火力发电厂指标影响煤耗的经验值
供电煤耗又称供电标准煤耗，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）。它是按照电厂最终产品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。下面，小编就为大家呈上影响供电煤耗因素汇总，以供参考。
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。
发电厂经济效益的一个重要指标是煤耗,因此如何降低煤耗是发电厂节能的重点工作。降低机组的发电煤耗从反平衡角度分析,取决于降低汽轮机热耗和提高锅炉效率，同时加强管道的保温,提高管道传热效率。
对煤耗影响较大的几个因素具体分析如下:
1、汽轮机汽耗
降低汽轮机热耗的方法有:
(l)通过对汽轮机通流部分及相关热力系统的改造,提高热循环效率、降低热耗;
(2)运行中应及时地对主辅机进行调整,以保证机组在相应工况下参数、真空等指标处于经济运行状态;
(3)提高设备健康水平,确保系统无负压泄漏,无额外热源漏人凝汽器,无回热系统故障等影响经济运行的缺陷。
2、锅炉热效率
提高锅炉效率应根据需要进行受热面、燃烧器等主辅设备的技术改造。运行中要及时调整燃烧和辅机运行,减少锅炉各项损失,特别是排烟损失和机械不完全燃烧损失。另外,要加强对来煤煤质的预报,杜绝严重偏离设计煤种的燃煤入厂、入炉。
3、负荷率和机组启停次数
机组启停次数对热耗和发电煤耗影响很大,统计资料表明,每次启停消耗的燃料约为本机组在满负荷下2~3h消耗的燃料,机组每次启停增加热耗约为3kJ/(kw˙h),相应煤耗增加约0.1~0.15g/(kw˙h)。负荷率每变化1%,机组热耗将变化0.08%~0.10%,大型机组的热耗增加8~10kJ/(kw˙h),煤耗增0.3~0.38g/(kw˙h)。因此降低煤耗,一方面要增加负荷率,另一方面要做好经济调度;必须提高大小修质量,减少停机次数;重要设备要有运行状态检测手段,逐步实行状态检修。
4、凝汽器真空
气候变化引起凝汽器真空降低及真空系统泄漏均会引起热耗上升。真空每降低1kPa,热耗增加80kJ/(kw˙h),煤耗增加3g/(kw˙h)。凝汽器真空是影响机组发电煤耗的主要因素。
提高真空的主要措施是:
①降低循环水入口温度。当循环水人口温度在规定范围内时,循环水入口温度每降低1℃,煤耗约降低10~1.5g/(kw˙h)。
②增加循环水量。
③保持冷凝器管子的清洁,提高冷却效果。
④维持真空系统严密。
5、主蒸汽参数的影响
(1)主蒸汽温度的影响
主蒸汽温度每升高1℃,煤耗减少0.8g/(kw˙h)。但是如果主蒸汽温度升高超过允许范围,将引起调节级叶片过负荷,造成汽机主汽阀、调节汽阀、蒸汽室、动叶和高压轴封等部件的机械强度降低或变形,导致设备损坏,因此汽温不能无限升高。如果主蒸汽温度降低,不但引起煤耗增加,而且使汽轮机的湿汽损失增加,效率降低。
(2)主蒸汽压力的影响
主蒸汽压力每升高1MaP,煤耗减少1.5~2g/(kW˙h)。但是主蒸汽压力升高超过允许范围,将引起调节级叶片过负荷,造成主蒸汽压力管道、蒸汽室、主汽门、汽缸法兰及螺栓等部件的应力增加,对管道和汽阀的安全不利;湿气损失增加,并影响叶片寿命。所以主蒸汽压力不能无限升高。如果主蒸汽压力降低,不但引起煤耗增加,而巨使汽轮机的最大出力受到限制。
(3)再热蒸汽参数的影响
再热蒸汽温度每升高1℃,煤耗减少0.1~0.15g/(kw˙h)。
6、过冷度的影响
过冷度每升高5℃,煤耗增加0.25g/(kw˙h)。
造成过冷度的原因有:
①凝汽器冷却水管布置过密,或冷却水温过低。
②凝汽器水位过高淹没一部分冷却水管。
③真空系统不严,抽汽器工作不正常导致凝汽器内积存空气。
7、厂用电率影响
厂用电率虽然不影响发电煤耗,但直接关系到火力发电厂供电煤耗的高低,厂用电率越小,供电煤耗越小。厂用电率每降低0.5%,供电煤耗便降低2~2.5g/(kw˙h)。
8、氧量影响
一般情况,炉膛漏风系数每增加0.1~0.2,排烟温度将升高3~8℃,锅炉效率将降低0.2%~0.5%，应采取措施,更新设备降低漏风系数。
9、其它方面影响
①给水温度和补水率的影响
给水温度每升高1℃,煤耗减少0.15g/(kw˙h),补水率每增加1%,发电煤耗升高0.5g/(kw˙h)。
②燃煤灰分的影响
燃煤灰分每增加1%,供电煤耗升高0.03-0.04g/(kw˙h)。
影响供电煤耗率的主要因素分析
1、蒸汽压力和温度越高，机组容量越大，发电煤耗率越小。
2、管道效率。热力管道（主蒸汽管道、再热蒸汽管道、主给水管道）保温不完善将增加热损失。管道效率影响煤耗幅度同锅炉效率。过去管道效率一般取99%，根据《火力发电厂能量平衡导则第3部分：热平衡》（DL/T606.3-2006）规定，管道效率应采用反平衡计算方法求得，一般情况下管道效率约95%左右。
3、热力系统疏水增加，热量损失增加。
4、厂用电率。厂用电率的影响因素主要取决于辅机设备的运行经济性。厂用电率每升高1个百分点，供电煤耗率增加3.5g/kWh。
