1、全国火电 600MW 机组技术协作会第十三届年会论文集 汽机96汽轮机真空系统泄漏治理和提高真空的系统改进措施张建国 胡幼平 （大唐湘潭发电有限责任公司 湖南省 湘潭 411102）【摘 要】本文对 300MW 亚临界机组和 600MW 超临界机组真空系统严密性不合格的治理以及对如何通过系统改造提高机组运行真空的问题进行了分析，提出了提高凝结器真空的措施以及系统改造后的经济性分析，对电厂同类型问题有较好的借鉴作用。【关键词】真空 措施 真空系统严密性 改进0 引言发电厂凝结器运行的好坏对汽轮机的安全性和经济性有很大的影响，凝结器真空又是检测凝结器运行状况最重要的监视参数之一，运行试验表明，凝汽
2、器真空每降低 1KPa，会使汽轮机汽耗增加 1.5%2.5%，发电煤耗增加 0.25%，使机组循环效率下降。同时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；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；另一方面，空气漏入凝结水中会使凝结水溶氧不合格，腐蚀热力系统设备，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。1 影响凝结器真空的因素经过长时间对汽轮机组真空系统的综合分析和治理，归纳影响凝结器真空的因素大致有以下三种：1）真空系统泄漏，真空严密性差；2）凝结器的换热效
3、果差；3）系统设计布置不合理和辅助系统设备出力不足2 真空系统泄漏的治理措施真空系统泄漏的处理，临时的应急办法是设法增加空气的抽出量，以减小对真空的影响，如增开真空泵。但如果泄漏量过大，则即使启动所有的真空泵运行也无法使真空达到正常水平。最终的办法是查找并消除泄漏点。2.1 机组运行中真空系统泄漏点的查找方法真空系统涉及的范围点多面广，运行中要在较短时间内查找出漏点，必须进行仔细的分析后采全国火电 600MW 机组技术协作会第十三届年会论文集 汽机97取有效的方法进行查漏，才能起到事半功倍的效果。根据真空系统异常的特征，大致可以按以下步骤进行查找：2.1.1 先检查运行参数1）轴封压力。对轴封
4、压力的检查内容包括大、小机轴封压力是否过低、轴封回汽是否开度过大，两者调整不当都会造成轴封失效。2）真空泵电流。通过真空泵电流的变化可判断出真空泵是否工作正常，如电流异常应及时检查真空泵分离器水位、抽空系统阀门开关情况。3）轴封加热器疏水水位。轴封加热器疏水一般排至凝结器，疏水水位必须维持正常，如无水位运行，将导致轴封失效严重漏空气。4）给水泵密封水回水情况。给水泵的密封水回水一般设计有两路，一路排至地沟，一路排至凝结器，中间设置水封管，正常运行中一般排至凝结器。对于排地沟管无隔离门或隔离门常开的机组，水封管失水将导致排地沟管道直接与凝结器连通大量漏空气。如发生这种情况可临时将密封水回水切至地
5、沟，待水封管注水正常后再切至凝结器。5）循环水供水压力。循环水泵的运行方式选择不当造成冷却水量不足将会严重的影响凝结器的运行真空。2.1.2 判断泄漏点位置的方法1）凝结水溶解氧含量的大小。从实际运行经验分析，真空系统的漏点如发生在热水井以上的部位，漏入的空气将有大部分被真空泵抽走，溶入凝结水中的氧量较少，对凝结水溶氧含量的影响也较小。如真空系统的漏点发生在热水井以下的部位，则漏入的空气将有相当一部分会溶入凝结水中，对凝结水溶氧含量的影响会十分明显，凝结水溶解氧含量也会明显升高。2）双背压凝结器真空、排汽温度的比较。对于 600MW 机组双背压的结构特点，可以比较高、低背压凝结器的真空、排汽温
6、度，发生泄漏的一侧凝结器肯定真空值低、排汽温度偏高。3）单凝结器的机组两侧传热端差的比较。单凝结器的机组一般设置挎篮式的疏水扩容器，不同压力等级的疏水分别排至分布于凝结器两侧的疏水扩容器，与哪一侧扩容器相连的负压系统发生泄漏，则哪一侧凝结器的传热端差将会异常增大。4）逐路手动微开本体、各段抽汽及热力系统其他与凝结器连通的疏水阀，维持阀后正压，检查就地管道及真空值和真空泵电流的变化情况。如有管路泄漏，可以在正压情况下检查到冒汽情况或观察到真空的变化。但对于压力较高的疏水管路，微开疏水门时应慎重对待，以防止门后疏水管道超压和阀门开启后关闭不到位发生内漏。2.1.3 检查负压系统排地沟阀门的关闭情况
