黄果树电站首部大坝右岸渗漏处理工程综述

李新华

（云南兴电集团有限公司，云南 文山 663000）

1 黄果树电站工程简介

黄果树电站位于云南省文山州富宁县与麻栗坡县交界的南利河下游河段，是南利河干流水能规划中的第 3 个梯级电站[1]，地理坐标为东经 105°14′28″，北纬23°26′30″，电站距文山州府所在地文山市181 km，距昆明563 km。

电站开发方式为坝后式电站，主要由首部枢纽、引水系统、地面厂房及升压站3 部分组成。水库属中型水库，总库容为 3197.70 万 m3，有效库容约 681.8 万m3；大坝为埋石混凝土重力坝，坝顶高程700.56 m，坝顶长184.4 m，最大坝高为65.5 m，设有3 道底孔，两道表孔[2]。电站总装机容量为2×12.5 MW，设计引用流量为78.4 m3/s，最大水头为48.11 m，额定水头为38.5 m，最小水头为34.60 m，年设计发电量为11 800 万kW·h，年设计利用小时数为4916 h。

2 首部枢纽区地质构造

首部枢纽区位于普阳断裂的南部，区域性田湾断裂由枢纽区坝轴线右岸通过，后跨河经厂房左岸山坡延伸，是枢纽区的主要地质构造。区内呈东西向延伸向北东扭动，为压性左行方式扭动断裂，断层面在坝址一带倾向南至南西，倾角40°～50°。根据地表调查和钻孔探测发现，区域断裂（F25）由坝轴线右坝肩中部通过，断层倾向山内，倾角40°～50°，断层具压扭性质，断层破碎带宽一般5～6 m（右坝肩处），见断层泥和断层角砾岩等，破碎带具有向深部延伸、宽度逐渐变窄并尖灭的现象，影响深度在50 m 左右，断裂影响带两侧岩体较为破碎，节理裂隙较发育[3]。

首部枢纽区主要受普阳断裂及田湾断裂（F25）的控制、影响，岩层产状各异，变化较大。左岸岩层产状一般为 50°～100°∠5°～20°，近断层带岩层产状为 110°～150°∠20°～40°。右岸泥质条带灰岩产状一般为 150°～200°∠10°～35°，泥质粉砂岩产状为 140°～160°∠25°～35°。区内岩层产状的各异性，说明该区岩层具有随断裂构造的扭动而转的趋势，局部岩层具挠曲、柔皱[4]。据此，首部枢纽区为一顺河短轴背斜，背斜贯穿坝轴线，与F25 断层相交。受区内构造影响，地表岩石风化强烈、破碎、节理裂隙较为发育，裂隙面一般较为顺直和波状弯曲，倾角较陡，延伸长一般为5～10 m，裂隙间距一般为0.5～2.0 m，张开度一般为1～20 cm，为泥质、碎石充填型裂隙，随深度加深，裂隙渐趋闭合。据统计，较发育的节理裂隙主要有：0°～55°∠66°～85°、210°～235°∠70°～87°、80°～100°∠70°～85°和 270°～330°∠48°～80°。

3 坝基岩体渗透性情况

坝基布置的6 个钻孔资料显示，坝基岩体渗漏主要存在于中等透水带内，分布高程在631.89～687.09 m，两岸地下水位埋深不一，高程在647.04～679.43 m，局部形成地下水凹槽，地下水位差异性大，表明坝区岩石透水性较强且存在不均匀性，坝基基础和坝肩存在绕坝渗漏问题和渗漏变形问题[5]。

4 渗漏情况及影响

黄果树电站2 号机组建成投产发电约1 个月后，电站水工值班人员在对大坝进行日常巡视检查过程中发现大坝右岸桩号为0+102.00—0+153.10 大坝坝基及右岸下游山体靠近下游水面地段约20 m的范围内出现局部渗漏情况，但渗漏量较小[6]。但在经历了两个主汛期之后，渗漏量逐步增大，特别是桩号为0+102.00—0+109.00 的坝基渗漏量增大较为明显。根据施工队伍的观测资料，水库在高水位运行时，最大渗漏水量约为2.0 m3/s。渗漏水量的增大不仅直接影响到大坝的安全稳定运行，还造成了较大的发电量损失[7]。

