标题：长潭水电站
简介
  长潭水电站坝址以上控制流量面积2001平方公里，范围跨广东、福建两省，属丘陵山区地形复杂，多年平均降雨量1646mm，年平均气温21℃，地区属亚热带常温气候，全年平均湿度76%。拦河建筑物采用混凝土空腹重力坝，最大坝高71.3m，坝顶高程156.30m，总库容1.63亿m3，正常高水位148.0m，总长205.5m，其中厂房空腹段长69.49m，沿坝轴线自右至左分为15坝段，各段宽13-15m不等，溢流道位置在靠左侧4号9号坝段设置5孔8×13.6m开敞式弧形门，坝顶宽6.5m。
水电站厂址处河床狭窄，地形陡峻。为满足地形、地质特点而进行的设计，包括厂房的设计标准、厂区布置、厂房设计、整体稳定、地基应力计算以及结构上的特点。
地形地质
  长潭水电站长潭大坝坐落在长潭峡谷中，河底高程一般为90-95m，河水面宽约40-50m，两岸均为250m以上的高山，悬崖陡壁，岩石裸露。 坝区分布岩层为中上泥盆统的碎屑岩系，按岩性组合划分岩组，坝区属第15-13岩组。其中第15、13岩组为含砾石英砂岩夹紫红色粉砂岩、页岩，第14岩组为石英砂岩。第15、14岩组分布于坝下游冲刷段，第13岩组则分布于坝基。石英砂岩单层厚度一般0.2-1m，个别达到1-2m。粉砂岩，页岩夹层厚一般0.1-0.3m，个别部位厚0.5m。 
坝区岩层产状一般为走向N50-600E，倾向NW，倾角60-700，即岩层的走向与坝轴近似平行、倾向上游。坝基最主要的构造为与岩层产状基本一致的北东组，属压性构造（包括层间错动）如F29、F46、fd6、fd26-fd28、fd97等，它们多贯通坝基。构造岩为压碎岩、糜棱岩，局部为角砾岩。宽度为0.1-0.5m。其次为北西组，即走向N20-300W，倾NE，倾角70-800左右。如F47、F62、fd208等，属张扭性构造，构造岩多为片状糜棱岩，部位为角砾岩、泥质、宽度一般0.1-0.3m。
施工范围
  长潭水电站左右岸长度约270m，顺河流方向宽度约40-100m，最高边坡从高程200m左右开挖削坡，河槽低部开挖至高程87m左右，开挖最大厚度达40m。坝基两岸位于弱分化带，河床段位于微风化带，边坡按永久工程边坡开挖并部分进行喷浆保护。自80年5月左岸开挖至85年5月大坝基础开挖基本结束。长潭大坝的基础处理包括固结灌浆、帷幕灌浆及断层和煌斑岩脉处理。
发电机组
增容改造的必要性  长潭水电站长潭水电厂位于浙江省台州市黄岩区境内永宁江上游，是发电运行近40年的老厂。全厂共3台水轮发电机组，其中1号、2号机为上世纪60年代匈牙利向我国偿还债务的抵押产品，型号为KO20/6—1870VL，单机容量为4.16MW，3号机为上世纪70年代重庆水轮机厂生产，型号为HL123—LJ—120，单机容量为1.6MV，设计年平均发电量为2000万KW·h，担负黄岩区的调峰任务。机组存在的主要问题　　水轮机：转轮效率过低。1977年长潭水库管理局委托水利部农村电气化研究所对1号、2号机组进行效率实测，在水头21.3时1号、2号水轮机最高效率分别为83.9和84.7，在水头24.2时1号、2号水轮机最高效率分别为82%和84.1%，而且在绝大部分时间内，水轮机在效率为80%以下的区域内运行。3号机组转轮为整体铸造，叶片型线不符原木模尺寸，厂家在设计说明书中保证设计工况效率为82%，根据技术水平，轴流转桨式和混流式水轮机真机效率可达91以上，因此，现水轮机效率明显过低。1号、2号转轮叶片密封采用弹簧牛皮止漏装置，虽经多次改革，仍不能达到国家标准，转轮体漏油现象严重。
导水机构：机组由于在上世纪60年代安装时，座环水平度偏大，底环产生变形，引起顶盖的导叶轴孔与底环的导叶轴孔不同心，使导叶之间不能相互平行而密封性能不好，每次关机均需关闭主阀才能停机，严重危害到机组安全运行。
发电机：定子、转子由于超期服役，线圈绝缘老化严重，定子温度偏高，特别不适合在夏季高温时运行，担心发生绝缘击穿事故，不得不低于额定负荷运行，而汛期时多为夏季，正是电厂发电高峰时段，常造成生产和安全的矛盾。
