《燃气发电机组节能管理技术导则》

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FXX

备案号：DL

中华人民共和国电力行业标准

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燃气发电机组节能管理技术导则

Technicalguidelinesforenergysavingmanagementofgasgeneratorunit

（征求意见稿）

XXXX-XX-XX发布XXXX-XX-XX实施

国家能源局发布

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目次

前言.......................................................................................................................................................................I

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

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

3总则...................................................................................................................................................................3

4设计和建设.......................................................................................................................................................3

5生产运行...........................................................................................................................................................6

6检修维护...........................................................................................................................................................8

7技术改造.........................................................................................................................................................10

8节能检测.........................................................................................................................................................12

9能源计量.........................................................................................................................................................13

附录A（规范性附录）燃气发电机组运行小指标考核要求......................................错误！未定义书签。

附录B（资料性附录）燃气发电企业节能指标报表..................................................错误！未定义书签。

I

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III

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燃气发电机组节能管理技术导则

1范围

本标准规定了燃气发电企业开展节能管理及技术工作的基本内容及要求。

本标准适用于燃气轮机发电机组的节能管理及技术工作，其他类型燃气发电机组可参照执行。

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/T3216回转动力泵水力性能验收试验1级、2级和3级

GB/T8117.1汽轮机热力性能验收试验规程第1部分：方法A-大型凝汽式汽轮机高准确度试验

GB/T8117.2汽轮机热力性能验收试验规程第2部分：方法B-各种类型和容量的汽轮机宽准确度

试验

GB/T8117.3汽轮机热力性能验收试验规程第3部分：方法C-改造汽轮机的热力性能验证试验

GB/T8174设备及管道绝热效果的测试与评价

GB/T10863烟道式余热锅炉热工试验方法

GB/T11060.1天然气含硫化合物的测定第1部分：用碘量法测定硫化氢含量

GB/T11062天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法

GB/T13609天然气取样导则

GB/T13610天然气的组成分析气相色谱法

GB/T14099燃气轮机采购

GB/T14099.8燃气轮机采购第8部分：检查、试验、安装和调试

GB/T14100燃气轮机验收试验

GB17167用能单位能源计量器具配备和管理通则

GB17820天然气

GB/T18916.1取水定额第1部分：火力发电

GB/T18929联合循环发电装置验收试验

GB20052三相配电变压器能效限定值及能效等级

GB/T21369火力发电企业能源计量器具配备和管理要求

GB24789用水单位水计量器具配备和管理通则

GB/T28056烟道式余热锅炉通用技术条件

GB/T28284节水型社会评价指标体系和评价方法

GB/T28686燃气轮机热力性能试验

GB/T28714取水计量技术导则

GB/T28749企业能量平衡网络图绘制方法

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GB/T30577燃气-蒸汽联合循环余热锅炉技术条件

GB50251输气管道工程设计规范

GB50660大中型火力发电厂设计规范

DL/T241火电建设项目文件收集及档案整理规范

DL/T244直接空冷系统性能试验规程

DL/T300火电厂凝汽器管防腐防垢导则

DL∕T448电能计量装置技术管理规程

DL/T552火力发电厂空冷塔及空冷凝汽器试验方法

DL/T581凝汽器胶球清洗装置和循环水二次过滤装置

DL/T586电力设备监造技术导则

DL/T606火力发电厂能量平衡导则

DL/T712发电厂凝汽器及辅机冷却器管选材导则

DL/T794火力发电厂锅炉化学清洗导则

DL/T839大型锅炉给水泵性能现场试验方法

DL/T851联合循环发电机组验收试验

DL/T855电力基本建设火电设备维护保管规程

DL/T869火力发电厂焊接技术规程

DL/T891热电联产电厂热力产品

DL/T904火力发电厂技术经济指标计算方法

