某电厂330MW汽轮机缸温异常下降的原因分析
汽轮机上下缸温差严重超限的原因分析
汽轮机上下缸温差严重超限的原因分析摘要：汽轮发电机组的大轴弯曲是电力系统中二十五项重大事故之一，而汽缸的上下缸温差大又是造成大轴弯曲的主要原因之一。
本文将对南海发电一厂#2机组在一次跳机事故后上下缸温差严重超限的原因进行分析，找到事故原因及应对措施，为电力系统的安全生产提供有益参考。
关键词：跳机事故；缸温差超限；原因；措施概述1.事故经过发生跳机事故之前，#2机组带165MW负荷正常运行，各主要参数均在正常范围。
由于该机组的锅炉是刚更新扩建的国内第一台大容量（670吨/时）燃水煤浆锅炉，相关技术和运行经验都不成熟，容易出现锅炉灭火。
本次跳机事故就是由锅炉MFT引起的，在汽轮机被联跳之后，运行人员迅速进行了不破坏真空停机操作，维持凝汽器真空90 KPa并立即恢复系统准备重新启机。
在重新启机的过程中，低旁减温减压器的减温水门打不开且未能得到及时处理，维持此状态达3小时之久，导致中压缸内壁上下缸温差拉大至66℃，超过了《汽轮机运行规程》（以下简称《规程》）规定的50℃上限，无法正常启机。
调整系统无效后值长下令：机炉全停、破坏真空作闷缸处理。
期间中压缸内壁上下缸温差最大到72℃，经调整至五抽母管逆止门前后及中压缸本体疏水后，中压缸内壁上下缸温差才稳住并开始缩小。
与此同时，高压外缸内/外壁上下缸温差拉大至55/73℃，且两者仍在继续拉大，直至高压外缸外壁上下缸温差到94℃时才缓慢缩小，高压缸前汽封处已有明显的摩擦声。
由于高中压缸缸温差严重超限，无法立即启机，还可能会造成严重的设备损坏和重大经济损失。
经公司各专家研究后决定投高压缸下夹层加热，以提高高压外下缸壁温，从而减小高压外缸上下缸温差并达到快速启机条件，降低设备危险和经济损失。
在高压外缸内/外壁上下缸温差达70/89℃时，汽缸夹层联箱经过充分暖箱疏水后，准备投下夹层加热。
当刚开下夹层进汽门时，高压外下缸内壁温度从310℃突降至277℃，立即关门停止下夹层加热，该点温度明显回升，高压外缸内/外壁上下缸温差最大到102/105℃。
某电厂330MW汽轮机缸温异常下降的原因分析
某电厂330MW汽轮机缸温异常下降的原因分析【摘要】汽轮机进水或进冷汽，是指有异常来源的水或冷汽进入到汽轮机本体内部，对汽轮机设备造成损坏或严重威胁其安全的一种事故。
汽轮机进水事故不仅仅发生在机组正常运行中，也常常发生在机组停后；并且在停机后热态下，发生汽轮机进水或冷汽，非常容易造成汽轮机大轴弯曲、动静摩擦等恶性事故，威胁机组安全，影响机组寿命。
本文对某电厂330MW汽轮机停机后热态下缸温异常下降的原因进行了详细分析。
【关键词】汽轮机；缸温；盘车跳闸；闷缸；换水；过热器；主汽门1 设备概况某厂安装有两台330MW燃煤供热机组，机组采用单元布置。
锅炉为哈尔滨锅炉厂根据美国ABB-CE燃烧工程公司技术设计制造的亚临界参数汽包炉。
锅炉型号为：HG1100/17.54-YM33型，采用自然循环、一次中间再热、单炉膛、平衡通风、四角切圆燃烧、燃烧器摆动调温、固态排渣、露天布置、全钢悬吊结构、紧身封闭布置的燃煤锅炉。
汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的C300/N330-16.7/538/538型，亚临界、中间一次再热、双缸双排汽、高中压合缸、抽汽冷凝式汽轮机。
2 问题的提出汽轮机进水或进冷汽，是指有异常来源的水或冷汽进入到汽轮机本体内部，对汽轮机设备造成损坏或严重威胁其安全的一种事故。
汽轮机进水事故不仅仅发生在机组正常运行中，也常常发生在机组停后；并且在停机后热态下，发生汽轮机进水或冷汽，非常容易造成汽轮机大轴弯曲、动静摩擦等恶性事故，威胁机组安全，影响机组寿命。
3 事前工况根据中调安排，某厂#3机于2011年1月30日21：23停机，停机时主蒸汽压力6.84MPa、温度454℃，再热蒸汽压力0.18MPa、温度455℃。
