第14卷 第3/4期燃气轮机发电技术2012年10月
ＭＳ９００１ＦＡ燃气轮机排气温度分散度异常分析
林艺辉
（晋江天然气发电有限公司，福建 晋江 ３６２２５１）
摘要：介绍了ＭＳ９００１ＦＡ型燃气轮机排气温度分散度的概念及计算方法、分散度大遮断的判据；分析了机组分散度异常的若干原因，并介绍了几起燃气轮机排气分散度大的案例，指出运行中对排气温度分散度监视的重要性。关键词：燃气轮机；排气温度分散度；ＤＬＮ２．０＋燃烧室；燃烧监视
0 引言
福建晋江天然气发电有限公司一期工程安装4台S109FA燃气-蒸汽联合循环机组，它由MS9001FA型燃气轮机、D10型三压、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、冲动式无抽汽纯凝式汽轮机，390H型全氢冷发电机和NG-109FA-R型三压、一次中间再热、卧式、无补燃、自然循环余热锅炉组成。燃气轮机、蒸汽轮机和发电机刚性地串联在一根长轴上，燃气轮机采用冷端输出功率，轴配置形式为：GT—ST—GEN（燃气轮机—汽轮机—发电机），转速3 000 r/min，从发电机方向看轴逆时针方向转动。
S109FA联合循环机组在ISO工况下可输出功率395.48 MW，其中燃气轮机功率为255.6 MW，压气机压比为15.4，18个干式低NOx分管燃烧室。在满负荷工况下燃气轮机排气温度可达605.5 ℃，而透平入口燃气初温t3可达1 327 ℃，燃气轮机的热部件在如此高的温度下运行，对这些高温部件难以进行实时监测，Mark VI控制系统只能通过测量透平排气温度的间接监测方法来判断高温部件的工作是否有异常。基于此GE引入了排气温度分散度作为判断燃烧是否异常的依据。当燃烧部件、热通道出现异常以及燃烧不正常时将导致排气温度流场严重不均匀，排气分散度大，因此运行中时刻需要对排气温度分散度进行监视。
１．１ 排气温度分散度的计算方法
9FA燃气轮机在透平排气出口通道中均匀安装了31根热电偶，各热电偶读数存在一定的差值，当这些温度差超过一定的范围，即可判断机组燃烧是否正常或测温系统是否正常，燃机Mark VI控制系统将以此作为依据发出报警或发出保护动作指令将燃机熄火。
31根热电偶按所测排气温度最高到最低顺序排列，每个热电偶形成自己的位置号，通过高低排序以及差值计算，从而得出3个实际分散度TTXSP1 、 TTXSP2 、 TTXSP3。TTXSP1为第1分散度，其为排气热电偶的最高读数与最低读数的差值；TTXSP2为第2分散度，其为排气热电偶的最高读数与第2个低读数的差值；TTXSP3为第3分散度，为排气热电偶的最高值与第3低读数的差读数。GE公司还同时引入允许分散度TTXSPL，该值与上述3个分散度进行计算比较，得出分散度大遮断机组的判断依据。
TTXSPL=TTXSPL_ z1+100-C，式中C为传递
函数的输出值；
TTXSPL_z1=TTXM×TTKSPL4-CTDA
×TTKSPL3+TTKSPL5
允许分散度TTXSPL可视为TTXSPL_z1的修
正值。
式中：TTXM为燃机透平排气温度平均值；
1 排气温度分散度介绍
CTDA为压气机排气温度（两测点取大值），TTKSPL3，TTKSPL4为计算因子，分别取值0.08和0.145；TTKSPL5取常数值60℉；CTDA参与计算
值被限制在300~725℉之间，TTXSPL_z1值被限制在50-170℉之间
传递函数C=A（1-e-t/30）
（1）当燃机负荷有增减时，A=0，此时TTXSPL=TTXSPL_z1+100=0.145TTXM-0.08CTDA+160
（2）当燃机启动完成且负荷不变或满负荷进入温控模式时，A=100℉，此时TTXSPL=TTXSPL_
z1+100-C，随着时间t的推移，C值将趋于100，TTXSPL趋向于TTXSPL_z1=0.145 TTXM-0.08 CTDA+60
