9E联合循环机组电气整套启动方案.
9E燃气蒸汽联合循环燃机运行规程
目录第一章技术规范第一节概述第二节设备规范第二章9E管路系统中利用的通用图表符号第三章辅机马达的启停一. 辅助润滑油泵88QA二. 应急滑油泵88QE三. 辅助液压油泵88HQ四．辅助雾化泵88AB五．轮机间冷却风机88BT1/2(互为备用)六．负荷间冷却风扇88VG-1/2(互为备用)七．透平框架冷却风机88TK-1/2.八．顶轴油泵88QB九．盘车马达88TG十．启动马达88CR十一.油雾分离机88QV十二.内循环水泵88WC-1/2十三.前置轻油泵88FD-1/2十四.重油前置泵88FU-1/2十五.抑钒剂泵88FA-1/2十六.燃油分派器马达88FM十七.液力变扭器马达88TM十八.燃机反吹空压站APU操作十九燃机进气滤反吹手动投运操作第四章机组的正常启动与并网带负荷第一节机组正常启动条件第二节起动前的检查第三节起动操作与监视第五章运行检查与机组主要操作第一节运行中的检查第二节机组的主要操作第六章停机与盘车第一节正常停机条件第二节停机前的准备工作第三节停机操作与监视第四节盘车和停机后的检查第七章机组的紧急停运第一节紧急停运第八章燃料切换和水洗第一节燃料切换第二节机组水洗第三节燃机点火失败后的操作原则第九章燃机事故处置第一节事故处置的原则第二节机组的一般故障现象及处置方式第十章热工保护定值一.电磁阀动作情形二.转速定值三.FSR定值四.温控线定值五．热工保护定值六.压力开关七.调节阀八.其它第十一章报警和事件列表第一章技术规范第一节概述东兴热电有限公司两台燃机均是GE公司生产的PG9171E型重型燃气轮机。
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，轴系采用三轴承支撑方案。
燃机的发电机是空冷、三相、二极、转速3000rpm、频率50HZ的交流电、实心铸铁转子的同步发电机。
机组整套启动方案-经典通用宝藏文档
机组整套启动方案目录1.整套启动方案编写阐明2.#1机组整套启动准绳方案3.#1机组整套启动必备条件3.1全体3.2锅炉3.3汽机3.4电气3.5热控3.6化学3.7输煤、制粉、除灰零碎4.#1机组整套启动预备工作5.#1机组整套启动调试内容及工夫安排5.1空负荷调试阶段5.2带负荷调试阶段5.3 满负荷168h试运阶段6.#1机组整套启动调试质量目标河北国华定洲发电厂#1机组整套启动方案1.整套启动方案编写阐明1.1按国家电力公司2001年版《火电机组达标投产考核标准》300MW以上机组从初次点火吹管至机组完成168h满负荷试运的工期≤90天为标准，因而，计划从点火冲管至机组完成168h满负荷试运共计90天的工夫分配如下：冲管5天；整套启动条件具备工夫15天；整套启动预备工夫5天；空负荷启动工夫5天；汽轮机翻瓦及消缺15天；带负荷调试30天；168试运转15天；共计90天。
1.2整套启动方案所提出的调试项目、内容及质量目标，是按电力工业部96版《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》,电力工业部建设谐和司96版《火电工程启动调试工作规定》, , 《建设国际一流电厂工作规划及实行大纲》的规定所决定。
1.3本整套启动方案次要阐明#1机组在整套启动的准绳方案及整套启动时的必备条件、调试项目、调试工夫安排，以便现场各方人员对机组整套启动的情况心中有底，做好各自责任范围内的工作，顺利完成整套启动任务。
1.4 与本整套启动方案相配套的措施有“#1机组锅炉整套启动调试措施” ,“#1机组汽机整套启动调试措施” ,“#1机组电气整套启动调试措施” ,“#1机组整套启动期间水汽质量监督措施”,“机、电、炉横向大联锁实验措施”。
相关专业调试内容可见这些措施。
2.#1机组整套启动准绳方案按1996年版《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》，整套启动试运分空负荷调试、带负荷调试和满负荷试运三个阶段进行。
并按排在满负荷调试168小时前完成甩负荷实验。
9E型联合循环机组调试及运行中常见问题及解决办法.
• GT:Gas Turbine is GE-ALSTHOM Manufacturer 123.5MW
Model:PG9171E Gas Turbine； • WHRB:Wasted Heat Recovery Boiler is 锅炉为杭州锅炉厂生产的三 压无补燃式强制循环余热锅炉（无凝结水加热器箱）； • STGs:汽机为哈尔滨汽轮机厂生产的60MW双压凝汽式汽轮发电机。
9E型联合循环机组国产化典型配置
Proposal II：（以东莞通明电厂第二套联合循环为 例）
• 燃机为法国GE-ALSTHOM公司制造的123.5MW的
• •
PG9171E型燃气轮机； 锅炉为杭州锅炉厂生产的三压无补燃式强制循环 余热锅炉（布置有凝结水加热器管箱）； 汽机为上海汽轮机厂生产的55MW双压凝汽式汽轮 发电机。
汽轮机简介
• 型号： N60-5.60/0.56/527/255型
• 形式： 双压,冲动,单缸凝汽式
• 汽缸： 由汽缸前部、汽缸中部、和排汽缸组成
汽缸前部采用双层缸结构
• 转子： 为整锻加套装结构，转子主轴采用无中心孔结构
• 通流部分 ：18级压力级，其中11级后设计有补汽,
16级后设计有一低加抽汽
压力 温度 流量 压力 温度 流量
5.6 527 178.5 0.56 255 33 7.6 74.2 29 18 668 1低加 约89
MPA ℃ T/H MPA ℃ T/H KPA ℃ ℃ 级 MM
％
燃机—蒸汽联合循环的优点
• • • • • •
供电效率高 运行高度自动化，快速启停 环保 用地、用水比较小 建议周期短，资金利用最有效 比投资费用低
余热锅炉简介
• 型号：Q1153/526-173.6（33.3）-5.9（0.67）/500（257）型
9E燃机起动方案要点
9E燃机起动调试方案1．分系统各管路，阀位检查（按起动检查清单执行）；2．更换燃机内冷却水；3．按后附分系统调试方案进行分系统试运调试;4．提前给燃机水洗罐加注水洗水，并投加热器（控制水温在50—70度）；5．各滤器的检查，充油放气；A：轻油前置油滤；B：重油前置油滤（重油打循环时进行）；C：双塔滤；D：高压燃油油滤；E：燃机滑油油滤；F：燃机液压油油滤；G：IGV，燃油伺服阀入口金属滤；H：冷却水泵入口滤网；6．投运冷却水系统；（注意检查管路，阀门有无滴漏）；7．投运燃机滑油系统（注意检查管路，阀门有无滴漏，注意检查燃机各轴瓦回油观察窗应有滑油流动）；8．检查燃机MCC间各风机，马达电源开关均处“AUTO”位置；9．检查进气室（滤前，后），IGV喇叭口，（必要时对IGV叶片进行人工清洗）排气室有无异物；并确认燃机排烟挡板已关闭。