5、锅炉热效率。锅炉热效率每变化1%，供电煤耗率反方向相对变化1%。在其他条件不变的情况下，锅炉效率越高，机组供电煤耗率越低。
6、汽轮机热耗率。汽轮机热耗率每变化1%，供电煤耗率同方向相对变化1%。也就是说汽轮机热耗率每增加100kJ/kWh, 供电煤耗增加3.5g/kWh。在其他条件不变的情况下，汽轮机热耗率越低，机组供电煤耗率越低。
7、机组负荷。机组负荷率降低，锅炉运行效率降低，汽轮机热耗率增加，厂用电率增加，供电煤耗率增大。负荷率每减少10个百分点，供电煤耗率增加3g/kWh。如果机组负荷率降低到75%以下，则供电煤耗率增加幅度要大得多。
8、电网因素。电网负荷调度分配本身没有考虑到电厂机组的经济性，负荷直接分配到机组，电厂无法实现机组间的经济调度。另外经常参加调峰的机组因启停次数较多，而多消耗燃料。
9、管理因素。煤炭管理严格规范，煤场可能出现赢煤，全厂供电煤耗率会降低。据原能源部调查，300MW机组在管理上造成的煤耗约偏高5g/kWh。入厂入炉煤热值差每增加100kJ/kg，煤耗增加1g/kWh。
10、入厂煤质量。目前，由于煤炭市场经济问题，大多数电厂入厂煤大大偏离设计要求。入厂煤质量差，那么灰分高，热值低。根据测算，入炉煤热值每降低500kJ/kg，供电煤耗率至少增加0.5g/kWh。
11、季节因素。不同季节对机组供电煤耗率有不同的影响。夏季由于自然环境温度高，冷却条件变差，真空、辅机设备运行台数增加，使得供电煤耗率明显高于春秋冬季。
12、供热机组的抽汽压力。供热比影响发电煤耗系数与供热机组抽汽压力有关，背压供热机组系数最高。
13、机组运行方式。机组运行方式主要是指机组在电网中的运行特征，即是带基本负荷还是调峰。同样的机组，带基本负荷的机组发电煤耗优于调峰机组的发电煤耗。一般机组在25%负荷时采用滑压运行方式，可降低发电煤耗率8.5g/(kW.h)。
14、机组启停次数。例如一台300MW机组每次冷态启动需要消耗燃油50吨（燃煤量已计入），机组全年发电量18亿千瓦时，消耗标准煤57万吨，因此一台300MW机组，每年如果冷态启动10，则全年累计煤耗增加0.3 g/(kW.h)
15、锅炉类型。循环流化床锅炉供电煤耗比煤粉炉要高，例如2006年100～135MW循环流化床锅炉的供电煤耗平均为386.28g/kWh，而100～135MW煤粉锅炉的供电煤耗平均为381.45g/kWh。
16、给水泵类型。由于汽动给水泵消耗一定的热量，因此配备汽动给水泵的机组比电动给水泵机组的发电煤耗率稍大。例如600MW超临界脱硫空冷机组采用电动给水泵时，供电煤耗率为334g/kWh，而采用汽动给水泵时，供电煤耗率为332g/kWh；国产300MW级脱硫机组采用电动给水泵时，供电煤耗率为336g/kWh，而采用汽动给水泵时，供电煤耗率为335g/kWh。
17、机组冷却类型。空冷机组厂用电率大。例如600MW亚临界脱硫机组发电煤耗率仅仅288g/kWh，而采用空冷机组为301g/kWh；300MW电动泵脱硫机组发电厂用电率为8.2%，而采用空冷机组为8.8%；200MW脱硫机组发电煤耗率315g/kWh，而采用空冷机组为333g/kWh。
18、脱硝工艺。如果采用选择性催化还原SCR装置，将使厂用电率增加0.4个百分点，使供电煤耗增加1.5g/kWh；如果采用选择性非催化还原SNCR装置，将使锅炉效率下降0.4个百分点，使供电煤耗增加1.5g/kWh 。
19、脱硫工艺。如果采用海水法和石灰石法等湿法脱硫工艺，将使厂用电率增加1.2～2.0个百分点，煤耗增加4～6.5g/kWh。如果采用炉内喷钙、循环流化床法等干法脱硫工艺，将使厂用电率增加0.5个百分点，煤耗增加1.7g/kWh。
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/kW.h
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/kW.h
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/kW.h
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/kW.h
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/kW.h
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/kW.h
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/kW.h
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/kW.h
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/kW.h
