初终参数直接影响汽轮机效率，而初参数受金属材料的限制，决定于设计条件，一般运行中可保持在规定的范围内；终参数受到运行条件影响比较多，一般达到设计值的有一定的困难，并且终参数对汽轮机的安全性和经济性影响非常大。国华公司所属的广东国华粤电台山发电有限公司（简称台山发电公司）#1、#2机组和河北国华定洲发电有限公司（简称定洲发电公司）#1机组都为上海汽轮机有限公司制造的汽轮机为四缸四排汽中间再热凝汽式汽轮机，型号N600－16.7/538/538型，高中压分缸，低压采用双流程结构。
台山发电公司#1、2机组分别于2003年12月9日和2004年4月9日机组168小时试运完移交试生产。设计三台50%容量的真空泵，型号NASH TC-11，锥体开口，双吸真空泵，两台运行，一台备用；主汽轮机和小汽轮机共用一套轴封系统，小汽轮机排汽直接排入主汽轮机凝汽器。
定洲发电公司#1机组于2004年4月26日机组168小时试运完移交试生产。凝汽器为上海动力设备有限公司制造，型式为双背压、双壳体、对分流程、表面式，冷却面积38000m2，不锈钢管，凝汽器水位正常760±70mm，900mm高报警，500mm低报警。设计三台50%容量的真空泵，西门子公司生产，型号2BW4 353-OMK4，卧式水环式机械真空泵，两台运行，一台备用。
针对机组试运时真空系统和设备出现的问题，从调试、设计、运行等方面进行分析，解决了真空系统存在的问题，提高了机组的经济性和安全性。
1 台山发电公司#1机组真空泵排气受阻的问题分析和处理
1.1 试运经过2003年9月19日，按照调试进度安排，进行了真空泵系统调试。9:20分别启动＃1机#1、#2、#3真空泵。三台真空泵电流均为218A左右，严重超过正常运行值173A，泵工作腔室水温正常，大量气体从分离器空气流量计顶部排出，并且有尖叫声；到汽机房顶分离器总排放管检查，气体量较少且温度较高。泵体上部至泵两端密封冷却水管和泵工作腔室温度随时间延长温度有升高现象，盘根处无滴水；拆除分离器排汽碟阀，分离器有大量气体排出，泵体上部至泵两端密封冷却水管和泵工作腔室温度温度下降，说明分离器内部压力较高。
1.2 原因分析
现场试验分析看，认为三台分离器出口空气管道设计汇总到一根主空气管线排至汽机房顶部，主空气管线存在水平段，并且水平段没有坡度，使排气中携带的蒸汽凝结成水后聚集不能及时返回分离器。由于真空泵排气受阻不利于分离器内部气体的及时、充分排出，造成分离器内部压力升高，真空泵效率降低。
1.3 采取措施
抽真空系统分离器排空管汇总后引至汽机厂房管道，水平段相距5米加装两个疏水点，疏水管Ф57×3mm，及时排出疏水，消除水栓，避免排气受阻，改进后真空泵运行正常。
2 台山发电公司#1机组真空低保护动作跳机分析
2.1 事情经过
2003年10月24日机组负荷120WM，电动给水泵运行，#1、#3真空泵运行，低加、高加投入运行，#5磨煤机运行，1：06发现高压缸上下缸温差有上长趋势，280/317℃，Δt为37℃；1：37机组升负荷至120WM；1：41高压缸上下缸温差为274.5/317.1℃，Δt为42.6℃；由于高加冲洗疏水直接排至凝汽器，经现场调试分析认为高加运行使得高压缸下缸通流量增大是影响高压缸上下缸温差增大的主要原因。1：50开始逐渐关闭#1、2、3高加进汽门，退出高加运行。2：05发现凝汽器真空下降，真空至85kPa运行人员手动开启#2真空泵不成功，真空继续下降，2：10真空至79.6kPa，低真空保护动作停机。
2.2 原因分析
（1）经现场检查，发现高加退出运行后，虽然#3高加正常疏水到除氧器电动门、调整门关闭，但其后手动门处于开启状态，存在内漏现象，当#3高加内部压力为零时，此时除氧器压力为零，其排氧门在开启的状态下，大气经#3高加正常疏水进入凝汽器,造成凝汽器真空破坏，引起保护动作停机。
（2）当真空降到85kPa时#2真空泵未联启，手启也未成功，是造成真空低停机的又一重要原因。
（3）除氧器压力在机组启动中辅助蒸汽控制不当，低于大气压力，也是造成真空低停机的又一重要原因。
2.3 防范措施
（1）真空低联启备用泵的压力测点分别取自运行的两台真空泵入口真空变送器，当两台真空泵入口真空都低于85kPa时才联启第三台真空泵，定值整定偏低，对其定值适当提高至87kPa。
（2）手动启动真空泵不成功的原因为保护整定值与启动电流太接近，经过计算后对整定值进行调整，防止启动后跳闸。
（3）对#3高加正常疏水电动门进行处理，保证其严密性；高加退出方式为退出高加前先将#3高加疏水导到危急疏水，然后关闭#3高加正常疏水调整门后手动门。并且机组启动中控制除氧器辅助蒸汽，来保持除氧器压力大于大气压力。
3 台山发电公司#1机组真空低原因分析及处理