到1月31日11：30，各主要参数如下表1：表1主要参数表汽包水位（mm）汽包壁温（℃）主给水压力（MPa）汽包压力（MPa）主汽阀前蒸汽温度（℃）第一级内缸壁温（℃）高低门前门后左右上下465 240 174 2.57 3.55 3.0 238 239 341 3314 事件经过1月31日11：49，汽机第一级内下缸温度从327℃不正常下降。
330MW机组给水温度低原因分析及处理
330MW机组给水温度低原因分析及处理作者：张世伟来源：《中小企业管理与科技·下旬刊》2014年第12期摘要：大唐珲春发电厂针对3号330MW机组运行中最终给水温度偏低问题，通过采取水位调整试验、高加水室分隔板漏泄检查治理、6号高加蒸汽冷却器水室分隔板预留孔部分封堵等措施，彻底解决了给水温度低的问题。
关键词：给水温度 ;高压加热器 ;分隔板 ;漏泄 ;封堵1 简介大唐珲春发电厂（以下简称珲春厂）2*330MW机组，其中3号机组汽轮机系北京北重汽轮电机有限公司引进法国阿尔斯通公司（ALSTHOM）技术生产的亚临界一次中间再热冲动凝汽式三缸两排汽汽轮机。
汽轮机设计型号为N330-17.75/540/540，THA工况功率330MW，主蒸汽压力17.75MPa，主蒸汽温度540℃，再热蒸汽温度540℃，主蒸汽流量为919t/h，给水温度252.83℃。
每台机组配杭州锅炉集团有限公司生产的HP7、HP6、HP6蒸汽冷却器（HP6bis）3台倒立式∪型管高压加热器，均已装配高加大旁路系统。
采用出口压力为25.5MPa调速电动给水泵给水。
给水从给水泵和给水入口三通阀通过，到达高加，在其内部完成热交换，然后通过给水出口三通阀进入锅炉。
加热器水位与切除水位持平后，给水出入口三通阀在液位开关信号的指示下立即关闭，使给水从旁路到达锅炉。
高加给水系统简图见图1。
■2 存在问题最终给水温度是指汽轮机高压给水加热系统大旁路后的给水温度值。
给水温度是汽轮发电机组的一项关键性指标，给水温度下降会提高汽轮机热耗率，发电时煤耗增加会降低经济效益。
最终给水温度与高压加热器进汽压力、加热器水位、水室分隔板漏泄、高加旁路严密与否、高加钢管清洁程度等因素有关。
机组从2006年开始投入运行，起初的给水温度符合设计要求（THA工况252.83℃）。
运行三年以后，给水温度逐渐降低。
2010年4月3日检查时发现，给水温度分别比设计偏低5.44℃，且6号、7号高加给水端差和疏水端差都已超过设计值。
300MW机组汽轮机中压缸温差控制对策
300MW机组汽轮机中压缸温差控制对策摘要：某电厂14号机组汽轮机为东方汽轮机厂制造的亚临界一次中间再热、四缸四排汽、单轴布置的冲动式凝汽式汽轮机。
由于电厂热电联营，需增加3.0MPa、420℃的对外供热蒸汽，因此对14号机组进行改造，从锅炉再热器出口抽汽对外供热。
14号机组在负荷低于230MW时，再热器出口蒸汽压力不能满足要求，通过增加中压调门开度调节功能，调整再热器出口蒸汽压力，满足供热要求。
14号机组启动时由于中压缸上半汽缸保温潮湿，上半汽缸温度低于下半汽缸，上下汽缸温差大，中压缸变形，中压缸支撑轴承振动大。
通过关小中压缸下半汽缸进汽调门，开大上半汽缸进汽调门，减小上下汽缸温差，使机组顺利冲转并网。
关键词：汽轮机；上下缸温差；中压调门一、引言汽轮机上下缸温差大将导致汽缸变形、叶片损坏、大轴弯曲等设备损坏事故的发生，因此在机组启停及运行中如何避免、应对汽轮机上下缸温差大，是必须解决的问题。
二、设备概述某电厂14号机组汽轮机采用东方汽轮机厂制造的亚临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴布置、冲动式凝汽式汽轮机。
高、中压缸为分缸结构，具有独立的高压缸和中压缸，低压缸为两只双流、双排汽的汽缸。
表格 1汽轮机概况高压缸为双层缸，从而减少承压和热应力。
