1、2 018/11/2212017年度全国燃气机组能效水平对标及竞赛资料中国电力技术市场协会全国燃气机组技术交流协作会2018年11月.北京一、中国电力技术市场协会简介 中国电力技术市场协会是全国电力行业以及为电力行业服务、从事电力技术市场活动的企业、事业单位的自愿联合的行业性社会团体，具有独立的社团法人资格。协会成立于1994 年12月，在民政部登记注册。脱钩前业务主管为国务院国有资产监督管理委员会，目前由中国电力企业联合会代管，是中电联专业技术协会之一。中国电力技术市场协会在中电联的领导下，2017 年12月完成了协会第四届理事会的换届工作，组成了新一届领导班子，在各电力集团和广大会员单位的
2、大力支持下，不断完善和加强内部管理，精心组织电力行业科技和技术交流活动，努力搭建行业技术交流平台，积极推动电力行业科技成果转化。2 018/11/222 目前主要业务：（一）、受国家发展改革委委托，组织年度国家认定企业技术中心行业（能源）组，申请材料和评价材料的筛选和评审工作；（二）、组织电力行业技术市场金桥奖的评审及中国技术市场协会“金桥奖”的申报推荐工作；（三）、组织国家统计局授权中国电力企业联合会开展的电力企业科技统计工作；（四）、承担中电联锅监委电力行业锅炉压力容器安全监督管理工程师考委会秘书处工作；（五）、组织召开有两大电网和五大发电集团公司参加的电力企业科技工作联络会，推进行业科技
3、工作的开展；（六）、组织召开电力科技管理论坛，开展论坛创新成果评选等工作；（七）、为加速企业科技成果（产品）的转化，组织行业科学技术成果的评审工作；（八）、会刊电力科技通讯的编 辑出版及网站工作；（九）、协会在组建和完善各专业技术委员会的基础上，组织开展了综合智慧能源、工业互联网与智能化、电力技术转移、电力行业化学、全国防治窃电及电力设施保护、全国发电厂热工自动化、电动汽车充电设备设施和电力储能等专业的技术交流和培训工作；（十）、组织全国燃气机组技术交流协作会开展技术交流、指标评比等工作。2 018/11/223二、全国燃气机组技术交流协作会简介 2015年为推动我国燃气机组发电技术、管理水平
4、不断提高，中国电力技术市场协会在走访南、北方十余家燃机电厂后，与深圳能源集团股份有限公司合作组建“全国燃气机组技术交流协作会”（以下简称：协作会）。协作会在中国电力企业联合会科技开发服务中心（全国发电机组技术协作会指导委员会）指导下工作，深圳能源集团股份有限公司为协作会会长及秘书长单位，中国电机工程学会燃气轮机发电专业委员会为技术支持单位，协作会秘书处设在中国电力技术市场协会。2015 年3 月正式发布全国燃气机组技术交流协作会章程（试行）、全国燃气机组能效水平对标方案（试行）、全国燃气机组竞赛评比技术方案（试行）。2015 年10月召开“全国燃气机组技术交流协作会成立大会暨第一届年会”，会上
5、公布了部分燃机电厂能 效对标数据以及优秀论文评 选结果，并分享了生产运行管理经验。2017 年1 月协作会下文征集行业专家，组建了协作会专业技术委员会。8 月召开第一次协作会专业技术 委员会会议，来自发电集团（公司）、燃机电厂、电科院、电力高等院校的技委会委员对全国燃气机组竞赛评比技术方案（试行）（2015 版）进行了修订。数年来，协作会开展了燃机 专业技术交流、能效水平对 标及竞赛指标体系建设等工作；截止到目前，协作会已召开了两届年会，发布了2014-2016全国燃气机组指标，并就全国燃气机组能效水平对 标等情况进行了分析、讲解。2 018/11/224 协作会将协调和组织行业专家，对燃机专
6、业技术进行调研，完善并建立相关技术标准和规范，开展燃机电厂智能化、灵活性建设技术交流、了解共性需求，完善能效水平对标及竞赛指标体系建设等工作；协调和组织行业专家，开展燃机电厂信用评价机制的建立，发电安全风险管控，工控安全评估等工作；联合有关专业机构和单位，开展相关专题调研，为行业发声，反映企业诉求。三、2018年前三季度全国电力供需形势分析预测来源：中电联行业发展与环境资源部 一、前三季度全国电力供需状况(一)全社会用电量快速增长 前三季度，全国全社会用电量5.11万亿千瓦时、同比增长8.9%，增速同比提高2.0个百分点。其中，一、二、三季度分别增长9.8%、9.0%和8.0%，增速连续9个季
