DL／T 384-2020标准规范下载简介
DL／T 384-2020 9FA燃气-蒸汽联合循环机组运行规程.pdfICS 27.100 CCS F23
10.2 机组轴系振动异常处理原 10.3 机组厂用电中断事故处理原则 10.4 防止燃烧故障措施 10.5 防止机组轴系弯曲措施.. 10.6 防止燃气轮机超速措施， 10.7 防止燃气轮机燃气系统泄漏爆炸事故措施· 10.8 辅机设备事故处理的一般原则.. 15 10.9 汽轮机、余热锅炉、发电机、热控系统的事故处理原则. 机组的特殊操作· 压气机水洗· 11.2 超速试验· 11.3 汽轮机主汽门活动试验· 11.4 电子跳闸装置试验 附录A（资料性）S109FA设备技术规范 18 附录B（资料性） S109FA机组典型启停曲线
本文件按照GB/T1.1一2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规 定起草。 本文件的附录A、附录B为资料性附录。 本文件与DL/T384一2010相比，除编辑性修改外，主要技术变化如下： 在规范性引用文件清单中，更新了引用文件： 修改了紧急停机的条件； 修改了离线超速试验要求； 增加了现场运行规程应包括的内容； 增加了人员基本要求的内容； 增加了消防安全系统的内容： 增加了余热锅炉检查的内容； 增加了机组检修后试验的内容； 增加了启动前应具备的条件； 增加了不应启动的条件； 增加了启动中注意的事项； 增加了机组运行中监视的内容； 增加了紧急停机的条件； 增加了停机注意的事项： 增加了防止燃烧故障的措施； 增加了防止燃气轮机超速的措施： 一增加了防止燃气轮机燃气系统泄漏爆炸事故的措施。 本文件由中国电力企业联合会提出。 本文件由电力行业联合循环发电标准化技术委员会（DL/TC41）归口。 本文件起草单位：中国华电集团杭州华电半山发电有限公司。 本文件主要起草人：金建荣、吴凡、陈良辰、郑迎九、董艳芳、潘勇进、孙祖康。 本文件2010年首次发布，本次为第一次修订。本文件自实施之日起代替DL/T384一2010。 本文件在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心（北京市白广路二 条一号，100761）。
GB/T15135界定的以及下列术语和定义适用于本文件。 3.1 透平排气框架turbineexhaustframe 用螺栓固定于燃气轮机透平缸后jtgt-h21-2011标准下载，由外缸和有辐向结构的内缸构成，内缸支撑着燃气轮机的2号 轴承。透平排气框架内部一般有冷却空气的通道。 3.2 燃气轮机烟气gasturbineexhaustgases 燃料和空气混合在燃烧室内燃烧的生成物、推动透平做功后的排气，由排气扩压段进入锅炉，经 锅炉吸收余热后排入大气。 3.3 自动快速减负荷runback 机组自动控制的一项功能。机组的某些参数异常有可能危及安全，但尚未达到需要紧急停机的程 度，控制系统自动发出减负荷指令，机组自动减到全速空载或旋转备用负荷等安全工况。 3.4 进口可转导叶全关/全开inletguidevanesclose/open 压气机的进口导叶关至设备技术规范中规定的最小值或开至设备技术规范中规定的最大值。本文
动控制的一项功能。机组的某些参数异常有可能危及安全，但尚未达到需要紧急停机的程 统自动发出减负荷指令，机组自动减到全速空载或旋转备用负荷等安全工况。
气机的进口导肝 小值或开至设备技术规范中规定的最大值。 所述的进口可转导叶角度指 角的夹用
4.1.1现场运行规程应结合现场的设备技术资料以及相关的法律法规、运行检修经验、安全工作规程 等的要求编制
4.1.2现场运行规程至少应包括以下内容
a）设备和系统的概述、技术规范及允许的参数限值； b）报誉清单； c）主、辅设备的启、停操作程序； d）机组的运行、日常维护和定期试验内容； e）辅机联锁、机组保护的项目和定值； f）设备和系统正常运行、停运时的巡回检查内容： g）联合循环机组启动和停运的操作程序； h）事故处理原则和程序等。
电厂运行人员应经过岗位培训，掌握如下相关知识并考试合格： a）联合循环发电设备和系统的工作原理、技术规范及基本结构； b）天然气、氢气、氨气、燃料油气等危险气体的基本特性：
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c）机组的启、停条件和相关保护内容； d）机组的各种状态信息、故障信号及故障类型： e）一般故障的判断原则和处理方法； f）工作票制度、操作票制度、交接班制度、巡回检查制度和设备定期切换试验制度的内容和 要求； g）振动测量仪、温度测量仪、危险气体检测仪器等常用检测仪器以及验电器、绝缘电阻表和万用 表等常用安全工器具的使用方法； h）消防管理规定及消防设备的作用和使用方法： i）必要的现场劳动保护设备的使用和急救手段
