引风机振动增大原因的诊断与处理

久病成欢

　　简介：
　　在历次处理引风机故障经验的基础上，通过分析、现场检测、诊断，认为其基础支持刚度不足是风机高负荷振动增大超标的主要原因，采用加固基础解决了问题。

　　关键字：引风机支持刚度;振动;诊断;处理

　　1台300 MW机组锅炉配备2台型号为AN25eb、静叶可调轴流式引风机。　该风机自投运以来，因振动超标等问题采取过一些措施，但风机振动特性仍表现在空载或低负荷运行时振动小，在高负荷、满负荷时振动增大现象，且多次被迫降负荷或停风机处理，振动威胁着机组安全经济运行。

　　1 振动诊断

　　1.1 原因分析

　　(1) 引风机振动，一般来说其振动源应该来自风机本身，如转动部件材料的不均匀性;制造加工误差产生的转子质量不平衡;安装、检修质量不良;锅炉负荷变化时引风机运行调整不良;转子磨损或损坏，前、后导叶磨损、变形;进出口挡板开度调节不到位;轴承及轴承座故障等，都可使引风机在很小的干扰力作用下产生振动。但由于采取了一系列相应的处理措施，如风机叶轮和后导叶进行了防磨处理，轴承使用进口优质产品，轴承箱与芯筒端板的连接高强螺栓采取了防松措施，对芯筒的支承固定进行了改进，还增加了拉筋;严格检修工艺质量，增加引风机运行振动监测装置等，解决了一些实际问题，风机低负荷运行良好，但高负荷振动增大现象仍未能解决。
　　(2) 该风机在冷态下启动升至工作转速和低负荷时振动小，说明随转速变化由转子质量不平衡引起振动的问题影响不大;从风机振动频谱分析看出风机振动主要是工频振动，可以排除旋转失速，喘振等影响。
　　(3) 用锤击测量风机叶片的自振频率，该风机工作频率(叶片防磨后)为16.5 Hz，叶片一阶频率已大于K=7，故对第一类激振力是安全的;该风机进口导叶24片，第二类激振力频率为16.5×24=396 Hz，但频谱分析中，未发现有400 Hz左右的频率，可以认为第二类激振力对叶片振动和风机振动的影响不大。
　　(4) 风机振动主要是高负荷或满负荷振动增大，且振动不稳，出现波动或周期性振动。
　　① 振动不稳可能与锅炉燃烧调整、烟气流速、两台并联运行风机的流量分配等有关，同时也反映了风机支承刚度差、可能有局部松动等问题。风机进入高负荷发生振动增大现象，若在此情况下继续长时间运行，主轴承可能受损，其基础、台板、叶轮与主轴联接部件就有可能被振松，进而使振动更加恶化，最终导致停运风机解体检修。
　　② 从风机运行承力情况看，高负荷时，风机出力增大，根据作用力与反作用力原理，结果使支承转子的作用力增大和风机支承基础负荷增大，如果风机支承基础刚度或相关连接刚度不足，其承载抗扰性能就差。风机振动尽管振源来自风机本身，由于风机结构特点，空载或低负荷存在振动，但没超标;当风机支承刚度不足又在高负荷运行时，会使风机原存在但没超标的振动提供放大振动的条件，出现上述高负荷振动增大特征，故分析认为风机高负荷振动增大由支承刚度不足引起。

　　1.2 现场检测与诊断

　　1.2.1 现场检测

　　为了更进一步判断振动与风机支承刚度不足的关系，在机组发电负荷240 MW运行情况下，用测振仪对该风机在其出口靠后导叶部位沿机壳圆周方向和风机支架基础进行振动测量。

