耗是反映电厂能耗水平的核心指标之一。国家能源局发布的《煤电节能减排升级改造行动计划（2014~2020年）》明确提出，2020年要实现现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时，这一目标为发电企业节能降耗提出了明确要求。
如何全面理解燃煤电厂的煤耗概念，影响煤耗的主要因素有哪些，哪些环节有不确定性？本期发电周刊特约作者詹华忠为大家作出了简要说明和分析，目的在于揭示煤耗概念与统计的复杂性，并呼吁严肃对待煤耗。
电厂煤耗的概念
煤耗是指火力发电厂在发电生产过程中单位电能所耗用的燃料的指标。通俗地讲，电厂煤耗就是燃煤电厂每发单位千瓦时的电（俗称一度电），消耗了多少克煤，单位用克/千瓦时。而且，这里的煤是指标准煤，即发热量为7000千卡/千克的煤(低位发热量)，折算到统一的基准以便于比较。
而煤耗又分发电煤耗和供电煤耗，使用时需明确进行区别。
1、发电煤耗与供电煤耗发电煤耗是总的煤耗。因为电厂本身也有厂用电，扣除了厂用电率，则是对外的供电煤耗，为净值。两者的关系可用公式表示为：供电煤耗=发电煤耗/(1-厂用电率)。
煤耗的高低取决于煤电厂的类型 （如煤粉炉与循环流化床）和给水泵（电动泵、汽动泵）等，厂用电率可能在3~10%左右，那么发电煤耗与供电煤耗在数值上可能存在明显差距，比如10~20克/千瓦时。如果在引用数据时只说电厂煤耗，而不言明是发电煤耗还是供电煤耗，这一数值就毫无意义。并且，对电厂而言，更具现实意义的是供电煤耗，这一指标能反映电厂的真实水平，否则人们会被更“好看”的和掩盖了厂用电率的发电煤耗所误导。以下为精简篇幅，如果没有特别说明，煤耗都特指和默认为供电煤耗。
2、设计煤耗与实际煤耗设计煤耗是在设计煤种 （发热量、水分、灰分等等），设计工况（出力、主汽温度、压力、排汽背压等等）下的煤耗。
实际煤耗当然是在实际煤种（发热量、水分、灰分等等），实际工况（出力、主汽温度、压力、排汽背压等等）下的煤耗。
可以想象，实际条件与设计条件差别的项目很多，差别的量会很大，实际的数值与设计的数值会有较大差别。比如说煤质的影响、负荷率的影响、排汽背压的影响会很大。部分电厂折算回设计条件，这一折算过程就成了不确定的因素。
实际煤耗即使在100%负荷下，也会与性能试验时的供电煤耗有所不同，包括了背压、吹灰等的影响。
3、实时煤耗与平均煤耗理论上，电厂进行燃煤发电，就存在煤耗，如果我们取得计算时间足够短，并且技术上也能实现，得出的就是实时煤耗。有的电厂至少在显示上给出了实时的煤耗。
作为统计数值，我们取一天，一个月，一个季度，或者一年为统计时段，就是这一时段的平均煤耗。
我们可以想象，在一个时间段里，变化的因素非常多，煤耗的数值变化较大。如果拿一个短时段的平均值与一个长时段的平均值相比，那是不可比的。即便同一电厂都以年平均煤耗来说，因负荷率等条件不同，也会有较大区别。不过，用长周期的年平均煤耗来比较，更能反映电厂的实际水平。
4、单台机组、单个电厂煤耗与多个电厂平均煤耗单个电厂也许有若干台煤电机组，甚 至有亚临界、超临界和超超临界机组并存。
如果说这个电厂的煤耗，就得平均计算。当然，在计算各机组热耗的时候，煤量、厂用电的划分也应该是清晰和准确的。
对于某个集团公司甚至大到全国，存在各种各样的机组，也得平均计算。然而,如何计算平均或加权平均，是以总发电量除以耗煤量，或者各机组热耗的简单平均；是各机组热耗按容量加权平均，抑或各机组热耗按发电量加权平均，结果都不相同。
