中国电力投资集团公司级机组节能对体系指导书二版

节能对标体系指导表序言中国电力投资集团企业600MW级机组节能对标体系指导表，是立足于初步建立一套对节能对标工作有一定指导作用的实用工具。它将有助于推进发电企业开展节能对标工作，也有助于专业技术人员对有关节能指标问题的诊断及处理。1、指导表重要内容1.1与集团企业600MW级机组节能对标体系各个指标一一对应。1.2提供了各项指标“也许存在问题的原因”和“处理问题的措施”。其中，综合指标的内容侧重于方向性，便于把握重点；重要经济指标内容则侧重于针对性，便于深入分析。对标人员可据此迅速分析出某一指标出现问题的原因所在，同步提出处理措施。1.3综合指标：反应对机组的综合经济运行状况，并通过提供的选择，对比较感爱好的方面进行重点跟踪。若需要详细分析，可查看背面重要经济指标的详细内容。1.4重要经济指标：反应了各经济指标的状况，比照提供的选项，找出存在差距的详细原因和比较有操作性的处理措施。1.5提供了可靠性、自动化、设备管理、能量计量等指标，便于对标1.6提供了重要经济指标变化对应的供电煤耗影响值，供对标人员参2.1本指导表既是节能对标的工具，又是电厂自身对有关节能指标问度机组竞赛评比数据汇总表中的同类型机组2.4确定实际完毕值：对照指标项目表，核算记录数据，将机组的指相比较的实际完毕值(修正值)2.5计算差距：计算指标实际完毕值(修正值)与基准值的差距，并2.6分析原因，提出措施：通过调研分析，参照指导表中提供的“也3.1指导表所提供的“也许存在问题的原因”和“处理问题的措施”3.2本指导表的使用，还需要建立一套数据指标平台，便于对标人员页码供电煤耗(g/kWh)72综合厂用电率(%)93机组补水率(%)4机组综合水耗(kg/kwh)5机组燃油消耗(t)6非生产用电(kwh)1锅炉热效率(%)2锅炉最低稳燃负荷(MW)3排烟温度(℃)4烟气含氧量(%)5飞灰含碳量(%)6炉渣可燃物(%)7空预器漏风率(%)89制粉系统出力(t/h)锅炉散热损失(%)一次风机耗电率(%)、单耗(kWh/t)引风机耗电率(%)、单耗(kWh/t)送风机耗电率(%)、单耗(kWh/t)制粉耗电率(%)、单耗(kWh/t)过热器减温水量(t/h)再热器减温水量(t/h)主汽压力(MPa)主汽温度(℃)再热汽温(℃)汽轮机热耗(kJ/kwh)凝汽器真空度(%)凝结水过冷度(℃)循环水温升(℃)凝汽器端差(℃)真空严密性(kPa/min)胶球投入率(%)胶球收球率(%)给水温度(℃)高加投入率(%)高加端差(℃)循环水泵耗电率(%)凝结水泵耗电率(%)发电机漏氢率(%)脱硫投入率(%)脱硫效率(%)脱硫系统单耗(kWh/t)电除尘投入率(%)电除尘效率(%)除灰系统耗电率(%)、单耗(kWh/t煤)输煤系统耗电率(%)、单耗(kWh/t煤)燃煤检斤率(%)燃煤检质率(%)入厂、入炉煤热值差(kJ/kg)入厂煤热值(kJ/kg)入炉煤热值(kJ/kg)入炉煤质合格率(%)页码1机组等效可用系数(%)2强迫停运率(%)3机组非计划停运次数(次)4非计划停运小时(h)5非计划降出力时间(h)6运用小时(h)持续运行天数(天)页码1热工自动装置投入率(%)2电气保护动作对的率(%)页码1等级检修全优率(%)2设备缺陷消缺率(%)3重大安全隐患消除率(%)4重大节能减排技改项目完毕率(%)5重大设备完好率(%)页码1能源计量器具配置率(%)2能源计量器具周期受检率(%)3能源计量器具检测合格率(%)4能源计量检测率(%)第二部分：中国电力投资集团企业600MW级机组节能对标体系指导表基准值(仅供参照)完毕值(修正后)供电煤耗(g/kWh)□1.1发电煤耗高。□.1排烟温度高(详见重要经济指标序号3锅炉排烟温度□.2锅炉氧量过大或过小(详见重要经济指标序号4烟气含氧量)。□.3灰渣可燃物大(详见重要经济指标序号5飞灰含碳量□.4煤粉粗(详见重要经济指标序号8煤粉细度)。口.5空气预热器漏风率大(详见重要经济指标序号7预热器漏风率)。□.6吹灰器投入率低(详见重要经济指标序号3锅炉排烟温度)。□.7散热损失大(详见重要经济指标序号10散热损失)。口汽轮机组热耗率高(详见重要经济指标序号20汽机热耗率)。口.1汽轮机通流部分效率低。□.1.2汽轮机高压配汽机构的节流损失大。□.2蒸汽初参数低(详见重要经济指标序号17主汽压力、序号18主汽温度)。□.3蒸汽终参数高(详见重要经济指标序号21凝汽器真空度)。口.4再热循环热效率低，再热蒸气温度低，再热器减温水流量大(详见重要经济指标序号19再热蒸气□.5给水温度低(详见重要经济指标序号28给水温度)。□.6汽水系统(疏放水、旁路系统)严密性差。□.7凝汽器真空差(详见重要经济指标序号21凝汽器真空度)。口煤质差。口管道效率低。口季节原因(不可控)。□1.2综合厂用电率高(详见综合经济指标序号2综合厂用电率)。口机组公用系统运行方式不合理。口入炉煤煤质差，增长系统电耗。口运行方式不合理，辅机设备的效率低，增长电口在锅炉启动中，由于方式安排不合理或汽泵故障，导致电动锅炉给水泵运行时间过长。□1.3能量计量不精确。□1.4管理原因□.1发电煤耗数据不精确。□.2不重视耗差分析，未实现机组优化运行。□.3约束、鼓励机制不建全。□.4煤质差，监督管理不到位。口.5煤位、粉位未按规定交接班，使机组计算煤耗产生误□.6储煤场管理不严，堆放不合理，煤场储煤损失□.7燃烧非单一煤种，未进行合理混配煤。□.8节能降耗技术改造力度不够。□.9管理不到位，设备可靠性差，机组非计划停运次数多。□2.1减少发电煤耗率措施口提高锅炉热效率(详见重要经济指标序号1锅炉热效率□.1减少排烟温度的措施(详见重要经济指标序号3锅炉排烟温度□.2控制锅炉氧量的措施(详见重要经济指标序号3锅炉排烟温度□.3减少飞灰可燃物、炉渣可燃物的措施(详见重要经济指标序号5飞灰含碳量)。□.4控制煤粉细度的措施(详见重要经济指标序号8煤粉细度)。□.5减少空气预热器漏风率的措施(详见重要经济指标序号7预热器漏风率)。□.6及时消除吹灰器缺陷，提高吹灰器投入率(详见重要经济指标序号4烟气含氧量□.7减少散热损失的措施(详见重要经济指标序号10散热损失)。