300MW机组各参数变化对供电煤耗的影响计算及结果汇总表

300MW机组发电煤耗影响因素分析作者：胡长学来源：《中国新技术新产品》2013年第01期摘要：300MW机组型式是亚临界中间一次再热自然循环汽包炉，通风方式为平衡通风，由于目前电煤价格高位运行，且供应趋紧，发电企业必须充分挖掘内部潜力来节能降耗。

本文首先阐述了300MW机组的性能要求，其次，分析了300MW机组发电煤耗影响因素，同时，就如何降低300MW机组发电煤耗进行了深入的探讨，具有一定的参考价值。

关键词：300MW机组；发电煤耗；影响因素中图分类号：U264.5+3 文献标识码：A1概述我国300MW亚临界燃煤机组的发电标准煤耗为330g/kWh，而美国、英国、加拿大、日本等发达国家的煤耗为300g/kWh。

由于目前电煤价格高位运行，且供应趋紧，发电企业必须充分挖掘内部潜力来节能降耗。

目前我国很多发电企业的电煤耗在负荷率较高时不降反升，本文就300MW机组发电煤耗影响因素进行分析。

2300MW机组的性能要求300MW机组型式是亚临界中间一次再热自然循环汽包炉，通风方式为平衡通风，主汽温调节方式为二级喷水减温，燃烧方式为正压直吹四角切圆，点火用油为轻柴油，点火方式为#1炉小油枪、#2炉等离子。

再热汽温调节方式：①摆动燃烧器摆角②喷水减温。

300MW机组具有较高的可用率；具有较高的热效率和较小的空气预热器漏风；具有较好的控制调节性能，调节灵活可靠，汽温偏差尽可能小；具有较好的煤种适应性，在燃料正常变化范围内燃烧全可靠；具有较好的低负荷稳燃性能和较好的启、停及调峰性能；尽量采用现有的成熟结构，增加部组件通用化程度。

300MW机组运行方式：带基本负荷，并具有负荷调峰能力。

制粉系统：本锅炉采用正压直吹式制粉系统，配置三台双进双出球磨机，燃烧器四角布置，切圆燃烧方式。

除渣方式：采用刮板捞渣机连续排渣。

空气预热器进风方式：采用室外冷风方式。

整套机组半年试生产后机组年平均运行小时数不少于7500小时，强迫停机率不大于2%。

黔北电厂（300MW机组）节能降耗汇报材料（一）典型工况参数分析黔北电厂300MW#1机组指标统计情况序号项目单位设计值额定工况和设计值偏差影响煤耗值g备注1.负荷MW 300 301 12.主汽压力MPa 16.7 16.46 -0.24 0.43.主汽温度℃537 541.34.3 -0.44.再热汽温℃537 540.7 3.7 -0.0995.飞灰可燃物% 7.5 7.37 -0.13 -0.27 煤质差异6.排烟温度℃131 122 -9 -1.5 冬季7.过热器减温水量t/h 27.7 1.2 -26.5 -0.278.再热器减温水量t/h 0 0 0 09.空预器漏风率% 7 5.5 -1.5 -0.2110.炉膛氧量% 4 3.4 -0.6 0.711.排烟热损失% 5.23 6.64 +1.41 5.6412.机械未完全燃烧损失% 2.72 5.39 10.613.收到基低位发热量kJ/kg 23081 17560 -542114.锅炉效率% 91.56 87.43 -4.13+17.3615.高加投入率% 100 100 0 016.凝结器真空kPa 85.1 84.7 -0.4 1.2317.真空度% 93.6 93.4 -0.218.给水温度℃271.4 279.8 8.4 -0.35519.真空严密性Pa/min 270 46 -22420.汽耗率：kg/kwh 2.998 3.12 0.122 14.421.凝结器端差℃ 4.5 3.58 -0.92 -1.022.补水率% 1.5 0.95 -0.55 -0.2723.凝结水过冷却度℃0.5 0.72 0.22 0.00824.循环水进温度℃22 22.5 0.525.环境温度℃20 20 026.汽轮机热耗kJ/kwh 7891 8283.8 392.8 14.727.厂用电率(不含脱硫) % 5.57 4.90 -0.67 -2.4628.脱硫厂用电率% 3.18 3.07 -0.11 -0.4029.厂用电率(含脱硫) % 8.75 7.96 -0.79 -3.0730.发电标煤耗g/kW.h 310 327.75 17.7531.供电煤耗（不含脱硫）g/kW.h 328 344.62 16.6232.供电煤耗g/kW.h 339.7 356.1 16.38分析每项指标影响煤耗的原因及对策措施：1、主汽压力：主汽压力低于设计值0.24MPa，影响煤耗0.4g/kW·h，主要原因为#1炉风量用不上，风量太大，会造成燃烧波动大，运行中汽温相对比较低，运行人员采用降低压力的方式来维持汽温，故压力维持相对较低。

