环保改造中厂用电系统调整方案的确定

谭鹏展

(天津军粮城发电有限公司，天津 300300)

0 引言

天津军粮城发电有限公司(以下简称军粮城发电公司)三、四期4×200 MW机组(#5—#8)烟气脱硫装置分别于2008年6月和2010年1月投产，设计脱硫效率大于96.7%，脱硫装置原设计煤种收到基硫分为1.34%，设计入口SO2质量浓度为3 000 mg/m3(标态、干基、6%O2，下同)，出口 SO2排放质量浓度＜100 mg/m3;锅炉燃烧系统NOx排放质量浓度高(800～1 000 mg/m3，平均900 mg/m3)，并伴随轻微结渣。#9，#10机组为2×350 MW燃煤湿冷发电机组，分别于2009年和2010年投入运行，同步建设石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置(FGD)，设计执行GB/T 13223—2003《火电厂大气污染物排放标准》［1］。脱硝系统入口NOx排放质量浓度较高时为344mg/m3，脱硝系统出口NOx排放质量浓度能够控制在100 mg/m3左右。

根据环境保护部2013年第14号公告，天津市属于国函〔2012〕146号《重点区域大气污染防治“十二五”规划》联防联控地区，按照 GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》和重点地区火电厂大气污染物排放标准要求，自2014年7月1日起，#5—#10机组 SO2排放质量浓度需执行50 mg/m3的排放限值，#5—#8机组NOx排放质量浓度要执行100mg/m3的排放限值，#9，#10机组NOx排放质量浓度要执行50 mg/m3的排放限值，现有脱硫、脱硝装置无法满足新标准要求，故对军粮城发电公司#5—#10机组脱硫、脱硝装置进行增容改造［2］。

1 改造前厂用电系统概况

1.1 #5—#8机组改造前厂用电系统

#5—#8机组各设置1台容量为31.5/20-20 MV·A低压侧为分裂绕组的高压厂用工作变压器(以下简称高厂变)，每台机组6kV厂用电分为A，B 2个工作段，机组自身的高压负荷和低压变压器均接在本机组6 kV工作段上。

#5，#6机组设置2段6 kV公用母线段，#7，#8机组设置2段6 kV公用母线段，其电源分别由每台机组的6 kV工作A段供电，2段公用段间设联络开关。6kV公用负荷将由公用段供电。#5和#6，#7和#8机组各设置1台容量为31.5/20-20 MV·A低压侧为分裂绕组的启动备用变压器(以下简称启备变)，启备变低压侧分别接在2台机组的工作段上，供机组和高厂变启动和备用。

1.2 #9，#10机组改造前厂用电系统

每台机组各设置1台容量为50/31.5-31.5 MV·A、低压侧为分裂绕组的高厂变，每台机组6 kV厂用电分为2个工作段，机组自身的高压负荷和低压变压器均接在本机组6 kV工作段上，不设置专用的6 kV脱硫段，由机组6 kV工作段供电。

2台机组设置2段6 kV公用母线段，其电源分别由2台机组的6 kV工作段供电，6 kV公用负荷将由公用段供电。

2台机组设置1台容量为50/31.5-31.5 MV·A，低压侧为分裂绕组的启备变，启备变低压侧分别接在2台机组的工作段上，供机组和高厂变启动和备用。

2 改造方案及比对

经核算，原#5机组高厂变容量为31.5/20-20 MV·A，低压侧分支已不能满足改造运行要求，共箱封闭母线及6 kV工作段母线也不能满足要求，因此，此次改造考虑2套方案:方案1，增加#5机组脱硫高厂变并增加相应6 kV配电装置;方案2，将原#5机组高厂变更换为40/25-25 MV·A变压器。原#6—#8机组高厂变容量为31.5/20-20MV·A，机组脱硫增容改造后高厂变高压侧及低压侧B分支满足改造要求，A分支容量为24 685，23 174，23 208 kV·A，已超出变压器低压侧A分支容量;#6—#8机组原有2台电动给水泵，现已改造为汽动给水泵，电动给水泵做备用，减去5 500 kW电动给水泵及考虑低压侧A，B分支重复容量，实际运行时低压侧A分支满足改造要求，因此，此次#6—#8机组高厂变不改造。

此次改造，#9，#10机组引风机功率由原3 900 kW增加到5000 kW，每台锅炉增加3台浆液循环泵和1台脱硫除尘低压变压器。经核算，改造后单台机组容量为63 247 kV·A，A分支计算负荷容量为40 652kV·A，B分支计算负荷容量为42611 kV·A，原#9，#10机组高厂变已不能满足要求，因此，此次改造考虑2套方案:方案1，将原#9，#10机组高厂变及启备变更换为70/45-45 MV·A变压器;方案2，增加#9，#10机组高压公用变压器，改变厂用电接线方式。

