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提升水电站经济运行水平

1-22 16:40| 发布者: 电力科技在线| 查看: 1598| 评论: 0|原作者: 文/黄河水电公司李家峡发电分公司 周总

摘要: 采取优化发电机组运行方式,降低发电水耗;减小发电机组启停机时间,提高机组水能利用率;调整油泵出口压力,降低厂用电率;改善水库调度运行方式,降低单机耗水率等措施,提高水电站经济运行水平。
电站概况

李家峡水电站位于青海省尖扎县和化隆县交界的黄河干流上,是以发电为主的大型综合水利枢纽工程。电站设计安装5台混流式水轮发电机组,工程分两期建设,一期装机4台1600MW(4×400MW),二期装机1台(400MW),机组分前后排方式布置,厂房上游布置2号、4号水轮发电机组,下游布置1号、3号、5号水轮发电机组,电站在系统中担任调峰、调频任务,是西北电网的骨干电厂,也是目前西北电网已投产的最大的水电站。

提高水电站的运行技术是实现电站经济运行的重要途径之一,结合电站的实际运行情况,如何合理、有效地利用水能,充分挖掘潜力,在节能降耗的基础上多发电量,是本文讨论的重点。

优化发电机组运行方式

水电站的节水增发电主要包含两方面内容,一是避免无益的弃水,充分利用水资源;二是降低发电水耗,提高水能利用率。等效可用系数是评价发电机组可靠性和可用性的一个重要的指标,也是衡量电站安全生产管理水平最直接的反映。等效可用系数实际值=【(可用小时-降低出力等效停运小时)/统计期间小时】×100%,其中,机组检修时间的长短和不安全因素引起的非计划停运是影响等效可用系数最重要的因素,而检修时间的长短取决于检修项目的多少、效率的高低、管理水平等。李家峡水电站4台水轮机组发电初期均存在转轮裂纹的重大缺陷,影响着电站的等效可用系数。通过近十年不断地探索和总结,对2、4号水轮机进行了技术改造,现2、4号机组转轮裂纹现象现基本消除,从而使电站的计划检修次数由原来的8台次/年,减少至6台次/年,等效可用系数由2005年以前的平均值88.1%提高到91.41%。如果1、3号水轮机转轮裂纹得以彻底消除,年度计划检修次数会进一步减少,从而发电机组计划检修间隔达到最佳。

电站低压风系统设计有5台低压空压机,均为水冷却方式,其单台空压机冷却水消耗量为2.4立方米/小时。空压机正常运行方式为三台自动两台备用,因此需24小时始终投入其冷却水,这样既增加了耗水,又不利于节能。2007年电站对低压空压机进行了技术改造,采用新型自然空冷方式的空压机,这样单台空压机每年就可以减少21024立方米的耗水量,5台空压机每年共节约10.512万立方米的耗水量;电站4台主变冷却水、全厂低压生活水及发电机组冷却备用水源都是通过稳压水箱后供给的,为了保证安全运行,就不可避免的存在水箱溢流问题,溢流水量的大小又随其水箱负荷运行方式的变化而变化。电站从改进水箱水位测量仪和制定具体的水箱溢流办法入手,实现了各水箱水位自动控制,解决了长期以来水箱溢流耗水较大的问题;电站共设有三孔泄洪道,分别布置在左右岸,其中左岸布置两条泄洪道,右岸布置一条泄洪道。自1997年电站投产发电后,发现三条泄洪道底坎及门楣处均存在不同程度的漏水,初步判断为工作弧门水封安装不当造成漏水,后对泄洪道工作弧门水封进行了更换,漏水量未减少,后又对泄洪道工作闸室底板进行测量,发现泄洪道底板钢衬存在较大的不平整度,工作弧门水封弹性压缩量有限,造成泄洪道底板漏水量较大,泄洪道底板漏水量较大不但浪费了水资源,同时冬季易对泄洪道底板的混凝土造成冻溶。在无法修复泄洪道底板平整度的前提下,在工作弧门与底板接触面上涂弹性聚脲材料,减小不平整度,达到减少漏水的目的。

