降低机组补给水率(集控运行四值)
600MW超超临界机组补水率优化治理
600MW超超临界机组补水率优化治理作者：陈映红来源：《科学与财富》2019年第01期摘要：通过对我厂600MW超超临界机组阀门内漏治理、辅汽用汽优化、疏水回收等方法，有效降低了机组发电补水率。
关键词：补水率；阀门内漏；治理；优化一、机组参数及补水率概况：机组发电补水率是指统计期内汽、水损失水量，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蒸发量的百分比。
Lfd=（Dfd/∑D）×100Lfd—全厂发电补水率，%； Dfd—发电补水量，t；∑D—统计期内全厂锅炉实际总蒸发量，t。
我厂为600MW超超临界燃煤发电机组，三大主机均为哈尔滨厂制造，锅炉型号为HG-1795/26.15-YM1型，汽机型号为CLN600-25/600/600，设计主蒸汽压力25MPa，主再热蒸汽温度为600℃。
我厂两台机组自投运以来，机组发电补水率一直居高不下，尤其是#1机组发电补水率更是高达2%以上，经过屡次阀门治理，收效甚微，阀门内漏治理的成效难以维持。
2017年全年我厂机组补水率1.69%，其中#1机组补水率2.2%，#2机组补水率0.95%，#1机组补水率明显偏高。
经过2018年2月#1机组C修阀门内漏集中治理后，#1机组满负荷补水率下降至0.7%，满负荷补水量和补水率下降50%以上，满负荷每小时泄漏量仅3t/h，泄漏率仅0.2%。
二、机组补水率优化治理方案针对我厂机组补水率一直偏高的情况，通过机组补水分开计量及补水率试验测算出补水率高主要是由#1机组阀门内漏大引起，于是制定了阀门综合治理方案，概括起来16个字：“选好阀门、修好阀门、用好阀门，管好阀门”，具体方案如下：1.选好阀门：即优化了阀门选型工作。
阀门选型结合阀门使用频率及内漏情况，仅重点内漏阀门选用质量更好但价格偏贵的复合电动阀，阀门的分类精准选型，既控制了检修成本，又实现了成功治理阀门内漏的目标。
沿海百万超超临界燃煤火力发电机组降低补水率概述
52浙江电力ZHEJIANG ELECTRIC POWER2016 年第35卷第10期沿海百万超超临界燃煤火力发电机组降低补水率概述付光辉，龙立义，王亦敏(华润电力(温州冤有限公司，浙江温州325805)摘要：为降低机组补水率，分析了影响机组补水率的原因及影响程度，并提出合理化建议进行改 善。
通过运行优化，机组补水率有明显下降，取得了显著的节能效果。
关键词：超超临界；补水率；制定措施；分析原因中图分类号：TK 223.5文献标志码：B文章编号院1007-1881(2016)10-0052-03An Overview on Water Supply Rate Reduction of the Coastal 1 000 MW Ultra-supercritical Coal-fired Power Generation UnitsFU G uanghui，LONG L iyi，WANGYimin(China Resources Power (Wenzhou ) Co .，Ltd.，Wenzhou Zhejiang 325805，China )Abstract : In order to reduce water supply rate of power generating units，the paper analyzes the influencingfactors of water supply rate and the degree ； besides，it puts forward reasonable suggestions for improvement . Through operation optimization ， the rate of water supply is significantly decreased，and significant energy saving effect is achieved .Key words : ultra -supercritical ； water supply rate ； measure constitute ； cause analysis引言水资源日益紧缺已是全社会关注的问题，作 为火力发电企业，每天除盐水的用量更是一项关乎机组经济运行的重要指标。
汽轮发电机组降低补水率措施
汽轮发电机组降低补水率措施冯浩周世祥（山西鲁能河曲发电公司036500）摘要：本文主要通过对河曲电厂2×600MW汽轮机组汽水损坏原因的分析，总结经验，采取措施，分析存在问题关键，经过对设备的治理和系统的优化达到降低机组补水率，提高机组运行经济性的目的。
关键词：汽轮发电机组降低补水率措施1引言山西鲁能河曲发电公司位于山西省西北部与陕西、内蒙三省交界处的河曲县境内，一期工程安装2×600MW二台机组，汽轮机为东方汽轮机厂生产的亚临界、一次中间再热、单轴三缸四排汽、冲动凝汽式，汽轮机型号为N600-16.7/538/538-1，设计额定功率为600MW，最大连续出力647.11MW。
锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的亚临界、中间一次再热、强制循环、平衡通风、单炉膛、悬吊式、燃煤汽包炉。
发电机为东方电机厂生产的全封闭、自通风、强制润滑、水/氢/氢冷却、圆筒型转子、同步交流发电机。
定子绕组为直接水冷，定、转子铁芯及转子绕组为氢气冷却,发电机密封油系统采用单流环式密封瓦。
#1机组于2004年10月26日投产；#2机组于2004年12月30日投产。
2机组设计除盐冷却水系统基本概况2.1汽轮发电机组设计能力(TRL)工况(铭牌出力工况)的条件2.1.1 额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质。
2.1.2 汽轮机背压为11.8kPa(绝对压力)。
2.1.3 汽轮发电机组补给水率为3%。
2.1.4 所规定的最终给水温度273℃。
2.1.5 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽。