DL/T932凝汽器与真空系统运行维护导则

DL/T934火力发电厂保温工程热态考核测试与评价规程

DL/T977发电厂热力设备化学清洗单位管理规定

DL/T1027工业冷却塔测试规程

DL/T1052电力节能技术监督导则

DL/T1078表面式凝汽器运行性能试验规程

DL/T1224单轴燃气蒸汽联合循环机组性能验收试验规程

DL/T1290直接空冷机组真空严密性试验方法

DL/T1426联合循环汽轮机性能试验规程

DL/T5174燃气-蒸汽联合循环电厂设计规定

DL5190电力建设施工技术规范

DL/T5210电力建设施工质量验收规程

DL5277火电工程达标投产验收规程

DL/T5294火力发电建设工程机组调试技术规范

DL/T5295火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程

DL/T5437火力发电建设工程启动试运及验收规程

JB/T6503烟道式余热锅炉通用技术条件

JB/T8953.2燃气-蒸汽联合循环设备采购汽轮机

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JB/T8953.3燃气-蒸汽联合循环设备采购余热锅炉

JGJ173供热计量技术规程

JJF1356重点用能单位能源计量审查规范

ASMEPTC4.4燃气轮机余热锅炉性能试验规程（PerformanceTestCodeonGasTurbineHeat

RecoverySteamGenerators）

ASMEPTC6.2联合循环汽轮机性能试验规程（PerformanceTestCodeonSteamTurbinesin

CombinedCycles）

ASMEPTC22燃气轮机性能试验规程（PerformanceTestCodeonGasTurbines）

ASMEPTC46电厂性能试验规程（PerformanceTestCodeonOverallPlantPerformance）

3总则

3.1燃气发电机组节能工作应贯彻执行《中华人民共和国节约能源法》、《固定资产投资项目节能评

估和审查暂行办法》等节能法律、法规的相关要求，遵循安全经济及可持续发展的方针。

3.2燃气发电企业节能工作应依靠科技进步，采用先进适用的节能技术、工艺、设备、材料和方法，

借助数字化、信息化和智能化等现代管理手段，深入挖掘企业内部潜力，持续提高企业经济效益。

3.3在设计阶段应开展节能技术经济对比，在系统优化、设备选型、工艺选择等方面，综合考虑气耗、

电耗、水耗等因素，确定先进合理的设计指标和设计方案。

3.4在生产阶段应成立节能领导小组，制定节能管理制度，设置三级节能网络，制定中长期节能规划

和年度节能计划，开展全面、全员、全过程的节能管理。

3.5应定期开展节能分析和对标分析，开展关键小指标参数对综合技术经济指标的影响分析，将实际

完成的综合技术经济指标同上年度同期、设计值、历史最好水平以及国内外同类型机组最优值进行比较，

找出差距，发现问题，提出并落实整改措施。

4设计和建设

4.1设计阶段

4.1.1燃气发电机组新建项目应按要求编制节能评估报告书，并有审查意见、节能登记表及其登记备

案意见，作为项目设计、施工和竣工验收的依据。

4.1.2项目可行性研究报告应包括节能篇章，内容应做到指标先进、技术可行、经济合理，不应使用

已公布淘汰的耗能产品和工艺。

4.1.3项目应在满足安全的前提下开展优化设计，使用成熟的节能新材料、新工艺、新技术、新产品。

宜采用国家推广的重点节能低碳相关设备和技术。辅助设备容量应与主机配套，符合能效限值要求。

4.1.4设备选型应充分调研，设备性能指标和参数应与同容量、同参数、同类型设备对比，根据已投

运设备的实践经验，采用节能、节水、可靠性高的设备，宜采用大容量、高参数设备。

4.1.5热电联产电厂热力产品应符合DL/T891的规定，燃气-蒸汽联合循环热电机组总热效率年平均

应大于55%，热电比年平均应大于30%。

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4.1.6项目按单位装机容量核定取水量，单位装机取水量计算方法和取水量定额指标符合GB/T

18916.1的规定。在GB/T28284所示的全国地级行政区水资源分区情况表中属于缺水地区及干旱指数大

于1.5的缺水地区宜采用空冷机组。鼓励燃气发电企业使用再生水。

4.1.7项目主辅机设备及系统选型应符合GB50251、GB50660、GB/T14099、DL/T5174以及国家和

地方节能降耗相关政策文件的要求。

4.1.8承担调峰负荷的机组宜采用带SSS离合器的发电机中置单轴布置方式，热电联产机组宜采用多

轴布置方式。

4.1.9燃气轮机选型应与燃料供应及负荷类型相适应，承担基本负荷的机组应选用基本负荷效率高的

机型，承担调峰负荷的机组应考虑启停经济性，宜选用兼顾启动速度及低负荷效率的机型。

4.1.10燃气轮机进气系统设计应充分考虑系统总压降、进气口位置选择、空气过滤功能配置、进气冷

却功能等技术因素及配置需求，因地制宜，科学合理确定设计方案。

4.1.11联合循环机组宜采用一台燃气轮机配一台余热锅炉。余热锅炉应选用多压余热锅炉，并满足燃

气轮机快速频繁启停的要求，余热锅炉选型和技术要求应符合GB/T28056、GB/T30577、JB/T8953.3

的规定。

4.1.12汽轮机选型及技术要求应符合JB/T8953.2和联合循环发电机组的相关规定。汽轮机性能应与

机组负荷要求相适应，带尖峰负荷和中间负荷的机组，配套汽轮机应具有滑压运行、适应频繁快速启停、

参与调峰的功能。

4.1.13机组主设备应进行优化布置，减少燃气轮机与余热锅炉之间的排气压损，缩短余热锅炉与汽轮

机之间的蒸汽管道，提高管道效率。

4.1.14燃料供应、化学处理设备及系统选型设计应符合GB50251、GB50660、DL/T5174的规定。

4.1.15进厂天然气应满足燃气轮机制造厂对天然气气质各项指标的要求，并符合GB17820、GB50251

的相关规定。

4.1.16进厂天然气管道应设置色谱分析仪等气质监测取样装置，进厂天然气总管道及每台燃气轮机天

然气进气管道应设置天然气流量测量装置。天然气管道设计应符合GB50251、DL/T5174的规定。

4.1.17厂内天然气处理站应设置天然气调压装置、过滤装置、加热装置、惰性气体置换装置。

4.1.18使用液化天然气（LNG）燃料等具有冷源利用价值的电厂，宜进行冷源综合利用。

4.1.19水泵选型及配置方式按照GB50660选取，并与同类型已投产机组进行比较和优化。给水泵采

用调速泵时，给水管路应适当简化，调速给水泵具有全程调节性能且运行良好时，主管路可不设置给水

调节阀。凝结水泵宜加装变频装置。对于频繁启停的机组，循环水泵及闭式水泵宜采用大、小泵或调速

泵配置，以降低启停机及备用期间厂用电。

4.1.20循环水系统中，冷却塔选型配置应综合考虑地域政策、气候条件、利用小时数等因素，通过技

术经济分析确定。对于利用小时数较多的机组宜釆用自然通风冷却塔。带调峰负荷的联合循环机组及高

温、高湿地区，可釆用机械通风冷却塔。严重缺水地区宜采用空冷塔或空冷凝汽器。

4.2制造和建设阶段

4.2.1燃气发电设备制造、检查、试验、安装和调试应符合GB50251、GB/T14099、GB/T28056、

DL5190、DL/T869、DL/T5294、JB/T6503、JB/T8953.2、JB/T8953.3等标准及订货合同的规定。

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4.2.2在设备制造过程中，发电企业可自行或委托设备监理单位根据供货合同，按照DL/T586等有关

