文村小水电站增效扩容改造项目可行性研究报告.docx
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文村小水电站增效扩容改造项目可行性研究报告
广元市元坝区
文村小水电站增效扩容改造项目
汇报提纲
1.工程概况
1.1工程所在区域自然、社会、经济概况
文村水电站位于位于元坝区南部,地理位置北纬32°02′,东经105°31′。
东、南邻苍溪县雍河、龙王乡,西界柏林沟镇,北连王家镇,距元坝城58公里。
幅员面积43.77平方公里,2004年末实有耕地面积475.20公顷。
辖7个村民委员会,44个村民小组。
总户数1964户,总人口7017人。
乡政府驻双龙桥村,以驻地文昌庙的“文”字和赖椿坝的“椿”字之谐音“村”命名。
1.1.1元坝区的自然地理
元坝区位于四川盆地北部,广元市南部,成都、重庆、西安经济大三角腹地。
地埋座标:
东经105?
33’9’’—106?
07’20’’,北纬31?
53’41’’—32?
23’27’’。
属盆周丘陵向山区过渡地带,地势北高南低,以低山为主,最高海拔1431米,最低海拔393米,平均海拔900米。
亚热带湿润季风气候,四季分明,年平均日照1366小时,年平均降水972.6—1142.8毫米。
全年无霜期268天。
山地气候有利于农业生产。
全区耕地面积35050公顷,占24.4%;水域74.20公里,占5.17%。
1.1.2元坝区的社会经济
元坝区资源丰富,全区总用电量2164万度,农村用电1430万度,有乡村水电站6个,装机容量1965千瓦,发电量50万度。
电网布局合理,拥有2个3.5万伏变压站,主变容量24.6MVK(兆伏安)。
现有中型水库7座、小一型水库9座、小二型水库66座,年工程蓄水量7100万方,常年蓄水5500万方。
嘉陵江流经境内169公里,拥有30万千瓦可开发资源。
植被类型丰富,森林面积广阔,有林地面积69565公顷,森林覆盖率达50%以上,活立木总蓄积共506万立方米。
矿产资源以砂金、煤、天然气为主,分布广,品位高,仅探明储量的砂金资源30吨、原煤储量达250万吨。
矿泉水、地热资源丰富,极具开发价值。
元坝区主产水稻、小麦、玉米、油菜、花生等粮油作物,是广元重要的商品粮基地。
其它副产品10类64个品种。
自然气候宜桑宜蚕,区内盛产雪梨、提子、猕猴桃、烤烟、油桐、虫蜡等,已初具规模。
1.2工程现状及历年运行情况
1.2.1工程现状
文村水电站位于位于元坝区南部,地理位置北纬32°02′,东经105°31′。
东、南邻苍溪县雍河、龙王乡,西界柏林沟镇,北连王家镇,距元坝城58公里。
文村水电站由于建成时间过长,电站资料现已无法查找,根据文村乡政府记载,电站设计水头143.3米,流量0.02立方米/秒,装机容量1×100kw+1x70kw。
电站于1976年1月开工建设,第一台机组于1978年10月竣工投产,第二台机组1979年5月竣工发电,并举行了工程竣工典礼。
1.1.3工程特性表
序号
名称
单位
数量
1
水文
坝址以上流域面积
Km2
43平方公里
2
设计洪水流量(p=0.7%)
m3/s
0.7
3
校核洪水流量(p=0.5%)
m3/s
20.7
4
厂房设计洪水流量(p=3.33%)
m3/s
\
5
厂房校核洪水流量(p=2%)
m3/s
\
6
消能防冲洪水流量(p=5%)
m3/s
\
7
施工导流流量(p=20%)
m3/s
\
22
效益
指标
装机容量
KW
820
23
实际出力
MW
820
24
多年平均发电量
万kw.h
295.2
25
年利用小时数
h
3600
29
挡水建筑物
型式
砼重力坝
30
地基岩性
灰岩
