ge6b燃气轮机联合循环规程

.z.---.可修编.Ⅰ**油田燃机电厂发布2013-05-30实施2013**油田燃机电厂发布2013-2013组运行规程Q/PC-DQ-RJ0002-2013代替Q/PC-DQ-RJ0002-2007Q/PC**油田燃机电厂企业标准ICS-.z.目次TOC\o"1-4"\h\z\u目次I前言IV联合循环11主题容12适用围13设备规13.1燃气轮机及附属设备规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）63.2蒸汽轮机及附属设备规73.2.1蒸汽轮机主要参数（见表13）73.2.2凝汽系统设备规73.3余热锅炉及附属设备规83.3.1余热锅炉83.3.2循环水系统93.3.3给水系统93.3.4104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164.3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39一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528.8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548.13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。本规程代替Q/PC-DQ-RJ0002-2007《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。本规程由油田电力集团燃机电厂标准化技术委员会提出。本规程由油田电力集团燃机电厂起草。本规程主要起草人：王德春小翠本规程由油田电力集团燃机电厂生产技术部负责解释-.z.联合循环1主题容本标准提供了燃气轮机、余热锅炉和汽轮机的设备规，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。设备规3.1燃气轮机及附属设备规燃气轮机主要参数.1制造厂家：美国通用电气公司（GE）.2燃气机组型号：MS6001型单轴重型工业燃气轮机.3燃机用途：驱动发电机.4循环型式：燃气-蒸汽联合循环.5旋转方向：逆时针方向（面对进气端）.6主轴转速：5133r/min.7控制方式：Mark-VI控制系统.8排热回收：余热锅炉.9基本保护类型：超温、超速、超振和熄火.10基本出力：37400kW（在ISO条件下）.11设计进口温度：15℃压气机主要参数.1压气机类型：重型轴流式.2级数：17级.3压比：11.7.4壳件分解形式：水平中分法兰式.5进口导叶a）调节方式：可调式b）调节围：34°～86°.6进气压力：0.13kg/cm2.7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-5燃烧室主要参数.1型式：逆流分管式.2数量：10只.3燃料类型：气体燃料.4燃烧室布置：以机组轴线为中心，沿园周均匀排列.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.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号燃烧室透平主要参数.1透平级数：3级.2壳体分解方式：水平法兰式.3型式：轴流冲动式.4额定转速：5133r/min.5排气温度:a）设定值：576.67b）报警值：590.56c）跳闸值：598.89.6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）kPa减速齿轮箱主要参数.1型号：A561375.2速比：1.711:1（5133：3000）.3额定功率：50301.6kW（68391HP）轴承主要参数.1润滑：压力润滑油.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.3二号轴承组件（装在排气框架中）：椭圆径向轴承润滑油系统主要参数.1主滑油箱容量：8520L.2辅助滑油箱容量：3230L.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／min.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／min.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／min.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.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.8主滑油滤网主要参数a）数量：2个b）滤芯：0.5μmc）布置：并联可切换.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、名称及设定值序号代号名称单位设定值123QT-1,2电阻式滑油箱加热器kW20.4226QA-1滑油母管温度高报警开关℃54±1.6326QL-1滑油箱温度开关℃16±2.8426QN-1滑油箱温度正常温度开关℃10±2.8526QT-1A滑油母管温度高跳闸开关℃80±1.6663QA-1滑油泵出口母管油压低报警开关Mpa0.49±0.07763QA-2轴承滑油母管压力低报警开关Mpa0.084±0.014863QL滑油压力低－事故滑油泵启动开关Mpa0.042±0.007963QQ油雾分离装置过滤器压差开关Mpa0.0081063QQ-1滑油滤网压差高报警开关Mpa0.105±0.0351163QT-2A发电机滑油压力低跳闸开关Mpa0.056±0.0211271QH-1滑油箱油位高报警开关mm距箱顶2541371QL-1滑油箱油位低报警开关mm距箱顶431.814--油雾分离装置密封油液柱高度mm130015VR1主油泵出口调压阀Mpa0.703±0.01416VPR2轴承滑油母管压力调节阀Mpa0.176±0.014液压油系统.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：8.44Mpa时68.4L／min.2辅助液压泵PH2a）型式：离心式b）驱动：380V交流马达c）出口压力：8.96Mpad）流量：8.44Mpa时75.62L／min.3液压油滤网FH-1,2a）数量：2个b）型式：单流式c）滤芯：0.5µmd）布置：并联可切换.