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供电煤耗率
g/kWh
1可能存在问题的原因
1.1发电煤耗率高
1.1.1锅炉热效率降低。
1.1.2汽轮机热耗率高。
1.1.3燃烧煤种煤质偏离锅炉设计值较大。
1.1.4季节因素影响。
1.1.5管道效率低。
1.1.6机组负荷率影响
➤1.1.6.1机组平均负荷率低。
➤1.1.6.2机组负荷峰谷差大。
➤1.1.6.3机组负荷调整频繁。
1.1.7供热煤耗偏低
➤1.1.7.1 热、电耗煤量分摊方法不合理。
➤1.1.7.2 供热流量虚低。
➤1.1.7.3 供热参数虚低。
➤1.1.7.4 热网设备效率低。
1.2厂用电率高
1.2.1辅机设备与主机不匹配、容量偏大或运行方式不合理，辅机设备效率低。
1.2.2机组公用系统运行方式不合理。
1.2.3煤质差。
1.2.4机组负荷率低。
1.2.5机组非计划减出力和非计划停运次数多。
1.2.6热、电耗电量分摊方法不合理。
1.2.7供热流量虚低。
1.2.8供热参数虚低。
1.2.9热网设备效率低。
1.3能源计量不准确。
能源计量不准确。
1.4管理原因
1.4.1供电煤耗率数据不准确。
1.4.2机组优化运行基准值未及时正确调整，影响耗差分析。
1.4.3激励、约束机制不健全。
1.4.4煤质监督管理不到位，入厂煤和入炉煤热值偏差大。
1.4.5贮煤场管理不严，堆放不合理，煤场储煤损耗大。
1.4.6燃烧非单一煤种时，未进行合理混配煤。
1.4.7燃烧煤种变化后，未针对煤种特性及时制订、落实相应措施。
1.4.8节能降耗计划不合理，改造力度不够。
1.4.9管理不到位，设备可靠性差，机组非计划停运次数多。
……
2解决问题的措施
2.1降低发电煤耗率措施
2.1.1提高锅炉热效率。
2.1.2降低汽轮机热耗率。
2.1.3控制入炉煤质量，选择适合锅炉燃烧的煤种。
2.1.4技术改造
➤2.1.4.1采用先进的煤粉燃烧技术，使锅炉适应所燃煤种，提高燃烧效率。
➤2.1.4.2空气预热器三向密封节能改造。
➤2.1.4.3汽轮机汽封进行节能改造。
➤2.1.4.4蒸汽系统疏水、高压加热器、低压加热器疏水系统改造。
➤2.1.4.5对汽轮机冷端系统进行性能诊断、改造。
➤2.1.4.6汽轮机通流部分改造。
2.1.5其它详见管理措施。
2.2降低厂用电率措施
2.2.1优化运行方式
➤2.2.1.1优化制粉系统运行方式。
➤2.2.1.2优化循环水泵运行方式。
➤2.2.1.4优化除灰系统运行方式。
➤2.2.1.5优化脱硫系统运行方式。
➤2.2.1.6优化炉水泵运行方式。
➤2.2.1.7优化输煤系统运行方式。
2.2.2加大风烟系统漏风治理，正常投用空气预热器三向密封挡板降低漏风，降低风机单耗。
2.2.3提高空气预热器吹灰效果，降低风烟系统阻力。
2.2.4控制入炉煤煤质，降低风粉系统、除灰系统、输煤系统及脱硫系统耗电率。
2.2.5做好辅机维修，提高设备可靠性，减少故障率，保证较高的工作效率。具体详见主要经济指标中各主要辅机耗电指标有关措施。
2.2.6减少机组启停次数，特别是机组非计划停运。
2.2.7电除尘器供电方式优化改造。
2.2.8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、引风机、凝结水泵、给水泵等进行高效、变速改造。
2.3管理措施
2.3.1加强能源计量器具的管理工作，保证计量的准确性。
2.3.2挖掘机组启停过程中的节能潜力。
2.3.3加强耗差分析，及时调整基准值，不断完善机组优化运行管理工作。