外缸由下缸中分面伸出的前后左右四个元宝形猫爪搭在轴承箱上，称为下猫爪中分面支承。
内缸在高压进汽中心线处与外缸通过位键构成内外缸相对膨胀死点，通过内缸上半四个猫爪搭在外缸上。
高压蒸汽室与内缸为装配式，高压进汽管与外缸用法兰连接。
喷嘴室和喷嘴组由四段组成，分别与相应进汽口相连。
中压缸全部采用隔板套结构，同时设计成整体锥筒结构，并加厚汽缸壁，加高中分面法兰，从而提高汽缸刚度，并采用高窄法兰减小法兰与汽缸温差。
中压缸也采用猫爪中分面支承。
低压缸为对称双流式，分为内缸和外缸。
两只低压缸各有热膨胀死点，低压缸Ⅰ的死点在后端，低压缸Ⅱ的死点在前端，低压缸Ⅰ向前膨胀，低压缸Ⅱ向后膨胀。
汽轮机停机后高压内下缸内壁温度急剧下降的原因分析及防范措施
轴 向间隙变小， 至引起轴 向动静摩擦， 甚 严重会导致汽
轮 机 振 动 增 大甚 至 大 轴 弯 曲等 重 大 事 故 。
２ 停机后高压 内缸金属温度变化情况
从２ ０ 年 １ 月至２ ０ 年初 ， ０７ ０ ０８ 云浮 发电厂 ＃２ 机组 多次
ｃ ｎｒ ｌｈ ｅ ｅ ｔｒ ａ ｅ ｅ ｈ ｅ ｐｃ ｌ ｄ ｒ ｄｄ ｗｎｃ ｌ ｄ ｒ ｆ ｉｈｐ ｅ ｓ ｒ ｎ ｓ ｎ ａｄ ｓｏ ， ｉｈｅ ｓ ｒｄｔ ｅ ａ ｅ ｎ ｄ ｓ ｂｅ ｏ ｔ ｔｅｔｍｐ ｒ ｕ ｅｇ ｐｂ ｔ ｎｔ ｕ ｙ ｉ ｅ ａ ｏ ａ ｗｅ ｎ ｎ ｏ ｙｉ ｅ ｏ ｈｇ ｒ ｓｕｅｉ ｔ ｄ ｒ ｃ ｐ ｗｈ ｃ ｎ ｕｅ ｈ ｆｔ ｎ ａ ｅ ｓ ｙａ ｌ ａ ｔ
经 验 交 流
磐 ＿§ ≯。
汽 轮机 停 机 后高 压 内下缸 内壁温 度急剧 下 降 的 原 因分 析 及 防 范 措 施
梁 权 志
（ 东粤 电云 浮 发 电厂 有 限 公 司，广 东 云 浮 ５ ７ ０ ） 广 ２ ３ ０
摘
要 ： 对 云 浮 发 电厂 ＃ 机 组停 机后 汽轮 机 高压 内下 缸 内 壁 温度 急 剧 下 降 的 现 象 ， 细 分析 了造 成 此现 象的 原 因， 针 ２ 详
ＵＡＮＧＱｕｎｚｉ ａ－ ｈ
（ ｕ ｎ ｄ ｎ Ｙｕ ｅｎＹ ｎ ｏ ｅ Ｓａｏ Ｃ Ｌ Ｄ， ｎｕ５ ７０ ， ｈｎ ） Ｇ ａｇ ｏ ｇ ｄ ａ ｕ ｆ ｗ ｒ ｔ ｎ Ｏ．Ｔ Ｙｕ ｆ ２ ３ ０Ｃ ｉ ｕＰ ｉ ｔ ａ
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汽缸金属温度急剧下降的原因分析及预防
We all firmly believe that no matter how cold the wind and snow are, and no matter how long the winter is, we cannot prevent the return of warmth.精品模板助您成功（页眉可删）汽缸金属温度急剧下降的原因分析及预防某厂1台哈尔滨汽轮机厂生产的三缸三排汽200MW汽轮机组，长期存在热态、温态启动时高压内缸下壁金属温度急剧下降、上下缸温差拉大的现象，有时甚至由于高压内缸下壁温度下降幅度太大，高压内缸上下壁温差太大，使机组无法启动。
1 冲转时缸温急剧下降的现象热态、温态启动冲转时，高压调速汽门一打开，高压内缸下部的内壁金属温度就开始急剧下降，一般在2~3min就下降至最低点；高压内缸下部的外壁金属温度也跟着下降，只是稍稍有点延时，下降幅度比内壁金属温度的下降幅度小（一般小10℃左右）；随着机组暖机，高压内缸下壁金属温度应逐步回升。
在高压内缸下壁金属温度急剧下降期间，高压内缸上壁和高压外缸各温度测点的金属温度都基本上保持不变。
每次高压内缸下壁金属温度下降的幅度都不一样，一般在15~30℃；且缸温越高、暖管时间越长，高压内缸下壁金属温度下降的幅度也有增大的趋势。
有几次就因下降幅度较大（最大的一次下降幅度达54℃）造成机组无法启动。
