9F燃机燃机规程

技术标准
燃机及天然气运行规程
（正式版第一版）
2012-06-01发布 2012-07-01实施
东亚电力（厦门）有限公司发布
前言
为满足东亚电力（厦门）有限公司燃气轮机生产运行的需要，规范燃气轮机各项运行操作、事故预防和处理，根据《西门子燃气轮机运行与维护手册》、《西门子燃气轮机安装说明书》及《辅助系统运行与维护手册》等，在总结原规程和已有运行经验的基础上，修订出版本规程。

1.下列人员应熟悉、掌握该规程：
生产副总、安生部经理、运行部经理、检修部经理。

值长、各专业工程师、主值、副值和巡检员。

化学专工、化验员和化学值班员应熟悉相关部分。

运行部其他岗位人员必须熟知、执行本规程的相关部分。

其他部门应熟悉、撑握该规程的人员由各部门自行规定。

2.本版规程主要修订
根据近年来的使用情况和反馈，在2009年1月1日颁布的试用版基础上对机组保护、事故处理、日常操作维护等相关章节，进行了调整修订。

殷望各位在使用本规程过程，提出宝贵意见，以便随时更正及再版时修订。

3.本规程自2012年07月01日起开始执行，原试用版规程同时失效。

4.本规程解释权归东亚电力（厦门）有限公司生产运行部。

批准：屠建君
审核：叶涌清
修订：江贵生
编写：唐源奉
目录
前言 (II)
第一章燃气轮机设备技术规范 (1)
第一节燃气轮机技术规范 (1)
1.1.1概况 (1)
1.1.2燃气轮机设计性能参数 (1)
1.1.3发电机主要技术参数 (2)
第二节辅助系统技术规范 (3)
1.2.1电气辅助设备技术规范 (3)
1.2.2液压油系统 (5)
1.2.3润滑油及顶轴油系统 (5)
1.2.4罩壳通风系统 (6)
1.2.5二氧化碳火灾保护系统 (6)
1.2.6压气机进气系统 (6)
1.2.7防喘放气系统 (6)
1.2.8透平冷却空气系统 (7)
1.2.9燃机天然气模块 (7)
1.2.10危险气体检测系统 (7)
第三节热工保护定值 (8)
1.3.1燃机热工保护定值表 (8)
1.3.2燃机自动停机 (12)
1.3.3燃机其他报警说明 (13)
第二章燃气轮机启动 (15)
第一节燃气轮机启动条件 (15)
2.1.1燃机启动的条件 (15)
2.1.2下列情况禁止燃机启动 (16)
第二节燃机正常启动前的准备 (17)
2.2.1启动前的检查 (17)
2.2.2电气准备工作 (17)
2.2.3电气系统检查 (17)
2.2.4天然气系统的检查 (18)
2.2.5燃机本体的检查 (21)
2.2.6压气机进气系统的检查 (21)
2.2.7燃机罩壳通风系统的检查 (21)
2.2.8润滑油/顶轴油系统的检查 (22)
2.2.9燃机液压油及压缩空气系统检查 (22)
2.2.10冷却水系统的检查 (23)
2.2.11发电机氢油水系统检查 (24)
2.2.12T3000系统准备 (24)
第三节燃气轮机启动及并网带负荷 (25)
2.3.1机组启动 (25)
2.3.2启动过程 (25)
2.3.3机组升速点火过程 (26)
2.3.4并网与带负荷 (26)
2.3.5燃机启动步骤 (27)
2.3.6机组启动曲线 (31)
第三章燃气轮机运行调整及日常操作维护 (34)
第一节燃气轮机运行调整 (34)
3.1.1运行控制 (34)
3.1.2运行中的监视与检查 (34)
第二节燃气轮机日常操作维护 (37)
3.2.1辅机系统的操作通则 (37)
3.2.2润滑油/顶轴油系统 (38)
3.2.3密封油系统 (40)
3.2.4液压油系统 (41)
3.2.5燃机天然气模块 (42)
3.2.6罩壳通风系统 (44)
3.2.7压气机进气系统 (45)
3.2.8压气机防喘放气系统 (46)
3.2.9透平冷却密封空气系统 (46)
3.2.10二氧化碳火灾保护系统 (47)
第四章燃气轮机停运 (49)
第一节燃机故障停机 (49)
4.1.1紧急停机 (49)
4.1.2紧急停机操作注意事项 (49)
第二节燃机正常停机 (50)
4.2.1下列情况将自动停机 (50)
4.2.2下列情况应经值长同意后按正常停机操作 (50)
4.2.3手动停机操作 (50)
4.2.4停机过程中的注意事项 (50)
4.2.5燃机停机步程序 (51)
第三节盘车操作 (55)
4.3.1正常盘车 (55)
4.3.2高速盘车 (56)
第四节压气机水洗 (58)
4.4.1压气机水洗系统概述 (58)
4.4.2压气机在线水洗 (58)
4.4.3压气机离线水洗 (59)
4.4.4水洗工作注意事项 (63)
第五章燃气轮机事故处理 (64)
第一节事故处理通则 (64)
第二节燃气轮机事故原因及处理 (66)
第三节燃气轮机辅助系统事故处理 (68)
5.3.1泵与风机故障通用处理原则 (68)
5.3.2润滑油系统 (68)
5.3.3液压盘车系统 (70)
5.3.4液压油系统 (70)
5.3.5燃机天然气系统 (71)
5.3.6防喘保护系统 (72)
5.3.7罩壳通风系统 (72)
5.3.8压气机进气处理系统 (73)
5.3.9轴系温度和振动 (73)
5.3.10电气故障 (74)
5.3.11二氧化碳火灾保护系统 (75)
第六章天然气系统运行规程 (77)
第一节天然气的基本知识 (77)
第二节天然气系统概述 (79)
第三节天然气系统运行监视及维护 (83)
第四节天然气系统事故处理 (86)
附录：燃机启动前分系统检查项目清单 (90)
第一章燃气轮机设备技术规范
第一节燃气轮机技术规范
1.1.1概况
V94.3A（SGT5-4000F）型燃气轮机由上海电气&西门子公司联合设计制造。

