×××水电站增效扩容改造工程典型材料

×××水电站增效扩容改造工程典型材料（精选5篇）

×××水电站增效扩容改造工程典型材料 篇1

摘要：农村水电增效扩容改造是中共中央、国务院为了加快水利改革的发展，提高水能资源利用效率，保障农村用电需要，促进农村水电持续有序发展而作出的一项重大举措。本文主要阐述作为国家财政部、水利部第一批农村水电增效扩容改造试点项目单位的×××水电站，针对工程项目实施过程中遇到的具体难题所采取的应对措施和体会。

关键词：水电站 增效扩容 典型材料

一、工程基本情况

×××水电站于2011年7月被国家列为第一批农村水电增效扩容改造试点单位。该工程的主要内容是两台机组机电设备的更新改造及厂房扩建和尾水疏浚工程。2011年8月初委托×××水利电力设计院对工程进行初步设计，同年8月底初步设计报告得到批复。工程于2012年2月20日动工，4月底完成了厂房扩建和尾水疏浚工程；2012年8月15日开始进行机电设备安装，两台机组于分别于9月20日和10月24日成功并网试运行。

二、工程项目实施过程中遇到的具体问题和应对措施

×××水电站增效扩容改造工程在初步设计报告得到批复、项目招投标以及资金筹措到位，具备动工条件时已是2012年3月，此时离洪水期只有两个多月时间。根据水利部和自治区水利厅工程项目要于2012年10月底前如期完工的要求，必须将两机组全部停运进行全线开工，但这样就会使×××水电站整个丰水期的发电量损失掉，直接影响到集团公司给×××发电分公司下达的发电指标。

为了使公司的发电指标不受影响并在自治区水利厅所要求的时间节点完成增效扩容改造工程任务，公司总经理及时召开增效扩容改造工程工作领导小组成员、工程项目办公室、各分项目负责人、×××水电站相关负责人及工程监理方代表碰头会，重新调整工程施工方案，并责成工程项目办公室重新编制具体施工方案。具体措施如下：

1．首先进行厂房扩建和尾水疏浚工程施工，要求施工单位必须于2012年4月20日按质按量完成土建工程施工任务。

2.在完成土建工程施工后，立即在厂房内进行高、低压开关柜、调速器、励磁系统屏柜、综合自动化系统屏柜的就位安装和电力电缆、控制电缆的铺设和接线工作。

3.注意观测上游水情变化情况和收听当地天气预报，当上游来水量减少并相对有一段稳定期时，在保持2#机组运行发电的情况下，立即将1#水轮发电机组停运拆卸并进行新机组安装。同时，提前准备好运输工具和起重设备，在不影响附近居民和工农业用电的情况下，短时退出2#机组和并网线路运行，利用2天时间完成升压站设备吊装，然后接入新系统进行整机调试并进行试并网运行。

4.1#机组投入运行后，立即将2#机组停运拆卸进行新机组安装。通过这些具体措施落实，充分利用时间差，大大缩减了发电机组的停运时间，使发电量损失减少到最低限度，既不影响发电指标又能确保施工进度。同时，×××发电分公司在项目实施过程中，始终做到的“三个坚持”，也是解决这些具体问题的有效办法。一是坚持当天任务不跨夜制度，无法按时完成的自觉加班加点完成；二是坚持施工进度汇报制度，要求各分项目负责人每天向工程项目办公室汇报当天施工进度，由工程项目办公室汇总后上报工作领导小组，使公司领导和工作领导小组成员时刻掌握工程项目进展情况；三是坚持分析总结制度，公司领导定期召开工作领导小组成员、工程项目办公室、各分项目负责人、×××水电站相关负责人及工程监理方代表碰头会，总结近期工程完成情况，分析个别项目施工进度滞后原因，寻找补救措施，明确专人与工程项目有关各方联系沟通，确保工程进度顺利完成。

三、结束语

×××水电站增效扩容改造工程典型材料 篇2

首先, 由于我国的水利事业起步较早, 大多兴起于上世纪七八十年代, 早期建成的水电站, 其机电设备受当时的技术条件及工艺水平的限制, 设备的质量和生产效益很难上一个新的台阶。当前国内的小型水电站生存现状也不容乐观, 大部分水电站的水轮机经过多年运转, 转轮和叶片损耗十分严重导致其工作效率大幅度下降, 水能得不到充分利用。其他主要机电设备如继电器、水轮发电机等都存在不同程度的老化和损坏问题, 技术改造跟不上, 从而导致一系列的产能效益问题, 甚至造成潜在的安全隐患。