2.1.6 采用二台汽动给水泵。
2.1.7 发电机额定功率因数、额定氢压、额定电压、额定频率，效率98.9%，冷却水温33℃。
2.2 每台机组设计除盐冷却水用户及设计用水量2.2.1二台汽动给水泵轴承机械密封及冷却用水，设计每台汽泵为11.6 t/h，回水经冷却水回水母管排至机组凝汽器。
2.2.2 二台汽动给水泵前置泵轴承机械密封及冷却用水，设计每台汽前泵为3.8 t/h，回水经冷却水回水母管排至机组凝汽器。
降低#X机补水率
发布：XXX 材料编写：XXX 媒体制作：XXX目录一、小组概况 (3)二、选题理由 (4)三、现状调查 (X)四、目标设定 (7)五、可行性分析 (8)六、原因分析 (9)七、要因确认及论证（一） (10)八、要因确认及论证（二） (11)九、制定对策 (12)十、对策实施（一） (13)十一、效果检查（一） (16)效果检查（二） (17)十二、经济效益核算 (18)十三、巩固措施 (19)十四、遗留问题 (20)十五、体会及下一步打算 (21)一、小组概况：二、选题理由：我们的目标是安全生产，节能降耗，提高效益，完成发电任务，安全是一切工作的重中之重，同时节能降耗降本增效也是我们日常工作中一项重要内容。
补水率在电厂中是一个非常重要的经济指标，我厂机组补水率在X%以下，但实际上自投产以来补水率一直在X%以上，参考同类型机组补水率都能控制在X%以下，经过我小组成员共同分析讨论，我厂机组补水率还有进一步降低的可能，为此，我们选定了降低#X机补水率这一课题。
三、现状调查：小组全体成员结合我厂实际情况对#X机补水率大的原因进行了认真的调查、研究、核实将存在的缺陷进行分类汇总，统计如下并绘制排列图：注：#X机从201X年X月运行以来厂用汽一直由#X机供汽，故取数据从201X 年的X.6.7.8月份获取。
四、现状调查：20104除盐水用量N=X空冷喷淋运行方式 不合理 疏水未 及时回收 系统正 常消耗从以上排列图可以看出，喷淋用水，翅片冲洗，系统运行方式不合理(轴封疏水排地沟，空调用水，喷淋水箱溢流等系统非正常泄漏是造成补水率大的主要原因。
140五、目标设定：年同六、可行性分析：制表人：X201X年X月X1．现场条件：#X机从201X年X月X日—201X年X月X日运行期间厂部和车间下达的补水率指标是建立在大量数据统计基础上的，它说明补水率确实和我们的目标非常接近。
据本小组统计数据在X月27日—6月1日机组补水率一直保持在X—X之间。
降低循环水系统补新鲜水率的探讨
降低循环水系统补新鲜水率的探讨摘要：本文主要分析补新水率的影响因素，通过对比可以看出，大检修改造后，冷却塔冷却能力得到改善，补水量减少，回用水量的增加降低新鲜水的补水量。
关键字：补水量；补新水率1前言随着工业的发展，水资源的所面临的污染问题日益严重，节能降耗减排成了各企业发展的趋势。
而炼油化工厂生产用水量大，能耗高，生产运行成本高。
中国石油化工集团有限公司九江分公司（简称九江石化），北濒长江，生产用水源自长江，厂区内有5套循环水场供全厂装置冷却循环水。
由于循环水系统在运行过程中，存在布水不均匀，过滤罐反洗跑水过长损失大、排污量大等问题，造成新鲜水补水量增大，增加了生产成本。
本文探讨循环水系统补新鲜水率的影响因素，结合实际生产中存在的问题以及后续节水改进措施，对比1#循环水场改造前后循环水量、补水量（新鲜水、回用水量）等参数，评价改进措施的实际应用效果。
2 循环水系统补新鲜水率影响因素根据公式循环水补新水率（%）=补充新鲜水量*10000/循环水量*供回水温差，循环水量、补充新鲜水量、供回水温差影响补新水率，如何确保循环水量充足、降低新鲜水量、提高供回水温差三者来提高补新水率，是循环水场运行平稳达到节能降耗重要的研究对象。
1#循是敞开式逆流冷却塔，采用机械强制通风。
冷却水存在四部分水量损失[1]，分别是风吹损失量D、蒸发水量E、排污量B、渗漏损失F，为满足装置运行要求，达到水平衡水量，必须向系统进行补水。
补水量是风吹损失量、蒸发水量、排污量、渗漏损失之和，一般渗漏损失可忽略不计。
风吹损失量D一般按循环水量0.1%估算，在保证所需要的风量实现对流交换热时，风机效率提高，也会增大损失。
根据公式E=αΔtR/100, 蒸发水量E与冷却塔进出水温差成正比，为减少蒸发损失，冷却塔中收水器收水效果对蒸发损失起了很大的影响，同时填料的选材与完好直接影响温差。
根据公式B=(E/N-1)-D，排污量B与浓缩倍数、蒸发水量和风吹损失量D有关，排污量可以通过使循环水在系统中不断浓缩，从而提高浓缩倍数，减少排污量，但浓缩倍数不是越高越好，倍数过高容易引起换热器、管道发生腐蚀；另外，排污量受水质影响，对敞开式冷却塔来水，异物容易进入系统，随着运行时间增加，钙硬+总碱度会逐步增高，引起结垢腐蚀等问题，影响装置换热[2]，则需进行排污，再补新鲜水置换，或者进行硫酸投加，减少排污。
浅析降低火电厂化补水率的运行优化措施
浅析降低火电厂化补水率的运行优化措施摘要：火力发电厂化补水率是电厂运行管理一个重要指标，直接影响机组经济运行，本文主要阐述了浙江浙能兰溪电厂4台660MW超临界机组在降低全厂化补水率及优化运行方式方面的一些做法，通过减少机组疏水、放汽阀内漏损耗，优化运行方式，减少锅炉341阀排放损耗等措施，达到降低机组汽水损耗大、化补水率高的目的。
关键字：火力发电厂、化补水率、节能降耗一、引言浙江浙能兰溪发电有限公司共建有4台660MW超临界机组，在实际运行过程中，长期存在机组汽水损耗大、化补水率高的问题，全厂化补水率1.84%，调研系统内同类型凤台电厂化补水率为0.8%，乐清电厂化补水率为0.75%，均相对低的多。
因此通过开展“全厂化补水率偏高问题专项排查”，罗列出所有化补水率损耗，对各项损耗进行分析评估，并与凤台电厂、乐清电厂进行分项对比分析，总结出在下列方面存在优化、节能潜力：（1）规范化补水率计算方式，和集团内其他电厂一样，按照行业标准DL/T 1052-2016《电力节能技术监督导则》的规定进行计算，确保数据的一致性和可对比性；（2）减少机组疏水、放汽阀内漏损耗；（3）优化运行方式，减少汽水排放损耗；（3）减少锅炉341阀排放损耗。
