中国电力投资集团公司降低厂用电率指导意见

中国电力投资集团公司

降低火电厂用电率指导意见

为加强对火电厂用电率指标管理，有效推进各项节电措施的落实，促进集团公司各等级火电机组厂用电率指标的持续改进，特制定本指导意见。

一、工作目标

以行业同等级、同类型火电机组的较好水平为目标，制定集团公司各类型、各等级火电机组发电厂用率目标值。通过深入学习借鉴先进管理经验，落实各项节电技术措施，开展目标值完成情况的对标和评比等工作，实现集团公司火电厂用电率指标达到行业内较好水平。

二、工作要求

1. 集团公司依据“全国火电机组能效对标竞赛(2012年度) ” 中公布的各类型、各等级机组厂用电率的前40%为基准值，在考虑对高硫份脱硫系统用电、电动给水泵用电、脱硫特许经营用电因素进行适当修正的情况下，提出集团公司机组发电厂用电率目标值确认的统一原则，制定出各机组厂用电率的目标值（详见附件）。

2. 集团公司将加大对厂用电率指标完成情况的检查和评比工作。修订火电生产运营指标综合排序办法，加大厂用电率指标的分数权重，增加厂用电率目标值完成情况评分

项，并作为年度生产单位评优的重要依据之一。

3. 集团公司在每月火电生产运营电视电话会议上对各单位厂用电率目标值完成情况进行通报，并组织对节能措施的落实情况进行检查，对各类型、各等级机组中厂用电率长期偏高的单位进行专项诊断和督促整改。

4. 各二级单位要制定降低厂用电率的激励机制，在生产管理对标与考核中加大厂用电率指标的管理力度。要研究、制定出本单位达到厂用电率目标值的总体工作方案、年度工作计划和落实措施。监督和指导所属发电厂按照工作方案要求，有效落实各项节电工作。

5.各火电厂要在生产指标管理中加大对厂用电率指标的管理和考核力度，加强降低厂用电率措施的研究与攻关，要从创新管理方法、应用新技术、优化机组运行方式等方面下功夫，要按照“因地制宜、一厂一策、一机一策”的原则，根据每台机组实际情况，加强技术措施研究，制定适合本厂机组的技术改造计划和实施方案，先易后难，先急后缓，分步实施, 抓紧落实。

6. 各单位要加大降低厂用电率技术改造的资金投入。每年上报技改项目时，要有专门的降低厂用电率技术改造项目。要明确责任，落实人员，积极开展各项先进技术措施的研究与应用，确保改造项目取得预期实效。

三、技术措施

（一）运行优化措施

每台机组的设备选型、系统连接方式和实际运行工况等千差万别，通过优化运行的方式降低厂用电率的方式可以“一厂一策、一机一策”，在此提出一些优化的建议，实际采用中应从自身的实际情况出发，最好通过科学系统的试验，确立具体的优化措施，并在执行过程中不断的修正和优化。

1. 降低主要风机耗电

目前发电企业中送、引、一次风机、脱硫增压风机等辅机设计余量多数都偏大，加上目前机组负荷率低，风机负荷偏离高效区较远，实际运行效率低。在目前发电负荷率普遍偏低的条件下，调整运行策略，降低风机能耗有较大空间。

（1）严格氧量控制，严格执行氧量曲线考核机制。通过性能试验确定锅炉不同负荷的氧量曲线，建立氧量曲线分析及考核机制。氧量分析中必备的要素至少有：不同煤质、不同负荷、送引风机电流、一次风和二次风的比率等。

（2）引风机单耗与脱硫增压风机单耗合并监测与考核。组织开展引风机与增压风机不同负荷工况下的优化运行试验，取总耗电量最小的点，对应设立调整优化曲线。新机组投产或脱硫取消旁路挡板后建议改造为“增引合一”方式，如不具备“增引合一”改造条件，应加强对增压风机入口压力监测和考核，建议维持增压风机入口微正压，具体应以试

验确定的优化曲线为准。

（3）通过试验绘制主要风机效率曲线，明确风机的高效区间。现风机的效率曲线均为风机厂家提供，此曲线是风机单体试运时的效率曲线，连接到现场实际系统后，由于阀门和管道等影响将出现较大变化，并不能准确反映风机的实际运行区间。结合等级检修前效率试验或专门安排主要风机效率及烟风道阻力试验计划。通过试验确定风机在整套系统中的实际高效运行区，明确检修治理和优化点，明确风门（或动、静叶）开度与风机效率的关系，通过运行调整尽量使风机运行在高效区域或其附近。