300MW机组空预器压差对能耗影响的统计分析摘要：针对火电机组空预器压差升高影响机组能耗多少的问题，研究了基于运行数据获得等工况数据的计算方法，分析了空预器压差变化对风机电流、排烟温度、用电率、供电煤耗影响数值的计算过程，基于多台300MW等级机组运行数据，获得了压差单位值变化对机组能耗的影响，为定量分析空预器压差能耗影响提供了一种基于实际运行数据的统计分析方法。

关键词：空预器；压差；能耗中图分类号：文献标志码：A 文章编号：0前言燃煤火力发电机组实施氮氧化物超低排放后，回转式空预器发生硫酸氢铵型堵灰成为普遍问题。

空预器堵灰表现为空预器压差（空预器烟气侧进出口压力之差）升高，导致风机电流升高、排烟温度升高，进而导致机组的发电厂用电率和供电煤耗升高[1]。

目前，空预器压差对机组能耗的定量影响关系尚不明确。

本文依据300MW等级火电机组实际运行数据，定量分析了空预器压差的单位变化对机组能耗影响的数值范围。

1基于运行数据的能耗分析方法1.1空预器压差影响的运行参数空预器压差（以下简称压差）一般指回转式空预器烟气侧进出口烟气压力的差值，反映了空预器换热元件孔隙的积灰堵灰程度[2]。

根据设备机理和运行数据，随空预器压差变化，变动的运行指标主要有风机电流和排烟温度。

对风机电流的影响：压差升高说明空预器烟气通道、风通道的阻力增大，三大风机（引风机及增压风机、送风机、一次风机）的压头升高、风机功率增大，风机驱动电机电流随之升高，进而导致机组发电厂用电率升高、供电煤耗升高。

对排烟温度的影响：压差升高说明空预器换热元件表面积灰增加，换热元件热阻升高、换热系数降低，空预器换热性能降低，表现为空预器利用度指标（空预器利用度=烟气进出口温度差/烟气空气进口温度差）数值变小，空预器出口排烟温度升高，锅炉排烟损失增大，锅炉效率降低，导致机组供电煤耗升高。

1.2等负荷工况数据的计算为跟踪分析指标变化趋势，需要计算每日等工况下的运行指标值。

300MW火电机组节能分析摘要：对于某火电厂的300MW#1机组的运行情况和节能潜力进行分析，重点探讨了该机组在节能方面的潜力问题，这对于今后同类机组设计、改造和维护具有一定的意义，能够为类似火电机组的建设及运行起到一定的借鉴作用。

关键词：300M火电机组；节能潜力；煤耗1.煤耗方面节能潜力分析要想节约煤炭和降低发电成本，努力降低煤耗则是一个重要问题，因为全国煤炭消耗总量的百分之六十左右都是用于火力发电厂的每年用煤量，燃料成本约占火电厂发电成本的百分之七十以上。

某电厂#1机组1025T/H锅炉为钢球磨直吹式燃烧系统，设计煤种为当地无烟煤，实际运行中入炉煤质波动较大，#1机组供电煤耗上半年统计指标为345g/kwh,比国内同类型300MW机组先进值325g/kwh高出20g/kwh,煤耗方面消耗较大，究其原因分析如下：1.1燃烧调整的影响及对策原因分析：炉不完全燃烧的情况下，明显能够造成飞灰可燃物的升高、炉渣含碳量的增大。

煤粉粗，往往是燃烧调整比较困难的重要原因。

由于磨煤机煤粉细度粗细不稳定，风门故障开度不准等原因造成燃烧不完全。

煤粉炉运行经济性影响很大程度上受到煤粉细度的影响。

尽管燃烧在细煤粉的环境下容易着火及燃烬，但是随之磨煤机的用电量也会相应增加。

所以应该从多个方面进行考虑经济性的问题，从而选择最合适的煤粉细度。

一般来说，最合适的煤粉细度则是以机械末完全燃烧热损失、制粉电耗率、钢球损耗总和最小时的细度。

对策：尽量提高磨煤机出口温度，维持在120℃~160℃之间，保持适当的一次风压，以利煤粉着火；对于锅炉运行调整不当的情况应及时进行调整，同时，煤粉细度必须维持在5%左右；各辅机的运行方式同时应该进行优化；最佳配风方式应该在考虑煤质的情况下进行试验确定。

