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收稿日期：修回日期：基金项目：国家863项目(No.2007AA05Z251)作者简介：张凯(1964-)，男，河南洛阳人，洛阳矿山机械工程设计研究院有限责任公司工程师。
1水泥厂余热电站凝结水泵设计中应注意的问题张凯仝伟峰郭建伟（洛阳矿山机械工程设计研究院有限责任公司, 河南洛阳471039）摘要：凝结水泵是水泥厂余热电站的重要辅机设备。
在水泥生产线余热电厂运行中，由于受水泥生产线运行工况变动的影响，发电系统经常处于变工况运行状态，这就要求凝结水泵在各种变工况下均能稳定运行，从而满足余热发电系统安全稳定运行的需要。
本文结合我院设计的某5000t/d水泥生产线余热电站，分析了导致凝结水泵发生汽蚀的原因，提出了设计中应注意的问题。
关键词：余热电站凝结水泵气蚀1 前言近年来，随着水泥工业技术进步和节能技术水平的不断提高，水泥熟料热耗已由原来的4600~6700kJ/kg降低到3000~3300 kJ/kg，即使如此，由于受煅烧技术和工艺流程的限制，代表着水泥行业发展方向的新型干法水泥熟料生产线在生产过程中，仍然有大量的350℃以下（约占水泥熟料烧成系统总热耗量的35%以上）的中、低温热量不能被充分利用，造成了巨大的能源浪费。
为了达到节能减排，降低生产成本，保护生态环境、提高企业经济效益的目的，水泥厂一般通过建设纯低温余热电站，利用水泥熟料生产线窑头、窑尾排放的废热资源进行发电。
在设计水泥厂纯低温余热电站时，各设计院一般套用电力行业设计规范。
水泥厂余热电站由于受熟料生产的原料水分、煤质成分和发热量、熟料产量以及窑的运行工况等因素的影响，进入余热锅炉的废气参数发生变化，导致汽轮发电机组负荷也相应变化，凝汽器的凝结水量发生变化，若设计时考虑不周，则凝结水泵容易发生汽蚀，从而影响到整个余热电站系统的安全稳定运行。
2 凝结水系统设计计算某5000t/d水泥熟料生产线配套余热电站的补汽凝汽式汽轮机为BN9-1.6/0.35型，配套1200m2凝汽器，正常运行工况凝汽量46.3t/h，设计工况凝汽量47.2t/h，汽轮发电机组最大凝汽量55 t/h，凝汽器压力0.007MPa，凝汽器的正常水位标高 1.272米，水位变动范围-200-+150mm。
给水泵汽化现象的分析引言在许多工业领域，如发电厂、冶炼厂和石油化工等，给水泵在生产过程中扮演着至关重要的角色。
它们提供给水来冷却设备、润滑轴承和其他机械部件，从而保持各种来自应用的工业设备正常运行。
然而，给水泵的长期使用可能会导致一些问题，其中一个主要问题是臭名昭著的汽化现象。
本文将深入探讨给水泵汽化现象的根本原因和解决方法。
汽化现象的定义汽化是指液体变成气体的现象。
在给水泵被过度加热的情况下，汽化现象就会发生。
当给水泵内的液体过度加热时，水中的气体就会逃逸并形成气泡。
这些气泡可以引起许多问题。
它们可能挤出泵的叶轮，从而降低泵的效率并减少输出流量。
它们可能在泵的入口处聚集并形成气团，导致进水阻塞并减少泵的供水能力。
另外，这些气泡会聚集在涡轮附近，从而导致毁坏泵的叶轮和轴承。
汽化现象的主要原因汽化现象的主要原因是给水泵的运行条件。
为了使泵正常运行，给水泵内部需要保持足够的压力。
当泵压力下降时，液体中的气体就会逃逸并形成气泡，导致汽化现象。
在某些情况下，这种压力损失可以是由于泵部件的磨损或几何尺寸的变化所致。
