1概述

浙能嘉興電廠三期7、8號機(jī)組為1000MW級超超臨界機(jī)組，作為全國首家施行“燃煤機(jī)組煙氣超低排放”項目建造。該項目在技能規(guī)劃道路和施工設(shè)備方面處在探索和立異時期，有許多的不確定性、新技能使用及聯(lián)接方面的疑問需求處理。電力試驗車

1概述

浙能嘉興電廠三期7、8號機(jī)組為1000MW級超超臨界機(jī)組，作為全國首家施行“燃煤機(jī)組煙氣超低排放”項目建造。該項目在技能規(guī)劃道路和施工設(shè)備方面處在探索和立異時期，有許多的不確定性、新技能使用及聯(lián)接方面的疑問需求處理。

嘉興電廠三期百萬機(jī)組鍋爐為哈爾濱鍋爐廠規(guī)劃和制作的超超臨界變壓運(yùn)轉(zhuǎn)直流鍋爐，選用П型安置、單爐膛、一次中間再熱、低NOx主焚燒器和高位燃盡風(fēng)分級焚燒技能、反向雙切圓焚燒方法。焚燒器選用無分隔墻的八角雙火球切圓焚燒方法，全搖擺焚燒器。

鍋爐出口煙氣經(jīng)省煤器后進(jìn)入SCR反應(yīng)器，經(jīng)空預(yù)器與一、二次風(fēng)進(jìn)行換熱后流經(jīng)干式靜電除塵器、引風(fēng)機(jī)、增壓風(fēng)機(jī)和吸收塔后由煙囪排入大氣。在此進(jìn)程中，對煙氣中煙塵的脫除起作用的主要是干式靜電除塵器和濕法脫硫體系的吸收塔。

煙氣脫硫設(shè)備選用石灰石－石膏濕法脫硫技能，無旁路、無GGH，有增壓風(fēng)機(jī)。吸收塔選用帶托盤的逆向噴淋塔，規(guī)劃有三臺循環(huán)泵及三層標(biāo)準(zhǔn)型噴淋層。

嘉興電廠三期百萬機(jī)組廠用電體系規(guī)劃6kV和380V兩個電壓等級，每臺機(jī)組6kV分四段安置（A1、A2、B1、B2）。每臺機(jī)組安置兩臺低壓脫硫變，互為暗備用，別離接自6kV A2和B2段母線；安置四臺除塵變（A1、B1；A2、B2）,互為暗備用，別離接自6kV A1、A2、B1、B2段母線。

2超低排放改造計劃

鍋爐空預(yù)器出口的煙氣經(jīng)過第一段MGGH（降溫段）后降溫至87℃擺布，然后進(jìn)入改造后的低低溫靜電除塵器，經(jīng)過除塵后經(jīng)過引風(fēng)機(jī)、增壓風(fēng)機(jī)增壓后進(jìn)入吸收塔，吸收塔出口的煙氣進(jìn)入一電場濕式靜電除塵器，除塵凈化后進(jìn)入第二段MGGH（升溫段）升溫至80℃后經(jīng)過煙囪排放。技術(shù)流程圖如下：

煙氣脫硫體系進(jìn)行雙層交互式噴淋層＋雙托盤改造提效，新增1～2層托盤，一起將噴淋體系改造為交互式噴淋層，能夠滿意SO2排放濃度≤35mg/Nm3的請求,且改造后脫硫循環(huán)泵有備用，大大進(jìn)步了體系的牢靠性。

脫硝體系添加催化劑體積，替換兩層原催化劑，使脫硝功率由80%進(jìn)步至85%。電除塵將現(xiàn)有的干式靜電除塵器改為低低溫靜電除塵體系（包括MGGH），一起將原除塵器工頻電源改造為高頻電源，并在吸收塔煙氣出口添加一電場的濕式靜電除塵器。