可见，当启动完成，燃机在负荷不变或带满负荷后，随着时间推移，允许分散度TTXSPL将由
TTXSPL_z1+100以不等的速率降至TTXSPL_z1。
[注：以上算式及数据取自该厂燃机Mark VI控制程序，仅供参考]
１．２ 分散度大遮断机组的３种判据
（1） TTXSP1≥TTXSPL且TTXSP2≥ 0.8×TTXSPL且排烟温度最低点与第2低点相邻，延时2 s，L30SPT=1排气分散度大遮断；
（2）TTXSP1≥5×TTXSPL_z1且TTXSP2≥ 0.8×TTXSPL且排烟温度第2低点与第3低点相邻，延时2 s，L30SPT=1排气分散度大遮断；
（3）TTXSP3≥TTXSPL，延时2 s，L30SPT=1排气分散度大遮断
2 分散度异常原因分析
（1）测温元件的影响
排气热电偶损坏、开路或是端子排接触不良使得测量温度偏离正常值。
（2）燃烧部件故障的影响
如图1所示为GE DLN 2.0+燃烧室总图[1]，该燃烧室主要由燃料喷嘴和端盖组件，喷嘴外缸，顶盖，后缸，火焰筒，过渡段，导流衬套，联焰管等部件组成。各组件均可以单独拆卸。压缩空气由压气机的排气缸流出，首先对过渡段形成冲击冷却，再逆流向前，流过火焰筒与导流衬套之间的环形空间，流向燃烧室头部组件。其中，有少量空气用于冷却火焰筒和帽罩，其余空气经喷嘴上的旋流器进入预混合室，与由燃料喷嘴喷出的燃料气进行预混合。燃料与空气混合物经预混合管流入火焰筒，被点火器点燃，
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图１ ＤＬＮ２．０＋燃烧室总图
燃烧产物经过渡段进入透平第一级喷嘴环。各燃烧室有联焰管连接而点火。
在燃烧过程中，燃烧的任一环节出现异常均会导致分散度异常。如燃料喷嘴的软管破损或连接法兰漏气，燃料喷嘴由于异物受堵，燃料喷嘴内部件受损，燃烧室外缸破裂，火检或火花塞漏气，联焰管外部套管破裂，火焰筒、过渡段变形，破裂或其支撑螺栓断裂等，均会引起燃烧温度场的变化，从而导致排气分散度的变化。
（3）燃烧稳定性的影响
当天然气的温度、热值参数，韦伯指数等以及各燃烧器中各通道燃料配比发生变化时，可能引起燃烧室燃烧状况的变化，火焰脉动情况也可能发生变化，进而对透平排气温度场产生影响，从而使排气分散度发生变化。
3 案例分析
（1）焊渣异物导致分散度偏大
2010年10月份开始，3号机组排气分散度有逐渐升高的趋势，在4日满负荷时达到高值34℃。取10月4日280 MW和满负荷360 MW 31根排气热电偶所测数据作成排气温度玫瑰图，如图2所示。
燃机负荷约3 5 MW，燃烧模式处于SPPM模式，此时PM4通道未投入，排气分散度正常在20℃左右未有明显变化。燃机负荷升至40 MW以后，燃烧基准温度TTRF1大于1 800 ℉，燃烧模式由SPPM切至PPM模式，即PM4通道投入后，排气分散度有上升的趋势，且负荷由280 MW至360 MW的过
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图２ ３号机组排气温度玫瑰图
程中，排气分散度上升较为明显，由玫瑰图可看出，满负荷时排气温度低温点位于7号热电偶附近，经分析认为很可能由于PM4管道发生堵塞或节流，造成部分燃烧器天然气流量下降，从而导致燃烧排气温度场发生了变化。根据燃机排气温度偏转角的分析和计算[2]，认为1号燃烧器附近出问题的可能性较大，于是10月8日安排检修人员对18号、1号、2号燃烧器PM4通道进行内窥检查，发现18号，1号燃烧器PM4通道内有若干焊渣异物，最大的直径不小于8 mm（见图3）。
此次检查之后启动，满负荷时分散度回落至 20 ℃以内，可见PM4通道堵塞是此次3号机分散度异常的根本原因，处理后机组启动正常。
图３ １号燃烧器ＰＭ４通道焊渣（2）燃烧室过渡段损坏引起分散度大
