汽机专业修前技术分析报告

汽机专业修前技术分析报告（一）汽机设备概况汽轮机为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司制造，型号CN320/200-16.7/537/537单轴、双缸、双排汽凝汽式汽轮机，容量320MW，进汽压力16.7MPa，进汽温度537℃。（二）运行分析2.1主要运行参数和运行方式的安全性、合理性和经济性分析2.1.1影响机组经济性分析：5号机低压旁路关闭状态下内漏，门后温度53℃，对应汽轮机低压缸排汽温度28℃5号机主蒸汽1号管疏水气动门及门前手动门内漏严重，气动门及门前前手动门均关闭状态下，门后温度测点65℃，2号管30℃1号高加进汽电动门内漏，阀门关闭后，存在蒸汽泄漏现象，不便于隔离系统1段、2段、3段抽汽及4段抽汽逆止门前后疏水气动门内漏较大5号机辅汽联箱1号安全门内漏，门后温度85℃5号机热网抽汽1、2号管抽汽逆止门开启操作后，状态不到位四抽管道保温效果不良，保温外壁温度偏高汽轮机4段、6段抽汽温度较设计值偏高20℃，建议检查通流除氧器水位调节阀旁路电动门内漏严重5号机凝汽器补水调节阀关闭时，内漏5号机冷却塔填料老化严重，存在碎裂脱落现象，冷却塔换热效果差。5号机冷却塔碎裂脱落填料进入循环水系统，造成凝汽器循环水上水滤网堵塞，影响凝汽器通水量，上排水温差大5号机凝汽器上水滤网破损，存在异物进入凝汽器水侧隐患，冷却塔碎裂脱落填料进入凝汽器循环水换热管内，造成2号胶球装置存在收球率偏低的现象5号机1号凝结水泵变频运行时38-43Hz，振动大，无法长期运行，影响凝结水泵正常调度，无法运行。除氧器排氧电动门运行中存在内漏现象，对经济性影响较大，建议处理。2.1.2影响机组安全性分析5号机高压缸排汽逆止门每次停机后反馈信号不正常，需要人为活动，才能正常5号机汽轮机通风阀停机后，不能正常联锁开启5号机机组运行中2瓦3、4点温度偏高90℃以上5号机3瓦振动3x：102微米，3y：97微米，其它各瓦振动最大不超过65微米，3瓦振动偏大，大于正常运行限值80微米5号机汽轮机停机惰走时间长，最近两次停机过程，凝汽器真空真空分别为-94.75KPa和-96.5KPa状态下，惰走时间分别为83分钟和96分钟，分析汽轮机存在漏汽现象，建议对汽轮机主汽门及调速汽门以及轴封系统进行检修。5号机汽轮机高压缸排汽温度，6段抽汽温度高于设计值5号机汽轮机本体保温较差，机组停运后，高压缸温差偏大超过42℃的规定值，汽轮机中压缸运行中负温差-19℃，中压缸下缸温度偏高5号机1、2号中压主汽门门杆漏汽，就地汽流声音较大5号机盘车装置冲转过程中，盘车手柄脱开不到位，导致盘车装置无法自动停止，需要手动搬动手柄方能脱开到位5号机密封油泵存在机封漏油现象5号机停机盘车状态下，密封油差压等参数正常情况下，存在向发电机内漏油现象。建议对密封瓦检查处理5号机2号中压主汽门频繁出现挂闸后无法开启现象5号机定子水温度调节阀调节特性极差，无法正常调节定子水温度，加减负荷均需要人员就地调整手动门开度控制定子水温度，建议更换5号机循环水1、2号电动滤网排污门临时改为手动门，需恢复电动门功能汽动给水泵小汽机直流油泵首次启动运行时，无法立即接带出力，存在安全隐患2.2技术经济指标通过以2018年年度数据为参考，对标对应负荷率下设计值对109项小指标进行对标分析序号指标完成值66.44%负荷下的设计值与设计值偏差节能潜力g/kWh75%负荷设计值与设计值偏差二汽机指标1热耗率（kJ/kWh）7725.238225.43-500.28096-370.772调节级压力（MPa）11.6910.860.8312.91-1.223一段抽汽压力（MPa）4.584.320.265.12-0.544一段抽汽温度（℃）397.98376.9021.08372.825.186二段抽汽压力（MPa）2.842.86-0.023.4-0.567二段抽汽温度（℃）291321.26-30.26317.7-26.79三段抽汽压力（MPa）1.2431.27-0.021.5-0.25710三段抽汽温度（℃）484.9481.033.87484.20.712四段抽汽压力（MPa）0.5950.64