壽寧縣坑兜水電站技術改造提高發電出力

龔啟龍

(壽寧縣水利局，福建 壽寧 355500)

1 工程簡況

壽寧縣坑兜水電站建于麻竹坪水庫壩址下游3.2 km的河段上，是壽寧蟾溪流域梯級開發的第二級電站.各梯級電站分別是:第一級麻竹坪水庫壩后電站裝機容量3200 kW;第二級坑兜電站裝機容量3200 kW;第三級車嶺一級電站裝機容量13000 kW;第四級是車嶺二級電站裝機容量15000 kW.麻竹坪水庫壩址以上控制流域面積101.4 m2，總庫容量2875萬m3，擔負各梯級電站的調節任務.坑兜水電站采用混合式開發方案，在麻竹坪水庫下游三井河段建壩抬高水位，漿砌石拱壩最大壩高35 m，壩址以上流域面積107 m2(其中:麻竹坪水庫 101.4 m2，區間 5.6 m2)，總庫容440萬m3，有效調節庫容 133萬 m3，正常蓄水位575.2 m高程，即是麻竹坪水庫壩后電站的正常尾水位.引水隧洞位于攔河壩左岸，長1138 m;壓力洞徑原設計2.6 m;末端分兩條支管接發電廠房.廠房為地面式，長條型布置，主廠房長35.5 m;寬11.6 m;內安裝兩套各1600 kW的水輪發電機組.水輪機型號HLA153－WJ－80，發電機型號SFW1600－10/1730.坑兜電站的正常尾水位即是梯級第三級電站調節水庫的正常蓄水位.

電站最大水頭49.3 m，最小水頭38.9 m，平均水頭47.5 m，設計水頭 45.6 m，設計引用流量8.82 m3/s.裝機2×1600 kW，保證出力950 kW，年平均發電量1450 kW·h.

2 發電狀況

坑兜水電站在投產試運行時，發現水輪發電機組達不到原設計發電出力，電站裝機是2×1600 kW(總裝機容量為3200 kW).電站試運行時水庫在正常蓄水位，單套機組發電只有1500 kW;兩套機組同時發電也僅有2600 kW.在設計最大水頭下單雙機運行均達不到額定出力，且雙機運行總出力更差.電站企業因此每年損失巨大.筆者看在眼里，急在心里.經走訪水輪發電機組設計專家和工程設計人員，和他們共同深入現場分析探討，終于查出問題成因，確定了解決問題的方案.

