官地水电站的设计调整

饶宏玲

(中国水电顾问集团成都勘测设计研究院,四川 成都 610072)

1 工程概况

官地水电站位于四川省凉山彝族自治州西昌市和盐源县交界的打罗村境内,系雅砻江卡拉至江河口河段水电规划五级开发方式的第三个梯级电站。卡拉至江口河段长 412km,天然落差 930m,水能资源 14700MW,规划了锦屏一级(3600MW)、锦屏二级(4800MW)、官地 (2400MW)、二滩(已建,3300MW)、桐子林(600MW)5级开发。锦屏一级水电站水库为该河段控制性水库,具有年调节能力,对下游梯级的补偿调节效益显著。

官地水电站坝址距西昌市的直线距离约 30km,公路里程约 80km,电站主要任务是发电,水库正常蓄水位 1330.00m,总库容 7.6亿 m3,水库回水长58km,装机容量 2400MW,装 4台 (4×600MW)水轮发电机组。拦河大坝为碾压混凝土重力坝,最大坝高 168m,最大水头 128m,设计水头 115.0m,最小水头 108.2m。本工程等别为一等工程。大坝、厂房、引水尾水系统等主要建筑物为 1级建筑物。本工程永久性挡水建筑物和泄水建筑物设计洪水重现期为 500年,流量 14000m3/s;校核洪水重现期为5000年,流量 15500m3/s;厂房设计洪水标准为200年一遇,流量 12800m3/s,校核洪水标准 1000年一遇,流量14700m3/s;消能防冲设计洪水标准采用 100年一遇,流量 11900m3/s。发电引用流量2345m3/s(4×586.25m3/s)。

1998年 3月,官地水电站可行性研究报告获审查通过,之后由于种种原因工程未能开工。2004年5月,官地水电站进行重编可行性研究设计,重编可行性研究设计完成后,根据工程实际情况,对枢纽布置进行了调整。

官地水电站枢纽区为横向谷,主要分布玄武岩,玄武岩岩石坚硬,无区域性断裂通过,具有较好的建坝条件;但其经历了多次构造运动,岩层陡倾,断层、错动带及裂隙发育,且方向分散,陡中缓倾结构面在各部位均有分布。在此基础上,因地壳强烈抬升,雅砻江迅速下切,形成陡峻地形,加之顺坡向结构面发育,岩体卸荷强烈,次生夹泥分布深度大,岸坡表浅部岩体松弛,局部已显示出变形现象,边坡稳定问题较突出;坝区缓倾角结构面分布较普遍,性状较差,以倾下游为主,是坝基抗滑稳定性的控制因素;枢纽区岩体完整性不均一,在河床坝基右侧及地下厂房等局部地段形成了裂隙承压水。

枢纽区无区域性断裂(Ⅰ级结构面),根据结构面规模及构造作用强度将其分为Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ级。Ⅱ级结构面:即断层,共发现 7条,主要分布于坝址区 0线上游 P2β21地层及下游 Ⅲ线一带 P2β21～P2β13地层中;Ⅲ级结构面不甚发育,仅发现 22条;Ⅳ级结构面共发现 600余条,分布于整个枢纽区,水平线发育率一般为 7～8条/100m,大者可达 15～20条/100m。Ⅲ、Ⅳ级结构面统称为错动带;Ⅴ级结构面:即节理裂隙,方向较为分散,总体十分发育,但各处发育程度差别较大。

2 装机容量调整

电站可行性研究阶段的总装机容量为1800 MW,装 5台单机容量 360MW的水轮发电机组。

可行性研究报告于 1997年 9月完成,至 2004年重编可研时已有 7年。7年间,雅砻江流域的水电开发形势发生了较大变化,二滩水电站已建成,官地水电站上游锦屏一级、两河口两大控制性水库的开发进程大大加快,与 1997年相比,官地水电站开展可研工作的外部环境和边界条件发生了很大变化,因此在重编可研阶段,有必要对电站装机规模进行调整。

