凝结水泵跳闸现象及处理方法

停凝结水泵和循环水泵的条件：

1、停凝结泵的要求的条件：①没有凝结水用户，比如减温水、机械密封水、轴封冷却水等。②除氧器不需要继续上水。

2、停循环泵要求的条件有三个：①排汽温度50以下。②没有循环水用户。③没有疏水至冷凝器。

如果停机立即停循环水和凝结水泵，后果可想而知。

汽轮机停机后两小时停凝结水泵。根据调查相关信息汽轮机停机后两小时，排汽缸温度降到50℃以下停凝结水泵。停凝结泵的条件是没有凝结水用户，减温水、机械密封水、轴封冷却水等，除氧器不需要继续上水。

1、检查备泵入口处是否有放空气管和运行泵的放空气管相连且阀门处于开启状态（该放空气排至凝汽器）？若是，则缓慢开启备泵进口阀即可。在上述条件下，请不要通过对空排气或通过开启放水门来检查有无水，备泵入口处于真空状态且和凝汽器相连是放不出水的，随意开启这些阀门容易影响凝汽器真空，甚至造成运行泵跳闸。

2、备用凝泵在检修后改备用时，就是要通过先抽真空的形式来注水，注水一般有两种方式，一种是通过备泵的密封水，另一种是在入口真空和凝汽器真空接近时（放气约15－20分钟即可），稍开备泵进口阀1－2圈进行注水；待注水结束后再全开备泵进口阀。

3、当备用凝泵检修后改备用过程中，若是未经抽真空，直接通过全开进口阀方式进行注水，极易引起运行凝泵跳闸（汽蚀、振动）。

机组保护配置及试验管理规定为确保国电华北公司所管辖机组主、辅设备安全运行，通过在机组启动前、后和运行期间对机组的主、辅设备进行试验和切换工作，达到检验机组主、辅设备的一次设备及其控制、保护联锁装置回路是否处在正常状态，特制定以下机组保护配置及试验管理工作规定。一、 引用标准1、 电力工业技术管理法规2、 DL/T435—2004 电站煤粉锅炉炉膛防爆规程3、 DLGJ 116—93 火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统设计技术规定4、 DL 435—91 火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程5、 DRZ/T 01-2004 火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定6、 DL/T 5190.5—2004 电力建设施工及验收技术规范(热工仪表自动化篇)7、 DL/T 5175—2003 火力发电厂热工控制系统设计技术规范8、 DL 400—91继电保护和安全自动装置技术规程9、 DL/T 863—2004 汽轮机调试导则10、 DL/T 609—1996 300MW 级汽轮机运行导则11、 DL/T 611—1996 300MW 级锅炉运行导则12、 DL/T552—95火力发电厂空冷塔及空冷凝汽器试验方法13、 DL612—1996 电力工业锅炉压力容器监察规程14、 火力发电厂高压加热器运行维护守则(1983)15、 中国国电集团公司二十九项重大事故预防措施二、 机组试验内容要求与指导办法1 总则1.1 本规定与国家、行业标准相抵触时，执行国家和行业标准。1.2 公司属发电单位要根据本规定的要求，完善和修订本单位的运行规程和检修规程。1.3 因各发电单位机组的主、辅设备厂家不同，单机容量不同，主、辅机保护联锁的项目与定值，应按设备制造厂家的要求设置；如厂家未做要求的，应遵循保证设备安全、保障机组运行稳定的原则，参照同类型机组进行设置，并参照以下各项目的试验要求进行试验。1.4 设备保护联锁的测点位置的安装、管路的铺设必须符合DL/T 5190.5—2004 《电力建设施工及验收技术规范(热工仪表自动化篇)》的要求。1.5 检修后的热工自动调节装置、热工程序控制、信号、保护联锁装置，应进行系统检查和试验，确认正确可靠，方可投入运行。