3 分析低出力原因

3.1 引水系統分析

查找電站發電出力低的原因，首先從坑兜電站的三井水庫開始查，確定水庫大壩堰頂高程575.2 m正確.再查找引水系統.隧洞進水口底板高程565 m.洞頂高程567.4 m，隧洞為有壓引水隧洞，孔口尺寸為2.4 m×2.4 m(寬×高)，采用定輪鋼閘門，引水隧洞城門型斷面尺寸2.4 m×2.4 m(寬×高)首段長度803 m，為低壓引水洞.最大流速V=1.71 m/s，底坡 i=0.52%，出口高程為 560.8 m，底部用混凝土襯砌，厚10 cm，布置環向、縱向鋼筋.本段803米洞壁表面平順，過水阻力少，也就是水頭損失小，經復核計算，能滿足電站引用流量8.82 m3/s的過水要求，本段隧洞過水斷面沒有問題.后接簡單圓筒式調壓井，調壓井中心距進水口805.5 m，豎井直徑5m，采用條石漿砌;厚500 mm，底部高程560 m，用混凝土襯砌，厚100 mm.后接高壓引水隧洞，進口底高程560.8 m，圓型斷面，原初步設計 φ2.6 m，最大流速 V=1.86 m/s，隧洞全部用噴射混凝土襯砌，厚100 mm.在地質破碎帶處布置環向和縱向鋼筋.洞末端分兩條叉管，長10 m，前5 m為漸變管，從洞徑2.6 m變到1.2 m;后5 m為厚100 mm的鋼管直徑1.2 m，外用混凝回填.在工程建設過程中，因高壓隧洞地質問題，在60 m長的斜洞，全部用鋼筋混凝土襯砌后，洞徑變成1.8 m，流速明顯加快;水頭損失增多.在下平洞的270 m中，有的部份用鋼筋混凝土襯砌，有的部份沒有襯砌，毛躁度較大.高壓隧洞原設計最大流速1.86 m/s，實際流速變為近4 m/s，因而造成高壓洞段水頭損失增大，直接影響水電站的發電出力.從機組運行中的幾組壓力表讀數變化數據看，單機從空載到最大值1500 kW壓力降低約 0.015～0.02 MPa，第二臺機組投入至兩機最大總出力2600 kW(第一臺機降為約1300 kW)，壓力又降低約 0.04 MPa，總值接近 0.06 MPa.壓力表處管徑為1.2 m.測量時毛水頭約為46.4 m，引水隧洞的水頭損失以5 m試算，按A153模型轉輪綜合特性曲線計算，兩機最大總出力時單機流量約為4.45 m3/s.由此估算，兩機最大總出力時測量處動水頭約為0.79 m.壓力表讀數差扣除動水頭，得知引水隧洞的水頭損失達5 m以上，與試算值接近，是設計值1.9 m 的2.6 倍多.

問題不僅于此.即使扣除引水隧洞水頭損失，測量時機組凈水頭亦有 41.4 m左右，相對于1300 kW的出力，機組總效率僅 72.6%，與1600 kW水輪機組的正常值79%～80%相差甚遠.

3.2 尾水系統分析

電站廠房為地面式，長條型布置在坑兜河段的左岸，廠房的地面高程為526.11 m.水輪發電機組的安裝高程為526.88 m，水輪機的尾水坑底高程為521.68 m.設計尾水渠以1 ∶3坡度引至河床523.38 m高程，設計正常尾水位為525.9 m高程.實際上由于河床的基巖難以降低高程，且建設過程中棄渣堆積在河道中難以清理，因此經測尾水實際高程單機發電時達到 526.4 m高程，雙機同時發電達到526.8 m高程.結果造成尾水出口在發電時總是淹沒在尾水面下.由于沒有通氣空間，無壓尾水變成了有壓流出，從水輪機尾水直錐管排出的水流先要在方形的尾水坑中擴散消能后再靠壓力排出尾水渠.尾水結構不但沒有起到回收尾水動能的作用，反而要額外消耗水能壓力來排水，從而產生較大的水頭損失，嚴重影響電站的水力效率.尾水系統不暢流，造成尾水回流震蕩，水能損耗的嚴重程度從尾水出口高達一米多高的涌浪可見一斑.顯然，尾水問題是造成坑兜水電站發電低出力的主要原因之一.

3.3 機組設備分析

對水輪發電機組進行全面檢查時發現水輪機轉輪的做工十分粗糙，葉片型線和開口參差不一，更遑論是否達標.葉片未經精細打磨，材料似乎也有問題.在尾水位實際上已提高很多吸出高度接近于零的工況下，僅經過幾個月的運行，水輪機轉輪就已產生非常嚴重的氣蝕，多數葉片已嚴重穿孔.而根據前述引水隧洞的水力損失和尾水損失估算，雙機最大出力時實際水頭不足41.4 m，水輪機實際單位轉速高于75 r/min，偏離A153轉輪的最優單位轉速71 r/min較多，這說明轉輪葉片的進水角度與導水葉出口的水流配合偏差較多，水輪機效率欠佳［1］.這也是造成水輪機出力不足的原因之一.