7、机组经过一次停机后再开机真空系统泄漏的原因最大可能就是操作不到位，造成部分负压系统排地沟阀门未及时关闭或未关闭到位。对于对空排放的负压系统排地沟管，可直接检查管口是否泄漏。对于未对空排放的负压系统排地沟管，必须逐个检查排放门是否关闭到位，重点检查范围是机组停运期间检修过或参与了检修安措的系统阀门。2.1.4 氦质检漏。运行中真空系统的查漏较为有效的方法就是进行氦质检漏，具体方法是：在运行真空泵的出口固定氦质检漏仪的探头，利用专用的喷枪，在所有负压系统的阀门、法兰、管道焊缝、排大气口等全国火电 600MW 机组技术协作会第十三届年会论文集 汽机98部位喷氦气，然后观察 12 分钟，如检测点有泄漏
8、，吸入系统的氦气将会有部分通过运行真空泵被抽出，氦质检漏仪的探头检测出有氦气时就会报警，检测点泄漏量越大，运行真空泵出口的氦气浓度将会越大，仪器报警值也就越大。氦质检漏仪是一种对氦气反应非常灵敏的仪器，即使微量的泄漏也能被检测出。由于负压系统点多面广，采取这种方法所耗费的时间较长，工作量较大，但灵活性较强，可以在机组运行中进行查漏，消除漏点后可以跟踪观察凝结器真空及相关参数的变化情况。2.2 机组停运期间真空系统的查漏机组停运期间对真空系统的查漏最为有效的方法就是对真空系统进行灌水查漏。2.2.1 灌水前做好相关安全技术措施1）检查参与灌水系统的设备及管道的支吊架完整，在排汽装置低部和四周加装
9、可靠的支撑，必要时可用专用千斤顶进行硬支撑，防止排汽装置受力过大产生变形（弹性基座机构时） 。2）在小汽机排汽装置底部加垫刚性支撑，防止排汽管道进水后受力过大变形。3）在低压旁路沿路管道上加装临时手拉葫芦加强，防止低压旁路管道进水后吊架受力过大拉坏。4）关闭不允许进水的热力系统管道隔离阀及疏水阀。5）安装好凝结器的临时水位计，临时水位计以透明的橡胶软管为仪，并在灌水的目标水位做好明显的标记。2.3 凝结器灌水做好以上安全措施后通过凝结器补水系统向凝结器补入除盐水。灌水的高度可根据需要把握，一般最高可灌至末级叶片 100mm 以下高度，但整个灌水过程中必须有专人监视水位，以防止汽轮机进水。灌水过
10、程中如发现漏点，可暂时停止灌水，待漏点处理好后再继续灌水。对于必须将凝结器内水放完才能处理的漏点，可待灌水至目标高度、漏点检查完后再放水一并处理。3 改善凝结器换热效果的措施凝结器的换热效果差影响凝结器真空的因素主要表现为凝结器换热管脏污。凝结器换热管经过长时间运行后，受胶球清洗系统效果不佳等因素的影响，尤其是开式循环系统的机组，冷却水水质较差，换热管不可避免的存在脏污、结垢现象，以前采用检修胶球人工清洗的方法只能除去表面较软的泥垢，对于硬垢的清除基本上起不到好的效果。为此我们尝试采取了更为有效的清洗方法。3.1 采用快速清洗枪加毛刷子弹的方法对铜管内壁进行清洗。该套清洗设备采用压缩空气做动力
11、，用低压水做润滑水，毛刷子弹通过管道内孔，以剪切和打磨方式进行清洗，然后把垢质刮离。采用该清洗方法清洗单台机组的施工工期在 57 天左右。经过几次清洗，对于换热管内壁的硬垢的清除起到了一定的左右，我公司 300MW 机组凝结器铜管一次清洗可以降低凝结器的传热端差 4左右，600MW 机组凝结器不锈钢管一次清洗可以降低凝结器的传热端差 2.5左右。3.2 凝结器铜管化学清洗全国火电 600MW 机组技术协作会第十三届年会论文集 汽机99我公司两台 300MW 机组凝结器铜管由于运行时间已达十年，加上本身冷却冷水质较差，在2006 年小修中抽样检查发现铜管内壁结垢严重，严重影响换热效果，虽经多次采