但在其他情况下，它可以是由于泵吸入液体中存在空气、蒸气或其他气体所致。
在这种情况下，液体的压力会下降到饱和蒸汽压力以下，引起汽化现象。
解决汽化现象的方法为了解决汽化现象，必须采取步骤来提高给水泵的运行条件。
以下是一些常用的方法：减少涡轮的轴承负荷由于泵的叶轮和轴承之间存在磨损和摩擦，涡轮的轴承带来的摩擦会带热和压缩空气，导致汽化现象。
因此，降低轴承的负荷可以帮助解决汽化现象。
这可以通过减少涡轮运行的负荷、降低泵的运行速率或增加轴承的润滑等手段来实现。
提高给水泵的进水压力提高泵的进水压力也可以帮助解决汽化现象。
当泵吸入的压力太低时，液体的压力会下降到饱和蒸汽压力以下，引起汽化现象。
因此，提高给水泵进水管的高度，增加泵的进水管直径或减小管道弯曲等都可以提高给水泵进水压力。
增加给水泵的排气阀给水泵设有合适的排气阀，可以避免气体在泵内聚集而形成气团和其他形式的汽化现象。
电厂凝结水泵汽蚀原因分析及处理作者：姜超来源：《卷宗》2020年第09期摘要：汽蚀是电厂离心泵设备经常遇到的问题之一，本文通过分析发现水泵进口结构参数、泵前吸水管路系统设计不合理，以及泵过流部件材料抗汽蚀性能不强是汽蚀产生的主要原因。
本文提出了一系列具体的汽蚀防护对策，如优化泵进口结构设计参数、合理布置泵吸水管路系统、提高泵制造材料抗汽蚀性能等，可为延长水泵使用寿命、提高运行效益提供借鉴。
关键词：超超临界机组;凝结水泵;汽蚀;汽蚀裕量1 前言电厂汽轮机凝结水泵设备汽蚀造成水泵内部异响、振动超标等问题，给电厂稳定运行带来了极大的隐患。
笔者通过分析电厂凝结水泵设备产生汽蚀的原因，得到改善凝泵汽蚀的方法，对电厂超超临界机组凝泵汽蚀问题的解决有一定的指导意义。
2 1000MW超超临界机组凝结水泵汽蚀的诊断分析2.1 1000MW超超临界机组凝结水出口管道振动2.1.1 1000MW超超临界机组中振动现象分析通过对一台1000MW超超临界机组的凝结水泵运行情况进行了持续的观察分析，发现当凝汽器液位处于较高水平时，1000MW超超临界机组的凝结水泵处于正常工作的状态，但是随着上述水位的不断下降，逐渐下降到系统固定的数值，机组的凝汽器液位就会实行系统自我调节，即逐渐关闭其机组自动调节阀门。
以上自动阀门的关闭会使得1000MW超超临界机组的水泵出口流量逐渐减小。
机组的电流会出现不稳定现象，接着凝泵出水口管线开始产生振动现象。
据此我们可以得出结论，1000MW超超临界机组管线的震动和凝结水泵的流量是密切相关的。
2.1.2 1000MW超超临界机组凝结水管道振动分析不同冷凝方式的机组，凝泵运行方式不同。
中间带抽汽的机组凝结水流量变化较大，这种变化是受机组热负荷情况的影响。
而热负荷变化是受低压蒸汽的需求量等决定。
因此，对抽汽机组，凝结水量也会有季节方面的差异。
2.2 1000MW超超临界机组运行中产生汽蚀的原因在凝泵的实际运行过程中，其叶轮叶片进口会因为一些原因导致其所抽送液体的绝对压力降低到饱和温度压力之下，此时液体便会在此时产生汽化现象。
火电厂凝结水泵汽蚀的原因及处理摘要：在火电厂的运行过程中，凝结水泵作为重要的辅助设备，承担着将凝结水从凝汽器热井输送到除氧器的重要任务。
然而，在实际运行过程中，凝结水泵常常会面临汽蚀的问题，这不仅会严重影响泵的性能和寿命，还对整个火电厂的安全稳定运行构成威胁。
因此，深入研究和探讨火电厂凝结水泵汽蚀的原因及处理方法，对于提高火电厂的运行效率和安全性具有重要意义。