（4）建立主要设备压差管理和控制机制。主要监管压差的设备为：空气预热器（烟气压差、一次风压差、二次风压差）；电除尘或电袋除尘器压差管理、脱硫除雾器压差管理、脱硫GGH 压差管理、脱硝SCR 区压差管理等，设立压差监测的上下限值。结合对引、送、一次风机（排粉机、二次风机）的电流监视，及时发现主要压差监控设备运行工况。将吹灰等管理措施与压差上下限管理结合，通过自动控制或量化定期工作，实现主要设备压差在合理范围内。

（5）建立定期的漏风、漏粉监测机制，发现漏点，及时治理。重点监测部位为：锅炉的冷灰斗周边、水封、关断门、各区域人孔门、看火孔、大型烟风挡板的法兰面和门轴、防爆门等，设立日常定期巡视和监测机制，做好标记，统筹

安排治理时机，尽快治理。运行中还要加强对送引风机、一次风机电流的监视，发现电流升高，排烟温度异常降低或升高等，应及时检查处理。

（6）控制合理的冷风温度（一次风和二次风）。特别是北方冬季运行电厂，首先保证冷一、二次风温度适中（23℃以下），过高的冷风温度除增加暖风损失外，由于比容降低，也降低了风机的效率（一次风尤为明显）；另外通过对比外界温度，合理改进暖风器运行方式，建议北方电厂将暖风器改进为可切/投方式，在天气较暖的季节实现暖风器切除模式，可以有效降低风机阻力，据测算，采取切除暖风器模式后，厂用电率可以降低约0.02个百分点。

2. 优化制粉系统的运行

制粉系统的耗电率占厂用电率的0.4-1.5%之间，是耗电大户。尤其是近些年来，受外部因素影响，燃烧煤种大幅度的偏离设计煤种，机组运行负荷率长时间偏低，更进一步增加了制粉系统的电耗。针对实际情况，通过认真进行设备分析，并结合热态通风试验和制粉出力试验，研究制定优化运行策略，可有效降低制粉单耗。

（1）通过试验确定不同负荷对应的磨煤机运行方式。磨煤机尽可能保证最大出力运行，根据煤质及每台磨煤机特性掌握每台磨最大出力，根据负荷变化及时启、停磨。对于双进双出式磨煤机应对比长期负荷工况，控制制定几套最佳

钢球装载方案，如长期低负荷工况运行则适当减少钢球装载量。对于中储式制粉系统，应建立磨煤机运行时间统计分析制度，设法保证磨煤机在最大出力运行。

以五台中速磨直吹系统为例，当负荷率长期在60-65%区域运行时，通过试验停止上层或某层磨煤机运行，可降低厂用电率0.1个百分点左右。

对于双进双出式直吹系统磨煤机在较低负荷长期运行时60-70%负荷，通过试验重新确定钢球的最佳配比（增加小钢球比例，控制和减少大钢球比例）适当减少钢球装载量，可以降低磨煤机运行电流10A 左右，也可实现降低厂用电率0.1个百分点。

(2)在保证防爆要求下，尽量提高磨煤机出、入口温度。注意监督冷风门的严密性，并设法在检修中保证冷热风门关闭严密。运行中尽可能保证每台磨入口风门在较大的开度，减少风门节流损失，多采用一次风压母管压力调节的方式，可以有效降低一次风机电耗。

(3)严格控制一次风压，降低一次风率。保证一次风压与炉膛压差在0.6KPa 左右，控制一次风各风管风速均匀，风速控制在24-27m/s以内为佳，加强漏风治理。

(4)确保碎煤机连续投入运行。可以减轻给煤机和磨煤机的磨损，也可降低2-5%的磨煤机电耗。

3. 电除尘器节能措施

电除尘器耗电率占厂用电率的0.1-0.2%之间，如果管理不善甚至能达到0.25-0.3%左右。

电除尘节电主要依靠设备治理，如保持合适的极板间距、治理极板弯曲变形、阴极线脏污、振打装置缺陷等。从运行上合理优化电除尘器的运行方式，制定优化运行策略，电除尘器仍具有较大的节能空间。现部分机组已改造为电袋除尘方式，可以采用优化袋区的喷吹时间及间隔，合理控制好布袋的压差，既降低了引风机电耗还能延长布袋的使用寿命。