7、度保持在5.5%-10%的增长区间。前三季度，全社会用电量保持快速增长的主要原因：一是宏观经济运行总体平稳、稳中有进，工业生产总体平稳，企业效益改善，为用电量增长提供了最主要支撑。尤其在高技术及装备制造业用电 快速增长、高载能行业增速逐2 018/11/225 季上升、消费品制造业平稳较快增长的支撑下，第二产业用电量实现较快增长，对全社会用电量增长的贡献率达到56.6%，成为拉动全社会用电量增长的最主要动力。二是服务业保持较快增长。新技术新产业新业态新模式等新动能不断壮大，市场活力持续迸发，以及国内消费保持平稳较快增长，拉动服务业用电保持快速增长势头,第三产业用电量增长对全社会用电量增长的贡献
8、率为23.6%。三 是天气因素以及居民消费升级共同拉动影响。随着国家城镇化率和居民生活电气化水平持续提高，天气因素对用电负荷和用电量的影响愈发明显，年初的寒潮和今夏“高温时间长、范围广、强度强”的气候特征带动城乡居民生活用电量快速增长,城乡居民生活用电量增长对全社会用电量增长的贡献率为18.7%。电力消费主要特点有：一是第二产业及其制造业用 电量平稳较快增长，高技术 及装备制造业用电增长尤为明显。第二产业用电量3.47万亿千瓦时、同比增长7.3%，增速同比提高1.3个百分点;制造业用电量2.57 万亿千瓦时、同比增长7.5%，增速同比提高1.1个百分点。从几大类行业来看，高技术及装备制造业用电
9、量快速增长，其中，计算机/通信和其他电子设备制造业、金属制品业、汽车制造业、通用设备制造业4 个行业用电量增速超过10%，医药制造业、电气机械和器材制造业用电量增速超过8%。消费品制造业用电量较快增长，其中，家具制造业、酒/饮料及精制茶制造业、纺织服装/服饰业、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋业、文教/工美/体育和娱乐用品制造业用电量同比分别增长10.9%、9.2%、9.1%、8.0%和7.5%。四大高载能行业用电增速低于制造业平均水平，2 018/11/226 但增速逐季提高，化学原料和化学制品制造业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业四大高载能行业合计用电量
10、同比增长5.8%，增速同比提高0.9个百分点，各季度增速分别为4.8%、5.3%和7.3%。8 月份以来各地及相关部门积极贯彻落实国家提出的“稳投资”等要求，8、9 月份四大高载能行业用电增速分别为7.4%和9.4%，比上半年有较为明显的上升。二是第三产业用电量继续快速增长。第三产业用电量8259亿千瓦时、同比增长13.5%，为2011年以来同期最高水平。其中：交通运输仓储和邮政业用电量同比增长12.4%;信息传输/软件和信息技术服务业用电继续延续近年来的快速增长势头，同比增长24.6%，其中互联网和相关服务业用电量同比增长62.0%;在电动汽车行业的快速发展和大力推广下，充换电服务业用电量增
11、长45.3%。三是城乡居民生活用电量快速增长，天气因素对用电拉动作用增强。城乡居民生活用电7534亿千瓦时、同比增长11.5%，为2011年以来同期最高值，增速同比提高4.0百分点。当前，在城乡居民电气化水平明显提高、新一轮农网改造升级持续推进等因素的共同作用下，天气因素对城乡居民生活用电的影响程度逐年提高，尤其是空调的普及、居民取暖“煤改电”的快速推广，进一步扩大了天气因素对城乡居民生活用电的影响。四是区域用电量增速呈现西高东低的特征。全国31个省份用电量均实现正增长，分区域看，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长7.1%、10.1%、11.6%和8.1%，东部地区在产业结构调整升
12、级、大气污染治理下部分工业企业限产停产、清理违法违规产能等因素影响下，四大高载能行业用电量仅增长2.1%，成为东部地区全社会用电量增速相对偏低的重要原因;各地2 018/11/227 区分别拉动全国全社会用电量增长3.5、1.9、3.0 和0.5个百分点。从用电量占比看，东、中、西部和东北地区用电量占全国比重分别为48.3%、19.0%、26.9%、5.8%，同比分别下降0.4、提高0.1、提高0.5、下降0.2个百分点。(二)电力清洁低碳发展趋势明显 截至2018 年9月底，全国6000千瓦及以上电厂发电装机容量17.6亿千瓦、同比增长5.3%，增速同比回落2.2个百分点。其中，水电3.0亿
