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1概述
浙能嘉興電廠三期7、8號(hào)機(jī)組為1000MW級(jí)超超臨界機(jī)組，作為全國(guó)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(wàn)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(jí)燃燒技術(shù)、反向雙切圓燃燒方式。燃燒器采用無(wú)分隔墻的八角雙火球切圓燃燒方式，全擺動(dòng)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(guò)程中，對(duì)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(wú)旁路、無(wú)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(tái)循環(huán)泵及三層標(biāo)準(zhǔn)型噴淋層。
嘉興電廠三期百萬(wàn)機(jī)組廠用電系統(tǒng)設(shè)計(jì)6kV和380V兩個(gè)電壓等級(jí)，每臺(tái)機(jī)組6kV分四段布置(A1、A2、B1、B2)。每臺(tái)機(jī)組布置兩臺(tái)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(tái)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(guò)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(guò)除塵后通過(guò)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(chǎng)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(guò)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(chǎng)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(duì)增壓風(fēng)機(jī)增容，將增壓風(fēng)機(jī)功率從原來(lái)的3150kW增容到5900kW。
(2) 對(duì)吸收塔再循環(huán)泵C增容，將吸收塔再循環(huán)泵C由原來(lái)的1120kW增容到1250kW，每臺(tái)爐再增加一臺(tái)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(wú)法滿足增設(shè)濕式電除塵器和MGGH的容量要求，每臺(tái)爐增加一臺(tái)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(wú)新的設(shè)備布置空間，兩臺(tái)爐需新設(shè)一座電氣間來(lái)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(duì)于改造相關(guān)的四臺(tái)除塵變和兩臺(tái)脫硫變的負(fù)荷統(tǒng)計(jì)情況為，除塵變?cè)O(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(wú)法滿足超低排放改造新增負(fù)荷的要求，同時(shí)兩臺(tái)除塵變、兩臺(tái)脫硫變之間的相互暗備用也無(wú)法滿足。
對(duì)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(tái)脫硫變的實(shí)際容量分別為410kVA和240kVA左右，四臺(tái)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(duì)本次超低排放改造涉及的四臺(tái)除塵變、兩臺(tái)脫硫變所帶負(fù)荷進(jìn)行了重新的統(tǒng)計(jì)。
六臺(tái)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(tái)、吸收塔再循環(huán)泵(1400kW)一臺(tái)，新增濕電除塵變(1600kVA)一臺(tái)，原有兩臺(tái)增壓風(fēng)機(jī)分別從3150kW增容至5900kW，原有一臺(tái)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(duì)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(tái)機(jī)組增加的濕電除塵變(1600kVA)，其設(shè)計(jì)負(fù)荷為703kW，通過(guò)將負(fù)荷轉(zhuǎn)移，濕式電除塵8臺(tái)高頻柜電源(8*86.4kW)分別接在四臺(tái)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(tái)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(tái)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(tái)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(jiǎn)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(wàn)元。
3.2.2. 熱媒增壓水泵轉(zhuǎn)移。
兩臺(tái)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(duì)于機(jī)組自動(dòng)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(tái)機(jī)組八臺(tái)濕式電除塵高頻柜電源分別接至四臺(tái)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(tái)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(tái)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(tái)濕式電除塵高頻柜全部接在單臺(tái)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(wú)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(duì)整個(gè)廠用電系統(tǒng)的改動(dòng)不大，可以簡(jiǎn)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(chǎng)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(chǎng)分布不均勻，整個(gè)流通阻力達(dá)2000Pa，超過(guò)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(guò)運(yùn)行過(guò)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(tái)脫硫吸收塔再循環(huán)泵，兩臺(tái)大功率泵、兩臺(tái)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(tái)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(chǎng)設(shè)備的優(yōu)化技改，配置脫硝系統(tǒng)氣動(dòng)吹灰的空壓機(jī)功率大，空壓機(jī)長(zhǎng)時(shí)間處在低負(fù)荷運(yùn)行狀態(tài)，通過(guò)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?gòu)S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(jí)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(lái)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(huì)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(guò)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(yǔ)
通過(guò)對(duì)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。
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