以五电场电除尘为例的推荐方案：根据负荷情况，在保证粉尘排放指标达标的前提下，选择电除尘器各电场合适的占空比。基本原则是负荷85%时以上，一、二、三、四、五电场全部选择火花跟踪控制。机组负荷80-85%时，一、二、五电场选择火花跟踪控制，三电场，四电场间歇供电，充电比1:2。机组负荷70% 以下时，一、二、五电场选择火花跟踪控制，停止三电场，四电场间歇供电，充电比1:2。以上运行方式也可根据电除尘实际运行状态和出口烟尘浓度随时进行调整，以达到最佳节能效果。根据实际运行效果推测可以降低厂用电率约0.07-0.12%左右。

4. 空压机系统优化措施

(1)灰用和仪用空压机合并改造。具备条件的可在灰用空气系统加过滤器，代替仪用空气系统运行，实现仪用空压

机停备。如停用一台50KW 仪用空压机，年可节电约30万kWh 。

(2)根据机组负荷协调仓泵进料时间和输灰系统压力，优化输灰系统运行方式。根据机组负荷、输送系统的运行情况来设定输灰系统仓泵进料时间，在机组、输送系统运行情况良好，输灰压力降低时，可将进料时间设定长些，保持较高的输送浓度，相应减小空压机能耗。当机组出现异常工况，造成输灰压力偏高或输送时间增加时，将进料时间调整相对短些，避免发生输灰管道堵管和灰斗存灰搭桥、板结造成下灰不畅的问题。同时在在保证输送系统运行正常的情况下，相对延长循环周期。如果机组长期处于低负荷运行，应根据输灰系统情况降低输灰压力运行，可以实现停用1-2台灰用空压机，年节电可达100万kWh 左右。（注：如灰用和仪用空气联合，应注意满足仪用空气压力）

(3)开展空气系统定期查漏治漏。要隔绝日常不用的备用、清扫用、检修用空气系统。当机组备用或检修时，具备条件后应及时隔离停备机组的仪表或灰用空气系统。

5. 湿法脱硫系统节电措施

湿法脱硫系统耗电率较高，一般占机组厂用电率的0.8-1.4%之间，在机组部分负荷工况下，采取优化运行的策略，可有效较低厂用电消耗。

（1）湿法脱硫工艺中，部分负荷时可采取提高脱硫剂浓度，降低浆液循环泵运行台数。以三台浆液循环泵的配置

为例，当部分负荷停止一台浆液循环泵时，可实现降低厂用电率0.03-0.05的目标。但需注意：一是适当控制脱硫吸收塔液位合理，既可提高反应区浓度，也可以有效降低浆液循环泵和氧化风机电耗（注：液位与浆液循环泵和氧化风机电耗成正比关系）。二是在部分负荷情况下可视情况适当提高浆液PH 值，但禁止超过5.8以上，同时保证浆液密度合理，可停运一台浆液循环泵而保证脱硫效率不降低，当恢复三台浆液循环泵运行后应尽快降低浆液PH ，尽量接近5.1左右，以稀释浆液中的亚硫酸盐，保证石膏品质。

（2）开展脱硫添加剂研究，经技术经济比较合适后，可采用添加脱硫增效剂，提高反应能力，可以降低浆液循环泵全容量运行时间。据测算添加脱硫增效剂后，可降低浆液循环泵电耗1万千瓦时/日左右，年可实现节电300万千瓦时，在运行优化的基础上再降厂用电率约0.1个百分点。（注：目前脱硫增效剂品种和配方多样，应根据自身浆液性质，通过试验确定合适的增效剂）

（3）加强除雾器的水冲洗。除雾器压差越低风机电耗越小，日常运行中注意控制除雾器压差小于200Pa 运行，尽量不要超过400Pa ，否则应在停炉时安排水冲洗。控制好吸收塔补水与除雾器冲洗的关系，尽量保证利用除雾器冲洗水进行吸收塔补水。另外注意控制烟气流速，同时合理添加消泡剂，严防浆液污染除雾器的事件发生。

