机组供电煤耗偏高原因分析及改计划.docx

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机组供电煤耗偏高原因分析及改计划

机组供电煤耗偏高原因分析及改造治理计划

-----设备部

XXX公司4X660MW机组投产以来，机组热耗始终高于设计值。

设备部各专业经过认真分析和长期不懈地努力改造，设备安全稳定性有大幅提高，设备性能及部分经济指标也较投产初期有大幅提升，但供电煤耗仍未能达到理想值，现从锅炉、汽机两个部分进行分析，并计划于近三年的检修计划中进行改造治理，进一步提高机组的经济性。

第一部分：

汽机侧影响煤耗的主要问题

我公司汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的660MW超超临界、单轴、三缸四排汽、一次中间再热凝汽式汽轮机，采用一级大旁路、高压缸启动方式。

目前汽机热耗值偏高的原因主要为汽机效率偏低、高旁阀内漏、高压疏水阀门内漏、循环水系统对真空度的影响。

一、汽机效率偏低

我公司四台超超临界机组安装后，性能考核试验数据均偏离设计值较大，经一、二类修正后1号机较设计值（7352.7kJ/kWh）偏高202kJ/kWh；2号机较设计值高118kJ/kWh；3号机较设计值高274kJ/kWh；4号机较设计值高158kJ/kWh。

而造成热耗高的主要原因在汽轮机效率，从机组投产后的考核试验可以看出：

1号机高压缸效率较设计值（88.86%）低6个百分点，中压缸效率比设计值（94.31%）低2个百分点；2号机高压缸效率比设计值低3.8个百分点，中压缸效率比设计值低2个百分点；3号机高压缸效率比设计值低2.2个百分点，中压缸效率比设计值低1.5个百分点；4号机高压缸效率比设计值低5.2个百分点，中压缸比设计值低3.2个百分点。

同时，汽轮机调节级和各段抽汽压力、温度均存在不同程度的超温超压现象，也直接反映出缸效低的现状。

目前4台机组调节级及各段抽汽超温超压情况如下（660MW满负荷下）：

1、调节级压力

⑴1号机:

调节级压力高于设计值1.2Mpa左右；

⑵2号机:

调节级压力高于设计值1.1Mpa左右；

⑶3号机:

调节级压力高于设计值1.1Mpa左右；

⑷4号机:

调节级高于设计值1.1Mpa左右。

2、抽汽段温度超于设计值情况

⑴1号机：

一抽超温12℃左右，五抽超温20℃左右，六抽超温39℃，七抽超温30℃；

⑵2号机：

五抽超温24℃，六抽超温40℃左右，七抽超温32℃左右；

⑶3号机:

一抽超温7℃左右，五抽超温26℃，六抽超温43℃；

⑷4号机:

一抽超压0.3Mpa，一抽超温10℃左右，五抽超温25℃，六抽超温45℃左右，七抽超温34℃左右。

2011年5月1号机组B级检修期间对汽机进行揭缸，发现高中压转子弯曲0.125mm，高压喷嘴室出现严重裂纹，对转子及喷嘴室进行返厂处理，处理后转子弯曲0.06mm左右，喷嘴室因产生焊接变形，上下两半喷嘴室加垫4mm，影响了喷嘴汽流方向并造成汽缸中分面漏汽，热量损失较大，对机组热耗产生直接影响。

转子弯曲在启动时和汽封产生碰磨，造成级间间隙增大，级间漏汽导致缸效降低，各抽汽段有超温超压现象。

因此，汽轮机本体存在的材料和制造方面的缺陷是影响吕四港电厂经济性的主要原因。

二、高旁阀内漏

为适用汽轮机启停要求，吕四港电厂旁路系统为高压一级大旁路，旁路入口压力25Mpa，出口压力0.588Mpa。

这种仅采用一道阀门隔离的设计方式，造成阀前阀后压差大，容易产生泄漏。

从近期检修维护情况看，蒸汽中及其细微的杂质均会造成高旁阀关闭不严，产生高压蒸汽损失，影响机组经济性和安全性，目前运行中四台机组高旁阀均存在不同程度内漏，影响机组效率。

