宁电2机组汽轮机通流改造项目可行性方案研究报告

1、宁电#2机组汽轮机通流改造工程工程名称宁电#2机组汽轮机通流改造主要构成汽轮机通流，2号3号轴瓦、调速汽门 振动治理，2号高加等设备改造。可研编制人负责部门生产技术部工程负责人一、工程提出的背景及改造的必要性 需要改造设备的运行简历，设备铭牌、投运时间、运 行状况、技术状况及其他有关技术参数，现状、存在的主要问题，从对平安、经济运行、环 境的影响等方面论证该工程的必要性一机组概况国华宁海电厂一期工程建有 4X 600MW火力发电机组。锅炉、汽轮机、发电机三大主机 分别由上海锅炉厂、上海汽轮机、上海汽轮发电机设计制造。国华宁海电厂#2机组2005年12月投入商业运行，业绩良好，最长连续运行时间

2、339 天。2号机发电煤耗性能试验值约为 298.6 g/kW h,热耗率为8107KJ/kWh，与行业 先进水平还有较大差距。汽轮机主要技术参数见下表：编号项目单位THA工况VWS况1机组输出功率MW600.243673.3782主蒸汽压力MPa(a)16.716.73主蒸汽温度C5385384主蒸汽流量t/h1758.2972028.0035高压缸排汽压力MPa(a)3.51384.0046再热蒸汽压力MPa(a)3.1623.6047再热蒸汽温度C5385388再热蒸汽流量t/h1469.2911677.6699额定冷却水温C202010凝汽器背压kPa(a)4.94.911转速r/mi

3、 n3000300012旋转方向从机头向发电机方向看顺时针顺时针13给水加热级数8814给水温度C272.4281.615发电热耗率性能试验值kJ/kW h8107/16发电煤耗率性能试验值g/kW- h298.6/二存在问题上汽亚临界600MW机组为美国西屋公司第一代产品的国产引进型，投产后汽轮机平安性 及经济性一直较差。机组运行效率与设计效率偏差较大，实际热耗率为8107 kJ/kW - h，高于设计值达3%以上。宁海亚临界600MW汽轮机高、中、低压缸效率偏差对机组性能的影响 程度分别计算如下：(1) 、试验高压缸效率为87.1 %，比设计值88.5 %偏低1.5 %，影响整机效率约0.

4、32%;(2) 、试验中压缸效率为91.5 %，比设计值92.6 %偏低1.1 %，影响整机效率约0.24%;(3) 、试验低压缸效率为84.2 %，比设计值89.3 %偏低5.1 %，影响整机效率约2.14%。综合以上三项偏差后可知，影响整机效率的总和为2.7 %。除了汽轮机通流效率外，其它如缸漏汽、热力系统泄漏等也会对机组运行效率产生影响。(三) 技术进步近年来，随着汽轮机容量、进汽参数的提高，国各制造厂提供的汽轮发电机组热耗率水平不断得以降低，机组的性能试验结果也明确地反映了这一技术进步趋势。各大电气集团不断创新开展，开发了先进的整体通流叶片设计技术，新技术包含了通流的整体布置、 叶型优

5、化、叶片结构设计、差胀设计等功能，已成功应用于300600MV等级新机组开发及亚临界300MW1冷汽轮机通流改造中，有 50台以上改造和新机应用业绩。机组的供电煤耗、热耗 均有大幅度的下降。其中上某电气集团参照西门子 1000MW技术而研发的超超临界660MW机组到达了世界 先进的效率水平。以乐清电厂#3、4机为例，试验得出的机组热耗率以及汽轮机高、中、低 压缸效率与设计值十分接近。机组热耗降低到7372kJ/kWh,在同类型机组中到达了世界先进的效率水平。例如：名称单位乐清# 3、4机组考核工 况/THA设 计THA试 验偏差(%修正后 电功率MW660683.5/修正后 热耗率kJ/kWh

6、73287372.60.6高压缸效率%91.188.7-2.4中压缸效率%93.4940.6低压缸 效率%89.989.8-0.1四改造的必要性1节能减排已经提升为火电企业开展的约束性指标电力工业是节能减排的重点领域之一，面对环境压力，国家对节能减排的要求日益严格。 在“十二五期间，要完成新的节能减排目标，难度将会进一步加大。尤其是随着机组运行 年份的增加以及脱硫、脱硝环保要求的提高，机组供电煤耗率下降的空间越来越小，因此， 对投运年份较长的火电机组进行节能改造的要求已十分迫切。2发电企业要想在日益剧烈的市场竞争中保持良好的开展优势，就必须采取有效措 施，大幅度降低机组的供电煤耗率水平。随着我