另外，電站投產發電以后，水輪機軸瓦溫度長期均在60℃以上，且時常超出70℃.在夏季豐水期不能連續運行發電，超出70℃時要停機冷卻瓦溫，加劇了水庫溢流損失.檢查分析軸瓦溫度高的主要原因是:軸瓦與主軸的配合間隙偏大，磨合點不均勻，軸瓦局部甚至有“燒糊”痕跡.另外，冷卻油循環慢，冷卻水的流量偏小，致軸瓦內的熱量不能及時通過冷卻水排出.瓦溫高對水輪發電機組的低出力雖然關系不很大，但也關系電站的發電效益，不能忽視.

上述問題的存在，給坑兜電站企業蒙受很大的損失，設計裝機容量3200 kW的電站，發電出力才達到2600 kW.如何解決這些問題，提高坑兜水電站的發電能力，是電站企業急需解決的問題.

4 電站技改方案的實施

4.1 尾水系統改造

改變水電站尾水流態，回收尾水能量.1999年的枯水季節我們對電站的尾水系統進行改造.當年坑兜水電站建設的時候;由于上游的麻竹坪水庫壩后電站和下游車嶺一級電站(梯級第三級)均已建成投產，設計以麻竹坪水庫壩后電站的正常尾水位575.2 m高程;作為坑兜電站攔河壩的最高蓄水位;以車嶺一級電站反調節水庫的正常蓄水位525.9 m高程作為坑兜電站的正常尾水位.車嶺一級電站的尾水渠接車嶺二級電站(梯級第四級)的前池.即蟾溪流域麻竹坪水庫樞紐工程的四個梯級電站的總落差512 m全部利用.當年上下游電站均已建成，坑兜電站的廠房地理位置在一定程度上受到限制，建設時考慮落差全利用.施工時電站廠房地面高程偏低，廠房地面高程接近河床高程.建設過程中廠房上下游河岸棄渣堆積嚴重.每遇洪水河床容易堆積，更造成電站發電時尾水位抬高，影響電站的發電出力.所以我們對河床堆渣進行清理，盡可能降低河床高程.同時對廠房上下游河岸進行護砌，防止洪水時棄渣流進河床.但由于受電站出水口河床地理位置河道地質的限制，河床高程還是難以降至理想的設計高程.為有效解決無壓尾水機構的有壓流出造成尾水回流震蕩的能量消耗問題，我們的主要措施是根據電站實際情況設計制作了喇叭形圓變方彎管［2－3］.彎管圓形一頭焊接在錐形尾水管，長方形一頭與尾水渠相連.彎管采用板厚8 mm的鋼板制作加工.焊接完畢后，在彎管的外側，即剩余尾水坑的空間，回填毛塊石和100#混凝土，使連接彎管牢牢固定在尾水坑內，尾水坑改造成了尾水彎管.電站在運行發電時，發電的尾水經過喇叭形彎管平順流出，不會在尾水坑產生回流震蕩，造成能量損耗.河床經過清理，河岸經過護砌后，發電尾水位有所降低，雖然發電尾水位還高出設計尾水位0.5 m，但尾水能量損耗大大減少，提高了電站發電出力;電站在最大工況水頭運行時，單機發電出力達到了1640 kW;兩套機組同時發電達到了2880 kW.電站尾水系統的改變單套機組發電提高發電出力140 kW;兩套機組同時發電提高了發電出力280 kW，說明坑兜水電站尾水系統的改造方案是正確的.

4.2 水輪機轉輪改進

1999年枯水期對尾水系統改造完成后，2000年初春接著對水輪機進行改進.原水輪機轉輪設計制作粗糙，又已產生較嚴重氣蝕，水輪機轉輪葉片的進水角度不佳，經計算后做了相應調整.在更換上改進設計的不銹鋼水輪機轉輪后，機組出力又有所提高.電站在最大工況水頭運行時，單機最大出力達到1730 kW，再次提高出力90 kW，兩套機組同時發電達到3060 kW，再次提高出力180 kW，達到了預期的效果.

