摘要：文章分析了艇湖水电站存在的问题，对尾水改造方案进行了比较，选择最优方案实施改造后取得了显著效果。

关键词：水电站；尾水；技术改造


一、概述

艇湖水电站位于浙江省嵊州市城边的曹娥江上，控制集雨面积2280km2，设计水头3.5m，装机容量为3x500kW，设计年发电量510万kW·h。电站型式为河床式水电站，于2000年5月建成投产。3台机组采用立式轴流式水轮发电机组，其中2#、3#机型号为：ZT830-LH-205，1#机型号为ZD830-LH-205，配SF500-40／2800型发电机。上游正常蓄水位14.45～14.65m，设计尾水出口基础底板高程△9.541m，一台机满发时的尾水位10.15m，3台满发时的尾水位10.6m，水轮机安装高程1.45m，吸出高程1.3m。

二、存在问题

艇湖水电站投入运行后，发现存在下列问题：

1．机组出力不足，三台机组同时运行时达不到额定出力。

2．受下游河道挖沙影响，电站下游河床降低，水位下降，机组尾水管出口基础底板出现裂缝，部分塌陷，如不进行改造将影响电站的安全运行。

三、改造方案

鉴于电站下游河床降低，水位下降，因此将尾水管出口基础底板修复和降低尾水底板高程结合起来考虑，将有利于提高水头，增加机组出力。

四、方案比较

由于降低尾水管出口基础底板高程，直接降低了机组的尾水位，也相应地减少了机组的吸出高程，可能会增加机组的空蚀。而电站投入运行时间不长，近期更换机组不大可能。因此，需要通过方案比较来确定改造后的尾水底板高程。

原下游基础底板高程为△9.541m，目前实际平均高程为△7.1m左右，从水工的角度来看可以降低2m多，平均水头可以提高1m多。从机组的运行区来看，2#、3#机组的水轮机的转轮叶片可转动，运行范围大一些，水头不宜超过5m；1#机组的水轮机的转轮叶片不能转动，运行范围就比较小，水头不宜超过4.5mo为了尽可能地利用水头，可让3#机组先发电，再发2#机组，当下游尾水位抬高后再发1#机组。方案比较时也按这样的开机顺序分析论证。

根据电站实际运行情况，电厂上游运行水位大部分时间保持在△14.45～△14．65m区间(拦污栅清污后)，为了便于比较，上游水位统一取14.5m。根据电站建成后几年的观测资料，电站输水系统水头损失约为0.3m，下游尾水位的变化规律：一台机组满发后，下游尾水位上升0.6m；第二台机满发后，下游尾水位上升0.2m；第三台机满发后，下游尾水位再上升0.2m。尾水管出口基础底板高程降低后，将会略微有些变化，随着降低幅度的增加，尾水位上升幅度略有增加。

尾水管出口上沿高程为△8.701m，应保证一台机组满发时尾水管有0.5m的淹没深度。

现将尾水管出口基础底板高程分别降至9.1m，8.9m，8.7m，将这三个方案从淹没深度、运行范围和吸出高度等方面进行参数复核与比较。

参数复核结果：2#、3#机组能满足要求；1#机组只要将功率因数提高到0.936也能满足要求。即3台机组的淹没深度、空蚀与运行范围均能满足要求，因此这种方案可以采用。


参数复核结果：2#、3#机组只要将功率因数提高到0.88即能满足要求；1#机组只要将功率因数提高到0.96也能满足要求，即3台机组的淹没深度、空蚀与运行范围均能满足要求，因此这种方案可以采用。


参数复核结果：2#、3#机组的淹没深度、空蚀与运行范围均能满足要求；1#机组要将发电机功率因数提高到0.9936才能满足要求，已接近发电机极限，存在较大的风险，但如将发电机进行改造，把原发电机B级绝缘改为F级绝缘，并增大发电机定子线圈截面积，提高发电机容量后也能满足要求。由于艇湖电站投入运行时间不长，目前没有改造发电机的计划，因此这种方案不可取。

由方案比较结果可知：方案一与方案二均可行，方案二的能量指标与空蚀指标均高于方案一，方案二优于方案一。

因此，确定采用方案二。即尾水管出口基础底板高程降至8.9m。

其他参数，如机组轴向水推力、调保计算等，经复核符合规范要求。

五、效益

艇湖水电站尾水于2005年12月按上述方案实施了改造，改造后平均水头提高0.6m，水轮机效率提高约1.8％，按改造前设计年发电量510万kW·h计，改造后全年增加发电量80万kW·h，按目前执行电价0.45元／kW·h，直接经济收入为36万元，经济效益十分显著。同时由于水头提高后单位流量变小，空蚀系数变小，空蚀情况正明显好转。