寿宁县坑兜水电站技术改造提高发电出力

龚启龙

(寿宁县水利局，福建 寿宁 355500)

1 工程简况

寿宁县坑兜水电站建于麻竹坪水库坝址下游3.2 km的河段上，是寿宁蟾溪流域梯级开发的第二级电站.各梯级电站分别是:第一级麻竹坪水库坝后电站装机容量3200 kW;第二级坑兜电站装机容量3200 kW;第三级车岭一级电站装机容量13000 kW;第四级是车岭二级电站装机容量15000 kW.麻竹坪水库坝址以上控制流域面积101.4 m2，总库容量2875万m3，担负各梯级电站的调节任务.坑兜水电站采用混合式开发方案，在麻竹坪水库下游三井河段建坝抬高水位，浆砌石拱坝最大坝高35 m，坝址以上流域面积107 m2(其中:麻竹坪水库 101.4 m2，区间 5.6 m2)，总库容440万m3，有效调节库容 133万 m3，正常蓄水位575.2 m高程，即是麻竹坪水库坝后电站的正常尾水位.引水隧洞位于拦河坝左岸，长1138 m;压力洞径原设计2.6 m;末端分两条支管接发电厂房.厂房为地面式，长条型布置，主厂房长35.5 m;宽11.6 m;内安装两套各1600 kW的水轮发电机组.水轮机型号HLA153－WJ－80，发电机型号SFW1600－10/1730.坑兜电站的正常尾水位即是梯级第三级电站调节水库的正常蓄水位.

电站最大水头49.3 m，最小水头38.9 m，平均水头47.5 m，设计水头 45.6 m，设计引用流量8.82 m3/s.装机2×1600 kW，保证出力950 kW，年平均发电量1450 kW·h.

2 发电状况

坑兜水电站在投产试运行时，发现水轮发电机组达不到原设计发电出力，电站装机是2×1600 kW(总装机容量为3200 kW).电站试运行时水库在正常蓄水位，单套机组发电只有1500 kW;两套机组同时发电也仅有2600 kW.在设计最大水头下单双机运行均达不到额定出力，且双机运行总出力更差.电站企业因此每年损失巨大.笔者看在眼里，急在心里.经走访水轮发电机组设计专家和工程设计人员，和他们共同深入现场分析探讨，终于查出问题成因，确定了解决问题的方案.

3 分析低出力原因

3.1 引水系统分析

查找电站发电出力低的原因，首先从坑兜电站的三井水库开始查，确定水库大坝堰顶高程575.2 m正确.再查找引水系统.隧洞进水口底板高程565 m.洞顶高程567.4 m，隧洞为有压引水隧洞，孔口尺寸为2.4 m×2.4 m(宽×高)，采用定轮钢闸门，引水隧洞城门型断面尺寸2.4 m×2.4 m(宽×高)首段长度803 m，为低压引水洞.最大流速V=1.71 m/s，底坡 i=0.52%，出口高程为 560.8 m，底部用混凝土衬砌，厚10 cm，布置环向、纵向钢筋.本段803米洞壁表面平顺，过水阻力少，也就是水头损失小，经复核计算，能满足电站引用流量8.82 m3/s的过水要求，本段隧洞过水断面没有问题.后接简单圆筒式调压井，调压井中心距进水口805.5 m，竖井直径5m，采用条石浆砌;厚500 mm，底部高程560 m，用混凝土衬砌，厚100 mm.后接高压引水隧洞，进口底高程560.8 m，圆型断面，原初步设计 φ2.6 m，最大流速 V=1.86 m/s，隧洞全部用喷射混凝土衬砌，厚100 mm.在地质破碎带处布置环向和纵向钢筋.洞末端分两条叉管，长10 m，前5 m为渐变管，从洞径2.6 m变到1.2 m;后5 m为厚100 mm的钢管直径1.2 m，外用混凝回填.在工程建设过程中，因高压隧洞地质问题，在60 m长的斜洞，全部用钢筋混凝土衬砌后，洞径变成1.8 m，流速明显加快;水头损失增多.在下平洞的270 m中，有的部份用钢筋混凝土衬砌，有的部份没有衬砌，毛躁度较大.高压隧洞原设计最大流速1.86 m/s，实际流速变为近4 m/s，因而造成高压洞段水头损失增大，直接影响水电站的发电出力.从机组运行中的几组压力表读数变化数据看，单机从空载到最大值1500 kW压力降低约 0.015～0.02 MPa，第二台机组投入至两机最大总出力2600 kW(第一台机降为约1300 kW)，压力又降低约 0.04 MPa，总值接近 0.06 MPa.压力表处管径为1.2 m.测量时毛水头约为46.4 m，引水隧洞的水头损失以5 m试算，按A153模型转轮综合特性曲线计算，两机最大总出力时单机流量约为4.45 m3/s.由此估算，两机最大总出力时测量处动水头约为0.79 m.压力表读数差扣除动水头，得知引水隧洞的水头损失达5 m以上，与试算值接近，是设计值1.9 m 的2.6 倍多.

