燃气轮机运行可靠性的影响因素及应对措施

2017-04-12徐明

电力安全技术 2017年10期

关键词：燃气轮机过滤器压缩机

徐明

(湖北华电武昌热电有限公司，湖北武汉 430062)

燃气轮机运行可靠性的影响因素及应对措施

徐明

(湖北华电武昌热电有限公司，湖北武汉 430062)

结合运行实践，对影响燃气轮机联合循环机组可靠性的因素进行了分析，并着重介绍了提高可靠性的途径与措施，得出结论并提出建议，以提高燃气轮机联合循环机组的运行可靠性，保证其安全可靠运行。

燃气轮机;联合循环机组；可靠性；影响因素；有害杂质

0 概述

燃气轮机联合循环机组因为具有高效率和低污染等优点，在我国得到迅速发展，因而燃气轮机等设备的运行可靠性越来越受到关注和重视。某燃气轮机电厂1期装有1套S109E燃气轮机联合循环机组，由1台燃气轮机(GT)、1台无补燃双压余热锅炉(HRSG)、1台抽凝汽式汽轮机(ST)组成，即“一拖一”方式。机组出力185 MW，供热能力121 t/h。天然气供应系统为设有增压机的增压系统。

该厂围绕提高设备可靠性，合理安排机组运行方式，加强设备检修维护，大力开展科技创新和技术改造，收到很好成效。机组自2010年投运以来，其等效可用系数逐年得到提高，近3年年均达到100 %，生产局面安全平稳，经济效益和环保效益显著。

1 机组可靠性影响因素分析

众所周知，设备可靠性是指设备在规定的条件下完成规定功能的能力。对于燃气轮机联合循环机组，其可靠性影响因素除产品设计制造、机组安装调试之外，对已投运的机组，还有以下几点。

1.1 燃料中的有害杂质

燃料中的有害杂质主要包括液体、硬质颗粒等。

1.1.1 液体

对设有天然气增压站的燃气轮机电厂，若天然气中夹带液体，首先受到损害的是压缩机。天然气中的液滴或水蒸气冲刷压缩机中高速旋转的叶片等部件，使其受到损坏。该厂1期9E燃气轮机联合循环机组进入带负荷试运阶段，由于天然气管网水压试验后干燥不彻底，致使天然气中含有超量的液体进入压缩机而导致跳机。解体检查尚未发现叶片损伤，但轴端处密封环被液滴冲刷损坏。所幸处于下游的天然气前置模块及DLN阀站中的过滤器有效滤除了天然气中的液体，否则一旦液体随气流进入燃气轮机内，将使其燃烧温度、机组负荷快速波动，燃烧室一次燃烧区复燃和预混合火焰逆燃，严重时还会引起高温燃气通道部件损坏。

1.1.2 硬质颗粒

增压站压缩机叶片为高速旋转部件且较薄，当天然气中含有硬质颗粒撞击叶片表面时，会使其受到刮伤和切削，强度下降，最终导致叶片产生裂纹，甚至折断。该厂1期9E燃气轮机联合循环机组在运行1.6万h后，压缩机振动突然增大到90 μm，并伴有金属摩擦声，当即紧急停机，随后机组转入大修。在检修中，发现压缩机第2级叶轮的叶片折断2片，这主要是压缩机上游的粗过滤器及精过滤器过滤效果较差，未能阻隔天然气夹带的超标硬质颗粒进入压缩机内，从而造成叶片磨损、断裂。

1.2 环境空气污染

燃气轮机是以空气为工质的热能动力装置。来自经压气机压缩后的高压空气与燃气轮机燃烧室的燃料喷嘴喷入的燃料混合并经等压燃烧，将燃料中的化学能转变为热能而形成高温燃气进入透平膨胀做功。由于机组有效焓降较小，故所需空气流量很大，当环境空气污染，所吸入的空气中含有有害杂质时，会对燃气轮机的安全可靠性产生很大威胁。例如：当空气中含有碳氢化合物或有粘合力的其他微粒时，就会在压气机或透平叶片上形成积垢，使机组压比、流量、效率等降低，出力减少，热经济性变差。又如：空气中的硬质颗粒杂质不断高速冲刷叶片，致使叶片变薄、强度减弱，会埋下发生叶片折断事故的隐患。

