水口坝下水位治理工程建设方案设计研究

扈晓雯，江金章，于 青，芮德繁

（中国水电顾问集团华东勘测设计研究院，浙江 杭州 310014）

1 工程任务研究的必要性

闽江是福建省发展内河航运的主要河流。水口水电站建成以来，特别是近些年，水口坝址下游水位不断下降。根据水口坝下尾水1999～2007年历年最低水位与相应出库流量分析，流量小于500 m3/s时，2007年水位比1999年下降近3 m；流量在1 000～22 000 m3/s时，2007年水位比1999年下降近2.5 m，目前仍处于持续下降中。

水口水电站通航建筑物设计以电站下泄基荷流量308 m3/s时的水位7.64 m为下游最低通航水位（也是发电最低水位）。以四闸首门槛水深3.0 m为条件，确定四闸首门槛顶高程4.64 m。由于下游河道持续无序挖沙、河床及上游河沙补给减少，河床不断下切、水位继续下降，现状四闸首槛上水深仅有1.53 m，如要维持通航，需要原设计通航流量的7倍多；而厂房尾水位比原设计的厂房下游最低尾水位低4.14 m，机组稳定运行将受到严重威胁。因此，进行抬高下游水位治理工程显得尤为迫切。

2005年，水口水电站坝下水位治理工程开展前期工作。由福建省水利水电设计研究院承担勘测设计任务，完成了“关于抬高水口枢纽坝下水位工程措施研究”和《闽江干流下游流域综合规划修编报告》，水口水电站坝下水位治理工程建设方案推荐航电结合方案，通过了福建省政府有关部门组织的评审。2007年，受水口公司委托，华东勘测设计研究院承担了该项目的勘测设计工作，于2008年完成了《水口水电站坝下水位治理工程方案研究》报告，推荐水口水电站坝下水位治理工程建设方案综合治理航运方案，并通过了福建省政府有关部门组织的评审。

本工程的目的是解决通航建筑物门槛水深不足和水轮发电机组的吸出高度达不到设计要求问题，通过修建下游枢纽使水口水电站坝下水位恢复到原天然状况，泄放308 m3/s流量时，水位保证在7.64 m左右，水位抬高约5 m。而工程位于闽江下游，多年平均流量达到1 680 m3/s，水口水电站正常运行时，水口坝下枢纽能利用的水头有限。因此，航电结合方案利用的水头很低，发电经济指标、经济效益等均较差。

究竟采用航电方案还是航运方案，在项目可行性研究阶段，进行了技术经济综合比较，对工程方案做了进一步研究，以明确工程建设任务。

2 工程建设方案拟定

根据不同的建设任务、所处河段的地形地质条件及技术经济比较等因素，初拟格洋新村坝址为航电方案代表性坝址，初拟北溪坝址为航运方案代表性坝址。

2.1 航电方案

航电方案的任务是以航运为主，兼有发电等综合利用功能，因此该方案枢纽主要建筑物由泄洪消能建筑物、通航建筑物、发电厂房及挡水建筑物等组成。为尽量减小对闽江下游河道行洪、水口水电站枢纽下游水位及两岸公路和铁路的影响，该方案宜选择在河道相对较宽阔的部位。根据地形地质条件等，初拟格洋新村坝址为航电方案代表性坝址。

格洋新村坝址位于水口水电站枢纽下游10 km处，其上游100 m右岸为格洋新村。该段闽江由北向南流，河谷开阔，呈“U”字形，河道顺直，河床宽度约600 m左右，枯水季左岸河床出露为一大片河漫滩，河漫滩最大宽度约250 m，上下游长度约1.5 km，河漫滩地面高程5～7.5 m。根据勘探资料分析，偏右河床分布一基岩深槽，宽约80 m（推测），深槽覆盖层最大厚度约30 m，深槽基岩面最低高程为-30 m。两岸地形较对称，左岸为铁路通过，路基高程约25 m，岸坡坡度15°～40°。右岸为316国道通过，国道高程约为24 m，岸坡坡度10°～40°。

根据坝址地形地质条件，结合闽江下游河段洪水特性，宜将泄洪建筑物布置在主河床；同时为与水口水电站枢纽通航建筑物协调一致，将通航建筑物布置在右岸，发电厂房布置在左岸，两建筑物与岸边连接采用挡水建筑物。为利用闽江干流下游河段水能资源，同时考虑与水口水电站枢纽厂房尾水合理衔接利用等因素，初拟航电方案为不设调节库容和设置调节库容两个方案。

（1）不设调节库容航电方案

水口水电站枢纽下游最低水位为7.64 m，相应的工况为泄放航运基流308 m3/s流量。初拟正常蓄水位为7.64 m，与水口水电站枢纽下游水位正好衔接。该方案装机容量26 MW，共4台机组，厂房坝段长约118 m。泄洪建筑物采用无闸门控制的自由溢流坝，堰顶高程初拟7.64 m，溢流坝段长415 m。枢纽建筑物总长699 m。

