电厂小指标有哪些？这么调才可以多拿钱！
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（1×104kWh）。
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。
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（1×104kWh）。
单台机组供电量=出线有功电量，计量单位：万千瓦时（1×104kWh）。
以出线开关外有功电能表计量为准。
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
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，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）×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/29271
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）×燃油的低位发热量/标准煤的低位发热量
=燃油耗量×41816/29271
=燃油耗量×1.4286燃油折原煤量（T）
=燃油耗量（T）×原煤平均低位发热量/标准煤的低位发热量×燃油的低位发热量/原煤平均低位发热量
=燃油耗量（T）×燃油的低位发热量/原煤平均低位发热量
=燃油耗量（T）×41816/原煤平均低位发热量
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，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×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×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×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×单台机发电量/电厂机组发电量
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×单台机发电量/电厂机组发电量
单机凝汽器端差=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×单台机发电量/电厂机组发电量
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×单台机发电量/电厂机组发电量
发电汽水损失量占锅炉蒸发量的百分数（%）。计算公式为：
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×100%
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）×100%
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 /E×10-1；
dg—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）
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×供热焓值/（汽机进汽量×汽机进汽焓值-高加出口给水量×给水焓值）
ψ=Dcic/（Di0- Wgig）
ψ—供热比（%）
D —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%-ψ供热发电热量分割比
=供热比/发电比
=ψ/（100%-ψ）
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×燃料的低位发热量+燃油耗量×燃油低位发热量+给水量×给水焓值）
q=Q/（B×QyD+B油×Q油+ Wg×ig）×103×100%
Q¬ — 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— 计算期内燃油耗量
（T）Q油— 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）
汽轮机组汽耗率，是指汽轮发电机组每发一千瓦时电能所消耗的蒸汽量。计算公式为：
d=（D-Wgig/io）×（100-ψ）/E×10-1；
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）；
ψ— 供热比（%）；
D — 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）
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）
汽机效率，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：
ηd=10E×3600/（Di0- Dcic-Wgig）；
E — 计算期内发电量（万kWh）；
ηd— 汽机效率（%）；
D — 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）
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”计算公式为：
qd=Qh/E×10-1；
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
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：
ηd= 10E×3600/（Bb×29271）；
ηd— 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×原煤的平均热值（kJ/kg）+耗用油量（T）×41816}×发电比/29271 （kJ/kg）
电厂发电原煤耗（g/kWh）=发电耗原煤量（T）×102/发电量（万kWh）
供热耗原煤量（T）=电厂耗原煤量（T）×供热比=B0×ψ
发电耗原煤量（T）=电厂原煤耗量（T）×发电比（%）= B0×（100-ψ）
发电用厂用电量=（厂用电量-变线损耗）×发电比；
供热用厂用电量=（厂用电量-变线损耗）×供热比；
发电用厂用电率=发电用厂用电量/发电量×100%；
供热用厂用电率=供热用厂用电量/发电量×100%
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
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
（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（℃）。
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)×100％。
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。
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天数，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。
（一）释义
1、计划发电量 ：指集团公司下达给各二级单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。
2、发电利用小时 ：是指统计期发电量与机组平均容量的比值。
3、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。
4、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。
5、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。
6、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。
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%
7、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。
做好“迎峰度夏”、“迎峰度冬”工作。
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，有计划地停机检修消缺，为拒绝“非停”奠定基础 。
（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×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）×29271/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？
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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，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
①：凝泵要用变频调节，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。
②：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20℃）下，尽量降低开、闭式水泵母管压力运行。
③：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
①：单侧通风
②：静压上水
③、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NOx
1、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。
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