轴流风机喘振

1、2轴流风机发生喘振的原因a.系统管道阻力增高流量减小 （如挡板误关小、管道内严重结从、锅炉运行上况发生大的变化等）。使系统管道待性曲线变陡。工作点落入喘振区。（见国2）*正常运行系统管道阻力特性曲线为线1,工作点为no当管道阻力增高流星减小后、管道阻力特性曲线变为l ' .工作点落入喘振区。b.风机选得过大、运行中动叶安装角开度较小.使运行工作点距喘振极限很近，：4系统管道阻力发生变化。工作点易落入喘振区 *图2中由于风机偏大。工作点由 a变为b点4b 点距喘振极限较近。c.两台风机并联运行，在启停风机时如调节不当。风机工作点有可能落入喘振区如图2所尔。两台并联风饥工作点均在点a,在总

2、风量不变情况下。台风机增大负荷。其工作点水平向石移。减小负荷的风机工作点水平向东移。向右移的风机工作点有可能落入喘振用1风机井联运行系统示速区。3轴流风机喘振的预防及解脱3. 1风机并列运行时系统特性300Mw机组送、引风机配置告两台。图3表示并联运行的两台风机 a和b道汇合点c。在a风机运行.b风机停运情况下，此时系统汇合 点c处压力，取决于a风机运行时的流星大小（即n风 机运行压力1。此时如启动b风机与a风机并列，则b0，501C0图:网台曲叶if曲轴流网松并联运1:风机起始工作点压力不为零。而是取决于a风 矶运行压力.即克服由于风机 n单独运 行时在汇合点c处产生的较局压力。 这样b风

3、机才能和s风机并列。这对般离心风机不存 在什么问题。但对轴流风机，要考虑该起姑点 是否会超出风机的喘振极限。以防在启动过程 中造成喘振。4. 2轴流风机喘振的预防图4为两台动叶可调轴流风机并联运行工况，点1是锅炉在额定工况下所需流量和压力。点2是两台风机并联运行时， 每台风机工作点位置，点3是风机喘振极限线最低位置 ia.风机的启动正常情况下两台风机应同时启动， 叶片安装角在最小位置、当风机达到满转速后。打开 各自的挡板，同时增大两台风机的动叶安装角. 则两台风机一起沿 o2曲线工作。当动叶 安装角增大至设计值时。则两台风机都在点2工作，由于此台风机是并联运行、故系统额定 总风量在点1位置。如

4、启动单台风机a、此时风机b的挡板应关闭。风饥 a在达到满转速后打开档板。并逐 渐调大动叶安装角度.则风机a将沿着曲线o1工作。当风机a动的安装角调到设计值时. 它 的工作点在点4。当风机a巴在点4运行，此时要启动风机 b与a风机并联运行，在达到满转速后开启 档板，则风机 b的起始工作点就在点 5,当调大动叶安装角，此时风机1就沿着曲线52工作，而风机a将沿着曲线42工作，在风机b动叶调到设计值时，两台风机应该在点2并联工作，但从图 4可看出，曲线52是通过风机的喘振区，在风机 b末到点2就陷入喘 振，故不能采用这种方法调节。正确的调节方法是：当b风机达到满转速档板开启后， 在调大b风机动叶安装

5、角的同时， 关小a风机的动叶安装角，则 b风机沿水平线56工作，s风机沿水平线46工作，最后 相交于点6,然后再同时调节开大两台风机的动叶安装角，使姑同达到点2并联运行。但使用此方法调节，要确认运行风机a工作点4,是在喘振极限最低点 3以下，如点4在喘损极限最低点3以上时（如图4所示），则b风机在沿线5-6工作时，也将陷入哨振区（图4中AB）。 故应在启动b风祝前，将运行的风机a的动叶安装角再关小，使工作点降到哈振报限最低点 3以下（如图4中点7）。此时启动b风机，它的起始点将在点 9,再用上述方法调节.使两风 机相交于点8,同时增大两台风机的动叶安装角，使其达到点2并联运行。b.风机并联运行

6、时一台风机停运并联运行的两台风机， 需停运一台时，首 先将两台风机的动叶安装角同时关小，使两台并联运行风机的工作点，均降到喘振极限最低 点3以下（如图4中点8）,然后将要停用的一 台风机的动叶安装角，逐渐关小直到全关，同 时开启运行风机的动叶安装角到点7,如需要，再从点7开大动叶安装角到设计值点4运行。3.3风机喘振后的解脱在两台风机并联运行工况下，当一台风机由于某种原因，工作点落入喘振区如图 4中点lo时，则另一。台风机的工作点将移到点11,此时应立即将喘振风机的动叶安装角关小直到全关，而另一台风机的工作点将核到点 4, 分析发生喘振原因并消除后，在上述*台风机仍在工作点4运行情况下，启动另

