摘要：红山嘴电厂长期致力于研究提高梯级引水式水电站群水能利用率和发电生产能力，历经数十年的探索和实践，依靠科技进步与创新，改善梯级电站恶劣的生产运行条件，应用新技术、新材料提高老电站工程与设备技术性能，达到水资源的充分利用，在提高已有电站生产能力的同时，探索水电资源开发更加科学合理的方式。要害词：梯级水电站群提高生产能力途径新疆天富热电股份有限公司红山嘴电厂位于新疆北部准葛尔盆地南缘，玛纳斯河中游，始建于1961年，是新疆开发建设最早的水电厂之一。现有梯级电站5座。其中，已建梯级电站4座，13台水轮发电机组，装机容量6.705万kw，年设计发电量2.15亿kwh。2005年完成四、五级电站扩建2×4000kw；在建梯级电站一座，4台水轮发电机组，装机容量5万kw，年设计发电量1.89亿kwh。红山嘴电厂上游无调节水库，通过拦河闸渠首枢纽引玛纳斯河河水发电，除汛期7、8、9三个月满发外，其他月份发电生产均受河流来水量的影响径流发电。渠首年引水径流量为7.5～8.0亿m3，通过22．6km渠系输水，4座梯级电站逐级发电。各梯级电站实行五班四运转，班组实行水、机、电一体化运行治理。红山嘴电厂5座电站主要工程技术、经济指标见表l。表1各电站主要工程技术、经济效益指标1改善恶劣的生产运行条件，使梯级电站发电生产正常进行，发电能力达到设计生产能力红山嘴电厂地处高寒地区，处在山溪性多沙河流上，发电生产深受自然环境的制约。长期以来，电厂正常的发电生产受到冰、沙、草和洪水等自然灾难的威胁，机组一直不能稳定运行，出力达不到设计能力。同时水轮机过流部件磨蚀严重，机组大、小修周期短，运行成本增大，经济效益低下。20世纪80年代二、三级电站投产之初，年发电量仅维持在1.5亿kwh，为设计年发电量2.15亿kwh的69.7。为改善企业的运行条件，使电厂发电生产能力达到设计水平。电厂的工程技术人员经过长期艰苦的探索，于90年代应用抽水融冰技术、漏斗排沙技术，并对渠首枢纽工程进行完善、改造，成功地解决了冰、沙、草和洪水灾难对水电厂的危害，有效缓解了水轮机磨蚀，延长了机组大修周期。90年代末电厂发电生产能力达到2.3亿kwh左右，超过设计生产能力。1.1应用抽水融冰技术改善冬季运行条件，提高冬季发电生产能力（1）红山嘴电厂的冰害玛纳斯河属典型的大陆性气候，冬季漫长、严寒，而且年径流随季节变化很大，冬季最严寒的1－3月份最小流量只有5m3／s，平均流量不足7m3／s，来水量远远低于各电站机组单机设计流量。由于红山嘴电厂梯级电站引水渠较长，水量少，流速慢，二、三级电站引水渠经常出现冰塞、冰堵和结冰盖的情况，渠道无法安全引水，电厂无法维持正常的发电生产。1995年以前，每年冬季全厂职工都要冒着严寒到渠道上打冰、炸冰，由于渠道内冰多水少，被迫排冰运行，各电站经常停机。有时冬季二、三级电站要被迫停产1一2月，待气温转暖后再引水发电。冰害严重制约红山嘴电厂冬季发电生产能力，频繁的打冰、炸冰造成渠系损坏严重，漏水增大，工程无法安全引水，而且员工劳动强度大。为保证艰苦条件下机组正常发电生产，运行班组每班至少配备12人，冬季还需增加2名身强力壮的打冰人员。红山嘴电厂冬季发电成本高，运行困难，而且水资源及设备有效利用率低。（2）应用“红山嘴电厂抽水融冰技术”防治冰害长期以来，防治和消除冰害是红山嘴电厂不间断的研究的课题，通过多年的探索形成了“红山嘴电厂抽水融冰技术”。此技术利用玛河河谷水源地丰富的地下水，在渠首和渠系沿线打井，抽取河谷水源地的地下水，把10℃左右的地下水注入渠道中，提高渠水水温，通过升温作用，抑制渠内的底冰、岸冰发育，使渠道输水畅通，再利用地下水水体流经电站形成的势能发电（发电量大于或等于抽水耗电量――增能作用）。