关于汽轮机汽缸进水事件分析
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2016年8月27日09:03分#1机组降负荷打闸停机，09:43分热井水位从316mm 呈持续升高状态，10:02分转子静止投入连续盘车，10:37分开始热井水位一直显示733mm，11:40分开始各段抽汽温度出现不同程度的下降。随着抽汽温度的逐渐降低，汽缸下壁温度出现明显的异常降低现象。
直至17:40分巡检发现四、五抽逆止门后疏水管流水，17:51分盘车电流开始有上升趋势的情况下才意识到汽缸进水，随即关闭热井补水手动门、手紧热井补水电动门开启加热器直放门、全开抽气管道疏水、热井放水、启动放水。
其中17:57分盘车电流最大升至10.16A，18:12分汽缸下壁温度最低降至216℃，上下缸温差达到172℃。随着汽缸水位降低，汽缸下壁温度逐渐回升，上下缸温差逐渐缩小。19：47分热井水位才到可见水位，期间轴向位移、偏心与胀差基本在正常范围内。
1、对循环水系统排查：
机组正常运行时凝结水合格，不存在硬度超标的现象；从机组停运热井水位满水之前，到热井放水至可见水位之后的水位变化情况，可以排除因凝汽器换热管泄漏导致凝汽器满水的可能。
2、对抽汽系统及加热器进行排查：
机组打闸后联关抽汽逆止门，同时关闭了加热器进汽电动门，但1-2低加显示满水状态。机组停运后各加热器水位显示如表2所示：
3、热井补水系统排查：
09:43分热井水位从316mm开始上升，运行人员虽进行了关闭热井补水电动门的操作，但是考虑凝结水泵运行，有补水可能，
没有按照停机防进水阀门检查卡的要求关闭热井补水手动门，由于热井补水电动门关闭不严，热井水位上升至733mm以后，由于运行人员盲目认为热井水位在800mm范围内无上升趋势，且电动门已经关闭，不会出现问题，疏忽了对热井水位的重视。
经历史趋势查询从11:40分开始各段抽汽温度就开始出现不同程度的下降，说明已经有水进入汽缸底部的抽汽管道内，导致抽汽温度持续大幅度的下降，运行人员由于没有及时发现抽汽管道温度的变化情况，没有采取任何措施导致汽缸持续进水，汽缸下壁温出现大幅下降。在机组停运后没有及时按防汽缸进水阀门检查卡要求开启各加热器的直放门，开启直放门后，水位迅速下降，可以排除各加热器满水导致汽缸温度下降。
1、热井水位计存在问题，不能正确指导运行监视。因存在变送器水位与就地水位计存在偏差，热工将变送器量程迁移，致使水位达到730mm上限后，不再随水位上升变化，导致热井水位无法达到800mm的报警值，使运行人员误认为水位在800mm以下是安全的。
防范措施：加强对涉及保护连锁及重点容器的水位计进行排查，禁止出现任意修改量程，导致水位报警、连锁保护失效的情况发生。
2、运行人员思想麻痹，没有分析参数的异常变化。机组停运后，运行人员放松警惕，忽略对抽汽温度、汽缸温度及相关设备、运行参数的监视。从11：40分左右各段抽汽温度出现不同程度的下降，15:30分一、二、四、五段抽汽温度全部降至环境温度之下，但运行人员始终没有发现，没有提出任何质疑，思想严重麻痹。在记录停机后参数时，对参数的变化不敏感，不与上点记录参数对比，只是机械的记录，丧失对停机后参数记录的意义。
防范措施：加强运行人员的安全思想教育，加强业务学习，熟练掌握防止汽缸进冷汽的相关技术措施。在机组启动、停运过程中不得放松对主要缸温测点、与汽缸相连抽汽管道温度测点的监视，以及对高、低压加热器、凝汽器的水位监视，在停机后要严密监视、定时记录汽缸内缸壁温、大轴偏心、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等参数，坚持对汽水系统巡回检查。对于参数变化及现场出现的异常现象要多一些质疑，尽早发现的问题及时汇报、排查处理。
3、对于防汽缸进水的安全措施执行不到位。分厂、运行管理科对本公司内出现过的汽缸进水事件不能引起重视，对公司反复强调的问题置若罔闻，导致典型问题重复发生。停机后仅执行停机防进水阀门检查卡，并且存在执行不到位的情况，没有关闭热井补水手动门，并且没有对重点阀门进行手紧。相关管理人员没有对运行人员进行防汽缸进水方面的强调，防范措施落实不实、不细，最终导致汽缸进水事件的发生。
防范措施：汽轮机汽缸进水是危害机组安全稳定运行的重大故障，要按照《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》及公司下发的“两防”文件要求制订严格措施予以防范，相关管理人员应随时督促、检查，将防汽缸进水的安全措施落到实处。
四、后续遗留的问题。
由于凝汽器异常满水，对凝汽器喉部膨胀节及凝汽器底部弹簧支撑的伤害程度仍需进一步分析。
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