李家峡水电站属黄河流域梯级调度的电站,从某种意义上讲,计划发电量完成受多方面因素的制约,但对于站内4台发电机组运行方式的优化组合、对总负荷ΣP最优分配、对开停机组进行合理安排则是电站运行技术的重要体现环节。在电网“调厂不调机”的调度方式,给电站优化运行方式提供了更大的空间。电站可根据多年运行实际经验、机组效率特性曲线、不同水头下的单机最优运行区间、多台机组最优组合出力及振动区域等,可灵活、合理的安排站内各台发电机组的优化运行方式,使站内发电机组以最佳的经济方式运行。

由于并网发电机组参与网间潮流调节,需经常偏离正常运行工况区而使发电机组振动加剧。由于电网系统的需要,必须在振动区域运行时,运行人员合理分配机组之间的负荷,只让一台机组带低负荷在振动区运行,而让其它机组在振动区域外参与调节;按调度频率调节要求,正常情况下,由第一调频厂负责将系统频率维持在50±0.05Hz的范围之内,调频人员可按站内发电机组的实际运行工况,适宜的利用这±0.05的频率偏差值,尽可能的将机组避开振动区运行。

减小发电机组启停机时间,提高机组水能利用率

李家峡水电站承担着西北电网第一调频、调峰任务,开、停机非常频繁,年度平均开、停机次数可达1040次。发电初期(1997年)至今电站开、停均采用计算机监控开机模式,但发电初期由于设备部分自动化元件不完善等原因,开、停操作采用监控分步开机。这样计算机监控系统执行空载令后,水轮机导叶打开至发电机组并网,大约需要6分钟左右的时间。经过对部分自动化设备的技术改造和对发电机组开机流程进行一系列的简化后,实现了发电机组一步开机,将此时间由原来的6分钟左右缩短为2分钟左右。这样就大大提高了水能利用率,从李家峡水电站实际水头、出力及流量(H-N-Q)的关系曲线得:当机组运行水头H=127m时,机组空载开度流量Q=38.0立方米/秒,以此计算,单台发电机组每次开机过程用水量由原来的13680m3减少为4560m3,可实现年度节水474.24万m3,按电站平均发电耗水率3.33立方米/千瓦时计算,可增发142.41万千瓦时的发电量。

电网调度一般对停机时间没有严格要求,但停机时间的长短对电站厂内发电经济运行有非常重要的影响。李家峡水电站计算机监控系统的停机流程时间为20分钟,否则,停机失败流程会自动退出。停机时间过长主要是由于机组导叶漏水量过大原因造成的。从耗水率的角度出发,在停机时间过程中,真正影响发电耗水量的时间段是从发电机组执行停机流程至制动加闸转速到“零”的时间。李家峡水电站机组停机时间一般为12~15分钟之间,但由于检修质量及设备维护等方面的原因,电站2号、4号发电机组曾发生停机时间过长(超过20分钟)、慢爬行等现象。2007年电站从提高机组自动化水平、加强检修维护质量和运行人员操作技能入手,改善停机流程,缩短停机时间。将机组停机时间从原来的平均12~18分钟下降至9~13分钟。按年度平均停机次数计算,年度可减小发电机组空转及技术供水系统运行时间各1560分钟,从而大幅减小了发电耗水率。

总结运行工作经验,加强技术创新

李家峡水电站4台发电机组下导轴承和推力轴承共用一个油槽,推力轴承冷却方式采用外循环冷却方式。原设计正常运行时由两台推外泵运行,油泵出口压力达0.3MPa左右。这种油循环存在的问题是油泵运行压力较高,推力油槽的进油压力偏高,产生油雾,即推外“甩油”现象。通过多年的运行分析总结后,进行了技术改造试验,通过降低油泵出口压力(0.2MPa)和单台泵试运行后,其轴承瓦温在正常范围内,推力甩油现象也有了明显的改善。2007年通过对4台发电机组推力外循环系统,分别进行了单台泵运行试验,试验证明单机在各负荷区间运行,推力外循环单泵连续运行,推力轴承瓦温平均上升4—5℃,不会影响发电机组安全稳定运行。原推力外循环泵单泵运行10分钟启动事故停机流程,设计不尽合理,推力外循环服务对象为推力瓦,如果仅以推力外循环泵单泵运行10分钟作为判断,而不考虑推力油槽油温(因为推力瓦温度过高及超高有独立的事故回路),仅以推力瓦温作为启动事故流程依据有所欠妥。所以推力外循环运行模式可改为单台泵运行模式是可行的。推力外循环单台油泵功率为P=50kW,四台机组按电站年度发电机组运行小时平均为3334.7小时计算,此项技术改造每年可减小厂用电量约16.67万千瓦时。