31
地震基本烈度
Ⅵ
32
坝顶高程
m
6
33
最大坝高
m
6
34
坝顶长度
m
9
35
泄水建筑物
型式
坝顶溢流
36
地基岩性
灰岩
37
堰顶高程
m
620.5
38
最大堰高
m
0.5
39
溢流堰宽
m
9
40
孔数
\
41
闸门尺寸
m×m
\
42
消能方式
鼻坎挑流式水面面消能
43
取水口
设计应用流量
m3/s
0.02
44
型式
岸塔式
45
地基岩性
灰岩
46
底板高程
m
614.5
47
闸门型式
平面钢闸门
48
闸门尺寸(净宽×净高)
m
2.4*1.9
49
启闭机型号
QPQ-630-10/16
50
操作方式
手动操作
51
引水渠道
围岩特性
灰岩
52
长度
m
1000
断面面积
m²
0.5
水深
m
0.5
53
型式
矩形
衬砌材料
浆砌块石
压力前池
型式
前池试
容量
m³
2352
池墙结构
浆砌石
进水室节制方式
闸门
启闭方式
手电两用
水位远程监控设施
无
基础岩性
基石
58
压力
钢管
型式
联合供水形式
59
主管长度
m
180
60
主管内径
m
450
61
支管长度
m
5
62
支管内径
m
450
63
支管条数
条
2
64
最大水头
m
143.3
65
叉管型式
Y
66
主厂房
型式
室内
67
地基岩性
灰岩
68
主厂房尺寸(长×宽×高)
m
15x20
69
水轮机安装高程
m
477.2
70
副厂房
型式
室内
71
地基岩性
灰岩
72
面积(长×宽)
m
28.25ⅹ(4.5~7.2)
续表一工程特性表
序号
名称
单位
数量
73
主要机
电设备
水轮机型号
74
台数
台
2
75
额定出力
Kw
76
额定转速
r/min
77
吸出高度
m
78
额定水头
m
143.3
79
额定效率
%
80
额定流量
m3/s
81
发动机型号
82
台数
台
2
83
额定容量
Kw/KVA
84
额定电压
Kv
6.3
85
额定功率因数
0.8
86
额定转速
r/min
1000
87
主变压器型号
SJL-1800/35
88
台数
台
1
89
容量
KvA
1800
90
电压比
Kv
38.5+2×2.5%/6.3
91
进水阀型式
阀门
92
直径
m
0.8
93
压力等级
MPa
1.6
94
厂内起重机型式
单臂手动行车
95
跨度
m
9.2
96
起重量
t
10t
1.2.2电站历年运行情况
文村水电站两台机组自1979年5月全部投产发电以来,已经运行了32年,机组性能低、故障多、效率低,现两台机组的实际出力只有160kw,电站近五年的运行参数见下表:
电站5年运行情况表
年份
指标
2006
2007
2008
2009
2010
机组出力(kw)
2×100
2×100
100+70
100+70
100+70
机组效率(%)
69
69
66.5
66.5
66.5
发电量(kwh)
432000
432000
418950
418950
418950
利用小时(h)
3600
3600
3600
3600
3600
2、现状分析及改造的必要性评价
2.1现状分析
2.1.1水资源问题
文村水电站建于1978年,水头143.3米,引用流量0.023/秒,设计装机容量175kw(1×100kw+1x75kw),由于机组选型和当时制造技术等原因,机组实际出力160kw(1×100kw+1×750kw),年平均发电量43万KW.h,年平均利用小时3600小时,通过运行观察,全年约有5000小时左右的时间在弃水。
2.1.2水工建筑物问题
2.1.2.1取水建筑物
取水建筑物有拦河坝、取水口、取水口泄洪闸门、取水口渠道节制闸门,其取水能力和结构强度符合当时设计要求,能满足当时1600kw机组发电所需水源。
