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文檔簡介

1、S109FA燃氣-蒸汽聯合循環機組起動失敗典型案例分析薛麗華(江蘇華電戚墅堰發電 ,江蘇 常州213001) 摘要: 本文以第一批打捆招標的九臺GE公司機組為研究對象,對這些機組在運行過程中發生的起動失敗典型案例進行了統計、分析和研究,并提出相應對策;關鍵詞:聯合循環;起動;案例分析0 前言1 起動失敗典型案例分析經統計,引發機組起動失敗事件比例較高的原因是:閥門泄漏檢測失敗,危險氣體泄漏超標,清吹閥檢測失敗,LCI通訊故障,軸/瓦振動超標,部分設備裝置故障,部分自動調節品質不佳等。1.1 燃氣速比閥內漏機組投運初期,因燃氣速比閥內漏引發起動失敗比例較高。據2005年9月份到2007年底的資料

2、統計,在起動過程中共發生36次該類事件,原因是機組起動泄漏檢查時,燃氣速比閥內漏大,造成速比閥后P2壓力高引起起動失敗。某機組起動, Mark 程序進入閥門泄漏檢測,燃氣輔助關斷閥開啟,此時燃氣速比閥后P2壓力即快速升高超過設定值100PSI,Mark 發泄漏檢測失敗報警,ETD保護動作,機組起動失敗。由于電網急需負荷,將速比閥后P2壓力定值由100PSI改為130PSI后,機組重新起動并網成功。第二天機組再次起動,在閥門泄漏檢測階段,速比閥后P2壓力超過130PSI,機組再次起動失敗。為使機組能盡快起動,速比閥后P2壓力定值由130PSI改為150PSI,才保證了機組起動成功。機組臨檢中,對

3、速比閥進行解體檢查,發現閥頭有嚴重的磨損痕跡,已不能嚴密關閉。從磨損痕跡看,速比閥閥頭磨損可能是天然氣管道中含有雜質,被天然氣夾帶沖刷造成。對磨損的速比閥閥頭進行研磨修理,并對天然氣輔助關斷閥前的天然氣濾網、天然氣前置模塊系統內的燃氣過濾器都進行了全面的檢查和清理。采取v措施后,因燃氣速比閥內漏問題引起的機組起動失敗事件很少出現。1.2 危險氣體泄漏檢測超標起動過程中因危險氣體泄漏檢測超標引發跳機的故障相當高,其中天燃氣泄漏檢測超標引發機組起動失敗次數最多。危險氣體探測探頭故障誤跳某機組起動至500rpm時因閥組間危險氣體濃度超標跳機;后強制起動一臺燃機透平間冷卻風機,機組再次起動,依然發生閥

4、組間危險氣體濃度超標起動失敗。經檢查和實測,發現當時閥組間危險氣體濃度并不高,判斷可能是因閥組間危險氣體探測探頭故障造成,屬于誤報。S109FA燃機共有19個危險氣體探頭,其中8個為氫氣探頭,11個為甲烷探頭,分別布置在燃機閥組間、燃機透平間、發電機中心接地點以及發電機母線和勵磁機的端部。在投產后的兩年多里,各廠危險氣體探頭損壞率均較高,且主要發生在燃機透平間內。其原因是兩個:一是燃機透平間溫度較高,高溫會影響危險氣體探頭的測量。有廠曾做過試驗,拿電吹風對危險氣體探頭進行加熱,發現危險氣體的數值明顯上升,可見溫度對危險氣體探頭特性的影響很大。為此有的廠對透平間危險氣體探頭的位置進行了改造,有的

5、還加裝冷卻裝置對探頭進行冷卻,使探頭的運行環境得到了明顯改善。二是在透平間內及燃機閥組間存在天然氣泄漏的問題。由于危險氣體探頭都是一些氣敏元件,若長期處于甲烷等氣體中會造成“中毒”現象,也會損壞探頭;為此有的廠除了對探頭加裝冷卻裝置外,還對透平間、閥組間存在的天然氣泄漏進行整治,消除危險氣體泄漏點,延長危險氣體探頭壽命。應定期或利用停機機會檢測、校驗危險氣體探頭;對透平間危險氣體探頭的位置進行改造,盡量使溫度因素降低;在許可的情況下,加裝冷卻裝置對探頭進行冷卻,使探頭的運行環境得到明顯改善;對透平間、閥組間存在的天然氣泄漏進行整治。通過采取上述措施,使危險氣體探頭的損壞率大大降低。輔助關斷閥門