7、国电力改革的进一步深化，如何不断降低发电本钱、提高企业效益和机组运行 的可靠性与经济性已成为发电企业目前面临的一个重大课题，而机组节能降耗是这个课题中 的一个主要环节。面对国家对火力发电越来越高的节能降耗要求，必须对影响机组效率的关键设备进行 改造，以提高机组运行效率，降低发电本钱，提高经济效益和社会效益。3600MW亚临界机组普遍存在2、3号轴瓦载荷轻，调速汽门振动问题，进行汽轮机 通流及生级改造也是消除设备隐患提高设备健康水平的需要。五根据国家节能减排号召及神华国华公司整体部署提出亚临界机组发电煤耗降低 10克的整体目标。技术更新改造工程可行性研究报告、国外调研报告：咨询专家意见、国外解决

8、方案、用户使用情况等注：因宁电一期工程4台亚临界机组性能参数相近性能试验情况参照 4号机组。一宁电4号机组性能试验2021年8月上海发电设备成套设计研究院对宁电 4号机进行了最大出力试验，凝泵试验、给水泵试验和凝汽器试验，根据其提供的试验报告，摘录试验主要结果如下: 主要试验结果为：序 号名称单位试验数据和结果3VW工况4vwo降压工况4vwo额定工 况14vwo额定工 况21主汽温C535.994536.620536.025533.4202调节级后温度C497.580510.909510.147507.4873高排温度C313.512326.174324.814321.8754再热温度C53

9、3.592537.156538.424536.9085中排温度C331.322334.773335.335333.6756主汽压MPa16.76315.96416.55316.8047调节级后压力MPa12.34013.22213.70613.9058咼排压力MPa3.4433.6793.8083.8469再热汽压MPa3.3.2683.3873.41910中排压力MPa0.7300.7810.8080.81211背压kPa9.7809.2738.8759.83712给水流量t/h1744.9001827.9001916.4001972.80013主蒸汽流量t/h1785.5001893.70

10、01972.0002007.90014冷再蒸汽流量t/h1489.5001577.5001633.5001656.30015再热蒸汽流量t/h1495.5001591.4001650.2001667.60016修正额定参数下主蒸汽 流量t/h1789.7001890.8001974.8002021.00017总漏量t/h2.8932.7273.9333.07618明漏t/h2.2212.1732.4102.35019不明漏率%0.0380.0.0.03620发电机功率MW558.217597.621.386622.41321高压缸效率%84.86586.06286.19686.20022中压缸

11、效率%90.62990.36490.37490.33223低压缸效率%84.45086.85.67785.18324一类修正后功率MW557.800588.060612.890617.89025二类修正后功率MW578.366638.954639.554638.05026厂用电率%4.4384.3934.5524.57427管道效率%97.00097.00097.00097.00028锅炉效率%93.00093.00093.00093.000根据上述试验结果汽轮机在效率提升后机组有增容潜力，汽轮机高、中、低压缸均有增 容与效率提升空间。1 给水泵试验给水泵A进行了 9个工况试验，具体参数和计算

12、结果如下:序号名称给泵A试验主要参数100%额定工况4vwo降压工况4vwo额定工况不隔离4vwo额定工况1A泵A泵A泵A泵1增压级压力 MPa21.4820.7821.7421.622增压级温度c172.62171.76173.57173.223增压级流量t/h32.2433.2429.3228.584增压级密度kg/m3907.49907.91906.71906.995增压级焓kJ/kg742.08737.98746.36744.756给泵进口压力MPa2.132.132.132.137给泵进口温度 c168.08167.42168.89168.648给泵进口焓kJ/kg711.46708

13、.61714.99713.919给泵进口密度kg/m 3900.13900.79899.3899.5610给泵抽头压力MPa8.998.899.249.211给泵抽头温度 c168.85167.99169.66169.2212给泵抽头焓kJ/kg718.66714.88722.33720.3913给泵抽头密度kg/m 3903.66904.45903903.4214给泵出口压力MPa20.0819.4520.320.2215给泵出口温度 c171.51170.63172.37172.1416给泵出口焓kJ/kg736.53732.36740.33739.3117给泵进口流量t/h984.879

