9F燃机燃机规程

PAGE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。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。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。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。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 11.1.1 概况 11.1.2 燃气轮机设计性能参数 11.1.3 发电机主要技术参数 2第二节 辅助系统技术规范 31.2.1 电气辅助设备技术规范 31.2.2 液压油系统 51.2.3 润滑油及顶轴油系统 51.2.4 罩壳通风系统 61.2.5 二氧化碳火灾保护系统 61.2.6 压气机进气系统 61.2.7 防喘放气系统 61.2.8 透平冷却空气系统 71.2.9 燃机天然气模块 71.2.10 危险气体检测系统 7第三节 热工保护定值 81.3.1 燃机热工保护定值表 81.3.2 燃机自动停机 121.3.3 燃机其他报警说明 13第二章 燃气轮机启动 14第一节 燃气轮机启动条件 142.1.1 燃机启动的条件 142.1.2 下列情况禁止燃机启动 15第二节 燃机正常启动前的准备 162.2.1 启动前的检查 162.2.2 电气准备工作 162.2.3 电气系统检查 162.2.4 天然气系统的检查 172.2.5 燃机本体的检查 202.2.6 压气机进气系统的检查 202.2.7 燃机罩壳通风系统的检查 202.2.8 润滑油/顶轴油系统的检查 212.2.9 燃机液压油及压缩空气系统检查 212.2.10 冷却水系统的检查 222.2.11 发电机氢油水系统检查 232.2.12 T3000系统准备 23第三节 燃气轮机启动及并网带负荷 242.3.1 机组启动 242.3.2 启动过程 242.3.3 机组升速点火过程 242.3.4 并网与带负荷 252.3.5 燃机启动步骤 252.3.6 机组启动曲线 30第三章 燃气轮机运行调整及日常操作维护 33第一节 燃气轮机运行调整 333.1.1 运行控制 333.1.2 运行中的监视与检查 33第二节 燃气轮机日常操作维护 363.2.1 辅机系统的操作通则 363.2.2 润滑油/顶轴油系统 373.2.3 密封油系统 393.2.4 液压油系统 403.2.5 燃机天然气模块 413.2.6 罩壳通风系统 433.2.7 压气机进气系统 443.2.8 压气机防喘放气系统 453.2.9 透平冷却密封空气系统 463.2.10 二氧化碳火灾保护系统 46第四章 燃气轮机停运 48第一节 燃机故障停机 484.1.1 紧急停机 484.1.2 紧急停机操作注意事项 48第二节 燃机正常停机 494.2.1 下列情况将自动停机 494.2.2 下列情况应经值长同意后按正常停机操作 494.2.3 手动停机操作 494.2.4 停机过程中的注意事项 494.2.5 燃机停机步程序 50第三节 盘车操作 544.3.1 正常盘车 544.3.2 高速盘车 55第四节 压气机水洗 574.4.1 压气机水洗系统概述 574.4.2 压气机在线水洗 574.4.3 压气机离线水洗 584.4.4 水洗工作注意事项 62第五章 燃气轮机事故处理 63第一节 事故处理通则 63第二节 燃气轮机事故原因及处理 64第三节 燃气轮机辅助系统事故处理 655.3.1 泵与风机故障通用处理原则 655.3.2 润滑油系统 655.3.3 液压盘车系统 675.3.4 液压油系统 675.3.5 燃机天然气系统 685.3.6 防喘保护系统 695.3.7 罩壳通风系统 695.3.8 压气机进气处理系统 705.3.9 轴系温度和振动 705.3.10 电气故障 705.3.11 二氧化碳火灾保护系统 72第六章 天然气系统运行规程 73第一节 天然气的基本知识 73第二节 天然气系统概述 75第三节 天然气系统运行监视及维护 79第四节 天然气系统事故处理 82附录：燃机启动前分系统检查项目清单 86燃气轮机设备技术规范燃气轮机技术规范概况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。燃气轮机设计性能参数设备名称参数单位燃气轮机型号V94.3A（SGT5-4000F）点火转速6.0s-1自持转速26s-1电子超速跳闸转速54s-1额定输出功率（大气压力：101.23kPa；大气温度：20.6℃）270MW压气机级数15类型轴向流动旋转方向逆时针（顺气流方向）压比16.9转子结构类型中空轴、叶轮由拉杆连在一起可调静叶级数1，电动，连续可调进口导叶角度范围（由开到关）大约42º燃机透平级数4基本负荷透平入口温度（ISO工况）约1320（±10）℃转子结构类型中空轴，叶轮由拉杆连在一起燃烧系统类型环形燃烧室燃烧器及点火器数量24点火器类型高压电火花火焰监测器数量2×UV&IR火焰传感器燃烧器空气冷却类型对流和冲击型轴承径向轴承数量2推力/径向轴承类型可倾瓦推力轴承数量1（压气机进口）发电机主要技术参数设备名称铭牌额定参数单位发电机发电机型号THDF108/53冷却方式水氢氢额定容量474MVA额定功率403MW额定转速3000rpm功率因数0.85定子电压21kV定子电流13032A持续允许不平衡负荷8%一次临界转速900rpm二次临界转速2520rpm旋转方向从燃机向发电机端看为顺时针绝缘等级F励磁方式静止可控硅整流励磁满载励磁电压397V满载励磁电流3533A定子冷却水冷却水额定流量35m3/h冷却水额定压力0.4MPa冷却水压降0.27MPa冷却水最高进水温度48℃冷却水最高出水温度70℃氢气冷却器额定氢气压力（表压）0.5MPa额定冷氢温度44℃运行热氢温度（冷氢44℃时）76℃氢气允许日耗量12m3/d额定冷却容量4000kW进水温度38℃出水温度≤46℃冷却水量（2组冷却器）250m3/h冷却水压降50kPa在额定氢压下1/4冷却器退出运行，允许发电机带75%额定负荷运行励磁装置空载励磁电压144V空载励磁电流1281A满载励磁电压396V满载励磁电流3517A辅助系统技术规范电气辅助设备技术规范设备名称参数单位主变压器型号SFP-480MVA/220kV型式三相，双线圈铜绕组无励磁调压油浸式变压器冷却方式OFAF额定频率50Hz额定容量480（绕组温升65K时）MVA额定电压高压侧：242（+1～－3）×2.5%（2档抽头）kV低压侧：21kV额定电流高压侧：1145.2（2档抽头）A低压侧：13197A短路阻抗18.43（2档抽头）%联接组别YN，d11绕组绝缘耐热等级A级额定负载损耗1040kW空载损耗140kW绕组/顶层油温升65/45℃生产厂家重庆ABB变压器有限公司SFC装置型号A1206-211N465极限使用条件环境温度：45℃相对湿度：90%发电机侧容量4590～4720kVA电压1760～1810V电流1506A频率12.5～35Hz交流侧容量5452kVA电压2×1045V电流1506A频率50Hz直流侧电压2340V电流1844ASFC隔离变压器型号ZSCB9-5300/6.3型式三相，树脂浇注干式变压器联接组别Dd0y1额定容量5300kVA额定参数电压（V）电流（A）一次侧6300485.7二次侧（△）