《燃气发电机组能耗指标耗差分析》

ICS

F

备案号：DL

中华人民共和国电力行业标准

DL/T***—201×

燃气发电机组能耗指标耗差分析

Consumptiondifferenceanalysisofenergyconsumptionindex

forgas-turbineunit

（征求意见稿）

××××-××-××发布××××-××-××实施

国家能源局发布

I

燃气发电机组能耗指标耗差分析

1范围

本标准规定了燃气发电机组能耗指标耗差分析相关的术语和定义、指标范围及方法。

本标准适用于容量等级为100MW及以上的燃气发电机组，其他燃气发电机组可参照执行。

2规范性引用文件

下列文件对本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于

本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有修改单）适用于本文件。

ASMEPTC4.4-2008燃气轮机余热锅炉性能试验规程

DL/T904-2015火力发电厂技术经济指标计算方法

3术语和定义

下列术语和定义适用于本标准。

3.1标准天然气standardnaturalgas

在气体标准参比条件下（101.325kPa，20℃），甲烷成分为100%的天然气称为标准天然气。标

准天然气低位发热量为33350kJ/Nm3。

3.2发电标准气耗standardnaturalgasconsumptionperunitproductionofpowergeneration

统计期内，燃气发电机组每发出1MW·h电能所消耗的标准天然气量，公式如下：

G×1-

100

gsf=β（1）

sWf

式中：

3

gsf——发电标准气耗，Nm/（MW·h）；

3

Gs——统计期内，机组耗用标准天然气量，Nm；

β——供热成本分摊比，%；

Wf——统计期内的机组发电量，（MW·h）。

注：发电标准煤耗=发电标准气耗×1.139，单位为g/（kW·h）。

3.3供热成本分摊比heatsupplycostproportion

燃气热电机组供热和发电成本的分摊系数，采用热量法计算。

D×（h-h'）/η/η

β=hhhhrp×100（2）

Gg×LHV

式中：

β——供热成本分摊比，%；

Dh——供热抽汽量，kg/h；

hh——供热抽汽比焓，kJ/kg；

'

hh——供热抽汽回水比焓，kJ/kg；

ηhr——换热效率，推荐值为0.95；

ηp——管道效率，推荐值为0.99；

3

Gg——燃气热电机组天然气耗气量，m/h；

LHV——天然气低位发热量，（kJ/m3）

3.4供电标准气耗standardnaturalgasconsumptionperunitproductionofpowersupply

统计期内，燃气发电机组每供出1MW·h电能所消耗标准天然气的量。

1

gsf（）

gsg=Lfd3

1-

100

式中：

3

gsg——供电标准气耗，Nm/（MW·h）；

Lfd——发电厂用电率，%。厂用电率的计算按照DL/T904-2015。

注：供电标准煤耗=供电标准气耗×1.139，单位为g/（kW·h）。

3.5压气机进气压损compressorinletairpressuredrop

空气经过压气机进气滤网过滤后产生的压力降，单位为Pa。

3.6压气机[等熵压缩]效率compressor[isentropiccompression]efficiency

压气机等熵压缩空气耗功量与实际压缩空气耗功量的比值，为衡量压气机运行经济性的一个

重要指标，近似可采用下列公式计算：

kc-1

kc

(πc-1)

ηc=T×100（4）

(2-1)

