1 000 MW機組超低排放改造中廠用電的優化分析

翁建明

（浙江浙能嘉華發電有限公司，浙江嘉興314201）

1 000 MW機組超低排放改造中廠用電的優化分析

翁建明

（浙江浙能嘉華發電有限公司，浙江嘉興314201）

針對浙能嘉興發電廠三期2×1 000 MW機組“超低排放環保示范工程”技術改造前后廠用電系統存在的問題，提出了相應的節電優化措施。對改造前后機組廠用電情況進行了比較和分析，為類似機組超低排放改造項目提供借鑒，使超低排放改造不僅滿足現代大型火電機組環保的新要求，更能夠達到節電降耗的目的。

超低排放；廠用電；優化

1 概述

浙能嘉興發電廠三期7號、8號機組為1 000 MW級超超臨界機組，作為全國首個“燃煤機組煙氣超低排放”項目，在技術路線和施工安裝方面均處于摸索和創新階段，還存在新技術應用及銜接方面的問題需要解決。

機組采用哈爾濱鍋爐廠設計制造的超超臨界變壓運行直流鍋爐。煙氣脫硫裝置采用石灰石－石膏濕法脫硫技術，無旁路、無GGH（煙氣換熱器），設置增壓風機。

煙氣經省煤器進入SCR（選擇性催化還源）反應器進行脫硝反應，再經空預器換熱流入干式靜電除塵器、引風機、增壓風機和吸收塔后由煙囪排入大氣。在此過程中，對煙氣中煙塵的脫除起作用的主要是干式靜電除塵器和濕法脫硫系統的吸收塔。

機組廠用電系統設計了6 kV和380 V共2個電壓等級，每臺機組6 kV分4段布置（A1，A2，B1，B2）。每臺機組布置2臺低壓脫硫變壓器（簡稱脫硫變，以下類推），互為暗備用，分別接自6 kV A2和B2段母線；布置4臺除塵變（A1，B1，A2，B2），互為暗備用，分別接自6 kV A1，A2，B1，B2段母線。

2 超低排放改造方案

超低排放改造的技術路線為：空預器出口的煙氣經過第1段MGGH（中間熱煤體煙氣換熱器）降溫段降至87℃左右，進入改造的低低溫靜電除塵器，除塵后通過引風機、增壓風機、脫硫吸收塔，到達新增設的濕式靜電除塵器再次凈化除塵，最后在MGGH升溫段升至80℃后通過煙囪排放。工藝流程如圖1所示。

超低排放改造涉及的電氣部分改造主要有：

（1）增壓風機增容。將增壓風機功率從原來的3 150 kW增容至5 900 kW。

（2）吸收塔再循環泵C增容。將吸收塔再循環泵C由原來的1 120 kW增容至1 250 kW，每臺爐再增加1臺1 400 kW的吸收塔再循環泵。

（3）增加濕式電除塵器和MGGH后，新增用電負荷703 kW，低壓脫硫變容量無法滿足增設濕式電除塵器和MGGH的容量要求，每臺爐增加1臺低壓變的同時增設相應的開關柜為新增的濕式電除塵器和MGGH供電。原有脫硫電氣間已無新的設備布置空間，2臺爐需新設1座電氣間來布置新增的低壓變和開關柜。

（4）新增濕電除塵變、MGGH區域熱媒水泵由主廠房相應機組6 kV段供電。

圖1 超低排放工藝流程

3 改造前廠用電系統設計存在的問題

3.1 低壓變壓器原容量與實際負荷偏差分析

根據DL/T 5153-2002《火力發電廠廠用電設計技術規定》的規定，在原設計方案中，將所有用戶的計算負荷留有10%裕度，最終推算出設計容量。而除塵變的額定容量（AN自然冷卻方式）按照設計容量約1.15倍配置。

以除塵變7A1為例，該段母線的計算負荷為1 320 kW，按照設備功率因數為0.85，增加10%的裕度計算，則設計容量為1 708 kVA，按1.15倍的容量配置除塵變，即除塵變在自然冷卻方式下的容量選用2 000 kVA，這樣除塵變容量與計算容量之間的裕度在22.4%左右（數據見表1）。非正常工況下，除塵變改為強冷運行方式，其額定容量可以再增加50%，能夠滿足除塵變互為暗備用的運行工況。

