環(huán)保改造中廠用電系統(tǒng)調(diào)整方案的確定

譚鵬展

(天津軍糧城發(fā)電有限公司，天津 300300)

0 引言

天津軍糧城發(fā)電有限公司(以下簡稱軍糧城發(fā)電公司)三、四期4×200 MW機(jī)組(#5—#8)煙氣脫硫裝置分別于2008年6月和2010年1月投產(chǎn)，設(shè)計(jì)脫硫效率大于96.7%，脫硫裝置原設(shè)計(jì)煤種收到基硫分為1.34%，設(shè)計(jì)入口SO2質(zhì)量濃度為3 000 mg/m3(標(biāo)態(tài)、干基、6%O2，下同)，出口 SO2排放質(zhì)量濃度＜100 mg/m3;鍋爐燃燒系統(tǒng)NOx排放質(zhì)量濃度高(800～1 000 mg/m3，平均900 mg/m3)，并伴隨輕微結(jié)渣。#9，#10機(jī)組為2×350 MW燃煤濕冷發(fā)電機(jī)組，分別于2009年和2010年投入運(yùn)行，同步建設(shè)石灰石-石膏濕法煙氣脫硫裝置(FGD)，設(shè)計(jì)執(zhí)行GB/T 13223—2003《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》［1］。脫硝系統(tǒng)入口NOx排放質(zhì)量濃度較高時(shí)為344mg/m3，脫硝系統(tǒng)出口NOx排放質(zhì)量濃度能夠控制在100 mg/m3左右。

根據(jù)環(huán)境保護(hù)部2013年第14號公告，天津市屬于國函〔2012〕146號《重點(diǎn)區(qū)域大氣污染防治“十二五”規(guī)劃》聯(lián)防聯(lián)控地區(qū)，按照 GB 13223—2011《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》和重點(diǎn)地區(qū)火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)要求，自2014年7月1日起，#5—#10機(jī)組 SO2排放質(zhì)量濃度需執(zhí)行50 mg/m3的排放限值，#5—#8機(jī)組NOx排放質(zhì)量濃度要執(zhí)行100mg/m3的排放限值，#9，#10機(jī)組NOx排放質(zhì)量濃度要執(zhí)行50 mg/m3的排放限值，現(xiàn)有脫硫、脫硝裝置無法滿足新標(biāo)準(zhǔn)要求，故對軍糧城發(fā)電公司#5—#10機(jī)組脫硫、脫硝裝置進(jìn)行增容改造［2］。

1 改造前廠用電系統(tǒng)概況

1.1 #5—#8機(jī)組改造前廠用電系統(tǒng)

#5—#8機(jī)組各設(shè)置1臺容量為31.5/20-20 MV·A低壓側(cè)為分裂繞組的高壓廠用工作變壓器(以下簡稱高廠變)，每臺機(jī)組6kV廠用電分為A，B 2個(gè)工作段，機(jī)組自身的高壓負(fù)荷和低壓變壓器均接在本機(jī)組6 kV工作段上。

#5，#6機(jī)組設(shè)置2段6 kV公用母線段，#7，#8機(jī)組設(shè)置2段6 kV公用母線段，其電源分別由每臺機(jī)組的6 kV工作A段供電，2段公用段間設(shè)聯(lián)絡(luò)開關(guān)。6kV公用負(fù)荷將由公用段供電。#5和#6，#7和#8機(jī)組各設(shè)置1臺容量為31.5/20-20 MV·A低壓側(cè)為分裂繞組的啟動備用變壓器(以下簡稱啟備變)，啟備變低壓側(cè)分別接在2臺機(jī)組的工作段上，供機(jī)組和高廠變啟動和備用。

1.2 #9，#10機(jī)組改造前廠用電系統(tǒng)

每臺機(jī)組各設(shè)置1臺容量為50/31.5-31.5 MV·A、低壓側(cè)為分裂繞組的高廠變，每臺機(jī)組6 kV廠用電分為2個(gè)工作段，機(jī)組自身的高壓負(fù)荷和低壓變壓器均接在本機(jī)組6 kV工作段上，不設(shè)置專用的6 kV脫硫段，由機(jī)組6 kV工作段供電。

2臺機(jī)組設(shè)置2段6 kV公用母線段，其電源分別由2臺機(jī)組的6 kV工作段供電，6 kV公用負(fù)荷將由公用段供電。

2臺機(jī)組設(shè)置1臺容量為50/31.5-31.5 MV·A，低壓側(cè)為分裂繞組的啟備變，啟備變低壓側(cè)分別接在2臺機(jī)組的工作段上，供機(jī)組和高廠變啟動和備用。