T1

式中：

——压气机效率，%；

——压气机压缩比；

��

kc——压气机等熵压缩系数，取1.4；

��

T2——压气机排气温度，K；

T1——压气机进气温度，K。

注：由于压气机存在抽气，其效率难以准确计算，公式（4）根据工程热力学原理给出压气机效率的近似计算

公式。

3.7余热锅炉烟气侧压损HRSGgassidepressuredrop

燃气轮机排气经过余热锅炉受热面时产生的压力降，单位为kPa。

∆Phrsg=Pin-Pout（5）

式中：

∆Phrsg——余热锅炉烟气侧压降，kPa；

Pin——余热锅炉进口烟气压力，kPa；

Pout——余热锅炉出口烟气压力，kPa。

注：余热锅炉进出口烟气压力的测量按照ASMEPTC4.4-2008执行。

3.8运行基准值fiducialvalue

燃气发电机组经济性达到最优状态时的指标运行值。

3.9耗差consumptiondifference

当燃气发电机组指标偏离基准值时，对机组供电标准气耗产生的影响，单位为Nm3（/MW·h）。

3.10耗差因子consumptiondifferencefactor

运行指标偏离运行基准值单位量时，机组供电标准气耗的相对变化率，单位为%。

4基本原则

4.1燃气发电机组容量等级按照100MW（100MW~150MW）、200MW（180MW~250MW）、400MW

（390MW~480MW）等级划分，一拖一机组容量等级按照整套机组装机容量确定，二拖一机组容

量等级按照整套机组装机容量的1/2确定。

4.2耗差分析应以单台机组为基础，根据机组表计、测点情况合理确定需要进行耗差分析的指标。

4.3进行耗差分析的指标与基准值的偏差应在50%范围内，以保证耗差分析结果的合理可靠。

4.4耗差分析以同一负荷为基本比较条件，运行参数的基准值和基准气耗（或热耗）是机组负荷的

函数。

2

5耗差分析方法

5.1指标选取

燃气发电机组耗差分析指标体系可分为机组综合指标、设备综合指标和运行指标三个层级。

其中：

机组综合指标包括：负荷率、发电厂用电率；

设备综合指标包括：燃气轮机效率、汽轮机效率和余热锅炉效率；

运行指标包括：环境温度、大气压力、空气相对湿度、压气机进气压损、压气机效率、燃气

轮机排气压损、余热锅炉排烟温度、余热锅炉烟气侧压损、主蒸汽温度、主蒸汽压力、再热蒸汽

温度（三压再热蒸汽循环）、再热蒸汽压损（三压再热蒸汽循环）、高压级组效率、中压级组效率

（三压再热蒸汽循环）、低压级组效率、背压、凝汽器端差、循环水温度、过冷度、低压补汽温度。

5.2运行基准值确定

确定指标运行基准值是进行耗差分析的基础，运行基准值的确定方法包括：

1）不宜通过优化试验确定基准值的指标，可采用设计值作为基准值，如压气机进气压损、

蒸汽温度、过冷度以及运行环境条件（包括大气压力、环境温度、空气相对湿度）等；

2）优化试验容易确定的指标，可采用优化运行试验值作为基准值，如汽轮机背压；

3）压气机效率、燃气轮机效率、汽轮机效率、蒸汽压力、高压级组效率、凝汽器端差、燃

气轮机排气压力、汽轮机背压等指标可通过理论分析和变工况计算确定基准值。

5.3耗差值计算

燃气发电机组耗差值计算采用下列计算公式：

ΔΔgi（6）

式中：�

g=�=1

∆g——为各能耗指标偏离运行基准值产生的总耗差，Nm3/（MW·h）；

3

Δgi——为某能耗指标偏离目标值产生的耗差，Nm/（MW·h），可通过下列公式计算：

K

Δg=(M-M)×T×g（7）

iaim100aim

式中：

M——能耗指标实际运行值；

Maim——能耗指标运行基准值；

3

gaim——供电气耗基准值，Nm/（MW·h）；

KT——耗差因子，%，各容量等级燃气发电机组额定工况下运行指标耗差因子见附录A、附

录B和附录C。

注：对于二拖一机组，燃气轮机某能耗指标耗差值通过燃气轮机负荷加权计算，汽轮机能耗指标耗差值参考

一拖一机组。

3

附录A

（资料性附录）

100MW等级燃气发电机组能耗指标耗差因子

A.1100MW等级燃气发电机组能耗指标耗差因子

耗差(NM3/（MW·h）)耗差因子（%）

序号参数参数变化

120MW240MW120MW240MW

1机组负荷率偏差15%5.7095.5402.8012.742

2机组负荷率偏差25%10.90710.4655.3525.179

3机组负荷率偏差35%17.96717.2458.8158.534

4发电厂用电率增加0.1%（绝对变化量）0.2080.2060.1020.102

5燃气轮机效率降低1%（绝对变化量）2.6322.5591.2911.267

6余热锅炉效率降低1%（绝对变化量）0.8130.8340.3990.413

7蒸汽轮机效率降低1%（绝对变化量）2.0482.0541.0051.017

8余热锅炉排烟温度升高1℃0.1380.1420.0680.070

9大气压力升高1kPa0.3890.1930.1910.096

10相对湿度升高10%0.0070.0130.0030.007

11压气机进气压损增加10mmH2O0.0320.0380.0160.019