回顾过去，随着小机组的退役，30万千瓦和60万千瓦级机组的改造，66万千瓦和100万千瓦新机组的投运，各大集团和全国的平均煤耗逐年下降，这是容易理解的。
2006~2010年期间，全国6000千瓦以上火电机组的供电煤耗从370克/千瓦时降到333克/千瓦时，2013年降到321克/千瓦时，2014年为318克/千瓦时。
按照 《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014~2020年）》，到2020年，现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时，其中现役60万千瓦及以上机组（除空冷机组外）改造后平均供电煤耗低于300克/千瓦时。
电厂煤耗的概念
计算的方法不外乎分为正反平衡两种，正平衡是宏观的，反平衡是微观的。
1、正平衡法就是计算用了多少煤，发了多少电。输出的电量好说，而输入的热值（煤量×低位发热量）却不那么好说。一方面，煤的低位发热量需取样做试验，不可能实时获得。
所以，只能以某一批次的煤取样的结果作代表 （所以上面所说的实时煤耗其实是有假设的）。煤的热值测量有相应的标准，但取样却存在不确定性。以日报表的取样和统计比以月报表准确得多。煤的热值作为最基础的数据，如果不准确，则会使计算得出的煤耗没有意义；另一方面，输入的煤量也有存疑的地方，这与计量场所和手段有关，部分人认为煤仓间的储煤量会对计量带来不确定性。当然，毕竟煤仓间有容量限制，长期地造数字会使煤的总量难以平衡。
2、反平衡法分解成各大部件的效率来计算。把电厂当成是锅炉、汽机、管道系统的串联，则：电厂净效率=锅炉效率×汽机效率×管道效率×(1-厂用电率)，其中汽机效率=3600/汽机热耗，汽机热耗单位用千焦/千瓦时，管道效率在计算中通常取0.99，影响不大。
换算成煤耗:供电煤耗=3600/（电厂净效率×7×4.1868）。
计算时应注意效率的单位是使用的额时“百分比”还是小数点，如果用“百分比”为单位，还应除以100。
性能验收试验当然有标准，锅炉性能按照ASMEPTC4.1，汽轮机按照ASMEPTC6-2004，且允许按规定进行条件偏差的修正。
不过，性能验收试验完成后，电厂平时 一般不再用反平衡法去计算供电煤耗。
在超临界机组发展的初期，的确有一些机组未能到达设计指标，可参阅《我国超（超）临界火电机组实际投运水平评述》，作者张建中，发表在 《电力建设》2009年4月。也正因此，有的60万千瓦级超临界机组才投运几年就要做汽机通流改造。当然，在超超临界时代，随着设计、制造、运行水平的提高，煤耗数值也降低了。
如果说电厂煤耗改善了，更值得关注的是从微观看到底是哪些方面有了提高，每一项措施的效益大都是可以细算的。
影响煤耗的主要因素
1、燃煤电厂的类型按燃烧方式分有：循环流化床（CFB）与煤粉炉 （包括π型炉和塔式炉，W火焰炉）。CFB针对劣质煤，煤耗相对要差些。
按照排汽冷却方式分有：湿冷机组与空冷机组（包括直接空冷与间接空冷）。取决于厂址条件，湿冷机组的排汽背压通常为4.9~11.8千帕,南方也有6~11.8千帕；间接空冷通常约13~28千帕，直接空冷约15~35千帕左右。因此，不同类型的机组，以及同一机组在不同背压下煤耗相差很大。
