《SGT5-4000F（9）型燃气-蒸汽联合循环机组启动操作规范》

ICS27.100

CCSK59

JSREA

江苏省可再生能源行业协会团体标准

T/JSREAXXXX—XXXX

SGT5-4000F（9）型燃气-蒸汽联合循环机组

启动操作规范

Manipulationspecificationforstart-upprocessofSGT5-4000Fnaturalgascombined

cyclepowerplants

（征求意见稿）

在提交反馈意见时，请将您知道的相关专利连同支持性文件一并附上。

XXXX-XX-XX发布XXXX-XX-XX实施

江苏省可再生能源行业协会  发布

T/JSREAXXXX—XXXX

SGT5-4000F（9）型燃气-蒸汽联合循环机组启动操作规范

1范围

本标准规定了西门子SGT5-4000F（9）型燃气-蒸汽联合循环机组的启动准备、启动条件和启动操作

步骤。

本标准适用于西门子SGT5-4000F（9）型燃气-蒸汽联合循环机组。

2规范性引用文件

下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，

仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本

文件。

GB/T26863-2011火电站监控系统术语

DL/T1835-2018燃气轮机及联合循环机组启动调试导则

DL/T863汽轮机启动调试导则

GB/T15135-2018燃气轮机词汇

GB/T15736-2016燃气轮机辅助设备通用技术要求

GB13223-2011火电厂大气污染物排放标准

DL/T561-2013火力发电厂水汽化学监督导则

GB/T34576-2017燃气-蒸汽联合循环用汽轮机规范

GB/T30577-2014燃气-蒸汽联合循环余热锅炉技术条件

GB/T15736-2016燃气轮机辅助设备通用技术要求

GB/T38179-2019燃气轮机应用用于发电设备的要求

GB/T32821-2016燃气轮机应用安全

GB/T28686-2012燃气轮机热力性能试验

3术语和定义

GB/T26863-2011、GB/T15135-2018界定的以及下列术语和定义适用于本文件。为了便于使用，以

下重复列出了GB/T26863-2011、GB/T15135-2018中的某些术语和定义。

燃气轮机gasturbine

把热能转换为机械功的旋转机械，包括压气机、加热工质的设备（如燃烧室）、透平、控制系统和

辅助设备。

联合循环combinedcycle

燃气轮机循环与蒸汽或其他流体的朗肯循环相联合的热力循环。

透平turbine

利用工质的膨胀产生机械动力的燃气轮机部件。

压气机compressor

利用机械动力增加工质的压力，并伴有温度升高的燃气轮机部件。

燃烧室combustionchamber

燃料（热源）与工质发生化学反应，增加工质温度的燃气轮机部件。

1

T/JSREAXXXX—XXXX

盘车装置turningdevice

在热运行停机后，利用动力装置，在非常低的转速下使主转子组件旋转，以防止冷却不均匀而造成

转子的弯曲与不平衡的驱动组件。

润滑油系统lubricationsystem

调节并供应润滑油给轴承和其他使用润滑油的设备的总系统。

注：此系统包括泵、过滤器、压力控制装置、流量控制装置、温度控制装置等。

液压油系统actuatingoilsystem

向调节装置、控制系统以及盘车装置等设备/系统的液压执行机构提供所用液压油的供油系统。

注：此系统包括油泵、油滤、阀门和管道等部件。

余热锅炉heatrecoverysteamgenerator；HRSG

为有效利用较多的具有相当温度的燃气轮机的排气的热量而专门设计的蒸汽发生器。

分散控制系统distributedcontrolsystem；DCS

采用计算机、通信和屏幕显示技术，实现对生产过程的数据采集、控制和保护功能，利用通信技术

实现数据共享的多计算机监控系统。其主要特点是功能分散、操作显示集中、数据共享。根据具体情况

也可以是硬件布置上的分散。

数字电液控制系统digitalelectro-hydrauliccontrolsystem；DEH

由电气原理组成的敏感元件、数字电路（计算机），由电气/液压原理组成的放大元件和液压原理

组成的伺服机构所组成的汽轮机控制系统。

自动发电控制automaticgenerationcontrol；AGC

根据电网负荷指令控制发电功率的自动控制。

顺序控制系统sequencecontrolsystem；SCS

对机组的主机或某一工艺系统或主要辅机按一定规律（输入信号条件顺序、动作顺序或时间顺序）

进行控制的控制系统。又称两位式控制系统或开关量控制系统。

不间断电源uninterruptiblepowersupply；UPS

一种含有储能装置的不间断电源。主要用于给部分对电源稳定性要求较高的设备，提供不间断的电

源。

自动电压控制automaticvoltagecontrol；AVC

发电厂和变电站通过集中的电压无功调整装置自动调整无功功率和变压器分接头，使注入电网的无

功值为电网要求的优化值，从而使全网（含跨区电网联络线）的无功潮流和电压都达到要求。

可调进口导叶inletguidevanes；IGV

安装在压气机第1级动叶前，用来控制进入第1级动叶前气流方向和流量的导叶控制阀。

液压间隙优化系统HydraulicClearanceOptimization；HCO

