电站增效扩容设计（精选6篇）
电站增效扩容设计 篇1
武威市 凉州区
三座小水电站增效扩容改造项目
汇 报 提 纲
武威市水利水电勘测设计院
二〇一一年十一月
我院受凉州区水务局委托编制了黄羊水电站增效扩容改造项目初步设计、南营水电站增效扩容改造项目初步设计、西营总干电站增效扩容改造项目初步设计。
由于三座电站建设年代早，机电设备、水工建筑、输电线路等设施老化严重，存在很大的缺陷。鉴于目前这种状况，只有对电站设备进行更新扩容改造，才能使电站达到高效、经济、安全、节能，满发、多供、少损、低耗等要求。在编制初步设计时，严格执行甘肃省水利厅《关于认真做好农村水电增效扩容改造项目初步设计工作的通知》（甘水农电发【2011】80号文），并按照水利部《农村水电增效扩容改造项目初步设计指导意见》、《农村水电增效扩容改造项目机电设备选用指导意见》以及《小型水电站技术改造规范（GB/T50700-2011）、《小型水电站初步设计报告编制规程》（SL179-2011）进行编制。
武威市 凉州区
黄羊水电站增效扩容改造项目
汇 报 提 纲
武威市水利水电勘测设计院
二〇一一年十一月
一、基本情况
黄羊水电站位于武威市区东南48km黄羊水库坝后处，是一座坝后灌溉季节性发电站，电站于1972年由原武威县水电局完成初步设计，1982年10月电站建成并网发电。工程总投资270万元。装机容量2000KW（2×1000KW），设计水头41.86m，设计引水流量6.32m3/s，设计年利用小时数4140h，设计年平均发电量828万kW•h。电站建筑设施主要有发电引水隧洞、压力钢管、主副厂房、1、2号机组尾水隧洞、升压站等，发电机出线电压6.3kv，并网电压等级35kv，经16.4km输电线路至凉州区黄羊变电所。
二、现状运行情况
电站1975年安装的1、2号机组为盐锅峡水电厂生产的立式混流式发电机组，型号SF1000-16/2130、SF1600-14/2150，现已为淘汰型产品，原因发电效率低，故障多。因此，1989年，电站对问题较大的2号机组进行了增容改造，容量由1000KW改为1600KW，总装机容量为2600KW。
电站自1982年投产运行以来，累计发电量2.37亿万kW•h，年均发电量845万kW•h，为本地区工农业建设作出了积极的贡献。
三、改造的必要性和可行性
电站运行至今，机电设备故障多、效率低下，水能资源利用率低，设施陈旧、运行维护成本过高等因素使电站处境十分困难，电站安全无法保障，可持续发展空间严重不足。因此，电站增效 2 扩容改造项目是十分必要的。而且黄羊水电站增效扩容改造项目符合国家优先发展能源产业政策和“大力发展水电”的电力发展原则。概工程不仅是必要的，而且在建设环境、资金筹措、技术、管理诸多方面分析论证也是可行的。它能够极大地开发利用现有水力资源，增加清洁可再生电能供应，有效减少煤的消耗和二氧化碳的排放，无制约工程开发的环境因子，从环境角度衡量该工程是可行的，其社会效益和经济效益是显著的。
四、改造方案
（一）水文气象
黄羊河属内陆河，是石羊河流域的一条支流，发源于天祝藏族自治县境内的双龙山、磨脐山、黑沟山一线，黄羊河水库以上主干流河道长21km，宽15～75m，平均纵坡1/50，坝址以上集水面积828km2，水库坝高52m，总库容5644万m3，兴利库容3377万m3，多年平均径流1.39亿m3，多年平均流量4.38m3/s，多年平均水能资源1410万KW· h。最大泄流量32 m3，灌溉流量4.5－12.0 m3，最大水头47.9米，最小水头33.6米。
（二）工程地质
本电站所处地貌为祁连山北麓张义盆地北缘切割河谷，谷地相对高差大，山势陡峻。厂区主要出露地层为海面期侵入花岗岩和河谷沉积的第四冲积、洪积、坡积沙砾石及块石。工程区内地质条件较好，无滑坡泥石流等严重危害工程安全的地质问题存在。
（三）工程任务
本电站为坝后灌溉季节性发电站，其发电出力主要受水库下 3 泄控制。结合水库下泄流量和电站30多年的运行参数，选取电站引水设计流量多年平均流量的3.07倍取值，选取电站设计流量Q=12.96m/s。根据工程布置，电站额定发电水头为41.86m。综合分析电站机组性能，选定电站出力系数为8.3。依据以上参数，确定黄羊水电站装机容量选定为4500KW。
由于本电站为增容改造项目，遵循节省工程投资的原则，对电站厂房土建部分不宜进行大的改造，电站装机台数与原电站装机台数2台增加到3台，电站装机总容量由2600KW（1000+1600KW）增容到4500KW（2×1600+1300KW），电站增容率达到73%。
（四）具体方案
1、引水压力隧洞、压力管道、发电厂房、升压站改造及护坡加固设计、尾水改造、职工生活区房屋改建方案。引水压力隧洞全长93.38米，洞径1.8米，采用钢筋砼对洞内砼体脱落处进行浇筑；改建发电主、副厂房、中控室、油料库653.72平方米；改造1、2号机组尾水渠144.33米；改造升压站地面1806平方米，采用浆砌石加固处理护坡70米；改建职工宿舍880平方米，楼长40米，宽11米，地面以上7.1米，平整生活区场地1800平方米，改造生活区危房990平方米。
2、机组更新改造方案。改造后装机容量为4500kw（2×1600+1300KW），配套HD743X-16C蝶阀、YWT—1000型调速器各3台；主厂房配套LH—10型起重机1台；保持原电气主接线方式不变，更换KYN28A-10G开关柜12台，配套电容补偿装置（1800kvr）2套，35千伏CTLZZBJ-35计量装置1面；更新安装3 4 控制计算机保护、监控系统（含盘柜）、直流电源屏及厂用S9-100KVA-6.3/0.4型、S9-100KVA-35/0.4变压器各1台，厂用屏3面，配套光端机及PCM复用设备（1对）2套，铺设电缆32.5公里；配套S9-3200KVA/38.5主变压器2台，35KV真空断路器4台，GW4-35隔离开关5台，LZZBJ-10GY0.2S/0.5D/10P电流互感器9只，架设输电线路26.4公里。改造机组尾水检修平板闸门3扇，配置螺杆式启闭机3台（套）。
（五）工程布置及主要建筑物
依据《水利水电工程等级划分及洪水标准》SL252-2000、《小型水力发电站设计规范》GB50071－2002相关规定，电站工程属Ⅴ等小(2)型工程。水工建筑物级别为：主要及永久建筑物为5级，次要及临时建筑物为5级。依据《水工建筑物抗震设计规范》DL5073-2000，水电站建筑物抗震设防烈度为Ⅷ度。
黄羊水电站位于黄羊水库大坝下游50m河谷中，主要建筑物为：主、副厂房，尾水渠及升压站、中控室（56m2）、高压室（60m2）、空压机室（30m2）；全长144.33m的机组尾水渠、油库及生活福利区。
发电引水隧洞在水库大坝输水洞右侧，1、2号水轮机进口在输水洞桩号0+135处向右侧45度分叉，全长91.38m，下接压力钢管至水轮机。3号水轮机引水支洞进水口与1、2号机组发电引水洞在桩号（电）0+069.714处相接，长19.143m。
（六）工程总投资
工程总投资为2685.95万元，其中：建筑工程 360.39万元，机电设备及输电线路安装工程 1948.90万元，金属结构设备及 5 安装工程26.230万元，临时工程 66.54万元，其他费用155.99万元，基本预备费127.90万元。
五、效益分析
