降低9机组凝汽器端差
汽机运行高级工理论知识复习题
汽机运行高级工理论知识复习题一、填空题：1、汽轮机是一种以（水蒸汽）为工质，将（热能）转换为（机械能）的回转式原动机。
2、汽轮发电机组每小时所耗用的蒸汽量叫（汽耗量），其单位是（kg／h）。
3、汽轮机调节系统由（转速感应机构）、（传到放大机构）、（反馈机构）、（配汽机构）四部分组成。
4、汽轮机启动时凝汽器真空要选择适当，一般取（60～70kpa）为宜。
5、采用給水回热循环，减少了凝汽器的（热损失）。
6、机组运行中，发现窜轴增加时，应对汽轮机进行全面检查，倾听（内部声音），测量（轴承振动）。
7、离心泵在流量大于或小于设计工况下运行时，冲击损失（增大）。
8、汽轮机按工作原理可分为（冲动式）汽轮机和（反动式）汽轮机。
9、水泵的主要性能参数有（扬程）、（流量）、（转速）、（功率）、（效率）。
10、加热式除氧的优点是能将水中溶解的（各种气体全部除掉），还能起到一级(加热器)的作用11、汽轮机损失分为（内部）损失和（外部）损失两种。
12、通常用（稳定性）、（准确性）、（快速性）三个指标来评价一个调节系统的品质。
13、汽轮机上下缸温差超过（50℃）时，禁止汽轮机启动。
14、胶球清洗装置主要由（胶球泵）、（装球室）和（收球网）组成。
15、背压机组在运行中热负荷减少，引起背压（升高），电负荷（减少），注意排汽温度（不应高于）规程规定的数值。
16、汽轮机热态启动时，一般在汽轮机冲转前，应连续盘车在（2～4小时），以消除（转子的热弯曲）。
17、规定推力瓦块乌金温度不允许超过（95℃），回油温度不允许超过（75℃）。
18、凝汽器的作用是不断抽出凝汽器内的（不凝结）气体和漏入的空气，（维持）凝汽器的真空。
19、水泵再循环管的作用是防止给水泵在空负荷或低负荷时（泵内产生汽化）。
20、大机组的高压加热器因故不能投运时，机组的煤耗（增大），机组的出力（降低）。
21、为防止或减小汽轮机大轴弯曲，汽轮机启动前与停机后，必须正确的使用（盘车）装置。
降低汽轮机凝汽器端差提高机组效率
降低汽轮机凝汽器端差提高机组效率胡光辉Ξ(北方联合电力兴安热电有限责任公司扩建工程管理处,内蒙古乌兰浩特 137400)摘 要:我厂冬季供热期间,1号、2号机组采用低真空运行,夏季机组的运行方式为纯凝式运行,在机组运行中发现,两种运行方式下的凝汽器端差都偏高,影响了机组的运行效率,而机组的运行效率直接影响全厂的经济效益。
所以,降低汽轮机凝汽器端差,提高机组的运行效率显得尤为重要。
本文着重分析了导致乌兰浩特热电厂汽轮机凝汽器端差升高的具体原因,提出了降低凝汽器端差的具体方法,达到了理想的效果,取得了实效。
关键词:汽轮机凝汽器端差;原因;解决方法 乌兰浩特热电厂现有三台汽轮机组,CC12-50Π10Π1.75型抽凝式汽轮机一台(1号机),B12-50Π10背压式汽轮机一台(2号机),N12-0.98Π280凝汽式汽轮机一台(3号机,即2号机的后置机)。
在冬季供热期间,1号、2号机组采用低真空运行,夏季机组采用纯凝式运行的运行方式,我厂为完成发电任务,机组全年运行,而这两种运行方式的凝汽器端差都偏高,影响机组的运行效率,而机组的运行效率直接影响全厂的经济效益,所以,降低汽轮机凝汽器端差,提高机组的运行效率显得尤为重要。
1.汽轮机凝汽器商差升高的危害汽轮机凝汽器端差即汽轮机的排汽温度与凝汽器循环水出口水温的差值,其正常范围在10度以内。
它是检验机组效率的一个重要小指标。
在汽轮机负荷不变,循环倍率一定的条件下,端差越大,凝汽器的真空就越低。
而汽轮机真空下降即排汽压力升高,可用焓降减小就会降低汽轮机组的输出功率。
排汽温度过高又可能引起凝汽器铜管松弛破坏严密性,还可能使排汽缸轴承座受热膨胀引起中心变化,产生振动,以及排汽容积流量减小,对末几级叶片不利。
