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供电煤耗率g/kWh1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/kWh1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/kWh1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t1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。
