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摘 要：机组停机后，汽轮机惰走时间的长短是评判蒸汽系统严密性的的重要依据，这段时间偏长或偏短都是不正常的。本文针对蚌埠电厂1 号机 2015 年 11 月 1 号停机过程中汽轮机转子惰走时间延长的异常情况，通过对 1 号机组停机过程中润滑油、抽气逆止门、轴封压力、真空以及转子惰走曲线等因素进行分析，找到了转子惰走时间延迟的原因。为汽轮机安全运行排除隐患，避免类似情况发生提供了经验。
关键词：汽机转子惰走延长程序逆功率
引言
汽轮机打闸后，由于惯性作用，转子仍要继续转动一段时间，从主汽门和调速汽门关闭起，到转子完全静止的所需的时间称为转子的惰走时间。转子惰走时间与转速下降的关系曲线称为转子惰走曲线。正常机组都有一定的惰走时间和惰走曲线（图一），每次停机时，应保存相同的真空变化，记录转子惰走时间及惰走曲线并与标准惰走曲线想比较。从曲线的差异来发现设备的异常和缺陷一边及时消除。避免再次启动时造成事故。
（1）若转子惰走时间急剧减少，则可能是轴承已经严重磨损，机组动静部分发生摩擦。
（2）若惰走时间比正常惰走时间显著增长，则可能是主汽门和调节汽门关闭不严密或者高排逆止门、抽汽逆止阀漏气进入汽缸所致。
汽轮机停机转子惰走曲线分为三段：
第一段为刚停止送汽时，其转速较高，鼓风摩擦损失很大（与转速三次方成正比），主油泵在润滑油泵起动之前往油系统供油，使转速由 3000r/min 急剧下降到 1500r/min 左右，故曲线较陡。
第二段是在 1500r/min 的较低转速下，鼓风摩擦损失显著降低，主油泵停止向外输油，转子能量损失主要消耗在克服调速器、轴承和传动齿轮等摩擦阻力上，这些损失与高速下的鼓风摩擦损失和主油泵往油系统供油相比要小得多，故转速降落较慢，曲线平坦。
第三段表示转速下降到某一定值后，因轴承润滑油膜破坏，摩擦阻力迅速增大，转速迅速下降到零，故曲线较陡。
二、蚌埠电厂#1机组介绍
蚌埠电厂汽轮机型号为：N630-24.2/566/566，汽轮机型式：超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式、八级回热抽汽，额定出力 630MW。机组采用复合变压运行方式，汽轮机具有八级非调整回热抽汽。主蒸汽经二一二布置的方式送至高压主汽门前，经两只高压主汽门、四只高压调门后，由四根高压进汽套管用滑动接合连接方式送到各喷嘴室。蒸汽流经调节级和压力级叶片，通过高中压外缸下侧的两个排汽口流到再热器。蒸汽流经再热器后同样采用二一二布置的方式送至中压主汽门前，经两只中压主汽门、四只中压调门进入中压缸，通过中压缸排汽口的两根中低压连通管导入两个低压缸中部，然后分别流向二端排汽口进入下部凝汽器。
三、蚌埠电厂#1机组转子惰走情况
汽轮机运行参数规定：不破坏真空停机时，转子惰走时间约为 65 分鐘;破坏真空停机时，转子惰走时间约为 40 分钟。根据以往记录和曲线，#1 机停机不破坏真空时，转子惰走时间约为 72 分钟。然而在#1 机近年时间里三次停机转子惰走时间分别是：（1）2014 年 11 月 15 日 0：36 分，汽机打闸发动机解列，转子惰走时间 89 分钟;（2）
2015 年 4 月 23 日 0：42 分，汽机打闸发电机解列，转子惰走时间 81 分钟;（3）2015 年 11 月 1 日 01：51 分，汽机打闸发电机解列，转子惰走时间 155 分钟;以上三次停机，均未破坏真空，顶轴油压 13.5MPa，除第三次 11 月 1 日顶轴油泵在大机转速 2480 转/分启动外，前两次均在汽机打闸前启动顶轴油泵。第三次惰走时间比第二次惰走时间增加 74 分钟，同比增加 91%，如图二。
四、可能导致转子惰走时问延长的原因