技术标准对设备制造过程的质量实施监督，应重点对选用材料、制造工艺、分散制造环节进行监督，见

证合同产品与合同的符合性，保证设备制造质量。

4.2.3重要设备到厂后，应按照订货合同和相关标准进行验收，形成验收记录，并及时收集与设备性

能参数有关的技术资料。设备验收后，安装前，应按照设备技术文件和DL/T855的要求做好保管工作，

特别应防止受热面（换热元件）氧化腐蚀、汽轮机通流部件脏污和腐蚀。

4.2.4燃气发电项目建设应选择有资质的监理单位进行工程安装和调试监理，应严格执行开工条件审

查、过程监理、隐蔽工程旁站监理和验收。

4.2.5项目建设施工应由具有相应施工能力资格的单位承担，按DL5190进行施工，按DL/T5210进

行施工质量验收及评价。

4.2.6在设计和安装过程中，应配齐生产和非生产所需的气、油、水、汽、热等能源计量表计，满足

商务结算、设备效率检测、指标统计和运行监测的需要。仪表安装应按DL/T5190.4执行。

4.2.7机组在设计和安装阶段宜确定性能试验单位，性能试验单位会同设计、制造、建设和业主单位，

根据试验标准布置试验测点，确定测点位置、测点型式、尺寸规格、安装工艺并落实安装单位。试验测

点应满足DL5277、DL/T5437规定性能试验项目的要求，以及满足其他约定的试验项目的要求。

4.2.8机组调试工作应由具有相应资质和调试能力的单位承担，火电项目按GB/T14099.8、DL/T5294、

DL/T5437进行调试，按DL/T5295进行调试质量验收及评价。

4.2.9机组建设期间，发电企业宜委托具有资质能力的单位协助开展基建期间的节能技术监督工作，

相关工作应符合DL/T1052的要求。

4.2.10机组在考核期内，应按基本建设工程启动及竣工验收相关规程中规定的性能、技术经济指标确

定考核项目，联合循环机组性能考核试验、燃气轮机、余热锅炉、汽轮机等主机设备的验收试验按GB/T

14100、GB/T18929、GB/T28686、DL/T851或合同规定试验标准进行。

4.2.11新投产燃气发电机组，在试生产期结束前须按设备供货合同和DL/T5437规定的主要性能试验

项目和要求进行测试，并编写性能试验报告。主要的性能试验项目应包括：

a)联合循环机组热效率、热耗率试验（纯凝100%负荷与供热100%负荷工况）；

b)联合循环机组出力试验（性能保证工况）；

c)联合循环机组发电气耗率试验；

d)燃气轮机热耗率试验（多轴机组)；

e)汽轮机热耗率试验（多轴机组)；

f)余热锅炉热效率试验；

g)厂用电率试验；

h)机组散热测试；

i)真空严密性试验；

j)机组启动时间及启停过程燃料消耗和蒸汽消耗试验；

k)最小稳态负荷、负荷变化率试验；

l)发电机漏氢率试验。

4.2.12项目应按DL5277对工程建设过程中有关节能部分的程序合规性、质量控制的有效性以及机

组投产后的工程质量，采取量化指标比照和综合检验相结合的方式进行质量符合性验收。

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4.2.13建设项目应根据DL/T241进行文件的收集及档案整理。

