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[摘 要]第一动力站1990年6月投用，第二动力站于1997年建成。原有投产时间长，存在不少问题，汽轮发电机组减温减压器降为低压蒸汽，不仅增加除氧水消耗，而且高品位蒸汽减压为低位蒸汽，造成很大能量浪费。为此，制定了装置改造方案，实施后，取得了良好的效果。
[关键词]汽轮发电机组 存在问题 改造方案 效果
中图分类号：TM31 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）06-0012-01
1 装置改造的必要性
（1）以2014年夏季的中压蒸汽余量统计结果来看，蒸汽余量处于8～30t/h范圍，其中10t/h以下2天，20～30t 133天，10～20t 54天。当中压蒸汽余量较小时，原汽轮机组无法运转造成资源浪费。
（2）第一动力站蒸汽管网较长，管网损失较大约为0.5～0.6 MPa；第二动力站蒸汽管线较短，管网损失约为0.05 MPa。
（3）本项目将原第一动力站1#汽轮发电机组（3000kW）搬迁至第二动力站，更换原汽轮机为先进的电调汽轮机，利旧原发电机。电调汽轮机具有较高的调节能力，蒸汽量>10t/h时即可运行发电，增加了发电量。第二动力站距离锅炉较近，蒸汽管网损失也相对减少。
（3）汽轮发电机组搬迁至第二动力站，可替代原第二动力站减温减压器，减少减温减压过程消耗的除氧水。
2 改造方案与目标
2.1 改造方案
（1）原第一动力站2#汽轮发电机组搬迁至第二动力站。更换电调汽轮机。利旧原发电机。电控柜尽量利旧。
（2） 原第一动力站2#汽轮发电机组相关拆除。
（3）原第一动力站1#汽轮发电机组需保留，在2#汽轮发电机组搬迁后可以继续运行。
2.2 改造目标
原第一动力站2#汽轮发电机组搬迁至第二动力站。保留原发电机，汽轮机更换数字电液调节系统（DEH）汽轮机（厂家成套），提高汽轮机控制能力，DEH功率控制精确到20kW，实现夏季蒸汽余量较低时仍能发电，所发电量用于石化总厂内部供电，发电后副产1.0MPa蒸汽用来补充低压蒸汽管网不足，替代原减温减压器，不仅减少了蒸汽损耗和除氧水耗量，降低了能耗，还增加了发电量，大大提高总体经济性。
3 机组现状及存在问题
3.1 现状
第一动力站1990年6月投用，现有三台DG35/39-9型锅炉。单台额定蒸发量35t/h，总产汽能力105t/h。汽轮机发电现有两台中压背压式汽轮机B3-35/10，两台型号为QF-3-2型空气冷却汽轮发电机，额定出力3000kW。
第二动力站于1997年建成，原有1台6MW的背压式汽轮发电机组，现已拆除。现有配置为2台额定蒸发量为60t/h的水煤浆流化悬浮高效洁净燃烧锅炉，配1台C12-3.43/0.981-Ⅵ型12MW的抽汽凝汽式汽轮发电机组（已不投用）和2台减温减压器。
3.2 存在问题
由于蒸汽平衡问题，一动力站两台3000kW发电机组只能在冬季锅炉运行时投用（11月至次年3月），并将3.5MPa中压蒸汽变为1.0MPa低压蒸汽补充到低压蒸汽管网，其余时间由于锅炉停运，蒸汽余量少，机组在低负荷状态时无法正常运行。由于低压蒸汽产量不足，在发电机组停用时，仍需将约20t/h中压蒸汽通过二动力站的减温减压器降为低压蒸汽，不仅增加除氧水消耗，而且高品位蒸汽减压为低位蒸汽，造成很大能量浪费。
一动力站于1989年投产，二动力站两台水煤浆锅炉2008年改造完成，两单元位置距离较远。一动力站汽轮发电机组距离二动力站和催化锅炉产汽位置约有1.5km，蒸汽管网损耗较高，约0.5～0.6 MPa。而且随着国家大气污染物排放标准的日益提高，胜利油田石化总厂第一动力站3台35t/h燃油锅炉将停用，为降低蒸气损耗，有必要搬迁一动力站汽轮机发电机组。