口减少汽轮机热耗率(详见重要经济指标序号20汽机热耗率)。□.1提高蒸汽初参数(详见重要经济指标序号17主汽压力和序号18主汽温度)。□.2提高再热蒸气温度，尽量减少再热蒸气减温水水量(详见重要经济指标序号16再热器减温水量)。□.3提高给水温度(详见重要经济指标序号28给水温度□.4提高凝汽器真空(详见重要经济指标序号21凝汽器真空度)。口.5保持热力系统严密性，及时消除减温水阀门、疏放水系统、旁路系统灯内漏问题。□.6结合机组检修对汽轮机通流部件进行了除垢、调整动静间隙。□.7调整高压调门的重叠度。□.8进行汽轮机通流部分改造。口提高入炉煤质量，使入炉煤质靠近设计值(详见重要经济指标序号45入炉煤质合格率)。口技术改造□.1采用先进的煤粉燃烧技术，使锅炉适应所燃煤种，提高燃烧效□.2应用先进技术对能耗较高的设备进行节能改造，如对送风机、风机、风机、凝泵、循泵等大电机进行高效、变频改造。□.3过热蒸汽或再热蒸汽温度偏离设计值较大，可对过热器再热器进行改造。□.4对汽轮机冷端系统进行性能诊断、改造。□.5对汽轮机通流部分改造。□2.2减少综合厂用电率措施口定期对电能计量器具进行校验，保证计量的精确性。口根据重要辅机的性能指标，保证其工作点处在高效区内，同步优化其运行方式。□.1优化制粉系统运行方式(详见重要经济指标序号14制粉系统耗电率)。□.2优化循环水泵运行方式(详见重要经济指标序号31循环水泵耗电率)。□.3优化除灰系统运行方式(详见重要经济指标序号39除灰系统耗电率)。口.4优化脱硫系统运行方式(详见重要经济指标序号36脱硫系统耗电率)。口.5优化输煤系统运行方式(详见重要经济指标序号40输煤系统耗电率)。口加大风烟系统漏风治理，减少风机单耗优化制粉系统运行方式(详见重要经济指标序号13送风机耗口提高入炉煤质合格率，减少风粉系统、除灰系统、脱硫系统、输煤系统耗电率。□做好重要辅机维修，减少故障率，保证较高的效率。详细详见各重要辅机耗电指标有关措施。口减少机组启停次数，尤其是机组非计划停运次口在锅炉启动中，合理安排锅炉上水方式，防止电动锅炉给水泵运行时间过长。口设备选型过程中，选用技术选进能耗低的设做好生产厂区内的照明优化，使用节能灯具，尽量减少照明灯的数量及照明时口减少非生产用电□2.3管理措施口加强有关供电煤耗计量器具的计量检定管理，保证计量的精确口重视耗差分析，推进机组性能在线分析系统，实现机组优化运交接班，使机组计算煤耗产生误差。□制定、贯彻机组启停过程节电措施。口积极开展技术交流和竞赛活动。口严格交接班制度，保证交接班煤位、煤粉规定值，使机组计算煤耗无误差。口做好储煤场管理，合理堆放，减少煤场储煤损口认真开展煤质监督工作。基准值(仅供参照)综合厂用电率(%)□机组公用系统运行方式不合理。□运行方式不合理，辅机设备的效率低，电耗高。口在锅炉启动中，由于方式安排不合理或汽泵故障，导致电动锅炉给水泵运行时间过长。口主变压器与发电机(偏大)不匹配。口厂区办公、空调、照明等非生产用电未实行节能管理。口厂区三产企业及电厂生活区用电未实行计量管理，有偿使口定期对电能计量器具进行校验，保证计量的精确性。口根据重要辅机的性能指标，保证其工作点处在高效区内，同步优化其运行方式。□.1优化制粉系统运行方式(详见重要经济指标序号9制粉系统耗电率)。□.2优化循环水泵运行方式(详见重要经济指标序号31循环水泵耗电率)。□.3优化除灰系统运行方式(详见重要经济指标序号39除灰系统耗电率)。□.4优化脱硫系统运行方式(详见重要经济指标序号36脱硫系统耗电率)。□.5优化输煤系统运行方式(详见重要经济指标序号40输煤系统耗电率)。口加大风烟系统漏风治理，减少风机单耗(详见重要经济指标序号13送风机耗电率、序号12引风机耗电率、序号11一次风机耗电率)。口提高入炉煤质合格率，减少风粉系统、除灰系统、脱硫系统、输煤系统耗电率。口做好重要辅机维修，减少故障率，保证较高的改造效率。详细详见各重要辅机耗电指标有关措口减少机组启停次数，尤其是机组非计划停运次口在锅炉启动中，合理安排锅炉上水方式，防止电动锅炉给水泵运行时间过长。□设备选型过程中，选用技术选进能耗低的设备。□做好生产厂区内的照明优化，使用节能灯具，尽量减少照明灯的数量及照明时间。口加强主变检修维护，保证主变负荷及温度在正常范围内工□选用与发电机相匹配的主变压器。口厂区办公、空调、照明等非生产用电实行节能管理。口厂区三产企业及电厂生活区用电实行计量管理，有偿使口加大对厂区周围顾客偷用厂用电行为管理力度，杜绝偷用厂用电现象。基准值(仅供参照)完毕值(修正后)补水率(%)□1.2热力系统汽、水系统存在外泄。□1.3亚临界锅炉汽、水品质较差时，需要增大锅炉持续排污和定排，或锅炉汽、水品质好转时，未及时调整排污量。□1.4凝汽器膨胀节水封、密封槽水封、真空破坏门水封等阀门水封量大。□1.6炉水处理措施不得当。□1.7机组启停机次数多。□1.8热力系统疏水阀内漏。□1.10凝结水箱、闭式水箱、定子水箱、真空泵汽水分离器等发生溢□1.11吹灰器、燃油雾化汽阀门内漏。□1.12超临界机组凝结水精处理装置运行不正常。口加强热力系统管道、阀门的查漏，减少泄漏点，减少汽水外漏损失。口在机组启停过程中精心操作，减少系统放汽和疏放水。口保持凝结水精处理装置正常运行。□加强检查、监视和调整，防止凝结水箱、闭式水箱、定子水箱、真空泵汽水分离器等发生溢口制定合理的吹灰程序，减少锅炉吹灰用汽□采用科学的炉水处理措施，提高炉水品质，减少锅炉排污□减少对外非生产用汽量和采暖用汽。口辅汽疏水箱疏水充足回收运用。口及时调整凝汽器膨胀节水封、密封槽水封、真空破坏门水封等阀门水封量。口及时处理好凝结水精处理系统缺陷，保证正常投运。基准值(仅供参照)完毕值(修正后)基准值(仅供参照)完毕值(修正后)机组耗油量(t)基准值(仅供参照)完毕值(修正后)非生产用电(kwh)□1.1厂区办公、空调、照明等非生产用电未实行节能管□1.2厂区三产企业及电厂生活区用电未实行计量管理，有偿使用。□1.3对厂区周围顾客偷用厂用电行为管理不□2.1厂区办公、空调、照明等非生产用电实行节能管理。