10501457.1二次侧（Y）10501457.1阻抗电压高对低－△高对低－Y6.616.65%绝缘等级F冷却方式AN允许温升80K制造商海南金盘电气有限公司励磁变压器型号ZSCB9-5300/6.3型式三相，树脂浇注干式变压器联接组别Yd11额定容量5300kVA额定参数电压（V）电流（A）一次侧6300485.7二次侧8603558.1阻抗电压7.83%绝缘等级F冷却方式AN允许温升80K制造商海南金盘电气有限公司发电机出口断路器型号HECS－100L型式SF6瓷柱式额定电压25.3kV额定电流13kA额定短路开断电流100kA热稳定电流（3s）100kA制造商瑞士ABB液压油系统项目主辅液压油泵二次液压油循环泵冷却风扇KKS编码MBX02AP001/002MBX06AP001/002MBX06AH001类别活塞泵叶片泵离心风机转速rp力bar出口250/限压150驱动装置交流电机交流电机交流电机电压V400400400电流A15.23.641.33功率kW7.51.50.37油箱容量450L系统总用油量400L润滑油及顶轴油系统项目润滑油泵顶轴油泵直流滑油泵滑油排烟风机KKS编码MAV21AP021/022MAV31/32/33AP001MAV24AP001MAV82AN001/002类别离心泵叶轮泵离心泵离心风机型号NSS80-250-W8T6DY-028-1R00-B5NSS100-160-W8RD4转速rpm2978148028502840流量180m3/h134.5l/m180m3/h13.5m3/h5.5bar240bar5.5bar2.2×10-2bar扬程m6723电压V400VAC380VAC220VDC380VAC电流A13896.84142.51.45功率kW82.550.6300.42油箱电加热器项目燃机、汽机与发电机共用参数VG462.5bar罩壳通风系统传感器KKS编码工作范围设定值（动作）位置允许工作温度范围（℃）SAM30CF001～0032～20m3/sValarm=14m3/sMPB-20～85SAM30CP001～00320～300Pa△p＜20Pa切换至备用风机MPB-15～80SAM30CT001-50～150℃MPB-60～250风机KKS编码配置设计值位置规格SAM30AN001-003电机驱动3×50%排气扩散段3×20m3/s挡板KKS编码配置位置规格SAM30AA001～003、041GT隔音罩的空气进气挡板燃机0m4×4m3/sSAM30AA004燃气模块附属空气进气挡板液压油站旁4m3/sSAM30AA051/052GT隔音罩的空气排气挡板罩壳上部2×20m3/s二氧化碳火灾保护系统混合气体储存罐（25瓶）灭火系统启动装置（6瓶）容积80L容积4L工作压力（20℃）15MPa工作压力5.5～6.5MPa灭火剂重量17.6kg填充介质CO2压气机进气系统项目脉冲过滤器静态过滤器类型自清洁型过滤器静态精过滤器设计流量满流量满流量设计流速/压力2.5～3.0m/s2.5～3.0m/s制造商ENVIEMWFiltertechnik过滤器数量794567防喘放气系统抽气点压气机级数放气阀（气动蝶阀）KKS编码Ea1（低压）51.1MBA41AA051Ea1（低压）51.2MBA42AA051Ea2（高压）92MBA43AA051防喘空压机2台压缩空气压力＞0.67MPa透平冷却空气系统透平动叶冷却空气抽取点冷却途径1级静叶压气机出口冷却空气导管2级静叶压气机第13级两个抽气管道（经电动阀调节）3级静叶压气机第9级两个抽气管道4级静叶压气机第5级一个抽气通道1级动叶压气机出口转子内部通道2级动叶压气机第12级转子内部通道3、4级动叶压气机第10级转子内部通道燃机天然气模块项目燃气模块进口粗滤紧急关断阀ESV天然气紧急放散阀燃料控制阀KKS编码MBP13AT001MBP13AA051MBP13AA501MBP21/22/23DG151型号1.53500DN250A275b～25150～EVF.5N.XnA275b～250/251/252设计参数-20～210℃/54bar210℃/54bar210℃/54bar制造商GMbHPrussUNIGeraetePruss危险气体检测系统项目参数量程0～99％LEL（低爆炸极限）精确度+3%LEL，从0～50%满刻度+5%LEL，从50～100%满刻度响应时间T50<10秒，100%LEL甲烷浓度T90<30秒，100%LEL甲烷浓度湿度范围5%到100%相对湿度报警值25%高I值报警；50%高II值报警热工保护定值燃机热工保护定值表内容KKS编码报警定值跳闸定值备注硬件超速保护MBA10CS101MBA10CS102MBA10CS103103%额定转速108%额定转速软件超速保护MBA10CS104MBA10CS105MBA10CS106103%额定转速108%额定转速过频/欠频保护MBA10CS101MBA10CS102MBA10CS103（三取二计算MBY10CS901）＞51.5＜47.5负载运行时＞52或＜47立即解列，延时10s跳GT负载运行已超5s仍＜47立即解列负载运行时＞51.5或＜47.5延时20s解列，延时30s跳GT甩负荷时＞51.5或＜47.5已切换到速度控制，延时30s跳GT未切换到速度控制，延时20s跳GT发电机燃机侧轴承振动保护MKD11CY021MKD11CY022＞9.3mm/s＞14.7mm/s发电机汽机侧轴承振动保护MKD12CY021MKD12CY022＞9.3mm/s＞14.7mm/s压气机轴承振动保护MBD12CY101MBD12CY102＞9.3mm/s＞14.7mm/s燃机透平轴承振动保护MBD11CY101MBD11CY102＞9.3mm/s＞14.7mm/s发电机汽机侧轴承温度保护＞100℃＞120℃发电机燃机侧轴承温度保护＞100℃＞120℃压气机推力瓦燃机侧温度保护＞110℃＞120℃压气机推力瓦汽机侧温度保护A＞110℃＞120℃压气机径向轴承温度保护＞110℃＞120℃燃机轴承温度保护＞110℃＞120℃压气机进口温度测点故障3取2停机3取3跳机进气系统差压高任一点＞1.6kPa或传感器故障＞1.6kPa3取2MBL10CP010＞Max1＞Max2（1.3kPa）Max1=7×(0.5×k%+0.5)/10k%为IGV开度压气机进口挡板跳燃机保护MBL20CG002～004压气机进口挡板未开,两组取一，延时1s燃机速度已经大于3每组3取2MBL20CG006～008压气机防喘保护MBA11CP001MBA11CP002MBA11CP0033取1报警3取2跳GT燃机速度大于42＜3+1kPa压气机防喘放气阀跳燃机保护MBA41AA051MBA42AA051nGT＜46.5，延时2s第五级防喘放气阀1或2未打开，nGT＞4跳燃机MBA43AA051nGT＜39.8且第九级防喘放气阀未打开，nGT＞4跳燃机燃机排气温度冷点检测保护MBA26CT101B～124BMBA26CT101C～124C相邻2个B和C温度同时＜（AVE-50℃-修正）相邻4个B和C温度同时＜（AVE-50℃-修正）AVE＝48个B和C热电偶的平均温度。