10．按燃油管路冲洗作业指导书进行燃油管线的充油放气（轻油前置油滤，燃机双塔滤，高压燃油油滤，主燃油泵等），并注意检查燃油单向阀及燃油管路有无泄露，检查各燃油喷嘴背压是否一致）；11．投运燃机盘车（按9E燃机零起盘车作业指导书进行），盘车过程中应特别注意各轴瓦的振动，轴瓦回油温度及金属温度；及时打印OPERATOT DISPLAY 中的燃机参数；（特别注意发电机驱动端，励磁端轴瓦振动，回油油温及轴瓦金属温度）；低速盘车时间不小于8小时;12．若盘车过程中，各参数正常；按燃机正常水洗操作卡进行燃机水洗各阀门的操作；13．选择“OFF LINE WATER WASH”，选择“CRANK”模式，起动燃机，起动过程中应特别注意各轴瓦的振动，轴瓦回油温度及金属温度；及时打印OPERATOR DISPLAY 中的燃机参数；（特别注意发电机驱动端，励磁端轴瓦振动，回油油温及轴瓦金属温度）；14．若燃机高盘过程中振动等参数皆正常；可按正常燃机水洗作业指导书进行一次燃机的水洗；15．燃机水洗结束（各阀门恢复后），先选择“CRANK”模式起动燃机，燃机起动过程中应密切监视燃机各参数，特别是各轴瓦的振动，各轴瓦的金属及回油温度；若各参数均正常，选择“FIRE”点火，燃机点火后，注意观察FSR及燃油旁路阀的波动情况；注意检查各燃油管线，特别是轮机间燃油管线，活接处有无漏油；记录燃机喷嘴背压值；16．选择燃机“AUTO”模式，让燃机升速，燃机升速过程中，打印（25%；30%；35%；40%；45%；50%；55%；60%；65%；70%；75%；80%；85%；90%；95%；100%）各阶段转速时OPERA TOR DATA 参数，特别注意一阶，二阶各轴瓦的振动；各回油温度，金属温度；各转速段，安排燃机岗人员在辅机间，轮机间，负荷间，发电机间定位检查；辅机间检查人员应及时记录燃机滑油压力，液压油压力，燃机燃油各喷嘴背压等参数；在各级转速阶段检查各顺序控制的设备动作情况如辅助雾化空气泵、防喘放气阀等动作情况；17．燃机维持FSNL运行30分钟，烘干燃机；空载满速时,用手动测振仪测量4#轴瓦轴向振动值;18．燃机烘干结束后，可进行相关的燃机试验，发电机试验如超速、手动跳闸等；19．燃机停运过程中同样需检查各顺序动作情况；20．燃机带负荷试验。
GE公司9E机组的运行
GE公司9E机组的运行9E燃机的运行可分为：启动，并网，带负荷，停机及冷机五部分。
启动：燃机的启动涉及一些相关启动装置。
我厂9E燃机的启动装置主要包括启动电机88CR,盘车电机88TG,液力变扭器，液力变扭器导叶调整电机88TM,辅助齿轮箱，充油式半柔性联轴器等辅机。
盘车电机与启动电机之间，通过柔性联轴器相联，启动电机与液力变扭器之间，液力变扭器与辅助齿轮箱之间是通过靠背轮螺栓相连（刚性连轴器），辅助齿轮箱与燃机大轴（压气机）是通过充油式半柔性联轴器相联。
启动电机带动燃机启动，当燃机的进气流量达点火需求后，燃机点火完成（经一分钟的轻吹过程），燃机点火后继续升速，当燃机转速达自持转速后，启动电机停运，其间，液力变扭器导叶角度也按要求不断调整（通过88TM)实现。
脱扣后，燃机转速在透平的带动下不断上升，直至FSNL(FULL SPEED NO LOAD).并网：为了实现机械能向电能的转化，燃机必须通过所带发电机并网发电来实现；为了实现并网，发电机转速（频率）需与网频一致，机端电压及相位皆与电网一致，通过出口开关52G的合闸操作（手动或自动）完成同期工作。
带载：基本负荷-燃机透平叶片材料所决定的燃机连续运行所能承受的最高燃烧温度（按燃机温控线运行）及最高燃机负载，预选负荷-预选负荷的可调范围为旋转备用负荷至基本负荷之间；一般，燃机预选负荷常常在低于基本负荷的某一负荷，选取预选负荷后，燃机的出力就将被控制在这一点上运行。
尖峰负荷-尖峰负荷为燃机在相对长的一段时间（而非长期连续）里，燃机透平叶片等热部件所能承受的最大出力，尖峰负荷运行会降低机组的使用寿命。
对于考虑燃用重油的机组，因受燃烧温度的限制，已取消带尖峰负荷的功能。
停机-停机分为正常停机和紧急停机两种情况：正常停机-（NORMAL SHUTDOWN)，它是油运行人员手动放出停机命令或由于机械或调节问题而不需紧急停机，由保护装置发出自动停机命令（L94AX);对于我厂9E燃机，自动停机将出现在下面几种情况：燃机大轴启动故障（L48CR);液力变扭器故障（ L94TC);顶轴油泵故障（L94QB);雾化空气温度高（L94AAZ);发电机温度高高或故障（L94GHT);轻油温度低（L26FDLZ-ALM);某一组振动传感器故障（L39VD2);发电机电器故障（L86NX);负荷通道温度TTIB1高（L94LTH);滑油母管温度热电偶。
9E燃机联合循环机组应急启动探讨
9E燃机联合循环机组应急启动探讨摘要：自2004年9E燃气轮机技术转让以来，我国第一代9E机组已经使用了16年以上，9E燃气轮机作为燃气电力行业的主要型号在我国得到了广泛应用。
本文主要分析了9E燃气轮机联合循环机组的应急启动问题。
关键词：9E燃机；联合循环机组；应急；启动进入21世纪以来，我国的天然气电力工业逐步发展壮大。
2021年初，我国天然气发电装机容量已超过1亿千瓦。
燃气发电在火电设施中的比例也从2010年的4.1%上升到2020年初的8.7%。
作为一种低碳清洁能源，它在我国能源结构调整和经济转型发展中发挥着越来越重要的作用。
应急启动是指在电网崩溃时，应急启动机组无需外部电源即可实现点火、匀速、空载运行，向其他电厂提供电厂电力，并快速恢复电网运行。
燃气轮机电站通常位于负荷中心，启动速度较快，尤其是9E燃气轮机，容量适中。
在紧急启动时，更容易满足工厂负荷。
是黑启动机组的最佳选择。
1燃机机组的应急启动分析燃气轮机机组主要有两种运行模式。
一是利用烟气挡板单独运行燃气轮机，称为燃气轮机单循环运行；第二种运行方法是将燃气轮机废气直接送入汽轮机锅炉，带动汽轮机一起运行，称为燃气轮机-汽轮机联合循环运行。
1.1燃机单循环运行所谓单循环燃气轮机，就是燃气轮机将锅炉和汽轮机分开分别运行的方式。
这种运行方式的特点是可以在很短的时间内完成从开机到并网到卸载发电机。
以下为9E燃气轮机机组单周期启停时间表(表1)：表1燃机单循环机组启停计划表燃气轮机单循环机组的运行特点是只有燃气轮机在单次运行中运行。
燃气轮机从启动到并网仅需0.5小时，再用0.5小时达到最大负荷。
燃气轮机从最大负荷到发电机断开需要1小时。
单周期机组运行的最大特点是可以在短时间内完成启停。
1.2燃机-汽机联合循环运行与单循环机组相比，燃气轮机-涡轮联合循环机组的优点是应急启动时可调负荷范围较大，但总体启停时间略长。
然而，对于电厂的紧急启动，联合循环机组完全可以满足稳定、快速的条件。
9E联合循环机组电气整套启动方案.
