通过对韶关发电厂#8机组凝结器真空低的原因分析，得出韶关发电厂#8机组真空低的主要原因为不锈钢管结垢严重，影响金属换热效果，并针对类似原因引起凝结器真空低提出应对措施，提高机组运行中真空，以提高机组的安全经济性。
1设备状况
韶关发电厂＃8机组是1985年投产的国产200MW机组，配备锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的HG-670/140-10型超高压参数一次中间再热单汽鼓自然循环锅炉，汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的N200－130－535/535型超高压一次中间再热凝汽式单轴三缸三排汽汽轮机，发电机为哈尔滨电机厂生产的QFQS-200-2型发电机。#8机组于2002年大修时进行了DCS控制系统改造，由原来的立盘硬操改为了DCS控制。
该机组配备三台型号为N-13550的凝结器，采用直流供水，双流程横向布置，凝结器与低压缸刚性连接，采用弹簧支撑，#8机于2002年的大修时将所有凝结器的换热管材由原来的Hsn70－1(A)锡黄铜管更换为Tp304不锈钢管，原因为原来用的铜管抗腐蚀性差及刚性不足，容易造成凝结器铜管泄漏。管材更换前后各凝结器技术参数未作改变，改造后各凝结器技术参数如表1－2所示。
表1－2凝汽器技术规范
项目
单位
规范
凝结器型号
N--13550
壳体数
台
3
冷却面积
㎡
13550
管径
mm
（3－6）
式中:Ac－冷却管总面积，m2；
k－凝结器总体传热系数，KJ/(m2·h·k)；
Dw－冷却水量，t/h；
由（3－6）式可知，在Ac和Dw基本不变的情况下，影响凝结器真空的主要因素是凝结器总体传热系数k。
凝结器管材总体传热系数k[w/(m2·k)]利用美国热交换协会HEI计算方法可表示为：
其中：c－计算系数；
βt－冷却水修正系数；
βc－清洁系数；
βm－冷却水管材和壁厚修正系数；
Vw－冷却水流速m/s。
依据（3－2）和（3－7）分析＃8机组凝结器真空低的原因主要有以下几点：
(1)2002年6月＃8机组进行大修时将三台凝结器的换热管材由原来的Hsn70－1(A)锡
黄铜管更换为Tp304不锈钢管，根据相关部门的试验资料，两者之间的换热系数差在15％左右，在换热面积及布置方式基本没有变化的情况下，换热效果变差。
(2)该厂循环水为开式循环，水源取自北江，2000年以来循环水取水口上游1km左右的蒙浬水电站进行施工建设，造成循环水取水口的水质变坏，长期浑浊，致使＃8机组凝结器换热管淤泥沉积，机组本身所装设的反冲洗装置在进行反冲洗时由于扰动性差很难将淤泥冲走，这些沉积的淤泥在长期的生物与物理作用下硬化结垢，致使换热效果恶化。
(3)由于凝结器内管材通流面淤泥沉积结垢，致使流通面光洁度变差，使冷却水流经凝结器冷却管道时的流动阻力增大，循环水流速VW减慢，循环水流量减少，对流换热效果变差。
(4)＃8机组真空严密性试验长期不合格，真空严密试验时真空下降值达1000～1500Pa/min，漏真空严重，使凝结器内空气等不凝结气体的分压力Pa增加，凝结器压力升高，排汽温度升高，低压缸排汽膨胀受阻，凝结器真空变差。
4处理措施和建议
(1)建议利用机组大修的机会进行技术改造，增加凝结器胶球清洗装置，实践证明凝结器胶球清洗装置是避免凝结器冷却管结垢行之有效的方法。
(2)机组运行中加强凝结器反冲洗，避免凝结器冷却管堵塞影响凝结器真空，加强凝结器定期反冲洗的监督，延长凝结器反冲洗时间，提高凝结器反冲洗的效果，最大限度的减少冷却管的堵塞和淤泥沉积结垢。
(3)利用机组临修等停机机会进行凝结器冷却管的水力机械清洗，实践已经证明这种方法能有效的清除冷却管中沉积的淤泥，提高凝结器真空，增加机组经济性，建议在加装胶球冲洗装置之前每三个月进行一次冷却管的水力机械清洗。
(4)利用机组停运的机会，加强对凝结器真空系统的查漏，确认泄漏点，如有必要大修时更换真空系统的部分腐蚀严重疏水管道和阀门，提高真空系统的严密性，尽可能的做的使机组的真空严密性在合格的范围。
(5)在夏季天气炎热的时候，采取增开循环水泵，增加循环水流量的方法来阻止凝结器真空的恶化，通过试验与计算寻找机组的最佳真空。
(6)运行中注意检查主、再热蒸汽管道疏水以及汽缸疏水关闭严密，减少凝结器的热负荷；注意检查凝结器各反冲洗门关闭严密，减少因管路短路造成的冷却水损失。
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