大型电站锅炉风机1

大型电站锅炉风机西安热工研究院有限公司二○○七年八月演讲人：刘家钰主要内容一.电站风机简介二.我国电站风机现状三.电站风机选型四.电站风机节能技术与方法五.电站轴流式风机的失速喘振与防治

六.电站风机变频调速应注意的问题一.电站风机简介1.1有关电站风机名词术语电站风机：送、引、一次(排粉)、BUF等总称通风机：压比不起过1.3，Y≯25kJ/kg，pF≤30kPa通风机流量qvsg1

：风机进口滞止容积流量风机压力PF：通风机出口与进口滞止压力之差通风机动压pd2

：通风机出口平均动压通风机静压psF：通风机压力减去通风机动压平均密度ρm：进口和出口密度的平均值通风机单位质量功y：通过风机单位质量流体机械能的增加

y=(p2-p1)/ρm+(v2m2-v2m1)/2压缩修正系数kp：通风机对气体作的机械功与同样质量流量、进口密度和压比的不可压缩流体作的功之比。kp=Zklgr/lg(1+Zk(r-1))zk=(k-1)ρsg1Pr/k/qm/Pf通风机压比r：通风机出口与进口截面平均滞止压力之比r=psg2/psg1叶轮功率Pr：供给通风机叶轮的机械功率空气功率Pu：输出功率，质量流量与单位质量功的乘积风机轴功率Pa：供给风机轴的机械功率(包含轴承损失)电动机输出功率Po-电动机或其它原动机输出的轴功率电动机输入功率Pe-电动机接线端的电功率风机叶轮效率ηr：风机空气功率除以叶轮功率风机轴效率ηa：风机空气功率除以轴功率风机总效率ηe：风机空气功率除以电机输入功率电站风机的无因次系数流量系数φ：质量流量除以平均密度、叶轮圆周速度及叶轮直径平方之乘积。φ=qm/(ρmuDr2)单位质量功系数ψ：单位质量功除以叶轮圆周速度。ψ

=yF/u2功率系数λ：叶轮功率除以平均密度、叶轮圆周速度的立方及叶轮直径平方的乘积。λ=Pr/ρmu3Dr2单位质量功德国TLT的计算式为：YF=k/(k-1)Rf(273+t1)((p2/p1)(k-1)/k-1)

J/kg

式中：k—绝热指数Rf—气体常数J/kg·K；t1—风机进口介质温度,℃；p1—风机进口绝对压力，Pa；p2—风机出口绝对压力，Pa；德国KKK称比压能。计算式为：

yF=pFkp/ρ11.2电站风机型式与典型性能曲线电站风机型式

前向式；后向式；径向式离心式

单吸悬臂式；单吸双支撑；双吸双支撑

机翼形叶片；圆弧形单板叶片；直板叶片

动叶调节轴流式：单级动调；双级动调轴流式

子午加速(混流)式：

静叶调节轴流式

普通轴流式：单、双级电站离心风机型式电站轴流式风机型式电站风机典型性能曲线二、我国电站风机现状2.1概况电站风机耗电量约占发电厂发电量的1.2%-2.5%。电站风机运行的可靠性和经济性一直是发电企业极为关注的问题。电站风机运行的安全经济性直接关系到发电机组乃至整个电厂的安全经济运行。我国已引进国外先进电站风机技术上海鼓风机厂：引进德国TLT动叶调节轴流式风机。沈阳鼓风机厂：引进原丹麦NOVENCO公司和美TLT公司动叶调节轴流式风机及德国kkk公司静叶调节轴流式风机。成都电力机械厂：引进的德国KKK公司静叶调节（子午加速）和动叶调节轴流式风机。豪顿华公司：采用英国豪顿公司技术生产电站风机武汉鼓风机厂：引进的日本三菱司的动叶调节轴流式风机和离心式风机。现已基本能满足1000MW以下机组送风机和引风机的需要2.2我国电站风机可靠性现状近十年来我国电站风机的制造和运行维护水平有很大的提高，运行可靠性有长足的进步，2004年全国因送、引风机故障造成的发电量损失不到1991年的50%；但与国际先进水平仍有较大差距。国产风机的可靠性不如全套进口的风机2004年送、引风机平均每台年的故障次数仅相当于美国1980年的水平；叶轮飞车等恶性事故虽已得到遏制，但还未完全消除；轴流式风机的失速（喘振）现象时有发生；因风机内部气流压力脉动造成的风机异常振动和进出口管道振动现象，随着大型高压一次风机的增多而突出起来；大型风机噪声高（一般在100dB左右）对周围环境和居民生活质量的提高影响大，需进一步治理的呼声越来越高。2.3我国电站风机运行经济性现状近年来，我国电站风机运行的经济性有较大提高。这主要是由于：1动叶调节和静叶调节轴流式风机在我国大量投运，轴流风机在我国大容量机组中的使用率已远远超过了离心式风机；2电厂对风机运行经济性的日益重视，加大了对低效运行风机的改造力度，采用液力耦合器和变频调节的风机日益增多。但由于选型设计的差异，制造质量和运行维护水平高低的差别，我国各电厂风机耗电率的差别还较大。一般送、引、一次风机均采用动叶调轴流式风机的电厂，其三大风机的年均总耗电率（占电厂发电量的百分数）可以达到1.5%以内，最好的可达1.0%。配备离心式风机的大型电厂，其三大风机的年均总耗电率一般在2.0%以上，最好的也接近2.0%。而高的竟达到2.5%以上。与国外先进水平相比，还有差距。总的运行经济性还有待进一步提高。2.4我国电站风机运行经济性差的主要原因据我院总结，我国电站风机运行经济性差的主要原因有:1选型设计(包括参数确定和型式选择)存在不合理情况；2高效风机品种不全(其中一次风机、排粉机和脱硫增压风机更为突出)；3风机可靠性较差；4风机设备的调节性能与调峰机组的要求尚有较大差距；5运行操作还有不合理的地方。2.5从TPRI近年从事电站风机工作

