朱新星

(江西晨升建設(shè)工程有限公司,南昌 330077)

0 引 言

我國中小水電站數(shù)量眾多,總裝機(jī)容量和年發(fā)電量占比約達(dá)50%左右。其中,建設(shè)年代較早的中小水電站普遍面臨技術(shù)水平落后、裝機(jī)容量小、設(shè)備陳舊老化、能效衰減等問題,既影響水資源開發(fā)利用效率,又存在諸多安全隱患。為此,國家正在對此類中小水電站實(shí)施增效擴(kuò)容改造,以達(dá)到提升水資源開發(fā)利用效率,增大發(fā)電效益,提升自動化管理水平的目的?；诖吮尘?文章對江西斗晏水電站增效擴(kuò)容的主要改造措施及所取得的成效展開分析探討,以便為類似工程提供借鑒參考。

1 工程概況

江西斗晏水電站位于江西省尋烏縣龍廷鄉(xiāng)斗晏村,工程主要承擔(dān)發(fā)電、防洪、養(yǎng)殖、區(qū)域供水等任務(wù)。年流量均值310m3/s,年徑流量均值96.77×108m3,壩址以上流域面積1741km2。電站現(xiàn)狀總裝機(jī)容量為6.5MW,年發(fā)電量均值為620×104kWh。該水電站及附屬設(shè)施建成于20世紀(jì)80年代,建設(shè)期間因施工工藝、技術(shù)水平、資金等方面的限制,建設(shè)水平并不高,經(jīng)過數(shù)十年運(yùn)行后機(jī)組設(shè)備均表現(xiàn)出嚴(yán)重老化,原電站進(jìn)水口處攔污柵設(shè)置欠合理,堵塞現(xiàn)象頻繁發(fā)生,清污難度及水頭損失均較大,電站出力無法提高。隨著流域下游水電工程的興建,下游水位抬升,現(xiàn)狀機(jī)組水頭與設(shè)計(jì)水頭不匹配,機(jī)組運(yùn)行效率持續(xù)下降。

2 增效擴(kuò)容的必要性

該水電站及配套設(shè)施從運(yùn)行以來,機(jī)組效率及能效逐年衰減,電氣設(shè)備逐年老化,遲動、拒動、誤動等事故[1]頻繁發(fā)生,安全隱患突出,難以發(fā)揮正常的工程作用與效益。此外,水電站也無法實(shí)現(xiàn)無人值守的信息化管理。

3 增效擴(kuò)容改造方案及效果

3.1 進(jìn)水口改造

3.1.1 改造方案

斗晏水電站現(xiàn)狀進(jìn)水口前均布置有1個(gè)獨(dú)立的籠形攔污柵,單扇攔污柵設(shè)計(jì)高度為12.5m,寬2.42m。攔污柵水頭損失主要通過開司其曼公式(1)計(jì)算,而對于水流阻力系數(shù),筆者建議,應(yīng)采用布爾可夫-丘津娜公式(2)計(jì)算,該公式既考慮了水頭損失受攔污柵結(jié)構(gòu)的影響,又考慮了阻塞因素,更為符合該水電站攔污柵運(yùn)行實(shí)際[2]。計(jì)算公式為:

hw=ζv2/2g

(1)

(2)

式中:hw為攔污柵水頭損失,m;ζ為水流阻力系數(shù);v為攔污柵前水流流速,m/s;g為重力加速度,m/s2;CV為水流流速系數(shù);Cp為攔污柵結(jié)構(gòu)遮擋系數(shù);Cs為側(cè)收縮系數(shù);C為水流沖擊系數(shù)。

近年來,斗晏水電站所在河道污染物增多,人工清污方式下缺乏持續(xù)性和明顯成效,攔污柵前后水位差基本保持在0.3m,嚴(yán)重制約電站出力。為此,在改造過程中,擬將原獨(dú)立的籠形攔污柵拆除,并在其上游4.0m位置新增回旋式攔污柵,該攔污柵包括支撐框架及回旋式清污機(jī)系統(tǒng)等部分。

