引风机失速分析

2024-06-13

引风机失速分析（精选5篇）

引风机失速分析篇1

目前, 大型火力发电厂引风机大多数采用静叶可调轴流风机, 静叶可调轴流风机可根据负荷需要调节前导叶, 从而满足在不同工况下的通风要求。由于静叶可调轴流风机其独特的性能, 在运行过程中容易发生失速现象, 从而影响机组的正常运行。因此, 本文结合某火力发电厂600 MW机组运行过程中发生失速现象, 分析了系统阻力对轴流式引风机失速的影响, 通过在烟道开设临时烟气通路和加装隔板等技术改造后, 引风机运行正常, 该机组可满负荷运行。

1 静叶可调轴流风机产生失速的机理和原因

轴流风机中流体的运动方向是轴向运动, 流体通过轴流风机的旋转叶轮提供的升力来增加压能。当流体绕流叶型时, 在零冲角下, 流体只受叶型表面摩擦阻力影响, 离开叶型时基本不产生漩涡。但随着冲角的增大, 流体开始在叶型后缘附近产生漩涡, 从而导致阻力增大, 升力减小。当冲角增大到某一个临界值时, 流体在叶型表面的流动遭到破坏, 边界层严重分离, 阻力大大增加, 升力急剧减小。这就是轴流风机的失速现象。失速会对风机产生很大的危害, 严重的会导致风量、风压的大幅度波动, 从而直接影响机组的正常运行, 处理不正确时易引发风机喘振。风机若长时间处于失速工况下, 会对叶片产生不可逆转的损坏[1]。

轴流风机在某一系统中的工作点是系统阻力曲线和风机特性曲线的交点, 系统阻力曲线是一条经过原点的抛物线。当系统阻力变化时, 系统阻力曲线也随之变化, 系统阻力越大, 工作点越接近失速线, 即风机的不稳定工作区, 因此轴流风机在运行过程中要保证足够的失速裕量, 防止风机工作点落入失速区[2,3]。造成引风机振动较大的因素主要包括风机动平衡、叶片安装角、系统阻力等, 其中系统阻力对引风机的影响会使引风机工作点向失速区偏移, 造成引风机处于失速工况运行而振动偏大。某电厂有2台600 MW机组, 每台机组配备2台静叶可调轴流风机, 引风机主要规范如表1所示。为了减少机组对大气的污染物排放, 该电厂对2台机组进行脱硫改造, 改造期间原烟囱需进行防腐处理不能使用, 设置了临时烟囱。当机组带负荷、2台引风机并列运行时, B侧引风机振动较大, 影响到机组的带负荷能力, 机组负荷最大只能带至450 MW。

2 测量结果及分析

2.1 测量结果

根据上述分析, 引风机振动较大的原因是工作点落入失速区, 为了确定引风机的运行工况, 本文用电子微压计在引风机进出口静压测点对2台引风机进出口静压进行了测量, 共测量了4个工况下的数据, 分别为300 MW时A引风机运行、300 MW时A和B引风机运行、400 MW时A和B引风机运行、450 MW时A和B引风机运行, 测量结果如表2所示。

由表2可知, 在所有测试工况下, 引风机出口烟气静压均为正压, 但正常运行工况的引风机出口烟气静压应为微负压, 可见引风机出口烟道及烟囱阻力明显偏大。引风机在300 MW负荷、单台引风机运行时, 风机出口静压已达到900 Pa。该型号风机在TB点工况下出口静压约为300 Pa左右, BMCR工况下约为200 Pa, 风机在负荷450 MW的出口静压已经达到TB点工况。据此可以确定B引风机在带负荷过程中振动突然增大, 其主要原因是风机的工作点接近或处于失速线附近。

2.2 系统阻力的变化

根据测量分析可知, 引风机振动偏大且影响带负荷能力的主要原因是烟气系统阻力增大。由于机组进行脱硫改造, 引风机出口烟道和烟囱均有较大变化, 系统阻力也会产生较大变化, 系统阻力的变化主要为两个方面:烟囱自生通风力和烟气流动阻力的变化。烟囱自生通风力可由下式计算[4]:

式中:hzsyc为烟囱自生通风力, Pa;Hyc为烟囱高度, m;g为重力加速度, 取9.8 m/s2, ρk0为标准状态下空气密度, 取1.293 kg/m3;ρy0为标准状态下烟气密度, 取1.34 kg/m3;tlk为空气温度, ℃;θlk为烟气温度, ℃。

烟气在烟道中的流动阻力主要包括沿程摩擦阻力和局部阻力, 分别可由下式计算:

式中:Δpf为沿程摩擦阻力, Pa;Δpξ为局部阻力, Pa;λ为摩擦阻力系数;ξ为局部阻力系数;L为流道的长度, m;deq为流道的当量直径, m;w为烟气的流速, m/s;ρ为烟气的密度, kg/m3。

该电厂原设计为2台机组共用1个烟囱, 烟囱高240 m, 直径10 m;临时烟囱高60 m, 直径7 m, 共设置2个临时烟囱, 1台机组各用1个。根据式 (1) 可计算原系统和临时系统烟囱自生通风力的变化, 沿程摩擦阻力和局部阻力可由式 (2) 和式 (3) 分别计算得出。计算过程中烟气量按3000 km3/h (600 MW时理论烟气量) 计算。计算结果如表3所示。

