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一、锅炉热效率(%)1、可能存在问题的原因1.1排烟温度高。1.2吹灰器投入率低。1.3灰渣可燃物大。1.4锅炉氧量过大或过小。1.5散热

一、锅炉热效率(%)

1、可能存在问题的原因

1.1排烟温度高。1.2吹灰器投入率低。1.3灰渣可燃物大。1.4锅炉氧量过大或过小。1.5散热损失大。1.6空气预热器漏风率大。1.7煤粉粗。1.8汽水品质差。1.9设备存在缺陷，被迫降参数运行。……

2、解决问题的措施

2.1降低排烟温度。2.2及时消除吹灰器缺陷，提高吹灰器投入率。2.3降低飞灰可燃物、炉渣可燃物。2.4控制锅炉氧量。2.5降低散热损失。2.6降低空气预热器漏风率。2.7控制煤粉细度合格。2.8提高汽水品质。2.9根据情况，调整锅炉受热面的布置。2.10必要时改造燃烧器，使之适合燃烧煤种。……

二、锅炉排烟温度(℃)

1、可能存在问题的原因

1.1炉膛火焰中心位置上移，排烟温度升高

1.1.1投入上层燃烧器多，层间配风不合理。

1.1.2上层给煤机给煤量过大。

1.1.3燃烧器摆角位置发生偏移，造成火焰中心位置上移。 1.1.4燃烧器辅助风门开度与指令有偏差，氧气不足，煤粉燃烧推迟。 1.1.5一次风机出口风压高，风速过大，进入炉膛的煤粉燃烧位置上移。 1.1.6锅炉本体漏风，炉膛出口过剩空气系数大。 1.1.7煤粉过粗，着火及燃烧反应速度慢。 1.1.8煤质挥发分低、灰分高、水分高，着火困难，燃烧推迟。 1.1.9磨煤机出口温度低，使进入炉膛的风粉混合物温度降低，燃烧延迟。

1.2因锅炉“四管泄漏”进行堵管，造成过热器、再热器或省煤器传热面积减少。

1.3送风温度高。1.4烟气露点温度高。1.5吹灰设备投入不正常。1.6受热面结焦、积灰。1.7空气预热器堵灰，换热效率下降。1.8水质控制不严，受热面内部结垢。1.9给水温度低。……

2、解决问题的措施

2.1运行措施

2.1.1机组负荷变化，及时调整风量和制粉系统运行方式，保持最合适的炉内过剩空气系数。 2.1.2及时调整炉底水封槽进水阀，保证水封槽合适的水位。 2.1.3煤质发生变化，及时调整燃烧，保证燃烧完全和炉膛火焰中心适当。 2.1.4定期进行受热面吹灰和除渣，保持受热面清洁。 2.1.5保持合适的烟气流速，减少尾部受热面积灰。 2.1.6每班检查燃烧器辅助风门开度情况，保证燃烧有足够氧气。

2.1.7提高给水温度。

2.2日常维护及试验

2.2.1进行燃烧优化调整试验，确定不同煤质下经济煤粉细度。

2.2.2定期测试煤粉细度，发现异常及时调整处理。 2.2.3定期进行空气预热器漏风试验，及时消除空气预热器漏风。 2.2.4经常检查炉膛看火孔、炉墙、炉底水封，发现问题及时封堵，减少锅炉本体漏风。 2.2.5加强吹灰器的日常维护，严密监视吹灰器电动机电流，对吹灰器枪管弯曲及经常卡在炉内等缺陷及时进行处理，保证吹灰器投入率在95%以上。

2.3 C/D修，停机消缺

2.3.1检查燃烧器损坏情况，更换或修补损坏的喷嘴、喷管及钝体。 2.3.2受热面、烟道积灰、结渣检查清理。 2.3.3调整确定辅助风和燃料风门挡板开度位置。 2.3.4烟气挡板状况检查，挡板位置核对调整。 2.3.5炉顶密封、看火孔、人孔门、炉底密封水槽漏风检查治理。 2.3.6空气预热器波形板更换、冲洗，检查处理扇形板、弧形板变形、脱落及轴承磨损缺陷，检查处理密封间隙自动调整机构缺陷。 2.3.7制粉系统：磨煤机折向门、热风和冷风挡板开度调整。磨辊套及磨碗衬板调换，弹簧加载力和间隙调整。一次风机进口挡板开度调整。 2.3.8烟道、膨胀节漏风缺陷检查处理。 2.3.9吹灰器及相关设备检查处理。

2.4 A/B修及技术改造

2.4.1燃烧器变形、磨损处理、更换，浓缩器及钝体采用陶瓷片、碳化硅等防磨措施。 2.4.2受热面积灰、结渣全面检查处理。 2.4.3水冷壁、省煤器、再热器、过热器监视段进行割管检验内部腐蚀结垢情况。 2.4.4锅炉本体、空气预热器漏风查漏堵漏等治理工作。 2.4.5对“四管泄漏”采取的堵管进行修复。 2.4.6尾部烟道易磨损部位焊补及做防磨处理。 2.4.7受热面(省煤器、过热器、再热器)进行技术改造，降低排烟温度。 2.4.8根据空气动力场试验结果做好有关调整工作。 2.4.9锅炉本体、烟道等伸缩缝采用先进的塑性材料密封，减少漏风。……

