凝结水系统运行调整

凝结水系统的运行及注意事项一.#1机凝结水泵改变频后的逻辑组态（1） #1机组的两台凝结水泵改变频控制，采用“一拖二”工作方式。

当#1机凝结水泵变频器正常使用时，变频凝结水泵与工频备用凝结水泵互为联锁：当变频器跳闸时工频备用凝结水泵联锁启动；当变频器运行且凝结水母管压力低至1.2MPa，联锁信号为真时，工频备用凝结泵启动。

（2）原除氧器水位调节阀控制作为调节的后备手段，正常工况处于固定位置（全开）；变频调速泵跳闸，启动备用定速泵时（用定速泵联锁投入和调速泵跳闸信号与，采用脉冲量），超驰关小调节门至一定开度（根据当前负荷设置对应阀开度），并在阀门开度与设置指令相差在一定范围内时，自动投入除氧器水位自动调节。

变频调速凝结水泵除氧器水位自动控制系统与原调节阀控制一样，采用三冲量调节。

除氧器水位高，设置调速泵转速闭锁增。

调速泵停止，置令为转速低限。

凝结水压力低，联锁信号为真时设置调速泵转速下限。

凝结水母管压力低且定速泵运行联启调速泵，此时设置调速泵转速最大。

定速泵跳闸时联启调速泵，设置转速最大。

2凝结水系统投用前的检查和准备（1）检查凝结水系统无检修工作,系统阀门位置正确,确认工业水系统投运,水压正常。

（2）确认化学除盐水系统投运，关闭100T凝结水贮水箱放水门,开启除盐水箱补水调门前手动门向除盐水箱补水, 检查补水调门动作正常，除盐水箱水位补至正常后将补水调门投“自动”。

（3）检查凝结水输送泵入口门开启,凝结水输送泵电源已送，启动凝结水输送泵运行,开启其出口门，检查凝汽器补水调门前后手动门开启，开启凝汽器补水调门，向凝汽器充水，进行凝汽器冲洗，并及时联系化学化验凝汽器水质，注意循坑水位。

（4）凝汽器冲放水合格后，关闭凝汽器底部放水门,将水位补至正常水位,补水调门投“自动”。

（5）检查轴加、各低加进、出口门开启,旁路门关闭,除氧器上水调节阀前、后隔绝门开启、旁路门关闭,凝结水再循环调门前后隔绝门开启、旁路门关闭, 再循环调门投“自动”。

火力发电厂凝结水精处理系统运行问题分析及改造优化摘要：火力发电机组参数提高，对水质要求也越来越严格，由于凝汽器的渗漏和泄漏、系统中金属腐蚀产物的污染、返回水夹带杂质等因素的影响，热电厂凝结水存在着不同程度的污染，因此，对凝结水进行处理已是大型火电厂水处理一个极为重要的环节。

凝结水精处理设备的安全、稳定运行对于火力发电厂水汽品质具有较大影响。

本文针对国内火电厂凝结水精处理系统出现的问题进行了阐述，同时以多个电厂精处理设备优化改造为背景，介绍了树脂输送方法、高速混床布水装置以及可视化树脂再生控制等优化手段，为国内凝结水精处理设备改造提供了技术支撑。

关键词：火力发电厂；凝结水；精处理引言凝结水精处理系统是超临界机组安全、经济运行的可靠保障，而高速混床树脂的再生程度与高速混床的正常运行时间及出水质量直接关系到凝结水精处理系统运行效果。

因此，保证凝结水精处理系统高效运行首先要保证混床的正常可靠运行，才能进一步提高锅炉给水的汽水品质，减少锅炉受热面及汽轮机内部的氧化腐蚀和结垢。

1凝结水精处理的作用凝结水主要包括汽轮机内蒸汽做功后的凝结水、疏水和锅炉补给水。

在机组运行中有些状况会导致凝结水受到污染，例如凝汽器渗漏、锅炉补给水带入的少量杂质、管道内部的金属腐蚀产物等。

凝结水精处理系统能连续除去热力系统内的腐蚀产物、悬浮杂质和溶解的胶体，防止汽轮机通流部分积盐；在机组启动过程中投入凝结水精处理装置，可缩短机组启动时间，节省能耗和经济成本；凝汽器微量泄漏时，保障机组安全连续运行。

