基于全生命周期的水轮机导水机构改造费用计算方法与应用

胡雄峰，刘 峰，郑应霞，黄靖乾

(1.中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司，杭州 311122；2.浙江浙能北海水力发电有限公司，杭州 310014)

0 引 言

近年来国内投运30年左右的水电站已经陆续进入到技术改造的周期内，且由于建设期的设备缺陷、设备故障、与现行规范不符等原因，部分2000年以后投产的水电站也已陆续开始进行技术改造工作[1]。但是，由于水电行业内关于技术改造的规范较少，各个水电站均是根据运行维护经验来开展相关技改工作，以消除设备故障、缺陷、安全隐患为目的，缺乏整体规划和通盘考虑，普遍存在“头痛医头、脚痛医脚”的问题。文献[2]指出，“传统的水轮发电机组检修方式有定期检修、状态检修或预知性检修。定期检修，单纯以时间间隔为依据对设备进行检修，容易产生过度维修，造成人力、财力、物力的浪费，甚至还会引发维修故障。”此外，部分水电站在改造方案的选择上只顾眼前利益，比如为了“省钱”，而选择一次性投资低、但改造效果一般的方案，虽然短期内能基本解决问题，但往往几年后又要面临再次改造的困境。最终导致部分水电站的改造工作普遍存在改造效果差、多轮次反复改造等问题，造成严重的资源浪费。因此，为了确保电站的改造投入能达到较好的效果，有必要从全生命周期的角度来进行方案拟定、成本费用分析与核算[3-7]，经过详细对比后，最终遴选出最优的改造方案。

1 电站概况

某水电站是20世纪50年代开始建设的一座大型水力发电站。建成初期的总装机为662.5 MW，设计年均发电量18.6 亿kWh。电厂在电网调峰、调频、调相、系统备用，及地方防洪调度等方面发挥了重要作用。为了适应电力市场化的发展，有效、充分利用水库的水资源，从1999年4月20日始至2005年1月8日止，该水电站有计划地相继完成了全厂各机组的增容改造工程。增容改造后，全厂装机容量从662.5 MW增加到850 MW，其中4号机组单机容量由72.5 MW增容至90 MW。4号机组在2004年的改造过程中，仅进行了固定导叶修型改造(进水边)、活动导叶表面处理与叶型修整、尾水锥管加装与新转轮配套的导流板等改造工作，并未对导水机构进行更新改造。

受当时加工质量及工艺水平限制的原因，致使导水机构存在很多问题：底环变形较大、底环铸件气孔较多，每轮大修期间需要进行大量的补焊修补工作；顶盖、底环锈蚀、气蚀严重，过流面不平整，底环部分导叶轴孔已气蚀烂穿；此外，由于加工和长期使用磨损的原因，导水机构各部件间的配合已不是很紧密了，导叶漏水量比较大[8-10]。特别是机组增容改造后，机组容量和过流量的增大，对导水机构的技术要求进一步提高，原有导水机构不能完全满足运行的要求。

图1 原导水机构结构图Fig.1 Structure drawing of the original distributor mechanism

2 改造必要性

2.1 安全性分析

如前文所述，4号机组底环变形较大、过流面不平整、底环部分轴孔已气蚀烂穿，可能会导致导叶卡阻等事故；此外，导叶漏水较大，可能会导致机组无法正常停机或机组在停机状态发生自转现象，存在较大的安全隐患[11,12]。

2.2 能效成本分析

4号机组的导叶漏水较大，造成大量水资源流失，损失了部分电能，经测试，4号机的漏水量达到0.75 m3/s，远大于其他导水机构已更新的机组。如果4号机组每年备用时间按5 540 h计算，每年损失电量约283 万kWh。

此外，4号机组导水机构主要部件已运行58 a，每次机组大修都需投入大量的人力、物力、时间进行导水机构的检修，造成了检修费用很高，而且延长了检修时间，机组发电时间相对减少，发电效益下降。

2.3 政策适应性分析

根据《水轮机基本技术条件》[13](GB/T 15468-2006)第5.7.1条规定：“在额定水头下，圆柱式导叶漏水量不应大于水轮机额定流量的3‰，圆锥式导叶漏水量不应大于水轮机额定流量的4‰”，4号机组的额定流量约为135 m3/s，按规范规定，其漏水量不应大于0.405 m3/s；而根据目前4号机组实测数据来看，其漏水量约为0.75 m3/s，已远超规范要求。

在《中华人民共和国国民经济和社会发展第十三个五年(2016-2020年)规划纲要》中，指出“要建设现代能源体系，深入推进能源革命，着力推动能源生产利用方式变革，优化能源供给结构，提高能源利用效率，建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系，……”如前所述4号机组导叶漏水量较大，通过技术改造，可以减少4号机组的导叶漏水量，提高能源利用效率。

综上所述，本电站导水机构进行改造是必要的。

3 可选改造方案

本次改造在原有水轮机的埋入部件基本不变、原转轮不变以及保持原有安装高程、尾水位条件下，通过对导水机构等设备的改造，减小导叶漏水量、减少空蚀、降低检修成本及延长检修周期等。本次改造拟定以下两种方案：

方案1：对导水机构等部件进行整体更换(以下简称更换方案)，主要包括整体更换顶盖及真空破坏阀、控制环、固定止漏环、底环、活动导叶、套筒、导叶连杆机构等。改造原则是依据其他已改造机组的导水机构改造情况，更换所有部件，对各部件进行改良改进。

方案2：对导水机构等部件进行大修(以下简称大修方案)，主要包括顶盖空蚀处理、底环空蚀处理、导叶立面、端面密封橡胶条更换、导叶空蚀处理、套筒锈蚀处理、底环轴套锈蚀处理等内容。

