汽轮机事故分析与预防.docx

汽轮机事故分析与预防.docx

《汽轮机事故分析与预防.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《汽轮机事故分析与预防.docx（29页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

汽轮机事故分析与预防

第一节防止200MW机组高中压转子联轴器螺丝断裂

高中压转子联轴器螺丝在运行中处于比较复杂的应力状态，有预紧力和

轴向推力造成的拉应力；传递功率引起的剪切应力和高中压转子自重力引起

的剪切应力及弯曲应力等。

机组运行工况的变化又直接影响螺丝受力的状

况。

在诸应力的作用下，螺丝必须达到运转可靠的要求。

在设计结构、制造加

工和装配工艺等方面上的差异或缺陷都会降低其承载能力。

认真执行水电部（86）电生火字第236号文《防止200MW机组高中压转子联轴器螺丝断裂事故的技术措施》。

正常运行的机组出现高中压联轴器螺丝损坏时，引起的轴承振动幅值具

有随负荷上升而增大、随负荷降低而减小的特征。

当振动值比正常值增大

0.02mm时，应查明原因并设法消除。

经分析可能是联轴器螺丝断裂，则应尽

快停机检查。

应利用大修的机会，对加长轴螺栓及各对轮螺栓进行认真探伤检查。

检

查应包括螺栓材质、硬度、退刀槽处过渡圆角尺寸，以及是否存在裂纹等情况，

特别要注意有无接触疲劳的迹象。

小修中应对高中压转子联轴器螺丝进行检

查，有疑点时应卸下螺丝进行探伤，每年检查一次，同时检查所有螺丝的预紧

力。

联轴器螺丝必须达到设计、制造、装配工艺的要求，应做到螺柱粗糙度为1.6

螺孔粗糙度为3.2其配合间隙为0.02～0.03mm退刀槽圆弧R＞2mm并检查螺孔与联轴器端面垂直度、圆椎度、不圆度，如不符合标准，应彻底处理或采取补救措施。

改造联轴器螺丝的装配工艺，螺丝组装时预紧力要均匀，不能用改变其螺

丝的预紧力来调整前轴的晃度。

预紧力要合乎制造厂提供的数据。

联轴器安

装时，下张口要符合制造厂规定的要求，如果发现下张口增大，应查明原因尽

力解决。

第二节防止叶片损坏

叶片是汽轮机的重要部件。

它的作用是实现能量的转换。

因此，叶片损

坏将直接影响机组的经济性。

另外，运行中如果有叶片断裂，将损坏其他的叶

片。

叶片损坏的原因是多方面的，与设计、制造、安装、运行维护等因素有关。

汽轮机叶片损坏事故在汽轮机事故中占的比例较大，给汽轮机的经济安全运

行带来一定的影响。

因此，防止叶片损坏是非常重要的。

加强叶片金属监督，对汽轮机叶片、叶根、围带、拉筋孔附近进行检查，及

早发现叶根和围带是否有松动等隐患。

围带松动可捻铆围带铆钉或在围带内

侧施银焊（低温区）。

各厂应根据自己机组叶片结构和国内类似机组断叶片情

况，有针对性的重点检查，尤其是对事故多发叶片［169、313、432、665、680、

700mm叶片］的检查，发现问题，应采取措施进行处理。

加强对调频叶片静频率测试，复核其安全倍率和频率分散度，频率不合格

的叶片不能投入运行。

防止外来杂物和缸内固定件脱落。

检修时，管道内、喷嘴组前蒸汽室、自

动主汽门、调节汽门、汽缸等部位必须清理吹扫干净，零部件要牢固、汽缸内加

装部件要牢固，防止运行中松脱进入汽缸打坏叶片。

200MW汽轮机应按照水

电部（87）电生火字第,80号文“关于秦岭电厂5号机中压调节阀阀芯脱落事故

的通报”，检修中应检查调节汽门、主汽门骑缝止动螺丝的安装与捻紧情况，检

查阀芯外套紧固螺丝，发现问题及时处理。

