发电厂TP系统
原则性热力系统
15.7
3.761758
0
发电厂全面性热力系统
发电厂的全面性热力系统是在原则性热力系统的基础上充分考虑 到发电厂生产所必须的连续性、安全性、可靠性和灵活性后所组 成的实际热力系统。
发电厂中所有的热力设备、管道及附件都应该在发电厂全面性热 力系统图上反映出来。这是与原则性热力系统在画法上的根本区 别。
FF—送风机；E—蒸发器；ES—蒸发 器冷却器；EJ—抽气器冷却器
空冷型火电厂机组的 原则性热力系统
NK200－12.7/535/535型空冷机组 原则性热力系统
核电站原则性热力系统
从法国进口的900 MW核电厂 的二回路原则性热力系统
俄罗斯K-1000-60/1500核电厂 二回路原则性热力系统
项目（单位） H1 抽汽量 0.050206774 抽汽压力pj（bar） 37.5 抽汽温度（C） 365.5 抽汽压损dpj（bar） 8 汽侧压力（bar） 34.5 抽汽焓（kJ/kg） 3138.537748 轴封汽量 0.0033 轴封汽焓（kJ/kg） 3381.64 汽侧下饱和水温（C） 241.7152449 汽侧下饱和水焓（kJ/kg） 1045.801577 疏水焓（kJ/kg） 加热器效率 0.98 疏水系数 0.053506774 加热器端差（C） 2.1 出口水温（C） 239.6152449 水测压力（bar） 176.5 入口水焓（kJ/kg） 927.4641643 出口水焓（kJ/kg） 1037.986406 给水流量 1 轴封放热 7.708266796 疏水放热 抽汽放热 105.0695311 折合放热量 110.5222419 给水吸热量 110.5222419 吸热差值 0
引进的N600－25.4/541/566超临界压力机组 发电厂原则性热力系统（石洞口二厂）
发电厂接入系统设计
发电厂接入系统设计1000字发电厂接入系统是指将发电厂产生的电能接入电力系统，进行有效的分配和利用。
这是一个非常重要的工作，关系到电力系统的运行和稳定性。
接下来，本文将详细介绍发电厂接入系统的设计。
一、发电厂接入系统的作用1. 保障电网安全稳定运行，保证电力市场供应。
2. 实现发电厂的经济性，提高电网利用效率。
3. 便于对电力市场的管理和监控，及时发现和解决问题。
二、发电厂接入系统的设计内容1. 工程选址及规划：根据电网的发展规划和选址条件，确定发电厂的选址，并进行合理布局。
制定可行的规划方案，并进行环境评估和项目审批。
2. 发电装置及输电线路设计：发电装置的设计包括机组的数量、类型和容量等；输电线路的设计包括线路的长度、负载能力和安全要求等。
考虑到电网供需的平衡，必须合理设计电源和输电线路。
3. 接入配套设施设计：发电厂接入系统不仅包括发电装置和输电线路，还需要设计配套的设施，如接地装置、保护装置、电容器等。
4. 储备设计：发电厂接入系统需要有储备容量，以应对突发情况和交替使用。
储备设计应考虑到电网的稳定性和电力市场的需求。
5. 监控系统设计：发电厂接入系统需要有可靠的监控系统，以实现及时监测和控制。
监控系统应包括发电厂生产数据、电力市场信息和电网运行状况等数据的自动采集和处理。
6. 安全防护设计：发电厂接入系统要考虑到安全防护，包括防雷、防电气火灾、防电弧等。
此外，还要对设备进行定期检修和维护保养。
三、发电厂接入系统的实施1. 设计阶段：确定工程范围、建设周期及所需资金，制定施工计划、施工方案等。
开展勘察、设计、环境评估以及政府审批等工作，并制定工程施工图纸和技术文件。
2. 建设阶段：按照设计要求进行施工，包括机组和输电线路的安装、测试、调试等。
同时，积极配合施工监理单位进行质量检查，确保施工工作的顺利进行。
3. 运行阶段：完成所有的启动工作，进行试运行和正式运行。
监测和分析发电装置和输电线路的生产数据和电网运行状况，及时发现存在的问题并进行修复。
热力发电厂简答及答案
