機組供電煤耗偏高原因分析及改計劃

1、機組供電煤耗偏高原因分析及改造治理計劃-設(shè)備部XXX公司4X660MW機組投產(chǎn)以來，機組熱耗始終高于設(shè)計值。設(shè)備部各專業(yè)經(jīng)過認真分析和長期不懈地努力改造，設(shè)備安全穩(wěn)定性有大幅提高，設(shè)備性能及部分經(jīng)濟指標也較投產(chǎn)初期有大幅提升，但供電煤耗仍未能達到理想值，現(xiàn)從鍋爐、汽機兩個部分進行分析，并計劃于近三年的檢修計劃中進行改造治理，進一步提高機組的經(jīng)濟性。第一部分：汽機側(cè)影響煤耗的主要問題我公司汽輪機為哈爾濱汽輪機廠生產(chǎn)的660MW超超臨界、單軸、三缸四排汽、一次中間再熱凝汽式汽輪機，采用一級大旁路、高壓缸啟動方式。目前汽機熱耗值偏高的原因主要為汽機效率偏低、高旁閥內(nèi)漏、高壓疏水閥門內(nèi)漏、循環(huán)水系統(tǒng)對

2、真空度的影響。一、 汽機效率偏低我公司四臺超超臨界機組安裝后，性能考核試驗數(shù)據(jù)均偏離設(shè)計值較大，經(jīng)一、二類修正后1號機較設(shè)計值（7352.7kJ/kWh）偏高202kJ/kWh；2號機較設(shè)計值高118kJ/kWh；3號機較設(shè)計值高274kJ/kWh；4號機較設(shè)計值高158kJ/kWh。而造成熱耗高的主要原因在汽輪機效率，從機組投產(chǎn)后的考核試驗可以看出：1號機高壓缸效率較設(shè)計值（88.86%）低6個百分點，中壓缸效率比設(shè)計值（94.31%）低2個百分點；2號機高壓缸效率比設(shè)計值低3.8個百分點，中壓缸效率比設(shè)計值低2個百分點；3號機高壓缸效率比設(shè)計值低2.2個百分點，中壓缸效率比設(shè)計值低1.5個

3、百分點；4號機高壓缸效率比設(shè)計值低5.2個百分點，中壓缸比設(shè)計值低3.2個百分點。同時，汽輪機調(diào)節(jié)級和各段抽汽壓力、溫度均存在不同程度的超溫超壓現(xiàn)象，也直接反映出缸效低的現(xiàn)狀。目前4臺機組調(diào)節(jié)級及各段抽汽超溫超壓情況如下(660MW滿負荷下)：1、調(diào)節(jié)級壓力1號機:調(diào)節(jié)級壓力高于設(shè)計值1.2Mpa左右；2號機:調(diào)節(jié)級壓力高于設(shè)計值1.1Mpa左右；3號機:調(diào)節(jié)級壓力高于設(shè)計值1.1Mpa左右；4號機:調(diào)節(jié)級高于設(shè)計值1.1Mpa左右。2、抽汽段溫度超于設(shè)計值情況1號機：一抽超溫12左右，五抽超溫20左右，六抽超溫39，七抽超溫30；2號機：五抽超溫24，六抽超溫40左右，七抽超溫32左右；3號

4、機:一抽超溫7左右，五抽超溫26，六抽超溫43；4號機:一抽超壓0.3Mpa，一抽超溫10左右，五抽超溫25，六抽超溫45左右，七抽超溫34左右。2011年5月1號機組B級檢修期間對汽機進行揭缸，發(fā)現(xiàn)高中壓轉(zhuǎn)子彎曲0.125mm，高壓噴嘴室出現(xiàn)嚴重裂紋，對轉(zhuǎn)子及噴嘴室進行返廠處理，處理后轉(zhuǎn)子彎曲0.06mm左右，噴嘴室因產(chǎn)生焊接變形，上下兩半噴嘴室加墊4mm，影響了噴嘴汽流方向并造成汽缸中分面漏汽，熱量損失較大，對機組熱耗產(chǎn)生直接影響。轉(zhuǎn)子彎曲在啟動時和汽封產(chǎn)生碰磨，造成級間間隙增大，級間漏汽導(dǎo)致缸效降低，各抽汽段有超溫超壓現(xiàn)象。因此，汽輪機本體存在的材料和制造方面的缺陷是影響呂四港電廠經(jīng)濟性

5、的主要原因。二、 高旁閥內(nèi)漏為適用汽輪機啟停要求，呂四港電廠旁路系統(tǒng)為高壓一級大旁路，旁路入口壓力25Mpa，出口壓力0.588Mpa。這種僅采用一道閥門隔離的設(shè)計方式，造成閥前閥后壓差大，容易產(chǎn)生泄漏。從近期檢修維護情況看，蒸汽中及其細微的雜質(zhì)均會造成高旁閥關(guān)閉不嚴，產(chǎn)生高壓蒸汽損失，影響機組經(jīng)濟性和安全性，目前運行中四臺機組高旁閥均存在不同程度內(nèi)漏，影響機組效率。為摸清底數(shù)，對4臺機組進行現(xiàn)場試驗。在機組負荷500MW ，主蒸汽壓力23Mpa正常工況下，旁路減溫水全停后，各臺機組高旁閥后溫度統(tǒng)計如下：序號名稱減溫水調(diào)門開度（%）減溫水全關(guān)閥后溫度（）11號機組A高壓旁路0調(diào)門、截止門關(guān)閉后

