势江水电站增效扩容改造方案设计与效益分析

（恭城发电分公司，广西 恭城 542500）

【摘 要】文章分析了势江水电站运行现状及存在的主要问题，提出了势江水电站增效扩容改造方案，并对设计方案进行经济分析，得出本工程在经济上是可行的，为同类工程设计提供参考与借鉴。

【关键词】势江水电站；增效扩容；方案设计；效益分析

【中图分类号】TV738 【文献标识码】A 【文章编号】1674-0688（2016）06-0143-05

1 工程概况

势江水电站位于广西恭城县东南部莲花镇势江村委附近，开发河流为恭城河支流势江中下游河段，电站厂房距莲花镇4 km，距恭城县城18 km。电站坝址位于厂房上游3.2 km处。势江水电站距离恭城县和莲花镇较近，交通较为方便。

势江水电站始建于1970年10月，于1972年建成投产，装机容量为1×500+2×250=1 000 kW，现状多年平均发电量为601万kW·h。势江水电站工程主要建筑物有引水拦河坝、引水明渠、前池、压力管、发电厂房、升压站、生活区等。势江水电站属引水式径流电站，拦河引水坝位于莲花镇杨梅村委东头田自然村东北角附近，坝址控制集雨面积为255 km2，占势江流域面积的71.62%。发电厂房距拦河坝3.23 km。引水明渠沿势江河右岸山坡布置，总长3 230 m，设计断面为矩形断面，宽3.4 m，高2.5 m，纵坡降为1/1 500。前池布置在势江村东侧山坡上，前池正常蓄水位为218.60 m，容积约300 m3，泄洪口布置于前池进口前20 m处明渠左岸。前池至厂房采用并列布置的两根钢筋混凝土预制管接入厂房，每根管斜长60 m，内径为1.06 m，共设3个浆砌石镇墩。

厂房为河岸式地面厂房，主厂房为单层框架结构，长24 m，宽10 m，高9 m（发电机层以上），厂房内安装3台机组，1#、2#机组单机容量为250 kW，3#机组单机容量为500 kW；副厂房布置在主厂房右侧，长11.90 m，宽10.0 m，为2层框架结构，底层为高压开关室，上层为控制室。升压站布置在主、副厂房旁，面积为10 m×5 m（长×宽）。

生活区布置有篮球场1个、职工宿舍楼3座、砖木结构瓦房3座，厂区总占地面积为8 948 m2，其中建筑面积约1 000 m2。

受恭城发电分公司的委托，玉林水利水电设計院于2011年12月会同恭城发电分公司组织有关人员进行实地勘察。拟将电站进行增效扩容改造，装机容量扩容为3×500 kW=1 500 kW，多年平均发电量为796万kW·h，增效扩容改造后，年发电量增加195万kW·h。

2 势江水电站运行现状分析与评价

2.1 工程运行现状

势江水电站属引水式径流电站，拦河引水坝位于莲花镇杨梅村委东头田自然村东北角附近，坝址控制集雨面积为255 km2，占势江流域面积的71.62%。发电厂房距拦河坝3.23 km。电站始建于1970年10月，于1972年8月第1台机组投产发电，1973年6月3台机组全部投产发电。

势江水电站在建设过程中受资金限制，在设计和施工方面只得因陋就简，因此电站各建筑物均存在诸多不足之处。厂房为砖瓦结构低矮平房，通风、采光条件极差，运行10多年后墙体多处开裂，瓦房屋面雨天漏水严重，厂房内无起吊提升设备，不方便检修；前池工作闸门为人工操作的简易平板门，无拦污设施，不但操作费时，而且不安全；尾水渠无防洪闸门，厂房、厂区经常遭洪水浸泡。

势江水电站工程主要建筑物有引水拦河坝、引水明渠、前池、压力管、发电厂房、升压站、生活区等。发电厂房装设3台混流式水轮发电机组，额定水头为29.8 m；电站电气主接线如下：1#、2#发电机容量各为250 kW，机端电压0.4 kV，采用“两机一变”扩大单元接线方式；3#发电机容量为500 kW，机端电压为6.3 kV，采用“一机一变”单元接线方式。送电电压等级为10 kV，10 kV出线三回，分别至铸钢厂、东科及莲花变，其中铸钢厂线已停用。