在燃气轮机完全预热后，将燃机转子逆气流流动方向移动，减小涡轮叶片和机壳之间的间隙，从而

提高透平做功效率的装置。

气紧急关断阀emergencystopvalve；ESV

一种专用于在检测到危险事件时，阻止有害液体或气体的流动的阀门。

2

T/JSREAXXXX—XXXX

跳闸保护系统emergencytripsystem；ETS

当汽轮机运行异常，发电机控制系统无法控制气轮机系统正常运行时，该系统关闭汽轮机的所有进

汽阀。

汽轮机安全监视系统turbinesupervisoryinstruments；TSI

连续测量汽轮机的转速、振动、膨胀、位移等机械参数，并将测量结果送入控制、保护系统，一方

面供运行人员监视、分析旋转机械的运转情况，同时在参数越限时执行报警和保护功能。

发电机断路器GeneratorCircuit-Breaker；GCB

安装于发电机和变压器端子之间的断路器，主要用于发电机的控制和保护。

4总体要求

SGT5-4000F（9）型燃气-蒸汽联合循环机组启动操作规范由负责机组运行的技术人员制定并组织实

施，根据现场实际运行情况定期修订。

5机组启动准备与启动条件要求

总体部分

现场的防冻、采暖、通风、照明、降温设施能够投运，厂房和设备间封闭完整，所有控制室和电子

间温度可控。

消防验收合格，临时消防器材准备充足且摆放到位。

电缆和盘柜防火封堵合格。

现场通信设备通信正常。

生产现场及设备完整清洁，周围无影响安全运行及妨碍运行人员工作的杂物。

设备、管道、阀门、开关、保护压板、安全标识牌等标识齐全。

各通道畅通，无杂物，走廊和楼梯栏杆完整，照明良好。

各管道支架完整，保温良好，膨胀节无破损现象。

运行必需的规程、制度、操作票、工作票、专用工具、安全工器具、记录表格和值班用具、备品配

件等已配齐，并在主控室有完整放置。

有关检修工作已结束，影响启动的工作票全部终结，临时搭设的安全设施已拆除。

电动、气动阀门，及各风门、挡板开关校验正常。

机组大联锁保护校验正常，辅机联锁校验正常。

厂用电系统运行方式，备合闸校验正常。

所有的表计、监测装置、I/O柜完整齐全，投入正常，仪表指示正确。

各辅机及电动机基础牢固、地脚螺丝无松动现象，接地线良好，靠背轮联接良好，盘动正常，防护

罩完好，各轴承油量充足，油镜清晰，冷却水畅通、充足。

所属辅助设备电动机绝缘合格，电源已送上。

所有的保护系统电源已送上，有关保护按要求已投入。

报警ASD画面上所有的信息已复归，无妨碍启动操作的报警信号。

各专业辅助系统启动前必须按“阀门检查卡”进行全面检查，以确认机组具备开机条件，并填写启

动操作票。

各辅机设备及转动机械检查正常、各手动阀门灵活性检查正常、各调节阀和电动阀动作检查正常。

各受压容器均经过水压测试合格，安全阀动作性能良好，各有关的汽、水、油管路均己冲洗干净，

油系统和油质检查正常，符合机组的启动要求。

厂用压缩空气系统检查正常，空压机出口母管压力符合要求。

主厂房消防水系统检查正常，具备投运条件。

燃气轮机部分

3

T/JSREAXXXX—XXXX

天然气调压站已投运，天然气压力、温度、品质符合要求，过滤、计量、加热装置正常投运。

天然气前置模块检查正常，并已正常投运。过滤装置、性能加热器、流量计正常投运。

可燃气体的泄漏监测与火灾保护系统运行正常，无报警信号。

HCO处于副推位置，系统运行正常。

天然气控制阀组无故障信号，ESV阀、预混、值班气调节阀在关闭状态，ESV阀后放散阀在开启状态。

燃气轮机进气系统检查正常，无报警信号。进气室及进气通道内干净无杂物，压气机进气小室各门

关闭，人孔门封闭。进气过滤系统投运正常。

入口可调导叶（IGV）系统检查正常，具备投运条件。IGV阀位正确、反馈准确、动作可靠。

压气机防喘放气系统检查正常，具备投运条件。防喘放气阀阀位正确、反馈准确、动作可靠。

清洗系统检查正常，清洗系统各阀门位置状态正确，具备投运条件。

燃烧室及排气扩散段人孔门已关闭。

燃气轮机罩壳通风系统检查正常，具备投运条件。罩壳通风风道通畅，出风口无堵塞，吸风口正常

开启。通风风机正常运行，风量符合要求。罩壳巡检门全部关闭，操作员站状态显示与就地一致。

燃气轮机冷却与密封系统检查正常，具备投运条件。

燃气轮机二氧化碳消防系统检查正常，具备投运条件。

燃气轮机点火及火检系统检查正常。点火装置试打火正常，点火失败保护功能正常。

燃气轮机的润滑油、顶轴油系统、控制油系统、盘车装置检查正常，具备投运条件。油箱油位、油

质、油压、油温符合要求。

燃气轮机的调节保安系统检查正常，保护动作正确可靠，报警显示正确。

燃气轮机的DEH、ETS、TSI均检查正常。

静态变频启动装置、SSS离合器检查正常。

燃气轮机转子偏心度、轴向位移、缸温、瓦温、振动等参数指示正常。

燃气轮机组启动、停机及运行过程中，交、直流润滑油泵联锁能够可靠投入。

在燃气轮机启动前按规定完成各项试验，如机组手动紧急停机试验、直流润滑油泵和直流密封油泵

启动试验、跳闸装置试验。

燃气轮机启动前按启动检查卡检查，调整各系统阀门至所需位置，并确认各阀门气源、电源已送。

发电机充氢压力、纯度合格，密封油系统运行正常。

汽轮机部分

汽轮机的润滑油系统、顶轴油系统、密封油系统、盘车装置、控制油系统检查正常，具备投运条件。

油箱油位、油质、油压、油温符合要求。

EH油油质合格，系统已投运。

汽轮机的调节保安系统检查正常，保护动作正确可靠，报警显示正确。

汽轮机的DEH、ETS、TSI均检查正常。

机组旁路系统检查正常，满足机组启动及事故备用的需要。

辅助蒸汽系统检查正常，轴封蒸汽进汽调节阀前压力和温度满足投运条件。

