富山三级电站增效扩容改造分析

2018-02-15李东进

小水电 2018年4期

李东进，干超

(1.台州市黄岩区富山电站管理局,浙江台州 318023；2.水利部农村电气化研究所，浙江杭州 310012；3.水利部农村水电工程技术研究中心，浙江杭州 310012)

1 电站概况

富山三级电站位于浙江省台州市黄岩区宁溪镇岭根村，是径流式电站，总装机容量2 630 kW，共装有3台机组；其中1、2号为卧式混流机组，容量为1 000 kW，于1981年9月投产发电；3号为斜击式机组，容量为630 kW，于2003年10月投产发电。电站由挡水坝、引水渠、前池、压力钢管、电站厂房、升压站等组成。拦水坝为1座浆砌块石坝，坝高4.5 m，坝长62 m(其中溢流长度38 m)，由挡水建筑物形成的水库库容0.1万m3，正常库容0.08万m3，发电死库容0.05万m3。

电站原集水面积19 km2，1998年富山一级电站建成后，三级电站集水面积较原设计减少了9 km2，现集水面积10 km2，年均发电量为150万kW·h。因设备老化，存在安全隐患，需要进行增效扩容改造。

本次电站增效扩容改造不改变电站位置，不改变水库挡水与输水建筑物，主要改造内容为更新机电设备，提高发电效率，改善河道生态用水。

本次增效扩容改造将1号机组改为生态机组，机组容量为160 kW，以维持河道生态流量；2号机组更新设备，改为斜击式机组，容量为630 kW；3号机组不变，容量仍然为630 kW。3台发电机额定电压都改为0.4 kV，通过1台SCB11—2000kVA/11±2×2.5%/0.4干式变压器将3台发电机所发电能从0.4 kV升压至10 kV；再通过10 kV联丰线送入电力系统。将由10 kV供电的近区负荷改由外来10 kV降至0.4 kV与本电站厂用电系统联合供电。10 kV梅坦线路为永嘉县2座小水电站接入线路，电站还保留1个村的自供区，年用电量约30万kW·h。

2 现状分析

2.1 存在安全隐患

1、2号机组自1981年发电运行至今已有35 a，早已达到机电设备寿命期限，从电站运行的历史情况及维修记录来看，机组设备老化，存在安全隐患，不能保证电站正常和安全运行。

1号水轮机型号为HL110—WJ—59，发电机型号为SFW118/52—6，额定容量1 000 kW，1978年昆明电机厂生产，设备老化锈蚀严重，瓦温高，近几年基本没有运行，实际已退出运行。2号水轮机型号为HL110—WJ—60，发电机型号为SFW118/49—6，额定容量1 000 kW，1980年5月韶关电机厂生产，老化严重，存在安全隐患；调速器型号为XT—600,天津市水电控制设备厂生产，不能满足自动化要求，不能自动并网，运行中存在“飞车”等安全隐患。进水闸阀型号为Z941—1.6，公称直径DN500，运行时间长，已经锈迹斑斑，漏水严重，操作费力。

厂内机旁屏、低压配电屏、中控室内的测量控制保护以及升压站内变压器、断路器等设备性能落后、老化严重，属淘汰产品。高压开关柜门无电磁闭锁装置，机械闭锁均己坏，存在严重安全隐患。

2.2 机组效率低下

限于电站建设时期的历史条件和技术水平，水轮发电机组的参数落后，性能欠佳，水轮机长期处于低效率区运行，运行工况较差，效率较低，机组的额定效率约为70%。水轮机转轮HL110为我国早期使用型号，效率低，与当前技术相比，机组效率严重偏低，技术性能落后；且锈蚀严重，导叶间隙增大，漏水量较大。水轮发电机组效率逐年下降，发电耗水率也相应增加，影响发电经济效率。发电机经过多年运行，没有进行大的检修改造，线圈老化，损耗大，发电效率严重下降。