为安全起见，在上下缸温差拉大后，应经较长的一段时间（一般为20~30min）暖机，待高压缸下壁温有所回升，上、下缸温差小于20℃后，机组再继续升速。
图1为启动时的高压内缸下部金属温度变化曲线。
1 高压内缸下缸内壁金属温度变化曲线2 高压内缸下缸外壁金属温度变化曲线图1 启动时金属温度变化示意图2 原因分析根据上述现象判断，造成高压内缸下壁金属温度下降的原因为：在开始冲转的瞬间有水进入高压内缸，造成高压内缸下部金属温度急剧下降。
且从下缸金属温度下降幅度和随即的下缸金属温度回升速度判断，进入汽缸的水不会太多。
盘车状态高压缸温度突然下降问题解析
盘车状态高压缸温度突然下降问题解析现象描述：在3月31凌晨1点43，机组负荷到达30万，冲击满负荷的时候由于锅炉MFT，主燃料切断，然后机组跳机。
凌晨2点51转速降为零开始盘车。
随后从凌晨3点多到早上9点40汽轮机组高压缸的温度一直在平滑的下降，但是也是下降过快的，这个时候高中压缸之间的温差也有很明显的差距。
从9点40多到10点30，高压缸内部的上下缸温差突然快速增大。
3月31日缸温突变金属温度变化。
时间1:50 2:51 9:40 9:59 10:12 10:34调节级上半461.81 424.07 289.48 283.10 278.23 273.91调节级下半467.81 429.51 304.50 192.23 183.63 209.09314.37 316.76 244.45 174.96 202.87 215.99高压缸排气上半321.01 318.18 241.94 129.59 141.59 148.40高压缸排气下半513.44 -- -- -- -- 449.60中压缸进口上半516.40 -- -- -- -- 437.00中压缸进口下半时间9:30 10:00330.19 255.22左侧主汽门前蒸汽温度右侧主汽门前蒸汽温279.70 248.13度左侧主调门内壁金属318.37 261.53温度右侧主调门内壁金属286.57 271.56温度3月31日当天下午1点40金属温度在事故发生后，现场运行采取的是间断的开关高压缸疏水阀门，同时对转子盘车，现在现场仍然处于盘车状态，但是转子的偏心一直是在8丝左右。
从3月31日到4月6日一直盘车状态转子的偏心也基本一直稳定在这个数值。
没有发生太大变化。
在4月1日到3日期间现场一直在排查原因，找出从哪里进水到汽缸内部，开始一直是怀疑我厂主汽门内漏严重。
一直到4月3日下午，现场发现“至高旁阀后暖管”的管道现场接在高排逆止门和我们的高压排气管道出口之间的，设计院给出的PID图是没有问题的，但是现场布置图是有问题的，因而当机组打闸，高旁打开后冷蒸汽和水是可以直接从我们的高排管道中进入高压缸的（附设计院图纸F5361S-KO2O2-J0202-02(REV5)）。
330MW机组高压加热器温升低问题的处理对策
96研究与探索Research and Exploration ·工艺流程与应用中国设备工程 2021.03 (上)330MW 机组由于运行时间较长以及其他原因的存在出现高压加热器温升低的现象，影响了系统的正常顺利运行，本文研究选择某电厂2台330MW 燃煤机进行分析，分析其高压器温升较低的原因，逐一排查可能出现的原因，优化机组检修，研究取得了良好的运行效果。
1 某电厂330MW 机组高压加热器概述本文以某电厂作为研究对象，该电厂330MW 机组配备了1台外置式蒸汽冷却器HP6bis、2台高加HP6、HP7，330MW 燃煤机组于1997年由法国阿尔斯通公司于北京重型电机厂合作生产完成，由法国得拉斯公司与杭州锅炉厂合作生产了机组配套，采用立式倒置的生产方式，采用表面式换热方式。
在对系统的加热方面主要由第5、6段抽汽供汽加热。
在HP7前后端分别配置HP6、HP6bis，HP7以逐级自流的方式以此流入HP6中，通过节流孔引入凝汽器中，从而将汽侧未凝结的气体抽走。
