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浅析轴流式引风机叶片断裂原因及防范措施摘要：由中国某公司承建的海外K项目5×660MW 超临界燃油电站机组，#4锅炉A引风机在运行过程中发生叶片断裂事故，经过专业人员对风机运行状况、叶片断口形貌及性能曲线分析得知：引风机失速报警装置整定值偏小，烟道系统阻力特性曲线与风机性能曲线不匹配，在系统阻力不变的情况下风机选型偏小，出力裕量不足。
使得引风机在运行一定周期后叶片达到疲劳极限，发生突然断裂。
项目部对此提出更换叶片，维持机组出力80%额定负荷运行，加强工程建设过程中设备制造质量监控、检修过程中将引风机叶片检查列入专项检查内容、优化风机运行参数及保护逻辑等防范措施，并针对该次事故进行了相应的整改，避免了同类事故再次发生，保证了机组安全稳定运行。
关键词：引风机；叶片断裂；失速；防范措施引言本项目燃油锅炉采取GE设计的八角切圆燃烧方式，引风机采用涂层的铸铝叶片。
叶片运行两周左右断裂后，厂家认为叶片根部强度设计余量不足，后来更换为铸铁叶片，根部设计加强，铸铁叶片无涂层。
专业人员根据风机性能曲线分析得知，锅炉90% 以上负荷运行时，比压能较高，风机经常靠近失速边缘运行，当风道阻力或负荷发生变化时，容易造成失速，烟道系统阻力特性曲线与风机的性能曲线不匹配，风机的出力裕量不符合系统需求，在系统阻力不变的情况下风机选型偏小，失速报警装置整定值偏小，使运行人员不能及时调整，影响风机在安全、高效区域稳定运行。
1引风机叶片分布及断裂现象1.1机组停运并采取安全措施后，维护人员进入风道内部进行检查，发现A 引风机叶片全部断裂，碎片散落于风机扩压筒，风机内部未发现其他异物，检修过程中发现整套叶片全部断裂报废。
1.2从叶片旋转方向及叶型来判断，引风机为左旋，沿叶片1、2、3、4方向运行。
1.3由单个叶片断口可以看出，叶片1、2、3、4、6断口均有较为平滑和不规则切面两部分；由单个叶片断口可以看出其中1、2、3、4切面中的平滑切面占整个切面大部分比例，其中叶片进气侧断面较为平滑，出气侧为高低不平齿状断面。
2022年8月6日8时51分，该风电场站#14风机主控报"机舱振动开关1、2动 作”故障，触发安全链断开停机，值班人员现场检查发现#14风机1支叶片断裂（当时天气暗,风速8.01m∕s,功率1772kW ）β#14风机叶片断裂图如图1所示. 主控室报警如图2所示。
后经钢便桥搭设、运输道路疏通、吊装平台修建等工作，于2022年9月9日完成3支叶片吊装更换工作，经检杳、测试各系统无异常后，风机于2022年9月11日恢更运行。
图1#14风机叶片断裂图图2主控室报警1数据分析该风电场站主控室监控后台机舱振动采集周期为30s∕次，记录到214风机故障停机前的振动值为0∙3m∕C （采样周期太长，不具备分析参考价值）；风机P1.C 程序中机舱振动采集周期为20ms∕次，数据显示在机组故障前机舱振动数据 •直处于正常范用，8:51:31.587ms 机舱振动数据开始异常变大直至8:51:31.626InS 振动值左右达到2.04m∕s"前后达到6.9m∕s3前后振动值6.911√s2超过限值触发安全链故障断开，整个振动异常过程约60ms,主桎室运行值班人员无法提前发现。
机舱振动数据如图3所示.图3机舱振动数据2原因分析Is 三三三一二三三二__「雷三i⅛w∙一一三三-三一.∙三三v对断裂叶片返厂取样分析后，发现该叶片SS面（背风面）主梁断裂处存在褶皱,褶皱的宽度30mm,尚度2E,宽尚比为0.067,超出规定值0.03。
