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SGT5-4000F燃机运行规程


东亚电力(厦门)有限公司

SGT5-4000F 燃气轮机运行规程

EAST ASIA POWER(XIAMEN)CO.,LTD

东亚电力(厦门)有限公司技术标准

西 门 子 SGT5-4000F 型 燃气轮机运行规程
(试行版)

2008-12-10 发布

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2009-01-01 实施

东亚电力(厦门)有限公司

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SGT5-4000F 燃气轮机运行规程





为满足东亚电力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,结合国内同机型兄弟电厂已有运行经验,制 订本规程。 1. 下列人员应熟悉、掌握该规程: 生产副总、总工程师、运行经理、检修经理。 值长、各专业工程师、主值、副值和巡检。 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。 2. 本规程应在实践中补充修正 由于编者水平和时间有限,本规程中不妥、疏误之处在所难免。殷望各位指正,以便 即时更正及再版时修订。 3. 本规程自 2009 年 01 月 01 日起开始执行。 4. 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 编写:唐源奉

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第一章



燃气轮机设备技术规范 ..................................................................... 1 1.1.1 1.1.2 1.1.3 1.2.1 1.2.2 1.2.3 1.2.4 1.2.5 1.2.6 1.2.7 1.2.8 1.3.1 1.3.2 概况 ...................................................................................................... 1 燃气轮机设计性能参数 ...................................................................... 1 发电机主要技术参数 .......................................................................... 2 电气辅助设备技术规范 ...................................................................... 3 液压油系统 .......................................................................................... 4 润滑油及顶轴油系统 .......................................................................... 5 罩壳通风系统 ...................................................................................... 5 二氧化碳火灾保护系统 ...................................................................... 6 压气机进气系统 .................................................................................. 6 燃机天然气模块 .................................................................................. 6 危险气体检测系统 .............................................................................. 6 燃机热工保护定值表 .......................................................................... 7 燃机其他报警说明 ............................................................................ 10

第一节 燃气轮机技术规范 ..................................................................................... 1

第二节 辅助系统技术规范 ..................................................................................... 3

第三节 热工保护定值 ............................................................................................. 7

第二章

燃气轮机启动 ................................................................................. 11 2.1.1 2.1.2 2.2.1 2.2.2 2.2.3 2.2.4 2.2.5 2.3.1 2.3.2 2.3.3 2.3.4 燃机启动的条件 .................................................................................11 下列情况禁止燃机启动 .....................................................................11 启动前的检查 .................................................................................... 12 电气准备工作 .................................................................................... 13 现场检查 ............................................................................................ 13 OT 系统的检查 .................................................................................. 18 T3000 系统准备 ................................................................................. 21 机组启动 ............................................................................................ 21 启动过程中辅助设备的投入 ............................................................ 22 机组升速过程 .................................................................................... 22 并网与带负荷 .................................................................................... 22
II

第一节 燃气轮机起动条件 ....................................................................................11

第二节 燃机正常启动前的准备 ........................................................................... 12

第三节 燃气轮机起动及并网带负荷 ................................................................... 21

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2.3.5 2.3.6 第三章

燃机启动步骤 .................................................................................... 23 机组启动曲线 .................................................................................... 27

燃气轮机运行调整及日常操作维护 .................................................. 30 3.1.1 3.1.2 3.1.3 3.1.4 3.2.1 3.2.2 3.2.3 3.2.4 3.2.5 3.2.6 3.2.7 3.2.8 3.2.9 运行控制 ............................................................................................ 30 运行中的监视与检查 ........................................................................ 30 IGV 操作 ............................................................................................ 32 厂用电运行 ........................................................................................ 33 辅机系统的操作通则 ........................................................................ 33 润滑油顶轴油系统 ............................................................................ 34 液压油系统 ........................................................................................ 36 燃机天然气模块 ................................................................................ 38 冷却与密封空气系统 ........................................................................ 39 罩壳通风系统 .................................................................................... 40 压气机进气系统 ................................................................................ 41 二氧化碳火灾保护系统 .................................................................... 42 危险气体检测系统 ............................................................................ 44

第一节 燃气轮机运行调整 ................................................................................... 30

第二节 燃气轮机日常操作维护 ........................................................................... 33

第四章

燃气轮机停运 ................................................................................. 45 4.1.1 4.1.2 4.1.3 4.2.1 4.2.2 4.2.3 4.2.4 4.1.1 4.1.2 4.4.1 4.4.2 4.4.3 紧急停机 ............................................................................................ 45 故障停机 ............................................................................................ 46 非正常停机 ........................................................................................ 47 正常停机的准备 ................................................................................ 48 停机操作 ............................................................................................ 48 停机过程中的注意事项 .................................................................... 48 燃机停机步程序 ................................................................................ 48 正常盘车 ............................................................................................ 50 高速盘车 ............................................................................................ 50 水洗系统概述 .................................................................................... 51 在线水洗 ............................................................................................ 51 离线水洗 ............................................................................................ 52
III

第一节 燃机故障停机 ........................................................................................... 45

第二节 燃机正常停机 ........................................................................................... 48

第三节 盘车操作 ................................................................................................... 50

第四节 燃机水洗 ................................................................................................... 51

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4.4.4 4.4.5 第五章

水洗工作注意事项 ............................................................................ 53 燃机水洗排污 .................................................................................... 53

燃气轮机事故处理 .......................................................................... 54

第一节 事故处理通则 ........................................................................................... 54 第二节 火灾处理 ................................................................................................... 55 5.2.1 5.2.2 5.2.3 5.2.4 5.3.1 5.3.2 5.3.3 燃气轮机设备着火 ............................................................................ 55 燃气系统着火 .................................................................................... 55 燃机或生产现场着火 ........................................................................ 55 灭火方法 ............................................................................................ 55 下列情况应立即停泵 ........................................................................ 56 下列情况应先启动备用泵 ................................................................ 56 设备运行中跳闸 ................................................................................ 56

第三节 辅助设备(泵)故障 ............................................................................... 56

第四节 燃气轮机事故原因及处理 ....................................................................... 57 第五节 燃气轮机系统事故处理 ........................................................................... 59 5.5.1 5.5.2 5.5.3 5.5.4 5.5.5 5.5.6 5.5.7 5.5.8 5.5.9 5.5.10 第六章 润滑油系统 ........................................................................................ 59 液压油系统 ........................................................................................ 60 本体燃料系统 .................................................................................... 61 防喘保护系统 .................................................................................... 62 罩壳通风系统 .................................................................................... 62 压气机进气处理系统 ........................................................................ 63 二氧化碳火灾保护系统 .................................................................... 64 轴系振动 ............................................................................................ 64 排气系统报警 .................................................................................... 65 电气故障 ............................................................................................ 65

天然气系统运行规程....................................................................... 67

第一节 天然气的基本知识 ................................................................................... 67 第二节 天然气系统概述 ....................................................................................... 69 第三节 天然气系统运行监视及维护 ................................................................... 74 第四节 天然气系统事故处理 ............................................................................... 77 附录:燃机启动前检查项目 ............................................................................ 82

IV

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第一章
1.1.1 概况

燃气轮机设备技术规范
第一节 燃气轮机技术规范

SGT5-4000F(原 V94.3A)型燃气轮机由西门子 KWU 公司设计制造。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,24 个环型燃烧室呈逆时针布置,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。转子采用中心拉杆叠盘式,端面齿传扭。压气机、燃烧室及透平在轴向方 向上共用一个外缸,分三段组成:外缸 1 包含前 10 个压气机级,第五级静叶后上、下 部各设置一个防喘放气口,下部设置一个透平四级静叶的冷却空气抽气口,第九级下部 分别设置一个防喘放气口和透平三级静叶冷却空气抽气口。外缸 2 为锥型焊接结构,以 适应热膨胀的需要, 同时支撑着压气机静叶持环和燃烧器, 它包含压气机后 5 个压力级, 其中第十三级后二个冷却空气抽气口经调节阀来满足透平二级静叶冷却需要。外缸 3 为 圆柱型焊接结构,它包含燃烧室和透平静叶持环。透平动叶的冷却由压气机相应级抽取 经转子外部套管进入透平动叶的叶根,流过叶片后进入主燃气流道。燃料控制阀组件由 紧急关断阀、扩散、预混和值班气调节阀组成,并通过分配歧管连接到燃烧器,在启动 中接近额定转速时由扩散向预混切换,值班气作为预混燃烧的稳定气源使用。 燃气轮机热力过程 大气中的空气被吸入到压气机中被压缩,其温度压力相应升高;然后进入燃烧室, 与喷入具有一定压力的天然气在一定压力下混合燃烧后产生高温高压燃气,然后流入透 平中膨胀作功。做功后的乏气经余热锅炉排入大气。 1.1.2 燃气轮机设计性能参数 编号 1) 燃气轮机 制造商 型号/框架尺寸 点火转速 自持转速 电子超速跳闸转速 尺寸(长×宽×高) 2) 压气机 级数 类型 15, 轴向流动
1

名称

参数 STC&SIEMENS
SGT5-4000F/10.8x5.05x4.9

单位

396 约 1560 3240 10.8x5.05x4.9

rpm rpm rpm m

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旋转方向 压比 转子结构类型 可调静叶级数 进口导叶角度范围(由开到关) 3) 燃机透平 级数
基本负荷下透平入口温度(ISO 参考 温度)

逆时针(顺气流方向) 16.9 中空轴、叶轮由拉杆连在一起 1,电动,连续可调 大约 50? 4 约 1230℃(+/-10K) 中空轴,叶轮由拉杆连在一起 前4级 前 3 级/4 级叶片固定冷却 环形燃烧室 24 24 高压电火花 2*UV&IR 火焰传感器 对流和冲击型 2 可倾瓦 1(压气机进口) ℃

转子结构类型 喷嘴空气冷却 叶片空气冷却 4) 燃烧系统 类型 燃烧器数量 点火器数量 点火器类型 火焰监测器数量
燃烧器/火焰筒的空气冷却系统类型

5)

轴承 径向轴承数量 推力/径向轴承类型 推力轴承数量

1.1.3 发电机主要技术参数 编号 1) 名称 发电机输出(MW/MVA) 功率因数 氢气压力(MPa) 冷却水温(℃) 氢气温度(℃) 冷却水流量(m3/h) 名称 型式 冷却系统 额定电压 额定电流 相数 额定频率 极数 氢气消耗量 铭牌额定参数 403/474MVA(ISO) 0.85 0.5 38 43 250 单位 最大连续出力 411/484 MVA 0.85 0.5 33 38 250 参数 THDF108/53 水氢氢 21 13032 3 50 2 12

2)

kV A Hz m3/d
2

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绝缘等级 短路比

F 0.55 / 0.57

第二节
1.2.1 电气辅助设备技术规范 编号 1) 型号 型式 冷却方式 额定频率 额定容量 额定电压 额定电压比 短路阻抗 联接组标号 绕组绝缘耐热等级 负载损耗 空载损耗 附加损耗 生产厂家 2) 高压厂用变压器 型号 型式 冷却方式 额定频率 额定容量 额定电压 额定电压比 短路阻抗 联接组标号 绕组绝缘耐热等级 SZ10 名称 主变压器

辅助系统技术规范
参数 单位

SFP-480MVA/220 三相,双线圈铜绕组无励磁调压油浸式变压器 OFAF 50Hz 480 MVA(绕组温升 65K 时) 高压侧:242(+1~-3)×2.5% 低压侧:21 242(+1~-3)×2.5% /21 18%(短路阻抗误差不超过±7.5%) YN,d11 A级 1100 kW 160kW 135kW 重庆 ABB 变压器有限公司 kW kW kW MVA kV kV kV %

三相,双线圈铜绕组有载调压油浸式变压器

ONAN 50Hz 20 MVA(绕组温升 65K 时) 高压侧: 低压侧: 21±8×1.25% kV 6.3 kV kV MVA kV kV kV %

21±8×1.25%/6.3

8 %(短路阻抗误差不超过±7.5%)
Dyn1

A级
3

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负载损耗 空载损耗 附加损耗 生产厂家 3) 高压备用变压器 型号 型式 冷却方式 额定频率 额定容量 额定电压 额定电压比 短路阻抗 联接组标号 绕组绝缘耐热等级 负载损耗 空载损耗 附加损耗 生产厂家 4) 发电机出口断路器 断路器型式/型号 断口数 额定电压 额定频率 额定电流 主回路电阻 1.2.2 液压油系统 项 类 目 别 主辅液压油泵

95 16.5 - ABB 中国有限公司 S10 三相, 双线圈铜绕组无励磁调压油浸式变 压器 ONAN 50Hz 20 MVA(绕组温升 65K 时) 高压侧:230±2×2.5% 低压侧:6.3 230±2×2.5% /6.3 8 %(短路阻抗误差不超过±7.5%) YNyn0+d A级 88 22 ABB 中国有限公司 HECS-100,SF6 瓷柱式 1 252 50 4000 ≤49

kW kW kW

kV kV kV

kW kW kW

个 kV Hz A μ Ω

二次液压油循环泵 MBX06AP001/002 1500

冷却风扇 MBX06AH001 离心风机 1396

KKS 编号 转速 rpm 压 力 bar

MBX02AP001/002

轴流活塞泵(同轴) 出口 250/限压 160
4

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驱动装置 电 电 压V 流A 450L

交流电机 400/690 15.2/8.8 7.5 系统总用油量

交流电机 230/400 2.5/1.45 0.55 400L

功 率 kW 油箱容量

1.2.3 润滑油及顶轴油系统 项 目 润滑油泵 MAV21 AP021/022 离心泵 CTA-W291/25 0 2958 55 35 bar 67 400V AC 138 82.5 润滑油型号 VG46 380V AC 96.84 50.6 系统油容量 30m
3

KKS 编号 类 型 别 号

转速 rpm 流 量 l/s 出口压力 扬 程m 电 压V 电 流A 功率 kW 项 参 目 数

顶轴油泵 MAV31/32/33 AP001 叶轮泵 T6DY-028 -1R00-B5 1480 8.07 240 bar

直流滑油泵 MAV24 AP001 离心泵 ETA-VL 80/160 2850 55 25 bar 23 220V DC 142.5 23 轴承油压力 25bar

滑油排烟风机 MAV82 AN001/002 离心风机 RD4 2840 48.6 2.2×10-2 bar 380V AC 1.45 0.23 燃机、汽机与 发电机共用

1.2.4 罩壳通风系统 传感器 KKS SAM30CF001~003 SAM30CP001~003 SAM30CT001 工作范围 2-20 m3/s 20~300Pa -50~150℃ 风机 KKS-编号 SAM30AN001-003 配置 风机驱动 配置 GT 隔音罩的空气进气闸门 设计值 3×50% 闸门 KKS-编号
SAM30AA001…003,041

设定值(动作) Valarm=14 m3/s △p<20 pa 切 换至备用风机

位 置 10MPB 10MPB 10MPB 位置 隔音罩 位置 UMB 机房

允许工作温 度范围 (℃) -20~85 -15~80 -60~250 规格 3×20 m3/s 规格 4×4m3/s

5

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SAM30AA004 SAM30AA051/052

燃气模块附属空气进气闸门 GT 隔音罩的空气排气闸门

UMB 机房 UMB 机房

4m3/s 2×20m3/s

1.2.5 二氧化碳火灾保护系统 混合气体储存罐(25 瓶) 容 积 工作压力(20℃) 灭火剂重量 1.2.6 压气机进气系统 项 类 目 型 脉冲过滤器 自清洁型过滤器 满流量 2.5-3.0 m/s ENVI 794 静态过滤器 静态精过滤器 满流量 2.5-3.0 m/s EMW Filtertechnik 567 8bar 压缩空气装置 1×100%螺杆式 80L 15MPa 17.6kg 灭火系统启动装置(6 瓶) 容 积 工作压力 填充介质 4L 5.5~6.5MPa CO2

设计流量 设计流速/压力 制 造 商 过滤器炮筒数量 1.2.7 燃机天然气模块
项 目 燃气模块 进口粗滤
MBP13AT001

紧急关断阀 ESV
MBP13AA051 A275b~251 210℃ /54bar Pruss

气体紧 急放散阀
MBP13AA501 50~ EVF.5N.Xn

燃料控制阀
MBP21/22/23AA151 A275b~250/251/252 210℃ /54bar

KKS 型 号
设计参数

1.53 500 DN250 -20-210℃ /54bar GMbH

制造商

UNI Geraete

Pruss

1.2.8 危险气体检测系统
量程 精确度 响应时间 输入功率 等级 运行温度范围 湿度范围 0~99%LEL(低爆炸范围) +3% LEL,从 0~50%满刻度 +5% LEL,从 50~100%满刻度

T50 < 10 秒,100% LEL 甲烷浓度 T90 < 30 秒,100% LEL 甲烷浓度 20 ~ 35 VDC (24 VDC @ 250 mA, 额定 4.8W) 传感器,用于危险环境 传感器:-55℃ ~+93℃ 5% 到 100% 相对湿度 4802A,用于非危险环境 4802A:-18℃ ~+66℃

6

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第三节
1.3.1 燃机热工保护定值表
内容 硬件超速保 护 软件超速保 护 KKS 码 MBA10CS101 MBA10CS102 MBA10CS103 MBA10CS104 MBA10CS105 MBA10CS106 MBA10CS101 MBA10CS102 MBA10CS103 (三取二计算 MBY10CS901) 报警定值

热工保护定值
跳闸定值 108%额定转速 备注

103%额定转速

103%额定转速 >52HZ

108%额定转速 >52HZ,延时 5s >51.5HZ,延时 20s >51.5HZ,延时 30s <47HZ,延时 5s <47.5HZ,延时 20s <47.5HZ,延时 30s >14.7mm/s 发电机在带负 荷运行状态 发电机甩负荷 后没有切换到 速度控制 发电机甩负荷 后切换到速度 控制 发电机在带负 荷运行状态 发电机甩负荷 后没有切换到 速度控制 发电机甩负荷 后切换到速度 控制

高频保护

>51.5HZ

>51.5HZ <47HZ

低频保护

MBA10CS101 MBA10CS102 MBA10CS103

<47.5HZ

<47.5HZ 发电机燃机 侧轴承振动 保护 发电机汽机 侧轴承振动 保护 压气机轴承 振动保护 燃机透平轴 承振动保护 发电机汽机 侧轴承温度 保护 发电机燃机 侧轴承温度 保护 压气机推力 瓦燃机侧温 度保护 压气机推力 瓦汽机侧温 度保护 压气机径向 轴承温度保 护 MKD11CY021 MKD11CY022 MKD12CY021 MKD12CY022 MBD12CY101 MBD12CY102 MBD11CY101 MBD11CY102 MKD12CT013A MKD12CT013B MKD12CT013C MKD11CT013A MKD11CT013B MKD11CT013C MBD12CT014A MBD12CT014B MBD12CT015A MBD12CT102A MBD12CT102B MBD12CT103A MBD12CT101A MBD12CT101B MBD12CT101C

>9.3mm/s

>9.3mm/s >9.3mm/s >9.3mm/s >100℃

>14.7mm/s >14.7mm/s >14.7mm/s >120℃

>100℃

>120℃

>110℃

>120℃

>110℃

>120℃

>110℃

>120℃

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内容 燃机轴承温 度保护 压气机进口 挡板跳燃机 保护 压气机防喘 保护

KKS 码 MBD11CT101A MBD11CT101B MBD11CT101C MBL20CG002 MBL20CG003 MBL20CG004 MBL20CG006 MBL20CG007 MBL20CG008 MBA11CP001 MBA11CP002 MBA11CP003 MBA41AA051 MBA42AA051

报警定值 >110℃

跳闸定值 >120℃ 压气机进口挡板 未开逻辑信号 3 取 2 成立, 延时 3s <3+1kPa 4Hz 燃机速度< 46.5Hz 延时 2s 且 第五级防喘放气 阀 1 或 2 未打开 4Hz 燃机速度< 39.8Hz 延时 2s 且 第五级防喘放气 阀 1 或 2 未打开

备注

燃机速度已经 大于 3HZ, 燃机速度大于 42HZ, 取 2 成 3 立

压气机防喘 放气阀跳燃 机保护 MBA43AA051

燃机排气温 度冷点检测 保护(燃烧器 熄火保护)

MBA26CT101-1 24B MBA26CT101-1 24C

相邻 2 个 B 和 C 温 度同时低于 24 个 B 和 C 的平均温度 (50℃+修正)延时 20S 任一 1 个三支型热 电偶的 B 和 C 的温 度同时超过 24 个 B 和 C 平均温度 (30℃+修正)

相邻 4 个 B 和 C 温度同时低于 24 个 B 和 C 的平均 温度(50℃+修 正) ,延时 20s 任一 1 个三支型 热电偶的 B 和 C 的温度同时超过 24 个 B 和 C 平均 温度(50℃+修 正) >671℃+OTC 修 正值

相邻 3 个 B 和 C 温度同时低于 24 个 B 和 C 的 平均温度(50℃ +修正) ,延时 20S,燃机自动 执行停机程序 修正:机组协调 运行为 60℃, 转 速控制模式为 30℃其它为 0℃

燃机排气温 度热点检测 保护

MBA26CT101-1 24

燃机排气温 度高保护 液压油压力 保护 燃机液压盘 车装置跳燃 机保护

MBA26CT101B 、105B、109B、 >631℃+OTC 修正 113B、117B、 值 121B MBX03CP101 MBX03CP003 <14MPa MBX03CP004 MBK21CG001M MBK21CG001N MBK21CG001P

6取3 燃机速度大于 4HZ, 3 取 2

<12.5+0.5MPa 燃机速度大于 3HZ, 且传动齿轮 位置开关在啮合 状态

3取2

天然气压力 保护

MBP13CP101 MBP13CP102 MBP14CP101 MBP13CT101A MBP13CT102A MBP13CT103A

ESV 阀前压力< ESV 阀前压力< 27.23 bar (23.6+0.4) 25.04bar 压力低预跳报警, (21.8+0.8)压力 闭锁切换至预混燃 低报警,跳闸 烧模式; 205-5℃ 210-5℃

(21.3+0.8)

天然气温度 保护

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内容

KKS 码

报警定值

跳闸定值 扩散管道排放罐 疏水阀 (MBP40AA401 )或通风阀 (MBP40AA501 )没有关闭,且 扩散管道疏水阀 (MBP31AA401 )在打开位置 38-2%高跳闸 5+2%低跳闸 80-5℃高跳闸 5+2℃低跳闸

备注

扩散管道疏 水跳燃机保 护

MBP31AA401 MBP40AA501 MBP40AA401

燃机速度大于 4HZ

扩散管道疏 水罐液位 扩散管道疏 水罐温度 燃机 2 级透 平冷却风压 保护

MBP40CL101 MBP40CT101

35-2%高报警 15+2%低报警

MBH22CP102 MBH22CP103 MBA12CP101 MBA12CP102 MBH23CP102 MBH23CP103 MBA12CP101 MBA12CP102 SAM30CF001 SAM30CF002 SAM30CF003 CYQ01GH001A CYQ01GH001B CYQ01GH001C

P2/P0<0.66

P2: 透平冷却风 压为 MBH22CP 102/3 取小。 P0: 压气机出口 风压为 MBA12 CP101/2 取大 P3: 透平冷却风 压为 MBH22 CP102/3 取小。 3取2 环线一:燃气阀 模块 2 个,环线 二:燃烧室 4 个 环线三:罩壳通 风风道 2 个 燃机噪壳 4 个 硬手操台 1 个 CO2 气瓶架旁 1 个 火焰探测器、温 感、手动释放按 钮

