恭城发电分公司水电站增效扩容改造情况分析

摘要：在早期水电站建设中，普遍存在技术落后、设备老化、发电效能低等问题，不仅浪费了大量水能资源，还存在着一些安全隐患，所以在以后工作中一定要逐步加大其增效扩容改造力度，充分提高其工作效率，实现经济效益、生态效益、社会效益的最大化。

关键词：水电站；增效扩容；改造工程；水能资源；发电效能 文献标识码：A

中图分类号：TV738 文章编号：1009-2374（2016）29-0026-03 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2016.29.011

恭城发电分公司所属势江水电站、峻山水电站、兰洞水电站在2014～2015年进行了农村水电站增效扩容项目改造，现将改造的基本内容、效果和经验介绍如下。

1 改造基本内容

1.1 改造前的基本情况

1.1.1 势江水电站。势江水电站位于恭城县东南部莲花镇势江村委附近，是恭城河支流势江中下游河段开发的电站，电站厂房离县城18km。水电站枢纽建筑物包括引水拦河坝、引水明渠、前池、压力管、发电厂房及升压站、生活区等。势江水电站属引水式径流电站，拦河引水坝位于莲花镇杨梅村委东头田自然村东北角附近，坝址控制集雨面积255km2，占势江流域面积的71.62%，发电厂房距拦河坝3.23km。电站设计装机容量1×500+2×250=1000kW，现状多年平均发电量601万kWh，年利用小时6010h。1972年7月并网运行。

势江水电站运行至今已有40年，设备设施已陈旧老化，机组效率低，有的设备已被列入淘汰产品，在运行中出现温升过高，噪音刺耳，渗油漏水严重，监控保护装置经常不能正常动作，发电量呈逐年下降趋势，经济效益下滑，严重影响电站设备设施及人身安全和经济运行。

1.1.2 峻山水电站。峻山电站位于恭城县西岭乡峻山水库下游，开发河流为恭城河支流澄江河。峻山水库现总库容1.04亿m2，坝址以上集雨面积320km2，峻山水库在2010年已进行了除险加固。峻山电站共有两级，总装机容量为9600kW。2007～2011年的平均发电量为2206万kWh（2010～2011年水库除险加固，影响电站正常发电）。

一级站位于峻山水库灌溉输水隧洞出口，是一座利用灌溉流量发电的引水式电站，共有3台立式混流式机组，1号机组（1600kW）于1979年5月投入运行，2号3号机组分别于1980年5月、1981年5月投入運行，其中1#机组于2009年完成技改，装机容量由原来的1600kW改造增容为2000kW，一级站装机容量8400kW（1×2000+2×3200），机组设计引用流量约为35.5m3/s，发电机端电压为6.3kV，送出电压为35kV。

二级站距一级站0.6km，是渠道跌水电站，利用灌溉余水发电，共3台卧式混流式机组，于1985年11月动工建设，1987年12月建成投产发电，装机容量1200kW（3×400），设计利用水头16m，机组设计引用流量约为10.2m3/s，发电机端电压为0.4kV，送出电压为35kV。

峻山水电站自投产以来，机组电气设备运行已超过30多年，机组设备陈旧老化、运行不稳定、故障率高，存在安全隐患，原控制保护设备为常规机电式继电保护设备，不满足自动化要求。

1.1.3 兰洞水电站。兰洞水电站枢纽工程位于广西壮族自治区桂林市恭城瑶族自治县莲花镇境内恭城河的支流莲花河上游，由引洪工程、蓄水工程、发电工程三部分组成。引洪工程包括桑源、坪冲、罗塘三条引洪渠，蓄水工程为兰洞水库，兰洞水库总库容3808万m?，有效库容3050万m?，在2010年兰洞水库已进行了除险加固。发电工程包括兰洞一级站和兰洞二级站，总装机9920kW，改造前年平均发电量2668万kW·h。

一级电站为坝后电站，位于主坝外坡脚，在泄洪隧洞出口弧形闸前安装压力钢管引水到厂房发电，原设计装机2×320kW卧式混流式机组（目前实际只装一台320kW机组），发电尾水引往二级电站前池。

