白梓桥水电站设计总体方案优化

严士缠

(深圳市环境水务有限公司，广东 深圳 518013)

1 概 述

白梓桥水电站位于都柳江上游，在贵州省三都县县城下游至拉揽乡河段上，1999年珠江水利委员会同意近期兴建。梯级可利用河段10 km，水头28 m，是以发电为主、兼顾养殖、旅游及航运等综合利用的水利水电工程。三都县是我国惟一的水族自冶县，县内没有1座骨干电站，严重影响了县域经济的发展，也关系到一个区域的脱贫问题。开发水电是利用当地优势资源、解决近期发供电矛盾、增加并带动域内经济规模增长的重要举措。

2001年5月，经省有关部门审查批复同意项目可行性研究报告。电站为坝后引水式，拦河坝为浆砌石重力坝，设计坝高34 m，正常蓄水位381.2m，总库容984万m3，利用水头24 m，装机容量3×2 100 kW，年发电量2 819万kW·h；因投资指标超过3元/kW·h，多方设计仍难以开工建设。2005年引进社会投资后，对电站总体方案进行优化，重新编制可行性研究暨初步设计报告后得到开发。

2 原可研方案存在的主要问题

经对原审批可行性研究报告分析，原设计方案为小(1)型水库、坝后引水式日调节径流电站基本合理，但挡水工程投资占比过大，水能资源利用不足。

一是水库总库容超1 000万m3，电站装机容量6 300 kW，主要建筑物规模等级不匹配。水库淹没专项设施主要是在坝前2 km国道，改建量大。

二是工程选址不理想。坝址河谷较宽，岩体风化深，提升水头坝高比较小，大坝土建工程量大。

三是水资源利用不充分。 总水头利用的85%，引用流量系数为1.1倍，水量利用率为52%，水能利用率只有32%。

四是机组台数多，机型适应差，效率较低，送出线路回路多。

3 总体方案主要优化措施

工程以控制单位千瓦投资和单位千瓦时投资指标为目标开展总体方案优化。

3.1 工程规模等级匹配与设计洪水标准选择

根据流域规划调整意见，本工程开发河段为三都县城至拉揽乡之间约10 km河段，末端流域面积1 580 km2，多年平均年径流量11.01亿m3。上游梯级为官塘水电站，设计尾水位385.40 m，拉揽乡河段规划尾水位357.2 m，水能资源理论蕴藏量0.88亿kW·h。两岸为峡谷，河道平均坡降0.25%，最大可能库容约1 500万m3，库容系数小于1.5%，为径流式水电站，可开发装机容量10 MW左右。

河道弯道地段落差集中不明显，且有通航规划，适合建设坝后径流电站。坝后式水电站投资指标主要受水库投资变幅控制，如何控制水库规模是关键。由于资源条件限制，本项目水库和装机规模只能做到均为小(1)型水库坝后电站，初拟库容规模不超过1 000万m3，水电站规模不小于10 MW。

因此，白梓桥水电站初拟属小(1)型水库电站， IV等工程。工程主要建筑物为4级建筑物，坝址流域面积1 560 km2，大坝洪水标准设计为30 a一遇，洪峰流量3 578 m3/s，下游水位371.74 m；校核为200 a一遇，洪峰流量5 584 m3/s，下游水位374.33 m。厂房洪水标准设计为30 a，尾水位366.24 m；校核洪水100 a一遇，洪峰流量4 845 m3/s，尾水位367.19 m。

3.2 优选新坝线并优化总体布置方案

在原设计坝线上游1.7～2.7 km河段存在S型弯道，其中下弯道为右岸凸出山脊弯道，适合布置厂坝分离式坝后水电站。

坝址处于原初设推荐坝址上游2 km处，距县城约8 km的321国道K1070+300 m处，为不对称U形横向河谷。河床大部分为基岩出露，高程约360 m，宽约65 m，两岸坡度在45°～70°之间,洪水位以下基岩出露。经勘测，坝顶高程与321国道高程为386.5 m，坝顶为谷宽约120 m，河谷两岸山岭海拨多在400～500 m之间。区域位于背斜翼部，岩层为中厚层绢云母粉砂质板岩，倾向右岸，产状N15°E,SE∠38°～43°，无不利构造，只有厂房附近F3断层斜穿影响。