4 改造方案的实施
4.1 对第一动力站2#机组的改造
原第一动力站2#汽轮发电机组搬迁至第二动力站。保留原发电机，汽轮机更换数字电液调节系统（DEH）汽轮机（厂家成套），DEH功率控制精确到20kW，电控柜尽量利旧（2013年全部更换过）。原第一动力站2#汽轮发电机组相关设备、管线拆除。原第二动力站减温减压器整体移至厂房北侧新建减温减压器室内。新增一台空冷器，安装在第二动力站移位后的2#汽轮发电机组上。
4.2 自控改造
本项目将原第一动力站2#汽轮发电机组搬迁至第二动力站，其中汽轮机更换为电调汽轮机，利旧原2#发电机。自控专业设计主要内容包括：1）利旧发电机及新增汽轮机的仪表控制电缆引至第二动力站的原东侧DCS机柜间。新增一个DCS控制站，处理本项目新增仪表信号。2）新增的电调汽轮机上现场控制器通讯至第二动力站新增DCS控制站。3）新增汽轮发电机组公用管道上的仪表。
4.3 现场仪表
本项目总体选用技术先进、质量可靠、性能优良、经济合理、具备成熟的使用经验和良好的技术支持的自控设备，满足机组对自动化仪表的需要。
现场变送器和阀门定位器使用4～20mA DC信号叠加HART通信协议。
根据爆炸危险区域划分，本现场为非爆炸危险区，故所有现场安装的电子式仪表无需考虑防爆，所有现场安装的电子式设备和控制阀防护等级一般不低于IP65。
4.4 电气改造
根据现状并与业主沟通，利旧部分为发电机保护测控屏1面、励磁调节屏1面、励磁功率柜1面、励磁变压器柜1面。
第一动力站1#机组搬走后，2#机组需要正常运行，同期及电度表屏无法搬迁，则需增加1面同期及电度表屏。新增微机后台监控系统1套，操作员站1个。
发电机保护测控屏、励磁调节屏、励磁功率柜、同期及电度表屏，后台监控系统均安装在第二动力站电气主控室内。
4.5 节能措施和节能效果分析
4.5.1 节能措施
本项目通过从中压蒸汽利用方式的调整优化，从根本上实现了节能降耗。
汽轮发电机组搬迁至第二动力站，可替代原第二动力站减温减压器，减少减温减压过程消耗的除氧水消耗，以及相关辅助设备的电力消耗。
本项目汽轮机控制系统选择数字电液调节系统（DEH），提高汽轮机控制能力，DEH功率控制精确到20kW，实现夏季蒸汽余量较低（>10t/h）时仍能发电，相对于传统的机械控制系统，具有控制精度高，调节品质好的优势，可以有效降低机组整体的能耗水平，提高发电能力。
4.5.2 節能措施和节能方案对比
本厂夏季多余蒸汽余量较小，无法驱动原有汽轮机发电，本项目设计方案可以有效利用夏季多余中压蒸汽，是当前状况下投资收益比最大的方案。
本方案中将原第一动力站1#汽轮发电机组（3000kW）搬迁至第二动力站。更换电调汽轮机。利旧原发电机。第二动力站蒸汽管网距离较短，沿程损失较小，是提高汽轮机效率，降低能耗的有效方案。
项目实施后每年可减少购电量102.71×104kW·h，减少SO2排放11.5t、NOx排放3.6t、CO2排放1377.3t，具有较好的经济与环境效益。
5 结论和建议
（1）通过更换电调式汽轮机，可以在夏季中压蒸汽余量较小时发电，供工厂内用电，同时产生低压蒸汽供厂内装置使用。原机组蒸汽量在10～20t/h时不能发电，电调汽轮机可在此工况（约54天）发电1382400～691200 kW·h，替代减温减压器，节约除氧水1814.4t。
（2）本项目改造后主要节约的能源是减温减压器循环水消耗量，获得的收益是汽轮机组新增发电量，可以相应减少污染物排放，因此本项目改造方案可以降低能耗，减少污染，本项目有利于提高全场能源利用效率。
