GE6B燃气轮机联合循环规程.
燃气轮机蒸汽轮机联合循环
目录
• 联合循环概述 • 燃气轮机部分 • 蒸汽轮机部分 • 联合循环的运行与控制 • 联合循环的应用与发展
01
联合循环概述
联合循环的定义
• 联合循环：是一种将燃气轮机和蒸汽轮机结合使用的发电方式， 通过将两种不同方式的能量转换过程结合在一起，实现更高的 能源利用效率和发电能力。
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背压式蒸汽轮机
将汽轮机的排汽压力高于大气压力，用于驱 动其他设备或供给热用户。
抽汽式蒸汽轮机
在汽轮机中间级上抽出部分蒸汽，用于供热 或驱动其他设备。
饱和蒸汽轮机
利用饱和蒸汽来推动汽轮机叶片转动。
蒸汽轮机的工作原理
高压过热蒸汽进入汽轮机，通过一系列的喷嘴和叶片，将热 能转换为机械能，推动汽轮机转动。蒸汽在汽轮机内膨胀降 温，释放出热能并推动叶片转动，最终以冷凝水的形式排出 。
停车
停车操作则相对简单。首先，需要逐渐降低燃气轮机的负荷，然后逐步关闭燃气轮机的进气口和排气口。在燃气 轮机完全停止运行后，需要关闭相关的辅助系统，如润滑油系统和冷却水系统等。最后，需要对整个系统进行全 面的检查，确保所有设备都处于安全的状态。
正常运行与控制
正常运行
在正常运行状态下，燃气轮机和蒸汽轮机都处于稳定的工作状态。此时，需要密切关注各种参数的变 化，如燃气轮机的排气温度、蒸汽轮机的蒸汽压力等，以确保系统的正常运行。同时，还需要对各种 设备的状态进行定期检查，及时发现并处理可能出现的问题。
控制策略
为了确保联合循环系统的稳定性和经济性，需要采取一系列的控制策略。例如，可以根据实际情况调 整燃气轮机和蒸汽轮机的负荷分配，以达到最优的运行效果。同时，还可以通过调节燃气轮机的进气 温度和压力等参数，实现对整个系统的优化控制。
金华6B联合循环汽机运行规程
Q/JRCG联合循环汽机运行规程(试行)金华燃机发电有限责任公司发布Q/JRCG 010110—2002修编：卢宏建杨永中占剑波审核：仇顺虎审批：郭旭华批准：王克勤1Q/JRCG 010110—20022 目录第一章设备规范第一节汽轮机设备技术规范一、技术规范二、汽轮机结构及系统的一般说明第二节发电机设备技术规范第三节辅助设备技术规范第二章汽轮机的启动和停用第一节总则第二节启动前的准备工作一、启动前的准备二、阀门位置三、辅机设备的运行及联锁试验四、汽轮机的保护试验第三节汽轮机的启动一、冷态启动二、热态启动第四节停机操作一、准备工作二、停机操作第三章汽轮机的维护第一节冷油器的投用和运行中的切换Q/JRCG 010110—2002 第二节冷风器的投用第三节轴封减温减压器的投用第四节运行中的维护第四章滑参数运行第一节冷态滑参数运行的基本要点第二节带负荷运行第三节停机第五章汽轮机事故处理一、事故处理原则二、汽轮机组的紧急停机第一节紧急停机条件第二节紧急停机步骤第三节故障停机第四节主蒸汽参数不正常第五节汽轮机水冲击第六节轴向位移增大第七节厂用电中断第八节凝汽器真空下降第九节油系统工作不正常第十节甩负荷3Q/JRCG 010110—20024第一章设备规范第一节汽轮机设备技术规范一、技术规范名称单位数值主汽门前蒸汽压力MPa 3.43最高: 3.63最低: 2.06主汽门前蒸汽温度℃443最高: 445最低: 385汽轮机额定功率MW 17.3汽轮机转向(机头向机尾看) 顺时针方向汽轮机转速rpm 3000轴系临界转速rpm 2000汽轮机单个转子的临界转速rpm 1743额定功况的排汽压力kPa 4.51冷凝器出口凝结水温度℃30.3额定功况汽轮机汽耗(计算值) kg/kw.h 3.758额定功况汽轮机热耗(计算值) kJ/kwh 11944额定功况汽轮机汽耗(保证值) kg/kw.h 3.87额定功况汽轮机热耗(保证值) kJ/kwh 12302冷却水温度℃20汽轮机轴承处允许最大振动mm 0.03过临界时轴承处允许最大振动mm 0.1同步器工作范围rpm 2880~3180油泵组进口压力MPa 0.1调速油泵出口油压MPa 0.75二次脉冲油压MPa 0.45二、汽轮机结构及系统的一般说明结构概述：汽轮机转子由一级复速级和十三级压力级组成,末三级叶片为扭叶片,其余为自行设计的新型直叶片。
燃气轮机与联合循环
燃气轮机与联合循环
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主要内容
一、燃气轮机与联合循环的概论
❖ 压气机的喘振是内外因共同作用的结果。内因 是压气机本身失速；外因是压气机下游一般有 容积较大的管网部件（如在燃气轮机中，压气 机的下游有燃烧室和透平等）。
❖ 在高转速和高压比的压气机中，失速引起喘振 是很普遍的。
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❖ （3）压气机的阻塞（压气机流量增大时）
❖ 单级压气机在高转速下发生阻塞的原因是声 速阻塞，低转速下发生阻塞的原因是进入了 “涡轮工况”；而多级压气机在各种转速下 发生的阻塞都可能是声速阻塞。
❖ (1).压气机的失速（不稳定气动现象）
❖ 在一定的转速下，当压气机的流量减小到一定程度 时，其中某一级叶珊中叶背上的边界层就会急剧增 厚，导致气流在此处分离，当分离区占据大部分流 道时，就会引起流动损失急剧增大，这种现象成为 失速。
❖ 失速会引起更加危险的不稳定的工况——喘振。
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❖ （2）喘振（周期性的气流振荡现象）
songΒιβλιοθήκη 19❖ （4）压气机的防喘 ❖ 中间放气 ❖ 旋转导叶 ❖ 压气机分轴
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压气机防喘
1.中间放气
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2.旋转导叶
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3.压气机分轴
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❖ 燃烧室
❖ 1.作用
燃气轮发电机组运行规程
第一章技术规范第一节概述#1、#3燃机是GE公司生产的PG9171E型燃气轮机。
燃机由一个额定功率为1000KW的启动马达，一个17级的轴流式压气机、一个由14个燃烧室组成的燃烧系统、一个3级透平转子组成。
轴流式压气机转子和透平转子由法兰连接，并有3个支撑轴承。
燃机的发电机是空冷、三相、二极、3000rpm转速、50HZ频率的交流电、实心铸铁转子的同步发电机。
发电机的输出功率为120MW（在基本负荷下运行）。
励磁机是带有旋转二极管整流的交流励磁机。
励磁方式为无刷励磁。
