装置档案 UTL-08公用工程部 密级：内部学习
UTL-08公用工程及储运 · 公用工程部

汽轮机装置

Steam Turbine (Cogeneration Plant)
加工能力
额定蒸汽外供 1000 t/h（4.0 MPa
操作弹性
50MW 抽凝机组：额定 50 MW / 最大
年开工时数
8400 小时
投产日期
1# 2013-12-15；2# 2013-12
8,400小时
年开工时数
4项
主要产物
1# 2013-12
投产日期
Executive Summary · 执行摘要
01 / 定位

定位要点

汽轮机装置是四川石化自备电站的'动力-电力转换核心'。它把锅炉送来的 9.8 MPa 过热蒸汽通过抽凝式汽轮机和抽背式汽轮机做功发电（额定总发电量 167.5 MW），同时按三个压力等级（4.0 / 1.2 / 0.4 MPa）向全厂炼油、化工各装置外供动力蒸汽。

SRC 规程 1.1
02 / 财务

财务要点

行业对标：3×50 MW 抽凝 + 1×17.5 MW 抽背热电联供机组（自备电站），总发电 167.5 MW，国内大型炼化一体化主流配置。

SRC 规程 1.1 / 1.2.7
01

装置概况

Unit Profile
Key
Takeaway
汽轮机装置是四川石化自备电站的'动力-电力转换核心'。它把锅炉送来的 9.8 MPa 过热蒸汽通过抽凝式汽轮机和抽背式汽轮机做功发电（额定总发电量 167.5 MW），同时按三个压力等级（4.0 / 1.2 / 0.4 MPa）向全厂炼油、化工各装置外供动力蒸汽。本装置是连接锅炉（产汽）和全厂蒸汽管网（用汽）的枢纽。
Table 1-1 · 装置基础参数
参数项数值 / 说明
设计规模额定蒸汽外供 1000 t/h（4.0 MPa 500 + 1.2 MPa 300 + 0.4 MPa 200）
负荷调节范围50MW 抽凝机组：额定 50 MW / 最大 60 MW；17.5MW 抽背机组：额定 17.5 MW
年运行时数8400
倒班制度四班二倒
原料锅炉 9.8 MPa / 540℃ 主蒸汽
投产时间1# 2013-12-15；2# 2013-12-08；3# 2013-11-30；4# 2020-09-03
设计单位武汉汽轮机厂（W汽）
装置类型高压、单轴、单缸、冲动式汽轮机（3 台抽凝 + 1 台抽背）
主要组成• 1#、2#、3# 抽凝式汽轮机（CC50-8.83/4.3/1.5 / CC50-8.83/4.3/1.5 / CC50-8.83/4.3/0.7）：50 MW 额定容量，5 段抽汽（2 段调整抽汽 + 3 段非调整回热抽汽）
• 4# 抽背式汽轮机（CB17.5-8.83/4.3/1.4）：17.5 MW 额定功率，1 级可调整抽汽（4.3 MPa），排汽 1.4 MPa
• 6 套常规减温减压器 + 6 套快开减温减压器（2023/2025 大修已全部改为电动调压阀）
• 2 台大气式低压除氧器 + 3 台中继泵（两运一备）
• 4 台高压除氧器 + 5 台高压给水泵（3 台变频 + 2 台定速，两运三备，变频泵为主备）
• 6 台立式旋膜除氧器 + 卧式储水箱（双鞍座支撑）
• 高压变频器室（1# 8 台 900kW + 8 台 1460kW；2# 3 台 2750kW），空水冷系统（15 台空水冷却机组）
• 蒸汽管网：4.0 MPa 3.8 km、1.2 MPa 6.0 km、0.4 MPa 8.0 km，共计 17.8 km
汽轮机转速1#~3# 机组临界转速约 1650 r/min；4# 机组临界转速 1500 r/min 左右
资料来源：《汽轮机装置操作规程》CH/WJ 208.002-2023 v9.0。
02

