大化水电站溢流坝段水平位移异常原因分析

沈 慧，王志远，黄武春

(1.国网电力科学研究院，江苏 南京 210003;2.广西桂冠大化水力发电总厂，广西 河池 530800)

大坝变形监测是大坝安全监测的重要组成部分。由于坝体变形直观可靠，其监测成果可直接评估大坝安全状况，故规范将变形监测规定为必测项目。正确掌握大坝变形规律对了解大坝工作状态，评估大坝安全状况有着重要的意义［1-5］。以往，人们对混凝土坝顶水平位移的常规认识是“在高温季节趋向上游，低温季节趋向下游”，这条规律在多数水电站大坝中具有普遍性，是合理、正确的;但大化水电站溢流坝段则出现了相反的异常现象，观测资料显示，溢流坝段水平位移在夏季温升时趋向下游，与一般混凝土大坝位移方向相反。由于早期人工观测精度低，测次密度小，难以发现其中不同的规律，加之设于溢流坝顶的引张线自动化观测系统曾出过故障，溢流坝段这种特殊的变形规律被认为观测资料“不可靠”而迟迟未得到确认。本文在复核数据的基础上，通过对大量实测资料的分析判断，证明大化水电站溢流坝段特殊的变形规律是真实存在的，它与坝基地质条件及电站运行方式有关，国内罕见。有限元计算也证明下游水位变幅大及坝基较软弱是造成夏秋季节大坝向下游变形的主要原因。

1 工程与地质概况

大化水电站位于广西大化县境内红水河中游，为红水河梯级规划中的第6个梯级电站，是一座以发电为主、兼有通航等综合利用功能的枢纽工程。正常蓄水位155.0 m，水库总库容8.76亿m3，正常蓄水位相应库容4.15亿m3，为日调节水库。

溢流坝全长228.4 m，共分12个坝段，13个溢流孔，其中4号、5号、6号坝段为混凝土空腹重力坝，其余坝段为实体重力坝，坝顶高程174.5 m，最大坝高74.5 m;厂房位于河床右侧，全长175 m，分5个坝段，最大高度83.3 m，基岩以下挖深36 m。由于汛期下游水位高，厂房为全封闭式，是我国挡水最高的河床式水电站之一。

大化水电站于1975年10月开工，工程分两期施工，1982年5月27日下闸蓄水，1983年12月第一台机组正式投产发电，1985年6月最后一台机组投入运行，1986年6月工程竣工。大坝自运行以来泄洪频繁，每年均发生大于10000 m3/s的洪水流量，闸门年均开启1100 余次泄洪或进行晚峰水位调节。坝址区地层为三叠系下统岩层，岩性为灰色或深灰色薄层泥岩与灰岩互层，性质软弱，抗冲、抗风化性能较差。由于构造挤压强烈，不仅有层间错动和层间挤压破碎带，而且岩体内各种断裂均较发育。

溢流坝段基本开挖至弱风化岩体，但岩体为薄层状软硬相间岩层，受结构挤压强烈，各类陡倾角断裂和缓倾角断裂十分发育，岩体完整性较差。厂房基础亦置于微风化岩体上，但该处岩层陡立，层间结合较牢，地基允许承载力能满足厂房对地基的要求。河床坝基断裂仍然发育，但宽度不大，沿断裂带形成的风化槽规模短小，总体看岩体较完整。为提高溢流坝防渗性能，在坝前设置了防渗铺盖，在铺盖廊道内进行帷幕灌浆。

2 水平位移变化规律分析

2.1 观测设施布置

坝顶水平位移观测包括视准线、引张线和垂线等设施，其中溢流坝段引张线EX2 全长249.3 m，设在高程172.9 m 电缆廊道内，共布设14个测点。引张线右端点用PL2和IP5垂线组观测，左端点用PL5和IP10垂线组观测。5号墩下游侧(坝下0+38 m)的PL3和IP7垂线组、10号墩下游侧(坝下0+30 m)的PL4和IP8垂线组单独观测坝体挠度。引张线和垂线观测布置见图1。

