《燃煤机组能效评价方法》

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DL

中华人民共和国电力行业标准

DL/TXXXXX—XXXX

燃煤机组能效评价方法

（征求意见稿）

XXXX-XX-XX发布XXXX-XX-XX实施

国家能源局发布

XX/TXXXXX—XXXX

I

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目  次

1范围...............................................................................1

2规范性引用文件.....................................................................1

3术语和符号.........................................................................1

4能效评价方法.......................................................................8

5评价报告..........................................................................19

附录A（资料性附录）抽汽效率..........................................................21

附录B（资料性附录）应达值确定过程....................................................26

I

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燃煤机组能效评价方法

1范围

本标准规定了对在役燃煤机组能源效率的实现水平进行评价的方法。

本标准适用于单元燃煤发电机组（含对外少量供热的机组）的能效评价，本标准不适用于供热机组。

2规范性引用文件

下列文件对于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（包括所有的修改单）适用于本文件。

GB/T21258常规燃煤发电单位产品能耗限额

GB/T2589综合能耗计算通则

GB/T8117.1汽轮机热力性能验收试验规程

GB/T10184电站锅炉性能试验规程

DL/T904火力发电厂经济技术指标方法

DL/T964循环流化床锅炉性能试验规程

DL/T***燃煤电厂节能量计算方法

IAPWS-IF97水蒸汽性质表

3术语和符号

3.1术语和定义

下列术语和定义适用于本标准。

3.1.1

能源效率（能效）energyefficiency

指燃煤机组作为一个整体向外界（电网或热用户）提供能源服务时，其产出量与能源使用量（或投

入量）的比值。纯凝机组的能源效率指供电煤耗（供电效率）；通过汽轮机组抽汽对外供热（供汽）时，

能源效率为综合热效率。供电煤耗和综合热效率的计算参见DL/T904。

3.1.2

能效评价energyefficiencyassessment

根据燃煤机组能源的转化过程，对燃煤机组的能源效率水平进行评价，确定其能源效率达到理想水

平的程度，并指出机组性能不足的原因，以制定对应的措施。

1

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汽轮机组抽汽对外供热（供汽）时，供热部分能源的效率为100%，此类机组能效评价仍基于供电

煤耗进行，并排除供热量大小对供电煤耗的影响。

3.1.3

设计性能designperformance

[能效]设计值energyefficiency,design

燃煤机组在设计条件下的理想性能[值]。

3.1.4

固有性能naturalperformance

[能效]固有性能值energyefficiency,natural

机组整体投运后，在设计条件下机组所具有的实际性能，通过性能试验获得。

3.1.5

实际性能realperformance

[能效]实达值energyefficiency,real

被评价机组在实际运行条件下所达到的性能值，可通过统计获得，也可通过试验获得。

3.1.6

最优性能bestperformance

[能效]最优[实践]值energyefficiency,bestpractice

同类燃煤机组的最佳性能实际值，可通过行业对标等方法获得。

3.1.7

[能效]应达值energyefficiency,expected

基于被评价机组的固有性能和实际运行条件，被评价机组应当达到的性能水平。

3.1.8

外部条件ambientconditions

被评价机组实际所处且与设计工作条件不同的实际工作条件。外部条件与设计条件的偏差会制约被

评价机组性能发挥。

外部条件可分自然因素和市场因素两类，自然因素如环境温度、机组出力系数等，受到自然环境或

国民经济发展的总体影响而无法改变；市场因素如燃煤煤种、供热量多少等，是基于经营因素的选择并

经过机组营运单位认可。

3.1.9

设备[固有]性能偏差naturalperformancedeviant

2

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设备[固有]性能能效偏差值energyefficiencydeviant,natural

