1概述

浙能嘉兴电厂三期7、8号机组为1000MW级超超临界机组，作为全国首家施行“燃煤机组烟气超低排放”项目建造。该项目在技能规划道路和施工设备方面处在探索和立异时期，有许多的不确定性、新技能使用及联接方面的疑问需求处理。电力试验车

1概述

浙能嘉兴电厂三期7、8号机组为1000MW级超超临界机组，作为全国首家施行“燃煤机组烟气超低排放”项目建造。该项目在技能规划道路和施工设备方面处在探索和立异时期，有许多的不确定性、新技能使用及联接方面的疑问需求处理。

嘉兴电厂三期百万机组锅炉为哈尔滨锅炉厂规划和制作的超超临界变压运转直流锅炉，选用П型安置、单炉膛、一次中间再热、低NOx主焚烧器和高位燃尽风分级焚烧技能、反向双切圆焚烧方法。焚烧器选用无分隔墙的八角双火球切圆焚烧方法，全摇摆焚烧器。

锅炉出口烟气经省煤器后进入SCR反应器，经空预器与一、二次风进行换热后流经干式静电除尘器、引风机、增压风机和吸收塔后由烟囱排入大气。在此进程中，对烟气中烟尘的脱除起作用的主要是干式静电除尘器和湿法脱硫体系的吸收塔。

烟气脱硫设备选用石灰石－石膏湿法脱硫技能，无旁路、无GGH，有增压风机。吸收塔选用带托盘的逆向喷淋塔，规划有三台循环泵及三层标准型喷淋层。

嘉兴电厂三期百万机组厂用电体系规划6kV和380V两个电压等级，每台机组6kV分四段安置（A1、A2、B1、B2）。每台机组安置两台低压脱硫变，互为暗备用，别离接自6kV A2和B2段母线；安置四台除尘变（A1、B1；A2、B2）,互为暗备用，别离接自6kV A1、A2、B1、B2段母线。

2超低排放改造计划

锅炉空预器出口的烟气经过第一段MGGH（降温段）后降温至87℃摆布，然后进入改造后的低低温静电除尘器，经过除尘后经过引风机、增压风机增压后进入吸收塔，吸收塔出口的烟气进入一电场湿式静电除尘器，除尘净化后进入第二段MGGH（升温段）升温至80℃后经过烟囱排放。技术流程图如下：

烟气脱硫体系进行双层交互式喷淋层＋双托盘改造提效，新增1～2层托盘，一起将喷淋体系改造为交互式喷淋层，能够满意SO2排放浓度≤35mg/Nm3的请求,且改造后脱硫循环泵有备用，大大进步了体系的牢靠性。

脱硝体系添加催化剂体积，替换两层原催化剂，使脱硝功率由80%进步至85%。电除尘将现有的干式静电除尘器改为低低温静电除尘体系（包括MGGH），一起将原除尘器工频电源改造为高频电源，并在吸收塔烟气出口添加一电场的湿式静电除尘器。

以上超低排放改造触及的电气有些改造主要有：

(1) 对增压风机增容，将增压风机功率从本来的3150kW增容到5900kW。

(2) 对吸收塔再循环泵C增容，将吸收塔再循环泵C由本来的1120kW增容到1250kW，每台炉再添加一台1400kW的吸收塔再循环泵。

(3) 湿式电除尘器和MGGH添加后新增负荷703kW，低压脱硫变容量无法满意增设湿式电除尘器和MGGH的容量请求，每台炉添加一台低压变一起增设相应的开关柜为新增的湿式电除尘器和MGGH供电。且原有脱硫电气间已无新的设备安置空间，两台炉需新设一座电气间来安置新增的低压变和开关柜。

(4) 新增湿电除尘变、MGGH区域热媒水泵由主厂房相应机组6kV段供电。

3超低排放改造前厂用电体系规划疑问及优化办法

3.1. 超低排放厂用电规划中存在的疑问

3.1.1. 低压变压器规划负荷与实践负荷误差大

在规划计划中，关于改造有关的四台除尘变和两台脱硫变的负荷核算状况为，除尘变规划负荷均为1700kVA，脱硫变的规划负荷为1360kVA，核算成果是依照变压器额外容量及85%的负荷一起率进行核算，这么的核算成果造成了现有变压器无法满意超低排放改造新增负荷的请求，一起两台除尘变、两台脱硫变之间的彼此暗备用也无法满意。

对机组接连满负荷运转工况下变压器负荷率核算，两台脱硫变的实践容量别离为410kVA和240kVA摆布，四台除尘变的容量均小于200kVA，与规划负荷距离较大。因而对本次超低排放改造触及的四台除尘变、两台脱硫变所带负荷进行了从头的核算。