其次, 水电站设备的落后与新时期电力供应的紧张形成鲜明对比, 现实的压力是不断攀升的电力负荷峰值, 因此, 地方电力系统也强烈要求更多的中小型水电站能够接受如此艰巨的挑战, 担负起用电高峰期的电量, 同时要拥有处理峰值时期的用电困难的能力, 显然这样的期望与现实有不小的差距, 因此实施水电站的增效扩容改造技术有其内在的必然性。

可见, 无论从小型水电站的效益问题、安全角度出发还是目前各地电力系统面临的困难出发, 小型水电站的增效扩容改造技术都势在必行的。

2 增效扩容改造技术的核心要点

近年来, 随着科学技术的日新月异, 国内外不断涌现的高新科学技术为国内的小型水电站的增效扩容改造技术提供了借鉴。在增效扩容的改造过程中, 改造技术应以“增效”为中心, 所有的技术服务都应该以此为衡量的标准。从水电站能源转换的角度来看, 水轮机改造技术、发电机改造技术以及变配电设备改造技术是整个水电站增效扩容改造技术的关键。因此, 这三者的改造技术成熟与否直接关系到改造后整个水电站总体效益的好坏, 也是整个增效扩容改造技术的核心要点。

2.1 合理改造水轮机技术, 提高水能利用率

水轮机是电站最主要构成要素之一, 其效能直接关系到水电站的生产效益。在改造水轮机时应该视不同的情况区别对待, 对于使用年限特别长, 严重老化且改造可能性小的水轮机可考虑进行更换。在更换水轮机的过程中, 应尽可能多的了解不同厂家生产的不同型号的转轮, 结合当地的实际情况择优选择。对于能够实施改造的水轮机, 在实施改造的过程中, 可以考虑对原水轮机的型号及其布置情况进行改造, 改造中尽量提高原有机组和厂房的利用率, 争取以最小的改造获得最大的收益, 提高水能转变为电能的效益。

此外, 针对水轮机自身由于使用年限久远而产生的诸如严重的噪音污染, 耗电量大等方面的问题, 改造时应具体问题具体分析, 改造中努力贯彻执行“科学性、合理性、经济性”, 科学性是指改造过程中应尽量运用成熟的技术手段, 部件更换采用高性能的产品。合理性是指紧密配合当前水轮机使用现状, 处理好各种限制条件, 如水轮机配置的可变动性或不可变动性。经济性是指尽量降低优化成本, 减少不必要的改造费用。

2.2 高效改造发电机技术, 优化电气设备性能

采用新型工艺技术是改造发动机的主要技术手段, 依据发电机实际运行过程中存在的问题, 采用新型的绝缘材料来解决发动机线路不耐高温的问题, 改善线路电能传输效率, 提高发动机的效率;运用新工艺技术制成的定子或转子线圈改善冷却系统, 提高转子风扇的运转速度, 加强空气流通, 进一步提高发动机的效率。必要时还可以增加定子和转子的铁芯长度, 提高电磁功率, 或是对发动机的轴承进行改造, 实现增效扩容。

在发电机与水轮机匹配不合适的情况下也可以考虑整体更换, 这个过程之中应考虑充分利用原有设备的条件。例如, 我县的逢吉河水电站两台机组运行多年的发动机出现定子、转子的铁芯及绝缘严重老化的现象, 严重影响了其工作效率, 且发动机的工作效率明显跟不上水轮机运转的效率, 2013年对其进行整体更换, 避免了频繁的故障维修。此外, 经过技术加工可以投入使用的部件都应该加以考虑。对于低功率的单机容量比如低于800Kw的, 最好采用低压发电机, 以减少对电气设备的投资。

在优化水电站电气设备时, 同样应遵循“科学性、合理性、经济性”, 其内涵同改造水轮机的原则一样, 但此处的科学性其内涵更多的应指向对环境的友好, 要求坚决杜绝改造后的电气设备对周围环境产生更为严重的污染, 甚至消耗更多的能源。这是对改造技术的一个硬性要求, 是高要求同时也是低要求。这种优化思路也是同新时期我国工业改造技术中一直倡导的“两型”社会发展模式相适应的。

