防止汽轮机大轴弯曲.ppt

1、防止汽轮机大轴弯曲“二十五项重点要求”若干问题探讨,轮机室,2008年10月 广东清远,重大恶性事故,汽轮机转子大轴永久性弯曲是重大恶性事故，国内从50660MW机组均曾发生，其中尤以200MW机组突出。 汽轮机转子大轴弯曲后的效正耗费大量人力、物力，且停机修复时间长，还使转子寿命受损，甚至可能导致报废，造成巨大的经济损失。,大轴弯曲事故时有发生,据统计，华北电网1995年内网内3台机组发生了大轴弯曲事故，还有一台300MW和200MW机组热态启动时发生进冷水和冷汽，因发现及时，处理果断、正确，未发生永久弯曲； 至1997年东北电管局所辖电厂44台200MW机组，共发生大轴弯曲9次； 河南省自

2、1988年先后有4台汽轮机发生弯曲，仅1996年就有两根转子发生弯曲； 广东省2003年发生一台300MW机组大轴弯曲事故，从1992年至2008年期间，共发生大轴弯曲事故8次，容量从125300MW均有，其中有国产机组，也有俄罗斯制造的机组。沙角C厂3号机660MW机组在英法联合GEC-ALSTHOM公司调试期间也发生了中压转子弯曲的恶性事故。,大轴弯曲机理,汽缸部件的温差将产生热变形，过大的变形产生动静部分摩擦。由于轴本身单侧摩擦，局部区域骤热膨胀，因受周围温度较低部分的限制而产生压应力。若大于该温度下的屈服极限（该值随温度的升高而降低），转子局部便产生压缩塑性变形，当内部温度均匀后，将有

3、残存的拉应力，塑性变形不会消失，受热部分的金属受压而缩短。完全冷却时，轴就会向相反方向弯曲，摩擦伤痕处于轴的凹面侧，产生永久弯曲。,大轴弯曲机理,另一种情况是，如汽缸进水等，转子本身上下温差达200以上，热应力计算结果表明，同样会使冷却部位的拉热应力超过屈服极限，产生永久性弯曲。当转子内部温度均匀后，被冷水浸泡的部位将从转子弯曲的凹面转为凸面。 一般而言，除个别情况，大部分机组弯曲的部位多发生在高压转子调节级前轴封处。统计表明，86%的弯曲事故是由于转子碰磨引起，而其中80%以上是在机组热态起动时发生。,导致大轴弯曲的原因,总结国内若干大型机组发生转子大轴弯曲的事故，引起转子大轴弯曲的原因很多

4、，典型如下： (1) 停机后给水通过高压旁路减温水和高排逆止门倒入高压缸，或给水泵中间抽头未关闭，再热减温水门漏，水进入再热器母管，流向高压缸排汽管，而高排逆止门不严而进入高压缸。 (2) 锅炉水压试验结束后热态启动，阀门不严密，疏水不充分。 (3) 热态启动，为控制差胀供低温轴封汽。轴封供汽门不严，低温蒸汽经轴封供汽门漏入汽缸。轴封供汽前疏水不充分。 (4) 汽机空转或低负荷下（约15%额定负荷），使用过、再热器喷水控制蒸汽温度，喷水量和蒸汽流量比例失调。正常运行或滑参数停机过程中锅炉操作不当，致使主、再热蒸汽温度急剧下降，或冲转参数不满足与缸温的匹配或过热度不够。,导致大轴弯曲的原因,(5

5、) 转子材质不佳，加工不良，热处理不当，存在残余应力，运行时应力消失；运输或存放不当，受机械外力作用；存在较大的原始动不平衡量，检修调整不当，轴承跑偏，动静间隙偏小。 (6) 除氧器、凝汽器或加热器满水，倒流至汽缸。一种情况是低加疏水泵出口门未关，而逆止门不严，使凝结水返至低加，造成低加满水。 (7) 一阶临界转速下出现较大振动未引起足够重视或处理不当，强行硬闯临界，或热态起动时不恰当的“中速暖机”，或未查明事故原因（尤其是振动大）情况下多次连续起机。,导致大轴弯曲的原因,(8) 疏水系统设计不合理，高压缸夹层加热、法兰螺栓加热装置使用不当，汽缸上、下缸温差大（“二十五项重点要求”两次提及）。