从表3计算结果可以看出, 临时系统烟囱自生通风力下降了600 Pa, 烟气流动阻力增加了100 Pa, 即烟气系统阻力共增加了约700 Pa。图1为改造后引风机出口至烟囱的临时烟道示意图, 左侧为原烟囱烟气入口, 右侧为临时烟囱烟气入口, 烟道中加装堵板将两路烟气分别引入烟囱, A引风机烟气在B引风机烟气上方进入烟囱。

比较表2中A、B引风机出口烟气静压, 相同工况下B侧引风机出口烟气静压明显高于A侧引风机, 说明B侧烟气系统阻力大于A侧。从图1可以看出, A引风机出口烟气进入烟囱后, 对位于其下部的B引风机烟气存在较大的影响, 即相当于增加了B引风机烟道的阻力。

3 改造措施及效果

为了风机稳定运行, 必须保证风机的运行工况远离失速区, 使风机工作点能够完全落在风机的稳定区域内且失速裕度足够。在不改变风机特性的前提下, 只有降低系统阻力, 才能保证风机在远离失速区, 以满足机组正常运行的需要[5,6]。因此, 可通过以下措施减小临时系统阻力改善引风机运行工况。

1) 在A引风机临近烟囱入口的烟道上方开设临时的烟气通路 (如图1所示) , 在烟道上方开孔, 临时开孔可为圆形。如有条件可在此处安装一定高度的临时烟囱并安装小型的高温排烟轴流通风机, 以尽量减小管网并将烟气引向更高的高度, 这样有利于烟气的扩散, 防止因烟气扩散不好而造成CO和SO2等污染物的中毒和污染。若在开孔位置安装临时烟囱, 需要重新核算烟道的荷载强度, 并在临时烟囱上部加装防雨罩, 在烟道底部增设临时疏水管路, 防止产生烟道内积水和腐蚀问题。

2) 为了减小A引风机烟气进入烟囱时对B引风机烟气的影响, 可以在烟囱内部加装隔板, 隔板位于烟囱中心位置, 底部标高24.5 m, 高度8 m, 并通过缓弯头和A侧烟道底部连接, 使A、B引风机两侧的烟气在32.5 m以下区域能够完全分隔开。这样既能减少A风机对B风机的影响, 又能通过A引风机对引B风机产生一定的抽吸作用来降低B引风机的系统阻力。

经过上述技术改造, 开孔直径为5 m, 在烟囱内部加装隔板后, 该机组可正常带至满负荷, 2台引风机运行正常。经测量, 引风机出口静压大幅下降, 在满负荷工况下保持微正压。通过计算可知, 改进后烟气系统阻力减小了300 Pa, 显著降低引风机后烟道系统阻力, 从而改善引风机运行条件, 防止引风机工作点落入失速区。

4 结论

1) 造成引风机振动较大的原因是机组脱硫改造尾部烟道使用临时系统, 临时系统烟气流动阻力增大导致轴流式引风机工作点向失速区偏移。烟气系统阻力增加会严重影响机组的带负荷能力。

2) 通过在烟道开设临时烟气通路和加装隔板等技术改造后, 该机组可正常带至满负荷, 2台引风机运行正常, 表明通过降低烟气系统阻力可改善引风机运行工况, 使引风机处于稳定工作区。

参考文献

[1]束继伟, 黄朝阳, 李景植.静叶可调轴流引风机失速原因分析[J].黑龙江电力, 2008, 30 (1) :45-47.SHU Jiwei, HUANG Chaoyang, LI Jingzhi.Reason analysis of stall for variable static blade axial-flow induced draft fan[J].Heilongjiang Electric Power, 2008, 30 (1) :45-47.

[2]何春生.引风机抢风和尾部烟道堵灰原因分析及对策[J].华电技术, 2008, 30 (4) :55-57.HE Chunsheng.Cause analysis and countermeasures on the overwind guiding of m ID fan and ash fouling o f rear pass[J].Huadian Technology, 2008, 30 (4) :55-57.

[3]黄伟, 谢国鸿, 宾谊沅, 等.大型锅炉引风机失速、喘振异常的分析与探讨[J].电站系统工程, 2009, 25 (4) :27-30.HUANG Wei, XIE Guohong, BIN Yiyuan, et al.Analysis and research on stalling and surging abnormity of large boiler ID fan[J].Power System Engineering, 2009, 25 (4) :27-30.

[4]胡荫平.电站锅炉手册[M].北京:中国电力出版社, 2005.HU Yinping.Power station boiler manual[M].Beijing:China Electric Power Press, 2005.

[5]刘涛.600 MW机组引风机失速原因分析及应对措施[J].华电技术, 2010, 32 (12) :51-53.LIU Tao.Cause analysis of stalling and countermeasures for 600MW ID fan unit[J].Huadian Technology, 2010, 32 (12) :51-53.

[6]张乐军, 付永华.轴流式引风机失速原因分析及预防措施[J].浙江电力, 2009 (5) :68-70.ZHANG Lejun, FU Yonghua.Reason analysis of stall for variable static blade axial-flow induced draft fan[J].Zhejiang Electric Power, 2009 (5) :68-70.