2.凝汽器端增大的原因我厂凝汽器端差自投产以来,一直在20-26摄氏度范围内,严重超过这标准值,因此极大地影响了1号汽轮机组的经济性及安全性。
下面分析一下影响端差增大的原因:(1)循环倍率的影响。
电厂凝汽器端差异常分析及处理实践
电厂凝汽器端差异常分析及处理实践摘要：社会发展迅速，电厂建设也突飞猛进。
在凝汽式汽轮机装置中，凝汽设备发挥着十分重要的作用，且在整个热力系统中具有冷源的效果。
凝汽器真空是发电机组汽机侧中的一项重要经济指标，直接影响着整个机组的热经济性。
基于此，本文阐述了凝汽器端差值的关系，通过分析凝汽器端差的影响因素，研究了降低凝汽器端差的措施，希望能够有效地降低凝汽器的端差。
关键词：电厂凝汽器；端差异常分析；处理实践引言端差升高分为正常工况影响和异常因素导致。
因此出现端差升高后，首先需确定其成因，如有异常，须尽快恢复端差正常，确保汽轮机正常运行。
运行中，若端差值升高，可能原因有单位面积蒸汽负荷升高、冷却水温度降低(冬季)、冷却水流速下降、凝汽器密闭性变差、凝汽器钛管洁净度下降。
前三项引发的端差升高一般情况下属于正常工况变化。
而后两项引发的端差升高，则是必须及时排查的安全生产隐患。
一般造成凝汽器钛管洁净度下降的原因为配套循环水系统的阻垢和生物黏泥控制效果下降，因此提升钛管洁净度的传统方法是进行化学清洗，一般需要耗费大量药剂及5天以上的时间。
本方法通过分析污垢种类，针对性选用高效药剂，确定最佳投加时间间隔，以最小投加量在最短时间内使凝汽器端差恢复正常。
1凝汽器传热端差与汽轮机排汽压力的关系对不同的排汽压力，△h基本为常数；冷却倍率m与汽轮机排汽量和循环水量有关（与机组负荷及循环水泵运行方式有关），当机组负荷及循环水泵运行方式不变时，m为固定值；对不同的循环水进、出口温度，Cp基本为常数。
由此可见，当机组负荷及循环水泵运行方式不变时，循环水的温升为固定值，此时，汽轮机排汽压力完全取决于循环水入水温度和凝汽器传热端差。
循环水入水温度取决于自然环境温度和供水方式，对于已经投产运行的发电厂，环境温度和循环水供水方式人为无法改变，因此，凝汽器传热端差是影响汽轮机排汽压力的决定因素。
2凝汽器的传热性能饱和蒸汽温度直接影响着凝汽器的排汽压力，饱和蒸汽的温度直接关系着循环冷却水的热交换程度，具体体现在以下方面：①蒸汽在钛管外壁的凝结换热。
凝汽器端差大原因
凝汽器端差大原因分析
一、凝结器端差增大的主要原因有：
1.凝器铜管水侧或汽侧结垢；
2.凝汽器汽侧漏入空气；
3.冷却水管堵塞；
4.冷却水量增加等;
二、根据本机组实际情况分析
1、凝器铜管水侧或汽侧结垢,由于本机组凝汽器是新安装,而且胶球冲洗根据定期工作冲洗及时,因此凝汽器结垢的可能性较小;
2、本机组运行中真空较高且真空严密性试验为良好,可能是由于循环水入口水温过低造成端差过大,即凝结器产生过冷却；
1.循环水温度过低和循环水量过大,使凝结水被过度的冷却,过冷度增加;
2.凝结器漏入空气多或抽气器工作不正常,空气不能及时被抽出,空气分压力增大,使过冷度增加;
3、凝结器单位面积负荷过大造成：
1.低压加热器的疏水通过危机疏水门直接进入凝汽器,增加了凝汽器的热负荷；
2主蒸汽管道旁路系统是否有漏气进入凝汽器;
4、循环水量多或少都可能引起端差的增大：
1.如果机组的负荷高,势必会导致排气量的增大,如果此时水量少了,肯定会引起排汽温度的升高,而一定量的循环水它的吸热能力是一定的是有限的,如果严重的话甚至会有溶于水的气体析出,这样无疑会使水侧换热效果变差,致使出水温度较此时真空对应下的排气温度相差很多,端差变大,
因为此时真空应该是下降的；
