舟坝水电站引水系统优化设计

魏刚文

(中国水电顾问集团成都勘测设计研究院，四川 成都 610072)

1 工程概况

舟坝水电站位于四川乐山市沐川县舟坝镇，系马边河干流梯级开发的第五级电站，电站主要任务是发电。舟坝水电站正常蓄水位429.00m，水库总库容1.84亿m3，调节库容1.137亿m3，具备季调节能力。电站装机容量102MW，装2台51万MW的发电机组，尾水直接与黄丹水电站库尾相连。电站工程规模属大(2)型，工程等别为二等工程。永久性主要建筑物按2级建筑物设计，次要建筑物按3级建筑物设计。

电站为重力坝引水式电站，坝轴线位于舟坝大桥上游约270m处，大坝为碾压混凝土重力坝，最大坝高72.50m，坝顶长度172m，洪水全部由溢流坝5个表孔下泄，采用台阶溢流面结合宽尾墩、消力池联合消能工进行消能。岸塔式进水口布置在左岸，距大坝约70m，两条有压引水隧洞穿越左岸山脊接厂房，分别长约294m及269m。发电厂房布置在舟坝大桥下游左岸约600m处。

1995年4月，舟坝水电站可行性研究报告(等同初步设计)通过审查，由于多种原因，可行性研究报告审查通过后电站未能开工建设。

2003年9月8日，成都海能电业有限公司作为业主委托我院进行舟坝电站招标及施工图设计。鉴于原舟坝电站可行性研究报告(等同初步设计)完成于1995年已超过8年，成都海能电业有限公司同时委托我院进行舟坝水电站可行性研究报告(等同初步设计)修编，2004年3月4日，修编可行性研究报告通过审查。

2003年12月电站导流洞开工，2004年10月18日河床截流，2006年6月通过了四川省经济委员会委托四川省电力局大坝安全鉴定中心的蓄水安全鉴定，2006年10月通过了四川省电力局舟坝水电站工程蓄水及机组启动验收委员会的验收，于2006年10月第一台机组正式并网发电，同年12月第二台机组并网发电。

枢纽区地层主要为三叠系上统须家河组(T3xj)，与工程密切相关的地层为T5～83xj。其中单数层以泥岩、砂质泥岩为主，夹薄煤层或煤线;砂质泥岩层理发育，失水崩解呈片状;泥岩遇软化、失水干裂崩解呈碎粒状。岩石矿物成份以泥质为主，强度低，属软岩。双数层以砂岩为主，夹泥岩或煤线，呈厚～巨厚层状，完整性较好，岩石中等坚硬。枢纽区地质构造形式主要表现为顺层发育的层内挤压带。根据坝区勘探揭露的层内挤压带共有5条(j1～j5)，其中j1、j2发育在层内上部及底部，j3、j4在层内部，j5在顶部。

2 取消调压井的优化

2.1 优化取消调压井的缘由

根据枢纽区的河湾地形特点，舟坝电站拦河坝和厂房分别布置于左岸山体的两侧。可研阶段的引水系统布置为:进水口为岸塔式，进水口后紧接圆形压力引水道，穿过SE向凸出河湾的单薄山脊，全长164.844m。压力引水道末端设置31m×15.8m矩形断面调压井，调压井总高度67m。压力管道为从调压井处引出的两条内径为6.4m的平行支管，水平布置，1号支管长102.814m，2号支管长82.242m。

另外舟坝电站引水隧洞较短，长度小于300m，具有取消调压井的可能性。

2.2 取消调压井的研究

由于引水系统具备取消调压井的可能性，故在修编可研阶段，对取消调压井的引水系统布置方案进行了研究，应满足的设计规范为:

(1)DL/T5058－1996《水电站调压室设计规范》要求

规范规定，水流惯性时间常数Tw=2～4s，且规定，当水电站在电力系统中比重小于10%～20%时可取大值。当有机电资料时，可按规范中的图3.1.2，由Tw、Ta与调速性能关系进行判断。

压力水道中水流惯性时间常数计算公式如下:

式中 Tw——压力水道中水流惯性时间常数，s;

Li——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)各分段长度，m;

vi——各分段内相应的流速，m/s;

g——重力加速度，m/s;

Hp—— 设计水头，m;

