1、#2汽轮机高中低压缸通流改造项目可行性研究报告目录一、前言0二、项目提出的背景及改造的必要性11、从汽轮机本身的角度来看22、从主要辅机的角度来看53、从安全的角度来看61热耗率102高、中压缸内效率113主蒸汽流量114大修前后主要经济指标对比分析111.拟进行改造的系统或设备的基本情况说明:132.系统或设备简述:133.铭牌:144.制造商:哈汽公司146.技术状况及其他有关技术参数:147.运行简历:158.主要历史状况等：151缺陷情况的记录和叙述：15三、方案论证191、机组高中低压汽封系统结构改造。192、 机组高压缸通流改造。193、机组中压缸通流改造。194、机组低压缸通流改2、造20四、项目规模和主要内容272、改造项目审批程序计划于2007年8月完成。28五、工程实施条件28六、投资估算表及设备、材料明细表29一投资估算表见表14:29七、经济效益分析30八、评价结论31二对改进前后安全生产情况、经济运行情况、社会环境影响等方面的对比分析。31九、项目部门上报意见314、环境影响评价结论. 4233一、前言(一) 项目名称:#2汽轮机高中低压缸通流改造项目(二) 项目性质:技术改造(三)可研编制人:(四)项目负责部门:检修公司(五)项目负责人：二、项目提出的背景及改造的必要性(一)承担可行性研究的单位:xxXXXXX发电有限责任公司(二)项目提出的背景:早期国产引3、进型300MW汽轮机组，是80年代初我国引进美国西屋公司汽轮机制造技术，分别由上海汽轮机有限公司(简称上汽公司)和哈尔滨汽轮机有限责任公司(简称哈汽公司)生产制造，热力系统由各有关的电力设计院设计，设备由相关的火电公司安装、调试。该部分机组投产以来，从目前各电厂机组运行情况及部分机组试验结果来看，缩小了我国大型火电机组与国际水平的差距。但由于设计、制造、安装、运行与维护等方面的因素，又不同程度地暴露出一些问题，影响到机组运行的安全和经济性。国产引进型300MW机组和日本三菱公司引进西屋公司技术经优化改进制造的350MW机组属同类型机组。据1999、2000年度所公布的各项技术指标，国内进口己投4、运的日本三菱公司机组，平均负荷率74.7，非计划停运409h，等效强迫停运率0.08%，等效可用系数92.56%，厂用电率3.97，补水率0.8，凝汽器真空度95.0，锅炉效率92.31，供电煤耗率320.75g/(kW.h)。与其相比较，国产引进型300MW机纽平均负荷率74.0%，但等效可用系数低4.12个百分点，补水率高出2.4个百分点，厂用电率高出1.57个百分点，凝汽器真空度低1.55个百分点，锅炉效率低2.73个百分点，供电煤耗率高出30.48g(kWh)。由此可见，现运行的早期国产引进型300MW机组各项经济性指标与同类型进口机组相差甚大，机组经济效益不能得到充分发挥。通过制造厂5、设计院多年对引进技术的消化、吸收和改进，新型机组的经济性和可靠性得到了大幅度的提高，机组实际运行的各项参数基本达到设计值。如哈汽公司对300MW机组汽轮机的内部结构在将近20年内进行三次较大的改进，目前73B型机组的效率、可靠性、经济性等远优于早期产品。我公司2汽轮机（及原1汽轮机）低压转子末两级叶片围带采用铆接拱形围带，该结构形式的围带经过一段时间的运行后就会出现不同程度的断裂或裂纹。经过1997年、2002年分别对1、2机组末两级叶片围带进行加厚改造后，断裂情况有所好转，但在每年小修停机后检查时发现，末两级围带及拉筋仍然存在不同程度的断裂情况，因为小修中无法处理，只能采取监视运行的方式，6、机组存在较大的安全隐患。如2004年2机组B级检修时对低压末级叶片和围带进行检查发现低压转子末级拱形围带断裂6处，围带飞脱2处，拉金断裂4处。另外，国内同类型的机组绝大部分已经将末两级叶片进行了更换，没有进行更换的机组如渭河电厂、哈三电厂等，在机组运行中还出现过末两级叶片断裂的情况，损失惨重。衡水电厂次末级叶片也出现过断裂的情况，该厂已更换末两级叶片。而且，我公司2汽轮机转子振动对于质量不平衡的响应特别敏感，在1m的直径上，反对称加1Kg质量，将会导致轴振动变化180um200um，一旦发生末级叶片断裂情况，将严重威胁主机的安全运行。根据我公司了解到的情况，目前低压转子末两级叶片已经改造的电厂7、有双辽电厂、铁岭电厂、鹤岗电厂、衡水电厂、西柏坡电厂、青山电厂和妈湾电厂一号机以及我公司1机等。没有改造的只有渭河电厂、珠江电厂、妈湾电厂一台机和我公司2机。(三)进行技术改造的必要性:1、从汽轮机本身的角度来看xxXXXXX发电有限责任公司1、2机组于1995年12月，1996年9月分别投产，属哈汽公司73型产品，出厂编号为73N16、73N17。由于该型号的机组是早期引进的技术，由于设计和加工等多方面的原因，机组在投产后高中压本体存在各段抽汽参数超标、高中压缸效率低、经济性差、各项指标大幅偏离机组设计参数等问题。机组经过10多年的运行，由于设备的不断损耗，这些问题目前变得尤为突出。根据我们8、的调研，其他同型号机组的问题基本相似。2007年，我公司利用1机组大修的机会对1汽轮机高中低压缸通流部分进行了改造，从运行情况来看，效果较好。表1为其他厂同类型73机组的运行参数对比，表2、表3为我公司2机2007年的试验数据：表1 73型机组参数对比名称设计西柏坡2妈湾2妈湾1渭河6渭河5采集时间2003.52006.62006. 62004.102005.11功率MW300300294270303.6303主蒸汽压力MPA16.716.8516.416.416.8116.95主蒸汽温度537535.6535540537536.4调节级压力MPA12.1112.9411.911.911.939、12.01调节级温度488483.3一抽压力MPA5.96.536.26.46.016.096一抽温度383402.4401402369.1393.5高排压力MPA3.664.023.953.63.6263.825高排温度317339.2339334334.9339.9二抽压力MPA3.624.023.83.523.6263.825二抽温度317339.2343343334339.9三抽压力Mpa1.841.881.741.641.7071.79三抽温度433.6449.8443（460）463465.2431.6高压缸效率%88.2279.42中压缸效率%91.6488主蒸汽流量t/h91110、1062.6933900919924汽耗kg/kwh3.043.52热耗kJ/kwh79559225.1凝汽器压力Kpa4.99.877.35.655.9表2 XXXXX#2机组额定工况抽汽参数(2006、10、8)额定工况设计值#2机300MW工况压力 (Mpa)温度()压力(Mpa)温度()主蒸汽16.653716.34534.9一段抽汽5.93836.820417.2二段抽汽3.6316.74.18348.9再热蒸汽3.25373.82535.8三段抽汽1.8433.1.93458.7四段抽汽0.8334.60.89335.2低排压力54853446表3 XXXXX2机组近期额定工况试验11、结果（2006、10、8）项目单位设计值2机试验值2006、10、8主蒸汽压力Mpa16.671634主蒸汽温度5375344主蒸汽流量TH911.099695高排汽压力Mpa3.6624240高排汽温度316.73491再热汽压力Mpa3.26382再热汽温度5375360中排汽压力Mpa0.7950997中排汽温度334.273359排汽压力Mpa5.39853给水流量TH911.097689给水温度272.32687试验电功率MW300.16830006试验热耗率KJ/kw.h7954.9888284试验汽耗率g/kw.h3.0353411修正后功率MW300.168314612修正后热12、耗率KJ/kw.h7954.9862357高压缸内效率88.227949中压缸内效率91.648863从上述三表中可以看出,各厂的实际值与设计值相比，存在较大的差距，有进行技术改造的必要。