山西某热电厂2号机1984年10月29日发生甩负荷事故，原因是中压自动关闭器滑阀下部￠16mm节流塞未敛缝和焊牢，运行中脱落，导致飞车事故。

运行中左右两侧再热蒸汽压力偏差过大应停机检查。

对缸体上的温度传感器或温度计要勤检查，对调节级后温度计插座套管

要进行检查，对照图纸和工艺要求，检查材质、焊接性能及热处理方法是否合

理。

河南某电厂1号机1987年8月小修时发现速度级后测温热电偶套管折

断，将压力级第一级32片动叶从根部打断。

经初步光谱分析，发现热电偶套

管接头材质是25Cr2M1NiA，套管材质是1C13Ni9T，焊接后再进行车屑加工，

折断部位正好在连接处。

按规定套管和接头应当是同一材质且整体车削加工，未做到这一点，是很危险的。

检修中应仔细检查动、静叶片有无损伤，有无裂纹。

如果发现损伤或裂

纹，应进行处理。

有的机组因设计问题和运行问题，末级叶片水蚀严重。

对这种机组，运行

中应保持较高的主蒸汽温度，以减小排汽湿度。

叶片水蚀严重的，大修中应焊

硬质合金。

焊硬质合金时，不应焊得过长、过宽、过厚，以避免叶片发生热变

形。

对于动静叶片的裂纹，焊接时必须有正确的施工工艺，使用正确的焊接材

料，同时还需要有合格的焊工。

否则，裂纹会越焊越多，甚至运行中发生断裂。

第三节机组异常情况的处理

（1）大修后的机组，启动过程中，轴封处有时发生轻微的摩擦，振动不是显

著地增加，振动的幅值通常在20~40μm的范围内变化，引起大轴弯曲的可能

性很小。

因为一是轻微摩擦，局部产生的热量很少，不足以使大轴发生弯曲，

且当接触部位摩擦后，就不会再摩擦了；二是转子质量偏心与动挠度方向相

反，激振减小，由于摩擦产生新的质量偏心将能平衡一些原来的质量偏心，而

使摩擦退开。

启动过程的轻微摩擦与原始振动和运行工况有关。

减少原始振

动，可减少碰摩的机率，减少振动幅值变化率；改善运行工况，通常能够控制碰

摩的发展或避开摩擦。

但必须指出，当摩擦严重时（如转轴严重偏离中心位

置），振动会很快增大，相位变化较小，运行人员很难控制振动的发展，甚至在

较短的时间内引起机组强烈振动，造成设备损坏，因此应及时处理。

（2）运行中轴承振动逐渐增大或明显增大，应汇报分析，超过正常值时应

设法消除。

如振动突然增加并且机组声音有异常时，应立即打闸停机。

停机

后必须经过认真分析，找出原因，采取相应措施，消除异常声音后方可慎重地

再次启动。

（3）运行中，汽温急剧下降50℃；启、停和变工况过程中，汽温在10min内

上升或下降50℃；以及来汽管道阀门、主汽门、调速汽门冒白汽时，应打闸停

机。

（4）当主蒸汽温度的过热度较低时，调速汽门大幅度晃动，蒸汽经过前几

级的膨胀做功，温度降到饱和压力以下，在后面的级中造成水冲击，这时应注

意监视轴承振动、胀差和轴向位移，如有异常，立即打闸停机。

（5）如果出现重复性的故障和异常情况，应及时查找原因，并予以消除。

（6）机组发生异常运行工况，如振动严重超标或突然增大、轴向位移增大、

胀差增大、超速、超温、超压、通流部分发生水击等异常情况时，应按汽轮机运

行规程中事故处理的要求，严密监视有关参数，监听机内声音。

若发现异常，

应强化诊断监视或申请停机检查。

对转动部件叶轮、大轴、隔板、叶片进行全

面无损探伤检查，确认无影响安全运行的隐患后，方能开机运行。

汽轮机组一旦发生故障，其损坏程度主要取决于能否及时果断地将机组

停止运行。

因此，对机组内部发生故障，决不可侥幸闯关，切实防止盲目蛮干，

硬撑硬挺。