**公司9E联合循环机组电气整套启动试验方案编制审核批准**公司**年**月**日目录一、编制目的 (4)二、编制依据 (4)三、主要设备参数 (4)四、启动试验范围 (6)五、启动试验项目 (7)六、启动试验前应具备的基本条件 (9)七、启动前的准备工作 (9)八、启动试验步骤 (10)九、安全措施及注意事项 (16)附图一、＃5发变组短路试验一次系统图附图二、＃5发变组带220kV副母空载试验一次系统图附图三、＃6发电机短路试验一次系统图附图四、＃6发电机带＃6主变空载试验一次系统图附录一、＃5发变组短路试验方案附录二、＃5发变组空载试验方案附录三、＃6发电机短路试验方案附录四、＃6发电机带＃6主变空载试验方案附录五、各开关同期回路检查记录表附录六、220kV母差保护带负荷校验方案及发变组等保护装置带负荷校验记录表附录七、＃5、＃6机组低励限制特性曲线校核试验方案附录八、6kV微机厂用电快切装置满载快切试验方案附录九、浙江电试院提供的＃6机励磁模型辨析试验补充试验方案一、编制目的本公司＃5、＃6机组从2008年5月4日开始检修，现已完成＃5发电机、＃6发电机大修工作，完成＃5主变、＃6主变、＃2高厂变、＃1高备变、220kV升压站电气设备的年检和预防试工作，完成＃5、＃6机组所属高、低压电机大修工作，完成6kV I段母线及母线上设备、6kV备用段母线及母线上设备的检修、预试工作，完成相关的继电保护装置大修工作，完成电测仪表的年检工作，完成＃5、＃6机组直流系统、UPS系统检修试验工作等。
经过检修消缺处理，质量监督和验收，部分电气设备已经过分步试运情况正常，已具备启动条件。
为检验本次检修设备的检修质量和检查测量、控制、保护、同期、自动装置及其回路的正确性，特编制此方案。
二、编制依据1、设计院提供的相关图纸与资料；2、设备制造厂提供的图纸、资料及调试大纲；3、G B50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》；4、G B/T 7261-2000《继电器及装置基本试验方法》；5、G B7409-87《大中型同步发电机励磁系统基本技术条件》6、G B/T 14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》7、《火电厂电气设备起动调试》三、主要设备参数1、＃5发电机及励磁机1.1 #5发电机参数：1.2 #5 发电机励磁机参数：2、＃6发电机及励磁机2.1 #6发电机参数：2.2 #6发电机励磁机参数：3、＃5、＃6主变参数：四、启动试验范围本次启动试验的范围包括＃5、＃6联合循环机组的所有电气一次设备、二次设备及远动监控系统。
燃机9E运行规程
第一章技术规范第一节概述#10燃机是一台GE公司生产的PG9171E型燃气轮机。
燃机由一个额定功率为1000W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公司欧洲SNC分公司型号：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：T240-370 三相星形连接冷却方式：空冷额定视在功率：171.875MVA额定功率：1375.5MW额定电压：15KV额定电流：6615A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：210V励磁电流：2411A8．励磁机规范：型号：TKJ86-16 三角形接法冷却方式：空冷W N：506KWV N：210VI N：2431A冷却水温：27℃转速：3000rpm绝缘：F级启励电压：61V启励电流：114A9．#10主变规范：型号：SFP9-180000/110 三相电压：121/15KV频率：50HZ冷却方式：ODAF联结组标号：Ynd11短路阻抗：13.5±7.5%空载电流：0.5+30%空载损耗：<95KW负载损耗：<505KW第三节保护定值第二章 9E管路系统中使用的通用图表符号一.用数字和字母命名的名称(1)数字命名的名称(2)字母代表的名称第二字母二.其他命名(1)设备命名VTR 表示压力调节阀VR 表示减压阀VTR 表示温度调节阀(2)设备的装置或状态的表示法NO 常开NC 常闭ND 常脱开NR 常缩回(3)回路标记OL………………..滑油 OFD……………….燃油排放OLT………………跳闸油 OFV……………….气体燃料通风AD………………..压气机排气 WF…………………给水OF………………..燃油 WR…………………回水OR……………….调节油 WWL……………….暖水管线AE………………..抽出的空气 DOF………………..柴油机燃油DOL………………柴油机滑油 EE………………….发动机排气AA………………..雾化空气(4)其他PC………………..用户接口 T……………………温度计OD……………….排油 OLV………………...滑油通气PT………………..堵塞 AV……………………空气通风S………………….观察孔 SD……………………密封排放第三章辅机马达的启停一.辅助润滑油泵88QA1.自动控制1)电源开关在工作位,电源指示灯亮,操作选择把手应在“AUTO”位.2)启停情况(1) 开机过程中：透平转速≥95% 退出停机过程中：透平转速≤94% 投入(2) 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≤2.758bar（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≤2.758bar（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≤2.758bar（e）燃机转速≤0.06%但未发停机令且未选择“COOLDOWN OFF”靶标，压力开关63QA-2动作或VRP2出口压力QAP2≤2.758bar 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2.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88QE1.自动控制1)电源开关在合闸位,电源指示灯亮,操作选择把手应在“OFF”位.2)启停情况保护启：(1) 在 0.06%≤燃机转速≤50%情况下，以下条件之一满足时保护启：（a）63QT-2A动作且发电机滑油压力QGP≤0.552bar（b）压力开关63QA-2动作（c）VRP2出口压力QAP2≤2.758bar此情况下88QE只能通过强制L4QEZ1为“0”才能停下(2) 燃机转速≤0.06%时,以下条件之一满足时,88QE每15分钟启动一次, 每次维持3分钟，直至熄火后14小时就不再启动（a）63QT-2A动作且发电机滑油压力QGP≤0.552bar（b）压力开关63QA-2动作（c）VRP2出口压力QAP2≤2.758bar(d) 88QA未启动2.手动控制1)手动投入:电源开关合上，将操作把手打至“ON”位，88QE投入2)手动退出: 电源开关合上，将操作把手打至“OFF”位，88QE退出三.辅助液压油泵88HQ1.自动控制1)电源开关在工作位,电源指示灯亮,操作选择把手应在“AUTO”位.2)启停情况(1)开机过程中：发启动令后即投入,透平转速≥95%时退出停机过程中：机组转速≤94%时投入,熄火后退出.(2)保护启：压力开关63HQ-1动作保护停：压力开关63HQ-1复归2.