2011年玉环电厂汽轮机监督总结

第一篇：2011年玉环电厂汽轮机监督总结

华能玉环电厂汽轮机监督总结

（2011年度）

回顾即将过去的2011年，华能玉环电厂的汽轮机监督工作在设备管理部技术监督组的领导下，以集团公司《汽轮机技术监督》、《节能监督标准》、《安全性评价标准》为依据，在坚持以自身技术力量为主体的前提下，充分发挥技术监督服务单位浙江省电力试验研究院的作用，利用电试院的先进设备和试验经验指导监督工作，全年未发生因汽轮机主辅设备故障而造成的机组非停。

一、汽机监督管理

没有规矩不成方圆。玉环电厂的汽机监督工作抓住厂部制度建设的契机，以行业和集团公司的各项技术监督标准为依据，积极修订汽轮机监督管理制度和汽轮机监督技术标准，逐步做到标准与实际设备相对应。及时根据岗位变动情况调整汽轮机监督网络成员，并将原来网络中的具体成员名单改为工作岗位，提高了技术标准的适用性和可持续性。

二、监督培训工作

在汽轮机监督培训方面，玉环电厂始终坚持“走出去、请进来”的方针。“请进来”就是通过定期组织与华东电力设计院、浙江电试院、上海汽轮机厂、各兄弟电厂进行技术交流，积极了解国内外汽轮机先进技术的发展方向，掌握汽轮机技术上的节能改造新动态。“走出去”就是有针对性的参加科研院所、生产厂家组织地技术论坛、专题讲座，通过跨区域、跨行业的交流学习完善监督网络成员知识结构和监督管理经验。全年汽轮机监督网络成员参加了力士乐公司组织液压技术培训；湖北流体控制中心组织地液控蝶阀技术培训；浙江电试院组织地全省汽轮机监督实施细则审查会、节能项目推进会等。2011年汽轮机监督网加强了与兄弟电厂的技术合作，年内曾就主汽门、调门螺纹环的检修工艺改进选派技术人员赴华电望亭电厂、上海汽轮机厂调研，并根据调研成果自行制作专用工具，完善汽门检修项目技术方案。就抽汽逆止门试验问题赴浙能乐清电厂调研，以缩短抽汽逆止门的试验周期。

三、设备监督

良好的开端是成功的一半，在年初的监督计划制定之初，就着眼于技术上存在的重点、难点问题。2011年汽轮机技术监督工作着重放在治理主辅机轴系振动、调速系统安全及汽机节能等方面，加强机组检修期间的技术监督工作，在多个方面取得了一定的突破。

1.推进振动监督工作，建立主机及重要辅机振动监督台账，充分利用TDM系统的强大功能指导振动监督工作。针对＃3机组＃5瓦轴振、＃3瓦瓦振偏大问题整理相关数据资料，组织专题分析会，提升振动分析、管理水平。并会同西安热工院、浙江电试院进行＃3机组＃3瓦瓦振、＃5瓦轴振变真空振动试验，试验真空在－94.8～－96.5KPa之间，在3C检修期间完成＃3机组轴系平衡块检查，按动平衡试验数据在B缸末级叶轮轮毂处增加平衡块865.2g（键相槽逆转向130°）。启动至满负荷振动监测，经3C检修实施＃3瓦瓦枕研磨及B缸末级叶轮轮毂处配重两项技术措施后，目前在满负荷工况下＃3瓦瓦振在3.5mm/s以下，＃5瓦轴振在60μm以下（真空－94KPa）。2.针对＃2机组漏氢偏大情况，组织召开专题分析会，梳理各种影响因素，春节调停、＃2机组B修期间两次对密封瓦进行检修，并同步进行发－励对轮配重，将发－励对轮键相槽逆时针∠25.7°的平衡块526g , ∠51.4°的平衡块306g调整为∠51.4°的平衡块526g，∠77.1°的平衡块530 g。启动后＃2机组＃

6、7瓦轴振下降为76μm（合成值）以下，日漏氢量下降为12Nm3以下。

3.＃4机组A侧高调门油动机L1渗油、＃2机组A、B侧高调门L1接口渗油判断为轴封轻微磨损，发现液压缸蝶形弹簧碎裂和主轴拉毛等问题。分别在4C、2B检修中完成高调门油动机的大修工作，珩磨油动机活塞杆，更换备件。

4.#4机3月7日发生汽机调门、EH油压、油泵电流波动现象，导致EH油管也有间歇性的振动。会同运行进行排查，退出一次调频后观察没有出现波动迹象。排查一次调频指令有发出，经仪控专业检查为一次调频参数过于灵敏，修改参数后正常。

5.加强了小机调速系统的监督。在＃

2、3机组检修重发现小机调门油动机EG－3P输出轴损坏，引导阀阀芯、阀套腐蚀磨损等缺陷，严格进行小机高、低压油动机静态试验，全年未发生因小机调速系统故障引起的机组降出力事件。

6.成功处理2A凝结水泵振动大问题。凝结水泵振动问题从基建开始一直未得到根本性解决，#2机凝泵A在运行过程中出现振动爬升现象。专业组织认真分析，与设备厂家和科研单位讨论振动原因和处理方案，利用检修机会对泵和电机进行解体检查，通过修后反复试验调整配重，使得调换后该凝泵振动明显好转，为处理类似缺陷积累了宝贵经验。

7．针对热段疏水罐筒体裂纹问题，召开专题会讨论热段疏水罐更换技术方案，并就疏水控制方式优化的问题向华东院及相关电厂调研。3C检修期间已完成＃3机组热再疏水罐更换、焊接热处理及检验。

8．注重检修期间主机轴瓦的检验。#3机C修＃1瓦揭瓦检查发现轴颈处有两道轻微划痕，翻下瓦发现下瓦承力面与油楔结合处乌金有蜂窝状、脱落及碎裂现象，返回轴瓦厂家修补；＃3瓦瓦枕球面接触面偏窄，考虑到＃3瓦瓦振偏大重新研刮瓦枕。

9．完成#

3、4机组汽机补汽阀开启试验，补汽阀开度在15%以下时，#

1、2瓦轴振最大为80um；补汽阀开度在20%时，#

1、2瓦的轴振超过100um，最终将#

3、4机组补汽阀开度限制在10%以下运行。10． 积极推进汽机节能工作，开展节能对标管理，制订汽机设备和系统节能排查方案，积极完善各项节能措施。召开汽机节能专题会，在2010年夏季工况优化运行的基础上，根据冷却水温度做进一步调整，以达到最经济的运行方式。最终确定今后夏季工况循环水系统运行方式。推进二期＃

3、4机组凝结水系统降压运行技改项目的实施，设计并优化了给水泵密封水加升压泵系统及控制逻辑，年内一完成了二期＃

3、4机组给水泵加装密封水泵的系统施工，待主泵到货安装后便可进入实施阶段。针对四台机凝汽器端差及凝结水过冷度大现象进行排查，发现原SIS系统监测显示数据与实际计算值存在较大偏差，经修正后，四台机凝汽器端差及凝结水过冷度均已正常。完成#3机三台机械真空泵密封水加装制冷装置，投用后经电试院试验分析，机组夏季工况凝汽器真空值上升0.2-0.3kpa左右，取得较好的经济效益。通过对系统改造，完成#