其中我公司和西柏坡电厂的机组经济性最差、安全可靠性低,而西柏坡电厂已进行了改造。2、从主要辅机的角度来看我公司2机为汽轮机配套的三台高加是哈尔滨锅炉厂生产的，是按汽轮机热力系统超压5工况进行设计的。其最初设计参数如表4表4 高加最初设计参数1高加2高加3高加型号JG1100-2-1JG1180-2-2JG820-2-3P工作maxMpa 6.133.721.64T工作max376.3311.3424.3由于实13、际的抽汽参数远远高于三台高加的设计参数，我们要求哈尔滨锅炉厂重新核算，后来将三台高加的安全门动作参数作了调整，已经到了高加设计材质的承受极限，并且哈尔滨锅炉厂对高加如此超参数运行，其安全不予保证。修改后三台高加的安全门动作参数见表5：表5 高加修改后三台高加的安全门动作参数1高加2高加3高加型号JG1100-2-1JG1180-2-2JG820-2-3P工作maxMpa 6.774291.96T工作max400375450即使作了调整，2机在满负荷时的实际抽汽参数仍然有超出高加设计运行参数极限的情况，对三台高加的安全运行构成了重大隐患。我公司1机改造后，高加进汽参数基本达到了设计要求。3、从安14、全的角度来看我公司2汽轮机末两级叶片围带和拉金经常断裂，其主要表现有如下形式：l 围带断裂的区域，拉金也同时发生断裂。从机组围带断裂的情况来看，断裂的叶片处有较大的错位，说明围带断裂除与机组的结构强度有关外，还承受较大的预应力，当围带断裂后，预应力得到释放，在中部的松拉金本应不再断裂，但实际情况是在同一区域发生围带和拉金同时飞脱和断裂的情况，说明在运行中的叶轮叶片系统局部受到了较大的应力。l 末两级的叶片的连接方式为整圈拱形围带加一道拉筋，而松拉筋沿圆周有一个缺口。从结构上分析，在松拉筋缺口的位置围带应较容易断裂，但从多次大修的情况来看，围带断裂位置并没用出现在该处。l 1995年、1996年15、机组安装时对末两级轮系振动频率进行检测，m3时（m为节径数），末级轮系的静频率为95Hz，制造厂要求m3时（m为节径数），末级轮系的静频率为99Hz，故轮系的振动频率是合格的。1999年、2002年机组大修时对1、2机组的末两级围带更换为加厚围带后，测得末级轮系频率在m3时（m为节径数），轮系的静频率为101Hz，大于制造厂的要求。从以上数据可知，由于该型号的机组是早期引进的技术，一直存在着低压转子末两级叶片围带容易断裂的问题，虽然对机组的末两级叶片的围带进行了加厚，但由于连接刚度的增加，机组轮系的静频率提高，尤其是当节径数m3时，机组轮系的静频率由原来的95Hz提高到101Hz，大于制造厂的16、要求，长期运行中存在一定的安全风险。为了解决机组末两级叶片围带、拉筋易断裂的安全性问题，根据哈尔滨汽轮机厂73B型机组良好的运行稳定性和成功的经验，我公司低压转子末两级叶片有必要改为73B型机组的自带冠结构形式。(四)调查研究的主要依据、过程及结论:我公司1、2机组为哈汽公司早期生产的73型机组，该机型高中压缸效率低、抽汽参数严重超标、经济性差、安全可靠性低，尤其设备经过多年运行的损耗，该问题进一步突出，已严重制约我公司可持续性发展。目前哈汽公司对引进型300MW机组的技术进行多年的消化和吸收，已发展到生产73B型机组，该机组良好的经济性和运行的稳定性已得到普遍的认可。如对73型机组采取73B17、型机组技术进行改造，可以取得较好的效果。我国目前安装哈汽公司生产的引进型73型300MW机组共计约31台，该类型机组普遍存在高中压缸效率差，热耗偏高，轴汽参数超标、末两级叶片围带、拉筋容易断裂等缺点，各项指标与机组的设计值相差较大。针对机组的实际情况，各电厂进行了不同规模的技术改造，这些改造不同程度地提高机组的可靠性和经济性。根据我公司机组运行的实际情况，厂部在2002年、2004年和2006年安排我公司技术人员对相关单位进行调研考察。2002年对陕西渭河电厂进行调研，考察该机组改造后的运行情况。渭河电厂共计4台300MW机组，其中3、4机组为上汽生产的四缸四排汽机组，5、6机组与我公司同类型18、哈汽公司生产73型机组，存在与我公司类似的问题，02年该厂对6机组的高压缸调节级汽封和隔板汽封进行改造，机组高压缸的效率有较大的幅度提高，但机组的各段抽汽参数与设计值相差较远，没有从根本解决问题。2004年根据西柏坡电厂改造成果的反馈，公司再次组织部分技术人员到西柏坡电厂、哈汽公司、铁岭电厂进行相关调研。西柏坡电厂1、2机组为哈汽公司生产73型300MW机组第四台、第五台，92年左右投产。机组投产后的运行情况与我公司基本一致，02年、03年分别对两台机组进行较大的通流改造，机组改造后效果较明显，如图表6为该厂1机组改造后对比情况：表6 西柏坡电厂1机组改造后效果对比表项 目单 位设计值 改 造19、 前改 造 后日期2001030220031217负荷MW300304.35309主汽压力MPa16.6717.11716.7主汽温度537537.8537.7调节级压力MPa12.1112.25811.73调节级温度462高排压力MPa3.663.9963.7高排温度317342.4330再热汽压力MPa3.4873.6913.5再热汽温度537534.8544.11抽压力MPa5.96.3745.931抽温度383405.73902抽压力MPa3.623.9963.622抽温度317342.43293抽压力MPa1.841.8061.763抽温度433.6452.3460高压缸效率%88.20、2277.7384.11中压缸效率%91.648991从上表可以看出，设备经过改造后，机组的各项性能得到大幅度的提高，机组的各段抽汽参数能控制在安全合理的范围内，高压缸的效率虽然还没有达到设计值，但提高幅度较大。由于1组改造后机组的性能得到提高，2003年12月该厂对2机组进行类似的改造，同样取得较好效果。表7为西柏坡电厂2机组改造后对比情况：表7名称设计值改造前5+24.5改造后（五阀全开）功率300MW300300主蒸汽压力MPA16.716.8516.6主蒸汽温度537535.6535调节级压力MPA12.1112.9411.97一抽压力MPA5.96.536.0一抽温度383402.421、389高排压力MPA3.664.023.75高排温度317339.2328二抽压力MPA3.624.023.63二抽温度317339.2327三抽压力MPA1.841.881.81三抽温度433.6449.8454高压缸效率%88.2279.4282.2中压缸效率%91.6489.2889.9发电煤耗g/kwh297.5345.6311.4主蒸汽流量t/h9111062.6982.2修正后汽耗kg/kwh3.043.523.15修正后热耗kj/kwh79559225.18199凝汽器压力KPA4.99.876.24 2006年3月，厂部再次组织相关技术人员到西柏坡电厂，哈汽公司落实改造情况，调22、研在我公司实施改造的可能性。