電能生產數量的指標。即發電機組產出的有功電能數量。計量單位：萬千瓦時（1×104kWh）。
發電機的電能表發生故障或變換系統使電能表不能正常工作時，應按每小時記錄其有功功率表的指示來估算發電量。
發電廠實際向廠外供出電量的總和。即供電量=出線有功電量，計量單位：萬千瓦時（1×104kWh）。
單台機組供電量=出線有功電量，計量單位：萬千瓦時（1×104kWh）。
以出線開關外有功電能表計量為準。
綜合廠用電量=發電量-供電量 計量單位：萬千瓦時（1×104kWh）。
電廠發電的同時，對外供出的蒸汽或熱水的熱量。計量單位：吉焦（GJ）
計算期內，瞬間負荷的平均值。計量單位：兆瓦（MW）。
計算方法：平均負荷=計算期內發電量/計算期內運行小時
單位量的燃料完全燃燒後所放出的熱量稱為燃料的發熱量，亦稱熱值。計量單位：千焦/千克（kJ/kg）。
單位量燃料的最大可能發熱量（包括燃燒生成的水蒸汽凝結成水所放出的汽化熱）扣除水蒸汽的汽化熱後的發熱量。計量單位：千焦/千克（kJ/kg）。
綜合能耗計算通則(GB2589-81)關於《熱量單位、符號與換算》中明確規定：低位發熱量等於29271千焦(或7000大卡)的固體燃料，稱之為1千克標準煤。
所以，標準煤是指低位發熱量為29271kJ/kg（7000大卡/千克）的煤。
不同發熱量情況下的耗煤量（即原煤耗量）均可以折為標準耗煤量，計算公式為：標準煤耗量（T）=原煤耗量（T）×原煤平均低位發熱量/標準煤的低位發熱量=原煤耗量（T）×原煤平均低位發熱量/29271
綜合能耗計算通則(GB2589-81)關於《熱量單位、符號與換算》中明確規定：低位發熱量等於41816千焦(或10000大卡)的液體燃料，稱之為1千克標準油。因煤耗率計算中的耗用煤量或標準煤耗用量還應包括鍋爐點火及助燃用油量，所以還應將計算期間的燃油折算成原煤量或標準煤量中進行煤耗率計算。燃油折算成原煤或標準煤的計算公式為：
燃油折標準煤量（T）
=燃油耗量（T）×燃油的低位發熱量/標準煤的低位發熱量
=燃油耗量×41816/29271
=燃油耗量×1.4286燃油折原煤量（T）
=燃油耗量（T）×原煤平均低位發熱量/標準煤的低位發熱量×燃油的低位發熱量/原煤平均低位發熱量
=燃油耗量（T）×燃油的低位發熱量/原煤平均低位發熱量
=燃油耗量（T）×41816/原煤平均低位發熱量
發電廠過熱蒸汽的溫度、汽壓是機組運行的重要參數。由於各電廠的裝機容量不同，各機組所設計的額定參數也不同，所以在計算全廠溫度、汽壓的實際值時不能簡單地採用算術平均數，是分別以鍋爐蒸發量和汽輪機組發電量做為權數進行計算。
計算公式為：
電廠爐側過熱蒸汽壓力=單爐過熱器出口壓力×單台爐蒸發量/電廠鍋爐蒸發量；
電廠機側過熱蒸汽壓力=單機過熱蒸汽壓力×單台機發電量/電廠機組發電量；
電廠爐側過熱蒸汽溫度=單爐過熱蒸汽溫度×單台爐蒸發量/電廠鍋爐蒸發量；
電廠機側過熱蒸汽溫度=單機過熱蒸汽溫度×單台機發電量/電廠機組發電量
電廠給水溫度=單爐給水溫度×單台爐蒸發量/電廠鍋爐蒸發量
電廠排煙溫度=單爐排煙溫度×單台爐蒸發量/電廠鍋爐蒸發量
電廠飛灰可燃物=單爐飛灰可燃物×單台爐蒸發量/電廠鍋爐蒸發量
高加投入率= 計算期內高加運行時間/計算期內汽輪機運行時間
電廠高加投入率=單機高加投入率×單台機發電量/電廠機組發電量
電廠真空度=單機真空度×單機發電量/電廠機組發電量
單機凝汽器端差=汽輪機的排汽溫度-循環水出口溫度
電廠凝汽器端差= 單機凝汽器端差×單台機發電量/電廠機組發電量