第二节设备规范1．燃机：制造商：GE公司型号：PG9171E燃料：轻柴油/重柴油/天然气循环方式：单循环/联合循环运行方式：基本负荷/预选负荷2．压气机：级数：17级形式：轴流水平布置，重负荷IGV控制方式：连续可调转速：3000RPM3．透平：级数：单轴3级喷嘴形式：固定转速：3000RPM4．燃烧室：数量：14个布置形式：分管回流式呈圆周顺气流方向逆时针分布燃料喷嘴：每个燃烧室一个5．火花塞：两个电极高压火花塞，#13、#14燃烧室各一个，弹簧推入 ,自动退出6．火焰探测器：4个紫外线探测器，#4、#5、#10、#11燃烧室上各一个7．发电机规范：型号：9A5 三相星形连接冷却方式：空冷额定容量：180MVA额定电压：15KV额定电流：6543A功率因素：0.8冷却水温：27℃转速：3000rpm绝缘等级：F级频率：50HZ励磁电压：375V励磁电流：1031A8．励磁机规范：型号：6A8 三角形接法冷却方式：空冷W：506KWN：210VVN：2431AIN冷却水温：27℃转速：3000rpm绝缘：F级启励电压：61V启励电流：114A9．主变规范：型号：SF10-180000/220电压：242/15KV调压范围：242±2*2.5%KV电流：429.4/6928.2A频率：50HZ冷却方式：ONAN/ONAF(120/180MVA)联结组标号：Ynd11空载电流：0.07%空载损耗： 80.3KW负载损耗： 469.8KW第三节保护定值五．热工保护定值备注：QGP,1号机=0.965bar，3号机=0.689bar六、1＃燃机发变组继电保护配置及定值（含非电量部分）七．1＃燃机发电机继电保护配置及定值（G60）第二章辅机马达的启停一.辅助润滑油泵88QA自动控制电源开关在工作位,电源指示灯亮,操作选择把手应在“AUTO”位.启停情况开机过程中：透平转速≥95% 退出停机过程中：透平转速≤94% 投入保护启：以下任一条件满足时，88QA保护启动：（a）滑油箱温度LTOT1≤18℃（b）燃机转速≥0.31%时，压力开关63QA-2动作或VRP2出口压力QAP2≤2.8bar（c）燃机转速≤0.06%但燃机熄火不足14小时，压力开关63QA-2动作或VRP2出口压力QAP2≤2.8bar（d）燃机转速≤0.06%但选择了“COOLDOWN ON”靶标，压力开关63QA-2动作或VRP2出口压力QAP2≤2.8bar（e）燃机转速≤0.06%但未发停机令且未选择“COOLDOWNOFF”靶标，压力开关63QA-2动作或VRP2出口压力QAP2≤2.8bar保护停：滑油箱温度LTOT1>18℃且燃机转速≤0.06%且燃机已熄火14小时且已选择“COOLDOWN OFF”靶标且不在开机时的启停程序时手动控制电源开关在工作位,操作把手打在“MAN”位，投入；黄色工作灯亮，将操作把手打到“OFF”位，同时将开关退至检修位，退出二.应急滑油泵88QE自动控制电源开关在合闸位,电源指示灯亮,操作选择把手应在“OFF”位.,MARKV无低电压报警。
GE6B燃气轮机联合循环规程
ICSQ/CNPC Ⅰ大庆油田燃机电厂企业标准Q/CNPC-DQ-RJ 0002-2013代替Q/CNPC-DQ-RJ 0002-2007组运行规程2013-05-01发布2013-05-30实施大庆油田燃机电厂发布目次目次 (I)前言 (IV)联合循环 (1)1 主题内容 (1)2 适用范围 (1)3 设备规范 (1)3.1 燃气轮机及附属设备规范 (1)3.1.1 燃气轮机主要参数 (1)3.1.2 压气机主要参数 (1)3.1.4 透平主要参数 (2)3.1.5 减速齿轮箱主要参数 (2)3.1.6 轴承主要参数 (2)3.1.7 润滑油系统主要参数 (2)3.1.8 液压油系统 (3)3.1.9 进口可转导系统设备代号、名称及设定值（见表3） (4)3.1.10 跳闸油系统设备代号、名称及设定值（见表4） (4)3.1.11 冷却水系统 (5)3.1.12 冷却与密封空气系统 (5)3.1.13 气体燃料系统设备代号、名称及设定值（见表6） (5)3.1.14 启动系统设备代号及名称（见表7） (5)3.1.15 通风与加热系统设备代号、名称及设定值（见表8） (5)3.1.16 高压CO2灭火系统 (6)3.1.17 进气与排气系统 (6)3.1.18 燃气轮机附属电机代号、名称及设定值（见表10） (6)3.1.19 燃气轮机转速继电器代号、名称及设定值（见表11） (7)3.1.20 燃气轮机振动传感器代号、名称及设定值（见表12） (7)3.2 蒸汽轮机及附属设备规范 (7)3.2.1 蒸汽轮机主要参数（见表13） (8)3.2.2 凝汽系统设备规范 (8)3.3 余热锅炉及附属设备规范 (9)3.3.1 余热锅炉 (9)3.3.2 循环水系统 (10)3.3.3 给水系统 (11)3.3.4 附件 (11)4 联合循环机组的启动 (12)4.1 机组启动规定 (12)4.1.1 机组启动状态划分 (12)4.1.2 机组的启动时间（见表26）： (13)4.1.3 严禁蒸汽轮机启动的条件 (13)4.1.4 严禁燃气轮机启动的条件 (14)4.1.5 严禁发电机启动的条件 (14)4.2 机组启动前的检查及准备 (14)4.2.1 公共系统启动前的检查和准备 (14)4.2.2 燃气轮机启动前的检查和准备 (15)4.2.3 余热锅炉启动前检查和准备 (16)4.2.4 蒸汽轮机启动前检查和准备 (16)4.2.5 电气系统启动前的检查和准备 (17)4.3 机组启动 (18)4.3.1 第一台燃气轮机启动 (18)4.3.2 余热锅炉冷态启动 (21)4.3.3 余热锅炉热态启动 (22)4.3.4 一台燃机运行时蒸汽轮机冷态启动 (22)4.3.5 一台燃机运行时蒸汽轮机热态启动 (25)4.3.6 第二台燃气轮机及余热锅炉启动 (28)4.3.7 两台余热锅炉并汽 (28)4.4 联合循环启动注意事项 (28)4.5.1 两台燃气轮机同时启动 (29)4.5.2 #1、2余热锅炉冷态启动 (32)4.5.3 余热锅炉温、热态启动 (33)4.5.4 蒸汽轮机冷态启动 (34)4.5.5 蒸汽轮机热态启动 (36)5 联合循环机组的正常运行检查 (38)5.1 联合循环机组正常运行监视 (38)5.2 联合循环机组定期巡视检查项目 (39)5.3 联合循环机组手动紧急停机的条件 (39)6 联合循环机组的停运 (39)6.1 机组二拖一运行方式下滑参数停运 (39)6.1.1 根据机组二拖一运行方式下停运一台燃气轮机 (39)6.1.2一拖一运行方式下滑参数停运操作 (41)6.2 机组停机过程中的主意事项 (43)6.2.1 燃气轮机停运过程中的注意事项 (43)6.2.2 蒸汽轮机停运过程中的注意事项 (43)6.2.3 滑参数停运过程中的注意事项 (44)6.2.4 机组停运后的注意事项 (44)7 联合循环机组的试验 (44)7.1 启炉前的各种试验 (44)7.1.1 热工、电气控制设备的各项试验的准备工作 (44)7.1.3 转机联动试验 (45)7.1.4 事故按钮试验（转机在手动位置） (45)7.1.5 水位保护试验 (45)7.1.6 水压试验 (46)7.1.7 安全阀的校验 (46)7.2 汽轮机设备试验 (47)7.2.1 泵的启停试验 (47)7.2.2 泵的事故按钮及联动试验 (47)7.2.3 