与原坝址比坝高减少3.5 m，坝顶长度缩短23 m，正常蓄水位可以提高3.20 m。

引水隧洞布置于右岸全长176 m，围岩岩性为中厚层板岩夹砂岩，产状N5°W,NE∠43°。除进出口55 m为弱风化Ⅳ类围岩，中部108 m为Ⅲ类围岩。经调节计算，仍可以不设调压井，结合厂房尾水清理沿洞获得的水头超过4 m。

厂房布置于下游300 m右岸边河湾深潭处，河滩开阔，施工布置方便。厂房区发育F3逆断层，其产状N5°E,NW∠45°～50°，影响带宽10～15 m，河床砂砾石厚度约2～5 m，斜坡上覆粘土层厚1～3 m，岩层强风化厚4～7 m。建基面高程为357 m，为弱风化基岩，岩性为中厚层板岩夹砂岩，产状为N5°W,NE∠25°，经处理满足持力层要求。

厂房尾水位与原厂房之间约2 m落差，主要集中在厂房深潭末端淤积浅滩；其他地段坡降平缓均匀，只有4～5处岩埂需要清除。结合规划航道整治要求对尾水河道进行疏浚，疏浚工程量约3万m3，尾水位比原厂址增加不到0.3 m，仍取设计尾水位357.20 m(见图1)。

3.3 优化动能开发利用

坝址多年平均流量34.47 m3/s，Cv=0.26，Cs=2Cv，水位360.00 m，厂址水位357.20 m。多年平均径流量10.8亿m3，丰枯比82/18，枯水期径流较少。

3.3.1 特征水位

(1)设计洪水位。项目回水末端为县城，县城规划设计防洪标准为30 a一遇，防洪控制断面都江路口堤顶高程389.40 m。考虑泥砂淤积20 a后，采用伯努利方程反推坝前设计洪水水面线，回水位与都江路口天然洪水位尖灭，求得电站设计洪水位为382.55 m。

(2)正常蓄水位。为改善电站保证出力和增加枯水期电能，为充分利用水头，应与上游已建官塘水电站正常尾水位385.40 m衔接，兼顾两梯级电站区间存在把本水文站和下坝桥橡胶坝要求。经回水计算并与复核水位库容曲线对接后，不改变工程等级标准，拟定正常蓄水位为384.40 m，正常水位库容992万m3。

(3)校核洪水位。为不影响水库规模等级标准，通过调整溢洪道尺寸，限制水库校核洪水位不超过正常蓄水位即384.40 m，可取得最小坝高，减少大坝工程量。

3.3.2 可用水量

预测规划水平年新增耗水量1.13 m3/s，生态用水量1.56 m3/s，可利用多年平均流量31.78 m3/s，丰平枯年可供发电平均流量分别为43.35、31.09、20.89 m3/s。远期上游泠水沟中型水库建成后，有利调节水量、削减洪峰流量，可用水量和水头可略有增加。

3.3.3 利用水头

考虑汛期限制水位日调节运行需要，调节库容不小于100万m3，选择死水位380.00 m，调节库容410万m3。考虑引水道水头损失后，得到最大/最小运行水头26.79 m/20.13 m，汛期加权平均水头23.66 m，全年加权平均水头24.40 m。

3.3.4 总结

按照引用流量系数与水量利用率、设备利用率及水能利用率的关系，选择引用流量为53.5 m3/s，装机容量10 MW，保证出力1 300 kW，多年平均发电量3 725万kW·h,水量利用率64.5%，水能利用率44.5%；与原方案比较明显增加，处于较合理区间。

