集控运行机组优化运行管理技术措施13.docx
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集控运行机组优化运行管理技术措施13
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3-3.5kpa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2.5kpa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4.5kpa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。
4.1.3.4.2通过合理调配一，二次风配比以及一次风煤比保证断层运行磨煤机风粉配合良好，燃烧稳定，同时也减少了石子煤的排放量，降低了一次风机电耗及制粉电耗。
4.1.3.4.3机组运行时，尽量采取下层磨煤机运行，降低飞灰可燃物。
4.1.3.4.4机组加负荷时，应充分利用锅炉的蓄热，适当开大调门，适当增加一次风煤比，增加总风量等办法来及时适应负荷的要求。
如为快速响应负荷变化，可首先采取提高一次风压措施，而不能首先采取快速加煤量措施，否则可能瞬间导致煤大问题的发生；或者应观察一次风压自动和燃料自动对负荷的响应速度，如两者不协调，应人为干预。
实践观察，我厂一次风压自动的响应速度，慢于燃料自动对负荷的响应速度。
4.1.3.4.5机组在高负荷段，煤量较大，氧量较低时，适当的降低炉膛与风箱差压，以减少二次风系统的阻力；同时适当增加一次风压及一次风煤比，来满足燃烧的需要。
4.1.3.5认真分析运行参数，将各二次风档板的校对列为定期工作，每月校对一次，及时发现了各二次风挡板的偏差，并及时消缺，减少了锅炉的热偏差，减小了机炉侧的汽温偏差。
4.1.3.6实现暖风器带压运行，通过控制疏水温度控制排烟温度，将疏水温度降到30度左右，并利用供汽压力将疏水送到凝汽器，在控制上实现排烟温度的自动调节。
4.1.3.7机组负荷在210MW，运行一台凝结泵、给水泵（如为电泵运行，执行该项）。
4.1.3.8机组运行中，凝补水泵每日运行一次，凝补水箱换水量达到1/2即可。
4.1.3.9单双机运行方式下，启动锅炉冷备用，具体措施如下。
4.1.3.6实现暖风器带压运行，通过控制疏水温度控制排烟温度，将疏水温度降到30度左右，并利用供汽压力将疏水送到凝汽器，在控制上实现排烟温度的自动调节。
4.1.3.9.1辅汽联箱由机组再热冷段接带。
4.1.3.9.2机组主汽供轴封系统、再热冷段供轴封系统暖备。
4.1.3.9.3启动锅炉主汽手动门关闭，门前疏水开启。
4.1.4循环水泵运行优化见“循环水泵运行优化技术措施”。
加强胶球清洗工作，提高凝汽器铜管清洁度。
每天白班凝汽器甲乙侧投球；每次投球600个，投球时间为1小时，收球1小时。
每周五定期将凝汽器收球网切至反洗位，反洗2小时。
当发现收球率低于90％时，及时汇报运行部专工专工。
4.1.5开式水系统优化运行
冬、春、秋季，因循环水温度较低，可以在保证开式水用户参数不超限的情况下，停运开式泵。
经试验，运行方式如下。
4.1.5.1当机组单台循环泵运行，循环水入口温度低于24℃，机组汽动给水泵运行时，停止开式水泵运行，循环水入口温度升高至25℃以上，根据冷油器油温及其它设备运行状况，启动一台开式水泵运行。
4.1.5.2当机组两台循环泵运行，循环水入口温度低于26℃，机组汽动给水泵运行时，停止开式水泵运行，循环水入口温度升高至27℃以上，根据冷油器油温及其它设备运行状况，启动一台开式水泵运行。
4.1.5.3如循环水温度处于临界状态，因机组负荷、环境温度等因素，导致润滑油温度、定冷水温度有升高趋势时，可以合理安排工业水泵运行方式，适量开启工业水至开式水泵入口母管联络门，以提高开式水冷却效果，此时控制工业水母管压力≥0.37Mpa。
停止开式水泵运行注意事项
4.1.5.1通知锅炉运行人员，准备停止开式水泵，注意相关设备的检查监视。
4.1.5.2停止开式水泵前后，对系统进行排空气；在可以实施开式水泵优化运行期间，应保持锅炉2层磨处供锅炉辅机开式水来回水母管排空门开启连续排空气。
4.1.5.3开式水泵停止后，汽机专业、电气专业加强对汽轮机冷油器油温、定冷水及闭式水温度的监视及调整；加强监视发电机空冷器温度变化。