图1 引张线及垂线观测布置(单位:m)

2.2 水平位移规律

大化水电站溢流坝段和厂房坝段坝顶均布置了引张线，但测值过程线形态相反，粗看大致是“峰谷相对”。详细分析，有以下一些特点:

a.溢流坝段夏秋季节高水位期趋向下游，冬春季节低水位期在温降时趋向下游，温升时趋向上游，看上去形似一个“山”字，每年如此，以2007年最为典型，见图2。

b.溢流坝段引张线相对位移只在夏季呈半个“正弦曲线”，冬季则基本保持水平，见图3。

c.引张线两端点的位移测值(即靠近厂房的1号坝段右边墩和12号坝段左边墩)与中央溢流段有差异，1号坝段位移测值与厂房坝段测值接近。

d.厂房坝段的变形规律与一般混凝土坝相同，低温季节向下游位移，高温季节向上游位移，但变幅与同类型水电站相比特别小。经统计，EX101～EX105 在1996—2011年期间的多年平均年变幅依次为3.85 mm，3.84 mm，3.66 mm，3.24 mm 及2.96 mm，对一座高度达83 m的河床式厂房坝段来说，年变幅还不到4 mm;而国内河床式电站如浙江富春江电站［6］，厂房段高57.4 m，坝顶位移多年平均年变幅为6.1～7.4 mm(2001—2005年);宁夏青铜峡电站［7-8］，坝高42.7 m，厂房段高42.7m，坝顶位移多年平均年变幅为4.1～9.2 mm(1995—2005年);山西天桥水电站，厂房坝段高度41.5m，坝顶位移多年平均年变幅8.23～8.76 mm(1996—1999年，均同为引张线自动化测值)。

3 异常位移规律成因分析

3.1 资料可靠性分析

由于溢流坝段异常的位移规律，也曾怀疑过原始资料的可靠性，因此在分析之前，首先对水平位移观测数据可靠性进行了考察。

图2 溢流坝引张线绝对位移过程线(向下游为正)

图3 水平位移实测过程线

溢流坝172.9 m 高程引张线EX2 于1996年安装，并实现了自动化监测［9］，2004年1月至2006年4月，因设备故障处于停测状态，2006年6月系统改造，恢复测量，同时保留人工比测。从引张线本身测值来看(不考虑两端垂线)，2002年以前测值变幅明显偏小，年变幅只有1 mm 左右，虽然它的规律也是夏季向下游，冬季向上游，但其绝对值形态被两端点垂线的规律性所掩盖;加之2004—2006年的测值中断，位移规律似乎是从2002年开始发生了变化，实质是1996—2001年间系统故障所致，2002年电厂发现后进行了修正，此后恢复正常。2009年6月27日至2009年7月31日期间引张线线体不自由。除去这些不正常时期的数据，引张线测值规律性很好，人工与自动化观测成果一致，且垂线和引张线两种相互独立的观测设施测得成果一致，资料可信，详见图3(图中PL3为溢流坝4号坝段正垂线绝对位移)，可看出其变化规律同样为夏秋季节趋向下游。

3.2 定性分析

引起混凝土坝变形的主要因素有水压力、扬压力、泥沙压力和温度等，要解释大化水电站溢流坝段异常的位移现象，可按照统计模型的分量形式将位移分为3 部分:水压分量、温度分量和时效分量。这里暂不考虑时效变形，先从温度和水压两方面来分析。

3.2.1 温度变形

大坝温度变形值取决于上下游坝面的温差，亦即上游库水温和下游面气温的差异。对绝大多数河床径流式水电站来说，由于库水位变动极小，气温形成的位移占支配地位，高温季节时坝顶趋向上游，低温季节时趋向下游。大化水电站则不同，下游水位变化幅度很大，并呈明显的季节性。观测资料显示，1996—2010年期间在冬季1月和2月历年最低水位平均值为123.66 m，与库水位相差30 m 左右，所以这时上下游坝面温差较大，温度位移比较显著;到7月和8月持续泄洪时，下游水位升高，历年最高水位平均值为147.57 m，上下游水位仅相差10 m 左右，由于水位差小，上下游坝面温差也小，坝体温度分布比较均匀，温度变化影响同样也小，所以夏秋季节坝顶温度位移较小。这点可从厂房坝段位移变幅值偏小得到验证。如前所述，大化水电站厂房坝段的位移平均年变幅不到4 mm，主要原因就是夏季上下游温差小的缘故。