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、名称及设定值序号代号名称单位设定值163HF-1,2液压油滤网压差高报警开关Mpa0.422±0.021263HQ-1液压油压力低起辅助液压泵开关Mpa7.38±0.213VR21主液压泵压力释放阀Mpa9.49±0.1764VR22辅助液压泵压力释放阀Mpa9.49±0.1765VAB-1,2液压油泵出口放空阀Mpa1.054（关闭）6VM4液压油滤网切换阀—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、名称及设定值序号代号名称设定值1IGV进口可转导叶34°—570—86°220TV液压排放阀—333TV-1进口导叶位置开关—490TV伺服阀（电液转换器）—596TV-1,2进口导叶位置反馈装置—6VH3放泄切换阀—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、名称及设定值序号设备代号名称单位设定值120FG-1气体燃料截止阀电磁伺服阀——220ST-1汽轮机关断阀电磁阀——320ST-2,3汽轮机关断阀跳闸电磁阀——4AH3-1,2控制油液力蓄能器——563HG-1,2,3气体燃料截止阀液压跳闸压力开关Mpa0.14±0.0076DOS超速螺栓组件—（112.4±1）%SPD,最大停机转速113.5%SPD7EOS电子超速装置—110%SPD8VH16蒸汽轮机跳闸油切断继动阀——冷却水系统.1冷却水源温度：32℃.2冷却水源压力：0.35Mpa.3冷却水流量：9085L／min.4润滑油母管温度调节器VTR-1：设定值为（49±1.6）℃冷却与密封空气系统.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/min.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、名称及设定值序号代号名称单位设定值120CB-1压气机放气阀电磁三通阀——233CB-1,2压气机放气阀位置开关——363TK-1,2透平排气支架冷却空气压力低报警开关kPa6.35±0.764VA2-1,2压气机防喘放气阀11级后，正常运行时关闭5VPR67可变压力调节阀Mpa0.73±0.0286TT-WS-1,2透平轮间温度热电偶——7TT-*D-1-18透平排气温度热电偶——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、名称及设定值序号代号名称单位设定值120VG-1气体燃料放气阀—带电：6%SPD失电：2.5%SPD263FG-3燃料气压力低报警开关Mpa1.723±0.035396FG-2A,2B,2C压力变送器－阀间压力故障跳闸开关Mpa小于－0.035延时：2S4VGC气体燃料控制阀——5VH5气体燃料切断阀——6VSR气体燃料速度比例截止阀——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序号设备代号设备名称133TM1-4扭矩调节器限位开关220TN-1液力变扭器电磁阀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、名称及设定值序号代号名称单位设定值123HA对流式电加热器℃小于10223HT对流式电加热器℃4.4326BT-1轮机间温度高报警开关℃149±2.8426BT-2轮机间冷却风扇温度开关℃49±2.8高压CO2灭火系统.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：0.517Mpa.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进气与排气系统.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：6976m3／mind）进气流速：1.5m／mine）脉冲空气压力：（0.56～0.84）Mpaf）脉冲空气频率：20秒/次.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、名称及设定值序号代号名称单位设定值163CA-1脉冲空气压力低报警开关Mpa0.442±0.035263EA排气管压力高报警开关kPa3.81±0.13363ET-1排气管压力高停机开关kPa4.32±0.13463ET-2排气管压力高遮断开关kPa5.08±0.127563TF-1进气滤网压差高报警开关kPa1.524±0.0635663TF-2A,2B进气滤网压差高停机开关kPa2.032±0.635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、名称及设定值序号代号名称额定功率kW额定电源V额定转速r/min188BT轮机间和辅机间冷却风扇电机5.513802950288CR起动电机514.536003000388HQ辅助液压泵电机14.7220／3801500488QA辅助滑油泵电机44E事故滑油泵电机7.35120VDC1750688QV油雾分离器电机3.683802915788TG盘车电机—380—888TM扭矩调节驱动电机0.833801500988TK-1,2透平外壳及排气支架冷却风扇电机36.7538029501088VE辅助油箱油气抽取装置电机0.7353801188VG负荷齿轮箱通风扇电机113801500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、名称及设定值序号代号名称吸合值脱开值1L14HR零转速继电器0.06%NHP0.31%NHP2L14HT放气转速继电器6%NHP2.5%NHP3L14HM点火转速继电器16%NHP15%NHP4L14HA加速转速继电器50%NHP46%NHP5L14H*脱扣转速继电器60%NHP50%NHP6L14HS运行转速继电器97.5%NHP95%NHP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序号代号单位报警值跳闸值139V-1Amm/s12.725.4239V-1Bmm/s12.725.4339V-3Amm/s12.725.4439V-3Bmm/s12.725.4539V-4Amm/s12.725.4639V-4Bmm/s12.725.4739V-5Amm/s12.725.4839V-6Amm/s12.725.4939V-6Bmm/s12.725.41039V-7Amm/s12.725.43.2蒸汽轮机及附属设备规蒸汽轮机主要参数（见表13）表13蒸汽轮机主要参数序号项目单位定值1汽轮机型式抽汽凝汽式2蒸汽轮机级数级173抽汽级数级24可调整抽汽——6级后5非调整抽汽——13级后6汽轮机工作转速r/min30007汽轮机电子跳闸转速r/min33008汽轮机紧急跳闸转速r/min33609临界转速r/min161010汽轮机额定出力kW1670011主蒸汽温度℃46512主蒸汽压力Mpa3.9713汽轮机排汽压力Kpa8.3614汽轮机旋转方向从高压端看为顺时针凝汽系统设备规.1凝汽器主要参数（见表14）表14凝汽器主要参数序号项目单位定值1凝汽器型式表面式凝汽器2管材ASTMA240-30LL（不