2.1.2.2引水系统
引水系统有引水渠道1000米、(断面为宽0.5米、高0.5米,设计过流量0.25m3/秒)、渠道末端泄洪闸门、渠道末端节制闸门,其过流能力和结构强度符合当时设计要求。
2.1.2.3前池及压力管道土建工程
朱山洞电站前池墙体为浆砌块石,容积约2352m3,前池设有泄洪堤坝2米(泄洪能力达1m3/秒)、压力管道电动进水闸门一套。
文村水电站电站压力管道直径φ450mm,压力管道长180米,过水能力能满足当时机组需求,现压力管道比较完好。
2.1.3机电设备问题
2.1.3.1水力机械
原文村水电站(1×100kw+1x75)两台水轮机(型号为HL220—WJ—52)存在前后盖板气蚀严重、水轮机主轴变形大(历年修复水封处磨损时,填补磨损而烧电焊所致)、水轮机转轮效率低下、转轮与前后盖板漏水量极大、水封设计不合理;调速器(型号为YT—600)存在动作不可靠、不能自动调节;油系统为重力油箱外循环,存在冷却效果差、打油耗电量大、维护工作量大等问题,同时由于设计和选型不当,机组设备存在出力不足(实际出力为1×700kw+1×650kw)、效率低下(约0.65左右)、噪声大、轴承温度高、调节性能差等缺陷,并通过32年多的运行,设备磨损及老化严重。
2.1.3.2电气部分
原文村水电站发电机由于没有风循环装置,存在发电机温度很高、噪声大、定转子线圈污染严重、线圈事故率高等;励磁机存在整流磨损严重、定转子绝缘老化、引出线绝缘老化;主变于2008年换成了新型变压器,不存在问题;测量保护为老式继电器保护,存在可靠性差;一二次线路及设备绝缘老化、故障率高等问题。
2.1.3.3金属结构及其它
闸门、拦污栅、启闭机符合当时设计要求,无严重损坏。
2.2增效扩容改造的必要性
从以上文村水电站水源利用情况和设备运行情况可以看出,文村水电站存在水资源浪费极大、设备运行工况差、设备故障率高、设备老化严重、设备效率差(0.65左右)等不良现状,为了充分利用水力资源,提高设备效率,保证机组设备运行安全,对文村水电站1978年投产的2套水轮发电机组实施1套设备更新增容改造(将原来的1x100kw改为装机容量1x500kw)、1套设备更新增容改造(将原1x75kw机组更换为1x320kw机组),是完全必要的。
3.水文分析及水能复核
3.1流域概况
3.1.1自然地理概况
元坝区位于四川盆地北部,广元市南部,成都、重庆、西安经济大三角腹地。
地埋座标:
东经105?
33’9’’—106?
07’20’’,北纬31?
53’41’’—32?
23’27’’。
属盆周丘陵向山区过渡地带,地势北高南低,以低山为主,最高海拔1431米,最低海拔393米,平均海拔900米。
亚热带湿润季风气候,四季分明,年平均日照1366小时,年平均降水972.6—1142.8毫米。
全年无霜期268天。
山地气候有利于农业生产。
全区耕地面积35050公顷,占24.4%;水域74.20公里,占5.17%。
3.2气象
3.2.1气象特性及要素
元坝区文村乡属亚热带湿润季风气候,四季分明,年平均日照1366小时,年平均降水972.6—1142.8毫米。
全年无霜期268天。
3.3水文基本资料
3.3.1水文基本资料复核
朱山洞溶洞水系地下水,流域面积不清楚。
水文计算没法进行深入讨论。
实测资料是:
1969年三月二十六日实测最小流量2.89m3/s。
当时三个月未下雨,据当地老农介绍,可算最枯流量。
常年流量6.5m3/s。
最大洪水流量50.62m3/s。
燕家坪电站投产后,燕家坪电站尾水有1.12m3/s流入朱山洞前池。
3.4径流估算
