机械工程师职称论文9FA型燃气轮机水洗系统研究

　　摘要：简要介绍了9FA型燃气轮机的组成及工作原理，对其运行中的压气机水洗工作进行了阐述，探讨了水洗过程中所遇到的问题及解决办法，提出了改进的思路与方案，并评估了相应的效益。

　　关键词：燃气轮机,压气机,在线水洗,离线水洗,经济效益

　　为适应国家电力供应发展的多样化，以各种新能源、清洁能源发电的电厂建设正在逐步丰富和完善我国以燃煤为主力发电的格局。在工业发达、用电量高的大中型城市，电网的负荷需求在白天和夜晚的变化很大，这就需要多样化的调峰手段来保证电网的安全稳定运行。以天然气为燃料的燃气轮机电厂，具有启停方便、运行灵活等优点，成为了电网调峰的主要手段之一。9FA型燃气轮机为美国通用电气公司(GE)生产，一般采用燃气—蒸汽联合循环布置，以提高发电效率，在国内具备一定的装机规模。

　　1 系统介绍

　　9FA型燃气轮机主要由一台18级的轴流式压气机、一个由18个低NOx燃烧器组成的燃烧系统、一台3级透平和燃机辅助系统组成。工作原理简述为从大气中吸取一定量的空气，在压气机内压缩后与天然气以一定的比例混合，进入燃烧腔室燃烧，所产生的高温烟气推动透平旋转做功。

　　在燃气轮机的运行期间，压气机所吸入的空气中可能含有灰尘、粉尘、昆虫和油烟，这些污染物大部分会在进入压气机前被入口过滤器除去，而少量的干性、湿性污染物会沉积在压气机的通流部件上，造成燃气轮机的出力及效率下降。因此设置相应的水洗系统，定期对压气机内沉积污染物做清洁处理。

　　压气机的水洗方法分为在线水洗和离线水洗两种。在线水洗是指机组在接近基本负荷运行时，将除盐水喷射到压气机中进行清洗。离线水洗是指机组在冷拖方式下运行，将加入了洗涤剂的清洗液喷射到压气机中进行清洗。两种方法均要通过启动水洗泵并操作相应的水洗阀门的开关状态，使水洗溶液经过管道以适宜的比例、压力、温度和流量喷射到压气机中。

　　2 在线水洗的运行探索

　　在线水洗的投运初期，经常会出现水洗泵跳闸的故障，相应的Mark VI控制系统上会出现顺控逻辑报警，在线水洗的故障率较高。通过对出现的故障类别及次数的统计，得出引起水洗泵跳闸的故障类别有：水洗泵给水流量低、压气机进口可转导叶IGV开度≤68°、水洗泵出口压力低和水洗泵入口压力低，其中以水洗泵给水流量低报警出现得最为频繁。

　　为解决这一问题，在水洗的过程中进行了一系列的探索。鉴于两台机组共用一个水洗模块，通过比较两台机组的在线水洗情况，发现#2机组出现的水洗故障明显多于#1机组。在对水洗泵出口球阀开度、再循环门开度、两台机组的水洗总手动门的开关状态等影响因素进行一一排查之后，找到了水洗泵因给水流量低而跳闸与在线水洗喷射电磁阀有关。

　　根据在线水洗调试初期的逻辑设定，在线水洗顺控程序执行完毕后，即刻关闭在线水洗喷射电磁阀，延时3秒后停运水洗泵，即两台机组的停泵延时均为3秒。而运行现状却是#2机在投运在线水洗完毕后屡次出现给水流量低报警故障，#1机则不会。

　　针对两台机组在同一逻辑设定下所出现的不同情况，分析认为由于水洗模块布置在#2机主厂房内，水洗泵出口距离#2机的在线水洗喷射电磁阀较近，相应的管道布置较短，在顺控完毕后电磁阀的关闭所造成的管道内给水流量的下降速度较#1机快，容易触发流量低测点报警，造成水洗泵跳闸后不能再次启动。

　　因此有必要修改#2机的在线水洗完毕后的停泵延时逻辑，通过逐步的试验后得出，停泵延时缩短为1秒则不会出现上述问题。此次探索和巩固后，在线水洗的运行一直保持良好。

　　3 离线水洗的改进

　　3.1 初期的离线水洗步骤

　　投产初期的压气机离线水洗一直采用GE公司运行维护手册的建议方式，离线水洗前燃气轮机处于停机状态并充分冷却，第二级轮间温度不得超过65.6℃，水质和洗涤剂质量符合要求，做好水洗隔离措施。机组必须送入轴封蒸汽、建立真空，强制汽包水位保护、二氧化碳火灾保护，主要参数都必须达到机组启动条件，然后手动启动透平排气框架冷却风机和2号轴承隧道冷却风机，同时Mark VI选择水洗状态，方可进行压气机的离线水洗，分下列几个步骤进行：

