12mw汽轮机大修总结

12mw汽轮机大修总结（共8篇）

12mw汽轮机大修总结 篇1

25MW汽轮机大修方案

一、汽轮机概述

由杭州中能动力有限责任公司生产的25MW凝汽式汽轮机 型号：N25-8.83/1.1型式：高压、单缸、单轴、冲动凝汽式 额定功率：25000KW 汽轮机额定转速：3000r/min 汽轮机一阶临界转速：~1752r/min 发电机额定转速：3000r/min 转向：顺气流方向看为顺时针 主进气压力：8.83MPa 主进气温度：535℃

二、引用依据

本篇的编写是根据制造厂家的《安装使用说明书》和图纸要求双及《汽轮机设备检修》一书等到资料。本规程工艺如有与水电部及制造厂有关规定相抵触时，以水电部制造厂为准，由于水平有限，难免有错误之处，望大家批评指正。

三、总则

搞好发电厂的设备检修，是保证发电设备安全、经济运行，提高发电设备可用系数，充分发挥设备潜力的重要措施。是设备全过程管理的一个重要环节。各级管理部门和每一个工作者都必须充分重视检修工作，提高质量意识，自始至终坚持―质量第一―的思想，切实贯彻‖应修必修，修必修好―的原则。

检修人员要达到―三熟、三能‖，―三熟‖是指系统和设备的构造、性能；熟悉设备的装配工艺、工序和质量标准，熟悉安全施工规程。―三能‖是能掌握钳工手艺，能与本职业密切相关和其它一两种手艺，能看懂图纸，并绘制简单零部件图。

1、检修计划

根据本厂规定的具体办法和要求进行，应对设备进行调查了解，（分析设备的技术状况，落实检修项目，项目为一般和特殊项目两种，也可分为标准项目和特殊项目。重工业特殊项目，具体内容见水利电力部―发电厂检修规程‖。

2、检修准备工作

编制大修工作计划，安排施工进度，制定施工技术措施和安全措施；做好物资准备（包括材料、备品、安全用具、施工器具等）及场地布置。准备好技术记录表格，组织检修人员讨论大修计划、项目、进度施工方案，学习工艺规程、质量标准，技术措施、安全施工方案及安全规程。

3、施工管理

贯彻安全施工规程，确保人身和设备的安全，严格执行质量标准。工艺措施和岗位责任制，保证检修质量及时掌握进度，保证按期竣工，节约工料，防止浪费。汽轮机大修工作开始尽快解体检查，分析设备技术状况，针对发现的缺陷，落实修理方法，及时做好检修记录，内容包括设备的技术状况，系统或结构的改变。所有记录应做到正确完整，简明实用。重要工序的分段验收项目应有检修人员和验收人员的签名。

4、注意事项

(1)汽缸温度降至100℃时，才允许拆除保温层。(2)汽缸温度降至80℃时，开始拆除汽缸螺栓。(3)解体拆下的部件，均应按指定地方妥然放置。

(4)保温材料应进行回收，放在指定地点，现场清理干净。

5、检修工艺及质量标准

(1)先拆除机组上所有仪表，如压力表、温度表、转速表等，并将拆除部位的孔堵死。

(2)分解拆除化妆板及骨架；

(3)拆除上缸保温，根据大修要求拆除下缸部分或全部保温。(4)拆除导汽管保温，拆除导汽管；

(5)拆下前后汽封冒汽管，并将管孔堵死；(6)拆除前后轴承盖，并用棉布盖好。

(7)向汽缸螺栓上滴注松动剂或煤油，并用手锤轻敲螺母(8)拆汽缸法兰上的稳钉。

(9)从汽缸封两头开始，依次至汽缸中部，对称均匀地分解汽缸结合面螺栓（空心汽缸螺栓每加热一只拆除一只），对其不空心的螺栓拆除困难时可用烤把将螺帽加温再拆除。

(10)在四角装好导杆，涂上透平油。

(11)检查确信汽缸结合面螺栓全部卸下后，用顶丝将大盖顶起2～3mm。(12)用行车吊起大盖少许，测量检查四角升起的高度，调整好汽缸水平，使四角高度差不大于2mm。

(13)当大盖升起30～40mm时应5kg的大锤轻敲大盖外壳，用撬棍敲打索具及扣接处，检查汽缸隔板应无脱落。索具应受力均匀，扣接牢固，方可继续起吊。(14)汽缸吊出后，要放在指定的枕木上。

(15)拆下的螺栓帽要认真检查，如有损坏应修复或更换。(16)翻大盖前必须拆下全部调速汽门，并用堵板封死。(17)注意事项

① 拆除螺栓应用板手，如需加热的螺栓应有充分的加热时间，不能有硬打等蛮干现象。

② 拆下的螺栓螺母要编上号，螺母要回到原来的螺栓上，放置指定的地点。③ 禁止工作人员将头、手伸进汽缸结合面，大盖脱离导杆时，四周应有人扶稳。④ 起吊工作应有人指挥，行车应有熟悉的人操作，各部应有人监视，发现异常，均可叫停，查明原因消除后方可起吊。

6、翻大盖，工艺略（参照安装工艺）

7、汽缸的清扫与检修

(1)吊开大盖后，及时检查记录结合面涂料的冲刷情况，有无漏汽的痕迹和其它异常情况。

(2)用刮刀沿汽缸周边方向将涂料清扫干净。(3)用Φ100的磨光机装上钢丝轮（磨头），或用砂布将汽缸隔板、隔套板、槽、汽缸洼窝等处的锈垢清除干净，并涂上铅粉。(4)检查清扫汽缸螺栓、螺帽，并涂上铅粉油。(5)用水平仪测量、检查汽缸水平，作好记录。

(6)在空缸的状态下将大盖扣在下缸上，紧1/2的螺栓检查结合面的间隙，一般以0.05mm的塞尺塞不进为合格，个别部位塞尺塞进的深度不超过法兰结合面的1/3也算合格。

(7)结合面变形较大时，需进行研磨，在上缸结合面上涂上红丹扣上大盖，紧1/2的螺栓，然后拆开吊走上缸，检查红丹印痕，根据红丹印痕对下缸刮平或研磨，直至红丹印痕均匀接触，用0.05mm塞尺塞不进为合格。

(8)结合面出现局部间隙时，可采用补焊、喷涂的办法进行处理。

8、扣大盖

(1)汽轮机扣大盖前必须详细检查，上下汽缸内的装配件全部装配完毕，动静间隙调整合格，并经双方验收合格，汽缸及凝汽器内无异物。(2)用压缩空气吹扫上下汽缸内部。(3)在下汽缸装好导杆，涂上透平油。

(4)用专用吊具吊起大盖，用水平仪在纵横二个方向进行汽缸调平。

(5)吊起大盖对准导杆慢慢落下，落至下缸400mm时，将预先准备好的支撑，撑住上缸的四角处。此时将密封涂杆均匀地涂在下缸面上，厚度约为0.5mm。(6)取掉支撑，当上缸下落至下缸2—4mm时打入定位销。(7)大盖完全落下后，盘动转子，用听棒倾听缸内应无摩擦声。

9、紧固螺栓

(1)需热紧的螺栓，先用1M长的扳手两人进行冷紧，热紧时螺帽旋转角度，要根据螺栓的长度大小而定，（M64以下的螺栓不须热紧）。

(2)螺栓热紧是用螺栓加热器或是烤把使螺栓温度慢慢升高，直至一个用1M长的扳手可以转动螺母至需要角度为止，热紧时（串孔螺栓）螺栓不得跟转。紧固汽缸螺栓从中部开始，左右两侧对称地向前后汽封处依次进行。

10、隔板的拆卸

(1)转子吊开后，即可用吊环或专用工具把隔板栓好挂牢后，从下汽缸中逐步吊出。

(2)上缸翻盖后，卸掉紧固螺栓，从上汽缸逐级吊出隔板。

(3)当隔板有卡涩现象时，应用松动剂或煤油进行渗透处理，用铜棒轻轻敲打，待松动后再继续吊起，不得强拉。

(4)对隔板作详细检查，隔板有无伤痕，裂纹、变形；喷嘴有卷边、突出、松动、开裂。

① 检查隔板销饼，固定螺栓，螺钉是否完好。② 清理吹扫隔板及喷嘴的锈垢。③ 如锈垢严重的隔板喷嘴、转子叶片可采喷砂处理，喷砂的汽压为3—5kg/cm2。(5)隔板的安装

① 隔板的组装工作是在汽缸内部所有部件检修工作完成后进行。② 将汽缸内部清理干净，无任何异物，用压缩空气将汽缸内隔板槽道吹扫干净，并涂擦干铅粉。

③ 将清理好的隔板依次用行车找正后缓慢而平稳地逐级装入缸内。

④ 上隔板用同样的方法装入上缸内，上好销饼，销饼各部间隙应符合要求。⑤ 隔板洼窝找中心，新机组第一次大修时一定要进行，以后每隔2—3次大修检查一次。

11、汽封解体检查、清扫及组装(1)拆下固定销饼和压板，沿汽封套箍槽取出汽封块，按标记依次拆完隔板汽封，高压汽封，再拆低压汽封。

(2)把拆下的汽封块、弹簧片分别按顺序装入汽封盒内，放在指定地点。(3)在拆下的汽封块时，注意不许敲打汽封的梳齿，以免损伤梳齿。

(4)有的汽封块在汽封套箍内或汽封套箍在汽封洼窝内锈蚀，卡涩取不出来等情况时，应浇上煤油或松动剂，再用木板或竹片反复敲打左右两侧结合面，松动后即可取出。

(5)检查汽封套箍，隔板汽封槽，汽封块等应无污垢，锈蚀、裂纹、折断、弯曲、变形和毛刺等缺陷。

(6)检查高低压轴封疏水应畅通。

(7)检查弹簧片弹性要适当，弹性太小或折断的弹簧片，应更换。(8)汽缸块装入时，用手自然压入，并能自如弹回，固定镶装式汽封块应无松动。(9)固定销饼与压板上紧后，不许高出结合面。

