火电厂节能降耗分析与措施版.docx
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火电厂节能降耗分析与措施版
火电厂节能降耗分析与措施（2020版）
Technicalsafetymeansthatthepursuitoftechnologyshouldalsoincludeensuringthatpeoplemakemistakes
（安全技术）
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火电厂节能降耗分析与措施（2020版）
备注：
传统安全中认为技术只要能在人不犯错误时保证人安全就达到了技术的根本要求，但更进一步的技术安全观对技术的追求还应该包括保证防止人犯错，乃至在一定范围内缓冲、包容人的错误。
摘要：
火电厂是一次能源用能大户，全年耗煤量非常巨大，提高火电厂的一次能源利用率，尽可能的降低发电成本，成为全国各大发电企业及科研院所研究的课题。
各电站情况不同，可采用的节能降耗方法也各异，本文作者通过现场实际运行经验，总结分析出了火电厂在运行过程中可采取的切实可行的节能降耗措施。
如提高真空、保证给水温度、加强燃烧调整、减少泄漏和工质损失、节省厂用电等。
关键词：
节能降耗分析措施
1、引言
火电厂是一次能源用能大户：
技术统计[1]表明，到2000年底，火电厂全年耗原煤达4亿吨，提高火电厂热经济性（即减少能耗）就不仅是降低本身成本的需要，更是影响全国一次能源生产、运输和节约的大事。
目前，全国各地火电厂节能的主要措施可分为以下几项：
1、实现电网统一调度，安全网经济上最合理要求地同电网处理，推行火电厂的经济运行，并保持供电质量。
2、中低压机组每年多耗130万吨标准煤，有条件的应改为供热式机组，有的应逐渐淘汰。
3、对200MW以下的机组进行改造，以提高效率降低能耗。
特别是辅助设备和用电设备的技术改造。
4、拆除小锅炉，改为热电联产或集中供热。
在火电厂投入到商业运行以后，其设计参数确定，因而加强运行当中的节能降耗问题就由为重要。
本文仅通过对华能丹东电厂的运行现状进行分析，提供一些具体节能措施，也可为国内同类型电厂挖潜降耗提供借鉴。
电厂运行节能降耗有许多方面，如加强燃烧调整、减少泄漏和工质损失、提高真空、节省厂用电等。
提高电厂经济效益，降低能耗是各个发电厂提高经济效益的主要途径，也是我们电厂在当今残酷市场获胜的必经之路，电力工业资源节约主要是提高能源转换效率，包括节煤、节油、节水、节地、节电、节汽（气），降低输送损耗，消除跑、冒、滴、漏等。
2、分析与措施
2．1在汽轮机组方面
2．1．1提高真空
提高真空，增强机组做功能力，减少燃料是提高经济性的重要方面，可进行如下方面措施：
1、真空严密性试验：
①坚持每月一次真空严密性试验；
②试验有利于停机后汽机冷态时进行凝汽器灌水查漏；
③调整主机及小机轴封供回汽运行正常；
④运行中经常检查负压系统，发现漏泄及时处理；
⑤投入水封阀系统。
2、夏季根据负荷启第二台循环水泵；
3、春季根据循环水蓄水库结冰情况及时关闭循环水回水至循环水泵入口融冰并将循环水回水由河口导黄海；
4、正常投入循环水水室真空系统；
5、检查凝汽器循环水入口压力差，发现入口过滤器堵塞及时联系检修清理。
华能丹东厂海水资源污染严重，大量杂物涌向循环水入口滤网，若滤网不能正常运行，将使杂物进入凝汽器循环水入口滤网，造成堵塞，使真空下降，机组被迫减负荷等恶劣后果，所以必须确保循环水滤网稳定运行，应做到如下方面：
认真进行“每日循环水泵房捞污机投入使用一次”的定期工作；加强对循环水泵旋转滤网及其冲洗泵的巡回检查，发现异常及时通知检修处理；当一台机组两台冲洗水泵都不能运行时，应保持两台冲洗泵出入口手动门、电动门在全开位置，若由于检修隔离一台冲洗水泵，应保证另一台泵出入口手动门电动门在全开位置，关闭与另一机组冲洗水泵入口联络门，在保证凝汽器真空正常情况下，关小凝汽器循环水出口门，提高循环水泵出口压力，检查旋转滤网污物是否被冲干净，如果由于冲洗水压力低污物大量被带到旋转滤网后，应立即停止。