通过上述措施，预计将全厂化补水率降至1.0%左右。
二、问题分析与对策1、化补水率计算方式更改经调研发现我厂与其他电厂化补水率统计口径存在较大差异，为确保数据的一致性和可对比性，参照凤台、乐清等电厂，按行业标准DL/T 1052-2016《电力节能技术监督导则》的规定，剔除了非生产用水用汽及未进入热力系统的用水用汽，包括：精处理凝混床树脂再生、前置过滤器反洗、反渗透加热器、辅汽至氨区加热、炉内配氨、取样、至#3值班楼用汽及管路疏放水、定冷水箱/闭冷水箱补水、热媒水箱补水、机组启停用水、暖通用汽、暖通补水。
新的计算方式化补水率较原来约降低了0.5%。
2、减少机组疏水、放汽阀内漏损耗机组疏水、放汽阀内漏主要存在两方面问题：（1）机组启动过程未能及时发现疏水、放汽阀内漏；（2）疏水管道存在蒸汽回流问题，尤其是同母管的疏水管道，温度值往往比较高，接近100℃，给运行人员判断带来困扰。
04月02日事故预想(生产水泵出口母管压力突降---运行四值)
事故预想记录一、题目:生产水泵出口母管压力突降二、时间：2020.04.02三、值别：运行四值四、出题人：五、答题人：六、运行工况：1号机单机运行，机组负荷317MW，01生产水泵运行，02生产水泵备用，生产水向生水箱补水流量为156t/h，锅炉补给水设备单套制水，生产水池液位维持在3.2m，淡水箱液位4.2m，除盐水箱液位10.5m。
七、现象：1、DCS画面生产水泵出口母管压力低报警2、#1生产水泵电流突增，出口压力下降；3、生产水至生水箱补水流量、压力降低；4、生产水池液位降低;5、主机循环水泵轴承温度有上升的趋势。
八、原因：1、信号异常；2、生产水用户阀门误开；3、管道泄露。
九、处理步骤：1、立即检查01生产水泵电流及泵出口压力、生水箱补水流量，若均正常，则为生产水泵出口母管压力测点显示异常，联系热工处理；2、若非信号异常，则立即汇报值长并联系各专业确认各生产水用户用水情况。
同时派巡检就地检查生产水泵运行情况，并确认生产水管网是否有泄露；3、汇报主值：主机循环水泵轴承冷却水有中断的可能性，密切关注主机循环水泵轴承温度；4、提高运行生产水泵频率维持生产水供水压力，若生产水母管压力低于0.15MPa备用生产水泵未联启，则手动启动备用生产水泵；5、如果备用生产水泵启动后，运行生产水泵均临近最大出力仍然不能维持生产水母管压力，则汇报值长及专业负责人申请停运制水设备关闭生产水至生水箱补水调门；6、检查发现生产水用户阀门误开则立即关闭误开阀门；7、若为生产水管网泄露，则汇报值长与专业负责人，并采取隔离措施；8、系统恢复后逐渐降低运行生产水泵频率，维持至正常压力0.2-0.3MPa，停运备用生产水泵并投入备用状态。
300MW供热机组影响补给水率的要因及降低的对策分析
300MW供热机组影响补给水率的要因及降低的对策分析【摘要】我国华北地区某发电厂采用黑龙江哈尔滨动力厂作为机炉主设备，该厂为2台供热机组，均为300MW。
建成投产后，全年中，2台300MW供热机组的平均补给水率相比于区域电厂同类机组以及设计值较高，为百分之1.80。
对机组补给水率影响较大的原因进行了现场调查与分析，依据实际采取对应措施，从根本上促使机组补给水率获得该类型机组最佳值，从而获得显著效果。
【关键词】补给水率；降低对策；供热机组；设备治理；300MW该厂两台300MW供热机组在投产后，全年平均补给水率较高，高于设计值。
因相关法规规定300MW机组损失的总汽水率应控制在1%以内，因此，可按照0.5%计算锅炉排污率。
为获得显著效果，对机组补给水率影响较大的原因进行了现场调查与分析，分析了机组启停损耗、机组排污率、查漏水耗、打水压水耗、蒸汽吹灰耗气量，依据实际采取对应措施。
一、原因分析1、机组启停损耗启停机组构成包括：小汽轮机冲转暖机所带来的汽水损失、放水门启动导致的耗水、空气门及再热器与过热器疏水等造成的耗水、锅炉开事故放水等大量的汽水损失。
机组投入运营第一年的上半年，启动1号机组8次，其中3次为甩负荷试验，停止8次，其中3次为甩负荷试验；启动2号机组7次，其中2次为甩负荷试验，停止6次，其中2次为甩负荷试验。
两台机组启停次数共29次，因无表计测量机组启停过程中的汽水损耗，因此，使得量化分析无法开展。
2、控制机组排污率为了确保锅炉在正常运行中合格的蒸汽品质和炉水品质，为了将部分含盐量最大的炉水排出，必须要进行连续排污。
在锅炉低部每班还须定期进行一次排污。
因相关法规规定300MW机组损失的总汽水率应控制在1%以内，因此，可按照0.5%计算锅炉排污率。
对机组补给水率产生影响的主要因素之一就是锅炉排污，排污在正常的机组运行中时必须的。
在1%以内控制机组排污率是最关键的任务。
3、查漏水耗两台机组厂用蒸汽联箱相连，电除尘、氯碱厂、化学水处理、浴池等单位设备供应生产用气，在增加机组补给水率的基础上，无任何回收。
降低1000MW机组补水率
降低1000MW机组补水率摘要：机组补水率是发电企业一项重要的经济指标，补水率过高不但增加了除盐水的消耗，降低凝结水水温，增加溶氧，使相关设备受到氧腐蚀侵害，降低机组运行的安全性和可靠性，而且伴随着高温高压工质的浪费，增加了发电能耗，降低了机组经济性。
某厂#13机组在017年01月，补水率2.6%左右，去年同期补水率1.5%左右，随着机组运行时间的增加，补水率有所上升，影响了机组运行的安全性、稳定性、经济性。
关键词：补水率；凝结水；安全；经济机组补水率是发电企业一项重要的经济指标，补水率过高不但增加了除盐水的消耗，降低凝结水水温，增加溶氧，使相关设备受到氧腐蚀侵害，降低机组运行的安全性和可靠性，而且伴随着高温高压工质的浪费，增加了发电能耗，降低了机组经济性。
因此查找机组补水率超标的原因，提出相应的解决办法并付诸实施是一件很有意义的事情。
国能集团江苏分公司谏壁发电厂#13机组、#14机组为1000MW发电机组，型号N1000-26.25/600/600（TC4F），超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双倍压、八级回热抽汽、反动凝汽式汽轮机。
