滩坑水电站降低河床底高程发电增效的实践

范庆来，葛晓春，郭智俊

（浙江浙能北海水力发电有限公司，浙江青田 323709）

1 工程概况

滩坑水电站工程位于浙江省青田县境内的瓯江支流小溪上，电站装机容量3×200 MW，保证出力84.1 MW，年发电量9.6亿kW·h，装机年利用1 606 h。该电站由拦河坝、溢洪道、泄洪洞、引水系统、发电厂房、地面开关站等建筑物组成。拦河坝为钢筋混凝土面板堆石坝，坝顶高程171.0 m，最大坝高162.0 m，坝顶长507.0 m。溢洪道位于左岸，利用垭口地形开挖而成，渠首底高程142.0 m，堰顶高程148.0 m，设有6孔净宽12 m的溢流堰。右岸布置3条引水隧洞，进口底坎高程为95.0 m，洞径8.0 m，每条洞下游段设置高压钢管与水轮机相连，引水系统采用一洞一机布置，下平段采用钢衬。发电厂房装置3台单机容量为200 MW的水轮发电机组，其尺寸为：长114.5 m，宽27.5 m，高60.5 m，出口底板高程为32.5 m。

小溪是瓯江右岸的最大支流，发源于百山祖东麓，河流自西南向东北流经沙湾、外舍、渤海、白岩等地，于石溪口汇入瓯江。河流全长213 km，总流域面积3 577 km2。滩坑水电站坝址以上流域面积3 330 km2，占小溪流域总面积的93%，河道长度187 km，平均坡降0.253%，河面宽100～300 m，坝址以上流域多年平均降水量1 748.2 mm。滩坑水电站水库校核洪水位169.15 m，总库容41.9亿m3；正常蓄水位160 m，相应库容35.2亿m3；防洪高水位161.5 m，汛限水位156.5 m，防洪库容3.5亿m3；死水位120 m，调节库容21.26亿m3。

本工程于2004年10月31日开工建设，2005年10月实现工程截流，2008年4月29日下闸蓄水，2009年7月底3台机组全部投产，总工期为5 a。

2 增效方案的实施

滩坑水电站建设期间，设计对下游河道清理无特别要求，保持了原有地形；另外，由于施工过程中对开挖的弃石废渣处理不当，造成局部地势突兀。2008年初工程下闸蓄水前夕，经实地测量，尾水至下游围堰处河床高程为33.5 m，下游围堰至下游交通桥处河床最高部位为34.78 m，最低部位为30.72 m，尾水区很多部位的河床高程都已超过尾水底板高程32.5 m。

众所周知，水电站的发电效率与上下游水位差有很大关系，即同样的发电流量，水头高的情况下发每度电所需的水量比水头低的情况所需水量少，从而使水能利用率得以提高。若下游河床淤塞，势必壅高水电站尾水，降低水头，使水轮机长期不能在满出力或不能在高效区工作，损失不少电能。为解决已建水电站尾水位壅高造成发电单位水耗增大问题，必须按照设计尾水位流量关系曲线，采取有效措施（例如开挖清除尾水河道的弃碴），适度降低被壅高的尾水位。自滩坑水电站开始河床清渣以来，项目业主和设计单位就一直在考虑能否在原来下游河床的基础上继续下挖，提高上下游水位差来提高水能利用。

经与参建各方沟通，通过设计修改通知单的形式，要求施工单位对下游河道进行清渣处理。经过2008年3～9月将近半年的时间，施工单位对下游河道进行了开挖清渣。开挖后尾水至下游围堰高程为32 m，自下游围堰开始按-0.079%的坡比变化至下游交通桥的31 m，基本上使下游河床较原河床面下降了1.5 m，累计开挖砂砾石28.8万m3，尾水区河床高程均低于尾水底板高程32.5 m，有效降低了发电时的下游尾水位。

3 增效方案的成果

下游河床高程降低后，水头增加，耗水率降低，发电增效显著。下面仅以滩坑水电站2009年9月8日1号机从7∶33开机至16∶47为例，介绍滩坑水电站利用降低下游河道河床底高程增效的实践效果。

根据设计初期阶段的研究报告可知，滩坑水电站一台机满发流量为211.3 m3/s，相应的发电尾水位为34.45 m；三台机组满发流量633.9 m3/s，相应的发电尾水位为35.70 m。本例子中，期间机组出力为198 MW，下游尾水位为33.72 m，上游平均水位为146.52 m。