随褶皱缺陷高宽比的增大，叶片材料疲劳寿命逐渐减小，当褶皱缺陷高宽比超过规定值时，材料疲劳寿命下降比较显著，达到90%以上n。
因此判断原本应受力的纤维布未充分受力，使相应拉伸力由该位置树脂一同承受，而树脂的拉伸强度远小于纤维布水平，该位置整体的拉伸强度不及设计要求，使得该位置在机组运行过程中逐步产生院伤⑶.最终在运行过程中，该位置的受力在某时刻超过所能承受的极限值，导致主梁臼褶皱位置发生断裂。
动叶可调式轴流风机故障原因分析及处理发布时间：2021-05-25T04:05:32.829Z 来源：《中国电业》（发电）》2021年第3期作者：常凌尧[导读] 动叶可调式轴流风机在运行过程中，可根据机组负荷需要改变叶片角度调节风量，具有良好的调节性能。
通淮沪煤电有限公司田集发电厂安徽淮南 232082摘要：动叶可调式轴流风机在运行过程中，可根据机组负荷需要改变叶片角度调节风量，具有良好的调节性能。
通过对风机转子及动叶调节装置故障原因分析，提出处理方法并实施，实施后保证风机正常运行，提高风机的安全性、可靠性、稳定性和经济性。
关键词：液压缸；卡涩；叶片密封；密封风机1设备概况某发电厂的2×700MW超超临界机组锅炉由上海锅炉厂有限公司设计制造，锅炉为超超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，一次中间再热，喷燃器采用四角切圆方式、平衡通风、Π型露天布置，全钢架悬吊结构，固态排渣。
风烟系统采用两台上海鼓风机厂生产的SAF30.5-16-2型动叶可调轴流式引风机，两台PAF18-12.5-2动叶可调轴流式一次风机及两台豪顿华工程有限生产的ANN2660/1400N型动叶可调轴流式送风机，主要为锅炉燃料燃烧提供所需的空气和引出燃烧后的烟气。
2故障及其原因分析该发电厂在2014年投产后三年内先后发生两次动叶卡涩失调事件、五次液压缸损坏叶片开度失调事件及一次风机转子轴承箱振动事件，通过现场解体检查、分析论证，外出调研后总结原因如下： 2.1动叶片失调故障原因引起风机叶片卡涩失调主要原因有以下几点：1）风机叶片根部与轮毂之间密封结构不合理，叶片根部弹性密封片在风机运行一段时间后通常会因磨损而产生间隙失去密封作用导致大量粉尘、水汽渗入，致使叶柄轴承油脂损坏失效，极大的减弱了叶片转动灵活度，易出现叶片卡涩、叶片开启角度不一致等问题。
2）叶柄衬套材质使用不当易腐蚀磨损，黄铜材质的叶柄衬套因叶片密封失效，大量水汽、粉尘进入后衬套表面产生大量铜锈腐蚀磨损工作面与粉尘混合后结垢严重，降低叶片转动灵活性。
科技风2016年4月上轴流风机叶片断裂的原因以及系统对风机性能影响分析徐俊浙江亿利达风机股份有限公司浙江台州318056摘要：随着现代经济社会的不断发展，机械研究和机械使用在多个领域中都发挥着不可替代的优势，本文就轴流风机叶片出现断裂的原因加以分析，并对这种断裂导致的系统对风机性能造成的影响进行分析，制定出可以运用的措施，保证轴流风机能够实现安全运行。
关键词：轴流风机；叶片断裂；风机性能影响目前轴流风机系统内部选择的风机一般控制风量为80000m3/h，风压控制在2300Pa左右，其配套电机功率控制在110kW左右。
在对其进行检测时发现部分叶片出现了不同程度的裂缝，对这些裂缝出现的原因进行分析，并对系统对风机性能造成的影响加以概括。
