河北国华沧东发电有限责任公司 河北省沧州市 061000
摘要：风机是火电厂中重要的辅机设备，其运行性能直接影响机组的安全稳定与经济运行。近年来，因动叶可调轴流式风机具有效率高、流量变化范围大、高效运行区域宽、调峰性能好等优势，在火电机组上得到了广泛应用。本文分析了火电厂动叶可调轴流式风机振动的原因及预防措施，并举例对某电厂双级动叶可调轴流式引风机振动故障原因及处理过程进行了分析。
关键字：火电厂；动叶可调轴流式风机；振动
1.火电厂动叶可调轴流式风机振动的原因
1.1轴承发生故障
（1）动叶可调式轴流风机的轴承组由三或四只轴承组成，中间的推力轴承和弹簧组承载着风机的轴向推力并起到缓冲作用，当轴向间隙过大时，缓冲力失效容易造成轴承损坏。
（2）轴承长期高温运行容易引起轴承损坏；引风机轴承箱处于烟气内部，烟气温度比较高，润滑油流量不足或冷却风效果不理想，轴承在长期80℃以上温度运行时容易引起轴承损坏。
（3）润滑油中内含有杂质，油站滤油不及时，轴承长期运行后发生磨损损坏。
（4）轴承质量不合格，长时间运行后滚珠或保持架损坏。
1.2轴系中心偏差大
（1）风机基础与电机基础的沉降不一致造成轴系中心偏差大。
（2）风机联轴器中心未进行校对。
1.3转子不平衡
（1）叶片磨损。
（2）叶片或轮毂上局部积灰或积灰局部脱落。
（4）轴承箱或轮毂内连接螺栓松动。
（5）动调头中心不正，中心偏差超标（一般小于0.05MM）。
（6）转子轴弯曲超标。
1.4基础支撑强度差
（1）风机基座松动。
（2）风机地脚螺栓松动。
（3）风机机壳刚性不足或支撑刚性不足。
（4）风机机座支撑导叶断裂或焊缝出现裂纹。
（5）转子轴出现裂缝。
此外引起风机振动的原因还包括：电机振动过大；风机发生失速或喘振；风道突然堵塞或炉膛内压力大幅度波动。
2. 火电厂动叶可调轴流式风机振动预防措施
2.1风机检修管理
（1）按照检修管理制度及风机设备说明书的要求，合理制定风机检修项目，定期进行检修。并结合技术监督、设备评估、性能试验、劣化规律、故障案例等，不断调整完善风机的检修项目和检修周期。主要的检修项目包括风机转子解体检修；风机叶片磨损检查；机壳支撑、叶片探伤检查；叶片调节角度校验；风机油系统检修；冷却风系统检修；风机联轴器检查；电机轴瓦检查；风机中心校对；转子动平衡试验等。
（2）严格控制轴承、轴承箱密封件等备件质量，严把备件质量验收关，防止使用不合格的备件。
（3）严格控制检修质量标准，例如风机联轴器中心偏差小于0.05mm；轮毂动平衡偏差小于10g；动调头与轴的同心度≤0.05mm；风机叶片角度误差≤1°；轴承箱轴承间隙控制符合厂家说明书要求；油系统检修后需进行循环冲洗；消除油系统渗漏点等。检修过程中应严格执行三级验收制度。
（4）检修后进行试运。风机电机单体试运时间为4-8h，稳定后电机轴承温度应不大于45C°。电机单体试运时其X、Y向的振动值应小于10um，Z向应小于5um，风机电机单体试运合格后方可进行风机整体试运。风机整体试运时间应为4h以上，同时记录好风机振动、轴承温度、风机异音等情况。试运时风机整体振动应小于2mm/s。
2.2风机日常维护管理
（1）定期对液压及润滑油油质进行监督、检验。发现异常及时滤油或换油并分析油质劣化原因，制定治理措施，必要时增设油箱外部滤油循环接口、提高滤芯等级，始终控制油质清洁度在NAS 8级以下。
（2）制定油站滤油及更换周期，做好油品及滤网差压台账，及时掌握油品质量。
2.3风机运行管理
（1）加强风机运行巡检工作管理，巡检项目包含风机轴承温度、振动参数监视；油站油位检查；油站滤网压差检查等。
（2）制定机组停备期间风机动叶活动措施，每6至8小时对动叶及出、入口挡板门进行全行程传动2-3遍，防止发生卡涩。
（3）严格遵守操作规程，避免因不正当的调节，引起风机的振动。
3.某火电厂双级动叶可调轴流式引风机振动超标原因及故障处理
双级动叶可调轴流式引风机主要由进气室、集流器、两级叶轮、导叶、扩压器、动叶调节机构等部件构成。双级叶轮布置在轴承室两端，引风机转子与电动机转子之间由1根空心轴连接，在电动机转子及引风机转子侧分别有1个挠性联轴器，引风机及电动机由4个支持轴承和1个推力轴承支撑。双级动叶可调轴流式引风机通过液压调节装置来调整动叶角度，实现对引风机的风压和风量的调整。