以上超低排放改造觸及的電氣有些改造主要有：

(1) 對增壓風(fēng)機(jī)增容，將增壓風(fēng)機(jī)功率從本來的3150kW增容到5900kW。

(2) 對吸收塔再循環(huán)泵C增容，將吸收塔再循環(huán)泵C由本來的1120kW增容到1250kW，每臺爐再添加一臺1400kW的吸收塔再循環(huán)泵。

(3) 濕式電除塵器和MGGH添加后新增負(fù)荷703kW，低壓脫硫變?nèi)萘繜o法滿意增設(shè)濕式電除塵器和MGGH的容量請求，每臺爐添加一臺低壓變一起增設(shè)相應(yīng)的開關(guān)柜為新增的濕式電除塵器和MGGH供電。且原有脫硫電氣間已無新的設(shè)備安置空間，兩臺爐需新設(shè)一座電氣間來安置新增的低壓變和開關(guān)柜。

(4) 新增濕電除塵變、MGGH區(qū)域熱媒水泵由主廠房相應(yīng)機(jī)組6kV段供電。

3超低排放改造前廠用電體系規(guī)劃疑問及優(yōu)化辦法

3.1. 超低排放廠用電規(guī)劃中存在的疑問

3.1.1. 低壓變壓器規(guī)劃負(fù)荷與實踐負(fù)荷誤差大

在規(guī)劃計劃中，關(guān)于改造有關(guān)的四臺除塵變和兩臺脫硫變的負(fù)荷核算狀況為，除塵變規(guī)劃負(fù)荷均為1700kVA，脫硫變的規(guī)劃負(fù)荷為1360kVA，核算成果是依照變壓器額外容量及85%的負(fù)荷一起率進(jìn)行核算，這么的核算成果造成了現(xiàn)有變壓器無法滿意超低排放改造新增負(fù)荷的請求，一起兩臺除塵變、兩臺脫硫變之間的彼此暗備用也無法滿意。

對機(jī)組接連滿負(fù)荷運(yùn)轉(zhuǎn)工況下變壓器負(fù)荷率核算，兩臺脫硫變的實踐容量別離為410kVA和240kVA擺布，四臺除塵變的容量均小于200kVA，與規(guī)劃負(fù)荷距離較大。因而對本次超低排放改造觸及的四臺除塵變、兩臺脫硫變所帶負(fù)荷進(jìn)行了從頭的核算。

六臺變壓器的規(guī)劃負(fù)荷、核算負(fù)荷與實踐負(fù)荷見下表：

變壓器稱號

變壓器容量（kVA）

規(guī)劃負(fù)荷（kVA）

核算負(fù)荷（kW）

實踐負(fù)荷（kVA）

7A1除塵變

2000

1700

1320

<200

7A2除塵變

2000

1700

1320

<200

7B1除塵變

2000

1700

1320

<200

7B2除塵變

2000

1700

1320

<200

7A脫硫變

1600

1360

872

410

7B脫硫變

1600

1360

500

240

3.1.2. 廠用6kV母線新增負(fù)荷散布不合理

超低排放改造新增熱媒水泵(280kW)兩臺、吸收塔再循環(huán)泵(1400kW)一臺，新增濕電除塵變（1600kVA）一臺，原有兩臺增壓風(fēng)機(jī)別離從3150kW增容至5900kW，原有一臺吸收塔再循環(huán)泵從1120kW增容至1250kW。熱媒水泵別離接6kV A1段和6kV B1段，新增除塵變和吸收塔再循環(huán)泵接6kV B2段。關(guān)于四段6kV母線在原規(guī)劃上存在的負(fù)荷誤差大的疑問，此舉并不能極好的減輕母線之間的負(fù)荷誤差。改造前、后的核算負(fù)荷與改造前實踐負(fù)荷如下表：