（4）加强GGH 吹灰管理。对于具有GGH 的脱硫装置，必须严格加强GGH 吹灰管理，建议加装蒸汽吹灰装置。建立GGH 压差与机组负荷的对比曲线，发现异常后应及时处理。

（5）北方电厂应完善浆液、水管道防冻措施。减少冬季浆液收集泵、返回泵、废水泵等由于防冻的运行时间。

6. 循环冷却系统的优化运行节电措施

（1）建立循环泵台数与循环水温度、排汽压力对应曲线。现大部分机组均采用了动叶可调式或采用高低速循环水泵的运行方式，在实际运行中应通过试验明确循环泵台数与循环水温度、排汽压力对应曲线，严格执行，可以实现降低循环泵单耗0.1-0.15个百分点。

（2）加强循环水系统胶球和滤网的管理。 胶球系统重点监视收球率，投入胶球时尽量利用循环水流量较大的时机，采用合适的胶球。循环水二次网应采用定期投入与压差管理相结合，及时清污和排污。

（3）优化开式水运行方式。在启停机中可采用开式水出入口门全开，依靠循环泵静压冷却的方式。也可实现多机开式水系统联络，在气温较低的季节减少开式水泵运行台数的方式。另外，综合评估或试验后，可以采取开式水系统加装旁路的方式，减少开式水泵运行时间，可以实现降低开式泵电耗0.01个百分点左右。

（3）夏季实施两机三台循环水泵运行。将二台机组循

环水出入口管道联络，在夏季环境温度较低时段，实施两机三台循环水泵运行，节约厂用电效果明显。

7. 凝结水泵出口压力优化运行节电措施。

由于目前机组大部分处于部分负荷运行，凝结泵选型时大多出口压力偏高，现凝结泵变频改造已相当普遍，节能率较高。在机组部分负荷下，特别是北方供热机组冬季供热期，设立凝结泵出口压力运行曲线，根据负荷调整凝结泵出口压力，控制凝结水再循环，可有效降低凝结泵电耗。实施后可实现凝结泵在变频改造降低的基础上耗电率再降低0.01-0.05个百分点。

8. 优化机组启动与运行方式。

（1）机组启动时不用电泵，具备条件的机组, 采用汽动给水泵前置泵上水。对于600MW 机组，按电泵平均负荷80%、启机运行时间30 小时计算，每成功实现一次无电泵启动，将节约厂用电量15.2万kWh 。

（2）优化辅机运行方式。根据季节、负荷率等情况，精确调整闭式冷却水泵、真空泵、灰渣泵、输煤皮带机、浆液循环泵等辅机运行台数，明显降低了辅机单耗指标。如：常熟发电300MW 优化炉水循环泵运行方式，对炉水循环泵“两运一备”运行方式进行了试验，节约厂用电效果明显，使全年厂用电率下降0.1%。

（3）启停机时的优化运行措施。每次启停机前应编制

详细的启停机方案，优化各岗位各专业间的配合，尽量减少启停机时间；合理安排各辅助系统和设备的投运和停运时间，应编制机组启停曲线和设备启动停运时间表并设置监测点。对于配置电袋除尘器的机组，短时间停炉时，提前控制好布袋喷吹，保持布袋压差大于400Pa 左右停炉，可以减少再次启动时预涂灰所消耗的风机用电。

（4）在保证安全前提下, 低负荷时, 可采用单侧风机、单台给水泵运行。通过试验确定机组单侧风机和单台给水泵运行时能带的最大负荷，当低负荷时，可采用单侧风机和单台给水泵运行，节能效果明显。但需要完善机组控制逻辑，通过控制逻辑的完善实现风烟系统、给水泵的顺控启停与并列操作，减少人员手动操作量与操作风险。如：国电甘肃靖远电厂（220MW ）规定，当机组负荷170MW 及以下时，根据负荷曲线及与调度的沟通，连续运行时间较长者（12小时以上）可停运一台送风机；当机组负荷140MW-130MW 及以下时，根据机组及给水泵运行情况，在保证有足够给水调整容量的同时可停运一台给水泵。

