真空急剧下降的原因有哪些

汽轮机真空下降分为急剧下降和缓慢下降两种情况：

一、真空急剧下降的原因和处理

1、循环水中断

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，以免电机过载和断轴。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，提高水位或清降杂物。 如果循环水泵出口压力、电机电流大幅度降低，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误关，或备用泵出口门误门，造成循环水倒流，也会造成真空急剧下降。

2、射水抽气器工作失常

如果发现射水泵出口压力，电机电流同时到零，说明射水泵跳闸；如射水泵压力．电流下降，说明泵本身故障或水池水位过低。发生以上情况时，均应启动备用射水磁和射水抽气器，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、轴封供汽中断

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整节器失灵，调节阀阀芯脱落或汽封系统进水。此时应开启轴封调节器的旁路阀门，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。

二、真空缓慢下降的原因和处理

因为真空系统庞大，影响真空的因素较多，所以真空缓慢下降时，寻找原因比较困难，重点可以检查以下各项，并进行处理。

1、循环水量不足

循环水量不足表现在同一负荷下，凝汽器循环水进出口温差增大，其原因可能是凝汽器进入杂物而堵塞。对于装有胶球清洗装置的一机组，应进行反冲洗。对于凝汽器出口管有虹吸的机组，应检查虹吸是否破坏，其现象是：凝汽器出口侧真空到零，同时凝汽器入口压力增加。出现上述情况时，应使用循环水系统的辅助抽气器，恢复出口处的真空，必要时可增加进入凝汽器的循环水量。 凝汽器出人口温差增加，还可能是由于循环水出口管积存空气或者是铜管结垢严重。此时应开启出口管放空气阀，排除空气或投入胶球清洗装置进行清洗，必要时在停机后用高压水进行冲洗。

2、凝汽器水位升高

导致凝汽器水位升高的原因可能是凝结水泵入口汽化或者凝汽器铜管破裂漏入循环水等。凝结水泵入口汽化可以通过凝结水泵电流的减小来判断，当确认是由于此原因造成凝汽器水位升高时，应检查水泵入口侧兰盘根是否不严，漏入空气。 凝汽器铜管破裂可通过检验凝结水硬度加以判断。

3、射水抽气器工作水温升高

工作水温升高，使抽气室压力升高，降低了抽气器的效率。当发现水温升高时，应开启工业水补水，降低工作水温度。

4、真空系统漏入空气

真空系统是否漏入空气，可通过严密性试验来检查。此外，空气漏入真空系统，还表现为凝结水过冷度增加，并且凝汽器端差增大。

汽轮机运行中，凝汽器真空下降，将导致排汽压力升高，可用焓减小，同时机组出力降低；排汽缸及轴承座受热膨胀，轴承负荷分配发生变化，机组产生振动；凝汽器铜管受热膨胀产生松弛、变形，甚至断裂；若保持负荷不变，将使轴向推力增大以及叶片过负荷，排汽的容积流量减少，末级要产生脱流及旋流；同时还会在叶片的某一部位产生较大的激振力，有可能损伤叶片。

因此机组在运行中发现真空下降时必须采取如下措施：

1、发现真空下降时首先要对照表计。如果真空表指示下降，排汽室温度升高，即可确认为真空下降。在工况不变时，随着真空降低，负荷相应地减小。

2、确认真空下降后应迅速检查原因，根据真空下降原因采取相应的处理措施。

3、应启动备用射水轴气器或辅助空气抽气器。

4、在处理过程中，若真空继续下降，应按规程规定降负荷，防止排汽室温度超限，防止低压缸大气安全门动作。

汽设备是凝汽式汽轮机组的一个重要组成部分，它的工作性能直接影响整个汽轮机组的安全性、可靠性、稳定性和经济性。而凝汽器真空度是汽轮机运行的重要指标，也是反映凝汽器综合性能的一项主要考核指标。凝汽器的真空水平对汽轮发电机组的经济性有着直接影响，如果真空每降低 1%，将使汽轮机的汽耗量平均增加1%~2%，使煤耗增 加0.1%~0.15%。因此保持凝汽器良好的运行工况，保证凝汽器的最有利真空，是提高我厂二期、三期的经济指标以及实现节能减排的一项重要的条件。