采用单轴、单缸、轴向排气，冷端驱动，双轴承支撑（压气机端为径向/支持联合轴承）。

燃气轮机由压气机、燃烧室及透平组成。

压气机和透平为多级轴流设计，压气机共15级，压比16.9，压气机入口导叶（IGV）可调；透平为4级。

转子采用中心拉杆叠盘式，端面齿传扭；24个燃烧器均匀分布在环型燃烧室上，内置陶瓷遮热板，燃烧室配置两个火焰探测器，监视燃烧状况。

整个机组及燃料控制阀组件布置在燃机罩壳内，燃料控制阀组件由扩散、预混、值班燃气调节阀和紧急关断阀组成，并通过分配支管连接到燃烧器，在启动中接近额定转速时由扩散燃烧向预混燃烧方式切换，值班气作为预混燃烧的稳定气源使用。

1.1.2燃气轮机设计性能参数
1.1.3发电机主要技术参数
第二节辅助系统技术规范1.2.1电气辅助设备技术规范
1.2.3润滑油及顶轴油系统
1.2.4罩壳通风系统
1.2.5二氧化碳火灾保护系统
1.2.6压气机进气系统
1.2.7防喘放气系统
1.2.9燃机天然气模块
1.2.10危
险气体检测系统
第三节热工保护定值1.3.1燃机热工保护定值表
1.3.2燃机自动停机
1.3.3燃机其他报警说明
第二章燃气轮机启动
第一节燃气轮机启动条件
2.1.1燃机启动的条件
以下条件均满足，反馈正常，“READY FOR START”红灯亮。