2007年5月，我公司利用1机组大修的机会，对1汽轮机高中低压通流部分进行了改造。#1机组大修后于7月5日开机，湖南省电力试验研究院于7月7日-7月11日对#1机组进行了大修后热力性能试验。大修前、后额定工况试验计算结果与设计值对比分析如下：表8项 目单位 改造前设计值改造后设计值大修前200669大修后200779主蒸汽压力MPa16.6716.6716.3816.12主蒸汽温度53753753429 537.38主蒸汽流量t/h911.0899.910096 958.50高排汽压力MPa3.6223.6284.1503.78高排汽温度316.7316.4356923、9337.35再热蒸汽压力MPa3.263.2653.7293.33再热蒸汽温度53753753479537.31中排汽压力MPa0.81110.8530.8660.84中排汽温度334.3340.3334337345.87排汽压力Kpa5.395.474877.01给水流量t/h911.0911.0954461 909.19给水温度272.327427268272.30试验电功率MW300.168300294237 304.88试验热耗率kJ/kW.h7954.97870.28818298238.01试验汽耗率g/kW.h3.0353.0003.4313.144二类修正后功率MW300.1624、8300.0304981319.80二类修正后热耗率KJ/kW.h7954.97870.28646528103.95高压缸内效率（设计不含阀门损失，试验含阀门损失）%87.4287.772.6081.28中压缸内效率（设计不含阀门损失，试验含阀门损失）%92.8693.188.0788.431热耗率#1机组大修前(2006年06月09日)额定工况试验热耗为8818.29kJ/kWh，修正后的热耗率为8646.52kJ/kWh。大修后额定工况下的试验热耗为8238.01 kJ/kWh，修正后的热耗为8103.95 kJ/kWh，大修后比大修前热耗下降了542.57 kJ/kWh，热耗下降明显。但25、高于哈汽保证值7900 kJ/kWh，更是高于改造后设计值7870.2 kJ/kWh。机组热耗比设计值偏高，其主要原因如下：a机组各缸内效率仍比设计值偏低，是机组热耗偏高的主要原因；b由于机组目前采用单阀运行方式，调门开度减小，增大了节流损失，减低了高压缸内效率，导致热耗率增加。如果以后改用顺序阀方式运行，机组的热耗率还会有所下降，特别是在低负荷运行时效果更加明显。c过热器减温水流量偏大，部分给水没有经过回热系统加热就进入锅炉，增加了系统热耗，降低了汽机效率；d高压加热器的端差偏离设计值，使回热系统效率降低，给水温度达不到设计值，导致运行经济性降低；e.大修后热耗未经过一类修正（即系统修正），26、也是本次试验机组热耗高于设计值的一个原因。2高、中压缸内效率在额定负荷时，#1机组的高压缸效率为81.28%，比大修前（72.60%）提高了8.68%；中压缸效率为88.43%，与大修前（88.07%）基本持平。因大修后机组目前采用的是单阀运行方式，调门节流损失增大，故降低了高压缸的效率；另外高压缸效率设计值不含阀门损失，而试验工况含阀门损失，这也是高压缸效率试验值（81.28%）低于设计值（87.7%）的一个原因。中压缸效率变化不大的一个重要原因是：由于大修前汽轮机高中压合缸部分高压前轴封至中压缸的漏汽量比大修后要大，这部分蒸汽降低了实际进入中压缸通流部分的进汽温度，使得大修前试验测量的中压27、缸效率值产生一个不真实的提高量，而大修后漏汽量的减少，在试验计算数据上降低了大修所获得的部分收益。另外中压缸效率设计值不含阀门损失，而试验工况含阀门损失，这也是中压缸效率试验值（88.07%）低于设计值（93.1%）的一个原因。3主蒸汽流量大修后300MW工况修正后试验主蒸汽流量为958.5t/h，大修前（2006.06.9）300MW工况修正后试验主蒸汽流量为1009.6t/h，同比降低51.1 t/h。但较设计值899.9t/h偏大58.6t/h，主要原因是汽轮机本体的高中压缸效率与设计值相比偏低，导致单位质量工质的作功能力降低，要达到同样的出力，机组的流量必然增大。4大修前后主要经济指标28、对比分析项目负荷蒸汽压力蒸汽温度给水流量凝结水主蒸汽调节级再热冷段中缸排汽低缸排汽主蒸汽调节级高缸排汽再热热段中缸排汽低压排汽温度流量左右调端电端单位MWMPaMPaMPaMPaKPat/ht/h大修前299.816.012.34.180.807.7531.0493.2491.2358.3531.4330.437.437.8110136.51000.3大修后300.5615.8711.873.630.738.28531.62474.55478.15333.48536.61341.2537.5437.88101439.45104041调节级压力、温度下降明显，调节级压力下降约0.5Mpa，在TH29、A工况，可以达到设计值11.5Mpa的要求，调节级温度下降约16，与设计温度485相当。通流部分改造后，调节级做功能力提高。42给水流量减少约90T/H,机组热耗率及汽耗率降低。43高缸排汽温度降低约25，高压缸效率提高。5改造前后监视段参数对比分析（负荷300MW，真空93.1KPa）：项目1抽2抽3抽4抽5抽6抽7抽8抽参数分类压力温度压力温度压力温度压力温度压力温度压力温度压力温度压力温度单位MpaMpaMpaMpaMpaMpaMpaMpa改造前设计值5.928383.43.623316.51.6401432.40.8111334.30.3386230.50.135139.40.065930、/0.064188.4/87.70.0260/0.025365.9/65.2改造后设计值5883382636283164167943550853340203544236801321387006398876002524652大修前实际值6.474144.133591.844540.81330.60.26244.30.04169.9-0.02-0.05大修后实际值5.89395.73.53332.61.56449.180.75335.570.23255.760.04186.09-0.01-0.052007年6月21日大修后试验数据考屏从表中可以看出，在额定负荷工况下，一三段抽汽压力均接近设计值，四31、抽及以后各级压力略低于设计值。一三段抽汽温度比设计值偏高1316，存在一定程度的超温现象。分析其原因是高中压缸效率偏低引起。但可以看出，各监视段参数均较改造前有大幅度降低。6、自95年12月、96年9月我公司两台机组相继投产以来，一直存在低压转子末两级叶片围带易断裂的问题，虽然对围带进行加厚处理，但由于轮系频率不合格，围带断裂的情况仍然频发，制造厂家也无法彻底消除此安全隐患；7、同型号机组的电厂因低压转子末两级叶片围带断裂曾经造成重大的安全事故，如渭河电厂、哈三电厂和衡水电厂等都出现过末两级断叶片的事故；8、哈尔滨汽轮机厂已不再生产此型号的末级叶片和围带，备品无处采购，今后的消缺难度大；9、按32、照xx集团公司2003年11月份安评要求，对于#1、#2机末级叶片拉筋、围带常发生断裂问题已作为重点问题提出，并“需尽快与制造厂一起做进一步的研究分析，制订出彻底的解决方案。”