c）机组的启、停条件和相关保护内容； d）机组的各种状态信息、故障信号及故障类型： e）一般故障的判断原则和处理方法； f）工作票制度、操作票制度、交接班制度、巡回检查制度和设备定期切换试验制度的内容和 要求； g）振动测量仪、温度测量仪、危险气体检测仪器等常用检测仪器以及验电器、绝缘电阻表和万用 表等常用安全工器具的使用方法； h）消防管理规定及消防设备的作用和使用方法： i）必要的现场劳动保护设备的使用和急救手段，
5设备规范及主要技术性能
1电厂现场运行规程中应提供设备技术性能参数，设备基本技术性能参数见附录A。 2机组的启停特性。根据设备技术资料对机组冷、温、热态启动进行定义并分别提供启停 见附录B的图B.1~图B.3)。
5.3主要系统和设备的
机组应以防止人身伤害和设备损坏 置相应的机组跳闸保护，至少应包括以下内容： a）机组手动紧急停； b）燃气轮机排气温度高： c）燃气轮机排气温度分散度大； d）燃气轮机、汽轮机机组超速：
燃轮机烟气排放应符合GB/ 地方的环保法规规定的排放标准，机组 的噪声检测应符合GB/T14098的规定，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应符合国家、地方的消防法律法规规定，做好探测氢气、燃料气等危险气体的报警系统，以及 火灾消防报警系统的定期维护工作，定期检测及校验周期应符合GB50166相关规定。 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、火灾消防和报 警系统不正常的机组不允许启动运行。 5.5.3厂区内的消防水系统应工作正常，维持规定压力。电动消防泵及柴油消防泵定期启动试运正常。 5.5.4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，动火前测试工作 场所的危险气体浓度不超出规定，动火部位应做好安全防护，动火区域应做好安全监护
6.1辅机的检查和试验
运行人员按照工作票制度规定，详细了解设备的检修内容、异动情况、试运转要求和范围， 场检查确认检修工作已结束，具备试运转条件，相关系统已投入或正常备用。
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6.1.2辅机试运转前应检查各转动机械，能盘动的辅机应试盘联轴器若干圈，确认转动灵活；轴承油 位正常，油质良好；冷却水阀开启；操作开关、联锁开关均在停用位置；开启仪表一次阀，确认各表 计完整齐全；仪表信号及保护电源正常。 6.1.3确认辅机电动机接线及外壳接地线完整，检查绕组绝缘合格。待试运转前检查工作全部结束， 联系送电试运转，注意电动机的转向正确。 6.1.4按规定对机组的润滑油和液压油进行取样分析检查，润滑油质应符合ASTMD4378和ASTM D4304的要求，润滑油的维护管理应按GB/T7596标准执行；液压油油质、运行监督及维护管理应按 DL/T571和GB/T11118.1标准执行；并同时符合设备规范要求。 6.1.5发电机冷却用氢气的湿度应符合DL/T651的技术要求，氢气的纯度应符合DL/T1164的技术要 求，氢气的严密性应符合DL/T607的技术要求，以上各项指标同时应符合设备规范要求。 6.1.6各项试验及试运转应有相关记录，对发现的问题应及时处理。
6.2电动阀、控制阀校验及试验
6.2.1电动阀和控制阀的电源、控制气源应正常。应会同相关专业检修人员对检修后的电动阀和控制 阀进行试验，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可远控和近控的电动阀、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，有联锁的电动阀、控制阀、挡板，应先确认开关、触点动作正常，才能进行联锁试验。 6.2.4对进口可转导叶、防喘放气阀、燃料截止阀、燃料速比阀、燃料控制阀、汽轮机各主汽门、汽 轮机各调节阀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，油质合格，方可进行进口可转导叶、燃料 截止阀、燃料速比阀、燃料控制阀、汽轮机各主汽门、汽轮机各调节阀活动等试验。
6.3.1余热锅炉水压试验按照DL/T1751的规定执行。 6.3.2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。管道支吊架应完整、牢固，整 体保温完整。进水过程中应检查管系和阀门有无泄漏。进水完成后检查汽包就地水位计指示正常并与 DCS水位变送器数值校对。 6.3.3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、电接点水位 计、温度计、流量计等热工仪表。 6.3.4检查汽水取样装置及仪表应正常，具备投用条件。 6.3.5对于设置烟气脱硝装置的余热锅炉，应检查脱硝系统的设备满足投运要求。