母線稱號

改造前核算負(fù)荷（kW）

改造后核算負(fù)荷（kW）

改造前實踐負(fù)荷（kVA）

6kVA1段母線

29030

29310

14650

6kV A2段母線

20520

23270

11800

6kV B1段母線

30280

30560

15630

6kV B2段母線

15710

21590

6700

3.2. 超低排放改造前廠用電體系優(yōu)化

3.2.1. 撤銷濕電除塵變及相應(yīng)的配電室。

規(guī)劃中每臺機(jī)組添加的濕電除塵變（1600kVA），其規(guī)劃負(fù)荷為703kW，經(jīng)過將負(fù)荷搬運(yùn)，濕式電除塵8臺高頻柜電源（8*86.4kW）別離接在四臺除塵變下，合計691.2kW，改接后除塵變的實踐負(fù)荷約為350kVA，負(fù)荷率約為18%，仍具有兩臺除塵變之間的暗備用才能。其他的負(fù)荷（約250kW）別離接到兩臺脫硫變下，脫硫變的實踐負(fù)荷約為585kVA和415kVA，變壓器的負(fù)荷率別離為37%和26%，也相同具有兩臺脫硫變之間的暗備用才能。在撤銷濕電除塵變的狀況下，體系的接線方法得到簡化，現(xiàn)有變壓器的負(fù)荷率略有添加但原規(guī)劃功用不變，滿意運(yùn)轉(zhuǎn)的請求，該規(guī)劃優(yōu)化可削減直接投資約100萬元。

3.2.2. 熱媒增壓水泵搬運(yùn)。

兩臺熱媒增壓水泵從6kV A1段和6kV B1段母線搬運(yùn)至6kV A2段和6kV B2段母線，搬運(yùn)后四段母線的核算負(fù)荷別離為：6kVA1段母線29030kW；6kVA2段母線23270kW；6kVB1段母線30280kW；6kVB2段母線19990kW。保持原負(fù)荷較重的A1、 B1段母線負(fù)荷不變，在負(fù)荷較輕的6kV A2 、B2段母線上別離添加負(fù)荷2750kW和4280kW。此方法下運(yùn)轉(zhuǎn)，四段6kV母線間的電壓誤差將減小，關(guān)于機(jī)組主動電壓操控設(shè)備（AVC）投運(yùn)下的發(fā)電機(jī)電壓和廠用母線電壓操控較為有利。

3.2.3. 濕式電除塵高頻柜均衡裝備、運(yùn)轉(zhuǎn)方法靈敏牢靠。

將規(guī)劃中每臺機(jī)組八臺濕式電除塵高頻柜電源別離接至四臺除塵變下，不只完成了除塵變負(fù)荷平衡，一起在除塵變單臺毛病狀況下仍能夠確保75%的除塵功率，可確保濕電除塵功率；單臺除塵變壓器停用時，變壓器的暗備用才能確保濕電除塵100%投運(yùn)。而原規(guī)劃八臺濕式電除塵高頻柜悉數(shù)接在單臺濕電除塵變下，一旦濕電除塵變濕電將造成機(jī)組一切濕式電除塵退出運(yùn)轉(zhuǎn)，將無法滿意超低排放規(guī)劃的SO2排放濃度≤35mg/Nm3的請求。一起現(xiàn)在的優(yōu)化對全部廠用電體系的改動不大，能夠簡化運(yùn)轉(zhuǎn)的事端處理。

