降低桃源水电站综合厂用电率的措施

李超

(中国水电顾问集团电力运营技术有限公司，湖南 桃源 415700)

1 电站系统概况

桃源水电站位于湖南省桃源县的沅水干流上，是沅水干流最末水电开发梯级电站。电站坝址紧临桃源县城，具有防洪、发电、航运等综合效益。水库正常蓄水位39．50 m，相应库容1．28×108m3;死水位39．30 m，调节库容 5．6 ×106m3。电站水轮发电机组与主变压器采用三机一变的扩大单元接线方式，9台20 MW的水轮发电机组，经3台容量为70 MV·A/220 kV的主变压器升压后汇入220 kV母线。母线采用单母线接线，电站以一回出线送至220 kV漳江变电站。电站厂用10 kV系统设有3段10 kV母线，第Ⅰ段、第Ⅱ段、第Ⅲ段母线电源分别取至3个10 kV扩大单元母线段。厂用10 kV第Ⅲ段作为事故联络母线，外来10 kV应急电源接于此段。

2 综合厂用电率分析

2．1 综合厂用电率概念

综合厂用电率为某一周期内综合厂用电量占发电企业总发电量的百分比，可按单台发电机组或多台发电机组计算。发电企业综合厂用电率

式中:Wf为发电企业某一周期内的发电量，kW·h;Ws为发电企业某一周期内的上网电量，kW·h;Wx为发电企业某一周期内的下网电量，kW·h;Wb为发电企业某一周期内的应急外来电源用电量，kW·h。

在式(1)中，综合厂用电量=Wf－Ws+Wx+Wb。桃源水电站的综合厂用电量主要包含了机组辅机、公用系统、船闸通航、泄洪闸、变压器和母线损耗的用电量。桃源水电站每年于枯水期进行机组、各系统设备检修，以保证各机组、设备运行工况稳定。

2．2 综合厂用电率分析

厂内重要负荷由2段厂用400V母线交错供电，便于全厂综合厂用电率的表征和统计。综合厂用电量细分为生产类和非生产类用电:生产类有机组辅机用电、公用系统用电、变压器及母线损耗、进水口清渣用电等;非生产类有照明/通风用电、生活/办公用电、航运/通航用电等。

发电机组励磁系统用电直接取自发电机机端，为发电机建立磁场，稳定电压，提高系统可靠性。桃源水电站无功功率运行长期为下网状态，机组功率因数为1，平时励磁电流变化不大，可调节范围较小，受电网系统影响较大，励磁系统损耗和节能暂不考虑。

桃源水电站每年10月至次年3月为枯水期，电站来水减少，发电量减少，且电站进入机组、设备检修期，造成了综合厂用电率上升，如图1所示。丰水期负荷重，来水量大，厂用生产设备使用率高。因此，设备经济运行可从细化措施方面入手解决。

图1 2015—2017年综合厂用电率Fig．1 Comprehensive service power rates from 2015 to 2017

3 治理措施

3．1 生产类综合厂用电节能措施

3．1．1 设备技术改造

电站技术供水系统设计有4台供水泵，水泵布置在厂房下游侧30．8 m，每台水泵设1个取水口，#1，#2水泵取水口设置于#1机组的上游进水口挡墙处，#3，#4水泵取水口设置于#7机组的上游进水口挡墙处。全厂技术供水系统用水为机组主轴密封用水、主变压器冷却器用水、其他公用设备用水。2台水泵并列运行，维持技术供水的母管压力不低于0．3 MPa。取水口未改造之前使用消防水、低压气进行反冲洗，次数频繁且水泵变频器调频高、电流大、母管压力不稳定。在2017年技术改造后，确定增加框架盖板取水管作为技术供水的主用水管，原取水口作为备用取水口。改造后的技术供水母管压力稳定，进行取水口反冲洗次数明显减少，技术供水泵电流降低5 A左右，全年节约能耗约占综合厂用电量的0．23%。同时，改造后的技术供水系统水质更为洁净，主变压器和机组的冷却系统效率更高。

