论文部分内容阅读
摘要：介绍该公司在环保综合治理过程中脱硫、脱销、除尘及等离子改造等涉及的相关改造项目所需用电容量在现有电气系统如何实现，确保改造后的电源系统安全、可靠、经济运行。
关键词：环保综合治理 方案对比和选择 运行方式
《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）将于2014年7月1日强制实施，按照陕西省环保厅的要求，对已经投入运营的锅炉项目，单炉容量大于20t/h级以上的锅炉，2014年年底必须按时加装烟气脱硫、脱硝设施，要求烟气NOX排放浓度控制在100mg/Nm3之内。SO2排放浓度控制在50mg/Nm3之内，烟尘排放浓度控制在20mg/Nm3之内。热电公司二期工程装机规模为3 ×220t/h高温高压固态排渣煤粉锅炉，配2 × 50MW高压抽凝式供热汽轮发电机组，目前正在进行环保综合治理的项目改造，改造范围包括对3台220t/h高温高压锅炉增加脱硫、脱硝设施，锅炉燃烧器进行低氮燃烧改造，加装等离子点火，对电除尘系统进行改造，引风机扩容，增加烟囱防腐等相关项目。经过统计上述改造增加用电容量约6000KW（以下简称脱硫电源改造），由于目前厂用电系统没有备用容量，无法满足脱硫电源用电需求，需对现有电气系统进行扩容改造，初步制定了两个电源改造方案，经过相关技术人员的分析、讨论比对，领导决策，最终确定为电抗器方案。现将两个电源改造方案的制定和选择情况介绍如下，以便技术人员对同类电源改造项目进行探讨和参照，制定出符合厂情的合理的电源方案。
一、 脱硫电源系统设计原则
脱硫电源系统的安全可靠直接关系到脱硫、脱硝系统和锅炉的正常运行，脱硫电源系统的设计原则如下：
1. 高、低压电压等级应与主厂房主体工程保持一致，以便运行方式切换和检修、维护、试验方法一致。中性点接地方式也应与主体工程保持一致。
2. 严格按照《火电厂厂用电设计技术规定》要求确定负荷的供电类别，有I类负荷的高、低压段须有备自投或快切装置，II类负荷须有备用电源。配电方案满足单台设备的停运不会影响到脱硫、脱硝系统整体的正常运行。
3.应尽可能利用原系统电气设备、电缆通道以减少工程投资。满足要求情况下限制改动范围。
4.脱硫电源改造设计首先应保证主机组的安全运行，接口处施工调试时间安排紧凑，减小对主机组的影响。同时电源改造设计应体现经济性、合理性和可靠性。
5. 环保综合治理项目对现有发供电系统的设备改造应提前向省电力公司相关部门汇报，及时沟通，提供所需资料，办理相关手续，保证改造完成后发电机组能尽早并网发电。
二、脱硫电源改造常用的几种方式
多年来全国各地许多发电厂都在进行脱硫改造，脱硫电源改造方案根据各厂实际情况也各不相同，以下为常用的几种脱硫电源方案。
1.厂用高压变压器容量能够满足要求，低压部分只需增加相应的低压变压器和配电柜就可满足要求。此种情况很少，可能发生的情况就是规划的扩建工程不上时将该电源容量用于前期项目的脱硫改造。山东某发电厂脱硫电源就采用此种供电方式解决。
2.新建项目同期没有安装脱硫设施，但设计时已考虑容量需求及设备布置。待实施时可按当初设计施工。此方式存在的问题是随着脱硫技术的发展和环保排放标准的提高，原来预留的用电容量或设备位置已经满足不了要求，需要重新进行设计改造。
3.脱硫电源改造时在发电机出口T接脱硫高压变压器（或电抗器），这是一种较为常见的接线方式。由于发电机出口短路电流较大，如果加装断路器，则对断路器耐受短路电流水平有很高要求。采用封闭母线可降低高压脱硫电源故障机率。