设计条件下机组固有性能[值]与设计[值]的偏差，可通过性能试验来确定。

3.1.10

外部条件性能偏差conditionbasedperformancedeviant

外部条件能效偏差值energyefficiencydeviant,conditional

机组运行所处的外部条件与设计条件不一致引起的能效偏差。

3.1.11

汽轮机组抽汽[做功]效率efficiencyofsteamextraction

汽轮机组某级抽汽导致汽轮机组所损失的做功量与抽汽所含热量之比。

3.2符号

下列符号适用于本标准。

表1符号和单位

符号名称单位

Aar实燃煤的灰分%

锅炉额定负荷下给煤量设计值

Bdt/h

以整个机组为单位，修正到设计工况下的供电煤耗

bgg/kW·h

以整个机组为单位，基于设计锅炉效率、汽轮机组热耗及性能试验实测

bg/kW·h

g,d辅机耗电率的供电煤耗值

以整个机组为单位，修正到设计工况下的性能试验测试供电煤耗值

bg,tg/kW·h

机组应当达到的性能基准值

bg,xg/kW·h

制粉系统单耗（包含磨煤机与一次风机）

bzfkW·h/t

Cfh实燃煤的飞灰可燃物%

c0℃到设计排烟温度的水蒸汽平均定压比热容kJ/(m3·℃)

p,H2O

空预器进口一次风量

Fpra,AH,ent/h

空预器进口二次风量

Fsa,AH,ent/h

汽机的热耗

HRkJ/kW•h

3

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热耗的设计值

HR,dkJ/kW•h

HR,T经环境温度或循环水温影响背压修正后的汽轮机组热耗kJ/kW·h

加热器排挤抽汽返回汽轮机所做的功

H3NO.31kgkJ/kg

加热器排挤抽汽返回汽轮机所做的功

Hjj1kgkJ/kg

加热器的抽汽比焓

h1NO.1kJ/kg

加热器的抽汽比焓

h2NO.2kJ/kg

加热器的抽汽比焓

h3NO.3kJ/kg

汽轮机排汽比焓kJ/kg

hc

凝汽器凝结水比焓kJ/kg

hc

加热器的疏水比焓

hd1NO.1kJ/kg

加热器的疏水比焓

hd3NO.3kJ/kg

加热器的出口比焓

hw1NO.1kJ/kg

Lcy厂用电率%

实测风机厂用电率

Lf%

风机风温修正后厂用电率

Lf,cr%

大气压力

paPa

机组凝汽器的背压

pbPa

Pex凝汽器的排汽压力Pa

Qar,net收到基低位发热量kJ/kg

汽轮机组通过抽汽对对外部的供热（供汽）量

QgkJ/h

暖风器的回热量

QSAHkJ/h

加热器中1kg抽汽的放热量

qjkJ/kg

锅炉的排烟损失

q2%

4

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锅炉固体未完全燃烧损失设计值

q4,d%

r机组负荷率%

t风机进风温度℃

空预器进口空气温度℃

ta,AH,en

设计条件下锅炉空预器入口空气进风温度℃

ta,AH,en,d

暖风器进口空气温度值℃

ta,SAH,en

凝汽器进口水温℃

tcon,en

排汽温度℃

tex

空预器进口烟气温度℃

tfg,AH,en

空预器出口烟气温度℃

tfg,AH,lv

修正到℃条件下空预器出口烟气温度℃

tfg,AH,lv,cr,a25

设计条件下锅炉排烟温度℃

tfg,AH,lv,d

空预器出口一次风温℃

tpra,AH,lv

空预器进口一次风温度℃

tpra,AH,en

空预器进口二次风温度℃

tsa,AH,en

空预器出口二次风温℃

tsa,AH,lv

W发电机组发电量kW·h

统计期间的发电机平均功率

WrkW

实燃煤种的收到基水分

wm,ar%

设计煤种的收到基水分

wm,ar,d%

飞灰份额—

排挤加热器抽汽中分配到加热器中的份额

13NO.31kgNO.1—

排挤加热器抽汽中分配到加热器中的份额

23NO.31kgNO.2—

5

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一个纯热量q进入NO.3加热器中，使NO.2加热器由于疏水带入的热量