12燃气透平排气压损增加10mmH2O0.0550.0560.0270.028

13压气机效率降低1%（绝对变化量）1.0980.9720.5390.481

14余热锅炉烟气侧压损增加1kPa0.5740.5610.2820.278

15背压升高1kPa1.0520.9620.5160.476

16循环水温度升高1℃0.2940.2470.1440.122

17过冷度升高1℃0.0170.0310.0080.015

18端差升高1℃0.2960.2500.1450.124

19高压主蒸汽温度降低1℃0.0380.0310.0190.015

20高压主蒸汽压力降低1MPa1.4400.8530.7060.422

21高压级组效率降低1%（绝对变化量）0.1840.1660.0900.082

22低压级组效率降低1%（绝对变化量）0.3690.3850.1810.190

23低压补汽温度降低1℃0.0050.0010.0030.001

注：1）120MW容量机组计算基准：环境温度15℃，大气压力101.325kPa，空气相对湿度60%，发电厂用电率为

2%，热耗率为6661kJ/（kW·h），燃气轮机效率35.65%，汽轮机效率34.56%，余热锅炉效率87.03%，背压为5.1kPa，

循环水温度为20℃；

2）240MW容量机组（二拖一机组，容量等级按100MW等级归类）计算基准：环境温度15℃，大气压力101.325kPa，

空气相对湿度60%，发电厂用电率为2%，热耗率为6604kJ/（kW·h），燃气轮机效率35.03%，汽轮机效率35.55%，

余热锅炉效率87.59%，背压为5.1kPa，循环水温度为20℃。

4

A.2环境温度对100MW等级燃气发电机组的影响

环境温度偏差量耗差(NM3/（MW·h）)耗差因子（%）

序号

（℃）

120MW240MW120MW240MW

1-243.8222.4911.8751.233

2-223.3972.1411.6671.060

3-202.9921.8051.4680.893

4-182.6071.4811.2790.733

5-162.2401.1711.0990.579

6-141.8930.8740.9290.432

7-121.5650.5900.7680.292

8-101.2560.3860.6160.191

9-80.9660.2640.4740.131

10-60.6960.1640.3410.081

11-40.4450.0870.2180.043

12-20.2130.0320.1040.016

132-0.075-0.010-0.037-0.005

144-0.1030.002-0.0510.001

156-0.0960.037-0.0470.018

168-0.0540.095-0.0260.047

17100.0240.1740.0120.086

18120.1360.2760.0670.137

19140.2830.4010.1390.198

20160.4660.5470.2290.271

21180.6830.7160.3350.355

22200.9360.9080.4590.449

23221.2241.1220.6000.555

24241.5471.3580.7590.672

注：各容量机组计算基准同A.1。

5

附录B

（资料性附录）

200MW等级燃气发电机组能耗指标耗差因子

B.1200MW等级燃气发电机组能耗指标耗差因子

耗差(NM3/（MW·h）)耗差因子（%）

序号参数参数变化

185MW250MW185MW250MW

1机组负荷率偏差15%5.8313.9832.7211.905

2机组负荷率偏差25%11.1867.4735.2193.574

3机组负荷率偏差35%18.44313.3288.6056.375

4发电厂用电率增加0.1%（绝对变化量）0.2190.2130.1020.102

5燃气轮机效率降低1%（绝对变化量）3.0672.8961.4311.385

6余热锅炉效率降低1%（绝对变化量）0.8850.8540.4130.408

7蒸汽轮机效率降低1%（绝对变化量）2.2582.1271.0531.017

8余热锅炉排烟温度升高1℃0.1670.1610.0780.077

9大气压力升高1kPa0.2160.0260.1010.013

10相对湿度升高10%0.0290.0010.0130.001

11压气机进气压损增加10mmH2O0.0220.0240.0100.012

12燃气透平排气压损增加10mmH2O0.0470.0350.0220.017

13压气机效率降低1%（绝对变化量）1.3121.2820.6120.613

14余热锅炉烟气侧压损增加1kPa0.4510.3790.2100.181

15背压升高1kPa1.1511.1230.5370.537

16循环水温度升高1℃0.3130.2440.1460.117

17过冷度升高1℃0.0310.0310.0140.015

18端差升高1℃0.3280.2560.1530.122