-0.040.75-0.15513四段抽汽温度（℃）385.05378.986.07380.14.9515五段抽汽压力（MPa）0.25-0.250.2916五段抽汽温度（℃）260.45-260.4260.618六段抽汽压力（MPa）0.09-0.090.119六段抽汽温度（℃）146.81-146.8147.221七段抽汽压力（MPa）0.04-0.040.0522七段抽汽温度（℃）82.11-82.1182.624八段抽汽压力（MPa）0.02-0.020.0225八段抽汽温度（℃）52.04-52.0455.427给水温度（℃）257.8253.943.86265.2-7.428高加投入率（%）100100.000100291号高加上端差（℃）-5.4-1.65-3.75-1.6-3.8301号高加下端差（℃）7.15.551.555.51.6311号高加温升（℃）29.325.174.13263.3321号高加堵管率（%）00.000.000332号高加上端差（℃）-20.00-2.000-2342号高加下端差（℃）2.975.60-2.635.6-2.63352号高加温升（℃）40.3440.45-0.1142.4-2.06362号高加堵管率（%）00.000.000373号高加上端差（℃）-4.40.00-4.400-4.4383号高加下端差（℃）115.555.455.55.5393号高加温升（℃）28.625.473.1326.42.2403号高加堵管率（%）00.000.000415号低加上端差（℃）2.80-2.802.8-2.8425号低加下端差（℃）5.60-5.605.6-5.6435号低加温升（℃）32.27-32.2733.1-33.1445号低加堵管率（%）00.000.000456号低加上端差（℃）2.80-2.802.8-2.8466号低加下端差（℃）5.60-5.605.6-5.6476号低加温升（℃）18.06-18.0618.6-18.6486号低加堵管率（%）00.000.000497号低加上端差（℃）2.80-2.802.8-2.8507号低加下端差（℃）5.55-5.555.5-5.5517号低加温升（℃）23.27-23.2724.1-24.1527号低加堵管率（%）0000538号低加上端差（℃）2.8-2.82.8-2.8548号低加下端差（℃）5.6-5.65.6-5.6558号低加温升（℃）13.14-13.1416.6-16.6568号低加堵管率（%）000057轴封加热器温升（℃）1.280.70.580.60.6858真空度（%）93.9994.75-0.7694.75-0.7659真空严密性（Pa/min）98270-172175-7760凝汽器端差（℃）57-27-261凝结水过冷度（℃）-0.372-2.372-2.3762胶球投入率（%）1001000100063胶球回收率（%）9290290264凝汽器堵管率（%）000065冷却塔幅高（℃）5.666循环水浓缩倍率（%）567补水率（%）0.468化学自用水率（%）6.369汽水系统阀门内漏数量（个）20070热力系统保温超标数量（处）00071发电机氢气纯度（%）96.47≥951.47≥951.47从5号机组2018年运行指标统计值看机组存在能耗问题：1.汽轮机通流部分性能分析现状分析：针对汽机通流部分检查从5号机组2017年运行指标统计值以及SIS系统的运行数据看：机组通流部分存在四抽、六抽温度偏高现象。原因分析：四抽温度偏高的可能原因是隔板变形或级间漏汽量偏大。六抽温度偏高的可能原因低压汽缸有热变形，低压内缸中分面出现涨口。整改措施：利用5号机组A级检修机会检查隔板汽封、叶顶汽封及高中压缸过桥汽封是否存在磨损情况；调整通流间隙至合格范围内，不要超标；检查通流部分各级动静叶片是否存在损伤或结垢情况；对缸内可能存在漏汽的部位进行重点检查。对可能存在泄漏的部位，如隔板与汽缸联结处的环形间隙、各隔板套上下半的水平结合面（尤其是各段抽汽口附近的水平结合面）以及隔板和动叶的环形汽封间隙进行检查调整。节能潜力：5号机最近一次热力试验中高压缸效率为81.32%，中压缸效率为91.17%。