前池至二级站厂房压力管道全长1221.08m、上段长270.98m、内径1.06m的钢筋砼预制管，下段长950.10m、内径1m的钢管，过水流量3m3/s。兰洞二级电站位于莲花镇祟岭村委孔里村附近，距兰洞水库主坝7.2km，电站装机3×3200=9600kW，属冲击式机组，设计水头415m。1#、2#机组1975年正式投产，3号机组于1977年12月正式投产。

兰洞水电站自投入运行以来，机电设备均已超过使用年限。设备陈旧老化，维修困难，且厂家已不再生产，有关器件难以配齐，控制保护及二次电气设备为常规型式系统落后，远不能适应目前监控保护综合自动化管理的发展要求，出现了机组出力不能达到额定值，出力系数低，且故障率高，同时钢筋砼预制压力管近年来多处渗漏，存在安全隐患。

1.2 改造基本内容

1.2.1 势江水电站。工程主要改造内容为更换钢筋混凝土压力管为压力钢管、前室拆除重建、前室闸门及启闭机更换；主变、高压开关柜更换；将原控制保护设备更换为综合一体化屏柜；将1#2#发电机组由250kW扩容到500kW；将3#发电机组更换为低压发电机组。改造后装机容量为3×500=1500kW，年发电量796万kWh。

1.2.2 峻山水电站。

一级站：更换2#、3#水轮机转轮和发电机定子、转子绝缘，提高绝缘等级至F级；更换2#、3#进水阀及操作机构；更换3台调速器及励磁；将原2台35kV高耗能主变更换成节能降损的S11型主变；将原1台6.3kV S7型厂用变更换为S11型并增设1台35kV S11厂用变压器；更换全部高压开关柜；将原常规机电式继电保护设备更换为微机型综合自动化系统；将35kV多油开关更换为真空开关；更换35kV隔离开关、电压互感器、电流互感器、避雷器、电力电缆等电气设备；将原升压站全部旧框架更换为镀锌钢架；照明系统更新改造等内容。

二级站：更换3台水轮机转轮和发电机定子、转子绝缘；将原2台35kV高耗能主变更换成节能降损的S11型主变；更换3台调速器及励磁；将原控制保护屏更换为一体化新型综合控制屏及微机监控系统；升压站隔离开关、避雷器及构支架拆除换新；增设1基25m高避雷针；二级站起重机加装电动葫芦；照明系统更换等内容。

1.2.3 兰洞水电站。

引洪渠道：闸门启闭机更换。

一级站：更换发电机定子、转子绝缘，提高绝缘等级至F级；调速器更换；3台调速器更换；更换发电机励磁、保护装置为新型综合控制屏；更换主变及6.3kV开关设备；更换厂用配电系统及电力电缆；厂房修缮等。

二级站：将钢筋混凝土压力管更换为压力钢管；更换2#、3#水轮机转轮；更换3台主阀；更换发电机定子线圈和转子绝缘，提高绝缘等级至F级；3台调速器更换；励磁系统更换；主变更换；高压开关柜更换；发电机端电流互感器、避雷器及升压站开关设备、互感器、避雷器等更换；避雷针更换；电力及照明系统更换；将原常规机电式继电保护设备更换为微机型综合自动化系统；厂房修缮等内容。

2 改造效果

势江水电站于2014年12月完成改造，峻山水电站、兰洞水电站于2015年4月完成改造，从运行情况来看，基本上达到了设计效果。

2.1 经济效益

势江水电站从装机1000kW增为1500kW，发电量年可增188万kWh；峻山水电站、兰洞水电站虽未增容，但改造后机组出力效率增强，设备故障率停机率明显减少，有效地提高了电站发电能力，两电站分别年可增发电量515万kWh、1236万kWh。

2.2 安全保障

兰洞电站、势江电站钢筋混凝土压力管更换为压力钢管，兰洞、峻山主阀更新，3个电站水轮发电机组全部或部分更新，机电、控制及辅助设备基本更新，水工设施引水能力增强，设备技术性能提高，故障率降低，停机维修率减少，改造后水工设施、机组运行稳定性提高，同时改造后实行微机程序操作，可有效避免误操作。

