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供热抽汽背压发电机组的经济性分析发表时间：2020-12-22T08:05:37.678Z 来源：《中国电业》（发电）》2020年第19期作者：钟定均[导读] 本文以灵武电厂#1、#2、#3机组供热改造方案为例，对供热背压发电机组的经济效益进行分析。
华电宁夏灵武发电有限公司宁夏银川灵武市 750400摘要：大型火电机组供热改造进行热电联产，可有效提升机组热效率，其中供热抽汽点多为中压缸排汽，抽排抽汽参数还有较强的做功能力，相比集中供热所需的参数高出很多，在两者之间增加背压发电机组，供热抽汽进入背压机做功，排汽进入热网加热器，对供热抽汽的做功能力进行部分回收，从而提升供热经济性，本文以灵武电厂为例，对供热背压发电机组的经济效益进行分析。
关键词：背压发电机，热电联产，梯级利用，经济性。
1、前言大型火电机组供热改造进行热电联产，可有效提升机组热效率，热电联产的装置效率可达80%，替代城市供热小锅炉，具有较高的经济效益[1]。
其中大部分机组供热改造抽汽点多为中压缸排汽，抽排抽汽参数还有较强的做功能力，中排抽汽温度多在300℃以上，相比集中供热供水温度130℃高出很多，供热抽汽通过减压阀进入热网加热器，在两者之间增加背压发电机组，供热抽汽进入背压机做功，乏汽进入热网加热器，对供热抽汽的做功能力进行部分回收，实现对供热抽汽的梯级利用，通过调节背压发电机组的进气量调整供热负荷，从而提升供热经济性。
本文以灵武电厂#1、#2、#3机组供热改造方案为例，对供热背压发电机组的经济效益进行分析。
2、概述灵武电厂#1、#2机为600MW直接空冷机组，#3机组为国内首台1060MW直接空冷机组，三台机组分别在中压缸排汽联通管增加供热抽汽，作为热网尖峰汽源，#1、#2机中排供热抽汽设计为单台最大600t/h，蒸汽参数：1MPa，350℃；#3机设计为最大1000t/h，蒸汽参数：1MPa，367℃。
在供热首站设置3台背压发电机组，排汽进入热网加热器加热循环水，在满足首站供热用电的同时，将剩余电量送回#3机。
热力发电厂课后习题答案第一章热力发电厂动力循环及其热经济性1、发电厂在完成能量的转换过程中，存在哪些热损失？其中哪一项损失最大？为什么？各项热损失和效率之间有什么关系？能量转换:化学能—热能—机械能—电能（煤）锅炉汽轮机发电机热损失：1）锅炉热损失,包括排烟损失、排污热损失、散热损失、未完全燃烧热损失等。
2）管道热损失。
3）汽轮机冷源损失：凝汽器中汽轮机排汽的气化潜热损失；膨胀过程中的进气节流、排气和内部损失。
4）汽轮机机械损失。
5)发电机能量损失。
最大:汽轮机冷源热损失中的凝汽器中的热损失最大.原因:各项热损失和效率之间的关系：效率=（1-损失能量/输入总能量）×100%。
2、发电厂的总效率有哪两种计算方法？各在什么情况下应用？1）热量法和熵方法（或火用方法或做功能力法）2）热量法以热力学第一定律为基础,从燃料化学能在数量上被利用的程度来评价电厂的热经济性，一般用于电厂热经济性的定量分析。
熵方法以热力学第二定律为基础,从燃料化学能的做工能力被利用的程度来评价电厂的热经济性，一般用于电厂热经济性的定性分析。
3、热力发电厂中，主要有哪些不可逆损失？怎样才能减少这些过程中的不可逆损失性以提高发电厂热经济性?存在温差的换热过程，工质节流过程，工质膨胀或压缩过程三种典型的不可逆过程。
主要不可逆损失有1）锅炉内有温差换热引起的不可逆损失；可通过炉内打礁、吹灰等措施减少热阻减少不可逆性。
