轴流式煤气压缩机失速分析与对策

庞璨

（宝山钢铁股份有限公司，上海 201900）

某电厂一台以高炉煤气为主要燃料的燃气- 蒸汽联合循环机组（CCPP）中，由于总管中的煤气压力较低，不满足燃气轮机的设计要求，故而设计安装了一组煤气压缩机，包括1 台轴流式低压煤气压缩机和1 台离心式高压煤气压缩机，2 台压缩机串联布置。在实际使用的过程中，轴流式煤气压缩机出现了失速现象，对机组运行造成极大影响。本文对此现象进行分析，回顾了失速现象发生后的处理过程，总结了应对煤气压缩机失速的对策。

1 失速的定义、产生原因及现象

压缩机失速是压缩机的流量与转速在超过某个临界条件的情况下，压缩机内的气体与叶片之间的冲角超出限值，引起叶片尾部的气流产生紊流和分离的现象。在此，需要注意失速与喘振之间的关系。失速相较于喘振，其外在表现较为缓和，不会出现流量、压力、振动的大幅度剧烈波动，压缩机仍可以在此条件下继续运行。但如果不及时处理失速，任由其继续发展造成流道堵塞，就极有可能引发喘振。

轴流式压缩机的叶片一般为机翼形，当气体从叶片入口端进入时，会沿着叶片上、下两侧的表面流动，因此在叶片两侧的区域内，气体呈现流线形特征。气体以速度Cl 从上一级静叶或进口导叶流向动叶，动叶以圆周速度U1 绕压缩机的轴心旋转，C1 和U1 都是以地面为参照物测得的。若以动叶为基准来观察气体流入的情况，则气流速度已不是C1，而是相对速度W1，它等于C1 和U1 的向量差，这个相对速度与叶片之间的角度就是冲角。3 个速度组成的速度三角形如图1 所示。

图1 压缩机气体速度三角形

当系统阻力或叶片角度发生变化时，气体进入方向会偏离叶片的进口角，与其形成正冲角。若冲角数值超过某个极限值之后，叶片背部的气体流动工况就会发生恶化，原本流线形的气体层无法继续维持，叶片上侧的末端出现涡流。此时，气流作用于叶片的升力降低、阻力增大，压缩机的压头降低，进入失速状态。在整个叶轮范围内可能会出现一个或多个失速区域，每个失速区域都会沿着与叶轮旋转方向相反的方向运动，称之为旋转失速。通过对轴流式风机特性曲线的分析，可以得到以下结论：在同一叶片角度下，出口压力越高，越容易发生失速；在同一出口压力条件下，叶片开度越大，越容易发生失速。

当叶片经过失速区域时，会受到交变力的激振作用，导致叶片疲劳损伤。如果失速频率与叶片频率一致，叶片会产生共振，并可能在较短时间内断裂。同时，气体涡流会产生较大的噪声，影响压缩机的振动，降低压缩机出口的流量和压力，压缩机驱动设备（如电机）的负荷也会降低。

2 最早在失速的控制方法及研究方向

鉴于压缩机失速现象对设备寿命和安全生产形成的极大危害，必须在压缩机设计、制造、安装、调试、使用和维护方面控制失速现象的发生，目前已有一些较为通用的分析、预防和处理失速的方法。主要包括以下4 个方面。