2.1 死水位及极限死水位

原可研阶段,官地水电站死水位的选择主要侧重于调节性能和电站运行灵活等方面,推荐为1321m,水库可达月调节。由于官地、锦屏一级、锦屏二级及两河口水电站建设进程加快,预计 2015～2020年前后将先后投产,届时梯级电站联合运行时,官地水电站水库具有年调节性能,且由于在平、枯水期,入库径流量小,从径流和水头特性分析,尽量维持在高水位运行对提高电站发电量是有利的,但从系统调峰需求和发挥电站装机容量效益出发,本电站必须承担一定的调峰任务,设置一定的日调节库容。经计算,官地水电站日调节库容需要 2000万 m3左右。考虑适当留有余地,并考虑梯级联合运行的可靠性、坝前水库地形及泥沙淤积对日调节库容的影响等因素,确定电站的死水位按正常蓄水位消落 2m考虑,其相应调节库容为2840万 m3,死水位为 1328m。

为了增强官地水电站与上游锦屏一、二级电站在非常时期联合运行的灵活性,借鉴二滩水电站运行的实际经验,在分析官地水电站取水口底板高程与工程量以及投资变化趋势的前提下,设置极限死水位 1321m,以便非常时期动用极限调节库容。

2.2 汛期排沙运用水位

锦屏一级水库库容大,拦沙作用强,其出现以后,可拦截全部的入库推移质泥沙和 86.3%的悬移质泥沙。入库泥沙主要来自锦屏一级坝址～官地坝址区间,汛期排沙运用水位在原可研确定的 1321m基础上适当抬高是可能的。对重编可研阶段汛期排沙运用水位拟定的 1321m、1326m、1328m及1330m共四个方案进行比较。

经对各汛期排沙运用水位方案进行水库泥沙冲淤及回水计算,成果表明:

水库总淤积量随汛期排沙运用水位的抬高而增加,但差异很小。水库运用 100年,汛期排沙运用水位 1330m方案总淤积量为 2.781亿 m3,比 1321m方案多淤积 0.039亿 m3;各方案间相差 80万～210万 m3。水库泥沙淤积洲头推进速度差异不大,低方案略快。水库运用 100年,各方案淤积洲头距坝里程在 13.6～17.7km之间。各方案淤积对水库调节库容的损失都较小,水库运用 30年,1321m、1326m、1328m、1330m方案调节库容损失率分别为 0.42%、1.18%、3.16%、5.13%。

水库淤积回水对锦屏二级电站厂房的防洪影响,计算了水库运行 30年、遭遇锦屏二级电站厂房的设计洪水和校核洪水的水库回水水面线,结果表明:1321m方案对锦屏二级厂房设计洪水位、校核洪水位无抬高,对锦屏二级厂房防洪无影响;1326m方案分别抬高 0.34m、0.41m,对锦屏二级厂房防洪影响较小;1328m方案分别抬高 0.64m、0.71m;1330m方案分别抬高 1.05m、1.08m。

综上所述,从工程泥沙的角度而言,由于上游锦屏一级水库拦沙,进入官地水库的泥沙大量减少,使官地水库泥沙淤积的年限延长,对于各汛期排沙运用水位方案,在水库运用 100年内均不会出现坝区泥沙问题。从对上游锦屏二级电站厂房防洪的影响考虑,汛期排沙运用水位越高,对厂房的防洪影响越大。但随着官地水电站汛期排沙运用水位的提高,考虑对锦屏二级水电站回水对电量的影响后,两电站年平均发电量仍然在增加,其中汛期排沙运用水位1326m方案比 1321m方案年平均电量增加1.84亿 kW·h左右,汛期排沙运用水位 1328m方案比 1326m方案年平均电量增加 0.51亿 kW·h左右,汛期排沙运用水位 1330m方案比 1328m方案年平均电量增加 0.26亿 kW·h左右,因此,从尽量减小水库回水对锦屏二级电站厂房的防洪影响和增加官地电站的发电效益等因素综合分析,推荐官地水库汛期排沙运用水位为 1328m。

2.3 装机容量的调整

在重编可研阶段拟定了三个装机容量方案进行比较:(1)以原可研阶段的 1800MW为下限方案,装 5台单机容量 360MW的水轮发电机组;(2)由于死水位和汛期排沙运用水位由可研阶段的 1321m调整到本阶段的 1328m,相应额定水头由 109m调整到 115m,考虑水轮机组运输条件与原可研阶段一致,相应的水轮机参数基本相近,单机容量由360MW调整到 380MW,再考虑增加一台机,相应的装机容量由 1800MW方案增大到 2280MW,以此作为方案二;(3)考虑官地水电站与锦屏一、二级电站装机年利用小时数基本一致和发电流量的协调关系,将装机容量再增大到 2400MW方案,以此作为方案三。各装机容量方案均采用混流式机组。

