电厂小指标有哪些

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1、电厂小指标有哪些？火电厂技术联盟1. 发电量。电能生产数量的指标。即发电机组产出的有功电能数 量。计量单位：万千瓦时（1x104kWh）。发电机的电能表发生故障或变换系统使电能表不能正常工作时， 应按每小时记录其有功功率表的指示来估算发电量。2. 供电量。发电厂实际向厂外供出电量的总和。即供电量=出线 有功电量，计量单位：万千瓦时（1x104kWh）。单台机组供电量=出线有功电量，计量单位：万千瓦时 （1x104kWh）。以出线开关外有功电能表计量为准。3. 综合厂用电量。综合厂用电量=发电量-供电量 计量单位：万 千瓦时（1x104kWh）。4. 供热量。电厂发电的同时，对外供出的蒸汽或热水

2、的热量。计 量单位：吉焦（GJ）5. 平均负荷。计算期内，瞬间负荷的平均值。计量单位：兆瓦 （MW）。计算方法：平均负荷=计算期内发电量/计算期内运行小时6. 燃料的发热量。单位量的燃料完全燃烧后所放出的热量称为燃 料的发热量，亦称热值。计量单位：千焦/千克（kJ/kg）。7. 燃料的低位发热量。单位量燃料的最大可能发热量（包括燃烧 生成的水蒸汽凝结成水所放出的汽化热）扣除水蒸汽的汽化热后的发 热量。计量单位：千焦/千克（kJ/kg）。8. 原煤与标准煤的折算。综合能耗计算通则（GB2589-81）关于热 量单位、符号与换算中明确规定：低位发热量等于29271千焦（或 7000大卡）的固体燃料

3、，称之为1千克标准煤。所以，标准煤是指低位发热量为29271kJ/kg（7000大卡/千克） 的煤。不同发热量情况下的耗煤量（即原煤耗量）均可以折为标准耗煤 量，计算公式为：标准煤耗量（T）=原煤耗量（T）x原煤平均低位发 热量/标准煤的低位发热量=原煤耗量（T）x原煤平均低位发热量/292719. 燃油与标准煤、原煤的折算。综合能耗计算通则（GB2589-81） 关于热量单位、符号与换算中明确规定：低位发热量等于41816 千焦（或10000大卡）的液体燃料，称之为1千克标准油。因煤耗率计 算中的耗用煤量或标准煤耗用量还应包括锅炉点火及助燃用油量，所 以还应将计算期间的燃油折算成原煤量或标准

4、煤量中进行煤耗率计 算。燃油折算成原煤或标准煤的计算公式为：燃油折标准煤量（T）=燃油耗量（T）x燃油的低位发热量/标准煤的低位发热量=燃油耗量x4181629271=燃油耗量xl.4286燃油折原煤量（T）=燃油耗量（T）x原煤平均低位发热量/标准煤的低位发热量x燃 油的低位发热量/原煤平均低位发热量=燃油耗量（T）x燃油的低位发热量/原煤平均低位发热量=燃油耗量（T）X41816/原煤平均低位发热量10. 电厂汽温、汽压值。发电厂过热蒸汽的温度、汽压是机组运 行的重要参数。由于各电厂的装机容量不同，各机组所设计的额定参 数也不同，所以在计算全厂温度、汽压的实际值时不能简单地采用算 术平均数

5、，是分别以锅炉蒸发量和汽轮机组发电量做为权数进行计 算。计算公式为：电厂炉侧过热蒸汽压力=单炉过热器出口压力X单台炉蒸发量/电 厂锅炉蒸发量；电厂机侧过热蒸汽压力=单机过热蒸汽压力X单台机发电量/电厂 机组发电量；电厂炉侧过热蒸汽温度=单炉过热蒸汽温度X单台炉蒸发量/电厂 锅炉蒸发量；电厂机侧过热蒸汽温度=单机过热蒸汽温度X单台机发电量/电厂 机组发电量11. 电厂给水温度。电厂给水温度=单炉给水温度X单台炉蒸发量/ 电厂锅炉蒸发量12. 电厂排烟温度。电厂排烟温度=单炉排烟温度x单台炉蒸发量/ 电厂锅炉蒸发量13 .电厂飞灰可燃物。电厂飞灰可燃物=单炉飞灰可燃物x单台炉 蒸发量/电厂锅炉蒸发