6、保持凝汽器水位正常，凝汽器水位在正常运行中一般保持在500mm左右，如果水位较低将会产生如下后果：
凝结水泵入口压力下降，影响凝结水泵正常运行，严重时还可能造成汽蚀，大修时设备维修费用势必增加。
凝汽器水位高，凝汽器空间减少，冷却面积亦减少，凝汽器真空下降。
另外，凝汽器的自身除氧能力下降，影响机组效率。
凝汽器水位过高，部分钛管被淹没在凝结水中，将处于饱和状态的凝结水继续冷却，造成过冷，致使机组冷源损失加大，大约每降低1℃过冷，机组热耗率降低0.5%，综上所述，维持凝汽器水位正常，是一项重要的运行调整任务。
2．1．2维持正常的给水温度
提高汽轮机组的经济性除提高真空外还必须维持正常的给水温度，给水温度变化，一方面引起回热抽汽量变化，影响到作功能力；另一方面将使锅炉排烟温度变化，影响锅炉效率。
首先，要确保高加投入率，这需要做以下方面：
1、将高加进汽电动门改为三态控制电动门，实现高加滑启、滑停，防止高加漏泄；
2、保持高加水位稳定。
3、启机前应检查高加入口三通阀开关正常；
4、控制高加滑启、滑停、给水温升率符合规程规定；
5、发电机并网后及时投入高加，发电机解列前停止高加。
其次，调整高加水位正常。
加热器正常水位的维持是保证回热的经济性和主、辅设备安全运行的重要环。
水位过高，会淹没有效传热面降低热经济性，同时疏水可能倒流入汽轮机危及主机安全，此时汽侧压力摆动或升高，端差增大，还可能导致抽汽管和加热器壳体振动。
水位过低或无水位，蒸汽经疏水管进入相邻较低一级加热器，大量排挤低压抽汽，热经济性降低，并可能使该级加热器汽侧超压、尾部管束受到冲蚀（尤其对内置式疏水冷却器危害更大），同时加速对疏水管道及阀门的冲刷，引起疏水管振动和疲劳损坏；
再次，检查高加旁路无漏泄，以及抽汽逆止门或加热器进汽门开度正常以保证抽汽管压降正常，经过如上方面检查是否达到负荷对应的给水温度，以提高经济性。
2．2锅炉方面
2．2．1加强燃烧调整
汽轮机组提高经济性有许多方面，同时锅炉也应加强燃烧调整，锅炉的完全燃烧除合理的燃烧调整外，应加强对风量的配比，合理的过剩空气系数，对燃烧过程至关重要，过量空气系数过大或过小都将造成锅炉效率降低。
过量空气系数越大，排烟热损失（q2）也就越大;过量空气系数对化学不燃烧热损失（q3）影响较小；对于机械不完全燃（q4），当过量空气系数太小时，部分煤粉颗粒不能与空气充分混合则q4增加，但过量空气系数太大时，气流速度过高，煤粉在炉内停留时间减少，q4又会增加。
合理的过量空气系数应使损失之和最小，见图1。
在正常运行中，在负荷增加过程应先将风量适当加大，然后增加燃料量，使风量调整优先于燃料量。
而在减负荷过程中，应先减燃料量而后减风量，使风量滞后于燃料量的调整。
这样可保证燃料的完全燃烧，降低燃料的不完全燃烧热损失。
而在正常运行中，尤其在低负荷200~250MW之间，对于风量的调整应引起重视，氧量超出规定值2%~3%，燃料量虽然减下来但风量并没有减下来，造成氧量指示偏高，使燃烧所需空气量偏大，其后果除能保证燃烧外，对炉膛温度有直接影响，增加了烟气量，从而使损失增加，降低锅炉热效率，对发电煤耗有直接影响，所以低负荷时应加强对风量、氧量的控制。
2．2．2减少再热器减温水量
华能丹东电厂在运行中由于设计原因造成再热减温水量大，降低热了经济性。
再热器喷水每增加1%，国产200mw机组，将使热耗增加0.1%~0.2%。
再热器温度每升高5℃，热耗减少0.111%，再热蒸汽温度每降低5℃，热耗将增加0.125%。