1.6 在试验前必须进行确认被试验项目应具备试验条件。确认试验设备或阀门对已运行系统无影响，联系相关人员(热控、机械检修人员、电气检修人员等)共同进行。1.7 对设备或系统进行技术改造后，应重新对其保护、联锁的配置、项目、定值进行核对，使其满足运行和备用要求。并经试验来检验确认保护联锁的动作正常。1.8 试验时，热控人员对不满足的条件进行强制或恢复后，应在专门的保护联锁停、投记录本上按保护联锁停、投的有关规定进行详细的记录。记录本应包括保护联锁停、投具体时间，名称，点明细，联系人(值长或运行值班负责人)，批准人(值长或生产主管领导)等内容。1.9 运行中设备的试验，应做好隔离工作，不得影响其它运行设备的安全。试验前应进行危险点分析，对于试验中可能出现的问题，应充分做好事故预想。对有可能影响机组主机或重要辅机安全运行的试验，应编制有关试验措施指导运行人员的试验操作。1.10 试验期间，若出现异常情况，应立即停止试验并恢复原运行方式，待故障消除并经有关领导批准后方可继续进行试验。1.11 各发电单位应根据本单位的实际状况，在进行机组A、B、C级检修时，事先编制出符合实际、齐全的启动前阀门（挡板）试验记录本、启动前主、辅机保护联锁试验记录本。试验记录本应包括试验项目，开、关时间，试验结论，参与试验人员的签字等内容，通过试验来检验阀门（挡板）的严密性和可靠性。在每项内容试验正常合格后，由机械检修人员、热控人员、运行人员共同签字。1.12 运行部门应设置机组定期试验记录台帐。记录台帐应包括试验具体时间，试验项目，试验结果，试验执行人和监护人签字，试验项目停做或延期试验原因等内容。对所需进行试验项目试验正常后，负责主持试验的运行人员应在机组定期试验记录台帐进行记录。1.13 对存在的问题运行人员应在运行日志中记录清楚，生产管理人员应督促相关人员进行处理，使其达到相关要求。2 机组启动前需进行的试验项目和要求：2.1 电（气）动阀门（挡板）试验要求2.1.1 机组进行A、B、C级检修后，必须进行所有电（气）动阀门（挡板）开关试验。

2.1.2 机组D级检修或备用中，检修后的电（气）动阀门（挡板）必须进行开关试验。2.1.3 阀门附件在检修后应进行1.25倍工作压力的严密性试验。在检修时不能拆下的阀门就地修理后，对检修质量应进行认真检查。2.1.4 电（气）动阀门（挡板）阀门关位、开位行程由机械检修人员依据保证阀门关闭严密（应考虑到热膨胀因素），开启不节流的原则，与热控人员预先进行设定。2.1.5 试验时，记录电（气）动阀门（挡板）全开、全关时间和电动门关严后关位富裕行程圈数。就地、远控指示应一致。2.1.6 检修后的阀门(档板)应能开、关到位，开关灵活，方向正确，远方与就地开度指示一 致，开关过程中无卡涩，连杆、销子无松动、弯曲和脱落现象。2.1.7 设备的液控蝶阀油泵电机与热控电源不得在同一电源柜上。互为备用设备的液控蝶阀电机、热控电源不得在同一电源柜上。各机组重要辅机和重要公用辅机的液控蝶阀电机与热控电源必须有两路电源并设置有备用自投装置。液控蝶阀试验时应根据管线具体布置等具体条件调整其关闭时间及角行程范围。并注意蓄能器保压时间达到设备说明书要求。2.1.8 对于烟风系统的挡板，试验时必须打开人孔门检查实际位置、就地标记及远方操作相符，各个叶片动作保持一致。2.1.9 试验时，应操作阀门（挡板）开关两次，分别比较其开关时间，相差时间不得超出±2秒。若阀门带中停功能，开关试验过程中，应试验其功能正常。2.1.10 远控对风机的动(静)叶进行调节，方向正确，动作灵活，无卡涩， CRT画面上开度指示在0～100％时，与风机就地动(静) 叶角度指示应相对应。2.1.11 应设以下阀门(挡板)联锁：2.1.12 引风机、回转式空预器和送风机与相关的烟风道挡板开、关联锁；2.1.13 设备启、停或跳闸时，相关的进、出口阀门(挡板)开、关联锁。2.1.14 相关工艺参数达到规定值时，自动打开(关闭)相应的电动阀门、电磁阀。2.2 辅机保护联锁配置及试验要求2.2.1 机组进行A、B、C级检修后，必须进行所有辅机项目保护联锁试验。2.2.2 机组D级检修或备用中，对辅机有关的保护联锁、控制回路进行检修后，必须进行其保护联锁试验。

