浙江石油化工联合循环热电站基础设计特点

乔 峰,何语平

(1. 中国联合工程有限公司，杭州 310052；2. 全国燃气轮机标准化技术委员会，南京 210037)

1 建设背景

浙江省在舟山群岛外海深水区岱山岛西侧10公里的鱼山岛上建设了一个大型炼化一体化企业，其项目一期、二期共规划4 000万t/a炼化能力，年产芳烃1 040万t，年产乙烯420万t，总投资1 730亿元。岛上原有居民3 000人全部外迁，全岛仅浙江石化一家企业。岛原有面积8.44 km2，经劈山填海已扩大到26 km2。2019年12月底一期(2 000万t/a炼化能力)已全面安全稳定投产，二期(2 000万t/a炼化能力)正在施工安装，三期(2 000万t/a炼化能力，并重点发展高附加值精细化工产品)已启动前期准备。届时岛面积将扩大到41 km2，最终形成6 000万t/a炼化能力规模，建成国际领先、绿色生态、安全高效的世界石化城。

目前宁波镇海经数座跨海大桥已与舟山岛相连，形成了甬舟高速。舟山至岱山的跨海大桥在建，而岱山至鱼山的支线跨海大桥(鱼山大桥)已先期建成通车。远期岱山岛跨海大桥将延伸至上海洋山深水港，进而连接上海浦东。

2 联合循环电站在浙江石化的作用

浙江石化公用工程动力中心建有燃煤热电站，一期配置7台670 t/h超高压煤粉锅炉，5台供热式汽轮机组(2台CC50 MW双抽机+3台CB45 MW抽背机)已投产。二期建设7台800 t/h超高压煤粉锅炉，5台供热式汽轮机组(2台CC50 MW双抽机+3台CB60 MW抽背机)。一、二期共建燃煤热电机组14炉10机，承担着浙江石化鱼山岛舟山绿色石化基地内的基本热、电负荷。

同时浙江石化二期正在建设一座燃气联合循环热电站，其作用如下：

(1) 鱼山岛虽有220 kV海底电缆与大陆连网，为保证特大型石化企业的用电安全，需要有燃气轮机发电机组作为黑启动应急电源。

(2) 承担浙江石化调峰热、电负荷。

(3) 掺烧浙江石化煤焦制气装置以煤和石油焦为原料生产的合成气(CO+H2)。

浙江石化的燃煤热电站和燃气联合循环热电站均由中国联合工程有限公司承担设计[1-2]，2020年5月21日燃气联合循环热电站基础设计已通过专家组评审。

3 联合循环电站规模及机组选型

联合循环热电站建有3台杭州汽轮机股份有限公司/西门子合作的SGT5-2000E型(原型号V94.2)燃气轮机发电机组+3台杭州锅炉集团股份有限公司的双压补燃卧式余热锅炉+2台杭州汽轮机股份有限公司的CC50-11.9/4.7/1.6双抽汽凝汽式汽轮发电机组。

SGT5-2000E型燃气轮机发电机组为冷端驱动(发电机装在压气机端)，轴向排气。启动时发电机通过变频装置作为启动电机用。机组左右两侧各有1个直立的大燃烧室，燃烧室检修较方便，见图1。

图1 SGT5-2000E型(V94.2)燃气轮机发电机组

余热锅炉按补燃设计是考虑燃气轮机排出的烟气温度达不到超高压蒸汽换热要求的温度时，需要补燃以提高主蒸汽温度。

余热锅炉的主蒸汽除了为汽轮机提供汽源外，还直接对石化装置提供超高压蒸汽(12.5 MPa,525 ℃)369 t/h，供驱动石化装置压缩机的汽轮机使用；余热锅炉的低压蒸汽直接对石化装置供汽(0.8 MPa,220 ℃)186.3 t/h。

选择双抽汽凝汽式汽轮发电机组，而不选择常规的抽汽背压式汽轮发电机组，是因为燃气联合循环热电站承担浙江石化调峰热、电负荷，需要同时调节热、电负荷。双抽汽汽轮机对石化装置提供高压抽汽(4.3 MPa,407 ℃)75 t/h，还对石化装置提供中压抽汽(1.4 MPa,290 ℃)254 t/h，机组年供热量26.0×106GJ，同时机组年供电量55.9×105MW·h。同时配套相应的减温减压系统，在汽轮机故障时保证对外供热的安全性及可靠性。