看我国电站风机存在的问题2001～2005年TPRI电站风机改造统计改造年分改造台数及原因送风机引风机一次风机排粉风机年总台数2001改造台数1182425改造原因出力不足喘振出力不足异常振动能耗高2002改造台数4102824改造原因出力不足出力不足8能耗高2异常振动能耗高磨损2003改造台数410101034改造原因可靠性低叶轮飞车除尘器改造能耗高喘振能耗高噪声高能耗高防磨2004改造台数8710833改造原因可靠性低出力不足节能；改除尘、脱硫出力低异常振动能耗、噪声高能耗高磨损2005改造台数6214426改造原因可靠性低出力不足节能；改除尘、脱硫出力低异常振动能耗、噪声高能耗高磨损从上表可见，电厂要求改造送、引风机的最主要原因是：出力不足、运行效率低和能耗高。近年来向TPRI反映送、引风机失速(喘振)问题的电厂也渐多起来。一次风机的失速(喘振)、异常振动和噪声高的问题比较多，而排粉机的主要问题是运行效率低，能耗高。磨损问题较突出。送、引风机出力不足的主要原因：一是选型不当；二是风机实际性能未达设计值；三是系统阻力因积灰或设备更改而增加。轴流风机失速(喘振)的主要原因是实际失速裕度不够。其中多数风机的实际失速界限(经现场测量)与设计值有不同程度地偏离（失速区偏大），少数是因系统阻力增加造成。高压的离心式一次风机及其进、出口管道的异常振动近年来已累见不鲜。经分析，多数是因气流脉动造成。气流脉动原因：一是风机运行在小开度小流量的高气流脉动区；二是装有轴向导向调节门的风机，在调节门后产生的中心涡流所引起的风机内气流压力的大幅脉动所造成。排粉风机电耗高的主要原因是前弯型的M9-26型排粉机的使用区效率较低所致，且其耐磨性能不如后弯风机。三、电站风机选型3.1引言目前，我国大型锅炉风机(不论是国产还是引进)几乎均是高效风机，但其在电厂运行的经济性(或耗电率)和可靠性却有很大差别。究其原因，最主要最关键的是所选风机的特性是否与其工作的管网系统阻力特性相匹配。因此，选择好与锅炉风(烟)系统相匹配的风机极为重要。而要选好与锅炉风(烟)系统相匹配的风机的首要关键是合理确定风机的选型设计参数，其次才是风机型式和调节方式的选择。3.2.风机选型所需的原始数据和工况参数

风机选型设计参数是否合理是风机运行经济性和可靠性好坏的首要关键，选大了则会使风机运行不到高效区内，造成高效风机低效运行的后果，甚直可能导致离心风机及其进出口管道的剧烈振动和轴流风机失速(喘振)等不安全现象发生，威胁机组的安全经济运行。选小了又会造成不能满足机组满发的需要。我国电站风机的选型参数均是按锅炉最大连续蒸发量所需的风(烟)量和风(烟)系统计算阻力加上一定的富裕量确定的。其中锅炉本体的风(烟)量和风(烟)系统阻力由锅炉厂提供，辅机设备的出力、阻力、漏风等由制造厂提供，锅炉岛内的风、烟管道由设计院设计，最终选型设计参数由设计院提出。

作为业主单位必须深入了解锅炉和辅助设备制造厂提供参数的依据，是否留有裕量及其大小(特别是空气预热器一、二次风的漏风率)；设计院的管道设计是否合理和风(烟)量及阻力计算时是否已留有裕量。从而得出最后总的裕量是否合适。

还要特别强调的是，提供风机的选型参数不能只有一个设计工况点参数，否则往往会造成选出的风机不能满足低负荷工况的需要。甚至造成轴流风机失速（喘振），或离心风机工作在气流高脉动区，给风机安全稳定运行带来隐患。3.2.1风机选型必须的原始数据（1）当地气象条件●大气压力●干、湿空气温度●空气相对湿度●湿空气标准密度(2)锅炉热力计算结果(包括各典型工况)（3）锅炉各典型工况下风机参数3.2.2风机选型必须的典型工况及参数(1)典型工况●BMCR工况点●发电机组满发(ECR)工况点●50%BMCR附近工况点●不投油最低稳燃工况点●锅炉点火啟动工况点●锅炉其它特殊工况点(如有)(2)各典型工况下的风机参数●风(烟)量●风(烟)系统总阻力●风机入口侧系统总阻力●介质温度●介质标准密度2.3机组年负荷率即机组在不同负荷下运行的小时数3.3风机选型设计参数的确定风机选型设计参数(TB工况参数)是在锅炉最大连续出力(BMCR工况)时所需风(烟)量及系统总阻力的基础上再加一定富裕量确定的。3.3.1风(烟)量和压力裕量的选取一次风机、送风机和引风机的基本风量按DL5000-2000《火力发电厂设计技术规程》(以下简称大火规)确定。其裕量选取建议修改如下：(1)一次风机：风机风量裕量宜选取20%，另加温度裕量，可按“夏季通风室外计算温度”来确定；风机压力裕量宜为25%。(2)送风机：当采用三分仓或管箱式空气预热器时，二次风机风量裕量宜为10%，风机压力裕量宜为20%。(3)引风机：烟气量裕量宜选取10%，另加15℃的温度裕量；风机压力裕量宜为20%。对于新开发出的首台机组(如第一台1000MW机组)，由于设备制造厂及设计院均无实践经验，提供的原始数据误差可能大些，为稳妥起见，允评风机裕量适当增大些，待第一批投产后根据实际运行情况及时进行调整。3.3.2选型设计参数的确定每台风机的选型设计参数确定如下：(1)风量每台风机的风量按上述选取的裕量计算出每台锅炉的总风量除以每台锅炉选配的台数(风机台数按“大火规”规定选取)并做适当圆整确定。(2)压力风机压力(即风机所在管网系统的总阻力)按上述选取的裕量计算并适当圆整确定。但在规范书中(向制造厂提供的参数)应分别提供风机进口侧和出口侧的总阻力，或提供进口侧的总阻力(而不是静压力)和风机压力。(3)风机入口介质温度风机入口介质温度由当地气象条件和锅炉热力计算及管道散热等计算出。(4)风机入口介质密度风机入口介质密度按当地气象条件和介质(湿空气、湿烟气、)的标准密度及入口介质温度计算。这由选型设计工程师进行，业主(电厂或设计院)只提气象条件及介质温度和标准密度。因为风机入口静压与风机入口动压(即风机入口面积)有关，而风机未选出型号前不能确定该动压大小。(5)风机转速风机转速通常由风机选型设计工程师选定。一般情况下，一次风机宜选取4极电机(1485r/min)；二次风机宜选用4极或6级电机(1485r/min或980r/min)；引风机的转速宜选用6级以上电机(即最高980r/min)3.4风机型式及大小的确定3.4.1风机型式选择原则可用作电站锅炉的风机型式有：离心式、静叶调节轴流式(子午加速、标准轴流)、动叶调节轴流式、多级离心式及罗茨鼓风机。风机型式选择原则上应按比转速确定(即先按TB工况参数计算出所需风机的比转速，然后选取比转速最接近的风机型式)。或先按“大火规”进行初步选择，再按比转速确定。风机比转速ns的定义式为：