2.3 变配电设备改造技术, 提供保障和支撑

变配电设备主要包括变压器、断路器、隔离开关 (熔断器) 、互感器、组合电器等设备。根据实际情况来看, 变配电设备的改造技术不仅应该满足相关的改造规范, 而且应该符合安全可靠以及节能环保的要求。例如, 节能环保的低耗变压器是主变压器的首选, 它的优势在于它是采用卷铁芯生产, 并带有连接绕制而成的硅钢片。因此不比传统的铁芯接缝, 这种低耗变压器的接缝气隙更少, 从而其运作时产生的噪音也明显减弱, 再辅以全密封的油箱, 则具有外表看上去美观大方、性能良好又少维修的特点。此外, 在条件允许的情况下, 把断路器改造成无油型的高压断路器, 这些有关变配电设备的改造技术都为其更好地发挥作用提供了强大的保障。

3 注重科技含量改造技术, 排除万难, 提高水电站整体效益

3.1 改造技术应注重科技含量, 力争实现自动化

在信息自动化时代, 增效扩容的技术应努力与时代接轨, 力争实现自动化。以水电站设备中生命周期最短的监控设备来说, 其受计算机和中央处理器CPU芯片的更新速度的影响最大, 随着CPU几乎每两年一次的更新速度, 一款刚购入时性能优越的计算机也会因为在市场上很难买到相应的配件而渐渐走向性能的衰弱。因此随着时间的流逝, 监控设备的维修成本不降反升, 并且维修的质量也难以得到保障。在这种情况下, 改造技术的步伐应该紧跟科学技术的发展, 真正做到改造的长期性和高效性。在此过程中, 依靠大中院校及国家科研院所, 学习和掌握相关先进技术手段, 将其运用于实际改造中, 高度智能的生产调控设备可以极大的促进水电站的自动化。

3.2 实施改造技术中排查其他因素的作用

首先, 仔细核实水文气象成果和资料, 是实施改造技术的前提和基础。对电站的径流、最高水位以及泥沙聚集情况进行认真负责的反复核实, 结合目前已建成的水工建筑物的当前状况、河流生态环境、上下游电站发电的电量协调等因素综合考虑。譬如在对小型水电站进行大的改造时, 对电站的水文情况, 气象研究, 水电站的建设情况等都应该做详尽细致的了解, 并以此来确定最优的改造方案和改造技术。

其次, 水工建筑物的改造技术对水电站的增效扩容其作用也不容小觑, 水工建筑物的改造技术主要是进行加固处理, 若复核电站的结果不满足现行的规范, 则应对照现行规范要求进行相应的技术改造。确定改造计划时, 对水电站周围相关的建筑物进行复核计算是必不可少的, 并在此基础上得出相应的改造措施。对于需要改进的水工建筑物, 如引水建筑物、厂房及大坝等, 首先应进行安全系数的评定, 根据评定结果, 对存在安全隐患或不牢固的建筑物进行加固处理, 出现局部结构性问题的则进行小范围内的维修整改。

再者, 对电站的压力管需进行结构稳定性分析, 当其在风吹日晒中侵蚀严重或已达到报废的程度, 则应采取修复或更换的方法。沉降严重的支墩, 可采用混凝土加固或重新修筑。

改造技术的要求应着力解决水电站一直以来存在的机组设备性能低, 能源消耗高, 潜藏安全隐患等问题, 最终实现水电站安全高效运行的总体要求。反观各地的实践, 从中不难看出, 小型水电站的增效扩容技术, 无论是局部的小改造还是彻底的更新改造, 都使水电站内高压机组改为低压机组成为可能, 并且伴随着这种可能性而来地是极低的养护管理费用。在完成高压机组转变为低压机组的过程中, 从源头上解决了诸多运行和维护的管理问题, 高电压设备的改造和减少, 使管理和维护问题变得简单, 在一部分改造技术成熟的小型水电站, 完成了高改低, 基本可实现不需要配置高素质的维修管理人员, 在此基础上要实现无人值班甚至全自动化值班也都是可探讨的话题。

4 结论

提高小型水电站的综合效益是其增效扩容的根本目的, 从小型水电站目前面临的困境及自身运营状况出发, 可以看出实施增效扩容技术有其必要性。对于具体改造中水轮机的改造技术、发电机及变配电设备的改造技术以及对影响发电效益的其他因素进行综合改造的技术都有其特定要求及实施要点, 并且往往是多学科技能的融合。我们只有明确了这些要点及注意事项, 才能使小型水电站的增效扩容真正落到实处。因此在实际生产实际中, 应该根据不同地区水电站的不同情况, 因地制宜, 选用合乎当地实情的增效扩容改造技术, 做到既能满足增效扩容的目的又能满足高层次的合理经济效益及环保节能的要求。顺利实施水电站的增效扩容改造技术不仅有利于解决当地用电紧缺的问题, 保障水电的良好循环, 消除安全隐患, 也有助于增强地方的财政实力, 从这一角度来说小型水电站的增效扩容的改造技术无疑是实现“惠国惠民”的民生工程。

