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[摘 要]某600MW燃煤机组配备两台动叶可调轴流引风机，运行中出现明显的失速现象，本文根据现场实际情况，分析造成失速问题的主要原因是由于结垢引起叶片卡涩，造成运行中叶片角度不一致，并提出解决问题的具体措施，为处理同类问题提供新的思路。
[关键词]动叶可调 引风机失速 叶片角度不一致
中图分类号：TB922 文献标识码：TB 文章编号：1009―914X（2013）34―0060―02
0 引言
风机的失速易发生于轴流风机，现代电厂很多大型风机为轴流式，风机的失速运行将导致出力降低，危胁机组的安全运行，失速引起的振动也会对风机本身造成损害，后果严重[1]。
另由于引风机输送的是烟气，运行条件比较恶劣，故障率较高，特别对于引风机和增压风机合并的联合风机，受脱硫系统影响，风机失速的可能性较大。因此当风机发生失速时，及时判断和处理，对保证锅炉及风机安全运行是很重要的[2]。本文通过某600MW机组引风机失速实例的分析，为判断和处理失速问题提供新的思路。
1 系统概述
某电厂600MW燃煤机组锅炉为超临界参数变压运行直流炉，单炉膛、一次再热、四角切圆燃烧方式、三分仓回转式空气预热器、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构П型锅炉，最大连续蒸发量1900t/h。烟气系统采用引风机与增压风机合并的布置方式，配备两台双级动叶可调联合引风机，同时克服引风阻力及脱硫系统阻力。
1.1 引风机及配套电动机设备参数（表1）
2 事故概述
引风机已投运约半年，风机性能稳定，轴承温度、振动等指标均在正常范围内。
2011年9月机组进行检修，引风机停运20多天。10月9日再次启机运行后，发现引风机运行风压、电流出现异常波动，风机振动值加大，就地可听到明显的气流异音，怀疑风机喘振。遂停机检查，发现引风机出口烟道方圆接头处导流板脱落，风机本体无明显损伤，再次启机，风机运行问题仍然存在，电流波动达到50A左右。
为避免引风机振动，电厂于10月10日对两台并联运行的引风机进行试验，通过调整两台风机的出力，寻找最佳运行方案。试验过程中增大引风机A的开度，关小引风机B开度，风机在机组390MW负荷以上开始发生喘振。随后电厂恢复了出口导流板，情况并未好转。
10月12日，引风机A振动突然加大，停机检查，发现一片后导叶脱落，两块支撑肋脱落，动叶片全部被脱落件打坏，后导叶部分叶片出现不同程度的损坏，动叶片有5-6片开度明显异于其它动叶片。
3 事故原因分析
3.1 事故原因
风机失速的表现：（1）噪音增大；（2）近风机的地方气流发生抖动；（3）频繁发生高于正常运行时的振动值；（4）失速风机的风压或烟压及电流发生大幅度的变化或摆动[3]。
从现场状况看，两台风机失速情况明显，风机风量风压急剧波动，电流无法调整平衡，气流噪音增大，振动值上升。
失速是喘振的前提，严重的失速会引发系统喘振。喘振的产生主要有内因及外因两方面的因素，内因是气流进入叶片的方向角α与叶片安装角β差值变大，即冲角i=β-α增加（如图1），引起叶道中严重的气流脱离，损失增加，以致无法向管网中输气。外因是管网系统的影响，若管网阻力系数很大（即性能曲线比较陡）管网性能曲线很容易与通风机性能曲线的左下部相交，而产生喘振[4]（如图2）。电站风机必须避免风机在失速区运行，绝对禁止在喘振状态下运行。在此状态下，若不立即采取措施消除或立即停机，将会造成设备的严重损坏[5]。
3.2 风机失速原因分析
从一系列运行现象看，风机失速是造成支撑板脱落、发生设备损坏事故的直接原因，然而根据运行参数（表2）分析，风机运行参数在设计范围内，系统阻力并不大，在此情况下，风机为何失速，此为此次事故分析的难点。
根据表2所列参数，风机在机组570MW负荷时，旁路开度60%，脱硫系统基本解列，风机全压仅4400Pa左右，离设计值相去甚远。结合风机性能曲线看，一方面风机运行点在离理论失速区较远的情况下发生失速现象，另一方面引风机A出力明显低于引风机B出力，基本可以判断引风机A已与理论性能不符，风机存在异常，初步怀疑动叶开度不一致导致风机失速。
3.2 叶片开度不同步对风机性能的影响
