天然气机故障实例简析

孟庆鹏

摘 要：经济的快速发展加大了我国对于石油资源的需求，做好海洋油气资源的开采是我国石油开采发展的重要方向。自安装采油平台是集成化、系统化的石油开采装备，天然气发电机组作为其中重要的组成部分对于保障平台的电力供应发挥着极为重要的作用。为保障天然气发电机组的正常运行，除了加强对于天然气发电机组的日常维保外，还需要注意做好天然气发电机组各种故障的分析与排除，以便最大限度的提高天然气发电机组运行时间，保障平台的正常电力供应。

关键词：自安装采油平台；天然气发电机组；故障；维修

中图分类号TM31 文献标志码：A 文章编号：2095-2945（2017）32-0168-02

引言

自安装采油平台是综合性的海上生产平台，天然气发电机组作为其重要的电力供应设备，需要加强日常维保与故障检修，从而最大限度的提高天然气发电机组运行可靠性与运行时间。本文将在结合对天然气发电机组故障分析与处理实例的基础上，对如何做好天然气发电机组的故障分析与处理进行简要分析闡述。

1 天然气发电机组的参数介绍

海洋石油161主机房内布置有一台济柴天然气发电机组，主要技术参数如下：天然气发动机型号为CCFJ1000J-YA，发动机功率：1000kWm，发动机额定转速为1000rpm，发动机缸数：16缸，缸径为190mm，发动机冲程为215mm，发动机采用的是4冲程、涡轮增压、闭式冷却形式，发动机工作时润滑油压力为4bar，润滑油温度：75℃，冷却水温度为90℃，发动机工作时的燃气压力为10Kpa，发动机工作时的发火顺序： 1-14-6-10-2-13-5-16-8-11-3-15-7-12-4-9。天然气发动机所带动的发电机型号为1FC6 566-6SA42，额定功率1000KW，额定电压400V，额定电流1804A。发电机工作时的频率为50Hz，功率因数为0.8（滞后）。

2 天然气发电机组常见故障实例分析

在天然气发电机组运行的过程中较为常见的故障类型有天然气发电机组无法启动或是启动困难、柴油机达到启动后曲轴转动但发电机没有点火以及润滑、冷却以及排烟等方面的故障。为保障天然气发电机组的正常运行，需要结合天然气发电机组的故障现象进行详细的分析，并采取合理的手段予以排除，对于故障频发的问题需要结合故障现象通过技术改造等的方式来提高天然气发电机组的可靠性。

2.1 天然气机转速不稳

现象：2016年8月7日天然气发动机转速波动大。

措施：对天然气发动机进行检修：吹扫进气空气滤器、清洗天然气滤器、气阀间隙调整，发现1缸排气阀调整螺钉损坏进行更换，启动然气机试运转依然波动；经过重新分析后判断故障原因可能是发动机中冷器损坏，而后机修人员对中冷器更换后启动发电机组运行正常。

2.2 天然气机润滑、缸套水加热系统问题

现象：天然气机中的滑油加热器自带油泵排量小流速低，其系统滑油循环缓慢；加热器只是在局部加热，使滑油局部过热，受温度控制加热器停止运行；实际内部滑油温度并未达到设定的温度。缸套水预热装置也存在同样问题，冬天缸套水预热温度满足不了启机要求，低温环境条件下起机，很容易造成缸套拉伤和轴瓦烧坏。

措施：为保障天然气机的正常运行可以对设备中的加热器滑油循环泵、缸套水加热器循环泵的排量及其加热器的功率进行适应性匹配，使得其能够满足系统的循环要求，保障润滑油及加热水的正常供应在实际的改造中可以通过更换大排量的油泵以增加系统润滑油的循环速度，为解决加热器局部加热的问题可以采用水加热装置对滑油进行整体加热或是增加加热范围的方式来规避局部加热的问题。

2.3 换热器问题

现象：2016年11月10日，凌晨1点某平台天然气机在运行的过程中锅炉发电工巡检时发现膨胀水箱（内加防冻液）液位缓慢下降，在对天然气机外部进行检查后并未发现明显的泄漏点，而后对天然气机进行停机检查后经过排查判断，判断为气机高温水、低温水换热器内换热芯铜管腐蚀（液位下降），后经拆机检查发现确为燃气机低温水热交换器芯体一根铜管腐蚀内漏。

措施：对泄漏部分采取拆除高低温水冷却器两端封盖。对燃气机低温水热交换器芯体内漏铜管封堵，并更换防腐锌棒的处理措施，而后启动燃气机运行正常。制定标准，对于热交换芯棒需要定期进行检查，每半年更换一次。

2.4 天然气机曲轴箱排气系统故障

现象：海洋石油161平台天然气机自投产以来，曲轴箱出口管线结腊造成曲轴箱排气不畅，油气分离器底部有冷凝水排出。并且因为缸套串气的问题，造成油气分离器底部有可燃气及CO的出现。