6、量14. 高加投入率、电厂高加投入率。高加投入率=计算期内高加运 行时间/计算期内汽轮机运行时间电厂高加投入率=单机高加投入率乂单台机发电量/电厂机组发电 量15. 电厂汽机真空度。电厂真空度=单机真空度x单机发电量/电厂 机组发电量16. 单机凝汽器端差、电厂凝汽器端差。单机凝汽器端差二汽轮机 的排汽温度-循环水出口温度电厂凝汽器端差=单机凝汽器端差x单台机发电量/电厂机组发电 量17. 单机过冷却度、全厂过冷度。单机过冷却度=汽轮机的排汽温 度-凝结水温度电厂过冷却度=单机过冷却度x单台机发电量/电厂机组发电量18. 电厂汽水损失率。发电汽水损失量占锅炉蒸发量的百分数 （%）。计算公式为：

7、汽水损失量（T）=锅炉补充水量（T）-对外供汽量（T）电厂汽水损失率=电厂汽水损失量/电厂锅炉过热蒸汽流量x100%19. 电厂补给水率。电厂补充水量与锅炉蒸发量的比率（）。计 算公式为：电厂补充水率=电厂锅炉补充水量（T）/电厂锅炉的过热蒸汽量（T） x100%20. 给水率。汽轮机高压加热器出口给水量与发电机发电量的比 值。计算公式为：dg= Wg /Ex10-1；dg一汽轮机组给水率（kg/kWh）；Wg计算期内高加出口给水量（T）；E计算期内发电机的发电量（万kWh）21. 热耗量。热耗量是指汽轮发电机组从外部热源取得的热量。一般来说原因不明的泄漏量不应超过额定负荷下主蒸汽流量0.5%

8、。22. 供热发电热量分割比、供热比。供热发电热量分割比，是指 供热消耗热量与发电消耗热量分别占汽轮机热耗量比率的关系。用来 分割供热和发电的各项成本。供热比，是指供热热量占汽机热耗量的 比率（）。计算公式为：供热比=供热量X供热焓值/（汽机进汽量x汽机进汽焓值-高加出 口给水量X给水焓值）ip=Dcic/（Di0- Wgig）W供热比（）D 一计算期内汽轮机耗用的主蒸汽量（T）i0汽机进汽焓值（kJ/kg）Dc计算期间对外供热量（T）ic供热焓值（kJ/kg）Wg计算期内给水量（T） ig给水焓值（kJ/kg）发电比（%）=100%-供热比=100%-p供热发电热量分割比=供热比/发电比W

9、（100%-W）23. 锅炉正平衡效率。锅炉的输出热量与输入热量的比率（%）。 是反映燃料和介质带入炉内热量被利用程度的指标。计算公式为：电厂锅炉正平衡效率=锅炉总产热量/（燃料消耗量x燃料的低位 发热量+燃油耗量X燃油低位发热量+给水量X给水焓值）q=Q/（BxQyD+B 油xQ 油 + Wgxig）x103x100%Q-一计算期内锅炉总产出热量（kJ）B计算期内燃料消耗量（T）QyD 燃料的低位发热量（ kJ/kg）B油一计算期内燃油耗量（T）Q油一燃油低位发热量（kJ/kg）Wg计算期内给水量（T）ig 给水焓值（kJ/kg）24. 汽轮机组汽耗率。汽轮机组汽耗率，是指汽轮发电机组每发

10、一千瓦时电能所消耗的蒸汽量。计算公式为：d=（D-Wgig/io）x（100-中）/Ex10-1；d 汽轮机组汽耗率（kg/kWh）；i0 汽机进汽焓值（kJ/kg）；Wg计算期内给水量（T）；ig 给水焓值（kJ/kg）；W一供热比（）；D一计算期内汽轮机耗用的主蒸汽量（T）；E计算期内发电机的发电量（万kWh）25. 汽轮机组热耗率。汽轮机组热耗率，是指汽轮发电机组每发 一千瓦时电能所耗用的热量。对于凝汽式汽轮机，计算出汽耗率后， 采用下列计算公式：qd=di0；qd 热耗率（kg/kWh）；d汽耗率（kg/kWh）；i0 汽机进汽焓值（kJ/kg）26. 汽轮机效率（简称汽机效率）。汽机

