沙俊輝，章 焰，章 恂

(華能金陵燃氣輪機發(fā)電有限公司，南京 210034)

某燃氣輪機電廠安裝的兩套GE能源9F單軸燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)發(fā)電機組，配套燃氣輪機為GE制造的MS9001FA系列PG9351FA重型、單軸燃氣輪機，聯(lián)合循環(huán)在ISO工況下的額定出力為396.7 MW。#1機組于2012年4月20日(已運行24 000 h)中修投運后，機組出力長期偏低，同等條件下的帶負荷能力較#2機組低15 MW以上。這種出力不足，一方面使得機組在天然氣供應(yīng)充裕條件下?lián)p失較為可觀的高峰時段電量;另一方面因機組的平均負荷下降、以及導(dǎo)致出力不足的因素本身，均將使機組的運行效率有所下降。從長期運行的角度看，這種性能的劣化造成的經(jīng)濟損失還是相當(dāng)可觀的。

1 分析與判斷

電廠技術(shù)人員針對機組出力不足展開了分析和排查，先后從IGV開度、防喘放氣閥泄漏、壓氣機入口加熱系統(tǒng)泄漏等角度對#1燃氣輪機進行了全面的檢查，未發(fā)現(xiàn)明顯的問題。2013年6月，電廠委托該廠9F燃氣輪機CSA合作方GE中國的技術(shù)團隊對#1燃氣輪機出力偏低的問題進行全面的分析和診斷。GE技術(shù)人員經(jīng)現(xiàn)場數(shù)據(jù)采集、指標建模計算后，在2013年8月完成了對#1、2機組近三年來性能變化的分析計算工作，并撰寫了分析報告。報告認為，近3年來的歷次離線水洗后，#1機組均能恢復(fù)到與#2機組基本相當(dāng)?shù)某隽?，因而可以確定#1機組主設(shè)備系統(tǒng)不存在明顯的劣化和影響出力的問題，其出力偏低主要是因為長期運行而未能及時安排離線水洗所致;同時，設(shè)備老化也是導(dǎo)致聯(lián)合循環(huán)機組出力逐步降低不可忽略的重要原因。報告最后指出了2013年6月初#1機組壓氣機離線水洗后聯(lián)合循環(huán)出力僅恢復(fù)6.8 MW，因此對該次水洗的效果提出了質(zhì)疑。

電廠運行部門組織的每一次壓氣機離線水洗操作，均是按標準的9F燃氣輪機離線水洗操作卡予以執(zhí)行，并且6月初的#1機組離線水洗是在GE現(xiàn)場CPM指導(dǎo)下進行的，出現(xiàn)問題的可能性很小。#1機組在該次離線水洗后，經(jīng)400多小時的運行(即9月)后，其出力已經(jīng)低于#2機組10 MW以上，而#2機組自上次離線水洗后已運行3 300多小時。因此電廠于9月底對#1機組IGV及R0葉片進行了人工擦洗，并于10月1日又組織實施了一次壓氣機的離線水洗。電廠技術(shù)人員對這兩次水洗后機組的基本負荷變化情況進行了研究，特別是通過對比10月2日以后#1、2機組的帶負荷能力后發(fā)現(xiàn)，#1機組離線水洗后的出力下降很快，僅經(jīng)60多小時的運行后，其帶負荷能力與近3 400 h未水洗的#2機組相比，已經(jīng)沒有明顯的優(yōu)勢。

綜合以上因素，技術(shù)人員分析認為:#1機組壓氣機進氣過濾系統(tǒng)可能存在較大的空氣泄漏。由于進氣系統(tǒng)泄漏較大，在機組水洗后投運初期的短時間內(nèi)，壓氣機葉片即遭到迅速污染，使得機組出力較大幅度下降。這種效應(yīng)也可以解釋GE分析報告中指出的2013年6月初#1機組壓氣機離線水洗后出力恢復(fù)不足的原因:為了得到持續(xù)穩(wěn)定的基本負荷工況點，GE人員采集的基本負荷工況點可能是在機組投運的數(shù)天以后，而此時的機組負荷因壓氣機的快速污染已下降較多。研究人員包括電廠技術(shù)人員，忽略了空氣過濾系統(tǒng)可能存在的較大泄漏對壓氣機葉片的快速污染，同時也低估了這種快速污染導(dǎo)致機組出力快速下降的速度。

2 現(xiàn)場采取的處理措施

根據(jù)以上分析，電廠燃氣輪機專業(yè)技術(shù)人員在2013年11月底對#1壓氣機進氣系統(tǒng)進行了透光檢查及濾芯檢查，共發(fā)現(xiàn)7個進氣濾芯端蓋存在不同程度的變形，其中有一個濾芯的變形程度較嚴重，現(xiàn)場將所有變形濾芯予以更換。經(jīng)分析，濾芯變形的原因主要為:該批濾芯于2012年4月#1機組中修中更換，為該電廠首次使用帶外包棉的濾芯，檢查中發(fā)現(xiàn)的變形濾芯可能在運輸過程中因擠壓造成變形，而因外包棉的遮擋未能在安裝過程中及時發(fā)現(xiàn)，導(dǎo)致該批次濾芯更換后壓氣機進氣過濾系統(tǒng)整體密封性較差。

