发电部节能降耗控制措施.docx
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发电部节能降耗控制措施
节能降耗因素分析及运行控制措施
于士富
编写：
冯立海张强王勇
周守福吕秀燕
安徽华电芜湖公司发电部
2008-4
锅炉专业（含燃料）
1供电煤耗
1.1影响供电煤耗的原因及对策分析
我公司设计发电标准煤耗率为276.4g/KW.h。
从专业角度分析影响供电煤耗的主要因素有以下几点：
1.1.1煤质的影响
煤质的频繁变化会导致锅炉燃烧状况的恶化，带来飞灰可燃物升高、排烟温度升高、汽温波动或减温水量增大等问题，使运行调整困难，机组运行经济性下降，甚至导致燃烧不稳定、锅炉灭火。
根据经验估算，受煤质变化的影响锅炉效率会下降1～2%，主要表现为飞灰可燃物的升高、排烟温度的增加及锅炉燃烧工况不稳。
由于煤质差，锅炉燃烧不稳定，不但会使煤耗增加，加大发电成本，同时还会造成设备磨损加剧、维护费用增加，使锅炉灭火、“四管”爆漏等设备事故、非停事故的增加，给生产带来极大的安全隐患。
对于煤质问题，受上游市场因素和供求大环境的影响非常大，所能采取的措施主要是严格控制入厂煤质量，增加抽样化验次数，加强非设计煤种的掺配掺烧管理，尽可能把煤质变化的消极影响降到最低程度。
1.1.2机组负荷率
机组发供电煤耗受机组负荷率的影响非常大，根据经验，机组负荷平均每降低10%，会导致供电煤耗上升3-5g/KW.h。
因此加强与调度的沟通与联系，加强峰、平、谷各时段接带负荷的调配，争取多发多供是控制煤耗指标的重要措施。
1.1.3氧量
氧量的升高意味着风量增加，造成的直接后果是风机电耗增加、排烟损失增大，最终导致锅炉效率降低，煤耗增加。
对氧量控制的主要措施，一是运行方面在机组运行中加强氧量的监视与调整，使氧量运行在对应负荷下的设计值范围内，在保证燃烧的前提下尽可能降低氧量，二是检修维护部门重视氧量监视设备的维护和校验，做好定期工作，三是加强对氧量指标的考核。
1.1.4空预器漏风率
回转式空气预热器漏风率的增大会造成风机电耗增加，锅炉运行效率下降。
根据经验空预器漏风率每增加1%，会使供电煤耗上升0.15g/KW.h左右。
我公司转子回转式空气预热器采用Lcs-1x型密封调节装置，根据密封扇形板位移传感器实现间隙自动跟踪控制，漏风率的控制目标为6％。
控制措施一是保证密封自动跟踪装置的良好投入；二是加大对空预器漏风率的监测与诊断维护。
1.1.5凝汽器真空
凝汽器真空是影响机组煤耗的主要因素之一。
根据经验，凝汽器真空每下降1%，会使供电煤耗上升约3.5g/KW.h左右。
真空系统严密性差、胶球清洗系统投入不及时、凝汽器铜管结垢等会导致真空低，引起机组热耗升高，煤耗增加。
控制措施一是严格执行真空严密性试验定期工作，及时根据试验结果分析凝汽器的工作情况，查找真空偏低的原因；二是抓好凝汽器胶球清洗工作，保证投入率，保持凝汽器清洁度；三是加强真空系统的检漏、堵漏工作，保证凝汽器在高真空下运行。
1.1.6高低加解列
高低加解列会使给水温度降低，对直流锅炉来说给水温度降低，使汽水分离器出口温度降低，中间点温度降低，最终使过热器出口温度降低，为达到原来蒸汽参数，在蒸发量不变的情况下，必须增加进入锅炉的燃料量，必然使煤耗上升。
根据经验，高加或低加的全部解列会使供电煤耗分别增加约9.5g/KW.h或8g/KW.h左右，可见高加或低加的可靠投运是控制煤耗指标的重要项目。
1.1.7排烟温度
排烟温度上升是机组煤耗增加的又一大因素。
排烟损失是锅炉各项损失中最大的一项，根据经验锅炉排烟温度每上升10℃，会使供电煤耗上升约1.5g/KW.h左右。
影响排烟温度的因素很多，主要有煤质变化、喷燃器投入方式、燃烧器摆角、空预器漏风、锅炉氧量控制等。
