锅炉专业节能评价查评报告

（锅炉专业组）节能评价查评报告
一、基本情况
公司目前有四台国产210单元机组，三期#5、6炉，四期#7、8炉系武汉锅炉厂生产的WGZ--670/13.72-Ⅰ型锅炉,四台锅炉均为超高压、中间再热、自然循环、固态排渣煤粉炉，单炉膛、负压燃烧汽包炉，采用全悬吊露天Π型布臵。

燃烧煤种按山西混煤设计，燃烧器采用直流式燃烧器，四角布臵、双切园燃烧；水冷壁采用膜式水冷壁，锅炉制粉系统为中间储仓式温风送粉系统，配臵二台DTM380/720型钢球磨煤机。

过热器系统采用三级喷水减温，再热汽系统汽温调整以烟气挡板调节为主调，喷水调节为辅。

再热器备用减温器作为再热汽温细调，事故喷水减温器主要作为事故情况下保护再热器用，再热器减温水源均来自给水泵的三级叶轮抽水。

主要参数如下：
序号项目单位数值备注
1 额定蒸发量t/h 670
2 再热蒸发量t/h 581.9
3 汽包工作压力（表压）MPa 15.53
4 过热器出口蒸汽压力（表压）MPa 13.72
5 过热器出口蒸汽温度℃540
6 再热器入口蒸汽压力（表压）MPa 2.516
7 再热器出口蒸汽压力（表压）MPa 2.274
8 再热器入口蒸汽温度℃314
9 再热器出口蒸汽温度℃540
10 给水温度℃246.7 投高加时
11 预热器入口风温℃65
12 预热器出口风温℃319
13 三期排烟温度℃166.2
14 四期排烟温度℃169
15 三期计算燃料消耗量t/h 105.5
16 四期计算燃料消耗量t/h 105.91
17 三期锅炉效率% 90.48
18 四期锅炉效率% 90.31
19 三期锅炉烟气阻力Pa 2667.33
20 四期锅炉烟气阻力Pa 2665.6
二、查评概况
从2008年4月18日到4月25日，锅炉专业组依据《火力发电厂节能评价
体系》、《火力发电厂节能评价查评表》对公司锅炉2007年及2008年一季度的节能情况进行了查评，通过近10天的查评工作，专业组对生技、设备、运行、化学等部门进行了检查，主要查阅了相关的运行规程、运行日志、生产月报、设备检修台帐、设备定期工作记录、设备缺陷记录、试验报告资料及各项技术措施；现场检查了锅炉的运行状况及运行操作调整等情况。

通过与一线职工访谈和相关技术人员探讨交流，掌握机组的节能情况，并通过了一定的现场试验，了解实际机组运行的大致情况。

结合查评人员的情况，制定了查评计划，明确了每天的查评工作内容，把查评任务进行了细化分解，并将任务详细分解到各查评人员，以确保在有限的时间内找出真正的主要问题。

从整个查评的情况来看，公司锅炉专业的生产技术管理工作抓得很到位，节能降耗工作做得很全面、很细致，运行、生技、化学等部门的技术管理资料也较齐全。

锅炉现存的主要问题是主蒸汽温度低；再热汽温偏低，对经济性影响偏大；#5炉、#8炉排烟温度仍有下调空间；制粉系统单耗偏大。

查评组针对上述几个主要问题，查找相关试验报告及月统计报表,统计如下。

排烟温度、主汽温、再热汽温统计表
锅炉#5 #6 #7 #8
优秀值℃145℃145℃145℃145℃排烟温度
平均值℃145.94℃140.41℃153.71℃153.17℃
设计值540℃540℃540℃540℃主汽温度
平均值℃530.07℃532.80℃535.45℃526.20℃
设计值℃540℃540℃540℃540℃再热汽温
平均值℃521.19℃525.85℃527.06℃515.66℃
三、存在的主要问题及整改建议：
3.1锅炉主汽温度低
通过对#5--#8炉的运行报表进行查阅，对07年全年主汽温度进行了统计，
发现四台锅炉均存在主汽温度低于设计问题，统计情况如下：
锅炉#5 #6 #7 #8
设计值540℃540℃540℃540℃主汽温度
平均值℃530.07℃532.80℃535.45℃526.20℃200MW同类型机组主蒸汽温度每降低1℃，机组供电煤耗将增加0.098 g/kwh，主汽温度我们按535℃计算，主蒸汽温度低影响供电煤耗#5炉约为0.48 g/kwh ，#6炉约为0.22 g/kwh ，#8炉约为0.86 g/kwh，四台锅炉平均影响供电煤耗约为0.39 g/kwh。