2.1.1.1燃机SGC程序（MYB01EC001）在第58步；
2.1.1.2GT硬件跳闸系统已复位（MYB01EZ200）；
2.1.1.3GT保护无故障（MYB01EC001）；
2.1.1.4保护柜电源供应正常（CHA00EU001）；
2.1.1.5低压配电装置电压正常（BYY00EU001）；
2.1.1.6励磁系统无故障闭锁（MKC01DE003）；
2.1.1.7主油箱温度＞35℃（MAV10CT001X）；
2.1.1.8加速度监视时间累计未超标（MBM00EU003）；
2.1.1.9发电机透平端和励端液位＜Max（MKG41/42CL301）；
2.1.1.10发电机定冷水系统释放（MKF00EU001）；
2.1.1.11发电机氢压＞460kPa（MKG30CP901）；
2.1.1.12氢纯度1和2＞95.5%（MKG30CQ901A/902A）；
2.1.1.13闭式冷却水系统运行（PGB10EU001X）；
2.1.1.14励磁滑环排风扇运行正常（MKC01EG003）；
2.1.1.15硬件跳闸系统无故障（MYB01EZ201）；
2.1.1.16主变保护释放（BAT01EU001）；
2.1.1.17发电机保护释放（MKY01EU001）；
2.1.1.18定子冷却水换热器出口温度至少比氢冷水出口温度高3℃（MKF20EU001）；
2.1.1.19“SFC HEALTHY”红灯亮（MBJ01DE004）；
2.1.1.20辅助系统运行（MAY20EU001X）；
2.1.1.21发电机密封油供应正常（MKW11EU001）；
2.1.1.22天然气前置模块精滤出口关断阀已打开（EKG70AA001）；
2.1.1.23发电机冷氢保护监视正常（MKA70EU010）；
2.1.1.24燃机转速不大于点火转速（MBY10CS901）；
2.1.1.25发电机出口接地开关已打开（BAC01GS010）；
2.1.1.26燃机罩壳通风系统投入运行（SAM30EU010）；
2.1.1.27燃机盘车启动释放（MBV35EU001）；
2.1.1.28压气机入口喘振保护无故障（MBA11EU001）
2.1.1.29GT天然气模块阀门位置正确（MBP00EU001）；
2.1.1.30余热锅炉启动释放（HAD00EZ010）；
2.1.1.31单元机组控制器释放（CJA00EU001A）；
2.1.1.32GT控制器正常（MBY10DU090）；
2.1.2下列情况禁止燃机启动
2.1.2.1机组跳闸和自动停机逻辑满足；
2.1.2.2启动前盘车运行不满足第4.
3.1.4之时间规定；
2.1.2.3GT控制器或通讯故障，或OT界面不能用于监视和操作；
2.1.2.4一台润滑油泵或一台密封油泵或两台顶轴油泵故障不能投运；
2.1.2.5直流密封油泵或直流润滑油泵故障不能备用；
2.1.2.6机组主保护（电气或热控）及自动装置失灵，报警无法复位；
2.1.2.7发电机GCB开关装置故障；
2.1.2.8机组保护跳机后未查明原因或未处理；
2.1.2.9主机消防系统故障不能正常工作；
2.1.2.10锅炉给水及凝结水系统运行不正常；
2.1.2.11机组所拖动的余热锅炉和发电机故障；
2.1.2.12天然气系统泄露无法隔离或天然气品质及参数（压力、温度）不符合要求；
2.1.2.13罩壳通风系统两台风机故障；
2.1.2.14压气机防喘放气空压机工作不正常；
2.1.2.15燃机或锅炉人孔门未关或燃机水洗排污、锅炉底部排污门未关。

第二节燃机正常启动前的准备
2.2.1启动前的检查
2.2.1.1所有相关检修工作结束，工作票终结；
2.2.1.2电动阀门送电、气动阀通气正常，各阀门开关位置及反馈正确；
2.2.1.3主油箱油位正常（未启泵：1520mm＜L＜1610mm；启泵后：1350mm＜L＜1550mm），
油质合格；
2.2.1.4燃机盘车系统投运正常；
2.2.1.5液压油箱油位＞Min，油质合格，油温正常＞10℃；
2.2.1.6全厂压缩空气系统压力正常（大于0.47MPa）；
2.2.1.7天然气供气压力、温度正常，水浴炉、测量仪表投运正常；
2.2.1.8发电机出口GCB各开关位置正确；
2.2.1.9余热锅炉、汽机及其辅助系统启动释放；
2.2.1.10确认并复归相关报警；
2.2.1.11全部满足燃机启动条件第2.1.1条后，启动准备好指示灯亮。

