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9E燃气轮机燃烧事故实例分析及预防冇尓僦9E燃气轮机燃烧事故实例分析及预防 2011年07月22日9E燃气轮机燃烧事故实例分析及预防 摘要：燃烧系统是燃气轮机关键设备之一，是燃气轮机内部工作环境最为恶劣、工作温度最高的部件，其可靠与否是燃气轮机能否可靠运行的最主要因素。它体积小，燃烧强度高，温度远超过一般材料的耐热极限，因此燃气轮机燃烧装置具有精巧的结构和完善的冷却措施。本文主要介绍了9E燃气轮机的一些结构特点与运行方式，根据9E机组燃烧事故的实例，详细分析事故的起因与过程，对9E机组的火焰监测保护存在的问题进行了论述，并提出防止燃烧事故的技术措施，对运行与维护提出了积极的建议。 关键词：燃气轮机、燃烧、分散度、燃烧监测 1. 概述 温州300MW燃气蒸汽联合循环发电机组由二台100MW燃气轮机发电机组和一台100MW次高压凝汽式汽轮机发电机组组成。燃气轮机型号为PG9171从美国GE公司进口，二台强制循环余热锅炉从比利时CMI公司进口，其他发电配套设备大多为国产。燃机主要燃料使用国产流花111和锦州93原油，原油处理采用美国ALFALAVAL公司设备。工程1996年9月开工建设，1998年5月二台燃机单循环相继发电，1999年4月汽轮机投产发电。 某年12月19日6：20分，运行人员巡检中发现#1燃气轮机冒黑烟，手动拍车，经检查，二只火焰筒、一只过渡段完全烧毁，其余4只火焰筒和7只过渡段经修复后可以使用，事故造成直接经济损失约150万元，抢修时间约3天，企业损失电量约900万千瓦时。鉴于燃烧部件局部严重损坏，但GE燃烧监测保护并未动作切断燃料，引人深思。本论文即围绕着这一事故进行深入分析，探讨事故发生的原因，在运行方面提出改进意见，为实际运行提供有价值的建议。 2.燃烧系统及燃烧监测 2.1 燃烧系统 图1 燃烧单元结构简图 PG9171型燃气轮机燃烧系统采用GE典型的分管回流式（图1），共14个燃烧单元，燃烧单元编号见图2。每个燃烧单元由导流衬套、火焰筒、联焰管、过渡段及相关燃油雾化、燃烧装置组成。最上部相邻二个火焰筒内各布置一支高能点火枪，在二侧各2只火焰筒上布置4只紫外线光电火焰探测器。 图2 燃烧单元编号 在分管型燃烧室中联焰管是必不可少的元件之一，在该机组中当任意一支高能点火枪点燃其中一只燃烧室时，膨胀的高温燃气通过连通管（联焰管）依次点燃所有的燃烧室。联焰管的入口应位于火焰筒的最高温度区域，它的出口要保证所引入的热燃气流直接进入相邻火焰筒的回流区，务必使联焰管端部流入的气膜冷却空气量最小，防止其干扰热燃气流，并减少热燃气流的温度。良好联焰管设计，应当使其位于火焰筒中回流区的最大直径处，采用短而粗的结构，以保证热燃气流的畅通和减少沿程的热量损失。除此之外联焰管还起着平衡各火焰筒压力，当然如果所有燃烧单元热负荷相同，联焰管内部将不存在宏观上的流动。 通过检查联焰管的情况，我们能判断出运行中哪些火焰筒之间存在热负荷的不平衡。导流衬套直接布置在燃烧缸端面上，内部就是火焰筒，它分配每一个火焰筒所需的助燃、冷却空气，还保护燃烧缸。 2.2 燃烧监测 燃烧监测的任务有二个：一是监视燃气轮机进口温度是否超过规定的最高温度（1124），二是监视燃烧部件的热偏差，目的是保证燃烧部件的安全。燃烧监测最有效最直接的途径是在每个燃烧单元出口（通流部分入口）加装温度测量，这样燃烧监测就变得非常简单，而且功率调节也用不着那么复杂。但目前测量技术还无法对如此高的温度实现高精度的有效测量。