机组出现异常时，运行人员要履行职责，认真分析，查明原因，果断处理，

立即报告。

对未能查明原因的，不能勉强维持运行，该降负荷的则降负荷观察，该停机的果断停机，不得层层请示，拖延时机，造成事故扩大。

一定要牢固树立“三保（保人身、保设备、保电网）思想”，防止重大事故、杜绝特大事故的发生。

第四节防止大轴弯曲

§4-1大轴弯曲的原因

汽轮机转子大轴弯曲分为热弹性弯曲和永久性弯曲。

热弹性弯曲是指转

子内部温度不均匀，转子局部受热膨胀，造成转子的弯曲，转子最大内应力未

超过材料的屈服极限，转子内部温度均匀，热应力消除后，这种热弯曲会自然

消失。

永久性弯曲是指汽轮机动静部分摩擦或急冷，转子局部受到急剧加热

（或冷却），该区域与其他部位产生很大的温度偏差，受热部位热膨胀受到约

束，产生很大的热应力，并超过材料的屈服极限，转子局部产生压缩塑性变形，

当转子内部温度均匀后，该部位将有残余应力，塑性变形不消失，造成转子永

久性弯曲。

当转子弯曲度大于0.035mm，应认为大轴是弯曲了。

以200MW（三

排汽汽轮机为例，全国自）1973年第1台国产机组投运至1986年底共发生10次大轴弯曲事故，7次事故发生在热态启动过程中，3次事故发生在冷态启动过程中，其部位都是发生在高压转子调节级前轴封处，也有的在调节级后的压力级段。

大轴弯曲的原因主要有以下几个方面；

一、动静摩擦

汽轮机转子振动，通流部分动静间隙消失产生摩擦引起转子永久性弯曲。

间隙的消失可能是启动过程中转子受热不均引起其热弯曲或者自身不平衡产

生振动，也可能是汽缸受热不均，上下缸温差大，引起汽缸热变形或拱背弯曲。

当转速低于第一临界转速时，大轴的弯曲方向与转子不平衡离心力的作用方

向一致，振动就会急剧增大。

同时转子的动挠度是随转速升高而增大的，大轴

表面轴封套与汽封齿相磨，造成局部发热，转子热点部位呈猫背，转子摩擦部

位的热应力超过转子材料屈服极限时，便产生不可恢复的压缩塑性变形。

当

转子完全冷却或温度均匀后，摩擦部位从大轴弯曲的凸面转到凹面，最大弯曲

部位在磨损最严重部位，并与弯曲的最高点有同一相位。

这是因为转子质量

偏心方向与转子甩弯高点之间有相位差。

在小于、等于、大于临界转速时，此

相位差分别小于、等于、大于90°。

弯轴时可根据相位差判断事故过程。

实测

的大轴弯曲曲线呈折线形，弯曲弧段较短。

二、汽缸进水

汽缸进水或转子剧冷造成转子永久性弯曲。

汽轮机停机后，汽缸、转子温

度较高，因任何意外原因，汽缸内进水，汽缸产生温差变形。

高温转子下半部

浸泡在水中，受到冷却，转子表面急剧收缩，转子弯曲，轴封间隙消失，转子无

法转动，盘车被迫停止。

转子冷却部位为凹面，当转子上下温差达150~200℃

时，冷却部位热应力超过屈服应力极限，产生拉伸塑性变形。

转子内部温差均

匀后，转子弯曲的凹面转为凸面，一般没有摩痕，如有摩痕也是转子弯曲后碰

摩引起的，其摩痕在转子弯曲的凸面。

实测的大轴弯曲曲线呈圆弧形，弯曲弧

段较长。

由此可见，汽轮机在启停过程中，汽缸内进冷水或低温蒸汽，很容易造成

大轴弯曲。

三、设备结构不合理

转子在前轴封第一段400mm长度上无弹性热槽，运行中发生动静部分摩擦，表面温度升高，致使转子无法自由膨胀；轴封间隙的设计值偏小，为0.6~0.8mm；高中压转子为三支点，前轴封段过长，运行中调节级前高压汽封部位转子挠度较大，对质量不平衡的敏感度大，存在一阶不平衡；有的机组高压内、外缸和调节级前汽封套为单键两点悬吊固定，汽封套两侧工作条件有较大差异，热态启动产生变形，内侧一半抬起，下面间隙消失；汽缸膨胀不畅。