修正：发电机未并网或FCB运行或甩负荷未切至速度控制时为60℃，甩负荷切至转速控制为30℃；其它为0℃燃机排气温度热点检测保护MBA26CT101B～124BMBA26CT101C～124C任一热电偶的B和C的温度同时＞（AVE+30℃+修正）任一热电偶的B和C的温度同时＞（AVE+50℃+修正）燃机OTC温度保护＞632℃（#2机625）－修正值＞672℃（#2机665）－修正值6取3燃机OTC温度测点故障6取3自动停机6取6，跳机熄火保护2取12取2液压油压力保护MBX03CP101MBX03CP003MBX03CP004燃机速度大于40＜14MPa＜12.5MPa燃机速度大于4，3取2跳机燃机盘车装置跳燃机保护燃机速度大于3且传动齿轮在啮合状态3取2燃机转速低MBY10CS901＜46.5发10s脉冲天然气压力保护MBP13CP101MBP13CP102＜27.73-0.4bar＜25.57-0.8bar低I闭锁切换至预混燃烧模式；低II值3取2跳机MBP14CP101＜27.23-0.4bar＜25.07-0.8bar＞31.5bar天然气温度保护MBP13CT101AMBP13CT102AMBP13CT103A205-5℃210-5℃3取2扩散管道疏水跳燃机保护MBP31AA401MBP40AA501MBP40AA401疏水阀（MBP40AA401）或通风阀（MBP40AA501）未关且扩散管道疏水阀（MBP31AA401）在开位燃机速度大于4燃机罩壳通风流量保护SAM30CF001SAM30CF002SAM30CF003任一测点＜Min或3测点不同时＜Min延时10s未返回任2测点同时＜Min且持续45s3取2燃机罩壳可燃气体CYQ01GH001A任一报警3取2燃气阀模块2个CYQ01GH001B燃烧室4个CYQ01GH001C罩壳通风道2个火灾保护手动按钮MBY00GS010A/B/C任意一个被按下，其通道3取2接通燃机罩壳门上各1个集控室1个燃机罩壳火灾自动保护MBY00EY011MBY00EY012MBY00EY013任一路火焰与温感同时发讯或手动释放燃机压缩空气保护MBX24CP001＜0.7+0.08MPa3取2MBX24CP002MBX24CP008＜0.67MPaSSS离合器故障保护联合循环运行时：1）汽机已遮断且无汽机跳闸燃机保护；2）燃机甩负荷未切换至速度控制或速度控制超过30s；3）汽机速度＞40且nGT-nST＜1；4）延时30s发“3S离合器未脱开”；以上条件同时满足，“3S离合器故障”保护跳GT。A/B/C/D氢冷器出口冷氢温度≥49℃或≤5℃Limt13取1报警≥54℃或≤0℃Limt23取1报警1.同时满足：1）任一点故障或该点温度＞limt2，3取2；2）任一温度＞limt2，3取1；3）燃机转速≥47.5；延时30s跳闸；2.全部测点故障，自动停机。定子冷却水泵出口母管温度MKF20CT011AMKF20CT011BMKF20CT012A≥53℃3取1报警≥58℃定子冷却水流量MKF41CF011AMKF41CF011BMKF41CF012≤31.5m3/h3取1报警≤28m3/h手动停机按钮MYB01GS001～MYB01GS005任一燃机罩壳3个硬手操台1个发电机氢气急跳按钮2取1电气跳闸燃机汽机全停汽机跳闸燃机余热锅炉保护动作HAY01EZ001AHAY01EZ001B锅炉保护自动停燃机未启动，燃机跳闸锅炉跳闸燃机燃机自动停机内容KKS编码报警说明备注高压主汽温度＞574℃报警＞583℃，3取2或3个测点全部故障，延时5s自动停机再热蒸汽温度＞558℃报警＞567℃，2取1或2个测点全部故障，延时5s自动停机SFC锅炉吹扫故障锅炉吹扫SGC在第02～06步超时自动停机SFC跳闸燃机转速＞4时，SFC跳闸自动停机启动超时燃机SGC第01至10步超时自动停机天然气系统启动故障自动停机燃机升速保护燃机＞12.5后，300s内转速不大于47.5自动停机ESV阀关指令在燃机SGC的第56、57步，ESV阀关指令未来自动停机2级透平冷却风压差小MBH22CP102MBH22CP103燃机转速＞47.5且ESV已开，100×（0.69-P2/P0）＞2，冷却空气压差低，延时10s3级透平冷却风压差小MBH23CP102MBH23CP103燃机转速＞47.5且ESV已开，100×（0.4-P3/P0）＞3，冷却空气压差低，延时30s。透平出口温度温度冷点监测MBA26CT101～124BMBA26CT101～124C相邻3个B和C温度同时＜（AVE-50℃-修正），自动停机修正：负荷控制：30℃转速控制：60℃燃机排气温度通讯故障6取3故障自动停机燃机排气温度测点故障MBA26CT101～124B/C同一测点B、C均故障自动停机防喘放气系统故障MBA41/42/43AA051转速大于47.5后100s任一防喘放气阀未关且ESV未关；若同时P＞25MW，减负荷自动停机压气机入口温度故障3取2自动停机IGV位置小于运行开度MBY10DT040负荷＞6MW且天然气ESV阀开，IGV开度＜-1（-2）%，延时2s自动停机发电机氢气压力保护MKG30CP901氢气压力＞20kPa时：1）氢/油压差＜40kPa；或2）一台密封油泵运行时，两台密封油排烟风机全停，延时40s发故障报警，报警超过60min；或3）直流密封油泵启动超过30min且出口压力＞0.8MPa。自动停机轴承温度测点故障任一轴承3个测点两个以上故障自动停机保护柜电源故障2取2，延时5s自动停机燃机其他报警说明内容KKS报警说明备注扩散管道疏水罐液位MBP40CL10165%高I值报警95%高II值报警30%低I值报警10%低II值报警扩散管道疏水罐温度MBP40CT10180℃高报警5℃低报警燃机罩壳温度保护SAM30CT10152℃高I值报警55℃高II值报警燃烧室压差MBM10CP101转速＞47.5且压差＜1.8%延时5s报警与压气机出口压力比ACC报警MBM10CY101MBM10CY1021、Max1=2.5g时，持续4s，燃机通过设定值减负荷6MW；如果限定值持续高，则燃机每4s重复减负荷6MW；持续时间达19s。燃机遮断。2、Max2=3g时，持续1s，燃机通过设定值减负荷15MW；持续时间达13s，燃机遮断。3、Max3=8g时，燃机立即遮断。4、Max4=1.5g时，持续0.5s，燃机通过设定值减负荷6MW。Max1和Max2只有在nGT＞47才被激活；Max3始终处于激活状态ACC累计时间监视MBM10CY101MBM10CY102Max1=2.5g与Max2=3.0g的时间和累计超过30s必需对耐火瓷砖进行检查。Max1与Max2的有效累计时间和不包括启动和燃料切换HUMMING报警MBM11CP101MBM11CP102当燃机达到额定转速时，HUMMING检测系统激活。当HUMMING的有效值达到2.5kPa时，相应“燃烧室压力波动大”报警，如果有效值达到4.0kPa时，相应“燃烧室压力波动过大”报警。HUMMING监视燃气轮机启动燃气轮机启动条件燃机启动的条件以下条件均满足，反馈正常，“READYFORSTART”红灯亮。