(10)组合好推力轴承，吊入转子顺汽流方向推至极限位置的状态下，用塞尺在轴封两侧水平结合面处检查轴向和径向间隙，新换的汽封块要用贴胶布法检查间隙是否符合要求。

12、转子的起吊、检修工艺方法和质量要求(1)测量记录修前通流部分间隙。

(2)测量记录修前转子串动量，各主轴承间隙紧力，各油挡间隙，检查轴颈下沉情况。

(3)测量修前靠背轮情况。(4)测量修前轴颈扬度。

(5)测量记录转子各处晃处及弯曲度，如：轴颈、轴封套叶轮、推力盘。(6)测量记录推力盘，靠背轮的飘偏度。

(7)拆下靠背轮螺栓，用顶丝顶开2—3mm。(8)吊转子前拆开推力瓦。

(9)检查专用工具和吊具应可靠。

(10)转子吊起时，将水平仪放在后轴径处，调整好水平，使转子无倾斜现象。(11)转子吊出后，平稳地放在支架上。(12)对上述测量数据作全面分析。

13、转子的清扫与检修

(1)用手锤轻敲轮盘，打音要清脆响亮，不应有哑音，有哑音说明表示该轮盘有松动或裂纹。

(2)对带有复环的叶片，亦可用锤轻打铆头，听其声音，判断铆头是否断裂或松动。

(3)清扫叶片、轮盘，不应留有污垢和锈蚀。

(4)检查叶片的全部表面，有无冲刷裂纹，变形等情况，作好详细记录。(5)轴封套用铜锤轻打无哑音，套在轴上牢固无松动。(6)检查推力盘应光滑无损伤，否则应于修整。

14、转子的就位

(1)检修隔板，前后汽封的工作均已完成且已正式组装完毕后，用压缩空气将汽缸内部吹扫净，下轴瓦浇上透平油。

(2)将转子吊平，离开支架后，用压缩空气将转子吹净。

(3)当转子对准汽缸后，慢慢下落，落下汽缸严禁有碰擦现象。(4)测量、记录、调整前后通流部分间隙。(5)测量调整串动间隙。(6)测量记录轴颈扬度。

15、动静部分间隙测量

(1)汽轮机在推动瓦解体前及转子，推动轴承组装完毕后，需进行动静间隙的测量，并作好记录。

(2)把转子从高压侧推向低压侧，使转子处于工作状态。(3)逐级用塞尺检查动静间隙，作好记录。

16、轴颈扬度的测量，汽轮机在每次大修前后，都要对转子进行检验，其目的是测得转子的扬度，校验基础有无纵向不均匀下沉，并作为靠背轮中心变化的参考依据。

(1)用水平仪在确定位置测量轴颈水平，确定扬起方向，记录一次读数。(2)将水平仪掉转180°记录扬起方向及第二次读数。(3)确定扬起方向，并计算扬度数值。

第一种情况：扬起方向一致，用下式求得平均扬度值。

a1+a2

a= ––––––––––––

2(a1为较大的读数，a2为较小的读数)第二种情况扬起方向不一致，用下式求得平均扬度值。

a1+a2

a= ––––––––––––

17、转子晃度及弯曲度的测量

(1)将测量的地方用砂布打磨光滑。

(2)将百分表放在固定的汽缸平面上，或轴承座上，并按放牢固，放置方法，百分表杆垂直于圆周表面。

(3)将四角划分为八个等分，按转子转动方向顺序编号，测量之前用轻轻抽动百分表杆2-3次，若百分表指针每次均能回到原始位置。说明百分表已安放牢固。(4)盘动转子，使表杆分别在1、2、3、4、5、6、7、8各点记录读数，转子回到1处的读数，必须与起始时数值相等。

(5)晃动度和弯曲度的数值分别如表1-

1、1-2表。

18、转子各瓢偏度的测量(1)检查转子部件的瓢偏度时，须将两只百分表分别装在沿直径相对180°方位上。(2)将圆周分为八等分，并按转子转动方向顺序编号。(3)在开始测定点（1.5点）将百分表的读数调到0位。(4)盘动转子分别记录两只百分表在各点的指示值。

(5)百分表位同于一直径上的两个测点处读数的代数差的一半即为该直径上瓢偏度的绝对值，得数上的最大数值为最大飘偏度，即计算式为：

(6)推力盘的瓢偏度大于0.02mm。(7)靠背轮的瓢偏度不大于0.03mm。

19、滑销系统一般的大修，滑销系统不检查，如遇机组振动大，而且是由滑销系统的卡涩、磨损而引起的时，可进行下列工作。

(1)对所有滑销系统进行检查，其各部位间隙符合制造厂规定。(2)把间隙内杂物清扫干净，以免滑销磨损或卡涩。

(3)如滑销间隙过小而卡涩时，必须用锉刀修正合格为止，如滑销间隙过大时，可有堆焊的办法进行处理，或更换新销子。20、轴承

(1)支承轴承的解体

① 首先拆除轴承盖上所有的附件和连接件，其次拆下接合面的螺栓。② 做好记号，吊走轴承盖，并注意轴承盖、轴瓦顶部是否有紧力片。③ 拆除瓦枕（压盖）和轴承结合面螺栓，并做好记录。④ 测量修理前轴瓦间隙，紧力并做好记录。

⑤ 转子吊出后，把下瓦块下瓦枕取出并做好记录。

⑥ 在装卸轴瓦时，注意不要碰坏钨金，取下轴承上的垫子、螺栓、定位销要妥善保管，切勿装错。

(2)支承轴承的清扫和检查

① 将轴瓦各部件清理干净，轴承结合面清理干净。

② 检查轴瓦钨金磨损情况，钨金应无剥落，气孔、杂物、槽迹、裂纹等缺陷，若发现上述情况，则铲除掉进行补焊，然后进行修刮。

③ 检查钨金与瓦脱的结合情况，将轴瓦浸入煤油中，然后取出擦干表面，用手按压钨金，若发现有煤油从钨金与瓦胎结合面必溢出，则说明钨金脱胎、脱胎严重时应更换新轴瓦，或重新浇铸。

④ 检查轴径与轴瓦钨金接触情况，接触角α，圆筒瓦α=60°、椭圆α=45°沿轴向均匀分布，若接触不良应加以修刮。

⑤ 轴瓦两侧间隙通常用塞尺在轴瓦的四角测量，塞尺插入深度，用不同厚度的塞尺测出插入的深度，塞尺厚度选择从0.03mm开始逐渐加大到塞不进为止，并做好记录。

⑥ 顶部间隙的测量，轴承顶部间隙用压铅丝方法测量，将上半轴承吊开，在轴径上放两条铅丝。

⑦ 铅丝直径要大于顶部间隙，把铅丝放在上半轴承有钨金的位置A1，A2处，然后扣上上轴承，拧紧对口螺栓，用塞尺检查轴瓦水平结合面是否有间隙，当0.03mm塞尺通不过时可松开对口螺栓。吊开上半轴瓦，取出铅丝，测量铅丝的平均值，便是轴瓦的顶部间隙。

(3)轴瓦紧力的测量，用压铅丝的方法。

① 将粗约1mm的铅丝放在轴瓦（或瓦枕）顶部。

② 在瓦枕或轴承接合面的前后放上四块厚度均匀的0.5mm不锈钢片或铜片作为垫片，垫片的厚度是铅丝的1/2。③ 扣上轴承盖，均匀紧固螺栓。

④ 用塞尺检查结合面四角是否也有0.5mm的均匀间隙。⑤ 松开螺栓，吊开轴承。⑥ 测量压扁的铅丝厚度，每条铅丝至少选取三点测出三个数值，并取其平均值，再求出铅丝厚度的平均值，紧力值即等于垫片的厚度减去厚度的平均值，如果两个厚之差为负值便是间隙。

⑦ 球面轴承紧力一般为0.03—0.05mm，圆柱形轴承紧力一般为0.05—0.15mm。(4)推力轴承的检修

① 首先测量推力间隙并做好记录，然后拆推力瓦。

② 推力轴承与1#瓦组合在一起，把1#瓦衬铁和轴承结合面螺栓松开，将其分别吊出。

③ 将推力瓦上半瓦片和非工作瓦片两组两侧的止动螺丝和压板松开，将两组瓦片取下，并作好记号。以便组装时按原位组装。

④ 将推力瓦下半部两组瓦片接合面的止动螺栓和压板拆开，用铜棒轻轻敲一侧，按其旋转方向推力瓦旋出，如旋不同时，可将转子前后拔动一下即可。

⑤ 检查推力瓦片，清理检查油室，各油孔应畅通，无砂眼，无裂纹及损伤。钨金与推力盘接触面应在全面积的2/3以上，各瓦片之间的厚度差，不超过0.02mm。⑥ 若要调整推力间隙，则可用调整非工作面瓦片底盘下面的固定垫片厚度来达到。