关键词：火电厂；凝结水泵气蚀；原因；处理措施引言在当前形势下，火电厂凝结水泵汽蚀问题的引起与处理是一个备受关注的议题。
凝结水泵在火电厂中扮演着至关重要的角色，而汽蚀则导致其性能下降甚至故障，对火电厂的正常运行产生不利影响。
因此，深入了解汽蚀问题的原因以及有效处理方法对于确保火电厂的稳定运行具有重要意义。
1火电厂凝结水泵汽蚀处理的重要性凝结水泵作为火电厂运行的关键设备，在发电过程中扮演着重要角色。
汽蚀现象发生时，会导致大量气泡的产生和破裂，占据流道空间，减小流道的有效流通面积，进而引起泵的流量、扬程和效率下降。
这不仅会直接影响凝结水泵的正常运行，还对整个发电系统造成连锁反应，影响发电效率和稳定性。
汽蚀过程中产生的强烈冲击波和振动会对流道表面产生冲击，长期运行导致流道表面的疲劳损伤、剥蚀和裂纹的产生，从而缩短泵的使用寿命。
如果不及时处理，汽蚀现象会越来越严重，最终损伤泵体结构，影响机械装置的安全运行。
因此，火电厂在运行过程中必须采取有效措施对凝结水泵进行管理，防止汽蚀现象的发生。
这不仅可以确保凝结水泵的正常运行，促进发电系统的稳定运行，还可以减少设备的维修和更换成本，提高火电厂的经济效益。
2火电厂凝结水泵汽蚀的原因2.1水位过低或压力不平衡当水位过低时，凝结水泵的进口处无法形成足够的液体密封，使得空气容易进入泵体内部。
这种情况下，液体在泵内的流动会受到影响，产生气泡和旋涡，从而引发汽蚀现象。
泵内压力的不平衡也导致汽蚀的发生。
当泵内部某些区域的压力降低到液体的汽化压力以下时，液体开始汽化，产生气泡，这些气泡随着液体的流动而移动，并在高压区域破灭，形成强烈的冲击和振动，对泵的过流部件造成损害。
给水泵运行中出现的问题辽宁庆阳化学（有限）公司热电分厂郑春像1给水泵汽化给水泵汽化一般有两种原因一是除氧器水位太低没有汽蚀余量，或除氧器水箱下水时水位低旋入空气。
在发现水位低现象时在加大除氧器进水量同时应跟进进汽量保证水面压力，不然容易造成“汽化”。
二是给水泵流量过小造成汽化一般处理是打开再循环，没有作用时只能到泵。
2给水泵抢水并列运行给水泵抢水原因是出力问题，出口压力小的泵流量被压制住，后果是汽化。
一般处理是加大被压制泵流量，如果是定压给水泵电机电流会出现很大偏差，应急处理只能关小出力大的泵的出口门保证给水流量。
给水泵出力不均衡必须进行维修。
3电机过热除给水泵出力过大和电机轴承、对轮等故障外，新安装给水泵也可出现这种现象一般是给水泵窜量过小造成的，填料过紧。
4给水泵振动径向振动一般是轴承损坏、对轮安装问题，轴向振动一般是平衡盘问题，离心泵出口无压力启动时没有关闭出口门，造成平衡盘磨损。
相对来说轴向振动更易造成电机轴承损坏。
5水泵瞬间出口无压力一般是由于出口压力下降泵流量过大，造成入口负压，空气从轴封填料吸入，造成气塞。
处理办法是关小出口门限制流量增大压力，将空气压缩排出水泵，就会恢复正常。
6锅炉给水泵给水带硬度主要是给水泵密封水为生水时混入泵内造成锅炉给水不合格。
混入原因主要是密封环处密封填料损坏，生水冷却密封环时被混入除盐水中。
处理一是将冷却密封水改为除盐水。
二水保证密封填料完好（其实很难做到）关小冷却水并保证冷却水回水畅通。
7给水泵入口滤网堵塞一般不能全堵，表现启动时入口压力过低，摆动，出口压力下降。
8给水泵逆止门不严备用时给水泵反转，运行给水泵流量过大。