2010年12月后， 3号机组排气分散度再次出现异常情况。12月9日启动，在部分负荷下（300 MW），分散度已经达到24/22/21℃，而在
335 MW
负荷下，分散度又回落到17/16/15 ℃。即随着负荷的增加，分散度反而下降，呈现出反向变化的趋势，据此可排除燃料喷嘴堵塞的情况。在此后的启机过程中，情况恶化，如表1所示。
表１ ３号机组启动过程分散度变化情况
机组不同阶段
分散度/℃点火瞬间
26、22、21暖机结束后，升速过程9、8、7全速后，进入SPPM模式
23、21、18PM4投入后，40 MW负荷，分散度开始出现37、34、33
异常增大现象53 MW负荷46、41、41170 MW负荷后
51、41、35切换过程中，G1阀关闭时57、53、49清吹阀投入时
38、35、35260 MW负荷，出现了两个明显低温点48、44、22280 MW负荷，出现异常的低温点 52、19、18满负荷工况
39、31、26
在PPM模式下，分散度开始出现异常增大的情况，负荷280 MW时分散度达到最高52 ℃，27号（28号）热电偶读数出现低温区并随机组负荷变化呈现出规律性的偏转， 同时在满负荷时15号，16号，17号热电偶出现超温现象。（带320 MW负荷，18号热电偶出现超温现象）。2010年12月19日停机后检查，发现4号燃烧器过渡段外密封破裂缺失，7号燃烧器外密封条断裂，5号、6号、7号燃烧器过渡段均断两颗螺栓，9号、13号燃烧器过渡段支架均断一颗螺栓。如图4，图5所示。同时发现，5号，6号燃烧器间的联焰管插片脱落，联焰管下坠，而冷空气将从断裂或缺失的密封条处进入燃烧室，也能从脱落的联焰管缝隙进入火焰筒，这是导致此次排气分
散度异常的主要原因。在将上述缺陷处理后，机组启动正常，满负荷工况下分散度为20 ℃左右。
2011年3月，3号机再次因分散度大被迫停机检查。后经检查故障点在10号燃烧器过渡段两颗螺栓断裂，密封条松脱。另外8号、12号、17号燃烧器过渡段各一颗螺栓断裂。经处理后3月8日重新
启动，分散度良好。满负荷下为21/17/15 ℃。280 MW负荷下为：14/13/12 ℃。而且先前7号热电偶在满负荷工况下的跃变现象已经消失。
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图５
过渡段密封条断裂处
图４ 过渡段螺栓断裂处
mm/s。如一直维持在180 MW运行，该现象（分散度及低频声音）都将持续下去，一直到机组燃烧模式切换到PM模式。切换后，分散度良好。如图6所示。而在同时期4号机组也出现类似的现象。
对于该问题，目前仍未找出确切的原因，但GE专家给出相关意见，认为该机组在预混模式下分散度良好，在燃烧模式切换前突然增加，主要是21号，22号热电偶出现低温点，依据偏转角来看可能3
号
（3）PPM模式下分散度异常突变
2011年4月28日后一段时期，1号机组在负荷170 MW（PPM模式下），分散度有明显的跃升，能从15 ℃上涨到40 ℃以上。1号机在分散度突变时，能在现场听到燃机发出比较沉闷的低频声音。同时燃机2号瓦的瓦振上涨一倍，从2.7 mm/s升至5.7
图６ １号机组ＰＰＭ模式下分散度突变的情况
至7号燃烧器存在故障点；同时认为分散度跃变与燃烧模式切换无关，原因为跃变出现在清吹阀投入前，并怀疑可能是燃烧脉动的影响，但因当时机组仍未装CDM燃烧室火焰连续动态监视系统，该说法也未得到确证。
应认真分析，逐项排除，找出故障原因所在，这样才能避免异常事故的扩大，同时也可掌握偏转角规律，为查找故障点积累经验，保障机组的安全运行。参考文献：
[1] 赵丽娟，周晓宇，杨帆. PG9351FA燃气轮机DLN 2.0+燃烧室
烧穿故障分析[J]燃气轮机技术.2008，21（3）：52-57.[2] 俞立凡，金建荣. 9FA燃机排气温度场偏转规律研究[J]电力建设.