汽轮机轴封系统检查正常，具备投运条件。

汽轮机真空泵及真空系统检查正常，能够提供机组启动需要的凝汽器真空条件。

凝结水系统、除盐水系统检查正常，具备投运条件。除盐水箱水位、凝汽器水位正常。

循环水、开闭式冷却水系统检查正常，具备投运条件。压力、水质符合要求。

汽轮机控制器无故障报警。

在汽轮机启动前按规定完成各项试验，如机组手动紧急停机试验、阀门ATT试验、跳闸装置试验。

汽轮机启动前应按启动检查卡检查，调整各系统阀门至所需位置，并确认各阀门气源、电源已送。

余热锅炉部分

锅炉各人孔门关闭，锅炉烟囱挡板处于开启状态。

高压汽包、中压汽包、低压汽包、过热器、再热器、给水系统各安全阀检查正常。

汽包就地水位计清晰，照明充足，水位工业电视系统检查正常。

汽包水位变送器与就地水位计比对正常，联锁试验正常。

4

T/JSREAXXXX—XXXX

各部膨胀指示器完整，刻度清晰，并指示正常。

高压、中压、低压旁路系统检查正常，具备投运条件。

给水系统检查正常，具备投运条件。

脱硝系统检查正常，具备投运条件。

定排扩容器检查正常，具备投运条件。

连排扩容器检查正常，具备投运条件。

汽水取样分析装置检查正常，具备投运条件。

炉水加药系统检查正常，具备投运条件。

DCS控制界面上所有的报警信号已复归，锅炉启动允许信号已释放。

若炉内原有水，应通知化学人员化验水质。如水质不合格，应将炉水全部放掉，重新进水直至合格。

辅助蒸汽系统检查正常，具备投运条件。辅汽母管压力和温度符合要求。

补给水系统具备连续制水能力，除盐水箱贮水充足，具备向机组连续补水条件，水量符合要求。

汽水分析室具备化学分析条件，分析所需的药品、仪器、记录报表等均己准备就绪，表计校正定位

完毕。

取样装置己调整，具备投用条件。取样一次门均已开启，取样冷却水畅通。

炉水处理和给水处理的药品备齐。

化学加药系统试转、冲洗、水压结束，药量配好备足，具备投用条件。

机组各类化学仪表校验合格，具备投用条件。

炉内加药系统检查正常，具备投用条件。

废水处理系统检查正常，具备投用条件。

电气部分

发电机氢气系统、密封油系统检查正常并已投运。

主变及其厂用电系统检查正常。

直流系统、UPS电源系统检查正常。

220kV输、变电配电装置检查正常。

接地和防雷保护装置检查正常。

发电机-主变压器保护装置及系统检查正常。

发电机同期装置及系统检查正常。

发电机励磁装置及系统检查正常。

发电机、主变、发电机故障录波器等电气设备的控制、保护、测量和信号装置检查正常。

远动装置检查正常。

保护己按整定值整定，变压器分接头位置己按运行要求调整。。

声光信号、报警装置投入使用。

所有电气设备在热备用状态并有适当的安全保护措施。

所有电气设备外壳可靠接地。

所有一次设备上的临时接地线及短路线均己拆除。

发电机、220kV升压站及断路器检查正常。

发电机、主变压器及系统绝缘测量合格。

己满足电网调度提出的各项并网要求，己向电网调度部门提交机组并网申请，机组启动运计划己上

报调度并获得同意。与电网有关的设备、装置及并网条件检查已完成。

热控部分

DAS测点校对完毕，测点显示、趋势记录、报警及打印可正常投用。

SCS系统信号及回路校验、联锁及保护检查正常，可正常投用。

SOE回路检查正常，即时打印正常。

MCS执行机构检查正常。

燃气轮机控制系统信号及回路校验完成，可正常投用。

汽轮机DEH、ETS系统信号及回路校验完成，可正常投用。

5

T/JSREAXXXX—XXXX

TSI测量信号显示正常，保护输出信号正常。

机组设备、系统及其横向、纵向保护检查正常，投入运行。

大屏幕报警确认显示正常。

就地显示表计齐全，校验合格，能正确指示。

机组大联锁检查正常，具备投运条件。

DCS、TCS各机柜电源已送上，各控制柜的工作和备用电源均正常。

DCS、TCS通信显示正常。

T3000控制系统各控制器工作正常，状态指示灯显示绿色。

ASD相关报警已复位，无影响机组启动的报警存在。

燃气轮机、汽轮机、发电机各保护机柜无故障信号报警。

燃气-蒸汽联合循环机组主保护、控制系统、报警及事故追忆系统正常投运。

机组禁止启动条件

机组控制器故障。

影响机组启动的系统和设备的检修工作未结束、工作票未终结，或经检查及试运不合格，或者检修

后未进行技术交底。

机组主要检测仪表、变送器故障或相应保护不能正常投入。

DCS或TCS通讯故障或监控系统失常。

主要保护试验、保护传动不合格。

主要设备热工自动控制装置或调节装置、继电保护及自动装置未投入，或者故障、功能失去。

机组及主要附属系统设备安全保护性阀门或装置（调压站关断阀、压力调节阀，前置模块关断阀，

燃气轮机ESV及值班调节阀、预混调节阀，火警保护，压气机进气挡板，排气扩压器，防喘放气阀；汽

轮机主汽门和调门，高排逆止门，高排通风阀，高、中、低压旁路阀；锅炉安全阀、排空门、事故放水

门、锅炉烟气挡板等）动作不正常。

机组重要管道、本体保温不完善。

燃气轮机、汽轮机、余热锅炉、发电机任一主要保护故障或不能投入。

燃气轮机、发电机、汽轮机动静部分有清楚的金属摩擦声或其他异音。

盘车装置故障、静止或盘车转速显著低于正常盘车转速，盘车时间不符合规定。

同期装置工作不正常或励磁系统故障。

机组火灾保护系统不能投入。

润滑油、EH油、燃机液压油油箱油位低于极限值或油质不合格。

EH油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、直流密封油泵、顶轴油泵、交流密封油泵之一故障或其备

