锅炉案例分析2例

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#1300MW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。06:471B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1送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。15:001B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2一次风机喘振问题分析

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，正在停2E制、启2D制、停2A制的启停过程。

4月17日21:57，机组负荷220MW，2B、2C、2D磨煤机运行，总煤量97t/h，当2A磨冷风挡板关闭后，2A一次风机出口风压升至8200Pa，电流、风量、风压大幅度波动，发生风机抢风现象，持续时间约14min。检查2A一次风电流由70A快速降至58A，2A一次风机不出力，检查2B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，炉膛压力模拟量最低至-730Pa，投油助燃，负荷最低降至180MW。第二次喘振，4月27日14:49，机组负荷196MW，2B、2C、2D磨煤机运行，2A一次风电流由70A快速降至60A，电流、风量、风压大幅度波动，发生喘振现象，持续时间约2min，炉膛压力模拟量最低至-427Pa，投油助燃。喘振发生前运行磨煤机的冷风门开度在6%以下，热风门开度一般在80%以上。两次喘振前的主要参数对比见下表。此外，正常运行工况下A侧一次风机风量、电流、出口压力等参数明显较B侧波动大，A侧电流波动约2～4A，风量波动约10Km3，风压波动约100Pa，而B侧一次风机风量、电流、出口压力等参数相对波动较小，两台一次风机参数差异也较大。三、原因简要分析图片3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（2A、2B分别为8058Pa和7991Pa），风量较小（2A、2B分别为50.8m3/s和45m3/s），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速线区域运行（见图3中点1和点2），进行磨煤机切换等操作过程中，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、低风量工况下运行时，工况点很容易进入不稳定区引发喘振。分析两台一次风机参数差异，可能与风道系统阻力特性（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、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1、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。3、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出口温度，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。6、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。7、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，检查各动叶开度是否存在差异