45.中间再热单元机组旁路系统的作用是什么？46.化学补充水补入热力系统时应考虑哪些问题，应如何选择补入点。
47.简述什么是工程上的最佳热化系数及其意义。
48.中间再热对给水回热加热有何影响？简述原因。
45.缩短启动时间，延长汽轮机寿命（2分）；保护再热器（2分）；回收工质，降低噪声（1分）46.1.补充水含有计多气体，补入系统后要除氧（1分）2.补充水入系统要考虑水量调节方便。
（1分）3.补水补入系统后要考虑热经济，补水温度低，要选择与其水温相近的点补入，综合以上三点，补充水补入点应选择在凝汽器或除氧器。
（2分）4.既表明系统的热经济性，又表明系统的技术经济最佳状态的热化系统称为工程上热化系数最佳值（3分）。
工程上热化系数最佳值，作为国家宏观控制发展热电联产事业的一个指标具有重要的节能意义。
（2分）48.中间再热使给水回热加热的效果减弱。
（2分）原因：功率相同的条件下，再热使汽轮机的主蒸汽消耗量减少，回热抽汽量减少，回热抽汽功减少（1分）。
再热使汽轮机的中、低压缸各级抽汽焓和过热度增加，回热抽汽量减少，回热抽汽作功减少。
（2分）46．对主蒸汽管道的要求是什么？47．简述为什么要对给水除氧。
48．以C型机带采暖负荷为例，分析其热经济性随热负荷在一年中的变化规律及原因。
49．简述并列运行凝汽式机组的负荷经济分配的任务及原则。
46．系统简单，工作安全可靠（2分）；运行调度灵活，便于切换（1分）；便于维修，安装和扩建（1分）；投资费用和运行费用最少（1分）47．给水中的氧会对钢铁组成的热力管道和设备产生强烈的腐蚀（3分），二氧化碳及会加剧氧腐蚀，危及设备及系统的安全运行（2分），因此要对给水除氧。
48．抽汽式供热机组以供热工况为设计工况（1分），其供热汽流的ηih=1，而凝汽汽流发电的绝对内效率低于同档次凝汽式机组的绝对内效率ηi,即存在ηic<ηi<ηih的关系。
（2分）在采暖期，由于热负荷比较高，机组在接近设计工况下运行时，热经济性很高。
电厂机组各种运行方式详解
电厂机组各种运行方式详解1、基本模式(BM)①适用范围：机组启动及低负荷阶段。
②投入状态：锅炉主控手动，汽机主控手动。
③基本模式(BM)方式投切：(1)任何工况下均可切为基本模式(BM)方式。
(2)发生下列情况之一时，控制系统自动切换到基本模式(BM)方式：DMFT发生。
2)汽机主控和锅炉主控均切为手动。
④汽机DEH控制方式有：OA、AS、DEH遥控、ATC及MAN。
(1)ATC方式：只能控制从汽机冲转至汽机并网带初负荷，其间汽机完全根据汽机应力自动控制，汽机并网带初负荷后ATC方式自动切至OA方式。
(2)OA方式：汽机根据操作员的指令自动控制，并网前自动控制汽机转速；并网后当功率反馈、调节级压力反馈未投入时，直接通过DEH的调门来控制负荷，当功率反馈、调节级压力反馈投入时，可在DEH上设定目标负荷和负荷变化率，根据负荷设定值与测量值的偏差来控制调门开度。
(3)AS方式下，接受来自自动同步器的升高和下降接点信号,来调整设定值，使汽轮发电机机组达到同步转速，机组并网后自动退回OA方式。
(4)汽机处于“DEH遥控”方式时，汽机调门由DCS控制，汽机切出“DEH遥控”方式，自动退至OA方式。
(5)MAN方式下，直接控制调门，运行中一般不采用该运行方式。
2、炉跟机方式(BF)①投入状态：锅炉主控自动；汽机主控手动，“BF”灯亮。
②BF方式投用步骤：(1)确认机组负荷＞175MW且运行稳定。
(2)确认主汽压力、主汽温度、再热汽压汽温正常。
(3)确认炉膛负压自动投入。
(4)确认送风自动投入，氧量校正自动投入。
(5)确认给水自动投入。
(6)确认投运磨组的一次风温、一次风量及二次风量控制挡板自动投入。
(7)确认投入至少一台运行磨煤机煤量控制自动。
(8)将燃料主控投入自动，确认其输出指令正常。
(9)确认变压率在合理范围内，将锅炉主控投入自动，确认机组压力定值为当前值，锅炉主控输出指令正常。
③发生下列情况之一时，控制系统自动切出BF方式：l)MFTo2)RB工况发生。