势江水电站自建成运行以来，至今已有40年，根据规定水电工程机电设备的使用年限（服役期）为25年，水电站的大部分机电设备均已达到此年限。压力前池进水口拦污栅锈蚀严重，垃圾污物较多，拦污栅堵塞严重，需间歇性停机清污，清污较困难，并影响电站运行效益。钢筋混凝土预制管段外壁普遍开裂，裂缝宽0.5～3 mm，虽未漏水，但已运行近40年，基本报废，伸缩节锈蚀严重，支墩油毛毡垫层老化，伸缩性能消失。

尽管水电站管理较好，注意加强对机组设备的保养维护，但服役期过长，不少电气设备已经老化，维修困难，且厂家已不再生产，有关器件难以配齐，控制保护及二次电气设备为常规型式，系统落后，远不能适应目前监控保护综合自动化管理的发展要求，出现了一些影响正常安全运行的问题和事故隐患。

2.2 工程存在的主要问题

2.2.1 水工建筑物

电站始建于1970年10月，于1972年8月第1台机组投产发电，1973年6月3台机组全部投产发电。势江水电站工程主要建筑物有引水拦河坝、引水明渠、前池、压力管、发电厂房、升压站、生活区等。

2.2.1.1 引水拦河坝

拦河坝溢流坝体没有外包砼，浆砌石表面砂浆被冲刷脱落，坝体及坝脚均有漏水。

拦河坝右岸冲砂闸、进水闸、排洪闸的闸门及启闭设备均已老化、锈蚀，且已运行30多年，早已超过报废年限。冲砂闸、进水闸、排洪闸的启闭机室及右岸山坡上的管理房均为砖木结构瓦房，已破旧不堪。

2.2.1.2 引水渠

明渠底板石灰砂浆层质量较差，局部被水冲离，两侧墙侧面水泥砂浆存在脱离、剥落现象。明渠进口下游约40 m位置（桩号0+040～0+055）曾发生塌方，滑坡体已清除修复，并在底部增设浆砌石挡土墙，但由于上部土体仍为悬空体，随时可能发生二次塌方，已成为地质隐患。顺渠道往下于桩号0+300、桩号0+800位置明渠右岸边坡也出现小塌方，尚未进行衬护。在东头田村对面、桩号1+600附近，明渠右岸边坡出现长约30 m×高15 m×厚5 m的滑坡体，尚未进行衬护，仅在塌方体下部用木材支撑。顺渠道再往下于桩号1+750位置明渠右岸边坡也出现小塌方，尚未进行衬护。渠道沿途多处有水溢出，说明渠道安全超高不足。

2.2.1.3 前池

前池溢流堰泄槽直接布置在原山坡，坡度较陡，未设有任何加固防冲措施，山坡容易被冲刷破坏。前池启闭机室为砖木结构瓦房，已破旧不堪，属危房。压力前池闸门、拦污栅及启闭设备已经老化、锈蚀，且比较简陋，不适应现代化的管理要求。

2.2.1.4 压力管

钢筋混凝土预制管段外壁普遍开裂，裂缝宽0.5～3 mm，已运行近40年，基本报废，需全段更换；伸缩节锈蚀严重，需全部更换；支墩油毛毡垫层老化，伸缩性能消失。

2.2.1.5 厂房及厂区

厂房尾水渠穿防洪墙的2个泄水孔尺寸偏小，尾水位比原设计稍为壅高；尾水防洪闸的启闭设备为手动葫芦，残旧不堪，过于简陋，启闭费时费力。

2.2.2 机电设备

2.2.2.1 水轮发电机组及附属设备

势江电站3台水轮发电机的运行时间达到40年，定子、转子线圈绝缘严重老化，绝缘强度降低，随时可能击穿，水轮发电机效率降低，且经水文水能核算，本电站具备一定的增容能力。由于电站装机容量偏小，发电机超发的幅度过大容易引起功率因素偏高、发电机温升过高等因素，影响正常安全运行和存在事故隐患。电站曾进行过改造，更换了3#发电机定子线圈，1#、2#发电机定子线圈等部件，但效果不明显，容量偏小和效率偏低及存在运行安全隐患等问题依然比较突出。