式中：

n－风机转速，r/min；qv－风机入口容积流量，m3/s；pF－风机压力，Pa；ρ1－风机入口气体密度，kg/m3；kp－气体压缩修正系数。若风机进口气体密度为1.2kg/m3的标准进气状态时，比转速的公式为：上速比转速的定义是指单级、单吸入时的比转速，因而：对双吸离心式风机，比转速公式写成：对双级轴流和双级离心式风机，比转速公式写成：不同类型的大型电站锅炉风机比转速的范围大致如下：离心式风机：ns=18～80静调子午加速轴流式风机：ns=80～120动调和静调标准轴流式风机：ns=100～500大型CFB锅炉的高压流化风机和脱硫系统的氧化风机的比转速一般在10以下，己属鼓风机范畴。宜选用多级离心式风机。对于小容量循环流化床锅炉可采用罗茨鼓风机比转速介于两类型风机之间时，则根据现场安装条件、机组负荷率及选用调节方式综合比较确定。3.4.2选择风机型号大小方法选取原则为选择到合适的风机型式和型号，首先要有风机所在系统的阻力特性，即发电机组在各种负荷工况及可能的异常工况(如上节所列)下运行时该系统的流量和阻力。其次要了解机组的负荷特性(即负荷率)。选型时，首先按TB工况参数选取风机型式和型号大小，然后将系统阻力特性(换算到所要选择的风机特性曲线相同的状态)画到所选的风机性能特性曲线图上，观查所要选的风机是否能满足安全稳定运行的需要。即阻力线要完全落在风机稳定区域内且失速裕度足够。在满足安全运行需要后，再按机组负荷率进行计算比较，选择年耗电量最小的风机型号。但在确定风机型式(离心、静调轴流)时，还要考虑风机设备费、年维护费、基础费、占地大小及运行可靠性等进行技术经济比较后再最终确定。具体方法如下：离心风机型号的选取1)据TB工况参数计算风机比转速ns；2)由ns值查相应风机的无因次特对曲线，得出风机的流量系数φ、压力系数ψ和风机效率η；3)由下二式计算风机直径D2并圆整；此二式计算结果应相等或很接近，否则就是计算错误或查曲线错误，或者无因次曲线本身有误。应查明原因予以排除。轴流式风机型号的选取1)据TB工况参数计算风机比转速ns；2)按下式计算在设计ns值下不同流量系数φ值对应的压力系数ψ值。然后，在轴流式风机无因次特性曲线图上绘制出该比转速的ψ-φ曲线；此曲线应通过所选轴流式风机无因次特性曲线的最高效率区，否则所选型式不合理，应更换风机型式。风机设计工作点在这条曲线上选取，选取原则是：在满足TB工况前提下，风机经常运工况的效率最高，还必须满足DL/T468-2004《电站风机选型和使用导则》7.1.2条关于失速裕度的规定。3)TB工况点的流量和压力系数φ和ψ确定后，风机直径的确定方法与离心式相同。3.4.3风机调节方式的选择(1)现有电站风机调节方式初步比较电站锅炉风机最好的调节方法为无级变转速调节，其次是双速(电机)静叶调节轴流式风机(若低速运行可满足机组ECR工况需要)，以下依次是双速离心式风机(低速运行可满足机组ECR工况需要)、单速的静叶调节轴流式风机、入口导叶调节离心风机、采用进风箱进口百叶窗式挡板调节的离心式风机、排粉风机用进口节流调节最差。无级变转速调节在我国电厂中成功应用的主要有：调速型液力耦合器和变频器。(2)风机调节方式选取原则风机调节方式选取的原则显然是：在滿足安全可靠条件下，长期运行的经济性最好。

大型离心式一次风机，特别是CFB锅炉的一、二次风机，(因压力高都选用离心式风机)，若裕量大。建议采用变频调速或调速型液力耦合器。引风机如选用离心式，亦宜选用变频调速。但考虑到其功率较大，变频器价格较高，若机组低负荷运行时间较短，则选择调速型液力耦合器调速更现实些。如选用静叶调节亦或双级动叶调节轴流式引风机，则可不用变速调节。如果负荷率很低选用静调轴流式风机时亦可考虑变速调节3.5关于我国300MWCFB锅炉一次风机的富裕量(1)我国己投运300MWCFB锅炉一次风机的富裕量我国引进300MWCFB锅炉机组示范工程和几个国产化300MWCFB锅炉机组的一次风机选型参数如下表。项目白马示范电厂大唐红河电厂小龙谭电厂秦皇岛热电厂BMCR工况TB工况BMCR工况TB工况BMCR工况TB工况BMCR工况TB工况风机入口流量m3/s58.0683.5665.0080.0051.6863.662.5676.27风机总阻力kPa23.529.823.70031.8521.4030.224.2035.70风机进风温度℃17.541.120.020.019.819.820.030.0进口气体密度kg/m31.1291.061.061.061.061.221.18电机功率kW3100300028003700TB工况风量裕量%43.923.023.021.9TB工况风压裕量%26.834.4041.1047.52可见，各300MWCFB锅炉机组TB工况相对于BMCR工况的风量裕量基本相同(白马初设的风量风压裕量分别为22%和25%，表列为实配风机参数)。风压裕量相差较大。白马选取的风压裕量最低，而其余3个工程均是引进相同技术、国内制造的锅炉，，但所选取的风压都远远超过示范工程。(2)选型参数对一次风机运行经济性的影响由于300MWCFB锅炉机组的一次风机压力很高，风机比转速较低，均需采用离心式风机才能满足要求。对于采用风门(无论是轴向门还是进风箱进口百叶窗)调节的离心式风机，如果富裕量太大，对整个机组运行的经济性和安全性均十分不利。对于离心风机来说，设计工况点应尽可能靠近所选风机调节门全开时的最高效率点，以获得最好的经济效益。若风机出力富裕量过大，为适应锅炉实际需要的风量和风压，势必造成风机入口调节门关得很小，此时风机运行效率将很低。特别是对300MWCFB锅炉机组的一次风机，由于其压力高，耗功量大，运行效率的高低对厂用电(经济性)影响更显著。上图示出了典型高压离心风机的典型性能曲线。图中设计点TB的效率达83%，若选用22%的风量裕量和48%的风压裕量，造成锅炉BMCR工况时的风门开度仅20%左右，运行效率只有60%。我国目前在建的300MWCFB锅炉机组在BMCR工况下的一次风机气体功率(有效功率)约为1350～1880kW。若风机运行效率为80%，则所需轴功率为1687.5～2350.0kW；若风机运行效率降低至60%，则所需轴功率为2250～3133kW。即每小时将多耗562.5～783.0kW·h的电量。同时为满足TB工况需要，与风机配套的电动机功率将远远超过BMCR工况所需轴功率，上述工程一次风机的电动机功率约在3500kW。(3)选型参数过大对风机运行安全性的影响风机选型参数即富裕量过大，将对风机及系统运行的安全性带来隐患。因为离心风机，特别是高压离心风机在调节门开度较小下运行时，由于在叶轮内附面层分离造成涡流，其气流很不稳定，气流压力脉动大。若此气流脉动频率与风机叶轮某构件、机壳和进出口管道的自振频率合拍或成倍数关系，则将发生共振或谐振，造成风机机壳及进出口管道激烈振动、噪声高，风机叶轮被振裂等情况。