高压缸效率与设计值83.31%相比偏低1.99个百分点，影响机组热耗率19.22kJ/kWh，影响机组供电煤耗0.78g/KWh；中压缸效率比设计值92.24%偏低1.07个百分点，影响机组热耗率10.18kJ/KWh，影响机组供电煤耗0.38g/KWh。2.回热系统性能分析现状分析：对5号机组回热系统加热器的温升、上、下端差、加热器堵管率等情况进行排查，5号机2号高加上端差7.5℃，超过标准值较多（0℃），3号高加下端差7℃，标准5.6摄氏度，其它高加端差情况良好，各指标均达到或优于设计值。整改措施：利用机组检修机会检查蒸汽冷却段及疏水冷却段包壳的完整性。对高加水室隔板检查，消除泄漏。3.冷却塔现状分析：5号机组冷却塔存在部分区域淋水不均匀问题，主要体现在冬季循泵低速运行时压头不够，边缘区域淋水不均。5号机冷却塔存填料老化严重，冷却塔冷却效果较差，5号机循环水冷却塔冷却效果差，出水温度偏高2℃。同时运行中存在填料片碎裂脱落较多，进入循环水系统内堵塞冷却水滤网及冷却水管，影响凝汽器换热效果，对机组真空造成影响，降低机组真空1.2kPa整改措施：检修项目中列入整改计划进行整改。4.进行双转子改造本次A级检修进行双转子改造。改造后可降低供暖期机组煤耗约64克/千瓦时。（三）点检分析3.1汽轮机：3.1.1汽轮机振动：汽轮机运行参数时间：2019年5月16日机组负荷235MW轴瓦项目名称单位报警值实测值1瓦轴振X/Yμm9041/75轴瓦金属温度℃107902瓦轴振X/Yμm9055/38轴瓦金属温度℃107883瓦轴振X/Yμm90108/100轴瓦金属温度℃107724瓦轴振X/Yμm9037/27轴瓦金属温度℃107775瓦轴振X/Yμm9050/26轴瓦金属温度℃107706瓦轴振X/Yμm9070/27轴瓦金属温度℃10777推力瓦工作面轴瓦金属温度℃50.549推力瓦非工作面轴瓦金属温度℃50.349轴向位移mm0.2～0.30.3高压缸差胀mm20.16-19.6520.1低压缸差胀mm9.779.78从振动数据可以看出，运行期间，3瓦轴振偏大103-105μm，未达到优良标准，其余各瓦振动良好，轴承温度和汽缸膨胀量均符合规程规定。整改措施：应结合汽轮机本体A修对三瓦轴振进行重点检查处理，必要时进行动平衡试验。责任人：13.1.2汽轮机热耗及缸效：通过5号机组能耗诊断报告分析，发现主要存在以下问题：1）汽轮机缸效率偏低，影响机组热耗升高项目单位设计值A修前试验值与设计值偏差高压缸效率%85.6985.19-0.5中压缸效率%92.5190.71-1.8汽轮机热耗kJ/kWh7951.98146.96195.06汽轮机主机热耗偏高：300MW工况下试验热耗率为8413.35kJ/kWh，参数修正后热耗率为8146.96kJ/kWh，比设计热耗率7951.9kJ/kWh高195.06kJ/kWh。210MW工况下试验热耗率为8555.83kJ/kWh，参数修正后热耗率为8375kJ/kWh。150MW工况下试验热耗率为8815.53kJ/kWh，参数修正后热耗率为8723.8kJ/kWh。150MW对外供热工况下试验热耗率为8422.14kJ/kWh，参数修正后热耗率为8422.94kJ/kWh。225MW对外供热工况下试验热耗率为8224.05kJ/kWh，参数修正后热耗率为8057.54kJ/kWh。300MW工况下，高缸效率85.19%比设计低0.5个百分点，导致机组热耗率升高9.06kJ/kWh。中压缸效率为90.71%，比设计值低1.8个百分点，导致机组热耗率升高34.72kJ/kWh。机组缸效率低和抽汽段超温采取的措施：（1）将汽轴封间隙按照间隙标准下限值+0.10mm调整；（2）更换磨损严重间隙超标的围带汽封，（3）两个低压内缸中分面研磨，消除低压内缸张口大缺陷；（4）研磨处理隔板中分面，确保中分面无间隙，贴合吃线良好；（5）汽轮机本体转子叶片、隔板叶片喷砂除垢；（6）检查处理隔板级间密封不良窜汽情况，减少级间漏汽及抽汽温度超温；责任人：13.1.3盘车：1）盘车目前运行正常，轴承、齿轮润滑良好无异音。2）机组2005年12月投入运行，只在机组启动、停机时运行。