1 号机组 2015 年 11 月 1 日停机过程中转子惰走时间 155 分钟，比设计值 65 分钟超出约 90 分钟，众所周知力是改变物体运动趋势的根本原因，因此应该从转子受力情况着手分析以寻求惰走时间延长的根本原因。
汽轮机转子所受力ΣF=Fp1 -Fp2-Σf 其中 Fp1 为蒸汽推力（主汽管道上阀门关闭不严或抽汽管道止回阀不严密等原因引起带压蒸汽泄露入汽轮机）
Fp2 为凝汽器背压产生的阻力
Σf 轴承摩擦、主机润滑油泵以及转子所带负载对转子转动产生的阻力转子惰走时间延长说明转子所承受的合外力ΣF 较之前增大，即 Fp1 增大或 Fp2 减小或Σf 减小。
4.1 转子所受阻力Σ f 转子所带的主机润滑油泵、盘车齿轮等负载每次停机基本都一样，主要从润滑油压、油质和油温考虑。机组打闸前已经启动交流润滑油泵，可以保证转子转速下降过程中润滑油压保持稳定，油温通过自动调整控制在 40℃左右，通过对润滑油箱取样分析润滑油的颗粒度、粘度、含水量等参数均在合格范围内。汽轮机打闸前启动顶轴油泵，建立母管油压 12.5MPa，各瓦顶轴油压在 7～9MPa，即各轴承的油膜建立稳定。因此轴承的阻力跟以前停机工况是接近的。
4.2 凝汽器背压产生的阻力 Fp2 本次为不破坏真空停机，转子惰走开始时一台真空泵运行凝汽器背压在 4Kpa 左右，能够保证各级疏水的畅通，凝汽器背压与以往停机参数相当，属于正常。
4.3 转子的蒸汽推力 Fp1
施加在转子叶片上的推力的产生包括高压缸主汽门或者中压缸主汽门不严导致锅炉来蒸汽泄露、各抽汽逆止门关闭不严导致各加热器和除氧器残余蒸汽向汽缸返汽、轴封蒸汽压力控制不当导致蒸汽流量过大以及汽缸和各导汽管疏水不畅导致不同压力等级的疏水穿通等几方面。
（1）主汽门、调门：通过图三曲线查得2015年11月1日#1机组1：51：10，锅炉 MFT，负荷从 70MW 降至零，汽机打闸，但是汽轮机转速保持 3000 转/分，发电机未解列，程序逆功率未动作，到 1：51：31 秒逆功率动作，发电机解列，此时集控运行人员也进行了手动发电机解列操作。确认发电机解列后，DCS 画面发现左右侧高压主汽门并未全关，左侧中压主气门状态显示也未全关，左右侧高压主汽门开度分别显示为：8.42%和 11.93%，左侧中压主气门就地确认已经全关。
查阅图四，机组负荷 70MW 时，也就是打闸前一秒主蒸汽流量是 263T/H，负荷到零汽机打闸后，主蒸汽流量瞬间降至 62T/H（时间是 1：51：20 秒），1 分钟后 1：52：20 秒主蒸汽流量 55T/H，直到 1：52：35 秒主蒸汽流量降至 8.42T/H。主蒸汽流量在 60 秒内维持在 62-55T/H 之间，这在以往的停机过程中是没有出现过的现象。【说明：再热主汽门是摇板式止回类蝶阀，由安装在弹簧室上的一个电液油动机开启。
在阀体内，阀杆上安装的是阀碟。阀碟有两个可能的位置：开和关。油动遮断阀安装在油动机对面的轴端。在再热主汽门动作期间，油动遮断阀用来调节再热主汽门开启和关闭过程中的轴端蒸汽压力。在中压主汽门关闭时，油动遮断阀动作卸去轴端蒸汽使中压主汽门迅速关闭】由于中压主汽门轴和衬套间的小间隙泄漏量不同，两侧油动遮断阀动作一致性存在偏差，可引起两侧中压主气门开关时间并不能保持完全一致。所以个人以为，主蒸汽流量在 62-55T/H 之间的 1 分钟内，
是由左侧中压主汽门未完全关到位和高压主汽门两侧未关到位的共同结果所致。当左侧中压主汽门显示完全关闭时，主蒸汽流量由 55T/H， 快速降至 8.42T/H，此时大机转速 2850 转/分，而这时的主蒸汽流量的存在则完全是因为高压主汽门两侧未完全关闭到位的结果。
2：22 分设备部及维护人员对 A 侧主汽门进行敲打，2：31 分对 B 侧主汽门进行敲打，大机转速大机转速 678 转/分，当 B 侧主汽门开度关至 1.86%时，主蒸汽流量由 8.42T/H 降至 4.22T/H，2：44 分，A/B 侧主汽门开度分别为-1.86%和 1.86%，主蒸汽流量由 4.22T/H 降至