项目实施后，黄羊水电站装机容量由现状的2600KW增加到4500KW，年增加发电量328.97万kw•h，电站的建设将有效缓解地方电力供需矛盾，通过充分利用水能清洁能源，节约不可再生的矿产资源，减少二氧化碳排放1.17万吨、减少二氧化硫排放0.0358万吨、减少粉尘排放0.319万吨、减少废渣排放0.0184万吨。具有良好的经济效益、社会效益和生态效益。
武威市 凉州区
南营水电站增效扩容改造项目
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武威市水利水电勘测设计院
二〇一一年十一月
一、基本情况
南营水电站位于武威城区南19.2km南营水库坝后，是一座坝后灌溉季节性发电站。南营水电站于1979年建成，总投资281.5万元。装机容量2000KW（2×1000KW），设计水头42m，设计引水流量8.6m3/s。
二、现状运行情况
南营水电站自1979年投产至今，经过32年的运行，设备严重老化，加上机型陈旧，故障频发，运行不稳定，保护设施落后，维检修费用和备品备件费用逐年增加，机组耗水率年年上升，导致电站发电成本逐年增加，经济效益连年下滑。水库电站装机2台，2×1000KW，于1979年7月投产，全年发电有效时间为7.5个月，多年平均发电量540万KW，售电量500万KWh，多年平均利用小时2700小时。
三、改造的必要性和可行性
电站运行至今，机电设备故障多、效率低下，水能资源利用率低，设施陈旧、运行维护成本过高等因素使电站处境十分困难，电站安全无法保障，可持续发展空间严重不足。因此，电站增效扩容改造项目是十分必要的。而且南营水电站增效扩容改造项目符合国家优先发展能源产业政策和“大力发展水电”的电力发展原则。概工程不仅是必要的，而且在建设环境、资金筹措、技术、管理诸多方面分析论证也是可行的。它能够极大地开发利用现有水力资源，增加清洁可再生电能供应，有效减少煤的消耗和二氧化碳的排放，无制约工程开发的环境因子，从环境角度衡量该工程是可行的，其社会效益和经济效益是显著的。
四、改造方案
（一）水文气象
金塔河属内陆河，是石羊河流域的一条支流，发源于祁连山东段冷龙岭北坡的天梯山，黄羊河水库总库容2000万m3，防洪库容1205万m3，调洪库容776万m3。本次根据水库管理单位提供的武威水文水资源勘测局在金塔河设立的南营水文站1965年10月～1969年7月、1976年～2008年实测资料经频率统计分析计算得到金塔河南营水库多年平均流量为4.21m3/s，多年年平均径流量1.368亿m3。金塔河地面纵坡较大，水力资源理论蕴藏量20.5MW，年发电量1.8亿kW·h，技术可开发量14.35MW，年发电量1.25亿kw·h。
（二）工程地质
电站站址在坝下游左岸，支洞出口处，地基为第四系酒泉砾石层厚5至8m。岩石性质与坝区左岸相同，强风华带厚0.2米左右。现存建筑物如引尾水输水隧洞、发电支洞、引水管道经30多年应用均未发生建筑损坏现象，从目前看，地基稳固，设计合理，建筑施工标准，工程区地质条件较好，无滑坡泥石流等严重危害工程安全的地质问题存在。
（三）工程任务
本电站为坝后灌溉季节性发电站，其发电出力主要受水库下泄控制。结合水库下泄流量和电站30多年的运行参数，选取电站引水设计流量多年平均流量的2.04倍取值，选取电站设计流量Q=8.6m/s。根据工程布置，电站额定发电水头为42m。综合分析电站机组性能，电站出力系数为8.3。依据以上参数，确定南营水电站装机容量选定为3000KW。3由于本电站为增容改造项目，遵循节省工程投资的原则，对电站厂房土建部分不宜进行大的改造，电站装机台数与原电站装机台数2台保持一致，电站装机总容量由2000KW(2x1000KW)增容到3000KW(2x1500KW)，电站增容率达到50%。
（四）具体方案
1、发电厂房改造、管理房维修、山体及尾水渠加固设计方案。加固改造主、副厂房587平方米；维修管理房4500平方米；山体加固2000平方米；改造尾水渠。
2、机组更新改造方案。改造后装机容量为3000kw；配套D941X-6/1200蝶阀2台，QD32/5t起重设备1台，旁通阀2台，空气装置2套；安装KYN28A-10G高压开关柜11台，1800KVR电容补偿柜2台，35千伏CTLZZBJ-35计量设施1面，计算机保护、监控系统（含盘柜）1套，PZWC2000-21-100/220智能高频免维护装置1套，直流屏柜2面；厂用S9-100KVA-6.3/0.4型、S9-100KVA-35/0.4变压器各1台，低压配电柜3面，机房动力屏2面；铺设电缆8.5公里；配套光端机及PCM复用设备（1对）2套，铺设自承式光缆（6芯）8公里；配套S9-3200KVA/38.5主变压器2台；35KV真空断路器4台，GW-35隔离开关9台，GW-10隔离开关2台，树脂干式电压互感器2组，主变及线路微控装置1套，架设输电线路12公里。改造机组尾水检修平板闸门3扇，配置螺杆式启闭机3台（套）。
（五）工程布置及主要建筑物
依据《水利水电工程等级划分及洪水标准》SL252-2000、《小型水力发电站设计规范》GB50071－2002相关规定，电站工程属Ⅴ等小(2)型工程。水工建筑物级别为：主要及永久建筑物为5级，次要及 10 临时建筑物为5级。依据《水工建筑物抗震设计规范》DL5073-2000，水电站建筑物抗震设防烈度为Ⅷ度。
南营电站厂房位于水库大坝左脚1892.0m处，与发电支洞轴线垂直布置。建筑形式“地面户内式”，长35m，宽13.5m，高8m，分作主厂房和副厂房两大部分。
（六）工程总投资
工程总投资为1871.71万元，其中：水电建筑工程204.57万元，机电设备及输电线路安装工程1390.68万元，金属结构设备及安装工程26.23万元，临时工程 40.3万元，其他费用120.8万元。
五、效益分析
项目实施后，南营水电站装机容量由现状的2000KW增加到3000KW，年增加发电量390万kw•h，电站的建设将有效缓解地方电力供需矛盾，通过充分利用水能清洁能源，节约不可再生的矿产资源，减少二氧化碳排放0.9282万吨、二氧化硫0.027万吨、粉尘0.2532万吨、废渣0.014万吨，具有良好的经济效益、社会效益和生态效益。11
武威市 凉州区
西营总干电站增效扩容改造项目
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武威市水利水电勘测设计院
二〇一一年十一月
一、基本情况
西营总干电站位于武威市凉州区西营镇陈鲁村，距武威市城区24公里，电站1984年由原武威地区水利工程勘测设计队设计，甘水规字〔1986〕6号文批准实施，于1986年6月18日动工修建，1988年9月28日建成投入运行。工程总投资585万元，总装机容量3750KW（3x1250KW），设计水头37.5ｍ，设计引水流量16 m3/s，主要有引水渠、压力前池、压力钢管、压力钢管护坡、主厂房、副厂房、升压站、尾水渠等建筑设施，厂区总占地面积69.81亩。电站并网电压等级为35KV，发电机电压为6.3KV，联网到凉州区丰乐变电所。站内道路与武九公路及312国道相通，交通便利。
二、现状运行情况