單機過冷卻度=汽輪機的排汽溫度-凝結水溫度
電廠過冷卻度= 單機過冷卻度×單台機發電量/電廠機組發電量
發電汽水損失量占鍋爐蒸發量的百分數（%）。計算公式為：
汽水損失量（T）=鍋爐補充水量（T）-對外供汽量（T）
電廠汽水損失率=電廠汽水損失量/電廠鍋爐過熱蒸汽流量×100%
電廠補充水量與鍋爐蒸發量的比率（%）。計算公式為：
電廠補充水率=電廠鍋爐補充水量（T）/電廠鍋爐的過熱蒸汽量（T）×100%
汽輪機高壓加熱器出口給水量與發電機發電量的比值。計算公式為：
dg= Wg /E×10-1；
dg—汽輪機組給水率（kg/kWh）；
Wg—計算期內高加出口給水量（T）；
E—計算期內發電機的發電量（萬kWh）
熱耗量是指汽輪發電機組從外部熱源取得的熱量。一般來說「原因不明」的泄漏量不應超過額定負荷下主蒸汽流量0.5%。
供熱發電熱量分割比，是指供熱消耗熱量與發電消耗熱量分別占汽輪機熱耗量比率的關係。用來分割供熱和發電的各項成本。供熱比，是指供熱熱量占汽機熱耗量的比率（%）。計算公式為：
供熱比=供熱量×供熱焓值/（汽機進汽量×汽機進汽焓值-高加出口給水量×給水焓值）
ψ=Dcic/（Di0- Wgig）
ψ—供熱比（%）
D —計算期內汽輪機耗用的主蒸汽量
（T）i0—汽機進汽焓值（kJ/kg）
Dc—計算期間對外供熱量
(T)ic—供熱焓值（kJ/kg）
Wg—計算期內給水量
（T）ig—給水焓值（kJ/kg）
發電比（%）
=100%-供熱比
=100%-ψ供熱發電熱量分割比
=供熱比/發電比
=ψ/（100%-ψ）
鍋爐的輸出熱量與輸入熱量的比率（%）。是反映燃料和介質帶入爐內熱量被利用程度的指標。
計算公式為：
電廠鍋爐正平衡效率=鍋爐總產熱量/（燃料消耗量×燃料的低位發熱量+燃油耗量×燃油低位發熱量+給水量×給水焓值）
q=Q/（B×QyD+B油×Q油+ Wg×ig）×103×100%
Q¬ — 計算期內鍋爐總產出熱量（kJ）
B — 計算期內燃料消耗量
（T）QyD — 燃料的低位發熱量（kJ/kg）
B油— 計算期內燃油耗量
（T）Q油— 燃油低位發熱量（kJ/kg）
Wg — 計算期內給水量
（T）ig — 給水焓值（kJ/kg）
汽輪機組汽耗率，是指汽輪發電機組每發一千瓦時電能所消耗的蒸汽量。計算公式為：
d=（D-Wgig/io）×（100-ψ）/E×10-1；
d — 汽輪機組汽耗率（kg/kWh）；
i0 — 汽機進汽焓值（kJ/kg）；
Wg — 計算期內給水量（T）；
ig — 給水焓值（kJ/kg）；
ψ— 供熱比（%）；
D — 計算期內汽輪機耗用的主蒸汽量（T）；
E — 計算期內發電機的發電量（萬kWh）
汽輪機組熱耗率，是指汽輪發電機組每發一千瓦時電能所耗用的熱量。對於凝汽式汽輪機，計算出汽耗率後，採用下列計算公式：
qd=di0；
qd — 熱耗率（kg/kWh）；
d — 汽耗率（kg/kWh）；
i0 — 汽機進汽焓值（kJ/kg）
汽機效率，是指計算期內汽輪發電機發出電能的當量熱量與輸入汽輪機發電熱量的比率（%）。抽凝汽式機組汽機效率（給水系統採用聯絡母管制時）採用的計算公式為：
ηd=10E×3600/（Di0- Dcic-Wgig）；
E — 計算期內發電量（萬kWh）；
ηd— 汽機效率（%）；
D — 計算期內汽輪機耗用的主蒸汽量（T）；
i0 — 汽機進汽焓值（kJ/kg）；
Dc — 計算期內對外供熱量(T)；