1.1.8飞灰含碳量
飞灰含碳量的增加使锅炉物理热损失增加，锅炉效率降低，最终使煤耗增加。
根据经验，飞灰含碳量每增加1%，供电煤耗会增加1.2g/KW.h左右。
导致飞灰含碳量增加的因素主要有煤质、煤粉细度、氧量、锅炉燃烧的配风调整等。
1.1.9厂用电率
根据经验，厂用电率每增加1%，会使供电煤耗上升约3.5g/KW.h左右。
是影响供电煤耗的又一大因素。
1.1.10运行方式
运行方式安排不当会引起电耗增加、热耗上升，尤其是低负荷时主辅机的优化运行对机组的经济性影响更大；机组负荷分配不合理，会增加机组的供电煤耗。
在运行方式的安排上控制煤耗指标的措施主要是把工作作细，通过试验和运行调整，找出机组最优化的主辅机运行方式，力争在运行方式的安排环节将影响供电煤耗的因素降至最低。
1.1.11运行参数的控制
进汽参数达不到设计值会引起热耗上升、煤耗增加，运行中蒸汽参数控制不当引起过热汽减温水、再热汽减温水使用量增大，均会使机组煤耗上升。
控制措施一是在机组投产后对机组进行优化运行试验，并根据试验结果制定相应的规章制度和考核措施；二是制定出具体折运行操作措施，指导和督促运行人员按照最经济的运行工况调整机组运行。
1.1.12其他因素
影响机组煤耗的因素很多，其他还有诸如汽水系统阀门不严造成内漏和外漏会引起热耗上升，导致煤耗增加；机组调峰等原因启停次数多；辅机效率降低导致厂用电率增大等。
1.2为降低供电煤耗，锅炉专业的具体运行调整措施
1.2.1针对主汽压力调整的措施
1）防止因煤质差问题造成主汽压力波动。
首先燃料管理部加强进煤检查，避免劣质煤进厂，避免搀假煤进厂，发电部会同燃料管理部煤场管理人员将来煤根据煤质情况在煤场分区堆放，以便配煤；其次据调度负荷要求，集控运行与燃料运行加强沟通和协作，保证各负荷段下入炉煤质的稳定；最后若出现煤质变化较大情况下，及时采取调整措施，保证锅炉燃烧稳定，保障主汽压力的稳定。
2）运行人员调整问题。
应加强运行管理，加大培训力度，保证运行人员操作的及时性和准确性。
组织措施上通过开展各值间的小指标竞赛，激励和督促运行值班人员努力保证机组参数“压红线”运行；技术措施上给出机组各阶段负荷下的主汽压力值，使运行人员有据可依，加强调整，在不同的负荷段，根据负荷段设定相应的控制压力定值。
（下表是各工况下主汽压力对应值）
BMCR
TRL
THA
75％
50％
40％
30％
高加全切
校核煤质BMCR
26.15
MPa
25.92MPa
25.86MPa
21.12MPa
16.42MPa
11.35MPa
9.97MPa
25.62MPa
26.15MPa
3）机组负荷率低，发电部积极与调度联系提高负荷率。
运行人员加强对设备的检查和巡视，尽力避免因设备问题导致降出力消缺。
1.2.2针对主、再热汽温的调整措施
1）优化吹灰程序，根据减温水流量和汽温情况制定投停吹灰器的规定，即要保证主、再热汽温，又要减少吹灰蒸汽对受热面的冲刷，减少蒸汽损失，减少对燃烧的不利影响。
原则上每日白班全炉膛投蒸汽吹灰一遍，尾部烟道投脉冲吹灰一遍，空预器脉冲吹灰8小时投运两遍；根据减温水和汽温情况及尾部烟道前后烟气压差适当增投吹灰次数。
2）重视炉膛烟温偏差问题。
我公司喷燃器燃烧为四墙切圆燃烧方式，根据已投运的四角切圆燃烧机组的运行经验，因煤粉气流残余旋转的存在不可避免地会存在炉膛出口烟温偏差现象，在运行中积极摸索燃烧器配风方式及运行特性，通过OFA（燃烬风）挡板开度和AA（附加风）挡板角度的调整，最大限度减少烟温偏差问题。
要求正常运行中A、B两侧烟温偏差≯50℃。
3）在机组启动、停运或负荷需大范围变动时，加强调整，如调整燃烧器摆角和适当增加上层粉出力，必要时可适当调整辅助风系统。
4）过热汽温调整的具体措施：