摘要：由于目前国内小型水电站普遍存在电站运行效益低下, 能源浪费普遍, 机电设施老旧, 自动化程度低等问题, 所以, 提高小型水电站的运作效率, 实施增效扩容的改造技术刻不容缓。本文主要明确实施改造技术的必要性, 并指出应对改造技术的核心要点有所掌握, 在重视水轮机的改造技术的前提下, 提高其效率, 强调发电机等主要机电设备的改造技术及变配电设备改造技术, 同时对影响小型水电站效益的其他因素的改造技术要点也予以简单说明。只有深入了解和掌握增效扩容的改造技术, 才能取得理想的综合效益, 做好改进机组效能, 提高发电效益, 才能使小型水电站的整体效益和性能得以提高。

关键词：水电站,增效扩容,改造

参考文献

[1]吴庆波, 高磊, 孙晓平等.西沟水电站增效扩容改造技术的研究[J].黑龙江水利科技, 2013, 41 (3) .

株树桥水电站增效扩容改造探讨 篇3

关键词：株树桥水电站；增效扩容；改造；改造方案；机组选型

中图分类号： TV738文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2016）05（c）-0000-00

1 株树桥水电站概况

株树桥水电站位于浏阳河源头小溪河上游，地处浏阳市高坪镇境内，下距市区33km，1986年破土兴建，由湖南省水利水电墈测设计院设计，由能源部长江葛州坝工程局施工，总投资为1.17亿元。1992年，三台机组全部投产发电。三台机组均系湖南省零陵水电设备总厂制造。电站为厂房坝后式，紧靠大坝下游布置，分主厂房、安装场、上游副厂房及端副厂房几个部分。电站设计水头58m，单机引水流量16.5m3/s，装机三台，单机8000kW，总装机容量2.4万kW，多年平均设计发电量7260kWh，水轮机型号为HL220-LJ-140，发电机型号为SF8000-16/3300。

株树桥水电站具有发电、灌溉、防洪、城市供水等多方面的综合效用，作为梯级开发的龙头水库，又对下游8级电站水能进行调节，提高出力，经济效益显著。水库调洪功能强，防洪效益巨大。

2 电站存在的问题

由于株树桥水电站是二十世纪九十年代修建的水利水电工程，受当时的技术水平和资金条件限制，机组设备本身存在缺陷。电站自投产以来，效率低下，发电量达不到设计要求。现电站设备已运行已达22年以上，整体严重老化，主要建筑物及机电设备超期服役，水资源浪费严重，存在较大安全隐患。

当时设备制造技术水平所限，导致机组跑、冒、渗、漏现象严重，机组整体故障率高，发电能力大大下降。水轮机组设计额定效率只有88.4%，在水头偏离设计水头58m时，其效率更低。水轮机转轮、导叶、轴承这些关键零部件变形加大，导叶漏水量大，漏油多，振动摆动大，机组性能下降严重。2#机组振动摆度超标，上导Y方向全幅摆度达30导，且只能在开度小于80%工况下运行，出力达不到设计要求。3#发电机定子因设计和制造质量等原因，温升过高，限负荷6000kw以下运行。机组主要性能参数与实际运行参数不匹配，水轮机处于非最优工况区运行，导致机组运行效率低、振动及噪音大，机组使用寿命大大缩短。

保护系统采用的是分立元件的传统式继电器保护，环节多，且无可追索性能。现继电器保护系统动作不可靠，设备严重老化，故障机率大，动作不可靠，维护工作量大，设备检修难度大，已属于淘汰产品，严重影响电站生产安全运行。

3 增效扩容改造内容

3.1 改造条件限制：

不改变厂房水工建筑物结构；不改变机组埋入部件；不改变水轮发电机组的类型及转轮中心线位置；不改变改造主机零部件与不改造零部件的连接方式与尺寸；不增加发电机推力负荷。

3.2 改造方案选择

相同设计水头下，机组容量越大，将提高水量利用率，有利于增加电站发电量；另一方面，容量越大，将增加引水系统水头损失，降低电站平均水头（净水头），不利于增加电站发电量。株树桥水电站装机3台立式混流水轮发电机组，改造装机数量不变，仍为3台。对现有电站增效扩容改造，必须综合比较装机容量，优选改造的扩容方案。

厂房下游水位～流量关系按修正曲线计算。经复核计算，运行最高水头63.5m，平均水头55.27m，最小水头38m。原设计水头58m，偏高，降低至平均水头的95%左右，取52.0m。