优化锅炉吹灰方式、定期清洗空预器蓄热片、维持适当的炉膛负压运行，保持合理的烟气流速、增加尾部烟道受热面等都是降低排烟温度的有效措施。

1.2真空度的影响及对策原因分析：根据本地的实际情况，真空值应该为95kpa左右，但是，由于各种因素的影响，在实际运行中，机组真空都在93kpa左右，这样的真空严密性还有提高的空间，虽然试验合格但是还没有达到优良的条件。

各项小指标对能耗的影响不同类型的机组的各项小指标偏离标准值对热耗率和发电煤耗率的影响幅度分别见下表50MW机组参数变化对经济性的影响(额定工况）序号参数参数变化对热耗的影响（%) 对发电煤耗的影响[g/(KW/h)]1 主蒸汽压力降低1MPa 1.0972 3.9082 主蒸汽温度降低1℃0.04297 0.15313 真空降低1KPa 0.9152 3.264 给水温度降低1℃0.03533 0.12585 排烟温度升高1℃0.06457 0.236 飞灰可燃物升高1% 0.3678 1.317 厂用电率升高1% 1.1046 供电煤耗4.308 补水率升高0.1% 0.1324 0.459 凝结水过冷度升高1℃0.02738 0.0975410 凝汽器端差升高1℃0.3266 1.16311 冷却水流量减少1000t/h 0.2173 0.77412 7号高压加热器上端差升高1℃0.02053 0.0731213 6号高压加热器上端差升高1℃0.01395 0.0496714 4号低压加热器上端差升高1℃0.04533 0.161515 3号低压加热器上端差升高1℃0.01502 0.05375216 2号低压加热器上端差升高1℃0.02311 0.082317 1号低压加热器上端差升高1℃0.0215 0.0766注：额定主蒸汽温度535℃，主蒸汽压力9.0MPa，汽轮机额定热耗率为9451.0KJ/（KW·h），额定工况下发电煤耗率356.2g/(KW·h),锅炉效率92.37%，管道效率0.98%，厂用电率8.5%。

100MW机组参数变化对经济性的影响(额定工况）序号参数参数变化对热耗的影响（%) 对发电煤耗的影响[g/(KW/h)]1 主蒸汽压力降低1MPa 1.1212 3.812 主蒸汽温度降低1℃0.0438 0.14883 真空降低1KPa 0.9417 3.24 给水温度降低1℃0.0324 0.0115 排烟温度升高1℃0.0706 0.246 飞灰可燃物升高1% 0.3838 1.3047 厂用电率升高1% 0.01094 供电煤耗4.028 补水率升高0.1% 0.1324 0.459 凝结水过冷度升高1℃0.0274 0.093210 凝汽器端差升高1℃0.3677 1.24911 冷却水入口温度升高1℃0.3677 1.24912 7号高压加热器上端差升高1℃0.0249 0.084613 6号高压加热器上端差升高1℃0.0146 0.049614 4号低压加热器上端差升高1℃0.0163 0.055415 3号低压加热器上端差升高1℃0.0158 0.053716 2号低压加热器上端差升高1℃0.0092 0.031317 1号低压加热器上端差升高1℃0.0183 0.062218 高压加热器解列 2.642 8.9819 机组负荷偏离10% 1.0152 3.4520 机组负荷偏离20% 2.2188 7.5421 机组负荷偏离30% 3.646 12.39注：额定主蒸汽温度550℃，主蒸汽压力8.8MPa，汽轮机额定热耗率为8784.6KJ/（KW·h），额定工况下发电煤耗率339.8g/(KW·h),锅炉效率90%，管道效率0.98%，厂用电率7.5%。

降低 300MW火电机组供电煤耗优化研究摘要：发电厂作为引领社会发展的一个主要部分，对300MW燃煤火电机组供电煤耗高的问题加以深入的研究，并且从中找到适合的解决对策，不断优化机组的运行，降低机组供电煤耗率。