13、千瓦、火电11.2亿千瓦、核电3928 万千瓦、并网风电1.8亿千瓦。电力供应主要特点有：一是发电结构绿色化转型持续推进，煤电装机比重继续下降。在国家推进供给侧结构性改革、推动化解煤电过剩 产能等背景下，电源结构继续优化。全国主要发电企业新增发电装机容量8114万千瓦、同比减少1280万千瓦。其中，新增非化石能源发电装机5925 万千瓦、占新增总装机的73.0%，为历年高位。太阳能发电新增装机3452万千瓦，占总新增装机的比重超四成，东、中部地区太阳能发电新增装机占比为75.3%。煤电新增1573万千瓦、同比减少954万千瓦，截至9月底，全国6000千瓦及以上电厂煤电装机容量9.9亿千瓦、占总
14、装机容量比重为56.4%，同比降低1.5个百分点。二是水电发电量增速同比提高，太阳能发电等新能源发电量快速增长。全国规模 以上发电量同比增长7.4%。其中，今年夏季降水量偏多，前三季度全国规模以上水电发电量增速上升到4.4%，比上半年提高1.5个百分点，增速比上年同期提高4.1 个百分点;火电发电量在电力消费快速增长等因素拉动下，同比增长6.9%。全口径并网太阳能发电、风电、核电发电量分别为1323、2676、2089亿千瓦时，同比分别增长56.4%、25.3%、13.9%。2 018/11/228 三是各类型发电设备利用小时均同比提高，不合理弃风弃光问题继续得到改善。全国发电设备利用小时为2
15、905 小时、同比提高94 小时。其中，水电设备利用小时2716小时、同比提高42小时;火电设备利用小时3276小时、同比提高158小时;太阳能发电、风电、核电设备利用小时分别为950、1565、5447小时，同比分别提高27、178、68小时。在各级政府和电力企业等多方共同努力下，弃风弃光弃水问题继续得到改善，今年国家电网公司和南方电网公司分别制定了促进清洁能源消纳的22项和24项工作措施，在加快电网建设、合理安排调度、加大市场交易、加强全网消纳、推动技术创新等多方面推进清洁能源消纳，效果明显。华北、东北、西北地区风电设备利用小时同比分别提高195、190 和200小时，西北地区太阳能发电设
16、备利用小时同比提高88小时;四川和云南弃水电量同比明显减少。四是跨区和跨省送电量快速增长，清洁能源持续大范围优化配置。全国基建新增220千伏及以上变电设备容量18691万千伏安，新增220千伏及以上输电线路长度30559千米，新增直流换流容量500万千瓦。在近两年多条特高压工程陆续投产的拉动下，全国分别完成跨区、跨省送电量3567 和9634亿千瓦时，同比分别增长14.9%和16.5%，增速同比分别提高3.8 和5.1个百分点，助力清洁能源实现大范围优化配置。五是电力燃料供应偏紧，煤电企业 经营仍较为困难。前三季度，电煤以及天然气供应均存在地区性时段性偏紧 情况，少数地区供需矛盾较为突出。电煤
17、价格总体处于高位波动态势，根据中国沿海电煤采购价格指数CECI 沿海指数显示，反映电煤采购综合成本的CECI5500大卡综合价前三季度波动区间为571-635 元/吨，各期价格都超过了关于 平抑煤炭市场价格异常波动2 018/11/229 的备忘录中规定的绿色区间上限，国内煤价持续高位也导致对标国内煤价的进口煤价格快速上涨，明显提高了国内企业采购成本。根据国家统计局数据，当前全国火电企业亏损面仍接近一半。(三)全国电力供需总体平衡，部分省份出现错峰限电 前三季度，电力消费增速持续快于发电装机容量增速，全国电力供需形势从前两年的总体宽松转为总体平衡。分区域看，东北和西北区域电力供应能力富余，华北
18、、华东、华中、南方区域电力供需总体平衡，部分省份局部性、阶段性电力供应偏紧。二、全国电力供需形势预测(一)全社会用电量延续平稳较快增长，全年增速超2017 年 综合考虑国家政策、宏观经济运行 态势、气温、电能替代、国际贸易环境、蓝天保卫战和环保安全检查等因素，预计四季度全社会用电量总体延续三季度的平稳较快增长水平，预计2018年全年全社会用电量增速略高于8%，超过2017年增长水平。当前我国发展面临的困难和外部风险挑战增多，中美贸易摩擦的走向存在不确定性，对 我国后续用电量增长也带来一定的不确定性。(二)预计全年总装机容量约19 亿千瓦，非化石能源装机占比达到40%预计全年全国新增发电装机容量
19、1.2亿千瓦，其中，预计非化石能源发电装机投产8200万千瓦左右。全国发电装机容量达到19.0 亿千瓦左右，其中，煤电装机容量10.1 亿千瓦，非化石能源发电装机容量合计达到7.7亿千瓦，2 018/11/2210 比重进一步提高至40%，比2017年底提高1.5个百分点左右。预计迎峰度冬期间部分地区电煤供应偏紧。(三)全国电力供需总体平衡，部分地区迎峰度冬高峰时段偏紧 受电煤和天然气地区性季节性供需偏紧、新能源比重持续上升导致部分时段电力系统调峰能力不足、第三产业和居民生活用电比重持续提高带动系统峰谷差持续增大等多重因素叠加影响，预计全国电力供需总体平衡、部分地区在迎峰度冬高峰时段电力供需偏