2循环水量多也会引起凝汽器端差的变大,如果机组的排气量远远小于循环水量,这时循环水的温升很小,循环水出口温度很低现在是冬季循环水的进水温度也低这时就应该注意机组的真空严密性了,如果真空很高,这时肯定会有空气进入致使排汽温度也很高,端差变大；
2假如凝汽器是完全严密的,如果是负荷低循环水量过剩的话,这时的排汽温度较循环水出水温度相差也是很大的,端差也会增大;。
降低凝汽器端差的措施
降低凝汽器端差的措施凝汽器是一种用于将蒸汽冷凝为水的设备，在许多工业和能源生产过程中起着至关重要的作用。
凝汽器端差是指凝汽器进口和出口处的温度差异。
较大的凝汽器端差会导致能源浪费和设备过早磨损，因此降低凝汽器端差是很重要的。
本文将探讨几种降低凝汽器端差的措施。
1. 凝汽器泄漏的排查和修复凝汽器泄漏是导致凝汽器端差升高的常见原因之一。
泄漏可导致进口和出口蒸汽温度之间的差异增大。
因此，必须重视凝汽器泄漏，并及时排查和修复。
一些可能的泄漏点包括凝汽器管道连接、管道接头、法兰和密封件等。
定期进行设备检查和维护，发现泄漏问题及时修复，可以有效减少凝汽器端差。
2. 提高冷却水质量冷却水质量是影响凝汽器端差的另一个重要因素。
冷却水中的杂质、颗粒物和化学物质等会沉积在凝汽器内部，降低换热效率，导致凝汽器端差升高。
因此，提高冷却水质量是降低凝汽器端差的关键措施之一。
可以采取以下措施来改善冷却水质量：•定期清洗冷却水系统，清除沉积物和污垢。
•对冷却水进行过滤和处理，去除颗粒物和杂质。
•控制冷却水中化学物质的含量，避免对凝汽器产生不利影响。
3. 提高冷却水流量和温度凝汽器的冷却效果与冷却水流量和温度密切相关。
增加冷却水流量可以提高凝汽器的换热效率，从而降低凝汽器端差。
同样，提高冷却水温度也有助于增加凝汽器的换热效率。
可以采取以下措施来提高冷却水流量和温度：•优化冷却水系统的设计和布局，确保冷却水能够充分覆盖凝汽器的整个表面。
•增加冷却水泵的功率，以提高冷却水流量。
•调整冷却水进口温度，使其尽可能接近凝汽器设计要求的温度。
4. 提高凝汽器换热面积凝汽器的换热面积是决定凝汽器换热效率的重要参数，也与凝汽器端差密切相关。
增加凝汽器的换热面积可以提高换热效率，从而降低凝汽器端差。
以下是一些提高凝汽器换热面积的方法：•使用高效换热器，如板式换热器和管壳式换热器。
•增加换热器的数量和大小，以增加换热面积。
•优化凝汽器的设计，最大限度地增加换热面积。
影响凝汽器端差的因素分析及应对措施
与 成正 比， 而降 低温升 最直 接的方 法是提 高冷却 水 流量 ， 但
由 以上 的 分 析 得 知 文与 Ｇ ｗ 有关 ， 但受 Ｇ ｗ 影 响不 大 ， 且 受 机 组 经
济性和设备设计 的限制 。所 以现场 用于 降低凝 汽器传 热 端差
最 有 效 的 手段 是提 高凝 汽器 的总 换 热 系 数 Ｋ ， 而 Ｋ 值 又 受 很 多 因素 的影 响 ， 如 冷却 水 流 量 及 流 速 、 钛管 冷却表 面洁净程 度 、 凝 汽 器 真 空 度 等 。下 面 分 析 各 个 因 素 的 影 响 以及 运 行 中 的 应 对措施 。
式中， 为冷却水温升 ； Ｋ 为总换热系数 ； Ａ 为 凝 汽 器 总 换 热 面
积； Ｇ ｗ 为冷却水 流量 为冷却水 比热容 。 对 已投运 的凝 汽 器 而 言 ， 通 常 情 况 下 换 热 面 积 Ａ 是 无 法改 变 的 ， 而冷却 水 比热 容 ｃ 。 的变 化 量很 小 ， 可 以忽 略 。由 以上 公式 可知 ： 传 热端 差 与 冷却 水 流 量 Ｇ ｗ 成 正 比， 当 Ｇ ｗ
（ ２ ） 尽量减少机组热 负荷通 向凝汽器 ， 特 别 是 高 低 加 危 疏
２
、 Ｋ 、 △ ｆ 和 文之 间 的关 系
利 用 数 学 模 型 对 以 上公 式 进 行 计 算 可 以得 出 Ｇ ｗ 、 Ｋ 及
