根据不同类型的机组各运行电厂在降低凝汽器端差上做了大量的工作。在局部改造方面：80年代初刚投产的200MW机组凝汽端差普遍很大(特别是东方机组)，在夏季有时造成低真空限出力，在华北地区大同二电厂在试验的基础上发现了凝汽器抽空气管引出口结构有问题，造成不凝结气体抽出不畅，进行了改造、取得了很大经济效益。凝汽端差下降了六度、真空度提高了3%以上、供电煤耗下降10克/千瓦时以上。以后各厂相应的做了推广起到很大作用，在解决铜管结垢问题上也做出了很大努力，总结一些成功的方法，第一应该是采用对凝凝汽器铜管进行酸洗，一般可以使端差降到4℃以下，对轻微的铜管节垢可采用高压水冲洗的方法。长期保持凝汽器端差在较低的方法应该是胶球清洗装置的连续正常投运。降低凝汽器端差在电站经济技术管理中应占很大的比例，我们只要做一个简单的经济分析就可以认识这个问题。用北方地区的年平均气温来讲，端差每降低2℃就可以使真空度提高1%，这样对长叶片汽机可以使效率提高0.8%以上，普通叶片效率提高0.65%左右，空冷机组效率提高0.5%，这样大家就可以看出它的重要意义。就目前全国的情况来看，电站管理还没有放到应该的高度来重视这个问题,凝汽器端差在10℃左右的机组有的是，较差的是西北、西南。为此国家电站汽轮机标准委员会，制定了电站汽轮机凝汽器运行标准，提出了明确衡量标准，凝汽器端差4℃是优秀，6℃一般，即使海水、江水冷却，也要求端差控制在6--8℃。

在电站运行管理中我们经常要用到循环倍率的概念。

n = 530 /△t

n --- 循环背率

△t--- 循环水温生

设计和电站运行都讲循环倍率，一般在电站运行运行中循环倍率达到50就可以，如铜管有垢倍率捎大一些.

关于蒸汽的初参数，对于温度来讲是在安全允许的条件下越高越好，但是对主汽压来讲就不是越高越好，这里所谈的结论性的东西，教课书和培训教材大部分都没有，以后把滑压运行单独作为一个问题。

3.3.3回热系统对汽轮机效率的影响

回热系统运行的好坏对汽轮机效率的影响是相当大的，可以说各个厂普遍存在问题，就是新投产大机组也是一样，一般要求处于负压的低压加热器的端差不能超过5℃，高压加热器端差达到设计值，我们在做汽轮机性能试验时，专门对停运两台低压加热汽的工况进行了试验，汽机热耗增加了30多个大卡/千瓦时，影响汽机效率1.5%，这是很大的损失，对空冷机组回热系统运行的好坏影响更大，它不但影响回热系统的运行效果，对真空影响是很大的。这就不但是对经济性的影响,它要影响到机组的出力，这方面都是有例证的。

3.3.4冷却塔的热力性能试验及运行

在电站管理中冷却塔一直是被遗忘的角落，在这方面我们是有很多教训的，在华北地区因冷却塔的问题夏季机组限出力2000年以前时有发生，下面把冷却塔的问题讲一下:

关于冷却塔填料：我们推荐使用新式的塑料填料，它的优点是：第一塑料片非常薄，自身占有的有效体积很小，增加了水塔通风量，新塔设计时可以相对减少水塔面积，降低造价，目前老式的填料大部分已经改造。

水塔试验:介绍一下基本原理和方法。

水塔冷却的基本原理,第一是接触散热

公式:h = α( t – θ )

α— 传热系数 kW / m . s

t --- 水温

θ --- 空气温度

这里讲的接触散热，主要指的是空气和水的对流换热，传热的动力是温差，传热的大小决定于流动速度，第二是蒸发散热，伴随有质量传递的过程。

对水塔性能的评价，通过试验要得出对水塔工作性能的评价，衡量它的主要指标有，冷却幅高(△t= t-τ)，效率系数(η=循环水的温降/(循环热水温度—大气湿球温度) )，一般冷幅高达到6℃就可以，在空气比较干燥的地区水塔面积较大时，有的也达到4℃，一般设计掌握在7℃，冷却极限是冷幅高等于0℃。

水塔运行应注意的问题：水塔一般分为两种运行方式(冬季方式、夏季运行方式)，在夏季单元制机组应采用两台循环泵的运行方式，维持冷却倍率在50以上，已运行的水塔夏季淋水密度控制在8.3---8.6吨/平米·小时、小型水塔控制在7---7.5吨/平米·小时。