7、一台风机的 调节方法，就能使它们恢复正常的并联运行。动、静叶袖流风机，均可按上面介绍的方法进行正确的调节。所不同的是，动叶铀流风机调节动叶安装角，静叶铀流风机调节入口铀向导记器角度，但对静叶轴流风机更应重视喘振的发生（见团5）。从西柏坡电厂教1、教2炉引风祝，动、静叶袖疯风机喘报极限 （失速线） 的比较可看出，静叶铀流风机喘振极限很陡，最低点较动叶可调轴流风机低得多，一一旦调节不当，或系统管道阻力瞬时增高，极易造成工作点落入喘振区而发生喘振。风机运行时必须投入喘振保护装置，当风机发生喘振，立即声光报管.待15s后主电机即自动跳闸停运。轴流风机失速与喘振的对策CotIntermeastIres

8、比 r StaHlng and StIrg6ng o AxlalFan 华国钧 （浙江省电力建设总公司北仑电厂二期项目部浙江宁波 315800）摘要： 阐述了抽流风机失速和喘振的机理。 以北仑电厂二期工程调试中碰到的问题为背景， 分析了抽流凤机发生失速和喘振应注意的问题并制定了一些相应的防范措施以供参考c关键词：抽流风机；失速；喘振；对策 中国分类号： TK223 26 文献标识码： B 文章编号： 1007 1881（2002）02 0040 040 引盲动叶可调轴流风机相对于离心式风机而言， 具有体积小、 重量轻（约为离心式风饥的60 70 ）、低负荷运行效率高、调节范围大、对负荷变化反应

9、快等一系列优点，在国外大、中容量的火电机组上早已获得广泛使用 c 近年来，随着国内容量力 300Mw 、 600Mw 及以上机组的大量建设和投运， 动叶可调轴流风机在火电机组中也日趋普遍采用 c 但动叶可调轴流风机由于其结构上的特征，也存在制造、安装、维修技术要求高，失速（不稳定） 区间大，易发生失速及喘振等问题c北仑电厂二期工程3x 600Mw共采用了 6台动叶可调的 一次风机和 6 台动叶可调的送风机c本文以北仑电厂二期工程第 1 台 600MW 机组 （3 号机组 ）在启动调试过程中， 遇到的一次风机失速和喘振现象的发生与解决为背景，对动叶可调轴流风机失速与喘振机理进行分析。并提出如何在

10、调试、运行过程中消除失速和喘振现象的建议。1 失速、喘振的成因机理分析1 1 风机的失速 轴流风机叶片通常是机翼型的，当空气顺着机冀叶片进口端（冲角。=0。），如图1（a）所示的流向流入时， 它分成上下两股气流贴着翼面流过， 形成叶片背部和腹部的平滑 “边界层“气流呈流线形c 作用于叶片上有两种力， 一是垂直于叶面的升力。 另一种平行于叶片的阻力， 升力拿阻力c 当空气流入叶片的方向偏离了叶片的进口角，它与叶片形成正值的冲角（。0o ）,当接近于某一临界该时（临界值随叶型不同而异），叶背的气流工况开始恶化c当冲角增大至临界值时， 叶背的边界层受到破坏， 在叶背的尾端出现涡流区， 即所谓脱流工况

11、，也叫失速工况c此时作用于叶片的升力大幅度降低、阻力大幅度增加，如图 1（b）所示，随着冲角。 的增大， 气流的分离点向前移动， 叶背的涡流区从尾端扩大到叶背部，脱离现象更为严重，甚至出现部分流道阻塞的情况。由于风机各叶片加工误差， 安装角不完全一气流不完全均匀， 因此当气流进入不稳定工况区运行时， 不是所有叶片同时达到失速角。 假定产生失速阻塞首先从叶道2 开始， 其气流只能分流进入叶道1 和 3 ，使叶道 1 气流冲角减少，叶道 3 冲角增大，以致叶道3 发生阻塞，逐个向叶道4、5传播，如图2所示c实验表明，脱流的传播速度QJ' J、于叶片角速度QJ,因此，在绝对运动中，脱流区以A

12、QJ = QJ, QJ速度旋转，方向与叶轮转向相同，这种现象称为旋转脱流或旋转失速。1 2 风机的喘振喘振是轴流风机运行中的持殊现象 c 风机喘振的原因是出口压力与风机风量失去对应c出口压力很高而风量很小使得风机叶片部分或全部进入失速区。 造成风机喘振最常见的因素是挡板误动、控制系统故障、运行人员误操作。风机喘振主要表现为：风量、出口风压、电机电流出现大幅度波动，剧裂振动和异常噪音。喘振会造成风机叶片断裂或机械部件损坏， 严禁风机在喘振工况下运行。运行中一旦发 现风机进入喘振区，应立即调整风机动叶角度，使得风机运行点避开喘振区 c风机喘振跟动 叶角度有很大关系，动叶角度越小，越易发生喘振 c