根据上述情况，建议对盘车进行A级检修，在盘车拆出后，测量各齿轮啮合间隙，检查齿面磨损情况。3.2给水系统给水系统设备主要有：小汽轮机，汽动给水泵、电动给水泵、前置泵、1-3号高压加热器、除氧器等。3.2.1小汽轮机：项目前轴承报警值μm前轴承实测值μm后轴承报警值μm后轴承实测值μm轴承温度报警值℃前/后端金属温度℃推力轴承温度℃汽泵8039.48014.68062/5149/48小汽机8032.68019.38055/6158/55前置泵502550317558/5556汽动给水泵及驱动汽轮机各瓦振动均小于50μm，处于优良值范围，和汽缸膨胀量均符合规程规定，本次A修只对汽动给水泵芯包进行返厂A修，对小汽轮机进行揭缸A修工作。电动给水泵各轴瓦、电机轴瓦、液藕轴瓦振动均处于优良值，且长期处于备用状态，因此本次A修中只对电动给水泵进行C修。采取措施：应结合小汽轮机本体A修及给水泵芯包返厂进行恢复性A修工作。对汽前泵进行解体A修，更换轴套、轴承、机封。责任人：1未列入此次检修标准A修项目及其原因说明：1）2、3号电动给水泵主泵：该泵经检测振动、出力、电流均正常。机组2012年7月A修以来，只是定期试运，运行时间短达不到A修周期。2）5号机1、2号定子水冷泵：设备目前运行正常，在平时能够解列检修。3）5号机1、2号闭式水冷泵：设备目前运行正常，在平时能够解列检修。以上项目降级检修。2.2.2电泵及液力耦合器电泵及液力耦合器：5号机组电泵液力耦合器运行正常，电动给水泵各轴瓦、电机轴瓦、液藕轴瓦振动均处于优良值，且长期处于备用状态，因此本次A修中只对电动给水泵进行C修。3.2.31-3号高加5号机组320MW高压加热器运行参数表参数名称单位设计值300MW偏差最终给水温度℃273.2271.0-2.21号高加温升℃28.935.66.71号高加上端差℃-1.7-0.90.81号高加下端差℃5.65.1-0.52号高加温升℃42.437.8-4.62号高加上端差℃0.06.36.32号高加下端差℃5.67.11.53号高加温升℃29.824.3-5.53号高加上端差℃0.02.82.83号高加下端差℃5.65.60.05号低加温升℃31.334.73.45号低加上端差℃2.82.2-0.65号低加下端差℃5.68.02.46号低加温升℃33.131.2-1.96号低加上端差℃2.86.94.16号低加下端差℃5.55.0-0.57号低加温升℃24.418.3-6.17号低加上端差℃2.74.01.37号低加下端差℃5.5--机组运行期间回热加热器全部投入运行，投入率100%，各工况下给水温度达到设计值。5号机2号高加上端差大，原因可能是加热器水室隔板漏泄；2高加疏水端差大，原因可能是疏冷段漏泄。采取的措施：在机组检修中，排查水室隔板是否有泄漏，更换水室隔板垫子；采取的措施：（1）在机组检修中，制定2号高加疏水包壳冲刷孔洞、焊缝开裂等疏水包壳漏泄缺陷处理方案，本次A修中予以实施。（2）重点检查1、2、3号高压加热器水室分程隔板是否变形，连接和密封是否良好，如有缺陷，应及时消除；责任人：13.3凝结水系统凝结水系统设备包括：凝结水泵、轴封加热器、5-8号低加、出口调门、附属阀门等。凝结水系统无泄漏情况，泵出、入口门关闭严密。1、2、3号凝结水泵运行参数设备名称1号凝结水泵2号凝结水泵3号凝结水泵泵体振动μm报警值实测值报警值实测值报警值实测值604260276046推力轴承温度℃报警值实测值报警值实测值报警值实测值905290459043机械密封无泄漏无泄漏目前5号机组1、2、3号凝结水泵运行时泵的振动优良、轴承温度、声音均无异常，电机电流正常，本次A级检修进行常规解体检修。未列入此次检修标准A修项目及其原因说明：1）5号机3号凝结水泵：该泵经检测振动、出力、电流均正常。机组2017年8月检修过，只在机组大负荷启动、达不到A修周期。2）2号机凝结水泵：该泵经检测振动、出力、电流均正常，只在机组大负荷下变频水泵检修启动、达不到A修周期。3）1、2、3号凝结水泵推力瓦冷却器运行周期长，冷凝管堵塞严重，更换冷却器。因此对上述两泵进行C修。3.4真空系统真空系统包括：真空泵、真空泵入口阀门、气动蝶阀、逆止门等。