2 改造方案及比對

經(jīng)核算，原#5機(jī)組高廠變?nèi)萘繛?1.5/20-20 MV·A，低壓側(cè)分支已不能滿足改造運(yùn)行要求，共箱封閉母線及6 kV工作段母線也不能滿足要求，因此，此次改造考慮2套方案:方案1，增加#5機(jī)組脫硫高廠變并增加相應(yīng)6 kV配電裝置;方案2，將原#5機(jī)組高廠變更換為40/25-25 MV·A變壓器。原#6—#8機(jī)組高廠變?nèi)萘繛?1.5/20-20MV·A，機(jī)組脫硫增容改造后高廠變高壓側(cè)及低壓側(cè)B分支滿足改造要求，A分支容量為24 685，23 174，23 208 kV·A，已超出變壓器低壓側(cè)A分支容量;#6—#8機(jī)組原有2臺電動給水泵，現(xiàn)已改造為汽動給水泵，電動給水泵做備用，減去5 500 kW電動給水泵及考慮低壓側(cè)A，B分支重復(fù)容量，實(shí)際運(yùn)行時(shí)低壓側(cè)A分支滿足改造要求，因此，此次#6—#8機(jī)組高廠變不改造。

此次改造，#9，#10機(jī)組引風(fēng)機(jī)功率由原3 900 kW增加到5000 kW，每臺鍋爐增加3臺漿液循環(huán)泵和1臺脫硫除塵低壓變壓器。經(jīng)核算，改造后單臺機(jī)組容量為63 247 kV·A，A分支計(jì)算負(fù)荷容量為40 652kV·A，B分支計(jì)算負(fù)荷容量為42611 kV·A，原#9，#10機(jī)組高廠變已不能滿足要求，因此，此次改造考慮2套方案:方案1，將原#9，#10機(jī)組高廠變及啟備變更換為70/45-45 MV·A變壓器;方案2，增加#9，#10機(jī)組高壓公用變壓器，改變廠用電接線方式。

2.1 方案1分析

按照方案1增加#5機(jī)組脫硫高廠變。結(jié)合現(xiàn)場實(shí)際情況，增加脫硫高廠變后，現(xiàn)場變壓器安裝位置不滿足要求，且6 kV配電間也不能滿足改造要求，增加1臺脫硫高廠變后，原發(fā)電機(jī)變壓器組(以下簡稱發(fā)變組)保護(hù)也要進(jìn)行改造，而發(fā)變組主保護(hù)改造系統(tǒng)接線復(fù)雜，調(diào)試技術(shù)難度大、要求高，改造后控制專業(yè)也要增加卡件并重新組態(tài);在以后的運(yùn)行過程中，增加1臺變壓器，故障率也相應(yīng)增加，不利于機(jī)組的安全、穩(wěn)定、經(jīng)濟(jì)運(yùn)行;考慮到原高廠變已運(yùn)行20多年，老化嚴(yán)重，不適宜繼續(xù)運(yùn)行，因此不推薦該方案。

按照方案1，#9，#10機(jī)組拆除原有高廠變及啟備變，容量更換為70/45-45 MV·A。經(jīng)核算，改造后變壓器低壓側(cè)分支額定電流為4582 A，6 kV母線短路電流為47.758 kA，因此，原有6 kV系統(tǒng)斷路器(40 kA)均不能滿足要求，需全部更換為50 kA分段能力開關(guān)，并更換共箱封閉母線504 m。此方案更換設(shè)備、材料較多，停電時(shí)間長，耗資巨大，可行性較差，因此不推薦該方案［3］。

2.2 方案2分析

按照方案2拆除原有#5機(jī)組高廠變，容量更換為40/25-25 MV·A。原有6 kV開關(guān)柜進(jìn)線額定電流為3150 A，改造后6 kV開關(guān)柜進(jìn)線額定工作電流為2291 A，原進(jìn)線斷路器可以滿足要求。原共箱封閉母線和廠用6 kV段母線型號均為鋁母線2×(120×10)，改造后無法滿足要求，需全部更換為銅母線2×(120×10)，其中，共箱母線340 m，6 kV 開關(guān)柜母線30 m。原廠用6 kV母線額定短路電流為31.500 kA，改造后6kV母線短路電流為25.748kA，可以滿足要求。更換高廠變后，原變壓器保護(hù)裝置均利舊。由于#5機(jī)組高廠變上所帶的重復(fù)負(fù)荷容量較大，有11158 kV·A，且原有啟備變總?cè)萘靠梢詽M足要求，A分支額定容量已達(dá)到高廠變A分支計(jì)算負(fù)荷的90%，考慮新變壓器故障率較低，故障時(shí)可通過調(diào)整運(yùn)行方式來滿足要求，因此不考慮更換啟備變。