［Tw］——Tw的允许值，一般取2～ 4s。机组加速时间常数Ta的计算公式如下:

式中 GD2——机组的飞轮力矩，kg·m2;

N——机组的额定转速，r/min;

P——机组的额定出力，W。

(2)《水力发电厂机电设计技术规范》要求

电站设计水头 Hr＜40m，蜗壳压力上升ζmax(%)＜70～50，当机组容量占电力系统运行总容量的比重不大时，规范要求机组速率上升值β宜小于55%。

(3)《水电厂电液调节系统及装置技术规程》要求

水轮机过水系统的水流惯性时间常数Tw:对于配用PID型电液调节装置的机组不大于4s;对于配用PI型电液调节装置的机组不大于2.5s。

机组加速时间常数Ta:对于反击式机组不小于4s;对于冲击式机组不小于2s。

比值Tw/Ta≤0.4。

(4)SL279－2002《水工隧洞设计规范》要求

相邻两隧洞间的岩体厚度，不宜小于2.0倍开挖洞径，岩体较好时，经分析岩体厚度可适当减小，但不应小于1.0倍开挖洞径。

取消调压井后的引水洞采用单机单管引水龙落尾的布置形式，前130m(底高程为395.00m)为水平布置，之后沿几乎与地面平行的坡度由底高程395m降到374.54m。引水洞平面布置的原则是，在立面转弯段布置完成后再进行平面转弯段布置，将平面转弯段与立面转弯段错开。

渐变段布置有两种方案:

方案一:在平面转弯段后再将引水洞直径渐变到水轮机进水口直径。优点:由于在额定水头及水流惯性时间常数Tw一定的情况下，整个引水系统的∑LiVi是确定的，不能超过。此种布置方式由于大直径隧洞较长，隧洞内水流流速小，渐变段前的引水隧洞直径就可相对小一些。缺点:由于机组间距一定(机组间距22m)，平面弯段处及之后两条引水洞间距较小，不易满足隧洞规范对相邻两隧洞间岩体厚度的要求。

方案二:在平面转弯段前就将引水洞直径变到与水轮机的进水口同直径。优点:由于机组间距一定，在平面转弯前变到与水轮机进水口同直径，转弯后两条引水隧洞间距可以尽量大一些。缺点:由于引水洞直径在平面转弯段前就变小，因此有较长段的引水洞直径较小，流速较大，将使小直径的引水洞的LV较大，致使渐变段前的引水隧洞直径较大。

由于在修编可研阶段机组尚未确定，机组飞轮力矩(GD2)、额定转速等计算参数只能按常规初估，估算时飞轮力矩采用10000t·m2，据此计算，Ta=6.92s。对应于取消调压井后的上述引水道两种布置方案，要求的引水隧洞直径(内径)分别为12m和17m，不仅不能满足隧洞规范对相邻两隧洞间岩体厚度的要求，而且工程量较大。因此，在修编可行性研究阶段，取消调压井在技术上不具备可行性。有必要待技施阶段机组参数基本确定后再进行研究。

在技施设计阶段机组参数确定后，对引水系统取消调压井的方案又进行了研究。机组参数如下:发电机最大容量63MW，额定容量51MW，GD2采用10500t·m2，额定转速125r/min，机组蜗壳部分的∑LV=230m2/s，机组尾水管部分的∑LV=135m2/s。采用以上参数计算，机组加速时间常数Ta=7.35s。

采用上述机组参数，在同时满足前述规范(隧洞规范除外)条件下，对应前述两种取消调压井后的压力引水洞布置方案，方案一渐变段前引水隧洞直径为9.6m，隧洞间距最窄处12.3m，若开挖洞径按11m考虑，隧洞间最小岩体厚度为10.9m，接近隧洞直径;方案二渐变段前引水隧洞直径为12.5m，引水隧洞(渐变段前)间岩体厚度24.3m，若开挖直径按14m考虑，引水隧洞间岩体厚度为1.63倍开挖洞径。第一种布置方案由于隧洞间距较小，施工中存在一定的安全风险;第二种布置方案引水洞洞径较大，工程量较大。但两种方案技术上均可行。