引风机失速分析篇2

关键词：锅炉,送风机,失速

1 引言

茂名热电厂#6机组单机额定容量300MW, 其锅炉为亚临界参数、四角切圆燃烧、自然循环汽包炉。风烟系统中配有两台液压动叶可调轴流式送风机, 风机流量:114~83.91m3/s, 风压 (全压升) :4265~2971Pa, 风机额定转速1470r/min, 配套电机额定电流:71.5A。在锅炉运行中, 一台送风机跳闸就会使燃烧工况发生剧烈变化, 处理不好容易引起炉膛灭火。故送风机的运行状态优劣将直接影响锅炉运行、燃烧的安全、稳定。

2 事件概述

2.1 事发前经过

2013年7月4日, 茂名热电厂#6锅炉煤质变差, 锅炉运行氧量控制不理想, 未能按预设氧量曲线运行, 特别高负荷时氧量严重偏低, 一般只有1.6%左右, 导致锅炉飞灰可燃物较高, 因此, 运行人员投入送风自动、按DCS预设氧量曲线运行。然而#6锅炉在加负荷过程中送风机动叶开至75%后不再增加, 运行人员切为手动调节, 通知热工人员检查处理。在手动调节过程中增加B送风机动叶开度至80%, 风机电流未见明显上升, 但轴承振动明显升高, 最大达到3.2mm/s。最终将B送风机动叶开度稳定在75%运行, 锅炉氧量在1.7%左右。热工人员检查后确认75%是送风机自动调节的上限, 至现场确认B送风机动电脑指示一叶实际开度与致、调节正常, 但B送风机运行噪音比A侧嘈杂。

针对以上情况, 本人进行了初步分析:B送风机动叶开度70%时对应电流约53A, 此时继续开大动叶电流未见明显上升, 但波动加大, 且风机轴承振动明显上升, 而A送风机则不存在此现象, 动叶可以继续开至77%, 对应电流增加至59A, 轴承振动未见明显升高。据此现象, 本人初步判断B送风机由于长时间运行、设备磨损造成动叶安装角偏差增大, 有可能发生了一定程度旋转失速的情况。

2.2 事发经过

2013年8月19日14时05分, #6锅炉B送风机在机组加负荷过程中失速保护动作跳闸, B送风机跳闸前动叶开度由56%增加至70%, 在此过程中风机电流基本无变化, 约42A。B送风机停运后检查发现其出口挡板调节连杆局部断裂致使挡板未全开, 且入口滤网有大部分堵塞现象。经过检修人员的紧急处理, B送风机出口挡板调节连杆恢复正常使用, 但因出口门漏风太大未能人工清理B送风机入口滤网上的杂物。当晚重新启动B送风机运行正常, 调节动叶开度至73.7%, 对应电流57A, 轴承振动1.8mm/s, 出力状况优于2013年7月4日的情况。

3 简要分析

为便于区别、理解, 先简要引入两个概念以供参考。

3.1 失速的定义

在流体动力学中, 失速是指翼型气动攻角 (Angle of attack) 增加到一定程度 (达到临界值) 时, 翼型所产生的升力 (lift force) 突然减小的一种状态。如图1所示, 翼型气动迎角超过该临界值之前, 翼型的升力是随迎角增加而递增的;但是迎角超过该临界值后, 翼型的升力将递减, 并可能由此引发一系列振动问题。

3.2 喘振定义

流体机械及其管道中介质的周期性振荡, 使介质受到周期性吸入和排出的激励作用而发生的机械振动。其中风机发生喘振时往往有如下现象: (1) 电流减小且频繁摆动、出口风压下降且摆动。 (2) 风机声音异常、噪声增大, 振动大、机壳温度升高。

3.3 风机跳闸原因分析

#6锅炉B送风机跳闸前的主要现象是B送风机动叶由56%继续开大的过程中风机电流基本无变化, 保持约42A, 而风机轴承振动上升、出口风压下降, 未出现风机电流、出口风压大幅波动的情况, 并不符合风机喘振的现象。而导致风机跳闸的直接原因是热工的失速保护动作 (热工人员对失速测点引压管进行吹扫, 并对压力开关进行了校对, 确定动作定值为2000Pa无误) 。综上可以判断B送风机发生了较严重的旋转脱流现象, 造成部分流道堵塞, 影响风机的出力继续增加, 甚至有所下降 (出口风压下降了约100Pa) 。种种迹象表明该风机确实发生了较严重的失速情况, 热工的失速保护动作是正确的。

3.4 失速原因分析

由于之前送风机检修时曾发现动叶有被异物打击的痕迹, 因此在风机入口风道消音器下面安装了一张孔径1.5×1.5cm的格栅, 避免异物 (主要是消音器腐蚀后脱落) 对动叶造成伤害。考虑到之前几天本地刚吹过台风, 台风吹过本地区时, 风向主要是由西向东, 而B送风机的进风口正是向西的, 因此台风极有可能对B送风机进口消音器造成较大影响, 使消音器的隔音材料 (主要是絮状物) 大块脱落, 堵塞B送风机入口滤网, 影响了风机的出力。后经检查发现, B送风机入口滤网确实堵塞严重。