3.1.2 改造效果

在水電站單機(jī)額定引用流量及總引用流量不變的情況下,改造前后過柵總面積分別為560m2和701m2,并結(jié)合實(shí)際阻塞率展開改造前后水頭損失的對比。因改造后清污任務(wù)主要由清污機(jī)完成,阻塞率降至0[3]。改進(jìn)前后攔污柵均垂直布置,柵條設(shè)計(jì)厚度為10mm,相鄰柵條凈間距為150mm;根據(jù)式(1)和(2)所求得的310m3/s的引用流量下改進(jìn)前后攔污柵水頭損失情況,改造前水頭損失系數(shù)及水頭損失均隨阻塞率的增大而快速增大,柵前流速位于0.86～1.55m/s之間,水流阻力系數(shù)最大達(dá)到2.84,水頭損失最大為0.354m;改造后流速統(tǒng)一為0.62m/s,水流阻力系數(shù)降至0.11,水頭損失減小至0.002m。隨著水頭損失的增大,攔污柵前必將發(fā)生嚴(yán)重壅水,進(jìn)而引發(fā)溢流壩過流量及電站出力不足。相應(yīng)改造方案實(shí)施后,無論阻塞率如何取值,攔污柵水頭損失均固定取0.002m,改進(jìn)后效益明顯。

3.2 裝機(jī)容量改造

該水電站屬于多年調(diào)節(jié)型水庫,進(jìn)行水能復(fù)核計(jì)算的過程中,必須在達(dá)到二級電站發(fā)電用水量的基礎(chǔ)上以調(diào)度期內(nèi)兩級電站發(fā)電量均達(dá)到最高水平為原則,展開調(diào)節(jié)計(jì)算[4]。根據(jù)所得出的電站裝機(jī)容量、年發(fā)電量均值、年利用小時(shí)數(shù)等指標(biāo)取值,得到電站年發(fā)電量均值和裝機(jī)容量的對應(yīng)關(guān)系,見表1。

表1 電站年發(fā)電量均值和裝機(jī)容量的對應(yīng)關(guān)系

經(jīng)過該水電站水頭復(fù)核,在下游電站頂托影響下水頭均值達(dá)到5.1m,最大及最小水頭分別為8.0m和3.0m。根據(jù)所取得的2008—2021年運(yùn)行統(tǒng)計(jì)資料,水電站發(fā)電機(jī)組增效擴(kuò)容水能計(jì)算應(yīng)按照初擬的8×1000kW、8×1400kW、8×1800kW等方案展開,具體見表2。

表2 水電站增效擴(kuò)容方案水能計(jì)算結(jié)果

根據(jù)表中結(jié)果,方案Ⅱ比方案Ⅰ年新增電能380×104kWh,工程總投資約為794.1×104元,所增加的投資部分回收年限為9.23年,內(nèi)部收益率達(dá)到8.32%,超出8%的水利水電行業(yè)社會折現(xiàn)率。方案Ⅲ比方案Ⅱ年新增電能162×104kWh,工程總投資多427.8×104元,所增加的投資部分回收年限為11.32年,內(nèi)部收益率達(dá)到6.06%,比8%的水利水電行業(yè)社會折現(xiàn)率小。綜合以上分析,方案Ⅱ在水能技術(shù)指標(biāo)及經(jīng)濟(jì)性等方面均明顯優(yōu)于其余2個(gè)方案,故為推薦方案。按照該方案增效擴(kuò)容改造后,單機(jī)容量擴(kuò)容至1400kW,總裝機(jī)容量11200kW。

