9FA燃气轮机

9FA燃气轮机（通用5篇）

9FA燃气轮机 篇1

9FA燃气轮机是中低热值燃料重型燃气轮机发电设备, 其简单循环功率250MW等级, 燃气初温大于1300℃ (透平第一级动叶进口) ;在燃气初温1300℃以上的试验条件下, 热冲击试验寿命不小于1000次;转子工作旋转速度3000r/min。转子轮盘材料除前端轴外, 其余均为镍基高温合金 (inco 706) 材料, 高强抗热腐蚀定向高温合金持久性能-930℃/280MPa, 持久寿命大于100h;室温拉伸性能强度σb大于1000MPa, 塑性δ大于6%;高温持久性能寿命测试不低于20000h。可见作为整个机组的做功部分, 透平转子是核心, 工况严峻, 材料昂贵, 而决定转子运行情况的, 除了零件的加工质量外, 还取决于装配质量, 转子装配技术是关键。

1 转子结构介绍

9FA燃气轮机是GE公司燃机产品的一个系列, 其转子设计沿袭了航空发动机的结构特点, 跟三菱等其它公司的不同, 套装轮盘之间的靠止口定位, 靠配合面传递扭矩, 透平转子如图1所示。

由图1可见, 转子主要由3个叶轮、2个中间盘共5个盘类零件和2个端轴组成, 按从左到右的书序依次是:前端轴、第1级叶轮, 1、2中间盘, 第2级叶轮, 2、3级中间盘, 第3级叶轮, 后端轴。用3组螺栓将这7个零件相互连接在一起, 从左到右, 前面两组24个连接螺栓整周均布, 最后一组18个螺栓整周均布。

2 装配用主要工装工具

2.1 液压螺母载荷平衡系统

对于透平转子的3组联结螺栓, 为提高螺栓预紧效果, 每组螺栓预紧之前都要进行相等载荷下的时效处理。针对此3组螺栓, 公司从英国海泰斯订购了一套液压螺母载荷平衡系统, 该系统包括3个主要部分:螺栓拉伸器、液压分配系统、动力和控制系统。

螺栓液压拉伸已经成为各种重要场合紧固螺栓的首选方法, 具有很高的紧固效率和精度, 极大简化了防漏接合的方法。在拉伸预紧操作中, 螺栓拉伸器可对转子组件上的螺栓施加均衡的拉伸力, 从而避免了扭曲和失衡的可能性。

拉伸力可以施加并保持24h, 在此期间, 动力和控制装置可以使用客户贮存在预编程电脑中的数据, 通过开关操作对拉伸器施加或释放压力。

液压分配系统是2套完全相同的单元, 一套称为Harness 1 (简称H1) , 另一套Harness 2 (简称H2) 。H1和H2交替连接在转子组件上的拉伸器, 即:H1、H2、H1、H2等。

动力和控制系统在输入密码后可重新编程, 系统设有三级密码保护, 防止贮存的数据被随意更改。通过已贮存的数据, 动力和控制系统可以对每个单元轮流加压和卸压, 因此可以始终保证转子组件至少50%的螺栓受到载荷作用。

2.2 液压扳手

紧固联结螺栓使用的工具为从美国凯特克 (HYTORC) 定制的用于GE 9FA转子专用液压扭力机系统。该系统由大流量高压泵站和一对扭矩扳手组成。通过设定泵的压力, 在扭矩扳手上可以产生对应的扭矩, 从而保证螺栓的伸长量在设计的范围之内。该扳手能够连续啮合可变扭力矩, 可利用超薄的六角工作头, 用于9FA燃气轮机转子上。保证棘爪, 扭矩精度 (+/-3%) ;扭矩范围2385～13750英尺磅;操作半径1.90英寸;高度9.70英寸;长度11.75英寸;重量25.75磅;旋转接头360×180°, 单件式油管接头。

3 燃气轮机透平转子的装配

根据透平转子的结构, 轮盘装配按照3组螺栓分别预紧的要求, 由3次分装完成。装配之前, 清理螺栓连接面和止口, 需要时应使用油石局部打磨去除全部高点、污垢和毛刺。目视检查螺栓孔。如有高点或轻微裂痕, 应予以打磨去除, 将整个零件擦干净。第1个分部套零件的全部准备工作完成之后, 从前端开始装配, 使各零件就位。第2个以及最后1个分部套零件的全部准备工作完成之后, 从后端开始装配, 使各零件就位。

3.1 第1次分装

将前端轴、第1级叶轮和1-2级中间盘移至装配区域。检查第一组螺栓打印标记1-1, 1-2等。起吊并清理第1级叶轮。根据装配单, 在对应外圆上标记出1#螺栓孔位置, 按照螺栓孔分布图在对应外圆上作出孔序号标记。将叶轮放入炉内, 将炉温从190°F提升到210°F。至少加热12h。