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，退出四．辅助雾化泵88AB1．自动控制1)电源开关在工作位,电源指示灯亮,操作选择把手应在“AUTO”位.2)启停情况开机过程中：轻油泵启动后即投入,机组转速≥60%时退出停机过程中：机组转速≤50%时投入,熄火后退出.2．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，退出五．轮机间冷却风机88BT1/2(互为备用)1.自动控制1)电源开关在工作位,电源指示灯亮,操作选择把手应在“AUTO”位.2)启停情况:程序1：（5月~11月使用）开机过程中：机组转速≥10%，88BT投入运行.停机过程中：熄火后88BT退出运行,熄火后一小时投入，最高叶轮间温度<149℃后退出程序2：（12月~4月使用）开机过程中：机组转速≥95%，88BT投入运行停机过程中：熄火后88BT退出运行2. 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，退出六．负荷联轴节间冷却风扇88VG-1/2(互为备用)1. 自动控制1) 电源开关在工作位,电源指示灯亮,操作选择把手应在“AUTO”位.2)启停情况(1) 开机过程中：点着火后,88VG投入.停机过程中：熄火后，88VG退出.(2)保护停：负荷联轴间温度ATLC1≤38℃2．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，退出七．透平框架冷却风机88TK-1/2.1. 自动控制1) 电源开关在工作位,电源指示灯亮,操作选择把手应在“AUTO”位.2) 启停情况开机过程中：机组点着火后,88TK-1投入,10s后88TK-2投入.停机过程中：机组熄火后88TK-1退出,10S后88TK-2退出.2.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，退出八．顶轴油泵88QB1. 自动控制1) 电源开关在工作位,电源指示灯亮,操作选择把手应在“AUTO”位2)启停情况(1)开机过程中：机组转速≥26%时，88QB退出运行.停机过程中：机组转速<26%时，88QB投入运行.(2)保护停： a：已发停机令且燃机已熄火14小时且已选择“COOLDOWN OFF”靶标且燃机转速≤0.06%b：压力开关63QA-2动作保护启：a：燃机转速≤0.06%且压力开关63QA-2未动作且已选择“COOLDOWN ON”靶标b：燃机转速≥0.31%且压力开关63QA-2未动作3.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，退出九．盘车马达88TG1. 自动控制1) 电源开关在工作位,电源指示灯亮,操作选择把手应在“AUTO”位2)启停情况(1)开机过程中：机组转速≥4%时，88TG退出运行.停机过程中：机组转速≤3.3%时且L63QT节点未动作且压力开关63QB-1未动作，88TG投入运行.(2)保护停：燃机已熄火14小时且已选择“COOLDOWN OFF”靶标或L63QT节点动作或压力开关63QB-1动作2. 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，退出十．启动马达88CR1. 自动控制1) 电源开关在工作位,电源指示灯亮,操作选择把手应在“AUTO”位2)启停情况开机过程中: 发启动令后4秒启动，机组转速≥60%后退出2．手动控制.电源开关在工作位,操作把手打在“MAN”位，按下合闸按钮，投入；按下分闸按钮，退出十一.油雾分离机88QV1. 自动控制1) 电源开关在工作位,电源指示灯亮,操作选择把手应在“AUTO”位2) 启停情况滑油系统投入运行,88QV-1投入；L63QT2A,2B为“1”或滑油系统停运时88QV退出。
9E燃机联合循环机组应急启动探讨
Internal Combustion Engine &Parts1燃机机组的应急启动分析燃机机组主要有两种运行方式。
第一种是利用烟气挡板燃机单独运行叫做燃机单循环运行；第二种运行方式是燃机排气直接通入汽机锅炉带动汽轮机一起运行叫做燃机-汽机联合循环运行。
1.1燃机单循环运行所谓燃机单循环，就是燃机脱开锅炉和汽机单独运行的方式。
这种运行方式的特点是从启动到并网再到发电机解列在很短的时间内就可以完成。
下面是9E 燃机机组单循环启停计划表以及响应的符合曲线图（表1、图1）：所需时间（小时）项目燃机负荷（MW ）总负荷00.50.511燃机启机燃机并网达到满负荷满负荷运行燃机解列107878001078780表1燃机单循环机组启停计划表燃机单循环机组运行特点是只有燃机单一运行，从燃机启动到并网只需要0.5小时，再到最大负荷需要0.5小时，燃机从最大负荷到发电机解列需1小时，因此燃机单循环机组运行最大的特点就是启停在很短的时间内就可以完成。
1.2燃机-汽机联合循环运行燃机-汽机联合循环机组相比于单循环机组优势在于应急启动时可调节的负荷范围更大，但在整体启停时间上稍长。
然而对于电厂的应急启动，联合循环机组完全能满足稳定、快速的条件，只有具备了这两个条件，才算是有效率的、合格的应急启动。
为了更加直观的展示联合循环机组的优势，我们将对它的负荷曲线图做一个分析：下面是9E 燃机-汽机联合循环机组启停计划表以及相应的负荷曲线图（表2、图2）：燃机-汽机联合循环机组工作原理是：燃机先启动运行，当燃机运行稳定后，将燃机尾部排出的高温废气通入汽机锅炉，待锅炉形成连续稳定的气态工质时，再通过管道引入汽机并冲转汽机，使汽机达到并网发电的24V ，如图7所示为ECU 针脚原理图。
图7ECU 针脚原理图②根据初步判定的故障，使用万用表测量ECUX1-22针脚是否与电源短接。
③用万用表测继电器控制端与ECUX1-22的电压，T15上电后，该电压为24V ，启动时该电压恒定24V 不变，正常情况下，该电压由24V 拉低至0V 。
9E燃机起动方案讲解
9E燃机起动调试方案1．分系统各管路，阀位检查（按起动检查清单执行）；2．更换燃机内冷却水；3．按后附分系统调试方案进行分系统试运调试;4．提前给燃机水洗罐加注水洗水，并投加热器（控制水温在50—70度）；5．各滤器的检查，充油放气；A：轻油前置油滤；B：重油前置油滤（重油打循环时进行）；C：双塔滤；D：高压燃油油滤；E：燃机滑油油滤；F：燃机液压油油滤；G：IGV，燃油伺服阀入口金属滤；H：冷却水泵入口滤网；6．投运冷却水系统；（注意检查管路，阀门有无滴漏）；7．投运燃机滑油系统（注意检查管路，阀门有无滴漏，注意检查燃机各轴瓦回油观察窗应有滑油流动）；8．检查燃机MCC间各风机，马达电源开关均处“AUTO”位置；9．检查进气室（滤前，后），IGV喇叭口，（必要时对IGV叶片进行人工清洗）排气室有无异物；并确认燃机排烟挡板已关闭。