19高压主蒸汽温度降低1℃0.0340.0350.0160.017

20高压主蒸汽压力降低1MPa2.3091.5151.0770.725

21高压级组效率降低1%（绝对变化量）0.1600.1350.0750.065

22低压级组效率降低1%（绝对变化量）0.4140.3870.1930.185

23低压补汽温度降低1℃0.0030.0050.0010.002

注：1）185MW容量机组计算基准：环境温度15℃，大气压力101.325kPa，空气相对湿度60%，发电厂用电率为

2%，热耗率为7005kJ/（kW·h），燃气轮机效率33.68%，汽轮机效率32.61%，余热锅炉效率83.16%，背压为4.9kPa，

循环水温度为20℃；

2）250MW容量机组计算基准：环境温度15℃，大气压力101.325kPa，空气相对湿度60%，发电厂用电率为

2%，热耗率为6869kJ/（kW·h），燃气轮机效率34.59%，汽轮机效率33.24%，余热锅炉效率83.15%，背压为4.9kPa，

循环水温度为20℃。

6

B.2环境温度对200MW等级燃气发电机组的影响

环境温度偏差量耗差(NM3/（MW·h）)耗差因子（%）

序号

（℃）

185MW250MW185MW250MW

1-242.0993.0880.9791.477

2-221.9302.8250.9001.351

3-201.7552.5420.8191.216

4-181.5762.2470.7351.075

5-161.3941.9460.6510.931

6-141.2111.6480.5650.788

7-121.0281.3560.4790.649

8-100.8461.0770.3950.515

9-80.6660.8150.3110.390

10-60.4900.5740.2290.275

11-40.3200.3560.1490.170

12-20.1560.1640.0730.079

132-0.147-0.136-0.068-0.065

144-0.283-0.244-0.132-0.117

156-0.407-0.324-0.190-0.155

168-0.518-0.378-0.242-0.181

1710-0.614-0.407-0.286-0.195

1812-0.694-0.414-0.324-0.198

1914-0.757-0.404-0.353-0.193

2016-0.801-0.379-0.374-0.181

2118-0.825-0.346-0.385-0.165

2220-0.828-0.309-0.386-0.148

2322-0.808-0.275-0.377-0.131

2424-0.764-0.250-0.356-0.120

注：各容量机组计算基准同B.1。

7

附录C

（资料性附录）

400MW等级燃气发电机组能耗指标耗差因子

C.1400MW等级燃气发电机组能耗指标耗差因子

耗差(NM3/（MW·h）)耗差因子（%）

序号参数参数变化

390MW430MW480MW780MW830MW390MW430MW480MW780MW830MW

1机组负荷率偏差15%4.3465.2924.0434.8975.1122.2712.8312.1832.5432.686

2机组负荷率偏差25%8.2179.3227.0478.9447.5234.2944.9873.8054.6443.953

3机组负荷率偏差35%13.44415.19411.19014.35413.2807.0258.1286.0427.4546.979

4发电厂用电率增加0.1%（绝对变化量）0.1950.1900.1890.1960.1940.1020.1020.1020.1020.102

5燃气轮机效率降低1%（绝对变化量）2.2792.1722.1052.3112.2711.1911.1621.1361.2001.194

6余热锅炉效率降低1%（绝对变化量）0.7750.7100.7060.7870.7530.4050.3800.3810.4090.396

7蒸汽轮机效率降低1%（绝对变化量）1.8041.6301.6251.8021.6660.9430.8720.8770.9350.876

8余热锅炉排烟温度升高1℃0.1310.1250.1200.1330.1330.0680.0670.0650.0690.070

9大气压力升高1kPa0.1380.1250.1160.1500.1480.0720.0670.0630.0780.078

10相对湿度升高10%0.0180.0150.0160.0180.0150.0100.0080.0090.0100.008

11压气机进气压损增加10mmH2O0.0110.0170.0190.0210.0270.0060.0090.0100.0110.014

12燃气透平排气压损增加10mmH2O0.0290.0350.0270.0310.0470.0150.0190.0140.0160.025

13压气机效率降低1%（绝对变化量）0.8810.7750.8660.8980.9140.4600.4150.4680.4660.480

