火電機組煙氣脫硫改造工程電氣設計若干問題的探討

周 平，吳順根

（浙能嘉興發電有限公司，浙江 平湖 314201）

隨著國家對脫硫減排要求的提高，目前新建火電機組必須同步建設煙氣脫硫工程，而對已經投入運行的一大批火電機組也正逐步實施煙氣脫硫改造工程。煙氣脫硫改造工程需要在原有機組系統已經投入運行的情況下進行考慮，一方面要做好與機組系統接口部分配合設計，另外還要兼顧考慮可靠性和經濟性。

1 脫硫系統電氣設計

某發電廠一、二期工程分別安裝2臺300 MW和4臺600 MW燃煤機組，采用單元制接線方式，廠用電設6 kV及400 V 2個電壓等級，脫硫工藝設計方案選用國內最為普遍的石灰石－石膏濕法脫硫工藝，以一期工程（1，2號機組）為例，研究脫硫改造過程中，電氣部分設計要求。

為與一期工程2臺機組廠用電系統保持一致，脫硫電氣系統也設置6 kV及400 V 2個電壓等級，每臺機組脫硫6 kV系統都設置1段母線（單母線接線），采用雙電源供電方式，其工作電源分別由主廠房6 kV工作段1B（2B）引接，2臺機組6 kV脫硫母線間設聯絡開關。正常工作時2段脫硫母線分列運行，分別由各自機組的主廠房廠用電供電；當1臺機組6 kV脫硫母線工作電源故障時聯絡開關合閘，2臺機組脫硫廠用電負荷全部由另一臺機組供電。

400 V系統采用PC-MCC接線方式，2臺機組脫硫系統設2臺低壓脫硫工作變，400 V低壓脫硫母線分別給各自機組脫硫低壓負荷和2臺機組低壓脫硫公用負荷供電，2臺低壓脫硫工作變互為備用。當1臺低壓脫硫工作變故障時，由另一臺變壓器負擔起2臺機組脫硫系統的低壓負荷。脫硫電氣主接線見圖1。

圖1 脫硫系統電氣接線

每臺機組脫硫系統設1段保安段，分別設置3路電源進線，其中一路來自外部本廠二期工程電源。每臺機組脫硫系統單獨配置1套直流系統和1套UPS系統，分別作為脫硫系統各個設備直流控制電源、脫硫控制系統（DCS）及其他重要負荷的工作電源。脫硫保安段電氣接線見圖2，另外工藝流程所需制粉車間6 kV電源由本廠二期工程供電；石膏脫水系統及廢水處理系統與本廠二期工程公用。

圖2 脫硫保安段電氣接線

2 分析與討論

2.1 容量分析

在圖1中，脫硫6 kV母線的工作電源取自本機組6 kV工作B段，備用電源則取用另一臺機組的脫硫6 kV母線，也就是所謂的暗備用方式。這里需要討論2個問題，一是原來機組的受電母線容量是否滿足要求，二是供電的可靠性是否滿足脫硫系統的要求。

容量校驗可依據《火力發電廠廠用電設計技術規定》（以下簡稱《規定》）中有關原則，采用換算系數法對廠用電負荷進行計算。結合現場情況，按所有負荷投入且1，2號機一致來分別計算6 kV工作B段負荷容量和6 kV脫硫段母線負荷容量，具體負荷和各負荷所選取的換算系數列于表1和表2。

表1 6 kV工作B段負荷及換算系數

表2 6 kV脫硫段負荷及換算系數

按照表1、表2計算數據對比高壓廠變或啟備變容量，即脫硫改造后，6 kV B段母線總容量為表1、表2合計數據之和（15 632+4 590）=20 222 kVA小于高壓廠變或啟備變額定容量（25 000 kVA），高壓廠變或啟備變容量滿足脫硫母線接入后的要求。根據《規定》有關要求，此時還應校驗最大容量電機啟動時的母線電壓情況，即啟動時母線電壓應大于80%Un。高廠變和啟備變阻抗電壓百分數為11%，電動給水泵電機為最大容量電機（計算容量為5 400 kVA）。具體計算見式（1）， （2）， （3）。