5生产运行

5.1运行节能管理

5.1.1应加强燃气发电机组主要综合技术经济指标的管理，包括：发电量、供热量、发电气耗率、供

电气耗率、供热气耗率、厂用电率、发电水耗率、联合循环热耗率，统计计算方法参照DL/T904的相

关规定。

5.1.2应积极争取调度部门的理解和支持，根据全厂各机组全工况效率特性及主、辅机设备热力特性，

按照气耗等微增率原则或其他优化分析方法，制定负荷调度方案，科学调度机组启停，合理分配电、热

负荷，保证全厂运行经济性最佳。

5.1.3应根据机组实际情况，结合检修、技术改造计划，制定中长期节能规划和年度节能计划，并确

定合理、先进的综合技术经济指标计划值。

5.1.4应开展全面、全员、全过程节能管理，逐项落实节能规划和计划，按月度将各项技术经济指标

依次分解到有关部门和班组，开展运行小指标的监督考核，以保证综合技术经济指标的完成。

5.1.5应积极开展小指标竞赛活动，根据各指标对供电气耗率影响大小及变化情况、运行调整工作量

等因素，制定并落实节能奖惩考核办法或制度，充分调动运行人员积极性，考核管理要求见附录A。

5.1.6应定期召开节能月度例会，对上月工作进行总结，对本月工作进行部署，对生产过程中存在的

重点、难点问题提出解决方案。月度例会应有活动记录并形成会议纪要。

5.1.7新机投产及主、辅机设备经过重大节能技术改造后，应及时进行机组性能试验和运行优化试验，

确定机组及主、辅机的优化运行方式。

5.1.8应积极采用在线节能管理辅助平台，如SIS、MIS、耗差分析、对标管理、运行优化等系统，对

关键指标参数进行计算、统计和挖掘分析，并及时优化调整运行方式，不断提高机组运行水平。

5.1.9电厂运行人员应不断总结操作经验，根据运行优化试验结果，优化机组运行方式，对主、辅机

设备进行调节，使机组各项运行参数达到对应工况最佳值，综合技术经济指标达到最优水平。

5.1.10应建立健全能耗指标记录、统计制度，完善统计台账，为能耗指标分析提供可靠依据。燃气发

电机组节能指标报表可参见附录B。

5.1.11应加强天然气等燃料、水、汽、油的化验监督工作，化验结果异常时，应及时分析，并采取措

施进行调整。

5.2运行节能措施

5.2.1电厂运行人员应加强巡检和对运行参数的监视，并及时分析、判断和调整，发现缺陷应按规定

填写缺陷单或做好记录，及时联系检修处理，保证机组安全经济运行。尤其要特别重视燃气轮机排气温

度及分散度等参数的监视。

5.2.2应结合本企业实际，制定机组启停优化方案，优化方案应包括以下主要内容：

a)机组启动前，应完成规定试验，所有设备及系统处于良好备用状态，达到启动阶段无缝衔接，

避免延长启动时间；

b)应制定各种状态下启停用气、用汽、用时定额，加强对启停过程的监督，对各项指标进行统计、

分析和考核；

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c)合理控制辅机启停时机及顺序；

d)应做好余热锅炉、汽轮机等热力设备的疏水、排污及启停时的排汽和排水的回收。

5.2.3机组在调峰运行时，应优化启停操作以减少启停损失。在启机前和停运后，应合理安排辅机运

行方式，特别是给水泵、凝结水泵的启动和停运，循环水泵及闭式水泵的大、小泵运行切换，以降低厂

用电。应制定停机后的保温保压措施，以节省启动时的能量消耗。

5.2.4应加强燃烧调整工作。当燃气轮机主要监视参数（如燃烧稳定性参数、燃烧温度、排气温度及

分散度等）异常时，应结合天然气成分及烟气成分变化，对燃烧器、压气机可调导叶、燃料调节阀等进

行相应检查，必要时开展燃烧调整试验，恢复并优化燃气轮机运行参数。

5.2.5对于未设保温层的燃气轮机机组，应避免热态下开启透平间门，缸体受冷收缩进而导致动静碰

磨，影响机组运行的经济性和安全性。

5.2.6应加强压气机入口滤网差压监视，根据滤网压差变化或设备维护规定，及时投运压气机进气滤

网反吹装置，降低滤网压差。

5.2.7重视压气机水洗工作。应实时监视压气机效率，制定合理的在线水洗、离线水洗周期，或按燃

气轮机维护规定定期进行在线水洗。

5.2.8定期对气源分输站天然气流量计、调压站天然气流量计、前置模块天然气流量计进行比对分析，

检测偏差趋势，每年进行天然气流量计校验。

5.2.9天然气加热装置应正常投用，提高天然气初温，保证燃烧高效率。

5.2.10燃气发电机组启动过程中，宜明确并固化各辅机启动时间节点，缩短机组启动时间。

5.2.11应保证给水品质，严格控制余热锅炉定期排放和连续排放的排放量，减少汽水损失。

5.2.12给水泵、凝结水泵宜采用变频控制汽包水位，给水调门处于全开状态，减少节流损失；在保证

不发生低温腐蚀的情况下，合理调整低省再循环泵运行方式，以节约厂用电。

5.2.13保持汽轮机在最佳真空下运行。应定期对凝汽器的端差、循环水温升、凝结水过冷度、真空严

密性、真空泵性能、冷却塔幅高等冷端指标进行分析。

5.2.14冷端系统应开展运行方式优化。应确定不同季节、不同负荷下的循环水泵最佳运行方式，对于

配置机力塔的冷端系统，冷端运行优化应考虑循环水泵和机力塔的最佳组合方式，作为经济运行的依据。

5.2.15当凝汽器压力实际运行值与对应工况设计值偏差超过15%时，应通过冷端系统节能诊断及运

行优化分析或试验，找出冷端存在的问题，并提出针对性解决方案。

5.2.16机组正常运行且满足条件时，每月应进行一次真空严密性试验，操作时应关闭凝汽器抽气出口

门，停运真空泵；停机时间超过15天时，机组投运后3天内应进行真空严密性试验。如果真空严密性

不满足附录A中的考核要求，应查明泄漏原因，及时消除缺陷。

5.2.17应加强凝汽器的清洗，保持胶球清洗装置（包括二次滤网）处于良好运行状态，根据循环水水

质和凝汽器端差情况，确定每天的投球量、清洗时间间隔及持续时间，应记录胶球收球率、胶球清洗装

置投入率、清洗前后机组真空值。

5.2.18应每月测量一次冷却塔冷却幅高，在冷却塔热负荷大于90%额定负荷、气象条件正常时，夏

季测试的冷却塔出口水温与大气湿球温度的差值应不大于7℃。

5.2.19对配有多台机械通风冷却塔的机组，正常运行中宜优先开启循环水上游的机力塔，避免机力塔

出现上水门开启而风机关闭的自然冷却运行方式。采用母管配水的机力塔塔群应进行水力计算，确定不

同循泵运行方式和机力塔上水台数状态下各塔水量，作为冷端运行优化的参考和依据。

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5.2.20应根据真空泵运行台数与凝汽器真空的关系，确定合理的真空泵运行台数；应保证真空泵冷却