2、#3机定冷水补水溢流水的全部回收。通过对加热器优化运行专项治理工作，利用#3C、#4C、#2B检修对加热器给水分隔板进行排查治理，并对高加进出口三通阀的阀位整定，使得高加端差大、给水温升不足的现象得到进一步改善。通过对凝补水系统进行改造，#3机组实现停运凝结水输送泵的目标，并逐步在其他机组上应用，目前已完成#3机和#2机的改造。通过对系统改造，完成#

2、#3机定冷水补水溢流水的全部回收。通过对凝汽器真空泄漏不断排查治理，四台机严密性试验数据均达到优良水平。

11．按监督标准完成＃2、3、4机组检修试验方案编制及试验。主要有检修前、后抬轴试验；检修前、后汽机性能试验；密封瓦检修后发电机风压试验；并网前汽门严密性试验；汽机就地脱扣试验；超速保护通道试验；抽汽逆止门活动试验、小机超速通道试验；小机高、低压调门活动等试验。

12．按时完成汽机设备定期切换试验、ATT试验、真空严密性试验、蓄能器氮气压力测定等定期试验检验工作。

13．完成＃2、3、4机组汽机侧安全阀定期排放试验，配合金属专业完成＃2、3、4机组压力容器及安全阀年度检验工作。

14． 各机组两只低旁阀阀芯冲刷严重，阀芯密封面呈犬牙状吹损约3mm，由于车削量较大，返阀门厂重新对焊硬质合金。

四、技术监督服务单位管理支持情况：

本年度浙江电试院对玉环电厂汽轮机监督工作主要进行了迎峰度夏前监督检查、季度监督检查、召开了浙江省汽轮机监督实施及考核细则审查会。积极配合计划检修进行检修前、后的性能试验，为检修项目策划提供了试验数据，如发现2A高加端差大、给水温升不足的缺陷，及时增加了各台加热器水室分水隔板检查的项目。在试验中还发现各台机组凝结水流量偏差较大的问题，目前＃2机组已经加装标准流量孔板，其他机组将逐步完善。

在技术支持方面，本年度因我厂对＃2、3、4机组汽门及油动机均安排了检修，修后机组全部委托浙江电试院进行了汽门关闭时间测定，浙江电试院均能在我厂要求时间内完成测试。尤其在振动监督上，浙江电试院积极同我厂技术人员一起加班加点，解决了＃3机组＃5瓦轴振大、＃2机组＃7瓦轴振大振动、2B凝结水泵电机振动大等问题。

五、目前存在的主要问题

1.＃

1、2机组平衡活塞后温度偏高问题，我厂已经提供相关曲线，目前上海汽轮机厂未给出处理方案，答复还需与西门子公司沟通解决。

2．＃1机组再热热段中压主汽门前过渡段焊缝热影响区的A侧3处、B侧6处表面裂纹，进行了打磨处理。目前已将各台机组同区域列为C级以上检修的必检项目，并与西安热工院电站材料所合作进行裂纹形成原因分析，下一步持续推进寿命评估、防止措施制定等工作。

3.＃2机组B修中发现A侧主蒸汽管道25米垂直管焊口厂家焊缝（WA－15）存在1处8mm表面裂纹，A、B侧主汽门前水平管段各有一道厂家焊缝（WA－

24、WA－57）存在16处表面裂纹，主汽至高旁管路四道厂家焊缝（WA－

19、WA－

27、WA－63、WA－69）存在13处表面裂纹，全部打磨处理。

4.＃2机组2B高加水侧管束发现12根换热管管口部位有纵向裂纹，全部焊接封堵。6台高加的水室分水隔板部分角焊缝有裂纹，目前经打磨后补焊处理。需与高加制造单位共同分析裂纹产生的原因。5.玉环电厂针对#1 汽轮机#5 轴瓦X向轴振144.9μm，Y向轴振119μm的现象进行频谱分析，发现＃5瓦振动幅值与机组负荷成正比，主要表现为二倍频偏大，计划在12年#1机组A修时调整汽－发对轮中心。

6．根据＃2机组B修前性能试验结果，＃2机组2A/2B高加上端差为11.8/10℃，给水温升低于设计值10/8.1℃，重点安排B修更换高加分水隔板密封件，并考虑优化密封件的材质。

7.疏水等小管路的裂纹问题，2011年汽机设备的疏水管共出现裂纹三次，分别是＃2机组热再压力测点管接座后焊缝裂纹、＃1机组A侧热再疏水罐至高压疏扩焊缝裂纹、4B小机低压主汽门油动机安全油管路厂家焊缝裂纹。

六、2012年监督工作重点

1.继续与宁海电厂等单位合作督促上汽调研、分析1000MW机组平衡活塞后温度偏高问题（我厂＃

1、2机组偏高）。

2.就＃1机组揭中、低压缸检查、汽门解体检查等问题与上海汽轮机厂进行技术交流。

3.继续完善汽轮机主辅设备振动监督管理。确保我厂机组轴系振动在优良值以下。

4.运行机组ATT试验等汽机监督定期试验。5.定期召开厂级汽机监督例会。6.检修机组修前、修后性能试验。7.运行机组振动监测、漏氢监测。

8.配合化学进行运行机组油务监督及汽水品质监督。9.配合金属监督进行压力容器年度检验及安全阀校验。10.推进＃

3、＃4机组凝结水降压运行技改。11．推进＃

1、4机组停运凝疏泵停运。

12．依托华东电力设计院技术平台，积极推进汽机抽汽调频、给水系统增加前置加热器等技改项目。

13.协助金属监督与西安热工院电站材料所合作进行热再大小头裂纹形成原因分析，下一步持续推进寿命评估、防止措施制定等工作。

第二篇：2012汽轮机技术监督总结

2012

白城发电公司

汽轮机技术监督

总结

批准：

审核：

编制：

2012.12 概述

1.1我公司2台660MW汽轮发电机组采用超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机，型号：CLNZK660-24.2/566/566。

1.2为确保汽机设备的性能能够满足机组在运行中安全、经济的要求，汽机专业在生产全过程开展技术监督工作，全面发挥技术监督网的作用，使得各级技术监督人员能够按照技术监督细则相关要求，严格执行各项制度和标准，确保机组在投运后的安全、经济、可靠，稳发满发。

1.3 2012年汽机专业主要以设备检修维护为主，结合进行一些小型改进型检修工作，在检修维护中，以技术监督细则要求，全面完成技术监督问题整改工作，使技术监督工作始终贯穿生产维护工作的全过程。

1.4全年未发生因技术监督不到位而引发不安全事件。2 全年安全生产情况

2.1无人身伤害事件发生； 2.2无设备一类障碍发生； 2.3无设备二类障发生； 2.4无设备损坏事故发生； 2.5无火灾事故发生； 2.6无交通事故发生； 3 机组非停情况