电站自1988年投产运行以来，累计发电约2.5亿kw•h，年设计利用小时数3635h，设计年发电量1363万kw•h，实际发电量1100万kw•h。电站建成至今，为地方经济稳步增长和水务事业持续发展做出了积极贡献。但是电站经过23年的运行，引水渠、泄水渠、尾水渠等水工建筑年久失修，渗漏、坍塌等问题频繁发生；压力前池在初建时未修建排沙闸，致使泥沙直接进入引水钢管，对转轮磨损较为严重；水轮发电机组、主变压器、断路器等机电设备均为八十年代产品，工艺较为落后，运行至今已到运行年限，老化磨损严重，水资源利用率大为降低，已难达到设计出力要求且安全性、灵敏性不足；控制屏、直流屏、监控系统属老式淘汰产品，部分保护失灵；配套电网线径过小、线损过大，隐患突出。
三、改造的必要性和可行性
电站运行至今，机电设备故障多、效率低下，水能资源利用率低，设施陈旧、运行维护成本过高等因素使电站处境十分困难，电站安全无法保障，可持续发展空间严重不足。因此，电站增效扩容改造项目是十分必要的。而且西营总干电站增效扩容改造项目符合国家优先发展能源产业政策和“大力发展水电”的电力发展原则。概工程不仅是必要的，而且在建设环境、资金筹措、技术、管理诸多方面分析论证也是可行的。它能够极大地开发利用现有水力资源，增加清洁可再生电能供应，有效减少煤的消耗和二氧化碳的排放，无制约工程开发的环境因子，从环境角度衡量该工程是可行的，其社会效益和经济效益是显著的。
四、改造方案
（一）水文气象
电站发电用水主要为西营河总干二、三、四干的灌溉用水和向民勤调水的水量。西营河1950～2007年径流实测资料系列，计算得多年平均径流量3.813亿m3，多年平均流量12.18m3/s。
根据省水文总站、省水电设计院及三总队、武威市、区水利部门多次洪水调查，最大历史洪水为809ｍ3/ｓ，依据已有水文观测资料经计算分析的洪水成果，西营河渠道断面10年一遇洪水流量296m3/s，20年一遇洪水流量250m3/s。
由于径流通过水库调节，渠道引水大部分泥沙沉积在库内和渠首，正常放水发电水流中泥沙含量相对较小。
（二）工程地质
工程区位于西营河总干渠一干分水口以下总干渠左岸。地层岩性为冲洪积含漂石砂砾卵石层（al-plQ4），结构较密实，天然密度2.03-2.04g/cm3，变形模量50-60Mpa，承载力0.4-0.5Mpa，渗透系数40-50 m/d。部分地基表层覆盖0.5-1.0m的洪积砂壤土，地下水埋深较深。
现引水渠、压力前池、压力管道、厂房及尾水渠等均布置在砂砾卵石层上，无不良工程地质问题。引水渠设计需解决渠床渗漏、冻胀、边坡稳定等问题，压力前池、压力管道、厂房及尾水渠设计需解决渗漏、边墙及边坡稳定等问题。
（三）具体方案
1、引水工程、压力前池、尾水工程、升压站及管理房改建设计方案。改建引水渠道100米；改建压力前池长29.5米，宽8米，高8.5米；排沙闸宽1米，高1米；尾水渠长420米，渠底宽4.0米，渠深1.8-2.1米，边坡系数0.75，渠底及边坡均采用C15砼现浇成型，厚0.2米；改造升压站地平工程采用现浇C15砼；改造管理房125平方米。
2、机组更新改造方案。改造后装机容量为5000kw；配套更换D941X-6/1200蝶阀3台；更换旁通阀3台，调压阀3台，空气装置2套；保持原电气主接线方式不变，配套电容补偿柜（900kvr）1台，35千伏CTLZZBJ-35计量装置1面；更新安装控制计算机保护、监控系统（含盘柜）、PZWC2000-21-100/220更新智能高频免维护装置及厂用S9-100KVA-6.3/0.4型、S9-100KVA-35/0.4变压器各1台，厂用屏5面，配套光端机及 15 PCM复用设备（1对）2套，铺设电、光缆17公里；配套S9-3200KVA/38.5主变压器1台，35KV真空断路器(ZW7-35/1250)1台，10KV真空断路器(ZN63-12/1250-31.5)18台，GN19-10C/1250A隔离开关3台，架设输电线路31公里；改造压力前池平板闸门3扇，拦污栅3套，配置手电两用螺杆式启闭机及电葫芦3台（套）；改造尾水检修平板闸门1扇，螺杆式启闭机3台。
（五）工程布置及主要建筑物
依据《水利水电工程等级划分及洪水标准》SL252-2000、《小型水力发电站设计规范》GB50071－2002相关规定，电站工程属Ⅴ等小(2)型工程。水工建筑物级别为：主要及永久建筑物为5级，次要及临时建筑物为5级。依据《水工建筑物抗震设计规范》DL5073-2000，水电站建筑物抗震设防烈度为Ⅷ度。
西营总干电站工程任务主要是利用西营总干渠来水引水发电，提高水能资源的利用，增加经济效益。电站生产的电能并入武威电网销售。电站主要由引水枢纽、引水渠道、压力前池、压力管道、厂房及尾水渠等组成。采用压力管道一管三机供水布置方案
（六）工程总投资
工程总投资为2589.79万元，其中：建筑工程390.36万元，机电设备及输电线路安装工程1801.85万元，金属结构设备及安装工程62.90万元，临时工程49.45万元，其他费用149.55万元，基本预备费123.32万元。
五、效益分析
项目实施后，西营总干水电站装机容量由现状的3750KW增加到5000KW，年增加发电量512万kw•h，电站的建设将有效缓解地方电力供需矛盾，通过充分利用水能清洁能源，节约不可再生的矿产资源，减少二氧化碳排放1.602万吨、减少二氧化硫排放0.048万吨、减少粉尘排放0.438万吨、减少废渣排放0.024万吨，具有良好的经济效益、社会效益和生态效益。
电站增效扩容设计 篇2
山口水电站位于广西桂林市荔浦县东昌镇义敏村山口屯,荔浦河与马岭河汇合口下游约1.5 km处,距荔浦县城约24 km。该电站为河床式电站,是一座以发电为主、结合灌溉的综合利用水利工程。电站于1979年1月动工兴建,1981年4月建成运行,装机容量为1 690 kW (4×200+1×250+2×320),送电电压等级为10 kV,10 kV出线2回,分别至五金厂及东昌变,设主变压器4台。山口水电站枢纽工程现状主要建筑物由大坝、进水口、发电厂房和升压站等组成。大坝位于河道中间及左侧,为浆砌石连拱坝,最大坝高6.5 m。发电厂房位于河道右侧,厂房进水口布置有拦污栅、工作闸门及启闭设备,共分隔为7个部分,分别向7台机组供水。升压站位于主厂房门口左侧,紧靠主厂房布置,面积为210m2(长21m×宽10m)。
2 水电站运行情况及存在的主要问题
(1)机电设备。定子、转子线圈绝缘严重老化,绝缘强度降低,随时可能被击穿,水轮发电机效率降低,机组出力远远达不到原设计要求,并出现了一些影响正常安全运行的问题和事故隐患。且发电机定子谐波励磁方式控制落后,可靠性低,属于淘汰产品,需进行改造,以满足自动化发展的要求。3#机主轴发生过断裂,修复时轴线找正存在问题,造成该机组运行时振动很大,2#机主轴螺口磨损严重。
(2)水工建筑物。厂房天面漏水严重。进水口闸门止水橡胶老化,漏水较大。泄洪闸门启闭不灵活。
3 增效扩容改造的必要性
尽管水电站管理较好,注意对机组设备进行保养维护,但是设备服役期过长,已经出现老化,造成维修困难,且厂家已不再生产旧型号产品,影响水电站的正常安全运行和效益发挥。根据规定,水电工程机电设备的使用年限(服役期)为25年,水电站绝大部分机电设备已到此年限,已出现了一些影响正常安全运行的问题和事故隐患。
为充分利用水能资源,提高水电站经济效益和运行的安全可靠性,对水电站进行技术改造是必要的。
4 增效扩容改造的可行性