燃机SGC程序（MYB01EC001）在第58步；GT硬件跳闸系统已复位（MYB01EZ200）；GT保护无故障（MYB01EC001）；保护柜电源供应正常（CHA00EU001）；低压配电装置电压正常（BYY00EU001）；励磁系统无故障闭锁（MKC01DE003）；主油箱温度＞35℃（MAV10CT001X）；加速度监视时间累计未超标（MBM00EU003）；发电机透平端和励端液位＜Max（MKG41/42CL301）；发电机定冷水系统释放（MKF00EU001）；发电机氢压＞460kPa（MKG30CP901）；氢纯度1和2＞95.5%（MKG30CQ901A/902A）；闭式冷却水系统运行（PGB10EU001X）；励磁滑环排风扇运行正常（MKC01EG003）；硬件跳闸系统无故障（MYB01EZ201）；主变保护释放（BAT01EU001）；发电机保护释放（MKY01EU001）；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）；“SFCHEALTHY”红灯亮（MBJ01DE004）；辅助系统运行（MAY20EU001X）；发电机密封油供应正常（MKW11EU001）；天然气前置模块精滤出口关断阀已打开（EKG70AA001）；发电机冷氢保护监视正常（MKA70EU010）；燃机转速不大于点火转速（MBY10CS901）；发电机出口接地开关已打开（BAC01GS010）；燃机罩壳通风系统投入运行（SAM30EU010）；燃机盘车启动释放（MBV35EU001）；压气机入口喘振保护无故障（MBA11EU001）GT天然气模块阀门位置正确（MBP00EU001）；余热锅炉启动释放（HAD00EZ010）；单元机组控制器释放（CJA00EU001A）；GT控制器正常（MBY10DU090）；下列情况禁止燃机启动机组跳闸和自动停机逻辑满足；启动前盘车运行不满足第4.3.1.4之时间规定；GT控制器或通讯故障，或OT界面不能用于监视和操作；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；直流密封油泵或直流润滑油泵故障不能备用；机组主保护（电气或热控）及自动装置失灵，报警无法复位；发电机GCB开关装置故障；机组保护跳机后未查明原因或未处理；主机消防系统故障不能正常工作；锅炉给水及凝结水系统运行不正常；机组所拖动的余热锅炉和发电机故障；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；罩壳通风系统两台风机故障；压气机防喘放气空压机工作不正常；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。燃机正常启动前的准备启动前的检查所有相关检修工作结束，工作票终结；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；主油箱油位正常（未启泵：1520mm＜L＜1610mm；启泵后：1350mm＜L＜1550mm），油质合格；燃机盘车系统投运正常；液压油箱油位＞Min，油质合格，油温正常＞10℃；全厂压缩空气系统压力正常（大于0.47MPa）；天然气供气压力、温度正常，水浴炉、测量仪表投运正常；发电机出口GCB各开关位置正确；余热锅炉、汽机及其辅助系统启动释放；确认并复归相关报警；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。电气准备工作相关工作已完成，工作票已收回，所有工作人员已撤离现场，现场清洁。400V厂用母线BFE带电正常，各辅机交流电源均已投入。220V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。发电机绝缘合格；其他转机设备电动机绝缘合格，试运正常。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。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。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。电气系统检查厂用电源系统的检查序号名称KKS编码状态1厂用电系统BFE/BBE准备好/运行2紧急柴油发电机组00XKA准备好3厂用电系统所有地刀断开4110/220VDC电池组BTA已充电5DC/DC变换器BUK11/12运行6220V直流蓄电池充电器BTL10接通7110V直流蓄电池充电器BTL20接通8直流逆变器BRU01接通96.3kV开关装置BBA/BBE准备好106.3kV线电压BBA/BBE6.25～6.35kV高压电源系统序号名称KKS编码状态1升压站AEA运行正常2主变及高厂变运行正常3系统所有地刀断开4发电机出口隔离开关BAC01GS011已合好5发电机中性点隔离开关BAB11GS001H已合好6发电机同期装置MKY01DE010已上电7继电保护装置无报警SFC/SEE电源系统序号名称KKS编码状态1#1SFC变压器6kV断路器#2SFC变压器6kV断路器MBJ01/02GS002断开2#1SFC低压侧Q70开关#2SFC低压侧Q80开关MBJ01/02GS002H断开3#1SFC低压侧Q71开关#2SFC低压侧Q81开关MBJ01/02GS012H断开4#1SFC低压侧Q72开关#2SFC低压侧Q82开关MBJ01/02GS022H断开5#1SFC低压侧Q75开关#2SFC低压侧Q85开关MBJ0GS075HMBJ0GS085H断开6SFC发电机侧Q9开关MBJ01GS003断开7EXC变压器6kV断路器MKC01GS001断开8励磁整流柜隔离开关（每个整流柜各一个）MKC01GT001M（手动开关）合好9发电机灭磁开关MKC01DE117H断开10SFC运行模式选择MBJ01DE100R3,RESET11SFC机组选择MBJ01DE100GT1或GT212SFC启动选择模式MBJ01DE107A#1SFC/#2SFC天然气系统的检查将天然气调压站入口ESD球阀EKA10AA051MODE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。天然气调压站序号名称KKS编码状态1根据手动阀清单设定的阀位EK设定2天然气系统压力EK满足要求3调压站MCC及UPS已投运/无报警4调压站控制盘及选择开关置自动/无报警天然气调压站入口ESD阀控制5天然气调压站入口ESD阀EKA10AS701已开6调压站入口ESD阀手动阀EKA10AA101已开7ESD阀控制气源阀EKA10AA022已开粗滤（3×50%）8#1进口滤网EKE41AT001已置换至少一台投运正常9#2进口滤网EKE42AT00110#3进口滤网EKE43AT00111#1/#2/#3粗滤压差EKE41/42/43CP501正常12排污水箱液位EKR70CL501＜MAX13过滤器顶部/底部排放阀已关/自动天然气流量测量14#1流量计前/后关断阀EKB11AA101/104至少两路已开15#2流量计前/后关断阀EKB12AA101/10416#3流量计前/后关断阀EKB13AA101/10417#1天然气流量计算机EKB11CF102打开/无故障18#2天然气流量计算机EKB13CF102打开/无故障天然气水浴炉/压力调节（2×100%）19#1水浴炉气侧入/出口阀EKC51AA001/004打开20#1水浴炉EKC51AH001已充水放气21#2水浴炉气侧入/出口阀EKC52AA001/004打开22#2水浴炉EKC52AH001已充水放气23#2水浴炉气体出口阀EKC52AA004打开24水浴炉气侧旁通阀EKC50AA005自动25气侧旁通阀前/后手动阀EKC50AA001/002打开26各放散阀手动阀打开调压回路27调压#1回路出口SSV阀EKD61CG001已开28调压#2回路出口SSV阀EKD62CG001已开29调压回路出口母管压力EKD60CP001正常30启动锅炉调压出口SSV阀EKD64AA081EKD65AA081已开31启动锅炉天然气电加热器EKH30AA006自动/允许运行32至#1机关断阀EKR10AS001已开33至#2机关断阀EKR11AS001已开34至启动锅炉关断阀EKD10AS001已开燃机天然气前置模块序号名称KKS编