汽轮机凝泵汽蚀原因分析及处理宣钢设备能源部1#AV80-16汽轮鼓风机担负为1#2500m3高炉供风任务，配套汽轮机为杭汽产NK63/80型纯凝式汽轮机，进汽压力3.43MPa，进汽温度435℃，排汽压力：-0.0912MPa，额定功率：*****kW，凝泵选用浙江水泵总厂生产的200NB-110A型水泵，扬程：86m，流量：165m3/h，效率：73%，配套电机型号：Y280M-2，功率：90kW，额定电流160A。
两台凝泵一开一备，自2021年8月份投入运以来，凝泵一直存在着严重汽蚀现象，水泵内部异响，振动超标，给设备稳定运行带来了极大的隐患。
虽然经过采取加装回流管、加固进出口管道、查找漏空点、改善进口管道流向等一系列措施，可是一直没有彻底消除汽蚀现象。
1 产生汽蚀的原因凝泵在运转中，叶轮叶片进口某处因为某种原因，抽送液体的绝对压力降低到当时温度下的液体汽化压力时，液体便在该处开始汽化，产生大量蒸汽，形成气泡，当含有大量气泡的液体向前经叶轮内的高压区时，气泡周围的高压液体致使气泡急剧地缩小以至破裂，发生汽蚀现象。
凝泵汽蚀产生噪声并造成振动超标，并导致泵的性能下降，严重时会使泵中液体中断，不能正常工作。
2 处理过程（1）检查核对热井水位高度是否满足凝泵必需汽蚀余量，对于一台泵，为了保证其不发生汽蚀，泵的允许汽蚀余量必须不小于泵工作点的必需汽蚀余量，泵的允许几何安装高度表达式为：NPSHa≥NPSHr+k+hc，式中：NPSHa为有效气蚀余量；NPSHr为必需气蚀余量，由200NB为110A凝泵特性曲线图查得，水泵在工作点180t/h时，最大必需气蚀余量为1.5m；k为气蚀安全余量，通常取0.3～0.5m；hc为吸入管路的沿程水力损失，凝泵进口管道为DN300焊接钢管，长约3m，安装有1个DN300闸阀，两个弯头，吸入管路的沿程水力损失微小，以0.5m计算，则NPSHa≥1.5+0.5+0.5，有效气蚀余量必须大于等于2.5m，即水泵安装高度吸入口中心线距离热井液位控制线高度必须大于等于2.5m。
1、给水泵汽化的原因有哪些？（1) 除氧器内部压力迅速降低，使给水泵入口温度超过运行该压力下的饱和温度而汽化。
（2) 除氧器水箱水位过低或干锅。
（3) 给水泵入口滤网堵塞。
（4)给水流量小于规定的最小流量，自动再循环门失灵，未及时开启。
2、何为凝结水过冷度？有何危害？凝结水的过冷度就是凝结水温低于汽轮机排汽压力下饱和温度的度数，凝结水产生过冷却现象说明凝汽设备工作不正常。
由于凝结水的过冷却必须增加锅炉的燃料量消耗，使发电厂的热经济性降低。
另外，过冷却还会使凝结水中的含氧量增加，加剧了热力设备和管道的腐蚀，降低了运行的安全性。
3、高、低压加热器汽侧为什么安装排空气门？因为加热器蒸汽侧在停运期间或运行过程中都容易积聚大量的空气，这些空气在铜管或钢管的表面形成空气膜，使热阻增大，严重地影响加热器的传热效果，从而降低了换热效率，因此必须装设排空气管连续或定时排走这部分空气。
高压加热器空气管引到除氧器，可以回收部分热量；低压加热器空气管接到凝汽器，利用真空将低压加热器内积存的空气吸入凝汽器，最后经抽气器抽出。
4、高、低压加热器运行时为什么要保持一定水位？高、低压加热器在运行时都应保持一定水位，但不应太高，因为水位太高会淹没钢管，减少蒸汽和钢管的接触面积，影响热效率。
严重时会造成气轮机进水。
如水位太低，则将部分蒸汽经过疏水管进入下一级加热器，降低了下一级加热器的热效率。
同时，汽水冲刷疏水管，会降低疏水管的使用寿命，因此对加热器水位应严格监视。