2.2.3 设备试验前应检查润滑(控制)油油位正常，油质化验合格，带强制循环的应检查油循环正常。2.2.4 10kV（6kV）、380V辅机的开关送至试验位。开关未带有试验位的380V辅机待系统条件具备后，带负荷进行试验。2.2.5 辅助设备的低油压、低液位保护装置应设置单独的测量回路。其管路的选择和敷设应注意减少信号响应的迟延时间。可通过试验来进行验证，迟延时间不得超过1秒。低油压保护联锁的定值应考虑到保护开关的安装标高对其影响。2.2.6 辅机的保护测点应选用开关量，不得单独使用模拟量。主要保护应设置为满足条件三取二后动作。2.2.7 辅机出口母管压力低、辅机低油压禁启与跳闸保护测点应选用母管滤网后测点。母管压力低联锁的定值设定应考虑系统用户的实际需求。2.2.8 就地油站控制盘上有切换开关的辅机，机组启动前应进行在就地切换开关的试验，确认在就地切换开关过程中或就地与远控位置不对应是否跳辅机。对发生跳辅机的应进行保护联锁和操作方式的改进，并经试验确认正常。2.2.9 辅机系统设置有滤网时，必须设置滤网前后差压大报警装置并保证其正常动作。2.2.10 辅机试验过程中由热控人员配合强制所试验的不满足条件，进行逐项试验。试验完毕，恢复所强制内容。2.2.11 进行辅机启动允许条件试验时，应使任一启动条件不满足时，辅机开关合不上。并报警。全部启动满足后，方能合上辅机开关。2.2.12 进行辅机跳闸条件试验时，应使该辅机的启动条件均满足，辅机在合闸状态；具备该辅机任一跳闸条件时，辅机开关跳闸，并发出报警。2.2.13 进行辅机顺控启、停试验时，当该辅机的条件满足时，发出顺序操作指令后，辅机应按顺序启、停步序自动进行，完成辅机启、停操作指令。当任一顺序启、停条件不满足，指令会在不满足的条件处中断，并报警。2.2.14 做辅机事故跳闸互联试验时，应预先强制其母管压力低联锁条件。2.2.15 变频方式运行的凝结水泵跳闸后，备用凝结水泵应联启，发出报警，同时将主凝结水调整门开度置于工频运行方式下、当时负荷时所对应的开度。应选择3-4个负荷工况点进行主凝结水调整门开度置位的验证。