管道 ， 其所携带 的热负荷 的
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根据传热学原理 ， 随 着 热 负荷 的增 加 ， 凝 汽 器 的 性 能 会 逐
“ ｗ 。 ｆ ＂ Ｌ ｌ 一 ｌ
渐 降低 ， 并且端差会 不断增 大 ， 且在循 环水流 量和 总传热 系数
不变 的条 件 下 ， 端 差 同 凝 汽 器 负 荷 成 正 比 例 关 系 。 随 着 凝 汽 器 热 负 荷 的 不 断 变化 ， 凝 结 器 传 热 端 差 也 会 发 生 相 应 的 变 化 。 导 致凝 汽 器 热 负荷 产 生 变 化 的原 因 有 多 种 ， 除 了供 热 机 组 及 排 汽
联合循环机组凝汽器端差大原因分析及措施
联合循环机组凝汽器端差大原因分析及措施摘要：凝汽器端差是影响汽轮机效率的一个重要指标，也是衡量机组运行经济性的一个重要因素。
凝汽器端差偏大，会严重影响汽轮机的运行经济性。
近期萧电#3机组凝汽器端差出现持续偏大的现象，探索其中原因并采取措施降低凝汽器端差，对机组运行经济性有着重大的意义。
关键词：凝汽器端差、中压旁路、轴封压力、真空泄漏。
一、设备简介萧山电厂#3机组为SCC5-4000F.1S单轴联合循环发电机组，由西门子SGT5-4000F(2)型燃气轮机、HE 型三压再热双缸凝汽式汽轮机、THDF108/53型水氢氢冷却发电机、和NG-V94.3A-R 型三压再热无补燃卧式自然循环余热锅炉组成。
凝汽器为轴向排气布置，型号 N-10546 ，管道有效总面积 10544m2，绝对设计压力5.7 kPa，循环水量 23145m3/h，循环水通过凝汽器的最大温升8.6 ℃。
2021年下半年#3机组出现了端差异常升高的现象，端差从原先的4℃左右升至13℃左右，较运行规定值7℃偏高非常多，而相同型号和设备结构的#4机组在同时期端差未出现明显变化。
二、原因分析1、凝汽器热负荷2021年7月起机组存在中压旁路内漏的缺陷，该缺陷经阀门行程调整和阀芯研磨处理后能减少一定的内漏量，但仍存在的内漏增加了凝汽器的热负荷，一定程度上增加了凝汽器端差。
2、循环水流量（1）循泵工作情况循环水系统配置了两台相同的6kV定速混流泵。
通过两台循泵运行电流数值曲线的对比，两台循泵出力基本稳定，没有出现大的偏差。
（2）循环水胶球系统运行情况2021年10月份以来，胶球清洗装置收球率较低，其原因为此时段机组为光伏配套调峰频繁启停，每次机组运行时间在4小时以内，使得凝汽器胶球清洗、收球时间相应较短，无法在机组运行时长内完成整套清洗流程。
收球率不足，留在凝汽器循环水侧的胶球增多，导致钛管或收球网等堵塞，引起循环水管系流动阻力增大，引起循环水流量下降。
凝汽器端差偏高原因及对策
凝汽器端差偏高原因及对策摘要：在火电机组实际运行的过程中，凝汽器属于重要的部分，但是，经过多年来的使用可以了解到凝汽器经常会出现端差偏高的现象，不利于火电机组的经济运行。
因此，在凝汽器运行过程中，需要认真分析端差偏差的原因，采取合理措施解决问题，提升火电机组的运行效率与使用水平，满足当前的实际发展需求，为其后续发展与进步夯实基础关键词：凝汽器；端差高；分析及对策0 引言火电机组凝汽器在发生端差偏高现象之后，系统的运行安全性会受到一定影响，不能保证整体系统的使用效果与稳定性，严重影响经济效益。
为了更好地解决此类问题，应合理了解端差偏高的原因并针对性地解决问题，提高凝汽器运行的经济性，延长使用寿命。
1 案例分析云南滇东雨汪能源有限公司位于云南省曲靖市富源县十八连山镇境内，是国家“西电东送”的主要能源基地。
2005年12月开工建设，1号、2号机组分别于2009年7月和2010年2月投产发电。
