小水电站增容改造研究

黄杰峰

摘要：利用先进技术对农村小水电进行技术更新改造，用先进工艺和装备代替落后工艺和装备，是农村小水电全面提高经济效益的有效手段。本次增容改造主要解决机组老化、装机出力不足。在充分利用原水电站基础设施的基础上，对水轮发电机组及其辅助设备、发电机、电气一次设备、电气二次设备进行改造，有利于更好的发挥清洁能源优势下，极大地提高了乡村小水电站的安全性和经济性。

关键词：小水电站;技术改造;增效扩容

中图分类号：TM312 文献识别码：A 文章编号：1001-828X（2019）015-0376-02

引言

水资源是基础性的自然资源，水电不仅是可再生、环境友好型的发电方式，而且对减少二氧化碳排放和大气污染，防止全球气候变暖有积極作用。目前水资源开发已处于较高的水平，资源可开发增量和潜力十分有限。所以水电开发的工作重心已从大规模的开发利用逐步向转变为重视资源的高效利用。目前，大量早期建成的水电站设备已经达到或超过折旧年限，存在机电设备老化、达不到设计出力、设备技术落后、能耗高、电站运行自动化水平低等问题，现阶段应在积极推进农村建设的同时，进一步加快农村水电站改造。

一、水力机械现状分析及评估

1.水轮发电机

本文所涉及的水电站于1996年投产，采用的是转轮性能较低的HA253型水轮机，额定出力点效率为87.3%。根据电站管理人员2014-2018年的统计数据，机组效率仅为69.7%～78.72%，额定工况下的机组出力远远达不到额定值。经分析，本电站机组出力不足的主要原因有以下两个方面：一是长期运行后水轮机转轮叶片、上下迷宫间隙导叶发生空蚀，漏水量大;二是叶片翼型变形严重，造成水轮机效率进一步降低。

2.进水主阀

DN700进水主阀投运多年后故障率高，运行维护成本高，运行中发生多起储油箱密封盘根破损、活塞和弹簧断裂，运行中多次发生主阀关不到位造成漏水等缺陷。

3.调速系统

本电站调速系统为GKI-600高油压可编程调速器，该设备已老化存在着响应速度较慢，油污发卡，部分机械部件磨损比较厉害，没有安全保护措施等问题，存在安全运行隐患。

4.厂内起重设备

本电站厂内起重设备采用10t起重机，已使用20年，电气系统绝缘老化、控制系统可靠性低、机械系统齿轮及刹车磨损严重、刹车可靠性低，急需对起重机电气、刹车及控制系统进行改造

5.机组油、水、气系统

本电站设有机组透平油和绝缘油系统，设备老化，管路出现漏油现象，需更换。采用的是自流集中供水方式，主阀前压力钢管取水，经滤水器过滤后送至主供水管的集中供水方式。供水总管口径DN100mm，各个机组供水主管口径DN100m。部分管路锈蚀老化压力表、示流器等监测设备不能满足机组自动化改造要求。

本电站采用检修排水和渗漏排水相结合方式，设有厂内集水井，厂房各部渗漏排水均引至集水井后排出，水泵启停由YW-67-01电磁式液位信号器控制，检修时则由连接至尾水管底部的管路直接连至水泵人工启动直接排出。在集水井125.52m高程出设有两台检修渗漏排水泵，经过多年的运行，机墩预埋冷却水管堵塞，水泵、阀门及部分管路老化锈蚀严重，且电磁式液位信号器及压力表等监测设备不能满足机组自动化改造要求

本电站设有高低压空气系统，高压气系统满足调速器及蝶阀油压装置补气，低压气系统满足机组制动及吹扫用气要求。压力表等监测设备不能满足机组自动化改造要求

6.水轮机测量系统

本电站水轮机测量系统包括尾水管进口、转轮上腔、水导轴承、主轴密封、蜗壳等的压力测量，原使用的普通压力表和压力真空表不能满足机组自动化改造要求。

7.电气相关设备

电站装设1台型号为SFW20008/14306.3kV的卧式发电机组，目前机组存在问题有：定子绕组存在温度高，老化严重，部分槽锲松动，渗油造成绝缘电阻低，定子温度测点少;转子绕组绝缘电阻偏低，磁极松动等问题，目前水轮发电机组仍带病运行，存在安全隐患。