发电厂220kV线路以T接方式接入系统保护配置方案的分析和应用
发电厂220kV线路以T接方式接入系统保护配置方案的分析和应用摘要：电力紧缺，引发了新一轮的新能源发电上网的热潮，随着新能源发电厂的日益增多，发电厂是否仍以目前通用的链式方案接入系统是一个值得考虑的问题：T接的方式接入系统与链式接入系统相比，具有投资少、节约土地资源、管理界面清晰等优点，但长期以来，因保护配置问题被一票否决。
本文以一个风电场接入系统为例，解决了T接的方式接入系统的保护配置问题，使这一方式在技术上变得可行，为日后的发电厂接入系统提供了借鉴，如能加以推广应用，可大大节省工程投资。
关键词：电力方案应用1 工程实例2012年6月～8月期间，中冶赛迪工程技术股份有限公司和广西金宇电力开发有限公司联合编制了UPC广西桂林全州县六字界风电场项目接入系统方案专题研究报告。
报告中统筹考虑了广西桂林全州县的六字界、白竹、黄花岭、白宝4个风电场接入系统的方案，该4个风电场的装机容量均为49.5MW，其中六字界和白竹共用一个升压站，黄花岭和白宝共用一个升压站。
从可靠性、经济性、可实施性等各方面考虑，拟采用1回220kV线路将4个风电场汇集接入220kV 塘坪变电站，可考虑采用链接方案和T接方案。
方案如下：1）链接方案：六字界升压站采用220kV线路接入黄花岭升压站的220kV母线，再通过黄花岭～塘坪220kV线路接入系统。
详见附图01。
2）T接方案：建设六字界～塘坪220kV线路和黄花岭T接六字界～塘坪220kV线路，实现4个风电场均通过1回220kV线路接入系统。
详见附图02。
T接方案较链接方案投资少约800万元。
主要因为采用T接方案时，黄花岭升压站的220kV侧采用线路变压器组接线，而如果采用链接方案，黄花岭升压站的220kV侧需采用单母线接线。
由于整个南方电网的220kV系统还未有过220kV线路采用T接方式的工程实例和运行经验，对保护配置要求也相对较高，且4个风电场均地处重冰区（覆冰厚度30mm～40mm），由于送出线路位于重冰区，T接方案的保护配置（两套三端光差保护装置）不能满足《Q/CSG 11011- 2012南方电网220kV线路保护技术规范》中“5.2.5 重冰区线路的保护宜采用双通道，并至少有一套保护能适应应急通道”的要求，最后还是推荐了采用链接的方式来整合4个风电场的接入。
热力发电厂原则性热力系统的课件设计
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图3-2 宝钢电厂150MW燃气-蒸汽联合循环热电 合供装置的原则性热力系统
除氧器
中压汽包 高压汽包
烟囱 给水泵
发电机 蒸汽轮机
煤气冷却器
煤气压缩机
高压
低压
燃烧器 燃气轮机
公司送气
煤气 电除尘 补水
煤气加热器
轴加 中间冷却器
过滤器 大气
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宝钢电厂150MW燃气-蒸汽联合循环热电合 供装置的原则性热力系统的特点
▪ 接近大气压的高炉煤气，先经湿式除尘器，再经两级压缩机， 将其压力压缩到略高于空气压气机的出口压力
▪ 在余热锅炉中，燃气轮机来排气将水加热成三个压力等级的 蒸汽，且分别进入汽轮机的高，中，低压缸的进汽口，排气 温度降至110摄氏度后送往烟囱
▪ 该装置的总输出功率为150MW，总效率为45.52%
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15-排污扩容器
空气
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干燥煤用热烟气
1
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10 排烟
16-排污冷却器
