分布式航改型燃气轮机典型故障分析及应对措施

郑 健，田 鑫，韩苗苗，白云山，贺 军,石 岩

(华电电力科学研究院有限公司，浙江 杭州 310030)

0 引言

当前，我国分布式能源系统主要由天然气分布式能源和可再生分布式能源两部分组成[1-2]。近两年来，受政策、技术发展、高气价等多重因素影响，以分布式光伏、分散式风电等为代表的可再生分布式能源实现了爆发式增长[3]，而天然气分布式发展较为平稳，新增装机规模远小于可再生分布式能源。但是，天然气分布式能源因其可中断性、主动用能、灵活性高、稳定性强、综合能源利用率高等特点[4-5]，在负荷中心就近并随时满足客户端电力、制冷、蒸汽、热水等多变的需求[6]，实现现代化能源供应，在某种程度上具有一定的不可替代性。据2019年中国分布式能源国际论坛发布的《中国分布式能源行业发展研究2019》报告显示，截止2019年8月底，我国天然气分布式能源项目总装机容量已超过18 TW(含已建、在建、筹建)，其中，2017年以来至2019年8月新获批或签约天然气分布式项目达71个，项目装机规模合计为4.92 TW[7]。随着我国电力体制改革深入，在各项鼓励政策和油气价持续走低等因素推动下，天然气分布式将迎来快速发展。

作为天然气分布式能源的核心设备，分布式燃气轮机需要具备优异的起、停机和快速加、减负荷性能，且在不同负荷条件下均能稳定、高效运行，部件能够承受因频繁负荷变化而产生的交变热应力，并最大限度地减小其对部件寿命影响，设备本身必须具备很高的可靠性。航改型燃气轮机继承了航空发动机的设计，能够高效、稳定地在变负荷工况下运行，其部件使用轻质耐热合金，并采用薄壁结构设计，可承受交变热应力且基本不影响部件寿命，在区域型天然气分布式能源项目中得到广泛采用[8-9]。以LM2500、LM6000为代表的LM系列航改型燃气轮机，从20世纪80年代开始，陆续应用到发电领域[10]。目前，在全世界范围内，LM2500、LM6000燃气轮机均有超过1000台在运行，机组可靠性超过99%，可用性超过98%[11-12]。据不完全统计，自2014年以来，国内至少已有9个项目、21台LM系列燃机投运，在同类型机组中，LM系列燃机数量最多。

LM系列燃机具有很高的可靠性，但受运行维护经验不足、运行环境差异以及设备自身缺陷等影响[13]，国内LM系列燃机运行中故障率不及预期，特别是燃机本体重大故障时有发生，因需要整机返厂维修造成巨大损失，严重影响分布式能源企业的生产运营甚至是生存发展。本文以LM系列燃机本体为研究对象，针对实际运行中出现过的重大故障或隐患，分析故障现象和成因，提出处理措施和防范建议，为分布式能源企业生产管理提供借鉴与参考。

1LM系列航改型燃气轮机本体简介

LM系列航改型燃气轮成套发电机组通常包含燃气轮机本体、燃料系统、空气进气系统、润滑油系统、压气机水洗系统、火灾探测和消防系统以及燃机控制系统等设备[14]。其中，燃气轮机本体通常包含压气机、燃烧器、燃烧喷嘴及点火器、高压透平、低压透平、辅助齿轮箱、轴承以及各种仪表等。压气机入口配置可调式进气导叶，压气机前几级静叶可以通过液压执行机构进行调节，以保证燃气轮机在部分负荷下的高效率并防止压气机发生喘振。采用耐高温合金材料制作的滚动轴承，用于支撑转子和平衡轴向推力。目前，国内区域型天然气分布式能源项目应用较多的LM2500+G4燃机和LM6000PD/PF燃机的相关参数如表1所示[11-12]。

表1 LM2500+G4燃机和LM6000PD/PF燃机相关参数Table 1 Characteristics of LM2500+G4 and LM6000PD/PF

2 典型故障分析及应对措施

国内区域型天然气分布式能源项目LM2500和LM6000燃机投产以来，运行过程中燃机本体发生过多起设备损坏事件，在检修维护过程中，也发现多个存在较大风险隐患的故障部件，部分机组甚至需要整机返厂维修。国内区域型天然气分布式能源项目LM系列航改型燃气轮机典型故障如表2所示。

表2 国内区域型天然气分布式能源系项目LM系列航改型燃气轮机典型故障情况Table 2 Typical faults of LM series aero-derivative gas turbines in regional gas distributed energy system