可除去漏入的盐分及悬浮杂质，有时间采取堵漏、查漏措施，严重泄漏时，可保证机组按预定程序停机。

随着超临界、超超临界等高参数大容量机组的出现，锅炉汽水品质要求越来越高，GB/T12145—2016《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》更是将水汽品质标准大幅度提高，例如：锅炉给水氢电导率由原来的≤0.15µs/cm，提高到≤0.10µs/cm。

陕西华电瑶池发电有限公司#2机组凝结水系统调试措施批准：审核：初审：编写：二零一三年九月二十八日目录1．编制目的2．编制依据3．试运质量目标4．安全注意事项5．系统及主要设备技术规范6．试运步骤7．附录: 凝结水系统试运参数记录表1 编制目的1.1 为了指导及规范系统及设备的试运工作，保证系统及设备能够安全正常投入运行，制定本措施。

1.2 检查电气、热工保护联锁和信号装置，确认其动作可靠。

1.3 检查设备的运行情况，检验系统的性能，发现并消除可能存在的缺陷。

2 编制依据2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996 年版）》2.2《电力建设施工及验收技术规范》汽轮机组篇（1992 年版）2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996 年版）2.4《电力建设安全健康与环境管理工作规定》（2002 年版）2.5《火电工程启动试运工作规定》（1996 年版）2.6《安全生产工作规定》（国家电力公司）2.7 设计图纸及设备说明书3 试运质量目标符合部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996 年版）》、《火电机组达标考核标准》（2006 年版）中有关系统及设备的各项质量标准要求，全部检验项目合格率 100%，优良率 90%以上，满足机组整套启动要求。

4 安全注意事项4.1 参加试运的所有工作人员应严格执行《安规》及现场有关安全规定，确保试运工作安全可靠地进行。

4.2 如在试运过程中可能或已经发生设备损坏、人身伤亡等情况，应立即停止试运工作，并分析原因，提出解决措施；4.3 如在试运过程中发现异常情况，应及时调整，并立即汇报指挥人员。

4.4 试运全过程均应有各专业人员在岗，以确保设备运行的安全。

4.5 如运行泵汽化、设备或管道发生剧烈振动以及运行参数明显超标等，试运人员应立即紧急停泵，中止试运，并分析原因，提出解决措施。

4.6 注意监视油位、瓦温变化，防止烧瓦事故。

4.7 泵进口滤网差压过大时，应及时清理。

华润电力(涟源)有限公司China Resources Power (Lianyuan) Co., Ltd.湖南省涟源市渡头塘乡Dutoutang Township,Lianyuan City,Hunan ProvinceTel：(86-738) 4162602 Fax：(86-738) 4162600凝结水系统等运行临时规定根据近段时间调试情况，对以下设备的运行作如下规定：一、凝结水系统：1、凝补水泵由于1B凝补水泵出口电动开启时间过长，易造成两台凝补水泵并列运行时发生抢水的现象，因此在凝补水泵启动时优先启动1B凝补水泵，待运行正常后投1A凝补水泵；2、凝补水泵运行时控制出口母管压力在0.65～0.7MPa之间，以防止凝补水泵过流跳闸和打闷泵；3、停运凝补水泵时，因凝补水泵出口逆止门均存在关闭不严密的现象，必须关闭凝补水泵出口电动门，以防止凝补水泵停运后发生倒转；4、凝补水箱水位控制在2000～4000mm，当凝补水箱水位低于2000mm时，及时联系化学启动除盐水泵补水，当凝补水箱水位达4000mm时，停止补水，但凝补水箱水位不得超过4200mm，防止凝补水箱水位过高溢流造成水资源浪费；5、凝结水泵再循环阀自动控制调试，其自动控制逻辑：凝结水流量（轴加出口）小于300t/h时，超弛全开再循环阀，当凝结水流量达300t/h时，可投入再循环阀自动，设定自动控制给定值400～500t/h，再循环阀可根据流量实际值自动开/关，控制凝结水流量在给定范围；当再循环阀自动控制实际流量与给定值偏差大时，应立即解除自动，手动调整，并联系热控人员处理；6、除氧器水位调节阀自动控制调试，控制逻辑：30%负荷以下时，采用单冲量自动控制，跟踪除氧器水位，30%负荷以上时，采用三冲量自动控制，跟踪量为除氧器水位、给水流量、凝结水流量（除氧器入口）；除氧器水位目前控制在2300～2500mm之间，当除氧器水位调节阀自动控制实际水位与给定值偏差大时，应立即解除自动，手动调整，并联系热控人员处理；二、电动给水泵：1、目前电动给水泵最小流量阀自动控制已调试好，其自动控制逻辑：电动给水泵前置泵出口流量小于160t/h时，超弛全开最小流量阀，当电动给水泵前置泵流量达160t/h时，可投入最小流量阀自动，设定自动控制给定值220t/h，最小流量阀可根据流量实际值自动开/关，控制流量在220t/h左右；当最小流量阀自动控制实际流量与给定值偏差大时，应立即解除自动，手动调整，并联系热控人员处理；2、电动给水泵密封水调节阀自动控制已调试，可投入自动调节，跟踪密封水差压，在冷态情况下，设定自动控制给定值60KPa，热态时给定值100～150KPa，检查监视密封水调节阀自动跟踪调节良好，当密封水调节阀自动控制实际差压与给定值偏差大时，应解除自动，进行手动调节，并联系热控处理。