□2.2厂区三产企业及电厂生活区用电实行计量管理，有偿使用。□2.3加大对厂区周围顾客偷用厂用电行为管理力度，杜绝偷用厂用电现象。基准值(仅供参照)完毕值(修正后)1锅炉热效率(%)□1.1排烟温度高(详见重要经济指标序号3锅炉排烟温度)。□1.2锅炉氧量过大或过小(详见重要经济指标序号4烟气含氧量□1.3不完全燃烧热损失高，飞灰可燃物、灰渣可燃物大(详见重要经济指标序号5飞灰含碳量)。□1.4煤粉细度不合格，煤粉粗(详见重要经济指标序号10煤粉细度)。□1.5空气预热器漏风率大(详见重要经济指标序号7预热器漏风率)。□1.6吹灰器投入率低(详见重要经济指标序号3锅炉排烟温度)。□2.1减少排烟温度的措施(详见重要经济指标序号3锅炉排烟温度)。□2.2控制锅炉氧量的措施(详见重要经济指标序号3锅炉排烟温度)。□2.3减少飞灰可燃物、炉渣可燃物的措施(详见重要经济指标序号5飞灰含碳量)。□2.4控制煤粉细度的措施(详见重要经济指标序号10煤粉细度□2.5减少空气预热器漏风率的措施(详见重要经济指标序号7预热器漏风率)。□2.6及时消除吹灰器缺陷，提高吹灰器投入率(详见重要经济指标序号4烟气含氧量□2.7减少散热损失的措施(详见重要经济指标序号10散热损失□2.8技术改造□必要时改造燃烧器，使之适合燃烧煤种。口省煤器改造，增长换热面积。□合理设计，改造炉膛形状，有足够的炉膛容积。基准值(仅供参照)燃负荷(MW)基准值(仅供参照)完毕值(修正后)3锅炉排烟温度(℃)口根据机组负荷变化，及时调整燃烧器和制粉系统运行方式，控制火焰中心位置，防止受热面结槽合适的水位高度。□根据机组负荷变化，及时调整风量，保持最合适的炉内过剩空气系口运行中加强锅炉吹灰，合适缩短吹灰间隔，保持各受热面的清□当煤质发生变化时，及时调整燃烧，保证燃烧完全和炉膛火焰中心合适。□控制磨煤机出口温度在容许的上限值运行，增长磨煤机热风使用量，减少冷风使用量。结焦。口严格控制锅炉锅水水质指标，当受热面管内含垢量超标时，应及时酸洗。汽温时，应注意使用单操的方式控制火焰中心高口进行燃烧调整试验，确定不一样煤质下的经济煤粉细度。□测试煤粉细度，发现异常及时调整处理。口常常检查炉膛看火孔、炉墙、炉底水封，若发现漏风及时封堵，减少炉本体漏风。口对吹灰器枪管弯曲及常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。□根据吹灰器电动机电流记录，针对电流较大的吹灰器进行处理。因测量误差导致磨煤机实际运行中一次风量偏大。口加强对吹灰器的运行维护，保证吹灰设备投入率，防止受热面积灰。口燃烧器变形或磨损检查处理。口受热面、烟道积灰、结渣清理。□烟气挡板状况检查、挡板位置查对调整。□锅炉本体、空预器、制粉系统查漏堵漏。□锅炉本体：炉顶密封、看火孔、人孔门、炉墙、炉底密封水槽堵漏治理。口空预器：检查处理扇形板变形、脱落、及轴承磨损，调整密封间隙。口制粉系统：磨煤机风门、防爆门、挡板漏风治口烟道、膨胀节漏风治理。口受热面(省煤器、过热器、再热器)进行技术改造，减少排烟温度。口燃烧器变形或磨损处理、更换及燃烧器改□受热面、烟道积灰、结渣全面处理。口水冷壁、省煤器、再热器、过热器进行割管检查内部腐蚀结垢状况。口尾部烟道易磨损部位焊补及做防磨处理。口锅炉本体、烟道等伸缩部位采用先进的塑性材料密封。口对烟温测点改装位置或校核测量装置。口空预器扇形板等密封装置改造。烟气含氧量(%)□1.1由于锅炉本体漏风、制粉系统漏风增长了锅炉炉膛出口过剩空气系数。□1.2炉膛结渣。□1.3燃用劣质煤或入炉煤煤质变差，,煤粉着火燃尽困□1.4氧量表计不准，影响锅炉氧量。□1.6燃烧器结焦。□1.8燃烧器一、二次风挡板动作与燃料量不□1.10最佳锅炉氧量值确定不精确。口投入空预器密封自动装置，减小漏风。制值，使煤粉燃烧完全。及时投入空预器密封自动装置，定漏风，提高一、二次风进风温度。基准值(仅供参照)5飞灰含碳量(%)□1.9旋流燃烧器各风量挡板和旋流器的故障或调整不妥。□1.10燃烧器类型与煤种不适应。口1.11热风温度偏低，使煤粉气流的初温较低，着火过□1.12燃烧器之间煤粉分布不均。口投入燃烧智能控制系统，提高锅炉燃烧效口充足运用储煤场、分煤门进行混配煤掺烧，减少入炉煤灰分、水份，提高入炉煤热值。口合理调整一、二次风量配比及风速，保持锅炉最佳氧量，使煤粉燃烧完全。口增长机组负荷，提高炉膛温度，保持火焰不偏斜，炉内气流扰动强烈。控制，精细化调整。口合理调整一、二次风量配比及风速，维持较高的磨后温度运行，强化燃烧。口定期取样分析飞灰可燃物、炉渣可燃物含量，发现异常及时分析处理。口消除燃烧器缺陷，更换钝体。合理调整直流燃烧器倾角。口旋流燃烧器应进行单只的燃烧优化试验。口磨煤机定期检查，调整煤粉细度。口定期开展锅炉燃烧调整试验，不停完善机组负荷、煤质发生变化时控制锅炉氧量的曲线或方对测点改装位置或校核测量装置。口不定期对磨煤机有关部件磨损、磨碗间隙、分离器挡板及液压油系统进行检查处理。口燃料混配尽量均匀，以利完全燃烧。口检查各风门的严密性，各管道漏风状况以及各风机叶片的磨损状况并处理，消除系统漏风。口加装飞灰含碳量再线检测装置。□2.4..3必要时对锅炉二次风门进行改造。基准值(仅供参照)炉渣可燃物(%)□1.2煤粉粗，未充足燃烧。□1.3排渣量偏大。□1.4氧量过小，燃烧器配风不妥。□1.5一次风未能调平，各粉管出力不一致。□1.6磨煤机内部煤粉分离装置失效。□1.8一、二次风速及风量配比不妥。口根据飞灰含碳量在线检测值，修正氧量定值，保持锅炉合适氧□投入燃烧智能控制系统，提高锅炉燃烧的稳定性及燃烧效□空预器定期吹灰，提高预热器的换热效率，提高一、二次风温度，强化燃烧，提高煤粉燃烬程度。口保持合适的氧量，燃烧器一、二次风挡板开度按给煤机出力分派，防止缺氧燃烧。预热器的换热效率，提高热风温度，到达煤粉着火点的规定，稳定燃口通过试验确定最佳燃烧工况，提高锅炉燃烧的稳定性及燃烧效口进行燃烧优化调整试验，确定不一样煤质下的经济煤粉细□测试煤粉细度，煤粉细度在设计值运行，发现异常及时调整，提高煤粉的燃烬程度。□取样化验分析炉渣可燃物，发现异常及时分析调整。□对燃烧器位置、磨损、烧损、结渣检查处理。