13、喘振发生的原因可解释为：(1)从系统变工况的反应看(见图3),当用节流法减少风机压力，越过持性曲线压力最高 点A后，风机压头降低，如 B点是要求运行点，则在刚达B点瞬间，系统压力还来不及降到B,而是高于B,于是就发生倒流，使风机出力受压抑，短时无空气经风机，运行点瞬时 移到C点。但系统还继续向外供气，因而压力降低，当它低于 C点时，风机开始供气，但 因背压很小，风机出力瞬时超过B点，使背压迅速提高。因调节机构要求B点运行，则流量又回到B点，再次发生倒流，上述过程又重复c如果这种循环的频率与系统的振荡频率合拍时，就引起共振，振幅逐渐增大发生喘振。(2)从动力特性看(如图4),在出现全叶长型旋转脱

14、流时，如风机在A点运行，向小流量方向的微小扰动就足使风机压头突降至B点，随后瞬间倒流使风机出力降至C点，在风机恢复供气时，当流量达到 D点，风机压头又突升到 E点，最后又回到 A点c这种往复脉动 频率如与系统的振荡频率合拍，就会发生强烈的喘振 c经验表明，布局部扩展型失速时发生的喘振，脉动幅度小，激烈程度比边界周期型喘振轻得多c通常是一种轻微而有时听不到的脉动，轴流风机应避免进入不稳定的工况区。1. 3失速与喘振的区别与联系(1)失速是叶片结构特性造成的一种空气动力工况。失速的基本特性由开始至结束都有 它自身的规律，不受系统容积形状影响，而喘振是风机与系统锅合后的振荡特性的表现形式， 其振幅、

15、频率等受风道容积的节制。(2)失速是轴流式风机或离心式空压机基本届性，每个叶轮都会有发生失速的不稳定工 况，它是隐形的，只有用高灵敏度仪器，高频测试器才能探测。而喘振是显形的。当喘振发 生时，流量、压力和功率的脉动及伴随的噪声，一般很明显，甚至非常激烈。但喘振发生要 有一定的条件，同一风机装于不同系统中，有的发生喘振，有的就不发生。(3)失速发生时，尽管叶轮附近的工况有波动，但整台风机的流量、压力和功率是基本 稳定的，可以连续运行。而喘振发生时，因流量、压力和功率的大幅度脉动，无法维持正常 运行。(4)失速时，风机特性曲线可以测得。但喘振时，因工况脉动，无法进行正常的测量。(5)喘振仅仅发生于

16、风机特性曲线中从顶峰以左的坡度区段，其压力降低是失速造成的。而失速现象存在于顶峰以左的整个区段。两者是密切相关的，可以说失速的存在是喘振发生的原因。2 3号机组一次风机投运情况北仑电厂二朗工程一次风机和送风机均由日本IHI公司负责设计及系统匹配的要求，由沈阳鼓风机厂负责制造c3号机组2台一次风机的主要技术指标列于表1。3号机组在调试启动过程中，曾经出现多次风机失速和喘振现象。如1999年4月，当时机组工况: 运行，动叶开度分别(3BZT 75. 201A) (3BZT 75. 201B) 的控制均在自动方式。 的I/P有振荡现象,做机里号AST1960/1400风机形式幼叶可网辅曲风机流虱/m

17、in7880压升PaI56W风机转速r/mmI490空父密度立而1 .096风机裁率%84 3轴功率kU2541.6表1 北仑3号炉一次风机主要技术参数2台一次风机A风机为25%B风机为28% 只动叶执行机构当时执行机构 B 由于风机B的动叶晃动造成一次风机A 出力受阻而失速(没有出力 ) ，由于控制系统均处于自动状态，风机A又没有出力，要求动叶角度增大( 因为动叶的角度是根据一次风压来调节的) ，风机 A B 动叶迅速增至66 和 68左右，后经运行人员干预后停一次风机A 。从现象分析，一次风机B 动叶的晃动固然是诱导因素，但是风机本身叶片也可能存在内在的缺陷； 同时发现当失速或喘振发生时，

