Z）控制系统故隧跳机

5.4联合循环机组环保要求

燃气轮机的烟气排放应符合GB/T18345.1及地方的环保法规规定的排放标准屋面标准规范范本，机组的噪声应符告 GB14098规定，电厂的噪声应符合GB12348的规定，联合循环机组的废液等其他排放物也应符合国 家、地方的环保法规规定的排放标准。

5.5.1应维护好探测氢气、燃料气等危险气体的报整系统，以及火灾消防报警系统；每周必须测试正 常，每隔12个月应对以上系统进行校验。 5.5.2应保持车间及设备的通风良好，通风设备工作正常。危险气体探测和报警系统、火灾消防报警 系统不正常的机组不允许运行。 一二中必池水系然产工你工学持相宝作力

厂区内的消防水系统应工作正常，维持规定压力。 应制定严格的安全管理和动火管理制度。动火工作严格执行动火工作票制度，动火前测试 的危险气体浓度不超出规定，动火部位应做好安全监护

3.1辅机的检查和试验

6.2电动阀、控制阀校验及连锁试验

6.2.1电动阀和控制阀的电源、控制气源应正常。检修后的电动阀和控制阀应会向相关专业检修大员 进行试验，试验前应确认机械部分转动灵活，电动机及阀门转向正确。 6.2.2具有遥控、近控的电动阀、控制阀，应在专人监视下进行校验。对装有停止按钮装置的，应确 认停止按钮工作正常。对装有限位开关、力矩保护的，应确认动作正常。阀门开度指示应与实际开度 相符，就地和控制盘.上信号显示正确。 6.2.3对涉及汽包水位、润滑油、液压油、燃料泄漏检测、盘车装置、防喘放气、烟道挡板、凝汽器 真空等，有连锁的电动阀、控制阀、挡板，应先确认开关、触点动作正常，才能进行连锁试验。 6.2.4对进口可转导叶、防喘放气阀、速比/截止阀、燃料控制阀、汽轮机各主汽门、调门等应进行活 动试验和开度行程标定，并检查燃气轮机的燃料控制阀的严密性。 6.2.5机组大、小修或检修液压油系统后，应化验液压油，品质合格，方可进行进口可转导叶、燃料 截止阀、燃料控制阀、汽轮机各主汽门、调门活动等试验。

6.3.1余热锅炉大、小修后或局部受热面检修后， 应进行常规水压试验，试验压力应等于汽包工作压 力。余热锅炉的定期超水压试验应按照国家有关蒸汽锅炉安全技术监察规程的规定执行。

.2余热锅炉进水前后应检查锅炉的膨胀指示器，并确认指示正常，进水过程中应检查管系和 无泄漏。 .3机组启动前应检查并投入所有的压力表、压力变送器、就地水位计、差压水位计、电接点 温度计、流量计等热工仪表。

6.4报警连锁信号试验

6.4.1机组大修后或信号回路更改后应进行报警、连锁信号试验。 6.4.2有条件时应通过提高或降低实际温度、压力、液位的方法进行试验。 6.4.3应进行泵一阀连锁和泵一泵连锁试验，若不具备实际连锁试验条件，应采用信号发生器或辅机 开关处于试验状态下进行试验。

6.5机组检修后的试验

6.5.1在机组大、中修后应进行主设备跳机保护及主设备间连锁保护等试验。 6.5.2紧急停机按钮试验、发电机故障联跳保护试验等，应检查有关声光信号，确认动作正确。 6.5.3机组大修后应进行机组超速试验、热力性能试验。

