集控运行机组优化运行管理技术措施(120503)
电厂集控运行汽轮机的优化措施分析
电厂集控运行汽轮机的优化措施分析汽轮机是电厂的核心设备之一，其稳定运行对电厂的正常发电和经济运行具有重要影响。
为了实现汽轮机的优化运行，提高发电效率和经济效益，电厂需要采取一系列的措施。
1. 优化汽轮机调度策略：根据电网负荷变化和电厂运行状态，合理调整汽轮机的运行模式和负荷分配。
可以采取滚动调度、按负荷分层运行等方式，使汽轮机在不同负荷下都能达到最佳运行状态。
2. 提高汽轮机效率：通过提高汽轮机的压缩机效率、燃烧器热效率和透平机械效率等手段，降低汽轮机的燃料消耗。
可以采用涡扇压缩机、超临界压力锅炉、高效低NOx燃烧器等先进技术，提高汽轮机的效率。
3. 优化汽轮机燃烧调整：对汽轮机进行燃烧调整，使其燃烧效果达到最佳。
可以通过燃烧器调整、炉膛结构优化、燃烧稳定性控制等手段，实现燃烧的充分和稳定，减少燃料浪费和烟气排放。
4. 加强汽轮机设备监测和维护：实施现场巡检、设备清洗、泄漏检测等措施，及时发现和处理汽轮机设备故障和隐患，确保汽轮机的安全可靠运行。
建立完善的设备维护记录和维护管理体系，提高设备维护的效率和效果。
5. 引入智能化技术：利用先进的计算机控制系统、传感器和通信技术，对汽轮机的运行数据进行采集、分析和处理。
通过实时监测和分析数据，对汽轮机的运行情况和运行参数进行优化调整，提高汽轮机的运行效率和经济性。
6. 提高人员培训和管理水平：加强对集控运行人员的培训和管理，提高他们的专业技能和责任意识。
建立健全的集控运行管理制度和规范，加强对集控运行的监督和考核，确保集控运行的精细化管理和优化运行。
通过以上措施的实施，可以有效提高电厂集控运行汽轮机的效率和经济性，降低运行成本，提高发电效益。
还能减少燃料消耗和排放物排放，达到节能减排的目的。
在电厂集控运行管理中，应注重对汽轮机的优化措施的分析和实施。
电厂集控运行汽轮机运行优化措施探讨
电厂集控运行汽轮机运行优化措施探讨我国电厂集控运行已经成为电力行业发展的重要方向，集控运行能够提高电力系统的安全稳定性，同时也能够提高电力系统的经济效益。
而汽轮机作为电厂中使用较为广泛的发电机组，其运行优化措施对于电厂的效益有着重要的影响。
本文将探讨电厂集控运行汽轮机运行优化的措施。
1.汽轮机运行情况监测在电厂集控运行中，应当对汽轮机进行实时的监测，以便了解汽轮机的运行情况，根据监测数据对汽轮机进行判断、预测和维护。
通过监测，可以实时的了解汽轮机的运行参数，如进口蒸汽流量、汽轮机出力、温度等，从而针对具体情况进行优化措施。
2.优化汽轮机的调度计划电厂集控运行体系中，应当基于汽轮机的运行情况，制定出优化的调度计划，以提高汽轮机的运行效率和经济性。
根据具体的调度计划，可以对汽轮机进行相应的负荷调整，以提高汽轮机的发电效率，减少燃料消耗，降低电网负荷峰值。
3.优化汽轮机的维护保养汽轮机的维护保养是保障汽轮机长期稳定运行和优化运行的重要保证。
电厂集控运行中，应当尽可能地减少停机检修时间和维护成本，通过科学化的维护计划，对汽轮机进行定期检修和维护，以保证汽轮机的正常运行。
同时，还应当积极推广智能化维护技术，通过监测装置、报警系统等技术手段，对汽轮机实行远程监测，以更好的实现汽轮机的智能化自动化管理。
