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[摘 要]针对平海电厂锅炉送风机多次发生失速的情况，在介绍轴流送风机失速机理基础上，根据实测数据对送风机失速原因进行了分析，认为空预器堵塞严重导致管路阻力特性变化、送风机动叶开度过大是送风机失速的原因，并提出了送风机失速的处理及预防措施。
[关键词]轴流式送风机；失速；动叶可调；预防措施
中图分类号：TD327.3 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）04-0325-01
0 引言
平海电厂1号机组额定容量为1000MW，锅炉是上海制造的超超临界、一次中间再热、单炉膛、Γ型布置、燃煤直流炉。配有2台三分仓回转式空预器，2台型号为FAF28-15-1的动叶可调轴流式送风机，动叶调节范围为0～100%，设计风量为333.91m3/s，设计静压为4515Pa，风机转速为990r/min。平海电厂1号机组投产后，多次发生送风机失速现象，一度影响了机组带负荷能力，经过技术人员分析，认为1号锅炉送风机失速的主要原因是空预器堵灰严重，风道阻力特性变化使送风机动叶开度过大、运行在不稳定区所致。
1 轴流式送风机失速机理
轴流风机叶片通常是机翼型的，轴流式风机叶片气流方向如图1所示。当空气顺着机翼叶片进口端（冲角α=0°），按图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，叶片背部和腹部的平滑“边界层”处的气流呈流线形。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≥阻力。当空气流入叶片的方向偏离了叶片的進口角，它与叶片形成正冲角（α>0°），如图1（b）所示。在接近于某一临界值时（临界值随叶型不同而异），叶背的气流工况开始恶化。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“失速”现象。随着冲角α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。此时作用于叶片的升力大幅度降低，阻力大幅度增加，压头降低。
轴流风机的失速特性是由风机的叶型等特性决定的，同时也受到风道阻力等系统特性的影响，动叶调节轴流式送风机的特性曲线如图2所示，其中，鞍形曲线M为送风机不同安装角的失速点连线，工况点落在马鞍形曲线的左上方，均为不稳定工况区，这条线也称为失速线。由图中我们不难看出：①在同一叶片角度下，管路阻力越大，风机出口风压越高，风机运行越接近于不稳定工况区；②在管路阻力特性不变的情况下，风机动叶开度越大，风机运行点越接近不稳定工况区。
根据电厂的运行经验，当并联运行的轴流风机出现下列现象时，说明风机发生了失速：①失速风机的压头、流量、电流大幅降低；②失速风机噪声明显增加，严重时机壳、风道、烟道发生振动；③在投入“自动”的情况下，与失速风机并联运行的另1台风机电流、动叶开度大幅升高；④与风机“喘振”不同，风机失速后，风压、流量降低后不发生脉动。
2 平海电厂1号炉送风机失速分析
2.1 现象分析
以2010年8月25日1号炉B送风机失速为例进行分析：当日14∶27，1号机组负荷为1000MW，A、B送风机并列运行，动叶控制置自动状态，空预器后二次风压力1.55kPa，A、B送风机动叶开度分别为68%和66%，A送风机电流202A，B送风机电流205A（额定值357A），炉膛压力-85Pa。运行人员发现炉膛压力突降至-850Pa，A、B送风机动叶开度迅速升至100%，母管二次风压骤降至0.77kPa，A送风机电机电流升至295A，B送风机电机电流降至133A，且B送风机振动骤然升高，风机异常发生后，风压、风量、振动、风机电机电流等参数突变后未发生波动，因此运行人员判断为B送风机失速，而不是喘振，运行人员立即减少锅炉燃烧，手动关小A、B送风机动叶至60%，此时二次风压回升，B送风机振动回落至2.3mm/s，送风机失速现象消失。失速前、后风机主要参数比较见表1。
根据运行记录及DCS打印数据显示，当时机组正在升负荷过程中，由于空预器堵灰较为严重，风、烟侧前后差压均远高于设计值，锅炉负荷升高使送风需求量增大，这些原因使送风机动叶不断开大，记录数据显示：发生失速前16min内，送风机动叶由60%平缓开至68%，逐渐逼近风机不稳定工况区，而空预器压差亦随风量、烟气量增长不断增大，送风通道阻力特性改变，促使风机进入失速区。事后对送风机入口滤网及暖风器进行了仔细检查，未发现堵塞，因此，排除了暖风器及入口风道堵塞造成风机失速的原因。