本工程所在流域内无水文站点,朱山洞的径流的形成主要来源于地下水,径流的年内分配与本区域降水基本一致。
7、8月本流域常出现伏旱期,径流偏小。
本站虽无实测径流资料,但根据运行资料及运行人员介绍,可粗略得出下面资料。
燕家坪原有年均0.65m3/s尾水通过尾水渠进入朱山洞电站前池,现拟将此尾水渠扩宽,将燕家坪的尾水全部引入朱山洞前池用于朱山洞电站发电。
改造后通过燕家坪尾水渠进入朱山洞前池的流量最大可增加1m3/s,年均可增加0.52m3/s,年均流量达到1.16m3/s。
朱山洞前池最大弃水流量1.2m3/s,年均弃水0.5m3/s。
3.5洪水
3.5.1洪水标准
朱山洞电站为径流式电站,根据《水利水电工程等级划分及洪水标准》SL252-2000,诸佛寺电站属Ⅳ等小
(1)型枢纽工程,主要建筑物为4级,次要建筑物为5级。
朱山洞电站拦河坝为砼重力坝,设计洪水标准应按照30~50年一遇洪水设计,200~500年一遇洪水校核。
由拦河坝功能分析,本工程设计洪水标准重现期为30年,校核洪水标准重现期为200年。
朱山洞电站装机容量为3.2MW,属于5级建筑物,电站厂房设计洪水标准重现期为30年,校核洪水标准重现期为50年。
3.5.2洪水特性
朱山洞流域洪水由暴雨形成。
其洪水特点是:
暴雨集中、强度大、汇流时间较长,河床较为宽阔,一次洪水过程多为单峰型,洪水历时一般为1~2天左右。
洪水多发生在4~10月,大洪水多发生在5~9月。
3.6泥沙
朱山洞为一地下河流,流域面积无法确定。
站址处流域森林覆盖率20%左右,植被良好,流域内降雨丰沛,经多年运行观察,泥沙较多。
据推测悬移质泥沙主要来自于流域内大面积表土的冲蚀及人类活动的影响,推移质泥沙很少。
流域内无实测泥沙资料,经观察估算,每年前池及渠道淤沙量300方左右。
3.7水能复核
由朱山洞径流情况粗步计算如下:
增加流量最大值2.38m3/s,年均增加流量1.02,年均增加发电量E增=AQHT=8*1.02*52*8760=371.7万kwh。
装机容量选择:
为了充分利用进入朱山洞前池的水量,尽量不让前池弃水,由于前池增加的最大流量为2.38m3/s,所以拟扩容装机容量800kw。
为了减少厂房的投入和提高机组的使用效率,所以将其中的一台更新增容为1600kw。
即扩容后总装机为2400kw。
4.改造方案
4.1水工建筑物改造:
4.1.1引水渠道原断面尺寸1.9*2.4m,全长2.7公里,渠道坡降1‰,根据核算渠道可过水7m3/s,能够满足增容需要。
4.1.2将燕家坪至朱山洞前池的尾水渠扩宽,断面尺寸由原来的0.8*1m扩至1.5*1.2m。
4.1.3压力钢管:
原压力钢管管径1.2m,长97.8m。
装机扩至2400kw后,通过管道的流量将达到6.06m3/s,虽管内流速增大,水头损失有所增加,但增设管道费用较高,经经济比较,不增设压力主管。
只将进入1600kw机组的支管管径由0.8m增至1m。
4.1.4厂房:
4.1.4.1装机扩至2400kw后,主厂房利用原厂房进行改造,同时将主厂房向右侧延伸8m作为安装间。
4.1.4.2尾水渠:
扩容后,将原尾水渠改为两条单独的尾水渠,尾水渠断面尺寸2.5*1.5m。
4.2机电设备改造
4.2.1水轮机及其辅助设备
4.2.1.1水轮机改造
由于原水轮机前后盖板气蚀严重、水轮机主轴变形大(历年修复水封处磨损时,填补磨损而烧电焊所致)、水轮机转轮效率低下、转轮与前后盖板漏水量极大、水封设计不合理等原因,拟对水轮机实施增容改造为:
更新1套水轮机(型号HLA616—WJ—52,流量2.0m3/秒,水头50m,出力840kw,转速1000转/分,效率86%)、更新增容1套水轮机(型号HLA616—WJ—71,流量为3.93m3/秒,水头50m,出力1673kw,转速750转/分,效率86%)和新增1套水轮机(型号HLA616—WJ—52,流量2.0m3/秒,水头50m,出力840kw,转速1000转/分,效率86%)。
4.2.1.2改造前后水轮机性能比较
1号水轮机
效率
出力
空蚀
稳定性能
1号改造前
66%
700Kw
严重
差
1号改造后
86%
1600Kw
较轻
稳定
2号改造前
64%
650kw
严重
差
2号改造后
86%
800kw
较轻
稳定
3号增容机组
86%
800kw
较轻
稳定
4.2.1.3其它辅助设备改造
更换φ800mm闸阀为φ1000mm闸阀、更换YT—600调速器为GY—WT高压调速器,油系统由重力油箱外循环冷却改为轴承内冷却,增设一套虑水装置,起重机械不作改造。
4.2.2发电机及其他电气设备
4.2.2.1电气主接线设计
根据朱山洞电站的实际情况,其电气主接线初拟三个方案,发电机电压6.3kv侧,方案Ⅰ为两台发电机与两台双圈变压器构成两个发-变组单元接线;方案Ⅱ为两台发电机与一台双圈变压器构成一个扩大单元。
方案Ⅲ为单母线接线,两台发电机并联于6.3kv母线,两台主变并列运行。
升高电压35kv侧,方案Ⅰ采用变压器-线路单元接线,方案Ⅱ采用三角形接线,方案Ⅲ采用单母线接线,两台主变并联于35kv母线。
三个方案在技术上都可行,相比之下方案Ⅰ、方案Ⅱ优于方案Ⅲ,在经济上比较,由于电站35kv主变是2008年刚更换的S9型新型变压器,采用方案Ⅰ、方案Ⅱ都要重新更换35kv主变,采用方案Ⅲ只需增加一台主变,从经济上讲方案Ⅲ优于方案Ⅰ、方案Ⅱ。
由于本电站装机台数少,容量不大,在系统中的地位不重要,故推荐方案Ⅲ作为本电站的电气主接线。
此方案接线简单、清晰,运行可靠,操作维护方便,便于在不同出力的情况下采取经济的运行方式,继电保护及自动化配置简单。
详图见(初—DQ—01)
电气主接线方案经济比较表
方案编号
方案Ⅰ
方案Ⅱ
方案Ⅲ
设备投资
95万元
132万元
100万元
土建投资
25万元
7万元
10万元
综合投资
120万元
139万元
110万元
年运行费
16.8万元
19.46万元
1万元
4.2.2.2短路电流计算
朱山洞电站的短路电流计算将龙射变电站作为无穷大系统,基准容量S=100MVA,进行三相短路电流的计算。
短路电流计算点选择发电机母线和35kv母线两个点,电气设备的校验点应选择在各设备回路,以通过设备的最大短路电流进行校核。
经过短路计算,当发电机端(d1)点发生短路时,短路电流Id1=5.793(KA),三相短路冲击电流ich=15.563(KA),全电流最大有效值Ich=9.616(KA),短路电流热效应值Qdt=33.559(KA².S)。
当35kv母线(d2)点发生短路时,短路电流Id1=6.242(KA),三相短路冲击电流ich=16.354(KA),全电流最大有效值Ich=9.862(KA),短路电流热效应值Qdt=38.963(KA².S)。
4.2.2.3发电机改造
朱山洞电站原有两台水轮发电机温度高、噪声大、定转子线圈污染严重、线圈事故率高,定转子绝缘老化、引出线绝缘老化等缺陷,根据水轮机的技术改造方案,结合电站的实际情况,发电机改造初拟二个方案。
方案Ⅰ是将二台型号为SFW-118/44-6的发电机更新扩容为二台型号为SFW-K1200-8/1430的发电机,将发电机容量由2×800kw扩容为2×1200kw;方案Ⅱ是更新一台800kw的机组,将SFW-118/44-6型更新为SFW-K800-6/1180型,同时更新扩容一台1600kw的机组,将SFW-118/44-6型更新扩容为SFW-K1600-8/1430型的容量为1600kw的机组。