用泵自启动装置失灵。

机组跳闸或自动停机逻辑满足。

燃机罩壳风机故障。

燃气轮机或余热锅炉人孔门未关、或燃机水洗排污未关。

余热锅炉水质严重超标。

发电机出口GCB开关装置故障。

汽轮机高、中、低压旁路系统不正常，无法满足机组启动要求。

燃气轮机发生以下任一项，禁止启动：

1)启动前盘车装置运行不正常；

2)在盘车状态听到有明显的刮缸声，机组转动部分有明显的摩擦声；

3)压气机进口滤网破损或压气机进气道可能存在残留物；

4)燃气轮机任一火焰探测器或点火装置故障；

5)燃气关断阀、燃气控制阀或其执行机构故障，或燃气关断阀、燃气控制阀自检试验不合

格；

6)压气机进口可转导叶和压气机防喘阀活动试验不合格；

7)燃气轮机排气温度故障测点数超过规定值；

8)燃气轮机重要运行监视表计（如转速表）显示不正确或失效。

6

T/JSREAXXXX—XXXX

9)润滑油储能器及其系统不具备投用条件，如透平油和液压油的油质不合格、润滑油泵或

液压油泵故障不能工作或备用；

10)DCS故障，不能用于监视和操作；

11)燃气轮机主保护故障，如超速保护失灵或其他任一跳机保护失灵；

12)燃料（气体、液体）物理、化学特性不满足相关要求；

13)机组跳闸后，原因未查明、影响启动的缺陷未消除；

14)天然气大量泄漏无法隔离，或天然气品质不合格。；

15)燃气轮机防喘放气空压机系统不正常，不能提供机组正常用气。

汽轮机发生以下任一项，禁止冲转：

1)高、中、压主汽门、调门，及高排逆止门关闭不严、卡涩或动作失灵；

2)高、中、压外缸外壁上、下温差过大或高压内缸外壁上、下温差过大；

3)蒸汽品质不合格；

4)监控TSE系统不能投入或指示异；

5)发电机及其辅助系统未准备好。

6机组启动操作程序

燃气轮机启动

检查逻辑条件，若均满足，则燃气轮机允许启动，逻辑条件如下：

1)燃气轮机SGC信号释放；

2)燃气轮机调节信号释放；

3)天然气关断系统关闭；

4)余热锅炉允许燃机启动条件释放；

5)环境温度高于-35°C；

6)一台SFC装置已被预选；

7)单元控制允许燃机启动条件释放。

燃气轮机启动步程序见附录A。

汽轮机启动

汽轮机启动步程序见附录B。

汽轮机启动期间TAB值见附录C。

余热锅炉启动

余热锅炉启动条件释放要求：

1)余热锅炉烟囱电动挡板门已开启；

2)凝汽器循环水进水压力正常（至少单泵运行，且出口压力符合要求）；

3)开式水系统投入（至少单泵运行，且出口压力符合要求）；

4)闭式水系统投入（至少单泵运行，且出口压力符合要求）；

5)真空系统投入；

6)旁路系统投入自动；

7)凝结水母管压力正常；

8)高压汽包上水完成（水位、高省入口压力符合要求）；

9)中压汽包上水完成（水位、中省入口压力符合要求）；

10)低压汽包水位正常上水完成（水位、低省入口压力符合要求）；

11)余热锅炉报警画面无锅炉保护报警信号。

余热锅炉上水前检查要求：

1)检查余热锅炉的检修工作已结束，工作票都已终结；

2)检查现场清洁、整齐，现场验收合格，因检修工作而采取的临时设施应全部拆除，原设

施已装复，各通道畅通无阻，栏杆、保温、支吊架完整，现场照明完好。

7

T/JSREAXXXX—XXXX

3)按余热锅炉启动的各检查卡，检查高中压系统、排污系统、烟气系统、SCR系统及汽轮机

旁路系统，使各系统的阀门位置符合要求；

4)检查余热锅炉本体及各附属设备（烟气、汽水管道等）完整，内部无杂物。管道与阀门

连接良好，无泄漏，色环、标牌完整；

5)检查余热锅炉烟道，高、中、低压汽包内无人工作，各人孔门、检查门、防爆门及安全

门完整，且已严密关闭；

6)检查余热锅炉的高、中、低压系统、排污系统、烟气系统、SCR系统及汽轮机旁路系统，

热工及电气仪表齐全并已正确投运行；

7)检查余热锅炉各项保护及辅机的联锁均正常投入。

8)检查余热锅炉的汽水、烟气、SCR系统所属设备动力及控制电源、就地控制柜电源均已送

上。

9)检查OM画面上余热锅炉的高、中、低压系统、排污系统、烟气系统、SCR系统及汽轮机

旁路系统无异常报警。

余热锅炉上水要求：

1)余热锅炉上水一般在启动前半小时完成，上水时要求投入凝结水加药系统，确保水质合

格，上水时间符合要求；

2)上水前确认投入各水位计及水位电视，密切监视水位变化；

3)若炉内原有水，应通知化学人员化验水质，如水质不合格，应将炉水全部放掉，重新进

水至水质合格；

4)检查凝汽器液位，若符合要求，则启动一台凝结水泵；

5)进水时应启动氨计量泵，投入凝结水pH表计，根据化学要求调节计量泵合适的频率和冲

程；