2kJ/kg

减少量

抽汽效率—

经温度、燃料修正后的锅炉燃料效率%

B

管道效率

gd%

供热汽源的抽汽效率

HP—

暖风器供汽源的抽汽效率

SAH—

B磨煤机给煤量变化量t

外部条件引起的性能偏差

bg,eg/kW·h

以整个机组为单位，设计工况下的固有性能（供电煤耗）偏差

bg,ng/kW·h

供电煤耗最优值

bstg/kW•h

汽轮机组的热耗的变化量

HRkJ/kW•h

抽汽供热时对热耗的影响

HR,HPkJ/kW·h

循环水入口温度改变后对热耗的影响值

HR,ctkJ/kW·h

暖风器投运后对热耗的影响值

HR,SAHkJ/kW·h

厂用电率的变化量

Lcy%

制粉系统多磨煤后引起的耗电率变化

Lcy,ΔB%

D锅炉排烟损失变化量

q2%

锅炉煤种变化引起的排烟损失变化量

q2,m,cr%

固体未完全燃烧损失变化量

q4%

锅炉煤种变化引起的固体未完全燃烧损失变化量

q4,m,cr%

凝汽器的传热温差℃

tcon

锅炉效率变化总量

B%

加热器水的比焓升

1NO.11kgkJ/kg

6

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表2角标说明

角标说明

AH空预器

a空气

ar收到基

B锅炉

b背压

g供电/供热

gd管道

con凝汽器

cr修正

cy厂用

ct循环水温改变

d设计值

e外部条件变化

en进口

ex排汽

f风机

fg烟气

fh飞灰

gd管道

HP抽汽供热

j第j级加热器

7

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lv出口

m煤种变化

n固有

p定压

pra一次风

R热

r功率、加热器j后更低压力抽汽口

SAH暖风器

sa二次风

st最优

T经温度修正

t试验

x应达

zf制粉系统

4能效评价方法

4.1基本原则

4.1.1能效评价的目的是基于机组的实际运行性能，结合其设计性能、固有性能、外部条件等影响，

确定机组通过改造性能提升潜力和通过技术管理水平、运行水平的性能提升空间，进而评价机组能效的

整体水平。主要内容为：

1）发电机组作为一个整体进行的性能试验结果、并且修正到设计煤种、设计温度下的供电煤耗值

表示机组设计、制靠、安装的水平，是机组的固有性能；

2）机组改造的提升性能潜力用最优值和应达值的差值评价，差值越小，说明机组固有性能越好，

技术改造能潜力越小，反之差值越大则机组固有性能差，改造潜力大；

3）机组技术管理水平和运行水平的性能提升空间用应达值和实际值的差值评价，差值越小，说明

机组管理水平越好，运行优化潜力越小，反之则机组管理水平差，运行优化潜力大；

8

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4）机组固有性能、改造潜力和管理水平可以单独比较，也可以加权后平均后对机组总体能效进行

评价，三者的权重根据评价工作的导向事先确定，不同的机组进行能将水平比较时宜采用相同的权重。

4.1.2能效评价的核心工作是基于燃煤机组的设计性能，排除机组固有性能偏差和外部条件性能偏差

的影响后，公平地确定机组的固有性能和应达值。

4.1.3能效评价宜将被评价机组作为整体进行，入口端为入炉煤，出口端为供电关口表和汽轮机组的

供热抽汽口。

4.1.4能效评价时宜针对两个性能差值找出产生原因，找到机组优化方向。

4.1.5被评价机组应具备背压对热耗的修正曲线；空冷机组还应具备空冷凝汽器入口空气温度变化对

汽机背压的修正曲线，如厂家未提供相应曲线，宜在投产后或大修后通过性能试验确定。

4.2机组固有性能确定方法

4.2.1机组固有性能值（设备性能偏差）通过机组性能试验测试，并经煤种、环境温度修正后确定。

性能试验前宜进行充分的优化调整工作，以保证机组性能试验结果真实反应机组固有性能。

4.2.2固有性能测试包含锅炉效率试验、汽轮机组热耗试验和厂用电率的测试，宜同时进行。锅炉效

率试验按GB/T10184执行，并修正到设计煤种和25℃进风温度条件下；汽轮机组的热耗试验按GB/T

8117.1、在纯凝条件下进行，按GB/T8117.1或厂家提供的修正曲线、修正函数将汽轮机热耗的修正到

设计环境温度（空冷机组）或设计凝汽器进口循环水温度的条件；风机的厂用电率需要单独测试，并根

据式(1)修正到25℃条件下。

3

t273

Lf,crLf（1）

295

式中：

风机风温修正后厂用电率，；

Lf,cr——%

t——风机进风温度，℃；

实测风机厂用电率，；

Lf——%

4.2.3根据DL904计算机组设计条件下的供电煤耗，计算方法为：

HR，T7（）

bg102

293.08Bgd(100Lcy)