再热器是中压设备，再热器加热出来的中压蒸汽进入汽轮机中压缸做功，与高压蒸汽进入高压缸做功相比，其效率将大为降低。
大家知道，提高机组热效率的主要途径是提高初温、初压、降低排汽压力。
为此，应该尽量保证用高温高压的蒸汽去多做功。
再热器的调温，设计上是采取烟气挡扳进行调整，充分利用烟气的再循环烟气量大小来改变再热器温。
而实际运行中因设计原因，很多情况下华能丹东电厂采用再热器减温水喷水的方法进行调整，再热减温水的喷入相当于增加中压蒸汽量，用低压蒸汽的部分增加去顶替高压蒸汽来满足机组负荷，所以降低了热经济性。
所以，在调整中应尽量保证再热器温度，减少喷水量。
还可以考虑更改受热面等措施以提高机组经济性。
2．2．3加强受热面吹灰
在锅炉运行当中还应加强受热面吹灰。
排烟热损失是锅炉各项损失中最大的一项，一般为4%~8%，锅炉机组的排烟温度越高，排烟热损失越大。
排烟处的烟气容积越大，排烟热损失也越大。
锅炉运行中，受热面上发生结渣或积灰时，受热面的传热变差，排烟温度升高。
为了减少排烟损失，应经常保持锅炉各受热面的清洁，但吹灰同时增加了工质损失及热量损失，所以应按设计工况合理地进行吹灰次数的确定，并严格执行，以保证锅炉在最佳工况下运行，使锅炉效率提高，从而提高经济性。
2．2．4滑压运行
华能丹东电厂在运行调峰负荷加减过程中，采取了滑压的运行方式（见图2），即负荷低于189MW采取定压方式，压力值为9.2Mpa，负荷在189MW至343MW采取滑压运行方式，负荷大于343MW时采取定压运行方式，压力值为16.7MW，这也取得了明显的经济效益，这是因为如下方面：
首先，通常低负荷下定压运行，大型锅炉难于维持主蒸汽及再热蒸汽温度不降低，而变压运行时，锅炉教易保持额定的主蒸汽和再热蒸汽温度。
当变压运行主蒸汽压力下降，温度保持一定时，虽然蒸汽的过热焓随压力的降低而降低，但由于饱和蒸汽焓上升教多，总焓明显升高，这一点是变压运行取得经济性的重要因素；
其次，变压运行汽压降低汽温不变时，汽轮机各级容积流量、流速近似不变，能在低负荷时保持汽轮机内效率不下降；再次，变压运行，高压缸各级，包括高压缸排汽温度将有所升高，这就保证了再热蒸汽温度，有助于改善热循环效率；最后，变压运行时允许给水压力相应降低，在采用变速给水泵时可显著地减少给水泵的用电，此外给水泵降速运行对减轻水流对设备侵蚀，延长给水泵使用寿命有利。
国产125MW机组在不同方式下的供电煤耗率，根据实验数据[2]计算比较如下：
50%额定负荷下运行时，定压运行机组的供电煤耗率，为370.5g/（KW.h），滑压运行机组的供电煤耗率为356.84g/（KW.h）；但在90%以上负荷时，定压运行反而优于滑压运行其煤耗率前者为336.9g/（KW.h），后者则为342.4g/（KW.h），而且从理论上说，当初压下降5Mpa时，应切换为滑压运行，以保证热效率不致过分降低。
2．3工质
在火电厂里还有大的损失是工质损失，而且往往伴随能量的损失。
补给水是一项重要的指标，节省补给水可降低工质损失，提高经济性，使机组安全可靠的运行，同时可回收热能，是节能降耗的重要方面，为降低补给水量，可从以下方面入手：
1、坚持热网疏水回收；将疏水回收至凝结水补水箱。
这样既回收了工质，而且热网恰好在汽温较低时投用，又保证了补水箱防冻问题。
2、进行热网系统改造，避免工质浪费，有效回收；
3、暖风器疏水回收，为了提高送风机入口温度，保证（避免）冬季来临时，环境温度的降低而带来的空气预热器入口冷端发生低温腐蚀，应将暖风器尽早投入运行，这样既提高了了风温，又可以有效的防止空预器低温腐蚀堵灰等。
但由于暖风器系统的水位变送器立管水位调节不能正常投入等原因，暖风器的大量疏水有时不能有效回收至除氧器，而全部排至定排扩容器，造成大量的工质损失，使得机组的补水率提高，故应该保证暖风器系统设备及调节正常，保证疏水回收率，以提高经济性。