通过多次调研及我公司1汽轮机改造成功经验，将73型300W机组进行73B技术改造，2汽轮机的低压转子末两级拱形围带叶片更换为自带冠式叶片型式，机组的各项性能可得到大幅度提高，能较好地提高我公司机组的经济性和安全性，缩短我公司机组与先进机组的差距，为我公司节能降耗增效提供可靠的保证。(五)原系统或设备的基本情况:1.拟进行改造的系统或设备的基本情况说明:我公司1、2机均为哈汽公司生产73型机组。机组的喷嘴采取子午面收缩、扭33、曲静叶，变截面动叶，动叶自带围带，低压转子末两级叶片采用加宽加厚的拱形围带、松拉筋结构等特点，机组的进汽采取弹性密封环密封，高中压缸的动叶叶顶汽封采取平齿汽封型式。该机组的整体设计水平较差，机组的实际运行参数与设计值相差较远。投产以来,低压转子末两级叶片围带、拉筋常处于断裂的运行状态，期间曾对末两级叶片的围带进行了加厚处理,在以后的多次检查中发现，虽然断裂区域已经有所减少，但同样会出现不同程度的断裂情况,问题没有从根本上得到解决。2.系统或设备简述:我公司1、2汽轮机组是我公司一期工程的三大主设备之一，首先将锅炉产生的高温高压蒸汽转化为动能，然后提供给发电机发电。3.铭牌:汽轮机：73型汽轮机34、型号：N30016.7/537537额定转速：3000rpm额定背压： 5.4KPa主汽温度：537再热温度：537主汽压力：16.7 MPa4.制造商:哈汽公司5.投产日期: #1机组1995年12月投产,#2机组1996年9月投产。6.技术状况及其他有关技术参数:汽轮机主要技术数据如表8：表8项目单位设计值主蒸汽压力Mpa16.67主蒸汽温度537主蒸汽流量TH911.0高排汽压力Mpa3.662高排汽温度316.7再热蒸汽压力Mpa3.26再热蒸汽温度537给水流量TH911.0给水温度272.3试验电功率MW300.168试验热耗率KJ/kw.h7954.9试验汽耗率g/kw.h3.035、35修正后功率MW300.168修正后热耗率KJ/kw.h7954.9高压缸内效率88.22中压缸内效率91.64以上参数为机组的设计参数，由于早期机组的设计水平差，制造工艺简单，机组的实际运行效果与设计值相差较大，严重影响我公司设备的整体经济性。7.运行简历: 我公司两台汽轮机1995年12月和1996年9月投产以来，机组运行10年左右，设备的各项性能逐步下滑，机组的效率越来越低，煤耗越来越高，各段的抽汽参数越来偏离机组的安全值。两台机组于1997年、1998年和2003年、2004年分别进行了两次大修，对机组的局部结构进行了一些改造，取得一定的效果，但未从根本上解决问题，机组存在的缺陷越来36、越严重，机组的经济性和安全运行水平越来越低。8.主要历史状况等：机组多年运行以来，主要存在如下问题，机组的各段抽汽压力和温度超标，导致回热系统工作不正常，机组的蒸汽流量偏大，高中压缸效率严重偏低，凝结器热负荷偏高，机组的真空偏低，尤其在夏季高温负荷下，该问题表现更为突出：机组在满负荷的情况下，抽汽参数严重偏离设备的安全设计值，影响机组的安全运行，机组的真空严重偏低，带负荷较困难。(六)存在的主要问题:1缺陷情况的记录和叙述：1. 1 机组的抽汽参数严重超标：如表10为2机组的在300MW运行时各段轴汽压力和温度表10额定工况设计值#2机300MW工况压力 (Mpa)温度()压力(Mpa)温度(37、)主蒸汽16.653716.34534.9一段抽汽5.93836.820417.2二段抽汽3.6316.74.18348.9再热蒸汽3.25373.82535.8三段抽汽1.8433.1.93458.7四段抽汽0.8334.60.89335.2从表10可以看出，我公司2机组的抽汽压力和温度与机组的设计值相比严重偏大，在夏季工况运行时，一、二段抽汽压力和温度已严重偏离1、2高加的设计许可值。1. 2 高中压缸部分结构设计不合理,内效率差:表11为1、2机历年来300MW工况下的效率统计，所有数据来自湖南电力试验研究院的机组热力性能试验报告。表11项目高排温度试验热耗修正后热耗高压缸内效率中压缸内38、效率试验时间报告编号单位设计值88.2291.642机34798694.928627.54790888282006.9小修后XDS/QJ.B/（02）-20062机3491588828862357794988632006.6小修前XDS/QJ.B/94（02）-20062机346885698719178.1194.592005.11.14小修后XDS/QJ.B/117（02）-20052机3366842448216480.0697.502004.12.10小修后XDS/QJ.B2/134（02）-20042机3373835788121585.0889.022002.9.12大修后XDS/QJ.39、B2/45（02）-20022机3465487524885066378.7889.042002.4大修前2机34268319728103848089943319988大修后2机343584748834848806881619984大修前2机34398835239797193831997428试生产报告1机73.5286.122004.10.8XDS/QJ.B2/103（02）-20041机35699881829864652726088.072006.6小修后XDS/QJ.B/38（02）-20061机361269036288141373.3088.602006.5小修前XDS/QJ.B/23（40、02）-20061机3616902578804571.8488.382005.11.11XDS/QJ.B/116（02）-20051机3458713861376.8787.442003.3.10XDS/QJ.B2/05（02）-2003大修前1机35838279698089517027924619978大修后1机3645837976818432716592571997、5大修前1机3505182508804878798691571996、4试生产报告从表11可以看出，我公司2机组高压缸效率、中压缸效率与设计值相比差距较大。与目前73B型技术制造的相比也相差较远，主要表现在如下方面：1.2.1241、机组高中压缸的动叶、隔板静叶采用两元流设计，各级的焓降低，做功不充分，与73B型的三维设计相差较大。1.2.2高中缸的汽封设计不合理,部分间隙偏大,对机组的效率有较大的影响。我公司两台机组的高中压缸叶顶汽封采用平齿汽封结构,容易导致级间漏汽；高压进汽平衡持环、中压进汽平衡持环、高压排汽平衡持环漏汽量大，导致大量高品质的蒸汽能量未充分利用，机组运行一段时间后热耗明显升高。2.安全生产：我公司两台机组存在以上的问题，尤其一段轴汽压力和温度，三段抽汽压力和温度偏离设计值较高，对机组的长期安全稳定运行构成了威胁。虽然在2005年小修中对抽汽管道进行了更换高等级材质，但该参数对高加的安全运行有较大的影响42、。平时运行中只有通过更多的运行手段进行干预才能保证机组的运行。