真空严密性指标
真空严密性指标
真空严密性指标
真空严密性指标
1、试验条件：
凝汽器真空正常，并处于稳定状态。
机组负荷应稳定在80％以上额定负荷。
试验时应保持机组负荷及其运行参数稳定。
新安装或大修后的机组应进行真空严密性试验。
机组正常运行，每月进行一次。
2、试验步骤：
维持机组负荷在480MW以上，保持运行工况稳定。
记录试验前的机组负荷、凝汽器真空及其低压缸排汽温度。
全停真空泵。
每30S记录一次凝汽器真空值，共记录5分钟。
启动真空泵。
取后3分钟的下降值，求得平均值算出真空平均下降速度。
3、真空严密性评价标准如下：
1)优：0.133KPa/分（1mmHg/分）。
2)良：0.266KPa/分（2mmHg/分）。
3)合格：0.399KPa/分（3mmHg/分）。
4、试验注意事项：
试验时，如真空下降至－86KPa或排汽温度上升至80℃，应立即停止试验，启动真空泵，恢复真空系统运行。
试验前应该检查备用真空泵良好备用。
试验前真空必须在89KPa以上
负荷应在80%额定负荷（有的机组是在额定负荷）下进行。
真空下降速度小于0.4kpa/min为合格，超过时应查找原因。
另外，在试验时，当真空低于87kpa，排汽温度高于60℃时，应立即停止试验，恢复原运行工况。
汽轮机主要性能指标及控制措施
汽轮机主要性能指标及控制措施一、汽轮机热耗率(kJ/kWh)1可能存在问题的原因1.1汽轮机通流部分效率低1.1.1汽轮机高、中、低压缸效率低。
1.1.2汽轮机高压配汽机构的节流损失大。
1.2蒸汽初参数低。
1.3蒸汽终参数高。
1.4再热循环热效率低，再热蒸汽温度低，再热器减温水量大。
1.5给水回热循环效率低，给水温度低。
1.6凝汽器真空差。
1.7汽水系统（疏放水、旁路系统）严密性差。
1.8机组辅汽量过大。
……2解决问题的措施2.1提高蒸汽初参数的措施。
2.2提高再热蒸汽温度，尽量减少再热器减温水量。
2.3提高凝汽器真空。
2.4提高给水温度。
2.5达到规定负荷后，及时调整调节阀运行方式，减少阀门节流损失。
2.6合理、经济地调整机组抽汽供辅汽量。
2.7保持热力系统严密性，及时消除减温水阀门、疏放水系统、旁路系统等内漏问题。
2.8合理调整高压调节阀的重叠度。
2.9结合机组检修对汽轮机通流部件进行了除垢、调整动静间隙。
2.10进行汽轮机通流部分改造。
……二、凝汽器真空度(%)1可能存在问题的原因1.1真空严密性差1.1.1低压缸轴封间隙大，轴封供汽压力低。
1.1.2多级水封及单级水封的影响。
1.1.3汽轮机及给水泵汽轮机负压系统漏空气。
1.1.4凝汽器喉部膨胀节破损。
1.2凝汽器冷却水管换热效果差1.2.1胶球投入率和收球率的影响。
1.2.2凝汽器冷却水水质差，水管结垢。
1.3循环水进水温度及进水量影响。
1.4射水抽气器或真空泵系统存在缺陷。
1.5射水池或真空泵冷却器水温高，致使抽真空效果差。
1.6凝汽器水位高。
……2解决问题的措施2.1运行措施2.1.1调整和控制低压轴封压力在规定范围内。
2.1.2定期对真空系统进行查漏，及时分析解决。
2.1.3合理调整多级水封及单级水封水量，防止水封不良造成漏空。
2.1.4加强对胶球清洗装置的管理，提高胶球系统的投入率和收球率。
2.1.5定期对循环冷却水加药，对循环水泵进水滤网或水塔滤网进行巡查和清除杂物，防止凝汽器冷却水管结垢、堵塞。
电厂效率计算相关