（3）在以后的生产过程中，应做到尽量防止“跑、冒、漏、滴”等现象，采用低耗设备替代高能耗设备，简化各个运行系统，采用智能控制系统等措施，进一步降低能耗，提高经济性。
[关键词]汽轮发电机组 存在问题 改造方案 效果
中图分类号：TM31 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）06-0012-01
1 装置改造的必要性
（1）以2014年夏季的中压蒸汽余量统计结果来看，蒸汽余量处于8～30t/h范圍，其中10t/h以下2天，20～30t 133天，10～20t 54天。当中压蒸汽余量较小时，原汽轮机组无法运转造成资源浪费。
（2）第一动力站蒸汽管网较长，管网损失较大约为0.5～0.6 MPa；第二动力站蒸汽管线较短，管网损失约为0.05 MPa。
（3）本项目将原第一动力站1#汽轮发电机组（3000kW）搬迁至第二动力站，更换原汽轮机为先进的电调汽轮机，利旧原发电机。电调汽轮机具有较高的调节能力，蒸汽量>10t/h时即可运行发电，增加了发电量。第二动力站距离锅炉较近，蒸汽管网损失也相对减少。
（3）汽轮发电机组搬迁至第二动力站，可替代原第二动力站减温减压器，减少减温减压过程消耗的除氧水。
2 改造方案与目标
2.1 改造方案
（1）原第一动力站2#汽轮发电机组搬迁至第二动力站。更换电调汽轮机。利旧原发电机。电控柜尽量利旧。
（2） 原第一动力站2#汽轮发电机组相关拆除。
（3）原第一动力站1#汽轮发电机组需保留，在2#汽轮发电机组搬迁后可以继续运行。
2.2 改造目标
原第一动力站2#汽轮发电机组搬迁至第二动力站。保留原发电机，汽轮机更换数字电液调节系统（DEH）汽轮机（厂家成套），提高汽轮机控制能力，DEH功率控制精确到20kW，实现夏季蒸汽余量较低时仍能发电，所发电量用于石化总厂内部供电，发电后副产1.0MPa蒸汽用来补充低压蒸汽管网不足，替代原减温减压器，不仅减少了蒸汽损耗和除氧水耗量，降低了能耗，还增加了发电量，大大提高总体经济性。
3 机组现状及存在问题
3.1 现状
第一动力站1990年6月投用，现有三台DG35/39-9型锅炉。单台额定蒸发量35t/h，总产汽能力105t/h。汽轮机发电现有两台中压背压式汽轮机B3-35/10，两台型号为QF-3-2型空气冷却汽轮发电机，额定出力3000kW。
第二动力站于1997年建成，原有1台6MW的背压式汽轮发电机组，现已拆除。现有配置为2台额定蒸发量为60t/h的水煤浆流化悬浮高效洁净燃烧锅炉，配1台C12-3.43/0.981-Ⅵ型12MW的抽汽凝汽式汽轮发电机组（已不投用）和2台减温减压器。
3.2 存在问题
由于蒸汽平衡问题，一动力站两台3000kW发电机组只能在冬季锅炉运行时投用（11月至次年3月），并将3.5MPa中压蒸汽变为1.0MPa低压蒸汽补充到低压蒸汽管网，其余时间由于锅炉停运，蒸汽余量少，机组在低负荷状态时无法正常运行。由于低压蒸汽产量不足，在发电机组停用时，仍需将约20t/h中压蒸汽通过二动力站的减温减压器降为低压蒸汽，不仅增加除氧水消耗，而且高品位蒸汽减压为低位蒸汽，造成很大能量浪费。
一动力站于1989年投产，二动力站两台水煤浆锅炉2008年改造完成，两单元位置距离较远。一动力站汽轮发电机组距离二动力站和催化锅炉产汽位置约有1.5km，蒸汽管网损耗较高，约0.5～0.6 MPa。而且随着国家大气污染物排放标准的日益提高，胜利油田石化总厂第一动力站3台35t/h燃油锅炉将停用，为降低蒸气损耗，有必要搬迁一动力站汽轮机发电机组。
4 改造方案的实施
4.1 对第一动力站2#机组的改造
