300MW供热机组影响补给水率的要因及降低的对策分析
300MW机组给水温度低的原因分析
量 增加 ， 而用 于蒸 发的热量 减少 ， 所 以锅炉需 要的燃 煤量增 加 ， 锅 炉 的煤耗将 大 幅上升 假 定 锅 炉燃煤 量 不变 ， 由于 提 高水 温的 热量 增加 ， 所 以锅炉 蒸 发量 降
低， 锅 炉 的煤耗 也将大 幅上 升 。 ２ ． ２锅炉 给水 温度 降低 后 ， 为保 证锅炉 蒸 发量不 变 ， 锅炉 需要 的燃煤 量增 加， 相 应的需 要的 热风量 也需要增 加 ， 锅炉 给水温度 低于设 计温 度过多 时 ， 受 锅 炉 给煤 系 统 、 风烟 系统 的 限制 ， 锅 炉 的负荷 率将 受到 影 响 。 ２ ． ３锅炉 给水 温度 降低 后 ， 为保证 锅炉 蒸 发量 不 变 ， 锅炉 需要 的燃煤 量 和 热风量 增 加 ， 烟 气量 也相 应增 加 ， 锅炉 过热器 可 能 出现 超温 现象 ， 送、 引风机 电 耗 增加 ， 影 响设备 安 全运 行 。 ２ ． ４锅炉 给水 温度 降 低后 ， 省煤器 因传 热温 差提 高 ， 吸 热量 增加 ， 省煤 器
调 试好 该 电动 门 。 ３ ． ３运 行维 护分 析
后的烟 温 降低 ， 排烟 温度 降低 ， 如 果低 于露点 温度 ， 可能造 成 空预器 低温腐 蚀 。 ３原 因分 析 为 便于 查找 方 法的 系统 性和 全在 性 ， 我 们从 高 加本体 和 高加 系统 进行 剖
３ ． ２ ． ２ 水 侧三 通 阀可靠 性 高加水 侧 的 自动 保护 装置 的作用 是 当运 行 中任 一 台高压 加热器 水侧 钢管
断裂 及水 位急 剧升 高等 现象 出现 时 ， 能迅速 可靠地 切 断高加 水侧 ， 并且保 证 向 锅 炉不 问断供 水 。 如果 高加 水侧 自动保 护装 置 的部件 可靠性 差 ， 出现三通 阀卡 涩或 阀 门严 密性差 等现象 。 导 致部份 给水短 走给水 旁路 ， 影响 给水温度 。 解 决方 法 是加 强对 水侧 自动 保护 装置 的维 护和 检查 。 ３ ． ２ ． ３ 管 道保 温材 料
300MW机组供热优化及灵活性改造分析
300MW机组供热优化及灵活性改造分析摘要：现阶段，全球经济变暖问题的出现使各个国家加大了环保问题的重视程度，纷纷落实了相应的政策来减少社会生产活动对环境造成的不良影响，提倡开展绿色生产，我国提出的节能减排政策对于各项生产活动提出了十分严格的要求。
企业要想与该项发展要求相一致，就必须做好原有生产结构的改进工作。
其中，发电厂供热机组运行期间，消耗的能源非常多，根本不符合节能减排政策。
而应用大型供热机组换小型机组能够减少能源过度消耗，可是时间运行方面还有着诸多的不足之处存在，不利于提升基础的整体质量。
文章中全面论述了机组供热优化和灵活性改造对策。
关键词：300MW机组供热优化，灵活性改造分析在发电厂运行过程中，主要是以小型电热机组的形式开展热能供应操作，虽然单个机组运行过程中消耗的能源非常小，可是多个机组相加到一起造成的能源消耗量是非常大的。
运行期间产生的烟气直接影响了周围环境状况，完全不符合我国节能减排政策。
针对于以上存在的各项问题，有的发电厂使用小型电热机组替换为大型电热机组的方式，确保热能得到有效供应。
可是在具体应用中了解到大型电热机组和小型机组的运行方式有着诸多的不同之处存在，以往单一的维护管理方式也难以确保机组处于良好运行的状态，运行期间存在着各种各样的问题，不利于整体性能和效果的发挥。
1、对于存在问题的分析在发电机生产工作开展过程中，对于供电需求量非常大，供电范围有了明显程度的拓展和延伸，这从一定程度上说明了电热机组的运行负荷受到了影响。
因为有关操作人员技能较低，无法有效管理电热机组，导致电热机组在供热过程中有着各种各样的问题，供热能力下降，电厂效率得不到提升。
针对于电热机组运行期间存在的各项问题，表现在多方面，比如热网循环水回水压力下降，电热机组运行期间因为原滑压曲线的作用影响了机组运行质量，系统设计不规范，热网系统的运行质量降低，必须再次优化以后才可以体现出基础的整体性能。
2、对于造成问题的分析2.1热网循环水回压力不明原因的分析在机组运行期间普遍存在着热网循环水回压力下降现象，压力下降幅度不一致，热网循环水泵性能受到的影响，直接威胁到了循环水的热能供应现象。
300MW机组给水温度低的原因分析
Ｃａ ｓ ｎ ｌｓｓＯ ｌ ｏ ｔｍ ｐ ｒ ｔ ｒ ｆｆｅ ｔ ｒｆ ｒ３ ０ Ｍ Ｗ ｎ ｔ ｕ ｅ ａ ａｙ ｉ ｉ ｌｗ ｅ ｅ ａ ｕ ｅｏ ｄ ｗａ ｅ ｏ ０ ｅ ｕ ｉ
ＬＩ ｉｎ ｚ ｏ ｇ ＭＡ ｉｙ ｎ Ｕ Ｊａ － ｈ ｎ ． Ｚ－ ｕ
《 宁夏电力）０６年增刊 ２０