2.2.2.2 变压器

升压站原设2台10 kV主变压器，型号分别为S7-630/10（1986年产品）、S7-800/10（1996年产品），电压比分别为10.5±5%/0.4 kV、10.5±5%/6.3 kV，均为户外三相双绕组油浸式变压器，属于国家已淘汰的机电产品，运行年限长，耗能高，变损大，运行温度高，且绕组绝缘介质已严重老化，极易发生事故。

2.2.2.3 户内10 kV开关设备

10 kV开关设备采用户内高压开关柜式布置，共7面，型号均为GG-1A型成套开关柜（内配SN-10少油断路器），设备老化，绝缘降低，不符合自动化要求。

2.2.2.4 发电机母线电压设备

原1#、2#机组0.4 kV发电机电压母线共设低压屏5面，其中3面为GGD型交流低压配电屏，2面励磁屏。经多年运行设备均已陈旧老化，操作不灵活，安全性能低。

原3#机组6.3 kV发电机电压母线高压开关柜共2面，均采用GG-1A型成套开关柜（内配SN-10少油断路器），设备老化，绝缘降低，不符合自动化要求。

2.2.2.5 综合自动化

原3#机组控制保护设备为常规机电式继电保护设备，继电器已老化，可靠性、灵敏度已降低，经常出现误动作。

2.2.2.6 直流系统

电站直流系统无蓄电池，降低了事故情况下继电保护动作的可靠性。

2.2.2.7 厂用低压配电设备

设1台站用变压器，型号为SL-50/10，电压比为10.5±5%/0.4 kV，属于高耗能变压器，变损大，运行温度高，且绕组绝缘介质已老化。

设1面简易低压配电屏，仅为几路刀开关，供电可靠性差。

2.2.2.8 电力电缆及控制电缆

原控制电缆均为铝芯电缆，经多年运行外皮老化，绝缘降低，有发热现象，存在安全隐患。

2.2.3 金属结构

拦河坝冲砂闸平板钢闸门锈蚀严重，漏水量大，排洪闸平板钢闸门锈蚀严重，无固定启闭平台，启闭机无法固定，存在安全隐患，引水明渠放空闸门及螺杆机锈蚀严重，启闭困难，压力前池进水口简易式拦污栅锈蚀，变形严重，工作闸门及螺杆机锈蚀严重；钢筋砼压力管道碳化、开裂渗漏，影响电站安全运行。电站1972年建成运行至今，部分金属结构及压力管道锈蚀严重或损坏程度达到现行标准《水利水电工程金属结构报废标准》（SL226—98）规定的报废年限，存在安全隐患。

为提高电站运行效益，保证电站的安全运行，建议更换拦河坝冲砂闸1扇，排洪闸平板钢闸门1扇，引水明渠放空闸门及螺杆机各6台套，压力前池进水口拦污栅2道，工作闸门及螺杆机1台套，并结合电站扩容需求，将原钢筋砼压力管道改建为钢压力管，满足电站增效扩容，保证电站机组正常发电。

2.3 增效扩容的必要性

势江水电站从兴建、投產运行，到现在已经有40多年，各主要水工建筑物经受住历次洪水的考验，无较大的安全隐患。但是，根据规定水电工程机电设备的使用年限（服役期）为25年，现状势江水电站绝大部分机电设备均已接近此年限，出现了机组出力不能达到额定的功率，并出现了一些影响正常安全运行的问题和事故隐患。主要表现如下。

2.3.1 水轮发电机组设备

机组设备已超过使用年限，水轮机导水机构锈蚀，导叶磨损，关闭不严，主轴密封漏水；发电机定子、转子线圈及绝缘严重老化，绝缘强度降低；机组调速器陈旧落后，调节性能差，故障率高；机组励磁装置陈旧落后，调节性能和稳定性极差。