表1 變壓器的設計容量、計算負荷與實際容量數據

目前已實施或計劃實施的以下3項技改措施，使除塵變實際最高運行負荷低于200 kW，并導致除塵變設計負荷與實際負荷偏差加大。

（1）除塵變計算負荷中的電除塵電場負荷占90%，利用超低排放改造，將原除塵器工頻電源改造為高頻電源，使單臺電場計算負荷由原先的206 kW降低為160 kW，容量下降約23%，最終導致除塵變的容量在原有基礎上更加富裕20%左右。

（2）超低排放改造過程中，將原先48只灰斗電加熱改為蒸汽加熱，改造后能夠使每段除塵變的容量再富裕4%左右。

（3）電除塵電場的計算負荷按電除塵開環運行的最大值統計。2012年機組投產之初，將廠家推薦的開環運行方式改造為全過程閉環控制方式（所有電場出力均勻），使實際運行負荷比改造前降低了60%。

2臺脫硫變的工況邊界分別為872 kVA和500 kVA，由于脫硫段母線的用戶均為相互備用，實際使用負荷率只有50%左右，且設計容量裕度選取值達30%以上。另外，脫硫變具備強冷運行方式，容量可以提升50%，也使脫硫變母線存在較大的富裕度。

3.2 廠用6 kV母線新增負荷分布情況分析

超低排放改造中新增熱媒水泵（2 800 kW）2臺、吸收塔再循環泵（1 400 kW）1臺、濕電除塵變（1 600 kVA）1臺，原有2臺增壓均分別從3 150 kW增容至5 900 kW，原有1臺吸收塔再循環泵從1 120 kW增容至1 250 kW。熱媒水泵分別接6 kV A1段和6 kV B1段，新增除塵變和吸收塔再循環泵接6 kV B2段。上述改造無法解決原有設計中4段6 kV母線負荷偏差大的問題。

4 超低排放改造前廠用電系統優化

4.1 取消濕電除塵變及相應的配電室

設計中每臺機組增加的濕電除塵變（1 600 kVA），其設計負荷為703 kW，通過將負荷轉移，濕電除塵器8臺高頻柜電源（8×86.4 kW）分別接在4臺除塵變下，共計691.2kW，改接后除塵變的實際負荷約為350 kW，仍具備2臺除塵變之間的暗備用能力。其余的負荷（約250 kW）分別接到2臺脫硫變下，脫硫變的實際負荷約為585 kVA和415 kVA，變壓器的負荷率分別為37%和26%，也同樣具備2臺脫硫變之間的暗備用能力。在取消濕電除塵變的情況下，系統的接線方式得到簡化，現有變壓器的負荷率略有增加，但原設計功能不變，滿足運行的要求，該設計優化可減少直接投資約100萬元。

4.2 熱媒增壓水泵轉移

2臺熱媒增壓水泵從6 kV A1段和6 kV B1段母線轉移至6 kV A2段和6 kV B2段母線，轉移后4段母線的統計負荷見表2，分別為：6 kV A1段母線29 030 kW；6 kVA2段母線23 270 kW；6kV B1段母線30 280 kW；6 kV B2段母線21 590 kW。保持原負荷較重的A1與B1段母線負荷不變，在負荷較輕的6 kV A2與B2段母線上分別增加負荷2 750 kW和4 280 kW。在此方式下運行，4段6 kV母線間的電壓偏差將縮小，對于機組自動電壓控制裝置（AVC）投運下的發電機電壓和廠用母線電壓控制較為有利。

4.3 均衡配置濕式電除塵器高頻電源柜

表2 改造前后的統計負荷與改造前實際負荷對比kW

將設計中每臺機組8臺濕式電除塵器高頻電源柜分別接至4臺除塵變下，不僅實現了除塵變負荷平衡，同時在除塵變單臺故障情況下仍可以保證75%的除塵效率；單臺除塵變停用時，變壓器的暗備用能力可確保濕式電除塵器100%投運。而原設計8臺濕式電除塵器高頻電源柜全部接在單臺除塵變下，一旦除塵變失電將造成機組所有濕式電除塵器退出運行，將無法滿足超低排放設計的煙塵排放濃度不高于5 mg/m3的要求。同時，目前的優化對整個廠用電系統的改動不大，可以簡化運行的事故處理。