按照方案2，考慮#9，#10機(jī)組每臺機(jī)組增加1臺高壓公用變壓器，容量為25 MV·A，從原發(fā)電機(jī)出口通過離相封閉母線T接，原高廠變不變。增加6kV高壓公用00段，其工作電源通過共箱封閉母線引自對應(yīng)機(jī)組高壓公用變壓器，備用電源通過共箱封閉母線引自啟備變，為原公用6 kV系統(tǒng)提供電源，該方案兼顧了原高廠變?nèi)萘考? kV短路電流計(jì)算不足，以及電廠擬增加的其他技改項(xiàng)目負(fù)荷供電要求［4］。

原有發(fā)變組保護(hù)為南瑞RCS985A，包括1臺發(fā)電機(jī)、1臺主變壓器、1臺高廠變以及勵磁變的全部電量保護(hù)，由于無法進(jìn)行設(shè)備升級改造，因此，此次新增高壓公用變壓器的電流信號與原高廠變的電流信號并接后接入原發(fā)變組保護(hù)，并新增1套變壓器保護(hù)裝置作為新增高壓公用變壓器的保護(hù)［5］。

啟備變保護(hù)為南瑞RCS985T，原設(shè)計(jì)為4分支差動，現(xiàn)需要實(shí)現(xiàn)6分支差動，由于現(xiàn)有保護(hù)裝置無法進(jìn)行升級和改造，考慮新增2分支的電流信號接入原保護(hù)裝置備用電流通道，并增加端子排，電壓信號與其他分支并接后，接入原保護(hù)裝置。根據(jù)電廠多年運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)，結(jié)合現(xiàn)有運(yùn)行方式，新增公用6 kV 00A，00B段及公用6 kV0A，0B段進(jìn)線電源均采用快切裝置進(jìn)行切換，兩級快切之間無聯(lián)鎖。機(jī)組故障時(shí)，00A或00B段快切裝置無擾動切換，0A或0B段快切裝置不動作，00A或00B段由啟備變供電，電廠運(yùn)行人員可選擇手動切換到另外一臺高壓公用變壓器供電;00A或00B段母線或電纜故障，0A或0B段進(jìn)線快切裝置無擾動切換，由另外一臺公用變壓器供電，00A或00B段快切裝置不動作。新增脫硫6 kV段進(jìn)線電源均采用快切裝置進(jìn)行自動切換。

3 結(jié)束語

經(jīng)過比較，方案1#5機(jī)組新增高壓脫硫變壓器(10 MV·A)分流現(xiàn)有高廠變所帶的脫硫負(fù)荷，需要增加變壓器基礎(chǔ)及油池，場地不滿足要求，且需改造機(jī)組現(xiàn)有保護(hù)裝置，改動設(shè)備較多，施工時(shí)間長，軍糧城發(fā)電公司所有機(jī)組年底均需要恢復(fù)供熱，在現(xiàn)有工期要求下，難以滿足要求;#9，#10機(jī)組更換高廠變，6 kV系統(tǒng)短路電流已超過現(xiàn)有6 kV開關(guān)設(shè)備分段能力，整體改造現(xiàn)有6 kV開關(guān)設(shè)備及電纜不切實(shí)際、可行性不大。方案2#5機(jī)組只更換高廠變、離相封閉母線及6 kV柜頂母線，其他設(shè)備均可利舊，總體改動較小，工期較短，可行性好;#9，#10機(jī)組新增高壓公用變分流現(xiàn)有高廠變所帶的超量負(fù)荷，新增6 kV設(shè)備與現(xiàn)有設(shè)備配置分段能力一致，可最大限度減少對現(xiàn)有6 kV設(shè)備的改造，可行性好。所以，最終選用方案2。

［1］GB/T 13223—2003火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)［S］.

［2］陳戌生.電力工程電氣設(shè)計(jì)手冊［M］.北京:中國電力出版社，2000.

［3］DL/T 5153—2002火力發(fā)電廠廠用電設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)定［S］.

［4］DL/T 596—1996電力設(shè)備預(yù)防性試驗(yàn)規(guī)程［S］.

［5］毛錦慶.電力系統(tǒng)繼電保護(hù)規(guī)定匯編［M］.2版.北京:中國電力出版社，2000.