6、桿及排空管接頭漏氣某機組起動升速進入閥門泄漏檢測,當進行到燃氣速比閥后管道泄壓時,因閥組間的危險氣體濃度超過危險值,機組跳閘,起動失敗。檢查發現是輔助關斷閥門桿及排空管接頭漏氣。原因是由于燃氣管道各段排空管的管徑偏細,且都緊湊地布置在一起,增加了安裝難度;若施工不到位,加上機組運行振動,造成排空管接頭松動,或燃氣輔助關斷閥門桿漏氣;這樣當Mark 程序進行燃氣速比閥后管道泄壓時,排氣管充壓,部分天然氣從燃氣輔助關斷閥門桿或排空管接頭處漏出,使危險氣體超標導致機組起動失敗。1.2.3燃料控制閥前法蘭泄漏某機組起動進入燃料控制閥泄漏檢測時,因閥組間危險氣體濃度超過危險值,機組跳閘,起動失敗。再次起

7、動機組,因同樣的問題起動失敗。由于電網急需負荷,為保證機組能成功起動,起動前先強制起動一臺燃機透平間冷卻風機,降低閥組間內泄漏的危險氣體濃度,機組起動成功。對燃機閥組間危險氣體濃度的超標問題進行了捉漏檢查,發現PM1、PM4燃料控制閥前法蘭泄漏。更換法蘭墊片后,消除了泄漏。1.3 清吹閥系統故障導致檢測失敗機組起動前需要對燃氣管道進行清吹,對閥門泄漏和清吹閥等進行檢測。檢測清吹閥的目的是檢查燃燒系統PM4的清吹閥是否開關正常,防止機組起動過程中殘余的燃氣在點火時引起爆燃,同時保證燃機點火后對未點火的燃燒器噴嘴進行可靠地吹掃,防止燃燒器噴嘴高溫損壞,減少燃機點火后的故障停機。S109FA燃機在P

8、M4與D5燃氣管道上分別設置了燃氣清吹閥(見下圖),每個管路上各有兩只(空氣側與燃氣側各一只),在兩個清吹閥間還有一個排空閥。其中D5燃氣側的清吹閥VA13-2是可調氣動閥(該閥有四個位置-關位置、最小清吹位置、清吹位置和最大清吹位置),其它三只都是全開或全關的氣動閥;而D5燃氣側清吹閥尤為重要,除了主要的清吹作用,該閥還擔負著在PM方式下調節清吹空氣量,對D5燃燒器進行冷卻,同時也起到調節助燃空氣量的作用。GE的設計是把燃機全部的清吹閥與燃料控制閥都布置在同一閥組間內,由于空間狹小、環境惡劣加速了清吹閥故障,導致清吹閥檢測失敗而跳機。1.3.1 電磁閥故障 某機組起動升速至415rpm時Ma

9、rk 進入燃機清吹閥檢測程序,對PM4噴嘴的清吹管路進行各清吹閥檢測:首先關閉PM4噴嘴的清吹管路泄壓排放閥20VG4,接著依次打開PM4管路、噴嘴的清吹管路清吹閥VA136和VA135,但當開VA13-5閥時,檢測到VA13-5閥未開, Mark 系統報燃機清吹故障,機組起動失敗。檢查確認為VA135閥的電磁閥故障。應定期或利用停機的機會檢查、試驗電磁閥,確保其正常工作。 清吹閥開啟超時 某機組起動進入燃機清吹閥檢測程序,因出現VA136閥開啟超時,Mark 系統報燃機清吹故障,機組起動失敗(當時機組轉速698rpm正在燃機清吹階段)。檢查發現VA136閥的儀用氣接頭由于長時間運行,出現松動