4超低排放改造后存在的疑問及運(yùn)轉(zhuǎn)優(yōu)化辦法

4.1. 超低排放改造前后廠用電對比

機(jī)組號

改造前廠用電率

改造后廠用電率

誤差值

改造前廠供電煤耗

改造前后廠供電煤耗

誤差值

7號機(jī)組

4.03%

4.89%

0.86%

282.52 g/kWh

288.33 g/kWh

4.81 g/kWh

8號機(jī)組

4.0%

4.79%

0.79%

285.29 g/kWh

288.43 g/kWh

3.14 g/kWh

注：改造前后參閱負(fù)荷率為75%

4.2. 改造后廠用電率添加了0.8%擺布，主要有如下的用戶分化

4.2.1 因為改造工程的煙氣流程中，脫硫吸收塔添加了一層噴淋托盤；脫硝體系添加了一層催化劑；現(xiàn)場管路空間安置艱難，管道空間彎曲度大等要素，終究導(dǎo)致全體煙氣流程阻力增大、流場散布不均勻，全部流轉(zhuǎn)阻力達(dá)2000Pa，超越規(guī)劃值1000Pa擺布。估算為此引風(fēng)機(jī)和增壓風(fēng)機(jī)阻力添加的廠用電率在0.55%擺布。

4.2.2 為超低排放工程為進(jìn)步環(huán)保參數(shù)而配套增設(shè)的電氣設(shè)備，如熱媒水泵、濕式電除塵等，為此添加的廠用電量在0.25%擺布。

4.3 超低排放后的優(yōu)化辦法

4.3.1 低低溫電除塵、濕電電除塵完成閉環(huán)操控。超低排放改造后投運(yùn)前期，因為低低溫電除塵和濕電電除塵只能完成開環(huán)操控，在電除塵開環(huán)操控運(yùn)轉(zhuǎn)方法下，電除塵的用電量對比大，大約占機(jī)組廠用電量的0.18%，經(jīng)過運(yùn)轉(zhuǎn)進(jìn)程的優(yōu)化和新技能探索，在確保環(huán)保參數(shù)全負(fù)荷段可控的狀況下，逐步將除塵電量下降至0.1%擺布，基本達(dá)到了規(guī)劃值。

4.3.1 合理調(diào)整脫硫吸收塔再循環(huán)泵的運(yùn)轉(zhuǎn)方法。現(xiàn)在4臺脫硫吸收塔再循環(huán)泵，兩臺大功率泵、兩臺小功率泵。依據(jù)煤種硫份改變，及時調(diào)整吸收塔再循泵的運(yùn)轉(zhuǎn)方法。盡可能兩臺小功率泵或一大一小泵運(yùn)轉(zhuǎn)，此項辦法能夠下降廠用電率在0.05%擺布 。

4.3.2 合理進(jìn)行現(xiàn)場設(shè)備的優(yōu)化技改，裝備脫硝體系氣動吹灰的空壓機(jī)功率大，空壓機(jī)長期處在低負(fù)荷運(yùn)轉(zhuǎn)狀況，經(jīng)過核算吹灰緊縮空氣的需求量，將脫硝體系吹灰緊縮氣源改接至機(jī)組儀用空氣體系，此項辦法可削減廠用電量達(dá)0.02%。

4.3.3 因為引風(fēng)機(jī)、增壓風(fēng)機(jī)串級運(yùn)轉(zhuǎn)時的不匹配，使機(jī)組低負(fù)荷運(yùn)轉(zhuǎn)工況下，易發(fā)作喘振，迫使敞開增壓風(fēng)機(jī)再循環(huán)擋板添加風(fēng)量來安穩(wěn)，致使能耗添加?，F(xiàn)在聯(lián)合西安熱工院、浙江大學(xué)等科研機(jī)構(gòu)進(jìn)行管道阻力模型核算，風(fēng)機(jī)特性剖析等辦法研討處理計劃，制定風(fēng)機(jī)葉輪替換計劃，這些辦法會下降廠用電率0.05%。

嘉興電廠煙氣超低排放工程改造后，經(jīng)過一系列的節(jié)能降耗優(yōu)化調(diào)整工作，使廠用電率維持在4.65%擺布，供電煤耗287 g/kWh，抵達(dá)了超低排放規(guī)劃值的請求。