调速器：1号机组采用YDT—1800电液调速器，2号、3号机组采用机械液压调速器，调速器死区大，动态特性和稳定性差，桨叶导叶协调性差。
附属设备:附属设备基本上都存在着问题和缺陷，有些已严重危及主机安全运行。
水库正常蓄水水位抬高：1号、2号原机组设计水头为21m，允许的最大工作水头为25m，预计几年后水库将完成移民、除险加固和永宁江治理工程，正常水位将提高3m，设计水头将达到24m，而汛期实际最大工作水头将会大于28m，实际运行的最大工作水头超过水轮机最大工作水头，1号、2号转轮叶片根部出现过裂缝，经补焊修复过。因此水库水位的抬高，原机组转轮已不适应要求。机组增容改造的可行性及效益  长潭水电站机组的整体增容改造是在原机组位置上，保持基础结构基本不变的前提下，对水轮发电机组进行整体更换或改造，同时对机组励磁、调速及测量装置等配套设备进行更换和改造，并增加单机同期，计算机监控装置等新设备，以提高机组运行可靠性和自动化程度。增容改造的可行性：经可行性分析后，在保证额定功率因素0.8不变的条件下，1号、2号发电机有功功率由4.16MW提高到5MW，3号发电机有功功率由1.6MW提高到1.8MW，认为技术上是可行的，机组能保证安全、可靠运行。
增容改造的效益:长潭水轮发电机组增容改造全部完成后，电站总装机容量由9.92MW提高到11.8MW，年平均发电量由2000KW·h,提高到2400万KW·h，机组效率的提高减少了耗水率，增加了发电量，此外还提高了机组的调峰能力，发挥了显著的经济和社会效益。
机组增容改造情况：
长潭水电厂已完成1号、2号机组的增容改造，2003年年底前完成3号机组的增容改造。长潭水电厂3台机组的改造由水利部农村电气化研究所设计。1号、2号水轮发电机组由克瓦纳（杭州）公司制造，3号水轮发电机组由杭发厂制造，辅助设备由国内厂家制造。机组增容改造的主要项目水轮机：除埋设部件基本不动外，重新设计制造转轮、顶盖、接力器等。
1）转轮:1号、2号机转轮型号为ZZ（K406506）—LJ—190，转轮叶片材质采用不锈钢材质，整铸结构，采用四坐标数控机床加工，桨叶端部活动范围内的轮毂表面加工成球形，减少桨叶与轮毂之间的间隙，已降低通过此间隙的漏水量。在额定水头24m时，发额定出力5.21MW，厂家保证原型水轮机的效率不低于93%，在全部运行范围内，原型水轮机最高效率保证不低于93.6。3号机转轮型号为HLA—LJ—124，转轮上冠、下环材质为ZG20SiMn，采用铸焊结构，在额定水头24m时，发额定出力1.925MW时，厂家保证原型水轮机的效率不低于92%，在全部运行范围内原型水轮机最高效率不低于92.6%。
2）导水机构:导叶顶盖和底环采用钢板焊接而成，在导叶活动的范围内设有可拆卸易更换的不锈钢抗磨板，导叶轴承采用聚四氟乙烯板结构水润滑的复合材料。
3）水导轴承:水导轴承为稀油润滑筒式轴承，采用新型的抛物面契形瓦自润滑结构，不设冷却器，能安全经受机组从最大飞逸转速滑行直到停机（不加制动）的全部过程，在工地无须刮瓦，维修方便。
发电机:1号、2号发电机为整体全新制造，型号为SF—J5000—18/3300，为立式悬垂式三相交流空冷发电机，3号发电机定子机座及铁芯和转子磁轭采用原保留件，其余的全部更新，其型号为SF—J1800—20/2600，3台发电机定子、转子绕组和定子铁芯采用F级绝缘（按B级运行）。
主阀:3台机组阀门均为全新制造，其中1号、2号机阀门型号为PDF40—WY—300，3号机阀门型号为PDF30—WY—175，3台阀门的密封设在出水侧，密封面采用斜面结构，因而有很好的自密封性能，阀门的活门均为铸焊平板结构，活门与阀体均按偏置设计，增加活门在动水关闭时的自关闭能力和可靠性。