火力发电厂技术经济指标计算方法（摘自《中华人民共和国电力行业标准（DL/T904-2004）》）1 汽轮机技术经济指标1.1 汽轮机主蒸汽流量汽轮机主蒸汽流量是指进入汽轮机的主蒸汽流量值(kg/h)1.2 汽轮机主蒸汽压力汽轮机主蒸汽压力是指汽轮机进口的蒸汽压力值(MPa)，应取靠近汽轮机自动主汽门前的蒸汽压力。
如果有两路主蒸汽管道，取算术平均值。
1.3 汽轮机主蒸汽温度汽轮机主蒸汽温度是指汽轮机进口的蒸汽温度值(℃)，应取靠近汽轮机自动主汽门前的蒸汽温度。
如果有两路主蒸汽管道，取算术平均值。
1.4 最终给水温度最终给水温度是指汽轮机高压给水加热系统大旁路后的给水温度值(℃)。
1.5 最终给水流量最终给水流量是指汽轮机高压给水加热系统大旁路后主给水管道内的流量(kg/h)。
如有两路给水管道，应取两路流量之和。
1.6 凝汽器真空度凝汽器真空度是指汽轮机低压缸排汽端真空占当地大气压的百分数，即(72) 式中: ηzk - 凝汽器真空度，%; Pby —汽轮机背压(绝对压力)，kPa; Pdq —当地大气压，kPa。
1.7 排汽温度排汽温度是指通过凝汽器喉部的蒸汽温度值(℃)，条件允许时取多点平均值。
1.8 真空系统严密性真空系统严密性是指机组真空系统的严密程度，以真空下降速度表示，即真空系统下降速度=真空下降值(Pa)/试验时间(min) (73) 试验时，负荷稳定在额度负荷的80%以上，关闭连接抽气器的空气阀(最好停真空泵)，30s后开始每0.5min记录机组真空值一次，共记录8min，取其中后5min的真空下降值，平均每分钟应不大于400Pa。
参见DL/T501101.9 机组的汽耗率、热耗率、热效率1.9.1 机组平均负荷机组平均负荷是指统计期间汽轮发电机组的发电量与运行小时的比值，即(74) 式中: Ppj —机组平均负荷，kW; Wf —统计期内机组发电量，kW.h; h —统计期内机组运行小时，h。
1号机真空严密性查漏实施方案
1号机真空严密性查漏实施方案国电克拉玛依2×350MW热电联产工程1号汽轮机真空系统漏点排查方案项目名称：国电克拉玛依2×350MW热电联产工程1号机组真空系统漏点排查及处理批准：审核：编写：克拉玛依发电有限公司二○一四年七月1号汽轮机真空系统漏点排查方案1、成立专项领导小组（1）成立专项领导小组职责：运行：检修：（2）查漏原则：无论之前所有检查结果和成绩如何，一切从零开始进行新一轮检查。
（3）会议组织：小组于2014年7月21日周一召开首次会议，以后每三天或一周召开一次碰头会，总结经验，部署下一步行动；2、真空严密性控制目标汽轮机真空系统严密性是关系到汽轮机安全、经济运行的一项重要指标。
真空系统严密性评价指标：真空下降速度≤260Pa/min为合格；真空下降速度≤200Pa/min为良好；真空下降速度≤100Pa/min为优秀。
3、运行重点检查部位和外接系统漏点控制措施（运行专业组负责）（1）五段抽汽安全阀、凝汽器低压缸中分面结合部位；（2）高加危急疏水等部位做运行试验；（3）外接系统中所有阀门必须经过严密性检查，检查处于负压状态的阀门是否采用了真空型或水封型阀门，高、低旁阀、高排通风阀等运行检查是否内漏；（4）汽轮机低压缸前后轴封、给泵汽轮机轴封等通过调整轴封供汽压力进行试验，判断供汽量是否满足隔绝空气条件；（5）给水泵汽轮机排汽缸和主机低压缸法兰连接结合面该位置变形量大易产生泄漏；（6）外接系统管道保温在保温前是否有遗留的孔洞或未安装的测点；（7）主机及小机轴封部位（重点为排查B小机）；（8）主机及小机向空排气门（重点为排查B小机）；（9）厂区采暖加热器及加热器底部疏水至凝结器疏扩相关管道阀门；（10）厂区采暖供、回水集箱运行排气至凝结器疏扩相关管道及阀门；（11）厂区采暖加热器运行排气至凝结器疏扩相关管道及阀门。