原因分析：
（1）根据访谈了解，该厂由于以前由于过热器受热面个别管壁温度超571℃而引起受热面频繁泄漏，为了不使受热面超温而降低主汽温度运行。

（2）另外再热器管壁以前也存在温度超571℃泄漏的问题，为了不使再热管壁超温，采用降低主汽温度措施来控制。

整改建议：
（1）通过查评，我们了解到公司对以上受热管材均进行了更换，更换为耐温为650℃以上T91管，我们认为，更换后主汽温度便可以在额定参数540℃下运行，从安全方面考虑，建议主汽温度先行试着逐步向额定参数靠拢，待考验完全安全后，便可将主汽温度提高至额定；可喜的是，我们翻阅公司08的运行数据，发现主汽温度在逐步提高，这是值得肯定的。

（2）鼓励运行人员将参数逐步向额定靠拢，待运行考验安全后，将主汽温度纳入到小指标考核范围，以调动运行人员积极性。

3.1.2 再热汽温偏低
通过对#5--#8炉的运行报表进行查阅，对07年全年再热汽温度进行了统计，四台锅炉均存在再热汽温度偏，具体统计情况如下：
锅炉#5 #6 #7 #8
设计值540℃540℃540℃540℃再热汽温
平均值℃521.19℃525.85℃527.06℃515.66℃200MW同类型机组再热汽温度每降低1℃，机组供电煤耗将增加0.069
g/kwh，再热汽温度我们按535℃计算，再热汽温度低影响供电煤耗#5炉约为0.95 g/kwh ，#6炉约为0.63 g/kwh ，#7炉约为0.55 ，#8炉约为1.33 g/kwh，四台锅炉平均影响供电煤耗约为0.87 g/kwh。

原因分析：
（1）同类型200MW机组由于设计问题均存在再热汽温低现象。

（2）另外再热器管壁以前也存在温度超571℃引起泄漏的问题，为了不使再热管壁超温，未采取提高再热汽温的措施。

整改建议：
（1）目前公司已对#6、7、8炉的再热器超温管子更换为耐温为650℃的T91管材，因此，我们认为对于已受热面改造过的这几台锅炉，将再热汽温向额定靠拢对管材是很安全的，可以提高再热汽温以提高机组运行的经济性；
（2）建议利用大修机会将#5炉高再管材也更换为T91材质管，然后可以提高再热汽温。

（3）由于#5炉低再受热面没有加长，我们通过现场试验，发现#5炉再热汽温提高至535℃以上难度有点大，因此建议利用机组大修机会，对#5炉低再受热进行改造。

（4）适当增大风量，进行燃烧优化调整。

（5）鼓励运行人员将参数向额定靠拢，待运行考验安全后，将再热汽温度纳入到小指标考核范围，以调动运行人员积极性。

通过对08年一季度数据统计，发现公司再热汽温也在逐步提高，说明对此问题已经引起重视。

3.1.3制粉系统运行存在优化空间
锅炉现存的主要问题有制粉系统单耗高，通过查阅公司2008年3月份#7、#8炉制粉系统试验报告，制粉单耗情况如下：
甲制粉系统单耗乙制粉系统单耗#7炉/ 28.66kwh/t
#8炉29.84 29.55 kwh/t 平均制粉单耗为29.35 kwh/t,而同类型制粉系统保守值为27 kwh/t，按此计算，降低制粉系统单耗可影响煤耗为：0.44 g/kWh。

原因分析：
（1）制粉系统运行存在一定问题，现在磨煤机的差压都在1.5Kpa左右运行，磨煤机没在最佳工况下运行；主要是球磨机在增加磨煤机出力的时候，出粉端密封漏粉，运行人员无法增加煤量，影响制粉出力，导致各磨煤机出力下降，制粉单耗上升。