　　1.2.2 分析诊断

　　可以看出引风机各个位置径向和轴向的振动差别较大，水平位置的径向振动分别为226 祄和230 祄，垂直方向振动分别为26 祄和12 祄，相差10～20倍，由此可判断风机横向支承刚度较差。该风机外壳经左右两侧钢板支承后分别座落在两个水泥基座上，沿轴向共有3组支承，中间支承组在出口后导叶处，是引风机轴承组及转子叶轮等的主要受力支承，为主要研究对象。　由图1中间支承看出，外壳水平振动为247 祄，支架处振动123 祄，下部83 祄，水泥座上部振动77 祄，中部48 祄，下部22 祄，从振动衰减特性看抗振性能较差。B水泥座高1 520 mm，厚700 mm，　虽风机钢板支承为下部横向加强，但因水泥支座较高相对单薄，横向刚度较差。前面分析高负荷风机出力增大时，其转子惯性力、轴承及基础支承力增大，引起风机振动的扰动力也会相应增大，当基础支承横向刚度差时，抗扰动性弱，此时就会明显显出风机振动增大现象，这与检测结果是一致的。

　　1.3 诊断结论

　　由以上分析、故障处理经验和现场检测证明，风机支承刚度不足是风机高负荷振动的主要原因。

　　2 振动处理

　　(1) 考虑到风机各支承组受力情况，烟气经过引风机获得能量后，因流体的冲击扰动作用，在引风机A、B、C三组支承中，A支承主要承受风机重力，B、C支承除受风机重力外，还要承受风机运转时产生的动负荷，所以B、C支承的刚度不足对其振动影响大，故在加强B、C基础钢架情况下，主要加强B、C水泥支承刚度。为了加强支承，同时兼顾检修维护空间，又整齐美观，于是将B、C水泥支承各组的内侧从地面0 mm向上沿支承700 mm打毛，0 mm向下-300 mm打至基建时的一次浇铸面并凿毛，然后按C20砼标准充实加固，如图3所示阴影部分为新加基础。
　　(2) 风机解体检查，更换原损坏零部件等并进行常规检修调整工作，检查并拧紧所有振松的联接螺栓及A、B、C支承各地脚螺栓。
　　机组停运扩大性小修中进行了上述处理后开机，负荷从0升至满负荷300 MW的过程中，在180，240，270，300 MW各工况沿风机后导叶圆周外壳多次现场检测，其测振结果如表1。