（1）在压缩机的设计、制造和安装环节，应合理设计机械结构，使压缩机在目标工况下具有足够的失速裕度；正确安装叶片等部件，防止因安装误差导致失速。

（2）在运行和维护过程中，应尽量使压缩机运行在设计工况中，避免过快的调节运行参数；注意定期维护压缩机及相关设备，必要时进行改造，防止系统阻力增加。

（3）在出现失速现象后，要根据压缩机的压力、流量、振动、噪声和电流等参数，及时准确地进行判断，并迅速采取降低系统阻力、降低压缩机负荷等手段，使之脱离失速状态。

（4）采用基于差压检测的失速监测装置，可以在线监测压缩机是否处于失速状态，便于在第一时间发现和处理，降低可能的损失。

3 煤气压缩机相关工艺系统简介

某电厂装备的CCPP 发电机组采用高炉煤气作为主要燃料，由于煤气管网压力达不到燃机设计要求，故配备了1 台轴流式低压煤气压缩机和1 台离心式高压煤气压缩机。

常温常压的煤气先后经低压煤压机、高压煤压机做2 次升压，最后与空气在燃烧器中燃烧。与煤气压缩机密切相关的阀门主要包括低压煤压机防喘振阀（V1，下同）、高压煤压机防喘振阀（V2，下同）和煤气旁路阀（V3，下同），如图2 所示。

图2 煤气系统工艺简图

该发电机组通过厂内辅助蒸汽带动汽轮机，将燃机转速提升到点火转速，而后使用轻油作为燃料提升至额定转速并关闭V3 之后，两台煤压机才投入运行，V1 和V2 逐渐关闭，机组负荷逐渐上升至额定负荷。而在机组停机时，机组负荷降至一定程度后，在额定转速上直接脱扣。由此可见，煤压机始终工作在轴系的额定转速上，不存在任何降低转速的可能，这与其它应用场景中的压缩机或风机有着明显的区别。

4 煤气压缩机失速及处理过程

该发电机组在2017 年6 月14 日和22 日的两次启动过程中，均出现了低压煤压机振动异常升高的现象。在这两次启动过程中，只有低压煤压机前后轴承测点的振动发生较大的变化，其余测点的振动则保持正常（与低压煤压机相邻的高压煤压机和齿轮箱轴承振动略有上升）。因此，可以判断这种振动是由于低压煤压机本身引起的。该煤压机是一台轴流式压缩机，根据其特性，造成振动的最主要因素有失速和喘振。从当时的现象来看，低压煤压机发生振动时，其出口压力和喉部差压有一定程度的下降，并在这种状态下持续运行了5 分钟以上。因此，可以判断低压煤压机发生了失速，而不是喘振。两次振动异常的具体过程如下。

4.1 第一次失速（6 月14 日）

0：35：25， 机组处于正常启动状态，负荷指令59.81MW，实际负荷60.14MW，煤气流量226.87kNm3/h，高压煤压机防喘振阀（V2，下同）指令22.7%，低压煤压机入口导叶（IGV，下同）开度40.3°、防喘振阀（V1，下同）指令0.07%、出口压力289.64kPa、喉部差压4.46kPa、前部轴承振动16.93μm、后部轴承振动8.33μm。

0：35：50，低压煤压机前、后部轴承振动突升，出口压力和喉部差压有所下降，负荷指令59.81MW，实际负荷56.42MW，煤气流量224.21kNm3/h，V2 指 令22.51%，IGV开度40.31°、V1 指令0.07%、出口压力283.90kPa、喉部差压4.19kPa、前部轴承振动49.67μm、后部轴承振动31.87μm。

0：40：55，机组负荷指令从59.81MW 降低至55.15MW，负荷指令55.15MW，实际负荷60.58MW，煤气流量218.15kNm3/h，V2 指令22.45%，IGV 开度39.71°、V1 指令0.07%、出口压力283.01kPa、喉部差压4.10kPa、前部轴承振动54.37μm、后部轴承振动34.57μm。

0：42：02，低压煤压机前、后部轴承振动降低至正常水平，负荷指令55.15MW，实际负荷56.56MW，煤气流量217.12kNm3/h，V2 指令23.91%，IGV 开度41.35°、V1 指令0.09%、出口压力290.14kPa、喉部差压4.06kPa、前部轴承振动17.28μm、后部轴承振动9.13μm。