4、认真处理排入定排扩容器各疏放水手动门，确保关闭严密；
5、合理控制排污，蒸汽含杂质过多会引起过热器受热面汽轮机通流部分和蒸汽管道沉积盐，盐垢如沉积在过热器受热面壁上，会使传热能力降低，重则使管壁温度超过金属允许的极限温度，导致超温爆管，轻则使蒸汽吸热减少，过热器温降低，排烟温度升高，锅炉效率降低。
盐垢如沉积在汽机通流部分，将使蒸汽通流面积减小，叶片粗糙度增加，甚至改变叶片型线，使汽机阻力增加，出力和效率降低。
盐垢如沉积在蒸汽管道阀门处，可能引起阀门动作失灵和阀门漏汽。
为提高经济性及安全性，据化学分析，合理安排排污将有效地控制炉水及蒸汽品质，避免上述不良现象发生，但汽包锅炉连续排污不仅量大（几乎等于电厂内部的其他汽水损失之和），能位也高（为汽包压力下的饱和水），回收利用的经济价值较大，综和以上方面，应根据化学要求合理控制排污。
6、避免闭冷水箱，凝结水储水箱溢流。
2．4厂用电
对于节能降耗，节省厂用电率也是重要一方面。
为降低厂用电率，提高经济性，可采取以下措施：
1、机组启动前，从工作安排上尽量缩短锅炉上水到锅炉点火时间间隔，以减少循环水泵、电泵、凝结水泵运行时间；
2、机组启动前锅炉上水温度高于汽包壁温；
3、停机时尽可能降低锅炉汽包压力后机组解列，解列后可通过开主汽管道排大气等方法根据汽包壁上下壁温差降低汽包压力，目的是减少停机后电泵向锅炉补水时间；
4、停机后具备停循环水泵、电泵、凝结水泵等辅机条件时，尽早停运；对于循环水泵，当汽机低压缸排汽温度已降至40以下，高压内上缸壁温也降至规定以下，就可以停止运行。
对于凝结水泵，在没有减温水需要的情况下，低压缸排汽温度降至规定值也应该及早停运。
当然，循环水泵的停运要考虑好闭冷水及除灰系统的水源问题，应及时倒至2号机。
只有这样将设备在合理的工况及时停运，以降低厂用电的用量，降低发电成本、节能增效。
5、低负荷时保留一台循环水泵运行；
6、根据情况调整凝结水泵运行方式；
7、对于低谷负荷低于250MW，考虑停磨；
8、全厂厂房照明白天没必要亮的地方建议采用光控。
3结束语
我国能源资源丰富，但人均占有量却仅为世界平均数的1/2，同时，一次能源的利用率仍较低。
节能即可缓和能源供需矛盾，又是改善环境，提高经济效益的有力措施。
火电厂作为耗能大户，更应增强节能降耗。
火电厂节能降耗，提高经济效益的措施还有许多，如掺烧价格更便宜的煤种、粉煤灰综合利用等，各火电厂情况不尽相同。
本文通过现场实际运行经验，总结分析了火电厂在运行过程中可采取的切实可行的节能降耗措施。
这些措施在现场应用中得到了很好的效果，希望也可被国内同类型电厂所借鉴，节约更多能源。
参考文献
[1]郑体宽，热力发电厂，水利电力出版社，1995
[2]气轮机运行技术问答，中国电力出版社，2000
作者简介：
杨立永，男，30，中共党员，工学学士。
1997年7月毕业于东北电力学院动力工程系。
同时，进入华能丹东电厂运行部工作至今。
1997年7月至1997年12月，在铁岭电厂参加了由华能丹东电厂组织的生产运行实践。
1998年1月至今，先后参与华能丹东电厂两台机组的调试、168小时试运、试生产、生产。
期间参与了两台机组的大修和小修。
从事本专业多年，有丰富的运行经验。
1分析与措施
节能降耗有许多方面，比如加强燃烧调整、减少泄漏和工质损失、维持凝汽器最佳真空、提高给水温度、降低厂用电率、排烟热损失、原水单耗、补水率等。
1.1维持凝汽器最佳真空
维持凝汽器最佳真空，一方面可以增强机组做功能力，另一方面可以减少燃料量，从而提高机组经济性。
机组正常运行中，保持凝汽器最佳真空应采取如下措施：
1.1.1确保机组真空严密性良好
1）、坚持每月两次真空严密性试验；
2）、利用机组大小修，对凝汽器进行灌水找漏；
3）、对轴封系统进行改造，确保轴封系统供汽正常；加强轴抽风机运行维护，确保轴封回汽畅通。