燃机 3 级透 平冷却风压 保护 燃机罩壳通 风保护

P3/P0<0.37 <最小值,延时 30S

燃机罩壳可 燃气体

3取2

火灾保护手 动按钮

MBY00GS001~0 06

任意一个 任一路火焰与温 感同时发火警信 号或手动释放按 钮按下 MBX24CP001< 0.7+0.08MPa MBX24CP002< 0.67MPa MBX24CP008< 0.67MPa

燃机罩壳火 灾自动保护

MBY00EY011 MBY00EY012 MBY00EY013

燃机压缩空 气保护

MBX24CP001 MBX24CP002 MBX24CP008

3取2

进气系统差 压高 GT-ST<1s-1 SSS 离合器 保护 汽机跳闸 30s 后 联循运行时 甩负荷后 15s 内 没有切换到速 度控制,汽机速

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内容

KKS 码

报警定值

跳闸定值

备注 度大于 40Hz, 且汽机已经遮 断 燃机罩壳 4 个 硬手操台 1 个

手动停机按 钮 电气保护

MYB01GS001~005 发电机、SFC 等

任一

1.3.2 燃机其他报警说明
内容 KKS MBK21CG001 M MBK21CG001 N MBK21CG001 P 报警说明 燃机盘车步程序等待在 STEP 01, 且传动齿轮位置开关在啮合状态 燃机盘车步程序等待在 STEP 04, 且传动齿轮位置开关在啮合状态 燃机盘车步程序等待在 STEP 11, 且传动齿轮位置开关在啮合状态 燃机盘车步程序等待在 STEP 51, 且传动齿轮位置开关在啮合状态 52℃启备用风扇 55℃通风故障报警 转速>47.5HZ 且压差<1.8%报警 当限定值达到 1.5g 时,延时 0.5s, 燃机通过设定值减负荷 6MW。 当限定值达到 2.5g 时, 延时 4s, 燃 机通过设定值减负荷 6MW, 如果限 定值持续高,则燃机重复减负荷 6MW。累计时间达 19s 钟,燃机遮 断。 当限定值达到 3g 时,延时 1s, 燃 机通过设定值减负荷 15MW,累计 时间 13s 钟,燃机遮断。 当限定值达到 8g 时,燃机立即遮 断。 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 25mbar 时,相应“燃烧室压力波动 大”报警,如果有效值达到 40mbar 时,相应“燃烧室压力波动过大” 报警。 >1.3kPa,进口滤网压差高报警 <2.5% >31.5bar 天然气压力高报警,预跳 电伴热器投入 备注 3取2 3取2 3取2 3取2

燃机盘车装 置故障报警

燃机罩壳温 度 燃烧室压差

SAM30CT101 MBM10CP101

与压气机出口压力 比

MBM10CY101 MBM10CY102 ACC/HUMM ING 报警

ACC 监视

MBM11CP101 MBM11CP102

HUMMING 监视

压气机进口 滤网差压 扩散管道电 子伴热器 天然气压力

MBL10CP010 MBP21CG151 G MBP14CP101

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第二章 燃气轮机启动
第一节 燃气轮机起动条件
2.1.1 燃机启动的条件 以下条件均满足,反馈正常, “READY FOR START”指示灯亮。 2.1.1.1 滑环风扇运行 2.1.1.2 加速度监视正常 2.1.1.3 发电机励端水位<Max 2.1.1.4 发电机定冷水系统释放 2.1.1.5 发电机透平端水位<Max 2.1.1.6 氢压>470kPa 2.1.1.7 氢纯度 1>95.5% 2.1.1.8 氢纯度 2>95.5% 2.1.1.9 发电机密封油供应正常 2.1.1.10 电气和保护装置准备好运行 2.1.1.11 主油箱油温≥25℃ 2.1.1.12 燃机罩壳通风系统投入运行 2.1.1.13 发电机保护释放 2.1.1.14 燃机天然气进气系统关闭 2.1.1.15 GT 控制器正常 2.1.1.16 保护电源正常 2.1.1.17 主变开关正常 2.1.1.18 SFC 正常,无闭锁条件 2.1.1.19 SEE 正常,无闭锁条件 2.1.1.20 GT 保护正常 2.1.1.21 燃机盘车启动释放 2.1.1.22 发电机隔离开关在合 2.1.1.23 GT 跳闸回路释放 2.1.1.24 余热锅炉释放 GT 启动 2.1.1.25 机组控制器释放 2.1.2 下列情况禁止燃机启动 2.1.2.1 启动前盘车运行不正常; 2.1.2.2 OT 界面不能用于监视和操作;
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2.1.2.3 一台滑油泵或两台顶轴油泵故障不能投运或直流油泵故障不能备用; 2.1.2.4 机组主保护(电气或热控)及自动装置失灵,报警无法复位; 2.1.2.5 机组保护跳机后未查明原因或未处理; 2.1.2.6 主机消防系统故障不能正常工作; 2.1.2.7 燃机启动变频装置与励磁装置不正常; 2.1.2.8 机组所拖动的余热锅炉和发电机故障。 2.1.2.9 天燃气系统泄露无法隔离。 2.1.2.10 罩壳通风系统故障,无法投入运行。 2.1.2.11 天然气品质及参数(压力、温度)不符合要求。 2.1.2.12 燃机或锅炉人孔门未关或疏水门未关。 2.1.2.13 锅炉系统未准备好,不具备启动条件。

第二节 燃机正常启动前的准备
2.2.1 启动前的检查 2.2.1.1 所有相关检修工作结束,工作票终结; 2.2.1.2 电子测控设备状态正常; 2.2.1.3 电动阀门送电、气动阀正常,各阀门开关位置及反馈正确; 2.2.1.4 主油箱油位正常,油质合格,主油箱温度>10℃; 2.2.1.5 液压油箱油位,油质合格,油温正常; 2.2.1.6 空压机投运,压缩空气系统压力正常(大于 0.65MPa) ; 2.2.1.7 闭冷水系统投运正常; 2.2.1.8 发电机密封油,内冷水及冷却器投运正常; 2.2.1.9 发电机气体置换完毕,氢压及纯度(>99.5%)合格; 2.2.1.10 天然气供气压力、温度正常,水浴炉、测量仪表投运正常; 2.2.1.11 GT 罩壳通风系统投入运行正常; 2.2.1.12 盘车系统投运正常; 2.2.1.13 GT 控制器正常; 2.2.1.14 起动变频器未闭锁,励磁系统未闭锁; 2.2.1.15 GT 保护装置正常; 2.2.1.16 发电机出口 GCB 各开关位置正确; 2.2.1.17 余热锅炉准备完毕并上水至启动水位,GT 控制器启动释放; 2.2.1.18 确认并复归相关报警; 2.2.1.19 启动准备完毕指示灯亮。 一般规定:启机前连续盘车不得少于 2 小时,紧急情况下至少盘车 15 分钟。

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2.2.2 电气准备工作 2.2.2.1 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。 2.2.2.2 400V 厂用母线 BFE 带电正常,各辅机交流电源均已投入。 2.2.2.3 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。 2.2.2.4 发电机绝缘合格;其他转机设备电动机绝缘合格,试运正常。 2.2.2.5 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。 2.2.2.6 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。 2.2.2.7 检查励磁和变频启动控制柜面板无报警。励磁系统控制器投入的有:UNDER EXC-LIMITER,EXCITER CURRENT LIMITER,GENERATTON CURRENT LIMITER。控制柜内的方式在“REMOTE(远方)”位置。 2.2.3 现场检查 2.2.3.1 电气系统的检查 序 号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 名 称 厂用电系统 紧急柴油发电机组 所有手动开关 厂用电系统所有地刀 220VDC 电池组 110VDC 电池组 DC/DC 变换器 220V 直流蓄电池充电器 110V 直流蓄电池充电器 直流逆变器 SFC(选择到机组启动模式) 发电机组 静态励磁装置 高压开关站 6.3kV 开关装置 6.3kV 线电压 发电机主变 高厂变
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KKS 编码 00B/10B 00XKA





准备好/运行 准备好 在运行位 断开 已充电 已充电 运行 接通 接通 接通 准备好 准备好 准备好 准备好 准备好 6.25-6.35kV 准备好 准备好

X0BTA X0BTA X0BUK11/12 X0BTL10 X0BTL20 X0BRU01 0XMBJ01 X0MKA X0MKC01 X0AEA X0BBA/BBE X0BBA/BBE X0BAT01 X0BBT01

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2.2.3.2 天燃气系统的检查 将天然气调压站入口 ESD 球阀 01EKA10AA051 MODE 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 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 名 称 KKS 编码 01EK 01EK 01EK 01EKA10CP002 天然气 ESD 阀控制 天然气 ESD 阀 ESD 阀前关断阀 ESD 阀控制气源阀 #1 进口滤网 #2 进口滤网 #3 进口滤网 凝结水箱液位 #1 天然气流量计算机 #2 天然气流量计算机 #1 水浴炉气体入口阀 #1 水浴炉气体出口阀 #2 水浴炉气体入口阀 #2 水浴炉气体出口阀 #1 热水炉 系统压力 #1 锅炉膨胀箱 #1 加药箱 #2 水浴炉(Boiler Station) #2 热水炉
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根据手动阀清单设定的阀位 天然气供应 天然气系统 系统压力

设定 可用 充满/加压 满足要求 准备好 已开 已开 清洁 清洁 清洁

01EKA10AA051 01EKA10AA101 01EKA10AA022 01EKE41AT001 01EKE42AT001 01EKE43AT001 凝结水箱 01EKR70CL501 天然气流量测量 01EKB11CF102 01EKB13CF102 01EKC51AA001 01EKC51AA004 01EKC52AA001 01EKC52AA004 01EKC51AH001

粗滤(3×50%)

<MAX 打开/无故障 打开/无故障 打开 打开 打开 打开 已充水/放气 满足要求 准备好 准备好 已充水/放气

天然气水浴炉/压力调节(2×100%)

#1 水浴炉(Boiler Station)

01EKC52AH001

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23 24 25

系统压力 #2 锅炉膨胀箱 #2 加药箱 就地控制盘 主控盘 选择开关 #1 水浴炉 #2 水浴炉 01EKC51AH001 01EKC52AH001

满足要求 准备好 准备好 打开/无故障 自动 打开/备用 打开/备用

26 27 28 29

燃机天然气前置模块 序号 1 2 3 4 5 6 7 名 称 KKS 编码 10/20EK 10/20EK 状 态

手动阀位 天然气系统(包括天然气) 控制气体减压阀

设定好 已充气/调压 调整好 准备好 准备好 准备好 清洁

前置模块 ESD 阀控制 压缩空气蓄能罐 天然气关断阀(包括控制) 天然气放散阀(包括控制) 天然气前置滤网 天然气前置滤网 10/20EKE31AT001

2.2.3.3 燃机本体的检查 序号 1 2 3 4 燃机排污水箱 根据手动阀门清单设定阀门位置 名称 KKS 编码 X0MBA X0MBH X0MBM X0MBA25BB001 准备好 设定好 状 态

2.2.3.4 压气机进气系统的检查 序号 1 2 3 名 称 KKS 编码 X0MBL X0MBL X0MBL10AT001
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根据位置清单检查手动阀门 空气进气系统 防鸟格栅

设置 清洁的 洁净

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4 5 6 7 8 9 10

脉冲过滤器 精滤网 过滤气室配电盘 入口消音器 进气道加热器 排污阀 进气挡板配电盘电源

X0MBL10AT004 X0MBL10AT005 X0MBL10GH001 X0MBL11BS001 X0MBL10AT003 X0MBL20AA401 X0MBL20GH001

洁净 洁净 开 正常 正常 关闭 开

2.2.3.5 燃机天然气模块的检查 序号 1 2 3 名称 根据位置清单检查手动阀门 天然气系统 扩散供给管线伴热 KKS 编码 X0MBP X0MBP X0MBP31AH108-11 1 状 态

设置 已充满,放气 开

2.2.3.6 润滑油/顶轴油系统的检查 根据滑油温度的高低,在起机前数小时手动投入滑油循环 SLC MAV10EE001,确保 启动前滑油温度高于 10℃ 。 序号 1 2 3 4 5 名称 根据位置清单检查手动阀门 润滑油/顶轴油系统 3S 离合器 盘车装置 润滑油/顶轴油系统 KKS 编码 X0MBV X0MBV X0MBK21AU001 X0MBK22AE001 X0MAV 状 态

设置 已充满,放气 准备好 准备好 准备好

2.2.3.7 控制油系统的检查 序号 名 称 KKS 编码 液压油系统—X0MBX 1 2 3 4 5 6 7 8 根据位置清单检查手动阀门 液压油系统 液压油滤网 液压油箱液位 液压油箱温度 #1 液压泵 #2 液压泵 #1 液压油泵滤网
16





X0MBX X0MBX X0MBX01AT001 X0MBX01CL501 X0MBX01CT501 X0MBX02AP001 X0MBX02AP002 X0MBX03AT001

设置 已充油,放气 洁净 >min/ <max 符合 准备好 准备好 洁净

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9 10 11 12 13 14 15 16 17

#2 液压油泵滤网 #1 压力蓄能器 #2 压力蓄能器 液压油冷却风扇 #1 循环冷却泵 #2 循环冷却泵 循环冷却滤网 滤网

X0MBX03AT002 X0MBX04BB001 X0MBX04BB002 X0MBX06AH001 X0MBX06AP001 X0MBX06AP002 X0MBX08AT001

洁净 氮气压力正常 氮气压力正常 准备好 准备好 准备好 洁净 洁净 洁净

X0MBX70AT002 X0MBX80/81/82AT0 滤网 02 GT 压缩空气系统—X0MBX 根据位置清单检查手动阀门 #1 空压机滤网 #1 空压机滤网 #1 空压机入口滤网 #2 空压机入口滤网 #1 干燥器 #2 干燥器 #1 滤网 #2 滤网 凝结水箱 蓄能器 压缩空气压力 X0MBX X0MBX21AN001 X0MBX21AN002 X0MBX21AT001 X0MBX21AT002 X0MBX22AT001 X0MBX22AT002 X0MBX22AT003 X0MBX22AT004 X0MBX23BB001 X0MBX24BB001 X0MBX24CP501

18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29

设置
准备好/自动运行 准备好/自动运行

洁净 洁净 准备好 准备好 洁净 洁净 已疏水 准备好 正常

2.2.3.8 冷却水系统的检查—X0PGB 序号 1 2 3 4 5 6 名 称 KKS 编码 X0PCB X0PGB50BB001 X0PCB X0PGB11AP001 X0PGB12AP001 状 态

根据位置清单检查手动阀门 闭式冷却水膨胀水箱 外冷水管道系统 #1 闭式冷却水泵 #2 闭式冷却水泵 闭式循环冷却水用户

设定 水位正常 充满并放气 准备就绪 准备就绪 放气

2.2.3.9 发电机的检查 序号 1 名 称 KKS 编码 X0PGB
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闭式冷却水系统

准备好

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2 3 4 5 6 7 8

发电机空气干燥器 发电机液位透平端 发电机液位励磁端 冷却器 A 冷却器 B 冷却器 C 冷却器 D

X0MKG50AT001 X0MKG41CL301 X0MKG42CL301 X0MKG70AC011 X0MKG70AC021 X0MKG70AC013 X0MKG70AC041

准备好 小于最大值 小于最大值 准备好 准备好 准备好 准备好

2.2.4 OT 系统的检查 2.2.4.1 高压电源系统 序号 1 2 3 4 5 名 称 KKS 编码 X0ABA01GS001 X0MKY01DE001 X0MKY01DE010 状 开 开 没有选择 停止 6.3KV±5% 态

系统所有地刀 发电机出口断路器 发电机出口断路器控制器 发电机同期装置 BBE 母线电压

2.2.4.2 SFC/SEE 电源系统 1 2 3 4 SFC 变压器高压侧断路器 SFC 变压器低压侧断路器 EXC 变压器高压侧断路器 SFC 运行模式选择 X0MBJ01GT001 X0MBJ01GS091M X0MKC01GT001 断开 断开 断开 正常启动

2.2.4.3 低压电源系统 序号 名称 低压配电装置电压 L1-L2 低压配电装置电压 L1-L2 低压配电装置电压 L1-L2 低压配电装置电压 L+/L低压配电装置电压 L+/L低压配电装置电压 L+/L厂用电系统 KKS 编码 X0BFE00CE001Q X0BMA00CE001Q X0BRB00CE001Q X0BUE00CE001Q X0BUF00CE001Q X0BUD00CE001Q 00B/X0B 状 态

低压交流配电装置:X0BFE/X0BMA/X0BRB 1 2 3 4 5 6 7 约 380V 约 380V 约 380V 约 110V 约 110V 约 220V 无故障

低压直流配电装置—DCX0BUE/X0BUF/X0BUD

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2.2.4.4 发电机系统 序号 1 2 名 称 KKS 编码 X0MKG50AT001 X0MKA05EE001 状 态

发电机 H2 干燥器 发电机 H2 干燥器 SLC

运行中 投入

2.2.4.5 天然气系统 序号 名称 #1 天然气 ESD 阀 #2 天然气 ESD 阀 SLAM 关断阀 SLAM 关断阀 天然气进口压力 天然气系统 天然气压力 天然气预热系统 SGC 天然气预热系统放气释放阀 天然气系统 KKS 编码 天然气供应公共部分 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 2.2.4.6 燃机本体 序号 1 2 3 4 5 6 名称 燃气透平 SGC SFC 预热锅炉吹扫 压气机防潮加热器 压气机防喘放气 1.1 压气机防喘放气 1.2 压气机防喘放气 2 KKS 编码 X0MYB01EC001 X0MBJ01EC001 X0MBA10AT001 X0MBA41AA051 X0MBA42AA051 X0MBA43AA051 状 态 00EKG10AA001 00EKG10AA002 00EKD11CG081 00EKD12CG082 00EKG10CP001 00EK 燃机天然气供应部分 10/20EKG60CP001 10/20EKT20EC001 10/20EKT20EE001 10/20EK 满足要求 回路断路器关 闭 打开 无故障 打开 打开 非关闭 非关闭 满足要求 无故障 状 态

回路关闭 回路关闭 接通(提前 1 小 时启动) 打开 打开 打开

2.2.4.7 进气系统 序号 2 3 4 名称 进气道排污门 进气挡板 防潮加热器 KKS 编码 X0MBL20AA401 X0MBL20AA002 X0MBA10AT003 状 关 运行 态

关闭

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5 6

进气可转导叶位置指示器 进气可转导叶控制器

X0MBA11CG101 X0MBA11AS001

正常 自动

2.2.4.8 天然气模块 序号 1 2 3 4 5 名称 天然气 SGC 天然气疏水 SGC ESV 阀上游压力 天然气疏水箱液位 天然气支路伴热 KKS 编码 X0MBP01EC001 X0MBP40EC001 X0MBP13CP101 X0MBP40CL101 X0MBY31GH001 状 开 >MIN 最小液位 1 态

回路合

无故障且扩散 开 疏水箱(X0MBP40BB001)的最低液位一定不能降到限制值“TOO LOW”以下,否

则点火气体将会进入疏水管线。 2.2.4.9 滑油/顶轴油系统 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 名称 BHS 盘车系统 SGC 主油箱液位 主油箱温度 滑油滤压差 滑油供应 SGC 油泵检查 SGC 滑油主油泵 SLC 顶轴油泵 SLC 抽油烟机 SLC 油净化操作 KKS 编码 X0MBV02EC001 X0MAV10FL021 X0MAV10CT001A X0MAV25CP001 X0MAV10EC001 X0MAV20EC001 X0MAV21EE001 X0MAV31EE001 X0MAV82EE001 X0MAV93AT001 状 开 >min/<max >15℃ <max 开 关 1of2 油泵选择 1of3 油泵选择 1of2 风机选择 开 态

4.9.1 燃机停止时 BHS 盘车系统 SGC 的启动程序(冷却盘车操作或者间歇盘车)和停机 程序可以被激活。 4.9.2 滑油供应 SGC 的启动程序(冷却盘车操作或定期盘车)和停机程序(滑油温控) 可以被激活。 4.9.3 油净化系统投入可以在燃机启动前的最后一步来完成。 2.2.4.10 液压油系统 序号 名称 液压油箱液位 KKS 编码 液压油系统—X0MBX 1 X0MBX01CL001 >最小值 状 态

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2 3 4 5 6 7 8 9

液压油温度 回油滤压差 主油泵出口滤网压差 辅助油泵出口滤网压差 液压油母管压力 #1 空压机 #2 空压机 压缩空气压力

X0MBX06CT101 X0MBX08CP001 X0MBX03CP001 X0MBX03CP002 X0MBX03EZ001 X0MBX21AN001 X0MBX21AN002 X0MBX24CP001

正常 <max <max <max 正常 不堵 不堵 >min1

压缩空气系统—X0MBX

2.2.4.11 闭冷水系统 序号 1 2 3 4 5 6 名 称 KKS 编码 X0PGB10EC001 X0PAB01EU001 X0GHC10EU001 X0PGB10EU001 状 态

闭式冷却水 SGC 开式循环水系统 除盐水系统 闭冷水系统 闭冷泵控制器 补水阀控制器

回路闭合 运行中 运行中 运行中 投入 投入

2.2.5 T3000 系统准备 2.2.5.1 确认热机、电气作好启机准备工作; 2.2.5.2 在机组目标总负荷设定点 “UNIT TARGET GROSS LOAD SETP” 处设置机组总 负荷为 50MW; 2.2.5.3 在负荷设定画面中设定“MAX UNIT LOAD TRNST CC”为 13MW/min; 2.2.5.4 检查负荷设定画面中“UNIT SETP TO GT ON”在投入位置; 2.2.5.5 检查“GT SFC/EXE”画面上“SFC OPERATION SELECT START MODE”在 “NORM”位; 2.2.5.6 检查“GT ENCLOSURE SYST”画面上“GT ENCLOSURE INLET&OUTLET FLAPS OPEN/CLOSE”在投入位。