14、60.541006.441000.118给泵抽头流量t/h16.256.917.448.3419给泵出口流量t/h936.38920.4969.68963.1820给泵转速r/mi n5240.465146.95309.515289.0921小机流量t/h44.841.8944.6743.8522小机进汽压力MPa0.770.740.770.7723小机进汽温度 c335.86336.78335.8337.2524小机进汽焓值kJ/kg3133.293135.773133.213136.2825小机背压 kPa10.959.599.539.2326小机理想焓kJ/kg2350.662339.6

15、2332.682330.4827估算给泵轴功率kW7007.966521.227282.757240.0328小机调门开度%52.4146.4952.4851.429小机理想功率kW9739.199265.229933.389814.92扬程和泵组效率计算30给泵扬程m2028.141955.482054.692044.7131抽头扬程m779.9767.99808.72803.5532增压级扬程m2232.592153.782263.732249.7633给泵组效率%55.4855.1756.6256.63修正至额定转速下计算结果34修正后泵扬程m2214.562213.542185.572

16、191.7835修正后抽头扬程m851.58869.35860.23861.3536修正后增压级扬程m2437.792438.022407.922411.5737修正后给泵流量t/h1029.141021.9610381035.44根据以上结果，给水泵A有如下结论：1如果增容到630MW岗炉蒸发量不变，给水泵汽轮机组不需要进行改造。2整个泵组的效率有些偏低，需对给水泵进行检修提效。2、凝汽器试验对凝汽器在4VW6况和系统隔离条件下进行2次试验，具体结果为：序号名称单位凝汽器试验主要参数4vwo额定工况14vwo额定工况21A侧冷凝器循环水进水温度c28.92330.5842A侧冷凝器循环水出水

17、温度c36.87240.5383B侧冷凝器循环水进水温度c28.92330.5844B侧冷凝器循环水出水温度c38.52442.2805热井出水温度c43.40145.6586试验背压kPa8.8759.8377A侧冷凝器循环水进水压力kPa150.848142.2918A侧冷凝器循环水出水压力kPa70.03466.8473131.10.2 2341.783855:102132088.825.(2292.56.42182.862.32395.1038.9B侧冷凝器循环水进水压力kPa150.848142.29110B侧冷凝器循环水出水压力kPa78.61176.58311计算结果12背压对应

18、的饱和温度C43.51745.51113A侧凝汽器端差C6.5295.12014B侧凝汽器端差C4.8773.37915A侧凝汽器压降kPa80.81475.44416B侧凝汽器压降kPa72.23765.70817冷凝器循环水进水平均温度C28.92330.58418冷凝器循环水进水温度对应设计背压kPa8.5659.37319设计背压与运行背压差值kPa0.3100.464根据上述试验结果，有如下结论：1凝汽器端差大于设计值，循环水进凝汽器压降大于设计值;2凝汽器运行背压比设计值高，误差与循环水温度测点和循泵前池水位有关。二600MW同类型机组改造情况2.2北仑电厂3号机浙能北仑发电# 3

19、汽轮机组系日本东芝公司制造的亚临界、双背压、一次中间 再热凝汽式汽轮机，其铭牌功率为 600MW机组于2000年7月完成168小时满负荷连续运 行考核后，投入商业运行。针对该机组投产以来一直存在的高压进汽阀组压损偏大、高中压缸效率偏低问题，北仑发电厂于2021年下半年进行了高压阀组以及高、中压缸通流改造。其中由东方汽轮机有限 公司负责承当高压主汽门、调门改造，由阿尔斯通公司负责承当高、中压缸通流改造。改造 后的汽轮机调节级仍为冲动式，其他高、中压缸压力级已由冲动式改为反动式，高压缸级数 由1+7级增加至1+14级，中压缸级数由2X 6级增至2X11级。#3机组改造前性能试验情况：铭牌出力TRL

20、试验期间，四个高压调阀保持全开，机组背压调整至夏季设计背压7.5kPa左右，受锅炉侧辅机出力的限制，机组实际的出力为604.3MW有关计算结果汇总见下表所示。TRL工况计算结果汇总名称单位TRL工况试验日期/2021/12/26试验时间/15:30-16:30高调阀位开度%100/100/100/100发电机净输出功率kW604349发电机功率因数/0.966发电机励磁功率kW1365大气压力MPa0.1026主烝汽压力MPa14.10主烝汽温度C537.46调节级压力MPa11.90调节级温度C510.27冷再热蒸汽压力MPa3.74冷再热蒸汽温度C340.80热再热蒸汽压力MPa3.55热