11、效率，是指计算期内汽轮 发电机发出电能的当量热量与输入汽轮机发电热量的比率（%）。抽 凝汽式机组汽机效率（给水系统采用联络母管制时）采用的计算公式 为：nd=10Ex3600/（Di0- Dcic-Wgig）；E计算期内发电量（万kWh）；nd汽机效率（%）；D一计算期内汽轮机耗用的主蒸汽量（T）；i0 汽机进汽焓值（kJ/kg）；Dc 一计算期内对外供热量（T）；ic 供热焓值（kJ/kg）；Wg计算期内给水量（T）；ig 给水焓值（kJ/kg）27. 电厂发电热耗率。电厂发电热耗率，是指每生产一千瓦时电 能所消耗的热量。它反应生产过程（包括机、炉、电）的综合能耗。 计量单位是“kJ/kWh

12、”计算公式为：qd=Qh/Ex10-1；qd发电热耗率（kJ/kWh）；Qh计算期内电厂发电耗用热量（kJ）；E计算期内电厂发电量（万kWh）；电厂发电耗用热量=汽轮发电机进汽含热量-供热量-加热锅炉给 水含热量28. 电厂热效率。是指计算期内汽轮发电机发电量的当量热量占 发电耗燃料含热量的比率（%），即每千瓦时发电量的当量热量与每 千瓦时发电量所耗用燃料的含热量的比率，反映发电厂能源加工转换 的效率。计算公式为：nd= 10Ex3600/（Bbx29271）；nd电厂热效率（%）；E计算期内发电量（万kWh）；Bb计算期内发电标准煤耗量（T）；发电标准煤耗量（T）=（全厂原煤耗量x原煤的平均

13、热值（kJ/kg） +耗用油量（T）x41816x发电比/29271（kJ/kg）29. 入炉燃煤热值的计算方法。入炉煤和入炉粉取样化验热值的 加权平均值，计量单位：kJ/kg。30. 电厂耗用标煤量的计算。电厂标准煤耗量=（电厂原煤耗量X原煤平均低位发热量+耗用油量X41816） /2927131. 电厂发电原煤耗率（g/kWh）的计算电厂发电原煤耗（g/kWh）=发电耗原煤量（T）X102/发电量（万 kWh）供热耗原煤量（T）=电厂耗原煤量（T）x供热比=B0xR发电耗原煤量（T）=电厂原煤耗量（T）x发电比（%）= B0x（ 100-中）32. 电厂发电标煤耗率的计算电厂发电标煤耗率（

14、g/kWh）=电厂发电标准煤耗量（T）X102/ 发电量（万kWh）33. 供电标煤耗率的计算。供电标煤耗（g/kWh）=发电标煤耗/（1 -厂用电率）34. 供热标耗率的计算供热标煤耗（kg/GJ）=供热耗用煤量（T）x10供热量（GJ）35. 热电比。国家经贸纬“关于印发关于发展热电联产规定的 通知中明确规定：热电比是指计算期内供热消耗热量与供电量的当 量热量的比率（）。计算公式：热电比=X10-1X100%36. 发电用厂用电量（万kWh）、供热用厂用电量（万kWh）、发 电用厂用电率（）、供热用厂用电率（）的计算发电用厂用电量=（厂用电量-变线损耗）x发电比；供热用厂用电量=（厂用电量

15、-变线损耗）x供热比；发电用厂用电率=发电用厂用电量/发电量X100%；供热用厂用电率=供热用厂用电量/发电量X100%37. 引、送、排、磨用电率计算引风机用电率=引风机用电量/发电量；引风机用电率=引风机用电量/产汽量；送风机用电率=送风机用电量/发电量；送风机用电率=送风机用电量/产汽量；排粉机用电率=排粉机用电量/发电量；排粉机用电率=排粉机用电量/产汽量；磨煤机用电率=磨煤机用电量/发电量；煤机用电率=磨煤机用电量/产汽量38. 电除尘用电率计算电除尘用电率=电除尘用电量/发电39. 给水泵用电率计算给水泵用电率=给水泵用电量/发电量；给水泵用电率=给水泵用电量/产汽量40. 循环水