汽轮机为东方汽轮机厂生产的亚临界、中间再热、单轴三缸四排汽、冲动凝汽式汽轮机。
2013年后，1号、2号机组凝汽器出现了端差明显偏高的情况，即饱和温度与循环冷却水出水温度之间的差值明显增加，严重影响了火电机组的安全和经济运行。
因此，本文针对火电机组凝汽器端差偏差的原因进行分析，提出几点可行性的建议。
2 火电机组凝汽器端差偏高原因分析经过对两台600MW火电机组凝汽器端差偏高问题的分析可以得知，1号机组在运行期间，铜管部位出现了污垢堆积的现象，且真空系统的严密性不够，影响了凝汽器的经济运行。
在1号机组运行期间，对真空系统开展严密性试验，对试验记录数据进行分析判断出真空系统严密性不合格，这是导致凝汽器端差偏高的原因之一。
另外，运行管理存在问题，凝汽器胶球清洗系统因收球率低，长期不投运。
查阅凝汽器循环水水质报表，发现时常存在循环水浓缩倍率超标情况。
2013年7月，利用2号机组大修机会，打开凝汽器人孔门对铜管进行检查，发现凝汽器铜管结垢现象明显。
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降低#9机组凝汽器端差江西分宜发电有限责任公司发电车间五值QC小组二0一二年十一月降低#9机组凝汽器端差一、小组概况表一、小组概况表小组名称发电车间运行五值QC小组成立时间2012.03 出勤率：100%活动时间2012年3月至11月小组类型现场型受QC教育时间40小时/年注册编号FD/2012/25活动次数10次以上曾获奖项1、2010年12月小组QC成果“降低#9机组生产厂用电率”获得江西分电公司QC成果发布二等奖2、2011年04月小组QC成果“降低#9机组生产厂用电率”获得江西省QC成果发布一等奖。
3、2011年12月小组QC成果“提高#9机组给水温度”获得江西分电公司QC成果发布一等奖。
4、2012年04月小组QC成果“提高#9机组给水温度”获得江西省QC成果发布一等奖。
序号小组成员文化程度性别组内职务1 何瑞平男大专组长2 钟家靖男大专技术指导3 刘世杰男大专组员4 张昌辉男大专组员5 钟军男大专组员6 陈乾女大专记录员制表人：陈乾时间：2012年04月二、选题理由公司要求提高机组经济性厂家资料凝汽器端差应控制在8℃以内存在问题#9机凝汽器端差偏高选择课题降低#9机凝汽器端差三、现状调查我公司＃9汽轮发电机组为北重与阿尔斯通合作生产，型号为N330－17.75/540/540的水氢氢冷发电机组，凝汽器制造商为北重汽轮电机有限责任公司，凝汽器压力为0.0059MPa，冷却水倍率58，循环水进水温度设计值23.5℃，循环水允许最高进水温度35℃，冷却水温升≤10℃。
根据发电车间要求，#9机组凝汽器端差应小于8℃，但是从2012年1月份以来凝汽器的端差最高时竟高达18.78℃，随机抽查1、2月份八天的数据平均值也高达14.212℃。
下表是我们根据运行记录在机组正常运行期间随机抽查得到的相关数据：表二、凝汽器端差统计（活动前）时间循环水出水温度(℃)低压缸排汽温度(℃)凝汽器端差(℃) 1月20日20 36.7933 16.93661月21日19.7833 35.8833 16.08661月22日17.5766 35.45 17.87331月26日16.43 35.224 18.782月2日19.55 30.8233 11.292月3日18.466 30.566 12.11662月12日20.02 31.293 11.25662月14日21.655 31.897 10.23平均值19.185 33.491 14.212 制表人：钟军时间：2012年04月图1:凝汽器端差统计折线图（活动前）制图人:钟军时间:2012年04月根据上述图表，我们可以看出，在机组运行过程中，机组的凝汽器端差时常高于设计值，众所周知，汽轮机凝汽器端差即汽轮机的排汽温度与凝汽器循环水出口水温的差值,其正常范围在8℃以内。