9. 其它优化运行方式 （1）燃料系统的优化运行

燃料系统的优化运行主要考虑：做好原煤仓料位监测，优化输煤程控方式，计算制定合理的皮带启停程控程序，严格控制输煤皮带空载运行时间, 尽量保证输煤皮带尽可能大

负荷连续运行。

（2）化学制水系统优化运行

保证制水系统在满出力下运行，缩短制水时间，减少制水次数。同时充分利用好机组本身的储水设施（缓冲水箱等），维持除盐水泵间断运行。

（3）采用次要厂用变压器冷备用方式

由于设备设计选型预留的裕度较大，电厂中部分380V 厂用变压器或维持空载或维持轻载运行。应结合厂用电平衡管理，选择燃料、除脱、照明、检修、热网、杂用等厂用变压器，进行厂用电系统的优化配置，尽量停止次要厂用变压器的运行，实现冷备用。按变压器空载损耗大约占容量的0.2-0.4%左右计算，一年节电量约2-4万千瓦时。

(4)停止供油泵运行。

具备变频改造条件的应实施变频改造。但即使供油泵未进行变频器改造，由于供油泵出口均有逆止门，各炉炉前燃油系统也分别具备截止阀等设备，也可在日常稳定运行时停止供油泵运行。但要做好定期启停试验工作，保证紧急状态下能及时启动，并不会对机组的燃油供应造成较大影响。可实现降低厂用电率0.05-0.1个百分点。

（5）采用水力除灰的机组，应控制合适的灰水比，减少输灰电耗。

(二) 设备治理措施

1. 主要设备利用停机时机安排水冲洗。如空预器水冲洗、脱硫GGH 和除雾器水冲洗、凝汽器和加热器(热网加热器) 水冲洗、空冷机组的空冷塔水冲洗、板式和管束式换热器水冲洗、电除尘器极板、极线水冲洗等。

2. 机组修前进行锅炉风烟、制粉系统打风压试验。打风压时，应尽量提高系统通风量，以明确漏泄点，评估风门挡板的严密性，作为修中治理的重点项目。

3. 做好易磨损设备修复。如磨煤机磨辊间隙、球磨机钢球筛选、钢瓦磨损检测更换。

4. 锅炉受热面的积灰、堵灰检查和清理。 5. 泵和风机叶轮检测修复。

6. 空预器漏风治理和密封间隙调整。 7. 汽水阀门的漏泄治理。

8. 烟风道的平整处理，弯角等优化布置改进。 （三）节电技术改造措施 1. 加装变频器

（1）出力长期低于70%额定出力运行，测算节能率达到30%以上时，凝结水泵可实施变频改造。一般采用一拖二的模式改造，针对机组部分负荷工况的运行方式。北方机组冬季抽汽供热的工况，实施后节能率一般能达到45%左右，降低厂用电率0.15个百分点左右。

（2）节能率达到30%以上可以考虑，引风机或增压风机

变频改造。针对部分负荷工况或引风机或增压风机选型偏大的电厂。实施后可降低厂用电率约0.2个百分点。如：平圩#1、2炉4500kW 引风机实施变频改造后，电机运行功率下降18%以上，每台炉降低1200kW 。姚孟二电也结合脱硝改造实施了#5、6炉引风机变频改造。姚孟#4机组凝结水泵改造后，运行电流下降36.2A ，年节约电量166万kWh 。

（3）热网循环泵变频改造。针对供热电厂，节能率需大于30%以上。实施后可降低厂用电率0.02-0.05个百分点。

（4）热网补水泵变频改造。节能率约为50%，实施后可降低厂用电率0.01个百分点。

(5) 300MW 等级及以下机组电动给水泵要实施变频改造。 2. 循环泵、热网循环泵的高效叶轮改造。可实现降低设备单耗0.1个百分点。

3. 循环水泵双速电机改造。可实现降低循环泵单耗0.2个百分点。如：芜湖、福溪电厂原循环水泵16 极电机（3200 kW ）改造为18 极电机后，额定功率降低为2250kW ，实测低速运行电流下降约90A ，电耗降低约600kW 。

4. 根据系统和设备的实际情况优化系统配置。如双机循环水联络, 双机开式水、闭式水联络, 双机真空泵管路联络, 开式水泵加装旁路, 优化疏水, 优化烟风道等。

5. 给水泵密封水改造。当给水泵采用凝结水作为机械密封水时，可以通过改造增加机械密封泵，以保证降低凝结水

泵出口压力时给水泵密封需要，实现凝结水泵节能运行。

6. 引风机、增压风机合并改造。如：常熟发电300MW 机组结合脱硝和脱硫取消旁路改造，将2000kW 静叶调节引风机、2800kW 动叶调节增压风机实施合并改造，改造为4100kW 静叶调节风机，加装变频装置，电机额定功率降低700kW ，实际运行功率平均在额定功率的70%，合计降低电耗近1000kW/炉。