330MW 机组高压加热器温升低问题的处理对策杨金戈 （天津国电津能热电公司，天津 300300）摘要：本文以某电厂为例,研究其运行中330MW 机组高压加热器升温下降现象,分析升温下降的各种可能性原因，并逐一排查，对设备与系统进行综合性分析，最终得出温升下降的原因为出水室隔板密封损坏、高加进，通过对机组是设备进行结构分析与解体检查后找出泄露主要原因在于水室中间横档的设计不合理，并对此做出相应的改进方式，最终有效弥补了缺陷，取得了良好的运行效益。
关键词：330MW 机组；高压加热器；温升低问题；密封损坏中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1671-0711（2021）03（上）-0096-02高加与外置式蒸汽冷却器采用立式布置方式，全部焊接壳体。
在筒体下部位置为水室，水室中进水与出水两个部分由一道挡板隔开，在水室下侧位置布置一个自密封结构的入孔，以此促进检修。
330MW机组给水温度偏低原因分析及措施
ａ ＨＰ 、 ６高 压加 热 器半 球 形 水 室焊 在 管 板 ． ７ ＨＰ 上， 给水人 出 口接管 和人孔 均焊 在半 球形封 头上 ， 水 室包 括 １ 焊 接 于 内壁 的 流程 分 隔板 、 程 分 隔盖 个 流
高 了５ ． ４ Ｃ， ３ ３ 基本 接 近设计值 １ ２ １ ： ９ ． ６（ 。
在流 程分 隔板 上 。 ０ ０年 ３月对 ６ ７号高 压加 热器 ２１ 、 水 室进 行 了解 体 检查 ， 现 水室 分 隔板 密 封 垫 片 冲 发 刷严 重密 封 间隙过 大 ， 成给水 温度 偏低 。 造 ｂ ＨＰ ． ６蒸 汽冷却 器 （ ６ ｉ） ＨＰ 、 ６高压 ＨＰ ｂｓ 与 ７ ＨＰ 加 热器 水室 内部结 构 基 本相 同 ， 同点是 在 水 室分 不 隔板 预 留 １个 ３ ０ｍｍ×１ ５ｍｍ 的方 孔 ， 成 给水 ０ ４ 形
１ 设 备 概况
大 唐 珲 春 发 电厂 ３号 ３ ０Ｍｗ 汽 轮 机 是 型 号 ３ 为 Ｎ３ ０ １ ． ５ ５ ０ ５ ０亚 临界 一 次 中 间再 热 冲 动 ３—７７ ／４ ／４
凝 汽 式 三缸 两 排 汽 汽 轮 机 。汽 轮 机 热 耗 保 证 工 况
３ 原 因查 找
３ １ 高 压加 热器 系统检 查 ．
显 ， 明水 位对 给水 温度影 响较 小 。 说 ３ ３ 高压 加热 器水 室检 查 ．
ａ 进 行 高压 加 热器 水 位调 整 ， ． 将水 室 石 棉 密 封 垫 片更换 为石 墨垫 片并调 整 了密 封 间隙 。修 后投入 运 行 的 ６ ７号 高 压 加 热 器 给 水 端 差 分 别 降 低 了 、 ６ ５ ７ ９ Ｃ， 水 端 差 分 别 降 低 了 １ ６ Ｃ、 ． ２ Ｃ、 ． ５ 疏 ．９ １９ ． ２℃ ， 本 接 近设 计 值 ， 同工况 ３号 机 给 水 温 基 相
330MW机组汽轮机中压缸电端上下缸壁温差大原因分析
330MW机组汽轮机中压缸电端上下缸壁温差大原因分析摘要：长兴电厂330MW机组汽轮机在大修过后运行中中压缸尾部下缸壁温比上缸壁温高30-40℃，存在“倒挂”现象，本文从机务方面及温度测量方面对温差“倒挂”现象进行了分析，判断所有可能的原因及处理方向，同时提出运行中事故预想及后续处理计划。
关键词：330MW机组；缸温；汽轮机；中压缸。
1 概况长兴电厂2号机组于2003年5月投产发电。
汽轮机为上海电气电站设备有限公司汽轮机厂生产的H156型330MW亚临界、中间再热、单轴、双缸、双排汽、凝汽式汽轮机。
机组于2004年11月完成首次A级检修，于2010年11月7日完成第二次A级检修，2013年2月至5月进行扩大性B修，期间同步完成汽轮机高中低压缸通流改造，改造后机组变更铭牌出力为330MW。
高中压缸同缸布置，缸内共四级抽汽，一抽从高压第8级后抽汽，二抽从高排区抽汽，三抽从中压第5级后即#1中压静叶持环后抽汽，四抽从中压排汽区抽汽。