六台变压器的规划负荷、核算负荷与实践负荷见下表：

变压器称号

变压器容量（kVA）

规划负荷（kVA）

核算负荷（kW）

实践负荷（kVA）

7A1除尘变

2000

1700

1320

<200

7A2除尘变

2000

1700

1320

<200

7B1除尘变

2000

1700

1320

<200

7B2除尘变

2000

1700

1320

<200

7A脱硫变

1600

1360

872

410

7B脱硫变

1600

1360

500

240

3.1.2. 厂用6kV母线新增负荷散布不合理

超低排放改造新增热媒水泵(280kW)两台、吸收塔再循环泵(1400kW)一台，新增湿电除尘变（1600kVA）一台，原有两台增压风机别离从3150kW增容至5900kW，原有一台吸收塔再循环泵从1120kW增容至1250kW。热媒水泵别离接6kV A1段和6kV B1段，新增除尘变和吸收塔再循环泵接6kV B2段。关于四段6kV母线在原规划上存在的负荷误差大的疑问，此举并不能极好的减轻母线之间的负荷误差。改造前、后的核算负荷与改造前实践负荷如下表：

母线称号

改造前核算负荷（kW）

改造后核算负荷（kW）

改造前实践负荷（kVA）

6kVA1段母线

29030

29310

14650

6kV A2段母线

20520

23270

11800

6kV B1段母线

30280

30560

15630

6kV B2段母线

15710

21590

6700

3.2. 超低排放改造前厂用电体系优化

3.2.1. 撤销湿电除尘变及相应的配电室。

规划中每台机组添加的湿电除尘变（1600kVA），其规划负荷为703kW，经过将负荷搬运，湿式电除尘8台高频柜电源（8*86.4kW）别离接在四台除尘变下，合计691.2kW，改接后除尘变的实践负荷约为350kVA，负荷率约为18%，仍具有两台除尘变之间的暗备用才能。其他的负荷（约250kW）别离接到两台脱硫变下，脱硫变的实践负荷约为585kVA和415kVA，变压器的负荷率别离为37%和26%，也相同具有两台脱硫变之间的暗备用才能。在撤销湿电除尘变的状况下，体系的接线方法得到简化，现有变压器的负荷率略有添加但原规划功用不变，满意运转的请求，该规划优化可削减直接投资约100万元。

3.2.2. 热媒增压水泵搬运。

两台热媒增压水泵从6kV A1段和6kV B1段母线搬运至6kV A2段和6kV B2段母线，搬运后四段母线的核算负荷别离为：6kVA1段母线29030kW；6kVA2段母线23270kW；6kVB1段母线30280kW；6kVB2段母线19990kW。保持原负荷较重的A1、 B1段母线负荷不变，在负荷较轻的6kV A2 、B2段母线上别离添加负荷2750kW和4280kW。此方法下运转，四段6kV母线间的电压误差将减小，关于机组主动电压操控设备（AVC）投运下的发电机电压和厂用母线电压操控较为有利。

3.2.3. 湿式电除尘高频柜均衡装备、运转方法灵敏牢靠。

将规划中每台机组八台湿式电除尘高频柜电源别离接至四台除尘变下，不只完成了除尘变负荷平衡，一起在除尘变单台毛病状况下仍能够确保75%的除尘功率，可确保湿电除尘功率；单台除尘变压器停用时，变压器的暗备用才能确保湿电除尘100%投运。而原规划八台湿式电除尘高频柜悉数接在单台湿电除尘变下，一旦湿电除尘变湿电将造成机组一切湿式电除尘退出运转，将无法满意超低排放规划的SO2排放浓度≤35mg/Nm3的请求。一起现在的优化对全部厂用电体系的改动不大，能够简化运转的事端处理。

4超低排放改造后存在的疑问及运转优化办法

4.1. 超低排放改造前后厂用电对比

机组号

改造前厂用电率

改造后厂用电率

误差值

改造前厂供电煤耗

改造前后厂供电煤耗

误差值

7号机组

4.03%

4.89%

0.86%

282.52 g/kWh

288.33 g/kWh

4.81 g/kWh

8号机组

4.0%

4.79%

0.79%

285.29 g/kWh

288.43 g/kWh

3.14 g/kWh

注：改造前后参阅负荷率为75%

4.2. 改造后厂用电率添加了0.8%摆布，主要有如下的用户分化

4.2.1 因为改造工程的烟气流程中，脱硫吸收塔添加了一层喷淋托盘；脱硝体系添加了一层催化剂；现场管路空间安置艰难，管道空间弯曲度大等要素，终究导致全体烟气流程阻力增大、流场散布不均匀，全部流转阻力达2000Pa，超越规划值1000Pa摆布。估算为此引风机和增压风机阻力添加的厂用电率在0.55%摆布。

