1概述
  浙能嘉興電廠三期7、8號機(jī)組為1000MW級超超臨界機(jī)組，作為全國首家實(shí)施“燃煤機(jī)組煙氣超低排放”項(xiàng)目建設(shè)。該項(xiàng)目在技術(shù)設(shè)計(jì)路線和施工安裝方面處在摸索和創(chuàng)新階段，有諸多的不確定性、新技術(shù)應(yīng)用及銜接方面的問題需要解決。
  嘉興電廠三期百萬機(jī)組鍋爐為哈爾濱鍋爐廠設(shè)計(jì)和制造的超超臨界變壓運(yùn)行直流鍋爐，采用П型布置、單爐膛、一次中間再熱、低NOx主燃燒器和高位燃盡風(fēng)分級燃燒技術(shù)、反向雙切圓燃燒方式。燃燒器采用無分隔墻的八角雙火球切圓燃燒方式，全擺動燃燒器。
  鍋爐出口煙氣經(jīng)省煤器后進(jìn)入SCR反應(yīng)器，經(jīng)空預(yù)器與一、二次風(fēng)進(jìn)行換熱后流經(jīng)干式靜電除塵器、引風(fēng)機(jī)、增壓風(fēng)機(jī)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(tǒng)的吸收塔。
  煙氣脫硫裝置采用石灰石-石膏濕法脫硫技術(shù)，無旁路、無GGH，有增壓風(fēng)機(jī)。吸收塔采用帶托盤的逆向噴淋塔，設(shè)計(jì)有三臺循環(huán)泵及三層標(biāo)準(zhǔn)型噴淋層。
  嘉興電廠三期百萬機(jī)組廠用電系統(tǒng)設(shè)計(jì)6kV和380V兩個電壓等級，每臺機(jī)組6kV分四段布置(A1、A2、B1、B2)。每臺機(jī)組布置兩臺低壓脫硫變，互為暗備用，分別接自6kV A2和B2段母線;布置四臺除塵變(A1、B1;A2、B2),互為暗備用，分別接自6kV A1、A2、B1、B2段母線。
  2超低排放改造方案
  鍋爐空預(yù)器出口的煙氣經(jīng)過第一段MGGH(降溫段)后降溫至87℃左右，然后進(jìn)入改造后的低低溫靜電除塵器，經(jīng)過除塵后通過引風(fēng)機(jī)、增壓風(fēng)機(jī)增壓后進(jìn)入吸收塔，吸收塔出口的煙氣進(jìn)入一電場濕式靜電除塵器，除塵凈化后進(jìn)入第二段MGGH(升溫段)升溫至80℃后通過煙囪排放。工藝流程圖如下：

 
  煙氣脫硫系統(tǒng)進(jìn)行雙層交互式噴淋層+雙托盤改造提效，新增1～2層托盤，同時(shí)將噴淋系統(tǒng)改造為交互式噴淋層，可以滿足SO2排放濃度≤35mg/Nm3的要求,且改造后脫硫循環(huán)泵有備用，大大提高了系統(tǒng)的可靠性。
脫硝系統(tǒng)增加催化劑體積，更換兩層原催化劑，使脫硝效率由80%提高至85%。電除塵將現(xiàn)有的干式靜電除塵器改為低低溫靜電除塵系統(tǒng)(包括MGGH)，同時(shí)將原除塵器工頻電源改造為高頻電源，并在吸收塔煙氣出口增加一電場的濕式靜電除塵器。 
  以上超低排放改造涉及的電氣部分改造主要有：
  (1) 對增壓風(fēng)機(jī)增容，將增壓風(fēng)機(jī)功率從原來的3150kW增容到5900kW。
  (2) 對吸收塔再循環(huán)泵C增容，將吸收塔再循環(huán)泵C由原來的1120kW增容到1250kW，每臺爐再增加一臺1400kW的吸收塔再循環(huán)泵。
  (3) 濕式電除塵器和MGGH增加后新增負(fù)荷703kW，低壓脫硫變?nèi)萘繜o法滿足增設(shè)濕式電除塵器和MGGH的容量要求，每臺爐增加一臺低壓變同時(shí)增設(shè)相應(yīng)的開關(guān)柜為新增的濕式電除塵器和MGGH供電。且原有脫硫電氣間已無新的設(shè)備布置空間，兩臺爐需新設(shè)一座電氣間來布置新增的低壓變和開關(guān)柜。
  (4) 新增濕電除塵變、MGGH區(qū)域熱媒水泵由主廠房相應(yīng)機(jī)組6kV段供電。
  3超低排放改造前廠用電系統(tǒng)設(shè)計(jì)問題及優(yōu)化措施
  3.1. 超低排放廠用電設(shè)計(jì)中存在的問題
  3.1.1. 低壓變壓器設(shè)計(jì)負(fù)荷與實(shí)際負(fù)荷偏差大