　　汽轮机原理及运行

　　1、 汽轮机的级：一列喷嘴叶栅和其后相邻的一列动叶栅构成的基本作功单元。
　　2、 选择填空：在膨胀流动过程中，亚音速汽流的速度变化率大于其比体积变化率，通道截面积将随速度的增大而减小;超音速汽流的速度变化率小于其比体积变化率，通道面积将随速度的增大而增大。
　　3、 填空：(喷嘴损失)是蒸汽在流道内的磨擦而损耗的动能。
　　4、 根据蒸汽在汽轮机内能量转换的特点，可将汽轮机的级分为(纯冲动机)、(反动级)、(带反动度的冲动级)和(复速级)。
　　5、 纯冲动级：嘴叶栅中进行膨胀，而在动叶栅中蒸汽不膨胀的级称为纯冲动级。
　　6、 带反动度的冲动级：蒸汽的膨胀大部分在喷嘴叶栅中进行，只有一小部分在动叶栅中进行的级称为冲动级。
　　7、 最佳值使轮周效率达到最大值。
　　8、 最佳速度比为：(x1)op=1/2cosα1
　　9、 反动级的最佳速度比为：(x1)op=cosα1
　　10、简答：外部损失包括
               (1)、轴封漏汽损失;
               (2)机械损失
　　11、多级汽轮机中的余速利用和重热现象，可以使多级汽轮机的内效率与单级汽轮机的内率之比大于1。
　　12、填空：汽轮机的内功率减去机械损失，得到(轴端功率)
　　13、名词：彭台门系数：通过喷嘴的任一理想流量与同一初始状态下临界流量的比值为彭台门系数。
　　14、填空：当初压降低时，要保持汽轮机的功率不变，则要开大调节阀，(增加进汽量)，机组的轴向推力(相应增大)。
　　15、汽轮机的初温升高，蒸汽在锅炉内的平均吸热温度提高，循环效率提高，(热耗率降低)。
　　16、排汽压力升高，使(排汽温度)升高。
　　17、当外负荷增加时，使汽轮发电机组的转速降低。
　　18、汽轮机内效率的大小主要取决于汽轮机通流部分的结构和机组运行中所带负荷的水平。
　　19、汽轮机的调节方式有喷嘴调节、节流调节、滑压调节和复合调节。
　　20、(1)、喷嘴调节在调节过程中，随着各调节阀的逐个依次开启。
               (2)、节流调节同时改变几个调节阀的开度。
               (3)、滑压调节，滑压运行在部分负荷下节流损失最小。
               (4)、复合调节方式是定压运行和滑压运行的组合。
　　21、名词:调节系统的静态特性: 稳定工况时，机组功率与转速的对应关系称为调节系统的静态特性。
　　22、调节系统设置同步器后不改变其静态特性，只是将静态特性曲线近似平移。
　　23、名词：迟缓率：是在外负荷变化、机组输出功率未变的时间内，转速的最大变化量与额定转速的比值。
　　24、调节系统的动态品质：
               (1)、调节系统的动态稳定性;
               (2)动态超调量;
               (3)过渡时间
　　25、名词：动态稳定性：是指机组受到扰动时，能由一个稳定工况过渡到新的稳定工况，扰动的动态响应曲线是收敛的。
　　26、转子飞升时间常数越小，表明转子越易加速，超速可能性越大，转子飞升时间常数的大小与机组额定功率的比值成反比。
　　27、提高油动机工作油压，可减小油动机活塞直径，相应减小油动机时间常数。
　　28、填空：为了补偿再热器容积所造成的机组功率滞后，可在调节系统中增设(动太校正器)。
　　29、简答：危急跳闸系统主要监视汽轮机转速超限、推力瓦磨损、润滑油压低、EH油压低、凝汽器真空低。
　　30、问答：功率校正有两个作用：其一是在调节的动态过程中，造成高压调节阀动态过调，以补偿中、低压缸功率变化的滞后;其二是对发电机输出功率进行细调，达到精确控制机组输出电功率的目的。
　　31、单元机组协调控制的主要目的是在外负荷变化时，尽快调整锅炉燃烧率和汽轮机的阀门开度，使能量供求达到新的平衡。
　　32、为什么增设协调控制的主调节器?答：用以改变机炉调节系统的调节指令，协调机炉之间的能量平衡，控制运行方式的切换。
　　33、名词：热耗量Q0：在单位时间(每小时)内消耗的热量称为热耗量。
　　34、汽耗率d0:机组单位发电量(KW。h)所消耗的蒸汽量(kg)称为----
　　35、热耗率是单位发电量所消耗的热量，可以反映不同容量、不同参数机组的热经济性。
　　36、问答：造成加热器端差上升的原因：
               (1)因加热器水管破裂造成水从管内流出或者因疏水器失灵以至汽侧水位升高而淹没加热器水管，致使蒸汽凝结放热的面积减小，表现为加热不足，端差上升。
               (2)加热器抽气系统故障或者加热器漏气严重(对于处于真空状态的加热器而言)，致使加热器内不凝结气体积聚。这些气体附着在水管外侧，致使传热恶化，端差上升。
               (3)加热水管的表面被污染或结垢，使传热热阻增加，端差上升。
               (4)、电厂常采用堵管的方法来临时解决加热器水管破裂的问题，而不至完全切除加热器，但是当堵塞的管束过多时，就会造成传热面积减小而引起端差的上升。
　　37、机组运行时，抽汽压损增加将使加热器内压力降低，若端差不变，则加热器出口水温降低。
　　38、加热器切除机组的热经济性会因此而降低。切除高压加热器后在新汽流量保持不变且通流部分又允许时，将获得可观的超额功率，但热经济性降低。
　　39、加热器的疏水方式一般有两种，一种是逐级自流，一种是采用疏水泵将疏水送入回热器出口凝结水管道。
　　40、凝汽器水位过高，真空降低，过冷度增大。
　　41、滑压运行负荷调节优点：
               (1)、滑压运行可以提高汽轮机对外负荷变化的适应性。
               (2)滑压运行可以延长机组使用寿命。