问题不仅于此.即使扣除引水隧洞水头损失，测量时机组净水头亦有 41.4 m左右，相对于1300 kW的出力，机组总效率仅 72.6%，与1600 kW水轮机组的正常值79%～80%相差甚远.

3.2 尾水系统分析

电站厂房为地面式，长条型布置在坑兜河段的左岸，厂房的地面高程为526.11 m.水轮发电机组的安装高程为526.88 m，水轮机的尾水坑底高程为521.68 m.设计尾水渠以1 ∶3坡度引至河床523.38 m高程，设计正常尾水位为525.9 m高程.实际上由于河床的基岩难以降低高程，且建设过程中弃渣堆积在河道中难以清理，因此经测尾水实际高程单机发电时达到 526.4 m高程，双机同时发电达到526.8 m高程.结果造成尾水出口在发电时总是淹没在尾水面下.由于没有通气空间，无压尾水变成了有压流出，从水轮机尾水直锥管排出的水流先要在方形的尾水坑中扩散消能后再靠压力排出尾水渠.尾水结构不但没有起到回收尾水动能的作用，反而要额外消耗水能压力来排水，从而产生较大的水头损失，严重影响电站的水力效率.尾水系统不畅流，造成尾水回流震荡，水能损耗的严重程度从尾水出口高达一米多高的涌浪可见一斑.显然，尾水问题是造成坑兜水电站发电低出力的主要原因之一.

3.3 机组设备分析

对水轮发电机组进行全面检查时发现水轮机转轮的做工十分粗糙，叶片型线和开口参差不一，更遑论是否达标.叶片未经精细打磨，材料似乎也有问题.在尾水位实际上已提高很多吸出高度接近于零的工况下，仅经过几个月的运行，水轮机转轮就已产生非常严重的气蚀，多数叶片已严重穿孔.而根据前述引水隧洞的水力损失和尾水损失估算，双机最大出力时实际水头不足41.4 m，水轮机实际单位转速高于75 r/min，偏离A153转轮的最优单位转速71 r/min较多，这说明转轮叶片的进水角度与导水叶出口的水流配合偏差较多，水轮机效率欠佳［1］.这也是造成水轮机出力不足的原因之一.

另外，电站投产发电以后，水轮机轴瓦温度长期均在60℃以上，且时常超出70℃.在夏季丰水期不能连续运行发电，超出70℃时要停机冷却瓦温，加剧了水库溢流损失.检查分析轴瓦温度高的主要原因是:轴瓦与主轴的配合间隙偏大，磨合点不均匀，轴瓦局部甚至有“烧糊”痕迹.另外，冷却油循环慢，冷却水的流量偏小，致轴瓦内的热量不能及时通过冷却水排出.瓦温高对水轮发电机组的低出力虽然关系不很大，但也关系电站的发电效益，不能忽视.

上述问题的存在，给坑兜电站企业蒙受很大的损失，设计装机容量3200 kW的电站，发电出力才达到2600 kW.如何解决这些问题，提高坑兜水电站的发电能力，是电站企业急需解决的问题.

4 电站技改方案的实施

4.1 尾水系统改造

改变水电站尾水流态，回收尾水能量.1999年的枯水季节我们对电站的尾水系统进行改造.当年坑兜水电站建设的时候;由于上游的麻竹坪水库坝后电站和下游车岭一级电站(梯级第三级)均已建成投产，设计以麻竹坪水库坝后电站的正常尾水位575.2 m高程;作为坑兜电站拦河坝的最高蓄水位;以车岭一级电站反调节水库的正常蓄水位525.9 m高程作为坑兜电站的正常尾水位.车岭一级电站的尾水渠接车岭二级电站(梯级第四级)的前池.即蟾溪流域麻竹坪水库枢纽工程的四个梯级电站的总落差512 m全部利用.当年上下游电站均已建成，坑兜电站的厂房地理位置在一定程度上受到限制，建设时考虑落差全利用.施工时电站厂房地面高程偏低，厂房地面高程接近河床高程.建设过程中厂房上下游河岸弃渣堆积严重.每遇洪水河床容易堆积，更造成电站发电时尾水位抬高，影响电站的发电出力.所以我们对河床堆渣进行清理，尽可能降低河床高程.同时对厂房上下游河岸进行护砌，防止洪水时弃渣流进河床.但由于受电站出水口河床地理位置河道地质的限制，河床高程还是难以降至理想的设计高程.为有效解决无压尾水机构的有压流出造成尾水回流震荡的能量消耗问题，我们的主要措施是根据电站实际情况设计制作了喇叭形圆变方弯管［2－3］.弯管圆形一头焊接在锥形尾水管，长方形一头与尾水渠相连.弯管采用板厚8 mm的钢板制作加工.焊接完毕后，在弯管的外侧，即剩余尾水坑的空间，回填毛块石和100#混凝土，使连接弯管牢牢固定在尾水坑内，尾水坑改造成了尾水弯管.电站在运行发电时，发电的尾水经过喇叭形弯管平顺流出，不会在尾水坑产生回流震荡，造成能量损耗.河床经过清理，河岸经过护砌后，发电尾水位有所降低，虽然发电尾水位还高出设计尾水位0.5 m，但尾水能量损耗大大减少，提高了电站发电出力;电站在最大工况水头运行时，单机发电出力达到了1640 kW;两套机组同时发电达到了2880 kW.电站尾水系统的改变单套机组发电提高发电出力140 kW;两套机组同时发电提高了发电出力280 kW，说明坑兜水电站尾水系统的改造方案是正确的.