2013年12月1日，對#1壓氣機執(zhí)行了一次離線水洗;在水洗過程的例行檢查中發(fā)現(xiàn)火焰筒末端與透平缸接合面有三處滲水，更換密封墊;對壓氣機進口導(dǎo)葉IGV、零級靜葉R0再次進行了人工擦洗。水洗后，機組投運初期的出力恢復(fù)達18 MW以上，且在隨后的200 h運行后出力衰減未見明顯的快速上升。

3 壓氣機水洗后機組出力衰減的數(shù)學(xué)模型

為檢驗電廠技術(shù)人員所做工作是否確實有效，或者是否仍存在尚未發(fā)現(xiàn)的其它影響機組出力的因素，同時也為了找到一種正確有效的現(xiàn)場分析方法以指導(dǎo)日常的運行維護工作，電廠技術(shù)人員著重對2013年以來#1、2機組的幾次水洗后機組的運行數(shù)據(jù)進行了采集、處理和分析比較。對影響機組出力的重要因素，根據(jù)GE給出的修正曲線予以修正，包括環(huán)境溫度、大氣壓力、凝汽器真空;對影響機組出力的次要因素，包括壓氣機進氣系統(tǒng)壓差、空氣濕度、DLN燃燒系統(tǒng)、燃料熱值、發(fā)電機頻率、功率因數(shù)等予以忽略(在正常的變化范圍內(nèi)，次要因素對出力影響的修正系數(shù)或修正值比主要因素低1～2個數(shù)量級)。將隨機選定的工況點出力(持續(xù)穩(wěn)定的基本負荷工況點)反向修正到ISO工況，并與ISO工況設(shè)計值進行比較，得出機組性能下降導(dǎo)致的出力衰減值。可以認為這一衰減值主要包括兩個方面的原因:①隨運行時間的延長而形成的系統(tǒng)設(shè)備老化導(dǎo)致的出力下降;②壓氣機葉片臟污使得壓氣機效率及壓縮空氣量(影響出力的主要因素)下降導(dǎo)致的出力下降。

電廠技術(shù)人員對機組出力衰減的發(fā)展變化趨勢按自然對數(shù)變化規(guī)律建立以下數(shù)學(xué)模型:

式中:y為基本負荷下出力衰減值，基本負荷是指壓氣機入口導(dǎo)向擋板處于全開位、燃氣輪機處于排煙溫度控制狀態(tài)下;K為正相關(guān)于壓氣機葉片污染速度的出力衰減系數(shù);x為運行時間;m為初始的出力衰減值，假定壓氣機絕對干凈，且系統(tǒng)無影響出力的其它因素，m值即為機組設(shè)備系統(tǒng)老化導(dǎo)致的出力下降。

根據(jù)歷史數(shù)據(jù)的處理和計算結(jié)果，繪制#1、2機組水洗后出力衰減值隨運行時間發(fā)展變化的曲線，詳見圖1。

按設(shè)定的數(shù)學(xué)模型對圖1中的機組水洗后出力衰減曲線進行擬合，得出對應(yīng)于各次水洗后的機組出力衰減函數(shù)，即圖中曲線下方的函數(shù)式:y=Kln(x)+m。為便于比較分析，將以上各出力衰減函數(shù)繪制于同一坐標系中，得出機組各次離線水洗后的出力衰減預(yù)期曲線，詳見圖2。

從圖1、圖2曲線可以看出，在水洗后投運初期，機組出力衰減快速上升，隨后進入長期、緩慢的上升階段，經(jīng)約1 500～3 000 h的運行后逐步達到一個基本趨于長期穩(wěn)定的上限值，此時壓氣機葉片污染基本上處于動態(tài)平衡的狀態(tài)。

為便于定量的分析比較，進一步將#1、2機組2013年以來的四次離線水洗投運后對應(yīng)的出力衰減函數(shù)，與機組實際運行數(shù)據(jù)及預(yù)期的出力衰減值列于表1。

從表1可以看到，壓氣機離線水洗后，經(jīng)3 000 h的運行后#2機組的出力衰減值約為16 MW;#1機組在2012年中修后至2013年底小修期間的出力衰減值大致在28～30 MW之間;而經(jīng)2013年底對進氣濾芯泄漏處理后，#1機組預(yù)期的出力衰減值約為16 MW，與#2機組基本相當(dāng)。

圖1 2013年#1、2機組壓氣機水洗后出力衰減曲線

根據(jù)對歷史數(shù)據(jù)的處理和研究，做以下分析:

(1)2013年以來的四次水洗后機組對應(yīng)的出力衰減函數(shù)與隨后的運行情況基本吻合，總體而言所選數(shù)學(xué)模型符合壓氣機葉片結(jié)垢發(fā)展及其對機組出力變化影響的特性規(guī)律。其中10月1日#1壓氣機離線水洗后初始的出力衰減達12.61 MW，應(yīng)該與12月初水洗中檢查發(fā)現(xiàn)的火焰筒末端與透平缸接合面三處滲漏有關(guān);這個滲漏也可以對10月份水洗后，機組運行483 h后的出力衰減達27.47 MW，高于出力衰減預(yù)期值約2.5 MW做出解釋。

圖2 兩臺機組四次水洗后的出力衰減預(yù)期曲線

(2)分析#1機組2013年6月5日、10月1日壓氣機離線水洗后出力衰減函數(shù)，機組水洗后的初始出力衰減分別為10.96 MW、12.61 MW，在系統(tǒng)設(shè)備老化損失約7 MW的基礎(chǔ)上高出4～5.6 MW，一方面應(yīng)是壓氣機水洗未達到理想效果，另一方面因壓氣機進氣系統(tǒng)泄漏較大，機組水洗后投運初期壓氣機葉片即迅速污染，導(dǎo)致機組出力衰減較大幅度上升。而在壓氣機初始污染程度已經(jīng)相對較高的狀態(tài)下，該兩次水洗后的出力衰減系數(shù)K1(1)、K1(2)仍兩倍于K1(3)、K2，清楚地表明了在2012年4月中修后至2013年11月之間的#1壓氣機進氣過濾系統(tǒng)存在較為嚴重的泄漏。

(3)實際上，當(dāng)壓氣機進氣過濾系統(tǒng)泄漏較嚴重時，必將影響離線水洗的效果，特別是離線水洗結(jié)束后的高速甩干過程中，部分未經(jīng)過濾的空氣進入壓氣機，空氣攜帶的小直徑顆粒物很容易粘結(jié)在尚處于潮濕狀態(tài)的壓氣機葉片上，從而使得壓氣機水洗效果進一步劣化。這也是#1機組2013年6月5日、10月1日壓氣機離線水洗后初始出力衰減達到10.96 MW以上的主要原因。

(4)對比#1機組2013年12月1日、#2機組2013年11月26日離線水洗后出力衰減函數(shù)，壓氣機處于基本潔凈狀態(tài)下的初始出力衰減值均在8 MW左右，這部分的出力衰減與GE給出的系統(tǒng)老化出力衰減曲線基本吻合，見圖3，機組已運行約30 000 h。而在壓氣機初始潔凈程度基本相當(dāng)?shù)臓顟B(tài)下，K1(3)略小于K2，因此可以認為當(dāng)前的#1機組進氣過濾系統(tǒng)密封性與#2機組基本相當(dāng)，或者至少比2013年10月之前的狀況已明顯好轉(zhuǎn)。

表1 2013年機組各次水洗后對應(yīng)的出力衰減函數(shù)

圖3 9F聯(lián)合循環(huán)機組系統(tǒng)老化出力衰減曲線

4 結(jié)論與建議

通過對某臺9F燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)機組出力不足原因的分析、研究，可以確定:在壓氣機進氣過濾系統(tǒng)的濾芯陣列中，看似很小的安裝間隙，均可能在長期運行中造成機組出力及效率較大幅度的下降，從而嚴重影響機組運行的經(jīng)濟性。因此，壓氣機進氣過濾系統(tǒng)的嚴密性必須引起燃氣輪機電廠生產(chǎn)技術(shù)人員的高度重視，應(yīng)加強濾芯更換中的安裝質(zhì)量控制、定期進行進氣過濾系統(tǒng)的透光檢查，以保持系統(tǒng)良好的密封性。

結(jié)合機組投產(chǎn)以來的運行維護經(jīng)驗，對保持較高的壓氣機效率及聯(lián)合循環(huán)出力提出以下建議:

(1)根據(jù)機組運行特點，建立燃氣輪機壓氣機水洗后基本負荷下出力隨時間變化的數(shù)學(xué)模型，用于機組出力變化的觀察和分析工作，以及時發(fā)現(xiàn)問題并處理，最大限度提高機組運行效率。

(2)利用燃氣輪機調(diào)峰為主的運行方式，加強壓氣機系統(tǒng)的查漏，包括防喘放氣閥、壓氣機出口法蘭、抽氣管道法蘭、IBH等的泄漏檢查和處理工作，最大限度減少不必要的出力損失。

(3)根據(jù)出力下降情況，利用調(diào)停機會，加強壓氣機的離線水洗，及IGV、R0的人工擦洗工作，保持壓氣機較高的運行效率。

［1］ GEK 111050.Operating Procedures Manual.

［2］ GEK 111050.Systems Description Manual.