2.3 自动化水平

改造后，机组实现微机程序操作和监控，辅助设备采用PLC控制器监控，自动化水平提高，可实行少人值班，原3个电站分为水机室、中控室两值班室，现集中在中控室值班，可减少50%值班人员。同时为远程监控，少人值守创造了设备基础条件。

2.4 社会效益

3个电站改造后，在现有基础上，每年可增加发电量1939万kWh，按年平均利用小时4000计算，相当于新建了一座4800kW的水電站，对当地经济和社会发展有一定的促进作用。由于改造没有对山地、河流等环境影响，又是清洁能源，对社会碳排放减少有一定贡献。同时峻山、兰洞水电站由于机组运行稳定性提高了，农田灌溉、水库防洪能力都得到了相应提高。

3 改造经验

3.1 设计水平、质量决定改造效果

一是要选取资质高、有改造经验的设计单位；二是要认真配合设计单位调查清楚电站设备设施的技术性能、运行、安全等状况，越详细越好；三是业主要与设计沟通一致，明确设计原则、目标，确定改造项目，明确达到何种具体要求的自动化水平；四是要组织认真审核初步设计报告和施工图，是否设计全面、合理、科学、实际，设计深度是否到位。

3.2 做好施工前期准备工作

一是要做好立项目批复、初步设计批复、项目法人、施工许可、质量监督等行政审批工作；二是要提前做好招投标工作，合理划分标段，认真审核招标文件，尽量招到技术强、有实力、社会信誉好的设计、监理、设备厂商、施工单位，招来的单位如何，对施工实施影响极大；三是在施工前，一定要解决好土地、场地、仓库等问题，按合同做好“四通一平”工作。

3.3 主业主动做好监管和协调工作

一是精心组织，制定方案，落实责任，制定了详细的改造实施方案，明确各项目完成的时间节点、责任领导、责任人，成立以总经理为组长的实施领导机构，下设财务、招标、建设、安全、综合五个小组，各负其职，分工合作；二是颁布改造管理制度，制定改造现场管理实施办法和财务管理制度，规范施工、物质和支付管理行为；三是分管领导、责任人靠前指挥，实时掌握改造现场情况，主动协调和解决纠纷、配合、供货、技术、变更、验收、质量、安全等问题；四是及时支付工程进度款；五是安全监管到位，与各施工方签订专门的安全管理协议，在施工前进行安全培训和安全技术交底，每月进行“四不两直”的安全检查；六是改造进度与部门、电站工资绩效挂钩，压力与动力相结合。

3.4 做好改造资料管理

一是要监督施工、监理资料与施工进度同步完成、同步整理，作为施工进度款、监理款支付条件；二是业主建设资料，要落实人员负责办理、编写、收集、监督，设专人负责建设、施工、监理、合同、图纸等资料整理、建档。

3.5 做好试运行准备工作

一是在施工过程中抽取技术骨干跟班改造；二是在启动运行前制定运行操作规程和准备好运行记录资料；三是提前购买好启动运行需业主准备的工具、物质；五是由安装主、厂商培训员工，并在启动72小时运行其间跟班培训，在72小时后由技术骨干负责培训；六是及时联系和协调解决运行中的设备设施故障、缺陷问题。

4 结语

综上所述，在水电站增效扩容改造中，要想取得良好的改造效果，就要重视施工前期准备工作的落实，采取先进、适合的改造技术，加强监管与协调，重视改造资料管理，完善试运行准确工作，从而保证改造顺利进行，并且确保改造质量符合预期设定标准，从而达到设计目标，提高工程经济效益、社会效益与生态效益。

参考文献

[1] 薛鹏，王鑫，田娅娟，等.中小水电站增效扩容改造的主要问题及解决方案[J].中国农村水利水电，2014，（2）.

[2] 杨圭武.水电站增效扩容改造过程中常见问题分析[J].黑龙江水利科技，2014，（8）.

[3] 陈晓蓉.关于农村水电站增效扩容改造安全管理的探讨[J].科技创新与应用，2014，（15）.

作者简介：蒋有祥（1967-），男，广西桂林人，供职于广西桂水电力股份有限公司恭城发电分公司，研究方向：水电技术和管理。

（责任编辑：黄银芳）