一、凝汽器真空下降的主要特征和危害:

(1)排汽温度升高

(2)凝结水过冷度增加

(3)真空表指示降低

(4)凝汽器端差增大

(5)机组出现振动

(6)在调节汽门开度不变的情况下，汽轮机的负荷降低。

二、凝汽器真空下降的原因分析:

引起汽轮机凝汽器真空下降的原因大致可以分为外因和内因两种:外因主要有循环水量中断或不足、循环水温升高、轴封供汽中断等内因主要有凝汽器满水(或水位升高)、凝汽器结垢或腐蚀、凝汽器水侧泄漏、凝汽器真空系统不严密等。

1、循环水量中断或不足

循环水中断

循环水中断引起凝汽器真空急剧下降的主要特征是:真空表指示回零、凝汽器前循环水压力急剧下降。循环水中断的原因可能是:循环水泵或其驱动电机故障，造成循环水泵跳闸，备用泵未联动循环水泵出口蝶阀自关循环水吸水口滤网堵塞，吸入水位过低循环水泵轴封或吸水管不严密或破裂，使空气漏人泵内凝汽器循环水进口或出口电动门误关等。

循环水量不足

循环水量不足的主要特征是:真空逐步下降、循环水出口和人口温差增大。

(1)若此时凝汽器中流体阻力增大，表现为循环水进出口压差增大，循环水泵出口和凝汽器进口的循环水压均增高，可断定是凝汽器内管板堵塞。

(2)若此时凝汽器中流体阻力减小，表现为循环水进出口压差减小，循环水泵出口和凝汽器出口的循环水压均增高，可断定是凝汽器循环水出水管部分堵塞。

(3)循环水泵供水量减少，一般可从泵入口的吸入高度增大、真空表指针摆动、泵内有噪音和冲击声、出口压力不稳等现象进行判断。

2、循环水温升高

我厂的循环水为开式水，受季节影响大，特别是夏季，循环水温升高，影响了凝汽器的换热效果。当循环水进口温度升高时，其吸收热量就减少，蒸汽冷凝温度就越高，冷凝温度的升高可使排汽压力相应升高，降低蒸汽在汽轮机内部的焓降，使得凝汽器内真空下降。循环水温越高，循环水从凝汽器中带走的热量越少，据测算，循环水温升高5℃，可使凝汽器真空降低1%左右。可见，循环水温度对真空的影响是很大的。

3、轴封供汽不足或中断

后轴封供汽不足或中断，将导致不凝结气体从外部漏入处于真空状态的部位，最后泄漏到凝汽器中，过多的不凝结的气体滞留在凝汽器中影响传热，使凝结水过冷度增大，不但会使真空迅速下降，同时还会因空气冷却轴颈，严重时使转子收缩，胀差向负方向变动。轴封供汽中断，常由于轴封汽压自动调节失灵或手动调节不当引起，应开大调门，使轴封汽压力恢复正常，当轴封供汽量分配不均引起个别轴封漏入空气时，应调节轴封进汽分门，重新分配各轴封供汽量。

4、凝汽器满水(或水位升高)

凝汽器汽侧水位过高引起真空下降的原因是:

(1)凝汽器汽侧水位升高后，淹没了下边一部分铜管，减少了凝汽器的冷却面积，使汽轮机排汽压力升高即真空降低。

(2)如凝汽器水位升高到抽空气管口高度，则凝汽器真空便开始下降。根据凝结水淹没抽气口的程度，开始时真空降低缓慢，以后便迅速加快，这时连接在凝汽器喉部的真空表指示下降，而连接在真空泵上的真空表指示上升。如果不及时采取必要的措施，将造成真空泵过负荷。