主汽门活动试验 (47)7.2.4 主汽门、调速汽门严密性试验 (47)7.2.6 超速试验 (48)7.2.7 喷油试验 (49)7.2.8 真空严密性试验 (49)7.2.9 低油压保护试验 (49)7.2.10 串轴保护试验 (49)7.3 燃气轮机试验 (50)7.3.1 燃气轮机超速跳闸试验 (50)7.3.2 燃气轮机电子超速试验 (50)8 事故处理 (50)8.1 事故处理的原则 (50)8.2 汽机紧急停机条件 (50)8.3 汽机故障停机条件 (51)8.4 汽机紧急停机操作步骤 (51)8.5 真空下降 (51)8.6 发电机甩负荷 (52)8.7 汽轮机水冲击 (53)8.7.1 汽轮机水冲击的现象 (53)8.7.2 汽轮机水冲击的处理措施 (53)8.8 汽轮发电机组不正常的振动和异音 (53)8.9 油系统工作失常 (53)8.10 厂用电全停的处理 (54)8.11 蒸汽参数偏离额定值的处理 (54)8.12 运行给水泵跳闸而备用泵未联动的处理 (54)8.13 空冷岛事故 (54)8.14 水泵的事故处理 (54)8.15 燃机的异常运行及事故处理（见表30） (55)前言本规程按照GB/T1.1—2000给出的规则起草。
(建筑电气工程)GEB燃气轮机联合循环规程
（建筑电气工程）GEB 燃气轮机联合循环规程1.1.1.1.1.2ⅠQ/CNPC-DQ-RJ 0002-2013代替Q/CNPC-DQ-RJ 0002-2007 大庆油田燃机电厂发布目次目次I前言IV联合循环11主题内容12适用范围13设备规范13.1燃气轮机及附属设备规范13.1.1燃气轮机主要参数13.1.2压气机主要参数13.1.4透平主要参数13.1.5减速齿轮箱主要参数23.1.6轴承主要参数23.1.7润滑油系统主要参数23.1.8液压油系统33.1.9进口可转导系统设备代号、名称及设定值（见表3）33.1.10跳闸油系统设备代号、名称及设定值（见表4）43.1.11冷却水系统43.1.12冷却与密封空气系统43.1.13气体燃料系统设备代号、名称及设定值（见表6）43.1.14启动系统设备代号及名称（见表7）53.1.15通风与加热系统设备代号、名称及设定值（见表8）53.1.16高压CO2灭火系统53.1.17进气与排气系统53.1.18燃气轮机附属电机代号、名称及设定值（见表10）63.1.19燃气轮机转速继电器代号、名称及设定值（见表11）63.1.20燃气轮机振动传感器代号、名称及设定值（见表12）6 3.2蒸汽轮机及附属设备规范73.2.1蒸汽轮机主要参数（见表13）73.2.2凝汽系统设备规范73.3余热锅炉及附属设备规范83.3.1余热锅炉83.3.2循环水系统93.3.3给水系统93.3.4附件104联合循环机组的启动114.1机组启动规定114.1.1机组启动状态划分114.1.2机组的启动时间（见表26）：114.1.3严禁蒸汽轮机启动的条件124.1.4严禁燃气轮机启动的条件124.1.5严禁发电机启动的条件134.2机组启动前的检查及准备134.2.1公共系统启动前的检查和准备134.2.2燃气轮机启动前的检查和准备134.2.3余热锅炉启动前检查和准备144.2.4蒸汽轮机启动前检查和准备154.2.5电气系统启动前的检查和准备16 4.3机组启动174.3.1第一台燃气轮机启动174.3.2余热锅炉冷态启动194.3.3余热锅炉热态启动204.3.4一台燃机运行时蒸汽轮机冷态启动214.3.5一台燃机运行时蒸汽轮机热态启动244.3.6第二台燃气轮机及余热锅炉启动274.3.7两台余热锅炉并汽274.4联合循环启动注意事项284.5.1两台燃气轮机同时启动284.5.2#1、2余热锅炉冷态启动314.5.3余热锅炉温、热态启动324.5.4蒸汽轮机冷态启动334.5.5蒸汽轮机热态启动355联合循环机组的正常运行检查385.1联合循环机组正常运行监视385.2联合循环机组定期巡视检查项目385.3联合循环机组手动紧急停机的条件396联合循环机组的停运396.1机组二拖一运行方式下滑参数停运396.1.1根据机组二拖一运行方式下停运一台燃气轮机396.1.2一拖一运行方式下滑参数停运操作416.2机组停机过程中的主意事项426.2.1燃气轮机停运过程中的注意事项426.2.2蒸汽轮机停运过程中的注意事项436.2.3滑参数停运过程中的注意事项436.2.4机组停运后的注意事项447联合循环机组的试验447.1启炉前的各种试验447.1.1热工、电气控制设备的各项试验的准备工作447.1.3转机联动试验447.1.4事故按钮试验（转机在手动位置）447.1.5水位保护试验447.1.6水压试验457.1.7安全阀的校验457.2汽轮机设备试验467.2.1泵的启停试验467.2.2泵的事故按钮及联动试验467.2.3主汽门活动试验477.2.4主汽门、调速汽门严密性试验477.2.6超速试验477.2.7喷油试验487.2.8真空严密性试验487.2.9低油压保护试验487.2.10串轴保护试验497.3燃气轮机试验497.3.1燃气轮机超速跳闸试验497.3.2燃气轮机电子超速试验498事故处理498.1事故处理的原则498.2汽机紧急停机条件508.3汽机故障停机条件508.4汽机紧急停机操作步骤508.5真空下降508.6发电机甩负荷518.7汽轮机水冲击528.7.1汽轮机水冲击的现象528.7.2汽轮机水冲击的处理措施52 8.8汽轮发电机组不正常的振动和异音528.9油系统工作失常528.10厂用电全停的处理538.11蒸汽参数偏离额定值的处理538.12运行给水泵跳闸而备用泵未联动的处理54 8.13空冷岛事故548.14水泵的事故处理548.15燃机的异常运行及事故处理（见表30）54前言本规程按照GB/T1.1—2000给出的规则起草。
GE燃气轮机运行规程
GE燃气轮机运行规程目录第一章燃气轮机技术规范及主要技术性能 (1)第二章燃气轮机辅助系统及操作 (4)第一节盘车与顶轴油系统 (4)第二节天然气前置模块系统 (6)第三节燃料模块系统 (11)第四节冷却与密封空气系统 (15)第五节加热和通风系统 (18)第六节压气机进气处理系统 (22)第七节二氧化碳火灾保护系统 (27)第八节危险气体检测系统 (33)第九节清吹空气系统 (34)第十节轴系振动管理(Bently)系统 (37)第三章机组水洗 (40)第一节水洗系统概述 (40)第二节在线水洗 (41)第三节离线水洗 (42)第四节水洗工作注意事项 (43)第四章事故处理 (45)第一节事故处理原则 (45)第二节紧急停机 (45)第三节着火 (46)第四节系统事故处理 (47)第五章附录 (54)第一章燃气轮机技术规范及主要技术性能1.概况本厂燃机为GE公司设计的MS9001FA系列PG9351FA重型、单轴燃气轮机，包括压气机、燃机透平、燃烧室和两个支撑轴承。
燃料为天然气，功率输出方式是冷端输出。
压气机为轴流式，由压气机转子和气缸组成。
在气缸中安装了18级压气机动、静叶,以及压气机进口可转导叶和出口导叶。
可转导叶用于限制启动期间的空气流量和提高联合循环部分负荷下的效率。
