提高GE6FA分轴燃气蒸汽联合循环机组可靠性的探索

【摘要】关于GE 6FA分轴燃气- 蒸汽联合循环发电机组，在采用两班制调峰运行，启动频繁情况下，保证机组一次启动成功率，以及避免在运行中跳闸等事故发生，根据运行经验在可靠性方面所进行的探索。

【关键词】燃气蒸汽联合循环;启动成功;可靠性;水浴炉;排气分散度

引言

大唐国际江山新城热电工程位于浙江省江山市莲华山工业园区，一期工程2×120MW天然气—蒸汽联合循环机组。机组控制系统为MarK VIe操作系统，所有操作均由MarK VIe操作系统来完成。整套机组采用分轴联合循环方式，一套联合循环发电机组由一台燃气轮机、一台蒸汽轮机、两台发电机和一台余热锅炉及相关设备组成。1号、2号机组均在2013年05月15日顺利通过96小时满负荷试运。

做为浙江省抢建调峰发电机组项目，目前机组年利用小时偏低，并且机组运行方式为早启晚停“两班制”，机组设备启动频繁，利用小时偏低，每次机组的启动机会均很难得，在浙江省实施“两个细则”考核管理下，如何保证机组以及设备的运行可靠性显得尤为重要。目前电厂两台机组已运行3年时间，我们也探索出了一些提高机组运行可靠性的方法，现做简要介绍。

1、提高燃机天然气系统阀门动作可靠性，保证燃机一次启动成功

燃气轮机的启动过程，是由控制系统直接程控控制，启动升速过程不需要人为干预，但需要保证启动过程中各阀门设备动作正常，在启动过程中，燃机需要进行泄漏检测，燃机辅助关断阀（20VS4-4），燃机速比阀（SRV）以及速比阀后排空阀（20VG-1）应正确动作。若动作不正常则会导致机组启动失败。从目前机组运行情况看，因燃机天然气系统阀门问题导致启动失败出现过多次，多为阀门卡涩，因机组长时间停备，阀门未进行活动导致开关不到位等情况时有出现。

1.1 控制气源故障导致启动失败。燃机辅助关断阀为气动门，气源为阀门前管道天然气，机组启动之前应就地检查天然气压力正常，并且进行阀门的传动，在机组发启动令之后应检查燃机辅助关断阀开启，阀后压力正常，若出现压力偏低或无压力应及时就地检查，在机组泄漏试验之前排出故障。

案例：2015年12月10日1号机组冷态启动，在燃机发启动令之后，监盘人员发现燃机辅助关断阀关闭状态，阀后P1压力显示为0，立刻派人就地检查，就地人员发现辅助关断阀控制气源关闭状态，立刻开启，P1压力正常，之后燃机进行泄漏试验，启动正常。此次异常情况因监盘人员发现及时，未造成机组启动失败，因机组启动时间较紧，需要监视数据较多，阀门状态应在机组启动之前就确认完毕，同时应在启动前进行阀门的传动，将隐患排除。

1.2 控制油油质不好导致机组启动失败。燃机速比阀（SRV）是由液压油控制，其主要作用是保证燃机P2压力的稳定，同时机组启动中泄漏试验中应正确动作，此阀门在机组启动中出现过阀门卡涩导致机组启动失败，目前发现的卡涩原因主要从两个方面考虑，一方面由于长时间停备，阀门活动较少，另外可能因控制油油品不合格导致。

案例：2015年06月30日2号机组冷态启动，启动进行泄漏试验过程中，2号燃机报警“GAS LEAK TEST OF SRV FAILED”，2号燃机跳闸，后对燃机速比阀（SRV）传动，传动过程发现阀门动作迟缓，检修对阀门解体检查后在液压控控制油路发现颗粒杂质，清除后阀门动作正常。此次异常事件之后，我厂对燃机油品检测做出了详细的规定，机组停备期间进行盘车前对油质进行化验，同时做好燃机油滤切换，油滤网切换后需连续两次化验油质合格。

2、对天然气加热系统进行改造，加强系统监视，保证机组运行可靠性

为了调高燃气轮机燃烧效率以及保证燃烧的稳定性，燃气轮机对进入燃烧室的天然气温度有明确的要求，6FA机组正常情况下要求天然气温度32℃左右，当天然气温度高于或者低于规定值时燃气轮机将会自动停机甚至跳闸。同时在机组正常运行中，当燃机TTRF1（测算燃烧温度）超过2000℉，天然气温度过低会导致韦伯指数超限，燃机自动减负荷。因此需要对天然气进行加热，我厂实际运行中采用调压站天然气水浴炉通过热水换热器对天然气进行加热，两台水浴炉一用一备，每日交替运行。由于之前集控室监控系统无法直接监视水浴炉，只能通过天然气温度变化间接反映其运行情况，存在很大的安全隐患。在很大的安全隐患。