4 结束语
燃气轮机运行过程中，监视排气温度的状况是非常重要的，尤其是在满负荷的情况下，运行人员需要严密监视排气温度分散度的变化，当排气分散度在短期内出现较大变化时，说明有新的故障产生，(上接第248页）
温过程过长导致天然气温度提升慢的影响。
第2，利用高压省煤器出水作为性能加热器的热源。性能加热器取用的加热水源来自中压省煤器的出口，在启动初期，中压省煤器出口的水温无法将天然气温度加热170 ℃至以上；通过实际运行数据可知，启动初期的高压省煤器2此处温度在机组热态启动时能迅速达到230 ℃左右，而在启动的初期高压省煤器2出口的压力也在4.5 MPa左右，完全符合性能加热器的条件。因而可以很快地将天然气温度加热到170 ℃以上，从而缩短金属温度匹配的时间，在正常运行时可将加热水源切回由中压省煤器供水。
１．２ 高压蒸汽旁路的控制
汽轮机高压缸进汽过程 GE 推荐时间为11 min，而实际启动中用时一般为20 min左右，其影响因素有高压进汽速率和高压旁路的关闭速度。进汽速率是Mark Ⅵ控制系统根据上下汽缸温差、转子膨胀值等按应力值计算而得出的，热态启动时此速率一般都能达到10%。所以影响进汽时间的主要因素为高压蒸汽旁路的关闭速率及相关定值。随着高压蒸汽调节阀（CV）逐渐开至100 %，主蒸汽压力从4.6 MPa降至3.6 MPa，而高压蒸汽旁路阀则要等到CV阀前压力低于3.9 MPa才开始关闭，且关闭速率较低，最后40 %左右的开度需手动关闭，此操作使得高压缸进汽过程多耗时5 ~ 7 min左右。因此建议改变高压缸进汽过程中高压蒸汽旁路跟踪的压力定值，使高压蒸汽旁路以高压进汽时CV阀前的压力为准，
2009，30（3）：63-66.
作者简介：林艺辉（１９８３－），男，福建省漳州市人，助理工程师，从事联合循环发电机组运行工作。
随着CV阀开大，压力下降，则高压蒸汽旁路也开始关闭以维持CV阀前压力不变，直至高压蒸汽旁路关闭。此种跟踪方式，使得高压蒸汽旁路阀在CV阀完全开启的同时也几乎关闭了，缩短了高压缸进汽的时间，同时在高压缸进汽过程中，由于汽包压力变化较小，因而水位的波动也较小，有利于机组启动过程中的稳定。１．３ 其他优化措施
机组晚上停机时候，接到中调的停机命令，可以直接在基本负荷发停机指令，这样机组就以8％的速率减负荷，这样停机时间比较短，锅炉储存的热量也比较多。同时在转速低于35 r/min情况下关闭锅炉烟囱挡板保温、保压。还有，当时GE公司提供的清吹时间是8 min，该厂改成11 min。初步认为，燃用气体燃料与燃油有极大的区别，相对比较安全，如果按照GE提供的8 min清吹时间，这样可以缩短整套联合循环机组的启动时间。
2 结论
随着运行经验的丰富和对S109FA机组性能的加深了解，日后应该会有更好的方法提高热态启动的速度来提高厂效率；同时相信GE公司推荐的65 min完成热态启动过程也可实现。
作者简介：周红斌（１９７６－），男，广东清远人，主控，现从事电厂运行工作。
第14卷 第3/4期燃气轮机发电技术2012年10月
ＭＳ９００１ＦＡ燃气轮机排气温度分散度异常分析
林艺辉
（晋江天然气发电有限公司，福建 晋江 ３６２２５１）
摘要：介绍了ＭＳ９００１ＦＡ型燃气轮机排气温度分散度的概念及计算方法、分散度大遮断的判据；分析了机组分散度异常的若干原因，并介绍了几起燃气轮机排气分散度大的案例，指出运行中对排气温度分散度监视的重要性。关键词：燃气轮机；排气温度分散度；ＤＬＮ２．０＋燃烧室；燃烧监视
0 引言
