DB37T 6095-2026 高压天然气场站余压发电建设和管理规范

ICS75.01037CCSP71山东省地方标准DB37/T60952026高压天然气场站余压发电建设和管理规范Specificationtheconstructionmanagementofresidualpressurepowergenerationathigh-pressurenaturalgasstations2026-10-12发布2026-11-12实施山东省市场监督管理局发布DB37/T6095—2026前言本文件按照GB/T1.1—《标准化工作导则第部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由山东省能源局提出并组织实施。本文件由山东省能源标准化技术委员会归口。限公司。跃、姜东坡、刘佳琦、苑馨予、吴庆龙、耿文明、宋金泉、冯明忠、满其明。IDB37/T6095—2026高压天然气场站余压发电建设和管理规范1范围与自动化系统、机组安装施工、运行与维护、安全与消防。本文件适用于新建、改（扩）建高压天然气场站余压发电建设与管理，其余天然气场站参照执行。2规范性引用文件文件。GB/T旋转电机定额与性能GB3096声环境质量标准GB/T（所有部分）爆炸性环境GB/T7353工业自动化仪表盘、柜、台、箱GB18613电动机能效限定值及能效等级GB/T20801（所有部分）压力管道规范GB/T42601.1第般要求GB50057建筑物防雷设计规范GB50058爆炸危险环境电力装置设计规范GB50160石油化工企业设计防火规范GB50169电气装置安装工程接地装置施工及验收规范GB50183石油天然气工程设计防火规范GB50217电力工程电缆设计标准GB50275风机、压缩机、泵安装工程施工及验收规范GB51102压缩天然气供应站设计规范SH3011石油化工工艺装置布置设计规范SY/T0460天然气净化装置设备与管道安装工程施工技术规范SY/T6885油气田及管道工程雷电防护设计规范SY/T7856天然气余压发电设计规范3术语和定义SY/T界定的以及下列术语和定义适用于本文件。3.1高压天然气场站High-PressureNaturalGasStation设计压力大于1.6MPa理的场所。1DB37/T6095—20263.2余压发电PressureReductionGeneration利用天然气上下游压差，通过膨胀机回收天然气降压过程中的能量驱动发电机发电的工艺。注：余压发电包括膨胀机、发电机及其配套的密封、冷却、润滑、加（复）热、控制、配电等设施。[来源：SY/T7856-20252.0.1，有修改]3.33.4余压发电机组PressureReductionGenerator将天然气的压力能转化为电能并输出，由膨胀机、发电机及配套辅助设施等组成的发电设备。[来源：SY/T7856-20252.0.2，有修改]膨胀机Expander利用天然气膨胀降压时向外输出机械功同时产生冷量的设备。[来源：SY/T7856-20252.0.3]4总体要求4.1高压天然气场站余压发电工程应遵循“安全第一、节能环保、技术先进、经济合理”的原则。4.2项目建设应符合国家能源政策、产业政策和地方发展规划，并采用成熟可靠的工艺技术和设备。4.3高压天然气场站应具备稳定的天然气气源，且天然气的压力、流量、气质等参数应满足余压发电系统的运行要求。4.4场站应具备良好的场地条件，满足余压发电系统的安装、调试、运行和维护需求，且应考虑系统运行过程中产生的噪声、振动等对周边环境的影响。4.5应具备可靠的电力接入条件，满足电力部门对电能质量、并网保护等方面的要求。4.6余压发电工程设计应委托具有相应资质的设计单位承担，设计应符合国家和地方现行有关标准、规范的要求。4.7可行性研究报告应包含气源分析、电力接入条件分析、技术方案比选、经济性评价及社会环境影工图设计文件应包含设备基础图、管道布置图、电气原理图及施工技术要求等。