3.2.2 水压变形

红水河水量丰富，大化水库年径流量达632.60亿m3，水库总库容8.76亿m3，正常蓄水位相应库容4.15亿m3，库容系数小于1%，只具有日调节性能，因此库水位十分稳定。1996—2010年期间平均年变幅仅2.04 m，多年平均库水位154.43 m。相比之下，大化水库下游水位变化很大，与稳定的库水位形成极大反差，在国内也是罕见的。下游水位最低值为1984年的117.73 m，最高值为1988年8月31日的157.57 m，比当日库水位仅低1.2 m，1984—1995年期间下游水位平均年变幅为31.65 m，是库水位变幅的15 倍。

1992年上游岩滩电站水库蓄水后情况有所缓和，1996—2010年期间平均年变幅为24.32 m，比前期减小约7 m，期间年最高水位平均值为147.57 m，最低水位平均值为123.66 m，但1996年下游百龙滩水库蓄水后(正常蓄水位126 m)，下游水位平均值比前期有显著抬高，年平均值由124.62 m 升至1996年的131.62 m，此后基本维持在130 m 附近变化，其对坝体变形的影响不可忽视。

溢流坝坝顶引张线与下游水位过程线有明显的相关性，经计算EX209 与下游水位的日平均值在2007年简单相关系数高达0.787，这很容易联想到下游水位起主要作用。分析认为，溢流坝在夏秋季节倾向下游除与下游高水位有关外还与溢流坝坝体结构形式有关，下游水压对坝体有一个水平向合力使坝体倾向上游;但同时它垂直于溢流坝面和护坦的作用力所产生的力矩则使坝体向下游转动，如图4 及图5 所示。一般重力坝非溢流段下游坡很陡，在1 ∶0.7 左右，作用在下游坝面的垂直力很小，但对大化水电站溢流坝段来说竖向力不能忽视。尤其因基岩比较软弱，在高水位时会产生较大沉陷变形，进而导致坝体变形转向下游，使坝顶向下游位移。

图4 溢流坝7月下游最高水位水压及温度荷载示意图(1996—2010年)

在高温季节坝体的温度位移仍然存在，并且指向上游，但它相对比较微弱，小于水压位移，在夏秋季节成为次要因素。

引张线两端点即靠近厂房的1号坝段右边墩和12号坝段左边墩坝段与中央溢流坝段有差异，这是因为它们的下游边界条件和中央溢流坝段不同，受下游水压力的影响相对较小。厂房坝段主要以温度变形为主。

图5 溢流坝1月下游最低水位水压及温度荷载示意图(1996—2010年)

中央溢流段的位移形似“山”字可以解释为:夏秋季节以水压位移分量为主，上下游水压分量均指向下游，坝体向下游位移;冬春季节以温度位移分量为主，也指向下游，坝体也向下游位移，只是位移不明显，使原本的“正弦曲线”变成了“山”字形曲线。

溢流坝段相对位移在冬春季出现“水平段”则说明，冬春季由于水压影响小，中央溢流坝段的位移与两端点变形规律相同，同步变化，所以呈“水平”状。相对位移更能反映溢流坝段本身变化规律，因为它没有叠加两端点的位移，如图6 所示。

图6 溢流坝段引张线变形规律示意图

曾对大化水电站溢流坝段引张线观测数据进行统计模型分析，试图分解出水压变形和温度变形，但由于下游水压因子和温度因子具有较高的相关性，简单相关系数为0.42，采用逐步回归以及偏最小二乘回归计算，分解效果均不理想。对这种冬春季节下游低水位期以温度变形为主，夏秋季节高水位期水压变形占优势的大坝，统计模型难以发挥作用，因为找不到一个合适的模型表示两种规律。