起吊并清理1-2级中间盘, 参照装配单与叶轮相同, 在外圆标记1#螺栓孔。前端向上, 装配1-2级中间轮。将夹具环置于装配平台上, 旋转卡具, 使其位置固定。

起吊并清理前端轴的后端螺栓面 (前端轴的1号螺栓孔是整个透平转子部套的1号螺栓孔) 。确认装配孔, 在1-2级中间轮的外圆上已有标记1-1。参考螺栓分布图, 并为1-2级中间盘中的螺栓孔进行编号。螺栓螺纹涂抹防卡剂, 按照螺栓排序表, 依次装入全部第一次分装螺栓。

12h后, 测量第一级叶轮的温度, 不得低于185°F。利用找正销把1级透平叶轮定位在1-2中间盘内的螺栓上。缓慢放下叶轮。使找正销和螺栓内六角孔相啮合。起吊前端轴并将它移到装配区域, 把前端轴装到第一级透平叶轮上确保所有螺栓都处于松动状态。

时效处理:安装液压螺母载荷平衡系统, 按预先输入的程序启动拉伸循环。

螺栓拉伸预紧:第一个分部套常温化处理24h以后, 检查螺栓标记是否在原来的位置上, 确定螺栓没有旋转。150ft lbs力矩松开并重新拧紧每个螺母, 检查螺母是否啮合好。在所有螺栓中心孔内放好测量头, 对所有螺母进行零位测量, 从螺栓顶部到测量头并且记录在PGT表格中。从螺栓1-1和1-2开始, 然后按顺序进行, 用液压扭矩扳手对每个每个螺栓施加8个循环, 一次拉伸2个螺栓。对每个螺栓再施加6个循环, 从螺栓1-1和1-2开始, 按顺序进行。测量螺栓的拉伸量。如果螺栓拉伸量不在公差范围内, 重复上述步骤。测量中间盘到叶轮的间隙并把结果记录到PGT表格中, 共测量4个位置, 相隔90°。

3.2第2次分装

将装配好的第一次分装部套翻转180°, 使1-2级中间盘冲上, 固定。检查第二组螺栓及其标记。起吊清理第2级叶轮, 按照装配单在对应外圆位置标记1#螺栓孔, 按螺栓孔顺序图标记其它孔号。把第2级透平叶轮放入加热炉中, 后断面朝上, 加热到220～200°F, 至少加热12h。

安装第2组螺栓螺母, 螺纹涂抹防卡剂。吊起2-3级中间盘, 标记出1#螺栓孔的位置, 放在干冰中冷却2h。

第二级透平叶轮放入炉中12h后取出。叶轮温度必须不能低于200°F。缓慢落下叶轮, 1#螺栓孔对齐, 放入找正销, 找中销啮合到螺栓的内六角孔中, 把第二级透平叶轮装配到1-2中间盘上。移去找正销和起吊工具。

装配2-3级中间盘, 缓慢降低中间盘并把螺栓对准螺栓孔, 把2-3中间盘装配到第二级透平叶轮上。

时效处理:安装液压螺母载荷平衡系统, 按预先输入的程序启动拉伸循环。与第1次分装工序相同。

使用液压扳手拉伸紧固螺栓, 与第1次分装工序相同。

相隔90°在4处测量叶轮和中间盘间隙。

3.3 第3次分装

检查第3组螺栓及其排序编号, 吊起第3级叶轮, 按照装配单标记出装配的1#螺栓孔, 按螺栓孔顺序图标记出其它孔号。把2级透平叶轮放入加热炉中, 后端朝上, 加热到220-240°F, 至少加热12h。

安装第3组螺栓, 螺纹涂抹防卡剂。把第3级透平叶轮从炉中取出, 不能低于220°F。利用找正销, 缓慢放下第3级叶轮, 使对中销与螺栓内六角孔啮合。

标记后端轴的1#螺栓孔, 螺栓穿入螺栓孔, 缓慢落下后端轴, 和第3级叶轮装配在一起。

时效处理:安装液压螺母载荷平衡系统, 按预先输入的程序启动拉伸循环。与前面3.1工序相同。

使用液压扳手拉伸紧固螺栓, 与第1次分装相同。

相隔90°在4处测量叶轮和中间盘间隙。

由于透平叶片叶根轮槽为棕树型结构, 叶顶围带自有间隙, 装配方法和蒸汽轮机侧装叶片基本一样, 比较简单, 这里不再赘述。

4 结论

GE公司的重型燃气轮机的透平转子装配每道工序质量指标完全实现了量化, 零件装配间隙, 螺栓载荷时效过程, 螺栓紧固程度, 都有具体数值的规定, 这样才能保证整个装配结果满足设计要求, 保证转子在高温高压工况下安全运行。整套装配方法不论是对船用涡轮发动机、航空涡轮发动机, 还是其它类似的套装类高速回转零部件都是非常有借鉴指导意义。

参考文献

[1]公舒, 等.GE公司重型燃气轮机技术文集[C].哈尔滨:哈尔滨汽轮机厂有限责任公司, 2004.