6.4报警、联锁信号试验
6.5机组检修后的试验
组大、中修后应进行主设备跳闸保护及主设备门间
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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、中修后应进行发电机气密性、厂用电切换以及电气系统相关试验，并确认结果正常。 6.5.4机组大、中修后应进行余热锅炉安全门动作试验。 6.5.5燃气轮机进行燃烧系统的检修，更换全部或部分燃烧器的机组，必须重新进行燃烧调整。 6.5.6机组大修后应进行阀门严密性试验、主汽门关闭速度试验、超速试验、涉网相关试验、热力性 能试验。 6.5.7对新投产机组或燃气轮机、汽轮机调节系统经重大改造后的机组应进行甩负荷试验。
根据设备制造商提供的技术资料定义机组的冷态、温态、热态、极热态等启动状态，并按照推 过间进行。
7.2启动前应具备的条件
检查机组的各系统具备下列条件： a）机组的各系统及设备完好，管道无泄漏，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借号指示正确： d）循环水、凝结水系统投运并正常，投用必要的冷却水系统，参数应正常； e）投入仪用空气系统，检查压力及露点温度在正常范围内； f 机组的润滑油、液压油、顶轴油、密封油等油系统工作正常，油质合格，油压、油温等参数在 规定范围内，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（若有），要求稳定45min，不超过制造商的规定值或原始值的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）主变压器已处运行状态； 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： o）余热锅炉给水系统投运正常、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超 过制造商给定值或不大于50℃； p）执行主复位，检查确认操作员站无影响机组启动的闭锁或报警； q）消防火灾保护系统正常，并已投入； I）烟气在线监测系统已正常投入。
检查机组的各系统具备下列条件： a）机组的各系统及设备完好，管道无泄漏，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号指示正确： d）循环水、凝结水系统投运并正常，投用必要的冷却水系统，参数应正常； e）投入仪用空气系统，检查压力及露点温度在正常范围内； f 机组的润滑油、液压油、顶轴油、密封油等油系统工作正常，油质合格，油压、油温等参数在 规定范围内，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（若有），要求稳定45min，不超过制造商的规定值或原始值的0.02mm； i） 机组的保护和自动装置动作正确并已投入； 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）主变压器已处运行状态； 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； o）余热锅炉给水系统投运正常、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超 过制造商给定值或不大于50℃； p）执行主复位，检查确认操作员站无影响机组启动的闭锁或报警； q）消防火灾保护系统正常，并已投入； I）烟气在线监测系统已正常投入。 投用辅助蒸汽系统和轴封系统：
7.2.2投用辅助蒸汽系统和轴封系统：
a）严禁向静止的转子提供轴封汽，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。热态启动时，汽轮机轴封未送汽前，凝汽器不应抽真空。冷态启 时，设备规范有规定的，应先抽真空再送轴封。 .4确认旁路系统阀门状态正确，自动、联锁、保护正常且在投入状态。
7.2.5完成下列机组启动前各项试验：
a）机组手动紧急停机试验； b）润滑（密封）油泵自启试验； c）直流润滑油泵、直流密封油泵自启试验： d）液压油泵自启试验； e）离线电子跳闻装置试验