造成轴流风机发生旋转失速的原因有二: (1) 动叶安装角不一致; (2) 入口气流不均匀。风机安装之初只是在进风口安装了一层格栅网, 在进风道里是没有滤网的, 此滤网是检修人员根据实际运行情况安装的, 位于进风道由垂直段变为水平段的弯头前, 比较靠近叶轮。正常情况下, 因为风机叶轮前有一圈整流叶片, 能保证动叶前的气流都是作均匀的轴向流动, 在动叶安装正常的情况下、在风机稳定区内运行不会发生失速的工况。但由于入口滤网堵塞严重, 且滤网至叶轮的距离较近, 随着风机的流量增加风机叶轮前的流速偏差就越严重, 即使经过整流叶片也不能使气流均匀分布, 因此导致了严重的旋转脱流的发生, 如图2所示。

前面提到B送风机跳闸后, 经检查发现其出口挡板调节连杆局部断裂致使挡板未全开, 那么这一故障现象是否是造成风机跳闸的原因呢?从理论和实际的角度出发, 出口门误关导致风机管路特性曲线陡增, 容易引起风机喘振发生。但本文中B送风机的现象未达到喘振的程度, 更接近严重的旋转失速的现象。因此, B送风机入口滤网堵塞是造成风机失速保护动作跳闸的根本原因。

锅炉检修人员处理好风机出口挡板调节连杆局部断裂缺陷, 并对入口滤网进行了检查, 但因风机出口挡板漏风严重, 无法清理滤网。为何未清理滤网, 风机重新启动却运行正常?且在台风 (8月17日) 后曾为了处理B侧电除尘器缺陷, 也停止B送风机运行, 为何重新启动后到19日才发生风机失速保护跳闸的情况?主要区别在于两次风机停运后的运行方式不同。台风过后对B送风机的影响已经形成, 滤网的堵塞程度也已达到造成19日的失速保护动作的程度。但首次停B送风机时是送、引风机均停, 送风机出口联络门关闭, B空预器出口二次风挡板关闭, B侧送风机基本无漏风, 故对B送风机入口滤网的堵塞物无影响。在接下来处理A侧电除尘器的过程中, 因为机组负荷低, B送风机动叶开度只有37%, 在停A送风机的过程中最大也只开至54%, 未达到19日 (56%以上) 而发生严重失速的程度。而在19日B送风机跳闸后处理相关缺陷过程中, 因B引风机未停, 需要开启送风机出口联络门及B空预器出口二次风挡板运行, B送风机出口挡板漏风较大, 风机出口压力约400Pa (此测点在出口挡板前, 关闭联络门及空预器出口挡板后压力降至约60Pa) , 且在检修、检查过程中进行了动叶的全开操作, 大量的漏风对滤网进行了反吹, 附着力不强的杂物被吹走, 即使未被吹走的杂物, 因为都是一些絮状的隔音材料, 其透气性也得到了很好的改善, 因此B送风机的运行情况得到改善, 甚至已优于7月4日的运行状况。

4 对策及建议

经过以上粗浅分析, 为防止类似不安全事件在今后的生产运行中重演, 粗略给出一些预防针对措施供参考:

(1) 针对沿海地区夏季多发台风, 沿海发电企业在此期间应做好室外运行风机入口滤网的清理维护工作, 防止送风机入口滤网堵塞, 影响风机出力, 甚至造成风机失速的发生。文中虽然#6锅炉B送风机的运行情况已明显好转, 但运行状况仍不如A侧风机, 轴承振动明显大于A侧, 不排除仍有失速的情况, 故应加强风机入口滤网检查清理工作。

(2) 因B送风机发生失速工况的运行时间较长, 虽然没有达到失速保护动作的程度, 但根据前面分析, 失速是必然存在的, 至少在7月4日之后已发生较明显的失速现象。故应安排例行检查风机动叶、轴承的损害情况, 防止长时间设备磨损造成动叶安装角偏差增大, 从而引起风机旋转失速的发生。

(3) 运行人员在进行风机出力调整操作时, 或风机自动运行过程中, 应密切留意风机电流与动叶之间的变化情况, 当出现电流未随动叶开大而相应增加时, 为确保机组运行及设备安全, 禁止继续开大动叶, 应立即关小动叶至风机电流有相应变化的位置之下, 并注意调整两侧风机出力平衡、电流基本一致, 待运行稳定后, 再行检查处理。

参考文献

[1]杨诗成.泵与风机[M].北京:中国电力出版社, 2004.