4.更换满足容量要求的厂用高压变压器，由于容量增大，更换后的厂用高压变压器短路阻抗选择应满足原有厂用高压工作段断路器动热稳定值得要求。此方案接线较为简单，涉及改造范围不大。由于要更换厂用高压变压器，改造费用较高。方案对比中该方案较发电机出口T接电抗器方案多投资200万左右。
5.利用热电厂现有的35kv母线或110kv母线，由于脱硫负荷中有I类负荷，原则上需要两路电源接入并实现自动切换，需要占用两个备用间隔。由于该厂35kv已没有备用间隔，110kv备用间隔也不够，况且由于脱硫负荷增加而占用110kv间隔非常不经济，故此方式在环保综合治理项目电源方案中没有考虑。
三、热电厂厂用供电系统现状
二期工程发电机出口电压为10.5kV，在3#、4#发电机出口设有厂用分支断路器（1250A，63kA），经2台12500kVA的厂高变降压为6kV后，分别向6kV厂用的Ⅲ段、Ⅴ段供电。厂用6kV系统为中性点不接地系统，共分三段即Ⅲ段、Ⅳ段、Ⅴ段，6kV厂用Ⅲ段、Ⅳ段之间，6kV厂用Ⅳ段、Ⅴ段之间设有联络断路器。同时设有0#起备变（10000kVA），为6kV厂用Ⅲ段、Ⅴ段提供备用电源。正常运行时，3#厂高变向6kV厂用III段供电，4#厂高变向6kV厂用Ⅴ段供电，6kV厂用Ⅳ段根据需要可由厂用III段或Ⅴ段供电。
低压厂用电采用220/380V中性點直接接地系统，设有3#低压工作变、4#低压工作变、2#低压备用变，其6kV电源分别引自6kV厂用的Ⅲ段、Ⅴ段和Ⅳ段。0.4kV厂用电系统分三段即Ⅲ段、Ⅳ段、备用段，厂用Ⅲ段、备用段之间，0.4kV厂用Ⅳ段、备用段之间设有联络断路器。
根据2013年1月的运行数据（3#厂高变带6kV III、IV段），采暖期3#厂高变平均负荷约9660kW，最大可达到10500 kW。
从以上统计数据可以看出冬季机组满负荷运行时，厂高变已经处于满负荷运行，没有富余容量供给脱硫负荷使用。脱硫电源需采取其它方式进行解决。
四、脱硫高压电源方案分析对比
根据本厂电气接线及实际运行情况，对脱硫高压电源提出可行的两种引接方案： 1.方案一：在现有的3#、4#主变的10kV侧各增设一厂用分支柜，内设1250A，31.5kA的断路器，断路器后设限流电抗器，作为新增的10kV电源。对原有的3#、4#发变组保护需要更换。原有T接在发电机出口厂高变高压侧开关不再使用，厂高变电源由新建电抗器厂用分支高压开关柜提供。
在脱硫岛设10kV配电室，10kV采用中性点不接地系统，主接线采用单母线分段，其双回电源分别采用电缆引自3#、4#主变的10kV侧的厂用分支。以10kV电压分别向改造后的4#锅炉的2台引风机电动机、2台脱硫变压器、除灰变等负荷供电（注：由于受#3、4厂高变容量限制，需将6kV Ⅳ段的#4炉两台引风机、除灰变电源改接至新增的脱硫10kV段）。
除灰变原由主厂房6kV Ⅳ段供电，更改为由脱硫10kV段供电。需更换原有的除灰变，由6kV变压器更换为10kV变压器。
主厂房内的低压负荷（等离子点火、电除尘提效、湿法除尘等）由现有的低压厂用变备用回路供电（备用容量可以满足负荷要求，等离子点火不考虑3台同时运行）。
2.方案二：将现有的3#、4#厂高变进行更换增容，更换为20000kVA的厂高变，将10kV降压为6kV，在厂高变的6kV侧设2个分支，1个分支向现有的6kV厂用Ⅲ段（Ⅴ段）供电，另一个6kV分支向脱硫负荷供电，两个分支互为备用，在脱硫岛侧设自动切换装置。尽量利用现有的厂用电系统，改造后的引风机仍由原回路供电。