18、 喘振探头的信号不起作用。 在一次风机两级叶轮的进口处各装有一个喘振探头(5tallProbe) 。喘振探头的作用是当风机进入喘振区时，向运行人员发出报警信号，并干预控制系统，强制将进入喘振区的风机动叶关小到 25 。 。在对风机 B 的动叶执行机构进行检查、调整，同时对风机AB 的喘振探头进行调整、校验后，投运正常。 1999 年 6 月，一次风机A 也出现过失速喘振现象，这次持续时间较短，而且一次风机 A 喘振探头功能正确。在3 号机组大修期间，对两台一次风机进行全面检查，发现一次风机A B 前后级动叶角度偏差最大达3。 ，叶片的径向间隙也超差。后在装复调整中，逐一得到解决。3 喘振发生时

19、的检查3 1 风机设备(1)两台一次风机动叶角度可能不一致。(2) 风机本身前后两级动叶角度可能不一致。(3) 风机每级动叶中各片叶片角度可能不一致。(4) 由于叶片结垢引起。3 2 风道设计的相关参数(1)两侧风机对应风道阻力不同引起。(2) 风机进口阻力太大。3 3 执行机构设备(1)执行机构动作角度和风机内部动叶动作角度不一致。(2)执行机构信号晃动或者执行机构动作太快。3 4 测星系统和逻辑回路(1) 喘振探头安装是否正确。(2)保护和报警逻辑回路是否正确。4 喘振的防治与消除措施风机喘振涉及到风机选型、制造、安装、调试、运行等各个环节，要严格保证各环节工作质量，才能有效地防治及消除喘

20、振。4 1 选型设计设计单位提供选型参数时， 除计算燃烧所必须风量外， 应预留由于煤种变化， 介质温度变化，管道及风机特性变化，电网频率降低及空预器漏风等各种因素引起的风量增加裕度，同时由于阻力计算误差的客观存在， 选型参数中必须提供压力裕量。 连接风道设计时， 风机出口风道截面不得大于风机进口截面U2 5 ，又不得小于进口截面92 5 ，渐缩风道收敛坡度不宜小于15。 ， 扩散风道扩散角不宜超过7 。 。 连接风道的出口截面应限制在风机出口截面的 87 5 107 5 之间，否则很易失速，进而喘振。4 2 制造质量制造厂按业主提供的参数定制动叶可调轴流风机时， 必须保证风机在任何角度下运行的

21、最小流量应大于该角度下失速流量的5 10 。制造厂应严格控制叶片形状、长度、强度等与业主提供的参数间的误差。4 3 安装偏差安装时叶片窜动值及叶片间距误差太大，前后级叶片角度偏差太大，动叶执行机构动作的范围与风机动叶的可调范围对应关系等，均是风机喘振的诱因 c同时安装喘娠探头时，应考虑沿海电厂空气极易结露，喘娠信号取样管必须有足够的疏水坡度，否则，将引发风机频繁误报警。4. 4修正曲线除完成风机常规调试项目外，必须对风机制造厂提供的理论失速曲线按现场条件进行修 正，进而标定特定环境下风机真实的理论失速曲线，及实际操作控制曲线。4. 5运行操作由于系统计算误差， 系统调节机构动作不当，以及系统因

22、积灰阻塞等原因，运行中的风机在任意给定的叶片角度下均有进入失速区域可能，同时当1台风机已运行，另1台风机并入时，操作稍有不当，即会导致母管压力失衡，或者第一台风机运行压力高于第2台失速线的最低点，导致第2台风机喘振c故风机投运前，运行单位应根据制造厂提供的资料及系统 具体条件，编制出具体的风机运行规程，作为风机运行、维护、检修依据c收稿日期：2001 1010 作者简介：华国钧（1962）, 男，浙江兰溪人，工程师，工程管理工作。电站辅机:并列运行的轴流风机的喘振研究王兴田， 林文半， 廖自强（湖北电力仿真中1G,湖北武汉430070轴流式风机因其工作效率较高而被大型火力发电厂普遍采用。因为动

23、叶可调的轴流式风机具有驼蜂特性曲线， 很多火电厂都发生过轴流式风机的喘振事故，所以，绝大多数电厂的运行规程都有这样的规定：风机并列时，要先把运行的风机的动叶角度减下来，再把后启动的风机的动叶角度调上去，待两台风机的动叶角度相差很/ J?时，再按照需要把两台风机的动叶同时调大或调小。 先运行的风机的动叶角度要减到多少以下，规程并没有说明，只能靠炉膛压力或燃烧所需1号300Mw火动叶角度相差多大以上，才会发 对其它电厂的运行人员，可根据其电厂运行人员自己的经验来判断；另外，把风机的动叶角度减下来时，要的风星就受影响，必然要造成机组运行工况的波动。本文以湖北汉川电厂 电机纽为对象，利用流体网络法，计