码状态1手动阀位10/20EK已设定2天然气系统10/20EK已充气/调压3控制气体减压阀调整好前置模块ESD阀控制4压缩空气蓄能罐准备好5天然气关断阀（包括控制）已开6天然气放散阀（包括控制）已关天然气前置滤网7天然气前置滤网10/20EKE31AT001清洁8液位计正常9排污门已设定燃机天然气模块序号名称KKS编码状态1根据位置清单检查手动阀门MBP设置2天然气系统MBP已充气/调压3扩散供给管线伴热MBP31AH108～111已开4天然气放散阀MBP53AA501以送电5天然气SGCMBP01EC001已投入6天然气疏水SGCMBP40EC001已投入7天然气疏水箱液位MBP40CL101＞Min28ESV上游压力MBP13CP101＞Min燃机本体的检查序号名称KKS编码状态1排污手动阀门MBA/MBM/MBH设定好2燃机排污水箱MBA25BB001已排空3燃机排污水泵MBA25AP001MBA25AP002准备好4透平静叶冷却气电动阀MBH22AA101MBH22AA102已送电5压气机防喘放气1.1MBA41AA051打开6压气机防喘放气1.2MBA42AA051打开7压气机防喘放气2MBA43AA051打开8SFC预热锅炉吹扫MBJ01EC001回路关闭9燃机SGCMYB01EC001回路关闭压气机进气系统的检查序号名称KKS编码状态1排污手动阀门MBL关闭2防鸟格栅MBL10AT001完整无损3脉冲过滤器MBL10AT004洁净4精滤网MBL10AT005洁净5过滤气室配电盘MBL10GH001已送电6进气系统压差MBL10CP010＜Max7脉冲过滤器压差MBL10CP011＜Max8进气挡板MBL20AA002关闭9进气挡板配电盘电源MBL20GH001已送电10IGV控制器MBY10DT040正常11IGV位置指示器MBA11CG101正常（-8%）12IGV温控系统无报警13进气道防潮加热器MBL10AT003运行燃机罩壳通风系统的检查序号名称KKS编码状态1罩壳防爆风机电机SAM30AN001/002/003已送电2罩壳通风系统SLC1SAM30EE010ON3进气挡板SLC2SAM30EE010自动4进气挡板（5个）SAM30AA001～004SAM30AA041已开5排气挡板（2个）SAM30AA051/052已开6防爆风机（3台）SAM30AN001/002/003两台运行7罩壳风机流量SAM30EU001＞Min8防爆风机入口温度SAM30CT101正常9燃机罩壳消防系统已投运/无报警润滑油/顶轴油系统的检查序号名称KKS编码状态1根据位置清单检查手动阀门MBV正确2润滑油/顶轴油系统MBV运行中3主油箱液位MAV10FL021Min＜L＜Max4主油箱温度MAV10CT001A＞35℃5滑油滤压差MAV25CP001＜Max6滑油SGCMAV10EC001ON73S离合器MBK21AU001准备好8盘车装置MBK22AE001运行中9顶轴油压力正常10润滑油压力正常11油净化装置MAV93AT001运行燃机液压油及压缩空气系统检查序号名称KKS编码状态液压油系统1根据位置清单检查手动阀门MBX设置2液压油系统MBX已充油，放气3液压油滤网MBX01AT001洁净4液压油箱液位MBX01CL501Min＜L＜Max5液压油箱温度MBX01CT501符合6#1/#2液压泵MBX02AP001/002准备好7#1/#2液压油泵滤网MBX03AT001/002洁净8#1/#2压力蓄能器MBX04BB001/002氮气压力正常9#1/#2液压油冷却风扇MBX06AH001/002准备好10#1/#2循环冷却泵MBX06AP001/002准备好11循环冷却滤网MBX08AT001洁净12滤网MBX70AT002洁净13滤网MBX80/81/82AT002洁净14液压油温度MBX06CT101MBX06CT102正常15回油滤压差MBX08CP001＜Max16液压油母管压力MBX03EZ001正常GT压缩空气系统17根据位置清单检查手动阀门MBX正确18#1/#2空压机MBX21AN001/002自动运行19#1/#2空压机入口滤网MBX21AT001/002洁净20#1/#2滤网MBX22AT003/004洁净21#1/#2干燥器MBX22AT001/002准备好22疏水器MBX23BB001已疏水23蓄能器MBX24BB001准备好24压缩空气压力MBX24CP501正常25压缩空气压力MBX24CP001＞Min1冷却水系统的检查序号名称KKS编码状态1根据位置清单检查手动阀门PCB正确2闭式冷却水膨胀水箱PGB50BB001水位正常3外冷水管道系统PCB充满并放气4闭冷水系统SGCPGB10EC001投入5闭冷水主备联锁PGB10EE001选#2泵为主6#1闭式冷却水泵PGB11AP001工频备用7#2闭式冷却水泵PGB12AP001变频运行8#1闭冷水换热器已充水放气9#2闭冷水换热器已充水放气10闭式循环冷却水用户已充水放气11开式循环水系统SGCPCB10EC001投入12闭冷水补水阀PGB11AA101自动13除盐水系统GHC10EU001运行中14冷却水水质合格发电机氢油水系统检查序号名称KKS编码状态1闭式冷却水系统PGB运行2发电机氢气干燥器MKG50AT001投入3发电机液位透平端MKG41CL301小于最大值4发电机液位励磁端MKG42CL301小于最大值5冷却器A/B/C/DMKG70AC011/21/31/41运行/无渗漏6定子冷却水系统MKF运行中7发电机密封油系统MKW运行中8发电机氢压MKG30CP901＞460kPaT3000系统准备确认热机、电气作好启机准备工作；在机组目标总负荷设定点“UNITTARGETGROSSLOADSETP”处设置机组总负荷为220MW（或按值长令设置）；在负荷设定画面中设定“MAXUNITLOADTRNSTCC”为13MW/min；检查负荷设定画面中“UNITSETPTOGTON”在投入位置且“SELECTDELOAD”在退出位置；检查负荷设定画面中启动负荷控制“STARTLOADLIMITATION”在投入位置；在燃机首页检查“READYFORSTART”红灯已亮；在“GTSFC/EXE”画面上“SFCOPERATIONSELECTSTARTMODE”选择#1SFC或#2SFC；检查“GTENCLOSURESYST”画面上“GTENCLOSUREINLET&OUTLETFLAPSOPEN/CLOSE”在投入位。燃气轮机启动及并网带负荷机组启动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；燃机启动前20min，手动打开燃机压气机进气挡板；打开“PRESELUNITS/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；当“HRSGFILLED”及“RFGTOP”启动信号灯亮后，打开“PRESELUNITS/UP”窗口，选择预选信号“3”，机组将进入协调控制程序。采用非顺控启动时，在燃机主页“SGCGASTURBINE”控制器中选“1”并执行，燃机发启动令。如需将机组保持全速运行而不与系统并列，当“GTSGC”运行到第9～11步（SFC退出后）时点击“SGCGASTURBINE”控制器中的“0”并执行，将控制器退出自动。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：机组负荷大于29.1MW后跳机。燃机点火失败。燃机压气机离线水洗后。