器的清洁度，根据其端差指标和脏污情况及时进行清洗；宜控制合适的冷却水温度（尤其是夏季）以提

高真空泵出力。

5.2.21应开展循环水化学动态模拟试验，提高浓缩倍率，降低排污率，并对排污水合理利用。

5.2.22重视热力及疏放水系统阀门严密性。应选购质量优良的阀门，并对其进行正确开关操作，阀门

泄漏时应及时联系检修人员进行检修或更换。

5.2.23热电联产机组应定期检查供热管道用汽、疏水、保温情况，降低供热管损。

5.2.24热电联产分轴燃气机组启动升温升压阶段，可考虑将高品质蒸汽由直排凝汽器尝试对热用户供

热，以回收工质。

6检修维护

6.1检修维护节能管理

6.1.1科学、适时安排机组检修，避免机组欠修、失修，通过检修恢复机组性能。建立完整、有效的

维护与检修质量监督体系，制定检修规程，明确检修工艺和质量要求，检修中加强检查、督促，把好质

量关，检修后应有质量验收报告。

6.1.2电厂应建立健全机组设备维护、检修管理制度以及技术档案和台账，从计划、方案、质量、关

键过程检查、验收、评价、考核等各个方面进行规范，建立完整、有效的检修质量监督体系。设备技术

档案和台账应根据检修情况进行及时动态维护。

6.1.3应结合本企业实际情况，合理安排机组检修类型和检修时间，确定检修计划，进行检修全过程

节能监督管理，确保机组检修质量。

6.1.4应在日常维护和检修过程中根据节能考核运行小指标和综合技术经济指标中存在的异常现象，

分析查找设备具体原因，并提出节能优化措施。应监督设备维护部门在日常维护和检修过程中对设备存

在的问题给予闭环处理。

6.1.5加强检修周期管理。联合循环机组的检修周期原则上以燃气轮机的检修周期确定。应重点做好

燃气轮机运行时间、启停次数及其影响因素的统计分析，确定机组的实际检修周期。

6.1.6检修前应进行必要的机组或主、辅机设备专项检测、评估，并形成正式检测、评估报告，同时

结合同类型机组能耗水平、机组节能诊断及对标分析编制检修计划。

6.1.7检修后应进行总结和评价，编制检修总结报告；机组热力系统或主、辅机设备有较大改动时，

需开展修后性能试验，与修前相同工况下的综合经济指标、运行小指标进行对比分析。

6.2检修维护节能措施

6.2.1利用检修机会，可进行的节能项目主要包括：

a)压气机水洗装置检查；

b)压气机和燃气轮机透平叶片无损探伤检查；

c)燃料模块速比阀、天然气控制阀、辅助截止阀、清吹阀、干式低氮燃烧器检查；

d)压气机和燃气轮机透平叶片清擦或干冰清洗；

e)燃气轮机冷却通道清理检查；

f)压气机进风道内部清理检查；

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g)压气机波纹板冲洗、自清式过滤器清理等；

h)天然气调压站工作调压阀和监控调压阀检查；

i)天然气过滤器滤芯清理、更换；

j)余热锅炉汽包及受热面、烟气走廊、汽轮机通流部分、凝汽器管、换热器、循环水二次滤网、

高压变频器滤网、真空泵冷却器等换热设备的清理或清洗；

k)汽轮机通流部分汽封间隙调整或换型；

l)汽轮机通流部分汽封优化；

m)汽轮机叶片喷砂；

n)真空系统查漏、堵漏；

o)胶球清洗系统检查调整；

p)冷却塔风机叶片、填料、喷嘴检查更换及配水槽清理；

q)汽、水、油系统冷却器及过滤器清理；

r)阀门泄漏治理；

s)热力设备及管道保温治理；

t)节能监测及计量标记的校验及更换；

u)厂用辅机节电改造等。

6.2.2大小修期间应加强对燃烧器的检查，及时发现和消除燃烧器存在的缺陷，确保燃烧器状态良好。

6.2.3做好天然气调压站和天然气前置模块的维护工作，保证天然气供气压力稳定，满足燃气轮机进

口压力要求。根据天然气过滤器压差变化，及时切换并对压差大的过滤器滤芯进行及时清理或更换，保

证供气安全经济运行。

6.2.4做好压气机进气滤芯反吹装置的维护工作，定期检查反吹电磁阀及反吹管路，保证反吹装置投

运正常。根据压气机进气滤网压差变化，结合运行时间和季节变化，及时更换压气机进气滤芯。

6.2.5在更换粗滤或精滤时建议冲洗除湿器。建议对压气机滤芯的过滤效率进行抽样监测，使用过滤

等级符合要求的滤芯。在精滤每使用800小时左右，对压气机精滤进行透光检查，避免精滤的旁通导致

压气机脏污，在机组检修时应检查进气道，确保进气道无漏点。

6.2.6重视压气机水洗工作，按燃气轮机维护规定定期进行在线水洗；利用机组调停机会，结合压气

机效率下降情况，合理安排压气机离线水洗。离线水洗前宜对压气机进气喇叭口、进口导叶及第一级动

叶进行人工清擦，保证压气机高效运行。在机组检修时应检查压气机水洗装置，压气机水洗喷头、水洗

疏水管路是否畅通。

6.2.7在机组检修时应进行压气机叶片的干冰清洗及人工清擦，并做探伤，对出现损伤的叶片要及时

处理。在机组检修时记录压气机叶片的动静间隙，检查是否有刮缸现象。

6.2.8透平冷却空气换热器应在检修时检查是否有结垢或积灰，如有应及时清理。透平冷却空气过滤

器应在检修时进行检查是否有明显积垢或者锈蚀物，如有应及时清理。

6.2.9余热锅炉汽包及受热面传热元件、烟气走廊、汽轮机通流部分、凝汽器管、换热器、循环水二

次滤网等设备应及时进行清理。

6.2.10余热锅炉侧的均流板应按季度检查，发现有脱落应及时处理。

6.2.11在保证设备安全的前提下，检修时宜投入汽轮机快冷装置，缩短停机冷却时间，节约检修工期。

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6.2.12汽轮机揭缸时，对通流部分轴封、隔板汽封、叶顶汽封、径向汽封的间隙进行测量和检查，按

