在改进的过程中，还应尽可能采取措施消除机组存在的安全隐患，提高机组的可靠性，提高机组在不同情况下运行的灵活性与适应性。例如通过改进设计不当的疏水以保证设备安全，提高启动速度等。
2) 合理利用有效能
热力系统设计与运行中，存在工质有效能利用不尽合理，或工质浪费的情况。如所有系统疏水均排至凝汽器，在阀门严密的情况下本来影响不大，一旦阀门泄漏则损失较大；轴封溢流、锅炉排污等流量的长期损失；采用节流孔板连续疏水的热备用方式；部分可以回收的工质排至定排，等等。
尽可能的回收利用工质的有效能，减少工质损失，是从系统的设计上提高能量利用率进而提高机组的经济性的有效途径。
3) 简化热力系统
热力系统中的疏水系统及其它辅助系统设计复杂，冗余管路多，甚至存在设计、安装错误，不仅影响机组的经济性，而且对安全性、可靠性也有影响。例如同一管道上的多路疏水，辅助设备的多路备用汽源等，完全可以简化，以减少不必要的泄漏点；取消系统中重复设臵或冗余设臵的放水放气门、安全门，等等。冗余设臵的系统若发生泄漏，造成不必要的经济性损失。
即使阀门严密，简化后也可以减少维护成本，减少可能的漏点，提高可靠性。在保证疏水功能的情况下，尽可能简化疏水系统，以减少内漏，提高经济性。
对热力系统的简化是从系统的设计上降低不必要的能量损失进而提高机组经济性的有效途径。系统简化后还有降低维修工作量及维护费用，运行操作量减少，设备可靠性提高，提高了机组运行安全性等好处。
4) 区别对待不同类型的疏水
汽轮机组热力系统中的疏水按系统位臵的不同可分为汽轮机本体疏水和热力系统疏水两大类。汽轮机本体疏水包括汽缸疏水，直接与汽缸相连的各管道疏水，包括高、中压主汽门后，与汽缸直接连通的各级抽汽管道门前，高压缸排汽逆止门前，轴封系统等。上述疏水之外归类为系统疏水。按疏水的作用功能不同，可分为起加热作用的疏水和疏放水。
对于不同类型的疏水应根据其功能与系统位臵不同区别对待，采用不同的原则进行改进及优化，在保证系统安全稳定运行的基础上，达到消除外漏，尽可能减少内漏的目的。
5) 治理阀门泄漏
热力系统内漏较多，是对机组经济性影响最大的因素，由于热力系统的缺陷使机组达不到应有的经济性水平。有关试验表明，疏水系统工质内漏造成凝汽器热负荷增大，影响真空1～2kPa，影响机组功率2%～4%，真空和机组功率下降两者使发电煤耗率上升6g/(kW?h)～8g/(kW?h)，且每年更换阀门及维护费用达100～150万元。
由于疏水阀门前、后差压大，机组启、停后，阀门出现不同程度的内漏。机组启、停次数愈多，这些阀门内漏的机率愈大，且愈漏愈严重，出现门芯吹损，弯头破裂，疏水扩容器焊缝开裂等故障。既危及机组运行安全、可靠性，又严重影响经济性。由于高压疏水压差更大，更容易冲刷阀门造成泄漏，且泄漏后对经济性的影响也更大，应重点采取措施治理。
通过采用加装手动门、采用组合型自动疏水器等方式可减少阀门泄漏的程度，降低泄漏损失。加装手动门后，应在疏水阀泄漏的情况下及时关闭手动门以减少损失，否则加装的阀门也不能发挥作用。
在机组的检修中，应当加大治理阀门泄漏的力度，重视对主要阀门的维修，以提高系统的安全性与经济性。
由于操作控制方式设计不合理，也容易使阀门出现内漏。机组运行中，应合理操作疏水阀，以减少阀门的冲刷，具体可参照电力行业标准《火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则(DL/T 834-2003)》。
总之，对阀门泄漏的治理是一项长期的繁琐的工作，涉及到系统设计、检修、运行等多个方面。
3.1.3 保证改进效果的一些因素
受工作时间的限制，尤其是某些机组工期安排紧迫的时候，对具体机组的问题的掌握难免会有遗漏，需要电厂相关技术人员充分配合，积极参与，了解机组运行中的特殊问题，以促使改进能够取得更好的效果。
另外由于热工院的业务设置只能提供改造的方案，整个改造项目的完成需要电厂多方面的参与。尤其是对阀门的采购和施工工艺的控制，以保证改造能够达到预期的效果。
在与电厂讨论具体的改进措施时，经常发生这样的情况，某些已经过充分验证可行的改进措施，由于电厂运行习惯的原因而不能得到执行。建议能通过组织调研、专题论证等形式以促成运行习惯的改进。