按照电厂参数分有：亚临界，超临界，超超临界机组。亚临界（汽机主汽16.7兆帕/538摄氏度/538摄氏度）、超临界（24.2兆帕/566摄氏度/566摄氏度）的参数比较固定（少数超临界的参数略有不同），超超临界再细分的话有普通超超临界 （25~26.25兆帕/600摄氏度/600摄氏度）和先进超超临界或称高参数超超临界(28兆帕/600摄氏度/620摄氏度),中间过渡还有再热温度610摄氏度的。所以，尽管同为超超临界机组，煤耗也会有2克/千瓦时左右的差别。
按照再热次数分有：一次再热和二次再热 （或称双再热）。如按二次再热31兆帕/600摄氏度/620摄氏度/620摄氏度的方案，二次再热超超临界与一次再热普通超超临界煤耗大致相差8~9克/千瓦时左右。据最新报道，国电泰州100万千瓦超超临界二次再热（汽机主参数31兆帕/600摄氏度/610摄氏度/610摄氏度）的性能试验结果为供电煤耗266.5克/千瓦时，这个数值优于大众的预测。
按热电用途分有：纯凝发电机组与供热机组。供热机组（热电联供）因为利用了低温热能，其煤耗会比纯凝机组好得多，可以轻易地做到200克/千瓦时以下。所以，两种不同的机组不宜直接进行比较。
2、厂用电率由前面的公式可知，供电煤耗与厂用电率密切相关。因此，电厂会想尽办法降低厂用电率，从而有效降低煤耗。根据中电联2014年度火电机组能效水平对标与竞赛的统计数据 （属于电厂自报），100万千瓦级超超临界纯凝湿冷机组平均厂用电率为4.08%，排名前20%为2.99%；100万千瓦级超超临界直接空冷机组平均厂用电率为5.33%；60万千瓦 级超超临界湿冷机组平均厂用电率为4.24%，排名前20%为3.44%；60万千瓦级超临界湿冷机组平均厂用电率为4.66%，排名前20%为3.87%；60万千瓦级超临界空冷机组平均厂用电率6.7%，前20%为4.74%。有的专家认为，3%的厂用电率属于非常好的水平，没有特别措施难以达到。
厂用电的统计口径在各电厂可能略有不同，例如公用系统厂用电如何分摊，新、老机组对卸煤及煤场输煤用电的分摊，脱硫脱硝的用电是否计入等等，存在一定的不确定性。
3、影响煤耗变化的主要因素影响一台运行机组煤耗的因素不少，这里讲两个主要的因素。
季节变化：主要是环境温度变化引起排汽背压的变化，使得汽轮机热耗变化。所以，无论湿冷还是空冷机组，夏季和冬季工况的煤耗相差挺大。例如，100万千瓦超超临界电厂的煤耗，高低背压工况下可能相差17克/千瓦时 （湿冷机组）、26克/千瓦时（空冷机组）。
负荷率变化：负荷率变化对锅炉效率的影响相对较小。例如，100万千瓦普通超超临界烟煤锅炉效率，100%负荷时为93.9%，75%负荷时为94.9%，50%负荷时为95.5%，即部分负荷甚至比满负荷状态还稍好。
主要的影响在于汽机热耗。例如，100万千瓦普通超超临界汽机热耗设计值，100%汽机验收工况 （THA）时约为7370千焦/千瓦时，75%THA时为7500千焦/千瓦时,50%THA时为7820千焦/千瓦时，40%THA时为8110千焦/千瓦时。以汽机热耗的划分大致是负荷降到75%时，超超临界机组成了超临界机组，50%负荷时成了亚临界机组。
根据各种机组供电煤耗与负荷的关系曲线，可以清楚地知道负荷率对煤耗的影响是很大的。例如，早期100万千瓦普通超超临界湿冷机组，100%负荷时的设计供电煤耗大约为283克/千瓦时，70%负荷时约为291克/千瓦时，60%时约为296克/千瓦时，50%时约为305克/千瓦时。
当然，超超临界机组滑压运行到超临界及亚临界区域，因为其温度较高且温度对汽机热耗的影响也比较大，部分负荷性能也比设计参数为超临界及亚临界的机组好一些。