工艺原理

Process Principle
Key
Takeaway
高压过热蒸汽进入汽轮机做功，蒸汽在喷嘴中膨胀降压增速，热能变成动能推动叶片旋转，将机械能传给发电机发电。同时按压力等级抽出蒸汽向炼油、化工各装置外供。凝结水经低压加热器 → 高压除氧器 → 给水泵返回锅炉循环使用。
详细说明
  • 抽凝机组工艺原理：锅炉过热蒸汽经主蒸汽母管→电动总汽门→主闸门→自动主汽门→调节汽门→汽轮机做功，乏汽进入凝汽器，经循环水冷却成为凝结水；凝结水经凝结水泵升压、低压加热器加热进入高压除氧器除氧，再通过给水泵进入锅炉重新加热成过热蒸汽。
  • 抽背机组工艺原理：与抽凝机组类似，但乏汽压力较高（1.2 MPa），直接排至 1.2 MPa 蒸汽管网；调整抽汽（4.3 MPa）供 4.0 MPa 蒸汽母管。
  • 热力除氧原理：根据亨利定律，气体在水中的溶解度与其分压力成正比；水加热到沸点时，蒸汽分压上升至外界压力，氧和其他不凝结气体分压降至零，溶解氧完全逸出。
  • 减温减压原理：分体式减温减压器由压力调节（压力调节阀节流减压）+ 温度调节（温度调节阀喷水降温）两部分组成，将高压高温蒸汽调节为满足工艺要求的低压蒸汽。
资料来源：规程工艺原理章节。
03

工艺流程

Process Flow
Key
Takeaway
锅炉 9.8 MPa 主蒸汽 → 电动总汽门 → 主闸门 → 自动主汽门 → 调节汽阀 → 汽轮机做功 → 一路凝汽器（抽凝机组）→ 凝结水→低压加热器→高压除氧器→给水泵→锅炉；另一路抽汽/排汽→4.0/1.2/0.4 MPa 蒸汽管网外供；汽机异常时由减温减压器供给维持管网压力。
Table 3-1 · 主流程链 · 21 道工序
序工序
01主蒸汽母管（9.8 MPa）
02电动总汽门
03电动隔离门
04甲乙电动主闸门
05自动主汽阀
06四根导汽管
07调节汽阀
08汽轮机（做功）
09①抽凝机组：凝汽器（循环水冷却）
10凝结水泵
11轴封加热器
123 台低压加热器
13高压除氧器
14给水泵
15锅炉；②抽背机组：排汽 1.2 MPa 蒸汽管网。 抽汽系统：第 1 级调速级后
164.0 MPa 工业抽汽；第 6 级（1#/2#）/第 9 级（3#）后
171.2 MPa 或 0.4 MPa 工业抽汽；第 10/12/15 级后
183#、2#、1# 低压加热器。 减温减压器：6 套常减（9.8
194.0、4.0
201.2、1.2
210.4）+ 6 套快减（备用快开切换）
资料来源：规程工艺流程章节。
蒸汽供应
Extraction 4 0mpa Normal（t/h）320
Extraction 1 2mpa Normal（t/h）200
Extraction 0 4mpa Normal（t/h）30
额定总量（t/h）1000（4.0 MPa 500 + 1.2 MPa 300 + 0.4 MPa 200）
额定总功率（MW）167.5
蒸汽用户4.0 MPa 蒸汽用户：硫磺成型、渣油加氢、柴油加氢、加氢裂化、合成气及制氢、HDPE/LLDPE、丁辛醇、乙二醇、催化裂化、气分、重整抽提、芳烃、乙烯等；1.2 MPa 用户：原油储备库、炼油/化工火炬、C5/中间罐区、燃料油罐区、硫磺成型、芳烃罐区、原油罐区、常减压、渣油加氢、柴油加氢、加氢裂化、合成气及制氢、热水站、HDPE/LLDPE、二循、PP、顺丁橡胶、丁辛醇、催化裂化、气分、重整抽提、芳烃、乙烯、丁二烯、MTBE/丁二烯、空分等；0.4 MPa 用户：覆盖罐区、各装置、加氢裂化、汽油罐区、HDPE/LLDPE/PP/顺丁橡胶/丁辛醇/三循/乙二醇/铁路装卸设施/柴油罐区/乙烯/丁烯-1/污水处理厂等。
04