24、算出风机并列运行时， 生喘振，从而对运行人员的风机并列运行操作做出指导。风机特性曲线和风烟系统的阻力，参考执行。1动叶可调的轴流式风机的端振原因送风趣A铀流式风机的特性曲线具有驼蜂。当工作 点处在蜂点之后，风机工作在稳定区域， 当工 作点处在蜂点之前， 风机就工作在喘振区， 见 图1。并列运行的两台风机，如果一台的动叶 角度很大，而另一台的动叶角度很小，那么， 由于动叶角度大的一台风机把风机进、出口差压拾得很高，动叶角度小的一台风机只有靠减 小流量来提高压头， 以克服进、出口差压的反 作用。当流量减小到驼蜂点流量以下时，风机的压头反而是下降的，于是，该风机就打不出 风，最后，在风机出口压力大于

25、进口压力的作 用下，二次风口 （R7）进入炉膛（8号点）。炉膛燃烧产生的烟气流经锅炉烟道、空气预热器和电除尘器（R9）,被引风机A、B吸出，风机出口（11号、12号两点）处设有联通管（R15）,烟气流过砖砌烟道和烟囱 （R13、R14）排人大气。 炉膛漏风简化为集中一点（9号点）。网络模型如图2所示。流体流动可等效成电路中电流的流动，两点间的流量可等效成电流，每一点的压力可等效成电压，流动阻力可等效成电阻.风机可等效成电路中的电源。因此，两点之间没有风机的流体流动方程为：pi-pj = Q2Ri其中，Q为两点问的流量；Pi、Pj为i点、j点的压力;Ri为两点间的流动阻力；两点之间有风机时，风机

26、产生的压头减去流体流动的阻力损失后，等于两点之间的压升，方程为：Pj Pi = HQ2Ri其中，H为风机在流量为 Q时的压头Q为风机流量；Pi为风机入口压力；Pj为风机出口压力；Ri为风机和管道的阻力。2拟合风机的特性曲线 o O O O 4 o O O O绝大多数电厂的运行规程都有这样的规定：风机并列时，要先把运行的风机的动叶角度减下 来，再把后启动的风机的动叶角度调上去，待两台风机的动叶角度相差很小时，再按照需要把两台风机的动叶同时调大或调小。先运行的风机的动叶角度要减到多少以下，规程并没有说明，只能靠电厂运行人员自己的经验来判 断；另外，把风机的动叶角度减下来时，炉膛4结论引风机的动叶可

27、调角度范围站-38到+ 3/把-30'定为0% , + 3T定为100%，引风机的 喘振范围见表1：,同机幼叶开度，H风机桩界动叶开度动叶菊圉差W受发生喘症7力4kl为内7544317846. S31.5部47.932, 18551 533.5聆53. S34 59055 234.B表1引风机发生喘振的动叶角度范围压力或燃烧所需要的风星就受影响，必然要造成机组运行工况的波动。本文以湖北汉JI电厂1号300Mw火电机纽为对象，利用流体网络法，计算出风机并列运行时，动叶角度相差多 大以上，才会发生喘振，从而对运行人员的风机并列运行操作做出指导。（1）在先运行的一台风机的动叶开度小于65%时

28、，启动另一台风机与之并列，不会发生喘振，不需要把先运行的一台风机的动叶角度减下来。（2）并列运行的两台风机，当其中一台的动叶开度大于70%时，尽量把它们的动叶角度调到比较接近；特殊情况下，不允许动叶角度差超过30%;实际运行中，为了保证安全，上述计算结果还要取一定的裕度，一般裕度系数取120%,即并列运行的轴流风机，其动叶角度差不要超过25%。（3）运行了很长时间的风机，由于风机的叶片磨损影响，使风机的特性曲线发生了变化, 允许的动叶角度差会减小，运行时应取更保守一些的允许动叶角度差。（4）如果由于过热器、再热器积灰等因素而使流动阻力增大，也会使风机工作点前移， 允许的动叶角度差会减小，运行中

29、必须注意这类问题。-S!)£?闺1引阅机压头值量特性的用2影响轴流风机可靠性的因素电站风机事故分类第1类事故：风机故障 51起火电机组退出运第2类事故：风机故障只引起火电机组出力降低，还没方造成火电机组退出运行，或送、引风机仅有某一台退出运行。第3类事故：风机损坏不严重，不需要送、引风机退出运行进行维修。第1、2类事故直接影响风机运行可靠性，第3类则是潜在的影响因素。2. 2轴流风机主要故障a）转子故障。如转子不平衡最严重的甚至发生叶轮飞车事故。b）叶片产生裂纹或断裂 c在送、引风饥上均有可能发生.近几年在多个大型电厂已发生文立夕7K °c）叶片磨损。主要是发生在引风机上