a）根据设计锅炉正常运行时过热汽温在35%～100%BMCR负荷范围时，保持稳定在605℃，偏差不超过±5℃。
两侧蒸汽温度偏差小于5℃；见下表
BMCR
TRL
THA
75％
50％
40％
30％
高加全切
校核煤质BMCR
605℃
605℃
605℃
605℃
605℃
605℃
588℃
605℃
605℃
根据在阚山、营口等同类型超超临界在机组实际运行中的经验，负荷在230MW时主汽温即达到605℃可能有困难，这就要求运行人员在调试过程中努力摸索低负荷下提高汽温的方法，同时还要保证各受热面管壁金属温不超限，保证安全运行。
b）煤水比是调整主蒸汽温度的主调手段，中间点温度的变化能快速反应煤水比变化，维持该点温度稳定才能保证主蒸汽温度的稳定。
中间点温度和机组负荷均偏高（偏低）时，应优先降低（增加）燃料量；中间点温度偏高（偏低），而机组负荷低于（高于）目标负荷时，应优先增加（降低）给水量。
c）主蒸汽一、二、三级减温水是主汽温度调节的辅助手段，锅炉低负荷运行时要尽量避免使用减温水，防止减温水不能及时蒸发造成受热面积水，若投用减温水，要注意减温后的温度必须保持20℃以上过热度；在45%～100%负荷范围内启动分离器内蒸汽过热度保持在10～40℃左右，在屏式过热器出口温度和主蒸汽温度在额定值的情况下，一、二、三级减温水调门开度在40～60%范围内。
d）使用减温水时，减温水流量不可大幅度波动，防止汽温急剧波动，“自动”投入时加强监视，发现异常或事故工况时要及时解除自动，手动调节汽温或改变温度设定值进行调整。
在手动调节减温水时要考虑到受热面存在较大的热容量，汽温调节存在一定的惯性和延迟，调整减温水时要注意监视减温器后的介质温度变化，注意不要猛增、猛减，要根据汽温偏离的大小及减温器后温度变化情况平稳地对蒸汽温度进行调节。
e）锅炉正常运行中启动分离器内蒸汽温度达到饱和值是煤水比严重失调的现象，要立即针对形成异常的根源进行果断处理（增加热负荷或减水），如果是制粉系统运行方式或炉膛热负荷工况不正常引起，要对煤水比进行修正。
如炉膛工况暂时难以更正，煤水比修正不能将分离器过热度调整至正常，要解除给水自动进行手动调整。
储水罐出现高水位要及时开启储水罐至凝汽器电动门和热备用疏水排放法排水，锅炉点火后任何时候严禁储水罐满水。
5）再热汽温调整的具体措施：
a）锅炉正常运行时再热汽温在50%～100%BMCR负荷范围时，保持稳定在603℃，偏差不超过±5℃。
两侧蒸汽温度偏差小于10℃，烟气挡板开度应在40～60%范围内。
BMCR
TRL
THA
75％
50％
40％
30％
高加全切
校核煤质BMCR
603℃
603℃
603℃
603℃
593℃
578℃
563℃
603℃
603℃
b）再热器主要采用烟气挡板调温、并辅以摆动燃烧器调温，喷水减温仅用于事故减温。
正常运行中喷水减温尽量避免开启，在使用喷水减温水时，应保证减温后蒸汽有20℃以上过热度。
c）手动方式调节再热蒸汽温度时，不要猛开、猛关烟气挡板，不要大幅度上下摆动燃烧器摆角，事故减温水的调节要注意减温器后蒸汽温度的变化，防止再热蒸汽温度振荡过调；
d）在加减负荷、启停制粉系统、投停高加、煤质发生改变、吹灰除焦等情况下，都将对再热蒸汽温度产生扰动，要特别注意对再热蒸汽温度的监视和调整。
1.2.3针对锅炉排烟温度的调整
1）按上面所述吹灰运行规定及时进行受热面和空预器的吹灰。
2）在保证主、再热汽温的前提下，适当降低火焰中心。
3）加强对炉膛内及喷燃器区域的巡回检查，发现喷燃器和受热面结焦，及时采取措施清除。
4）据环境温度及时调整再循环风量。
5）加强对空预器运行情况的监视，若发现停转或再燃烧，应立即进行处理。
6）根据制粉系统运行方式或煤质，根据排烟温度，运行人员应进行相应燃烧调整。
7）对炉底水封进行定期检查，特别是掉焦或机组启动后，以保证炉底水封工作正常。
