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(jiǎn)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(hào)公告，天津市屬于國(guó)函〔2012〕146號(hào)《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(wú)法滿足新標(biāo)準(zhǔn)要求，故對(duì)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(tái)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(jiǎn)稱高廠變)，每臺(tái)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(tái)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(tái)容量為31.5/20-20 MV·A低壓側(cè)為分裂繞組的啟動(dòng)備用變壓器(以下簡(jiǎn)稱啟備變)，啟備變低壓側(cè)分別接在2臺(tái)機(jī)組的工作段上，供機(jī)組和高廠變啟動(dòng)和備用。

1.2 #9，#10機(jī)組改造前廠用電系統(tǒng)

每臺(tái)機(jī)組各設(shè)置1臺(tái)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(tái)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(tái)機(jī)組設(shè)置2段6 kV公用母線段，其電源分別由2臺(tái)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(tái)機(jī)組設(shè)置1臺(tái)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(tái)機(jī)組的工作段上，供機(jī)組和高廠變啟動(dòng)和備用。

2 改造方案及比對(duì)

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(tái)電動(dòng)給水泵，現(xiàn)已改造為汽動(dòng)給水泵，電動(dòng)給水泵做備用，減去5 500 kW電動(dòng)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(tái)鍋爐增加3臺(tái)漿液循環(huán)泵和1臺(tái)脫硫除塵低壓變壓器。經(jīng)核算，改造后單臺(tái)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(chǎng)實(shí)際情況，增加脫硫高廠變后，現(xiàn)場(chǎng)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(tái)脫硫高廠變后，原發(fā)電機(jī)變壓器組(以下簡(jiǎn)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(guò)程中，增加1臺(tái)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(zhǎng)，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(hào)均為鋁母線2×(120×10)，改造后無(wú)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(guò)調(diào)整運(yùn)行方式來(lái)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(tái)機(jī)組增加1臺(tái)高壓公用變壓器，容量為25 MV·A，從原發(fā)電機(jī)出口通過(guò)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(guò)共箱封閉母線引自對(duì)應(yīng)機(jī)組高壓公用變壓器，備用電源通過(guò)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(tái)發(fā)電機(jī)、1臺(tái)主變壓器、1臺(tái)高廠變以及勵(lì)磁變的全部電量保護(hù)，由于無(wú)法進(jìn)行設(shè)備升級(jí)改造，因此，此次新增高壓公用變壓器的電流信號(hào)與原高廠變的電流信號(hào)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(dòng)，現(xiàn)需要實(shí)現(xiàn)6分支差動(dòng)，由于現(xiàn)有保護(hù)裝置無(wú)法進(jìn)行升級(jí)和改造，考慮新增2分支的電流信號(hào)接入原保護(hù)裝置備用電流通道，并增加端子排，電壓信號(hào)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(jí)快切之間無(wú)聯(lián)鎖。機(jī)組故障時(shí)，00A或00B段快切裝置無(wú)擾動(dòng)切換，0A或0B段快切裝置不動(dòng)作，00A或00B段由啟備變供電，電廠運(yùn)行人員可選擇手動(dòng)切換到另外一臺(tái)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(wú)擾動(dòng)切換，由另外一臺(tái)公用變壓器供電，00A或00B段快切裝置不動(dòng)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(dòng)切換。

3 結(jié)束語(yǔ)

經(jīng)過(guò)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(chǎng)地不滿足要求，且需改造機(jī)組現(xiàn)有保護(hù)裝置，改動(dòng)設(shè)備較多，施工時(shí)間長(zhǎng)，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(guò)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(dòng)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(duì)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(cè)［M］.北京:中國(guó)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(guó)電力出版社，2000.