10、漏氣;這樣當Mark 發出開VA136閥指令后,在相同的儀用氣壓力下,VA136閥開啟變得緩慢而超過規定時間。應定期或利用停機的機會檢查閥組間儀用空氣閥門和接頭,確保嚴密。1.4設備質量問題 位移傳感器零位漂移某機組做起動前操作員站上IGV開度始終顯示29°,Mark 控制系統報IGV位置異常,機組禁止起動。檢查發現IGV實際開度不是29°而是26.5°;對IGV進行開關操作及就地檢查測試IGV的三支位移傳感器,發現有兩支出現零位向上漂移問題,因而導致燃機操作界面上IGV開度由26.5°顯示為29°的偏高現象,超過Mark 進入起動程序允許最小

11、IGV開度值28°,造成機組無法進入起動程序。對IVG位移傳感器重新標定,使機組順利起動。應定期或利用機組停機的機會檢查IGV實際位置和反饋信號,定期對IGV位移傳感器進行標定校準。1.5 自動調節品質不佳在機組投運初期,因自動調節品質不佳引起機組起動失敗的問題主要集中在天然氣調壓站的燃氣壓力調節和鍋爐汽包的水位調節。1.5.1 天燃氣調壓站自動失靈目前電廠所用的天然氣調壓裝置有兩類,一類是自力式天然氣壓力調節,另一類是DCS控制的自動調節。自力式天然氣壓力調節在機組起動中出現問題較多。某機組起動,順利通過閥門泄漏檢測、清吹、降速和點火成功后,在向3000轉升速過程中,天然氣調壓站主

12、調壓閥壓力控制突然波動,發出燃機“起動流量大”報警,機組起動失敗,同時由于天燃氣壓力超限,調壓站的緊急關斷閥關閉。自力式調壓裝置的控制氣源為天然氣,若天然氣含有水份及重烴類物質,這類物質進入調壓閥的指揮器,在冬季環境溫度較低的情況下會結露,使主調壓閥指揮器工作失常,后備調壓閥指揮器反應遲鈍,導致調壓裝置無法穩住天然氣壓力,結果天然氣壓力波動太大,機組起動失敗。此類故障已在多家同類調壓裝置的電廠發生,造成多次機組起動失敗,或導致機組運行中迫降負荷甚至跳機。應在調壓站相關設備上增設伴熱保溫裝置,以防止冬季調壓閥伺服系統內的天然氣結露,影響閥門的調節。1.5.2 鍋爐水位調節失靈9FA單軸燃氣蒸汽聯

13、合循環發電機組所配套的余熱鍋爐為三壓鍋爐,汽包水位調節復雜,特別是冷爐熱機起動階段水位波動變化很大;據統計,某廠機組投運初期,因汽包水位超限引起的起動失敗達6次(高壓汽包水位高1次,低壓汽包水位高2次,中壓汽包水位低3次)。某機組起動,經清吹、點火、升速至3000rpm時,高壓汽包水位由100迅速升高至288mm跳機值,機組跳閘,起動失敗。從當時起動工況看,機組屬熱態起動,燃機點火后,排氣溫度較高,余熱鍋爐升溫較快,汽化速度快,水位熱脹激烈,汽包水位迅速升高,水位控制較難。檢查發現,高壓汽包水位調節閥的內漏很大,因此在起動階段汽包水位快速升高時無法關斷給水流量;加上高壓汽包水位調節品質欠佳,兩

14、個因素導致這次起動失敗。對高壓汽包水位調節閥解體修復。應嚴格檢修工藝,使調閥的特性滿足自動控制的要求,減少或消除泄漏量;優化高壓汽包水位調節參數,提高水位調節質量。1.6 LCI通訊故障 通訊板卡故障某機組起動,在進行Mark 起動前復位操作時突然發現LCI通訊故障,機組拒絕起動。運行人員至就地對LCI系統檢查發現:LCI通訊時好時壞。后經深入檢查發現:一塊LCI板卡有問題。更換該板卡后,重起LCI控制系統故障消失。多家電廠曾發生通訊板卡時好時壞問題,由于這類問題屬隱性問題,在機組起動中時不時會發生,對機組正常運行造成了很大威脅。應加強檢查,并通知供貨商提高產品質量,配置備件。 通訊信號弱某機