2.1 方案1分析

按照方案1增加#5机组脱硫高厂变。结合现场实际情况，增加脱硫高厂变后，现场变压器安装位置不满足要求，且6 kV配电间也不能满足改造要求，增加1台脱硫高厂变后，原发电机变压器组(以下简称发变组)保护也要进行改造，而发变组主保护改造系统接线复杂，调试技术难度大、要求高，改造后控制专业也要增加卡件并重新组态;在以后的运行过程中，增加1台变压器，故障率也相应增加，不利于机组的安全、稳定、经济运行;考虑到原高厂变已运行20多年，老化严重，不适宜继续运行，因此不推荐该方案。

按照方案1，#9，#10机组拆除原有高厂变及启备变，容量更换为70/45-45 MV·A。经核算，改造后变压器低压侧分支额定电流为4582 A，6 kV母线短路电流为47.758 kA，因此，原有6 kV系统断路器(40 kA)均不能满足要求，需全部更换为50 kA分段能力开关，并更换共箱封闭母线504 m。此方案更换设备、材料较多，停电时间长，耗资巨大，可行性较差，因此不推荐该方案［3］。

2.2 方案2分析

按照方案2拆除原有#5机组高厂变，容量更换为40/25-25 MV·A。原有6 kV开关柜进线额定电流为3150 A，改造后6 kV开关柜进线额定工作电流为2291 A，原进线断路器可以满足要求。原共箱封闭母线和厂用6 kV段母线型号均为铝母线2×(120×10)，改造后无法满足要求，需全部更换为铜母线2×(120×10)，其中，共箱母线340 m，6 kV 开关柜母线30 m。原厂用6 kV母线额定短路电流为31.500 kA，改造后6kV母线短路电流为25.748kA，可以满足要求。更换高厂变后，原变压器保护装置均利旧。由于#5机组高厂变上所带的重复负荷容量较大，有11158 kV·A，且原有启备变总容量可以满足要求，A分支额定容量已达到高厂变A分支计算负荷的90%，考虑新变压器故障率较低，故障时可通过调整运行方式来满足要求，因此不考虑更换启备变。

按照方案2，考虑#9，#10机组每台机组增加1台高压公用变压器，容量为25 MV·A，从原发电机出口通过离相封闭母线T接，原高厂变不变。增加6kV高压公用00段，其工作电源通过共箱封闭母线引自对应机组高压公用变压器，备用电源通过共箱封闭母线引自启备变，为原公用6 kV系统提供电源，该方案兼顾了原高厂变容量及6 kV短路电流计算不足，以及电厂拟增加的其他技改项目负荷供电要求［4］。

原有发变组保护为南瑞RCS985A，包括1台发电机、1台主变压器、1台高厂变以及励磁变的全部电量保护，由于无法进行设备升级改造，因此，此次新增高压公用变压器的电流信号与原高厂变的电流信号并接后接入原发变组保护，并新增1套变压器保护装置作为新增高压公用变压器的保护［5］。

启备变保护为南瑞RCS985T，原设计为4分支差动，现需要实现6分支差动，由于现有保护装置无法进行升级和改造，考虑新增2分支的电流信号接入原保护装置备用电流通道，并增加端子排，电压信号与其他分支并接后，接入原保护装置。根据电厂多年运行经验，结合现有运行方式，新增公用6 kV 00A，00B段及公用6 kV0A，0B段进线电源均采用快切装置进行切换，两级快切之间无联锁。机组故障时，00A或00B段快切装置无扰动切换，0A或0B段快切装置不动作，00A或00B段由启备变供电，电厂运行人员可选择手动切换到另外一台高压公用变压器供电;00A或00B段母线或电缆故障，0A或0B段进线快切装置无扰动切换，由另外一台公用变压器供电，00A或00B段快切装置不动作。新增脱硫6 kV段进线电源均采用快切装置进行自动切换。

3 结束语

经过比较，方案1#5机组新增高压脱硫变压器(10 MV·A)分流现有高厂变所带的脱硫负荷，需要增加变压器基础及油池，场地不满足要求，且需改造机组现有保护装置，改动设备较多，施工时间长，军粮城发电公司所有机组年底均需要恢复供热，在现有工期要求下，难以满足要求;#9，#10机组更换高厂变，6 kV系统短路电流已超过现有6 kV开关设备分段能力，整体改造现有6 kV开关设备及电缆不切实际、可行性不大。方案2#5机组只更换高厂变、离相封闭母线及6 kV柜顶母线，其他设备均可利旧，总体改动较小，工期较短，可行性好;#9，#10机组新增高压公用变分流现有高厂变所带的超量负荷，新增6 kV设备与现有设备配置分段能力一致，可最大限度减少对现有6 kV设备的改造，可行性好。所以，最终选用方案2。

［1］GB/T 13223—2003火电厂大气污染物排放标准［S］.

［2］陈戌生.电力工程电气设计手册［M］.北京:中国电力出版社，2000.

［3］DL/T 5153—2002火力发电厂厂用电设计技术规定［S］.

［4］DL/T 596—1996电力设备预防性试验规程［S］.

［5］毛锦庆.电力系统继电保护规定汇编［M］.2版.北京:中国电力出版社，2000.