6、半小時，由53漲至5921號機組B高壓旁路0調(diào)門、截止門關(guān)閉后半小時，由33漲至8332號機組A高壓旁路0調(diào)門、截止門關(guān)閉后半小時，由48漲至6542號機組B高壓旁路0調(diào)門、截止門關(guān)閉后半小時，由42漲至7253號機組A高壓旁路0調(diào)門、截止門關(guān)閉后半小時，由61漲至8063號機組B高壓旁路0調(diào)門、截止門關(guān)閉后半小時，由68漲至8074號機組A高壓旁路0調(diào)門、截止閥全關(guān)后溫度不漲（29.7）84號機組B高壓旁路2調(diào)門關(guān)閉后，3分鐘內(nèi)由34漲至105三、 疏水系統(tǒng)閥門內(nèi)漏由于鍋爐氧化皮問題，機組啟動階段，主汽、旁路疏水系統(tǒng)蒸汽清潔度較差，主汽、旁路疏水系統(tǒng)等高壓疏水閥門的結(jié)合面受到鐵屑破壞，關(guān)閉不

7、嚴、內(nèi)漏嚴重。經(jīng)現(xiàn)場測溫統(tǒng)計，4臺機組主、再熱蒸汽、抽汽系統(tǒng)現(xiàn)共有18只疏水閥門存在內(nèi)漏。對機組熱耗影響較大。同時，發(fā)生內(nèi)漏閥門出現(xiàn)不同程度沖刷現(xiàn)象，目前已有閥門后管壁因沖刷變薄最終造成管壁爆裂發(fā)生，其它部位也隨時有爆管可能，對安全生產(chǎn)威脅極大。四、 循環(huán)水系統(tǒng)的影響我公司地處沿海，4臺機組凝汽器采用海水進行直接冷卻，原設(shè)計盾構(gòu)長度2.8公里，但在基建期間由于施工難度原因，循環(huán)水盾構(gòu)較設(shè)計長度減少了320米，導(dǎo)致現(xiàn)在的循環(huán)水溫度較設(shè)計值偏高，對機組真空度造成影響。另外，由于季節(jié)性海生物、隨暴風雨而來的海藻類植物，對循環(huán)水旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)、二次濾網(wǎng)產(chǎn)生堵塞，造成機組出力受限、安全運行受到威脅。今年夏季以

8、來，受此類因素影響，旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)、二次濾網(wǎng)故障率較高?，F(xiàn)已對旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)運行方式進行了調(diào)整，提高了循環(huán)水系統(tǒng)設(shè)備的可靠性，但同時也增加了廠用電率，也增大機組的供電煤耗。第二部分：鍋爐側(cè)影響煤耗的主要問題經(jīng)過對鍋爐側(cè)熱力系統(tǒng)及主、輔機設(shè)備性能的分析和現(xiàn)場檢查，鍋爐對機組供電煤耗的主要影響因素有：鍋爐爐管超溫導(dǎo)致的降汽溫運行、鍋爐保溫層的超溫散熱、鍋爐爐頂大包內(nèi)爐頂密封泄露損失。一、 鍋爐爐管超溫、被迫降汽溫運行為了防止鍋爐管壁超溫問題，我公司通過調(diào)整，將鍋爐高溫受熱面管壁溫度控制在不超過640，主汽溫由設(shè)計值605降至588當前值，嚴重影響機組供電煤耗。二、 鍋爐保溫層超溫鍋爐保溫超溫部位主要為鍋爐四層

9、爐膛水冷壁處較多，經(jīng)現(xiàn)場測溫統(tǒng)計如下表：鍋爐編號爐本體前墻測量點溫度（）爐本體左側(cè)墻測量點溫度（）測量點1測量點2測量點3測量點4平均溫度測量點5測量點6測量點7測量點8平均溫度16359676663.757169596365.5254.854.356.557.455.85051.654.25452.45359.453.955.456.856.460.454.253.541.452.4456.153.555.557.955.85854545655.5三、 鍋爐爐頂大包內(nèi)爐頂密封泄露情況目前，我公司4臺鍋爐爐頂大包內(nèi)爐頂密封存在不同程度泄露問題。其中過熱、再熱、屏過、中隔墻等各部集箱保溫及耐火澆

10、筑料大部脫落；屏式過熱器、高過、高再穿墻管與頂棚過熱器密封板內(nèi)部微膨脹耐火可塑料大部分產(chǎn)生裂紋及脫落吹開，漏灰嚴重，局部積灰堆積高度達1米以上；頂護板頂部與爐墻四周的硅酸鋁耐火纖維毯及高溫玻璃棉板損壞嚴重，漏熱嚴重超標，局部溫度可達120以上，大包外部大部分實測溫度在70以上，嚴重影響機組運行經(jīng)濟性。同時，4臺鍋爐爐頂大罩殼密封漏風漏灰嚴重，增加鍋爐散熱損失，降低鍋爐熱效率進行爐頂密封改造、減少爐頂密封漏風是很有必要的。第三部分：電氣設(shè)備需改造的主要問題經(jīng)過對全廠電氣設(shè)備的綜合性能的分析和現(xiàn)場檢查，電氣設(shè)備對煤耗沒有直接關(guān)系， 但通過改造可以有效降低廠用電率、提高設(shè)備出力和使用效率，電氣設(shè)備對