燃烧室为逆流分管型，共18个，布置在压气机排气缸外围，顺气流方向看为逆时针排列。
它包括燃料喷嘴、火花塞点火器、火焰探测器、联焰管和过渡段。
燃机透平有3级喷嘴和动叶，主要部件包括：喷嘴、动叶、转子、气缸、排气框架、排气扩压器、隔板和护环。
燃机单元中压气机和燃机转子均为盘鼓型，压气机转子通过18根长拉杆拉紧，燃机转子通过分段拉杆拉紧。
燃机转子由两个滑动轴承支撑，＃1轴承、＃2轴承均为可倾瓦轴颈轴承，位于转子两端，转子的轴向推力由双面轴向推力瓦轴承自行平衡。
这些轴承装在两个轴承壳内：＃2轴承箱位于透平排气框架中，由于该处温度高，因此设有轴承冷却风机对＃2轴承进行冷却和密封；＃1轴承位于压气机进气口。
燃气轮机与联合循环(第13课 燃气轮机的控制)
+ (Pgt )c 燃气轮机
+
Pgto
agt
+ Po
+-
+
Kst
(Pst )c
汽轮机
Psto
（a）
（b）
Kgt
+ (Pgt ) c + +-
燃气轮机
Pgto
Pc
agt ast
+ Po
+
+-
Kst
+
汽轮机
Psto
+ (Pst )c
（c）
功率测量元件
位置测量元件
燃料阀位 控制子回路
功率控制主回路
（1）暂态漂移过程
——暂态一次调频
（2）自动校正过程
——解除一次调频
3．功率与频率联合扰动下的自动调节
——基本等同于两个过程的简单叠加
4．内扰作用下的自动调节
如燃料压力、热值变化
Vcm VcT
n
Vw
功
(Pgt )c
(Pgt )
率 调
nc
(Pgt )h
a0 -
ncor ncor Kn
组
位置测量元件
IGV角度 控制子回路
n 转速测量元件 IGV防喘振控制主回路
温度测量元件
IGV辅助温控主回路
五、燃气轮机的DLN燃烧控制
➢任务：分配燃料→燃烧效率、稳定性，抑制 N O x
ASV
pf SRV
GCV1
至D5
至PM1 GCV2
GCV3 （a）
至PM4
PM4
防喘振调节器 （P）
a0 -
ncor ncor Kn
GE6B燃机安装关键点控制
GE6B餅几安装关键点棚吴佳欢1房玉专1王永庆2沈铭11中国石油天然气第一建设有限公司河南洛阳471023;2中国石油工程建设有限公司北京100029摘要通过对伊拉克鲁迈拉油田早期电站(简称EPP)5台GE公司MS6001B型燃气轮机的安装实践，研究 和探讨GE燃气轮机的安装方法,总结出GE燃气轮机安装的关键点，为以后的燃机安装提供宝贵经 验。
关键词GE、燃气轮机、安装中图分类号TU758 •7 文献标识码B文章编号1672-9323 (2018) (U-0060-041项目简介为满足伊拉克鲁迈拉油田发展需要，鲁迈拉油田 运营组织(R00)计划建设总装机容量1000M W的电 站及配套设施。
初期在1号脱气站(DS1)、3号脱气站 (DS3)、4号注水站(CPS4)附近先建造一座装机容量150MW@55C的早期电站(EPP)。
我公司在伊拉克鲁 迈拉油田早期电站(EPP)项目成功安装了 5台GE公 司的MS6001B燃气轮机组。
此机组采取燃气轮机_负 荷齿轮箱-发电机同轴、正面进气、侧面排气的布置方 式。
虽然单台机组功率只有30MW@55C,但其布置合 理、结构紧凑、占地面积小、辅助设备少、操作运行的自 动化程度较高等优点，一般作为油田、钢厂以及石油天 然气比较丰富的中东、非洲等国家和地区的首选。
2安装关键点及其方法2.1基础准备⑴G E6B燃机地脚螺栓都是预埋的，所以必须 严格按照图纸设计尺寸去复查螺栓的位置及标高，偏差控制在2mm以内;⑵按照设备底座图，确定支承板预埋位置；⑶在土建预留好的支承板预埋坑内壁凿毛，凿 毛的深度不小于l〇mm,凿毛分布为点/100cm2;⑷在每块支承板的侧面上焊有三套调整螺栓, 用于调整支承板的水平度及标高，所有的支承板在安 装前均需做除油、除镑及除漆处理。
支承板安装后，用 钳工专用水平仪和水准仪测量支承垫板的安装水平度 及标高应符合G E的要求（标高±lmm，水平度0. lmm/m)；(5)在支承板安装符合要求后，用环氧树脂灌浆60|石油化工建设2018.01料进行垫板及地脚螺栓的二次灌浆，并按灌浆料说明 书要求进行拌料、灌浆和养护。
(整理)浅谈6B级燃机余热锅炉安装与联合调试
浅谈6B燃机配套余热锅炉安装与联合调试施工管理张治华（浙江德能天然气发电有限公司，浙江湖州313200）摘要：浅谈6B燃机配套余热锅炉安装与联合调试过程中的有关控制点及工程管理。
文中，作者针对6B燃机配套余热锅炉在安装与联合调试过程中的有关控制点及工程管理方面的一些心得体会进行了阐述，愿与同行共勉。
关键词：6B余热锅炉；安装；联合调试；工程管理0引言：燃气—蒸汽联合循环发电是目前国际上发展最快的发电形式，它具有发电效率高、建设周期短、操作运行方便、调峰能力强等优点，对我国的电力供应具有重大意义。
这类机组发电有利于改善电网结构，特别适合用于地区调峰发电。
目前6B级燃机配套余热锅炉在我国燃气发电机组中属中小型发电设备主机，但就对燃机电厂而言余热锅炉的运行经济性状况直接影响到燃机电厂全厂的安全与经济运行，尤其是经济性。
所以余热锅炉安装及联合调试质量尤为重要。
浙江德能天然气发电有限公司是我国“西气东输”管线下游浙江段配套的发电项目之一。
该项目位于“西气东输”管线进入浙江段后的上游，装机容量为2×42MW PG6581B单轴燃气—蒸汽联合循环发电机组。
发电效率（ISO工况）为31.8%，控制系统采用MARK-V系统。
配套锅炉为杭州锅炉集团有限公司生产的型号为Q412/551-72.3-3.82/450型中压自除氧式自然循环余热锅炉，设计入口烟气量：527200kg/h，入口烟气温度：551℃。
1. 锅炉结构介绍1.1本燃机余热锅炉为单压带自身除氧、无补燃型自然循环燃机余热锅炉，它与PG6581B型燃气轮机相匹配，是燃气—蒸汽联合循环发电站的主机之一。
本锅炉按室外布置设计，锅炉和烟气通道均按地震烈度六级设防。
锅炉为正压运行，各区段烟气通道系统均能承受燃机正常运行时的排气压力及冲击力。
整体布置及主要结构采用国际上流行的模块组合结构，以确保长期安全可靠、高效经济运行。
1.2 本体结构主要由进口烟道、烟气挡板门、旁通烟道、过渡烟道、锅炉本体、出口烟道、主烟囱、烟道膨胀节、钢架及护板、平台扶梯、炉顶雨棚等部件组成，锅炉本体受热面采用标准单元模块式结构，由垂直布置的错列螺旋鳍片管和上下集箱组成，以获得最佳的传热效果和最低的烟气压降。
GE6B燃气轮机联合循环规程