6、汽缸测点温度坏，无法监视上、下缸温差。如99年4月华能汕头电厂2号机300MW机组。高压缸法兰加热左右侧回汽门严重失衡，左、右两侧的法兰的温差达100。 (9) 盘车故障，或因为大轴临时弯曲、轴承等原因导致盘车投不上的情况下强行盘车。汽门漏汽致使盘车跳闸，冲至低转速，转子受到不对称加热。 (10) 差胀控制不好，滑销系统结构不良，起动过程中汽缸膨胀不畅，或汽缸检修、设计不完善，导致汽缸与转子发生轴向碰磨。如朝阳电厂1号机98年发生的大轴弯曲(正差胀)、富拉尔基二电厂89年1号机大轴弯曲事故(滑停负差胀)。,反事故技术措施讨论,振动 许多机组发生大轴弯曲均与振动大有关。为此，国家电力公司“二十五

7、项重点要求”重申并规定了机组在起动和运行中轴承和轴振动的要求值和极限值。强调了在机组起动或运行中振动超标的打闸停机条件，特别强调要高度重视振动相对变化值，轴承振动变化0.015mm或相对轴振动变化0.050mm，就应查明原因并设法消除；当轴承振动突然增加0.050mm时，就应立即打闸停机。 9.2.1条：防止轴系断裂亦强调：“已有振动监测保护装置的机组，振动超限跳机保护应投入运行；机组正常运行瓦振动、轴振应达到有关标准的优良范围，并注意监视变化趋势。”,反事故技术措施讨论,振动 目前机组振动监测装置一般比较完善，可同时实现在线监测各轴承处轴颈和轴承盖的振动，并实现保护功能。 事实上要靠人工监视

8、和判断上述条件却很模糊，如：如何定义“突然”增加0.050mm，对于一台负荷高峰期满负荷运行的大型机组，发生上述情况时，即使立即监视到，往往打闸犹豫、迟疑也是情有可原的，况且还存在不同专业人员看法不一的情况； 又如机组起动过程中，通过临界转速时，轴承振动可以放宽至0.100mm（相对轴振动值超过0.260mm），而一般ETS已经将轴承振动保护定值设置在0.08mm，起机过程执行何值。若为冲过一阶临界转速暂时解除振动保护，采取人工监视打闸，又违反了规程和“二十五项重点要求”。,反事故技术措施讨论,振动 通过一阶临界转速前出现0.030.04mm的振动应引起高度的重视。在低速下无明显的振动，并不等

9、于转子无弯曲，这个问题的误判断曾经导致多起大轴的弯曲事故。往往产生越磨越弯，越弯越磨的恶性循环，且不可降速暖机，应立即打闸。否则，在更低转速下动静继续摩擦是非常危险的。 根据低于一阶临界转速时，转子的摩擦振动具有与原质量不平衡振动相位夹角小于90。的特征，大型机组启动低速暖机的时间应从严掌握，特别是热态启动时，不主张安排所谓“低速暖机”。,反事故技术措施讨论,振动 鉴于目前通过DCS和ETS实现保护逻辑的修改非常方便，建议对振动大保护的逻辑进行修改，就像DEH实现在临界转速区域自动更改升速率为500r/min/min一样，可以将振动保护值自动在临界转速区更改为0.100mm。这样，既不违反规程