由于机组的整体效率低，机组在满负荷时需要更多的蒸汽量，将进一步加剧凝结器的热负荷，机组的真空无法保证，同时较低的真空又影响机组的负荷。蒸汽流量的增大还增加了燃煤的消耗，对炉内管道的外壁磨损也加大，增加了爆管的机率。2汽轮机末两级叶片围带及拉筋经常断裂，一旦低压转子末级叶片围带或拉筋断裂，就很容易导致低压转子末级叶片发生裂纹甚至断裂，而我公司1、2汽轮机转子振动对于质量不平衡的响应特别敏感，在1m的直径上，反对称加1Kg质量，将会导致轴振动变化180um200um，一旦发生末级叶片断裂情况，将严重威胁主机的安全运行。另外，当机组因末级43、叶片围带或拉筋问题发生较大的缺陷时，均要进行揭缸检查，增加运行和检修工作量，降低设备运行可靠系数；3.系统匹配:无4.环境保护:无5.节能降耗、提高经济性:通过对73型机组的改造，在确保机组的安全性的基础上，将大大地提高机组的效率，增强机组的出力，提高机组的真空，为我公司节能降耗工作更上一个台阶提供可靠的保证。每次低压转子末两级叶片发生大的裂纹缺陷后，更换低压转子末两级叶片的围带需停机30天以上，对低压缸进行揭缸检修，需耗费大量的人力和财力，严重影响机组的可靠性和接带负荷的能力；一旦发生末级叶片断裂的情况，所导致的设备损坏将无法估计。若设备的本质安全得到保障，可极大地提高机组的经济水平；另外，44、机组的叶片更换，同时改变机组的末两级汽封结构型式，可提高机组的经济性，增强机组的出力，提高机组的效率。6.改善劳动环境和条件等：如果通过机组的技术改造，使各项技术参数达到机组原来的设计值，将大大地减少运行人员的干预和操作，改善运行人员的作业环境。(七)需要通过技术改造解决哪些问题：通过技术改造主要解决如下几个问题:7.1解决高中低压缸效率低问题,通过技术改造,使机组的效率达到或接近机组的设计值。7.2降低机组的各段抽汽压力,达到或接近机组的设计值，提高机组安全稳定性能。7.3降低机组高中压平衡盘之间的漏汽,减少机组的轴封漏汽，减少轴封溢流量，减轻凝汽器的热负荷。74通过对2汽轮机的低压通流部分45、改造，可确保机组的末两级叶片在运行中不出现异常情况，从而提高我公司主机运行的可靠性、安全性和市场中的信誉度。75对机组的低压叶片更换，同时改变机组的末两级汽封结构型式，可提高机组的经济性，增强机组的出力，提高机组的效率。三、方案论证（一）改造方案描述：针对我公司2机组的实际情况、结合同类型机组的改造效果和哈汽公司目前的技术水平，拟采取以下改造方案：1、机组高中低压汽封系统结构改造。对通流部分汽封进行更换，提高机组经济性。我公司机组高中低压端轴封泄漏量较大，大量的蒸汽外泄而进入轴加和凝结器，影响机组的效率，拟对轴封的板式汽封进行更换为更为先进的汽封（如布莱登汽封、蜂窝汽封、铁素体汽封等），可适当46、调小轴封的间隙，即使机组的振动增大也不会磨损大轴，可有效地增加机组运行安全和经济性。2、 机组高压缸通流改造。73B机组相比73型机组在本体上面进行了较多的改进。高压缸内的原叶顶平齿汽封改为高低齿迷宫式汽封；隔板和动叶的叶片采用三维成型设计，采用世界上最先进的三维曲面、实体造型软件CATIA进行设计，机组的效率得到较大的提高。3、机组中压缸通流改造。中压缸内部的原叶顶平齿汽封改为高低齿迷宫式汽封；隔板和动叶的叶片采用三维成型设计，采用世界上最先进的三维曲面、实体造型软件CATIA进行设计，机组的中压缸的效率得到较大幅度的提高。4、机组低压缸通流改造更换机组低压部分通流，低压27级动叶片、静叶片47、该为先进叶型。更改低压末级、次末级动叶片围带结构为自带冠的形式。（二） 改造后预期达到的效果:1、 大幅度降低机组的各段抽汽参数，达到或接近机组的设计值，确保主设备和辅助设备的经济安全运行。2、 大幅度提高机组的汽缸内效率，降低机组的热耗、煤耗，达到或接近机组的设计值。3、 经过对机组的改造，使机组的整体性能的到提高，机组的缸温差得到控制，蒸汽的泄漏量得到减少，机组的真空得到提高等。(三)应从全部可能的设计方案中,提出23个最适合的可选方案(或建议方案):对比西柏坡电厂的改造方案以及我公司1汽轮机的成功改造经验，拟采取以下方案：方案一：机组高、中、低压通流动、静叶改造，相应汽封系统由哈汽进行改48、造，汽封采用传统的梳齿汽封。方案二：机组高、中、低压通流动、静叶改造，相应汽封系统由哈汽进行改造，但高压进汽平衡环汽封、中压进汽平衡环汽封、高压排汽平衡环汽封以及高中压外缸调端内轴封、高中压外缸电端内轴封更换为布莱登汽封或蜂窝汽封。方案三：机组高、中、低压通流动、静叶改造，但高压进汽平衡环汽封、中压进汽平衡环汽封、高压排汽平衡环汽封以及高中压外缸调端内轴封、高中压外缸电端内轴封、中压8级动叶顶部围带汽封更换为布莱登汽封或蜂窝汽封（如该蜂窝汽封，末两级动叶汽封也可以改为蜂窝汽封）。其它汽封系统由哈汽进行改造，汽封采用传统的梳齿汽封。 (四)施工方案、过渡方案:首先确定机组的改造方案，联系相关的厂49、家进行设计、制造、生产合格的产品，利用机组大修进行改造。(五)是否需要停机停炉或结合机组大、小修等:需要结合机组的大修进行改造（六）从技术、经济、效果等方面论证其实施可行性、合理性、存在问题和解决办法:73B型机组相比73机组由于设计技术和制造水平的提高，机组在各个方面的性能有不同程度的提高，大量机组投产运行后的各项考核参数已达到73B型机组的设计值。而已投产的73型机组运行后的考核参数与73型机组的设计值相比相差较远。在73型机组的整体基础采取73B的技术进行改造，技术上是可行，可产生预期的效果，提高机组的经济性。（七）要求定量、准确地对其性能指标、投资费用、效益、投资回报作出综合比较:三个50、方案在改造原则上基本是一致的，主要区别在于设备的改造范围。因1汽轮机的成功改造经验，本次提出三个方案都按高、中、低压缸通流部分全部改造提出。区别在于对于汽封系统的改造。方案一全部采用哈汽技术，在对通流进行改造的同时，对汽封进行部分换型或更换，汽封采用传统的梳齿汽封；方案二高压进汽平衡环汽封、中压进汽平衡环汽封、高压排汽平衡环汽封以及高中压外缸调端内轴封、高中压外缸电端内轴封更换为布莱登汽封或蜂窝汽封。其余汽封采用哈汽技术，在对通流进行改造的同时，对汽封进行部分换型或更换，采用传统的梳齿汽封；方案三在方案二的基础上增加了中压隔板汽封更换为布莱登汽封或蜂窝汽封，其它部分与方案二相同。方案一预计投资51、费用3056万元。改造后预计抽汽参数大幅度下降，各项考核参数达到机组的设计值。西柏坡1机改造后经过现场测试，高压缸效率提高了6.38%,使发电煤耗下降3.57gKW.h,如果由我公司目前的78提高到86（哈汽厂根据我公司的参数计算的结果），效率可提高8，发电煤耗可下降4.4gKW.h，热耗下降133KJKW.h；西柏坡1机中压缸效率在改造后提高了1%,使发电煤耗下降0.86gKW.h，我公司可按此值计算。中压缸全部改造后，根据哈汽公司计算，缸效率可达到92.0，目前我公司为88.6，可提高3.4,折合下降发电煤耗2.9gKW.h，热耗下降85KJKW.h；根据我公司理论上各缸负荷分配关系，低压52、缸效率对煤耗的影响应为：效率每提高1，可降低煤耗0.84gKW.h。因低压缸效率试验条件苛刻，我公司低压缸效率没有进行过相关试验。据了解，73型汽轮机低压缸效率一般为88。