GE6B燃气轮机联合循环规范流程

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1、1.1.1.1.1.2　Ⅰ大庆油田燃机电厂发布2013-05-30实施2013-05-01发布组运行规程Q/CNPC-DQ-RJ0002-2013代替Q/CNPC-DQ-RJ0002-2007Q/CNPC大庆油田燃机电厂企业标准ICSl1.1.1.1.1.1　目次目次I前言IV联合循环11主题内容12适用范围13设备规范13.1燃气轮机及附属设备规范13.1.1燃气轮机主要参数13.1.2压气机主要参数13.1.4透平主要参数13.1.5减速齿轮箱主要参数23.1.6轴承主要参数23.1.7润滑油系统主要参数23.1.8液压油系统33.1.9进口可转导系统设备代号、名

2、称及设定值（见表3）33.1.10跳闸油系统设备代号、名称及设定值（见表4）43.1.11冷却水系统43.1.12冷却与密封空气系统43.1.13气体燃料系统设备代号、名称及设定值（见表6）43.1.14启动系统设备代号及名称（见表7）53.1.15通风与加热系统设备代号、名称及设定值（见表8）53.1.16高压CO2灭火系统53.1.17进气与排气系统53.1.18燃气轮机附属电机代号、名称及设定值（见表10）63.1.19燃气轮机转速继电器代号、名称及设定值（见表11）63.1.20燃气轮机振动传感器代号、名称及设定值（见表12）63.2蒸汽轮机及附属设备规范73

3、.2.1蒸汽轮机主要参数（见表13）73.2.2凝汽系统设备规范73.3余热锅炉及附属设备规范83.3.1余热锅炉83.3.2循环水系统93.3.3给水系统93.3.4附件104联合循环机组的启动114.1机组启动规定114.1.1机组启动状态划分114.1.2机组的启动时间（见表26）：114.1.3严禁蒸汽轮机启动的条件12l1.1.1.1.1.1　4.1.4严禁燃气轮机启动的条件124.1.5严禁发电机启动的条件134.2机组启动前的检查及准备134.2.1公共系统启动前的检查和准备134.2.2燃气轮机启动前的检查和准备134.2.3余热锅炉启动前检查和准备1

4、44.2.4蒸汽轮机启动前检查和准备154.2.5电气系统启动前的检查和准备164.3机组启动174.3.1第一台燃气轮机启动174.3.2余热锅炉冷态启动194.3.3余热锅炉热态启动204.3.4一台燃机运行时蒸汽轮机冷态启动214.3.5一台燃机运行时蒸汽轮机热态启动244.3.6第二台燃气轮机及余热锅炉启动274.3.7两台余热锅炉并汽274.4联合循环启动注意事项284.5.1两台燃气轮机同时启动284.5.2#1、2余热锅炉冷态启动314.5.3余热锅炉温、热态启动324.5.4蒸汽轮机冷态启动334.5.5蒸汽轮机热态启动355联合循环机组的正常运行检查

5、385.1联合循环机组正常运行监视385.2联合循环机组定期巡视检查项目385.3联合循环机组手动紧急停机的条件396联合循环机组的停运396.1机组二拖一运行方式下滑参数停运396.1.1根据机组二拖一运行方式下停运一台燃气轮机396.1.2一拖一运行方式下滑参数停运操作416.2机组停机过程中的主意事项426.2.1燃气轮机停运过程中的注意事项426.2.2蒸汽轮机停运过程中的注意事项436.2.3滑参数停运过程中的注意事项436.2.4机组停运后的注意事项447联合循环机组的试验447.1启炉前的各种试验447.1.1热工、电气控制设备的各项试验的准备工作447

6、.1.3转机联动试验447.1.4事故按钮试验（转机在手动位置）447.1.5水位保护试验447.1.6水压试验457.1.7安全阀的校验457.2汽轮机设备试验467.2.1泵的启停试验46l1.1.1.1.1.1　7.2.2泵的事故按钮及联动试验467.2.3主汽门活动试验477.2.4主汽门、调速汽门严密性试验477.2.6超速试验477.2.7喷油试验487.2.8真空严密性试验487.2.9低油压保护试验487.2.10串轴保护试验497.3燃气轮机试验497.3.1燃气轮机超速跳闸试验497.3.2燃气轮机电子超速试验498事故处理498.1事故处理的原则

7、498.2汽机紧急停机条件508.3汽机故障停机条件508.4汽机紧急停机操作步骤508.5真空下降508.6发电机甩负荷518.7汽轮机水冲击528.7.1汽轮机水冲击的现象528.7.2汽轮机水冲击的处理措施528.8汽轮发电机组不正常的振动和异音528.9油系统工作失常528.10厂用电全停的处理538.11蒸汽参数偏离额定值的处理538.12运行给水泵跳闸而备用泵未联动的处理548.13空冷岛事故548.14水泵的事故处理548.15燃机的异常运行及事故处理（见表30）54l1.1.1.1.1.1　前言本规程按照GB/T1.1—2000给出的