5結(jié)束語

經(jīng)過對嘉興電廠三期煙氣超低排放改造前廠用電體系優(yōu)化及超低排放改造后的運(yùn)轉(zhuǎn)優(yōu)化辦法，能夠有用下降超低排放改造本錢，優(yōu)化了體系裝備，一起也使煙氣超低排放運(yùn)轉(zhuǎn)時期機(jī)組廠用電率得到了有用操控，下降了機(jī)組供電煤耗的增幅，使超低排放機(jī)組真實達(dá)到了環(huán)保、低耗、安全安穩(wěn)運(yùn)轉(zhuǎn)。

嘉興電廠三期百萬機(jī)組鍋爐為哈爾濱鍋爐廠規(guī)劃和制作的超超臨界變壓運(yùn)轉(zhuǎn)直流鍋爐，選用П型安置、單爐膛、一次中間再熱、低NOx主焚燒器和高位燃盡風(fēng)分級焚燒技能、反向雙切圓焚燒方法。焚燒器選用無分隔墻的八角雙火球切圓焚燒方法，全搖擺焚燒器。

鍋爐出口煙氣經(jīng)省煤器后進(jìn)入SCR反應(yīng)器，經(jīng)空預(yù)器與一、二次風(fēng)進(jìn)行換熱后流經(jīng)干式靜電除塵器、引風(fēng)機(jī)、增壓風(fēng)機(jī)和吸收塔后由煙囪排入大氣。在此進(jìn)程中，對煙氣中煙塵的脫除起作用的主要是干式靜電除塵器和濕法脫硫體系的吸收塔。

煙氣脫硫設(shè)備選用石灰石－石膏濕法脫硫技能，無旁路、無GGH，有增壓風(fēng)機(jī)。吸收塔選用帶托盤的逆向噴淋塔，規(guī)劃有三臺循環(huán)泵及三層標(biāo)準(zhǔn)型噴淋層。

嘉興電廠三期百萬機(jī)組廠用電體系規(guī)劃6kV和380V兩個電壓等級，每臺機(jī)組6kV分四段安置（A1、A2、B1、B2）。每臺機(jī)組安置兩臺低壓脫硫變，互為暗備用，別離接自6kV A2和B2段母線；安置四臺除塵變（A1、B1；A2、B2）,互為暗備用，別離接自6kV A1、A2、B1、B2段母線。

2超低排放改造計劃

鍋爐空預(yù)器出口的煙氣經(jīng)過第一段MGGH（降溫段）后降溫至87℃擺布，然后進(jìn)入改造后的低低溫靜電除塵器，經(jīng)過除塵后經(jīng)過引風(fēng)機(jī)、增壓風(fēng)機(jī)增壓后進(jìn)入吸收塔，吸收塔出口的煙氣進(jìn)入一電場濕式靜電除塵器，除塵凈化后進(jìn)入第二段MGGH（升溫段）升溫至80℃后經(jīng)過煙囪排放。技術(shù)流程圖如下：

煙氣脫硫體系進(jìn)行雙層交互式噴淋層＋雙托盤改造提效，新增1～2層托盤，一起將噴淋體系改造為交互式噴淋層，能夠滿意SO2排放濃度≤35mg/Nm3的請求,且改造后脫硫循環(huán)泵有備用，大大進(jìn)步了體系的牢靠性。

脫硝體系添加催化劑體積，替換兩層原催化劑，使脫硝功率由80%進(jìn)步至85%。電除塵將現(xiàn)有的干式靜電除塵器改為低低溫靜電除塵體系（包括MGGH），一起將原除塵器工頻電源改造為高頻電源，并在吸收塔煙氣出口添加一電場的濕式靜電除塵器。

以上超低排放改造觸及的電氣有些改造主要有：

(1) 對增壓風(fēng)機(jī)增容，將增壓風(fēng)機(jī)功率從本來的3150kW增容到5900kW。

(2) 對吸收塔再循環(huán)泵C增容，將吸收塔再循環(huán)泵C由本來的1120kW增容到1250kW，每臺爐再添加一臺1400kW的吸收塔再循環(huán)泵。