4.推广、应用新型汽轮机技术新型汽轮机技术以高效、省油、环保、低排放为主要特点，对于提高电力系统的经济效益和保护环境都有着积极的作用。
在电厂集控运行中，应当积极推广、应用新型汽轮机技术，以逐步替代老旧的汽轮机设备，提高电厂发电效率和经济效益，同时减少环境污染。
总之，电厂集控运行汽轮机的运行优化措施，可以从以下几个方面入手：汽轮机运行情况监测、优化汽轮机的调度计划、优化汽轮机的维护保养、推广、应用新型汽轮机技术。
通过这些措施的综合应用，可以有效的提高电厂的发电效率和经济效益，同时也能够实现对环境的保护与节能减排。
电厂集控运行汽轮机运行优化措施探讨
电厂集控运行汽轮机运行优化措施探讨随着电力行业的快速发展，电厂的装备和运行技术也在不断提高和改进。
汽轮机作为电力生产中的关键设备，其运行优化对于整个电厂的经济效益和环保水平具有重要影响。
本文将探讨电厂集控运行汽轮机运行优化措施。
一、汽轮机热能运用效率提高汽轮机的运行效率越高，单位发电量所消耗的煤炭越少，对环境的影响也越小。
为提高汽轮机热能运用效率，电厂可以采取以下措施：1、提高汽轮机热平衡效率，可以采用降低汽轮机排气温度，提高进气温度和进气压力等方法。
2、减少汽轮机上的压力损失。
具体做法包括减少过量空气、减少烟气出口温度、加装低压除氧器等。
3、处理好汽轮机进汽系统的水质问题。
若水质不好会导致腐蚀、结垢等问题，影响汽轮机的水力性能和热力性能。
二、汽轮机的负荷控制优化汽轮机负荷控制优化涉及到机组的调度控制、协同运行和灵活掌握负荷趋势等。
对于电厂来说，实现汽轮机负荷控制优化至关重要。
1、设计负荷调度方案为有效利用汽轮机的稳态和动态控制功能，电厂应当根据负荷变化情况进行负荷调度。
同时，也要预留适当的过载和调剂能力，保证负荷的稳定运行。
2、协同运行配合电厂应当对汽轮机的所有系统进行协调管理。
如汽轮机、锅炉、发电机等的连接方式、负荷变化的响应特性等。
还要根据负荷情况进行合理安排，以保证系统协同运行的顺畅性。
3、灵活掌握负荷趋势电厂应当时时关注负荷趋势，准确把握车间资产情况，采取相应措施使发电机组在低负荷运行时保证发电质量，而在高负荷运行时则保证稳定运行。
三、汽轮机维护和故障排除优化汽轮机维护和故障排除优化涉及到机组的检修维护和故障诊断处理。
为提高汽轮机的效益，电厂应当采取以下措施：1、建立完善的机组管理制度针对汽轮机不同组成部分建立不同的管理制度，分批次分年度进行检修。
如锅炉、汽轮机、阀门、辅机等都有不同的管理制度，以确保整个机组在维护保养方面不失职。
同时，也要做好排查和预防工作，消除潜在的隐患。
2、加强数据的统计和监测及时获取汽轮机的各项数据，如轴承温度、振动等监测参数的变化，以及各系统的工作电压、电流和功率等。
电厂集控运行汽轮机运行优化措施探讨
电厂集控运行汽轮机运行优化措施探讨随着电力工业的不断发展，大规模的电厂集中运行已经成为常见的做法。
在这种情况下，运行汽轮机的性能优化迫在眉睫，因为它可以直接影响电厂的效率和经济性。
本文将讨论一些汽轮机运行优化的措施，以提高电厂的性能和效率。
1. 建立可靠的监测系统建立一个可靠的监测系统是汽轮机运行优化的基础。
这个系统通常涵盖了多个方面，如汽轮机参数和性能测量、工作状态监测、维护活动和历史数据分析等。
这个监测系统需要提供实时数据来帮助运行人员评估汽轮机性能并进行调整和优化。