1、2号真空泵运行参数设备名称A真空泵B真空泵C真空泵标准值驱动端轴承振动μm192018≤70自由端轴承振动μm221715≤70驱动端轴承温度43℃45℃42℃≤85自由端轴承温度41℃39℃37℃≤85真空泵现运行状况良好，各项参数在合格范围内。本次安排常规A修。责任人：13.5EH油系统EH油系统包括：EH油泵、EH油箱、溢流阀、EH再生装置、蓄能器、油动机及系统阀门。EH油系统运行正常，油压正常，油泵电流低于额定电流，油质合格，无内外漏。EH油系统进行标准项目检修，油动机、控制块、蓄能器、外委检修。EH油系统主油泵油泵：进行改造换型。责任人：13.6润滑油系统润滑油系统主要包括：润滑油箱、交流润滑油泵、直流润滑油泵、附属阀门等。系统运行正常，油压正常、油质合格，无内外漏。结论：设备正常，本次A修开展标准项目检修。1号2号顶轴油泵：5号机组顶轴油装置由主机厂提供，顶轴油泵布置在机房6米平台，分配装置布置在12米汽轮机运转平台，生产厂家为哈尔滨立维科技发展有限公司。现用2台（单台机组）日本油研公司的AH37-FR01KK-20柱塞油泵，排量37.1ml/r，一用一备，此种泵型目前已停产，另外，顶轴油系统自投运以来一直存在着流量偏小，在运行时工况不稳定，经常会造成出口油压波动，系统压力下降，影响正常顶轴和盘车，入口滤网采用缠绕钢丝网型，因滤网滤油后油质颗粒度大导致油泵频繁损坏。同时现用分油器组件零部件不够集成，布局不合理、外观很不美观，而且操作和维护不方便。去轴瓦的顶轴油压力调节截止阀精确度和灵敏度不够高，系统压力调节不够稳定，压力波动大，重复精度很差，工作人员需频繁调整。因此进行技术改造责任人：13.7密封油系统密封油系统设备包括：交流密封油泵、直流密封油泵、差压阀、密封油箱、附属阀门等。系统设备无外漏情况，附属阀门关闭严密。氢侧交流密封油泵轴承振动20μm、轴承温度41℃；空侧交流密封油泵轴承振动20μm、轴承温度40℃。两台泵轴承振动均小于标准值50μm，轴承温度正常；压差阀工作状态良好。结论：设备正常，本次A修开展标准项目检修。责任人：13.8定冷水系统定冷水系统设备包括：定冷水泵、定冷水箱、冷却器、树脂交换器、附属阀门等。系统设备无外漏情况，附属阀门关闭严密。水泵振动、温度、电流等参数均正常，运转无异音。定冷水泵运行参数设备名称项目单位实际值标准值1号定冷水泵垂直振动μm17≤50水平振动μm15≤50轴承室表面温度℃47≤75电流A71≤842号定冷水泵垂直振动μm19≤50水平振动μm21≤50轴承室表面温度℃53≤75结论：设备正常，平时能够解列检修。本次A修工作没有列入标准项目检修。责任人：13.9开式水系统开式水系统设备主要包括：开式冷却水泵、开式水滤网及附属阀门。开式冷却水泵设备名称轴承振动μm出口压力MPa1号开式冷却水泵报警值实测值0.4050262号开式冷却水泵报警值实测值0.415023系统设备无外漏情况，附属阀门关闭严密。开式冷却水泵振动、温度、电流等参数均正常，运转无异音。责任人：13.10闭式水泵闭式水泵设备名称驱动端轴承振动μm驱动端轴承振动μm出口压力MPa1号闭式水泵报警值实测值报警值实测值0闭式水泵报警值实测值报警值实测值0.16550195027闭式水泵：设备正常，平时能够解列检修。本次A修工作没有列入标准项目检修。3.11汽机循环水系统循环水系统设备主要包括：凝汽器、凝汽器出、入口蝶阀、胶球清洗系统、循环水泵、循环水冷却塔等。循环水泵设备名称轴承振动μm推力轴承温度℃出口压力MPa1号循环水泵报警值实测值报警值实测值0.245021100552号循环水泵报警值实测值报警值实测值0.24501910065设备可靠性：1）胶球系统运行稳定，投入率100%，1号胶球泵收球95%以上；胶球泵振动、温度、电流等参数均正常，运转无异音。2号胶球泵由于循环水冷却塔淋水板老化，碎片进入凝汽器冷凝管堵塞管道，胶球卡涩在冷凝管内，收球率不合格。循环水冷却塔回水滤网底部加装兜网，减少冷凝管堵塞。2）凝汽器出、入口蝶阀共4台，存在密封不严内漏现象，采取措施：A修中外修蝶阀密封圈，同时对阀门传动机构进行检查，补充润滑油脂。3）5号机组1、2循环水泵运行参数正常，推力瓦振动、温度均运行正常。