四、运行操作不当

热力系统方面：

疏水联箱中心线低于凝汽器热井最高部位.300mm左右，

汽缸本体疏水容易倒灌；热态启动时，过早投入低温段轴封送汽；未考虑防止

减温水从主蒸汽管、再热蒸汽管热段管道进入汽缸的措施。

胀差、轴弯曲、振动、汽缸膨胀、轴向位移及金属温度计工作异常，没有被

运行人员发现，而这些错误指示，将导致运行人员判断失误。

热态启动冲转参数负匹配太大，上、下缸温差超过规定值；启动前晃动值

大；未按规定盘车；机组中速暖机或升速中振动大于0.04mm未立即打闸停

机；汽缸进冷汽或进冷水。

以上分析，主要针对国产200MW机组，其他机型应具体分析。

§4-2防止转子弯曲的措施

一、认真执行有关文件和规定

（1）水电部（63）水电生字第213号文附件“水电部关于防止汽轮机大轴弯

曲的反事故技术措施”。

（2）水电部（85）电生火字第85号文、（85）基火字69号文“关于防止

200MW机组大轴弯曲的技术措施”。

二、认真做好每台机组的技术记录

（1）每台机应有以下自动或手动的基础记录，并经常核对和修正，发现异

常情况及时汇报并进行分析和处理：

1）转子原始弯曲和最大弯曲在轴向、圆周的位置，大轴弯曲表的原始晃动

值及最高点的相位等都应有原始记录；

2）大轴弯曲表测点安装的位置、转子的原始晃动值（双幅）以及圆周方向

上最高点的相位；

3）轴系临界转速及正常运行中各轴承振动值，机组中速暖机时振动值及

冷、热态启、停机组通过临界转速时的振动值；

4）正常情况盘车电流及电流摆动值（注明油温、油膜压力或顶轴油压）；

5）正常停机惰走曲线和破坏真空紧急停机惰走曲线；

6）停机后正常情况下汽缸的主要金属温度的下降曲线；

7）通流部分轴向、径向间隙最小值，汽缸膨胀值及运行中开停机时的胀差

值。

以上数据、资料，在机组安装、调试过程中应测取并在投运后经常进行核

对和修正。

如发生异常情况，应及时汇报、分析和处理。

（2）应根据制造厂的规定及各型机组的运行经验制定出机组各状态下的

典型启动曲线和停机曲线，经实践检验后认为可行，便可纳入运行规程。

（3）机组启、停应有专门的记录。

停机后仍要定时记录汽缸各金属温度、

大轴弯曲值、盘车电流、汽缸的绝对膨胀和胀差等参数，直到机组下次热态启

动或汽缸金属温度低于150℃为止。

（4）重大操作和各种定期试验，专责和主管必须到场监督，并签字验收。

如超速试验，主汽门严密性试验，低真空保护、发电机断水保护及循环水泵、给

水泵、高低压油泵等跳闸联动定期试验等。

（5）运行规程中未作具体规定的重要特殊运行操作或试验，必须事先制定

技术措施，并经领导批准后执行。

（6）新机组启动前及大修中进行技术改造后（如调速系统改造或更换调节部件、DCS改造、通流部分改造、滑销系统处理等），应制定专门的启动方案和

安全、技术措施及开机工作票，并有指挥启动的组织机构，机组启动由值长统

一指挥。

三、机组启、停和运行中的监测

（1）必须符合以下条件，汽轮机组方可冲转，否则禁止启动：

1）大轴晃动值不超过原始值0.02mm；

2）高压外缸上下缸温差不超过50℃，高压内缸上下缸温差不超过35℃；

3）主蒸汽温度至少高于汽缸最高金属温度50℃，但不超过额定汽温，蒸

汽过热度不低于50℃。