根据电站的实际情况,采用方案Ⅰ存在以下问题:
一是现有厂房尺寸不能满足要求,需重建,投资较大,经济性较差;二是建设期比较长,影响电站的发电时间,经济效益较差;方案Ⅱ采用利用现有厂房进行改造,无需重建厂房,投资与方案Ⅰ相比较小,经济性较好。
因此方案Ⅱ优于方案Ⅰ,故推荐方案Ⅱ。
4.2.2.4主变压器设计
朱山洞电站原主变压器于2008年才更换,将型号为SJL-1800/35的变压器更换为型号为S9-2000/38.5的主变压器,因此本次改造如将此变压器换掉,是不经济的,主变压器的设计方案应充分考虑这一点,本次改造主变压器的设计方案推荐采取第一期改造保留原S9-2000/38.5的主变压器,新增一台S9-1000/38.5的主变压器。
1#主变型号及参数:
型号:
S9-2000/38.5,额定容量:
2000kvA
变比:
38.5±2×2.5%/6.3KV,接线组别:
Y/△-11
2#主变型号及参数:
型号:
S9-2000/38.5,额定容量:
2000kvA
变比:
38.5±2×2.5%/6.3KV,接线组别:
Y/△-11
4.2.2.5其他电气设备设计
4.2.2.5.1厂用电接线
本电站厂用电电源两回,分别引至6.3kv发电机母线和沱田电站厂用母线,选用一台S9-100/6.3型号厂用变压器。
低压厂用配电采用3面低压配电屏,布置在电气控制室内,二期机组的厂用电源由此低压配电系统供电。
4.2.2.5.2高压配电装置
6.3kv配电装置:
采用成套开关柜KYN28A-12型,其中断路器采用真空断路器。
其参数:
额定电压:
12kv,额定电流:
3150A,额定短路开断电流:
40KA,额定短路关合电流(峰值):
100KA,额定短时耐受电流持续时间:
4S,额定短时耐受电流:
40KA,额定峰值耐受电流:
100KA。
(1)电压满足要求,设备允许最高工作电压Umax=12kv>Ug=6.3kv(实际回路的额定电压)。
(2)电流满足要求:
设备的额定电流In=3150A>Ig=193A(大机组的额定电流)。
(3)短路电流热稳定验算:
Qdt=33.559(KA².S)<1600(KA².S),短路热稳定满足要求。
(4)短路动稳定验算:
ich=15.563(KA)<igf=100(KA),短路动稳定满足要求。
35kv配电装置:
采用型号为ZW7-40.5/1600-20真空断路器,隔离开关选用型号为GW5-35DW,630A的隔离开关。
其中ZW7-40.5/1600-20型的参数为:
额定电压:
35kv,最高工作电压:
40.5kv,额定电流:
1600A,额定短路开断电流:
31.5kA,额定短时耐受电流:
31.5KA,额定峰值短时耐受电流:
80KA.
(1)电压满足要求,设备允许最高工作电压Umax=41.5kv>Ug=35kv(实际回路的额定电压)。
(2)电流满足要求:
设备的额定电流In=1600A>Ig=60A(电站所有机组额定电流之和)。
(3)短路电流热稳定验算:
Qdt=38.963(KA².S)<992.25(KA².S),短路热稳定满足要求。
(4)短路动稳定验算:
ich=16.354(KA)<igf=80(KA),短路动稳定满足要求。
GW5-35DW,630A型隔离开关的参数为:
额定电流:
630A,额定电压:
35KV,极限通过电流峰值:
55KA,热稳定电流:
15KA。
(1)电压满足要求,设备允许最高工作电压Umax=35kv≥Ug=35kv(实际回路的额定电压)。
(2)电流
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