加热器 的受热面分为过热蒸汽冷却段 、凝结段和疏水冷却 段三部份 。 如果高加受热面 的箱体密封性不好 ， 导致部份蒸 汽短路现象 ， 给水 与蒸汽 的热交换效率下 降， 致使 影响给水 温度 。解决办法是 厂家提高制造 质量。
３３ 高加芯子的安装质量 －
３ 高加 的冷却面积 ． ４
位置， 如果高加水侧旁路电动阀严密性差， 出现旁路电动阀
３１ 高加水室隔板密封性 ．
水 回热加热循环 ， 用以提高经济性。 因为采用汽轮机的抽 汽
来加热凝结水和给水 ， 这部分抽汽不 再排入凝汽器中 ， 因而 可减少在凝汽器中 的冷源损失 。同时给水 回热加热 提高了
热力循环 吸热过程 的平均温度 ， 热温差减少 ， 使换 单位蒸 汽 在锅炉 中的吸热量降低 了， 以可有 效提高机 组的经济性 。 所
高加水侧 的 自动保 护装置 的作用是 ，当运行 中任一 台 高压加热器水侧钢 管断裂等现象 出现时 ，能迅速可靠地开 启旁路 电动阀 ， 闭进 出水 电动阀 ， 关 切断高加水侧 ， 保 并且 证向锅炉不问断供水 。正常运行 时水 侧旁 路电动阀在关 闭
检修单位严格高加芯子的吊装程序， 提高安装水平。
（ ）高压加热器 的水室用焊接 的水室 隔板 将水 室分成 １
进水室和出水 室。 如果水室隔板焊接质量不过关 ， 势必导致
２ 给水 温度
影响锅炉补给水率的原因和控制措施
３ ． １ ． ７热力设备 、 管道及其 附件的连接不 严密处造成汽水泄漏 。 ３ ． １ ． ８经常性 和暂 时性 的汽 水损失 。疏 水箱、 低位水箱溢流 ， 开 口水箱的蒸发， 除氧 器 的排汽 ， 锅炉 安全 门动作 ， 化学 检验 所需 要 的汽水取样等 。 ３ ． １ ． ９热力 设备 启 动 时 的用汽 或排 汽 。 锅炉点火时为冷却过热器， 再热器而进行的 排 汽 ，主蒸汽管道 和汽轮机 启动时 的暖管 、 暖机等用汽不能全部 回收时 。 ３ ． １ ． １ ０射 水抽 气 器抽 吸 能力 储备 量 过 大 。汽轮机正 常运行 时 ， 射水 抽气器 的作 用 是及时将不凝结气体抽出， 以维持凝汽器的 真空。抽气器抽吸能力储备量越大， 其富余 抽吸能力（ 一定压力下抽吸空气能力与机组 漏气 量 的差值 ） 越大 ， 抽 出混 和 物 中水 蒸汽 的容 积容量就越大 ， 使 得汽水损 失增大 。同 时， 电能消耗也增 大。 ３ ． ２外部损失。外部损失的大小与热用 户的工艺过程有关。 它的数量取决于蒸汽凝 结水是否可 以返 回电厂， 以及使用汽、 水的 热用户对汽水的污染情况。其数值变动较 大， 我厂 主要 向醋酸 、 炼化 、 精细化 工 、 甲醇 厂等供汽 。 ４减少 汽水损失的措施 目 前 我 国一些 电厂 都不 同程度 地采取 了减少 汽水 损失 的措施 ，、 疏 水泵容量 有限 ， 当汽机 侧疏水量 大 、 低 脱溢 流 、 锅 炉侧 疏水量 大时 ， 疏水 泵来 不 及打 水 ， 大量 的疏 水就从 疏水 箱溢 流 ， 造 成 损失 。 ３ ． １ ． ３高压 除氧器排 空损失 。高压 除氧 器排 空温 度和 压力较 高 ，并 且全 年连续 排 放， 其损失量较大 。 ３ ． １ ． ４汽机 侧各蒸 汽系 统疏水 损失 。汽 机侧 蒸汽系统庞 大而复杂 ， 许 多阀 门不严 ， 造 成漏泄 ；低位水泵 有缺陷或 运行不正 常 ， 也会 使疏水 无法 回收造成损失 。 ３ ． １ ． ５设 备启停 造成 的汽水损 失 。在 热 力设备 停运后 的启 动过 程 中往 往 因水汽 质 量不合格需要进行排放冲洗 ， 或检修后打水 压等均要用去 大量的除盐水 ； 若缺陷 多或启 停频繁等会造成更多 的除盐水损失 。比如疏 水箱 、 低位水箱水质不合格排放 ， 疏扩解列 等。 ３ ． １ ． ６主机和辅 机的 自用蒸汽 消耗 。锅 炉 受热 面 的蒸 汽 吹灰 ， 重 油加 热用 汽 ， 汽 轮 机 抽汽器 的用汽 ， 轴 封外漏蒸汽 等都是不 可
火电厂300MW机组循环水质差导致冷却水出现问题的措施
编号：
关于前阶段循环水质差导致冷却水出现问题的措施**年*月*日运行中检查发现,#2机#2真空泵冷却水温度异常升高(33.1℃),真空降至-83.17kpa，经调整运行方式，倒为#1真空泵运行后真空恢复至-84.4kpa，经检查发现真空泵冷却器堵塞，经分析由于前阶段我厂排污出现故障导致循环水所含灰量大，造成我厂两台机组开冷水水质降低，针对可能导致的安全隐患下发以下措施，请各值认真执行。
1.加强各开冷水用户的巡检，并针对温度趋势变化及时清理冷却器、
滤网等设备，以保证设备的正常运行。
（要求各值加强巡检，逐项检查。
检查方法：对比同期循环水温度下各用户温度检测点趋势变化。
）
2.检查开式水用户的备用设备，并进行通水冲洗。
（冲洗方法：全开