第三节 燃气轮机起动及并网带负荷
2.3.1 机组启动 2.3.1.1 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; 2.3.1.2 打开“PRE SEL UNIT S/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;
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2.3.1.3 当“HRSG FILLED” 及“RFO GT OP”启动信号灯亮后,打开“PRE SEL UNIT S/UP”窗口,选择预选信号“3” ,机组将进入协调控制程序。 2.3.1.4 如需将机组保持全速运行而不与系统并列,当“GT SGC” 运行到第 10~12 步 (SFC 退出后至并网前均可)时点击“SGC GAS TURBINE”控制器中的“0” ,将 控制器退出。 2.3.2 启动过程中辅助设备的投入 启动命令发出后,机组自动按启动程序执行升速、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: 2.3.2.1 冷却水系统投入运行,液压油系统投入运行。 2.3.2.2 盘车机构 MBK22AE001 退出,交流油泵 MBV21AP021\22 自停,直流紧急油泵 MBV24AP001 自启,试运后自停,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。 2.3.2.3 天然气进口球阀开启 2.3.2.4 SFC 准备。 2.3.2.5 SFC 投入,观察机组升速情况。 2.3.2.6 停发电机加热器、进气道防潮加热器。 2.3.3 机组升速过程 2.3.3.1 升速到 400rpm,开始点火。在 PCC 间监控柜内可以看到两个焰探测器模拟显 示火焰点燃。 2.3.3.2 就地检查两火焰探测器模拟信号是否正常 (就地为模拟信号, 远方为数字信号; 检修点火及燃烧系统后由热控人员配合执行) 。 2.3.3.3 转速到 900rpm 为第一临界转速,注意观察机组振动情况。 2.3.3.4 升速到 2100rpm,SFC 退出。 2.3.3.5 升速到 2280rpm,观察压气机高压放气阀关闭。 2.3.3.6 转速到 2520rpm 为第二临界转速,注意观察机组振动情况。 2.3.3.7 升速到 2940rpm,观察压气机低压放气阀关闭。 2.3.3.8 发电机励磁投入,检查发电机空载电压值。 2.3.3.9 机组并网前天然气已切换至预混模式。 2.3.4 并网与带负荷 2.3.4.1 同期装置投入,同期点选定发电机出口断路器 GCB(特殊情况下选择主变出口 断路器) ,同期调件满足后 GCB 自动同期合闸,负荷控制器投入,带负荷到设 定值。如果机组带不上负荷,需要检查机组负荷控制器投入情况和负荷设定情
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况; 2.3.4.2 根据需要,在 95~105%额定电压范围内调整机端电压满足要求; 2.3.4.3 厂用电若由启备电源供应,则当机组负荷大于最大厂用电负荷后应切换到高厂 变供应; 2.3.4.4 现场检查燃烧室的火焰燃烧情况,查看排烟颜色,判断机组燃烧状况; 2.3.4.5 根据余热部分需要,机组逐渐升负荷至温控下稳定运行,启动操作结束,作好 记录。 2.3.5 燃机启动步骤 机组协调控制程序“SGC UNIT COORDINATION-CJA00EA001”在第 36 步时激活 燃机“GT TURIBINE SGC”的启动程序来启动燃机。燃机启动步序如下: Step01 在 GT SFC/EXC 画面,程序检查 SFC 启动模式在“NORMAL”状态,即 SFC OPERATION SELECT START MOAD (MBJ01DE100Q)在“模式 1” 。 Step02 a) 压气机进口防潮加热器退出运行。 b) IGV 温度控制器(MBY10DT040)激活。 c) 压气机进口挡板 SLC COMPR AIR S/O(MBL20EE010)启动。 d) 燃机主液压油泵启动运行,如果主液压油泵故障,则备用油泵启动。 e) 润滑油及顶轴油系统 SGC OIL SUPPLY (MAV10EC001)启动。 f) 滑油及顶轴泵试验 OIL PUMPS CHECK SGC 启动, 由时间继电器决定, 每隔 30 天启动一次。 g) 燃机盘车 SGC BHS TRN SYSTEM(MBV02 EC001)停机程序激活,中止燃气轮 机的盘车运行。 h) 天然气系统 SGC NATURAL GAS(MBP01 EC001)运行模式处于激活状态,但未 处于运行。 i) j) IGV 位置管理器 IGV POSN CONTROLLER (MBA11DG002)激活。 天然气扩散管道疏水系统 SGC NG DRAINAGE (MBP40EC001)启动。 (根据时间继电器) ,SGC OIL SUPPLY 已准备运行,压气机进口防潮加热器已 退出运行,IGV 温度控制器已投入运行,IGV 位置管理器已激活,程序执行下 一步,或者燃机的速度已>47.5Hz (2850r/min)时,程序执行下一步。

k) 程序检查 SGC NATURAL GAS 已自动运行,OIL PUMPS CHECK SGC 已启动

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Step03 a) 发电机电压控制 VOLT CONTROLLER(MKC01DE102)投入自动,即选择“模 式 2” 。 b) 发电机 GCB 同步选择切换开关 SELECTION GEN CB (MKY01DE012)在“未选 择”模式(模式 3) 。 c) 主变选择切换开关 SELECTION UNIT CB (MKY01DE011)在 “未选择” 模式 (模 式 2) 。 d) SFC 单元启动已选择。 e) 程序自动检查主液压油泵在运行,主变开关、GCB 在“未选择”模式,发电机 电压控制在自动方式,SFC 已启动,程序执行下一条,或者燃机的速度已> 47.5Hz (2850r/min)时,程序执行下一步。 Step04 程序自动检查天然气疏水 SGC NG DRAINAGE 已完成;燃机液压盘车 (MBK21EU001)小齿轮已脱开;滑油供应系统状态无故障;压气机进口挡板已打 开;第 5 级底部、顶部防喘放气阀已打开,第 9 级底部防喘放气阀已打开;程序执 行下一步,或者燃机的速度已>47.5Hz (2850r/min)时,程序执行下一步。 Step05 a) 余热锅炉清吹 SGC SFC HRSG PURGE(MBJ01EC001)启动,如果余热锅炉清 吹需要,则 SFC AUX OPERATION (MBJ01DE100R)预选在“模式 1” ,燃机自 动启动 SLC HRSG PURAGE ,由 SFC 拖动到 11.5Hz 左右,清吹 10 分钟,等 待余热锅炉仪控系统的吹扫程序结束反馈信号。如果无须进行余热锅炉的吹扫 程序,SFC OPERATION SELECT START MOAD (MBJ01DE100Q)选择在“模式 2” ,则在 SGC GAS TURBIEN (MBY01EC001)的启动步程序将由 SFC 直接拖动 到点火转速。 b) 程序自动检查 SGC SFC HRSG PURGE 步程序在运行,或者不执行清吹程序, 或者燃机的速度已>47.5Hz (2850r/min)时,程序执行下一步。 在转速>4Hz 时,冷却空气阀自动开启到 100%。 Step06 a) 余热锅炉清吹进行中,且清吹时间已到,起动变频器选择正常启动模式(吹扫 完成后) ,或者燃机的速度已>47.5Hz (2850r/min)时,程序执行下一步。

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Step07 a) 程序程序自动检查燃机速度不大于点火转速,SFC 在准备状态。 b) 起动变频器重新准备,隔离开关闭合 Step08 a) 天然气系统 SGC NATURAL GAS 启动。 b) SFC 启动,转速 400rpm 点火。程序自动检查天然气系统 SGC 运行到第 7 步时 或者燃机的速度已>47.5Hz (2850r/min)时,燃机启动程序继续走到第 9 步。 Step09 a) 在 240 秒内燃机速度>38.6Hz (2316r/min) b) SFC 出口开关断开,SFC 停止运行。 Step10 a) 在 40 秒监视内燃机速度>49.5Hz (2970r/min)或者发电机已经在加载。 b) 高压防喘放气阀 X0MBA43AA051 在 40Hz 关闭 低压防喘放气阀 X0MBA42AA051 在 49Hz 关闭 低压防喘放气阀 X0MBA41AA051 在转速 49Hz 后延时 5s 关闭 c) 在转速>47.5Hz 时,冷却空气阀投入自动 Step11 a) 发电机等待并网。 b) SFC 开关单元启动模式重新有效(监视 SFC 在正常启动模式) 。 Step12 程序检查在 3s 等待时间到后

a) 发电机励磁系统已投入运行(command on) Step13 程序在 STEP 13 等待 切换至纯预混模式下; b) 甩负荷切换到速度控制(load/speed controller)未激活; c) 发电机 GCB 已选择在自动模式; d) 发电机自动同期装置没有运行,发电机同期系统没有闭锁。

a) 自动监测天然气 ESV 阀命令已开启,预混控制阀已作好开启准备,燃烧模式已

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Step14

自同期装置启动运行

发电机并网,并带初始负荷 Step15 Step16 空步 燃机启动程序结束

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2.3.6
1)

机组启动曲线
冷态启动曲线
PP H mP H 600
bar kg/s 72

120 100 80

% 癈 100
80

nGT

GAS TURBINE & BOILER

G PGT THP 60 48 36 24
ASSUMPTIONS - Condenser and HRSG ready for operation at GT start-up. - Waiting time for an adequate steam or water quality for ST or HRSG operation not included in start-up time. - ST gland steam available - Start-up procedure shown is not binding for execution. It is subjected to technical modification during phase of procurement or commissioning - With HP/IP Spray Attemperators
for Temperature Adaption to ST requirem. - Shutdown times see table in sect. 1.6.1

500 400 300

TGT

60 40

60 40

C
200 100 20 20 12

B
0

A

0

0

PHP

mP H 600

bar kg/s 72 120

% 癈 100
80

STEAM TURBINE

n ST

H
PST THP

100 80

60 48 36 24 12 0

500 400 300

WAITING TIME FOR STEAM PURITY

60 40

F

60 40

A = Start GT - GT Flame On B = Synchronize GT C = Increase GT Load/Temp to req. steam temperature (ST) D = Start ST E = Synchronize ST F = Steam Bypass closed G = GT at Full Load H = Combined Cycle at Full Load

200 100

20

20 D E 0
Warm-up ST (Duration depending on Load Regime)

0
Warm-up steam line

TYPICAL FOR INFORMATION ONLY
P K Z /P C
UA/ Type of Doc.

Inhaltskennzeichen / Contents Code

E rs teller / Issued

G epr黤t / C heck ed

Z hl.-Nr./R eg.N o.

SPA288
Dienstst./Dept.

XW
UN ID

4181

Br點kner Loch
F reiga be / Re leas ed

001
Index R ev. Datum /Date

-

W 712
SS943_tool.dsf

2004-04-16 NOT BINDING FOR EXECUTION

m HP n GT n ST P GT P HP P ST

HP Steam Flow GT Speed ST Speed GT Load HP Pressure ST Load

T GT T HP

Exhaust Gas Temp HP Temperature

GT Gas Turbine HRSG Heat Recovery Steam Generator ST Steam Turbine

SINGLE SHAFT CGT PLANT TEMPERATURE - CONTROLLED STARTUP AFTER EXTENDED OUTAGE GUD 1.94.3A

Siemens

Power Generation

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2)

温态启动曲线

PHP

bar

kg/s

mP H 600 癈 100 80

120

72 60 48

%

nGT
TGT

GAS TURBINE & BOILER

G

PGT THP

100 80

500 400 300

60 40

60 40

36 24
ASSUMPTIONS - Condenser and HRSG ready for operation at GT start-up. - Waiting time for an adequate steam or water quality for ST or HRSG operation not included in start-up time. - ST gland steam available - Start-up procedure shown is not binding for execution. It is subjected to technical modification during phase of procurement or commissioning - With HP/IP Spray Attemperators
for Temperature Adaption to ST requirem. - Shutdown times see table in sect. 1.6.1

200 100

20

C B A

20

12

0

0

0

PHP

mP H 600 癈 100 80

bar kg/s 120 72

%

STEAM TURBINE

H
PST THP

100 80

60 48 36

500 400 300

WAITING TIME FOR STEAM PURITY

60 40

F

60 40

A = Start GT - GT Flame On B = Synchronize GT C = Increase GT Load/Temp to req. steam temperature (ST) D = Start ST E = Synchronize ST F = Steam Bypass closed G = GT at Full Load H = Combined Cycle at Full Load

24 12

200 100

20

nST

20

D
0
Warm-up steam line Warm-up ST (Duration depending on Load Regime)

E
0 0

TYPICAL FOR INFORMATION ONLY
Exhaust Gas Temp HP Temperature GT HRSG ST Gas Turbine Heat Recovery Steam Generator Steam Turbine
SINGLE SHAFT CCGT PLANT TEMPERATURE - CONTROLLED STARTUP AFTER WEEKEND OUTAGE GUD 1.94.3A

P K Z /P C

UA/ Type of Doc.

Inhaltskennzeichen / Contents Code

SPA288
Dienstst./Dept.

E rs teller / Issued

XW
UN ID

G epr黤t / C heck ed

Z hl.-Nr./R eg.N o.

4181

Br點kner Loch
F reiga be / Re leas ed

002
Index R ev. Datum /Date

-

W712
SS943_tool.dsf

2004-04-16 NOT BINDING FOR EXECUTION

m HP n GT n ST P GT P HP P ST

HP Steam Flow GT Speed ST Speed GT Load HP Pressure ST Load

T GT T HP

Siemens

Power Generation

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3) 热态启动曲线
PHP

mP H 600 癈 100 80

kg/s bar 120 72

%

nGT

GAS TURBINE & BOILER

G
TGT

PGT THP

100

60

500 400 300

80 60 40

48

60 40

36 24
ASSUMPTIONS - Condenser and HRSG ready for operation at GT start-up. - Waiting time for an adequate steam or water quality for ST or HRSG operation not included in start-up time. - ST gland steam available - Start-up procedure shown is not binding for execution. It is subjected to technical modification during phase of procurement or commissioning - With HP/IP Spray Attemperators
for Temperature Adaption to ST requirem. - Shutdown times see table in sect. 1.6.1

C
200 100 20 20 12

0

A

B
0 0

PHP

mP H 600 癈 100 80

kg/s bar 120 72

%

STEAM TURBINE

nST

H

PST THP

100

60

500 400 300

80 60

48

60

36 30

A = Start GT - GT Flame On B = Synchronize GT C = Increase GT Load/Temp to req. steam temperature (ST) D = Start ST E = Synchronize ST F = Steam Bypass closed G = GT at Full Load H = Combined Cycle at Full Load

F
40
WAITING TIME FOR STEAM PURITY

40 20

200

20

15

D

E
0 0

100

0

TYPICAL FOR INFORMATION ONLY
P K Z /P C
UA/ Type of Doc.

Inhaltskennzeichen / Contents C ode

SPA288
Dienstst./Dept.

XW
UN ID

E rs teller / Issued

G epr黤t / C hecke d

Z hl.-Nr ./R eg.No.

4181

Br點kner

Loch

003
Index R ev. Datum /Date

F re igab e / R elease d

-

W 712
SS943_tool.dsf

2004-04-16 NOT BINDING FOR EXECUTION

m HP n GT n ST P GT P HP P ST

HP Steam Flow GT Speed ST Speed GT Load HP Pressure ST Load

T GT T HP

Exhaust Gas Temp HP Temperature

GT Gas Turbine HRSG Heat Recovery Steam Generator ST Steam Turbine

SINGLE SHAFT (CCGT PLANT TEMPERATURE - CONTROLLED STARTUP AFTER NIGHT OUTAGE GUD 1.94.3A

Siemens

Power Generation

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第三章 燃气轮机运行调整 及日常操作维护
第一节 燃气轮机运行调整
3.1.1 运行控制 3.1.1.1 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、汽水品质合格、提高效率及经济性、减少污染物排放等。 3.1.1.2 机组并网后,燃机的有功负荷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。 3.1.1.3 机组正常运行中应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,按有关规定进行调整,使机组尽快恢复到正常运行状态,必要时做好事 故预想。 3.1.1.4 并网运行时,机端电压通常应处于自动电压调节模式,维持机端电压稳定。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“EXC ( CUR SETP”控制器)来调节机端电压,维持机端电压恒定。 3.1.1.5 当燃机负荷达到其额定负荷的约 60%左右时, IGV 控制器开始投入自动,IGV 开始打开。此后随着负荷的增加,IGV 逐步开大,直到排气温度 TATK 升到比 OTC 低约 20℃时,IGV 全开完毕,进入基本负荷;随后燃料控制阀继续开大直 至进入 OTC 温控并维持其基本不变。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。 3.1.1.6 温度控制器(OTC-CONTROLLER)自动投入条件是当燃机排气温度达到基本 负荷温度控制值 586℃,此时负荷控制器退出。 3.1.1.7 按照电网负荷需求, 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。 3.1.1.8 按照部门有关规定进行设备的定期检查、切换试验及维护。 3.1.1.9 运行人员因故离开操作盘,应向上一级值班人员说明机组运行工况及注意事项 方可离开。 3.1.2 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。
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3.1.2.1 燃机本体 a. b. c. d. e. f. a. b. c. d. a. b. c. d. a. b. c. a. b. c. d. e. f. 检查压气机、燃烧室和透平上各阀门、连接法兰是否漏气,运行过程中是否有异 常声音和明显振动。 检查压气机及透平的滑油管线和法兰、液压油管线和法兰是否有泄漏。 监视轴承油温度、压力及各振动和金属温度是否正常。 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。 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。 检查转子轴向位移应正常(OT) 。 检查滑油冷却器工作、前后油温是否正常。 检查各滑油泵、抽油烟风机是否工作正常,泵体及管线有无泄漏。 检查滑油滤网差压是否正常。 检查滑油箱液位是否正常。 监视压气机进气滤网差压是否正常。 压气机、干燥机工作是否正常,疏水管路阀门有无泄漏。 检查发电机封闭母线充气压力是否正常,有无明显泄漏。 储气罐压力、疏水箱液位是否正常。 检查消防水供水母管压力是否正常。 检查消防水系统管线无泄漏。 检查厂房内消防控制柜有无报警。 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 10%以内。 监视和调整发电机出口电压为 21kV(最大范围为±5%额压电压),且三相电压差 值不超过 5%。 监视发电机定子绕阻和铁芯温度、进出口氢温、氢压是否正常。 检查励磁碳刷有无明显抖动、环火和明显电火花。 检查 220V/110V 直流充电机和蓄电池工作正常,24V 直流变换器工作正常。 检查主变、 启备变、 高厂变及各低压变声音是否正常, 呼吸器硅胶颜色是否变化, 变压器本体有无渗油、漏油现象。 3.1.2.6 液压系统 a. 检查液压油系统温度是否正常,冷却风扇是否运行正常。
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3.1.2.2 滑油系统

3.1.2.3 进气系统

3.1.2.4 消防系统

3.1.2.5 电气系统

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b. c. d. a. b. c. d. e.

检查泵体及管线有无泄漏。 检查液压系统滤网差压是否正常。 检查液压油箱液位是否正常。 检查厂区调压站各截止阀工作正常,信号正常,各设备运行是否正常,法兰、阀 门有无泄漏。 检查危险气体探测器无报警, 厂房内天然气管线无泄漏。 监视天燃气模块滤网前 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、备用滤网是否正常,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正常,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, 判断天燃气管线是否有泄漏; 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。 检查燃机控制阀、 流量计等工作正常, 各控制阀的工作情况和燃机的工作状态相 匹配。 检查凝结水疏水罐压力、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。

3.1.2.7 天然气系统

f. g.

3.1.3 IGV 操作 3.1.3.1 IGV(可调进气导叶)有自动控制和手动控制两种控制方式。一般情况下采用 自动控制,当 IGV 控制器有故障,无法开/关 IGV 可采用手动控制。其可调角 度为-50?~+10?。 3.1.3.2 联合循环运行时,一般将 IGV 设定为自动方式,维持燃机排气温度在适当值, 以提高部分负荷时联合循环的效率。 当 IGV 控制器故障或电源消失时,不得以手动开启 IGV 方式控制透平排烟温 度。如果 IGV 没有跳动现象,应保持负荷在手动方式并保持透平排烟温度不超 过规定值,且不得增加负荷;投入 IGV 电源,先小范围开启 IGV 正常后,投 入自动,再小幅度增加负荷,观察 IGV 动作正常后,再逐步增加负荷至额度。 若超过规定时间不能恢复,则应及时申请停机处理。 3.1.3.3 停机操作 a. b. 停机减负荷过程中 IGV 自动逐步关小, 保持机组排气温度, 直到 IGV 关闭到 0%。 如果发生跳机故障,应立即检查 IGV 关闭至 0%,否则应手动关闭至 0,然后退 出 IGV 控制器。
注: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。
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3.1.4 厂用电运行 3.1.4.1 燃机备用和启动过程中,厂用电由系统经主变倒送电至主变低压侧带高厂变运 行。当高厂变故障或检修时由启备变提供厂用电源。 3.1.4.2 燃机并网后正常运行过程中,厂用电由发电机出口高厂变降压后提供。

第二节 燃气轮机日常操作维护
3.2.1 辅机系统的操作通则 3.2.1.1 辅机设备启动前的检查 a. 检修后的辅机设备必须经过联锁试验,合格后再经过试运转,经试运转合格后方 可投入正常操作。 辅机启动前需经过全面的检查, 确认启动条件具备后方可启动。 b. 就地检查检修工作结束,设备周围的杂物应清理干净,设备外观完整,各门、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。 c. 检查辅机设备和系统仪表齐全,并恢复到操作前状态。 d. 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。 e. 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。 f. 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。 g. 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。 h. 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。 i. 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。 j. 各辅机的启动必须同有关人员联系。 3.2.1.2 辅机启动检查 a. b. c. d. 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,应立即停止操作。 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操作。 对于就地带有选择开关的设备, 启停时应确认选择开关的位置, 如在就地操作时, 应将选择开关置于“LOCAL”位置;若在 CRT 或程序操作时,选择开关应置于 “REMOTE”或“AUTO”位置。机组操作时,应将各辅机的选择开关置于 “REMOTE”或“AUTO”位置,就地控制开关置于自动位置。 e. 辅机设备启动后的检查
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1) 2) 3) 4) 5) 6) 7) 8) 9)

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。

10) 辅助设备所属系统无漏油、漏水、漏汽现象。 11) 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。 12) 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。 3.2.1.3 辅助设备的正常操作 a. b. 辅机设备正常操作时, 应按有关制度进行定期检查, 发现缺陷应及时填缺陷单并 汇报。 辅机设备正常操作要求 1) 电动机及辅助机械部分转动应平稳,声音正常,振动不超限。 2) 各轴承润滑良好,温度正常,轴承冷却水正常。 3) 电动机以及线圈温度正常。 3.2.1.4 辅助设备的停运 a. b. c. 辅助设备的停止操作应遵循辅助设备的停止先后顺序进行。 有关辅助设备在停止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。