红山嘴电厂从1995年开始进行抽水融冰技术的应用，在渠系沿线打井，并逐年增加打井数量，到2004年红山嘴电厂先后沿引水渠凿井13眼，从单井试验运行到4口井运行，5口井运行、8口井运行、12口井运行，红山嘴电厂的冬季运行条件逐年改善，冬季发电量逐年增加。自1996年4口井投入运行开始，引水渠就保持畅通，不再打冰、炸冰，员工的劳动强度大大减轻，冬季各电站前池运行方式由排冰运行方式到低水位过删，再到中高水位运行，各电站不再配备打冰人员，班组值班人数由12人以上逐步减少为9人以下。抽水融冰井每年冬季11月底投运，次年3月停运，冬季可运行120天左右。据统计计算，抽水融冰井投入10年来，每年增加的发电量减去抽水耗电量，累计净增发电量1.0亿kwh以上，创造经济效益4500万元以上。今后每年可增加发电量1000万kwh，按2004年电价0.45元／kwh计算，每年增加经济效益450万元。抽水融冰技术在电厂的成功应用，为北方高寒地区解决水力水电工程冰害问题提供了宝贵的经验。1.2应用排沙漏斗解决渠系泥沙淤积，减少水轮机磨损，提高机组夏季生产能力（1）红山嘴电厂的泥沙危害玛纳斯河是一条多沙河流，夏季丰水期河水含沙量最大，历年平均含沙量2.09kg/m3。红山嘴电厂的泥沙危害主要表现为夏季引水渠泥沙严重淤积及对水轮机过流部件严重磨损。其中二级引水渠和四级引水渠淤积最为严重，4.5m、4.0m深度的渠道有些渠段淤沙厚度达1．5～2．0m。由于渠道淤沙，引水渠过水断面缩小，渠系达不到设计引水能力。二级引水渠设计流量为56m3／s，为了满足发电用水，渠道常超过警戒水位，冒险引水，而流量只能达到51m3／s，勉强满足电站发电用水。渠系运行的危险性大，发电用水的保证率不高。同时还有大量的泥沙要经过各电站的机组，使水轮机过流部件磨损严重，造成机组发电效率降低，故障增多，大修周期缩短。三级电站机组一年一大修，其它电站机组两年一大修，全厂每年大修机组8、9台，大修成本很高。（2）推广应用“漏斗式全沙排沙技术”治理泥沙危害“漏斗式全沙排沙技术”是新疆农业大学的科研成果，具有截沙率高，排沙耗水率低的优点。漏斗排沙工程利用进入漏斗的高含沙水流在几何边界和重力的共同作用下所形成的三维立轴螺旋流，使水沙分离，泥沙从漏斗的排沙底孔经排沙廊道排走，清水自漏斗溢流边墙溢入原渠道，从而达到“引清排沙”的目的。红山嘴电厂97年秋与新疆农业大学合作，开始建设漏斗排沙工程，98年5月工程投运，效果良好。推移质泥沙和大于0．5mm悬移质泥沙可100％排除，总截沙率为56．9％，平均排沙耗水流量为1．626m3／s，耗水率为2．71％。排沙漏斗首先解决了厂夏季引水渠泥沙淤积问题，使渠道安全引水流量超过原设计流量56m3／s，达到62m3／s。其次各电站过机泥沙减少，发电水量充足，前池充分排沙，机组磨损减轻，运行故障减少，水量利用率提高，发电量明显增加。仅1998年夏季，二、三级电站就比上年同期多发电1043万kWh。漏斗排沙工程的运用使红山嘴电厂每年增发电量l000万kwh以上，也为4个梯级电站的水轮机增容和应用水轮机抗磨技术解决磨损问题和延长大修期创造了条件。1.3改造和完善防洪设施，提高渠首枢纽的防洪泄洪能力，为电厂安全引水发电提供保证（1）红山嘴电厂防洪工程存在的问题红山嘴电厂二级渠首是玛纳斯河流域最上游的引水枢纽工程，是流域防洪渡汛的第一道关口，过去长期存在着防洪标准低和堤防薄弱的问题。二级渠首始建于1976年，当时只建设了枢纽进水闸2孔，排沙闸3孔，第1泄洪闸3孔，第2泄洪闸为溃坝闸，共4孔。设计安全防洪流量为450m3／s，相当于5年一遇洪水。75．8洪水以后，国家要求水利工程提高防洪标准。