2.82T/H，大机转速大机转速 512 转/分，3：10 分 A/B 侧主汽门开度分别为-2.86%和 1.86%，主蒸汽流量由 2.82T/H 降至 0.54T/H，大机转速大机转速 349 转/分，此时的主蒸汽流量 0.54T/H 也是 2014 年 11 月
15 日和 2015 年 4 月 23 日两次汽机打闸停机后的主蒸汽流量值，具有可对比性。
（2）抽气逆止门：在本次#1 机打闸停机后，二抽电动门没有全关，就地实际开度在 1/2 处，一抽、五抽、六抽和内缸疏水气动门均内漏，虽然高中压调节汽门，高排逆止门和其他抽汽逆止门均关闭，但是由于隐形的阀门不严密性都会造成转子惰走时间加长。
（3）轴封蒸汽：每次停机时轴封压力均为 40KPa，轴加风机正常运行，就地轴封无冒汽，与以前停机的参数相近，亦即凝汽器背压相同时轴封蒸汽对转子叶片的推力大小是相近的。
（4）各蒸汽室、高压管道的疏水门：此次停机各蒸汽室、高压管道的疏水门正常动作，与以前停机的参数相近，亦即对转子叶片的推力大小是相近的。
五、总结
从以上分析可以看出，转子惰走时间偏长是主要因为高压缸主汽门关闭不严导致的，因关闭不严，打闸后就会有少量锅炉余汽进入汽轮高压缸，推动转子旋转，从而延长转子惰走时间。所以，我们应定期并及时彻底对和主汽门进行检查，以提高阀门动作的可靠性。
此外，针对每次停机要记录好转子的惰走时间，这样可以进行对比，分析出惰走时间增长的原因，在整个停机过程中，注意调节级金属壁温，控制好上下缸温差，振动、轴向位移、缸胀、胀差、润滑油温油压、轴封汽温度和压力、凝汽器真空、定冷水、密封油、氢压氢温的变化和疏水等，在调速系统和主再熱蒸汽阀门进行检修后，机组再次启动时要进行主汽门和高压调速汽门的严密性试验，运行中按规定做好高压调节汽门的定期活动试验，加强机组启停和运行中 EH 油的油质监督，控制好主再热蒸汽温度和压力，防止超温超压对汽轮机系统造成损伤。汽机系统是一个既庞大复杂又精密的系统组合，只有平时多分析多总结才能更好的掌握专业所需，保证汽轮机的安全经济运行。
参考文献：
[1]钟先良机轮机惰走时间异常原因分析及对策
[2]李岸然台山电厂 2 号机组转子惰走时间异常分析
[3]国电蚌埠 2×600MW 超临界机组集控运行规程作
关键词：汽机转子惰走延长程序逆功率
引言
汽轮机打闸后，由于惯性作用，转子仍要继续转动一段时间，从主汽门和调速汽门关闭起，到转子完全静止的所需的时间称为转子的惰走时间。转子惰走时间与转速下降的关系曲线称为转子惰走曲线。正常机组都有一定的惰走时间和惰走曲线（图一），每次停机时，应保存相同的真空变化，记录转子惰走时间及惰走曲线并与标准惰走曲线想比较。从曲线的差异来发现设备的异常和缺陷一边及时消除。避免再次启动时造成事故。
（1）若转子惰走时间急剧减少，则可能是轴承已经严重磨损，机组动静部分发生摩擦。
（2）若惰走时间比正常惰走时间显著增长，则可能是主汽门和调节汽门关闭不严密或者高排逆止门、抽汽逆止阀漏气进入汽缸所致。
汽轮机停机转子惰走曲线分为三段：
第一段为刚停止送汽时，其转速较高，鼓风摩擦损失很大（与转速三次方成正比），主油泵在润滑油泵起动之前往油系统供油，使转速由 3000r/min 急剧下降到 1500r/min 左右，故曲线较陡。
第二段是在 1500r/min 的较低转速下，鼓风摩擦损失显著降低，主油泵停止向外输油，转子能量损失主要消耗在克服调速器、轴承和传动齿轮等摩擦阻力上，这些损失与高速下的鼓风摩擦损失和主油泵往油系统供油相比要小得多，故转速降落较慢，曲线平坦。
第三段表示转速下降到某一定值后，因轴承润滑油膜破坏，摩擦阻力迅速增大，转速迅速下降到零，故曲线较陡。
二、蚌埠电厂#1机组介绍