7.1启动前应具备的条件

7.1.1检查机组的各系

1 检套机组的各系统应具备下列茶件： a 机组的各系统及设备完好，阀门位置正确； 各动力电源、操作电源、信号电源投入： 各热工仪表信号及电气仪表信号指示正确： d） 循环水系统投运并正常，投用必要的冷却水系统，参数应正常： e） 投入仪用空气系统，检查压力在正常范围内： f) 机组的润滑油、液压油、顶轴油、密封油等油系统工作正常，油质、油压、油温合格，轴承 的回油正常； g 机组连续盘车，冷态启动点火前，·一般应连续盘车6h以上； h) 检查主轴偏心度指示，要求稳定45min，不超出原始值0.02mm； i） 机组的保护和自动装置动作正确并已投入； j） 检查控制系统各控制柜，确认控制系统工作正常，控制系统连续正常工作24h以上； k） 主变已处运行状态； 1） 励磁系统和变频启动系统处于热备用状态； m） 发电机本体及发电机开关在热备用状态； 发电机机内氢气压力和纯度正常； 锅炉汽包水位符合要求，在进水时必须严格控制汽包.上、下壁温差不大于55℃； P 检查变频启动装置，确认其无报警或跳闸信号； 执行主复位，消除闭锁报警。 2 投用辅助蒸汽系统和轴封系统： a）严禁向静止的转子供轴封汽，以免转子产生热弯曲： b）轴封供汽温度与转子轴封区金属表面温度应匹配，不应超出设备规范要求，一般温差应小于 110℃，过热度不低于50℃。 .3启动真空泵，建立凝汽器真空。汽轮机轴封未送汽前，凝汽器不应抽真空。冷态启动时，设备 范有规定的，应先抽真空再送轴封。 4 确认旁路系统阀门状态正确，自动、连锁、保护正常且在投入状态。 5实成下列机组启动新多顶试验

1 检查机组的各系统应具备下列条件： a 机组的各系统及设备完好，阀门位置正确； b) 各动力电源、操作电源、信号电源投入： C） 各热工仪表信号及电气仪表信号指示正确： 循环水系统投运并正常，投用必要的冷却水系统，参数应正常： e) 投入仪用空气系统，检查压力在正常范围内： f 机组的润滑油、液压油、顶轴油、密封油等油系统工作正常，油质、油压、油温合格，轴 的向油正常； g 机组连续盘车，冷态启动点火前，·一般应连续盘车6h以上； h) 检查主轴偏心度指示，要求稳定45min，不超出原始值0.02mm； i) 机组的保护和自动装置动作正确并已投入； j） 检查控制系统各控制柜，确认控制系统工作正常，控制系统连续正常工作24h以上； k 主变已处运行状态； 1) 励磁系统和变频启动系统处于热备用状态； m） 发电机本体及发电机开关在热备用状态； n） 发电机机内氢气压力和纯度正常； 锅炉汽包水位符合要求，在进水时必须严格控制汽包.上、下壁温差不大于55℃； P 检查变频启动装置，确认其无报警或跳闸信号； 执行主复位，消除闭锁报警。 2 投用辅助蒸汽系统和轴封系统： a）严禁向静止的转子供轴封汽，以免转子产生热弯曲： b）轴封供汽温度与转子轴封区金属表面温度应匹配，不应超出设备规范要求，一般温差应小 110℃，过热度不低于50℃。 .3启动真空泵，建立凝汽器真空。汽轮机轴封未送汽前，凝汽器不应抽真空。冷态启动时，设 范有规定的，应先抽真空再送轴封。 .4确认旁路系统阀门状态正确，自动、连锁、保护正常且在投入状态。 5完成下列机组启动前各项试验

7.1.2投用辅助蒸汽系统和轴封系统

a）机组手动紧急停机试验； b）润滑密封油泵自启试验： 直流润滑油泵、直流密封油泵启动试验； d) 液压油泵自启试验； e）离线电子跳闸装置试验。 6下列情况不应启动： a）转速、轴向位移、润滑油压力、轴瓦金属温度、轮间温度、排气温度、汽包水位、主蒸汽温 度、主蒸汽压力、轴系振动等重要参数有一项以上仪表失灵或无法正常监视； 燃料系统泄漏、燃料控制阀系统有内漏和外漏、燃料系统控制阀动作不灵活； c） 压气机进口可转导叶系统动作不灵活： d) 防喘放气系统故障或动作不灵活； e 同轴汽轮机的高压、中压汽门动作不灵活； f 紧急停机指令执行不可靠； g 转子偏心度大于0.05mm、机组在盘车中有摩擦声； h）润滑油系统泄漏； i 机组超速保护失灵或其他任一跳机保护失灵； j） 机组保安电源故障或不可靠； k） 冷却水流通不畅； 1） 机组跳机未查出原因； m） 发电机漏氢导致氢气压力下降过快、车间空间整体或局部危险气体浓度高； n） 机组启动前试验未合格。