2.2.2电气准备工作
2.2.2.1相关工作已完成，工作票已收回，所有工作人员已撤离现场，现场清洁。

2.2.2.2400V厂用母线BFE带电正常，各辅机交流电源均已投入。

2.2.2.3220V直流母线BUA，110V直流母线BUE/BUF带电正常，各电磁阀电源、控制电
源均已投入。

2.2.2.4发电机绝缘合格；其他转机设备电动机绝缘合格，试运正常。

2.2.2.5检查各程控盘无报警，否则需在计算机终端或盘内进行复位。

2.2.2.6检查继电保护柜、复归跳闸矩阵信号，如有继电保护动作信号，应检查相应继
电器，并核实动作真实性和分析原因，然后复归继电器信号。

若发现有继电器
自检故障信号，应联系维修人员处理。

2.2.2.7检查励磁和变频启动控制柜面板无报警。

控制方式在“REMOTE(远方)”位置。

2.2.3电气系统检查
2.2.
3.1厂用电源系统的检查
2.2.
3.2高压电源系统
2.2.
3.3SFC/SEE电源系统
2.2.4天然气系统的检查
将天然气调压站入口ESD球阀EKA10AA051 MODE置于AUTO位，且在CLOSE位置，检查系统压力及供气流程各阀门状态正确。

2.2.4.1天然气调压站
2.2.4.2燃机天然气前置模块
2.2.4.3燃机天然气模块
2.2.5燃机本体的检查
2.2.6压气机进气系统的检查
2.2.7燃机罩壳通风系统的检查
2.2.8润滑油/顶轴油系统的检查
2.2.9燃机液压油及压缩空气系统检查
2.2.10冷
却水系统的检查
2.2.11发
电机氢油水系统检查
2.2.12T
3000系统准备
2.2.12.1确认热机、电气作好启机准备工作；
2.2.12.2在机组目标总负荷设定点“UNIT TARGET GROSS LOAD SETP”处设置机组总
负荷为220MW（或按值长令设置）；
2.2.12.3在负荷设定画面中设定“MAX UNIT LOAD TRNST CC”为13MW/min；
2.2.12.4检查负荷设定画面中“UNIT SETP TO GT ON”在投入位置且“SELECT DELOAD”
在退出位置；
2.2.12.5检查负荷设定画面中启动负荷控制“ START LOAD LIMITATION”在投入位置；2.2.12.6在燃机首页检查“READY FOR START”红灯已亮；
2.2.12.7在“GT SFC/EXE”画面上“SFC OPERATION SELECT START MODE”选择#1SFC
或#2SFC；
2.2.12.8检查“GT ENCLOSURE SYST”画面上“GT ENCLOSURE INLET&OUTLET FLAPS
OPEN/CLOSE”在投入位。

第三节燃气轮机启动及并网带负荷
2.3.1机组启动
2.3.1.1确认机组程序在盘车状态，各主辅设备均处于良好的备用状态；
2.3.1.2燃机启动前20min，手动打开燃机压气机进气挡板；
2.3.1.3打开“PRE SEL UNIT S/UP”窗口，选择预选信号“1”，发机组启动命令，则机
组按照程序进行余热锅炉的上水及汽机辅助系统的投运；
2.3.1.4当“HRSG FILLED”及“RF GT OP”启动信号灯亮后，打开“PRE SEL UNIT S/UP”
窗口，选择预选信号“3”，机组将进入协调控制程序。

2.3.1.5采用非顺控启动时，在燃机主页“SGC GAS TURBINE”控制器中选“1”并执行，
燃机发启动令。

2.3.1.6如需将机组保持全速运行而不与系统并列，当“GT SGC”运行到第9～11步（SFC
退出后）时点击“SGC GAS TURBINE”控制器中的“0”并执行，将控制器退出
自动。