20、紧。分区域看，预计华北区域和南方区域电力供应偏紧，华北区域主要是河北南部电网、山东电网在迎峰度冬用电高峰时段电力供应偏紧，南方区域主要是贵州、广东等地偏紧;华东、华中区域电力供需总体平衡;东北、西北区域预计电力供应能力富余。预计全年全国发电设备利用小时3800小时左右，其中，火电设备利用小时4330小时左右。三、有关建议 当前，宏观经济运行总体平稳，在经济动能“破旧立新”的关键期以及电力消费换动力、电力供应调结构的攻坚期，深入 学习贯彻党的十九大精神，落实党中央、国务院的决策部署，是推进电力行 业高质量发展的根本。同时，四季度是电力行业迎峰度冬保供应的重要时期，各项工作头绪多、任务重，需要切实
21、按照能源高质量发展要求，密切跟踪 经济形势、用电增长走势，以及天气、来水、电煤变化趋势，做好电力保障 工作，确保电力系统安全稳定运行，保障国民经济行稳致远。(一)切实抓好规划滚动调整，推动电力能源高质量发展2 018/11/2211 在国家政策、规划的引导下，电力投资逐步向清洁能源倾斜，电源结构低碳化转型速度日益加快，但弃风弃光仍未从根本上得到解决，清洁能源发电占比及电能替代潜力仍有待进一步提高和挖掘。建议围绕“十三五”电力规划中期评估情况及结果，滚动调整电力结构，优化产业布局，推动清洁低碳、安全高效的能源体系建设。一是从优化电网结构着手，充分利用现有输电跨省(区)通道，着力突破制约特高压输电
22、工程作用发挥的瓶颈，加快现已建成投产的特高压输电线路的电源配套工程建设，推进资源大规模优化配置，提高电网输电效率。二是从调整电源结构着手，通过加快可再生能源配额制及调峰调频电力服务补偿机制等相关政策的出台和落地，以及促进清洁能源产业技术进步和技术降本等多种方式，引导和推动清洁能源发展，逐步提高非化石能源占一次能源的消 费比重。三是从消费端着手，大力推进终端用能电气化。持续加大在工(农业)生产制造、交通运输、居民采暖、家庭电气化及其他领域的电能替代力度，逐步实现电能对化石能源的替代，逐步提高电能在终端能源消费的比重。(二)切实推动能源协调发展，保障能源稳定高效供应 煤炭、天然气等能源的稳定可靠供
23、应对保障电力供应十分关键，对国民经济平稳发展至关重要。当前电力燃料供应仍然地区性、季节性偏紧，迎峰度冬保供应压力较大，建议统筹好电力与各类能源资源的协调发展，确保系统安全稳定运行。一是统筹电力与煤炭协调发展。建议重点产煤区要贯彻落实好国家部署，加快煤炭先进产能减量置换及释放的步伐，切实增加有效资源确保煤炭供给。根据市场供需情况灵活调整进口煤政策总量控制目标，保障电煤供需平衡、稳定电煤市场价格，避免因总量控制导致迎峰度冬期间出现区域性、2 018/11/2212 阶段性的电力供应紧张问题。针对部分地区将“控煤”简单化为“控电煤”的现象，国家相关部门应引导相关地区严格区 分“控煤”与“控电煤”，将
24、污染严重的散烧煤等作为“控煤”的重点，并 进一步提高发电用煤比重，真正实现煤炭的清洁高效利用，并保障 电力燃料安全稳定供应。二是统筹电力与天然气协调发展。进入四季度，天然气表观消费量处于全年最高位，受环保政策影响推动，采暖煤改气、热电厂用气需求大幅增加，供需形势将处于紧平衡状态。建议加强“煤改气”、燃气热电联产等替代项目规划与资源供应计划的衔接，坚持从实际出发，宜电则电、宜气则气、宜煤则煤，确保用气需求与资源供应增长相适应;推广应用分布式气电，重点发展热电冷多联供，确保居民生活和冬季供暖;在气价承受能力较高和新能源快速发展的地区，根据气源情况建设天然气调峰电站。三是统筹电力与可再生能源协调发展
25、。可再生能源发展目前仍存在综合协调性不充分，开发速度、布局与市场不匹配，建设周期与电网建设不同步等问题。建议按照国家“十三五”电力规划、能源工作指导意见以及市场环境监测预警和评价机制等，把可再生能源发电的发展重心从扩大规模转到提质增效上来，引导相关产业向高质量发展转型;继续培育风电和光伏的市场竞争力，倒逼可再生能源产业创新升级;尽快出台促进可再生能源消纳的长效机制，从根本上解决可再生能源弃能问题。(三)切实落实各项改革措施，不断深化电力体制改革 当前电力体制改革取得重要进展和积极成效，交易机构基本组建完成、输配电价改革持续扩大、售电侧竞争机制初步建立、发用电计划有序放开以及电力现货市场平稳推进
