石泉水电厂机组优化运行的实践

徐峰

摘 要：为提高机组运行发电经济性水平，确保机组长周期的稳定运行，石泉水电厂积极探索机组运行维护新思路，不断在实践中摸索、改善。运用计算机监控系统、机组在线监测装置、水调自动化系统等高科技手段结合多年机组运行参数总结、对比，全面分析查找影响机组指标的因素，坚持保安全、抢电量、提效率、降损耗，通过加强操作调整、量化指标设定、优化机组运行方式，使机组运行指标达到设计值的目标，实现安全和电量效益双赢。

关键词：水电厂 机组 优化运行 实践

中图分类号：TV737 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2015）06（c）-0061-02

水轮发电机发电机组利用无污染水能，具有发电成本低，机组启动快，增加负荷迅速，改变工况方便，可调节范围广等特点，适用承担各种类型的系统负荷和担任系统事故备用容量。近年随着电力系统的快速发展，电网结构更加合理，伴着经济水平的快速增长，工业、民用负荷日趋增高，对发电厂尤其具有调峰能力的水力发电厂要求更高。

石泉水电厂作为是汉江上游最早建设的大Ⅱ型水力发电厂和陕西电网调峰电厂之一，在汛期承担系统基荷，非汛期承担系统调峰和事故备用，是陕南电网主要电源支撑点之一。如何保证机组长周期的稳定、延长机组运行寿命、提高水能利用率，以达到企业效益最大化的目标值得长期深入的研究和探索。

1 概述

1.1 石泉水电厂概述

石泉水电厂位于汉江上游石泉县城西一公里处，是汉江上游最早建设的大Ⅱ型水力发电厂和陕西电网调峰电厂之一，兼有灌溉、防洪、发展渔业等综合利用效益。水库控制流域面积2.34万km2，属不完全季调节，正常高水位410m，死水位395m。设计库容4.7亿m3，2011年3月实测库容2.738亿m3。电站大坝为混凝土空腹重力坝，坝高65m，坝顶高程416m，坝宽16m，坝长353m。电站厂房为坝后式，1号厂房安装3台4.5万kw混流式水轮发电机组，总装机容量13.5万kw；1998年又在下游尾水左岸安装2台4.5万kw机组，为短洞引水岸边式厂房，1洞2机，利用石泉大坝弃水发电，目前电站总装机容量22.5万kw。

1.2 主接线方式介绍

石泉水电厂机组编号1-5号水轮发电机组，主变压器编号1-4号主变压器，1-3号机组、变压器为机变单元接线，单机带主变；4、5号机组、4号主变压器为扩大单元接线，两台机共用一台变压器。发电机机端额定电压10.5KV，主变压器高压侧额定电压110KV。正常方式下，1、3号主变压器运行于110KVI母，2、4号主变运行于110KVII母，两条110KV母线经1100母联开关联络运行。110KV母线共有出线5回，分别通过汉中电网和安康电网接入主网运行，其中石茶线、石洋线、石葛线接入汉中电网，石长线、石古线接入安康电网。正常方式下，石长线、石洋线运行于110KVI母，石茶线、石古线、石葛线运行于110KVII母。

正常情况下，石泉电厂1号厂房厂用电由3号主变经21B厂高变带，2号厂房厂用电由4号主变经T41厂高变带，1、2号厂房间设有厂联开关，平时互为备用，1、2号机可在空载及并网状态下均可经22B厂高变带1号厂房厂用电。

1.3 机组运行特点

1-3号机于1975年投产发电，机组已运行40年，过水部件汽蚀严重，导叶漏水量偏大，机组运行期间振动区较多，以1号机由为明显，可调节能力差，2号机定子铁芯水平振动超标。在历年的机组检修过程中，1-3号发电机定、转子均发现不同程度析出物，且1号发电机与2、3号机同等工况下比较，定子线圈温度及空冷器热风温度明显偏高，高温大负荷运行时，接近正常温度极限。4、5号机运行工况相对稳定，但在30%-60%额定负荷区间，由于大轴补气造成的机组振动较大，可调节范围小。

2011年11月19日1号机在运行中，由于141号线棒下部压齿与底部环板疲劳开焊，造成141号上层线棒绝缘击穿接地，经过临修，更换了损坏的线棒。2007年11月-12月，2号机组大修中，对有匝间短路的25磁极线圈进行了更换。经陕西电力科学院对1-3号机进行老化鉴定试验，结论为：整相绕组的介损，介损增量及电容增加率均未超过部颁标准，但局部放电量超过部颁标准，起始、熄灭电压值较低。可以认为机组出现老化征兆，内部有干枯、分层、少胶现象。