（2）磨煤机系统通风量减少直接影响磨煤机的通风量，使携粉能力减少，制粉单耗的增加。

相反如果增加系统的通风量太大，导致不合格的粉量被带出，经粗分离器分离回到磨煤机重新研磨增加了磨煤机无用的做功，减少给煤量，提高了制粉单耗。

（3）磨煤机钢球球径配比不当，造成磨煤机制粉出力偏低，增加制粉单耗。

（4）由于煤炭市场的多变，电厂来煤稳定性差，原煤的可磨性也随之变化，在同样的钢球装载量、系统通风量、粗粉分离器挡板开度，磨煤机的入出口温度等参数变化不大的情况下，由于原煤的可磨性改变，磨煤机的出力也相应发生变化，影响制粉单耗；
整改建议：
（1）、对磨煤机进出口的密封装臵进行处理或联系厂家进行整改，通过调整试验提高制粉出力，降低制粉单耗。

（2）、通过试验对每台磨煤机的通风量进行调整，消除制粉系统的漏粉，保证磨煤机再佳通风量，同时应考虑三次风的风率，提高制粉出力和优化锅炉燃烧。

（3）磨煤机大修后对回填的钢球进行较为严谨的筛选，最好通过试验，按比例填加钢球，以提高磨煤机出力，提高制粉系统运行经济性。

（4）由于煤质的变化，运行中可以通过试验适当提高磨煤机出口风粉混和物的风温，也是提高煤的干燥出力同时也增加制粉出力，降低制粉单耗。

（5）炉膛出口左右烟气侧应加装温度测量，便于运行人员正常调节，并应做三次风对上部温度的影响
3.1.4 #5、#8炉排烟温度仍有下调空间
通过查阅设备台帐以及对07年排烟温度统计情况来看，#8炉排烟温度较其它锅炉高，通过设备改造后仍有下调空间，#5炉通过对受热面改造也有下调的空间。

通过设备改造，可降低供电煤耗：#5炉0.29 g/kWh,#8炉0.63 g/kWh,平均到四台机组可降低供电煤耗0.23 g/kWh。

原因分析：
（1）#8炉空预器热管已经超期服役，换热效果降低，目前#8更在更换热管。

（2）#5炉由于低再受热面没有增加，导致排烟温度较#6炉高。

整改建议：
（1）目前#8炉大修中正在进行空预器热管更换，更换后，问题基本能解决。

（2）建议对#5炉低再增加受热面，一方面可以使排烟温度降低，另一方面可以解决再热汽温低的问题，提高机组经济性效果明显。

四、节能潜力分析
根据节能查评的数据，查评组对四台锅炉的主要影响因素进行了分析、计算，综上所述，公司在锅炉侧通过提高主、再汽温度，优化制粉系统运行，对空预器及部分对流受热面进行改造，可以降低供电煤耗，统计表格如下：（单位：g/kWh）：
序号主汽温低再热汽温
低
制粉单耗大排烟温度合计
#5 0.48 0.95 0.44 0.29 2.16 #6 0.22 0.63 0.44 / 1.29 #7 0 0.55 0.44 / 0.99 #8 0.86 1.33 0.44 0.63 3.26 平均0.39 0.87 0.44 0.23 1.93
0.511.522.533.5#5#6#7#8平均排烟温度0.29000.630.23 制粉单耗大0.44
0.44
0.44
0.44
0.44
再热汽温低0.950.630.55 1.330.87 主汽温低
0.48
0.22
0.86
0.39
0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00 再热汽温低制粉单耗大主汽温低
排烟温度
平均
0.87
0.44
0.39 0.23
00.511.522.533.5#5#6#7#8技改降耗0.730.440.44 1.07管理降耗
1.43
0.85
0.55
2.19
五、查评总结
从查评结果看，公司对节能工作相当重视，管理工作很出色，生产技术人员技术水平较高，在设备改造很全面很彻底，运行管理方面也做了不少的工作，如：空预器热管改造，引风机变频改造，等离子点火改造,均取得良好的效果；运行方面在调整上也积累许多成熟的经验，各运行指标也很优秀。