在脱硫岛设2台3150kVA的脱硫变压器，互为备用，其6kV电源分别引自增容后的6kV厂用Ⅲ段、Ⅴ段。0.4kV主接线采用单母线分段，向脱硫负荷、脱硝负荷供电。
3.分析对比
方案一优点：
1） 只需要在目前#3、4主变10kv侧增加设备，目前厂用供电系统不需要做任何改动，施工期间不会影响二期机组的正常运行
2） 接口施工工期短
3） 待供电方案确定后，后期施工协调工作量少
4） 10kV高压脱硫段容量可以增大，满足其它方面用电需求
5） 按规范断路器选型可以按电抗器后短路电流校核，分支断路器价格较方案二降低很多，差价约百万
方案一缺点：
1） 需要更换主控室#3、4机发变组保护
2） 选择电抗器出线，电抗器本身故障短路或断路器与电抗器之间母排短路将会因断路器容量发生事故，可能性很小，应有一定措施
3） 脱硫高压段为10kv，增加了一个电压等级，运行和检修人员需要适应
4） #4炉引风机需要更换为10kv电机
方案二优点：
1） 基本维持目前厂用供电方式，厂高变只是多了一个脱硫6kV分支
2） 电压等级一致，方便运行检修，便于管理
3） 根据现状经过核算，除更换厂高变，其它相关电气设备不需要更换，能满足要求
方案二缺点：
1） 如果任何一个厂高变停运，6kV高压脱硫段将失去备用电源
2） #3、4厂高变更换后，需在对应的6kVIII段和V段增加一个脱硫分支电源
3） 需要增加厂高变保护，原廠高变保护功能取消
方案一和方案二从技术上都能满足电厂供电的要求，方案二比方案一投资高约200万元，故最终选择方案一进行实施。
五、结论
热电厂脱硫电源系统的改造没有一个固定的模式，每个厂应根据自己的实际情况制定出安全可靠，维护方便、能满足要求的电源系统改造实施方案，应尽可能的利用厂用系统的备用容量，从运行的经济性、可靠性考虑，减少对现有系统的影响，降低工程费用，选择出相对最优的电源方案。
关键词：环保综合治理 方案对比和选择 运行方式
《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）将于2014年7月1日强制实施，按照陕西省环保厅的要求，对已经投入运营的锅炉项目，单炉容量大于20t/h级以上的锅炉，2014年年底必须按时加装烟气脱硫、脱硝设施，要求烟气NOX排放浓度控制在100mg/Nm3之内。SO2排放浓度控制在50mg/Nm3之内，烟尘排放浓度控制在20mg/Nm3之内。热电公司二期工程装机规模为3 ×220t/h高温高压固态排渣煤粉锅炉，配2 × 50MW高压抽凝式供热汽轮发电机组，目前正在进行环保综合治理的项目改造，改造范围包括对3台220t/h高温高压锅炉增加脱硫、脱硝设施，锅炉燃烧器进行低氮燃烧改造，加装等离子点火，对电除尘系统进行改造，引风机扩容，增加烟囱防腐等相关项目。经过统计上述改造增加用电容量约6000KW（以下简称脱硫电源改造），由于目前厂用电系统没有备用容量，无法满足脱硫电源用电需求，需对现有电气系统进行扩容改造，初步制定了两个电源改造方案，经过相关技术人员的分析、讨论比对，领导决策，最终确定为电抗器方案。现将两个电源改造方案的制定和选择情况介绍如下，以便技术人员对同类电源改造项目进行探讨和参照，制定出符合厂情的合理的电源方案。
一、 脱硫电源系统设计原则
脱硫电源系统的安全可靠直接关系到脱硫、脱硝系统和锅炉的正常运行，脱硫电源系统的设计原则如下：
1. 高、低压电压等级应与主厂房主体工程保持一致，以便运行方式切换和检修、维护、试验方法一致。中性点接地方式也应与主体工程保持一致。