21、再热蒸汽温度C525.70中压缸排汽压力MPa0.666中压缸排汽温度C293.10低压凝汽器压力kPa7.69高压凝汽器压力kPa7.68高压缸效率含阀组压损%89.60高压缸效率不含阀组压损%91.45中压缸效率含阀组压损%92.00主凝结水流量kg/h1549140主给水流量省煤器入口kg/h1563404主蒸汽流量kg/h1859871过热器减温水流量kg/h298207再热器减温水流量kg/h0修正后主蒸汽流量kg/h2219254机组修正后电功率kW694445VWC工况实际测试得到的高压阀组进汽压损为3.07%,与该机组改造前78%的进汽 压损相比，有了大幅度的降低。VWO工况实

22、际测试得到的高压缸效率不含阀组压损为91.47%,改造前为81.43 %测试得到的中压缸效率含阀组压损为92.01%,改造前为88.11 %。汽轮机组在夏季设计背压7.5kPa下修正后出力可达694.4MV，大于合同保证值660MW三通流改造厂家情况介绍3.1上海汽轮机厂上海电气已经成功进行了一大批的通流整体改造工程，在已经投运的相关电厂取得了 良好的改造效果，深受业界的好评。许多机组改造的成功经验及成果可以直接应用。针对于宁海电厂亚临界600MW等级、一次中间再热、四缸四排汽凝汽式汽轮机通流局部 整体改造工程是在原机组框架的根底上采用先进的通流设计，进行汽轮机换心改造。增加通流级数，提高通流

23、效率，同时对原机组的高温高压部件进行结构优化，解决老机组中存在的 平安隐患和对高效运行的不利因素，提高原机组的运行稳定性和可靠性，增加机组出力，大 幅降低机组的热耗，提高经济效益的同时尽最大可能到达节能减排的效果。上海电气针对我厂情况，采用了更为先进的技术理念：1先进的整体通流设计技术。2 采用低压长叶片设计技术。采用了先进的全三元的叶片开发系统，低压缸三元流 场设计技术，低压叶片结构强度振动设计技术。3.2 法国 Alstom retrofit concept阿尔斯通能为所有技术流派的汽轮机提供改造方案，国已有多台成功改造业绩。阿尔斯通的技术特点：1 采用的叶片都为成熟的设计，已成功地运用园

24、柱型和圆锥形叶片形状，在许 多汽轮机上相当显著地提高了效率。2叶片蒸汽密封技术。3先进的低压缸末级叶片设计技术。4液压膨胀联轴器螺栓。5在北仑电厂进行的600MV机组改造，汽轮机效率大幅提升，设计技术先进。四国600MW机组汽轮机运行指标通流改造厂商改后经济指标预期上汽四维阿尔斯通哈汽(保存高、中、低转子)大唐盘山#3机 保证值大唐盘山#3机 实际值高压缸效率(%)8988.5898784.25中压缸效率(%)93.5929292.9692.02低压缸效率(%)90.2898989.793.47(异常偏 高)THA工况机组热耗(kJ/kWh)77807830784078807820788078

25、69.9背压 4.9kPa7879(真实热耗约为7950)(五)上汽改造的过的电厂机组情况:电厂名称机组原机型改后改后 出力(MVV高压缸效中压 缸效低压 缸效额定/ 夏季背 压 kPa.a改造容华能阳逻电厂#1机C1567845.6320.51985.492.9391.734.9/8.6高中 低压 全改华能阳逻电厂#2机C1567840321.387.5593.1191.384.9/8.6高中 低压 全改上海外高桥电厂#3机F1567852.9331.3986.293.44.9/10.5高中 低压 全改上海外高 桥电厂#4机F1567850.8332.787.293.74.9/10.5高中

