施，监视上下缸温差、转子弯曲度的变化，待 厂用电恢复后及时投入连续盘车。 10.3.11厂用电中断后，根据情况除必须操作的项目外，一般维持设备原状。尽快查清厂用电中断的
DL/T384—2020 原因，在故障消除后，立即恢复厂用电系统。 10.3.12厂用电恢复后，辅机的启动程序按机组系统顺序予以恢复
10.4防止燃烧故障措施
10.4.1应定期对燃气轮机燃烧系统进行孔窥检查，判断燃料喷嘴、端盖、过渡段、火焰简等设备的 况，更换出现影响燃烧稳定的缺陷部件。 10.4.2维护人员应定期检查燃烧室点火装置、火焰探测器、排气热电偶、压气机排气压力测量元件、 燃烧脉动测量元件等设备。 10.4.3燃烧系统检修后、更换全部或部分燃烧器的机组必须进行燃烧调整，更换燃料系统的控制阀或 速比阀后也宜进行燃烧调整。 10.4.4当季节变化导致气温变化明显、燃料组分或热值变化超技术规范时应进行燃烧调整。 10.4.5燃气轮机点火后、正常运行、停机过程中应监视和分析火焰强度、排气分散度、燃烧脉动等参 数的变化，对比历史数据判断趋势，一旦发现燃烧异常，应及时停机查明原因，避免故障范围扩大。 10.4.6当出现排气分散度增大趋势时，注意观察并记录机组负荷变化时燃气轮机排气温度低温区各测 点的变化情况，及早做出判断处理。 10.4.7出现燃烧系统报警时，应及时查明原因，若是排气温度测点故障应及时消除。
10.4.1应定期对燃气轮机燃烧系统进行孔窥检查，判断燃料喷嘴、端盖、过渡段、火焰简等设备的状 况，更换出现影响燃烧稳定的缺陷部件。 10.4.2维护人员应定期检查燃烧室点火装置、火焰探测器、排气热电偶、压气机排气压力测量元件、 然烧脉动测量元件等设备。 10.4.3燃烧系统检修后、更换全部或部分燃烧器的机组必须进行燃烧调整，更换燃料系统的控制阀或 速比阀后也宜进行燃烧调整。 10.4.4当季节变化导致气温变化明显、燃料组分或热值变化超技术规范时应进行燃烧调整。 10.4.5燃气轮机点火后、正常运行、停机过程中应监视和分析火焰强度、排气分散度、燃烧脉动等参 数的变化，对比历史数据判断趋势，一旦发现燃烧异常，应及时停机查明原因，避免故障范围扩大。 10.4.6当出现排气分散度增大趋势时，注意观察并记录机组负荷变化时燃气轮机排气温度低温区各测 点的变化情况，及早做出判断处理。 10.4.7出现燃烧系统报警时，应及时查明原因，若是排气温度测点故障应及时消除。
10.5防止机组轴系弯曲措施
10.5.1停机时应确认盘车投入正常。连续盘车直到燃气轮机的最高轮间温度在规定值以下，汽轮机商 压缸缸温同时低于规定值才能停盘车。 10.5.2停机后因盘车装置故障或其他原因需要暂时停止盘车时，应采取闷缸措施，监视上下缸温差、 转子弯曲度的变化，待盘车装置正常或暂停盘车的因素消除后及时投入连续盘车。 10.5.3不应强制打开轮机舱门或风机进行快速冷却。 10.5.4保持润滑油系统运行正常，防止轴承金属温度超过轴瓦合金的承受温度。 10.5.5防止汽轮机内进水或进冷蒸汽，
10.6防止燃气轮机超速措施
10.6.1对薪投产机组或联合循环机组调节系统经重大改造后的机组必须进行甩负荷试验。 10.6.2燃气轮机组大修后，必须按规程要求进行燃气轮机调节系统的静止试验和仿真试验，确认调节 系统工作正常。否则，严禁机组启动。 10.6.3燃料截止阀和燃料控制阀应能关闭严密，动作过程迅速且无卡涩现象。自检试验不合格，燃气 轮机组严禁启动。 10.6.4润滑油和液压油的油质应合格。在油质不合格的情况下，严禁燃气轮机组启动。 10.6.5机组运行时各种超速保护均应正常可靠，防止在无保护的情况下运行。 10.6.6在燃气轮机启动至全速空载或停机解列时，应严密监视机组转速在额定范围之内，防止转速控 制系统异常而超速。 10.6.7按期进行离线/在线超速试验、阀门活动试验、燃料控制阀严密性等试验，确保试验数据符合设 备规范要求。 10.6.8启动前必须进行手动紧急停机试验。
10.7防止燃气轮机燃气系统泄漏爆炸事故措施
按GB/T36039要求，做好燃气系统日常巡检、维护与检修工作。新安装或检修后的管道耳 井行系统打压试验，确保燃气系统的严密性。
DL/T384=2020
10.8辅机设备事故处理的一般原则