我国近年来已发生多起此类事故或异常，如新疆某电厂200MW机组一次风机调节门开度在20%左右运行，造成前盘撕裂；华东和西北各有一电厂的300MW机组一次风机调节门开度在30%左右运行，引起噪音高及风机机壳和管道激烈振动并造成管道裂纹；其中一电厂还在运行中发生多次失速(喘振)。因此在我国电力行业标准DL/T468-2004《电站锅炉风机选型和使用导则》7.3条中有：“离心风机应避免调节门开度在30%以下长期运行”的规定。从上述分析可见：风机选型参数过大，表面上看保险程度高些，其实适得其反，会给机组的安全运行带来隐患，经济性上更不合算(事故或故障多带来的损失更大)。国产化300MWCFB锅炉

一次风机富裕量的选取

下表为己投运的300CFB锅炉的运行参数。项目单位白马引进示范大唐红河电厂秦皇岛热电厂日期07.05.1106.07.1907.05.20电负荷MW293300299.1床温℃904/903858/833880/891一次风机开度%45/4966.3/46.319/16一次风机电流A277/281254.5/245.6320/一次风机出口压力kPa26.2/25.722.0/22.022.68/22.62预热器后一次风压力kPa23.222.420.12进风室阀门开度%47/4938.8/40.058/40风室压力kPa17.6/18.915.51/14.5314.45/14.37二次风机开度%53/4682.5/87.578/78二次风机电流A140/143234.5/230.5138/147二次风机出口压力kPa10.7/10.712.1/12.39.68/9.57上二次风门开度%43/3251/30.146/45下二次风门开度%46/5252.8/50.646/45引风机开度%100/9854.1/62.381/85引风机电流A229/243243.8/243.5231/223引风机入口负压kPa-5.906/-5.931-4.89/4.82-5.91/-5.82从一次风机调节门开度可见：1)一次风机裕量均偏大，尤其是秦皇岛热电厂；2)锅炉风室圧力在(14.5～19)kPa范围内；3)当风室前两室调节门开度在40%～50%时，一次风机出口压力在(22～26)kPa范围内。比BMCR工况的设计值略高，但远低于TB工况设计值，说明风压裕量除白马外均偏大许多。还有一个问题影响双床CFB锅炉一次风机压力的选取。就是曾经在白马、红河、秦皇岛投运初期出现过的所谓“翻床”现象，出现“翻床”时如不用高风室压力将流化变差的床料吹回去，将造成不可逆的扩散过程，且该过程十分迅速，使锅炉无法运行。据以上电厂出现“翻床”现象处理时所见，此时需一次风机压力高达36kPa以上。因此，有人主张一次风机的压力裕量应能滿足此要求。显然这违背一次风机经济可靠运行原则。●正确的做法是改进自动控制系统，更严格控制两风室及两床的压力差，使之不会出现“翻床”现象。●据说，白马和红河己通过热控系统的改进解决了“翻床”现象的发生。根据以上实际调查和CFB锅炉一次风系统阻力的构成分析，我们认为：

300MWCFB锅炉一次风机风量裕量取20%，风压裕量取25%，能够满足运行要求，是合适的。四、电站风机节能途径与方法4.1电站风机节能途径(1)合理的选型(包括型式、尺寸大小、)；(2)合理选取风机的调节方式；(3)改造低效运行的风机；(4)改造不合理的风机进、出口管道布置；(5)提高风机运行的可靠性。4.2西安热工院电站风机改造的经验和方法。西安热工研究院在总结国内电厂风机改造的经验教训之后，提出了风机改造的新思路。即注重发挥改造的整体效益，而不是片面追求风机本身的最高效率。将改造低效运行风机提高运行效率和提高风机本身运行可靠性结合起来；将降低风机运行电耗同尽量节省改造费用结合起来；在进行风机本身改造的同时，充分考虑管路系统特性、布置合理性及运行方式等，使节能改造效果更显著。热工院风机改造的具体步骤和主要方法(1)改前试验通过改前风机运行性能试验得出系统阻力特性；确定合理的风机设计参数；评价风机进、出口管道布置的合理性；以及在风机改造的同时有无必要改造系统中的其它设备和管道。(2)确定风机改造范围这是最关键的一步

根据改前试验结果，进行风机选型设计，并尽可能利用原风机设备部件(如电机、基础、传动组、等尽可能不换，机壳尽量少改或不改)，减少改造工作量和成本。(3)进行结构设计采用先进的有限元法对叶轮整体应力进行计算，合理选用材料及其厚度；对引风机及排粉机应采取有效防磨措施；对大型离心风机优先采用双吸双支撑结构，并采用棘形(锯齿刑)中盘，以减轻叶轮重量、减轻磨损；对采用入口轴向叶片调节的大型离心风机，在其后的集流噐中加装中心涡消旋器，以避免调节门在50%左右开度时风机及进、出口管道剧烈振动。最终达到提高风机运行稳定性和可靠性的目的。

(4)选择合适的调节方式经技术经济分析，选择调节效率和可靠性高的调节装置。(5)改造不合理的进出口管道布置

在改造风机的同时，改造不合理的风机进出口管道布置，或在不合理的弯道处加装导流叶片。以改善风机工作条件、降低系统阻力，从而达到多节电的目的。(6)严把制造安装质量；(7)重视风机啟动调试特别要注意需并联运行风机在各种可能并列工况下的并车情况，防止枪风现象发生。并制定风机合理的运行操作方式。改造实例一台350MW燃煤机组一次风机综合改造

1)概况

一台350MW机组的两台一次风机为G9-36№24D型离心式风机，其设计规范如下表。自机组投运以后，一直存在着运行操作中易发生喘振现象、风机出口管道振动大、噪音高和电耗大等问题。曾经进行过更换叶轮改造，但未取得成功。为此，电厂委托西安热工院对该一次风机进行改造。热工院经试验研究后，提出了对该风机的综合改造方案。实施后，取得了显著的节电效果、消除了风机喘振现象。振动和噪声也明显降低。一次风机设计规范名称项目单位TB点MCR一次风机型式G9-36-1№24D数量台2风机直径mm2400风机转速R/min990进口流量m3/h287892179640风机静压升Pa1438611066进口温度℃4020进口密度Kg/m31.1211.197风机效率%8265风机轴功率kW1439880电动机型号YFKK630—6容量kW1600电压V6000电流A182.5转数r/min994数量台22)改前试验结果及分析