每台机组设置一个500m³的凝结水补水箱，它为凝结水系统提供启动补水和正常补水。
补水箱水源来自化学水处理的除盐水，由除盐水泵送来，通过凝补水泵，送至凝汽器，补水量根据设定的凝汽器水位，通过调节阀来进行控制。
凝汽器热井补水来自除盐水，它的温度相对于真空系统下的凝结水来说要低，那么长期的大量的补水必定造成凝汽器的过冷度增加，造成凝结水过冷却，虽然不影响真空，但对发电厂的安全和经济运行都是不利的。
凝结水过冷却，使凝结水易吸收空气，造成凝结水溶氧增加，使给水系统管道等设备受到氧腐蚀侵害，降低机组运行的安全性和可靠性。
另外凝结水过冷还影响机组热经济性，最直接的影响就是进入锅炉的给水温度降低，偏离了最经济给水温度。
那么这部分水在锅炉中蒸发所需的热量增加，故而增加了锅炉煤耗影响了机组热经济性。
关于火电集控运行中汽轮机机组补水率高的原因分析及优化策略探讨
关于火电集控运行中汽轮机机组补水率高的原因分析及优化策略探讨摘要：电厂汽轮机机组运行过程中，汽水损失反映了发电补水率，只有对电厂汽水损失有效减少，才可以严控补水量，有效降低补水率。
通过对改进运行方式，节省了补水量，帮助电厂减少用电量，压缩发电成本。
关键词：汽轮机机组；补水率；优化策略引言：在国民经济发展过程中电力工业发挥了重要作用，其不仅联系国家经济安全战略的制定，还严重影响人们的生活和工作。
随着电力工业的快速发展，相应增加了很多容量大且参数高的火电机组。
这些机组在运行过程中必将产生汽水损失，迫切需要利用引入补充水系统。
降低补水率，优化机组运行。
一、概述漳山发电厂二期工程安装2台600MW亚临界机组。
汽轮机系单轴、亚临界、双缸四排气、直接空冷凝汽式。
配置两级串联旁路系统，汽轮机有8段抽汽供给回热系统，分别供给3台加、1台除氧器和4台低加。
锅炉系亚临界、强制循环、汽包燃煤炉，额定蒸发量1849t/h。
该炉是亚临界一次中间再热强制循环汽包炉，采用单炉膛、倒U型布置、四角切圆燃烧、正压直吹式制粉系统、平衡通风、全钢架悬吊结构，固态排渣。
锅炉配有3台炉水泵，2台运行和1台备用。
锅炉过热汽温采用两极喷水减温调节。
机炉厂房采用汽暖，以保证冬季机组厂房内温度在规定范围内。
锅炉设计为蒸汽吹灰，吹灰部位为水冷壁、过热器、再热器、省煤器、空预器。
由于煤种改变，熔点低等问题，锅炉容易积灰，因而增加吹灰次数。
二、原因分析通过分析，明确机组补水率偏高原因：部分疏水没有回收或回收不及时，如锅炉暖风器疏水和生活区水加热器疏水；补水率流量计有时卡涩不准；锅炉和汽机暖疏水没有回收；非生产用汽没有计量；锅炉吹灰器疏水没有回收；外围输煤和除灰等边远部位疏水没有回收；阀门和设备存在泄漏等。
结合以上分析，逐步查找补水率偏高原因。
（一）锅炉亚临界锅炉在正常运行时，有连续排污，定时排污，以及锅炉吹灰疏水，其它疏放水排空都是关闭的。
对锅炉疏放水系统进行检查，锅炉产生的疏水最终进入定排扩容设备。
黔西电厂降低补水率及阀门泄漏率控制措施
黔西电厂降低补水率及阀门泄漏率控制措施近年来随着国家对节能降耗要求的提高以及火电企业自身控制和降低能耗水平减少发电成本的需要，火电企业节能降耗工作的实施和开展迫在眉睫，而黔西电厂火电机组随着运行年限的增加、设备老化和系统泄漏等因素，该厂补水率和阀门泄漏率长期偏高，为了最大限度降低补水率和阀门泄漏率提高机组经济运行水平，降低发电成本和能源消耗。
因此根据现场生产实际拟定降低补水率和阀门泄漏率控制措施，从运行调整和设备维护检修两方面实施降控，力求达到降控目标。
一、目前能耗指标现状1、补水率：一期补水率完成2.87 %比目标值高0.87%，二期补水率完成2.25%比目标值高0.25%。
2、阀门泄漏率：一期阀门泄漏率10.53 %比目标值高7.53%，二期阀门泄漏率5.33%比目标值高2.33%。
二、影响能耗指标的主要因素及存在的问题1、各机组（尤其2/3/4号机）汽水系统阀门泄漏严重及化水系统管网泄漏。
2、机组开机启动时间普遍较长，机组能耗增加。
3、各机组冷却塔（尤其2/4机）填料老化碎裂、大池漏水、机组冷端经济性差。
4、运行部门对汽水系统、厂用辅机运行方式、化水系统的方式调整欠缺。
三、降低补水率、阀门泄漏率控制措施：（一）运行优化调整措施：1、将机炉侧汽水系统、化水系统查漏列入定期工作，每月定期对汽水系统和化水系统查漏，查出的漏点列清单交生技部安排消缺，对于运行中不能消缺的，由生技部列入停机治理或改造计划并落实整改期限进行治理。
2、优化锅炉吹灰方式，减少汽水损失；各台锅炉吹灰耗汽量大，机组补水率基本翻倍，现在每天吹灰共计8小时，大幅推高了机组补水率，主机部根据实际情况在保证锅炉运行安全的情况下，优化吹灰时间和方式，降低补水率。
3、加强运行中各容器液位管理，运行中控制各容器水位在合理位置；主机部对各运行机组和化水系统各汽水容器水位控制作出明确规定，各容器液位严格按照规定控制，超过规定液位或发生溢水落实考核。
机组补水率高的原因分析及对策
机组补水率高的原因分析及对策机组补水率高的原因分析及对策翁喜生摘要:本文主要通过对珠海发电厂2x700MW汽轮机组汽水损失原因的分析,总结经验,采取措施,分析存在问题关键,经过对设备的治理和系统的优化达到降低机组补水率,提高机组运行经济性的目的.关键词:发电补水率;汽水损失;锅炉排污;锅炉吹灰;GGH吹灰电厂生产过程中必然存在汽水损失,为此必须有补充水引入系统.正常工况下电厂的汽水损失包括设备及管道不严密处的泄漏和一些必要的不可避免的汽水损失,如锅炉的排污,除氧器的排气,汽水取样,锅炉蒸汽吹灰,脱硫GGH吹灰等.因此电厂实际损失的大小,反映着热力设备和管道的制造,安装质量以及电厂设计和运行管理方面技术水平的高低.发电补水率是一项反映电厂汽水损失的重要技术经济指标.凝汽式发电机组补水率计算公式为:发电补水率=补水量/炉蒸发量,在炉蒸发量一定时,减少电厂的汽水损失,就可以减少补水量,从而降低发电补水率.而我厂导致补水率高的因素主要为:锅炉排污量偏大,连排扩容器跑汽现象严重,主机吹灰次数和改造后的脱硫GGH的吹灰次数的增多及水汽疏水系统泄漏.