2.3.2 电气设备

经过多年运行，主要电气设备已严重老化，显露出不良运行状况，远不能适应安全、可靠、稳定的发供电要求，技术性能已不能满足电站本身和电网安全稳定运行的要求。其中，2台主变压器、1台近区变均属于高耗能铝芯变压器，变损大，运行温度很高，且绕组绝缘介质已老化，存在事故隐患。

2.3.3 金属结构

拦河坝冲砂闸平板钢闸门锈蚀严重，漏水量大，排洪闸平板钢闸门锈蚀严重，无固定启闭平台，启闭机无法固定，存在安全隐患，引水明渠放空闸门及螺杆机锈蚀严重，启闭困难，压力前池进水口简易式拦污栅锈蚀，变形严重，工作闸门及螺杆机锈蚀严重；钢筋砼压力管道碳化、开裂渗漏，影响电站安全运行。部分金属结构及压力管道锈蚀严重或损坏程度达到现行标准《水利水电工程金属结构报废标准》（SL226—98）规定的报废年限，存在安全隐患。

2.3.4 提高设备健康水平和电站综合自动化水平的需要

技改增容遵循设备更新改造与整治完善并举，坚持安全性和可靠性第一、先进性和实用性相结合的原则，加大科技开发和技术改造投入，优化配置，不断提高设备的运行水平和电站综合自动化水平。

综上所述，为充分利用水能资源，提高电站经济效益和运行的安全可靠性，对电站进行增效扩容改造是必要的。

3 势江水电站增效扩容改造方案设计

3.1 水力机械

（1）1#、2#水輪机更换为HLA616-WJ-60。

（2）1#、2#水轮发电机250 kW更新改造至500 kW，并提高绝缘等级至F级。增容后机组型号为SFW500-8/990，500 kW，0.4 kV。

（3）更换3#水轮机转轮HL300-WJ-60为HLA616-WJ-60。

（4）更换3#水轮发电机，SFW500-8/990，500 kW，0.4 kV，并提高绝缘等级至F级。

（5）1#、2#、3#调速器TT-300更换为DWT-300。

（6）1#、2#、3#励磁装置更换为新型发电机综控屏（发电机控制保护测量、同期及励磁系统一体柜）。

（7）更换1#、2#机组进水阀为D941H-6，DN800，1.0 MPa。

（8）机组增容改造后，原1#、2#机组主阀DN600已不能满足要求。因此需要更换为D941H-6，DN800，0.6 MPa。

3.2 电气工程

（1）将原3#高压机组更换为低压机组后，拆除原6.3 kV的2面GG-1A型高压成套开关柜（配装少油断路器），更换为1面0.4 kV新型发电机综合控制屏（为发电机控制保护、计量、同期及励磁系统一体柜）。