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b）润滑（密封）油泵自启试验； C）直流润滑油泵、直流密封油泵自启试验； d）液压油泵自启试验； e）离线电子跳闸装置试验。 下列情况不应启动： a）转速、轴向位移、胀差、液压油压力、润滑油压力、轴瓦金属温度、轮间温度、排气 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天 正常监视： b）燃料系统泄漏、燃料控制阀系统有内漏或外漏、燃料系统控制阀动作不灵活； c）任一火焰探测器或点火装置故障； d）压气机进口可转导叶系统动作不灵活； e）压气机进口滤网破损或压气机进气道可能存在残留物； f）防喘放气系统故障或动作不灵活： g）燃气轮机排气温度故障测点数大于等于1个； h）汽轮机的高压某医学高等专科学校校园绿化与景观工程施工组织设计，中压汽门动作不灵活： i）紧急停机指令执行不可靠； j）转子偏心度大于0.05mm、机组在盘车状态有明显的摩擦声； k）润滑油、液压油系统泄漏或油质不合格； 1）机组主保护故障； m）机组保安电源故障或不可靠； ）冷却水流通不畅： o）机组跳闸未查出原因； p）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： q）机组启动前试验未合格； I）发电机定子或转子绝缘不合格； s）二氧化碳灭火保护系统无法正常投运； t）停机后机组再次启动时间间隔未满足制造商要求。
.2.6下列情况不应启动
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在操作员站上检查燃气轮机系统、汽轮机系统、余热锅炉系统、辅机系统和电气各系统的启动 推备条件，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/T1717及设备规范要求后，开始汽轮机进汽程序。 738汽轮机进汽完成后应按启动曲线加负荷。
7.4.1机组停机后再启动，停机间隔时间和缸温符合设备规范规定的热（温）态启动工况时通风与空调施工质量验收规范培训学习，72页word版可下载.pdf，应选热 （温）态启动模式。 7.4.2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，上下缸温差不应超过50℃。 7.4.4记录余热锅炉汽包压力和水位。 7.4.5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。 7.4.6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。 7.4.7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。 7.4.8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。 7.4.9机组并网后带旋转备用负荷，并进行金属温度匹配等操作。 7.4.10选择设备规范要求的汽轮机的热应力控制方式。 7.4.11 蒸汽参数和品质符合DL/T1717和设备规范的要求后，开始汽轮机进汽程序。 7.4.127 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
a）机组自动进行的试验是否成功； b）机组点火过程的持续时间是否正常： c 暖机时间是否正常； d）转速的上升是否符合要求； e）燃料管线的压力、燃料控制阀的动作是否正常： 巧 润滑油压力、流、轴承回油溢度、轴瓦金属温度、轴承振动、轴向位移是否正常； g）轴系过临界的振动变化情况； h）同轴汽轮机的冷却蒸汽是否正常； i）凝汽器真空、排汽温度是否正常； 辅助蒸汽的压力和温度是否正常，保证有足够的过热度。 7.5.2机组并网后注意检查轴承振动、轴瓦金属温度、监测参数的变化，检查励磁电流和电压、发电 机的电压和电流、发电机氢气压力和氢气温度等监测参数是否正常。 7.5.3机组在完成正常的启动程序后应全面检查各系统的运行情况。检查轴承的振动、轴瓦金属温 度、转子和汽轮机缸体膨胀，检查油系统压力和温度等，检查主变压器温度和油位以及电流、电压， 检查发电机的有功功率、无功功率，以及绕组温度，检查励磁电流、电压等监测参数在正常范围。 7.5.4在启动过程中，汽轮机排汽缸喷水减温装置应投自动，控制排汽缸温度不超过65℃。排汽缸温 度超过80℃时应查明原因，达到设备保护定值时机组保护动作跳闸。若保护拒动，则应手动停机。 7.5.5启动过程中检查汽水系统支吊架完好，管道能自由膨胀。 7.5.6注意燃气轮机加负荷速率和余热锅炉的减温水量，防止余热锅炉主蒸汽和再热蒸汽超温；加负 荷应按设备规范提供的温升速率。 7.5.7在汽轮机进汽过程和加负荷时应注意汽包水位的变化，防止因汽包水位过高或过低而引起机组 的跳闸；主、再热蒸汽管道疏水必须充分。 7.5.8启动过程中盘车装置若不能及时脱开，应立即停机。