4.8设计充分考虑天然气场站的工艺流程、运行工况及未来发展规划，确保余压发电系统与天然气场站整体系统的兼容性和协调性。5余压发电机组选型与配置5.1机组要求5.1.1发电机组选型应根据高压天然气场站的流量、进站压力、进站温度、出站压力、气质等参数，结合现场调压方式，通过技术经济性对比确定。5.1.2发电机选型满足膨胀机的所有工况，功率特性与负载特性匹配。5.1.3发电机组应符合SY/T7856、GB/T755和GB/T（所有部分）的相关要求。5.1.4设备型号、接口规格、安装尺寸应符合高压天然气场站标准化要求，便于集成、维护及备件更换。5.1.5发电机组整体及其附属部件设计寿命不应低于205.1.6在稳定状态下距设备1m1.2m2DB37/T6095—2026应超过85dBA。5.1.7机组出口温度不低于出站管线最低运行温度要求。5.1.8余压发电机组的安全连锁保护系统应与场站ESD联动。5.2发电机选型5.2.1功率参数应满足以下要求：a)发电机功率根据膨胀机最大输出功率确定；b)具备不低于110％额定功率下连续运行min的过载能力；c)优先选用功率因数可调节发电机。5.2.2转速与转向应满足以下要求：a)发电机转速满足膨胀机从启动到额定转速的运行要求；b)发电机明确标注旋转方向标识。5.2.3环境适应性参数应满足以下要求：a)适应环境温度范围符合755的相关要求；b)防潮、防尘、防盐雾腐蚀，沿海或盐碱地区机组额外采取防腐措施。5.3辅助设备5.3.1润滑系统应满足以下要求：a)润滑系统的设计符合GB/T42601.1的相关要求；b)润滑系统主油泵采用独立电动机驱动，电动机能效等级不低于GB186132级能效；c)备用油泵的流量基准不低于机组正常润滑油量％，供油压力满足机组正常润滑工况要求。5.3.2密封系统应满足以下要求：a)密封系统放空管线配有安全阀和阻火器，当密封失效时，确保密封系统快速泄压；b)密封中设计压力按膨胀机机壳最大允许工作压力设计；c)密封内密封材料耐受温度高于工艺介质最高温度；d)密封适应膨胀机低转速、连续盘车需要。5.3.3固定装置应满足以下要求：a)基于成橇需求，发电机组采用各自的单独底座或底板，包括地脚螺栓、调平垫块和调整螺栓及不锈钢垫片；b)发电机组的底座或底板配备有专用的吊装环；c)底座或底板在现场安装时采用垂直调整定位螺栓或采用斜铁调节；d)所有结构部件（除吊环和钩环）的强度有至少2.0的安全系数。6工艺系统6.1通用要求6.1.1系统应具备安全可靠、长周期稳定运行、智能操控和绿色环保的特点。6.1.2天然气工艺管道应符合20801（所有部分）的相关要求。6.1.3高压天然气场站余压发电核心工艺设施应采用成撬装置。防爆箱宜布置在撬装设备边缘。6.1.4余压发电机组宜与调压撬并联设置，正常工况下利用余压发电装置进行调压与能量回收，调压力稳定。3DB37/T6095—20266.2工艺布置6.2.1余压发电装置应采用地上布置，不应采用地下或者半地下布置。6.2.2余压发电装置可采用室外（露天）布置或室内布置。6.2.3余压发电装置平面布置的防火间距应符合GB50183的相关要求。6.2.4设备的间距除应符合防火和防爆的要求外，还应符合下列要求：a)操作、检修、装卸和吊装所需的场地和通道；b)设备基础、地下埋设的管道、管沟、电缆沟和排水井的布置；c)管道和仪表的安装。6.2.5膨胀机的布置应符合下列规定：a)膨胀机的上方不应安装甲、乙和丙类液体工艺设备，自用的高位润滑油箱除外；b)单层布置的膨胀机，当基础较高时，宜设置操作平台。6.2.6润滑油系统宜靠近膨胀机布置，并应满足管道布置的要求。6.2.7吊装机具的选用应符合3011的相关要求。7电气与自动化系统7.1电气系统7.1.1供配电系统7.1.1.1余压发电供配电系统应设置专用供电回路，供电容量应满足机组启停、正常运行及应急工况需求。7.1.1.2控制系统、紧急切断阀、报警装置应配置不间断电源，保障应急设备可靠动作。7.1.1.3电缆选型应适配介质环境与敷设方式，穿越防爆区域应做好隔离密封。