2.3.1.7正常启动不执行吹扫程序，只有满足以下条件之一才执行吹扫程序：
a．机组负荷大于29.1MW后跳机。

b．燃机点火失败。

c．燃机压气机离线水洗后。

2.3.2启动过程
启动命令发出后，机组自动按启动程序执行升速、吹扫（必要时执行）、点火、加速、同期并网全过程。

运行值班人员应根据启动程序步骤，切换不同的窗口，观察程序的执行情况，复位报警故障信号，并对以下内容进行重点监视：
2.3.2.1冷却水系统投入运行，液压油系统投入运行。

2.3.2.2盘车机构MBK22AE001退出，交流油泵MBV21AP021/22自停，直流紧急油泵
MBV24AP001自检正常后主滑油泵启动运行，如系统检测到主油泵出力低，辅助
油泵会自启。

2.3.2.3燃机压气机进气挡板无报警，进气道防潮加热器退出。

2.3.2.4HRSG吹扫程序启动（必要时执行，正常启动直接进入2.3.3）。

2.3.2.5发电机中性点地刀断开，励磁、SFC投入。

2.3.2.6机组升速至13s-1后，转速在12s-1至13s-1间波动，吹扫锅炉10min。

2.3.2.7吹扫结束，SFC及励磁退出，转速下降至点火转速以下（约5.5 s-1）。

2.3.2.8SFC及励磁重新投入，燃机进入点火程序。

2.3.3机组升速点火过程
2.3.3.1发电机中性点地刀断开，励磁、SFC投入，燃机进入升速点火程序。

2.3.3.2天然气模块MBP21AA151（扩散控制阀DIFN CV）打开，MBP13AA501（放散阀）
关闭，MBP13AA051（ESV）打开。

2.3.3.3升速至5.6 s-1，点火变投入。

2.3.3.4升速至6.6 s-1左右，“FLAME ON”灯亮，点火成功。

2.3.3.5升速至8.33 s-1，燃机顶轴油系统释放（顶轴油泵在汽机转速大于1560rpm后
才能停下）。

2.3.3.6升速至15 s-1，为第一临界转速，注意观察机组振动情况。

2.3.3.7升速至38.6 s-1，SFC及励磁退出，SFC隔离变开关断开。

2.3.3.8升速至40 s-1，压气机高压放气阀关闭。

2.3.3.9升速至42 s-1，为第二临界转速，注意观察机组振动情况。

2.3.3.10燃机由12.5 s-1升速至47.5 s-1必须在300s内完成，否则SGC保护停。

2.3.3.11升速至49 s-1，压气机低压放气阀关闭。

2.3.3.12升速至50 s-1，发电机励磁投入，检查发电机定子电流、电压和空载励磁电
流、电压正常。

2.3.3.13检查机组并网前天然气已切换至预混模式。

2.3.4并网与带负荷
2.3.4.1同期点选择及并列：
a.燃机满速后，GT SGC自动执行启励升压及同期并列程序；若在GT SGC第9～
11步退出SGC，则燃机保持全速空载而不并列；重新投入GT SGC即自动执
行同期并列程序。

b.在主变出口断路器合闸状态下，默认发电机出口GCB为同期点，同期装置投
入，自动调整机端电压和频率，条件满足后GCB自动准同期合闸。

c.在发电机带主变零起升压时，在主变出口断路器断开情况下，手动合上发电
机出口GCB并手动选择主变UCB为同期点，同期装置投入，自动调整机端电
压和频率，条件满足后UCB自动准同期合闸。

2.3.4.2负荷控制器投入，带负荷到设定值；
2.3.4.3查PSS已自动投入；
2.3.4.4在95%～105%额定电压范围内调整机端电压满足要求；
2.3.4.5若厂用电由#0启备变供应，则但机组负荷大于20MW时切换到高厂变供应；
2.3.4.6机组根据电网要求逐渐升负荷，升至200MW后投入AVC运行；
2.3.4.7机组负荷大于250MW后投入一次调频。

2.3.5燃机启动步骤
机组协调控制程序“SGC UNIT COORDINATION-CJA00EA001”在第36步时激活燃机“GT TURIBINE SGC”的启动程序来启动燃机。