山口水电站现有总装机容量为1 690 kW,设计水头为4.5 m,电站机组共引水流量为49.17 m3/s,均为立轴轴流定桨式水轮发电机组。据统计,2007—2011年山口水电站实际年均发电量为439.4万kW·h,年利用小时为2 600 h,水量利用率仅达到20%左右。本次经水文复核,坝址多年平均流量为43.1 m3/s,水资源丰富,具有增效改造的潜力。
由于建站时条件所限,选用的ZD760-LM-120及ZD70-LM-120水轮机额定效率只有83%,本次改造更换水轮机转轮后,ZDT03 (27.5°)水轮机额定效率达到85.5%,改造后水轮机效率提高了2.5个百分点。
本次更换的3台主变型号分别为SL-400/10、S7-500/11、SJ1-560/10,负载损耗分别为5.8 kW、6.0 kW、8.1 kW,现拟选用2台节能型变压器(S1 1-630/11、S1 1-1000/11)更换原3台主变压器,2台主变负载损耗分别为6.2 kW、10.3 kW,变压器负载损耗降低了17%左右。
5 工程任务和规模
山口水电站设计洪水标准为20年一遇,校核洪水标准为200年一遇。本次增效扩容改造拟保持原装机容量不变,更换1#、2#、3#、5#机组,并配套改造电气设备等。技术改造后,水电站多年平均发电量为503万kW·h,其中枯水期发电量为101万kW·h,年利用小时为2 976 h。
6 增效扩容改造的内容
6.1 水工建筑物
从目前电站的运行情况来看,电站各主要建筑物基本能满足运行要求,无较大的安全隐患,较突出的问题是厂房天面出现多处渗漏,威胁厂内设备的安全运行。拟对厂房天面、侧墙进行防渗补漏及门窗修缮,对厂房右侧地基浇筑混凝土加固。
6.2 机电、金属结构及电气工程
6.2.1 水力机械
本次考虑1#、2#、3#、5#机组增容至250 kW,对1#至5#水轮机进行大修,解决导水机构卡阻和漏水问题,并更换水轮机转轮。拟替换转轮与原转轮的模型参数对比见表1。
同时更换1#、2#、3#、5#水轮发电机定子、转子线圈,增容至250 kW,并改造发电机定子谐波励磁。更换2#、3#发电机主轴。
6.2.2 水轮发电机组附属设备
(1)调速器的选择。本次改造调速器更换为高油压微机调速器GKT-600,调速功率为600 kg·m,以提高自动化程度,保障机组安全稳定运行。
(2)励磁装置的选择。本次改造励磁装置更换为微机励磁装置(励磁、控制、同期合为一块屏),以保障机组安全稳定运行。
6.2.3 电气工程
电气部分的技术改造主要有以下几个方面。
(1)主变压器。将原3台10 kV高耗能主变压器(1T、21T、22T)更换成2台节能降损的S11型主变压器;原3T主变压器为2009年产品,目前运行状况良好,本次增效扩容改造保留不变。
(2) 10 kV开关设备。将原10 kV侧的1台DW6-35/400型多油断路器DW6-35/400、3组跌落式熔断器更换成4台10kV真空断路器(带隔离开关);其余原35 kV设备均更换成10 kV新型号;增设2组10 kV避雷器。
(3)发电机母线电压设备。将原7面发电机控制屏及7面励磁屏更换成7面新型“发电机微机综合控制屏”,为发电机控制保护、监视、计量、同期及励磁系统一体柜;将原2面主变低压开关屏更换为2面GGD型主变低压开关屏。
(4)控制保护系统。增设1面公用屏,含主变及线路控制保护单元。
(5)直流系统。增设1套直流系统,容量为50 Ah,共2面屏。
(6)厂用配电系统。将原3面BSL型站用电屏更换为2面GCS型站用低压配电屏。
(7)电缆。把原铝芯电缆更换成阻燃型铜芯电缆;增设部分二次电缆。
6.3 金属结构
(1)厂房进水口增设两道拦污装置:一道为整体连通式拦污栅及机械清污机,紧贴进水口布置,拦污栅平面尺寸(宽×高)为40 m×4.25 m,固定式布置,栅体承重材料为22“工”字钢,重量约24.2t;另一道为浮筒式拦污栅,布设在进水口外围,当有较多垃圾聚集时,采用人工方法将垃圾拖向下游。
(2) 1#、2#、3#机进水口闸门由于使用年限较久,磨损严重,止水橡胶圈已无法更换,在关闭闸门时,漏水较大,拟对进水口闸门进行更换。
(3)更换泄洪闸门的启闭装置,启闭设备采用1台10 t手电螺杆启闭机。
7 工程经济效益分析
本文主要进行国民经济评价。本工程社会折现率取8%,项目建设期7个月,项目运行期取20年,经济计算期为21年。
项目完工后,电站可年均增加发电量63.6万kW·h。对存在安全隐患的机组和电气及送出设备进行了更新改造,并且实施计算机综合自动化技术改造,可使水电站运行安全可靠性大大提高,操作维护也十分方便,可达到“无人值班、少人值守”的要求,既提高了运行的可靠性,又节省了运行成本。另外,水电是清洁能源,无需环境保护设施,而同等规模的火电厂的环境保护年运行费为5万元,即可认为山口水电站的环境保护收益为5万元/年。国民经济内部收益率为8.1%,经济净现值为0.8万元,经济效益费用比大于1,各项指标一般。
8 结论
利用水力发电所产生的能源是清洁能源,具有可再生性,应优先开发利用。加快农村水电增效扩容改造建设,可以促进节能减排、保护生态环境、改善农村生产生活条件、推动经济社会可持续发展。虽然水电站经过技术改造后各种经济指标一般,但是目前能源日渐紧缺,未来电价还将会提高,水电站将实现良好的经济效益和社会效益。因此,从长远来看,本项目具有可行性。
摘要：文章根据山口水电站现状运行情况及存在问题,提出了对电站进行增效扩容改造的必要性,阐述了增效扩容改造的具体内容,并分析了工程改造后的经济效益,证明对该电站进行更新改造是技术上可行、经济上合理的举措。
电站增效扩容设计 篇3
摘要：对老化的水电站进行增效扩容改造后，能提高水电站的自动化程度和生产效率。本文分析了某电站的情况，该电站设备严重老化，自动化程度低，生产效率低下，安全性低，通过制定和实施有效的增效扩容改造方案之后，有效地利用水资源，提高安全性能，提高发电效率。
关键词：水电站；存在问题；增效扩容；改造方案
0 引言
随着我国经济的飞速发展，各地的水电站兴建项目越来越多，为城市的人们提供着每日必需的能源，成为了城市运作的重要组成部分。但是，由于一些水电站年久失修，出现了例如设备老化、生产效率低下、安全隐患大等的缺点，严重影响了水电站的正常运行。如何解决这些问题成为了人们处理的工作。下面以某水电站为例进行讨论。
1电站概况
某水库电站为坝后式电站，是该地水库主体工程的重要组成部分，于1976年正式建成发电，现有机组3台，总装机容量7030kW，设计年发电量1450万kW·h；其中2台立式机组单机装机容量3200kW，发电设计水头30.5m，最大水头43m，最小水头24.4m，发电设计流量12.6m3/s，水轮机型号为HL240-LJ-140，发电机型号为TS325-36-20。另一台机组为装机容量630kW的卧式机组，发电设计水头26.3m，最大水头36m，最小水头16m，设计流量3.21m3/s，水轮机型号为HL240-WJ-71，发电机型号为SFW630-12-1430。3台机组经由1条3.8km的66kV线路并入电网。
由于当时的建设条件及其他诸多原因，建成后所实现的经济指标与设计值相比尚有一定差距，平均年发电量仅占设计值的63%，因此该电站增效改造的潜力很大。
2电站现状及存在的问题
2.1机组老化，发电量低