11、機組節(jié)能的主要影響因素有：部分電氣設(shè)備如閉冷泵的工頻運行存在改造空間、脫硫漿液循環(huán)泵電機容量偏低導(dǎo)致電機長期處于滿負荷運行狀態(tài)、發(fā)電機組勵磁母線絕緣雖然合格，但停機后絕緣下降較快，500kV出線線路絕緣子未進行PRTV涂料噴涂，存在閃絡(luò)的風險。一、 硫漿液循環(huán)泵電機容量偏低，導(dǎo)致電機長期滿負荷運行。我廠脫硫漿液循環(huán)泵電機每臺機組共3臺，湘潭電機股份有限公司生產(chǎn)，型號為YKK630-10，容量分別為800kW ,900kW，1000kW，平時運行時3臺脫硫漿液循環(huán)泵電機運行時電機電流均達到額定值，溫度偏高，尤其在夏季繞組溫度達到120，給機組安全運行帶來較大的安全隱患，需要每臺機組采購一臺110

12、0kW電機更換原1000kW電機，更換下來的1000kW電機替換原900kW電機，900kW電機替換800kW電機，替換下來的800kW電機作為備用電機。二、 1-4號機組發(fā)電機勵磁母線停機后絕緣下降快。我廠屬于圍海造廠項目，廠區(qū)處于沿海高鹽霧環(huán)境中，因而我廠勵磁母線絕緣比較低，尤其是每次開機時均需對其進行加熱以提高其絕緣水平，甚至在機組運行中也出現(xiàn)過勵磁母線絕緣低的情況，嚴重的影響了我公司機組的安全穩(wěn)定運行，需要對其進行改造處理。 三、500kV出線線路絕緣子未進行PRTV涂料噴涂呂四港電廠輸電線路起自呂四港電廠500kV GIS站，終于500kV南通東站東側(cè)500kV構(gòu)架“呂四港、”間隔，

13、途徑啟東市，海門市。航空距離35.6，線路全長，曲折系數(shù)1.134，線路耐張串采用普通盤型瓷絕緣子，進線檔耐張串采用雙傘型瓷絕緣子，直線串（含直線轉(zhuǎn)角）I線采用長棒型瓷絕緣子（其中G1-N21段采用210KN合成絕緣子），右側(cè)采用三傘型瓷絕緣子。由于我廠處于海上，線路所在地區(qū)特殊的氣候環(huán)境，鹽霧密度高，運行電壓等級高，時時地受到臺風的威脅，存在較大的安全隱患；按照規(guī)定線路絕緣子需要定期清掃，由于500kV系統(tǒng)的特殊性，平時無法停電，根本無法保證定期的清掃工作，且清掃時費用以及人員的安全風險很大。一旦由于清掃不及時或不徹底，在雨季發(fā)生污閃或者發(fā)生霧閃，將會造成很嚴重的電網(wǎng)污閃事故。因此，有必要對

14、其進行PRTV涂料噴涂。四、發(fā)電機出口斷路器內(nèi)計量CT更換我公司1-4號機組投產(chǎn)初期，主變損耗均在2%-3%之間，是正常值（0.3%左右）10倍?，F(xiàn)場實際測量發(fā)現(xiàn)，在相同負荷下，GCB開關(guān)內(nèi)這組計量CT比其它的幾組CT（包括保護用CT、測量用CT）的電流要大，機組的負荷越大，計量所用的這組CT二次電流值比其它幾組CT的二次電流值大的越多，而其它幾組CT所測得的數(shù)據(jù)都大致相同，經(jīng)過標準儀器以及交流采樣裝置的實際測量，確定其他幾組CT數(shù)值準確。機組在600MW負荷時，實際測量計量回路的二次負擔也不超過10VA。經(jīng)過CT廠家及電科院專家在停機時的檢測，以及查閱相關(guān)的設(shè)計規(guī)范、規(guī)定之后，確定導(dǎo)致計量C

15、T精度不準確的原因是由于設(shè)計院設(shè)計的CT的容量選取得太大（100VA）而引起的，有必要對其進行更換。第三部分：整改及治理一、汽機缸效低治理方案3號機組C修時間比較短，無法對汽輪機揭缸調(diào)整，因此3號機組缸效低無法在2012年徹底治理。在2012年3月份2號機組安排一次B修，可以對2號機組高中壓缸進行揭缸，在處理轉(zhuǎn)子過臨界振動大和高壓噴嘴焊縫缺陷檢查的同時對高中壓缸通流間隙進行調(diào)整，汽封進行改造，可以解決汽機缸效低的問題。此項費用大概需要150萬左右（在高壓噴嘴焊縫無缺陷不需更換噴嘴的情況下發(fā)生的費用）。在2012年10月1號機組安排一次A修，在A修中可以解決1號機組缸效低的問題：對1號機組高壓缸