为摸清底数，对4台机组进行现场试验。

在机组负荷500MW，主蒸汽压力23Mpa正常工况下，旁路减温水全停后，各台机组高旁阀后温度统计如下：

序号

名称

减温水调门开度（%）

减温水全关阀后温度（℃）

1

1号机组A高压旁路

0

调门、截止门关闭后半小时，由53℃涨至59℃

2

1号机组B高压旁路

0

调门、截止门关闭后半小时，由33℃涨至83℃

3

2号机组A高压旁路

0

调门、截止门关闭后半小时，由48℃涨至65℃

4

2号机组B高压旁路

0

调门、截止门关闭后半小时，由42℃涨至72℃

5

3号机组A高压旁路

0

调门、截止门关闭后半小时，由61℃涨至80℃

6

3号机组B高压旁路

0

调门、截止门关闭后半小时，由68℃涨至80℃

7

4号机组A高压旁路

0

调门、截止阀全关后温度不涨（29.7℃）

8

4号机组B高压旁路

2

调门关闭后，3分钟内由34℃涨至105℃

三、疏水系统阀门内漏

由于锅炉氧化皮问题，机组启动阶段，主汽、旁路疏水系统蒸汽清洁度较差，主汽、旁路疏水系统等高压疏水阀门的结合面受到铁屑破坏，关闭不严、内漏严重。

经现场测温统计，4台机组主、再热蒸汽、抽汽系统现共有18只疏水阀门存在内漏。

对机组热耗影响较大。

同时，发生内漏阀门出现不同程度冲刷现象，目前已有阀门后管壁因冲刷变薄最终造成管壁爆裂发生，其它部位也随时有爆管可能，对安全生产威胁极大。

四、循环水系统的影响

我公司地处沿海，4台机组凝汽器采用海水进行直接冷却，原设计盾构长度2.8公里，但在基建期间由于施工难度原因，循环水盾构较设计长度减少了320米，导致现在的循环水温度较设计值偏高，对机组真空度造成影响。

另外，由于季节性海生物、随暴风雨而来的海藻类植物，对循环水旋转滤网、二次滤网产生堵塞，造成机组出力受限、安全运行受到威胁。

今年夏季以来，受此类因素影响，旋转滤网、二次滤网故障率较高。

现已对旋转滤网运行方式进行了调整，提高了循环水系统设备的可靠性，但同时也增加了厂用电率，也增大机组的供电煤耗。

第二部分：

锅炉侧影响煤耗的主要问题

经过对锅炉侧热力系统及主、辅机设备性能的分析和现场检查，锅炉对机组供电煤耗的主要影响因素有：

锅炉炉管超温导致的降汽温运行、锅炉保温层的超温散热、锅炉炉顶大包内炉顶密封泄露损失。

一、锅炉炉管超温、被迫降汽温运行

为了防止锅炉管壁超温问题，我公司通过调整，将锅炉高温受热面管壁温度控制在不超过640℃，主汽温由设计值605℃降至588℃当前值，严重影响机组供电煤耗。

二、锅炉保温层超温

锅炉保温超温部位主要为锅炉四层炉膛水冷壁处较多，经现场测温统计如下表：

锅炉编号

炉本体前墙测量点温度（℃）

炉本体左侧墙测量点温度（℃）

测量点1

测量点2

测量点3

测量点4

平均温度　

测量点5

测量点6

测量点7

测量点8

平均温度　

1

63

59

67

66

63.75

71

69

59

63

65.5

2

54.8

54.3

56.5

57.4

55.8

50

51.6

54.2

54

52.45

3

59.4

53.9

55.4

56.8

56.4

60.4

54.2

53.5

41.4

52.4

4

56.1

53.5

55.5

57.9

55.8

58

54

54

56

55.5

三、锅炉炉顶大包内炉顶密封泄露情况

目前，我公司4台锅炉炉顶大包内炉顶密封存在不同程度泄露问题。

其中过热、再热、屏过、中隔墙等各部集箱保温及耐火浇筑料大部脱落；屏式过热器、高过、高再穿墙管与顶棚过热器密封板内部微膨胀耐火可塑料大部分产生裂纹及脱落吹开，漏灰严重，局部积灰堆积高度达1米以上；顶护板顶部与炉墙四周的硅酸铝耐火纤维毯及高温玻璃棉板损坏严重，漏热严重超标，局部温度可达120℃以上，大包外部大部分实测温度在70℃以上，严重影响机组运行经济性。