12、用高压自进软管（带多孔喷嘴）和快速清洗枪加毛刷子弹的方法进行机械清洗，仍达不到彻底除垢的效果，在经过充分调研后，决定采用化学清洗的方法对铜管内壁进行清洗。2007 年 10 月首次对 300MW2 机组进行凝结器铜管酸洗，酸洗采取盐酸清洗、MBT 成膜的技术方案，清洗时对凝汽器甲、乙两侧逐个进行盐酸清洗，待两侧酸洗后将系统串联共同进行活化和成膜。对2 机组凝结器铜管进行酸洗后，机组开出运行后铜管换热效果得到了很大的改善，对比酸洗前后相关运行参数如下：对比工况一：时 间 2007-05-27 00：20（酸洗前） 2007-10-16 05：17（酸洗后）负荷 MW 298 303真空 KPa
13、91.01 95.63排汽温度 47.7/48.82 40.18/40.25循环水进水压力 MPa 0.074 0.082循环水出水压力 MPa 0.022/0.016 0.04/0.042循环水进水温度 26.02/26.27 20.86/21.04循环水出水温度 39.55/39.33 35.04/35.22凝结水温度 47.77 37.91循环水泵运行方式 两机三泵 两机三泵大气压力 KPa 100.152 102.18在额定负荷、循环水量基本相同情况下，酸洗后凝结器平均端差由 8.8降至 5.1，端差降低了 3.7。酸洗前后平均排汽温度下降了 8，查汽水性质表，折算影响凝汽器真空约 3
14、.85 KPa。酸洗后的工况循环水进水温度降低了 5.16/5.23，查凝结器背压循环水温修正曲线，影响真空约 1.55 KPa，修正后2 机真空实际升高 3.85 1.552.3KPa，300MW 机组真空对煤耗的影响经实际测算约为 1.69 g/KPa，则酸洗后对供电煤耗的影响为 2.31.693.9g/KWh。对比工况二：时 间 2007-04-21（酸洗前） 2007-10-26（酸洗后）负荷 MW 204 205真空 KPa 93.6 95.6排汽温度 39.9/40.2 35.3/35.6循环水进水压力 MPa 0.069 0.068循环水进水温度 20/20.5 20.97/21
15、.3循环水出水温度 33.9/34 32.2/31.9凝结水温度 38.3 34循环水泵运行方式 单机单泵 两机两泵全国火电 600MW 机组技术协作会第十三届年会论文集 汽机100大气压力 KPa 99.98 101.4在循环水温度接近、循环水量基本相同情况下情况下，凝汽器端差由 6/6.2下降至 3.1/3.7，平均端差降低了 2. 7。排汽温度下降了 4.6/3.1，查汽水性质表，折算影响凝汽器真空1.6KPa 左右，对供电煤耗的影响约为 1.61.692.7g/KWh。综合 300MW 负荷、两机三泵工况和 200MW 负荷、单机单泵工况的对比情况，2 机凝结器酸洗后，在高负荷循环水量
16、较大的情况下，凝结器真空改善的效果要更加明显。根据 300MW2 机组凝结器铜管酸洗的经验，2008 年 8 月对 300MW1 机组采取了与2 机组同样的方法对凝结器铜管进行了酸洗，酸洗后铜管换热效果同样得到了很大的改善，对比酸洗前后相关运行参数如下：对比工况一：时 间 2008-05-22 13：00（酸洗前） 2008-08-29 19：00（酸洗后）负荷 MW 295 295真空 KPa 90.05 90.45排汽温度 48.56/48.07 46.27/45.87循环水进水压力 MPa 0.117 0.083循环水出水压力 MPa 0.032/0.024 0.026/0.02循环水进
17、水温度 24.07/23.39 29.23/28.42循环水出水温度 34.45/34.02 40.24/39.78凝结水温度 46.8 44循环水泵运行方式 两机两泵 两机三泵大气压力 KPa 100.26 99.93在额定负荷情况下，酸洗后凝结器平均端差由 14.08降至 6.06，端差降低了 8.02。酸洗前后排汽温度下降了 2.29/2.2，查汽水性质表，折算影响凝汽器真空约 1.2 KPa。酸洗后的工况循环水进水温度升高了 5.16/5.03，查凝结器背压循环水温修正曲线，影响真空约 2.0 KPa，排除增启一台循泵等因素影响真空估算 0.5 KPa，修正后1 机真空实际升高1.22