2. 实施有效的加热系统汽轮机性能的优化取决于机组的热效率和冷却能力。
因此，实施有效的加热系统是非常关键的。
这个系统应该能够控制燃烧室温度和燃烧的燃料量，以最大化汽轮机的输出功率。
在加热过程中还需要控制锅炉进水和减少热损失，以提高汽轮机的热效率。
3. 优化部件的设计和安装汽轮机的部件设计和安装也是运行优化不可忽视的方面。
其中一个需要优化的方面是叶轮的设计和制造，以确保在高转速和高温度下提供最佳的性能。
此外，还需要优化相关的部件，如减震器、轴承、密封装置和冷却装置等。
4. 定期进行维护和保养定期进行维护和保养对汽轮机的长期运行非常重要。
这包括润滑、冷却、清洁、紧固件调整、零部件更换等措施，以确保汽轮机保持高效率和高性能状态。
同时，运行人员还需要对整个系统进行监测，以检查是否存在故障或失效的部件，以避免不必要的维修工作。
5. 采用高级自适应控制技术现代汽轮机通常采用高级自适应控制技术，以在不同工况下实现最佳性能。
这些技术可控制汽轮机的功率输出、温度和燃油消耗等，以最大限度地提高系统效率和纠正结果威胁到系统安全和性能的控制偏差。
总之，电厂集控下的汽轮机性能优化是提高电厂效率和经济性的关键。
通过建立可靠的监测系统、实施有效的加热系统、优化部件的设计和安装、定期进行维护和保养，以及采用高级自适应控制技术，运行人员可以最大程度地提升汽轮机的性能和运行效率。
机组优化运行方案
机组优化运行方案介绍机组优化运行方案旨在将发电机组的运行效率和可靠性提高到最大程度，降低运行成本，增强发电厂的经济和环保效益。
因此，机组优化运行方案对于发电厂的正常运营和发展具有非常重要的意义。
优化方案机组优化运行方案是通过对机组的调度、控制和维护，使机组在保证满足系统调度要求的前提下，尽可能地提高机组的发电效率和可靠性。
下面列出几个主要的优化方案：1. 机组调度优化机组调度优化是指在满足系统调度要求的前提下，对机组的启停、负荷分配以及运行方式等进行合理的调整和安排，以达到降低发电成本的目的。
2. 控制策略优化控制策略优化是指根据机组的特点和运行状态，合理地制定控制策略，并采取有效的控制措施，使机组的性能得到最优化的表现。
3. 维护保养优化维护保养优化是指加强机组的设备检修和维护，保证设备的完好性和可靠性，减少停机时间，提高机组的可靠性和稳定性。
4. 工艺优化工艺优化是指在机组的运行过程中，对原理和工艺流程进行优化和改进，提高机组的效率和性能，达到能源的最大利用。
优化效果机组优化运行方案可以取得以下效果：1. 降低运行成本通过优化方案，可以使机组的燃料消耗量和损耗降低，从而降低运行成本。
2. 提高经济效益通过优化方案，可以使机组的发电效率、可靠性和稳定性得到提高，从而提高发电厂的经济效益。
3. 增强环保效益通过优化方案，可以减少机组的排放量，降低对环境的污染和损害。
总结机组优化运行方案是发电厂提高经济和环保效益的重要措施，可以实现降低运行成本，提高经济效益和增强环保效益的目标。
因此，发电厂应该制定合理的机组优化运行方案，并积极实施方案中的各项措施。
集控运行工作规划
一、前言随着我国电力事业的快速发展，集控运行作为电力生产的核心环节，其重要性日益凸显。
为提高集控运行水平，确保电力系统安全稳定运行，特制定本工作规划。
二、工作目标1. 提高集控运行人员综合素质，确保人员技能水平达到岗位要求。