1982年红山嘴电厂将渠首第2泄洪闸改为电动舌形闸，又修建十孔手动叠梁式溢流堰。二道溃坝式折线堰工程。工程完工后，经新疆兵团设计院核定，安全防洪流量为850m3／s，相当于20年一遇洪水。（2）红山嘴电厂的洪水灾难及防洪实践①1987年7月14日，玛纳斯河出现470m3／s洪峰，第2泄洪闸4号闸舌形闸底脚被拔掉，其它三孔闸底脚因变形无法使用，两道溃坝折线堰被迫泄洪，洪峰过后，二、三级电站引水困难，化费很大代价才恢复枢纽对河水的控制。1990年汛后，将第2泄洪闸舌形闸改成手动吊葫芦平板闸，将十孔人工手提叠闸改为门架吊葫芦启动。1993年又将第2泄洪闸改为电动弧形闸，这样枢纽闸门开启泄洪的可靠性和灵活性得到了提高。②枢纽下游防洪堤是保护引水渠的堤防。防洪堤顺水流方向布置，为土石堤坝，迎水面为浆砌卵石护坡。每年汛期都有多处被冲垮，年年抢险并修复。我们采取压铅丝石笼丁坝挑流护堤，根据河道整治、形成整治线的原理，逐年修补丁坝并加密，1993年后防洪堤很少发生事故。③1994年7月14日，玛纳斯河又出现640m3／s流量洪峰．而且持继时间长，呈双峰。由于对洪水防范严密，及时将泄洪设施投入泄洪，基本实现了安全渡汛。④96年7月中旬玛纳斯河出现罕见的特大洪水，洪峰流量为735m3／s。渠首枢纽折线堰被冲垮，渠首无法引水，二、三级电站被迫停产半个月，造成经济损失460万元。汛后针对渠首枢纽存在的问题，严格按照国家防洪标准设计，建设了22孔泄洪闸，泄洪能力555m3／s，使渠首的防洪标准由五十年一遇提高到百年一遇，总泄洪能力为1100m3／s。⑤99年夏玛河两次出现超历史特大洪水，洪峰流量达1040m3／s和1095m3／s，玛纳斯河流域损失惨重。但由于22孔泄洪闸的修建与投运，电厂渠首枢纽未受到损失，电厂发电生产顺利进行。渠首枢纽为下游平原水库分洪起决定性的作用。假如没有22孔泄洪闸的安全泄洪，99年的特大洪水对红山嘴电厂和整个玛纳斯河流域都是灾难性的，将形成毁灭性的灾难。2依靠科技创新，逐步对老电站实行技术改造，提高机电设备现代化技术水平20世纪末随着红山嘴电厂运行条件的改善，电厂的发电生产能力已达到和超过设计能力。目前红山嘴电厂把加大老电站进行技术改造力度，深入挖掘梯级电站的潜能作为提高电厂生产能力的主要途径。2.1科学合理调度，严格控制机组开度，提高设备运行的长期稳定性红山嘴电厂历来坚持重视科学治理，在电厂运行条件基本改善的情况下，为使发电生产能力更上一个新台阶，通过分析水轮机特性曲线，提出严格控制机组开度，保证机组运行在最优工况区的科学运行治理方式。为此根据季节不同，渠系来水量和来沙量的不同，逐步摸索形成了红山嘴电厂各机组不同时期的最佳机组开度范围，经过几年的严格控制运行，机组出力明显增加，机组磨损减轻，停机次数减少，故障率下降，实现了机组长期、高效、稳定运行多发电。2003年厂年发电量首次突破2.5亿kwh大关，达到2.53亿kwh，机组出力由5.705万kw提高到6.1万kw。2.2对老电站进行微机自动化改造，提高设备运行可靠性红山嘴电厂是20世纪60～70年代建设投产的梯级电站，各电站继电保护装置采用电磁型产品，监控系统采用屏式常规监控，水轮发电机组调速器采用机械液压调速器，励磁系统采用同轴直流励磁机复式励磁方式，厂用屏采用简易低压配电屏，经过几十年的运行，设备陈旧，缺少备品备件，而且定期检查及定值校验不能满足检验要求，手动操作不灵活，自动调节性能差，运行中保护装置存在拒动、误动现象，运行可靠性差，严重影响梯级电站和电网安全稳定运行，治理上难以达到国家对中小型水电站“少人值班”和“无人值守”的要求。