2）锅炉散热引起的不可逆损失；可通过保温等措施减少不可逆性。
3) 主蒸汽管道中的散热和节流引起的不可逆性；可通过保温、减少节流部件等方式来减少不可逆性。
4)汽轮机中不可逆膨胀引起的不可逆损失；可通过优化汽轮机结构来减少不可逆性。
5）凝汽器有温差的换热引起的不可逆损失；可通过清洗凝汽器减少热阻以减少不可逆性.4、发电厂有哪些主要的热经济性指标？它们的关系是什么?主要热经济性指标有：能耗量（汽耗量，热耗量，煤耗量）和能耗率（汽耗率，热耗率，煤耗率）以及效率.能耗率是汽轮发电机生产1kW。
某火电厂330MW机组推力瓦温高原因分析及处理一、引言火电厂是我国能源生产中重要的组成部分，机组推力瓦温高是火电厂运行中常见的问题之一。
这种问题一旦发生，不仅会影响机组的安全稳定运行，还有可能导致机组减载甚至停机，从而影响火电厂的发电效率和经济效益。
对机组推力瓦温高的原因进行深入分析，并制定有效的处理措施，对于提高火电厂的可靠性和经济性具有重要意义。
二、机组推力瓦温高的原因分析1. 推力瓦温高的定义推力瓦温高是指汽轮机推力瓦温超过正常工作范围的情况，这种问题常常伴随着设备的振动增加、拉力减小、油膜破坏和磨损加剧等现象。
在发电厂机组运行中，推力瓦温高可能是由多种原因引起的。
2. 原因分析（1）设备结构问题：设备结构方面可能存在设计不合理、安装不当等问题，导致设备运行时出现磨损过大、摩擦增大等现象，从而引起推力瓦温升高。
（2）流体系统问题：流体系统方面的问题可能包括管道堵塞、阀门失效等，导致流体流通不畅，影响设备的散热效果，从而产生推力瓦温升高的现象。
（3）油系统问题：油系统方面可能存在油液污染、泄漏、压力不稳等问题，导致推力瓦温升高。
（4）操作维护问题：操作维护过程中可能存在对设备监测不足、周期检查不到位等问题，导致机组运行时推力瓦温高。
（5）环境因素：环境因素可能包括气温、湿度等因素，这些因素可能影响到机组设备的工作温度和热量散发，从而导致推力瓦温升高。
推力瓦温高可能是由于设计、安装、维护、环境等多种因素引起的。
对机组推力瓦温高进行处理时，需要进行全面的分析，找出问题的根源，才能制定有效的解决方案。
1. 设备检修：对机组设备进行定期检修，检查设备结构是否存在设计缺陷或安装不当的问题，及时修复或更换受损的部件。
2. 流体系统清理：对流体系统进行清洗和检查，清除管道堵塞、更换失效阀门等，确保流体畅通。
3. 油系统维护：定期清洗和更换润滑油，确保油液的纯净度和稳定性，防止油液污染和泄漏。
4. 操作维护规范：建立完善的操作维护制度，定期对设备进行监测和检查，及时发现问题并进行处理。
供热问题剖析材料
供热问题剖析材料应由本人根据自身实际情况书写，以下仅供参考，请您根据自身实际情况撰写。
供热问题是指供暖设施和系统在供暖季运行中遇到的问题和挑战，包括供暖效果不理想、能耗高、设备故障等。
这些问题不仅影响了居民的生活质量，也给供热企业带来了很大的经济和运营压力。
供热问题的原因有很多，其中最常见的是设备老化、维护不当、设计不合理等。
此外，供热系统的运行管理也是影响供热效果的重要因素。
如果供热系统的运行管理不善，会导致能源浪费、设备损坏等问题。
为了解决供热问题，需要采取一系列措施。
首先，要加强设备维护和更新，确保设备处于良好的工作状态。
其次，要优化供热系统的设计，提高供热效率。
此外，还需要加强供热系统的运行管理，建立完善的运行管理制度和操作规程，确保供热系统的稳定运行。