30、c由于电除尘器投入时机掌握不好或电除尘器故障，造成引风机磨损 G这是燃煤电站引风机最容易发生的故障cd）轴承损坏。e）电机故障c如过电流等，严重时烧坏电机 .f）油站褐油，调节袖压不稳定。既影响风机的调节性能也威胁风机的安全。2. 3轴流风机发生效障的原因2. 3. 1产品设计和制造方面s）结构设计不合理，强度设计中末充分考虑动荷载ob）气动设计不完善。对气动特性、膨胀不明。c）叶片强度安全系数不够，叶片材质差。d）叶片铸造质量差ce）焊接、装配质量差。如叶片螺栓脱落打坏叶片等。f）控制油站质量差。g）监测、保护附件失灵。2. 3. 2运行、检修方面a）轴流风机长期在失速条件下工作力脉动幅值显

31、著增加，叶片共振受损。b）不按风机特性要求进行启动并车气流压风机工况与系统特性不匹配。c）不投电除尘或电除尘效率低导致风机人口含尘浓度高。d）两台风机并列运行时，两者工作点差异较大。e）轴流风机喘振保护失灵 cf）无定期检修或检修不良。3. 3. 3安装方面a）轴系不平衡或联接不好，轴承、联轴器易损坏。b）执行机构安装误差大，就地指示值与控制室反馈值不一致，导致操作不准确。4. 3. 4风机选型与系统设计方面风机选型不当造成风机实际运行点在不稳定气流区或接近甚至进入失速区，以及风机管路系统特性不合理，均可造成风机转子有关部件的疲劳与损坏3提高轴流风机可靠性的措施表】3种风机的比较3. 1 选型

32、里 自离心式静调轴浦动留轴箫电站锅炉风机的型式一股有离心式、静叶可调结构息杂程度祇中高轴流和动叶可调釉流风机，应根据具体使用场对介质含受Jft的适应性好中合，经技术经济比较确定风机型式。3种风机的可比运行效率低中珞比较见表1*可比设备仇格低中高3. 2并联设计与运行可靠性高中低50流，比&ffl 1两台轴流风机的典型并联特性曲域在选择动叶可调轴流风机的参数时，除了按有关规 程规定给出裕度外，还要依据电厂实际情况、不仅考虑 最大保证工况点（1B）、McR工况、100%负荷工况，还 要考虑点火工况以及风机安全并车工况。后两种工况往 往校人忽视而给风祝的调试与运行带来困难。故应特别 注意动叶

33、可调轴流风机的并联设计与运行。帝再福军如图1,两台风机并联运行在 C点，但每台风机运 行在各自特性曲线的 A点上。当第1台风机保持同样叶 片角度运行时，运行点将移到 B点，第2台风机要启动 并入时，关闭出口门启动，叶片角度调至最小。打开隔 离门后，第2台风机将在D点运行，逐渐开大其角度， 并调小第l台风机角度，它们的运行点将分别沿皿和 B 线移动、到达辽点时两台风机并联，再同时调节两台风 机到所需的参数。从图中可以看出，当第 1台风机运行点压力高于第2台风机失速线的最低点 5的压力时、第2台风机启动将发生喘振，这时需降低第1台风机出力，使B点位于5点之下再启动第2台风机。5. 3其他设计措施如

34、果可以降低风机负荷，总是可以并车的，如燃油锅炉。但对于某些燃煤锅炉，例如中速直吹式制粉系统的冷一次风机，由于其制粉系统必须有一个最低的干燥出力要求和送粉压头，在风机出力下降受到限制的话况下，有两个方法解决并联运行问题。一是选择风机时计算好单台风机按要求工况运行时系统阻力，使5点高于该阻力线，这意味着设计点位于特性曲线更下端，以致压头较高风机效率较低。二是可以在轴流风机风道上加一个旁路再循环 门，启动该风机时，先关闭出口门，打开循环门，如图2。待第2台风机越过失速线后打开出口门，关闭循环门，这样做的缺点是增加了韧投资，增加了送风倒回泄漏的可能性。在设计风机进出口连接管道时，要力求避免产 生涡流的

35、可能性，某些转弯处还应采取加装导流板 的措施。3. 4调整与维护a）必须确保动叶实际角度与就地指示值及与控制室反馈值相一致。若误差大，运行人员便难以判断动叶真实角度，从而影响运行工况。 严重时.风机因长时间处于失速边缘或失速区内运行而导致断叶片事故的发生。b）对于燃煤电站，不能让引风机长期在超标烟尘中受磨。解决轴流风机磨损问题的关键是降低风机人口含尘浓度和灰粒尺寸。为此，应加强清灰等工作。c）加强对电除尘器的管理，确保电除尘器运行正常，减少烟尘对引风机叶片的磨损。d）确保风机喘振保护正常投入。图3送风机性能曲线图轴流式吸风机在大型发电厂中应用比较普遍。轴流式风机在运行中调节不 当会出现喘振现象