同时，4台锅炉炉顶大罩壳密封漏风漏灰严重，增加锅炉散热损失，降低锅炉热效率进行炉顶密封改造、减少炉顶密封漏风是很有必要的。

第三部分：

电气设备需改造的主要问题

经过对全厂电气设备的综合性能的分析和现场检查，电气设备对煤耗没有直接关系，但通过改造可以有效降低厂用电率、提高设备出力和使用效率，电气设备对机组节能的主要影响因素有：

部分电气设备如闭冷泵的工频运行存在改造空间、脱硫浆液循环泵电机容量偏低导致电机长期处于满负荷运行状态、发电机组励磁母线绝缘虽然合格，但停机后绝缘下降较快，500kV出线线路绝缘子未进行PRTV涂料喷涂，存在闪络的风险。

一、硫浆液循环泵电机容量偏低，导致电机长期满负荷运行。

我厂脱硫浆液循环泵电机每台机组共3台，湘潭电机股份有限公司生产，型号为YKK630-10，容量分别为800kW,900kW，1000kW，平时运行时3台脱硫浆液循环泵电机运行时电机电流均达到额定值，温度偏高，尤其在夏季绕组温度达到120℃，给机组安全运行带来较大的安全隐患，需要每台机组采购一台1100kW电机更换原1000kW电机，更换下来的1000kW电机替换原900kW电机，900kW电机替换800kW电机，替换下来的800kW电机作为备用电机。

二、1-4号机组发电机励磁母线停机后绝缘下降快。

我厂属于围海造厂项目，厂区处于沿海高盐雾环境中，因而我厂励磁母线绝缘比较低，尤其是每次开机时均需对其进行加热以提高其绝缘水平，甚至在机组运行中也出现过励磁母线绝缘低的情况，严重的影响了我公司机组的安全稳定运行，需要对其进行改造处理。

三、500kV出线线路绝缘子未进行PRTV涂料喷涂

吕四港电厂输电线路起自吕四港电厂500kVGIS站，终于500kV南通东站东侧500kV构架“吕四港Ｉ、ＩＩ”间隔，途径启东市，海门市。

航空距离35.6ｋｍ，线路全长４０．３６９ｋｍ，曲折系数1.134，线路耐张串采用普通盘型瓷绝缘子，进线档耐张串采用双伞型瓷绝缘子，直线串（含直线转角）I线采用长棒型瓷绝缘子（其中G1-N21段采用210KN合成绝缘子），右侧采用三伞型瓷绝缘子。

由于我厂处于海上，线路所在地区特殊的气候环境，盐雾密度高，运行电压等级高，时时地受到台风的威胁，存在较大的安全隐患；按照规定线路绝缘子需要定期清扫，由于500kV系统的特殊性，平时无法停电，根本无法保证定期的清扫工作，且清扫时费用以及人员的安全风险很大。

一旦由于清扫不及时或不彻底，在雨季发生污闪或者发生雾闪，将会造成很严重的电网污闪事故。

因此，有必要对其进行PRTV涂料喷涂。

四、发电机出口断路器内计量CT更换

我公司1-4号机组投产初期，主变损耗均在2%-3%之间，是正常值（0.3%左右）10倍。

现场实际测量发现，在相同负荷下，GCB开关内这组计量CT比其它的几组CT（包括保护用CT、测量用CT）的电流要大，机组的负荷越大，计量所用的这组CT二次电流值比其它几组CT的二次电流值大的越多，而其它几组CT所测得的数据都大致相同，经过标准仪器以及交流采样装置的实际测量，确定其他几组CT数值准确。

机组在600MW负荷时，实际测量计量回路的二次负担也不超过10VA。

经过CT厂家及电科院专家在停机时的检测，以及查阅相关的设计规范、规定之后，确定导致计量CT精度不准确的原因是由于设计院设计的CT的容量选取得太大（100VA）而引起的，有必要对其进行更换。

第三部分：

整改及治理

一、汽机缸效低治理方案

3号机组C修时间比较短，无法对汽轮机揭缸调整，因此3号机组缸效低无法在2012年彻底治理。

在2012年3月份2号机组安排一次B修，可以对2号机组高中压缸进行揭缸，在处理转子过临界振动大和高压喷嘴焊缝缺陷检查的同时对高中压缸通流间隙进行调整，汽封进行改造，可以解决汽机缸效低的问题。