2.3.4加强对气候及发电侧、用电侧信息的收集工作，与电网调度加强联系，合理安排检修时间，减少机组的启停次数。
2.3.5积极开展技术交流和竞赛活动。
2.3.6认真开展煤质监督工作。
2.3.7做好贮煤场管理，合理堆放，减少煤场储煤损耗。
2.3.8凡燃烧非单一煤种的电厂，要实行混配煤责任制，每天根据不同煤种和锅炉设备特性，确定掺烧比例。
2.3.9根据大修前的试验结果制定完善的节能降耗技术方案，并在机组检修中实施。
2.3.10完善消缺制度，合理安排消缺计划，减少机组非计划减出力和非计划停运次数。
2.3.11制定合理的热、电耗煤量分摊原则。2.3.12加强供热流量、温度、压力表计的管理。
2.3.13加强对供热参数的统计管理，确保准确无误。2.3.14加强热网系统巡检，做好日常维护工作。
……
发电煤耗率
g/kWh
1可能存在问题的原因
1.1锅炉热效率低。
1.1.1排烟温度高。
1.1.2锅炉吹灰效果不佳。
1.1.3灰渣可燃物损失大。
1.1.4锅炉氧量过大或过小。
1.1.5散热损失大。
1.1.6空气预热器漏风率大。
1.1.7进风温度损失大。
1.1.8煤质偏离锅炉设计值较大。
1.1.9汽水品质差，锅炉排污损失大。
1.1.10汽轮机高压缸排汽温度偏高与再热器不匹配造成减温水量增加。
1.2汽轮机热耗率高。
1.2.1汽轮机通流部分效率低
1.2.1.1汽轮机高、中、低压缸效率低。
1.2.1.2汽轮机高压配汽机构的节流损失大，（如：调节阀重叠度不佳等）。
1.2.2蒸汽初参数低。
1.2.3蒸汽终参数高。
1.2.4再热循环热效率低，再热蒸汽温度低，再热器减温水量大。
1.2.5给水回热循环效率低，给水温度低。
1.2.6凝汽器真空差。
1.2.7汽水系统（疏放水系统、旁路系统）严密性差。
1.3管道效率低。
管道效率低。
1.4机组负荷率影响
1.4.1机组平均负荷率低。
1.4.2机组负荷峰谷差大。
1.4.3机组负荷调整频繁。
1.5供热煤耗偏低
1.5.1 热、电耗煤量分摊方法不合理。
1.5.2 供热流量虚低。
1.5.3 供热参数虚低。
1.5.4 热网设备效率低。
1.6管理原因
1.6.1发电煤耗数据不准确。
1.6.2机组优化运行基准值未及时调整准确，影响耗差分析。
1.6.3激励、约束机制不健全。
1.6.4煤质监督管理不到位，入厂煤和入炉煤热值偏差大。
1.6.5贮煤场管理不严，堆放不合理，煤场储煤损耗大。
1.6.6燃烧非单一煤种时，未进行合理混配煤。
1.6.7燃烧煤种变化后，未针对煤种特性及时制订、落实相应措施。
1.6.8节能降耗技术改造力度不够。
1.6.9管理不到位，设备可靠性差，机组非计划停运次数多。
……
2解决问题的措施
2.1提高锅炉热效率。
2.1.1降低排烟温度。
2.1.2及时消缺，保持吹灰系统设备完好，并优化吹灰枪投用方式。
2.1.3降低飞灰可燃物、炉渣可燃物。
2.1.4控制锅炉氧量。
2.1.5降低散热损失。
2.1.6降低空气预热器漏风率。
2.1.7控制煤粉细度。
2.1.8提高汽水品质。
2.2降低汽轮机热耗率。
2.2.1提高主蒸汽初参数。
2.2.2控制再热蒸汽温度，尽量减少再热器减温水量。
2.2.3提高凝汽器真空。
2.2.4提高给水温度。
2.2.5保持热力系统严密性，及时消除减温水、疏水等系统阀门泄漏缺陷。
2.2.6合理调整高压调节阀的重叠度。
2.2.7结合机组检修对汽轮机通流部件进行除垢、调整动静间隙。
2.3技术改造
2.3.1采用先进的煤粉燃烧技术，使锅炉适应所燃煤种，提高燃烧效率。
2.3.2空气预热器三向密封节能改造。
2.3.3汽轮机汽封进行节能改造。