为提高电站的技术装备水平和自动化水平，红山嘴电厂于1999～2001年完成四级电站的微机自动化改造，于2002年～2003年完成五级电站的综合自动化改造。四、五级电站综合自动化改造完成使电站的继电保护系统、监控系统、液压调速系统、励磁系统达到国内同期先进水平，技术上满足准确、快速、安全、灵活的要求，同时也为二、三级电站实行综合自动化改造积累宝贵的经验。目前二、三级电站线路保护已全部改造为微机保护，三级电站已实现液压调速和励磁系统的微机自动化改造。老电站综合自动化改造的逐步进行，实现电站安全、经济、可靠的运行，并为“少人值班”创造条件。2.3对电厂老机组转轮进行改造、增容和机组抗磨蚀处理，提高机组整体出力水平水轮机是水电厂的心脏，转轮是水轮机的核心，转轮的性能指标对水轮机的出力起至关重要的作用。我厂使用水轮机转轮均为20世纪50～60年代老型号转轮，转轮的单位流量、单位转速及模型效率性能指标低。长期以来机组水能耗高，年发电量损失较大。而三级电站作为我厂最大的电站，机组单机容量大，在冬季玛河小流量时，水轮机运行严重偏离设计工况，机组长期在低效率区运行，水能利用率更低。为解决上述问题，我厂70年代末就曾对四级电站机组进行过增容改造和抗磨蚀处理，90年代末开始对各电站机组进行转轮、定、转子线圈的增容改造和水轮机座环、涡壳、叶片、导叶的抗磨蚀处理。目前水轮机抗磨蚀处理已取得一定成效，等离子喷涂、低温镀铁、热喷涂等各种新型的软、硬抗磨材料都使用过，但水轮机过流部件的磨损和汽蚀还没有得到根本解决，抗磨蚀问题仍将是我厂认真研究的课题。通过研究，转轮的增容应根据引水渠流量和水能条件合理地进行。2005年11月四级电站扩建机组引进的4000kw新型转轮，在同样水量条件下，比我厂现有机组效率提高17％以上。这样企业开始利用机组大、小修的时机，逐年对机组更换新式高效率转轮。考虑到各电站机组装机容量和渠系引水量不匹配的因素，先将二级电站两台3200kw转轮增容为4000kw转轮，将三级电站三台9000kw转轮增容为1.1万kw转轮，同时制作一台6000kw小型转轮，供三级电站冬季使用，使二、三级电站水能资源充分得到利用。然后将其他各电站机组老转轮改造为相同容量的新型转轮。2006年1月28日，三级电站9000kw转轮更换成6000kw小转轮运行，机组出力显著增加，相同流量，每日增发电量3万kwh以上，机组效率提高36.7％。冬季机组运行3～4个月，可增发电量300～400万kwh，效果相当显著。转轮增容和改造的完成将使我厂15台机组整体出力提高15％以上，发电生产能力由设计出力6.505万kw提高到7.5万kw以上。枯水年年发电量可达到2.6亿kwh，丰水年年发电量达到2.7亿kwh以上。3开发玛河水电资源，扩大水电厂生产规模，壮大水电企业实力。玛河流域干流规划电站11座，总装机容量38.855万kw，目前一、二、三、四、五5座梯级电站已开发建设，六、七级电站完成项目建议书，肯斯瓦特水利枢纽工程项目建议书已上报水利部评审，红沟电站和哈熊沟电站处于流域规划状态。玛河清水河支流规划电站5座，装机容量2.85万kwh，目前全部处于流域规划状态。玛河干流和清水河支流总装机容量41.705万kw，干流已建和在建电站总装机容量11.5万千瓦，占干流和支流规划装机容量的27.5％，玛河流域水电开发潜力很大。多年来，红山嘴电厂工程技术人员积极倡议开发玛河水电资源，并配合做好水电项目的前期工作，为促进水电项目开工建设作出重要贡献。2002年后随着国家水电开发高潮的到来，红山嘴电厂也迎来了玛河水电开发的春天。随着新建电站的逐步投产，红山嘴电厂的装机规模和发电生产能力实现跨越式提高。3.1四、五级电站技改扩建工程投产，四、五级电站水资源充分利用四、五级电站始建于60年代，二、三级电站始建于70年代。