               (3)、滑压运行在一定程度上提高了机组热经济性。
　　42、为什么滑压运行与定压运行相比，在相同的部分负荷下，汽轮机的相对内效率相应提高?答：
               (1)部分负荷下保持开启的调节阀处于全开状态，进汽节流损失相应减小。
               (2)调节级具有压力级的特性，在部分负荷下可保持级效率不变。
               (3)末级组各级的湿度相对减小，而减少了湿气损失，从而提高了末级的级效率。
　　43、为什么在相同的部分负荷下可降低水泵的耗功量，减少厂用电的消耗?
               答：滑压运行低负荷时，锅炉给水流量和压力随之减少，给水泵可以低转速运行，因此可以采用调速给水泵，特别是采用变速小汽轮机带动给水泵。
　　44、高负荷时，主蒸汽压力采用定-滑-定方式
　　45、调峰：电网对负荷进行调节，使系统的发电量和供电量保持平衡，电网的这一调节过程称为调峰。
　　46、汽耗率不但与有效汽耗，而且与空载汽耗有关。
　　47、填空：对于包括锅炉在内的单元机组，其负荷的经济分配应按能耗微增率相等的原则进行，即当总负荷一定时，各单元机组所分配的负荷使其微增率相等，总的能耗达到最小。
　　48、金属材料在受力较大时，可能产生塑性变形，称为屈服现象。试件受拉力时的应力值，称为材料的屈服极限。
　　49、金属材料在一定的温度和拉力持续作用下，会发生断裂。温度愈高、应为愈大，其断裂前的承载时间愈短。
　　50、工程上定义材料试件经历10ˇ7次应力循环才断裂的应力变化幅值为材料的疲劳极限。
　　51、汽缸壁的平均应力与其汽缸内、外压力差成正比。
　　52、喷嘴叶栅流道积垢，将使隔板两侧蒸汽的压力差增大。
　　53、转子内每一层都承受其外层质量产生的离心力，因此其中心孔表面、叶轮轴向中心线处的切向离心拉应力最大。
　　54、等截面直叶片型线根部截面的弯矩最大，弯曲应力也最大。
　　55、蒸汽对动叶作用力的方向是动叶片型线背弧的弯曲应力为压应力。
　　56、影响转子相对胀差的因素：
               (1)、通流部分各级蒸汽温度的变化速度。
               (2)、轴封供汽温度。
               (3)、汽缸法兰内、外壁温差。
               (4)、汽缸夹层的蒸汽温度。
               (5)、汽缸排汽温度。
               (6)、摩擦鼓风损失。
               (7)、转子的回转效应。
　　57、对一个动叶片而言，每经过一个喷嘴流道，蒸汽对动叶片的冲击力变化一次。这种交变的蒸汽作用力称为高频激振力。
　　58、动叶片振动的分类：B型振动其顶点平衡位置不动，振幅为零。
　　59、频率分散度是同一级叶片自振率的最大值fmax-和最小值fmin之差与其平均值之比。
　　60、不调频叶片的安全准则为：Ab≥[Ab]。
　　61、不允许叶片或叶片组在共振条件下工作，称为调频叶片。
　　62、综合题：衡的离心力的原因：
               (1)、转子质量不平衡。
               (2)、转子弯曲造成质量不平衡。
               (3)、转子上套装零件松动造成的质量不平衡。
　　转子质量不平衡引起各自振动的特征：由于不平衡离心力与转速的平方成正比，受迫振动的振幅也与转速的平方成正比。对于转子弯曲造成的质量不平衡，不平衡离心力的方向与转子弯曲的方向一致。转速不变，其最大振幅的相位与晃度相位的夹角不变;转速升高，此夹角随之增大。对于套装件松动造成的质量不平衡，其定位键限制质量偏心的方向，最大振幅的相位与其定位键的相位有关。转速升高，最大振幅的相位与其定位键相位的夹角增大，且松动间隙加大，振幅随转速升高增加的比例大于转速的平方。
　　63、工作转速高于临界转速的为挠性转子。
　　64、额定参数启动采用母管制连接的汽轮机。
　　65、对于采用滑参数启动的机组，锅炉点火前，凝汽器内应建立适当的真空。
　　66、冲转前减小转子偏心率的方法是进行较长时间的连续盘车。
　　67、冲转时进入汽轮机的蒸汽，其过热度应大于50℃
　　68、汽轮机启动的冲转方式：
               (1)、主汽门或其旁路阀控制冲转。
               (2)、调节阀控制冲转。
               (3)中压调节阀控制冲转。
　　69、中压缸启动：启动冲转时，高压缸处于隔离状态，主蒸汽经高压旁路进入再热器，从而保证再热蒸汽温度符合热态启动中压缸对进汽参数的要求。在机组并网前后，切换为高压缸进汽，这种启动方式称为中压缸启动。
　　70、所谓“并网”就是将发电机的输出端通过隔离开关与电网相接通，使发电机输出的电功率送入电网，供用户使用。
　　并网条件：隔离开关两侧电压相等，其相位对应，且频率相同。
　　71、同步发电机输出电压的频率与电网供电频率相同。
　　72、主汽门关闭是停机过程的重要标志。在主汽门关闭后，切断汽轮机的进汽，*转子旋转惯性克服摩擦的降速过程称为“惰走过程”。
　　73、与冷态启动比，热态启动要求轴封供汽温度较高。
　　74、汽轮机启动过程的优化原则(目标)：启动过程的优化目标是在确保机组安全的前提下，尽可能加快启动速度。
　　75、大修停机应尽可能利用停机过程，对汽缸和转子进行冷却，故大修停机多采用滑参数停机。
　　76、造成汽轮机转子失效的原因：
               (1)、交变应力的反复作用下，造成转子材料脆化而产生疲劳裂纹。
               (2)、另一原因是材料的高温蠕变。
　　77、从新机转子出现第一条可风裂纹到转子失效，所经历的低周交变应力的循环次数，定义为残余寿命。