5 超低排放改造效果及運行優化措施

5.1 改造前后廠用電率比較

超低排放改造前后廠用電率變化見表3，可見改造后廠用電率增加了0.8%左右。

表3 超低排放改造前后廠用電率對比

由于改造工程的煙氣流程中，脫硫吸收塔增加了一層噴淋托盤；脫硝系統增加了一層催化劑；現場管路空間布置困難，管道空間彎曲度大等因素，最終導致整體煙氣流程阻力增大、流場分布不均勻，整個流通阻力達2 000 Pa，超過設計值1 000 Pa左右。估算為此引風機和增壓風機增加的廠用電率在0.55%左右。

超低排放改造中，提高環保參數而配套增設了熱媒水泵、濕式電除塵器等電氣設備，因此增加的廠用電率在0.25%左右。

5.2 超低排放后的優化措施

5.2.1 低低溫電除塵、濕電電除塵實現閉環控制

超低排放改造后投運初期，由于低低溫電除塵和濕電電除塵只能實現開環控制，在此運行方式下，電除塵的用電量比較大，約占機組廠用電量的0.18%。通過對運行過程的優化，在保證環保參數全負荷段可控的情況下，逐漸將除塵電量下降至0.1%左右，基本達到設計值。

5.2.2 合理調整脫硫吸收塔再循環泵的運行方式

目前4臺脫硫吸收塔再循環泵，2臺大功率泵、2臺小功率泵。根據煤種硫份變化，及時調整吸收塔再循泵的運行方式，盡可能2臺小功率泵或一大一小泵運行，此項措施可以降低廠用電率在0.05%左右。

5.2.3 優化空壓機運行方式

配置脫硝系統氣動吹灰的空壓機功率偏大，空壓機長時間處在低負荷運行狀態，通過計算吹灰壓縮空氣的需求量，將脫硝系統吹灰壓縮氣源改接至機組儀用空氣系統，此項措施可減少廠用電率達0.02%。

5.2.4 開展風煙系統風機串級運行的匹配研究

引風機、增壓風機串級運行時的不匹配，使機組低負荷運行工況下易發生喘振，需開啟增壓風機再循環擋板增加風量來穩定，致使能耗增加。通過聯合西安熱工院、浙江大學等科研機構建立管道阻力模型并進行計算，開展風機特性分析等研究，制定風機葉輪更換方案，這些措施可降低廠用電率0.05%。

6 結語

嘉興發電廠煙氣超低排放改造工程通過實施一系列節能降耗優化調整工作，使廠用電率維持在4.65%左右，供電煤耗287 g/kWh，達到了超低排放設計值的要求。廠用電系統優化措施，可以有效降低超低排放改造成本，優化系統配置，同時也使煙氣超低排放運行期間機組廠用電率得到有效控制，降低了機組供電煤耗的增幅，使超低排放機組真正實現了環保、低耗、安全穩定運行。

[1]孫波，陳石明，錢朝明，等.1 000 MW超超臨界燃煤機組節能分析及優化[J].浙江電力，2012，31（9）:27-30.

[2]袁皓.百萬千瓦機組降低廠用電率的方案探討[J].電工技術，2010（4）:49-51.

[3]吳成濤.廠用電節電新思路[J].浙江電力，2010，29（1）: 35-37.

（本文編輯：方明霞）

Optimization Analysis on Auxiliary Power for Extra-low Emission Retrofit of 1 000 MW Generating Units

WENG Jianming
（Zhejiang Zheneng Jiahua Power Generation Co.，Ltd.，Jiaxing Zhejiang 314201，China）

Aiming at problems in auxiliary power before and after technical innovation of"Environmentalfriendly Pilot Project with Ultra-low Emissions"of 2×1 000 MW power generating units in phase-Ⅲproject of Zheneng Jiaxing Power Plant，the paper presents relevant power saving and optimization measures.The paper also analyzes and compares auxiliary power before and after the innovation and provides experience for extralow emission retrofit of similar power generating units，enabling the ultra-low emission innovation to satisfy the new environmental protection requirement on modern large-scale thermal power generating units and achieve the goal of energy saving and consumption reduction.

ultra-low emission；auxiliary power；optimization

TM621

：B

：1007-1881（2016）03-0053-04

2016-01-12

翁建明（1973），男，工程師，主要從事火力發電廠運行管理工作。