26、。但由于电力市场机制尚不完善，科学合理的电价机制尚未形成等原因，给电力企业平稳发展和健 康经营带来严峻的挑战。2 018/11/2213 建议：一是加快推进电力现货市场和辅助服务市场建 设，发挥现货市场对时间尺度电能量的价格发现功能，通过市场手段进一步 挖掘和配置系统调峰、调频、备用等辅助服务资源，进一步提升电力系统运 行效率，促进可再生能源合理消纳。二是建议国家加强对各地区电力市场监督指导，不断完善跨省电力市场化交易机制，约束相关部门地方保护主义冲动，进 一步放开电力用户、售电公司等市场主体省间购电的选择权，破除电力交易 省间壁垒，推动省间市场化交易规模扩大，促进能源资源大范围优化配置。三是
27、积极贯彻落实国家电改相关政策措施，地 方政府尽快研究建立市场化条件下的煤电联动机制，支持鼓励煤电企业和电 力用户签订电价根据煤价波动情况相应浮动的购售电合同。完善煤电机组市 场交易电量的脱硫脱硝环保电价和超低排放电价落实机制，缓解煤电企业经营困境。(四)切实落实精准扶贫战略，全面提高电力普遍服务水平 电力行业积极响应国家号召，深入推进精准扶 贫、精准脱贫、援疆援藏等战略部署，不断加大扶贫工作力度和农网建设投资，履行社会责任;同时，由于贫困地区的农配网投资属于高投资低回报的 电力普遍服务，部分省级电网企业面临亏损局面。建议：一是聚焦深度贫困地区和深度贫困问题，实施 产业扶贫和定点扶贫，加强贫2
28、018/11/2214 困地区电网建设改造，加大户用光伏系统配套 电网项目，扎实推进光伏扶贫项目接网工作等，改善和解决贫困地区生产生 活用电条件，全力满足贫困人口脱贫的电力需求。二是通过因地制宜发展分布式光伏、分散式风 电，以开发项目为依托，既助力清洁能源发展，又可切实促进地方经济社会 发展、基础设施建设、百姓就业，大力提升能源惠民利民力度。三是建议国家在信贷政策方面加大支持力度，采用政府专项资金和财税金融支持等多种方式，对光伏扶贫、农网建设改造 升级等电力普遍服务工程实行长期低息贷款或贴息等普惠金融政策，同时增 加对电力企业的增量信贷，确保落实存量接续，缓解电力企业财务压力，全 面推动电力普
29、遍服务持续开展。四、全国燃气机组情况 燃气轮机联合循环以其高效、环保、启停快速、调峰性能好的特点，得到了越来越多国家与地区的重视，从上世纪80 年代以来，大型燃气轮机的出现，使得燃机-蒸汽轮机联合循环的发电方式得以高速发展。随着我国能源结构调整、能源多样化，我国以F 级、E 级燃气-蒸汽联合循环为主的天然气发电呈较快发展态势，截止到目前，我国燃气发电装机已达68000 MW,其中：华电集团公司14319MW(上年13385MW)、华能集团公司9320 MW、中国海洋石油总公司8460MW、浙江省能源集团有限公司4000MW、国电投集团公司4940 MW、北京能源集团有限责任公司5061 MW（
30、上年4830MW）、大唐集团公司3620MW(上年3250MW)、申能（集团）有限公司2440MW、2 018/11/2215 广东省粤电集团有限公司2400MW、深能集团3870 MW、江苏省国信资产管理集团有限公司2470MW（上年1160MW）、国家能源集团1810MW。机型以美国GE、德国西门子、日本三菱和法国阿尔斯通几大公司的F 级、E级为主。燃气电厂主要分布于长三角、东南沿 海、京津地区等经济发达省市，中南地区也有部分燃气电厂，此外，西部地区 的油气田周边有少量自备燃气电厂。近年来，随着我国各地环保压力不断加 大，山西、宁夏、重庆等地也陆续有燃气电厂投产，燃气电厂分布更加广泛；但从
31、目前各发电集团公司装机情况看，与上年比变化不大；下面的统计数 字是全国燃气机组技术交流协作会的年度统计数字。五、2017年度燃气机组主要能效指标情况（一）制造企业主要能效指标情况燃机主机机型生产厂总容量轴系布置机组台 容量 供电煤耗厂用电率耗水率（MW）(套)(MW)gce/(kWh)(%)kg/(MWh)F 级改进型上海电气/西门子1226.0一拖一单轴 3 1226.00 231.17 2.28 0.88一拖一分轴 0 0.00 0.00 0.00 0.00二拖一 0 0.00 0.00 0.00 0.00哈尔滨电气/GE1430一拖一单轴 0 0.00 0.00 0.00 0.00一拖一