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：冷却水系统投入运行，液压油系统投入运行。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。燃机压气机进气挡板无报警，进气道防潮加热器退出。HRSG吹扫程序启动（必要时执行，正常启动直接进入2.3.3）。发电机中性点地刀断开，励磁、SFC投入。机组升速至13s-1后，转速在12s-1至13s-1间波动，吹扫锅炉10min。吹扫结束，SFC及励磁退出，转速下降至点火转速以下（约5.5s-1）。SFC及励磁重新投入，燃机进入点火程序。机组升速点火过程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。天然气模块MBP21AA151（扩散控制阀DIFNCV）打开，MBP13AA501（放散阀）关闭，MBP13AA051（ESV）打开。升速至5.6s-1，点火变投入。升速至6.6s-1左右，“FLAMEON”灯亮，点火成功。升速至8.33s-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）。升速至15s-1，为第一临界转速，注意观察机组振动情况。升速至38.6s-1，SFC及励磁退出，SFC隔离变开关断开。升速至40s-1，压气机高压放气阀关闭。升速至42s-1，为第二临界转速，注意观察机组振动情况。燃机由12.5s-1升速至47.5s-1必须在300s内完成，否则SGC保护停。升速至49s-1，压气机低压放气阀关闭。升速至50s-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。检查机组并网前天然气已切换至预混模式。并网与带负荷同期点选择及并列：燃机满速后，GTSGC自动执行启励升压及同期并列程序；若在GTSGC第9～11步退出SGC，则燃机保持全速空载而不并列；重新投入GTSGC即自动执行同期并列程序。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。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。负荷控制器投入，带负荷到设定值；查PSS已自动投入；在95%～105%额定电压范围内调整机端电压满足要求；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；机组根据电网要求逐渐升负荷，升至200MW后投入AVC运行；机组负荷大于250MW后投入一次调频。燃机启动步骤机组协调控制程序“SGCUNITCOORDINATION-CJA00EA001”在第36步时激活燃机“GTTURIBINESGC”的启动程序来启动燃机。GTSGC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0sa)程序检查SFC启动模式设定，即SFCOPERATIONSELECTSTARTMOAD（MBJ01DE107A）在“#1SFCOR#2SFC”；或燃机转速已＞47.5s-1时，程序执行下一步。Step02指令：润滑油及顶轴油系统SGCOILSUPPLY（MAV10EC001）投自动；润滑油泵OILPUMPSCHECKSGC运行；压气机进口防潮加热器（MBA10AT001）自动停；IGV位置控制器（MBA11DG002）投入；压气机进口挡板SLC（MBL20EE010）自动启；天然气SGCNATURALGAS投自动；天然气疏水SGCNGDRAINAGE投自动；燃机盘车停机程序启动；燃机液压油泵1或2启动；IGV温度控制器（MBY10DT040）投自动。程序检查：等待时间3s，监视时间25s防潮加热器已停运；润滑油系统已准备好启机；润滑油泵检查已启动；天然气系统SGC已投自动；IGV位置管理器已激活；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：励磁变6kV断路器自动启动；；切换同期点选择至“3，NOTSEL”。程序检查：等待时间2s，监视时间10sSFC健康状态“OK”；液压油泵已有一台运行；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：SFC启动选择“GT1”或“GT2”（MBJ01DE100）；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润滑油系统运行正常；防喘放气阀（第5级2个，第9级1个）已打开；燃机液压盘车（MBK21AU001）小齿轮已脱开；压气机进气挡板1和2已全开；天然气疏水程序已准备好；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SGCSFCHRSGPURGE（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760sSFC启动模式选择“#1SFCOR#2SFC”有效（MBJ01DE107A）；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：无程序检查：等待时间0s，监视时间200sSFC已准备好；燃机速度不大于点火转速；SFC6kV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天然气系统SGCNATURALGAS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240sSFC出口开关已断开；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燃机转速已＞49.5s-1；或者发电机已加载，程序执行下一步。Step11指令：励磁模式选择“AUTO”；励磁自动投入。程序检查：等待时间0s，监视时间15sSFC启动模式选择正确；发电机已加载；GCB已合闸；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”。程序检查：等待时间0s，监视时间70s预混控制阀PROPNNGCV已开启，燃烧模式已切换至纯预混模式下；发电机机端电压已大于90%；发电机自动同期装置状态“运行”；发电机同期系统“闭锁”；甩负荷切换到速度控制（LOAD/SPEEDCONTROLLER）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燃机启动程序结束机组启动曲线冷态启动曲线

温态启动曲线