照检修规程的要求进行调整或更换，对各级汽封宜采用技术先进成熟的汽封装置。

6.2.13在机组检修时，汽轮机叶片应进行清洁除垢或者喷砂处理。

6.2.14当真空严密性不合格时，检修期间可采用真空系统灌水查漏，运行期间采用氦质谱检漏法、超

声波检漏法等进行真空查漏，并采取有效措施进行堵漏。

6.2.15做好凝汽器及胶球清洗装置的检修维护工作，保证循环水一次滤网、二次滤网和反冲洗装置处

于良好状态。检修期间应彻底清理凝汽器水室及冷却水系统，凝汽器管束宜采用高压水射流冲洗等方法。

如果存在严重脏污结垢现象，应开展针对性的机械清洗或化学清洗。凝汽器管束漏泄造成堵管率超过

0.1%时应及时更换。

6.2.16冷水塔应按规定做好检查和维护工作，结合检修进行彻底清污和整修；当冷却能力达不到设计

要求或冷却幅高超标时，及时查找原因；若循环水流量发生变化，应及时调整塔内配水方式；出现淋水

不均时，及时更换喷溅装置和淋水填料；冬季采取防冻措施，减少水塔结冰程度。

6.2.17按DL/T794的规定，确定锅炉化学清洗条件和清洗方法。承担锅炉化学清洗的单位应符合

DL/T977的要求，并具备相应的资质。循环冷却水质的控制指标和冷却水防垢防腐处理方式按DL/T300

执行。

6.2.18应建立阀门和管道泄漏定期检查制度，保证每半年至少开展一次阀门和管道的泄漏检查工作，

加强“跑、冒、滴、漏”管理。应特别加强对燃气轮机水洗排污门、IBH阀门、防喘阀、余热锅炉汽水

管道关断阀门、高中低压旁路阀门、主、再热蒸汽及抽汽管道疏水阀门、汽轮机本体疏水阀门、加热器

旁路阀门、给水泵再循环阀门、除氧器事故放水和溢流阀门、锅炉定排阀门等的严密性检查，发现问题

及时消除，保证各阀门在正确的阀位。

6.2.19做好机组保温工作，保证热力设备、管道及阀门保温完好；采用新技术、新材料、新工艺，尽

量降低散热损失。保温测试应保证每年开展一次，测试方法及评价参照GB/T8174、DL/T934执行。当

周围环境温度不大于25℃时，保温层表面温度不得超过50℃；当周围环境温度大于25℃时，保温层表

面与环境温度的温差不得超过25℃。

6.2.20按照计量管理制度，应做好热工测量设备的校验工作，对不能正常工作的仪表装置应及时处理

或更换，保证测量结果准确。

6.2.21对运行时间长、损耗较高的电动机、变压器以及效率较低的泵与风机，应结合检修或停机机会，

进行节能改造或者更换，以降低厂用电。

6.2.22应加强高压变频器的维护管理，高压变频器应具有防雨、防尘措施，同时需改善其通风和散热

条件，并由专人定期巡检和维护，保证其投入率。

7技术改造

7.1节能改造管理

7.1.1电厂应高度重视技术进步，加强国内外相关节能新技术、新设备、新材料和新工艺的信息收集，

掌握节能技术动态。在保证设备、系统安全可靠运行的前提下，采用先进的节能技术、工艺、设备和材

料，降低设备和系统的能量消耗。

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7.1.2应定期分析评价全厂生产系统、设备的运行状况，根据设备状况、现场条件、改造费用、预期

效果、投入产出比等确定节能技术改造项目，编制中长期节能技术改造项目规划和年度节能项目计划，

按年度计划实施节能技术改造项目。

7.1.3节能技术改造项目的编制应遵循整体性和系统性的原则，明晰改造项目之间的相互影响，确定

改造项目的先后顺序，确保改造项目的实施效果。

7.1.4节能技术改造项目需明确节能量，改造项目完成后，应及时组织后评估，核定节能量。

7.1.5对节能改造项目，改造前要进行节能技术可行性研究，认真制定设计方案，落实施工措施，改

造后应有经济性验收报告，重大项目应进行项目后评价。

7.1.6在机组改造或更换设备时，优先采购列入国家实行能源效率标识管理产品目录的产品，能效指

标应不低于规定的能效限定值。

7.1.7技术改造完成后，应对相关规程、运行画面、技术档案和设备台账等进行更新维护。

7.2节能改造技术

7.2.1燃气轮机高温部件改型。对于投产较早、透平叶片设计相对落后的机型，可采用最新叶片设计

进行升级改造，有效提升燃气轮机出力和效率。

7.2.2对常年高温地区，可考虑增加压气机进口空气冷却装置。

7.2.3建议对进气过滤装置采用高过滤等级的滤芯，以减缓压气机效率变低的速率，避免频繁水洗。

7.2.4进气系统宜优化配置。因地制宜配置进气过滤系统，通过合理布置防尘网、粗效过滤器等装置

初步过滤飞絮、灰尘，增加精滤寿命，保持压气机长期清洁，提高压气机效率。

7.2.5余热锅炉排烟温度较高时，宜采用烟气余热利用技术，以降低排烟温度，提高能效水平。

7.2.6汽轮机通流部分改造。对于投运时间较长的汽轮机，经验证通流效率低的，宜采用先进、成熟

的技术实施汽轮机通流技术改造。

7.2.7汽轮机汽封改造。对于汽轮机汽封间隙大，级间漏汽严重的机组宜实施汽轮机汽封改造，改造

中应结合汽封的部位，选择合理的汽封型式和结构。

7.2.8凝汽式汽轮机供热改造。根据当地供热（采暖和工业）需求，在规划期内满足热电联产机组热

电比要求的情况下，宜对汽轮机采用打孔抽汽技术、低真空循环水供热技术、热泵技术等改造。当汽轮

机供热抽汽压力较高时，热网循环水泵宜采用该抽汽为汽源的背压式汽轮机驱动。

7.2.9热力及疏水系统改进。对于热力及疏水系统冗余较多易发生内漏的宜实施优化改造，简化热力

系统，减少阀门数量，治理阀门泄漏。

7.2.10凝汽器及冷却器改造。对于凝汽器结垢腐蚀严重、漏泄数量超标或使用再生水等情况宜进行凝

汽器改造，改造应结合水质指标选择合适的凝汽器管材，选材导则见DL/T712。

7.2.11冷却塔技术改造。冷却塔的实测冷却能力小于95%，或夏季90%以上负荷下冷却塔出水温度

与当地的湿球温度差大于7℃时，宜对冷却塔进行全面检查，必要时实施冷却塔技术改造；宜采用高效

淋水填料、新型喷溅装置及配风优化等技术，提高水塔冷却效率。

7.2.12泵与风机技术改造。对工频运行的给水泵、凝结水泵、循环水泵及机力塔风机等大功率辅机，

宜进行调速改造；凝结水泵、循环水泵、闭式水泵可考虑增加小功率泵，以满足频繁启停机要求。

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7.2.13抽真空系统改造。对效率偏低的抽气器或真空泵，应采取更换新型高效抽气器或真空泵，增加

