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燃气轮机燃料供应中增压机运行稳定性

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摘要:针对燃气-蒸汽联合循环机组天然气供应系统调试过程中增压机出口压力波动的问题,分析增压机出口压力降低主要原因是由于回流阀误开引起,进而威胁燃气轮机运行。提出了调整增压机回流阀控制方式,同时在增压机出口设置缓冲罐的方法来提高增压机运行的稳定性。同样在燃机或者增压机运行出现问题的情况下提供一定的时间裕度,同时可以降低正常运行过程中调压模块切换的风险。

关键词:燃气-蒸汽联合循环;增压机;运行稳定性

1引言

1997年,北京天然气用量只有1.8亿立方米,居民用户20万户,气化率不足5%;2015年,北京市的天然气用量增至140亿立方米,城市居民天然气气化率达到73%以上。近十年北京市的天然气用量年均增长约4亿立方米,年均增长率达到20%以上,城市天然气用量和居民用气户数双双跃居全国各大城市之首。以北京东北热电中心京能高安屯燃气热电有限责任公司(以下简称京安热电)机组为例。全厂配置为:2台9F级型号V94.3A型燃气轮机;3台型发电机;2台卧式余热锅炉;1台蒸汽轮机。燃机发电机和蒸汽发电机组为分轴布置。额定发电出力为845MW。燃料为陕甘宁供北京的天然气,通过北京内高压线路输送至电厂,由电厂内天然气调压站系统和天然气前置模块向机组供应。采暖季天然气压力低对我厂影响:(1)用气高峰来临时限制燃机出力;(2)威胁燃机的安全稳定运行;(3)影响我厂对外供电、供热能力。

2燃料供应系统概况

京安热电燃料供应系统向两台燃机组成的1套“二拖一”燃气-蒸汽联合循环发电供热机组及1台启动锅炉提供持续稳定的天然气。安装1套天然气场站系统,包括2套粗精一体分离过滤器、3套贸易计量单元和3套比对计量单元、2台增压机、3套调压单元(2运1备)、一套启动锅炉用撬装式天然气调压站及其加热器、配套天然气充氮及放散系统。天然气增压机系统是燃气-蒸汽联合循环电厂燃料供应系统中一个重要的组成部分,当外界天然气供气压力不能满足燃气轮机运行要求时,通过启动增压机来维持燃气轮机入口所需的燃气压力,同时增压机的稳定运行增强了机组应对燃料供应风险的能力。

3调试过程中增压机出现的问题

正常情况京安热电天然气通过流量计后经过调压模块控制出口压力为3.1MPa,向燃气轮机入口提供稳定的天然气。一般调压前压力通常在3.7MPa左右。燃气轮机入口有天然气压力低保护,当天然气压力低于限制值时燃气轮机跳闸。如果由于其他原因使得燃气压力不足的话就需要启动增压机维持燃气压力,增压机出口一般设置压力为3.1MPa。增压机设置两台,正常运行为一对一,在出口管道上设置联络管互相备用。增压机主要的由电机和压气机组成,压气机进口有ITV(进口节流阀),IGV(进口可调导叶),RCV(回流阀),BOV(放散阀),出口阀门。增压机启动前IGV一般维持25%的开度RCV全开,ITV全开后IGV逐渐打开,RCV回流阀逐渐关闭,这些阀门的状态随燃机的负荷变化。RCV主要为了增压机的防喘振设置,如果增压机有喘振的风险时,RCV打开将增压机出口的天然气通过管道排放到增压机入口,破坏当时引起喘振的流场,避免造成设备的损坏。从图1可以看出由于RCV(回流阀)快速开启,使得增压机出口压力迅速降低,最终导致燃气轮机由于燃料压力低跳机。

3原因分析和解决办法

3.1误判增压机处于喘振区域

(1)从图2看出RCV逐渐开大,增压机一直维持较低的出口压力,实际上此时燃气轮机入口天然气压力已经逐渐逼近跳闸值,直到回流阀突然全开后,燃机延时后跳闸。回流阀打开的主要原因是因为增压机控制系统误判增压机喘振,导致回流阀直接全开。喘振表现为压气机出现剧烈的气流波动,并伴有很大的吼叫声,气流以周期性的、强烈的脉冲形式表现出来,即气流的压力、速度和流量的急剧的变化。从当时现场增压机运行实际情况判断并未发生喘振,从图2也可以看出压力波动实际并不剧烈。