造成凝汽器满水的可能原因

(1)凝结水泵故障。

(2)凝汽器铜管破裂，此时凝结水水质恶化。

(3)备用凝结水泵的进、出口阀门关闭不严或逆止阀损坏，水从备用泵倒流回凝汽器内。

(4)正常运行中凝结水再循环门误动。

5、凝汽器铜管结垢或腐蚀

当凝汽器内铜管脏污结垢时，将影响凝汽器的热交换，使凝汽器端差增大，排汽温度上升，此时凝汽器内水阻增大，冷却通流量减小，冷却水出入口温差也随之增加，造成真空下降。凝结器铜管结垢对真空的影响是逐步积累和增强的，因此判断凝汽器铜管是否结垢，应与洁净时的运行数据比较。凝汽器铜管结垢的主要原因是循环水水质不良，在铜管内壁沉积了一层软质的有机垢或结成硬质的无机垢，严重地降低了铜管的传热能力，并减少了铜管的通流面积。

6、凝汽器水侧泄漏

凝汽器铜管泄漏，是凝汽器最常见的故障之一。凝汽器铜管泄漏，将使硬度很高的循环水进入凝汽器汽侧，凝汽器水位升高，真空下降，此外还使凝结水质变坏，造成锅炉和其它设备结垢和腐蚀，严重时可导致锅炉爆管。确认凝汽器铜管泄漏时应立即对凝汽器进行半侧查漏工作，平时利用停机的机会对凝汽器进行灌水查漏，对于查找出来的问题铜管如果条件允许，立即进行更换。

7、真空系统不严密

真空系统不严密，存在较小漏点时，不凝结的气体从外部漏入处于真空状态的部位，最后泄漏到凝汽器中，过多的不凝结气体滞留在凝汽器中影响传热，使真空异常下降，这类真空下降的特点是下降速度缓慢，而且真空下降到某一定值后，即保持稳定不再下降，这说明漏汽量和抽气量达到平衡。真空系统不严密漏气量增多时，表现的主要现象是:汽轮机排汽温度与凝汽器出口循环水温的差值增大、凝结水过冷却度增大。此时应立即查找漏气原因和漏气点并予以消除。下面介绍一下容易发生漏气的地点，以便查找和消除。

(1)汽轮机排汽缸与凝汽器的连接管段由于热变形或腐蚀穿孔引起漏气。

(2)汽缸变形，从法兰接合面不严密处漏入空气。

(3)轴加U型管疏水或真空破坏门水封断水。

(4)凝汽器水位计接头不严密，或其它与真空系统连接的设备或管道上的计量表连接管有缺陷。

(5)真空系统的管道法兰接合面、阀门盘根等不严密，特别是真空泵进口管上的空气门盘根不严密等。

三、凝汽器真空下降的预防措施:

(1)加强对循环水供水设备的维护工作，确保设备的正常运行。

(2)轴封供汽压力自动、凝汽器水位自动要可靠投用，并加强对凝汽器水位和轴封供汽压力的监视。

(3)对凝汽器的汽水、水封设备的运行加强监视分析，防止水封设备损坏或水封失水漏空气。

(4)汽水系统化学补充水水箱水位要正常，如果补充水的温度低，可以吸收更多的排汽热量，从而降低凝汽器温度。

(6)坚持定期进行汽轮机真空严密性试验，监视真空系统严密程度。若结果不合格时，应对汽轮机真空系统进行查漏，堵漏。

(7)提高凝汽器胶球清洗装置的投入率。

(8)每次停机后都对凝汽器进行灌水查漏，同时应对运行中处于真空系统的水位计、低加系统等进行仔细检查，以消除漏气点。

(9)加强对真空抽气系统的监视，如果真空泵工作效率降低或故障，即使真空系统严密，由于真空泵不能有效的抽吸凝汽器中的空气，也将使传热系统减小。

(10)认真分析比较运行中各参数的情况:凝汽器的真空，排汽温度，凝结水的水质、温度，循环水进出口水温、压力，凝汽器热井水位，循环水泵电流值等。

汽轮发电机组真空系统漏泄直接影响着汽轮机组的热经济性和安全性，一是影响机组热经济性，一般真空值每降低1，汽耗约增高1.5%--2.5 %左右，传热端差每升高1°C，供电煤耗约增加1.5%--2.5%左右，所以真空值的高低对汽轮机的热经济性有很大影响二是影响二次除氧效果，加剧低压设备管道腐蚀，对机组的安全运行非常不利三是影响蒸汽凝结及热交换性能，增大过冷度和换热端差，增加真空泵的负担。

凝汽式或抽凝式汽轮机的真空下降原因很多，短时间很难查清或处理，是一项难以解决的问题。综合自己二十年的工作经验，将影响因素逐级分类，范围逐步缩小，对常见问题基本都能判断准确。虽然是针对中小机组而言，但大机组也可以借鉴。

大致判断过程是通过端差和过冷却度变化确定大类，再通过温度、压力、液位、负荷及真空波动情况确定原因。

一、当只有真空下降，过冷却度和端差都基本不变时，一般是循环水系统故障。

(1)凝汽器进口管板脏污或出口水室存气会增加设备流动阻力，使循环水进出口压差增大，水量减少，液相传热系数降低，总热阻增大，传热温差(饱和水汽与循环水平均温差)增大，排汽温度升高，真空降低:同时，总传热量基本不变，水量减少，进出口温差增大，进口不变时，出口温度升高。

(2)凝汽器进水管道阻塞，会使循环水泵出口压力与凝汽器入水压力差增大，循环水量减少，真空降低，出口水温升高，凝汽器进出水压差减小。

(3)凝汽器出水管路堵塞或阀门未全开，会使水量减少，真空降低，出口水温升高，整体压力升高，凝汽器进出口压力差下降。

(4)循环水泵故障(水池水温低、入口滤网堵塞、吸入空气、水轮导叶磨损等)，会使管路整体压力下降，泵电流降低，真空下降，出水温度升高。部分循环水泵跳闸，会使水压和排汽真空迅速下降，泵电流消失。

(5)冷却风机断电，会是凝汽器进水温度持续上升，真空不断下降。循环水故障会使真空降低，但不会使真空波动。

二、当伴随真空下降，只有端差增大，过冷却度没有变化时此现象基本可以判断为凝汽器铜管结垢。

结垢(如图片)使传热热阻增大，传热温差增大，而总传热量基本不变，循环水进出水温差不变，所以出水温度不变，排汽温度增加，端差增大，真空降低。

三、当真空随热负荷的增加而下降，基本上可判断为凝汽器的热负荷过高造成。

由于机组的调节汽门疏水、各级抽汽逆止门疏水、轴封加热器疏水以及两端汽封疏水均经本体疏水扩容器进入凝汽器，增加了凝汽器的换热强度，当机组抽汽量增加或循环冷却水量不足或虽冷却水量一定但因其水温较高时，就都会导致凝汽器真空度下降。

四、真空随机组的电负荷的增加而增高。

基本上可定为机组的末段抽汽至低压加热器管、阀泄露或低压加热器的空气门及其疏水系统泄露或汽机后轴封漏空气造成。当机组在低电负荷时末端抽汽为微负压，此时若该抽汽系统或与之相连的低压加热器有泄漏点就会造成机组的真空降低。当机组的电负荷增高时末端抽汽就会逐渐形成正压，就能封住上述的泄漏点，真空也就会逐渐增高。