2 机组运行方式优化的提出

2.1 机组运行优化的概念

机组优化运行指的是在保证水电站稳定运行的基础上，利用机组优化运行手段与优化运行状态等，全面提升水电能源的利用率，提高水电机组安全运行的水平。通常情况下，以最少的发电耗水量作为优化准则，然而只是关注发电耗水量并不能完全降低水电机组的运行成本。长此以往，在考虑电网运行安全的基础上，忽视了水电机组运行的稳定性与经济性，在低谷时段往往会出现低负荷运行问题，使水电机组摆度增大，水轮机转轮汽蚀更加严重，水导轴承发生严重磨损[1]。

2.2 限制机组运行方式的因素

（1）机组动力特性（即耗水率）。（2）机组稳定性特性。（3）电气主接线及电力系统潮流控制要求。（4）对机组运行方式的特殊要求。

3 机组运行方式优化的实践运用

石泉水电厂运用计算机监控系统、机组在线监测装置、水调自动化系统等高科技手段结合多年机组运行参数总结、对比，全面分析查找限制机组运行方式因素的原因，通过加强操作调整、量化指标设定，全面优化水轮发电机组的运行方式，使机组运行指标达到设计值的目标，实现安全和电量效益双赢。

3.1 依据机组动力特性的不同，优化运行方式

对于水电站，水头的高低对发电耗水率及机组出力影响很大，宜保持高水头运行，抬高运行水头可以减小水耗。石泉水电厂平均水头42m，设计水头39m，最大工作水头47.5m，最小工作水头26.3m，在设计水头附近每增加或降低1m水头，发电耗水率减小或增加0.2m3/kWh左右；水头达到42m以上，机组出力最大为5.0万kW。合理安排机组启停顺序，优先安排相同工况下机组耗水率小的机组机组应先开，尽量多运行，以降低耗水率，增发电量。

（1）在设备系统无故障、水位正常的情况下，（35m～17m水头下4、5号机耗水率比1～3号机耗水率小约0.12～0.22m3/kwh）。开机顺序为4号机（5号机）—3号机—5号机（4号机）—2号机—1号机。

如表1、表2所示，以年平均水头42m时，1-3号机耗水率为10.23 m3/kwh，4-5号机耗水率为10.08 m3/kwh，机组按额定出力运行时计算：

机组运行1天发电量：4.5*24=108万kWh。

①1-3号机运行1天耗水量为：发电量*耗水率=108*10.23=11048400 m3

②4-5号机运行1天耗水量为：发电量*耗水率=108*10.08=10086400 m3

③耗水量相差：11086400-11048400=38000m3

④相同水头下，4-5号机运行比1-3号机运行1天，可增发电量为：

耗水量/耗水率=38000/10.08≈3770 kwh

（2）由于1号机振动区较多，运行工况较差，调峰运行时，安排1号机最后开，最后停，减少频繁开、停机对工况相对较差机组的影响。

（3）两台及以上机组运行时，尽可能满足110KV，I母和II母至少各有一台机组运行，减轻一条母线故障时对机组出力和厂用电的影响，其中1、3号机运行于110KVI母，2、4、5号机运行于110KVII母。

（4）尽可能的维持高水位运行，机组经济运行（机组可铭牌出力运行，工况稳定，耗水率低）范围为39～47.5m工作水头，即上游水位在402～410m之间。

（5）机组的启、停过程中，由于没有并入电网，既不能送出有功电量，同时又要产生水耗。尽可能的缩短机组启、停时间，缩短机组状态（停机、空转、空载、并网发电）转换时间，以减少未与系统并列运行时电耗和水耗。

3.2 依据机组稳定特性不同，优化运行方式

石泉水电厂非汛期（每年11月-次年4月）主要承担系统调峰和事故备用。调峰运行时，受天气及系统负荷需求影响，在高峰和低谷时，系统负荷变化大，开、停机频繁。合理的优化运行方式，振动、汽蚀严重的机组应尽量少运行，尤其应避开强振区，同时尽量减少机组的频繁开、停，见表1。频繁停机或开机将会增加机组开关的跳合频率，也会缩短机组开关的实际使用寿命。

（1）加强与调度的沟通，对短时的负荷限制，尽量申请旋转备用，减少机组启、停次数。

（2）运用发电负荷调度系统和水调自动化系统，进行系统负荷和水情预测，科学的定发电量计划，合理制安排不同时段机组运行台数。根据当天发电计划安排，早晚高峰多申请机组运行，抢发电量；夜间低谷时段申请机组全停，回蓄水位，抬高机组运行水头，提高机组运行经济性。

（3）根据省调下达的全厂总负荷，结合当前水头情况，按兼顾稳定和效率的原则，进行各台机组间负荷的最优分配，尽可能保持各机组在高效率区和稳定工况区运行，避免机组进相运行。

（4）负荷调整过程，要缩短机组穿越振动区时间和减少穿越振动区次数，严禁机组在振动区运行，避免机组在0～30MW区间运行，加强对机组在线监测系统数据的实施监控、对比。