10、，也利于机组起动顺利通过临界。 根据实践经验，明确轴承振动突然增加0.050mm的定义，通过DCS计算机实现报警（轴承振动变化0.015mm或相对轴振动变化0.050mm）和保护停机（轴承振动突然增加0.050mm）是非常方便的。 为防止信号干扰造成的误动，可采取适当的延时，引入其他辅助信号，如某个轴承振动的信息（包括振动绝对值及变化速率）再综合相邻轴承振动绝对值及变化值。,反事故技术措施讨论,盘车 在机组正常起动、停机和事故工况下，正确投入盘车，是避免转子发生永久性弯曲事故的重要措施之一。为了避免出现转子发生永久性弯曲，要求在机组起动前至少连续盘车24h，热态起动时至少连续盘车4h。如果盘车

11、过程中发生盘车跳闸或由于其他原因引起的盘车中断，都应重新计时。 振动是转子发生弯曲最明显的标志，如果机组在起动过程中因为振动异常而必须回到盘车状态时，则应认真检查、分析引起振动的因素，在没有明确结论时，严禁盲目起动。如果具备了起动条件，则还应连续盘车4h后方可起动。 例如：1995年3月，通辽发电总厂发生4号200MW汽轮机高压转子弯曲事故。其事故原因是由于机组在停机处理缺陷后，再次起动升速时2号轴承发生振动，在没有查明事故原因的 情况下，93min内连续起动4次，使高压转子与前汽封发生摩擦，从而导致了转子弯曲事故的发生。,反事故技术措施讨论,盘车 停机后立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆

12、动或有异音时，应查明原因及时处理。当汽封摩擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子弯曲度正常后再手动盘车180度。当盘车盘不动时，严禁用吊车强行盘车。 停机后因盘车故障暂时停止盘车时，应监视转子弯曲度的变化，当弯曲度较大时，应采用手动盘车180度，待盘车正常后及时投入连续盘车。,反事故技术措施讨论,轴封汽源 目前根据缸温选择供汽汽源，以使供汽温度与金属温度相匹配是对轴封的基本要求。 热态启动时应严禁使用轴封低温汽源，尤其是除氧器来的饱和蒸汽。 目前一些大型机组面临的困难是，在冷态和极热态是很明确的，可以分别选择辅助厂用蒸汽和主汽高温汽源（或参混

13、），但一些机组（如125M机组）没有设计高、低压轴封分供，甚至高、低压轴封之间也没有减温装置，在温态和热态起动时轴封汽源难以实现与缸温匹配，往往高、中压缸和低压缸产生矛盾。,反事故技术措施讨论,轴封汽源 另外，一些机组规定轴封汽温度与轴封段壁温差不大于30却是一个模糊的概念。 因为，轴封段壁温不知，只能参考缸温。 轴封用汽量不大，喷水减温调节容易使喷水量和蒸汽流量的比例失调，甚至导致轴封带水，产生严重后果。 建议加强基础研究，制造厂应给出轴封段壁温与缸温的关系曲线，以便指导生产；轴封减温水调整门的选择也应慎重、合理，应具有较好的调节特性。,反事故技术措施讨论,疏水系统 汽缸和管道的疏水从疏水扩

14、容器返回汽缸是非常严重的问题，在一些机组上时有发生。制造厂和设计院在防汽缸进水和冷汽方面一般均采取有效措施，普遍参照了美国ASME TDP-1-1998和DL/T 834-2003火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则的建议，但须注意不同机组的实际情况并不一样。,反事故技术措施讨论,疏水系统 如某125MW机组每次温、热态开机及甩负荷后均会出现中压内下缸温度下降的现象。特别是在机组高负荷跳机后，该温度急剧下降，造成中压内缸上外壁、外缸内壁和内缸上、下缸温差高达60 110左右。 对疏水系统检查发现，原设计只考虑了正常运行或机组冷态启动时疏水压力高低分布，而未考虑温、热态开机以及机组甩负荷后机组再启

