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，作为全国首家实施“燃煤机组烟气超低排放”项目建设。该项目在技术设计路线和施工安装方面处在摸索和创新阶段，有诸多的不确定性、新技术应用及衔接方面的问题需要解决。
  嘉兴电厂三期百万机组锅炉为哈尔滨锅炉厂设计和制造的超超临界变压运行直流锅炉，采用П型布置、单炉膛、一次中间再热、低NOx主燃烧器和高位燃尽风分级燃烧技术、反向双切圆燃烧方式。燃烧器采用无分隔墙的八角双火球切圆燃烧方式，全摆动燃烧器。
  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。在此过程中，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系统的吸收塔。
  烟气脱硫装置采用石灰石-石膏湿法脱硫技术，无旁路、无GGH，有增压风机。吸收塔采用带托盘的逆向喷淋塔，设计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系统设计6kV和380V两个电压等级，每台机组6kV分四段布置(A1、A2、B1、B2)。每台机组布置两台低压脱硫变，互为暗备用，分别接自6kV A2和B2段母线;布置四台除尘变(A1、B1;A2、B2),互为暗备用，分别接自6kV A1、A2、B1、B2段母线。
  2超低排放改造方案
  锅炉空预器出口的烟气经过第一段MGGH(降温段)后降温至87℃左右，然后进入改造后的低低温静电除尘器，经过除尘后通过引风机、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℃后通过烟囱排放。工艺流程图如下：

 
  烟气脱硫系统进行双层交互式喷淋层+双托盘改造提效，新增1～2层托盘，同时将喷淋系统改造为交互式喷淋层，可以满足SO2排放浓度≤35mg/Nm3的要求,且改造后脱硫循环泵有备用，大大提高了系统的可靠性。
脱硝系统增加催化剂体积，更换两层原催化剂，使脱硝效率由80%提高至85%。电除尘将现有的干式静电除尘器改为低低温静电除尘系统(包括MGGH)，同时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增加一电场的湿式静电除尘器。 
  以上超低排放改造涉及的电气部分改造主要有：
  (1) 对增压风机增容，将增压风机功率从原来的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由原来的1120kW增容到1250kW，每台炉再增加一台1400kW的吸收塔再循环泵。
  (3) 湿式电除尘器和MGGH增加后新增负荷703kW，低压脱硫变容量无法满足增设湿式电除尘器和MGGH的容量要求，每台炉增加一台低压变同时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布置空间，两台炉需新设一座电气间来布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系统设计问题及优化措施
  3.1. 超低排放厂用电设计中存在的问题
  3.1.1. 低压变压器设计负荷与实际负荷偏差大
  在设计方案中，对于改造相关的四台除尘变和两台脱硫变的负荷统计情况为，除尘变设计负荷均为1700kVA，脱硫变的设计负荷为1360kVA，统计结果是按照变压器额定容量及85%的负荷同时率进行计算，这样的统计结果造成了现有变压器无法满足超低排放改造新增负荷的要求，同时两台除尘变、两台脱硫变之间的相互暗备用也无法满足。
  对机组连续满负荷运行工况下变压器负荷率统计，两台脱硫变的实际容量分别为410kVA和240kVA左右，四台除尘变的容量均小于200kVA，与设计负荷差距较大。因此对本次超低排放改造涉及的四台除尘变、两台脱硫变所带负荷进行了重新的统计。
  六台变压器的设计负荷、统计负荷与实际负荷见下表：

 
  3.1.2. 厂用6kV母线新增负荷分布不合理
  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，原有两台增压风机分别从3150kW增容至5900kW，原有一台吸收塔再循环泵从1120kW增容至1250kW。热媒水泵分别接6kV A1段和6kV B1段，新增除尘变和吸收塔再循环泵接6kV B2段。针对四段6kV母线在原设计上存在的负荷偏差大的问题，此举并不能很好的缓解母线之间的负荷偏差。改造前、后的统计负荷与改造前实际负荷如下表： 
 