4）、加强给水泵密封水系统监视调整。
5）、发现真空系统不严，影响机组真空，立即进行查找：
a）检查#8、#7、#6、#5低加汽侧放水门、就地水位计放水门、电接点水位计放水门是否关闭严密；#8、#7、#5低加疏水至凝汽器直通门盘根、法兰是否吸气；
b）检查轴封冷却器水位是否正常；
c）检查甲、乙、丙凝汽器就地水位计放水门是否关闭严密；
d）单级水封筒真空是否破坏，存在泄漏，向单级水封筒适当注水；检查调整给水泵密封水，同时检查多极水封筒入口压力表是否出现真空，如若是，则向多极水封筒注水，使水封筒入口压力保持在0位。
e）检查调整凝结泵密封水，防止凝结泵密封水过低；用薄纸巾检查凝结泵入口滤网法兰是否吸气；
f）检查调整#7、8低加疏水泵密封水，防止疏水泵密封水过低；
g）检查本体疏水扩容器至凝汽器热水井的疏水管弯头、管道、焊口等检查是否存在泄漏；本体疏水扩容器至凝汽器吼部的疏汽管道上的伸缩节焊口是否开裂泄漏；疏水至本体疏水扩容器的最后一道阀门的盘根、法兰是否存在泄漏；
h）检查轴封泄汽旁路门开度是否过大，调整门前后疏水门是否关闭严密；
检查低压轴封供汽压力是否过低；
i）检查真空破坏门是否泄漏（向真空破坏门内注水）；
j）检查#7、8低加疏水泵、凝结泵空气门，空气管道焊口是否吸气；检查射水抽汽器的空气门、凝汽器的空气门盘根、焊口是否存在泄漏；
k）二级旁路前后疏水是否存在接管座开裂；级旁路前排大气与排扩容器疏水门不严密；
l）低压缸安全门是否存在泄漏；
m）凝汽器吼部是否存在裂纹，检查凝汽器热水井取样门是否关闭严密；
1.1.3加强射水泵运行维护，检查射水池水位是否正常，水温是否过高，否则应加强换水，保证射水池温度不超过26℃；
1.1.4加强循环水品质的监督，减少凝汽器铜管结垢，并定期进行胶球清洗，以增加凝汽器铜管换热效率；
1.1.5加强冷却水塔的维护，夏季运行时，全开中央上水门，加强冷却塔换水，增加冷却塔效率；春冬季根据循环水温度，调整中央上水门、热水回流门开度，装拆冷却塔围裙确保循环水温度正常；不定期检查塔池内有无杂物，及时清理，防止杂物进入自然塔水池，使凝汽器滤网堵塞，减少进入凝汽器的实际循环水量，降低真空；
1.1.6保持正常凝结水水位，凝汽器水位高，凝汽器空间减少，冷却面积亦减少，凝汽器真空下降。
1.1.7夏季高温季节，根据真空情况，通过计算经济性，确定是否启动备用循环泵，保证两台循环水泵运行。
1.2提高给水温度
给水温度变化，直接影响到锅炉燃料量的变化，影响到锅炉燃烧；给水温度低，一方面使锅炉供电煤耗增加，另一方面使排烟温度增加，排烟热损失增加，锅炉效率降低；我公司＃1-＃4机组给水温度长时间达不到设计值，且较设计值偏低较多。
1.2.1保证高加投入率
1）机组滑启、滑停、严格控制给水温升率符合规程规定；
2）机组启停严格按照规程规定及时投入或解列高加；
3）加强高加运行维护，防止运行操作不当，造成高加保护动作解列。
4）保持高加水位稳定；
5）清洗高压加热器换热管，可以清除管内沉积物，降低换热管积垢部位内外，的温差应力和热应力，减少换热管泄漏机会，进而提高高加投入率。
1.2.2加热器经常保持正常水位运行
正常水位的维持是保证回热的经济性和主、辅设备安全运行的重要环节。
水位过高，会淹没有效传热面降低热经济性，同时疏水可能倒流入汽轮机危及主机安全；另外为了维持高加正常水位，开启危急疏水降低水位，造成工质浪费；水位过低或无水位，蒸汽经疏水管进入相邻较低一级加热器，大量排挤低压抽汽，热经济性降低，并可能使该级加热器汽侧超压、尾部管束受到冲蚀，同时加速对疏水管道及阀门的冲刷，引起疏水管振动和疲劳损坏；
1.2.3机组大小修时对加热器进行检漏，
检查加热器钢管有无漏点，检查水室隔板密封性，检查高加筒体密封性，发现漏点应及时予以消除。
如果水室隔板焊接质量不过关，势必导致部份高压给水“短走旁路”，而不流经加热钢管。