三、飞灰含碳量(%)

1、可能存在问题的原因

1.1燃煤挥发分低，锅炉燃烧效率与燃烧稳定性下降。1.2燃煤灰分高，着火温度高、着火推迟，炉膛温度降低，燃烬程度变差。1.3燃煤水分高，水汽化吸收热量，炉膛温度降低，着火困难，燃烧推迟。1.4煤粉粗，着火及燃烧反应速度慢。1.5 燃烧器辅助风门开度与指令有偏差。1.6锅炉氧量低，过剩空气系数小，燃烧不完全。1.7一、二次风速及一、二次风量配比不当。1.8燃烧器喷嘴烧损变形，造成一次风速度发生变化。……

2、解决问题的措施

2.1运行措施

2.1.1根据煤质和炉内燃烧工况，及时调整磨煤机通风量，保持合适的风煤比。 2.1.2合理调整一、二次风配比，保持最佳锅炉氧量，使煤粉充分燃烧。 2.1.3提高入炉煤混配均匀性，保证锅炉燃烧稳定。 2.1.4保持制粉系统运行稳定，尽量减少启、停次数。

2.2日常维护及试验

2.2.1进行燃烧优化调整试验，确定不同煤质下经济煤粉细度。 2.2.2每班检查燃烧器辅助风门开度情况，发现问题及时处理。 2.2.3定期测试煤粉细度，发现异常及时调整处理。 2.2.4定期取样化验分析飞灰可燃物，发现异常及时分析，对磨煤机弹簧加载力、间隙和折向门开度进行调整。 2.2.5 煤质变化较大时应严密关注煤的燃烧特性，并进行相应的燃烧调整。 2.2.6不定期对磨煤机相关部件磨损情况检查处理，如对磨辊套及磨碗衬板进行调换等。

2.3 C/D修，停机消缺

2.3.1对预热器进行清灰，提升预热器的换热效率，提高热风温度。 2.3.2燃烧器位置、摆角、磨损、烧损、结焦检查处理，更换或修补损坏的喷嘴、喷管及钝体。 2.3.3校正辅助风和燃料风门挡板开度位置。

2.4 A/B修及技术改造

2.4.1浓缩器及钝体采用陶瓷片、碳化硅等防磨措施，调整确定燃烧器摆角位置。 2.4.2检查处理风门严密性和管道漏风。 2.4.3加装飞灰含碳量在线测量装置。 2.4.4根据空气动力场试验结果做好有关调整工作。……

四、炉渣可燃物(%)

1、可能存在问题的原因

1.1燃煤挥发分低，锅炉燃烧效率与燃烧稳定性下降。1.2燃煤灰分高，着火温度高、着火推迟，炉膛温度降低，燃烬程度变差。1.3燃煤水分高，水汽化吸收热量，炉膛温度降低，着火困难，燃烧推迟。1.4煤粉粗，着火及燃烧速度慢。1.5锅炉氧量低，过剩空气系数小，燃烧不完全。1.6一、二次风速及一、二次风量配比不当。1.7下层燃烧器喷嘴烧损变形或结焦。1.8最下层二次风速过小。……

2、解决问题的措施

2.1运行措施

2.1.1根据煤质和炉内燃烧工况，及时调整磨煤机通风量，保持合适的煤粉细度、均匀性。 2.1.2合理调整一、二次风配比，保持最佳锅炉氧量，使煤粉充分燃烧。 2.1.3提高入炉煤混配均匀性，保证锅炉燃烧稳定。 2.1.4确保最下层二次风速足够大。

2.2日常维护及试验

2.2.1每班检查燃烧器辅助风门开度情况，发现问题及时处理。 2.2.2进行燃烧优化调整试验，确定不同煤质下经济煤粉细度。 2.2.3每天取样化验分析炉渣可燃物，发现异常及时分析调整。 2.2.4定期测试煤粉细度，发现异常及时调整。

2.3 C/D修，停机消缺

2.3.1对预热器进行清灰，提升预热器的换热效率，提高热风温度。 2.3.2燃烧器位置、摆角、磨损、烧损、结焦检查处理，更换或修补损坏的喷嘴、喷管及钝体。 2.3.3 校正辅助风和燃料风门挡板开度位置。

2.3.4磨煤机磨辊套及磨碗衬板调换，弹簧加载力和间隙调整，折向门开度调整。

2.4 A/B修及技术改造

2.4.1检查处理风门严密性和管道漏风。 2.4.2根据空气动力场试验结果做好有关调整工作。……

五、烟气含氧量(%)

1、可能存在问题的原因

1.1锅炉本体漏风，增大了炉膛出口过剩空气系数。1.2预热器漏风大。1.3锅炉负荷或煤质发生变化，风、粉调整不及时。1.4燃烧器辅助风门开度与指令有偏差。1.5燃烧器型式、运行方式不合理。1.6最佳锅炉氧量值确定不准确。1.7氧量测量不准确。……

