南观水电站增效扩容改造

南观水电站增效扩容改造

张冀

唐山市引滦工程管理局姚庄电站河北唐山063000

摘要：电站增效扩容改造后，机组容量为2*4200kw，设计水头26m，多年平均发电量2035.75万kwh，装机年利用小时数2423.5h。近三年电站年平均发电量322.11万kwh，增效31%，发电效益提高明显。

关键词：增效扩容；年发电量；发电机容量

南观水电站位于迁西县赵庄和南关村之间，利用淤泥河本身河渠产生的落差，结合引滦入唐输水进行发电，是一座引水式电站，电站尾水注入邱庄水库。

南观电站进口淤泥河为滦河故道，基岩上覆盖层45m，河床高程120m，电站尾渠入淤泥河，河床高程89.5m。隧洞所通过的山岭为单斜山，岩层倾向下游，山顶高程240m，北坡是滦河故道冲刷岸，坡度1：1，南坡1：1.5左右，坡下台地地势稍缓，覆盖层厚度逐渐加厚，至厂房地段基岩埋深约30m，地面高程110m。

1、电站概况

电站由引水隧道、压力前池、泄水陡槽、压力钢管、电站厂房、升压站及尾水渠等建筑物组成，属小（2）型Ⅴ等工程，永久性主要建筑物级别为5级，次要建筑物级别为5级，临时建筑物级别为5级。

电站机组容量为2*4000kw，设计水头25m，单机过水能力19.3m3/s。电站多年平均发电量1714.62万kwh，年利用小时2143.28h。电站1988年6月30日正式并网发电，完成发电量3.9亿kwh。电站采用两台机组共用一台10000KVA变压器的单母线接线，所发出的电能经主变升压至110kv后并入京津唐电网迁西变电站。

引水渠和压力前池护面状况良好，有少量淤积。主、副厂房无大的变形和破损，尾水渠干砌石衬砌局部破坏。

2、改造必要性

电站水轮机为上世纪80年代产品，效率相对较低，设备老化严重，对安全生产造成严重威胁，影响电站效益的发挥。变压器、配电屏等均为淘汰产品，已超过使用年限。操作电源取自电压互感器，严重影响电站安全性。继电保护、监控设备陈旧落后。经过多年运行，电站大多数设备已经处于经济寿命临界状态，部分设备已属于国家淘汰产品，损耗大、效率低，影响电站的安全运行和经济效益发挥。根据统计资料分析计算，电站多年平均发电量1714.62万kwh，仅为原设计多年平均发电量的52.4%。因此，为提高电站综合能效和安全性能，对电站实施增效扩容改造是非常必要的。

电站原装机容量2*4000kw，水轮机设计水头25m，设计流量19.3m3/s。电站厂房内留有两台机组扩建位置，远期总设计流量80m3/s。原电站设计水头25m，为对应远期80m3/s流量时下游水位87.5m，电站实际发电水头26m，电站单机发电能力可达4200KW，由于受发电机出力限制，造成电站经常出现弃水。

3、存在问题及改造内容

（1）水轮机

南观水电站原有两台4000kw的混流式水轮发电机组，型号为HL240-LJ-180，设计水头25m，实际流量19.3m3/s，配套发电机型号为SF4000-28/3250，额定功率4000kw，额定电压6.3kv，功率因数0.8；配套调速器型号为CT-40。为重庆水轮机厂1985年生产制造，制造工艺、用材执行原苏联标准，效率相对较低。经统计，电站发电多年平均效率仅为71%，究其原因主要有：设备陈旧，叶片汽蚀现象严重，已出现多处透孔现象，叶片与基础环之间间隙大，达3mm；转轮叶片旋度设计不合理。发电机定、转子线圈绝缘等级为B级，绝缘等级较低，达不到水电设计规范现行标准要求。同时，由于长期运行，设备老化严重，造成定子温升较高，严重影响机组出力；定子铁芯松动，发热严重，易造成发电机短路着火。

基于上述原因，本次改造将水路及更换为HLA904a-LJ-180，水轮机额定出力4421kw，设计水头26.0m，设计流量19.3m3/s，配套发电机SF4200-28/3250，额定功率4200kw，额定电压6.3kv，功率因数0.8。