3)热态启动曲线燃气轮机运行调整及日常操作维护燃气轮机运行调整运行控制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。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。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。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。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。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。按照部门有关规定进行设备的定期检查、切换试验及维护。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。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。燃机罩壳及本体检查压气机、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。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。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。监视各轴承振动（轴振和盖振）和金属温度是否正常。机组运行过程中气缸内部是否有异常声音，有无明显振动。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。透平冷却空气管道和防喘放气管道无漏气，阀门位置正常。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。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。润滑油/顶轴油及密封油系检查润滑油/顶轴油及密封油系统液位、温度、压力、滤网差压是否正常。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。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。直流润滑油泵、直流密封油泵备用正常。润滑油箱加热器工作正常。进气系统监视压气机进气滤网差压是否正常。反吹空压机、干燥机工作是否正常，疏水管路阀门有无泄漏。进气粗滤、防鸟网无脱落，空气室门关闭严密。压气机进气道压力正常。压气机防喘放气阀用空压机运行正常，压力不低。火灾保护系统检查消防水系统管线无泄漏。检查罩壳门上消防控制柜有无报警。CO2气体系统正常，美力马火警控制柜无异常告警。发电机及电气系统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。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%。监视发电机定子绕组和铁芯、护环温度正常。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。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。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。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。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。检查燃机MCC、EMCC、UPS，220V/110V/24V直流系统和蓄电池工作正常。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。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。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。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。GCB及UCB开关位置指示正常，弹簧蓄能正常，SF6气体压力正常。继电保护及自动装置柜无异常报警。液压系统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。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。天然气系统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。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。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。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。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。燃气轮机日常操作维护辅机系统的操作通则辅机设备启动前的检查检修工作结束，设备周围已清理干净，设备外观完整，门、孔关闭严密，地脚螺丝、连接螺丝紧固，与系统连接完好，转动部分的防护罩完好，工作票终结。检修后的辅机设备必须经过试运转，合格后再经过联锁试验合格，方可投入运行。辅机启动前需经过全面的检查，具备启动条件后方可启动。检查辅机设备和系统仪表齐全，并恢复到运行状态。对系统进行全面检查，并向有关油、水系统和泵体分别充油、充水。所有可以进行手动盘动的辅机，应盘动转子确认转子转动灵活，无卡涩现象。检查有关设备（泵）密封部位有适量的密封水流量，送上有关设备的冷却水。电动机接线和接地线良好，且按规定测量绝缘合格，电动机如经检修，应单独试转正常后方可与辅机连接。各辅机系统有关阀门的控制回路、自动装置、热工联锁保护以及机械装置、气动装置，应按各自的规定事先校验合格。待辅机设备启动前检查工作完成，启动条件具备，送上所有的动力及控制电源。辅机设备启动各辅机设备的启动应按其先后顺序进行。辅机启动后应监视电流和启动时间，若启动时间超过规定，电流还没有回到正常值，应立即停止运行。大、小修后的辅机设备投运前应进行试转，试转时必须有检修人员在场，确认转向正确，细听内部无异音，所有设备无异常现象，否则不许再启动或投入运行。通常情况下，辅助设备控制方式应置于“远方”位置启动。辅机设备启动后的检查各转动设备的轴承的温度要符合规定。辅助设备的各部分振动符合规定。电动机的温升、电流指示符合规定。各油箱的油位正常，无漏油现象。有关设备的密封部件应密封良好。辅助设备和电动机无异常声音及摩擦。各调节装置的机械连接应完好，无脱落。有关输送介质的设备入口、出口压力、流量均正常。确认各联锁和自动调节装置均应投入并情况良好。辅助设备所属系统无漏油、漏水、漏汽现象。辅助设备启动后发生跳闸，必须查明原因并消除故障后方可再次启动。辅助设备的连续启动次数应参照规程电气部分有关章节执行。辅助设备的日常检查辅机设备运行期间，应按有关规定定期检查，发现缺陷应及时汇报并填缺陷单。转动机械部分转动应平稳，声音正常，振动和串轴不超限。各轴承润滑良好，温度正常，水泵轴承冷却水、密封水正常。各阀门无泄露，开关位置正确，标识明显。电动机电流、电压以及线圈温度正常，电机本体接地良好，振动合格，无串轴现象，冷却气道通畅，风罩无杂物覆盖，周围清洁。辅助设备的停运有关辅助设备在停运前应认真考虑联锁关系以及有关保护装置，防止有关装置不必要的启动、跳闸或联锁动作等情况出现。冬季有关停运的辅助设备应做好必要的防冻措施。润滑油/顶轴油系统系统概述润滑油系统配有2×100％容量的交流润滑油泵，一台100%容量的直流事故润滑油泵，两台板式换热器，两台抽油烟风机，四台电加热器及油净化装置等，向燃气透平、蒸汽透平和发电机轴承以及发电机密封油系统供油。顶轴油系统配置了3×50％容量的交流顶轴油泵及压力调节装置、滤网、仪表等，向整个机组的轴系提供高压顶轴油和液压盘车马达驱动用油。