改前风机性能曲线及试验结果

见下图

从上图可见：风机实际运行在小开度低流量的低效区域，该型风机与实际的一次风系统不匹配，有必要对风机进行改造。●风机出口风道振动测量结果：最大振动部位在紧结冷风联络管后，振动速度达18mm/s-32mm/s之间，主频率为41Hz-50Hz之间，约为风机转速频率16.5Hz的2.5倍，是较典型的风机入口中心涡引气的气流压力脉动激振的结果。●噪声测量结果：风机噪声随负荷而增大，当机组负荷从180MW增加到350MW时，风机噪声由96dB增加到98dB以上，虽然风机进口已装有消音器，但噪声仍超标，需进一步治理。3)选型参数的确定

风量确定：在机组满负荷实测参数的基础上考虑锅炉负荷的修正，即从实验负荷按一次方关系修正到BMCR工况流量。同时可根据实测的锅炉有关参数按磨煤机通风量及预热器一次风漏风量计算结果进行比较，分析实测数据的可信度，在得到实测数据可信基础上，以实测数据为依据，再留出适当裕量确定出选型量。本次实测并修正到BMCR的风量为51.659m3/s，取5%的裕量并沿整后取为54.0m3/s。风压确定：根据实测的风机压力和一次系统阻力特性换算至选型风量下的系统阻力，再留适当裕量确定出实际需要的风机压力，然后再换算到标准进口状态(介质密度为1.2kg/m3)下确定出选型风压。

本次测试得出，当风量为48.665m3/s时，一次风系统阻力为12169pa，且系统阻力随风量成0.7871方次变化。选取10%冈压裕量后，最终选型风压为14500Pa。4)风机选型结果序号名称符号单位方案1方案21设计流量qvm3/h54.054.02设计全压ptP计转速nr/min9909904湿空气标准密度ρ0kg/m31.28581.28585风机入口静压Pst1Pa-600-6006风机入口绝对压力P1Pa1006001006007设计风机入口介质密度ρ1kg/m31.21.28压缩修正系数kp0.952340.952349比转速ns31.6431.6410选择风机型式G6-34G5-2911流量系数φ0.07550.0558312压力系数ψ0.640.521513功率系数λ0.06050.03914风机内效率ηin%82.585.815风机直径D2qm2.5772.87516风机直径D2pm2.5872.86617选定风机直径D2m2.62.918计算风机流量q1m3/h55.45655.4319计算风机全压pt0Pa139501414120压缩修正系数kp0.951970.9513321实际产生全压ptPa146531486522需电机功率Pdkw11631295.4从上表计算结果看，选用G6-34№26D型风机代替G9-36№24D型风机比较合理。该型风机是热工院研制出的高效板型后弯叶片风机，具有效率高、结构强度好、运转平稳、噪声低的特点。其直径虽由2.4m增加到2.6m，但因叶轮窄叶轮重量反比原叶轮轻。其基础、轴承、电动机及传动组不需更换。只需更换叶轮、机壳和集流器三件。

另外，由于新风机机壳较窄，需在进口调节门后加180mm的短圆管。风机出口也需换一过度段以弥补机壳变窄及出口中心与出口管段中心的不一致。5)其它改造措施为防止中心涡流进入叶轮，引发风机气流压力的较大波动，激发风机机壳及出口管道的大振动，风机改造时在轴向进口调节门后加装一图示的反涡流装置。

为降低风机噪声，采用双层机壳，并在两层机壳中间充填NOVIPET环保吸音隔热绵。在风机进、出口管道外敷设同样吸音材料。6)改造结果改造前后热态运行性能试验结果见下表和下图序号项目单位改造前改造后№1№2№1№21机组负荷MW3503492锅炉蒸发量kg/s302.5299.03表盘挡板开度％44421001004风机电流A115.0109.2102.398.35实测风机流量m3/s50.546.956.355.46实测风机压力Pa12250.412088.513384.913507.97介质密度m3/kg1.15711.16301.24961.23918风机耗功kW960.0957.8856.3847.29风机效率％66.6261.4285.8085.8210效率平均提高值％22.4211节能量（改后条件下）ｋW353.6312换算到设计条件下ρ=1.2m3/kg13风机压力Pa12589.213130.714风机流量m3/s97.33111.7转速n=990r/min介质密度ρ=1.2kg/m335.006.007.008.009.0010.0011.0012.0013.0014.0015.0016.0017.0020253035404550556065707580流量q

效率η×10F压力pFkPa7)结论通过对G9-36№24D型风机综合改造为G6-34№26D型风机后，当机组满负荷运行时，风机运行效率由原64%提高到85%。在一次风系统阻力和风量均有所增加的情况下，风机运行电流还下降了11A-13A，两台风机耗功下降214kW以上。一次风机喘振现象彻底消除；管道振动和噪音有显著降低，改造效果满意。(2)某电厂一台1004t/h媒粉锅炉两台静叶可调轴流式风机改造。项目单位数值型号/AN30e6工况/BMCR工况TB工况风压Pa38954868比压能Nm/kg48996347风量m3/h(m3/s)1004400(279)1185480(329.3)静叶调整范围/-75°～﹢30°介质温度℃120120.6介质密度kg/m30.7950.767风机轴功率kW12781880风机效率﹪86.887电机型号/YFKK800－8电机功率kW2240该引风机自投运以后，一直存存电耗高的问题，由热工院对该型引风机进行热态运行性能试验的结果示于下图从上图可见，该型风机与与锅炉烟气系统极不匹配，风机出力富裕量过大。在机组满负荷（335MW）时，平均每台引风机风量为274.4m3/s，风压2619Pa。分别为风机设计工况（TB）的1.2倍和1.86倍造成两台风机入口调节门开度在45%(调节叶片角度在-30°)以下运行。因而运行效率低，电耗高。对此风机，热工院提出了两个改方案进行比较。一是改变频调节，二是将电机转速由740r/min降至596r/min，同时更换风机叶轮，将叶片数由19片降至13片、变成AN30e6(V13+4)型风机AN30e6(V19+4)型风机采用变频器进行转速调节后，其风机性能如下图所示。由图5可见，当采用变转速调节后，风机运行效率有很大提高，其节电量计算如下表名称符号单位计算公式或来源工况1工况2工况3工况4机组负荷EMW控制室显示值335290240190风机烟气量qvM3/s实际测量值274．4237.4217,85181.1风机压力pFPa实际测量值2619211517521122.1风机空气功率PukWPU=qv*pF/1000718．6502.2381,7203.2定速风机叶轮效率ηR%查图83.776.061.036.5变速风机叶轮效率ηrb%查图86.486.586.7586.5定速风机轴效率ηa%ηa=0.98*ηR82．074.4859.835.8变速风机轴效率ηab%ηab=0.98*ηRb84.6784.7785.0284.77变频器效率ηb%变频器厂提供959595.095电机效率ηe%假设949494.094定速电机输入功率PtkWPt=Pu/ηa/ηe932.3717.3679.0603.8变速电机输入功率PtbkWPtb=Pu/ηab/ηe/ηb950.46663.4502.5268.4年运行小时Hh电厂提供2400120024001200定速运行年耗电量NMWhN=Pt*H2237.5860.81629.6724.6变速运行年耗电量NbMWhNB=PTb*H2281.1796.11206.0322.0定速年总耗电量NeMWhNe=∑N5452.5变速年总耗电量NebMWhNeb=∑Nb4605.2用变频年总节电量NJkWhNJ=Ne-Neb847300从表2可见，该风机改变频调速的节电率可达15%，若按0.212/kWh的电价计算，一年只能节约17.96万元。而要加装2240kW的高压变频装置系统，却需250万元以上。不计投资利息也需14年才能回收改造成本。因此，此方案不宜采用。该风机虽然出力过大，与系统特性极不匹配。但采用变频调速经济上仍不合算。究其原因：一是该型风机为静叶调节轴流风机，调节性能较好，因此在机组满负荷运行时，原风机效率与变转速调节效率相差很小，加上变频器自身的损耗，反而多耗电；二是低负荷变频调速运行时，风机效率虽比定速运行高出很多(190MW负荷高出50个百分点)，但低负荷时风机空气功率大大减小，节电量有限；三是变频装置价格过于昂贵，节电量虽大，但靠节电量不足以偿还初投资。AN30e6(V19+4)型引风机降速并将叶轮更换为