因此GE在透平排气扩压器后的环行空间均匀安装了24支热电偶用于测量排气温度，再通过对排气温度的运算来判别燃气轮机进口是否超温或出现不允许的热偏差。由于分管回流式燃气轮机在运行中会出现热偏差（变工况时这种热偏差会严重的多），因此GE给出了允许的分散度。 允许分散度（TTXSPL）0.145TTXM0.08CTD+30 式中：TTXM排气温度平均值；CTD压气机出口温度。 当工况变动（或功率为预选方式）时，允许的分散度为TTXSPL200F0，实质上是让燃烧监测暂时退出。 当燃烧监测出现下列情况时，燃气轮机将被遮断： 排气温度超过温控（TTXM）40F0。 温度最高点与最低第2点差值超过允许分散度0.8倍、最高点与最低点的差超过允许分散度的5倍且最低第2、3点相邻。 最高点与最低点的差超过允许分散度、最高点与最低点的差超过允许分散度的0.8倍且最低1、2点相邻。 最高点与最低第3点超过允许分散度。 3. 燃烧事故概述和造成的后果 3.1 事故经过 12月18日23：45分，因电气原因，#1燃机满负荷跳机。在对燃油管线和燃烧通道充分吹扫后，19日0：24分点火正常，燃机全速后发现轮机间排气风扇出口有大量的油雾冒出，立即手动拍车，就地检查轮机间透平缸后中分面有油漏出。机组停运后手动启动二台排气框架冷却风机并将机组进行高速盘车，排除油气。0：50分在高速盘车下直接点火成功，重新启动机组，在转速达到85n0时进口导叶（IGV）开启故障，机组掉闸。机组停止后进行IGV校准试验，正常后于19日1：00再次启动机组，1：18分全速，检查14个燃烧单元的燃油压力，发现#7逆止阀前压力母线偏低，同时机组转速仍然上升无法自动稳定（原因为流量分配器内三组流量测量单元中的一组对应处理器的流量信号为零，导致启动的最小流量基准FSR min对应的实际流量增加约1/3），无奈只得停机消缺。3：28分启动机组，全速是检查所有参数正常，机组并列。3：52分机组负荷80MW，排气分散度（通常默认是第一分散度）48 F0。19日22：54分负荷100MW，排气分散度升至69 F0。1小时后23：54升至90 F0，减负荷至90MW，20日0：54分分散度升至106 F0，运行人员再次减负荷至85MW，排气分散度降至72 F0，此后机组一直维持该负荷运行，排气分散度基本稳定在7274 F0。凌晨6：20分运行人员巡回检查时发现烟囱冒黑烟，立即停运机组。 3.2 设备损坏情况 3.2.1 联焰管：#78和#89联焰管严重损坏，其中阳联焰管烧穿，管身因高温严重变形，靠#7、#9火焰筒一侧的联焰管头部烧灼情况稍轻，其余燃烧单元的联焰管正常，见图3。 图3 烧灼的联焰管 3.2.2 火焰筒：#8火焰筒严重损坏，筒体尾部全部溶化，密封裙环全部丧失，筒体除顶部颜色基本正常外，其余大部分颜色变黑，筒身部分冷却气孔被溶化的金属重新凝固后堵塞，其余火焰筒正常，见图4。 图4 #8火焰筒烧灼情况 3.2.3 过渡段：#2、7、12过渡段正常，#3、4、6过渡段内部表面（气流转弯处）有不同程度的斑坑，但未穿透。其余7只过渡段内有大小和范围不同的穿孔，未穿透的斑坑内部及其他部位有明显的结垢。#8过渡段严重溶化、烧穿，见图5。 图5 #8过渡段烧灼情况 3.2.4 一级静叶：#8过渡段对应的三片静叶凹弧表面有黑烟，其中一片静叶进气边上附着了较多的金属溶渣。其余燃烧单元对应的静叶正常。 3.2.5 其他：所有导流衬套没有烧伤、变形的痕迹，全部用回。动叶未做检查；对燃烧室和燃烧缸、透平缸、排气框架等底部排污通道检查，全部畅通。