据此分析，送风机出口通道阻力过大、动叶开度大，落入风机不稳定工况区是B送风机发生失速的真正原因。应清除空预器蓄热片积灰，降低空预器风阻是解决送风机失速的根本措施，由于当时电网负荷紧张，无法实现停炉检修，电厂制定了临时措施：限制机组最高负荷，适当降低锅炉氧量运行，避免送风机动叶开度超过65%，在这样的临时措施下，送风机失速现象未再次发生。
值得一提的是，动叶可调轴流风机叶片角度过大是引发风机进入不稳定区的重要原因，但为什么B送风机失速后，与之并联运行的A送风机动叶开大至100%，仍未发生失速呢？原因是B送风机失速后，出力锐减，系统风压迅速降低，并联系统的管网阻力特性也随之变化，阻力特性曲线下移，风机出口风压降低，使得A送风机运行点远离不稳定工况区。
2.2 预防送风机失速的措施
限制机组负荷、降低锅炉氧量仅是避免送风机落入失速区的一个应急的处理方法，确保送风通道畅通，减小风道阻力才能彻底预防送风机失速的发生，在随后的停机检修中，平海电厂针对送风机失速进行了一系列设备治理：①在秋季的小修中，对1号炉空预器蓄热片进行了彻底清理，更换了腐蚀损坏的蓄热片；②为保证运行中空预器蓄热片积灰能够及时清除。运行至今效果不错，空预器风、烟侧前后压差能够长期控制在设计值范围内；③在正常运行中，尽量保持2台送风机的风量相平衡。当发生1台送风机失速时，应迅速关小送风机动叶，使动叶开度小于65%，使送风机尽快回到稳定工况区运行。
3 结论
在电厂实际运行中，锅炉尾部空预器受热面积灰严重或风门、挡板操作不当误关，造成风道阻力增大，促使风机运行在不稳定工况区域是轴流送风机失速的主要原因之一。根据运行经验轴流送风机风压、风量、电流大幅降低后未发生脉动，风机振动、动叶开度突增是判断送风机发生失速的重要依据。一旦发生送风机失速，应迅速关小失速风机的动叶，关小未失速风机的动叶，使并联运行的2台送风机动叶开度、电流相接近，是使送风机快速脱离失速工况的解决办法。
平海电厂经过对1号炉空预器的治理，以及其他防止送风机失速措施的实施，使得送风机出、入口风道能够畅通，通道风阻始终小于设计值，在锅炉满负荷、氧量3.0%工况下，送风机动叶开度﹤65%，未再次发生送风机失速现象。
[关键词]轴流式送风机；失速；动叶可调；预防措施
中图分类号：TD327.3 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）04-0325-01
0 引言
平海电厂1号机组额定容量为1000MW，锅炉是上海制造的超超临界、一次中间再热、单炉膛、Γ型布置、燃煤直流炉。配有2台三分仓回转式空预器，2台型号为FAF28-15-1的动叶可调轴流式送风机，动叶调节范围为0～100%，设计风量为333.91m3/s，设计静压为4515Pa，风机转速为990r/min。平海电厂1号机组投产后，多次发生送风机失速现象，一度影响了机组带负荷能力，经过技术人员分析，认为1号锅炉送风机失速的主要原因是空预器堵灰严重，风道阻力特性变化使送风机动叶开度过大、运行在不稳定区所致。
1 轴流式送风机失速机理
轴流风机叶片通常是机翼型的，轴流式风机叶片气流方向如图1所示。当空气顺着机翼叶片进口端（冲角α=0°），按图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，叶片背部和腹部的平滑“边界层”处的气流呈流线形。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≥阻力。当空气流入叶片的方向偏离了叶片的進口角，它与叶片形成正冲角（α>0°），如图1（b）所示。在接近于某一临界值时（临界值随叶型不同而异），叶背的气流工况开始恶化。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“失速”现象。随着冲角α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。此时作用于叶片的升力大幅度降低，阻力大幅度增加，压头降低。
