摘要：发电厂真空系统存在真空偏低的问题相当普遍，邹县发电厂两台600MW机组也存在类似情况，严重威胁机组的安全运行。#5机组自试运以来， 真空一直低于设计值，机组移交后，我厂围绕真空问题展开了一系列的工作。本文分析了#5机组真空偏低的原因，提出了具体处理措施，通过大修后的真空试验，证明取得了良好的效果。
关键词： 真空低； 分析； 治理
1 机组概述
邹县发电厂三期工程装有两台600MW汽轮机，该汽轮机为日立-东方汽轮机厂联合生产的亚临界中间再热冲动凝汽式汽轮机，汽轮机为单轴三缸四排汽。汽轮机的型号为DH-600-40-T，额定功率为600MW，最大功率为658MW，为单缸单轴纯凝汽式汽轮机，其排汽向下排入凝汽器，两台小汽轮机与主机共用一台凝汽器。
2 真空系统设备说明
该机组配套的凝汽器为双壳体，双背压双流程回热式。凝汽器按汽轮机最大连续工况，冷却水温20℃，管束清洁系数0.85，背压0.004MPa/0.0054MPa进行设计，并可在机组最大出力，冷却水温33℃，背压不大于0.0109MPa/0.0087MPa长期运行。
凝汽器规范
型号：N-36000型；设计压力：4.5/5.5 kpa,冷却水温：20℃；冷却水管管径：ф25×1mm,冷却水管根数：44880；冷却面积：18000/18000m2 ；冷却水量：67700t/h；冷却水管长度：10400mm。
采用刚性支承，喉部与汽轮机排汽缸采用不锈钢波形节连接，为了减小流动损失，采用了球型整体水室，如图1所示。
图1 凝汽器示意图
凝汽器的设计可以直接接收汽机本体疏水、加热器疏水、低旁三级减温后蒸汽，低旁三级减温和#7、8低加布置在凝汽器喉部。
3 真空抽气系统
3.1 凝汽部分的抽汽
双背压式凝汽器的抽气区按气体蒸汽混合物的冷却要求设计，在额定工况下，空气排气口的温度较凝汽器入口压力下的饱和蒸汽温度低4±0.5℃。双背压凝汽器的抽出系统为串联抽出系统，即空气由高背压凝汽器流向低背压凝汽器，然后由抽气管抽出。
3.2 外部抽气设备采用水环式真空泵
每台机组配置三台真空泵，正常运行两台。机组启动时，三台同时投入运行。当三台真空泵并泵运行，凝汽器干拉真空达23.5KPa压力时所用时间不大于30分钟，真空泵为单级水环式旋转泵，工作水来自凝结水系统，冷却器冷却水来自开式循环冷却水系统。真空泵配备有空气泄漏检测装置，可以检查真空泵的工作性能。
3.3凝汽器配置了二套凝汽器管子清洗系统.
4 邹县发电厂600MW机组运行情况及存在问题
表1是邹县发电厂#5机自96年11月14日机组从投产至98年8月份停机大修前的真空状况。
表1 #5机组凝汽器相关运行参数
时间 负荷 MW 凝汽器真空A/B kpa 排汽温度 A/B缸 ℃ 循环水进出水温度 ℃ 凝结水温度℃ 循环水温差℃ 凝汽器端差 ℃
96.12.21 600 -93.7/-92.5 44/45 14/26 43 12 18/19
97.5.17 602 -93.2/-93 45/45 25/38 43 13 7
97.5.19 554 -93/-92 44/44 23.8/35.2 42.6 11.4 8.8
97.6.1 599 -92/-91 44/44 23/36 13 8
97.11.11 488 -95/-92 40/47 21/32 45 11 8/15
98.4.7 14:00 557 -92/ -90 42/53 20/ 29.4 49 9.4 12.6/ 23.6
98.7.17 23:00 455 -94/ -91 40/48 29/38 46.2 9 2/10
98.7.17 19:00 389 -90.7/ -86.3 42.7/ 51.4 25.8/ 30.5 48.2 4.7 12.2/ 20.9
98.6.17 3:00 346 -92/ -89.45 39.7/ 44.6 25.82/ 30.5 43.34 4.68 9.4/ 14.1
98年4月份之前,循环水温度较低,且机组负荷一直带400MW左右,负荷变化不太明显,机组真空未显示出异常.在3月27日做CCS试验时,当负荷增至540MW,发现低压B缸排汽温度上升至56℃左右,B凝汽器真空为-83KPa此时循环水温度21℃,调整机组负荷使负荷降低后,真空明显上升；负荷增加,真空明显下降.在夜间循环水温度降低,当循环水温度为18℃时低压A缸真空即上升至-91KPa,排汽温度亦下降至45℃,增开一台循环水泵后,真空提高3KPa左右.循环水温度及循环水量对凝汽器真空的影响已经非常明显
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