重点控制部位：本次查漏以普查为主，对所有可能发生泄漏的部位地毯式进行检查，但根据前期检查结果，尤其对以下部位需要重点关注。
真空保压合格标准
真空保压合格标准
真空保压合格标准是指在真空环境下进行密封测试时，所需达到的合格要求。
其主要包括以下几个方面：
1.保压时间：在真空环境下进行密封测试时，需要保持一定的时间来观察试件是否会出现泄漏现象。
通常情况下，保压时间的要求与试件的材质、结构及应用场景有关。
2.泄漏率：真空环境下试件的泄漏率是一个重要指标，其要求与试件的应用场景有关。
一般来说，泄漏率越低，试件的密封性能越好。
3.最大允许泄漏率：在实际应用中，试件的泄漏率不可能为零。
因此，需要制定最大允许泄漏率，以便在制造和使用过程中，对试件的泄漏情况进行检测和控制。
4.密封性能：真空保压测试的主要目的是测试试件的密封性能，因此其密封性能是考核试件是否合格的重要指标。
在试件经过一定的保压时间后，没有出现泄漏现象，则说明其密封性能较好。
综上所述，真空保压合格标准需要综合考虑试件的材质、结构、应用场景等因素，制定出一套适用的测试规范，以确保试件具备良好的密封性能。
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真空度试验标准
真空度试验标准真空度试验标准是指用于衡量和评估真空系统中真空度水平的标准规范。
真空度是指单位面积内所包含的气体分子数量，是评估真空设备性能的重要指标之一。
以下将介绍一份关于真空度试验标准的2000字说明。
一、引言真空技术在科学研究、工业生产等领域中发挥着重要作用，而真空度试验则是评估和验证真空系统性能的关键步骤。
为确保真空度试验结果的准确性和可比性，制定一份符合国际标准的真空度试验标准具有重要意义。
本文将就真空度试验标准的制定原则、试验方法及标准限值等方面进行详细阐述。
二、真空度试验标准的制定原则1.科学性原则：真空度试验标准应基于科学性和准确性，确保试验方法和评估指标能够反映真实的真空系统性能水平。
2.可靠性原则：真空度试验标准应具有较高的可靠性，通过可重复性试验结果能够得到相近的评估数据。
3.标准化原则：真空度试验标准应尽量与国际现有标准接轨，确保试验结果的可比性和通用性。
4.实用性原则：真空度试验标准应具备一定的实用性，试验方法应简便易行，试验设备和仪器也应易于操作和维护。
三、真空度试验标准的试验方法1.蓄气法：通过向真空系统注入一定量的气体，观察气体压力变化来评估真空度水平。
2.抽气法：通过真空泵将真空系统抽降至一定压力，观察抽气过程中系统压力的变化情况，从而评估真空度水平。
3.气体扩散法：将真空系统密封后，观察气体扩散的速率来评估真空度水平。
4.质谱法：通过质谱仪检测真空系统中气体成分的组成和浓度，进而评估真空度水平。
四、真空度试验标准的标准限值真空度试验标准的标准限值取决于不同应用领域和真空设备的要求。
一般而言，真空度试验标准的标准限值可以按照以下几个方面进行划分：1.绝对真空度：绝对真空度是指完全抽空状态下的真空度，实验标准限值可按照压力等级进行划分，如高真空（1×10-6～1×10-7 Pa）、超高真空（1×10-8～1×10-9 Pa）等。
火电厂主要经济指标讲解
