柬埔寨甘再水电站COD运行浅析.pdf

2013年10月 ? 第39卷 总第175期 2013年 第5期 Sichuan Building Materials DOI:10. 3969/ j. issn. 1672 -4011. 2013. 05. 101 柬埔寨甘再水电站 COD 运行浅析 胡崇刚 (中国水利水电第十工程局有限公司机电安装分局, 四川 都江堰 611830) 摘 要: 文章介绍了柬埔寨甘再水电站第一年度 COD 发电量完成情况, 分析了甘再水电站如何在丰水期和枯水 期最大限度的做好经济运行, 实现发电量最大化。 关键词: 柬埔寨; 甘再水电站; COD 运行; 浅析 中图分类号: TU753/757文献标志码: B 文章编号:1672 -4011(2013)05 -0213 -03 0 前 言 COD 是指电站商业运行起始日。 柬埔寨甘再水电站 2012 年 8 月 1 日进入 COD 商业运行阶段, 至 2013 年 7 月 31 日, 第一年度 COD 商业运行顺利结束。 但年发电量与发 电计划(设计年发电量)仍有较大的差距, 为了更好地总结 经验, 克服不足, 有必要对甘再第一年度 COD 经济运行进 行分析。 甘再水电站位于柬埔寨西南的贡布省(Kampot)境 内, 甘再(Kamchay)河干流上。 距首都金边约 150 km, 距 省会城市贡布约15 km。 是目前中国公司在柬埔寨投资经营 的最大一个 BOT 项目, 也是柬埔寨现已投运的最大水电 站, 它由 PH1、 PH2、 PH3 3 个电站组成, 共 8 台机组, 总 装机容量为 194 1MW, 是柬埔寨电力系统内的骨干调峰电 站。 1 甘再水电站第一年 COD 发电量情况 1 1 生产情况 甘再电站第一年度 COD 商业运行, 累计年发电量为 42 809 675 万 kWh(截止 2013 年 7 月 29 日, 贡布变电站电度 表读数)。 扣除系统反送电量 80 604 万 kWh, 上网计费电 量为 42 729 07 万 kWh, 其 中, PH1 线 路 输 出 电 量 40 639 43 万 kWh, PH2 线路输出电量 2 089 64 万 kWh。 发电 负荷是依据 EDC 现场调度令执行的, 完成发电任务良好, 全年未发生因人员或设备原因造成弃水和电量损失。 表 1第一年 COD 发电量统计表(2012 8 1 2013 7 29) 年度月份时间PH1 线路/ kWhPH2 线路/ kWh发电量 kWh反向电量/ kWh计费电量/ kWh 第 一 年 82012 8 1 -2012 8 2766,768,4002,746,22069,514,6209,71069,504,910 92012 8 27 -2012 9 27110,774,8005,185,570115,960,37018,750115,941,620 102012 9 27 -2012 10 2757,870,0002,953,05060,823,05059,14060,763,910 112012 10 27 -2012 11 2713,704,200903,29014,607,49087,16014,520,330 122012 11 27 -2012 12 277,372,700494,0107,866,71079,0707,787,640 12012 12 27 -2013 1 275,886,200393,6406,279,84095,2206,184,620 22013 1 27 -2013 2 275,900,000377,5206,277,52092,2706,185,250 32013 2 27 -2013 3 277,371,000492,8307,863,83089,2107,774,620 42013 3 27 -2013 4 2713,082,400906,25013,988,65089,54013,899,110 52013 4 27 -2013 5 2711,352,500804,78012,157,28090,15012,067,130 62013 5 27 -2013 6 2725,778,1001,789,79027,567,89069,88027,498,010 72013 6 27 -2013 7 