动叶可调轴流风机失速与喘振现象及其预防措施

第２６卷第７期２０１０年７月

电力科学与工程

Ｅｌｅｃｔ—ｃＰｏｗｅｒＳｃｉｅｎｃｅａｎｄＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ

Ｖ０１．２６，Ｎｏ－７

，。

ｊｊ

Ｊｕｌ．，２０１０

动叶可调轴流风机失速与喘振现象及其预防措施

马少栋，李春曦，王

欢，祁

成

（华北电力大学能源动力与机械工程学院，河北保定０７１００３）

摘要：轴流风机发生失速和喘振是电厂运行中的常见故障，严重制约了机组的安全经济运行。在阐述失速和喘振现象的基础上，分析和总结了国内多家电厂不同型号轴流风机发生失速和喘振的原因及相应的处理措施，举例说明了发生失速和喘振过程中运行工况点的变化。并归纳了预防措施。关键词：动叶可调轴流风机；喘振；失速；预防措施中图分类号：Ｇ６４２０；ＴＨ４３２．１

文献标识码：Ａ

为表面摩擦阻力，绕翼型的气流保持其流线形状。

０引言当冲角增加到某一临界值时，气流在叶片背部的流动遭到破坏，尾部涡流变宽，升力减小，阻力

目前，电力行业发电机组正向大容量方向发展，单机容量为６００ＭＷ和１

０００

急剧增加，进而使叶道堵塞，使风压急剧降低，这种现象称为失速。１．２喘振

喘振现象是指泵与风机的流量和能头在瞬间内发生不稳定的周期性反复变化的现象。动叶可调式轴流风机全压相对较低，且其性能曲线呈驼峰型，存在峰值点Ｋ，容易导致喘振的发生。通常称Ｋ点右侧的区域为风机的稳定工作区，左侧为喘振区。当风机的工况点落入喘振区发生喘振时，风机和大容量管路系统耦合为一个具有周期的弹性空气动力系统。若该系统的震荡频率恰好等于整个厂房设备的固有频率，则会产生共振，从而对设备和建筑造成重大损害。１．３区别与联系

（１）失速发生时，只是叶片附近的工况有波动，整台风机的流量、压头和电流基本保持稳定，仍可以连续运行。而喘振发生时，各项指示数据大幅脉动，使风机无法继续工作。

（２）失速刚产生时，人无法感觉到，只有利

ＭＷ的机组不断

投入运行。随着大容量、高参数机组的涌现，锅炉的烟气量也随之增大，因此需要与之相匹配的风机。动叶可调式轴流风机由于具有径向尺寸小、流量大、重量轻、启动力矩小、变工况运行时经济性好、适应性强、调节特性好等诸多特点，因此正逐步成为大型锅炉进、引风机的主流选择。但由于受轴流风机具有驼峰形状的性能曲线和运行环境恶劣的影响，客观上决定了喘振和失速发生的可能性。

实际运行的不同型号和容量轴流风机，均不同程度地发生了失速和喘振现象，而且原因也不尽相同¨“Ｊ。本文在阐述失速和喘振现象的基础上，通过总结国内多家电厂轴流风机发生失速和喘振的原因及其处理措施，举例分析其发生故障时风机工况点变化所共有的规律，为处理和避免同类故障提供了借鉴和参考。

１失速和喘振现象

１．１失速

轴流式风机的叶片通常是机翼流线型的，在冲角为零或者小于临界冲角时，它们的阻力主要

收稿日期：２０１０—０５—２３。

用精密仪器才能够探测到，此时，风机的特性曲线仍然可以测得。而喘振产生的现象非常激烈，无法测量当时的工况。

（３）失速是叶片结构导致的一种空气动力工况，有其自身的规律，其影响因素包括叶片结构、

作者简介：马少栋（１９８６一），男，硕士研究生，主要从事流体力学与流体设备方面的研究，Ｅｍａｉｌ：ｍａｓｈａｏｄｏｎ９０３２８＠

１６３．ｃｏｒｎ

电力科学与工程

２０１０年

叶轮本身、进入叶轮的气流情况等，但喘振的发生及现象特征都取决于外界条件。例如，此系统

２失速与喘振案例

失速与喘振是轴流风机在运行中常见的故障，很多电厂都曾发生过不止一次。因此，总结和分析喘振和失速产生的原因，并提出预防和处理措施具有重要的实际意义。表１和表２总结了多个电厂轴流风机发生喘振和失速的案例。

ｃｏｎｃｌｕｓｉｏｎ

中的风机正常工作，安装至其它系统则可能发生

喘振。

（４）喘振仅发生于风机特性曲线中的喘振区，而失速现象存在于峰值Ｋ点以左的整个区段。两者关系密切，可以说失速是诱发喘振发生的原因。

Ｔａｂ．１

表１轴流风机失速案例总结

Ａｘｉａｌｆａｎｓｔａｌｌ

ｃａｓｅ

电厂名称风机型号原因处理措施

宝鸡第二发电有限送风机：公司…ＡＳＮｌ９５０／１０００型湖南株洲电厂㈨

送风机：

ＦＡｌ２１．１—１１．８一ｌ型

暖风器阻力增加，造成锅炉二次风系统阻对二次风暖风器进行了彻底

力增加，动叶开度过大。清理。实际失速曲线与厂家提供性能曲线不符控制１号送风机出口压力不超（实际失速曲线下移），提前进入失速区。过２．９５ｋＰａ；保持并列运行的

两台风机动叶开度尽量接近；

增减风量时保持同步调整。

扬州第二发电有限一次风机：

ＡＳＴ一１７９２／１１２０型公司１３］

一次风机：

ＡＳＴ一１５００／１０００型

叶片真实开度与叶片角度盘的显示存在较调整前后两级叶片角度和同大误差，实际风机叶顶的动静间隙超过设级叶片角度问的偏差，以及

计标准。叶顶动静间隙。失速余量较少，风道阻力异常，前后两级更换一次风机的消音器，对叶片角度偏差过大，出现抢风，叶顶动静空气预热器进行检修和清理，间隙和问级叶片角度偏差过大，叶片真实调整风机叶片角度偏差。开度与叶片角度盘的显示误差较大。