16、進行揭缸檢修，更換尚且存在安全隱患的高壓噴嘴，并按照設(shè)計要求重新調(diào)整高壓噴嘴最佳位置。對高壓內(nèi)缸缸體變形問題將進行返廠修復(fù)，徹底根除漏氣損失。并于高中壓缸汽封進行改造，對通流間隙重新調(diào)整，減少汽封級間漏汽損失，提高高壓缸效率，最終保證汽輪機主設(shè)備的安全性，并將汽機熱耗提高至設(shè)計值。此項工作需要的費用大約是高壓噴嘴100萬，高中壓部分汽封大約200萬元，費用合計300萬元。 另外，考慮2011年1號機組B修中揭缸檢查發(fā)現(xiàn)高中壓轉(zhuǎn)子產(chǎn)生彎曲，轉(zhuǎn)子葉頂汽封和隔板汽封出現(xiàn)嚴重磨損，轉(zhuǎn)子過橋汽封部位表面出現(xiàn)深約0.5-0.7mm的磨痕，級間漏汽增大，汽缸效率下降，雖然對轉(zhuǎn)子進行處理，運行中振動達到設(shè)計值

17、以內(nèi)，但是此轉(zhuǎn)子還是一個橢圓形，勢必會影響汽機缸效的，目前2號機組轉(zhuǎn)子運行的狀況基本和1號機組相同，存在已經(jīng)彎曲的可能，從長遠經(jīng)濟利益考慮，為保證汽輪機熱耗能達到設(shè)計值，建議訂購一臺進口高壓轉(zhuǎn)子，在2014年對目前產(chǎn)生彎曲的國產(chǎn)高中壓轉(zhuǎn)子更換為進口高中壓轉(zhuǎn)子。預(yù)計費用3000萬元。二、高旁閥門內(nèi)漏目前最佳方案是在高旁閥前加一道手動截止閥。由于訂貨時間緊張3號機組1月份的C修中無法完成；在3月份的2號機組的B修中和10月份的1號機組的A修中可以對1、3號機組的A.B高旁加裝截止閥，需要費用1臺機組大約需要200萬元。在訂貨中考慮把1、4號機組的一起采購，在2013年和2014年中進行實施改造。三

18、、閥門內(nèi)漏治理目前4臺機組的鍋爐側(cè)疏水基本沒有漏泄，漏泄點主要集中在4臺機組的汽機側(cè)，其中1號機組4個，2號機組5個，3號機組5個，4號機組4個?，F(xiàn)在已經(jīng)訂貨落實的閥門有8個，還有8個閥門在下月出能夠落實訂貨。預(yù)計到貨時間是1月份到貨8個，4月份到貨8個。這樣可以在1月份3號機組的C修、3月份2號機組B修、10月份1號機組的A修中解決所有存在嚴重內(nèi)漏的疏水閥。同時在A.B.C級檢修中還要對所有疏水閥進行解體檢查，存在問題的閥門進行補焊研磨。另外經(jīng)與哈汽廠溝通需對熱力系統(tǒng)進行優(yōu)化，將于2012年機組檢修期間，取消高壓通風閥、第二通風閥等蒸汽管段，這樣可以杜絕通風閥內(nèi)漏的發(fā)生。這樣在2012年可以

19、完全解決幾臺機組的疏水閥門內(nèi)漏問題。此項工作的需要的費用大約是：購買閥門的費用240萬;閥門焊補、研磨費用160萬，熱力系統(tǒng)優(yōu)化50萬元，合計需要費用450萬元（4臺機組合計）。四、循環(huán)水系統(tǒng)經(jīng)過研究，我公司計劃于2013年和2014年對循環(huán)水取水深度進行改造，采用沉降埋管方式，于循環(huán)水盾構(gòu)外延伸取水管路500米，該項改造工程已經(jīng)上報可研報告。預(yù)計費用2億元。同時針二次濾網(wǎng)產(chǎn)品質(zhì)量存在問題，計劃在2012年的A、B、C級檢修中對二次濾網(wǎng)進行全部解體大修，對傳動機構(gòu)進行更換，徹底解決二次濾網(wǎng)可靠性問題。此項費用預(yù)計600萬元。五、鍋爐爐管超溫、被迫降汽溫運行為了提高機組蒸汽主參數(shù)至設(shè)計值，達到機

20、組設(shè)計煤耗水平，保證機組運行的安全性和經(jīng)濟性，制定鍋爐高溫受熱面改造計劃如下：高溫受熱面管材更換原則：后屏、末過、末再中SA213T91、SA213TP347H的管子更換為噴丸處理的Super304鋼。后屏過熱器需更換約10000m；末級過熱器需更換約5646m；末級再熱器需更換約2600m。2012年：1號機組A級檢修中對后屏、末過、末再SA213T91、SA213TP347H中的管子全部更換為噴丸處理的Super304鋼,后屏過熱器需更換約10000m；末級過熱器需更換約5646m；末級再熱器需更換約2600m?？傎M用約2000萬元； 2號機組B級檢修對末級過熱器25-35屏、45-51屏

