岩屋潭Ⅰ级水电站增效扩容改造工程

张灵锋

(怀化市水利电力勘测设计研究院，湖南■怀化■418000)

1　电站概况

岩屋潭Ⅰ级水电站地处湖南省沅陵县凉水井镇境内，是沅水一级支流兰溪流域中下游一级电站，始建于1977年，1979年投产发电，至今已运行发电近39 a。电站坝址以上流域面积457 km2，多年平均流量12.37 m3/s，水库总库容1.2亿m3，正常库容8 760万m3，调节库容6 700万m3，属年调节水库。

电站主要建筑物有空腹重力坝、有压引水隧洞、压力钢管、主副厂房、升压站等。电站共安装3台水轮发电机组，总装机容量为2×3 000 kW+1×3 200 kW=9 200 kW；其中1～2号机组水轮机型号PO263—BM—134，发电机型号TS325—44/22，额定水头35.3 m，额定流量11.95 m3/s。3号机组水轮机型号HL123—LJ—140，发电机型号TS325—36/20，额定水头30.5 m，额定流量12.6 m3/s。3台调速器型号为CT—40；2台主变压器型号：1号主变SJL1—8000/35，2号主变SJL1—4000/35。

电站原设计年平均发电量为3 055万kW·h，年利用小时为3 320 h。根据该站提供的改造前近5年发电量统计，年最大发电量为3 314万kW·h，年最小发电量为1 517万kW·h，年平均发电量为2 326万kW·h，年利用小时为2 528 h。

2　增效扩容改造原因

2.1　电站现状与存在的问题

岩屋潭Ⅰ级水电站于1979年投产发电，其中1～2号水轮发电机组是利用本省双牌水电站拆迁的设备，设备的生产期为1959年；3号水轮发电机组设备的生产期为1978年。

(1)水轮机

水轮机为20世纪50年代仿苏模型，由于当时设计、制造水平、生产工艺等条件限制，使得水轮机参数与电站实际设计参数不相匹配，造成水轮机运行转动部件磨损，过流部件气蚀严重；机组振动、摆动值偏大，使得水轮机效率大大降低。通过蜗壳测流法对水轮机效率测定：在额定水头下发额定出力1～2号水轮机额定流量为13.9 m3/s，额定效率约为67%；3号水轮机额定流量为14.4 m3/s，额定效率约为78%。

(2)发电机

3台发电机经过多年运行，绝缘已严重老化，绝缘等级为B级，易受潮，停机时间过长就需要对发电机进行干燥处理，严重影响电站安全运行。

(3)蜗壳

3台机组金属蜗壳为半埋入式，即蜗壳中心线以下部分埋入混凝土中，其余部分裸露地表面以上，蜗壳壁厚为10 mm。由于蜗壳上半部分内外温差较大，使裸露的蜗壳外壳常年存在冷凝水，致使蜗壳内外壁锈蚀较严重。经测量蜗壳外壁锈蚀厚度约为1 mm，蜗壳内壁锈蚀厚度约为1.5 mm。

(4)调速器及油压装置

3台调速器型号为CT—40，额定油压为2.5 MPa。调速器配置过于简单，灵敏度较低，操作不可靠，经常出现卡阻现象。调速器的配置不能满足电站“无人值班(少人值守)”的现代自动化要求。

(5)进水阀

3台进水蝶阀为手电两用型式。进水蝶阀锈蚀严重，活门密封损坏严重，漏水量很大，密封更换频繁。操作机构因锈蚀等原因运行极不灵活，经常出现卡死现象，只能关闭进水口检修闸门进行检修；因此运行维护极为不方便，且具有很大的安全隐患。

2.2　电站增效扩容改造的必要性

(1)岩屋潭Ⅰ级水电站1979年投产发电，电站主要机电设备为我国计划经济时代的产物，导致水轮发电机组主要性能参数与电站实际运行参数不相匹配；且受当时设备设计、制造水平、生产工艺等条件限制，产品存在许多不足，与现阶段我国设备生产厂家生产的产品存在较大性能差别。

(2)根据电站多年运行情况看，目前装机容量与来水量相比存在装机容量偏小，特别是丰水期(4～8月降雨量占全年80%以上)存在大量弃水。

(3)岩屋潭Ⅰ级水电站水库属年调节水库，合理联合调度流域梯级电站及充分利用水能资源将给整个流域梯级电站创造较好的效益。

3　增效扩容改造方案

3.1　明确增效扩容改造内容

根据电站的实际情况，结合电站管理单位的意见，本工程大坝除险加固2011年已完成，在满足大坝现有防洪保安、引水塔取水、引水压力隧洞取水等要求，而且在不改变原主副厂房尺寸、结构的情况下更换所有主要机电设备和附属设施，使电站的装机容量尽量利用水能资源，实现电站增效扩容改造后“无人值班(少人值守)”的运行模式，从而降低运行成本，创造电站最大效益。