  在設(shè)計(jì)方案中，對于改造相關(guān)的四臺除塵變和兩臺脫硫變的負(fù)荷統(tǒng)計(jì)情況為，除塵變設(shè)計(jì)負(fù)荷均為1700kVA，脫硫變的設(shè)計(jì)負(fù)荷為1360kVA，統(tǒng)計(jì)結(jié)果是按照變壓器額定容量及85%的負(fù)荷同時(shí)率進(jìn)行計(jì)算，這樣的統(tǒng)計(jì)結(jié)果造成了現(xiàn)有變壓器無法滿足超低排放改造新增負(fù)荷的要求，同時(shí)兩臺除塵變、兩臺脫硫變之間的相互暗備用也無法滿足。
  對機(jī)組連續(xù)滿負(fù)荷運(yùn)行工況下變壓器負(fù)荷率統(tǒng)計(jì)，兩臺脫硫變的實(shí)際容量分別為410kVA和240kVA左右，四臺除塵變的容量均小于200kVA，與設(shè)計(jì)負(fù)荷差距較大。因此對本次超低排放改造涉及的四臺除塵變、兩臺脫硫變所帶負(fù)荷進(jìn)行了重新的統(tǒng)計(jì)。
  六臺變壓器的設(shè)計(jì)負(fù)荷、統(tǒng)計(jì)負(fù)荷與實(shí)際負(fù)荷見下表：

 
  3.1.2. 廠用6kV母線新增負(fù)荷分布不合理
  超低排放改造新增熱媒水泵(280kW)兩臺、吸收塔再循環(huán)泵(1400kW)一臺，新增濕電除塵變(1600kVA)一臺，原有兩臺增壓風(fēng)機(jī)分別從3150kW增容至5900kW，原有一臺吸收塔再循環(huán)泵從1120kW增容至1250kW。熱媒水泵分別接6kV A1段和6kV B1段，新增除塵變和吸收塔再循環(huán)泵接6kV B2段。針對四段6kV母線在原設(shè)計(jì)上存在的負(fù)荷偏差大的問題，此舉并不能很好的緩解母線之間的負(fù)荷偏差。改造前、后的統(tǒng)計(jì)負(fù)荷與改造前實(shí)際負(fù)荷如下表： 
 

  3.2. 超低排放改造前廠用電系統(tǒng)優(yōu)化
  3.2.1. 取消濕電除塵變及相應(yīng)的配電室。
  設(shè)計(jì)中每臺機(jī)組增加的濕電除塵變(1600kVA)，其設(shè)計(jì)負(fù)荷為703kW，通過將負(fù)荷轉(zhuǎn)移，濕式電除塵8臺高頻柜電源(8*86.4kW)分別接在四臺除塵變下，共計(jì)691.2kW，改接后除塵變的實(shí)際負(fù)荷約為350kVA，負(fù)荷率約為18%，仍具備兩臺除塵變之間的暗備用能力。其余的負(fù)荷(約250kW)分別接到兩臺脫硫變下，脫硫變的實(shí)際負(fù)荷約為585kVA和415kVA，變壓器的負(fù)荷率分別為37%和26%，也同樣具備兩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(tǒng)的接線方式得到簡化，現(xiàn)有變壓器的負(fù)荷率略有增加但原設(shè)計(jì)功能不變，滿足運(yùn)行的要求，該設(shè)計(jì)優(yōu)化可減少直接投資約100萬元。
  3.2.2. 熱媒增壓水泵轉(zhuǎn)移。
  兩臺熱媒增壓水泵從6kV A1段和6kV B1段母線轉(zhuǎn)移至6kV A2段和6kV B2段母線，轉(zhuǎn)移后四段母線的統(tǒng)計(jì)負(fù)荷分別為：6kVA1段母線29030kW;6kVA2段母線23270kW;6kVB1段母線30280kW;6kVB2段母線19990kW。保持原負(fù)荷較重的A1、 B1段母線負(fù)荷不變，在負(fù)荷較輕的6kV A2 、B2段母線上分別增加負(fù)荷2750kW和4280kW。此方式下運(yùn)行，四段6kV母線間的電壓偏差將縮小，對于機(jī)組自動電壓控制裝置(AVC)投運(yùn)下的發(fā)電機(jī)電壓和廠用母線電壓控制較為有利。
  3.2.3. 濕式電除塵高頻柜均衡配置、運(yùn)行方式靈活可靠。
將設(shè)計(jì)中每臺機(jī)組八臺濕式電除塵高頻柜電源分別接至四臺除塵變下，不僅實(shí)現(xiàn)了除塵變負(fù)荷平衡，同時(shí)在除塵變單臺故障情況下仍可以保證75%的除塵效率，可確保濕電除塵效率;單臺除塵變壓器停用時(shí)，變壓器的暗備用能力確保濕電除塵100%投運(yùn)。而原設(shè)計(jì)八臺濕式電除塵高頻柜全部接在單臺濕電除塵變下，一旦濕電除塵變濕電將造成機(jī)組所有濕式電除塵退出運(yùn)行，將無法滿足超低排放設(shè)計(jì)的SO2排放濃度≤35mg/Nm3的要求。同時(shí)目前的優(yōu)化對整個廠用電系統(tǒng)的改動不大，可以簡化運(yùn)行的事故處理。