36、。因此就大唐盘山电厂吸风机出现的喘振进行分析， 得出结论: 及早发现，正确处理。主题词：轴流吸风机 喘振现象处理轴流式吸风机由于其本身的特性决定了它在运行中存在着发生喘振的可能 性，这一点从理论和实践中都可以得到证明。大唐盘山电厂应用两台轴流式吸风机并联运行的方式。运行实际中轴流风机喘振发生在增加出力的过程中，并联运行的轴流风机只是发生在单台风机喘振，未发 生过两台风机同时喘振。下面就大唐盘山电厂发生的风机喘振现象加以叙述和分析：第一次喘振现象：当时 AGC投入（AGC是自动增益补偿（Automatic Gain Control）,负 荷500MW升至550MW。A、B、C、D、E磨运行。炉膛

37、压力异常报警。处理：运行人员切换画面到吸风机时，#1吸风机跳闸（原因：液压油压力低）， 联跳#1送风机。RB保护动作，E磨跳闸，10秒后，D磨跳闸，炉膛压力低保护 动作，MFT动作，锅炉灭火.经过现场检查发现液压油管断开，造成油位下降， 油泵不打油。液压油压力低，#1吸风机跳闸。通过追忆，确认风机跳闸前两台 风机动叶全开，#1吸风机流量"0”,发生喘振。第二次喘振现象：当时 AGC投入，负荷500MW升至530MW。A、B、C、 D、E磨运行。炉膛压力异常报警，运行人员切换画面到吸风机时， #1吸风机流 量”0",电流83A, #2吸风机电流480A。（风机额定电流260A

38、）两台风机动叶全开。确认#1吸风机喘振。处理：关小#2吸风机动叶。处理过程中，#1吸风机跳闸（原因液压油压 力低），当时#1吸风机#1运行中液压油站跳闸，#2字自启后跳闸。联跳#1 送风机。RB保护动作，E磨跳闸，10秒后，D磨跳闸，炉膛压力低保护动作， MFT动作，锅炉灭火。第三次现象：当时 AGC投入，负荷500MW升至520MW。A、B、C、D、E磨运行。炉膛压力异常报警，运行人员切换画面到吸风机时， 炉膛负压正400pa, #1吸风机流量"0”,电流141A, #2吸风机电流285A。两 台风机动叶开度75%。确认#1吸风机喘振。处理：两台吸风机解自动，手动关#1吸风机动叶至

39、50%时，#1吸风机开始打风， 炉膛负压至负700 pa,开始关#2吸风机动叶至65%,同时，开#1吸风机动叶 至55%。当两台风机动叶开度62%/58%时，电流为160A/160A,负压稳定后， 两台吸风机头自动。分析：1 .三次吸风机喘振均发生在升负荷过程中，且处于 80%负荷以上。由于在高 负荷时，烟气量较大，烟气侧阻力较大。#1吸风机在两台风机并联运行中流量偏小，且由于调节系统的原因，#1吸风机动叶先动作，造成#1吸风机进入喘振区，发生喘振。针对这种现象，要求运行人员在负荷高于 450MW,升负荷过程中，专人注意 吸风机画面，一旦发现吸风机电流偏差大于 10A,立即解除自动，手动调节。

40、建 议增加吸风机电流偏差大报警，便于运行人员及时发现异常工况。2 .吸风机发生喘振的原因是通风系统阻力增加造成的。如：回转式空预器堵 灰，风道系统档板误动等。针对这种现象采取一定的措施：提高风道系统档板的可靠性。加强空预器吹灰。加强空预器差压的监视和分析，差压超过1.1Kpa,检查空预器换热元件，及时进行高压水冲洗或碱洗。3 .吸风机发生喘振后，必须正确处理。应及时关小喘振风机动叶，直至消除 喘振，也要及时关小另一台风机动叶，防止超电流运行，导致事故掉闸或损坏设 备。一旦发现风机振动或轴承温度达到紧急停运条件，必须马上停止运行。确认 两台风机运行正常后，方可投入自动调节。结论：运行人员应加强对

41、运行参数的监视和分析， 对烟风系统的参数心中有数， 对不同的负荷下，风机的电流，动叶的开度，烟气侧的流量，风机入口的压力， 空预器烟气侧的差压进行分析，发现问题，及时正确处理。在事故处理过程中，应同时注意其它画面设备的监视和调整，防止负压摆动 造成锅炉灭火。Summary: Axis of side of 2 furnace B sheds analytic Zhuhai power plant type blower gives out asthma brace up the prime cause of alarm signal is steam air heater cause air