4.2.2 为超低排放工程为进步环保参数而配套增设的电气设备，如热媒水泵、湿式电除尘等，为此添加的厂用电量在0.25%摆布。

4.3 超低排放后的优化办法

4.3.1 低低温电除尘、湿电电除尘完成闭环操控。超低排放改造后投运前期，因为低低温电除尘和湿电电除尘只能完成开环操控，在电除尘开环操控运转方法下，电除尘的用电量对比大，大约占机组厂用电量的0.18%，经过运转进程的优化和新技能探索，在确保环保参数全负荷段可控的状况下，逐步将除尘电量下降至0.1%摆布，基本达到了规划值。

4.3.1 合理调整脱硫吸收塔再循环泵的运转方法。现在4台脱硫吸收塔再循环泵，两台大功率泵、两台小功率泵。依据煤种硫份改变，及时调整吸收塔再循泵的运转方法。尽可能两台小功率泵或一大一小泵运转，此项办法能够下降厂用电率在0.05%摆布 。

4.3.2 合理进行现场设备的优化技改，装备脱硝体系气动吹灰的空压机功率大，空压机长期处在低负荷运转状况，经过核算吹灰紧缩空气的需求量，将脱硝体系吹灰紧缩气源改接至机组仪用空气体系，此项办法可削减厂用电量达0.02%。

4.3.3 因为引风机、增压风机串级运转时的不匹配，使机组低负荷运转工况下，易发作喘振，迫使敞开增压风机再循环挡板添加风量来安稳，致使能耗添加。现在联合西安热工院、浙江大学等科研机构进行管道阻力模型核算，风机特性剖析等办法研讨处理计划，制定风机叶轮替换计划，这些办法会下降厂用电率0.05%。

嘉兴电厂烟气超低排放工程改造后，经过一系列的节能降耗优化调整工作，使厂用电率维持在4.65%摆布，供电煤耗287 g/kWh，抵达了超低排放规划值的请求。

5结束语

经过对嘉兴电厂三期烟气超低排放改造前厂用电体系优化及超低排放改造后的运转优化办法，能够有用下降超低排放改造本钱，优化了体系装备，一起也使烟气超低排放运转时期机组厂用电率得到了有用操控，下降了机组供电煤耗的增幅，使超低排放机组真实达到了环保、低耗、安全安稳运转。

嘉兴电厂三期百万机组锅炉为哈尔滨锅炉厂规划和制作的超超临界变压运转直流锅炉，选用П型安置、单炉膛、一次中间再热、低NOx主焚烧器和高位燃尽风分级焚烧技能、反向双切圆焚烧方法。焚烧器选用无分隔墙的八角双火球切圆焚烧方法，全摇摆焚烧器。

锅炉出口烟气经省煤器后进入SCR反应器，经空预器与一、二次风进行换热后流经干式静电除尘器、引风机、增压风机和吸收塔后由烟囱排入大气。在此进程中，对烟气中烟尘的脱除起作用的主要是干式静电除尘器和湿法脱硫体系的吸收塔。

烟气脱硫设备选用石灰石－石膏湿法脱硫技能，无旁路、无GGH，有增压风机。吸收塔选用带托盘的逆向喷淋塔，规划有三台循环泵及三层标准型喷淋层。

嘉兴电厂三期百万机组厂用电体系规划6kV和380V两个电压等级，每台机组6kV分四段安置（A1、A2、B1、B2）。每台机组安置两台低压脱硫变，互为暗备用，别离接自6kV A2和B2段母线；安置四台除尘变（A1、B1；A2、B2）,互为暗备用，别离接自6kV A1、A2、B1、B2段母线。

2超低排放改造计划

锅炉空预器出口的烟气经过第一段MGGH（降温段）后降温至87℃摆布，然后进入改造后的低低温静电除尘器，经过除尘后经过引风机、增压风机增压后进入吸收塔，吸收塔出口的烟气进入一电场湿式静电除尘器，除尘净化后进入第二段MGGH（升温段）升温至80℃后经过烟囱排放。技术流程图如下：

烟气脱硫体系进行双层交互式喷淋层＋双托盘改造提效，新增1～2层托盘，一起将喷淋体系改造为交互式喷淋层，能够满意SO2排放浓度≤35mg/Nm3的请求,且改造后脱硫循环泵有备用，大大进步了体系的牢靠性。