15、組用鄰機的LCI起動,機組起動后,Mark 控制系統發出合LCI聯絡開關89TS的指令不久,機組起動失敗。經查這是Mark 控制系統由于在規定時間內沒有得到89TS的合閘反饋信號,引發的機組起動失敗。細查發現LCI聯絡開關89TS離其中一臺機組的Mark 控制器較遠,采用電壓傳輸的信號經長距離傳輸后會有衰減,而Mark 控制系統所要求的電壓值裕量又偏小,機組經過長時間運行后,部分連接點會出現電阻性連接,從而造成電壓信號小于Mark 控制系統所要求值,引起信號傳輸中斷。在信號傳輸線上串接中間繼電器,進行通訊信號放大,排除此類隱患故障。1.7 運行操作不合理 機組軸/瓦振動超標某機組冷態起動,在軸

16、封投入不足2小時候(當時低壓缸排汽缸溫度為49,)機組起動,升速時出現3、4號軸承的3Y、4Y方向振動增大,當轉速升至1700rpm時(正好通過轉子的三階臨界轉速),3Y振動快速升高并達到0.22mm,機組自動停機。經分析屬軸封汽投用時間不夠,汽機缸溫熱膨脹不充分引起的軸/瓦振動。應規范運行人員的操作。充分維持抽真空和軸封送汽達到規定時間,使低壓缸后缸溫度達到滿足起動要求,保證汽缸充分加熱膨脹,使各軸振動保持在一個較低的水平。 汽機上下缸溫差大造成機組軸振動大某機組起動,升速至1600rpm時,#3瓦的3X軸振快速升至0.15mm,立即手按控制臺“緊急停機”按鈕,燃機跳閘,于。查閱該機組起動前

17、的參數:輪間溫度最高點為99,汽機高壓缸上壁溫度為337,高壓缸下壁溫度為296,中壓缸上壁溫度為326,中壓缸下壁溫度為248,#1軸向位移為0.1mm,#2軸向位移為0.06mm,#1差脹為0.78mm,#2差脹為1.46mm,大軸偏心值為0.03mm,高中壓缸缸脹為17.6mm(高、中壓合缸),軸膨脹量為23.06mm。以上數據表明汽機上下缸溫差較大,特別是中壓缸上、下缸溫差達78是這次起動中#3瓦軸振動突升的主要原因。采取延長汽機送軸封、抽真空時間,停機停軸封后強制關閉高、中壓缸排、進汽管的發散閥以及對高、中壓缸保溫的檢查等一系列改進措施。使得停機后的高、中壓缸上下缸溫差得到有效控制,

18、避免起動中的振動過大。 低壓排汽缸冷卻不均勻引起軸振動快速升高某機組起動后#6軸瓦處的6X、6Y軸振動快速升高,最后跳機,起動失敗。后繼續維持軸封供汽并保持一定的真空,延遲4小時后機組再次起動成功據查機組起動前汽機高、中壓缸缸溫在480左右,由于該機組在前次停機后撤去軸封、真空的同時也停用了凝泵,低壓缸排汽缸由于沒有冷卻噴水,溫度逐漸升至88以上。本次機組起動前啟凝泵、送軸封、抽真空后,低壓缸排汽缸在后缸噴水的快速冷卻下,很快降到55以下,機組隨后即起動,由于低壓缸排汽缸溫度從高溫快速下降至正常溫度,表面看溫度下來了,但由于溫度下降太快,金屬應力變大,可能存在局部變形,這樣使處在低壓排汽缸凹窩

19、處的軸承出現中心偏移引發振動突升。應規范運行人員的操作。繼續維持軸封供汽并保持一定的真空,使低壓排汽缸冷卻均勻。2 結束語根據上述分析,要加強檢查影響機組正常啟停的3個部位2.1 燃機閥組間 由于燃機閥組間管道、閥門布置緊湊,空間狹小,運行中受天然氣溫度、清吹空氣、冷卻通風的影響,溫度變化大,管道、法蘭易產生冷熱膨脹不均勻現象,所以多次啟停后,易出現管道法蘭、閥門門桿泄漏現象,造成天燃氣泄漏、清吹閥開關不正常,閥組間內EH油管接頭易漏等等問題。2.2 燃機透平間 燃機透平間內是燃機的主要設備,包括壓氣機、燃燒器、燃機本體、天然氣分配管。由于燃機啟停時溫度變化大,金屬冷熱膨脹量大,多次啟停后極易造成如聯焰管、抽氣管等法蘭泄漏,造成燃機透平間內溫度升高,影響透平間內熱工儀表測量、影響機組振動等,同時降低了機組

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