（2）设置调节库容航电方案

考虑到水口水电站枢纽机组停发或设置调节水库蓄水期间，均需要不间断泄放一定的流量，以满足下游生态和航运等要求，初拟正常蓄水位为10.5 m，与水口水电站枢纽下游水位部分重叠。该方案装机容量70 MW，共5台机组，厂房坝段长约148 m。泄洪建筑物采用有闸门控制的溢流坝，堰顶高程为5.0 m，溢流坝段长402 m。枢纽建筑物总长699 m。

2.2 航运方案

航运方案的工程任务仅具有航运功能，因此该方案枢纽主要建筑物由泄洪消能建筑物、通航建筑物及挡水建筑物等组成。与航电方案相比较，枢纽建筑物布置相对简单，无需设置发电厂房。考虑到尽量减小对闽江下游河道行洪、水口水电站枢纽下游水位及两岸公路和铁路的影响，根据地形地质条件及技术经济比较，初拟北溪坝址为航运方案代表性坝址。

北溪坝址位于水口水电站枢纽下游约8.3 km处，其下游1.7 km为格洋新村坝址。该段闽江由北向南流，河谷开阔，呈“U”字形，河道顺直，枯水季水面宽约360～380 m，水深1.5～7 m，河水面高程约为4.5 m，水流平缓。河床中部分布一基岩深槽，宽约80 m，深槽覆盖层底部高程为-37.1 m。两岸地形较对称，左岸为来福铁路通过，距离岸边约70 m，铁路高程为27.5～29 m，岸坡坡度15°～40°，大片基岩裸露。右岸为316国道通过，距离岸边约40～50 m，国道内外侧为北溪村居民房屋，国道高程约为30 m，岸坡坡度10°～40°，基岩露头较少。

根据坝址地形地质条件，同时为与水口水电站枢纽通航建筑物协调一致，将通航建筑物布置在右岸，通航建筑物以左均布置泄洪消能建筑物，左岸岸边布设护坡建筑物，通航建筑物与右岸岸边采用挡水建筑物。泄洪建筑物拟采用无闸门控制自由溢流坝，堰顶高程为6.91 m，最大堰高14.91 m，溢流坝总宽335 m；经溢流坝下泄的水流大部分处于淹没出流的状态，因此消能防冲建筑物采用坝下设置护坦＋海漫消能。护坦顶高程为-2.0 m，混凝土护坦长50 m，厚2.0 m，在其下设0.5 m厚砂卵石垫层和土工布反滤一道，护坦末端设置混凝土防淘墙以防回流淘刷。护坦下游设40 m长干砌石海漫，干砌石厚0.60 m，在其下设0.2 m厚砂卵石垫层和土工布反滤一道，海漫末端设干砌石防冲槽。挡水建筑物采用混凝土重力坝，坝顶高程30 m，坝顶宽5.0 m，坝体基本断面采用三角形，挡水坝段长70.5m。护坡建筑物长48 m，采用混凝土贴坡型式，混凝土厚度0.3 m，其下为0.2 m厚的碎石垫层及土工布。

3 枢纽布置特点

3.1 航电方案特点

（1）航电方案一：不设置调节库容，航运基流由水口水电站下泄。泄洪建筑物采用无闸门控制的自由溢流坝，溢流坝最低控制水位满足通航最低水位要求。

（2）航电方案二：设置调节库容，承担下泄航运基流任务，使得水口水电站在福建电网中发挥更大的调峰作用。泄洪建筑采用有闸门控制的溢流坝。

航电方案其枢纽布置有以下特点：

（1）枢纽布置应尽量减小对闽江下游河道行洪、水口水电站枢纽下游水位及两岸公路和铁路的影响，应将泄洪建筑物布置在主河道，使洪水在主河床行洪；

（2）枢纽布置应兼顾发电下泄水流对通航建筑物下游口门区水流流态及流速的影响，宜将通航建筑物和发电厂房分开布置；

（3）枢纽布置应兼顾泄洪消能建筑物与发电厂房引水道进、出口及厂房安装高程之间的关系，在尽量减小对闽江下游河道行洪、水口水电站枢纽下游水位及两岸公路和铁路的影响的基础上，将发电厂房靠近主河床，减少发电厂房引水道进、出口开挖工程量。

3.2 航运方案特点

航运方案的特点是采用壅水堰壅高上游水位，仅具有船舶过坝功能，枢纽主要建筑物由壅水建筑物、通航建筑物及挡水建筑物等组成。其枢纽的布置特点为：建筑物型式简单，功能单一，施工工期短、施工期不断航，不影响电站发电及原建筑物正常运行的要求。航运枢纽方案建筑物实施难度较小，技术方案成熟可靠，能较彻底解决坝下通航水深不足并恢复水口水电站尾水位问题。

4 发电效益分析及投资估算

4.1 发电效益分析

4.1.1 航电方案一

（1）航电方案一的发电量

不设调节库容航电方案一，初步拟定正常蓄水位为7.64 m，工程枢纽采用自由溢流堰。电站装机容量26 MW，单机容量6.5 MW，相应多年平均发电量0.87亿kW·h。