2.3 流域集雨面积与机组容量不相配

富山一级电站1998年建成后，富山三级电站的集水面积比原设计减少了9 km2，目前富山三级电站集雨面积约为10 km2，可用于发电的水量减少了近50%，与原电站装机容量不相匹配，应根据现来水情况相应减少装机容量。

2.4 自动化程度低，运维成本高

三级站建设时间早，调速器、励磁、变压器、开关设备、机组控制及保护等设备陈旧，自动化程度低，保护方式落后；绝大部分器件目前已属淘汰产品，设备效率低、能耗高，安全可靠性差，运维成本高，需进行更新改造。

机组自动化程度低，开关机都需要在现地手动操作，运行人员配备也多，运行维护成本高。

3 改造必要性分析

从安全、经济、生态等几个方面分析三级电站改造的必要性：

(1)通过改造，提高了设备的安全性和可靠性，电气设备达到五防要求，创建安全生产标准化在设备上符合要求。

(2)三级电站机组是计划经济年代配给的，机组型号多，效率低，配件难找，时常要定做加工，增加了维护成本。通过改造，可提高机组效率，进而提高经济效益。

(3)通过改造，可以解决与当地居民之间的矛盾。在机组不发电期间，下游河道水流很小，生态用水、农业灌溉均会造成与村民之间的矛盾。通过安装生态机组，不间断生态泄流，可以满足电站下游村民生产、生活和生态的需要。

(4)与电力系统电费是双向结算的，在不发电期间，需向电力公司购买用电。生态机组建成后，不间断发电泄放流量，自供区用电由生态机组提供，可减少电费支出。

(5)通过改造，自动化程度提高，可减少人员配备。也可考虑将三级站的控制用光纤连接到一级电站进行远程控制，管理局资源配置更加优化。

4 主要设备选型

设计单位确定后，进行了实地勘察，发现电站的拦水坝、引水渠道、前池、厂房等建筑物基本完好，满足增效扩容改造要求。压力钢管经检测也符合要求，可减少相应投资。

3号机组2003年改造，没达到报废年限，且设备完好，可继续使用。本次改造设计时考虑到厂房布置美观角度，2号机组可选用与3号机组相同型号。

考虑到电站下游河流生态需水和下游居民生活生产用水需求，将1号机组改为生态机组，以满足下游河道下泄流量要求。

通过多方面进行综合比较，1号生态机组水轮机采用XJE—W—42A/1×7.5，额定水头110 m，额定流量0.193 m3/s，发电机型号SFW160—6/650,机组单机容量160 kW，额定转速1 000 r/min；2号水轮机采用XJA—W—55A/1×14.5，额定水头110 m，额定流量0.739 m3/s，发电机采用SFW630—8/990，机组单机容量630 kW，额定转速750 r/min。新的励磁系统采用微机控制的无刷励磁。

机组调速器采用高油压微机调速器，根据水轮机参数计算所需的调速器工作容量为300 kg· m，可以实现机组远方和现地开机、正常停机、自动并网、事故停机等功能，新调速器型号为YWT—300。

主变压器采用干式变型式，型号为S11—M—2000 kVA/11±2×2.5%/0.4 kV，这样所有电气设备能布置在主、副厂房内。电气主接线采用三机一变接线方式，应电力公司要求，采用10 kV线路上网。同时，永嘉两电站决定接回永嘉电网。

5 改造工程实施

本改造工程2017年4月份完成招投标，总包单位9月份完成主要机电设备的采购供货，计划在枯水期间进行改造施工。2017年10月中旬开始拆除旧机组，先完成1、2号机组机坑开挖及机组安装；12月10日临时施工电源安装完毕后，开始拆除旧电气设备。2018年2月初，站内机电设备基本安装完毕，机组静态调试一切正常。由于供电局临时通知要对输电线路进行升级改造，待5月份输电线路改造完毕后，就能进行水轮发电机组的并网调试。