龔在禮， 楊天勇， 孟憲影

(1.四川電力職業(yè)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(fā)技術的普及和應用，最大限度地節(jié)約水能、提高水電機組的運行效率是完全可以實現(xiàn)的。水電廠耗用水能除了用于水輪機帶動發(fā)電機發(fā)電以外，還有各冷卻、潤滑系統(tǒng)耗用的水能。對于具有年調節(jié)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(fā)電機、軸承及變壓器等設備冷卻、潤滑系統(tǒng)的水能耗用，相當于增加了發(fā)電量，創(chuàng)造了經(jīng)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(tǒng)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(jié)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(huán)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(jié)庫容 13.4 億 m3，設計時為具有不完全年調節(jié)水庫電站。近年來，由于水庫上游來水量減少，現(xiàn)已演變?yōu)榫哂型耆暾{節(jié)或多年調節(jié)水庫電站，已多年未出現(xiàn)棄水現(xiàn)象。該廠在四川電力系統(tǒng)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(fā)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(wǎng)實行峰、枯電價政策，枯水期上網(wǎng)電價較高，故單位水能產生的經(jīng)濟效益可觀。

該廠發(fā)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(xù)運行;同時，發(fā)電機允許在解除一個空氣冷卻器后，仍在額定工況下連續(xù)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(tǒng)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(huán)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(huán)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(guī)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(xù)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(jù)該廠多年的運行經(jīng)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(guī)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(jié)甚至多年調節(jié)能力，在電力系統(tǒng)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(shù)平均達3 646 h，占已運行小時數(shù)的23.6%(平均值)，見表1。運行經(jīng)驗顯示，該廠發(fā)電機額定運行小時數(shù)僅為15%，大部分時間發(fā)電機都在空載或輕載下運行，發(fā)電機、推力軸承及變壓器發(fā)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(qū)北部，晝夜溫差和冬夏季溫差較大。發(fā)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(huán)境及冷卻水溫度值表

由于我國電力行業(yè)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(wěn)定性等因素較多，對節(jié)能減排因素考慮較少，冷卻系統(tǒng)的安全系數(shù)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(jīng)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(guī)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(fā)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(yè)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(fā)電機保持額定負荷運行，空冷器冷卻水100%投入，測取數(shù)個發(fā)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(wěn)定值為止，試驗數(shù)據(jù)填入表3。若測點穩(wěn)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(wěn)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(fā)電機額定負荷下的冷卻水量Qf1。再讓發(fā)電機保持輕載(≤20%PN)運行，因此時發(fā)電機空載損耗占到總損耗的60%，而空載發(fā)熱量應占總發(fā)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(fā)電機溫度隨時間升高的值，直至測點溫度達到穩(wěn)定值為止，試驗數(shù)據(jù)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(wěn)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(fā)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(fā)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(tǒng)，使冷卻水量隨溫度及負荷自動調節(jié)。

①該廠發(fā)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(shù)1.3，發(fā)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(fā)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(jù)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(fā)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(jié)能減排效果分析

目前，只要機組運轉，該廠發(fā)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(fā)電機空氣冷卻器耗水量為710 t/h，四臺發(fā)電機總耗水量為2 840 t/h。每臺機組推力軸承冷卻系統(tǒng)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(fā)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(fā)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(xiàn)發(fā)電量:

6 329 456/5.61=1 128 245(kW·h)

該廠平均上網(wǎng)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(shù)為270克碳/kW·h，水電廠碳排放系數(shù)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(fā)電廠碳排放系數(shù)表

若通過合理調度，將水能調整到枯水期發(fā)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(fā)電量為:

6 329 456/4.71=1 343 833(kW·h)

按枯水期上網(wǎng)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(huán)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(shù)偏大等原因，還可再減小5%左右，故其經(jīng)濟效益和減排效果更好。

5 結語

委托專業(yè)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(fā)制造廠家對機組及變壓器冷卻水系統(tǒng)進行智能化改造，所需資金不多，經(jīng)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(fā)水能可以有效減少二氧化碳的排放[J].四川水力發(fā)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.