5、高压加热器为什么要设置水侧保护装置？当高压加热器发生故障时，为了不中断锅炉给水或防止高压水由抽汽管倒流入汽轮机，造成严重的水击事故，在高压加热器上设置自动旁路保护装置。
当高压加热器发生内部故障或管子破裂时，能迅速切断进入加热器管束的给水，同时又能保证向锅炉供水。
6、高压加热器水位升高原因有哪些?(1)高加钢管胀口松弛泄漏。
(2)高加钢管折断或破裂。
(3)疏水调门失灵，门芯卡涩或脱落。
汽轮机凝结水泵喘振、汽蚀原因分析及处理席向阳【摘要】中国石油化工股份有限公司洛阳分公司发变电车间5号汽轮发电机组自安装投用以来,凝结水泵出口管线振动频繁(振幅超过50 mm)且汽蚀现象严重,对影响系统正常运行的原因进行分析,发现引起凝结水泵出口管线振动的原因是喘振产生的低频振动,机泵汽蚀的原因是泵入口管线阻力过大.就凝结水泵如何防喘振、防汽蚀提出了详细的解决方案,并对该机组凝结水系统进行改造,较好地解决了凝结水出口管线振动、汽蚀以及机组不能满负荷运行的问题,实现了机组安全、平稳运行.%Ever since the commissioning of No. 5 steam turbine power generator in SINOPEC Luoyang Company, the outlet line of condensate water pump had vibrated frequently ( amplitude over 5 mm) and suffered from serious cavitation. The analysis of abnormal operation found that the low-frequency vibration and excessive pressure resistance of pump inlet line were the root causes of surge and cavitation of inlet line respectively. The detailed effective solutions to surge and cavitation problems of condensate water pump were proposed and condensate water system of the steam turbine power generator train was revamped, which has solved the these problems of surge, cavitation and operation at a lower load. The safe and stable operation of steam turbine power generation train has been ensured.【期刊名称】《炼油技术与工程》【年(卷),期】2012(042)006【总页数】3页(P42-44)【关键词】凝结水泵;凝结水出口管线;喘振;汽蚀;管道阻力【作者】席向阳【作者单位】中国石油化工股份有限公司洛阳分公司,河南省洛阳市471012【正文语种】中文中国石油化工股份有限公司洛阳分公司动力生产管理部发变电车间5号汽轮发电机组是南京汽轮机厂生产的 C12/3.43/0.981-4型中压、单缸、单抽汽、冲动式汽轮机。
热电厂汽机凝结水泵汽化原因分析2.1.1基本流程汽轮机做完功后的乏汽排到凝汽器经换热凝结成水汇聚到热水井，经凝结泵升压后经过轴封加热器、3台低压加热器后至高压除氧器。
