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[摘 要]近年中央文件和水利工作会议明确要求，要加快水能资源开发，大力发展水电。开展水电增效扩容改造，是发展可再生能源，消除电站安全隐患，改善河流生态环境，促进人水和谐的迫切需要。本文结合冯家山电站实际，对能效、经济等一系列数据进行对比分析。
[关键词]水电；能效；增效扩容；改造方案
中图分类号：TD502 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）32-0140-01
1 基本情况
冯家山坝后电站位于水库大坝下游，屬于小（一）型工程，四级建筑物，按7度地震设防。由引水管、厂房、变电站、并网输电线路、尾水池、交通道路等六部分组成。一级电站于1989年动工建设，1992年投产发电，已运行21年。该电站现装设1250KW水轮发电机组2台，引水发电流量2×7.5m3/s，设计水头17.5米，发电出力1000KW，在21米水头时出力达到1250KW。实际多年平均发电量533.08万度。所发电能由变电工程升压至35KV，经20公里输电线路输送到县功变电站并入大网。
2012年6月，对冯家山坝后水电站进行改造。主要改造内容为：水轮发电机组及其附属设备、电气设备及电站辅助设备更新改造；金属结构改造；电站综合自动化改造；厂房修缮及厂区整治等。改造后使机组在设计水头17.5m时出力达到1250KW，21米水头时发电出力达到1600KW，增容28%。
2 改造的必要性和可行性
经过多年运行，坝后电站现存在问题：①机组出力不足，机型陈旧，性能差，效益低。机组是70年代初工程上马时的产品，机组制造技术落后，加上运行时间长，水轮机转轮汽蚀磨损严重，机组效率低，出力达不到额定值，运行效率一直徘徊在70%左右；②电气设备老化严重，多为电力部门明令禁止的淘汰产品，不能满足安全运行要求；③电站自动化程度低，保护控制装置技术落后，维修成本高，灵敏度低，可靠性差，无法适应现代水电行业要求；④无遥测、遥信、遥控、遥调功能。经过对水库水文资料的重新分析，原水轮机发电机组选型与现有水文资料不符，导致机组运行效率偏低。在原水工建筑物不动的前提下通过更换新型水轮发电机组、设备及自动化元件达到增效扩容目的。
3、改造方案
3.1 机组改造方案
通过对冯家山水库1974年至2010年的水文资料进行统计和分析得出：冯家山水库每年在5～9月因防汛要求，库水位保持在708.5米，汛期以后水库长期保持在710米左右，最高712米，机组安装高程688.7米，尾水位最低为690米，发电期间尾水位为691米，以此计算在汛期净水头为17.5米，最大水头21米，
依据水利调节计算成果，采用等流量长系列径流计算，求得冯家山一级电站多年平均发电量为1300.74万度，确定最大水头21米，额定水头17.5米时，根据水轮机型谱，中国水利水电科学研究院专为HL123-LJ-120型水轮机增效扩容改造而设计的HLJF3635D-LJ-120型水轮面，其在额定水头时最大出力可达1345KW；在最大水头21米时，水轮机出力可达1685KW。
为避免土建工程量过大，保留原水轮机进入部分（含尾水锥管、座环、蜗壳、进水部分），只更换转轮、导水机构、主轴密封、控制机构及转动部分。同时考虑到提高抗汽蚀性能，延长使用寿命、延长检修维护周期，提高发电效益，采用转轮为整体ZG06Cr13Ni4Mo不锈钢。水轮机型号HLJF3635D-LJ-120，调速器采用SLT-1800微机调速器。
3.2 电气设备选型
在“满足要求、尽量先进”原则下，考虑到机组在最大水头21米时发1600KW出力，更换发电机为SF1600-22/2600以达到增效扩容改造目标，更换主变为S11-8000-38.5±2×2.5KV。励磁系统采用SPE型微机控制硅整流方式励磁，高压柜选用具有“五防”功能的KYN28型开关柜，断路器采用VS1手车式真空断路器。低压电源采用框架式空气断路器，具备通讯及双电源自动切换功能。