8）在不同负荷段，控制锅炉排烟温度值在设计值运行（见下表）：
BMCR
TRL
THA
75％
50％
40％
30％
高加全切
校核煤质BMCR
127℃
127℃
126℃
116℃
108℃
107℃
106℃
114℃
131℃
1.2.4降低漏风量的措施
1）运行人员加强对空预器运行情况的监视，监视空预器烟气侧进、出口氧量指示，发现空预器漏风量大，应立即联系检修调整空预器密封。
2）运行中保证空预器密封自动跟踪装置的可靠投入，运行人员加强对空预器自动密封控制系统的检查，发现异常及时联系处理。
3）根据我公司#1炉设计工况下空预器漏风率值（如下表），要实现6％的漏风率非常困难，在考核工况（THA）下漏风率即在6.27％，随着负荷的降低漏风率还会升高，因此在建议公司调研，考虑对空预器密封进行技术改造，实现目标值。
附：
我公司空预器漏风率设计值
单位
BMCR
TRL
THA
75％
THA
50％
THA
40％
THA
30％
THA
高加
切除
校核
煤种
空到烟
t/h
128.368
128.368
127.914
127.461
126.100
125.646
124.739
128.822
128.368
总风量
t/h
2270.364
2187.384
2040.373
1763.116
1354.471
1167.370
924.594
2086.977
2283.143
漏风率
%
5.65
5.87
6.27
7.23
9.31
10.76
13.49
6.17
5.62
1.2.5针对锅炉飞灰含碳量的调整
1）首先燃料应保证煤质，在来煤煤质变化大时，燃料运行按值长调度要求配煤，运行人员应根据煤质进行燃烧调整保证煤粉充分燃尽，根据煤质挥发份含量及时调整磨煤机分离器出口温度。
2）加强调整，特别是风量调整，应根据负荷及时调整风量，保证氧量在设计值；并且调整一、二次风量保证一、二次风速配合良好，从而保证炉内有良好的空气动力工况。
3）在保证主、再热汽温的前提下，通过调整上、下层粉的出力、辅助风挡板或燃烧器摆角等进行精细调整。
1.2.6针对锅炉出口氧量的调整
1）机组在手动，当升降负荷时，运行人员及时增减风量，保持风粉比合适。
2）定期校验氧量测点，保证其准确性，以便正确指导运行。
3）若风粉比偏离不大，可以通过调整氧量校正来辅助调节风量。
若风粉比严重失调，运行人员应及时解除风量自动，待调整正常后再投入自动。
4）加强空预器和烟道漏风量的监视，若发现漏风率大，运行人员和检修人员应进行全面检查以消除漏风。
附：
我公司设计过剩空气系统－氧量值
BMCR
TRL
THA
75％
THA
50％
THA
40％
THA
30％
THA
高加切除
校核煤种
炉膛出口
1.15
1.15
1.15
1.3
1.45
1.5
1.55
1.15
1.15
对应氧量
2.74
2.74
2.74
4.85
6.52
7
7.45
2.74
2.74
省煤器出口
1.15
1.15
1.15
1.3
1.45
1.5
1.55
1.15
1.15
对应氧量
2.74
2.74
2.74
4.85
6.52
7
7.45
2.74
2.74
1.2.7减少再热减温水的措施
1）根据负荷和减温水情况，及时投入炉本体吹灰；
2）燃烧器摆角长期不使用会造成卡涩，最终导致摆角不可用，这种现象在许多厂较普遍，原因一方面是维护跟不上，另一方面是机组正常运行中对摆角调整较少，因喷燃器区域运行环境恶劣（灰尘多、温度高），易发生燃烧器摆角动作不正常，因此从运行角度制定燃烧器摆角定期摆动规定，在负荷允许情况下，每班全行程摆动一次或调整再热汽温时规定优先使用摆角进行调整。
3）机组低负荷时间长，值长应加强与调度的沟通，调高负荷安排吹灰。