备用设备开式水出口门，启动开冷水泵关闭开式水旁路，使用供水阀调整水量冲洗30分钟）
3.检查各换热器出入口温升，发现异常变化及时联系检修处理。
（检
查方法：对比同期循环水温度下换热器出入口温升变化）
4.检查各小流量用户阀门管道工作是否正常，发现异常及时联系检
修处理。
（检查方法：适度开关供水门检查回水量变化情况分析是否存在问题。
）
5.加强开式水滤网的冲洗排污。
6.针对主机润滑油冷却器进行冷却能力评估，发现冷却器出力下降
编号：
及时切换冷却器，并联系检修清理。
运行部
年月日。
300MW机组供热期间几个问题的剖析与优化
300MW机组供热期间几个问题的剖析与优化摘要：全球经济变暖问题的加剧致使各个国家对环保问题给予了一定的重视，纷纷采取相关的政策措施来降低社会生产活动对环境的影响，倡导绿色生产。
我国提出的节能减排政策对各类生产活动提出了全面的要求，企业要想快速适应新的发展形式就必须对原有的生产结构进行改良。
就发电厂而言，其供热机组在运行的过程中会产生较大的能源消耗，这与我国的节能减排政策严重不符。
而利用大型供热机组来代替小型机组可以游戏降低能源消耗，但是时间运行的过程中还存在很多问题，影响机组的运行质量，文中就针对这些问题展开分析。
关键词：300MW机组；常见问题；发电厂在以往的发电厂中，更多采用的是小型电热机组进行热能供应，虽然单个机组在运行中消耗的能源相对较小，但是多个机组相加所产生的能源消耗是不可忽视的，运行的过程中所产生烟气也会对周边环境带来严重的影响，这就违背了我国的节能减排政策要求。
鉴于以上问题，部分发电厂采取将小型电热机组替换成大型电热机组的方式来保证热能供应。
但是实际应用的过程中可以发现由于大型电热机组与小型机组在运行方式上存在一定的差异，还是采用原有的维护管理方式已经无法保证机组的安全稳定运行，为此，在实际应用的过程中会出现很多问题影响其自身性能的发挥。
一、存在问题发电厂在日常生产活动中，在供电需求较大的情况下，自身的供电范围也会发生一定扩展，这就意味着电热机组的运行负荷也会发生一定影响。
由于相关操作人员的自身素质不足，无法实现对电热机组的有效管理致使电热机组在供热期间存在很多问题对自身的供热能力造成严重影响，最终影响发电厂的产能和效率。
就电热机组在运行过程中存在的问题进行分析，我们可以总结出以下几点常见问题：常见热网循环水回水压力降低的现象，且原因不明；电热机组的运行过程中，由于原滑压曲线的作用，致使机组的运行质量受到一定影响；由于最初的系统设计存在不合理的现象，导致热网系统的运行质量受阻，需要进行再次优化才能保证机组的运行性能；在热网关口所设置的热量表产生误记问题。
300MW供热机组影响补给水率的要因及降低的对策分析
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 等专业 ， 确保有序、 合理 各项操作 ， 强化协调。 在巩固业务技术 培训的基 础上 ， 强化联 系和沟通 ， 以保证各项 操作 的井然 有序。 以 汽机凝 汽器为 应措施 。 主的负压位 置泄 露 ： 在治 理设备 的基础上 ， 应防止 凝汽器等负 压位置泄 原 因分析
科技 专论 ３ ０ ０ ＭＷ供热源自组影响补给水率的要因及降低的对策分析
陈一男 厦门华夏国际电力发展有限公司
３ ６ １ ０ ２ ６
Ｉ 搞 一ｌ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 治理 ， 及时查找与处理 闭式 冷却水系统的阀门、 管道 、 冷却器的露点 ， 将 设备 ， 该厂为２ 台供热机组， 均为５ ０ ０ Ｍ Ｗ 。 建成投产后， 全年中， ｚ ￣３ ｏ ｏ Ｍ ｗ 供 补水流 量表加装于 闭式水箱 ， 以确保闭式冷却 水具有合格的水 质。 非 生 将对非 生产用汽 对补给 水率 的影响消 除 ， 统 计过 程中刨 出， 将 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 产用汽 ：
求 规范化 ， 达 到减 少用汽量 的 目 的。 实施 设备改 造， 尤其 冬季 根据油 罐 温 度计油 槽车投 停蒸汽 加热 。 吹扫时 间的缩短 应在 吹扫合格 的基础 上 采暖 系统耗汽 ： 将蒸汽损 失减 少， 对 设备进行 治 理， 及 时查找 及 该 厂 两台３ ０ ０ ＭＷ供 热机 组在投 产后 ， 全年平 均补 给水率 较 高， 高 开展 。
Ｉ 关键词 】 补给水率； 降低对 策； 供热机组； 设备治理 ； ３ ０ ０ Ｍ Ｗ