(3) 濕式電除塵器和MGGH添加后新增負(fù)荷703kW，低壓脫硫變?nèi)萘繜o法滿意增設(shè)濕式電除塵器和MGGH的容量請求，每臺爐添加一臺低壓變一起增設(shè)相應(yīng)的開關(guān)柜為新增的濕式電除塵器和MGGH供電。且原有脫硫電氣間已無新的設(shè)備安置空間，兩臺爐需新設(shè)一座電氣間來安置新增的低壓變和開關(guān)柜。

(4) 新增濕電除塵變、MGGH區(qū)域熱媒水泵由主廠房相應(yīng)機(jī)組6kV段供電。

3超低排放改造前廠用電體系規(guī)劃疑問及優(yōu)化辦法

3.1. 超低排放廠用電規(guī)劃中存在的疑問

3.1.1. 低壓變壓器規(guī)劃負(fù)荷與實踐負(fù)荷誤差大

在規(guī)劃計劃中，關(guān)于改造有關(guān)的四臺除塵變和兩臺脫硫變的負(fù)荷核算狀況為，除塵變規(guī)劃負(fù)荷均為1700kVA，脫硫變的規(guī)劃負(fù)荷為1360kVA，核算成果是依照變壓器額外容量及85%的負(fù)荷一起率進(jìn)行核算，這么的核算成果造成了現(xiàn)有變壓器無法滿意超低排放改造新增負(fù)荷的請求，一起兩臺除塵變、兩臺脫硫變之間的彼此暗備用也無法滿意。

對機(jī)組接連滿負(fù)荷運(yùn)轉(zhuǎn)工況下變壓器負(fù)荷率核算，兩臺脫硫變的實踐容量別離為410kVA和240kVA擺布，四臺除塵變的容量均小于200kVA，與規(guī)劃負(fù)荷距離較大。因而對本次超低排放改造觸及的四臺除塵變、兩臺脫硫變所帶負(fù)荷進(jìn)行了從頭的核算。

六臺變壓器的規(guī)劃負(fù)荷、核算負(fù)荷與實踐負(fù)荷見下表：

變壓器稱號

變壓器容量（kVA）

規(guī)劃負(fù)荷（kVA）

核算負(fù)荷（kW）

實踐負(fù)荷（kVA）

7A1除塵變

2000

1700

1320

<200

7A2除塵變

2000

1700

1320

<200

7B1除塵變

2000

1700

1320

<200

7B2除塵變

2000

1700

1320

<200

7A脫硫變

1600

1360

872

410

7B脫硫變

1600

1360

500

240

3.1.2. 廠用6kV母線新增負(fù)荷散布不合理

超低排放改造新增熱媒水泵(280kW)兩臺、吸收塔再循環(huán)泵(1400kW)一臺，新增濕電除塵變（1600kVA）一臺，原有兩臺增壓風(fēng)機(jī)別離從3150kW增容至5900kW，原有一臺吸收塔再循環(huán)泵從1120kW增容至1250kW。熱媒水泵別離接6kV A1段和6kV B1段，新增除塵變和吸收塔再循環(huán)泵接6kV B2段。關(guān)于四段6kV母線在原規(guī)劃上存在的負(fù)荷誤差大的疑問，此舉并不能極好的減輕母線之間的負(fù)荷誤差。改造前、后的核算負(fù)荷與改造前實踐負(fù)荷如下表：