GT SGC共16步，第2～10步监视时间超时则SGC自动停，第11～14步超时只报警而不停机。

燃机启动步序如下：
Step01
指令：无
程序检查：等待时间0s，监视时间0s
a) 程序检查SFC启动模式设定，即SFC OPERATION SELECT START MOAD （MBJ01DE107A）在“#1SFC OR #2SFC”；
或燃机转速已＞47.5s-1时，程序执行下一步。

Step02
指令：
a)润滑油及顶轴油系统SGC OIL SUPPLY（MAV10EC001）投自动；
b)润滑油泵OIL PUMPS CHECK SGC运行；
c)压气机进口防潮加热器（MBA10AT001）自动停；
d)IGV位置控制器（MBA11DG002）投入；
e)压气机进口挡板SLC（MBL20EE010）自动启；
f)天然气SGC NATURAL GAS投自动；
g)天然气疏水SGC NG DRAINAGE投自动；
h)燃机盘车停机程序启动；
i)燃机液压油泵1或2启动；
j)IGV温度控制器（MBY10DT040）投自动。

程序检查：等待时间3s，监视时间25s
a)防潮加热器已停运；
b)润滑油系统已准备好启机；
c)润滑油泵检查已启动；
d)天然气系统SGC已投自动；
e)IGV位置管理器已激活；
f)IGV温度控制器已工作；
或者燃机的速度已＞47.5s-1时，程序执行下一步。

Step03
指令：
a)励磁变6kV断路器自动启动；；
b)切换同期点选择至“3，NOT SEL”。

程序检查：等待时间2s，监视时间10s
a)SFC 健康状态“OK”；
b)液压油泵已有一台运行；
c)励磁变6kV开关已闭合；
或者燃机的速度已＞47.5s-1时，程序执行下一步。

Step04
指令：
a)SFC启动选择“GT 1”或“GT2”（MBJ01DE100）；
b)SFC启动模式选择“#1SFC”或“#2SFC”（MBJ01DE107A）。

程序检查：等待时间0s，监视时间60s
a)润滑油系统运行正常；
b)防喘放气阀（第5级2个，第9级1个）已打开；
c)燃机液压盘车（MBK21AU001）小齿轮已脱开；
d)压气机进气挡板1和2已全开；
e)天然气疏水程序已准备好；
f)SFC启动模式（MBJ01DE107A）已选择；
或者燃机的速度已＞47.5s-1时，程序执行下一步。

Step05
指令：余热锅炉清吹程序SGC SFC HRSG PURGE（MBJ01EC001）运行。

程序检查：等待时间2s，监视时间4s
余热锅炉清吹已启动；
或者余热锅炉不需要清吹；
或者燃机的速度已＞47.5s-1时，程序执行下一步。

Step06
指令：无
程序检查：等待时间0s，监视时间760s
a)SFC启动模式选择“#1SFC OR #2SFC”有效（MBJ01DE107A）；
b)余热锅炉不需要清吹；
或者燃机的速度已＞47.5s-1时；
或者余热锅炉清吹600s已完成；程序执行下一步。

Step07
指令：无
a)SFC已准备好；
b)燃机速度不大于点火转速；
c)SFC 6kV开关已合闸或余热锅炉不需要清吹；
或者燃机的速度已＞47.5s-1时，程序执行下一步。