投入产出物料

Material Balance
Key
Takeaway
共 3 项，前三大（4.0 MPa 蒸汽（压力 3.8~4.2 MPa，温度 385~430℃，额定流量 500 t/h）、1.2 MPa 蒸汽（压力 1.1~1.4 MPa，温度 250~310℃，额定流量 300 t/h）、0.4 MPa 蒸汽（压力 0.3~0.5 MPa，温度 170~270℃，额定流量 200 t/h））合计占 100.0%（1,000 t/h），是排产与效益测算的主要抓手。
Exhibit 4-1 · 产品构成帕累托分析（按t/h）
Bar = 各项数值（按最大值归一）　│　Line = 累计占比 %
项目数值（按最大值归一）t/h累计
4.0 MPa 蒸汽（压力 3.8~4.2 MPa，温度 385~430℃，额定流量 500 t/h）硫磺成型、渣油加氢、柴油加氢、加氢裂化、合成气及制氢、H50050.00
1.2 MPa 蒸汽（压力 1.1~1.4 MPa，温度 250~310℃，额定流量 300 t/h）原油储备库、炼油/化工火炬、各罐区、常减压、渣油加氢、柴30080.00
0.4 MPa 蒸汽（压力 0.3~0.5 MPa，温度 170~270℃，额定流量 200 t/h）各罐区、各装置、铁路装卸设施、柴油罐区、汽油煤油罐区、乙200100.00
前三大项其他项累计占比 %
年运行时数8400
进料
名称锅炉 9.8 MPa / 540℃ 主蒸汽
数据来源锅炉装置主蒸汽母管
产品
名称T（/h）主要去向MW
4.0 MPa 蒸汽（压力 3.8~4.2 MPa，温度 385~430℃，额定流量 500 t/h）500硫磺成型、渣油加氢、柴油加氢、加氢裂化、合成气及制氢、HDPE/LLDPE、丁辛醇、乙二醇、催化裂化、气分、重整抽提、芳烃、乙烯
1.2 MPa 蒸汽（压力 1.1~1.4 MPa，温度 250~310℃，额定流量 300 t/h）300原油储备库、炼油/化工火炬、各罐区、常减压、渣油加氢、柴油加氢、加氢裂化、合成气及制氢、热水站、HDPE/LLDPE、二循、PP、顺丁橡胶、丁辛醇、催化裂化、气分、重整抽提、芳烃、乙烯、丁二烯、MTBE/丁二烯、空分
0.4 MPa 蒸汽（压力 0.3~0.5 MPa，温度 170~270℃，额定流量 200 t/h）200各罐区、各装置、铁路装卸设施、柴油罐区、汽油煤油罐区、乙烯、丁烯-1、污水处理厂等
发电量（额定工况）全厂电力供应167.5
副产品
  • • 名称：锅炉给水（压力 13.1~17.0 MPa，温度 150~162℃）
    • 主要去向：经高压给水泵升压后送锅炉装置
    • 说明：规程 1.3.2 副产品；额定工况参数，实际指标见《汽机装置工艺卡片》
说明
  • 规程 1.3《产品和副产品》仅给出额定工况下的小时流量与发电功率，未列年产量与年生产小时，故「产量 万吨/年」列留空，不予推算。
  • 规程 1.3.1 主产品三项蒸汽额定流量合计 1000 t/h（4.0 MPa 500 + 1.2 MPa 300 + 0.4 MPa 200），另额定发电量 167.5 MW。
资料来源：规程物料平衡章节。口径以规程原表为准，未做补全或估算。
05