32、分轴 1 470.00 192.81 1.53 0.67二拖一 1 960.00 200.70 1.82 0.67东方电气/三菱5957.4一拖一单轴 4 1854.00 219.86 1.45 1.13一拖一分轴 5 2320.00 91.94 1.78 0.53二拖一 2 1783.40 190.74 1.78 0.562 018/11/2216F 级上海电气/西门子1950一拖一单轴 5 1950.00 224.31 2.17 0.55一拖一分轴 0 0.00 0.00 0.00 0.00二拖一 0 0.00 0.00 0.00 0.00ALSTOM 0一拖一单轴 0 0.00 0.00
33、 0.00 0.00一拖一分轴 0 0.00 0.00 0.00 0.00二拖一 0 0.00 0.00 0.00 0.00哈尔滨电气/GE7678.02一拖一单轴 14 5450.42 193.61 1.81 0.32一拖一分轴 4 1438.00 222.50 1.93 0.43二拖一 3 789.60 77.26 0.68 0.38东方电气/三菱5493.52一拖一单轴 10 3883.52 231.46 1.53 0.04一拖一分轴 5 1610.00 236.04 1.86 0.53二拖一 0 0.00 0.00 0.00 0.00E 级南汽/GE 1309.0一拖一单轴 0 0.0
34、0 0.00 0.00 0.00一拖一分轴 7 1309.00 241.12 1.48 1.30二拖一 0 0.00 0.00 0.00 0.00ALSTOM 0一拖一单轴 0 0.00 0.00 0.00 0.00一拖一分轴 0 0.00 0.00 0.00 0.00二拖一 0 0.00 0.00 0.00 0.00哈尔滨电气/GE475一拖一单轴 0 0.00 0.00 0.00 0.00一拖一分轴 3 475.00 254.34 1.69 1.09二拖一 0 0.00 0.00 0.00 0.00合计 25518.9467 25518.94 204.58 1.71 0.562 018/1
35、1/2217（二）2017 年度主要发电集团（投资）公司燃气机组能效指标情况发电 燃机总容量燃机机组类型统计台数容量 供电煤耗厂用电率耗水率集团（MW）(台)(MW)gce/(kWh)(%)kg/(MWh)中国大唐集团公司 3196.0F 级（改）4 2334.00 208.42 1.48 0.79F 级 0 0.00 0.00 0.00 0.00E 级 5 862.00 244.35 1.59 1.13北京能源集团有限责任公司0F 级（改）0 0.00 0.00 0.00 0.00F 级 0 0.00 0.00 0.00 0.00E 级 0 0.00 0.00 0.00 0.00中国华电集团
36、公司 2962F 级（改）2 950.00 219.63 1.62 1.35F 级 6 2012.00 227.41 1.89 0.94E 级 0 0.00 0.00 0.00 0.00深圳能源集团股份有限公司1530F 级（改）0 0.00 0.00 0.00 0.00F 级 3 1170.00 234.97 2.08 0.06E 级 2 360.00 259.27 1.60 1.36中海石油气电集团有限责任公司3703.52F 级（改）3 1380.00 0.00 1.38 0.02F 级 6 2323.52 154.02 1.42 0.03E 级 0 0.00 0.00 0.00 0.0
37、0各地方政府资产的企业及各地方投资公司3559.2F 级（改）1 860.00 199.00 2.08 0.12F 级 7 2699.20 228.17 1.63 0.09E 级 0 0.00 0.00 0.00 0.00浙江省能源集团有限公司2015.22F 级（改）3 1226.00 231.17 2.28 0.88F 级 2 789.22 232.72 2.13 0.25E 级 0 0.00 0.00 0.00 0.00神华集团有限责任公司789.6F 级（改）0 0.00 0.00 0.00 0.00F 级 3 789.60 77.26 0.68 0.38E 级 0 0.00 0.00