案例：2014年01月20日2号机组06：30热态启动，燃机点火后启动1号水浴炉运行，07：30 2号机组负荷带满，08：30交接班后，监盘人员发现2号燃机速比阀前天然气温度降至16摄氏度，派人前往就地检查水浴炉运行情况，在人员还未到达就地时，2号燃机报警“L70L-FGWI”韦伯指数超限，燃机开始甩负荷，燃机负荷在2min中内由81MW下降至30MW，之后负荷稳定。就地人员到达水浴炉后立刻启动2号水浴炉，停运1号水浴炉，天然气温度开始缓慢上升，半小时后燃机负荷重新加负荷，此次异常导致燃机低负荷下运行接近一小时，同时造成汽机低负荷运行，影响较大。在经过上述事件之后，我厂对调压站水浴炉进行了改造，在集控室监控画面增加水浴炉运行指示，在光字牌中增加水浴炉运行异常报警，同时将燃机前置模块的天然气电加热器保持在备用状态，日常加强检查，在紧急情况下能够启动，保证天然气温度符合要求。

3、对燃机排气温度测点热电偶进行保温改造，提高数据可靠性

燃气轮机燃烧系统是燃机的重要系统，是燃机轮机内部工作环境最为恶劣，温度最高的部件，其可靠性是否符合要求是影响燃气轮机可靠运行的重要因素。在燃气轮机运行中无法知道燃烧室、喷嘴以及过渡段等的工作情况，对于这些高温部件无法通過直接测量来监视，只能通过透平排气温度间接反映，GE 6FA机组在燃机排气道设置21个热电偶，通过热电偶测量燃机排气温度，同时监视反映排气温度均匀程度的排气分散度来确定高温部件的工作情况。但从我厂的运行情况以及同类型机组的经验，目前暂未发生燃烧部件故障导致的分散度异常情况，但经常出现因热电偶保温不符合要求，导致测量数据异常而使分散度异常的情况。

GE 6FA机组分散度保护跳闸逻辑为：（1）TTXSP1≥TTXSPL，TTXSP2≥TTXSPL且最低热电偶与次低热电偶相邻;（2）TTXSP1≥4*TTXSPL，TTXSP2≥TTXSPL且次低热电偶与三低热电偶相邻;（3）TTXSP3≥0.85*TTXSPL;（4）TTXSP4≥TTXSPL。

以上4个条件任一条件满足，延时9s，燃机跳闸。

TTXSPL：允许分散度，100℉（37.8℃）-250℉（121.1℃）之间。

案例：2014年10月22日01：00我厂2号机组按照调度要求正常停机，值长下令2号机组停机，01：13 3号发电机解列，燃机解列20s后，因11号热电偶温度为970℉，大于其他各热电偶温度（780℉），造成1、2、3、4号排气分散度（360℉）均大于排气允许分散度125℉，致使2号燃机跳闸，跳闸首出为L30SPT "HIGH EXHAUST TEMPERATURE SPREAD TRIP"。跳闸前运行情况如下图1所示：

在之后检查中发现11号热电偶导线外部保温有烧糊现象，重新进行保温敷设。次日机组启动正常，在之后的机组运行中先后又出现10号、16号热电偶跳变等测量故障，因发现较为及时未造成机组跳闸，但反映出燃机排气热电偶测量元件保温问题很严重，因温感探头铠装接线穿过高温区域的地方保温不到位，安装过程中质量把关不到位，导致测点多次出现问题。之后我厂对排气热电偶的所有保温进行重新敷设整改，未再次出现此类情况。另外在出现此类热电偶故障时，首先要保持当前机组运行方式，不要调整负荷，联系热工人员对故障热电偶进行强制，根据我厂的处理经验，将故障热电偶同相邻热电偶进行数据“并线”处理，即让11号热电偶测量数据直接与10号或者12号热电偶一致，这样可以保证正常运行，若直接强制故障热电偶数据，则在机组负荷变化或停机时正常热电偶的测量数据发生变化，同样会导致分散度超过限值。

4、結语

大唐江山热电公司的两套机组已运行3年多时间，通过这三年来在运行中发现的问题，我们总结经验教训，不断克服困难，形成了适合国内的一套GE 6FA燃气蒸汽联合循环机组运行模式。同时我们也与国内同类型电厂多次进行交流、讨论，借鉴其好的运行调整思路，共同研究解决运行中发现的问题，共同提高国内6FA机组的运行可靠性。

参考文献：

[1]焦树建.燃机-蒸汽联合循环[M].北京：机械工业出版社，2000.

作者简介：张中午（1987-），男，河南巩义人，本科，浙江大唐国际江山新城热电有限责任公司，助理工程师。研究方向：燃气轮机集控运行。