式中：

以整个机组为单位，修正到设计工况下的供电煤耗，；

bg——g/kW·h

经环境温度或循环水温影响背压修正后的汽轮机组热耗，；

HR，T——kJ/kW·h

9

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经温度、燃料修正后的锅炉燃料效率，，由计算；

B——%GB/T10184

管道效率，，一般取；

gd——%99%

厂用电率，。

Lcy——%

4.2.4性能试验时，汽轮机组热耗计算时所用的输入热量为主汽、再热汽所携带热量，不包括低压省

煤器所吸收的热量；锅炉效率计算时锅炉进风温度选空预器进口的一、二次风加权平均空气温度，排烟

温度选空预器出口，锅炉输入热量中不包含暖风器所包含的热量。

4.2.5性能试验的负荷点不宜少于50%THA、75%THA和100%THA三个工况，可加密工况点获得更

高精度的性能曲线。

4.2.6固有性能值减去设计值后获得机组的性能偏差，即

（）

bg,nbg,tbg,d3

式中：

以整个机组为单位，设计工况下的固有性能（供电煤耗）偏差，；

bg,n——g/kW·h

以整个机组为单位，修正到设计工况下的性能试验测试供电煤耗值，；

bg,t——g/kW·h

以整个机组为单位，基于设计锅炉效率、汽轮机组热耗及性能试验实测辅机耗电率的

bg,d——

供电煤耗值，g/kW·h。

4.2.7宜将各负荷点下对所获的机组性能固有偏差进行拟合计算，得到固有性能偏差对负荷的变化规

律，如图1所示：

图1固有性能差值的确定方法

10

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4.2.8宜将各负荷点下对所测试的锅炉效率、汽轮机发电机组热耗、各重要辅机的耗电率、与供热（供

汽）相关抽汽的效率等影响煤耗的因素按负荷率进行拟合，得到性能偏差对负荷的变化规律，作为分析

基准。如机组的耗电率与负荷率的关系如图2所示：

图2机组耗电率随负荷的变化

图3机组负荷与热耗率拟合曲线

4.2.9机组固有性能的测试试验可以在能效评价前单独进行，也可以读取验收试验时的报告。验收试

验后如果进行了与机组能效相关的设备升级改造，评价时应重新进行性能试验重新测定固有性能偏差

值。

4.3实际性能[值]的确定方法

4.3.1机组运行实际性能[值]根据DL/T904统计获得。

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4.3.2在统计实际性能时，同时确定负荷率及实际燃用煤种、环境温度（凝汽器进水温度）、出力系

数、对外少量供热（或工业抽汽）量、暖风器投运模式等因素。

4.4机组应达值确定方法

4.4.1应达值以设计值为基准，排除固有性能偏差和外部条件偏差的影响后，把机组修正到实际运行

条件下进行比较，即：

（）

bg,xbg,dbg,nbg,e4

式中：

机组应当达到的性能基准值，根据机组的负荷率确定，；

bg,x——g/kW·h

外部条件引起的性能偏差，与机组负荷率、外部条件等相关，。

bg,e——g/kW·h

4.4.2煤种修正

1）根据GB/T10184，通过实际燃用煤种对锅炉固体未完全燃烧损失q4的修正为：

CfhAar（）

q4,m,crq4,d337.235

Qar,net

式中：

锅炉煤种变化引起的固体未完全燃烧损失变化量，；

q4,m,cr——%

锅炉固体未完全燃烧损失设计值，；

q4,d——%

Cfh——实燃煤的飞灰可燃物，%，如果Cfh含量大于表1所示的限值，则根据煤种取表1所

中限制；

——飞灰份额，煤粉炉取0.9，循环流化床锅炉取设计值；

Aar——实燃煤的灰分，%；

Qar,net——收到基低位发热量，kJ/kg。

表1各种煤种条件下的飞灰可燃物限值

无烟煤贫煤烟煤褐煤

煤种

Vdaf<1010≤Vdaf<2020≤Vdaf<3030≤Vdaf≤37Vdaf>37

飞灰可燃物限值,%4.53.02.52.01.2

2）根据DL/T904，煤中水分对于排烟损失的修正为：

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1.24c(ww)(tt)