后轴封漏空气影响真空一般为后轴封块磨损严重或供后轴封汽压力低。但有一盲区汽机排污管，有的机组排污管是从后轴封末端引出的，无论此管漏与堵均会影响真空。

五、当端差和过冷却度都增大，除去凝汽器液位过高外，可以判断为凝汽器集气。

凝汽器液位过高，淹没铜管，使凝结水过冷却，过冷却度增加同时使汽–水换热面积减少，同样传热量，传热温差增大，传热温差增大，排汽温度升高，真空降低，出水温度基本不变，端差增大。凝汽器集气使凝汽器汽侧蒸汽分压降低，低于排汽中分压，其凝结温度自然小于排汽温度，过冷却度增加同时会使汽相传热系数降低，总热阻增加，传热温差增大，端差增大冷却水还要额外承担蒸汽冷却热，出水温度也增加了。

凝汽器集气原因主要分两类，一是漏气，二是抽气器故障。可以通过真空系统严密性试验判定，试验合格就是抽气器问题，不合格就存在漏点。

抽气器故障又分以下三个方面:

(1)喷嘴堵塞。杂物堵塞喷嘴会使混合室形成真空低，抽气能力下降，对射汽抽气器，表现为一、二级蒸汽压力均上升，堵塞级关前面截止阀汽压下降慢射水抽气器也表现为前面水压升高。可升降压冲洗。

(2)汽、水源不足。射汽抽气器因锅炉检修等原因，蒸汽管道有杂质，堵塞了滤网或节流孔，就会使通过汽量减少，抽吸能力下降，表现为一、二级蒸汽压力均下降，而且波动，压力高时喷嘴工作，低时不工作，真空波动，排气口有气喘现象，只二级运行效果有时反而更好些。射水抽气器水压低主要是射水泵工作不正常，抽汽器连管过高过长所致，从而影响真空。

(3)射水箱内水温过高。射水箱内水温过高会使射水抽气器的喷嘴处造成汽化，形成汽塞，从而影响抽出凝汽器内部不凝结气体的能力，使射水抽气器的效率低下、凝汽器集气，真空降低。

六、汽侧水位过高或过低也会使抽气能力下降。

过高淹没换热管，扩压管排放混合汽通道减小，凝结换热空间减少，混合物中蒸汽不能完全凝结，影响抽气器运行，未凝结汽从排气口排出，排气口冒白汽，甚至冒水。当疏水水封做得低时，疏水阀开度大，一级水位过低，凝汽室压力正常时，与机组凝汽器压差大于水封水柱压强，水封被破坏，凝汽室蒸汽排凝汽器，造成凝汽器真空降低，凝汽室真空上升，压差减少，水封又形成，表现为凝汽器和凝汽室真空规律性波动。

七、冷却水室存气也会是换热面积减少，换热量下降，抽气能力下降。

但一般只发生在开停车阶段，因为正常运行时经凝结水泵加压后已经是不饱和水，溶解度增加，即使泵轻微漏气，也会溶解，加热也不会析出。所以，水室中不会有气体存在。凝汽器换热管两侧介质都是洁净、无腐蚀的，不存在堵塞、腐蚀现象。有些地方凝结水再循环门始终开着，使经过抽气器和汽加的水流量增大，负压形成较高，但同时也增加了凝汽器的热载荷，但低排汽量时，对保护凝结水泵是有利的。真空系统漏气会使凝汽器集气，使真空降低，端差和过冷却度增大。但漏点位置不同，对端差和过冷却度的影响不一样。空气相对于蒸汽密度大，在凝汽器内向下流动，当漏气点在下部时，空气容易积聚，不易被抽出。上部空气少，无过冷却，换热系数基本不变，端差增加较少，冷却水出水温度随排汽温度增加而下部水面上蒸汽分压低，对应凝结水温度低，过冷却度增大。

八、负荷变动时，均压箱调整不及时或不当，会使后汽封缺汽，使空气漏入，排汽真空迅速降低，操作时要切实注意。

当后汽封汽封齿和汽封片结合不好或汽封损坏时，空气就容易漏入，开机时，汽封压力很难达到要求，真空抽不到规定值，后汽缸温升快正常运行时，真空靠蒸汽凝结形成，漏气影响变小，同时，供汽由前汽封和蒸汽系统各阀阀杆漏汽承担，汽量有保证，真空有所提高，但容易波动。凝结水泵轴封不严也有这种现象。换热管泄漏会使冷却水漏入，带入空气影响真空，但一般不会很大，过冷却度增加，凝结水水质发生变化，端差变化不大。