福建晋江天然气发电有限公司一期工程安装4台S109FA燃气-蒸汽联合循环机组，它由MS9001FA型燃气轮机、D10型三压、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、冲动式无抽汽纯凝式汽轮机，390H型全氢冷发电机和NG-109FA-R型三压、一次中间再热、卧式、无补燃、自然循环余热锅炉组成。燃气轮机、蒸汽轮机和发电机刚性地串联在一根长轴上，燃气轮机采用冷端输出功率，轴配置形式为：GT—ST—GEN（燃气轮机—汽轮机—发电机），转速3 000 r/min，从发电机方向看轴逆时针方向转动。
S109FA联合循环机组在ISO工况下可输出功率395.48 MW，其中燃气轮机功率为255.6 MW，压气机压比为15.4，18个干式低NOx分管燃烧室。在满负荷工况下燃气轮机排气温度可达605.5 ℃，而透平入口燃气初温t3可达1 327 ℃，燃气轮机的热部件在如此高的温度下运行，对这些高温部件难以进行实时监测，Mark VI控制系统只能通过测量透平排气温度的间接监测方法来判断高温部件的工作是否有异常。基于此GE引入了排气温度分散度作为判断燃烧是否异常的依据。当燃烧部件、热通道出现异常以及燃烧不正常时将导致排气温度流场严重不均匀，排气分散度大，因此运行中时刻需要对排气温度分散度进行监视。
１．１ 排气温度分散度的计算方法
9FA燃气轮机在透平排气出口通道中均匀安装了31根热电偶，各热电偶读数存在一定的差值，当这些温度差超过一定的范围，即可判断机组燃烧是否正常或测温系统是否正常，燃机Mark VI控制系统将以此作为依据发出报警或发出保护动作指令将燃机熄火。
31根热电偶按所测排气温度最高到最低顺序排列，每个热电偶形成自己的位置号，通过高低排序以及差值计算，从而得出3个实际分散度TTXSP1 、 TTXSP2 、 TTXSP3。TTXSP1为第1分散度，其为排气热电偶的最高读数与最低读数的差值；TTXSP2为第2分散度，其为排气热电偶的最高读数与第2个低读数的差值；TTXSP3为第3分散度，为排气热电偶的最高值与第3低读数的差读数。GE公司还同时引入允许分散度TTXSPL，该值与上述3个分散度进行计算比较，得出分散度大遮断机组的判断依据。
TTXSPL=TTXSPL_ z1+100-C，式中C为传递
函数的输出值；
TTXSPL_z1=TTXM×TTKSPL4-CTDA
×TTKSPL3+TTKSPL5
允许分散度TTXSPL可视为TTXSPL_z1的修
正值。
式中：TTXM为燃机透平排气温度平均值；
1 排气温度分散度介绍
CTDA为压气机排气温度（两测点取大值），TTKSPL3，TTKSPL4为计算因子，分别取值0.08和0.145；TTKSPL5取常数值60℉；CTDA参与计算
值被限制在300~725℉之间，TTXSPL_z1值被限制在50-170℉之间
传递函数C=A（1-e-t/30）
（1）当燃机负荷有增减时，A=0，此时TTXSPL=TTXSPL_z1+100=0.145TTXM-0.08CTDA+160
（2）当燃机启动完成且负荷不变或满负荷进入温控模式时，A=100℉，此时TTXSPL=TTXSPL_
z1+100-C，随着时间t的推移，C值将趋于100，TTXSPL趋向于TTXSPL_z1=0.145 TTXM-0.08 CTDA+60
可见，当启动完成，燃机在负荷不变或带满负荷后，随着时间推移，允许分散度TTXSPL将由
TTXSPL_z1+100以不等的速率降至TTXSPL_z1。
[注：以上算式及数据取自该厂燃机Mark VI控制程序，仅供参考]
１．２ 分散度大遮断机组的３种判据
（1） TTXSP1≥TTXSPL且TTXSP2≥ 0.8×TTXSPL且排烟温度最低点与第2低点相邻，延时2 s，L30SPT=1排气分散度大遮断；