26、低压 全改石横电厂#3机F1567868.4324.1287.693.1289.744.9/10高中 低压 全改技术更新改造工程可行性研究报告三、可行性方案：从可能设计的方案中，选出2 - 3个可供选择方案，从技术经济及社会 效益上全面论证其先进合理性、实施可行性，对应存在冋题提出解决方法。对可选方案进行 综合比拟，推荐最正确方案。灰场、构筑物其土建工程，应注意水文，地质、地形等资料收集一改造原那么汽轮机改造是在原机组框架的根底上采用先进的通流技术进行汽轮机换心改造，增加通流级数，提高通流效率，同时对原机组的高温高压部件进行结构优化，解决老机组中存在的 平安隐患和对咼效运行的不利因素，提咼原机

27、组的运行稳定性和可靠性，增加机组出力，降 低机组的热耗，提高经济效益。改造根本原那么为：1在不影响改造后效果前提下，尽可能利用原有设备，减少改造工作量。2汽轮机本体及通流改造时，保持现有热力系统不变，现有的热力参数根本保持不变3汽轮机本体及通流改造时，保持各管道接口位置、汽轮机与发电机连接方式和位置、 现有的汽轮机根底等不变。4汽轮机本体及通流改造时，保持咼中压外缸、低压外缸不变。5汽轮机各轴承座、高、中压进汽阀门及进汽管道不变。二主机额定630MW容量根据凝汽器改造后背压的不同，汽轮机改造形成两个子方案：方案A: TRL背压为9.5kPa ;方案B: TRL背压为9.0kPa ;方案比拟如下

28、表所示：两种方案参数比照表比照工程增容前万案ATRL背压 9.5kPa万案BTRL背压 9.0kPa进气参数MPa/C/ C16.67/538/53816.67/538/53816.67/538/538TRL发电功率MW600630630VW发电功率MW673.37670.25670.64VW锅炉蒸发量t/h 202820282028额定背压kPa4.94.94.5TRL背压kPa11.89.59.0锅炉热效率93.7393.7393.73THA汽轮机热耗kJ/kW -h81077788.47780.7发电标准煤耗g/kWh298.6287.9287.6注：上表发电煤耗未考虑低温省煤器的节能效

29、益注：凝汽器进行双背压改造虽然整体投资有所增加具体见凝汽器改造可研报告或总可 研报告，但双倍压具有节能效果好整体系统运行风险低的特点，所以本次通流改造推荐采 用凝汽器双倍压方案。上述两个方案都涉及汽轮机改造、凝汽器改造、辅机及相应系统改造，介绍如下：主机改造的方案为在保存原型机外缸的根底上， 优化咼压喷嘴及调节级动叶型线，显著 提高机组进汽效率，对高、中和低压缸采用拥有大量成功业绩的先进的通流技术设计，下列图 分别为高、中、低压局部通流整体改造方案示意图及需要改造部件的清单。高压改造方案示意图高压局部通流改造的更换部件清单:序号原机组需改造部件备注1高压进汽插管密封环2高压缸整体咼压缸，配合新

30、型叶片改 造，同时保持原设计各进、抽汽 口物理位置不变3高压隔板套4喷嘴组优化型线5蒸汽室优化型线6高压径向汽封米用镶片式汽圭寸7咼压缸前汽圭寸米用新型汽封，如蜂窝刷式 汽圭寸8高压缸后汽圭寸米用新型汽封，如蜂窝刷式 汽圭寸9咼压平衡活塞汽封推力计算核定尺寸，米用布莱登 汽封型式10高压转子采用整锻无中心孔转子11高压动叶先进通流技术设计的弯扭新叶 型12 高压隔板先进通流技术设计的弯扭新叶型中压改造方案示意图中压局部通流改造的更换部件清单:序号原机组需改造部件备注1中压缸整体中压缸，配合新型叶片改造，同 时保持原设计各进、抽汽口物理位置不变2中压#1隔板套调阀端3中压#1隔板套电机端4中压#

31、2隔板套调阀端5中压#2隔板套电机端6中压进汽连接管密封环7中压进汽导流环8中压缸前汽圭寸调阀端采用新型汽土圭，如蜂窝刷式汽土圭9中压缸后汽圭寸电机端采用新型汽土圭，如蜂窝刷式汽土圭10中压#1隔板套径向及隔板汽 封米用镶片式汽圭寸11中压#2隔板套径向及隔板汽 封米用镶片式汽圭寸12中压转子13中压隔板先进通流技术设计的弯扭新叶型14中压动叶先进通流技术设计的弯扭新叶型低压改造方案示意图低压局部通流改造的更换部件清单:序号原机组需改造部件备注h低压#1缸新型斜撑结构2低压#2缸新型斜撑结构I低压静叶持环电机端4低压静叶持环调阀端5低压外缸对中装置低压缸进汽导流环7低压缸排汽导流环8低压缸端部