21、SA213T91、SA213TP347H的管子更換為噴丸處理的Super304鋼，需要更換約2000m,共計需要費用約500萬元；3號機組C級檢修根對末級過熱器26-31屏SA213T91、SA213TP347H的管子更換為噴丸處理的Super304鋼，需要更換800m,共計需要費用約200萬元；2013年：4號機組A級檢修完成高溫受熱面全部SA213T91、SA213TP347H的管子更換為噴丸處理的Super304鋼工作，需費用約2000萬元；3 號機組B級檢修對末級過熱器25-35屏、45-51屏SA213T91、SA213TP347H的管子更換為噴丸處理的Super304鋼，需費用約5

22、00萬元；2014年：2號機組完成高溫受熱面全部SA213T91、SA213TP347H的管子更換為噴丸處理的Super304鋼工作，需費用約1500萬元；2015年：3號機組年完成高溫受熱面全部SA213T91、SA213TP347H的管子更換為噴丸處理的Super304鋼工作，需費用約1500萬元。六、鍋爐保溫層超溫治理利用2012年1號機組A修、2號機組B修、3號機組C修對鍋爐17米前后墻標高8米至18米保溫外護全部拆除，重行安裝，共需要保溫材料500立方米。中間集箱處保溫重新制作，共需要保溫材料320立方米，彩鋼板120. 需費用約300萬元。利用2013年機組檢修的機會完成4號機組鍋

23、爐17米、中間聯(lián)箱處保溫超溫治理工作，需費用約100萬元。七、鍋爐爐頂大包內(nèi)爐頂密封泄露治理在機組進行檢修時，將原來泄露的及損壞的頂部大包內(nèi)部的頂棚、各過熱器、再熱器等聯(lián)箱及管道保溫及澆注料進行拆除，各密封盒內(nèi)部的微膨脹耐火可塑料進行清理及拆除、爐墻四周損壞的保溫拆除，重新按照爐頂密封的施工要求，在側(cè)墻與頂棚間密封裝置內(nèi)敷設(shè)一定厚度的微膨脹耐火可塑料，上面涂抹一層5mm高溫耐火膠泥，其余空腔內(nèi)為硅酸鋁耐火纖維散棉；有內(nèi)護板區(qū)域爐墻的結(jié)構(gòu)為：在金屬內(nèi)護板一次密封裝置內(nèi)為50mm厚的微膨脹耐火可塑料，上面涂抹一層5mm高溫耐火膠泥，其余空腔內(nèi)滿填硅酸鋁耐火纖維散棉；金屬內(nèi)護板一次密封裝置外敷設(shè)硅酸

24、鋁耐火纖維散棉加高溫粘結(jié)劑。爐頂大包頂部和四周爐墻的保溫結(jié)構(gòu)為50mm硅酸鋁耐火纖維毯+150mm高溫玻璃棉板；底部爐墻厚度為200mm硅酸鋁耐火纖維板，用支撐釘、彈性壓板和鐵絲網(wǎng)固定；大包內(nèi)凡溫度超過400的集箱和管屏都采用結(jié)構(gòu)為100mm硅酸鋁耐火纖維毯20mm耐熱密封涂料進行保溫。單臺鍋爐大包頂需治理保溫面積約1460.治理計劃如下：利用2012年1號機組A修和2號機組B修的機會完成兩臺爐頂密封治理改造工作，需費用約800萬元；2013年完成4號機組全部和3號機組兩臺爐頂密封治理改造工作，需費用約800萬元；八、送風機、一次風機動調(diào)頭改型送、一次風機自2010年投入運行以來，動調(diào)頭缺陷頻

25、繁，設(shè)備可靠性差，嚴重影響了機組安全穩(wěn)定運行。需要對送、一次風機動調(diào)頭重新選型，選用豪頓華有限公司生產(chǎn)的進口動調(diào)頭。估計每臺機組需要80萬元。共計需要費用約320萬元。九、硫漿液循環(huán)泵電機容量偏低經(jīng)過計算比較，目前我們采用的方案是每臺機組新購買一臺1100kw的循泵電機， 逐級替換1000kW，900kW，800kW的電機，4臺電機共計160萬，計劃在2012年機組檢修時進行更換改造。十、1-4號機組發(fā)電機勵磁母線絕緣低為增加勵磁母線的絕緣性，我們采取的方案是在機組停機期間邀請原生產(chǎn)廠家來人對垂直段勵磁母線進行加裝絕緣熱縮套管，原勵磁母線不變，在裸母線上覆蓋一層絕緣熱縮管，使之能防潮，防灰，絕

26、緣強度更高；另外，將原來的SMC絕緣板更換為絕緣性能更好的DMC絕緣子。 計劃費用為每臺機5萬， 共計20萬。十一、500kV出線線路絕緣子未進行PRTV涂料噴涂我公司已于2011年對廠區(qū)內(nèi)線路絕緣子進行了噴涂，效果明顯，計劃于2012年2,3號機組2、3月份小修時對分別對500kV兩回線出線瓷絕緣子進行PRTV噴涂，500kV雙回輸電線路采用共鐵塔架設(shè)，總共用100基塔， 其中直線塔79基， 直線轉(zhuǎn)角塔2基， 耐張塔19基。I回線自電廠門型架起至21基塔為復(fù)合絕緣子， 其余塔為瓷絕緣子；II回線100基塔全部為瓷絕緣子。該項目已經(jīng)上報可研報告。預(yù)計費用500萬元。十二、發(fā)電機出口斷路器內(nèi)計量