此项费用大概需要150万左右（在高压喷嘴焊缝无缺陷不需更换喷嘴的情况下发生的费用）。

在2012年10月1号机组安排一次A修，在A修中可以解决1号机组缸效低的问题：

对1号机组高压缸进行揭缸检修，更换尚且存在安全隐患的高压喷嘴，并按照设计要求重新调整高压喷嘴最佳位置。

对高压内缸缸体变形问题将进行返厂修复，彻底根除漏气损失。

并于高中压缸汽封进行改造，对通流间隙重新调整，减少汽封级间漏汽损失，提高高压缸效率，最终保证汽轮机主设备的安全性，并将汽机热耗提高至设计值。

此项工作需要的费用大约是高压喷嘴100万，高中压部分汽封大约200万元，费用合计300万元。

另外，考虑2011年1号机组B修中揭缸检查发现高中压转子产生弯曲，转子叶顶汽封和隔板汽封出现严重磨损，转子过桥汽封部位表面出现深约0.5-0.7mm的磨痕，级间漏汽增大，汽缸效率下降，虽然对转子进行处理，运行中振动达到设计值以内，但是此转子还是一个椭圆形，势必会影响汽机缸效的，目前2号机组转子运行的状况基本和1号机组相同，存在已经弯曲的可能，从长远经济利益考虑，为保证汽轮机热耗能达到设计值，建议订购一台进口高压转子，在2014年对目前产生弯曲的国产高中压转子更换为进口高中压转子。

预计费用3000万元。

二、高旁阀门内漏

目前最佳方案是在高旁阀前加一道手动截止阀。

由于订货时间紧张3号机组1月份的C修中无法完成；在3月份的2号机组的B修中和10月份的1号机组的A修中可以对1、3号机组的A.B高旁加装截止阀，需要费用1台机组大约需要200万元。

在订货中考虑把1、4号机组的一起采购，在2013年和2014年中进行实施改造。

三、阀门内漏治理

目前4台机组的锅炉侧疏水基本没有漏泄，漏泄点主要集中在4台机组的汽机侧，其中1号机组4个，2号机组5个，3号机组5个，4号机组4个。

现在已经订货落实的阀门有8个，还有8个阀门在下月出能够落实订货。

预计到货时间是1月份到货8个，4月份到货8个。

这样可以在1月份3号机组的C修、3月份2号机组B修、10月份1号机组的A修中解决所有存在严重内漏的疏水阀。

同时在A.B.C级检修中还要对所有疏水阀进行解体检查，存在问题的阀门进行补焊研磨。

另外经与哈汽厂沟通需对热力系统进行优化，将于2012年机组检修期间，取消高压通风阀、第二通风阀等蒸汽管段，这样可以杜绝通风阀内漏的发生。

这样在2012年可以完全解决几台机组的疏水阀门内漏问题。

此项工作的需要的费用大约是：

购买阀门的费用240万;阀门焊补、研磨费用160万，热力系统优化50万元，合计需要费用450万元（4台机组合计）。

四、循环水系统

经过研究，我公司计划于2013年和2014年对循环水取水深度进行改造，采用沉降埋管方式，于循环水盾构外延伸取水管路500米，该项改造工程已经上报可研报告。

预计费用2亿元。

同时针二次滤网产品质量存在问题，计划在2012年的A、B、C级检修中对二次滤网进行全部解体大修，对传动机构进行更换，彻底解决二次滤网可靠性问题。

此项费用预计600万元。

五、锅炉炉管超温、被迫降汽温运行

为了提高机组蒸汽主参数至设计值，达到机组设计煤耗水平，保证机组运行的安全性和经济性，制定锅炉高温受热面改造计划如下：

高温受热面管材更换原则：

后屏、末过、末再中SA213T91、SA213TP347H的管子更换为喷丸处理的Super304钢。

后屏过热器需更换约10000m；末级过热器需更换约5646m；末级再热器需更换约2600m。

2012年：

1号机组A级检修中对后屏、末过、末再SA213T91、SA213TP347H中的管子全部更换为喷丸处理的Super304钢,后屏过热器需更换约10000m；末级过热器需更换约5646m；末级再热器需更换约2600m。

总费用约2000万元；

2号机组B级检修对末级过热器25-35屏、45-51屏SA213T91、SA213TP347H的管子更换为喷丸处理的Super304钢，需要更换约2000m,共计需要费用约500万元；

3号机组C级检修根对末级过热器26-31屏SA213T91、SA213TP347H的管子更换为喷丸处理的Super304钢，需要更换800m,共计需要费用约200万元；