（2）冲转前，转子连续盘车时间应足够，一般不少于2~4h（热态启动取大

值），并应尽可能避免中间停止盘车。

如发生盘车短时间中断，则要延长盘车

时间。

机组启动中因振动异常而停止启动后，必须经全面检查并确认机组已

符合启动条件后，再连续盘车不少于4h，才能再次启动，严禁盲目启动。

无论

何种原因停机时，必须立即投入盘车，这是减小大轴弯曲值的重要措施。

若故

障停机盘不动车，则应用各种有效手段盘车或手动盘车。

此时，应正确判断轴

弯曲是否可能造成动、静碰磨。

若转子热弯曲较大时，应先盘车180°，待转子

热弯曲消失后再投入连续盘车。

（3）机组启动时必须投入超速、轴向位移、轴弯曲、振动、汽缸膨胀、胀差、

高油温、低油压、低真空和低汽温等保护，并检查大轴挠度、上下缸温差，确认

合格后方可启动。

不具备启动条件的机组，如主推力轴承、上下缸温差、大轴

绕度等不能满足规程规定时，严禁强行启动机组。

（4）注意监视汽缸膨胀，尤其大修后7天，因为大修停机时间长，金属材料

冷透，因此大修后第一次开机，暖机要充分。

运行中注意监视纵、横向膨胀，防

止单侧动静摩擦，发现汽缸横向偏移时，就有横销卡涩的可能。

（5）大轴原始晃动值大于0.07mm（弯曲0.035mm时，每次启动需测高点

相位，只有高点相位相同，与原始晃动值相比不超过0.02mm时，才能启动。

热态启动转子晃动值大于原始值0.02mm不能启动。

在转速1200r/min时，振

动偏离原始值0.02mm（或超过各机组的制造厂家的单独规定）应停机处理。

（6）启动升速过程中，应有专人监测振动，如有异常，应查明原因，并进行

处理。

机组在转速1500r/min以下中速暖机和升速过程中，轴承振动超过

0.03mm时，应立即打闸停机；过临界转速中，轴承振动超过0.01mm时，也应立

即打闸停机，以减小过临界转速时的摩擦振动。

严禁硬闯临界转速或降速暖

机。

这是因为在低转速下机组无明显振动，不等于转子无弯曲，这个问题的误

判断曾经导致多起大轴弯曲事故。

一般来说，转速低于第一临界转速时，转子

的弯曲方向和大轴的不平衡离心力方向基本一致，振动就会急剧增大，往往产

生愈磨愈弯、愈弯愈磨的恶性循环，此时切不可降速暖机，应立即停机。

否则，

在更低转速下动静继续摩擦是很危险的。

通辽电厂.4号机1995年3月4日热

态启动，第三次冲转后，2号轴瓦振动达0.06mm（1102r/min），接着进行第四次

冲转，当转速达925r/min时，2号轴瓦振动仍为0.06mm，自动跳闸，结果造成

大轴永久弯曲。

（7）200MW机组2号轴承振动大而停机时，应采用破坏真空停机，避免过

临界转速时发生摩擦振动造成大轴弯曲的事故。

在转子惰走中除监测振动

外，还监听2号轴承箱轴封处是否有金属声。

（8）各种声光信号应严格按规程每班进行试验，不合要求的应及时处理。

主蒸汽温度高低、主汽门关闭、抽汽止回阀关闭等主要声光信号必须完好。

（9）机组启动和低负荷时不得投入再热蒸汽减温水。

投入减温器喷水时，

应先开启截止阀，然后再开调节阀，以减小截止阀的冲刷。

（10）启动过程中投入疏水系统时，应注意保持凝汽器水位低于疏水箱的

标高。

（11）当主蒸汽温度过热度较低时，调速汽门大幅度晃动，有可能引起汽轮