ⅠI CSQ/CNPC组运行规程大庆油田燃机电厂 发布目次目次............................................................................... 前言............................................................................... 联合循环 (1)1 主题内容............................................................................2 适用范围............................................................................3 设备规范............................................................................3.1 燃气轮机及附属设备规范............................................................3.1.1 燃气轮机主要参数................................................................3.1.2 压气机主要参数..................................................................3.1.4 透平主要参数....................................................................3.1.5 减速齿轮箱主要参数..............................................................3.1.6轴承主要参数....................................................................3.1.7 润滑油系统主要参数..............................................................3.1.8 液压油系统......................................................................3.1.9 进口可转导系统设备代号、名称及设定值（见表3）................................... 跳闸油系统设备代号、名称及设定值（见表4）............................................ 冷却水系统........................................................................... 冷却与密封空气系统.....................................................................3.1.13 气体燃料系统设备代号、名称及设定值（见表6）.................................... 启动系统设备代号及名称（见表7）....................................................... 通风与加热系统设备代号、名称及设定值（见表8）........................................ 高压CO2灭火系统 ..................................................................... 进气与排气系统......................................................................... 燃气轮机附属电机代号、名称及设定值（见表10）.......................................... 燃气轮机转速继电器代号、名称及设定值（见表11）......................................... 燃气轮机振动传感器代号、名称及设定值（见表12）.........................................3.2 蒸汽轮机及附属设备规范 (7)3.2.1 蒸汽轮机主要参数（见表13）......................................................3.2.2 凝汽系统设备规范................................................................3.3 余热锅炉及附属设备规范.......................................... 错误！未指定书签。
【建筑电气工程】GE燃气轮机运行规程
【建筑电气工程】GE 燃气轮机运行规程GE燃气轮机运行规程目录第一章燃气轮机技术规范及主要技术性能1第二章燃气轮机辅助系统及操作4第一节盘车与顶轴油系统4第二节天然气前置模块系统6第三节燃料模块系统11第四节冷却与密封空气系统15第五节加热和通风系统18第六节压气机进气处理系统22第七节二氧化碳火灾保护系统27第八节危险气体检测系统33第九节清吹空气系统34第十节轴系振动管理(Bently)系统37第三章机组水洗40第一节水洗系统概述40第二节在线水洗41第三节离线水洗42第四节水洗工作注意事项43第四章事故处理45第一节事故处理原则45第二节紧急停机45第三节着火46第四节系统事故处理47 第五章附录54第一章燃气轮机技术规范及主要技术性能1.概况本厂燃机为GE公司设计的MS9001FA系列PG9351FA重型、单轴燃气轮机，包括压气机、燃机透平、燃烧室和两个支撑轴承。
燃料为天然气，功率输出方式是冷端输出。
压气机为轴流式，由压气机转子和气缸组成。
在气缸中安装了18级压气机动、静叶,以及压气机进口可转导叶和出口导叶。
可转导叶用于限制启动期间的空气流量和提高联合循环部分负荷下的效率。
燃烧室为逆流分管型，共18个，布置在压气机排气缸外围，顺气流方向看为逆时针排列。
它包括燃料喷嘴、火花塞点火器、火焰探测器、联焰管和过渡段。
燃机透平有3级喷嘴和动叶，主要部件包括：喷嘴、动叶、转子、气缸、排气框架、排气扩压器、隔板和护环。
燃机单元中压气机和燃机转子均为盘鼓型，压气机转子通过18根长拉杆拉紧，燃机转子通过分段拉杆拉紧。
燃机转子由两个滑动轴承支撑，＃1轴承、＃2轴承均为可倾瓦轴颈轴承，位于转子两端，转子的轴向推力由双面轴向推力瓦轴承自行平衡。
这些轴承装在两个轴承壳内：＃2轴承箱位于透平排气框架中，由于该处温度高，因此设有轴承冷却风机对＃2轴承进行冷却和密封；＃1轴承位于压气机进气口。
这些轴承均由润滑油系统所供的润滑油润滑。
燃气轮机与联合循环(第15课其它形式的联合循环)
第五章 联合循环的其他热力设备与机组布置（P117） 1；4；6（概念，计算）；8；10—13；17；19
第六章 燃气轮机联合循环的运行与控制（P143） 1—4；6—8；13
第七章 典型燃煤型联合循环（P162） 4—5；9—12；14；16
第八章 其他形式的联合循环简介（ P174） 5—6；11-12
➢类型
按照电解质种类可分为： 碱性型（AFC） 固体高分子型（PEFC） 磷酸型（PAFC） 熔融碳酸盐型（MCFC） 固体氧化物型（SOFC）
按工作温度可分为：低温型；高温型
➢技术特点
类型
电解质
电解质中传导 的离子及方向
工作温度 氧化剂 燃料 内重整能力 适用的发电规 模（kW）
余热可利用性
本体发电效率 （%）
H+ 阳→阴 160℃～210℃ （低温型） 氧气或空气
