具有年調節能力水電廠節能途徑探索

龔在禮， 楊天勇， 孟憲影

(1.四川電力職業技術學院，四川 成都 610071;2.華電四川寶珠寺電廠，四川 廣元 628003)

隨著水電廠運行技術的智能化、人性化以及用戶二次開發技術的普及和應用，最大限度地節約水能、提高水電機組的運行效率是完全可以實現的。水電廠耗用水能除了用于水輪機帶動發電機發電以外，還有各冷卻、潤滑系統耗用的水能。對于具有年調節能力及以上的水電廠，通過合理進行水庫調度，基本上可以避免棄水，減少發電機、軸承及變壓器等設備冷卻、潤滑系統的水能耗用，相當于增加了發電量，創造了經濟價值，也就等于減少了化石燃料的耗用和二氧化碳的排放。筆者通過對四川境內某水電廠冷卻系統減少耗水量進行的可行性分析，提出了減少耗水量的解決方案，并作了節能減排效果分析，供設計、制造及運行單位參考。

1 該水電廠機組及其環境特點

該水電廠總裝機容量為70(4×17.5)萬kW，最大庫容25.5 億 m3，調節庫容 13.4 億 m3，設計時為具有不完全年調節水庫電站。近年來，由于水庫上游來水量減少，現已演變為具有完全年調節或多年調節水庫電站，已多年未出現棄水現象。該廠在四川電力系統中承擔調峰、調頻和事故備用任務，同時還承擔調壓任務，機組負荷率較低，多年平均在60%左右;額定負荷運行時間短，少于15%;空載或輕載運行時間較長，達23.6%;四臺機組為發電機-變壓器單元接線。機組年平均耗水率加權值約為5.61 m2/kW·h，枯水期(每年11月到次年4月)水庫水頭較高，平均耗水率加權值降低，約為4.71 m3/kW·h。鑒于四川電網實行峰、枯電價政策，枯水期上網電價較高，故單位水能產生的經濟效益可觀。

該廠發電機為水冷卻，空氣冷卻器用水量為710 m3/h。在冷卻水溫不超過25℃、冷卻空氣溫度不超過40℃的情況下能在額定功率下連續運行;同時，發電機允許在解除一個空氣冷卻器后，仍在額定工況下連續運行。定子機座外圓均勻布置有12個空氣冷卻器，具有較高的熱交換效果。定、轉子線圈采用B級絕緣，最高允許溫度為130℃。推力軸承轉動部分重量721.6 t，額定負荷時軸向水推力為820 t，冷卻系統配置有4臺油冷卻器，置于油槽外側，借助外加泵強迫油進行循環冷卻冷卻器耗水量為270 m3/h。在額定工況下，推力軸承最高溫度不超過70℃。冷卻器的最高進水溫度為26℃，工作壓力為0.5 MPa。

該廠變壓器為強迫油循環水冷卻，共設置4臺冷卻器，其中2臺工作，2臺備用，單臺冷卻器用水量為35 m3/h，2臺工作時總冷卻用水量70 m3/h。繞組采用A級絕緣，在正常情況下，為了保護絕緣油不致過度氧化，上層油溫應不超過85℃。同時，變壓器設計技術條件規定，變壓器運行中，當冷卻器故障全部切除時，應允許變壓器在額定負載下運行20 min，20 min后，當上層油溫未達到75℃，則允許繼續運行至上層油溫上升到75℃。但在切除全部冷卻裝置后，變壓器的最長運行時間在任何情況下均不得超過1 h。根據該廠多年的運行經驗，該廠主變壓器溫升很少超過20℃，上層油溫常年在45℃以下，均未達到國家標準規定的溫度限值。

2 減少冷卻水量的可行性分析

由于該廠水庫具有年調節甚至多年調節能力，在電力系統中承擔調峰、調頻、調壓和事故備用任務。機組旋轉備用和事故備用的時間較長，2007年至2010年間，空載小時數平均達3 646 h，占已運行小時數的23.6%(平均值)，見表1。運行經驗顯示，該廠發電機額定運行小時數僅為15%，大部分時間發電機都在空載或輕載下運行，發電機、推力軸承及變壓器發熱量較小，需要的冷卻功率亦較小。

表1 該廠機組近年主要運行指標表 /h

因該廠地處四川地區北部，晝夜溫差和冬夏季溫差較大。發電機層夏季最高溫度(晝)36℃，冬季(枯水期一般為每年11月到次年4月)最低溫度(夜)0℃;冷卻水溫偏低，最高溫度為5℃，最低溫度為0℃，見表2。在冬季及夜間，冷卻水溫低，冷卻效果好，故可減少冷卻水量。

表2 環境及冷卻水溫度值表

由于我國電力行業在上個世紀90年代以前，在設備的設計、制造時考慮可靠性、安全性、穩定性等因素較多，對節能減排因素考慮較少，冷卻系統的安全系數在設計部門和制造部門的層層加碼下，冷卻水量趨于保守而偏大，故存在減少冷卻水量的可能。

多年運行經驗表明，該廠主變壓器溫升很少超過20℃，上層油溫常年在45℃及以下，離國家標準規定的上限溫度值(85℃)有較大裕度。因此，減小冷卻水，甚至短時(1 h以內)停止冷卻水，變壓器溫度也不會超過允許值。