原第一动力站2#汽轮发电机组搬迁至第二动力站。保留原发电机，汽轮机更换数字电液调节系统（DEH）汽轮机（厂家成套），DEH功率控制精确到20kW，电控柜尽量利旧（2013年全部更换过）。原第一动力站2#汽轮发电机组相关设备、管线拆除。原第二动力站减温减压器整体移至厂房北侧新建减温减压器室内。新增一台空冷器，安装在第二动力站移位后的2#汽轮发电机组上。
4.2 自控改造
本项目将原第一动力站2#汽轮发电机组搬迁至第二动力站，其中汽轮机更换为电调汽轮机，利旧原2#发电机。自控专业设计主要内容包括：1）利旧发电机及新增汽轮机的仪表控制电缆引至第二动力站的原东侧DCS机柜间。新增一个DCS控制站，处理本项目新增仪表信号。2）新增的电调汽轮机上现场控制器通讯至第二动力站新增DCS控制站。3）新增汽轮发电机组公用管道上的仪表。
4.3 现场仪表
本项目总体选用技术先进、质量可靠、性能优良、经济合理、具备成熟的使用经验和良好的技术支持的自控设备，满足机组对自动化仪表的需要。
现场变送器和阀门定位器使用4～20mA DC信号叠加HART通信协议。
根据爆炸危险区域划分，本现场为非爆炸危险区，故所有现场安装的电子式仪表无需考虑防爆，所有现场安装的电子式设备和控制阀防护等级一般不低于IP65。
4.4 电气改造
根据现状并与业主沟通，利旧部分为发电机保护测控屏1面、励磁调节屏1面、励磁功率柜1面、励磁变压器柜1面。
第一动力站1#机组搬走后，2#机组需要正常运行，同期及电度表屏无法搬迁，则需增加1面同期及电度表屏。新增微机后台监控系统1套，操作员站1个。
发电机保护测控屏、励磁调节屏、励磁功率柜、同期及电度表屏，后台监控系统均安装在第二动力站电气主控室内。
4.5 节能措施和节能效果分析
4.5.1 节能措施
本项目通过从中压蒸汽利用方式的调整优化，从根本上实现了节能降耗。
汽轮发电机组搬迁至第二动力站，可替代原第二动力站减温减压器，减少减温减压过程消耗的除氧水消耗，以及相关辅助设备的电力消耗。
本项目汽轮机控制系统选择数字电液调节系统（DEH），提高汽轮机控制能力，DEH功率控制精确到20kW，实现夏季蒸汽余量较低（>10t/h）时仍能发电，相对于传统的机械控制系统，具有控制精度高，调节品质好的优势，可以有效降低机组整体的能耗水平，提高发电能力。
4.5.2 節能措施和节能方案对比
本厂夏季多余蒸汽余量较小，无法驱动原有汽轮机发电，本项目设计方案可以有效利用夏季多余中压蒸汽，是当前状况下投资收益比最大的方案。
本方案中将原第一动力站1#汽轮发电机组（3000kW）搬迁至第二动力站。更换电调汽轮机。利旧原发电机。第二动力站蒸汽管网距离较短，沿程损失较小，是提高汽轮机效率，降低能耗的有效方案。
项目实施后每年可减少购电量102.71×104kW·h，减少SO2排放11.5t、NOx排放3.6t、CO2排放1377.3t，具有较好的经济与环境效益。
5 结论和建议
（1）通过更换电调式汽轮机，可以在夏季中压蒸汽余量较小时发电，供工厂内用电，同时产生低压蒸汽供厂内装置使用。原机组蒸汽量在10～20t/h时不能发电，电调汽轮机可在此工况（约54天）发电1382400～691200 kW·h，替代减温减压器，节约除氧水1814.4t。
（2）本项目改造后主要节约的能源是减温减压器循环水消耗量，获得的收益是汽轮机组新增发电量，可以相应减少污染物排放，因此本项目改造方案可以降低能耗，减少污染，本项目有利于提高全场能源利用效率。
（3）在以后的生产过程中，应做到尽量防止“跑、冒、漏、滴”等现象，采用低耗设备替代高能耗设备，简化各个运行系统，采用智能控制系统等措施，进一步降低能耗，提高经济性。