2.3.4蒸汽系统疏水、高压加热器、低压加热器疏水系统改造。
2.3.5对与凝汽器真空度有关的系统进行性能诊断试验，找出薄弱环节，进行技术改造。
2.3.6汽轮机通流部分改造。
2.4管理措施
2.4.1加强能源计量器具的管理工作，保证计量的准确性。
2.4.2挖掘机组启停过程中的节能潜力。
2.4.3加强耗差分析，及时调整基准值，不断完善机组优化运行管理工作。
2.4.4加强对气候及发电侧、用电侧信息的收集工作，与电网调度加强联系，合理安排检修时间，减少机组的启停次数。
2.4.5积极开展技术交流和竞赛活动。
2.4.6认真开展煤质监督工作。
2.4.7根据大修前的试验结果制定大修节能降耗技术方案，并在大修中实施。
2.4.8做好机组正常运行过程中的设备维护，完善消缺制度，减少机组非计划停运次数。
2.4.9制定合理的热、电耗煤量分摊原则。
2.4.10加强供热流量、温度、压力表计的管理。
2.4.11加强对供热参数的统计管理，确保准确无误。
2.4.12加强热网系统巡检，做好日常维护工作。
……
厂用电率
%
1可能存在问题的原因
1.1辅机设备与主机不匹配、容量偏大或运行方式不合理，辅机设备效率低。
1.2机组公用系统运行方式不合理。
1.3机组负荷率低。
1.4煤质差。
1.5机组非计划减出力和非计划停运次数多。
1.6能源计量不准确。
2解决问题的措施
2.1定期对电能计量器具进行校验，保证计量的准确性。
2.2参照优化系统主辅机的性能指标进行调整，保证辅机工作点处于高效区，并优化其运行方式。
2.2.1优化制粉系统运行方式。
2.2.2优化循环水泵运行方式。
2.2.3优化除灰系统运行方式。
2.2.4优化脱硫系统运行方式。
2.2.5优化输煤系统运行方式。
2.2.6优化炉水泵运行方式。
2.2.7优化吹灰系统运行方式。
2.3加大风烟系统漏风治理，正常投用空气预热器三向密封挡板降低漏风，降低风机单耗。
2.4提高空气预热器吹灰效果，降低风烟系统阻力。
2.5控制入炉煤质，降低风粉系统、除灰系统、输煤系统及脱硫系统耗电率。
2.6做好主要辅机检修、维护工作，减少故障率，保证较高工作效率（如：要确保给水泵汽轮机工作正常，尽量避免投用电动给水泵）。具体详见各主要辅机耗电指标有关措施。
2.7合理调整辅机运行方式，降低机组低负荷段的辅机用电率。
2.8合理安排机组检修和消缺，减少机组启停次数，特别是机组非计划减出力和非计划停运次数。
2.9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、引风机、凝结水泵、给水泵等进行高效、变速改造。
2.10电除尘器供电方式优化改造。
2.11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。
2.12 制定合理的热、电耗电量分摊原则。
2.13 加强供热流量、温度、压力表计的管理。
2.14 加强对供热参数的统计管理，确保准确无误。
2.15加强热网系统巡检，做好日常维护工作。
……
综合厂用电率
%
1可能存在问题的原因
1.1厂用电率高
1.1.1辅机设备与主机不匹配、容量偏大或运行方式不合理，辅机设备效率低。
1.1.2机组公用系统运行方式不合理。
1.1.3机组负荷率低。
1.1.4煤质差。
1.1.5机组非计划减出力和非计划停运次数多。
1.1.6能源计量不准确。
1.2变压器损耗高
1.2.1设备缺乏维护，变压器冷却器未及时清扫，散热条件差。
1.2.2变压器油质超标。
1.2.3机组负荷率低。
1.2.4制造或者检修质量差。
1.2.5变压器容量不匹配。
1.2.6 主变二次压降超标。