本次5号机组A修，对1、2循环水泵进行标准A修。4）循环水冷却塔：水塔填料老化失效，2012年7月A修以来，陆续对填料、喷溅装置进行整体优化设计，更换新型填料、喷组组及损坏托架、除水器、配水管等。为防止冬季运行结冰而造成填料的损坏，防腐防冻管系统。采取措施：本次A修中，进行水塔填料全部更换、喷嘴、托架等个别损坏部分进行更换、补充。责任人：1（四）缺陷分析4.15号机汽轮机本体保温较差，机组停运后，高压缸温差偏大超过42℃的规定值汽轮机中压缸运行中负温差-19℃，中压缸下缸温度偏高.采取措施：1）测量保温外侧温度，标注超过50℃的部位。2）将原保温拆除，并清理干净。3）重新包保温，要求保温棉不少于三层，表面用保温泥抹平，加装玻璃丝布，刷白色乳胶漆。责任人：14.21、2号排烟风机出力偏差大：采取措施：叶轮长时间运行损坏，影响出力。本次检修更换新叶轮并确定叶轮旋转方向。工作负责人：14.3汽泵驱动端机封磨损泄漏：采取措施：本次A修，将汽泵泵芯进行外委修理，更换轴承，机封、密封等部件，消除机封泄漏。4.4阀门内漏频繁：内漏严重；5号机组汽机侧热力系统主要有以下阀门内漏：序号名称是否内漏1除氧器水位调节阀旁路电动门是2凝汽器补水调节阀是31号高加进汽电动门是41段至6段抽汽逆止门前后疏水气动门是53号高加入口管道放水二道门是65号低加紧急放水调节阀是7冷再供2号高加电动门后疏水气动门前手动门是8除氧器放水门是采取的措施：对内漏的阀门进行密封面研磨吃线或更换新型阀门。责任人：14.4冷却塔填料老化损坏、淋水不均。采取措施：本次A修，将填料全部更换，更换破损的托架及冷却塔附件。疏通喷头，使其通水正常。清理配水槽淤泥，增加水量。责任人：1(五)技术监控分析5.1汽机设备节能：5.1.1汽轮机主机热耗偏高：300MW工况下试验热耗率为8413.35kJ/kWh，参数修正后热耗率为8146.96kJ/kWh，比设计热耗率7951.9kJ/kWh高195.06kJ/kWh。210MW工况下试验热耗率为8555.83kJ/kWh，参数修正后热耗率为8375kJ/kWh。150MW工况下试验热耗率为8815.53kJ/kWh，参数修正后热耗率为8723.8kJ/kWh。150MW对外供热工况下试验热耗率为8422.14kJ/kWh，参数修正后热耗率为8422.94kJ/kWh。225MW对外供热工况下试验热耗率为8224.05kJ/kWh，参数修正后热耗率为8057.54kJ/kWh。300MW工况下，高缸效率85.19%比设计低0.5个百分点，导致机组热耗率升高9.06kJ/kWh。中压缸效率为90.71%，比设计值低1.8个百分点，导致机组热耗率升高34.72kJ/kWh。机组缸效率低和抽汽段超温采取的措施：（1）将汽轴封间隙按照间隙标准下限值+0.10mm调整；（2）更换磨损严重间隙超标的围带汽封，（3）两个低压内缸中分面研磨，消除低压内缸张口大缺陷；（4）研磨处理隔板中分面，确保中分面无间隙，贴合吃线良好；（5）汽轮机本体转子叶片、隔板叶片喷砂除垢；（6）检查处理隔板级间密封不良窜汽情况，减少级间漏汽及抽汽温度超温；责任人：15.1.2回热系统性能分析现状分析：对5号机组回热系统加热器的温升、上、下端差、加热器堵管率等情况进行排查，回热系统加热器工作状况良好，各指标均达到或优于设计值。整改措施：利用机组检修机会检查蒸汽冷却段及疏水冷却段包壳的完整性。责任人：15.1.3冷却塔现状分析：5号机组冷却塔存在部分区域淋水不均匀问题，主要体现在冬季循泵低速运行时压头不够，边缘区域淋水不均。本次A修，将填料全部更换，更换破损的托架及冷却塔附件。疏通喷头，使其通水正常。清理配水槽淤泥，增加水量。责任人：15.2汽机设备振动监督：5.2.1主机轴瓦振动：从振动数据可以看出，3瓦轴振偏大103-105μm，未达到优良标准，其余各瓦振动良好，轴承温度和汽缸膨胀量均符合规程规定。整改措施：应结合汽轮机本体A修对三瓦轴振进行重点检查处理，必要时进行动平衡试验。责任人：15.2.1给水泵组轴瓦振动：汽动给水泵及驱动汽轮机各瓦振动均小于50μm，处于优良值范围，和汽缸膨胀量均符合规程规定，本次A修只对汽动给水泵芯包进行返厂A修，对小汽轮机进行揭缸A修工作。