AN30e6(V13+4)型风机叶轮后，其性能曲线示于图6。由图6可见，该引风机在596r/min转速下运行时，完全可以满足引风机在BMCR工况下的需要，因此，决定将原746r/min的引风机电机改造为具有746r/min和596r/min两种转速的双速电机，并更换叶轮。当电机在低速596r/min运行时，电机功率为1400kw，对应风机最大轴功率仍有1.6倍的安全系数，完全满足电动机功率的选型要求。并且由于电机基础保持不变，减小了很大工作量。按图6可得改造后的风机运行效率，节电计算见表。名称符号单位计算公式或来源工况1工况2工况3工况4机组负荷EMW控制室显示值335290240190风机烟气量qvM3/s实际测量值274．4237.45217.85181.1风机压力pFPa实际测量值2619211517521122.1风机空气功率PukWPU=qv*pF/1000718．65502.2381.7203.2风机叶轮效率ηR%查图48786.58566.0风机轴效率ηa%ηa=0.98*ηR85.2684.7783.364.68电机效率ηe%假设94949494电机输入功率PtkWPt=Pu/ηa/ηe896.7630.2487.5334.2年运行小时Hh电厂提供2400120024001200年耗电量NMWhN=Pt*H2152.1756.241169.9401.0年总耗电量NeMWhNe=∑N4479.2改前牟总耗电量NeMWh查表25452.5年总节电量NJkWhNJ=Ne-Neb973300从上表可见，改造后的风机运行效率与变频改造的风机效率相当。但由于没有变频装置自身的损耗，其节电量比改变频还多。叶轮改造后，实测335MW、290MW和240MW三工况的风机运行轴效率分别达到由85.8%、83%和77.5%。实测三工况电动机输入功率分别为885kW、637kW和532kW。与表3的计算值基本吻合。一台风机的改造成本为42万元(电机改双速20万元，更换新叶轮22万元)。按实测风机电机的耗功计算，改后一台风机年节电量为973300kWh，按0.212元/kWh的电价计算，一年节约20.6万元，约二年可回收成本。结论引风机通过降速和叶轮改造后，风机裕量过大的问题已解决，风机运行效率大幅度提高，由改前的58.5%提高到84.1%，节电效果十分显著。风机运行稳定，噪音明显下降。达到了节能降耗目的。五电站轴流式风机的失速(喘振)与防治5.1轴流风机的失速与喘振现象轴流式风机当调节叶片(动叶调节风机为动叶片，静叶调节风机为入口调节叶片)角度固定在某一位置时，在正常工作区域内，风机的压力随风机流量的减小而增加，当流量减小到某一值时压力达到最大、当流量进一步减小时，风机压力和运行电流突然降低，振动和噪音增大，这一现象被称为风机失速。风机失速后有两种不同表现：一是风机仍能稳定运行，即压力、风量、电流保持相对稳定，但噪音增加；风机及其进、出口气流压力承呈周期性脉动；风机振动常常比正常运行高。这种现象称之为旋转失速。另一是风机即压力、风量、电流大幅度波动，噪音异常之大，风机不能稳定运行，风机可能很快遭受毁灭性损坏，这种现象称之为喘振。5.2失速喘振机理轴流风机是据机翼理论进行气动设计的，叶型上的压升取决于翼型的升力，而翼型的升力除与翼型的形状有关外，主要取决于冲角α，当叶型确定后，翼型的升力随着冲角的增加开始成正比的增长，直到临界冲角值αk时压力达到最大值。若冲角继续增大，升力会突然下降。这是由于气流气流突然脱离叶型的凸面(吸力面)，产生很大旋涡所致。见图1。图1机翼失速原理图5.3轴流风机压力特性曲线的由来轴流风机压力特性为马鞍形状。这是因为轴流风机的压力遵循机翼升力理论的缘故。如图2所示。轴流式风机动叶片的冲角随流量的减小而增大。图2轴流风机压力特性形成机理5.4轴流风机的旋转失速

