汽轮发电机组存在的问题与改造方案的实施[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：TM31文献标识码：A：1009-914X（2017）06-0012-011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，其中10t/h以下2天，20～30t133天，10～20t54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0.5～0.6MPa；第二动力站蒸汽管线较短，管网损失约为0.05MPa。（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---本文来源于网络，仅供参考，勿照抄，如有侵权请联系删除---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---本文来源于网络，仅供参考，勿照抄，如有侵权请联系删除---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---本文来源于网络，仅供参考，勿照抄，如有侵权请联系删除---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0.5～0.6MPa。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...