蚌埠电厂汽轮机型号为：N630-24.2/566/566，汽轮机型式：超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式、八级回热抽汽，额定出力 630MW。机组采用复合变压运行方式，汽轮机具有八级非调整回热抽汽。主蒸汽经二一二布置的方式送至高压主汽门前，经两只高压主汽门、四只高压调门后，由四根高压进汽套管用滑动接合连接方式送到各喷嘴室。蒸汽流经调节级和压力级叶片，通过高中压外缸下侧的两个排汽口流到再热器。蒸汽流经再热器后同样采用二一二布置的方式送至中压主汽门前，经两只中压主汽门、四只中压调门进入中压缸，通过中压缸排汽口的两根中低压连通管导入两个低压缸中部，然后分别流向二端排汽口进入下部凝汽器。
三、蚌埠电厂#1机组转子惰走情况
汽轮机运行参数规定：不破坏真空停机时，转子惰走时间约为 65 分鐘;破坏真空停机时，转子惰走时间约为 40 分钟。根据以往记录和曲线，#1 机停机不破坏真空时，转子惰走时间约为 72 分钟。然而在#1 机近年时间里三次停机转子惰走时间分别是：（1）2014 年 11 月 15 日 0：36 分，汽机打闸发动机解列，转子惰走时间 89 分钟;（2）
2015 年 4 月 23 日 0：42 分，汽机打闸发电机解列，转子惰走时间 81 分钟;（3）2015 年 11 月 1 日 01：51 分，汽机打闸发电机解列，转子惰走时间 155 分钟;以上三次停机，均未破坏真空，顶轴油压 13.5MPa，除第三次 11 月 1 日顶轴油泵在大机转速 2480 转/分启动外，前两次均在汽机打闸前启动顶轴油泵。第三次惰走时间比第二次惰走时间增加 74 分钟，同比增加 91%，如图二。
四、可能导致转子惰走时问延长的原因
1 号机组 2015 年 11 月 1 日停机过程中转子惰走时间 155 分钟，比设计值 65 分钟超出约 90 分钟，众所周知力是改变物体运动趋势的根本原因，因此应该从转子受力情况着手分析以寻求惰走时间延长的根本原因。
汽轮机转子所受力ΣF=Fp1 -Fp2-Σf 其中 Fp1 为蒸汽推力（主汽管道上阀门关闭不严或抽汽管道止回阀不严密等原因引起带压蒸汽泄露入汽轮机）
Fp2 为凝汽器背压产生的阻力
Σf 轴承摩擦、主机润滑油泵以及转子所带负载对转子转动产生的阻力转子惰走时间延长说明转子所承受的合外力ΣF 较之前增大，即 Fp1 增大或 Fp2 减小或Σf 减小。
4.1 转子所受阻力Σ f 转子所带的主机润滑油泵、盘车齿轮等负载每次停机基本都一样，主要从润滑油压、油质和油温考虑。机组打闸前已经启动交流润滑油泵，可以保证转子转速下降过程中润滑油压保持稳定，油温通过自动调整控制在 40℃左右，通过对润滑油箱取样分析润滑油的颗粒度、粘度、含水量等参数均在合格范围内。汽轮机打闸前启动顶轴油泵，建立母管油压 12.5MPa，各瓦顶轴油压在 7～9MPa，即各轴承的油膜建立稳定。因此轴承的阻力跟以前停机工况是接近的。
4.2 凝汽器背压产生的阻力 Fp2 本次为不破坏真空停机，转子惰走开始时一台真空泵运行凝汽器背压在 4Kpa 左右，能够保证各级疏水的畅通，凝汽器背压与以往停机参数相当，属于正常。
4.3 转子的蒸汽推力 Fp1
施加在转子叶片上的推力的产生包括高压缸主汽门或者中压缸主汽门不严导致锅炉来蒸汽泄露、各抽汽逆止门关闭不严导致各加热器和除氧器残余蒸汽向汽缸返汽、轴封蒸汽压力控制不当导致蒸汽流量过大以及汽缸和各导汽管疏水不畅导致不同压力等级的疏水穿通等几方面。
（1）主汽门、调门：通过图三曲线查得2015年11月1日#1机组1：51：10，锅炉 MFT，负荷从 70MW 降至零，汽机打闸，但是汽轮机转速保持 3000 转/分，发电机未解列，程序逆功率未动作，到 1：51：31 秒逆功率动作，发电机解列，此时集控运行人员也进行了手动发电机解列操作。确认发电机解列后，DCS 画面发现左右侧高压主汽门并未全关，左侧中压主气门状态显示也未全关，左右侧高压主汽门开度分别显示为：8.42%和 11.93%，左侧中压主气门就地确认已经全关。