于 设计值 。 因相关法 规规 定３ ０ Ｏ Ｍｗ机组损失 的总汽 水率应控制在 １ ％ 以 处 理漏 电 ， 强化维 护现 场 暖气 。 将流 量 表加 装于至 燃料 汽暖 的蒸 汽管 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 道和智 能换 热机 组 的蒸汽管 道 。 机 组启停 时 汽水损 耗 ： 尽可 能减 少放 放 水导致 的汽水损失 ， 做 好预见性调 整， 密切 配合锅 炉、 汽机 、 值长 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 汽、
供热工作存在问题及整改措施
供热工作存在问题及整改措施供热工作是市政领域的重要部分，通常由市政企业或政府承担。
然而，尽管供热工作已经得到了广泛关注和投入，但是仍然面临着一些问题，需要进行整改。
下面分四个方面详细分析现有问题并提出对应的整改措施。
一、存在的问题1. 供热效率不尽如人意，部分用户反映供热质量降低。
2. 诸如排污和供暖费用等问题的不合理案例不断出现。
3. 服务质量、态度等不同程度存在问题。
4. 管理水平低下，管理非常混乱，缺乏统一的规划和部署。
二、整改措施1. 提高供热效率。
强化供热系统运作的调整和优化，尽量提高系统能效，进而降低供热成本。
2. 健全排污机制与支付机制。
建立起相应的技术资料管理制度，细化部门之间的协调机制，减少排污现象的发生。
3. 逐步完善供热服务质量。
建立服务质量监控机制，定期考核服务质量。
对供热过程中出现的问题和纠纷进行妥善解决，尽力保障用户的权益。
4. 加强管理，确保供热体系运行良好。
定期检查供热技术，并建立相应的管理机制以便分析热力变化，提升供热系统的运转效能。
同时确保整个体系的运行规范、沟通顺畅。
三、实现措施1. 进行供热设备优化，采用新技术新设备，改善供热效率，并降低供热成本。
2. 优化排污及支付机制，制订相应政府行为规范。
建立严格的排放标准及支付机制，减少排污问题的发生。
3. 通过建立客户服务中心来加强整个供热服务体系的管理和运作，及时纠正并及时解决问题，为客户提供全面的服务支持。
4. 建立科学的信息化平台，确保管理和服务的规范化、透明化和信息化。
这需要建立统一的服务平台和管理平台，获得体系全面、完整、准确的管理数据和信息支持。
四、总体思路整改供热工作需要一个整体协作的过程，必须加强不同环节的沟通和协作，加强资源的统筹管理。
同时，需要建立明确的目标，逐步展开具体的工作，加强实绩评价，对各项整改工作的效果进行具体统计与评估。
这将能够促进整个供热服务系统的可持续稳定发展。
300MW机组超滤制水量快速降低成因分析及处理对策
量较低 ， 每个 单元 进行 了 ２次化 学清 洗 ， 中对第 对 其
１单元 进 行 了碱 洗 、 氯洗 、 洗 ３个 步骤 的 清 洗 ， 碱／ 酸
流
时 闻， Ｉ ｌ
其 余 ３个 单元进 行 了碱／ 氯洗 。 清洗 后 产水 量上 升 明 显 ， 够 达到 设 计 出力 ， 连续 使 用 ３ ｄ后 ， 现产 能 但 出
维普资讯
内 蒙 古 电 力 技 术 滤膜 没有 受到无 机 盐结垢 的影 响 。
１２２ 应 用 效 果 ．．
２０ 年第 ２ 卷第 ３ ０７ ５ 期
损伤 。 因此 ， 定 此剂量 作 为最终 的加 药量 。 确
２３ 对 水 中有机 物的 处理 方法 ＿
【 稿 日期】２ ０ － ３ １ 收 ０ ７０—４
图 １ １号超 滤 单元 清 洗 前 后 运 行 记 录
［ 者 简 介】凌 志超 （９ ３ ） 男 ， 业 于 华 北 电 力学 院 ， 学 士 学位 ， 程 师 ， 从 事 化 学 专 业 技 术 管理 工作 。 作 １７ 一 ， 毕 双 工 现
从 实 际应 用看 ， 滤设 备 产 水 Ｓ Ｉ Ｉ ， 超 Ｄ ＜ ． 产水 水 ５ 质较 好 ， 中胶 体 含量很 低 ， 其 绝大部 分胶 体 已被 超滤 去除 ， 但滤 膜被 胶体 污堵 （ 中的小 胶体 由于粒径 与 水 厂家技 术 手册 中提供 的膜 孑 径 相 当 ） Ｌ 。
１ ． 系统调试 情 况 ．３ ２
极 化 和膜 污染 ， 助于保 持 超滤设 备 的产水 量 ， 长 有 延
２ ０ — ８底 ， ０６ ０ 开始 调试 整个 系统 ， 原 水 水 质进 对 行全 分 析 。 因水 中 Ｃ Ｄ 较低 ， 以未 对 原 水进 行 ０ 所 杀菌处 理 ， 经过 长期 的调 试运 行 ， 机 物吸 附并 聚集 有 在超 滤膜 表面 ，这 是导致 后期 超 滤 中有机 物污 染 的
300MW燃煤火电机组过热器减温水的影响因素及优化运行
温初压可以极大的提高热循环的效率袁 可以有效的降低低温过 热器出口温度袁从而降低过热器减温水量遥 这一条无疑义袁但是 汽压提升的原则应是汽温稳定达标遥升压过程应稳定柔和袁防止 因为升压过快导致减温水量暂时性剧烈增长遥