汽轮机凝结水系统热工控制和运行注意事项1、第一台凝泵启动注意事项（注水排气完全，防止水锤，介绍某厂打裂杂用水母管）因凝结水管路容量较大，启动第一台凝泵前应注意将凝结水管路充分注水，以防空管路启动时造成水锤发生，引起管道泄漏和设备损坏。

2、凝结水系统冲洗（收集外厂经验，包括冲洗用水量）凝结水泵启动后，应通过#5低加出口门前放水门进行管道冲洗排水，待凝结水水质合格后才能向除氧器上水。

3、凝泵切换时注意事项凝泵切换时，应检查备用凝泵备用良好，启动备用凝泵检查其运行正常后方可停止运行泵。

在停止运行泵时应注意其电流，出口压力到零，出口电动门联动关闭到位，方可将其投入备用或转检修。

在转备用时，应在出口门开启过程中监视泵不倒转，凝结水母管压力、凝结水流量正常。

防止因出口逆止门不严造成凝结水流量降低。

4、除盐水中断时运行注意事项除盐水中断时，应注意减少机组对外供汽，暂停吹灰，保持机组稳定运行，注意监视凝汽器，除氧器水位不到低限，定冷水箱或闭式水箱防止溢流损失。

并注意凝补水水箱水位过低而引起空气进入凝汽器，造成真空降低。

及时联系化学等迅速恢复除盐水供应。

5、锅炉361排放量大时注意事项锅炉启动排汽压力0.5MPa,温度152℃，焓值1352kJ/kg,总流量476t/h，其均匀排放至两个凝汽器。

运行中当锅炉361排放量大时，一定要防止凝汽器内热负荷突增造成凝汽器压力升高，损坏凝汽器，并要注意凝泵工作情况，防凝泵汽蚀造成凝结水中断事故。

6、凝结水溶氧空气中的氧溶解在水中成为溶解氧。

凝结水中的溶解氧的含量与氧的分压、水的温度都有密切关系。

溶解氧通常记作DO，用每升水里氧气的毫克数表示。

运行中凝结水溶解氧偏高一般是由于真空系统漏空气量大、抽气器工作失常使凝汽器积存空气量大、补软化水量大、凝结水泵入口管路漏空气、凝结水泵盘根漏空气等原因造成的。

除此之外，凝结水的含氧量还与凝结器的水位有关。

凝结器一般都保持较低的水位，避免淹没铜管造成过冷却，使凝结水的温度与排汽温度尽可能的保持较小差值，从而减少溶氧量。

凝结水系统调整方式优化方案
一、凝结水泵主要参数：
二、当前运行方式：
凝结水泵运行方式为一运一备，可通过调节凝结水泵变频百分数、母管调节阀开度及凝结水再循环调节阀开度控制凝结水流量，以保持凝汽器水位正常。

当前自动控制方式为凝结水母管调节阀、再循环调节阀同时投入自动，自动跟踪凝汽器水位进行调节，自动调节过程中凝结水母管调节阀开度+再循环调节阀开度=100%。

三、当前自动控制存在问题：
1、经济性差。

当凝汽器水位降低时，再循环调节阀开大，母管调节阀关小，部分凝结水通过再循环回流至凝汽器，造成凝结水泵出力增加，能耗增大，厂用电率升高。

2、存在安全隐患。

当水位升高时，母管调节阀开大，再循环调节阀关小，如凝结水泵变频开度不够，或负荷增加过快，运行人员增加变频开度不及时，凝结水泵出水量小于凝汽器凝结水量，会使凝汽器水位快速上升，甚至造成凝汽器满水、真空下降等。