宏观上看，叶片开度不同步，则必然有一片叶片大或小于周围叶片（如图3），不论大或小于周围叶片，都将造成整个流道的堵塞，使通风机叶栅的气流离开叶片吸力面而发生附面层分离，导致风机提前进入失速状态。对于叶片开度不一致的叶栅来说，失速总是从开度较大的叶片开始，一旦某个或某几个叶片发生失速，出现附面层分离现象，则进入其前后相邻叶片的气流便发生方向相反的偏转，从而导致沿旋转方向相反的后相邻叶片进口气流角减小[4]，冲角增大，发生失速，紧接着扩展到整个叶轮，使风机提前进入失速区，同时叶片开度不一致也将降低风机的出力（从运行参数看，风机出力明显低于理论出力）。
根据以上分析，决定对#1B引风机及同时停机的#2炉引风机进行检查，检查发现#2A及#2B两台引风机第一级叶片结垢严重（如图4），现场拆卸无法转动叶片，部分叶片严重卡涩，与此同时，对#1B引风机也进行了检查，发现一件叶片不同步，卡涩现象较为严重，后现场通过敲击，一点点转动叶片，方可拆下。
4 结论及建议
综上所述，#1A引风机发生支撑件脱落打坏动叶事故的主要原因是由于#1A引风机停运20多天后再次启动前未对风机进行全面检查，风机结垢严重导致部分叶片卡涩，再次启用时强行打开动叶，导致部分叶片内曲柄与滑块不同程度损坏，以致正常运行时不能同步调节，叶片开度不一致。
叶片开度不一致将会影响风机的正常工作性能，不仅会使风机出力下降，同时也会使失速区提前（如图5）。當运行到失速区时，气流压力脉动将会对风机以及系统各个零部件产生巨大的动应力，最终导致其损坏。
建议若机组长期停运，需每天至少启动油站操作风机叶片由关闭到最大开度再到关闭动作循环一次。再次启动前需对风机叶轮及叶轮外壳进行清淤处理，检查叶轮叶片转动是否灵活，避免灰尘沉积结垢，影响正常运行。
参考文献
[1] 陈红铁，王志华.宁海电厂引风机失速分析.《能源与环境》，2007年03期：102-103.
[2] 严小东，赵艳飞.引风机失速原因分析及对策.《中国科技博览》，2011年第12期：68.
[3] 程星星，金保升，仲兆平.催化还原脱硝装置对引风机性能的影响.风机技术，2008年04期：23-26.
[4] 李庆宜.通风机.机械工业出版社，1986：245.
[5] 刘家钰.电站风机改造与可靠性分析.中国电力出版社，2001：35.
[关键词]动叶可调 引风机失速 叶片角度不一致
中图分类号：TB922 文献标识码：TB 文章编号：1009―914X（2013）34―0060―02
0 引言
风机的失速易发生于轴流风机，现代电厂很多大型风机为轴流式，风机的失速运行将导致出力降低，危胁机组的安全运行，失速引起的振动也会对风机本身造成损害，后果严重[1]。
另由于引风机输送的是烟气，运行条件比较恶劣，故障率较高，特别对于引风机和增压风机合并的联合风机，受脱硫系统影响，风机失速的可能性较大。因此当风机发生失速时，及时判断和处理，对保证锅炉及风机安全运行是很重要的[2]。本文通过某600MW机组引风机失速实例的分析，为判断和处理失速问题提供新的思路。
1 系统概述
某电厂600MW燃煤机组锅炉为超临界参数变压运行直流炉，单炉膛、一次再热、四角切圆燃烧方式、三分仓回转式空气预热器、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构П型锅炉，最大连续蒸发量1900t/h。烟气系统采用引风机与增压风机合并的布置方式，配备两台双级动叶可调联合引风机，同时克服引风阻力及脱硫系统阻力。
1.1 引风机及配套电动机设备参数（表1）
2 事故概述
引风机已投运约半年，风机性能稳定，轴承温度、振动等指标均在正常范围内。
2011年9月机组进行检修，引风机停运20多天。10月9日再次启机运行后，发现引风机运行风压、电流出现异常波动，风机振动值加大，就地可听到明显的气流异音，怀疑风机喘振。遂停机检查，发现引风机出口烟道方圆接头处导流板脱落，风机本体无明显损伤，再次启机，风机运行问题仍然存在，电流波动达到50A左右。
为避免引风机振动，电厂于10月10日对两台并联运行的引风机进行试验，通过调整两台风机的出力，寻找最佳运行方案。试验过程中增大引风机A的开度，关小引风机B开度，风机在机组390MW负荷以上开始发生喘振。随后电厂恢复了出口导流板，情况并未好转。