由于轴流风机叶栅中各叶片的形线总是有些差异，安装角度也不可能完全一致。因此，一般不是所有叶片都同时失速，而是一个或多个叶片组成的一个或多个失速区先失速。且失速区不是静止不动的，而是沿着叶片移动，如图3所示。图3轴流风机旋转失速原理如图3所示，若叶片2、3或4失速，则在这些叶片间的空气流动减少或完全停止。随之造成在这些区域里沒有压升，这会造成向风机叶轮进口测的逆向流。从而在这些叶片的周围形成一个气流变化很大的区域。这个区域就是图上的阴影区。叶片5在进入这区域后冲角α将增加，随之叶片失速。相反叶片2的α角将减少，这样会造成这个叶片脱离失速。这种现象称之为旋转失速。由于失速区在叶轮内环绕移动的速度总是小于叶片的移动速度，因而相对于定子来说，失速区的移动方向与风机的旋转方向相同。由于失速区的不稳定，风机的运行点也不稳定，可能在图2中的c和c，间移动。如果流量继续减小，则失速区将增加，直到所有叶片顶部都失速，风机运行在图2中的D点。如果流量再继续减少，那么失速区的径向范围将增加(即失速区从叶片顶部向根部发展)，直到全部叶片都失速时，风机运行在0流量的E点。5.5失速的危害1)失速可导至风机损坏由上可知轴流风机失速后，通常表现为旋转失速。由于旋转失速使风机各叶片受到周期性力的作用，若风机在失速区内运行相当长的时间(或失速频率与叶片自振频率相当时的短时间内)，会造成叶片断裂，叶轮的其它机械元件也可能会损害。2)失速可能导至喘振若管道系统的容积与阻力适当，在风机发生失速压力降低时，出口管道内的压力会高于风机产生的压力而使气流发生倒流，同时管道内压力迅速降低，风机又向管道输送气体，但因流量小风机又失速，气流又倒流。这种现象循环发生，称为喘振。伴随喘振的发生，风机电流也大幅度波动，噪声惊人。风机发生喘振的破坏性很大，可在很短时间内损坏风机，必须立即停止风机运行。可见，失速与喘振是两个不同概念。失速是喘振的必要条件，但不是充分条件。3)失速可能造成并列运行风机间相互“抢风”给发电机组安全运行带来威胁。两台并列运行的风机中的一台发生失速后，两台风机间可能出现相互“抢风”现象而无法并列运行；或虽两台风机能并列运行，但两台风机的总出力可能达不到需要值而影响其带负荷能力。5.6轴流风机的失速报警装置由于轴流风机的失速区域大，当风机选型不当，或所在风(烟)系统阻力增加较多和漏风变化较大时，很可能落入风机失速区运行。为保护风机自身安全，目前电站轴流式风机的制造厂都配有失速报警保护装置。当风机发生失速时，让运行人员及时知晓，并立即进行调整，避免长期在失速状态下运行。图4NOVENCO失速报警装置图5失速探针压力的图6TLT失速报警装置图7KKK静调轴流风机失速报警装置(5000Pa报警)5.7运行中如何判断风机失速安装有失速报警保护装置的风机，应保持其管路畅通，装置动作准确。若该装置失灵，戓未装失速报警装置，则2)在运行调整过程中，若发现一台风机的电流、压力有突然大辐度的变化，则该风机失速；3)两台风机并列运行时，并未进行调节而一台风机的电流等参数突然大幅度降低，则该风机失速。4)两台风机并联运行时，两台风机的开度和电流应基本相同，若未进行调整操作，而两台风机的电流却相差较大，且调整电流小的风机出力不起作用，则该风机失速。5.8如何防止轴流风机的失速风机选型设计时留足失速裕量；按电力行业标准DL/T468-2004《电站锅炉风机选型和使用导则》规定，轴流风机的失速安全系数k>1.3。

K=pk/p(q/qk)2式中：p、q为设计工况点的压力和流量。

pk、qk为对应致计点风机开度下的失速界线点压力和流量。在轴流风机的进出口之间加旁路再循环风(烟)道；当风机失速时，打开旁路风道门，使一部分风(烟)量从风机出口流向风机入口，即使一部分风(烟)量在风机内循环，以增加风机的风(烟)量，使风机脱离失速区运行。但这增加了风机的耗功，是很不经济的。加装防失速装置为消除轴流风机的失速，多年来学者们进行了大量的研究和实验工作，并提出了一些能把失速区向小风量方向推移，戓者把压力曲线上的波谷减弱直到完全消除的办法。但戓因结构复杂，戓因对风机效率影响大，或噪音问题而未能得到广泛应用。直到1974年原苏联伊万诺夫提出了一种简单有效的装置—空气分流器来消除旋转失速，并在矿井局扇上获得广泛应用。取得了美、英、法、原西德、印度、丹麦等多国专利后，在轴流风机上加装防失速装置才在静调轴流风机上得到较广泛使用。如德国kkk公司的KSE、我国淮南煤碳学院和西安热工院均成功地设计出了类似的防失速装置并分别应用到矿井和电站轴流风机上。下面以西安热工院开发的该型防失速装置

为例进行介绍当叶片表面发生边界层分离阻塞流道时，叶轮叶片进口处压力升高，其扰动气流将进入装置的环形通道，并在环形通道内导叶的作用下消除旋转，再无干扰的引回叶轮前的的主气流中。从而防止失速扩展，达到大大缩小轴风机失速区域的目的。图7加装防失速装置的轴流风机示意图图8轴流风机防失速装置图9轴流风机有无防失速装置性能曲线比较5.9防止运行中轴流风机失速措施1)运行人员应了解风机所在系统的阻力构成，特别是那些阻力较大又易于堵塞的设备（如预热器、暖风器、消声器等）的正常阻力范围。2)在实际运行中若这些设备阻力超出了范围可能导致风机失速时，应控制该风机的出力，并及时采取措施消除堵塞。3)加装风机运行点监视装置，使运行人员能看见风机运行在性能曲线上的位置。六、电站风机采用变频调速应注意的问题电站锅炉风机采用变频调速是较理想的节能措施，过去受价格、可靠性以及容量等因素的限制，在电站锅炉风机上未能得到广泛应用。近年来，随着电力电子器件、控制理论和计算机技术的迅速发展，大容量高压变频器的逐步完善，变频器的价格不断下降，可靠性不断增强，高压大容量变频器已经在我国电站锅炉风机上形成推广趋势。但应注意以下问题。

6.1在所选风机与管网系统匹配的前提下，再选变速调节装置；6.2变频器设备本身的可靠性

变频器是一个复杂的大功率电力电子装置，变频器存在着本身故障或被外界因素诱发跳闸的问题。因此选择变频器一定要慎重，必须选择经实际运行考验，可靠性指标可接受的变频器厂家生产的品牌变频器。6.3可靠和适用的自动切换系统由于变频器本身故障或或被外界因素诱发跳闸而导致锅炉炉膛灭火或降低机组出力的情况并不鲜见。完全依赖变频器本身提高可靠性来保证机组的安全运行还不现实。因此如何使变频器跳闸后既能自动恢复风机工频供电而又能保持发电机组运行工况稳定的措施非常重要。当变频器故障或其它原因引起变频器跳闸时能自动将风机电机切换至工频下运行，且更重要的是在切换过程中能保恃风机的风压、风量相对稳定，以保恃锅炉燃烧稳定。

我院在上世纪90年代初就已经开发出满足锅炉风机变频调速自动切换要求的自动切换装置，现在电厂均配有先进的DCS系统，更易实现此种切换功能。6.3.1问题的提出由于变频器是一个复杂的大功率电力电子装置，要想达到目前工频运行方式下的可靠性还有一段差距，就目前运行情况看，变频器都多多少少出现过变频器本身故障或或被外界因素诱发跳闸的情况。对此有两种做法：

