江西斗晏水電站增效擴容改造問題探討

朱新星

(江西晨升建設工程有限公司,南昌 330077)

0 引 言

我國中小水電站數(shù)量眾多,總裝機容量和年發(fā)電量占比約達50%左右。其中,建設年代較早的中小水電站普遍面臨技術水平落后、裝機容量小、設備陳舊老化、能效衰減等問題,既影響水資源開發(fā)利用效率,又存在諸多安全隱患。為此,國家正在對此類中小水電站實施增效擴容改造,以達到提升水資源開發(fā)利用效率,增大發(fā)電效益,提升自動化管理水平的目的?；诖吮尘?文章對江西斗晏水電站增效擴容的主要改造措施及所取得的成效展開分析探討,以便為類似工程提供借鑒參考。

1 工程概況

江西斗晏水電站位于江西省尋烏縣龍廷鄉(xiāng)斗晏村,工程主要承擔發(fā)電、防洪、養(yǎng)殖、區(qū)域供水等任務。年流量均值310m3/s,年徑流量均值96.77×108m3,壩址以上流域面積1741km2。電站現(xiàn)狀總裝機容量為6.5MW,年發(fā)電量均值為620×104kWh。該水電站及附屬設施建成于20世紀80年代,建設期間因施工工藝、技術水平、資金等方面的限制,建設水平并不高,經(jīng)過數(shù)十年運行后機組設備均表現(xiàn)出嚴重老化,原電站進水口處攔污柵設置欠合理,堵塞現(xiàn)象頻繁發(fā)生,清污難度及水頭損失均較大,電站出力無法提高。隨著流域下游水電工程的興建,下游水位抬升,現(xiàn)狀機組水頭與設計水頭不匹配,機組運行效率持續(xù)下降。

2 增效擴容的必要性

該水電站及配套設施從運行以來,機組效率及能效逐年衰減,電氣設備逐年老化,遲動、拒動、誤動等事故[1]頻繁發(fā)生,安全隱患突出,難以發(fā)揮正常的工程作用與效益。此外,水電站也無法實現(xiàn)無人值守的信息化管理。

3 增效擴容改造方案及效果

3.1 進水口改造

3.1.1 改造方案

斗晏水電站現(xiàn)狀進水口前均布置有1個獨立的籠形攔污柵,單扇攔污柵設計高度為12.5m,寬2.42m。攔污柵水頭損失主要通過開司其曼公式(1)計算,而對于水流阻力系數(shù),筆者建議,應采用布爾可夫-丘津娜公式(2)計算,該公式既考慮了水頭損失受攔污柵結構的影響,又考慮了阻塞因素,更為符合該水電站攔污柵運行實際[2]。計算公式為:

hw=ζv2/2g

(1)

(2)

式中:hw為攔污柵水頭損失,m;ζ為水流阻力系數(shù);v為攔污柵前水流流速,m/s;g為重力加速度,m/s2;CV為水流流速系數(shù);Cp為攔污柵結構遮擋系數(shù);Cs為側收縮系數(shù);C為水流沖擊系數(shù)。

近年來,斗晏水電站所在河道污染物增多,人工清污方式下缺乏持續(xù)性和明顯成效,攔污柵前后水位差基本保持在0.3m,嚴重制約電站出力。為此,在改造過程中,擬將原獨立的籠形攔污柵拆除,并在其上游4.0m位置新增回旋式攔污柵,該攔污柵包括支撐框架及回旋式清污機系統(tǒng)等部分。

3.1.2 改造效果

在水電站單機額定引用流量及總引用流量不變的情況下,改造前后過柵總面積分別為560m2和701m2,并結合實際阻塞率展開改造前后水頭損失的對比。因改造后清污任務主要由清污機完成,阻塞率降至0[3]。改進前后攔污柵均垂直布置,柵條設計厚度為10mm,相鄰柵條凈間距為150mm;根據(jù)式(1)和(2)所求得的310m3/s的引用流量下改進前后攔污柵水頭損失情況,改造前水頭損失系數(shù)及水頭損失均隨阻塞率的增大而快速增大,柵前流速位于0.86～1.55m/s之間,水流阻力系數(shù)最大達到2.84,水頭損失最大為0.354m;改造后流速統(tǒng)一為0.62m/s,水流阻力系數(shù)降至0.11,水頭損失減小至0.002m。隨著水頭損失的增大,攔污柵前必將發(fā)生嚴重壅水,進而引發(fā)溢流壩過流量及電站出力不足。相應改造方案實施后,無論阻塞率如何取值,攔污柵水頭損失均固定取0.002m,改進后效益明顯。

3.2 裝機容量改造

該水電站屬于多年調節(jié)型水庫,進行水能復核計算的過程中,必須在達到二級電站發(fā)電用水量的基礎上以調度期內兩級電站發(fā)電量均達到最高水平為原則,展開調節(jié)計算[4]。根據(jù)所得出的電站裝機容量、年發(fā)電量均值、年利用小時數(shù)等指標取值,得到電站年發(fā)電量均值和裝機容量的對應關系,見表1。