当水位降低过快时，母管调节阀关小，再循环调节阀开大，如凝结水泵变频开度过大或调整不及时，使大量凝结水通过再循环回流至凝汽器，凝结水母管流量迅速减小，因低加进汽量不变，导致低加水
侧局部管束超温，影响低加使用寿命；且会因进除氧器凝结水量过小，造成除氧器超压、振动。

四、优化建议：
1、对当前自动控制逻辑进行优化，使调节阀在自动调整中平滑过渡，避免大开大关。

2、增加“凝结水泵变频开度——凝结水母管压力”自动调节，保持凝结水母管压力稳定，形成以“凝结水泵变频调整为主、母管调节阀为辅、再循环调节阀为后备调节”的自动调节方式。

3、运行人员加强监视，在运行中遇到设备系统故障或负荷突变等突发情况，可改为手动调整，并秉持“少量多次”的调整原则，系统稳定后再投入自动调整。

凝结水泵系统异常及处理方式1、凝结水系统异常及处理1.1.1 凝结水泵汽化或漏空气1.1.1.1 现象（1）凝结水泵出口压力摆动，流量不稳或到零，电动机电流下降或摆动；（2）泵体发出异音，出口母管振动，逆止门发出撞击声。

1.1.1.2 原因（1）凝汽器水位低；（2）凝结水泵入口管漏空气；（3）凝结水泵入口滤网堵；（4）凝结水流量低再循环门动作不正常。

1.1.1.3 处理（1）检查凝汽器热井水位是否正常，若凝汽器热井水位低补水至正常水位；（2）检查凝结水泵盘根及密封水情况，调整密封水量正常；（3）检查凝结水泵抽空气门开，备用泵密封水正常；（4）若凝结水泵入口滤网堵,倒泵运行，凝结水流量低再循环门动作不正常，开启再循环旁路门；（5）经上述调整无效时，启动备用泵，停止故障泵。

1.1.2 凝汽器热井水位高1.1.2.1 现象（1）“凝汽器热井水位高”报警；（2）DCS上凝汽器热井水位显示高；（3）就地水位计指示高；（4）真空降低。

1.1.2.2 原因（1）凝结水泵故障；（2）凝汽器铜管泄漏；（3）凝汽器水位调节失灵；（4）除氧器水位调节失常或除氧器水位异常；（5）9、10号低压加热器泄漏。

1.1.2.3 处理（1）检查凝结水泵运行是否正常，否则启动备用泵，停止故障泵，联系检修处理；（2）检查凝汽器补水调节门动作是否正常，进水太大关小调节门或关闭隔离门；（3）若凝汽器铜管泄漏，进行凝汽器半面检漏，当凝结水含钠达停机值时，故障停机；（4）检查凝结水再循环是否误开引起凝结水至除氧器流量过低，及时关闭或调整再循环；（5）若9、10号低压加热器泄漏，汇报值长，停止低加水侧；（6）若凝汽器水位上升过快，可开启6号低压加热器出口门前放水门放水至正常。

1.1.3 凝汽器热井水位低1.1.3.1 现象（1）“凝汽器热井水位低”报警；（2）DCS上凝汽器热井水位显示低；（3）就地水位计指示低。

1.1.3.2 原因（1）凝汽器补水调节门异常；（2）凝结水系统泄漏；（3）除氧器水位调节失常。

凝结水系统调整方式优化方案
一、凝结水泵主要参数：
二、当前运行方式：
凝结水泵运行方式为一运一备，可通过调节凝结水泵变频百分数、母管调节阀开度及凝结水再循环调节阀开度控制凝结水流量，以保持凝汽器水位正常。