a）机组手动紧急停机试验； b) 润滑密封油泵自启试验： 直流润滑油泵、直流密封油泵启动试验； 液压油泵自启试验； e) 离线电子跳闸装置试验。

a）机组手动紧急停机试验； 润滑密封油泵自启试验： c) 直流润滑油泵、直流密封油泵启动试验； d) 液压油泵自启试验； e) 离线电子跳闸装置试验。

7.1.6下列情况不应启动：

7.2.1机组启动时，高压缸进汽室上壁温度小于204℃，为冷态启动；启动时间需190min左右。 7.2.2机组启动时，高压缸进汽室上壁温度大于等于204℃且小于等于371℃，为温态启动；启动时间 需140min左右。 7.2.3机组启动时，高压缸进汽室上壁温度大于371℃，为热态启动；启动时问需70min左右。 7.2.4机组停机在1h内的启动定义为极热态肩动，启动时间60min。

7.3.1冷态启动前应对主辅设备及相关系统进行全面检查，应具备启动条件。 7.3.2在操作员站上检查辅机系统、余热锅炉系统、燃气轮机系统、汽轮机系统和电气各系统的启动 准备条件，应符合要求。

7.3.2在操作员站上检查辅机系统、余热锅炉系统、燃气轮机系统、汽轮机系统和电气各系统的启动 准备条件，应符合要求。 7.3.3在控制界面上发出启动命令，机组按启动程序执行至额定转速。 7.3.4机组达额定转速后应全面检查各系统无异常，各辅助设备应正常运转；各运行参数无异常后可 进行同期并网，机组带旋转备用负荷运行。 7.3.5适时投用燃料加热器，天然气温度符合要求后投用金属温度匹配，自动将余热锅炉主蒸汽参数 控制到设备规范要求。 7.3.6汽轮机的热应力控制方式应符合设备规范要求。 7.3.7蒸汽品质符合DL/T561及设备规范要求后，开始汽轮机进汽程序。 7.3.8汽轮机进汽完成后应按启动曲线加负荷。

机组停机后再启动，停机间隔时间和缸温 温符合设备规范规定的热（温）态后动工况时，应选 态启动模式。 热（温）态启动前也应对主辅设备及相关系统进行全面检查，应具备运行的条件

7.4.3每次启动前记录汽轮机高、中压汽缸温度，上、下缸温差应不超过50℃。记录锅炉汽包压力和 水位。 7.4.4检查循环水系统是否正常运行，若停机后循环水系统已停运的，应先投用循环水系统后再送轴 封汽，建立凝汽器真空。轴封供汽温度与转子轴封区金属表面温度应匹配。 7.4.5在操作员站上检查辅机系统、余热锅炉系统、燃气轮机系统、汽轮机系统和电气各系统的启动 准备条件，应符合要求。 7.4.6在控制界面上发出启动命令，机组按启动程序执行至额定转速，适时投用燃料性能加热器。 7.4.7机组达额定转速后，应检查机组的各运行参数，各系统工作无异常后同期并网。 7.4.8并网后带旋转备用负荷，并进行金属温度匹配等操作。 7.4.9选择设备规范要求的汽轮机的热应力控制方式。 7.4.10 蒸汽参数和品质符合DL/T561和设备规范的要求后，开始汽轮机进汽程序。 7.4.11在汽轮机进汽完成后应按启动曲线加负荷。