2.2.16 压力容器的远方、就地液位测量装置和其保护装置的液位应标定一致，能正确反应其实际液位。2.2.17 辅机动态试验必须在静态试验合格后进行。辅机的各项联锁及保护试验应在分部试运行前完成并确认试验合格。2.2.18 辅机应设以下保护联锁：2.2.18.1 主要辅机必须装设轴承温度高跳辅机保护，保护定值根据轴承型式（或设备厂家给定值）确定。2.2.18.2 锅炉引、送、一次风机采用轴流式风机的，应装喘振(振动)保护。给水泵组（含给水泵汽轮机）应装轴承振动保护。2.2.18.3 引风机、回转式空预器和送风机之间在启、停和跳闸时的顺序联锁。2.2.18.4 两台并列运行的引风机(送风机)中的一台跳闸时，应自动隔离已跳闸的风机；在两台运行的引风机均跳闸时，必须联锁跳闸所有运行的送风机和一次风机，并保证炉膛自然通风。2.2.18.5 一次风机送粉时，一次风机全部跳闸时，应联锁停止全部给粉机。排粉机送粉时，任一台排粉机跳闸时应联锁停止所对应的给粉机。2.2.18.6 对于钢球磨煤机仓储式制粉系统。2.2.18.6.1 当排粉机跳闸时应联锁停止相应的磨煤机；2.2.18.6.2 当磨煤机跳闸时应停止相应的给煤机，并联锁关闭磨煤机进口热风挡板，打开其进口冷风挡板；(以炉烟为干燥介质，磨制有爆炸危险的煤种除外)；2.2.18.6.3 当磨煤机出口温度高至规定值时，联锁打开磨煤机进口冷风挡板。(以炉烟为干燥介质，磨制有爆炸危险的煤种除外)。2.2.18.7 对于中速(钢球)磨煤机正压直吹系统。2.2.18.7.1 一次风机跳闸时，应停止相应的磨煤机并关闭其进、出口挡板；2.2.18.7.2 磨煤机跳闸时，应停止相应的给煤机；2.2.18.7.3 当磨煤机出口温度高于高一规定值时，联开磨煤机进口冷风挡板；(以炉烟为干燥介质，磨制有爆炸危险的煤种除外)。在磨煤机出口温度高于高二规定值时，磨煤机应立即跳闸并按制造厂规定的磨煤机着火处理程序进行处理。2.2.18.8 风扇磨煤机跳闸时，应停止相应的给煤机，并关闭磨煤机进口热风挡板。2.2.18.9 风机或磨煤机的润滑油系统应设以下联锁：2.2.18.9.1 工作润滑油泵跳闸或润滑油压(油箱油位)低至低一规定值时，应联锁启动备用润滑油泵；2.2.18.9.2 润滑油压(油箱油位)低至低二规定值时，应停止相应的风机或磨煤机。

2.2.18.10 锅炉给水泵应设以下联锁：2.2.18.10.1 当工作给水泵跳闸或给水母管压力(定压运行的机组)低于规定值时，应联锁启动备用给水泵；2.2.18.10.2 当润滑油压达到规定以上时，方可启动给水泵；2.2.18.10.3 当润滑油压低至第一规定值时，应联启备用润滑油泵；2.2.18.10.4 当润滑油压低至第二规定值时，应保护动作停止给水泵；2.2.18.10.5 当除氧器水位过低至规定值时，应保护动作停止给水泵；2.2.18.10.6 设备厂家规定的联锁项目。2.2.18.11 当采用汽动给水泵时，其小汽机保护联锁试验应参照汽轮机的保护联锁试验要求进行。2.2.18.12 经常运行并设有备用的水(油)泵、风机或工艺要求根据参数控制的水(油)泵、风机应以下联锁：2.2.18.12.1 工作泵(风机)事故跳闸时，应自动投入备用工作泵(风机)；2.2.18.12.2 相关工艺参数达到规定值时，自动投入(切除)相应的泵(风机)；2.2.18.13 辅机的电动机保护：2.2.18.13.1 电压为3kV以上的电动机，对下列故障及异常运行方式，应装设相应的保护：2.2.18.13.1.1 定子绕组相间短路；2.2.18.13.1.2 定子绕组单相接地；2.2.18.13.1.3 定子绕组过负荷；2.2.18.13.1.4 定子绕组低电压；2.2.18.13.1.5 相电流不平衡。2.2.18.13.2 对电动机的定子绕组及其引出线的相间短路故障，应按下列规定装设相应的保护：2.2.18.13.2.1 2MW以下电动机，装设电流速断保护。保护宜采用两相式；2.2.18.13.2.2 2MW以上电动机，或2MW以下，但电流速断保护灵敏系数不符合要求的电动机，装设纵联差动保护。2.2.18.13.2.3 上述保护应动作于跳闸。2.2.18.13.3 对单相接地，当接地电流大于5A时，应装设单相接地保护。单相接地电流为10A及以上时，保护带时限动作于跳闸；单相接地电流为 10A以下时，保护可动作于跳闸，也可动作于信号。2.2.18.13.4 下列电动机应装设过负荷保护：2.2.18.13.4.1 运行中易发生过负荷的电动机。保护应根据负荷特性，带时限动作于信号或跳闸；2.2.18.13.4.2 起动或自起动困难，需要防止起动或自起动时间过长的电动机。保护动作于跳闸。2.2.18.13.5 下列电动机应装设低电压保护，保护应动作于跳闸：2.2.18.13.5.1 当电源电压短时降低或短时中断后又恢复时，为保证重要电动机自起动而需要断开的次要电动机；2.2.18.13.5.2 当电源电压短时降低或短时中断后，不允许或不需要自起动的电动机；2.2.18.13.5.3 需要自起动，但为保证人身和设备安全，在电源电压长时间消失后，须自动断开的电动机；