2016年6月22日完成第三次A级检修。
2016年A修后，#2机在正常运行中，中压缸电端上下缸壁温差存在倒挂现象，正常运行时下缸壁温高于上缸壁温30-40℃。
2 仪控侧分析2.1 运行状态：CRT查看2号机组正常运行时中压缸（电端）上、下缸壁温倒挂，下缸壁温比上缸壁温高 30-40℃。
查阅2号机组2019年2月、2018年10月开机曲线，发现启机冲转带负荷至130MW左右过程，上缸壁温比下缸壁温高，负荷高于130MW时，下缸壁温比上缸壁温高。
2.2 检查过程：2号机组中压缸（电端）上缸壁温为K分度双支热电偶，分别送信号至DCS及DEH（DCS侧TE25310及DEH侧TmlpB3）。
2号机组中压缸（电端）下缸壁温为K分度双支热电偶，分别送信号至DCS及DEH（DCS侧TE25311及DEH侧TmlpC3）。
元件均通过大机E接线盒进行中间转接。
经查看，元件至DCS、DEH双支元件均一致。
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某电厂330MW汽轮机缸温异常下降的原因分析【摘要】汽轮机进水或进冷汽，是指有异常来源的水或冷汽进入到汽轮机本体内部，对汽轮机设备造成损坏或严重威胁其安全的一种事故。
汽轮机进水事故不仅仅发生在机组正常运行中，也常常发生在机组停后；并且在停机后热态下，发生汽轮机进水或冷汽，非常容易造成汽轮机大轴弯曲、动静摩擦等恶性事故，威胁机组安全，影响机组寿命。
本文对某电厂330MW汽轮机停机后热态下缸温异常下降的原因进行了详细分析。
【关键词】汽轮机；缸温；盘车跳闸；闷缸；换水；过热器；主汽门1 设备概况某厂安装有两台330MW燃煤供热机组，机组采用单元布置。
锅炉为哈尔滨锅炉厂根据美国ABB-CE燃烧工程公司技术设计制造的亚临界参数汽包炉。
锅炉型号为：HG1100/17.54-YM33型，采用自然循环、一次中间再热、单炉膛、平衡通风、四角切圆燃烧、燃烧器摆动调温、固态排渣、露天布置、全钢悬吊结构、紧身封闭布置的燃煤锅炉。
汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的C300/N330-16.7/538/538型，亚临界、中间一次再热、双缸双排汽、高中压合缸、抽汽冷凝式汽轮机。
2 问题的提出汽轮机进水或进冷汽，是指有异常来源的水或冷汽进入到汽轮机本体内部，对汽轮机设备造成损坏或严重威胁其安全的一种事故。
汽轮机进水事故不仅仅发生在机组正常运行中，也常常发生在机组停后；并且在停机后热态下，发生汽轮机进水或冷汽，非常容易造成汽轮机大轴弯曲、动静摩擦等恶性事故，威胁机组安全，影响机组寿命。
3 事前工况根据中调安排，某厂#3机于2011年1月30日21：23停机，停机时主蒸汽压力6.84MPa、温度454℃，再热蒸汽压力0.18MPa、温度455℃。
到1月31日11：30，各主要参数如下表1：表1主要参数表汽包水位（mm）汽包壁温（℃）主给水压力（MPa）汽包压力（MPa）主汽阀前蒸汽温度（℃）第一级内缸壁温（℃）高低门前门后左右上下465 240 174 2.57 3.55 3.0 238 239 341 3314 事件经过1月31日11：49，汽机第一级内下缸温度从327℃不正常下降。
11：52，运行人员发现汽机第一级内缸金属温度点2、高压缸外缸金属温度点2有明显下降趋势；立即检查汽机一、二、三、四段抽汽逆止门、电动门及其疏水门，并关闭各抽汽疏水手动门，关闭二抽至辅助蒸汽联箱所有阀门，辅助蒸汽联箱至本机系统所有手动门，关闭轴封系统所有手动门，就地检查凝汽器、除氧器、轴封加热器水位较低。
值长令：锅炉带压放水，开启各空气门泄压。
11：59，多次开关汽机高压内外缸疏水阀，#1、#3、#5高压导汽管疏水阀，#2、#4、#6高压导汽管疏水阀，汽机缸温不见有回升。