p,H2Om,arm,ar,dfg,AH,lv,da,AH,en,d（6）

q2,m,cr

Qar,net

式中：

锅炉煤种变化引起的排烟损失变化量，；

q2,m,cr——%

c——0℃到设计排烟温度的水蒸汽平均定压比热容，kJ/(m3·℃)；

p,H2O

实燃煤种的收到基水分，；

wm,ar——%

设计煤种的收到基水分，；

wm,ar,d——%

设计条件下锅炉排烟温度，℃；

tfg,AH,lv,d——

设计条件下锅炉空预器入口空气进风温度，℃。

ta,AH,en,d——

锅炉效率变化总量为：

qq

B42（7）

式中：

锅炉排烟损失变化量，；

q2——%

固体未完全燃烧损失变化量，。

q4——%

3）对制粉系统的耗电量进行修正，按式（8）计算：

bB

L100zf（8）

cy,ΔBW

式中：

制粉系统多磨煤后引起的耗电率变化，；

Lcy,ΔB——%

制粉系统单耗（包含磨煤机与一次风机），，根据计算，可取统计期的

bzf——kW·h/tDL/904

平均值，如果bzf含量大于表2所示的限值，则根据煤种取表1所中限制；

B——磨煤机给煤量变化量，t；

W——发电机组发电功率，kW。

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表2各种制粉系统限值

煤种制粉系统制粉单耗限值，kW·h/t

中储式钢球磨煤机制粉系统18

直吹式中速磨煤机制粉系统14

直吹式双进双出磨煤机制粉系统25

直吹式高速风扇磨煤机制粉系统8

4.4.3环境温度的修正

1）对锅炉效率的修正

未投入暖风器时，根据空预器送风机、一次风机的空气温升和一、二次风流量确定环境温度变化后

对空预器入口风温的影响，入口风温、空预器出口烟气温度来进行修正，修正方法为：

25(tfg,AH,entfg,AH,lv)tfg,AH,en(tfg,AH,lvta,AH,en)

tfg,AH,Lv,cr,a（9）

tfg,AH,enta,AH,en

tpra,AH,enFpra,AH,entsa,AH,enFsa,AH,en

ta,AH,en（10）

Fpra,AH,enFsa,AH,en

式中：

修正到℃条件下空预器出口烟气温度，℃；

tfg,AH,lv,cr,a——25

空预器进口烟气温度，℃；

tfg,AH,en——

空预器出口烟气温度，℃；

tfg,AH,lv——

空预器进口空气温度，℃；

ta,AH,en——

空预器进口一次风量，

Fpra,AH,en——t/h;

空预器进口一次风温度，℃；

tpra,AH,en——

空预器进口二次风量，

Fsa,AH,en——t/h;

空预器进口二次风温度，℃；

tsa,AH,en——

式（10）中，计算出本修正温度后，可以计算出锅炉效率之差为：

tt25t

fg,AH,Lv,cr,afg,AH,lva,AH,en（）

q2q211

tfg,AH,enta,AH,en

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式中：

锅炉的排烟损失，；

q2——%

2）对空冷汽轮发电机组热耗的影响

根据空冷凝汽器性能曲线查询环境温度条件下最优运行方式，确定汽轮机组运行背压和空冷风机

的投运模式（台数和转速），然后根据汽轮机组的背压确定热耗的变化量△HR,T和空冷机组厂用电率的

变化情况△LCY,T。

图4空冷机组环境温度对于背压的影响

3）对湿冷汽轮发电机组热耗的影响

a）根据各负荷下设计工况背压计算排汽压力和排汽温度，由该排汽温度与凝汽器进口水温之差作

为凝汽器的传热温差：

（）

tcontextcon,en12

式中：

凝汽器的传热温差，℃；

tcon——

排汽温度，℃；

tex——

凝汽器进口水温，℃。

tcon,en——

b）循环水入口温度改变后，凝汽器排汽温度由凝汽器传热温差与循环水入口水温之和确定：

15

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（）

textcontcon,en13

由凝汽器排汽温度根据IAPWS-IF97确定凝汽器排汽压力，并确定机组凝汽器的背压；

（）

pbpapex14

式中：

机组凝汽器的背压，；

pb——pa

大气压力，