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 X
1 600 kW(总装机容量为3 200 kW)．电站试运行时
水库在正常蓄水位，单套机组发电只有1 500 kW；
两套机组同时发电也仅有2 600 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 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 1TI．洞顶高程567．4 1TI，隧洞为有压引水隧洞，
孔口尺寸为2．4 I'i'1×2．4 ITI(宽×高)，采用定轮钢闸
门，引水隧洞城门型断面尺寸2．4 m x 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 am，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 In ／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 Ill，用混凝土衬砌，厚100 mm．后接高
压引水隧洞，进口底高程560．8 ITI，圆型断面，原初
步设计4,2．6 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 13为渐变管，从洞径2．6 ITI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T
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 In，
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}昆凝土衬砌，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1 500 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
2 600 kW(第一台机降为约1 300 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 m ／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 nq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 rn左右，相对于
l 300 kW 的出力，机组总效率仅72．6％ ，与
1 600 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526．11 133．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 ITI
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 ITI高程，双机同时发电达到
526．8 Ill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