1.3 大气参数变化

大气参数，即设备周围的环境温度、大气压力和空气湿度等，它们的变化会影响燃气轮机性能，其中以环境温度的变化对其影响最大。当大气温度升高时，压气机比压下降，空气比容增加，使空气质量减少，从而导致机组出力降低。试验表明，大气温度每升高10 ℃，机组出力下降约9 %，效率下降约6 %。该厂地处武汉市城区，夏季大气温度多在35 ℃以上，在此期间的燃气轮机平均出力仅为额定出力的80 %左右，机组效率亦明显恶化。

1.4 机组非正常运行

1.4.1 机组非正常启停

燃气轮机每次从启动到带负荷运行再到停机的一个完整过程，即为启停循环。此循环过程中燃气初温将迅速变化，因透平动、静叶片进气边比叶型中较厚的部分反应快，故在叶型内形成较大的温度梯度，产生热应力，最终可能会导致裂纹的产生。大多数燃气轮机及其联合循环机组承担电网调峰任务，启停频繁，因而热力机械疲劳是影响机组寿命的重要因素。这就是调峰机组比连续运行和启动次数少的同类型机组寿命要短的原因所在。非正常启停对机组的寿命影响更大，如紧急启动，要求机组在5 min内从静止状态升速、加载到满负荷，它对机组寿命的影响相当于20次正常启停。此外，机组正常启动后快速加负荷对机组寿命的影响，相当于2次正常启停操作。

1.4.2 机组非常规运行方式

尖峰负荷运行，相对于基本负荷运行来说，实质上是一种超温运行模式。对GE公司生产的9E型燃气轮机，其透平进口温度一般比带基本负荷时高56 ℃，从透平动叶看，尖峰负荷运行1 h，相当于基本负荷运行6 h。因此，透平进口温度是影响高温部件寿命的一个关键因素，提高透平进口温度运行存在风险。还有，在满负荷工况下运行的机组突然跳闸甩负荷时，透平的喷嘴和叶片会产生热应力，可能由此而产生裂纹。这种异常运行情况发生1次，对机组寿命的影响相当于8次正常启停。

2 提高机组运行可靠性的措施

为保证机组运行的安全可靠性和热经济性，以及使设备处于良好的备用状态，针对影响机组运行可靠性的因素，并结合该厂几年来的运行实践，实施提高机组可靠性的措施，并取得明显成效。

2.1 加强日常设备运行维护

2.1.1 维持过滤装置高效运行

维持燃气轮机进气系统和天然气供应系统中的过滤装置高效运行。燃气轮机进气(空气)系统的自清式过滤器，应能滤除5—10 μm直径粉尘颗粒，并根据时间或压差的设定值，轮流进行反吹。经过吹扫压差仍然超过设定值的，应更换滤芯，以保持系统气流畅通，避免因过滤器堵塞而引发机组降出力事件。经过天然气供应系统中的增压站粗、精过滤器，前置模块中的双联过滤器，以及DLN阀站中的精过滤器多级滤除，天然气中的杂质含量不得超出GE公司规定的极限值。当过滤器进出口压差达到报警值时，须及时清理或更新滤芯，使其通过的天然气流量满足机组带负荷的需要。此外，天然气液体含量达到故障限值时，要发出停机信号。