　　(1)清水冲洗

　　在Mark VI上选定离线水洗，使机组按冷拖方式运行，可转导叶IGV开度自动达到最大角度，开始60秒钟的清水喷射冲洗;

　　(2)加洗涤剂清洗

　　完成洗涤剂置换后，在Mark VI上选择Initiate Wash(初次水洗)，开启离线水洗喷射电磁阀，分8次喷射洗涤剂进入压气机，然后在低盘车转速下浸泡20分钟;

　　(3)漂洗

　　完成清水置换后，在Mark VI上选择Initiate Rinse(初次漂洗)，开启离线水洗喷射电磁阀，开始漂洗循环，激发30个漂洗脉冲，在初次漂洗完成后，可根据现场漂洗清洁程度选择增加5次额外的漂洗或结束漂洗;

　　(4)冷拖甩干

　　停止漂洗后机组投盘车，选择冷拖方式高速甩干20分钟，直至各疏水口、排污口完全干燥后停机，并恢复水洗隔离措施。

　　3.2 改进的思路与依据

　　由于要使得Mark VI控制系统上允许机组启动的所有逻辑条件满足后，才能启动离线水洗程序，而鉴于停机后一些辅助设备因检修工作无法启动，或无必要真正启动，则可通过强制逻辑条件来达到这一要求。

　　对于送入轴封蒸汽、建立真空的条件，机组在进行离线水洗前都是经过充分冷却的，且离线水洗时的最高转速只有540r/min，即便不送入轴封蒸汽也不必担心因漏入空气使转子的差胀变得过大，同时鼓风所造成的汽轮机排汽缸温度也不会过高，完全可以通过后缸喷水系统使之降温，所以机组也不必建立真空。

　　根据以上思路，离线水洗前的准备工作可以免去送轴封、抽真空等步骤，而通过强制真空保护来使水洗启动条件满足。相应地可以不用开启启动锅炉来供给厂用辅助蒸汽系统以满足轴封需求，不用开启轴加风机，不用启动真空泵建立真空。闭式循环水系统方面可以用紧急停机冷却水泵来代替闭式水泵的运行，开式循环水系统方面可以用辅助循环水泵来代替循环水泵的运行。

　　3.3 改进后的效益

　　如上所述，改进后的方案减少了若干电机的启用，或用小功率泵代替大功率泵运行，各电机正常运行时的平均功率如下：循环水泵925kW，辅助循环水泵118.5kW，闭式水泵332.5kW，紧急停机冷却水泵39.5kW，轴加风机14.9kW，真空泵144.8kW，启动锅炉风机、给水泵及加药泵共98.7kW。以一次离线水洗平均耗时10小时计，改进后可节约电量：(925-118.5+332.5-39.5+14.9+144.8+98.7)×10=13579kW•h，以每kW•h电费0.52元计算，共节约电费约：0.52×13579≈7061元。

　　另外，启动锅炉运行时所耗天然气流量平均为1000NM3/h，所产生的蒸汽流量平均为10t/h，天然气价格为3.98元/ NM3，蒸汽费用为150元/t，则节约燃料成本：1000×3.98×10=39800元，节约蒸汽费用：10×150×10=15000元。

　　即改进后的经济效益为：7061+39800+15000=61861元。同时减少了离线水洗的工作量，缩短了准备时间，提高了工作效率，创造了相应的安全效益和无形效益。

　　4 结束语

　　9FA型燃气轮机的应用在国内正逐步推广，对于保障其安全经济运行的技术还有待进一步的摸索与总结。压气机的水洗工作是保养燃气轮机的重要手段之一，对燃气轮机的检修周期、使用寿命有着至关重要的影响作用。本文探讨了现场运行中的一些经验，旨在促进行业内的分享与交流，与大家共勉!

　　参考文献：

　　[1] GE Energy. Operating Procedures Manual. F-Class Gas Turbine Compressor Washing, GEK 107122c, Revised August 2005.

　　[2] 广州珠江天然气发电有限公司, S109FA联合循环机组运行规程(第三版). Q/ZJRD-302.01-2012.

　　[3] 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. 北京: 中国电力出版社, 2009.