3.1 1号机已连续运行300天。3.2 2号机B修后运行100天。

3.3 全年机组运行状态良好，无非停事件发生 4 技术监督网络建设情况

汽机技术监督网以行业和集团的各项技术监督标准为依据，积极修订汽轮机监督管理制度和汽轮机监督技术标准，逐步做到标准与实际设备相对应。及时根据岗位变动情况调整汽轮机监督网络成员。严格执行“二票三制”，对设备缺陷及时进行分析，并提出反事故措施，今年未发生汽机人身及设备事故。坚持“三不放过”的原则，对发生的事故、异常做到及时分析和处理。对上级下发的事故通报认真组织学习，从中吸取经验和教训。规章制度、规程标准制定及执行情况

根据U201B等级检修及日常设备维护工作中发现的问题，认真总结经验，对《检修规程》和检修文件包进行了修订，完善了各项管理制度，使职责明确，管理更加细化、文明生产有了长足的进步。6人员配备及培训情况

6.1 2012年下半年公司管控一体化以后，完善了汽机专业人员的配备。通过等级检修与各兄弟电厂进行技术交流，有针对性的参加科研院所、生产厂家组织的技术论坛、专题讲座，通过跨区域、跨行业的交流学习完善监督网络成员知

识结构和监督管理经验。全年汽轮机监督网部分成员参加了集团公司及股份公司组强的专业技术培训。

6.2 2012年第四季度汽轮机监督网加强了与兄弟电厂的技术合作，就针对空冷系统防寒防冻、降低机组背压、先进生产管理经验及提高设备管理水平等内容派技术人员赴通辽发电总厂、华电灵武电厂、霍煤鸿骏铝电有限责任公司调研。专业设备改进、技术改造情况

7.1通过U201B等级检修，完成了对2号汽轮机本体进行了综合改造，改造内容包括：2号机高中压缸通流部分改造、高中压缸中间平衡环汽封改成F齿型汽封。

7.2完成了空冷系统加装喷淋装置，在机组夏季高温运行时，降低了机组的背压。

7.3完成了U201D等级检修工作。7.4完成了U202D等级检修工作。8 设备振动情况

8.1 20121号汽轮机振动趋势图

上表可知，1号机组轴振曲线很平缓，无较大波动，设备正常。

8.2 20122号汽轮机振动趋势图

上表可知2号汽轮机经过U201B后轴振振动值下降叫明显，而且U201B后振动值一直较优秀，未超过50μm。9 设备遗留缺陷

9.1 1号机2瓦和7瓦油挡漏油，计划U101D检修更换浮动油挡。

9.2 1号机1号中调门门杆漏气，计划U101D检修。9.3 2号机3号中调门门杆漏气，计划U203D检修。9.4 2号机4瓦轴颈磨损，计划U203D检修。10 2013年工作重心

10.1 确保两台机组全年无人为检修事故、无非停。10.2 做好U101D和U203D等级检修的技术管理工作。10.3 计划完成空冷背压治理加装减温水装置改造工

作，并完成科技项目成果申报。

10.4 坚决做好空冷岛防寒防冻工作。

10.5 完成1号机主机润滑油过滤器出入口管加装旁路门工作。

10.6 完善技术监督管理制度建设，规范技术监督管理程序。

10.7 完善制定详实有操作性的技术监督奖励考核制度，提高全员积极性。

第三篇：玉环电厂宣传片文稿111

玉环电厂宣传片文稿

东方第一缕阳光自东海之滨升起，一个巍峨高大的身躯盎然屹立于浙江玉环半岛之上。拥有世界最先进火电技术的华能玉环电厂，像一颗璀璨中夺目的明珠，镶嵌于中国的东南海滨，在这片三面环山一面向海的小岛上诞生了中国第一台百万千瓦超超临界燃煤发电机组。华能玉环电厂是目前全球唯一一座拥有四台百万千瓦超超临界机组的火力发电厂，年发电220亿千瓦时以上。源源不断地向高速发展的中国经济注入持久的动力。

华能玉环电厂作为我国863计划引进百万千瓦超超临界发电技术，并逐步实现设备国产化的依托工程，是我国首次建设的百万千瓦超超临界机组电厂。建设之初，时任华能集团公司总经理李小鹏就对玉环工程提出了技术水平最高、经济效益最好、单位千瓦用人最少，国内最好，国际优秀的“四最一优”目标。### 实现这样的目标，不仅是对华能集团这样一个服务于中国特色社会主义的红色企业负责，也是对中国经济的巨大贡献，更是对祖国和人民的庄严承诺。### 华能玉环电厂于2004年6月28日正式开工，万名建设者从大江南北纷至沓来，攻坚克难日夜奋战。以志同道合，同心协力，同甘共苦，同舟共济，求同存异的“四同一异”的团队精神，为首台百万千万超超临界机组电厂建设全力以赴。### 华能玉环电厂厂区占地面积75.3公顷，其中58%利用滩涂围垦而成，地质条件极为复杂，建设者们克服了装机挤压偏离，沉降速度不均匀等一系列技术难题。在软如豆腐般的滩涂上打下了牢固根基。### 华能玉环电厂在国内首次应用了P92，P122，surper304h,HR3C等新型耐热钢材料，并制定了评定大纲和监督导则，率先解决了超超临界参数下新钢种的焊接难题，有效填补了国内空白。### 2006年11月28日国内首台百万千瓦超超临界机组提前投产，党和国家领导人国务院总理温家宝和国务院副总理曾培炎分别对华能玉环电厂一号机组投产发来了贺电，并作重要批示。仅隔一个月2号机组于12月30日又顺利投产。标志着我国首座超超临界百万千瓦级燃煤电厂提前建成。二期过程3,4号机组分别于2007年11月11日和11月25日相继投产，创造了一个日历内投产四台百万千瓦超超临界机组的中国企业世界新纪录。

华能玉环工程的建设自始至终得到了党中央国务院及省部委领导的高度关注和亲切关怀。也得到了电力系统，集团公司和股份公司领导的深切关心和大力支持。领导们多次来到华能玉环电厂指导和帮助华能玉环工程的建设，时任集团公司总经理李小鹏在玉环电厂工程建设最为关键的2005-2006两年内八次莅临现场视察指导。阐述工程建设重要意义，明确工程建设方针和目标。决策解决关键问题。浙江省各级地方政府也对工程建设给予了权利的支持和帮助。机组投产后，2009年1月17日中国电力企业联合会理事长赵喜正，华能集团总经理曹培喜视察玉环电厂，并为一期工程荣获的国家优质工程金质奖揭牌。曹培喜总经理提出玉环电厂要做领先的样板，当公司的窗口，创国际一流。出经验，出人才，出效益。华能玉环电厂坚持“建设好一流电厂，管理好一流电厂”的经营理念，坚定信心，奋发有为，在建设高效环保，国际一流发电厂的道路上卖出了坚实的步伐。### 华能玉环电厂作为一个在安全、质量、进度、造价等方面均为一流的工程项目。使中国电力工业在设计、制造、安装、调试、运行等方面取得了长足的进步，大幅度缩短了与世界先进发电技术的差距。成为国家实施节能减排战略的一个成功典范。引领了我国百万千瓦超超临界机组的规模发展。

