锅炉案例分析2例

1、锅炉风机故障案例分析锅炉风机故障案例分析1.送风机叶片断裂异常分析2.一次风机喘振问题分析二零一四年十一月 2.1 送风机故障经过1月18日 #1 300MW机组停机备用。3月27日 #1机组锅炉点火启动后，动叶可调轴流送风机空载电流偏高。1A、1B送风机较停机备用前分别偏高3A 、9A 。现场噪音偏大。06:47 1B一次风机电机#1轴承温度高，停1B一次风机。07:30 仪控队处理完毕。 启#1炉1B一次风机，并列正常。08:25 #1炉1B送风机电流偏大（49A）通知锅炉队、仪控队，锅炉队辅机班：#1炉1B送风机就地检查，风机运行正常，风机振动正常。例例1 送风机叶片断裂异常分析及处理送

2、风机叶片断裂异常分析及处理3月27日15：25 #1机机组负荷200MW,1A、1C、1D制运行，1A一次风机突然喘振，通知锅炉队，汇报值长。重新并列1A、1B一次风机运行。3月28日4：32，#1机组负荷198MW,1A送风机电流42A,动叶开度32%，出口风压700Pa，1B送风机电流49A，出口风压690Pa，动叶开度28%，1B送风电流突降至30A,出口风压降至380Pa,开、关1B送风机动叶风机电流不变。通知锅炉队，锅炉队辅机班工作票：“#1炉1B送风机内部检查”做措施，关闭#1炉1B送风机出口挡板，将#1炉1B送风机电机开关由热备用转冷备用状态。3月28日6:00 检修检查发现1B

3、送风机叶片全部断裂。机组负荷维持130MW运行。联系物质部门更换备用叶轮及液压调节机构。15:00 1B送风机恢复运行。 2.2 初步分析： 现场勘察，1B送风机整只叶轮16片叶片全部损坏，4片断裂叶片部分残存，其余为全部的叶片根部断裂。其中3片叶片安装角度位置与其它的叶片偏差大，偏差约30度。存在叶片不同步问题。 初步分析，机组经过1月-3月冬季的60天的备用。点火启动后，送风机叶片调节机构内部部件可能存在缺陷或局部卡涩，造成部分叶片开度不同步，风机启动运行后，运行电流明显增大。噪音增加。叶片间气流出现紊乱或涡流增大，风机叶片承受较大的交变疲劳应力。同时风机性能降低，个别叶片存在缺陷，在较大

4、的交变应力作用下出现裂纹，发生叶片断裂脱落，与其它叶片碰撞造成整周叶片全部断裂损坏。2.3 采取处理措施：（1）1B送风机紧急更换备用转子（叶片、叶轮及液压调节机构），并尽快恢复。（2）1B 抢修期间，加强1A 送风机的运行监盘和现场就地检查，包括风机轴承温度、振动、电机电流、送风机开度及运行噪音等。（3）1B 恢复正常投入运行后，采取措施停1A 送风机卸下机壳，检查全部送风机叶片。重点检查叶片是否存在缺陷或裂纹。启动油系统，调节动叶开度，检查叶片角度在静态下的同步性。检查叶片与机壳的间隙是否符合规定。（4）如发现叶片不同步或卡涩，多次变化调整动叶开度，试验能否恢复正常。如无法恢复或改善，需要

5、联系制造厂家派员处理。（5） 检查送风机动叶执行器，对各参数设定情况复核，重新调整。（6） 送风机系统检查:暖风器入口、空预器受热面是否存在异物堵塞流通截面。阻力是否不正常的增大。校对出、入口风门挡板的开度是否正常。 （7） 检查送风机油系统是否正常运行，检查油压、油量、油位、油质等。（8） 如有停炉时机，全面检查一次风机、送风机冷热风系统的进、出口风门挡板。暖风器入口、空预器受热面是否正常。检查一次风机叶片同步性等。叶片调节执行机构进行小幅动作，观察执行机构动作灵活，无卡涩现象。（9 ）叶片的运行寿命达到制造厂规定时间，应及时更换。或加强无损探伤检查。2.4 检查处理结果：（1） 机组电负荷

6、负荷维持130MW运行，1B送风机更换备用叶轮及液压调节机构，3月28日15时1B送风机恢复正常运行。（2） 维持机组低负荷运行，1A送风机停机解体机壳检查发现，一片叶片角度位置与其它叶片偏差大，偏差约30度。叶片不同步。卸下叶轮及液压调节机构，经局部解体处理，叶片开度或角度调节基本恢复正常。复装后，恢复运行。 （3） 一次风机在维持机组低负荷运行条件下， 单台运行，单台停机，调整检查叶片开度，也发现存在个别叶片的不同度偏差问题。经过叶片液压控制系统的反复调节，及辅助处理，不同步问题也有改善。恢复运行加强巡查。机组停运备用时，一次风机再进一步解体检查处理。（4） 制定动叶可调轴流风机及其他设备