为回收低压加热器的疏水，低加疏水泵正常时，3＃低压加热器疏水逐级自流至2＃低压加热器后经疏水泵打至凝结水母管。
如疏水泵不工作，通过危急疏水排至凝汽器热水井。
在汽轮机启动前向凝汽器补水，系统中有一路除盐水至热水井，另在凝结水母管上接有一路再循环及压力管道放水用来调整凝汽器水位。
2.1.2操作原则汽轮机启动前向凝汽器补水至规定范围，保证凝结水泵正常运行；正常运行时保证凝汽器水位及凝结水压力在正常范围内，避免水位过高或过低，压力波动过大。
2.1.3控制参数凝汽器水位控制目标：水面计1/3至1/2处控制方式：正常运行时可通过除盐水、再循环、备用凝结水泵三种方式调整。
正常操作：6.2凝结水泵的启动与停用6.2.1启动前的检查（P）—确认检修工作完毕，现场已清扫完毕，如有设备异动报告，应在现场核对无误；（P）—检查热井水位，其最低水位不低于1000mm；（P）—检查已装上的仪表正常无卡涩现象；（P）—检查润滑油脂正常，油质合格；（P）—检查盘车正常；（P）—关闭凝结水系统放水门；（P）—开启轴封密封水门，检查密封冷却水管路是否畅通；（P）—开启轴承冷却水进水门，检查轴承冷却水管路是否畅通；（P）—待凝结水泵进口门前就地压力表大于0.2Mpa，联系司机，征得同意开始操作空气门对泵体进行抽真空；（P）—微开凝结水泵空气门，泵进口门后就地压力表稍有变化即可；（操作时应随时与司机联系注意机组真空、运行泵运行情况）（P）—当凝结水泵进口门后就地压力表小于-50kPa时逐渐将凝结水泵空气门全开；（操作时应随时与司机联系注意机组真空、运行泵运行情况）（P）—逐渐开启进水门，出口门关闭；（操作时应随时与司机联系注意机组真空、运行泵运行情况）（P）—联系电气，凝结水泵、出口门送电。
6.2.2 启动凝结水泵［I］—断开凝结水泵联锁开关；［I］—联系司机启动凝结水泵，检查电流，出口压力达到规定要求；［P］—检查凝结水泵系统运行平稳，振动正常，无异音；［P］—注意观察电机线圈及泵推力轴承温度正常；［P］—开启泵出口门，检查各仪表及密封水、冷却水情况，注意凝汽器水位；［P］—一切正常后，投入备用泵联锁开关。
6.2.3停用凝结水泵［P］—联系司机，断开凝结水泵联锁开关，准备停泵；［P］—关闭凝结水泵出口门；［I］—停止凝结水泵，检查电流到“0”，待泵转速到“0”后应无倒转现象。
［P］—泵若停用检修，则凝结水泵、出口门停电、关闭空气门；［P］—待凝结水泵进口门前就地压力表大于0.2Mpa，关闭轴封水门。
（操作时若凝结水泵进口门后为负压则不准将轴封密封水门关闭。
）［P］—关闭轴承冷却水阀门；［P］—开启凝结水系统放水门。
（操作时应随时与司机联系注意机组真空、运行泵运行情况）1. 凝结水泵空气平衡管的作用什么?当凝结水泵内有真空时，可由空气管排至凝汽器，保证凝结水泵正常运行。
26、凝结水泵在运行中发生汽化的现象有哪些？应如何处理？凝结水泵在运行中发生汽化的主要象征是在水泵入口处发出噪声，同时水泵入口的真空表、出口的压力表和电流表指针急剧摆动。
凝结水泵发生汽化时不宜继续保持低水位运行，而应采用限制水泵出口阀的开度或利用调整凝结水再循环门的开度或是向凝汽器内补充软化水的方法来提高凝汽器的水位，以消除水泵汽化。
一、凝结水泵与汽蚀现象汽轮机凝汽器凝结水,通过凝结水泵加压排出,维持凝汽器热井液位平衡,从而保证凝汽器连续工作。
同时,水泵将凝结水输送至除氧器或其它换热设备,实现对水的回收循环利用。
