泥堵河三级站技术供水系统节能降耗改造

泥堵河三级站技术供水系统节能降耗改造

莫浩民

缅甸零碳能源有限公司

摘要：云南滇能楚雄水电开发有限公司泥堵河三级水电站卧式水轮发电机组轴承润滑油外循环冷却系统彻底代替了机组运行中传统设计的轴承内置式冷却器，同步取消发电机空冷器，结合电站的技改工程，通过研究和分析，从冷却器型式设计，冷却量计算，自动化原件原型，原机组监控系统流程更改等方面对机组冷却系统进行全面改造，降低直接厂用电量的同时提高了机组运行的安全稳定性。

   关键词 ：技术供水；节能；改造。

1． 电站机组概况

泥堵河三级电站位于楚雄市西舍路乡，是泥堵河流域梯级开发中的第三级水电站，距离楚雄市约218km。隶属云南滇能楚雄水电开发有限公司。

电站开发为径流引水式，设计水头731.6m，引用流量2.42m3/s，为卧式冲击式机组，装机2×7500kW，多年平均发电量7399.5万kW·h，保证出力2759kW,年发电利用小时4933小时。

电站水轮机型号为CJA870-W-145/2×9，发电机型号SFW7500-8/2150，电站实现了远程集控。

2原机组轴承润滑油冷却系统存在的安全隐患和不足

泥堵河三级电站供水系统设计为内循环系统，有两套互为备用的供水，本电站的技术供水由水泵室的三台技术水泵从低位水池（密闭循环水池）抽起直接供给本站1#、2#机组，或由三台水泵将水抽到高位水池（消防水池）直接供给1#、2#机组，高位水池也可以供水至低位水池（密闭循环水池）和消防栓，低位水池（密闭循环水池）由高位水池（消防水池）或尾水渠供给。

改造前冷却水采用传统的内循环环式。

2006年投产运行以来，厂用电率居高不下，经查报表2010年泥堵河电站全年直接厂用电量是36.77万kW.h，直接厂用电率0.79%，综合厂用电率2.97%； 2011年泥堵河全年直接厂用电量是37.84万kW.h，直接厂用电率0.68%，综合厂用电率0.97%；2012年泥堵河全年直接厂用电量是36.77万kW.h，直接厂用电率0.63%，综合厂用电率1.06%。另一个最具体的问题就是技术供水环节设备多，故障率高，运行维护成本居高不下，供水可靠性不高，电站黑启动技术供水环节安全无保障，机组跳闸全站厂用电中断后如机组长时间运转安全性降低。

而如果能够进行电站冷却润滑系统改造，同时优化设计，取消发电机空冷器则可做到一举多得的效果，既提高机组运行安全性，同时降低直接厂用电量，还降低运行维护成本。

作为电站24小时连续运转的水泵重要性尤为突出，如电站维护跟不上，常常出现非计划停运，该问题已成为了电站运行中的安全瓶颈，给机组安全、稳定运行带来较大的隐患。因此，电站技术供水系统技改迫在眉睫。

3.外循环冷却器散热功率换算：

计算按以下参数：

  冷却水温度为25℃;  厂房最高气温40℃;  轴承最高温度50℃;  轴承直径D=400mm、有效长度358mm;  转速750转/分;  经询问玉溪水轮机厂，原水导轴承冷却器散热功率1.8kW，发导轴承冷却器散热功率1.4kW。

热交换计算公式

P= f·k·△t·0.85

其中

P—热交换功率kW;F—热交换面积M2;△t---对数平均温度℃;K—传热系数kW/M2·℃

0.85是我们的经验系数;△t=(ta1- tw1)/2.3㏒＜1+(ta1- tw1)/ (ta- tw)＞

ta1-出水温度30℃;tw1-出油温度27℃;ta-进水温度28;tw-进油温度35

经计算△t等于0.7

K值的计算复杂，必须查阅水、油的导系数计算，或者简单化的查阅曲线表得到该壁厚为2mm的20mm直径镀锌管K值取0.0992。

计算冷却器冷却容量：

冷却面积： 经计算需考虑需保证的冷却面积是56.3平米考虑到进出油管未纳入计算范围结合镀锌管布置特点取54.2平米。

冷却器数量：四组 每组36根，在尾水内油流走四个来回。

4、技改油循环方案系统图

采用上位油箱9立方进行供油，采用自流方式对两台机供油，下设循环油泵及尾水冷却器。

5、工程规模和实施内容：

 改造的目标主要是解决以下问题：

技术供水系统运行不经济，且维护量大的情况。

改造思路是彻底取消了机组技术供水，2台机组轴承润滑油均采用外循环冷却的方式，由齿轮油泵将集油槽内的润滑油通过总管在经每一台机组的油冷却器，过滤器，电磁液压阀，示流信号器及相应闸阀后喷淋到2个轴承上。初步改造方案的措施主要为两条：