3.3 依据电气主接线及电力系统潮流控制要求，优化运行方式

石泉水电厂5条110KV出线中，接入汉中网的石茶线、石洋线、石葛线同5台机组电气量（负荷、电流）引入稳控装置，运行过程中需满足系统稳定控制要求。接入安康网的石长线、石古线正常方式下为直馈线，且石古线通常带有铁路机车牵引变，沿线并入地方小水电较多，丰水期线路倒送有功、无功负荷较重，严重影响机组出力。陕西东南部电网枢纽线路硤汉三回线在冬、夏两季负荷较重且潮流变化频繁，且线路稳定极限为82万千瓦。为确保电力系统稳定运行，满足系统潮流有不同的要求，需对机组运行方式进行合理、机动、灵活的安排。

（1）针对石茶线、石洋线、石葛线负荷潮流变化，在满足出线有功负荷和电流不超过稳定极限前提下，合理安排机组运行台数，适当提高单机负荷，避免机组带备用容量运行，减少水耗，合理进行负荷分配，尽量减小流过母联开关电流。

（2）石泉水电厂稳控装置过载切机设定最多切除三台运行且出力最大机组。在5机满发，汉中网三条线路均接近满载运行情况下，2号机、4号机（或5号机）负荷安排应略小于（0.5MW）其他三台机组，且将切机压板打开，以保证线路过载切机时厂用系统的安全可靠。

（3）加强与调度的沟通，避免系统倒送对出力的影响，无功倒送，系统电压高时，避免机组进行运行，尽可能不参与系统调压。

（4）及时了解系统联络线（硖汉三回线）负荷潮流变化情况，汛期大发电期间，及时申请增加机组出力，确保机组满负荷运行，尽量减少出力受限的影响。

3.5 根据特殊要求的特点，优化运行方式

影响机组运行方式的特殊情况一般指厂用电方式特殊时、汛期大发电期间、拦污栅压差异常时。合理的安排特殊要求下的机组运行方式，对厂用电系统和机组本身运行期间的安全、稳定、经济尤为重要。

（1）单机带厂用电运行期间，尽量避免负荷调整，定子电压已保证厂用系统电压稳定、合格为前提进行调整，解除系统对机组控制权（AGC退出），稳控装置切机压板严禁投入。

（2）机组汛期大发电期间，严格按照机组水头、出力对照表运行，根据水头变化，及时增加机组出力，抢发电量。

（3）洪汛期间，严密监视机组进水口拦污栅压差变化，坚持开机清浮渣、停机捞沉渣，确保1、2号进水口压差最小。泄洪期间，通过调整闸门运行方式（至少保证有一个中孔运行），联系调度临时停机30min，利用泄洪水流降低压差。非泄洪期间，采用联系调度停机进行反冲的方式降低压差。

4 石泉水电厂机组优化运行效益评价

4.1 安全效益

见表2，是石泉水电厂2010年-2014年影响出力的主设备缺陷的统计结果。可以看出，通过机组优化运行的实践运用，自2010年-2014年，影响出力的主设备缺陷成逐年明显下降趋势。表明其设备运行的可靠性大大加强，截至2015年5月30日，石泉水电厂实现安全生产无事故4776d，保持了长周期的安全生产态势。

4.2 经济效益

见表3，是石泉水电厂2011年-2014年机组优化运行增发电量及经济效益统计。2011年至2014年，通过抬高水头、实施水位动态控制、机组出力、水头对标等手段，4年累计增发电量39272.92万kWh，创造额外效益8640.0424万元。

5 结语

在适应新形势的同时，又要力争企业自身利益的最大化，石泉水电厂不断在探索中实践。根据机组设计参数，开展机组运行数据的试验和研究，找出机组运行规律，全面分析查找影响机组指标的因素，编制《机组运行优化实施细则》，对机组优化运行提供详细的技术指导。认真开展机组轴电压、摆度、振动值测量等定期工作，发现异常及时调整机组工况，保证机组在最优工况运行。流域行洪期，在保证机组满发的基础上，严格按照《机组水头出力对照表》优化机组出力能力。重点关注进水口压差变化趋势，深入开展清渣工作，有效降低了机组拦污栅压差，提高了机组运行水头，降低耗水率，最大化向电网输送电能，实现了实现安全和电量效益双赢。

参考文献

[1] 冯雁敏，张成铸，张雪源.丰满发电厂水电机组运行方式优化研究[J].水电能源科学，2011（8）：155-158.

[2] 畅建霞，黄强，王义民.水电站水库优化调度几种方法的探讨[J].水电能源科学，2000（3）：19-22.

[3] 王黎，马光文.水电厂经济运行的遗传算法[J].四川大学学报（工程科学版），1997（1）：44-49.