一、裂缝原因分析（一）叶片结构风机轮毂的直径在700mm左右，单台风机轮毂上的叶片数量为14片，叶片的尺寸控制为260mm，叶尖弦长度为210mm左右，叶根厚度控制为19mm，叶片选择的是焊接的结构，叶身则是由两块厚度规格为2mm的钢板沿着周边实现焊接，叶片内部上下两端则使用加强筋来进行焊接，下端则是由叶身钢板和加强筋焊接在厚度为22mm的钢板兰盘之上，控制焊接区长度为100mm。
[1]14片叶片使用6只螺栓将其与风机轮毂实现连接。
（二）叶片断裂原因探讨1.叶片制造从风机制造以及叶片强度来分析，叶片焊缝的总负载要超过设计载荷，不会诱发强度断裂的现象。
叶片材料的硬度和金相组织相对正常。
但是，从金相和端口结果来分析，由于叶片叶身属于中空薄钢板和刚性较大的法兰盘之上，这种焊接属于单面角焊，叶片焊接内侧边缘可能出现焊瘤以及焊透等缺陷，导致内部边缘应力出现严重集中现象。
[2]使用常规性的表面PT探伤无法检查出焊缝存在的缺陷，超声波探伤以及磁粉探伤又因为叶片结构的影响难以顺利进行。
裂纹全部都是由内缘缺陷位置开始逐渐向四周扩散的疲劳断裂裂缝，所以，叶片结构以及焊接裂缝则是风机叶片出现断裂的主要原因。
轴流送风机叶片断裂事故分析及对策摘要：本文通过对一起轴流送风机叶片断裂损坏事故的分析，认为风机叶片铸造类缺陷及风机选型裕量偏大是导致该事故发生的主要原因。
针对该起事故原因实施技改后，彻底改变了该轴流送风机的运行工况，保证了风机的安全可靠运行。
关键词：轴流风机；叶片断裂；铸造缺陷；可靠性引言电站锅炉送风机是火电厂的主要辅机，用来保证火电厂锅炉燃料燃烧所需要的空气量。
在正压通风方式的锅炉烟风系统中，可用以克服全部烟风道系统通风阻力，它的安全可靠性直接关系到电厂的安全经济运行。
不少锅炉风机都发生过动叶片断裂故障，其原因主要为材质缺陷及高周疲劳断裂，这是因为腐蚀损伤失效案例较为少见。
1 送风机叶片断裂事故1.1 送风机叶片断裂事故过程某超超临界锅炉配置的2台轴流送风机为ANN-3120/1600N型动叶可调轴流风机，送风机本体主要由转子部分、定子部分、轴承箱、液压调节系统、自动调节装置、联轴器等组成。
风机设置1级叶轮，配置26片可调动叶片，直径3120mm，可调范围15°～55°，不锈钢防磨板通过螺钉固定在铸铝合金叶片进气侧两边，以提高叶片防磨效果。
风机事故前机组负荷580MW，协调正常投入，锅炉氧量自动投入，A/B送风机动叶调节开度分别为32％和31％，电流为58A和55A，炉膛前墙上、中层，后墙中、下层4台制粉系统运行。
A送风机轴承水平/垂直振动突升至20mm/s，电流突升至67.2A，随后降至48.5A稳定；2台送风机出口风压分别由1.3kPa和1.2kPa快速降至0kPa，锅炉大风箱压力由0.3kPa快速降至-1.07kPa，炉膛负压快速降至-1070Pa，锅炉燃烧状况恶化，各运行磨煤机火焰监视强度信号减弱，炉膛火焰监视开关量信号消失，全炉膛火焰丧失，锅炉MFT保护动作。
1.2 风机运行工况风机在低负荷运行时动叶调节开度只有20%（已采取逻辑限制，否则开度会更小），已进入不稳定区运行，在该工况运行对风机会造成一定损坏[1]。
动叶可调轴流风机叶片断裂的原因分析及预防措施
摘要：国华惠州热电分公司FAF型动叶可调轴流送风机曾在运行中发生叶片全部断裂的事故，对机组的安全、经济运行造成了严重的影响，本文针对本次事故进行了分析研究，得出了造成叶片断裂的事故原因，并提出了相应的预防措施，为动叶可调轴流风机的维护提供参考依据。
关键词：动叶可调轴流风机；叶片断裂；分析；预防
0 引言