当前自动控制方式为凝结水母管调节阀、再循环调节阀同时投入自动，自动跟踪凝汽器水位进行调节，自动调节过程中凝结水母管调节阀开度+再循环调节阀开度=100%。

三、当前自动控制存在问题：
1、经济性差。

当凝汽器水位降低时，再循环调节阀开大，母管调节阀关小，部分凝结水通过再循环回流至凝汽器，造成凝结水泵出力增加，能耗增大，厂用电率升高。

2、存在安全隐患。

当水位升高时，母管调节阀开大，再循环调节阀关小，如凝结水泵变频开度不够，或负荷增加过快，运行人员增加变频开度不及时，凝结水泵出水量小于凝汽器凝结水量，会使凝汽器水位快速上升，甚至造成凝汽器满水、真空下降等。

当水位降低过快时，母管调节阀关小，再循环调节阀开大，如凝结水泵变频开度过大或调整不及时，使大量凝结水通过再循环回流至凝汽器，凝结水母管流量迅速减小，因低加进汽量不变，导致低加水
侧局部管束超温，影响低加使用寿命；且会因进除氧器凝结水量过小，造成除氧器超压、振动。

四、优化建议：
1、对当前自动控制逻辑进行优化，使调节阀在自动调整中平滑过渡，避免大开大关。

2、增加“凝结水泵变频开度——凝结水母管压力”自动调节，保持凝结水母管压力稳定，形成以“凝结水泵变频调整为主、母管调节阀为辅、再循环调节阀为后备调节”的自动调节方式。

3、运行人员加强监视，在运行中遇到设备系统故障或负荷突变等突发情况，可改为手动调整，并秉持“少量多次”的调整原则，系统稳定后再投入自动调整。

工程名称凝结水系统调试措施文件编码：项目名称：调试单位：日期：版次：措施审批页编制单位：编制：审核：措施技术交底表目录1工程概况 (1)1.1设备系统概述 (1)1.2调试项目 (2)1.3工期 (2)2编制依据 (2)3调试前应具备的条件和准备 (3)3.1组织分工 (3)3.2调试前应具备的条件 (3)3.3调试人员配置、资格 (4)3.4仪器、仪表 (4)4调试程序和方法 (4)4.1流程图 (4)4.2调试项目 (5)4.3主要调试程序 (6)4.4安全注意事项 (17)5质量控制点的设置和质量通病及预防 (18)5.1质量目标 (18)5.2调试过程中控制点的设置 (18)5.3质量标准 (18)6调试的安全要求和环境条件 (18)6.1调试的安全危险因素及辩识 (18)6.2环境条件 (19)7附录 (19)1工程概况1.1 设备系统概述xx工程2×330MW一号机组凝结水系统设有两台100%容量的立式凝结水泵，互为备用。

采用中压除盐装置。

其泵出口经凝结水精处理或旁路流经一台轴封加热器，四台低压加热进入除氧器，最终为锅炉提供给水。

低压加热器均采用小旁路，并设有二号低压加热器疏水箱及泵，将二、三、四号低加疏水升压至凝结水系统。

补充水由化学水输送到凝结水储水箱，每台机组设置一台100m3凝结水储水箱，启动时由凝结水输送泵向凝汽器、除氧器、锅炉上水，正常运行时靠压差向凝汽器补水。

两台机组的凝结水储水箱之间设联络门。

凝结水系统还提供了低压旁路减温器减温水；轴封减温器减温水；低压缸喷水；低压、高压疏水扩容器喷水；轴封加热器水封注水；真空泵补充水；给水泵组机械密封水；燃油加热蒸汽的减温水、厂房采暖减温器、老厂来汽减温减压器、燃油雾化减温器、发电机二氧化碳加热装置补充水、发电机定子水冷装置、低加疏水泵密封水等。

凝结水的放水排至循环水，因此凝结水系统是保证机组安全，稳定运行的重要环节。

主要设备技术规范凝汽器：制造厂：凝结水泵：凝结水泵型号流量：扬程：转速：汽蚀余量轴功率制造厂：电机型号：功率：电压：转速：凝结水储水箱：低压加热器：1号型号：加热面积：2号型号：加热面积3号型号：加热面积：4号型号：加热面积：轴封加热器：加热面积：制造厂：1.2 调试项目进行凝结水系统的通水检查、凝结水泵的启停试验、SCS功能组的试验、电动阀门及调整门的传动试验、检查凝结水泵的试运情况。