7.1.1.4配电系统应具备短路保护、过负荷保护功能。7.1.2发电与并网系统7.1.2.1发电机组应配套完整的励磁、调速、稳压装置，绝缘等级、冷却方式应满足设计及现场工况要求。7.1.2.2并网系统应按需配置同期装置、逆功率保护、过电压保护、过流保护等装置。7.1.3防爆与防护7.1.3.1爆炸危险区域内电气设备选型、安装应符合50058和GB50160的相关要求，设备防爆标识、合格证明文件齐全有效。7.1.3.2爆炸危险区域电气设备防护、防静电、防引燃、配电保护配置、电缆选型及敷设密封措施应符合50217和GB50058的相关要求。7.1.4防雷与接地7.1.4.1场站应设置完整的防雷装置，发电机组、配电柜、自控机柜应加装浪涌保护器。7.1.4.2发电机组、配电装置、仪表设备及管道均应可靠接地，接地电阻值应符合设计要求。7.1.4.3接地装置的连接、日常检查与定期检测要求，应符合GB50169的相关要求。7.2自动化控制4DB37/T6095—20267.2.1余压发电系统应设置自控系统，包括工艺过程控制系统、可燃气体检测报警系统和紧急停机系统。7.2.2自控系统应采用不间断供电回路供电，且设计应符合GB51102的相关要求。7.2.3安全联锁保护系统应与场站紧急停机系统联动，当发生下列情况之一时，应联锁停机：a)天然气运行参数（进出口压力、温度、流量、膨胀比等）超出机组设计参数范围；b)机组转速超过设定值；c)振动幅值超过报警值并持续上升；d)轴承温度超过高高限；e)现场检测到可燃气体泄漏；f)火灾报警信号触发。7.2.4紧急停机按钮应设置在机组附近便于操作的位置，并应具备防误触设置，其动作应独立于可编程控制系统，直接切断机组运行。7.2.5控制系统与场站SCADA系统的通信协议应支持标准通信协议。7.2.6上传至站控系统的数据应至少包含运行状态、发电功率、累计发电量、主要工艺参数、报警信息、故障记录及设定值。7.3仪表配置7.3.1仪表安装与布置7.3.1.1余压发电装置应配置天然气进出口压力、润滑油压力、天然气进出口温度、轴承温度、发电机绕组温度、天然气流量、润滑油箱液位等工艺参数测量仪表。7.3.1.2应配置电压、电流、有功功率、无功功率、功率因数、累计发电量等电气参数测量仪表。7.3.1.3机组应配置转速传感器、轴振动传感器和轴向位移传感器，用于机组状态监测与保护。7.3.1.4用于安全联锁的关键参数应采用冗余配置。7.3.1.5爆炸危险区域内安装的仪表，其防爆型式应符合区域防爆等级要求，本安型仪表应通过安全栅与控制系统隔离。7.3.1.6安全仪表系统由控制系统机柜或专用电源分配箱集中供电，关键仪表宜采用冗余供电方式。7.3.2仪表性能与防护7.3.2.1压力表应符合下列规定：a)安装在振动部位的压力表，采用充液型防振压力表；其他部位采用弹簧压力表；b)压力表表盘直径不小于mm，盘面为白底黑字；c)精度优于1.57.3.2.2压力和差压变送器应符合下列规定：a)当设置在室外时，变送器防护等级不小于IP65；当设置在爆炸危险区域时，变送器防护等级符合50058的相关要求；b)采用两线制变送器，输出信号为4mA～20mA；c)精度优于0.57.3.2.3温度传感器应符合下列规定：a)当设置在室外时，传感器防护等级不小于IP65；当设置在爆炸危险区域时，传感器防护等级符合50058的相关要求；b)采用三线制传感器，分度号为Pt100。7.3.2.4转速表的精度应优于1.0％。5DB37/T6095—20267.3.2.5与过程检测和控制仪表相配套的二次仪表，安装于控制室内的仪表盘上或盘内，仪表盘的防护等级应不小于IP20。仪表盘的型式和尺寸应符合GB/T7353的相关要求。8机组安装施工8.1安装前准备8.1.1技术准备8.1.1.1机组安装前应具备下列资料：a)机组的出厂质量证明文件；b)机组所附管材、管件、高压紧固件的材料合格证明书；c)机组供货商提供的有关重要零部件的制造、装配图纸及有关试验报告、记录等资料；d)机组的平、立面安装图，基础图及相关工艺设计图；e)机组供货商提供的安装手册、用户手册等指导性文件；f)机组的装箱清单。