7.5启动中的注意事项

7.5.1机组在升速过程中应检查

照正常运行控制参数的限额规定，监视机组主要参数及其变化值应不超限。特别是控制主蒸 蒸汽的温度在允许的偏差范围内。 照规定内容进行设备的定期巡回检查和维护。

8.1.2按照规定内容进行设备的定期巡回检查和维护。

8.1.3定时分析机组的运行参数。应综合考患环保、安全及经济性、可靠性，使机组运行在合理的负 荷区域，避免出现低效率及烟气排放超标的工况。 8.1.4控制燃料的压力在许可的范围内。 8.1.5机组控制系统中设定的加、减负荷速率应符合设备规范的要求，在运行过程中加、减负荷的速 率不应超限。 8.1.6参照GB/T11348.4和GB/T6075.4的规定对燃气轮机的振动进行测量、监视和分析；参照 GB/T11348.2和GB/T6075.2的规定对汽轮机和发电机的振动进行测量、监视和分析

在机组运行中，应监视但不限于以下内容： a）燃气轮机和汽轮机的振动，定期测量和分析各轴承的振动情况，确认振动数值符合设备规 的要求： b） 燃料调节装置指示正常，确认各阀门无泄漏，燃料的压力、温度和流堆应正常： c）燃气轮机排气温度及排气温度分散度以及轮间温度应无异常； d）燃气轮机各辅助系统设备运行正常，仪表指示正常，无异常报警； e）水洗系统的所有排污阀无泄漏： f) 轴承润滑冷却系统运行正常，确认轴承的油温和瓦温无异常； 液压油系统及相关的加热、冷却、过滤系统运行正常： h 发电机的氢温、氢压、氢气纯度、绕组和铁芯温度正常，无异常报警； 汽轮机主蒸汽的温度、压力、流量和汽轮机的轴封压力，凝汽器真空，排汽温度等参数正常； 1 在加、减负荷时，要注意燃气轮机的排气温度变化对汽轮机蒸汽参数的影响： 发电机的电流、电压和励磁电流、电压参数应正常： 余热锅炉汽包的压力、水位、金属温度、锅炉烟温、锅炉给水流量等参数正常； m）机组的冷却水系统运行正常： n）在机组的报警页面对出现的报警应及时分析和处理； 0） 油、水、汽、气的品质符合标准； P 其他参数有无异常和报警。

8.3.1应按规定定期进行在线超速试验、真空严密性试验、油泵在线低压力自启动试验、阀门活动试 验、锅炉安全门试验等工作。 8.3.2应按规定进行油泵、水泵、风机、空压机、冷干机等设备的切换工作。 8.3.3应按规定进行机组冷却系统过滤器、燃料系统的气（油）水分离器、控制气滤网等定期排污或 清扫工作。

9.1.1检查设备的自动操作系统工作正常。 9.1.2开始停机操作，机组负荷逐渐下降，监视各装置动作正确。 9.1.3机组负荷到零后，逆功率动作解列。注意机组解列时的逆功率值应在正常范围。 9.1.4检查解列至熄火的时间和对应转速是否正常，监视机组真空及熄火后机组的惰走情况是否正 常。转速惰走到零后，盘车装置应投入运行。 9.1.5停机底注意汽轮机低压缸温度，防止超温

2.1机组停机转子静止后，盘车装置应立即投入运行。燃气轮机的最高轮间温度和汽轮机高压缸缸

DL/T 384 2010

温均低于相应的规定值才能停盘车。 9.2.2停盘车后应继续监视燃气轮机轮间温度和汽轮机的.上下缸温度，防止汽缸进水或冷蒸汽、冷空 进入等异常情况发生。 9.2.3盘车时发现转子偏心度大，或者有清晰的金属摩擦声，应立即停止连续盘车，应改为180°间断 盘车。迅速查明原因并消除，待偏心度恢复正常后再投入连续盘车。 9.2.4盘车发生故障时应及时消除，并手动180°间断盘车。手动盘车至燃气轮机的轮间和汽轮机汽缸 温度符合设备规范的要求方能停止。 9.2.5当动、静部分卡涩时，严禁强行盘车或启动机组。建议在机组缸温下降后手动试盘，并采取校 正轴系措施。当措施无效时，机组应转入检修状态。