初选二个改造装机容量，其容量分别为3x8000kW、3x8800kW，即不扩容与增容10%。二个改造方案综合比较见表1

由于水库为多年调节水库，具有较好的调节能力。原装机组发电量采用2005-2009年共5年的平均发电量，机组综合平均效率用该五年的水文资料和发电量反推计算而得。

原装机组实际发电量偏低的原因，一是电站水轮发电机组能量转换效率下降了，低于了设计水能利用效率；二是机组停机后漏水严重，水资源浪费多；三是3#机组发电机温升高，只能带6000KW，出力受阻严重。

综上所述，方案一和扩容方案二，水轮机设计工况单位流量分别为1.25m3/s、1.375m3/s，小于我国现有同类型优良的水轮机模型转轮限制工况单位流量，相对来说是可实现的增效扩容改造方案。在水库日均城市供水52万m3（供水规模65万m3）的情况下，装机方案一与原装机相比，年均发电量增加1279.86万kWh，增加的电量较高。装机方案二和装机方案一相比，容量增加1.2MW，年均發电量均因机组过流量增加而加大了水头损失，其年均发电量反而因扩容而减少。推荐装机方案一，即不扩容，仍装机24MW，设计水头从58m降至52m。

3.3 机型的确定

水轮机增效扩容改造路线是通过选择模型流道与改造机组流道相似，性能优良可靠的转轮模型，更换转轮，尽可能保留机组其他可用部件，这样的改造路线。

发电机改造路线，保留发电机定子机架，改造铁芯、线圈附件；对发电机转子磁极、磁轭、转子支架、轴承及相关附件等改造，使之达到机组增效扩容规定的转速与容量，并符合机组增效扩容的其他要求。

通过生产厂家现场测量电站厂房和原有机组基础尺寸，进行严格的选型比较，结合电站设计参数，以及确定的装机规模和台数，最终确定水轮发电机组为HLJF2532A-LJ-140型水轮机配套SF8000-16/3300型发电机。选择微机可控硅励磁励磁方式和YWT-5000-16型调速器。

4 结论

通过株树桥水电站增效扩容改造实施，机组运行工况得到改善，水轮机、发电机效率大大提高，并恢复机组及其他机电设备性能，提高机电设备可靠性，从而延长电站使用寿命。自动化程度大大提升，基本实现了微机综合自动化，运行可靠性得到提高，降低了运行费用，实现了减员增效。在株树桥水库日均向长沙供水52万m3情况下，通过增效扩容改造，株树桥水电站年均发电量从2875.6万kWh增加至4155.46万kWh，年均电量增加1279.86万kWh，年均电量增幅25.3%，达到了增效扩容改造的目的。

参考文献：

[1]GB/T 50700-2011，小型水电站技术改造规范[S]

×××水电站增效扩容改造工程典型材料 篇4

跋山水库位于淮河流域沂河干流中上游，山东省沂水县城西北15km 大伴城村北，沂河与支流暖阳河的汇流处，是1座以防洪为主，兼顾灌溉、发电、养殖等功能的大型水库。水库控制流域面积1 782km2，现状总库容5.28亿m3。坝后电站总装机容量5 000kW，位于放水洞下游，主要工程包括压力管道、厂房、泄水闸、尾水渠、升压站、开关站、油库、水泵房、机修车间等。电站设计年发电量1 300万kW·h，多年平均发电量810万kW·h，年最高发电量1 760万kW·h。跋山水电站建于20世纪70年代，水轮机为HL123—LJ—120型混流式，性能落后，已列入小型水电站机电设备应淘汰的产品目录中;发电机为TSL—260/40—24型立式，出口电压为3.15kV，效率低，B级绝缘，绝缘等级低。机组经近40a运行，转轮气蚀严重，水轮机出力下降，发电机绝缘老化严重，其综合效率已非常低下，超过报废年限，生产运行存在很大的安全隐患。辅助设备已经严重老化，管路锈蚀，阀门不能正常关闭，已难以满足机组运行需要。水轮机改造

水库兴利水位178.00m，电站正常尾水位152.31m，设计水头21.00m，最大水头24.30m，最小水头12.00m。水轮机叶轮型式为混流式，型号为HL3689—LJ—1200，共4台;其设计水头Hr=21m，设计流量Qr=8.72m3/s，叶轮直径1 200mm，额定转速n=250r/min，额定效率η≥94.2%，额定出力1 600kW。气蚀性能为在全工况范围内满足安全稳定运行要求，旋转方向与发电机旋转方向相同。这次改造增容到单机1 600kW，电压等级从3.15kV升为6.3kV，水轮机流道不变。采取了更换转轮、导水机构大修的原则。转轮采用3689—120转轮，可达到电站增容目标。各机组在设计水头、额定转速及允许吸出高度范围内，水轮机出力不低于额定出力。在大于额定水头条件，机组额定出力超过10%～15%范围内，水轮机应保证持续安全运行。水轮机能保证机组在75%～100%额定出力范围内稳定运行。