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保护试验

机组保护配置及试验管理规定

为确保国电华北公司所管辖机组主、辅设备安全运行，通过在机组启动前、后和运行期间对机组的主、辅设备进行试验和切换工作，达到检验机组主、辅设备的一次设备及其控制、保护联锁装置回路是否处在正常状态，特制定以下机组保护配置及试验管理工作规定。

一、 引用标准

1、 电力工业技术管理法规

2、 DL/T435—2004 电站煤粉锅炉炉膛防爆规程

3、 DLGJ 116—93 火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统设计技术规定

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4、 DL 435—91 火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程

5、 DRZ/T 01-2004 火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定

6、 DL/T 5190.5—2004 电力建设施工及验收技术规范(热工仪表自动化篇。

1、启动前，凝结水泵的进口门、空气门、密封水门、盘根冷却水门开启，出口门关闭。

2、启动凝结水泵后，出口电动门联动开启。

3、停泵时，出口门联动关闭。

如果是运行泵故障跳闸需要检修，应该在备用泵启动正常后通知检修前来处理，在检修开工之前应拉开跳闸泵动力电源和操作电源，挂禁止操作牌，关闭跳闸泵出口门，根据需要再决定是否进口门和空气门以及密封水门。

1：不可以。凝汽器内属于真空，当你从热井直接放水时，会有大量的空气涌入凝汽器，会使凝汽器内压力迅速升高，排汽温度升高，严重时会造成铜管过热，低压缸变形，严重威胁汽轮机的安全运行。

2：要排除热井中凝结的水，只能使用凝结水泵，如果凝结水泵全部不能工作，并且短时间无法恢复，还是赶紧停机处理，否则水位上升，进入低压缸，那就危险了。

汽轮机真空下降的原因

1、循环水中断的故障可以从循环泵的工作情 况判断出。若循环泵电动机电流和水泵出口压力到零，即可确认 为循环泵跳闸，此时应立即启动备用循环泵。若强合跳闸泵，应 检查泵是否倒转；若倒转，严禁强合，以免电动机过载和造成电 动机轴或轴承损坏。如无备用泵，则应迅速将负荷降到零，打闸 停机。循环水泵出口压力、电动机电流摆动，通常是循环水泵吸 入口水位过低、网滤堵塞等所致，此时应尽快采取措施，提高水 位或清除杂物。如果循环水泵出口压力、电动机电流大幅度降 低，则可能是循环水泵本身故障引起。如果循环泵在运行中出口阀误关，或备用泵出口阀误关，造成循环水倒流，也会造成汽轮 机真空急剧下降。

2、如果发现射水泵出口压力、电动 机电流同时到零，说明射水泵跳闸；如射水泵压力、电流均下 降，说明射水泵本身故障或水池水位过低。发生以上情况时，均 应启动备用射水泵和射水抽气器，水位过低时应补水至正常水位。

3、凝汽器在短时间内满水，一般是凝汽器铜 管泄漏严重、大量循环水进入汽侧或凝结水泵故障所致。处理方 法是，立即开大水位调节阀并启动备用凝结水泵。必要时，可将 凝结水排入地沟，直到水位恢复正常。铜管泄漏还表现为凝结水 硬度增加。这时应停止泄漏的凝汽器，严重时则要停机。如果凝 结水泵故障，可以从出口压力和电流来判断。