九、除盐水补水也会带入空气，影响真空。

但如果补水口位于凝汽器上部，漏气容易被抽出，对过冷却度影响不大，同时，补水和蒸汽换热，回收一部分热量，节约冷量，使真空升高、排汽温度降低，端差变化应该也不明显。补水口位于下部，就不好了、与上述正相反，定会影响真空。

十、最后

凝汽器真空降低，往往是多种因素共同作用的结果，由于真空系统比较庞大，严密性的治理也比较困难。但我们只要不盲目采取仪器进行普查，需冷静认真分析、逐段排查，缩小查漏范围，就不难逐一确定，采取相应措施，就能保持机组的正常运行。

真空严密性差?真空系统治理知识干货

一、真空严密性的重要性

凝结器真空是发电厂重要的监视参数之一，凝结器真空变化对汽轮机安全、经济运行有较大影响。

运行试验表明，凝汽器真空每降低1KPa会使汽轮机汽耗增加1.5%~2.5%，发电机煤耗增加0.25%，使循环效率下降。

汽轮机排汽温度的升高，会引起汽轮机轴承中心偏移，严重时会引起汽轮机的振动。

此外，凝汽器真空降低时在保证机组出力不变时，必须增加蒸汽流量，导致轴向推力增大，影响汽轮机安全运行。

另一方面，空气漏入凝结水中会使凝结水溶氧不合格，腐蚀汽轮机、锅炉设备，影响机组的安全运行。

所以在汽轮机运行过程中，真空是一项非常重要的参数，真空值的高低，直接影响机组的经济性与安全性。

二、凝汽器真空压力低的原因

(1)加热器或除氧器事故疏水阀误开，引起加热器或除氧器汽水大量流到凝汽器，导致真空下降。

(2)大机或小机轴封系统故障或调整不当，大量空气从汽轮机后汽封吸入引起真空快速下降。

(3)凝汽器循环冷却水中断或水量不足。循环水中断，将出现凝汽器循环水进口失压的情况，导致汽轮机排汽温度急骤升高，真空迅速降低。循环冷却水量不足，不能满足冷却汽轮机全部排汽量的要求，将导致真空的逐渐下降。

(4)循环冷却水进口温度高，必然会影响到汽轮机排汽的冷却，进而影响到机组的真空。

(5)凝汽器水位过高。凝汽器中凝结水液面超出热井水位计上限，淹没部分冷却水管时，由于凝汽器汽侧冷却面积减少而使真空缓慢下降，严重时，如水位升高凝结水进入抽气管，则真空迅速下降。

(6)真空泵工作不正常，必然引起凝汽系统的不可溶气体不断增多，导致凝汽系统真空降低。

(7)真空系统不严密，漏入凝汽器汽侧的空气量增多，抽气器超负荷工作引起真空下降。

机组运行过程中如果出现真空下降的问题，排除比较常见的故障外，真空系统的泄漏是造成真空下降的主要原因。其主要现象为真空下降、真空泵电流增大等。

三、氦质谱检漏仪真空查漏法

系统原理如图所示。

凝汽器真空系统压力低主要是由于系统内有管道或仪表接口松动，垫片破损或焊口裂缝造成空气被吸入产生的。

漏入真空系统的空气通过真空泵抽出，排到大气中。

试验中，将高灵敏度氦质谱检漏仪的吸枪架在真空泵排气口将氦气喷洒到真空系统各个可能发生泄漏的区域，若有漏点，氦气将被负压吸入到凝汽器中，由真空泵抽出，通过排气口排到大气中，吸枪会吸入部分带有氦气分子的气体，检漏仪便会显示出检测到的氦气分子量。