[2]程代京, 谢永慧.燃气轮机传热和冷却技术[M].西安:西安交通大学出版社, 2004.

9FA燃气轮机 篇2

提高燃气轮机性能的一个重要途径是提高透平进口燃气温度, 保证燃气轮机透平叶片在高温环境下的正常运行一般采用: (1) 进一步提高透平叶片材料的耐热极限, 包括叶片本体材料及叶片表面涂层材料; (2) 采用高效的透平叶片冷却技术, 增强换热效果; (3) 设置超温保护系统, 防止高温热部件损坏。目前叶片材料性能提升空间缓慢, 超温保护系统已经固定化, 而先进的冷却技术发展潜力巨大。GE公司的9FA燃气轮机是国内新建联合循环机组中燃机的主力机型, 其透平叶片采用的冷却技术十分先进, 本文主要分析该燃气轮机透平的冷却技术。

2 透平冷却系统

GE-9FA型燃气轮机透平部分的冷却系统如图1所示, 其中通过压气机内高压空气对透平转子、轮盘、透平叶片、护环等部件进行冷却:压气机末级排气对第1级静叶进行冷却;压气机16级抽气冷却沿程轮盘后对第1、2级动叶进行冷却;压气机第13、9级抽气冷却第2、3级静叶。

图1中, 第一级静叶的冷却空气经燃烧室火焰筒外环腔分别从前腔和后腔进入叶片内部, 经过各种冷却结构后进入热燃气通道。第二级静叶的冷却空气分成两股冷气进入叶片, 第一股经前腔冲击套筒后冷却前缘, 第二股冷气经后腔冲击套筒一部分从尾缘排出, 另一部分与前腔冷却空气后从底部排出, 对沿程各部件进行冷却。第三级静叶的冷却空气进入叶片后从底部排出, 对沿程各部件进行冷却。第一级动叶的冷却空气从叶片底部分两股冷气进入内部蛇形通道后进入热燃气通道。第二级动叶的冷气从叶片底部分10股冷气进入叶片内部, 从围带流出后流入热燃气通道。

3 冷却方式

应用于GE-9FA燃气轮机透平叶片的冷却方式主要有以下几种方式: (1) 对流冷却。即冷空气经过与之接触的固体壁面时进行的冷却, 包括增加沟槽和肋柱来增强紊流效果进而增强换热效果。 (2) 冲击冷却。即冷去空气经过筛孔产生高速低温气流冲击靶面进行高强度换热, 或是经过特殊的结构加速冷却空气运动冲击靶面的冷却。 (3) 气膜冷却。即冷却空气从实体表面喷出在固体表面形成一层低温气膜隔绝热燃气直接接触叶片表面, 减少燃气对叶片表面的热交换。

GE-9FA燃气轮机燃烧室出口最大温度超过1700K, 远远超过叶片材料允许的最大承受温度, 尤其是第1级静叶和第1级动叶的工作温度非常高, 其结构却极为复杂。如图2所示, 第1级静叶采用了气膜冷却、冲击冷却、对流冷却等冷却方式, 冷却空气从上下端壁进入前后冲击套筒, 由冲击套筒孔进行冲击冷却后, 沿叶片表面13排孔喷出形成覆盖于叶片表面的冷却气膜, 叶片尾缘由多个方形对流冷却孔。第一级动叶前缘采用3排气膜冷却, 叶片中间段采用增加了紊流结构的双蛇形通道, 尾缘采用矩阵肋冷却结构及多个方形对流冷却孔。

如图3所示第二级静叶主要采用冲击冷却和对流冷却, 尾缘分布65个针形冷却孔。第二级动叶采用10通道对流冷却结构, 其中前7个通道内部在叶身高度方向上大约25%~70%设有紊流结构增强换热效果。第三级静叶主要采用了单通道对流冷却, 第三级动叶没有冷却结构。

4 故障分析

燃气轮机叶片的冷却结构设计十分关键, 其中由高温引起的9FA叶片损坏形式有: (1) 热应力引起的应力性损坏, 启停及工作状态下叶片处于热应力变化比较大时引起的叶片断裂, 目前国内已有第三级动叶断裂事故如图4所示, 主要原因是叶片铸造时出现了冷隔问题。 (2) 冷却孔阻塞。一方面压气机中有较大的颗粒物进入冷却流路将叶片冷却孔从内部堵塞影响叶片换热, 国内已有两台9FA机组发现此问题 (如图5所示) 。另一方面进入透平的燃气中含有较大熔融物质覆盖叶片表面孔, 影响换热效果。 (3) 冷却结构设计不合理引起的热腐蚀。目前发现第二级动叶背弧侧顶部出现热腐蚀孔如图5所示。

