长期机组低负荷运行将成为新常态，运行经济性将大幅度下降。为适应当前生产经营形式，更好完成各项年度任务，在保证机组安全的前提下，最大限度降低各项损耗，特制定机组在低负荷下的节能措施，具体如下：
一、管理措施
1、首先要对低负荷节能工作要有足够的重视，明确要求全体员工都重视起来，值长要对本班组进行全员贯彻并设立专职人员进行督导本班组的工作的实施。专职人员各值梳理机组干、湿态状态下，机组参数的变化，寻求操作的最优；
2、发电部切实加强运行值间小指标竞赛工作，不搞形式，不走过场，及时公开各值各月的竞赛结果情况，有针对性进行调整，真正使节约意识深入到运行岗位的每个人中；
3、加强检修人员检修维护水平，提高设备检修质量，设备责任到人，不断提高设备运行可靠性，最大限度减少非计划停运；
4、加强日常绩效考核，加强机组各类检修维护合同考核，加强对标管理，不断提高各级人员的节能意识。
二、运行调整措施
1、真空泵运行方式：
1)负荷低于250MW时，采用单背压运行方式（保留A真空泵运行）。
2)负荷高于280MW时，采用双背压运行方式（AC真空泵运行，B真空泵备用）
3)真空泵二级冷却器调整：1A真空泵节流至30%，1B真空泵全关，1C真空泵全开。
2、汽泵组运行方式：
1)负荷高于400MW时，并入1A汽泵运行，且将所有小机汽源均应倒为四抽带，冷再备用。
2)机组减负荷至320MW，且继续减负荷至锅炉转湿态运行时，退出1A汽泵运行，出口电动门开启，降转速至2820转备用（1B汽泵出口电动门卡涩）。
3)退出1A汽泵操作前，将1B小机汽源由四抽倒至辅汽带。
3、汽泵再循环：
1）单台汽泵运行时再循环调整汽泵入口流量不高于1250t/h。
2）汽泵并列运行时，给水流量大于1200t/h，汽泵再循环调门关闭并投自动，减负荷时优先控制减小1A汽泵负荷开启再循环调门（1A汽泵再循环前电动门卡涩）。
汽泵再循环逻辑：
汽泵入口流量＜387.5t/h，且再循环开度＜60%，延时30s小机跳闸；
汽泵再循环投自动时入口给水流量≤550t/h直接开启至30%，并以1%每秒开启至65%
汽泵再循环在手动时，流量＜550t/h报警，延时3s强制开启30%，并以1%每秒开启至80%；
汽泵再循环汽泵入口流量＜600t/h联锁开启再循环前后电动门。
4、辅汽压力设定
冷再至辅汽压力设定0.40MPa。辅汽压力0.40MPa，能满足小机、脱硝等辅汽用户。
5、轴封压力设定
主汽至轴封供汽在手动备用状态。
6、凝泵再循环
1)单台凝结水泵运行按凝结水流量不小于750t/h,凝结水压力不超3.6MPa控制。
2)双台凝结水泵运行总流量不小于1500t/h,凝结水压力不超3.6MPa控制。
3)凝泵再循环逻辑：无论自动手动，流量低于480t/h且有凝泵运行自动开本阀。
7、高、低加危急疏水运行方式
机组运行时所有高、低加危急事故疏水门均应在手动关闭状态。
8、高中低压疏水阀控制
在机组减负荷且高于150MW运行时，各级疏水门在自动开启后手动关闭并禁止再次开启。
9、汽水系统
1)锅炉湿态运行期间控制储水罐水位14～19m，关闭361阀及其前电动门，尽量避免外排；
2)炉水循环泵正常运行期间保持再循环门在关闭状态；
3)炉水循环泵运行期间保持过冷水开启，炉水泵停运后关闭。
4)炉水泵停运2小时后，且预计锅炉干态运行4小时以上时停运炉水循环泵升压泵，锅炉转湿态前启动。
10、风烟系统
1)机组负荷≤300MW时控制总风量在1250～1400t/h；
2)机组加负荷退出油枪运行时，立即投入空预器回收风机运行。
11、油枪投退要求：
1)当入炉煤Vdaf＞35%，机组负荷≥320MW且3台磨稳定运行时，退出所有油枪；
2)当入炉煤Vdaf＞35%，机组负荷＜320MW时投入E层4～6支微油枪（退出辅油枪）；
3)当入炉煤Vdaf≤35%，机组负荷≤400MW时投入E层所有微油枪（视情况退出辅油枪）。
12、磨煤机运行方式：
1)负荷≤250MW，保持D、E磨煤机运行；
2)负荷＞250MW且持续加负荷时启动F磨运行，负荷在250MW～300MW稳定运行期间可根据入炉煤热值决定是否启动第3台磨。
13、吹灰方式
1)机组投油期间保持空预器吹灰连续运行；