机组补水率增大主要原因如下:1锅炉方面(1)安全阀:锅炉过热器两个机械安全阀和七个电磁安全阀,再热器进口七个安全阀和出口两个机械安全阀,汽包六个机械安全阀,这些阀门由于其连接在主管道上,压力温度较高,一旦有内漏损失很大.运行中曾出现汽包安全阀内漏情况.(2)锅炉疏水阀:汽包连排电动阀,尾部烟道前后墙疏水电动阀,初级过热器进口联箱疏水电动阀,末级过热器出口联箱疏水电动阀,主汽管疏水电动阀电手动阀,这些多多少少有点内漏,我们厂已经采取关闭其电动阀前手动阀的措施来减少汽水损失.特别是当机组水质差(凝气器泄漏,精处理长时间未切换床体)的时候,或者是化学执行定期加磷酸盐的时,一般要开启汽包连排电动阀进行排污.(3)主机的吹灰次数的增加.如锅炉煤质差,运行调整不当引起的结渣,空气预热器烟气侧差压高.不得不采用增加吹灰的次数.而我厂吹灰器120支,耗汽量相当的客观,现在我们厂脱硫GGH由压缩空气改为蒸汽吹灰,GGH运行当中由于其堵塞严重,一般根据负荷所对应的增压风机出口压力来判断其堵塞情况,每个班要吹四次,一天下来要12次,差不多每2h要吹灰次也足消耗汽水的主要用户,而且GGH吹灰蒸汽管道三个疏水旁路阀存在内漏可能也是造成汽水损失的原因.(4)辅助蒸汽系统,如机组是否是由一号机供应辅助蒸汽还是由二号机供应辅助蒸汽直接影响的机组的补水率.辅助蒸汽供应电除尘灰斗加热蒸汽供汽,油枪雾化蒸汽(投退油枪次数增多),这些蒸汽是无法回收利用的,以及金湾公司用我厂的辅助蒸汽,辅助锅炉出口母管安全阀一直存在着内漏(倒灌)以及辅助蒸汽系统的22个疏水器是否故障,以及旁路阀是否存在内漏,或者是忘记关闭疏水器旁路阀都是造成汽水损失的主要原因.(5)机组异常运行如甩负荷安全阀动作,以及四管泄漏,水位计冲洗次数增多或者是水位计牛眼破裂隔离之后的冷态投运等都是造成汽水损失的原因.2汽机方面(1)安全阀;各高压加热器低压加热器安全阀,以及加热器汽侧疏水手动阀,除氧器安全阀,前置泵进口安全阀等内漏或者动作,这些内漏我厂也曾出现过.这些都是造成汽水损失的主要原因.(2)我厂化学加药配水是从机组凝结水杂用户引过去的,配药的次数增多也影响的机组的补水率,而一股配药结束时又容易造成补水压力控制阀后安全阀动作,也是造成汽水损失的原凶.凝气器真空破坏阀水封一直都是有水流出的,一般需要我们控制阀门的开度来保持最好的密封又不造成水资源浪费. (3)闭式水系统:正常时闭式水系统的消耗由凝结水补给.一般当闭式水由消防水补给过由于其水质不行,需要排补水也是造成浪费.现在凝气器真空泵密封水由闭式水供应也是造成水源消耗的原因,但水量不大.空压机级问冷却水一二号机组互为备用『可节约补水排放,以前机组大小修期间都是靠锅炉上水泵进行补水(由于循环水系统停运)1,以及机组脱硫循环浆液泵,空气预热器上轴承冷却水都由闭冷水供应(改造过的).一二号机组闭式水联络阀(供应化学制氢冷水水)倒灌也会造成闭式水高位水箱的频繁补水另外一个高位水箱的溢流造成水资源的浪费.由于正常运行时闭式水两个冷却器钛管有漏,闭式水漏到循环水侧,也是造成一定的浪费.(4)定予冷却水去离子,出口虑网底部排放阀内漏造成定子冷却水频繁补水,也是一个原因.除氧器运行中排气设计不合理造成汽水损失机组补水率增大.(5)机组运行异常情况检修:如汽泵电泵隔离或者是加热器隔离以及闭式冷却器隔离或者是爆管等,需要进行泄压排放等, 也是造成汽水损失的原因.(6)机组大小修后凝汽器钛管查漏,凝结水,除氧器系统冲洗以及定子冷却水冲洗的,炉水循环泵注水冲洗或者是锅炉水压实验之后的排放水,这个就另当别论.国团2011年5月探索电力工程项目施工安全管理及措施黎忠唐应军摘要:电力需求的日益增长给电力工程建设的安全工作提出了史高的要求,如何在工程施工-1l加强安全管理工作,创造更高效益全面实现电力项目工程施工安全管理的目标.关键词:电力工程;安全管理;安全教育1前言随着国民经济的迅猛发展,我国电力需求日益增长.电力工程项目面临着工期紧,任务重的现状,这对电力建设安全工作提出了更高的要求.在这种形势下,安全管理就显得尤为重要,在此对电力工程施工中安全管理工作做分析介绍.2电力建设工程实施安全管理的重要性工程质量与施工安全密不可分,质量隐患往往导致安全事故,而不安全因素又可能为质量事故埋下祸根,可见工程质量或施工安全相辅相成的.因此,运用现代安全管理理论,结合工程施工实际,并认真贯彻落实国家《安全生产法》和《电力建设安全工作规程》,完善和提高电力建设施工安全管理水平,充分认识建立和完善安全生产责任制度的重大意义,完善各级岗位安_拿责任制,严考核,硬兑现,才能建立健全安全生产责任体系,才能做到职责落实,运作规范,才能扎扎实实地做好安全管理j二作.全面实现电力项目工程施工安全管理的目标.3加强预防控制监理,实现安全管理目标3.1建立工程项目的安全管理体系建立工程项日包括建设单位,监理单位和施上.位的安全管理体系和组织网络.审核施工单位提交的安文明施:[组织管理机构,要求项目各施工单位建健全安全文明施T组织管理网络体系,对存在的问题及时提出,要求按有关安全产r作规定设置管理机构,设置专职或兼职安全员,对要求没专职安全员的机构,不能以兼职来代替.加强对分包单位的资质审硷,督促总承包单位加强对分包队伍的管理.严格控制承包位不得将主体工程进行分包.杜绝分包工程的再分包,防1卜尤资顾队伍以劳务分包的形式参与工程.督促承包单位建健全完善的分包管理办法,严禁以包代管,以罚代管.施工过程中督检承包商健全安全生产责任制和安全生产的有关规定j措施执行情况,检查承包商建立健伞安个管理体系和环境管理体系足有效运行.在检查巾,监理及时指出有些T施_r项¨部组织落实,人员不剑位,管理,操作层脱节,务介作单化人员祟质2oo8.042008.092oo9.082009.091号机补水量(t)3860755592oo84002号机补水量(t)7450】0278105009800图1此图为2008年4月,2008年9月以及2009.08月份我厂一一二号机组的补水量对照:辅助蒸汽都是由2号机组供给.2008年4月我厂一二号机组脱硫GGH吹灰还未改造成蒸汽吹灰,耗水量比较的低,2008年6月小修2号机组脱硫GGH吹灰改为蒸汽吹灰,2号机补水量明显上升,到2009年08月份脱硫一二号机组GGH全部改为蒸汽吹灰后,1.2号机组补水量明显增加.3改进措施(1)根据汽水品质及时切换精处理床体,保证锅炉蒸汽品质合格,减少锅炉排污量,降低补水量.