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)計脫硫效率大于96.7%，脫硫裝置原設(shè)計煤種收到基硫分為1.34%，設(shè)計入口SO2質(zhì)量濃度為3 000 mg/m3(標態(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機組為2×350 MW燃煤濕冷發(fā)電機組，分別于2009年和2010年投入運行，同步建設(shè)石灰石-石膏濕法煙氣脫硫裝置(FGD)，設(shè)計執(zhí)行GB/T 13223—2003《火電廠大氣污染物排放標準》［1］。脫硝系統(tǒng)入口NOx排放質(zhì)量濃度較高時為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)境保護部2013年第14號公告，天津市屬于國函〔2012〕146號《重點區(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準》和重點地區(qū)火電廠大氣污染物排放標準要求，自2014年7月1日起，#5—#10機組 SO2排放質(zhì)量濃度需執(zhí)行50 mg/m3的排放限值，#5—#8機組NOx排放質(zhì)量濃度要執(zhí)行100mg/m3的排放限值，#9，#10機組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準要求，故對軍糧城發(fā)電公司#5—#10機組脫硫、脫硝裝置進行增容改造［2］。

1 改造前廠用電系統(tǒng)概況

1.1 #5—#8機組改造前廠用電系統(tǒng)

#5—#8機組各設(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)，每臺機組6kV廠用電分為A，B 2個工作段，機組自身的高壓負荷和低壓變壓器均接在本機組6 kV工作段上。

#5，#6機組設(shè)置2段6 kV公用母線段，#7，#8機組設(shè)置2段6 kV公用母線段，其電源分別由每臺機組的6 kV工作A段供電，2段公用段間設(shè)聯(lián)絡(luò)開關(guān)。6kV公用負荷將由公用段供電。#5和#6，#7和#8機組各設(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臺機組的工作段上，供機組和高廠變啟動和備用。

1.2 #9，#10機組改造前廠用電系統(tǒng)

每臺機組各設(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，每臺機組6 kV廠用電分為2個工作段，機組自身的高壓負荷和低壓變壓器均接在本機組6 kV工作段上，不設(shè)置專用的6 kV脫硫段，由機組6 kV工作段供電。

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

2臺機組設(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臺機組的工作段上，供機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機組高廠變更換為40/25-25 MV·A變壓器。原#6—#8機組高廠變?nèi)萘繛?1.5/20-20MV·A，機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，實際運行時低壓側(cè)A分支滿足改造要求，因此，此次#6—#8機組高廠變不改造。

此次改造，#9，#10機組引風機功率由原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，改造后單臺機組容量為63 247 kV·A，A分支計算負荷容量為40 652kV·A，B分支計算負荷容量為42611 kV·A，原#9，#10機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機組脫硫高廠變。結(jié)合現(xiàn)場實際情況，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)電機變壓器組(以下簡稱發(fā)變組)保護也要進行改造，而發(fā)變組主保護改造系統(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);在以后的運行過程中，增加1臺變壓器，故障率也相應(yīng)增加，不利于機組的安全、穩(wěn)定、經(jīng)濟運行;考慮到原高廠變已運行20多年，老化嚴重，不適宜繼續(xù)運行，因此不推薦該方案。

按照方案1，#9，#10機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機組高廠變，容量更換為40/25-25 MV·A。原有6 kV開關(guān)柜進線額定電流為3150 A，改造后6 kV開關(guān)柜進線額定工作電流為2291 A，原進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，原變壓器保護裝置均利舊。由于#5機組高廠變上所帶的重復(fù)負荷容量較大，有11158 kV·A，且原有啟備變總?cè)萘靠梢詽M足要求，A分支額定容量已達到高廠變A分支計算負荷的90%，考慮新變壓器故障率較低，故障時可通過調(diào)整運行方式來滿足要求，因此不考慮更換啟備變。

按照方案2，考慮#9，#10機組每臺機組增加1臺高壓公用變壓器，容量為25 MV·A，從原發(fā)電機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短路電流計算不足，以及電廠擬增加的其他技改項目負荷供電要求［4］。

原有發(fā)變組保護為南瑞RCS985A，包括1臺發(fā)電機、1臺主變壓器、1臺高廠變以及勵磁變的全部電量保護，由于無法進行設(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，并新增1套變壓器保護裝置作為新增高壓公用變壓器的保護［5］。

啟備變保護為南瑞RCS985T，原設(shè)計為4分支差動，現(xiàn)需要實現(xiàn)6分支差動，由于現(xiàn)有保護裝置無法進行升級和改造，考慮新增2分支的電流信號接入原保護裝置備用電流通道，并增加端子排，電壓信號與其他分支并接后，接入原保護裝置。根據(jù)電廠多年運行經(jīng)驗，結(jié)合現(xiàn)有運行方式，新增公用6 kV 00A，00B段及公用6 kV0A，0B段進線電源均采用快切裝置進行切換，兩級快切之間無聯(lián)鎖。機組故障時，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段進線電源均采用快切裝置進行自動切換。

3 結(jié)束語

經(jīng)過比較，方案1#5機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，且需改造機組現(xiàn)有保護裝置，改動設(shè)備較多，施工時間長，軍糧城發(fā)電公司所有機組年底均需要恢復(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)備及電纜不切實際、可行性不大。方案2#5機組只更換高廠變、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機組新增高壓公用變分流現(xiàn)有高廠變所帶的超量負荷，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準［S］.

［2］陳戌生.電力工程電氣設(shè)計手冊［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)計技術(shù)規(guī)定［S］.

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

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