目前，煤电机组的年利用小时数普遍下降，创历史低位。如果按照4500小时估算，全年机组平均负荷利用率为51%左右。因此，今年煤电机组煤耗年平均值也不容乐观。尤其在低负荷率和高环境温度（高背压）的时段，煤耗受双重影响，会普遍偏高。即便是上海外三电厂，在夏天和低负荷率时，也有短期供电煤耗上升到300克/千瓦时的时候，这是符合客观规律的，也是事实求是的。
导读
供电煤耗又称供电标准煤耗，是火力发电厂每向外提供1kWh电能平均耗用的标准煤量（单位：克/千瓦时、g/kWh）。它是按照电厂最终产品供电量计算的消耗指示，是国家对火电厂的重要考核指标之一。
以下为影响供电煤耗因素汇总，以供参考。
1、主汽压力上升1MPa
影响供电煤耗下降1.65g/kW.h
控制措施：主汽压升高会使汽机热耗下降，但一般情况下，运行时不宜超过设计值，以免控制不好，引起超压。
计算公式：详细的计算方法是对整个热力系统进行计算，先得到作功的变化和吸热量的变化，再得到煤耗的变化。或者由制造厂的修正曲线先得到热耗的变化，再得到煤耗的变化。并且还要考虑其他因素同时变化时，对主汽压引起变化的影响。粗略估算可采用下式：
B*[C1/(1 C1)]/ηb/(1-ηe)，B——是煤耗，C1——是主汽压对热耗的修正系数，ηb——是锅炉效率，ηe——是厂用电率。
2、主汽压力下降1MPa
影响供电煤耗上升1.89g/kW.h
控制措施：运行时，对80%以上工况尽量向设计值靠近，80%以下工况目标值不一定是设计值，目标值的确定需要通过专门的滑参数优化试验确定。
计算公式：估算公式与主汽压力上升相同。
3、主汽温度每下降10℃
影响供电煤耗上升1.26g/kW.h
控制措施：主汽温偏低一般与过热器积灰、火焰中心偏低、给水温度偏高、燃烧过量空气系数低、饱和蒸汽带水、减温水门内漏等因素有关。运行时，应按规程要求吹灰、根据煤种变化调整风量、一、二次风配比。
计算公式：详细的计算方法是对整个热力系统进行计算，先得到作功的变化和吸热量的变化，再得到煤耗的变化。或者由制造厂的修正曲线先得到热耗的变化，再得到煤耗的变化。并且还要考虑其他因素同时变化时，对主汽温引起变化的影响。粗略估算可采用下式：
B*[C2/(1 C2)]/ηb/(1-ηe)，B——是煤耗，C2——是主汽温对热耗的修正系数，ηb——是锅炉效率，ηe——是厂用电率。
4、主汽温度每上升10℃
影响供电煤耗下降1.14g/kW.h
控制措施：主汽温升高会使汽机热耗下降，但一般情况下，运行时不宜超过设计值，以免控制不好，引起超温。
计算公式：估算公式与主汽温下降相同。
5、再热器温度每上升10℃
影响供电煤耗下降0.91g/kW.h
控制措施：再热汽温升高会使汽机热耗下降，但一般情况下，运行时不宜超过设计值，以免控制不好，引起超温。
计算公式：详细的计算方法是对整个热力系统进行计算，先得到作功的变化和吸热量的变化，再得到煤耗的变化。或者由制造厂的修正曲线先得到热耗的变化，再得到煤耗的变化。并且还要考虑其他因素同时变化时，对再热汽温引起变化的影响。粗略估算可采用下式：
B*[C3/(1 C3)]/ηb/(1-ηe)，B——是煤耗，C1——是再热汽温对热耗的修正系数，ηb——是锅炉效率，ηe——是厂用电率。
6、再热器温度每下降10℃
影响供电煤耗上升0.99g/kW.h