表1 電站年發(fā)電量均值和裝機容量的對應關系

經(jīng)過該水電站水頭復核,在下游電站頂托影響下水頭均值達到5.1m,最大及最小水頭分別為8.0m和3.0m。根據(jù)所取得的2008—2021年運行統(tǒng)計資料,水電站發(fā)電機組增效擴容水能計算應按照初擬的8×1000kW、8×1400kW、8×1800kW等方案展開,具體見表2。

表2 水電站增效擴容方案水能計算結果

根據(jù)表中結果,方案Ⅱ比方案Ⅰ年新增電能380×104kWh,工程總投資約為794.1×104元,所增加的投資部分回收年限為9.23年,內部收益率達到8.32%,超出8%的水利水電行業(yè)社會折現(xiàn)率。方案Ⅲ比方案Ⅱ年新增電能162×104kWh,工程總投資多427.8×104元,所增加的投資部分回收年限為11.32年,內部收益率達到6.06%,比8%的水利水電行業(yè)社會折現(xiàn)率小。綜合以上分析,方案Ⅱ在水能技術指標及經(jīng)濟性等方面均明顯優(yōu)于其余2個方案,故為推薦方案。按照該方案增效擴容改造后,單機容量擴容至1400kW,總裝機容量11200kW。

3.3 水輪機選型

結合此次增效擴容改造所提出的改造方案及裝機規(guī)模,斗晏水電站該階段擬增設4臺1400kW的混流式水輪發(fā)電機組,改進后運行水頭提升至30～33.1m。結合增效擴容改造可行性報告,原水輪機導水機構及頂蓋嚴重銹蝕且變形漏水,無法滿足水電站正常運行要求,必須徹底更換,為保證匹配性,原機組基礎也應拆除重建[5]。經(jīng)過設計方與制造廠家的溝通與協(xié)商,可供選擇的水輪機模型轉輪主要有兩種型式,其主要參數(shù)性能的對比見表3。根據(jù)表中分析,兩種轉輪額定出力均能滿足機組要求,但A551C轉輪的效率更高,更具運行優(yōu)勢,且空化性能好,飛逸轉速低;HL820轉輪過流能力和超發(fā)能力更好,但無法彌補低效率引起的劣勢。因此,斗晏水電站增效擴容選用A551C轉輪。

表3 水輪機模型轉輪參數(shù)性能的比較

續(xù)表3 水輪機模型轉輪參數(shù)性能的比較

3.4 電氣設備改進

依托電站裝機容量、出線回路等基本情況,應在堅持可靠性、經(jīng)濟性原則的基礎上,展開電氣主接線方案優(yōu)選[6]。

方案1:在保持原接線方式不變的情況下,1#及2#發(fā)電站機組進行擴大單元接線,并增設1臺35/6.3kV升壓變壓器;3#及4#機組則通過單元接線,分別增設1臺6.3/0.4kV升壓變壓器,經(jīng)1臺35/6.3kV升壓變壓器接入母線。

方案2:發(fā)電機電壓側采用4組單元接線,具體而言,1#及2#機組均通過單元接線,增加2臺35/6.3kV升壓變壓器;3#及4#機組通過單元接線,增設2臺35/0.4kV升壓變壓器,待電壓升高至35kV后接入母線。

方案3:6.3kV發(fā)電機電壓側采用擴大單元接線形式,具體而言,3#及4#機組通過單元接線,增設2臺6.3/0.4kV升壓變壓器,待將電壓升高至設計水平后,與1#及2#機組一起經(jīng)1臺35/6.3kV升壓變壓器接入母線。

通過對以上方案的比較看出,對于方案1而言,當其中1臺主變檢修或遭遇故障時,最多對2臺機組容量送出造成影響,可靠性及靈活性均優(yōu)于方案3;此外,斗晏水電站現(xiàn)狀升壓變壓器運行狀況良好,在采用方案1改造后仍可繼續(xù)使用,費用可得到節(jié)省,比方案2更具經(jīng)濟性。綜合以上分析,斗晏水電站電氣設備改造應采用方案1,即1#及2#機組通過擴大單元接線,3#及4#機組通過單元接線的方案。

4 結 論

綜上所述,在本次改造方案實施后,有效解決了電站及附屬設施帶病運行的問題,斗晏水電站裝機容量從8500kW提升至11200kW;設計年發(fā)電量從620×104kWh提高至7858×104kWh,水能利用率也大幅提升。通過對改造前后各項指標變動情況的對比及對投資回收期等的分析,該水電站工程改造后既能提升電站經(jīng)濟效益及收益水平,又能為地區(qū)國民經(jīng)濟發(fā)展及政府財政收入做出更大貢獻;同時也是對國家以電代煤、以電節(jié)煤政策的積極響應,社會環(huán)境效益十分突出。