电站主变压器型号为早期SJL及s7产品，存在损耗较大，抗短路能力差，运行温度高，渗油严重等缺陷;且两台主变容量及阻抗电压不同，不满足变压器并联运行条件。

厂用电源由临近厂房低压母线引接，馈线回路采用熔断器保护，元器件老化严重，使空气开关的容量已无法满足回路正常工作要求，经常发生误跳，馈线回路采用熔断器在实际应用中操作繁琐，同时敞开式屏柜易受灰尘和潮气的影响降低绝缘水平，柜体防护等级低，不利于安全生产。

二、增效扩容改造的必要性

本电站现有机组及附属机电设备运行至今已有20余年，运行工况差设备故障率高、设备老化严重、设备效率低下、自动化程度低，不良现状已经严重影响电站的安全运行。为了提高电站股备运行的效率、安全性、可靠性，并提高自动化程度，实现微机监控，确保环保、低能耗、高质量电能，有必要对电站进行全面的增效改造，以保证电站机电设备安全稳定运行。根据电站统计数据，电站近三年（2013-2015）年平均发电量仅为750万KW.h，经增效扩容改造后，电站多年平发电量可增加至910万KW.h，比近三年平均发电量增加160万KW.h，可增效21.33%。因此，对本电站进行增容技改既提能高设备安全系数，又能保障电站安全运行。

三、装机容量的选择

1.水轮机机型选择

经过水文专业对电站运行参数的复核，本电站的水头范围为90m～95m，额定水头91.7m，在电站引水系统、水轮机固定过部件（如蜗壳、座环、尾水管等）、水轮机安装高程和导叶高度等基本不变的条件下，在不改变原引水流道和厂房主要结构尺寸前提下，选用HLA855-WJ-65型水轮机，其设计点效率最高可达93.18%，高效区较宽。汽蚀性能良好。

2.水轮机吸出高度Hs和安装高程▽的复核

混流式机组的安装高程由两个条件决定：其一满足水轮机汽蚀的要求，其二要满足尾水管出口的淹没深度≥0.5m的要求。经过计算增效扩容技改后的电站的吸出高度为+4.4m（转轮中心线），保持安装高程为▽126.9m不变，能满足水轮机汽蚀的要求;技改后的额定流量为2.4m/s，与原机组的额定流量2.7m/s相近，尾水位变幅很小，故能满足淹没深度的要求（尾水管出口高程为▽124.21m）。因此，保持机组的安装高程为▽126.9m不变。

3.水轮机机组调节保证计算

根据电站枢纽总体布置和电气主接线，调节保证计算的结果如下：当发电机转动惯量GD²≥3.2t·m²，导叶直线关闭时间取4秒时：额定水头下机组甩全负荷时，最大转速上升值为36.3%<50%，最大水头工况下甩全负荷时，蜗壳最大压力上升率为18.0%，蜗壳末端最大压力上升值约为16.5m，尾水管最大真空值为5.2m，各数值均符合规范要求。

4.水导机构磨损、空蚀严重，导水叶端面间隙漏水量大，存在安全隐患，本次改造需更换。

关于其他辅助设备改造列表如表1：

四、结语

本次增容技改主要针对解决机组老化、装机出力不足问题，根据发电水头、机坑尺寸、引水系统引水能力等基础设施情况，在充分利用可用基础设施的基础上进行装机容量选择，对包括水轮发电机组及辅助设备、发电机、电气一次设备、电气二次设备进行改造。经增效扩容改造后，平均每年可增加发电量160万KW，可使电力系统节约标煤约640.0t/年，减少二氧化碳排放量约1595.2t/年，减少二氧化硫排放量约48.0t/年，有利于更好利用原硬件投入发挥清洁能源优势，极大地提高了农村水电站的安全性和经济性。