石门电厂锅炉引风机设备故障探析

 摘　要　通过对引风机设备故障统计分析，找出了引风机本体、电动机以及控制系统存在的问题，并提出了解决问题的措施。
　　关键词　引风机　设备故障　原因分析　对策

1　存在的问题　　
　　石门电厂自1995年12月和1996年1号、2号机组相继投运以来，4台引风机多次发生因设备问题造成引风机跳闸、锅炉灭火、机组减负荷甚至被迫停炉等事故。引风机已成为石门电厂运行可靠性最低的主要辅机设备之一，既严重威胁着机组的安全经济稳定运行，又使检修工作量大大增加。在此对1996年2月～1998年10月引风机运行中出现的问题进行统计和分析。
　　从2 a共发生各类事故33次（其中导致停风机处理18次，紧急停炉处理2次）情况来看，引风机设备主要存在以下3个方面的问题：
　　第一，引风机本体问题（占统计数的49％）。一是风机频繁发生振动且振动值严重超标；二是轴承频繁发热；三是进、出口导叶和叶轮磨损。这些均导致轴承、叶轮、导叶等部件的损坏。
　　第二，引风机配用电机问题（占统计数的15％）。一是轴承轴瓦运行温度过高；二是时有串轴现象发生；三是发现电机鼠笼转子有断条现象，开裂部位为导条圆弧根部和导条与铜环的焊接处。
　　第三，风机的电气、热工控制系统问题（占统计数的36％）。一是电气开关和保护引发风机跳闸；二是热工保护和其他连锁引发风机跳闸；三是风机进口导叶执行机构故障引发风机负荷摆动。这些问题极易造成MFT动作使炉膛灭火、锅炉负荷降低和机组运行的不稳定。

2　原因探析
2．1　风机振动原因分析
2．1．1　风机设计制造结构不合理
　　a．芯筒定位方式不稳定、不合理。芯筒既是叶轮轴承座的支撑架，也是叶轮及其轴承座中心定位的关键部件，芯筒中心的偏移将直接影响叶轮的对中。
　　芯筒中心的定位由后导叶和拉杆达成，拉杆两端均为焊接不易变动，但后导叶却因导叶或密封垫的更换，以及运行中导叶固定螺栓松动引起芯筒中心的变化，造成叶轮中心偏移而引发振动。
　　b．轴承座固定不牢靠，易松动。轴承座一端装配叶轮，另一端靠轴承端盖（厚度为37 mm）嵌于芯筒端板上，主要依赖8个螺栓固定，但厂家设计的螺栓无防松措施，在风机运行中随着工况的变化，容易造成螺栓的松动甚至断裂，使轴承座下垂，导致叶轮中心改变而产生振动。
　　c．叶轮固定螺栓易松动。风机叶轮夹于压板与轴端之间，靠4个螺栓紧固于轴端上，由于螺栓无防松措施，运行中易松动造成叶轮偏斜。
2．1．2　运行调整不当产生喘振
　　轴流风机的运行范围是受所谓“失速线”影响的，如果风机的运行工况长时间处于风机性能曲线图中“失速线”上方的不稳定区域，就会使风机发生喘振，如果不尽快消除或及时停机，一般只需运行30 s以上就可能造成引风机及其风道的严重损坏。
　　a．单台风机在启动过程中，如果运行人员操作不当，把握不准，在风机达到额定转速后，入口挡板和入口静叶长时间处于关闭或很小的开度状态，就极易造成失速，导致“喘振”发生。
　　b．在2台风机并列过程中，被并风机所带管网阻力相对较小，极易出现抢风现象，由于并列工作的风机运行工况不稳定，可能导致喘振，风机消除喘振后增带负荷又出现抢风现象，致使原稳定运行的风机工作点推向失速区，发生喘振，出现并列风机交替抢风和喘振现象。
　　2．1．3　检修安装质量不高

 　a．更换后导叶和导叶密封垫时，由于各导叶螺栓紧固力不一，造成芯筒中心偏移，致使叶轮中心变动。b．检修中轴系找正偏差过大，引发振动。c．轴承座和叶轮固定螺栓力度不够，导致运行中松动。d．2个绕行联轴器安装不良，起不到补偿作用。
2．2　风机轴承温度过高原因分析

2．2．1　轴承所处环境温度过高
　　风机叶轮轴承箱体设计为整体布置于温度高达126℃的烟气通道之中，长期于高温状态之下，轴承运行中的发热难于散发。
2．2．2　轴承冷却风供给不良
　　处于高温烟道之中的轴承的冷却，全部依赖于2台9－19№4型离心式风机，其主要参数为：风量0．39～0．55 m3／s，风压3．54～3．05 kPa，2台风机共用一根母管，在其出口处用一个三角形风箱并联，当1台风机供风不足以满足轴承冷却用风而需增开另1台风机时，其增加的风量甚微。
2．2．3　轴承润滑不良
　　风机轴承采用3号锂基脂润滑，由一根Φ10的钢管经过10．3 m的距离且需转90°弯头输送，造成加油阻力增大。同时由于管路中4个接头处于高温状态下极易松动，以及油枪出现故障时，均会使油管路流通不良。另外定期加油工作不及时等原因，都会导致轴承内形不成定量的润滑油脂，使其处于少油或缺油状态下运行。
2．2．4　叶轮与电机之间用空心轴和2个弹性联轴器绕性连接，一方面安装中如果预拉量不够或者安装质量不高，就不能满足补偿轴系的串轴量；另一方面风机运行中，其中一个联轴器长期处于高温状态下造成联轴器失效，也无法补偿轴系的串轴量，从而迫使轴承拉压而损坏。
2．3　叶轮及前后导叶磨损原因
2．3．1　电除尘效果不良，特别是在锅炉投粉初期，以及电除尘设备故障状态下，使烟气中含尘量增大而造成磨损。
2．3．2　叶轮与导叶没有采用有效的防磨措施。