3.3 全厂监控系统方案
采用计算机监控系统，实现电站的控制、测量、信号、信息管理等。控制模式采用计算机监控系统为主，简化常规为辅的模式。监控系统由厂级计算机层和现地控制单元组成，现地控制级有LCU，执行对应于机组，开关站、公用设备等的实时监控。LCU即作为全厂监控系统的现地控制层，向电厂上级上行发送采集和各种数据、事件信息，接受电厂级的下午命令对设备进行监控，在上位机或网张故障时又能独立工作，其运行模式如下图：
增加视频监控系统，对厂区内外设若干高速球形摄像头进行视频监控。
更换原继电器保护为微机保护，更换同期装置为微机自动同时装置，手动同时装置备用。
在与厂房相距1公里处设一远程工作站，对集中对一二级电站进行遥信、遥测、遥控、遥调和遥视。
4 工程经济社会评价
通过本项目的实施，提高了水电运行的经济性，电站实现的了自动化，可根据系统分配的负荷结合电站的具体条件，合理进行调度，保持高水头进行，合理选择开机台数，使机组在高效区运行，改造后机组年发电量761万度，比改造关年发电量增加228万度。直接增加发电效益68万元。电站增效扩容改造完成后装置效率明显提高，实现水电站自动化控制，按常规的四班三运转计算可减少16人，节约人力成本64万元。另外，由于原设备老旧失修严重，维护成本过高，改造完成后每年节约维护成本至少15万元。
以上三部分直接增量效益为147万元。
同时农村水电是清洁可再生能源，不会产生温室气体二氧化碳和其它有害气体和废物，按每KW·h电力需要0.349kg煤，每吨煤向大气排放2.567t二氧化碳计算，增效减排效益实施后，年电发电量761万KW·h计，则减少二氧化碳排放量为：761×104×0.349×10-3×2.567=6818t，也有很好的生态效益。
参考文献
[1] 中华人民共和国水利部颁发的 《水利建设项目经济评价规范》（SL72-94）
[2]国家发改委和建设部颁发的《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）
[3]《水电站引水渠道及前池设计规范》（SL/T 205-97）
[关键词]水电；能效；增效扩容；改造方案
中图分类号：TD502 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）32-0140-01
1 基本情况
冯家山坝后电站位于水库大坝下游，屬于小（一）型工程，四级建筑物，按7度地震设防。由引水管、厂房、变电站、并网输电线路、尾水池、交通道路等六部分组成。一级电站于1989年动工建设，1992年投产发电，已运行21年。该电站现装设1250KW水轮发电机组2台，引水发电流量2×7.5m3/s，设计水头17.5米，发电出力1000KW，在21米水头时出力达到1250KW。实际多年平均发电量533.08万度。所发电能由变电工程升压至35KV，经20公里输电线路输送到县功变电站并入大网。
2012年6月，对冯家山坝后水电站进行改造。主要改造内容为：水轮发电机组及其附属设备、电气设备及电站辅助设备更新改造；金属结构改造；电站综合自动化改造；厂房修缮及厂区整治等。改造后使机组在设计水头17.5m时出力达到1250KW，21米水头时发电出力达到1600KW，增容28%。
2 改造的必要性和可行性
经过多年运行，坝后电站现存在问题：①机组出力不足，机型陈旧，性能差，效益低。机组是70年代初工程上马时的产品，机组制造技术落后，加上运行时间长，水轮机转轮汽蚀磨损严重，机组效率低，出力达不到额定值，运行效率一直徘徊在70%左右；②电气设备老化严重，多为电力部门明令禁止的淘汰产品，不能满足安全运行要求；③电站自动化程度低，保护控制装置技术落后，维修成本高，灵敏度低，可靠性差，无法适应现代水电行业要求；④无遥测、遥信、遥控、遥调功能。经过对水库水文资料的重新分析，原水轮机发电机组选型与现有水文资料不符，导致机组运行效率偏低。在原水工建筑物不动的前提下通过更换新型水轮发电机组、设备及自动化元件达到增效扩容目的。