2.1 压气机叶片断裂

多个区域型天然气分布式能源项目LM6000燃机发生压气机叶片断裂致机组返厂维修。A项目燃机(运行近3 000 h)运行中燃机负荷自动由41.7 MW下降至37.4 MW，同时，压气机可调静叶反馈信号报警，经检查，可调静叶开度与设定值匹配。约20 s后，发“压气机失速”报警，燃机喘振，触发自动紧急停机。停机后对燃机进行内窥镜检查、机械检查，发现进气系统精滤背部无明显脏污、过滤状态良好，进气腔室洁净，压气机喇叭口入口前外来异物筛网(材质为钢丝)存在锈蚀情况，同时存在直径约1 mm的缺失，并且，低压压气机0—4级除第2级基本无损伤外，其他动叶存在轻微损伤，高压压气机动叶第1—14级均存在不同程度损伤，第10、11级损伤较为严重，第12—14级严重程度次之。B项目燃机(运行近1 000 h)运行中燃机跳闸继电器K1动作，同时检测到喘振，并发出报警信号，3 s后火灾报警系统动作，燃机消防系统向发动机、发电机舱室喷射CO2，机组停运。对燃机进行内窥镜检查、机械检查，发现高压压气机第1—10、12、13级动叶未见明显损伤，第11级动叶破损1片，第14级动叶损伤4片，此外，发现压气机存在积垢，进气滤网粗滤和精滤均较脏，滤筒背面较为清洁。

压气机叶片断裂可能是受到外部异物的冲击，也可能是受运行维护等影响，造成叶片自身状态或工作环境恶化，引起叶片自身断裂。A项目燃机进气过滤系统结构完整、过滤效果良好，同时压气机叶片表面清洁，排除异物通过进气过滤系统进入压气机引起叶片损伤的可能。考虑到从低压压气机0级到高压压气机14级，均有不同程度冲击损伤，结合压气机入口钢丝网存在一小块缺失，钢丝网后无任何防护设施，推断是脱落钢丝进入压气机对叶片进行冲击，引起高压压气机第10级叶片较大材料脱落，进一步加剧高压压气机下游动叶损伤。并且，国外不止一个项目曾发现有钢丝网碎片贯穿整个压气机。分析认为，压气机入口钢丝网网格或框架的损坏，很可能是由于高频振动引起金属丝网预紧力损失，进而造成材料高周疲劳。B项目压气机第1—10级叶片未发现损坏的痕迹，因此基本排除异物进入压气机打伤叶片的可能性。第11级叶片未见明显塑性变形，而第14级的4根叶片均发现明显的撞击变形特征，可以推断第11级叶片为首断件。对第11级叶片断裂形貌进行检测和分析，叶片侧面尤其是疲劳源区附近存在大量的划痕，叶片的断口及侧表面未见明显冶金缺陷，断裂特征符合疲劳断裂特征。同时，根据事件中排气压力与瓦振变化关系，推断此次叶片断裂可能发生在机组喘振之后。压气机喘振是因为气流以大迎角流入压气机，在叶片背面形成严重的分离，引起压气机出口气流压力和流量强烈脉动的周期性震荡现象[15]。喘振发生前，在断裂的叶片附近可能发生局部气流脱落或失稳等现象，长时间处于该工况下，容易造成叶片疲劳损伤。此外，从前一次水洗到叶片发生断裂的320个运行小时中，压气机效率下降较快，下降幅度远超过运行规程规定的水洗条件。进气系统过滤效果不佳和水洗不及时，导致压气机积垢，引起压气机效率大幅降低，进而会减小压气机的喘振裕度，当环境条件突然劣化时(如空气湿度突然增大、沙尘天气等)，可能会诱发喘振。

运行中发生压气机叶片断裂，易导致压气机从叶片到缸体大范围受损，需整机返厂维修。为防范压气机入口钢丝网锈蚀、脱落，应做好相应的检查和维护，同时，也可以采用厂商新推出的双片式钢丝网替换掉目前的单片式钢丝网。为防范压气机积垢引起的压气机效率大幅降低，诱发机组喘振，甚至引起叶片断裂，应做好压气机效率统计和叶片水洗工作，确保压气机叶片状态良好。此外，目前已投产的LM6000机组多采用就地仪表和压力开关的配置，而未采用压差变送器，宜将进气滤网差压开关量监测改为模拟量监测，便于实时观测差压变化，指导进气过滤系统的运行和维护。