公用工程与三剂

Utilities & Chemicals
自用量
循环水（m³/h）四循供水（用于中继泵/给水泵/真空泵/疏水泵/凝结水泵/锅炉送/引风机冷油器、发电机/励磁机空冷器、EH 油系统）
轴封蒸汽9.8 MPa 主蒸汽或 1.2 MPa 蒸汽
润滑油供汽轮发电机组润滑、保安部套用压力油（主油泵+高压油泵+交流油泵+直流油泵+注油器+顶轴油泵+冷油器+隔膜阀）
EH 油（抗燃油）高压抗燃油由 EH 油泵升压后驱动伺服执行机构（每台油泵一运一备）
脱盐水补水量脱盐水作为除氧器补水（进水压力 0.55~0.8 MPa）
供电
35 kV 进线AC/3 相 3 线，35000±10% V，50±1% Hz，由总变电站提供
厂内 6 kV经 35/6.3 kV 变压器，6000±5% V
厂内 10 kV≥5000 kW 电动机专用，经 35/10.5 kV 变压器，10000±7% V
自流疏水管线
非装置区密封0.4 MPa 蒸汽 → 轴封均压箱 → 汽机前后汽封（轴封均压箱压力 20~85 kPa、温度 200~370℃）
增压泵凝结水泵密封水 → 汽水分离器
膨胀水箱各机组本体疏水扩容器扩容减温后排大气，疏水接至排污降温池或低位水箱
资料来源：规程公用工程消耗 / 三剂消耗章节。
06

装置能耗

Energy Consumption
计算标准规程 1.2.6 备注：汽机装置无实际生产消耗（汽机本身不消耗原料，仅消耗少量蒸汽/水/电作为自用）
说明规程 1.2.6 注明汽机装置无独立原料消耗指标；汽机发电和蒸汽外供是装置的'产出'（详见 1.3.1），自用消耗详见公用工程指标（1.2.3）和回路系统。
装机容量 MW167.5（额定工况总发电量）
外供蒸汽额定 1000 t/h（4.0 MPa 500 + 1.2 MPa 300 + 0.4 MPa 200）
结构说明规程 1.2.6《原料消耗、公用工程消耗及能耗指标》原文仅一句备注：「汽机装置无实际生产消耗」，因此本装置不设原料消耗与综合能耗指标，综合能耗标「待补充（规程明确无生产消耗）」。其定位是能量转换环节而非耗能装置：把锅炉送来的 8.83 MPa 主蒸汽的热能，转换为电能（额定总发电量 167.5 MW）与三个压力等级的对外工业抽汽（4.0 MPa 500 t/h + 1.2 MPa 300 t/h + 0.4 MPa 200 t/h，合计 1000 t/h）。对应的能源投入已在锅炉侧以燃料形式计量，不在本装置重复计算——这是全厂蒸汽成本分摊的关键：汽机是成本「过路」环节，分析自备电站经济性必须把锅炉（燃料成本）与汽机（转换效率、热电比）合并看，单看汽机会得出零成本的错觉。
机组配置
项目型号装置类型额定功率（MW）
1# 机组CC50-8.83/4.3/1.5抽凝式额定 50 / 最大 60
2# 机组CC50-8.83/4.3/1.5抽凝式额定 50 / 最大 60
3# 机组CC50-8.83/4.3/0.7抽凝式额定 50 / 最大 60
4# 机组CB17.5-8.83/4.3/1.4抽汽背压式额定 17.5
资料来源：规程能耗计算章节。计算标准见规程原文。
07

装置关联

Unit Interconnections
Key
Takeaway
上游 4 项，下游 4 项。上游断料即本装置降负荷或停工。

上游进料 · 4 项

锅炉装置
输送方式：9.8 MPa 主蒸汽母管　说明：1#/2#/3# 抽凝机组 + 4# 抽背机组的唯一汽源
脱盐水站（水运行装置）
输送方式：脱盐水母管　说明：脱盐水经脱盐泵升压进低压除氧器，作为锅炉给水补充水
水平衡来水、疏水箱疏水
输送方式：管线　说明：低压除氧器水源（也含 1#、2# 脱盐水）
汽机凝结水（自循环）
输送方式：凝结水泵　说明：凝结水泵升压 → 低压加热器 → 高压除氧器
汽轮机装置
公用工程部