口检查处理风门严密性及管道漏风。口检修磨煤机，调整磨煤机内分离器挡板开度及液压油系□检修喷燃器及各一、二次风挡板机构。口必要时进行喷燃器及一、二次风挡板改造，使之适应燃烧煤种。基准值(仅供参照)预热器漏风率(%)□1.1运行过程中送风机出口风压控制过高，漏风量增大。□1.2回转式预热器密封构造不合理。□1.3空预器密封装置因故未投。□1.4回转式预热器自动密封调整装置投入不正常。不能自动调整密封间隙。□1.5空预器冷、热端径向密封、轴向密封、周向密封间隙摩损变大，漏风增长。□1.6空预器冷、热端积灰或堵塞，进出口差压大，导致漏风增大。口1.7空预器温度测点损坏，导致“温度跟随”或“一次跟随”方式无法投入。口投入回转式预热器自动密封调整装置在“温度跟随”或“一次跟随”方式，调整最佳密封间隙。合温度在规定范围内。口加强对空气预热器出入口风压差和烟气压差的监视调整。差压增大时，增长空预器吹灰频次。□保证一、二次风速的同步减少送风机出口风压。口定期检测空预器漏风率，在线调整轴向密封间口机组启动期间投入空气预热器持续吹灰；正常运行中定期吹灰，保证空预器清洁，不积灰。口定期进行空气预热器漏风试验，及时掌握空预器漏风趋进行预热器清灰和水洗工作，疏通所堵预热口及时处理回转式预热器自动密封调整装置缺口空预器漏风治理(详见排烟温度)口安装氧量检测装置，可在线监测空预器的漏风状况。口调整处理控制预热密封间隙。口对空预器密封装置进行检查、调整，更换空预器摩损密封片、调整密封间隙。口对空预器进、出口烟气氧量检测装置检查，提高漏风精确口空预器扇形板等密封装置改造。□低温段受热元件采用耐腐蚀材料改造。口在烟气入口转弯处加导流板，在空预器最上端设置防磨受热面。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。基准值(仅供参照)8□1.1煤种变化，经济细度变化。□1.2分离器挡板开度不一致，调整特性差。□1.3分离器回粉锁气器敏捷度差、关闭不严。□1.4钢球磨煤机不一样直径钢球配比不合理。□1.5中速直吹式制粉系统磨煤机碾磨压力与通风量调整不妥。□1.7一次风压、风速调整不妥。□1.8磨辊与磨碗间隙大。□1.9磨煤机磨辊液压控制装置自动调整不正常，或磨辊弹簧紧力低，磨煤机煤粉变粗。口根据燃烧调整试验，按照煤质、制粉系统类型确定最佳煤粉细口通过制粉系统调整试验，使磨煤机保持最佳的通风量，合理配比钢球，保持最佳合格煤粉细口定期检查煤粉细度，控制煤粉细度的合格率不低于95口检查磨煤机磨辊液压油压力与给煤机转速跟踪状况，必要时通过偏置提高液压油压力。口进行燃烧优化调整式样，确定不一样煤质下经济煤粉细口进行制粉系统性能及调整试验，确定不一样最佳通风量、制粉系统经济出力。□测试煤粉细度，发现异常及时调整口检查处理风门严密性及管道漏风。口检修磨煤机，更换更换磨辊，调整磨煤机内分离器挡板开度及液压油系统。□对磨煤机磨碗进行修补、更换。基准值(仅供参照)完毕值(修正后)9制粉系统出力(t/h)□1.1给煤机出力局限性。□1.2排粉机叶片磨损出力局限性。□1.4磨煤机通风量局限性。□1.5制粉系统漏风量大。□1.7煤质偏离设计值。□1.9中速碗式磨液压油不正常。□1.10中速碗式磨磨碗磨损，间隙大。□1.11磨煤机内部分离器挡板故障。□1.12磨煤机出口阀故障不能全开。□1.13磨煤机冷热风挡板开度不对的。□1.14磨煤机磨后温度控制不妥。□1.15磨煤机堵磨或进口棚煤。口在保证煤粉细度合格的前提下，合理调整给煤量和风量、尽量保持磨煤机最大出力。基准值(仅供参照)完毕值(修正后)散热损失(%)□1.1保温材料选用不符合技术规定。□1.2保温材料理化性能指标不符合技术规定。□1.3保温施工工艺和检修不符合技术规定。□1.4保温材料膨胀缝处理不妥。□1.5临时检修设备需拆除保温后未及时恢复保温或保温效果不好。□2.1根据使用部位和所规定的材料理化性能指标，选用合格的保温材料。□2.2机组停运前应根据热力设备、管道及其附件表面温度的超标和保温构造状况等，或根据上次检修状况、技术档案、运行缺陷记录等，确定检修项□2.3加强热力设备、管道及其附件保温的监督和维护，保温效果应列入大、小修、平常维护消缺的验收项目。□2.4检修过程中，应对检修项目分段、分层进行检查，对工序交接时发现的问题，应及时改正。□2.5对炉顶及炉墙严密性差的锅炉，应采用新材料、新工艺或改造原有构造的措施加以处□2.6对炉顶密封构造、炉内内衬、燃烧器部位的炉墙保温状况进行检查处理。□2.7表面温度超标的传热体均应进行保温，尤其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。□2.8每年至少进行一次保温测试，检测保温质量。基准值(仅供参照)完毕值(修正后)耗电率(%)单耗(kWh/t汽)□1.1锅炉一次风道漏风。□1.2磨煤机过大或备用磨煤机一次风挡板未关闭。□1.3入炉煤质变差，偏离设计煤种，机组相似负荷下的燃煤量用风量增长。□1.4空预器传热元件积灰严重，风道阻力增□1.5一次风机运行效率低。口进行“制粉系统优化燃烧调整试验”,根据试验成果，控制合适的一次风压□保持送风机前、后隔离挡板处全开位置。□磨煤机停运后虽然关闭其冷热风挡板。□加强空预器吹灰，减少风道阻力。口进行一次风机特性试验，确定最佳运行工作点及高效工作□及时检查处理机壳、轴封漏风。□入口滤网杂物检查清理，风门挡板缺陷及时处理。口进出口挡板及传动装置处理。□严格按照原则调整风机的动静间隙。□减少一次风道、空气预热器漏风。口设备检修期间口风机叶片磨损要及时修复，严重时应更换叶片或叶轮。基准值(仅供参照)耗电率(%)单耗(kWh/t汽)□1.3炉内过剩空气系数过大。□1.6入炉煤质变差，偏离设计值。□1.7引风机叶片磨损严重，引风机运行效率□减少烟气系统阻力，尤其是空气预热器等，引风机前、后烟气隔离挡板要保持全开位置。口严格执行吹灰制度，防止受热面积灰、堵□减少锅炉本体及系统漏风，尤其是控制空气预热器、电除尘的漏风。口进行“锅炉优化燃烧调整试验”,根据试验成果，控制合适的炉内过剩空气系数。