  3.2. 超低排放改造前厂用电系统优化
  3.2.1. 取消湿电除尘变及相应的配电室。
  设计中每台机组增加的湿电除尘变(1600kVA)，其设计负荷为703kW，通过将负荷转移，湿式电除尘8台高频柜电源(8*86.4kW)分别接在四台除尘变下，共计691.2kW，改接后除尘变的实际负荷约为350kVA，负荷率约为18%，仍具备两台除尘变之间的暗备用能力。其余的负荷(约250kW)分别接到两台脱硫变下，脱硫变的实际负荷约为585kVA和415kVA，变压器的负荷率分别为37%和26%，也同样具备两台脱硫变之间的暗备用能力。在取消湿电除尘变的情况下，系统的接线方式得到简化，现有变压器的负荷率略有增加但原设计功能不变，满足运行的要求，该设计优化可减少直接投资约100万元。
  3.2.2. 热媒增压水泵转移。
  两台热媒增压水泵从6kV A1段和6kV B1段母线转移至6kV A2段和6kV B2段母线，转移后四段母线的统计负荷分别为：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段母线上分别增加负荷2750kW和4280kW。此方式下运行，四段6kV母线间的电压偏差将缩小，对于机组自动电压控制装置(AVC)投运下的发电机电压和厂用母线电压控制较为有利。
  3.2.3. 湿式电除尘高频柜均衡配置、运行方式灵活可靠。
将设计中每台机组八台湿式电除尘高频柜电源分别接至四台除尘变下，不仅实现了除尘变负荷平衡，同时在除尘变单台故障情况下仍可以保证75%的除尘效率，可确保湿电除尘效率;单台除尘变压器停用时，变压器的暗备用能力确保湿电除尘100%投运。而原设计八台湿式电除尘高频柜全部接在单台湿电除尘变下，一旦湿电除尘变湿电将造成机组所有湿式电除尘退出运行，将无法满足超低排放设计的SO2排放浓度≤35mg/Nm3的要求。同时目前的优化对整个厂用电系统的改动不大，可以简化运行的事故处理。
  4超低排放改造后存在的问题及运行优化措施
  4.1. 超低排放改造前后厂用电比较 

  注：改造前后参考负荷率为75%
  4.2. 改造后厂用电率增加了0.8%左右，主要有如下的用户分解
  4.2.1 由于改造工程的烟气流程中，脱硫吸收塔增加了一层喷淋托盘;脱硝系统增加了一层催化剂;现场管路空间布置困难，管道空间弯曲度大等因素，最终导致整体烟气流程阻力增大、流场分布不均匀，整个流通阻力达2000Pa，超过设计值1000Pa左右。估算为此引风机和增压风机阻力增加的厂用电率在0.55%左右。
  4.2.2 为超低排放工程为提高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，为此增加的厂用电量在0.25%左右。
  4.3 超低排放后的优化措施
  4.3.1 低低温电除尘、湿电电除尘实现闭环控制。超低排放改造后投运初期，由于低低温电除尘和湿电电除尘只能实现开环控制，在电除尘开环控制运行方式下，电除尘的用电量比较大，大约占机组厂用电量的0.18%，通过运行过程的优化和新技术摸索，在保证环保参数全负荷段可控的情况下，逐渐将除尘电量下降至0.1%左右，基本达到了设计值。
  4.3.1 合理调整脱硫吸收塔再循环泵的运行方式。目前4台脱硫吸收塔再循环泵，两台大功率泵、两台小功率泵。根据煤种硫份变化，及时调整吸收塔再循泵的运行方式。尽可能两台小功率泵或一大一小泵运行，此项措施可以降低厂用电率在0.05%左右 。
  4.3.2 合理进行现场设备的优化技改，配置脱硝系统气动吹灰的空压机功率大，空压机长时间处在低负荷运行状态，通过计算吹灰压缩空气的需求量，将脱硝系统吹灰压缩气源改接至机组仪用空气系统，此项措施可减少厂用电量达0.02%。
  4.3.3 由于引风机、增压风机串级运行时的不匹配，使机组低负荷运行工况下，易发生喘振，迫使开启增压风机再循环挡板增加风量来稳定，致使能耗增加。目前联合西安热工院、浙江大学等科研机构进行管道阻力模型计算，风机特性分析等措施研究解决方案，制定风机叶轮更换方案，这些措施会降低厂用电率0.05%。
嘉兴电厂烟气超低排放工程改造后，通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%左右，供电煤耗287 g/kWh，到达了超低排放设计值的要求。
  5结束语
  通过对嘉兴电厂三期烟气超低排放改造前厂用电系统优化及超低排放改造后的运行优化措施，可以有效降低超低排放改造成本，优化了系统配置，同时也使烟气超低排放运行期间机组厂用电率得到了有效控制，降低了机组供电煤耗的增幅，使超低排放机组真正达到了环保、低耗、安全稳定运行。