2013年：

4号机组A级检修完成高温受热面全部SA213T91、SA213TP347H的管子更换为喷丸处理的Super304钢工作，需费用约2000万元；

3号机组B级检修对末级过热器25-35屏、45-51屏SA213T91、SA213TP347H的管子更换为喷丸处理的Super304钢，需费用约500万元；

2014年：

2号机组完成高温受热面全部SA213T91、SA213TP347H的管子更换为喷丸处理的Super304钢工作，需费用约1500万元；

2015年：

3号机组年完成高温受热面全部SA213T91、SA213TP347H的管子更换为喷丸处理的Super304钢工作，需费用约1500万元。

六、锅炉保温层超温治理

利用2012年1号机组A修、2号机组B修、3号机组C修对锅炉17米前后墙标高8米至18米保温外护全部拆除，重行安装，共需要保温材料500立方米。

中间集箱处保温重新制作，共需要保温材料320立方米，彩钢板120㎡.需费用约300万元。

利用2013年机组检修的机会完成4号机组锅炉17米、中间联箱处保温超温治理工作，需费用约100万元。

七、锅炉炉顶大包内炉顶密封泄露治理

在机组进行检修时，将原来泄露的及损坏的顶部大包内部的顶棚、各过热器、再热器等联箱及管道保温及浇注料进行拆除，各密封盒内部的微膨胀耐火可塑料进行清理及拆除、炉墙四周损坏的保温拆除，重新按照炉顶密封的施工要求，在侧墙与顶棚间密封装置内敷设一定厚度的微膨胀耐火可塑料，上面涂抹一层5mm高温耐火胶泥，其余空腔内为硅酸铝耐火纤维散棉；有内护板区域炉墙的结构为：

在金属内护板一次密封装置内为50mm厚的微膨胀耐火可塑料，上面涂抹一层5mm高温耐火胶泥，其余空腔内满填硅酸铝耐火纤维散棉；金属内护板一次密封装置外敷设硅酸铝耐火纤维散棉加高温粘结剂。

炉顶大包顶部和四周炉墙的保温结构为50mm硅酸铝耐火纤维毯+150mm高温玻璃棉板；底部炉墙厚度为200mm硅酸铝耐火纤维板，用支撑钉、弹性压板和铁丝网固定；大包内凡温度超过400℃的集箱和管屏都采用结构为100mm硅酸铝耐火纤维毯＋20mm耐热密封涂料进行保温。

单台锅炉大包顶需治理保温面积约1460㎡.

治理计划如下：

利用2012年1号机组A修和2号机组B修的机会完成两台炉顶密封治理改造工作，需费用约800万元；

2013年完成4号机组全部和3号机组两台炉顶密封治理改造工作，需费用约800万元；

八、送风机、一次风机动调头改型

送、一次风机自2010年投入运行以来，动调头缺陷频繁，设备可靠性差，严重影响了机组安全稳定运行。

需要对送、一次风机动调头重新选型，选用豪顿华有限公司生产的进口动调头。

估计每台机组需要80万元。

共计需要费用约320万元。

九、硫浆液循环泵电机容量偏低

经过计算比较，目前我们采用的方案是每台机组新购买一台1100kw的循泵电机，逐级替换1000kW，900kW，800kW的电机，4台电机共计160万，计划在2012年机组检修时进行更换改造。

十、1-4号机组发电机励磁母线绝缘低

为增加励磁母线的绝缘性，我们采取的方案是在机组停机期间邀请原生产厂家来人对垂直段励磁母线进行加装绝缘热缩套管，原励磁母线不变，在裸母线上覆盖一层绝缘热缩管，使之能防潮，防灰，绝缘强度更高；另外，将原来的SMC绝缘板更换为绝缘性能更好的DMC绝缘子。

计划费用为每台机5万，共计20万。

十一、500kV出线线路绝缘子未进行PRTV涂料喷涂

我公司已于2011年对厂区内线路绝缘子进行了喷涂，效果明显，计划于2012年2,3号机组2、3月份小修时对分别对500kV两回线出线瓷绝缘子进行PRTV喷涂，500kV双回输电线路采用共铁塔架设，总共用100基塔，其中直线塔79基，直线转角塔2基，耐张塔19基。