10．按燃油管路冲洗作业指导书进行燃油管线的充油放气（轻油前置油滤，燃机双塔滤，高压燃油油滤，主燃油泵等），并注意检查燃油单向阀及燃油管路有无泄露，检查各燃油喷嘴背压是否一致）；11．投运燃机盘车（按9E燃机零起盘车作业指导书进行），盘车过程中应特别注意各轴瓦的振动，轴瓦回油温度及金属温度；及时打印OPERATOT DISPLAY 中的燃机参数；（特别注意发电机驱动端，励磁端轴瓦振动，回油油温及轴瓦金属温度）；低速盘车时间不小于8小时;12．若盘车过程中，各参数正常；按燃机正常水洗操作卡进行燃机水洗各阀门的操作；13．选择“OFF LINE WATER WASH”，选择“CRANK”模式，起动燃机，起动过程中应特别注意各轴瓦的振动，轴瓦回油温度及金属温度；及时打印OPERATOR DISPLAY 中的燃机参数；（特别注意发电机驱动端，励磁端轴瓦振动，回油油温及轴瓦金属温度）；14．若燃机高盘过程中振动等参数皆正常；可按正常燃机水洗作业指导书进行一次燃机的水洗；15．燃机水洗结束（各阀门恢复后），先选择“CRANK”模式起动燃机，燃机起动过程中应密切监视燃机各参数，特别是各轴瓦的振动，各轴瓦的金属及回油温度；若各参数均正常，选择“FIRE”点火，燃机点火后，注意观察FSR及燃油旁路阀的波动情况；注意检查各燃油管线，特别是轮机间燃油管线，活接处有无漏油；记录燃机喷嘴背压值；16．选择燃机“AUTO”模式，让燃机升速，燃机升速过程中，打印（25%；30%；35%；40%；45%；50%；55%；60%；65%；70%；75%；80%；85%；90%；95%；100%）各阶段转速时OPERA TOR DATA 参数，特别注意一阶，二阶各轴瓦的振动；各回油温度，金属温度；各转速段，安排燃机岗人员在辅机间，轮机间，负荷间，发电机间定位检查；辅机间检查人员应及时记录燃机滑油压力，液压油压力，燃机燃油各喷嘴背压等参数；在各级转速阶段检查各顺序控制的设备动作情况如辅助雾化空气泵、防喘放气阀等动作情况；17．燃机维持FSNL运行30分钟，烘干燃机；空载满速时,用手动测振仪测量4#轴瓦轴向振动值;18．燃机烘干结束后，可进行相关的燃机试验，发电机试验如超速、手动跳闸等；19．燃机停运过程中同样需检查各顺序动作情况；20．燃机带负荷试验。
9E联合循环发电机组快速启动优化探讨
9E联合循环发电机组快速启动优化探讨摘要：本文重点介绍了提升9E联合循环发电机组快速启动能力所采取的的多项措施，并分析最终的优化效果。
关键字：联合循环发电机组，快速启动，燃气轮机9E联合循环发电机组现广泛应用于国家西气东输工程中，设备的核心为双轴联合发电机组。
其中，燃气轮机发电机组由美国GE公司引进，配套余热锅炉和汽轮发电机组一般由国产提供。
该机组的燃料来源大多使用天然气，主要的技术优势在于启动快、调峰能力优良，同时兼具高效、节能环保等优点。
该类型机组从引入之后在行业内安全稳定运行可靠，同时为了进一步降低发电机组能耗，挖掘该设备潜能，在国家节能减排政策的指引下，采用了多种优化措施，并加强运行维护频率，结合一定的设备改造，在经济性和节能性上有明显提升。
1 9E联合循环发电机组使用情况分析本次讨论改进优化的9E联合循环发电机组，核心设备从美国GE公司采购，属于PG9171E机型的一款。
机组锅炉部分使用卧式、无补燃、双压、自然循环余热锅炉，汽轮机使用的是双压、冲动、单排汽、单轴、可调整抽汽凝汽式汽轮机，两者属于国产设备。
整体燃气轮机使用天然气供给能源，结合实际测量功耗，该设备在20℃环境温度下，稳定运行输出燃机功率在120MW左右，能够满足7.5kg/s天然气质量流量输送要求。
联合循环发电机组中燃气轮机工作原理如下：首先通过启动电机带动17级的压气机旋转将空气吸入，空气与天然气混合后，送入燃烧室，混合气体在燃烧室内点燃。
燃烧后的混合气体温度和压力进一步升高，高温高压气体在流经燃机透平的动叶和喷嘴后，逐渐膨胀并带动叶片做功，推动燃机转子转动，带动压气机旋转，最终实现天然气中化学能向机械能的转化。
完成做功的高温混合气体，进入余热锅炉中，在余热锅炉中回收混合气体中的热能，达到能源分级利用、节能减排的目的。
作为重要的能源供应节点，启动和停运的次数较多，机组主要的启动方式大多是燃机冷态、汽机热态启动。
在该机组优化之前，从燃机发启动令直到9E联合循环发电机组功率达到额定负荷用时超过180分钟。
9E燃气-蒸汽联合循环机组启停优化
9E燃气-蒸汽联合循环机组启停优化摘要：结合我公司2套220MW燃气-蒸汽联合循环发电机组运行情况，通过对机组启停过程运行方式、逻辑进行优化，从而降低厂用电率，达到节能降耗的目的，不仅可以提高发电厂的经济效益同时也能促进更好的发展。
关键词：燃气轮机；联合循环；节能技术；启停优化引言发电厂在电力生产过程中，需要大量的电动拖动设备，用以保证机组主要设备和辅助系统的正常运行，这样就形成了厂内自耗电，而厂用电率的高低是影响燃气轮机组供电气耗和发电成本的主要因素之一，目前各个发电厂均把如何降低厂用电作为重要的生产运行目标来加以解决。
我公司2套220MW燃气-蒸汽联合循环发电机组，是由西门子制造的两台SGT5-2000E （V94.2）型燃气轮机，与华西能源余热锅炉和上海汽轮机发电机组成的多轴布置的联合循环发电机组，于2016年12月先后投产。
根据机组实际运行情况，以节约6kV设备的用电作为主要方向，对机组启停运行方式、逻辑等进行优化，为国内相似联合循环机组提供参考。
1、机组冷态启动上水阶段1、1常见的低压汽包上水采用启动凝结水泵（变频）上水方式，锅炉上水要求如下：1)、水质要求：必须符合给水标准。
2)、水温要求：上水温度在20℃～70℃。
3)、上水时间：夏季不少于2小时，冬季不少于4小时。
4)、上水速度应均匀缓慢，控制汽包上、下壁温≤40℃，给水温度与汽包壁温差≤40℃。
采用凝结水泵（变频）上水时，凝泵最低出口压力0.5Mpa,变频电流30A，自凝结水系统进水赶空气到低压汽包上水到启动水位,用时约2.5小时；为保证炉水品质，通常会将低包内炉水放掉再上至启动水位，又要维持凝泵运行约1小时。
即正常的机组冷态启动，完成低压汽包上水工作，要维持凝结水泵（变频）运行约3.5小时。
1、2采用除盐水泵往低包上水通过改造凝结水系统增加一路化学除盐水→低包上水电动门→凝结水系统→余热锅炉。
采用除盐水泵（变频）运行，维持出口压力0.55Mpa,电流45A，运行机组补水40t/h，启动机组上水流量30t/h，低包4小时正常上水至启动水位。
对9E燃机联合循环机组应急启动的分析
运行与维护130丨电力系统装备 2019.8Operation And Maintenance2019年第8期2019 No.8电力系统装备Electric Power System Equipment经济社会的发展扩大了电网的覆盖范围，社会生产与人民生活都对于供电可靠性提出了更高的要求，如何实现电网的安全稳定运行成为供电企业亟待解决的问题。
燃机-汽机联合循环机组具有运行稳定性强、启动/停止速度快的特点，优化其应急启动效果可以显著降低电网事故发生的概率，提高电网的运行效能。
1 燃机机组的基本运行方式1.1 燃机单循环该模式主要依靠烟气挡板燃机脱离锅炉与汽机实现单独运行，可在短时间内完成启动、并网、发电机解列等多项操作。
其中燃机单循环机组可实现实时启动，燃机负荷为0；燃机并网只需30 min ，9E 型燃机从并网到满负荷需时约15 min ，可达到快速带负荷为电网输出电能顶峰作用，但单循环运行经济性较低。
1.2 燃机-汽机联合循环相较于燃机单循环运行模式而言，燃机-汽机联合循环机组在应急启动方面的可调节负荷范围显著扩大，能够迅速满足电厂的应急启动需求，但同时所消耗的启停时间相对较长。
燃机联合循环机组在开始运行后先启动燃机，待燃机达到稳定运行状态时从其尾部将高温尾气排出，并通入汽机锅炉中；待高温尾气在锅炉中加热除盐水转化为连续、稳定的蒸汽工质后，经由汽机暖管输送至汽机同时冲转汽机，实现汽机的并网发电。
通常当燃机启动至并网仅需耗费30 min ，燃机选择部分负荷等待汽轮机暖机；燃机到达稳定状态、完成并网、汽机冲转直至汽机并网共需耗费2 h ，燃机联合循环机组达到满负荷需再增添2 h ，约4~5h 可燃机、汽机均满负荷运行，能够有效满足应急启动需求[1]。