綜上分析可知，在發電機空載(或輕載)工況、冬季和夜間時段可減少大量的冷卻水;既使在額定運行工況下，也存在減小冷卻水的可能。

3 解決方案

(1)委托專業試驗機構(如各省市的電力試驗研究院)做設備的溫升試驗，測取溫度隨時間升高的值，重新確定冷卻水量。

①先讓發電機保持額定負荷運行，空冷器冷卻水100%投入，測取數個發電機定子鐵芯、轉子繞組溫度隨時間升高的值，直至測點溫度達到穩定值為止，試驗數據填入表3。若測點穩定溫度低于且離上限溫度裕度較大，可減小冷卻水量，直至穩定溫度低于并接近上限溫度為止，記錄下該冷卻水量，作為發電機額定負荷下的冷卻水量Qf1。再讓發電機保持輕載(≤20%PN)運行，因此時發電機空載損耗占到總損耗的60%，而空載發熱量應占總發熱量的60%左右。輕載(≤20%PN)運行時，投入60%的冷卻水量，重新測取發電機溫度隨時間升高的值，直至測點溫度達到穩定值為止，試驗數據填入表3。若測點溫度低于且離上限溫度裕度較大，可減小冷卻水量，直至穩定溫度小于且接近上限溫度為止，記錄下該冷卻水量，作為發電機輕載下的冷卻水量Qf2。反之，則增大冷卻水量，重新再試一次。

表3 發電機溫度及冷卻水量試驗值表

②用同樣的方法測取推力軸承的溫度隨時間升高的值，可求得推力軸承在額定負荷、輕載(≤20%PN)負荷時實際需求的冷卻水量Qt1、Qt2。因空載時推力軸承損耗占到總損耗的50%左右，故輕載(≤20%PN)運行時，投入50%的冷卻水量。

③用同樣的方法測取變壓器的的溫度隨時間升高的值，可求得變壓器在額定負荷、輕載(≤20%PN)負荷時實際需求的冷卻水量 Qb1、Qb2。因空載時變壓器損耗僅占總損耗的30%左右，故輕載(≤20%PN)運行時，投入30%的冷卻水量。

(2)委托設備制造廠家改造各冷卻水控制閥，加裝閥門開度智能化控制系統，使冷卻水量隨溫度及負荷自動調節。

①該廠發電機定、轉子線圈為B級絕緣，允許最高工作溫度不超過130℃，考慮安全系數1.3，發電機定子鐵芯溫度允許值為100℃。因此，若溫度達到100℃ 時，增加冷卻水量至Qf1，若發電機負荷降低至輕載(≤20%PN)或溫度降低至60℃，則減少冷卻水量至Qf2。

②根據國家標準，推力軸承工作溫度一般應保持在50℃以下。若溫度達到50℃ 時，增加冷卻水量至Qt1;若發電機負荷降低至輕載(≤20%PN)或溫度降低至35℃時，則減少冷卻水量至Qt2。

③該廠變壓器線圈絕緣為A級絕緣，工作溫度保持在85℃以下。若溫度接近85℃ 時，增加冷卻水量至Qb1;若變壓器負荷降低至輕載(≤20%PN)或溫度降低至35℃時，則減少冷卻水量至Qb2。

4 節能減排效果分析

目前，只要機組運轉，該廠發電機、推力軸承和變壓器冷卻水即按設計值投入全部冷卻水量。每臺發電機空氣冷卻器耗水量為710 t/h，四臺發電機總耗水量為2 840 t/h。每臺機組推力軸承冷卻系統耗水量為270 t/h，四臺機組推力軸承冷卻器總耗水量為1 080 t/h。每臺變壓器耗水量為70 t/h，四臺變壓器總耗水量為280 t/h。

(1)因發電機及其推力軸承空載(或輕載)運行時損耗僅占額定運行的60%左右，變壓器空載運行的損耗不到額定運行的40%，按上述技術改造方案，發電機及其推力軸承冷卻水可減少40%，變壓器冷卻水可減少60%。由表1可知，該廠自2007年至2010年，機組平均每年有3 646 h處于空載(或輕載)運行，則總計每年可減少冷卻水量:

(2 840×40%+1 080×40%+280×60%)×3 646=6 329 456(t)

該廠年平均耗水率加權值按5.61 m3/kW·h計算，減少的這部分水能每年可實現發電量:

6 329 456/5.61=1 128 245(kW·h)

該廠平均上網電價為0.49元/kW·h，年可增加收入552 840元，若按表3所示燃煤電廠碳排放系數為270克碳/kW·h，水電廠碳排放系數4.9克碳/kW·h，則年減少碳排放量為1 356.28 t碳。

表4 各類發電廠碳排放系數表

若通過合理調度，將水能調整到枯水期發電，枯水期水位較高，枯水期平均耗水率加權值較豐水期減少，即4.71 t/kW·h，則可增加發電量為:

6 329 456/4.71=1 343 833(kW·h)

按枯水期上網電價0.72元/kW·h計算，年可增加收入967 560元;年減少碳排放量為1 615.44 t碳。

(2)若考慮冬季和夜間環境溫度和冷卻水溫度較低，可再減少5%左右;考慮上世紀90年代以前設計、制造安全系數偏大等原因，還可再減小5%左右，故其經濟效益和減排效果更好。

5 結語

委托專業試驗機構試驗，提供設備的溫升曲線及相應設備的冷卻水量，設備研發制造廠家對機組及變壓器冷卻水系統進行智能化改造，所需資金不多，經濟效益與減排效果好，值得相關部門參考并進行進一步研究。

[1]秦定龍.開發水能可以有效減少二氧化碳的排放[J].四川水力發電，2011，30(2):71 －75，78.

[2] 胡虔生，等.電機學[M].北京:中國電力出版社，2009.