（2）将原1#、2#机组3面发电机低压配电屏及2面励磁屏，更换成2面新型发电机综合控制屏（为发电机控制保护、计量、同期及励磁系统一体柜）。

（3）将原1面BKF型低压配电屏，更换为1面GGD1型低压配电屏。

（4）将原6面10 kV的GG-1A型高压成套开关柜（配装少油断路器）更换成6面XGN2-12型高压成套开关柜（配装真空断路器）。

（5）将原常规机电式继电保护设备更换为微机型综合自动化系统。

（6）将原直流系统更换成智能高频开关微机型直流系统。

（7）将原2台10 kV S7型主变压器更换成节能降损的S11型主变压器。

（8）将原1台SL型站用变压器更换成1台节能降损的SC11型站用变压器。

（9）把原二次铝芯电缆更换成阻燃型铜芯电力电缆。

（10）增设部分一、二次电缆。

3.3 金属结构

（1）更换拦河坝冲砂孔闸门1扇，孔口尺寸为1.0 m×1.2 m（宽×高）。

（2）更换电站引水渠道排洪闸门1扇，孔口尺寸为2.0 m×2.5 m（宽×高）。

（3）更换引水明渠放空闸门6扇，孔口尺寸为1.0 m×2.5 m（宽×高）。

（4）更换前池进口第一道拦污栅，孔口尺寸为6.5 m×2.5 m（宽×高）。

（5）更换压力前池进水口闸门及拦污栅，孔口尺寸为1.6 m×1.6 m（宽×高），闸门为铸铁闸门。

（6）更换原钢筋砼压力管道为钢压力管，主压力钢管直径1.6 m，总长约60 m，支管直径0.8 m，总长约15 m。

3.4 水工部分

（1）压力管进水口启闭机房拆除后重建。

（2）拆除原钢筋砼压力管及镇墩和支墩。

（3）钢筋砼管更换为钢压力管。

4 势江水电站增效扩容改造经济效益分析

4.1 工程资金筹措方案

本工程经技术改造后装机容量为3×500 kW =

1 500 kW，多年平均发电量为796万kW·h。工程总投资为555.64万元，静态总投资为543.36万元。根据国家《农村水电增效扩容改造财政补助资金管理暂行办法》，中央财政补助195万元，银行贷款348.36万元，按年利率7.05%计，建设期还贷利息为12.28万元。

4.2 国民经济分析

4.2.1 国民经济评价主要依据及参数

本评价的依据为《小水电建设项目经济评价规程（SL 16—2010）》《建设项目经济评价方法与参数（第三版）》。

社会折现率为8%，项目建设期6个月，项目运行期为20年，经济计算期为21年。

4.2.2 效益分析

项目完工后，电站装机容量可由原来的1 000 kW增加到1 500 kW，增容500 kW，技术改造后可年均增加发电量195万kW·h。并且对存在安全隐患的机组和电气及送出设备进行了更新改造，实施计算机综合自动化技术改造，可使运行安全可靠性大大提高，操作维护也十分方便，可达到“无人值班、少人值守”的要求，提高了运行的可靠性，并节省了运行成本。

4.2.3 费用计算

4.2.3.1 固定资产投资

国民经济评价投资考虑剔除税金、利息等国民经济内部转移部分，为便于计算，固定资产调整后为543.36万元。

4.2.3.2 流动资金

本工程新增流动资金1.1万元。

4.2.3.3 年运行费

工资及福利费：本工程不新增电站管理人员，无新增工程及福利费。

修理费：按固定资产投资的1.0%计。

材料费：以新增装机容量按广西电力局统调水电站统计值4.04元/kW计。

库区维护费：以新增厂供电量按0.001元/（kW·h）。

其他费用：其他费用按新增装机容量18元/kW计。

年运行费总计6.7万元。

4.2.4 售电收益

售电收益按影子价格计算，影子价格以华南电网0.261 7元/kW·h为基数进行调整。

4.2.4.1 调整系数

与大电网关系，距大电网110 kV变电站小于50 km，K1=1.10；交通条件一般，K2=1.10；缺电情况，全年缺电，K3=1.15；考虑到没有水库调节，电能质量调整系数取1.0；调整后的影子电价为0.364 2元/kW·h。

4.2.4.2 售电收益

势江水电站装机容量为1 500 kW，新增年发电量为195万kW·h，有效电量系数按0.95计，销售收益为67.46万元。

4.2.5 经济评价

根据以上分析计算的国民经济效益和费用编制经济效益费用流量表，计算得经济内部收益率为8.95%，经济净现值为37万元，经济效益费用比为1.06。从中可看出，该项目的国民经济效益是比较好的，可行的。

参 考 文 献

[1]SL 179—2011，小型水电站初步设计报告编制规程[S].

[2]SL 252—2000，水利水电工程等级划分及洪水标准[S].

[3]GB 50201—94，防洪标准[S].

[4]GB/T 50700—2011，小型水电站技术改造规范[S].

[5]GB 50071—2002，小型水力发电站设计规范[S].

[6]DL/T 5186—2004，水力发电厂机电设计规范[S].

[7]GB/T 15468—2006，水轮机基本技术条件[S].

[8]GB 7894—2009，水轮发电机基本技术条件[S].

[9]GB 8564—2003，水轮发电机组安装技术规范[S].

[10]SL 400—2007，水利水电工程金属结构与机电设备安装安全技术规程[S].

[責任编辑：陈泽琦]

【作者简介】卢庆飞，男，广西恭城人，本科，恭城发电分公司助理工程师，从事水电站运行管理工作。