4.2 水轮机转轮改进

1999年枯水期对尾水系统改造完成后，2000年初春接着对水轮机进行改进.原水轮机转轮设计制作粗糙，又已产生较严重气蚀，水轮机转轮叶片的进水角度不佳，经计算后做了相应调整.在更换上改进设计的不锈钢水轮机转轮后，机组出力又有所提高.电站在最大工况水头运行时，单机最大出力达到1730 kW，再次提高出力90 kW，两套机组同时发电达到3060 kW，再次提高出力180 kW，达到了预期的效果.

4.3 轴瓦温度处理

降低轴瓦温度的办法:坑兜水电站的冷却水系统的取水点，设在液压蝶阀前电站压力隧洞末端的进厂压力钢管上.取水点处装设减压阀.技改前是用内径为32 mm的无缝镀锌钢管，接至安装在集水井的滤水器上，再接至轴瓦冷却器进口，经循环冷却后，排入尾水坑.冷却水的管网口径偏小，引入轴瓦内的冷却水流量也偏小，所以机组在运行时，轴瓦产生的热量，不能通过冷却水及时排出，造成轴瓦温度长期偏高［4－5］.针对这种情况，我们把冷却水管全部更换为内径为100 mm镀锌管，并把经过轴瓦的冷却水，直接排出防洪墙外，不再排入尾水坑.由于流量加大水流畅通，轴瓦散热效果极大改善.同时对轴瓦间隙做了调整，对轴瓦的磨合点进行精细刮研，使轴瓦内润滑效果也大为改善.此后电站运行发电轴瓦温度不再超出允许范围，两套机组轴瓦温度均保持在40℃ ～48℃之间.就是炎热的夏天也无需停机冷却轴瓦.

坑兜电站的技术改造完成后，经财务决算，共投入资金36.48万元，电站提高发电出力460 kW，增加年发电量208.43万kW·h，上网电价0.30元/kW·h，电站年提高收益62.528万元.7个月收回电站技改投资成本，合理有效的电站技改方案，产生显著的经济效益，为电站企业的正常运转垫定了坚实的基础.

5 结语

寿宁县坑兜水电站发电出力达不到设计能力，主要有三个方面的原因:第一是引水系统的高压引水隧洞长度330米的洞径太小造成水头损失较大;第二是电站发电尾水位高出设计正常尾水位，淹没了尾水渠出口，使无压尾水结构处于有压流出状态，尾水系统不畅流，造成尾水回流震荡，产生较大水能损耗;第三是水轮机转轮不标准，制造粗糙且产生气蚀较严重，转轮叶片进水角度不佳，造成水轮机运行效率低.通过技术改造，原来的单机出力从1500 kW提高到1730 kW，超出额定出力;两机最大总出力从2600 kW提高到3060 kW，提高了电站的发电出力460 kW.虽然提高的幅度较大，但仍然达不到额定出力.这是因为高压引水隧洞洞径偏小难以改造，在该段隧洞造成的水头损失无法挽回，所以坑兜电站两套机组同时发电仍然无法达到额定出力.有待适合时期处理.从提高发电出力的幅度看，说明对水轮机转轮技改和在尾水直锥管与尾水渠间直接连以喇叭形圆变方弯管取代长方形尾水坑，在尾水渠出口被淹没的工况下避免尾水产生回流震荡的技术改造方案是正确可行的，得到的效果是显著的.坑兜水电站技术改造后，运行发电灵活、稳定、安全、可靠，再没出现新的问题.通过实践发现:水电工程建设每个环节都至关重要，一定要以科学的态度对待.

［1］水利部农村水电增效扩容改造试点督察工作组.农村水电增效扩容改造试点工作调研报告［J］.中国水能及电气化，2012(9):1－6.

［2］全国水机磨蚀试验研究中心.SL193－1997小型水电站技术改造规程［S］.北京:中国水利水电出版社，1998.

［3］陈锡芳.水轮发电机改造增容与优化运行［M］.北京:中国水利水电出版社，2010.

［4］穆建军.小型水电站增效扩容电气设计问题探讨［J］.中国水能及电气化，2012(9):7－11.

［5］尹 刚.湖北省小型水电站增效扩容改造前期调查分析［J］.中国水能及电气化，2012(10):5－10.