摘 要:文章分析了艇湖水电站存在的问题,对尾水改造方案进行了比较,选择最优方案实施改造后取得了显著效果。
关键词:水电站;尾水;技术改造
一、概 述
艇湖水电站位于浙江省嵊州市城边的曹娥江上,控制集雨面积2280km2,设计水头3.5m,装机容量为3x500kW,设计年发电量510万kW·h。电站型式为河床式水电站,于2000年5月建成投产。3台机组采用立式轴流式水轮发电机组,其中2#、3#机型号为:ZT830-LH-205,1#机型号为ZD830-LH-205,配SF500-40/2800型发电机。上游正常蓄水位14.45~14.65m,设计尾水出口基础底板高程△9.541m,一台机满发时的尾水位10.15m,3台满发时的尾水位10.6m,水轮机安装高程1.45m,吸出高程1.3m。
二、存在问题
艇湖水电站投入运行后,发现存在下列问题:
1.机组出力不足,三台机组同时运行时达不到额定出力。
2.受下游河道挖沙影响,电站下游河床降低,水位下降,机组尾水管出口基础底板出现裂缝,部分塌陷,如不进行改造将影响电站的安全运行。
三、改造方案
鉴于电站下游河床降低,水位下降,因此将尾水管出口基础底板修复和降低尾水底板高程结合起来考虑,将有利于提高水头,增加机组出力。
四、方案比较
由于降低尾水管出口基础底板高程,直接降低了机组的尾水位,也相应地减少了机组的吸出高程,可能会增加机组的空蚀。而电站投入运行时间不长,近期更换机组不大可能。因此,需要通过方案比较来确定改造后的尾水底板高程。
原下游基础底板高程为△9.541m,目前实际平均高程为△7.1m左右,从水工的角度来看可以降低2m多,平均水头可以提高1m多。从机组的运行区来看,2#、3#机组的水轮机的转轮叶片可转动,运行范围大一些,水头不宜超过5m;1#机组的水轮机的转轮叶片不能转动,运行范围就比较小,水头不宜超过4.5mo为了尽可能地利用水头,可让3#机组先发电,再发2#机组,当下游尾水位抬高后再发1#机组。方案比较时也按这样的开机顺序分析论证。
根据电站实际运行情况,电厂上游运行水位大部分时间保持在△14.45~△14.65m区间(拦污栅清污后),为了便于比较,上游水位统一取14.5m。根据电站建成后几年的观测资料,电站输水系统水头损失约为0.3m,下游尾水位的变化规律:一台机组满发后,下游尾水位上升0.6m;第二台机满发后,下游尾水位上升0.2m;第三台机满发后,下游尾水位再上升0.2m。尾水管出口基础底板高程降低后,将会略微有些变化,随着降低幅度的增加,尾水位上升幅度略有增加。
尾水管出口上沿高程为△8.701m,应保证一台机组满发时尾水管有0.5m的淹没深度。
现将尾水管出口基础底板高程分别降至9.1m,8.9m,8.7m,将这三个方案从淹没深度、运行范围和吸出高度等方面进行参数复核与比较。
参数复核结果:2#、3#机组能满足要求;1#机组只要将功率因数提高到0.936也能满足要求。即3台机组的淹没深度、空蚀与运行范围均能满足要求,因此这种方案可以采用。
参数复核结果:2#、3#机组只要将功率因数提高到0.88即能满足要求;1#机组只要将功率因数提高到0.96也能满足要求,即3台机组的淹没深度、空蚀与运行范围均能满足要求,因此这种方案可以采用。
参数复核结果:2#、3#机组的淹没深度、空蚀与运行范围均能满足要求;1#机组要将发电机功率因数提高到0.9936才能满足要求,已接近发电机极限,存在较大的风险,但如将发电机进行改造,把原发电机B级绝缘改为F级绝缘,并增大发电机定子线圈截面积,提高发电机容量后也能满足要求。由于艇湖电站投入运行时间不长,目前没有改造发电机的计划,因此这种方案不可取。
由方案比较结果可知:方案一与方案二均可行,方案二的能量指标与空蚀指标均高于方案一,方案二优于方案一。
因此,确定采用方案二。即尾水管出口基础底板高程降至8.9m。
其他参数,如机组轴向水推力、调保计算等,经复核符合规范要求。
五、效 益
艇湖水电站尾水于2005年12月按上述方案实施了改造,改造后平均水头提高0.6m,水轮机效率提高约1.8%,按改造前设计年发电量510万kW·h计,改造后全年增加发电量80万kW·h,按目前执行电价0.45元/kW·h,直接经济收入为36万元,经济效益十分显著。同时由于水头提高后单位流量变小,空蚀系数变小,空蚀情况正明显好转。
来源:中国水能及电气化
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