改进措施实施时保证人员、工期安排，确保完成所制定的全部改进措施。
3.2 冷端系统改进
作为整个热力循环的冷源，冷端系统对机组运行的经济性有很大的影响。而针对冷端系统的各种节能技术也层出不穷，如何科学地选择适用的技术，提高机组的真空，对机组经济运行有显著作用。 3.2.1 冷端系统构成
冷端系统构成，及其性能指标。 1) 凝汽器
a) 凝汽器传热性能 b) 凝汽器清洁度 c) 凝汽器水阻 d) 凝汽器过冷度 2) 抽真空系统
a) 真空泵运行状态 b) 真空严密性 3) 循环水系统
a) 循环水泵性能 b) 循环水系统阻力特性 4) 冷却塔性能 5) 空冷凝汽器性能
3.2.2 凝汽器性能影响因素
影响机组真空的因素较多，正确地把握各影响因素，分析各种因素相互之间的关系，评价各种因素对真空的影响程度，是提高冷端性能的基础。
1) 冷却水进口温度
在凝汽器冷却面积、结构型式、热负荷、冷却水量、真空严密性、冷却管脏污程度不变的情况下，冷却水进口温度升高导致凝汽器压力增大，同时对传热端差也产生影响，冷却水温度升高使传热端差下降。
冷却水进口温度与电厂所处地域和季节环境温度变化有关，对于直流供水冷却的机组，应充分考虑冷却水取水口和回水口的位臵等影响因素；对于循环供水冷却的机组而言，除了气候和环境影响因素外，冷却塔的散热性能是否正常起到至关重要的作用。
2) 冷却水流量
冷却水流量的大小，直接影响冷却水流经凝汽器后获得的温升大小。大型发电机组凝汽器冷却水温升设计值一般为8~10℃左右，冷却水流量减少10%，冷却水温升增加约1℃,凝汽器压力上升约0.24kPa~0.58kPa。
3) 汽侧空气
减少或杜绝空气对凝汽器性能影响的关键是保证机组真空严密性达到良好的水平。不能仅满足于机组负荷80%额定负荷以上时的真空严密性在合格范围，追求机组负荷在40%~100%额定负荷时的真空严密性在良好范围，是确保冷端系统性能不受空气影响的充足条件。
机组正常运行时，应定期做真空严密性试验，保证真空严密性合格。严密性不合格应通过氦质谱检漏仪对真空负压系统不严密的地方进行查找，并及时处理。
4) 冷却管清洁度
大型机组凝汽器设计清洁系数为0.8~0.9。运行清洁系数越低说明冷却管脏污越严重，清洁度低导致凝汽器冷却水管传热热阻增大，总体传热系数降低，凝汽器传热端差增大，引起凝汽器压力升高。
空气和脏污共同影响凝汽器性能。负荷低时空气的影响占主导地位。 5) 热负荷
凝汽器热负荷包括低压缸排汽、给水泵小汽轮机排汽以及其他各种进入凝汽器的汽、疏水带入的热量。
凝汽器热负荷增加主要有两种情况：
一是当汽轮机和小汽轮机的内效率下降或初参数降低的情况下，机组又要保持相同的负荷，此时排入凝汽器的蒸汽流量增加，造成凝汽器热负荷增大；
二是其他附加流体不正常地排入凝汽器，造成凝汽器热负荷增大。 6) 凝汽器面积
300MW机组凝汽器面积从16000m2增加到19000m2，对应300MW负荷时凝汽器压力下降了0.4kPa。
增加凝汽器换热面积，就要对凝汽器实施改造，增加冷却管数量和更改相应的管板连接支撑等，有的甚至需要改变凝汽器外壳，投资和工程量较大，而得到的收益相对较小，在立项之前要充分考虑投入产出比。
目前现役大型发电机组凝汽器冷却面积完全可以满足该型机组冷端系统性能的需求。虽然凝汽器冷却面积较大时，凝汽器压力对热负荷及清洁度的变化的敏感性有所降低，但是，造成现役机组真空降低，乃至机组出力减小的主要原因不是凝汽器冷却面积偏小。
6种影响因素按照对凝汽器性能影响程度由大到小排序为： ? 冷却水进口温度 ? 冷却水流量 ? 凝汽器热负荷 ? 冷管脏污 ? 漏入空气 ? 凝汽器冷却面积。
根据对目前机组影响真空的情况调查，凝汽器热负荷、传热管脏污、漏入空气是影响凝汽器运行性能的多见因素。
3.2.3 冷端系统完善改进
排汽压力是整个冷端系统性能的综合指标，也是直接影响机组性能的指标。 当发生机组排汽压力偏高的情况时，应及时查明排汽压力升高的原因，并制定针对性的措施，完善冷端系统的性能。
影响排汽压力的因素涉及到冷端系统的各个环节。切忌在不明原因的情况下盲目进行设备改造。
实施步骤：