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我国贾汪15MWPFCC-CC中试电站 原则性热力系统的特点
▪ 结构简单 ▪ 燃烧洁净煤 ▪ 热效率高 ▪ 装置紧凑
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图3-5 IGCC系统示意图
煤
1
2
3
6
4
5
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投资低，燃用廉价高硫煤，多采用多联产系统
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图3-6 Cool Water IGCC系统组成示意图
单体硫回收
氧 制氧站
煤 1000t/d
火力发电厂汽轮机系统讲义
一. 主机设备介绍：1.辛店电厂#5、6机组型号：N300-16.7/538/538；机组型式：亚临界、中间再热、反动式、单轴、两缸两排汽、凝汽式汽轮机；旋转方向：从机头向发电机看为顺时针；汽轮机的启动方式：高压缸启动；制造厂商：哈尔滨汽轮机厂有限责任公司；2.主机设计参数：二. 汽机主要系统介绍：（一）主汽系统：锅炉与汽轮机之间的蒸汽通道与通往各用汽点的支管及其附件称为发电厂主汽系统，对于再热机组还包括再热蒸汽管道。
（解释流程）（二）旁路系统：指高参数蒸汽不进入汽缸通流部分做功而是经过与汽缸并联的减温减压器，将减温减压后的蒸汽送至低一级参数的管道或凝结器。
1.作用：加快启动时间，改善启动条件；保护不允许干烧的再热器；回收工质降低噪音。
2.一、二级旁路及减温水（分别解释流程）：（三）回热抽汽系统：1.回热系统作用是：抽取汽轮机做功后蒸汽作为各加热器的加热汽源，用于提高凝结水和给水温度以提高机组的循环热效率。
300MW机组共计8段非调整抽汽。
（三高、四低、一除氧）三段高压抽汽分别在：高压9级后、高压13级后、中压5级后；作为#1、2、3高压加热器的汽源。
四段低压抽汽分别在低压2级后（调阀端）、低压4级后（电机端）、低压5级后（调阀、电机端）、低压6级后（调阀、电机端）；作为#5、6、7、8低压加热器的汽源。
一级除氧抽汽（四抽）。
作为除氧器的汽源。
2.回热抽汽额定工况：（抽汽压力为绝对压力）（四）主凝结水系统：指凝结器至除氧器之间与主凝结水相关的管路与设备。
包括：2台100%容量的凝结水泵、凝结水精处理装置、一台轴封加热器、四台低压加热器、一台凝结水补水箱和补水泵。
主要作用：加热凝结水，并将凝结水从凝结器热水井送至除氧器。
（介绍流程：轴加-#8、7、6、5低加）轴封加热器为表面式热交换器，用于凝结轴封漏汽、门杆漏汽，轴封加热器以及与之相连的汽轮机轴封汽室靠轴抽风机维持微负压状态，防止蒸汽漏入环境中或进入汽轮机润滑油系统。
发电厂配电室语音提示系统设计
收稿日期： 2018 － 12 － 05 该文获重庆市电机工程学会 2018 年学术年会优秀论文三等奖。 作者简介： 窦 阳（ 1991 － ） ，助理工程师，研究方向为电工理论与新技术。
第4 期
窦 阳，等： 发电厂配电室语音提示系统设计
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2． 2 供电电路设计 本设计采取供电电压为 5 V 的 USB 供电方式，
次研究了语音提示系统的软件设计，介绍了语音芯片 ISD4004 的初始化程序及正常运行程序的实现过程； 最后通
过软硬件适配，完成了整个配电室语音提示系统的设计。
关键词： 发电厂； 配电室； 语音提示； 语音芯片
中图分类号： TP277
文献标识码： A
文章编号： 1008-8032（ 2019） 04-0012-07