在解决供热问题的过程中，还需要注意以下几个方面：
1. 节能减排：供热系统是能源消耗的重要领域之一，因此需要采取节能减排措施，降低能耗和减少污染物排放。
2. 智能化管理：通过智能化技术手段，实现对供热系统的实时监测和远程控制，提高供热系统的管理效率和稳定性。
3. 社会责任：供热企业需要承担社会责任，关注居民的供暖需求和利益，提高服务质量和社会满意度。
总之，解决供热问题需要多方面的努力和措施，包括加强设备维护、优化设计、加强运行管理、节能减排、智能化管理等。
只有全面提升供热系统的性能和管理水平，才能更好地满足居民的供暖需求，提高居民的生活质量和幸福感。
万方数据万方数据屋岛它景分析与探讨ＧＵＡＮＧⅪＤＩＡｌ、ＹＥ图１燃烧器一、二次风间隔布置简图２．２．３燃烧器改用一次风喷口集中布置方式根据燃用无烟煤及劣质贫煤的实践经验，燃烧器一般都采用一次风集中布置方式。
ｌ号炉燃烧器改造是将两层一次风喷ＶＩ集中布置，并采用一次风切圆对冲布置，而二次风喷口采用分层布置方式，由于一次风在向火面，一次风可以直接吸收上游射流的辐射和湍流传热，二次风布置在一次风的外侧，可减缓一次风气流的刷墙程度。
一次风集中布置方式由于燃烧集中，煤粉浓度较高，所需着火热小，着火条件好，相对提高了着火区温度，有利于保持较高的炉温。
二次风采用分层布置，一、二次风喷口保持较大的距离，以推迟一、二次风混合，待一次风煤粉气流着火稳定后再高速喷入二次风，使二次风卷吸的高温烟气与煤粉气流强烈扰动混合，有利于在燃烧器出口某一位置形成局部的“三高”区（高氧量、高温度、高煤粉浓度），使煤粉尽量燃烧完全，大大减少了不完伞燃烧产生的还原性气氛及炉膛结焦，因而一次风集中布置适用于低挥发分、难着火及难以燃尽的劣质烟煤，２号炉目前采用的燃烧器布置方式（如图ｌ所示）只适用于燃烧挥发分较高的烟煤，根据该厂来煤的实际情况，应将２号炉的燃烧器改为一次风集中布置方式。
３结束语由以上分析可知，合山电厂影响供电煤耗最大的因素是锅炉热效率偏低及汽机热耗高，其中尤以提高锅炉热效率的潜力为最大。
而提高锅炉热效率的潜力主要在降低飞灰可燃物上。
飞灰可燃物含量每降低１％，锅炉热效率可提高约０．７２～０．７５％，锅炉热效率每提高１％，发电标准煤耗就下降３．８９／ｋｗｈ左右，按照电厂燃用的劣质烟煤，飞灰可燃物含量月平均值能控制在３％左右，锅炉热效率可提高１．５％～２％，达到９０．５％～９１％，如主再热汽温、给水温度、凝结器真空及机组负荷接近或达到设计值运行，汽机热耗可控制在８０００ｋＪ／ｋＷｈ以下，若厂用电率控制在９．Ｏ％左右，则发电标准煤耗月平均值可降至３３３．５—３３５９／ｋＷｈ左右，从而达到国内同类型机组平均水平。
350MW机组给水温度降低的原因分析及治理摘要：350MW机组是发电厂非常重要的设备机器，而给水温度是发电厂重要的经济指标，如果350MW机组的给水温度达不到标准值，那么将会严重影响机组的煤耗，为机组带来很多问题，降低了机组整体的经济性。
因此本文通过阐述350MW机组给水原理，分析影响水温的因素，找出水温降低的原因，并且有针对性地提出了相关的治理策略，从规范运行操作方式、设备维护及管控以及相关技术人员培训等方面提出了有效建议，从而实现提高水温的目的。
关键词：350MW；给水泵；给水温度低；高压加热器引言：在350MW机组中，通常采用从汽轮机中提取的蒸汽用来加热凝结水和给水，加热给水可以提高热循环中吸热过程的平均温度，从而降低传热温差，减少锅炉中每单位蒸汽的吸热量，这是提高机组经济性的一个有效途径。
