前言：寻找写作灵感？中文期刊网用心挑选的燃气轮机透平静叶烧蚀原因研究，希望能为您的阅读和创作带来灵感，欢迎大家阅读并分享。
一、烧蚀情况与分析
1.T5的定义
燃气轮机的寿命和运行状况与流经它的气体温度有直接关系。温度太高使机组寿命缩短，温度太低限制机组出力，因此需要严格控制透平转子进口温度。考虑到热电偶的可靠性，在索拉燃气轮机中选取较低的温度——第三级喷嘴T5作为控制依据，用来反映燃气轮机燃烧室内燃烧的工况。
2.问题的发现
某日，该站两台机组同时运行，技术人员在监控过程中，发现1#燃气轮机T5温度（该型号燃气轮机共12个T5温度探头）平均值为697℃，其中最高的两个温度探头TC4（即第4个T5温度探头，下同）为720℃、TC7为721℃，而2#燃气轮机T5温度平均值为689℃，其中最高的两个温度探头TC6为721℃、TC7为737℃。
为确定造成T5温度偏高的原因，技术人员决定先对单个温度探头较高的2#机组进行检查。将2#机组停机并冷却至65℃以下后，利用内窥镜对燃气轮机发动机燃烧室及透平进行检查，发现燃气透平一级静叶6点、7点钟方向有3片静叶片已经断裂，随后又对1#燃气轮机进行孔探检查，发现在同样的位置有3片静叶片严重烧蚀，且两台燃气轮机发动机的第一级动叶全部过热烧蚀（图1、图2）。
3.原因分析
1）直接原因
燃料气气质问题是该问题发生的直接原因。通过拆卸燃料气喷嘴发现喷嘴结焦积碳严重，说明燃气轮机燃料气的气体组分偏离了其正常运行的技术条件[2-3]。另外，在拆卸燃料气管道过滤器时，发现过滤器内有少量液体，将该液体送检化验，结果显示其成分为C8～C18，因此证明燃料气中存在重烃组分。
（1）气田天然气进入增压站后的净化措施不到位。分析该增压站的工艺流程（图3），发现该站由一线、复线两条输气管道合建而成。其中，一线场站天然气经过旋风分离器、聚结器、卧式过滤器3道净化程序，而复线场站的工艺流程中只有卧式过滤器1道净化，因此有气体内存在液体物质的可能。从流程上看，燃气轮机燃料气由一线取出，但是由于复线压力较高，导致部分复线天然气反窜至一线，从而导致复线的天然气进入燃气轮机的燃烧室。
（2）由于该站为输气管道的首站，且与气源距离太短，造成气田输出天然气气质对其影响敏感。该站离气田气体处理厂的距离不足300m，气体在管道内流动的距离过短，无法对气质形成一定的净化和缓冲作用。早在2007年就曾发生过气田处理厂在切换气井过程中大量液态水涌入该站，造成该站压缩机干气密封损坏的事件。后来为避免类似事件的发生，遂对该站一线工艺流程进行了改造，在旋风分离器后增加了聚结器，以过滤天然气中存在的液态物质，改造后除液效果明显，再未发生过大量水进入场站的现象。然而该站复线建成后，由于工艺流程中缺少除液的净化装置，距气田距离短这一问题又成为影响机组正常运行的因素。
（3）该站燃气轮机在发生问题时为两台燃压机组同时运行，造成燃料气流量增大，而加热器未进行改造，使得燃料气温度降低，增加了燃料气中凝析油析出的可能性。两台燃压机组的燃料气共用一套调压装置，并联运行势必会造成燃料气流量加倍，而燃料气加热器并未改造。根据历史数据记录，单台机组运行期间，加热后燃料气的温度为14～20℃；两台机组运行期间，燃料气的温度为6～10℃。从燃料气过滤器排出的液体情况、燃料气喷嘴结焦、燃烧室内部清洁程度等方面判断，该因素会对机组的运行产生一定影响。
2）间接原因
（1）燃气轮机保护机制问题
为了保护燃气轮机燃烧室及透平叶片，需要控制燃烧室的温度，由于燃烧室的温度能达到1400℃以上，目前还没有温度探头能够长时间在如此高温下工作，因此一般采取测量燃气轮机T5温度，通过控制T5温度来控制燃烧室温度，从而起到保护燃烧室及透平叶片的作用。在SOLAR燃气轮机的控制系统里，取12个T5温度的平均值作为控制温度，如果该平均值超过760℃，或者单个T5探头温度超过982℃、单个T5温度超出平均值111℃都会造成燃气轮机报警停机[4]。因此根据机组的控制逻辑，在T5温度未超过760℃、单个T5探头温度不超标之前，燃烧室及发动机内部部件的涂层和材料应该能够承受所处的温度而不应出现损坏。然而分析该站近3个月以来的运行工况，各种参数均在控制范围内，且该问题的发生并非机组本身出现报警停机后才被发现，而是在技术人员发现T5温度逐渐提高的现象后进行检查时才发现，在此之前，机组控制系统并未发出报警或者停机保护。根据SOLAR燃气轮机的大修周期，叶片的设计使用寿命应该在3×104h以上，燃气轮机未发生任何报警而出现叶片烧蚀现象，说明机组的保护逻辑存在缺陷。
（2）人为因素
在日常监控过程中，对T5温度的逐步升高没有引起运行人员足够的重视，仅以为是运行工况的变化而引起的正常变化。因此，在今后运行过程中要严格监控燃气轮机的运行工况，对燃压机组的温度、振动及噪声等的变化要做出分析，将损失降低到最小。另外，运行人员经验不足也是该问题发生的原因之一。
二、改进措施
（1）对该站复线工艺场站进行改造，增加旋风分离器和聚结器，以降低天然气中液态物质存在的风险。（2）对燃料气系统进行改造，提高燃料气温度，以减小凝析液析出的可能性。（3）在保证参与燃气轮机燃烧用空气纯净的同时，完善对燃料气气质的监控，在线或定期对燃气轮机的燃料气进行化验分析,以便判定使用的天然气是否合格,否则会对燃气轮机造成损害。（4）完善燃气轮机对T5温度的保护机制。（本文图略）
本文作者：李宗超 单位：中国石油西部管道兰州输气分公司