机组在 发生下列任一情况时，应手按紧急停机按钮紧急解列停机，使机组主保护动作、燃气辑 开发电机开关，必要时应同时破坏汽轮机真空： a 机组运行中任一只轴承油压下降至极限值或断油、冒烟； 机组转动部件有明显的金属撞击声，机组振动突然明显增大0.05mm以上； 机组发生喘振： 润滑油系统大量泄漏： e） 润滑油系统着火，H不能很快扑灭，严重威胁机组安全运行； 燃料系统的管路爆管或法兰大量泄漏，严重影响安全； g 燃料系统起火，不能及时扑灭： h） 发电机售烟： i） 发电机出线套管、分相封闭母线、开关或避雷器爆炸； 发电机电压互感器或电流互感器胃烟或冒火； k） 发生的故障可能严重危及人身设备安全的情况； 1） 同轴的汽轮机发生水冲街； m） 氢冷发电机发生大量漏氢，机内氢压力突降，或车间内氢气浓度突升； n） 汽轮机轴封冒火花： 0） 各主要蒸汽管道或给水管道破裂，危及机组安全； p）其他重大设备缺陷，严重影响到机组的安全运行； q）机组运行异常，主保护应动作但未动作的。 发生下列情况时若机组未自动停机，应快速减负荷，机组按正常停机程序完成停机操作 机组轴振达到停机值； 发电机绕组温度高，达到停机值； c 燃料温度超限，达到停机值； d) 速比/截止阀或控制阀故障，无法维持正常运行； 燃料供应压力无法维持，达到停机条件； f) 燃料吹扫系统故障，达到停机条件： 防喘放气阀故障，无法维持正常运行； h） 燃气轮机的主要辅机故障，无法维持正常运行； 燃气轮机排气端轴承隧道温度高，达到停机值： j） 润滑油温度高，达到停机值； k） 发电机漏氢，压力下降较快，或发电机氢气纯度不合格，达到停机值：

1） 主蒸汽温度过高或过低，或者主蒸汽温度1min内突降50℃，或两侧偏差超过50℃，或过热 度低于50℃： m） 锅炉汽包水位高报警或低报警并有超限趋势； n） 主蒸汽压力过高，压力排放阀长时间动作； 0） 保安电源失去： P） 汽轮机无蒸汽运行1min或排汽缸温度超过107℃； q 燃气轮机的燃烧模式不能正常切换，严重影响燃烧系统和烟气排放指标； 车间内检测到危险气体浓度超过规定值： S) 机组的消防系统故障； t) 机组失去热控仪表电源，30min内未能恢复： 其他威胁机组安全运行的缺陷，

度低于50℃； m） 锅炉汽包水位高报警或低报警并有超限趋势： n 主蒸汽压力过高，压力排放阀长时间动作； 0） 保安电源失去： P） 汽轮机无蒸汽运行1min或排汽缸温度超过107℃； q 燃气轮机的燃烧模式不能正常切换，严重影响燃烧系统和烟气排放指标； ） 车间内检测到危险气体浓度超过规定值； S） 机组的消防系统故障； t) 机组失去热控仪表电源，30min内未能恢复： u： 其他威胁机组安全运行的缺陷。 3.4出现下列情况，机组控制系统发令自动减负荷时，应及时消除触发因素，并监视机组保护动作 运行情况是否正常。若无法消除触发的因素，可允许机组自动按程序停机： 燃机排气超温。 b）大 燃料压力低。 燃料温度高。 d) 压气机进气滤网差压大。 蒸汽参数限制，不充许加负荷。 机组并网后出现压气机防喘放气阀位置故障。 机组并网后，排气框架冷却风机故障。 燃料色谱分析仪故障或燃料热值、密度变化造成韦伯指数突变。 i) 主蒸汽进汽温度或再热蒸汽进汽温度已超过最大温度限值，自动快速减负荷（RUNBACK） 至全速空载。 1 再热汽冷端汽温超过规定I值，汽轮机减负荷：超过规定IⅡI值，汽轮机主汽门关闭，同时炫 气轮机自动快速减负荷（RUNBACK）至全速空载。 k） 汽轮机快速减负荷（RUNBACK）。 4停机注意事项 4.1手动紧急停机后检查机组解列、燃气轮机熄火、燃料供应切断、机组转速下降等过程和参数是 正常。 4.2事故停机过程中应着重监视燃气轮机排气温度、轮间温度、润滑油回油温度、轴承振动，注意 几组各缸体内有无摩擦声。 4.3事故停机后应保证直流电源供给，以满足控制系统等要求。 4.4保证冷却水继续工作，压力正常。 4.5压气机进口可转导叶在关闭位置，燃烧室确已熄火。 4.6保证润滑油泵或直流润滑油泵、密封油泵投入工作，压力正常，保证顶轴油泵正常投入，机组 专速到零，检查盘车装置是否正常运行。 4.7若机组轴系故障引发的跳机事故，转速到零后，未对旋转部件进行检查之前不允许盘车。 4.8若机组因火灾保护跳机，在二氧化碳释放期间严禁人员进入机组各轮机间内，并应保持机组客 公机间门关闭，通风风机应在停止状态。 4.9机组保护动作而遮断停机后，再次启动之前应确认是否为误动作。如为误动作，应采取相应措 施，避免再次出现误动。 .4.10紧急停机时，应先消除音响，保留或记录报警信息，在未查明原因、排除故障前，不应消除邦