18、.00.52.7KPa，对供电煤耗的影响约为 2.71.694.5g/KWh。对比工况二：时 间 2008-06-18（酸洗前） 2008-08-30（酸洗后）负荷 MW 185 185真空 KPa 93.07 92.85排汽温度 40.43/40.2 41.01/40.51循环水进水压力 MPa 0.104 0.082循环水出水压力 MPa 0.031/0.03 0.026/0.02循环水进水温度 22.53/21.93 29.23/28.42循环水出水温度 30.44/30.02 36.47/36.34凝结水温度 38.84 39.19全国火电 600MW 机组技术协作会第十三届年会论文集
19、 汽机101循环水泵运行方式 两机三泵 两机三泵大气压力 KPa 100.51 100.338在相同负荷、循环水量相近工况下对比，酸洗后凝汽器端差由 9.99/10.18下降至4.54/4.17，平均端差降低了 5.73。排汽温度升高了 0.58/0.31，查汽水性质表，折算影响凝汽器真空 0.2KPa 左右。酸洗后的工况循环水进水温度升高了 6.7/6.49，查凝结器背压循环水温修正曲线，影响真空约 2.0 KPa，修正后1 机真空实际升高 2.00.21.8，KPa 对供电煤耗的影响约为 1.81.693g/KWh。综合 300MW 负荷和 185MW 负荷工况的对比情况，1 机凝结器酸洗
20、后，在高负荷循环水量较大的情况下，凝结器真空改善的效果要更加明显。因此在凝结器铜管脏污、结垢严重的情况下，采用机械清洗的方法无法达到清洗效果时，采用酸洗不失为一种有效的办法。4 提高真空的设备系统改进措施在汽轮机组真空严密性治理合格，凝结器换热效果也正常的情况下，要想充分挖掘设备潜力，进一步提高机组运行真空值，以达到改善机组运行经济性的目的，就必须对设备、系统进行综合分析和评估，根据实际情况进行系统或设备的改进。4.1 循环水泵增容改造我厂两台 300MW 亚临界机组设计配套四台流量为 21352 m3/h 的循环水泵，凝结器设计冷却水流量为 33600 m3/h，由于循泵在最初设计的时候叶轮
21、型线没有达到最优状态，且水泵运行时间长后效率下降，目前实际流量只能达到 20000 m3/h（5.55m 3/s）左右，加上公用系统的取水量较大，造成我厂循泵的运行模式经常是两机三泵或一机两泵，夏季时，四台泵供两台机循环水量仍然偏少，导致机组真空较低。2008 年对四台循环水泵中的两台进行了增容改造，委托厂家对叶轮、导叶体等部件重新进行设计，在保持基础不动和电机不做变动的情况下，更换了循环水泵吸入喇叭口、下外筒体、叶轮室、叶轮、导叶体。改造后经试验院测试评估，改造后两台循环水泵流量由改造前的 20000m3/h 左右分别提高到了 23981 m3/h 和 23254m3/h，在机组负荷、循环水
22、出水门开度相同的情况下，两台机组运行时采用改造后的两台循环水泵运行情况下循环水进水压力明显增加、凝汽器真空明显提高（两台机组共提高 1.06kpa） 、凝汽器循环水温升减小（两台机组共减小 2.6） ，具体节能效果计算如下：4.1.1 未调整循环水出水门开度情况：两台机组的凝汽器真空一共提高：92.96+93.10-92.57-92.02=1.06kpa提高机组煤耗：1.69*1.06=1.79g/Kwh 4.1.2 调整循环水出水门开度情况两台机组的凝汽器真空一共提高：92.67+92.98-92.57-92.02=1.35kpa降低机组煤耗：1.69*1.35=2.28g/Kwh 循环水泵
23、增加电耗（#3、4 循环水泵约增加电流共 100A、在调整循环水出水门开度情况下循全国火电 600MW 机组技术协作会第十三届年会论文集 汽机102泵电流变化很小）：100*6.3*0.85*1.732=927KW改由改造后的两台循环水泵运行降低机组煤耗为（机组煤耗取 340g/Kwh）： 927/360000=0.258% 0.258%*340=0.877g/Kwh从整个机组的经济性分析，经测试二机二泵的工况，增容改造后的循环水泵运行比未改造的循环水泵运行可使两台机组真空共提高 1.35 kpa，减去水泵增加的耗功，在双机运行的情况下可降低煤耗约 1.4g/Kwh，节能效果比较明显。但循环水