15、动的情况。此时，锅炉蒸汽参数高，机组冲转前规程要求开启本体和主蒸汽管道疏水，特别是电动主汽门前、后疏水门的开启，使大量高温、高压疏水和蒸汽进入高压疏水扩容器，使原本处于真空状态的扩容器处于正压状态，压力高至0.20.5MPa，部分低温蒸汽经疏水母管，再经高中压导汽弯管疏水管倒流回高中压缸内部，从而导致了中压内下缸外壁和外缸内壁温度的下降，高、中压缸上、下缸温差增大。,反事故技术措施讨论,疏水系统 为此，将高压内缸组的集管从高压膨胀箱改接至低压膨胀箱。此外，将高、中压调门门杆漏汽和高压缸轴封第四腔室漏汽改接至三抽逆止门后，并增加一路至低压膨胀箱切换使用。 通过实施改造，经多年的实践证明，达到很好

16、的效果，说明所施行的改造是成功的，也没有产生其他负面影响，保证了机组的安全运行。 实践表明，管道和汽缸本体的疏水，同一段抽汽逆止门前后的疏水，即使属于相同的压力等级，也不宜接在同一集管上；门杆漏汽和高压轴封漏汽不宜接在逆止门前（与汽缸相通），区分高低压疏水膨胀箱的压力等级也不可一概而论，否则容易导致汽缸较大的上、下缸温差。 接入疏水扩容器管道的压力排列，应根据实际运行情况的高低和机组的运行方式等作出最优处理。,反事故技术措施讨论,疏水系统 一台125MW机组疏水改造示意图,反事故技术措施讨论,疏水系统 对调门门杆漏汽和高压缸轴封第四腔室漏汽的改造示意图,反事故技术措施讨论,疏水系统 汽轮机疏水

17、系统设计除按美国ASME TDP-1-1980(1998)的建议、原国家电力公司“二十五项重点要求”的具体规定和行业标准DL/T 834-2003外，还应结合机组的具体情况和运行、起动方式，做出最优处理。,反事故技术措施讨论,疏水系统启闭控制 目前大型中间再热机组疏水系统典型的控制方式是：停机过程在30%、20%和10%负荷下分别由DEH(DCS)程序控制开启低、中和高压缸疏水及相应管道疏水，升负荷相反按次关闭。 哈汽和上汽引进型300MW高、中压缸合缸机组以再热主汽阀为界，分为上、下游两部分，包括了系统管道和汽缸本体疏水。控制方式为：启动向轴封供汽前，全部疏水开启；升负荷至10%、20%分别

18、由DEH(DCS)程序控制关闭上、下游各疏水；减负荷停机时顺序相反，停机后疏水阀一直开启直至完全冷却为止。,反事故技术措施讨论,疏水系统启闭控制 实践表明，停机过程汽缸疏水及有关管道疏水开启过早，尤其是排汽缸内余汽凝结，形成负压导致冷汽进入汽缸，加上疏水系统的设计不完善，容易造成汽缸上、下缸温差或内外壁温差增大。 国内引进前苏联210MW机组则存在另一个流派，认为若高压缸金属温度高于300而中压缸高于250，汽缸疏水可以不打开或： 冲转前开启35min；停机后，汽缸温度降至150前，汽缸和导汽管上的疏水和排放阀不予开启。这样可以避免对高温金属产生急剧冷却和在其表面形成氧化皮。,反事故技术措施讨

19、论,疏水系统启闭控制 汽温下降开启疏水。正常运行当主、再热蒸汽温度下降至520时，普遍认为是蒸汽带水的象征，作为紧急处理，许多电厂运行规程规定要开启本体及主蒸汽管道疏水。 实际上，汽温下降可能的因素很多，如锅炉燃料调整或煤质波动，若为该类原因，开启疏水增加了锅炉换热面蒸汽流量和换热情况，进一步使汽温下降；另一方面，此时汽机仍接带较高的负荷，由于蒸汽流速很高(4060m/s)，开启疏水的作用不大，还容易使疏水扩容器过负荷，带来负面的影响。 因而建议此时，并不需要开启疏水，按规程减负荷即可。,反事故技术措施讨论,疏水系统启闭控制 采取“闷缸”措施，可以消除转子的热弯曲，成功避免许多机组由于各种原因