2. 优化集控运行管理制度，提升运行效率。
3. 加强设备维护保养，确保设备安全稳定运行。
4. 提高集控运行自动化水平，降低人工干预。
三、具体措施1. 人员培训（1）定期组织集控运行人员参加各类培训，提高业务技能。
（2）开展岗位练兵活动，提高集控运行人员的实际操作能力。
（3）鼓励员工参加各类职业资格考试，提升个人职业素养。
2. 管理制度优化（1）完善集控运行管理制度，明确岗位职责，确保各项工作有序开展。
（2）建立健全安全管理制度，强化安全生产意识，降低事故发生率。
（3）优化调度运行制度，提高运行效率，确保电力系统安全稳定运行。
3. 设备维护保养（1）制定设备维护保养计划，确保设备处于良好状态。
（2）加强设备巡检，及时发现并处理设备隐患。
（3）引进先进的设备维护技术，提高设备维护保养水平。
4. 自动化水平提升（1）加大自动化设备投入，提高集控运行自动化水平。
（2）优化自动化系统，提高系统运行稳定性。
（3）加强自动化设备维护，确保设备正常运行。
四、实施步骤1. 第一阶段（1-3个月）：完成人员培训、管理制度优化、设备维护保养等基础工作。
2. 第二阶段（4-6个月）：实施自动化设备改造，提高集控运行自动化水平。
3. 第三阶段（7-9个月）：总结前期工作，完善各项措施，确保集控运行工作顺利进行。
4. 第四阶段（10-12个月）：评估工作成果，持续改进，不断提高集控运行水平。
五、保障措施1. 加强组织领导，明确责任分工，确保工作落到实处。
2. 加大资金投入，为集控运行工作提供有力保障。
3. 强化监督检查，确保各项工作按计划推进。
4. 加强与相关部门的沟通协调，形成工作合力。
通过以上工作规划的实施，力争在短时间内提升集控运行水平，确保电力系统安全稳定运行，为我国电力事业的发展贡献力量。
电厂集控运行汽轮机的优化措施分析
电厂集控运行汽轮机的优化措施分析电厂集控运行是指通过集中监控和管理系统对汽轮机运行进行统一调度和控制。
为了优化汽轮机运行，提高发电效率和经济性，可以采取以下措施：1. 合理安排汽轮机负荷：合理安排汽轮机的负荷是优化汽轮机运行的基础。
根据电网负荷需求和经济运行要求，通过集中监控系统对汽轮机负荷进行计划、调度和控制。
可以根据不同的时间段和需求变化，灵活调整汽轮机负荷，实现高效稳定运行。
2. 提高汽轮机热效率：提高汽轮机的热效率是优化汽轮机运行的关键。
可以通过合理调整汽轮机的汽化器温度和压力、减少汽机向外放热损失、优化汽轮机的供热过程等方法来提高汽轮机的热效率。
对汽轮机的热循环系统进行优化，减少热损失，提高发电效率。
3. 控制汽轮机的过热度和凝汽器真空度：过热度和凝汽器真空度是影响汽轮机运行质量和效率的重要指标。
通过集中监控系统对汽轮机的过热度和凝汽器真空度进行实时监测和调控，及时发现问题并进行调整，保持汽轮机运行在最佳状态。
4. 优化汽轮机启停策略：合理的汽轮机启停策略可以降低汽轮机的启停损失和热应变，提高运行效益。
通过集中监控系统对汽轮机启停过程进行全面监测和控制，根据实际情况合理调整启停策略，减少启停时间和频率，提高汽轮机的可靠性和使用寿命。
5. 进行设备状态检测和故障诊断：利用智能监测和诊断系统，对汽轮机的关键设备进行实时的状态检测和故障诊断。