14只燃油逆止阀经试验台效验基本正常。 3.3 事故经历的参数变化 图6 事故期间排气分散度变化情况 该机组至发生事故时累计运行时间约12000小时。6个月前小修所做的燃烧检查表明情况良好，小修结束后机组运行正常，满负荷时排气分散度一般在50 F0左右，最高值为59 F0，时间是45天前，也就是上年的11月4日。值得注意的变化是11月25日22：30分，满负荷下的排气分散度由46 F0升至59 F0，该机组排气分散度稳步上升至12月18日跳机前一直维持7080 F0范围。变化趋势见图6。 3.4 油品情况 温州燃机原设计油种是海南流花11，该油品的特点是流动性较好，达到GE规范要求的燃油运动粘度（20CNT）仅80，90时运动粘度已低于15(CNT)，在燃用海南流花油种时烟气排放的黑度相当高，不仅引起余热锅炉的严重结恢，还造成很大的环保压力，为此电厂开始寻求替代油品。99年8月份起开始试烧锦州93原油，该油种流动性稍逊于流花油，为保证燃机入口运动粘度低于15(CNT)，我们将油温运行在105左右，但该油品热值稍低，灰含量略大。 4. 原因分析 影响燃烧单元热负荷变化的因素很多，如燃料分配的均匀程度、燃料的雾化、冷却空气的均匀等；通流部分叶片的结垢程度、局部焓降差别、局部漏气等，分散度是这些所有因素的综合反应，GE9E机组的燃烧监测是通过给定的分散度与实际排气温度的离散情况进行比较、分析来进行。在稳定的工况下，即使火焰筒、过渡段等部位发生局部过热，只要不穿透、不改变冷却流场分布，分散度仍将维持原先的水平。 从燃机燃烧系统的工作情况看，压气机出口约13的流量作为一次助燃空气从火焰筒端部鱼鳞孔进入，其余23空气量作为冷却从火焰筒筒体冷却孔进入，在火焰筒内表面形成气膜以阻止高温燃气的表面接触。燃烧需要一定的空间和时间，就温度分布情况看，在接近燃尽阶段的断面上混合气体平均温度最高，负荷越高，这个断面越接近尾部（满负荷大约就在筒身的23处）这是因为作为二次冷却的空气大部从燃尽阶段的冷却孔内流入。由于火焰筒有良好的几何形状、其本身有完善的冷却条件，金属表面最高温度应该在没有冷却措施的过渡段。大部分过渡段被烧穿透而火焰筒相对完好也正好说明了这一点。 事故的起因到底是什么呢？有专家根据事故前一天晚上机组反复启动、吹扫过程中燃烧通道确实泄漏进燃料的情况，认为是反复点火时残留在燃烧通道的燃油暴燃导致设备损坏。然而这样的解释无法对应该次事故的一些现象： 如果是暴燃，它发生在什么时刻？为什么在点火、升速、并列过程中机组振动、CPD、排气温度等重要参数没有突变？ 如果是#8火焰筒内部发生暴燃而且烧的那么严重为什么它的导流衬套一点没有损伤？ 经过长时间的思考后我们认为应该从单单只有二组联焰管被烧损的事实着手。根据燃气轮机结构的的介绍可知，联焰管本质上就是连通管，被烧坏那是因为长期有高温燃气在内部流动，根据联焰管二头损害程度轻，中间损坏严重这一事实，证明#8火焰筒长期处于压力相对较高的状态，使得高温气体不断通过联焰管流向两侧的火焰筒。这是热负荷高造成的吗？从监视14个燃烧单元的油压情况看，热负荷是基本均匀的，#8火焰筒的负荷并未与众不同。那么哪些情况会在热负荷不变的情况下会导致压力升高呢？再看过渡段的情况，一半多的过渡段已经穿透，其余三只即将穿透。如果过渡段穿透，那么外部的冷却空气（CPD）将直接从穿透处进入，穿透范围越大，冷却空气越多，在极限情况下，过渡段压力就等于CPD，那么火焰筒内燃烧的高温燃气还会流动吗？ 