3.2.2 润滑油顶轴油系统 3.2.2.1 系统概述 a. 润滑油系统配有 2×100%容量的交流润滑油泵, 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。此外,润滑油系统还配有1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。 b. 顶轴油系统配置了三台各 50%容量的交流顶轴油泵, 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。 该系统由三台 50%容量的顶轴油泵及压力调节 装置、滤网、仪表等组成。
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c. 润滑油箱容积为 32m3 3.2.2.2 润滑油系统的启动 a. 启动前准备 1) 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。 2) 润滑油箱油位稍高于正常油位。 3) 操作系统阀门至启动前状态。 4) 检查设备系统完好,各表计齐全良好,仪表一、二次阀门开启。 5) 确认发电机密封油系统已调试好。 6) 检查并复位控制系统中轴系润滑油和顶轴油系统的报警。 7) 小修及中、大修后应做润滑油系统联锁保护试验。 b. 润滑油系统的启动 燃机启动程序“MYB01EC001”运行到第 2 步时自动启动滑油系统控制程序 “MAV10EC001” ,滑油系统控制程序“MAV10EC001”将按照设定步序启动润滑油 系统。 润滑油系统的手动启动步骤如下: 1) 投入排烟风机,调节出口蝶阀,保持油箱微负压(约-0.5—1mbar) 。 2) 确定油箱温度至少为 10?C ,操作手柄指向要求的冷却器/滤网。 3) 打开冷却器/滤网上的所有放气阀将空气从系统内放出, 将冷却器/滤网投入运 行。 4) 打开 10 MAV21EE001 控制器,启动润滑油泵(#1 或#2) 。 5) 检查系统泄漏和回油情况。 6) 检查轴承润滑油母管压力,应高于最小压力 2.5bar。 7) 将直流紧急润滑油泵(MAV24AP001)置于自启动状态。 8) 启动一台顶轴油泵。 9) 检查系统油温,确认盘车时油温正常。 10) 调整温度控制阀(MAV41AA151)的设定点维持润滑油温度。 11) 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。 c. 机组启动过程中,当燃机升到预定转速(1500rmp)时,顶轴油泵将自动停运。 3.2.2.3 润滑油系统的停运 a. 系统停运条件 1) 机组处于停机状态。 2) 盘车电机已停运,机组大轴确已静止。 3) 顶轴油泵已停止运行。 4) 燃机轮间最高金属温度和汽轮机金属温度已符合要求。 5) 发电机密封油系统已停运。
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b. 机组在停运过程中将自动执行滑油系统的停机程序“MAV10EC001” ,系统将按 设定步序停运滑油系统。 润滑油系统由备用转为检修的操作: 1) 在电气设备间的 220V 直流馈线柜上断开直流润滑油泵的电源。 2) 停运交流润滑密封油泵并断开其交流电源。 3) 停运润滑油调节模块并断开加热器电源。 4) 关闭冷油器的冷却水进、出水隔离阀。 5) 根据需要停运润滑油箱排烟风机。 6) 机组停机过程中,当燃机降到预定转速(1500rmp)时,顶轴油泵将自启动。 3.2.2.4 系统操作 a. 滑油冷却器的切换 1) 检查润滑油系统压力正常。 2) 检查备用冷油器良好。 3) 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。 4) 待排气阀有油流出后,关闭排气阀。 5) 打开备用冷油器冷却水出口门,打开备用冷油器水室排气门。 6) 转动切换阀手轮,将切换阀切换手柄转动 180 ,使手柄指向备用侧。 7) 关闭充油阀,检查冷油器进出口油压正常、滤网压差指示器无报警。 8) 缓慢打开原备用侧冷油器冷却水进口门;调整冷却水量使滑油温度达到要求 温度。 9) 检查原备用冷油器水室排气阀无气体后关闭。 10) 关闭退出运行冷油器的冷却水进口门。 11) 切换过程要缓慢进行,遇到切换卡涩或不能转动切换阀时,应该停止切换或 恢复到原来的操作方式。 b. 滑油滤网的切换 1) 检查备用润滑油滤网的切换正常备用。 2) 打开滤网注油门对备用滤网注油。 3) 从备用滤网观察孔内看到连续油流。 4) 将切换三通阀切换至备用滤网侧,严密监视油压正常。 5) 关闭滤网注油门。 6) 检查润滑油压力正常。 7) 全面检查系统无异常。 3.2.3 液压油系统 3.2.3.1 系统概述
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液压油系统的作用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.液压油供应站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。 3.2.3.2 液压油系统的投运 a. 液压油系统启动前的检查 1) 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。 2) 液压油箱油位、油温正常。 3) 操作系统阀门至具备机组启动状态。 4) 检查设备系统完好,各表计齐全良好,仪表一、二次阀门开启。 5) 检查打开蓄能器的隔离阀,关闭泄放阀。 6) 检查并复位机组控制系统中液压油系统的报警。 7) 小修及中、大修应做液压油系统联锁保护试验,并正常。 b. 液压油系统的启动 燃机启动程序“MYB01EC001”运行到第 2 步时自动启动液压油主油泵。液压油 启动过程中,各控制阀将按照控制系统已设定顺序打开。 1) 启动辅助过滤器油泵,投入液压油辅助过滤系统。 2) 检查液压油加热和冷却系统投入正常。 3) 液压油系统会根据控制系统的控制自动启动。 a) 启动命令被触发后,控制系统将选择并启动一台液压油泵。 b) 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。 c) 在机组运行的不同阶段,系统持续向各控制阀供油。 3.2.3.3 液压油系统的停运 燃机停机程序“MYB01EC001”运行到第 61 步时自动启动液压油泵的停机程序。 3.2.3.4 运行中蓄能器投停操作 a. 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。 b. 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。

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3.2.4 燃机天然气模块 3.2.4.1 系统概述 气体燃料系统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流量。 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。 3.2.4.2 气体燃料系统的启动 a. 启动前准备 1) 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。 2) 检查设备系统完好,各表计齐全良好,仪表一、二次阀门开启。 3) 检查清吹空气系统在正常运行状态。 4) 检查液压油系统在正常运行状态。 5) 检查仪用空气系统已运行,空气压力正常。 6) 检查废水排放系统已投入运行。 7) 检查气体燃料系统已具备投运条件。 8) 检查并复位控制系统中气体燃料系统的报警。 9) 操作系统阀门至机组启动前状态。 b. 气体燃料系统启动 1) 操作人员从燃机的控制屏幕上选择启动后, 燃气轮机启动程序就会自动执行。 在机组启动和运行过程中,燃气轮机控制系统将监视和控制气体燃料系统。 2) 启动步序如下: 燃机发启机命令,燃机 SGC MYB01EC001 进行至第 8 步时启动天然气 SGC MBP01EC001。 Step01 Step02 Step03 Step04 Step05 空步 天然气减压阀 MBP13AA501 关闭 天然气供应 EKG70EE001 正常 扩散控制阀开到最小开度 投入辅助气体控制阀控制装置且正常 设定天然气最小阀位 变频器启动,升速至点火转速 6.6Hz。 点火变压器启动 天然气 ESV 阀开启,点火变压器运行;同时 PG CV 阀按规定要求开 启,在天然气 ESV 阀开启 9 秒后点火变压器退出;在天然气 ESV 阀 开启 12 秒内检测到火焰,点火成功。 Step06 50s 内升速到 12.5Hz
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Step07 Step08

升速至 47.5Hz 天然气 SGC 启动结束

3) 在启动过程中,未使用的燃料喷嘴提供有清吹空气。 4) 检查燃料气体系统所有的运行参数正常且无报警。 3.2.4.3 气体燃料系统的停运 气体燃料系统配置了停运顺控逻辑,其控制如何及何时停运气体燃料调节和加热系 统。气体燃料系统正常停运过程中,操作人员除了监视系统的运行参数外不需要进行任 何操作。 3.2.5 冷却与密封空气系统 3.2.5.1 系统概述 冷却与密封空气系统的主要功能是对燃气透平的高温部件如喷嘴、动叶、热通道和 #2 轴承区域等进行冷却。透平喷嘴的冷却空气分别取自于压气机第 5 级、第 9 级和第 13 级抽气,透平动叶的冷却空气则通过转子中心孔从压气机的相应级引出。 3.2.5.2 冷却与密封空气系统的启动 a. 启动前准备 1) 冷却与密封空气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。 2) 检查设备系统完好,各表计齐全良好,仪表一、二次阀门开启。 3) 操作系统阀门至启动前状态。 4) 向防喘放气控制电磁阀提供洁净干燥的空气,确保这些阀门能灵活操作,并 能在规定的时间内打开。 5) 确认压气机防喘放气阀在全开位置,并且没有压气机防喘放气阀启动闭锁保 护。 6) 检查并复位控制系统中冷却与密封空气系统的报警。 b. 冷却与密封空气系统启动 1) 机组启动后,燃机的启动程序就会自动进行冷却控制阀的调整。机组启动和 运行期间,燃机控制系统将会监视和控制冷却与密封空气系统。操作人员除 了监视冷却与密封空气系统参数外,不需要进行任何操作。 2) 机组达到全速时,应检查压气机的防喘放气阀(MBA41/42/43AA051)已全部 关闭。 3) 检查冷却与密封空气系统所有的运行参数(包括冷却空气流量控制阀的阀位 与相应级后的压力)都正常,且没有报警存在。

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3.2.5.3 冷却与密封空气系统停运 机组停机过程中,燃机的控制程序自动控制如何及何时停运冷却与密封空气系统。 冷却与密封空气系统正常停运过程中,操作人员除了监视系统的运行参数外不需要进行 任何操作。 3.2.6 罩壳通风系统 3.2.6.1 系统概述 罩壳通风系统用来稀释可能产生的燃气渗漏,把渗漏的燃气从泄漏口引向燃气探测 器,并排除燃气轮机散发的热量以维持燃气轮机隔音罩内的温度在预定的范围之内。四 周空间的空气经由隔音罩底部区域的进气口被吸进隔音罩内作为换气,而空气排气处理 系统则将排放的空气经由一管道系统直接排放到室外大气中。在运行状态中这个系统在 隔音罩内对于四周环境形成较低的负压。 罩壳通风系统主要由防护格栅和电动进气口挡板、罩壳进气口消音器、罩壳排气口 消音器、2 个电动排气口挡板、排气口管道系统、3×50%风机装置,仪控装置组成。 3.2.6.2 罩壳通风系统的启动 a. 启动前准备 1) 加热和通风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。 2) 检查设备系统完好,各表计齐全良好,仪表一、二次阀门开启。 3) 5 个进气百叶窗中至少 2 个必须打开。 4) 3 个排气百叶窗中至少 1 个必须打开 5) 消防信号“通风跳闸”不得启动。 6) 检查并复位控制系统中罩壳通风系统的报警。 b. 通风系统启动 1) 机组协调控制 SGC 第一步延时 1s,自动开罩壳通风系统 SLC,开启 5 个进气 挡板,2 个排气挡板。 2) 正常情况下自动预选#1 风机为主风机,#2 风机为备用风机;若#1 风机故障, 预选#2 风机为主风机,#3 风机为备用风机,若#2 风机故障,预选#3 风机为 主风机,#1 风机为备用风机。 3) 当罩壳通风 SLC 已投入,且挡板开启正常,启动主风机。 4) 当主风机停运,或罩壳内温度大于最大值 1 时,自动启备用风机。 机组启动前 10 分钟由操作人员手动发令启动,燃机自动程序不能启动通风系 统。启动通风后所有的空气挡板(进气和排气)开始打开;挡板开启后引风机开 始运行。

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3.2.6.3 罩壳通风系统运行 a. 环境温度+5℃~+45℃,罩壳内最高温度+55℃; b. 百叶窗挡板处于开启位置; 个进气挡板至少有 3 个开启, 个出口挡板至少有 1 5 2 个开启,系统即可以保持运行。 c. 风机压差开关测得Δ P>Pmin; d. 不允许 3 台风机同时启动(待修改) e. 消防系统“通风跳闸”不得启动; f. 通风流量 Vt>0.7V 最大。 g. 当罩壳通风流量小于最小值,3 取 2 信号跳燃机。 h. 7 个挡板故障、3 台风机压差故障、燃机罩壳温度大于最大值、燃机罩壳通风盘 故障。有以上任一信号, 或以上任一信号由 0 变 1,给罩壳通风故障报警信号至 GASTURBINE FLT / TRIP 3.2.6.4 罩壳通风系统停止 a. b. c. 在正常运行的情况下,燃机停运时间超过 48h 或燃机罩壳内温度低于 40℃或罩 壳排风温度低于 30℃时可以停运罩壳通风系统。 当火灾保护信号,自动关闭罩壳通风 SLC,同时关闭 5 个进气挡板,停风机, 延时 30s 后关闭 2 个排气挡板。 停运罩壳通风系统时先退出罩壳风机 SLC,然后停运风机,待风机停运后退出 进气档板 SLC,5 个进气档板和两个排气档板即延时关闭。 【注意】操作人员必须确保在通风周期消失以后,隔音罩通风系统最早关闭。通风周期 必须为 24 小时运行,以便使残余的热量安全耗散。如果操作人员不关闭通风系统,系 统将继续运行,并能立即进行燃机下一次起动。 3.2.7 压气机进气系统 3.2.7.1 系统概述 进气系统由防雨罩、防鸟隔离罩、粗和细过滤器等组成。其主要作用是对进入压气 机的空气进行分离过滤, 同时满足噪音控制的要求。 其中空气过滤装置具有自清洁功能, 清吹气源来自压缩空气系统。 3.2.7.2 压气机进气系统的操作 a. 压气机进气滤网脉冲自清吹 1) 检查该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。 2) 检查设备系统完好,各表计齐全良好,仪表一、二次阀门开启。 3) 进气室门和人孔门均已关闭,无泄漏。 4) 操作系统阀门至启动前状态。
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5) 脉冲空气自清吹模块控制盘上清吹开关打在“AUTO”位置,检查清吹开始及 停止清吹的差压表设定值正确,送上脉冲空气自清洗模块控制盘电源。 6) 确认脉冲空气自清洗模块的进气阀已开启。 7) 正常运行过程中,进气滤网会在以下三种方式下自动清吹:第一种是清吹系 统的时钟控制。此控制可以按照操作人员计划的时间进行过滤器清吹;第二 种是相对湿度超过 80%,过滤器清吹系统将启动脉冲清吹直到相湿度降到规 定要求;第三种是当压气机进气滤网压差大于 13mbar 时,脉冲空气自清吹系 统投入,直至进气滤网压差小于 X0MBar 为止。若需要手动进行清吹,则可 把脉冲空气自清吹模块控制盘上的清吹开关打在“MANUAL”位置,将一直 进行清吹,直到燃机停运和过滤器被更换。 8) 当压气机进气滤网差压大于 13mbar 时,进气滤网差压高报警,应适当降低负 荷使报警消失,避免压差到 16mbar 时引起燃机自动停机;此时应考虑及时检 查或更换压气机进气滤网。 b. 压气机入口空气加热装置 a) 检查该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。 b) 检查设备系统完好,各表计齐全良好,仪表一、二次阀门开启。 c) 操作系统阀门至启动前状态。 c. 7.2.3 进气系统 a) 检查该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。 b) 检查设备系统完好,各表计齐全良好,仪表一、二次阀门开启。 c) 操作系统阀门至启动前状态。 d) 送上脉冲空气处理单元电源, 检查控制盘上 POWER 灯亮, 检查左右干燥器 切换时间设定正常, 检查干燥器底部排放阀时间设定正常, 左右干燥器操作 及再生指示应正常。 e) 确认脉冲空气处理装置的进气阀门处于开启位置。 f) 开启脉冲空气处理装置进口滤网的排污阀,放尽存水后应关闭。 g) 燃机启动前,脉冲空气处理装置应投自动位。 h) 脉冲空气处理装置空冷器完好,无泄漏。 3.2.8 二氧化碳火灾保护系统 3.2.8.1 系统概述 通过火灾控制器来监视, 火灾探测系统被用来及早的确证火灾以及探测火灾引起的 烟气、高温等,根据不同的区域,防火探测分为单线探测和双线探测,单线探测区域提 供一个报警信号,双线探测区域有两个互相独立的报警信号。当燃气轮机仓室内发生发 生火灾时,立即释放二氧化碳气体,同时关闭仓室的通风口,并紧急遮断机组。
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透平间布置有两个初放喷嘴,一个续放喷嘴,六个火灾探测器。气体燃料间布置有 一个初放喷嘴,一个续放喷嘴,四个火灾探测器。#2 轴承区域布置有一个初放喷嘴,一 个续放喷嘴,四个火灾探测器。 3.2.8.2 二氧化碳火灾保护系统的投运 a. 系统投运前的准备 1) 二氧化碳火灾保护系统检修工作已全部结束。 2) 检查设备系统完好,各表计齐全良好,仪表一、二次阀门开启。 3) 送上火灾保护面板电源。 4) 操作系统阀门至启动前状态。 5) 检查 CO2 储罐压力正常。 6) 检查 CO2 储罐主母管截止阀在“LOCKED OPEN”(闭锁打开)位置。 7) 检查 CO2 储罐先导管道截止阀在“LOCKED OPEN”(闭锁打开)位置。 8) 确定 CO2 执行挡板已复位。 9) 检查并复位 CO2 火灾保护系统的报警。 b. 二氧化碳火灾保护系统投运 1) 确定所有的启动条件已经满足要求。 2) 确定就地火灾保护面板上无报警存在。 3) 确定 OT 上无相关的火灾保护系统报警存在。 c. 火警保护动作的启动过程: CO2 启动瓶的瓶头阀在接到灭火控制器发出的 24V 直流电源后, 启动瓶瓶头 阀打开,释放 CO2。 1) 燃机罩壳里的气动喇叭响起; 2) 气动阀打开,延时 30s(机械延时)执行机构电磁阀的电后,快速喷放气瓶瓶 头阀打开,气体释放。 3) 快速喷放母管中 CO2 打开慢速喷放气启动阀,慢速喷放气瓶瓶头阀打开,气 体释放。 d. 火警保护系统的正常启动方式 按启动原理分为三种: 1) 自动启动 自动启动模式是系统的正常的运行模式。当系统处于自动启动模式下时, “AUTOMATIC” 的黄色指示灯亮, 在这种状态下, 灭火控制器自动启动 CO2 系 统。启动延迟包括电气延时和启动机械延时,根据现场巡检人员的安全来设定 延迟;但是最大不超过 60s。在电气延时过程中,通过长按“灭火延时”按钮可 以停止释放 CO2 系统。关闭远程传输设备后,灭火控制器不能启动 CO2 系统, 复位“灭火延时”按钮后(按一下) ,灭火控制器再次启动 CO2 系统。
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2) 手动启动 当钥匙开关切换至手动模式,MANUAL 的绿色指示灯亮,这种状态下 CO2 系统只能手动启动。 通过激发被保护区域的手动启动按钮来手动启动 CO2 系统。 3) 机械启动 在自动和手动都启动失败后, 通过手动打开 CO2 启动钢瓶瓶头阀来启动 CO2 系统。 3.2.8.3 二氧化碳火灾保护系统的停运 下列情况需要停 CO2 系统: a. b. c. 如有人必须进入 CO2 保护区时; CO2 保护区域或 CO2 保护设备上有检修工作时,可以通过闭锁开关来停止 CO2 系统; CO2 系统必须受到保护, 防止在 CO2 保护区域在检修工作和其它的工作没有完成 之前意外的释放 CO2 系统; 二氧化碳火灾保护系统配置了停运顺控逻辑,其控制如何及何时停运二氧 化碳火灾保护系统。二氧化碳火灾保护系统正常停运过程中,操作人员除了监 视系统的运行参数外不需要进行任何操作。 3.2.8.4 二氧化碳火灾保护系统动作后的处理 a. b. c. d. e. f. g. 发出正确的告示。 确认燃机已跳闸。 确认通风扇已停止运行。 确认通风挡板已关闭。 确认二氧化碳释放电磁阀已动作。 确认控制画面上正确显示对应区域的释放压力。 检查就地面板释放开关和管路结冰情况。

h. 疏散二氧化碳排放间隔间的人员。
3.2.9 危险气体检测系统 3.2.9.1 系统概述 燃气轮机透平间、气体燃料模块、发电机间和集电器间分别装设了危险气体检测系 统,用于检测危险气体的浓度,并发出报警信号。 3.2.9.2 危险气体检测系统的启动 a. 启动前准备 1) 危险气体检测系统检修工作全部结束,工作票终结,安全设施拆除,现场
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清洁。 2) 检查设备系统完好,各表计齐全良好,仪表一、二次阀门开启。 3) 检查危险气体检测系统,确定监视器和所有的探测器连接正确。 4) 检查危险气体探测器的报警和设定值正确。 5) 检查火灾保护系统已投运。 6) 检查所有舱室的门关闭。 7) 检查并复位控制系统中气体燃料系统的报警。 b. 危险气体检测系统启动 1) 确定启动的必要条件已经满足要求。 2) 投运危险气体监视器。当首次通电时,所有的 LED 灯将闪烁。 3) 如果 LED 显示有报警和故障,应确定原因和并更正。 3.2.9.3 危险气体检测系统停运 危险气体检测系统应始终投入,避免危险气体聚集。在透平正常停机期间,操作人 员除监视系统参数外不需进行任何操作。在正常停机顺控期间及以后,危险气体检测系 统应始终保持投入状态。

第四章

燃气轮机停运

第一节 燃机故障停机
4.1.1 紧急停机 4.1.1.1 下列情况机组将自动紧急停机: a. b. c. d. e. f. g. h. i. 机组转速达到 3240rpm(电子超速整定值) ; 轴承振动达到 14.7 mm/s; 燃气透平排气超温保护动作; 有两个火焰探测器未探测到火焰; 润滑油压下降到 170 kpa; 润滑油箱低于正常油位 800mm; 液压油压力下降到 12.5 Mpa 时; 机组 95%转速以下出现“防喘阀位置故障”报警; 透平间温度升高到 315.6℃或#2 轴承区域温度升高到 385℃,CO2 灭火保护系统 动作;
j.

机组排气温差大遮断保护动作;
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4.1.1.2 下列情况值班员应立即手动紧急停机: a. b. c. d. e. f. g. h. i. 机组发生故障,自动紧急停机保护拒动。 机组操作中任一轴承断油、冒烟。 机组内转动部件有明显的金属撞击声,机组振动突然明显增大。 机组发生喘振。 润滑油系统大量漏油。 燃气系统严重泄漏。 透平排气道大量漏气。 发生的故障可能严重危及人身或设备安全时。 燃气轮机排气扩散段压力达 48 mbar。

4.1.1.3 紧急停机操作步骤: a. b. c. d. e. f. g. h. i. j. 按下轮控盘上 “EMERGENCY STOP” 按钮或在集控室 CRT 按下紧急停机按钮, 发出紧急停机信号,机组紧急停机。 机组紧急停运后,立即确认机组已正常执行紧急停机令:发电机出口开关 GCB 跳闸,发电机有功、无功、电压、电流到零。 检查燃料紧急关断阀、控制阀已关闭,燃料流量到零,IGV 关至最小角度。 如发生轴承或润滑油系统的着火,应立即切断润滑油供应。 如发生转动部分事故,停机后不能投入盘车,润滑油泵应继续运转。 紧急停机后,若怀疑旋转设备的内部损坏,不要随意进行高速盘车。 如因轴承振动超过 14.7mm/s 停机,重新启动前至少连续盘车 1 小时。 操作人员向值长汇报情况,值长向有关领导汇报。 机组跳闸后应立即打印“跳闸事故追忆报告” ,并连同跳闸前、后的报警打印记 录,由当值值长负责保管,便于进行事故分析,事后应由部专人存档。 完成规程规定的其它停机操作步骤后作好记录。

4.1.2 故障停机 4.1.2.1 下列情况机组将自动停机: a. b. c. d. e. f. g. h. 燃机进气滤网压差高,不能降低到正常范围内。 启动步序 STEP1-10 超时,延时 15s。 燃机出口温度相邻 3 点温度低(甩负荷+30℃;切换+60℃) 。 余热锅炉保护停燃机。 防喘放气系统停燃机。 IGV 位置小于运行开度,延时 2s。 透平第二级冷却空气压差小。 透平第三级冷却空气压差小。
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i. j. k. l. n. o.