目前国内凝结水泵普遍采用离心式水泵,泵内压力最低点通常位于叶轮叶片进口稍后的一点附近。
当此处压力降至被输送液体的饱和蒸汽压时,将发生沸腾,所生成的蒸汽泡在随液体从入口向外周流动中,又因压力迅速增大而急剧冷凝。
会使液体以很大的速度从周围冲向气泡中心,产生频率很高、瞬时压力很大的冲击,这种现象称为汽蚀现象。
凝结水泵在汽蚀状态下,由于受到局部高压水冲击影响,叶轮、泵壳出现局部蜂窝状斑点,一定时间后出现裂纹。
同时由于水冲击,以及叶轮自身平衡被破坏,泵体振动加大,并伴随噪声,泵压头、流量、效率大幅度下降,严重时造成泵不打水甚至损坏。
二、汽蚀原因由于凝结水泵的特殊性,其进口储水装置(即凝汽器热井),上方为高真空环境,不同于普通的离心式水泵的正压环境。
泵进口管路某... 概述水泵发生汽蚀的条件是由水泵本身和泵的吸人装置两方面决定的。
因而查找水泵汽蚀的原因和寻求解决汽蚀的方法也从这两方面着手。
水泵制造厂根据泵的汽蚀试验给出反映该泵汽蚀性能的汽蚀余量NPSHr;用户则合理选用水泵,并根据所造水泵的许用汽蚀余量{NPSH]设计合适的吸人装置。
水泵用户应掌握的几个汽余蚀量参数: 1 NPSHr—泵汽蚀余量,又叫必需的汽蚀余量。
是规定泵要达到的汽蚀余量参数,NPsHr越小,表示泵的抗汽蚀性能越好;NPSHr由泵本身特性所决定,与装置参数、使用条件无关;在水泵样本上,NPSHr一Q曲线随着流量的增大而上升,即流量越大泵的抗汽蚀性能越差,泵越容易汽蚀。
2{NPSH]—许用汽蚀余量。
这是确定泵使用条件(如安装高度)用的汽蚀余量,它应大于泵汽蚀余量,事件经过：2013年11月24日16：58：17时10#机凝结水压力由1.78 MPa下降至0.50MPa，检查发现在运的1#凝结水泵电流273下降至168A，联系外操进行检查。
在外操检查过程中电流继续下降至149A。
17：05：47时投入10号机3#凝结水泵，开出口门后电流275A，凝结水压力0.5上升至1.83MPa，1#凝结水泵电流145上升至217A。
17：07：52时10#机凝结水压力由1.83 MPa下降至0.26MPa，3#凝结水泵电流由275A下降至61A，确认泵已汽化；同时1#凝结水泵电流由244A下降至172A，后又下降至67A，泵已汽化。
外操人员发现泵出口压力表指示为0，且摆动剧烈。
17：14：22时关闭1、3#凝结水泵出口门将泵停止，将情况立即汇报车间、值长。
车间人员到达后继续对凝结水泵进行调整。
共计启停1#凝结水泵4次，启停2#凝结水泵6次，启停3#凝结水泵5次，均无效果。
17：24：12时汽机岗位人员汇报值长，申请10#机停机，同时11#机手动减抽汽，准备停止高加，将高压给水泵轴封水改至11#机（因原轴封水设计不合理，11#汽机负荷高时，凝结水导入除氧器，凝结水压力不能满足轴封水压力要求。
）。
17：25：37 启动1#凝结水泵，未开出口门时电流由95A下降至55A，17：26：07 停止。
17：28：44 启动3#凝结水泵，未开出口门时电流由91A下降至67A，17：33：04 停止。
17：30：57 启动2#凝结水泵，未开出口门时电流128A，手动稍开出口门17：32：32下降至79A ，17：32：52停止。
17：34：12 启动2#凝结水泵，未开出口门时电流130A，17：36：07下降至59A ，17：37：32停止。