换言之，就是有效减少燃煤量，达到节能降耗减排的良好效果，为行业发展注入新的动力。

关键词：300MW供电煤耗；优化调整；解决对策火力发电厂当中，最为主要的生产技术指标就是供电煤耗，而供电煤耗会影响到发电的经济成本。

当前正是处于节能减排政策深入发展的重要时期，在火电厂燃料不断上涨的情况下，其发展的根本趋势是有效降低机组供电煤耗，这是企业技术能力提升的关键，也是行业发展的根本需要。

为此，需要不断优化调整3MW火电机组，实现降低机组供电煤耗的目标，达到真正意义上的节能减排。

1分析现状一项数据调查显示，300MW火电机组供电煤耗的平均值是323.09g/kWh，同其他机组平均值存在差距。

如果机组使用2台引风机，以及增压风机，把原来引风机变频运行的形式加以改造，利用风机入口动叶的全面调整，充分满足锅炉燃烧和炉膛负压的需要，从而消除变频器运行带来的问题。

但是，引风机单耗增加，耗电率就会受到不同程度的影响，整个机组供电煤耗就会有所提高。

机组脱硝系统在实际工艺上使用选择性催化还原SCR，并且在每一台锅炉上都设置2个SCR反应器，然后采用液氨法制备脱硝还原剂。

现在很多发电厂已经改造了空预器，而且风压已经消耗在空预器上面，致使增加了引风机，送风机，还同时增加一次风机。

与此同时，当前空预器受到堵灰的影响，致使炉膛负压有很大的波动性，让锅炉的安全性，经济性也都受到影响。

2分析原因在实践观察以及操作的总结中，查找影响300MW火电机组供电煤耗高的实际原因，具体有以下几点要注意。

第一，人为方面的因素。

燃烧合理配风优化的过程中，滑压的运行处于不合理的状态。

当加热器端差调整好了，磨煤机启停又不够及时。

同时存在气温调节不及时，控制不好磨煤机料位的问题，导致烟气当中的氧含量过大。

各项小指标对能耗的影响不同类型的机组的各项小指标偏离标准值对热耗率和发电煤耗率的影响幅度分别见下表50MW机组参数变化对经济性的影响(额定工况）序号参数参数变化对热耗的影响（%) 对发电煤耗的影响[g/(KW/h)]1 主蒸汽压力降低1MPa 1.0972 3.9082 主蒸汽温度降低1℃0.04297 0.15313 真空降低1KPa 0.9152 3.264 给水温度降低1℃0.03533 0.12585 排烟温度升高1℃0.06457 0.236 飞灰可燃物升高1% 0.3678 1.317 厂用电率升高1% 1.1046 供电煤耗4.308 补水率升高0.1% 0.1324 0.459 凝结水过冷度升高1℃0.02738 0.0975410 凝汽器端差升高1℃0.3266 1.16311 冷却水流量减少1000t/h 0.2173 0.77412 7号高压加热器上端差升高1℃0.02053 0.0731213 6号高压加热器上端差升高1℃0.01395 0.0496714 4号低压加热器上端差升高1℃0.04533 0.161515 3号低压加热器上端差升高1℃0.01502 0.05375216 2号低压加热器上端差升高1℃0.02311 0.082317 1号低压加热器上端差升高1℃0.0215 0.0766注：额定主蒸汽温度535℃，主蒸汽压力9.0MPa，汽轮机额定热耗率为9451.0KJ/（KW·h），额定工况下发电煤耗率356.2g/(KW·h),锅炉效率92.37%，管道效率0.98%，厂用电率8.5%。

100MW机组参数变化对经济性的影响(额定工况）序号参数参数变化对热耗的影响（%) 对发电煤耗的影响[g/(KW/h)]1 主蒸汽压力降低1MPa 1.1212 3.812 主蒸汽温度降低1℃0.0438 0.14883 真空降低1KPa 0.9417 3.24 给水温度降低1℃0.0324 0.0115 排烟温度升高1℃0.0706 0.246 飞灰可燃物升高1% 0.3838 1.3047 厂用电率升高1% 0.01094 供电煤耗4.028 补水率升高0.1% 0.1324 0.459 凝结水过冷度升高1℃0.0274 0.093210 凝汽器端差升高1℃0.3677 1.24911 冷却水入口温度升高1℃0.3677 1.24912 7号高压加热器上端差升高1℃0.0249 0.084613 6号高压加热器上端差升高1℃0.0146 0.049614 4号低压加热器上端差升高1℃0.0163 0.055415 3号低压加热器上端差升高1℃0.0158 0.053716 2号低压加热器上端差升高1℃0.0092 0.031317 1号低压加热器上端差升高1℃0.0183 0.062218 高压加热器解列 2.642 8.9819 机组负荷偏离10% 1.0152 3.4520 机组负荷偏离20% 2.2188 7.5421 机组负荷偏离30% 3.646 12.39注：额定主蒸汽温度550℃，主蒸汽压力8.8MPa，汽轮机额定热耗率为8784.6KJ/（KW·h），额定工况下发电煤耗率339.8g/(KW·h),锅炉效率90%，管道效率0.98%，厂用电率7.5%。