锈钢）3管子数量根32504管长m5.335凝汽器冷却面积m210296冷却水温℃257冷却水流速m/s2.448冷却水量m3/min53.689凝汽器支撑板数个610蒸汽负荷t/h58.711热负荷MJ/h129554.2凝结水泵主要参数（见表15）表15凝结水泵及电机主要参数序号项目单位定值1型号5LOINA-42泵轴功率kW25.23泵转速r/min14704泵必需汽蚀余量m2.5表15凝结水泵及电机主要参数（续）序号项目单位定值5扬程m706流量m3/h957电机型号200-1-48电压V3809电机转速r/min147010电机轴功率kW3011数量台2.3真空泵主要参数（见表16）表16真空泵及电机主要参数序号项目单位定值1型式2BE1203-DBYA2容量kW373最大允许工作压力Mpa04最大允许工作温度℃805电压V3806电流A727电机转速r/min9808数量台23.3余热锅炉及附属设备规余热锅炉.1余热锅炉主要参数（见表17）表17余热锅炉主要参数序号项目单位定值1型式单压、强制循环、室安装、无补燃型2型号3额定蒸发量t/h73.264汽包最大允许工作压力Mpa5.275过热蒸汽出口压力Mpa4.046省煤器给水温度℃1047余热锅炉排烟温度℃1808余热锅炉利用率%68.47.2烟气条件（见表18）表18烟气条件序号名称符号单位数值1环境温度t℃152烟气流量Gt/h5103烟气温度T℃557表18烟气条件（续）序号名称符号单位数值4烟气成分（V%）N2%74.71CO2%3.36H2O%7.47O2%13.57Ar%0.89.3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序号名称混合式喷水减温器1介质过热蒸汽2数量1个3规38×44喷蒸气形式笛式5安装位置过热器1出口母管6冷却介质源饱和蒸汽引出管7减温蒸汽流量3.62t/h循环水系统.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序号项目单位定值1泵的型式离心式2泵的型号HPH200–4013泵的压头Mpa0.14泵的流量t/h4825电机型号Y280S-46电机容量kW73.57电机电压V3808电机电流A1409电机转速r/min145010数量台2.2汽包主要参数（见表21）表21汽包主要参数序号项目单位定值1制造厂家荷兰钢铁集团公司2系列号44683汽包径mm20044汽包壁厚mm485长度mm2947表21汽包主要参数（续）序号项目单位定值6最大允许工作压力Mpa5.277汽包高液位报警值cm258汽包高液位跳闸值cm309汽包低液位报警值cm-2010汽包低液位跳闸值cm-25给水系统.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序号项目单位定值1泵的型式多级离心泵2泵的型号0686-620*83泵的扬程m6204泵的流量t/h86.35泵必需汽蚀余量m4.56电机型号5K405AL1042E7电机容量kW226.68电机电压V3809满负荷电机电流A40210电机转速r/min295011数量台2.2低压包除氧头主要参数（见表23）表23除氧头主要参数序号项目单位定值1型式喷淋加热除氧2材料A-285-CrC3贮水罐外径mm19814贮水罐长度mm39625设计压力Mpa0.217工作压力Mpa0.0358设计温度℃315.69工作温度℃109.810允许氧含量ppb7.1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序号安全阀名称单位设定值1汽包安全阀1Mpa5.11表24汽水系统安全阀名称及设定值（续）序号安全阀名称单位设定值2汽包安全阀2Mpa5.273过热器安全阀Mpa4.574除氧器安全阀Mpa0.215除氧器进汽安全阀Mpa0.216主蒸汽旁路安全阀Mpa4.37抽汽系统安全阀Mpa1.93.2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、功能及设定值序号代号名称功能单位定值1LS30A热井高液位开关液位高报警cm7.62液位高高跳闸cm12.382LS30B热井低液位开关液位低报警cm-7.62液位低低报警，停冷凝泵cm-15.563LS61A冷凝水收集罐高液位开关液位高报警cm10.164LS61B冷凝水收集罐低液位开关液位低报警cm-30.485LS81A除氧器高液位开关液位高报警cm25液位高高报警cm306LS81B除氧器低液位开关液位低报警cm-95液位低低跳闸cm-1027循环水流量压差开关延时2秒，启备用泵，停现用泵kPa6.8288循环水流量压差开关延时10秒，停HRSG和循环泵kPa4.579PS01给水泵出口压力开关报警，启备用泵Mpa3.510PS31A凝汽器真空开关低报警kPa16.7211PS31B凝汽器真空开关低低跳闸kPa33.4412PS31C凝汽器真空开关低低跳闸kPa33.4413PS40凝结水泵出口压力开关报警，启备用泵Mpa0.3514PS76AHRSG烟道压力开关报警kPa3.55615PS105主蒸汽母管压力开关报警，开FVM105AMpa4.59816TS24旁路蒸汽减温器出口温度开关调节TCV22开度℃20017TS72工艺蒸汽减温器出口温度开关调节TCV72开度℃20018TS83除氧蒸汽减温器出口温度开关调节TCV88开度℃2004联合循环机组的启动4.1机组启动规定机组启动状态划分.1冷态启动：汽缸下半进汽区金属温度在120℃以下；.2温态启动：汽缸下半进汽区金属温度在120℃-300℃；.3热态启动：汽缸下半进汽区金属温度在300℃以上。启动状态余热锅炉水温冷态启动余热锅炉水温低于100温态启动锅炉水温与基本负荷工况时的饱和温度差大于55℃，但水温超过热态启动余热锅炉出现正压并且锅炉水温与基本负荷工况时的饱和温度差小于55℃.5余热锅炉启动方式按温度来划分（见表25）：启动状态启动至基本负荷“一拖一”/“二拖一”时间冷态启动（停机>72h）300min/540min温态启动（72h>停机>10h）180min/300min热态启动（10h>停机>1h）100min/180min极热态启动（停机<1h）60min/120min机组的启动时间（见表26）：严禁蒸汽轮机启动的条件.1MARKVI、DCS通讯故障或控制系统工作不正常，影响机组启动和正常运行。.2影响机组启动的设备或系统检修工作未结束，或经检查试验或试运不合格。.3机组跳闸后原因未查明并消除。.4蒸汽轮机任一项主要保护装置失常，如：紧急跳闸、超速（103%）、低真空（-61KPa）、低油压（20KPa）、轴向位移（+1.3mm或-0.7mm）、轴承温度（110℃）等,经试验不能正常投入或保护动作值不符合规定。.5盘车过程中,动静部分有摩擦声，原因及影响程度不清。.6蒸汽轮机调节系统工作不正常。.7蒸汽轮机主汽、补汽截止阀及调节阀之一卡涩。.8联合循环任一紧急跳闸按钮试验不正常。.9蒸