2．4　配用电机故障原因分析

2．4．1　电机串轴原因
一是电机转子磁场中心变化造成转子串轴。二是由于风机运行过程中受烟气的轴向推力，随着运行工况的变化产生风机轴系轴向串动，而电机与风机轴之间是由一弹性联轴器连接，当此联轴器的弹片由于串轴的影响而产生疲劳或者联轴器安装不良以及联轴器质量有问题时，均无法补偿轴系的串轴，从而使电机转子跟着串动。
2．4．2　轴瓦发热原因
　　一是电机轴承为滑动轴承，承力侧轴瓦负荷较重，轴瓦的润滑方式是采用油环溅油润滑，油室油量较少且无冷却装置，随着运行时间增长或者外界气温过高其散热效果不良，则极易造成轴承温度持续上升。
　　二是轴瓦研刮质量不高，轴与瓦接触不良，或推力间隙预留不够，造成轴承发热。
2．4．3　电机鼠笼转子断条原因
　　根据分析，笼条断裂的机理是由导条、端环的温升而产生的温度应力、离心力及电磁力所引起，其断条的主要原因是：a．电机启动次数过于频繁；b．风机惯量大于给定值；c．风机启动阻力矩增大。
2．5　风机控制保护系统故障原因浅析

2．5．1　热工保护引发风机跳闸
　　a．轴温保护确因风机轴承或电机轴承温升超标而动作跳闸。
　　b．测温元件安装不到位或电缆接线接触不良误发跳闸信号。
　　c．空预器跳闸连锁正确动作或连锁控制回路线路故障误跳闸。
2．5．2　风机进口静叶调整执行机构质量不良或安装检修不当，造成风机负荷摆动，进而引发风机振动，甚至跳闸。
2．5．3　电气保护动作跳闸
　　一是风机启动时，启动电流是正常运行额定电流的6倍，因差动保护中性点侧CT容量受到尺寸限制不能设计得很大（仅50 V·A）。另外中性点侧到开关保护柜二次电缆较长，阻抗大，CT很快饱和。此时中性点侧和开关侧CT电流差较大，导致差动保护动作跳闸。
　　二是因开关故障而跳闸，例如按钮进水和误碰。

3　采取的措施
3．1　改善轴承座芯筒的固定方式
　　将原设计中的36片后导叶定位方式改为在后导叶出口风筒与芯筒间加焊3根固定不变的支撑圆钢，以解决后导叶因磨损或其他原因松动后造成的芯筒中心偏移，加大轴系中心的可靠性。
3．2　改造轴承座固定螺栓和叶轮固定螺栓的防松措施
　　采用将相邻的2颗固定螺栓之间的止退垫片连为一体，同时在螺栓拧紧时保证其拧紧力矩。
3．3　改进风机轴承润滑油管路
3．3．1　缩短加油管路，减少管路的弯头，以减少加油的阻力。
3．3．2　取消管路中的螺纹节头，改为焊接节头，保证油路畅通。
3．4　提高锅炉电除尘的效率，减少烟气中飞灰的含量，从而减轻风机的磨损；同时对后导叶和叶轮叶片采取防磨措施。
3．5　对电机轴瓦润滑油增加冷却装置
3．5．1　在轴瓦油室内加装一个冷却装置，用工业水对油室内的油进行冷却，采用此法主要是油室容积太小，其加装的冷却面积受限制，其冷却效果不太理想。
3．5．2　在电机外增加一套油循环装置，使其原油室内不流动的油得以循环冷却。采用此法主要是要保证油循环的可靠和连续，防止油室内缺油现象的产生。
3．5．3　提高轴瓦的检修研刮质量。
3．6　提高轴系找正的准确度和精确度，选择合理的弹性联轴器，特别是要注意联轴器中弹片的质量，在联轴器找正时必须保证其径向位移绝对值｜r1｜≤0．05 mm，轴向位移绝对值｜a1｜≤0．4 mm，整个轴系找正后，使联轴器沿轴线向电机侧予拉长2～2．5 mm。
3．7　电气保护系统的改进措施
3．7．1　从电机中性点CT端子箱加一根6 mm2的铜芯控制电缆到开关保护室，减小中性点侧CT二次负担，从而降低差动保护二次不平衡电流，防止保护误动作跳闸。
3．7．2　引风机开关按钮加装防护罩。
3．8　选择耐温和耐磨的测温元件引出线；安装牢固可靠；电缆接线端子安装牢固，减少接触电阻。
3．9　加强静叶执行机构维护和内部检查，进行定期调校。
3．10　加强和提高运行操作水平，特别是在低负荷和2台引风机并列运行时，采取以下的一些必要措施，防止喘振的发生。
　　a．单台风机启动过程中，静叶调整应尽快通过15°的区域。
　　b．在锅炉负荷低于额定出力的50％～60％，即机组负荷低于170 MW左右时，采用1台风机运行的方式。
　　c．当机组负荷达到160～180 MW时，可进行风机的并列操作，并列前入口挡板处于全关位置，出口挡板处于全开位置，可调静叶处于全关位置，启动被并风机，待其启动电流返回稳定后，同步开启该风机入口挡板和可调静叶，并同时关小原运行风机的入口静叶，但其静叶角度不得小于15°。

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