机一定程度的水冲击。

此时，应严密监视机组振动、胀差、轴向位移等数值，如

有异常应立即打闸停机。

（12）机组在启、停和变工况运行过程中，应按规定的曲线控制蒸汽参数的

变化。

主蒸汽、再热蒸汽温度变化率、汽缸金属温度的变化率，应不大于规程

规定，并保持一定的过热度。

要避免汽温大幅度直线变化，如果10min内汽温

上升或下降达到50℃时应打闸停机。

（13）机组在运行中应定期记录各轴承振动，轴承振动一般不超过0.03mm，超过0.05mm时应设法消除，运行中汽轮机振动明显增大时应及时汇报和分析。

当发现汽轮机有内部故障的象征或振动突然增加到0.05mm时应立即打闸停机。

（14）运行中防止本体各疏水门漏汽或漏水进入汽缸，防止漏水到凝汽器

淹下缸。

机组启动和运行中以及停机后，当疏水阀开启时，应注意检查阀前阀

后管壁温度，发现异常应及时汇报，分析处理。

（15）疏水调整门要经常检查，并使之灵活到位。

朝阳电厂2号机1990年10月11日在加负荷过程中，发生低压加热器满水，造成中压缸进水，中压转子发生弯曲。

其主要原因是疏水调整门控制回路短路，调整门开度指示100%实际上只有30%，导致号低压加热器满水。

运行人员在减负荷操作中和停疏水泵后未关出口门，止回阀又关不严，凝结水返回低压加热器，造成低压加热器满水。

（16）防止抽汽系统向汽缸返水、返汽，防止停机后通过高压汽封溢汽管道

和门杆漏汽管道以及从汽缸尾部向机内返水。

（17）大轴弯曲事故多数发生在热态启动的过程中，热态启动前应检查停

机记录，并与正常停机曲线比较，发现异常情况应及时汇报和处理。

（18）热态启动和停机时，严格控制缸壁温度，过热度和降温变化速度等必

须符合要求。

热态启动时上下缸温差不超过50℃，汽轮机进汽区蒸汽温度

（调节级汽室）应高于相应汽缸壁温50~100℃。

为防止蒸汽凝结放热，主汽门

前蒸汽过热度应大于50℃，再热蒸汽温度应不低于中压缸内上缸壁温。

（19）热态启动时，轴封系统应先送蒸汽，然后抽真空。

向高压轴封送的高

温蒸汽，其温度应与金属温度相匹配。

轴封汽温与轴封段壁温温差不大于

30℃，轴封汽管路应充分暖管疏水，主蒸汽和再热蒸汽管道要充分暖管，防止

冷汽、冷水从汽封进入汽轮机轴封系统。

禁止转子在不转动情况下进行暖机

和向轴封送汽。

（20）热态停机时，凝汽器、除氧器、减温器等水、汽源与汽轮机本体应当有

隔离措施；锅炉打水压试验时亦应有措施防止冷水从主蒸汽管泄漏入汽轮机。

大修后冷态启动或滑停中应防止汽缸接口管进水等。

（21）停机后应立即投入连续盘车，在盘车过程中应注意监视上下缸温差、

大轴晃动值和盘车电流。

当盘车电流大于正常值并有摆动或盘车异音时，应

及时汇报，分析处理。

当汽封摩擦严重时，应先盘车180°，待摩擦基本消失后，

再投入连续盘车，盘车条件按规程规定执行。

（22）停机后应认真监视各加热器、凝汽器及除氧器水位，检查并关严电动

门、手动隔离门，防止加热器、凝汽器、除氧器满水后其低温水进入汽轮机。

（23）停机后（含紧急停机炉）应及时联系，检查关严再热器减温水门，全开

二段抽汽疏水门，检查抽汽止回阀关闭后法兰有无漏水现象，一级旁路减温水

门应关闭严密，以保证停机状态下启动给水泵时不至有水倒入汽缸。