21、汽轮机与发电机找中心（略）与安装中找中心相同，参照安装工艺中找中心。

22、主要更换备件

高压汽封汽封体变形严重，需要更换。高压汽封环更换。

联轴器螺栓损伤比较严重，建议下次大修全部更换。

23、质量保证措施：

1、技术交底详细、彻底，所有施工人员必须持证上岗操作，施工前充分熟悉施工场地、施工设计图纸及施工措施。

2、严格按生产厂家的技术标准进行检修，并符合《电力设备维护检修规程》的规定。

3、拆卸设备大盖的紧固螺栓时，必须使用专用扳手，不可使用不合适的工具野蛮拆卸。

4、拆卸后的大型零部件放置时要垫木板等木质材料，一般配件应放置在垫胶皮的货架上，不能直接放在专地上。

5、吊装各零部件时，要吊平、吊稳、速度缓慢，绳扣上加合适吨位的倒链以使调整长度，直接接触零件表面的绳具要用软质的吊装带或加保护套的钢丝绳。

6、机组大盖吊起或回装时必须要将导向杆安装才能进行吊装工作。

7、组装时，各零件必须用面粉粘，保证清洁，需涂油脂的部位，要慎重用料。

8、露天存放的设备，注意做好成品保护工作，采取防潮、防淋措施；不能及时安装的设备及部件，均应妥善保管，不得使其变形、损坏、锈蚀、错乱或丢失。

24、试车与验收

1、试车前的准备

1.1确认各项检修工作已完成，检修记录齐全，检修质量符合第3条的规定，油运合格，具备试车条件，并且有完整的试车方案。

1.2启动润滑油泵、检查油管、轴承座和油封是否漏油，必要时进行处理。

1.3通过视镜确认各润滑点进油情况。

1.4检查复位杠杆动作准确无误；按下停机按钮，复查危急保安机构的性能。

1.5安全附件校验合格，齐全完整，联锁报警系统灵敏可靠。

1.6检查汽缸膨胀表的指示是否在零点。

1.7检查盘车齿轮的转动是否灵活、平稳，检查转子是否有异常声响。

1.8按制造厂说明书要求暖机，检查汽缸膨胀值是否与停机前所测数据相吻合。

2、试车验收标准

2.1按制造厂提供的运行规程进行启动和试车，在低速运转期间，声响应无异常，并检查汽缸膨胀应符合要求。

2.2达到额定转速确认无异常后，进行超速试验。在做超速试验时应把调速器和调节杆脱开，靠主汽阀的开度提高汽轮机的转速，当达到最大连续转速的110±1％时，危急保安器动作，汽轮机停机；如跳闸转速不符合要求，应立即停机，重新调整飞锤弹簧。超速试验应做3次，每次动作转速都应在规定范围内，且3次动作转速偏差最大不超过1％。

2.3润滑油压、调速油压符合制造厂规定，润滑油温度控制在40±2℃范围内，轴承回油温度不应超过65℃，轴瓦温度不应超过70℃。

2.4调速系统运转平稳

2.5进行带负荷试验，汽轮机应达到额定负荷。

3、验收

试车合格，达到完好标准，办好验收手续，验收技术资料包括：

a.检修记录

b.设备重大缺陷处理、结构更改、系统变动，配件更换的记录。24． 安全措施

1、施工人员应穿戴好劳动保护用品，持证上岗，施工过程中严格遵守《电力建设安全技术规程》有关规定。

2、设备吊装时，吊装绳扣绑扎牢靠，位置准确，安全系数足够；吊车站位准确，支腿打牢靠，吊装作业时，必须使用溜绳，防止晃动和旋转，指挥信号清楚、准确，吊装作业范围内严禁有人停留或行走。

3、高空作业位置应根据需要架设手架以便操作。

4、使用电动工具必须做到三级保护。

5、施工人员在进行设备找正时，要经常检查手锤锤头是否牢固，防止敲击垫铁时，锤头飞出伤人。

12mw汽轮机大修总结 篇2

某石化公司有1台老式汽轮发电机组 (上海汽轮机厂1981年制造) , 为12MW两级调节抽汽凝汽式汽轮发电机组, 型号CC12-35/10/1.2。在安装投产之初, 由于蒸汽生产原料为重油, 产汽发电成本较高, 加之设备本身调速系统存在问题, 造成停运闲置20余年。

2003年, 该公司电站新建了2台130t/h CFB 高压锅炉和1台25MW高压双抽凝汽式汽轮发电机组。为了保证机炉匹配, 同时发挥闲置设备的效用, 对该12MW汽轮机组进行DEH电液调节改造, 该机组投入纯凝工况运行, 重新发电增效。但由于该公司冬季采暖需求, 全厂系统蒸汽用量冬夏季差距较大, 而该机组因设备本体原因只能纯凝工况运行, 该公司冬季采暖需求必须采用高压力等级 (主要是1.0MPa) 的蒸汽解决, 高能低用导致该公司综合热效率低, 供电综合煤耗居高不下。

2 方案分析与选择

该公司对外供汽的设备为3台汽轮机组, 2#机即该12MW汽轮机组, 3#机为B6的背压机组 (外供1.0MPa蒸汽) , 4#机为新建的25MW高压双抽凝汽式机组 (抽汽压力分别为3.5MPa和1.0MPa) 。

随着该公司的发展, 各生产装置自产汽能力增加, 近几年电站向生产装置送汽明显减少, 2009年蒸汽外供情况如表1、图1所示。

分析电站外供汽情况, 有3个特点:1) 供汽总量冬季 (12～3月) 因采暖需求, 负荷较高, 其余月份负荷相对较低;2) 外供低压汽冬夏变化大, 冬季负荷较高, 而夏季 (7～10月) 低压汽用量小于10t/h, 有时甚至为0;3) 中压汽全年用量较平均, 在40t/h左右。

由于上述供热特点, 一方面导致电站冬季4个月供热比较高, 供电标煤耗较低, 而其他月份供热比偏低, 供电煤耗明显升高;另一方面2#机冬季因供暖限制只能停用, 夏季低压汽供量低, 只能纯凝工况运行, 这种结构性问题又导致电厂的供电煤耗进一步升高 (最高560g/kWh) 。要提高电站综合热效率, 必须充分发挥2#机组作用。因而提出利用2#机余热抽汽供暖。

该公司生活区冬季采暖采用的是热水采暖方式, 由电站的1.0MPa蒸汽与循环水混合换热形成。每年采暖消耗蒸汽量10万t, 成本过千万。如果采用2#机组抽汽采暖, 可以实现提高机组供热比、降低供电煤耗、降低供暖成本。为此提出2个方案。

方案1:是利用2#机低真空循环水供热。

因为汽轮机组发电生产过程实际是一个能量转换过程, 能量在转换过程中必然伴随着种种损失。在汽轮机发电过程中, 主要存在锅炉损失、管道损失、汽轮机机械损失、发电机损失和冷凝损失。而在这些损失中, 又以冷凝损失, 也就是汽轮机在凝汽器中排汽凝结成饱和水所放出的热量损失最大。该厂汽轮机排汽的潜热全部由循环冷却水带走, 并通过凉水塔排入大气环境中。计算表明, 对于中小型汽轮机组, 冷凝损失约为60%, 再加上其他损失, 中小型汽轮机组的能源利用率仅为30%左右, 抽凝机组的能源利用率也仅为45%左右。如果将凝汽式汽轮机组改为循环水供热, 汽轮机组排汽冷凝所放出的热量就可以输送到热网中供热, 这样就避免了冷凝损失, 汽轮机组的能源利用率就可以提高到60%左右。

该方案在一些电厂已成功运用。针对此方案该公司委托某汽轮机厂对该机组进行低真空校核, 结论是:由于受机组运行工况和结构限制, 原设计主要工况为抽汽工况, 使低压缸第一级通流面积太小, 存在很大安全隐患, 无法进行低真空运行, 汽轮机低真空循环水供热方案不可行。

方案2:利用2#机工业抽汽供热。

重点研究了利用恢复2#机0.12MPa蒸汽抽汽作为冬季采暖热源 (见图2) , 通过表面换热加热循环水, 替代原来1.0MPa蒸汽混合加热采暖方式。原2#机设计有0.12MPa蒸汽抽汽口, 利用该压力等级的蒸汽供热, 在温度上、供热量上均具有实施的可行性。

根据两种方案的实施条件可行性, 选择方案2进行改造实施。

3 方案可行性核算

该公司生活区采暖系统原来由3个热水站组成, 供暖系统包括256栋居民楼、23个办公楼, 供暖总面积88.2×104m2, 各供热分站的循环热水泵18台 (12开6备, 运行总功率1375kW) , 耗电量较大。

根据《城市热力网设计规范》并结合生活区现有建筑状况, 采暖热指标取q=30W/m2。2#汽轮机0.12MPa蒸汽最大设计抽汽量为65t/h, 实际抽汽量可达50t/h。根据生产要求, 2#汽轮机0.12MPa (绝) 抽汽仅负担生活区居民楼供暖, 不考虑办公楼供暖, 故确定供暖面积A=692054m2。

供暖系统参数及加热蒸汽参数:供暖热媒为热水, 设计供水温度t1=65℃, 回水温度t2=50℃, 温差Δt=15℃;加热热源为0.12MPa (绝) 过热蒸汽, 蒸汽温度T1=153℃, 焓Ih=2776kJ/kg, 冷凝后出0.1MPa (绝) 冷凝水, 冷凝水温度T2=90℃, 焓Ic=380kJ/kg, 焓差ΔI=2396kJ/kg, 换热效率η=0.98。

计算结果如下:

采暖热负荷Q=A×q=20.8×106W;