7、的备用的保养及启动试运措施。 保证机组长时间停运后，风机或其他设备能够顺利正常投运。 结果及提示： 因长时间冬季停机备用，部分或个别叶片机构卡涩。造成叶片不同步。 TLT技术的动叶可调风机结构容易出现叶柄卡涩或部分叶片不同的故障。 叶片流动恶化造成叶片疲劳断裂损坏。一、设备及运行概况 #2锅炉（300MW）配装有两台上海鼓风机厂（TLT技术）制造的双级轴流动叶可调一次风机。 风机型号PAF17-12-2，设计转速1470r/min，BMCR工况下的流量45.13m3/s，压升6649KPa，功率429KW；TB工况下的流量81.22m3/s，压升11878KPa，功率1162KW。 锅炉大修中

8、改造了低氮燃烧器，增加了SCR脱硝装置，空气预热器进行了扩容改造。预热器改造后阻力及漏风率大幅度下降，一次风侧阻力由1.5KPa降至1.0KPa，漏风率由8%以上降至6%。低氮燃烧器改造后，制粉燃烧系统阻力特性也有所改变。例例2 一次风机喘振问题分析一次风机喘振问题分析 二、近期发生的两次喘振问题二、近期发生的两次喘振问题第一次喘振。喘振发生前机组处在降负荷过程，正在第一次喘振。喘振发生前机组处在降负荷过程，正在停停2E制、启制、启2D制、停制、停2A制的启停过程。制的启停过程。 4月月17日日21:57，机组负荷，机组负荷220MW， 2B、2C、2D磨磨煤机运行，总煤量煤机运行，总煤量97

9、t/h，当，当2A磨冷风挡板关闭后，磨冷风挡板关闭后，2A一次风机出口风压升至一次风机出口风压升至8200Pa，电流、风量、风，电流、风量、风压大幅度波动，发生风机抢风现象，持续时间约压大幅度波动，发生风机抢风现象，持续时间约14min。检查。检查2A一次风电流由一次风电流由70A快速降至快速降至58A， 2A一次风机不出力，检查一次风机不出力，检查2B一次风机参数波动幅度相对一次风机参数波动幅度相对较小些。喘振发生期间，炉膛压力大幅度波动，炉膛较小些。喘振发生期间，炉膛压力大幅度波动，炉膛压力模拟量最低至压力模拟量最低至-730Pa，投油助燃，负荷最低降至，投油助燃，负荷最低降至180MW。

10、 第二次喘振，第二次喘振，4月月27日日14:49，机组负荷，机组负荷196MW，2B、2C、2D磨煤机运行，磨煤机运行，2A一次风电流由一次风电流由70A快速降至快速降至60A，电流、风量、风压大幅度波动，发生喘振现象，持续时间电流、风量、风压大幅度波动，发生喘振现象，持续时间约约2min，炉膛压力模拟量最低至，炉膛压力模拟量最低至-427Pa，投油助燃。，投油助燃。 喘振发生前运行磨煤机的冷风门开度在喘振发生前运行磨煤机的冷风门开度在6%以下，热风门以下，热风门开度一般在开度一般在80%以上。以上。 两次喘振前的主要参数对比见下表。两次喘振前的主要参数对比见下表。 此外，正常运行工况下此外

11、，正常运行工况下A侧一次风机风量、电流、出口压侧一次风机风量、电流、出口压力等参数明显较力等参数明显较B侧波动大，侧波动大，A侧电流波动约侧电流波动约24A，风，风量波动约量波动约10Km3，风压波动约，风压波动约100Pa，而，而B侧一次风机风侧一次风机风量、电流、出口压力等参数相对波动较小，两台一次风机量、电流、出口压力等参数相对波动较小，两台一次风机参数差异也较大。参数差异也较大。三、原因简要分析三、原因简要分析 图片图片3为该型风机的特性曲线，失速线附近是不稳为该型风机的特性曲线，失速线附近是不稳定区，容易产生喘振或失速，运行工况点靠近失速线定区，容易产生喘振或失速，运行工况点靠近失速