此外，由于直流输电模式下只能输送有功，在此情况下需要借助机组输送无功，以此起到调节电网平衡点作用，而9E 燃机联合循环机组可做电网无功输出备用选择。
2 对9E 燃机联合循环机组应急启动操作与维护保养的探讨2.1 优化9E 燃机联合循环机组应急启动效率的操作背景某发电公司配有9E 型机组中的PG9171E 型燃气轮机、Q1097/555-181-6.1/532型三压强制循环余热锅炉以及LZN55-5.6/0.65型冲动式凝汽式单缸汽轮机。
一种新的9E型联合循环机组冷态启动方案
中 图 分 类 号 ：Ｋ ７ Ｔ ４７
２ ０世 纪 ９ Ｏ年代 以来 ， 气一 汽联 合 循 环发 电 燃 蒸
技 术 在全世 界得 到 了快速 发展 。我 国也在 近几
当前 的 天然 气 价格 居 高 不下 ， 以天 然 气 为能 源
的燃气 机组 参与 启停 调峰后 ， 经济效 益 大大 降低 。 其
２ ０ ～３ ０ 范 围 内 为 温 态 启 动 ， 温 度 大 于 ０℃ ８℃ 该
３ ０ 时为热 态启 动 。在冷 态启 动过程 中 ， ８％ 由于 汽缸
以缩 短开 机时 间 ， 高经 济效 益 。 提
２ 冷 态 启 动 方 案对 比
２ １ 冷态启 动原 方案 ．
（ ）当锅 炉开始升温 升压时 ， １ 打开锅 炉出 口电动 门， 开始暖均压箱 ， 保证均压箱压力 不超过 ０ １ Ｐ 。 ．５Ｍ ａ
金 属温 度 较低 ， 高 的温 升 率 会造 成 汽 轮 机 较 大 的 较
热应 力 ， 响机 组 安 全 和 使 用 寿 命 Ｊ 因此 蒸 汽 温 影 ， 度不 能 升高过 快 。为 防止热应 力过 大 引起金 属部件 变形 ， 求燃 机在低 负荷 工况 下运 行较 长时 间 ， 要 因此 冷态 启 动过程 中的经济 指标很 差 。研究 冷态 开机 方
后 电动疏 水 门和 主汽 电动 门旁 路 电动 门 ， 两 侧 压 待
力平 衡后 打开 主 汽 电动 门 ， 闭 主 汽 电动 门旁 路 电 关 动门， 暖管至 主汽 阀组前 。 （ ）在 暖 管 过 程 中应 适 当 调 节 凝 汽 器 循 环 水 ４
１ 机 组 概 述
武 昌热 电有 限公 司 １燃 气一 汽 联合 循 环 机组 ＃ 蒸 采用 Ｇ Ｇ １１ Ｅ Ｐ ９７ Ｅ型燃 机 ， 额 定 工 况 （０ ． Ｐ ， 其 １１３ｋａ
9E联合循环机组热态启动过程分析
9E联合循环机组热态启动过程分析丁峰【摘要】对9E燃气蒸汽联合循环机组热态启动时间长的原因进行分析,并择优选择了处理方案.通过对9E燃气蒸汽联合循环机组热态启动过程分析,找出了影响9E 联合循环机组热态启动时间长的主要因素是运行人员的操作方法差异导致锅炉升温阶段过长.选择锅炉入口烟温达到100C为锅炉开始送汽的参照标准,缩短了9E联合循环机组热态启动时间,增加了机组发电量.【期刊名称】《吉林电力》【年(卷),期】2017(045)005【总页数】3页(P54-56)【关键词】燃气蒸汽联合循环机组;热态启动;锅炉升温【作者】丁峰【作者单位】深圳钰湖电力有限公司,广东深圳 518111【正文语种】中文【中图分类】TM611.31随着国家经济的发展，火力发电厂安全经济运行已成为其可持续发展的重要条件之一。
燃气轮机热态启动时间长，会增加机组的用气消耗，使机组的经济性能降低。
深圳某燃气电厂有2套9E燃气-蒸汽联合循环机组。
2013年7月至12月期间，9E联合循环机组热态启动时间最长为63.0 min，最短为51.0 min，平均时间为57.5 min，启动时单次差异较大，且比同类型电厂同类型机组热态启动时间略长。
1 联合循环机组热启动过程分析1.1 机组热态启动流程机组热态启动可以分为3个阶段。
T1阶段为燃机点“start”到汽机送轴封，T2阶段为汽机送轴封到汽机冲转，T3阶段为汽机冲转到汽机并网。
1.2 机组启动过程分析2013年7月至12月9E联合循环机组热态启动时间见表1，通过对表1的数据分析得出，T2和T3阶段的样本极差平均值为1.55 min和1.60 min，而T1阶段的样本极差平均值为7.70 min。
汽机在T2和T3阶段所经过的操作流程相同，所用时间变化很小；而T1阶段汽机暖管、暖轴封过程所用时间不同，样本极差较大。
影响汽机热态启动时间主要在T1阶段。
按照机组运行操作规程，T1阶段汽机采用逐段暖管方式，T1时间内的整个流程如下。
机组整套启动方案
机组整套启动方案一、引言机组启动是指将发电机组从停机状态恢复到正常运行状态的过程。
对于发电厂来说，启动过程必须可靠、高效，以确保电力供应的连续性和稳定性。
本文将介绍一套机组整套启动方案，包括准备工作、操作步骤、安全措施和注意事项等。
二、准备工作1.确定启动人员：根据要求，确定负责启动的操作人员，并确保其熟悉机组设备的启动流程和操作规程。
2.检查设备状态：对机组设备进行全面检查，确保相关设备完好、无故障，如润滑系统、冷却系统、燃烧系统等。
3.准备工具和资料：准备好所需的启动工具和资料，比如启动钥匙、操作手册、蓄电池电压表等。
三、操作步骤1.充电准备：检查蓄电池电压是否达到要求，如果低于要求，需要进行充电。
确保蓄电池电压充足可以支持机组的启动。
2.润滑系统启动：打开润滑系统的进、出油阀，调整油压和油温至正常工作范围，确保润滑系统正常运行。
3.冷却系统启动：检查冷却系统的水位和压力是否正常，打开进、出水阀，确保冷却系统正常运行。
4.预热启动：按照操作手册的要求，对发电机组进行预热，使其达到启动温度范围，同时检查燃烧系统是否正常。
5.发电机启动：按照操作手册的要求，先将发电机的离合器拨到启动位置，然后启动发电机。
等待发电机达到正常工作状态。
四、安全措施1.个人安全：确保操作人员戴好个人保护装备，比如安全帽、防护眼镜和防护手套等。
操作人员必须要经过相关培训和持证上岗。
2.设备安全：在启动过程中，要特别注意设备的工作状态，一旦发现异常情况，要立即停止启动操作，并及时排除故障。
3.火灾防范：注意燃烧系统的安全性，在进行预热和启动操作时要加强火灾防范措施，比如保持周围区域的清洁，禁止吸烟等。
五、注意事项1.温度监测：在启动过程中，要随时关注相关设备的温度变化情况，确保温度在安全范围内，避免超温损坏设备。
2.启动记录：在启动过程中，要及时记录相关参数和操作情况，以便于后续的故障排除和优化。
3.准备备用方案：在启动过程中，如果发现了无法解决的问题，需要及时准备备用方案，比如启动备用机组或者通知维修人员。
9E燃机的启动系统介绍
周函翔 2013年07月29日
9E燃机启动系统
概述
系统设备 马达的投入和退出
9E燃机启动系统（概述）
启动系统的作用是使燃机在启动过程中能
升速至一个自持转速。启动系统包括一个主驱
动马达和一个液力变扭器。液力变扭器通过可 变的转子转速来控制点火的速度和转子转动速 度。
盘车系统是为燃机在冷机过程中转动转子 使转子均匀冷却而设计的。它包括一个电动 马达，被称为盘车马达。盘车马达带动驱动 马达和液力变扭器来驱动透平。
透平转子的脱扣总是由驱动马达来 完成的。在压气机水洗过程中燃机运 行机从静止状态完成启动盘车或燃气 轮机从静止状态、盘车状态启动燃气轮机至 并网运行都需要启动系统来完成。燃气轮机
的启动涉及一些相关启动装置，我厂9E燃气
轮机的启动装置主要包括启动电机88CR,盘
88CR停运，燃气轮机转速将下降，直至14HP失
电；
（6）14HP失电后盘车电机将启动，液力变扭
器导叶角由68度调整至盘车角度45度，燃气轮
机转
速将上升至盘车转速约4％TNH左右。
谢谢!