12：03，汽机第一级内下缸温降到209℃，上、下缸温差125℃，盘车电流从25A开始出现向上波动趋势。
12：11，汽机第一级内下缸温降到175℃，上、下缸温差157℃，盘车电流从40A开始向上大幅波动。
12：20，锅炉压力为1.9Mpa，锅炉泄压放水。
12：21，开启汽包事故放水门、前后水冷壁下集箱放水门，12：42～12：51，开启对空排汽门。
12：28，汽机第一级内下缸温降到144℃，上、下缸温差185℃，盘车电机因负荷过重热继电器动作跳闸，手动盘车不动。
13：00，打开主汽管道三通事故疏水阀1、2及高旁后主蒸汽管道疏水阀。
14：43，汽机第一级内下缸温最低降到102℃，上、下缸温差201℃。
14：45，关闭所有汽机高压缸内、外疏水阀进行闷缸。
经采取闷缸措施后，2月1日4：00，汽机第一级上下缸温度差缩小至60℃，盘车盘不动。
2日15：00，盘车装置处理好，16：00开始用电动盘车定期每隔4小时盘车180°，盘车电机电流25A。
3日11：32，#3机组投入电动连续盘车，电流25.6A，偏心50μm，主机各部听音未见异常。
2月9日14：35，并网发电。
5 原因分析本次停机是春节期间调度调停，主要工作是更换磨损和破裂的磨煤机磨辊套。
31日9：20，运行人员接“#3炉尾部检查清灰”工作票，锅炉执行快速冷却操作。
停炉后两台送风机动叶自动全开，引风机静叶全关，各挡板关闭，未进行自然通风，9：39开启A侧引、送风机进行锅炉快冷。
从DCS历史参数显示：左侧主汽门前蒸汽温度在31日11：33从278℃开始下降，7min后左侧高压主汽门汽室内部金属温度从302℃开始下降，16min后第一级内缸下壁温度从327℃开始下降，说明“冷源”路径是：左侧高压主汽门→左侧高压调门→高压缸。
31日2时后锅炉7次带压换水，除最后一次换水外，汽包水位没有超量程。
最后一次换水从31日10：23开始，10：45结束，期间汽包压力从3.18MPa升到5.35MPa，汽包水位从424mm升到605mm，随后开始下降，48min后左侧主汽门前蒸汽温度开始下降。
最后一次换水期间过热器（低温过热器、分隔屏）部分壁温（约在200℃左右）仅下降约15℃，之后大部分又快速回升，分析认为：过热器低处U型管内的凝结水，在汽包压力升高或汽机侧阀门不严时，蒸汽带着凝结水向汽机侧流动到达壁温测点处，引起低温过热器、分隔屏壁温变化。
说明非汽包冷水（汽）进入主汽回路（汽包当时补水温度为65℃）。
每次补水操作时主要参数变动情况如下表2：表2补水次数第1次第2次第3次第4次第5次第6次第7次开始时间23：27 2：44 4：10 5：05 6：22 8：16 10：23结束时间23：48 3：18 4：27 5：22 6：47 8：32 10：46补前汽包水位（mm）417 366 422 433 430 435 424补后汽包水位（mm）513 521 531 531 533 511 605补前汽包水位（MPa） 6.60 5.25 5.01 4.84 4.39 3.703.18补后汽包水位（MPa） 7.09 5.55 5.30 5.22 4.56 3.985.35补水前后压差值（MPa）0.49 0.30 0.29 0.38 0.17 0.282.17换水时减温水总门、气动门、电动门、调门全关无操作，过热蒸汽减温水流量DCS上显示流量为0t/h（因DCS系统算法中设有小信号切除功能，当流量的差压信号小于一定值的时候，DCS会自动切除该信号，使得流量输出值为0t/h）。
当检查差压变送器信号时，发现每次换水期间，B侧过热蒸汽二级减温水流量变送器的差压都有较小的信号输出现象，说明确实有减温水流过流量检测的节流装置。
“冷水”由二级减温水回路进入主汽系统，每次换水均有微量水流量，只有10：23这次换水才出现末级过热器壁温突降约40℃。
分析认为是锅炉换水时，由于减温水系统门有微漏，每次换水时有少量水渗漏并累积，到本次换水时达到溢出，进入末级过热器联箱。