循环水量$W=\frac{Q}{\text{Δ}t}\times 0.86\times 10{}^{-3}÷0.98=1209.6\text{t}/\text{h}$;

蒸汽耗量$G=\frac{Q}{\text{Δ}{\rm I}}\times 3600÷0.98=\frac{76.5\times 10{}^6}{2396}=32\text{t}/\text{h}$。

上述结果若考虑散热损失, 则蒸汽耗量约为40t/h。

2#汽轮机可抽汽量最大为50t/h, 该方案具有可行性。

4 改造内容

2#机及生活区采暖节能改造主要内容包括2#汽轮机机组改造部分、新建供暖站和生活区部分热水系统管线改造等3个部分。

4.1 2#汽轮机机组改造部分

恢复0.12MPa 抽汽管线及系统, 对0.12MPa低压抽汽控制系统进行改造, 包括液压部分和电控部分 (含电子控制柜改造) 。

1) 电控部分。

原系统采用和利时公司的MACS-II系列产品, 现在把原调压调速液压控制系统改为CC12双抽式DEH电调控制系统。增加电控部分1套, 供货清单主要是控制柜、伺服板、电源等。

2) 液压部分。

低压抽汽油动机的改造与1.0MPa抽汽系统油动机的改造一致, 采用更换继动器方式。

保留原低压油动机的错油门滑阀套筒, 拆除原低压油动机反馈杠杆及反馈弹簧, 把原低压继动器改换为液力弹簧式继动器, 新增低压油动机的液力弹簧式继动器、电液伺服集成块、对低压油动机加装双冗余LVDT作为油动机行程反馈信号源、放大滑阀和底架等。用DDV电液转换器所控制的脉冲油直接控制继动器, 并与低压油动机配备的伺服模块和DDV阀油路集成块, 一起构成电液伺服油动机。增加液压部分1套, 主要是伺服机构、继动器、底架等。经改造后, 2#汽轮机的双抽电液调节系统图如图3所示。

4.2 新建供暖站

在动力厂电站旁新建供暖站, 新增0.12MPa蒸汽与采暖水换热用凝汽器1台, 循环热水泵2台 (1用1备, 型号KQSN350-N4, 电机功率800kW, 流量1210m3/h, 扬程150m) , 回水稳压罐1个 (200m3) 。从2#汽轮机0.12MPa蒸汽抽出口引出DN800管线至汽轮机厂房外凝结水箱旁, 0.12MPa蒸汽与采暖水换热后, 温度降至80℃后由泵抽至凝结水箱。50℃供暖回水利用自压进入换热凝汽器, 50℃热水换热至65℃后进入稳压罐, 由供暖循环水泵加压进入系统供暖管网输送到生活区用户。为了保证极端气候条件供暖, 在热水罐前设2台汽水混合器, 补充1.0MPa (表) 过热蒸汽。

4.3 部分热水系统管线更新调整

将原有泵站停运, 系统管线按3个区域优化, 形成循环回路, 同时将部分回水引入化水装置加热原水温度, 提高除盐水产量。

5 改造实施效果

供暖站2009年9月底开始土建施工, 2009年10月22日7台机泵到现场安装, 11月15日完成主体设备管线施工, 由于寒流天气提前1个月到来, 11月14日完成单机试运, 15日系统灌水, 16日系统循环, 17日投入临时加热蒸汽, 热水送到采暖用户。11月29日, 在完成了仪表控制系统改造后, 2#机组正常并网运行, 0.12MPa低压抽气向供暖站成功送汽, 供暖改造试运全面完成。供暖站流程如图4所示。

1) 机组供电煤耗降低。

冬季供暖期, 2#机投用抽汽平均每小时30t, 机组供电煤耗可降低30～50g/kWh。改造前后2#机供电煤耗对比如表2所示。

2) 供热成本降低。

根据实际运行工况测算, 1个采暖期 (按100d计算) , 通过采用压差2#机多发电, 增加效益291.4万元;回收利用2#机三段抽汽蒸汽凝结水与补充循环水之差值, 降低成本133万元。

供热站电耗与原厂外热水站电耗相比, 减少成本支出41万元。

供热站由电站维护, 减少厂外维护人员人工成本, 节约费用24万元;化水利用热水加温节约蒸汽2t/h降成本67.2万元;改造后消耗0.12MPa蒸汽量略有上升, 增加成本182万元;综合以上6项降成本总量为374.4万元。

6 结语

该12MW纯凝汽轮机组抽汽采暖的改造成功对一些同样处于运行效益不良的老设备具有很好的借鉴意义, 可以结合运行和负荷实际, 从分析能源消耗和设备运行状况入手, 寻找节能降耗低碳的有效方案运用于设备改造工作。

摘要：通过分析某石化公司12MW纯凝工况汽轮机组运行工况和全厂采暖需求, 提出对汽轮机组进行低压抽汽改造作为供暖热源的方案, 并对实施后的实际效果进行了评价。

12mw汽轮机大修总结 篇3

河北西柏坡发电有限责任公司（以下简称西电公司）汽轮机是哈尔滨汽轮机厂生产的单轴双缸凝汽式反动汽轮机，型号为N30016.7/537/537（#

1、#2）与N30016.7/538/538（#

3、#4）。西电公司总装机容量4×300 MW，自1993年发电以来，共经历#1机组3次大修，#2机组3次大修，#

3、#4机组各1次大修，共8次大修。在多次大修中遇到了许多关于螺栓的问题，对螺栓检修做了大量的工作，积累了一定的经验，在这里与大家一起交流。1设备概况

汽轮机螺栓主要指高温高压的汽缸螺栓，包括高压导汽管、抽汽管、调门法兰螺栓等。高温螺栓一般为合金材质，在机组运行中承受着巨大的应力和紧力。汽缸靠着众多的螺栓把密封面密封住，使高温高压蒸汽在汽缸内做功。汽缸螺栓是将上下缸两半连接成一体，确保汽缸严密不漏的紧固件。螺栓的工作温度很高，对于300 MW机组，高中压汽缸的汽缸螺栓工作温度一般在500 ℃以上；汽缸法兰螺栓在汽缸上各部件中所受的应力最大。所以对汽缸螺栓的检修工艺要求很严，稍有疏忽很容易损伤螺栓，甚至引起汽缸漏汽或设备损坏事故。

西电国产300 MW汽轮机螺栓有数百条之多，规格包括M22、M27、M33、M36、M39、M42、M45、M48、M52、M60、M64、M72、M85、M90、M100、M110、M115等，而且材质又有不同，包括C422（2Cr12NiMoWVV）、TiB(20Cr1Mo1VTiB)、25CrMoVA、R26（即CrMoB合金）等。螺栓不仅数量多，而且价值昂贵。如果检修不当，螺栓损坏多，不仅会延长检修工期，检修成本也偏高，还可能造成重大的设备损坏事故，影响机组安全发电。因此螺栓检修是一项繁杂的工作，必须具有合理的管

理检修方法。2螺栓检修工艺与程序

2.1拆卸

当汽缸调节级金属温度降到80 ℃时，可以松汽缸螺栓。大多数汽缸螺栓为热紧螺栓，需用电加热棒热松螺栓。拆卸下来的螺栓应编号存放；螺帽与螺栓一一对应，配套垫圈也应编号放好，记请楚位置。拆卸螺栓的顺序要严格按照规程进行，一般选择中分面间隙比较大的中部开始对称往两侧拆卸。

2.2检修

对汽缸螺栓的螺扣、螺帽，包括栽丝全部进行清理打磨，去除氧化皮和毛刺，并用丝锥过扣，在回装之前全部试扣，螺帽与螺栓应以能轻松旋入旋出为合格。

对螺扣有损伤的螺栓要用三角锉刀仔细修整扣齿，或上车床过扣，使全部扣

齿光滑易用。

同时要配合金属监督部门对汽缸螺栓进行金属监督，对螺栓的材质、组织、硬度和外观损伤等进行检查，不符合要求的全部更换新螺栓。新螺栓的定位尺寸、长度都应按照旧螺栓照配，并按旧螺栓进行编号。

2.3回装

螺栓回装时先冷紧后热紧。冷紧、热紧的顺序应按照检修规程进行，与拆卸时顺序一致。螺栓的冷紧力矩要把握好，既要达到密封需要的力矩，又不能超过螺栓能承受的力矩。热紧旋转弧长严格按照标准执行，否则易产生漏汽。3螺栓检修中遇到的问题、原因分析及处理方法