24、泵增容改造后流量的增加对机组真空的影响在冬季随着进水温度的降低也将会逐渐减小，因此循环水泵增容后对真空的影响主要体现在夏季水温高的情况。4.2 真空泵冷却水系统改造我厂两台 300MW 机组真空系统各配置两台水环式真空泵，冷却水采用开式水供水。在夏季高温季节时，因开式水温高达 34，真空泵的工作液温度高达 42左右，真空泵入口极限真空降低，真空泵的抽气能力受到制约。2008 年 5 月对 300MW2 机组真空泵进行了冷却水系统的改造，先选择一台（21）真空泵进行改造试验，将真空泵冷却器冷却水管上并联一路冷冻水，平时使用开式水冷却方式，夏季高温时节切换至冷冻水运行。在真空泵冷却器冷却水进回水管
25、道上处加装蝶阀隔离门，冷冻水取自生产区中央空调制冷机组分水器至集控室 DN150 管道上。回水也接在集控室至集水器的回水管道上。考虑到对冷冻水流量的影响，另一台真空泵（#22）真空泵不接冷冻水，仍采用开式水作冷却水，保证备用泵的可靠备用。在至真空泵的冷冻水管道上加装压力开关报警，当冷冻水出现故障时及时节至备用泵运行。改造后经运行试验，7 月 10 日进行了真空泵冷却水切换试验，对比改造前后的数据如下：时间 运行方式负荷（MW）真空（kPa）#21 真空泵 电流（A）#22 真空泵电流（A）排汽温度1（）排汽温度2（）17：14 两台真空泵（开式水） 285 -91.2 191 187 42.4
26、 42.717：28 #22 真空泵（开式水） 262 -89.9 停 197 45.6 45.417：50 两台真空泵（#21 为冷冻水） 264 -91.9 192 182 41.2 41.617：56 #21 真空泵（冷冻水） 266 -91.3 199 停 42.4 42.7从 EDNA 取不同负荷数据进行比较结果如下表：负荷（MW） 运行方式真空（kPa）#21 泵（A）#22 泵 （A）排汽温度1（）排汽温度2（）真空差（kPa）两台真空泵（改造前） -92.1 192 189 41.0 41.6186 两台真空泵（改造后） -92.6 192 182 39.0 39.5-0.52
27、98两台真空泵（改造前） -91.6 192 189 43.1 42.9-0.3全国火电 600MW 机组技术协作会第十三届年会论文集 汽机103两台真空泵（改造后） -91.9 192 183 42.3 41.9分析及结果：1) 以上参数均为稳定后所录值，且循环水进水温度基本相同。2) #21 真空泵冷却水改由空调冷冻水供后真空泵工作液温度降低到了 23，将#22 真空泵停运后可保持原有真空不变。单台真空泵电流升高 7A。3 )#21 真空泵冷却水改由空调冷冻水供后#22 真空泵电流可降低 57A，排汽温度可降低0.82。4)试验数据表明，#21 真空泵冷却水改由空调冷冻水供后可将机组真空可
28、提高0.30.5KPa（绝对值） ，特别低负荷时节能效果明显。4.3 双背压凝结器的 600MW 超临界机组抽空系统改造我厂两台 600MW 超临界机组凝汽器设计为双背压式凝结器，经仔细分析凝结器运行参数，发现低背压凝汽器运行中端差超过设计值，一般在 7左右，最高时 8左右（设计 6.59） ，高、低背压凝汽器真空差在 0.1-0.5kpa 左右（设计压差 1.445Kpa） ，比设计值低 1kpa 左右，低背压凝汽器运行效果较差。为此，在运行中进行了隔离高、低背压凝汽器汽侧抽空气门的试验，低背压凝结器真空可提高 1.2kpa 左右，真空及端差改善明显。分析认为高低背压凝结器端差偏差大主要原因
29、在于高低背压凝汽器抽空管道连接在一起，平衡了两侧凝汽器压力，使得高背压凝汽器排汽背压偏低，低背压凝汽器背压偏高，导致低背压凝汽器传热效果差，凝汽器真空低、端差大。通过咨询设备厂家和对双背压机组电厂的了解，在进行了充分的可行性研究后，确定了两台600MW 超临界机组凝汽器抽气系统的改造方案：将两台 600MW 超临界机组凝汽器抽气方式由原来的单串联抽气方式改为可串、并联切换运行的抽气方式：串联抽气方式下，高低背压凝结器抽气系统连通运行，三台真空泵与原运行方式不变；并联抽气方式下，高低背压凝结器抽气系统进行隔离，1、3 真空泵分别单抽高、低背压凝结器，2 真空泵作为任一凝结器的备用泵。高、低背压凝