从各方案的水能资源利用率分析,锦屏一级电站建成后,各装机容量方案的水量利用率在 78%～85%之间;当上游再出现两河口电站后,各装机容量方案的水量利用率在 85%～91%之间;南水北调西线一期工程建成后,各装机容量方案的水量利用率在 86%～92%之间。各方案的平、枯水期电量基本相等,扩大装机规模仅增加汛期电量,水资源利用程度明显提高。

从电站静态投资及动能经济指标分析,各方案的单位千瓦投资在 4432～5328元之间;单位电能投资在 0.868～0.953元之间。从补充单位千瓦投资指标分析,从方案一的1800MW增大到方案二的2280MW,补充单位千瓦投资仅 1370元;从方案二的 2280MW增大到方案三的 2400MW,补充单位千瓦投资 3229元。从补充单位电能投资看,上游出现锦屏一级电站后,方案一、方案二之间的补充单位电能投资为 0.812元,低于电站本身的单位电能投资;方案二、方案三之间的补充单位电能投资为1.427元,略高于电站本身的单位电能投资。当上游再出现两河口水库电站时,方案一、方案二之间的补充单位电能投资为 1.008元,略大于电站本身的单位电能投资 0.868元,方案二、方案三之间的补充单位电能投资为 1.928元,高于电站本身的单位电能投资指标。但从社会边际成本来看,装机容量2400MW方案仍是可行的。

从系统情况分析,官地水电站与锦屏一、二级电站联合运行并具有年调节能力,其装机容量适当增加,可以减少系统其它水电站的汛期水电弃水,替代系统火电电量。因此,从满足系统电力电量需要考虑,适当增加装机容量是可行的。对各装机容量方案进行财务指标分析,按全部投资财务内部收益率10%测算经营期基础出厂电价,在各方案的资本金财务内部收益率大致相同的情况下,基础出厂电价以 2400MW方案最小。

将容量效益、电量效益、工程投资纳入综合经济指标中比较,计算的总费用现值成果表明,装机容量 2400MW方案的总费用现值最小。

综上所述,从各方案水能资源利用率、电站静态投资及动能经济指标、在电力系统中容量和电量发挥的作用等综合分析后,将官地水电站装机容量调整到 2400MW。

根据官地水电站的装机容量、厂址的地形地质条件、枢纽布置要求,从供电四川电网、电站运行灵活性和运输条件等因素分析,重编可研阶段拟定 4台、5台和 6台三个方案进行机组台数比较,各方案单机容量分别为 600MW、480MW和 400MW。

通过考虑厂房地质条件、厂房枢纽布置条件、机电设备运输及现场组装条件、动能经济指标,以及便于流域梯级电站联合运行等因素的综合比较,重编可研阶段推荐官地水电站机组台数为 4台。

3 枢纽布置调整

3.1 重编可研阶段的枢纽布置

重编可研阶段推荐的枢纽布置方案为碾压混凝土重力坝,右岸首部地下厂房布置,坝身采用 5个表孔 +2个中孔,底流消能,坝轴线方位 N12°E,在右岸 23号坝段转向为 N13°W与岸坡相接。

引水发电系统采用单机单管供水、“两机一室一洞”尾水的布置格局。进水口布置在坝前右岸(河湾凹岸)竹子坝沟下游侧,与大坝右坝肩相连,型式为岸塔式,接近正向取水。进水口前沿总长157.40m,顺水流方向长 30.00m,1～3号进水口底板高程为 1295.00m,4号进水口(考虑提前发电)底板高程为 1272.00m。4条压力管道平行布置,采用竖井布置方案,斜向进厂。厂房、主变室、尾调室三大洞室平行布置,尾调室为阻抗长廊形,与厂房两洞室中心间距 140.00m。首部式地下厂房安装 4台600MW的机组,机组安装高程 1196.80m,主厂房长度 159.50m,跨度 29.80m(吊车梁以上最大跨度31.90m),安装间长度 66.90m,副厂房长度17.00m,厂房总长度为 243.4m,最大高度 77.5m。尾调室与尾水洞的连接方式采用室内交汇方式,布置两个调压室,两条尾水洞。