2. 严格按照《火电厂厂用电设计技术规定》要求确定负荷的供电类别，有I类负荷的高、低压段须有备自投或快切装置，II类负荷须有备用电源。配电方案满足单台设备的停运不会影响到脱硫、脱硝系统整体的正常运行。
3.应尽可能利用原系统电气设备、电缆通道以减少工程投资。满足要求情况下限制改动范围。
4.脱硫电源改造设计首先应保证主机组的安全运行，接口处施工调试时间安排紧凑，减小对主机组的影响。同时电源改造设计应体现经济性、合理性和可靠性。
5. 环保综合治理项目对现有发供电系统的设备改造应提前向省电力公司相关部门汇报，及时沟通，提供所需资料，办理相关手续，保证改造完成后发电机组能尽早并网发电。
二、脱硫电源改造常用的几种方式
多年来全国各地许多发电厂都在进行脱硫改造，脱硫电源改造方案根据各厂实际情况也各不相同，以下为常用的几种脱硫电源方案。
1.厂用高压变压器容量能够满足要求，低压部分只需增加相应的低压变压器和配电柜就可满足要求。此种情况很少，可能发生的情况就是规划的扩建工程不上时将该电源容量用于前期项目的脱硫改造。山东某发电厂脱硫电源就采用此种供电方式解决。
2.新建项目同期没有安装脱硫设施，但设计时已考虑容量需求及设备布置。待实施时可按当初设计施工。此方式存在的问题是随着脱硫技术的发展和环保排放标准的提高，原来预留的用电容量或设备位置已经满足不了要求，需要重新进行设计改造。
3.脱硫电源改造时在发电机出口T接脱硫高压变压器（或电抗器），这是一种较为常见的接线方式。由于发电机出口短路电流较大，如果加装断路器，则对断路器耐受短路电流水平有很高要求。采用封闭母线可降低高压脱硫电源故障机率。
4.更换满足容量要求的厂用高压变压器，由于容量增大，更换后的厂用高压变压器短路阻抗选择应满足原有厂用高压工作段断路器动热稳定值得要求。此方案接线较为简单，涉及改造范围不大。由于要更换厂用高压变压器，改造费用较高。方案对比中该方案较发电机出口T接电抗器方案多投资200万左右。
5.利用热电厂现有的35kv母线或110kv母线，由于脱硫负荷中有I类负荷，原则上需要两路电源接入并实现自动切换，需要占用两个备用间隔。由于该厂35kv已没有备用间隔，110kv备用间隔也不够，况且由于脱硫负荷增加而占用110kv间隔非常不经济，故此方式在环保综合治理项目电源方案中没有考虑。
三、热电厂厂用供电系统现状
二期工程发电机出口电压为10.5kV，在3#、4#发电机出口设有厂用分支断路器（1250A，63kA），经2台12500kVA的厂高变降压为6kV后，分别向6kV厂用的Ⅲ段、Ⅴ段供电。厂用6kV系统为中性点不接地系统，共分三段即Ⅲ段、Ⅳ段、Ⅴ段，6kV厂用Ⅲ段、Ⅳ段之间，6kV厂用Ⅳ段、Ⅴ段之间设有联络断路器。同时设有0#起备变（10000kVA），为6kV厂用Ⅲ段、Ⅴ段提供备用电源。正常运行时，3#厂高变向6kV厂用III段供电，4#厂高变向6kV厂用Ⅴ段供电，6kV厂用Ⅳ段根据需要可由厂用III段或Ⅴ段供电。
低压厂用电采用220/380V中性點直接接地系统，设有3#低压工作变、4#低压工作变、2#低压备用变，其6kV电源分别引自6kV厂用的Ⅲ段、Ⅴ段和Ⅳ段。0.4kV厂用电系统分三段即Ⅲ段、Ⅳ段、备用段，厂用Ⅲ段、备用段之间，0.4kV厂用Ⅳ段、备用段之间设有联络断路器。
根据2013年1月的运行数据（3#厂高变带6kV III、IV段），采暖期3#厂高变平均负荷约9660kW，最大可达到10500 kW。