2.2 尽量开大底层风开度 在环保参数允许的前提下袁尽量增大底层风开度袁尽量提升 锅炉蒸发段热负荷袁在低氮燃烧改造之后袁锅炉燃烧较传统燃烧 方式而言袁同样风量的的情况下袁主燃烧区域严重缺风遥 在锅炉 热负荷降低的工况下袁炉膛燃烧温度较低环袁环保参数的维持本 身不是问题袁我们完全可以关小顶层风门袁这样造成燃烧中心的 事实下移袁 与主燃烧区域良好的燃烧遥 经观察在 C 磨停运时袁 700th 往下袁我们就可以将顶层风试探性关小袁多数情况下能达 到目的遥 2.3 加强对负荷变动的预判 对工况提前预判袁如加负荷尧涨主汽压等上升工况时袁提前 增大减温水量袁 尽可能避免为控制汽温超限而大幅度短暂性增 加减温水的情况遥 就青岛厂而言袁一般在早晨 6 点之后袁晚上 23 点之后袁多数会有一波规律性的负荷上涨过程遥在这之前一段时 间袁我们可以将温度适当放低袁将减温水的幅度转化为减温水的 时间广度袁从而保证了减温水的精确少量使用袁在总量上对减温 水实现减少应用遥 启动制粉系统和滑压到位的过程中也是同样 的操作袁这不仅仅降低了减温水的用量袁对机组的稳定运行也大 有裨益遥 2.4 合理调整燃烧器摆角位置 合理摆动燃烧器摆角位置袁就燃烧器摆角而言袁#3尧4 机组有 一定的共性袁当摆角往上摆动的时候减温水流量有明显的升高袁 但因为摆角对再热汽温的偏斜和壁温的不均衡有较大的影响袁 所以摆角无法长期放置在低位袁需要综合考虑各项因素的影响遥 一般而言在锅炉蒸发量 850th 以下时袁 燃烧器摆角我们倾向于 放置在低处遥 在进行此类调整时袁尤其应注意袁摆角长期处于低 位导致的锅炉底部渣船区可燃气体聚集的的危险袁 需要定期进 行摆角活动遥在四角切圆锅炉中袁摆角的位置对再热器温度和锅 炉管壁温度的偏斜有着巨大的影响袁 所以在调整中我们需要适 当的妥协以寻找锅炉效率的总体最优位置遥 2.5 合理调整燃尽风摆角位置 燃尽风摆角的位置以往而言我们是认知不够的袁由于燃尽
300MW机组节能降耗分析
300MW机组节能降耗分析漏时含油回水进入化学水系统，改造时应将各冷油器回水改道。
开式水回水量在扣除用于各冷油器(电泵油冷却器和密封油泠却器)的水量约 275t/h 后仍有超过1000t/h 的流量，完全能满足净水站约600t/h 的用量。
2.2 将#1 机开式水回水改接至冲洗水泵前池原设计冲洗水泵前池补水由专门的补水泵供给。
该补水压力低，但流量变化较大，要求3 台补水泵经常处于完好的备用状态。
而原设计开式水回水接入循环排水管排入河中。
分析表明，开式水的回水压力和流量足以满足冲洗水泵前池补水的要求，而且水源可靠。
目前改造完成后经2 年多的时间检验，开式水系统运转正常，补充水可靠性得到保证，而且三台补水泵可以完全退出备用。
2.3 将空压机冷却水回水引接到输煤系统冲洗泵前池做补水，达到退出抑尘水泵运转备用的目的。
3 疏水系统改造 3.1 问题提出: 在原有汽轮机热力系统中，所有管道疏水均直接接到疏水扩容器后进入到凝汽器。
同目前国内其它300MW机组一样，系统普遍存在内漏的问题，从而降低了机组运行热经济性。
影响机组经济性的内漏主要是系统内的一些疏水阀门关不严造成的，而很多阀门在机组运行中往往不能及时消缺，甚至只能等停机时处理，运行时间越长，内漏越严重，损失越大。
因此对疏水系统进行优化化改造显得更有现实意义。
3.2 分析与对策: 为减少内漏对热经济性的影响，对汽机热力系统做以下改进: 3.2.1 将汽机高中压平衡管疏水改接到四段抽汽逆止阀前。
原高中压平衡管疏水接到本体疏水扩容器，一旦发生内漏，将增加凝汽器热负荷。
因高中压平衡管蒸汽压力、温度与四段抽汽相近，改造后不会产生热冲击。
改进后，就算疏水阀关不严，漏汽可随四段抽汽进入除氧器加热凝结水，减少了热能损失，同时不会影响凝汽器热负荷。
当机组发生跳机或其它异常时，四段抽汽逆止阀关闭，疏水排到四段抽汽逆止阀前通过抽汽逆止阀前疏水管排到本体疏水扩容器，也不会影响机组安全。
300MW机组供热方式存在的问题与解决对策
300MW机组供热方式存在的问题与解决对策发表时间：2019-07-24T13:56:15.003Z 来源：《电力设备》2019年第5期作者：邓幸[导读] 摘要：滨海热电现有六台燃煤供热机组，供热能力2100吨/小时。
（浙江能源集团滨海热电有限公司浙江绍兴 312073）摘要：滨海热电现有六台燃煤供热机组，供热能力2100吨/小时。
本文主要介绍滨海热电低压供热现状，并针对#1、2机低压供热母管新增管线运行方式，分析了该运行方式的优点及存在的问题，并提出了解决该问题的对策。
关键词：低压供热；流量计；温度；前言浙江能源集团滨海热电一期工程装机为2×300MW供热机组，汽轮机是哈尔滨汽轮机厂有限责任公司生产的C280/N300-16.7/538/538型亚临界蒸汽参数、单轴、一次中间再热、双缸双排汽、具有一级工业调整抽汽的供热机组。