给水的最终加热温度对机组经济性有直接影响，因此必须要保证给水温度达到设计标准，所以当350MW机组给水温度降低的时候，必须要分析给水温度低的原因，积极采取有效措施。
1350MW机组给水原理350MW超临界机组的给水控制与筛分炉在低负荷时的给水控制类似，即在直流锅炉运行过程中调节蒸汽分离器中的水位和调节水煤比。
在超临界直流机组中，给水调节是在预热段、蒸发段和过热段同时连续进行的，而超临界机组的过热蒸汽温度不能像亚临界钢包炉那样通过喷水降温来保持稳定，喷水降温实质上起到调节过热器和水冷壁之间的工作流分布比例的作用，但不影响最终平衡蒸汽温度参数[1]。
给水在加热段被加热，然后温度升高进入蒸发段，蒸发段的蒸汽和水产生一定的混合物，然后混合物进入过热段，被进一步加热，直到成为过热蒸汽。
在直流锅炉中，水在临界条件下被瞬间加热成蒸汽，蒸汽-水分界线随着运行条件的变化而不断变化。
如果燃料量增加，水提前到达蒸发段，那么相应的过热段就会扩大，为给水段带来压力，容易造成过热；但是如果水量增加，蒸发点后移，那么将会造成蒸汽过热度不足，从而影响工作质量，对电厂运行非常不利，所以控制蒸发端的位置非常重要，必须要保持一定的碳水比，这是直流锅炉的一项重要控制任务。
加热器端差对机组经济性的影响作者：张超来源：《中国高新技术企业》2015年第14期摘要：加热器端差是加热器进口抽汽压力基础上的饱和温度以及给水出口温度之差，对各级加热器端差的运行热经济性进行准确而快速的评价，对热力系统的设计和检修具有重要的意义。
文章对加热器端差对机组经济性的相关影响进行了分析，希望能够通过此次的理论研究对实际操作起到一定指导作用。
关键词：加热器端差；机组经济性；热力系统；热平衡方法；数学模型文献标识码：A中图分类号：TK223 文章编号：1009-2374（2015）14-0072-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2015.14.035处在同一热力系统当中，各加热器型式和所处位置都在一定程度上有着差异，所以加热器端差对机组经济性所产生的相应影响也会存在着差异。
在这一情况下，倘若只是将高压或者是低压作为界限，对其采取相同端差，这样就违反了科学性。
如何更合理地解决这一端差影响就显得格外重要。
1 加热器端差的理论分析1.1 加热器端差增大的原因分析加热器在运行过程中，其自身会存在着端差问题，这一现状对热损失虽没有造成直接性的影响，但却对热交换不可逆性得到了增强，从而就产生了额外的冷源损失，这样就会使加热器装置的热经济效率大大降低。
从实际情况来看，加热器端差在增大的问题上存在着多方面因素，其中受热面积垢以及加热器的抽空系统不良和部分冷水走旁路等，都会使得加热器端差增大，这样会致使回热系统当中的加热器出口水温发生降低的现状，在本级的抽汽量就会大幅度降低，而比其高的一组在抽汽量上就会得到增加，最终会使得整个机组的功能降低。
1.2 加热器端差理论方法分析此次对加热器端差的研究主要是运用了热力系统矩阵热平衡方程式以及热耗变换系数的相关理论，在经过严密的数学推导作用下，对定功率基础上的加热器端差对机组热经济所产生影响的数学模型进行建立。
通过这一模型的建立能够对热力系统自身的结构特点以及辅助汽水系统的影响进行分析，并能够针对多种形式的加热器和其间的多样连接方式下的机组热效率及端差间变化关系进行探究。
影响大容量机组热经济性原因分析兰州西固热电有限责任公司林昌鸿、杨谦【摘要】随着电力工业的飞速发展，大型机组的增多，如何提高机组的热经济性日益显得重要。