8.1.1.2施工单位应编制机组安装施工技术方案报业主或监理审批。8.1.2现场准备8.1.2.1机组安装前，施工现场应具备下列条件：a)基础验收合格，并应具备安装条件；b)场地应平整，施工运输及消防道路应畅通，场地硬化处理及施工作业空间应满足机组运输和吊装要求；c)施工用照明、水源、电源应备齐；d)用于机组就位的起重设备及工装应准备就绪，起重设备的工作性能应稳定，吊装用的索具应完好；e)机组安装施工机具及量具应准备就绪，辅助用料应准备齐全；f)施工现场具备材料及零、部件的存放条件和必要的措施；g)氮气等辅助气源准备就绪。8.1.2.2现场应有安全环保措施。8.1.3安装基础验收交接8.1.3.1由业主或监理组织土建施工单位和安装单位有关人员参加对基础的验收交接，验收合格后，应填写表A.1，并由相关人员签字确认。8.1.3.2基础验收交接时，强度应达到设计强度的75％以上。8.1.3.3应按设计文件及相关技术文件对基础的外形尺寸、平面位置进行复测检查。若无特殊要求，5mm长10，以及竖向偏差每米5mm、全高mm的规定。8.1.3.4基础表面不应有裂纹、蜂窝、空洞、露筋等缺陷。8.1.3.5基础的中心线、标高、沉降观测点等标记应准确、齐全、清晰。8.1.4安装基础处理6DB37/T6095—20268.1.4.1如预埋平垫铁，可将放置垫铁处的基础表面铲出凹坑，用高于基础标号的水泥砂浆埋设平垫1mm/m浆层厚度应不小于mm。8.1.4.2基础预埋平垫铁应平整、无油污、毛刺，其厚度应满足机组供货商技术文件要求，且不小于10mm。8.1.4.3在基础表面上应找出其平面位置的实际纵、横中心线，并作出明显、清晰的标记。8.1.4.4吊装就位前应对基础表面的油污、灰尘、积土等杂物进行彻底清洁，地脚螺栓预留孔应清理干净。8.1.4.5带独立垫板的机组，应按机组供货商要求的水平位置和标高在机组就位前将独立垫板安放在基础上。当机组供货商无要求时，独立垫板水平度允许偏差应为横向0.08，纵向0.05mm/m。8.1.4.6机组就位前应将金属垫片组置于独立垫板上地脚螺栓两侧并清除垫片组上的尘土和杂物。8.2机组安装8.2.1机组就位8.2.1.1正式起吊前应进行试吊，确认吊装系统安全可靠后方可作业。吊装过程中，吊具不应直接接8.2.1.2机组就位时，应先采用临时垫铁承重，随即穿入地脚螺栓。随后在基础表面放置平垫铁，通过旋出底部调平螺栓逐渐替代临时支承，确保螺栓顶于垫铁中部且受力均匀。8.2.1.3就位后应严格校验定位基准面、基准线、基准点的偏差值，应符合：与其他设备无机械联系时，平面位置5mm，标高±5；与其他设备有机械联系时，平面位置2，标高±1mm。对于多机组连接的情形，应按“先重后轻、先大后小”的顺序依次安装，紧固后应复查水平度。8.2.2机组调平8.2.2.1mm/m准点的选择依据机型而定：立式机组或不可解体机组宜取轴承中分面或指定的测量位置。8.2.2.2在厂房未建成的情况下，调平作业宜在阴天、无风或晴朗的中午进行，风沙天气应采取有效防护措施，否则不应作业。8.2.2.3调整过程中应均匀松紧螺栓或垫铁组，避免产生载荷集中。非基准设备应以基准设备为准进行找正。精平完成后，应填写表A.2A.3。8.2.3机组对中8.2.3.1轴端面的径向跳动与端面跳动偏差均不应大于0.02mm。表架自身的挠度不应超过0.03mm，且对中值应扣除表架挠度的影响。8.2.3.2测量时应确保表架具有足够的刚度，并使用百分表或千分表进行检测。8.2.3.3每次测得一组数据后，应计算调整量并实施修正，直至对中结果满足对中曲线要求。8.3附属设备及管道安装8.3.1附属设备安装8.3.1.1附属设备的安装应严格遵循机组供货方提供的技术文件及设计文件要求。如无特殊规定，应按SY/T0460的相关要求执行安装与验收。