pg9e型燃气轮机组试运行中的若干问题及处理_secret

1、PG9E型燃气轮机组试运行中的若干问题及处理摘 要：在对我局老变电站进行了无人值班自动化改造中，110 kV慈城变采用的是分布式远动系统，与采用传统式远动系统相比，具有改造工作量少、投资费用省、系统可靠性高的特点。关键字：燃气轮机 运行 问题 分析1 前言目前，浙江的镇海、龙湾2个燃机电站4台机组均已投入正常运行，在缓解电力紧缺的同时，有效地发挥了其增强电网调峰能力的作用。 机组的燃油为180 cst重油或流花原油，其油质差，而机组是按燃轻油机组的技术研制的，其设备先进、系统复杂、技术难度大，一些关键技术性能仍不够成熟，运行水平不高，经 验不足，时常影响到机组的正常运行，甚至威胁机组的安全运行

2、。本文就4台PG9E型机组在启动试运过程中所暴露的重轻油切换不稳定、启动FSR值不合 理、主燃油泵机械密封损坏、多次保护跳机等若干关键性问题进行技术分析，找到了存在问题的根本原因，并结合现场实际，通过逐步改进，提高了该型机组的技术 性能和运行水平。2 系统概述 PG9E型机组为重型、单轴快装式发电机组；压气机为轴流式，共17级，压比1237，空气流量1453kgh，最大叶尖速340 ms，压气机有2级抽气；燃烧室为分管逆流式，共有14个，可使用0号轻柴油和180 cst重油两种燃油；火花塞装于第13、14号燃烧室处，火焰探测器共4个，分别安装在第4、5、10、11号燃烧室处；燃气透平共3级，进

3、气温度 1094（最大为1123.9），设计排气温度燃重油时为522（燃轻油时为527），透平第1、2级动叶采用空气冷却。机组1、2阶临界转速分 别为1292rmin、2492rmin。 燃机本体主要包括润滑油、跳闸油、液压油、启动、冷却水、燃油、脉冲空气、雾化空气、CO2灭 火、加热通风、水洗、IGV、进排气等20多个子系统。整套机组自动化程度高，保护功能完善，MARKV控制系统以16位intel80186 CPU为核心，由三冗余的（R、S、T）微机控制器经三取二表决后执行，因而具有很高的可靠性。燃料冲程基准FSR的控制是燃机运行过程中的关键因素，在 启动、加速、带负荷、停机等过程中必须根据

4、运行工况对该量进行精确控制。为此，系统内部设置了启动控制、加速控制、温度控制、转速控制及手动控制环节，分 别给出相应的FSR值，经小选后参与实际控制。3 运行中出现的若干问题及解决方法 （1）启动控制特性不合理 镇海1号燃机启动初期将点火FSR值整定在设计规范值221，但点火失败，机组不能正常启动。对此，全面检查了与启动点火有关的所有系统和设备， 确认点火火检系统、燃油切换系统、燃油控制系统及燃油雾化空气系统参数均正常后，进行现场试验分析，证实点火FSR值为221时显得点火的燃油量不 足，这是点火失败的根本原因。考虑机组燃烧时的过量空气系数大于15的因素，决定对MARKV控制系统参数重新设定，

5、在仔细分析运行状况的基础上，经过 多次修改整定，确认该燃机点火FSR的优化值为26，并将暖机FSR值从109加以提高。经过控制参数的调整，机组一次点火成功。加速FSR值从 249改为29，51型卡件的电流增益从05提高为15，其它几台机组也按照以上修改后，点火成功率均为100。（2）轻重油切换系统工作不稳定 机组投运初期，轻重油切换系统的工作一直不太稳定，特别是轻油切换至重油相当困难，而且重油切换至轻油很容易导致机组保护性跳闸。通过分析，确认其跳 闸的原因有：老厂来的辅助蒸汽参数大幅度波动；辅助蒸汽的减温减压系统工作不良；燃油选择模块的重油加热系统运行不佳；燃油输送管路系统设计不完善；燃油 选

6、择模块的燃油切换三通阀之位置反馈不准确；MARKV控制系统中温控曲线的选择逻辑不合理。经逐一改进、完善、消缺后，轻重油切换过程平稳，系统工作 正常。（3）主燃油泵机械密封损坏 主燃油泵是燃机燃油系统的关键设备之一，对燃重油运行的机 组，其油温为110以上，当累计运行时间超过30多h该泵轴端出现漏油。经设备解体属机械密封损坏所致，其材料分析为石墨，高温下易老化损坏。对燃原油 运行的机组，油温为90左右，运行时间较长。可见燃油温度对机械密封的寿命影响很大。对此，将机械密封材料改为炭钨合成物，并抓好装配质量，延长其使用 寿命（4）燃油流量分配器卡涩 几台机组均多次出现过该设备卡涩而跳闸，解体检查发现