它是检验机组效率的一个重要小指标。
在汽轮机负荷不变,循环倍率一定的条件下,端差越大,凝汽器的真空就越低。
而汽轮机真空下降即排汽压力升高,可用焓降减小就会降低汽轮机组的输出功率。
排汽温度过高又可能引起凝汽器铜管松弛破坏严密性,还可能使排汽缸轴承座受热膨胀引起中心变化,产生振动,以及排汽容积流量减小,对末几级叶片不利。
四、确定目标1、活动目标根据厂家资料以及公司下达的经济指标，#9机组凝汽器端差应在8℃以下，而且机组凝汽器端差之前也曾经达到过设计值。
为此，我们QC小组经过分析，提出以下活动目标：在机组正常运行过程中，凝汽器端差应在8℃以下，这样才能保证机组在最佳经济条件下运行。
图二、现状目标图制图人：刘世杰时间：2012年04月2、可行性分析（1）、我们小组成员，工作实践经验丰富，在以往的活动中都表现出很大的主观能动性，取得了丰硕的成果。
并且我们小组成员自从#9机组开始调试以来一直处于一线工作，经过一年多的运行摸索，对机组的特性已经了如指掌，这也为我们小组的活动目标奠定了基础。
（2）、通过调查国内同类型机组的运行情况可以看出，使凝汽器端差控制在8℃以下是可行的。
（3）、汽轮机的设计制造水平已经非常成熟，从设备的制造水平方面来说，凝汽器端差达到设计值也是可行的。
（4）、此外，在技术部门领导的指引和大力支持之下，相信我们会把这个问题解决好的。
根据以上分析，不管是从运行操作技术还是从处理设备缺陷的方面考虑，使凝汽器端差降至设计值以内是可行的。
五、原因分析影响凝汽器端差变化的原因，归纳起来有以下几种：一是凝汽器的结构不合理（铜管的布置方式和换热面积）。
二是凝汽器管内外表面的清洁度差，三是循环冷却水量和流速，四是循环水入口水温，五是低压缸的排汽量，六是真空系统的严密性。
小组成员通过现场调查核实，将所了解的问题绘制出了因果图：图三、因果分析图人机随机抽查凝汽器端差高达14.21℃料法环制图人:张昌辉时间:2012年04月七、要因确认为了找到#9机组凝汽器端差时常高于设计值的原因，小组成员在对照因果图的7个末端因素和例证分析后进行了认真、仔细的分析排查，并进行了重要因素的确定。
表三、要因确认表序号原因要因确认确认方法是否要因1 凝汽器结构不合理铜管的布置方式和换热面积不合理查阅厂家资料非要因序号原因要因确认确认方法是否要因2 运行人员责任心不强，操作不熟练运行调整不及时，造成凝汽器内的水位过高或是过低。
现场分析非要因3 真空严密性差真空严密性试验不合格，经停机检查发现为低压缸防爆门处有一裂纹调查分析是要因4 凝汽器内外表面清洁度差凝汽器内铜管管壁较脏，造成传热效果下降调查分析是要因5 循环冷却水量和流速#9机组为两台额定功率的循环水泵向凝汽器内提供循环冷却水，单台循泵运行压力为0。
12MPa，两台并列运行时压力为0。
18MPa，进入凝汽器的冷却水量的多少和流速都会影响凝汽器端差。
现场分析是要因6 低压缸排汽量低压缸排汽量是根据负荷波动而变化现场分析非要因7循环水入口水温循环水入口水温度变化是根据环境环温度变化而变化的现场分析非要因制表人：钟军时间：2012年05月小组成员对因果图中的末端因素进行了逐条分析，认为造成凝汽器端差过高的主要原因由于真空严密性差、凝汽器内外表面清洁度差以及循环冷水量、流速三个因素共同作用的结果。
八、制定对策针对以上原因，小组制定了对策表：表四、对策表序号要因目标对策措施负责人地点完成时间1 真空严密性差真空严密性试验达到要求在运行当中进行真空严密性试验，停机后进行灌水查漏，查找影响真空的泄漏点。
并联系检修处理发现影响真空的泄漏点后立即联系检修进行堵漏处理。
钟家清现场2012年8月2 凝汽器内外表面清洁度差使凝汽器内铜管干净无污垢运行时利用胶球清洗装置对铜管进行清洗。