通过集中监控系统对关键设备的振动、温度、压力、润滑油状态等参数进行监测和分析，及时发现异常，预防设备故障，保障汽轮机的安全稳定运行。
通过电厂集控运行汽轮机的优化措施，可以提高汽轮机的运行效率和经济性，降低运行成本，同时确保汽轮机的安全稳定运行，为电力系统的可靠供电提供支撑。
火电厂集控运行技术分析与优化措施
火电厂集控运行技术分析与优化措施摘要：火电厂为了更好地顺应社会的发展需求，就需要对供电技术进行强化，以便于为周围居民提供更好的用电服务。
基于此，本文就从火电厂集控运行技术面临的现状问题出发，对火电厂集控运行技术的优化措施进行分析探讨。
以此，有效地加强集控运行技术，提升火电厂的效益发展。
关键词：火电厂;集控运行技术;技术优化目前我国的供电企业中，火力发电是供电工作的主要形式，所以为了更好地保证火电厂火力发电工作的正常运行，就需要有效地优化集控运行技术。
集控运行技术相较于传统的管理技术，更加的高效、优质。
随着集控运行技术的广泛应用，相应的技术问题随之而来，只有进一步地优化此项技术，才能推动火电厂的可持续发展。
1.火电厂集控运行技术面临的现状问题1.1过热汽温系统控制不足火电厂进行集控运行技术时要先了解锅炉过热汽温调整的三种形式，其中包含，粗调.细条.以及微调。
面对不同的形式的问题需要选择不同的调整方式。
粗调就是通过对风、煤和水按照比例进行调和，使蒸汽稳定在一定的温度之内。
另外两种调整方式就是借助不同的元素，通过加入冷水的方式进行降温。
在进行供电运行中出现汽温过热的问题时，需要进行积极的探讨，将数据信息进行记录以便于找出过热汽温系统的问题所在[1]。
1.2再热汽温系统控制不足当供电系统中再热汽温系统发生故障时，就会对火电厂的正常运行产生巨大的影响，再热系统的控制技术一直是供电企业较为重视的一项问题。
再热汽温系统相较于过热气温系统问题的解决方式更为困难，需要的技术以及程序会更加的复杂。
我国目前大部分的火电厂在遇到再热汽温系统的故障问题时，都会采用加入减温水的方式，虽然看起来非常的简单，但实际操作起来却会非常的复杂，给火电厂带来较为严重的经济损失[2]。
1.3主体系统的运行控制不足如果火电厂的员工对于能量守恒足够了解，就会在一定程度上有助于更好的控制主体系统的运行。
在火电厂的供电系统运行中能量守恒的公式运用越来越广泛，虽然会有效的提高火电厂的供电效率，但根据数据的计算显示，在进行管理工作时这个公式中的数据不够准确，不能保证数据的准确程度。
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机组优化运行管理技术措施编制：王毅薛德仁张喜来赵志良吴焕清审核：支国庆批准：杨邺张忠北方联合电力临河热电厂机组优化运行管理技术措施1、主机运行优化1.1机组启停阶段1.1.1机组启动阶段1.1.1.1恢复待启动机组循环水系统时，如另一台机组运行，则启动初期，循环水系统由运行机组串带。
1.1.1.2恢复待启动机组开式水系统时，如另一台机组运行，则启动初期（接带负荷50MW前），由运行机组循环水系统串带，开式水系统保持静压供水。
1.1.1.3恢复待启动机组闭式水系统时，如另一台机组运行，则启动初期（接带负荷50MW前），由运行机组串带。
注意：串带时，注意监视机组闭式水箱水位。
1.1.1.4系统冲洗系统冲洗阶段，采用采用纯汽泵方式，电泵停转备用。