2980,899,1004,290,40085,189,50025,94085,163,560 总计406,759,40021,337,350428,096,750806,040427,290,710 8月9月10月11月12月1月2月3月4月5月6月7月累计 13083.4 6951.5 13687.2 6951.46 6162.8 6082.3 1731.3 1460.8 1152.3 786.7 618.5 628.0 618.5 627.8 777.5 786.4 1389.9 1398.9 993.1 1215.7 2433.6 2756.8 7176.6 8518.9 49824.7 42809.8 89101112 13年1 234567 14000.00 13000.00 12000.00 11000.00 10000.00 9000.00 8000.00 7000.00 6000.00 5000.00 4000.00 3000.00 2000.00 1000.00 0.00 万度 13687.20 13083.36 1596.04 6951.46 6162.826162.82 1731.30 1460.75 1152.32 786.67 618.46 627.98 627.75 8518.95 7176.61 2756.79 2433.60 1215.73 993.12 1389.91 1398.87 786.38 777.46 618.53 系列 计划 C0D 图 1 甘再电站发电计划与 COD 发电量对比图 1 2 就“图 1”简析 1) 从“图 1”可以明显的看出甘再水电站发电量主要集 中在 6 10 月份。 期间发电量达 35 905 543 万度, 占全年 总发电量42 809 675 万度的83 87%。 因此, 今后要想完成 全年既定发电目标, 6 10 月份是关键。 鉴于此, 就必须在 雨季来临之前对电站设备进行全面彻底的检查、 维护, 提 高设备的完好率。 同时, 做好人力物力准备, 力争在在 6 10 月份多发电。 2) 从图 1 上可看出 7 10 月发电量最多, 相应上游来 水量也最大, 在此期间就要求优化水库调度, 积极与 EDC 沟通, 力争 PH1 电站机组在基荷运行尽量不产生弃水, 力 求发电量最大化。 312 2013年10月 ? 第39卷 总第175期 2013年 第5期 Sichuan Building Materials 3) 12 月至次年4 月份发电量最少, 可在此期间合理安 排机组检修。 既不太影响全年发电目标的完成, 又提高了 设备的健康水平。 4) 2012 年甘再水电站总发电量只有 4 28 亿度, 跟设 计年均发电量 4 98 亿度相差较大。 主要原因是 2012 年为 相对枯水年, 上游来水量小, 水库水量不能满足机组长期 满负荷发电需求, 另一个重要原因是丰水期时, PH1 机组 (技改前)出力不够, 影响了全年发电目标的实现。 5) 从发电计划与 COD 发电量对比图中明显看出: 2012 年水库几乎无弃水的情况下, 8、 9 月份发电量明显小 于发电计划值(设计发电量),主要是上游来水量过少造成 的, 这也是第一年 COD 没有完成发电目标的根本原因, 其 他月份发电量基本与计划一致。 由此看来, 今后要保障发 电目标的实现就必须在丰水期 7 9 月尽量多发电。 (其影 响因素主要有: 雨季时间要长, 上游来水量充足; 丰 水期, 调度负荷 PH1 3 台机组满负荷 24 h 发电, 尽量少弃 水; 设备完好, 运行可靠; PH1 机组出力足够, 能长 期额定负荷运行, 这些条件缺一不可, 否则将会影响发电 任务的完成)。 2 甘再电站丰水期经济运行分析 2 1 合理调度, 尽量少弃水 甘再水电站目前尚未设水文站也未安装水情测报系统, 无法实现洪水预报、 防洪调度, 对年度发电计划的编制和 水库调度也带来很大困难。 只能根据上游来水量和上年 COD 运行经验进行水库调度, 既要尽可能的保持机组在较 高水位运行, 确保水能的最大利用, 又要避免洪峰来时造 成弃水。 甘再水电站 6 10 月份为丰水期, 期间来水量较 大。 在保证大坝安全的前提下, 应尽可能提高水库水位, 但最好不超过 149 0 m(泄洪水位 150 0 m)以免上游突然来 水造成弃水。 同时, 积极与 EDC 沟通, 力争 PH1 电站机组 在基荷运行, 力求发电量最大化。 