2.2 压气机可调静叶系统扭力杆轴承磨损

某项目LM2500燃机(运行近13 000 h)在例行维护检查中，发现压气机左侧可调静叶系统(variable stator vane，VSV)的液压动作部件有松动现象，进一步检查发现扭力杆后轴承支撑磨损严重，且第2级VSV 系统转动环连接桥架严重磨损，机组处于高风险状态下运行。一旦缺陷进一步扩大，易导致可调静叶无法正常调节，从而引发燃机喘振，严重时使得机组运行状态失常，甚至损坏机组部件[16]。

压气机前几级静叶可以通过液压执行机构，基于先进控制算法，在一定工作范围内，调节叶片开度以达到最佳迎角，实现压气机在没有失速的情况下的高速运行，保持良好压气机特性。该机组由于长期低负荷运行且经常调整负荷，VSV 系统经常参与调节，扭力杆、转动环等频繁动作，加剧轴承支撑、转动环连接桥架等磨损。除应用于发电的LM2500燃机外，据公开报道，国内多台用于天然气输送的LM2500燃机曾发生过类似故障。

为彻底消除隐患，更换经硬化改进的扭力杆轴承支撑、转动环连接桥架等相应部件，并在重新启动前对VSV开度重新进行校准。

2.3 燃料喷嘴堵塞

某项目2台LM6000燃机(运行近18 000 h)相继出现高压透平排烟温度分布不均、燃烧消声降级、燃烧模式自动切换等燃烧问题，由于燃烧不稳定，机组只能在部分负荷运行。此外，在负荷上升时，燃料阀前后经常发生压差报警。在燃机中修时(25 000 h)，深度清洗了压气机，更换了整套天然气燃料喷嘴，在相同的运行工况下，燃机出力增加33%，性能恢复至新机水平。但运行1 000 h后，燃机出力又显著下降，并且14号和15号喷嘴出现燃气进口节流孔板堵塞现象。检查过程中还发现，打开燃机本体燃气进口前约3 m处的前置模块过滤器排污阀后，排污口一直有油性液体排出。

该项目工程设计中采用油冷式微油天然气增压机(天然气压力由2.8～3.0 MPa增压至约5.0 MPa)，增压机与燃气轮机之间虽设置了过滤器，但燃气增压机燃气出口处温度高，燃气中的润滑油呈现气雾状，过滤器的过滤作用大为降低。该型号燃机燃料规范中要求进入到燃烧室的天然气中不能存在液态物质。上述设计中，自增压机带出的微量润滑油未得到充分去除，通过天然气系统进入到燃烧室中，在喷嘴处结垢，造成燃料喷嘴堵塞，影响燃烧系统正常运行，机组出力下降。在同类机型的其他项目中，也有选配微油增压机的，但对增压机出口处的燃气采用先冷凝再过滤的工艺方案，机组运行超过3 000 h未出现上述故障。

为彻底解决喷嘴堵塞问题，除更换全套喷嘴外，对增压站进行改造，对增压后的天然气采用先冷凝再过滤的措施，以有效减少含油量。为避免发生此问题，同类项目在工程初步设计开展前，应明确天然气品质要求，即天然气温度至少比烃露点和水露点高27.8 ℃且最高不超过82 ℃(LM2500)和120 ℃( LM6000 )，确保进入燃机的天然气不含液滴，并且最后一级天然气过滤器，对于5 μm或以下颗粒，过滤效率要达到为99.5%的基本要求，颗粒的总质量浓度不应超过30×10-6，此外，最后一级天然气过滤的下游应使用不锈钢管道。若管网天然气需要增压才能满足燃料气压力要求，应综合考虑增压机选型和后续工艺要求。对于微油增压机，建议在增压机出口处，先冷凝再过滤，减少润滑油进入燃烧室的风险。目前，从3 MPa增压至5 MPa的螺杆式无油增压机造价仅比螺杆式微油增压机造价高30%～40%，在工程投资允许的情况下可采用无油增压机，杜绝润滑油进入燃烧室的可能性。

2.4 高压透平I级护环腐蚀

某项目2台LM6000燃机在停机定检期间(运行约16 000 h)，孔探过程中均发现I级高压透平护环出现多处比较严重的涂层材料缺失，进一步检查发现，护环涂层材料脱落处有即将烧穿的迹象，此外，高压透平I级叶片涂层也有明显脱落情况。