下游去向 · 4 项

锅炉装置
物料：高压除氧水（13.1~17.0 MPa、150~162℃）　输送方式：给水泵 → 给水母管
全厂蒸汽管网（4.0/1.2/0.4 MPa）
物料：动力蒸汽　输送方式：外供管线（17.8 km 管网）
电力调度
物料：167.5 MW 电力　输送方式：发电机出口
高压变频器室
物料：冷却水　输送方式：工业冷却水（≤32℃）
装置内循环
  • 高压给水泵变频器采用西门子完美无谐波变频器，启动转数 300 r/min（5 Hz），频率可在 5~50 Hz 调节
  • 2023/2025 大修陆续将 2#/4#/5#/6#/1#/3# 常规减温减压器的气动调压阀改为电动调压阀
  • 快开减温减压器采用德国宝马阀电子式等量跟踪气动执行机构，透平跳机时自动等量快开切换
资料来源：规程上下游关联章节。
08

行业技术特点

Industry Position
规模等级大型自备电站汽轮机组（3×50 MW 抽凝 + 1×17.5 MW 抽背），总发电 167.5 MW
装置类型热电联供（Cogeneration/CHP），向炼油、化工各装置按压力等级供应动力蒸汽并发电
设计单位武汉汽轮机厂（武汽）
关键技术
  • 5 段抽汽（2 段调整抽汽 + 3 段非调整回热抽汽）实现按压力等级精准外供
  • 高压电液调节（EH）系统 + 危急遮断（AST/OPC）三重保护
  • 西门子完美无谐波高压变频器（5 Hz 低频启动，单回路压力自动调节）
  • 快开减温减压器电子式等量跟踪气动执行机构（透平跳机时无扰动等量快开切换）
  • 2023/2025 大修将全部常规减温减压器气动调压阀升级为电动调压阀
大检修
  • 2023 年大修：2#/4#/5#/6# 常规减温减压器气动调压阀改为电动调压阀
  • 2025 年：1#/3# 常规减温减压器气动调压阀改为电动调压阀
环保合规汽轮机组设危急遮断、机械超速、OPC（103% 额定转速）、EH 油压低试验等多重保护
资料来源：规程装置概况 / 技术特点章节。
09

财务关注点

Financial Focus
4.0MPa 蒸汽能力
500t/h（额定工况）
SRC 规程 1.3.1
1.2MPa 蒸汽能力
300t/h（额定工况）
SRC 规程 1.3.1
0.4MPa 蒸汽能力
200t/h（额定工况）
SRC 规程 1.3.1
额定功率合计
167.5MW（额定工况总发电量）
SRC 规程 1.3.1
年运行时数
8400小时/年
SRC 规程
台数
4 台汽轮机（3×50 MW 抽凝 + 1×17.5 MW 抽背）
SRC 规程 1.1.1
正常外供量
4.0 MPa 约 320 t/h + 1.2 MPa 约 200 t/h + 0.4 MPa 约 30 t/h正常情况下
SRC 规程 1.1.3.6
蒸汽管线长度
17.8km（4.0 MPa 3.8 + 1.2 MPa 6.0 + 0.4 MPa 8.0）
SRC 规程 1.1.3.6
自用消耗说明
汽机装置无独立原料消耗
SRC 规程 1.2.6 备注
行业对标
3×50 MW 抽凝 + 1×17.5 MW 抽背热电联供机组（自备电站），总发电 167.5 MW，国内大型炼化一体化…
3×50 MW 抽凝 + 1×17.5 MW 抽背热电联供机组（自备电站），总发电 167.5 MW，国内大型炼化一体化主流配置
Note · 核算口径提示
1. 数据边界：本页所有数据均摘自规程原文，未做估算、外推或行业平均值填补。 缺失字段标注为「待补充」。
2. 口径一致性：物料量为规程设计值 / 典型工况值，非实际核算数据， 用于学习与量级判断。
3. 检修与折旧：涉及大修周期的装置，费用计提须按实际周期平滑， 避免年度间大幅波动。