（1）电站实际装机容量比根据水文、水能参数确定的装机容量小10%，主要是因为20世纪80年代以前，水轮发电机组产品定型生产，规格品种较少，设计选型是套用现成机型，所以很难满足电站实际需要。电站由于径流资料参数的改变，原设计选用的水轮发电机组已不适应改变了的水力参数，机组技术指标低、效率低。
（2）机型老化，转轮效率低。该水库电站的水轮机转轮是参照美国和苏联早期的技术参数，其能量和空蚀指标低，一般制造厂提供的设计点的真机效率最高只有84%～85%，比现在生产的机组效率至少低10个百分点，应该抓紧更新改造。
（3）机组運行区严重偏离转轮最优工况，空蚀严重、效率低。主要是因为当时定型产品规格少，不能满足一些电站需要，造成机组选型不当；机组转速档次大，又没有合适的增速装置，勉强使用，致使机组空蚀严重、效率低、振动噪音大。机组只能发到额定出力的60%～70%。
（4）制造工艺落后、质量差。水轮机转轮大多采用铸造工艺，其结构简单，叶片线型误差大，加工粗糙，光洁度差，造成水流脱流，引起机组振动、空蚀、效率降低，转轮效率仅在70%左右。
2.2自动化程度低
（1）快速检修阀门存在的问题。2台机组蝴蝶阀开启及关闭速度慢，对机组保护不足，设备多，占用空间大。运行过程中，出现过因旁通阀无法打开而造成蝴蝶阀无法开启的故障，影响了机组发电及农灌时间。1号蝴蝶阀环形接力器还存在漏油的现象。3号蝴蝶阀为电动阀，当遇厂内失去电力时，无法关闭，是重大安全隐患。
（2）励磁系统存在的问题。目前1、2号机组采用直流励磁机励磁方式，励磁调节装置为电磁式相复励装置，励磁机为旋转设备，故障几率高，整流子磨损严重，电刷火花等级高，加大了检修工作。
（3）调速器存在的问题。3台调速器均为机械式调速器，调速功能简单，无法与自动化监控系统匹配。
（4）保护装置存在的问题。现保护装置均为老式的电磁式继电器，且多为1974年的产品，使用时间久，同型号产品已经在市场上淘汰，继电器本身已经达不到对继电保护的可靠性及灵敏性要求。
2.3其他问题
（1）现电站电缆使用年限已近40a，电缆布局不合理，老化严重，无必要的阻燃措施，安全隐患极大，需更换。
（2）现电站起重机大小车滑道均为裸露滑道，限位开关及刹车制动不灵敏，已经被技术监督部门检测为不合格产品，现已停用，应进行更新改造。
（3）电站送出线路为66kV电压等级，于1972年架设，目前所用的陶瓷横担已经淘汰，部分电杆有裂纹、混凝土脱落等现象；且原线路有部分区域无避雷线，线路雷击故障经常造成机组事故停机，需改造为全程避雷线的线路。
3改造内容
更换3台机组压力钢管，更换3台机组进水主阀，更换2号机组转轮，更换3号机组转轮，更换3台机组励磁系统，更换3台机组调速系统；增设微机自动化控制系统，发电机、变压器保护系统改造，厂内直流系统改造，厂内高、低压开关改造，主厂房桥式起重机改造，配套电网改造。
4改造方案
4.1水轮机改造
本次增效改造采用适合该电站流道和发电机转速的新型高效不锈钢转轮，2号水轮机效率由84%提高至93%，机组综合效率由82.8%提高至88.8%。3号水轮机效率由76%提高至89%。
4.2调速器改造
1、2、3号机组配备的调速器更换为高油压微机调速器，新调速器能够保证机组在空载、孤网及并网运行工况下稳定运行，具有手动及自动开停机、增减负荷及带负荷运行等功能；并网后能根据永态转差率与频差自动调整出力，可无条件、无扰动地进行自动和手动的相互切换，能采集并显示机频、网频、接力器开度、手动、自动等主要参数及运行状态，并能根据需要现地在线整定调速器的运行参数。电气故障时，能自动地切换为手动工况，并发出故障报警信号，同时保持当前负荷。
4.3蝴蝶阀改造
1、2、3号水轮机组进口蝴蝶阀直径不变，改为液压控制缓闭止回蝶阀。在原有蝶阀的基础上，配置可靠的液压重锤，且机、电、液系统集成为一个整体，减少占地面积及基建投资。它的电液控制功能齐全，无需再配置控制柜，即可以作为1个独立的系统单机就地调试、控制；与电站计算机监控系统联接，可以作为集散性控制系统的1个设备单元，通过I/O通道由上位机集中管理，与水轮机、旁通阀及其他管道设备实现联动操作。为了在失电时紧急关闭，配有手动功能，可实现手动开、关阀，满足特殊工况下的阀门调试、控制要求。<1750蝶阀，全开工况下，阻力系数小于0.15；<1000蝶阀，全开工况下，阻力系数小于0.20。
4.4起重机改造
为了便于机组及辅助设备的安装检修吊装，在1、2号主厂房内设有双钩慢速桥式起重机1台，起重量主钩为30t，副钩为5t。在3号机厂房内设有电动葫芦1台。由专业起重设备厂家对电站桥式起重机进行更换、保养、维修、校正、加固等大修项目工作。
4.5直流系统改造
全厂操作电源采用直流220V/300Ah系统，直流系统更换为免维护电池组，包括充电屏、电池屏和馈电屏，供全厂操作、保护、信号及自动装置，事故照明等直流供电。电站蓄电池（容量300Ah）为免维护铝酸蓄电池，充电装置采用智能高频开关电源，采用/N+10充电模式。
4.6综合自动化改造
4.6.1微机监控系统
该电站计算机监控系统采用全分布开放式的全厂集中监控方案，设有负责完成全厂集中监控任务的电站控制系统及负责完成机组、开关站公用设备监控任务的现地控制系统。现地控制系统以可编程控制器为核心构成，现地控制系统的设备靠近被控对象布置。主控级和现地控制单元级经100Mbps總线相连（见图1）。
图1 计算机监控系统结构示意图
4.6.2机电控制保护系统
（1）发电机保护。发电机保护配置DMP320C1F（发电机差动保护单元）、DMP321C1F（发电机后备保护单元）构成发电机的全部保护。实施纵联差动保护、失磁保护、复合电压启动过流保护、负序过流保护、过电压保护、过负荷保护、定子接地保护、转子回路一点接地保护、电压互感器二次回路断线保护、差动回路断线保护、故障录波等保护功能。
（2）主变压器保护。变压器保护配置DMP320C1B（主变差动保护单元）、DMP321C1B（主变后备保护单元）构成变压器的全部保护。实施纵联差动保护、差动速断保护、瓦斯保护、中性点零序电流保护、间隙零序电流电压保护、主变压器过负荷保护、主变压器温度保护、主变油压力释放保护、故障录波等保护功能。
（3）66kV线路保护。线路保护主要实施反时限过流保护、过负荷保护、过电压保护、小电流接地告警、低频减载等保护功能。
4.6.3电缆及高压开关柜改造
现电站内所用高压开关均为少油断路器，此种型号断路器所需检修工作量大，事故跳闸4次之后就需要更换开关油，动静触指容易有电弧烧损，密封部件老化之后容易出现渗漏油情况，且操动机构也容易出现故障。为更好与自动监控系统匹配，本次改造为储能型空气开关并重新制作电缆桥架，更换电缆，做好阻燃设施。
4.7励磁系统改造
电站微机励磁系统采用双微机、双功率通道自并励静止励磁系统，该装置采用工业用微机构成嵌入式系统，可方便地实现单微机、双微机、多微机框架结构。
5结语
总的来说，对老化的水电站进行增效扩容改造是对现有水能资源进行更合理有效地利用，可达到消除安全隐患，提高水电站的发电效率，保护生态环境的目的。我们对电站增效扩容改造，不是简单更换原有设备，而是对水电站进行再创造的过程，改造方案要进行综合分析，要针对电站的实际情况，合理确定合适的改造方案。
参考文献：
[1]黄源芳.水电机组修复与现代化改造[M].武汉：长江出版社，2008.