ic — 供熱焓值（kJ/kg）；
Wg — 計算期內給水量（T）；
ig — 給水焓值（kJ/kg）
電廠發電熱耗率，是指每生產一千瓦時電能所消耗的熱量。它反應生產過程（包括機、爐、電）的綜合能耗。計量單位是「kJ/kWh」計算公式為：
qd=Qh/E×10-1；
qd — 發電熱耗率（kJ/kWh）；
Qh — 計算期內電廠發電耗用熱量（kJ）；
E — 計算期內電廠發電量（萬kWh）；
電廠發電耗用熱量=汽輪發電機進汽含熱量-供熱量-加熱鍋爐給水含熱量
電廠熱效率，是指計算期內汽輪發電機發電量的當量熱量占發電耗燃料含熱量的比率（%），即每千瓦時發電量的當量熱量與每千瓦時發電量所耗用燃料的含熱量的比率，反映發電廠能源加工轉換的效率。計算公式為：
ηd= 10E×3600/（Bb×29271）；
ηd— 電廠熱效率（%）；
E — 計算期內發電量（萬kWh）；
Bb — 計算期內發電標準煤耗量（T）；
發電標準煤耗量（T）={全廠原煤耗量×原煤的平均熱值（kJ/kg）+耗用油量（T）×41816}×發電比/29271 （kJ/kg）
入爐煤和入爐粉取樣化驗熱值的加權平均值，計量單位：kJ/kg。
電廠標準煤耗量=（電廠原煤耗量×原煤平均低位發熱量+耗用油量×41816）/29271
電廠發電原煤耗（g/kWh）=發電耗原煤量（T）×102/發電量（萬kWh）
供熱耗原煤量（T）=電廠耗原煤量（T）×供熱比=B0×ψ
發電耗原煤量（T）=電廠原煤耗量（T）×發電比（%）= B0×（100-ψ）
電廠發電標煤耗率（g/kWh）=電廠發電標準煤耗量（T）×102/發電量（萬kWh）
供電標煤耗（g/kWh）=發電標煤耗/（1-廠用電率）
供熱標煤耗（kg/GJ）= 供熱耗用煤量（T）×103/供熱量（GJ）
國家經貿緯「關於印發《關於發展熱電聯產規定》的通知」中明確規定：熱電比是指計算期內供熱消耗熱量與供電量的當量熱量的比率（%）。計算公式：熱電比= ×10-1×100%
發電用廠用電量=（廠用電量-變線損耗）×發電比；
供熱用廠用電量=（廠用電量-變線損耗）×供熱比；
發電用廠用電率=發電用廠用電量/發電量×100%；
供熱用廠用電率=供熱用廠用電量/發電量×100%
引風機用電率=引風機用電量/發電量；
引風機用電率=引風機用電量/產汽量；
送風機用電率=送風機用電量/發電量；
送風機用電率=送風機用電量/產汽量；
排粉機用電率=排粉機用電量/發電量；
排粉機用電率=排粉機用電量/產汽量；
磨煤機用電率=磨煤機用電量/發電量；
煤機用電率=磨煤機用電量/產汽量
電除塵用電率=電除塵用電量/發電
給水泵用電率=給水泵用電量/發電量；
給水泵用電率=給水泵用電量/產汽量
循環水泵用電率=循環水泵用電量/發電量
變線損耗=廠用電量-發電、供熱用廠用電量
一主要生產指標
（一）釋義
1、供電煤耗：指火力發電機組每供出單位千瓦時電能平均耗用的標準煤量。他是綜合計算了發電煤耗及廠用電率水平的消耗指標。因此，供電標煤耗綜合反映火電廠生產單位產品的能源消耗水平。
供電煤耗=發電耗用標準煤量（克）/供電量（千瓦時）=發電耗用標準煤量（克）/發電量X（1-發電廠用電率）（千瓦時）
影響供電煤耗的主要生產指標：
1）鍋爐效率：鍋爐效率是指有效利用熱量與燃料帶入爐內熱量的百分比。
2）空預器漏風率：是指漏入空氣預熱煙氣側的空氣品質流量與進入空氣預熱器的煙氣質量流量比。
3）主汽溫度：主汽溫度是汽輪機蒸汽狀態參數之一，是指汽輪機進口的主蒸汽溫度。