10月12日，引风机A振动突然加大，停机检查，发现一片后导叶脱落，两块支撑肋脱落，动叶片全部被脱落件打坏，后导叶部分叶片出现不同程度的损坏，动叶片有5-6片开度明显异于其它动叶片。
3 事故原因分析
3.1 事故原因
风机失速的表现：（1）噪音增大；（2）近风机的地方气流发生抖动；（3）频繁发生高于正常运行时的振动值；（4）失速风机的风压或烟压及电流发生大幅度的变化或摆动[3]。
从现场状况看，两台风机失速情况明显，风机风量风压急剧波动，电流无法调整平衡，气流噪音增大，振动值上升。
失速是喘振的前提，严重的失速会引发系统喘振。喘振的产生主要有内因及外因两方面的因素，内因是气流进入叶片的方向角α与叶片安装角β差值变大，即冲角i=β-α增加（如图1），引起叶道中严重的气流脱离，损失增加，以致无法向管网中输气。外因是管网系统的影响，若管网阻力系数很大（即性能曲线比较陡）管网性能曲线很容易与通风机性能曲线的左下部相交，而产生喘振[4]（如图2）。电站风机必须避免风机在失速区运行，绝对禁止在喘振状态下运行。在此状态下，若不立即采取措施消除或立即停机，将会造成设备的严重损坏[5]。
3.2 风机失速原因分析
从一系列运行现象看，风机失速是造成支撑板脱落、发生设备损坏事故的直接原因，然而根据运行参数（表2）分析，风机运行参数在设计范围内，系统阻力并不大，在此情况下，风机为何失速，此为此次事故分析的难点。
根据表2所列参数，风机在机组570MW负荷时，旁路开度60%，脱硫系统基本解列，风机全压仅4400Pa左右，离设计值相去甚远。结合风机性能曲线看，一方面风机运行点在离理论失速区较远的情况下发生失速现象，另一方面引风机A出力明显低于引风机B出力，基本可以判断引风机A已与理论性能不符，风机存在异常，初步怀疑动叶开度不一致导致风机失速。
3.2 叶片开度不同步对风机性能的影响
宏观上看，叶片开度不同步，则必然有一片叶片大或小于周围叶片（如图3），不论大或小于周围叶片，都将造成整个流道的堵塞，使通风机叶栅的气流离开叶片吸力面而发生附面层分离，导致风机提前进入失速状态。对于叶片开度不一致的叶栅来说，失速总是从开度较大的叶片开始，一旦某个或某几个叶片发生失速，出现附面层分离现象，则进入其前后相邻叶片的气流便发生方向相反的偏转，从而导致沿旋转方向相反的后相邻叶片进口气流角减小[4]，冲角增大，发生失速，紧接着扩展到整个叶轮，使风机提前进入失速区，同时叶片开度不一致也将降低风机的出力（从运行参数看，风机出力明显低于理论出力）。
根据以上分析，决定对#1B引风机及同时停机的#2炉引风机进行检查，检查发现#2A及#2B两台引风机第一级叶片结垢严重（如图4），现场拆卸无法转动叶片，部分叶片严重卡涩，与此同时，对#1B引风机也进行了检查，发现一件叶片不同步，卡涩现象较为严重，后现场通过敲击，一点点转动叶片，方可拆下。
4 结论及建议
综上所述，#1A引风机发生支撑件脱落打坏动叶事故的主要原因是由于#1A引风机停运20多天后再次启动前未对风机进行全面检查，风机结垢严重导致部分叶片卡涩，再次启用时强行打开动叶，导致部分叶片内曲柄与滑块不同程度损坏，以致正常运行时不能同步调节，叶片开度不一致。
叶片开度不一致将会影响风机的正常工作性能，不仅会使风机出力下降，同时也会使失速区提前（如图5）。當运行到失速区时，气流压力脉动将会对风机以及系统各个零部件产生巨大的动应力，最终导致其损坏。
建议若机组长期停运，需每天至少启动油站操作风机叶片由关闭到最大开度再到关闭动作循环一次。再次启动前需对风机叶轮及叶轮外壳进行清淤处理，检查叶轮叶片转动是否灵活，避免灰尘沉积结垢，影响正常运行。
参考文献
[1] 陈红铁，王志华.宁海电厂引风机失速分析.《能源与环境》，2007年03期：102-103.
[2] 严小东，赵艳飞.引风机失速原因分析及对策.《中国科技博览》，2011年第12期：68.
[3] 程星星，金保升，仲兆平.催化还原脱硝装置对引风机性能的影响.风机技术，2008年04期：23-26.
[4] 李庆宜.通风机.机械工业出版社，1986：245.
[5] 刘家钰.电站风机改造与可靠性分析.中国电力出版社，2001：35.