电动给水泵各轴瓦、电机轴瓦、液藕轴瓦振动均处于优良值，且长期处于备用状态，因此本次A修中只对电动给水泵进行C修。5.4金属监督：5号机组已运行14年，结合2019年5号机A级检修时机对20Cr1Mo1VNbTiB材质的螺栓进行金相组织抽查和抽样送检进行解剖试验；抗燃高压油管道焊缝进行检查处缺；抽汽系统管道、弯头、疏水管道、弯头、管座冲刷减薄金相检查，不合格的更换。四大管道及汽轮机、发电机部件未发生金属方面故障,金属监督工作总体可控在控。（六）可靠性分析：汽机：按照《发电设备可靠性评价规程DL/T793-2001》，汽机设备可靠性分析统计评价范围是：汽轮机、汽轮发电机、给水泵组（含前置泵、液力偶合器、电动机或小机）、高压加热器等。6.1主机可靠性分析5号机组自上次A修至今主要主机可靠性指标如下表：年份运行小时备用小时利用小时等效可用系数非计划停运小时降低出力小时等效强迫停运率（%）运行暴露率20146886.17584.054494.6785.2820.4900.29%71.7920158008.72320.284868.4495.0800057.5120165448.902397.273392.6189.3200080.3220175982.682777.323985.06100.0000090.5820187279.451480.554836.84100.0000066.872019.01-074468.43619.572884.80100.0000095.31台平均6345.721363.174077.0794.943.4100.05%73.45主机可靠性方面，等效可用系数达到94.94%，非停1次，非停时间20.49小时。也控制在0.5次/台年以内。5.2辅机可靠性分析本次A修周期内，除主泵驱动端机封漏水外，给水泵未出现重大问题。采取措施：对汽泵、前置泵进行标准A修；汽泵、前置泵更换的机械密封严格把关。责任人：15.3高压加热器可靠性分析：1）5号机2号高加上端差大，原因可能是加热器水室隔板漏泄；2高加疏水端差大，原因可能是疏冷段漏泄。采取的措施：在机组检修中，排查水室隔板是否有泄漏，更换水室隔板垫子；责任人：1(六)其他专项分析6.1安全风险评估：设备部组织对汽轮机设备进行了安全风险控制评估内审，5号机组设备存在的主要问题是：6.1.15号机转子围带存在轻微错位。整改措施：结合本次叶片松装处理转子围带存在轻微错位；责任人：16.1.25号机6段抽汽温度高于设计值整改措施：进行汽轮机解体检修，检查低压缸内隔板中分面泄漏情况；进行汽轮机解体检修，检查低压缸内隔板中分面泄漏情况，与汽轮机厂、华中所、分公司沟通，帮助分析，是否是因为设计原因。责任人：16.1.35号机顶轴油系统效果不稳定整改措施：对5号机顶轴油系统进行改造，消除顶轴油压不稳定隐患；责任人：16.2二十五项反措：对照《中国大唐集团公司防止电力生产事故的二十五项重点要求实施细则》，汽机专业发现的问题有：6.2.1防止汽机油系统着火事故中，5号机组润滑油1、2号油滤器出入口法兰垫子、六通阀法兰垫子，1、2号润滑油板式冷却器油侧阀门垫子，有渗油现象，润滑油管道焊缝金相检查；整改措施：本次A修安排更换法兰垫子；对润滑油、抗燃油系统管道压力油管焊缝进行金属探伤，弯头部位进行着色检查、测厚检查。责任人：李康6.3经济性评价分析：6.3.1汽轮机主机热耗偏高：汽轮机主机热耗偏高：300MW工况下试验热耗率为8413.35kJ/kWh，参数修正后热耗率为8146.96kJ/kWh，比设计热耗率7951.9kJ/kWh高195.06kJ/kWh。210MW工况下试验热耗率为8555.83kJ/kWh，参数修正后热耗率为8375kJ/kWh。150MW工况下试验热耗率为8815.53kJ/kWh，参数修正后热耗率为8723.8kJ/kWh。150MW对外供热工况下试验热耗率为8422.14kJ/kWh，参数修正后热耗率为8422.94kJ/kWh。225MW对外供热工况下试验热耗率为8224.05kJ/kWh，参数修正后热耗率为8057.54kJ/kWh。300MW工况下，高缸效率85.19%比设计低0.5个百分点，导致机组热耗率升高9.06kJ/kWh。