引风机失速分析篇3

关键词：冲角,失速特性,现象,处理措施

风机的失速现象主要发生于轴流式风机。而一般情况下, 大型火电机组锅炉的三大风机均为轴流式风机, 失速时常常会引起振动, 严重时威胁到机组的安全运行。河北大唐王滩发电厂#1、#2机组锅炉的吸风机为静叶可调轴流风机, 送风机及一次风机为动叶可调式轴流风机, 下面对风机在运行过程中的失速问题作简要分析。

1 失速产生的机理

1.1 失速的过程及现象

轴流风机的叶片均为机翼型叶片。风机处于正常工况时, 叶片的冲角很小 (气流方向与叶片叶弦的夹角即为冲角) , 气流绕过机翼型叶片而保持流线状态, 如图1 (a) 所示。当气流与叶片进口形成正冲角, 即α>0, 且此正冲角超过某一临界值时, 叶片背面流动工况开始恶化, 边界层受到破坏, 在叶片背面尾端出现涡流区, 即所谓“失速”现象, 如图1 (b) 所示。冲角大于临界值越多, 失速现象越严重, 流体的流动阻力越大, 使叶道阻塞, 同时风机风压也随之迅速降低。

风机的叶片在加工及安装过程中由于各种原因使叶片不可能有完全相同的形状和安装角, 因此当运行工况变化而使流动方向发生偏离时, 在各个叶片进口的冲角就不可能完全相同。如果某一叶片进口处的冲角达到临界值时, 就首先在该叶片上发生失速, 而不会所有叶片都同时发生失速。如图2中, u是对应叶片上某点的周向速度, w是气流对叶片的相对速度, α为冲角。假设叶片2和3间的叶道23首先由于失速出现气流阻塞现象, 叶道受堵塞后, 通过的流量减少, 在该叶道前形成低速停滞区, 于是气流分流进入两侧通道12和34, 从而改变了原来的气流方向, 使流入叶道12的气流冲角减小, 而流入叶道34的冲角增大。可见, 分流结果使叶道12绕流情况有所改善, 失速的可能性减小, 甚至消失;而叶道34内部却因冲角增大而促使发生失速, 从而又形成堵塞, 使相邻叶道发生失速。这种现象继续进行下去, 使失速所造成的堵塞区沿着与叶轮旋转相反的方向推进, 即产生所谓的“旋转失速”现象。风机进入到不稳定工况区运行, 叶轮内将产生一个到数个旋转失速区。叶片每经过一次失速区就会受到一次激振力的作用, 从而可使叶片产生共振。此时, 叶片的动应力增加, 致使叶片断裂, 造成重大设备损坏事故。

1.2 影响冲角大小的因素

王滩电厂的一次、送、吸风机都是定转速运行的, 即叶片周向速度u是一定值, 这样影响叶片冲角大小的因素就是气流速度与叶片开度角。如图3所示, 可以看出:当叶片开度角β一定时, 如果气流速度c越小时, 冲角α就越大, 产生失速的可能性也就越大。

从图3还可以看出, 当流速c一定时, 如果叶片角度β减小, 则冲角α也减小;当流速C很小时, 只要叶片角度β很小, 则冲角α也很小。因此, 当风机刚启动或低负荷运行时, 风机失速的可能性大大减小甚至消失。

1.3 运行中风机失速的原因

(1) 风机出口挡板销子脱落或断裂等原因导致其突然关闭或部分关闭时。

(2) 变负荷过程中由于调节失灵或误操作致使两台风机风量严重不平衡。

(3) 风机出入口风道堵塞, 如暖风器或空预器严重积灰。

(4) 运行调整不当, 系统风量不足或风压保持不合适。

2 王滩电厂一次风机发生失速的现象及处理

一次风机失速一般发生在两风机运行且负荷偏差大、动叶投自动时, 是由于风压过高或风量过小导致一台风机的动叶出口产生涡流而不打风。其现象是两台风机并列运行并且投入自动控制时, 风机动叶迅速开大;一次风母管风压迅速下降;一台风机电流基本保持不变, 另一台 (发生失速的) 风机电流迅速降低, 电流下降的风机轴承温度迅速升高, 振动增大。

处理失速方法的本质是设法减小冲角, 恢复叶片线形绕流。具体做法是风机投入自动控制方式运行时, 立即切除自动, 迅速降低机组负荷、手动关小风机动叶, 直至系统风压回升、风机电流迅速恢复到故障前数值为止 (此工况动叶开度一般在50%左右) 。同时, 要开启部分备用磨煤机出口挡板及总风门、冷热风门, 增加系统通风量。监视系统风压稳定后, 调平两台一次风机的出力。系统稳定后, 风机控制可以重新投入自动方式。

处理一次风机失速过程中有两个关键点值得监盘人员注意, 一是手动关小动叶过程中要密切监视制粉系统的运行情况, 及时开大冷、热风门及减少燃料量, 防止堵磨;二是一次风机由失速转为正常运行后, 一次风母管压力有一个突增的过程, 此时制粉系统内的存粉会大量进入炉膛不但会造成气压快速升高, 投自动的制粉系统还会快速减少燃料易造成风粉配比失调而灭火, 因此发现一次风母管压力上升后应立即将燃烧切至手动, 迅速升高机组电负荷 (热负荷不变) , 必要时开启向空排汽门。处理过程中还要密切监视汽包水位、气温等相关参数。

3 结论

引风机失速分析篇4

1 轴流通风机失速、喘振

目前轴流通风机通常采用高效的扭曲机翼型叶片,当气流沿叶片进口端流入时,气流就沿着叶片两端分成上下两股,处于正常工况时,冲角为零或很小,气流则绕过机翼型叶片而保持流线平稳的状态,如图1a所示。当α>0,叶片背面流动工况则开始恶化,边界层受到破坏,在叶片背面尾端出现涡流区,即所谓“失速”现象,如图1b所示。