5 结论

GE-9FA燃气轮机透平采用对流冷却结构 (扰流、针形孔、网状通道等) 、冲击冷却结构、气膜孔冷却结构等多种冷却结构组合的冷却方式, 达到了很好的效果, 提高了机组寿命。但随着使用寿命和其他原因损坏导致更换透平叶片及其附属设备极为昂贵。因此透平热端部件国产化对电厂的运营将产生重要意义, 为此实现燃机自主研发、设计、制造及修理才是国内发展燃机的最终目标。

参考文献

[1]毛丹.三菱M701F燃气轮机叶片冷却技术分析[J].重庆电力高等专科学校学报, 2010, 15 (4) :1-4.

[2]杨连海, 沈邱农.大型燃气轮机的自主化制造[J].燃气轮机技术, 2006, 19 (1) :11-20.

[3]胡东.燃机叶片冷却技术对透平初温的影响[J].科技创业月报, 2007 (1) :196-197.

[4]倪萌, 朱惠人, 等.航空发动机透平涡轮叶片冷却技术综述[J].燃气轮机技术, 2005 (4) :25-28.

9FA燃气轮机 篇3

关键词：交流润滑油泵,故障分析,应对措施,可靠性,技术改造

引言

福建晋江燃气电厂安装4台S109FA 350MW燃气—蒸汽联合循环发电机组,燃气轮机、蒸汽轮机、发电机由哈尔滨动力设备股份有限公司生产,GE公司提供技术支持。燃机型号为PG9351FA,汽轮机型号为158#(D10优化型),三压、一次中间再热、单轴、双缸双排汽,发电机为390H全氢冷,采用静态励磁。余热锅炉型号为NG-109FA-R,由杭州锅炉集团有限公司生产的高、中、低三压,一次中间再热、卧式、无补燃、自然循环余热锅炉[1,2]。

该电厂4台机组共配有8台交流润滑油泵,每台机组配备两台交流润滑油泵,一用一备,承担着对燃气轮机、汽轮机和发电机的8个支撑轴承的冷切、润滑和平衡轴向推力的作用,并为发电机密封氢气提供所需油。作为机组重要辅助设备,任一台交流润滑油泵组在运行中发生故障,都会严重影响整个机组的安全性和可靠性,即使另一台泵能够正常运行,但因失去备用,机组次日不能正常启动,因为一旦运行中出现油泵再次故障,那么机组将被迫事故停机。

1 交流润滑油泵组故障情况

晋江燃气电厂4台机组已于2010年底全部竣工发电[3]。交流润滑油泵组主要由润滑油泵和油泵电机两大重要部件组成,投产配置润滑油泵为德国科尔法公司制造的NSSV系列ALLWEILER NSS125-315-1300油泵。流量:6965 lpm,出口压力:8.9 bar,转速:2975 r/min,输出功率:186.5 k W,最大工作温度:93.33℃。因基建时泵组为普通款配置,所以各机组油泵配备的电机品牌也不统一,分别有:ABB、西门子、贝得三个品牌。

该厂四台机组交流润滑油泵组存在长期过载、运行时绕组温度高、轴承震动大等问题,自机组投产以来,一直无法彻底解决,极易造成润滑油泵电机烧毁等事故,特别是在夏季运行时危险性更高,严重影响机组的安全运行。经统计,该厂#1~4机8台交流润滑油泵组投运以来,运行中发生的电机损坏事故共3起,故障几率约为37%,电机检修时发现绕组与引线重大缺陷返送修理厂处理事件5起,故障几率约为62%,机械故障(震动原因)损伤事件1起,故障几率约为12%[4]。

2 交流润滑油泵电机存在问题

(1)定子绕组端部附着润滑脂

三种型号电机的检修中均发现绕组端部附着残留的润滑脂,如图1所示。主要原因是加油过程中,由于驱动端和非驱动端排油孔堵头不能拧开,长期处于封堵状态,轴承油腔经过多次定期补充油脂后已填满空间,废旧油脂不能排出,只能通过轴承内油盖与转轴之间的间隙,甩到定子绕组端部上,如图2所示。轴承油腔充满油脂会引温度升高,绕组表面沾满的油垢将直接阻碍绕组通风及散热,且对绝缘漆也会起溶解浸蚀作用。

(2)ABB电机绕组过热

对#1机ABB油泵B电机检修过程中,发现定子绕组端部绕组绑扎带、槽口槽衬及相间绝缘纸已失去弹性,脆化严重,如图3所示。有的线圈漆包线有龟裂情况、绕组端部发黑,如图4所示,引出线W1、V2相接线鼻端套管出现过热情况。这些都是电机长期高温运行造成的现象。