6)高、中压汽包上水须经低压汽包进行加热除氧，控制进入汽包的给水温度与汽包壁温的

差值符合要求；

7)进水完毕后，关闭各空气阀；

8)锅炉上水完毕后，全面抄录锅炉膨胀指示一次。

机组整组启动操作步骤

机组整组启动操作步骤如下：

a)确认影响机组启动的相关工作已结束，工作票已终结，安措已恢复，无影响机组启动的缺陷、

异常；

b)确认机组的所有启动准备工作均已完成；

c)准备机组启动条件

1)投运机组循环水系统；

2)投运机组开冷水系统；

3)投运机组闭冷水系统；

4)确认全厂压缩空气系统运行正常；

5)投运机组凝结水系统；

6)若无机组运行提供辅助蒸汽，则投运启动锅炉系统；

7)投运机组辅汽系统；

8)投运机组润滑油系统；

9)确认机组密封油系统运行正常，发电机氢气系统运行正常；

10)投运机组顶轴油、盘车系统，汽机盘车连续运行，燃机盘车连续运行；

11)确认机组汽机EH油系统已投运。；

12)投运余热锅炉低压系统；

13)投运余热锅炉中压系统；

14)投运余热锅炉高压系统；

15)确认天然气系统已投运；

16)投运机组真空、轴封系统；

8

T/JSREAXXXX—XXXX

17)投运汽机高、中、低压旁路系统；

18)确认机组HCO系统运行正常，处于副推位置；

19)确认燃机罩壳通风系统投运正常；

20)确认主厂房消防水系统、燃机火灾保护CO2系统、可燃气体检测系统、特殊消防系统均运

行正常；

21)确认燃机“消防控制柜”面板无异常报警；

22)确认燃机压气机进气系统各门已关闭，燃机罩壳门已关闭；

23)确认余热锅炉主保护已复位，无跳闸条件存在，余热锅炉吹扫完成确认“SLC”未投，余

热锅炉备妥条件已全部满足；

24)确认汽机主保护画面1、2、3保护已复归，设定值释放已复归，汽机控制器无故障；

25)确认燃机主保护已复位，火灾报警已复位，无其他报警；

26)确认发电机保护已复位；

27)检查机组DCS上均无影响机组启动的报警，复位所有报警。；

28)检查机组燃机T3000控制系统中“READYFORSTART”已满足。

d)将SFC选至“NORMAL”模式；

e)执行燃机SGC启动程序（按照上述燃机启动步序进行相关检查及操作）

1)检查燃机顺控至第2步，检查润滑油系统SGCOILSUPPLY投自动，润滑油泵OILPUMPS

CHECKSGC运行，压气机进气干燥装置退出，压气机进气挡板正在开，IGV位置控制器投

入，天然气SGCNATURALGAS投自动，HCO系统投自动，燃机液压油系统投自动；

2)检查燃机顺控至第3步，检查燃机液压油泵任意一台启动，检查GCB处于“NOSEL”状态，

检查电压控制自动投入，检查除冰阀控制投入自动，PSS自动投入；

3)检查燃机顺控至第4步，检查HCO在副推位置，检查第5级底部和顶部、第9级底部防

喘放气阀打开，检查压气机进气挡板已打开；

4)检查燃机顺控至第5步，检查SFC清吹程序已启动；

5)检查燃机顺控至第6步，检查燃机盘车已脱扣，检查清吹转速曲线正常，范围在

11.4-13.4Hz之间，清吹时间为360s；检查励磁电流,励磁电压；

6)检查燃机顺控至第7步，燃机转速惰走至点火转速3.5Hz；

7)检查燃机顺控至第8步，检查天然气SGC已执行，燃机转速至3.1Hz，SFC启动，燃机转

速至3.5Hz，值班阀开启，点火变压器投入，ESV阀开启，检查火焰监测信号FLAMEON

指示正常；

8)检查燃机顺控至第9步，检查燃机转速升至35Hz，SFC退出，检查燃机转速升至37.5Hz；

9)检查燃机顺控至第10步，检查燃机转速升至49.8Hz，压气机第5级底部及顶部防喘放气

阀关闭，第9级底部防喘放气阀关闭，检查防喘放气阀关闭时ACC在正常范围内，检查

燃机转速升至50Hz；

10)检查燃机顺控至第11步，全面检查机组各分系统运行正常；

11)经调度同意，机组开始并网，手动合上1GCBL，手动点击“自动并网投入SLC”；

12)检查燃机顺控至第12步，发电机励磁系统投入运行；

13)检查燃机顺控至第13步，检查机端电压＞90%（19.8kV），GCB预选为“AUTO”，检查空载

励磁电流,空载励磁电压；

14)检查燃机顺控至第14步,检查GCB同期AUTO灯亮，并联装置RUNNING灯亮，1GCB合闸，

燃机已带负荷，定子电流三相正常（若并网超时，则检查并网参数，可重新执行并网或

手动调整电后进行手动启动并网，将GCB同期选择在“NOSELECT”，将并联装置“选择

在“STOP”；再将“GCB同期”自动选择在“AUTO”方式，将“并联装置”自动选择在“START”