（24）为防止锅炉低温蒸汽在热态下进入汽缸，应及时关闭电动主汽门并

手摇关严。

如主蒸汽系统截止门关不严，则锅炉不宜打水压，如确需打水压，

应采取有效措施，防止水漏入汽轮机。

（25）停机后汽缸温度较高时，不得拆汽轮机连通管、汽缸疏水管、抽汽管，

防止冷空气进入汽缸，造成大轴弯曲。

汽轮机处于热状态时，不要进行凝汽

器、加热器灌水查漏工作，防止下汽缸急剧冷却造成大轴弯曲。

四、设备方面

1、大轴晃动值合乎要求

每次大修测大轴晃动值时，需测圆周高点相位。

只有高点相位相同，与原

始晃动值比较不超过0.02mm时，方能通过验收。

大轴晃动值大于0.07mm

（弯曲0.035mm），需查找原因，采取相应技术措施。

2、大修中重视滑销系统的检修

大修中注意滑销系统状态和立销状态，必须核对汽缸纵销和横销间隙确

定无卡涩，测量汽缸水平确认无横向、斜向等偏移情况，否则应进行处理。

3、汽封间隙调整合格

大修中注意调整端部汽封间隙、通流部分隔板汽封间隙、油挡间隙和汽封

径向活动退让间隙。

前苏联对一台IIT-50-130型汽轮机进行试验性测量，

有下列结果：

热态启动前，轴下部汽封径向间隙减小得最多，数值为1.7mm。

其中：

1.15mm是汽缸上、下部温差致使汽缸弯拱而造成的；0.25mm是汽缸紧

螺丝变形造成的；0.30mm是汽缸和转子支点膨胀差造成的。

对于未去掉下猫

爪安装垫片的运行机组，支点膨胀差的影响更大些，这是因为猫爪和前轴承箱

膨胀不一致，上下缸温差（尤其是热态启动）导致汽缸弯拱，下部间隙首先减

小，弯轴达到危险值。

因此，在调整高压缸通流部分及轴封上下间隙时，径向

下部间隙比上部间隙要适当大些。

高压缸通流部分间隙调整宜取上限值，第

一组汽封间隙可以放大到1.1mm，以防止摩擦而产生大轴弯曲。

在轴承中，润滑油进油侧比出油侧的总压力大。

因此，在调整汽封间隙

时，润滑油出油侧汽封间隙要适当大些，以防止发生摩擦。

同时，还应注意留

有足够的汽封退让间隙，退让间隙过小或有间隙不能退让，就可能产生刚性碰

磨。

汽封退让间隙规定为2~3.5mm，在可能的情况下，应尽量取大值，以防止

径向碰磨。

端部汽封和隔板汽封径向退让间隙小于规定值的不能验收。

4、监视仪表齐全并准确可靠

要有完好可靠的监测仪表，并要定期进行试验，包括汽缸膨胀、胀差、轴向

位移、大轴挠度指示器、振动、低汽压和低汽温等监测装置，还包括主推力轴承

和上、下缸金属温度表。

大轴弯曲表必须完好、准确，否则不得启动。

在目前

的情况下，启动前宜以机械式大轴弯曲表为准。

大轴振动比轴承振动更能灵敏的反映转子运转状况，能较快发现转子由

于弹性弯曲发展而发生的径向碰磨，便于及时采取措施。

防止弹性弯曲发展

成永久弯曲，在目前测量轴振动表尚未成熟的情况下，建议在#号轴承处加装

临时简易振动测点，在启动过程中投入使用。

高压加热器的保护应完善、可靠。

凝汽器和高压加热器的水位计应完善、

正确、可靠，并要有高水位声光报警信号。

该报警装置在停机后，仍能正常投

入，并能监视凝汽器水位，防止凝汽器满水进入汽轮机。

汽缸容易进水的断

面，主要是各调节汽门进汽段、一段汽封进汽口、高压缸进汽、再热蒸汽进口、

中压缸排汽等处。

这些管道