火力发电厂环保岛供电方案分析

卢成志，高林涛，林骞

(1.华电电力科学研究院有限公司，杭州 310007;2.杭州钱塘电力工程有限公司，杭州 310007)

0 引言

截至2017年年底，我国发电装机总容量达17.80×108kW，同比增长7.7%，其中火电装机容量达11.06×108kW，发电量更是占到了全国口径的72.5%［1］。火力发电在今后很长一段时间内仍将是我国电力供应的中坚力量，而火电厂排放的大量烟气已成为我国雾霾天气的一个不容忽视的原因。根据我国环境保护部2011年发布的《火电厂大气污染物排放标准》：2014年7月1日起，现有火力发电锅炉及燃气轮机组执行标准规定烟尘、二氧化硫、氮氧化物和烟气黑度排放限值［2］，重点地区需要执行特别排放限值，重点行业主要大气污染物排放强度到2017年年底要下降30%以上［3］。

而随着电厂来煤渠道日趋复杂，煤炭质量与锅炉设计煤种的偏差较大，实际运行中的燃煤含硫率、灰分等指标远大于环保设施的设计值，现有的环保设施已无法应对煤种的频繁变化，电厂的排放指标也无法达到新的排放限值，很多电厂不得不对环保设施的瓶颈环节进行升级改造［4］。这就导致电厂厂用电率大幅提高，原有的供/配电系统也必须进行相应的升级改造。

1 环保岛概述

环保岛(SRS)，是对烟气系统进行整体设计、统一优化、合并可共用部分后的污染物协同脱除系统。“环保岛”概念的提出，体现了火电厂环保治理在排放端从点源治理向面源多维管控的拓展，是对火电厂脱硫、脱硝、除尘三大烟气污染治理环节的全方位管理。

2 电厂脱硫、脱硝、除尘设施供电方式

2.1 脱硫系统工作电源引接方式

(1)脱硫高压工作电源可由高压脱硫变压器(以下简称高压脱硫变)提供［5］。脱硫高压备用电源可由电厂启动/备用变压器的低压侧引接。

(2)当脱硫高压工作电源由高压厂用工作母线引接时，其备用电源也可由另一高压厂用工作母线引接［6－7］。

2.2 脱硝系统电源引接方式

脱硝系统用电负荷一般不大，主要以低压负荷为主，通常由就近的动力中心(PC)或电动机控制中心(MCC)引接。

2.3 除尘系统电源引接方式

除尘系统的用电负荷一般较为集中，主要包括电除尘器或布袋除尘器及其配套辅机的用电负荷。除尘变压器(以下简称除尘变)高压侧的电源通常引自厂用高压工作母线或选择就近引接，并在现场设置除尘低压段。

3 电厂脱硫改造电源引接方案分析

新增用电负荷的大小对改造方案的影响至关重要。在工程设计中，应严格按照厂用电负荷计算方法进行计算，并参照电厂电气控制系统(ECS)中各电源馈线数据，特别是高压厂用工作变压器(以下简称高厂变)或高压脱硫变运行的历史数据进行分析，确定其最大负荷、最大负荷的持续时间、高厂变/高压脱硫变的油温和绕组温度［8］，复核原有设备的备用容量是否可以满足改造后新增用电负荷的要求。

若新增负荷不大，高厂变或高压脱硫变的容量可以满足新增负荷的要求，改造工作量不大、投资少、工期短;若新增负荷较大，原有高厂变或高压脱硫变容量无法满足新增负荷的要求，则应根据原有厂用电系统引接方式确定合理的电源引接改造方案。

3.1 脱硫系统增容改造案例

以贵州某4×600 MW火电厂环保岛的脱硫系统增容改造方案为例：在保持原有脱硫系统不变的基础上，每台机组新增1座脱硫吸收塔(B)，2个采用串联式布置的脱硫吸收塔烟气系统的工艺流程如图1所示，厂用电系统如图2所示。

该方案需对原有增压风机进行增容，新建脱硫塔设置2台浆液循环泵(1/2E，1/2F)，3台氧化风机(1/2D，1/2E，1/2F)，以及制浆和石膏脱水系统，新增电负荷的计算见表1。

3.2 脱硫系统增容改造供电方案

脱硫6 kV A段和B段只有增压风机功率由3900.0 kW增容为6 000.0 kW，其他馈线负荷均不变。脱硫6 kV A段和B段新增计算负荷(换算系数为0.85)=2 × (6000.0 －3 900.0) ×0.85=3 570.0(kW)。脱硫6 kV C段和D段新增计算负荷 =7251.5+7251.5 －3 065.0=10 898.0(kW)。脱硫系统增容改造新增计算负荷=10898.0+3570.0=14468.0(kW)。