控制措施：再热汽温偏低一般与再热器积灰、火焰中心偏低、冷再蒸汽温度低、燃烧过量空气系数低、减温水门内漏等因素有关。运行时，应按规程要求吹灰、根据煤种变化调整风量、一、二次风配比、低负荷时滑压运行提高冷再热蒸汽温度。
计算公式：估算公式与再热汽温上升相同。
7、再热器压力损失上升1%
影响供电煤耗下降0.32g/kW.h
控制措施：再热压损与设计有关，运行中不可控
计算公式：详细的计算方法是对整个热力系统进行计算，先得到作功的变化和吸热量的变化，再得到煤耗的变化。或者由制造厂的修正曲线先得到热耗的变化，再得到煤耗的变化。并且还要考虑其他因素同时变化时，对再热压损引起变化的影响。粗略估算可采用下式：
B*[C4/(1 C4)]/ηb/(1-ηe)，B——是煤耗，C4——是再热压损对热耗的修正系数，ηb——是锅炉效率，ηe——是厂用电率。
8、再热器压力损失下降1%
影响供电煤耗上升0.28g/kW.h
控制措施：再热压损与设计有关，运行中不可控。
计算公式：估算公式与再热压损上升相同。
9、凝汽器真空下降1kpa
影响供电煤耗上升2.6g/kW.h
控制措施：引起凝汽器真空低的原因很多，总的来讲，与凝汽器传热系数、凝汽器热负荷、冷却水流量及温度、凝汽器内不凝结气体多少有关。运行时可从以下几个方面入手进行调整：按规定投运胶球清洗装置；可根据循环水温度和机组真空情况决定循环水泵运行台数；定期检查冷却塔淋水填料、喷嘴、除水器等部件是否完好、淋水密度是否均匀；做好无泄漏工作，对无防进水保护的疏水可人工关紧手动门；定期进行真空严密性试验，对于采用真空泵的机组，严密性试验结果>0.8kpa/min时，会对机组真空有较大的影响。运行中重点检查轴加水封是否破坏；适当提高低压轴封供汽压力，观察凝汽器真空是否有所提高；必要时进行真空系统检漏。
计算公式：详细的计算方法是对整个热力系统进行计算，先得到作功的变化，再得到煤耗的变化。或者由制造厂的修正曲线先得到热耗的变化，再得到煤耗的变化。并且还要考虑其他因素同时变化时，对真空引起变化的影响。粗略估算可采用下式：
B*[C5/(1 C5)]/ηb/(1-ηe)，B——是煤耗，C1——是真空对热耗的修正系数，ηb——是锅炉效率，ηe——是厂用电率。
注：真空不同，每下降1kPa对煤耗的影响也不同；当真空较低时，再每下降1kPa，对煤耗的影响要大得多。2.6g/kw.h是在80%以上负荷，额定真空附近的估算数据。
10、机组转速降30r/min
影响供电煤耗上升
控制措施：运行中不可控
计算公式：转速变化主要影响发电机效率，使发出的有功功率变化。可按照发电机‘转速—效率’关系曲线查出转速变化后的有功功率变化值，再计算煤耗的变化。
11、主汽管道泄漏变化1t/h
影响供电煤耗上升0.35g/kW.h
控制措施：做好无泄漏工作，对无防进水保护的主汽疏水可人工关紧手动门
计算公式：可按等效热降法，携带热量工质出系统计算，计算公式不详细列出。
12、再热冷段泄漏变化1t/h
影响供电煤耗上升0.25g/kW.h
控制措施：做好无泄漏工作，对无防进水保护的冷再疏水可人工关紧手动门
计算公式：可按等效热降法，携带热量工质出系统计算，计算公式不详细列出。
13、再热热段泄漏变化1t/h
影响供电煤耗上升0.32g/kW.h
控制措施：做好无泄漏工作，对无防进水保护的热再疏水可人工关紧手动门
计算公式：可按等效热降法，携带热量工质出系统计算，计算公式不详细列出。
14、厂用汽耗量变化10t/h
影响供电煤耗1.68g/kW.h低辅汽源