风机的叶片在制造及安装过程中,使叶片不可能有完全相同的形状和安装角,也有可能安装失误少装个键,叶片自由摆动,在各个叶片进口的冲角就不可能完全相同。当某一叶片进口处的冲角α达到临界值时,就可能首先在该叶片上发生失速,并非是所有叶片都会同时发生失速,失速可能会发生在一个或几个区域,该区域内也可能包括一个或多个叶片。由于失速区不是静止的,它会从一个叶片向另一个叶片或一组叶片扩散。造成失速发生。轴流通风机的喘震风机运行在不稳定工况区时发生的流量及压力的脉动现象。风机在喘振区工作时,流量急剧波动,其气流产生剧烈的撞击,使风机发生强烈的振动,噪声增大。风机失速严重时即发生喘振。

哈尔滨热电厂#7炉#2一次风机是由火电三公司黄工程师负责安装,沈阳鼓风机厂曹工程师负责调试。该风机2007年12月8日经过168小时试运后交付运行,投产之后,#7炉#2一次风机经常发生振动。由于该风机振动跳机设定在轴承振动超过0.08mm时跳机报警,所以经常报警跳机。检修人员查找原因,检查了轴承温度38℃,用听心捧听轴承的声音也正常,而且扩压器及轴承箱地脚螺丝也不松动。风机震动的六种原因均以排除。由于该风机经常震动超标。热控人员只好将振动报警0.08mm向上调了多次,#7炉#2一次风机只能带病运行,至使最后运行至2008年底11月8日,风机发生了失速,喘振,四瓦轴承振动达0.24mm。至使#2一次风机被迫停机。

机组无法满负荷运行。厂里组织生产技术骨干分析事故的原因及研究处理方案。由于对这种动叶可调轴流风机,热电厂技术人员还是头一次接触,没办法、最后总工陈军请来了风机的安装工程师火电三公司黄工程师,沈阳鼓风机厂曹工程师。

黄工、曹工到哈后,检查了扩压器四个地脚是否稳固。第二检查了发生喘振时的轴承温度及振幅,最后决定做动平称衡来解决问题。动平衡工作做了两天两夜,可是平衡块移了多次,平衡时好时坏。看来又不是平衡问题。就在这迫在眉睫的关键时刻,我带领检修小组打开叶片检查孔,检查动叶、发现一次风机前侧叶轮有一只叶片松动。我马上安排人员解开扩压器软连接拉开扩压器解开旋转油密封上的3根油管接头,将扩压器解体、拆下叶片轴上的紧锁螺母,旋松平衡锤上压键螺钉,然后拆下平衡锤和键。

一年来,没有检查到的问题关键发现了:有一叶片轴上的紧锁垫圈有一个齿已经磨掉键没装。造成风机叶片自由摆动风机失速喘振。

查到原因后我们又决定检查四瓦轴承。检查发现:四瓦轴承油隙磨损0.42mm严重超标;四瓦轴承外圈运行时转动,由于没有轴承,四瓦轴承又是日本进口轴承,时间紧迫,从沈阳鼓风机厂买到轴承空运到哈,当天晚上我们从新压好了轴承各部间隙,将自由转动叶片、叶柄上的键从新配好,第二天清晨一次风机回装完毕,一次风机试转成功,三瓦振动0.02mm,四瓦振动0.03mm,两瓦温度31℃。

2 哈热厂#7炉#2一次风机失速与喘振原因分析:

为了查出#7炉#2一次风机失速喘振原因,防止今后一次风机再次发生失速喘振,我们查找了#2一次风机投产一年来的运行振动四瓦轴承记录。

这期间因为一次风机振动超标,超过0.08mm时风机自动报警,由于没有检查出报警原因,因此热控人员只好将报警0.08mm死点调到0.09mm至0.10mm,后来风机振动0.12mm,此时由于振动超过0.09mm不仅报警而且停机,热控人员又将死点调到0.12mm,由此造成11月4日振动超过0.24mm,风机发生失速,喘振。

根据以上记录分析,正是由于叶片上一支动叶、叶柄少装了一个关键的键,168试运时虽然少了一个键仅有花垫一个齿吃力,没有振动,振动0.03mm,到2007年1月以后振动加大说明花垫的一个齿已磨咬掉使该叶片运行时自由摆动造成风机在不稳定工况区工作,风机经常发生失速与喘振,使风机发生强烈振动,造成轴承初期磨损,后来振动由0.08mm至0.12mm形成中期磨损,直至后来振动至0.12mm~0.24mm造成急剧磨损。

由于四瓦轴承的磨损及一支动叶的自由摆动,造成四瓦轴承振动同时发生了一次风机的失速与喘振,造成一次风机停机,这一观点得到了火电三公司工程师的认可及厂家工程师的认可,我们同时得到了厂长的嘉奖。

3 预防风机失速与喘振措施

3.1 加强检修质量;前后两级叶轮叶片保持同步运行,调整叶片角度偏差在1度-3度之间过大将导致风机失速线下移风机易失速,喘振。

3.2 清理风机烟风道,入口网罩杂物。

3.3 加强监视防止挡板误动,防止风机在不稳定工况区运行。

4 结论

哈热厂建厂50年来,风机叶片始终是固定的,使用沈阳鼓风机厂轴流式动叶调叶片还是头一次,所以发生了没有找到动叶片没有装键,造成风机振动、喘振的原因,我们总结了经验今后每次大、小修对动叶可调风机及泵类必须检查其动叶是否松动,这样才能保证一次风机及泵类的安全运行,从而实现稳发多发的经济目标。

参考文献

[1]吴明强.泵与风机[M].北京:华北电力学院水利电力出版社,1990.