口由于机组负荷与引风机出力亲密有关，因此需要引风机在一定的出力范围保持高效。□调整炉膛负压，减少炉膛及烟道漏风。口进行引风机特性试验，确定最佳运行工作点及高效工作口锅炉本体、空预器、烟道、电除尘等系统漏风检查处理。口及时检查处理机壳、轴封漏风。口空预器、烟道积灰清理，空预器堵管疏通及消除漏风。口设备检修期间，严格按照原则调整风机的动静间隙。口风机叶片磨损要及时修复，严重时应更换叶片或叶轮。基准值(仅供参照)完毕值(修正后)耗电率(%)单耗(kWh/t汽)□1.1锅炉风道、空气预热器漏风。□1.2炉内过剩空气系数过大。□1.3入炉煤质变差，偏离设计煤种，机组相似负荷下的燃煤量、燃烧用风量增长。□1.5送风机运行效率低。□1.7热风再循环门未关严密。□进行“锅炉优化燃烧调整试验”,根据试验成果，控制合适的炉内过剩空气系口保证一、二次风速的同步减少送风机出口风压。口进行送风机特性试验，确定最佳运行工作点及高效工作口及时检查处理机壳、轴封漏风。口入口滤网杂物检查清理，风门挡板缺陷及时处口进出口挡板及传动装置处理。□减少锅炉风道、空气预热器漏风。口设备检修期间，严格按照原则调整风机的动静间隙。口风机叶片磨损要及时修复，严重时应更换叶片或叶轮。基准值(仅供参照)完毕值(修正后)耗电率(%)单耗(kWh/t煤)□1.1给煤机出力局限性。□1.2排粉机叶片磨损，出力局限性。□1.3钢球装载量局限性，配比不妥，长期未筛选钢球和钢瓦磨损。□1.4磨煤机通风量局限性(系统风门故障限制了风量、磨煤机入口堵煤、防爆门破裂等都会减少磨煤机的通风量。)。□1.5制粉系统漏风量大。□1.6煤粉细度过细，粗粉分离器调整挡板开度小。□1.7调整不妥，磨煤机存煤量过大或过小。□1.8煤质偏离设计值。□1.9碗式磨磨碗间隙不合适。□1.10碗式磨液压油压不正常。□1.11风扇磨煤机的冲击板与护甲磨损。□根据负荷及煤质变化状况，及时调整磨煤机方式。口按照优化后的直吹式制粉系统磨煤机风煤比曲线运行。口根据燃烧调整试验确定最佳煤粉细度。□减少制粉系统阻力，及时清理煤中“三块”。口根据磨煤机出、入差压来控制给煤量，以保证磨煤机最佳出力。□调整磨煤机液压油压在合适值。口通过磨煤机优化调整试验，确定最佳液压油压□及时消除液压油系统缺陷。□加强制粉系统漏风治理工作，及时消除磨煤机入口、管道法兰、系统检查孔、防爆门等处漏口通过制粉系统优化调整试验，磨煤机在最佳钢球装载量，不一样直径钢球配比。基准值(仅供参照)完毕值(修正后)基准值(仅供参照)完毕值(修正后)0□1.1炉膛火焰中心向上移动，炉膛出口温度升高，辐射式过热器、对□1.2过剩空气量增长，或一次风量、风速过大。□1.3燃烧室或再热器结焦。□1.5受热面积布置不合理。□1.6烟气挡板卡涩或调整滞后。□1.7燃料性质发生变化。□1.8受热面污染。口进行燃烧优化调整试验，确定锅炉最佳运行方式和控制参□疏通预热器，消除烟风道漏风。口消除减温水各阀门内漏。口受热面改造。口通过技改与攻关，进行喷燃器、二次风改造，消除烟气、汽温热偏差，改善汽温特性。基准值(仅供参照)完毕值(修正后)主汽压力(MPa)□起动制粉系统时磨煤机内存在大量余粉。口给煤机煤量测量忽然故障，使实际给煤量显示口磨煤机堵磨，忽然吹通。口锅炉内发生爆燃，如：锅炉燃烧不稳时，投油助燃等。口直流锅炉给水系统发生异常，使给水流量忽然增大。口汽机真空发生突降，维持机组相似负荷，主汽压力升高，尤其在夏季工况。口煤种发热量下降，挥发分下降，灰份、水份升口省煤器、水冷壁、过热器漏泄。口给煤机煤量测量忽然故障，使实际给煤量显示口磨煤机堵磨。口直流锅炉给水系统发生异常，使给水流量忽然减少。口汽机高加投入时，高加抽汽投入操作速度过□人为控制调整不妥或自动控制失灵。□根据电负荷的变化及时调整燃烧，防止主汽压力波动超口正常运行时保持主汽压力稳定，主汽压力按照压力设定曲线运行，加强监视与调整。□保证主汽压力自动投入，防止因自动控制失灵引起主汽压力波动超口煤质的变化应及时调整。口保持制粉系统启停稳定。口直流锅炉给水系统发生异常，加强给水流量的调整和监口汽机高加投、停操作时，控制高加抽汽投、停速度。口及时处理制粉系统缺陷。基准值(仅供参照)完毕值(修正后)主汽温度(℃)□1.2炉膛火焰中心向上移动，炉膛出口温度升高，辐射式过热器、对流过热器的吸热量增长而使得主汽温度增长。□2.2燃煤的挥发分增大，煤粉变细，水份减□2.3过热器受热面积灰、结垢。□2.4减温水量过大、减温水门内漏或调整不□2.5喷燃器从上层切换到下层，或下层的给煤机出力偏□2.6直流炉负荷变化时，水煤比过大未及时调整。为粗调手段，以到达汽温调整的目的。口合理控制锅炉氧量、火焰中心位置、燃烧器投运方式，以满足汽温基本规定口制粉系统启停与切换应缓慢平稳，防止燃烧大幅变化、磨煤机堵磨。口投入主减温水自动控制。口对汽温做到勤调细调、细调，减少减温水量，通过燃烧调整控制汽温。口直流锅炉，保证合适的水煤比。口通过燃烧调整试验，确定锅炉最佳的运行方式和控制参口通过试验调平磨煤机各出口管一次风量及出粉量。口通过技改与攻关，对受热面、减温水、喷燃器、二次风挡板及过热器联箱连接管布置方式进行改造消除烟气、汽温热偏差，改善汽温特性。口受热面积灰、结渣全面清理。口水冷壁、省煤器、过热器、再热器进行割管，检查内部腐蚀结垢状况，分析处理。口对因设备问题使主蒸汽参数达不到设计值，可进行技术改造，如增长受热面、改善燃烧器等。基准值(仅供参照)完毕值(修正后)再热汽温度(℃)基准值(仅供参照)完毕值(修正后)□1.6汽水系统(疏放水、旁路系统)严密性□1.7凝汽器真空差(详见重要经济指标序号21凝汽器真空度)。□1.9厂用汽耗量较大。□2.1提高蒸汽初参数(详见重要经济指标序号17主汽压力和序号18主汽温度)。□2.2提高再热蒸气温度，尽量减少再热蒸气减温水水量(详见重要经济指标序号16再热器减温水量)。□2.3提高给水温度(详见重要经济指标序号28给水温度)。□2.4提高凝汽器真空(详见重要经济指标序号21凝汽器真空度□2.5保持热力系统严密性，及时消除减温水阀门、疏放水系统、旁路系统灯内漏问题。□2.6加强与电网联络，提高机组的负荷率。