动叶可调轴流风机失速与喘振现象及其预防措施(2)

煤质变化导致锅炉主控指令及总风鼍指令根据实际情况手动调整燃煤偏大，送风机出力过大，再加上暖风器风发热量，并清理暖风器污物。道脏污，使送风机出１３压力偏高。

广州珠江电厂‘５】

广东珠海发电厂［６】

送风机：

ＭＬ—Ｈ１一Ｒ１４０型

深圳妈湾发电总一次风机：

Ｆ－Ｅ１０］ＰＡＦｌ７—１２．５—２型空气预热器的严重堵灰造成风烟系统阻力对空气预热器进行了彻底清大大增加。理和密封改造。引风机：Ａ侧入口烟门关闭，烟气由Ｂ侧烟风机启动前认真检查各风门、道进入引风机Ａ，管网阻力增大。送风机：挡板开关情况，保证风机的动送风调节逻辑发出错误指令，使炉膛压力升叶实际开度与仪表指示相符合，高、锅炉阻力增大，送风机出口压力升高。加强空气预热器吹灰工作。前后级动叶角度偏差较大，叶片径向间隙调整前后两级叶片角度和同超差；两侧风机对应风道阻力不同；风机级叶片角度和叶片径向间隙；进口阻力太大。减小风道阻力。

广东湛江电厂‘１１］

引风机：

ＳＡＦ２６．６一１５—１型送风机：

ＦＡＦ２２．４—１６—１型

浙江北仑电厂二一次风机：

ＡＳＴ一１９６０／１４００型期：１２１

第７期马少栋，等动叶可调轴流风机失速与喘振现象及其预防措施

３５

对比失速的案例，发现前三个案例均是由于风机出口压力过大，风机为保持风量，自动调节动叶开度至过大，从而进入失速区。株洲电厂风机失速的表面原因是实际的失速曲线比厂家提供的性能曲线靠下，提前进入失速区，其根本原因还是因风机加负荷时，在实际性能曲线中，动叶开度开大以致风机进入失速区。珠江电厂发生失速是由于存在各种偏差和风机失速余量过小，但是部分原因也是风道阻力增大时，风机出口压力变大，使风机工况点进入失速区。因此控制好风机出口压力是防止风机失速的最有效的措施。而且还应根据现场条件修正厂家提供的理论失速曲线，得到特定环境下实际的失速曲线及实际操作控制曲线。

在喘振案例中，空气预热器和暖风器堵灰等原因占了大部分比例，因此做好防护工作和及时清理，可避免不必要的损失。另外，除去风机本身的机械故障外，大多数喘振的原因也是操作不适当致使风机出口压力偏高或者剧增，而发生喘振。因此保持风机出口风压的稳定是一切应急保护和预防措施的出发点。

对比表１和表２可知，风机本身制造质量和安装质量也是重要诱因之一，包括前后级动叶角度的偏差、同级叶轮安装角的偏差、叶顶的动静间隙超过设计标准、叶片真实开度与叶片角度盘的显示存在较大误差等，另外，对于并联运行中的风机，因两台风机对应的实际风道阻力不同造成母管压力失衡，也会致使其中一台风机发生失速或喘振。

为了进一步分析风机发生失速和喘振现象前后运行工况点的变化，下面分别举例进行说明。２００７年９月４日，宁海电厂４号机组因送风机保护系统跳闸触发辅机故障减负荷（ＲＢ）动作，４Ｅ、４Ｄ磨煤机相继跳闸，一次风门连锁关闭，致使一次风量突然减少及一次风管阻力瞬时增大，从而引发Ｂ侧一次风机发生失速现象¨引。其运行工况点的变化如图１所示。