3、改造方案
3.1 机组改造方案
通过对冯家山水库1974年至2010年的水文资料进行统计和分析得出：冯家山水库每年在5～9月因防汛要求，库水位保持在708.5米，汛期以后水库长期保持在710米左右，最高712米，机组安装高程688.7米，尾水位最低为690米，发电期间尾水位为691米，以此计算在汛期净水头为17.5米，最大水头21米，
依据水利调节计算成果，采用等流量长系列径流计算，求得冯家山一级电站多年平均发电量为1300.74万度，确定最大水头21米，额定水头17.5米时，根据水轮机型谱，中国水利水电科学研究院专为HL123-LJ-120型水轮机增效扩容改造而设计的HLJF3635D-LJ-120型水轮面，其在额定水头时最大出力可达1345KW；在最大水头21米时，水轮机出力可达1685KW。
为避免土建工程量过大，保留原水轮机进入部分（含尾水锥管、座环、蜗壳、进水部分），只更换转轮、导水机构、主轴密封、控制机构及转动部分。同时考虑到提高抗汽蚀性能，延长使用寿命、延长检修维护周期，提高发电效益，采用转轮为整体ZG06Cr13Ni4Mo不锈钢。水轮机型号HLJF3635D-LJ-120，调速器采用SLT-1800微机调速器。
3.2 电气设备选型
在“满足要求、尽量先进”原则下，考虑到机组在最大水头21米时发1600KW出力，更换发电机为SF1600-22/2600以达到增效扩容改造目标，更换主变为S11-8000-38.5±2×2.5KV。励磁系统采用SPE型微机控制硅整流方式励磁，高压柜选用具有“五防”功能的KYN28型开关柜，断路器采用VS1手车式真空断路器。低压电源采用框架式空气断路器，具备通讯及双电源自动切换功能。
3.3 全厂监控系统方案
采用计算机监控系统，实现电站的控制、测量、信号、信息管理等。控制模式采用计算机监控系统为主，简化常规为辅的模式。监控系统由厂级计算机层和现地控制单元组成，现地控制级有LCU，执行对应于机组，开关站、公用设备等的实时监控。LCU即作为全厂监控系统的现地控制层，向电厂上级上行发送采集和各种数据、事件信息，接受电厂级的下午命令对设备进行监控，在上位机或网张故障时又能独立工作，其运行模式如下图：
增加视频监控系统，对厂区内外设若干高速球形摄像头进行视频监控。
更换原继电器保护为微机保护，更换同期装置为微机自动同时装置，手动同时装置备用。
在与厂房相距1公里处设一远程工作站，对集中对一二级电站进行遥信、遥测、遥控、遥调和遥视。
4 工程经济社会评价
通过本项目的实施，提高了水电运行的经济性，电站实现的了自动化，可根据系统分配的负荷结合电站的具体条件，合理进行调度，保持高水头进行，合理选择开机台数，使机组在高效区运行，改造后机组年发电量761万度，比改造关年发电量增加228万度。直接增加发电效益68万元。电站增效扩容改造完成后装置效率明显提高，实现水电站自动化控制，按常规的四班三运转计算可减少16人，节约人力成本64万元。另外，由于原设备老旧失修严重，维护成本过高，改造完成后每年节约维护成本至少15万元。
以上三部分直接增量效益为147万元。
同时农村水电是清洁可再生能源，不会产生温室气体二氧化碳和其它有害气体和废物，按每KW·h电力需要0.349kg煤，每吨煤向大气排放2.567t二氧化碳计算，增效减排效益实施后，年电发电量761万KW·h计，则减少二氧化碳排放量为：761×104×0.349×10-3×2.567=6818t，也有很好的生态效益。
参考文献
[1] 中华人民共和国水利部颁发的 《水利建设项目经济评价规范》（SL72-94）
[2]国家发改委和建设部颁发的《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）
[3]《水电站引水渠道及前池设计规范》（SL/T 205-97）