电站增效扩容设计 篇4
（一）根据水利部关于农村水电最小扩容项目的基本要求，结合我省近年来农村水电增效扩容工作的实践，按照科学、合理、提高工程效益和资金使用效率的原则，提出我省农村水电增效扩容改造试点初步设计报告编制指导意见。
（二）增效扩容改造试点项目以机电设备改造为主，并对影响发电效益、工程安全、河道生态环境、站容站貌的挡水、引水、厂房建筑物及金属结构等进行必要的改造。
（三）增效扩容改造试点项目应以消除电站安全隐患、提高水能资源利用效率和机电设备节能增效水平为目标，按照安全实用、节约投资的原则，对设计方案进行综合比较和论证。
（四）应加强水电站基础资料与运行资料的收集、整理和分析，认真开展必要的现场调查和勘测，加强对老旧电站的安全检测及成果研判，对水电站增效扩容的可行性及存在的安全隐患进行认真复核。在此基础上，结合自身特点，实事求是地开展增效扩容试点项目初步设计工作。
（五）增效扩容试点项目初步设计报告应按照《小型水电站初步设计报告编制规程》（SL/T179-2011）的要求进行编制，保证设计深度和设计质量。设计成果应满足《小型水电站技术改造规程》等相关规范的要求。
（六）增效扩容改造试点项目的设计单位应具备相应的设计资质，并具有较为丰富的水电站设计经验和良好信誉，严禁借用资质设计。
（七）农村水电增效扩容初步设计应积极采用成熟的现代科学技术成果，做到生态、节能、环保，实现少人值守目标。应尽量采用新材料、新工艺，严禁选用并彻底更换国家命令淘汰的产品。
（八）如国家发布专门性指导意见，则以国家发布意见为准。
二、增效扩容初步设计基本要求
（一）现状分析与评价
1、开展初步设计前，应收集原工程的设计、竣工和历年运行资料；补充必要的水文、泥沙资料，安全检测和性能测试资料，以及其他有关资料。
2、编制水电站增效扩容初步设计报告时，首先应对原电站概况，运行现状，存在问题，历年来主要设备缺陷、故障及处理，以及检测情况等进行必要的描述。
3、依据原电站历年预防性试验记录、安全检测结果、当前性能测试结果以及运行资料，对相关水工建筑物、水力机械、电气、金属结构等设施或设备进行安全性分析和效益分析，做出增效扩容改造必要性的评价。提出需改造的内容。
（二）水文
1、应根据河流规划及最新水文资料，对资源利用条件进行分析与评价，重点关注可能增加或减少流量和可能提高或降低工作水头的条件，可利用的弃水量，以及减少水头损失和流量损失的条件。
2、增效扩容初步设计应包括对原电站的入库流量、水位、弃水等有关资料整理分析，从资源利用角度，论证是否具备扩容条件。若引水流量或水头无变化，则不需进行水文分析计算。
（三）工程地质
对涉及电站厂房扩建，挡水、引水系统新建或改建的工程，应补充地质勘察工作，提出相应的地质建议。增效扩容工程不存在以上情况，且不影响工程安全的特殊地质问题时，初步设计阶段可不进行地质勘察工作，但须进行必要的说明。
（四）工程任务和规模
1、复核工程任务（有无新增工程任务，主要针对有水库调节的工程）。
2、论证技术改造的必要性。
3、复核正常蓄水位、死水位，主要是正常蓄水位，可适当简化。主要说明电站建成以来的运行情况，梯级衔接上是否存在问题，库区是否出现过与上游的矛盾。如无特殊情况，以维持原设计水位为宜。
4、做较为详细的装机容量论证工作。由于历史原因，以前的装机容量可能比较小，但增容又可能涉及到水工建筑物的问题，应综合考虑。对推荐方案的特征水头进行计算说明。
5、洪水调节。由于历史原因和资料系列的延长，应对工程是否安全进行防洪复核。
6、回水计算。如果调整了相关水位（正常蓄水位、相关频率洪水的库水位等），应进行计算，否则可简化。
（五）水工
1、对工程规模变动的水电站，应对挡、引水建筑物、管道镇（支）墩建筑物、厂房建筑物等结构强度进行复核计算。
2、按照改造后的规模和所选机组的需要，复核计算引水系统引用流量、过流能力、引水隧（渠）道及管道水头损失。经过技术经济比较，提出合适的技术改造方案。
3、厂房平面布局应满足机电设备更新改造和改善运行环境的需要。应按标准化管理要求，提出经济合理的站容站貌改造方案。
4、增加生态流量泄放工程措施。
（六）水机
1、对工程规模有变动的水电站，机组的台数应尽量保持原台数。机组选型时应充分考虑原机型和布置形式，以便尽可能地利用原厂房建筑部分、减少厂房基础混凝土改造工程量。
2、机组增容后，应对机组和输水系统的调节保证参数进行复核计算，应根据水轮机性能参数复核调速功等特性参数。对于水头低、压力引水系统ΣLV相对较大、环保计算不易满足规范要求的电站，建议要求厂家提供较大的转动惯量、或提供逸速时间加长的保证。
3、水轮机应选用流道及基础尺寸相近、性能高的型号。
4、单机容量小于800kW的，宜采用低压发电机，以利简化电站电气设备和节约土建；坝后式电站水头变幅大的轴流式水轮机，宜选用手动调浆（特殊要求厂家）；宜采用直连发电机。
5、机组扩容设计的同时，应对油、气、水力监测、通风、消防等辅助设备系统作相应的校核改造。技术改造的电站应采用全自动调速器，调速器宜选择高油压微机全自动调速器。选用高油压微机全自动调速器的电站，宜取消气系统，刹车可采用油刹，油源由调速器提供。
（七）电气
1、电气设备选择应以实用为基本要求，技术改造后应达到少人值守的要求。
2、单机容量小于1000kW的电站，宜采用无刷励磁。
3、高压开关柜宜选择轻型箱式固定高压开关柜，35kV宜采用户内式布置。低压柜应通过3C论证。
4、低压机水电站控制设备技术改造，宜采用结构简单可靠的数字式监控、保护、励磁一体化屏。
5、电气二次屏柜的防护标准不得低于IP40，产品应通过3C认证。
6、水电站应配事故照明。
（八）金属结构
1、对存在腐蚀、变形、振动和漏水严重等缺陷的各类闸门和运转不灵活的启闭设备，应进行技术改造或更新以消除缺陷。引水系统改造的水电站，应对现有的闸门和启闭设备进行复核或加固。
2、压力钢管锈蚀严重或损坏程度达到现行标准《水利水电工程金属结构报废标准》（SL226）规定时，应进行更换；漏水严重并以老化的伸缩节止水圈，应进行更换；不均匀沉降的镇、支墩应进行加固处理。老化严重的钢筋混凝土管道应进行更换。
（九）施工组织设计
1、农村水电增效扩容工程施工，应尽量安排在非汛期降低库水位或放空水库的情况下进行。
2、涉及引水建筑物改造的项目，应认真考虑施工洪水的影响，按规范要求采取相应的渡汛措施。
3、确定改造的设备或设施，应对其外形尺寸、连接尺寸和基础尺寸进行准确测量。
4、合理确定报废设备的拆除方案，确保施工安全。
（十）经济评价
1、按《小水电建设项目经济评价规程》进行经济评价。要注重财务分析。
关于做好农村水电增效扩容改造试点工作的通知
各市（州），荆门市、随州市、神农架林区水利（水电、水务）局，厅直有关单位：
今年，财政部、水利部拟开展农村水电增效扩容改造试点工作，根据财政部、水利部关于农村水电改造试点选择的有关要求，我省拟筛选一批项目作为试点备选项目。有关要求如下：
一、农村水电增效扩容改造试点项目以机电设备为主，并对影响发电效益、工程安全、生态建筑物、金属结构等进行必要的改造。
二、申请纳入增效扩容改造试点发的项目，需由项目业主单位委托有水电资质，有良好信誉和水电设计单位编制增效扩容改造初步设计报告。
三、农村水电增效扩容改造试点项目初步设计报告的审查审批实行分级管理。改造后单站装机容量及以上的项目由省有关部门审查、审批。改造后单站装机容量3000kW以下的项目在省农村水电专家组由市（州）有关部门审查、审批，并报省有关部门备案。
四、同一河流同一业主的梯级项目可以打捆编制初步设计报告，但应有梯级联合调度方案。
五、项目初步设计报告的编制应于8月30日前完成；9月20日前完成各项目初步设计报告的审查。
六、请各市（州）及时反馈前期工作进展情况，对未按时完成前期工作（尤其是初步设计）的项目试点。
七、联系人：省水利厅农电处戴卫国
联系电话（传真）：027-87221824或***
电子邮箱：***@126.com
小型水电站增效扩容改造技术 篇5
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) .