脱硝体系添加催化剂体积，替换两层原催化剂，使脱硝功率由80%进步至85%。电除尘将现有的干式静电除尘器改为低低温静电除尘体系（包括MGGH），一起将原除尘器工频电源改造为高频电源，并在吸收塔烟气出口添加一电场的湿式静电除尘器。

以上超低排放改造触及的电气有些改造主要有：

(1) 对增压风机增容，将增压风机功率从本来的3150kW增容到5900kW。

(2) 对吸收塔再循环泵C增容，将吸收塔再循环泵C由本来的1120kW增容到1250kW，每台炉再添加一台1400kW的吸收塔再循环泵。

(3) 湿式电除尘器和MGGH添加后新增负荷703kW，低压脱硫变容量无法满意增设湿式电除尘器和MGGH的容量请求，每台炉添加一台低压变一起增设相应的开关柜为新增的湿式电除尘器和MGGH供电。且原有脱硫电气间已无新的设备安置空间，两台炉需新设一座电气间来安置新增的低压变和开关柜。

(4) 新增湿电除尘变、MGGH区域热媒水泵由主厂房相应机组6kV段供电。

3超低排放改造前厂用电体系规划疑问及优化办法

3.1. 超低排放厂用电规划中存在的疑问

3.1.1. 低压变压器规划负荷与实践负荷误差大

在规划计划中，关于改造有关的四台除尘变和两台脱硫变的负荷核算状况为，除尘变规划负荷均为1700kVA，脱硫变的规划负荷为1360kVA，核算成果是依照变压器额外容量及85%的负荷一起率进行核算，这么的核算成果造成了现有变压器无法满意超低排放改造新增负荷的请求，一起两台除尘变、两台脱硫变之间的彼此暗备用也无法满意。

对机组接连满负荷运转工况下变压器负荷率核算，两台脱硫变的实践容量别离为410kVA和240kVA摆布，四台除尘变的容量均小于200kVA，与规划负荷距离较大。因而对本次超低排放改造触及的四台除尘变、两台脱硫变所带负荷进行了从头的核算。

六台变压器的规划负荷、核算负荷与实践负荷见下表：

变压器称号

变压器容量（kVA）

规划负荷（kVA）

核算负荷（kW）

实践负荷（kVA）

7A1除尘变

2000

1700

1320

<200

7A2除尘变

2000

1700

1320

<200

7B1除尘变

2000

1700

1320

<200

7B2除尘变

2000

1700

1320

<200

7A脱硫变

1600

1360

872

410

7B脱硫变

1600

1360

500

240

3.1.2. 厂用6kV母线新增负荷散布不合理

超低排放改造新增热媒水泵(280kW)两台、吸收塔再循环泵(1400kW)一台，新增湿电除尘变（1600kVA）一台，原有两台增压风机别离从3150kW增容至5900kW，原有一台吸收塔再循环泵从1120kW增容至1250kW。热媒水泵别离接6kV A1段和6kV B1段，新增除尘变和吸收塔再循环泵接6kV B2段。关于四段6kV母线在原规划上存在的负荷误差大的疑问，此举并不能极好的减轻母线之间的负荷误差。改造前、后的核算负荷与改造前实践负荷如下表：

母线称号

改造前核算负荷（kW）

改造后核算负荷（kW）

改造前实践负荷（kVA）

6kVA1段母线

29030

29310

14650

6kV A2段母线

20520

23270

11800

6kV B1段母线

30280

30560

15630

6kV B2段母线

15710

21590

6700

3.2. 超低排放改造前厂用电体系优化

3.2.1. 撤销湿电除尘变及相应的配电室。

规划中每台机组添加的湿电除尘变（1600kVA），其规划负荷为703kW，经过将负荷搬运，湿式电除尘8台高频柜电源（8*86.4kW）别离接在四台除尘变下，合计691.2kW，改接后除尘变的实践负荷约为350kVA，负荷率约为18%，仍具有两台除尘变之间的暗备用才能。其他的负荷（约250kW）别离接到两台脱硫变下，脱硫变的实践负荷约为585kVA和415kVA，变压器的负荷率别离为37%和26%，也相同具有两台脱硫变之间的暗备用才能。在撤销湿电除尘变的状况下，体系的接线方法得到简化，现有变压器的负荷率略有添加但原规划功用不变，满意运转的请求，该规划优化可削减直接投资约100万元。