3.1问题概况
2016年9月14日#3机组调停检修，对#3A引风机进行例行检查。更换了液压缸、液压油穿风机壳体部位的油管路，对一二级轮毂内的曲柄、滑块进行了检查。2016年10月1日机组启动并对A引风机试运，引风机振动由修前的前后轴承1.9/1.6mm/s增大至5.9/2.8mm/s，电机振动增大至传动端0.097mm，自由端0.065mm，并有逐步曾大的趋势，最大至6.4/3.5mm/s。10月2日紧急对该风机停运隔离并对本次检修过的部位进行检查，对轴承座螺栓及轴承座本体进行检查，重新复核风机电机中心，空试电机正常。
对风机进行动平衡试验。测量风机壳体处振动为基频振动，经计算加配重2KG后试运风机，前后轴承的振动为7.1/3.5mm/s。同时经计算需继续增加的配重块，相位和质量与前次一致。分析该风机振动并非转子不平衡所致，应重点对风机部件安装工艺及风机中心进行检查。去除增加的2KG配重块，再次试运风机，该风机振动为3.4/2.5mm/s。由于机组在运行状态，故维暂时持现状运行。
2016年11月5日机组调停检修，针对该引风机振动问题开展针对性治理。
进一步复查风机-电机中心，冷态下中心数据为风机下张口0.10mm、电机上张口0.41mm，为消除中心对振动的影响，将风机-电机中心调整至风机下张口0.20mm、电机上张口0.22mm（厂家标准为0.20-0.25mm）。
重新对风机、电机地脚螺栓进行检查复紧，发现风机有一地脚螺栓存在松动。
重新检查风机轴承支座、复紧轴承箱固定螺栓，未发现异常。
重点对风机-电机中间连接轴、连接法兰进行检查，未发现明显异常。
复测液压缸中心，由于风机运行中振动偏大，液压缸中心偏至0.42mm，通过调整至0.02mm。
启动风机后试运，风机前后轴承振动值为5.6/3.4mm/s。测量风机壳体处振动为基频振动。对该风机进行动平衡配重。加重5KG后风机振动降至1.6/1.2mm/s。
2016年11月22日，机组正常启动，风机启动后振动又跳变至4.8/2.4mm/s。联系厂家技术人员到厂分析，通过5天的振动数据采集基本排除了由于不平衡原因引起振动，发现电机非驱动端、风机二级轮毂处轴向振动较大且呈现实时变化的现象。
具体振动测试情况如下：
引风机轴系及支撑结构、引风机振动测点布置方位如设备结构简图所示。
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在1号、2号、3号、4号轴承处右侧水平方向各布置1个振动测点，键相信号位置为右侧水平方向。
3.2原因分析
（1）从振动图标上可以看出，该引风机3号、4号轴承振动呈上升趋势，并存在超标现象。引风机4号轴承处振动剧烈，轴向方向振动最大（达15.63mm/s），水平方向振动也达到了7.03mm/s；且上述各测点振动成分均以基频振动为主，且存在1.5X等半频成分。分析该引风机转子轴承间隙过大，轴承松动特征。
（2）该风机动平衡配重出现时好时坏的现象，初步怀疑是由于风机联轴器膜片弹性不足引起。风机转动时，联轴器膜片无法有效吸收来自轴向的串动量，造成在旋转过程中风机连接轴偏向某一位置，使风机中心始终偏离正常值。风机运行中，当中间轴偏离的方向与所加配重块方向相反时可以相互抵消一部分不平衡量，使振动降低，反之则振动增大，进而造成了风机在动平衡配重后出现时好时坏的现象。
3.3处理情况
（1）2017年4月，将该引风机返厂解体检修，经检查A引风机主轴上轴承游隙在0.35-0.40mm之间，存在轴承油隙超标现象。
（2）对该引风机风机-电机联轴器膜片进行检测，发现该膜片弹性下降，存在一定程度上的失效现象。
通过更换新的轴承、新的风机-电机联轴器膜片，消除了风机振动的现象，风机启动后其前后轴承振动达到了1.6/1.2mm/s的优秀值，消除了设备存在的重大安全隐患，为机组的安全稳定运行奠定了基础。
4.结语
风机振动故障的分析与诊断是一项实践性很强的技术，我们必须对动叶可调轴流式风机振动原因进行详细分析，才能更好的进行故障处理。
参考文献
[1]薛应科.火电厂轴流式风机振动原因分析及改进方法[J].科技创新导报,2017,14(13):98-99.