空预器堵灰严莺，风道阻力特性变化使送清除空预器蓄热片积灰，降风机动叶开度过大、运行在不稳定区。低空预器风阻。锅炉掉大焦，使炉膛形成较高正压，为保持风量，送风机动叶开度过大。

保持两台送风机的风量平衡，经常监视动叶开度、风压、风苗的关系

广州珠江电厂【７］

山东华能德州电送风机：厂［“ＦＡＦ３０．１５．１型唐山热电有限公送风机：司引

ＡＮＮ２０１６／９００Ｎ型

河北三河发电厂［４３

送风机：

ＡＰＩ—１８／９．５型一次风机：

ＡＳＴ一１５００／１０００型

因杨花柳絮堵塞暖风器导致投产以来送风清理暖风器七杂物，并防止机多次喘振。杂物冉次堵塞入口。一次风机启停逻辑不合理；磨煤机停跳导修改一次风机和制粉系统逻致一次风量突然变小；冷风再循环门调节辑，排除伺服机构故障。不当；动叶调节伺服机构故障。

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：

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图２喘振过程的运行工况点变化

Ｆｉｇ．２

（１）：３７—４０．

ｃｏｕｒｓｅ

Ｍｏｖｅｍｅｎｔ

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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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ａｎｄｃｏｕｎｔｅｒｍｅａｓｕｒｅ

ｏｎ

４预防措施

（１）当确定风机发生失速时，应立刻改为手动调节，逐渐减少风机动叶开度，降低Ｐ—ｑ。

ｐｒｉｍａｒｙ

ｆａｎ

ｓｕｒｇｉｎｇ

ａｔ

Ｇｕａｎｇｚｈｏｕｚｈｕｊｉａｎｇ

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７００

曲线，进而降低临界点，使风机重新工作于稳定

区，直至风机的电流回升至正常值。同时还应减小另一侧风机出力或开大母管上的风门，降低管道阻力和母管压力，使喘振风机尽快带上负荷，平衡两侧出力。

（２）运行中要尽量减少两侧动叶开度之差，保持两侧风机出力平衡，动叶开度不要过大，定期对管路系统吹灰，减小系统阻力。

（３）如风机失速过于频繁，就应对风道系统进行改造，可采取变直角弯头管路为圆弧角管路

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ＨｏｍｏｇｅｎｅｏｕｓＣｏｏｒｄｉｎａｔｅＴｒａｎｓｆｏｒｍａｔｉｏｎＡｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ

ｏｎ

ＩＡＳｙｓｔｅｍＯｐｅｒａｔｏｒＳｔａｔｉｏｎＳｉｍｕｌａｔｉｏｎ

ＧａｏＳｈｕｋａｉ

（ＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅｏｆＳｉｍｕｌａｔｉｏｎ＆Ｃｏｎｔｒｏｌ，ＮｏｒｔｈＣｈｉｎａＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，Ｂａｏｄｉｎｇ０７ｔ００３，Ｃｈｉｎａ）

Ａｂｓｔｒａｃｔ：ＴｈｉｓｐａｐｅｒｄｅｓｃｒｉｂｅｄｔｈｅＩＡｓｙｓｔｅｍｏｐｅｒａｔｏｒｓｔａｔｉｏｎｓｄｕｒｉｎｇｔｈｅｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｐｒｏｃｅｓｓ，ｕｓｉｎｇｈｏｍｏｇｅｎｅｏｕｓ

ｃｏｏｒｄｉｎａｔｅｔｒａｎｓｆｏｒｍａｔｉｏｎ

ｏｎ

ｔｈｅＩＡｓｙｓｔｅｍｏｐｅｒａｔｏｒｓｔａｔｉｏｎｇｒａｐｈｉｃｓｆｉｌｅｓ

ｗｅｒｅ

ｒｅｓｔｏｒｅｄ．Ｉｎｄｉｃａｔｅｄ

ｔｈａｔｔｈｅｏｐｅｒａｔｏｒ

ｓｔａｔｉｏｎｃｏｍｐｕｔｅｒｇｒａｐｈｉｃｓｓｉｍｕｌａｔｉｏｎ，ｃａｎｉｎｃｒｅａｓｅｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｆｉｄｅｌｉｔｙｇｒｅａｔｌｙ，ｃａｌｌｇｒｅａｔｌｙｒｅｄｕｃｅ

ｔｈｅｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｏｆ

ｓｉｍｕｌａｔｏｒｄｅｖｅｌｏｐｅｒｓｉｎｔｅｎｓｉｔｙａｎｄｇｒｅａｔｌｙｒｅｄｕｃｅｏｐｅｒａｔｏｒｓｔａｔｉｏｎｓｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｃｙｃｌｅ．

Ｋｅｙ

ｗｏｒｄｓ：ｏｐｅｒａｔｏｒｓｔａｔｉｏｎｓｉｍｕｌａｔｉｏｎ；ｈｏｍｏｇｅｎｅｏｕｓ

ｃｏｏｒｄｉｎａｔｅｓ；ｇｒａｐｈｔｒａｎｓｆｏｒｍａｔｉｏｎ

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