3.1 事情经过
2003年10月26、27日在启动两台小汽轮机时发现，#1、#2小汽轮机提高真空速度较慢，#1小汽轮机真空可维持在92kPa左右，#2小汽轮机真空可维持在89kPa左右，而且正常运行后主汽轮机真空由92.5kPa降至91.5kPa左右，27日对整个真空系统进行了较为全面的检查，发现两台小汽轮机时轴封供汽表一直显示负压状态（-0.005kPa），并对此进行了系列试验。
（1）#1小汽轮机轴封调整：10月27日4：48逐渐将#1小汽轮机轴封回汽门全关，主汽轮机凝汽器真空由91.5kPa升到92.1kPa；4：51逐渐将#1小汽轮机轴封回汽门全开，主汽轮机凝汽器真空由92.1kPa降至91.5kPa。#2小汽轮机轴封调整出现同样的情况。
（2）主汽轮机轴封调整：10月27日5：50提高主汽轮机高压轴封压力由90.5kPa升至112kPa，低压轴封压力由60.5kPa至70.8kPa，主汽轮机凝汽器真空升到92.50kPa。
3.2 原因分析
经现场查找和试验分析看，两台小汽轮机轴封封不住漏空气和主汽轮机轴封压力整定值偏低是影响主汽轮机凝汽器真空的主要原因，经查厂家资料，确认小汽轮机轴封供汽管道上装有Ф5mm的节流孔板，造成两台小汽轮机轴封供汽压力不足。
3.3 防范措施
（1）对两台小汽轮机轴封供汽管道上的节流孔板拆除，以提高轴封供汽压力和流量。
（2）由于两台小汽轮机轴封汽源取自主汽轮机低压轴封母管，应当考虑主汽轮机低压轴封供汽量问题，防止主汽轮机低压轴封供汽量不足。
（3）保持主汽轮机高压轴封压力为90-120kPa，低压轴封压力70-73kPa，可以满足主汽轮机高压和低压轴封密封的需要。
4 定洲发电公司#1机组真空泵入口滤网堵塞真空下降原因分析 4.1 真空下降原因
2004年1月16日10：15-11：30锅炉点火升温升压中，凝汽器真空由80.2kPa缓慢下降到30kPa，而真空泵入口真空82kPa升到95kPa，被迫锅炉灭火，检查轴封压力、循环水流量正常，经过分析检查真空泵入口滤网可能有问题，解体发现滤网被铁锈、污泥堵塞。主要原因是正式滤网为8mm孔径，临时滤网为80目过密，并且抽空气管道安装后没有吹扫和滤网清理不及时造成堵塞。
4.2 采取措施
采取的措施机组试运按期逐个清理滤网，将临时滤网由80目改为40目。
5 定洲发电公司#1机组凝汽器水位高真空下降原因分析
5.1 凝汽器水位高的原因
2004年1月17日机组负荷60MW，暖机准备进行超速试验，1：40-1：58之间，凝汽器真空88kPa下降到60kPa、排汽温度71.6℃升到109.9℃，热水井水位750升到1070mm，#1真空泵电流213-550A之间摆动，#2真空泵电流在215-489A之间摆动。由于对凝汽器水位监视不到，说明凝汽器水位过高达到1070mm，超过正常水位较高，造成抽空气管道夹带水份，影响凝汽器换热，造成真空下降，真空泵运行不稳定。
5.2 采取对策
加强对凝汽器水位的监视，尽快对凝汽器自动调节水位调试投入运行。
6 台山发电公司#2机组真空变化对轴振动的影响
#2机组在2004年2月17日8：58机组启动达到3000r/min，进行电气试验。13：08汽轮机3000r/min，主汽压力4.35MPa，主汽温度345℃，再热温度335.5℃，真空93.62kPa，旁路系统停止状态，通过调整轴封压力，使真空由93.62kPa升到95kPa时，出现两个低压缸前后4个轴瓦#6、7、8、9轴振动由54、25、49、31μm缓慢升至112、10、110、109μm，并且继续上升。
根据当时机组的运行工况分析，仅有真空变化，立即将真空调整到原来的数值，振动不再升高，并且逐渐恢复到原来的数值。经过分析认为主要是汽轮机维持3000r/min空负荷暖机时主汽流量仅有80t/h，因暖机时真空过高，进入四个低压缸进汽流量过小，平均仅有20t/h，发生汽流扰动或回流，末级叶片发生振动突变的现象。为此机组以后调试时控制真空不超过90kPa，防止汽轮机轴承振动突增。
7 台山发电公司#2机组真空低的分析和治理
7.1 真空偏低过程
2004年3月29日机组启动中负荷300MW暖机时，发现真空与正常值比较偏低，仅有92kPa，为此进行详细分析和检查，真空泵运行正常，循环水系统运行正常，1：40启动#3真空泵真空升至93.72kPa，1：44启动#1真空泵，真空升至94.33kPa，仍然偏低。
7.2 真空偏低处理
经过分析#1小汽机当时已抽真空，处于盘车状态，但是小汽机真空比主机低的较多，经过现场检查发现低压供汽主汽门法兰漏泄向内漏空气，通过不严的主汽门和低压调速汽门进入汽缸内，流入凝汽器，造成真空下降。经过处理漏泄消除，3：00真空升至97.01kPa，达到了预期的数值。