16、泵用电率计算。循环水泵用电率=循环水泵用电量/发电量41. 变线损耗计算。变线损耗=厂用电量-发电、供热用厂用电量一、主要生产指标（一）释义1、供电煤耗：指火力发电机组每供出单位千瓦时电能平均耗用 的标准煤量。他是综合计算了发电煤耗及厂用电率水平的消耗指标。 因此，供电标煤耗综合反映火电厂生产单位产品的能源消耗水平。供电煤耗=发电耗用标准煤量（克）/供电量（千瓦时）=发电耗 用标准煤量（克）/发电量X（1-发电厂用电率）（千瓦时）影响供电煤耗的主要生产指标：1）锅炉效率：锅炉效率是指有效利用热量与燃料带入炉内热量 的百分比。2）空预器漏风率：是指漏入空气预热烟气侧的空气质量流量与 进入空气预热

17、器的烟气质量流量比。3）主汽温度：主汽温度是汽轮机蒸汽状态参数之一，是指汽轮 机进口的主蒸汽温度。4）主汽压力：主汽压力也是汽轮机蒸汽参数状态之一，是指汽 轮机进口的主蒸汽压力。5）再热汽温：再热汽温度是汽轮机蒸汽参数状态之一，是指汽 轮机进口的再热蒸汽温度。6）排烟温度：排烟温度是指锅炉末级受热面（一般指）空气预 热器后的烟气温度。对于锅炉末级受热面出口有两个或两个以上烟 道，排烟温度应取各烟道烟气温度的算数平均值。7）飞灰可燃物：是指锅炉飞灰中碳的质量百分比（%）。8）汽轮机热耗率：是指汽轮机发电机组每发出一千瓦时电量所 消耗的热量。以机组定期或修后热力试验数据为准。9）真空度：是指汽轮机

18、低压缸排气端真空占当地大气压的百分 数。10）凝汽器端差：是指汽轮机低压缸排汽温度与冷却水出口温 度之差。11）高加投入率：是指汽轮机高压加热器运行时间与机组运行 时间的比值。12）给水温度:是指机组高压给水加热器系统出口的温度值（C）。13）发电补给水率：是指统计期内汽、水损失水量，锅炉排污 量，空冷塔补水量，事故放水（汽）损失量，机、炉启动用水损失量， 电厂自用汽（水）量等总计占锅炉实际总蒸发量的比例。2、综合厂用电率：是指统计期内综合厂用电量与发电量的比值， 即：综合厂用电率=（发电量/综合厂用电量）x100%。综合厂用电量是指统计期内发电量与上网电量的差值，反应有多 少电量没有供给电网

19、。辅机单耗：吸、送风机、制粉系统、给水泵、循环水泵、脱硫等。3、发电燃油量：是指统计期内用于发电的燃油消耗量。4、发电综合耗水率：是指发单位发电量所耗用的新鲜水量（不 含重复利用水）。在统计耗水量时应扣除非发电耗水量。6、100MW及以上机组A、B级检修连续运行天数：是指100MW 及以上机组经A、B级检修后一次启动成功且连续运行夭数，期间任 何原因发生停机则中断记录。7、等效可用系数：等效可用系数是指机组可用小时与等效降出 力停运小时的差值与统计期日历小时的比值。8、机组非计划停运次数：机组非计划停运次数是指机组处于不 可用状态且不是计划停运的次数。（二）控制措施1、深入开展能耗诊断，认真落

20、实整改措施，不断提高能耗管理 水平。2、不断深化对标管理，通过运行优化、设备治理、科技创新、 节能改造等技术手段，不断提高机组经济运行水平。3、深化运行优化，加强耗差分析，确定最优经济运行方案，合 理调整运行方式；4、全面推行经济调度，明确各台机组调度顺序，提升机组安全、 经济运行水平；5、深化主辅网小指标竞赛，充分调动运行人员认真监盘、精心 调整的积极性，确保设备在最优状态下运行；6、加强节油管理，严格控制助燃用油，降低发电成本；7、加强燃煤掺配及锅炉燃烧调整，从煤种配比、风量配比、煤 粉细度等方面合理优化，提高锅炉燃烧效率。二、主要运营指标（一）释义1、计划发电量：指集团公司下达给各二级单