（2）TTXSP1≥5×TTXSPL_z1且TTXSP2≥ 0.8×TTXSPL且排烟温度第2低点与第3低点相邻，延时2 s，L30SPT=1排气分散度大遮断；
（3）TTXSP3≥TTXSPL，延时2 s，L30SPT=1排气分散度大遮断
2 分散度异常原因分析
（1）测温元件的影响
排气热电偶损坏、开路或是端子排接触不良使得测量温度偏离正常值。
（2）燃烧部件故障的影响
如图1所示为GE DLN 2.0+燃烧室总图[1]，该燃烧室主要由燃料喷嘴和端盖组件，喷嘴外缸，顶盖，后缸，火焰筒，过渡段，导流衬套，联焰管等部件组成。各组件均可以单独拆卸。压缩空气由压气机的排气缸流出，首先对过渡段形成冲击冷却，再逆流向前，流过火焰筒与导流衬套之间的环形空间，流向燃烧室头部组件。其中，有少量空气用于冷却火焰筒和帽罩，其余空气经喷嘴上的旋流器进入预混合室，与由燃料喷嘴喷出的燃料气进行预混合。燃料与空气混合物经预混合管流入火焰筒，被点火器点燃，
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图１ ＤＬＮ２．０＋燃烧室总图
燃烧产物经过渡段进入透平第一级喷嘴环。各燃烧室有联焰管连接而点火。
在燃烧过程中，燃烧的任一环节出现异常均会导致分散度异常。如燃料喷嘴的软管破损或连接法兰漏气，燃料喷嘴由于异物受堵，燃料喷嘴内部件受损，燃烧室外缸破裂，火检或火花塞漏气，联焰管外部套管破裂，火焰筒、过渡段变形，破裂或其支撑螺栓断裂等，均会引起燃烧温度场的变化，从而导致排气分散度的变化。
（3）燃烧稳定性的影响
当天然气的温度、热值参数，韦伯指数等以及各燃烧器中各通道燃料配比发生变化时，可能引起燃烧室燃烧状况的变化，火焰脉动情况也可能发生变化，进而对透平排气温度场产生影响，从而使排气分散度发生变化。
3 案例分析
（1）焊渣异物导致分散度偏大
2010年10月份开始，3号机组排气分散度有逐渐升高的趋势，在4日满负荷时达到高值34℃。取10月4日280 MW和满负荷360 MW 31根排气热电偶所测数据作成排气温度玫瑰图，如图2所示。
燃机负荷约3 5 MW，燃烧模式处于SPPM模式，此时PM4通道未投入，排气分散度正常在20℃左右未有明显变化。燃机负荷升至40 MW以后，燃烧基准温度TTRF1大于1 800 ℉，燃烧模式由SPPM切至PPM模式，即PM4通道投入后，排气分散度有上升的趋势，且负荷由280 MW至360 MW的过
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图２ ３号机组排气温度玫瑰图
程中，排气分散度上升较为明显，由玫瑰图可看出，满负荷时排气温度低温点位于7号热电偶附近，经分析认为很可能由于PM4管道发生堵塞或节流，造成部分燃烧器天然气流量下降，从而导致燃烧排气温度场发生了变化。根据燃机排气温度偏转角的分析和计算[2]，认为1号燃烧器附近出问题的可能性较大，于是10月8日安排检修人员对18号、1号、2号燃烧器PM4通道进行内窥检查，发现18号，1号燃烧器PM4通道内有若干焊渣异物，最大的直径不小于8 mm（见图3）。
此次检查之后启动，满负荷时分散度回落至 20 ℃以内，可见PM4通道堵塞是此次3号机分散度异常的根本原因，处理后机组启动正常。
图３ １号燃烧器ＰＭ４通道焊渣（2）燃烧室过渡段损坏引起分散度大
2010年12月后， 3号机组排气分散度再次出现异常情况。12月9日启动，在部分负荷下（300 MW），分散度已经达到24/22/21℃，而在
335 MW