30、汽器抽气系统各自不相互影响，联锁控制逻辑中，2 真空泵增加联锁低背压凝结器和高背压凝结器的切换功能。改造示意图如下：改造前系统布置：全国火电 600MW 机组技术协作会第十三届年会论文集 汽机104高 压 侧 凝 汽 器 低 压 侧 凝 汽 器 #2真 空 泵 3真 空 泵1真 空 泵改造后系统布置： 高 压 侧 凝 汽 器 低 压 侧 凝 汽 器 #2真 空 泵 3真 空 泵1真 空 泵节 流 孔 板 取 消 高 低 压 侧 凝 汽 器 联 络 手 动 门 (增 加 ）改造后经中试院试验，真空系统改善效果明显，数据对比分析如下：不同抽空气方式下机组真空的变化试验工况 单位 串联抽空气方式 并
31、联抽空气方式高背压凝汽器真空 kPa -94.93 -95.00低背压凝汽器真空 kPa -95.52 -96.42大气压力 kPa 101.50 101.52从表中数据可见，抽空气系统运行方式由 3 台真空泵串联改为并联后，高背压凝汽器真空提高了 0.07kPa，低背压凝汽器真空提高了 0.9kPa，平均真空提高 0.485kPa。考虑大气压力变化的影响，实际真空上升 0.47kPa。全国火电 600MW 机组技术协作会第十三届年会论文集 汽机105两种抽空气方式下机组热耗率对比：试验工况 单位 串联抽空气方式 并联抽空气方式主蒸汽压力 MPa 17.58 17.59 主蒸汽温度 566.7
32、3 566.51 主蒸汽流量 t/h 1052.680 1039.548 高压缸排汽压力 MPa 2.639 2.621 高压缸排汽温度 306.74 305.95 再热蒸汽压力 MPa 2.404 2.387 再热蒸汽温度 565.45 565.65 中压缸排汽压力 MPa 0.641 0.637 中压缸排汽温度 368.56 368.85 排汽压力 kPa 6.275 5.805 主凝结水流量 t/h 844.008 837.529 系统不明漏率 % 0.52 0.47 试验电功率 MW 372.990 373.021 试验热耗率 kJ/kWh 8062.33 7977.37 试验汽耗率
33、kg/kWh 2.822 2.787 高压缸效率 % 82.56 82.46 中压缸效率 % 92.17 92.17 修正后电功率 MW 371.774 371.761 修正后热耗率 kJ/kWh 8072.24 7986.90 370MW 负荷下，3 台真空泵串联抽真空方式的试验热耗率为 8062.33kJ/kWh，考虑主、再热蒸汽参数修正后的热耗率为 8072.24kJ/kWh；并联抽真空方式的试验热耗率为 7977.37kJ/kWh，考虑主、再热蒸汽参数修正后的热耗率为 7986.9kJ/kWh。修正到相同的条件下，真空泵并联运行方式机组的真空比串联方式提高 0.47kPa，热耗率下降
34、85.34kJ/kWh，可以肯定真空泵并联抽空气方式运行经济性要好得多。按照试验院的计算结果，370MW 负荷下真空泵并联抽空气方式比串联方式的热耗率降低 85.34kJ/kWh，折算到机组供电煤耗降低约 3.5g/kWh，可见经济效益明显。根据机组真空修正曲线，负荷越低，真空对热耗率的影响越大，如果在额定负荷下，两种抽空气方式对机组煤耗的影响应小于 3.5g/kWh。5 结论我厂两台 300MW 亚临界机组和两台 600MW 机组超临界机组真空系统经过真空系统严密性的治理和对辅助系统的改进，凝结器的运行条件得到了极大的改善，真空水平达到了较好的水平，目前四台机组凝结器运行状况良好，传热端差均在设计值以内，凝结器真空严密性水平均均优于合格值0.27KPa/min，对四台机组真空系统的综合治理经过较长时间的努力，取得了较好的效果，为机组