12、线上易发生失速。因运行方式、制粉切换、煤质变化、上易发生失速。因运行方式、制粉切换、煤质变化、风机本身等因素，一次风机处于高压头、低流量运行风机本身等因素，一次风机处于高压头、低流量运行工况，有时就会引发喘振。这两次喘振均发生在中低工况，有时就会引发喘振。这两次喘振均发生在中低负荷的高风压、低风量工况点，此时一次风压较高负荷的高风压、低风量工况点，此时一次风压较高（2A、2B分别为分别为8058Pa和和7991Pa），风量较小），风量较小（2A、2B分别为分别为50.8m3/s和和45m3/s），按照出口静），按照出口静压近似估算为风机全压，这两个工况参数点均靠近失压近似估算为风机全压，这两个

13、工况参数点均靠近失速线区域运行（见图速线区域运行（见图3中点中点1和点和点2），进行磨煤机切），进行磨煤机切换等操作过程中，很容易诱发喘振。换等操作过程中，很容易诱发喘振。 煤质变化往往也会引发喘振，如煤质水分增加会导致干燥煤质变化往往也会引发喘振，如煤质水分增加会导致干燥出力不足，被迫开大热一次风量，关闭冷一次风，过多的出力不足，被迫开大热一次风量，关闭冷一次风，过多的一次风流经预热器，势必增加一次风系统阻力。为维持热一次风流经预热器，势必增加一次风系统阻力。为维持热一次风母管压力，必须要加大一次风机出口风压。在一次一次风母管压力，必须要加大一次风机出口风压。在一次风机高风压、低风量工况下运

14、行时，工况点很容易进入不风机高风压、低风量工况下运行时，工况点很容易进入不稳定区引发喘振。稳定区引发喘振。 分析两台一次风机参数差异，可能与风道系统阻力特性分析两台一次风机参数差异，可能与风道系统阻力特性（如：出口挡板开度不一致等）、风量风压参数的测量误（如：出口挡板开度不一致等）、风量风压参数的测量误差、两级叶片的零位、叶片转角的移位、叶片开度不同步、差、两级叶片的零位、叶片转角的移位、叶片开度不同步、滑块磨损产生的空行程、传动执行调节机构空行程等有关。滑块磨损产生的空行程、传动执行调节机构空行程等有关。四、防范检查措施及建议四、防范检查措施及建议1、降低一次风压和调整热一次风与炉膛差压为、

15、降低一次风压和调整热一次风与炉膛差压为5.8KPa。2、当低负荷运行中流量偏低、风压过高时，适当开大、当低负荷运行中流量偏低、风压过高时，适当开大停运磨煤机的冷风挡板泄压，以降低系统阻力风机出停运磨煤机的冷风挡板泄压，以降低系统阻力风机出口风压。口风压。3、维持两台一次风机电流基本一致，尽可能维持两台、维持两台一次风机电流基本一致，尽可能维持两台一次风机出口压力平衡，风机流量测量一般误差较大一次风机出口压力平衡，风机流量测量一般误差较大仅供参考。仅供参考。4、能够满足磨煤制粉要求时，可考虑适当降低磨煤机、能够满足磨煤制粉要求时，可考虑适当降低磨煤机出口温度，以降低热风用量，减少风机出口压力。出

16、口温度，以降低热风用量，减少风机出口压力。 5、运行人员在制粉系统启停时，操作冷热风挡板应缓慢、运行人员在制粉系统启停时，操作冷热风挡板应缓慢进行，并密切监视热一次风压、风机出口风压、尽量避免进行，并密切监视热一次风压、风机出口风压、尽量避免风机出口压力突升问题。风机出口压力突升问题。 6、适当增加预热器吹灰次数，以降低预热器阻力增长速、适当增加预热器吹灰次数，以降低预热器阻力增长速率，减小系统阻力。率，减小系统阻力。 7、检查两侧一次风道挡板（风机出口风门、冷热风挡板、检查两侧一次风道挡板（风机出口风门、冷热风挡板等）开度能否达到全开全闭。两侧开度是否一致，尽量消等）开度能否达到全开全闭。两侧开度是否一致，尽量消除两侧安装调试质量差异。除两侧安装调试质量差异。 8、检查两台一次风机动叶零位是否完全一致，检查各动、检查两台一次风机动叶零位是否完全一致，检查各动叶开度是否存在差异，检查动叶角度有无移位。叶开度是否存在差异，检查动叶角度有无移位。 9、检查并尽量减小或消除动叶传动调节机构的空行程，、检查并尽量减小或消除动叶传动调节机构的空行程，以减小参数波动幅度。以减小参数波动幅度。 10、检查校验两侧一次风机风量、风压测量的准确性，消、检查校验两侧一次风机风量、风压