2、解决问题的措施

2.1运行措施

2.1.1检查看火门，确保关闭严密。 2.1.2控制好适当的炉膛负压，减少炉膛漏风量。 2.1.3锅炉负荷、煤质变化时，调整一、二风量，保持最佳锅炉氧量控制值。 2.1.4保持炉底水封水位正常，减少炉底漏风量。

2.2日常维护及试验

2.2.1锅炉检修前后进行漏风试验和风门特性试验。 2.2.2进行优化燃烧调整试验，确定锅炉最佳氧量值。 2.2.3定期测试空气预热器漏风，为漏风治理提供依据。 2.2.4定期标定氧量测量装置，保证测量的准确性。 2.2.5及时检查、调整风烟系统挡板位置(如：每班检查燃烧器辅助风门等开度情况)，发现问题及时处理。

2.3 C/D修，停机消缺

2.3.1一次风管和防磨衬里松脱、变形、裂纹、磨损检查处理。 2.3.2烟道做风压试验，检查严密性，处理泄漏部位。 2.3.3 烟气挡板位置、开度、缺损、变形、松脱、密封、卡涩检查处理。 2.3.4校正辅助风和燃料风门挡板开度位置。 2.3.5锅炉本体、空气预热器漏风查漏堵漏。 2.3.5.1锅炉本体：炉墙、炉顶密封、看火孔、人孔门、炉底密封板变形、腐蚀及水槽漏风检查处理。 2.3.5.2空气预热器密封间隙测量调整，扇形板和弧形板的变形、磨损检查治理，密封间隙自动调整机构检查处理。

2.4 A/B修及技术改造

2.4.1一次风管和防磨衬里松脱、变形、裂纹、磨损检查处理、更换，浓缩器及钝体采用陶瓷片、碳化硅等防磨措施。 2.4.2锅炉本体、空气预热器、漏风查漏堵漏等治理。 2.4.3对预热器内部结构及密封装置进行改造，减少漏风。 2.4.4锅炉本体、烟道等伸缩缝采用先进的塑性材料密封，减少漏风。……

六、散热损失(%)

1、可能存在问题的原因1.1保温材料选用不符合技术要求。1.2保温材料理化性能指标不符合技术要求。1.3保温施工工艺和检修不符合技术要求。1.4保温材料膨胀缝处理不当。1.5临时检修设备拆除保温后未及时恢复保温或保温效果不好。……

2、解决问题的措施

2.1每年至少进行一次保温测试，检测保温质量。2.2表面温度超标的传热体均应进行保温，特别是应注意对阀门法兰、弯头等处的保温工作，有脱落和松动的保温层应及时修补。2.3对炉顶密封结构、炉内内衬、燃烧器部位的炉墙保温情况进行检查处理。2.4对炉顶及炉墙严密性差的锅炉，应采用新材料、新工艺或改造原有结构的措施加以解决。2.5根据使用部位和所要求的材料理化性能指标，选用合格的保温材料。2.6根据锅炉炉墙与密封罩的严密程度、热力设备与管道的散热损失或表面温度的超标和保温结构等情况，确定检修项目。2.7加强热力设备、管道、阀门保温的监督和维护，保温效果应列入A/B修竣工验收项目，保温完好情况应列入C/D修、停机消缺及日常维护消缺的验收项目。……

七、预热器漏风率(%)

1、可能存在问题的原因

1.1密封结构形式不合理。1.2自动密封调节装置跟踪不正常。1.3运行过程中送风机和一次风机出口风压过高，漏风量增大。1.4预热器传热元件积灰严重。……

2、解决问题的措施

2.1运行措施

2.1.1加强对空气预热器出入口风压差和烟气压差的监视调整。 2.1.2保证一、二次风速条件下，适当降低一、二次风压。 2.1.3正常投用空气预热器吹灰器。

2.2日常维护及试验

2.2.1定期进行空气预热器漏风试验。 2.2.2及时消除自动密封调节装置缺陷，确保自动投入正常。

2.3 C/D修，停机消缺

2.3.1空气预热器漏风治理，空气预热器密封间隙测量调整，扇形板和弧形板的变形、磨损检查治理，密封间隙自动调整机构检查处理。 2.3.2加装空气预热器出入口氧量测量装置，可在线监测空气预热器的漏风情况。

2.4 A/B修及技术改造

2.4.1对预热器传热元件进行清洗。 2.4.2密封系统改造，径向和轴向采用多重密封。 2.4.3低温段受热元件采用耐腐蚀材料(如COR-TEN钢、搪瓷或陶瓷)改造。 2.4.4空气预热器中心密封筒填料密封结构改进：在主轴上方加膨胀节，用一次风或压缩空气封死中心筒漏风;将原来的填料弹性压板装置改为不锈钢波形膨胀节，并对全周进行满焊密封。 2.4.5改进空气预热器扇形板密封自动调整装置，调整间隙，提高调节性能和投用可靠性。……

八、煤粉细度R90

1、可能存在问题的原因

1.1煤粉偏粗的原因。

1.1.1磨煤机一次风风量大。 1.1.2磨煤机：磨辊弹簧加载力不足，磨辊、磨碗间隙大，磨煤机出口折向门挡板开度偏大。 1.1.3煤质波动，燃煤可磨系数变化。

1.2煤粉偏细的原因。

1.2.1磨煤机一次风风量小。 1.2.2磨煤机：磨辊弹簧加载力过大，磨辊、磨碗间隙小，磨煤机出口折向门挡板开度偏小。 1.2.3煤质波动，燃煤可磨系数变化。……