（2）电气部分

电站经过多年运行，多数设备已经处于经济寿命临界状态。存在的主要问题有：

①主变压器和厂用变压器出厂日期为1981年，均为SFB型，属于国家淘汰产品，冷却系统多次发生故障。

②110kv高压配电设备中电流、电压互感器本体渗油，影响散热。

③6.3kv低压配电柜内断路器为SN10-10Ⅱ型少油断路器，此型号属国家淘汰产品，配件已难以买到，维修困难，各项预防性技术数据已超标。

④0.4kv低压配电屏为开敞式结构，不符合安全要求。

⑤电站继电保护采用常规继电器控制方式，继电器、仪表老化；中控室设置集中控制台，采用光字牌、信号灯报警、手动控制，技术落后，自动化程度低。

⑥电站操作系统采用交流操作，操作电源取自厂用交流380V，可靠性较差，一旦发生事故，可能造成全厂停电，造成严重后果。

⑦事故照明电源取自机组永磁机，机组停机时不能提供可靠电源。

根据上述主要问题，选择如下改造方案：

①对主变压器和站用变压器进行更新。配合发电机组的增容相应调整主变压器容量，满足电站运行要求。

②由于110kv高压分体配电设备现多应用在偏远地区，占比较少，主流产品多为气体绝缘金属封闭组合电器（GIS），结合电站实际情况，将对电站110KV断路器、电流、电压互感器、避雷器、接地开关等全部更换为SF6绝缘金属封闭组合电器。该产品采用铝合金外壳、技术先进、结构紧凑、占地较少、耐腐蚀、维护工作量小，最大限度提高电站运行可靠性。

③6.3kv低压配电柜更新为中置式KYN28-12Z型，柜内断路器配置ZN63-12型真空断路器。

④0.4kv低压配电屏更新为GCS型，屏内配置NSX型塑壳开关。

⑤电站继电保护采用微机型综合保护装置，电站控制采用计算机监控系统，提高电站自动化程度，减轻运行人员劳动强度。

⑥电站操作系统采用直流系统，配置直流电源装置，提高电站运行可靠性。

⑦增加事故照明设计，事故照明电源取自直流电源装置。

电站原采用1回110KV线路接入迁西变电站，输电线路6km，电站无近区负荷。电站增效扩容改造后装机容量由2*4000kw增加为2*4200kw，向系统输送电能变化不大，本阶段接入系统方式仍维持原接入方式不变，以1回110KV电压等级出线输送至迁西变电站，并接入京津唐电网。

电站原采用2台机组共用一台SFB-100000kVA变压器，主变高、低压侧分别设置LW30-126瓷柱式SF6断路器和SN10-10Ⅱ少油断路器，发电机侧采用单母线接线，所发出的电能经主变升压至110KV后并入京津唐电网。电站增效扩容改造后，110KV配电设备更新为气体绝缘封闭组合电器（GIS），型号ZF10-126（L）/T2000-40，电气主接线形式不变，仍采用单母线接线方案。

4、改造后预期

装机2*4200kw方案多年平均发电量较2*4000kw方案多年发电量99.54万kwh，设备投资增加190万元，电价按0.42元/kwh计算，增加的投资可在约4.45年内收回，综合效益明显提高。

电站增效扩容改造后，机组容量为2*4200kw，设计水头26m，多年平均发电量2035.75万kwh，装机年利用小时数2423.5h。近三年电站年平均发电量322.11万kwh，增效31%，发电效益提高明显。

电站增效扩容改造后，可提高发电效益和电站运行的安全性，充分利用调水以及农业灌溉的有效时机运行发电，即可有效开发利用水能资源，使本地得到充分的电源保证，又能使富裕电量上网，服务于国家的各项经济建设，促进当地工农业发展。

参考文献：

[1]保定市农村水电增效扩容改造工作实践与思考-魏萍，吴宪玉-《小水电》-2016

[2]浅谈资源县水电站增效扩容改造的管理-汪锴-《科技与企业》-2015