3.1螺扣咬死

螺扣咬死包括螺帽和螺栓咬死，栽丝和底扣咬死，这是最常见的问题。

3.1.1原因分析

a.上次回装时螺纹未清理干净，螺扣上有毛刺，表面粗糙。

b.回装前螺纹有过损伤或装配时未涂高温防烧剂、润滑剂或二硫化钼等而

盲目地旋上螺帽，导致螺纹咬死。

c.拆卸时加热工艺不正确，加热棒不合适而加热了螺纹部分；或者是加热棒功率偏小，加热时间太长，使螺扣部分温度过高而涨死。

d.汽缸温度偏高时即开始拆卸螺栓。2003年12月#2机组大修时，汽缸温度在95 ℃时就开始拆卸，虽然未大量损坏螺栓，但明显拆卸困难。

e.螺栓长期在高温下工作，表面氧化皮较厚，由此引起螺栓与螺扣间产生较大的挤压力，表面的氧化皮集中在一起形成坚硬的氧化膜。氧化膜拉破时在螺纹

表面拉出毛刺，造成螺纹咬死。

f.螺栓加工质量不够高，光洁度太差，螺纹间配合间隙小。

3.1.2解决措施

a.在回装前对每条螺栓、每个螺帽及底扣都应仔细地试验和检查，不留有任

何毛刺。

b.高温螺栓回装前一定把原有的黄油等清洗干净，涂好润滑剂等再回装。

c.使用加热棒要严密仔细。由于螺栓的加热孔尺寸不同，需要多种长度和粗细不同的加热棒。加热时一定要选取合适配套的加热棒进行加热：长度应与螺栓对应，加热棒的有效发热长度应该全部在螺孔内，露出发热长度不超过25 mm；加热棒直径应该小于加热孔1 mm左右，否则会影响加热棒的使用寿命，同时对螺栓有不良影响。要选择功率合适的加热棒、电加热器。使用加热棒的人员应该随时监督加热螺栓的情况，能松动时即可停止加热，避免加热时间过长。

d.严格执行检修规程和厂家标准，控制温度，当汽缸温度降低到允许温度内再拆卸螺栓。西电公司规定，调节级金属温度降低到80 ℃以内，才允许拆卸汽缸螺栓。这是因为：汽缸螺栓和螺帽有部分凸出在缸体的外部，加之热容量较汽缸小，因而停机后螺栓的温度下降速度比汽缸快，螺栓温度低于汽缸，由此产生的螺栓冷缩使其紧固力比正常运行时反而增大；再加上温度高时材料硬度低，这时拆卸螺栓可能造成螺纹咬死，以致受到损伤。

e.在拆卸前4 h左右，在螺纹处浇上煤油或松动剂等，润滑螺纹间的氧化物，便于拆卸。在拆卸后的检修阶段，对螺栓的氧化皮彻底清理。

f.对新到螺栓进行仔细检查，发现螺扣不好或光洁度不够，应更换螺栓或进

行再加工处理，合格后再使用。

g.对已经咬死无法拆卸的螺母，请熟练的气焊工用割把割下螺母保护螺杆。切割螺母可以按图1所示进行。首先将两侧面割开，再割水平的切口，螺母即可脱开。割切时不应过急，应逐层将其熔化，严防误伤螺杆的螺纹。气割后的螺母

残骸见图2。

h.螺杆损坏需更换，而螺杆无法卸下时，可用割把在离法兰约10 mm部位割断螺杆。按图3所示，钻2个孔，再用割把通过螺杆割开，使螺纹脱开。

3.2螺栓出现裂纹和断裂现象

在2003年12月2机组的大修中发现，中压内缸1条中分面双头螺栓断裂。规格为M45×3×629，材质为20CrMoVTiB，断裂位置为栽丝螺纹与光杆相连的部

位，如图4所示。

#

3.2.1原因分析

a.氧-乙炔火焰直接加热过螺栓，由于受热不均匀，局部过热使温差应力过

大，导致螺栓断裂。

b.螺栓本身材料质量不好，在冶炼过程中存在元素偏析现象，导致螺栓出

现粗颈。

c.螺栓的应力集中导致断裂，如图5所示，正确的安装方式会使应力释放，而错误的安装方式则会造成应力集中，导致螺栓断裂。

d.螺栓装配工艺不当，产生过大的附加应力，如球面垫圈未认真研磨，造成螺帽端面与汽缸中分面不平行，以致螺栓偏斜，产生附加应力。

e.螺栓预紧力过大，紧固力矩未按照标准执行。预紧力过大不仅增加拉应力，还增加扭应力和弯应力，更容易造成螺栓断裂。

3.2.2分析与对策

a.对高温合金螺栓，严禁用氧-乙炔火焰直接加热。

b.新、旧螺栓在使用前一律由金相严格检查材质、组织、硬度，不合格不

允许使用。

c.经检查发现，螺栓断裂部位多数在应力最大的第1牙螺纹的退刀槽处（图3）。本次#2机组大修中压缸断裂螺栓亦如此。在轴向力作用下螺栓发生拉伸变形，越靠近法兰平面的螺纹承受的作用力越大。第1圈螺纹承受全部作用力的33%以上，且该圈螺纹终端存在车刀痕，加工时易形成螺纹底颈的尖角，产生

类似微型裂纹刀痕，造成应力集中。

螺栓应选用缺口敏感性小的材料，同时对螺杆与螺纹过渡区严格要求，应圆

滑过渡，以减少应力集中。

新螺栓由于加工时预留出端部的凸台较长，导致部分螺纹不能全部旋入栽丝底扣中。这时，要把端部凸台车掉，保证栽丝的螺纹能够全部旋入，不能使螺纹第1扣在法兰中分面以上，以避免应力集中。

d.对球面垫圈应仔细刮研，避免附加应力的产生；汽缸法兰螺栓承受很高的应力，为了减少由于螺栓与汽缸法兰平面不垂直、螺帽端面与法兰面不平行、垫圈厚度不均匀以及放置偏斜等因素引起的弯曲力，采用球面垫圈可以有效消除由此引起的附加应力。垫圈螺帽端面和法兰中分面在高应力作用下往往会产生毛刺、凸凹缺陷，造成拉毛严重，检修中必须进行整修刮研和更换。

e.紧螺栓时应用合适的风动扳手或电动液压扳手，保证准确的紧固力矩（按照厂家标准执行）。许多电厂在大修回装阶段，由于时间紧张，抢进度赶工期，利用许多民工紧螺栓。由于缸上许多位置的螺栓用笨重的力矩扳手或电动扳手不如抡大锤方便，因此许多电厂采用的是人工抡大锤紧螺栓，这样，螺栓的紧力根本无法保证，力矩或大或小，使个别螺栓紧力过大，导致断裂。

3.3汽缸中分面泄漏的原因分析及对策

螺栓在工作时由于螺帽拧紧而使螺栓受到拉应力，从而使螺栓产生一个作用于法兰结合面的压力，使所连接的2个结合面密合而不致产生漏汽现象。螺栓和螺帽是在高温高压下工作的，在长期的运行过程中会发生应力松弛，导致螺栓压紧力降低，造成法兰结合面漏汽。实际检修中，在确认汽缸中分面本身没有缺陷的前提下，汽缸螺栓紧固不当是造成中分面漏汽的主要原因。

3.3.1紧固力矩不够

包括冷紧力矩与热紧弧长2个方面。冷紧力矩前文已提到，依靠人工抡大锤的方法很难掌握力矩大小，力矩太大会造成螺栓断裂，而力矩太小就会造成中分

面泄漏。

一定要严格按照厂家要求的冷紧力矩来确定热紧弧长，同时施工人员应仔细进行热紧弧长的测量，以保证加热标准能够达到要求。

针对此问题，应使用合适的电动液压扳手，按照螺栓的要求力矩，规范、均

匀地紧固螺栓，保证力矩大小合适。

3.3.2螺栓紧固顺序不合理

机组运行多年以后汽缸会发生一定的变形，按正常的松紧顺序可能造成中分

面的泄漏。

对策：根据检修中汽缸扣空缸的测量记录，掌握汽缸变形情况。在紧固时应先紧汽缸变形最大（即结合面间隙最大）处的螺栓，依次向外进行紧固。西电公司正常的高中压缸螺栓松紧顺序见图6。

3.4异型螺栓的检修

异型螺栓又称非标螺栓，指不符合国家标准规格或不符合厂家设计图纸的螺栓。异型螺栓往往是由于加工制造时的非正常原因造成，或者是由于特殊改造、安装时造成的。一般的异型螺栓应由厂家或安装单位向使用方（发电厂）提供资料和图纸，但事实上这些工作根本做不到。因此异型螺栓的发现全靠电厂检修人员仔细检查，逐条核对。特别是新机组首次大修时一定要有专门的技术人员核对清查螺栓，查出全部异型螺栓，做好记录，在备品配件工作中防止出现疏漏。例如：西电公司在1995年#1机组首次大修中，高压内缸1条M110×3×1 560的大螺栓由于金相检查不合格而更换新螺栓，在回装时却发现底扣是M115的异型螺栓，最终由哈尔滨汽轮机厂运回来才得以及时解决。

西电公司4台机组均存在异型螺栓，大修后掌握了全部异型螺栓的部位、型号、规格、材质等，并做了详细记录。在每次大修前备品配件准备工作中都特意核对异型螺栓，以避免意外事件的发生。

3.5对汽缸螺栓的金属监督

为了安全使用螺栓，西电公司金属试验班对高温螺栓进行了全方位监督，对外观、硬度、组织、材质等进行严格检查。凡不符合监督标准要求的螺栓，全部更换。对新螺栓也同样进行严格的金属监督。

3.6汽缸及部套螺栓的材质问题

西电4台300 MW国产机组中目前有4种材质的螺栓，分别为C422、TiB、R26、25CrMoVA。检修中更换新螺栓时必须特别注意螺栓材质的不同。

西电公司#

1、#2机组投产时多采用C422材质螺栓，后来哈尔滨汽轮机厂变更螺栓材质为TiB，新生产的配件均为TiB材质。因此，在这2台机组中出现一个问题，需要更换的螺栓规格库存都有，但材质不同。而金属监督要求不允许在同一个部套上同时使用材质不同的螺栓。

对策：提前掌握各机组的螺栓材质情况，预先做好合适的配件计划，避免出现规格相同、但材质不同而不能使用的情况，并建立详细的各机组的螺栓档案，对螺栓的规格、型号、材质等了如指掌，确保配件充足。