当汽包压力达0.8Mpa 左右时，利用辅汽冲转汽泵。
启停机中若电泵运行应尽量减少阀门的节流损失；用调节给水泵转速来调节给水流量和给水压力，以提高效率。
并且再循环阀关至10-20%，减小电动给水泵电耗。
锅炉点火前3小时左右，辅汽至汽泵汽源管道暖备至主汽门前。
如主汽门、调速汽门严密性差，应暖备至电动主汽门前。
1.1.1.4.1通过凝补泵（除盐水泵）给除氧器上水至2.0米，放水至凝汽器进行冲洗。
1.1.1.4.2凝汽器放水至-4米高悬浮废水坑。
1.1.1.4.3当凝结水及除氧器出口水含铁量大于1000微克／升时，应采取排放冲洗方式。
1.1.1.4.4当冲洗至凝结水及除氧器出口含铁量小于300微克／升时，启动变频凝结泵，凝结水系统投入运行，采取循环冲洗方式，并投入凝结水精处理装置，使水在凝汽器与除氧器间循环。
投入凝结水系统加氨处理设备，控制冲洗水PH 值位9.0－9.3，以形成钝化体系，减少冲洗腐蚀。
1.1.1.4.5当除氧器出口含铁量小于200微克／升时，凝结水系统、低压给水系统冲洗结束。
无凝结水精处理装置时，应采用换水方式，冲洗至出水含铁量小于100微克／升。
1.1.1.4.6锅炉冷态水冲洗运行汽泵前置泵给锅炉上水，采取排放冲洗方式，由低压给水系统经高压给水系统至锅炉，并投入给水泵入口加氨及联氨处理设备，调节冲洗水PH值为9.0－9.3。
当锅炉水含铁量小于200微克／升时，冷态水冲洗结束。
开启待启动给水泵出入口门，利用设备位置落差，高低压给水系统静压注水，在炉侧排空气，高加汽侧排空气门不开。
启动前置泵锅炉上水时，应控制给水旁阀前后压力不得超过 3.0Mpa，以尽可能减少给水泵耗功。
1.1.1.4.7锅炉热态冲洗投入除氧器加热空气排尽后，及时关闭启动排气门，以便除氧器建立正常压力。
合理控制排氧门开度，使除氧器出口溶氧合格。
锅炉水位至-200毫米，且水质合格后，投炉底加热系统。
待炉水温度升高，已建立自然循环后，投汽包加药系统。
通知化学进行炉水监督。
提高辅汽联箱压力至1.3MPa，使锅炉炉水温度加热至150度左右。
1.1.1.5炉水加热时间约为3—4小时时，暖备以下系统。
轴封供汽系统；A层制粉系统暖风器系统暖备；一二次风暖风器系统暖备；空预器吹灰系统暖备；燃油蒸汽吹扫系统暖备1.1.1.6炉水温度至100℃左右时（加热时间约为5小时），向轴加U型水封注水，关闭真空破坏门并注水正常，进行汽机抽真空。
1.1.1.7投入汽轮机高压缸预暖系统。
提高辅汽联箱压力至1.3MPa，使高压缸内壁温度加热至150度。
1.1.1.8锅炉点火点火前水质尽量保证合格，以防点火后大量换水导致热量损失，燃油耗量增加。
如启动时间裕度较大，可考虑单侧风机启动，在并网前进行双侧并列运行。
当环境温度低于20℃时，开大暖风器蒸汽总门，开启暖风器疏水箱疏水至定排电动门，调整暖风器供汽调门，控制空气预热器入口风温在40℃—50℃。
使用等离子燃烧器，注意事项如下。
1.1.1.8.1提高A磨出口风温至80—85度。
1.1.1.8.2提高辅汽联箱压力至1.3MPa，尽量提高等离子暖风器进汽温度；提高等离子功率，加强空予器处吹灰次数。
1.1.1.8.3控制排烟温度在规定范围。
1.1.1.8.4加强监视等离子燃烧器壁温监视。
1.1.1.8.5通过就地看火方式，合理调整一次风量、风速。