2、解决问题的措施

2.1运行措施

2.1.1根据燃烧调整试验确定的经济煤粉细度，将磨煤机的风煤配比调整在最佳值运行。 2.1.2按照制粉系统性能及调整试验所确定制粉系统最佳运行方式要求进行操作。

2.2日常维护及试验

2.2.1进行燃烧优化调整试验，确定不同煤质下经济煤粉细度。 2.2.2进行制粉系统性能及调整试验，确定制粉系统最佳运行方式。 2.2.3定期测试煤粉细度，根据测试结果及时调整磨煤机弹簧加载力和出口折向门挡板开度。

2.3 C/D修，停机消缺

2.3.1磨煤机内部检查，校正弹簧加载力和出口折向门挡板开度。 2.3.2 一次风机进口调节挡板开度校验。 2.3.3系统漏风治理。……

九、炉水泵耗电率(%)、单耗(kWh/t汽)

1、可能存在问题的原因

1.1炉水泵运行方式不合理。1.2炉水泵效率低。1.3炉水泵出力不足增加运行泵。……

2、解决问题的措施

2.1运行措施

2.1.1控制炉水泵电动机低压冷却水温度和冷却水流量在规定范围内。 2.1.2严格监视炉水泵出、入口压差。 2.1.3炉水泵运行二台，一台备用。 2.1.4监视和调整好汽包水位，防止汽包水位低导致炉水泵工作不正常振动。 2.1.5提高汽包压力或适当降低给水温度，以消除炉水泵进口汽化现象。

2.2日常维护及试验

2.2.1根据有关试验要求，严格按照炉水泵运行二台，一台备用的故障处理方案进行操作、维护。

2.3 C/D修，停机消缺。

2.3.1过滤器、冷却器、滤网解体检查清理。 2.3.2消除炉水泵系统泄漏缺陷。 2.3.3 炉水泵电机的绝缘检查。

2.4 A/B修及技术改造

2.4.1炉水泵出口阀解体检查消缺。 2.4.2炉水泵叶轮汽蚀磨损情况检查消缺。 2.4.3径向轴承、推力轴承检查消缺，间隙测量调整。 2.4.4电动机内加装磁性过滤网。 2.4.5炉水泵定子线圈检查，导电头更换。 2.4.6测量调整叶轮底部和泵电机、法兰间的间隙。……

十、制粉系统出力(t/h)

1、可能存在问题的原因

1.1给煤机有故障，给煤量不均匀或给煤机出力不足。1.2给煤机煤量定度不准，实际给煤量偏低。1.3一次风量低、热风温度不高，造成磨煤机的干燥出力和制粉出力不足。1.4磨煤机磨辊套或磨碗衬板磨损导致出力不足。1.5磨煤机出口折向门挡板开度不合理。1.6磨煤机磨辊与磨碗间隙不合理。1.7磨煤机弹簧加载不合理。1.8磨煤机出口粉管阻力大。1.9煤粉过细。1.10煤质差。1.11“四块”入仓频繁。……

2、解决问题的措施

2.1运行措施

2.1.1按照优化后的磨煤机风煤比曲线运行。 2.1.2在保证煤粉细度合格的前提下，合理调整给煤量和风量，尽可能保持磨煤机最大出力。 2.1.3根据磨煤机磨碗差压的大小来控制给煤量，以保证不超过磨煤机的最大载煤量。 2.1.4确保空气预热器吹灰正常进行，减小空气预热器漏风，使热一次风温符合规程规定。 2.1.5正常投用磨煤机出口温度自动控制系统，确保磨煤机出口温度正常。

2.2日常维护及试验

2.2.1进行制粉系统性能试验，确定给煤量和一次风的最佳配比。 2.2.2定期测试煤粉细度。 2.2.3定期监视石子煤排放量。

2.3 C/D修，停机消缺

2.3.1给煤机煤量定度校正。 2.3.2检查磨煤机磨辊套及磨碗衬板磨损情况，对磨损超标的进行调换。 2.3.3磨煤机弹簧加载力调整，磨辊头与弹簧加载间隙调整。 2.3.4磨煤机出口折向门挡板开度调整。 2.3.5调整磨煤机空气节流环数量，确保风速正常。 2.3.6一次风机进口调节挡板开度校验。

2.4 A/B修及技术改造

2.4.1检查处理磨煤机空气节流环缺陷，磨损超标的一次风管调换。 2.4.2根据空气动力场试验结果做好有关调整工作。……

十一、磨煤机耗电率(%)、单耗(kWh/t煤)

1、可能存在问题的原因

1.1磨煤机通风量不足，煤粉过细。1.2磨煤机磨辊和磨碗的间隙过小。1.3磨煤机弹簧加载力过大。1.4“四块”入仓频繁。1.5磨煤机运行方式不合理，效率偏低。1.6煤质差。……