从以上统计数据可以看出冬季机组满负荷运行时，厂高变已经处于满负荷运行，没有富余容量供给脱硫负荷使用。脱硫电源需采取其它方式进行解决。
四、脱硫高压电源方案分析对比
根据本厂电气接线及实际运行情况，对脱硫高压电源提出可行的两种引接方案： 1.方案一：在现有的3#、4#主变的10kV侧各增设一厂用分支柜，内设1250A，31.5kA的断路器，断路器后设限流电抗器，作为新增的10kV电源。对原有的3#、4#发变组保护需要更换。原有T接在发电机出口厂高变高压侧开关不再使用，厂高变电源由新建电抗器厂用分支高压开关柜提供。
在脱硫岛设10kV配电室，10kV采用中性点不接地系统，主接线采用单母线分段，其双回电源分别采用电缆引自3#、4#主变的10kV侧的厂用分支。以10kV电压分别向改造后的4#锅炉的2台引风机电动机、2台脱硫变压器、除灰变等负荷供电（注：由于受#3、4厂高变容量限制，需将6kV Ⅳ段的#4炉两台引风机、除灰变电源改接至新增的脱硫10kV段）。
除灰变原由主厂房6kV Ⅳ段供电，更改为由脱硫10kV段供电。需更换原有的除灰变，由6kV变压器更换为10kV变压器。
主厂房内的低压负荷（等离子点火、电除尘提效、湿法除尘等）由现有的低压厂用变备用回路供电（备用容量可以满足负荷要求，等离子点火不考虑3台同时运行）。
2.方案二：将现有的3#、4#厂高变进行更换增容，更换为20000kVA的厂高变，将10kV降压为6kV，在厂高变的6kV侧设2个分支，1个分支向现有的6kV厂用Ⅲ段（Ⅴ段）供电，另一个6kV分支向脱硫负荷供电，两个分支互为备用，在脱硫岛侧设自动切换装置。尽量利用现有的厂用电系统，改造后的引风机仍由原回路供电。
在脱硫岛设2台3150kVA的脱硫变压器，互为备用，其6kV电源分别引自增容后的6kV厂用Ⅲ段、Ⅴ段。0.4kV主接线采用单母线分段，向脱硫负荷、脱硝负荷供电。
3.分析对比
方案一优点：
1） 只需要在目前#3、4主变10kv侧增加设备，目前厂用供电系统不需要做任何改动，施工期间不会影响二期机组的正常运行
2） 接口施工工期短
3） 待供电方案确定后，后期施工协调工作量少
4） 10kV高压脱硫段容量可以增大，满足其它方面用电需求
5） 按规范断路器选型可以按电抗器后短路电流校核，分支断路器价格较方案二降低很多，差价约百万
方案一缺点：
1） 需要更换主控室#3、4机发变组保护
2） 选择电抗器出线，电抗器本身故障短路或断路器与电抗器之间母排短路将会因断路器容量发生事故，可能性很小，应有一定措施
3） 脱硫高压段为10kv，增加了一个电压等级，运行和检修人员需要适应
4） #4炉引风机需要更换为10kv电机
方案二优点：
1） 基本维持目前厂用供电方式，厂高变只是多了一个脱硫6kV分支
2） 电压等级一致，方便运行检修，便于管理
3） 根据现状经过核算，除更换厂高变，其它相关电气设备不需要更换，能满足要求
方案二缺点：
1） 如果任何一个厂高变停运，6kV高压脱硫段将失去备用电源
2） #3、4厂高变更换后，需在对应的6kVIII段和V段增加一个脱硫分支电源
3） 需要增加厂高变保护，原廠高变保护功能取消
方案一和方案二从技术上都能满足电厂供电的要求，方案二比方案一投资高约200万元，故最终选择方案一进行实施。
五、结论
热电厂脱硫电源系统的改造没有一个固定的模式，每个厂应根据自己的实际情况制定出安全可靠，维护方便、能满足要求的电源系统改造实施方案，应尽可能的利用厂用系统的备用容量，从运行的经济性、可靠性考虑，减少对现有系统的影响，降低工程费用，选择出相对最优的电源方案。