#1、2机组汽机第22级后设有低压供热抽汽，低压供热压力为0.981MPa（a），温度为348.4℃，低压最大供热量可达400t/h，#1、#2机可通过中压缸和低压缸之间的联通管道上的低压供热压力调节阀（LV阀）来调节低压供热压力。
锅炉再热蒸汽母管上设有热再至中压供热管道，单台机组热再至中压供热流量上限150t/h（不含减温水量），中压供热压力通过中压调门来调节。
1 供热现状 2019年4月滨海热电对一期低压供热管线进行改造，在#1机低压供热管道上引出一新管线，管线上设低压供热母管#1机侧电动隔离阀、喷水减温器、手动隔离阀以及相应的疏水器，低压供热通过该管线直接供入厂外低压供热#5号线，其中线路的减温水来自#1、#2机凝结水。
图1 低压供热系统总图图2 低压供热管线流量计分布图改造之前，我厂#1、2机组低压供热是通过#1、#2供热蒸汽母管进入低压供热分汽箱，再经#1、#2、#3、#5管线送至用户端。
受低压供热管线管径限制，经常在两台机组中排压力接近报警值（报警值0.88Mpa）附近时#5管线用户端压力与保证压力还有一定差距，而一期两台机组给水流量和总燃料量均未超出规定值，再热器减温水开度还有一定裕量，其他供热参数也都在可控范围内，机组供热有裕量但无法供出。
300MW机组高加给水温度偏低原因分析及处理
３００ＭＷ 机 组 于 ２００６年 １２月投 产 ．由 于 高 压 加 热 器 未发 生 泄 漏 ，故 未进 行 过 检 修 。２００９年 开 始 ，发 现 高 压加 热 器 出 口
水 温 缓 慢 下 降 ，２０１０年 ９月 开 始 ．发 现 高 压加 热 器 出 口 水 温
汽 流 曲折 流 动 ．与 管 子 的 外 壁接 触 ，经凝 结放 热 加 热 管 内的 给
水 为 防止 蒸汽 进 入 加 热 器时 冲 刷 损 坏 管 束 ．在 其 进 口处 设 置 有 防 冲 板 。加 热 蒸汽 的凝 结 水 （疏 水 ）汇 集 于加 热 器 的底 部 ，采
用疏 水 器 及 时 排 走
简 介
３００ＭＷ 机 组 回 水 加 热 系 统 如 图 ｌ所 示
专 门 的骨 架 固定 。管子 胀 接 在 管 板 上 。被 加 热 的 水经 连 接 管 进 入 水 室一 侧 ．经 Ｕ 形 管 束 之后 ．从 水 室另 一 侧 的 管 口流 出。 加 热蒸 汽 从 外 壳上 部 管 口进入 加 热 器 的 汽侧 。借 导 流板 的作 用 ，
蒸 汽 冷 却 段 隔 板 ；ｌ６一隔板 ；ｌ７一疏 水 进 口 ；１８一防 冲板 ；１９一疏 水 出 １３＇。
图 ２ 高压 加热器的基本 结构 图
１ ３００ＭＷ 机 组给 水 加 热 系 统 及高 压 加 热 器 由铜 管 组 成 的 Ｕ 型 管 束 放在 圆 筒形 加 热 器 壳体 内 ，并 以
图 １太原 二电厂直接空冷机组回水加热 系统圈
３００ＭＷ 机 组 回热 系统 包括 ３ 台高 加 、３台 低 加 、ｌ台 除 氧 器 组 成 。蒸 汽 在 汽 轮机 内做 功后 ，排 入 凝 汽 器 ，形成 凝 结 水 ，经
300MW锅炉再热气温低的原因及改造策略研究
300MW锅炉再热气温低的原因及改造策略研究本次研究主要针对300MW锅炉运行过程中再热汽温较低的问题，分析了其中的原因，然后结合实际情况，定了相应的改造策略，通过改造后性能实验可以看出，改造方案具有很好的适用性，再热气温得到了显著提升，与此同时，发电厂经济效益也显著得到提高。
标签：300MW锅炉再热气温低原因改造对策发电行业是国家经济命脉行业，关系到国计民生，在整个国民经济中扮演着十分重要的角色。
最近几年，随着电力企业不断深化改革，国家推行节能减排政策，国内300MW的机组锅炉燃烧器大部分都进行了低氮改造，但通过技术改造之后，普遍存在再热蒸汽温度较低的问题，使得锅炉运行状态低下，严重影响到燃料利用效率。
在锅炉机组运行过程中，锅炉再热蒸汽温度偏低，尤其是在低负荷运行状态下，再热蒸汽温度偏低，是很多发电厂机组普遍存在的问题。
针对这方面问题，有大量文献进行了研究，并提出了各自的解决方案，取得了一定的成效。
但锅炉再热汽温偏低的问题一直没有得到全面解决。
在锅炉机组运行过程中，如果再热蒸汽温度较低的问题一直得不到妥善处理，不仅会直接影响到整个机组的运行经济性，而且还会进一步增加汽轮机的排汽湿度。
在这样的环境下长期运行，还会降低末级叶轮片的使用寿命，影响到整个机组的安全运行。
一、设备运行概况本次研究所选择的300MW机组锅炉，为东方锅炉股份有限公司生产的亚临界中间再热燃煤自然循环汽包锅炉，该锅炉配备了300MW级的汽轮发电机组。
该机组从上世纪90年代初期投入生产以来，锅炉整体运行情况较为良好，但随着运行时间的增长，运行性能呈现下降趋势。
在锅炉运行过程中，经常会出现再热汽温偏低的问题，再热蒸汽温度不能达到额定参数，这种问题在锅炉低负荷运行状态下更为明显，对机组的整体运行经济性产生了严重影响，需要对其进行进一步改造。
