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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。
……
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。
……
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。
……
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