技施设计阶段的深入研究表明，引水系统取消调压井在技术上是可行的，但取消调压井后所需引水洞洞径较大。

3 对取消调压井后减小引水洞洞径的深化研究

DL/T563－95《水电厂电液调节系统及装置技术规程》中规定，要求Tw/Ta＜0.4，在机组加速时间常数Ta=7.35s确定的情况下，要求Tw＜2.94s。查DL/T5058－1996《水电站调压室设计规范》图3.1.2 可知，当Ta=7.35s、Tw=2.94s时，该点位于②区(调速性能较好的区域，适用于占电力系统比重较小的电站)偏下。若不考虑调速器规范要求的Tw/Ta＜0.4，仅按DL/T5058－1996进行控制，即Ta与Tw的关系在图3.1.2②区即可，对Tw的要求可以放宽至小于3.5s，则可按Tw/Ta＜0.49进行控制。

按Tw/Ta＜0.49进行控制，采用第一种隧洞布置方式(即平面转弯后再变到水轮机进水口直径6.0m)，渐变段前引水隧洞直径为8.2m，隧洞间距最窄处13.8m，若开挖洞径按10m考虑，隧洞间最小岩体厚度为隧洞直径的1.2倍;采用第二种隧洞布置形式时(即平面转弯前先变到水轮机进水口直径6.0m)，渐变段前引水隧洞直径为9.6m，引水隧洞(渐变段前)间岩体厚度23m，若开挖直径按11m考虑，引水隧洞间岩体厚度为1.96倍开挖洞径。

第一种隧洞布置方案较优，满足《水电站调压室设计规范》的要求，工程量较小，同时满足隧洞布置的间距要求，但Tw与Ta关系在DL/T5058－1996中处于②区的边界，能否满足机组运行期的稳定安全要求存在疑问，为此进行了进一步研究。根据水轮发电机组的实际参数进行的引水发电系统过渡过程计算成果表明，取消调压井后，采用方案一的引水隧洞布置方案，引水隧洞直径采用8.5m，电站小波动是稳定的，从水轮机调节系统稳定性和过渡过程品质出发，引水隧洞采用8.5m方案是可行的，此时空载和并大网的稳定性是可以保证的;同时，对该方案引水、尾水系统进行的大波动、压力引水道最大水击升压、蜗壳压力上升、机组转速上升等的深入研究表明，该方案满足电站安全运行要求。

通过深入研究后，在舟坝水电站技施设计阶段取消了调压井，采用单机单洞引水的设计方案，引水隧洞内径采用8.5m，此时的Tw/Ta=0.41。

4 取消引水隧洞压力钢管的研究

考虑到电站最大工作水头50.8m，具有取消压力钢管的条件，对此进行了进一步研究。引水系统取消调压井后，两台机组采用单机单管引水，有压引水隧洞洞径8.5m，洞身围岩为T63xj，围岩分类主要为Ⅲ～Ⅳ类。

1号引水隧洞长为两条引水道中较长的，故对该洞进行研究。计算中水轮机导叶关闭时间采用7s，引水隧洞最大水击升压出现在水库正常蓄水位429m，一台机组满负荷运行，电站引用流量为最大引用流量164.5m3/s，突然丢弃全部负荷时，此时引水隧洞中出现间接极限水击，引水隧洞末端承受的最大内水压力为0.680MPa，引水隧洞采用钢筋混凝土衬砌可满足工程安全运行需要。考虑到厂后公路以下引水洞埋深较浅，故对下弯段起点至蜗壳的钢管予以保留。优化后的引水隧洞下弯段起点前采用0.5m厚钢筋混凝土衬砌，之后采用钢板衬护，钢衬厚22mm。

5 结束语

舟坝水电站引水系统最终施工的方案取消了调压井，引水隧洞采用了较小的洞径，同时取消了引水隧洞的部分钢衬。引水系统进行上述调整后，在满足电站安全与稳定运行要求的前提下，具有以下优点:

(1)调压井地质条件及施工条件均较差，施工过程中存在较大安全隐患，取消调压井后，简化了施工，降低了工程风险，为缩短工期创造了条件;

(2)取消调压井，消除了调压井处的明挖，使该处的植被不被破坏，保护了环境，减少了水土流失;

(3)取消调压井，降低了电站建成后的运行维护成本;

(4)土建投资约减少400万元，降低了工程成本。