14余热锅炉烟气侧压损增加1kPa0.3100.0410.2620.3120.4700.1620.0220.1420.1620.247

15背压升高1kPa0.9110.9310.8890.7020.7550.4760.4980.4800.3650.397

16循环水温度升高1℃0.2250.1830.1520.2320.2130.1170.0980.0820.1210.112

17过冷度升高1℃0.0110.0110.0090.0110.0120.0060.0060.0050.0060.006

8

耗差(NM3/（MW·h）)耗差因子（%）

序号参数参数变化

390MW430MW480MW780MW830MW390MW430MW480MW780MW830MW

18端差升高1℃0.2340.2090.2060.2510.1950.1220.1120.1110.1300.103

19高压主蒸汽温度降低1℃0.0230.0110.0160.0210.0280.0120.0060.0090.0110.015

20高压主蒸汽压力降低1MPa0.8000.5880.5580.6890.4950.4180.3150.3010.3580.260

21再热蒸汽温度降低1℃0.0040.0220.0210.0230.0220.0020.0120.0120.0120.012

22再热蒸气压损增加1%（绝对变化量）0.0630.0710.0580.0660.0630.0330.0380.0310.0340.033

23高压级组效率降低1%（绝对变化量）0.0710.0660.0610.0780.0690.0370.0350.0330.0400.036

24中压级组效率降低1%（绝对变化量）0.1040.1220.0970.1130.0890.0540.0650.0530.0590.047

25低压级组效率降低1%（绝对变化量）0.3130.2750.2920.2940.2670.1640.1470.1580.1530.140

26低压补汽温度降低1℃0.00020.0010.0010.0020.0010.0000.0010.0010.0010.001

注：1）390MW容量机组计算基准：环境温度15℃，大气压力101.325kPa，空气相对湿度60%，发电厂用电率为1.8%，热耗率为6267kJ/（kW·h），燃气轮机效率36.96%，

汽轮机效率37.43%，余热锅炉效率87.15%，背压为4.9kPa，循环水温度为20℃；

2）430MW容量机组计算基准：环境温度15℃，大气压力101.325kPa，空气相对湿度60%，发电厂用电率为1.8%，热耗率为6122kJ/（kW·h），燃气轮机效率39.46%，

汽轮机效率37.59%，余热锅炉效率86.3%，背压为4.9kPa，循环水温度为20℃；

3）480MW容量机组计算基准：环境温度15℃，大气压力101.325kPa，空气相对湿度60%，发电厂用电率为1.8%，热耗率为6065kJ/（kW·h），燃气轮机效率39.46%，

汽轮机效率38.06%，余热锅炉效率87.6%，背压为4.9kPa，循环水温度为20℃；

4）780MW容量机组（二拖一机组，容量等级按400MW等级归类）计算基准：环境温度15℃，大气压力101.325kPa，空气相对湿度60%，发电厂用电率为1.8%，热

耗率为6307kJ/（kW·h），燃气轮机效率36.89%，汽轮机效率37.6%，余热锅炉效率86.07%，背压为4.9kPa，循环水温度为20℃；

5）830MW容量机组（二拖一机组，容量等级按400MW等级归类）计算基准：环境温度15℃，大气压力101.325kPa，空气相对湿度60%，发电厂用电率为1.8%，热

耗率为6232kJ/（kW·h），燃气轮机效率38.55%，汽轮机效率37.89%，余热锅炉效率83.87%，背压为4.9kPa，循环水温度为20℃。

9

C.2环境温度对400MW等级燃气发电机组的影响

环境温度偏差量耗差(Nm3/（MW·h）)耗差因子(%)

序号

（℃）

390MW430MW480MW780MW830MW390MW430MW480MW780MW830MW

1-243.4714.2031.0472.9952.3271.8142.2480.5651.5551.223

2-223.0533.8040.9532.5982.0061.5952.0350.5151.3491.054

3-202.6583.3010.8582.2281.7201.3891.7660.4631.1570.904

4-182.2872.7310.7631.8851.4661.1951.4610.4120.9790.770

5-161.9392.1330.6681.5691.2381.0131.1410.3610.8140.651

6-141.6141.5450.5741.2791.0330.8440.8260.3100.6640.543

7-121.3131.0040.4821.0160.8480.6860.5370.2600.5280.445

8-101.