轴流风机的失速特性是由风机的叶型等特性决定的，同时也受到风道阻力等系统特性的影响，动叶调节轴流式送风机的特性曲线如图2所示，其中，鞍形曲线M为送风机不同安装角的失速点连线，工况点落在马鞍形曲线的左上方，均为不稳定工况区，这条线也称为失速线。由图中我们不难看出：①在同一叶片角度下，管路阻力越大，风机出口风压越高，风机运行越接近于不稳定工况区；②在管路阻力特性不变的情况下，风机动叶开度越大，风机运行点越接近不稳定工况区。
根据电厂的运行经验，当并联运行的轴流风机出现下列现象时，说明风机发生了失速：①失速风机的压头、流量、电流大幅降低；②失速风机噪声明显增加，严重时机壳、风道、烟道发生振动；③在投入“自动”的情况下，与失速风机并联运行的另1台风机电流、动叶开度大幅升高；④与风机“喘振”不同，风机失速后，风压、流量降低后不发生脉动。
2 平海电厂1号炉送风机失速分析
2.1 现象分析
以2010年8月25日1号炉B送风机失速为例进行分析：当日14∶27，1号机组负荷为1000MW，A、B送风机并列运行，动叶控制置自动状态，空预器后二次风压力1.55kPa，A、B送风机动叶开度分别为68%和66%，A送风机电流202A，B送风机电流205A（额定值357A），炉膛压力-85Pa。运行人员发现炉膛压力突降至-850Pa，A、B送风机动叶开度迅速升至100%，母管二次风压骤降至0.77kPa，A送风机电机电流升至295A，B送风机电机电流降至133A，且B送风机振动骤然升高，风机异常发生后，风压、风量、振动、风机电机电流等参数突变后未发生波动，因此运行人员判断为B送风机失速，而不是喘振，运行人员立即减少锅炉燃烧，手动关小A、B送风机动叶至60%，此时二次风压回升，B送风机振动回落至2.3mm/s，送风机失速现象消失。失速前、后风机主要参数比较见表1。
根据运行记录及DCS打印数据显示，当时机组正在升负荷过程中，由于空预器堵灰较为严重，风、烟侧前后差压均远高于设计值，锅炉负荷升高使送风需求量增大，这些原因使送风机动叶不断开大，记录数据显示：发生失速前16min内，送风机动叶由60%平缓开至68%，逐渐逼近风机不稳定工况区，而空预器压差亦随风量、烟气量增长不断增大，送风通道阻力特性改变，促使风机进入失速区。事后对送风机入口滤网及暖风器进行了仔细检查，未发现堵塞，因此，排除了暖风器及入口风道堵塞造成风机失速的原因。
据此分析，送风机出口通道阻力过大、动叶开度大，落入风机不稳定工况区是B送风机发生失速的真正原因。应清除空预器蓄热片积灰，降低空预器风阻是解决送风机失速的根本措施，由于当时电网负荷紧张，无法实现停炉检修，电厂制定了临时措施：限制机组最高负荷，适当降低锅炉氧量运行，避免送风机动叶开度超过65%，在这样的临时措施下，送风机失速现象未再次发生。
值得一提的是，动叶可调轴流风机叶片角度过大是引发风机进入不稳定区的重要原因，但为什么B送风机失速后，与之并联运行的A送风机动叶开大至100%，仍未发生失速呢？原因是B送风机失速后，出力锐减，系统风压迅速降低，并联系统的管网阻力特性也随之变化，阻力特性曲线下移，风机出口风压降低，使得A送风机运行点远离不稳定工况区。
2.2 预防送风机失速的措施
限制机组负荷、降低锅炉氧量仅是避免送风机落入失速区的一个应急的处理方法，确保送风通道畅通，减小风道阻力才能彻底预防送风机失速的发生，在随后的停机检修中，平海电厂针对送风机失速进行了一系列设备治理：①在秋季的小修中，对1号炉空预器蓄热片进行了彻底清理，更换了腐蚀损坏的蓄热片；②为保证运行中空预器蓄热片积灰能够及时清除。运行至今效果不错，空预器风、烟侧前后压差能够长期控制在设计值范围内；③在正常运行中，尽量保持2台送风机的风量相平衡。当发生1台送风机失速时，应迅速关小送风机动叶，使动叶开度小于65%，使送风机尽快回到稳定工况区运行。
3 结论
在电厂实际运行中，锅炉尾部空预器受热面积灰严重或风门、挡板操作不当误关，造成风道阻力增大，促使风机运行在不稳定工况区域是轴流送风机失速的主要原因之一。根据运行经验轴流送风机风压、风量、电流大幅降低后未发生脉动，风机振动、动叶开度突增是判断送风机发生失速的重要依据。一旦发生送风机失速，应迅速关小失速风机的动叶，关小未失速风机的动叶，使并联运行的2台送风机动叶开度、电流相接近，是使送风机快速脱离失速工况的解决办法。
平海电厂经过对1号炉空预器的治理，以及其他防止送风机失速措施的实施，使得送风机出、入口风道能够畅通，通道风阻始终小于设计值，在锅炉满负荷、氧量3.0%工况下，送风机动叶开度﹤65%，未再次发生送风机失速现象。