由此我们认为事故的发生过程是这样的：燃油中有恢粉和金属添加剂，燃烧产物中的颗粒对它的输送通道产生磨损，按照一般的流动设计，在过渡段内高温燃气的流速达到600-700米秒，火焰筒有冷却气膜保护，尽管筒身很薄但很安全。没有冷却措施的过渡段承受的是高温带有颗粒的以极高速度流动的燃气，尤其在流动方向改变的拐弯处磨损最严重，被穿透时冷却空气从穿透处进入过渡段，导致过渡段压力升高一p，火焰筒内的高温燃气流动阻力增加一p，随着时间的推移，对p求和最终导致火焰筒内压力增加p，高温燃气发生直接接触火焰筒内壁而迅速烧坏火焰筒。在这一过程中因某一过渡段局部因磨穿而冷却空气量增加，从而改变了整个燃烧系统冷却空气量的分配，除#8燃烧单元外，所有的燃烧单元冷却空气量减少，火焰伸长，过渡段的温度升高，以致出现大多数过渡段穿透。 对照图6排气分散度的变化趋势，大约在12月2日，分散度在7080 F0范围内，#8过渡段已出现严重的穿透，冷却空气的不均匀导致分散度大幅度升高，以后半个月内设备的损怀在继续恶化，直到12月19日，火焰筒严重损坏，燃烧只能火焰筒外的燃烧缸空间进行。 次年的5月份，运行了大约15000小时的#2机计划小修，在修前运行参数非常良好的情况下，我们发现在14只过渡段气流拐弯处大多数出现严重斑坑，其中#3、9、11过渡段出现穿透，穿孔直径基本在25毫米。这次燃烧检查直接验证了过渡段气流拐弯处确实磨损严重，会引起穿透，产生冷却空气局部泄漏，并导致12只过渡段返厂修补。 事实上，所有的燃烧单元不可能做到热负荷均匀一致，微小的误差对时间的积累终归使薄弱环节遭到损坏，从结构上看这些薄弱环节就在没有冷却措施的过渡段的气流拐弯处。 运行方式的影响，在设备投产初期，功率调节设定在GE默认方式，因排气温度低导致余热锅炉低压部分吸热量增加，以致联合循环在5080负荷之间无法正常运行；若功率调节设定在IGV温控方式，在7080负荷段引起过热蒸汽超温。为解决这一矛盾，从1999年底起，我们一直采取温控手动调节的方式。这种方式的质量流量和燃气初温也介于其他二种方式之间，就通流部分磨损而言，质量流量的影响比容积流量大的多，但GE默认方式下的质量流量最大，因此运行方式的改变不会影响过渡段的磨损。 再论油品，事故前主要使用锦州93，流花作为补充，这二种油品的钒含量及其他金属含量很低，运行中几乎无需添加济（抑钒剂），在随后相当长的一段时间，经历几次计划检修，通流部分的结垢均少于其他同类型电厂，而我们的水洗周期是其他燃用重油的兄弟电厂的一倍，因此油品不是过渡段磨损的主要原因。 结论，#1机的燃烧事故经历一相对较长的时间，属自然磨损。2000年电力大短缺，机组连续满负荷运行，水洗周期成倍延长，过渡段已达到当量时间而未进行燃烧检查，一旦穿透便在较短时间内扩散、演变成燃烧事故。 5. 经验教训和防范措施 5.1 GE燃烧监测保护的缺陷 事实证明，GE燃烧检测保护存在缺陷。根据我们多年的运行经验，如果燃烧设备发生突发性的严重偏离设计工况的情况，燃烧检测保护能作用于报警和保护，切断燃料。例如某次机组计划检修后启动，机组全速后因分散度大跳机，当时检查就发现某一燃烧单元燃油压力特别高，事后检查发现逆止阀被卡在全关位置。类似的情况发生过多次，对保护燃气轮机起到重要作用。对于一些因长期积累引起燃烧部件缓慢损耗而导致最终一样的结果，现有的燃烧检测保护是一个盲区，上面的论述也充分说明了这一点。究起原因 1) 燃烧监测把排气温度作为惟一计算量，把排气温度分布作为燃烧部件及通流部件是否正常的惟一判据，理论上可行，实际运行中不能完全保护设备，根本原因是没有对温度变化历史趋势进行累积和分析。