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1概述
浙能嘉興電廠三期7、8號機組為1000MW級超超臨界機組，作為全國首家實施“燃煤機組煙氣超低排放”項目建設。該項目在技術設計路線和施工安裝方面處在摸索和創新階段，有諸多的不確定性、新技術應用及銜接方面的問題需要解決。
嘉興電廠三期百萬機組鍋爐為哈爾濱鍋爐廠設計和制造的超超臨界變壓運行直流鍋爐，采用П型布置、單爐膛、一次中間再熱、低NOx主燃燒器和高位燃盡風分級燃燒技術、反向雙切圓燃燒方式。燃燒器采用無分隔墻的八角雙火球切圓燃燒方式，全擺動燃燒器。
鍋爐出口煙氣經省煤器后進入SCR反應器，經空預器與一、二次風進行換熱后流經干式靜電除塵器、引風機、增壓風機和吸收塔后由煙囪排入大氣。在此過程中，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系統的吸收塔。
煙氣脫硫裝置采用石灰石-石膏濕法脫硫技術，無旁路、無GGH，有增壓風機。吸收塔采用帶托盤的逆向噴淋塔，設計有三臺循環泵及三層標準型噴淋層。
嘉興電廠三期百萬機組廠用電系統設計6kV和380V兩個電壓等級，每臺機組6kV分四段布置(A1、A2、B1、B2)。每臺機組布置兩臺低壓脫硫變，互為暗備用，分別接自6kV A2和B2段母線;布置四臺除塵變(A1、B1;A2、B2),互為暗備用，分別接自6kV A1、A2、B1、B2段母線。
2超低排放改造方案
鍋爐空預器出口的煙氣經過第一段MGGH(降溫段)后降溫至87℃左右，然后進入改造后的低低溫靜電除塵器，經過除塵后通過引風機、增壓風機增壓后進入吸收塔，吸收塔出口的煙氣進入一電場濕式靜電除塵器，除塵凈化后進入第二段MGGH(升溫段)升溫至80℃后通過煙囪排放。工藝流程圖如下：
煙氣脫硫系統進行雙層交互式噴淋層+雙托盤改造提效，新增1～2層托盤，同時將噴淋系統改造為交互式噴淋層，可以滿足SO2排放濃度≤35mg/Nm3的要求,且改造后脫硫循環泵有備用，大大提高了系統的可靠性。
脫硝系統增加催化劑體積，更換兩層原催化劑，使脫硝效率由80%提高至85%。電除塵將現有的干式靜電除塵器改為低低溫靜電除塵系統(包括MGGH)，同時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增加一電場的濕式靜電除塵器。
以上超低排放改造涉及的電氣部分改造主要有：
(1) 對增壓風機增容，將增壓風機功率從原來的3150kW增容到5900kW。
(2) 對吸收塔再循環泵C增容，將吸收塔再循環泵C由原來的1120kW增容到1250kW，每臺爐再增加一臺1400kW的吸收塔再循環泵。
(3) 濕式電除塵器和MGGH增加后新增負荷703kW，低壓脫硫變容量無法滿足增設濕式電除塵器和MGGH的容量要求，每臺爐增加一臺低壓變同時增設相應的開關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備布置空間，兩臺爐需新設一座電氣間來布置新增的低壓變和開關柜。
(4) 新增濕電除塵變、MGGH區域熱媒水泵由主廠房相應機組6kV段供電。
3超低排放改造前廠用電系統設計問題及優化措施
3.1. 超低排放廠用電設計中存在的問題
3.1.1. 低壓變壓器設計負荷與實際負荷偏差大
在設計方案中，對于改造相關的四臺除塵變和兩臺脫硫變的負荷統計情況為，除塵變設計負荷均為1700kVA，脫硫變的設計負荷為1360kVA，統計結果是按照變壓器額定容量及85%的負荷同時率進行計算，這樣的統計結果造成了現有變壓器無法滿足超低排放改造新增負荷的要求，同時兩臺除塵變、兩臺脫硫變之間的相互暗備用也無法滿足。
對機組連續滿負荷運行工況下變壓器負荷率統計，兩臺脫硫變的實際容量分別為410kVA和240kVA左右，四臺除塵變的容量均小于200kVA，與設計負荷差距較大。因此對本次超低排放改造涉及的四臺除塵變、兩臺脫硫變所帶負荷進行了重新的統計。
六臺變壓器的設計負荷、統計負荷與實際負荷見下表：
3.1.2. 廠用6kV母線新增負荷分布不合理
超低排放改造新增熱媒水泵(280kW)兩臺、吸收塔再循環泵(1400kW)一臺，新增濕電除塵變(1600kVA)一臺，原有兩臺增壓風機分別從3150kW增容至5900kW，原有一臺吸收塔再循環泵從1120kW增容至1250kW。熱媒水泵分別接6kV A1段和6kV B1段，新增除塵變和吸收塔再循環泵接6kV B2段。針對四段6kV母線在原設計上存在的負荷偏差大的問題，此舉并不能很好的緩解母線之間的負荷偏差。改造前、后的統計負荷與改造前實際負荷如下表：
3.2. 超低排放改造前廠用電系統優化