或改造冷却装置等措施，进行针对性节能技术改造，提高运行效率。对于真空严密性优秀的机组，可考

虑增设小功率水环真空泵或罗茨真空泵，以节约厂用电。

7.2.14电动机改造。电动机平均负载率低于50％时，宜更换小功率电动机或进行变速改造。

7.2.15对能效指标超过GB20052规定的能效限定值的三相变压器应实施技术改造。

7.2.16采用先进工艺进行节水改造，提高水的回收利用率。

8节能检测

8.1节能检测管理

8.1.1应定期开展燃气发电机组主机和主要辅机性能、效率方面的节能检测工作，节能检测应严格执

行国际、国家或行业等相关标准。常规定期节能检测项目应编制检测报告；专项节能检测项目应有检测

方案和检测报告。

8.1.2节能检测应包含对设备经济性进行鉴定、诊断、分析和评价的内容，掌握机组和设备热效率的

实际状况和变化趋势，发现经济性偏差和存在问题，为主辅机的优化运行、维护、检修、技术改造和制

定节能措施提供依据。

8.1.3电厂应设专人负责节能检测管理工作。常规节能检测项目发电企业可自行完成，大型节能检测

项目可委托专业技术单位完成。

8.1.4电厂宜设专职或兼职节能检测人员，节能检测人员应了解国家有关节能检测方面的政策、法规，

掌握常用的节能检测标准，熟悉设备规范和运行状况，熟练掌握测试仪表，能够完成常规节能检测项目

和经济性分析。节能检测人员应经过培训考核合格。

8.1.5电厂应按照GB/T8117.1、GB/T8117.2、GB/T8117.3、GB/T10863、GB/T14099.8、GB/T14100、

GB/T18929、GB/T28686、DL/T851、DL/T1052、DL/T1224、DL/T5437等要求开展燃气发电机组节

能相关试验。

8.1.6电厂在设计和基建阶段应完成试验测点的安装，对投产后不完善的试验测点应进行补装，对常

规的节能试验应有专用试验测点。试验测点应满足开展联合循环效率、余热锅炉热效率、汽轮机热耗率

以及凝汽器、冷却塔、加热器、大型水泵等重要辅助设备性能试验的要求。

8.2节能检测项目

8.2.1常规定期试验项目

a)每月开展一次进气系统阻力测试，按GB/T14100、GB/T18929、DL/T851执行；

b)每月开展一次余热锅炉烟气侧阻力测试，按GB/T14100、GB/T18929、DL/T851执行；

c)每月开展一次汽轮机真空严密性试验，按DL/T932、DL/T1290执行；

d)每月开展一次冷却塔冷却幅高测试，按DL/T1027执行；

e)每月开展一次胶球收球率试验，按DL/T581、DL/T1052执行；

f)机组停机前、启动后及每季度开展一次疏放水阀门漏泄监测；

g)机组A级检修前后及每年开展一次保温效果测试，按GB/T8174、DL/T934执行；

h)每月或天然气供气连续监测异常时开展天然气取样分析，按GB/T11060.1、GB/T13609、GB/T

13610、GB17820执行；

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i)每五年（或新机组投产）开展一次全厂燃料、汽水、电量、热量等能量平衡测试，按DL/T606

执行，并按GB/T28749要求绘制能量平衡图。

8.2.2机组检修前后及专项试验项目

a)A级检修或重大改造前后应开展联合循环机组出力及热耗率试验，按ASMEPTC46、GB/T

18929、DL/T851执行；

b)A级检修或重大改造前后应开展燃气轮机热耗率试验，按ASMEPTC22、GB/T14100、GB/T

28686执行；

c)A级检修或重大改造前后应开展余热锅炉热效率试验，按ASMEPTC4.4、GB/T10863执行；

d)A级检修或重大改造前后应开展汽轮机热耗率试验，按ASMEPTC6.2、GB/T8117.1、GB/T

8117.2、GB/T8117.3、DL/T1426执行；

e)根据B/C级检修实际情况，宜开展燃气轮机、余热锅炉及汽轮机热力性能试验；

f)水泵改造前后应进行性能试验。主要水泵（如给水泵、循环水泵、凝结水泵等）宜在A级检

修前后进行效率试验，按GB/T3216、DL/T839执行；

g)凝汽器压力大于对应工况下设计值15%以上时，宜进行凝汽器传热特性试验，测量与评价方法

见DL/T1078；

h)当空冷凝汽器性能与设计有较大偏差时，宜进行空冷凝汽器性能试验。空冷凝汽器的试验标准

采用DL/T552，直接空冷系统性能试验标准采用DL/T244；

i)冷却水塔经过改造或当出水温度大于环境湿球温度7℃以上时，宜进行冷却能力试验，冷却塔

试验标准采用DL/T1027；

j)电厂若有扩建或大型改造项目，在正常运行后要补做一次全厂水平衡、电平衡、热平衡和燃料

平衡，测试标准采用DL/T606；

k)在进行烟气脱硝装置性能试验时，宜对电能消耗量和水消耗量及蒸汽消耗量进行检测，必要时

进行脱硝系统优化试验；

l)燃料天然气或相关设备发生较大变化及燃烧不正常时应进行燃机燃烧调整试验；

m)汽轮机冷端系统应进行运行方式的优化试验。根据不同负荷、不同气象参数、凝汽器真空变化，

选择循环水泵、冷却塔和真空泵的最佳组合运行方式。对于直接空冷机组，根据环境温度、风

向变化及负荷情况调整风机转速，使机组真空达到最佳值；

n)根据需要并按照相关标准进行的其他节能项目检测。

9能源计量

9.1能源计量管理

9.1.1应贯彻执行《中华人民共和国计量法》，推行国家法定计量单位，按照国家和上级颁发的有关

政策、制度以及标准GB17167、GB/T21369、JJF1356的规定，配备能源计量器具，加强能源计量管

理，确保能源计量数据真实准确。

9.1.2应设专人负责能源计量器具的管理，能源计量管理人员应通过国家相关职能部门的能源计量管

理培训、考核，做到持证上岗。

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9.1.3能源计量器具的配备应能满足能耗定额管理、能耗考核及商务结算的需要，必须实行生产和非