负荷下，分散度又回落到17/16/15 ℃。即随着负荷的增加，分散度反而下降，呈现出反向变化的趋势，据此可排除燃料喷嘴堵塞的情况。在此后的启机过程中，情况恶化，如表1所示。
表１ ３号机组启动过程分散度变化情况
机组不同阶段
分散度/℃点火瞬间
26、22、21暖机结束后，升速过程9、8、7全速后，进入SPPM模式
23、21、18PM4投入后，40 MW负荷，分散度开始出现37、34、33
异常增大现象53 MW负荷46、41、41170 MW负荷后
51、41、35切换过程中，G1阀关闭时57、53、49清吹阀投入时
38、35、35260 MW负荷，出现了两个明显低温点48、44、22280 MW负荷，出现异常的低温点 52、19、18满负荷工况
39、31、26
在PPM模式下，分散度开始出现异常增大的情况，负荷280 MW时分散度达到最高52 ℃，27号（28号）热电偶读数出现低温区并随机组负荷变化呈现出规律性的偏转， 同时在满负荷时15号，16号，17号热电偶出现超温现象。（带320 MW负荷，18号热电偶出现超温现象）。2010年12月19日停机后检查，发现4号燃烧器过渡段外密封破裂缺失，7号燃烧器外密封条断裂，5号、6号、7号燃烧器过渡段均断两颗螺栓，9号、13号燃烧器过渡段支架均断一颗螺栓。如图4，图5所示。同时发现，5号，6号燃烧器间的联焰管插片脱落，联焰管下坠，而冷空气将从断裂或缺失的密封条处进入燃烧室，也能从脱落的联焰管缝隙进入火焰筒，这是导致此次排气分
散度异常的主要原因。在将上述缺陷处理后，机组启动正常，满负荷工况下分散度为20 ℃左右。
2011年3月，3号机再次因分散度大被迫停机检查。后经检查故障点在10号燃烧器过渡段两颗螺栓断裂，密封条松脱。另外8号、12号、17号燃烧器过渡段各一颗螺栓断裂。经处理后3月8日重新
启动，分散度良好。满负荷下为21/17/15 ℃。280 MW负荷下为：14/13/12 ℃。而且先前7号热电偶在满负荷工况下的跃变现象已经消失。
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图５
过渡段密封条断裂处
图４ 过渡段螺栓断裂处
mm/s。如一直维持在180 MW运行，该现象（分散度及低频声音）都将持续下去，一直到机组燃烧模式切换到PM模式。切换后，分散度良好。如图6所示。而在同时期4号机组也出现类似的现象。
对于该问题，目前仍未找出确切的原因，但GE专家给出相关意见，认为该机组在预混模式下分散度良好，在燃烧模式切换前突然增加，主要是21号，22号热电偶出现低温点，依据偏转角来看可能3
号
（3）PPM模式下分散度异常突变
2011年4月28日后一段时期，1号机组在负荷170 MW（PPM模式下），分散度有明显的跃升，能从15 ℃上涨到40 ℃以上。1号机在分散度突变时，能在现场听到燃机发出比较沉闷的低频声音。同时燃机2号瓦的瓦振上涨一倍，从2.7 mm/s升至5.7
图６ １号机组ＰＰＭ模式下分散度突变的情况
至7号燃烧器存在故障点；同时认为分散度跃变与燃烧模式切换无关，原因为跃变出现在清吹阀投入前，并怀疑可能是燃烧脉动的影响，但因当时机组仍未装CDM燃烧室火焰连续动态监视系统，该说法也未得到确证。
应认真分析，逐项排除，找出故障原因所在，这样才能避免异常事故的扩大，同时也可掌握偏转角规律，为查找故障点积累经验，保障机组的安全运行。参考文献：
[1] 赵丽娟，周晓宇，杨帆. PG9351FA燃气轮机DLN 2.0+燃烧室
烧穿故障分析[J]燃气轮机技术.2008，21（3）：52-57.[2] 俞立凡，金建荣. 9FA燃机排气温度场偏转规律研究[J]电力建设.