3.3 有限元计算

为验证上述分析结论，对溢流坝主河槽部位7号坝段进行了三维有限元计算。计算模型网格剖分情况见图7，单元数21948，节点数25183。坝体的上下游方向各取约1 倍坝高，地基深度亦取约1 倍坝高。坝体及地基均假定为线弹性材料，其材料特性参数分别为:混凝土弹性模量26 GPa，灌浆帷幕弹性模量20 GPa，混凝土泊松比0.167，地基泊松比0.25，地基弹性模量取3 组进行分析，见表1。

图7 溢流坝7号坝段有限元计算网格

表1 不同地基弹性模量下有限元计算成果对比

假定上游水位不变(取多年平均库水位154.43 m)，下游水位分别取历年平均高水位147.57 m和历年平均低水位123.66 m，计算了3 组不同地基弹性模量下的水平位移，结果如表1和图8 所示。

图8 坝体水平位移等值线(单位:mm)

有限元计算结果显示了水压作用下坝顶水平位移的变化。可以看出，当地基弹性模量从2 GPa 变化到5GPa时，下游水位的升高引起坝体向下游的位移增量为4.88～1.87 mm。经统计，大化水电站溢流坝7号坝段坝顶引张线多年平均年变幅4.48 mm，虽然该值包含了水压、温度及时效位移在内，不便和有限元计算成果直接进行对比，但至少有一点可以证明，当下游水位升高时，坝顶水平位移增量是指向下游的。因地基软弱，泄洪季节下游水位的垂直分量使坝体和基础下沉，由于坝踵处经过帷幕固结灌浆等处理，上下游基础的刚度可能有一定差别，从而产生不均匀沉陷，基础向下游倾斜，其量值大于大坝温度变形产生的位移量，表现为坝顶向下游移动。在方案3 中，若降低帷幕弹性模量，取5 GPa 计算，在下游水位为147.57 m的情况下，坝顶向下游位移量由2.71 mm 减小至2.12 mm，说明上下游基础刚度的差别对坝基转动量确有影响。有地质资料［10］显示，大化水电站地基变形模量在2.7～5.0 GPa，比较低，上述计算在一定程度上对该量级作出了验证。

4 结 论

a.河床式电站在上游水位基本不变而下游水位变幅很大的条件下，夏季泄洪时溢流段成为“潜堰”，水重作用在溢流面和护坦上使坝体和基础下沉，并使坝顶向下游位移。

b.温度对位移的影响反映在水位变化引起下游侧的温度变化。夏季高水位工况下，因下游水位升高，溢流坝段处于“浅堰”状态，坝体温度分布较均匀，上下游温差降低，进而使温度分量减小。

c.坝踵处经过帷幕固结灌浆等处理，使上下游基础的刚度有一定差别，从而在水荷载作用下产生不均匀沉陷，基础向下游倾斜，使坝顶向下游变形。

d.所谓“异常”的位移不能用常规大坝位移规律分析时，不应轻易否定资料，而应结合具体情况在复核数据的基础上根据大坝当时的荷载和上下游边界条件等因素对位移的影响作综合研究。大化坝顶位移变幅较小，以往人工观测资料数据密度低，精度有限，难以发现其中不同的规律，而在自动化观测条件下，数据密度、精度都大大提高，这为研究大坝变形规律，掌握大坝工作性态起到重要的作用。

［1］吴中如，沈长松，阮焕祥.水工建筑物安全监控理论及其应用［M］.南京:河海大学出版社，1990.

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［3］彭虹.再谈变形监测自动化中的几个问题［J］.大坝与安全，2008(5):22-28.

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［7］青铜峡水电站观测资料延长期补充分析报告:1984—1989年［R］.南京:能源部南京大坝观测资料分析中心，1990

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［9］刘观标，王志远，罗昌.大化大坝监测系统更新改造及自动化系统设计［J］.水电自动化与大坝监测，1998，22(5/6):4-7.

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