经过查评，公司提高主、再热汽温，#8炉空预改造，#5炉对流受热面改造，调整制粉系统运行工况等方面还可以进行设备改造和技术改进工作。

我们认为下一步电厂锅炉专业应尽快开展的节能工作重点在下面几个方面： （1）对主、再热汽温度对经济性影响引起足够重视，尽快进行主、再热汽温度向额定靠拢试验，
（2）部门制定提高再热汽温运行措施，指导运行人员进行调节。

（3）鼓励运行人员提高主、再热器运行温度，将主、再热汽温纳入小指标考核范围，调动运行人员积极性。

（4）建议议利用大修机会将#5炉高再管材更换为T91材质管，增加#5炉低再受热面，增加再热器吸热量，提高再热汽温度。

（5) 利用机组大修机会，对#8炉空预器热管进行改造，降低排烟温度，以提高机组运行经济性。

（6）尽快优化制粉系统运行方式，降低制粉单耗。

(7)对磨煤机进出口的密封装臵进行处理,通过调整试验提高制粉出力，降低制粉单耗。

(8)运行中适当提高磨煤机出口温度，提高磨煤机的干燥出力，降低制粉单耗。

（单位名称）
节能评价整改情况报告
（时间）
（简单介绍初次查评的情况，整改情况）
一、企业基本情况
二、目前企业主要指标完成情况
2009年1-7月份主要能耗指标完成情况（包括煤耗、厂用电率、供热指标、发电水耗、油耗等）
表一：主要指标完成情况表
主要指标单位年计划
实际完成
#1机#2机#3机#4机总计
供电煤耗g/kWh
供热煤耗kg/GJ
供热厂用电率kWh/GJ
发电厂用电率%
发电水耗率m3/MWh
油耗吨
三、初次查评的问题整改落实情况
(填写整改落实情况表)
表二：初次查评的问题整改落实情况一览表
序号首次查评发现
问题个数（个）已落实整改
（个）
已完成整改
（个）
整改落实率
（％）
整改完成率
（%）
管理组锅炉组汽机组燃料组计量组总计
表三：管理组初次查评发现问题整改落实情况
序号初次查评发现的问题整改落实情况完成情况1
2
3
4
5
表四：锅炉专业初次查评发现问题的整改落实情况
序号初次查评发现的问题整改落实情况完成情况
1 #5炉高再应更换为T91材质#5锅炉大修正在实施中2009-11
2 #5锅炉低再改造，增加部分受热面#5锅炉大修正在实施中2009-11
3 #8锅炉空气预热器改造已完成2008-06
4 磨煤机及出口密封装置处理利用检修机会完善中
5 优化制粉系统#8细粉分离器改造，效率达89%以上2008-06
表五：汽机专业初次查评发现问题整改落实情况
序号初次查评发现的问题整改落实情况完成情况1
2
3
4
5
表六：燃料专业初次查评发现问题整改落实情况
序号初次查评发现的问题整改落实情况完成情况1
2
3
4
5
表七：计量方面初次查评发现问题整改落实情况
序号初次查评发现的问题整改落实情况完成情况1
2
3
4
5
表八：首次查评提出的节能潜力实现表（举例：括号内红色数字为实现的）问题#1 #2
炉侧主蒸汽温度低0.52(0.83)0.6(0.72)再热汽温度低0.4（1.3）0.4（1.58）
机侧高、低压加热器工作不正常0.2（0.2）0.2（0.2）凝汽器工作存在问题0.3(0.5)0.3(0.5)
热力系统泄漏0.3（0.4）0.3（0.4）凝结水泵电机改变频0.65（0.65）0.65（0.65）循环水泵改斜流及电机改双速0（0.4）0（0.4）机组启停时，采用汽泵锅炉上水0（0.35）0.35（0.35）
合
计
2.37(4.63) 2.8(4.8)
附件1：
（报告的页面格式：22厘米，未规定行距的部分一律按1.25倍行距设置，页面页过距均为“2.5 厘米”）
（单位名称）（宋体2号，居中）
节能评价自查评报告（小初号黑体，居中）此处为报告编写完成时间（宋体3号，居中）
目录（宋体小二，居中）
节能评价自查评总报告…………………………………管理查评报告…………………………………………锅炉组查评报告………………………………………汽机组查评报告………………………………………燃料组查评报告………………………………………计量组查评报告………………………………………
（以上内容字体仿宋，三号，1.5倍行距）
节能评价查评总报告（黑体小二，居中）
一、基本情况（该级标题为四号黑体，顶头空2个字，以下皆同）
1、主要介绍被查评单位的情况简介；（正文为小四宋体，以下所有正文都如此）
2、当前主要能耗指标完成情况（包括煤耗、厂用电率、供热指标、发电水耗、油耗等）；
3、上次查评问题整改情况；
序号首次查评发现问题个数已整改完成（个）未整改（个）整改率（%）
管理组
锅炉组
汽机组。