漏点越大，被吸入的氦气分子量就越多，从而被检漏仪捕捉到的氦气分子也越多，这样就能准确锁定漏点的位置和大小。

四、经济性提高的推算

湖北某电厂210号汽轮机型号是N330-16.67/538/538型机组，试验发现其真空严密性为0.57kPa/min，采用氦质谱检漏仪发现漏点，进行消缺后，真空严密性降为0.06kPa/min。在300MW负荷工况下，真空-95.2kPa变化为-97.2kPa。

300MW机组真空每升高1kPa，对热耗影响1.0502%，对发电煤耗的影响3.099g/(kW·h)。本文所述机组经真空查漏消缺后，机组真空提高约2kPa，煤耗下降6.198g/(kW·h)，按照本文所述机组年利用4706小时计算，每年可节约发电燃煤9628.48吨煤，每年可节约发电成本481.4万

一般来说，泵跳闸的原因有以下几点:1.泵线圈漏电或泵电源线漏电或短路；二是水泵线圈匝间短路；3.水泵机械故障，套筒或轴承损坏，转子清扫。水泵、万用表、摇表1用摇表测量线圈与外壳之间的绝缘电阻，就可以知道水泵线圈的漏电情况。一般小于0.5M的水泵绝缘电阻是异常的(包括电源线的绝缘电阻)。线圈或(电源线)需要再次更换。2水泵匝间短路一般与正常水泵线圈的电阻值比较。从DC电阻值的偏差来看，偏差值小于1ω是正常的(如果偏差过大，需要更换线圈)。用摇表测量线圈与外壳之间的绝缘电阻，可以知道小于0.5M的水泵绝缘电阻一般是不正常的(包括电源线的绝缘电阻)。线圈或(电源线)需要再次更换。

水泵匝间短路一般与正常水泵线圈的电阻值相比较。从DC电阻值的偏差来看，偏差小于1ω是正常的(如果偏差过大，需要更换线圈)。

水泵跳闸故障的主要原因及排除方法

转动转子即可判断机械故障，正常，无卡涩、晃动和异常摩擦。判断为正常(如有异常，需更换水泵轴承或套筒)。

1.在这种情况下，有可能水泵的功率和电流已经超过了空气开关的一个极限，也就是说，功率不足。解决这个问题的方法是更换一个大功率开关。2.也有可能是水泵密封失效，导致水进入水泵，导致水泵盘管漏水。在这种情况下，水泵一打开就会跳闸。通常情况下，这种可能性较大。如果要处理这样的问题，必须先清洗水泵内部，然后找相关维修部门维修更换内部的密封件。

1.在这种情况下，有可能水泵的功率和电流已经超过了空气开关的一个极限，也就是说，功率不足。解决这个问题的方法是更换一个大功率开关。2.也有可能是水泵密封失效，导致水进入水泵，导致水泵盘管漏水。在这种情况下，水泵一打开就会跳闸。通常情况下，这种可能性较大。如果要处理这样的问题，必须先清洗水泵内部，然后找相关维修部门维修更换内部的密封件。

虽然射水泵工作正常，但影响凝汽器真空的因素是很多的：

1）真空测量元件故障，无法正确反应凝汽器的真空度；

2）凝汽器水位太高，以致将冷却管束淹没，导致与低压缸排汽换热面积减少；

3）循环水量不足，有可能是循环水大量泄漏所致，也有可能是机组高负荷时候，未启动备用泵所致；

4）由于环境温度升高导致循环水入口温度上升；

5）凝汽器的换热钢管表面结垢导致换热效率下降；

6）轴封压力太低，或者中断，导致大气从低压轴封漏入凝汽器；

7）与凝汽器相连的系统泄漏，导致空气漏入 如真空破坏门密封水忘投或者该门不严，低压缸防爆膜有裂纹等；

8）与凝汽器相连的系统在隔离检修时未将与凝汽器联接的管路堵死，或者备用是相关阀门操作不当等。