电站增效扩容设计 篇6
一、农村水电增效扩容改造试点工作成效显著
为贯彻落实2011年中央一号文件和节能减排工作要求，财政部、水利部于2011年7月印发了《农村水电增效扩容改造财政补助资金管理暂行办法》，在浙江和重庆两省市以及湖北、湖南、广西、陕西所属部分县市开展农村水电增效扩容改造试点。截至2012年底，中央财政投入12亿元，带动地方政府、企业、金融机构等投入25亿元，用了不到两年的时间，完成了733座农村水电站增效扩容改造，大幅提升了装机容量和发电量，恢复和增强了防洪、灌溉、供水等综合功能，取得了明显的经济效益和社会效益，并为今后全面推进工作积累了宝贵经验。
一是提升发电能力，促进了节能减排。733座老旧农村水电站改造后，装机容量从改造前的86.8万千瓦增加到114.6万千瓦，增长32%；年发电量从27.2亿千瓦时增加到41.3亿千瓦时，增长52%。巩固和新增发电量相当于每年替代140万吨标准煤，减少排放二氧化碳350万吨、二氧化硫3.1万吨及其他有害气体和粉尘，节能减排效果明显。
二是发展当地经济，实现了支农惠农。农村水电增效扩容改造试点带动了上下游相关产业，促进了周边地区经济发展。改造试点带动机电设备制造和安装业实现产值约30亿元，创造了2万多个就业岗位。改造试点改善了本地区农民生产生活条件，增加了农民收入，提升了农村水电站服务农村公益事业的能力，特别是181座农村集体所有制水电站改造后实力增强，盘活和壮大了农村集体经济。
三是消除安全隐患，发挥了综合效益。各地根据农村水电站实际情况，有针对性地采用新技术、新材料、新工艺，对机电设备、金属结构、送出工程等进行重点改造，提高了水电站自动化、信息化和现代化水平，消除了各类安全隐患，保障了公共安全和生产安全。通过改造挡水、泄水和输水系统，巩固和恢复库容14.7亿立方米，有效发挥了农村水电站防洪、灌溉、供水等综合效益。通过增设生态流量泄放设施，优化水电站调度，加强环保措施，改善了383条中小河流生态环境。
四是创新投入机制，拓宽了融资渠道。在中央财政资金带动下，试点省（区、市）按照1：1或者1：0.5的标准进行配套，两年累计安排10亿元，加上中央财政12亿元，财政补助总额占改造总投资的60%，同时带动企业、金融机构等社会主体累计投入15亿元，为改造项目实施提供了有力的资金保障。如浙江省富阳市规定，当地的增效扩容改造试点项目除国家、省两级补助外，剩余投资全部由当地财政配套；陕西省通过召开银企对接会等方式，拓宽项目融资渠道，为项目多元化融资进行了有益尝试。
五是形成政策合力，积累了改造经验。试点省（区、市）结合当地实际，出台了税费、土地、电价等保障措施，项目单位加快建设进度。如重庆市出台了一系列政策，明确对增效扩容改造项目新增发电量按每度电2分钱的标准给予补贴，对项目建设给予税费减免、土地划拨等优惠；浙江省将增效扩容改造电站电价提高了0.03元/千瓦时；湖北省将农村小水电最低上网电价从0.245元/千瓦时提高到0.252元/千瓦时，其中47个增效扩容改造试点项目上网电价平均达到0.27元/千瓦时；重庆青烟洞水电站为化解改造施工与供电矛盾，错峰开展项目施工与机电设备安装等工作，既保障了供电要求，又确保工程按期完工。
试点工作达到了预期目标，取得了显著成效，得到国务院领导的充分肯定。这离不开试点省（区、市）各级人民政府的高度重视和有力领导；离不开水利、财政等部门的协同努力；离不开项目单位精心组织和施工。借此机会，特向为试点成功作出贡献的各级领导和同志们表示衷心感谢！
二、充分认识全面推进农村水电增效扩容改造的重要性和紧迫性
农村水电事业直接关系到我国农村经济社会发展、山区生态建设和环境保护。改革开放以来，我国农村水电建设蓬勃发展，目前全国已建成农村水电站45000多座，装机容量6500多万千瓦，超过3个三峡电站的装机容量，年发电量近2200亿千瓦时，约占全国水电的30%，在增加能源供应、减排温室气体、保护生态环境等方面发挥了积极作用，为农村发展、农民增收和民生改善作出了重要贡献。但也要看到，由于承担公益性任务较多、上网电价偏低和体制机制不顺等多方面原因，早期建设的农村水电站无力依靠自身积累进行改造升级，设备设施老化，能效逐年衰减，不仅浪费宝贵的水能资源，影响综合效益的发挥，还存在不少安全隐患。据统计，我国1995年底前建成投运且具有增效扩容改造潜力的农村水电站仍有4000多座，装机容量近700万千瓦。对这些老旧电站全面进行增效扩容改造，不仅能提高水能资源利用效率，促进节能减排，保护河流生态环境，还能消除公共安全隐患，让当地群众得到更多实惠，是一项投资少见效快、一举多得、利国惠民的德政工程和民生工程。
（一）全面推进农村水电增效扩容改造，是巩固农村水电发展成果、保障电站安全运行的必然要求。目前，1995年底前建成投运的农村水电站，平均运行年限在25年左右，有的长达30—40年。受当时设计水平和施工技术制约，加上长期以来缺乏投入，不少电站的发电及防洪、灌溉、供水等功能正在丧失，还普遍存在坝体、坝基渗漏，泄洪建筑物破损，挡水、引水设施失修，压力管道老化锈蚀等问题，在当前极端气候事件频发多发的情况下，极易诱发公共安全事故。近年来，国家大规模实施病险水库除险加固，部分水电站大坝稳定、基础防渗、泄洪安全等问题得到解决，但发电设施方面的安全隐患依然存在，如果不抓紧进行改造，不仅已有的成果保不住，可能还会付出很大的代价。
（二）全面推进农村水电增效扩容改造，是优化能源结构、建设生态文明的迫切需要。合理开发利用水电资源可以有效缓解我国能源供应紧张局面，减少污染排放，优化能源结构。农村水电是我国水电开发利用的重要组成部分。对1995年底前建成投运的农村水电站全面推进增效扩容改造，不仅可巩固现有发电能力，还可使发电量平均提高40%以上，新增水电发电量100多亿千瓦时。巩固和新增的发电量相当于每年节约1100万吨标准煤、减排二氧化碳2800万吨。同时，通过增设生态流量泄放设施，优化梯级电站调度运行，改善河流生态环境；改造后扩大就近供电范围，促进山区农民以电代柴，有利于巩固退耕还林成果，保护山区生态环境。
（三）全面推进农村水电增效扩容改造，是促进城乡一体化、全面建成小康社会的重要举措。农村水电是我国农村重要的生产生活基础设施。农村水电供电范围涉及全国二分之一区域、三分之一县市、3亿多农民。但1995年底前建成投运农村水电站老化，供电能力下降，安全有隐患，防洪、灌溉、供水等综合功能退化，对这类电站全面推进增效扩容改造，提高农村电气化水平，一方面增强防洪抗旱能力和农业灌溉能力，改善农村生产条件，另一方面促进农村生产生活方式转变，使封闭的山区有了电、供了水、通了路、改了厨，有利于加快城乡一体化步伐。不仅如此，这类电站往往地处山区、贫困地区，是当地经济的重要支撑，全面推进增效扩容改造有利于促进当地将资源优势转化为经济优势，增加农民收入，促进脱贫致富，助推实现全面小康的战略目标。
三、全面推进农村水电增效扩容改造的目标要求及政策要点
按照国务院领导批示精神，财政部、水利部决定继续采取中央财政补助的方式，全面推进农村水电增效扩容改造。
（一）全面推进农村水电增效扩容改造的总体要求和目标任务
全面推进农村水电增效扩容改造的总体要求，即全面贯彻落实党的十八大精神和国务院节能减排总体工作部署，积极践行可持续发展治水思路，牢固树立民生水利发展理念，以政策集成、整体推进、统筹兼顾、综合改造为原则，以提高综合能效和安全性能为目的，以机电设备和配套设施更新改造为重点，以体制改革和机制创新为保障，把增效扩容改造与节能减排、民生改善、生态建设有机结合起来，全面推进，提高水能资源利用效率，促进农村水电可持续发展，更好地惠及民生。