4）主汽壓力：主汽壓力也是汽輪機蒸汽參數狀態之一，是指汽輪機進口的主蒸汽壓力。
5）再熱汽溫：再熱汽溫度是汽輪機蒸汽參數狀態之一，是指汽輪機進口的再熱蒸汽溫度。
6）排煙溫度：排煙溫度是指鍋爐末級受熱面（一般指）空氣預熱器後的煙氣溫度。對於鍋爐末級受熱面出口有兩個或兩個以上煙道，排煙溫度應取各煙道煙氣溫度的算數平均值。
7）飛灰可燃物 ：是指鍋爐飛灰中碳的質量百分比（％）。
8）汽輪機熱耗率 ：是指汽輪機發電機組每發出一千瓦時電量所消耗的熱量。以機組定期或修後熱力試驗數據為準。
9）真空度 ：是指汽輪機低壓缸排氣端真空占當地大氣壓的百分數 。
10）凝汽器端差 ：是指汽輪機低壓缸排汽溫度與冷卻水出口溫度之差。
11） 高加投入率 ：是指汽輪機高壓加熱器運行時間與機組運行時間的比值 。
12）給水溫度：是指機組高壓給水加熱器系統出口的溫度值（℃）。
13） 發電補給水率 ：是指統計期內汽、水損失水量，鍋爐排污量，空冷塔補水量，事故放水（汽）損失量，機、爐啟動用水損失量，電廠自用汽（水）量等總計占鍋爐實際總蒸發量的比例。
2、綜合廠用電率 ：是指統計期內綜合廠用電量與發電量的比值，即：
綜合廠用電率=(發電量/綜合廠用電量)×100％。
綜合廠用電量是指統計期內發電量與上網電量的差值，反應有多少電量沒有供給電網。
輔機單耗：吸、送風機、制粉系統、給水泵、循環水泵、脫硫等。
3、發電燃油量 ：是指統計期內用於發電的燃油消耗量。
4、發電綜合耗水率 ：是指發單位發電量所耗用的新鮮水量（不含重複利用水）。在統計耗水量時應扣除非發電耗水量。
6、100MW及以上機組A、B級檢修連續運行天數 ：是指100MW及以上機組經A、B級檢修後一次啟動成功且連續運行天數，期間任何原因發生停機則中斷記錄。
7、等效可用係數 ：等效可用係數是指機組可用小時與等效降出力停運小時的差值與統計期日曆小時的比值。
8、 機組非計劃停運次數 ：機組非計劃停運次數是指機組處於不可用狀態且不是計劃停運的次數。
（二）控制措施
1、深入開展能耗診斷，認真落實整改措施，不斷提高能耗管理水平。
2、不斷深化對標管理，通過運行優化、設備治理、科技創新、節能改造等技術手段，不斷提高機組經濟運行水平。
3、深化運行優化，加強耗差分析，確定最優經濟運行方案，合理調整運行方式；
4、全面推行經濟調度，明確各台機組調度順序，提升機組安全、經濟運行水平；
5、深化主輔網小指標競賽，充分調動運行人員認真監盤、精心調整的積極性，確保設備在最優狀態下運行；
6、加強節油管理，嚴格控制助燃用油，降低發電成本；
7、加強燃煤摻配及鍋爐燃燒調整，從煤種配比、風量配比、煤粉細度等方面合理優化，提高鍋爐燃燒效率。
二主要運營指標
（一）釋義
1、計劃發電量 ：指集團公司下達給各二級單位的燃煤機組同期發電量計劃值（不含關停機組電量計劃）；二級單位下達給各電廠的燃煤機組同期發電量計劃值（不含關停機組電量計劃）。
2、實際發電量 ：是指統計期發電機實際發出的電能量。
2、發電利用小時 ：是指統計期發電量與機組平均容量的比值。
3、計劃停運小時：是指統計期機組A、B、C、D類計劃檢修的時間。
4、非計劃停運小時 ：是指統計期設備存在故障或缺陷，機組在計劃停運以外沒有運行的狀態時間。
5、停機小時 ：是指統計期所有停運小時之和，即計劃停運小時、非計劃停運小時、缺煤停運小時、市場原因停運小時、電網原因停運小時、其它原因停運小時之和。
6、等效可用係數：是指機組可用小時與等效降出力停運小時的差值與統計期日曆小時的比值。