3.4 减少机电台数和送出线路回数

项目原设计采用3台轴流式水轮发电机组，经比较不同水轮机型号和台数，优化选择2×5 MW混流式HLA551C—LJ—200水轮机配SF50—28/3350发电机组，机组运行工况性能更好，效率较高。选定机组额定水头24.4 m，额定流量25.92 m3/s。 由于厂网分开，取消直供电送出功能，将原设计3回35 kV及3回10 kV送出线路优化为1.5 km双回35 kV送出线路并网至县电网，保留10 kV施工供电线路作为备用电源。选用主变压器1台容量12 500 kVA，以扩大单元方式接线。电气系统布局得到大大简化，节约了投资和运维成本。

3.5 工程布置与效益

经设计优化布置，该坝线避开了原坝前国道淹没段，库区为河道型水库，无矿产压覆，除两座小型木材厂外，无厂矿、文物古迹淹没；浸没321国道约0.8 km，淹没耕地46.12亩，林地76.50 亩，间接移民60人，库区淹没移民指标合理。

大坝为钢筋混凝土包细石混凝土砌石坝，坝顶高程386.5 m，坝基主建基面高程360 m，深槽部分建基面高程356 m，最大坝高30.5 m，坝顶长度126 m。坝顶宽5.0 m，上游坝坡铅直，下游坡度1∶0.8。溢流坝段位于坝体中部偏左岸，长79.5 m，设5孔弧形工作闸门，每孔净宽12.0 m，堰顶高程369.00 m，孔口12.0 m×15.4 m。堰面为WES曲线，后接R=10.0 m的圆弧进入消力池。

经优化坝体细石混凝土砌块石工程量减少28%，溢流堰混凝土减少77%。溢流孔口减少2孔，且采用深式闸门，发电取水口设置高于溢流堰顶高程，取消了冲砂放空底孔。闸门启闭设备减少3套，金属结构工程量只增加约130 t，但运行维护管理方便。

引水隧洞采用有压隧洞，采用“一洞双机”、“一坡到底”方式布置，采用圆形全断面钢筋混凝土衬砌；根据动能经济比较选择内径5.0 m，设计流速2.73 m/s。进水口为岸塔式结构，位于右岸坝前小冲沟处下游侧，进水口高程设为371.5 m。断面经调保计算可不设调压井。

主厂房经优化布置2台水轮机发电机后，机组间距为10.0 m，主厂房净空尺寸为：L×B×H=37.82 m×16.1 m×31.20 m，除长度增加7 m，高度、宽度与原方案相当。尾水管底板高程为353.00 m，设计安装高程定为359.00 m，水轮机层高程为362.00 m，发电机层高程为368.00 m，副厂房、室内开关站布置于主厂房上游侧。

电站经优化装机10 MW，增加42%，年发电量3 725 kW·h，增加32%，单位千瓦投资6 896.26元/kW，单位千瓦时投资1.96元/kW·h，降低50%。

项目2006年开始施工准备，2007年可研暨初设报告取得审查同意，因区域涉高速、高铁等布局调整影响， 2010年批复兴建，2013年投产发电。虽推迟建设投产，物价上升，投资增加到8 227万元，经济指标仍较好，经受多次超设计洪水考验，安全可靠，发电量超过设计；如结合上游水库建设和洪水资源化利用，效益将有较大提升空间，社会经济效益良好。

4 结 论

(1)本项目建设，用好自然条件，提升资源综合利用水平，进行设计总体方案优化，取得较好的度电投资指标，满足投资决策要求。

(2)河床式坝后电站多为日调节水电站，水库大坝投资高低，是投资效益指标的主要影响因素；电站装机与水库规模等级匹配，甚至尽量降低水库规模等级，减少单位装机容量淹没指标，提高水头坝高比，有利于均衡技术经济指标，降低开发难度。

(3)与大电网联网运行水电站网内水电装机比例下降，适当减少装机利用小时数提高水能利用率，可显著提高水能资源可开发性。减少机组台数与送出线路，有利于简化设备系统布局和运行维护成本。