7DB37/T6095—20268.3.1.2附属设备安装完成后，其内部不应残留铁锈、灰尘、脱落漆皮、焊渣、飞边或铁屑等异物，确保系统清洁度满足运行要求。8.3.2管道安装8.3.2.1油、水、气等各类系统管道的安装与清理工作，应按SY/T0460的相关要求组织实施。8.3.2.2从机组上游过滤器或分离器至机组本体的天然气管线、密封管线及润滑油系统的管道安装，应符合以下规定：a)管道焊接根部成形良好，焊后内壁须清洁，无焊瘤、焊渣等缺陷；b)水平布置的回油管道坡度不小于5‰，且坡向油箱方向；c)润滑油系统及密封系统等关键管道内壁，应按供货方技术要求进行酸洗处理。8.3.3管道与机组的连接8.3.3.1与机组相连的天然气管道，在正式连接前应按照50275的相关要求完成吹扫与试压。8.3.3.2在对管道系统进行吹扫和试压作业时，应采取隔离措施将机组与管道系统断开；管道清扫完毕后应保持洁净状态，防止杂质重新进入。8.3.3.3管道法兰与机组进出口法兰连接前，在自由状态下应测量其径向偏移量及开口间隙误差。若无特殊要求，根据膨胀机转速，其允许偏差应根据表1确定。表1管道与机组进出口法兰间的径向偏移及开口间隙允许偏差膨胀机转速转速低于3000r/min转速大于或等于3000r/min于6000r/min径向偏移允许偏差开口间隙允许偏差全部螺栓应顺利穿入小于或等于法兰直径的1/1000小于或等于0.5小于或等于0.2mm/m大于或等于6000r/min小于或等于0.2小于或等于0.15mm/m8.3.3.4配对法兰面在自由状态下的间距，应不大于垫片厚度的2倍，确保密封可靠且无强制装配。8.3.3.5管道与机组连接作业全部完成后，应复查机组轴对中精度。8.3.4吹扫8.3.4.1吹扫过程符合以下规定：a)机组及附属管道系统安装完毕，强度试验和严密性试验合格后，方可进行清扫与吹扫作业；b)吹扫介质宜采用干燥、洁净的氮气，不应使用氧气或可燃气体作为吹扫介质；c)吹扫采用干气密封备用接口进行氮气注入；d)吹扫作业前，应确认系统内仪表、阀门及测量装置状态正常，安全警示标志齐全，应急通道畅通；e)吹扫过程中，排放口周围应设置警戒区，无关人员不应进入，并配备便携式气体分析检测仪及消防设施。8.3.4.2吹扫前准备应满足以下要求：a)确认膨胀机进出口关断阀、本体泄放阀及管道排空疏水阀处于关闭状态；b)检查并确认密封一级工艺气备用口、隔离气系统及各级密封气管路连接正确，无泄漏；c)将控制系统中参与联锁保护的信号暂时屏蔽或置于维护模式，防止吹扫压力波动引起误跳机；d)在排放口（如泄放阀、放空阀）处安装临时盲板或设置专用排放管，排放口朝向避开设备及人员密集区。8DB37/T6095—20268.3.4.3吹扫程序应满足以下要求：a)0.3MPa～0.5MPa压检查，若压力下降，应查明原因并消除泄漏后重新充压；b)5min将系统内气体快速排放至大气，利用高速气流携带管道内的灰尘及水分；c)循环操作：重复）和）步骤，采用“充压憋压突放的方式进行反复吹扫。每次充压压力宜保持在0.3MPa～0.5MPa，排放时间应持续至气流无明显杂质且压力降至0.1MPa以下；d)取样检测：在最后一次充压结束后，关闭泄放阀，利用便携式氧含量分析仪在系统最高点、2含量未达到合格标准，应继续执行循环吹扫操作，直至连续三次取样检测结果均合格；e)MPa氮阀。8.3.4.4质量验收应满足以下要求：a)吹扫结束后，拆卸并检查入口过滤器、仪表管路及死角盲端，确认无铁锈、焊渣、泥沙等机械杂质；b)记录吹扫次数、最高充压压力、排放时间及最终氧含量检测数据；c)经建设单位、监理单位及施工单位三方联合检查确认合格后，方可签署验收文件，进入下一道工序。8.3.4.5应满足以下安全注意事项：a)吹扫排放时产生的噪声采取降噪措施，操作人员佩戴护耳器；b)在带压状态下不紧固法兰螺栓或敲击管道；c)若采用天然气进行后续置换，在氮气吹扫合格且系统氧含量达标后方可引入，并严格执行气体置换操作规程。8.4运行前检查8.4.1基本条件a)建设（承建）单位按设计完成主体施工。b)单位工程施工质量验收合格且经工程质量监督机构核查确认。