2.1.3抽气器工作不正常
    抽气器水压不够、水量不足，抽吸能力下降，往往会导致凝汽器真空度降低。抽气器压力一定时，工作水压力下降，则抽气器抽气量减少，不能满足凝汽器抽泣要求，凝汽器真空度下降。工作水量过多，易在抽气器扩压管出口发生堵塞，排水压力升高，导致抽吸室压力上升，降低了抽吸能力；工作水量不足，导致吸人室压力升高，抽气器的抽吸能力下降。
      当机组采用闭式循环冷却方式，且切断闭冷水向射水池的补水时，则会因抽气器不断运转生成的热量及抽汽管道内工作水的散热使得抽气器内工作水温不断上升，从而对凝汽器真空度造成很大影响。研究发现，当抽气器工作水温高于30℃后，每提高5℃，则抽气器冷却室压力就要增加1. 98kPa。这是由于工作水温的上升容易在喷管喉部形成部分气化，导致体积膨胀，降低了抽气器的抽吸能力。
    2.1.4凝汽器钦管结垢
    凝汽器钢管结垢会降低钦管的传热系数。采用江水、湖水作为冷却水的凝汽器，因水质硬度较低，故生成的水垢易于除去；而地下水水质硬度较高，生成的水垢较厚且坚硬，较难除去，往往导致凝汽器钦管的传热系数大大降低，直接影响到机组的真空度。研究表明，一个125MW机组，当钦管结垢层厚度达到1. 2mm时，凝汽器真空度降低6. 25kPa，发电煤耗提高到10g/（kW·h）。
    2.1.5回热系统运行不正常
    机组的回热系统不按要求投入、凝汽器阀门密封性不足，都会影响到凝汽器的真空度。此外，凝汽器高水位运行、循环水水质不合格及汽轮机设计效率较低等都会导致真空度下降。
    2.2真空度降低的危害
   （1）经济方面的影响。①真空度下降，增加了汽轮机的热耗。对于高压缸，机组真空度每降低1%，将增加热耗5%。②真空下降，增加了凝结水过冷度。凝结水每过冷1℃，增加热耗0.15%。
   （2）安全方面的影响。①真空度下降，排汽压力和温度升高，易引起汽轮机低压缸变形，造成机组中心偏离，产生大的振动。②真空度下降，凝结水含氧量升高，水质恶化，易发生凝结水管道、锅炉水冷壁腐蚀，爆管。③为提高凝汽器真空度，有时通过提高轴封供汽压力流量来保证汽轮机稳定工况，容易造成轴封压力过高，漏人汽轮机油系统中，使得润滑油、调节油系统油质下降，严重时造成系统调节失灵，导致机组不稳定性增加。

    3 改善真空度的具体措施
利用干洗法将泥垢吹干龟裂后，再利用冷水洗涤。冷却水管结硬垢后，水垢成分以碳酸盐为主，夹杂其它硅酸盐、硫酸盐成分，导致真空度下降，可选用5％有机酸对铜管进行清洗。对于腐蚀速率低于1g/（m2·h）的，清洗过程中可加人0.5％的酸缓蚀剂和适量渗透剂，流速控制在0．1M/ S，进行循环清洗。
    3.3抽气、轴封系统的结构优化
    水环式真空泵结构简单、抽气量大、使用寿命长，但要求工作在一定温度条件下，而影响水温的因素主要是汽水混合物凝结释放的汽化潜热。为此，在保证充足的工作水量条件下，可在汽水混合物进入水环式真空泵入口处安装冷却器以控制工作水温度，从而提高水环泵的抽吸能力，保证凝汽器真空度。
    轴封系统对凝汽器真空度的影响也十分关键。合理的轴封结构布置及适当的运行方式，对凝汽器真空度的提高相当有效。在轴封风机容量范围内，风机容量与轴封加热器真空度之间存在一个直线关系，轴封风机容量小，则轴封加热器真空下降，导致轴封漏气等，因此维持一定的轴封压力，选择容量合适的轴封风机能降低轴封系统对凝汽器真空度的影响。如某发电厂根据机组实际运行工况，确定轴封供气压力在0. 035MPa～0. 042MPa，通过提高轴封风机容量，增大电机功率和转速，采用大管径抽气管来满足抽气系统最大抽气需求，维持机组有效真空度。
    3.4循环水泵的经济调度
    增加循环水量能提高凝汽器真空度，但会引起厂用电量的升高，不符合经济性要求，因此可利用可切换变频技术来调节循环水泵的出力，根据外界环境温度和机组功率调节循环水量。同样，通过配备适应的抽气设备，在提高负压系统抽汽能力的同时能有效降低厂用电量。
    3.1负压系统的查漏
    为改善真空度，应加强对机组漏点的查找消除作业。大型发电机组真空系统复杂，存在较多不严密处。在机组检修时，对机组负压系统进行高位灌水，并结合压缩空气查出负压系统漏点并予以消除。对系统法兰、盘根处存在的漏点，可进行法兰垫片、盘根的更换和修研。根据机组的实际运行工况，对真空系统进行严密性改造，如采用水封门代替传统阀门来保证阀门盘根处的密封性。在机组运行过程中，向机组负压系统的阀门法兰或法兰处充以氦气，通过安装在真空系统射水箱上的检漏仪检验射水箱上部排气口，以发现负压系统的泄漏部位，并及时进行消除。另外，可配备检漏报警仪对机组运行情况进行在线监测。

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