转自：http://wenku.baidu.com/view/b003cdc69ec3d5bbfd0a7403.html

pplche

学习了{:{39}:}{:{39}:}

李明振

好像在前面看过这个内容

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在引风机向锅炉输送空气时，空气中难免会夹杂一些二氧化碳和二氧化硫等具有腐蚀性的气体，而且锅炉中燃煤也会产生这类气体。二氧化碳和二氧化硫与水发生反应后会生成酸性物资，这些酸性物质附着在引风机内部设备上，容易导致叶片、叶轮等腐蚀。叶片受腐蚀的程度不一样也会使叶片的质量不同，因而导致引风机振动。
　　引风机的叶片为空心的，引风机在抽送空气时一些含有灰尘的烟气会进入叶轮，灰尘中的一些固体物会与叶片发生摩擦导致叶片磨损，长期以往叶片的边缘就会被磨破，大量的灰尘就会直接进入叶片的中间。
　　随着引风机运转时间的增加，叶片中的灰尘会不断的积累，但是磨损程度不一样，所以引风机叶片中积累的灰尘量也不相同，这就导致叶片的重量不平衡。这样引风机在运转时就会出现明显的振动。
　　引风机在工作时有时需要对动叶进行调节，动叶的调节是通过改变液压缸两侧的油压来实现的。但是在引风机运行的过程中，时常会出现动叶调节困难或不能调节的故障，这种故障的表面原因是液压缸的油压调节构件损坏。
　　但是，有观点认为，其本质原因是：锅炉燃煤没有进行完全燃烧，导致大部分的灰尘和碳垢进入引风机，堵塞了动叶和轮毂之间原本用来进行动叶调节的空隙，空隙被完全堵塞或空间减少，造成动叶不能调节或调节困难，这就是动叶卡涩。