氢气或重整气
无
20～1000
制冷、制热 及热水
35～45
熔融碳酸盐型 （MCFC）
碱金属碳酸盐 （LiCO3、 K2CO3 等） CO3-2 阴→阳
600℃～700℃ （高温型）
氧气或空气
氢气、重整气或 各种原燃料
有
固体氧化物型 （SOFC）
氧化锆 （ZrO2）
相较于余热锅炉型，热效率更 高、经济性更好、启停更迅速
第四节 热电(冷)联产联合循环
一、热电联产的联合循环
➢类型
按产品：（1）供应电力和蒸汽的联合循环； （2）供应电力和热水的联合循环； （3）供应电力、蒸汽和热水的联合循环
按设备组合：（1）燃机+余热锅炉+背压式汽机 （2）燃机+余热锅炉+抽汽凝汽式汽机 （3）燃机+余热锅炉+抽汽背压式汽机 （4）燃机+余热锅炉
燃气轮机与联合循环(第2课 联合循环的类型及特点 )
三、燃煤型联合循环
➢增压流化床联合循环
➢整体煤气化联合循环
四、联合循环形式的发展
➢ 一般：燃机初温低(排气温度也低)→ 宜采用：补燃余热锅炉型 或 增压锅炉型
➢ 具体：燃机初温<1250℃→补燃余热锅炉型 或增压锅炉型
燃机初温>1250℃→余热锅炉型
➢ 目前燃机初温已达1300℃∼1500℃
→余热锅炉型已成为主流机型
（1）该系统用效率不超过40%的单循环，轻易实现了效率57% 的联合循环，复杂性没有提高。这表明联合循环确实高效。
（2）前已述及，余热锅炉型联合循环中，汽轮机的功率一 般占30%～35%，该题目很好地印证了这一点。
二、各组成设备对联合循环的影响
（1）燃机、汽机、余热锅炉中的一个效率有变化时，
联合循环的效率如何变化？
（1）不设给水回热加热系统 （2）除氧器与余热锅炉或凝汽器合为一体
旁通烟囱？ 蒸汽旁路？
➢热效率与功比率
（1）热效率：
燃机轴功
cc
Pgt Pst Qf
燃料热
汽机轴功
（2）功比率（蒸/燃功率比）
Scc
Pst Pgt
➢热效率与功比率的表达式
Qf gt Qf
1 gt h Qf
1 gt h st Qf
特点：其汽轮机功率一般占30~35%。
➢补燃余热锅炉型
燃料
燃料
9
4
8
1 2B 3
7
G
C
GT HRSG 6
G
5
ST
10 CC
11 P
T
2 1
a
3
燃气轮机 可用能
4
12 9
5
7
燃气-蒸汽联合循环简介
燃气-蒸汽联合循环简介摘要：本文主要介绍燃气-蒸汽联合循环机组的工艺流程，特点，主要燃机厂家的燃机和联合循环机组型号，燃机电厂的分类和布置方式，联合循环机组的主要设备，主要建构筑物，造价及成本情况等。
关键词：燃气-蒸汽联合循环机组工艺流程本文从联合循环机组的工艺流程、特点、分类和布置方式、主要设备、主要建构筑物、造价及成本情况等方面介绍燃气-蒸汽联合循环的发展现状。
一工艺流程天然气在燃气轮机中直接燃烧做功，使燃气轮机带动发电机发电，尾气做功后经排汽管道直接排至大气，此时称为简单循环发电；若利用燃气轮机产生的高温尾气，通过余热锅炉，产生高温高压蒸汽后推动蒸汽轮机，带动发电机发电，此时称为联合循环发电。
目前，燃气轮机的制造技术得到迅速发展，燃气轮机的可用率及可靠性越来越高，应用燃气-蒸汽联合循环发电技术已经完全成熟。
二联合循环机组的特点1.有利于环境保护燃气轮机利用天然气发电，相对其他燃料发电，其燃烧后不会产生二氧化硫，不会增加空气中二氧化硫的浓度；氮氧化物的排放仅为燃煤的19.2%，二氧化碳的排放量为燃煤的42.1%，可以起到改善生态环境，保护环境的目的。
2.发电热效率高随着燃气轮机发电技术的成熟，目前联合循环发电热效率已达到55%，能大大节约燃料资源。
3.电厂占地面积小燃气轮机体积较小，辅助系统少，因而其占地面积小，可节约宝贵的土地资源。
4.系统简单，运行维护方便燃气-蒸汽联合循环电厂自动化程度高，操作及控制简单，能节约大量人力资源，提高工作效率，降低劳动力成本。
另外，设备简单，故障率较低，运行维护方便，维护费用较低。
5.节约用水由于燃气轮机不需要冷却水，只是余热锅炉需要淡水，蒸汽轮机需要冷却水，其需水量大大降低，比较适合缺水地区发电。
6.工期短由于燃气轮机设备简单，且多为组装式，因而建设工期短，比传统燃煤（油）电厂可节省工期一年。
三燃机和联合循环机组型号目前国际范围内主要的燃机厂家有：美国GE，日本三菱，德国SIEMENS，法国ALSTOM等，目前大多的国外燃机厂家已经将制造技术分别转让给国内三大动力集团，关键部件在国内的合资厂生产：美国GE与哈尔滨电力集团，日本三菱与东方电力集团，德国SIEMENS与上海电气集团均以转让制造技术的方式进行合作。
金华6B燃机运行规程
燃机运行规程（试行）编写：许震等校排：俞立凡初审：马国珍施学军审核：裘寒批准：王克勤金华燃机发电有限责任公司目录1．机组概述2．机组及主要设备规范3．启动前各系统阀门开关状况4．机组启动5．正常停机6．紧急停机7．机组正常运行主要参数工作范围8．运行中的巡回检查9．机组特殊运行方式10．主要单元切换操作11．事故处理12．燃机辅助模块投运13．透平、压气机水清洗14．各电机、轴承油脂定期加注规定一．机组的概述一．总体ＰＧ６５５１型快装电站是紧凑的箱装燃气轮机发电机组，是单轴重载荷型燃气轮发电机站的较新设计，其ＭＳ６００１系列燃气轮机是ＧＥ公司１９７８年开始生产的新型燃气轮机组，目前已从Ａ型发展成Ｆ型，ＭＳ６００１系列燃气轮机是从ＭＳ７００１Ｅ型模化而来，模化系数是0.7，转子和静子的结构和机械设计综合了ＭＳ７００１Ｅ和ＭＳ５００Ｐ型的特点。
１７级压气机与三级透平盘鼓式转子，中间通过定距轴用拉杆螺栓拼装，由前后两个滑动轴承支承，通过减速齿轮箱传动发电机。
十个分管逆流式燃烧室倾斜布置在压气机气缸外围，使定距轴较短而刚性较好，启动电机位于机组前端，通过离合器与辅助齿轮箱相联，压气机进气前端由联轴器与辅助齿轮箱连接。
机组的推力轴承位于压气机前端，前后轴承跨距4153mm，透平缸两侧各有横销，由弹性板支承作为轴向绝对死点而允许横向膨胀，压气机进口处由轭状弹性板托住，允许轴向膨胀。
其缸前后两支点跨距为968mm，较轴承跨距短，可利用转子重量使其缸变形来抵消其缸本身的桡度。
本机组标准参数如下：空气流量130kg／s，压气机压比11.8，燃气初温为1104℃，简单循环效率31.4％，基本负荷3.9万，临界转速一阶为1648～1877r／min，二阶为3864～3908r／min，三阶为7867～7360r／min。
本机组布置紧凑，主机总尺寸25m³5.4m³4.8m，机组可全自动及遥控操作，从启动到满载，标准时间12min，快速启动为9min，主机供应商是法国阿尔斯通公司，用于保护和控制的ＭＡＲＫＶ系统由ＧＥ公司提供。