2.1 效率保证

机组在设计水头21m，发出额定出力达到了1 600kW时，保证了原型水轮机的效率不低于94.2%。

2.2 对转轮的技术要求

转轮采用了抗气蚀性能及抗磨性能良好，并保证在常温下具有良好可焊性的不锈钢材料(精炼ZG06Cr13Ni4Mo)模压后焊成一体，叶片加工方式采用五坐标数控机床加工，符合《混流泵、轴流泵开式叶片验收技术条件》(JB/T 5413)中的A级要求。叶片加工后过流表面光滑，无裂纹。叶片与转轮室的间隙均匀，保证叶轮转动灵活，尽量减少容积损失。另外，转动各部应具有足够强度以承受最大转速、应力，并具有足够的刚度和抗疲劳强度，确保转轮在周期性变动荷载下不出现任何裂纹断裂或有害变形。

2.3 出厂前试验

水轮机改造完后需进行如下实验：

(1)材料试验。水轮机的各主要零部件都应经过工作检验，以证明其原材料在加工过程中无缺陷。

(2)性能试验。水轮机在制造厂内应进行全性能试验，以证明其运转性能、参数符合设计要求，试验按《小型水轮机现场验收试验规程》(GB/T22140—2008)标准进行出厂试验。

(3)试运行实验。机组设备安装完毕，经现场安装试验，对各附属系统进行单项调试和试运行，在确信各系统设备已经安装调试就绪后，对设备进行检查并完成运行试验，以确保设备安装调试就绪，并能安全正常地投入连续运行。

(4)振动测量。证明其运转性能、参数符合设计要求，应按《小型水轮机现场验收试验规程》(GB/T 22140—2008)标准进行出厂试验。如叶轮加工完成后，一方面在厂内进行了检查并进行机构性能试验，提交检查试验报告;另一方面在制造厂内应按ISO1940—73标准进行静平衡试验，发电机改造

跋山水库电站原发电机型号为SF1250—24/2600，定、转子线圈采用为B级绝缘，经多年的运行，线圈绝缘有不同程度的老化现象。为产生更高的经济效益，更换原机定转子线圈，增容到1 600kW;改变原有出线电压升压到6 300V

3.1 发电机改造方案

发电机从1 250kW 增加至1 600kW，定转子采用F级绝缘，定子增加23%的导线截面积。转子线规利用增加导线匝数、加励磁分量、提高出力等来减小温升;增容后发电机运行安全可靠，完全能满足长期安全运行的要求。

3.2 定子线圈技改工艺

技改后导线采用双玻璃丝扁铜线并绕而成，截面面积比原来增加23%。主绝缘采用高云母含量和低介损的优质F级粉云母带。匝间和对地绝缘模压采用二次热模压加冷模定型和三次整形的特殊工艺，保证了线圈主绝缘厚度的均匀性和一致性，大大提高了线圈的耐压水平。同时，线圈的外形一致性非常好，下线后整齐漂亮，通风又好。线圈表面设有高低阻值的半导体防电晕，有效的改善了端部的电场分布。

3.3 定子线圈下线

下线严格按圈式线圈下线工艺进行。线圈绑扎绳采用目前大电机上采用的涤玻绳材料，它具有绑扎牢固、通风好等优点。槽内垫条均采用半导体材料。嵌线完毕，按国标新机组规定值进行电气试验;试验合格后，按工艺要求整体绝缘处理。最后外表面再喷一层防潮、防霉F级覆盖漆。

3.4 转子改造要点

转子线原为扁铜排绕制而成。线圈根据目前新F级绝缘规范计算，匝数增加了3匝，绕好后的转子线圈进行无氧退火处理，软化线圈和消除应力后，再进行了冷压整形→ 去毛→ 清理→ 垫F级匝间绝缘→ 热压固化→ 清铲→ 试验等工序。转子线圈与铁芯装配前进行称重搭配，机身绝缘也更换为F级，并采用了900翻角结构，有效增加了线圈对地爬电距离，避免了机组运行长久后内部积灰而造成绝缘电阻下降。磁极挂装时，按重量对称布置。斜键打紧后，须保证磁极铁芯与轭面紧贴，绝缘托板与线圈压紧，以及转子外圆尺寸符合要求，完工后进行转子线圈对地耐压试验和交流阻抗试验。

