江西斗晏水电站增效扩容改造问题探讨

朱新星

(江西晨升建设工程有限公司,南昌 330077)

0 引 言

我国中小水电站数量众多,总装机容量和年发电量占比约达50%左右。其中,建设年代较早的中小水电站普遍面临技术水平落后、装机容量小、设备陈旧老化、能效衰减等问题,既影响水资源开发利用效率,又存在诸多安全隐患。为此,国家正在对此类中小水电站实施增效扩容改造,以达到提升水资源开发利用效率,增大发电效益,提升自动化管理水平的目的。基于此背景,文章对江西斗晏水电站增效扩容的主要改造措施及所取得的成效展开分析探讨,以便为类似工程提供借鉴参考。

1 工程概况

江西斗晏水电站位于江西省寻乌县龙廷乡斗晏村,工程主要承担发电、防洪、养殖、区域供水等任务。年流量均值310m3/s,年径流量均值96.77×108m3,坝址以上流域面积1741km2。电站现状总装机容量为6.5MW,年发电量均值为620×104kWh。该水电站及附属设施建成于20世纪80年代,建设期间因施工工艺、技术水平、资金等方面的限制,建设水平并不高,经过数十年运行后机组设备均表现出严重老化,原电站进水口处拦污栅设置欠合理,堵塞现象频繁发生,清污难度及水头损失均较大,电站出力无法提高。随着流域下游水电工程的兴建,下游水位抬升,现状机组水头与设计水头不匹配,机组运行效率持续下降。

2 增效扩容的必要性

该水电站及配套设施从运行以来,机组效率及能效逐年衰减,电气设备逐年老化,迟动、拒动、误动等事故[1]频繁发生,安全隐患突出,难以发挥正常的工程作用与效益。此外,水电站也无法实现无人值守的信息化管理。

3 增效扩容改造方案及效果

3.1 进水口改造

3.1.1 改造方案

斗晏水电站现状进水口前均布置有1个独立的笼形拦污栅,单扇拦污栅设计高度为12.5m,宽2.42m。拦污栅水头损失主要通过开司其曼公式(1)计算,而对于水流阻力系数,笔者建议,应采用布尔可夫-丘津娜公式(2)计算,该公式既考虑了水头损失受拦污栅结构的影响,又考虑了阻塞因素,更为符合该水电站拦污栅运行实际[2]。计算公式为:

hw=ζv2/2g

(1)

(2)

式中:hw为拦污栅水头损失,m;ζ为水流阻力系数;v为拦污栅前水流流速,m/s;g为重力加速度,m/s2;CV为水流流速系数;Cp为拦污栅结构遮挡系数;Cs为侧收缩系数;C为水流冲击系数。

近年来,斗晏水电站所在河道污染物增多,人工清污方式下缺乏持续性和明显成效,拦污栅前后水位差基本保持在0.3m,严重制约电站出力。为此,在改造过程中,拟将原独立的笼形拦污栅拆除,并在其上游4.0m位置新增回旋式拦污栅,该拦污栅包括支撑框架及回旋式清污机系统等部分。

3.1.2 改造效果

在水电站单机额定引用流量及总引用流量不变的情况下,改造前后过栅总面积分别为560m2和701m2,并结合实际阻塞率展开改造前后水头损失的对比。因改造后清污任务主要由清污机完成,阻塞率降至0[3]。改进前后拦污栅均垂直布置,栅条设计厚度为10mm,相邻栅条净间距为150mm;根据式(1)和(2)所求得的310m3/s的引用流量下改进前后拦污栅水头损失情况,改造前水头损失系数及水头损失均随阻塞率的增大而快速增大,栅前流速位于0.86～1.55m/s之间,水流阻力系数最大达到2.84,水头损失最大为0.354m;改造后流速统一为0.62m/s,水流阻力系数降至0.11,水头损失减小至0.002m。随着水头损失的增大,拦污栅前必将发生严重壅水,进而引发溢流坝过流量及电站出力不足。相应改造方案实施后,无论阻塞率如何取值,拦污栅水头损失均固定取0.002m,改进后效益明显。

3.2 装机容量改造

该水电站属于多年调节型水库,进行水能复核计算的过程中,必须在达到二级电站发电用水量的基础上以调度期内两级电站发电量均达到最高水平为原则,展开调节计算[4]。根据所得出的电站装机容量、年发电量均值、年利用小时数等指标取值,得到电站年发电量均值和装机容量的对应关系,见表1。