4 结束语
燃气轮机运行过程中，监视排气温度的状况是非常重要的，尤其是在满负荷的情况下，运行人员需要严密监视排气温度分散度的变化，当排气分散度在短期内出现较大变化时，说明有新的故障产生，(上接第248页）
温过程过长导致天然气温度提升慢的影响。
第2，利用高压省煤器出水作为性能加热器的热源。性能加热器取用的加热水源来自中压省煤器的出口，在启动初期，中压省煤器出口的水温无法将天然气温度加热170 ℃至以上；通过实际运行数据可知，启动初期的高压省煤器2此处温度在机组热态启动时能迅速达到230 ℃左右，而在启动的初期高压省煤器2出口的压力也在4.5 MPa左右，完全符合性能加热器的条件。因而可以很快地将天然气温度加热到170 ℃以上，从而缩短金属温度匹配的时间，在正常运行时可将加热水源切回由中压省煤器供水。
１．２ 高压蒸汽旁路的控制
汽轮机高压缸进汽过程 GE 推荐时间为11 min，而实际启动中用时一般为20 min左右，其影响因素有高压进汽速率和高压旁路的关闭速度。进汽速率是Mark Ⅵ控制系统根据上下汽缸温差、转子膨胀值等按应力值计算而得出的，热态启动时此速率一般都能达到10%。所以影响进汽时间的主要因素为高压蒸汽旁路的关闭速率及相关定值。随着高压蒸汽调节阀（CV）逐渐开至100 %，主蒸汽压力从4.6 MPa降至3.6 MPa，而高压蒸汽旁路阀则要等到CV阀前压力低于3.9 MPa才开始关闭，且关闭速率较低，最后40 %左右的开度需手动关闭，此操作使得高压缸进汽过程多耗时5 ~ 7 min左右。因此建议改变高压缸进汽过程中高压蒸汽旁路跟踪的压力定值，使高压蒸汽旁路以高压进汽时CV阀前的压力为准，
2009，30（3）：63-66.
作者简介：林艺辉（１９８３－），男，福建省漳州市人，助理工程师，从事联合循环发电机组运行工作。
随着CV阀开大，压力下降，则高压蒸汽旁路也开始关闭以维持CV阀前压力不变，直至高压蒸汽旁路关闭。此种跟踪方式，使得高压蒸汽旁路阀在CV阀完全开启的同时也几乎关闭了，缩短了高压缸进汽的时间，同时在高压缸进汽过程中，由于汽包压力变化较小，因而水位的波动也较小，有利于机组启动过程中的稳定。１．３ 其他优化措施
机组晚上停机时候，接到中调的停机命令，可以直接在基本负荷发停机指令，这样机组就以8％的速率减负荷，这样停机时间比较短，锅炉储存的热量也比较多。同时在转速低于35 r/min情况下关闭锅炉烟囱挡板保温、保压。还有，当时GE公司提供的清吹时间是8 min，该厂改成11 min。初步认为，燃用气体燃料与燃油有极大的区别，相对比较安全，如果按照GE提供的8 min清吹时间，这样可以缩短整套联合循环机组的启动时间。
2 结论
随着运行经验的丰富和对S109FA机组性能的加深了解，日后应该会有更好的方法提高热态启动的速度来提高厂效率；同时相信GE公司推荐的65 min完成热态启动过程也可实现。
作者简介：周红斌（１９７６－），男，广东清远人，主控，现从事电厂运行工作。