(3)西门子电机绕组引出线绝缘套管严重过热、破损现象

对#3机交流润滑油泵A、B电机检修时,发现绕组引出线绝缘套管出现严重过热、破损现象,如图5所示,电机运行工况恶劣,绕组绝缘迅速恶化,具有薄弱点,运行中存在一定安全隐患。

(4)电机结构不同

从上文可知,目前该厂油泵电机使用了三个不同品牌:ABB、SIEMENS、贝得,各电机结构也有所不同,更换备用电机如不是同一款,将增加一定工作量,抢修中会延长工期,而且由于油泵电机能耗大,厂家已停止生产。

3 交流润滑油泵组电机频出故障分析

3.1 设计问题

润滑油系统为模块化设计,泵组设计存在缺陷,具体表现为泵转子靠卡簧悬挂在泵上轴承,且卡簧强度不够,一旦出现金属疲劳、温度过高等问题,极易出现严重事故。2013年,#1机交流润油泵A运行中发生过该类故障。油泵、电机垂直安装在箱体上,由于箱体基础严重变形,原设计厂家没有考虑此情况,无任何加强、防护措施,从而使电机机座支撑点不够牢固,造成震动严重超标,同时震动会造成轴承负载增加,导致各部温度升高,从而引起轴承过热。

3.2 电机负载问题

交流润滑油泵电机在一定程度上受到机械设备的的影响,使其效率水平低,能耗量高,运行中一直存在电流较大问题。电机负载电流过大,电机温升明显升高,绝缘劣化速度也会加快。自基建期间至今,共发生3起油泵电机绕组接地故障,其共同特点是运行时电流均大于对侧电机电流,如表1所示。

3.3 油泵泵体震动问题

由于润滑油系统的模块化设计,油泵电机垂直安装在箱体上,而箱体基础较软,容易造成震动,尤其是B电机(箱体中间)比A电机(箱体外侧)震动严重,特别是电机修后负载运行时,震动偏大,造成轴承负载增加,导致温度升高,从而引起绕组过热。

3.4 运行环境温度高

我厂油泵电机F级绝缘(最高155℃),考虑到制造工艺和材料因素,国内一般按照B级(最高130℃)考核。机组在运行期间,润滑油箱温度在63℃左右,电机运行环境温度在40℃上下,这也是电机运行时的上限温度,对电机极为不利。夏季测量一A油泵电机外壳最高达90℃,由于没有内部测点,根据检查情况分析,绕组温度可能超过130℃,造成绝缘损伤。

3.5 维护保养不当

端部绕组有残留的润滑脂,说明加油量过大或者加油过于频繁,造成轴承油腔温度升高,端部绕组附着的润滑脂也会造成散热不畅,引起温升。

4 具体措施与技术改造

4.1 具体措施

(1)针对加油问题,采取在油泵电机驱动端和非驱动端轴承室加装排油管。电机加油时,可以打开堵头,形成回油,提高加油质量。同时加强加油过程质量管理和控制加油周期,不多加,也不欠加。

(2)为加强电机内部温度的监测,在电机绕组和轴承上加装温度测点,以通过网线将电机实时温度上传到集控室DCS上,设置报警温度,便于监视。安装绕组测点6只,轴承测点2只。如图6、图7所示。

(3)加装临时轴流风扇。由于润滑油模块环境温度高,特别是夏天,空气不对流,造成电机运行温度高。采取在4台机组就地加装临时冷却风机强制通风,有力改善电机散热条件。通过观察,采用此手段后,可以降低电机表面温度至少8℃,效果明显。在目前采取技术手段不能降温的情况下,此方法比较有效。

(4)针对油泵电机绝缘发生劣化趋势,长期运行后可能存在一定安全隐患,在加强巡视检查的同时,要缩短检修周期,检查轴承润滑情况和绕组绝缘情况,必要时更换备用电机。

(5)对于修后电机负载运行震动偏大问题,建议机务检查机座是否平整,对轮连接是否在同一水平线,由于设备中心处空间比较狭窄,应使用更合适的工具与仪器检测,保证各数据的合格。

4.2 技术改造

针对交流润滑油泵组电机运行中频出的故障,虽然已采取相应改进措施,但效果并不太明显,滑油泵组长期过载、温度高、震动大,运行所带来的隐患并没有消除。为彻底消除隐患,经过调研讨论,确定了方案[5]。将原油泵改造为日本大晃机械工业株式会社生产的DVCW-250D-JHA润滑油泵,该润滑油泵主要优点有:(1)轴承为强制性润滑,减小轴承磨损;(2)缓冲胶圈联轴器形式改变为弹性柱销式联轴器,大大提升了设备的安全性;(3)泵叶轮为优化性设计,运行性能优越。泵组配备的动力电气设备是新型高效率ABB电机(国产),设备参数符合最新技术标准。参考兄弟燃气电厂数年前已对交流润滑油泵进行的改造,使用的DVCW-250D-JHA润滑油泵与电机至今运行状态良好,满足油系统运行要求。2014年10月2日,利用#2机组停机进入D级检修机会,开始实施#2机交流油泵B改造工作,并于同年10月7日,新交流油泵电机现场安装就位,电源接线完成后空载试运2小时合格,机械连接进行负载试运5小时,润滑油泵负载试运合格,顺利通过试运。同年10月9日,正式启动运行,更换前后润滑油泵B参数对比,如表2所示。