27、CT需更換GCB開關(guān)內(nèi)這組計量CT比其它的幾組CT在正常運行時（包括保護用CT、測量用CT）的電流要大，機組的負荷越大，計量所用的這組CT二次電流值比其它幾組CT的二次電流值大的越多，而其它幾組CT所測得的數(shù)據(jù)都大致相同，經(jīng)過標準儀器以及交流采樣裝置的實際測量，確定其他幾組CT數(shù)值準確。機組在600MW負荷時，實際測量計量回路的二次負擔也不超過10VA。經(jīng)過CT廠家及電科院專家在停機時的檢測，以及查閱相關(guān)的設(shè)計規(guī)范、規(guī)定之后，確定導(dǎo)致計量CT精度不準確的原因是由于設(shè)計院設(shè)計的CT的容量選取得太大（100VA）而引起的，計劃在2012年至2013年機組檢修期間進行更換，更換為容量在20VA的CT

28、，預(yù)計費用在60萬元。XXX發(fā)電公司降煤耗技改項目計劃表序號項目名稱主要措施內(nèi)容預(yù)估費用（萬元）實施時間汽機專業(yè)3號機C級檢修1.3號機內(nèi)漏閥門治理結(jié)合日常閥門內(nèi)漏檢查結(jié)果，對存在內(nèi)漏現(xiàn)象的疏水閥門進行維修、更換，消除內(nèi)漏現(xiàn)象12020122.3號機一臺凝結(jié)水泵改造對凝結(jié)水泵通流進行優(yōu)化，避開共振區(qū)，負荷較低時使凝結(jié)水調(diào)門開度達到100%，充分利用變頻潛能，達到節(jié)能效果1220123.3號機疏水系統(tǒng)優(yōu)化及機外小管插接焊彎頭及三通改造委托專業(yè)單位對疏水系統(tǒng)進行二次優(yōu)化，消除疏水系統(tǒng)冗余布置的現(xiàn)象，減少疏水阻力，提高效率，并對主蒸汽疏水系統(tǒng)存在的插接焊形式彎頭及三通進行改造更換4020124.3號

29、機閉冷泵改造改造一臺閉冷泵為小泵，在秋冬季運行小泵，夏季運行大泵，以保證必要的揚程并達到節(jié)能效果1020125.3號機凝汽器抽真空系統(tǒng)改造高、低壓凝汽器抽真空管單獨布置，高、低壓凝汽器采用單獨、并聯(lián)抽空氣方式，改善凝汽器系統(tǒng)抽真空效果1220122號機B級檢修1.2號機內(nèi)漏閥門治理結(jié)合日常閥門內(nèi)漏檢查結(jié)果，對存在內(nèi)漏現(xiàn)象的疏水閥門進行維修、更換，消除內(nèi)漏現(xiàn)象12020122.2號機兩臺凝結(jié)水泵改造在3號機改造試驗的基礎(chǔ)上，優(yōu)化改造方案，對2號機凝結(jié)水泵通流進行優(yōu)化，避開共振區(qū)，負荷較低時使凝結(jié)水調(diào)門開度達到100%，充分利用變頻潛能，達到節(jié)能效果2420123.2號機疏水系統(tǒng)優(yōu)化及機外小管插接

30、焊彎頭及三通改造委托專業(yè)單位對疏水系統(tǒng)進行優(yōu)化布置，消除疏水系統(tǒng)冗余布置的現(xiàn)象，減少疏水阻比，提高效率，并對疏水系統(tǒng)存在的插接焊形式彎頭及三通進行改造更換2020124.2號機閉冷泵改造改造一臺閉冷泵為小泵，在秋冬季運行小泵，夏季運行大泵，以保證必要的揚程并達到節(jié)能效果1020125.2號機凝汽器抽真空系統(tǒng)改造高、低壓凝汽器抽真空管單獨布置，高、低壓凝汽器采用單獨、并聯(lián)抽空氣方式，改善凝汽器系統(tǒng)抽真空效果4020126.2號機二次濾網(wǎng)改造對二次濾網(wǎng)進行改型，消除內(nèi)部滲水、傳動機構(gòu)卡澀磨損現(xiàn)象，并將二次濾網(wǎng)排污管移至循環(huán)水出口蝶閥前，確保檢修期間能隔離15020127.2號機轉(zhuǎn)子、噴嘴檢查2號機

31、高中壓缸揭缸檢修，對噴嘴室及高中壓轉(zhuǎn)子進行檢查，確認轉(zhuǎn)子是否彎曲并進行處理，并對汽封背弧修刮，對汽封間隙進行調(diào)整。15020128.2號機低壓缸端部汽封改造2號機兩臺低壓缸前后端部汽封改造，消除軸封用氣量大的現(xiàn)象，減少輔汽投入，提高經(jīng)濟性8020129.2號機高旁閥改造在高壓旁路閥前增加隔離閥，并將高旁閥由臥室布置改造為垂直布置，消除高旁內(nèi)漏現(xiàn)象200201210.2號機中低聯(lián)通管改造對低壓缸進汽部分進行改造，消除節(jié)流損失30201211.2號機1臺旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)改造旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)網(wǎng)板由鋼絲網(wǎng)改造為棗核型蜂巢式組合網(wǎng)板，減少水阻，提高攔污效果，改善機組真空12020121號機A級檢修1.1號機內(nèi)漏閥門治理