同时10：23这次换水，后屏壁温快速下降，但补水结束后后屏壁温快速回升，原因是部分“冷水”进入后屏过热器，在汽包压力升高或汽机侧阀门不严时，蒸汽带着后屏内“冷水”流向末级过热器，后屏管温很快回升，而末级过热器温度下降后未出现回升现象。
过热器减温水总门后压力随给水压力变化而相应变化，且给水压力、减温水总门后压力、主蒸汽压力的压差在换水期间有变化，也说明过热器减温水系统阀门有内漏。
11：40，左侧高压主汽门及3个调门开度均有波动，分别从-2.30/-1.77/-1.96/-1.85向下波动到-2.62/-3.68/-3.79/-3.71，说明左侧四个汽门未开启。
2月9日开机，汽机未挂闸，主蒸汽压力4.17MPa、温度356/357℃，汽机转速到92转/分，说明主汽门、调门的确有泄漏情况。
从盘车电流变化情况看，第一级内缸上、下温差125℃时，缸内出现动静磨擦，温差175℃时，磨擦加大，温差185℃时，盘车过负荷跳闸。
上下缸温差回到60℃时盘车不动的原因是：盘车跳闸前力矩增大后造成盘车蜗杆的推力轴瓦推力增大，导致蜗杆推力轴瓦磨损及抱死；盘车蜗杆的推力轴瓦及支持轴承的进油口与支座的进油口不同心，导致进油量减少，也是轴承损害抱死的原因。
根据2月9日开机时各参数监测情况及运行情况初步判断，本次汽缸温度异常变化未对汽机本体造成损伤，但在盘车状态下产生了动、静磨擦。
4月12日停#3机进行A级检修，解体后有关设备检查情况如下：（1）揭缸检查未发现汽轮机、发电机动静部件有明显磨擦异常。
（2）解体汽机左侧高压主汽门时发现：因主阀碟缓冲行程调整垫片（分两半）的两只固定销剪断，一块调整垫片松脱，导致主阀泄漏（详见图1）。
（3）解体汽机高压调门时证实：预启阀设计就有泄漏量，因此高调门不可能关闭严密，泄漏量与阀碟锁母、套筒的间隙大小有关。
（4）解体锅炉减温水各阀门：调节门密封面有冲刷痕迹，其它各阀门检查时未见明显异常。
6 结论经过现场调查及相关数据分析，本次3号机汽缸温度异常下降是锅炉带压换水时，因减温水总门及B侧过热蒸汽二级减温水气动门、电动门、调门都存在渗漏情况，一次汽系统进了“冷水”；又因主蒸汽系统未泄压，左侧高压主汽门、调门不严，“冷水”通过末级过热器、主蒸汽管道、左侧高压主汽门、调节门进入高压缸引起的。
（1）直接原因：左侧高压主汽门、调门不严，导致“冷水”进入高压缸。
（2）间接原因：减温水总门及B侧过热蒸汽二级减温水气动门、电动门、调门都存在渗漏情况，使“冷水”进入末级过热器。
（3）重要原因31日10：23，运行人员在进行第7次换水时，无维持汽包压力稳定的相关操作，换水时汽包压力从3.18MPa升到5.35MPa，上升了2.17MPa（以前6次换水操作，在汽包压力较高情况下，汽包压力上升均控制在0.5MPa以内，说明操作时汽包压力可控），造成主汽系统压力波动，增加了“冷水”的流动性。
运行人员第7次换水操作时，汽包压力控制不到位，导致部分“冷水”通过有质量问题设备（左侧高压主汽门、调门）进入高压缸，属操作不当，是本次事件的重要原因。
（4）管理原因有关技术、安全管理不到位，相关规程及防范措施不健全。
如：事前已出现过主汽门不严的现象，未制定相关的防范措施；《集控主机运行规程》无锅炉快速泄压、快冷操作的有关规定，运行人员操作时无指导性规范可依。
7 改进措施大修机期间，对主汽门、调门及减温水系统阀门进行全面检查、研磨，高压调门进行技改，对主汽门、调门进行严密性试验，保证其运行中能严密关闭。
加强运行人员培训，提高事故处理能力，停机后注意严密监视高加、低加、凝汽器、除氧器，轴封加热器水位，严格按“二十五条典型事故反措”要求，防止汽缸进水。
针对停机过程中主蒸汽管道有积水可能，收资考虑主蒸汽管道疏水不进入本体疏水系统而直排的技改。
发电运行部完善运行规程，明确特殊情况下锅炉是否快速泄压、快冷操作的有关规定，制定防范措施。