华能玉环电厂在百万机组中首次采用了等离子技术，在机组启动调试和运行过程中均实现了无油点火，大幅减少了燃油消耗，降低了生产成本。

玉环电厂率先采用了双模法海水淡化新工艺，这组国内容量最大的海水淡化装置每年节约淡水资源800-1000万立方米。可为玉环当地提供数十万吨的后备用水。电厂处理后的

二氧化碳、氮氧化物和烟尘排放浓度远低于国家规定限制。其他污染控制指标也完全符合国家规定标准。如果全国燃煤电厂都采用该技术，每年可少排放氮氧化物340万吨，烟尘270万吨，二氧化硫870万吨，二氧化碳两亿4325万吨，少消耗标煤1亿1580万吨。

玉环电厂并不满足于现状，对四台机组实施了脱销改造，于2010年底全部投运，到目前为止电厂产生的固体废物100%得到了重新利用。

玉环电厂进行了汽轮机调门优化，讯泵运行方式优化，电除尘节能优化，合理参配煤等运行方式优化。节能减排，彰显实效。锅炉效率，厂用电率，机组煤耗，排烟温度等参数逐年改善。机组经济性能得以不断提高，主要能耗指标持续向好，一直保持着国内领先的位置。

电厂在青山环抱之中临风而立，厂区建筑设施与自然景观协调辉映。走进华能玉环电厂树木丛生，鸟语花香，宛如身处一片绿意盎然的生态公园之中。在道路两旁及办公区，主要种植耐阴耐湿的常绿木种。在储煤及输煤设施的边缘，则以具有抗酸吸收二氧化硫气体和吸尘治尘习性的常绿乔木为主。目前厂区绿化面积达40多万平方米。占整个厂区面积的54%。华能玉环电厂十分重视厂区绿化投入。极大的改善了厂区及周边区域的环境。使得华能玉环电厂成为名副其实的生态园。### 华能玉环电厂始终坚持大安全理念。保持安全生产如履薄冰，如临深渊的谨慎心境。常态化开展各项安全大检查，安全生产月，安全性评价等活动。扎实推进本质安全型企业创建工作。华能玉环电厂可靠性，供电煤耗，厂用电率，和节能环保等指标均处于国内领先水平。截止目前发电量已累计超过700亿千瓦时，设备健康稳定，持续创造着国内百万千瓦机组长周期安全运行的新记录。燃料的可靠供应为机组安全运行提供了重要保障。电厂煤炭运输国际航行船舶持续进靠大麦屿港区，有利促进了大麦屿港口的开发与开放。大大提前了大麦屿港区被国务院批准作为一类口岸对外开放的时间。

华能玉环电厂认真贯彻落实科学发展观，不断创新管理模式，推进人力资源合理配置，强化内控管理，加强风险控制，实现新的突破。全面提高玉环电厂的核心竞争力。华能玉环电厂不断提高党建科学化水平，着力加强党的建设，队伍建设和企业文化建设。充分发挥党组织的战斗堡垒和党员的先锋模范作用。坚持传承和创新发展华能精神，形成了独具特色的以“四最一优，四同一异”，科学有序，增分夺秒，建设中国第一，尽职尽责，只争朝夕，做领先得样板，当公司的窗口，创国际一流，出经验，出人才，出效益。和谐团队，和谐企业，和谐家园的家文化等为核心内容的企业文化，推动企业的全面发展。

玉环电厂300多名员工来自全国28个省市自治区，涵盖6个民族。目前华能玉环电厂的员工平均年龄仅有32岁，他们把人生最美好的时光奉献给了华能玉环电厂。如今换能玉环电厂又站在新的历史起点上，努力打造一流团队，创造标杆业绩，再铸新的辉煌。为建设高效环保绿色生态，国际一流发电厂而继续努力。

华能玉环电厂党委书记（陈传发同期声）华能玉环电厂历年的荣誉奖项 华能玉环电厂厂长（沈琦同期声）

回首过去，这是励精图治的六年，这是厚积薄发的六年，六年来华能人因同一个信念和梦想而相聚于此，奋斗于此，创造于此，用智慧，信念和汗水不断铸就新的辉煌篇章

第四篇：玉环电厂调研报告1

华能玉环电厂调研报告

7月15日至16日，我与达拉特电厂的5名同志去浙江华能玉环电厂进行调研，调研内容为检修管理、运行管理、节能管理、环保管理、燃料管理、输上煤系统高分子聚乙烯托辊使用情况。现将调研情况进行汇报。

一、玉环电厂基本情况

玉环电厂位于浙江省台州市玉环县大麦屿开发区，电厂三面环山，一面临海。隶属华能集团公司下属的华能国际电力股份公司，规划容量6台百万级千瓦机组。截至2007年11月已建成投产4台100万千瓦超超临界机组。2008年7月被环保部授予“国家环境友好工程”称号。锅炉由哈尔滨锅炉厂供货，日本三菱技术支持。汽轮机和发电机分别由上海汽轮机厂和上海汽轮发电机厂供货，由德国西门子公司提供技术支持。部门设置少（共7个），正式职工不足400人。日常维护、检修除输煤、脱硫的检修外其他均外包给浙江火电下属的检修公司。全年合同款5000万元，包括四台机组的日常维护、设备定检、消缺以及职工食堂、绿化、生产、生活设施的维护等。机组大、中、小修另外招标，不包含在大合同内。四台机组中有一台机组通过改造实现了向大气零排放，其他机组将陆续进行改造。

二、文明生产管理

1、厂区环境

玉环电厂倡导文明生产，和谐环境，打造花园式企业。厂区内采用自然植被绿化厂区，供水区主要种植耐荫、耐湿的常绿物种;储煤及输煤区种植具有抗酸、吸收二氧化硫气体和吸尘滞尘习性的常绿乔木，目前整个厂区绿化面积达40万平方米，占总面积的54%。

厂区及生产现场的路面，马路道牙及沟盖板无破损现象。厂区的井圈、井盖完整齐全并与地面齐平接缝严密且标识齐全、合理。外墙全部采用化妆板，便于清理。

厂区外观整体布置有序，整洁无杂物，环境优美，道路比较清洁，草坪松软翠绿。最吸引人的是办公楼前的展现职精神状态的立柱电子显示屏，工作时间不间断播放，展现职工的生活和工作状态。从而增强职工的自豪感和归属感，起到很好的凝聚人心作用。

(厂房外观)