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ICSQ/CNPC Ⅰ大庆油田燃机电厂企业标准Q/CNPC-DQ-RJ 0002-2013代替Q/CNPC-DQ-RJ 0002-2007组运行规程2013-05-01发布2013-05-30实施目次目次 (I)前言 (IV)联合循环 (1)1 主题内容 (1)2 适用范围 (1)3 设备规范 (1)3.1 燃气轮机及附属设备规范 (1)3.1.1 燃气轮机主要参数 (1)3.1.2 压气机主要参数 (1)3.1.4 透平主要参数 (2)3.1.5 减速齿轮箱主要参数 (2)3.1.6轴承主要参数 (2)3.1.7 润滑油系统主要参数 (2)3.1.8 液压油系统 (3)3.1.9 进口可转导系统设备代号、名称及设定值（见表3） (4)3.1.10跳闸油系统设备代号、名称及设定值（见表4） (4)3.1.11冷却水系统 (5)3.1.12 冷却与密封空气系统 (5)3.1.13 气体燃料系统设备代号、名称及设定值（见表6） (5)3.1.14 启动系统设备代号及名称（见表7） (5)3.1.15通风与加热系统设备代号、名称及设定值（见表8） (5)3.1.16 高压CO2灭火系统 (6)3.1.17 进气与排气系统 (6)3.1.18 燃气轮机附属电机代号、名称及设定值（见表10） (6)3.1.19 燃气轮机转速继电器代号、名称及设定值（见表11） (7)3.1.20 燃气轮机振动传感器代号、名称及设定值（见表12） (7)3.2 蒸汽轮机及附属设备规范 (8)3.2.1 蒸汽轮机主要参数（见表13） (8)3.2.2 凝汽系统设备规范 (8)3.3 余热锅炉及附属设备规范 (9)3.3.1 余热锅炉 (9)3.3.2 循环水系统 (10)3.3.3 给水系统 (11)3.3.4 附件 (11)4 联合循环机组的启动 (12)4.1 机组启动规定 (12)4.1.1 机组启动状态划分 (12)4.1.2 机组的启动时间（见表26）： (13)4.1.3 严禁蒸汽轮机启动的条件 (13)4.1.4 严禁燃气轮机启动的条件 (14)4.1.5 严禁发电机启动的条件 (14)4.2 机组启动前的检查及准备 (14)4.2.1 公共系统启动前的检查和准备 (14)4.2.2 燃气轮机启动前的检查和准备 (15)4.2.3 余热锅炉启动前检查和准备 (16)4.2.4 蒸汽轮机启动前检查和准备 (16)4.2.5 电气系统启动前的检查和准备 (17)4.3 机组启动 (18)4.3.1 第一台燃气轮机启动 (18)4.3.2 余热锅炉冷态启动 (21)4.3.3 余热锅炉热态启动 (22)4.3.4 一台燃机运行时蒸汽轮机冷态启动 (22)4.3.5 一台燃机运行时蒸汽轮机热态启动 (25)4.3.6 第二台燃气轮机及余热锅炉启动 (28)4.3.7 两台余热锅炉并汽 (28)4.4 联合循环启动注意事项 (28)4.5.1 两台燃气轮机同时启动 (29)4.5.2 #1、2余热锅炉冷态启动 (32)4.5.3 余热锅炉温、热态启动 (33)4.5.4 蒸汽轮机冷态启动 (34)4.5.5 蒸汽轮机热态启动 (36)5 联合循环机组的正常运行检查 (38)5.1 联合循环机组正常运行监视 (38)5.2 联合循环机组定期巡视检查项目 (39)5.3 联合循环机组手动紧急停机的条件 (39)6 联合循环机组的停运 (39)6.1 机组二拖一运行方式下滑参数停运 (39)6.1.1 根据机组二拖一运行方式下停运一台燃气轮机 (39)6.1.2一拖一运行方式下滑参数停运操作 (41)6.2 机组停机过程中的主意事项 (43)6.2.1 燃气轮机停运过程中的注意事项 (43)6.2.2 蒸汽轮机停运过程中的注意事项 (43)6.2.3 滑参数停运过程中的注意事项 (44)6.2.4 机组停运后的注意事项 (44)7 联合循环机组的试验 (44)7.1 启炉前的各种试验 (44)7.1.1 热工、电气控制设备的各项试验的准备工作 (44)7.1.3 转机联动试验 (45)7.1.4 事故按钮试验（转机在手动位置） (45)7.1.5 水位保护试验 (45)7.1.6 水压试验 (46)7.1.7 安全阀的校验 (46)7.2 汽轮机设备试验 (47)7.2.1 泵的启停试验 (47)7.2.2 泵的事故按钮及联动试验 (47)7.2.3 主汽门活动试验 (47)7.2.4 主汽门、调速汽门严密性试验 (47)7.2.6 超速试验 (48)7.2.7 喷油试验 (49)7.2.8 真空严密性试验 (49)7.2.9 低油压保护试验 (49)7.2.10 串轴保护试验 (49)7.3 燃气轮机试验 (50)7.3.1 燃气轮机超速跳闸试验 (50)7.3.2 燃气轮机电子超速试验 (50)8 事故处理 (50)8.1 事故处理的原则 (50)8.2 汽机紧急停机条件 (50)8.3 汽机故障停机条件 (51)8.4 汽机紧急停机操作步骤 (51)8.5 真空下降 (51)8.6 发电机甩负荷 (52)8.7 汽轮机水冲击 (53)8.7.1 汽轮机水冲击的现象 (53)8.7.2 汽轮机水冲击的处理措施 (53)8.8 汽轮发电机组不正常的振动和异音 (53)8.9 油系统工作失常 (53)8.10 厂用电全停的处理 (54)8.11 蒸汽参数偏离额定值的处理 (54)8.12 运行给水泵跳闸而备用泵未联动的处理 (54)8.13 空冷岛事故 (54)8.14 水泵的事故处理 (55)8.15 燃机的异常运行及事故处理（见表30） (55)前言本规程按照GB/T1.1—2000给出的规则起草。
本规程代替Q/CNPC-DQ-RJ 0002-2007《二号机组运行规程》，与原规程相比主要变化如下：——规程中涉及的单位名称；——根据近几年发电机组运行管理规定补充了部分条款；——对原规程中与实际工作不符的条款进行了修订。
本规程由大庆油田电力集团燃机电厂标准化技术委员会提出。
本规程由大庆油田电力集团燃机电厂起草。
本规程主要起草人：王德春陈小翠本规程由大庆油田电力集团燃机电厂生产技术部负责解释联合循环1 主题内容本标准提供了燃气轮机、余热锅炉和汽轮机的设备规范，并对燃气—蒸汽联合循环的启动、运行、停运及异常运行和事故处理作出规定。
2 适用范围本标准适用于燃机电厂2号机组燃气—蒸汽联合循环发电机组。
3设备规范3.1 燃气轮机及附属设备规范3.1.1 燃气轮机主要参数3.1.1.1制造厂家：美国通用电气公司（GE）3.1.1.2燃气机组型号：MS6001型单轴重型工业燃气轮机3.1.1.3燃机用途：驱动发电机3.1.1.4循环型式：燃气-蒸汽联合循环3.1.1.5旋转方向：逆时针方向（面对进气端）3.1.1.6主轴转速：5133r/min3.1.1.7 控制方式：Mark-VI控制系统3.1.1.8排热回收：余热锅炉3.1.1.9 基本保护类型：超温、超速、超振和熄火3.1.1.10 基本出力：37400kW（在ISO条件下）3.1.1.11 设计进口温度：15℃3.1.2 压气机主要参数3.1.2.1 压气机类型：重型轴流式3.1.2.2级数：17级3.1.2.3 压比：11.73.1.2.4 壳件分解形式：水平中分法兰式3.1.2.5进口导叶a）调节方式：可调式b）调节范围：34°～ 86°3.1.2.6 进气压力：0.13kg/cm23.1.2.7抽气：a）第十一级设有两个防喘放气阀VA2-1、VA2-2b）第五级设有密封用抽气阀AE-53.1.3 燃烧室主要参数3.1.3.1型式：逆流分管式3.1.3.2 数量：10只3.1.3.3燃料类型：气体燃料3.1.3.4 