通过扫描电镜对附着在护环上的材料进行元素分析，发现Na、K等碱金属。高温下，碱金属对高压透平涂层有较强的腐蚀性。在环境温度较高时，LM 6000机组可通过水雾中间冷却系统向低压或高压压气机入口喷入雾化水，以有效降低燃烧空气温度，提升机组出力和效率。喷水来自余热锅炉低压给水，为压力0.1～0.3 MPa的未饱和水。故障后，对多份燃机喷水水质取样检测报告进行分析，发现喷水水质中的固体颗粒物、pH值、电导率、Na、K成分存在长期超标现象，其中，Na、K离子总量部分时段超标2倍左右(厂商要求的燃机喷水Na、K离子总量应不超过0.2×10-6)。进一步分析发现，该厂原水取自厂址附近的河水，原水中Na离子最大含量为107×10-6，设计中采用了“超滤+一级反渗透+二级反渗透”工艺方案，其中一级反渗透脱盐率≥98%，二级反渗透脱盐率≥95%。在设计原水水质输入条件下，该方案中化学系统出水水质中Na离子浓度的设计值为0.107×10-6，可以满足燃机喷水水质要求，同时，原水中未给出K离子含量，根据以往经验，K离子比Na离子含量低很多，即使等量考虑，“超滤+两级反渗透”方案也可满足喷水水质要求。但实际运行过程中，由于原水水质不稳定，出现化学出水部分时段达不到设计要求的情况，造成喷水水质碱金属严重超标，对高压透平涂层造成较严重的腐蚀。

更换新的高压透平喷嘴及组件后，为彻底解决燃机喷水水质问题，在水处理系统中为燃机喷水增加连续电解除盐系统，并在喷水过程中严控水质，及时检测。改造后，每台机组累计运行约13 000 h，未再出现高压透平涂层材料腐蚀问题。为避免发生此问题，同类项目在设计及建设过程中应提前将喷水水质问题考虑到位；在项目运行初始阶段，化学水出水不稳定时，不应投入喷水运行；在常规运行过程中，应定期检测喷水水质情况，严格执行喷水相关规定。

2.5 燃机轴承损坏

多个项目LM2500或LM6000燃机发生轴承磨损致机组返厂维修，主要表现为燃机回油腔中回油磁性探头报警。C项目LM2500燃机(运行近17 000 h)整机返厂维修完毕后，重新返回现场，安装完成后恢复运行，在之后的2个月内，燃机B回油腔中回油磁性探头多次报警，停机检查发现磁性探头有较多金属碎屑积聚，进一步检查发现4B轴承损坏。D项目LM6000燃机(运行近25 000 h)现场完成了计划性热部套更换后重新投入运行，运行不足2月后，B油池首次发生磁性探测器报警，清理后继续运行观察，B油池磁性探头多次报警，之后C油池磁性探头也开始报警，在监视运行过程中曾因B油池回油温度高跳机，检查发现B油池回油滤网处有大量碎屑，孔探检查后确定4B轴承保持架已破损。

图1 LM2500燃机回油腔和轴承位置Fig.1 Arrangement of oil return cavities and bearings

LM系列航改型燃气轮机采用滚动轴承支撑整个轴系，LM2500燃机回油腔和轴承位置如图1所示。LM6000燃机4B、4R轴承位置与LM2500相似，位于压气机后、靠近燃烧室。4B轴承为球轴承，由外圈、内圈、滚珠和保持架等组成，内外圈、滚珠均为M50材质，保持架为AMS6414材质，润滑油对滚珠与内外圈滚道之间的摩擦面进行润滑并加以冷却。经实验室检测分析，确认碎屑主要成分均是M50钢。对C项目故障燃机拆解检查发现，滚珠上有材料脱落现象，同时外圈滚道表面有硬质颗粒刮损痕迹，通过扫描电镜进一步检查，结果显示内圈滚道有硬质颗粒污染物镶嵌在涂层内，成分为硅和铝，而硅、铝元素是非轴承材料元素。燃机运行过程中，轴承密封腔会从燃机罩壳内引入密封空气，自燃机压气机引出的空气进入到文丘里管，将罩壳内的密封空气吸入，二者混合后进入轴承密封腔，对润滑油腔进行密封，避免润滑油外溢。硬质颗粒存在通过油系统和空气系统进入轴承腔的可能。为进一步确定硬质颗粒污染物来源，对C项目现场的空气系统和润滑油系统进行排查。排查空气系统，发现燃机罩壳内壁存在破损的硅酸铝降噪隔热材料，在燃机空气初滤安装连接面处存在10～20 mm的缝隙，在燃机进气喇叭口前约200 mm处的内壁存在Φ3 mm左右的孔洞，此外在燃机喇叭口处有较多灰尘。燃机罩壳内壁破损处材料(硅酸铝)元素与扫描电镜检查结果一致。排查润滑油系统，通过目视检查及对滤芯切片放大检查，均未发现硬质颗粒物。故判断硬质颗粒物可能自罩壳内空气通过密封空气进入到润滑油腔。在排除油质问题等因素后，结合后续处理措施取得的良好效果，分析认为，C项目轴承在硬质颗粒污染物的刮损作用下受损并产生碎屑，暴露出现场运行管理不足、燃机轴承表面硬度不够以及燃机配套安装质量不高等问题。对D项目故障燃机进行拆解检查发现，4B轴承保持架破损，滚珠脱落，经实验室检测及综合分析，确定是由于硬质颗粒物污染造成轴承的损坏。在故障发生前，燃机润滑油中颗粒度长期超过国标及厂商要求，考虑油中杂质为轴承磨损的一个可能原因。此外，部分润滑油金属元素分析报告显示，燃机润滑油中金属元素Fe、Ni含量均不同程度超过厂商标准，且Fe、Ni为金属磨损元素，考虑油中金属磨损元素为轴承磨损的另一个可能原因。