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/kw.h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/kW.h
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/kW.h
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/kW.h
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/kW.h低辅汽源
影响供电煤耗2.1g/kW.h高辅汽源
影响供电煤耗2,5g/kW.h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/kW.h
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/kW.h
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/kW.h(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/kW.h
#2高加端差上升，影响供电煤耗上升0.55g/kW.h
#3高加端差上升，影响供电煤耗上升0.71g/kW.h
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0.1MP
#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/kW.h(额定工况附近)
#3高加端差上升1℃，影响供电煤耗上升0.07g/kW.h(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/kW.h(额定工况附近)
#2高加影响供电煤耗0.18g/kW.h(额定工况附近)
#3高加影响供电煤耗0.22g/kW.h(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/kW.h(额定工况附近)
#2高加影响供电煤耗0.18g/kW.h(额定工况附近)
#3高加影响供电煤耗0.22g/kW.h(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/kW.h
#2高加→#1高加影响供电煤耗0.49g/kW.h
#1高加→除氧器 影响供电煤耗0.62g/kW.h
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/kW.h
#2高加切除功率变化24.6MW影响供电煤耗5.39g/kW.h
#3高加切除功率变化15.9MW影响供电煤耗2.35g/kW.h
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/kW.h
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/kW.h
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/kW.h
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/kW.h
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/kW.h
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/kW.h，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/kW.h
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/kW.h
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/kW.h
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/kW.h
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/kW.h
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/kW.h
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/kW.h
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。
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
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。