方式，检查重新并网成功。

f)检查单元负荷控制设定投入，启动负荷限制投入；

g)检查燃机负荷逐步升至并网初始负荷；

h)持续关注机组高、中、低旁路及其减温水动作正常，旁路压力设定值自动跟随，旁路后压力、

温度正常；

i)持续关注汽机凝汽器背压变化情况，及时增开循泵及机力塔风机；

9

T/JSREAXXXX—XXXX

j)持续关注余热锅炉高、中、低包水位及凝汽器水位，适时投入高、中压给泵液偶勺管自动及

调门自动，再次检查汽机保护已复位，汽机控制器画面“设定值释放”已复位且画面上无其

他报警；

k)跟据余热锅炉升温升压情况适时调整炉侧、机侧疏水阀，监视并控制好余热锅炉定排水池水

位及启动疏扩水位；

l)检查余热锅炉脱硝装置入口烟温＞280℃，投运脱硝系统，检查喷氨量及出口NOx折算值均在

正常范围内；

m)检查汽机“汽机控制器”画面中高、中、低压阀位限制值为103%，高压压力投入外部设定，

中压压力投入外部设定，低压压力投入外部设定，TAB启动装置无异常报警，汽机升速率为

10Hz/min，汽机运行方式已选择合适方式（冷态选择快速，温态选择正常，热态选择慢速）；

n)再次确认汽机主保护已复归设定值，释放已复归，汽机控制器无故障；

o)投入汽机SGC启动程序（按照上述汽机启动步序已进行相关检查及操作）

1)汽机启动顺控第3步，激活高压主蒸汽压力设定值，激活高压缸动叶前压力设定值，激

活热再热蒸汽压力设定值，激活低压主汽门前压力设定值，投入高压缸动叶前压力控制

器，投入高压缸压比控制器，投入高压缸排汽温度控制器，激活缸体温度裕度监视器；

2)汽机启动顺控第4步，压力限制模式激活；

3)汽机启动顺控第5步，投入汽机本体疏水SLC；

4)汽机启动顺控第6步，高压调门前疏水阀门打开，中压调门前疏水阀打开；

5)汽机启动顺控第9步，检查汽机辅助系统运行正常，检查汽机高中低压主汽调门阀位设

定值高限值＞102%；

6)汽机启动顺控第10步，检查TAB值无报警，输出≥15%；

7)汽机启动顺控第11步，解除“蒸汽品质确认SLC”闭锁；

8)汽机启动顺控第12步，打开中压主汽门前疏水阀；

9)汽机启动顺控第13步，检查X2标准满足，高压系统暖管完成；

10)汽机启动顺控第14步之后，确认高压调门前疏水阀在开位、中压主汽门前疏水阀在开位、

中压调门前疏水阀在开位，否则手动开启；

11)汽机启动顺控第15步，投入汽轮机负荷设定，投入汽轮机进汽设定，检查高排通风阀关

闭，检查启动装置控制器（TAB）设定值≥40%，汽机高压主汽门开启；

12)检查汽机高旁、中旁均已切至USP模式；

13)检查炉侧、机侧冷再、热再管路疏水已完成；

14)汽机启动顺控第18步，检查X4、X5、X6标准满足，确认蒸汽品质已合格，点击确认“蒸

汽品质确认”SLC，汽机启动顺控返回第9步；

15)汽机启动顺控第20步，启动装置控制器（TAB）设定值≥70%，TAB输出≥40%；

16)汽机启动顺控第21步，汽机“速度控制器”激活，汽机开始冲转，目标转速14Hz，冲转

过程中令巡检密切关注汽机本体有无异常；

17)汽机启动顺控第23步，检查汽机满足X7A、X7B、X7C温度准则，检查高压缸上下缸温差

＜MAX（计算值），指示灯亮红色，待“额定转速就绪”条件满足，点击确认“额定转速

释放”SLC，汽机开始升速，升速过程中令巡检密切关注汽机本体有无异常；

18)检查汽机转速升至26Hz，顶轴油泵自动停运，汽机盘车电磁阀自动打开；

19)持续关注1号汽机各轴承温度、轴振、瓦振、推力轴承温度、轴向位移变化情况，关注

高、中低压缸缸温、上下缸温差变化情况；

20)汽机启动顺控第24步，释放SSS离合器设定点控制，投入转速设定值；

21)汽机启动顺控第25步，关闭中压调门前疏水阀，关闭高压调门前疏水阀，关闭中压主汽

门前疏水阀；

22)汽机启动顺控第26步，退出并闭锁“额定转速释放”SLC；

23)汽机启动顺控第31步，检查1号汽机转速已升至50Hz，SSS离合器啮合反馈正常，汽机

已带负荷；

24)汽机启动顺控第32步，启动装置控制器（TAB）加至100%；

10

T/JSREAXXXX—XXXX

25)汽机启动顺控第33步，检查高压旁路开度＜5%，启动负荷限制退出，检查高排逆止门已

显示开状态，中压缸冷却蒸汽阀已打开；

26)汽机启动顺控第34步，切换压力限制模式至初始压力模式。

p)机组进入联合循环运行，机组负荷自动增加；

q)机组负荷达到最低负荷（通过试验确定机组稳定运行时的最低负荷，即向省调报备的负荷下

限），向省调申请投入AGC，AGC投入后，检查AVC和一次调频投入正常；

r)机组升负荷过程中及到达目标负荷后全面检查机组参数，就地全面检查，记录锅炉膨胀，进

行本次机组启动总结分析。

7应急处理

总体原则

发生重大异常后，值长、当值人员应以保人身、保电网、保设备为主的原则果断处理。事故处理期

间，与事故处理无关的人员应退出集控室，且不得有妨碍运行操作处理的言行。

各专业应重点防范的设备事故

燃气轮机专业重点防范压气机喘振、燃气轮机超温、燃烧室和排烟通道内燃料爆燃、大轴弯曲、断

油烧瓦、大轴及轴瓦拉伤磨毛、轴瓦及轴系振动超标、事故超速、启动参数超过规定允许范围。