I回线自电厂门型架起至21基塔为复合绝缘子，其余塔为瓷绝缘子；II回线100基塔全部为瓷绝缘子。

该项目已经上报可研报告。

预计费用500万元。

十二、发电机出口断路器内计量CT需更换

GCB开关内这组计量CT比其它的几组CT在正常运行时（包括保护用CT、测量用CT）的电流要大，机组的负荷越大，计量所用的这组CT二次电流值比其它几组CT的二次电流值大的越多，而其它几组CT所测得的数据都大致相同，经过标准仪器以及交流采样装置的实际测量，确定其他几组CT数值准确。

机组在600MW负荷时，实际测量计量回路的二次负担也不超过10VA。

经过CT厂家及电科院专家在停机时的检测，以及查阅相关的设计规范、规定之后，确定导致计量CT精度不准确的原因是由于设计院设计的CT的容量选取得太大（100VA）而引起的，计划在2012年至2013年机组检修期间进行更换，更换为容量在20VA的CT，预计费用在60万元。

XXX发电公司降煤耗技改项目计划表

序号

项目名称

主要措施内容

预估费用

（万元）

实施时间

汽机专业

3号机C级检修

1.

3号机内漏阀门治理

结合日常阀门内漏检查结果，对存在内漏现象的疏水阀门进行维修、更换，消除内漏现象

120

2012

2.

3号机一台凝结水泵改造

对凝结水泵通流进行优化，避开共振区，负荷较低时使凝结水调门开度达到100%，充分利用变频潜能，达到节能效果

12

2012

3.

3号机疏水系统优化及机外小管插接焊弯头及三通改造

委托专业单位对疏水系统进行二次优化，消除疏水系统冗余布置的现象，减少疏水阻力，提高效率，并对主蒸汽疏水系统存在的插接焊形式弯头及三通进行改造更换

40

2012

4.

3号机闭冷泵改造

改造一台闭冷泵为小泵，在秋冬季运行小泵，夏季运行大泵，以保证必要的扬程并达到节能效果

10

2012

5.

3号机凝汽器抽真空系统改造

高、低压凝汽器抽真空管单独布置，高、低压凝汽器采用单独、并联抽空气方式，改善凝汽器系统抽真空效果

12

2012

2号机B级检修

1.

2号机内漏阀门治理

结合日常阀门内漏检查结果，对存在内漏现象的疏水阀门进行维修、更换，消除内漏现象

120

2012

2.

2号机两台凝结水泵改造

在3号机改造试验的基础上，优化改造方案，对2号机凝结水泵通流进行优化，避开共振区，负荷较低时使凝结水调门开度达到100%，充分利用变频潜能，达到节能效果

24

2012

3.

2号机疏水系统优化及机外小管插接焊弯头及三通改造

委托专业单位对疏水系统进行优化布置，消除疏水系统冗余布置的现象，减少疏水阻比，提高效率，并对疏水系统存在的插接焊形式弯头及三通进行改造更换

20

2012

4.

2号机闭冷泵改造

改造一台闭冷泵为小泵，在秋冬季运行小泵，夏季运行大泵，以保证必要的扬程并达到节能效果

10

2012

5.

2号机凝汽器抽真空系统改造

高、低压凝汽器抽真空管单独布置，高、低压凝汽器采用单独、并联抽空气方式，改善凝汽器系统抽真空效果

40

2012

6.

2号机二次滤网改造

对二次滤网进行改型，消除内部渗水、传动机构卡涩磨损现象，并将二次滤网排污管移至循环水出口蝶阀前，确保检修期间能隔离

150

2012

7.

2号机转子、喷嘴检查

2号机高中压缸揭缸检修，对喷嘴室及高中压转子进行检查，确认转子是否弯曲并进行处理，并对汽封背弧修刮，对汽封间隙进行调整。

150

2012

8.

2号机低压缸端部汽封改造

2号机两台低压缸前后端部汽封改造，消除轴封用气量大的现象，减少辅汽投入，提高经济性

80

2012

9.

2号机高旁阀改造

在高压旁路阀前增加隔离阀，并将高旁阀由卧室布置改造为垂直布置，消除高旁内漏现象

200

2012

10.

2号机中低联通管改造

对低压缸进汽部分进行改造，消除节流损失

30

2012

11.

2号机1台旋转滤网改造

旋转滤网网板由钢丝网改造为枣核型蜂巢式组合网板，减少水阻，提高拦污效果，改善机组真空

120

2012

1号