措施：对其进行改造去掉了油气分离器，直接改成了直通。并在水平段管线上增加了冷凝水回收排放装置，目前结腊问题已基本解决（每次排放积液时在水桶表面及桶壁上会出现蜡状附着物），但冷凝水问题依然比较明显。在今后的使用中应当对曲轴箱内润滑油的含水进行密切的关注，每10天对曲轴箱内滑油进行含水化验，确保滑油检测结果中含水率都在0.1%以下。

2.5 天然气机气缸漏气

现象：2015年9月16日值班人员在对天然气机进行例行巡检时发现然气机第12缸附近出现比较明显的漏气声音，在进行气体测量时未发现可燃气，在14缸附件发现一氧化碳，一氧化碳浓度为38ppm。经过分析查找后发现泄漏点可能在12缸（12缸的排气温度较低）。此外，在天然气机14缸排气管垫片损坏也可能引起泄漏。

措施：

（1）先将气机停下冷却后更换天然气机14缸排气管密封垫片，启机测试发现一氧化碳含量降低到10ppm，气机带载时刺漏声音依然存在，将气机停下，而后继续检查排气管以及12缸的进气。

（2）更换了天然气机12缸的进气密封，检查排气管时发现16缸的排气管出现裂纹，使用库存备用排气管更换。启机进行带载测试气体刺漏声依然存在，使用测报仪进行检测，未检测出一氧化碳，在12缸上方的中冷器下部发现了可燃气报警，可燃气浓度为35%LEL，怀疑有可能是中冷器的密封垫损坏导致，使用泡沫液进行检测确认中冷器密封垫没有损坏，继续进行可燃气漏点查找，发现中冷器下部有一颗掉落的螺栓。endprint

（3）在1～8缸侧进行气体检测，可燃气浓度为20%LEL，初步确认燃气泄漏由脱落的螺栓导致。在确定故障点后为彻底解决故障，将中冷器吊起，将中冷器底部螺栓抹上密封胶后拧紧，回装中冷器，检查无误后启机测试，天然气机运行正常。

2.6 仪控系统存在的问题

现象：2015年10月15日天然气发电机组启动运行模式下电压调节出现问题，电压最高达到453V，且电压自动调整缓慢，只能打至手动调整电压降至400V，且天然气机的带载能力不足，带载1100kW以下时燃气机的负荷在370kW-500kW左右波动；带载1300kW以上时，燃气机的负荷在400kW-800kW波动。而当起制氮机和外输泵的时候，无功功率波动比较大。

措施：对燃气机EGS，AVR和PPU参数进行了相关的修正，调节EGS 燃气机升速速率由25转每秒调整到5转每秒，Droop（下降率）调整Droop率3.0%改为5.0%，调节此参数使燃气机的速度反应比较稳定。PID增益的 P增益：功率20%时0.8现改为1.0，功率40%时1.2现改为1.4，功率60%为1.4现改为1.6。改变这些参数为了使燃气机调速器反应更快，AVR板S（压降特性）原为0 调整为45%。当压降特性为0时电压特性平直，并车运行时易引起过大的无功功率，改为45%时电压稳定后，两台主机（天然气机和原油机）并网运行时无功功率平均分配，无功功率对燃气机冲击较小。修改PPU模块内的参数：编号：2600 Relay control GOV ON TIME 375ms改为350ms，编号：2580 P Control relay Kp 10改为8。修改编号2600和2580是為了使ABB功率调节更趋于稳定。参数是否匹配与天然气机的正常运行密切相关，需要结合天然气机的运行情况对相关参数进行一定的调整。

2.7 天然气发电机增压系统检修

现象：在天然气机的检修中，发现天然气发电机滑油液位不正常下降，加注新润滑油后短时间内出现明显的下降，停机后对气机展开了全面排查，发现气机A列（XCA09926）涡轮增压器挡片处存在异常渗油现象，初步判断为涡轮增压器B轴承磨损导致挡片处漏油。由于增压器（XCA09926）废气端密封环损坏、磨损或与密封环相配合的蜗壳处磨损导致漏油。

措施：更换新增压器，并将漏油增压器返厂检修。

3 结论和建议

天然气发电机组是采油平台中重要的电力供应设备，同时也是危险性较高的设备。本文结合天然气机维修实例对天然气机常见故障进行了分析并提出了相应的处理、改进措施。为此类型天然气机组的可靠运行提供了借鉴。

参考文献：

[1]郑仁武.燃气发电机组运行故障分析和维修措施[J].设备管理与维修，2006（1）：18-19.

[2]王晓峰，魏海.海洋石油113燃气轮机压气机段漏油问题的原因分析及处理[J].企业技术开发（学术版），2012，31（7）：54-56.

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