经过对电站多年水文、水能复核以及运行情况综合分析比较，本次增效扩容改造主要内容是对引水压力隧洞进行抹面降糙；对水轮机、发电机、调速器、变电设备、电气控制设备及相应辅助设备进行更新改造；对进口蝶阀及附属设施进行更换；对电站厂房进行维修改造完善管理设施，增设必要的工情及水力监测设施。

岩屋潭Ⅰ级水电站增效扩容改造后总装机容量为3×4 000 kW，设计年保证出力(保证率P=90%)1 760 kW，多年平均发电量为3 650万kW·h，年利用小时为3 040 h。

3.2　增效扩容改造设计方案拟定

(1)水轮机

3台水轮机全部更换，包括水轮机转轮、大轴、顶盖、导水机构、金属蜗壳、座环、尾水管等。增效扩容水轮机改造很关键，水轮机的选型既要充分选择适合岩屋潭Ⅰ级水电站运行参数现状，又要与现状尾水管实际流道基本相吻合的高效率水轮机。根据国内现有水轮机型谱以及多数厂家推荐，适合岩屋潭Ⅰ级水电站的水轮机转轮型号为HLA551。

水轮机设计参数的拟定：根据水能资源复核计算结果和水轮机转轮直径现状，最大水头50 m，最小水头30 m，加权平均水头41.5 m；原2台水轮机转轮直径1.34 m、额定水头35.3 m和1台转轮直径1.4 m、额定水头30.5 m；原水轮机额定水头是与电站实际运行水头范围等参数不完全相适应。依据增效扩容后拟定水轮发电机组容量为3×4 000 kW和选定的水轮机转轮型号HLA551模型综合特性曲线选择不同的额定水头做综合比较，最后选定2台水轮机转轮直径1.34 m，额定水头38 m，额定流量11.9 m3/s，额定转速375 r/min；1台转轮直径1.4 m，额定水头35 m，额定流量12.9 m3/s，额定转速333.3 r/min。

3台水轮机相应模型综合特性曲线运行范围和通过修正后水轮机运转特性曲线如下所示(见图1～图3)，此项工作需设备制造厂家模拟电站现状流道做模型试验。

图1　HLA551模型综合特性曲线运行范围

图2　水轮机运转特性曲线(D=1.34 m)

图3水轮机运转特性曲线(D=1.4m)

水轮机安装高程复核：根据选定的模型综合特性曲线，水轮机最大允许吸出高度分别为+4.41 m和+4.61 m。

新选定的水轮发电机组安装高程分别应为：

机组安装高程主要取决于转轮最大吸出高度，而最大吸出高度主要决定于转轮模型气蚀系数。从以上两式计算的结果可以看出，增容改造后机组安装高程比原实际安装高程高，按原实际安装高程更有利于机组抗气蚀。另外，为防止因机组安装高程的变化影响厂房结构变化，确定增容改造后机组安装高程维持原安装高程126.1 m不变。

水轮机部分其他特别要求：根据电站水质等特殊情况，水轮机转轮为不锈钢材料，水轮机转轮中心线以下过流部件表面镀不锈钢材料厚度不小于5 mm；金属蜗壳壁厚不小于10 mm，因金属蜗壳为半埋入式，埋入混凝土部分需增设足够的加强筋板；更换的新尾水锥管里衬与原尾水管弯肘管需平滑过渡。

(2)发电机

3台发电机全部更换，包括发电机定子、转子、大轴、轴承、上机架、下机架等。增效扩容发电机的改造需重点注意以下几点要求：发电机的绝缘等级由B级改为F级；发电机的冷却方式由风冷改为采用空气冷却器水冷方式，因发电机机坑尺寸有限，空气冷却器外形尺寸做成扁平菱型状结构形式，封堵原发电机的冷却排风通道；适当增加发电机转动部分重量，使转动惯量能满足调保计算要求；复核原发电机定子基础螺栓强度，尽量利用原定子基础螺栓，防止破坏原发电机机墩结构。

发电机设计参数的拟定：根据水轮机的选型，水轮发电机组同步转速选定2台发电机的型号为SF4000—16/3250，额定转速375 r/min，额定电压6.3 kV，额定电流458.2 A；1台SF4000—18/3250，额定转速333.3 r/min，额定电压6.3 kV，额定电流458.2 A。

(3)调速器及油压装置

3台套调速器及油压装置全部更换，调速器及油压装置采用高油压蓄能式组合式结构，型号为YWT—PLC—2500—16，油压为16 MPa。调速器的配置中要求增设事故配压阀和分段关闭装置，这种调速器灵敏度以及可靠性较高，取消了传统的高压补气装置和高压补气设施，占地小，整体美观且操作方便。