300MW机组各参数变化对供电煤耗的影响计算及结果汇总表一、厂用电率对供电煤耗的影响（每变化1个百分点）Δb=0.01 b /（1-0.0593）=0.0106 b二、主汽温度对供电煤耗的影响（每变化1℃）Δb=（0.88-0）b /[（538-513）*100]=0.000352b三、主汽压力对供电煤耗的影响（每变化1 MPA ）Δb=（0.3-0）b /[（16.67-16）*100]=0.004478b四、再热汽温度对供电煤耗的影响（每变化1℃）Δb=（0.64-0）b /[（538-514）*100]=0.0002667b五、凝汽器背压对供电煤耗的影响（每变化1 KPA ）Δb=（7.2-0）b /[（13.5-5.4）*100]=0.008889b六、补水率对供电煤耗的影响（每变化1个百分点）Δb=（1/0.99335-1）b /[3*100]=0.002232b七、给水温度对供电煤耗的影响（每变化1℃）（1）.做功能力增加ΔΗ=Δτ8 η08 =（1205.3-1049.2）*0.5126/ (274.7-241.9) =2.44(kJ/kg)（2）.吸热量增加ΔQ=Δτ8（1+ Qzr-8/ q8）=4.759*（1+462.82/2071.8）=5.82(kJ/kg)（3）.装置效率降低δηi= （ΔQηi-ΔΗ）*100% / (Η+ΔΗ) =(5.82* 0.468-2.44)* 100% / (1218.74+2.44 )=0.0233% 。