查阅图四，机组负荷 70MW 时，也就是打闸前一秒主蒸汽流量是 263T/H，负荷到零汽机打闸后，主蒸汽流量瞬间降至 62T/H（时间是 1：51：20 秒），1 分钟后 1：52：20 秒主蒸汽流量 55T/H，直到 1：52：35 秒主蒸汽流量降至 8.42T/H。主蒸汽流量在 60 秒内维持在 62-55T/H 之间，这在以往的停机过程中是没有出现过的现象。【说明：再热主汽门是摇板式止回类蝶阀，由安装在弹簧室上的一个电液油动机开启。
在阀体内，阀杆上安装的是阀碟。阀碟有两个可能的位置：开和关。油动遮断阀安装在油动机对面的轴端。在再热主汽门动作期间，油动遮断阀用来调节再热主汽门开启和关闭过程中的轴端蒸汽压力。在中压主汽门关闭时，油动遮断阀动作卸去轴端蒸汽使中压主汽门迅速关闭】由于中压主汽门轴和衬套间的小间隙泄漏量不同，两侧油动遮断阀动作一致性存在偏差，可引起两侧中压主气门开关时间并不能保持完全一致。所以个人以为，主蒸汽流量在 62-55T/H 之间的 1 分钟内，
是由左侧中压主汽门未完全关到位和高压主汽门两侧未关到位的共同结果所致。当左侧中压主汽门显示完全关闭时，主蒸汽流量由 55T/H， 快速降至 8.42T/H，此时大机转速 2850 转/分，而这时的主蒸汽流量的存在则完全是因为高压主汽门两侧未完全关闭到位的结果。
2：22 分设备部及维护人员对 A 侧主汽门进行敲打，2：31 分对 B 侧主汽门进行敲打，大机转速大机转速 678 转/分，当 B 侧主汽门开度关至 1.86%时，主蒸汽流量由 8.42T/H 降至 4.22T/H，2：44 分，A/B 侧主汽门开度分别为-1.86%和 1.86%，主蒸汽流量由 4.22T/H 降至
2.82T/H，大机转速大机转速 512 转/分，3：10 分 A/B 侧主汽门开度分别为-2.86%和 1.86%，主蒸汽流量由 2.82T/H 降至 0.54T/H，大机转速大机转速 349 转/分，此时的主蒸汽流量 0.54T/H 也是 2014 年 11 月
15 日和 2015 年 4 月 23 日两次汽机打闸停机后的主蒸汽流量值，具有可对比性。
（2）抽气逆止门：在本次#1 机打闸停机后，二抽电动门没有全关，就地实际开度在 1/2 处，一抽、五抽、六抽和内缸疏水气动门均内漏，虽然高中压调节汽门，高排逆止门和其他抽汽逆止门均关闭，但是由于隐形的阀门不严密性都会造成转子惰走时间加长。
（3）轴封蒸汽：每次停机时轴封压力均为 40KPa，轴加风机正常运行，就地轴封无冒汽，与以前停机的参数相近，亦即凝汽器背压相同时轴封蒸汽对转子叶片的推力大小是相近的。
（4）各蒸汽室、高压管道的疏水门：此次停机各蒸汽室、高压管道的疏水门正常动作，与以前停机的参数相近，亦即对转子叶片的推力大小是相近的。
五、总结
从以上分析可以看出，转子惰走时间偏长是主要因为高压缸主汽门关闭不严导致的，因关闭不严，打闸后就会有少量锅炉余汽进入汽轮高压缸，推动转子旋转，从而延长转子惰走时间。所以，我们应定期并及时彻底对和主汽门进行检查，以提高阀门动作的可靠性。
此外，针对每次停机要记录好转子的惰走时间，这样可以进行对比，分析出惰走时间增长的原因，在整个停机过程中，注意调节级金属壁温，控制好上下缸温差，振动、轴向位移、缸胀、胀差、润滑油温油压、轴封汽温度和压力、凝汽器真空、定冷水、密封油、氢压氢温的变化和疏水等，在调速系统和主再熱蒸汽阀门进行检修后，机组再次启动时要进行主汽门和高压调速汽门的严密性试验，运行中按规定做好高压调节汽门的定期活动试验，加强机组启停和运行中 EH 油的油质监督，控制好主再热蒸汽温度和压力，防止超温超压对汽轮机系统造成损伤。汽机系统是一个既庞大复杂又精密的系统组合，只有平时多分析多总结才能更好的掌握专业所需，保证汽轮机的安全经济运行。
参考文献：
[1]钟先良机轮机惰走时间异常原因分析及对策
[2]李岸然台山电厂 2 号机组转子惰走时间异常分析
[3]国电蚌埠 2×600MW 超临界机组集控运行规程作