  4超低排放改造后存在的問題及運(yùn)行優(yōu)化措施
  4.1. 超低排放改造前后廠用電比較 

  注：改造前后參考負(fù)荷率為75%
  4.2. 改造后廠用電率增加了0.8%左右，主要有如下的用戶分解
  4.2.1 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(tǒng)增加了一層催化劑;現(xiàn)場管路空間布置困難，管道空間彎曲度大等因素，最終導(dǎo)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(dá)2000Pa，超過設(shè)計(jì)值1000Pa左右。估算為此引風(fēng)機(jī)和增壓風(fēng)機(jī)阻力增加的廠用電率在0.55%左右。
  4.2.2 為超低排放工程為提高環(huán)保參數(shù)而配套增設(shè)的電氣設(shè)備，如熱媒水泵、濕式電除塵等，為此增加的廠用電量在0.25%左右。
  4.3 超低排放后的優(yōu)化措施
  4.3.1 低低溫電除塵、濕電電除塵實(shí)現(xiàn)閉環(huán)控制。超低排放改造后投運(yùn)初期，由于低低溫電除塵和濕電電除塵只能實(shí)現(xiàn)開環(huán)控制，在電除塵開環(huán)控制運(yùn)行方式下，電除塵的用電量比較大，大約占機(jī)組廠用電量的0.18%，通過運(yùn)行過程的優(yōu)化和新技術(shù)摸索，在保證環(huán)保參數(shù)全負(fù)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(dá)到了設(shè)計(jì)值。
  4.3.1 合理調(diào)整脫硫吸收塔再循環(huán)泵的運(yùn)行方式。目前4臺脫硫吸收塔再循環(huán)泵，兩臺大功率泵、兩臺小功率泵。根據(jù)煤種硫份變化，及時(shí)調(diào)整吸收塔再循泵的運(yùn)行方式。盡可能兩臺小功率泵或一大一小泵運(yùn)行，此項(xiàng)措施可以降低廠用電率在0.05%左右 。
  4.3.2 合理進(jìn)行現(xiàn)場設(shè)備的優(yōu)化技改，配置脫硝系統(tǒng)氣動吹灰的空壓機(jī)功率大，空壓機(jī)長時(shí)間處在低負(fù)荷運(yùn)行狀態(tài)，通過計(jì)算吹灰壓縮空氣的需求量，將脫硝系統(tǒng)吹灰壓縮氣源改接至機(jī)組儀用空氣系統(tǒng)，此項(xiàng)措施可減少廠用電量達(dá)0.02%。
  4.3.3 由于引風(fēng)機(jī)、增壓風(fēng)機(jī)串級運(yùn)行時(shí)的不匹配，使機(jī)組低負(fù)荷運(yùn)行工況下，易發(fā)生喘振，迫使開啟增壓風(fēng)機(jī)再循環(huán)擋板增加風(fēng)量來穩(wěn)定，致使能耗增加。目前聯(lián)合西安熱工院、浙江大學(xué)等科研機(jī)構(gòu)進(jìn)行管道阻力模型計(jì)算，風(fēng)機(jī)特性分析等措施研究解決方案，制定風(fēng)機(jī)葉輪更換方案，這些措施會降低廠用電率0.05%。
嘉興電廠煙氣超低排放工程改造后，通過一系列的節(jié)能降耗優(yōu)化調(diào)整工作，使廠用電率維持在4.65%左右，供電煤耗287 g/kWh，到達(dá)了超低排放設(shè)計(jì)值的要求。
  5結(jié)束語
  通過對嘉興電廠三期煙氣超低排放改造前廠用電系統(tǒng)優(yōu)化及超低排放改造后的運(yùn)行優(yōu)化措施，可以有效降低超低排放改造成本，優(yōu)化了系統(tǒng)配置，同時(shí)也使煙氣超低排放運(yùn)行期間機(jī)組廠用電率得到了有效控制，降低了機(jī)組供電煤耗的增幅，使超低排放機(jī)組真正達(dá)到了環(huán)保、低耗、安全穩(wěn)定運(yùn)行。