汽轮机主要测量仪表（如转速、轴向位移、胀差、偏心度、润滑油压、电控油油压、振动传感器、轴承金属温度、轴承回油温度、真空、主汽压力、主汽温度及主要缸壁测温等）故障。.10蒸汽轮机高压启动油泵，交、直流润滑油泵，电控油泵，盘车装置之一故障或相应的自启动控制装置故障。.11油质不合格(＞8级)，主油箱油位，电控油油箱油位降到规定值以下时。.12蒸汽轮机系统主要汽、水、油、气管路泄漏严重。.13胀差大于规定的极限值(<-3.8mm,或>17.8mm)。.14蒸汽轮机汽缸进汽区上下金属温差大于或等于50℃。.15蒸汽轮机任一高、低压旁路或旁路减温水系统故障或失灵。.16蒸汽轮机真空系统或轴封系统故障。.17超速保护装置失常。.18仪表和热工保护电源失去。.19调节系统不能维持空负荷运行或甩负荷后不能控制转速在超速保护动作转速以下。.20机组大联锁试验不合格。.21消防系统不正常。.22有严重威胁人身或设备安全的其他设备缺陷。.23保温材料严重脱落严禁燃气轮机启动的条件.1影响燃气轮机及余热锅炉启动的设备或系统检修工作未结束，或经检查试验后试运不合格。.2燃气轮机或余热锅炉跳闸原因未查明并消除。.3燃气轮机紧急跳闸按钮动作试验不正常。.4燃气轮机及余热锅炉主要管路系统泄漏严重。.5余热锅炉任一安全阀动作不正确。.6余热锅炉主汽电磁泄放阀动作不正确。.7余热锅炉高低压旁路减压减温阀之一动作不正确。.8余热锅炉烟囱盖板故障或打不开。.9仪表和热工保护电源失去。.10余热锅炉主要仪表（如各汽包水位、压力，各过热蒸汽压力、温度、流量等）工作不正常，影响余热锅炉启动及正常运行。.11余热锅炉过热蒸汽减温装置工作失常。.12燃气轮机系统任一伺服阀故障.13燃气轮机压气机进口导叶（IGV）动作失灵。.14燃气轮机压气机进气室滤网破损或进气室滤网堵塞。.15燃气轮机任一点火火花塞或任一火焰探测器故障。.16燃气轮机排气温度测点故障数≥2个。.17任一汽包水位完全失去远程监视。.18MARKVI系统不正常，影响机组操作，短时间不能恢复。.19DCS系统不正常而影响机组启动及正常运行。.20增压站系统ESD阀动作不正常或设备工作不正常，天然气压力无法维持在正常围。.21燃机入口管线压力不正常。.22燃机润滑油油质不合格（颗粒度＞8级）。.23消防系统不正常,危险气体监测系统故障。.24有严重威胁人身或设备安全的相关设备缺陷。严禁发电机启动的条件.1发电机绝缘电阻不合格。.2发电机风压试验不合格。.3主变压器、高压厂用变压器绝缘电阻不合格。.4主变压器、高压厂用变压器冷却系统不正常，漏油严重。.5发电机启动前的主要试验不合格。.6各主要自动装置如：PSS、AVR不正常。.7各主要仪表失灵。.8发变组主保护有任何一项不能投入。.9发电机空气冷却系统不正常。.10发电机主变出口开关、励磁开关、高厂变开关动作不正常。.11励磁系统不能满足强励运行条件。4.2机组启动前的检查及准备公共系统启动前的检查和准备.1确认各公共系统所有的检修工作已经完成，工作票终结，影响启动的检修安全措施已拆除。.2检查楼梯、平台、栏杆应完整，通道及设备周围无妨碍工作和通行的杂物，照明充足。.3机组整体启动前的公共系统部分的保护传动及相关的静态试验已完成并符合要求。.4所有热工仪表及保护电源已正常投入，检查仪表指示正确。.5集控室和各公共系统就地控制盘完好，各种测量元件显示完好正确，各种指示仪表报警装置以及操作控制开关完整动作正常。.6公共系统各MCC电源已正常投入，电压正常。.7消防设施完好，消防系统已正常投运，通讯联络可靠畅通。.8通知化学检查加药系统的氨、联氨、磷酸盐、开式循环水加药系统的稳定剂、硫酸、杀菌剂溶液箱液位正常，溶液浓度、温度正常，各加药泵、搅拌机电源正常，具备启动条件，各阀门位置正确，至各加药口的阀门处于启动前的正确位置。.9检查前池液位正常，启动开式循环水系统，检查系统运行正常，管道、阀门无泄漏。.10启动闭式冷却水系统，检查系统运行正常，管道、阀门无泄漏。.11闭式冷却水投运后，通知化学检查取样系统的冷却水压力、温度正常，冷却器正常，具备投用条件，各导电度表、PH值表等电源已正常投入且无异常。取样口到取样高温架的各阀门位置处于启动前状态。.11闭式冷却水系统投运后，启动仪用空气系统，检查压缩空气压力正常(0.65～0.80MPa），冷干机工作正常，气源已送至汽机房、锅炉、公用系统及化学各储气罐。燃气轮机启动前的检查和准备.1检查燃气轮机相关检修工作结束，工作票终结，临时安全措施已拆除。.2检查各热工仪表、信号、保护电源已投入正常，各表计、监测装置完整、齐全，投入正常。.3检查MARKVI控制系统交、直流电源已投入正常，各控制器工作正常，状态指示灯显示红色。.4检查确认燃气轮机各MCC电源已投入，电压正常。.5燃气轮机各辅机已测绝缘良好,各辅机电源开关在工作位置，控制方式在“AUTO”位置，绿灯指示亮。.6检查各空间加热器电源投入正常，控制方式在自动模式。.7检查燃气轮机直流系统工作正常，直流润滑油泵电源已投入正常，蓄电池充电器已正常投运，蓄电池电压正常。.8检查火灾保护系统电源已投入正常，CO2灭火系统出口门已打开并处于正常备用状态。.9在MARKVI上查看确认燃气轮机进气温度、排气温度、轮间温度符合机组当时的状态。.10检查燃气轮机侧仪用空气压力正常。.11检查燃气轮机侧冷却水系统已正常投运，润滑油冷却器、发电机空冷器、火焰探测器、透平后支撑腿冷却水投运正常。.12燃气轮机联锁保护经热工传动试验正常，各控制阀经热工传动正常，各阀门状态已符合启动条件。.13检查进气滤网反吹系统电源已正常投入。检查空气处理装置正常，具备启动条件。.14检查进、排气道人孔门关闭。进气室无杂质，进排气管道及连接的管路应清理干净，进气滤网清洁完好。.15检查进口可转导叶应在关闭位置，指针指示34°。.16检查天然气调压站及燃气前置模块系统置换合格后投运，检查天然气压力正常并已送至燃机辅助阀门间燃气截止阀前，检查无泄漏。.17检查危险气体监测系统投入正常，无报警。.18检查MARK-VI及DCS上均无影响机组启动的报警。.19检查操作燃气轮机及所属各系统阀门至启动前状态。.20顺控启动燃气轮机盘车，检查辅助滑油泵运行正常，检查各压力正常，油系统无泄漏、各油窗回油正常，转动部位无摩擦声。.21检查故障报警情况，进行主复位，检查有无影响启动的报警。.22在启动检查画面上（STARTUPPERMISSIVES），检查有无不正常的逻辑信息。.23检查进口导叶控制方式在“IGVAUTO”，“IGVTEMPTLOFF”投入。.24检查同期选择开关在SYNCOFF位置（现场的选择开关也应在OFF）。.22燃机启动前需连续盘车24小时以上。余热锅炉启动前检查和准备.1检查确认余热锅炉所有检修工作结束，工作票终结，现场清洁，临时安全设施已拆除。.2检查并确认炉膛无人，各人孔、检查门均已关闭，烟囱盖板开启灵活，盖板就地开关位置与DCS显示一致。.3机组整体启动前的余热锅炉部分的逻辑保护传动及相关的静态试验已完成并符合要求。.4余热锅炉安全阀都已安装完毕，安全阀定值已校验并可供使用。