3.7螺栓的标号管理

汽缸螺栓的拆卸和安装都必须按照原来的位置编号，否则会出现回装时安装不上的问题。即使是型号、规格、尺寸完全相同的螺栓也不要混淆，一定要编号定位放置。因为经过多年运行后，汽缸或部套的螺栓孔可能会发生某些变形。如果螺栓倒换位置，可能会出现安装不上的现象，原拆原装则不会出现该问题。

3.8特殊位置螺栓的检修

由于机组设计原因，部分螺栓的位置比较狭小，造成螺栓拆卸安装不便。例如：西电公司低压#

1、#2内缸侧面螺栓在凹窝中，扳手很难放入，且难以加大力矩，常造成耽误工期或紧力不足问题。

低压#2内缸（73.029.6Z）的中分面共有108条螺栓，其中28条位于孔板凹窝内，拆装十分不便。孔板高600 mm，宽150 mm。

以上螺栓与内六角螺母均为专用，带加长套筒螺母。在试用了一种电动液压扳手后，解决了这一难题。这种扳手尺寸小，重量轻，360°自由旋转油管，克服了普通液压扳手尺寸大、重量大、且油管死板的弱点，使用起来十分方便，有

利于特殊位置的螺栓检修。4总结

12mw汽轮机大修总结 篇4

达州市立信铁合金有限责任公司

淘汰落后发电机组改建2×12MW煤矸石发电机组

技改工程项目建议书

一、项目规模及单位简况

1、项目名称

达州市立信铁合金有限责任公司淘汰落后发电机组改建2×12MW煤矸石发电机组技改工程。

该项目属于资源综合利用机组“上大压小”和减少污染物排放总量技改项目。

2、项目单位简况

达州市立信铁合金有限责任公司（以下简称立信公司）是达州市18家重点骨干企业之一，也是万源市产值过亿，工业强市经济试点民营企业。立信公司拥有煤矿山2座，年产煤及煤矸石20万吨，自备发电厂机组7座，总容量为22.5MW。铁合金矿热炉5座，总容量为28.2MVA，综合利用免烧砖厂2个，年产3000万匹。2003年实现工业总产值1.2亿元，上交税收580万元。形成了煤—电力—铁合金—建材产业链的资源综合利用企业。还通过了ISO9001国际质量管理体系认证和ISO10012测量管理体系认证。

达州市立信铁合金有限责任公司2×12MW煤矸石发电机组技改工程项目建议书

3、拟改建地点

立信公司生产区域内，不存在新征土地。

4、改建项目规模

淘汰能耗高、设备落后发电机组7套，总容量为22.5MW。改建为2×12MW煤矸石发电机组，总容量为24.0MW，不新增发电总量。

⑴拆除立信公司现有8台燃劣质煤锅炉（3×10T/h+2×15T/h+1×25T/h+2×35T/h），拆除7台高能耗小机组（3×1.5 MW＋2×3.0 MW＋2×6.0 MW）。

⑵改建为2座75 T/h循环硫床锅炉（煤矸石和劣质煤混烧，煤矸石占70％），安装2台12MW低耗能发电机组,并配套相应环境保护设施。

⑶改建后年可发电1.8亿千瓦时，年可供电1.64亿千瓦时。

5、建设周期

建设周期为五年（2004年—2009年），分步实施。

6、建设概算

建设总概算4800万元，其中固定资产投资4480万元。

7、项目建成后经济效益

立信公司年产生综合经济效益1660.4万元。

二、项目的必要性、依据及条件

1、问题的提出

达州市立信铁合金有限责任公司2×12MW煤矸石发电机组技改工程项目建议书

万源市境内煤矸石和劣质煤资源丰富，年生产约几百万吨，且含硫低（一般均≤0.6）。大量煤矸石和劣质煤资源却未得到充分有效的利用，造成了较严重的环境污染和资源浪费，随着时间的推移，环境污染和资源浪费将更加严重。并且，目前达州市电力供需矛盾相当突出，万源市电力缺口较大，属达州市电网尾端，电压长期偏低，频率也不稳定，直接影响万源市现有的企业生产，同时影响到外商来万源市投资的环境，制约了万源市工业生产的发展，由于立信公司自备发电机组设备落后，长期无法稳定、满负荷生产，严重制约了立信公司的正常生产和稳定发展（每天电量需求为60万千瓦时）。

2、项目的必要性

根据万源市委、市政府要求立信公司做大做强、打造川东最大铁合金生产基地的指示精神，结合公司的实际情况和自身优势（地理优势、人才优势、技术优势），公司将逐步淘汰自备电厂7座发电机组（3×1.5 MW＋2×3.0 MW＋2×6.0 MW），属于资源综合利用机组“上大压小”和减少污染物排放总量技改项目。用5年的时间改建成规模为2×12MW煤矸石综合利用发电机组。充分利用煤矸石和劣质煤发电，为立信公司的持续发展提供了电力保证，同时，解决了煤矸石占用土地和污染环境的问题，变废为宝，为万源市创造一良好的投资环境。

3、项目建设的依据

达州市立信铁合金有限责任公司2×12MW煤矸石发电机组技改工程项目建议书

项目建设符合国家《资源综合利用目录（2003年修订）》（综合利用固体废物生产的产品）第10条。符合《当前国家重点鼓励发展的产业、产品和技术目录（2000年修订）》（六、电力

7、利用煤矸石或劣质煤发电，二

十七、环境保护和资源综合利用

4、废弃物综合利用）。

三、技术方案、设备方案和工程方案

1、技术方案

⑴拆除8座劣质煤锅炉（3×10T/h＋2×15T/h＋×25T/h＋2×35 T/h），总容量为每小时155吨。技改后为2座75 T/h循环硫床锅炉（煤矸石和劣质煤混烧，煤矸石占％70），燃料发热值在3000大卡以下，总容量为每小时150吨。比改造前少5吨，锅炉废弃物（气体、固体）排放总量大大减少，而且水循环使用无废水排放。

⑵拆除7台（3×1.5 MW＋2×3.0 MW＋2×6.0 MW）成本高设备落后的小机组，安装2台12MW低耗能的发电机组。

⑶安装高效脉冲布袋除尘器二座。

2、设备方案

⑴锅炉为四川锅炉厂生产的75T/h循环硫床锅炉。⑵发电机组拟选上海发电设备制造厂生产的12MW发电机组。

⑶电气、热工及辅助设备利用现有设施。

达州市立信铁合金有限责任公司2×12MW煤矸石发电机组技改工程项目建议书

⑷选择成都兴成电力设备有限责任公司高效脉冲布袋除装置二座。

3、工程方案

⑴2004年～2007年，拆除立信公司自备电厂现有3座10T/h和2座15T/h燃劣质煤锅炉，拆除3台1.5MW和2台3.0MW发电机组。改建1座75T/h循环硫床锅炉，同时安装1台12MW发电机组。

⑵2007年～2009年，拆除立信公司自备电厂现有2座35T/h燃劣质煤锅炉，拆除2台6.0MW发电机组。改建1座75T/h循环硫床锅炉，同时安装第2台12MW发电机组。

4、方案及实施办法

（1）2004年5月—10月立项。

（2）2004年11月—2005年4月施工设计，（3）2005年5月—2005年9月购置设备，锅炉选型。同时拆除旧机组旧锅炉。

（4）2005年10—2006年4月土建施工（改建基础）。（5）2006年5月—2006年10月设备安装第1台机组。（6）2006年11月—2007年1月调试。

（7）2007年1月—2007年7月试运行第1台机组。（8）2007年7月—2007年11月拆除旧机组旧锅炉。（9）2007年12月—2008年6月土建施工（改建第2台机

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组基础）。

（10）2008年7月—2008年12月设备安装第2台机组。（11）2009年1月—2009年3月调试。

（12）2009年4月—2009年8月试运行第2台机组。

四、投资概算和资金筹措

1、投资概算

总投资为2995万元，其中固定资产投资2765万元。⑴前期费用：100万元（评估和拆除旧机组）⑵设计费用：50万元 ⑶设备费用：1800万元 ⑷料费用： 665万元 ⑸施工费用：250万元 ⑹监理费用：50万元 ⑺调试费用：80万元

2、资金筹措

企业全部自筹2995万元。

五、目标与效益分析

1、目标及产出

2×12MW发电机组建成后，每年发电量可达1.8亿千瓦时，年供电量可达1.64亿千瓦时。

2、效益分析

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⑴发电成本：0.252元/kwh，供电成本：0.289元/kwh。售电成本：0.298元/kwh，售电价格：0.452元/kwh（不含税）。每年可供电1.64亿千瓦时，销售收入867.30为元。

⑵项目完工后实现利税：348.4万元，利润252万元，税收96.4万元。

⑶该项目技改后铁合金受益：用网电平均0.532元/kwh，用自发电平均0.452元/kwh。铁合金用电吨铁可降384元成本，全年可节约1312万元。

⑷两项共获利：1660.4万元，3年可收回投资。

3、社会效益

⑴2×12MW发电机组建成后，每年锅炉废弃物（气体、固体、）排放总量大大减少，而且水循环使用无废水排放。

⑵2×12MW发电机组建成后，每年可利用煤矸石26万吨，每年可利用劣质煤13万吨，解决了万源市煤矸石处置难的问题。

⑶2×12MW发电机组建成后，可起到稳定尾端电压在35KV—36.5KV之间和稳定频率的作用，完全能达到工业生产用电的质量。给万源市经济发展提供了电力保障基础，能够吸引较多外商在万源市投资办企业。

⑷2×12MW发电机组建成后，年排渣灰20万吨，由于渣灰的活性比较好（活火山灰），是水泥厂和新型墙体生产厂很好的生产原料，而且还大大降低了水泥和建材厂生产对自然资源的