排烟温度偏差在正常范围时，初温，特别是局部初温不一定正常；因此仅用排烟温度是不能绝对判定初温是否正常，燃烧是否正常。 2)燃气轮机进气容积流量太大，反映设备状况的温度、压力等流动参数的偏差不足引起排气端温度分布的较大变化，而且即使对平均值来讲，也仅当透平运行正常时，进口和出口参数才具有一一对应关系。 3) GE设置的保护定值不是很合理，例如在BASE工况下，通过计算其分散度大致在123 F0左右，而实际运行中超过60 F0的概率非常小；在变工况下其监测保护定值在原稳态基础上增加200 F0，工况稳定后以一定速率衰减至稳态值，实际的情况是工况变化时排气分散度很少超过80 F0。这样分散度的变化不可能引起保护装置动作。 5.2 防止燃烧事故的技术措施 多年的运行经验特别是事故的教训，使我们认识到燃烧监测保护的局限，加强原始数据的积累和分析对指导日常维护和计划检修的安排有极其重要的意义，对设备是否健康运行的评估有决定作用。因此日常维护应制定防止燃烧单元热偏差的技术措施，定期进行燃烧检查。对于燃用液体燃料特别是重油的燃气轮机，每隔200小时的水洗给日常维护提供了极其有利的条件。 5.3 完善燃烧监测的一些设想 1)修改保护定值，实践证明，原先123 F0跳机的保护定值偏高，结合镇海、闸北、深圳南山及月亮湾等大量同类型机组，在满负荷稳定工况下，分散度超过60 F0的概率很小，因此60 F0可以作为一个注意点；同时根据本文实例，增加70 F0作为报警并规定运行时间，必须采取措施；达到80 F0时启动自动减负荷停机；85 F0跳闸；用上述的定值直接取代GE给出的算式，其他运算规律不变（具体逻辑实现不在本文讨论范围内）。 2)根据我们多年通过燃烧单元燃油压力偏差对排气分散度的影响，可以参考排气分散度的计算方法对燃油压力偏差进行计算，计算时撇开某一燃烧单元与排气温度分布之间的对应关系，而强调当压力有偏差时可以适当放宽对排气分散度的限制。这样可以避开燃烧室与排气温度在空间上复杂的对应关系，而着重在他们之间的因果律，目的是为平时维护提供依据。 3) 只要功率在预选方式，无论此时机组负荷是在变化过程还是在稳定状态，允许的分散度一律加上200 F0,等于是退出燃烧监测，显然不合理。根据多年运行数据的统计，在GE给定的负荷加减速率内排气温度偏差很少达到100F0。因此在变工况下，将GE给定的补偿值由200F0降至50F0。同时在负荷稳定时取消“负荷预选”让机组进入频率调节。 5.4 日常维护的几点建议 5.4.1 燃料供给系统 燃料供给系统是指从燃机底盘入口至燃料喷嘴出口，包括燃油的过滤、混合、增压、分配、雾化等工艺过程，是日常维护的主要对象。 1) 双螺杆泵，是供油系统中主要增压设备，转子的外表涂有比较坚硬但比较脆的涂层，用于减少动静部分间隙，提高泵的效率。实际运行中多次发生涂层剥落，这些剥落的碎片很容易卡住燃油管路上的单向阀，导致燃油流量不均匀，也造成多次燃烧监测保护动作。 2) 流量分配器，主要问题是磨损，磨损导致流量分配不均匀，导致测速齿轮的固定螺丝脱落和测量间隙的变化，运行中主要反应在流量显示的偏差和波动，这些偏差和波动又影响调节品质，造成机组负荷摆动大，应充分利用机组水洗机会定期测量测速齿轮的间隙和紧固螺丝的紧力。 3) 单向阀，每一燃烧单元的燃油喷嘴入口设一单向阀，目的是当供油系统进行管线清洗时防止清洗的柴油进入通流部分。单向阀的特性（启闭压力）对燃油流量影响较大，要保证14个单向阀特性一致确有困难，但运行中必须要做到，通常我们定期将单向阀放到自制的