2.1.2 燃气轮机清洗

及时对燃气轮机的压气机和透平进行清洗，可减少叶片积垢和腐蚀，恢复机组性能，延长部件寿命。水洗压气机的周期由压气机叶片结垢程度决定。当机组性能指标恶化，出力下降2 %—5 %时，就应对压气机进行清洗。清洗主要在停机状态下完成，即离线清洗，而在线清洗(机组全速带部分负荷清洗)只能作为离线清洗的补充。在压气机进行几个周期的水洗后，亦应适当对透平进行离线水洗。

2.1.3 孔探仪检查

孔探仪(内窥镜)检查是燃气轮机预防性维护的一种常用手段。它是在不解体燃气轮机的情况下，打开机组上的检查孔，将孔探仪的探头插入即可对燃气轮机易损的热通道部分、透平喷嘴和动叶片，以及压气机叶片等部位进行窥视检查，以判断机组是否需要修理或更换部分零件，及是否需要对通流部分的积垢进行清洗。这种检查方式简便实用，既可及时发现隐患，防止重大事故的发生；又可避免不必要的解体检修，能在有效降低维护费用的情况下，获得较长的使用寿命和确保机组在良好的状态下安全运行。孔探窥视检查周期：对燃用天然气的燃气轮机每年至少检查1次，或根据运行经验适当增加检查次数。

2.2 优化机组运行方式

须严格按制造厂编制的燃气轮机启动及加载曲线进行机组的启动操作，保证启动过程平稳、安全。GE公司给出的9E型燃气轮机的启动时间如下：升速时间为8.17 min，到全速空载的总时间为15 min，到带基本负荷的总时间为20.17 min。快速启动对机组寿命不利，一般不予采用。

燃气轮机超载运行情况如下。

(1) 在超过大气温度所对应的出力下运行，会造成超温运行(即尖峰负荷对应于基本负荷的超温运行)，导致寿命缩短，可靠性下降，维修工作量增加，应予以避免。

(2) 在低大气温度下超过最大负载限制运行。当大气温度降低时，燃气轮机出力增加，虽然此时未超过透平的额定进口温度，但超过了燃气轮机转子的设计应力，会影响设备寿命。故制造厂设定有一个大气温度的低限，提出了燃气轮机在此温度下负载的极限值。当大气温度下降时，不允许负载超过这一限值，即机组最大负荷限制。

总之，运行人员必须按制造厂的有关规定和运行规程进行操作、调整，并优化运行方式，确保机组长期安全经济运行。

2.3 合理确定机组检修周期

机组经过长期运行后，由于设备老化、动静间隙变大以及积垢等原因，出力和效率都会下降，需要通过检修等手段来恢复性能，提高机组运行的安全和经济性。

GE公司推荐了在以天然气为燃料的9E型燃气轮机正常启停、带基本负荷运行，以及无蒸汽或水喷射工况条件下的检修周期：燃烧室检查8 000/800(运行时间，h/启动次数，次，下同)；热通道检查24 000/1 200；大修48 000/2 400。实际上，机组的运行条件不可能是理想的，要根据实际运行情况对所建议的检修周期加以修正，从而得出实际的检修周期。

为保证检修质量，修前需编制科学详实的检修计划、工艺要求、质量标准；检修过程中，认真做好质量监督和验收；检修后如实进行质量及工艺评价和总结，做到“应修必修，修必修好”。

2.4 实施科技创新和技术改造

该厂围绕提高设备的可靠性，针对在运行中出现的问题，积极稳妥地开展科技创新和技术改造。

(1) 增压站天然气入口过滤装置改进。增压站一级过滤器(粗过滤器)，是管网天然气输入电厂的首级过滤装置，要把好入口关，将天然气中的有害杂质予以滤除，其对保证进入燃气轮机的天然气纯度至关重要。该型过滤器的结构是第1段为挡板分离，第2段为凝聚式滤芯过滤。由于天然气进入过滤器下部的第1段仅靠与挡板的撞击将较大的固体颗粒和液滴在重力作用下分离出来，分离效果差。经分析论证后，将挡板拆除，改为旋风分离。旋风分离的原理是:天然气由下部进入过滤器的旋风管束形成旋流，由于颗粒或液滴与天然气的密度不同，会在离心力的作用下被分离出来，落到过滤器的底部被排走。经第1段过滤后的天然气再流入第2段进一步由凝聚式滤芯过滤。运行表明，经此改进，其过滤效率得到明显提高。