11 月份枯水期到来之前, 尽量将水库水位蓄到最高 150 0 m。 为枯水期多发电创造条 件。 柬埔寨电力工业基础薄弱, 发、 供电体系不完善。 电 网电能质量差, 电压和频率变化范围大, 电网容量相对较 小。 目前,电网没有向电站下达月、周、日发电负荷曲线, 主 要是通过现场调度员根据贡布变电站调度命令随时增减机 组负荷, 双方签字确认的方式来完成调度过程。 调度过程 很不规范, 随意性很大, 不利于全年发电目标的顺利完成。 2 2 提高水轮机运行效率 PH1 电站安装 3 台 60MW 竖轴混流式水轮发电机组。 运行初期机组效率较低, 出力不够。 经主机厂人员转轮修 形后, 机组效率得到了很大提高。 但是, 由于机组至今还 没有彻底完成机组效率试验, 自然无法绘制机组效率特性 曲线, 所以在进行水轮机运行效率分析时, 更多的依据来 源于长期运行观察统计, 且存在相当的误差。 通过长时间 的观察记录分析, 机组在额定水头 120 m, 机组出力 54MW 左右时, 水轮机效率最高, 可达 90%以上。 PH2 电站为 PH1 下游的反调节电站, 安装有 3 台灯泡 式贯流机组和 1 台轴伸贯流机组, 灯泡贯流式机组一般采 用水轮机的导叶和桨叶同时参与调节的双重调节方式, 这 样可以保证机组始终运行在高效率区内, 使机组能在更宽 水头范围内高效率运行。 2 3 及时调整运行方式, 力求发电量最大化 甘再水电站运行主要以调峰运行为主, 日内发电负荷 很不均匀。 PH1 在干旱季节(11 月至次年 4 月),电站运行 主要以调峰运行为主, 到雨季(5 月至 10 月)时, 应及时调 整运行方式, 电站除在峰荷和腰荷运行外, 在来水量集中 的 8、 9 月份大部分时间应在基荷运行。 PH2 采取以水定电的方式运行, 即以下泄水量确定发 电量。 在上游 PH1 电站发电的同时, PH2 站根据来水量的 大小开启 1 台或 2 台机组发电。 保证不弃水的前提下, 根 据水库水位及上游来水量, 增减开机台数。 当反调节堰库 水位达到 24 9 m 高程时, 全部机组投入运行发电, 力求发 电量最大化。 在雨季汛期当堰前水位高于溢流堰顶高程(25 m)时, 机组全部投入运行发电, 其余水量由溢流堰自由溢 流, 产生弃水。 因是低水头机组, 较小的水头变化都将引 起机组出力的变动。 下游反调节电站一般运行在较高水位, 这便使得 PH2 机组有很大的超负荷空间, 3 1MW 的机组可 瞬时带负荷至 4 0 MW。 PH3 电站的运行采用以水定电的方式, 下泄生态流量 时便利用生态流量发电, 发电流量等于生态流量。 2 4 开展劳动竞赛活动, 提高工作积极性 为了在丰水期多发电, 提高全体运行人员工作的积极 性、 主动性和创造性, 建立积极向上的竞争机制和激励机 制。 甘再电站运行部将定期开展劳动竞赛活动。 2012 年 9 月运行部组织和开展了为期两个月的劳动竞 赛, 通过此次劳动竞赛的开展, 不仅圆满完成了项目公司 下达的“大干六十天, 发电冲刺一亿六”的发电目标, 而且 营造了“比、 学、 赶、 帮、 超”的良好氛围, 9 月、 10 月累 计发电量 17 670 55 万度, 比预定目标一亿六超发 1 670 55 万度。 3 甘再电站枯水期经济运行分析 3 1 提高工作水头 从水轮机的出力公式 N = 9 81Qh 不难得出运行水头 与出力的关系: 对理想状态而言, 在效率 和流量 Q 不变 的情况下, 水头与出力成正比, 运行水头越高, 机组出力 越大。 提高水头, 有以下几点措施: 保证上游高水位运 行; 确保进水口栏污栅之前无杂物, 保证进水流速畅通; 设法降低下游水位; 保证机组蜗壳平压阀、 冲砂闸及 泄洪闸全关; 导叶关闭严密, 无漏水现象。 3 2 努力降低厂用电率 为降低厂用电率, 实现节能降耗的目的, 可采用优化 辅机运行方式和对设备进行节能技术改造的方法来实现。 1) 优化主变经济运行。 枯水期, PH3 机组长时间停机 备用时, 可由坝区 1#坝变带段母线, 经厂坝开关 QFA5 送电至 PH3400V 厂用母线。 将 2#坝变 2TL、 PH3 主变 TM 及厂用变 ST 退出运行, 每小时可节电约 210 kWh。 2) 降低厂用电负荷电量。 