3.2.2. 热媒增压水泵搬运。

两台热媒增压水泵从6kV A1段和6kV B1段母线搬运至6kV A2段和6kV B2段母线，搬运后四段母线的核算负荷别离为：6kVA1段母线29030kW；6kVA2段母线23270kW；6kVB1段母线30280kW；6kVB2段母线19990kW。保持原负荷较重的A1、 B1段母线负荷不变，在负荷较轻的6kV A2 、B2段母线上别离添加负荷2750kW和4280kW。此方法下运转，四段6kV母线间的电压误差将减小，关于机组主动电压操控设备（AVC）投运下的发电机电压和厂用母线电压操控较为有利。

3.2.3. 湿式电除尘高频柜均衡装备、运转方法灵敏牢靠。

将规划中每台机组八台湿式电除尘高频柜电源别离接至四台除尘变下，不只完成了除尘变负荷平衡，一起在除尘变单台毛病状况下仍能够确保75%的除尘功率，可确保湿电除尘功率；单台除尘变压器停用时，变压器的暗备用才能确保湿电除尘100%投运。而原规划八台湿式电除尘高频柜悉数接在单台湿电除尘变下，一旦湿电除尘变湿电将造成机组一切湿式电除尘退出运转，将无法满意超低排放规划的SO2排放浓度≤35mg/Nm3的请求。一起现在的优化对全部厂用电体系的改动不大，能够简化运转的事端处理。

4超低排放改造后存在的疑问及运转优化办法

4.1. 超低排放改造前后厂用电对比

机组号

改造前厂用电率

改造后厂用电率

误差值

改造前厂供电煤耗

改造前后厂供电煤耗

误差值

7号机组

4.03%

4.89%

0.86%

282.52 g/kWh

288.33 g/kWh

4.81 g/kWh

8号机组

4.0%

4.79%

0.79%

285.29 g/kWh

288.43 g/kWh

3.14 g/kWh

注：改造前后参阅负荷率为75%

4.2. 改造后厂用电率添加了0.8%摆布，主要有如下的用户分化

4.2.1 因为改造工程的烟气流程中，脱硫吸收塔添加了一层喷淋托盘；脱硝体系添加了一层催化剂；现场管路空间安置艰难，管道空间弯曲度大等要素，终究导致全体烟气流程阻力增大、流场散布不均匀，全部流转阻力达2000Pa，超越规划值1000Pa摆布。估算为此引风机和增压风机阻力添加的厂用电率在0.55%摆布。

4.2.2 为超低排放工程为进步环保参数而配套增设的电气设备，如热媒水泵、湿式电除尘等，为此添加的厂用电量在0.25%摆布。

4.3 超低排放后的优化办法

4.3.1 低低温电除尘、湿电电除尘完成闭环操控。超低排放改造后投运前期，因为低低温电除尘和湿电电除尘只能完成开环操控，在电除尘开环操控运转方法下，电除尘的用电量对比大，大约占机组厂用电量的0.18%，经过运转进程的优化和新技能探索，在确保环保参数全负荷段可控的状况下，逐步将除尘电量下降至0.1%摆布，基本达到了规划值。

4.3.1 合理调整脱硫吸收塔再循环泵的运转方法。现在4台脱硫吸收塔再循环泵，两台大功率泵、两台小功率泵。依据煤种硫份改变，及时调整吸收塔再循泵的运转方法。尽可能两台小功率泵或一大一小泵运转，此项办法能够下降厂用电率在0.05%摆布 。

4.3.2 合理进行现场设备的优化技改，装备脱硝体系气动吹灰的空压机功率大，空压机长期处在低负荷运转状况，经过核算吹灰紧缩空气的需求量，将脱硝体系吹灰紧缩气源改接至机组仪用空气体系，此项办法可削减厂用电量达0.02%。

4.3.3 因为引风机、增压风机串级运转时的不匹配，使机组低负荷运转工况下，易发作喘振，迫使敞开增压风机再循环挡板添加风量来安稳，致使能耗添加。现在联合西安热工院、浙江大学等科研机构进行管道阻力模型核算，风机特性剖析等办法研讨处理计划，制定风机叶轮替换计划，这些办法会下降厂用电率0.05%。

嘉兴电厂烟气超低排放工程改造后，经过一系列的节能降耗优化调整工作，使厂用电率维持在4.65%摆布，供电煤耗287 g/kWh，抵达了超低排放规划值的请求。

5结束语

经过对嘉兴电厂三期烟气超低排放改造前厂用电体系优化及超低排放改造后的运转优化办法，能够有用下降超低排放改造本钱，优化了体系装备，一起也使烟气超低排放运转时期机组厂用电率得到了有用操控，下降了机组供电煤耗的增幅，使超低排放机组真实达到了环保、低耗、安全安稳运转。