.编号：M-20SZRD135Y-GZ-QJ-03 XX造纸集团有限公司环保迁建二期工程废综合利用动力车间工程凝结水泵及系统调试方案工作人员：XXX编写人员：XXX审核：XXX批准：XXXXXX电力建设第二工程公司二○一三年九月摘要本措施依据火电工程启动调试工作规定及机组调试合同的要求，主要针对XX造纸集团有限公司环保迁建二期工程废渣综合利用动力车间工程1×50MW汽轮发电机组、350t/h循环流化床燃煤锅炉机组调试工作提出具体方案。

依据相关规定，结合本工程具体情况，给出了凝结水泵及凝结水系统调试需要具备的条件、调试程序、注意事项等相关技术措施。

关键词：汽机；凝结水系统；技术措施目录一、编制目的 (4)二、编制依据 (4)三、调试质量目标 (4)四、系统及主要设备技术规范 (4)五、调试范围 (5)六、试运前应具备的条件 (5)七、调试工作程序 (6)八、调试步骤 (6)九、组织分工 (9)十、调整试运注意事项 (10)附录1 (12)附录2 (13)附录3 (14)一、编制目的为了指导规范系统及设备的调试工作，保证凝结水系统及设备能够安全正常投入运行，制定本措施。

检查电气、热工保护联锁和信号装置，确认其动作可靠。

检查及设备的运行情况，检验系统的性能，发现并消除可能存在的缺陷。

二、编制依据2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（2009年版）》2.2《电力建设施工及验收技术规范》汽轮机组篇（1992年版）2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（2006年版）2.4《火电工程启动调试工作规定》（1996年版）2.5设计图纸三、调试质量目标符合部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准（2006年版）》中有关系统及设备的各项质量标准要求，全部检验项目合格率100%，优良率90%以上，满足机组整套启动要求。

专业调试人员、专业组长应对调试质量的关键环节进行重点检查、控制，发现问题应及时向上级领导汇报，以便协调解决，保证启动调试工作顺利进行。

凝结水系统辅助调频运行总结凝结水系统是电力系统中的一个重要组成部分，其主要作用是辅助调频运行。

通过对凝结水系统的优化和改进，可以有效提高电力系统的调频性能和稳定性。

本文将对凝结水系统辅助调频运行的总结进行详细阐述。

凝结水系统在电力系统中的作用不可忽视。

凝结水系统主要用于调节发电机的冷却水温度，以维持发电机的正常运行。

在电力系统的调频过程中，发电机的负荷变化会导致冷却水温度的波动，而凝结水系统则可以通过调节冷却水的流量和温度，使发电机保持稳定的工作状态。

因此，凝结水系统对于电力系统的调频运行起着至关重要的作用。

凝结水系统的优化可以显著改善电力系统的调频性能。

凝结水系统的优化主要包括两个方面：一是优化凝结水系统的控制策略，二是优化凝结水系统的设备参数。

通过对凝结水系统的控制策略进行优化，可以使其更加适应电力系统的负荷变化，从而提高电力系统的调频响应速度和稳定性。

同时，通过优化凝结水系统的设备参数，如冷却水流量和温度的调节范围，可以进一步提高凝结水系统的性能，使其更好地适应电力系统的运行需求。

凝结水系统的辅助调频运行还需要考虑到与其他系统的协调。

在电力系统中，凝结水系统是与发电机、调速器等系统密切相关的。

因此，在进行凝结水系统的辅助调频运行时，需要与其他系统进行协调，以确保整个电力系统的正常运行。

这就要求在设计和优化凝结水系统的同时，要考虑到与其他系统的接口和协作，以实现系统之间的良好配合和协调。

总的来说，凝结水系统在电力系统中的辅助调频运行中起着重要的作用。

通过优化凝结水系统的控制策略和设备参数，可以显著提高电力系统的调频性能和稳定性。

同时，还需要与其他系统进行协调，以实现整个电力系统的正常运行。

因此，对凝结水系统的辅助调频运行进行总结和优化是十分必要的，这将有助于提高电力系统的可靠性和稳定性，确保电力系统的安全运行。

内蒙古大唐托克托发电有限责任公司1、2号机组凝结水泵及其系统试运措施1、设备系统概述1.1、系统概述内蒙古大唐托克托发电厂1#、2#机组各配有2台100％容量电动凝结水泵。