c)阀门及执行机构维护保养到位，就地与远程调试功能测试完成。d)机组等设备单机试车及调试完成。e)仪表自控系统及通信系统联调完成。f)供电、供气、备用电源系统投运正常，电气交接试验完成。g)安全仪表系统、气体检测报警系统、火灾报警系统及消防系统正常投用。h)试运投产组织机构健全，人员配备到位、培训合格、持证上岗。i)相关规章制度、操作规程、应急预案等编制完成并完成培训。j)试运投产保障方案落实到位。k)投产所需物资及工器具齐全，满足投产需求。l)合规手续办理完成。m)运行单位完成自查，形成报告，影响投产问题已整改，其余问题责任已落实。8.4.2检查内容8.4.2.1检查建设项目依法开展的评价、审批、备案等行政许可手续的合规性。9DB37/T6095—20268.4.2.2检查建设项目的HSE管理体系建设情况，以及安全、环境保护、职业健康、应急管理等方面的工作。8.4.2.3检查建设项目场站的土建、工艺、防腐、机械等各专业工程。8.4.2.4检查建设项目的文件准备与落实、组织机构及人员、培训及演练、投产保驾、投产物资及后勤保障、投产相关方协调等运行筹备工作。9运行与维护9.1人员要求9.1.1承担余压发电机组安装工程的施工单位和项目主要管理人员应具有相应资质，特种作业人员应持证上岗。9.1.2所有参与余压利用工程的人员应遵守本规程，严格执行各项安全操作规程和标准。9.1.3作业人员应接受安全教育和培训，掌握作业技能和安全操作规程。9.1.4作业人员应了解作业场所的风险等级，熟悉作业流程、安全措施和应急处置预案。9.2运行操作9.2.1试运转条件及准备工作9.2.1.1试运转基本条件。机组试运转前，已完成运行前检查，满足以下基本条件：a)机组及其附属设备的就位、找平、找正、检查与调整等安装工作已全部完成，并形成完整记录；b)管道系统及电气仪表安装调试完毕，水、电、气等工程满足使用要求，天然气管道吹扫试压合格；c)油系统经试运行验证功能正常。9.2.1.2试运转准备事项：a)由业主或监理单位组织，在相关人员参与下，审查机组安装记录文件、试运转方案，并全面检查现场准备情况；b)试运转现场须配备消防设施和防护用具，设置安全警戒区，无关人员不应进入；c)所有参与试运转人员须接受专项技术交底；d)机组安装完毕，各接口连接正确，部件间及管道连接牢固、无松动、无泄漏，动部件动作灵活、无卡涩；e)密封系统、供气系统、供电系统、润滑油系统运行正常，密封系统完成启动前准备；f)所有仪器、仪表及测点安装正确、联接牢固，控制阀调试合格（无泄漏、卡涩，控制精度及方向准确），控制保护系统试验合格；g)发电机动力接线核对正确，配套设备检查合格，系统阀门均已就位；h)主气管路吹扫完成，透平疏水完成并关闭疏水阀，启机前保压试验合格，启机置换已完成；i)润滑油温度控制在45℃，系统正常投入使用。9.2.1.3系统确认：准备工作全面检查确认后，应填写表。9.2.2无负荷试运转9.2.2.1机组无负荷试运转前应满足以下条件：a)电气、仪表控制系统及安全保护联锁装置已校验合格；b)各辅助系统与安全装置已完成试验且符合供货方技术要求；10DB37/T6095—2026c)联轴器已复位，人工盘车灵活无异常；d)机组上下游天然气管道截断阀处于开启状态；e)机组各部位紧固件无松动现象。9.2.2.2机组无负荷试运转应在机组供货商代表指导下按既定程序启动。9.2.2.3机组无负荷试运转过程中应符合如下要求，若出现异常，应立即停机检查处理，包括但不限于：a)机组运行平稳，无异响；b)各轴承温度应不超过规定要求；c)电气、仪表、自控保护装置运行良好；d)油系统等各部位压力、温度及电气设备电流、电压均应符合规定；e)各系统管道及设备不应存在跑、冒、滴、漏现象；f)各附属设备运行平稳，无异常振动或泄漏；g)膨胀机转速、轴振动、轴位移应在允许范围内。9.2.2.4如无特殊要求，机组无负荷连续试运转时间不少于8h。9.2.2.5机组无负荷试运转完成后，应填写表A.5。