吉沙水电站引水调压井设计

刘海峰，张红梅

（中国水电顾问集团北京勘测设计研究院，北京 100024）

1 工程概况

吉沙水电站位于云南省迪庆藏族自治州小中甸镇上吉沙村东侧1.5 km处的硕多岗河主河道上，总装机容量为120 MW(2×60 MW)，采用冲击式水轮发电机组，电站采用引水式开发，额定水头485 m，单机发电流量14.37 m3/s，水库正常蓄水位3132 m，死水位3123 m，引水系统总长约15.58 km，为长距离引水发电工程，采用一管两机的供水方式，引水系统建筑物由首部进水口、压力引水隧洞、调压井及高压管道 （包括岔管）等部分组成。

电站进水口采用岸塔式结构。压力引水隧洞纵坡i=0.0038，设计内水压力水头16～105 m，圆形断面，采用钢筋混凝土和喷混凝土两种衬砌型式，内径分别为3.3、3.9 m，相应流速3.36 m/s、2.41 m/s。阻抗式调压井布置于引水隧洞末端，圆形断面，内径7.5 m，井高104.11 m，阻抗孔直径1.6 m。高压管道全长约1074 m，采用斜井布置，设2条中平段，最大设计内水压力水头652.2 m，圆形断面，采用钢板衬砌型式，主管内径分别为2.6、2.3 m，相应流速5.41、6.92 m/s，支管内径1.4 m，流速9.33 m/s。

2 调压井的设置判别及其位置选择

根据DL/T 5058—1996 《水电站调压室设计规范》 （以下简称 “规范”）规定，符合不等式（1）时，应考虑设置上游调压室。

式中，Li为压力水道及蜗壳和尾水管 （无下游调压室时应包括压力尾水道）各分段的长度，m；H为电站设计水头，485 m。

本电站∑LiVi=54130， 40H=19400＜∑LiVi， 需设置上游调压室。

调压井位置宜靠近厂房，本电站将调压井的位置设于长引水隧洞的末端。

引水隧洞末端从地面地形上看，位于上、下两个陡崖之间，上部陡崖岩体有卸荷张拉现象，调压井布置应避开，选在上部陡崖偏下游位置，该位置围岩以结晶灰岩为主，岩石坚硬，弱风化，岩体稳定性较好，具备成井条件。

3 调压井的形式选择

调压井的形式应进行技术经济比较后确定。调压井选型的基本原则为:①能有效地反射由高压管道传来的水击波；②在无限小负荷变化时，能保持稳定；③大负荷变化时，水面振幅小，波动衰减快；④在正常运转时，经过调压井与压力水道连接处的水头损失较小；⑤结构简单，经济合理，施工方便。

基于以上原则，调压井设计比较了简单式、水室式和阻抗式3种形式。

（1）调压井小波动稳定分析。小波动稳定根据“规范”按式（2）计算托马稳定断面面积

式中，L为压力引水道长度；A1为压力引水道断面面积；α为调压井水头损失系数；H0为发电最小净水头；hw0为压力引水道水头损失；hwn为高压管道水头损失。取安全系数1.1，经计算调压井托马稳定断面面积为5.70 m2。由于本电站设计水头较高，如按计算所得托马稳定断面取值，调压井最高涌浪较高，同时为保证最低涌浪时不产生补水不足而出现露底现象，调压井高度增加较多，引水隧洞及高压管道设计水头也相应增加。因此，调压井井筒断面面积主要根据不同类型调压井的涌浪计算由限制波动振幅的要求控制。