假设目前低压缸效率为88，改造后效率89.8，提高1.8，折合可降低煤耗1.5gKW.h，热耗下降36KJKW.h。因此，按照改造方案一，总的发电煤耗预计可下降8.8 gKW.h热耗下降258KJKW.h。按每台机组年发电15亿Kw.h,标煤580元/吨计算，一年节约成本约765万元，设备总投资3056万元，4.0年收回投资。方案二：因方案二与方案一比较，只是汽封部分改造范围不同。因此，只对以下汽封更换为布莱登汽封的经济性及53、安全性进行分析，对于采用蜂窝汽封一样可以提高经济性：包括高压进汽平衡环汽封、中压进汽平衡环汽封、高压排汽平衡环汽封以及高中压外缸调端内轴封、高中压外缸电端内轴封。方案二预计在方案一的基础上增加投资70万元，保守估计，平均至少可以降低煤耗1.0 gKW.h。按每台机组年发电15亿Kw.h,标煤580元/吨计算，一年节约成本约87万元，0.8年收回增加部分投资。事实上，西柏坡电厂#1机高压缸的改造，将高压进汽平衡环、中压进汽平衡环、高压排汽平衡环等处的汽封改为可退让的布莱登汽封，对于提高高压缸的效率还是有一定影响的。方案三预计在方案一的基础上增加投资100万元（可以扣除哈汽中压隔板汽封报价），保守54、估计，平均至少可以降低煤耗1.2 gKW.h。按每台机组年发电15亿Kw.h,标煤580元/吨计算，一年节约成本约104万元，1.0年收回增加部分投资。对于汽封改造为布莱登汽封的经济性及安全性具体分析如下：2.1经济性汽封间隙的减小无疑能够提高机组运行的经济性。布莱登汽封经济性体现在：轴封漏汽量的减少使机组做功能力增加，尤其是高品质蒸汽；级汽封漏汽量的减少，不仅使级做功能力、效率增加，同时减少了级汽封漏汽对主流场的扰动，从而提高机组整机效率。影响汽轮机通流效率主要因素有化学沉积、表面侵蚀、机械损伤、汽封漏汽，其中，汽封漏汽可占整个通流效率损失的80%已上。可见减小汽封间隙漏汽对提高机组运行的经55、济性具有重要作用，这一点已是汽轮机业内共识。汽封间隙每减少0.1mm对机组各处汽封漏汽影响表表十二所在位置对性能的影响漏气量减少t/h功率增加kW热耗降低KJ/Kw.h高压进汽平衡环汽封高压进汽端2.791803.2高压排汽平衡环汽封高压缸排汽端1.7561182.05中压进汽平衡环汽封中压进汽前，高中压缸之间1.997630.29高压排汽端内侧一段汽封高压排汽端0.199370.82中压排汽端内侧一段汽封中压排汽端0.199370.82高压12级动叶顶部围带汽封动叶顶部1562.158级中压隔板汽封中压隔板270.829级中压动叶顶部围带汽封动叶顶部361.1原国家电力公司“国产引进性30056、MW机组节能降耗措施研究”的重大科研成果就是避免或减小机组漏汽，布莱登汽封是该项科研成果本体节能降耗重要措施之一，并于2002年11月14日通过了原国家电力公司组织的专家鉴定。吉林双辽电厂#1 #2号300MW机组既是这项节能降耗措施成果之一。吉林双辽电厂应用国电公司“节能降耗措施”于01年10月10日对1#机实施了布莱登汽封改造。11月27日启动运行，12月16日热力试验，试验结果评估如下：(1)与同类型机组相比，采用布莱登汽封比采用传统结构汽封漏汽量相对减小25%左右。1号机组大修后试验测试结果，轴封加热器温升下降2.36,漏汽量减少3.6t/h,影响煤耗降低0.83g/kWh.(2)根据57、大修后轴封漏汽量试验结果,改进后高压平衡鼓漏汽至中压缸流量由大修前43.23t/h,减少至14.93t/h,减少了28.3t/h,漏汽量相对减少65.5%,影响煤耗降低2.14g/kWh.(3)大修后,高压缸效率提高3.78个百分点,中压缸效率提高2.27个百分点,综合影响煤耗降低4.37g/kWh.这其中也体现了使用布莱登汽封的经济效果.(4)根据上述情况,保守估算,使用布莱登汽封可使机组煤耗降低2-3g/kWh。布莱登汽封改造均是在机组大修中进行，改造所提高的缸效往往隐藏在大修效果中，很难从中定量分离。一些电厂除了采取热力试验加理论计算的方法来评估布莱登汽封改造效果外，更直接的是采用两台相58、同机组大修效果的比较方法。三门峡电厂2#机是东汽产300MW机组，该机2000年11月大修改装布莱登汽封，改造后的试验结果对比99年1#机大修试验（2#机比1#机大修项目增加了布莱登汽封改造）结果，见表十三。表十三三门峡电厂2#机与1#机大修效果对比2#机2000年缸效（%）1#机99年缸效（%）2#机大修缸效提高（%）1#机大修缸效提高（%）2#机对比1#机缸效提高（%）2#机改造热耗降低kJ/kWh高缸大修前缸率7803808639700439365大修后缸率82008090中缸大修前缸率8949894711105006114.5大修后缸率90608997三门峡电厂2#机布莱登汽封改造所具59、有的经济性和安全性，于2001年10月22日通过了原华中电管局组织的专家鉴定。江西新余电厂2#机是哈汽200MW机组，99年改装布莱登汽封后，通过两台相同类型的机组大修后热力试验结果对比的方法，扣除大修因素以评估登汽封改造的经济性，结果：#2机布莱登汽封改造使高压缸内效率提高了1.08%，中压缸内效率提高了解1.74%，经参数修正后的热耗降低了65.25kJ/kWh，机组效率提高了0.32%，降低机组煤耗达2.23g/kWh。2.2安全性布莱登汽封通过启停机时的一张一合，有效避免了与转子的碰摩，因此，该项技术具有如下的安全性：（1）机组启动平稳顺畅机组投运最大的安全隐患是在启、停机过程中。以往60、机组大修时为保证一次启动成功，往往是人为将汽封间隙放大，或在机组启动时通过转子与汽封磨合的方式将汽封间隙增大，以牺牲机组运行的经济性来确保启动的安全性，而布莱登汽封技术设计是在机组启停机过临界时汽封是处于张开状态，恰好能够避免启停机过程中因汽封间隙问题而产生汽封与转子碰摩。根据不同机组不同部位，布莱登汽封设计径向工作间隙一般为0.30.5mm，而在国内大型机组上布莱登汽封最小工作间隙为0.25mm并且是一次启动成功，说明布莱登汽封能够达到其技术设计性能的要求，不会因为汽封间隙的变小而影响机组启动安全。河南焦作电厂6台东汽产200MW机组全部改装了布莱登汽封，其最大的感受是机组启动顺畅，按焦作电61、厂的说法，机组大修后不用再经过“磨合期”的磨合就能一次启动成功。（2）汽封漏汽减少，避免油中含水某些类型机组油中含水现象的根本原因是轴封蒸汽外溢严重，而轴封蒸汽外溢很大程度是由于汽封间隙过大，致使轴封漏汽量增加所致。为适应电力市场要求，现阶段各式汽轮机组均不同程度参与调峰，启停频繁，传统结构型式的汽封因此难免磨损间隙增大，致使油中含水增加。布莱登汽封结构原理特点，很适应频繁启停的调峰机组，最为典型的例子是深圳南山电厂9#机，该机布莱登汽封改造后，在3年16801小时运行中，却历经790余次启动，而在此期间不同时期对轴封漏汽量的测试结果却没有增加，均低于设计值（见表1）。由于轴封漏汽量小，该机从62、不存在油中含水的问题（3）转子运行更加平稳由于汽封工作间隙减小，汽封与转子间阻尼随之增加，汽封对转子在运行过程中摆动的抑制作用因此而增大，从而使机组运行振动更小、更加平稳。三门峡电厂2#机采用布莱登汽封的初衷是解决机组振动问题，该机是在99年4月小修启动过程中振动弯轴的，弯轴后汽封间隙达2mm，揭缸配重后机组继续投付运行，但振动较大。