38、 0.00 0.002 018/11/2218国家电力投资集团公司3338F 级（改）2 940.00 229.85 2.38 1.30F 级 6 2218.00 223.67 1.92 0.70E 级 1 180.00 256.53 1.91 1.31华能国际股份有限公司1170F 级（改）0 0.00 0.00 0.00 0.00F 级 3 1170.00 223.18 2.36 0.09E 级 0 0.00 0.00 0.00 0.00广东省粤电集团有限公司1170F 级（改）0 0.00 0.00 0.00 0.00F 级 3 1170.00 230.42 1.68 0.02E 级 0
39、 0.00 0.00 0.00 0.00中国华能集团公司 2085.4F 级（改）1 923.40 182.47 1.47 1.00F 级 2 780.00 228.98 1.58 0.17E 级 2 382.00 227.02 1.21 1.33合计 25518.94 67 25518.94 204.58 1.71 0.56（三）机组能效指标序号简称机组编号容量燃机型号 机组类型 投产日期供电煤耗 厂用电率 耗水率(MW)(g/kWh)(%)(kg/kWh)1 华能北京热电厂 2 923.4 M701F4 供热式 2011-12-26 182.47 1.47 1.002 大唐高井 1 960
40、PG9371（9FB）供热式 2014-06-20 200.70 1.82 0.673 大唐高井 2 470PG9371（9FB）供热式 2014-10-12 192.81 1.53 0.674 嘉节燃气热电 1 860 M701F4 供热式 2014-11-22 199.00 2.08 0.125 华电戚墅堰 1 396 PG9351FA 纯凝式 2005-11-10 222.86 2.21 1.356 华电戚墅堰 2 396 PG9351FA 纯凝式 2005-12-27 222.86 2.21 1.357 华电戚墅堰 3 475 M701F4 纯凝式 2015-09-25 219.63
41、1.62 1.352 018/11/22198 华电戚墅堰 4 475 M701F4 纯凝式 2015-11-16 219.63 1.62 1.359 华电戚墅堰 56 220 M701DA 供热式 2012-09-01 237.65 1.53 1.2410 华电戚墅堰 78 220 M701DA 供热式 2012-09-01 237.65 1.53 1.2411 华电望亭 1 390 PG9351A 纯凝式 2005-09-27 222.27 1.92 0.2412 华电望亭 2 390 PG9351A 纯凝式 2005-12-30 221.14 1.95 0.2413 华能金陵燃机 1 3
42、90 PG9351FA 纯凝式 2006-12-31 229.60 1.61 0.1714 华能金陵燃机 2 390 PG9351FA 纯凝式 2007-03-05 228.35 1.55 0.1715 大唐苏州燃机 1 190.5 PG9171E 供热式 2013-05-27 236.10 1.18 1.2516 大唐苏州燃机 2 190.5 PG9171E 供热式 2013-03-27 231.69 1.18 1.2517 华能金陵燃机 1 191 PG9171E 供热式 2013-04-06 230.34 1.17 1.3318 华能金陵燃机 2 191 PG9171E 供热式 2013
43、-05-28 223.69 1.25 1.3319 萧山发电厂 3 402.4SGT5-4000F(2)纯凝式 2007-10-16 233.96 2.42 0.9320 萧山发电厂 4 402.4SGT5-4000F(2)纯凝式 2008-04-14 229.64 2.05 0.9521 萧山发电厂 5 421.2SGT5-4000F(6)供热式 2012-08-06 229.92 2.38 0.7722 浙能镇海 11 394.61 PG9351FA 纯凝式 2007-06-09 232.27 2.17 0.2523 浙能镇海 12 394.61 PG9351FA 纯凝式 2007-07-
44、28 233.17 2.08 0.2524 国华舜电 1 251.6 PG9351FA 2007-08-1525 国华舜电 2 251.6 PG9351FA 2007-08-1526 国华舜电 3 286.4 纯凝式 2007-08-15 231.77 2.05 1.142 018/11/222027 绍兴江滨热电 1 452 M701F4 供热式 2013-03-07 219.67 1.33 0.9128 绍兴江滨热电 2 452 M701F4 供热式 2013-09-29 220.50 1.22 0.9129 江山新城热电 1 115 PG6111FA 纯凝式 2013-05-15 244