（厂区道路）（厂区草坪）

（厂区灌木）（厂区鱼池）

（办公楼前展示屏）

2、现场环境

（1）锅炉、汽机厂房环境

由于良好的基建条件和精心的设备维护和检修，现场设备跑、冒、滴、漏现象基本杜绝，电动给水泵油档、密封油系统、磨煤机油站无明显渗油，汽机厂房设备较干净。捞渣机附近无溢水，渣量不大。锅炉房钢梁无较厚积灰、积粉，这和锅炉厂房露天布置有很大关系。在现场参观时，正好碰见两位锅炉设备的点检人员，向他们咨询了一下现场粉管漏粉情况，据他们介绍，磨煤机的粉管也存在漏粉现象，也用过油棉铅丝、胶、筑料等进行堵漏，但主要的是粉管到了使用年限及时进行更换。

（集控室四机一控）

（汽轮机主机平台）

（给煤机平台）

磨煤机（2）煤场周围的环境

（煤场周边环境）

（煤场喷淋）

（3）设备区域环境

所有设备（磨煤机、风机等所有辅机）基础全部用瓷砖镶嵌、视觉效果好同时易于清扫擦拭。各主辅设备保温、管道色环、各种安全及设备和阀门标识、介质流向等整洁、清楚、齐全。灰库及渣仓周围清扫的很干净，无积灰、积渣、积水等现象。

现场无私拉乱接电缆现象，“工完料尽场地清”控制较好，很难看到检修工作结束后堆放废弃工料、废饮料瓶、废餐盒现象。

（浆液循环泵）

（皮带机）

（灰斗区域）（给煤机）

（渣斗区域）（渣水泵）

3、现场保洁管理

现场保洁工作由检修部管理的外雇人员专门清扫维护，在上班期间清扫、维护、检查周期不超过20分钟，所以很难在现场看到积灰、积粉、乱丢杂物、设备积油污掩盖本色等现象。由运行人员负责监督并给厂部提出考核意见。厂部考核检修部即可，检修部再去落实是因为设备缺陷还是因为未清扫造成。

三、机构设置和管理模式

玉环电厂设行政部、工程部（信通中心）、策划部（营销办）、财务部、政工部（监察审计室）、人资部、安监部、设备部（检修部）、运行部、燃脱部等部门。运行部设置主任一人，副主任3人，值长组组长1人，电气专工1人（编制2人），机务专工2人（编制4人），节能专工1人，培训专工1人，安全专工1人，值长5人，副值长5人，机长1人/台，机长1人/台，巡检2人/台，化学2人（4台机组），灰渣2人（4台机组）。

四、运行管理

1、运行部设计和使用的运行管理平台，应用效果较好，上下沟通比较顺畅，更注重挖掘职工的潜力，激发职工的积极性和主动性，全员参与企业的安全生产工作。运行管理涵盖部门通知、绩效考核、文件传达、规章制度、运行之星、网络会议室、曝光栏（通报、闪光点）、安全管理（安全文件、安全学习、不安全事件报送、消防专栏、检修专栏）生产管理（各专业、运行月报、运行分析与论文）、培训管理（岗位管理、操作指南、日常培训）、党工团园地（党支部、工会、运行之声）。这个平台是运行工作交流和沟通的载体，所有的值内工作亮点及不安全事件（附件1）均能实现共享。其中运行月报（附件2）和运行分析（附件3）做的比较详细，对运行分析有良好的奖励机制，目的带动人员技术水平的提升。

2、机组大小修后，设备试运注重质量和效益，设备试运的申请罗列内容较详细，较规范，便于归档保存。

3、玉环电厂经过对检修管理模式的不断探索，以生产现场实际应用为依托，大胆尝试，不断完善，摸索出“运行安措小组”（以下简称“安措小组”主要工作是机组等级检修专门做措施、恢复措施、调试、试运）这一全新管理模式。运行安措小组模式在于科学整合各值检修机组运行人员力量，形成一支组织明确、能力较强、责任清晰、独立使命的运行专职参修队伍，化“各值分散”为独立团队，解决了大量工作交接中产生的效率低下、失误差错、目标差异、重复劳动、责任不清等管理难题，加“检修全程管控”于小组“一身”，直接赋予其机组检修中运行计划、准备、统筹、协调、执行、总结等全部使命。

3、生产绩效管理统计方便，管理平台能够精确地统计到每个值的缺陷数，每个值的工作票、操作票数量，能够精确定位到定期工作、停送电通知单、启停机操作卡执行情况。数据来源实现自动采集。

4、指标越线查询方便，温度、环保超标一键查询，能够查询机组指标越线次数和时间，便于掌握机组的运行情况。在我厂运行同步绩效系统内已建议增加此项功能。

温度超限统计

（环保超限查询）

5、生产的主要指标电量、厂用电率、煤耗竞赛进行多维度展示，便于查找差距，发现不足，为竞赛提供准确的依据。

（指标竞赛排名）

五、节能管理

1、机组设计参数及能耗指标完成情况，电厂一期机组设计发电厂用电率为6.50%，二期机组设计发电厂用电率为5.50%，全厂机组设计发电煤耗为272.00g/kWh，设计供电煤耗为290.90g/kWh。通过狠抓设备管理，加大节能减排力度，电厂能耗指标逐年下降。至2014年底，全厂负荷率73.31%；发电厂用电率完成3.85%，供电煤耗完成285.49g/kWh，#4机组发电厂用电率完成2.72%。

2015年，随着#3机组节能减排综合升级改造工作顺利竣工，全厂能耗指标再创佳绩，一季度负荷率73.30%；发电厂用电率完成3.47%，同比下降0.36%，供电煤耗完成282.99g/kWh，同比下降2.80g/kWh。

2、节能改造的项目和效果

（1）空预器整体改造，玉环电厂空预器设计选型偏小，运行后燃用煤种偏离设计煤种，造成排烟温度高于设计值约10℃，影响供电煤耗约1.5g/kWh。电厂经综合考虑，逐步结合机组检修实施了#4炉、#3炉空预器整体改造工作，对原有空预器进行更换，对空预器转子尺寸重新设计、选型，加大转子直径，全面更换传热元件。#4炉空预器整体改造后排烟温度下降17.3℃，达到125.3℃；锅炉效率提高0.82%，达到94.08%，供电煤耗降低2.38g/kWh，年节约标煤约1.28万吨。#3炉空预器在#4改造的基础上进一步优化，改造后排烟温度下降15.6℃，达到120.7℃，锅炉效率提高0.63%，达到94.26%，供电煤耗降低2.76g/kWh，年节约标煤约1.47万吨。

（2）、汽动联合引风机改造，电厂#

3、4机组在检修期间实施了汽动联合引风机改造及除尘器后尾部烟道优化，将原有电动引风机与增压风机替换为高效汽动联合引风机，使发电厂用电率大幅下降，经测试，#

3、4机组改造后发电厂用电率分别下降1.33%、1.35%。

（3）#3高加外置蒸汽冷却器，为进一步提高机组经济性，玉环电厂#3机组B+检修中实施了3号高加外置蒸汽冷却器改造，有效降低3号高加传热温差，提高机组运行经济性。经计算，改造后汽轮机热耗率降低8kJ/kWh，发电煤耗降低0.29g/kWh，夏季工况机组出力可提高3.0MW。