正常状态下，系统压力为Ｐ。，Ａ、Ｂ侧一次风机的运行工况点为Ａ。和Ｂ。；当ＲＢ动作后，系统

ｑｖ

图１失速过程中的工况点变化Ｆｉｇ．１

Ｍｏｖｅｍｅｎｔ

ｏｆｃｏｎｄｉｔｉｏｎｐｏｉｎｔｉｎｓｔａｌｌ

ｃｏｕｒｓｅ

压力由Ｐ。突升至Ｐ。，相应的运行工作点快速跳到Ａ，和Ｂ，；为维持母管压力至设定值，自动调节系统调节两侧风机动叶同时关小，工作点变为Ａ：和Ｂ：，流量和全压减小，并逐渐向失速区靠近；但Ｂ侧风机先达到临界点时，产生失速现象，其出口流量、电动机电流陡降，母管压力也随之突降；为维持母管压力，两侧风机动叶自动调大（如５０。），Ａ风机工况点转到Ａ，，而Ｂ侧风机仍处于失速状态，在平衡的系统压力下，其工况点为Ｂ，，此时，流量增大，母管压力降至Ｐ，。为恢复到正常状态，手动关小两侧动叶角度，使Ｂ侧风机进入稳定工况区，根据电动机电流值调整动叶开度，平衡两侧风机出力。应该指出，失速及动叶调整过程是在很短时间完成的，可参见文献［１３］中的参数曲线变化图。河北三河发电厂３号３００ＭＷ热电联产机组配套送风机为ＡＰＩ一１８／９．５型动叶可调轴流风机，

动叶开度为自动调节方式。该风机在２００８年５月１６日因杨絮堵塞暖风器导致风机发生自投产以来的第一次喘振，喘振发生前后的风机参数如表３所示＂Ｊ，工况点变化如图２所示。

表３风机运行参数

Ｔａｂ．３

ＦａｎＯｐｅｒａｔｉｏｎ

ｐａｒａｍｅｔｅｒｓ

３．２喘振案例分析

３案例分析

３．１失速案例分析

电力科学与工程２０１０年

或者在风机人口加装导流板等措施。

（４）安装风机失速和喘振的检测和预报系统，提前探测到风机发生失速和喘振的趋势，并及时采取避免措施。

参考文献：

［１］王平，王韩平，张烨．ＡＳＮｌ９５０／１０００型动叶调节轴

流式送风机失速原因分析［Ｊ］．热力发电，２００７，

图２喘振过程的运行工况点变化

Ｆｉｇ．２

（１）：３７—４０．

ｃｏｕｒｓｅ

Ｍｏｖｅｍｅｎｔ

ｏｆｃｏｎｄｉｔｉｏｎｐｏｉｎｔｉｎｓｕｒｇｅ

ＷａｎｇＰｉｎｇ，ＷａｎｇＨａｎｐｉｎｇ，ＺｈａｎｇＹｅ．Ｃａｕｓｅａｎａｌｙｓｉｓ

ｏｆｓｔａｌｌｉｎｇｆｏｒＡＳＮ１９５０／１０００ｔｙｐｅａｘｉａｌｆｏｒｃｅｄｄｒａｆｔｗｉｔｈｍｏｖｉｎｇｂｌａｄｅ

正常状态下（例如４月１９日），管路系统阻力曲线为曲线１，动叶开度为４７．４４％，风机出口压力为Ｐ，，此时风机运行在工况点ｌ；５月１４日时，因暖风器入口处已积聚一定量的杨絮，管路系统阻力急剧增大变为曲线２，动叶开度增至６０．４０％，出口压力为Ｐ２，风机运行在工况点２；５月１６日时，随积聚杨絮的增多，管路系统阻力进一步增加，管路系统阻力曲线也随之变陡变为曲线３，动叶开度也开至６８．４％，风机出口压力为Ｐ，，已接近对应性能曲线的峰值，运行工况点３靠近喘振区；此时如马上将动叶开度自动调节切换至手动调节，并慢慢关小动叶，仍可避免喘振发生。随管路系统阻力增大，阻力曲线继续变陡，动叶开大至８９．６７％，风机运行在工况点４，已进入喘振区；当风机运行在工况点５时，风机流量降低至零，但仍保持较高全压，动叶开度已经达到８９．７％，已远超出正常值。喘振发生后，如果不采取有效措施，喘振就会一直进行下去，风机再也回不到正常工况点１。

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