影响机组煤耗的因素
从2013年至今，全国60万千瓦及以上电厂供电煤耗每年以3克/千瓦时幅度持续递减，2017年全国60万千瓦及以上电厂供电标准煤耗为309克/千瓦时。
国电电力2017年年报显示，2017年国电电力供电煤耗完成299.55克/千瓦时，首次突破300克/千瓦时大关。
国电泰州发电厂对外宣布重磅消息世界首台百万千瓦超超临界二次再热燃煤发电机组已经完成性能试验，机组发电效率47.82%，发电煤耗256.8克/千瓦时，供电煤耗为266.5克/千瓦时。
发电煤耗：
发电煤耗指发电企业每发一千瓦时的电能所消耗的标准煤量，是考核发电企业能源利用效率的主要指标。其计算公式为：发电标准煤耗率 = 发电标准煤耗量 ÷ 发电量。
供电煤耗：
供电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。其计算公式为：供电标准煤耗率 = 发电标准煤耗量 ÷ 供电量。
原煤与标准煤的折算：
低位发热量等于29307千焦(或7000大卡)的固体燃料，称之为1千克标准煤。所以，标准煤是指低位发热量为29307kJ/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)×原煤平均低位发热量/标准煤的低位发热量=原煤耗量(T)×原煤平均低位发热量/29307。
影响供电煤耗的因素
1、主汽压力上升1MPa
影响供电煤耗下降1.65g/kWh
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/kWh
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/kWh
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/kWh
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/kWh
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/kWh
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/kWh
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/kWh
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/kWh
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/kwh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/kWh
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/kWh
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/kWh
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/kWh低辅汽源
影响供电煤耗2.1g/kWh高辅汽源
影响供电煤耗2,5g/kWh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/kWh
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/kWh
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/kWh(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/kWh
#2高加端差上升，影响供电煤耗上升0.55g/kWh
#3高加端差上升，影响供电煤耗上升0.71g/kWh
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0.1MPa
#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/kWh(额定工况附近)
#3高加端差上升1℃，影响供电煤耗上升0.07g/kWh(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/kWh(额定工况附近)
#2高加影响供电煤耗0.18g/kWh(额定工况附近)
#3高加影响供电煤耗0.22g/kWh(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/kWh(额定工况附近)
#2高加影响供电煤耗0.18g/kWh(额定工况附近)
#3高加影响供电煤耗0.22g/kWh(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/kWh
#2高加→#1高加影响供电煤耗0.49g/kWh
#1高加→除氧器 影响供电煤耗0.62g/kWh
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/kWh
#2高加切除功率变化24.6MW影响供电煤耗5.39g/kWh
#3高加切除功率变化15.9MW影响供电煤耗2.35g/kWh
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/kWh
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/kWh
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/kWh
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/kWh
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/kWh
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/kWh，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/kWh
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/kWh
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/kWh
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/kWh
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/kWh
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/kWh
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/kWh
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。