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消耗，同时还降低了水泥和建材的生产成本。

⑸该项目投产后可就近解决400名就业人员上岗。⑹青花镇是万源市工业重镇，也是万源市工业强市经济试点镇，每年工业用电2.5亿千瓦时，根据10年规划每年用电可达3亿千瓦时。目前达州市电业局不能满期足电量要求，只能从陕西安康市高价收购转供。2×12MW煤矸石发电机组技改完工后，基本能够满足青花镇的工业用电，企业还可降低生产用电成本，使青花镇的各工业企业、立信公司等真正成为万源市的产值和纳税大户、节能减排的企业典范。

六、项目组织机构

公司成立以董事长为组长的技改领导小组，下设供应部、工程部、监理部（土建由市建设局监理）、办公室（协调部）。

七、结论：

从经济效益和社会效益两项效益分析，该技改项目是完全可行的，符合国家产业政策，能够实现资源综合利用。通过此项工程，探索出一条技改发展之路，为立信铁合金有限责任公司落实的10年规划，打造川东最大铁合金生产基地（年产铁合金20万吨）和成为万源市能源基地创造有利条件。

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大修工作总结 篇5

本次检修因合成问题被迫提前进行，虽然比较仓促，但事业部高度重视，合理安排，圆满完成了检修任务。在检修过程中也暴露出许多问题，这些问题给我们以后的检修工作积累了一些宝贵的经验。本次检修任务重点在制棒线，涉及到制棒新系统并车，边生产边检修，有很多时候为了不影响生产必须要加班加点干，大家没有怨言，坚持将工作任务完成后才回家休息。本次检修存在一些几个方面的问题：

一、维修人员操作技术欠缺。因为技术原因导致工作时间延长和劳动强度增加时有发生。如：19#皮带机在拉旧皮带时就因为考虑不周，造成旧皮带没有及时、顺利的拉出导致工作被动，加班达3小时之久，人员被动增加劳动强度和加班时间。

二、现场协调指挥脱节现象。因为工艺系统要开车，所有的皮带检修，包括协调操作人员帮忙拉皮带，落实安全措施，工艺人员办事有拖沓现象。比较好的是在办理票证执行较好，落实快。

三、设备检修完毕后，没有做到工完料尽场地清。这次检修主要是更换皮带。到目前为止，因种种原因换下的废旧皮带还没有及时的回收走。这是长期以来养成的不良习惯。，需要在今后的工作中改正。

四、这次检修牵涉到技改，由于前期没有关注技改这方面，没有及时了解技改情况，对外施队没有监管到位，造成皮带安装不正，皮带跑偏，造成人力物力上的浪费。

虽然这次检修存在这不足之处，但也取得了一些成绩，消除了影响生产的安全隐患主要表现在1、对磨损比较严重的18#、20#、22#、23#皮带进行了更换，为今后生创造了好的条件。

2、新系统开车成功，减轻生产的压力。

3、维修和工艺紧密配合，充分展示了团队的力量是无限的。

4、这次检修无任何安全事故，主要源于管理人员的思想上重视，和事业部严厉管理的结果。

大修总结汇报材料 篇6

一、#3机组大修工作总结

本次#3机大修汽机队以反措项目的实施、节能技改项目的实施、#3机主机汽封改造、#3机开式水系统改造、#3机#6低加正常疏水改造、#3机内漏阀门治理、#3机低压B转子末级叶片更换作为重点检查监督工作。共计完成标准项目25大项，122小项。阀门检修项目151项。炉外管道检验5大项，42小项。技改项目2项及特殊项目3项。汽机技术监督8项。化学监督项目9大项，21小项。金属监督项目11大项，58小项。反事故措施计划项目共15大项，31小项。本次#3机组汽机检修共完成质检点133项，其中W点5项，H点120项，P点8项。

本次大修汽机队施工组织较好，内部以及与相关专业紧密协调、配合，检修项目实施时间安排合理。针对低压B转子汽端末级转子叶片送制造厂更换工作，打乱了原有的施工、调整工序，造成检修工期延长的实际情况，汽机队在一方面同物资公司一道积极协调上电集团，优化衔接末级叶片更换工序组合，确保末级叶片顺利返厂。另一方面，汽机队多次进行施工工序的调整、优化，根据低压A转子和低压B转子外形尺寸大体相同的实际情况，提出了利用低压A转子代替B转子进行汽封间隙调整的思路，大大缩短了调整时间，另外，为方便发电机穿转子，又将A转子调端和电端对调的方式，保证了发电机转子的如期穿入。#3机组第二次大修共发现缺陷23条，已全部处理。其中重大缺陷汇报如下：

1）低压B转子调端末级叶片磨损

低压B缸解体检查发现转子调端末级叶片共计24片（编号为：1、2、3、4、6、7、8、9、10、12、22、23、25、26、27、36、37、38、53、56、60、63、64）磨损变形。原因分析：

（1）从现场实际测量末级叶片与排汽导流环间隙情况来看中上部间隙偏小（标准间隙为8.13mm），中分面部分冲刷较严重，上隔板左下角（间隙6.6mm处下方），有长度约15cm左右，宽度约8mm的磨损堆积物带，损坏叶片的围带上也附着磨损堆积物，经光谱检验确认该堆积物与叶片材质相同。

（2）由于汽缸及排汽导流环的变形，同时某些叶片运行状态下径向变形较大，在某些突变工况下，造成磨擦，导致叶片损坏。综上所述：由于汽缸及排汽导流环的变形，同时某些叶片运行状态下径向变形较大，在某些突变工况下，造成磨擦，导致叶片损坏。处理措施：低压转子返厂更换损坏的叶片，并对处理后的转子进行动平衡试验。对末级隔板洼窝中心进行调整，消除左右偏差，修后调整末级叶片与排汽导流环径向间隙8.5-9.0mm，对排汽导流环凸起的部位打磨过渡处理。

预防措施：本次#3机组大修，对所有汽缸连接的抽汽、疏水管道阀门进行检查，保证阀门关闭严密，管道畅通。加强事故状态或汽轮机工况突变状态下的运行调节与处理，严格执行防止大轴弯曲和汽缸进水措施。

2）#1轴承下部瓦块钨金磨损

#1轴承下部瓦块钨金接触面积超出75%，钨金磨损严重。

原因分析因：因#1轴承无顶轴油管，转子在盘车及中低转速下轴承油膜无法形成，部分瓦块吃力不均匀，造成轴瓦的磨损。

处理措施：已更换#1轴承全部瓦块（共4块），更换后测量顶部间隙为0.71mm（标准值为0.71-0.81mm）。

防范措施：检查新瓦块的背部调整小球面应光滑、无毛刺。调整#1轴承的静态对中。在复装时将轴承顶隙调整到下限值，加大轴承压盖的紧力。

3）高压主汽阀、#1——#4高压调节阀阀座焊缝裂纹

原因分析：阀座与阀壳为套装过盈配合，焊缝作用仅是为了防止阀座松动后转动，原焊接时只焊接了一遍，阀座的焊接强度偏低，启动时阀座受热较快，与阀壳的膨胀不一致，造成焊缝拉裂。处理措施：将裂纹挖除后进行补焊处理。

预防措施：焊接时将裂纹挖除干净，经金属监督认证后进行焊接。焊接时严格按照厂家提供的焊接工艺施焊。焊后进行热处理，防止阀座变形。所有焊缝金相检查合格。

4）对#3机凉水塔内部填料破损情况进行检查，发现部分位置的填料出现损坏塌陷现象（最大塌陷面积达到2平方米），直接影响凉水塔的冷却效果，影响机组的经济性。

原因分析：由于受设计、制造工艺和制造设备的限制，#3机凉水塔使用的部分填料质量不好，主要表现为：易碎、易风化、制造工艺不高、淋水和冷却效果不好，经过使用已经出现风化易碎的现象。直接影响凉水塔的冷却效果和机组的安全运行。处理措施：对凉水塔破损的填料进行更换。

防范措施：为确保冷水塔的冷却效果，此次检修对凉水塔内部已经轻微风化的部分填料全部进行更换。此次更换面积大约为400m³-500m³。

5）对二期循环水出联络门一次门检查发现，阀蝶下半脱出掉落。原因分析：循环水联络门直径为2000mm，门杆直径为150mm。由于循环水的腐蚀造成底部门杆断裂，在阀门开关时形成阀蝶脱出掉落。处理措施：更换新的联络门。

预防措施：对新更换的蝶阀阀杆处进行防腐处理，在阀杆底部加装防冲蚀板，在蝶阀密封面处加装限位装置防止开关过度造成阀门损坏。

#3机组启动过程中汽机队发生设备异常2项：1）2012年3月17日12:45发电机消泡箱油位高，消泡箱油位报警，密封油由油档进入发电机。2）2012年3月20日13:00进行修后高调门严密性试验时，因#4高调门LVDT连杆固定端螺栓松动，引起#4高调门波动频繁，造成修后高调门严密性试验时间过长。异常现象的发生暴露出汽机队检修人员执行设备管理制度不严，检修人员操作运行设备。对处理密封油箱满油异常情况经验不足，处理不当。工作人员工作不认真，连杆装好后未再次进行检查以及消缺不及时等问题。针对暴露出来的问题汽机队将严格执行运行设备由运行人员进行操作的管理制度。加强工作人员的培训，提高业务素质。提高工作人员的责任心，设备安装后，需进行检查核实是否存在问题。缺陷检查要全面、仔细，及时消缺。