时钟是 控 制 器 运 行 的 基 础，本 次 设 计 采 用 的 STC11F04E 具有内部 IＲC 时钟和外部时钟两个时 钟源。芯 片 内 部 的 IＲC 时 钟 常 温 下 频 率 是 4 ～ 8 MHz，因为随着温度的变化，内部 IＲC 时钟的频率会 发生温漂［2］。考虑到配电室的环境温度较高，加上 控制器运行发热会影响内部 IＲC 时钟，因此时钟电 路通过外部晶体振荡器驱动，如图 4 所示。根据需 要，选择的晶体振荡器频率为 11． 059 2 MHz，为了 保证晶体振荡器正常起振，晶振两端各接 1 个20 pF 的电容。图 4 中的 EXTAL 与控制器 STC11F04E 外
在某 360 MW 发电厂，其 3 #、4 #机相邻机组配 电设备均放置于同一配电室，配电室的布置基本相 同，甚至出现相邻机组的同一位置设备一致的情况， 例如 33102 A 为 3#机 3 炉水泵，34102 A 为 4 #机 3 炉水泵，同样的 102 A 位置都是 3 #炉水泵，很容易 出现走错间隔误操作的情况。在发电厂配电室区 域，现在区分间隔一般采用的是标示牌，例如 3 #机 配电区域上方悬挂有 3#机组，4#机配电区域上方悬 挂有 4 #机组，相应的负荷开关也有唯一的标识，但 这些都是从视觉这单一感官上的区分，不足以保证 操作人员的安全。因此，基于听觉这一感官考虑，本 文研究了配电室语音提示系统的设计，旨在将语音 提示系统应用于现场生产，尽可能降低电气操作间 隔误入率，保证电气操作的可靠进行。 1 系统工作原理
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发电厂TP系统软件设计说明书2010年发电厂TP系统一、发电厂超限欲处理系统故障诊断1诊断原理与总体结构故障诊断专家系统是对机组主要运行参数偏离设计工况或优化运行工况即运行参数偏离其标准值进行诊断，并对其原因进行识别，为运行人员提供处理指导，指导运行人员调整运行参数，使机组始终保持在安全、高效的状态下运行。
诊断的主要运行参数包括主蒸汽温度、主蒸汽压力、排烟温度等。
专家系统设计采用C/S结构，系统的体系结构如下（图5.1）。
图5.1 系统结构图诊断服务端主要由诊断数据库和诊断服务器等组成。
诊断数据库设计有诊断测点库、专家知识库和诊断实时历史结果库等。
数据库采用MYSQL分布式网络数据库。
诊断服务器包含诊断程序（神经网络推理机）和专家知识获取管理程序（规则编辑器）。
神经网络推理机响应客户端诊断申请,从SIS数据库获取实时或历史诊断数据，根据专家知识推理诊断得到相应的结果，并将结果写入诊断数据库中。
规则编辑器用于设计BP网络和诊断规则等，并提供BP训练和故障事实编辑查询等功能。
诊断客户端主要由诊断结果显示和系统维护功能等模块组成。
以表格的方式集中显示所选规则的诊断结果，便于用户查询，诊断结果也在SIS客户端的系统流程图上予以显示，使故障一目了然。
SIS专家系统主要功能和诊断内容为：机组诊断模块主要有以下功能：◆对运行参数偏离目标值进行监视和诊断，提出相应的故障原因；◆对机组运行经济性进行操作指导，即对运行参数偏离目标值提出其解决对策。
诊断主要内容如下：(1) 锅炉a. 主蒸汽温度：（主蒸汽温度高、主蒸汽温度低）b. 主蒸汽压力：（主蒸汽压力高、主蒸汽压力低）c. 排烟温度：（排烟温度高、排烟温度低）d. 排烟氧量：（排烟氧量高、排烟氧量低）(2) 汽机a. 高压缸效率低；b. 中压缸效率低；c. 凝汽器真空偏离目标值。
2规则编辑器(1) 规则编辑器规则编辑器主要功能为：网络结构设计、网络学习、诊断规则设计和查询和知识库管理等。
规则编辑器如图7.2示：图5.2 规则编辑器(2) 网络拓扑结构设计根据诊断对象设计神经网络的拓扑结构：设计BP 网络层数、每层节点数以及相应的激活函数（S 型或线性函数）和网络的性能参数（包括学习速率、性能目标值等）。
这些参数都可以在规则编辑器内灵活组态。
点击菜单神经网络－新建或打开或工具按钮网络或属性，可新建一个网络或修改网络的性能参数。