45、.50 1.88 0.5430 漕泾热电 11 328 PG9351FA+e 供热式 2005-08-16 211.02 1.71 0.6531 漕泾热电 21 330 PG9351FA+e 供热式 2005-12-04 211.02 1.71 0.6532华能上海燃机电厂3520201 390 V94.3A 纯凝式 2006-05-16 221.63 2.32 0.1133华能上海燃机电厂3520202 390 V94.3A 纯凝式 2006-06-16 223.04 2.41 0.0634华能上海燃机电厂3520203 390 V94.3A 纯凝式 2006-07-31 224.86 2.
46、35 0.1035 晋江燃气 1 382.3 PG9351FA 纯凝式 2009-01-15 218.00 1.59 0.1236 晋江燃气 2 382.3 PG9351FA 纯凝式 2009-07-13 231.00 1.64 0.1237 晋江燃气 3 382.3 PG9351FA 纯凝式 2010-05-11 229.00 1.55 0.1238 晋江燃气 4 382.3 PG9351FA 纯凝式 2010-10-30 220.00 1.65 0.1239 中海福电 1 385.88 M701F3 纯凝式 2008-12-13 231.03 1.53 0.0440 中海福电 2 385.
47、88 M701F3 纯凝式 2009-04-27 231.03 1.35 0.0441 中海福电 3 385.88 M701F3 纯凝式 2010-03-30 231.03 1.17 0.0442 中海福电 4 385.88 M701F3 纯凝式 2010-07-06 231.03 1.25 0.0443 郑州燃机 1 390 SGT5-4000F 纯凝式 2007-01-04 225.94 1.80 1.2544 郑州燃机 2 390 SGT5-4000F 纯凝式 2007-04-21 226.09 1.99 1.2545 中海油横门电厂 3 390 PG9351 纯凝式 2009-05-1
48、3 1.56 0.0246 中海油横门电厂 4 390 PG9351 纯凝式 2009-11-28 1.66 0.022 018/11/222147 中海油横门电厂 56 460 M701F4 供热式 2014-06-06 1.63 0.0248 中海油横门电厂 78 460 M701F4 供热式 2014-08-25 1.35 0.0349 中海油横门电厂 910 460 M701F4 供热式 2014-12-21 1.16 0.0250 惠州LNG 电厂 1 390 M701F 纯凝式 2006-09-21 230.54 1.79 0.0251 惠州LNG 电厂 2 390 M701F 纯
49、凝式 2006-12-29 231.21 1.77 0.0252 惠州LNG 电厂 3 390 M701F 纯凝式 2007-06-18 229.52 1.49 0.0253 前湾电厂 1 390 M701F 纯凝式 2006-12-30 233.52 1.96 0.0654 前湾电厂 2 390 M701F 纯凝式 2007-01-21 233.23 1.53 0.0655 前湾电厂 3 390 M701F 纯凝式 2007-03-30 232.43 1.50 0.0656 深圳东部燃机 1 390 M701F 纯凝式 2006-10-31 232.67 2.39 0.0657 深圳东部燃机
50、 2 390 M701F 纯凝式 2007-04-05 238.12 2.06 0.0658 深圳东部燃机 3 390 M701F 纯凝式 2007-11-04 234.12 1.80 0.0659 深能丰达电厂 1 180 PG9171E 纯凝式 2005-12-01 258.98 1.58 1.3660 深能丰达电厂 2 180 PG9171E 纯凝式 2005-06-01 259.55 1.62 1.3661 国家电投横琴热电 1 390 PG9351FA 供热式 2014-11-03 234.96 2.24 0.1962 国家电投横琴热电 2 390 PG9351FA 供热式 2014