等效可用係數=等效可用小時/統計期日曆小時=（可用小時-等效降出力停運小時）/統計期統計期日曆小時X100%
7、機組等效強迫停運率：是指計算期內機組強迫停運小時與全部第1、2、3類非計劃降出力等效停運小時之和除以機組運行小時、強迫停運小時、全部第1、2、3類非計劃降出力等效停運小時三者之和的比值。
（二）控制措施
1、認真做好電量計劃爭取工作，重點做好迎峰度夏、迎峰度冬期間電量、電價的爭取工作；
2、加強政策研究，積極爭取有利政策；
3、密切關注市場動態，積極爭取有效益的外送電量和轉移電量、交易電量；
4、加強與網、省兩級調度聯繫，合理安排檢修技改，全力實現穩發多發，努力提高利用小時；
5、及時掌握網上需求，提高負荷接帶響應速度，在確保安全的前提下儘量壓上限運行；
6、切實做好日負荷爭取工作，把電量分解到每台機組，落實到每個小時，以日促周、以周保月，確保全年電量目標圓滿完成。
7、開展電量優化工作，提高發電收益。
8、密切關注省內脫硝電價進展情況，及早爭取脫硝電價。
9、加強一次調頻和AGC的運行管理，提高動作合格率，避免電網考核。
（三）防止非計劃停運措施
1、加強運行分析與管理，全面提升機組運行穩定性
1）加強運行分析，提高操作水平
加強設備運行監視與運行分析，做到勤調整、勤分析，提高機組運行的可靠性和經濟性。
運行部門管理人員加強對運行設備及參數的定期巡視，做好系統運行方式的合理性、特殊運行方式風險性的分析，並制定相應的事故預案。
認真分析討論各異常事件，及時採取反事故措施，防止各類事故的重複發生。
2）強化培訓，抓好基礎管理
組織開展機組的仿真機模擬操作培訓，提高員工反事故應急能力、事故處理過程各崗位的協調、溝通能力。
在班組中簽訂師徒合同，全面提高運行人員理論及技能水平。繼續定期開展技術講課，並對當月異常事件進行分析講解，以點帶面，深刻剖析事故原因，並及時制定預控措施，避免同類事故再次發生。
針對本年度技改情況進行專項培訓，使員工能儘快掌握設備的特性。
3）堅持「兩票三制」，落實風險預控，提高巡檢水平，做到重點預防。
認真執行「工作票、操作票」制度，防止「誤操作」的事件發生。
按照制定的巡檢路線，加強巡檢力度，及時發現機組存在的缺陷。堅持定期召開安全會的形式，堅持不懈的進行安全思想教育。加強安全管理和風險預控，把班組風險分析、事故預控、危險點提示常態化。
做好「迎峰度夏」、「迎峰度冬」工作。
2、加強燃煤(油)採購與質檢，優化配煤方式，保證機組安全穩定
加強燃煤（油）採購，強化燃料入廠監督，確保機組燃料供應加強入廠、入爐煤質量檢驗監督，為合理摻配提供依據。
合理摻配燃煤，加強煤場管理，提高輸煤設備可靠性。
3、加強設備管理，全面提高設備健康水平
嚴格執行設備缺陷管理制度與風險預控管理制度，認真做好每日機組巡檢及定期設備隱患排查工作，巡檢或設備試轉過程中發現的重大缺陷、隱患及時聯繫維護消除，儘可能地將缺陷和隱患消除在萌芽狀態，暫時不具備消除條件的，制定防範措施和應急預案，並研究治理措施，避免隱患擴大。
4、針對性開展機組運行健康狀況技術診斷，加強日常技術監督管理，提高設備運行的可靠性。
做好機組的日常技術監督，包括指標異常、定期試驗、機組測振分析、在線運行管理系統的維護等，利用現代化的管理手段，通過運行分析、風險評估，及時發現影響機組經濟穩定運行的不安全因素、系統設備缺陷，及時制定運行調整控制措施。