21、位的燃煤机组同期 发电量计划值（不含关停机组电量计划）；二级单位下达给各电厂的 燃煤机组同期发电量计划值（不含关停机组电量计划）。2、实际发电量：是指统计期发电机实际发出的电能量。3、发电利用小时：是指统计期发电量与机组平均容量的比值。4、计划停运小时：是指统计期机组A、B、C、D类计划检修的 时间。5、非计划停运小时：是指统计期设备存在故障或缺陷，机组在 计划停运以外没有运行的状态时间。6、停机小时：是指统计期所有停运小时之和，即计划停运小时、 非计划停运小时、缺煤停运小时、市场原因停运小时、电网原因停运 小时、其它原因停运小时之和。7、等效可用系数：是指机组可用小时与等效降出力停运小时的

22、差值与统计期日历小时的比值。等效可用系数=等效可用小时/统计期日历小时=（可用小时-等效 降出力停运小时）/统计期统计期日历小时X100%8、机组等效强迫停运率：是指计算期内机组强迫停运小时与全 部第1、2、3类非计划降出力等效停运小时之和除以机组运行小时、 强迫停运小时、全部第1、2、3类非计划降出力等效停运小时三者之 和的比值。（二）控制措施：1、认真做好电量计划争取工作，重点做好迎峰度夏、迎峰度冬 期间电量、电价的争取工作；2、加强政策研究，积极争取有利政策；3、密切关注市场动态，积极争取有效益的外送电量和转移电量、 交易电量；4、加强与网、省两级调度联系，合理安排检修技改，全力实现 稳

23、发多发，努力提高利用小时；5、及时掌握网上需求，提高负荷接带响应速度，在确保安全的 前提下尽量压上限运行；6、切实做好日负荷争取工作，把电量分解到每台机组，落实到 每个小时，以日促周、以周保月，确保全年电量目标圆满完成。7、开展电量优化工作，提高发电收益。8、密切关注省内脱硝电价进展情况，及早争取脱硝电价。9、加强一次调频和AGC的运行管理，提高动作合格率，避免电 网考核。（三）防止非计划停运措施1、加强运行分析与管理，全面提升机组运行稳定性1）加强运行分析，提高操作水平。加强设备运行监视与运行分 析，做到勤调整、勤分析，提高机组运行的可靠性和经济性。运行部门管理人员加强对运行设备及参数的定期

24、巡视，做好系统 运行方式的合理性、特殊运行方式风险性的分析，并制定相应的事故 预案。认真分析讨论各异常事件，及时采取反事故措施，防止各类事 故的重复发生。2）强化培训，抓好基础管理。组织开展机组的仿真机模拟操作 培训，提高员工反事故应急能力、事故处理过程各岗位的协调、沟通 能力。在班组中签订师徒合同，全面提高运行人员理论及技能水平。 继续定期开展技术讲课，并对当月异常事件进行分析讲解，以点带面， 深刻剖析事故原因，并及时制定预控措施，避免同类事故再次发生。 针对本年度技改情况进行专项培训，使员工能尽快掌握设备的特性。3）坚持“两票三制”，落实风险预控，提高巡检水平，做到重点 预防。认真执行“工

25、作票、操作票制度，防止“误操作的事件发生。按照制定的巡检路线，加强巡检力度，及时发现机组存在的缺陷。 坚持定期召开安全会的形式，坚持不懈的进行安全思想教育。加强安 全管理和风险预控，把班组风险分析、事故预控、危险点提示常态化。2、加强燃煤（油）采购与质检，优化配煤方式，保证机组安全稳 定。加强燃煤（油）采购，强化燃料入厂监督，确保机组燃料供应加 强入厂、入炉煤质量检验监督，为合理掺配提供依据。合理掺配燃煤，加强煤场管理，提高输煤设备可靠性。3、加强设备管理，全面提高设备健康水平。严格执行设备缺陷 管理制度与风险预控管理制度，认真做好每日机组巡检及定期设备隐 患排查工作，巡检或设备试转过程中发现