SFC 锅炉吹扫顺控故障。 燃气顺控启动故障。 燃气排气温度故障点大于 3 个。 发电机保护柜电源均故障,延时 5s。 燃机保护跳闸 SFC 动作。 保护用传感器通道故障: 1) 任一轴承温度的 ABC 3 个测点中的 2 个故障,则 3 取 2 停机; 2) 发电机氢冷器 A/B 或 C/D 组温度故障三取二停机; 3) 燃机任一排气温度的 B、C 两个测点同时故障,2 取 2 停机; 4) 燃机排气温度 MBA26CT101/5/9/13/17/21B 中任意 3 个故障,6 取 3 停机。

m. 停机程序 S56/S57 均为无,EVS 关闭指令发出。

4.1.2.2 下列情况应立即汇报值长,经同意后,按正常停机规定操作: a. b. c. d. e. f. 机组已满足自动停机的条件但又未自动停机时。 机组排烟突然不正常,冒浓黑烟且无好转迹象。 燃机排气烟道膨胀节破损,漏气严重。 燃气管路、润滑油或液压油管路发生明显泄漏,但尚未造成跳机。 透平间内发现燃气接头漏气较严重。 重要控制元件失灵或故障,如排气热电偶、火焰探测器、转速探头等。

4.1.3 非正常停机 4.1.3.1 保护停机 a. b. c. a. 机组运行过程中,达到保护停机动作条件时(如超温、超速、超振、熄火等) , 保护系统立即发出跳闸指令: 跳开发电机出口开关,投入灭磁装置。 跳闸电磁阀动作,液压油泄压,同时燃机供气紧急关断阀动作关闭。 机组运行期间, 若达到保护停机条件而保护不动作, 或出现剧烈振动、 异常噪音、 油气管线严重泄漏采取措施无效、 发电机冒烟以及其他严重危及人身和设备安全 的故障时,应立即按下紧急停机按钮,使机组跳闸停机,并通知热机操作员进行 紧急停余热锅炉、停汽轮机操作。 紧急停机的跳闸指令与保护停机相同。机组进入停机程序,有关监控操作同 本节“正常停机” 。 b. 当发现现场有火灾, 尤其是高压液压油, 润滑油平台失火时应按下火灾停机按钮。 火灾紧急停机的跳闸指令与保护停机基本相同。机组进入停机程序,有关监 控操作同“正常停机” ,其中与保护停机不同之处如下:
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4.1.3.2 紧急停机

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1) 按下火灾停机按钮机,组跳闸停机后,只有应急直流润滑油泵启动,主/辅润 滑油泵及顶轴油泵退出,需复位火灾保护报警信息后才能重新投入主/辅润滑 油泵及顶轴油泵。 2) 如果火灾点对滑油系统无影响,应尽快手动投入主滑油泵运行,再启动顶轴 油泵,投入盘车装置,之后停直流应急油泵。 3) 火灾出现在滑油系统时,应根据情况,尽量维持机组惰走接近 0rpm 时,停直 流应急油泵。 4) 机组解列操作: 停机命令发出后,负荷降至 2MW 以下,发电机逆功率动作,发变组与系统 解列。如需要将发电机与系统解列,并保持机组空载全速运行,可以通过退出机 组主控制器后手动断开发电机出口开关。

第二节 燃机正常停机
4.2.1 正常停机的准备 4.2.1.1 接到停机命令后,在“UNIT S/UP&S/D”画面中检查“SEL CONDR S/BY”投 入。 4.2.2 停机操作 4.2.2.1 打开“UNIT CORDITION”窗口, 发停机命令。 4.2.2.2 负荷降至 2MW 以下,发电机逆功率保护动作,自动和系统解列。 4.2.3 停机过程中的注意事项 4.2.3.1 在整个机组停机过程中,应注意监视机组的振动、轴承温度、排气温度和现场 观察机组的声音变化,并根据停机过程中各辅机设备停运的时间和顺序监视可 能出现的报警。 4.2.3.2 当机组转速下降至 1500rpm,检查顶轴油泵和辅助油泵是否正常投入;当机组 转速下降至 180rpm,检查盘车装置是否正常投入。 4.2.3.3 记录惰走时间。 4.2.3.4 燃机停机过程中,若厂用电中断,应立即检查直流紧急油泵自动投入情况。 4.2.3.5 停机后,机组盘车达两小时,检查压气机防潮加热器是否正常投入,此时压气 机进气挡板关闭。 4.2.4 燃机停机步程序 机组协调控制程序“SGC UNIT COORDINATION-10CJA00EA001”在第 61 步时激 活燃机“GT TURIBINE SGC”的停机程序。燃机停机步序如下: Step51 发出降负荷指令 MBY10EU001
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机组 CB(机组出口断路器)在选择位 发电机 CB 在选择位 SFC 确定退出 Step52 Step53 Step54 Step55 Step56 发出降负荷指令 MBY10EU001,直至有功负荷降至 11MW 以下 投入机组跳闸控制器 MBY10EU004 继续降负荷 燃机负荷降至 2MW 断开发电机出口开关 GCB BAC01GS001 断发电机励磁开关 MKC01DE101 关闭天然气调节阀开度 MBP13CG151 关闭天然气闸阀开度 MBP13CG051 打开天然气闸阀与调节阀间的卸压放空阀 MBP13AA501 Step57 Step58 转速降至 2790rpm,打开压气机低放气阀 MBA42/41AA011/AA051 转速降至 2316rpm,打开压气机高放气阀 MBA43AA051 转速降至 1500rpm 时 启动顶轴油泵 MAV31AP011 启动辅助油泵 MAV21AP012 Step60 Step61 关闭压气机进气关断阀 MBL20AA010 停主辅液压油泵 退 IGV 控制器 投入盘车装置,开始盘车 Step63 盘车装置投入 2 小时后退出压气机进气挡板 SLC MBL20EE010 关闭压气机进气挡板 MBA10AA011 投入压气机防潮加热器 机组进行 24 小时盘车 Step68 Step69 Step70 Step71 Step72 Step73 投入滑油泵检查 SGC X0MAV20EC001 投入油供应检查 SGC X0MAV10EC001 程序在 STEP70 等待,油供应系统 SGC OIL SUPPLY 步程序已停留在 STEP78。 进入间歇盘车 燃机间隔盘车 SGC BHS TRN SYSTEM (MBV02EC001)启 SYSTEM-MBV02EC001 停运。程序在 动,发出 5s 脉冲。程序检查燃机速度>0.11Hz(6.6r/min) 燃机间隔盘车 SGC BHS TRN 燃机停机步程序结束。 Step70 等待,检查燃机速度<0.1HZ(6r/min)且燃机速度信号没有故障。

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第三节 盘车操作
4.1.1 正常盘车 4.1.1.1 投盘车的准备工作: a. 检查并确认以下辅机电源开关已合上: 1) #1/#2 滑油泵 MBV21AP021/022 2) 直流紧急油泵 MBV24AP001 3) #1/#2/#3 顶轴油泵 MBV31/32/33AP011 4) #1/#2 油箱抽气风扇 MBV82AN001/002 b. 检查滑油箱油位正常,无渗漏油现象,油滤干净。 c. 检查油箱油温>10℃,否则须提前投入滑油加热程序。 4.1.1.2 投盘车的操作步骤: 调出 LUBE OIL/LIFT OIL 画面 a. 采用盘车 SGC 子组控制自动启动步骤 b. 盘车程序执行后应检查: #1/#2 滑油泵、#1/#2/#3 顶轴油泵、#1/#2 油箱排气风扇投入,盘车马达启动。透 平转速逐渐上升至 100rpm 左右,就地检查滑油压力、温度及声音正常。 4.1.1.3 停盘车操作 a. b. c. d. 调出 LUB OIL/LIFT OIL 画面。 停液压马达,辅助油泵自停。 经确认机组转速为 0rpm,可停顶轴油泵。 分别停顶轴油泵、主滑油泵,排油烟风机自停。 如有下述情况可手动临时停止盘车: 盘车中有异常现象发生;紧急维修工作;厂用电切换或有停电威胁 4.1.2 高速盘车 高速盘车的目的:压气机清洗,SFC 定期维护以及检修后的检查。 4.1.2.1 启动前的检查 a. b. c. d. e. f. 发电机出口三相接地刀闸及系统各接地线和主变外部接地线均断开。 滑油系统各辅机电源已合上,燃机设备已备用。 6KV 备用开关及厂低变开关在合闸位置,6KV 母线电压正常。 6KV 启动变开关及励磁变开关在工作位置。 发电机碳刷安装正确,压力合适。 检查进气室、联合循环锅炉内无人工作。

【注意】 :燃机运行后,应保持 24 小时连续盘车冷却;

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4.1.2.2 启动 a. b. c. d. e. f. g. 提前将机组投入正常盘车状态,检查各泵油压及油箱油位、油温正常。 停压气机和发电机防潮加热器。 打开压气机进气挡板。 调出 LUB OIL/LIFT OIL 画面,退出盘车。 在就地 PCC 间或主控制室计算机上调出 SFC/EXC 控制画面,选择水洗模式,投 SFC 控制器发高盘启动命令。 检查发电机励磁电流、发电机电流、电压正常。 就地检查发电机碳刷及滑环工作正常。
注意:高速盘车时间不得超过规定时间(45 分钟) 。

4.1.2.3 停高速盘车的操作 在就地 PCC 间或主控制室计算机上调出 SFC/EXC 控制画面, 发停高速盘车命令。 a. b. c. d. e. 命令执行后机组转速逐渐下降。 转速下降至 500rpm 时,顶轴油泵自动投入。 转速下降至 180rpm 时,盘车装置自动投入。 恢复 SFC 正常启动模式。 关闭压气机进气侧挡板,投入压气机防潮加热器。

第四节 燃机水洗
4.4.1 水洗系统概述 压气机的通流部分结垢或积盐会降低空气流量,降低压气机效率和压气机压比,并 使机组的操作线向喘振边界线靠近。压气机清洗则有助于除掉积垢和恢复机组性能。压 气机水洗分为在线和离线水洗。 在线清洗是当机组在基本负荷附近操作且压气机进口导 叶在全开位置时,对压气机进行清洗。离线清洗是机组停机后用清洗液对压气机进行清 洗。 4.4.2 在线水洗 压气机在线水洗,根据沿海地区空气含盐的特点,确定在线水洗的间隔时间(按照 部门规定执行)。清洗水采用除盐水,耗水量约 600L。压气机在线水洗应尽量在燃机高 负荷下进行。 4.4.2.1 准备工作和注意事项 a. b. c. d. 所有排污门必须在关闭状态下。 可以在满负荷下进行水洗, 但在卸负荷的情况下能得到更好的水洗效果。 在满负 荷时必须降负荷 5%,IGV 在全开位。 整个水洗过程中(包括干燥) ,环境温度大于 5 度。机室温度大于 8 度。 准备好 600L 合格的除盐水。
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e. a. b. c. d. e.

在线水洗时只能使用雾化喷嘴,如使用带状喷嘴会损坏燃机。 将水洗泵出口软管和压气机清洗系统入口滤网 MBA18AT001 进口连接好。 打开除盐水补水门,将 600L 除盐水加入水箱。 打开雾化喷嘴上游阀门 MBA18AA252。 打开水洗泵出口门 MBA18AA402,启动水洗泵 MBA18AP001。 当水箱中水喷完,停水洗泵关闭泵出口门 MBA18AA402 和雾化喷嘴上游阀门 MBA18AA252。

4.4.2.2 水洗过程

4.4.3 离线水洗 首先准备锅炉 release,离线水洗必须在燃机启动前进行。启动 SFC 之前锅炉要 release,水洗药液与清水按 1:4 比例混合(第一次水洗时按比例 1:1 配制)(由清洗 。 剂厂家确定混合比例) 4.4.3.1 清洗前的准备工作 a. b. c. d. e. f. g. h. i. a. b. c. d. e. f. g. h. i. a. 燃机停机后,开启压气机进气挡板,连续盘车至少 6 小时以使机组冷却。 检查启动变频装置、励磁装置处于备用状态。 检查清洗水泵模块正常。水箱干净,放水阀已关闭。 检查厂房内集水坑处于低水位。 检查燃烧室火焰观察处放气阀 MBA18AA120/MBA18AA121 常开。 用软管连接清洗水泵出口至压气机清洗水入口。 打开燃机放水阀 MBA18AA112-118。 放下收集水箱出口软管至地沟,打开软管出口阀。 手动打开压气机 IGV 开度至最大位(108%) 。 确认燃机盘车低速盘车运行。 打开压气机射流喷嘴进水阀 MBA18AA251。 合上清洗水泵电源。 启动清洗水泵,检查进气道的射流情况。 当水箱水位下降 1/4 后,停清洗水泵,关进水阀 MBA18AA251。 选择燃机水洗起动模式,按“高速盘车”的操作规定启动 SFC 至清洗转速。 打开雾化喷嘴供水阀 MBA18AA2522(禁止在低速盘车状态下打开此阀!。 ) 启动清洗水泵。 当水泵吸不到水后,停泵,关进水阀 MBA18AA252。 向清洗水箱内注入除盐水 500 升。
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4.4.3.2 洗涤过程

4.4.3.3 漂洗过程

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b. c. d. a. b. c.

重复上述洗涤操作一次,再停泵,关进水阀 MBA18AA252 之后,保持 SFC 高速 盘车运行(700-800rmp),10 分钟后停止高速盘车运行。 拆下连接软管,洗净清洗水箱。 当收集水箱无水流出时,关所有排水阀。 恢复 SFC 运行方式为:NORMAL START 恢复 IGV 为自动模式。 按正常启动程序启动燃机至额定转速空转 5~10 分钟进行烘干。 燃机烘干后可以 根据实际情况并网带负荷运行或停机备用。 烘干过程中逐个开启燃机本体排放阀 排出余水,注意开度不要过大,防止高温燃气喷出伤人。

4.4.3.4 干燥过程

4.4.4 水洗工作注意事项 4.4.4.1 燃机水洗工作应备有专用台帐,用于记录每次清洗情况;每次离线水洗前一个 工作日和水洗后起动当天白班 10 点(应在温控状态下,如进入温控时间不足 2 个小时,则顺延 2 个小时,以保证数据的有效性和可靠性)记录燃机相关参数, 以便进行燃机水洗效果分析。 4.4.4.2 离线水洗开始前检修人员原则上应对进气室内部和压气机进口进行仔细检查, 清除积灰,以防水洗时被带进燃机内部。 4.4.4.3 燃机水洗时禁止在低速盘车状态下开启带状喷嘴,以防止损坏叶片! ! 4.4.4.4 燃机水洗时,应注意各部分操作情况,如有异常,应立即停止水洗。 4.4.4.5 燃机水洗前应检查压气机进口可转导叶 IGV 在全开位(108%) 。 4.4.4.6 燃机水洗后,如果排气温度分散度高于正常值 8.3℃ 16.6℃ ~ ,应检查排气热电 偶,如果排气热电偶被积灰所覆盖,应清除积灰;如果排气热电偶位置不正确, 应重新安装。 4.4.5 燃机水洗排污 4.4.5.1 燃机上共有十四个疏水点,排放水洗中进入燃机的液体到联箱中。 序号 1 2 3 4 5 6 7 压气机零级缸体 压气机五级抽气环 压气机九级缸体 压气机十三级缸体 压气机出口缸体 透平二级缸体 透平三级缸体 位置

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8 9 10 11 12 13 14

透平四级缸体 五级防喘排气管道 九级防喘排气管道 五级冷却抽气管道 九级冷却抽气管道 十三级冷却抽气管道一 十三级冷却抽气管道二

4.4.5.2 在压气机离线水洗和透平水洗前,手动打开所有排污阀。 4.4.5.3 因联箱容积较小,在排污过程中必须保证有一软管将联箱中液体畅通地排放至 另一处理容器中。 4.4.5.4 水洗结束,液体彻底排尽后,手动关闭所有排污阀。 4.4.5.5 燃机启动前所有排污阀必须关闭,运行中严禁打开排污阀。

第五章 燃气轮机事故处理
第一节 事故处理通则
5.1.1 机组发生故障时,值班人员应迅速找出发生故障的原因,设法消除故障;在处理 事故过程中,值班人员必须坚守岗位,正确迅速地执行上级命令。 5.1.2 机组发生故障时,值班人员一般应按照下述方法,顺序进行工作,消除故障: 5.1.2.1 根据仪表指示和设备外部的象征判断设备已发生故障; 5.1.2.2 迅速解除对人身和设备的威胁,必要时应立即解列(或停用)发生故障的设备; 5.1.2.3 迅速查清故障的性质、发生地点和损伤的范围; 5.1.2.4 根据单元机组操作的特点,发生故障时各岗位应互通情况,密切配合,在值长 的统一领导下迅速消除故障、在消除故障的每一阶段都需要尽可能迅速地汇报 值长和上一级领导,以便及时采取更正确的对策防止事故扩大。 5.1.3 消除故障时,动作应正确、迅速,但不应急躁、慌张,否则不但不能消除故障, 反而会使故障扩大。在处理故障时接到命令后复诵一遍,如果没有听懂,应反复 问清。命令执行后,应迅速向发令者汇报。 5.1.4 有关领导在机组发生故障时,应到现场监督消除故障工作,并给予值班人员必要 的指示,但不应和值长的命令相抵触。 5.1.5 从机组发生故障起直到消除故障,机组恢复正常状态为止,值班人员不得擅自离 开工作岗位, 如故障发生在交接班的时间, 应延迟交接; 在未签写交接班日志前,
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交班的值班人员应继续工作,并在接班人员协助下消除故障,直到机组恢复正常 操作状态或接到值长关于接班的命令为止。 5.1.6 值班人员发现自己不了解的现象时, 必须迅速报告值长, 共同实地观察研究查清。 当发现本规程没有规定的故障现象时,值班人员必须根据自己的知识和经验加以 分析判断,主动采取对策,并尽可能迅速地把故障情况报告值长。 5.1.7 故障消除后,应将故障现象、故障发展的过程和时间、所采取的消除故障措施, 正确地记录在交接班日志上,并向接班人员作有关说明,班后应由有关单位组织 全体当班人员,进行事故分析。

第二节 火灾处理
5.2.1 燃气轮机设备着火 5.2.1.1 燃气轮机设备着火时一般现象: a. b. c. d. 控制盘 CRT 上出现火灾报警信息。 着火间警铃鸣响。 机组紧急停机。 CO2 灭火系统投入,排风机停运,各百叶窗关闭。

5.2.1.2 着火处理: 值班人员应判明起火部位和燃烧物质,应确认所有机仓门都已关闭,并迅速报警, 及时向值长有关领导汇报。 在消防队未到达之前应监视火势和 CO2 灭火系统投运情况。 5.2.1.3 在巡查中发现机仓内着火而 CO2 灭火系统没有投运, 应立即操作 CO2 储存罐上 的手动阀,喷射 CO2 灭火,此时机组应紧急停机,如机组没有紧急停机,则应 手动紧急停机。同时确认所有机仓门和百叶窗都已关闭。 5.2.2 燃气系统着火 5.2.2.1 判明着火部位,隔离有关设备,迅速报警并向有关领导汇报。 5.2.2.2 火势蔓延且不能很快扑灭时,应紧急停机。 5.2.2.3 有关灭火的方法,参照有关条例。 5.2.3 燃机或生产现场着火 5.2.3.1 值班人员不得擅自离开岗位(除危及人身安全外) 。 5.2.3.2 加强监视运行设备。 5.2.4 灭火方法 操作人员必须掌握以下各种情况下的灭火方法: 5.2.4.1 未浸煤油、汽油或其它油脂类的抹布及木质材料等杂物着火,可用水、泡沫灭 火器和砂子灭火。 5.2.4.2 浸有煤油、汽油或其它油脂类的抹布及木质材料等杂物着火,应用泡沫灭火器
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和砂子灭火(以上两种着火也可用干粉灭火器、1211 灭火器、CO2 灭火器及四 氯化碳灭火器灭火) 。 5.2.4.3 油箱或其它容器内的油着火时,可用泡沫灭火器、CO2 灭火器、四氯化碳灭火 器、1211 灭火器灭火;必要时可用湿布扑灭或隔绝空气,但不准用砂子和不带 喷嘴的水龙头灭火。 5.2.4.4 带电设备着火,应切断电源后用 CO2 灭火器、四氯化碳灭火器、干粉灭火器、 1211 灭火器灭火,但不准用泡沫灭火器灭火。对电动机还不准用砂子和干粉灭 火器灭火,并禁止将大股水注入电动机内。 5.2.4.5 蒸汽管道及其它高温部件着火, 可用干粉灭火器灭火, 禁止用 CO2 灭火器灭火。 5.2.4.6 设备的转动部分,可用 CO2 和 1211 灭火器灭火,禁止用干粉及砂子灭火。

第三节 辅助设备(泵)故障
5.3.1 下列情况应立即停泵 发生下列情况之一时,立即操作事故按钮(开关)或集控盘上 “停止”按钮,停 止电动机;并检查备用泵应自启动,若没有自启动,应立即手操启动备用泵。 5.3.1.1 发生需要立即停止电动机的人身事故。 5.3.1.2 电动机所带动的机械设备(泵)损坏至危险程度。 5.3.1.3 电动机所带动的水泵本体端盖、法兰面大量漏水。 5.3.1.4 泵组轴承断油或冒烟。 5.3.1.5 电动机内冒烟或出现火花。 5.3.2 下列情况应先启动备用泵 发生下列情况之一时,对于重要辅助设备(泵)电动机可先启动备用泵,然后停止 故障泵。 5.3.2.1 电动机发生有不正常的声音或绝缘有烧焦气味。 5.3.2.2 电流不正常地超过限额。 5.3.2.3 发生强烈振动。 5.3.2.4 轴承温度不正常地升高。 5.3.3 设备运行中跳闸 辅助设备(泵)电动机运行中跳闸时,应检查备用泵是否自启动,当没有备用泵或 备用泵不能迅速启动时允许将已跳闸的电动机重新启动一次,但遇到下列情况之一时不 准启动电动机。 5.3.3.1 在电动机启动调节装置或电源电缆上有明显的短路或损坏的现象。 5.3.3.2 发生需要立即停止电动机的人身事故。 5.3.3.3 电动机带动的机械(泵)损坏。

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第四节 燃气轮机事故原因及处理
故障现象 1.进气滤网前后压差变大 2. 进气压降大于 10 mbar 时系 统会启动自清吹,进气压降大 于 13mbar 时 报 警 , 大 于 16mabr 时跳闸 1.压气机喘振时机房内地面有 明显振感 2. 压气机出口压力不稳定 3.轴瓦振动上升 测温热电偶侧得最高与最低 的排气温差变大 1 燃烧室内发出爆破声。 2 压气机出口压力有瞬间上 升现象。 负荷上下摆动,压气机出口压 力小幅摆动。 可能的原因 1.空气中浮尘较多。 2.运行维护不当或运行时间过长。 3.空气湿度过大。 4.滤网有大块的垃圾覆盖 采取措施 1.运行中启动进气滤网自清吹系统。 2.停机后使用压缩空气进行清吹。 3.更换滤网。 4.清除滤网覆盖物。

进气滤 网堵塞

压气机 喘振 排气温 度偏差 大 燃烧室 爆燃

1.启动和停机时防喘阀未打开(如电磁阀断电、阀杆卡 一旦确认压气机喘振,应果断打闸停机,并查找原因 死或阀头脱落等) 。 向上级汇报。缺陷消除后方可再次启动 2.IGV 角度不合适。 2.进气滤网严重堵塞,报警和跳机失灵。 1.在运行期间, 排气温度分布的增加超过正常的 8.3~ 1.测温元件故障或显示故障。 16.6℃ 时,应检查排气室中的热电偶。 2.燃烧器燃烧不正常或燃烧器已烧坏 2.当发现有一个排气温度显示不正常时,应及时查找 原因进行处理,防止相邻热电偶故障时跳机。 1.及时向有关领导汇报。 1.停机时紧急关断阀后的放气阀未打开。 2.启动时严密监视燃机排气温度是否异常。发现异常 2.紧急关断阀或控制阀关闭不严使燃气漏入燃烧室。 应停止启动及时汇报。 3.点火前清吹时间不足。 1.控制卡件损坏。 2.燃料控制阀故障。 3.IGV 故障。 1.冷却空气管道不畅通。 2.燃气轮机的密封件磨损。 3.燃气轮机定子发生严重磨损。 4.热电偶的定位不合适。 5.燃烧系统发生故障。 6.内部排气扩散器发生严重变形。 7.外部管道发生泄漏。 1.负荷摆动不大,尚在安全范围内应联系检修及时处 理。 2.当负荷摆动引起透平排气温度迅速升高或超过规最 高定值时,机组应自动跳闸,保护拒动时手动停机。 1.降低热负荷。 2.开大 IGV。 3.严重时申请停机处理。

机组负 荷摆动

轮间温 度高

1 轮间温度显示值异常升 高。 2 轮间温度高报警。

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故障现象 燃烧室 点火失 败 控制系统进入点火程序失败 自动停机。

可能的原因 1.燃料气体阀没有打开。 2.火焰探测器受潮测不到火焰。 3.点火器(火花塞)故障。

采取措施 1.点火失败应查明原因。 2.燃机高速清吹 15 分钟以上, 并得到值长同意后方可 再次进行点火。 1.立即停机,并提醒所有人员不要站在有压力模块的 入口门前。 2.只有转子停转进入低速盘车后才允许人员进入轮机 间。 3.对燃烧系统及燃烧室的火焰筒、过渡段和喷嘴进行 彻底检查。 4.为减少燃烧室外壳的故障,应遵守以下条款: 4.1 运行时通过控制系统监视排烟温差和最大允许排 烟温差。 4.2 如果 75%负荷以上因燃机原因跳机,在启动时要 观察排烟是否发黑或不正常。 4.3 坚持定期检查燃烧室的火焰筒、过渡段和喷嘴。 4.4 排气热电偶故障要及时消除。 4.5 运行时故障热电偶数量不能超过两个,任何三个 相邻排气热电偶中故障热电偶不能超过一个。