Step08
指令：启动天然气SGC。

程序检查：等待时间0s，监视时间120s
a)天然气系统SGC NATURAL GAS已运行到第7步；
或者燃机的速度已＞47.5s-1时，程序执行下一步。

Step09
指令：无
程序检查：等待时间0s，监视时间240s
a)SFC出口开关已断开；
b)燃机转速＞38.6s-1，程序执行下一步。

Step10
指令：无
程序检查：等待时间0s，监视时间60s
a)燃机转速已＞49.5 s-1；
或者发电机已加载，程序执行下一步。

Step11
指令：
a)励磁模式选择“AUTO”；
b)励磁自动投入。

程序检查：等待时间0s，监视时间15s
a）SFC启动模式选择正确；
b）发电机已加载；
c）GCB已合闸；
d）励磁系统已投自动；程序执行下一步。

Step12
指令：励磁命令选择“ON”。

程序检查：等待时间3s，监视时间4s
a)发电机励磁系统MKC01DE101H已投入运行，程序执行下一步。

Step13
指令：并网同期点选择AUTO“1，GCB；2，UCB”。

a)预混控制阀PROPN NG CV已开启，燃烧模式已切换至纯预混模式下；
b)发电机机端电压已大于90%；
c)发电机自动同期装置状态“运行”；
d)发电机同期系统“闭锁”；
e)甩负荷切换到速度控制（LOAD/SPEED CONTROLLER）未激活；
或者发电机已加载，程序执行下一步。

Step14
指令：自同期装置命令选择“启动”。

程序检查：等待时间0s，监视时间200s
a)发电机已并网，并带初始负荷，程序执行下一步。

Step15 空步
Step16 燃机启动程序结束
2.3.6机组启动曲线
1)冷态启动曲线
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32
33
东亚电力（厦门）有限公司燃气轮机运行规程（正式版第一版）第三章燃气轮机运行调整及日常操作维护
第一节燃气轮机运行调整
3.1.1运行控制
3.1.1.1机组运行调整的主要目的是满足电网负荷需求、安全稳定运行、保持运行参数正常、
合格、提高效率及经济性、减少污染物排放等。

3.1.1.2机组并网后，机组负荷设定至给定目标值，根据给定的负荷升降速率由机组负荷控
制器控制根据汽机和余热锅炉的状态进行自动调节。

在机组负荷调节过程中，注意
观察IGV开度和OTC温度应在正常变动范围内运行。

3.1.1.3密切监视各参数的变化情况，按照机组正常运行控制参数限值规定及时调整，使机
组运行在最佳状态。

如果发现异常和报警后，立即查找原因，按有关规定进行处理，使机组尽快恢复到正常运行状态，必要时做好事故预想。

3.1.1.4按照电网负荷曲线，及时调整机组负荷。

在调节负荷时应保持良好的燃烧工况，保
持锅炉汽压、汽温平稳变化，维持机组运行工况正常。

3.1.1.5根据220kV系统电压需求，调整发电机无功出力（母线电压要求为226kV～237kV）。

并网运行时，机端电压通常应处于自动电压调节模式。

机端电压的调整方式有两种：自动电压调节（AVR）和励磁电流调节（VCR）。

如果自动电压调节通道有故障，会
自动切换到手动方式，通过手动调整励磁电流来维持机端电压恒定。

3.1.1.6当燃机负荷达到其额定负荷的约60%左右时，IGV开始打开并随着负荷的增加逐步
开大，维持排气温度TATK基本不变，直至IGV全开进入OTC温控并维持基本不变。

在降负荷的过程中，IGV逐步关闭，维持排气温度TATK基本不变，直至IGV全部
关闭。

停机时要确定IGV为自动方式，以保证机组排气温度变化在设定值之内，防止排气
温度下降过快对余热部分产生不良影响。

3.1.1.7按照部门有关规定进行设备的定期检查、切换试验及维护。

3.1.1.8燃机运行人员因故离开操作盘，应向其他值班人员说明机组运行工况及注意事项方
可离开。

3.1.2运行中的监视与检查
在燃机运行过程中，运行人员应密切监视燃机主、辅设备各项运行参数并按时记录，检查燃机主、辅设备的运行状态，若发现问题，及时判断处理，确保机组的正常运行。