1.3供热厂用电量大
1.3.1供热量大。
1.3.2热网设备效率低。
2解决问题的措施
2.1降低厂用电率措施
2.1.1优化制粉系统运行方式。
2.1.2优化循环水泵运行方式。
2.1.3优化除灰系统运行方式。
2.1.4优化脱硫系统运行方式。
2.1.5优化输煤系统运行方式。
2.1.6优化炉水泵运行方式。
2.1.7优化吹灰系统运行方式。
2.1.8加大风烟系统漏风治理，正常投用空气预热器三向密封挡板降低漏风，降低风机单耗。
2.1.9提高空气预热器吹灰效果，降低风烟系统阻力。
2.1.10控制入炉煤质，降低风粉系统、除灰系统、输煤系统及脱硫系统耗电率。
2.1.11做好主要辅机检修、维护工作，减少故障率，保证较高工作效率（如：要确保给水泵汽轮机工作正常，尽量避免投用电动给水泵）。具体详见各主要辅机耗电指标有关措施。
2.1.12合理调整辅机运行方式，降低机组低负荷段的辅机用电率。
2.1.13合理安排机组检修和消缺，减少机组启停次数，特别是机组非计划减出力和非计划停运次数。
2.1.14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、引风机、凝结水泵、给水泵等进行高效、变速改造。
2.1.15电除尘器供电方式优化改造。
2.1.16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。
2.2降低变压器损耗的措施。
2.2.1选用容量匹配的变压器。
2.2.2保证变压器散热设备运行良好。
2.2.3加强变压器油质监督，保证油质合格。
2.2.4定期对主变进行二次压降测试，发现超标及时分析原因，制定措施。
2.2.5提高检修质量，做好质量验收工作。
2.3降低供热厂用电率措施
2.3.1定期校验供热系统计量器具，保证其计量的准确性。
2.3.2在满足供热系统正常运行的情况下，优化供热设备系统及其运行方式。
……
补水率
%
1可能存在问题的原因
1.1除氧器除氧效果差，排氧门开度大。
1.2热力系统汽水外泄漏。
1.3排污量大。
1.4无凝结水精处理装置或装置效果差。
1.5系统跑酸、碱，硬度、油等引起的水汽品质恶化。
1.6防冻措施用水量大。
1.7闭式循环冷却水系统外漏，用水量大。
1.8机组启停机次数多。
1.9炉水处理方法不科学。
1.10表计测定误差。
1.11补水量统计数据不准。
……
2解决问题的措施
2.1运行措施
2.1.1加强热力系统管道、阀门的查漏，减少泄漏点，降低汽水外漏损失。
2.1.2在机组启停过程中，减少系统排汽和疏放水。
2.1.3认真执行排污监督制度，控制好排污量、排污时间，避免排污过量。
2.1.4保持凝结水精处理装置正常运行。
2.1.5加强管理，防止蓄水池（箱）水溢流。
2.1.6制定合理的吹灰程序，减少锅炉吹灰用汽量。
2.1.7采用科学的炉水处理方法，提高炉水品质，降低锅炉排污量。
2.2日常维护
2.2.1做好凝结水精处理系统的维护和消缺，保证正常运行。
2.2.2及时堵漏，管道、设备的连接尽量采用焊接。
2.2.3检查疏水阀、放水阀、排气阀、连排水位调整阀、定排阀等汽水系统的阀门严密性，及时消缺。
2.2.4定期校验补水计量装置，确保准确可靠。
2.2.5规范统计方法，确保准确可靠。
2.3 C/D修，停机消缺
2.3.1检查除氧器内部部件（落水盘、填料、喷嘴、淋水盘等）及除氧器对应的抽气逆止门，及时消除缺陷，保证除氧效果。
2.3.2检查处理各泵密封缺陷和容器外漏缺陷。
2.3.3消除阀门、管道泄漏。
2.3.4提高水质，减少排污量。
2.4 A/B修及技术改造
2.4.1处理汽包汽水分离装置的缺陷，提高汽水分离效果，减少排污。