随着火力发电机组单机容量的增大，深度调峰的需求随之增大，越来越多的机组选择动叶可调轴流风机，就是利用了其低负荷区域效率较高、调节范围广、反应速度快、调节精准的优点，在一次风机、送风机、引风机、脱硫增压风机都有使用。
火电厂锅炉风烟系统的风机在机组运行中扮演着非常重要的角色，由于其没有备用设备，一旦发生故障停运，便会造成机组负荷严重受限甚至锅炉灭火、跳机的危险，所以风机的可靠性直接影响着机组的安全、经济运行。
1 风机概况
国华惠州热电分公司一号炉送风机型号为FAF19-9.5-1，单级动叶可调轴流式风机，为上海鼓风机厂有限公司从德国TLT公司引进技术后国产化，于2010年4月16日投产，风机共有14片动叶片，叶型为16NA16，叶片材料为HF-1（铸铝合金），叶片调节范围-30°～15°，风机转速n=1490 r/min。
2 事故经过
2011年8月1日20时14分，一号机组负荷330MW，11送风机动叶开度80%，12送风机动叶开度76%，突然12送风机振动大报警，电流从32A突降到25A，风机出口压力、二次风量等参数均产生较大变化，立即到就地检查发现风机实际振动大且伴有异音，随即判定12送风机发生了严重故障，立即隔离进行检修。
揭开风机大盖检查发现风机14片叶片全部在约1/2高度处断裂，其中有两片动叶片产生较严重的漂移，与其它叶片角度偏差较大，叶片根部有油迹渗出。
启动润滑油站进行叶片传动发现发生漂移的两片叶片不动作，于是解体其叶柄轴承发现轴承保持架磨损破裂，且无润滑脂，处于干摩擦状态，解体所有叶柄轴承检查发现均有不同程度的缺润滑脂现象。
更换所有叶片及叶柄轴承及密封圈后，于8月3日15时40分启动试运正常投入运行。
盖时检查发现的漏油现象，而在稀油经过叶柄轴承室时，会将叶柄轴承原有的高温润滑脂慢慢稀释、溶解掉，稀油粘度太低对叶柄轴承又起不到润滑作用，久而久之，叶柄轴承失去了有效润滑，导致叶柄轴承磨损、卡涩，此时频繁操作
动叶开关，会导致调节杆与叶柄轴固定处打滑，间隙变大，慢慢地叶片失去了控制，叶片在气流的冲击和风机本身的振动作用下，开度会任意变化，即所谓叶片“漂移”。
3.2 叶片漂移导致失速，产生强大冲击力。
风机处于正常工况时，冲角很小（气流对叶片的相对速度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2中（1）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2中（2）所示。
冲角大于临界值越多，失速现象越严重。
漂移的叶片角度随机变动，当叶片进口气流冲角达到临界值时，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3中，u是对应叶片的叶顶周向速度，c是气流原有速度，则得出w是气流对叶片的相对速度，α为冲角。
假设叶片3处于该位置时，冲角α已经超过了失速临界值，于是在34流道内由于失速产生涡流而阻塞，在23流道尾部由于通流面积减小也产生阻力，于是整个B区域形成气流低速停滞状态，严重时会造成A区域形成微正压，处于失速区的叶片会受到不稳定气流的强烈冲击力。
3.3 叶片存在原始缺陷，强度降低，造成断裂。
叶片断裂后散落在风道内，收集之后仔细检查发现，大多数叶片的断裂面上有不少的气孔和疏松区域，由于该风机叶片为铸造而成，铸造时的工艺不良造成原始缺陷，部分气孔及熔融不充分影响区域的直径达到了叶片厚度的一半。
如组图4所示：
4 防止事故发生的预防措施