各安全阀弹簧完整，压紧适当，排汽、疏水管完整、畅通、牢固。.5检查确认所有设备及管路系统经过清洗（碱煮炉）并已充净，冲洗水呈中性。（若需要进行碱煮炉）。.6检查各处膨胀指示器正确牢固，膨胀间隙充足，膨胀位移不受阻碍。.7检查各管道的吊架完整、牢固，确认所有汽、水管系已经探伤检查，确认无障碍存在。.8检查管道保温完整，高压、低压汽包人孔门保温完好，所有人孔、烟道接口关闭严密。.9检查确认余热锅炉MCC电源已正常投入，电压正常。.10检查余热锅炉系统的所有电动门、调节门电源投入正常并按逻辑传动单传动完毕，具备投运条件。.11检查DCS系统正常，各现场指示表计、记录仪表，变送器投入完好。.12检查确认余热锅炉各辅机电动机绝缘完好，电源正常投入。.13检查确认现场阀门已按阀门操作卡操作至启动前状态。.14检查确认余热锅炉侧仪用空气压力正常(0.65～0.80MPa）。.15检查确认余热锅炉侧闭式冷却水压力(0.3～0.4MPa）、温度正常。.16检查余热锅炉汽水取样装置具备投运条件，各取样阀门处于启动前状态。.17通知化学检查余热锅炉加药系统可正常投运，各阀门、加药泵、搅拌电机等处于启动前状态，各加药罐液位正常，药液浓度合适。.18检查给水水质应符合余热锅炉汽水品质标准。.19检查余热锅炉疏水及排污系统可正常投运，各阀门处于启动前规定状态。.20检查余热锅炉高、低压汽包水位计汽、水侧阀门位置正确，水位计良好可用，汽包水位电视完好,就地远方所有水位计指示正确..21检查余热锅炉对空排汽及旁路系统备用良好。.22检查高压给水泵油位、油质正常，冷却水系统正常投入，绝缘合格，具备启动条件。.23检查定排扩容器具备投运条件，定排扩容器减温水正常投入。.24检查低压给水至天然气加热器手动一、二次门打开，调节阀关闭状态。.25检查余热锅炉高压汽包水位正常，水位-100mm，汽包上、下壁温差不超过50℃。.26检查余热锅炉低压汽包水位正常，水位-100mm，汽包上、下壁温差不超过50℃。.27将余热锅炉高、低压紧急放水门投自动。蒸汽轮机启动前检查和准备.1检查确认蒸汽轮机所有的检修工作已经完成，所有的工作票已终结，临时安全设施已拆除.2机组整体启动前的蒸汽轮机部分的保护传动及相关的静态试验已完成并符合要求。确认汽机及辅助设备各联锁保护试验合格，试验后将各保护表计定值整定好，全部联锁投入。.3检查蒸汽轮机各辅机及电动门绝缘合格，电源已正常投入；各项联锁、保护试验合格，具备启动条件。.4检查确认现场辅机系统阀门已按阀门操作卡操作至启动前状态。.5检查确认蒸汽轮机侧仪用空气压力正常。.6检查确认蒸汽轮机各MCC电源已正常投入，电压正常。.7检查确认蒸汽轮机本体、主要管道保温完好。.8检查DCS、DEH所有系统画面正常，指示正确，通讯正常.9检查确认DCS蒸汽轮机相关页面显示正常，无影响启动的报警。.10检查确认DEH系统各主汽阀、调节阀状态正常.11检查投运蒸汽轮机润滑油系统，检查润滑油压及各轴承回油正常，润滑油箱油位正常，油质合格。.12检查调整润滑油温度在40±2℃围。.13检查确认DCS所有系统阀门，按照逻辑传动单传动正常。.14检查化学除盐水补水系统正常投运，检查除盐水母管压力正常，闭式水膨胀水箱及热井水位正常。.15检查空冷岛系统正常。.16检查凝结水系统正常投运，凝结水水质合格。.17检查轴加水位正常，轴加多级（U型管）水封注水正常。.18检查凝汽器抽真空系统在启动前状态，真空破坏门在“关闭”状态，真空泵备用良好，工作水、冷却水供给正常，分离罐水位正常。.19检查发电机空冷器冷却水系统正常备用，水压力正常.20检查电控油系统母管压力正常(3.5～4.5MPa)，系统无泄漏。.21启动交流润滑油泵，检查各油泵电流正常，润滑油正常。.22启动一台润滑油箱排烟风机，检查运行正常，油箱负压（-100～-200KPa）正常。.23启动一台顶轴油泵，检查顶轴油压正常后投盘车，汽机启动前需连续盘车4小时以上。盘车运行时间满足汽机启动条件后，启动高压启动油泵，检查油泵电流正常，油泵出口压力和润滑油母管压力正常，停止交流润滑油泵，检查润滑油母管压力正常。将交流润滑油泵、直流润滑油泵投入自动，检查连锁投入。.24按启动前汽机侧阀门状态要求将阀门置正确位置。.25检查高压、低压旁路系统各阀门位置处于启动前状态，旁路减温水系统正常，具备投运条件。开辅汽至轴封蒸汽联箱电动阀,微开轴封蒸汽联箱压力控制阀,对轴封蒸汽联箱进行暖管,当低压轴封温度达到80℃，启动轴加风机，关闭真空破坏门注水正常，启动真空泵。（1）轴封供汽必须具有不小于14℃的过热度。（2）盘车之前不得投入轴封供汽系统，以免转子弯曲。（3）低压缸轴封供汽温度设定为170℃。电气系统启动前的检查和准备.1电气系统各一、二次回路工作全部终结，工作票已收回，所有临时措施已拆除，常设遮拦已全部恢复，现场清洁整齐，符合投运条件。.2启动前电气部分的开关传动及相关的静态试验已完成并符合要求。.3检查电气系统一、二次接线情况应正常，环境清洁，无报警。.4检查NCS、EFCS正常，无异常报警信息,具备启动条件。.5检查GIS楼220kV各开关储能正常，SF6气体压力、湿度等符合规定，各开关、闸刀的控制回路，信号回路，操作回路正常，位置正常，无任何的报警信号，带电指示器正常，各线路保护、母线保护等投入正常。.6检查*1、2燃机发电机GCB模块状态正常，GCB出口闸刀合闸正常，封闭母线微正压装置正常，发电机已处于正常热备用状态。.7检查确认*1、2燃机主变、高厂变投运正常，变压器本体应清洁，各部无渗油、漏油现象；油枕及充油套管的油色、油位正常；套管清洁、完整、无破损及放电痕迹。.8检查确认*3主变具备投入条件。.9检查10kV工作1、2段母线电压正常，各10kV开关柜控制信号电源、操作电源已正常投入，位置正确，各开关保护投入正常，10KV快切装置投入正常。.10检查三台励磁变压器已具备投入条件，各保护继电器已复位，变压器本体、进出线、套管正常，励磁变压器各保护投入正常。.11检查汽机低压变、化学低压变、综合水低压变、燃机低压变、厂前区低压变、循环水低压变已投入运行，各保护继电器已复位，电压指示正常，变压器温度正常，风机温控箱投运正常，变压器各保护投入正常。.12检查启动电机变压器已具备投入条件，各保护继电器已复位，变压器本体、进出线、套管正常，启动电机变压器各保护投入正常。.13检查380V汽机、循环水、化学、综合水、燃机各段母线电压正常，各380V开关柜控制信号电源、操作电源已正常投入，位置正确，各开关保护投入正常。.14检查各MCC电源已正常投入，电压正常，控制操作电源已正常投入。.15检查集控楼110V、220V及网控楼继电器室220V、燃机125V直流系统正常，母线电压正常。充电机电压正常，确认直流蓄电池投入运行。.16检查UPS系统运行正常，输出电压正常，旁路柜稳压电源运行正常。.17检查E*2100励磁系统正常，无任何报警，符合投运条件，发电机励磁调节器置自动位置，在MARKVI报警页面和励磁页面上检查所有励磁系统报警清除，检查磁场开关在分闸位置。