2.4.2检修后按照规定进行热力系统容器及管道冲洗。
……
综合耗水率
kg/kWh
1可能存在问题的原因
1.1循环水系统补水量增加，循环水浓缩倍率下降。
1.2灰水比浓度小（水力除灰、除渣）。
1.3无污水处理设备或污水处理能力不足。
1.4供水管网存在泄漏。
1.5冷却水直排量大。
1.6废水回用量低。
1.7取、排水计量表计不准确。
……
2解决问题的措施
2.1根据水质、凝汽器管材，通过加药配方试验，在保证凝汽器安全运行的前提下，尽量提高循环水浓缩倍率。
2.2优化除灰、除渣系统运行方式。对于灰浆外排的电厂，应提高灰水比，并尽量减少外排灰浆。
2.3对于新建电厂应选用干除灰系统，并加大炉渣的综合利用。
2.4做好水的分级利用，增加水的串用次数，做到一水多用。
2.5可根据季节和设备的具体情况减少循环冷却水用量。
2.6根据机组负荷情况做好供水系统的经济调度。
2.7对供水、供热管网定期查漏，及时消漏。
2.8定期校验供水用水系统计量器具，保证其计量的准确性。
2.9进行污水处理系统改造，提高污水处理能力，节约用水。
2.10管理措施
2.10.1落实节水归口管理部门，制定节约用水实施细则和考核办法，认真执行。
2.10.2每3-5年进行一次水平衡试验，以制定合理的用水、节水方案。
2.10.3加强对生产用水和非生产用水的计量管理，合理控制用水范围和供水区域。
2.10.4根据本地区实际情况，制定节水规划，提出具体节水目标和措施，并认真组织落实。
2.10.5建立健全各级节水统计报表体系，及时分析总结。
……
机组耗油量
t
1可能存在问题的原因
1.1机组启动耗油量高的原因
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机组启动过程中未按启动曲线控制升温、升压速度。
1.1.3机、炉操作协调、配合不好，启动时间延长。
1.1.4油、粉投运不合理，炉内燃烧不均匀，延长启动时间。
1.1.5给水加热系统未正常投入，点火时炉水温度低。
1.1.6汽水品质不合格，启动时间延长。
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。
1.2机组助燃耗油量高的原因
1.2.1机组低负荷时煤质差。
1.2.2机组非计划减出力和非计划停运次数增加。
1.2.3煤粉过粗，一、二次风的风速配比不合理。
1.2.4主、辅机或系统发生设备缺陷。
1.2.5检修后在低负荷各种试验时间衔接不合理造成助燃耗油量增高。
1.2.6锅炉冷灰斗除焦，冷灰斗水封水中断、水封破坏，造成燃烧不稳。
1.2.7正常运行中因汽水品质不合格被迫减负荷。
……
2解决问题的措施
2.1机组启动时
2.1.1机组冷态启动时，严格控制锅炉升温、升压速度，减少用油。
2.1.2各专业协调操作，缩短机组启动时间。
2.1.3合理安排试验计划，减少试验时间。
2.1.4低负荷时段保证燃煤质量。
2.1.5点火前控制汽水品质达标，减少点火用油。
2.2锅炉助燃
2.2.1锅炉运行人员加强监视调整，保持燃烧工况良好。
2.2.2根据煤质变化，及时调整煤粉细度，稳定燃烧。
2.2.3保证风、粉比例合理和一、二次风的风速配比适当。
2.2.4避免锅炉结渣、落渣等造成燃烧不稳定投油枪。
2.2.5加强主、辅机设备的维护，减少机组非计划减出力和非计划停运次数。
2.3检修措施
2.3.1加强设备维护，防止断煤、断风现象发生。
2.3.2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。
2.3.2采用先进的点火技术。