(2)克服阀门泄漏问题,针对阀门泄漏问题,制定制度,加强巡视管理,对水汽漏点进行登记,及时检修或更换.(3)通过运行调整来防止锅炉结渣以达到减少主机吹灰次撞囤四2011年5月各8苦鼍≥s每避暑鹭刍≥刍务已≥s曼刍暑登暑刍刍是刍暑各是刍翌曼数.如,煤种掺烧,防止炉温过高,提高煤质,保持合适的煤粉度,控制燃烧的过剩空气量,燃烧器的摆角的等米l;艮制炉口烟气温度,调整一二次风,减少切圆,避免火焰冲刷而引起的水冷壁结渣,保持合适的空气动力场,不使空气量过小,造成炉内还原性气氛,防止结渣,或是利用机组调峰机会,让渣自动脱.(4)降低脱硫GGH吹灰次数.现在我们厂脱硫GGH每人l『久灰12次～个班四次,一个月卜来就要吹灰360次,每次_j久扫1h.设计吹灰压力1.0MPa可见耗汽量相当的客.u,通过采取一些运行措施来防止GGH堵寨,(如GGH在线高压水冲洗)米降低吹灰的次数.4结束语通过改进运行方式,接下来的一个月面一号机组减少了800t的补水量,二号机组减少了700t的补水量,何月减少1500t除盐水的补水量,,对减少厂用电量,降低化学水补水吊以及酸碱用量,降低发电成本提高绎济效益有很大的好处!参考文献【11《珠海发电厂集控运行规程》.珠海发电,.[2]《珠海发电厂锅炉700MW发电机组培训教材》.I海电力学院[3]《珠海发电厂汽机700MW发电机组培训教材》一I:海电力学院(作者单何:广尔省粤电集珠海发电J)。
降低火电机组补充水率的方法与措施
摘要:火电厂是主要的用水大户，做好节水工作关系到电力工业的可持续发展，补充水率是火力发电厂的一项重要经济指标，降低补充水率是节约用水，提高机组经济运行水平和企业经济效益的一项有效措施。
本文从电力企业机组设备运行治理，建立健全补水率管理措施等方面进行分析，争取对电力企业节水工作起到作用。
关键词:火电机组补水率方法与措施火力发电厂由热能转变为机械能的传递介质是水蒸汽，它是水在锅炉中被加热成符合一定要求的过热蒸汽后再送到汽轮机进行转换做功。
做功后的蒸汽被凝结成水后，再经过中间加热回到锅炉，这样往复循环构成一个热力循环系统。
在这个热力系统的循环过程中不可避免的会造成介质损失或介质被其它设备利用，使系统内介质减少，为了保持介质平衡必须向系统内补充一定的符合条件的合格水，在统计期向系统内补充的水量与锅炉所产生的蒸汽量的比值称为补充水率。
补充水率=锅炉排污率+汽水损失率+其它生产(非生产)用汽(水)率。
其中，可以扣除的补充水量包括大修用水量；未经热力系统加热且使用后未回收的水量。
在火力发电厂中补充水率是一个很重要的指标，这一指标的好坏不仅反映出机组的经济运行水平和设备的严密性、合理性，而且还反映了一个企业的形象和企业的节能管理水平。
从更大意义上讲，降低补水率是节约用水的一项有效措施。
因此，降低机组补充水率，做好节水工作是电力企业应当关心的重要课题。
如何降低补充水率就个人多年来的工作经验谈点粗浅的看法。
1认真做好水平衡测试工作水平衡，顾名思义就是企业用水量之和等于输出水量之和，水平衡测试是指在任一用水单元内存在的水量平衡关系，通过实际测试，确定各用水参数的水量值，根据平衡关系分析用水合理程度。
其目的为减少企业的排放水量、漏溢水量、损耗水量，提高水的重复利用率。
企业应该建立完善的水平衡测试制度，进行合理化分析，挖掘节约用水潜力，提出节水改造项目计划和用水管理措施。
2降低锅炉排污率锅炉排污分两部分，一部分是定期排污，另一部分是连续排污。
如何降低机组补水率
如何降低机组补水率补水率是发电企业一项重要的经济指标，补水率过高不但增加了除盐水的消耗，而且伴随着高温高压工质的浪费，增加了发电能耗，降低了机组经济性。
因此查找机组补水率超标的原因，提出相应的解决办法并付诸实施是一件很有意义的事情。
机组补水率主要是针对凝汽器的热井补水而言的，它在整个补水系统中占的比例相当大。
热井补水一般来自除盐水，它的温度相对于真空系统下的凝结水来说要低，那么长期的大量的补水必定造成凝汽器的过冷度增加，也就是凝结水的过冷却增加。
最直接的影响就是进入锅炉的给水温度降低，偏离了最经济给水温度。
那么这部分水在锅炉中蒸发所需的热量增加，故而增加了锅炉煤耗。
原因分析：（1）造成锅炉侧汽水损失的主要因素：1、经常性和暂时性的汽水损失。
如、锅炉安全门动作、油枪定期工作以及化学汽水取样。
2、热力设备、管道及其附件连接处不严所造成的汽水泄漏。
3、锅炉受热面吹灰。
4、热力设备启动时用汽或排汽。
如锅炉启动时的排汽、冲放等。
5、热力设备在检修和停运时的疏水和排汽等。
（2）造成汽机侧汽水损失的主要影响因素：1、经常性和暂时性的汽水损失。
如：化学汽水取样、汽机热力设备安全门的泄漏、除氧器运行排氧等。
2、热力设备、管道及其附件连接处的不严所造成的汽水泄漏。
如：汽水系统管道的排污门或疏水门内漏等。
3、热力设备启动时用汽或排汽。
4、热力设备在检修和停运时的疏水和排汽等。
解决措施：1、提高检修质量，加强堵漏、消漏，压力管道的连接尽量采用焊接，以减少泄漏。
2、采用完善的疏水系统，按疏水品质分级回收。
3、合理安排机组的启停方式，减少启停中的汽水损失。
4、机组启停和正常运行过程中严格遵照相关规定，严防超温超压。
5、合理调节燃烧，避免火焰偏斜，减少受热面结渣，减少四管泄漏的次数和吹灰次数。
6、阀门检修结束后认真检查阀盖结合面、阀杆密封填料处无工质向外泄漏、阀体无泄漏。
7、对汽水系统定期查漏、消漏。
（1）锅炉方面：1、锅炉吹灰：1.1 制定合理的吹灰运行方式。
降低锅炉补给水率(高版本)
43.46
43.38 43.18
43.41
43.34 43.22
43.48
43.24 43.17
43.38
43.31 43.20 43.25
小组将对策实施前后的情况进行了对比作柱状图如下：
﹪
50
46.84﹪
44.00﹪
43.25﹪
活动前 目标
40
活动后
30
从柱状图可以看出补给水率降低到了 43.25%，比活动前降低了3个百分点 ，比目标值还降低了0.75个百分点。