启停情况 开机过程中：机组转速≥4%时，88TG退
出运行。
停机过程中：机组转速≤3.3%时且L63QT 节点未动作且压力开关63QB-1未动作，
88TG投入运行。 保护停：燃机已熄火14小时且已选择 “COOLDOWN CONTROL”栏目下的“OFF” 靶标或L63QT节点动作或压力开关63QB-1 动作。
清吹程序结束后（即14HM动作后1分钟）动
作一次，TMGV由510下降至150。点着火2秒
后动作一次，TMGV由150上升至680
停机过程中：熄火后动作一次，TMGV由680 下降至500。14HM复归后动作一次，TMGV由 500上升至680。盘车投入后动作一次，TMGV 由680下降至450
9E燃机各项操作详述
第二十六讲 9E燃机各项操作详述1#燃机起动作业指导书目的：在一定时间内，使燃机从禁止状态迅速、稳定、经济地达到满负荷运行状态。
参考该作业指导书，对起动过程中出现的异常现象加以分析，有利于设备的安全运行。
条件：1．无影响机组安全起动、运行、停机的因素存在；2．无影响正常操作的因素存在；3．接到值长起机命令；涉及系统：润滑油系统、液压油系统、跳闸油系统、液力变扭器系统、IGV系统、燃油系统、29E燃机起动操作要点1．作起动前的检查。
（详见“起动前的检查”）2．确认重油板式加热器进汽手动阀HV401。
3．确认1#间隔主变恻刀闸11014已合闸。
4．确认机组是否处于准备起动状态。
5．在MARK V显示屏上进行主复位.6．点击“AUTO”，“ EXECUTE”。
7．机组启动点火后，检查各喷嘴背压有无差异。
检查88BT-2风机有无停运，若有停运，需再次按“START+EXECUTE”8．对机组进行全面巡视，机组不应有漏气、漏油、异常振动，异常声音等情况。
9．在发电机励磁与控制柜右侧柜门表面第四隔板上选择自动同期。
(并网前强制锅炉温态信号“L3BOIL_W”为“1”，并臵预选负荷设定值为85MW.10．将发电机合闸开关旋至CLOSE，将同期开关旋至OFF状态。
11．投入功率因数。
12．先选择预选负荷，待燃机负荷超过80MW后，将负荷选择打至“BASE LOAD”。
13．燃机带满负荷后，解除锅炉温态信号“ L3BOIL_W”。
1#燃机轻重油切换作业指导书目的：为了降低机组发电成本，提高经济效益，使机组平稳地从燃用轻油运行转换到燃用重油运行。
针对我厂9E机组现有设备，依照操作指导书，确保机组稳定切换。
条件：在起机过程中，燃机已并网带负荷至基本负荷后，满足下列要求：A.重油回油温度在120℃以上；（但不要超过130度）。
B.检查雾化空气系统，没有出现压差低信号；C.检查MARKE V控制器内<R>、<S>、<T>机正常；D.检查重油压力与轻油压力指示相近，在5.0Bar左右；涉及系统：重油前臵系统、轻油前臵系统、抑钒剂系统、板式加热系统、雾化空气系统、仪用空气系统、油罐区。
9E燃气蒸汽联合循环机组冷态启动优化
第32卷第1期2019年3月《燃气轮机技术》GAS TUＲBINE TECHNOLOGY Vol.32No.1Mar．，2019收稿日期：2018-09-04改稿日期：2018-10-20作者简介：黄庆（1979—），男，江苏海门人，硕士，从事燃气轮机运行管理工作；通信作者：周建（1982—），男，从事燃气轮机运行管理工作，E-mail ：zj20057010@163．com 。
9E 燃气-蒸汽联合循环机组冷态启动优化黄庆，周建，章恂，李晓柯（华能南京燃机发电有限公司，南京210034）摘要：通过深入分析影响GE 9E 燃气－蒸汽联合循环机组冷态启动经济性的主要因素，从机组冷态启动主要步骤、优化前后机组冷态启动过程、燃气轮机排气温度与缸温的匹配等方面提出了相应的优化方案，从而达到缩短联合循环机组的冷态启动时间及降低启动发电成本，提高机组冷态启动的经济性，对同类型机组具有一定的参考价值。
关键词：燃气-蒸汽联合循环；冷态启动；优化分析；排放控制中图分类号：TK478文献标志码：B文章编号：1009-2889（2019）01-0068-05当前，随着城市化进程的快速发展，环境问题也日益突出，环境治理已经刻不容缓，这给天然气发电带来了前所未有的发展机遇。
与燃煤发电相比，天然气属于一种清洁能源，燃烧不产生灰、渣、二氧化硫等有害物质，而且燃气-蒸汽联合循环机组的发电效率接近60%，相比燃煤机组约40%的热效率，能源利用率有了很大提高；同时，启停机灵活快速、负荷反应灵敏等特性使其具有更好的调峰能力［1］。
GE 9E 燃气-蒸汽联合循环供热机组一般不参与电网的调峰，不需要每天进行启停，冷态机组从燃气轮机启动到汽轮机带满负荷需205min ，明显启动时间过长，对机组的气耗、电耗、电网的调度以及机组经济性肯定会带来一定的影响。
本文将以#5/6机组冷态启动为例，通过分析影响机组冷态启动时间的主要因素，提出相应的优化措施，缩短冷态启动时间，尽可能提高机组冷态启动的经济性。
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**公司9E联合循环机组电气整套启动试验方案编制审核批准**公司**年**月**日目录一、编制目的 (4)二、编制依据 (4)三、主要设备参数 (4)四、启动试验范围 (6)五、启动试验项目 (7)六、启动试验前应具备的基本条件 (9)七、启动前的准备工作 (9)八、启动试验步骤 (10)九、安全措施及注意事项 (16)附图一、＃5发变组短路试验一次系统图附图二、＃5发变组带220kV副母空载试验一次系统图附图三、＃6发电机短路试验一次系统图附图四、＃6发电机带＃6主变空载试验一次系统图附录一、＃5发变组短路试验方案附录二、＃5发变组空载试验方案附录三、＃6发电机短路试验方案附录四、＃6发电机带＃6主变空载试验方案附录五、各开关同期回路检查记录表附录六、220kV母差保护带负荷校验方案及发变组等保护装置带负荷校验记录表附录七、＃5、＃6机组低励限制特性曲线校核试验方案附录八、6kV微机厂用电快切装置满载快切试验方案附录九、浙江电试院提供的＃6机励磁模型辨析试验补充试验方案一、编制目的本公司＃5、＃6机组从2008年5月4日开始检修，现已完成＃5发电机、＃6发电机大修工作，完成＃5主变、＃6主变、＃2高厂变、＃1高备变、220kV升压站电气设备的年检和预防试工作，完成＃5、＃6机组所属高、低压电机大修工作，完成6kV I段母线及母线上设备、6kV备用段母线及母线上设备的检修、预试工作，完成相关的继电保护装置大修工作，完成电测仪表的年检工作，完成＃5、＃6机组直流系统、UPS系统检修试验工作等。
经过检修消缺处理，质量监督和验收，部分电气设备已经过分步试运情况正常，已具备启动条件。
为检验本次检修设备的检修质量和检查测量、控制、保护、同期、自动装置及其回路的正确性，特编制此方案。
二、编制依据1、设计院提供的相关图纸与资料；2、设备制造厂提供的图纸、资料及调试大纲；3、G B50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》；4、G B/T 7261-2000《继电器及装置基本试验方法》；5、G B7409-87《大中型同步发电机励磁系统基本技术条件》6、G B/T 14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》7、《火电厂电气设备起动调试》三、主要设备参数1、＃5发电机及励磁机1.1 #5发电机参数：1.2 #5 发电机励磁机参数：2、＃6发电机及励磁机2.1 #6发电机参数：2.2 #6发电机励磁机参数：3、＃5、＃6主变参数：四、启动试验范围本次启动试验的范围包括＃5、＃6联合循环机组的所有电气一次设备、二次设备及远动监控系统。