故障轴承无法现场更换，需整机返厂后更换轴承。同时，为提高轴承的耐磨性能，避免同类事故发生，该型燃机生产厂商于2019 年年初发布了服务说明，提出对燃机部分轴承进行渗氮硬化处理，以提高轴承滚珠与内外圈接触面的表面硬度，降低硬质颗粒进入润滑油腔后对轴承造成损伤破坏的可能性。该项改进措施已在7年前于航空发动机中进行了应用验证，改进后全球约7700台CF6航空发动机(LM2500地面燃机的航空发动机原型)运行过程中未再发生类似轴承故障。此外，为进一步减少硬质颗粒物污染，在燃机罩壳内应加装密封空气入口过滤器，同时，加强运行维护管理，保持燃机罩壳内的清洁卫生，从源头上杜绝硬质颗粒污染物进入燃机轴承腔的可能。

2.6 进口齿轮箱花键磨损

某项目LM2500燃机(2013年10月交付，运行近16 000 h)运行中突发故障，负荷在25～27 MW波动，并在压气机出口空气压力和温度控制、燃气轮机加速控制、最低燃料流量下限控制、燃气发生器转速控制等不同模式下频繁切换。当切换至手动模式且降负荷至15 MW时，抽气阀开度在7%～71%出现波动(正常开度应在10%左右)。正常停机后，再次启动，盘车转速至2 100～2 200 r/min(盘车转速正常值)时，发现燃气发生器两个转速探头信号读数(约4 000 r/min)远高于正常值。同时，出现润滑油供油压力报警，退出启动程序。再次开启盘车程序后，燃气发生器转速均突变(超过10 260 r/min)，造成强制停机。检查齿轮箱回油磁性探头，发现顶端有油腻累积，阻值异常，约为60 Ω，低于正常值(100 Ω)；手动盘车，转子不动；进一步检查发现花键磨损严重。同年，该项目另一台机组出现类似故障。

航改型燃气轮机中的花键位于进口齿轮箱和高压压气机转子之间，负责二者之间的扭矩传递，在启动和停机过程中，通过花键提供高速轴转动所需要的力矩。据了解，在2013年前交付的该型设备存在润滑油泵安全阀释放压力设定值偏低等设计缺陷，易造成安全阀动作，产生花键配合处供油压力不足、油位不够现象，导致花键磨损，燃机无法进行正常传动。全球2000余台LM2500机组中至少有12台出现类似问题。

为解决上述设计缺陷，2014年初该型燃机设备厂商发布服务说明，要求更换滑油泵安全阀，并将安全阀释放压力设定值由689 kPa提升至2 068 kPa，解决系统在低油压条件下泄油的问题，另外，在花键前后安装油档，保证花键充分润滑。但该信息并未有效传递到上述项目中，导致防范措施未能得到有效落实。事故发生后，对上述设计缺陷进行了维修升级，之后运行正常，未再出现花键磨损故障。

3 结论

燃气分布式能源企业的生产运营一方面受天然气气价、负荷需求等外部条件影响，另一方面也受设备可靠性、可用率等内部条件影响。当前，作为燃气分布式能源系统最核心设备，燃气轮机国产化程度偏低，一旦发生重大故障，往往需要送到国外维修厂处理，造成机组长时间停运，无法满足用户需求，严重影响用户的生产、生活，损害分布式能源企业的生存根本。为保障对外供能履约能力，燃气分布式能源企业应切实做好分布式能源系统各类设备，特别是燃气轮机本体的运行和维护工作，如规范开展水油品质检测和监督，细致开展关键部位和故障多发部件的例行检查和维护，及时执行燃机厂商的服务通告，消除设计和制造缺陷带来的设备隐患。