发现辅机故障跳闸后应立即检查备用辅机是否已自动投入，若未自动投入应立即手动干预。 施应参照辅机设备规范的要求执行。在跳闸原因未查明、设备故障未消除前，严禁频煞试转。
10.9汽轮机、余热锅炉、发电机、热控系统的事故处理原则
机系统的故障判断和处理可以参照同等级汽轮机运行规程的相关规定：余热锅炉系统的故障 理可以参照同等级余热锅炉运行规程的相关规定；发电机系统的故障判断和处理可以参照同 机规程相关规定；热控系统的故障判断和处理可以参照同类型热控系统规程的相关规定。
.1压气机水洗分为离线水洗和在线水洗，水洗的水质必须符合设备规范的要求。 .2压气机离线水洗的注意事项。 a）洗涤剂和洗涤剂流量应符合设备规范的要求； b）压气机进气温度低于规定值时不能进行离线水洗； c）压气机离线水洗时燃气轮机应充分冷却，最高轮间温度不应超过规定值； d）压气机离线水洗时要加强对静态变频器、发电机转子、定子参数的监视，如有异常，应停止水 洗，查明原因后方可继续： e）在水洗中，必须完成完整的水洗程序，不应中途退出水洗；若因故中途停止的，应重新开始执 行完整的水洗程序； f）压气机水洗结束前对漂洗排水进行电导率检测，结果应满足制造商要求。
DL/T384—2020
1.1.3压气机离线水洗操作。 a）做好水洗隔离措施，拆除相关管道上的低点疏水封堵法兰； b）水洗模块恢复备用，检查机组满足水洗启动要求； c）利用水洗模块的热水对水洗管道暖管； d）压气机预洗： e）压气机洗涤和浸泡； f）压气机漂洗： g）确认漂洗完成后，投入盘车30min； h）选择冷拖运行1h，检查天然气各进气环管低点疏水口及水洗排污口已完全干燥后，燃气轮机 停机； i） 进行水洗隔离后的阀门状态恢复和装复相关管道上的低点疏水封堵法兰； j）24h内启动燃气轮机至全速空载烘干5min，并检查各系统无异常后并网带负荷。也可以全速空载 1h后停机。 1.1.4 压气机的自动在线水洗的注意事项。 a）压气机的自动在线水洗仅适用于设备规范许可的机组； b）压气机在线水洗时，机组应运行在接近基本负荷工况下，严禁机组进入尖峰负荷，也不能停机； C） 在线水洗一般不使用洗涤剂，其水质、水温应符合设备规范要求； d）在线水洗时压气机的进气温度，应高于规定值。当投入进气抽气加热系统工作时，不能进行在 线水洗，也不能为了立即进行在线水洗，而强制切断进气抽气加热系统。 1.1.5 压气机的自动在线水洗操作。 a 自动在线水洗条件，应符合设备规范要求； b 启动在线水洗； c） 在线水洗时，应检查机组情况，确定是否需要人为中止在线水洗； d）在中止或结束在线水洗后，值班员应使机组恢复到正常运行状态。
11.2.1离线超速试验
a）在机组安装或大修后初次启动、超速跳闸系统组件更换或检修后初次启动、机组进行甩负荷试 验前，应进行离线超速试验。 b）严格按超速试验规程的要求，确认调速系统工作正常，试验手动停机功能正常，机组冷态启动 带10%～25%额定负荷，运行3h～4h后（或按制造商要求），进行超速试验。试验时机组必 须在全速空载及防喘放气阀、进气加热控制阀和进口可转导叶全开工况下稳定运行45min。 试验中实际转速超过限值时，机组跳闸。 d）试验结束后，应恢复所有强制的信号和设定值。
11.2.2在线超速试验
1.2.2.1对装有主（副）超速跳闸系统的机组，应定期进行在线超速试验。 1.2.2.2按下列步骤完成该试验： a）机组必须在全速最小负荷工况下运行： b）在控制系统界面上选择在线超速试验； c）试验完成后进行复位。
1.2.2.1对装有主（副）超速跳闸系统的机组，应定期进行在线超速试验。 1.2.2.2按下列步骤完成该试验： a）机组必须在全速最小负荷工况下运行： b）在控制系统界面上选择在线超速试验； c）试验完成后进行复位。
11.3汽轮机主汽门活动试验
DL/T384=2020
11.4电子跳闸装置试验
[11.4.1离线试验
机组启动前必须完成电子跳闸装置的离线试验。若电子跳闸装置或其他的跳闸系统部件动作迟缓 或有故障，在问题得到处理前不应启动机组
[11.4.2在线试验
运行的机组，每周应进行一次电子跳闸装置的在
计算机标准DL/T3842020
DL/T3842020
A.1~表 A.7。
表A.1整机主要技术规范
表A.2燃气轮机技术规范
表A.3余热锅炉技术规范
深圳标准规范范本表A.4汽轮机技术规范
....- 相关专题： 燃气