9.4停机注意事项 9.4.1手动紧急停机后检查机组解列、燃气轮机熄火、燃料供应切断、机组转速下降等过程和参数是 否正常。 9.4.2事故停机过程中应着重监视燃气轮机排气温度、轮间温度、润滑油回油温度、轴承振动，注意 机组各缸体内有无摩擦声。 9.4.3事故停机后应保证直流电源供给，以满足控制系统等要求。 9.4.4保证冷却水继续工作，压力正常。 9.4.5压气机进口可转导叶在关闭位置，燃烧室确已熄火。 9.4.6保证润滑油泵或直流润滑油泵、密封油泵投入工作，压力正常，保证项轴油泵正常投入，机组 转速到零，检查盘车装置是否正常运行。 9.4.7若机组轴系故障引发的跳机事故，转速到零后，未对旋转部件进行检查之前不允许盘车。 9.4.8若机组因火灾保护跳机，在二氧化碳释放期间严禁人员进入机组各轮机间内，并应保持机组各 轮机间门关闭，通风风机应在停止状态。 9.4.9机组保护动作而遮断停机后，再次启动之前应确认是否为误动作。如为误动作，应采取相应措 施，避免再次出现误动。 9.4.10紧急停机时，应先消除音响，保留或记录报警信息，在未查明原因、排除故障前，不应消除报 整历史信息和重新启动机组

9.5.1机组盘车正常。 9.5.2机组的润滑油系统工作正常，油压正常，机组轴承油温正常。 9.5.3冷却水系统工作正常，油温调节正常。 9.5.4无危险气体泄漏。 9.5.5发电机的氢气压力和浓度应符合要求。 9.5.6汽轮机的缸温、排汽温度及热井水位变化正常。 9.5.7余热锅炉的汽包压力和水位变化正常。 9.6停机后的保养 9.6.1机组在停机后，若在一周内不重新启机的，应根据停役时间的长短，根据设备技术资料中的要 求，采用相应的保养方法，制定合适的保养措施，经批准后实施。 9.6.2余热锅炉、汽轮机、管道、油系统及其他辅机系统的保养方法及保养效果的监督应遵守DL/T

9.5.1机组盘车正常

9.6.1机组在停机后，若在一周内不重新启机的，应根据停役时间的长短，根据设备技术资料中的要 求，采用相应的保养方法，制定合适的保养措施，经批准后实施， 9.6.2余热锅炉、汽轮机、管道、油系统及其他辅机系统的保养方法及保养效果的监督应遵守DL/ 956的相关规定，同时也应满足设备技术资料的规定。 9.6.3燃气轮机本体可以采用干燥空气保养法或采取设备技术资料中规定的其他保养方法

10.1事故发生时的处理原则

1.1根据报警信号、仪表显示和设备异常现象判定事故范围。 1.2在事故导致保护动作停机时，注意监视停机过程，及时采取措施，防止事故扩大。 1.3机组外围设施发生可能影响机组运行的重大事件，应立即采取措施，防止事故扩大。 1.4凡涉及对电网运行有重大影响的操作，应得到电网值班调度员指令或许可后执行。