4）当炉膛出口烟温偏差大时，应立即调整，尽量避免用加减温水的方法来防止管壁超温。
为减小烟温偏差，考虑采用缩腰型配风方式，在保证燃烧稳定和氧量情况下，将喷燃器底部和顶部辅助风挡板适当开大，减小中间层辅助风挡板开度。
5）再热汽温调节原则和注意事项：
再热汽温主要以烟气挡板、燃烧器摆角进行主调节，同时用锅炉吹灰、改变燃烧器运行方式或改变配风工况等作为辅助调节，只有当积极采用以上方法不能满足要求时，喷水减温器才投入微量喷水，作为再热汽温的辅助调节。
使用喷水减温时，运行人员应注意不可大幅度的增减减温水，以免引起再热汽温更大的波动。
因为汽温动态特性的时滞和惯性较大，且喷水减温器调节汽温的特点只能使蒸汽减温而不能升温，所以应尽量少用，特别是在低负荷时，应尽量不用事故喷水。
6）若正常运行中，主、再热蒸汽减温水异常增加，应检查炉底密封水，若失去，立即联系灰水恢复。
还应检查炉辅助风系统动作是否正常，若不正常，应联系热控检查处理。
2影响机组厂用电率的因素分析及运行控制措施
2.1磨煤机用电
磨煤机运行影响厂用电率的因素主要是磨煤机启停次数和磨运行方式不合理。
2.2.1影响磨煤机启停次数的因素分析及对策
1）影响磨煤机启停次数的因素主要有机组启停次数、磨煤机定检次数、磨煤机非计划停运次数，故为减少磨煤机启停次数应主要针对以上三方面的原因做工作。
a）加强经济调度尽可能减少机组调停备用次数。
b）运行人员加强监视和调整，检修维护部门加强维护，避免机组和磨煤机出现非计划停运。
c）根据磨煤机实际运行情况，优化磨煤机定检条件，尽量延长定检时间。
d）磨煤机启动时，在允许的范围内尽量提高暖磨速度，运行方面将工作做细，在启磨前保证暖磨充分，启磨后随即启动给煤机；停运时，磨内煤粉吹空后，及时停止磨煤机运行，减少磨煤机空转电耗。
2.2.2造成磨煤机运行方式不合理的因素分析和对策
1）导致机组磨煤机运行方式不合理的因素主要有煤质差、运行磨煤机存在缺陷和煤仓烧空过程安排不合理、磨煤机是否在最佳出力下运行等。
2）我公司HP1003型中速磨煤机设计保证出力为64.8t/h、计算出力为53.32t/h、最大出力为72t/h，电动机功率560kW，单台磨在各种出力状态下的单位功耗分别为8.642kW.h/t、10.5kW.h/t、7.78kW.h/t，由此可见要减少磨煤机的单位功耗，首先要保证磨煤机运行在较大出力下。
运行中应合理调配磨煤机运行方式，尽力保证每台磨运行在较大出力下，减少磨煤机运行台数。
3）为尽量减少机组六台磨运行时间，燃料运行加强入炉煤掺配，保证煤质与设计煤种相近，保证磨煤机出力。
2.2引、送风机用电
2.2.1影响引送风机耗电的因素分析
我公司引风机功率3200kW、送风机功率1120kW，两台引风机、两台送风机
是耗电大户。
引、送风机耗电与锅炉氧量有直接关系，若氧量保持较高，必然会导致引、送风机耗电率增加。
2.2.2运行采取的措施
1）运行人员加强对锅炉氧量的控制，在保证锅炉完全燃烧的情况下，尽可能降低锅炉氧量。
2）当发现氧量指示不准确时，及时联系热工校验。
3）正常运行时应以控制系统给出的氧量设定值为参考，氧量控制范围见过剩空气系统－氧量值表，以降低锅炉排烟温度和风机电耗。
4）机组启停过程中，合理安排启、停引、送风机的时间，启停顺序紧凑，避免引、送风机无谓的空转，损耗厂用电。
2.3一次风机用电
我公司两台一次风机，每台功率1800kW。
影响一次风机耗电率的因素主要有磨煤机切换次数、机组六台磨运行时间、磨煤机风量控制和一次风机风压控制。
如何减少磨煤机切换次数和机组六台磨运行时间详见磨煤机用电情况的分析；磨煤机风量控制应严格按磨煤机负荷与风量曲线控制，既能保证风速要求，又能减少一次风量；一次风压控制应以尽量减少节流为目标，如较大幅度的增减负荷，可采取降低一次风压的调整措施，而不采取关小调节门的调整手段。