2、解决问题的措施

2.1运行措施

2.1.1在保证煤粉细度合格的前提下，合理调整给煤量和风量，尽可能保持磨煤机最大出力。 2.1.2根据负荷的不同，及时调整磨煤机投运台数。 2.1.3按照优化后的直吹式制粉系统磨煤机风煤比曲线运行。 2.1.4根据磨煤机磨碗差压的大小来控制给煤量，以保证磨煤机的最佳载煤量。 2.1.5控制磨煤机出口温度在规定范围内。

2.2日常维护及试验

2.2.1进行制粉系统性能试验，确定最佳风煤配比。 2.2.2加强输煤设备检查维护，防止“四块”入仓。

2.3 C/D修，停机消缺。

2.3.1校验标定磨煤机风量，确保正确。 2.3.2 调整磨煤机磨辊和磨碗间隙。 2.3.3磨煤机弹簧加载力调整。 2.3.4磨煤机折向挡板开度调整。 2.3.5给煤机煤量定度校验。……

十二、一次风机耗电率(%)、单耗(kWh/t煤)

1、可能存在问题的原因

1.1一次风道阻力大。1.2一次风道漏风。1.3空气预热器漏风率大。1.4制粉系统漏风大。1.7一次风调整不合理，风压过高、风量过大。1.5一次风机效率低。1.8机组负荷低。……

2、解决问题的措施

2.1运行措施

2.1.1确保一次风机出口挡板和一次风道挡板处于全开位置。 2.1.2确保空气预热器吹灰正常。 2.1.3 维持适当的一次风压。 2.1.4按照优化后的直吹式制粉系统磨煤机风煤比曲线运行。

2.2日常维护及试验

2.2.1进行制粉系统性能试验，确定最佳风煤配比。 2.2.2定期进行空气预热器漏风试验。 2.2.3及时检查处理机壳、轴封漏风。

2.3检修措施

2.3.1进行一次风机进出口挡板开度位置校验。 2.3.2进行一次风风道漏风治理。 2.3.3对一次风机内部及进口消音器的杂物进行清理。 2.3.4叶轮喇叭口间隙测量，间隙超标时进行更换; 2.3.5对叶轮与机壳间隙进行调整。 2.3.6空气预热器波形板更换、冲洗，扇形板间隙调整。 2.3.7一次风机进行变频改造。……

十三、送风机耗电率(%)、单耗(kWh/t汽)

1、可能存在问题的原因

1.1锅炉风道漏风。1.2空气预热器漏风。1.3过剩空气系数过大。1.4入炉煤质变差，偏离设计煤种，机组相同负荷下的燃煤量、燃烧用风量增加。1.5二次风道阻力增加。1.6送风机效率低。1.7机组负荷率低或频繁启停。1.8进风温度高。……

2、解决问题的措施

2.1运行措施

2.1.1根据锅炉优化燃烧调整试验结果，控制适当的炉内过剩空气系数。 2.1.2确保送风机进、出口隔离挡板处于全开位置。

2.2日常维护及试验

2.2.1进行送风机特性试验，确定最佳运行工作点及高效工作区。 2.2.2 风道严密性检查处理。 2.2.3风门挡板缺陷及时处理。 2.2.4及时检查处理机壳、轴封漏风。

2.3 C/D修，停机消缺

2.3.1严格按照规定调整风机动静间隙。 2.3.2调整送风机动叶开度。 2.3.3校验送风机出口挡板开度。 2.3.4清理送风机内部及进口消音器杂物。 2.3.5风道严密性检查处理。

2.4 A/B修及技术改造

2.4.1检查修复风机叶片，必要时调换损坏严重的叶片。 2.4.2空气预热器波形板更换、冲洗，扇形板间隙调整。 2.4.3风机效率低于75%时进行节能改造。 2.4.4风机电机进行变频节能改造。……

十四、引风机耗电率(%)、单耗 (kWh/t汽)

1、可能存在问题的原因

1.1锅炉烟道以及除尘器积灰，特别是空气预热器积灰，造成烟风道阻力增加。1.2锅炉烟道、尾部受热面以及除尘器漏风。1.3空气预热器漏风率大。1.4炉内过剩空气系数过大。1.5机组负荷变化，运行调整不及时，造成炉膛负压过大。1.6机组负荷率低或频繁启停。1.7入炉煤质变差，偏离设计值。1.8除尘器效率低。1.9引风机叶片磨损严重，运行效率低。1.10风机出口脱硫烟道阻力大。1.11锅炉本体汽水管道有泄漏。……

2、解决问题的措施

2.1运行措施

2.1.1严格执行吹灰制度，防止受热面积灰、堵灰，降低烟气系统阻力。 2.1.2保持引风机前、后烟气隔离挡板和烟道挡板处于全开位置。 2.1.3根据锅炉优化燃烧试验结果，控制适当的炉内过剩空气系数。 2.1.4调整炉膛负压，减少炉膛及烟道漏风。

2.2日常维护及试验

2.2.1进行引风机特性试验，确定最佳运行工作点及高效工作区。 2.2.2锅炉本体、空气预热器、烟道、电除尘器等系统漏风检查、处理。 2.2.3及时检查处理机壳、轴封漏风。