李家峡水电站发变组采用单元接线,发电机出口设有出口断路器,这种接线方式运行较为灵活,发电机停机时只需断开发电机出口断路器,主变压器仍并网运行提供厂用电源,由于李家峡水电站在西北电网担任调峰调频任务,开停机较为频繁,据2008年统计开停机次数达1040台次,主变压器设有五台冷却器,单台冷却器流量为24立方米/小时,冷却器功率为350kW,正常运行中冷却器三台工作一台备用一台辅助,正常水轮发电机组停机后,相应变压器只带部分厂用负荷,但冷却方式仍为标准的运行方式,无形中造成了冷却水的浪费。

2008年1月份对李家峡水电站4台主变压器进行了红外线测温,测温数据表明1号主变压器外壳温度为-6℃(此时1号机停机),2号至4号主变压器外壳温度最高为45℃。因此发电机组停机后,主变压器的冷却器投入台数由三台减少为两台是完全满足运行的,这样不但可以减少冷却器耗水量,还可以降低厂用电率。按每年发电机组停机备用时间计算(年度均值12600小时),每年可减少441.0万千瓦时的厂用耗电量和30.24万立方米的主变冷却耗水量。

优化水库调度运行方式,提高运行水头

做好电站水情测报系统的准确、畅通,准确掌握上游水情变化,可以很好的指导电站水库水位调度工作,制定计算水电站水库运行计划。从水工维护管理方面,制定清理坝前库区卫生管理制度,定期对水库拦污栅处的漂浮物进行处理,从而降低因发生封堵情况而影响水头损失,降低发电耗水率。

李家峡水电站属黄河流域梯级调度,其上游龙羊峡水库为多年调节的大型水库,拥有巨大调节能力,这就给下游李家峡水电的安全、经济运行提供了极大的优势。电站水库汛期限制水位高程为2180m,设计千年一遇洪水位高程2181.3m。(黄河)龙~李区间无大的支流汇入,区间多年平均来水12m3/s,仅占李家峡坝址多年平均流量的1.7%。水库入泥沙主要来源于龙~李区间,年平均含沙量为0.58m3/kg,入库沙量有明显的季节性,且上游有龙羊峡水电站和尼那水电站及在建的拉西瓦水电站,水库来水情况比较稳定。因此在主汛期期间库水位可控制在正常蓄水位2179.50m左右,留有一定的防汛库容。非主汛期可抬高至2180.5m~2181.0m。2009年3月,李家峡水电站通过国家电力监管委员会大坝安全监察中心对电站大坝进行了原型观测试验,将李家峡水电站水库水位提高至2181.3m,初步试验结果均在正常范围之内。通过水头、出力及流量(H-N-Q)的关系曲线,当库水位升高至2180m时,单机耗水率可降低0.02m3/kWS;升高至2181m时单机耗水率可降低0.05m3/kWS,按上年度发电用水量计算,分别可增发0.32亿千瓦时和0.815亿千瓦时的电量。

水电站发电时的尾水壅高对水电站经济运行也有明显的影响。李家峡水电站水轮机组安装高程为2041.5m,正常情况下尾水位在2049m~2053m之间。下游7公里处建有直岗拉卡水电站,该电站设计水库正常运行水位为2050m,死水位为2048m,总库容为0.154亿m3。2005年5月直岗拉卡水电站水库蓄水发电,导致李家峡水电站的发电平均耗水率明显上升。因此,梯级调度好汛期水库运行联合调度制度,做好电站的尾水管理工作是非常重要的。


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