制图：刘成 时间：2004年10月15日
公司日平均补水量1100吨。以下是2004年6月-2004年10月平均补水量一览表: 单位：吨
月份 补水量 6 1210 7 1195 8 1206 9 1105 10 1085 合计 5801
我们对2004年6月-2004年10月各班组补给水率情况进行统计，如下: 单位：%
文化程度 大专 大专 大专 大专 大专
年龄
组内分工 全面负责 制定措施 活动实施 活动实施 活动实施
组内职务 组长 副组长 组员 组员 组员
38
37
33
34
37
公 司 下 达的 锅 炉 补 给 水率指标为
赛电公司方针 强化管理 深挖潜力 节能降耗 降低成本
≤44﹪
降低锅炉补给水率
本部门问题 统计2004年6月—2004年 10月各班组的平均补给 水率指标为
操作不熟练针对性培训少技术素质低责任心不强加热管长期运行造成管壁减薄加热器加热管泄漏45除氧器疏水进口管未安装热力设备高负荷时疏水多其它疏水未回收给水回热设备未充分利用管理措施不到位操作规程不合理10要因论证结论缺乏针对性培训我公司新来的个别运行人员操作调整时不到位有时会造成疏水箱满水致使溢流不是主要原因技术素质低公司通过各种方式开展技术培训职工技术水平有普遍提高不是主要原因经检修工和技术员检查加热管无泄露现象不是主要原因除氧器疏水进口管未安装由于123除氧器疏水进口管为40管径太小
基于降低机组除盐水补水率至3%以下的节能降耗措施研究
基于降低机组除盐水补水率至 3%以下的节能降耗措施研究摘要:汇流河发电厂目前装机容量为两台55MW机组供热运行，目前机组除盐水补水率大约在4.0%左右，大大超过公司下达的补水率标准，成为困扰我厂节能降耗的主要问题，另外，除盐水大约18元/吨，制约了全厂经济效益。
为了解决生产实际问题，降低机组消耗，节约生产成本，我们成立了课题公关小组，力求研究问题根本，找到根源，采取有效措施，降低机组补水率至3.0%以下，旨在提高企业经济效益。
关键词: 发电企业; 补水率; 节能降耗；中图分类号: XXXX 文献标识码： A0 前言通过对锅炉运行现状调查分析，机组补水率高的主要原因有以下几个方面：目前：无论负荷多少，规定每班吹灰一次，吹灰蒸汽浪费严重。
计划根据负荷及炉膛烟温情况，通过逐步试验，改变吹灰方式，拟定采取65MW以下不进行锅炉吹灰，65MW-75MW之间由每班吹灰一次改为每白班吹灰一次；75MW以上时每班吹灰一次。
具体次数，根据锅炉炉膛烟气温度、排烟温度、及各部受热面烟温变化调整，保证受热面不积灰的基础上，减少吹灰蒸汽消耗。
引风机间及冲灰泵房暖气由连排废水供热，冬季寒冷天气，为保证暖气供热，必须保证连排压力0.4MP 以上，造成严重浪费。
计划将引风机、冲灰泵房暖汽改为循环水供热，将连排压力根据水质由0.4MP降低至0.1-0.2MP。
化学专业配合监督水质，调整排污量。
在未改造前，根据室外温度，保证引风机间及冲灰泵房暖汽正常，不发生冻害的情况下，适当降低连排压力，进行连排压力调整，减少连续排污汽水损失。
定期排污工作规定每白班一次，存在浪费。
计划化学专业配合指标检测，根据负荷及水质情况，通过实验，先由每白班定排一次，改为两天一次。
如果可行，逐步改为每周定排一次。
#3、4脱硫岛灰斗加热、布袋清灰加热、斜槽加热、暖风器汽暖由汽机二段抽汽提供，蒸汽凝结水回到工艺水箱。
该水箱为工艺水，无法进行回收。
计划由生产部牵头，进行设备改造，化学专业配合，蒸汽凝结水合格后，进行回收，回到疏水箱，减少汽水损失，降低补水率。
降低循环水系统补水量方案
降低循环水系统补水量方案一、循环水系统概况主要有三套循环水系统，其中，一循能力5700方/小时，运行2800方/小时，温差9度；二循能力7800方/小时，运行5500方/小时，温差6.1度；三循能力12000方/小时，运行3300方/小时，温差5度。
二、存在的主要问题（一）装置部分换热器进出口温差不达标（8-10度）。
（二）运行机组油冷器等换热器进出口温差低，备用机组换热器进出口阀门开度过大。
（三）循环水系统总管温差偏低，二循6.1度，三循5度左右。
（四）水泵负荷低、效率低、阀门前后压差偏大（一循 1.0公斤）。
三、工作目标（一）用水生产装置或单元循环冷却水总管进出口温差8-10度，最低不小于6度，循环水补水量降低10%。
四、工作措施（一）完善台账，各车间逐台列出工艺换热器明细，反映出换热器工艺参数，做出本换热器管程、壳程冷却水和工艺介质换热调整方案并经讨论确定列入台账，做到一台一方案，确保循环水进出口温差8-10度。
确因工艺有特殊需求而无法达到温差要求的，须经生产处、机动处确认并备案。
（二）生产处、机动处组织各车间测量每台换热器循环冷却水流量，计算换热器管程冷却水流速，指标为0.8-1.0米/每秒，最低不小于0.5米/每秒，当流速与温差矛盾时以流速为重。
（三）各车间每周测量二次各换热器循环冷却水进出口温差，温差不合格及时调整并做好台账记录。
（四）各车间应控制备用换热器冷却循环水流量，在冬季防冻凝原则下尽可能降低流量，可只关小进出口一侧阀门，做到一台一方案，每月进行一次较大流量冷却水冲洗，时间不超过1小时，返回冷却水小流量流动备用状态，及时做好台账记录；停用的换热器要放空内部循环水并冲洗干净后关闭进出口阀门，现场悬挂“停用”标识牌，做好台账记录。
（五）运行机组换热器由于热负荷相对偏低，循环冷却水进出口温差调节以测量的管程流速指标为主，同时兼顾被冷却介质工艺指标；备用机组换热器在冬季防冻凝原则下尽可能降低流量，每周进行一次较大流量冷却水冲洗，时间不超过1小时，返回冷却水小流量流动备用状态，及时做好台账记录；要落实开机时及时调整循环冷却水操作步骤，并在现场悬挂开启冷却水警示牌。
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调查结果二：从以上数据可以看到本值的补水率指标与兄弟班组相比还是有差距的，因此 希望通过展开QC小组的活动，找出原因，使本值的补水率指标有所提高。
运营部运行四值QC小组
五、 设 定 目 标
降低#2机组补给水率