5 渗漏产生的原因及方式

为了弄清楚渗漏产生的原因及方式，主要围绕以下6 个方面来开展工作。

（1）通过询问电站水工人员、运行人员等，得知渗漏过程中水质的变化过程是由清水→浑浊→比较浑浊→清水；水量变化过程则是由小→大→稳定。

（2）查阅设计单位提供的设计成果资料、工程竣工资料、施工日志等。

（3）对渗漏情况进行实地调查了解。

（4）依据渗漏位置，在右岸坝顶及坝脚处布置勘探孔，并用丹红进行联通试验；右岸坝顶处共布置勘探孔11 个，平均深度51 m，钻孔底部高程平均在649.50 m 左右；右岸坝脚处共布置勘探孔14 个，平均深度24 m，钻孔底部高程平均在646.50 m 左右；从钻孔取样的岩芯揭示的情况来看，钻孔底部以下的岩层完整且无夹层。

（5）在适当时机降低水库水位观察渗漏情况。

（6）水库水位降低时对近岸库区进行检查，重点检查两侧边坡上是否存在漏水点及水面上是否存在异常的旋涡等。

通过上述工作的开展，并结合所收集到的资料分析得知，本工程大坝右岸产生渗漏的原因主要是地基中留有未能发现和处理的隐患。水库蓄水后在渗透水压力的作用下，岩层中的泥夹层被破坏而引起渗漏，并且主要渗漏带的宽度约为7 m。

混凝土坝按照渗漏发生部位的不同可分为坝体、坝基、接触和绕坝渗漏等4 类。本工程通过相关工作的开展，并结合资料分析，初步得出大坝渗漏的方式为坝基渗漏及绕坝渗漏两种，并且以坝基渗漏为主要方式[8]。

6 渗漏处理方式

依据大坝渗漏的方式，右岸渗漏处理工程主要解决坝基渗漏问题。处理方式主要以帷幕灌浆为主，固结灌浆为辅。根据钻孔揭示的地质情况数据，对于原帷幕深度不够或孔距过大而引起的渗漏，则加深原帷幕或加密钻孔；对于夹层造成的渗漏，除在该处加深加厚原帷幕外，还需对夹层进行固结灌浆处理，帷幕灌浆与固结灌浆流程分别如图1、图2 所示。

图1 帷幕灌浆流程

图2 固结灌浆流程

7 灌浆材料的选择

从前期收集的资料来看，当水库水位降低到接近至668.00 m 高程（大坝泄洪冲砂闸底板高程，也是本工程水库水位可降至的最低高程）左右时，右岸下游侧边坡上部分漏水点停止漏水，而大坝桩号为0+102.00—0+109.00 的坝段来水量虽然有所减少，但来水量依然较大。据查阅设计单位提供的资料，河道中原河床高程在650.00 m 左右，也就是说，当水库水位降低至668.00 m 高程时，坝前水深还有约18 m深，这给大坝渗漏处理带来极大的困难。

鉴于上述情况，从经济性、可靠性、工期要求等方面综合考虑，灌浆材料的选择也需要根据不同的施灌情况选择不同的材料，即在岩土、静水中优先选择普通水泥作为灌浆主材料，而在动水中则选择一种满足施灌要求的化学材料作为灌浆主材料[8]。

结合本工程的地质情况，通过多方咨询、了解及参照类似工程选用材料，最终选择PM 聚氨酯为动水中灌浆的主材料，其材料性质如下。

（1）浆液以甲苯二异氰酸与三羟水溶性醚树脂反应产生的端基为异氰酸根氨基甲酸酯预聚体、增塑剂、乳化剂、表面活性剂、稀释剂和催化剂等。

（2）单液型注浆、浆液黏度低、可灌性好、亲水性强，与水具有良好的混溶性，水既是稀释剂又是固化剂，可在射流的情况下进行灌浆，浆液遇水后自然分散、乳化后立即进行聚合反应。发泡体积增大8～10倍，具有二次渗透、弹性止水和以水止水的双重功能，能够长期确保大坝具有良好的堵水性能。胶凝体抗渗性好（固结体抗渗性≥1.0 MPa）、强度高（固体抗压强度≥7.28 MPa、与混凝土黏结强度≥1.10 MPa）、延伸率高、耐腐蚀、材料稳定性好。

（3）可控制凝胶时间，发泡时间根据水温和气温可控制在十几秒至十几分钟，现场有需要可加少量催化剂。

8 灌浆施工

根据本工程地质情况及工程要求，在岩土、静水、动水中的灌浆方法均采用全孔一次灌浆法。在每一个灌浆孔的施灌过程中，施工单位均严格按照合同文件技术条款的要求或现行规范的相关要求进行，确保每一个灌浆孔的灌浆质量，这为解决右岸坝基渗漏问题打下了坚实的基础[9]。