10.2机组轴系振动异常处理措施

a）按正常程序启动燃气轮机时，由于升速较慢引起振动偏高，应检查处理升速较慢的原因： b） 由于压气机喘振引起的振动，应分析压气机喘振的原因并确认压气机设备完好； c 转子临时性弯曲，盘车时转子偏心度超标，应延长盘车时间，至偏心度小于规定值并稳定 45min以.上，防止因偏心引起振动偏大； d） 转子存在动不平衡引起的振动偏高，必须对转子进行动平衡校验来消除； e） 机组悄走时间偏短且振动偏大，应检查轴承及动静部件

10.3防止机组轴系弯曲措施

a）停机时应确认盘车投入正常。连续盘车直到燃气轮机的最高轮间温度在规定值以下，汽轮机 高压缸缸温同时低于规定值才能停盘车。 b） 若盘车故障，必须手动盘车至燃气轮机轮间温度和汽轮机缸温度符合设备规范的要求。 c） 不应强制打开轮机间门或风机进行快速冷却。 d 保持润滑油系统运行正常，防止轴承金属温度超过轴瓦合金的承受温度。 e） 防止汽轮机内进水或进冷蒸汽。

10.4防止燃气轮机超速措施

10.4.1机组运行时各种超速保护均应投入运行，防止在无保护的情况下运行。 10.4.2在燃气轮机启动至全速空载或停机解列时，应严密监视机组转速在额定范围之内，防止转速控 制系统异常而超速。 10.4.3按期进行离线/在线超速试验、阀门活动试验、燃料控制阀严密性等试验，确保试验数据符合 设备规范要求。 10.4.4启动前必须进行手动紧急停机试验

10.5机组厂用电中断事故处理

.5.1机组运行中因厂用电故障全部中断时，可能造成： a）厂用电中断时，机组跳闸，负荷甩至零； b）无保安电源的全部交流电动机停止转动，电流表指示到零； c）直流润滑油泵、密封油泵自启动。 .5.2 机组厂用电中断后注意事项。 a 应立即确认机组跳闸保护动作正常，确认发电机主开关已断开： ） 确认高、中、低压主汽门，高中低压调门关闭； 确认燃料截止阀、速比阀和控制阀关闭； d） 确认防喘放气阀开启： 确认直流润滑油泵、密封油泵自启动： 应将全部停止的辅机电动机开关切至“停止”位置； 应立即关闭凝汽器水位调节门，同时关闭汽轮机高、中、低压蒸汽管路至凝汽器的疏水门， 减少热量进入凝汽器； h 应严密监视凝汽器水位的变化，若凝汽器水位升高至无法监视，应立即破坏凝汽器真空，开 启放水门放水至正常水位； i 确认保安电源正常及所供设备运行正常。 0.5.3厂用电中断后，根据情况除必须操作的项目外，一般维持设备原状。尽快查清厂用电中断的原 ，在故障消除后，立即恢复厂用电系统。 0.5.4厂用电恢复后辅机的启动程序按机组系统顺序予以恢复。

10.6辅机设备事故处理的一般原则

机故障跳闸后应立即检查备用辅机是否已自动投入，若未自投应立即手动干预。处理措施 设备规范的要求执行。在跳闸原因未查明、设备故障未消除前，严禁频繁试转。

7汽轮机、余热锅炉、发电机、热控系统的事

汽轮机系统的故障判断和处理可以参照同等级汽轮机运行规程的相关规定：余热锅炉系统的故障 判断和处理可以参照同等级锅炉运行规程的相关规定；发电机系统的故障判断和处理可以参照同等级 发电机规程相关规定：热控系统的故障判断和处理可以参照同类型热控系统规程的相关规定。