（1）啟動時總負荷標幺值（以變壓器容量為基準值，下同）：

式中：S為啟動時總負荷，即去掉一臺最大容量電動機后的負荷；SB為高廠變或啟備變額定容量；S*為啟動時總負荷標么值。（2）電動給水泵啟動負荷標幺值：

式中：Sqd*為電動給水泵啟動負荷標么值；Kq為電動給水泵自啟動倍數，取5.3；Se，Pe分別為電動給水泵額定容量、額定功率，Se=Pe/（cosφ×η）。

（3）母線啟動電壓標幺值：

式中：Uqd*為母線啟動電壓標么值；U0*為電源端母線電壓標么值，取1；Ud*為高廠變和啟備變阻抗電壓百分數，實際為11%。

實際Uqd>80%，滿足要求。

根據上述計算，在6 kV脫硫電氣系統接入后，機組側6 kV B段母線容量及啟動電壓能滿足要求。但如果需要作為另一臺機組的備用自投電源時，需要考慮自投于另一臺機組的6 kV B段母線時對啟備變B的影響。

表3數據為1臺機組主燃料跳閘（MFT）時，6 kV B段負荷分布情況。由表3可知，在啟備變B帶1機運行并作為1機備用自投電源時，最大可能負荷為 39 137 kVA（15 632+4 590+18 915），此時，啟備變B將過載（1.57倍）；如果考慮機組MFT時，該機組脫硫負荷停運、電泵未啟動以及運行機組電泵已經停運，此時負荷約為23 747 kVA（39 137-4 590-5 400-5 400），與啟備變 B 容量接近。

因此，應認真考慮上述情況，如前者（極端情況下）可選擇退出備自投，后者即使不退出備自投，但也要禁止大電機啟動，防止啟備變B的容量超限，危及正常運行機組。

2.2 接線分析

前已述及6 kV脫硫段工作電源故障時，由備用電源供電，從理論上講提供2路電源，并且同時實現帶電并列切換及失電串聯快速切換，將有效保證供電可靠性。應根據實際情況考慮這種方式的必要性。首先，要分析工作電源故障的可能性，一是6 kV B段失電，二是6 kV脫硫段電源開關或引接電纜故障時，兩者都會導致工作電源失去。實際運行情況表明當6 kV B段失電時，機組也將無法正常運行，此時6 kV脫硫段失電也不會導致問題的出現。而對于后者，確實需要備用電源快速切換來保證脫硫系統的正常運行。

表3 機組MFT時6 kV B段母線負荷

綜合上述計算，如果此時由另一機脫硫段提供電源，此時正常機組的高壓廠變B的負荷達到24 812 kVA（15 632+4 590+4 590）， 將接近額定容量，最大電機啟動電壓也將達到臨界值（80%），對正常運行機組也將帶來一定風險。因此，受供電容量和引接方式所限，此備用電源的必要性值得商榷，脫硫電源開關及引接電纜出現故障的概率很小，這種備用電源方式的必要性不大，當然上述容量計算分析還需要通過實際運行情況來進行檢驗。

對于400 V脫硫PC段，2臺機組間設置聯絡開關，與6 kV脫硫系統類似，采用暗備用方式非常有必要，當6 kV脫硫段失電后，400 V脫硫PC段則可以通過聯絡開關受電，只要低壓脫硫變的容量足夠，就能保證相關負荷的正常供電。

圖2中的脫硫保安電源接線，實際設計了3路電源供電，保證了供電可靠性，其中第3路電源以發電廠二期工程相關400 V電源處引接。當外部電網出現嚴重故障時會影響一、二期所有機組，此時脫硫保安電源將無法保證正常供電。建議從本機組的主機保安電源引接1路電源作為第3路的保安進線電源，畢竟主機保安電源有獨立于外部電網的柴油發電機系統。

對于脫硫UPS和直流系統，改造工程各增加1套；從現場實際接線以及負荷情況來看，負荷非常小。因此完全可以從主機UPS及主機直流系統引接電源，機組側的UPS系統和直流系統的可靠性要遠高于脫硫系統的要求。改造工程增加上述設備后，既降低了可靠性又增加了設備維護的工作量。

3 結語

通過脫硫電氣系統的分析，指出了脫硫電氣系統對機組的影響以及脫硫系統自身可靠性的影響，結合分析情況提出建議：

（1）應認真分析脫硫投運后，啟備變B作為1機或者2機6 kV B段的啟動及備用電源時，對機組安全運行的影響，包括廠用快切的投退及廠用負荷的容量控制。

（2）6 kV脫硫段備用電源，由于受容量和引接方式限制，其必要性值得商榷；實際運行中如確需要投入運行，應進一步分析計算，并經實際運行檢驗。

（3）脫硫電氣系統的保安電源、UPS及直流等可靠性要求較高的電源，應充分利用機組現有的電源系統，既可以保證供電的可靠性，又可減少維護工作量。

[1]華東電力設計院.DL/T 5153-2002火力發電廠廠用電設計技術規定[S].北京：中國電力出版社，2002.

[2]周平，劉惠芳，周密.300 MW機組廠用電系統改造的分析[J].華東電力，2000，28（12）:46-48.