从改造预期效果来看，方案1能彻底解决设备存在的问题，长期来看改造效果较好，方案2短期内可以解决设备问题，但随着设备运行一段时间后，上述问题将会逐渐暴露出来，故方案1优于方案2。但从一次性投资来看，方案1投资要远高于方案2。因此，有必要对两个方案进行全生命周期的比较，从而择优选出最佳改造方案。

4 基于全生命周期的方案比选

设备全寿命周期成本分析主要从改造一次性投入、运行成本、检修成本、故障成本及退役处置成本等几方面综合考虑[14]。其中故障成本方面，从本电站近年的运行记录来看，非计划性停机次数及累计停机时间不多，且非计划性停机时间差别也较难预测，因此无需进行比较。

4.1 比选边界条件

为方便比较，需明确以下边界条件：

(1)由于4号机组水轮机主要部件已经于2004年完成改造工作，其改造后的水轮发电机组整机设计寿命按30 a考虑，目前剩余寿命约为15 a。因此本改造项目的全寿命周期成本、效益的计算时间跨度按水轮发电机组剩余寿命考虑，即15 a。15 a后方案1的导水机构使用寿命还剩下15 a，方案2已经超期服役多年，按报废处理。

(2)机组检修周期为每5 a 1次A或B级检修(A、B轮换)，每年年度检修可能存在的检修级别组合为：A+D、B+D、C+D。

(3)报废设备的残值，目前并无正式规定，一般可取固定资产的5%。假设导水机构改造后全部转成固定资产。

4.2 一次性投入费用

(1)对于整体更换方案：一次性投入主要由设备采购、安装等费用组成，整体更换方案总投资约为543.66 万元。

(2)对于大修方案：大修投入主要包括拆装、调试试验、耗用相关的材料、备品备件等费用[15]。参考近五年来本水电站机组的导水机构检修实际发生费用，估算导水机构大修一次性投入费用为35 万元。

4.3 运行成本

(1) 对于整体更换方案：导水机构进行整体更换后，将降低导叶漏水量，提高水资源利用率，根据其他已改造机组的改造合同，导水机构改造后的导叶漏水量保证值为0.27 m3/s，按照4号机组每年备用时间按5 540 h计算，每年因导叶漏水损失的电量约为102 万kWh，电价暂按0.3 元/kWh计算，则4号机组每年因导叶漏水损失电量约为30.6 万元。

(2)对于大修方案：导水机构进行整体大修后，只能改善设备部分区域的气蚀状况，对于设备可靠性提高不大，而且导叶漏水量依然存在，经过测试，4号机的漏水量达到0.75 m3/s，按照4号机组每年备用时间按5 540 h计算，每年因导叶漏水损失的电量约为283 万kWh，电价暂按0.3 元/kWh计算，则4号机组每年因导叶漏水损失电量约为85.0 万元。

4.4 运行成本

(1) 对于整体更换方案：更新改造后，设备状况得到彻底改善，维修项目很少。费用包括导水机构的日常维修、D级、C级、B级、A级检修费用等。参考近年来本电站已改造的机组的导水机构检修情况，预计整体更换方案的检修费用如表1。

表1 整体更换方案全寿命周期检修成本汇总表Tab.1 Maintenance cost of full life-cycle for the replacement scheme

根据表1，可以计算得出全寿命周期15 a内，检修费用总计27 万元，年平均检修费用约1.8 万元。

(2)对于大修方案：大修后，设备状况未能得到彻底改善，维修费用依然很高。费用包括导水机构的日常维修、D级、C级、B级、A级检修费用等。参考近年来本水电站未改造的机组的导水机构检修情况，预计大修方案的检修费用如表2。

根据表2，可以计算得出全寿命周期15 a内，维护费用总计380 万元。年平均25.3 万元。

表2 大修方案全寿命周期检修成本汇总表Tab.2 Maintenance cost of full life-cycle for the overhaul scheme

4.5 退役处置成本

(1)对于整体更换方案：根据比较所设定的边界条件，导水机构改造的初始投入全部转为固定资产，即543.66 万元，其设计寿命为30 a。到计算年末，剩余寿命约为15 a，其剩余价值约为271.83 万元。

(2)对于大修方案：原导水机构已使用50 a，当前剩余价值暂按25 万元计。经大修改造后，其到计算年末，早已折旧完毕，其残值按一次性费用的5%考虑，约为1.75 万元。

4.6 费用现值比较

根据上述计算结果，得出两个方案的费用现值表如表3所示。

从表3的全生命周期分析结果可以看出，方案1的一次性费用比方案2多508.66万元，但方案1的总费用现值较方案2低492.55万元，显然方案1的经济指标较优，且方案1的改造效果也优于方案2。因此，推荐本电站4号机组导水机构技术改造采用整体更换方案。

表3 导水机构技术改造方案费用现值表Tab.3 Net present value of refurbishment for distributor mechanism

5 结 语

进入21世纪20年代以来，随着越来越多的老旧水电站进入到设计寿命末期，电站的设备改造工作越来越多，相关费用投入也越来越大。为了保证改造效益最大化，需对改造方案进行详细的分析论证。国内某水电站4号机组自投产以来经历过多轮次的改造，但仍然存在改造不彻底、设备之间改造不匹配等问题，基于该点着那4号机组导水机构改造的两个可选方案，进行了全生命周期内的比较分析，并最终选择了整体更换方案作为机组导水机构的改造方案，相关分析方案可供国内老旧电站改造方案决策时参考借鉴。

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