利用大修期间对凝汽器内所有铜管进行人工冲洗1、机组运行时经常性投入胶球清洗装置进行冲洗。
2、机组经长周期运行停运后必须联系检修人员开人孔门清理水室杂物。
3、利用机组大修，联系检修人员对所有铜管进行一次全面人工清洗刘世杰现场2012年6月3循环冷却水量和流速冷却水量和流速满足最佳运行状况根据季节变化和负荷变化及时增开循环水泵真空低于94kpa时必须增开一台循环水泵运行。
何瑞平现场2012年8月制表人：刘世杰时间：2012年05月九、对策实施根据已制定的对策，小组成员依据对策表进行了以下实施：实施一：在#9机组大修前，于2月15日进行了一次真空严密性试验，但试验不合格，待机组停运后配合检修人员进行全面检查，后经检查发现低压缸安全膜处有一裂纹，及时联系检修人员将破损的安全膜进行更换，大修后于5月25日再次进行一次真空严密性试验，试验结果达到要求。
实施二：1、机组运行时每半个月左右投入胶球清洗装置对凝汽器铜管进行一次冲洗，每次时间约为60分钟。
每次清洗后，真空明显得到提升。
2、每次机组运行两个月以上时，待机组停运后需要联系检修人员开水侧人孔门清理水室杂物。
3、利用今年的#9机组大修机会，联系汽机检修人员对所有凝汽器铜管进行了一次人工全面清洗，使凝汽器铜管表面整洁无垢。
实施三：制定相关制度，严格规定启、停循泵的时间。
真空低于94kpa时必须增开一台循环水泵运行。
确保机组在最佳的经济状态下运行。
另外，在大修期间，针对凝汽器喉部布置低压加热器而导致喉部出口流场的不均匀现象，还在凝汽器的喉部加装了导流装置，从而进一步的提高了凝汽器的真空，改善了汽轮机运行的经济性，并达到了降低凝汽器端差的效果。
十、效果检查1、对策实施后，经过将近两个月的跟踪调查，机组在运行过程中，凝汽器的端差完全低于了设计值8℃以下，取得了良好的效果，达到了我们预期的目的，产生了良好的经济效益。
下表是在对策实施后，我们根据运行记录所查得的相关数据：表五、凝汽器端差统计（活动后）时间循环水出水温度(℃)低压缸排汽温度(℃)凝汽器端差(℃) 9月2日37.52 42.597 6.2739月3日34.6 39.19 4.5899月26日 34.4 39.478 5.067 9月27日 35.1568 40.657 5.5 10月5日 34.33 40.836 6.499 10月6日 32.093 38.496 6.3776 10月11日 31.9 38.88 6.373 10月12日 32.196 38.635 6.441 平均值34.02447539.8461255.88995制表人：钟军 时间：2012年11月图四：活动后凝汽器端差统计折线图制图人：钟军 时间：2012年11月图五、活动前后效果对比图活动后凝汽器端差统计折线图10203040509月2日9月3日9月26日9月27日10月5日10月6日10月11日10月12日平均值时间循环水出水温度(℃)低压缸排汽温度(℃)凝汽器端差(℃)制图人:陈乾时间:2012年11月2、经济效益在其他条件不变的情况下，凝汽器端差每降低1℃，夏季可以降低煤耗1.93g /kwh，冬季可以降低0.85 g /kwh。
按#9机组9月发电量7850.592万千瓦时，10月份发电量12826.3104万千瓦时的发电量来计算，单9、10月份凝汽器端差下降可以带来的经济效益约为30万元。
这还仅仅是从经济效益上算出来的可以节省这么多钱。
3、社会效益同等上网电量情况下减少了燃料的消耗,降低了CO2及SO2的排放量，保护了周边的环境,也响应了国家关于节能减排的要求,顺应了当今低碳经济的潮流.十一、总结（1）、凝汽器端差的降低，提高了机组的经济性。
（2）、通过本次活动，进一步提高了小组成员的问题意识和改进。