32、外汽圭寸电机端采用新型汽土圭，如蜂窝刷式汽 圭寸9低压缸端部外汽圭寸调阀端采用新型汽土土，如蜂窝刷式汽 封po低压静叶持环径向汽封电机端M1低压静叶持环径向汽封调阀端12低压#1缸径向汽封13低压#2缸径向汽封14联轴器护罩电机端15低压缸隔热罩16联轴器罩壳调阀端低压转子18中间轴19低压隔板先进通流技术设计的弯扭新叶型20低压动叶先进通流技术叶型替换原叶型根据电厂实际的锅炉蒸发量，机组改造后的热耗及功率详见热平衡图本阶段汽轮机改造按背压9.0KPa方案进行经济分析，按9.5kPa工况进行系统校核。三主要辅机适应性分析3.1 主蒸汽、再热蒸汽和旁路系统适应性校核由于锅炉蒸发量不变，1主蒸汽系

33、统；2上下压旁路系统；3再热系统的阻力压降 偏大，对机组的热耗和经济性有一定的影响，但不影响机组平安运行此问题属于机组原设 计遗留问题。上述系统经校核后均满足要求。3.2给水系统适应性校核1给水管道：给水系统的流量未增加，因此给水管道满足规要求。2给水泵：经校核，原给水泵的流量和扬程满足方案要求。3给水泵汽轮机：原汽轮机的出力满足方案要求。4除氧器：原除氧器的除氧能力满足方案要求。5上下压加热器：加热器制造厂家的核算结果为：加热器管程压管侧流速壳侧流干壁温实际换所需换给水出口温编号降速度热面积热面积度偏差CHP1V8.16V1.1220632047.1HP2V：8.132%0.31:22312

34、243.90HP3V：8.162%1.7917451688LP5VVV/11121109.5LP6VVV/9851131.10LP7VVV/735644.6LP8VVV/872930根据核算结果可以看到，2号高压加热器的换热面积略小于所需换热面积，且由于给水 温度比原来提高，因此抽气量减小，造成加热器的蒸汽过热段干壁温度低，接近饱和温度， 造成湿蒸汽冲刷管束，影响设备平安。因此根据制造厂的建议更换2号高加。低压加热器疏水端差根本满足，6号和8号低压加热器的实际换热面积偏小，但是低压 加热器对最终给水出口温度影响较小，制造厂家建议可暂不更换。3.3凝结水系统适应性校核凝结水管道系统和原凝结水泵满

35、足要求。3.4上下加疏水系统适应性校核根据增容后热平衡VWO热平衡数据，对于上下加正常疏水管道进行核算， 介质流速处于 推荐流速围之。因此上下加疏水系统满足增容后运行要求。3.5抽汽系统适应性校核汽轮机抽汽系统：根据增容后热平衡VWC工况热力参数，对各级抽汽介质流速进行核算。 核算结果显示抽汽管道介质流速均处于推荐流速围之。3.6凝汽器抽真空系统适应性校核由于改造后凝汽器换热面积增大，由原来的34000吊增加值40500吊，经过真空泵制造厂 家的核算，原真空泵仍能满足增容后的要求。技术更新改造工程可行性研究报告四、工程规模和主要容：工程的构成和围子工程或分工程，站厂址选择，地理位 置，线路路径

36、及接线方案，改良后系统的布置，设备性能及有关参数，必要的图纸、生产准 备及培训情况等本工程改造具体工程量如下：1高中低压转子、隔板、缸、#2、#3轴瓦改造、调速汽门振动治理。2更换2号高加。3其它整套工程的设计、设备制造含现场制作、设备及材料供货、运输、安装工程、指导监督、技术效劳、人员培训、调试、试验及整套系统的性能保证和售后效劳等。4开工前，对相关人员汽轮机升级改造工程进行知识培训。工作结束后，汽轮机升级 改造后及时进行图纸、系统等的变更。五、工程实施进度方案：1、工程外部条件包括工程工程有关征地、拆迁、赔偿等落实的时间安排无2、工程招标时间安排：2021年1月份完成工程设计单位招投标工作，并同步编制设备招标书；2021年3-4月份工程初设及审查，主要辅机招投标工作结束并签订合同，设备开始生产