监控闭式水冷却器出口闭式水温≤40℃。
4.1.5.4开式水泵停止后，锅炉专业加强对开式、闭式水用户参数的监控。
如；定冷水温度、主机与汽泵润滑油温度、抗燃油温、机械密封液温度最高值≤正常值+2℃；监控磨机推力轴承温度≤70℃；磨机润滑油供油温度≤50℃。
监控送风机油站温度≤45℃、一次风机轴承温度符合规程规定；监控空预器导向支持轴承油站温度。
4.1.5.5开式水泵停止后，将“电泵启动连锁”投入，同时将两台开式水泵出口门开启，旁路门关闭，每班保证开式泵泵体排空气一次，防止因特殊情况无法立即启动开式水泵或气蚀。
4.1.5.6开式水泵长期停运时，按照定期工作要求，定期启动，防止内部锈蚀。
机组备用期间需要启动电泵时，可安排开循环水系统出口联络门10度左右接带停备机组凝汽器，全开循环水直通门，通过循环水串带开式水系统。
4.1.6凝结水系统运行优化
4.1.6.1机组负荷达到170MW及以上时，全开凝结水至除氧器两路进水旁路门，以进一步降低系统阻力，减少节流损失，从而降低凝结泵电耗。
变频凝结泵转速控制≥900r/min。
4.1.6.2凝结水系统调整注意事项
机组升负荷需启动工频泵与变频泵并列运行时，因凝结泵出口门无中停功能，有可能引起除氧器进水量瞬间增大引发除氧器振动或水位突涨事件，建议做好提前量和富余量调整，如先将调整门关回一部分，再启动工频泵，并在工频泵出口门开启过程中严密监视除氧器进水量及水位变化，可手动干预变频泵转速及调整门开度，尽量做到平稳过渡，严防除氧器满水事故发生。
降负荷需停止工频泵时，应先适当提升变频泵转速，在关闭工频泵出口门过程中严密监视除氧器进水量及水位变化，防止发生凝结水压力、水位骤降。
因调整门关闭低于10%时联开凝结水再循环门，故负荷低于150MW或机组异常低负荷运行时，如变频调整不稳定时，应关闭旁路电动门，采用调整门参与调节方式。
4.1.6.3机组负荷在240MW，运行一台凝结泵；机组负荷在220MW，运行一台给水泵（如为电泵运行方式）。
值长合理安排机组负荷，尽可能延长机组单台凝结泵、给水泵运行时间，以降低厂用电率。
4.1.6.4根据厂房温度，及时启停暖风机及热风幕。
环境温度低于+5℃时，启动热风幕保持温度，如仍低于+5℃时，投入汽暖。
4.1.6.5机组运行中，凝补水泵每日运行一次，凝补水箱换水量达到1/2即可。
4.1.6.6凝结水系统：
170MW及以上，全开凝结水至除氧器旁路门，进一步降低系统阻力。
4.1.6.7关闭凝结水至1号疏水扩容器减温水阀门。
4.1.6.8当低压缸排汽温度降至50℃时，停运凝结水泵。
当凝汽器真空至0后，应将汽机侧排放至凝汽器各气\电动门关闭，必要时关闭手动门。
若因凝结水泵打再循环致使凝结水温达47-49℃时，应及时换水降低水温至45℃，以便尽早停运凝结水泵。
4.1.6.9当锅炉熄火汽包上至高值水位200mm后，立即停运电动给水泵、开式水泵。
锅炉需补水时，间隙启动开式水泵及电动给水泵，每次补水汽包水位均上至高值水位200mm。
在此期间，除氧器通过除盐水泵或凝补水泵上水。
4.1.6.10机组启动阶段进行系统冷热态冲洗期间，如凝结水水质合格后，可以安排停运凝结泵，通过除盐水泵、凝补水泵给除氧器上水。
5.1运行参数的监督与控制
5.1.1锅炉在运行中可调节参数、可控制指标较多，锅炉效率的高低是影响发电厂效率的主要因素。
对锅炉运行中的主要参数加以控制将能有效提高锅炉效率，降低发电煤耗、厂用电率，提高我厂经济运行水平。
主要参数变化对煤耗影响见下表：
序号
项目
供电煤耗变化（g/kwh）
1
机组降负荷率（10，20，30，40）%
2.95，6.92，10.9，16.23
2
主汽压力降低（0.5，1，1.5，2）MPa
1.23，2.1，3.01，3.58
3
主汽温度降低（5，10，15，20）℃
0.95，1.51，2.07，2.39
4
再热蒸汽温度降低（5，10，15，20）℃
0.79，1.68，2.57，3.56
5
真空度降低1%
3.6
6
凝汽器端差上升1℃（夏季/冬季）
1.93/0.85
7
凝结水过冷度上升1℃
0.07
8
高加解列/低加解列
9.55/8.02
9
主给水温度每降低10℃
0.95
10
给水调节压差每增加1MPa
0.36
11