20、可能发生的大轴永久性弯曲。 即使在正常停机没有其他意外的情况下，宜对运行规程或DEH(DCS)的逻辑进行修改，“负荷在30%、20%和10%时开启相应管道和抽汽逆止门后疏水，但保持汽缸本体疏水直至盘车停用，高压上缸内壁达150后开启”。机组再次起动，抽真空前开启各疏水阀充分疏水一次。冲转前，或冲转后立即开启全部汽缸本体疏水。,反事故技术措施讨论,闷缸 近年来，转子弯曲事故仍不断出现，由于未能正确投入盘车和采取必要的措施，导致了多起转子发生永久弯曲事故。重点强调并重申，当盘车盘不动时，决不能采用吊车强行盘车，以免造成通流部分进一步损坏。同时可采取以下闷缸措施，以清除转子热弯曲。 1) 尽快恢复润

21、滑油系统向轴瓦供油。 2) 迅速破坏真空，停止快冷。 3) 隔离汽轮机本体的内、外冷源，消除缸内冷源。 4) 关闭进入汽轮机所有汽门以及所有汽轮机本体、抽汽管道疏水门，进行闷缸。 5) 严密监视和记录汽缸各部分的温度、温差和转子晃动随时间的变化情况。 6) 当汽缸上、下温差小于50时，可手动试盘车，若转子能盘动，可盘转180进行自重法校直转子，温度越高越好。 7 )转子多次180盘转，当转子晃动值及方向回到原始状态时，可投连续盘车。 8) 开启顶轴油泵。 9) 在不盘车时，不允许向轴封送汽。,闷缸效果,目前，通过采取闷缸措施，已成功避免了多起转子发生永久弯曲。 如：1995年青岛电厂一台300

22、MW机组，发生油系统断油，机组被迫紧急停机。停机后大部分轴承钨金熔化，电动连续盘车盘不动，用吊车强行盘车也盘不动，之后采取闷缸措施，从而避免了转子发生永久弯曲。 如：1996年山东胜利发电厂一台200MW机组，汽轮机进水、振动超标，紧急停机后盘车投不上，随后果断采用闷缸措施，机组再次起动后，一切正常，证明转子未产生永久弯曲。 又如：2006年台山电厂一台600MW机组，发生油系统断油，机组被迫紧急停机。停机后1、2、3、4、11号轴承钨金烧毁，并且高压缸油挡漏油，不能投盘车。之后采取闷缸措施，从而避免了转子发生永久弯曲。,闷缸效果,又如：1997年十里泉电厂一台300MW机组在试运期间，因两台

23、小汽轮机故障而跳闸。再起动时，因高压旁路减温水逆止门不严，使汽轮机进水，振动超标，被迫打闸停机。停机后，电动盘车投不上，采用吊车强行盘车，钢丝绳被拉断，此时高、中压缸内缸上、下温差已大于180。之后采用闷缸措施，机组再次起动后，一切正常，也证明转子未产生永久弯曲。 再如：2000年珠海电厂2700MW机组1号机，日本三菱公司EPC总承包方，由于盘车齿轮损坏而无法投入连续盘车，也是采取闷缸的手段从而避免了该机组的大轴弯曲事故发生。,闷缸效果,淮北发电厂1998年元月，7号机（东汽型D09型200MW机组），第一次启动因高排打不开，高压后汽封大量冒汽，随即打闸停机。当晚启动盘车过程中，上下缸温差大