1.1压气机水洗分为离线水洗和在线水洗，水洗的水质必须符合设备规范的要求。 1.2压气机离线水洗的注意事项。 a) 洗涤剂和洗涤剂流量应符合设备规范的要求。 b) 压气机进气温度低于规定值时不能进行离线水洗。 c 压气机离线水洗时燃气轮机应充分冷却，最高轮间温度不应超过规定值。 d 压气机离线水洗时要加强对静态变频器、发电机转子、定子参数的监视，如有异常，应停止 水洗，查明原因后方可继续。 e) 在水洗中，必须完成完整的水洗程序，不应中途退出水洗；若因故中途停止的，应重新开始 执行完整的水洗程序。 1.3压气机离线水洗操作。 a) 做好水洗隔离措施； b） 水洗模块恢复备用，检查机组满足水洗启动要求； c 利用水洗模块的热水对水洗管道暖管：

d）压气机预洗； e）压气机洗涤和液泡： f) 压气机漂洗； g） 确认漂洗完成后，投入盘车30min，拆除相关管道上的低点疏水封堵法兰； h） 选择冷拖运行1h，检查天然气各进气环管低点疏水口及水洗排污口已完全干燥后，燃气轮机 停机； 进行水洗隔离后的阀门状态恢复和装复相关管道.上的低点疏水封堵法兰； 24h内启动燃气轮机至全速空载烘干5min，并检查各系统无异常后并网带负荷，也可以全速 空载1h后停机。 .4压气机的自动在线水洗的注意事项。 a 压气机的自动在线水洗仅适用于设备规范许可的机组。 b 压气机在线水洗时，机组应运行在接近基本负荷工况下，严禁机组进入尖峰负荷，也不能停机。 在线水洗一般不使用洗涤剂，其水质、水温应符合设备规范要求。 d）在线水洗时压气机的进气温度，应高于规定值。当投入进气抽气加热系统工作时，不能进行 在线水洗，也不能为了立即进行在线水洗，而强制切断进气抽气加热系统。 1.5压气机的自动在线水洗操作。 a）自动在线水洗条件，应符合设备规范要求； 启动在线水洗； ） 在线水洗时，应检查机组情况，确定是否需要人为中止在线水洗； 机组回创到正常运行状态

11.2.1离线超速试验

a）在机组安装或大修后初次启动、超速跳闸系统组件更换或检修后、停机1个月后再启动、机 组进行甩负荷试验前，应进行离线超速试验。 6 试验前机组在25%额定容量以上已运行至少4h，并确认调速系统工作正常，试验手动停机功 能正常。试验时机组必须在全速空载及防喘放气阀、进气加热控制阀和进可转导叶全开工 况下稳定运行45min。 ） 试验中实际转速超过限值时，机组跳机。 d 试验结束后，应恢复所有强制的信号和设定值。

11.2.2在线超速试验

11.2.2.1对装有主（副）超速跳闸系统机组，应定期进行在线超速试验。 11.2.2.2按下列步骤完成该试验：

11.2.2.1对装有主（副）超速跳闸系统机组，应定期进行在线超速试验。

a）机组必须在全速坡小负荷工况下运行 b）在控制系统界面上选择在线超速试验； ）试验完成后进行复位。

a）机组必须在全速最小负荷工况下运行： b）在控制系统界面上选择在线超速试验； Cc）试验完成后进行复位。

11.3汽轮机主汽门活动试验

11.4电子跳闸装置试

[11.4.1离线试验

机组启动前必须完成电子跳闸装置的离线试验。若电子跳闸装置或其他的跳闸系统部件动 有故障，在问题得到处理前不应启动机组，

缸机组pvc标准，每周应进行一次电子跳闸装置的在线试

附录A （资料性附录） S109FA设备技术规范

表A.1整机主要技术规范

表A.3余热锅炉技术规范

表A.4汽轮机技术规范

表A.5发电机技术规范

表A.6气体燃料系统

表A.7燃料气技术规范

建筑造价、预算、定额DL/T384—2010B.2S109FA单轴机组热态启动曲线（停机后8h内启动）见图B.2。650120(℃)(%)540100430320602104010020015253035404550556065时闻(min)图B.2S109FA单轴机组热态启动曲线（停机后8h内启动）B.3S109FA单轴机组停机曲线见图B.3。100/(%)/908070605040302010510152025303s时间(min)图B.3S109FA单轴机组停机曲线19