42、channel obstruction to increase cause what jam and cause, handling way is the steam air heater that demolishs like water off a duck's back. The fact proves, this processing method is correct, the blower after processing breathes heavily brace up call the police to disappear automatically, this o

43、ffers a technology to draw lessons from to will be the same as type aircrew henceforth.Keyword:The axis sheds type blower; Breathe heavily brace up; Steamair heater; DemolishFlow Forced Fan In Zhuhai Power Station ofof AnalysisOn Surge Alarm Of AxialBo of LIU Yang , shui of CENXin , LIU Zhidong（Zhuh

44、ai Power Station, zhuh （此为英语引子）摘 要：阐发珠海发电厂 2号炉B侧轴流式送风机发出喘振上报讯号的基本缘故是 暖风器引发风道嶂碍增多引起堵住而引发的，安排方法是去除掉丝亳没有作用以极影晌的暖风器。实际证实，这一个安排方法是正确（ZhengQue）的，安排后送风机喘振上报便自 行消散，这为日后同种类机组供应技能参考。重点词：轴流式送风机；喘振；暖风器；去除Analysisonsurgealarmofaxial flowforcedfaninZhuhaiPowerStation LIUYang bo,CENXin shui,LIUZhidong （ZhuhaiPower

45、Station,Zhuhai,Guangdong519050,China） Abstract:hesurgealarmoftheaxialflowforcedfanonSideBofUn 计算机2boilerinZhuhaiPowerStationisanalyzed,andtherootcauseisdeemedtobetheblockageoft heairheaterthatincreasedtheresistanceintheairduct.Afterdismantlingtheuselessair heater,thealarmdisappearedautomatically,whi

46、chisofreferentialvaluetoothersimilar un计算机s.Keywords:axial-flowforcedfan;surge;airheater;dismantle风机是兵力发电厂中的要紧辅机，而轴流风机因速率高和能耗低更为被普遍使用。珠海发电厂第1期项目1号、2号机组为2X700MW使用了三菱公司的强行循环、肄角切圆的亚临近 燃煤锅台,2台送风机为单级、动叶可调解轴流式风机。锅台策划灼烧需要的两回风是由送 风机送出后经暖风器、空气air预热器加温后再步入灶膛。暖风器为外面式加温器，空气air预热器为三分仓转回式空气air预热器。2002年1月,2号炉B侧送风机

47、开始显现喘振上报讯号，而且愈来愈频频，但现场风机没有或者者讲不存在显然的喘振，CR送风机的电流同样没有或者者讲不存在显现显然的晃动。通过热工成员的测绘 , 其上报讯号是正常的 , 在有关技能成员的帮助下, 经现场几次测绘, 证明 2号炉 B 侧送风机喘振上报是真确的。1 毛病缘故及阐发1.1 喘振缘故珠海发电厂送风机为轴流式风机。从轴流式风机的运行曲线阐发（见图 1 ） , 其左半部是一个马镫型的地域 （既曲线点左边） , 此为风机运行的不安定区, 若风机在这里地域运行时显现标量大程度晃动不正常工况,则送风机极易于型成喘振。screen.width-333）this.width=screen.

48、width-333"border=0dypop="按此在新窗口浏览查瞧图像 ">一般的风机喘振检测是在风机叶轮入口处装有一根皮委托管理测取压力 , 对压力晃动程度施行判了却后路送至上报讯号装置。 珠海发电厂送风机喘振上报讯号测取元理与其它电厂差异它是依据送风机出口标量和压力的测绘值施行比较，判定的，判定程序和运行数据同图 2显示, 型像阐发如下（ 同下 ） ：screen.width-333）this.width=screen.width-333"border=0>a）送风机喘振上报讯号是由送风机牟介系数经筹算后得出的。同图2显示，由送风机动

49、叶进出口差压折算出来的送风机出口标量经送风机出口温度修改后，由变数f （423）转化成定然的压力（设置成为p1）,与经送风机出口温度修改后的送风机出口压力（设置成为p2）施行比较。若 p2 pl R0.968kPa,则 CR发出""SURGINGALARM，喘振上报。当 p2 pl w 0.5l6kPa 时, 上报讯号复归。在机组重量比较，低时，总风力非常小，风机出口压力低，风道嶂碍的影响不显 然,pl和p2的差值在正常领域内，故而不可能产生喘振上报。当总风力加大时 ，因为风道嶂 碍快速加大，送风机工作点往驮背偏移，相同风力下送风机出口压力大大升高，p1和p2差值显然加大，出差值达到和实现设置值时，则会发出喘振上报。b） 由珠海发电厂的风机喘振上报讯号型成元理可知 , 显现喘振上报不定然阐明风机已经产生喘振