#3机组开机后，主机#1轴承振动得到很好地改善由修前的188.59um降到了100um以下，#6低加正常疏水系统投运正常，消除了高加三通阀内漏等修前缺陷14条。目前#3机组3A汽泵非驱动端密封泄漏正在进行抢修，其余机侧主机及辅机设备运行正常。

二、缺陷分析

汽机队一季度共发生缺陷88条，消除77条，缺陷延期11条。消缺率为87.5%。延期缺陷主要为阀门内漏及供热首战内设备缺陷。

今后我们将加大对一、二期设备及供热首战设备的管理力度，加强内漏阀门的治理工作，重视对辅助设备的巡检同时也要加强设备巡检及设备治理力度,提高巡检质量及状态检测水平，减少设备缺陷，保持设备健康稳定运行。在停止对外供热后加大消缺力度消除对供热首站的设备缺陷。

三、技术监督报告

汽机队一季度共完成汽机技术监督项目10项（#3汽轮机主、辅机设备检修监督，主机汽封改造，#6低加疏水改造，#3机设备异动监督，#3机超速试验，#3汽轮机及给水泵汽轮机注油试验，#3汽轮机主汽门、调门严密性试验，#3汽轮机真空严密性试验，#1机1B循泵复装，一期真空系统漏点封堵）。

四、状态监测分析

一季度汽机队对#1-4机主机及45台辅机转动设备进行运行监测，设备运行无异常。运行机组各油箱油位正常，各油箱油质合格；机械转动设备轴承箱油位正常，外观目视透亮。

目前机组真空严密性完成较好：#1机组0.13kPa/min，#2机组0.26kPa/min，#3机组0.18kPa/min，#4机组0.14kPa/min。

五、费用使用情况

一季度的费用使用约为764万元，主要费用为#3机组大修费用，日常维护费用使用较少。

六、需要协调的问题

大修工作总结 篇7

1、对发电机定转子线圈清洗后，对转子线圈加励磁电流升温，线圈表面刷绝缘烘干漆，冷却后喷绝缘愎盖漆处理，绝缘电阻明显提高。

2、对发电机定子线圈清洗后，对B相线圈局部进行包扎云母带处理，加励磁电流升温，线圈表面刷绝缘烘干漆二次，冷却后喷绝缘愎盖漆处理，绝缘电阻明显提高。经过富阳电机维修厂人员测试，测量线圈直流电阻正常，测量绝缘电阻达到4000M以上，介质损耗测量合格，取得很好效果。

3、对上机架油盆进行检查，在轴中心档油桶底部下面焊接缝处，用环氧树脂胶水封堵可能发生的渗漏点，解决上导油盆漏油问题。

4、机组制动块断裂，磨损严重，更换全部四块制动块。

5、导叶活动连板二端的尼龙套变形和松动情况，影响导叶立面间隙的调整，决定更换更改为铜套，与加兴铜轴承厂家联系进行加工，安装使用效果良好。

6、机组轴承温度传感器损坏失效多，更新机组上导、推力、下导所有六个轴承温度传感器，温度显示全部恢复正常。

7、机组推力镜板固定螺栓的绝缘套有一只损坏不能使用，采取换绝缘垫片方法处理;上导瓦绝缘测量有一块降低到零，拆卸后更换绝缘垫处理，恢复绝缘性能。

8、机组盘车比较顺利：先对上机架水平进行调理，机架加垫处理，保持机架和镜板水平满足检修标准要求;测量并记录每块推力瓦及绝缘垫的总厚度保持相等，误差在允许范围内;推力头安装正常，紧固主轴法兰，做好盘车准备工作。第一次盘车水导最大摆度24丝，紧固法兰螺栓和镜板，第二次盘车摆度最大17丝，效果明显，发现摆度个别点有跳动现象。检查镜板固定螺栓，对镜板固定螺栓的绝缘套进行处理，进行第三次盘车，最大摆度为11丝，下导法兰处8丝，上导2.5丝，基本满足机组检修的摆度要求，决定不进行刮垫工作，盘车工作结束。

9、针对水导瓦上、下瓦面出现受力不均匀问题，本次安装时特别注意，测量间隙时塞尺必须上下通到底，测量检查发现水导瓦存在水平问题，对二个点进行加垫处理，基本解决水导瓦上、下瓦间隙不均匀问题。

10、机组轴瓦间隙，上导瓦四周均匀放8丝，下导瓦根据摆度点放5-15丝，水导瓦根据摆度点放8-15丝。

大修工作总结 篇8

20xx年我二队大修项目截止至7月05日完成情况如下：

计划大修项目712小项实际大修项目810小项已完成807小项。

参加人员数量159人检修二队人员67人其中师傅33人学员34人山东四方21人大同森地46人临时工16人克旗借调9人累计加班1858小时考核人员25人次。

技改工作12项完成8项剩余技改工作也在有条不紊的进行中。其中主要工作有：

1、冷凝液精制板式换热器清理，时间紧任务重，为保证按照时间节点完成，车间抽调运行人员参与换热器板片清理工作，大大加快了工作进度，车间点检同检修人员共同研究，制作拆装工具，拆装速度有了大幅度的提高，使得换热器清理工作比原计划提前12天完成。

2、外管涉及到管线抽头55处，涉及的范围广，介质多，为保证万无一失完成任务，二队领导精心组织，提前谋划，提前将第二天需要用到的阀门、螺栓、垫片、三通等材料运至现场，安排检修人员头一天晚上上工作票，运行人员提前做好隔绝措施，大大加快了施工进度。

3、U29005减压阀技改施工，化工公司精心部署、合力攻坚，抽调精兵强将昼夜奋战在施工现场，拆保温、拆管道、管道预制、新增管道焊接、减压阀吊装、阀门与管道对接、每个工序都一丝不苟地进行。公司领导、各职能部门到施工现场查看进度、质量、安全措施落实等情况。公司领导和设备点检、安全人员更是昼夜巡查、旁站，协调、解决施工中的材料、吊装等问题。甲方上下的关注和支持激励着检修师傅的干劲，所以无论烈日下、还是阴天、夜晚凉风中我们都会看到检修师傅们焊花四溅、抡锤紧固、挥汗如雨的感人场面。6月10日21时30分，减温器U29005技改工作顺利完成，不仅攻克短板，也为蒸汽系统稳定运行和MTP顺利开车奠定了坚实基础。同时也大大减少了冬季运行、检修人员的工作量。

4、新增污水外围管线，是大污水是否能够顺利开车的关键，外围管线共19条管线，全长9200米，创下了公司单项工作管线最长的新纪录，工作开始前公司各个部门就紧密配合，关键、材料、人员相继到位。管线安装过程中，安装人员干劲十足，每天都加班到天黑，在夜色中外管廊上到处闪烁着耀眼的电火花，公司领导多次到达现场，亲自指导工作，积极协调相关工作，为安装工作能够顺利的进行保驾护航。在管线安装最后，我们的安装人员迎难而上，为了尽快碰头，加班加点，一夜没有合眼，为新污水的进水铺好了道路。现在管线安装工作进入了收尾的阶段，工作即将完成，但是我们不能松懈，争取早日完成。

5、大火炬酸性火炬气管线技改工作，虽然工作的工作量不是很大，但是它的工作难度大、危险隐患大。因为在管线安装时需要将管线安装到100多米的大火炬顶部，危险程度可想而知。在这种情况下公司积极组织人员，为能顺利开展工作做好准备。在工作前公司生产办与安环办多次对作业人员进行培训，确保工作安全、保质的进行。在多方面的配合下，安装工作平稳顺利的进行着，没有一次的安全事故也没有一次的违章记录。大火炬已经点燃，证明了我们的安装工作无比的成功。

6、MTP酸性火炬气管线反口工作，是一项管线缺陷返修工作，它需要进入管道内部施工，切开原来有缺陷的焊口，再打磨干净，在管道内部进行补焊，工序繁琐，技术难度大。但是在MTP酸性火炬气管线多次裂纹泄漏的情况下，我们工程公司挺身而出，积极地承担起了MTP酸性火炬气管线焊口返修工作，我们的检修师傅为了早日完成尽百条的焊口缺陷，努力的克服空间狭小，照明不足、通风不畅、烟尘等等的困难，在不到20天的时间里完成了工作，得到了公司领导与甲方领导的好评。

大修期间我二队深入贯彻能化公司的各项文件精神，坚持每天的班前会，深入学习安全生产月的各项文件，贯彻上级公司“科学发展，安全发展，打非治违，确保安全”的文件精神，切合实际做好“两票一证”、“三讲一落实”等工作，认真落实国家、行业有关安全工作的决策部署和工作措施。围绕公司、班组确定的安全工作目标。以控制事故为重点，以杜绝伤亡为目标。为大修的顺利进行保驾护航。

在大修工作中，我二队充分发挥吃苦在前、任劳任怨，以大局为重的劳动精神，积极组织人力、物力，统筹安排、统一指挥。为了在装短暂停车期间如期、保质完成检修任务，我们详细合计检修工作量，制定了严格、细致的检修进度表与日常检修工作内容。现场负责人严格按检修进度表执行。对于检修进度我们执行“日报”制度，各项目现场负责人每天汇报当日检修工作完成情况及次日工作计划。我们与施工人员共同分析原因，制定整改方案与工作计划，合理掌控检修时间，进而保证了施工进度按照预期计划顺利完成。我们员工也发扬勇挑重担，积极主动的公司精神，合理分配各项工作任务，为了多伦煤化工大修的成功贡献了力量。