总计
未整改的问题简述，具体加附页列出。

二、自查评概况
主要是自查评的工作内容简介，打分情况，打分明细表如下：。

节能评价查评结果明细表（四号，黑体，居中）
序号评价项目应得分实得分得分率（%）
（表格中的内容为5号宋体，项目栏顶头，其它栏居中，标题行为五号黑体，跨页面选择标题行重复）
三、查评发现的主要问题
本次各专业组的查评项目情况以及发现存在问题条目、主要问题条目数量等
主要问题及整改措施
（列出主要问题的名称，四号宋体加粗，顶头空2个字，该级标题以下皆同，项目编号先用1. 2. 下一层用1）2）再下层用（1）（2））
四、节能潜力分析
主要在节煤、节水、节电、节油等方面进行详细分析，说明上次查评分
析的潜力已实现的部分（标题目四号宋体加粗，顶头空2个字，该级标题以下不用加粗，项目编号先用1. 2. 下一层用1）2））
列出潜力汇总表（页面横向设置，）。

（查评电厂名称）节能潜力分析表
分类项目原因首次查评中
分析潜力
已实现节能量未实现节能量及原因
节煤
节电
节水
节油
18
专业组节能评价查评报告
（与总报告的格式完全相同）
一、基本情况
二、查评概况
各专业组的查评情况总体介绍，主要包括：查评时间；查评中所涉及专业、部门、主要查证的资料名称；查评项目数、查评中发现的问题项数、应得分、得分率；节能评价结果明细表见表1（按类型分别列出，可按表1－1、1－2进行分类、汇总表），节能评价发现问题汇总及评分表详见表2（附于报告后）：
表1：（各小组名称）节能评价结果明细表
序号评价项目应得分实得分得分率（%）
三、存在的主要问题分析及整改建议
1．（按1. 2.序列号列出主要问题的名称）
问题描述及分析（正文）
建议的描述（正文）
四、节能潜力分析
各专业组的节能潜力分析格式与总报告中的相同。