目标任务是：从2013年起，到2015年底前，中央财政投入80亿元，带动地方政府、社会投资140亿元，完成1995年底前建成投产的4000多座老旧农村水电站增效扩容改造，使装机容量从680万千瓦增加到810多万千瓦，年发电量从220亿千瓦时增加到320亿千瓦时。今年已经批复广东等20个省（区、市）和新疆生产建设兵团的实施方案，中央财政补助资金已预拨17.9亿元，力争开工2600个项目，投产500个项目。其余省份前期工作到位、具备条件后，将尽快批复实施方案并启动改造工作。
（二）准确理解和把握农村水电增效扩容改造的政策要点
按照新一届政府转变职能、加快审批制度改革的有关要求，财政部、水利部改变以往层层报项目、层层批项目的传统做法，创新了管理方式。中央层面主要是制定政策、规划和标准，明确地方目标任务，以省为单位进行监督和绩效考核。具体组织实施工作，包括项目选择和资金分配由地方负责。
1.以省为平台，实行整体推进。农村水电增效扩容改造不仅涉及项目自身改造，而且涉及流域治理、资源开发、环境保护等方面，需要统一规划、整体开发、集中改造。从试点情况看，以省为单位整体推进，同一河流或区域的农村水电梯级联合开发，可以大大提高农村水力发电潜力和水资源综合利用效益。重庆市476个电站分布在202条河流上，通过整体规划改造，实现梯级联合调度，效益提升了10%以上。湖北省通山县九宫梯级电站由7级8站组成，试点时全部纳入改造范围，建设了梯级调度中心，实现了自动化远程调度，水能资源综合利用效率提高了20%以上。鉴于此，全面推进农村水电增效扩容改造时继续采用以省为单位整体推进的办法。
2.资金包干使用，明确各方责任。财政部、水利部主要是将补助条件、标准公开，目标量化，并根据批复的实施方案进行监督和绩效评价。方案编制、项目审批、资金管理等交给地方，实行地方负责制。在批复的目标任务和资金安排总规模内，地方可根据实际情况对项目进行适当调整。试点表明，这一机制实现了权责一致，有利于调动各地积极性，因地制宜推进工作。从今年批复20个省（区、市）和新疆生产建设兵团的实施方案情况看，地方热情高涨，工作效率高。2013年启动改造工作的省份和新疆生产建设兵团已全部完成整体规划和初步设计，并做好了招投标和工程详细规划的各项准备工作。
3.创新支持方式，发挥政策合力。中央财政延续试点补助政策，按改造后装机容量定额补助，补助标准为东部地区700元/千瓦，中部地区1000元/千瓦，西部地区1300元/千瓦，且单个项目中央财政补助资金不得超过改造总投资的50%。地方政府也要加大支持力度，继续按照1：1或者1：0.5进行配套的做法落实，并鼓励银行等金融机构及其他社会主体加大投资，多渠道保障改造资金需求。同时，各地方还要积极研究制定电价、税收等优惠政策，健全运行维护机制，形成政策合力，保证电站改造后持续健康运行。
4.制定统一标准，确保项目质量。为保证改造工程进度、质量、安全和实施效果，水利部、财政部制定了《农村水电增效扩容改造项目建设管理指导意见》，对项目审批、招投标、工程监理、质量安全管理及监督检查等多个环节提出了具体要求。水利部印发了《农村水电增效扩容改造项目初步设计指导意见》、《农村水电增效扩容改造项目机电设备选用指导意见》、《农村水电增效扩容改造项目验收指导意见》等文件，形成了包括工程设计、装备选用、建设运营管理、项目验收的一整套制度体系，统一了技术标准和管理规范，保证项目质量。
5.开展绩效考评，实行全程监控。为加强对项目监督管理，确保财政资金安全有效，在签定责任书、明确目标任务、发挥地方政府和项目单位的主观能动性的同时，对组织实施工作全程监督指导，建立了农村水电增效扩容改造绩效评价制度，加强事后考核验收、绩效评价。根据财政部、水利部印发的《农村水电增效扩容改造绩效评价暂行办法》，对改造工作组织、建设管理、资金管理、工程验收、改造效果及长效机制落实情况进行定性定量评价，评价结果与中央财政补助资金挂钩。对优秀的省（区、市）进行通报表扬，并按中央财政补助资金总额1%给予奖励；对不合格的省（区、市）给予通报批评，并扣减中央财政补助资金总额的10%。
四、统筹协调，精心组织，高质量完成农村水电增效扩容改造任务
从试点情况看，农村水电增效扩容改造工作中存在有待改进之处。比如，有的地方没有从全流域角度调整完善电站的规划布局，对流域生态环境保护不够；有的地方前期工作不扎实，纳入实施方案的部分项目条件不成熟，积极性不高，工作进展慢，还有部分积极性高的项目没有纳入实施方案，要求补充进来；有的地方保障措施落实不到位，配套资金偏少，电价、土地、税费等优惠政策不落实，在减员增效、电站运营体制等方面没有实质性改观。上述问题应引起高度重视。
首先，在指导思想上，要协调好水电开发与生态环境的关系。我国水电开发成绩显著，但过分追求投资效益、综合利用效率低下、过度开发造成环境破坏等问题不容忽视。全面推进农村水电增效扩容改造，不是简单的设备更新和单纯的发电能力提升，不能片面追求发电效益，必须综合考虑河流及周边生态环境保护和治理，统筹好发电效益与防洪、灌溉、供水、生态等综合效益，平衡好项目单位与库区群众利益及生态环境等多方面关系。项目改造要与河流生态等规划相衔接，优化电站布局，合理确定改造后电站功能。尤其是一些河流早期制定的规划思路不能适应新时期要求，有必要在实施增效扩容改造时，按照人与自然和谐、人与水和谐的生态文明理念进行修订和完善。
其次，在政策支持上，要处理好中央资金统筹以及与地方配套政策的关系。地方政府要以增效扩容改造为契机，加大资金整合力度，统筹安排增效扩容改造、病险水库除险加固、中小河流治理等专项资金以及水电新农村电气化、小水电代燃料等中央基建投资，提高资金使用效率，全面提升本地区农村水电建设水平。试点时改造的733座电站中有168座已完成病险水库除险加固，提升了财政资金使用效益。全面推进农村水电增效扩容改造工作时，要继续朝这个方向去努力。同时，地方配套资金要足额保证，配套政策要落实到位。增效扩容改造项目中央财政补助主要起引导作用，地方要按照批复的实施方案落实地方配套资金，研究制定相关税收、土地、电价等优惠政策，政策上形成合力，为本地区项目改造和后期运营创造良好环境，促其健康发展，更好地惠及民生，更好地服务本地经济发展。
第三，在项目实施上，要处理好政府与市场的关系。按照新一届政府转变职能、减少审批的要求，在全面推进农村水电增效扩容改造工作中，要正确处理政府与市场的关系，使政府管理“有形之手”与市场“无形之手”相协调。政府及部门的角色是制定政策、明确标准，要减少行政审批，符合条件的项目原则上都应纳入改造范围。要平等对待各种产权主体，鼓励金融机构对增效扩容改造项目给予支持；通过举办专门培训班、编印相关资料、组织专家现场指导等多种方式进行技术指导。项目单位是农村水电增效扩容改造的责任主体，应切实抓好项目建设的工程质量、工程进度和生产安全，努力探索符合农村小水电企业特点的运营管理模式。
第四，在组织管理上，要处理好上下级之间、政府各部门之间的关系。财政、水利等部门要密切协作，与其他有关部门共同努力打造高效工作平台，各司其职，各负其责，形成齐抓共管的良好工作格局。财政部门要主动与水利等部门沟通协调，充分听取部门意见，对水利等部门牵头的规划编制、项目实施等工作，要积极配合、大力支持。要勇于创新，充分调动各方面积极性，推动形成中央、地方、企业、社会多元化资金投入格局。要加强财政政策的综合集成，集中资金办大事，提高财政资金使用效果。财政、水利部门要加强与本地区发改、物价、国土、环保、农业、林业、金融等部门的协调，加强与相关政策的衔接，合力推进工作。