1）、将技术供水用水量较大的发电机空冷器取消而采用自然风冷、独立风道将热风外送的方式；

2）、每台机组两道轴承油冷却器供水采用循环油代替，考虑到整体布置的美观性，上位油箱可考虑布置在现油处理室内或主厂房内行车梁下，上位油箱容积5m3下位油箱8 m3。每台机组供油总管上加装电动球阀，开机前检测上、下位油箱油位，启动油泵，发指令打开机组供油电动球阀，机组示流信号计无报警，满足开机条件。

6、改造后的机组冷却系统工作原理

发电机空冷器技术供水部分改造：拆除发电机空气冷却器，用铝合金风道将热风外送至厂房外，风道通风截面积最小处不小于1.2平方米，尽可能保证风道截面不突变，在风道拐角处以最大限度控制风在风道内尽量少的截留和撞击，以求在现有地形情况下保证最优状态出风。

发电机进风为室内空气，空气对发电机冷却后，热风由风道外送至室外，确保发电机定子铁芯、线圈温度不超过85℃。

水导、发导轴承油冷器继续采用循环油冷却方式，冷却油由循环油泵输送经尾水冷却装置冷却后打至上位油箱，自流供油，热油流到下位油箱后再经循环油泵输送，以此循环供油。满足两道轴承的冷却用油，轴承温度最高不超过45℃。

循环油供油示意图2：

7、检修、技改条件：

此次技改工作由公司安运部组织电站检修人员利用枯季轮换进行。

8. 项目的概（预）算：

针对本次技术改造方案进行了改造经济测算，投资为47.5万元，每年可节约厂用电30万kW.h，结论：每年采用循环油后配合取消发电机空冷器节约厂用电支出节约6.6万元（上网价按0.22元/kW.h），年投资回报率约13.8%；

从运行数据可以看出，1F发电机组前导轴承1最高温度下降7.88℃,前导轴承2最高温度下降3.64℃,后导轴承1最高温度下降9.83℃, 后导轴承2最高温度下降14.4℃，轴承温度有较大改善。发电机线圈最高温度下降8.3℃,铁芯最高温度下降9.73℃。发电机各负荷段运行工况较以往有了大幅度的改善。 2F发电机组前导轴承1最高温度下降8.74℃,前导轴承2最高温度下降7.13℃,后导轴承1最高温度下降19.95℃, 后导轴承2最高温度下降16.25℃，轴承温度有较大改善。发电机线圈最高温度下降10.32℃,铁芯最高温度下降15.16℃. 发电机各负荷段运行工况较以往有了大幅度的改善。

综合比较：两台机组通过油循环改造及取消发电机空冷器后各部轴承及发定机定子线圈铁芯温度都有了大幅度下降，从目前来看两台机轴承供油阀调节开度合适，冷却系统散热功率足够，系统元件设置合理，改造取得了预定的效果。

密闭外循环具有如下优点：①厂用电量低。②自动化程度高；③维护量少;④油系统运行可靠性高，运行有保障;⑤提高了电站黑启动的成功率和安全性;⑥施工周期短。

循环油泵的起停与逻辑控制全部由原水泵控制的LCU独立完成，油泵启、停、供油电磁阀与机组公用LCU完成通讯，使两台机实现了真正意义的全自动运行。

9结语

   针对电站早期设计采用轴承润滑油外循环冷却的卧式水轮发电机组，在无法采用传统的轴承座内置水冷却器的结构方式来更换机组轴承及轴承座的情况下，可参考和借鉴泥堵河三级水电站机组轴承润滑油冷却系统技改的成功经验，从提高油泵供电及工作可靠性、提升冷却换热效果、改进轴承座局部结构、采用新型自动化元件等多个方面对其进行必要的改造，可大大降低机组运行的安全隐患并提高水电站的自动化程度。

作者简介：莫浩民，男、汉族，生于云南牟定，大学专科文化，重庆经贸管理学院机电一体化专业毕业，工作以来历任老虎山电站值班员、值长等职务，参加过老虎山一、二级站机组大修及定子抢修工作，长期从事水电站机电设备检修、维护、技改与维护，具有较强的动手能力与理论水平。

    参考文献

［1］武中德，王黎钦，曲大庄，齐毓霖。《大型水轮发电机推力轴承热弹流润滑性能分析》摩擦学学报，2001.21（2）147-150

［2］刘平安，武中德、《三峡发电机推力轴承外循环冷却技术》大电机技术，2008（1）7.12

［3］武中德，张宏《水轮发电机组推力轴承技术的发展》电器

［4］《水轮机设计手册》哈尔滨大电机研究所1976年