3.1 河床高程未降低的设计理论耗水率

下游尾水位设计为34.35 m，净水头为：146.52-34.35-1=111.17 m。

当出力为198 MW时，查出力-净水头-流量关系曲线得，流量为192.1 m3/s。

计算得耗水率为3.492 7 m3/kW·h。

3.2 河床高程降低后实际耗水率

下游尾水位实际为33.72 m，净水头为：146.52-33.72-1=111.8 m

当出力为198 MW时，查出力-净水头-流量关系曲线得，发电流量为：190.75 m3/s。

计算得耗水率为：3.468 2 m3/kW·h。

3.3 计算耗水减少率

降低河床高程后，耗水减少率为：（3.4927-3.4682）/3.4927=0.7%。

上述计算为某一工况下的耗水减少率，经不同的运行组合工况（不同水头、不同出力、不同机组组合等）计算，发现通过降低河床高程，耗水均有不同程度的减少，耗水减少率在0.6%～0.9%之间。

4 经济效益比较

降低下游河道河床高程产生的经济效益可由河床开挖投入的成本和发电耗水率降低之间的比较得出：

对下游河道进行开挖清渣，根据施工合同，开挖砂砾石的单价为20.94元/m3，发生的总费用约为603万元。

通过降低河床高程，耗水减少率在0.6%～0.9%之间。滩坑水电站2008、2009和2010年三年发电量分别为11 171万kW·h、40 897万kW·h和134 526万kW·h（2008、2009年为初期蓄水发电期），上网电价0.538元/kW·h，三年增发的电量约1 100～1 600万kW·h之间，增加发电收入590～860万元。电站初蓄期运行的三年时间已基本收回因河床开挖投入的成本，利用降低下游河道河床高程增效的经济效益是非常明显的。

5 尾水位下降后对水轮机的影响分析

尾水位下降虽然对降低耗水率有较好的效果，但对水轮机可能存在不利影响，一是水轮机的工作水头可能超过水轮机的最高水头，二是尾水位降低可能造成吸出高度不足而产生空蚀。为研究滩坑水电站本次降低河床底高程后的运行状态是否会对水轮机产生不利影响，笔者作了一定的分析。

表1 降低河床高程前后耗水率比较（以滩坑水电站1号机2009年9月8日从7∶33开机至16∶47为例）Table 1:Comparison of water consumption rates before and after lowering the river bed downstream

（1）对工作水头可能超过水轮机最高水头的分析

以出力198 MW为例，下游尾水位设计为34.35 m，开挖后实际为33.72 m，比设计低0.63 m，水头由111.17 m增加至111.8 m，在水轮机的工作水头范围内（滩坑额定水头、最小水头、最大水头分别为107 m、81 m和127 m），该运行状态不会对水轮机产生不利影响。由于滩坑水电站的限汛要求，无超标洪水发生时，水轮机组一般不会在最高水头下运行，且本次河床降低高程非常有限，出现工作水头超出运行范围的概率极低，即便超出也非常有限，不会使水轮机进入不稳定工况。

（2）对可能造成吸出高度不足产生空蚀的分析

根据电站装置空化系数计算公式：

式中：∇为水轮机安装高程（m）；Hs为吸出高度(m)；Hva为电站水温下的汽化压力(m)；Hn为电站水头(m)。

仍以出力198 MW为例,开挖之前，电站水头Hn=111.17 m，水轮机安装高程▽=30 m，吸出高度Hs=30-34.35=-4.35 m，电站水温18.8℃，汽化压力查表为0.221 m，求得σp1=0.130 4。电站水头Hn=111.8 m，水轮机安装高程▽=30 m，吸出高度Hs=30-33.72=-3.72 m，电站水温18.8℃，汽化压力查表为0.221 m，求得σp2=0.124。水轮机制造商提供的参数为：该工作水头下临界空化系数σc=0.074 3，开挖后电站装置空化系数虽有略微减小，但仍远远大于临界空化系数，因此尾水水位低于设计尾水位并不会对水轮机空蚀产生不利影响。

6 结 语

电站运行实际证明：滩坑水电站利用降低下游河道底高程以达到降低耗水率的实践取得了很好的效果，是可行的，适度降低发电尾水位不会对水轮机的运行产生不利影响。该措施既最大限度地提高了水资源利用率，又提高了滩坑水电站的发电经济效益，是水电站节能增效的成功实践。

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[4]陈国栋.水口水电厂尾水位下降对机组的影响及其对策[J].福建电力与电工,2002,4.