1.1.1.8.6一次风温满足要求后，及时进行热风道切换工作，以减少蒸汽消耗。
1.1.9 机组并网接带负荷后，当再热冷段压力达到0.2Mpa，进行以下操作：1.1.9.1开启一段溢汽至四段抽汽逆止门后手动门1.1.9.2开启高压调速汽门门杆漏汽到四段抽汽逆止门后手动门。
1.1.9.3冬季根据油箱温度，及时投入电加热器，以免油温过低影响启动。
油泵运行油压正常后，及时退电加热器，减少电耗，避免油温超限。
1.1.9.4机组启动接带负荷至100MW时，及时关闭给水泵再循环。
1.1.9.5启动阶段汽水品质控制措施1.1.9.5.1从机组上水时就及时分析各水水质，控制各阶段水质。
凝汽器水质合格后，才启动凝结水泵向除氧器上水；除氧器水质合格后，才启动给水泵向锅炉上水；汽包水质合格后，锅炉才点火；蒸汽品质合格后，才进行汽机冲转。
1.1.9.5..2在机组启动的最初时候，机组带低负荷，这时凝结水比较脏，而蒸发量又不大，可以将部分凝结水从排放掉，以减轻热力系统污染程度。
热力系统中的设备和管道能在空负荷或低负荷时投入应尽量在空负荷或低负荷时投入，不把在低负荷能完成的项目带到高负荷时进行。
高、低加的水侧在上水时就投入，旁路在炉升温时投入，高、低加的汽侧在机组冲转后逐渐投入。
1.1.9.5.3汽包压力达0.5Mpa时暖投连排，并接带废冷器，以实现既可排污又可回收热量的目的。
1.1.9.5.4精处理在机组凝结水含铁量小于300微克／升时，既投入凝结水精处理装置，这样凝结水、给水、炉水、蒸汽的二氧化硅等各项指标，都得到了全面的改善。
1.1.9.5.5启动后，停运发电机氢气除湿机的循环风机组。
1.1.9.5.5机组启动后，全面检查热力系统，发现阀门内漏及时联系检修处理，减少系统泄漏量，减少工质及压力损失，提高锅炉效率。
2.1机组停运阶段接到停机命令后立即停止塔池补水，将机组工业冷却水回水切至运行机组2.1.1机组负荷滑降期间，根据真空情况1、2号机组循环水系统串带2.1.2.机组负荷滑降负荷至50MW，1、2号机组闭式水系统串带。
2.1.3机组负荷滑降负荷至50MW，开式水系统由循环水系统接带，停止开式泵运行2.1.4机组打闸后，关闭3号高加疏水至除氧器手动门，防止蒸汽进入进入汽缸。
机组解列后及时开启塔池直通回流门，机组并网后立即关闭塔池直通回流门，以降低循泵电耗。
2.1.5根据润滑油温关闭冷油器进水门。
2.1.6根据发电机各部温度，及时关闭发电机氢冷器进水调整门。
2.1.7停止定冷水泵，停运前通知化水班长。
2.1.8机组停运后，用邻机接带循环水系统，当停运后机组中排温度低于240℃，确证至凝汽器汽侧各路汽水阀门关闭，并且无凝结水用户后停止凝结泵运行考虑试停凝结泵。
凝结泵停运后，严密监视排汽缸温度。
开启凝结器汽侧放水门，关闭凝结器补水手动门，严密监视凝结器水位。
2.1.9除氧器补水由除盐水泵（凝补水泵）供水2.1.10磨煤机停运后，停液压油泵2.1.11风机、磨煤机轴承温度降至40℃，停润滑油泵。
2.1.12磨煤机润滑油温度降至40℃，停润滑油泵。
2.1.13机组停运期间，循环水泵停运并切电后，立即关闭循环水泵上下导瓦冷却水，节约工业水。
2.1.14机组停运，停止轴封供汽后，停止密封油系统真空泵组。
2.1.15机组停运，可停止润滑油泵前，将密封油系统切换为自带方式，以减少润滑油泵电力消耗。