32、結(jié)合日常閥門內(nèi)漏檢查結(jié)果，對存在內(nèi)漏現(xiàn)象的疏水閥門進行維修、更換，消除內(nèi)漏現(xiàn)象12020122.1號機兩臺凝結(jié)水泵改造對凝結(jié)水泵通流進行優(yōu)化，避開共振區(qū)，負荷較低時使凝結(jié)水調(diào)門開度達到100%，充分利用變頻潛能，達到節(jié)能效果2420123.1號機疏水系統(tǒng)優(yōu)化及機外小管插接焊彎頭及三通改造委托專業(yè)單位對疏水系統(tǒng)進行優(yōu)化布置，消除疏水系統(tǒng)冗余布置的現(xiàn)象，減少疏水阻比，提高效率，并對疏水系統(tǒng)存在的插接焊形式彎頭及三通進行改造更換2020124.1號機閉冷泵改造改造一臺閉冷泵為小泵，在秋冬季運行小泵，夏季運行大泵，以保證必要的揚程并達到節(jié)能效果1020125.1號機凝汽器抽真空系統(tǒng)改造高、低壓凝汽器抽

33、真空管單獨布置，高、低壓凝汽器采用單獨、并聯(lián)抽空氣方式，改善凝汽器系統(tǒng)抽真空效果1220126.1號機二次濾網(wǎng)改造對二次濾網(wǎng)進行改型，消除內(nèi)部滲水、傳動機構(gòu)卡澀磨損現(xiàn)象，并將二次濾網(wǎng)排污管移至循環(huán)水出口蝶閥前，確保檢修期間能隔離15020127.1號機噴嘴室更換，高壓內(nèi)缸變形處理，高中壓轉(zhuǎn)子更換，汽封改造對1號機進行揭缸檢修，進行高壓噴嘴室更換及高壓內(nèi)缸變形處理工作，并更換高中壓轉(zhuǎn)子，同時對汽封進行改造，減少級間漏汽，提高效率。330020128.1號機高旁閥改造在高壓旁路閥前增加隔離閥，并將高旁閥由臥室布置改造為垂直布置，消除高旁內(nèi)漏現(xiàn)象20020129.1號機中低聯(lián)通管改造對低壓缸進汽部分

34、進行改造，消除節(jié)流損失30201210.1號機1臺旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)改造旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)網(wǎng)板由鋼絲網(wǎng)改造為棗核型蜂巢式組合網(wǎng)板，減少水阻，提高攔污效果，改善機組真空120201211.1號機給水泵汽輪機通流改造給水泵汽輪機通流改造，提高效率3020124號機C級檢修1.4號機內(nèi)漏閥門治理結(jié)合日常閥門內(nèi)漏檢查結(jié)果，對存在內(nèi)漏現(xiàn)象的疏水閥門進行維修、更換，消除內(nèi)漏現(xiàn)象12020122.4號機一臺凝結(jié)水泵改造對凝結(jié)水泵通流進行優(yōu)化，避開共振區(qū)，負荷較低時使凝結(jié)水調(diào)門開度達到100%，充分利用變頻潛能，達到節(jié)能效果1220123.4號機疏水系統(tǒng)優(yōu)化及機外小管插接焊彎頭及三通改造委托專業(yè)單位對疏水系統(tǒng)進行二次優(yōu)化，消除疏

35、水系統(tǒng)冗余布置的現(xiàn)象，減少疏水阻力，提高效率，并對主蒸汽疏水系統(tǒng)存在的插接焊形式彎頭及三通進行改造更換2020124.4號機閉冷泵改造改造一臺閉冷泵為小泵，在秋冬季運行小泵，夏季運行大泵，以保證必要的揚程并達到節(jié)能效果1020125.4號機凝汽器抽真空系統(tǒng)改造高、低壓凝汽器抽真空管單獨布置，高、低壓凝汽器采用單獨、并聯(lián)抽空氣方式，改善凝汽器系統(tǒng)抽真空效果1220122012年汽機改造費用小計53281.3號機三缸通流改造對3號機三缸進行通流改造，提高效率。42020132.3號機高旁閥改造在高壓旁路閥前增加隔離閥，并將高旁閥由臥室布置改造為垂直布置，消除高旁內(nèi)漏現(xiàn)象20020133.3號機給水

36、泵汽輪機通流改造給水泵汽輪機通流改造，提高效率3020134.3號機1臺旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)改造旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)網(wǎng)板由鋼絲網(wǎng)改造為棗核型蜂巢式組合網(wǎng)板，減少水阻，提高攔污效果，改善機組真空12020135.3號機一臺凝結(jié)水泵改造對凝結(jié)水泵通流進行優(yōu)化，避開共振區(qū)，負荷較低時使凝結(jié)水調(diào)門開度達到100%，充分利用變頻潛能，達到節(jié)能效果1220136.3號機二次濾網(wǎng)改造對二次濾網(wǎng)進行改型，消除內(nèi)部滲水、傳動機構(gòu)卡澀磨損現(xiàn)象，并將二次濾網(wǎng)排污管移至循環(huán)水出口蝶閥前，確保檢修期間能隔離15020137.3號機中低聯(lián)通管改造對低壓缸進汽部分進行改造，消除節(jié)流損失3020138.4號機一臺凝結(jié)水泵改造對凝結(jié)水泵通流進行優(yōu)化，