由于规划设计原因二、三级渠系的设计引水流量超过四、五级渠系，夏季二、三级渠系平均引水量达62m3／s，四、五级渠系平均引水量为43m3／s，从二级渠首引入引水渠的水量，对四、五级电站而言有19m3／s的流量没有被利用，而排入东岸大渠，水能资源白白浪费。因此，四、五级电站具备扩建的水量条件，1998年我厂工程技术人员完成《四、五级电站各扩建一台4000kwh机组的建议》。2004年四、五级电站技改扩建工程项目，被批准立项。扩建工程当年动工建设，2005年5月扩建工程2台机组投产发电。2005年2台机组净增发电量1500万kwh。四、五级扩建工程的投产运行实现了红山嘴电厂持续25年13台机组向15台机组，装机容量由5.705万kwh向6.505万kwh的历史性飞跃。3.2加快玛河水电资源开发步伐，电厂生产能力实现跨越式提高继四、五级电站扩建开工建设之后，2004年玛河干流规划装机容量最大的引水式电站—一级电站开始筹建，2005年2月24日正式动工修建。一级电站设计水头104m，设计引水流量62m3/s，设计发电流量54.2m3/s，装机容量5万kw，4台水轮发电机组，单机容量2×16000kw＋2×9000kw。经过一年多的建设，工程已初具规模。计划2006年7月28日第1台机组投产发电，年底4台机组达到发电运行条件，整体工程完工。一级电站的建成投产将实现红山嘴电厂生产规模和生产能力的成倍增长。2005年玛河流域规划推荐的一期工程，肯斯瓦特水利枢纽工程作为兵团的重点电力建设项目开始启动。肯斯瓦特水库电站水库正常蓄水位990m，最大坝高126.8m，总库容1.85亿m3，总装机容量10万kw，4台水轮发电机组，单机容量2.5万kw，年发电量2.73亿kwh。它的开发建设不仅对玛河流域的防洪、生态保护、浇灌、发电产生重要作用，同时对提高下游引水式梯级电站的发电生产能力将起举足轻重的作用。3.3通过多年的水力发电生产实践和探索熟悉到，水电开发方式应以常蓄混合式水电站为主按照科学发展观和可持续发展的要求，红山嘴电厂工程技术人员认真研究了国、内外水电开发进程和开发模式，深入分析了常规水电和抽水蓄能电站的特点，结合玛纳斯河水文、地质条件和肯斯瓦特水利枢纽的工程技术指标，提出肯斯瓦特水库电站的设计可考虑采用常蓄混合式的水电开发模式，即常规水电和抽水蓄能电站相结合的常蓄混合式电站设计。采用常蓄混合式电站的开发模式，肯斯瓦特电站4台机组全部采用三级直联式蓄能机组或可逆式机组。丰水期4台机组利用玛河径流发电运行，枯水期和平水期，结合下游浇灌需求和峰谷负荷差额，高峰机组发电运行，低谷机组抽水运行。这样肯斯瓦特水库电站的总装机容量可由10万kw提高到20万kw，设备利用小时数2735h可以提高到5285h（其中纯发电3065h，调峰填谷运行小时2220h），年发电量由2.73亿kwh可以提高到6.13亿kwh。常蓄混合电站的开发模式将大大提高肯斯瓦特水利枢纽工程水利工程设施、水力发电设备和输配电设备的利用率，提高水能资源有效利用率，极大改善肯斯瓦特水电站经济技术指标，有利于电网的安全、可靠运行，提高电网供电质量。4结语红山嘴电厂作为典型的梯级引水式电站群，面对恶劣的自然条件和老化的工程设备，长期以来艰苦奋斗、百折不挠，不断探索创新，通过解决自然灾难对发电生产的影响，改善了水电厂的运行条件。逐步应用新技术、新材料对老电厂进行技术改造，提高了机组运行的稳定性、可靠性和机组效率。通过增容扩建解决了原来规划设计水能资源利用不充分的问题。通过水电开发模式的新思路，进一步优化和提高水能资源利用率，使梯级引水式水电站群生产规模和生产能力不断扩大，经济效益不断提高。