绩溪抽水蓄能电站下库导流泄放洞布置方案优化设计

2021-08-02赵瑞存

西北水电 2021年3期

赵瑞存

(1.中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司，杭州 311122;2.浙江省抽水蓄能工程技术研究中心，杭州 311122)

1 概述

安徽绩溪抽水蓄能电站总装机容量1 800 MW，安装6台单机容量为300 MW的可逆式水轮发电机组，单机额定流量为57.8 m3/s，额定水头600 m。枢纽建筑物主要由上水库、下水库、输水系统、地下厂房及开关站等组成，地下厂房采用中部偏尾布置方案。电站建成后主要服务于华东电网(江苏、上海和安徽)，在电网中承担调峰、填谷、调频、调相和事故备用等任务。

上水库位于登源河的北支流源头赤石坑沟林场一带，属于峡谷河道型水库，水库四周地形具有良好的封闭性，成库条件十分优越。坝址以上控制流域面积1.8 km2，总库容1 100万m3，正常蓄水位961.00 m，正常蓄水位以下库容1 021万m3，其中调节库容867万m3。

上水库按24 h暴雨形成的洪水量全部蓄于正常蓄水位961.00 m以上计算，200年一遇设计洪水位为962.99 m，2000年一遇校核洪水位为963.69 m，分别比正常蓄水位壅高1.99、2.69 m，上水库在不设泄水建筑物的情况下，坝高增加较小。因此，上水库不设泄水建筑物。

下水库位于登源河的北支流、赤石坑沟口，坝址以上控制流域面积7.8 km2，总库容1 250万m3，正常蓄水位340.00 m，正常蓄水位以下库容1 091万m3，其中调节库容903万m3。

下水库受地形条件限制，水库调节库容较小，无力承担下游防洪任务。而电站发电流量较大，6台机组满发流量约347 m3/s，相当于下水库千年一遇洪峰流量。需设置泄洪设施，避免洪水影响电站发电运行。下水库泄洪设施采用导流泄放洞结合开敞式竖井溢洪道的布置方式。导流泄放洞设置在水库较低高程处，主要用于及时排放入库洪水，使洪水尽可能少侵占调节库容，提高电站发电保证率。

2 下水库洪水调度及水损备用库容设置

下水库成库后主要防洪对象是位于赤石坑下游的安川村和位于赤石坑与逍遥河交汇口的鱼龙川村。通过对洪水调查资料的分析，该河道的安全泄量较小，仅约40 m3/s，防洪能力很低，约2～3年一遇。

2.1 下水库洪水调度

抽水蓄能电站发电调节水量是在上、下水库中循环使用的[1]。发电工况，每一时段库水位的变化随电站在该时段发电量的大小而定，抽水工况，每一时段的库水位的变化随电站在该时段抽水量的大小而定，但上下水库水位维持一个固定的关系。上、下水库水位关系见图1。当上下水库水位关系点落在该曲线右上区域，说明有洪水入库，需按洪水调度原则进行调洪；当上下水库水位关系点落在该曲线左下区域，说明天然径流不能弥补水库蒸发渗漏损失，电站发电可能需使用水损备用库容。

图1 上、下水库水位关系示意图

各频率洪水相应下库调洪成果见表1。通过下水库导流泄放洞预泄洪水，可以保证电站遭遇200年一遇洪水时仍正常发电。下水库洪水调度原则为：

表1 下水库调洪成果表

(1) 下库导流泄放洞泄流能力对洪水期发电存在一定影响；

(2) 当水库水位低于溢洪道堰顶高程340.00 m时，由导流泄放洞按前一时段(按1 h计)入库流量、导流泄放洞泄流能力和下游安全泄量(40 m3/s)三者的小值泄流单独泄洪；

(3) 当水库水位升至下水库溢洪道堰顶高程340.00 m时，关闭导流泄放洞，溢洪道自由溢流;

(4) 下水库水位低于342.16 m(P=0.5%洪水位)时，电站正常发电；

(5) 下水库水位升至342.16 m(P=0.5%洪水位)时，电站停机。

2.2 水损备用库容设置

本电站集水面积较小，需要设置一定的水损备用库容。通过对1972—2008年37 a水文系列进行补水量计算，考虑水库蒸发、渗漏等损失后，大部分年份的枯水期会发生天然径流不能补足水库蒸发、渗漏损失水量的情况，保证率P=95%枯水段，连续缺水7个月，需要补水量约为88.3万m3。

为弥补电站正常运行产生的蒸发、渗漏损失，电站共设置90万m3水损备用库容。根据上、下水库库容条件将水损备用库容分置于上、下水库，其中上水库27万m3、下水库63万m3。

2.3 电站建设对下游防洪的影响

由于下游河道防洪能力较低，需保证在遭遇20年一遇及以下洪水时，导流泄放洞和竖井溢洪道两处泄流设施的最大下泄流量均在40 m3/s左右。电站建成后赤石坑沟该段河道的防洪能力由现状的2～3年一遇提高到20年一遇。

3 原方案下库导流泄放洞布置及泄流能力计算

3.1 地形地质条件

导流泄放洞沿右坝头近SN向山梁布置，线路左、右侧均有近SN向冲沟切割，致使沿线山梁较为单薄，上覆岩体厚度25～55 m。基岩岩性为粗粒花岗岩，局部有细晶花岗岩脉穿插其间，岩石风化深、厚度大，洞身段围岩以强风化为主，全风化岩体仅在进、出口处分布，厚度一般为1.60～3.50 m，弱风化上段岩体仅在山脊洞深为75～170 m和洞深170～280 m等局部洞段分布。