励磁小室空调投运正常，室温度、湿度符合要求。.18检查发电机接地刀闸89ND控制电源已正常投入且开关应在“远控”位置。.19检查集控楼电子间*1、2燃气轮机主变高厂变保护、*3蒸汽轮机发变组保护保护面板指示状态良好，投入正常，无任何报警信息。.20检查PEECC燃气轮机发电机保护保护面板指示状态良好，投入正常，无任何报警信息。.21检查发电机加热器接线正确、绝缘合格，投运正常。.22检查发电机各轴承油流、油压、油温正常。.23检查发电机绝缘合格。.24检查*3主变压器所属一次设备的绝缘合格。.25发电机出口PT及避雷器清洁完好，PT一次保险上好，二次小开关全部合好.26检查发电机励磁系统正常。4.3机组启动第一台燃气轮机启动.1检查调压站至燃机气体阀门间天然气压力正常，无泄漏。.2检查DCS上辅助系统正常。a）开式循环水系统正常。b）闭式冷却水系统正常。c）凝结水系统正常。d）压缩空气系统正常。e）除盐水系统正常。.3检查DCS上的余热锅炉画面：a）高压汽包水位正常。b）低压汽包水位正常。c）锅炉烟囱盖板全开。.4检查燃气轮机启动电机变压器处于热备用状态。.5接到值长第一台燃气轮机启动命令。.6进行机组启动前的全面复位。.7MARK-VI盘面检查a）检查各热电偶温度监视点的状况，其读数应接近环境温度b）检查MARK-VI的CRT上显示状态均正常且有准备启动显示；c）检查盘车系统已经投入运行（COOLDOWNON），辅助滑油泵运行正常，系统各部压力正常、无泄漏、各油窗回油正常；d）检查防喘放气阀在打开状态。e）进入MOTOR页检查各电机电源显示正常。f）检查故障报警情况，在启动（START-UP）页进行主复位（MASTERRESET）和诊断报警复位DIAGNOSTICRESET）；g）从AU*页进入启动检查页（STARTCHECK），在画面上，检查有无不正常的逻辑信息。红色为不正常状态，绿色为允许启动状态；h）从控制页进入IGVCONTROL页，检查进口导叶控制方式在“IGVTEMPTLOFF”投入；i）检查“GT1SYNC”页的同期选择开关在“SYNCOFF”位置（就地控制室同期选择开关也在OFF位）。.8启动装置启动a）检查离合器啮合，棘轮连续盘车，CRT显示“14HR”。b）在MARK-VICRT盘面START-UP页选择“AUTO”并确认，“SHUTDOWNSTATUS”栏显示“READYTOSTART”。c）在MARK-VICRT盘面START-UP页“MasterControl”（主控制选择）选“START”，机组启动STATUS栏显示“Cranking”机组启动。d）STATUS栏显示“STARTING”。e）程序开始执行，STATUS栏显示“SEQINPROGRESS”。f）启动装置投入，CRT“StartingMotor”框显示“ON”，机组开始转动。h）轴拖动后，机组转速上升。i）液压棘轮继续工作。.9辅助设备（88HQ、88VG、88BT等）启动，检查运行正常。.10清吹与点火a)机组达到18%额定转速，SPEEDLEVEL栏上显示14HM；b)机组清吹120秒，至机组转速上升到27％额定转速；c)清吹结束，机组转速开始下降至15％额定转速后上升，机组转速达14.6％FSR给出点火值；d)在MARK-VI盘面检查天然气速比阀及截止阀已经打开，CRT上显示阀的颜色为红色；e)点火程序开始，点火器每2秒点一次，点火计时60秒；f)点火成功后，燃烧室建立火焰，CRT上显示“FLAME*A、*B”。g)如果60秒钟点火失败，机组保持点火转速，控制系统自动执行第二次点火程序，如果再次点火失败，控制系统将自动执行停机程序。此时，值长决定是否再试点火，再试点火时，应将“ModeSelect”选择为“CRANK”经120秒吹扫后，选“AUTO”点火程序开始，若点火三次不成功必须停机检查。.11暖机点火成功后，FSR给出暖机值，并保持不变，机组暖机60秒。.12加速a)机组达50%额定转速时，CRT上显示14HA；b)燃机转速达60%额定转速时，离合器脱离，启动装置脱扣并停运，CRT上StartingMotor框上显示“OFF”；c）这期间应注意监视排气温度，机组进入温度控制后，CRT显示“TEMPERATURE”；d）机组达95%额定转速时，检查发电机初励磁建立，电压逐渐升高，此时检查发电机励磁电流、励磁电压正常；e）燃机升速时，CRT盘面上显示“ACCELERATION-HP”。.13全速a)燃机转速达97.5%额定转速时，CRT盘上显示14HS；b)确认透平排气支架冷却风扇88TK-1,2运行正常，进口导叶打开至57°，防喘放气阀关闭；c)确认辅助液压油泵88HQ、辅助润滑油泵88QA停运；d)程序完成，CRT上显示“SEQPLETE”；e)机组进入速度控制，CRT上显示“SPEED”。.14发电机并网操作a)自动并网操作1）在就地控制室将同期选择开关置“AUTO”位置；2）当机组达到全速无负荷状态时，在“gasTurbine1\Control\Synch”页将同期控制l（Synchctro）选择为“AUTOSynch”；3）检查同期系统自动调节发电机电压、频率与系统相适合。当同期条件全部满足且相位、相角与系统一致时，控制系统发出同期信号，发电机出口断路器52G（我厂编号为？）合闸，“52GBreaker”显示CLOSE时，同期合闸完成。b)手动并网1）启动前在就地控制室将同期选择开关置“MAN”位置；2）启动前在MARK-VI盘的“gasTurbine1\Control\Synch”页将同期控制（Synchctrol）选择为“SynchOff”；3）启动前在MARK-VI盘的“gasTurbine1\Control\Synch”页将同期控制（Synchctrol）选择为“MONITOR”，控制系统自动调节发电机电压、频率与系统相一致；4）当同期条件满足后，在MARKVI选择“MANSynch”（手动同期）；5）在合适的相位、相角差（距同期点5o左右），按“CLOSEBREAKER”按钮，闭合发电机断路器52G（92001）；6）若发电机断路器52G未能合闸，且出现“SYNCLOCKOUT”报警，选择“MASTERRESET”复位闭锁报警；7）必要时可手动用“SPEED/LOADCONTROL”的“REISE”（升）或LOWER（降）按钮调整发电机频率，用“KV/KVARCONTROL”的“REISE”（升）或LOWER（降）按钮调整发电机出口电压；8）同期并网完成后，应将就地控制室的同期选择开关置“OFF/REMOTE”，MARK-VI盘上同期选择开关置“SYNCOFF”；9）发电机并网运行后，可在“GT1SYNC”页或“START-UP”页用“REISE”（升）或LOWER（降）按钮调整发电机负荷，用“KV/KVARCONTROL”的“REISE”（升）或LOWER（降）调整发电机无功负荷。.15发电机并网后，在MARK-VI盘面进入IGVCONTROL页，将进口导叶控制方式选择在“IGVTEMPTLON”。.16检查各运行参数，在现场全面检查机组有无漏气、漏油、异常振动、异常声音等情况，向值长汇报燃气轮机启动完成。