7、或内部有异物，或传动齿轮的齿断裂。核对其异物系燃油系统原有金属颗粒，由此引起传动齿轮卡涩，严重时造成断齿。因此，2台机组配置1台备用燃油流量分配器，便于对故障的设备进行修复。（5）轴承中分面漏油 镇海1号机4号轴承在60 MW以上负荷就出现严重漏油，且回油温度较高，分析认为主润滑油箱真空度太低使该轴承回油不畅。经多次试验检查，确认主油箱排油烟风机运行异常，故障排除 后调整主油箱真空为08 kPa，轴承漏油得到彻底消除。（6）机组保护动作跳机 主要原因有：透平排气温度超过温控限定区域；透平排气温度的离散度超过规范值；透平燃烧故障；发电机差动保护；火焰探测器受污染而导致火检失效等。对此，首先确保各

8、保护系统正常以避免误动，同时优化机组各系统性能使其运行正常。（7）机组发生喘振现象 机组带70 MW升负荷过程中辅助液压油泵自启动，振动高报警，火焰失去跳闸，此过程中压气机发生了喘振现象，现场振感强烈。分析原因主要是机组液压油压力偏低（低于 98 MPa），且其系统蓄能器未投，使系统油压瞬间大幅度波动。经重新调整该系统参数并投运蓄能器后工作正常。（8）火检探测器结构布置不合理 机组在燃重油带高负荷工况下跳闸时飞溅的重油很容易污染火检探测器的石英玻璃窗，从而导致火检探测器工作不良。此外，在对机组进行离线水洗时必须在火检探测器石英窗前加装一临时盲板，这给机组的日常运行带来了极大的不便。据了解，GE

9、6000系列燃机及部分9000系列燃机的火检探测器石英玻璃窗前有一火检截止阀，该阀可将火检探测器与燃烧室隔离，在进行离线水洗的时候将该阀关闭即可。从保证机组稳定运行及方便机组日常维护的角度来讲很有必要对该设备作必要的技术改造。（9）燃油喷嘴前逆止阀受污染4台机组的燃油喷嘴前逆止阀均多次受污染而泄漏，其现象一般为机组燃重（原）油运行跳闸后对主燃油管路进行轻油冲洗时，主 控界面上显示火检处有火、燃烧室排油口长时间有轻油流出且烟囱冒黑烟。经查有几只逆止阀被燃油系统中的杂质颗粒卡住，使少量轻油漏进高温的燃烧室而产生不 完全燃烧。对此，更换燃油喷嘴前的逆止阀，用轻油长时间对主燃油管路进行冲洗，清洗燃油喷

10、嘴等燃烧部件。（10）辅助齿轮箱主联轴器断裂 已有2台联轴器在机组正常运行时先后出现本体振动剧增跳闸，“Cooldownon Trouble”、“Turning Gear Motor Trouble”报警，检查发现TNH0，但盘车电机88 GT运行正常，大轴不转，由此初步认定辅助齿轮箱主联轴器断裂。进一步解体检查发现联轴器与压气机端的内外齿套损坏，外凸齿基本磨平，齿轮间无润滑脂存 在。对此更换新的联轴器并加足润滑脂后机组正常运行。（11）MARKV控制逻辑组态不合理 该组态是通用性控制系统，在具体应用过程中未能完全按照机组特点及现场条件进行合理的组态，时常由此引起的误报警及误动现象。经分析对R

11、UNG NUMBER等10多处控制逻辑进行改进与优化，确保了其控制系统的正确性和可靠性。（12）烟囱冒黑烟 龙湾2台机组自启动调试以来一直出现烟囱冒黑烟的现象，通过对有关参数的多次调整、试验均未取得明显改观，并结合同类型机组的燃烧状况分析，认为与机组燃 流花原油的成份有关，因为原油未经提炼而成分复杂、分子链长、燃烧频带宽，往往不易完全燃烧。据有关测试数据得知，机组在60100 MW负荷时燃烧效率为847901，烟气林格曼黑度为4级（要求1级），可见燃烧的不完全性。（13）甩负荷试验不成功 龙湾机组在烧原油甩基本负荷试验时发生熄火现象，分析其原因为机组甩负荷后MARKV控制系统在加速控制和转速控制环节作用下，FSR值从73 89减少到最小允许值1131，而实际燃油流量突降至419，使进入燃烧室的油流量达不到要求而导致机组熄火。对此，采取提高控制常数FS RMIN4由1131提高到150，从而增加进入燃烧室的油流量，这样机组在烧原油甩基本负荷试验时能自动切至轻油而稳定在全速空转运行，提高了 机组的可靠性。（14