□2.7机组正常运行期间，控制好蒸汽品质，减轻汽轮机通流部件结垢状况；结合机组检修对汽轮机通流部件进行除垢、调整动静间隙，减少轴封漏汽。□2.8调整高压调门的重叠度，优化机组滑压运行压力曲□2.9进行汽轮机通流部分改造。□2.10控制汽水品质为正常。□2.11尽量减少厂用汽，保证厂用汽系统严密性，合理布置疏水基准值(仅供参照)完毕值(修正后)凝汽器真空度(%)□1.1真空严密性差(详见重要经济指标序号25真空严密性)□低压缸轴封的间隙，轴封供汽的压力低。口真空系统漏泄口凝器水封影响。□汽机低压缸轴封汽压力低或故障。口对于凝汽器外置式疏水扩容器，扩容器水位低时至凝汽器疏水阀误开。口真空破坏阀未关严。□与大机真空系统相联的小机真空系统漏真空。□轴封冷却器疏水水封破坏。□1.2胶球的投入率和收球率的影响。□1.3凝汽器端差大(如逆凝汽器冷却水水质差、水管结垢、凝汽器铜管换热效果差等□1.4循环水进水温度高。□1.5循环水量调整不妥。□1.6真空泵存在缺陷，运行效率低；真空泵汽水分离器水位过高或过低；真空泵冷却器冷却效果差，使真空泵水环温度高。□1.7低压旁路、高加事故疏水、主蒸汽疏水等疏水误动或内漏，使凝汽器进入大量热蒸汽。□1.8对于闭式循环的循环水的冷水塔的填料、溢水槽等维护不好。□1.11凝汽器循环水测进口二次滤网堵。□1.12凝汽器循环水侧积聚空气。□1.13循环水加氯、加阻垢剂不正常致冷却水管结垢、滋生微生物影响热互基准值(仅供参照)完毕值(修正后)凝结水过冷度(℃)□1.1凝汽器水位过高，沉没部分凝汽器管束或真空除氧设备。□1.2真空系统严密性差。□1.3凝汽器管束漏泄，低温冷却水漏入汽侧。□1.5凝汽器补水量过大，大量低温补水减少了凝结水温。□1.6凝汽器管束排列、布置不妥，导致凝结水下流过程中过度冷□1.7真空泵运行效率低。口定期进行真空系统严密性试验，及时查漏、堵口严格监视凝汽器水位，保持凝汽器正常水位运行，防止沉没凝汽器冷却水管。□冬季冷却水温较低时，合理调整冷却水流量。□抽汽器或真空泵处在正常工作状态。口运行中加强凝结水泵真空系统密封水、低压汽封的监视，防止空气漏入。口冬季对于有凝汽器加热装置的凝汽器，根据状况投入凝汽器加热装置。口及时处理凝汽器补水阀缺陷，保证凝汽器水位正常。口及时处理凝汽器水位计或水位变送器故障，防止水位指示不准。口真空严密性差处理措施(详见凝器真空度处理措施)口合理布置凝结水搜集板及排水元件，优化凝结水下淋状口凝汽器铜管泄漏需进行堵管。口更换凝汽器内被堵铜管。口当凝汽器管束排列、布置不妥、大面积泄漏及凝汽器管板腐蚀、破损严重时，应进行凝汽器改基准值(仅供参照)完毕值(修正后)循环水温升(℃)□1.1循环水泵的出力局限性。□1.2循环水系统的水阻力大。□1.3凝汽器铜管结垢、堵杂物或汽侧漏入空气，使凝汽器铜管换热效果减弱。□1.4循环水泵运行台数或凝汽器出水门调整不妥，导致循环水量的调配不妥□1.6凝汽器循环水侧积有空气，换热效果减□1.7凝汽器循环水反冲洗阀未关，导致循环水部分短路。□1.8凝汽器循环水系统放气、放水、安全阀等大量泄漏。□1.9胶球装置收球网差压高。口提高机组真空，减少排汽温度。口正常投运胶球系统，维持凝汽器铜管的清洁口根据负荷和真空状况，优化循环水系统运行方式和凝汽器出水门开度，合理调整循环冷却水口合理对循环水系统加入消毒剂和阻垢剂，控制循环水系统微生物含量，减轻凝汽器污染。口检查凝汽器循环水反冲洗阀正常关毕。口启动凝汽器循环水侧真空泵，排掉循环水侧空口及时清理循环水泵进口滤网杂物。口及时对循环水系统加药处理及冷水塔维护，保证循环水水质。□消除循环水泵缺陷，提高循环水泵效率。口清理凝汽器循环水二次滤网及凝汽器管板，对凝汽器铜管进行除垢。口消除真空系统漏点。口更换凝汽器被堵铜管或进行凝汽器改造。□对循环水泵及循环水加药系统进行改造。□循环水二次虑网及胶球清洗装置改造。基准值(仅供参照)完毕值(修正后)□1.1循环水进水温度影响。□1.2循环水量局限性。□1.4机组真严密性差。□1.5凝汽器冷却面积减少。□1.6机组旁路、疏水系统内漏，导致凝汽器热负荷过高。□1.7加热器水位低，导致部分抽汽进入凝汽□1.8高压加热器事故疏水阀未关，导致大量高温疏水进入凝汽器。□1.9凝汽器循环水侧积有空气，换热效果减口投运胶球清洗装置，保证凝汽器铜管的清洁口合理调整循环水量。口循环水采用冷却塔的机组，维持冷却水温在规定范围以口检查机组旁路、疏水系统及高下压加热器事故疏水等阀门正常关闭，防止大量热负荷进入凝汽口合理对循环水系统加入消毒剂和阻垢剂，控制循环水系统微生物含量，减轻凝汽器污染。口定期进行真空系统严密性试验，及时查漏、堵口启动凝汽器循环水侧真空泵，排掉循环水侧空口消除凝汽器及其他负压部件漏点，提高真空严密性。口消除凝器及真空系统漏点，提高真空严密口对凝汽器铜管及汽侧进行清理，清除硬垢，保证换热效□清理循环水滤网、凝汽器水室管板等处杂物，减少循环水系统水阻。□考虑加装循环水加药装置。口检查维护冷水塔及有关冷却水系统设备，尽量减少循环水入口水温。口更换凝汽器内被堵铜管，保证凝汽器足够的换热面积。口做好凝汽器的镀膜防腐工作。口疏水系统常常内漏，存在重大设计缺陷的需进行整体改□2.4.4对于闭式循环的循环水泵进行变频改造以适时调整循环水口对循环水加药系统进行改造。基准值(仅供参照)完毕值(修正后)□1.1低压缸轴封(轴封体中分面)漏空气进入。□1.2低压缸水平中分面漏空气进入(尤其是轴封处、缸体变形最大处)。□1.3低压缸大气薄膜阀、小汽机大气薄膜阀漏空气进入。□1.4真空端回热抽汽连接法兰漏空气进入。□1.5备用真空泵进口蝶阀关不严且真空泵汽水分离器排气逆止门关不严或分离器水位过低。□1.6高、低加事故疏水、主、再热蒸汽管道疏水等有关疏水阀后管道泄漏。□1.7对于凝汽器外置式疏水扩容器，扩容器水位低时至凝汽器疏水阀误开或内漏。□1.8凝汽器喉部焊缝等。□1.9低压轴封间隙大小超标。□1.10低压缸汽封压力的控制与调整不妥。□1.11凝汽器膨胀节水封、密封槽水封不正常。□1.12接入凝汽器疏水管漏真空。□1.14轴封冷却器疏水水封破坏。□1.15其他负压区存在漏空点。□1.16与凝器汽侧相连各阀门轴封不良。