2.00% 1.80% 1.60% 1.40% 1.20% 1.00% 0.80% 0.60% 0.40% 0.20% 0.00%
组员
8 董学文
男
集控主操
大学
组员
9 翁雄
男
集控主操
大学
组员
10 矫佳
男
集控副操
大学
组员
11 张骏
男
集控副操
大学
组员
12 袁莹
女
集控副操
大学
组员
13 徐小进
男
集控副操
大学
组员
运营部运行四值QC小组
二、课 题 简 介
降低#2机组补给水率
❖水资源日益紧缺，节约用水成为全社会关心的问题。作 为发电企业来说，补水率也是一流企业的重要考核指标和 经济性指标。 ❖通过该QC课题，对本公司#2机组现阶段补水率大的原 因进行分析，从中找出对策，从而努力控制机组补水率在 较低水平，最终实现良好的经济效益和社会效益。
结论
人员节水意识不强 是 要 因
运营部运行四值QC小组
七、要 因 确 认
确认七：汽水损失较多
适当关小排氧门。并合理启停循环水泵，以降 低凝结水过冷度，降低溶氧。
结论
运营部运行四值QC小组
汽水损失较多 非 要 因
七、要 因 确 认
确认八：机组启、停过程中耗水大
1、机组启动后，由于炉侧手动疏水阀未及时热紧， 浪费疏水。
运营部运行四值QC小组
四、现 状 调 查
降低#2机组补给水率
集控运行四值#2机补水率折线图
2.50% 2.00% 1.50% 1.00%
1.75%
1.91%
2.07%
1.85%
1.78%
1.51%
2.13%
1.33%
0.50%
0.00%
2008年10月 2008年11月 2008年12月 2009年1月 2009年2月 2009年3月 2009年4月 2009年5月
运营部运行四值QC小组
六、 原 因 分 析
降低#2机组补给水率
汽水系统损耗
辅汽系统泄漏阀门较多
测量、统计误差
供热系统损耗较大
各设备、尤其是 炉侧高压汽水系 统阀门内漏较多
补水流量计指示不准。 暖通系统损耗较大
供热用户较多，测 量误差容易发生。
补给水系统管路存在外漏。
要因分析
吹灰方式不合理。
机组启停过程中耗水大。
运营部运行四值QC小组
三、 选 题 理 由
降低#2机组补给水率
目标
将#2机补给水率控制在1.4%以下
3.00%
2.50%
2.00% 1.50%
1.39%
1.00%
0.50%
0.00%
09年初 #
各机组 1
补给水 机
率
组
1.80%
# 2 机 组
1.58%
# 3 机 组
2.82%
# 4 机 组
备注：#4机组带 全厂辅汽，故补 给水率较高，属 正常现象。
华能国际电力股份有限公司长兴电厂
浙能长兴发电有限责任公司
降低机组补给水率
运营部运行四值QC小组
一、QC 小 组 概 况
降低#2机组补给水率
小
小组名称 运营部运行四值QC小组
组 成立时间
2009年1月 注册时间 2009年1月 注册号 CXQC09-17
活动时间 2009年1~7月 培训时间 36小时 活动次数
结论
吹灰方式不合理 是 要 因
运营部运行四值QC小组
七、要 因 确 认
确认二：辅汽用汽量大
降低#2机组补给水率
辅 汽 由 #3 ， #4 机 组 供 ， 所 以 辅 汽 对 补 给水的影响只限于#3，#4机组。不影响#2 机组补给水率。
结论
辅汽用汽量大 非 要 因
运营部运行四值QC小组
七、要 因 确 认
1.80%
现状
1.40%
目标
从现状调查来看，公司#2机组的补水率相对来说还是较大的。本
QC小组将通过引起补水率上升的各个重要因素进行分析、比较，抓住
重点，通过分析调整，特别是利用机组的优化系统，在平时日常工作中
进行优化分析，寻找出降低机组补水率的最优方案，争取通过本次QC
小组活动。力争使本值＃2机组补水率降至1.4%以下。
2、机组启停操作繁忙，及时通知化学检测水质， 以减少化补水的浪费。
结论
补水和供热流量显示不准确 是 要 因
运营部运行四值QC小组
七、要 因 确 认
确认五：两台炉连排流量偏大
联系化学及部门专工，进行连排流量值的确认， 在保证炉水品质前提下，适当减少连排流量。
结论
两台炉连排流量偏大 非 要 因
运营部运行四值QC小组
七、要 因 确 认
确认六：人员节水意识不强
加强节水教育，提高水资源重要性认识，提 高岗位成员节水自觉性。
锅炉连排流量不合理
有关人员节水意识不强， 运行中操作不正确。
操作方法分析 运营部运行四值QC小组
人的因素分析
七、要 因 确 认
确认一：吹灰方式不合理
降低#2机组补给水率
采用吹灰器对受热面进行吹扫可以有 效地避免严重积灰或结渣。但是吹灰要消 耗大量的能量，而且不同受热面的污染特 性不尽相同，不适当地频繁吹灰会对受热 面造成损伤，并大幅度增加补给水率。
运营部运行四值QC小组
四、现 状 调 查
#2机补给水率折线图
降低#2机组补给水率
2.50% 2.00% 1.50% 1.00% 0.50% 0.00%
2.05%
2.03%
1.74% 1.80%
1.84% 1.73% 1.67%
1.33%
10月 11月 12月 1月
2月
3月
4月
5月
调查结果：通过对2008年10月—2009年4月#2机补给水率的统计，数值一直在1.8%左右明 显偏高.
概 课题类型
管理型 小组人数 13人
参加率
10次 100%
况 活动课题
降低#2机组补给水率
姓名
性别
岗位
文化程度
小组分工
1 张德忠
男
值长
大专
组长
2 朱伟
男
单元长
大学
副组长
3 赵华
男
单元长
大学
副组长
4 王秋祥
男
集控主操
大学
组员
5 沈海中
男
集控主操
大学
组员
6 周雪元
男
集控主操
大学
组员
7 王勇
男
集控主操
大学
确认三：汽水阀门内漏较多
日常工作中继续认真查找，力争做到发现内 漏及时汇报入缺，最大限度地减少汽水损失
结论
运营部运行四值QC小组
汽水阀门内漏较多 是 要 因
七、要 因 确 认
确认四:补水和供热流量显示不准确
流量计在低流量情况下线性不好。联系检修 对补给水及供热流量计进行检查，使流量计所显 示的数值基本与实际相符合。#2机组供热时补给 水率（剔除供热损耗值）与不供热时的补给水率 相比明显偏大。单机供热联箱流量与供热母管流 量差值较大，怀疑供热母管流量偏低。