9F燃气轮机性能劣化的分析

沙俊辉，章 焰，章 恂

(华能金陵燃气轮机发电有限公司，南京 210034)

某燃气轮机电厂安装的两套GE能源9F单轴燃气-蒸汽联合循环发电机组，配套燃气轮机为GE制造的MS9001FA系列PG9351FA重型、单轴燃气轮机，联合循环在ISO工况下的额定出力为396.7 MW。#1机组于2012年4月20日(已运行24 000 h)中修投运后，机组出力长期偏低，同等条件下的带负荷能力较#2机组低15 MW以上。这种出力不足，一方面使得机组在天然气供应充裕条件下损失较为可观的高峰时段电量;另一方面因机组的平均负荷下降、以及导致出力不足的因素本身，均将使机组的运行效率有所下降。从长期运行的角度看，这种性能的劣化造成的经济损失还是相当可观的。

1 分析与判断

电厂技术人员针对机组出力不足展开了分析和排查，先后从IGV开度、防喘放气阀泄漏、压气机入口加热系统泄漏等角度对#1燃气轮机进行了全面的检查，未发现明显的问题。2013年6月，电厂委托该厂9F燃气轮机CSA合作方GE中国的技术团队对#1燃气轮机出力偏低的问题进行全面的分析和诊断。GE技术人员经现场数据采集、指标建模计算后，在2013年8月完成了对#1、2机组近三年来性能变化的分析计算工作，并撰写了分析报告。报告认为，近3年来的历次离线水洗后，#1机组均能恢复到与#2机组基本相当的出力，因而可以确定#1机组主设备系统不存在明显的劣化和影响出力的问题，其出力偏低主要是因为长期运行而未能及时安排离线水洗所致;同时，设备老化也是导致联合循环机组出力逐步降低不可忽略的重要原因。报告最后指出了2013年6月初#1机组压气机离线水洗后联合循环出力仅恢复6.8 MW，因此对该次水洗的效果提出了质疑。

电厂运行部门组织的每一次压气机离线水洗操作，均是按标准的9F燃气轮机离线水洗操作卡予以执行，并且6月初的#1机组离线水洗是在GE现场CPM指导下进行的，出现问题的可能性很小。#1机组在该次离线水洗后，经400多小时的运行(即9月)后，其出力已经低于#2机组10 MW以上，而#2机组自上次离线水洗后已运行3 300多小时。因此电厂于9月底对#1机组IGV及R0叶片进行了人工擦洗，并于10月1日又组织实施了一次压气机的离线水洗。电厂技术人员对这两次水洗后机组的基本负荷变化情况进行了研究，特别是通过对比10月2日以后#1、2机组的带负荷能力后发现，#1机组离线水洗后的出力下降很快，仅经60多小时的运行后，其带负荷能力与近3 400 h未水洗的#2机组相比，已经没有明显的优势。

综合以上因素，技术人员分析认为:#1机组压气机进气过滤系统可能存在较大的空气泄漏。由于进气系统泄漏较大，在机组水洗后投运初期的短时间内，压气机叶片即遭到迅速污染，使得机组出力较大幅度下降。这种效应也可以解释GE分析报告中指出的2013年6月初#1机组压气机离线水洗后出力恢复不足的原因:为了得到持续稳定的基本负荷工况点，GE人员采集的基本负荷工况点可能是在机组投运的数天以后，而此时的机组负荷因压气机的快速污染已下降较多。研究人员包括电厂技术人员，忽略了空气过滤系统可能存在的较大泄漏对压气机叶片的快速污染，同时也低估了这种快速污染导致机组出力快速下降的速度。

2 现场采取的处理措施

根据以上分析，电厂燃气轮机专业技术人员在2013年11月底对#1压气机进气系统进行了透光检查及滤芯检查，共发现7个进气滤芯端盖存在不同程度的变形，其中有一个滤芯的变形程度较严重，现场将所有变形滤芯予以更换。经分析，滤芯变形的原因主要为:该批滤芯于2012年4月#1机组中修中更换，为该电厂首次使用带外包棉的滤芯，检查中发现的变形滤芯可能在运输过程中因挤压造成变形，而因外包棉的遮挡未能在安装过程中及时发现，导致该批次滤芯更换后压气机进气过滤系统整体密封性较差。

2013年12月1日，对#1压气机执行了一次离线水洗;在水洗过程的例行检查中发现火焰筒末端与透平缸接合面有三处渗水，更换密封垫;对压气机进口导叶IGV、零级静叶R0再次进行了人工擦洗。水洗后，机组投运初期的出力恢复达18 MW以上，且在随后的200 h运行后出力衰减未见明显的快速上升。

3 压气机水洗后机组出力衰减的数学模型

为检验电厂技术人员所做工作是否确实有效，或者是否仍存在尚未发现的其它影响机组出力的因素，同时也为了找到一种正确有效的现场分析方法以指导日常的运行维护工作，电厂技术人员着重对2013年以来#1、2机组的几次水洗后机组的运行数据进行了采集、处理和分析比较。对影响机组出力的重要因素，根据GE给出的修正曲线予以修正，包括环境温度、大气压力、凝汽器真空;对影响机组出力的次要因素，包括压气机进气系统压差、空气湿度、DLN燃烧系统、燃料热值、发电机频率、功率因数等予以忽略(在正常的变化范围内，次要因素对出力影响的修正系数或修正值比主要因素低1～2个数量级)。将随机选定的工况点出力(持续稳定的基本负荷工况点)反向修正到ISO工况，并与ISO工况设计值进行比较，得出机组性能下降导致的出力衰减值。可以认为这一衰减值主要包括两个方面的原因:①随运行时间的延长而形成的系统设备老化导致的出力下降;②压气机叶片脏污使得压气机效率及压缩空气量(影响出力的主要因素)下降导致的出力下降。