这样这部份给水未与蒸汽进行热交换，造成给水温度编低；如果加热器受热面的筒体密封性不好，导致部份蒸汽短路现象，致使给水与蒸汽的热交换效率下降，影响给水温度。
1.2.4检查各段抽汽电动门、逆止门全开
各段抽汽电动门、逆止门未全开，势必影响加热器出水温度，从而影响给水温度。
加热器投运时要求抽汽电动门和逆止门全开。
如果因阀门机构卡涩或电动门行程调整不当等诸多原因导致阀门未全开，这样蒸汽节流会使蒸汽作功能力损失，影响给水温度；如发现监视段压力不正常，应进行分析，检查的各抽汽电动门、逆止门是否开全，否则应联系检修处理。
1.2.5检查联程阀开度
如果联程阀开度不全，高加水侧自动保护装置的部件可靠性差，出现联成阀传动机构卡涩或阀门严密性差等现象，将导致部份给水短走给水小旁路，影响给水温度。
因此发现高加联程阀有问题应及时联系检修处理。
1.2.6检查大旁路电动门严密性
作为高加系统中的大旁路电动门是在高加水侧未投运前，为保证向锅炉供水的需要，让给水流经大旁路电动门而不通过高加水侧。
如果高加大旁路电动门下限行程未调式好或阀门严密性差，导致部份给水短走大旁路，影响给水温度。
解决办法是选购严密性好的阀门，大修机组应检查该阀门的严密性，并且热工配合调试好该电动门。
1.2.7高加汽侧空气门开度
高压加热器汽侧设置有空气门，其作用是将高压加热器汽侧内积聚的空气抽至除氧器。
避免加热器内积聚的空气影响传热效果。
因为空气的传热系数远小于钢材，空气会在钢管周围形成空气膜，阻碍传热。
然而空气门系人工操作，其开度的大小影响给水温度。
1.2.8汽侧安全门可靠性
加热器汽侧设置有汽侧安全门，保护加热器内的蒸汽压力不超压，避免缩短加热器寿命和应力破坏。
汽侧安全门一般为弹簧式安全门。
如果汽侧安全门的弹簧失效或阀门严密性差，导致部份蒸汽泄漏排大气，不但损失热量而且浪费高品质的工质。
1.2.9管道保温材料
对于200MW机组而言，高加出水温度一般设计值在240℃左右，高加出水至锅炉省煤器有相当长距离的管道。
生产现场室温一般在40～50℃以下，这样给水管道与室温存在温差，就存在放热现象。
如果给水管道的保温材料选型不当或质量差等原因存在，导致给水管道的热损失增大，影响给水温度。
解决办法是选用保温性能好的材料和提高保温材料的铺设水平。
1.2.10高加的疏水
如果高加疏水阀门密封性差或运行人员误操作开启危急疏水，导致大量高品质的疏水流失或蒸汽漏失，这样将损失大量的热量，不利于提高机组热经济性。
1.2.12运行中应加强各监视段压力及各加热器进出水温度监视，时常进行分析，发现缺陷应联系检修处理。
1.3加强锅炉燃烧调整
锅炉的完全燃烧除合理的燃烧调整外，应加强对风量的配比，合理的过剩空气系数，对燃烧过程至关重要，过量空气系数过大或过小都将造成锅炉效率降低。
过量空气系数越大，排烟热损失（q2）也就越大;过量空气系数对化学不燃烧热损失（q3）影响较小；对于机械不完全燃烧热损失（q4），当过量空气系数太小时，部分煤粉颗粒不能与空气充分混合则q4增加，但过量空气系数太大时，气流速度过高，煤粉在炉内停留时间减少，q4又会增加。
合理的过量空气系数应使损失之和最小。
正常运行中，在负荷增加过程应先将风量适当加大，然后增加燃料量，使风量调整优先于燃料量。
而在减负荷过程中，应先减燃料量而后减风量，使风量滞后于燃料量的调整。
这样可保证燃料的完全燃烧，降低燃料的不完全燃烧热损失。
而在正常运行中，尤其在低负荷，对于风量的调整应引起重视，氧量超出规定值2%--3%，燃料量虽然减下来但风量并没有减下来，造成氧量指示偏高，使燃烧所需空气量偏大，其后果除能保证燃烧外，对炉膛温度有直接影响，增加了烟气量
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