本文分析了影响机组热经济性的因素，就如何改善这些因素提出一些建议和方法。
1 前言随着我国电力工业的飞速发展，300MW、600MW及以上容量大型机组的增多，如何提高机组的热经济性日益显得重要和急迫。
一般说来，影响机组热经济性的因素有以下几个方面：a 机组负荷b 机组回热系统运行状况c机组真空d 机组主、再热蒸汽参数在设计值范围内或对应滑压状况下e 机组通流部分效率f 机组泄漏情况分析j 锅炉效率2 机组负荷2.1 机组应维持额定负荷运行，因为机组的设计都是根据额定负荷进行的，所以机组在额定负荷时经济性是最好的，且机组额定负荷时如各运行参数维持设计值，高压调门是“三阀点”运行，即＃1～＃3高压调门全开，＃4高压调门关，此时节流损失最小，保证机组经济性最好。
2.2 机组采取复合滑压运行方式。
随着电力工业的发展，大容量机组参与调峰是不可避免的事实，要保证机组在各种负荷时都保持较高热经济性就要采取复合滑压运行方式，即汽轮机采用喷嘴配汽方式，在高负荷区域内（如80%～95%额定负荷以上）进行定压运行，用启闭调节汽门来调节负荷，汽轮机组初压较高，循环热效率较高，且负荷偏离设计值不远，相对内效率也较高。
在较低负荷区域内（如80%～95%与25%～50%额定负荷之间）进行四阀全开、三阀全开或二阀全开滑压运行，这时没有部分开启汽门，节流损失相对最小，而且主蒸汽温度不变，各种负荷下新汽容积流量基本不变，各级喷嘴、动叶出口流速不变，比焓降和内效率都不变，全机相对内效率接近设计值。
现在大型机组的给水泵均采用液力偶合器变速调节，滑压运行使给水压力降低，给水泵耗工降低。
当机组负荷急剧增减时，可启闭调节汽门进行应急调节。
在滑压运行的最低负荷点以下（如25%～50%额定负荷以下）进行初压水平较低的定压运行，以免经济性降低太多。
3 机组回热系统运行情况机组回热系统运行情况3.1 机组回热系统运行情况对经济性的影响回热系统是指从汽轮机某些级中抽出部分作过功的蒸汽用来加热送往锅炉的给水以提高给水温度的系统，是最早也是最普遍用来提高机组效率的主要途径。
回热系统运行不正常表现为给水温度降低、各段抽汽参数不正常等方面。
对单位质量的抽汽而言，低压抽汽回热做功将大于高压抽汽，所以在多级回热系统中，应尽可能多利用低压抽汽来代替高压抽汽，如回热系统工作不正常，使得部分本级蒸汽流入低一级抽汽中，高压抽汽排挤低压抽汽，造成机组热经济性降低。
抽汽流入凝汽器还将造成机组冷源损失增大，给水温度降低造成给水在锅炉中吸热量增大都将使得机组热经济性降低。
造成回热系统运行不正常的因素主要有加热器端差增大、加热器停运、加热器汽侧无水位运行、抽汽压损增大、高压加热器旁路泄漏等方面。
3.1.1 影响加热器端差的主要因素有：加热器内传热管的特性、传热管的尺寸、管内对流换热系数、管外凝结换热系数及管内外工质的温度等等。
对于已经投运的加热器来说，主要影响因素是管内外的换热系数，而影响换热系数的主要因素有加热器传热管脏污程度、加热器内是否有空气等不凝结气体等方面。
加热器端差增大直接导致出水温度降低，造成高一级抽汽量或在锅炉中吸热量的增大。
3.1.2 加热器停运的原因一般为加热器消缺，需要隔离。
加热器停运除了影响机组热经济性外，低压加热器停运会造成除氧器进水温度降低，如水温过低除氧器将产生振动，高压加热器停运将带来机组末级叶片湿度增加、锅炉过热器超温、再热器超压等严重后果。
3.1.3 加热器疏水调节系统不正常将造成加热器无水位运行，这样最明显的表现是出水温度降低。