4.3 軸瓦溫度處理

降低軸瓦溫度的辦法:坑兜水電站的冷卻水系統的取水點，設在液壓蝶閥前電站壓力隧洞末端的進廠壓力鋼管上.取水點處裝設減壓閥.技改前是用內徑為32 mm的無縫鍍鋅鋼管，接至安裝在集水井的濾水器上，再接至軸瓦冷卻器進口，經循環冷卻后，排入尾水坑.冷卻水的管網口徑偏小，引入軸瓦內的冷卻水流量也偏小，所以機組在運行時，軸瓦產生的熱量，不能通過冷卻水及時排出，造成軸瓦溫度長期偏高［4－5］.針對這種情況，我們把冷卻水管全部更換為內徑為100 mm鍍鋅管，并把經過軸瓦的冷卻水，直接排出防洪墻外，不再排入尾水坑.由于流量加大水流暢通，軸瓦散熱效果極大改善.同時對軸瓦間隙做了調整，對軸瓦的磨合點進行精細刮研，使軸瓦內潤滑效果也大為改善.此后電站運行發電軸瓦溫度不再超出允許范圍，兩套機組軸瓦溫度均保持在40℃ ～48℃之間.就是炎熱的夏天也無需停機冷卻軸瓦.

坑兜電站的技術改造完成后，經財務決算，共投入資金36.48萬元，電站提高發電出力460 kW，增加年發電量208.43萬kW·h，上網電價0.30元/kW·h，電站年提高收益62.528萬元.7個月收回電站技改投資成本，合理有效的電站技改方案，產生顯著的經濟效益，為電站企業的正常運轉墊定了堅實的基礎.

5 結語

壽寧縣坑兜水電站發電出力達不到設計能力，主要有三個方面的原因:第一是引水系統的高壓引水隧洞長度330米的洞徑太小造成水頭損失較大;第二是電站發電尾水位高出設計正常尾水位，淹沒了尾水渠出口，使無壓尾水結構處于有壓流出狀態，尾水系統不暢流，造成尾水回流震蕩，產生較大水能損耗;第三是水輪機轉輪不標準，制造粗糙且產生氣蝕較嚴重，轉輪葉片進水角度不佳，造成水輪機運行效率低.通過技術改造，原來的單機出力從1500 kW提高到1730 kW，超出額定出力;兩機最大總出力從2600 kW提高到3060 kW，提高了電站的發電出力460 kW.雖然提高的幅度較大，但仍然達不到額定出力.這是因為高壓引水隧洞洞徑偏小難以改造，在該段隧洞造成的水頭損失無法挽回，所以坑兜電站兩套機組同時發電仍然無法達到額定出力.有待適合時期處理.從提高發電出力的幅度看，說明對水輪機轉輪技改和在尾水直錐管與尾水渠間直接連以喇叭形圓變方彎管取代長方形尾水坑，在尾水渠出口被淹沒的工況下避免尾水產生回流震蕩的技術改造方案是正確可行的，得到的效果是顯著的.坑兜水電站技術改造后，運行發電靈活、穩定、安全、可靠，再沒出現新的問題.通過實踐發現:水電工程建設每個環節都至關重要，一定要以科學的態度對待.

［1］水利部農村水電增效擴容改造試點督察工作組.農村水電增效擴容改造試點工作調研報告［J］.中國水能及電氣化，2012(9):1－6.

［2］全國水機磨蝕試驗研究中心.SL193－1997小型水電站技術改造規程［S］.北京:中國水利水電出版社，1998.

［3］陳錫芳.水輪發電機改造增容與優化運行［M］.北京:中國水利水電出版社，2010.

［4］穆建軍.小型水電站增效擴容電氣設計問題探討［J］.中國水能及電氣化，2012(9):7－11.

［5］尹 剛.湖北省小型水電站增效擴容改造前期調查分析［J］.中國水能及電氣化，2012(10):5－10.