生产、外销和自用分开的原则，非生产用能应与生产用能严格分开，加强管理，节约使用。

9.1.4能源计量器具配备率和管理应满足GB/T21369和行业的有关要求，应根据生产实际和能源管理

的需要制定配备计划。

9.1.5能源计量检测率要求：电厂一级计量（进、出厂）的天然气、电、油、煤气、蒸汽、热、水等

能源计量检测率应达到100%；二级计量（车间、班组及重要辅机）计量检测率应达到95%；三级计量

（各设备和设施、生活用计量）计量检测率应达到85%。

9.1.6应建立健全能源计量器具使用、维护和检定管理制度，建立计量技术档案，包括标准器具技术

说明书、使用方法或操作规程、检定规程、检定证书或合格证、检修检验记录等。在用计量器具周期受

检率应达到100%，检定合格的计量器具必须具有合格证，不合格或超期未检的计量器具不得使用。

9.1.7应根据本厂实际生产流程绘制能源计量网络图和计量检测点网络图，制定企业能源计量器具的

配备计划，解决计量器具在运行中影响正确计量的有关问题。

9.2燃料计量

9.2.1入厂天然气管道应装天然气计量表计。入厂天然气计量表计精度等级应符合贸易结算要求，符

合GB17167的规定。

9.2.2入厂天然气管道应装设天然气取样点，取样点应在合同规定的天然气交接点。天然气取样应按

GB/T13609执行，组分分析按GB/T13610执行，发热量、密度、相对密度及沃泊指数的计算方法按

GB/T11062执行。

9.2.3入厂天然气管道上应配备色谱仪，以对天然气组分等参数进行连续检测。

9.2.4电厂每台燃气轮机入口天然气管道上应配置计量表计，实现燃料的分机计量。

9.3电能计量

9.3.1发电机出口，主变压器出口，高、低压厂用变压器，高压备用变压器、用于商务结算的上网线

路的电能计量装置（有功电能表、无功电能表、电压互感器、电流互感器）精度等级应不低于GB/T21369、

DL/T448的规定。

9.3.26kV及以上电动机应配备电能计量装置，电能表精度等级不低于1.0级，互感器精度等级不低

于0.5级。

9.3.3非生产用电应配齐计量表计，电能表精度等级不低于2.0级。

9.4热能计量

9.4.1对发电企业管理的热源、热力站以及供热系统的计量和调节控制应符合JGJ173的规定。

9.4.2向热力系统外供蒸汽和热水的机组应配置必要的热能计量装置。测点布置合理、安装符合技术

要求，并应定期校验、检查、维护和修理，保证计量数据的准确性。

9.4.3电厂应在下列各处设置热能计量仪表：

a)对外收费的供热管；

b)单台机组对外供热管；

c)厂内外非生产用热管；

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d)对外供热后的回水管；

e)除本厂热力系统外的其他生产用热。

9.4.4对进出电厂的蒸汽工质，其流量测量装置的准确度等级应不小于1.0级，温度测量仪表和压力

测量仪表的准确度等级应分别不小于1.0级、0.5级；对进出电厂的热水工质，其流量测量装置的准确

度等级应不小于1.5级，温度测量仪表和压力测量仪表的准确度等级应不小于1.5级。

9.5水量计量

9.5.1发电企业水计量器具配备和管理应满足GB24789的有关要求，对各类取水、用水进行分质计

量，对取水量、用水量、重复利用水量、排水量等进行分项统计。

9.5.2从外部取水应安装计量仪表，取水计量技术要求符合GB/T28714的规定。

9.5.3水量计量装置应根据用水和排水的特点、介质的性质、使用场所和功能要求进行选择。测点布

置合理、安装符合技术要求，并应定期校验、检查、维护和修理，保证计量数据的准确性。

9.5.4电厂应在下列各处设置累计式流量表：

a)取水泵房（地表和地下水）的原水管；

b)原水入厂区后的水管；

c)进入主厂房的工业用水管；

d)供预处理装置或化学水处理车间的原水总管及化学水处理后的除盐水出水管；

e)循环冷却水补充水管；

f)热网补充水管；

g)各机组除盐水补水管；

h)非生产用水总管；

i)其他需要计量处。

9.5.5水计量器具准确度等级优于或等于2级，废水排放水表的不确定度优于或等于5%。

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附录A

（规范性附录）

燃气发电机组运行小指标考核管理要求

表A.1给出了燃气发电机组运行小指标考核管理要求。

表A.1燃气发电机组运行小指标考核管理要求

序号参数单位要求

1压气机进气温度℃设计值

2压气机排气温度℃设计值

3压气机排气压力kPa设计值

4压气机压比-设计值

5压气机进气滤网压差kPa设计值

6压气机效率%设计值

7燃料气（天然气）温度℃设计值

8燃气轮机排气温度℃≤设计值

9燃气轮机排气压力Pa≤设计值

10余热锅炉侧主蒸汽温度℃设计值±3

11余热锅炉再热蒸汽温度℃设计值±3

12再热减温水量t/h≤2

13给水温度℃≥设计值

14排烟温度℃不高于设计值3%

15汽轮机侧主蒸汽压力MPa不低于设计值0.2MPa

16汽轮机侧主蒸汽温度℃设计值±3

17汽轮机侧再热蒸汽温度℃设计值±3

18凝汽器压力kPa不高于设计值15%

Pa/mi湿冷机组，100MW以上≤270，100MW以下≤400；

19真空严密性

n空冷机组，300MW以上≤100，300MW以下≤130

当循环水温度≤14℃时，端差≤7℃；

20凝汽器端差℃当14℃≤循环水温度≤30℃时，端差≤5℃；

当循环水温度≥30℃时，端差≤4℃

21凝