7. 增压风机加装旁路烟道改造。如：平圩、清河电厂实施增压风机加装旁路烟道改造，在70%负荷以下可以停用增压风机，降低厂用电效果明显。

8. 电除尘器高频电源改造。如：清河、芜湖电厂将一、二电场改造为高频电源后，实际运行电功率由900kW 降低到500kW 左右，电耗降低约400kW/炉。

9. 灰斗电加热改为蒸汽加热。如：姚孟二电将#5/6机组每台炉32组灰斗电加热器改造为蒸汽加热器，减少电功率320kW/炉，实测每台炉年节电量84.6万kWh 。

10. 空预器密封改造。对于空预器漏风率较大的机组可以实施密封改造，如空预器柔性密封、接触式密封改造技术等，降低空预器漏风，减少风烟系统电耗。

11. 真空泵板式冷却器冷却水加装管道泵。如:景德镇厂在开式水至真空泵冷却水母管上加装管道增压泵及阀门，当循环水温低于26℃时可以停运开式水泵，每天能节电

7000KW ，折算到全年约可降低厂用电率0.027%。

12. 关口表计量电流、电压回路导线加粗，减少计量回路二次压降。如景德镇电厂改造后可降低厂用电率0.04%。

13. 开展引风机电动改汽动改造研究。经技术经济比较合适时，可选用汽动驱动。

14. 给水泵电动改汽动。采用电动给水泵的空冷机组，要开展给水泵电动改汽动的专题研究。

附件：发电厂用电率目标值核定办法（试行）

附件 发电厂用电率目标值核定办法（试行）

一、不同等级、不同类型机组发电厂用电率目标值的确定

根据中电联发布的2012年度全国火电机组能效对标数据，结合五大电力集团对标数据和集团公司机组实际运行数据，确定不同等级、不同类型机组的发电厂用电率基准值。根据机组基准值，考虑影响发电厂用电率的关键因素，进行修正后确定不同等级、不同类型机组的发电厂用电率目标值。

（一）发电厂用电率基准值的确定

300MW 及以上等级机组发电厂用电率基准值确定:根据中电联2012年度全国火电机组能效对标数据前40%机组的发电厂用电率确定为基准值。

300MW 以下等级机组发电厂用电率基准值确定:选取200MW 、100MW 、50MW 及50MW 以下四个等级，集团公司同等级、同类型机组有6台以上的取前20%机组的发电厂用电率为基准值;6台及以下的取发电厂用电率最优值为基准值。

其它特殊类型机组（如：燃气、垃圾发电机组等）发电厂用电率基准值确定:根据集团公司同等级、同类型机组的最优值，并考虑机组实际运行值，确定基准值。

各类型、各等级机组基准值见附表1。 （二）发电厂用电率目标值的确定

在基准值的基础上，考虑对高硫份脱硫系统用电、电动给水泵用电、脱硫特许经营用电因素进行适当修正后确定机组的发电厂用电率目标值。具体修正原则与方法如下：

1. 给水泵全部采用电泵配置的机组，发电厂用电率增加2.5至3.5个百分点。

2. 对于脱硫装置实施委托运营的机组，根据脱硫实际耗电率（2012年中电联对标数据）进行扣减。

3. 当燃煤收到基含硫量小于或等于1.3%时，发电厂用电率不修正；当燃煤收到基含硫量大于1.3%时，含硫量每增加0.1个百分点，发电厂用电率相应增加0.1个百分点，按等比修正。（注：燃煤硫份按各单位2013年度全年平均值为依据）

二、各二级单位、火电厂发电厂用电率目标值的确定 根据每台机组核定的目标值经机组容量加权后确定各火电厂和二级单位发电厂用电率目标值（燃机容量按照2013年实际利用小时进行容量折算）。

各火电厂、二级单位发电厂用电率目标值见附表2。

附表1：不同等级、不同类型机组的厂用电率基准值（单位：%）

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附表2：各火电厂、二级单位发电厂用电率目标值 1. 公用电厂发电厂用电率目标值：

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2. 自备电厂发电厂用电率目标值：

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