燃机、 燃烧室 冒烟或 燃烧室 烧穿

1.轮机间温度异常升高。 2. 现 场 检 查 有 烟 冒 出 或 有 火 苗。

1.清吹气管堵塞。 2.燃烧器超过使用寿命。

燃气温 度高

1.燃机减负荷。 2.机组启动过程中,电加热器 不能随着负荷的升高自动调 整温度或自动退出运行。

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第五节 燃气轮机系统事故处理
5.5.1 润滑油系统
报警内容 润滑油液 位高报警 润滑油液 位低报警 润滑油液位 低跳闸并报 警 备用润滑油 泵电机运行 可能的原因 加油过多 1.润滑油系统泄漏 2.润滑油正常消耗后,没有及 时加油 1.润滑油系统泄漏 2.润滑油正常消耗后,没有及 时加油 1.备用润滑油泵手动运行 2.原运行泵出口压力低或系统 泄漏等 1.系统大量漏油 2.运行、备用交流润滑密封油 泵故障 1.润滑油管路泄漏、爆裂 2.润滑油箱油位低 2.滤网差压过大 4.交、直流润滑油泵出力不足 或故障 5.阀位置不正确 6.润滑油系统阀门误操作 1.润滑油管路大量泄漏、爆裂 2.润滑油箱油位低 2.滤网差压过大 4.交、直流润滑油泵出力不足 或故障 5.阀位置不正确 6.润滑油系统阀门误操作 采取措施 1.确认没有从外部向油箱加油 2.放出一部分润滑油,保证油位在正常位置 1.加油至正常位置 2.查找漏点,并作相应处理 1.加油至正常位置 2.查找漏点,并作相应处理 1.如手动运行并且滑油压力正常,应停运备 用润滑油泵并置于“AUTO”位置 2.如自启动,保持备用润滑油泵运行,检查 原运行泵及其系统 1.检查润滑油压力调节器 2.检查系统漏油情况 2.检查运行、备用交流润滑密封油泵的运行 情况并及时处理 1.检查运行油泵的压力,如果低启动备用油 泵 2.检查滑油管路有无泄漏、爆裂 2.检查滑油箱油位正常 4.检查各油泵工作是否正常 5.检查阀动作是否正常 6.检查滤网差压,如果高则切换 7.检查润滑油管线各阀门位置 1.检查运行油泵的压力,如果低启动备用油 泵 2.检查滑油管路有无泄漏、爆裂 2.检查滑油箱油位正常 4.检查各油泵工作是否正常 5.检查阀动作是否正常 6.检查滤网差压,如果高则切换 7.检查润滑油管线各阀门位置 检查传感器和线圈 1.润滑油滤网污脏、严重堵塞 2.压差开关 MAV42CP013 故障 2.取压管线泄漏 1.风机出口阀开度不当 2.运行风机出力不足或故障 1.冷却水温控阀工作不正常, 冷油器出口温度高 2.轴承进油或回油孔堵塞 3.润滑油滤网脏 1.切换至备用冷油器和滤网,更换或清洗滤 网 2.检查压差开关 MAV42CP013 3.检查取样管有无泄漏并处理 1.检查就地真空低,调整出口阀升高真空 2.如运行风机故障,则切至备用风机运行 1.检查冷却水温控阀工作情况 2.检查轴承进回油有无堵塞 3.滤网/冷油器切至备用

紧急润滑 油泵运行

润滑油压 力低报警

润滑油母管 低跳闸并报 警

润滑油压 开关故障 润滑油滤网 压差高报警 润滑油箱真 空低 轴承回油温 度高

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报警内容 紧急润滑油 泵试验故障

事故润滑 油泵运行 交流润滑油 泵电机过负 荷 顶轴油泵 电机过负荷 顶轴油泵故 障 润滑油过滤 装置滤芯脏 报警

可能的原因 1. 紧急润滑油泵切换开关不 在“AUTO”位置 2.压力开关工作不正常 3.电机启动回路不正常 4.试验电磁阀工作不正常 1.系统大量漏油 2.运行、备用交流润滑密封油 泵故障

采取措施 1.将 MCC 切换开关打到 “AUTO”位置 2.检查压力开关 3.检查电机启动回路 4.检查试验电磁阀 1.检查润滑油压力调节器 2.检查系统漏油情况 3.检查运行、备用交流润滑密封油泵的运行 情况并及时处理 1.检查备用电机运行 2.检查泵与电机 3.检查过负荷传感器和 MCC 电流 4.处理并将泵投入运行 1.检查备用电机运行 2.检查泵与电机 3.检查过负荷传感器和 MCC 电流 4.处理并将泵投入运行 1.检查备用油泵运行正常. 2.检查原运行泵与电机 3.检查顶轴油泵入口阀门位置 1.检查就地压差 2.清洗或更换滤网

油泵电机过负荷

油泵电机过负荷 1.顶轴油泵电机过负荷 2.顶轴油泵入口阀误操作 过滤装置滤芯脏

5.5.2 液压油系统
报警内容 可能的原因 1.液压油泵故障、出力低 2.液压油滤网滤芯堵塞,滤网 差压过大 3.液压系统泄漏,泵出口调压 阀 MBX02AA192/194 故障打 开 4.液压油泵压力设定值不正常 5.压力开关 MBX03CP003/004 故障,取压管线泄漏 滤网脏或堵塞 液压系统故障 采取措施 1.检查确认备用液压油泵已启动, 停运故障 泵并处理。 2.检查液压油滤压差,若压差高则清洗 3.检查液压油系统泄漏点; 检查调整泵出口 调压阀位置 4.检查调整液压油泵压力设定值 5.检查压力开关、取压管线 更换过滤器 1.处理系统故障 2.处理结束后将系统恢复到正常运行状态 3.如有必要重新调整 1.如手动运行并且液压压力正常, 应停运备 用液压油泵并置于“AUTO”位置 2.如自启动,保持备用泵运行,检查原运行 泵及其系统 1.检查压力开关 MBX70/80/81/82CP401 确 认压力低 2.维修或更换此压力开关 3.处理结束将系统恢复到正常运行方式

液压油母管 压力低

液压油滤网 压差高 液压油保护 故障

备用液油泵 电机运行

1.备用液压油泵手动运行 2.运行泵出口压力低或系统泄 漏等

气体燃料液 压油压力开 关故障

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报警内容 液压油泵电 机过负荷

可能的原因

采取措施 1.启动备用液压油泵,检查系统正常 2.检查处理电机和空间加热器 3.处理结束后将系统恢复到正常运行方式 1.检查 MAX03CP001/002,确认压差高 2.切换滤网,将备用滤网投入运行,更换脏 滤网 3.如果压差不高,维修差压开关 4. 处理结束后将系统恢复到正常运行方式 1.确定闭锁原因 2.检查液压油系统启动前程序和试验已进 行,液压油泵处于准备启动状态 3.检查油泵开关是否合上 4.检查出口安全阀 MBX02AA192/194 未闭 锁并打开 5.检查泵内没有空气 6.手动启动液压油泵 MBX06AP002 7.检查油泵出口压力和流量 1.确定闭锁原因 2.检查启动前程序和试验完成, 泵处于准备 启动状态 3.检查出口阀 MBX02AA192/194 未闭锁并 打开 4.将泵置于手动位置.

液压油泵电机过负荷

液压油滤网 压差高报警

滤网脏或堵塞

#1 液压油泵 闭锁

液压油泵启动条件不满足

两台液压油 泵闭锁

两台液压油泵启 动条件均不满足

5.5.3 本体燃料系统
报警内容 ESV 阀位 置伺服故 障 燃料控制 阀伺服故 障 气体燃料 阀间故障 气体燃 料压力低 气体燃料 热电偶信 号故障 气体燃料 热电偶信 号超出范 围 气体燃料 压力高 可能的原因 ESV 阀位置伺服故障 采取措施 1.联系维护人员处理故障 2.根据情况决定是否停机 1.联系维护人员处理故障 2.根据情况决定是否停机 1.联系维护人员处理故障 2.根据情况决定是否停机 1.提高调压站出口压力 2.联系维护人员处理速比阀 3.检查管道泄漏或过滤器堵塞情况,联系 维护人员处理 1.检查热电偶,并作相应处理 2.根据情况决定是否停机 1.联系维护人员处理故障 2.根据情况决定是否停机 1.检查调整调压站出口燃气压力 2.检查 ESV 阀工作情况 3.根据情况决定是否停机
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燃料控制阀伺服故障 气体燃料阀间故障 1.调压站出口压力低 2.ESV 阀调节故障 3.过滤器堵塞或管道泄漏严重 气体燃料热电偶故障

1.气体燃料热电偶故障

1.调压站出口燃气压力高 2.ESV 阀调节故障

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5.5.4 防喘保护系统
报警内容 压气机防 喘阀位置 故障 压气机防 喘阀位置 故障跳闸 可能的原因 压气机防喘放气阀运行不正常,位 置不准或行程时间过长 采取措施 重新启动前调整阀门,启动前按主复位 开关 1.检查该阀控制回路正常, 操作机构无卡 涩 2.位置继电器工作正常 3.启机前须作主复归 4.检查液压油系统 5.检查伺服系统

1.启动前,进口导叶没在最小位置 2.启动时,进口导叶没有逐渐打开 3.运行时,可转导叶关闭

5.5.5 罩壳通风系统
报警内容 负荷轴 间空气压 力低报警 可能的原因 1.压力开关故障 2.风机出力低或故障跳闸 3.重力驱动挡板卡涩 1.压力开关故障 2.风机出力低或故障跳闸 3.重力驱动挡板卡涩 4.二氧化碳驱动挡板未开启或卡涩 1.压力开关故障 2.风机出力低或故障跳闸 3.重力驱动挡板卡涩 4.CO2 驱动挡板未开启或卡涩 1.压力开关故障 2.运行风机出力低或故障跳闸 3.重力驱动挡板卡涩 4. CO2 驱动挡板未开启或卡涩 1.压力开关故障 2.风机出力低或故障跳闸 3.重力驱动挡板卡涩 1.压力开关故障 2.风机出力低或故障跳闸 3.重力驱动挡板卡涩 1.温度开关故障 2.运行风机出力低或故障跳闸 3.重力驱动挡板卡涩 4. CO2 驱动挡板未开启或卡涩 采取措施 1.检查备用风机已运行 2.检查压力开关是否故障 3.检查风机故障原因并处理 4.检查重力驱动挡板有无卡涩 1.检查备用风机已运行 2.检查压力开关是否故障 3.检查风机故障原因并处理 4.检查重力驱动挡板有无卡涩 5.检查 CO2 驱动挡板打开情况 1.检查备用风机已运行 2.检查压力开关是否故障 3.检查风机故障原因并处理 4.检查重力驱动挡板有无卡涩 5.检查 CO2 驱动挡板打开情况 1.检查备用风机已运行 2.检查压力开关是否故障 3.检查原运行风机故障原因并处理 4.检查重力驱动挡板有无卡涩 5.检查 CO2 驱动挡板打开情况 1.检查备用风机已运行 2.检查压力开关是否故障 3.检查风机故障原因并处理 4.检查重力驱动挡板有无卡涩 1.检查备用风机已运行 2.检查压力开关是否故障 3.检查风机故障原因并处理 4.检查重力驱动挡板有无卡涩 1.检查备用风机已运行 2.检查温度开关是否故障 3.检查原运行风机故障原因并处理 4.检查重力驱动挡板有无卡涩 5.检查 CO2 驱动挡板打开情况

透平间压 力低报警

透平间压 力低报警

透平间差 压低报警

风机差 压关报警

风机差 压低报警

透平间温 度高报警

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5.5.6 压气机进气处理系统
报警内容 滤网脉 冲系统低 电压报警 可能的原因 采取措施 1.检查控制盘开关是否合上 2.如果控制盘开关已跳,检查滤网清吹控制 系统,确定跳开原因 3.如果控制盘开关在合位回路没有电源,检 查回路电源供给 1.检查清吹空气系统是否泄漏。如有泄漏, 隔离供气系统。 2.检查清吹管路上手动隔离阀位置是否正确 3.检查开启清吹管路电磁阀 4.检查空气处理装置疏水系统 5.检查减压阀工作是否正常 1.就地检查差压表。如果差压高, 启动脉冲清吹系统 2.检查开关标定值和开关接线 1.就地检查差压表。如果差压高,启动脉冲 清吹系统 2.如果压差不能降低到正常范围内,应减负 荷防止跳机 3.检查滤网有无大的异物引起压差高 4.根据实际情况决定是否停运机组并更换滤 网 1.检查机组已停运 2.检查滤网有无大的异物引起压差高并去除 3.检查滤网压差监视系统,确认其工作是否 正常 4.更换滤网 1.检查确认防潮加热器未失电 2.检查防潮加热器电源开关是否在合位 3.如果开关跳开,检查防潮加热器控制系统 并确定跳闸原因 4.如果开关在合位回路无电源,检查回路电 源供给 1.检查就地盘确认除湿器被旁路 2.确定防潮加热器被旁路的原因并处理 3.将防潮加热器投入运行 1.检查确认防潮加热器未失电 2.检查防潮加热器电源开关在合位 3.如果开关跳开,检查防潮加热器控制系统 并确定跳闸原因 4.如果开关在合位回路无电源,检查回路电 源供给

滤网清吹控制系统失去电源

进口空气 滤网清吹 系统空气 压力低

1.清吹空气系统泄漏 2.清吹管路上手动隔离阀位置不 正确 3.清吹管路上电磁阀未全开 4.空气处理装置疏水系统工作不 正常 5.减压阀工作不正常 差压开关信号失真

空气进口 滤网差压 开关故障

空气进 口滤网差 压高报警

过滤器堵塞

空气进口 滤网压差 高停机 (跳闸)

过滤器堵塞

压气机防 潮加热器 失电

防潮加热器失去电源

压气机防 潮加热器 被旁路 压气机防 潮加热器 露点高报 警

防潮加热器被旁路

1.防潮加热器失电 2.防潮加热器控制系统故障

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报警内容 压气机防 潮加热器 循环故障

可能的原因

1.防潮加热器失电 2.防潮加热器控制系统故障

采取措施 1.检查确认防潮加热器未失电 2.检查防潮加热器电源开关在合位 3.如果开关跳开,检查防潮加热器控制系统 并确定跳闸原因 4.如果开关在合位回路无电源,检查回路电 源供给

5.5.7 二氧化碳火灾保护系统
报警内容 火灾报警 (透平 间)1 区 可能的原因 1.透平间发生火灾 2.火灾探测器故障误报警 3.透平间燃气泄漏,造成高温, 导致火灾探测器动作 4.电磁阀误动或手动释放栓误 动作 1.透平间发生火灾 2.火灾探测器故障误报警 3.透平间燃气泄漏,造成高温, 导致火灾探测器动作 4.电磁阀误动或手动释放栓误 动作 1.CO2 储罐压力低 2.CO2 储罐液位低 采取措施 1.检查火灾探测器有无故障 2.检查透平间燃气泄漏情况并作相应处理 3.检查电磁阀手动释放栓动作情况 4.发生火灾后,不要打开仓室门,待全部 CO2 释放完,再进行现场检查火灾原因并针对处理 1.检查火灾探测器有无故障 2.检查透平间燃气泄漏情况并作相应处理 3.检查电磁阀或手动释放栓动作情况 4.发生火灾后,不要打开仓室门,待全部 CO2 释放完,再进行现场检查火灾原因并针对处理 1.检查 CO2 储罐压力和液位 2.检查压缩机运行,压缩机应在低压报警运行, 高压报警停止 3.如果液位低,应向储罐填充 CO2 4.如果压缩机对开关不响应,通知维护人员

火灾报警 (辅机 间)1 区

CO2 储罐 压力开关 报警

5.5.8 轴系振动
报警 内容 可能的原因 1.轴系对中不好 2.燃机轴颈弯曲 3.轴瓦磨损 4.油压、流量、油温波动 5.蒸汽轮机引起的振动 6.发电机引起的振动 采取措施 1.密切监视振动趋势 2.若振动继续上升,应降低负荷/转速 3.任意一个传感器达到 9.3mm/s, 报警 4.任意一个传感器达到 14.7mm/s,机 组跳闸 5.查明振动高原因并处理,检查探头、 接线与读数,并与其它探头对照 6.检查润滑油压力、温度和流量是否 正常 1.密切监视振动趋势 2.如果振动持续增加,应降低负荷/转 速 3.查明振动高原因并处理,检查探头、 接线与读数,并与其它探头对照 4.检查润滑油压力、温度和流量是否 正常 设定值 报警 9.3mm/ s 跳闸 14.7 mm/s

燃 机 轴 承 振 动 高

燃 机 轴 承 轴 向 位 移 高

1.电网周波变化 2.蒸汽参数不合格或汽轮机通流部分 过负荷 3.蒸汽轮机动静叶片结垢或水冲击 4.推力瓦或汽轮机轴封损坏 5.发电机转子串动 6.运行中蒸汽轮机叶片断落 7.燃气轮机叶片结垢

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报警 内容

可能的原因 1.电网周波变化 2.蒸汽参数不合格或汽轮机通流部分 过负荷 3.蒸汽轮机动静叶片结垢或水冲击 4.推力瓦或汽轮机轴封损坏 5.发电机转子串动 6.运行中蒸汽轮机叶片断落 7.燃气轮机叶片结垢

采取措施 1.密切监视振动趋势 2.如果振动持续增加,应降低负荷/转 速 3.查明振动高原因并处理,检查探头、 接线与读数,并与其它探头对照 4.检查润滑油压力、温度和流量是否 正常

设定值

燃 机 轴 承 轴 向 位 移 高 高

5.5.9 排气系统报警
报警内容 排气管压 力高 采取措施 1.确定排气压力高于设定值。 2.通知维护人员重新标定仪表 3.检查排气滤网和管道是否有堵塞 4.检查全开 HRSG 烟气挡板 1.检查透平已跳闸 2.通知维护人员重新标定仪表 2.检查排气滤网和管道是否有堵塞 1.确认排气压力故障 2.通知维护人中检查排气压力开关来的坏信号 3.检查开关和开关接线 48 mbar 设定值

排气管压 力高高 排气管压 力高高

48 mbar

5.5.10 电气故障
故障现象 定子铁心各 槽温度偏差大 故障原因 热 电 阻 及 其检 测 回路 故 障 冷却通道局部堵塞 系统有不平衡故障 发电机定子 电流不平衡 测量回路有故障 母线及线圈连接处松动 滑环或碳刷不光滑 转子振动大 碳刷压力不合适 碳刷型号不对 励磁电流过大 热 电 阻 及 其检 测 回路 故 障 部分冷却通道堵塞 冷却水进水温度高,水量 不足 冷水泵故障 处理措施 停机后冷态检查热电阻及其温度检测回路 检查滤网有无破损及检修后是否遗留杂物在 发电机内 通知调度查找系统故障原因, 不平衡负荷超过 10%需减负荷或停机 检查测量回路 停机检查发电机母线各接头及定子线圈的焊 接点 研磨滑环,更换碳刷 检查三相负荷是否平衡及机组振动情况 调整碳刷压力 更换厂家指定的碳刷 减小无功负荷降低励磁电流 停机后冷态检查热电偶及其温度检测回路 检查外冷水滤网有无破损及检修后是否遗留 杂物在发电机内 检查冷却水系统的压力和温度是否在规定的 范围之内 切换至备用泵运行
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碳刷火花大 碳刷磨损快

冷却空气温度 高

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滑环环火

碳刷严重抖动 碳 刷 压 力 过小 或 碳刷 活 动区间过小 滑环表面很脏或有油 自动调节通道故障 可控硅温度高报警 励 磁 控 制 盘显 示 的报 警 信息 熔断器熔断 400V 厂用电压不正常 保护动作(继电保护柜门 上方右边红灯亮) 保护装置故障(继电保护 柜门上方左边红灯亮) SFC 控制系统或其一次系 统故障 出口熔断器熔断 400V 电源电压不正常

调整无功负荷,每个碳刷通过 80-100A 电流 调整碳刷压力至约 130CN/CM2 用专用清洁剂清洗滑环 切换到手动调节通道运行 检查冷却风扇运转情况,降低无功负荷运行 由维修人员现场测试并处理 查找有无过流短路现象并消除更换同型号熔 断器 检查并调整 400V 母线电压 检查并确认保护动作情况, 调出运行分析曲线 分析故障原因, 如怀疑保护误动作或保护动作 不合逻辑,需联系检修检查复归保护信号 检查各保护电源均已投入 由维修人员做保护装置模拟试验 检查就地励磁/启动控制盘,根据故障报警, 判断故障原因 用另一台机的 SFC 启动机组。 查找有无过流短路现象并消除, 更换同型号熔 断器 检查并调整 400V 电源电压 一点接地暂不影响运行, 可以等到停机后联系 维修处理,但需记下报警发生前进行的操作 查找接地极性的方法:在 BUB01 柜上切换开 关 S1,测量正极对地电压,负极对地电压, 对地电压低的极即为接地极。 复归接地信号的方法:打开 BUB01 柜门,复 归接地探测继电器上的复归按钮, 如能复归是 瞬时接地,无法复归是永久接地。

励磁系统故障 燃机 DC 110V 充 电 机 BTL10 故障 继电保护柜报 警

启动时 SFC 跳 闸 UCA110V 充电 机 00BTL11 或 00BTL21 故障

220V/110V 直 流接地报警

220V/110V 直流电缆及相 关控制元件受潮,破裂或 老化,使正极或负极接地 电阻下降

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第六章 天然气系统运行规程
第一节 天然气的基本知识
6.1.1 天然气概述 天然气是蕴藏在地下岩层孔隙或者裂缝的可燃气体。就其产状分析,有游离态、溶 解态(溶于原油和水中) 、吸附态和固态气水合物四种类型。 天然气主要成分为甲烷(CH4) ,并含有重烃(C2-C5)气。其中非烃气以氮气(N2) 、 二氧化碳(CO2) 、硫化氢(H2S)气较为常见。另外,天然气中还含有一氧化碳(CO) 、 二氧化硫(SO2)等气体。天然气与空气混合浓度在 5~15%时遇明火或大于天然气燃 点(约 645℃)时即燃烧,是易燃易爆性气体。天然气在常压绝对温度 111K(-162℃)液 化,即变为液化天然气(LNG),液化后体积缩小到 1/600 左右,液化天然气升温气化后 即为普通天然气。 6.1.2 天然气性质: 6.1.2.1 临界温度为-82.3℃,临界压力为 4.49MPa。 6.1.2.2 液态密度为 0.425T/m3,标态下气态密度约为 0.7kg/Nm3(15℃) 。 6.1.2.3 爆炸范围:上限为 15%,下限为 5%。 6.1.2.4 天然气跟空气混合能够形成爆炸性混合物。当浓度高于 5%时,即便是小的火源 (高于 490?C)都将会点燃该混合物。 表 6.1 爆炸极限与燃点
名称 甲烷 乙烷 丙烷 丁烷 爆炸极限 [vol%] 下限 5% 3% 2.1 % 1.5 % 上限 15 % 14 % 9.5 % 8.5 % 燃点温度 645 ? C 530 ? C 510 ? C 490 ? C