技术经济指标体系：构成一个火力发电厂技术经济指标体系的指标约120个左右;按照其相互影响和从属关系;一般可分为四级:一级指标是指发电厂热力经济性的总指标-供电煤耗或全厂净效率；二级指标是指直接影响供电煤耗的指标;如厂用电率、锅炉效率、汽机效率等；三级指标是指直接影响二级指标的指标;如飞灰、真空、辅机单耗等；四级指标是指直接影响三级指标的指标;如氧量、循环水入口温度、真空严密性、高加投入率等..1、供电煤耗供电煤耗是指火电厂每向电网供1kW.h电量所耗用的标准煤量;单位：g/kW.h..它代表了一个火力发电厂设备、系统的健康水平、检修维护的工艺水平、运行管理的优化精细水平以及燃料管理水平高低的综合性的技术经济指标..我厂设计院提供设计煤耗为332 g/kW.h;按照制造厂提供的机、炉效率计算理论设计供电煤耗为318 g/kW.h..供电煤耗的计算方法：供电煤耗分正反平衡两种计算方法..原电力部规定的上报方法为以入炉煤量计量和入炉煤机械采样分析的低位发热量按正平衡计算;反平衡校核;以煤场盘煤调整后的煤耗数据上报..集团公司规定正反平衡差不得超过5 g/kW.h..正平衡供电煤耗：供电煤耗=标煤量/供电量=标煤量/发电量-厂用电量标煤量=原煤量×入炉低位热值/标煤热值正平衡供电煤耗反映了一个火电厂综合能耗管理水平;计算的准确性主要与皮带秤计量的准确性和入炉煤采样的代表性有关..反平衡供电煤耗：反平衡供电煤耗是指以汽轮发电机组热耗率、锅炉效率、管道效率、厂用电率直接计算得出的供电煤耗..他直接反映了机组的效率水平;其优点是随时都于机效、炉效等技术指标有直接因果关系;影响煤耗变化的因素直观;便于日常开展指标监控..计算的准确性主要与现场表计的准确度和机组运行的稳定性有关..供电煤耗=热耗率/29.308×锅炉效率×管道效率/1-厂用电率供电煤耗管理的两个环节：供电煤耗与原煤的采购、检质、计量、存储、入炉燃烧、机组效率、负荷率和关口表的计量等诸环节都有关系..入炉以后的环节管理不好;会导致机组效率降低;运行煤耗升高;我们称为技术煤耗；而入炉前环节管理不好;将直接导致煤耗虚高;我们称为管理煤耗；只有同时管好这两个环节;才能有效降低一个火电厂的综合煤耗..2、生产厂用电率生产厂用电率是指发电厂为发电所耗用的厂用电量与发电量的比率..3、综合厂用电率综合厂用电量与发电量的比率：综合厂用电率 =发电机有功电量—上网电量/ 发电机有功电量；直接厂用电率 = 高厂变有功电量 / 发电机有功电量4、利用小时发电量与发电设备平均容量的比率;是反映发电设备时间利用水平的指标..5、单位发电油耗单位发电油耗是指发电厂每生产一亿千瓦时电能所消耗的燃油量..单位：吨/亿千瓦时单位发电油耗=发电耗油量/发电量6、单位发电油耗单位发电油耗是指发电厂每生产一亿千瓦时电能所消耗的燃油量..单位：吨/亿千瓦时单位发电油耗=发电耗油量/发电量7、综合发电水耗单位发电用新鲜水量是指火力发电厂单位发电量时需用的新鲜水量不含重复利用水;主要有除灰用水、冷却塔排污水、转机冷却用水等未回收部分..单位：kg/kwh综合发电水耗=发电用新鲜水量/发电量8、补水率 %发电补水率指统计期内汽、水损失量;锅炉排污量;空冷塔补水量;事故放水汽损失量;机炉启动用水损失量;电厂自用汽水量等总计占锅炉实际总增发量的比例..DL/T904-2004发电补水率=发电补水量/∑锅炉增发量×1009、汽水损失率 %指统计期内锅炉、汽轮机设备及其热力循环系统由于泄漏引起的汽、水损失量占锅炉实际总增发量的百分比..汽水损失率 =汽、水损失量/∑锅炉增发量×100汽、水损失量=Dfd-Dwq+Dzy+Dwg+Dch+Dpw +Dhs10、锅炉效率 %锅炉总有效利用热量占单位时间内所消耗燃料的输入热量的百分比..