2.3 C/D修，停机消缺

2.3.1严格按照规定调整风机动静间隙。 2.3.2引风机叶片缺陷消除并进行动叶开度调整。 2.3.3引风机进出口挡板开度校验。 2.3.4风道严密性检查处理。 2.3.5空气预热器波形板更换、冲洗，扇形板间隙调整。 2.3.6消除除尘器缺陷，提高除尘效率。 2.3.7清理脱硫系统烟道，减小烟道阻力。 2.3.8消除锅炉本体汽水管道泄漏缺陷。

2.4 A/B修及技术改造

2.4.1检查修复风机叶片，必要时调换损坏严重的叶片。 2.4.2风机效率低于75%时进行节能改造。 2.4.3风机电机进行变频改造。 2.4.4必要时对除尘器进行改造，提高除尘效率。……

十五、主蒸汽压力(MPa)

1、可能存在问题的原因

1.1下列情况汽压升高：

1.1.1发热量升高、挥发分升高或灰分降低。 1.1.2制粉系统启动。 1.1.3 协调控制跟不上AGC调节增负荷指令，煤量大幅增加。 1.1.4炉膛大面积塌焦。 1.1.5人为控制调整不当或自动控制失灵。 1.1.6部分汽轮机主蒸汽调节阀误关。

1.2下列情况汽压降低：

1.2.1煤质不稳定，发热量下降，挥发分下降，灰分、水分升高。 1.2.2一次风管堵塞。 1.2.3锅炉燃烧不佳。 1.2.4水冷壁、过热器漏泄。 1.2.5水冷壁积焦。 1.2.6制粉系统出力不足，或跳闸。……

2、解决问题的措施

2.1运行措施

2.1.1 AGC控制时要严密监视给煤量波动情况，出现燃料猛增猛减的情况，则需进行人工干预。 2.1.2通过燃烧调整使主蒸汽压力按经济曲线运行。 2.1.3正常投入主蒸汽压力自动。 2.1.4监视热量释放计算值，煤质变化后应及时进行燃烧调整。 2.1.5人为调节负荷时，煤量增减幅度不能过大。 2.1.6保持制粉系统启停稳定。 2.1.7严格执行吹灰管理制度。

2.2日常维护及试验

2.2.1进行热力试验，确定机组滑压运行的定压、滑压分界点和经济阀位及滑压运行曲线，滑压运行时保持经济阀位(某一确定的汽轮机高压调节阀开度)运行。 2.2.2提高主蒸汽压力自动投入率及自动调节品质。

2.3 C/D修，停机消缺

2.3.1炉膛受热面清焦。 2.3.2进行烟风道清灰。 2.3.3检查处理燃烧器喷嘴损坏缺陷。 2.3.4锅炉受热面磨损情况检查处理，加装防磨罩，调换磨损超标管。 2.3.5消除水冷壁、过热器漏泄。 2.3.6检查、消除制粉系统缺陷。 2.3.7检查处理调节阀电液调节系统缺陷。

2.4 A/B修 技术改造

2.4.1开展炉管寿命管理，对达到使用年限的炉管进行更换。……

十六、主蒸汽温度(℃)

1、可能存在问题的原因

1.1下列情况主蒸汽温度升高

1.1.1炉膛火焰中心上移，炉膛出口温度升高 。 1.1.2煤量增加过快。 1.1.3燃煤的挥发分降低，煤粉变粗，水分增加。 1.1.4过剩空气量增加。 1.1.5制粉系统启停。 1.1.6减温水自动控制调整不当。 1.1.7过热器吹灰选择不当。 1.1.8给水温度偏低。

1.2下列情况主蒸汽温度降低

1.2.1火焰中心下偏：燃烧器摆角有偏差，下摆;喷燃器从上层切换到下层，或下层给粉量过多。 1.2.2燃煤的挥发分增大，煤粉变细，水分减少。 1.2.3过热器受热面积灰、结渣、内部结垢。 1.2.4锅炉汽包汽水分离效果差。 1.2.5减温水阀门内漏。 1.2.6自动调整不当，减温水量过大。 1.2.7炉水水质严重恶化或发生汽水共腾。 1.2.8给水温度升高。 1.2.9水冷壁和省煤器吹灰时间选择不当。 1.2.10煤量减少过快。……

2、解决问题的措施

2.1运行措施

2.1.1AGC控制时要严密监视给煤量波动情况，出现燃料猛增猛减的情况，须对减温水调节进行人工干预。 2.1.2人为调整负荷时，煤量增减幅度不能过大。 2.1.3进行优化燃烧调整试验，确定锅炉最佳氧量值，合理调节锅炉氧量。 2.1.4调整燃烧器投运方式，通过燃烧调整保证锅炉的主蒸汽温度。 2.1.5正常投入锅炉主蒸汽温度自动控制。 2.1.6加强监视过热器各段汽温，对汽温调整做到勤调、细调，减少喷水减温水量，控制主蒸汽温度。 2.1.7通过试验掌握制粉系统运行方式变化对主蒸汽汽温的影响规律，分析原因，做好预见性调整工作。 2.1.8合理进行受热面吹灰。 2.1.9分层调整燃料量，合理控制火焰中心，调节一、二次风配比，必要时改变过量空气系数。