重编可研阶段枢纽布置见图1。

3.2 枢纽布置调整的目的

在可研阶段(1997年),于地下厂区部位布置了两个地应力测点,采用孔径法进行测试。根据测试结果得到的回归最大主应力方向为 N74°～80°W,厂房纵轴线方位布置成 N60°E,与回归最大主应力夹角为 40°～46°。在重编可研阶段,根据厂房纵轴线与最大地应力小夹角、与主要结构面大夹角的原则,并考虑枢纽布置,将厂房主体洞室纵轴线方位调整为 N67°E,与回归的最大主应力夹角为 33°～39°,减小了厂房纵轴线与最大主应力的夹角,有利于地下厂房围岩的稳定。

重编可行性研究阶段,计划引水发电系统从第一年 10月厂房进厂交通洞、厂房上支洞开挖,到第六年 12月 31日第一台机组具备发电条件;大坝施工从第二年 2月坝肩开挖开始,至第六年 12月 31日厂房具备第一台机组发电条件时,大坝已浇至坝顶高程,第七年 4月大坝闸门安装完毕;导流洞于第六年 11月初下闸蓄水,第六年 11月～第七年 4月为其封堵时段,第七年 4月导流洞封堵完成。根据上述计划,第六年 12月 31日第一台机组具备发电条件时导流洞尚未封堵完成,此时发电需要采用导流洞闸门挡水,导流洞进口高程 1204.00m,考虑将导流洞挡水水头控制在 96～100m范围,初期发电水位定在 1300m,通过调节设置于大坝上的放空中孔工作闸门的开度来控制该时段库水位不低于初期发电水位 1300m、不高于 1304m。第一台机组发电后每 4个月投产一台机组,即第二、三、四台机组均在正常蓄水位发电。为满足初期发电水头要求,电站进水口采取高低布置,1～3号进水口底板高程为1295.00m,4号进水口高程考虑初期发电水头要求降低到 1272.00m,厂房进水口采取高低布置。

图1 重编可研阶段的枢纽布置

由于官地水电站地下厂房跨度大、地应力高(可研阶段实测最大主应力σ1=25.0～30.1MPa),地应力作为一个重要的荷载,地下厂区部位仅两个实测点显得较少,故在编制重编可行性研究报告编制的同时,我院在地下厂区增补了 3组地应力测点。由于重编可研报告编制完成时,3组新增的地应力测点尚未测试完成,故地下厂区地应力方向暂采用可行性研究阶段结论。重编可研报告审查后,新增补的地应力测点测试完毕。新增补的地应力测点同时采用了孔壁法及孔径法进行地应力测试,并采用了这两种方法对可研阶段测试的 2个地应力测点进行了复测。据对 5孔地应力测试成果的综合分析,采用孔壁法测得的最大主应力方向平均为 N38.5°W,孔径法测得的最大主应力方向平均值 N35.4°W,与可研阶段测得的地应力方向差距较大,如厂房纵轴线维持重编可研阶段布置,则厂房纵轴线与最大主应力的夹角为 74.5°(孔壁法)～77.6°(孔径法),厂房纵轴线与最大地应力方向夹角较大,对地下厂房的围岩稳定不利,因此,有必要调整重编可行性研究阶段的枢纽布置方案。

同时,重编可研完成后,根据工程实际情况,电站已不具备提前发电条件,故无需再布置高、低进水口,4个进水口可采用同一高程 1295m。

如上所述,重编可研后的枢纽布置调整主要是针对厂房布置及进水口高程进行的。

3.3 枢纽布置调整

针对上述情况,根据厂区地应力方向及主要结构面方向,拟定了四个枢纽布置方案进行比选:

方案一:为使厂房纵轴线与最大主应力方向夹角较小、与主要结构面走向有较大夹角,结合工程枢纽布置,拟定厂房纵轴线方位为 N 10°E。考虑进厂交通洞布置顺畅,并部分利用过坝交通洞,将安装间和副厂房的位置互换,安装间布置在靠山侧,副厂房布置在靠河床侧。该方案枢纽布置较紧凑,引水尾水系统布置较顺畅;厂房三大洞室较靠山外,地应力量值稍低,但厂房纵轴线与最大主应力方向夹角为48.5°(孔壁法)～45.4°(孔径法),且在主变室的北端 NNW～近 SN向的中陡倾角错动带密集,多数与洞轴线小角度相交,不利于厂房洞室群围岩的稳定。