分正反平衡两种计算方法;一般火电厂采用反平衡计算法;我厂9、10机组设计锅炉效率92.23%;实际运行在91%左右;锅炉效率1个百分点影响机组煤耗约3.5 g/kW.h..影响锅炉效率的主要参数有排烟温度、飞灰、煤质等..11、排烟温度℃排烟温度指锅炉低温空气予热器的出口烟气温度..排烟温度升高会造成排烟焓增加; 排烟损失增大; 一般情况下排烟温度升高约5℃影响煤耗1g/kW.h..我厂9、10机组在空预器入口温度为20℃时设计排烟温度为133℃..空预器性能、烟道积灰、炉膛、制粉系统漏风、灰分增大、风量和燃烧调整等因素直接影响排烟温度指标..12、空气预热器漏风率 %空气预热器漏风率;为漏入空气预热器烟气侧的空气质量与进入该烟道的烟气质量之比率..式中：α分别为空气预热器出口、进口处烟气过量空气系数过量空气系数计算方法：21/21－该处的氧量空预器漏风对锅炉效率影响较小;它主要影响吸、送风机电耗..我厂空预器改造后保证值为9%;目前在10%左右..13、飞灰可燃物 %飞灰可燃物指飞灰中含碳量占总灰量的百分率..飞灰可燃物反映炉内燃烧的好坏;反映碳元素燃烧的程度;是影响锅炉效率的第二大因素..我厂设计飞灰为4.2%;实际运行在2.5-3%;一般情况下;飞灰1个百分点影响煤耗1.3 g/kW.h..14、氧量 %烟气含氧量反映烟气中过剩空气的多少;是氧量与烟气量的体积百分比..炉烟氧含量的大小影响燃烧效果;氧量不足;烟气中会产生一氧化碳、氢、甲烷等气体;增加化学不完全燃烧热损失;同时也会造成飞灰增大;氧量太大则会造成排烟量增加;排烟热损失增大;因此氧量是锅炉燃烧调整的重要参数..我厂设计炉膛出口氧量为4.2%..15、制粉单耗 kWh/吨原煤指制粉系统磨煤机、排粉机、一次风机、给煤机、给粉机等每磨制1吨原煤所消耗的电量..制粉单耗=制粉系统耗电量/入炉原煤量制粉单耗指标主要反映煤的可磨性和制粉系统运行的经济性;同时也可从侧面反映入炉煤计量的准确性..提高制粉系统出力是降低制粉单耗的最有效途径..16、制粉耗电率 %指统计期内制粉系统消耗的电量占机组发电量的百分比..制粉电率在反映煤的可磨性和制粉系统运行经济性的同时;更直接的反映了入炉煤热值的高低..17、煤粉细度 %煤粉细度是指将煤粉用标准筛筛分后;留在筛子上的剩余煤粉质量占筛分总煤粉质量百分比..火电厂一般使用R90和R200两种规格的筛子; R90表示孔径筛孔的内边长为90微米;留在筛子上的煤粉越多;煤粉细度约大;煤粉越粗..我厂设计的煤粉细度为12+2%..煤粉细度主要影响飞灰和制粉单耗等指标..18、低位发热量 kj/kg低位发热量是指燃料经完全燃烧;但燃烧物中的水蒸汽仍以气态存在时的反应热;它不包括燃烧中生成的水蒸汽放出的凝结热..我厂设计的入炉煤低位发热量为24110 kj/kg;目前实际运行在19000 kj/kg左右;它主要影响炉效和厂用电率等指标..19、灰分 %煤炭中所有可燃物质在815±10℃下完全燃烧以及煤中矿物质在一定温度下产生一系列分解、化合等复杂反应后剩下的残渣;称为灰份..我厂设计收到基灰分25.62%;实际运行为31%左右;它主要影响排烟温度和制粉单耗等指标..20、挥发分 %煤炭在900±10℃下密闭加热到1分钟以后;从煤中分解出来的液体蒸汽状态和气体产物;减去煤中所含的水份;即为煤的挥发份..挥发份一般用干燥无灰基表示Vaf..我厂设计干燥无灰基挥发份15.85%;实际运行为17%左右;它是决定锅炉着火和燃烧稳定性的重要指标;主要影响飞灰可燃物..21、送、引风机单耗 kWh/吨汽指锅炉产生每吨蒸汽送、引风机消耗的电量..