汽轮机专业重点防范汽轮机进水、汽轮机超速、大轴弯曲、大轴及轴瓦拉伤磨毛、轴瓦及轴系振动

超标、启动参数超过规定允许范围。

锅炉专业重点防范给水泵轴抱死、汽包满水或缺水，汽包的温升率、汽包壁温差超过允许范围。

电气专业重点防范主变、高厂变、发电机绝缘破坏，坚决杜绝非同期并网及非全相事故的发生，防

止全厂失电。

热控专业重点防范设备接线错误，对设备通电或对设备所加电压值与要求参数不相符（例如离电压

串入低电压回路）造成重要热控设备或较大面积热控设备损坏；确保UPS工作可靠，防止突然断电；防

止DCS系统电磁干扰，出现系统死机、保护误动、硬件损坏；防止试运中机组跳闸频繁误动；防止计算

机死机或失电事故。

化学专业重点防范启动过程中的冲洗、换水、加药和取样分析，防止启动允许期间水、汽、气品质

超出规程要求。对燃机、汽机润滑油、控制油的油质，绝缘油的取样及分析加强监督、确保符合标准。

异常停机

异常停机是指燃气-蒸汽联合循环机组出现了重大异常。

发生下列情况时，应紧急停燃气轮机：

1)燃气轮机燃烧系统故障，且保护未动作；

2)燃气轮机转速升高至超速保护动作值，且未跳闸；

3)机组发生强烈振动；

4)机组轴系振动超过保护值，且保护未动作；

5)机组内部有明显的金属摩擦声或撞击声；

6)机组任一轴承金属温度超过保护定值或轴承冒烟；

7)燃气轮机轴向位移超限，且保护未动作；

8)润滑油系统大量泄漏或已发生火灾；

9)燃料系统大量泄漏或已发生火；

10)气体消防系统被触发；

11)压气机发生喘振；

12)发电机氢系统发生严重泄漏或爆炸；

13)其他主保护达到动作条件而未动作；

14)机组出现DL/T863中规定的汽轮机紧急停机工况。

燃气轮机紧急停机注意事项如下：

11

T/JSREAXXXX—XXXX

1)就地或远方打闸，并检查下列操作应自动进行：燃料关断阀、燃料调节阀关闭；燃料关

断阀后放散阀打开，入口可调导叶(IGV)关到最小角度；

2)燃气轮机压气机防喘放气阀应打开；

3)检查润滑油压力正常；

4)监视机组惰走情况，顶轴油系统自动投入；

5)监视机组轴系振动、轴瓦温度、本体温度、轴向位移等重要参数变化情况；

6)检查火检信号消失，监视透平排气温度变化情况；

7)检查盘车装置自动投入。

当燃气轮机已经出现故障，不能继续维持正常运行时，应快速停机处理。燃气轮机故障停机触发后，

将以预设的降负荷率快速减负荷，直至解列停机。发生以下故障时，应采取故障停机的方式：

1)燃料系统发生故障，无法连续稳定供应时；

2)调节系统控制故障；

3)发电机密封油系统故障，氢气泄漏；

4)燃气轮机辅助系统故障，不能维持燃气轮机正常运行；

5)达到燃气轮机自动停机条件而未自动停机。

6)汽轮机异常停机注意事项如下：

7)汽轮机异常停机条件及操作按DL/T863的规定执行；

8)单轴SSS离合器连接或多轴布置的联合循环机组，汽轮机故障停机后旁路开启，燃气轮

机可维持运行或停机。

燃气轮机典型事故处理原则

天然气泄漏爆炸处理原则如下：

1)机组运行中发现燃气泄漏检测装置报警或环境中燃气浓度突升，应立即停机检查，进行

系统隔离；

2)燃气轮机打闸后，确认燃气关断阀与调节阀已关闭，并立即停用控制油泵；

3)发生火灾、爆炸应立即关闭调压站入口紧急关断阀，切断天然气进厂气源；

4)发生火灾、爆炸应立即启动消防措施；

5)发生火灾、爆炸应控制危险气源及动火工具，防止发生次生事故；

6)紧急切断相应区域的电源。

压气机喘振处理原则如下：

1)机组运行中发生喘振，立即停机；

2)检查压气机叶片及其他零部件是否损伤；

3)检查确认入口可调导叶(IGV)动作正常，角度正确；

4)检查压气机前几级叶片清洁程度，必要时执行清洗程序；

5)检查进气系统滤网堵塞情况。

轴瓦烧损处理原则如下：

1)运行中发生可能引起轴瓦损坏的异常情况，应立即停机；

2)停机后盘车自动投入，若盘车盘不动，禁止强行盘车；

3)盘车盘不动时，应关闭进气排气系统隔离挡板；

4)若发生轴系断油烧瓦事故，不应再恢复供油，应保持转子静置，自然冷却；

5)未确认轴瓦是否损坏前，禁止机组重新启动。

控制油泄漏处理原则如下：

1)罩壳透平间等高温区发生控制油泄漏时，应立即停机；

2)控制油如已溅到保温上，宜更换保温材料后再重新启动；

3)油箱油位下降应及时补入合格的控制油；

4)控制油泄漏量较大，油位无法维持时应立即停机；

5)处理油系统漏油时应注意防火；

6)就地对相应区域进行隔离并禁止无关人员进入现场。

燃气轮机进气系统滤网结霜结冰处理原则如下：

12

T/JSREAXXXX—XXXX

1)立即进行快速减负荷操作，监视进口滤网差压的进一步变化；

2)检查进气系统除冰装置工作状态；

3)立即组织对燃气轮机入口滤网进行人工除霜除冰工作；

4)滤网差压继续增大到保护值而保护未动作时，立即手动停机。

燃气轮机甩负荷后应采取下列措施避免事故扩大：

1)若燃气轮机甩负荷后转速不能稳定到3000r/min，应立即打闸停机；

2)联合循环机组的操作要点为单轴连接或一拖一多轴布置的联合循环机组，若未联跳汽轮

机，汽轮机应立即打闸停机，停机后的处理按DL/T863的规定执行；