口定期进行真空严密性试验，严密性指标不合格，则要及时进行负压系统检漏。口对于凝汽器外置式疏水扩容器，加强扩容器水位监视、调口检查调整轴封加热器疏水水封、凝汽器膨胀节水封、密封槽水封正常。口外置式疏水扩容器水位控制正常。口及时对真空系统漏点进行查漏、堵漏。口消除真空泵存在的缺陷。基准值(仅供参照)完毕值(修正后)胶球投入率(%)基准值(仅供参照)完毕值(修正后)胶球收球率(%)基准值(仅供参照)完毕值(修正后)侧)(℃)□1.1高压加热器投入率低。□1.2高加旁路门内漏。□1.3加热器换热效果差。□1.4加热器水侧内漏。□1.5机组负荷率低或抽汽逆止门未全开，导致加热汽量局限性。□1.6加热器铜(不锈钢)管因泄漏堵管过多等原因引起的换热面积减少。□1.7加热器水室隔板内漏，导致部分给水短□1.8加热器水位过低，导致部分抽汽经疏水排走。□1.9加热器水位过高，导致加热器换热空间小，影响换热效果。口随机启停各加热器温升/降率控制在合格范围内，防止升/降温太快导致管子热应力大受损。口保证加热器疏水调整装置对的动作，维持正常水位防止对管子冲蚀，导致加热器泄漏。口保证加热器抽汽管道上及水侧有关阀门处正常状态，加热器旁路阀关闭。口检查加热器旁路阀门、高加进口三通阀，保证阀门的严密性和开度正常。□对加热器疏水管道泄漏点，如有条件进行带压堵漏。口检查并消除高加水室隔板泄漏、加热器进口三通阀或旁路阀门内漏，防止给水短路。口检查处理加热器抽汽管道上有关阀门的缺口对高下加水管查漏、堵漏超过5%的部分内芯进行更换。口更换因泄漏被堵的铜管。基准值(仅供参照)完毕值(修正后)高加投入率(%)口加热器管子管壁过薄，管内流速偏高产生的管道磨损，导致泄口抽汽进汽挡板面积较小，导致未充足扩散冲刷管束，导致泄漏。□加热器整体防振设计不合理导致管子管板疲劳损坏。口抽汽电动门关闭不严导致高加不能隔离检修，被迫停用。□疏水调整装置发生故障。口疏水管道、水位计、温度测点泄漏，给水管道、给水阀门、安全门等发生故障口高加启停时温度变化太快或负荷变化太快导致加热器水温变化较大，产生过大热应力致高加损口给水含氧量大水质不良导致管子的锈蚀损口疏水水位控制不好引起的疏水冷段汽水两相流，导致管子冲蚀汽蚀，产生高加泄漏。□1.3高加长时间停运，保养不好。□按规定控制高加启停中的温度变化率，防止温度急剧变化导致管子热应力大受损。口加强高加疏水水位的监视和调整，维持正常的运行水位，防止管子冲蚀、汽蚀导致泄漏。□除高加解列外保持高加旁路阀门关闭或高加进口三通阀走主路。口对加热器疏水管道泄漏点，如有条件，可进行带压堵漏。口及时消除阀门、水位计等部位的泄漏。口检查、维护好疏水调整装置热工自动及保护装口对因汽水两相流冲刷易发生泄漏的部位，采用防冲刷措口检查处理管板变形引起的管端口泄漏。口检查因防冲、振动、腐蚀、超压引起的管束泄漏，针对管束泄漏原因提出技术方案并进行处口管板变形较大时，需更换加热器内芯。口加热器防震设计不合理，导致管子、管板疲劳损坏，需进行改基准值(仅供参照)完毕值(修正后)加热器端差(℃)□1.1抽汽管道上有关阀门开度局限性，导致加热局限性。□1.2加热器管子表面脏污、结垢，换热不良。□1.5加热器旁路阀未关严或内漏。□1.6加热器自身存在内漏现象。□1.7加热器疏水调整不正常，导致水位过低，使端差增口加热器启动时放尽空气，运行中保持排空气顺口调整加热器疏水水位，保持正常水位。口加热器运行中进汽门或逆止门应全开。口及时调整凝结水、给水品质，防止因加热器管束腐蚀引起加热器泄漏。□检查和维护好抽汽管路有关进汽阀和逆止门。□消除加热器旁路门或高加进口三通阀内漏缺陷。口及时处理加热器疏水系统及其控制装置缺陷，保证加热器水位正常。口检查处理加热器旁路阀内漏缺陷。口清理、清洗加热器管子表面脏污。口检查处理管板变形引起的管端口泄漏。口检查因防冲、振动、腐蚀、超压引起的管束泄漏，针对管束泄漏原因提出技术方案并进行处□检查消除水室分程隔板泄漏短路及加热器汽侧短路。基准值(仅供参照)完毕值(修正后)循环水泵耗电率(%)基准值(仅供参照)完毕值(修正后)凝结水泵耗电率(%)□1.1凝结水泵运行或调整效率低。□1.2凝结水再循环门内漏。□1.3机组开停机次数多。□1.4机组的负荷率低。□1.5备用泵出口阀、逆止门不严。□1.7机组运行经济性不高，导致汽耗增长，从而使凝结水泵耗电率增长。□1.8凝结水杂母顾客阀门关不严。□1.10低加泄漏、高加事故疏水动作或内漏等。□1.11设有变频装置的凝泵，变频装置未正常投□保证凝结水再循环阀门严密性。口凝结水泵采用变速调整减少出水调整门的节流损失。口调整高、低加水位正常。口调整凝结水杂母顾客用水量。口清理凝泵进口滤网，消除水管附着物，减少阻口调整好凝结水泵内部动静间隙，提高凝结水泵效率。□2.4.2进行凝结水泵变速改造。基准值(仅供参照)完毕值(修正后)发电机漏氢率(%)□1.1发电机内冷水系统泄漏，氢漏入内冷水□1.2发电机密封油油压低、氢油分离设备失灵，氢进入油系统。□1.3发电机端盖、出线(封闭母线)发电机机座、测温元件接线柱板等处密封不良。□1.4氢系统管道、阀门、仪表接头等处外漏。□1.5发电机氢气系统排污门、补氢阀等阀门不严。□1.6发电机氢气冷却器泄漏，氢气漏入冷却水中。□1.7氢气干燥装置、氢湿度监测装置、绝缘过热检测装置等处泄□1.8密封瓦密封不良。口严密关闭氢气系统排污门、事故排氢阀等氢气系统阀门。口亲密关注机组补氢量，发电机实际漏氢量应每月测量一次。□保持发电机密封油压、定子水压高于氢压，并在规定范围内运行。口监视发电机定冷水箱内含氢超标。口漏氢率有增大趋势时，用检漏计或其他措施查找漏点，设法消口及时消除氢气干燥装置、氢湿度监测装置、绝缘过热检测装置等处泄漏缺陷。口及时消除氢系统管道、阀门、仪表接头等处外漏及氢气系统排污门、补氢阀等阀门内漏缺陷。口消除发电机内冷水系统泄漏。口消除发电机密封油系统缺陷。口消除发电机氢气冷却器泄漏。口消除氢系统管道、阀门、仪表接头等处泄漏缺口发电机氢系统补氢阀、排污门等阀门不严导致内漏时，应设法更换。□2.3.大修后或进行消除漏氢缺陷工作的发电机，启动前应进行整体气密性试验口密封瓦处理。口氢气冷却器换管或更换处理。