燃烧室布置：以机组轴线为中心，沿园周均匀排列3.1.3.5火花塞：a）数量：2个b）型式：弹簧推进，自缩电极式c）位置：安装于1号、10号燃烧室3.1.3.6火焰探测器a）数量：4个b）型式：光导紫外线型c）位置：安装于2号、3号、7号、8号燃烧室3.1.4 透平主要参数3.1.4.1透平级数：3级3.1.4.2壳体分解方式：水平法兰式3.1.4.3 型式：轴流冲动式3.1.4.4 额定转速：5133r/min3.1.4.5 排气温度:a）设定值：576.67℃b）报警值：590.56℃c）跳闸值：598.89℃3.1.4.6排气压力:a）设定值：2.6kPab）报警值：（3.81±0.13）kPac）停机值：（4.32±0.13）kPad）遮断值：（5.08±0.127）kPa3.1.5 减速齿轮箱主要参数3.1.5.1型号：A5613753.1.5.2 速比：1.711:1（5133：3000）3.1.5.3额定功率：50301.6kW （68391HP）3.1.6轴承主要参数3.1.6.1 润滑：压力润滑油3.1.6.2 一号轴承组件：止推轴承的受力面和非受力面以及径向轴承都在同一个组件内a）径向轴承：椭圆形b）主推力轴承：摆动瓦块、自平衡式c）副推力轴承：可倾瓦圈、非自平衡式3.1.6.3二号轴承组件（装在排气框架中）：椭圆径向轴承3.1.7 润滑油系统主要参数3.1.7.1主滑油箱容量：8520L3.1.7.2 辅助滑油箱容量：3230L3.1.7.3主滑油泵主要参数a）型式：正排量型齿轮泵b）驱动：辅助齿轮箱4号轴c）出口压力：0.7Mpad）流量：0.77Mpa时2006L／min3.1.7.4辅助滑油泵主要参数a）型式：浸没立式离心泵b）驱动：380V立式交流马达c）出口压力：0.7Mpad）流量：0.77Mpa时2650L／min3.1.7.5 事故滑油泵主要参数a）型式：浸没立式离心泵b）驱动：立式直流马达c）出口压力：0.14Mpad）流量：0.14Mpa时1325L／min3.1.7.6 油雾分离装置主要参数a）型式：离心式风机b）驱动：380V交流电机3.1.7.7 冷油器主要参数a）数量：2个b）冷却方式：油水换热c）布置：并联可切换3.1.7.8 主滑油滤网主要参数a）数量：2个b）滤芯：0.5 μmc）布置：并联可切换3.1.7.9 滑油系统设备代号、名称及设定值（见表1）表 1 滑油系统设备代号、名称及设定值3.1.8 液压油系统3.1.8.1 主液压油泵a）型式：压力可调变排量泵b）驱动：辅助齿轮箱4号轴c）出口压力：8.96Mpad）流量：8.44 Mpa时68.4L／min3.1.8.2 辅助液压泵PH2a）型式：离心式b）驱动：380 V交流马达c）出口压力：8.96 Mpad）流量：8.44 Mpa时75.62L／min3.1.8.3 液压油滤网FH-1,2a）数量：2个b）型式：单流式c）滤芯：0.5 µmd）布置：并联可切换3.1.8.4 液压油系统设备代号、名称及设定值（见表2）表 2 液压油系统设备代号、名称及设定值3.1.9 进口可转导系统设备代号、名称及设定值（见表3）表 3 进口可转导叶系统设备代号、名称及设定值3.1.10跳闸油系统设备代号、名称及设定值（见表4）表 4 跳闸油系统设备代号、名称及设定值3.1.11冷却水系统3.1.11.1冷却水源温度：32℃3.1.11.2 冷却水源压力：0.35 Mpa3.1.11.3冷却水流量：9085L／min3.1.11.4 润滑油母管温度调节器VTR-1：设定值为（49±1.6）℃3.1.12 冷却与密封空气系统3.1.12.1透平排气支架冷却风扇a）型号：GICF9.6b）流量：3246～3884m3/hc）全压：19789～19921Pad）振动：≤5.6mm/se）转速：2950r/min3.1.12.2冷却与密封空气系统设备代号、名称及设定值（见表5）表 5 冷却与密封空气系统设备代号、名称及设定值3.1.13 气体燃料系统设备代号、名称及设定值（见表6）表 6 气体燃料系统设备代号、名称及设定值3.1.14 启动系统设备代号及名称（见表7）表 7 启动系统设备代号及名称3.1.15通风与加热系统设备代号、名称及设定值（见表8）表 8 通风与加热系统设备代号、名称及设定值3.1.16 高压CO2灭火系统3.1.16.1 高压CO2气瓶a）数量1）燃机侧：14瓶2）发电机侧：5瓶b）瓶装压力：0.517Mpa3.1.16.2 火警探测器a）数量1）辅机间：4只2）轮机间：6只3）负荷齿轮箱间：3只4）发电机间：3只b）火灾探测器报警设定值：316℃3.1.17 进气与排气系统3.1.17.1 进气系统a）进气滤网型式：自动清吹式b）过滤元件数量：448个c）设计流量：6976 m3／mind）进气流速：1.5 m／mine）脉冲空气压力：（0.56～0.84）Mpaf）脉冲空气频率：20秒/次3.1.17.2 进气与排气系统压力开关代号、名称及设定值（见表9）表 9 进气与排气系统压力开关代号、名称及设定值3.1.18 燃气轮机附属电机代号、名称及设定值（见表10）表 10 燃气轮机附属电机代号、名称及设定值3.1.19 燃气轮机转速继电器代号、名称及设定值（见表11）表 11 燃气轮机转速继电器代号、名称及设定值3.1.20 燃气轮机振动传感器代号、名称及设定值（见表12）表 12 燃气轮机振动传感器代号及设定值3.2 蒸汽轮机及附属设备规范3.2.1 蒸汽轮机主要参数（见表13）表13 蒸汽轮机主要参数3.2.2 凝汽系统设备规范3.2.2.1 凝汽器主要参数（见表14）表14 凝汽器主要参数3.2.2.2凝结水泵主要参数（见表15）表15 凝结水泵及电机主要参数表15 凝结水泵及电机主要参数（续）3.2.2.3 真空泵主要参数（见表16）表16 真空泵及电机主要参数3.3 余热锅炉及附属设备规范3.3.1 余热锅炉3.3.1.1 余热锅炉主要参数（见表17）表17 余热锅炉主要参数3.3.1.2 烟气条件（见表18）表18 烟气条件表18 烟气条件（续）3.3.1.3 主蒸汽减温器主要参数（见表19）表19 主蒸汽减温器主要参数3.3.2 循环水系统3.3.2.1强制循环水泵及电机主要参数（见表20）表20 强制循环泵及电机主要参数3.3.2.2 汽包主要参数（见表21）表21 汽包主要参数表21 汽包主要参数（续）3.3.3 给水系统3.3.3.1 给水泵及电机主要参数（见表22）表22 给水泵及电机主要参数3.3.3.2 低压包除氧头主要参数（见表23）表23 除氧头主要参数3.3.4 附件3.3.4.1 汽水系统安全阀主要参数（见表24）表24 汽水系统安全阀名称及设定值表24 汽水系统安全阀名称及设定值（续）3.3.4.2 汽水系统各开关代号、名称及设定值（见表25）表 25 汽水系统的开关代号、名称、功能及设定值4 联合循环机组的启动4.1 机组启动规定4.1.1 机组启动状态划分4.1.1.1 冷态启动：汽缸下半进汽区金属温度在120℃以下；4.1.1.2 温态启动：汽缸下半进汽区金属温度在120℃-300℃；4.1.1.3 热态启动：汽缸下半进汽区金属温度在300℃以上。