2001年大修时采取综合治理措施，解决该机振动问题，布莱登汽封是该项综合治理措施之一，通过布莱登汽封将汽封间隙缩小到0.40.65mm。经综合治理彻底了解决了该机振动问题。三门峡电厂2#机综合治理振动中，很难定量区分各项技术措施作用的大小，但是，布莱登汽封工作间隙63、的减小对整个轴系振动的抑制作用却不容忽视。（4）事故状况下，可有效避免机组事故的恶性化、扩大化布莱登汽封是靠缸体内蒸汽压力的作用而与转子保持较小间隙运行的，当机组突发事故，引起转子振动超标时保护系统立即跳闸，切断本体通流供汽，汽缸压力随即降低，汽封在端部弹簧应力作用下瞬时张开，避免了与惯性巨大高速挥旋振动的转子碰摩，从而避免弯轴、抱死等重大恶性事故的发生。深圳南山电厂9#机，2002年12月23日因振动事故停机，揭缸发现，前后轴封外3圈传统汽封在转子剧烈撞击下严重破损，而布莱登汽封完好，无任何碰摩，汽封活动自如，本次振动事故状态下抢修，无需更换任何一块布莱登汽封。03年5月某电厂由于润滑油管路64、断油，致使110#瓦全部烧毁，事故导致汽机、电机转子不同程度的弯曲和转子裂纹，低压缸全部传统轴封、高中低压叶顶汽封严重破损，而高中压缸布莱登汽封却无任何碰摩，全部处于张开状态。该机是东汽300MW高中压合缸机组，转子长，挠度大，又处于高温区，是轴系最为薄弱环节，由于布莱登汽封在事故始发瞬间张开，避免了转子与汽封的碰摩，从而避免了事故进一步恶化。事故状态下，布莱登汽封所具有的被动安全性这一特点，是任何结构形式汽封无法比拟的。实践证明，布莱登汽封不仅具有经济性，更具主动和被动的安全性。（5）可避免或减少国产300MW机组上下缸温差及缸体变形国产引进型300MW机组普遍存在缸效低、上下缸温差大、高排65、温度高等缺陷，结合其结构特点，根本原因是由于高压内缸前轴封漏汽直达高压缸排汽口，旁路整个高压缸，且因夹层上、下阻力不同，导致内外缸上下温差大，汽缸变形，螺栓松弛或断裂，中分面漏汽，汽封间隙增大等，不仅影响机组运行的经济性，同时蓄含很大的安全隐患。为提高国产引进型300MW机组运行的经济性和安全性，由国电公司热工研究院负责研究的，原国家电力公司重大科研项目，“国产引进型300MW机组降耗措施研究”课题成果之一，是应用布莱登汽封解决平衡活塞环漏汽量大，从根本上解决上下缸温差大、高排温度高等机组运行经济和安全的问题。在热工研究院该项目课题组实施的嘉兴、双辽、石衡电厂等机组完善化技术改进，均取得了较好66、的技术经济效果。2.4 技术经济效果的持久性布莱登汽封能够有效避免机组启停机、尤其是冷态启动时动静碰摩，从而避免了汽封的磨损，并始终保持最小的径向工作间隙运行。从已经经历过大修揭缸的机组来看，最为显著的特点是汽封无磨损，不用更换任何汽封弧块，其中包括机组振动事故状态下揭缸。对频繁启停的调峰机组，汽封的完好状态更能够说明布莱登汽封技术经济效果的持久性。深圳9#机最为典型，该机2000年布莱登汽封改造后，内效率提高了1.58%，其中由于布莱登汽封改造使机组增加出力540kw，占总体大修效果的71%。2001年2月该机进行了第一次揭缸，期间运行了5800小时、165次启停，其中5次冷态启动，揭缸检测67、结果显示布莱登汽封无磨损，工作正常。2002年12月该机事故揭缸，期间运行了16801小时、795次启动，揭缸结果显示布莱登汽封可自由退让和关闭、汽封无磨损、弹簧无变形。尤其是第二次揭缸，是在该机振动事故并历经3年 790余次启动运行情况下，两次揭缸竟无一块汽封和弹簧更换，而同时3年运行期间对汽封漏汽量进行了跟踪检测，其结果漏汽量始终低于设计值，足以说明布莱登汽封良好的技术经济效果而且效果持久。 (八)提出推荐方案：根据我公司的实际情况，结合西柏坡电厂以及其它电厂的改造结果，从长远的收益角度来看，我们推荐选用方案三。四、项目规模和主要内容(一)项目方案及内容综述(不超过40个字):对我公司2汽68、轮机高中低压缸通流进行改造。（二）工程计划开竣工时间:2008年4月6月实施改造（三）项目范围: 我公司2汽轮机高中压缸本体、低压缸本体。四） 项目的主要设备材料构成见表12:表12 序号名 称型 号单位数量费用（万元）单价总价1.高压隔板套73B套11681682.高压反向112级隔板73B套13903903.高压反向112叶片73B套13903904.高压反向212级叶顶弹性汽封73B套130305.高压反向112硬齿隔板汽封73B套110106.高压隔板套中分面螺栓73B套1557.中压正向19级隔板73B套13903908.中压正向19级动叶73B套12702709.中压19级叶顶汽封69、73B套1454510.铁素体汽封套15511.铜齿汽封套13312.调节级动叶73B套115015013.低压缸通流改造73B套11200120014.布莱登汽封套1120120(五)地址选择及地理位置、路径及方案：与原路径一致（六)改造后系统布置的变化：无（七）性能和有关参数及必要的图纸:有（八）环境保护措施、治理方案和回收情况,对环境保护的评价:无(九)对劳动定员和技术水平的要求及培训情况:按工作要求进行培训（十）主要设备制造(订货)周期:6个月（十一）调研、可研、初设、设计、招标、订货、开工、工程各施工步骤(包括拆除、土建、安装等)、试验、调试、试运行、竣工验收等整个项目的时间进程计划70、安排:1、2汽轮机高中压缸本体可研报告2007年7月30完成。2、改造项目审批程序计划于2007年8月完成。3、设备的招标、订货计划于2007年9月完成。设备的设计制造周期6个月左右，应满足2008年机组的大修开工工期4、设备的安装结合机组的大修进行：2机组于2008年4月开始。5、设备的调试、试运行、竣工验收工作：2机组在2008年6月底完成。（十二）对灰场工程、构筑物及一般土建工程,应注意气象、水文、地质、地形、地下等资料的收集和叙述：无五、工程实施条件(一)工程项目有关征地、占地、施工临时用地、拆迁、赔偿等外部条件的落实情况:无(二)设计、施工单位的选择:设计供货单位为哈汽公司，具体施工71、单位待定(四)设备制造周期:6个月(五)勘测设计周期:15天(六)资金来源等的落实情况:设备重大技改(七)有关规划、消防、征地、搬迁等的落实情况:无(八)需要停机停炉等计划的落实情况:结合2008年2机组大修进行。(九)进口设备是否具备采购条件:是(十)主要设备及材料的采购是否采用招议标方式进行:是(十一)主要设备及材料采购的被招标对象(制造商)的选择:哈汽公司十二其他外部条件是否具备：是六、投资估算表及设备、材料明细表一投资估算表见表14:表14序号名 称型 号单位数量费用（万元）单价总价1.高压隔板套73B套11681682.高压反向112级隔板73B套13903903.高压反向112叶片72、73B套13903904.高压反向212级叶顶弹性汽封73B套130305.高压反向112硬齿隔板汽封73B套110106.高压隔板套中分面螺栓73B套1557.中压正向19级隔板73B套13903908.中压正向19级动叶73B套12702709.中压19级叶顶汽封73B套1454510.铁素体汽封套15511.铜齿汽封套13312.调节级动叶73B套115015013.低压缸通流改造73B套11200120015布莱登汽封套1120120备注按方案三实施的2机高中低压缸通流总体改造设备费用为3176万元，包含设计、保险、运输等费用。