17：35：17 启动1#凝结水泵，未开出口门时电流129A，稍开出口门至3%，17：47：42继续开启出口门至9%，电流上升至147.8A ，手动稍开出口门17：48：02电流下降至87A，泵汽化，停止运行。
17：37：57 启动3#凝结水泵，未开出口门时电流129A，手动稍开出口门17：38：47下降至51A ，17：43：57停止。
17：46：44 启动2#凝结水泵，未开出口门时电流159A，手动稍开出口门17：47：32下降至74A ，停止运行。
17：48：52 启动3#凝结水泵，未开出口门时电流128A，手动稍开出口门17：49：32下降至56A ，17：50：49停止运行。
17：49：49 启动1#凝结水泵，未开出口门时电流123A，手动稍开出口门电流未变化。
17：53：11 10#机排汽室温度达到107℃跳闸。
（排汽室温度17:38分超过80℃，至17:53分超温15分钟后，保护动作停机。
）17：53:11 10#机来热工保护动作信号；10#机动作主开关跳闸。
厂用6kV ⅠA、ⅠB、ⅢA快切装置失压启动动作切换至启备段；17:53:19 10#炉给粉机全部跳停，锅炉灭火；17:53:19 12#炉给粉机全部跳停，锅炉灭火；17：55 11#机主汽压力下降至4.7MPa,打闸停机；17：56 3#机主汽压力下降至4.2MPa,打闸停机；17：54 3.5MPa压力新厂由 3.67MPa降至最低2.88MPa，老厂迅速增加各炉负荷，最低降至 3.28MPa；1.0MPa压力新厂由0.94MPa降至0.4MPa，老厂降至0.80MPa。
18:20 10#炉全面检查没有问题后，重新点火逐步恢复；直接通过减温器送汽，外供1.0MPa蒸汽压力恢复正常；19:33 12#炉全面检查没有问题后，重新点火逐步恢复；19：44 新厂3.5MPa压力恢复正常。
21：26 11#机冲转；22：30 自动准同期并列；19：00 新厂 1.0MPa系统恢复正常；19：44 新厂3.5MPa压力恢复正常。
事件发生后，热电厂各部门领导及管理人员、抢修人员，按应急工作管理要求，全厂聚集到新厂操作室，等待紧急工作安排。
本次停炉停机事件，没有造成人员伤亡及环境污染状况。
3、事件原因分析直接原因：1、凝结水泵发生汽化，造成凝结水泵不打水。
进而造成低压缸喷水装置不能喷水，由于低负荷状态下鼓风效应（汽轮机在低负荷情况下,由于进气量和排气量少，造成汽轮机尾端的热量无法被正常带走，致使凝汽器温度升高），引起10#机排汽缸温度于17:38分超过80℃(正常温度为30-40度)，至17:53分超温15分钟后，保护动作停机。
2、16:40交接班结束，当时10#机负荷9MW，10#机凝汽器补水电动门开启。
以下几点是有可能造成凝结水泵汽化的原因：a、凝汽器水位低引起凝结水泵汽化检查历史曲线后，显示实际现场情况从16：50分至17：53分水位最高达到1106.6mm，最低831mm。
无水位低现象发生（低位报警值306 mm，低低报警170 mm.）故该原因引起凝结水泵汽化的可能性很小。
b、凝结水泵轴端漏空气引起凝结水泵汽化10#机凝结水泵从2012年7月试运开始从未出现漏空气现象，从真空历史曲线显示，在16：58分至17：53分10#机凝汽器真空一直维持在-96KPa的相对稳定状态，未出现有泄漏空气情况发生，故该原因引起凝结水泵汽化的可能性很小。
c、凝结水泵入口滤网堵塞引起凝结水泵汽化在DCS电脑上10#机凝结水泵入口滤网处有滤网压差高压力报警开关，正常情况下为白色，压差高后显示为红色。