某电厂资料表明，高压加热器有水位运行时给水温度比无水位运行时要高4～6℃，而且加热器无水位运行还使得抽汽未放出凝结热量就以蒸汽形式沿疏水管进入下一级加热器，排挤下级低压抽汽使机组热经济性下降，同时因汽水混合物进入疏水冷却段、疏水管、疏水阀而引起管束泄漏、疏水管振动、疏水阀冲蚀等危急设备安全的情况。
这种情况在现场比较常见，因为电厂加热器疏水调节门大多数为气动门，容易出现门杆卡涩、调节波动大、设定值由于加热器疏水管振动会变化等情况，特别是＃1高压加热器疏水至除氧器调节门，现场一般安装在除氧头平台，调节器在0米高压加热器处，调节迟缓大，气动调节门很难投入自动。
3.1.4 抽气压损增大通常是因为抽汽管道的逆止门、隔离门误关或开度不够造成，将造成本级抽汽减少，流入下一级抽汽而排挤低压抽汽，同时抽汽减少造成出水温度降低。
3.1.5 高压加热器旁路也是各电厂比较常见的，原因是大旁路电动门泄漏或进口联程阀开不到位造成小旁路泄漏，表现为汽机侧（最后一级高压加热器出口未与大旁路汇合处）给水温度比锅炉侧高，这样不仅因为给水流量减少造成高压抽汽减少，而且造成最终给水温度降低。
3.2 如何保证机组回热系统正常运行3.2.1 加强对加热器端差的记录、分析，发现端差变大及时分析、处理，如是加热器内有空气等不凝结气体，可开大加热器抽空气门至端差正常，如是加热器传热管脏污可在隔离时进行清洗。
3.2.2 加强对加热器运行状况的监视，尽量利用停机时间进行消确。
高压加热器参数高，热容量大，如抽汽管道上只有气动逆止门及电动隔离门，均不能可靠严密关闭，机组运行时高压加热器的隔离时间长，最好在抽汽管道上加装手动隔离门，减少检修时间。
3.2.3 提高加热器水位自动投入率，保证加热器有水位运行，有条件可将部分不能投入自动的气动调节门更换为电动调节门或射流式调节器。
3.2.4 定期记录加热器及抽汽参数。
因各段抽汽气动逆止门门杆升程不一样，所以各逆止门的最大门杆升程应有记录，以便分析时对照。
3.2.5 加强对汽机、锅炉侧给水温度的对比，高压加热器大旁路电动门是中断控制关到位的应改为力矩控制，进口联程阀要确保开关到位。
4 机组真空4.1 机组真空对经济性的影响真空系统运行的好坏对汽轮机运行的经济性有很大的影响。
一方面由于真空降低，蒸汽的有效焓降将减少，在蒸汽流量不变的情况下发电机出力下降，在发电机出力不变的情况下，机组的蒸汽流量将增大，机组经济性下降；另一方面机组真空降低，排汽缸温度上升，机组冷源损失增大，循环热效率降低。
一般情况下，真空度每变化1%，可使热耗率变化0.7～1%，煤耗变化约1g/kW.h。
4.2 如何提高机组真空4.2.1 按规程规定进行真空严密性试验，加强对凝汽器进、出口水温、端差、真空、过冷度等运行参数的综合分析，找出影响机组真空的主要原因，制定处理措施。
4.2.2 采用氦质谱检漏、灌水等方法认真做好真空系统查漏工作，对漏点及时彻底处理。
4.2.3 加强对凝汽器胶球清洗系统的维护管理，提高清洗效果。
4.2.4注意对轴封汽压力的调整。
现场常常为了保证轴封汽不外冒，将低压轴封汽压力调整得较低，加上自密封系统中溢流控制站的调节门为气动门，调整波动比较大等等原因，造成低压轴封处泄漏，这个问题比较常见。
4.2.5 维持射水池的水温在较低水平，某台300MW机组试验表明：当工作水温在26～42℃范围内变化时，水温每升高1℃，真空下降约0.065～0.133kPa，影响煤耗上升约0.24克/千瓦时。