口检修后做好如下试验：部接头、绝缘引水管、汇水管、过渡引线及排水管等处有无渗漏现象。b.发电机转子气密性试验。试验时尤其要用无水乙醇检查导电螺钉处与否有渗漏现象。c.氢气冷却器水压试验。基准值(仅供参照)完毕值(修正后)脱硫投入率(%)□1.1浆液循环泵无法投入运行。□1.3系统入口烟气含尘量超标，GGH堵灰，烟气系统阻力大，导致增压风机运行不正常。□1.4吸取塔搅拌器无法投入运行。□1.5GGH因故障无法正常运行。□1.6石膏脱水系统故障。□1.7增压风机系统故障。□1.8两台氧化风机故障。□根据GGH差压状况，合理吹扫。口合理安排石膏脱水系统运行方式，保证石膏浆液及时处口调整好锅炉燃烧，保证排烟温度正常。口及时处理GGH吹扫设备缺陷，保证吹扫正常。□及时处理增压风机油站、密封风机缺陷。□及时处理浆液循环泵、氧化风机、石膏排出泵的缺口及时处理工艺水系统、石灰石制浆系统缺口及时安排处理石膏脱水系统缺陷。口检查清理GGH内的积灰，检查消除烟道、原烟气挡板、净烟气挡板漏风缺陷并清理积灰。口检查清理GGH、烟道等处的防腐，有损坏及时处理恢口检查GGH密封系统，调整密封间隙；检查处理转子支撑轴承、导向轴承及换热元件缺陷。口检查增压风机动静部分，必要时更换叶片，检查修理主轴口清理浆液循环泵前后堵塞的管道、滤网、喷口检查消除吸取塔搅拌器、石膏排出泵等设备缺口检查检修脱硫塔内壁衬胶、喷嘴和喷淋层支架衬胶、除雾器和除雾器支架衬胶。口检查检修真空皮带脱水机、跑偏装置、真空泵、清洗水口配合机组检修计划，合理安排脱硫系统设备的消缺、检修项目。基准值(仅供参照)完毕值(修正后)脱硫效率(%)□1.1入炉煤含硫量过高，超过系统处理能力。□1.2锅炉负荷高，烟道漏风、烟气量增长。□1.3电除尘器故障等原因使FGD入口烟尘增长。□1.4吸取塔出、入口二氧化硫的浓度测量不精确。□1.5浆液循环泵叶轮腐蚀、磨损，导致浆液循环量减少。□1.6吸取塔PH值偏低。□1.7吸取塔浆液氯化物浓度过高。口若因烟气流量增大，超过系统处理能力，应申请锅炉降负荷运口重点监视吸取塔浆液PH值，防止腐蚀设备，减少设备性□合理调整除雾器冲洗、吸取塔补水、石膏旋流器回水等，控制吸取塔浆液浓度在合适范口吸取塔浆液氯化物浓度过高，需检查废水排放量与否太低，及时处理。口控制石灰石品质，使之符合设计规定。口及时处理脱硫设备如增压风机、浆液循环泵、氧化风机等缺陷。□对烟气排放在线监测仪表等进行校验维护，及时消口定期对烟气进口浓度表记以及PH值测量仪表进行校验，保证测量精口消除吸取塔浆液密度控制阀缺陷，使吸取塔浆液密度自动控制正常。□及时处理工艺水系统、石灰石制浆系统缺陷，保证浆液供应正常。口消除烟道漏风缺陷，烟道漏风使脱硫系统所处理的烟气量增长，使脱硫效率减少。口液气比设计不合理影响脱硫效率，可考虑改造浆液循环泵，增大出力。□浆液循环泵叶轮选用耐腐蚀、耐腐蚀的材质。基准值(仅供参照)完毕值(修正后)□1.1脱硫系统运行方式不合理，机组负荷变化后未及时优化。□1.2脱硫风烟系统阻力大。□1.3烟道漏风使脱硫系统所处理的烟气量增□1.4浆液设备系统在结垢或堵塞。口在机组负荷变化时，及时调整运行方式，可以到达减少耗电率的目的。□及时优化制浆系统、脱水系统的运行方式，对吸取塔浆液PH值、浓度定期校验，并以此为根据，对供浆、抽浆量进行控制，保证脱硫系统的高效率运行。口合理控制石灰石粉细度。口入炉煤硫份应控制在设计范围。口烟气再热器每天必须用压缩空气吹扫，当压差超过给定的最大值时，可在运行中用高压水冲□根据脱硫率，调整浆液循环泵运行台数。口及时消除GGH吹灰设备缺陷，保证吹灰正常。基准值(仅供参照)完毕值(修正后)电除尘投入率(%)基准值(仅供参照)完毕值(修正后)电除尘效率(%)基准值(仅供参照)完毕值(修正后)耗电率(%)单耗(kWh/t煤)基准值(仅供参照)完毕值(修正后)耗电率(%)单耗(kWh/t煤)基准值(仅供参照)完毕值(修正后)燃煤检斤率(%)基准值(仅供参照)完毕值(修正后)燃煤检质率(%)基准值(仅供参照)完毕值(修正后)差(kJ/kg)基准值(仅供参照)完毕值(修正后)入厂煤热值(kJ/kg)基准值(仅供参照)完毕值(修正后)入炉煤热值(kJ/kg)基准值(仅供参照)完毕值(修正后)入炉煤质合格率(%)口2.8加大汛期防备措施，汛期要在煤场合适位置用蓬布遮盖满足锅炉至□2.9通过化验确定的配煤最佳比例。对于不符合□2.10加强入炉煤掺配工作，入厂分类寄存，严格按掺基准值(仅供参照)完毕值(修正后)1等效可用系数(%)基准值(仅供参照)完毕值(修正后)强迫停运率(%)□1.1保护动作、误动停运。□1.2发生在72小时内必须停运的设备故□2.2防止机组发生72小时内的故障停运。□2.3加强运行培训和管理，防止因误操作引起的机组停□2.5开展锅炉“四管”及电气、热控二次系统专题治理。基准值(仅供参照)完毕值(修正后)3□1.1制造、安装、检修质量差，技术监督不到位，发电设备存在隐患。□1.2运行操作不规范。□1.3热工“DCS”故障或保护误动。□1.6锅炉“四管”泄漏。基准值(仅供参照)完毕值(修正后)4非计划停运小时(h)□1.1技术监督不到位，安装、检修质量差，发电设备存在隐患。□1.2运行操作不规范。□1.3热工“DCS”故障或保护误动。□1.5煤质变化大，燃烧调整不及时。□1.6锅炉“四管”泄漏。□2.1加强运行培训和管理，防止误操作，防止保护误动，制定多□2.3加强“DCS”管理，防止因DCS通讯或其他原因危及机组安全运行。基准值(仅供参照)完毕值(修正后)非计划降出力时间(h)□1.1煤质的原因。□1.2主辅助设备故障。□2.1加强入炉煤煤质管理。□2.2对主辅机加强检查维护，及时消缺，保证检修质量。基准值(仅供参照)完毕值(修正后)时)(%)□1.1检修质量。□1.2运行管理。□1.3煤质优劣。□2.1从全方位入手，提高管理水平、检修质量，改善煤质、优化机组运行方式。基准值(仅供参照)完毕值(修正后)7□2.2加强运行管理和检修管理，减少主机非计划停运及重要辅机的故障停运。□2.3实行综合治理，采用有效手段，力保机组安全长周期运行。基准值(仅供参照)完毕值(修正后)热控