對於技術監督發現的問題，要認真落實，及時整改，把事故消滅在萌芽狀態，做到重大隱患早發現、早報告、早預防、早治理，力爭使設備狀況受控、在控，有計劃地停機檢修消缺，為拒絕「非停」奠定基礎 。
三主要燃料指標
（一）釋義
1、入廠標煤量 ：入廠標準煤量是指統計期內所購原煤折合到標準煤的噸數。
入廠標煤量=（當月入廠煤實收數量×當月入廠煤熱值電廠月度入廠標煤量）/29271
我國目前採用標準煤為能源的度量單位，即每千克標準煤為29271千焦耳（7000千卡），也就是用焦耳去度量一切能源 。
2、入廠標煤單價 ：入廠標煤單價是指統計期內所購原煤折合到單位標準煤量的平均價格（不含稅）。
電廠月度入廠標煤單價= 當月入廠原煤綜合價（不含稅）×29271/當月入廠煤熱值
3、入廠煤熱值：入廠煤熱值是指統計期內入廠煤低位發熱量的加權平均值。
4、入爐煤熱值 ：入爐煤熱值是指統計期內入爐煤低位發熱量的加權平均值。
5、入廠入爐煤熱值差 ：入廠入爐煤熱值差是指統計期入廠煤熱值與入爐煤熱值之差。
（二）控制措施
1、在提高重點合同煤量、應對電煤價格並軌的前提下，採取靈活策略，積極開闢周邊和省外煤源，加大市場煤採購力度，建立長期、穩定、可靠、質量優、價格低的煤炭供應渠道，保障發電用煤，優化供煤結構。
2、密切關注區域電煤市場走勢，加強日成本分析，以標煤單價最優為原則及時調整煤炭採購結構。要繼續發揮燃料監督中心作用，加大燃料管理的監督、考核力度，強化廠內燃料全過程管理，確保責任落實到人、措施落實到位，堵塞管理漏洞，減少損耗；
3、加強考核，嚴控入廠入爐煤熱值差，最大限度降低燃料成本。
小指標調整策略
發電廠除了確保安全發電、提供質量合格的電能外，還必須儘量減少燃料、電量的消耗。因此探討技術經濟小指標與節能降耗的關係有重要的意義。
發電廠小指標究竟有哪些？
這些小指標又有哪些調節辦法？
一、飛灰可燃物
1、配煤摻燒
在煤質下降的不利情況下，通過合理配煤摻燒，把本地劣質、低揮發分等煤种放在BC等下層磨摻燒，既保證了燃燒穩定，又降低了飛灰。
2、調節磨機運行方式
根據存煤結構基本固定磨機組合方式，熟悉上倉煤種熱值、揮發份、灰份、硫份。以熱值決定運行磨機台數和組合，在均衡總二次風量保證二次風箱差壓不變的同時仍可以對灰份大煤層增加二次風比例等。
3、適當提高磨機分離器轉速降低煤粉細度
需考慮磨機碾磨出力的增加，選擇合理範圍在90-95rpm，轉速過高時若控制不好造成磨機時堵時通反而增加了燃燒的不充分性。
4、調節燃燒器的擺角
在保證汽溫的的前提下，儘量把燃燒擺角下擺，降低爐膛火焰中心。但這點與提高再熱汽溫相背，可根據煤耗影響程度，調整上優先考慮飛灰。
5、鍋爐配風方式
根據我廠實際情況，制定合理的鍋爐配風方式及燃燒調整操作卡，指導運行人員進行精細化調節，有利於控制飛灰可燃物在合理範圍內。
6、風、粉配合比適合
開大下層二次風、關小上層二次風，調整上建議燃燒器二次風門35-45%，輔助風約40-45%，需注意火檢強度判斷燃燒情況。
7、提高一次風溫、降低一次風速
一次風速建議不超過35m/s保證火焰剛度的同時不破壞其連續性。
8、減少水冷壁吸熱提高爐膛溫度
9、稍減小爐膛負壓
10、提高二次風風速，加強二次風擾動能力
11、附加風調節
在保證SCR入口NOx可控的情況下，合理關小附加風，防止煤粉缺氧燃燒。
12、適當提高氧量
提高氧量的同時，需要保證SCR入口NOx在可控範圍，滿負荷時在送風機出力不夠情況下應注意適當降低火焰中心並儘量增加上層磨煤粉細度。
二、凝汽器真空
1、根據循環水泵啟停規定把握啟停時機