5 机组主、再热蒸汽参数5.1 机组主、再热蒸汽参数对经济性的影响机组主、再热蒸汽温度、压力降低，蒸汽的有效焓降将减少，在蒸汽流量不变的情况下发电机出力下降，在发电机出力不变的情况下，机组的蒸汽流量将增大，机组经济性下降。
从理论计算来说：机组主、再热蒸汽温度、压力升高可提高机组经济性，但温度升高使得设备、管道温度也升高，材料蠕变速度加快，蠕变极限变小；主、再热蒸汽压力升高使得设备、管道内部应力增大，而且造成蒸汽最终湿度增大，对汽轮机末级叶片腐蚀加重，严重威胁机组运行安全性。
虽然锅炉过、再热器喷水减温设计上是作为辅助性细调或事故情况下使用，但由于喷水调节惰性小、调温幅度大等优点，现场运行人员经常把它作为常规调整手段，这对于机组的热经济性有较大影响。
对于过热器喷水减温来说，因为减温水大多为给水泵出口、高压加热器进口取出，不经过高压加热器，减少回热抽汽，降低回热程度，造成机组热经济性降低。
对于再热汽喷水减温来说，它的热力过程是沿再热压力线定压吸热蒸发、过热，然后进入汽轮机中、低压缸膨胀做功，它所完成的循环是一个非再热的中参数或更低参数的循环，与主循环（高参数或超高参数的再热循环）相比，其热经济性要降低很多。
5.2 如何保证机组主、再热蒸汽参数维持额定值5.2.1保证机组在定-滑-定规定的蒸汽参数值。
5.2.2 保证回热系统正常运行，确保给水温度在正常值。
5.2.3 在保证主、再热蒸汽参数的前提下尽量提高机组通流部分效率。
5.2.4锅炉运行人员要勤调整，保持主、再热蒸汽参数“压红线”运行。
5 机组通流部分6.1 机组通流部分效率对经济性的影响通流部分效率指各汽缸实际焓降与理想等熵焓降的比值，如通流部分结垢、堵塞，轴封、汽封间隙过大等原因将造成机组通流部分效率下降，直接影响机组热经济性，严重时还将影响机组出力。
老机组受当时设计、制造等方面的制约，通流部分效率普遍较低。
如兰州西固电厂＃9、＃10汽轮机是俄罗斯生产的лт—140/165-130/15-2型165MW汽轮机，其额定工况下低压缸效率分别为75.28%、77.31%，通过汽封间隙调整、汽封更换改造和通流部分检修后提高到87.45%、89.52%，机组热耗率下降587.42 kJ/kW.h、543.21 kJ/kW.h，无煤耗功率增加15.22MW、14.26MW（以上各项指标包含大修效率），可以看出，通流部分效率对机组热经济性影响是非常大的。
现在机组越来越多采用了DEH（电调），可实现阀门管理，在启动初期采用单阀控制，一定条件时切换为顺阀控制，提高机组启动速度并保证机组有较高经济性。
如在机组正常运行时仍采用单阀控制，将造成节流损失影响机组热经济性，某机组因顺阀控制时机组振动大，正常运行时均为单阀控制，经测试，高压缸效率在300MW、270MW工况下分别比同型机组低3.48%及3.77%。
6.2 如何提高机组通流部分效率6.2.1 机组大修时应仔细检查通流部分，如有结垢、堵塞情况应及时处理。
6.2.2 在摸清机组特性后可以将轴封、汽封等间隙尽量调至厂家规定的中下限值。
6.2.3 老机组在资金、工期许可的情况下可考虑进行通流部分改造。
7机组泄漏情况7.1 机组泄漏情况对经济性的影响机组泄漏分为两种情况：外漏及内漏。
机组外漏是指由于管道或系统的不严密，造成汽、水泄漏出热力系统。
随着这些工质的损失，伴随着各种品味的能量损失。
内漏是指由于阀门不严密，造成汽、水在热力系统中由高参数系统漏至低参数系统，虽然不像外漏有能量流出热力系统外，但这些工质只参加了低参数的热力循环，降低了工质的做功能力，使得机组热经济性下降。