3.2.1. 取消濕電除塵變及相應的配電室。
設計中每臺機組增加的濕電除塵變(1600kVA)，其設計負荷為703kW，通過將負荷轉移，濕式電除塵8臺高頻柜電源(8*86.4kW)分別接在四臺除塵變下，共計691.2kW，改接后除塵變的實際負荷約為350kVA，負荷率約為18%，仍具備兩臺除塵變之間的暗備用能力。其余的負荷(約250kW)分別接到兩臺脫硫變下，脫硫變的實際負荷約為585kVA和415kVA，變壓器的負荷率分別為37%和26%，也同樣具備兩臺脫硫變之間的暗備用能力。在取消濕電除塵變的情況下，系統的接線方式得到簡化，現有變壓器的負荷率略有增加但原設計功能不變，滿足運行的要求，該設計優化可減少直接投資約100萬元。
3.2.2. 熱媒增壓水泵轉移。
兩臺熱媒增壓水泵從6kV A1段和6kV B1段母線轉移至6kV A2段和6kV B2段母線，轉移后四段母線的統計負荷分別為：6kVA1段母線29030kW;6kVA2段母線23270kW;6kVB1段母線30280kW;6kVB2段母線19990kW。保持原負荷較重的A1、 B1段母線負荷不變，在負荷較輕的6kV A2 、B2段母線上分別增加負荷2750kW和4280kW。此方式下運行，四段6kV母線間的電壓偏差將縮小，對于機組自動電壓控制裝置(AVC)投運下的發電機電壓和廠用母線電壓控制較為有利。
3.2.3. 濕式電除塵高頻柜均衡配置、運行方式靈活可靠。
將設計中每臺機組八臺濕式電除塵高頻柜電源分別接至四臺除塵變下，不僅實現了除塵變負荷平衡，同時在除塵變單臺故障情況下仍可以保證75%的除塵效率，可確保濕電除塵效率;單臺除塵變壓器停用時，變壓器的暗備用能力確保濕電除塵100%投運。而原設計八臺濕式電除塵高頻柜全部接在單臺濕電除塵變下，一旦濕電除塵變濕電將造成機組所有濕式電除塵退出運行，將無法滿足超低排放設計的SO2排放濃度≤35mg/Nm3的要求。同時目前的優化對整個廠用電系統的改動不大，可以簡化運行的事故處理。
4超低排放改造后存在的問題及運行優化措施
4.1. 超低排放改造前后廠用電比較
注：改造前后參考負荷率為75%
4.2. 改造后廠用電率增加了0.8%左右，主要有如下的用戶分解
4.2.1 由于改造工程的煙氣流程中，脫硫吸收塔增加了一層噴淋托盤;脫硝系統增加了一層催化劑;現場管路空間布置困難，管道空間彎曲度大等因素，最終導致整體煙氣流程阻力增大、流場分布不均勻，整個流通阻力達2000Pa，超過設計值1000Pa左右。估算為此引風機和增壓風機阻力增加的廠用電率在0.55%左右。
4.2.2 為超低排放工程為提高環保參數而配套增設的電氣設備，如熱媒水泵、濕式電除塵等，為此增加的廠用電量在0.25%左右。
4.3 超低排放后的優化措施
4.3.1 低低溫電除塵、濕電電除塵實現閉環控制。超低排放改造后投運初期，由于低低溫電除塵和濕電電除塵只能實現開環控制，在電除塵開環控制運行方式下，電除塵的用電量比較大，大約占機組廠用電量的0.18%，通過運行過程的優化和新技術摸索，在保證環保參數全負荷段可控的情況下，逐漸將除塵電量下降至0.1%左右，基本達到了設計值。
4.3.1 合理調整脫硫吸收塔再循環泵的運行方式。目前4臺脫硫吸收塔再循環泵，兩臺大功率泵、兩臺小功率泵。根據煤種硫份變化，及時調整吸收塔再循泵的運行方式。盡可能兩臺小功率泵或一大一小泵運行，此項措施可以降低廠用電率在0.05%左右 。
4.3.2 合理進行現場設備的優化技改，配置脫硝系統氣動吹灰的空壓機功率大，空壓機長時間處在低負荷運行狀態，通過計算吹灰壓縮空氣的需求量，將脫硝系統吹灰壓縮氣源改接至機組儀用空氣系統，此項措施可減少廠用電量達0.02%。
4.3.3 由于引風機、增壓風機串級運行時的不匹配，使機組低負荷運行工況下，易發生喘振，迫使開啟增壓風機再循環擋板增加風量來穩定，致使能耗增加。目前聯合西安熱工院、浙江大學等科研機構進行管道阻力模型計算，風機特性分析等措施研究解決方案，制定風機葉輪更換方案，這些措施會降低廠用電率0.05%。
嘉興電廠煙氣超低排放工程改造后，通過一系列的節能降耗優化調整工作，使廠用電率維持在4.65%左右，供電煤耗287 g/kWh，到達了超低排放設計值的要求。
5結束語
通過對嘉興電廠三期煙氣超低排放改造前廠用電系統優化及超低排放改造后的運行優化措施，可以有效降低超低排放改造成本，優化了系統配置，同時也使煙氣超低排放運行期間機組廠用電率得到了有效控制，降低了機組供電煤耗的增幅，使超低排放機組真正達到了環保、低耗、安全穩定運行。
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