轴流风机失速与喘振篇5

火力发电厂轴流风机具有驼峰形曲线这一特点, 决定了风机存在不稳定区。风机并不是在任何工作点都能稳定运行, 当风机工作点移至不稳定区时就可能引发失速及喘振。

1 轴流风机的失速与喘振现象

1.1 失速现象和原理

当风机动叶开度在某个位置不变时, 在工作区域内, 出口压力随流量的减小而增加, 当流量减小到某一值时压力达到最大、当流量进一步减小时, 风机压力和运行电流突然降低, 振动和噪音增大这一现象称为风机失速。风机失速后有两种表现, 一是风机仍能稳定运行, 即压力、风量、电流参数平稳, 但噪音增加, 风机全压稍下降并承小幅度脉动, 风机振动比正常运行高, 这种现象称为旋转失速。一是风机压力、风量、电流大幅度波动, 噪音异常增大, 风机不能稳定运行, 风道设备可能很快遭受损坏, 这种现象称为喘振。

1.1.1 轴流风机旋转失速

风机叶片不可能有完全相同的形状和安装角。因此失速现象并不是所有叶片同时发生, 而是首先在一个或几个叶片出现。若在叶道2中出现脱流, 叶道由于受脱流区的排挤变窄, 流量减小, 气流分别进入相邻的1、3叶道, 使1、3叶道的气流方向改变。使流入叶道1的气流冲角减小, 叶道1保持正常流动;叶道3的冲角增大, 加剧了脱流和阻塞。叶道3的阻塞同理又影响相邻叶道2和4的气流, 使叶道2消除脱流, 同时引发叶道4出现脱流。因此脱流区是旋转的, 其旋转方向与叶轮旋转方向相反, 这种现象称为旋转失速。

1.1.2 影响冲角a大小的因素

风机定速运行, 即叶片周向线速度u可以看作是一定值, 影响叶片冲角大小的因素就是气流速度c与叶片的安装角b。当叶片安装角b一定, 如果气流速度c越小, 则冲角a就越大, 产生失速的可能性越大。当气流速度c一定时, 如果叶片安装角b减小, 则冲角a也减小, 因此, 当风机低负荷运行时, 失速可能性将会减小。对于动叶可调轴流风机, 当风机发生失速时, 关小失速风机的动叶角度, 可以减小气流的冲角, 从而使风机逐步摆脱失速状态。对于叶片高度方向, 线速度u沿叶片高度方向逐渐增大, 在气流速度c一定的情况下, 冲角a会随着叶片高度方向逐渐增大, 在叶顶区域形成旋转失速。故叶片安装角b随着叶片高度的方向逐渐减小, 可以避免因叶高引起的旋转失速, 风机扭曲叶片即基于这个道理。

1.2 失速的危害

失速导致风机损坏, 由于旋转失速使风机各叶片受到周期性力作用, 若风机在失速区内运行相当长时间, 会造成叶片断裂, 叶轮的其它部件也会受到损害。

失速导致喘振, 若管道系统容积与阻力适当, 在风机发生失速压力降低时, 出口管道内的压力会高于风机产生的压力而使气流发生倒流, 管道内压力迅速降低, 风机又向管道输送气体, 但因流量小风机又失速, 气流又倒流。这种现象循环发生, 称为喘振。伴随喘振的发生, 风机参数也大幅度波动, 振动剧烈。可在很短时间内损坏风机, 必须立即停止风机运行。

失速造成并列运行风机间相互“抢风”, 两台并列运行的风机中的一台发生失速后, 两台风机间可能出现相互“抢风”现象而无法并列运行;或虽两台风机能并列运行, 但两台风机的总出力可能达不到需要而影响其带负荷能力。

1.3 轴流风机喘振概述

轴流风机性能曲线左半部, 存在一个马鞍形区域, 在此区域运行时有时会出现风机参数大幅波动, 风机及通道产生强烈振动、噪声显著增大等不正常工况, 这一不稳定工作区称为喘振区。喘振是不稳定工作区内可能遇到的现象, 而旋转失速在该区域内是必然出现的。