2)机组连续低负荷导致尾部烟道超过5天不能吹灰时应申请加负荷进行尾部烟道吹灰；
3)机组连续低负荷导致炉膛及长吹超过10天不能吹灰时应申请加负荷进行全面吹灰一次。
14、提高主再热汽温措施
1)在保证壁温不超限的前提下尽可能的将主、再热汽温控制在600℃，可以通过控制分离器水位，增加燃料量，提高火焰中心，关小燃尽风（控制屏过出口温度＜550℃），开大再热器烟气挡板等手段控制；
2)锅炉干态运行时控制好过热度，湿态运行时控制好储水罐水位，加强对顶棚过热器出口温度的监视，正常应该比分离器饱和温度高5℃以上，避免过热器系统进水；
3)燃料、给水增减及配风调节应缓慢进行，避免汽温大幅波动。
15、输煤系统
1)合理安排火车来煤卸煤，优先直接加仓，减少斗轮机向煤场卸煤。根据机组负荷变化情况，优化上煤系统上煤量和上煤时间，减少输煤系统启停次数和运行时间，降低上煤耗电率。
2)减少皮带跑偏，解决好皮带掉煤问题，检修人员要提高检修质量，运行人员要做好调偏工作，有缺陷及时联系处理。
16、吸收塔系统
1)根据负荷的情况，协调控制入炉煤的硫份，满足脱硫入口原烟控制入炉煤硫份小于1.25%。
2)在控制脱硫效率≥95%，脱硫出口净烟气SO2≤200 mg/Nm3，吸收塔浆液PH控制在5.0～5.6的情况下，保持低功率的浆液循环泵运行，即A、C吸收塔浆液循环泵。
3)吸收塔浆液密度控制在1110～1160kg/m3。
4)吸收塔入口SO2浓度小于2700mg/Nm3或机组负荷低于500MW时，启动一台氧化风机。
5)降低事故浆液箱的液位，有条件及时排空备用。
17、工艺水系统
1)控制工艺水泵出口压力＞0.45Mpa，保持动一台工艺水泵运行，合理调整工艺水用水量，及时关闭停运设备的冷却水。
2)除雾器冲洗：应连续循环冲洗，除雾器前后差压不得超过100Pa，且在24小时内无较大的波动或上升趋势（查看压力曲线），冲洗完毕后停运除雾器冲洗水泵。
18、脱水系统
1)当脱硫吸收塔浆液密度≥1160kg/m3时，启动一台脱水皮带机运行。
2)氯离子的浓度大于8500mg/L，投运废水系统。
3)废水系统停运后，排空废水箱、停运废水箱搅拌器。
19、电除尘、输灰系统
1)根据负荷情况及吸收塔出口粉尘浓度情况及时调整电除尘二次电流：
当机组负荷900MW及以上时，电除尘器二次电流一、二电场设置为1000mA、三电场设置为900mA、四电场设置为950 mA；
当机组负荷600MW及以上时，电除尘器二次电流一电场设置为800mA,二电场设置为700mA、三电场设置为700mA，四电场设置为750 mA；
当机组负荷450MW及以上时，电除尘一电场二次电流设置为750mA，二、三电场设置为700mA，四电场二次电流设置为750mA。
当机组负荷450MW以下时，电除尘一二、三、四电场二次电流均设置为700mA。
2)根据输灰曲线压力的变化，及时调整落灰时间、循环周期；在输灰压力小于0.2MPa时，一、二电场输灰循环周期设定600S，三四电场循环周期设定1000S。
3)低负荷灰库保持两运一备，停运一个灰库，当灰库已卸空，停运相对应的灰库气气化风机及电加热器、顶部布袋除尘器。
20、渣水系统
1)定期检查捞渣机水封，保证捞渣机水封溢流管微溢流的情况下，控制渣水泵运行电流在约18A。
2)捞渣机速度的调整依据刮板与刮板的渣量确定，及时调整。刮板与刮板之间的渣量维持在1/2-3/4之间，在渣量不大的情况下，低速运行，小于1米每分钟。加强巡视力度,注意巡视捞渣机头部、尾部、链条的巡视检查,在捞渣机运行的过程中，务必保证链条冲洗水正常（能冲洗干净链条）。
21、化学专业
1)补给水系统运行方式调整：在原水水质较好的情况下，机组低负荷期间沉淀池进水方式改为单管线进水，可降低进水量500吨/小时左右，从而减少补给水泵启停次数；
2)循环水浓缩倍率控制：联合机炉专业减少工业水用户，机侧系统工业水切换为开式水带，隔离部分备用空压机工业水，提高工业水压力从而减少工业水往塔池回水量，减少排污，尽力维持循环水浓缩倍率3.5以上；
3)机组跑冒滴漏治理，降低补水率：集控、辅控运行人员每班巡检时重点关注系统泄漏情况，发现问题及时反馈部门专工协调技术部整治，降低除盐水损耗。