6.1.2.5 华白指数(W):44.94MJ/Nm3。华白指数是衡量热负荷大小的特性指数,两种不 同燃气,只要华白指数相近,其所用的燃具就可以通用(互换) 。可近似计算: 华白指数=燃气高热值/燃气相对密度(空气=1) /2 6.1.2.6 燃烧势(CP):45.18。燃烧势是反应燃气燃烧状态的特性参数。 6.1.2.7 天然气无毒无味但是窒息性气体,当空气中有大量天然气时,人体将由于患缺 氧症而感到恶心或晕眩。 6.1.2.8 与其它石化燃料相比,天然气燃烧时仅排放少量的二氧化碳粉尘和极微量的一 氧化碳、碳氢化合物、氮氧化物。例如,产生同等热量,天然气燃烧所释放出
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来的有害物质只是煤的 20%,CO2 的释放量比煤低 50%。因此,天然气是一种清 洁的能源。 6.1.3 天然气成分表 表 6.2 天然气成分表
典型示例一 序 号 项目 轻 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 0℃, kg/Nm3 20℃, kg/Nm3 0℃, kg/Nm3 20℃, kg/Nm3 0.7399 0.689 N2 C1 C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 mol% mol% mol% mol% mol% mol% mol% mol% 0.451 97.032 2.014 0.346 0.07 0.078 0.002 0.002 <3.5 33.8 无 16.54 -162.5 435.24 52.06 范围 重 0.369 96.071 2.789 0.53 0.102 0.129 0.003 0.003 <3.5 33.4 无 16.73 -162.1 438.3 52.05 气相刻度 0.7483 0.6968 0.7464 0.6951 0.81 0.75 0.83 0.78 0.82 0.76 0.78 0.73 平 均 值 0.4 96.299 2.585 0.489 0.1 0.118 0.003 0.003 <3.5 33.5 无 16.69 -162.2 437.7 52.04 18.1 -160℃ 460 51.76 18.7 -158 466 51.53 18.3 -159 461 51.69 17.5 -160.60 449.35 51.87 ≤2.0mol%C4 的和 更多 ≤0.1mol%C5 的和 更多 ≤5mg/Sm3 ≤30mg/Sm3 典型示例二 范围 轻 重 平 均 值 0.074 88.77 7.542 2.588 0.454 0.562 0.004 0 平均值

≤1.0mol% ≥84.0mol%

0.24 92.54 5.06 1.54 0.28 0.34

硫化氢: (ppm in volume) 48.43 杂质及其它 分量,kg/kmol 气化温度.T 液相密 度,kg/m3 液相热 值,MMBtu/T

液态/气态膨胀系数 588.2 631.6 585.7 629 586.4 629.6 569 611 559 600 565 606 575.7 617.8

0℃状态下,1.0325bar

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典型示例一 序 号 项目 轻 23 24 25 26 27 28 29 低热值,KJ/m3 高热值,KJ/m3 华白指 数,KJ/m3 低热值,KJ/m3 高热值,KJ/m3 华白数,KJ/m3 36621 40638 53769 范围 重 37044 41091 54064 平 均 值 36941 40980 53986

典型示例二 范围 轻 39855 44126 55804 重 40960 45312 56423 平 均 值 40207 44504 56004 平均值

38574 42742 54995

20℃状态下,1.0325bar 34102 37842 50070 34494 38263 50344 34402 38164 50275 37071 41004 51906 3899 42148 52483 37399 41396 52093 35901 39780 51184

第二节 天然气系统概述
6.2.1 系统概述 厂区天然气系统接受上游天燃气管线的燃气,并为燃气轮机提供符合燃烧压力、温 度等要求的洁净燃气。调压站内配备有火警安全切断阀门用于在电厂火灾时的紧急关 闭。天然气调压站系统包括:入口单元,计量单元,过滤单元,加热单元,调压单元及 启动锅炉调压单元。 6.2.2 入口紧急切断单元 表 6.3 入口紧急切断单元设计条件
条件 入口天然气温度(?C) 入口天然气压力 barg 天然气流量(Nm3/hr) 设计温度(?C) 设计压力(barg) 数值 0~38? 42~48 176800 -10~50 54

6.2.2.1 入口紧急切断阀(ESD)用于在需要的时候切断进入调压站的天然气气源。 6.2.2.2 天然气入口紧急切断阀(ESD)是一个带气动执行机构的隔断球阀。设计流量 176800 Nm3/hr。 6.2.2.3 ESD 阀门的开关操作是依靠气动执行机构来进行的。 6.2.2.4 开启 ESD 需要执行以下步骤: a. 通过 ESD 的旁路球阀和旁路截止阀向 ESD 的下游充气,直至 ESD 阀门的上下 游压力达到平衡;(通过 ESD 前的 PI 及 ESD 后的 PTI 得知上下游的压力是否平 衡)

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b.

开启气动执行机构的气源阀门 (通过两个二位三通球阀的位置来选择手动或电控 两种方式) 。手动时,通过二位三通球阀来控制进气,01EKA10AA712 处于进气 位即工作位,01EKA10AA711 处于排放位,此时气动头进气,ESD 阀打开,手 动方式只有试车阶段用; 电控时, 01EKA10AA712 处于排放位, 01EKA10AA711 处于进气位即工作位,此时通过 PLC 盘面上的启动按钮来开启 ESD,此启动按 钮也可以保证当 ESD 在关断时不能马上自动打开。每次当 ESD 异常关闭,在排 除所有故障,检查一切条件具备后,按下启动按钮,ESD 阀才能开启(盘面及 DCS 急停按钮也必需处于闭合状态,否则也无法开启 ESD 阀门) 。 注意:工作状态时二位三通球阀一定要放在合适的位置。

c.

ESD 在紧急情况下可以通过现场控制室急停按钮或中央控制室的关阀命令,切 断电磁阀电源,使 ESD 因为电磁阀失电而快速关闭。ESD 阀的气动执行机构上 安装有两个阀位开关,当 ESD 阀打开或者关闭时将阀位信号远传至 DCS 系统。 ESD 紧急切断阀的取气装置和控制关闭的电磁阀采取冗余设计,从而充分保证 了控制的安全性和可靠性。

6.2.2.5 下列情况 ESD 将会关闭: a. b. c. DCS 发出关阀指令; 现场控制室内的急停按钮按下; 执行机构失去驱动气源;

d. 电磁阀断电。 6.2.3 计量单元 表 6.4 计量单元设计条件
数值 0~38? 42~48 176800 -10~50 54 条件 计量入口天然气温度(?C) 计量入口天然气压力 barg 天然气流量(Nm3/hr) 设计温度(?C) 设计压力(barg)

6.2.3.1 计量单元设计为 3×50%流量,即两条工作路,一条备用路,设计流量为 88400Nm3/hr。 6.2.3.2 计量系统中配有超声波流量计、流量计算机及气相色谱仪。超声波流量计用于 检测气体工况流量,流量计算机用以计算天然气标况流量,气相色谱仪用于对 气体组份进行分析。通过将超声波流量计测得的流量信号,气相色谱仪分析的 气体组份信号,温压补偿信号同时送给流量计算机,可以计算出标况下的气体 体积流量及质量流量。

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6.2.4 过滤/分离单元 表 6.5 过滤单元设计条件
描述 气体温度(?C) 压力(barg) 天然气流量(Nm3/hr) 设计温度(?C) 设计压力(barg) 0~38 42~48 176800 -10 ~50 54 数值

表 6.6 冷凝储罐单元设计条件
描述 气体温度(?C) 压力(barg) 设计温度(?C) 设计压力(barg) 0~38 常压 -10 ~50 10 数值

6.2.4.1 天然气的过滤/分离单元用于将天然气中的固体小颗粒和液体小液滴分离出来, 以给燃机提供清洁的天然气。 6.2.4.2 过滤/分离系统设计成 3×50%,也就是说每台过滤/分离器的设计流量为总流量 的 50%(Nm3/hr) 。两台运行,一台备用。 6.2.4.3 从分离器分离出来的水和碳氢化合物经排污系统流入冷凝储罐(容积 1m3)存 储,然后在以后的适当时候将排污液从现场移走。 6.2.4.4 过滤/分离单元设计为 3×50%,配有 3 台过滤/分离器,每台过滤/分离器设计流 量为 88400 Nm? /hr。 6.2.4.5 每台过滤/分离器设计为两段的立式压力容器。第一段挡板分离,第二段经凝聚 式滤芯过滤。每台过滤/分离器共安装有 5 个凝聚式滤芯。 6.2.4.6 气体从进口管进入过滤分离器,在过滤器入口处,天然气与挡板撞击,较大的 固体颗粒和液滴由于重力沉降作用被分离出来。 天然气通过挡板后, 进入带有 凝聚式滤芯的过滤段。天然气从内侧向外侧通过滤芯,将较小的固体颗粒和液 滴分离出来。 6.2.4.7 每个过滤器设置有差压监控系统 (差压变送器) 用于现场指示过滤器进出口的 , 差压,该差压值表示过滤器内滤芯的肮脏程度。在正常的运行过程中,该差压 值应在 150~500 mbar, 当该差压值大于 550mbar 时应该考虑更换滤芯。该差 压信号同时可以传至 PLC。 注意:禁止差压超过 800mbar,否则滤芯将可能被损坏,导致严重后果。 6.2.4.8 过滤器分为上下两段,在每段内分离出的污液将通过各自的排污系统排至冷凝 储罐。当液位达到高液位时,自动排污阀打开将相应的污液排出;当液位降至 低液位时,自动排污阀关闭;当液位达到高高液位时,说明排污系统有故障, 同时 PLC 及 DCS 系统产生报警。
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6.2.4.9 过滤/分离出来的凝液可以通过自动或手动排放到冷凝储罐。 6.2.4.10 从过滤/分离器内分离出的废液要排放到储罐。储罐通过一个阻火器与大气相 通。 6.2.4.11 储罐的液位通过磁翻板液位计进行现场监控。一旦储罐内的液位达到液位开关 设定的最大值,在主控室内就会发生报警。这种情况,必须马上排放储罐内的 污液。 6.2.4.12 分离效率: a. 对 5μ 以上的固体颗粒清除效率达到 100%; b. 3~5μ m 以上的固体颗粒清除效率达到 99.9%; c. 2~3μ m 以上的固体颗粒清除效率达到 99.5%; d. 0.5~2μ m 以上的固体颗粒清除效率达到 95%; e. 没有液滴。 6.2.5 加热单元 表 6.7 加热单元设计条件
条件 引入天然气温度(?C) 水浴炉出口天然气温度(?C) 压力(barg) 天然气流量(Nm3/hr): 设计温度(?C) 设计压力(barg) 数值 0~38 >25 42~48 176800 -10 ~50 54

6.2.5.1 加热单元的作用是将天然气从 0~38℃加热至 25℃以上,以保证下游温度要求 (即:天然气调压站的出口温度满足 15℃以上) 。 6.2.5.2 加热单元设计成 2×100%, 一台运行一台备用。 当入口天然气温度高于 25℃时, 加热单元可以停用。 6.2.5.3 在水浴炉加热系统中,燃烧机通过调解燃烧器的大小小火来控制水浴炉内的水 温(80?C 左右) 。天然气流经炉内盘管后被加热,天然气的出口温度通过水浴 炉调节蝶阀来控制(通过水浴炉出口测温元件将测得的温度信号发送给蝶阀控 制器进而控制蝶阀的开度来实现) 。 6.2.5.4 下列安全与监控装置安装于水浴炉: a. 泄漏报警器——如果水浴炉中部分管束出现泄漏,天然气会进入到水浴炉的壳 程,由于其不溶于水,且比水轻,会聚集在水浴炉的高点处,从而检测到出现泄 漏。 b. 安全放散阀——一旦超压 (设定 53 barg) 放散阀就会自动打开以防止水浴炉超 , 压
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6.2.6 调压单元及出口紧急放散单元 表 6.8 调压单元及出口紧急放散单元设计条件
描述 天然气温度(?C) 入口压力(barg) 出口压力(barg) 每条调压线的天然气流量(Nm3/hr): 设计温度(?C) 设计压力(barg) 25 42~48 30~31 87400 25 ~60 54&35 数值

6.2.6.1 燃机调压系统的设计是为了将天然气的压力降低到一个稳定的值,以给燃气轮 机提供燃料。该部分的入口压力约为 42~48 barg,要求的出口压力为 31 barg。 6.2.6.2 调压系统设计为 2×100%,在正常操作时一条调压线工作。一旦这一条工作线 失效,备用线将自动接替调压工作。 6.2.6.3 操作线和备用线上的调压器设定值是不同的 。 a. 调压线路的设定如下(在附加设定值=0 的条件下) : 操作线:SSV—34barg, 监控调压器—31.3barg, 工作调压器—31barg 备用线:SSV—35barg, 监控调压器—31barg, b. 调压部分的工作原理如下: 正常运行时,天然气调压由工作调压器来完成,工作调压器通过指挥器这一 装置感应调压器的出口压力,当出口压力小于指挥器的设定压力时,调压阀会自 动开大,使调压器的出口压力恢复到设定压力;当因天然气需要量减少,而引起 调压阀出口压力高于指挥器的设定值时,调压阀会自动关小,使调压阀后的出口 压力恢复到原设定值。 6.2.7 电加热器及启动锅炉调压单元 表 6.9 电加热器及启动锅炉调压单元设计条件
条件 电加热器引入天然气温度(?C) 电加热器出口天然气温度(?C) 小调压单元引入天然气温度(?C) 小调压单元出口天然气温度(?C) 压力(barg) 调压器出口压力(barg) 天然气流量(Nm3/hr): 设计温度(?C) 设计压力(barg) 数值 ≥0 ≥38 ≥38 >15~50 31 2 1600 -19 ~60 35

工作调压器—30.7barg

电加热的设置是为了保证进入启动锅炉调压部分入口的天然气温度高于 30℃, 进 而 保证启动锅炉调压出口的天然气温度高于 15℃(补偿由于压降产生的温度降,1barg 压力降会产生 0.5℃的温降。启动锅炉调压单元入口天然气压力约 31barg 为,出口处天
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然气压力约 2barg,通过调压将产生约 15℃的温度降) 。 6.2.7.1 电加热器在以下几种情况下使用: a. b. 当投入水浴炉后,如果电加热器入口温度仍然低于 30℃。 在任何情况下,如果天然气温度高于 30℃,电加热器应退出。这时天然气经由 电加热器旁路进入下游调压单元。 6.2.7.2 电加热器设计成 1×100%,100%的流量为 1600Nm?/hr 左右。 6.2.7.3 启动锅炉调压单元用来将天然气的压力从 31barg 降至 2barg。这一降压过程分 一个阶段完成,从 31barg 直接降低到 2barg。 6.2.7.4 启动锅炉调压系统设计为 2×100%,在正常操作时一路运行,另一路备用。一 旦工作线失效,备用线将自动接管调压工作。这是因为,两路的二级调压器的 设定不同,工作线的设定值比备用线的设定值略高。 a. 调压线路的设定如下(在附加设定值=0 的条件下) : 工作路: (1)SSV 4barg, 调压器 2.0barg; 备用路: (1)SSV 5barg, 调压器 2.2barg; b. 在启动锅炉调压系统中,每条线布置的调压器为切断与调压一体化结构,即: 每一级调压器由一个调压器和一个快速切断阀(SSV)组成。 当调压器出口处的天 然气压力高于该调压器的设定值时,与该调压器一体化的 SSV 将迅速切断。

第三节 天然气系统运行监视及维护
6.3.1 厂区天然气系统投运 6.3.1.1 投运前的检查 a. b. c. d. e. f. g. h. 所有阀门位置都在阀门列表中的位置。 所有表计清晰可见 所有手动杆可操作 所有组件正常可用 接地点已连接,防止由静电引起的火花。 材料上没有明显可见的损坏。 上游系统已由天然气升压到运行压力,包括天然气缓冲罐。 确认所有工作票已终结,安全措施已拆除。

6.3.1.2 氮气置换
充氮是为了防止在系统中形成爆炸性可燃气体。

a.

N2 置换的准备材料 1) N2:准备 120m3 的 99.99%纯度的氮气,折算成 N2 钢瓶组为 20 瓶; 2) 氧含量测定仪:一台; 3) 高浓度甲烷测定仪:一台;
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4) 取样袋:两个; 5) 必要的消防器材:若干; 6) 关闭所有电器设备; 7) 确认所有设备、隔断阀门和旁路阀门开启缓注阀门处于关断位置。 b. 投运 初始投运的准备包括氮气吹扫,系统进气升压。氮气吹扫的目的是尽可能的将系 统中残存的可燃气体混合物置换干净,降低爆炸的几率。 将 N2 接至充氮接口,充氮过程中氮气必须通过放散阀门(01EKA10AA501 及 01EKA10AA502)进行放散。 c. N2 吹扫 吹扫程序必须按照下面执行: 1) 按照阀门列表检查进口阀模块所有要被吹扫的阀门; 2) 将N2连接至充氮接口; 3) 设定氮气供应调节阀在 0.2MPa; 4) 打开主阀门的旁路球阀; 5) 打开N2隔离阀使系统升压到0.16MPa,然后关闭氮气隔离阀; 6) 打开放散阀在排气管线上取样口对排气取样; 7) 放出管线中的气体混合物并关闭排气阀; 8) 重复以上步骤直到排气中氧气浓度小于5%或氧气体积含量下降到1%; 9) 如果取样中的氧气浓度满足要求,关闭充氮隔离阀、放散阀、旁路阀和疏水阀, 断开N2供应。 d. 漏点检测 为确保人员操作和环境的安全,设备投运前,所有安装在设备上的法兰和螺栓连 接都要进行漏点检测。漏点检测可以和 N2 吹扫一起进行。 进行漏点检测,必须按下面的程序进行: 1) 系统进气时要确保整个系统紧固、无泄漏; 2) 确保系统由N2填充,且系统压力不高于0.1MPa; 3) 对所有可能泄漏的地方(法兰、接头及连接件)用肥皂液和可燃气体探测仪 进行气密检查; 4) 如果在连接处有任何气泡,则表示法兰和螺栓连接处有泄漏,系统必须停下 来并进行维修; 5) 系统漏点检修处理后,经检验合格才能投运; 6) 上述程序应在系统压力0.7MPa时再进行一次,确保正常工作时系统无天然气 泄漏。在进行漏点测试后,系统已准备好投运。 e. 升压
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1) 按照阀门列表检查将要升压的阀门; 2) 打开进口阀的旁路总门,再缓慢打开旁路门。管线中压力升高速度不应超过 0.3 MPa/min; 3) 观察就地压力表上的压力。如果压力不再上升,关闭旁路总门与旁路门; 4) 打开主进口阀。 在打开出口阀之前,检查是否充压。备用流量计已准备好随时投入运行。 f. 运行 在燃气主进口阀正常运行期间,运行人员除了正常的巡检,不必要现场值班,只 有在定期检查和手动阀操作时才要有运行人员现场值班。 正常运行期间一套减压站工作,另一套备用或检修。两套减压站的进出口阀都应 在打开位置,以便在工作减压站故障时能够完全自动切换。 g. 检修停运 系统在进行检修停运前,必须进行减压、排气与吹扫操作。 减压操作按如下程序进行: 1) 在减压、排气期间,工作区域强制进行连续的天然气探测。如果天然气浓度 超过10%LEL,应立即停止所有操作。 2) 按阀门列表检查将要吹扫的所有阀门。 3) 打开排气隔离阀。 4) 缓慢打开排气球阀对系统进行减压。 5) 缓慢对进出口隔离球阀间的空腔排气。空腔排气完成后,关闭空腔排气阀。 5分钟后再打开空腔排气阀,检查空腔中有无压力建立。 6) 如果上面的没有问题,可以进行吹扫。

吹扫应按下面程序进行: 1) 按阀门列表检查将要吹扫的所有阀门。 2) 检查氮气系统的压力。 3) 在排气和吹扫期间, 工作区域强制进行连续的天然气探测。 如果天然气浓度 超过10%LEL,应立即停止所有排气和吹扫操作。 4) 打开排气隔离阀,将吹扫气体排入大气。 5) 通过氮气吹扫一次门连接氮气供应。 6) 打开氮气吹扫二次门进行充氮。 7) 当排出氮气中甲烷的浓度低于1%时,氮气吹扫达到要求。确保在天然气供 应系统中没有天然气。 8) 关闭氮气吹扫二次门。 9) 断开氮气供应阀。
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10) 如果上述没有问题,可以进行检修工作。在检修期间,工作区域强制进行连 续的天然气探测。如果天然气浓度超过10%LEL,应停止所有工作。 11) 检修工作完成后,关闭空腔排气阀。 12) 关闭排气隔离阀; 13) 如果检修工作期间空气进入天然气系统, 在系统恢复备用前, 要重新执行启 动程序。 h. 电厂长期停运时系统停运 如果电厂长期停运, 系统必须在进口隔离阀处和本体天然气供应安全阀处进行隔 离,系统要在减压和氮气吹扫后进行保养。所有和大气连接处必须关闭,防止空气 的进入。 6.3.2 厂区天然气系统的自动启动 6.3.2.1 启动前准备 a. b. c. d. e. f. g. a. 燃料调节和加热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。 检查设备系统完好,各表计齐全良好,仪表一、二次阀门开启。 检查仪用空气系统已投运并且压力正常。 检查废水排放系统已投入运行。 检查气体燃料系统已具备投运条件。 操作系统阀门至启动前状态。 检查并复位控制系统中气体燃料调节和加热系统的报警。 运行人员选择启动机组后, 燃气轮机启动程序就会自动启动气体燃料调节和加热 系统。 燃气轮机的控制系统将会监视和控制燃气调节和加热系统, 完成机组启动 并正常运行。 b. 检查气体燃料调节和加热系统所有的运行参数正常且无报警。

6.3.2.2 气体燃料调节和加热系统启动

6.3.3 厂区天然气系统的正常停运 厂区要天然气系统的启动正常停运过程中,气体燃料调节和加热系统配置了停运顺 控逻辑,其控制如何及何时停运气体燃料调节和加热系统,操作人员除了监视系统的运 行参数外不需要进行任何操作。

第四节 天然气系统事故处理
6.4.1 天然气的安全守则 6.4.1.1 天然气区域的安全保护范围:
a.

天然气净化站红线外 6 米范围内的区域;
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b. 天然气管道的管壁外缘两侧 6 米范围内的区域。

6.4.1.2 在天然气设施安全保护范围内,禁止下列行为: a. b. c. d. e. f. g. h. i. j. 擅自兴建与天然气设施无关的建筑物、构筑物; 进行危害天然气设施安全的作业; 存放易燃易爆物品或者倾倒、排放腐蚀性物品; 机动车辆启动、通行 其他可能危害天然气设施安全的行为。 安全范围内禁止打手机、对讲机(非防爆型) ,必须关手机,防止电磁干扰。 运行、维护工作人员,进入安全保护范围内人员,必须穿纯棉工作服,防止产生 静电火花。 严禁穿带钉鞋,以及携带火种、易燃物品进入安全保护区域。 发电生产区域,禁止有明火,严禁吸烟。 禁止总重 10 吨以上的车辆或者大型施工机械通过地下敷设有天然气管道的车 道,确需通行,必须经安全部门同意,并采取安全保护措施,经检验合格后方可 通行。 6.4.1.3 进行天然气系统作业时,应按照以下规定执行 a. b. c. d. e. f. 严格按照现场的要求、 规定和程序执行任何操作。 只有专业的操作人员才能对天 然气调压站进行相关操作。 对可疑的地方用测氧仪检测氧含量。如果氧含量低于 19%,就要通过吹风来强 制通风。 重复检测氧含量。 当测得氧含量高于 19%后,用 0 点测爆仪对所有可疑的地方进行检测。 如果测爆仪在其中任何地方显示浓度高于爆炸下限 10%,继续通风。 任何空间中空气的爆炸下限测量显示为 10%或者更高时,不允许进入,无论是 容器、坑、地窖、沟渠、屋顶或建筑物。仅当浓度低于爆炸下限 10%时,才可 以进入工作。 g. h. 禁止将天然气凝结物排放到雨水或排水系统中。 相关的检修和维护工具应使用铜制工具, 禁止用易产生火花的工具敲击设备、 开 启阀门。 【注意】 甲烷测爆仪只有甲烷在空气中的体积含量低于 10%的时候才能可靠使用; 当在甲烷的体积含量高于 60% 的环境中使用甲烷测爆仪,其会错误地显示根本没 有甲烷!