余热锅炉冷态启动.1在燃气轮机点火后，通知化学。.2根据升温升压过程要求，调整高、低压汽包水位至正常值（高压-100mm、低压-100mm）.3检查余热锅炉高、低压系统疏水均已打开.4检查高、低压系统对空排汽电动阀已打开.5余热锅炉高压主汽压力大于0.07MPa饱和温度50℃时，关闭高压过热器疏水阀。.6在余热锅炉高压主汽压力达到0.1MPa左右时，打开锅炉侧高压过热器出口电动阀.7在余热锅炉高压主汽压力达到0.3MPa左右时，投入高压旁路系统。a）打开高压旁路入口和高压主汽电动门前疏水，观察真空下降＜-0.4KPa，在高压主汽温度270℃b）手动打开高压旁路调节阀3%并根据高压旁路前升温升压速度（温升率4.4℃/min）c）检查高压旁路减温水自动跟踪正常，如不正常，手动打开。d）在旁路投入后应将后汽缸喷水打开。e）当余热锅炉高压主汽压力达到0.5MPa时，通过调整高压旁路调节阀，关闭高压主汽排空电动阀。f）控制高压主汽压力1.5-2.0MPa、主汽温度300℃，在高压旁路调节阀开度达到30%左右时，高压旁路调节阀投自动，高旁进入压力控制阶段，根据汽机冲转参数手动修改压力设定值。.8余热锅炉低压主汽压力大于0.05MPa，打开锅炉侧低压过热器出口电动阀。.9在余热锅炉低压主汽压力达到0.1MPa左右时，投入低压旁路系统。a）在低压主汽温度100℃b）手动打开低压旁路调节阀3%并根据低压旁路前升温升压速度（温升率27.8℃c）低压旁路投入后，检查低压旁路减温水自动跟踪正常，如不正常，手动打开。d）当余热锅炉低压主汽压力达到0.15MPa时，通过调整低压旁路调节阀，关闭低压主汽排空电动阀。e）在低压旁路调节阀开度开到30%时，投入低压旁路调节阀自动，低压旁路进入压力控制阶段，手动设定低压蒸汽压力的设定值。.11当汽包压力达到0.1～0.2MPa时，对高压、低压汽包的水位计及压力表管进行冲洗。.12根据炉水品质情况、汽包水位情况，开启高压、低压汽包连排各阀门，进行连续排污。检查连排扩容器压力、水位正常，并注意监视余热锅炉定排排污水池水位和温度。.13在余热锅炉启动过程中密切监视凝汽器水位、各汽包水位正常，通过给水调节阀及各排污阀、放水阀控制汽包水位正常，同时保证省煤器有水流动。.14根据余热锅炉排烟温度低于80℃时，投运凝结水加热器再循环系统，调节凝结水加热器的入口温度在60℃－65.15在燃气轮机启动过程中当余热锅炉凝结水加热器出口水温高于52℃时，可以缓慢投入天然气加热器。打开天然气加热器入口调节阀、温度调节阀，尽快将天然气温度调整至150℃。同时检查电加热器在天然气温度达到120.16在燃气轮机负荷20MW左右时，燃气排气温度升至370～400℃时，将高压过热器减温器隔离阀打开，打开高压减温水调节阀投入自动。减温水投入后必须保证减温后的蒸汽出口温度高于饱和温度13.9℃。.17检查蒸汽轮机本体疏水均已打开并投自动。.18天然气加热器投入后，燃气轮机根据蒸汽轮机暖管需求增加负荷。余热锅炉热态启动.1燃气轮机启动前检查高压给水泵、凝结水泵运行正常，调整高、低压汽包水位至正常值（高压-100mm、低压-100mm），上水时应保证汽包上下壁温差小于50℃。.2在燃气轮机点火后，通知化学。.3在燃气轮机点火后保证蒸汽过热度超过30℃时，打开所有压力系统的过热器的疏水阀，将过热器的冷凝水排出，阀门打开维持约5～10min后关闭，如果系统压力很低，则要求用更长的时间排除冷凝水。.4根据炉水品质情况、汽包水位情况，开启高压、低压汽包连排各阀门，进行连续排污。检查连排扩容器压力、水位正常，并注意监视余热锅炉定排排污水池水位和温度。.5在余热锅炉热态启动过程中密切监视凝汽器水位、各汽包水位正常，通过给水调节阀及各排污阀、放水阀控制汽包水位正常，同时保证省煤器有水流动。.6在高压主汽温度300℃左右时，打开高压旁路入口和高压主汽电动门前疏水，观察真空下降＜-0.4KPa，疏水阀在打开5min后关闭。.7在锅炉高压主汽压力起压后进行疏水暖管并投入高旁。a）在高压主汽压力开始升压时，手动打开高压旁路调节阀指令3%并根据高压旁路前升温升压速度（温升率4.4℃b）在旁路投入后应将后缸喷水打开。c）检查高压旁路减温水正常。d）控制高压主汽压力3.0MPa左右、主汽温度350℃左右，在高压旁路调节阀开度达到40%左右时，高压旁路调节阀投自动，高旁进入压力控制阶段,，根据蒸汽轮机冲转参数手动修改压力设定值。.9余热锅炉低压系统起压后疏水暖管并投入低旁a）低压主汽温度100℃左右时，打开低压旁路入口和低压主汽疏水阀，观察真空下降＜-0.3KPa，疏水阀打开5min后关闭。b）手动打开低压旁路调节阀3%并根据低压旁路前升温升压速度（温升率27.8℃c）低压旁路投入后，检查低压旁路减温水正常。d）在低压旁路调节阀开度开到40%时，投入低压旁路调节阀自动，低压旁路进入压力控制阶段，手动设定低压蒸汽压力的设定值。.10在燃气轮机负荷10MW左右时，燃气排气温度升至400～420℃时，将高压减温器隔离阀打开，打开高压减温水调节阀投入自动。减温水投入后必须保证减温后的蒸汽出口温度高于饱和温度13.9℃。.11根据余热锅炉排烟温度低于80℃时，投运低压省煤器再循环系统，调节低压省煤器的入口温度在60℃－65.12在燃气轮机启动过程中可提前缓慢投入天然气加热器。打开天然气加热器入口调节阀、温度调节阀，尽快将天然气温度调整至100℃。同时检查电加热器在天然气温度达到100℃左右自动退出运行，投入过程中注意控制天然气升温率。.13检查蒸汽轮机本体疏水均已打开并投自动。.14在燃气轮机发电机并网后汽机及旁路进入暖管阶段，高、低压主汽管的暖管靠提高燃气轮机负荷来提高主汽温度和控制旁路压力来控制。一台燃机运行时蒸汽轮机冷态启动.1检查汽轮机及辅助设备系统均于处于启动前状态。机组启动前试验结束(各泵互联试验，串轴、低油压保护试验，静态远方/就地打闸试验，505打闸试验，直流油泵远方/就地启停试验，电动主闸门、过热器出口电动门及各调整门开关试验。低油压保护在油系统运行时投入)；.2启动高压启动油泵，停交流润滑油泵，检查调速油压、润滑油压、油温及油箱油位正常，检查高低压主汽门、调速汽门在关闭状态；.3启动电控油泵，检查油压正常，系统无泄漏；.3启动两台真空泵，查看排汽装置压力开始下降，将真空稳定在-65KPa以下。.4检查主蒸汽管路疏水及汽缸本体疏水在开启状态，汽缸本体疏水电动门在自动状态.5燃机点火后，检查高压汽包起压正常，开过热器出口电动门，开始I段暖管.6当高压主汽温度达到220℃，开启高压电动主闸门旁路门，开始II段暖管。当II段暖管结束，全开高压电动主闸门，关闭其旁路门；.7汽轮机冲转前15分钟左右投入高压主汽供投入轴封系统条件及步骤：a）高压主汽供轴封管线充分疏水暖管；b）当高压主汽温度大于150℃时投入均压箱，打开均压箱疏水；c）当均压箱温度在150℃时，投入后轴封，打开管线疏水，将后轴封减温水调节阀投入自动，温度设定150℃。