24、（中压缸上下缸温差达128），盘车跳闸，转子弯曲0.18mm，行车拉不动。 立即采取闷缸的措施，派专人监视汽缸各部温度及温差的变化，20min后汽缸下部温度开始止跌回升，上下缸温差开始逐步减小。3h后汽缸温差减小至80，手动翻动转子测量绕度0.14mm，每半小时翻转轴系180。进行自重法校直，当转子弯曲值达0.12mm后，试盘电动盘车投入成功，当时电流还是比较大而且晃动，经34h后恢复正常，转子挠度及缸温差也恢复至正常值。,闷缸效果,某发电厂2008年10月，2号机（哈汽CLN60024.2/566/566超临界600MW机组），9月29日机组由于锅炉水冷壁管有漏滑停消缺，机组降负荷至60MW

25、，汽机缸温350，调节级温度320，解列，晚19：20机组转速到0rpm，投盘车正常。9月30日，02：30盘车跳闸，高中压外缸下缸温度陡降， 高中压外缸高压侧上半金属温度255 ，下半金属温度140 ，温差达115,连续盘车及手动盘车均不成功。 采取闷缸的措施，上下缸温差开始逐步减小。10月1日下午3：00，汽缸温差减小至30，手动翻动转子180度停4h，10月1日晚21：50投入连续盘车，偏心157微米，盘车4h后偏心恢复初始状态40微米。2008年10月4日机组完成锅炉消缺后正常启动，机组顺利升速至3000rpm，振动与停机消缺前一致，说明闷缸达到预期效果，转子及汽缸的变形量得到有效恢复

26、。,反事故技术措施讨论,中压缸上、下缸温差 由于大部分机组弯曲的部位多发生在高压转子调节级前轴封处，高压外缸上、下缸温差不大于50和高压内缸上、下缸温差不大于35，是机组起动的前提条件，又是超过须立即打闸的项目，但中压缸上、下缸温差如何处理却没有明确规定。 目前大型机组有高、中压合缸，也有分缸的形式。高压缸普遍采取双层缸的结构，而中压缸有双层缸，也有单层缸隔板套的结构。 应当根据汽缸的具体结构，轴系支撑方式，转子安装原始弯曲的最大晃动值(双振幅)，最大弯曲点的轴向位置，结合检修和安装数据，制定明确的起机允许条件和打闸条件。,反事故技术措施讨论,中压缸上、下缸温差 实例之二：东方300MW机组,

27、汽缸底部管道漏汽，部分保温被吹开,中压缸温差突然变大,振动突然大幅波动,汽机惰走时间从54 减少到32分钟。 9：15发现汽缸底部管道漏汽，部分保温被吹开 向中调请示开始减负荷滑参数停机 中压内缸温差： 9：00为8， 9：30为48，10：00为72。 在减负荷过程，2Y振动从0.043mm爬升到0.116mm，然后震荡，因此继续滑停。 停机过程从956r/min到253r/min， 1、2瓦轴振形成圆锅顶形状。 汽机惰走时间32分钟，以前惰走时间为54分钟，减少22分。 停机时测得大轴晃度0.08mm，24小时后测量为0.04mm,反事故技术措施讨论,中压缸上、下缸温差 汽缸温差变大，汽缸

28、拱背，动静碰磨，振动波动,反事故技术措施讨论,中压缸上、下缸温差 摩擦后的惰走曲线刹车曲线,反事故技术措施讨论,中压缸上、下缸温差 大轴晃度，一定要记录相位,反事故技术措施讨论,中压缸上、下缸温差 东方300MW机组，中压缸温差突变事故需关注重点： 1、振动大是打闸停机的充分条件，不是必要条件 2、中压缸温差50 度（外），35 （内）也是充分条件。滑参数停机过程中，当内缸温差到50 时就要果断停机，然后闷缸。 3、记录大轴晃度，要同时记录其相位点，不能仅从大轴晃动从0.08mm降到0.04mm就判断大轴没有弯曲。,反事故技术措施讨论,主、再热汽温骤降 机组正常运行时，主、再热蒸汽温度在10m