退出不常用的轴流风机、 加 热除湿机电源; 将 PH2 技术供水系统运行方式由三机四泵 优化为单机单泵运行; 运行巡视时随时关掉不必要的照明。 3) 对设备进行节能改造。 将甘再电站厂房带整流装置 的照明灯具, 全部更换为节能灯。 3 3 合理安排机组检修时间, 提高机组完好率 每年 12 月至次年 4 月, 甘再电站发电量最少。 可在此 412 2013年10月 ? 第39卷 总第175期 2013年 第5期 Sichuan Building Materials 期间上报调度合理安排机组检修。 既不太影响全年发电目 标的完成, 又保证了设备的完好率。 甘再电站与金边 EDC 签定的是固定电价购电协议, 入网电价不受市场电价的影 响, 有利于发电机组检修计划的编制。 3 4 尽量减少开停机次数, 提高水能利用率 3 4 1 电站机组开停机记录汇总表 表 2电站机组开停机记录汇总表 方式 电站 开机方式停机方式例行空转 自动手动自动手动事故 PH127802732321 PH2416040111415 PH33020139 总计697067631875 事故停机比率 2 58% 3 4 2 电站机组开停机分析 1) 从表 2 可以看出, 甘再电站机组运行中, 开停机相 当频繁。 开停机次数达 697 次, 平均约 2 天开停机 1 次。 分析原因: 甘再电站以调峰运行为主, 根据网上负荷情 况, 调度随时要求 PH1 机组加减负荷或是开停机; PH2 电站为 PH1 尾水反调节电站, 受 PH1 开停机影响, 常常因 水位太低而停机; PH2 至贡布变电站的输电线下的树木 较多, 不时造成线路接地故障, 开关跳闸造成机组事故停 机。 为了减少线路接地的几率, 建议请外协单位定时清除 影响线路供电的树木。 2) 从表 2 来看, PH2 电站机组开停机次数过多, 开停 机过程中造成机组水量损失, 应尽量减少机组空载消耗水 量, 提高机组经济运行水平。 3) 从表 2 来看, 电站开机均采用自动方式, 有效避免 了启动过程中人为误操作, 只有在停机过程中流程未走下 去时, 才人为干预手动停机。 从手动停机次数反映出电站 控制部分不是很可靠, 需进一步完善。 4) 从表 2 来看, 机组定期空转次数达 75 次之多, 且 3 个站次数均衡。 这说明枯水期, 甘再机组利用率不高, 机 组长时间处于停机备用状态。 4 结 语 柬埔寨甘再水电站在上游来水量充足; 丰水期时, 调 度负荷 PH1 3 台机组满负荷 24 h 发电; 设备完好, 运行可 靠的情况下, 完成或超额完成第二年 COD 计划(设计)发电 量是可能的。 ID: 000675 (上接第 212 页) 支点而言, 应当将安装位置确定在架设完成的箱梁腹部位 置, 并通过枕木方式进行固定。 同时, 箱梁安装过程当中, 应当以平车进行运输。 运输过程中应当确保: 轨道位置能 够与架设完成的箱梁中部相重合, 以中梁发挥对平车中梁 以及箱梁中梁的承担工作。 4 主梁连接 在完成对主梁部件的安装工作之后, 需要及时进行连 接工作, 以确保主梁结构的稳定与可靠。 在主梁连接工作 的开展过程当中, 首先需要完成对扁管的相接以及穿束工 作, 并针对连续接头区段、 以及预留槽槽体区段进行混凝 土的浇筑工作。 在混凝土浇筑的过程当中, 需要确保各现 浇接头混凝土温度的一致性。 同时, 只有在混凝土强度满 足设计要求之后, 才能够对顶板负弯矩预应力钢束进行张 拉操作。 张拉过程当中需要安排专人对钢绞线的伸长情况 进行检测。 一旦发现钢绞线实际张拉伸长值高于/ 低于理论 伸长值的 6%, 则需要停止张拉操作, 并对张拉方案进行合 理的改进, 改进合格后方可再次进行张拉操作。 同时, 此 环节工作中, 还有两个方面的问题是需要特别注意的: 第 一, 为了确保临时支座能够始终处于水平状态, 需要在梁 体底部增设三角楔块; 第二, 从浇筑的角度上来说, 需要 同时进行主梁部件以及三角楔块部件的浇筑工作。 5 混凝土铺装 为了确保先简支后连续桥施工质量的可靠与有效, 就 需要确保现浇混凝土铺装作业能够与预制箱梁进行紧密的 结合。 为了达到上述目标, 就需要在预制箱梁施工的过程 当中, 对箱梁顶面进行拉毛处理。 同时, 划槽过程当中的 槽深深度应当控制在(8 2)mm 范围之内。 完成上述工作 后, 方可进行对混凝土的铺装工作。 具体的施工过程当中, 有以下几个方面的问题值得引起工作人员的特