电动凝结水泵将凝汽器热井中的凝结水抽出经过轴封加热器，然后依次进入表面式低压加热器加热，最后进入除氧器。

此凝结水泵采用立式结构，泵体设计为全真空型。

凝结水泵第一临界转速2900rpm，第二临界转速6700rpm,。

1.2、凝结水系统辅助服务对象：1) 凝汽器疏水扩容器冷却水；2) 化学加药系统；3) 轴封加热器轴封注水管道；4) 闭式冷却水系统补水；5) 真空泵汽水分离器；6) 凝汽器真空破坏门密封水；7) 电厂加热系统补水；8) 凝汽器水慕喷水；9) 低压缸喷水减温；10) 低压旁路喷水减温；11) 三级减温器减温；12) 暖风器用汽减温；13) 辅助蒸汽减温；14) 生活用汽减温；15) 暖通用汽减温。

1.3、凝结水系统有关设备参数1.3.1、凝结水泵1.3.2、凝结水泵电机1.3.3、凝结水泵密封1.3.4、凝结水输送泵1.3.5、凝结水输送泵电机1.3.6、锅炉上水泵1.3.7、锅炉上水泵电机2、连锁保护清单2.1、凝结水泵逻辑2.1.1、启动逻辑满足凝汽器热井水位不低，凝结水泵出口电动门已经关闭，凝结水泵电机可用及无停凝结水泵指令条件下，在DCS模式发出启动指令，泵启动。

2.1.2、停泵逻辑a. 停泵指令已发出，泵停；b. 凝结水泵运行时泵出口门未开，延时*s停泵；c. 凝结水泵运行时凝结水流量低（LCA30CF101、LCA30CF102）（*），延时*s停泵；d. 凝结水泵运行时凝起器A/B热井水位低（MAG10CL003）（130mm），停泵；e. 凝结水泵电机上部（推力）2轴承温度大于95℃，停泵；f. 凝结水泵马达线圈2U相温度大于155℃，停泵；g. 凝结水泵马达线圈2V相温度大于155℃，停泵；h. 凝结水泵马达线圈2W相温度大于155℃，停泵；2.1.3、联锁逻辑一台凝结水泵运行，另外一台凝结水泵在DCS模式备用且满足电机可用、无停凝结水泵指令、凝汽器热井水位不低（MAG10CL002）（594mm）、凝结水泵出口电动门已经打开等条件时；凝结水出口母管压力低（LCA30CP001）（2.94MPa），或运行泵体突然跳闸，联启备用泵。

目录1. 调试目的 (2)2. 编制的依据 (2)3. 设备及系统简介 (2)4. 调试范围 (2)5. 调试应具备的基本条件 (2)6. 调试方法及步骤 (3)7. 调试的质量检验标准 (5)8. 调试的组织与分工 (5)9. 调试过程中记录的项目和内容 (6)10. 调试工作的安全注意事项 (6)附录 (7)1. 调试目的1.1 了解设备的性能参数是否达到设计要求，能否满足机组运行要求；1.2 考察设备和系统的安装质量，通过调试和必要的调整，了解凝结水系统设备的运行特性。

2. 编制的依据2.1《火电工程启动调试工作规定》（电力工业部建设协调司1996.5）；2.2《火力发电厂基本建设工程起动及竣工验收规程》（电力工业部1996.3）；2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》;2.4《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程实施办法》（1996年版）山东电力工业局；2.5 设备制造厂家、设计院提供的有关图纸及说明书等有关技术资料.3. 设备及系统简介4. 调试范围调试项目包括：凝结水泵的逻辑保护试验、启停试验、空转以及带负荷试转，补给水启停试验，以及轴封加热器、射汽抽气器冷却器、阀门等设备的调试。

5. 调试应具备的基本条件5.1 凝结水泵及其管道系统安装完毕，达到调试要求，凝结水管道系统碱洗合格，水压试验合格，安装技术记录齐全，所配电机经过绝缘检查等试验符合试运要求；5.2 根据系统要求按凝结水系统检查凝结水系统各阀门位置开关正确。

5.3 检查确认除盐水、闭式冷却水系统投入运行。

5.4 检查凝结水泵轴承冷却水（压力为0.25—0.4 Mpa），密封水（外供除盐水压力为0.25—0.6Mpa，一路是来自凝结水母管的凝结水（正常运行用）,其压力为1.9—2.35 Mpa）投入。

5.5 检查凝结水泵轴承油位正常，油质良好。

5.6 检查凝结水泵入口滤网差压正常。

5.7 凝结水补充水系统可随时投入运行。