(2) 增压站压缩机实现并联运行。该厂2期9E燃气轮机联合循环机组建成后，将2套机组增压站的2台压缩机出口天然气管并联，并在联络母管上装设联通门，实现2台压缩机互为备用，提升了机组的安全可靠性。例如：当一台压缩机故障跳机时，另一台正在运行的压缩机可以通过联通门向故障停运的压缩机下游的燃气轮机继续供应天然气。这样，虽然2套机组的负荷有所减少，但避免了因压缩机故障而使其下游的联合循环机组紧急停机。

(3) 防止压缩机润滑油系统失压、断油。天然气增压站中的压缩机，是天然气供应系统中的关键设备，其技术性能直接影响下游燃气轮机联合循环机组的安全可靠运行。第1套联合循环机组增压站中的压缩机系德国制造，其润滑油系统未设计应急油供应装置，如应急直流油泵、高位油箱、蓄能器等。在机组安装调试期间因厂用变压器跳闸断电，致使正在空载满速试运中的压缩机主、辅助润滑油泵失压断油，导致压缩机电动机轴承烧毁。为此，在其润滑油系统上加装了直流润滑油泵，并根据第2套联合循环机组中增压站压缩机油系统的特点，设计和安装了高位油箱。2套机组中的压缩机润滑油系统经此完善后，有效防止了因厂用电中断而造成的系统断油所带来的设备损坏事故。

(4) 闭式循环冷却水泵变频调速技术的应用。天然气在压缩机内的压缩过程中，伴随着压力的升高，其温度也相应升高，直到压缩机出口达150 ℃左右，而燃气轮机对其进口的天然气温度要求为65 ℃。故在压缩机出口设置天然气冷却器(简称“高冷”)，通过流经高冷的闭式循环冷却水，将天然气温度降至符合燃气轮机要求的温度。然而实际运行情况是，每到冬季，因进入冷却器的冷却水温下降，使进入燃气轮机的天然气温度仅36 ℃左右。为适应季节的变化调整进入冷却器的冷却水量，以保持进入燃气轮机的天然气温度维持在规定值而不受环境温度的影响，将闭式循环水泵电动机改为变频调速是一种行之有效的措施。该泵实现变频调速后，当环境温度降低时，通过变频调速，使流入冷却器的冷却水量相应减少(因离心水泵的流量与其水泵转速的一次方成正比，即转速降低，流量也相应减少)，以保持天然气进入燃气轮机的温度始终在60—65 ℃。其好处是，不仅使天然气温度大大超过其露点温度(28 ℃)成为“干气”，而且有较高的过热度，改善了燃气轮机的燃烧条件，有利于机组运行的可靠性和经济性。

(5) 优化压缩空气系统。全厂配备有3路压缩空气系统。第1路设置2台空压机，供增压站仪表用气、制氮机制氮用气和检修用气。第2路为燃气轮机自带的空压机，供机组启动过程中的仪表用气及燃气轮机空气进气系统中自清式过滤装置的反吹用气。第3路从燃气轮机压气机抽出压缩空气，通过燃气轮机自带空压机出口管，用于机组正常运行时替代自带空压机向其相应设备提供气源。为提高空气压缩系统的运行可靠性，经技术论证，将3路系统并联起来互为备用是完全可行的。其中，因压气机抽气压力稍高于空压机出口的压缩空气压力，故在压气机抽气管路上增装减压阀，将抽气压力降至与空压机出口压缩空气压力等级相同的压力，即0.7—0.8 MPa。