4.2 第二次失速（6 月22 日）

0：57：20， 机组处于正常启动状态，负荷指令64.11MW，实际负荷58.32MW，煤气流量223.96kNm3/h，V2指令23.22%，IGV 开度38.75°、V1 指令0.12%、出口压力282.61kPa、喉部差压4.23kPa、前部轴承振动10.58μm、后部轴承振动9.75μm。

0：57：38，低压煤压机前、后部轴承振动突升，出口压力和喉部差压有所下降，负荷指令64.11MW，实际负荷57.66MW，煤气流量224.48kNm3/h，V2 指 令23.59%，IGV开度38.85°、V1 指令0.12%、出口压力278.95kPa、喉部差压3.99kPa、前部轴承振动49.53μm、后部轴承振动33.63μm。

1：02：21，切换高压煤压机防喘振控制系统响应线，V2指令下降，负荷指令64.11MW，实际负荷58.25MW，煤气流量216.87kNm3/h，V2 指令17.26%，IGV 开度41.81°、V1指令0.21%、出口压力300.96kPa、喉部差压4.10kPa、前部轴承振动62.00μm、后部轴承振动42.46μm。

1：02：28，机组负荷指令从64.11MW 降低至55.15MW，负荷指令55.15MW， 实际负荷60.76MW， 煤气流量223.91kNm3/h，V2 指令17.23%，IGV 开度41.66°、V1 指令0.06%、出口压力297.10kPa、喉部差压4.33kPa、前部轴承振动58.28μm、后部轴承振动39.29μm。

1：04：51，低压煤压机前、后部轴承振动降低至正常水平，负荷指令55.15MW，实际负荷58.16MW，煤气流量197.33kNm3/h，V2 指令19.78%，IGV 开度33.31°、V1 指令0.11%、出口压力238.07kPa、喉部差压3.10kPa、前部轴承振动10.48μm、后部轴承振动9.17μm。

4.3 两次失速过程之间的异同

从上述过程可以看到，两次失速均发生在轴流式的低压煤压机上。发生失速时，低压煤压机的出口压力和喉部差压均有所下降，表明当时低压煤压机的通流能力的确有所降低，之后随着IGV 的自动调节，压力和差压又逐渐恢复。但失速之后发生的轴承振动现象，一直到机组负荷降低后才消失。

但在第二次失速过程中，除了降低机组负荷之外，还采取了切换高压煤压机防喘振系统响应线，进而降低高压煤压机防喘振阀指令的措施。在采取这一措施之后，低压煤压机的振动逐渐下降，表明这一措施能够有效地抑制低压煤压机的失速现象。

5 煤气压缩机失速原因分析及对策

5.1 失速过程与正常启动过程的对比

通过与机组正常启动状态的比较，可以发现，在这两次失速之前，V2 的指令较高、IGV 的开度较大、出口压力较大，见表1。IGV 的角度和出口压力实际上代表了压缩机的叶片角度和系统阻力，也就是说，低压煤压机在出现失速之前，叶片的角度和系统的阻力相对较大。

5.2 失速原因分析

通过对比数据，可以得出低压煤压机发生失速的直接原因是IGV 角度相对较大，出口压力（即系统阻力）相对较大，导致煤压机工作点进入失速区域。

表1 失速过程与正常启动过程对比

对于IGV 来说，其控制目标是通过调节IGV 的角度来调节煤气的流量，并最终响应机组负荷指令的要求。在整个机组运行的过程中，IGV 的角度控制均为自动状态，由DCS 系统根据负荷指令进行调节。从表1 的数据中可以看出，6 月14 日和22 日两次启动过程中，IGV 的开度比4 月17 日的相对较大，但煤气流量却基本持平甚至更低一些。从中可以看出，低压煤压机的通流能力在两个月的时间内有所下降。这是因为煤气中的烟尘、焦油等杂质在叶片上的积聚造成的，见图3。为了维持一定的煤气量，IGV 必须开得更大。因此，煤气中的杂质在低压煤压机叶片上的积聚，导致通流能力下降，是导致低压煤压机失速的原因之一。