37、避開共振區(qū)，負荷較低時使凝結(jié)水調(diào)門開度達到100%，充分利用變頻潛能，達到節(jié)能效果1220139.4號機1臺旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)改造旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)網(wǎng)板由鋼絲網(wǎng)改造為棗核型蜂巢式組合網(wǎng)板，減少水阻，提高攔污效果，改善機組真空120201310.循環(huán)水取水隧道加長將循環(huán)水取水隧道延伸500米，降低循環(huán)水溫度，提高效率2000020132013年汽機改造費用小計210941.4號機三缸通流改造對3號機三缸進行通流改造，提高效率。42020142.4號機高旁閥改造在高壓旁路閥前增加隔離閥，并將高旁閥由臥室布置改造為垂直布置，消除高旁內(nèi)漏現(xiàn)象20020143.4號機給水泵汽輪機通流改造給水泵汽輪機通流改造，提高效率302

38、0144.4號機1臺旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)改造旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)網(wǎng)板由鋼絲網(wǎng)改造為棗核型蜂巢式組合網(wǎng)板，減少水阻，提高攔污效果，改善機組真空12020145.4號機二次濾網(wǎng)改造對二次濾網(wǎng)進行改型，消除內(nèi)部滲水、傳動機構(gòu)卡澀磨損現(xiàn)象，并將二次濾網(wǎng)排污管移至循環(huán)水出口蝶閥前，確保檢修期間能隔離15020146.4號機中低聯(lián)通管改造對低壓缸進汽部分進行改造，消除節(jié)流損失3020142014年汽機改造費用小計95011.2號機三缸通流改造2號機進行A級檢修，高中壓轉(zhuǎn)子更換或直軸，三缸通流改造，減少級間漏汽，提高效率3300201512.2號機給水泵汽輪機通流改造兩臺給水泵汽輪機通流進行優(yōu)化改造5020152015年汽機改造費

39、用小計3350合計30722鍋爐專業(yè)11號爐鍋爐高溫受熱面管材升級A級檢修中對后屏、末過、末再SA213T91、SA213TP347H中的管子全部更換為噴丸處理的Super304鋼,后屏需更換約10000m、末過需更換約5646m、末再需更換約2600m。20002012年22號爐鍋爐高溫受熱面管材升級B級檢修對末級過熱器25-35屏、45-51屏SA213T91、SA213TP347H的管子更換為噴丸處理的Super304鋼，需要更換約2000m。5002012年33號爐鍋爐高溫受熱面管材升級C級檢修根對末級過熱器26-31屏SA213T91、SA213TP347H的管子更換為噴丸處理的Su

40、per304鋼，需要更換800m。2002012年43、4號爐鍋爐高溫受熱面管材升級4號機組A級檢修、3 號機組B級檢修中對末級過熱器25-35屏、45-51屏SA213T91、SA213TP347H的管子更換為噴丸處理的Super304鋼。25002013年52號爐鍋爐高溫受熱面管材升級2號機組完成全部高溫受熱面全部SA213T91、SA213TP347H的管子更換為噴丸處理的Super304鋼。15002014年63號爐鍋爐高溫受熱面管材升級3號機組完成全部高溫受熱面全部SA213T91、SA213TP347H的管子更換為噴丸處理的Super304鋼。15002015年71至3號爐鍋爐保溫

41、治理鍋爐17米前后墻標高8米至18米保溫外護全部拆除，重行安裝，共需要保溫材料約500立方米。中間集箱處保溫重新制作，共需要保溫材料約320立方米，彩鋼板約120.3002012年84號爐鍋爐保溫治理鍋爐17米前后墻標高8米至18米保溫外護全部拆除，重行安裝，共需要保溫材料約150立方米。中間集箱處保溫重新制作，共需要保溫材料約10立方米，彩鋼板約50.1002013年91、2號爐爐頂密封改造頂部大包內(nèi)部的保溫及澆注料進行拆除，重新保溫，保溫結(jié)構(gòu)在金屬內(nèi)護板一次密封裝置內(nèi)為50mm厚的微膨脹耐火可塑料，上面涂抹一層5mm高溫耐火膠泥，其余空腔內(nèi)滿填硅酸鋁耐火纖維散棉；金屬內(nèi)護板一次密封裝置外敷設(shè)硅酸鋁耐火纖維散棉加高溫粘結(jié)劑，單臺爐面積103、4號爐爐頂密封改造頂部大包內(nèi)部的保溫及澆注料進行拆除，重新保溫，保溫結(jié)構(gòu)在金屬內(nèi)護板一次密封裝置內(nèi)為50mm厚的微膨脹耐火可塑料，上面涂抹一層5mm高溫耐火膠泥，其余空腔內(nèi)滿填硅酸鋁耐火纖維散棉；金屬內(nèi)護板一次密封裝置外敷設(shè)硅酸鋁耐火纖維散棉加高溫粘結(jié)劑，單臺爐面積1