29、in内突然下降50应立即打闸，但操作起来却有实际困难。 一方面10min内突然下降50是否表示温度下降的速率为5/min，若在5min内下降了30是否打闸。主蒸汽温度下降太快是过水的征兆，发生汽温骤降时，运行人员很难界定，在作出相应处理的同时不可能计时估算汽温下降的速率和范围。 鉴于DCS实现主、再热蒸汽温度在10min内突然下降50的计算非常方便，建议将该项反措纳入DCS，提供报警信号，供运行人员参考。 广东省沙角电厂C厂GEC-ALSTHOM公司生产的660MW，目前已将该项反措做入了DCS，达到很好的效果。,反事故技术措施讨论,高压缸夹层加热装置 高压汽缸夹层加热装置对于冷态起动时控制正

30、差胀具有明显效果，机组滑参数停机过程也能有效控制负差胀。但若使用不当，则适得其反，可能导致较大的汽缸温差和转子的不均匀加热，必须慎用。夹层加热装置阀门不严，或设计各阀后没有压力表，管径和阀门阻尼特性差异，起动时为赶时间，在盘车状态或低、中速暖机时使用夹层加热装置调整汽缸的上、下缸温差，操作不当，造成严重后果。 在冲转或盘车状态下严禁使用夹层加热装置来调整汽缸的上、下缸温差，正确的做法还是立即打闸，采取闷缸的措施，使缸体在热传导、辐射作用下，温度缓慢趋于均匀。 一些大型机组从汽机本体设计如采取高窄法兰结构，加大轴向间隙等，取消了法兰螺栓和夹层加热装置，同样具有良好的机动性和调峰性能。,反事故技术

31、措施讨论,主、再热汽温的过热度 主、再热蒸汽过热度不低于50，但实际运行人员在各种温度和压力下很难作出判断。 一般情况是在运行规程中给出了饱和水蒸汽温度和压力的对照表，若没有很清晰的概念，对过热度的判断只有通过查表来估算，紧急情况下是不现实的。 同样借助DCS强大的功能，可以将水和水蒸汽特性图表制成数据库，通过查询的方式很容易计算出主、再热蒸汽的过热度，若低于50，作出报警处理。,反事故技术措施讨论,汽缸上、下壁温度测点损坏 汽缸上、下缸温度测点损坏，起动中无法监视上、下缸壁温度也是造成大轴弯曲一个重要的原因。一般高压缸设在调节级后，中压缸设在再热第一级处。汽缸监测仪表对于运行人员了解和掌握机

32、组运行状态至关重要，如果没有完好、准确监测的仪表就等于失去了有效监督机组运行状态的眼睛。但发生汽缸温度测点损坏却是一件恼人的事，许多机组测点损坏发生在缸内部，需揭缸检修，机组未到大修期，仅为检修该温度测点而揭缸也延误了生产时间。一些现代化的大型机组如目前国内与外国公司联合制造的超临界600MW机组，汽缸上的压力、温度测点均具备不揭缸更换的条件，因而建议新投产的机组，需具备不揭缸更换汽缸温度测点的条件。,反事故技术措施讨论,极热态起动蒸汽温度与汽缸温度的匹配 主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50，但不超过额定蒸汽温度。实际上对于一台极热态的机组，缸温往往在460以上，对于高压缸或高、中压缸联合起动方式，要达到上述蒸汽进汽条件很困难。 尽管冲转时高压缸的进汽参数高于缸温50以上的要求，经过调节级作功后，蒸汽温度下降，对之后的各级仍然是冷却。随着负荷的增加，蒸汽流量增加，才逐渐转为加热。 根据中压缸壁温测点的位置和中压级组设计特点，只要再热蒸汽温度与中压缸缸温相同即可满足起动冲转对蒸汽参数的要求。因而也有专家推荐中压缸起动方式，应当注意到，无论何种起动方式，各有优缺点，不可一概而论。 国外大型汽轮机制造商研究表明，负匹配冲转对机组寿命的影响是最小。,防止大轴弯曲小结,“二十五项重点要求”防止大轴弯曲恶性事故是根据导致轴弯曲原因若干惨痛教