表1 电站年发电量均值和装机容量的对应关系

经过该水电站水头复核,在下游电站顶托影响下水头均值达到5.1m,最大及最小水头分别为8.0m和3.0m。根据所取得的2008—2021年运行统计资料,水电站发电机组增效扩容水能计算应按照初拟的8×1000kW、8×1400kW、8×1800kW等方案展开,具体见表2。

表2 水电站增效扩容方案水能计算结果

根据表中结果,方案Ⅱ比方案Ⅰ年新增电能380×104kWh,工程总投资约为794.1×104元,所增加的投资部分回收年限为9.23年,内部收益率达到8.32%,超出8%的水利水电行业社会折现率。方案Ⅲ比方案Ⅱ年新增电能162×104kWh,工程总投资多427.8×104元,所增加的投资部分回收年限为11.32年,内部收益率达到6.06%,比8%的水利水电行业社会折现率小。综合以上分析,方案Ⅱ在水能技术指标及经济性等方面均明显优于其余2个方案,故为推荐方案。按照该方案增效扩容改造后,单机容量扩容至1400kW,总装机容量11200kW。

3.3 水轮机选型

结合此次增效扩容改造所提出的改造方案及装机规模,斗晏水电站该阶段拟增设4台1400kW的混流式水轮发电机组,改进后运行水头提升至30～33.1m。结合增效扩容改造可行性报告,原水轮机导水机构及顶盖严重锈蚀且变形漏水,无法满足水电站正常运行要求,必须彻底更换,为保证匹配性,原机组基础也应拆除重建[5]。经过设计方与制造厂家的沟通与协商,可供选择的水轮机模型转轮主要有两种型式,其主要参数性能的对比见表3。根据表中分析,两种转轮额定出力均能满足机组要求,但A551C转轮的效率更高,更具运行优势,且空化性能好,飞逸转速低;HL820转轮过流能力和超发能力更好,但无法弥补低效率引起的劣势。因此,斗晏水电站增效扩容选用A551C转轮。

表3 水轮机模型转轮参数性能的比较

续表3 水轮机模型转轮参数性能的比较

3.4 电气设备改进

依托电站装机容量、出线回路等基本情况,应在坚持可靠性、经济性原则的基础上,展开电气主接线方案优选[6]。

方案1:在保持原接线方式不变的情况下,1#及2#发电站机组进行扩大单元接线,并增设1台35/6.3kV升压变压器;3#及4#机组则通过单元接线,分别增设1台6.3/0.4kV升压变压器,经1台35/6.3kV升压变压器接入母线。

方案2:发电机电压侧采用4组单元接线,具体而言,1#及2#机组均通过单元接线,增加2台35/6.3kV升压变压器;3#及4#机组通过单元接线,增设2台35/0.4kV升压变压器,待电压升高至35kV后接入母线。

方案3:6.3kV发电机电压侧采用扩大单元接线形式,具体而言,3#及4#机组通过单元接线,增设2台6.3/0.4kV升压变压器,待将电压升高至设计水平后,与1#及2#机组一起经1台35/6.3kV升压变压器接入母线。

通过对以上方案的比较看出,对于方案1而言,当其中1台主变检修或遭遇故障时,最多对2台机组容量送出造成影响,可靠性及灵活性均优于方案3;此外,斗晏水电站现状升压变压器运行状况良好,在采用方案1改造后仍可继续使用,费用可得到节省,比方案2更具经济性。综合以上分析,斗晏水电站电气设备改造应采用方案1,即1#及2#机组通过扩大单元接线,3#及4#机组通过单元接线的方案。

4 结 论

综上所述,在本次改造方案实施后,有效解决了电站及附属设施带病运行的问题,斗晏水电站装机容量从8500kW提升至11200kW;设计年发电量从620×104kWh提高至7858×104kWh,水能利用率也大幅提升。通过对改造前后各项指标变动情况的对比及对投资回收期等的分析,该水电站工程改造后既能提升电站经济效益及收益水平,又能为地区国民经济发展及政府财政收入做出更大贡献;同时也是对国家以电代煤、以电节煤政策的积极响应,社会环境效益十分突出。