4.1准确分析“喘振”报警，做精确判断
该风机曾在发生故障前出现几次短时发“喘振”报警的现象，但检查风机出口压力、电流、振动等运行参数均未发现异常，判断原因为当时发生漂移的叶片在振动等的作用下发生转动，其冲角α已经超过临界值，在叶片背面尾端出现涡流区，冲角超过临界值越多，则失速越严重，在叶片背部形成的涡流区也会迅速扩大，使叶片流道出现阻塞现象，则在图2中A区域产生正压，当正压达到一定值时，风机便发“喘振”报警，所以当风机发出“喘振”报警并判断并非真正意义的“喘振”时，就是某片叶片发生漂移，已经处于失速区。
失速是引发喘振的前因，但失速不一定会喘振，喘振是失速恶化的宏观表现。
本着“宁停勿损”的原则，此时风机应该考虑停运检查处理。
4.2调整叶柄轴向窜动量
叶柄轴承的轴向窜动量也是影响叶柄轴承的一个关键性因素。
上海鼓风机厂
长提供的《安装和使用维护说明书（B部分）》中关于叶柄螺母的安装要求为：“拧紧叶柄螺母，直至止推轴承组件碰到支承环为止。
同时要求叶柄螺母的下端面比叶柄该段凸肩凸出约2mm”，根据实际经验，按照该标准进行装配将会导致叶柄轴向窜动量非常小，由于较大的轴向推力作用，叶片转动力矩需求非常大，且会缩短叶柄轴承的寿命，不可行。
按照经验，将叶柄轴向窜动量调整至0.08-0.10mm 为宜，具体的测量方法为当叶柄螺母锁紧之后，用撬棍在叶片底部沿轮毂直径方向，用约30N.m的力向外撬动叶片，用百分表测量叶片的位移量即为叶柄的轴向窜动量。
另外，轴向窜动量的放大会导致叶片叶顶间隙减小，要注意测量满足要求。
4.3提高叶片探伤的标准
叶片由叶柄固定在轮毂上，那么在叶片受到气流的作用力时，由于叶片根部的力臂最长，所以叶片根部的力矩也最大，是最容易发生断裂的部位，所以风机厂家及电力行业对叶片定期探伤的规定一般为做“叶片根部探伤”。
而从本事故案例来看，定期做叶片的“全身磁粉探伤或超声波探伤等无损探伤”检查是非常有必要的。
4.4投入风机振动保护
据不完全统计，目前国内约有一半的火电厂未将轴流风机的振动大跳闸保护投入，主要是因为振动测点容易受雷击、附近的焊接作业、接线质量等因素的影响而导致跳变，造成风机误跳闸。
建议电厂在采取一定的技术手段后投入该保护，例如采用二取二、或多加一个点三取三的方式投入保护，即X、Y向的测点同时达到11mm/s时风机应该跳闸，因为如果投入保护的话，当第一片叶片发生断裂时，转子产生严重的质量不平衡，其振动值会瞬间达到保护值，风机立即跳闸减速，转子动量急剧减小，将会避免其它叶片的大量损坏造成所谓“剃光头”甚至“飞车”的严重后果，将会最大程度地降低风机损坏的严重程度。
4.5精心挑选液压缸维修厂家，确保液压缸不漏油。
液压缸外漏，是本次事故的初始条件，是后面一连串联锁效应的源头。
由于目前国产液压缸的检修周期较短，最长为一个机组小修期，到期就需要更换，而市场上液压缸检修的水平参差不齐，需要精心挑选维修厂家，液压缸的稳定运行是动调轴流风机安全稳定运行的关键。
5 结论
一个事件的发生往往是多个因素综合作用产生的结果，本次事故就是由于液压缸漏油导致叶柄轴承缺少润滑，轴承磨损卡涩造成叶片漂移，加之叶片自身铸造加工缺陷导致强度不足而断裂，所以在风机的维护中要全方位考虑，由于其没有备用设备的特点，保障风机的安全、稳定运行尤为重要。
参考文献
[1] 李春宏，轴流通风机失速与喘振分析，文章编号：1006-8155（2008）02-0077-04。
[2] 《FAF 型电站动叶可调轴流送风机安装和使用维护说明书（B部分）》。