3.1.2.1燃机罩壳及本体
a.检查压气机、燃烧室和透平上各阀门、连接法兰是否漏气，罩壳内温度不应过高。

b.正常情况下，燃机罩壳防爆风机应保持两台运行，且压力正常；罩壳通风系统各风
门位置正常。

c.检查压气机轴承、透平轴承的润滑油/顶轴油管线和法兰是否有泄漏。

d.监视各轴承振动（轴振和盖振）和金属温度是否正常。

e.机组运行过程中气缸内部是否有异常声音，有无明显振动。

f.监视透平排气温度与相邻测点温差、压气机进出口温度、压力及燃烧室压差是否正
常。

g.透平冷却空气管道和防喘放气管道无漏气，阀门位置正常。

h.检查保温层是否完好，膨胀节及支撑件有无明显破损和变形。

i.机组运行中不得长时间停留在罩壳内，否则应切除CO2火灾保护系统。

3.1.2.2润滑油/顶轴油及密封油系
a.检查润滑油/顶轴油及密封油系统液位、温度、压力、滤网差压是否正常。

b.润滑油、密封油冷却器无漏水、漏油现象；冷油器进出口温差范围正常。

c.检查各滑油泵、顶轴油泵、密封油泵、抽油烟风机工作正常，管线有无泄漏。

d.直流润滑油泵、直流密封油泵备用正常。

e.润滑油箱加热器工作正常。

3.1.2.3进气系统
a.监视压气机进气滤网差压是否正常。

b.反吹空压机、干燥机工作是否正常，疏水管路阀门有无泄漏。

c.进气粗滤、防鸟网无脱落，空气室门关闭严密。

d.压气机进气道压力正常。

e.压气机防喘放气阀用空压机运行正常，压力不低。

3.1.2.4火灾保护系统
a.检查消防水系统管线无泄漏。

b.检查罩壳门上消防控制柜有无报警。

气体系统正常，美力马火警控制柜无异常告警。

c.CO
2
3.1.2.5发电机及电气系统
a.根据负荷曲线调整有功负荷，监视发电机三相电流不超过额定值，不平衡电流在8%
以内。

b.发电机允许电压在21kV±5%范围内调整；且三相电压差值不超过5%。

c.监视发电机定子绕组和铁芯、护环温度正常。

d.发电机氢压是否足够，冷氢和热氢温度、氢冷器工作是否正常。

e.监视发电机定子冷却水系统温度、压力、流量，进出口压差、温差是否正常。

f.检查励磁碳刷长度和压力是否足够，有无明显跳动，有无励磁火花。

g.检查励磁变压器运行正常，励磁整流柜、调节柜、灭磁柜无异常报警，各接头无过
热现象，励磁间空调运行正常。

h.检查SFC启动变频装置控制柜无异常报警，房间空调运行正常。

i.检查燃机MCC、EMCC、UPS，220V/110V/24V直流系统和蓄电池工作正常。

j.检查主变、启备变、高厂变油位、声音是否正常，冷却器系统运行正常，呼吸器硅胶颜色是否变化，变压器本体有无渗、漏油现象。

k.各干式变压器声音、温度正常；变压器门关好，温控器及冷却器运行正常。

l.各软母线、硬母线及接头连接紧固，无发热现象，温度监测正常。

m.发电机封闭母线微正压装置运行是否正常，压力是否足够，有无明显泄漏。

气体压力正常。

n.GCB及UCB开关位置指示正常，弹簧蓄能正常，SF
6
o.继电保护及自动装置柜无异常报警。

3.1.2.6液压系统
a.检查液压油系统液位、温度、压力是否正常，滤网差压是否正常。

b.检查液压泵体及循环泵、冷却风扇是否运行正常，管线有无泄漏。

3.1.2.7天然气系统
a.检查厂区调压站和前置模块各截止阀工作正常，信号正常，各设备运行是否正常，
法兰、阀门有无泄漏，流量计算机等工作正常
b.监视天然气模块滤网前和ESV阀后压力，确定滤网前后压差不超过定值。

c.检查备用过滤器是否正常，压差过高报警时，应及时切换滤网。

d.检查水浴炉出口温度是否足够，水浴炉是否工作正常，如出现异常，在备用设备正
常的条件下进行切换操作。

e.检查天然气系统各模块气体泄漏探测仪，判断天然气管线是否有泄漏；监视天然气
报警系统正常工作；若有报警，运行人员需带检测装置到现场对应位置检查，以确定报警正确性。

f.检查天然气疏水罐压力、液位、温度是否正常，在出现异常的情况下注意控制系统
的操作是否有效，在无效的情况下果断处理以免扩大事故。