(2)阿特拉斯增压机判断是否喘振主要通过防喘振线来实现,同时通过喘振斜度值来辅助判断,如图3所示。图3增压机防喘振线当时燃气轮机负荷130MW,实际增压机早已跳出喘振区域,在安全区域运行,从现场的情况来看,也并没有喘振的明显特征,可以排除增压机喘振。但是喘振斜度值也影响增压机判断喘振,主要表征的是增压机出口压力波动时喘振斜度值也随之波动,波动超过限制值则判断为喘振的趋势。压力表现为在一个给定的时间周期内迅速下降,然后上升,然后再次下降,回流阀也直接打开。图4为增压机调试期间电机电流、震动和斜度值关系曲线。可以确定的是喘振斜度值的设置是可以优化的一个参数,防喘振线是固定的不可改变的。京安热电1号增压机喘振斜度值设置为上线:85,下线:-75。在以后的调试过程中我们建议扩大这个斜度值范围,根据实际情况扩大,扩大的比例建议8%,15%,20%的比例。

3.2燃料系统整体容积小

(1)工艺系统设计的问题,增压机入口是一根母管。当增压机入口压力由于其他情况如入厂燃气压力波动;调压模块堵塞发生时,会导致增压机运行的不稳定,直接威胁燃气轮机的安全稳定运行。主要原因是系统容积小,抗压力波动能力弱。从图5不难看出在燃气轮机低负荷阶段燃料的用量增加并不明显,在燃机负荷80MW以上时燃料增量显著增大。建议在燃料系统中增加缓冲罐。缓冲罐的作用就在于燃机高负荷是提高增压机运行的稳定性,如果需要切换管线时提高安全性,同时在燃气供应出现问题时提供反应时间。

(2)缓冲罐的选取:缓冲罐容积计算公式:V=Qs×t×P0/(P1-P2)V:储罐容积,m3Qs:供气设计容量,Nm3/minP1:正常操作压力,kPa(A)P2:最低送出压力,kPa(A)P0:大气压力,P0=101.33kPa(A)t:保持时间,分钟min从计算结果可以看出燃气轮机负荷在120MW及以下时,将缓冲罐的容积设置在30m3,保守预计缓冲时间均能达到17s以上。燃气轮机负荷越低缓冲时间越长。大大降低了倒换气源的风险,提高了增压机在面对负荷变动和气源切换复杂情况的适应能力。同时某文章中提出某型号燃气轮机在轻载的情况下,当天然气增压机跳闸时,如在1min内马上选择停机,由于有天然气缓冲罐(42m3)、管道等的蓄存,燃气轮机可以正常停机。这样,就可以避免燃气轮机跳闸熄火对设备的热冲击及寿命的影响。即使京安热电缓冲罐容积不能满足最低负荷正常停机,那么在极端情况下使燃气轮机在尽可能的低负荷

4结论

通过分析调试过程中增压机出口压力波动的情况,确定是由于增压机回流阀误开导致增压机出口压力降低,影响主机设备的安全稳定运行。分析得出喘振斜度值的设置存在问题,给出增压机调试的方法,提高运行人员对增压机运行的理解。同时考虑由于燃料系统容积较小,增压机投入运行时存在跳机的风险。为了让整个燃料系统更具备抗风险、抗干扰的能力。通过理论计算建议在出口管道处加装天然气缓冲罐,计算结果表明设置30m3的缓冲罐对燃气轮机和增压机的安全运行起到良好作用,同时在设备维修需要倒换气源的情况下大大降低“断气”的风险。通过两种方式均能提高燃料供应系统中增压机运行的稳定性,与此同时保障了主机设备的安全运行。

参考文献:

[1]范雪飞.V94.2燃气轮机天然气增压系统调试中遇到的问题和解决方法[J].发电设备,2009(02):112-114.

[2]赵丰.离心式压缩机防喘振控制系统研究[D].大连:大连理工大学,2006:1-20.

[3]田茂斌.燃气轮机增压站防喘振系统控制分析[J].中国科技信息,2011(09):161-167.

[4]徐明.燃机联合循环电厂天然气增压站的组成[J].华电技术,2009(08):17-21.

作者:吴明浩 闫乃欣 刘旭生 李伟 单位:北京京能高安屯燃气热电有限责任公司

燃气轮机技术杂志责任编辑:张雨    阅读:人次