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6.4.2 天然气中毒的预防措施及急救措施 常见的天然气中毒类型: 6.4.2.1 天然气中毒: 不含硫化氢的天然气,也能引起人员中毒。因为虽然天然气的主要成分甲烷不属于 毒性气体,当空气中的甲烷含量增加到 10%以上时,则氧的含量相对减少,就使人感到 氧气不足,此时中毒现象是虚弱眩晕,进而可能失去知觉,直至死亡。 6.4.2.2 氮中毒: 当空气中的氮含量过高时,氧的含量相对减少,会使人因缺氧而虚弱眩晕,严重的 可能失去知觉,直至死亡。这种情况在注氮期间和置换段末端大量排放氮气是最容易出 现。 预防措施: 对有可能存在漏气的工作区和放空区域,必须做好天然气的检测和场地的通风。在 有天然气泄漏的情况下进行作业时,必须采用穿戴防毒面具、防静电服等安全措施,而 且必须有其他人在现场进行协作和监护。 急救措施: 一旦发生中毒事故, 应及时将中毒者撤至空气新鲜处, 严重者可进行现场人工呼吸, 并送医院抢救,在转送途中要尽可能的进行继续抢救。在现场抢救时,急救人员一定要 注意抢救方式,以免造成事故的进一步扩大。在抢救伤员时,必须做好自我保护。 6.4.3 管线小型漏气 小型漏气指的是管道本体、焊缝及阀门、连接法兰因出现砂眼、裂缝、密封不严等 而引起的程度不很严重的漏气,这类漏气可采用修补器带压补焊方式解决。如果是临时 性措施,待以后适当的机会再采用补焊或更换管段等永久性措施进行处理。 封堵现场要采取严格的安全措施,严格控制一切可燃物进入危险区,避免事态的扩 大。 6.4.4 站场泄漏气 6.4.4.1 站场泄漏气的原因: a. b. c. a. 由于误操作引起的泄漏; 由于设备、管线腐蚀穿孔、损坏引起的泄漏; 由于密封失效,从而导致气体外漏。 对微漏的处理:用仪器、检漏液、肥皂水/洗涤液,或其他方法,查出具体的漏 气点,分析漏气的原因,采取相应的措施,如:紧固螺栓、更换密封垫,更换密 封圈或涂抹密封胶等及时处理。 b. 对严重泄漏、爆管的处理:确认事故位置;截断事故段气源,组织义务消防队做
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6.4.4.2 站场泄漏气的处理:

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好防火、防爆工作;放空事故管段或设备余气;切换流程,维持输供气生产;现 场了解事故情况,并保护现场,防止事故扩大;组织抢修队伍对事故管线、设备 进行维修或更换;做好事故、截断、放空、流程切换的时间与压力记录。 6.4.5 站场爆炸 6.4.5.1 引起爆炸的原因: a. b. c. d. a. b. c. d. e. 管线和其他压力容器因为受腐蚀作用,壁厚减薄,承压能力降低而引起爆炸; 违反操作规程,设备超压而引起爆炸; 天然气与空气的混合物(在爆炸范围内)在室内或容器内遇火爆炸; 由于地震、台风等自然因素和第三方人为破坏等原因而引起爆炸。 发生爆炸事故时,应首先关闭气源和有影响的电源。 根据现场具体情况, 值班人员立即汇报。 采取切换流程措施, 保护站场主要设备, 将损失降低到最小。同时报警“119” ,请求公安消防队支援。 对现场人员、邻近居民的安全和环境保护及时采取果断措施,并组织疏散人员, 搞好外部环境和秩序。 设置警戒线,做好现场警戒保卫工作。限制车辆和人员进入现场危险区,组织义 务消防队做好灭火工作。 规定统一的指挥信号, 配带醒目标志。 抢险人员根据需要配备防毒面具、 (空) 氧 气呼吸器、耳塞、护目镜、阻燃服、防尘口罩、安全帽、手套、无钉鞋,可燃气 体氧气检测仪,并根据安全要求和需要,可配备轻便携式对讲机(个人配带) , 及其需要防静电的防护用品。 积极主动联系医院,做好伤病员的抢救工作。 f. g. h. 保证抢险人员的生活供给,做好后勤保障。 做好事故处理过程记录, 及时向上级汇报事态的发展, 以便及时作出相应的对策。 做好事故现场的恢复工作。

6.4.5.2 处理措施:

6.4.6 爆管事故 6.4.6.1 故障现象: a. b. a. b. c. d. 进出站压力突然降低; 分离器、汇管气流声音突然增大,并持续不减弱。 若进站压力下降的速率大于出站压力下降的速率, 则为进站前管线爆破; 若出站压力下降的速率大于进站压力下降的速率,则为出站后管线爆破; 计量仪表静压降低,差压也大幅度下降甚至到零位,则为孔板前管线爆破; 计量仪表静压降低,差压也大幅度上升并超上限,则为孔板后管线爆破。
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6.4.6.2 故障位置判断:

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6.4.6.3 处理措施: a. b. c. d. e. f. 确认压降的具体原因,及时向上级反映情况; 如果压降是由于爆管所致,及时联系有关领导和站场,切断爆管段上下气源; 通过放空管放空爆管段的余气; 切换流程尽快恢复供气。抢修队立即奔赴现场进行抢修; 随时监测进出站压力变化情况,做好记录,如有异常情况,应及时汇报; 组织人力对天然气扩散区实行警戒,如有必要,通知消防部门配合,严格控制一 切可燃物进入警戒区,避免天然气着火爆炸。 6.4.7 站场起火 6.4.7.1 起火原因: 1 2 3 4 5 a. b. c. 管线穿孔,法兰接头处不严漏气,雷击起火; 由于管理不善和操作失误(不当) ,操作中产生打出火花引起火灾; 人为破坏; 自然灾害可燃气体泄露,遇明火发生火灾; 其他原因。 发生火灾时,应首先关闭气源和有影响的电源; 立即汇报,采取正确流程措施,保护站场主要设备,将损失降低到最小。同时报 警“119” ,请求地方公安消防队支援; 当着火点(泄漏处)形成稳定燃烧后,在公安消防队没有到达以前,义务消防队 首先从消防栓处铺设水带, 扑灭着火点附近可燃物的明火。 然后对着火点附近的 管线进行不间断冷却。公安消防队到达现场后,将指挥权交给公安消防队; d. e. 指挥小组到达现场后, 迅速组成由指挥小组、 地方消防队及本单位领导参加的抢 险灭火领导小组,统一指挥灭火抢险工作; 抢险人员接到报警后, 在保证安全的前提下, 迅速出动, 在较短时间内赶到现场, 在指挥小组统一指挥下,抢修泄漏处的故障,抢救一些重要的物资和设备,并将 其转移至安全处; f. 注意风向变化,要根据现场情况,发布动员令,动员现场周围特别是下风向的居 民一致行动,迅速隔绝火源。应在现场下风方向设置警戒线,不准有明火出现。 禁止机动车辆通行,如有可能与地方交通部门取得联系,断绝交通; g. 后勤人员在指挥小组领导下, 组织好物资及消防器材的供应工作, 做好参战人员 的饮食保障工作;
h.

6.4.7.2 处理措施:

发生火灾后立即与当地医疗部门联系, 请求派救护车与医护人员到达现场, 抢救 受伤人员。做好现场与其他部门和单位的通讯保障工作。

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附录:燃机启动前检查项目
启动前的检查与准备
1 启动前的检查 1.1 所有相关检修工作结束,工作票终结; 1.2 电子测控设备状态正常; 1.3 动力绝缘合格,试运正常; 1.4 电动阀门送电、气动阀正常,各阀门开关位置及反馈正确; 1.5 主油箱油位正常,主油箱温度>10℃,油质合格; 1.6 液压油箱油位,油温正常,油质合格; 1.7 燃机空压机投运,压缩空气系统压力正常(大于 0.8MPa) ; 1.8 闭冷水箱补水后,启动闭冷水泵,系统压力正常 ; 1.9 发电机密封油,内冷水及冷风器投运正常; 1.10 发电机绝缘合格。气体置换完毕,氢压及纯度合格; 1.11 天然气供气压力、温度正常,露点加热器、测量仪表投运正常; 1.12 GT 罩壳通风系统投入运行; 1.13 盘车系统正常; 1.14 GT 控制器正常; 1.15 起动变频器未闭锁,励磁系统未闭锁; 1.16 GT 保护装置正常; 1.17 发电机出口隔离开关 9011/9021 在合; 1.18 余热锅炉准备完毕并上水道启动水位,GT 启动释放; 1.19 确认并复归相关报警; 1.20 启动准备完毕指示灯亮。 2 电气准备工作 2.1 400V 厂用母线 BFE 带电正常,各辅机交流电源均已投入。 2.2 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。 2.3 检查电子设备间内各程控盘无报警,否则需在计算机终端或盘内进行复位。 2.4 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。 2.5 检查励磁间内励磁变频启动控制柜面板无报警。励磁系统控制器投入的有:UNDER
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EXC-LIMITER, EXCITER

CURRENT LIMITER,

GENERATTON

CURRENT

LIMITER。

控制柜内的方式开关在“REMOTE”位置。 3 现场检查 3.1 电气系统的检查 序 号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 3.2 天燃气系统的检查 将天然气调压站入口 ESD 球阀 01EKA10AA051 MODE 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 1 2 3 4 名 称 KKS 编码 01EK 01EK 01EK 01EKA10CP002 天然气 ESD 阀控制
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名 称 厂用电系统 紧急柴油发电机组 所有手动开关 厂用电系统所有地刀 220VDC 电池组 110VDC 电池组 DC/DC 变换器 220V 直流蓄电池充电器 110V 直流蓄电池充电器 直流逆变器 SFC(选择到机组启动模式) 发电机组 静态励磁装置 高压开关站 6.3kV 开关装置 6.3kV 线电压 发电机主变 高厂变

KKS 编码 00B/10B 00XKA





准备好/运行 准备好 在运行位 断开 已充电 已充电 运行 接通 接通 接通 准备好 准备好 准备好 准备好 准备好 6.25-6.35kV 准备好 准备好

X0BTA X0BTA X0BUK11/12 X0BTL10 X0BTL20 X0BRU01 0XMBJ01 X0MKA X0MKC01 X0AEA X0BBA/BBE X0BBA/BBE X0BAT01 X0BBT01





根据手动阀清单设定的阀位 天然气供应 天然气系统 系统压力

设定 可用 充满/加压 满足要求

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5 6 7

天然气 ESD 阀 ESD 阀前关断阀 ESD 阀控制气源阀 #1 进口滤网 #2 进口滤网 #3 进口滤网 凝结水箱液位 #1 天然气流量计算机 #2 天然气流量计算机 #1 水浴炉气体入口阀 #1 水浴炉气体出口阀 #2 水浴炉气体入口阀 #2 水浴炉气体出口阀 #1 热水炉 系统压力 #1 锅炉膨胀箱 #1 加药箱

01EKA10AA051 01EKA10AA101 01EKA10AA022

准备好 已开 已开 清洁 清洁 清洁

粗滤(3×50%) 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 01EKE41AT001 01EKE42AT001 01EKE43AT001 凝结水箱 01EKR70CL501 天然气流量测量 01EKB11CF102 01EKB13CF102 01EKC51AA001 01EKC51AA004 01EKC52AA001 01EKC52AA004 01EKC51AH001 打开/无故障 打开/无故障 打开 打开 打开 打开 已充水/放气 满足要求 准备好 准备好 已充水/放气 满足要求 准备好 准备好 就地控制盘 主控盘 选择开关 #1 水浴炉 #2 水浴炉 01EKC51AH001 01EKC52AH001 打开/无故障 自动 打开/备用 打开/备用 <MAX

天然气水浴炉/压力调节(2×100%)

#1 水浴炉(Boiler Station)

#2 水浴炉(Boiler Station) #2 热水炉 系统压力 #2 锅炉膨胀箱 #2 加药箱 01EKC52AH001

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3.3 燃机天然气前置模块 序号 1 2 3 4 5 6 7 名 称 KKS 编码 10/20EK 10/20EK 状 态

手动阀位 天然气系统(包括天然气) 控制气体减压阀

设定好 已充气/调压 调整好 准备好 准备好 准备好 清洁

前置模块 ESD 阀控制 压缩空气蓄能罐 天然气关断阀(包括控制) 天然气放散阀(包括控制) 天然气前置滤网 天然气前置滤网 10/20EKE31AT001

3.4 燃机本体的检查 序号 1 2 3 4 燃机排污水箱 根据手动阀门清单设定阀门位置 名称 KKS 编码 X0MBA X0MBH X0MBM X0MBA25BB001 准备好 设定好 状 态

3.5 压气机进气系统的检查 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 名 称 KKS 编码 X0MBL X0MBL X0MBL10AT001 X0MBL10AT004 X0MBL10AT005 X0MBL10GH001 X0MBL11BS001 X0MBL10AT003 X0MBL20AA401 X0MBL20GH001 状 态

根据位置清单检查手动阀门 空气进气系统 防鸟格栅 脉冲过滤器 精滤网 过滤气室配电盘 入口消音器 进气道加热器 排污阀 进气挡板配电盘电源

设置 清洁的 洁净 洁净 洁净 开 正常 正常 关闭 开

3.6 燃机天然气模块的检查 序号 1 名称 根据位置清单检查手动阀门 KKS 编码 X0MBP 状 态

设置

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2 3

天然气系统 扩散供给管线伴热

X0MBP X0MBP31AH108-11 1

已充满,放气 开

3.7 润滑油/顶轴油系统的检查 根据滑油温度的高低,在起机前数小时手动投入滑油循环 SLC MAV10EE001,确保 启动前滑油温度高于 10℃。 序号 1 2 3 4 5 名称 根据位置清单检查手动阀门 润滑油/顶轴油系统 3S 离合器 盘车装置 润滑油/顶轴油系统 KKS 编码 X0MBV X0MBV X0MBK21AU001 X0MBK22AE001 X0MAV 状 态

设置 已充满,放气 准备好 准备好 准备好

3.8 控制油系统的检查 序号 名 称 KKS 编码 液压油系统—X0MBX 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 根据位置清单检查手动阀门 液压油系统 液压油滤网 液压油箱液位 液压油箱温度 #1 液压泵 #2 液压泵 #1 液压油泵滤网 #2 液压油泵滤网 #1 压力蓄能器 #2 压力蓄能器 液压油冷却风扇 #1 循环冷却泵 #2 循环冷却泵 循环冷却滤网 滤网 X0MBX X0MBX X0MBX01AT001 X0MBX01CL501 X0MBX01CT501 X0MBX02AP001 X0MBX02AP002 X0MBX03AT001 X0MBX03AT002 X0MBX04BB001 X0MBX04BB002 X0MBX06AH001 X0MBX06AP001 X0MBX06AP002 X0MBX08AT001 设置 已充油,放气 洁净 >min/ <max 符合 准备好 准备好 洁净 洁净 氮气压力正常 氮气压力正常 准备好 准备好 准备好 洁净 洁净 洁净 状 态

X0MBX70AT002 X0MBX80/81/82AT0 滤网 02 GT 压缩空气系统—X0MBX
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18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29

根据位置清单检查手动阀门 #1 空压机滤网 #1 空压机滤网 #1 空压机入口滤网 #2 空压机入口滤网 #1 干燥器 #2 干燥器 #1 滤网 #2 滤网 凝结水箱 蓄能器 压缩空气压力

X0MBX X0MBX21AN001 X0MBX21AN002 X0MBX21AT001 X0MBX21AT002 X0MBX22AT001 X0MBX22AT002 X0MBX22AT003 X0MBX22AT004 X0MBX23BB001 X0MBX24BB001 X0MBX24CP501

设置
准备好/自动运行 准备好/自动运行

洁净 洁净 准备好 准备好 洁净 洁净 已疏水 准备好 正常

3.9 冷却水系统的检查—X0PGB 序号 1 2 3 4 5 6 名 称 KKS 编码 X0PCB X0PGB50BB001 X0PCB X0PGB11AP001 X0PGB12AP001 状 态

根据位置清单检查手动阀门 闭式冷却水膨胀水箱 外冷水管道系统 #1 闭式冷却水泵 #2 闭式冷却水泵 闭式循环冷却水用户

设定 水位正常 充满并放气 准备就绪 准备就绪 放气

3.10 发电机的检查 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 4 OT 系统的检查 4.1 高压电源系统 名 称 KKS 编码 X0PGB X0MKG50AT001 X0MKG41CL301 X0MKG42CL301 X0MKG70AC011 X0MKG70AC021 X0MKG70AC013 X0MKG70AC041 状 态

闭式冷却水系统 发电机空气干燥器 发电机液位透平端 发电机液位励磁端 冷却器 A 冷却器 B 冷却器 C 冷却器 D

准备好 准备好 小于最大值 小于最大值 准备好 准备好 准备好 准备好

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序号 1 2 3 4 5





KKS 编码 X0ABA01GS001 X0MKY01DE001 X0MKY01DE010

状 开 开



系统所有地刀 发电机出口断路器 发电机出口断路器控制器 发电机同期装置 BBE 母线电压

没有选择 停止 6.3KV±5%

4.2 SFC/SEE 电源系统 1 2 3 4 SFC 变压器高压侧断路器 SFC 变压器低压侧断路器 EXC 变压器高压侧断路器 SFC 运行模式选择 X0MBJ01GT001 X0MBJ01GS091M X0MKC01GT001 断开 断开 断开 正常启动

4.3 低压电源系统 序号 名称 低压配电装置电压 L1-L2 低压配电装置电压 L1-L2 低压配电装置电压 L1-L2 低压配电装置电压 L+/L低压配电装置电压 L+/L低压配电装置电压 L+/L厂用电系统 KKS 编码 X0BFE00CE001Q X0BMA00CE001Q X0BRB00CE001Q X0BUE00CE001Q X0BUF00CE001Q X0BUD00CE001Q 00B/X0B 状 态

低压交流配电装置:X0BFE/X0BMA/X0BRB 1 2 3 4 5 6 7 4.4 发电机系统 序号 1 2 名 称 KKS 编码 X0MKG50AT001 X0MKA05EE001 状 态 约 380V 约 380V 约 380V 约 110V 约 110V 约 220V 无故障

低压直流配电装置—DCX0BUE/X0BUF/X0BUD

发电机 H2 干燥器 发电机 H2 干燥器 SLC

运行中 投入

4.5 天然气系统 序号 名称 #1 天然气 ESD 阀 #2 天然气 ESD 阀 SLAM 关断阀
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KKS 编码 天然气供应公共部分 00EKG10AA001 00EKG10AA002 00EKD11CG081





1 2 3

打开 打开 非关闭

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4 5 6

SLAM 关断阀 天然气进口压力 天然气系统 天然气压力 天然气预热系统 SGC 天然气预热系统放气释放阀 天然气系统

00EKD12CG082 00EKG10CP001 00EK

非关闭 满足要求 无故障 满足要求 回路断路器关 闭 打开 无故障

燃机天然气供应部分 7 8 9 10 4.6 燃机本体 序号 1 2 3 4 5 6 4.7 进气系统 序号 2 3 4 5 6 4.8 天然气模块 序号 1 2 3 4 5 名称 天然气 SGC 天然气疏水 SGC ESV 阀上游压力 天然气疏水箱液位 天然气支路伴热 KKS 编码 X0MBP01EC001 X0MBP40EC001 X0MBP13CP101 X0MBP40CL101 X0MBY31GH001 状 开 >MIN 最小液位 1 态 名称 进气道排污门 进气挡板 防潮加热器 进气可转导叶位置指示器 进气可转导叶控制器 KKS 编码 X0MBL20AA401 X0MBL20AA002 X0MBA10AT003 X0MBA11CG101 X0MBA11AS001 状 关 运行 正常 自动 态 名称 燃气透平 SGC SFC 预热锅炉吹扫 压气机防潮加热器 压气机防喘放气 1.1 压气机防喘放气 1.2 压气机防喘放气 2 KKS 编码 X0MYB01EC001 X0MBJ01EC001 X0MBA10AT001 X0MBA41AA051 X0MBA42AA051 X0MBA43AA051 状 态 10/20EKG60CP001 10/20EKT20EC001 10/20EKT20EE001 10/20EK

回路关闭 回路关闭 接通(提前 1 小 时启动) 打开 打开 打开

关闭

回路合

无故障且扩散 开 疏水箱(X0MBP40BB001)的最低液位一定不能降到限制值“TOO LOW”以下,
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否则点火气体将会进入疏水管线。 4.9 滑油/顶轴油系统 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 4.10 液压油系统 序号 名称 液压油箱液位 液压油温度 回油滤压差 主油泵出口滤网压差 辅助油泵出口滤网压差 液压油母管压力 #1 空压机 #2 空压机 压缩空气压力 名 称 KKS 编码 液压油系统—X0MBX 1 2 3 4 5 6 7 8 9 4.11 闭冷水系统 序号 1 2 3 4 5 6 KKS 编码 X0PGB10EC001 X0PAB01EU001 X0GHC10EU001 X0PGB10EU001 状 态 X0MBX01CL001 X0MBX06CT101 X0MBX08CP001 X0MBX03CP001 X0MBX03CP002 X0MBX03EZ001 X0MBX21AN001 X0MBX21AN002 X0MBX24CP001 >最小值 正常 <max <max <max 正常 不堵 不堵 >min1 状 态 名称 BHS 盘车系统 SGC 主油箱液位 主油箱温度 滑油滤压差 滑油供应 SGC 油泵检查 SGC 滑油主油泵 SLC 顶轴油泵 SLC 抽油烟机 SLC 油净化操作 KKS 编码 X0MBV02EC001 X0MAV10FL021 X0MAV10CT001A X0MAV25CP001 X0MAV10EC001 X0MAV20EC001 X0MAV21EE001 X0MAV31EE001 X0MAV82EE001 X0MAV93AT001 状 开 >min/<max >15℃ <max 开 关 1of2 油泵选择 1of3 油泵选择 1of2 风机选择 开 态

压缩空气系统—X0MBX

闭式冷却水 SGC 开式循环水系统 除盐水系统 闭冷水系统 闭冷泵控制器 补水阀控制器
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回路闭合 运行中 运行中 运行中 投入 投入

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5 T3000 系统准备 5.1 确认热机、电气作好启机准备工作; 5.2 在机组目标总负荷设定点“UNIT TARGET GROSS LOAD SETP”处设置机组总负 荷为 50MW; 5.3 在负荷设定画面中设定“MAX UNIT LOAD TRNST CC”为 13MW/min; 5.4 检查负荷设定画面中“UNIT SETP TO GT ON”在投入位置; 5.5 检查 “GT SFC/EXE” 画面上 “SFC OPERATION SELECT START MODE”“NORM” 在 位; 5.6 检查 “GT ENCLOSURE SYST” 画面上 “GT ENCLOSURE INLET&OUTLET FLAPS OPEN/CLOSE”在投入位。

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文件修订一览表
修订次数 1 修订日期 2008/12/10 修 订 内 容 修订版本 1.0

新编规程

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