4、如果轴封供汽压力到零或出现微负压， 说明轴封供汽中断，其原因可能是轴封压力调节器失灵，调节阀 阀芯脱落或轴封系统进水。此时应开启轴封压力调节器的旁路阀 门，检查除氧器是否满水（轴封供汽来自除氧器时)。如果满水， 迅速降低其水位，倒换轴封的备用汽源。

汽轮机是将蒸汽的能量转换成为机械功的旋转式动力机械。又称蒸汽透平。主要用作发电用的原动机，也可直接驱动各种泵、风机、压缩机和船舶螺旋桨等。还可以利用汽轮机的排汽或中间抽汽满足生产和生活上的供热需要 。

由于凝结水泵的工作条件是在高度真空下输送接近饱和温度的水，因而凝结水泵发生汽蚀的可能性极大、为了保证泵的正常工作，在安装上要求装在凝结器热水井以下至少0．5一0．8m。这样就会在凝结水泵进口处形成一个由水柱形成的必要压力，防止凝结水在泵的人口汽化，保证水泵正常吸水；此外, 在凝结水泵进水管上需装一抽气管与凝结器相连，使该处保持与凝结器中相同的压力值，并可防止在凝结水泵中聚集空气。

1)循环水中断(1)主要表征：凝汽器真空急剧降落排汽温度显著升高循环水泵电机电流和进出口压差到零。(2)原因及处理：①循环水泵出口压力、电机电流摆动，通常是循环水泵吸入水位过低、入口滤网脏堵所致，此时应尽快采取措施，提高水位或清除杂物。②若循环水泵出口压力、电机电流大幅度下降则可能是循环泵本身故障引起。启动备用循环水泵，关闭事故泵的出水门若两台泵均处于运行状态同时跳闸时，即使发现并未反转时，可强行合闸无备用泵，应迅速将负荷降到零，打闸停机。③循环水泵运行中出口误关，备用泵出口误开，造成循环水倒流，也会使真空急剧下降。若在未关死前及时发现，应设法恢复供水，根据真空情况紧急减负荷若发现较晚，需不破坏真空紧急停机。④循环水泵失电或跳闸。需不破坏真空紧急停机。2)射水抽气器工作失常若射水泵出口压力、电机电流同时到零，说明射水泵跳闸若射水泵出口压力、电机电流下降，则是由于泵本身故障或水池水位过低。发生以上情况均应启动备用射水抽气器，水位过低时应补水至正常水位。3)凝汽器满水凝汽器在短时间内满水，一般是由于铜管泄漏严重(同时凝结水硬度增大)，大量循环水进入汽侧或凝结水泵故障(出口压力和电机电流减小甚至到零)所致。处理方法是：立即开大水位调节阀并启动备用凝结水泵，必要时将凝结水排入地沟，直至水位恢复正常。4)低压轴封供汽中断轴封供汽中断的可能原因有：负荷降低时未及时调整轴封供汽压力使供汽压力降低汽封系统进使轴封供汽中断轴封压力调整器失灵，调节阀芯脱落。因此在机组负荷降低时，要及时调整轴封供汽压力为正常值若是轴封压力调整器失灵应切换为手动，待修复后投入若因轴封供汽带水造成，则应及时消除供汽带水。5)真空系统管道严重漏气真空系统漏入的大量空气，最终都汇集到凝汽器中，使传热热阻增大，真空异常下降。运行中真空管道严重漏气，可能是由于膨胀不均使管道破裂，或误开与真空系统连接的阀门所致。若是真空管道破裂漏气则应查漏补漏予以解决若是误开阀门引起的，应及时关闭。6)冬季运行时，利用限制凝汽器冷却水入口流量保持汽轮机排汽温度，致使冷却水流速过低而在冷却水出口管道上部形成汽塞，阻止冷却水的排出，也会导致真空急剧下降。