方案二:将厂房三大洞室向山内平移 60m,同时将厂房纵轴线方位调整为正北向。该方案厂房纵轴线与最大主应力方向的夹角为 38.5°(孔壁法)～35.4°(孔径法),夹角较小,且主变室的北端也基本避开了密集的中陡倾角错动带,有利于厂房洞室群围岩的稳定。但该方案厂房纵轴线与厂区内优势结构面的夹角在 20°左右,三大洞室向山内平移,地应力量值也加大,对厂房边墙的稳定不利;而且由于厂房三大洞室靠近山内,引水系统布置困难。为了满足调保要求,3号、4号压力管道的内径需加大,分别调整为 12.4m和 13.2m,压力管道出现三种洞径,使施工复杂化。

方案三:在方案一的基础上,将厂房三大洞室向山内平移 30m,将厂房纵轴线方位调整为 N5°E;同时,为使进水顺畅,将电站进水口和坝肩分开,进水口向上游平移约 60m,前缘方位调整为 N62°E,为减少高边坡开挖,将进水口向山外适当前移。由于电站进水口与坝肩分开,故将挡水建筑物右坝肩 23、24、25号坝段的坝轴线方位调整为 NE12°,使大坝轴线整个拉直。

总体看,方案三厂房纵轴线与厂区内主要结构面走向的夹角为 25°左右,与孔径法实测的最大主应力σ1方向平均值的夹角为 40.4°,与孔壁法实测的最大主应力σ1方向平均值的夹角为 43.5°。厂房三大洞室向山内平移后,也在一定程度上避开了主变室北端密集的中陡倾角错动带。

上述三个方案主、副厂房按“一”字形布置,安装间和副厂房分别布置在主机间的两端,安装间布置在靠山侧,副厂房布置在靠河床侧。但在安装间范围内分布有 fx6009(N 65°W/NE∠70°～ 76°)、fx6010(N25°W/NW∠55°～60°)两条错动带 ,对岩壁吊车梁的开挖成型及使用安全不利。所以在方案三的基础上,拟定了方案四。

方案四:安装间布置在靠河床侧,副厂房布置在靠山侧(与重编可研方案副厂房和安装间位置一样),其余布置与方案三一致。

由于安装间比副厂房长,对方案四而言,安装间布置在靠河床侧,其水平埋深和垂直埋深均减小;进厂交通洞的进厂交叉口处于主变室北端密集的中陡倾角错动带范围内,需局部加强支护;进厂交通洞洞身跨过两条尾水洞和尾调交通洞,交叉位置的最小岩层厚度为 18.9～10.4m,小于一倍的最大洞室开挖高度,且交叉部位可能位于 F6陡倾角断层影响带内,工程处理难度大。

经综合比较,最终选定方案三为官地水电站推荐的枢纽布置调整方案。枢纽布置调整后的推荐方案见图2。

推荐方案的电站进水口和右坝肩分离,解决了进水口与大坝之间的施工干扰问题。由于不受进水口布置的影响,大坝轴线可不必折线布置,整个大坝轴线全部拉直,大坝整体布置简单。

图2 枢纽布置调整后的推荐方案

4 结束语

官地水电站可行性研究报告于 1998年 3月审查通过后,由于种种原因工程未能开工。2004年 5月,官地水电站进行重编可行性研究设计,由于雅砻江上游电站的修建,使官地水电站的死水位、汛期排沙运用水位抬高,额定水头增加,通过系统研究,重编可行性研究设计阶段将电站的装机容量从可行性研究阶段的 1800MW加大到 2400MW,提高了水能资源的利用率。重编可行性研究设计完成后,根据进一步实测的地应力资料,对枢纽布置进行了调整,调整后的厂区枢纽布置较好地协调了地应力及主要结构面对地下厂房洞室群围岩稳定的影响,同时,使大坝整体布置更加合理,引水、尾水系统布置更加顺畅。