全风化岩体洞段围岩为Ⅴ类，强风化岩体洞段围岩为Ⅳ类，弱风化上段岩体洞段围岩为Ⅲ2类，整个隧洞围岩以Ⅳ类为主，Ⅴ类和Ⅲ2类少量，围岩强度及类别低，成洞条件差，开挖边坡整体基本稳定，局部稳定性差。

3.2 导流泄放洞总体布置

导流泄放洞与竖井式溢洪道分开布置，单独设置出口。根据施工期导流并考虑后期改建要求，导流泄放洞断面为城门洞形，断面为3.5 m×4.0 m(宽×高)，衬砌厚度为0.8 m，中部设一道事故闸门，闸门孔口为3.5 m×4.0 m。导流泄放洞总长361.0 m。为满足运行期泄洪要求，事故闸门井下游洞段后期改建为钢板衬砌，圆形断面，内径1.9 m。出口锥阀直径为1.6 m，用以控制下泄流量。导流泄放洞原布置方案见图2。

图2 导流泄放洞原布置方案图单位：m

3.3 导流泄放洞泄流计算成果

泄放洞在泄洪过程中始终为有压流，按孔口自由出流[2]计算，其流量公式为：

(1)

式中：ω为出口断面积，m2；出口锥阀全开时ω=2.01 m2；H为出口以上水头，m。

μ为流量系数，其计算公式为：

(2)

式中：ω为出口断面积，m2；ζJ为局部水头损失系数；ωj与ωi相应流速之断面积，m2；Li、Ri、Ci分别为各均匀洞段之长度、水力半径、谢才系数。单位分别为m、m、m1/2·s-1。

经计算泄放洞泄流量公式

(3)

若泄放洞末端锥阀全开，正常水位340.00 m时，最大流量可达40.07 m3/s，满足下游河道的防洪要求。

4 下库导流泄放洞布置优化

可行性研究阶段竖井式溢洪道和导流泄放洞的出口均布置在全强风化粗粒花岗岩上(Ⅳ～Ⅴ类)，地质条件差，支护和衬砌工程量较大。招标设计阶段，为降低开挖支护风险，研究对导流泄放洞布置进行优化。

考虑溢洪道出水渠及导流泄放洞出口相距仅30～40 m，同时，从运行功能条件分析[3-5]，两者运行不冲突(即在正常蓄水位340.00 m以下由导流泄放洞单独泄洪，在正常蓄水位340.00 m以上由溢洪道单独泄洪)。招标设计阶段将导流泄放洞出口布置在溢洪道出水渠中部，即导流泄放洞与竖井溢洪道共用出水渠，导流泄放洞泄流经出口消能池消能后沿出水渠顺流至下游河道。

优化后的导流泄放洞长224.4 m，由进水口、洞身段、事故闸门井及出口消能工等建筑物组成，泄流能力保持不变。隧洞中部设一道事故闸门，出口设一个锥阀。平面上呈直线布置，方位角为N43.8°E，出口锥阀下游消能池与溢洪道出水渠边墙结合布置，泄流经消能池消能后通过共用的出水渠接入下游河道。导流泄放洞隧洞长度缩短136.6 m，降低了隧洞开挖风险，工程量及投资节约38%。

由于竖井式溢洪道与导流泄放洞均为单独泄洪，故泄流流态互不影响。泄放洞出口消能池结构与溢洪道出水渠边墙顺接结合布置，结构缝部位设置铜止水，结构稳定、安全。下库导流泄放洞出口与溢洪道出水渠结合布置详见图3。

5 影响分析及阀门选型优化设计

下库导流泄放洞泄流能力对洪水期发电存在一定影响。施工期考虑锥阀通径较大，阀体制造质量存在不可控性，在进行泄流能力对洪水期发电影响分析时，同步开展了阀门选型优化设计。

5.1 泄流能力对洪水期发电影响分析

根据下游河道防洪要求，结合阀门的制造水平，通过调整下水库洪水调度方式，研究缩小泄放洞出口阀门尺寸的可行性。在溢洪道及导流泄放洞布置均不变的情况下，通过改变泄放洞出口锥阀通径拟定3个方案，如表2。

图3下库导流泄放洞出口与溢洪道出水渠结合布置图单位：m

表2 比选方案统计表

各组合方案联合调洪成果见表3～5。

表3 方案1联合调洪成果表

表4 方案2联合调洪成果表

表5 方案3联合调洪成果表

根据计算成果，可知：方案1电站遭遇30年一遇洪水即需停机，日停机时间约0.03 h，减少日电量6.1万kWh，占日蓄能量的0.6%，停机标准较低。方案2导流泄放洞最大下泄流量为20 m3/s，常遇洪水对电站发电的影响较小，电站遭遇100年一遇洪水停机时间约0.08 h，减少电量15.02万kWh，占日蓄能量的1.4%。方案3最大下泄流量为23 m3/s，基本可以避免常遇洪水对电站发电的影响，电站遭遇100年一遇洪水停机时间仅约0.02 h，减少电量4.43万kWh，占日蓄能量的0.4%。

综合上述分析，为尽量减少洪水对电站发电运行的影响，并考虑阀体规模，推荐泄量为20 m3/s的方案。