如图5.3示：图5.3 网络结构设计(3) 网络监督学习诊断知识网络监督学习主要完成诊断对象的建模，可实现以下功能:●根据典型故障模式选择学习样本；●ＢＰ网络学习：采用改进的网络学习算法动量算法和RPROP算法训练ＢＰ网络，加快了网络的学习速度，提高了网络初始参数选择的鲁棒性，并可以跟踪整个迭代过程，使其学习过程一目了然，并使其结果最优。
●获取并存储网络相应的权值和阈值即诊断对象的网络模型。
●仿真：可对获得的诊断对象模型进行测试和检验。
点击菜单神经网络－学习或工具按钮学习，弹出网络学习窗体，选择相应的网络名和训练算法，导入训练的样本数据，可对网络进行监督学习或仿真，并修改其对象模型。
如图5.4示：图7.4 网络监督学习(4) 知识管理知识管理模块显示诊断的故障及其故障所涉及的主要原因和消除措施，并对专家系统中的诊断知识等提供编辑、删除和查询等功能。
图5.5 知识管理点击菜单系统管理－知识管理或工具按钮知识，弹出知识管理窗体。
根据输入条件，可对知识进行模糊查询，并可进行编辑、删除等功能。
如图5.5示：a 诊断数据源管理诊断数据源管理模块显示诊断所需参数的属性及标准值模型，并对其进行编辑、删除和模糊查询等功能。
b 诊断规则设计在诊断推理的过程中，规则用来组织管理专家知识，并实现诊断，因此规则结构设计对系统非常重要。
规则编辑则通过网络规则编辑器来实现，并存储在平台数据库中。
规则编辑器主要提供规则编辑、删除和查询等功能。
可完成诊断规则的设计，对规则的一致性和完善性进行检查，并提示用户。
其用户界面友好，易操作，如图5.6示。
建立新规则时，首先应选择诊断规则的BP网络模型，再确定BP网络输入层神经元对应的特征参数，最后确定BP网络输出层神经元对应的故障事实。
图7.6 诊断规则设计3 神经网络推理机神经网络推理机是基于神经元的信息处理过程，完成规则推理的过程。
根据已有的规则，对故障模式进行分类识别，并给出故障诊断的结论和解决方案的描述。
其主要功能如下：● 数据预处理：对特征数据进行征兆提取和表示；● 故障诊断：对故障模式进行分类识别。
● 诊断解释：对诊断结果做出解释和说明。
● 诊断数据存储：对诊断结果及相关的特征参数信息存储。
● 系统信息记录和查询：详细记录系统工作信息，并可查询LOG 文件。
图5.7 神经网络推理机启动或停止诊断服务(1) 客户端系统客户端显示结果如图5.8示：图5.8 系统客户端1图5.9 系统客户端2第二章运行优化技术和节能潜力1 目前的运行优化技术(1) 循环水系统的运行优化凝汽器真空对机组的发电煤耗有很大的影响，在其它条件都相同的情况下，凝汽器真空每下降133pa，机组的供电煤耗将增加0.18g/kwh[1]。
从提高发电效率的角度讲，希望尽量地提高凝汽器的运行真空。
当只能采用增加循环水流量的方法来提高凝汽器真空时，就有了最佳运行真空问题。
因为，采用这种方法提高真空，必须付出循环水泵功耗的增大的代价，结果会降低机组的供电效率。
循环水系统运行优化技术是根据机组负荷和循环水的温度等条件，确定循环泵的运行方式，目的是以最小的循环泵功耗增量换取最大的发电增量。
通常是根据循环水优化试验拟合出机组最佳运行真空曲线，编制成循环泵运行调度表，供运行中参照执行。
目前，循环水系统优化运行试验能够达到的水平是，对于只有单泵、双泵、或两机三泵三种运行方式的循环水系统，在优化方式下运行，可以提高机组经济性约为0.367％[2]；对于循环泵的叶片转角可调的系统，优化收益还能略有增加。
(2) 给水泵组的运行优化通常情况下电厂运行规程要求，当机组负荷大于或等于50％时两台汽动泵运行；在小于50％负荷时，单台汽动泵运行，另外一台处于备用状态。
给水泵的运行优化是根据机组的负荷量，主机的运行方式，以及给水泵的效率和耗汽量特性，确定给水泵组的最佳运行配置方式。
给水泵组在优化方式下进行时，机组的经济性可以相对提高0.4～0.65％[3]。
(3) 汽轮机运行方式的优化单元制汽轮机有两种运行方式，即定压方式和滑压方式。
一般说来，在定压方式下运行时，由于汽轮机本身的节流损失和给水泵单耗都比较大，机组的经济性较差，所以应该尽量缩小机组定压运行的负荷区间。