(二)设计费:包含在乙方的设备费用内。(三)调试费:甲方现73、场动平衡以及考核性热力试验70万元，乙方现场动平衡30万元(四)设备费:3176万元（五）施工费(其中人工费): 100万元(六)主材料费: 40万元(七)工程总投资:3416万元(八)设备、材料明细表(见本附件附表)：七、经济效益分析(一)对于提高系统和本单位综合生产能力与经济效益的计算分析,包括节能降损、提高效益、降低成本、增加利润等:73型机组的设计热耗为7954.9KJ/Kw.h，高压缸效率设计值为88.22，中压缸设计值为91.64。73B型机组采用开发新型线，应用新型叶根，静、动叶全部采用变截面扭曲叶片的设计，机组的各项性能的到提高，机组的设计热耗为7827.3KJ/Kw.h。我公74、司两台机组投产早，设计水平差，产品低端，运行时间长，损耗大，2机组的实际热耗为8882 KJ/Kw.h，修正后热耗高达8623 KJ/Kw.h，远偏离机组的设计值。73B机组在73型机组的基础上作了较大的改动，可对这些改动产生的经济效益可进行量化分析比较：高压缸通流改造每提高高压缸效率1,可降低机组的热耗16.7KJ/Kw.h。中压缸通流改造每提高中压缸效率1,可降低机组的热耗25KJ/Kw.h。低压缸通流改造每提高低压缸效率1,可降低机组的热耗22KJ/Kw.h。高中低压叶顶及隔板汽封改进，可使高中压缸的效率提高1,可降低机组的热耗16.7KJ/Kw.h。目前73B型机组的实际运行热耗基本可75、达到设计值，采用73B型设计技术对73型机组进行改造势必产生较好的效果，机组的高中压缸通过改造后的缸效率可接近或达到设计值。我公司目前2机组高压缸效率分别为79.6，中压缸的效率分别为88.6,2机组的热耗为8882 KJ/Kw.h。（以上数据为湖南电力试验研究院2006年下半年测试数据）西柏坡电厂1、2机组与我公司情况类似，2002年和2003年通过机组通流改造，机组的参数得到大幅度的改善。1机组的高压缸效率77.73提高到84.11，高压缸效率提高6.38；中压缸效率89提高得到90，中压缸效率提高1；机组的热耗由8946KJ/Kw.h下降到8289KJ/Kw.h。同时两台机组的各项参数大76、幅度改善。抽汽参数下降，可以保证高加等主要辅助设备的安全稳定运行。主蒸汽流量的下降，同等电量下可以减少燃煤的消耗量，可以减少炉内管道的飞灰磨损，减少二氧化碳、二氧化硫等气体对大气的排放；主蒸汽流量下降，还可以降低给水泵组的转速，主要辅机的节能可以取得明显的效果。总之，汽轮机通流改造，对机组的整体经济水平和整体寿命都大有益处。(二)对投资回报等指标的分析计算：方案三预计投资设备费用3176万元。改造后预计抽汽参数大幅度下降，各项考核参数达到机组的设计值。西柏坡1机改造后经过现场测试，高压缸效率提高了6.38%,使发电煤耗下降3.57gKW.h,如果由我公司目前的78提高到86（哈汽厂根据我公司的77、参数计算的结果），效率可提高8，发电煤耗可下降4.4gKW.h；西柏坡1机中压缸效率在改造后提高了1%,使发电煤耗下降0.86gKW.h，我公司可按此值计算。中压缸全部改造后，根据哈汽公司计算，缸效率可达到92.0，目前我公司为88.6，可提高3.4,折合下降发电煤耗2.9gKW.h。根据我公司理论上各缸负荷分配关系，低压缸效率对煤耗的影响应为：效率每提高1，可降低煤耗0.84gKW.h。因低压缸效率试验条件苛刻，我公司低压缸效率没有进行过相关试验。据了解，73型汽轮机低压缸效率一般为88。假设目前低压缸效率为88，改造后效率89.8，提高1.8，折合可降低煤耗1.5gKW.h。布莱登汽封改造78、预计可以可降低煤耗1.2gKW.h因此，按照改造方案三，总的发电煤耗预计可下降10.0gKW.h。按每台机组年发电15亿Kw.h,标煤580元/吨计算，一年节约成本约870万元，设备总投资3176万元，3.6年收回投资。如果按照总投资3416万元，3.9年收回投资。八、评价结论(一)运用各种数据,从安全、技术、经济、财务等方面,论述工程项目的可行性和存在问题:目前使用的73B型汽轮机是一个比较成熟的产品，已经在73型机组中改造证明是可靠的、安全的、效益是稳定的。设备投资大约在3176万元左右，年产生效益最低为870万元，3.6年可收回投资,长期运行后带来的经济效益是可观的。对我公司来说实施改造79、该工程项目是可行的，并已得到了1机的证实。二对改进前后安全生产情况、经济运行情况、社会环境影响等方面的对比分析。改造后可降低机组能耗，提高机组的安全性和可靠性及经济性，提高我公司的竞争能力，为建设节约型社会主义作出应有的贡献。九、项目部门上报意见设备、材料明细表1设备单位：万元序号名 称型 号单位数量费用（万元）单价总价1.高压隔板套73B套11681682.高压反向112级隔板73B套13903903.高压反向112叶片73B套13903904.高压反向212及叶顶弹性汽封73B套130305.高压反向112硬齿隔板汽封73B套110106.高压隔板套中分面螺栓73B套1557.中压正向1980、级隔板73B套13903908.中压正向19级动叶73B套12702709.中压19级叶顶汽封73B套1454510.铁素体汽封套15511.铜齿汽封套13312.调节级动叶73B套115015013.低压缸通流改造73B套11200120014.布莱登汽封套1120120备注按方案三实施的2机高中压缸通流总体改造设备费用为3176万元，包含设计、保险、运输等费用。2 主材单位：万元序号 名 称(规格型号) 数量 单 价 总 价 1 2 合计 3 辅材单位：万元序号 名 称(规格型号) 数量 单 价 总 价 1 2 合计 目 录第一章总论. .11、项目名称及承办单位.12、编制依据. .4381、编制原则.54、项目概况. .65、结论.6第二章项目提出的背景及必要性.81、项目提出的背景.82、项目建设的必要性.9第三章 项目性质及建设规模.131、项目性质.132、建设规模.13第四章 项目建设地点及建设条件.171、项目建设地点.172、项目建设条件.17第五章项目建设方案.251、建设原则.252、建设内容.253、工程项目实施.33第六章节水与节能措施.371、节水措施.372、节能措施.38第七章 环境影响评价.391、项目所在地环境现状.392、项目建设和生产对环境的影响分析.393、环境保护措施.404、环境影响评价结论. 42第八章 劳动安全保护与消防.441、危害82、因素和危害程度.442、安全措施方案. .443、消防设施.45第九章组织机构与人力资源配置.461、组织机构.462、组织机构图.46第十章项目实施进度.481、建设工期. .482、项目实施进度安排.483、项目实施进度表. .48第十一章投资估算及资金筹措.491、投资估算依据.492、建设投资估算.493、资金筹措方案.50第十二章经济分析.521、国民经济评价.52第十三章社会评价.541、项目对社会的影响分析.542、互适性分析.553、社会风险分析.554、社会评价结论.56第十四章 工程招标.571、发包方式.572、招标组织形式.573、招标方式.584、本项目招标形式和招标内容.58第十五章 结论与建议.6012.1结论.6012.2 建议.60