2.4机组启停的影响
2.4.1机组启停次数多少，是影响厂用电率的一个重要因素，除“非停”我们可以通过制定防止非停的措施加强控制外，机组启停还要受到网上负荷、调度等诸多因素的影响，因此降低机组启停过程的用电变的非常重要。
2.4.2控制措施：
优化机组启停过程，以尽可能减少机组启停时间，保证辅机设备启动的计划性和连续性，防止辅机设备无谓地空转耗能。
3影响机组耗用燃油量的因素分析及运行控制措施
3.1发生燃油消耗的原因分析：
我公司#1机组采用等离子点火，理论上等离子投运情况下直接点燃煤粉，不会发生燃油消耗。
但下列因素可能会造成燃油量的消耗：
一是煤质原因，因等离子点火层煤质差，无法满足等离子点火的要求，被迫使用油枪点火。
或机组运行中煤质变化频繁，燃烧不稳，被迫投油助燃等。
二是等离子点火系统设备的维护跟不上，导致设备故障或无法正常投用，造成燃油耗量上升。
三是运行操作的原因，机组启停、低负荷运行时经常采用燃油助燃，会使燃油耗量增大。
3.2降低燃油耗量的具体措施
1）严格执行等离子点火运行操作规程规定，在机组的调试期间运行人员熟练掌握等离子点火的控制，力争实现无油点火。
2）加强等离子系统设备的诊断和维护，保证系统的良好备用和运行。
3）加强煤质管理，保证点火时等离子燃烧器层的煤质，根据其他厂投用等离子点火装置的调研，在入炉煤挥发份Vdaf＜28％时，等离子点火比较困难，难以点燃，难以燃尽，因此加强入炉煤的掺配，保证挥发份在28％以上。
4）下大力气开展入炉煤掺配掺烧的分析与研究，制定切实可行、可操作性强的掺配掺烧措施，建议公司成立燃煤掺配掺烧领导及工作组织机构，明确掺配掺烧管理程序，落实责任，邀请技术支持单位进行各煤种掺烧试验，确定掺配比例等。
5）严把入厂煤质关，拒绝不合格煤炭或水分大、杂物多、石头多的煤炭入厂。
建立健全对入厂煤质量的监督管理制度，严格执行对入厂煤质量抽样检查的管理办法，最大可能地杜绝劣质煤炭入厂。
6）在煤炭存贮方面实施烧旧存新、定期测温，最大限度地减少热值损失。
7）加强运行人员的业务培训，提高监视、调整和异常处理水平，保证机组的安全运行，防止出现非计划停运。
8）通过不定期抽查巡检检查质量的方式，提高运行巡检质量，确保及时发现运行设备的缺陷，尽早处理，保证机组安全运行。
9）加强燃料调度和负荷调度，避免因煤质问题导致投油助燃。
燃料配煤，优先考虑A、B制粉系统的煤质达到或接近设计煤种，保证等离子点火装置的可靠投用和运行，防止出现被迫投油情况的发生。
10）在进行油枪试验或机组启、停前，热控、检修人员提前到现场，以便有问题及时处理，这样即保证了机组运行的安全，又解决了油枪试投不顺利导致烧油多的问题。
11）减少机组正常启停次数。
根据月度计划加强经济调度，并根据全年电量计划，合理安排机组备用时间，尽可能减少机组调停次数。
12）加强精细化调整，避免机组非计划停运，避免主要辅机设备非计划停运。
汽机专业
控制煤耗运行操作措施：
1大机
1.1正常运行中严格按照机组“定-滑-定”曲线运行。
1.2加强对主、再热蒸汽温度的监视调整，尽量保持主、再热蒸汽温度在控制范围内。
1.3加强调整，保证各参数在允许范围内。
2轴封真空系统
2.1合理使用轴封各路汽源，控制汽轮机轴封压力在0.118～0.13MPa，发现轴封压力自动调节不好时，及时切手动调节，并联系检修处理，正常运行中轴封溢流应切至8A低加。
2.2及时投入凝汽器胶球清洗，保证投用时间和清洗效果，月度投入率＞95%、收球率＞95%。
2.3加强对凝汽器各运行参数的监视，发现真空降低、凝汽器端差、循环水温度不正常时，及时检查原因，调整运行方式。
2.4加强循环水系
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