26、的重大缺陷、隐患及时联系 维护消除，尽可能地将缺陷和隐患消除在萌芽状态，暂时不具备消除 条件的，制定防范措施和应急预案，并研究治理措施，避免隐患扩大。4、针对性开展机组运行健康状况技术诊断，加强日常技术监督 管理，提高设备运行的可靠性。做好机组的日常技术监督，包括指标 异常、定期试验、机组测振分析、在线运行管理系统的维护等，利用 现代化的管理手段，通过运行分析、风险评估，及时发现影响机组经 济稳定运行的不安全因素、系统设备缺陷，及时制定运行调整控制措 施。对于技术监督发现的问题，要认真落实，及时整改，把事故消灭 在萌芽状态，做到重大隐患早发现、早报告、早预防、早治理，力争 使设备状况受控、在控

27、，有计划地停机检修消缺，为拒绝非停奠定 基础。三、主要燃料指标（一）释义1、入厂标煤量：入厂标准煤量是指统计期内所购原煤折合到标 准煤的吨数。入厂标煤量=（当月入厂煤实收数量X当月入厂煤热值电厂月度入 厂标煤量）/29271我国目前采用标准煤为能源的度量单位，即每千克标准煤为 29271千焦耳（7000千卡），也就是用焦耳去度量一切能源。2、入厂标煤单价：入厂标煤单价是指统计期内所购原煤折合到 单位标准煤量的平均价格（不含税）。电厂月度入厂标煤单价=当月入厂原煤综合价（不含税）X29271/ 当月入厂煤热值3、入厂煤热值：入厂煤热值是指统计期内入厂煤低位发热量的 加权平均值。4、入炉煤热值：入

28、炉煤热值是指统计期内入炉煤低位发热量的 加权平均值。5、入厂入炉煤热值差：入厂入炉煤热值差是指统计期入厂煤热 值与入炉煤热值之差。（二）控制措施1、在提高重点合同煤量、应对电煤价格并轨的前提下，采取灵 活策略，积极开辟周边和省外煤源，加大市场煤采购力度，建立长期、 稳定、可靠、质量优、价格低的煤炭供应渠道，保障发电用煤，优化 供煤结构。2、密切关注区域电煤市场走势，加强日成本分析，以标煤单价 最优为原则及时调整煤炭采购结构。要继续发挥燃料监督中心作用， 加大燃料管理的监督、考核力度，强化厂内燃料全过程管理，确保责 任落实到人、措施落实到位，堵塞管理漏洞，减少损耗；3、加强考核，严控入厂入炉煤热

29、值差，最大限度降低燃料成本小指标调整策略发电厂除了确保安全发电、提供质量合格的电能外，还必须尽量 减少燃料、电量的消耗。因此探讨技术经济小指标与节能降耗的关系 有重要的意义。发电厂小指标究竟有哪些？这些小指标又有哪些调节办法？一、飞灰可燃物1、配煤掺烧。在煤质下降的不利情况下，通过合理配煤掺烧， 把本地劣质、低挥发分等煤种放在BC等下层磨掺烧，既保证了燃烧 稳定，又降低了飞灰。2、调节磨机运行方式。根据存煤结构基本固定磨机组合方式， 熟悉上仓煤种热值、挥发份、灰份、硫份。以热值决定运行磨机台数 和组合，在均衡总二次风量保证二次风箱差压不变的同时仍可以对灰 份大煤层增加二次风比例等。3、适当提高

30、磨机分离器转速降低煤粉细度。需考虑磨机碾磨出 力的增加，选择合理范围在90-95rpm，转速过高时若控制不好造成 磨机时堵时通反而增加了燃烧的不充分性。4、调节燃烧器的摆角。在保证汽温的的前提下，尽量把燃烧摆 角下摆，降低炉膛火焰中心。但这点与提高再热汽温相背，可根据煤 耗影响程度，调整上优先考虑飞灰。5、锅炉配风方式。根据我厂实际情况，制定合理的锅炉配风方 式及燃烧调整操作卡，指导运行人员进行精细化调节，有利于控制飞 灰可燃物在合理范围内。6、风、粉配合比适合。开大下层二次风、关小上层二次风，调 整上建议燃烧器二次风门35-45%，辅助风约40-45%，需注意火检强 度判断燃烧情况。7、提高