1.3.1 轴流风机喘振原理

风机在曲线右侧下降部分工作稳定, 一直到工作点K。但当风机负荷降到低于Qk时, 进入不稳定区。只要有扰动使管路压力升高, 则由于风机流量大于管路流量 (Qk>QG) , 管路工作点向右移动至A点, 当管路压力PA超过风机正向输送的最大压力Pk时, 风机工作点立即变到B点 (A、B点等压) , 风机抵抗管路压力产生的倒流而做功。此时, 管路中的气体向两个方向输送, 一是供给负荷需要, 一是倒送给风机, 故管路压力迅速降低。至D点 (C、D点等压) 时停止倒流。但由于风机的流量仍小于管路流量, QC<QD, 所以管路压力仍下降至E点, 风机的工作点将瞬间跳到F点 (E、F点等压) , 此时风机输出流量为QF。由于QF大于管路的输出流量, 此时管路风压转而升高, 风机的工作点又移到K点。上述过程重复进行, 就形成了风机喘振, 风机流量在QB~QF范围内变化, 而管路输出流量只在少得多的QE~QA间变动。

1.3.2 失速与喘振的区别及联系

风机失速与喘振都发生在P-Q曲线左侧不稳定区。失速发生在P-Q曲线峰值K以左的整个不稳定区, 喘振只发生在P-Q曲线向右上方倾斜部分, 其压力降低是失速造成的。失速的发生取决于叶片内部, 包括叶轮、叶片结构、进入叶轮的气流等, 与风道系统容量、形状等无关。失速发生时, 尽管叶轮附近的工况有波动, 但风机流量、压力和功率基本平稳, 风机可以继续运行。但发生喘振时, 风机流量、压力和电流产生大幅度波动, 同时伴有明显噪声, 振动很剧烈, 损坏风机与管道系统, 风机无法正常运行。

2 失速报警装置

我厂失速探头由两根相隔约3mm的测压管组成, 位于叶片进口前。测压管中间用隔片分开, 风机运行时, 叶轮进口气流均匀地从进气室沿轴向流入, 探头间的压力差微负。当风机工作点进入旋转失速区, 叶轮前的气流除轴向流动之外, 还有失速区流道阻塞气流所形成的圆周方向分量。叶轮旋转时先遇到的测压孔, 即隔片前的测压孔压力高, 而隔片后的测压孔压力低, 产生失速压差, 我厂一次风机失速探针为通径6mm, 失速保护差压定值为200Pa。送引风机、增压风机失速探针为通径10mm, 失速保护差压定值为500Pa。

3 调顺电厂一次风机失速案例

3.1 失速过程

2013年3月23日, #1机组运行中, 一次风机B发失速信号, 经快速减负荷, 降低风机出力后, 报警消失, 报警最长持续时间为50s (设计为延时100s跳闸) , 过程如下:

10:45:00机组负荷增至550MW, 一次风机出口10.93kpa

10:58:15一次风机B发失速信号, 一次风机B失速压力信号跳增至539pa。一次风机动叶由69.35%自动减至55.45%, 一次风机B电流由120A降至72A。一次风压由10.95kpa快降至6.19kpa。一次风压低报警发出, 多台磨入口风量低报警信号发出。E磨入口总风量由135km3/h降至24km3/h, B磨入口总风量由136km3/h降至45km3/h, 炉膛压力降至-1014pa, 增压风机入口负压降至-1352pa。

10:59:05一次风机动叶减至50%, 风压恢复至9.8kpa。一次风机B失速信号消失。

10:59:25煤量由230t/h增至240t/h, 机组负荷降至538MW。

10:59:31调整一次风机压力正常, 观察炉膛压力振荡回复中。

3.2 失速原因分析

年后#1炉空预器B压差持续增大, 满负荷时达到2800pa (#2炉压差约为1600pa) , 对各风机都存在堵风现象, 均具有失速危险性, 3月23日运行中, 机组接近满负荷运行, 热一次风母管压力偏低, 故一次风机动叶开大, 出口风压比正常稍高, 由于E磨折算后一次风量不准, 冷热风门逐渐关小, 最低均关至50%以下, 一次风机出口压力进一步升高, 导致一次风机B首先失速, 失速瞬间差压报警, 一次风压突降, 此时燃烧恶化, 锅炉各参数摆动, 而本厂针对一次风机特别设置了失速自动关动叶的逻辑, 故两台一次风机开始自动关小动叶, 从上面曲线看出连续动作四次, 另外由于各台磨机风量下降, 冷热风门均同时开大, 使系统阻力减小, 最终失速现象消失, 风压恢复。

4 运行中如何判断风机失速

通过以上分析可以发现, 当发生失速时系统几个显著现象:

失速风机出口风压下降, 出口风烟温度上升;

失速风机轴承振动上升;

失速风机电流下降, 并伴随波动;

就地检查风机有异声, 外壳温度上升, 振动加剧;

CRT画面风机失速差压表显示增大, 达到报警值。

5 失速的预防和处理

a、运行人员应了解风机所在系统的阻力构成, 特别是阻力较大又易于堵塞的设备, 如空预器、脱销装置的阻力范围。若这些设备阻力超出了范围可能导致风机失速时, 应限制负荷, 控制风机的出力, 并及时加强吹灰减小堵塞程度;

b、运行人员应了解风机动叶对应开度的风机流量范围, 即从正常流量到该角度下失速流量之间允许变化。操作其它设备时, 避免瞬时流量减小过大, 引起风机失速;

c、对失速差压报警装置应足够重视, 其差压波动开始增大时应及时调整;

d、高负荷时对风烟系统操作, 包括磨煤机启停应平缓进行, 防止突变;