送、引风机单耗=送、引风机耗电量/∑锅炉增发量送、引风机耗电率=送、引风机耗电量/∑发电量×10022、一次风机单耗 kWh/吨煤一次风机单耗=一次风机耗电量/∑入炉煤量23、除灰、除尘单耗kWh/吨煤是指产生一吨蒸汽除灰、除尘系统所有耗的电量..除灰、除尘用电主要包括炉排、捞渣机、碎渣机、冲灰泵、除尘泵、灰浆泵、轴封泵、电除尘器及照明用电量等..24、汽轮发电机组热耗率 kj/kWh是指汽轮发电机组每发一千瓦时电量耗用的热量..它反映汽轮发电机组热力循环的完善程度;是考核其性能的重要指标..一次中间再热汽轮机的热耗率计算公式：我厂9、10机组设计的热耗率为8005kj/kWh;目前实际运行在8500kj/kWh左右..25、汽轮发电机组绝对电效率汽机效率%汽轮发电机组每发一千瓦时电能;占汽轮机内所消耗热量的百分数..我厂设计44.97%;实际运行在42.4%左右..汽机效率=3600/汽轮发电机组热耗率×10026、给水温度℃指最后一个高压加热器出口的联承阀后给水温度..利用抽汽加热给水;目的是减少汽机侧冷源损失;提高循环热效率..给水温度与高加投入率、机组负荷、加热器性能、给水旁路严密性等关系密切..我厂设计为271 ℃..27、高加投入率 %高加投入率是指高加投入时间占机组运行时间的百分比..它与高加的启动方式、运行操作水平、检修工艺、和高加本身的性能有密切关系;三台高加全部停运;影响煤耗约9.5 g/kW.h..28、真空度 %真空度是指真空占大气压力的百分率..提高真空度目的在于降低排汽压力..排汽压力愈低;绝热焓降愈大;汽机热效率就高..但有个限度;即达到极限真空为止..超过极限真空;反而不经济..我厂设计绝对排汽压力5.39kpa..真空度降低1个百分点大约影响热耗率的1%;约3 g/kW.h..29、凝汽器端差℃排汽温度与凝汽器出口水温度之差为凝汽器端差..凝汽器设计端差一般选4.5-6.5℃..端差增大;排汽温度和压力增大;真空变坏..端差与循环水流量、凝汽器结构、汽阻、真空泵性能、铜管的清洁程度、真空系统严密性等有关..端差增大1℃约影响真空0.3kpa;煤耗1 g/kW.h..30、真空严明性 Pa/min真空严密性是指机组真空系统的严密程度;以真空下降速度表示.. 真空系统下降速度=真空下降值Pa/试验时间min试验时负荷稳定在80%以上;关闭连接抽气器的空气阀最好停真空泵;30S后开始每0.5 min记录机组真空值一次;共计录8 min;取后5 min的真空下降值;200MW 以上机组平均每分钟应不大于400 Pa为合格..31、凝结水过冷度℃凝结水过冷的温度称过冷度..凝结水过冷使循环水带走过多的热量;反而使机组的经济性降低..正常运行时过冷度一般为0.5-1 ℃..过冷度=排汽温度-凝结水温32、循环水入口温度℃指进入凝汽器入口冷却水温度;是影响真空度重要指标之一..当凝汽器热负荷和循环水量一定时;循环水入口温度愈低;冷却效果越好;真空会越高;闭式循环机组入口温度除与季节气温有关外;还与冷却设备水塔、喷水池的冷却效率有关..设计为20 ℃..33、循环水温升℃指排循环水出口温度与入口温度之差..他与循环水泵出力、系统阻力、铜管结垢、堵杂物造成循环水量变化有直接关系..同负荷下温升的大小;说明循环水量的大小;因此可作为循泵调度的参考指标..温升变化1℃;影响热耗变化0.3-0.5%;煤耗1-1.5 g/kW.h..。
[300MW直接空冷机组真空严密性试验方法探讨]真空严密试验最新标准