（4）、在机组启动初期实现#2高加随炉启动。利用本机高旁来汽经冷再管路引蒸汽到#2高加，控制#2高加给水温升在80℃左右，将进入锅炉的给水温度从传统的105℃提高到185℃左右，实现了#2高加随炉启动，取得了预期效果。经测算，机组冷态启动可提前6小时投运#2高加，减小热力循环的冷源损失，使蒸汽的热量得到充分的利用，提高整个热力系统的热效率，并能够缩短启动时间，加快并网后机组升负荷速度。机组启动一次可节约原煤近100吨，降低供电煤耗约为0.04g/kWh。（5）、机组启动采用等离子三极点火技术，基本实现无油启动，通过查看玉电6月份经济分析材料，机组启动点火最多用油12.96吨。

六、设备管理

1、设备检修模式

因为玉环电厂的主要检修工作由浙江火电公司承揽，电厂对火电公司的管理基本采用点检制。

玉环电厂部室设置中与检修管理直接相关的有两个部门，分别为策划部和设备部。策划部主要进行技术监督和合同管理，设备部对设备和外包队伍进行全面管理。设备部一共七十多人，下辖一个热工班，一个电气二次班，和各专业点检及专工。

为了便于管理，玉环电厂把常驻外包队伍纳入自身管理体系进行管理，称为检修部，由外包队伍浙江火电公司组成，共五百多人。

2、输煤托辊的使用情况

玉环电厂2006年投产，原托辊设计使用寿命为2万小时，托辊超期使用情况普遍，加上输煤冲洗水质、盐雾等各方面的原因，托辊表面锈蚀情况非常严重，在运行中摩擦皮带，加大了胶带的磨损，是造成现在很多皮带机胶带非工作面提前磨损的主要原因之一。托辊锈蚀问题，也带来了皮带机运行噪声大的问题。现在玉环电厂使用一种新型高分子聚乙烯托辊，托辊本体采用高分子聚乙烯材料制作，可以有效解决托辊表面腐蚀问题。对比原来的钢托辊有以下几个方面的优点：

（1）托辊较为平稳、噪声低，因托辊主要部分采用了高分子聚乙烯材料，隔音效果也较钢托辊要好，因此托辊运行噪音相对较小，经测试，更换前旧钢托辊平均噪声为86分贝，改造后降为76分贝。

（2）、新型托辊采用迷宫式密封，防尘效果良好，可以有效延长轴承的使用寿命。

（3）、由于采用高分子材质，托辊筒体表面耐腐蚀性能优异，解决了钢托辊表面腐蚀损伤胶带问题。

（4）、高分子聚乙烯材料托辊自身的重量只有钢托辊的一半，便于更换，降低了现场作业人员的劳动强度，也大大减少了设备停运时间，降低了对输煤系统卸煤、上仓的影响。

（5）、将钢托辊更换为高分子聚乙烯托辊后，可以延长托辊使用寿命1/3，从目前平均使用寿命20000小时，提高到30000小时，胶带使用寿命从4年提高到6年。

（6）、新型高分子聚乙烯托辊的价格是原有普通托辊的1.1倍。

（新型高分子聚乙烯托辊）

3、输煤栈桥扬尘治理

玉环电厂2006年投产，输煤栈桥除尘器原设计为水膜除尘器，由于输煤系统用水水质差，腐蚀性强，设备不能正常运行。后改造了部分静电除尘器，在煤价高时，电厂大量燃用印尼煤，静电除尘器经常发生爆燃，也不能正常运行。现在玉环电厂控制输煤栈桥扬尘的主要措施是改造落煤桶，通过曲线设计，将燃煤的跌落变为滑落，降低煤尘飞扬，加装多层挡煤皮，抑制煤尘溢出。输煤栈桥除尘器全部停运，基本没有粉尘飞扬现象，为达到更好的环境，玉环电厂下一步准备在部分区域加装水雾抑尘系统。

（落煤桶）（多层挡煤皮）

七、环保管理

1、废气排放：

玉环电厂在废气排放方面执行了很高的标准，#3机组实现了超净排，其它机组逐步进行改造。2015年1月27日，#3号机组一揽子节能环保改造项目顺利完成168小时试运，正式投入生产。浙江省环保厅环境监测中心同期数据显示，改造后的玉环电厂#3号机组二氧化硫排放量为每立方米15.9mg/Nm3，氮氧化物排放24.8 mg/Nm3，烟尘排放1.45 mg/Nm3，均低于燃机排放标准。

玉环电厂一揽子节能环保改造确定采用当前最为先进可行的烟气协同治理技术路线，改造项目达14项。按照改造方案，在这次节能环保改造中，玉环电厂采用了多项先进技术：烟气协同治理技术路线，不增加湿式除尘器，节省了设备投资及运行维护成本;低氮燃烧器 +脱硝装置改造相结合的方式，则使氮氧化物排放低于50 mg/Nm3;管式换热器(WGGH)改造高负荷阶段可将多余热量加热汽机凝结水进行回收利用，每千瓦时可降低煤耗约0.5克。

1月27日，机组完成168小时试运后正式投入商运。环保在线监测数据显示，主要排放指标优于设计值。与改造前相比，#3号机组烟尘单位排放量每千瓦时减少0.046克，二氧化硫每千瓦时减少0.154克，氮氧化物每千瓦时减少 0.188克。

玉环电#3机组烟囱基本上看不到烟气尾迹

2、废水处理

厂在国内第一个采用“双膜法”海水淡化工艺，将建成国内最大容量的海水淡化工程。“双膜法”海水淡化工艺是国际先进技术，采用此技术，不仅可以根据工艺用水分类分质供水，还可以使电厂余热得到综合利用，淡水重复利用率64%，废水重复利用率100%。华能玉环电厂的全部淡水将采用海水淡化获得，制水量为1440m3/h，制水成本大于5元/M3。

玉环电厂配备一套完备的工业废水处理系统，处理后的污水符合国家《污水综合排放标准》（GB8978-1996）第二类污染物最高允许排放浓度中的一级标准，并能达到重复利用标准。

据介绍，玉环电厂实现零排放，全厂只有一个雨水泵可以向外排水，但绝没有把废水向外排放。由于淡水成本高，该厂用水根据工艺要求进行分类分质供水，各类废水经过处理全部回用，品质最差的废水最终用于煤场喷淋。废水处理系统基本上采用最简单、可靠地沉淀工艺。1.渣水处理系统（进入煤水系统）

2.煤水处理系统

3.脱硫废水最终也进入煤水系统

八、燃料管理 玉环电厂已通过燃料管理标杆电厂（华能管理标准）验收工作，由于进煤结构不同，玉环电厂入厂煤全部委托第三方进行化验。创建燃料管理标杆电厂主要进行了视频监控全覆盖，现场设备文明治理，燃料监管系统完善等工作。入炉煤也未进行“四采四化”工作。