凝汽器循環水溫升以10度為佳，根據數據分析環境溫度高時可前移，環境溫度低時可後移。
2、及時投用膠球清洗
按定期工作投入，保證投用有效性。
3、循環水量分配
合理利用雙機負荷差關小凝汽器循環水出水門分配水壓。
4、合適的軸封壓力
控制合適的軸封汽壓力，並注意控制主機潤滑油水份。
5、定期組織真空查漏
制定閥門內漏檢查卡和閥門內漏台帳。每次啟機後及時組織運行人員進行針對性檢查，發現疏水閥門內漏及時關閉手動門，以減少凝汽器熱負荷，提高凝汽器真空。機組運行中，定期組織排查，消除影響真空的一切不利因素。
三、廠用電率
1、優化磨煤機的運行
根據負荷曲線準確判斷啟停磨機時機，降低磨機振動，控制合適的加載力和分離器轉速。磨機的運行組合須根據硫份、熱值靈活調整。
2、優化凝泵、開閉式水泵、電除塵等設備運行
①：凝泵要用變頻調節，正常運行時保持除氧器水位調節主閥和副閥雙閥全開。在保證安全的基礎上，儘量降低凝結水母管壓力運行。
②：開、閉式水泵根據環境溫度分為夏季工況和冬季工況兩種模式。冬季模式（環境溫度低於20℃）下，儘量降低開、閉式水泵母管壓力運行。
③：電除塵採用節能模式，根據負荷高低優化運行。開機時採用單側通風，逐步校正各電廠方式。
3、優化空壓機運行方式
合理控制空壓機組合及台數並執行定期切換，以不低於0.6Mpa為準。
4、熱風調門
一次風壓以控制磨機熱風調門開度平均在60%左右為宜。
5、氧量控制
氧量控制在穩燃情況下優先滿足再熱汽溫和降低飛灰，控制空預器漏風率。
6、脫硫電耗控制
加強外圍專業監控，對脫硫電耗加強控制。
7、注意塔池水位
防止出現塔池溢流而江邊補水泵頻率高的現象造成水電資源浪費。
8、及時停運其它任何不必要運行設備及照明
9、機組啟、停下的節電
①：單側通風
②：靜壓上水
③、機組啟停過程中，全程使用汽動給水泵，汽動引風機等汽動設備，以最大程度減少輔機電耗。
四、爐側主汽溫
1、過熱器減溫水溫度
在INFIT方式下，過熱度的調節會自動被修正，主汽溫的控制可通過設置過熱器減溫水溫度設定值改變。
2、控制局部超溫點
INFIT方式下局部超溫點被考慮進去，控制不出現局部超溫是提高整體主汽溫的關鍵。
3、調整二次風量
加大下層二次風量比例對提高主汽溫有利。
五、爐側一再、二再汽溫
1、爐煙風機轉速
爐煙風機轉速設定在自動位置，保證調節及時性，若自動調節不穩，必要時可退出自動。
2、調整火焰中心
燃燒器、再循環風擺角，可根據情況適當上擺提高火焰中心。
3、附加風
根據試驗，附加風開度越大再熱汽溫越高，但在低負荷時不適用，低負荷低風量須先保證足夠高的主汽溫。
4、附加風擺角
附加風擺角是調節A、B側煙溫均衡的工具。
5、提高總風量、提高氧量
6、煙氣擋板，平衡一、二再溫度
7、再熱器減溫水量控制
8、吹灰器的合理使用
9、煤量變化及升降負荷速率
六、機組負荷率
1、加強與調度溝通
2、保證機組運行方式安全，備用設備正常
3、根據負荷情況控制消缺時間
七、脫硝入口NOx
1、降低氧量
適當開大附加風開度（與飛灰調整相背），減少富氧燃燒生成NOX量
2、合理配風充分發揮燃燒器分級燃燒特性
八、脫硫耗電率
1、漿液循環泵配置
硫排放按超低排放上限運行。
2、控制脫硫效率
九、超發電量
1、爭取超發電量
加強與調度溝通，爭取超發電量，減少中調考核電量。
2、保證AGC正常校運
升降負荷率設置合理，減少AGC考核電量。
免責聲明：本文所用的視頻、圖片、文字如涉及作品版權問題，請第一時間告知，我們將立即刪除，無任何商業用途！