当均压箱温度在180-220℃时，投入前轴封，打开管线疏水；d）启动一台轴加风机；e）当高压主汽温度大于250℃时，投入主汽供均压箱减温水调节阀投入自动，温度设定250℃；f）当轴封系统无冷凝水时，关闭系统疏水。.8蒸汽轮机冲转前应检查记录汽缸金属温度、汽缸总胀、差胀、轴向位移、偏心度、主汽压力、主汽温度、润滑油压油温等主要参数。蒸汽轮机冷态冲转前参数要求：a）主蒸汽压力1.5-2.0MPa，主汽温度270-300℃，具有50℃的过热度；b）排汽装置真空-65kPa以上，汽缸排汽温度<80c）调速油压在13kg/cm2，润滑油压力正常78～147kPa，油温在38～42℃，主油箱油位±100mm；d）电控油油压2.5～4.0MPa，EH油温35～50℃；油箱液位400～550mm；e）汽缸上下缸温差<50℃；f）轴向位移+1.0～-0.6mm；g）胀差在-3.8～17h）大轴偏心<76μm；i）主蒸汽品质合格；j）蒸汽轮机高低压主汽门、调速汽门在全关状态；k）蒸汽轮机冷态连续盘车时间已大于2h；l）调节保安系统正常，仪表指示正常；m）检查蒸汽轮机房零米直流分电屏及UPS分电屏11个电磁阀电源投入正常。n）投入空冷岛风机。.9在集控楼电子间TSI和ETS柜上进行报警复位。.10达到冲转条件，检查调速汽门在关闭状态，用同步器全开主汽门，用505控制器开启调速汽门进行冲转，锅炉保持汽温、汽压稳定；.11在505控制器界面选择“目标值400r/min”,升速率120r/min，点击“enter”按钮。转速上升后盘车装置自动脱开，盘车电动机自动停转。.12蒸汽轮机冷态启动转速达到400r/min，汽机打闸，对蒸汽轮机进行摩擦检查：a）检查机组有无摩擦或其他不正常声音；b）检查设备基座或轴承箱是否漏油；c）检查转子偏心值。.13如果没有异常，汽机重新挂闸。在控制设定值选择“目标值400r/min”,升速率120r/min，点击“enter”按钮，机组开始升速，全面检查、测各瓦振动、倾听机组部声音，低速暖机20min。.14在505控制器界面选择“目标值1200r/min”,升速率120r/min，点击“enter”按钮，，机组开始升速则应降速暖机直至振动消除，否则停机；如正常，中速暖机20min。.15蒸汽轮机升速至1000rpm后，检查蒸汽轮机顶轴油泵联停.16在505控制器界面选择“目标值2400r/min”,升速率240r/min，点击“enter”按钮，机组开始升速，过临界转速时振动如果超过0.1mm，则应降速暖机直至振动消除，否则停机；如正常，高速暖机20min.17暖机结束，如无异常，在控制设定值选择“目标值3000r/min”,升速率240r/min，点击“enter”按钮，机组继续升速到全速空载转速。.18停高压启动油泵，检查汽轮机全速空载正常；.18蒸汽轮机冷态启动注意事项a）在升速过程中要注意维持燃机负荷，注意调整汽包水位，并维持蒸汽参数稳定；汽温10分钟急剧下降50℃b）注意油温变化，保证供油油温在38℃～42℃c）注意蒸汽轮机排汽温度不超过80℃，如果超过80℃，则检查后缸喷水阀是否全开，否则打开旁路阀，当排汽温度达到100℃d）蒸汽轮机应迅速平稳地通过临界转速，不要在临界转速下停留，记录下临界转速及最大振动值。如果轴瓦振动值超过100μm，轴振超过250μm/s，则紧急停机；e）注意轴位移、胀差、左右膨胀的变化以及上、下缸温差的变化及温升率。其中任意一项超过限值，必须停止升速或降速暖机，必要时停机检查；f）蒸汽轮机达到3000r/min后，确认主油泵工作正常时（入口压力0.18MPa，出口压力1.3MPa），润滑油母管压力147kPa,停止高压启动油泵运行并投入联锁，检查油系统正常；g）如无异常，机组准备并网。.19一台燃机运行时蒸汽轮机并网a）合*3主变中性点地刀27-3；b）投入发电机空冷器冷却水；c）检查电子间＃3汽机保护C柜“断路器联跳压板”退出；d）在NCS上合上＃3汽机主变5母侧刀闸2203-5；e）在DCS汽机发变组画面，点击励磁“启动”。检查发电机端电压（10kV）、励磁电压（115V），励磁电流（1020A）；f）升压过程中如出现异常应立即降压，切除励磁，查明原因后再重新升压；g）在DCS蒸汽轮机发变组画面，点击“同期”按钮，然后在DEH主控画面上点击“自动同期”按钮，使蒸汽轮机由转速控制切换到自动同期装置控制。这时自动同期装置发送升/降闭合触点信号到DEH系统，使蒸汽轮发电机组达到同步转速，达到同期条件自动并网；h）蒸汽轮机并网后，调整有功、无功负荷，拉开*3主变中性点地刀27-3；i）投入电子间蒸汽轮机保护C柜“断路器联跳压板”。.20蒸汽轮机带负荷a）蒸汽轮发电机并网后，蒸汽轮机自动转为“阀控”方式。在负荷“目标值”窗口输入阀位指令，速率2%/min；b）蒸汽轮机则逐渐开大高压调节阀加负荷；c）随着蒸汽轮机冲转、并网、升负荷，高压旁路逐渐关闭（旁路在蒸汽轮机负荷6MW左右时关闭）后进入“follow”模式；d）当蒸汽轮机负荷＞20%时，检查蒸汽轮机本体疏水阀自动关闭；e）机组带负荷过程中，控制温升速度小于2℃／min，升压速度小于0.1MPa/min，升负荷速度小于0.5MW／min；f）当加负荷至15MW时，暖机15min，注意检查机组振动、串轴、胀差、膨胀、油温、瓦温、发电机风温等参数，加负荷过程中，如振动超0.03mm，应降负荷直至振动消除；继续升温升压加负荷至25MW，暖机8min，然后逐渐升负荷至38MW；g）当低压补汽蒸汽参数达到要求时将低压补汽投入汽轮机。低压补气投入条件：1）低压主汽阀前蒸汽温度比饱和温度高112）蒸汽轮机负荷大于20%；3）在低压主汽阀关闭时，阀前压力与阀后压力之差大于0.05MPa；4）低压主蒸汽压力在0.25～0.5MPa围；5）余热锅炉低压主蒸汽部分没有报警（可能带水的报警）；6）低压主汽阀前蒸汽与汽缸中压排汽口蒸汽温度之差不大于±42℃（正常运行时不大于±567）在DEH画面“低压补汽控制”画面上，点击打开低压主汽截止阀，待阀门全开后，投入低压补汽。随着低压调节阀的逐渐开大，检查低压旁路阀逐渐关闭后进入“follow”模式；8）满负荷时将轴封供汽由高压主汽切换至低压补汽提供；9）“一拖一”机组总负荷大于60MW时，联合循环机组就进入机组协调、AGC控制围。将燃气轮机切为“外部负荷”模式，交由DCS控制，在DCS中将机组投入“一拖一协调方式”。然后根据调度命令投入机组AGC控制，机组负荷交由调度控制。10）对整套“一拖一”联合循环机组进行全面检查。一台燃机运行时蒸汽轮机热态启动.1检查汽轮机及辅助设备系统均于处于启动前状态。机组启动前试验结束(各泵互联试验，串轴、低油压保护试验，静态远方/就地打闸试验，505打闸试验，直流油泵远方/就地启停试验，电动主闸门、过热器出口电动门及各调整门开关试验。低油压保护在油系统运行时投入)；.2启动高压启动油泵，停交流润滑油泵，检查调速油压、润滑油压、油温及油箱油位正常，检查高低压主汽门、调速汽门在关闭状态；.3启动电控油泵，检查油压正常，系统无泄漏；.4检查主蒸汽管路疏水及汽缸本体疏水在开启状态,，汽缸本体疏水电动门在自动状态.5燃机点火后，检查高压汽包起压正常，开过热器出口电动门，开始I段暖管.6当高压主汽温度达到300℃，开启电动主闸门旁路门