9.2.3机组带负荷试运转9.2.3.1机组带负荷试运应由业主组织实施，机组供货商代表应在现场指导。9.2.3.2带负荷试运介质应为天然气，天然气运行参数（进出口压力、温度、流量、膨胀比等）符合设计要求。9.2.3.3带负荷试运前应完成以下准备工作：a)与机组相关的天然气管道氮气置换已完成；b)操作运行人员均已到岗就绪。9.2.3.4机组升速过程应尽快通过轴系各临界转速区域，避免共振风险。9.2.3.5带负荷试运应符合：a)工艺系统及附属系统运行稳定可靠；b)机组运行参数（压力、温度、流量、功率等）应达到设计指标；c)电气、仪表及联锁保护装置功能正常，响应准确，符合机组技术文件规定。9.2.3.6机组带负荷试运完毕停车后，应继续供油至少15，直至轴承温度降至45℃以下。9.2.3.7机组带负荷连续试运转时间不应少于72h。9.3设备维护9.3.1定期检查9.3.1.1机组每日巡检检查项目应包括：a)检查机组运行参数；b)检查密封系统压力、流量；c)检查润滑油油位、油温、油压；d)检查冷却系统运行状态；e)检查设备有无异常振动、噪声及泄漏。9.3.1.2机组每周巡检检查项目应包括：a)检查密封系统中的调节阀、截止阀、减压阀、气动球阀、电磁阀等阀门功能；b)检查正压控制柜中的进气手动阀、电磁阀、节流阀和限压阀功能；11DB37/T6095—2026c)检查辅助润滑油箱中的油位。9.3.1.3机组每月巡检检查项目应包括：a)检查冷却风机功能；b)检查发电机线圈的绝缘电阻值；c)检查进气导向叶片的气动执行机构的阀杆位移反馈是否正常。9.3.2维护保养9.3.2.1维护保养过程中，应全程遵循以下要求：a)选派经培训合格后的人员作为机组安全管理人员，安全管理人员至少每年检查机组的操作和维护是否正确，以及机组及其所有附件和安全装置是否处于良好的工作状态；b)安全管理人员保证操作人员得到有关安全预防措施方面的教育，以防止发生事故和人身伤害；c)维护所有安全装置，确保其功能正常。定期检查压力仪表和转速表的精度，精度超出规定时予以更换；d)所有维修工作在机组停机时进行。9.3.2.2预防性维护符合以下规定：a)运行操作人员应根据温度、振动幅值等关键运行参数，结合日常现场观察，科学制定预防性维护计划；b)齿轮箱预防性维护内容：•首次运行，应在工作300h～600h内进行检查与维护，后续换油周期应为工作5000h或个月，取时间短者；清洁滤清器滤网，宜每个月进行1•c)kPa或累计使用满个月时，予以更换；d)润滑油系统预防性维护内容：••••润滑油品的化验，应每半年至一年进行次；定期清洗回油腔磁网一体化过滤装置，宜每半年当过滤器运行压差达到预设极限值时，应停止过滤器并更换滤芯；表面清洁。9.3.2.3定期检修满足以下规定：a)宜在运行后的一年实施初次检修；b)检修作业应按规定对仪表装置与控制器实施校准工作；c)大修理应对整台发电机组检修，包括膨胀机（蜗壳、进口进气导向叶片、叶轮）、齿轮箱、发电机轴承、干气密封系统（如有）及气动调节系统等。检修周期宜为4d)大修时膨胀机检查与检修项目包括：1)膨胀机本体：拆卸蜗壳、叶轮及拉杆螺栓，采用无损检测方法排查蜗壳是否存在裂纹、变形等缺陷，叶轮与拉杆螺栓应更换；2)气动执行系统：检查气动执行机构完好性，确认无损坏；3)齿轮箱：检查齿轮箱轴承磨损情况；检查齿轮啮合状态是否良好；4)发电机：检查发电机轴承是否损坏；5)干气密封系统（如有）：拆卸干气密封系统，更换干气密封本体。10安全与消防12DB37/T6095—202610.1总图布置与防火间距天然气余压发电装置的防火设计应符合GB50183按甲类厂房或明火散发点确定。装置应独立地上布置，不应设置于地下或半地下。10.2紧急切断与隔离间设置自动放空阀及放空管，实现泄压隔离。10.3设备布置与建筑防火置防爆机械通风系统，并与可燃气体报警联锁。10.4防爆电气与区域划分爆炸危险区域内的电气设备、仪表、照明及监控设备，防爆等级应符合GB50058的相关要求。10.5防雷防静电接地防雷、防静电接地装置应按