（煤场示意图）

（入炉煤化验室通风设施）

（入炉煤送样路线标示）

九、值得借鉴的管理经验：（全体）

1、运行管理平台，构建了沟通的桥梁和纽带，也实现了信息的共享，更注重挖掘职工的潜力，激发职工的积极性和主动性。

2、针对现场出现的问题，进行运行分析，并以论文的格式上报，更加规范、详细。并对提出解决方案或合理化建议给予奖励，利于人员技术水平提高。（附玉环电厂运行分析与论文）

3、运行部每两个月，根据现场的问题、难点进行分析总结，并出版内部运行分析双月刊，利于专业技术水平的提升。（附玉环电厂运行部运行经济分析双月刊）

4、对现场设备的异常、故障进行分析，并及时在平台展示，不瞒不掩，便于信息共享，有利于避免同类事故的发生。（附玉环电厂运行部不安全事件分析）

5、进一步规范和推广机组检修调试小组。

6、参观调研室，正好碰见#4机组启动，机组启动全过程无专工以上人员参与，利于值班员整体技术水平和协调能力的提升。

7、玉环电厂的工作票、操作票、缺陷、发电量、厂用电率、煤耗、环保超限统计更加完善，便于绩效管理。

8、把常驻外包队伍纳入二级单位进行管理，玉环电厂做的比较彻底。

9、玉环电厂锅炉普查工作委托西安热工院进行，所以检查工作比较科学到位，多年来四管泄漏导致的非停一直控制的比较好。

10、对浙江火电公司有非常简明且易操作的控制非停奖励办法，每台机组每年无非停，奖励五万，有非停，奖励取消。通过与火电公司管理人员交谈，我认为，火电公司对这个办法的反应非常积极。

11、策划部只进行合同管理，策划部与设备部分工明晰，扯皮推诿现象极少，而且设备部技术力量强大，能够充分行使对外包工程的管理。

12、机侧油站治理的标准很高，明显比炉侧油站好的多，但经询问并没有特别针对性的管理办法，我想这可能主要归因于不同管理人员不同的管理标准，也就是管理人员的自身水平。

13、玉环厂区内的道路，和市区内的道路一样，每条道路都有名字及道路牌，我认为这可以使厂区文明生产管理中的位置确定问题更准确和高效。

14、现场每个消防器材、消防栓等均有编号，每处走廊都有应急指南以及火灾报警流程图供人员学习，每一处人员比较集中的地方，均有紧急疏散地域与分布告示牌。

15、在行政楼门口，设置了一道职工笑脸墙，由九个小的Led显示屏组成，全体职工的笑脸都在上面。工作时间不间断播放，从而增强职工的自豪感和归属感，起到很好的凝聚人心作用。

十、总结

由于时间有限，了解的内容不多不全面，但触动很大，希望通过这次调研对元电公司设备管理、运行管理、节能管理、环保管理以及文明生产工作有所帮助。

调研人：宋志杰

2015年7月21日

第五篇：电厂汽轮机改造调研报告

协鑫太仓电厂汽轮机改造调研报告

一、设备概况

汽轮机为上海汽轮机厂生产的引进型、亚临界一次中间再热、反动凝汽式汽轮机，产品型号：N300-16.7/538/538型；该型汽轮机与我公司的汽轮机的主要不同之处是我公司采用了冲动式汽轮机，高中压转子没有设置平衡盘，所有推力依靠结构型式及推力瓦进行平衡。

二、改造内容

1.喷嘴组的更换

1.1.对新喷嘴的通流面积进行适当调整，以提高机组的整体性能。

1.2.此项工作由北京龙威发电技术有限公司负责实施，西安热工院负责负责对设计图纸进行审查、确认；并对现场实测数据方式及结果进行确认并进行安装技术指导；

2.高压缸汽封改造

2.1.高压进汽平衡活塞5圈、高压排汽平衡活塞3圈、中压进汽平衡活塞2圈共10圈，每圈汽封中一道高齿改为刷式汽封。

2.2.此项工作由南京信润科技有限公司负责实施。西安热工院负责对设计图纸进行审查、确认；负责对现场实测数据方式及结果进行确认；对汽封的加工工艺及质量进行监理。

3.低压缸汽封改造

3.1.低压端部轴封：低压端部轴封左右对称,共8（2*4）道全部改成蜂窝汽封。

3.2.低压隔板：第2、3、4、5、6、7六级每级迎汽侧后面一道齿改为刷式，两侧共12圈。

3.3.低压叶顶汽封：第1、2、3、4、5级叶顶汽封每级迎汽侧后面一道齿改为刷式，共10圈。

3.4.此项工作由南京信润科技有限公司负责实施。西安热工院负责对设计图纸进行审查、确认；负责对现场实测数据方式及结果进行确认；对汽封的加工工艺及质量进行监理。

4.中压缸、小机轴端汽封采用蜂窝汽封技术进行改造：

4.1.中压2至9级隔板汽封8环；

4.2.中压1至9级叶顶汽封9环；

4.3.高中压缸轴端汽封电端、调端内侧汽封各4环，共8环；

4.4.每台小机（共两台）前后轴封最外端各3环，每台6环，共计 12环。

4.5.上述共计37环更换为蜂窝汽封。

5.其它改造

5.1.高压缸内外缸夹层在挡汽环处加装阻汽片。

5.2.高压静叶持环动、静叶汽封分别为2×11道、3×11道共计55道重新镶齿、调整。

5.3.低压一号内缸横向结合面加密封键（共四道，现场施工）。

5.4.A、B小机汽缸横向结合面加密封键（共四道，现场施工）。

5.5.4～8项工作由秦皇岛五洲电力设备有限公司负责实施，西安热工院负责对现场实测数据方式及结果进行确认；对汽封的加工工艺及质量进行监理。

6.疏水系统及冗余系统改造

6.1.主、再热蒸汽系统

6.1.1.主蒸汽管道疏水合并：实施方案：取消主蒸汽管道三通前疏水门（016-SV2503）和其门前手动隔离门（015-HR250006）及其管道，扩容器侧加堵头。取消主蒸汽管道三通后A侧主蒸汽管疏水门（020-SV2505）和其门前隔离手动门（018-HR250008）及其管道，扩容器侧加装堵头。以上两疏水管路合并后再与B侧主蒸汽管疏水管在手动隔离门（HR250007）前合并。注：取消主蒸汽管道三通前疏水门（SV2503）和主蒸汽管道三通后A侧主蒸汽管疏水门（SV2505）控制系统。

6.1.2.高旁减温水管路：实施方案：在高旁减温水调整门（002-CV2611）后，加装手动截止球阀一个，取消电动门前后管道放水、放气，高旁减压阀前加装电动闸阀。

6.1.3.高排逆止门后管道疏水：实施方案：取消冷再热蒸汽管疏水门（004-SV2514），手动隔离门（005-HR25015），取消高排逆止门后疏水气动门（008-SV2510）和手动门（009-HR25012）将管路在原高排逆止门后疏水手动门（009-HR25012）前合并。