3)检查甩负荷后的燃气轮机燃烧正常，轴系振动正常；

4)检查燃气轮机润滑油压力、入口可调导叶（IGV）开度、透平排气温度及分散度、轴承金

属温度、轴向位移、天然气压力正常；

5)调整辅助设备的运行工况，重点检查性能加热器正常退出运行；

6)未查明燃气轮机甩负荷原因不得重新并网；

7)燃气轮机甩负荷后，应检查厂用电系统情况。

安全规范要求

天然气调压站的设计及安装工艺、质量满足消防专业要求。确保天然气系统无泄漏，消防设施随时

可用。确保燃机罩壳通风系统、气体消防系统能可靠投入。

机组油系统与高温管道间妥善隔离，运转平台无杂物，主油箱排油系统畅通，事故排油门操作方便、

可靠，标志明显，加封后有专人管理，通往该处的道路畅通。厂房各处备有适用的消防器材。

主变等设备的事故排油系统畅通，主要电器设备区备足电气灭火器材。

确认汽包等压力容器的安装、设计符合规定，安全阀及保护定值经整定、试验确认合格，试运中严

防超压。燃机首次点火启动，锅炉升压及严密性试验时，应有专人监视汽包和支吊架及系统隔离情况，

并及时消除膨胀受阻等故障。

确认电缆与热力设备、系统的距离符合要求，电缆孔洞应堵塞严密，配置的消防器材、设施应随时

可用。

易燃易爆场所严禁吸烟及其它火种，应有项目标志及警告牌。

锅炉膨胀指示应有专人定期检查和记录。

所有设备区的防雷接地、工作接地、保安接地、接等均应严格按设计施工，地下部分应经检资验收

后方可覆盖施工。

电气运行、检修人员的一切操作、巡视、抄表行为均应执行运行规程、调度规程及安全规程的规定。

启动期间的故障查找、排除及设备消缺，应严格执行工作票制度及工作许可制度。

确保主变一次侧所在线路的电源可靠。

确保6kV侧的快速切换装置及低压厂用电源的切换装置工作正常。

二次设各及盘柜带电后，应采取切实可行的组织和技术措施，防止误切除、误触碰、误合闸。上述

部件上的任何工作开始前均应办理工作许可手续并做好书面记录，工作结束运行人员应进行验收检查。

高压厂用电系统的保护定值及低压网络的自动开关定值、熔丝规格，均应准确按定值通知单执行。

直流系统的蓄电池及附属设备应保证试运工作需要，浮充电及定期充电装置应同时正常投入。

各单位试运值班人员及电气运行人员须切实负起责任。勤巡视，定时抄表，规定部位加锁，防止无

关人员进入控制操作区。

13

T/JSREAXXXX—XXXX

A

A

附录A

（规范性）

燃气轮机启动步程序

步序指令检查

程序检查，等待时间0s，监视时间30s：

1

1)程序检查SFC启动模式设定。

1)燃气轮机交流380V、直流220V系统运行正

常，投入自动；

2)润滑油及顶轴油系统SGCOILSUPPLY投自程序检查：等待时间3s，监视时间25s：

动；1)防潮加热器已停运；

3)润滑油泵OILPUMPSCHECKSGC运行；2)润滑油系统已准备好启机；

4)压气机进口防潮加热器自动停；3)润滑油泵检查已启动；

25)IGV位置控制器投入；4)天然气系统SGC已投自动；

6)压气机进口挡板自动开启；5)IGV位置控制器已投入；

7)天然气SGCNATURALGAS投自动；6)HCO停运程序投入。

8)HCO统投入自动；或者燃气轮机转速大于47.5Hz时，程序

9)燃气轮机液压油投入自动；执行下一步。

10)IGV故障复位；

11)燃气轮机硬件跳闸。

程序检查，等待时间2s，监视时间10s：

1)燃机液压油泵任意一台启动；

1)防冰阀控制投入自动；2)GCB处于“NOSEL”状态；

32)励磁开关投入自动；3)防冰阀投入自动；

3)GCB置于备选状态。4)等待时间到。

或者燃气轮机转速大于47.5Hz时，程序

执行下一步。

程序检查，等待时间0s，监视时间200s：

1)HCO启动模式状态监视；

2)防喘放气阀1.1已打开；

3)防喘放气阀1.2已打开；

4)防喘放气阀2已打开；

5)压气机进气挡板打开；

4

6)润滑油系统运行正常；

7)转子计算温度大于最小值；

8)SFC预选已选择为“NORMAL”或

“CROSS”。

或者燃气轮机转速大于47.5Hz时，程序

执行下一步。

程序检查，等待时间0s，监视时间2s，

以下为“或”关系：

1)余热锅炉清吹已启动；

5余热锅炉清吹程序SGCSFCHRSGPURGE运行。

2)余热锅炉不需要清吹；

3)燃机的速度已大于47.5Hz。

程序执行下一步。

程序检查，等待时间0s，监视时间

6

1080s：

14

T/JSREAXXXX—XXXX

1)SFC启动模式可用（单元启动模式

已选择）；

2)余热锅炉吹扫已完成。

或者燃气轮机转速大于47.5Hz时，程序

执行下一步。

程序检查，等待时间0s，监视时间360s：

1)SFC准备启动（SFCPRESEL已选择

NORMAL，SFCPREPARE信号来）；

2)燃机速度小于点火转速（3.5Hz）；

7SFC准备好

3)转子计算温度大于最小值

（-15°C）。

或者燃气轮机转速大于47.5Hz时，程序

执行下一步。

程序检查，等待时间0s，监视时间120s：

1)天然气系统SGCNATURALGAS已

8