3.5 改造后发电机效果

定子绕组匝数不变，增容后各部磁通密度不变，因此定子铁芯通过清理和局部处理试验后，其温升不会超过原值。

发电机通过定、转子线圈改造后，当出力为1 600kW 时，定子温升为49 ℃，转子温升为56℃。技改后定、转子线圈均采用F 级绝缘，按《水轮发电机基本技术条件》(GB 7894—2001)规定，F级绝缘定子允许最高运行温升为100℃，转子允许最高运行温升为100℃。其允许使用温度比原机组可提高20℃，因此发电机扩容技改后，其运行温度将远远低于允许最高运行温度，机组安全运行得到了可靠保证。机械部分增容后，主轴强度，轴承负荷、机座刚度等均能满足增容要求。结 语

×××水电站增效扩容改造工程典型材料 篇5

1 机电设备存在问题

水电站自投入运行至今, 电站厂房、渠道等建筑物结构部分运行良好, 但厂房局部破损。而电站机电设备及水轮机组存在的主要问题如下: (1) 6台机组已有4台报废, 只有2台可以工作, 且无法达到满负荷, 水轮机叶片汽蚀磨损严重, 发电机的励磁机使用多年, 严重老化, 故障频繁, 且构件难以购买, 维修困难; (2) 电站调速器由于年代久远, 无法与上网频率相符合, 各机构配合不灵敏, 电站运行多年一直手动调频, 存在安全隐患; (3) 主变压器为20世纪产品, 属于国家明令淘汰的高能耗变压器, 现已严重老化, 且备件难买, 维修困难, 严重影响电站的安全运行; (4) 电站主、副厂房及附属建筑年代较久, 渗漏严重, 门窗封闭不严, 地面、墙体老化剥落, 亟需整修; (5) 引水渠道长期漫流, 大量浪费水资源; (6) 隧洞壁面不够光滑, 有多处凸起部位, 影响水流通行。

2水能复核计算

河流生态用水是保证河流健康与生态平衡的重要措施, 此次水电站增效扩容改造立足于河流的生态主体地位, 在不影响河道生态平衡的基础上, 对其进行合理的水能复核计算。对于一般北方河流的生态设计水量计算, 应采用近十年最枯月平均流量或90%保证率最枯月平均流量。本次增效扩容改造计算生态用水, 采用近十年最枯月平均流量进行估算, 得到近十年最枯月流量为1.03m3/s, 此流量为此次计算生态用水流量。

水电站引用发电流量应先满足生态流量, 当沁河来水小于生态流量时, 电站不引水发电, 所有来水作为生态流量排放;当沁河来水大于生态流量时, 排放生态流量后的来水可用作电站的发电引用流量。结合水电站的实际情况, 遵循上述用水条件, 充分考虑沁河生态用水需求, 对其径流做如下处理: (1) 对于沁河来水小于等于生态流量, 所有来水作为生态流量下泄, 发电可用径流值取0; (2) 对于沁河来水大于生态流量, 扣除生态流量后的富裕水量作为电站的可用发电径流。

通过对径流及电站引水流量分析处理后, 利用皮尔逊Ⅲ型曲线表示径流量频率关系, 如图1所示。260

根据《小型水电站设计规范》, 同时考虑到电站的运行要求, 取电站设计保证率P=70%, 由下列电站出力计算公式计算电站保证出力:

式 (1) 中, K为综合出力系数;Q保为发电流量;H为发电净水头。

根据规范对中小型水电站综合出力系数取值范围的规定, 水电站属于引水式中小型水电站, 结合其所在电网的实际运行情况, 本次计算综合出力系数取7.5。H为发电净水头, 取设计值9.3m。综上所述可知, 对出力N取保证率70%相当于对流量Q取保证率70%, 利用流量频率曲线, 计算得到对应于电站设计保证率P=70%的流量Q保=8.93m3/s。因此, 由式 (1) 得电站的保证出力:

按照装机容量的保证出力倍比法可计算装机容量范围, 根据武汉大学主编《水文水利计算》提供的倍比系数参考值, 结合本地电网组成、负荷特点、水力资源条件等情况, 倍比系数按2.0~3.0倍控制, 则水电站装机容量范围为:

根据水能复核公式, 可求出电站多年平均发电量与装机容量关系, 如图2所示。

3 装机容量确定

根据装机容量的范围和装机容量与发电量关系曲线图 (见图2) 可知, 电站装机小于1 500k W时, 随着装机容量的增加, 其发电量有明显增幅;当装机容量大于1 500k W时, 随着装机容量的增加, 其发电量增幅有限。在此基础上, 初步确定以下2种装机方案: (1) 保持原总装机容量1 200k W不变, 单台机组装机不变, 共6×200k W; (2) 将原有每台装机增加到250k W, 总装机容量为6×250k W。

对2种方案进行分析对比:方案Ⅰ, 原装机方案不变, 机组对电站现有设备的匹配性较好, 土建部分改动较小, 工程量小, 投资较小;但其接近电站装机下限, 水能利用效率较低;方案Ⅱ, 增加原有装机容量, 在电站合理装机范围内可提高水能的利用率, 增加发电量, 且机组增幅相对较小, 电站现有建筑物可满足增容需求, 且投资效益比总体较高[1]。

通过对上述2种装机方案进行论证分析, 此次水电站改造推荐采用方案Ⅱ, 总装机容量为6×250k W。

4 机组选型

本次改造在对水轮发电机组现场勘察的基础上, 结合水能、水头、管道布置及建筑物等参数情况, 通过对多个模型转轮性能比较筛选, 初步确定250k W机组初选ZDT03-LM-80 (φ=20°、φ=22.5°) 和ZDJP502-LM-80 (φ=5°、φ=10°) 2种型号的水轮机;通过性能参数计算和比较分析确定改造方案为250k W机组选择ZDJP502-LM-80 (φ=5°) 。发电机采用与ZDJP502-LM-80 (φ=5°) 水轮机配套的SF250-12/850。额定水头下250k W机组水轮机基本性能表见表1。

5 电气及辅助设备技术改造

电站目前装机6×200k W, 以10k V架空出线一回接入地方电网, 电站装机6台, 出口电压0.4k V, 0.4k V发电机电压侧母线采用单母线接线, 设置2台升压变压器, 厂用电源取自0.4k V母线。水电站电气设备具体更新改造设计内容如下: (1) 现原主变压器有1台630k VA变压器, 本次设计在原基础上增设1台容量为1 250k VA节能型变压器; (2) 新增1台S11-10/100厂用变压器; (3) 更换部分电力电缆及控制电缆。

水电站自建成运营至今, 各类辅助设备均已严重老化, 设备型号陈旧, 绝大部分已被淘汰, 此次增效扩容改造, 需对电站辅助设备进行相应的更换, 以提高电站的综合管理水平、自动化水平和保障电站的安全运行。改造内容: (1) 调速器维修; (2) 励磁系统升级改造; (3) 更换自动化元件。

6 经济评价

6.1 财务及国民经济评价

财务评价计算电价为0.32元/ (k W·h) , 按该计算电价进行财务分析计算的结果表明, 所得税前财务内部收益率46.73%, 所得税后财务内部收益率为37.39%, 大于农村水电行业基准财务内部收益率10%, 所得税前投资回收期为2.14a, 所得税后投资回收期2.85a, 盈利能力较强。因此, 本项目在财务上是可行的。

本项目国民经济评价表明, 经济内部收益率61.50%, 大于国家规定的社会折现率8%;经济净现值1 478.91万元, 大于0。因此, 本项目在国民经济方案经济上是合理的[2]。

6.2 社会及环境效益评价

水电站改造后, 社会及环境效益主要体现在以下几个方面: (1) 巩固和增加水电发电能力, 项目实施后总装机容量为1 500k W, 年增发电量623.74万k W·h, 相应巩固和增加了水电站的发电能力; (2) 促进节能减排, 项目实施后以水电替代燃煤火力发电, 从而有效减少用煤发电而产生的危害性粉尘和气体, 促进节能减排方针的顺利实现; (3) 推进河流梯级综合调度与改善河流生态环境, 以增效扩容改造为契机, 鼓励同一河流、区域农村水电开展联合优化调度, 充分发挥已建农村水电发电潜力和水资源综合利用效益推进河流梯级综合调度, 同时保证河流的生态流量排放, 改善河流的生态环境[3]。

7 结论

本文通过对河南省某水电站增效扩容改造水能复核及装机容量分析的基础上, 探讨了机组选型和电气设备的改造内容, 最后分析得出经济效益和社会效益, 为农村小水电改造方案提供参考。

参考文献

[1]杨新春.浅谈增效扩容改造小型水电站装机容量的确定[J].陕西水利, 2015 (5) :66-68.

[2]原文林, 万芳, 马跃先.农村小型水电站增效扩容改造关键应用技术研究[J].中国农村水利水电, 2015 (10) :190-193.