母線稱號

改造前核算負(fù)荷（kW）

改造后核算負(fù)荷（kW）

改造前實踐負(fù)荷（kVA）

6kVA1段母線

29030

29310

14650

6kV A2段母線

20520

23270

11800

6kV B1段母線

30280

30560

15630

6kV B2段母線

15710

21590

6700

3.2. 超低排放改造前廠用電體系優(yōu)化

3.2.1. 撤銷濕電除塵變及相應(yīng)的配電室。

規(guī)劃中每臺機(jī)組添加的濕電除塵變（1600kVA），其規(guī)劃負(fù)荷為703kW，經(jīng)過將負(fù)荷搬運(yùn)，濕式電除塵8臺高頻柜電源（8*86.4kW）別離接在四臺除塵變下，合計691.2kW，改接后除塵變的實踐負(fù)荷約為350kVA，負(fù)荷率約為18%，仍具有兩臺除塵變之間的暗備用才能。其他的負(fù)荷（約250kW）別離接到兩臺脫硫變下，脫硫變的實踐負(fù)荷約為585kVA和415kVA，變壓器的負(fù)荷率別離為37%和26%，也相同具有兩臺脫硫變之間的暗備用才能。在撤銷濕電除塵變的狀況下，體系的接線方法得到簡化，現(xiàn)有變壓器的負(fù)荷率略有添加但原規(guī)劃功用不變，滿意運(yùn)轉(zhuǎn)的請求，該規(guī)劃優(yōu)化可削減直接投資約100萬元。

3.2.2. 熱媒增壓水泵搬運(yùn)。

兩臺熱媒增壓水泵從6kV A1段和6kV B1段母線搬運(yùn)至6kV A2段和6kV B2段母線，搬運(yùn)后四段母線的核算負(fù)荷別離為：6kVA1段母線29030kW；6kVA2段母線23270kW；6kVB1段母線30280kW；6kVB2段母線19990kW。保持原負(fù)荷較重的A1、 B1段母線負(fù)荷不變，在負(fù)荷較輕的6kV A2 、B2段母線上別離添加負(fù)荷2750kW和4280kW。此方法下運(yùn)轉(zhuǎn)，四段6kV母線間的電壓誤差將減小，關(guān)于機(jī)組主動電壓操控設(shè)備（AVC）投運(yùn)下的發(fā)電機(jī)電壓和廠用母線電壓操控較為有利。

3.2.3. 濕式電除塵高頻柜均衡裝備、運(yùn)轉(zhuǎn)方法靈敏牢靠。

將規(guī)劃中每臺機(jī)組八臺濕式電除塵高頻柜電源別離接至四臺除塵變下，不只完成了除塵變負(fù)荷平衡，一起在除塵變單臺毛病狀況下仍能夠確保75%的除塵功率，可確保濕電除塵功率；單臺除塵變壓器停用時，變壓器的暗備用才能確保濕電除塵100%投運(yùn)。而原規(guī)劃八臺濕式電除塵高頻柜悉數(shù)接在單臺濕電除塵變下，一旦濕電除塵變濕電將造成機(jī)組一切濕式電除塵退出運(yùn)轉(zhuǎn)，將無法滿意超低排放規(guī)劃的SO2排放濃度≤35mg/Nm3的請求。一起現(xiàn)在的優(yōu)化對全部廠用電體系的改動不大，能夠簡化運(yùn)轉(zhuǎn)的事端處理。

4超低排放改造后存在的疑問及運(yùn)轉(zhuǎn)優(yōu)化辦法

4.1. 超低排放改造前后廠用電對比

機(jī)組號

改造前廠用電率

改造后廠用電率

誤差值

改造前廠供電煤耗

改造前后廠供電煤耗

誤差值

7號機(jī)組

4.03%

4.89%

0.86%

282.52 g/kWh

288.33 g/kWh

4.81 g/kWh

8號機(jī)組

4.0%

4.79%

0.79%

285.29 g/kWh

288.43 g/kWh

3.14 g/kWh

注：改造前后參閱負(fù)荷率為75%

4.2. 改造后廠用電率添加了0.8%擺布，主要有如下的用戶分化

4.2.1 因為改造工程的煙氣流程中，脫硫吸收塔添加了一層噴淋托盤；脫硝體系添加了一層催化劑；現(xiàn)場管路空間安置艱難，管道空間彎曲度大等要素，終究導(dǎo)致全體煙氣流程阻力增大、流場散布不均勻，全部流轉(zhuǎn)阻力達(dá)2000Pa，超越規(guī)劃值1000Pa擺布。估算為此引風(fēng)機(jī)和增壓風(fēng)機(jī)阻力添加的廠用電率在0.55%擺布。