1、#5发电机及其附属设备，包括出线GLAC柜、封闭母线、中性点GNAC柜；2、#6发电机及其附属设备，包括机端PT柜、＃6主变10kV侧PT柜、出线母线、10kV闸刀、中性点柜、＃2高压厂变及其附属设备；3、#5、＃6主变及其附属设备；4、#5、＃6主变220kV间隔设备；5、220kV副母线及其母线设备；6、金黄2Q18线路间隔设备；7、DCS系统、网络监控系统以及与＃5、＃6机启动相关的保护、自动装置、控制和测量回路等。
五、启动试验项目1、额定转速下＃5发变组三相短路试验1.1 测录＃5发变组三相短路特性1.2 校验＃5发电机、＃5主变差动保护及其它保护的电流回路正确性2、额定转速下＃5发变组带220kV副母空载升压试验2.1 检查＃5发电机电压二次回路正确性2.2 测录＃5发变组的空载特性2.3 检查＃5主变220kV开关同期电压回路正确性3、＃5发电机空载时励磁调节系统试验（录波）3.1 ＃5发电机手动方式电压建立试验及调压范围检查3.2 ＃5发电机自动建压试验及调压范围检查3.3 ＃5励磁调节器自动跟踪及手自动切换操作试验3.4 ＃5发电机灭磁试验，测录灭磁时间常数4、＃5发电机并网带负荷试验4.1 ＃5发电机低励限制特性校核试验4.2 ＃5发电机保护带负荷校验4.3 ＃5发变组保护带负荷校验4.4 220kV母差保护带负荷校验4.5 金黄2Q18线路保护带负荷校验4.6 检查＃5发变组测控回路电流电压接线正确性5、额定转速下＃6发电机三相短路试验5.1 测录＃6发电机三相短路特性5.2 校验＃6发电机差动保护及其它保护的电流回路正确性6、额定转速下＃6发电机带＃6主变空载升压试验6.1 测录＃6发电机的空载特性6.2 检查＃6发电机开关同期回路正确性6.3 在额定电压下测量＃6发电机转子轴电压7、＃6发电机空载时励磁调节系统试验（录波）7.1 ＃6发电机手动方式电压建立试验及调压范围检查7.2 ＃6发电机自动建压试验及调压范围检查7.3 ＃6励磁调节器自动跟踪及手自动切换操作试验7.4 ＃6励磁调节器逆变灭磁试验，测录逆变灭磁时间常数7.5 ＃6机励磁模型辨析试验补充试验中空载部分试验8、＃6发电机并网带负荷试验8.1 ＃6发电机低励限制特性校核试验8.2 检查＃6发变组各保护、测量回路电流电压接线正确性8.3 额定负荷下测量＃6发电机转子轴电压8.4 ＃6机励磁模型辨析试验补充试验中带负荷部分试验8.5 220kV母差保护带负荷校验9、9E微机厂用电快切试验六、启动试验前应具备的基本条件1、启动试验范围内电气设备检修工作全部结束，安措已经全部恢复，分系统调试结束，经检查验收合格，具备投运条件。
2、启动试验范围内道路畅通，通讯、空调、照明条件良好，消防设施完善。
3、启动相关设备现场标志正确、明显、齐全，符合规范要求。
4、启动试验方案已经各有关方面讨论通过并获得批准。
5、所有参加试验的人员经过技术交底并熟悉本方案。
七、启动前的准备工作1、运行人员检查发电机、主变、电动机等主要电气设备的绝缘和吸收比符合相关技术规程要求。
2、运行人员按照启动试验要求摆好启动范围内电气一次系统设备状态，见附图一。
3、运行人员检查各保护装置和自动装置整定值均已按整定通知书整定核对正确，检查压板投运状况正确，控制熔丝情况正常，PT二次熔丝正常。
4、南港公司检修人员在启动前按启动方案要求安装好＃5发变组短路试验的短路排。
5、准备好启动试验所需的仪器、图纸、材料、专用工具、钥匙、对讲机等。
八、启动试验步骤说明：启动试验中凡涉及运行设备的操作均由当值运行人员进行，试验相关工作及数据记录由相应检修单位人员负责。
1、额定转速下＃5发变组三相短路试验1.1＃5发变组短路试验一次系统图见附图一，由运行人员进行相应的倒闸操作，由检修单位人员在＃5主变高压侧与＃5主变220kV开关之间安装好短路排。
1.2试验步骤参见附录一：＃5发变组短路试验方案，并根据该试验方案做好各阶段的数据记录。
1.3手动逐渐增加＃5发电机励磁电流，缓慢地升＃5发电机定子电流至1500A（二次侧为0.188A），检查＃5发电机差动保护、＃5发变组差动保护及其它保护回路接线的正确性，检查励磁CT回路、测量CT回路接线正确性，然后逐渐升电流至6543A（二次侧为0.818A）。
1.4 做短路特性试验时，应单方向调节＃5发电机电流，先做下降特性，后做上升特性。
1.5 短路特性试验结束后，逐渐降低＃5机励磁电流至最小，拉开＃5机励磁开关。
1.6 ＃5机停机后由运行人员做好安全措施，由检修单位人员拆除短路排，恢复原一次接线。
2、额定转速下＃5发变组带220kV副母空载升压试验2.1空载试验电气一次系统图见附图二，由运行人员进行相应倒闸操作。
2.2详细试验步骤参见附录二：＃5发变组空载试验方案，并根据该试验方案做好各阶段的数据记录。
2.3将＃5发电机保护的过激磁保护退出。
2.4采用手动方式升压，逐渐增加＃5机励磁电流，分阶段缓慢升压，每个阶段停留一段时间，检查电气一次设备运行情况是否正常。
升压过程中加强各部位的监视，发现异常情况立即中止试验并灭磁。
2.5当＃5发电机升至额定电压后，检查＃5发电机PT二次电压的幅值和相序，检查各保护、测量回路电压接线正确性。
检查＃5主变220kV开关同期电压回路接线正确性。
并按附录五、各开关同期回路检查记录表记录数据。
2.6做＃5发变组空载特性试验时，先做上升特性，后做下降特性。
试验时按发电机二次电压为最小值、25V、50V、75V、100V、105V几个点记录发电机电压、励磁电流、励磁电压值。
2.7 空载升压试验结束后，拉开励磁开关，恢复试验临时措施及参数。
3、＃5发电机空载时励磁调节系统试验（录波）3.1当空载特性试验结束后，＃5机励磁手动方式下建压，记录手动建压稳定值，Uab= 。
并录取手动建压曲线。
3.2 检查手动方式＃5发电机电压调节范围。
3.3 将励磁电流降至最小，拉开励磁开关K41，将励磁方式切换为自动，合上励磁开关K41，记录＃5发电机自动建压稳定值，Uab= 。
同时录取自动建压波形图。
3.4 检查自动方式＃5发电机电压调节范围。
3.5 在＃5发电机额定电压下，进行＃5机励磁手/自动方式切换试验。
3.6 在励磁自动方式额定电压下，拉开励磁开关K41，录取灭磁曲线。
3.7 ＃5发电机励磁试验结束后，将220kV副母改为运行，＃5主变改热备用，＃6主变改热备用，＃2高厂变冷备用。
3.8 用＃6主变220kV开关对＃6主变进行空充试验，检查＃6主变220kV 开关同期回路正确性。
并按附录五、各开关同期回路检查记录表记录数据。
3.9 ＃6主变220kV开关同期回路检查正确后，拉开＃6主变220kV开关，拉开＃6主变220kV副母闸刀。
4、＃5发电机并网带负荷试验4.1 当＃5发变组空载试验结束，其它专业相关检查试验工作结束，机组运行情况正常，即可向调度申请＃5机组并网带负荷。
4.2 ＃5发电机并网成功后，按照附录七、＃5、＃6机组低励限制特性曲线校核试验方案进行低负荷下的低励限制特性校核试验，并记录参数。
4.3 当＃5发电机带上一定初负荷后，检查＃5发电机差动、＃5发变组差动、220kV母差、金黄2Q18光纤差动保护及其它各保护接线是否与潮流一致，检查测量回路接线是否正确。
按照附录六、各保护装置带负荷校验记录表进行记录。
5、额定转速下＃6发电机三相短路试验5.1 ＃6发电机短路试验一次系统图见附图三，由运行人员进行相应的倒闸操作，由检修单位人员在＃6发电机10kV闸刀与＃6发电机开关之间安装好短路排。
5.2试验步骤参见附录三：＃5发变组短路试验方案，并根据该试验方案做好各阶段的数据记录。
5.3手动逐渐增加＃6发电机励磁电流，缓慢地升＃6发电机定子电流至240A（二次侧为0.2A），检查＃6发电机差动保护及其它保护回路接线的正确性，检查励磁CT回路、测量CT回路接线正确性，然后逐渐升电流至4330A（二次侧为3.61A）。
5.4 做短路特性试验时，应单方向调节＃6发电机电流，先做下降特性，后做上升特性。