2.2日常维护及试验

2.2.1进行燃烧调整试验，确定锅炉最佳的运行方式和控制参数。 2.2.2提高主蒸汽温度自动调节品质。 2.2.3及时发现和分析炉膛火焰中心发生偏移的原因，并采取针对性措施。

2.3 C/D修，停机消缺

2.3.1消除减温水各阀门内漏现象。 2.3.2受热面焦、积灰清理。 2.3.3疏通预热器，处理烟道漏风。

2.4 A/B修及技术改造

2.4.1 对汽包内各汽水分离装置进行检查清理，及时消除有关缺陷。 2.4.2对水冷壁、省煤器、再热器、过热器进行割管，检验内部腐蚀结垢情况。 2.4.3受热面结渣、积灰清理。 2.4.4因设备问题使再热蒸汽参数达不到设计值，对受热面或燃烧器进行改造。……

十七、再热蒸汽温度(℃)

1、可能存在问题的原因

1.1下列情况再热温度升高

1.1.1炉膛火焰中心上移，炉膛出口温度升高(详见主要经济指标序号5锅炉排烟温度)。 1.1.2煤量增加过快。 1.1.3过剩空气量增加。 1.1.4制粉系统启停。 1.1.5再热减温水自动控制调整不当。 1.1.6再热器吹灰时间选择不当。 1.1.7给水温度偏低。 1.1.8汽轮机高压缸排汽温度高。 1.1.9高旁泄漏，再热器进口温度高。 1.1.10再热冷段抽汽量大。 1.1.11锅炉受热面设计不合理，再热器管壁超温，被迫降温运行。

1.2下列情况再热温度降低

1.2.1火焰中心下偏：燃烧器摆角有偏差，下摆;喷燃器从上层切换到下层，或下层给粉量过多;燃煤的挥发分增大，煤粉变细，水分减少。 1.2.2再热器受热面积灰、结渣、内部结垢。 1.2.3再热减温水阀门内漏。 1.2.4自动调整不当，再热减温水量过大。 1.2.5给水温度升高。 1.2.6水冷壁和省煤器吹灰时间选择不当。 1.2.7煤量减少过快。 1.2.8 #1、#2高压加热器停用，再热蒸汽流量增加。……

2、解决问题的措施

2.1运行措施

2.1.1AGC控制时要严密监视给煤量波动情况，出现燃料猛增猛减的情况时，须对减温水调节进行人工干预。 2.1.2人为调整负荷时，煤量增减幅度不能过大。 2.1.3进行优化燃烧调整试验，确定锅炉最佳氧量值，合理调节锅炉氧量。 2.1.4调整燃烧器投运方式，通过燃烧调整保证锅炉的再热温度。 2.1.5正常投入锅炉再热蒸汽温度自动控制。 2.1.6加强监视再热器各段汽温，对汽温调整做到勤调、细调，减少喷水减温水量，控制再热蒸汽温度。 2.1.7通过试验掌握制粉系统运行方式变化对再热蒸汽温度的影响规律，分析原因，做好预见性调整工作。 2.1.8合理进行受热面吹灰。 2.1.9分层调整燃料量，合理控制火焰中心，调节一、二次风配比，必要时改变过量空气系数。 2.1.10控制再热冷段抽汽量。 2.1.11尽早投用#1、#2高压加热器。

2.2日常维护及试验

2.2.1进行燃烧调整试验，确定锅炉最佳的运行方式和控制参数。 2.2.2及时发现和分析炉膛火焰中心发生偏移的原因，并采取针对性措施。 2.2.3提高再热蒸汽温度调节品质。

2.3 C/D修，停机消缺

2.3.1消除减温水各阀门内漏缺陷。 2.3.2受热面结焦、积灰清理。 2.3.3 燃烧器检查检修，摆角位置校正。 2.3.4疏通预热器，处理烟道漏风。

2.4 A/B修及技术改造

2.4.1水冷壁、再热器、过热器进行割管，检查内部腐蚀结垢情况。 2.4.2因设备问题使再热蒸汽参数达不到设计值，进行受热面或燃烧器改造。……

十八、过热器减温水量(t/h)

1、可能存在问题的原因

1.1主蒸汽温度过高。1.2减温水阀门内漏。……

2、解决问题的措施

2.1运行措施

2.1.1人为调整负荷时，煤量增减幅度不能过大。 2.1.2进行优化燃烧调整试验，确定锅炉最佳氧量值，合理调节锅炉氧量。 2.1.3调整燃烧器投运方式，通过燃烧调整保证锅炉的主蒸汽温度，尽量减少减温水量。 2.1.4正常投入锅炉主蒸汽温度自动控制。 2.1.5加强监视过热器各段汽温，对汽温调整做到勤调、细调，减少喷水减温水量，控制主蒸汽温度。 2.1.6通过试验掌握制粉系统运行方式变化对主蒸汽汽温的影响规律，分析原因，做好预见性调整工作。 2.1.7合理进行受热面吹灰。 2.1.8按照燃烧调整试验结果，调整煤粉经济细度。 2.1.9合理混配煤，使入炉煤接近设计煤种。 2.1.10提高给水温度。