在滑压方式下运行时，调门的控制方式有两种：单阀控制方式（全周进汽）和顺阀控制（部分进汽），滑压运行工况不同，调门控制方式对机组经济性的影响程度也不同。
汽轮机运行优化的目的是：（1）通过定压与滑压运行经济比较，确定定压、滑压运行方式分界点；（2）滑压方式经济比较；（3）确定机组各负荷的最佳运行方式。
汽轮机优化运行技术能够实现的平均收益可达49. 53kJ / kWh (煤耗1. 7 (g/ kWh )[4]。
(4) 回热系统的运行优化目前，对回热系统运行优化开展的研究、试验工作很不充分，可利用的成果不多。
一般认为，运行中回热系统可能出现的问题有：（1）低加疏水系统运行不正常，造成大量疏水直接排入凝汽器，影响凝汽器的真空；（2）高压加热器无水位运行,不仅使加热器不能进行正常热交换,同时使蒸汽进入疏水管道,汽液两相流动对管道特别是弯头冲刷严重,既影响设备寿命,又降低机组热经济性；（3）加热器旁路门内漏，给水（凝结水）的温升不足。
回热系统运行优化的主要措施有：（1）掌握加热器内空气热阻的变化，即时进行排空；（2）掌握加热器的有效传热面积的变化，即时调整加热器水位。
文献[4]给出的试验数据具有一定的参考价值…5 号高加水位由原来的运行水位200mm(现场运行表计) 提高到400mm (现场运行表计) 位置,端差减少20 ℃左右,根据相关资料得出降低热耗大约18kJ / kWh ,该位置回热系统运行最为经济;‟。
由此可见，回热系统的运行优化是具有一定节能潜力的项目。
(5) 吹灰系统的运行优化锅炉受热面积灰是影响运行安全性和经济性的一个重要因素。
因此，电站锅炉全部都配置了吹灰系统。
蒸汽吹灰系统的特点是：（1）吹灰费用在发电成本中所占比重比较大。
通常情况下，吹灰蒸汽耗量要占到蒸汽总产量的1%，消耗锅炉热效率的0.7%[5]；（2）吹灰费用具有可控性，即能够在运行过程中通过优化吹灰方案进行控制；（3）吹灰费用在电站全部可控运行成本中所占比例相对较大。
因此，吹灰优化是一个节能降耗潜力较大的项目。
目前，几乎所有电站都采用基于运行经验的定时吹灰管理模式。
这种管理模式的缺点是缺乏必要的灵活性，造成过渡吹扫或吹扫不足的问题。
从经济性和安全性的角度考虑，定时吹灰管理模式的主要缺点如表1所列。
由于凭经验很难制定出最优化的吹灰方案，所以，需要进行可视化、智能化的吹灰优化。
可视化吹灰是根据运行中受热面积灰的实际程度，即受热面的洁净程度或污染程度，决定是否进行吹灰的运行模式；智能化吹灰是在可视化的基础上,根据“能量损耗最小原则”计算锅炉单个受热面的最佳吹扫周期，然后制定吹灰方案。
智能化吹灰不仅需要比较准确的积灰监测，还需要预先假定受热面积灰的增长模型，是一种更为…高级‟的积灰管理模式。
目前优化吹灰技术的应用还不广泛，其中的一个原因是因为缺少运行实时数据的支持。
SIS系统建成后将推动优化吹灰技术的发展，也将因此获得更高的投资收益。
表1 定时吹灰管理模式的缺点过渡吹灰吹灰不足经济性 1. 吹灰消耗增大2. 维持较高的效率1. 降低吹灰费用2. 锅炉效率可能降低安全性受热面表面温度升高,导致管壁金属额外的高温腐蚀破坏管壁外的氧化膜保护层,使得磨损增大(6) 锅炉运行优化技术目前常用的锅炉运行优化措施包括：（1）燃烧调整，即对锅炉燃烧配风和燃烧组织进行优化；（2）风量调整,即根据排烟热损失和机械损失来调整炉膛出口过量空气系数和燃烧总风量；（3）煤粉细度调整,即，在风量调整的基础上, 根据锅炉飞灰含碳量和机械损失来调整煤粉细度。
常规的优化试验包括：变煤种试验、磨煤机投停方式试验、燃烧器负荷分配和投停方式试验、配风方式试验及负荷特性试验等，目的是确定锅炉的最佳运行参数,并使锅炉经常地运行在最佳参数下。
锅炉运行优化不仅是降低全厂发电煤耗潜力最大的项目，而且还关系到生产的稳定性和安全性。
锅炉优化运行技术的总体特点是难度比较大，可能取得的经济价值相对也比较大。
锅炉运行优化技术的应用超出了SIS系统涵盖的范围，因此取得的收益也不能算作SIS系统的。