过热器喷水每增加1%
0.06
12
再热器喷水每增加1%
0.86
13
空预器漏风率增大1%
0.14
14
排烟温度每升高1%
1.66
15
飞灰含碳量每上升1%
1.23
16
锅炉排污率每增加1%（不回收）
1.18
17
厂用电率每增加1%
3.4
5.2提高机组负荷率、提高经济性：
机组负荷率对供电煤耗影响最大。
5.2.1加强与调度部门联系，跟据全厂负荷合理安排开机方式，提高单机负荷率。
5.2.2采用高效率的#1机组带基本负荷，低效率的#2机组带变动负荷，以保证高的总效率。
5.2.3单机负荷尽量不要低于70%额定负荷，否则该机煤耗增加过大对全厂指标影响较大。
5.2.4加强蒸汽参数调整、提高全厂循环热效率
蒸汽参数的高低直接决定电厂热力循环的效率。
运行中能否维持蒸汽参数的稳定主要取决于运行人员的责任心及热工自动装置的投入率及稳定性。
5.2.4.1严格执行压红线运行办法，加强值内、值际压红线竞赛，提高主再热蒸汽温度，提高循环热效率。
5.2.4.2汽温的调整应以燃烧调整为主，坚决杜绝为压红线而导致减温水量过大运行。
过、再热蒸汽减温水>50%运行2小时，而不及时进行调整，要严加考核。
5.2.4.3加强汽温自动投入，当汽温自动调节特性差时及时联系检修处理。
5.2.4.4加强摆动喷燃器的使用与调节，在事故情况，及时摆至水平位，满足投油需要。
5.2.4.5跟据汽温情况加强上下磨煤机磨量调整，必要时进行切换，严禁采取大风量运行方式提高汽温。
5.2.4.6禁止利用吹灰来调整汽温的不正常手段，严格执行吹灰措施，避免局部大量吹灰导致受热面吹损。
5.2.4.7吹灰结束及时关闭汽源，防止汽水压力损失。
5.2.4.8加强水质监督，减少连排量，有效降低锅炉补水率，提高经济性。
5.2.4.9时刻注意氧量的变化，控制合理的过量空气系数。
同时要正确监视和分析炉膛出口氧量表及风量的变化，并参照风机运行情况，进行调整。
在满足燃烧条件下尽量减少送风量，氧量按燃烧调整卡中下限执行。
5.2.4.10合理投入煤粉燃烧器。
正常运行时，一般应投下层燃烧器，以控制火焰中心位置，维持炉膛出口正常的烟温。
5.2.4.11根据煤种变化合理调整风、粉配合，及时调整风量配比，避免煤粉气流冲墙，防止局部高温区域的出现，减少结渣的发生。
同时磨通风量过大、磨出口温度过低，也会造成燃烬时间延长，造成炉膛出口温度升高，引起排烟热损失上升。
其中磨通风量调整以尽量偏低运行为佳，磨出口温度一般按调整卡维持80度以上运行。
5.3降低石子煤排放损失
中速磨长时运行，将造成磨辊及衬板等部件磨损严重，石子煤量显著上升，石子煤中可燃物将超标严重。
引起锅炉燃煤量不正常上升。
因此，石子煤系统运行是否正常将对锅炉效率产生较大影响。
主要节能措施如下：
5.3.1、加强石子煤系统运行监视，发现石子煤量异常上升时，及时联系检修检查处理，必要时减小该磨煤量，加大该磨风量运行。
5.3.2检修中应对风环间隙合理调整，保证风环出口较高风速，尽量减少石子煤量。
5.3.3加强磨煤机运行小时数统计，及时进行磨损件更换。
5.3.4、机组接带高负荷，磨机出力较大时，值长必须组织巡检人员加强设备运行工况检查，监督石子煤及时排放；监盘人员加强运行参数调整，必要时限制机组出力。
5.3.5运行人员、专业管理人员注意检查跟踪排出的石子煤情况（如粒度等）、石子煤排放系统通畅，有无异物排出，以及时发现问题，并采取相应措施。
5.4加强节油管理、降低燃油消耗
5.4.1加强炉前燃油系统的运行维护工作，对于出现的缺陷要及时联系检修处理，每班核对供回油流量，定期检查油枪及油循环系统，防止油枪泄漏及内漏。
5.4.2作好等离子系统定期工作，确保等离子系统可靠备用。
5.4.3锅炉单侧转机停运或只有三台制粉系统运行时且负荷低于150MW时投入等离子装置进行稳燃，若A磨未运行，及时启动A磨，若A磨或等离子故障按纯油方式进行。
投油助燃，一般维持3支同层油枪即可。
5.4.4低负荷磨煤机跳闸或断煤等，处理同上。
5.4.5高负荷磨煤机跳闸或断煤一般不得投油（在单磨间隔远等异常方式时除外）。
5.4.6单台机组因给煤机堵断煤或其它原因，导致投助燃油枪两只及以上且时间超过20分钟，或限机组出力，值长必须汇报（
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