影响供电煤耗2.1g/kW.h高辅汽源
影响供电煤耗2,5g/kW.h冷段汽源
控制措施：做好非生产用汽的管理工作
计算公式：可按等效热降法，携带热量工质出系统计算，计算公式不详细列出。
15、凝结水过冷度变化1℃
过冷度增加，影响供电煤耗上升0.04g/kW.h
控制措施：控制好热井水位，真空系统严密性达到标准
计算公式：可按等效热降法，纯热量出系统计算，计算公式不详细列出。
16、给水温度下降10℃
影响供电煤耗上升0.71g/kW.h
控制措施：检查高加旁路阀是否泄漏，加热器进汽阀是否节流运行，抽空气是否正常，维持高加水位正常
计算公式：与最后高加端差上升，计算相同。
17、凝汽器端差每增加1℃
影响供电煤耗上升0.48g/kW.h(额定真空附近)
控制措施：按规定定期投入胶球清洗装置，端差很大时，可考虑酸洗。
计算公式：端差增加1℃，相当于排汽温度升高1℃，额定真空附近约使真空下降0.3kPa，可按真空下降计算。
18、高加上端差变化10℃
#1高加端差上升，影响供电煤耗上升0.19g/kW.h
#2高加端差上升，影响供电煤耗上升0.55g/kW.h
#3高加端差上升，影响供电煤耗上升0.71g/kW.h
控制措施：控制好水位，避免上游加热器温升不足；如加热器堵管严重，换热面积不足，可考虑更换。
计算公式：计算过程比较复杂，不是一个公式能概括的，不再列出
19、高加抽汽压力损失变化0.1MP
#1高加端差上升2.5℃，影响供电煤耗上升0.047g/kW.h(额定工况附近)
#2高加端差上升1.5℃，影响供电煤耗上升0.08g/kW.h(额定工况附近)
#3高加端差上升1℃，影响供电煤耗上升0.07g/kW.h(额定工况附近)
控制措施：检查进汽门、逆止门开度，保证不节流
计算公式：压损增加相当于端差升高，可按端差增加计算；额定工况下，3抽压损变化0.1Mpa，端差约升高2.5℃；压损增加相当于端差升高，可按端差增加计算；额定工况下，2抽压损变化0.1Mpa，端差约升高1.5℃；压损增加相当于端差升高，可按端差增加计算；额定工况下，1抽压损变化0.1Mpa，端差约升高1℃。
20、加热器及管道散热损失损失变化1%
#1高加影响供电煤耗0.13g/kW.h(额定工况附近)
#2高加影响供电煤耗0.18g/kW.h(额定工况附近)
#3高加影响供电煤耗0.22g/kW.h(额定工况附近)
控制措施：做好抽汽管道及加热器的保温工作
计算公式：可按等效热降法，纯热量出系统计算，计算公式不详细列出。
21、加热器及管道散热损失损失变化1%
#1高加影响供电煤耗0.13g/kW.h(额定工况附近)
#2高加影响供电煤耗0.18g/kW.h(额定工况附近)
#3高加影响供电煤耗0.22g/kW.h(额定工况附近)
控制措施：做好抽汽管道及加热器的保温工作
计算公式：可按等效热降法，纯热量出系统计算，计算公式不详细列出。
22、高加水位低串汽10t/h
#3高加→#2高加影响供电煤耗0.52g/kW.h
#2高加→#1高加影响供电煤耗0.49g/kW.h
#1高加→除氧器 影响供电煤耗0.62g/kW.h
控制措施：无
计算公式：计算过程比较复杂，不是一个公式能概括的，不再列出
23、高加切除
#1高加切除功率变化8.59MW影响供电煤耗2.90g/kW.h
#2高加切除功率变化24.6MW影响供电煤耗5.39g/kW.h
#3高加切除功率变化15.9MW影响供电煤耗2.35g/kW.h
控制措施：无
