高压风机的使用基本参数
(1) 风量Q—单位时刻流过风机的空气量(m3/s，m3/min，m3/h)；
(2) 风压H—当空气流过风机时，风机给予每立方米空气的总能量(kg·m)称为风机的全压Ht(kg·m/m3)，其由静压Hs和动压Hd构成。即Ht=Hs+Hd；
(3) 轴功率P—风机作业有用的总功率，又称空气功率；
(4) 功率η—风机轴上的功率P除去损失掉的部分功率后剩余的风机内功率与风机轴上的功率P之比，称为风机的效率电动机容量的计算式中：P—风机电动机所需的输出轴功率(kW)；
Q—风机风量(m3/s)；
H—风机风压(kg/m2)；
ηr—传动装置的效率，直接传动为1.0，皮带传动为0.9~0.98，齿轮传动为0.96~0.98；
ηF—风机的效率；
102—由kg·m/s变换为kW的单位变换系数。风机是火力发电厂中的关键辅机，轴流风机因效率高和能耗低而被广泛采用。在实际运行中，不少电厂因轴流风机非凡是动叶可调轴流风机的可靠性差，频频发生故障，导致电厂非计划停机或减负荷，影响了机组发电量。近几年来，广东地区的几家电厂如珠江电厂4×300 MW、南海电厂2×200 MW、恒运C厂1×210 MW均发生过动叶可调轴流风机断叶片事故，也有在同一电厂反复多次发生，严重影响机组安全满发。因此，从根本上解决这些问题，提高大型火电厂轴流风机运行的可靠性显得十分必要和迫切。
1 电站风机可靠性概念
电站风机可靠性统计的状态划分如下：
送引风机运行可靠性可用以下两个重要参数说明。
式中 tSH——运行小时数，指风机处于运行状态的小时数；
tUOH——非计划停运小时数，指风机处于非计划停运状态的小时数，亦称事故停运小时数。
90年代以前，我国大型电站锅炉风机引起的非计划停机和非计划降负荷较频繁，据统计，在125 MW、200 MW、300 MW及600 MW机组中，按电厂损失的等效停运小时算，送、引风机均排在影响因素的前10位，与发达国家的差距较大。
90年代以后，我国几个主要电站风机制造厂设备质量提高较快，针对我国电厂的实际情况，引进外国先进技术，使电站风机非凡是动叶可调轴流风机的可靠性不断地得到提高。例如：1997年某鼓风机厂对其利用引进技术生产的、在15套300 MW火电机组中使用的28台动叶可调轴流式送风机和24台动叶可调轴流式引风机进行可靠性分析，发现其运行率已达99%。其他厂家的产品的可靠性也有较大的提高。
2 影响轴流风机可靠性的因素
2.1 电站风机事故分类
第1类事故：风机故障引起火电机组退出运行。
第2类事故：风机故障只引起火电机组出力降低，还没有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、转子振动等，最严重的甚至发生叶轮飞车事故。
b）叶片产生裂纹或断裂。在送、引风机上均有可能发生，近几年在多个大型电厂已发生多宗。
c）叶片磨损。主要是发生在引风机上。由于电除尘器投入时机把握不好或电除尘器故障，造成引风机磨损。这是燃煤电站引风机最轻易发生的故障。
d）轴承损坏。
e）电机故障。如过电流等，严重时烧坏电机。
f）油站漏油，调节油压不稳定。既影响风机的调节性能也威胁风机的安全。
2.3 轴流风机发生故障的原因
2.3.1 产品设计和制造方面
a）结构设计不合理，强度设计中未充分考虑动荷载。
b）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。
e）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，气流压力脉动幅值显著增加，叶片共振受损。
b）不按风机特性要求进行启动并车，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入口含尘浓度高。
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。
f）无定期检修或检修不良。