3.3 水輪機(jī)選型

結(jié)合此次增效擴(kuò)容改造所提出的改造方案及裝機(jī)規(guī)模,斗晏水電站該階段擬增設(shè)4臺1400kW的混流式水輪發(fā)電機(jī)組,改進(jìn)后運(yùn)行水頭提升至30～33.1m。結(jié)合增效擴(kuò)容改造可行性報(bào)告,原水輪機(jī)導(dǎo)水機(jī)構(gòu)及頂蓋嚴(yán)重銹蝕且變形漏水,無法滿足水電站正常運(yùn)行要求,必須徹底更換,為保證匹配性,原機(jī)組基礎(chǔ)也應(yīng)拆除重建[5]。經(jīng)過設(shè)計(jì)方與制造廠家的溝通與協(xié)商,可供選擇的水輪機(jī)模型轉(zhuǎn)輪主要有兩種型式,其主要參數(shù)性能的對比見表3。根據(jù)表中分析,兩種轉(zhuǎn)輪額定出力均能滿足機(jī)組要求,但A551C轉(zhuǎn)輪的效率更高,更具運(yùn)行優(yōu)勢,且空化性能好,飛逸轉(zhuǎn)速低;HL820轉(zhuǎn)輪過流能力和超發(fā)能力更好,但無法彌補(bǔ)低效率引起的劣勢。因此,斗晏水電站增效擴(kuò)容選用A551C轉(zhuǎn)輪。

表3 水輪機(jī)模型轉(zhuǎn)輪參數(shù)性能的比較

續(xù)表3 水輪機(jī)模型轉(zhuǎn)輪參數(shù)性能的比較

3.4 電氣設(shè)備改進(jìn)

依托電站裝機(jī)容量、出線回路等基本情況,應(yīng)在堅(jiān)持可靠性、經(jīng)濟(jì)性原則的基礎(chǔ)上,展開電氣主接線方案優(yōu)選[6]。

方案1:在保持原接線方式不變的情況下,1#及2#發(fā)電站機(jī)組進(jìn)行擴(kuò)大單元接線,并增設(shè)1臺35/6.3kV升壓變壓器;3#及4#機(jī)組則通過單元接線,分別增設(shè)1臺6.3/0.4kV升壓變壓器,經(jīng)1臺35/6.3kV升壓變壓器接入母線。

方案2:發(fā)電機(jī)電壓側(cè)采用4組單元接線,具體而言,1#及2#機(jī)組均通過單元接線,增加2臺35/6.3kV升壓變壓器;3#及4#機(jī)組通過單元接線,增設(shè)2臺35/0.4kV升壓變壓器,待電壓升高至35kV后接入母線。

方案3:6.3kV發(fā)電機(jī)電壓側(cè)采用擴(kuò)大單元接線形式,具體而言,3#及4#機(jī)組通過單元接線,增設(shè)2臺6.3/0.4kV升壓變壓器,待將電壓升高至設(shè)計(jì)水平后,與1#及2#機(jī)組一起經(jīng)1臺35/6.3kV升壓變壓器接入母線。

通過對以上方案的比較看出,對于方案1而言,當(dāng)其中1臺主變檢修或遭遇故障時(shí),最多對2臺機(jī)組容量送出造成影響,可靠性及靈活性均優(yōu)于方案3;此外,斗晏水電站現(xiàn)狀升壓變壓器運(yùn)行狀況良好,在采用方案1改造后仍可繼續(xù)使用,費(fèi)用可得到節(jié)省,比方案2更具經(jīng)濟(jì)性。綜合以上分析,斗晏水電站電氣設(shè)備改造應(yīng)采用方案1,即1#及2#機(jī)組通過擴(kuò)大單元接線,3#及4#機(jī)組通過單元接線的方案。

4 結(jié) 論

綜上所述,在本次改造方案實(shí)施后,有效解決了電站及附屬設(shè)施帶病運(yùn)行的問題,斗晏水電站裝機(jī)容量從8500kW提升至11200kW;設(shè)計(jì)年發(fā)電量從620×104kWh提高至7858×104kWh,水能利用率也大幅提升。通過對改造前后各項(xiàng)指標(biāo)變動情況的對比及對投資回收期等的分析,該水電站工程改造后既能提升電站經(jīng)濟(jì)效益及收益水平,又能為地區(qū)國民經(jīng)濟(jì)發(fā)展及政府財(cái)政收入做出更大貢獻(xiàn);同時(shí)也是對國家以電代煤、以電節(jié)煤政策的積極響應(yīng),社會環(huán)境效益十分突出。