[2]闪恒杰，张道瑞，李瑞华.双级动叶调节轴流式一次风机振动分析及处理[J].风机技术，2019,02（59）:83-86.
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次接线破损处用绝缘胶布封好，并调整CT二次接线盒内的线缆和外壳的距离，在二次接线盒固定螺丝上增加垫圈，防止螺丝锁入过深磨穿二次线路。同时对110kVA线B、C相二次接线盒进行拆盖检查，调整CT二次接线盒内的线缆和盖板螺丝口的距离，在二次接线盒固定螺丝上增加垫圈，防止同类事件发生。
2.5总结
这是一起由于电流互感器二次回路两点接地引起线路保护装置误动的案例，可见电流互感器二次回路有且只能一点接地的重要性，因此在今后的验收和日常维护中要加强电流互感器二次回路的一点接地检查。针对这起事故，提出了以下的几个整改防范措施：
2.5.1检查该变电站使用同型号CT的其他110kV间隔CT接线盒的接线是否存在类似情况，存在相同隐患的立即处理；
2.5.2在以后的电流回路验收中，把CT二次接线盒盖板螺丝及二次接线位置检查列为重点项目，防止盖板锁紧后螺丝磨破二次接线的绝缘外皮导致其接地。
参考文献：
[1]国家电力调度通信中心.国家电网公司继电保护培训教材[M].北京:中国电力出版社,2009.
[2]赵勇,石光,刘巍.电流回路两点接地引起变压器差动保护误动分析[J].华中电力,2010,(23):43.
[3]毕艳华,张涛,李娜.浅谈交流电流二次回路两点接地的预控[J].2013(12):23.
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众所周知，影响感应系电能表灵敏度大小的因素有三个：电能表机械转动部分的力矩、电流电磁铁和电压电磁铁的制动力矩、永久磁铁的制动力矩。如果上述三种力矩相对于电能表的转动力矩来说比例较大的话，就会降低电能表的灵敏度。这时，必须对电能表加以调整使之满足要求，否则就会出现低负荷用电时，电能表并未积算电能的现象。这种现象正好与潜动时恰恰相反，故在《交流电度表（电能表）检定规程》中明确规定了各类电能表启动电流的大小及其试验方法，使其能够达到正确计量电能的目的。
判断交流电能表的启动电流是否合适，往往还取决于启动功率的测量误差。0.5级功率表因其额定电压与被检定额定电压不同和受电流互感器量程限制，其示值可能为上限1/10~1/15，示值相对误差或许达到5％~7.5％。此外，它还受电流表和互感器误差影响，一般启动功率的测量误差极限估计值为10％。
3.结束语
以上阐述了几类检定交流电能表时出现的故障并分析了原因，提出对应的解决办法，并强调了交流电能表潜动试验和启动试验应注意的事项。
参考文献：
[1]《交流电能表信息交换安全认证技术要求》
[2]《单相电子式交流电能表技术规范》
[3]《三相电子式交流电能表技术规范》