2.1.16启动氢气除湿机的循环风机组。
3.1机组备用、检修阶段3.1.1在进行锅炉水压试验中，优化运行方式如下。
3.1.1.1闭式水系统由运行机组串带。
3.1.1.2开式水系统由工业水系统提供水源，且开式泵静压供水。
3.1.1.3除盐水泵为除氧器提供水源。
3.1.1.4利用设备位置落差，高低压给水系统静压注水，在炉侧排空气。
3.1.1.5汽轮机调速汽门、主汽门液压机构温度降至60℃，停运抗燃油泵。
3.1.1.6高压内缸内壁金属温度降至规定值，停盘车、顶轴油泵。
3.1.1.7高压内缸内壁金属温度降至规定值8小时后，停润滑油泵。
3.1.1.8停润滑油系统进行检修工作时，关闭密封油系统润滑油来油门，密封油系统系统自循环，而无需排氢。
4.1机组运行中4.1.1我厂五层磨煤机启动条件要求：邻层磨煤机运行且给煤量≥40% OR 邻层油枪投入OR 机组负荷≥70%。
通过对磨煤机启动逻辑修改，在邻层磨煤机和邻层油枪均不运行的方式下，可以启动五层磨煤机。
如按磨煤机启动时间20分钟（邻层油枪出力为4×1.75T），测算可节约燃油2T左右。
4.1.2值长根据总负荷情况，及时调配机组间的负荷分配负荷，保持各机组在经济负荷运行。
在全厂负荷满足要求的情况下，安排两台机组轮换接带大负荷，以增加烟气流速，保证烟气系统清洁，降低系统阻力，降低风机电耗，并避免发生轴流式风机失速问题。
4.1.3通过强化吹灰器管理，及时消除吹灰器的缺陷，使锅炉吹灰工作得以全面进行，保证锅炉受热面的清洁，,减少烟道阻力，降低引风机电耗。
4.1.3.1每班对空预器进行一次吹灰，4.1.3.2每两天至少对炉膛进行一次全面吹灰，4.1.3.3每天至少对各对流受热面进行一次吹灰。
4.1.3.4加强制粉系统参数监督管理。
4.1.3.4.1如锅炉负荷与天然煤量对应关系为5.0-5.5T/T天然煤量T（对应燃煤灰分应≤35%），大修后的磨组必须按最大出力运行，磨损后期磨机出力原则上不得低于30—35T/H，以实现可三台磨运行时不能四台运行，可四台运行时，不能五台运行的目的。
综合考虑我厂给煤机堵断情况，“可四台运行不能五台运行”的方式必须严格执行；“可三台磨运行时不能四台运行”的方式需要考虑本值给煤机堵断煤情况。
低负荷工况或劣质煤工况及设备异常燃烧工况不佳的情况下，必须保证下层两或三台磨机的出力达到30—35T/H。
磨煤机主要运行参数控制范围：磨煤机电流＜44A；大修后的磨煤机（1号炉为A\E\C\D）给煤量＜40t/h，磨损后期＜30—35t/h 磨煤机出入口差压＜6KPa；磨煤机给煤量大于28T时磨煤机出口风压＞3.0KPa。
磨煤机运行中出口风压正常维持在3-3.5 kpa左右，从安全经济的角度看比较合理。
因为出口风压过低尤其低于2.5 kpa左右时，很有可能是因石子煤排放不及时或煤量过大所致，或者也可以说反映出可能存在上述问题；而磨煤机出口风压维持太高，如在4.5 kpa左右时，一方面用风量大不经济，一方面可能因出口风速高影响低负荷时的燃烧稳定性。
磨煤机入口一次风压6.0～11.0KPa；磨煤机出口温度应保持在80～90℃之间；每台磨煤机密封风与一次风差压＞2.0KPa；控制磨煤机热风调整门开度在60—75%之间；如自动方式下热风调整门开度超过75%，应适当调整一次风压。