表2：组节能评价发现问题汇总及评分表（只列扣分内容）
序号指标及内容标准
分
扣分标准
扣分
扣分原因
# 炉# 炉
附件2-2
火力发电厂节能评价查评表
锅炉组（＃机组）
序号指标及内容评价方法标准分扣分标准扣分扣分原因4.1 锅炉热效率465
4.1.1 锅炉热效率指标110
⑴锅炉热效率指标值检查锅炉大修后热效
率试验报告
30
额定负荷下锅炉热效率每低于设计值0.1%，扣1
分
⑵锅炉热效率试验检查锅炉大修前、后锅
炉热效率试验措施、试
验报告
3 锅炉投产、大修前后，未进行锅炉热效率试验
2 锅炉热效率试验无试验措施
2 试验报告不齐全、试验方法不符合标准
⑶锅炉优化燃烧调整试验检查锅炉燃烧调整试
验措施、过程记录、试
验报告
2 无燃烧调整试验报告
2 无优化燃烧调整试验措施
2
未确定优化的一、二次风配比或一、二次风压控
制
2 未确定优化的过量空气系数
3
未确定经济煤粉细度或CFB锅炉未进行料位与流
化流量优化试验
2
未采取措施使煤粉浓度和给粉均匀，或CFB锅炉
未进行床温优化调整试验
2
未确定不同负荷下煤粉燃烧器优化运行方式控
制火焰中心位置或CFB锅炉未进行床压优化调整
试验
21
序号指标及内容评价方法标准分扣分标准扣分扣分原因
⑷节能潜力分析与节能计划实施检查试验报告、经济性
分析报告
2 未对锅炉及系统进行经济性分析，确定节能潜力检查项目计划、技术监
督计划
2
未根据节能潜力分析制定节能改进措施和节能
改造计划
检查锅炉节能技改验收
和试验报告
6
锅炉节能技改项目，未达到合同规定的目标值，
每项扣2分
⑸锅炉运行检查锅炉运行规定、措
施
4
未根据燃烧调整试验结果制订出针对常用煤种
在各种负荷下的优化运行方案
检查锅炉运行日志、现
场检查、统计报表、检
查机组定-滑-定运行情
况
2
未制定定-滑-定运行方式的具体规定扣2分，未
严格执行扣1分
5 蒸汽参数波动超限，每次扣1分
现场检查、运行记录 3
锅炉风粉在线监测系统不能正常投用
或CFB锅炉入炉煤粒度与设计偏差大
⑹入炉煤质检查锅炉运行记录、入
炉煤化验报告、异常分
析
4
入炉煤化验指标（发热量、挥发份、水分、可磨
性系数、灰熔点等）与设计煤种偏差大，低位发
热量低于设计煤种10%以上时，每次扣1分
3
入炉煤杂物多、水分大，造成煤仓堵塞、给煤机
故障，每次扣1分
⑺燃烧设备检修检查锅炉设备台帐、大
小修记录、缺陷记录、
现场检查
2 锅炉大修，无燃烧器检查维修记录或内容不全
2 燃烧器存在严重磨损、变形等缺陷未消除
1 未清理燃烧器周围结渣、修补卫燃带等
2 未检查调整一、二、三次风门挡板
2
一、二、三次风门挡板或执行机构存在缺陷未消
除
2 直流燃烧器炉膛中心切圆安装测量记录不全
⑻锅炉保温检查锅炉保温测量记 4 锅炉存在保温不合格的点，每处扣1分
22
序号指标及内容评价方法标准分扣分标准扣分扣分原因
录，现场抽查
4 未定期进行锅炉炉墙、管道保温测量扣2分，测量数据不全面扣2分
⑼化学监督检查锅炉和化学监督计
划、监督报告
2
未制定防止水冷壁、省煤器、过热器、再热器管
内发生腐蚀、结垢、积盐措施
查看管样，了解检修情
况、查阅大修化学监督
检查报告及照片、垢样
分析报告
4
水冷壁向火侧结垢速率>80 g/(m2·a)扣2分；省
煤器、水冷壁、过热器、再热器管内有局部溃疡
性腐蚀或点蚀深度>1mm，扣2分
查看锅炉热化学试验报
告
2
未进行锅炉热化学试验优化调整锅炉运行工况、
参数
4.1.2 排烟温度60
⑴排烟温度指标检查锅炉每月排烟温
度上报统计值
25 排烟温度每超过设计值1℃扣2分
⑵排烟温度定期标定检查锅炉定期校验记
录，现场检查
3 测试校验记录不全或未进行
2 排烟温度指示与实际偏差大
⑶检修工作检查大、小修记录4 吹灰器存在故障未修复或无法投运，每只扣1分2 未彻底清除空预器积灰
2 未进行水冷壁管子外壁清除焦渣和积灰
2
未进行过热器、再热器、省煤器及烟道清灰，每
缺一处扣1分
⑷运行调整检查运行记录、指标经
济性分析
2 排烟温度偏高未进行分析
2 排烟温度偏高未采取相应措施
现场检查 2
空预器积灰造成空预器烟气进出口差压大于规
程规定
检查吹灰记录
2 未严格执行定期吹灰制度
2 程控吹灰故障无法投运
23
序号指标及内容评价方法标准分扣分标准扣分扣分原因
⑸设备缺陷检查设备台帐、检修记
录、缺陷记录
5
设备或系统存在缺陷造成排烟温度高，根据影响
程度每条扣1-3分
⑹技术改造检查技改项目验收、技
术总结报告
5
锅炉存在排烟温度高的问题，未进行技术改造扣
5分。