![[300MW直接空冷机组真空严密性试验方法探讨]真空严密试验最新标准](https://img.taocdn.com/s3/m/a1ab44a5294ac850ad02de80d4d8d15abe230021.png)
[300MW直接空冷机组真空严密性试验方法探讨]真空严密试验最新标准直接空冷机组庞大的空冷凝汽器是汽轮机组的一个重要组成部分,其作用是在汽轮机排汽口处建立并维持真空,使蒸汽在汽轮机内膨胀到指定的凝汽器压力,以提高汽轮机的可用焓降,将焓降转变为机械功,同时将汽轮机排汽凝结成水,重新作为锅炉给水补到热力循环系统中。
其运行工况的正常与否,直接影响到整个机组的安全和经济运行。
凝汽器的真空,即汽轮机的排汽压力,是蒸汽在凝汽器内凝结与凝结水之间形成的平衡压力。
汽轮机排汽在恒压下将汽化潜热传给冷却介质,凝结成水。
蒸汽凝结成水时,体积骤然缩小(在正常情况下体积约缩小300000倍),所以凝汽器内会形成高度真空。
机组在实际运行中，进入凝汽器(ACC)的气体主要来自负压系统的管道、阀门和汽轮机低压缸的微漏，此外新蒸汽、疏水,蒸汽排放及凝结水系统的补水等也要带入一部分气体。
机组在正常运行中进入热血传奇私服凝汽器的气体，实际上并非纯蒸汽,而是汽、气混合物。
凝汽器内的压力就是这些混合气体的分压力之和。
系统设置的真空泵就是不断地将漏入凝汽器的不凝结气体抽出,以免漏入凝汽器的不凝结的气体逐渐累积,使凝汽器内的压力升高，不可凝气体影响ACC换热,使得真空下降，机组效率降低，此外漏入空气会使凝结水含氧量高导致凝结水系统管道，设备腐蚀。
机组冬季运行,漏入的气体会形成气穴，影响管束内蒸汽的流动，导致ACC管束局部过冷。
2真空严密性试验的方法及标准 2.1真空严密性试验的方法目前大容量机组普遍采用全部停运真空泵开始计时8min，取后5min 的平均值计算真空下降值的方法进行真空严密性试验。
有的电厂采用停运真空泵，计时15min～30min，取全部时段的平均值计算真空下降值。
后一种方法由于时间长，机组运行工况无法保证不变。
空冷机组真空受环境温度、风向、风速等的影响本身在发生改变，真空的下降值不能全面、准确的反映ACC的空气漏入量。
前一种方法因为时间短，受外界影响较小，从实际试验情况看，也能比较正确的反映空冷系统的严密性，目前普遍被采用。
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1、试验条件：
凝汽器真空正常，并处于稳定状态。
机组负荷应稳定在80％以上额定负荷。
试验时应保持机组负荷及其运行参数稳定。
新安装或大修后的机组应进行真空严密性试验。
机组正常运行，每月进行一次。
2、试验步骤：
维持机组负荷在480MW以上，保持运行工况稳定。
记录试验前的机组负荷、凝汽器真空及其低压缸排汽温度。
全停真空泵。
每30S记录一次凝汽器真空值，共记录5分钟。
启动真空泵。
取后3分钟的下降值，求得平均值算出真空平均下降速度。
3、真空严密性评价标准如下：
1)优：0.133KPa/分（1mmHg/分）。
2)良：0.266KPa/分（2mmHg/分）。
3)合格：0.399KPa/分（3mmHg/分）。
4、试验注意事项：
试验时，如真空下降至－86KPa或排汽温度上升至80℃，应立即停止试验，启动真空泵，恢复真空系统运行。
试验前应该检查备用真空泵良好备用。
试验前真空必须在89KPa以上
负荷应在80%额定负荷（有的机组是在额定负荷）下进行。
真空下降速度小于0.4kpa/min 为合格，超过时应查找原因。
另外，在试验时，当真空低于87kpa，排汽温度高于60℃时，应立即停止试验，恢复原运行工况。