（2）减少水口水电站发电量

水口坝下水位治理工程实施后，由于受水口坝下水位的抬高影响，闽江上游河段的水口水电站的年发电量有一定程度减少。在方案比较阶段，初拟水口坝下水位治理工程不设调节库容航电方案的正常蓄水位为7.64 m，即最低通航水位为7.64 m，以此水位分析坝下水位治理工程实施后对水口水电站年发电量的影响。

水口水电站径流调节计算采用1950年3月～2005年2月共55年的旬径流水文系列。由于本工程泄流建筑物为自由溢流堰，其坝上水位受溢流堰泄流能力和水口水电站发电流量影响，因此，在水口水电站的发电量计算时考虑了本工程坝上水位变动的影响。

目前，由于下游河床下切，与初步设计阶段相比，水口水电站的发电尾水位有较大下降，而发电水头则有所抬高；但由于下游河床下切、发电尾水降低、淹没水深不足，水口水电站机组运行存在振动、摆动、气蚀大幅度增加等对水轮机发电设备造成损伤等问题，也需要采取相应的工程措施。因此，基于目前水口水电站运行所存在的问题，为了便于分析比较，本阶段在分析计算水口坝下工程对水口水电站的发电量影响时，水口水电站下游水位流量关系曲线采用电站初步设计阶段的成果为基础进行分析。

根据径流调节计算结果表明，对于不设调节库容航电方案一，由于水口水电站坝下水位抬高，电站年平均发电量减少0.06亿kW·h，减少0.11%，见表1。

（3）发电效益分析

不设置调节库容方案一装机容量为26 MW，多年平均发电量为0.87亿kW·h。但采用本方案，水口水电站尾水位抬高后，电站年发电量减少0.06亿kW·h，因此，从水口水电站与下游坝工程两个梯级之间的综合效益分析，工程修建后，本方案梯级总电量有所增加，增加的梯级总电量为0.81亿kW·h。

表1 水口水电站电量减少影响分析成果表（不设调节库容航电方案）Table 1:Loss of electricity generated by Shuikou hydropower station(navigation and hydropower scheme without regulating storage volume)

4.1.2 航电方案二

（1）航电方案二发电量

设置调节库容方案二初步拟定正常蓄水位10.5 m，采用闸门控制泄流。初拟电站装机容量为70 MW，装机台数为5台，单机容量14 MW，多年平均发电量为3.16亿kW·h。

（2）减少水口水电站年发电量

由于受水口下游坝反调节池的水位抬高影响，水口水电站的年发电量有一定程度的减少。本阶段初拟设置调节库容航电方案二的正常蓄水位为10.5 m，死水位为7.64 m，因此考虑本方案的反调节池水位变动范围，分析水口下游坝反调节池水位抬高后对水口水电站的发电量影响。

与航电方案一相同，水口水电站径流调节计算采用1950年3月～2005年2月共55年的旬径流水文系列，并考虑本工程坝上水位变动的影响，同时以水口水电站初步设计阶段的下游水位流量关系曲线成果为基础进行分析计算。

根据径流调节计算结果表明，对于设置调节库容航电方案二，由于水口水电站坝下水位抬高影响，电站年平均发电量减少0.33亿kW·h，减少0.6%，见表2。

表2 水口水电站电量减少影响分析成果表（设置调节库容航电方案）Table 2:Loss of electricity generated by Shuikou hydropower station(navigation and hydropower scheme with regulating stor-age volume)

（3）发电效益分析

设置调节库容方案二，装机容量为70 MW，多年平均发电量为3.16亿kW·h。但采用本方案，当水口水电站尾水位抬高后，电站年发电量减少0.33亿kW·h，因此，从水口水电站与下游坝工程两个梯级之间的综合效益分析，工程修建后，本方案梯级总电量有所增加，增加的梯级总电量为2.83亿kW·h。

4.2 航电和航运方案工程投资估算

从航电、航运两大类工程方案投资估算表（表3）中可见，航运方案（北溪）投资最少，航电方案一次之，航电方案二最大。

表3 工程方案投资估算Table 3:Investment estimation of the schemes

4.3 航电方案单位千瓦及单位电能投资

根据工程方案投资估算，航电方案一，工程总投资为233 057万元，扣除航运方案（北溪）投资后，发电工程投资121 715万元，单位千瓦投资4.681 3万元，单位电能投资14.043 5元；航电方案二，工程总投资为308 927万元，扣除航运方案（北溪）投资后，发电工程投资197 590万元，单位千瓦投资2.822 7万元，单位电能投资6.256 2元；航电方案单位千瓦和单位电能投资见表4。

表4 航电方案单位千瓦和单位电能投资表Table 4:Unit electric energy investment of the navigation and hydropower scheme

5 结 语

（1）经对航电及航运两类方案从工程地形地质条件、发电效益、枢纽布置特点、施工条件、建设征地、环境保护、水土保持、工程投资、施工期通航条件等进行分析，水口水电站枢纽坝下水位治理工程采用航运方案和航电结合方案都是可行的。

（2）由于航电结合方案能利用的发电水头很低，发电工程投资较大，单位千瓦投资和单位电能投资的指标都很差。因此，水口水电站枢纽坝下水位治理工程不考虑布置发电设施，推荐采用航运方案。