4.2.2 為超低排放工程為進(jìn)步環(huán)保參數(shù)而配套增設(shè)的電氣設(shè)備，如熱媒水泵、濕式電除塵等，為此添加的廠用電量在0.25%擺布。

4.3 超低排放后的優(yōu)化辦法

4.3.1 低低溫電除塵、濕電電除塵完成閉環(huán)操控。超低排放改造后投運(yùn)前期，因為低低溫電除塵和濕電電除塵只能完成開環(huán)操控，在電除塵開環(huán)操控運(yùn)轉(zhuǎn)方法下，電除塵的用電量對比大，大約占機(jī)組廠用電量的0.18%，經(jīng)過運(yùn)轉(zhuǎn)進(jìn)程的優(yōu)化和新技能探索，在確保環(huán)保參數(shù)全負(fù)荷段可控的狀況下，逐步將除塵電量下降至0.1%擺布，基本達(dá)到了規(guī)劃值。

4.3.1 合理調(diào)整脫硫吸收塔再循環(huán)泵的運(yùn)轉(zhuǎn)方法?，F(xiàn)在4臺脫硫吸收塔再循環(huán)泵，兩臺大功率泵、兩臺小功率泵。依據(jù)煤種硫份改變，及時調(diào)整吸收塔再循泵的運(yùn)轉(zhuǎn)方法。盡可能兩臺小功率泵或一大一小泵運(yùn)轉(zhuǎn)，此項辦法能夠下降廠用電率在0.05%擺布 。

4.3.2 合理進(jìn)行現(xiàn)場設(shè)備的優(yōu)化技改，裝備脫硝體系氣動吹灰的空壓機(jī)功率大，空壓機(jī)長期處在低負(fù)荷運(yùn)轉(zhuǎn)狀況，經(jīng)過核算吹灰緊縮空氣的需求量，將脫硝體系吹灰緊縮氣源改接至機(jī)組儀用空氣體系，此項辦法可削減廠用電量達(dá)0.02%。

4.3.3 因為引風(fēng)機(jī)、增壓風(fēng)機(jī)串級運(yùn)轉(zhuǎn)時的不匹配，使機(jī)組低負(fù)荷運(yùn)轉(zhuǎn)工況下，易發(fā)作喘振，迫使敞開增壓風(fēng)機(jī)再循環(huán)擋板添加風(fēng)量來安穩(wěn)，致使能耗添加?，F(xiàn)在聯(lián)合西安熱工院、浙江大學(xué)等科研機(jī)構(gòu)進(jìn)行管道阻力模型核算，風(fēng)機(jī)特性剖析等辦法研討處理計劃，制定風(fēng)機(jī)葉輪替換計劃，這些辦法會下降廠用電率0.05%。

嘉興電廠煙氣超低排放工程改造后，經(jīng)過一系列的節(jié)能降耗優(yōu)化調(diào)整工作，使廠用電率維持在4.65%擺布，供電煤耗287 g/kWh，抵達(dá)了超低排放規(guī)劃值的請求。

5結(jié)束語

經(jīng)過對嘉興電廠三期煙氣超低排放改造前廠用電體系優(yōu)化及超低排放改造后的運(yùn)轉(zhuǎn)優(yōu)化辦法，能夠有用下降超低排放改造本錢，優(yōu)化了體系裝備，一起也使煙氣超低排放運(yùn)轉(zhuǎn)時期機(jī)組廠用電率得到了有用操控，下降了機(jī)組供電煤耗的增幅，使超低排放機(jī)組真實達(dá)到了環(huán)保、低耗、安全安穩(wěn)運(yùn)轉(zhuǎn)。