6.1.4.热再蒸汽管道疏水：实施方案：取消再热蒸汽管疏水门（022-SV2506）及前手动隔离门（021-HR25018），取消再热蒸汽管2号疏水门（024-SV2508）及前手动隔离门（023-HR25020），将两管路在1号中主门前疏水手动门（013-HR25019），与1号中主门疏水管合并。合并位置位于3米平台，阀门也布置在3米平台。注：热工拆除取消的原热再蒸汽蒸汽管道疏水气动阀控制系统；

6.1.5.高压门杆漏汽：实施方案：高压门杆漏汽小集管在12.6m水平段由原来的ф60×6mm改为ф89×7mm后接至再热主气门前管道。

6.2.抽汽系统

6.2.1.抽汽管道疏水：实施方案：取消各段抽汽电动门与逆止门之间疏水。注：热工拆除取消的原抽汽电动门与逆止门之间疏水气动阀控制系统。

6.2.2.抽汽管道放气：实施方案：取消各段抽汽管道放空气门。

6.2.3.原高排通风阀管道：实施方案：在二段抽汽接口管道底部接疏水管路至高排逆止门前疏水罐，在竖直管段处，接入快冷进汽。高压缸快冷排气由取消的轴封安全门排大气管路接入。

6.2.4.将高压外缸疏水、高压第一级疏水接入高排母管。

6.3.轴封供汽系统

6.3.1.轴封供汽滤网：实施方案：取消轴封供汽排污滤网，同时取消放水管路。取消轴封供汽安全门，在原排汽管接入高压缸快冷排气。

6.3.2.在低压轴封供汽管加装手动调整门及压力表

6.3.3.主汽至汽机汽封系统管路：实施方案：取消主汽至汽机轴封系统管路及所属疏水阀门组，在隔断处加堵头。注：热工拆除取消的主汽供轴封系统气动阀及其控制元件。

6.3.4.冷再供轴封系统：实施方案：取消冷再供轴封管路，在隔断处加堵头。注：热工拆除取消的冷再供轴封系统气动阀及其控制系统。

6.3.5.轴封溢流：实施方案：轴封溢流分开两路，原旁路仍接至凝汽器，原主路改接至八段抽汽温度测点后，更换原气动门，门尽量靠近凝汽器，门前管道φ133，门口φ159。在气动门后加装疏水。

6.3.6.轴封管路疏水：实施方案：铺设两路疏水集管DN50，以轴封母管减温器为界，减温器前所有疏水直接接入一路疏水集管，减温器后所有疏水接入另一路疏水集管。两路疏水集管就近接入轴封溢流门后至凝汽器的管道。辅汽至轴封供汽旁路加装自动疏水器及疏水旁路作为热备用。

6.3.7.辅汽至轴封供热减温站移位：辅汽至轴封供热减温站移位到原冷再供轴封系统的位置。

6.4.凝结水系统

6.4.1.取消凝结水至储水箱管路及阀门。

6.4.2.取消凝结水泵进出口安全门

6.4.3.更换五号低加出口至除氧器流量孔板：实施方案：提供孔板设计参数：压力：1MPa；温度：130℃；流量量程：0～900t/h，对应孔板差压：0～100kPa，管道尺寸为φ325×8。

6.5.汽轮机本体疏水系统。

6.5.1.取消1号、2号调门后汽轮机放气及其管路。

6.5.2.高压调门疏水：实施方案：取消1、2号高压调门孔板后疏水阀门，将管路在与3号～6号调门孔板疏水在手动门前合并。

6.5.3.四段抽汽管上开孔加装疏水集管，位置在抽汽电动门前。

6.5.4.高中压缸平衡管疏水管路阀门取消，管道接至四段抽汽疏水集管。

6.5.5.再热汽门控制阀漏汽改接至四抽管路上的疏水集管上。

6.5.6.合并再热蒸汽导管疏水管路，保留B侧，取消A侧管道、阀门

6.5.7.原高中压缸冷却蒸汽管取消，高中压外缸 两端和中压内上缸、中压平衡盘汽封套处分别封堵。

6.5.8.取消中压外下缸中部疏水管（1╳2），在距下缸外表面100mm处切开，封堵。扩容器侧加堵头。

6.5.9.取消中压外下缸排汽区疏水（1╳2），在距下缸外表面100mm处切开，封堵。扩容器侧加堵头。

6.5.10.高中压缸平衡管（1╳4），取消法兰及孔板，直管接通。

6.5.11.中压外上缸法兰（高中压平衡盘加平衡块）堵板开孔接入原中压缸冷却蒸汽处快冷，同时割除堵板处加平衡块的导向管。

6.6.小机供汽系统：

实施方案：拆除主汽供轴封系统相关的阀门和管道。

6.7.高、低加疏水放气系统

6.7.1.取消各高、低加所有汽侧启动排汽门和相应管道。

6.7.2.取消各高、低加所有化学清洗、充氮系统的阀门和相应管道

6.7.3.取消高、低加正常疏水和危急疏水站的所有疏水排大气阀门和相关管道。

6.7.4.各高加危急疏水调整门前手动门改为电动门，并做下列联锁：1）加热器水位高Ⅰ值时发报警并联开此电动门。2）加热器水位低于高Ⅰ值时联关此电动门。

6.7.5.六号低加至七号低加疏水管路安装走向变更：实施方案：重新铺设的管道与原疏水调整门前管径一致，吊架视空中钢架结构位置灵活设置。取消气动门后手动门。阀门靠近七号低加疏水口。

6.7.6.七号低加至八号低加疏水管路安装走向变更：实施方案：重新铺设的管道与原疏水调整门前管径一致，取消气动门前后手动门，气动门布置靠近八号低加疏水口。

6.7.7.八号低加正常疏水：实施方案：取消8号低加正常疏水调整门前后手动门及其放水，将疏水调整门移位至0米层，尽可能靠近凝汽器热水井。

6.7.8.1号、2号、3号高加，5号、6号、7号、8号低加水位控制整体抬高200mm。

6.7.9.1号、2号、3号高加运行排汽一次门、5号、6号低加运行排汽总门改为球阀。

6.8.低压门杆漏汽至轴加系统：实施方案：在低压门杆漏汽至轴加手动门前接管路加装手动门接至改造后的轴封溢流至8号低加调整门后。

6.9.取消锅炉5%启动旁路至高疏扩一路管道及阀门，在5%旁路至定排管道上封

堵。

6.10.高压旁路阀前加装电动闸阀：实施方案： 将高压旁路阀向冷再管道方向移动1000mm左右,给水减温水管道做相应移动，将高压旁路阀前支吊架取消，在此位置加装电动闸阀，重新设计支吊架。

三、改造后实施效果

以#6机300MW机组为例，通过汽轮机改造，在300MW情况下，汽轮机热耗由8682.2kJ/(kW·h)下降至8067.6 kJ/(kW·h)，供电煤耗由340 g/(kW·h)降为316 g/(kW·h)。节能效益非常可观。