从表2可知,改造后节能效果显著,交流润滑辅助油泵电流从310 A降至260 A左右,电流下降50 A,每天可节省厂用电量:

每年可节省厂用电量24.5万k Wh,按0.55元/k Wh计算,一年节省134 768元。

5 结束语

通过对交流润滑油泵B的改造,有效遏制了泵组运行期间震动大、温度高不安全现象。技改后,设备机械噪音明显减弱,电机震动、温度等运行参数得到大幅度降低,已达到理想值,提高了电机运行稳定性,各项技术指标达到预期效果。目前该电厂#2机两台交流油泵均已改造完成,择时将对其他三台机油泵改造,以彻底消除隐患,为机组的安全稳定运行和节能降耗打下了坚实的基础。本文可为同类型电厂提供借鉴。

参考文献

[1]中国华电集团公司.大型燃气-蒸汽联合循环发电技术丛书:设备及系统分册[M].北京:中国电力出版社,2009.

[2]福建晋江天然气发电有限公司.集控运行规程:电气分册[M].2014.

[3]清华大学热能工程系动力机械与工程研究所,深圳南山热电股份有限公司.燃气轮机与燃气--蒸汽联合循环装置[M].北京:中国电力出版社,2007.

[4]福建晋江燃气电厂.安全事件汇编[Z].

9FA燃气轮机 篇4

在GE9FA机组运行的过程中, 常常会出现一些问题和故障, 其中最常见的故障就是机组燃烧室燃烧异常所带来的故障, 对燃烧故障进行合理有效的监测, 及时排除燃烧故障, 对于机组的正常安全运行, 减少机组的损伤有重大意义。

1 GE 9FA机组燃烧系统的监测

GE 9FA燃气蒸汽联合机组的做功过程就是燃烧室产生高温高压气体, 该气体在透平中膨胀, 从而把热能转换为机械能。为了提升做功的效率, 燃气轮机的初温T3就要不断升高。初温T3过高会造成燃气轮机在运行过程中受到损坏, 尤其是燃烧室部件和过渡。采用间接监测方法要准确判断排气温度场的均匀性, 就需要在排气通道的周向降测温热电偶均匀布置排列。热电偶温度显示的理想结果是各个热电偶测量排气温度相等, 但在实际中不可能存在这样的情况, 即使在机组正常运转的前提下, 热电偶的测量值仍然存在差别。为了避免这个问题, 就要合理规定一个指标, 这个指标能够表明在正常运行的条件下, 允许各个热电偶的测量值的差异。这个限值就是温度分散度S。

S1是排气温度最高的热电偶与排气温度最低的热电偶读数之差;S2是热电偶最高读数与第二个最低读数之差;S3是热电偶最高读数与第3低读数之差。

1.1 热电偶发生故障报警

在最高排气温度的分散度S1与允许的分散度限值S的比大于常数K2的情况下, 即S1/S>K2的情况下, 相应的报警系统就会发出报警信号, 显示热电偶故障。燃气轮机在正常运行的情况下, 最高排气温度的分散度S1与S相比较小, 如果出现S1〉S的情况时, 就可以说明燃烧是不正常的。但是在S1〉K2, 而S1=5S的情况下, 也就是说出现最高排气温度分散度是分散度允许值S的5倍以上的情况, 但在机组的实际运行中这样的情况不可能出现, 在这种情况下被认定为热电偶故障是合理的。

1.2 燃烧故障报警

在机组燃烧异常的情况下, 通常会出现排气温度分散S1比允许的分散度限值S大的情况, 即:S1/S〉K1的情况下, 报警系统就会产生燃烧故障的信号, 而发生报警。

1.3 分散度过高而使机组遮断停机

燃烧异常会造成排气温度分散度S过高, 当高于一定的限值时, 就需要将燃气轮机机组遮断停机。需要进行遮断停机的情况如下:

(1) 第1种遮断停机的情况必须需要满足以下条件, 当K1<S1/S<K2时, 表明热电偶工作情况正常, 但是, 排气温度分散度S1的测量值超过了允许分散度的限值S时, 即在S1/S=1.2的情况下, 报警系统会发出报警;当S2/S>K3=0.8的情况下, 即最高排气温度的测量值与倒数第二排气温度的差值大于限定值0.8倍的情况下, 就会报警出现第一种遮断停机的情况;条件3为最低排气温度的测点与倒数第2低排气温度的测点是相邻的。当前两个得到满足, 而不满足条件3时, 报警系统会发出报警信号但是却不会提示遮断停机。但是当上述三个条件同时满足时, 机组就会发生第一种遮断停机的情况; (2) 第2种停机遮断情况的发生在以下情况产生的前提下, 即:S1/S>K2=5.0;S2/S>=0.8, 即S2远远大于分散度限值;第2低排气温度侧点与第3个低排气温度测点在位置上相邻。条件1表明排气温度测点出现了问题, 其测量结果不可靠值;条件2说明分散度S2的值超过允许分散度限值S, 说明此区域为低温区;条件3则说明第2、3个低排气温度测点处于相邻位置, 更进一步说明第2测点的测量区域是低温区。为了保障运行安全, 在已知考虑一个测点故障的前提下, 应遮断停机检查原因; (3) 报警或遮断。当S3/S>K4的情况时, K4一般取值0.75, 也就是说S3/S>0.75时, 就可以被认为存在燃烧故障。为了保障机组安全应使机组主保护系统动作, 遮断停机。

2 GE 9FA燃气轮机燃烧故障原因分析

2.1 燃料供给系统的问题

GE 9FA燃气蒸汽联合发电机组在使用液体燃料的条件下, 喷嘴的堵塞、流量分配器故障会造成燃烧异常情况的发生。特别是燃油流量分配器出现较严重的齿轮磨损, 使间隙产生, 进而导致机组供油不足时, 就会使燃气轮机的进气温度场发生不均匀的现象, 这样就会排气温度测量值偏低, 使分散度变大。燃料供给系统故障引发燃烧故障会表现出负荷增大, 分散度变大的特点。

2.2 燃烧部件的问题

燃烧部件的正常工作对进气温度场的均匀性有直接影响。燃烧部件在出现贯通性裂纹或者部件破损时, 就会导致压气机过量将排气压入存在故障的火焰筒和过渡段的情况, 使相应火焰筒和过渡段内的高温燃气冷却, 这就会造成燃气轮机的进气温度场异常, 排气分散度变大的情况。

2.3 改进管理措施

要及时发现燃烧故障, 及时排除故障应做到:运行人员要及时详细的对报警信号进行记录, 并在报警发生后及时通知检修人员, 尽可能的在第一时间发现和排除故障;检修管理检修人员要根据实际情况制定相应检修计划, 要确保检修质量, 防止漏检现象的发生, 要经常与运行人员沟通, 及时全面掌握设备的运行状态;技术管理人员要对报警信号进行及时整理, 对报警信号根据影响程度进行分级, 以此来确定检修的顺序, 把故障危害降到最低, 保证机组运行安全。

3 总结

本文详细介绍了GE 9FA蒸汽燃气联合循环发电机组燃烧异常的监测原理、故障产生的原因以及减少故障发生的措施, 为保障机组安全运行, 及时发现和排除故障提供了一定的依据, 为联合发电机组的发展起到了促进作用。

参考文献

[1]陈福湘, 吴革新.9 FA燃机培训资料[Z].杭州华电半山发电有限公司, 2005.

9FA燃气轮机 篇5

本文选择在发电机组启动过程中的关键设备———LCI变频启动装置为研究对象, 从GE 9FA燃气蒸汽联合循环发电机组启动过程、LCI的软硬件组成和网络构建分析以及LCI控制系统和内部逻辑探究等方面展开分析和探究。

1 GE 9FA燃气蒸汽联合循环发电机组启动过程

9FA燃气蒸汽联合循环发电机组是目前应用最为广泛、运行时间最长的发电机组设备之一, 其安全的重要程度对于整个系统的运行来说不言而喻, 而在9FA燃气蒸汽联合循环发电机组的运行过程中, 启动过程尤为重要, 基于GE 9FA燃气蒸汽联合循环发电机组运行特点以及其与常规发电机组的不同之处, 对其启动过程进行分析有着十分重要的意义和价值。GE 9FA燃气蒸汽联合循环发电机组一般采用LCI, 即负载换流型变频器变频启动系统进行启动控制, 在整个的启动过程中, 循环发电机组的频率需要经过一个较为渐变的上升过程, 从0一步步的上升到额定值左右, 直到整个负载换流型变频器变频启动系统 (LCI) 停止。由相关的研究以及数据表明, 在整个循环发电机组启动的过程中, 机组的变频器输出电流以及电压都需要经过长达20 min左右的时间才能够达到额定值, 而发电机的转速则在整个启动期间都无法达到正常的额定值, 一般最大只能达到额定值的72%。而在GE 9FA燃气蒸汽联合循环发电机组的整个启动过程中, 系统需要经过升速、稳定转速、惰走、点火、定速暖机、加速以及脱扣等一系列的过程, 由于机组启动功率大、过程复杂等特点, 因此一般需采用负载换流型变频器变频启动系统 (LCI) 进行启动控制, 而这一启动系统模式系统复杂、涉及到许多不同类型的软硬件, 相互构建联系在一起组成了整个控制系统。关于LCI变频启动装置的软硬件构成将在下文中进行具体分析[1]。