调速器：3台调速器均采用武汉三联水电控制设备公司制造，1号调速器型号为BWST—80；2号调速器型号为WST—80；3号调速器型号为SLT—1800，3台调速器均采用可编程控制器，能使水轮发电机组在各种工况下稳定运行，可实现机组的自动或手动开、停机，并网运行，并同上位机计算机进行通讯实现远动控制。增容改造中的问题及解决方法水轮机抗汽蚀性能：2号转轮在2002年首次大修时转轮轮毂发现汽蚀，我们对1号机组转轮轮毂部分采用不锈钢堆焊，堆焊宽度为300mm，加工后深度3mm。定子及下机架地脚螺栓定位开始设计时定子、下机架的地脚螺栓准备重新制造，开凿原基础混凝土，然后重新浇筑，由于在操作时发现设计的地脚螺栓长度为1.5m，开挖老混凝土相当困难，并且重新浇筑后，经计算当发电机发生短路或任何不平衡情况的应力下，新基础不能满足要求，极易产生位移，影响机组运行。经计算分析机组增容后原基础的定子及下机架螺栓均能满足新机组的运行要求，但存在地脚螺栓无法精确测量，基础板标高不一致等问题，根据以上问题采取了以下措施：①凿除原来的定子机座（凿除中保护好地脚螺栓）。②将新的定子机座高度降低50mm，在基础板与定子机座加上一块50mm的过渡钢板，按照顺序将基础板、契形板、过渡钢板、定子机座组装好，定出定子机座基础板标高。③将过渡板在地脚螺栓位置配划钻孔。④调整好定子、下机架的水平、中心、高程后，将过渡钢板与定子机座焊接好，浇筑好二期混凝土。经实际试验和运行表明，以上措施切实有效，解决了定子与下机架的基础问题。
升压站梁板
分析1999年，通过对长潭水电站升压站粱板裂缝进行成因分析,提出加固处理措施。升压站布置在左岸重力坝后,为两层框架结构，顶面平台高程156.3(与坝顶同高)1997年初，根据业主报告和现场调查，升压站156.3平台右侧飘板面沿支座方向出现裂缝；位于两个主变事故油池的轨道粱跨中附近(共4跨)及右侧主变事故油池底板亦出现裂缝，其中轨道梁跨中裂缝基本垂直于粱轴线，油池底板裂缝位于右上角呈45.方向，油池及主变轨道梁的裂缝为贯穿性裂缝。这些裂缝的产生具体时间不详。鉴于升压站的重要性，需对其裂缝进行分析和处理。复核计算成果，飘板原设计的安全度较大,而油池底板及主变轨道梁原设计配筋稍嫌不足,但其实际安全系数(=/,)仍达1.2，因此可排除因设计强度不足而导致产生裂缝的可能。根据飘板及油池底板的裂缝位置和性状，其产生裂缝的主要原因可能是施工期过早拆模或砼未达到设计强度而在板上堆载过大的荷载实际施工砼标号不足运行期闻实际荷载超过设计荷载另外，油池底板较薄,也不排除由于施工的质量，在安装板钢筋时，减小了板的截面有效高度主变轨道梁由于缺乏施工和运行记录，其产生裂缝的原因则较难确定。处理措施实施的处理方案经过技术、经济、施工等因索综合比较后，飘板采用了粘贴钢板补强加固法。其施工方法为：将飘板表面凿毛磨平，按设计位置设置膨胀螺栓。用清承冲洗飘板表面,然后均匀刷出线崭母线圈3油池底扳裂缝处理方案弛图5砧钢板方案钢轨，将所要粘贴的钢板表面清除锈迹，用力将钢板均匀压紧，用膨胀螺栓固定，然后浇筑飘板表面细骨科砼保护层，养护时闻不少于10。油池底板采用51环氧树脂填缝,加环氧水泥砂浆面层。施工方法为：沿裂缝凿形槽，深度约为2，将5环氧树脂充填密实,然后在油池底板表面浇环氧水泥砂浆面层，厚约为2轨道粱采用在轨道粱上面加叠台粱处理。
建设运行
工程于1979年7月1日正式开工，于1997年底完工,运行状况良好。开始导流洞明挖，1982年11月20日导流洞过水，1983年12月30日大坝第一块混凝土浇筑。1986年两岸坝段基本达到二十年一遇防洪高程142.6m，4月初厂房完成天车轨道和桥式天车定装，6月16日浇蜗壳混凝土，8月13日完成发电机层二期混凝土浇筑，7月下游副厂房装修完成交付安装，10月完成坝顶变电所构架及楼板混凝土。至此，主体工程基本完成。 
1987年1月8日，导流洞下闸蓄水，4月26日第一台机组发电。第二、三、四号机组亦于同年5月4日、12月30日、31日相继发电。 自1987年1月下闸蓄水，水位从112m开始上升较快，5-6月份在145m以上，10月份水位146.98m，蓄水的第一年已接近正常高水位，库水蓄高达34m之多。