冬季在北方地区要有一个节电的运行方式，单元制机组要采用单台循环泵的运行方式，这样可实现冬季几乎节电50%的目标，水温控制在6---8℃，在防冻措施上建议采用防冻管的方式，现在的防冻管构造和工艺都不合理应该改造，在北方地区防冻是很重要的，只有这样才有一个安全经济的冬季运行方式。

以上讲了冬、夏季的运行方式，随着设备制造水平的提高，一个母管制的优化调度运行系统已经完全可以实现了，循环水的节电、综合经济运行方式是有很大的潜力可挖，最终达到200MW机组循环水系统耗电率控制在0.8%。300MW机组耗电率控制在0.7%以下。

3.3.5如何提高锅炉燃烧的稳定性及燃烧效率

在80年代前锅炉燃烧技术方面我国包括世界其它国家的工程技术人员和科学家，基本是从燃烧的稳定性着手研究问题，煤粉着火的稳定性和提高燃烬率基本是统一的，随着技术的发展新式的燃烧器在提高燃烧稳定性上有了很大的提高，但在提高燃尽率上却有不利的一面。随着环境排放的要求，燃烧控制目标已经发生了很大的变化。下面主要围绕提高效率。

影响燃烧的几个主要因素;就发电厂的运行技术来讲,最难的应该说是锅炉燃烧。

在允许的条件下保持较高的一次风温，对提高燃烧效率、稳定性和燃烬率都是有利的，而且影响量是比较大的，根据试验的结果对锅炉效率的影响可以达到0.5%左右，这是很大的。对乏气送粉的直吹式系统和中储式系统都有很多工作可做，中储式系统要在制粉系统试验中尽量用好系统中的再循环风量，在这方面各厂都存在较大的问题。

保持飞灰可燃物在较低的水平下适当降低锅炉氧量，以提高锅炉燃烧效率。这方面各厂都有问题，应该引起足够的重视，首先讲的是保持适当的高氧量对提高锅炉效率有好处的观点是错误的，这也不是谁的标新立异，美国人也提出来了。建议炉膛出口氧量在高负荷下控制在3.5%以下，目前氧量控制太高，影响锅炉效率在0.3%左右，风机的耗电率也增加较多，是一个很大的经济损失。

认真做好二次风的调整试验，保持良好的炉内动力工况，二次风的调整比较复杂，是燃烧调整的一个难点，我们大多数情况下负荷变动时，二次风只调节总风量，风门档板调节的很少，这是非常粗浅的，总的来讲在低负荷时，应该有部分二次风档板关小或关闭,使一部分二次风档板全开，保持炉内仍有一个能够维持后期混合燃烧的动力工况，也可以相对的降低炉膛出口氧量，以提高效率。

3.3.6消除泄漏降低补水率

治理泄漏不需要讲理论，意义明白，只讲一些方法，对机组要进行普查，确定重点泄漏机组，普查的方法是开展汽水平衡试验，确定最大的泄漏机组后，就可以针对性的开展工作，逐个系统和设备查找泄漏点。

3.3.7节约厂用电的途径及分析

目前电站运行中厂用电的不合理消耗是非常普遍的，主要是设计问题较多，第一系统设计不合理，第二辅机选型配置不合理，第三驱动方式不合理。下面我们分系统进行分析：

给水系统的问题：80年代设计的电站给水系统一般有四大阀门组成，给水泵为定速泵，设计选型中泵的一般流量为最大流量的1.2倍、扬程为最大扬程的1.06倍，这样的系统就决定了耗电率不可能小。这四大阀门即使它处于全开的状态也有20公斤/平方厘米的压损，达到系统所须总扬程的10%以上，这是很大的损失，多耗功15%，厂用电率增加0.3%以上。用相似理论简化后推导出的车削定律做一个简单的分析：

上述的三式表达了流量、扬程、功率与水泵直径的关系，在平常的水泵变工况运行分析中(负荷变动不太大的情况下)，上述三式基本符合对实际运行的理论判断，在不断加深认识的基础上这些问题只有靠我们去解决。

解决给水系统耗电大的几种方法：(1)在系统试验的基础上对水泵进行改造，这是一个花钱很少的技术改造方案，当然获得的效益就不够彻底。(2)对水泵的驱动方式进行改造(由定速改为变速)，主要为适应机组调峰节电的需要。

制粉系统存在的问题：制粉系统耗电大是普遍存在的问题，不论是中储式还是直吹式都耗电大，30万机组的直吹式系统设计和运行都有较大的问题，运行单位基本没有进行经济性试验，所以经济运行的技术基础不够，增加的耗电率是发电量的0.15%---0.3%，如大二在进行制粉系统试验后，制定了合理的经济运行方式，耗电率下降0.2%以上。试验和监督是必须进行的，不能怕麻烦没有过细工作就不会有成绩。