以下为是主要影响供电煤耗因素，仅供参考。
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。