该锅炉为亚临界，中间再热自然循环，平衡通风，燃煤汽包锅炉。
制粉系统为冷一次风直吹式，燃烧设备为四角布置，切向燃烧，百叶窗式水平浓淡直流摆动式燃烧器，空气风粉气流，从炉膛四角喷射入炉膛内，喷口中心线与炉膛中心两个假想切圆相切，配置了六台HP803中速磨煤机，再热器系统划分为三个级别，分别为壁式再热器、中温再热器、高温再热器。
降低火电机组补充水率的方法与措施
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。
降低补给水率的对策与措施
降低补给水率的对策与措施
鲁进;刘立人
【期刊名称】《湖北电力技术监督》
【年(卷),期】1994(006)001
【总页数】3页(P6-8)
【作者】鲁进;刘立人
【作者单位】湖北省荆门热电厂;湖北省荆门热电厂
【正文语种】中文
【中图分类】TM621.2
【相关文献】
1.300MW供热机组影响补给水率的要因及降低的对策分析 [J], 陈一男
2.降低剖宫产率的措施与对策 [J], 王俊凤
3.降低补给水率的对策与措施 [J], 鲁进;刘立人
4.降低漏失率的措施及对策 [J], 刘尚建
5.浅谈如何降低线损率的对策措施 [J], 林洪涛;
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机组补水率的标准
机组补水率的标准
摘要：
一、机组补水率的概念与重要性
二、机组补水率的标准及其影响因素
三、机组补水率升高的原因分析
四、机组补水率高的改进措施
五、总结
正文：
一、机组补水率的概念与重要性
机组补水率是指在机组运行过程中，由于蒸发、排污等原因导致循环水量减少，需要通过补充水来维持循环水量的指标。
补水率的控制对于机组的安全、稳定运行具有重要意义。
二、机组补水率的标准及其影响因素
1.补水率标准：通常情况下，补水率不应超过总水量的1% 左右，这是机组补水率的正常值。
2.影响因素：补水率的大小受多种因素影响，如蒸发水量、排污水量、循环水量等。
在实际运行中，补水率的变化也会受到环境温度、负荷变化等因素的影响。
三、机组补水率升高的原因分析
1.水质不合格：锅炉水质不合格会导致排污量增大，从而使补水率升高。
2.管道泄漏：锅炉换热管道和蒸汽管道如有泄漏，会导致补水率升高。
3.供热量增加：供热量增加时，凝结水未回收，也会造成补水率升高。
4.末端设备问题：如管道破损未及时关闭，可能导致补水率升高。
四、机组补水率高的改进措施
1.提高水质：加强水质管理，确保锅炉水质合格，降低排污量。
2.定期检查设备：对锅炉换热管道和蒸汽管道进行定期检查，及时发现并修复泄漏问题。
3.优化供热系统：调整供热量，确保凝结水得到有效回收。
4.检查末端设备：加强对末端设备的检查，及时发现并处理管道破损等问题。
五、总结
机组补水率是衡量机组运行安全性和稳定性的重要指标。
要确保机组的正常运行，必须对补水率进行严格的控制。
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。
300MW机组运行中汽包水位偏低现象简析
300MW机组运行中汽包水位偏低现象简析发表时间：2020-07-31T09:48:43.063Z 来源：《中国电业》2020年3月第7期作者：张晟元[导读] 本文从供热流量的变化和炉膛吹灰的影响上分析这两个扰动对锅炉汽包水位的影响。
摘要：亚临界锅炉运行中汽包水位降低的现象时有发生，此时给水流量会大幅增加，本文从供热流量的变化和炉膛吹灰的影响上分析这两个扰动对锅炉汽包水位的影响。
关键词：吹灰汽包燃烧供热扰动目前，某电厂#2机组供热流量平均在380t/h，负荷一般都维持在200MW左右，在运行中经常有汽包水位偏低的现象，给正常运行带来一定的安全隐患，现就此现象作一简单分析，不足之处请指摘。
汽包水位的调节有一套自己的系统，这里不多做赘述，就目前运行状况，在汽包水位调节系统正常的时候列出三点我厂#2炉在运行中发现的可能使汽包水位降低的因素：1、炉膛内燃烧突然减弱2、主汽压力突然升高3、给水流量滞后于蒸发量的变化汽包水位下降最明显的是在炉膛吹灰时间，如图所示：图一理论上，吹灰的时候一部分蒸汽抽出用来吹灰，这部分吹灰蒸汽算得上是对汽包水位三冲量调节中主汽流量的一个扰动，从图上来看，这部分吹灰蒸汽量对水位调节系统的影响仍然在可控范围内，从汽包水位下降的趋势和幅度上能看出，这个影响可以忽略不计。
从图示曲线来看，汽包水位大致在炉膛吹灰结束之后，主汽压力达到最高时水位还在下降的过程中，那么可以排除，在现在这种工况下主汽压力不是水位降低直接原因。
排除了主汽压力的影响后，从总煤量来看，吹灰前#2炉总煤量是120t/h左右，炉膛吹完后，总煤量最低降至112t/h，从曲线上看，水位降低的曲线和总煤量降低的曲线大致吻合，先初步判断燃烧减弱对水位的影响起主导作用。