电厂技术人员对机组出力衰减的发展变化趋势按自然对数变化规律建立以下数学模型:

式中:y为基本负荷下出力衰减值，基本负荷是指压气机入口导向挡板处于全开位、燃气轮机处于排烟温度控制状态下;K为正相关于压气机叶片污染速度的出力衰减系数;x为运行时间;m为初始的出力衰减值，假定压气机绝对干净，且系统无影响出力的其它因素，m值即为机组设备系统老化导致的出力下降。

根据历史数据的处理和计算结果，绘制#1、2机组水洗后出力衰减值随运行时间发展变化的曲线，详见图1。

按设定的数学模型对图1中的机组水洗后出力衰减曲线进行拟合，得出对应于各次水洗后的机组出力衰减函数，即图中曲线下方的函数式:y=Kln(x)+m。为便于比较分析，将以上各出力衰减函数绘制于同一坐标系中，得出机组各次离线水洗后的出力衰减预期曲线，详见图2。

从图1、图2曲线可以看出，在水洗后投运初期，机组出力衰减快速上升，随后进入长期、缓慢的上升阶段，经约1 500～3 000 h的运行后逐步达到一个基本趋于长期稳定的上限值，此时压气机叶片污染基本上处于动态平衡的状态。

为便于定量的分析比较，进一步将#1、2机组2013年以来的四次离线水洗投运后对应的出力衰减函数，与机组实际运行数据及预期的出力衰减值列于表1。

从表1可以看到，压气机离线水洗后，经3 000 h的运行后#2机组的出力衰减值约为16 MW;#1机组在2012年中修后至2013年底小修期间的出力衰减值大致在28～30 MW之间;而经2013年底对进气滤芯泄漏处理后，#1机组预期的出力衰减值约为16 MW，与#2机组基本相当。

图1 2013年#1、2机组压气机水洗后出力衰减曲线

根据对历史数据的处理和研究，做以下分析:

(1)2013年以来的四次水洗后机组对应的出力衰减函数与随后的运行情况基本吻合，总体而言所选数学模型符合压气机叶片结垢发展及其对机组出力变化影响的特性规律。其中10月1日#1压气机离线水洗后初始的出力衰减达12.61 MW，应该与12月初水洗中检查发现的火焰筒末端与透平缸接合面三处渗漏有关;这个渗漏也可以对10月份水洗后，机组运行483 h后的出力衰减达27.47 MW，高于出力衰减预期值约2.5 MW做出解释。

图2 两台机组四次水洗后的出力衰减预期曲线

(2)分析#1机组2013年6月5日、10月1日压气机离线水洗后出力衰减函数，机组水洗后的初始出力衰减分别为10.96 MW、12.61 MW，在系统设备老化损失约7 MW的基础上高出4～5.6 MW，一方面应是压气机水洗未达到理想效果，另一方面因压气机进气系统泄漏较大，机组水洗后投运初期压气机叶片即迅速污染，导致机组出力衰减较大幅度上升。而在压气机初始污染程度已经相对较高的状态下，该两次水洗后的出力衰减系数K1(1)、K1(2)仍两倍于K1(3)、K2，清楚地表明了在2012年4月中修后至2013年11月之间的#1压气机进气过滤系统存在较为严重的泄漏。

(3)实际上，当压气机进气过滤系统泄漏较严重时，必将影响离线水洗的效果，特别是离线水洗结束后的高速甩干过程中，部分未经过滤的空气进入压气机，空气携带的小直径颗粒物很容易粘结在尚处于潮湿状态的压气机叶片上，从而使得压气机水洗效果进一步劣化。这也是#1机组2013年6月5日、10月1日压气机离线水洗后初始出力衰减达到10.96 MW以上的主要原因。

(4)对比#1机组2013年12月1日、#2机组2013年11月26日离线水洗后出力衰减函数，压气机处于基本洁净状态下的初始出力衰减值均在8 MW左右，这部分的出力衰减与GE给出的系统老化出力衰减曲线基本吻合，见图3，机组已运行约30 000 h。而在压气机初始洁净程度基本相当的状态下，K1(3)略小于K2，因此可以认为当前的#1机组进气过滤系统密封性与#2机组基本相当，或者至少比2013年10月之前的状况已明显好转。

表1 2013年机组各次水洗后对应的出力衰减函数

图3 9F联合循环机组系统老化出力衰减曲线

4 结论与建议

通过对某台9F燃气-蒸汽联合循环机组出力不足原因的分析、研究，可以确定:在压气机进气过滤系统的滤芯阵列中，看似很小的安装间隙，均可能在长期运行中造成机组出力及效率较大幅度的下降，从而严重影响机组运行的经济性。因此，压气机进气过滤系统的严密性必须引起燃气轮机电厂生产技术人员的高度重视，应加强滤芯更换中的安装质量控制、定期进行进气过滤系统的透光检查，以保持系统良好的密封性。

结合机组投产以来的运行维护经验，对保持较高的压气机效率及联合循环出力提出以下建议:

(1)根据机组运行特点，建立燃气轮机压气机水洗后基本负荷下出力随时间变化的数学模型，用于机组出力变化的观察和分析工作，以及时发现问题并处理，最大限度提高机组运行效率。

(2)利用燃气轮机调峰为主的运行方式，加强压气机系统的查漏，包括防喘放气阀、压气机出口法兰、抽气管道法兰、IBH等的泄漏检查和处理工作，最大限度减少不必要的出力损失。

(3)根据出力下降情况，利用调停机会，加强压气机的离线水洗，及IGV、R0的人工擦洗工作，保持压气机较高的运行效率。

［1］ GEK 111050.Operating Procedures Manual.

［2］ GEK 111050.Systems Description Manual.