计算公式：计算过程比较复杂，不是一个公式能概括的，不再列出
24、定排泄漏量10t/h
影响供电煤耗上升1.59g/kW.h
控制措施：做好无泄漏工作，保证定排各阀门严密性
计算公式：可按等效热降法，携带热量工质出系统计算，热量值按汽包压力对应饱和水焓计算，计算公式不详细列出。
25、主汽减温水每增加1%
影响供电煤耗上升0.16g/kW.h
控制措施：尽量从燃烧调整方面做工作，少用减温水
计算公式：计算过程比较复杂，不是一个公式能概括的，不再列出
26、再热器减温水每增加1%
影响供电煤耗上升0.86g/kW.h
控制措施：尽量从燃烧调整方面做工作，少用减温水
计算公式：计算过程比较复杂，不是一个公式能概括的，不再列出
27、飞灰含碳量每升高1%
影响供电煤耗上升1.33g/kW.h
控制措施：飞灰含碳量上升一般与入炉煤煤质、制粉系统投运方式、煤粉细度、火焰中心偏高、炉膛漏风、燃烧过量空气系数低等因素有关。运行时，应根据煤种变化调整风量、一、二次风配比。
计算公式：通过计算锅炉效率的变化得到，计算过程比较复杂，不是一个公式能概括的，不再列出
28、炉渣含碳量每升高1%
影响供电煤耗上升0.19g/kW.h
控制措施：炉渣含碳量上升一般与入炉煤煤质、制粉系统投运方式、煤粉细度、火焰中心偏高、炉膛漏风、燃烧过量空气系数低等因素有关。运行时，应根据煤种变化调整风量、一、二次风配比。
计算公式：通过计算锅炉效率的变化得到，计算过程比较复杂，不是一个公式能概括的，不再列出
29、排烟温度变化10℃
影响供电煤耗变化1.66g/kW.h，排烟温度上升，煤耗增高；排烟温度下降，煤耗减少
控制措施：排烟温度上升一般与火焰中心偏高、受热面集灰、燃烧过量空气系数偏大、尾部烟道再燃烧等因素有关。运行时，应根据煤种变化调整燃烧，按规定进行吹灰。
计算公式：通过计算锅炉效率的变化得到，计算过程比较复杂，不是一个公式能概括的，不再列出
30、送风温度变化10℃
影响供电煤耗变化0.56g/kW.h
控制措施：运行中不可控
计算公式：通过计算锅炉效率的变化得到，计算过程比较复杂，不是一个公式能概括的，不再列出
31、炉膛漏风率变化10%
影响供电煤耗上升1.3g/kW.h
控制措施：无
计算公式：通过计算锅炉效率的变化得到，计算过程比较复杂，不是一个公式能概括的，不再列出
32、燃料低位发热量变化1000KJ/kg
影响供电煤耗变化0.3g/kW.h
控制措施：根据入厂煤煤质情况，做好入炉煤配煤工作
计算公式：通过计算锅炉效率的变化得到，计算过程比较复杂，不是一个公式能概括的，不再列出
33、锅炉效率每下降1%
影响供电煤耗上升3.2g/kW.h
控制措施：根据煤种调整煤粉细度、调整燃烧，减少漏风，按规定吹灰，减少炉侧泄漏。
计算公式：粗略计算，可按锅炉效率增加1%，煤耗增加1%计算。
34、补充水每增加1%
影响供电煤耗上升0.35g/kW.h
控制措施：做好无泄漏工作
计算公式：无
35、锅炉过剩氧量每上升1%
影响供电煤耗上升0.85g/kW.h
控制措施：根据煤种调整燃烧，减少炉膛漏风，调整好空预器间隙。
计算公式：通过计算锅炉效率的变化得到，计算过程比较复杂，不是一个公式能概括的，不再列出
36、厂用电率每增加1%
影响供电煤耗上升3.2g/kW.h
控制措施：做好非生产用电管理工作，根据环境温度决定循环水泵运行台数，必要时进行大功率辅机改造
计算公式：粗略计算，可按厂用电率增加1%，煤耗增加1%计算。