31、一次风温、降低一次风速。一次风速建议不超过35m/s 保证火焰刚度的同时不破坏其连续性。8、减少水冷壁吸热提高炉膛温度9、稍减小炉膛负压10、提高二次风风速，加强二次风扰动能力11、附加风调节。在保证SCR入口 NOx可控的情况下，合理关 小附加风，防止煤粉缺氧燃烧。12、适当提高氧量。提高氧量的同时，需要保证SCR入口 NOx 在可控范围，满负荷时在送风机出力不够情况下应注意适当降低火焰 中心并尽量增加上层磨煤粉细度。二、凝汽器真空1、根据循环水泵启停规定把握启停时机。凝汽器循环水温升以 10度为佳，根据数据分析环境温度高时可前移，环境温度低时可后 移。2、及时投用胶球清洗。按定期工作投入，

32、保证投用有效性。3、循环水量分配。合理利用双机负荷差关小凝汽器循环水出水 门分配水压。4、合适的轴封压力。控制合适的轴封汽压力，并注意控制主机 润滑油水份。5、定期组织真空查漏。制定阀门内漏检查卡和阀门内漏台账。 每次启机后及时组织运行人员进行针对性检查，发现疏水阀门内漏及 时关闭手动门，以减少凝汽器热负荷，提高凝汽器真空。机组运行中， 定期组织排查，消除影响真空的一切不利因素。三、厂用电率1、优化磨煤机的运行。根据负荷曲线准确判断启停磨机时机， 降低磨机振动，控制合适的加载力和分离器转速。磨机的运行组合须 根据硫份、热值灵活调整。2、优化凝泵、开闭式水泵、电除尘等设备运行： 凝泵要用变频调节

33、，正常运行时保持除氧器水位调节主阀和 副阀双阀全开。在保证安全的基础上，尽量降低凝结水母管压力运行。 开、闭式水泵根据环境温度分为夏季工况和冬季工况两种模 式。冬季模式（环境温度低于20C）下，尽量降低开、闭式水泵母 管压力运行。 电除尘采用节能模式，根据负荷高低优化运行。开机时采用 单侧通风，逐步校正各电厂方式。3、优化空压机运行方式。合理控制空压机组合及台数并执行定 期切换，以不低于0.6Mpa为准。4、热风调门。一次风压以控制磨机热风调门开度平均在60%左 右为宜。5、氧量控制。氧量控制在稳燃情况下优先满足再热汽温和降低 飞灰，控制空预器漏风率。6、脱硫电耗控制。加强外围专业监控，对脱硫

34、电耗加强控制。7、注意塔池水位。防止出现塔池溢流而江边补水泵频率高的现 象造成水电资源浪费。8、及时停运其它任何不必要运行设备及照明9、机组启、停下的节电 单侧通风 静压上水 机组启停过程中，全程使用汽动给水泵，汽动引风机等汽动 设备，以最大程度减少辅机电耗。四、炉侧主汽温1、过热器减温水温度。在INFIT方式下，过热度的调节会自动被 修正，主汽温的控制可通过设置过热器减温水温度设定值改变。2、控制局部超温点。INFIT方式下局部超温点被考虑进去，控制 不出现局部超温是提高整体主汽温的关键。3、调整二次风量。加大下层二次风量比例对提高主汽温有利。五、炉侧一再、二再汽温1、炉烟风机转速。炉烟风机

35、转速设定在自动位置，保证调节及 时性，若自动调节不稳，必要时可退出自动。2、调整火焰中心。燃烧器、再循环风摆角，可根据情况适当上 摆提高火焰中心。3、附加风。根据试验，附加风开度越大再热汽温越高，但在低 负荷时不适用，低负荷低风量须先保证足够高的主汽温。4、附加风摆角。附加风摆角是调节A、B侧烟温均衡的工具。5、提高总风量、提高氧量6、烟气挡板，平衡一、二再温度7、再热器减温水量控制8、吹灰器的合理使用9、煤量变化及升降负荷速率六、机组负荷率1、加强与调度沟通2、保证机组运行方式安全，备用设备正常3、根据负荷情况控制消缺时间七、脱硝入口 NOx1、降低氧量。适当开大附加风开度（与飞灰调整相背）减少富 氧燃烧生成NOX量2、合理配风充分发挥燃烧器分级燃烧特性八、脱硫耗电率1、浆液循环泵配置。硫排放按超低排放上限运行。2、控制脱硫效率九、超发电量1、争取超发电量。加强与调度沟通，争取超发电量，减少中调 考核电量。2、保证AGC正常校运。升降负荷率设置合理，减少AGC考核电 量。