（2） 调压井涌浪计算比较。根据 “规范”，简单式、水室式和阻抗式3种形式的最高、最低涌浪计算结果如表1。

（3）调压井形式比选。①简单式调压井，结构简单，水击反射条件好，但由涌浪计算可知，在3种类型调压井中，波动振幅最大，若要减小振幅，必须加大调压井的容积，增加工程造价。另外，简单式调压井水位波动衰减也较慢，而且在正常运行时，引水系统与调压井连接处水力损失较大，本电站为长引水、高水头电站不宜采用简单式调压井。②水室式调压井在，由1个上室、1个下室和1个断面较小的竖井组成。若上室底部与上游静水位在同一高程，上室最高涌浪取30 m，近似计算上室容积需7449.3 m3，与阻抗式调压井比，最高涌浪降低了2.7 m，但工程量增加很多。从施工角度来分析，调压井采用反井钻机开挖导井，自下而上扩挖，由调压井下部出渣，正常蓄水位以上未设施工支洞，所以专设上室将增加工程造价。同理，下室也不能有效减小涌浪振幅，却将增加工程造价。③阻抗式调压井，具有容积小、波动衰减较快、结构简单，正常运行时水头损失小等优点。从涌浪计算结果看，与水室式相比，最高涌浪相差不大，而工程量最省；最低涌浪振幅虽较大，但由于电站引水隧洞长，调压井底板高程与隧洞进口高差较大，故无需下室，亦能满足补水要求。调压井位置的地面高程高于最高涌浪水位，因此调压井可以采用露顶结构，施工和运行管理都较方便。

表1 不同形式调压井涌浪计算结果汇总

综上所述，调压井推荐阻抗式。

4 调压井的水力计算

4.1 过渡过程及涌浪计算

根据 “规范”涌浪计算公式初步计算，阻抗式调压井圆井断面初拟为内径D=7.0 m，断面面积A=38.485 m2，阻抗孔面积采用引水隧洞断面面积的23.5%，内径为D=1.6 m的圆形断面，引水隧洞纵坡i=0.0038，调压井布置基本满足稳定、涌浪及补水要求。

调压井在 “规范”第5.2.2及5.2.3条规定的计算工况下，最高及最低涌浪计算值见表2。

表2 调压井最高及最低涌浪计算值m

根据水轮机特性，对过渡过程中水击和涌浪的组合工况产生的调压井涌浪情况，进行了水力机械过渡过程仿真计算，计算采用优化方法进行了水轮机水压力和转速的迭代计算，先用进退法求出包含解的区域，然后用区域分割法求出解，初拟方案主要控制工况涌浪计算结果见表3。

表3 初拟方案调压井主要控制工况涌浪计算结果m

从表3可见，最低涌浪水位均高于按 “规范”规定计算工况的计算值，但最高涌浪水位比规范第5.2.2及5.2.3条规定计算工况的计算值高出约6 m，为降低最高涌浪水位一般可采取两种措施:增加阻抗孔水力损失系数和扩大调压井断面。计算分析表明，缩小阻抗孔，在引水隧洞内产生较大的水击压力，从而增加了引水隧洞投资。如将调压井直径增加到7.5 m（阻抗孔水力损失系数不变），则最高涌浪水位降低近5 m。当调压井直径为7.5 m时，把事故闸门井作为调压井处理，调整方案调压井的主要控制工况涌浪计算结果如表4所示。

表4 调整方案调压井主要控制工况涌浪计算结果 m

根据过渡过程仿真计算结果，调压井断面内径确定为7.5 m，断面面积44.18 m2，阻抗孔采用内径为1.6 m的圆形断面，面积为引水隧洞断面面积的23.5%。由表4可见，作为调压井的事故闸门井最高涌浪水位为3167.40 m，调压井最高涌浪水位为3167.31 m，发生在上游为校核洪水位，2台机同时从空载增至喷嘴全开带全负荷，当流入调压井流量最大时2台机同时事故甩全负荷运行工况。闸门井最低涌浪水位为3070.83 m，调压井最低涌浪水位为3070.91 m，发生在上游为死水位，2台机喷嘴全开，同时事故甩全负荷运行工况。调压井底板最小设计水头为6.4 m，满足规范要求。

调压井和事故闸门井的最高涌浪水位出现时间相差约1.5 s，最高涌浪水位差最大为0.09 m。因此，在调压井和事故闸门井之间不会长时间存在较大的压力差。

4.2 机组调节保证计算成果

经机组调节保证计算，机组的最大转速升高和配水管最大水压力升高均满足调节保证计算的要求。最大转速 （升高为23.94%），发生在上游校核洪水位，1台停机，1台事故甩66.0 MW负荷的工况。配水管最大水压力 （升高为599.87 m水头）发生在上游校核洪水位，2台同时事故甩额定负荷的工况。

根据计算结果，机组增加负荷控制的规则为:

（1）在任何上游水位时，2台机同时甩全负荷后，不允许两台机同时开始增负荷；在第1台机开始增负荷后131 s，第2台机可以开始增负荷。

（2）当上游水位高于3128 m时，2台机可以同时从空载开始增负荷。

（3）在上游水位低于3128 m时，机组必须相继开始增负荷，第2台机的等待时间大约在150 s左右。

小波动计算表明，本电站水轮机调节系统稳定性较好。应该指出，水轮机调节系统的动态特性还与许多计算中无法考虑的因素有关。因此，投运时仍然应该先整定保证能稳定的参数，然后通过试验确定合适的调节参数。

由于2台机组共用有压引水道、调压井和压力管道，由此相互之间会产生水力干扰。计算表明，机组间水力干扰明显，但因为本电站水头高，因此水压力波动和功率波动的相对值较小。

引水系统动态测压管水位计算表明，根据现有引水系统的布置情况，在引水隧洞和高压管道中均不会产生负压。值得注意的是高压管道的测压管水位变化情况与管道的损失系数、调压井的型式、阻抗孔的水力损失系数都有很大的关系。

5 调压井的结构设计

调压井采用阻抗式，井顶平台高程设为3170 m，底板高程3065.89 m，井身高104.11 m，中心桩号S14+467.393，调压井采用圆形断面，内径7.5 m，断面面积44.18 m2，阻抗孔采用内径为1.6 m的圆形断面。

调压井井筒围岩以结晶灰岩为主，岩石坚硬，弱风化，岩体稳定性较好，具备成井条件，围岩以为Ⅱ～Ⅲ类为主，局部为Ⅳ～Ⅴ类岩石。

调压井顶部及上部地面存在厚约8 m的崩坡积物，为了防止运行过程中崩坡积物滚落，破坏调压井和闸门井上部结构，设计对井顶上部崩坡积物进行清坡处理，清理方量约3.5万m3。

调压井下部围岩以Ⅱ类为主，局部Ⅲ类，单位抗力系数8～10 kN/cm3，具备较大的承载能力。中部3131.09～3141.09 m高程间围岩为Ⅲ～Ⅳ类，单位抗力系数2～5 kN/cm3，上部3141.09～3170 m高程间围岩为Ⅳ～Ⅴ类，单位抗力系数0.6 kN/cm3。根据调压井内水压力及围岩条件，上部30 m范围内施工期支护采用喷厚8 cm C20混凝土，锚杆φ22，长2.5 m，间、排距1.5 m的支护形式。下部采用随机锚杆支护。

为方便高压管道的运行维修和避免事故扩大，高压管道首部即调压井后设有1道快速事故闸门，闸门井中心桩号S14+472.943，位于调压井下游，与调压井结构连为一体。闸门检修平台与调压井顶面同高，露于地面，闸门孔口尺寸为3.0 m×3.3 m。

调压井采用厚80 cm钢筋混凝土衬砌，双层配筋。

对调压井应进行固结灌浆，其目的是加强围岩的整体性，提高围岩的承载能力，封闭裂隙，增加围岩抗渗能力，防止内水外渗，减少对厂房后边坡稳定及压力钢管安全的影响。固结灌浆设计根据围岩承受的内水压力，分高程段确定灌浆压力等级。固结灌浆孔孔径5 cm,深入岩石3.0 m，间排距3 m×3 m，梅花形布置。固结灌浆由下至上进行，调压井底座顶板的固结灌浆孔兼作回填灌浆孔功能，3141 m高程以上固结灌浆压力采用0.5 MPa，3141～3109.4 m高程采用1.0 MPa，3109.4 m高程以下采用1.5 MPa，具体灌浆压力值应根据技术规范要求通过现场试验确定。

6 结语

吉沙水电站调压井的过渡过程计算是在原设计高压管道 （1条中平段方案）的基础上进行的。开工后因受征地拆迁等众多因素影响，原高压管道工期已无法保证。为加快施工进度，保证发电工期，重新调整施工支洞的位置，增开进洞作业面，经业主审核同意施工单位提出的增加1条中平段方案，设计对施工详图进行了修改 （改为2条中平段）；但考虑到修改管线后水头损失变化不大，故未对修改方案进行过渡过程复核计算。