一是当变频器跳闸时，对应风机也停运(入口调节门全关)，机组自动进入RB方式运行。然后将风机切换到工频电网，重新啟动该台风机，用调节门调节至到机组带到变频器跳闸前的负荷。这不但要求机组进入RB工况可靠，且要损失发电量。另一做法是：当变频器发生故障时，拖动电机自动切换到工频电网以额定转速运行。但是当风机调速运行时，其调节门处于全开位置，低于额定转速运行。若将风机从调速运行突然改变为额定转速运行，则转速会突然增大，尤其是当调速范围较大时，风机的风量会突然增大很多，若送风机变频器故障，将使炉膛处于正压；若引风机变频器故障，将使炉膛负压突热然增大，严重时会造成炉膛灭火，MFT动作而停机。因此，为解决电站锅炉风机采用变频调速后机组的安全稳定运行问题，需解决两个问题：一是自动切换如何实现；二是切换过程中如何使风量变化幅度最小，以满足锅炉稳定燃烧的需要。这就需设计变频器自动切换系统来解决。6.3.2对自动切换系统的基本技术要求锅炉风机变频调速自动切换系统必须满足：当变频器发生故障时，能及时将电动机自动切换至工频电网，使风机以额定转速运行，同时风机入口调节门自动关小调节风量，保证锅炉燃烧稳定当变频器故障排除后，可在运行中将风机从定速运行切换至调速运行；同一电动机的定速、变速运行开关要相互闭锁。即变速运行时，定速合不上；反之亦然；当电动机由变频器向工频电网切换时，定速运行开关需延时数秒后再合闸，以免电动机剩磁电压与电网电压叠加，造成电机过电压。6.3.3切换系统原理

为实现上述要求，需对原电器系统和DCS系统进行改造。下面以吸风机为例进行简要说明。自动切换系统原理图如下。(1)变频器除设进、出口开关外，心须设旁路开关。其电气联锁及操作基本原则如下(具体实施应据电厂实际情况而定)：变频器入口开关、旁路开关分别设操作保险，用同一个事故按钮的两对不同接点同时跳入口开关和旁路开关。出口开关不设事故按钮；变频器故障时，变频器柜内提供一组干接点直接跳变频器入口开关，由电气联锁实现；变频器出口开关和旁路开关互相闭锁，不准同时合入，由电气联锁实现。(2)热工联锁及操作原则：1)变频器启动条件：a）变频器入口开关已合；b）变频器出口开关已合；c）变频器柜内“允许启动”信号有效；d）变频器柜上转速指令在“远方”位置。2)变频器出口开关和旁路开关互相闭锁，不能同时合入。3)变频器出口开关“合闸“的条件：a）变频器旁路开关在“断开”位置；b）变频器在“停止”状态。4)变频器运行时，变频器出口开关禁止“断开”；变频器出口开关“断开“的条件是变频器在“停止”状态。5)变频器旁路开关“合闸”的条件是变频器出口开关在“断开”位置。6)“变频器故障”时；同时跳变频器入口开关和出口开关；同时要求有事故报警；7)“变频器回路跳闸”：是指变频器故障或变频器入口开关、出口开关任一跳闸视为“变频器回路跳闸”。当发出“变频器回路跳闸”，且“电机故障”报警信号不发出时：a）吸风档板自动关至一定位置（位置在调节门自动调整问题中说明）；b）经一定延时后（延时时间现场调试确定），自动合入旁路开关，吸风机转“工频”运行，炉膛负压由DCS操作吸风档板进行调节。8)吸风机跳闸”：是指变频器回路和旁路开关均跳闸视为“甲吸风机跳闸”。“电机故障”报警信号发出，跳入口开关，跳出口开关，旁路开关不自动合入；吸风机挡板自动全关；10)锅炉原有联锁逻辑、锅炉保护逻辑不变；联锁、保护动作考虑适当延时；11)炉膛负压自动调节系统应增加变频器调速为调节手段的自动调节系统；12)锅炉保留吸风机调节门远方操作功能，正常使用时为全开状态；(3)调节门自动调整问题转速给定信号与风量是线性关系，但调节门开度与风机风量则是非线性关系。因此，当变频器跳闸时，DCS系统要用当时转速给定信号控制风机调节门开度，还需要根据风机调节门开度与流量的关系曲线变换输入至风机调节门执行器的给定信号，方能使自动切换前后的风量相等。调节门开度与风机风量的关系曲线需在现场试验测定。另一办法是：直接在现场测量风机调节门开度与风机转速的关系曲线，将其输入DCS系统内，则当变频器跳闸时，风机调节门可实现根据跳闸前变频器的转速自动调节到需要的位置，保证切换前后的风量相等。(4)风机调节门动作速度问题在风机变频改造中，风机调节门的动作速度对锅炉的影响很重要，特别是当转速较低时。前面己提到，为防止电机过电压，从变频器故障到旁路开关合闸需设延时时间，电机进入全速运转还需几秒时间(视当时转速和电机功率富裕量大小而定)，为了抵消由于电机速度增加而带来的风量增加，调节门应在几乎相同的时间内关到预定位置。因此要求调节门的动作速度要快些为好。为了实现风机档板的故障时快速动作和非变速运行时调整操作的稳定，对风机档板执行机构动作的要求是故障状态时动作速度快，正常操作时动作速度慢，以符合运行人员的调整要求。为此最好选择双速的执行机构，变频器投入运行时，置于快速挡。也可只用单速执行机构，动作速度宜快些，但不可过快，以免引起控制系统振荡。(5)关于DCS系统的改造

据我院自控专业人员介绍，只要将逻辑关系搞清楚，DCS系统容易满足变频器改造的要求，实现并不难。下面是一实例：某电厂一台锅炉两台离心式一次风机和两台静叶调节轴流式引风机自今年5月改为变频调速后，四台变频器各发生一次故障跳闸，其中两台引风机均实现了自动切换至工频运行，且切换过程炉膛负压波动很小，切换过程十分平稳，未影响机阻的负荷和稳定运行。而两台一次风机均因变频器故障时顶掉了上级(6kV)开关而自动切换失败，一次是在机组啟动过程中未对锅炉和机组带来扩大性影响，检查后手动合上总开关在工频电源下啟动风机并列成功。而另一次则造成机组RB工况，但也顺利恢复了双一次风机并列运行。一次风机自动切换失败原因电厂正在分析查找，据说可能与变频器电源接入位置有关，但机组一直在运行，无法实施改进措施。以上说明了自动切换系统对保证机组安全稳定运行的必要性，从引风机的成功自动切换也说明：

仔细设计自动切换系统是可行的。6.4风机采用变频调速运行后自身的安全可靠