(4)进水阀

3台套进口蝶阀全部更换，进口蝶阀采用蓄能式液控蝶阀，型号为1750HD741H—10VK—YYZ， 油压为16 MPa。此蝶阀的蝶板采用双偏心自关闭结构，能确保紧急情况下配合动水自动关闭阀门，大大提高了关阀的可靠性。蝶阀主密封采用金属硬密封结构，取消了传统的橡胶密封结构，大大减少了维护和检修工作量。

(5)电气部分

变电设备、电气控制设备及相应附属设备进行全面更新改造，电气部分的更新基本属现行常规的配置，原设备布置的空间及位置均满足更新改造后新设备要求。电气设备的选择应本着节能降耗以及满足“五防”要求为原则，实现电站增效扩容改造后“无人值班(少人值守)”的运行模式。

(6)其他附属设施

因调速器和液控蝶阀均采用了高压自动补气蓄能式组合式结构，取消原中压气机室所有设施；发电机的冷却方式由风冷改为采用空气冷却器水冷方式，增设取至蝶阀前压力引水管冷却水管及相应过滤设备和减压阀等；发电机机坑增设2根冷却水环管，其冷却水排水管在蜗壳和尾水管施工时接至尾水肘管；起吊设施满足起重要求，只需简单维护即可用。

4　增效扩容改造实施

岩屋潭Ⅰ级水电站水库属年调节水库，为了在增效扩容改造实施中不影响正常发电，尽量利用水资源，改造工程实施根据电站要求以及改造工程量和工期的需要；工程实施需在枯水季节进行的，且跨两个年度枯水季节完成。2013年7月利用自筹资金完成了全部设备招标，2013年10月至2014年2月完成了所有电气设备和1号水轮发电机组施工，2014年11月至2015年2月完成了2～3号水轮发电机组施工，2015年3月增效扩容改造工程全部实施完成。项目改造实施中特别注意了以下几点要求：

(1)设备招标时主要设备必须是专业厂家并分别采购，充分考虑设备制造周期、土建施工以及机电设备安装施工周期。比如，为了不影响2～3号水轮发电机组2014年1月能正常发电，2013年10月至2013年12月完成了所有电气设备安装施工；同时完成了1号水轮发电机组蜗壳、尾水锥管基础开挖以及尾水肘管和尾水管出口段部分撤除与修复施工，并完成了座环、蜗壳、尾水锥管组装工作。2014年2月完成了1号水轮发电机组及其附属设备施工安装任务，1号水轮发电机组改造完成投入商业运行。2014年11月至2014年12月完成了2～3号水轮发电机组蜗壳、尾水锥管基础开挖以及尾水肘管和尾水管出口段部分撤除与修复施工，并完成了座环、蜗壳、尾水锥管组装工作。2015年2月完成了2～3号水轮发电机组及其附属设备施工安装任务，2～3号水轮发电机组改造完成投入商业运行。

(2)土建施工必须对原有建筑物进行结构强度的复核，尽可能利用原有建筑物，减小拆除重建工作量。比如，为了满足改造后因蜗壳、尾水锥管基础凿除以及尾水肘管和尾水管出口段部分撤除与修复施工后结构强度，要求尾水肘管和尾水管出口段修复必须增加混凝土强度；蜗壳、尾水锥管基础混凝土强度加强且在原混凝土与蜗壳、尾水锥管间需增加加强筋连接，以满足改造后结构强度要求。

5　改造效果

岩屋潭Ⅰ级水电站增效扩容改造完成后可谓是焕然一新：设备性能、综合自动化、发电效益、生产、生活环境均得到很大提高和改善。

(1)2015年3月2日，岩屋潭Ⅰ级水电站3台机组改造完成后做了三机一管甩负荷试验。3台机组分别带25%、50%、75%、100%负荷同时做甩负荷试验，甩100%负荷1号机、2号机、3号机蜗壳压力升高分别为53.3%、55.8%、51.6%，转速升高分别为51.1%、52.4%、44.8%；甩负荷试验结果均在规范要求范围内且结果远远小于改造前甩负荷试验结果，所有设备运行正常且可靠。

(2)改造完成后岩屋潭Ⅰ级水电站实现了“无人值班(少人值守)”的运行模式，每班由改造前8个人值班改为现在由2个人值守，大大节省了人力资源。

(3)电站装机容量由9 200 kW增至12 000 kW，且3台机组均能超负荷运行。2015—2017年每年的发电量分别为3 613、3 962、3 795万kW·h，改造后3 a平均年发电量达到3 790万kW·h，年利用小时为3 158 h。相比改造前装机容量增加30%，年均发电量增加50%以上，电站效益得到明显提高。

6　结　语

通过对岩屋潭Ⅰ级水电站的增效扩容改造，给计划经济时代利用拆迁设备运行的老电站增效扩容改造提供了很好的经验，提高了水能资源的利用，增加了发电收益。同时，提高了设备质量和可靠性与自动化水平，电站管理及运行人员的技术水平有了一个质的飞跃，为新时代改造电站可持续发展提供了最大的经济效益和社会效益。