（4）.Δb=0.002232b八、飞灰可燃物对供电煤耗的影响（每变化1个百分点）Δb=0.003298b九、炉渣可燃物对供电煤耗的影响（每变化1个百分点）Δb=0.000825b对供电煤耗的影响（每变化1个百分点）十、制粉单耗对供电煤耗的影响（每变化1 KWH/TM ）Δb=0.0106*120*100* b/300000=0.000424 b十一、排烟温度对供电煤耗的影响（每变化1℃）Δb=（3.55αpy+0.44）* b /(100*92) =0.000561 b十二、氧量对供电煤耗的影响（每变化1个百分点）Δb=0.000321 b十三、凝汽器端差对供电煤耗的影响（每变化1℃）Δb=0.002702b十四、循环水泵耗电率、除尘耗电率、输煤耗电率、除灰耗电率、对供电煤耗的影响（每变化1个百分点）Δb=0.0106b十五、过热减温水量对供电煤耗的影响（每变化1吨/小时）1. 减温水量按1000Kg/h计算2. 减温水因不经过高加减少抽汽多做功8ΔΗ=αjw∑τrη0r=1000*(137.1*0.3367+191.6*0.483+156.1 *r=60.5126) /911910=0.2398(kJ/kg)3. 减温水造成过热吸热量增加8ΔQg=αjw∑τr =1000*(137.1 +191.6 +156.1 )/911910r=6=0.5316(kJ/kg)4. 减温水造成再热吸热量增加ΔQzr-7=αjwτ7σ/q7=1000* 510*191.6/(911910*2152.3)=0.04979(kJ/kg)ΔQzr-8=αjwτ8σ(1-γ7/q7)/ q8=1000* 510*156.1*(1-199.1/2152.3)/(911910*2071.8)=0.03824(kJ/kg)5. 减温水造成总吸热量增加ΔQ=ΔQg+ΔQzr-7+ΔQzr-8=0.5316+0.04979+0.03824=0.6196(kJ/kg)6. 装置效率减小δηi=[(ΔΗ-ΔQηi)/ (Η+ΔΗ)]*100%=[(0.2398-0.6196*0.468)/ (1218.74+0.2398)]*100%= 4.116*10-3% .7. Δb=0.00004116b十六、再热减温水量对经济性的影响计算1. 减温水量按1000Kg/h计算2. 再热减温水造成做功能力的减少8ΔΗ=αjw[（i0- izl）-(∑τrη0r+τb/2)] =1000{(3394.4-3026.8)r=6-[137.1*0.3367+191.6*0.483+156.1*0.5126+(720.5-696.6)/2]}=0.1588(kJ/kg)其中：αjw（i0- izl）是减温水不经高压缸而少做功8∑τrη0r 是减温水不进高加减少抽汽而多做功r=63. 循环吸热量减少ΔQ=αjw {( i0- igs)-（izl- ijw）-σ*[(τ7/ q7) +(1-γ7/ q7) (τ8/ q8)]}= αjw {( i0- izl )-（igs- ijw）-σ*[(τ7/ q7) +(1-γ7/ q7) (τ8/ q8)]}8=αjw {( i0- izl )- ∑τr -σ*[(τ7/ q7 ) +(1-γ7/ q7) (τ8r=6/ q8)]} =1000*{( 3394.4- 3026.8)- （137.1+191.6+156.1）-(720.5-696.6)/2-510*[(191.6/2152.3) +(1-199.1/ 2152.3) (156.1/2071.8)]} =-0.2297(kJ/kg)其中：αjw ( i0- igs)是减温水不经锅炉而少吸热量αjw（izl- ijw）是减温水进入再热器多吸热量σ*[(τ7/ q7) +(1-γ7/ q7) (τ8/ q8)]是减温水不经高加排挤抽汽造成的再热器吸热量增加4.装置效率减小δηi=[(ΔΗ-ΔQηi)/ (Η-ΔΗ)]*100%=[(0.1588+0.2297*0.468)/ (1218.74-0.1588)]*100%=0.02185% .5. Δb=0.0002185b表：结果汇总表序号自变量名称自变量变化单位影响函数备注1 厂用电率每变化1个百分点Δb=0.0106b b：为当前的供电煤耗；Δb：为对应自变量变化单位的供电煤耗变化量。

300MW级火电机组能耗分析研究发表时间：2019-06-21T11:49:46.413Z 来源：《电力设备》2019年第1期作者：董志国[导读] 摘要：煤电机组能耗水平的优劣，通过综合因素影响，最终体现在供电煤耗的优劣上。

（国家能源集团甘肃电力有限公司甘肃 730000）摘要：煤电机组能耗水平的优劣，通过综合因素影响，最终体现在供电煤耗的优劣上。

本文以锅炉、汽轮机主要工况状态、小指标影响因素，分析了供电煤耗在各状态下的趋势，通过对比分析，指出设备治理、运行优化的方向，进而提高机组的运行经济性水平。

关键词：煤电机组；能耗；研究一、研究背景及意义在国家绿色发展，低碳清洁的大背景下，“提升管理，提升效益”的“双提升”理念成为煤电行业可持续发展的必由之路，现在我国的煤电机组装机容量仍然占比较大，提升效益、挖掘潜力一直是煤电机组的重点任务，通过抓好节能降耗工作，进一步降低企业生产成本，提升市场竞争力。

从目前情况看，煤电机组主要存在三个方面的弱势：一是盈利基础不牢固；二是成本将进一步上升；三是面临着全方位竞争。

而300MW级机组多数属于热电联产机组，且担任繁重的电网调峰任务，运行稳定要求高。

所以，开展300MW级机组的节能降耗工作，对提升企业经济效益，是至关重要的。

本文重点从以330MW煤电机组为例，通过对标需要抓好的重点技术经济指标入手，降低机组核心指标供电煤耗，总结节能降耗的目标及手段。

二、研究方法及范围机组供电煤耗率是反映经济性的综合性指标，本文通过对330MW自然循环锅炉、一次中间再热、热电联产机组的各项经济指标对供电煤耗率的影响分析，研究机组整体的经济运行和优化调整方向。

三、锅炉设备侧主要指标对机组经济运行的影响锅炉设备系统复杂，涉及到的燃烧风烟系统、汽水系统、灰渣系统及脱硫脱硝系统，设备运行状况的良好程度，对安全、环保、经济运行有很大的影响。

因此，做好锅炉设备系统的稳定运行工作，对整体机组的经济运行起到龙头作用。