中压缸效率为90.71%，比设计值低1.8个百分点，导致机组热耗率升高34.72kJ/kWh。整改措施：（1）将汽轴封间隙按照间隙标准下限值+0.10mm调整；（2）更换磨损严重间隙超标的围带汽封，（3）两个低压内缸中分面研磨，消除低压内缸张口大缺陷；（4）研磨处理隔板中分面，确保中分面无间隙，贴合吃线良好；（5）汽轮机本体转子叶片、隔板叶片喷砂除垢；（6）检查处理隔板级间密封不良窜汽情况，减少级间漏汽及抽汽温度超温；责任人：16.3.2回热系统性能分析现状分析：对5号机组回热系统加热器的温升、上、下端差、加热器堵管率等情况进行排查，回热系统加热器工作状况良好，各指标均达到或优于设计值。整改措施：利用机组检修机会检查蒸汽冷却段及疏水冷却段包壳的完整性。责任人：16.3.3冷却塔现状分析：5号机组冷却塔存在部分区域淋水不均匀问题，主要体现在冬季循泵低速运行时压头不够，边缘区域淋水不均。本次A修，将填料全部更换，更换破损的托架及冷却塔附件。疏通喷头，使其通水正常。清理配水槽淤泥，增加水量。责任人：1阀门内漏频繁：内漏严重；6.3.45号机组汽机侧热力系统主要有以下阀门内漏：序号名称是否内漏1除氧器水位调节阀旁路电动门是2凝汽器补水调节阀是31号高加进汽电动门是41段至6段抽汽逆止门前后疏水气动门是53号高加入口管道放水二道门是65号低加紧急放水调节阀是7冷再供2号高加电动门后疏水气动门前手动门是8除氧器放水门是采取的措施：对内漏的阀门进行密封面研磨吃线或更换新型阀门。责任人：16.4设备技术改进内容（重大特殊项目）6.4.1项目名称：5号机扩大采暖供热能力改造设备现状及立项理由：洛阳公司为洛阳市主要热源之一，1、2号机组供热能力640MW，5、6号机组供热能力654.8MW，根据《洛阳市集中供热热源及热力管网建设规划（2014-2025）》（以下简称洛阳市规划），洛阳公司2×320MW机组2020年、2025年需分别承担794MW、798MW的采暖供热任务，5、6号机组采暖供热能力不能满足洛阳市规划需要。另外，2017-2018采暖季热网采暖水流量最高达9800吨/小时，预计2018-2019采暖期外供高温热水将达设计值12000吨/小时，不改造将难以满足外界热负荷需要。技术方案：1.对5号机实施光轴双转子改造，技术路线成熟可靠。供热期将“低压转子”换成“光轴”，连接高中压转子与发电机转子，“光轴”不做功，仅起到传递扭矩的作用。供热期结束将“光轴”换成“低压转子”。2.供热期将原有的中低压连通管拆除，更换新的短接，低压缸不进汽（已经同类机组光轴改造后验证、实际运行不需要冷却蒸汽）。中压排汽（6/7/8号低加回热抽汽切除）通过新增的管路全部进入热网加热器供热。凝结水走低加旁路运行，为了减轻对除氧器的低温冲击，5号低加运行，对凝结水进行加热，以减少换热温差、提高系统回热效率。3.本改造方案主要涉及汽轮机本体、抽汽系统、轴封系统、供热站、凝结水系统、热网循环水系统、循环冷却水系统及部分土建工程。预期效果：根据洛阳市规划和机组现状，拟对5号机进行双转子改造，供热期低压转子用“光轴”，额定供热能力提升138.5MW，改造后供热期额定抽汽工况机组供电煤耗155.62g/kWh，比改造前降低62.44g/kWh。扩大采暖供热能力改造既可以显著提升供热能力满足市场需要、又可以显著降低机组能耗、提高洛阳公司机组的竞争优势，所以实施采暖供热能力提升改造是必要的。6.4.2项目名称：5号机组顶轴油系统改造：设备现状及立项理由：5号机组顶轴油装置由主机厂提供，顶轴油泵布置在机房6米平台，分配装置布置在12米汽轮机运转平台，生产厂家为哈尔滨立维科技发展有限公司。现用2台（单台机组）日本油研公司的AH37-FR01KK-20柱塞油泵，排量37.1ml/r，一用一备，此种泵型目前已停产，另外，顶轴油系统自投运以来一直存在着流量偏小，在运行时工况不稳定，经常会造成出口油压波动，系统压力下降，影响正常顶轴和盘车，入口滤网采用缠绕钢丝网型，因滤网滤油后油质颗粒度大导致油泵频繁损坏。同时现用分油器组件零部件不够集成，布局不合理、外观很不美观，而且操作和维护不方便。去轴瓦的顶轴油压力调节截止阀精确度和灵敏度不