再来看供热量对汽包水位的影响：图二从图上可以看出，机组负荷变化很小，且平时运行中也时常有变化，不突变的话对汽包水位影响很小。
图中所示中低压供热量的变化很明显，在下午6点半左右供热总量降低了50t/h左右，且不是线性地降低的，而汽包水位变化的趋势明显是一个很规则的弧形，供热量的变化对主汽压力有直接的影响（负荷不变的情况下），在图上负荷没有变化的工况中，供热量与汽包水位没有什么规律可循。
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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。
汽机凝汽器上水查漏每次上水1490吨，经过查漏，除了这部分中的盐水，放掉剩余，上半年对1号、2号机组进行上水查漏各2次，可得出凝汽器上水查漏所致水耗为1490×4=5960吨。
4、打水压水耗
在第一年投产的上半年，1号、2号炉在检修后分别进行了一次打水压，如果在打水压后放掉全部，则发生的水耗则是510吨，水耗在经过两次打水压后为2×510=1020吨。
除盐水是1号、2号发电机内冷水成分，一定的损耗会产生于运行中。
因设备原因，1号发电机内冷水要确保合格的水质，就需要不间断的换水与窜水来实现。
这样就会导致损失大量的除盐水，增加了机组补给水量，因物流量表，因此，无法量化分析该部分耗水量。
5、蒸汽吹灰耗气量
在煤质的影响下，1号、2号炉蒸汽吹灰每台炉每班最少施行两次，每次时间在1至2小时，这样，两台炉一天的吹灰次数最少在6次，而总用时6小时至12小时。
因无流量表，因此无法量化分析该部分耗气量，伴随加大耗气量，同时增加了机组补给水量。
二、采取措施
通过以上的分析，制定如下对策：对于蒸汽吹灰问题，应尽可能减少吹灰用汽，确保有序、合理的吹灰操作，给予协调，对此，为避免出现结焦现象，可加强燃烧调整，为保证煤质合理混配煤，并制定合理的吹灰程序。
冷却水系统外漏：应减少闭式循环冷却水的补水，进行设备的治理，及时查找与处理闭式冷却水系统的阀门、管道、冷却器的露点，将补水流量表加装于闭式水箱，以确保闭式冷却水具有合格的水质。
非生产用汽：将对非生产用汽对补给水率的影响消除，统计过程中刨出，将流量计加装于所有非生产用汽管道上，做好更进一步的工作予以完善，维护和校核流量表计。
加热器用汽及油区油罐：其措施就是治理设备，用水暖替代油区室内汽暖，将卸油前后油罐加热和油管路吹扫操作要求规范化，达到减少用汽量的目的。
实施设备改造，尤其冬季根据油罐温度计油槽车投停蒸汽加热。
吹扫时间的缩短应在吹扫合格的基础上开展。
采暖系统耗汽：将蒸汽损失减少，对设备进行治理，及时查找及处理漏电，强化维护现场暖气。
将流量表加装于至燃料汽暖的蒸汽管道和智能换热机组的蒸汽管道。
机组启停时汽水损耗：尽可能减少放汽、放水导致的汽水损失，做好预见性调整，密切配合锅炉、汽机、值长等专业，确保有序、合理各项操作，强化协调。
在巩固业务技术培训的基础上，强化联系和沟通，以保证各项操作的井然有序。
以汽机凝汽器为主的负压位置泄露：在治理设备的基础上，应防止凝汽器等负压位置泄露，加强检查凝汽器，例如：利用机组停机的时机，及时发现并排除隐患。
汽机凝汽器泄露：在治理设备基础上，防止凝汽器铜管发生泄露，同上，加强检查凝汽器，并利用机组停机的时机，及时发现并排除隐患。
汽机节能阀泄露：在治理设备前提下，其目标在于控制节能阀门泄露率不超过0.3%。
研磨漏泄阀门，利用检修、停炉等机会，必要时还可进行更换。
锅炉节能阀门出现内漏：在治理设备基础上，控制节能阀门泄漏率不超过0.3%。
研磨漏泄阀门，利用检修、停炉的实际，根据需要可进行更换。
将手动总门加装于定排总管，工作需要时可开启，平时关闭。
三、结束语
文章以我国华北地区某发电厂为例进行介绍，该厂两台供热机组分别为1号、2号，对供热机组2台300MW影响补给水率要因进行了分析，应提出了相应的对策。
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。
为了将部分含盐量最大的炉水排出，必须要进行连续排污。
为避免出现结焦现象，可加强燃烧调整，为保证煤质合理混配煤，并制定合理的吹灰程序。
将对非生产用汽对补给水率的影响消除，统计过程中刨出，将流量计加装于所有非生产用汽管道上，做好更进一步的工作予以完善，维护和校核流量表计。
在巩固业务技术培训的基础上，强化联系和沟通，以保证各项操作的井然有序。
从本质上提升机组补给水率获得该类型机组最佳值，效果显著。
参考文献
[1]韩玉霞，张嘉英，李鑫，贾斌，赵智勇.典型300MW直接空冷供热机组冬季防冻措施分[J].电站系统工程，2011（3）.。