进行了技术改造未达到预期目标，每项扣
2分。

4.1.3 锅炉氧量60
⑴锅炉氧量指标检查锅炉每月排烟温度
上报统计值
30 氧量每超过设计值0.1%扣2分
⑵氧量定期标定检查锅炉定期校验记
录，现场检查
3 测试校验记录不全或未进行
5 氧量测量装置不能正常投入，指示与实际偏差大
⑶锅炉运行调整检查锅炉燃烧调整报
告、运行记录、现场检
查
4
未制定不同负荷下锅炉控制氧量方案或方案不
具体
3 实际运行中未严格执行氧量控制方案，氧量偏大
⑷锅炉漏风检查及消缺检查试验记录
现场检查
3
锅炉检修后未进行锅炉正压法或负压法的漏风
检查
3 锅炉看火孔门未关闭每处扣1分
3 锅炉炉膛及水平烟道漏风每处扣1分
3 锅炉后部竖井烟道每个漏风点扣1分
3 炉底存在漏风缺陷，每处扣1分
4.1.4 飞灰可燃物60
⑴飞灰可燃物指标检查锅炉每月统计上
报数据
30 每超过规定值0.1%扣1分
⑵飞灰可燃物取样、监测检查飞灰可燃物定期
取样化验规定、分析报
告。

检查锅炉检修记
录、缺陷记录。

2 未定期进行飞灰可燃物取样化验
2 无化验分析报告或记录不全
2 飞灰含碳在线监测不能正常投入或测量不准
3 大小修未检查修复飞灰取样装置
⑶锅炉燃烧调整检查飞灰可燃物取样
化验分析报告、指标经
2
未制定控制飞灰可燃物的优化运行措施或措施
不完善
24
序号指标及内容评价方法标准分扣分标准扣分扣分原因
济分析、运行记录
2 未严格执行优化运行措施中降低飞灰可燃物的措施
2 飞灰可燃物偏高未进行相应的分析和调整试验2 飞灰可燃物偏高未提出相应的处理措施
2 锅炉配风方式不合理造成飞灰可燃物偏高
⑷煤粉细度检查煤粉细度化验报
告
3
煤粉细度与试验确定的经济细度偏差大,造成飞
灰可燃物高
⑸煤质检查入炉煤质分析报
告
3
入炉煤化验指标（发热量、挥发份、水分、可磨
性系数、灰熔点等）与设计煤种偏差大，造成飞
灰可燃物高
⑹设备缺陷检查锅炉检修记录、缺
陷分析记录
5 锅炉设备存在影响飞灰可燃物的问题或缺陷
4.1.5 灰渣可燃物30
⑴锅炉灰渣可燃物指标检查炉渣可燃物每月
上报统计数据
15 每偏离设计值1%扣2分
⑵灰渣可燃物定期取样化验检查炉渣可燃物定期
取样化验记录、化验分
析报告
2 未定期进行炉渣可燃物取样化验
2 化验分析报告或记录不全
⑶燃烧调整检查锅炉燃烧调整措
施、炉渣可燃物化验报
告、运行记录
2 灰渣可燃物偏高未进行相应的分析
3 灰渣可燃物偏高未提出相应的解决措施
2 锅炉配风方式不合理造成灰渣可燃物偏大
⑷煤粉细度检查锅炉煤粉细度化
验报告、统计数据
2
煤粉细度与试验确定的经济细度偏差大,造成飞
灰可燃物高
⑸煤质检查入炉煤化验分析
报告
2
入炉煤化验指标（发热量、挥发份、水分、可磨
性系数、灰熔点等）与设计煤种偏差大，造成灰
渣可燃物偏高
4.1.6 空预器漏风率60
⑴空预器漏风率指标检查锅炉大修后空预
器漏风试验报告
30 每偏离设计值1%扣5分
25。