对于系统阻力，在本机组中，低压煤压机的出口是中间冷却器、高压煤压机和1 根从V2 回流的管道。因此，对于低压煤压机来说，其系统阻力主要来自于中间冷却器、高压煤压机以及V2 回流煤气。其中，中间冷却器的阻力主要来自于其中的管路，如发生冷却器漏水，其阻力会随之上升。但考虑到从4 月17 日以来并未发现冷却器漏水，因此可以排除这一设备造成阻力升高的可能。高压煤压机的阻力则由其内部型式决定，由于其内部叶片均是固定不可调式，且此段煤气因温度较高，很难在叶片上产生积垢，故也排除在外。V2 回流煤气来自于高压煤压机出口，其压力远高于低压煤压机的出口压力。因此这股回流的煤气必然会抬高低压煤压机出口管路的压力，造成低压煤压机系统阻力增加，增加的程度随着V2 开度增大而增大。从失速过程的数据以及表1 可以看出，低压煤压机发生振动时，V2 开度明显高于振动发生之前，也比4 月17 日明显偏高，由此带来的阻力必然也更高。而V2 开度是根据高压煤压机的运行工况，由防喘振控制装置自动调节的。该装置中应用了两组防喘振响应线，分别对应机组启动和正常运行的状态。其中，应用于机组启动的响应线更加远离喘振线，故而在同等条件下，其喘振裕度相对较低，V2 的开度相应较高。一直以来，两组响应线的切换触发点均为V2 全关。所以，在失速发生时，高压煤压机防喘振控制装置使用了机组启动的响应线，造成V2 开度相对较大。因此，V2 开度偏大，也是引起低压煤压机失速的原因之一。

图3 低压煤压机叶片上的积垢

综上所述，低压煤压机发生失速的原因是由于煤气质量较低，导致低压煤压机叶片积垢，引起其通流能力下降，加上高压煤压机防喘振控制装置的响应线设置导致V2 开度相对较大，使得低压煤压机的叶片角度和系统阻力相对提高，最终引起失速现象的发生。

5.3 对策

由于IGV 始终为DCS 系统自动控制，无法手动操作，故在本机组中无法采用人工调节IGV 的方式来防止失速。对于因煤气质量导致的叶片积垢，在外来煤气质量得到根本改善之前，这个问题只能依靠在机组停机检修时，对叶片进行清洗的被动处理方法。

对于V2 开度，在对相关趋势记录进行了分析后可以得知，在失速发生之前，V2 处于20%～25%的开度范围内的时间可达20 ～30min。这表明，在这段时间内，高压煤压机的喘振裕度一直维持在同一个水平上，工况比较稳定，具备防喘振响应线切换的条件。而在V2 开度稳定在20%～25%后切换响应线，就会使喘振裕度上升，V2 的开度便可以减小，从而降低回流煤气对低压煤压机出口压力的影响。因此，提前将高压煤压机的防喘振响应线切换到正常运行的状态，可以有效减少低压煤压机出口管道中的压力，进而减小低压煤压机出现失速的可能性。

6 结语

低压煤压机的失速现象对发电机组的正常启动造成极大的影响，使得机组负荷无法继续上升，启动程序无法结束，尤其是6 月14 日的启动更是以失败告终。通过对异常现象的分析整理以及对压缩机原理的解读，最终找到了失速的原因，基于现有条件提出并验证了解决的办法，取得了良好的效果。自2017 年6 月22 日启动至今，该机组在历次（共7 次）启动过程中未发生低压煤压机失速现象。但是，由于没有配置失速监测装置，无法提前预知失速的发生，使得现场设备管理人员只能被动应对压缩机失速，不利于设备的长期稳定运行。因此，下一步有必要研究增加针对煤气压缩机失速的监测功能，做到提前预警、提前处置，杜绝失速现象的发生。