2 LCI的软硬件组成和网络构建分析

负载换流型变频器变频启动系统 (LCI) 对于GE9FA燃气蒸汽联合循环发电机组安全十分重要, LCI静态启动系统具有节省启动仪器、节约透平基础空间等优点, LCI变频启动装置的主要设备有:功率变换设备、控制系统、交流电抗器、直流电抗器、冷却系统等。

整个软件系统构建起到了隔离、变压、传递功率的作用, 接线方式采用了三角形 (高压侧、低压侧) 以及星形 (低压侧) , 变压器的接线型式为Dd0y1;部分构件的作用如下:

52SS:隔离变压器6 k V断路器;

89SS:lci连接发电机的启动刀闸;

89MD:lci的输出刀闸;

52G:发电机出口开关;

LS2100的数字控制系统和Mark VI汽轮机控制、EX2100励磁控制、人际交互界面 (HMI) 互相作用, 通过高速数据通道通信, 形成一个完整的控制系统。

用户接口:LCI可以支持可编程控制器、可选诊断显示模块以及串行通讯监视器终端。

整流器:3相、12脉;交流—直流整流方式。

控制器:LS2100基于UCVE和DSPC控制器。LCI、MARKVI和EX2100相互结合、根据发电机速度和转矩、实现闭环控制;LCI给发电机定子提供变频电源, EX2100提供了发电机转子励磁电流 (启动期间) ;通过控制励磁电流和定子电流, 发电机达到加速和减速至同步速度。

DSPC数字信号处理器控制板:主要由DSPC和GEI--100220组成。DSPC是LCI微处理器板。控制代码, EEPROM (配置数据) 存储系统。

UCVE卡:通过VME上的ISBUS与DSPC、FCGD卡通讯, 同时通过EGD采集PLC开关控制与冷却系统控制的信息, 并参与控制命令的下达并采集下一台LS2100的信息, UCVE和UDH-机组高速网连接, 完成与与控制系统MARKVI的信息交换与命令传送。

DDTB:辅助I/O系统 (电压信号、触电I/O, 电流测量信号和电流互感器输入) 连接的底板接口板;FCGD卡:FCGD卡安装在LS2100系统中, 分别与两个整流桥和一个逆变桥连接, 通过VME上的ISBUS和DSPC通信;FCGD卡从DSPC卡中得到触发信号的命令并将命令传送到各个桥路上, 同时将桥路上的状态反馈到FCGD, 通过ISBUS传回到DSPC卡上参与过程控制, 而UCVE卡则将收到的各个状态参数通过EGD送到MARKVI控制系统。

FHVA板:DS200FHVA用做SCR门接口和单元电压监控器, 提供门功率与FGPA板到SCR的隔离路径, 在运行过程中属于高压设备。

3 L C I控制系统和内部逻辑探究

LCI控制装置的控制系统按照完整的逻辑关系进行的, 首先对启动条件进行检查, 当微机数字信号处理器DSPC与控制器UCVE通讯正常并没有其他LCI启动故障的前提条件下, 系统才会命令LCI处于启动前的准备状态了;当一切启动条件达到要求后, 并可以开始启动装置进行启动程序, 首先, 当LCI连接程序完成后, 发出发电机连接命令, 当发电机连接到LCI程序完成后, 系统便可以依次发出清吹、点火、暖机等程序命令, 最后在LCI断开程序执行完毕后, 系统发出发电机断开程序命令, 断开发电机静态启动闸刀89 ss;在启动过程中, LCI静态启动装置连接在发电机组的定子并承担励磁器转子电压基准的控制, 然后静态启动器将透平加速到清吹转速的设定值, 透平保持清吹转速一段时间后, 静态启动器停止输出, 透平被允许后进行点火, 一旦达到点火转速, 输出再次启动, 透平点火, 然后保持在恒定的转速以进行暖机过程, 当暖机结束, 静态启动器将透平加速到自持转速, 至此整个转速启动器停止工作并与发电机组断开[2]。

4 结语

LCI变频启动装置在GE 9FA燃气蒸汽联合循环发电机组的有着无可替代的重要性, 本文对器机组启动过程、装置的软硬件构成以及控制逻辑进行了探究, 在未来的研究中还可以从装置的调试方法、安全性等方面拓展深入。

参考文献

[1]李志刚.9F燃气轮机LCI启动系统及启动过程简介[J].燃气轮机技术, 2005 (2) :57-61.