3．1．2 运行方式调整

电站厂用10 kV母线第Ⅰ，Ⅱ段共同分担全厂主要负荷。厂用10 kV母线电源来自主变压器低压侧的10 kV扩大母线。在电站枯水期间，长时间发电量低、运行机组少，合理分配机组运行可减少变压器负载的损耗。变压器运行中有空载损耗、负载损耗和其他少量损耗:空载损耗主要为铁损，即交变磁场下铁芯中产生的磁滞和涡流损耗，它不随负荷的变化而变化;负载损耗以铜损为主，它随电流的增加而增大。在少机组、低负荷运行时，避免厂用10 kV母线第Ⅰ，Ⅱ段电源电流方向自220 kV母线下网，合理分配发电机组运行在厂用10 kV母线第Ⅰ，Ⅱ段电源进线开关对应的10 kV扩大母线上，避免电流在母线流向上折返，减少了负载损耗［1］。

桃源水电站发电机组的进相调整，优化了厂用10 kV各段母线与400 V各段母线所带设备负荷的经济运行。在电压允许的范围内，通过适当的电压调整，可降低电动机铁损，最终降低综合厂用电率。根据国网湖南省电力公司管理规定，电站执行电压控制考核曲线。送出线路上限电压233 kV，下限电压222 kV。而电站220 kV母线电压一般运行在229 kV左右，这意味着至下限调整裕度较大。根据电站运行规程，厂用电系统正常运行电压控制在±5%以内。在电动机运行电压高于铭牌额定电压时，电动机磁通趋于饱和而励磁电流增加，同时功率因数降低，电动机损耗增高。电站无功功率运行长期为下网状态，机组功率因数为1，根据发电机组无功进相试验数据，在安全稳定运行下调整厂用10 kV各段母线电压在10．2 kV上下，实际下浮约2．8%，符合规程规定。

3．1．3 河道整治

桃源水电站于2015年4月起，对电站下游1．5 km内的河段进行疏浚作业，2016年6月一期疏浚工程结束。电站枢纽下游河段一期疏浚工程共清挖运走河段内淤积体6．05×105m3。河道疏浚后，电站不同流量工况下机组出力增幅明显，电站实际满发电负荷达到或超过了设计装机容量。

3．2 非生产类综合厂用电节能措施

随着工业发展，办公、生活用电产品增多，在满足使用需求前提下，应选用节能产品，加强节能宣传，提高节电、断电意识。对空调、电灯处张贴标语，办公人员做到办公电器使用完毕即断电。厂房内合理布置光控、声控电灯，减少长明灯。

3．3 综合厂用电节能管理措施

优化设备运行工况，减少设备启停次数，可以增加设备利用率。电厂辅机设备的连续运行、反复启停是综合厂用电量增高的原因之一，电站共计9台贯流式水轮发电机组，压力容器数目多达到15台，25孔泄洪闸均由液压启闭机操作。减少“跑、冒、滴、漏”现象，可以减少设备启停次数或长时间高负荷运转，优化控制方式也能达到节电目的。

2017年8月开展“三漏”专项治理活动，电站细分为油系统、气系统、水系统、金属结构和水工5个小组，分阶段对各系统进行分析、整治、再核对。

2017年电站运行部实行量化管理，对标机组运行工况进行量化、细化考核办法。大值之间每次交接班进行数据统计，反思运行方式调整、设备运转工况。设备运行的经济性得到了提升(见表1)。

表1 2015—2017年综合厂用电率对比Tab．1 Comparison of comprehensive service power rates from 2015 to 2017

4 结束语

积极优化设备工况、引进先进技术、创新改造设备是发电企业提升自我竞争力的重要课题，但是降低综合厂用电率必须保证电站工况高效、安全，不能盲目追求数据指标而危及设备、机组稳定运行。2017年，经过多项措施并举，综合厂用电率达到了自电站投产以来最优值。参考上述措施，还需考虑实际生产的必要性和设备工况，以达到最优的经济效益。