2.2日常维护及试验

2.2.1进行燃烧优化调整试验，确定锅炉最佳的运行方式。 2.2.2及时消除吹灰器缺陷，保证吹灰器投入率。 2.2.3提高减温水自动调节品质。 2.2.4及时发现和分析炉膛火焰中心发生偏移的原因，并采取针对性措施。

2.3检修措施

2.3.1疏通预热器，消除烟风道漏风。 2.3.2减温水各阀门内漏治理。 2.3.3停炉后检查清理受热面积灰、结焦。 ……

十九、再热减温水量(t/h)

1、可能存在问题的原因

1.1再热蒸汽温度过高。1.2再热减温水阀门内漏。……

2、解决问题的措施

2.1运行措施

2.1.1人为调整负荷时，煤量增减幅度不能过大。 2.1.2进行优化燃烧调整试验，确定锅炉最佳氧量值，合理调节锅炉氧量。 2.1.3调整燃烧器投运方式，通过燃烧调整保证锅炉的再热温度，尽量减少减温水量。 2.1.4正常投入锅炉再热蒸汽温度自动控制。 2.1.5加强监视再热器各段汽温，对汽温调整做到勤调、细调，减少喷水减温水量，控制再热蒸汽温度。 2.1.6通过试验掌握制粉系统运行方式变化对再热蒸汽温度的影响规律，分析原因，做好预见性调整工作。 2.1.7合理进行受热面吹灰。 2.1.8按照燃烧调整试验结果，调整煤粉经济细度。 2.1.9合理混配，使入炉煤接近设计煤种。

2.2日常维护及试验

2.2.1进行燃烧调整试验，确定锅炉最佳的运行方式。 2.2.2及时消除吹灰器缺陷，保证吹灰器投入率。 2.2.3提高自动调节品质。 2.2.4及时发现和分析炉膛火焰中心发生偏移的原因，并采取针对性措施。

2.3 检修措施

2.3.1减温水各阀门内漏治理。 2.3.2停炉后检查清理受热面积灰、结渣。 2.2.3受热面改造。 ……

二十、机组启停用油(t)

1、可能存在问题的原因

1.1机组启动用油量大。

1.1.1机组在启动过程中主、辅机或系统发生设备缺陷。 1.1.2油、粉投运不合理，炉内燃烧不均匀，延长启动时间。 1.1.3机、炉操作协调、配合不好，延长启动时间。 1.1.4机组启动过程中未按启动曲线控制升温、升压速度。 1.1.5给水温度较低。 1.1.6汽水品质不合格，延长启动时间。 1.1.7启动时试验安排不合理或运行与检修之间没有配合好，试验时间过长。 1.1.8并网后低负荷煤粉燃烧不佳，延长投油助燃时间。 1.1.9油枪存在缺陷，燃烧不良。 1.1.10风量配比不合理，燃烧不良。

1.2机组停运用油量大。

1.2.1油、粉投运不合理，炉内燃烧不均匀，增加用油量。 1.2.2机组停用过程中未按曲线控制降温、降压速度。 ……

2、解决问题的措施

2.1运行措施

2.1.1机组冷态启动时，随时提高给水温度，尽量能跟随锅炉汽水饱和温度。 2.1.2机组冷态启动时，按照锅炉启动曲线严格控制升温、升压速度。停机中按照停机曲线严格控制降温、降压速度。 2.1.3启停过程中合理投运油、粉，缩短启动时间。 2.1.4启动前化验锅炉水质，必要时换水提高锅炉水质，可以提高启动中的汽水品质，减少放水量，缩短启动时间。 2.1.5控制好蒸汽参数，防止汽轮机胀差过大，延长启动时间。 2.1.6加强燃油管理，采取油罐放水等措施，保障燃油品质。 2.1.7点火前，清洗和维护油枪及其点火系统，提高油枪的可靠性和燃烧品质。 2.1.8合理安排启动时的试验。

2.2检修及技术改造

2.2.1改进锅炉低负荷稳燃技术或进行燃烧器改造，减少低负荷稳燃用油。 2.2.2采用先进的点火技术。 ……

二十一、机组助燃油(t)

1、可能存在问题的原因

1.1煤质差或者煤潮湿。1.2主、辅机或系统发生设备缺陷。1.3锅炉冷灰斗除渣，冷灰斗水封水中断、水封破坏，造成燃烧不稳。1.4汽水品质不合格被迫减负荷。1.5电网调度机组低于最低不投油稳燃负荷下运行。1.6锅炉实际最低不投油稳燃负荷偏离设计值。 ……

2、解决问题的措施

2.1运行措施

2.1.1严密监视火焰、炉膛负压、氧量等，及时进行燃烧调整，保持燃烧工况良好。 2.1.2根据煤质变化，及时调整掺配煤的比例、煤粉细度，稳定燃烧。 2.1.3避免锅炉结渣、落渣等造成燃烧不稳定投油枪。 2.1.4加强燃料管理，避免湿煤入仓。

2.2日常维护及试验

2.2.1加强设备维护，防止断煤、断风现象发生。 2.2.2定期对烟风挡板门、氧量表、炉膛负压表等进行校验。 2.2.3提高主辅设备可靠性，减少设备消缺用油。

2.3技术改造

2.3.1改进锅炉低负荷稳燃技术。 2.3.2进行燃烧器改造。 …