每台机组原设置2台31.5 MV·A高厂变和1台25 MV·A高压脱硫变，其备用容量均无法满足新增用电负荷的要求，需要新增或更换高压脱硫变。根据主厂房A排柱外电气设备布置情况，已经没有安装变压器的空间，因此只能采取更换原有高压脱硫变的方案［9－11］。根据 DL/T 5153—2014《火力发电厂厂用电设计技术规定》相关条文：“高厂变的容量宜按高压、低压厂用电的计算负荷之和选择”［12］。更换后的高压脱硫变容量(S)按原有高压脱硫变容量加脱硫改造新增负荷之和来选取，S=25 000+14468=39468(kV·A)。因此更换后的高压脱硫变容量确定为40 000 kV·A，主变压器(以下简称主变)型号为 SF－40000/22 kV，变比为(22±2×2.5%)kV/6.3 kV，低压绕组电压(U)为 6.3 kV，短路阻抗电压Uk%=14%，连接组别D，Yn1。新更换的高压脱硫变低压侧电流6.3)=3666(A)。

图1 脱硫塔工艺流程Fig.1 Technological process of desulfurization towers

图2 厂用电系统图Fig.2 Diagram of power supply system for station

表1 新增用电负荷Tab.1 New electriccal load

QF1开关的额定电流3 150 A，短路开断能力50 kA;电流互感器2(CT2)的变比为3000/5;共箱母线额定电流为3 150 A。因此原有的共箱母线、QF1开关和CT2均无法满足改造后的要求。根据上述分析，有以下2种电气改造方案。

(1)方案1：将QF1更换为4 000 A的真空断路器，CT2更换为变比4 000/5的电流互感器，共箱母线更换为额定电流4000A的共箱母线，如图3所示。

(2)方案2：保留原有QF1开关柜和共箱母线，新增QF2开关和CT3，新增2000 A共箱母线，如图4所示。

图3 电气改造方案1Fig.3 Electrical renovation scheme 1

二次系统改造，保持原高压脱硫变保护装置及接线不变，高压脱硫变差动保护接入高压侧CT1电流，低压侧将CT2，CT3二次电流合并接入高压脱硫变保护屏，以“和电流”接入高压脱硫变差动保护装置和低压侧后备保护装置，I2和I3分别为高压脱硫变低压侧2支分支回路电流，I1=I2+I3。1CT3和2CT3为新增脱硫6 kV C段和脱硫6 kV D段的电源进线CT。以上2种改造方案进行经济技术比较，见表2。

图4 电气改造方案2Fig.4 Electrical renovation scheme 2

表2 技术经济比较Tab.2 Technical and economic comparison

根据经济性的比选，该工程采用了方案2，共箱母线改造布置如图5所示。

图5 共箱母线改造布置Fig.5 Renovation layout of nonsegregated phase busbar

4 改造中应注意的主要问题

(1)采用“和电流”的2组CT的变比必须一致，并来自同厂家、同批次，保证其伏安特性的一致性，接线时还需特别注意2组CT的极性必须保持一致。

(2)应对电厂主变、启动/备用变压器、高厂变、高压脱硫变的连接组别进行合理规划，确保高压脱硫变、启动/备用变压器和高压厂用变压器的6 kV侧是同相位，具备变压器瞬时并列运行的条件。

(3)高压脱硫电源切换应采用厂用电快速切换装置，确保电源切换时机组不跳机。

5 结论与建议

通过对火力发电厂环保岛电源引接方案的分析，并针对脱硫系统供电增容改造方案做了详细论证，得出以下结论。

(1)环保岛电源的引接和用电负荷的连接，应与机务专业充分沟通、合理规划，同时满足安全性与经济性。

(2)如果原有厂用电系统设置有高压脱硫变，可考虑更换高压脱硫变或新增1台高压脱硫变的方案。

如果原有厂用电系统未设置高压脱硫变，厂用电系统采用1台双分裂高压厂用变压器，并新增1台高压脱硫变;厂用电系统采用2台高厂变，可考虑更换1台高厂变或新增1台高压脱硫变。

(3)系统改造时应通过技术经济比选确定供电方案，并尽量利用原有设备，以降低工程造价。