4 燃料系统

燃气轮机燃料采用天然气掺烧体积分数0～50%合成气(煤焦制气)，掺烧体积分数0～50%合成气是浙江石化联合循环机组的主要设计特点[3]。

天然气由岛内液化天然气(LNG)门站通过综合管廊提供，到达热电站界区的压力为3.8～3.9 MPa。燃气轮机掺烧的高压合成气压力约为4.3 MPa，通过综合管廊输送至混气加热站。混气加热站由大连派思提供,混合气的压力约为3.1 MPa，混合后的热值需满足燃气轮机进气要求。

余热锅炉补燃所需低压合成气压力则约为0.3～0.5 MPa，也来自煤焦制气。

在混气站设置天然气加热器，将LNG气化的天然气从0～5 ℃提高到15 ℃以上。加热热源采用余热锅炉低温省煤器的低温热水，与天然气换热后返回到真空除氧器。

因合成气属于有毒气体(含CO)，混合气放散就近接入浙江石化火炬气管道通往火炬燃烧。

5 热力系统

(1) 联合循环热电站为“三拖二”(3台燃气轮机+3台余热锅炉+2台汽轮机)，因此主蒸汽系统、低压蒸汽系统、除盐水补水系统按照集中母管制设计。

(2) 因汽轮机凝汽器采用海水冷却，凝结水由凝结水泵经轴封加热器后送至凝液精制站进行精处理。

(3) 联合循环热电站供热量和回水量大，因此凝液精处理装置处理后的凝结水与除盐水站的新鲜水混合后，送至余热锅炉真空除氧器及高压除氧器进行二级除氧。

(4) 为便于热负荷调节，每台抽凝式汽轮机设置3台50%容量的变频凝结水泵(2用1备)。

(5) 联合循环热电站采用海水直冷和闭式循环相结合的辅机冷却水系统，即：汽轮机凝汽器及水环真空泵的冷却用水采用海水直冷系统；汽轮发电机组冷油器及余热锅炉各辅机等转动机械轴承冷却水采用闭式循环水系统，闭式循环水补水采用除盐水。闭式循环水系统热量通过热交换器由海水直冷系统带出。

(6) 因主蒸汽管道为超高压参数、管径较粗，管道材料采用A335P91材质。高压蒸汽管道材料采用12Cr1MoVG材质，中压和低压蒸汽管道材料采用20钢材质。

6 主厂房布置

(1) 主厂房分燃气轮机厂房和汽轮机厂房两个联合厂房，燃料气混气加热站、柴油发电机厂房独立布置。

(2) 燃气轮机厂房跨距为12.6 m，长度为122 m，0 m层横向布置3台燃气轮机发电机组[4-5]。发电机房顶层布置燃气轮机进气过滤器。燃气轮机向东排气，余热锅炉露天布置于燃气轮机厂房东侧，见图2。

图2 燃气轮机厂房及余热锅炉0 m层布置

燃气轮机厂房设置有2台65/20 t电动慢速三钩桥式起重机，用于燃气轮机发电机组和其它辅机的检修，每台发电机设置有1台5 t电动单梁桥式起重机，用于发电机抽转子及空冷器检修起吊，见图3。

图3 燃气轮机厂房及余热锅炉剖面布置

(3) 因场地紧张，汽轮机房采用联合建筑的布置形式，将汽轮机房、110 kV公用变电站和集控楼布置成1个联合厂房。

汽轮机房跨距为23 m，长度为81.8 m。汽轮机房运转层标高为11 m，2台汽轮发电机组为大平台式双层纵向布置。

汽轮机房设置有1台75/20 t电动慢速双钩桥式起重机，用于汽轮发电机组和其它辅机的检修，汽轮机房内设有1个主要检修场地。

7 结论

(1) 浙江石化的燃气联合循环热电站承担浙江石化的调峰热、电负荷，燃气轮机发电机组作为黑启动应急电源。

(2) 燃气轮机燃料采用天然气掺烧体积分数0～50%的合成气。

(3) 余热锅炉按补燃设计是考虑燃气轮机排出的烟气温度达不到超高压蒸汽换热要求的温度时，需要补燃使主蒸汽温度提高到540 ℃。

(4) 选择双抽汽凝汽式汽轮发电机组，而不选择常规的抽汽背压式汽轮发电机组，是因为燃气联合循环热电站承担浙江石化调峰热、电负荷，需要同时调节热、电负荷。