润滑油箱容积为32m3。润滑油系统的启动启动前准备润滑油系统检修工作全部结束，工作票终结，安全设施拆除，现场清洁。润滑油箱油位1520～1610mm之间。操作系统阀门至启动前状态。检查设备系统完好，各表计齐全良好，仪表一、二次阀门开启。确认发电机密封油系统已调试好。检查并复位控制系统中轴系润滑油和顶轴油系统的报警。小修及中、大修后应做润滑油系统联锁保护试验。润滑油系统的启动GTSGC（MYB01EC001）运行到第2步时激活滑油系统SGC（MAV10EC001），自动启动润滑油及顶轴油系统。润滑油系统的手动启动步骤如下：投入排烟风机，调节出口蝶阀，保持油箱微负压（约－0.5～1kPa）。确定油箱温度至少为10C，操作手柄指向要求的冷却器/滤网。将冷却器/滤网排气充油后投入运行。激活润滑油泵SLCMAV21EE001，启动润滑油泵（#1或#2）。检查系统泄漏和回油情况。检查轴承润滑油母管压力，约为500kPa。将直流紧急润滑油泵（MAV24AP001）置于自启动状态。启动一台顶轴油泵。检查系统油温，确认盘车时油温正常。调整温度控制阀（MAV41AA151）的设定点维持润滑油温度。启动润滑油节流孔板（MAV21BP051）调节滑油压力到所需要的滑油压力。机组启动过程中，当燃机转速＜8.33Hz或汽轮机转速＜1560rmp时，顶轴油泵将自动启动。润滑油系统的停运系统停运条件机组处于停机状态。燃机、汽机盘车均已停运，机组大轴确已静止。顶轴油泵已停止运行。燃机盘车冷却时间已达24小时且汽轮机转子金属温度已符合要求。发电机密封油系统已停运。机组在停运过程中将自动执行滑油系统的停机程序（MAV10EC001）。机组启动过程，当燃机转速＞8.33Hz且汽轮机转速＞1560rmp时，顶轴油泵自停运。系统操作润滑油系统由备用转为检修的操作断开直流润滑油泵的220V直流电源。停运交流润滑、顶轴油泵并断开其交流电源。停运润滑油电加热器并断开电源。关闭冷油器的冷却水进、出水隔离阀。根据需要停运润滑油箱排烟风机。#1GT滑油冷却器的切换检查润滑油系统压力正常。检查备用冷油器良好。打开备用冷油器油侧排气阀，缓慢打开充油阀，对备用冷油器进行充油排气。待排气阀有油流出后，关闭排气阀。打开备用冷油器水室排气门，打开备用冷油器冷却水出口门。缓慢打开原备用冷油器冷却水进口门。检查原备用冷油器水室排气阀无气体排出后关闭。转动冷油器进出口双联动手轮，使指示器指向投运冷却器。关闭充油阀，检查冷油器运行正常、滤网压差指示器无报警。关闭退运冷油器的冷却水进、出口门。切换过程要缓慢进行，遇到阀门卡涩或不能转动手柄时，应该停止切换并恢复到原来的运行方式。#2GT滑油冷却器的切换检查润滑油系统压力正常。检查备用冷油器良好。打开备用冷油器油侧排气阀，缓慢打开充油阀，对备用冷油器进行充油排气。待排气阀有油流出后，关闭排气阀。转动备用冷油器进出口联动手柄，使手柄指向退运冷却器。打开备用冷油器水室排气门，打开备用冷油器冷却水出口门。缓慢打开原备用冷油器冷却水进口门。检查原备用冷油器水室排气阀无气体排出后关闭。转动退运冷油器进出口联动手柄，使手柄指向退运冷却器。关闭充油阀，检查冷油器运行正常、滤网压差指示器无报警。关闭退运冷油器的冷却水进、出口门。切换过程要缓慢进行，遇到阀门卡涩或不能转动手柄时，应该停止切换并恢复到原来的运行方式。滑油滤网的切换检查备用润滑油滤网无异常。打开备用滤网排气阀，缓慢打开充油阀，对备用滤网进行充油排气。待排气阀有油流出后，关闭排气阀。同时缓慢转动两组滤网进、出口阀联动手柄，使手柄指向退运油滤，切换过程严密监视油压变化。关闭滤网充油阀。检查润滑油压力正常。密封油系统密封油系统配有2×100％容量的交流密封油泵，1台100%容量的直流事故密封油泵，一台氢侧密封油箱，一台空侧贮油箱，一台真空油箱，一台真空泵，两台板式换热器，两台滤网，两台密封油/氢气差压调节装置等向发电机密封瓦供润滑油并密封氢气，防止氢气向外泄漏。密封油系统的启动启动前准备密封油系统检修工作全部结束，工作票终结，安全设施拆除，现场清洁。润滑油系统已经启动。操作系统阀门至启动前状态。检查设备系统完好，表计齐全良好，仪表一、二次阀门开启。确认发电机密封油系统已调试好。检查并复位控制系统中密封油和氢系统的报警。小修及中、大修后应做密封油系统联锁保护试验。密封油系统的启动步骤投入轴承箱排烟风机，调节出口蝶阀，保持油箱微负压（约-1.5kPa）。确定至少一台冷却器/滤网前后阀门已开。缓慢开启冷却器/滤网上的各个放气阀排出空气并充油，待排气口有油流出时迅速关闭排气阀，将冷却器/滤网投入运行。打开密封油泵SLCMKW11EE001，启动密封油泵（#1或#2）。检查系统泄漏和回油情况。检查密封油滤后压力正常（约1.1MPa）。将直流紧急密封油泵（MKW13AP001）置于自启动状态。调整密封油/氢气差压阀整定压差满足运行要求，主差压阀130kPa，副差压阀120kPa。密封油系统的停运系统停运条件机组处于停机状态。汽机、燃机盘车系统均已停运，机组大轴确已静止。发电机内气体已置换为空气。密封油泵停运操作直流密封油泵停电。退出密封油泵SLCMKW11EE001。停运密封油泵并断电。关闭冷油器的冷却水进、出水隔离阀。根据需要停运真空油箱真空泵并停运轴承箱排烟风机。液压油系统液压油系统是用来定位燃料控制阀门的阀盘和开启与关闭紧急截止阀，以及实现燃机保护跳闸、控制燃机的控制器。液压油模块的主要组成部分包括：液压油箱、2×100%液压油泵和两台冷却风机、两台循环油泵、两台液压油蓄能器、两台过滤器、组合式冷却和清洁回油管过滤器以及卸压阀和测量仪表等。液压油系统的投运液压油系统启动前的检查液压油系统检修工作全部结束，工作票终结，安全设施拆除，现场清洁。液压油箱油位、油温正常。操作系统阀门至具备机组启动状态。检查设备系统完好，各表计齐全良好，仪表一、二次阀门开启。检查打开蓄能器的隔离阀，关闭泄放阀。检查并复位机组控制系统中液压油系统的报警。小修及中、大修后应做液压油系统联锁保护试验，并正常。液压油系统的启动GTSGC（MYB01EC001）运行到第2步时自动启动两台液压油泵，压力正常后备用泵自动停运。循环油泵SLC自动投入液压油循环系统。检查液压油加热和冷却系统投入正常。液压油系统会根据控制系统的控制自动启动。启动命令被触发后，控制系统将选择并启动一台液压油泵。液压油系统启动过程中，各控制阀将会按控制系统电信号的要求打开。在机组运行的不同阶段，系统持续向各控制阀供油。液压油系统的停运GTSGC（MYB01EC001）运行到第61步时自动启动液压油泵的停机程序。运行中蓄能器投停操作投用前蓄能器经检查无泄漏后，由检修人员充N2，然后关闭蓄能器放油阀，稍开蓄能器进油阀对蓄能器注油，注满后缓慢开大进油阀，注意系统压力不应波动，直至全开。停用前蓄能器应先关闭蓄能器关断阀（MBX04AA251/252），然后缓慢开启蓄能器放油阀（MBX04AA401/402）。注意系统压力不应波动，否则立即关闭放油阀，查找原因并消除。燃机天然气模块天然气模块的作用是调节和控制进入燃烧室的天然气流量，并在一定条件下切断进入燃气轮机的天然气。其主要由入口滤网、气体紧急关断阀MBP13AA051、值班气体控制阀MBP23AA151、预混气体控制阀MBP22AA151、扩散气体控制阀MBP21AA151及分配管和喷嘴等组成。气体燃料系统的启动启动前准备气体燃料系统检检修工作全部结束，工作票终结，安全设施拆除，现场清洁。检查设备系统完好，各表计齐全良好，相关阀门开启。检查燃机空压机系统在正常运行状态。检查液压