施工过程中，大坝桩号为0+102.00—0+109.00坝段的坝基渗漏比较集中且水量较大。为了保留住灌浆用的化学材料，经过技术人员的充分讨论及多次试验，采用以下3 条措施合理解决此问题。

（1）每一个灌浆孔在灌浆前均用丹红多次做联通试验，摸清灌浆孔与出水点之间的关系，同时记录好从投放丹红开始到出水点水质颜色变化所需要的时间，作为控制化学灌浆材料凝胶时间的依据。

（2）对渗漏比较集中且水量大的地带，围绕出水点周围做混凝土护壁，并根据出水点位置安装带阀门的排水管；上述工作完成后再浇筑混凝土压盖，确保渗漏水绝大部分均从排水管排出。

（3）当聚合反应后的化学灌浆材料出现在排水管出口时，逐渐关闭阀门，以确保化学材料能够留在渗漏通道内从而实现止水。

水库右岸668.00 m 高程以下漏水点采用化学材料堵住后，为确保坝基的完整性及减小坝基上游侧的渗透性，又在坝顶上按1.5 m 的间距布置了梅花形灌浆孔，然后根据地质情况的不同选择固结灌浆或帷幕灌浆，以达到减小渗透性和保证坝基完整性的要求。

9 渗漏处理效果及对发电量的影响

右岸渗漏处理施工结束后，通过大坝运行多年的检验及2016 年2 月抽水后对下游水下坝基的检查，证明渗漏处理是有效的，其主要表现在以下4 个方面。

（1）通过每年的运行检查记录可知，大坝在不同工作状态下下游侧边坡及坝基处没有新增的漏水点，漏水量、水质等没有明显的变化；观测资料显示，水库在高水位运行时，最大渗漏水量约为0.09 m3/s。

（2）大坝观测数据显示，大坝在不同工作状态下的变形均在规定的范围内，扬压力也没有明显的变化。

（3）2016 年2 月下游侧水下坝基检查数据显示，大坝下游侧坝基是完整、稳定的，不存在渗透破坏及冲刷破坏的情况；同时渗流量也是稳定的，无明显的变化。

右岸渗漏未处理好之前，对电站发电量的影响比较大，原因主要有两点：①由于大坝基础存在薄弱环节，导致水库水位经常处于低水位运行；②由于存在较大的渗漏量，当上游来水量小于发电引用流量及渗漏量之和时，将导致发电量减少[10]。右岸渗漏处理完成后，在无特殊的情况下，水库水位均在正常水位运行（本站水库调洪演算的起调水位为正常蓄水位），同时全年可用于发电的水量也比以前大幅增加。从统计的年发电量数据来看，在上游来水量正常的年份，渗漏处理前与渗漏处理后对发电量的影响为设计年发电量的1/3 左右。

（4）总的来说，通过水电站渗漏处理可获得以下效果：①有效提高电站运行安全。通过渗漏处理解决了电站运行中的安全问题，从电站运行人员的角度来看，有效改善了其工作条件，减少安全事故。②有效提高电站经济效益。通过渗漏处理有效提高了电站发电量，提高了机组运行效率，实现了发电经济收入的增加；在保证电站清洁高效的同时提高了经济效益。③有效改善生态环境。水资源是一种清洁的可再生能源，通过渗漏处理增加了电站的发电量，则表明水资源利用率有所提升，并有效改善了能源的分配结构，对于生态环境而言有着长远的益处，同时兼顾了经济效益与生态环境保护[11]。

水资源是一种清洁的可再生能源，发电站将水能转化为电能不仅不会浪费水资源，而且还能够节省更多的生产成本，减少煤炭、矿石等不可再生资源的使用，对于环境保护来说具有颇多益处。因此，水电站在增效扩容改造后能够进一步提升水资源的利用率，增加电量输出，改善能源的分配结构，减轻水电站开发对于生态环境的破坏程度。增效扩容改造是建立在不破坏生态环境的基础上进行的，只有这样才能对生态环境有长远的益处，能够同时兼顾经济效益与生态环境保护。

10 结语

黄果树电站首部大坝右岸渗漏处理工程从2008年11 月开始准备至2010 年1 月施工结束，历时15 个月。右岸坝基渗漏问题能按计划成功解决，不仅与基础资料的收集整理、合理的施工方案以及合理选用的灌浆材料有关，也离不开施工单位与业主方的通力合作。另外，解决了坝基的渗漏问题，不仅为大坝的安全稳定运行提供了有力保证，还通过发电量的提升实现了电站经济效益的提升。