缙云抽水蓄能电站下水库洪水调节分析

钟 娜，张皓天

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

与一般抽水蓄能电站相同，缙云抽水蓄能电站(以下简称“缙云电站”)水库规模和集水面积不大。其装机规模较大，机组发电流量占下水库入库洪水的比重较大，机组的发电流量对上、下水库的洪水调节计算有较大影响。本文分析缙云电站特点，对下水库采取的洪水调度原则、洪水调节成果，确定的泄洪设施规模及电站的停机标准等进行探讨。

1 工程概况

缙云电站位于浙江省丽水市缙云县境内，地处浙江中南部，靠近温州、台州、丽水负荷中心，地理位置较好。其建成后承担浙江电网的调峰、填谷、调频、调相和事故备用[2]等任务。缙云电站上水库正常蓄水位926.00 m，死水位899.00 m；下水库正常蓄水位325 m，死水位298 m，总装机容量180万kW，上下水库调节库容按日连续满发6 h设计；考虑水损备用库容等需求，上下水库调节库容分别为865万、823万m3。

缙云电站按装机规模确定为一等大(1)型工程根据DL5180—2003《水电枢纽工程等级划分及设计安全标准》及 GB50201—94《防洪标准》的有关规定，上、下水库等永久挡水建筑物防洪标准按200年一遇洪水设计，2 000年一遇洪水校核；厂房、输水系统等发电建筑物防洪标准按200年一遇洪水设计，1 000年一遇洪水校核。

电站上水库大坝位于缙云县大洋镇漕头村方溪源头，坝址以上集水面积3.93 km2，2 000年一遇24 h洪量298万m3。可行性研究阶段，经泄洪设施规模比选，不设泄洪设施比设施泄洪设施规模可节省1 766万元，选择上水库不设置泄洪设施，各频率洪水位按24 h暴雨形成的洪量全部蓄于正常蓄水位以上计算。上水库设计洪水位930.5 m，校核洪水位932.1 m。

图1 电站位置示意

下水库坝址位于方溪干流河段上，龙宫洞水电站至方溪二级水电站之间、北坑汇合口上游约700 m(见图1)，坝址以上集水面积20.5 km2(含上水库)。河道狭窄曲折，河谷断面呈“V”字形，属河道峡谷型水库。下水库主坝为面板堆石坝，预可行性研究阶段初拟泄洪设施为开敞式溢洪道和导流泄放洞，泄放洞正常蓄水位泄流能力约278 m3/s，可行性研究阶段经设计优化，将导流泄放洞正常蓄水位泄流能力调整为89 m3/s，相当于下水库坝址2～3年一遇洪峰流量。

2 洪水调度规则

抽水蓄能电站的上、下水库通过输水系统相连，上、下水库的水量在发电和抽水工况时在上下水库之间转换，两库实际上是一个整体。缙云电站上水库不设泄洪设施，上库洪水通过机组泄放至下水库，因此下水库的调洪时需按照上下水库的水位(上下水库的调节水量，含备用库容)进行调度。即

(1)

式中，Vsi、Vxi为i时刻上水库和下水库的库容；Zsi、Zxi为i时刻上水库和下水库的水位；Zss、Zxs为i时刻上水库和下水库的死库容；Vst、Vxt为上水库和下水库的调节库容，分别由6 h发电水量和上、下水库的水损备用库容50万m3组成。

下库泄放洞由施工导流洞改建而成，进口底高程为265 m，远低于下库死水位。根据式(1)，当F(Vsi，Vxi)>0，表明有洪水入库，且已超出上下水库的发电调节库容+水损备用库容50万m3。这时需开启导流泄放洞阀门，泄放洪水，以尽量减少洪水对发电库容的侵占。当入库洪水逐渐增加，下水库水位涨至下水库正常蓄水位265 m时，溢洪道启用，通过溢洪道与泄放洞同时泄洪。

由于机组发电流量对下库洪水调节计算影响较大，迭加发电流量的洪水频率，对电站的特征洪水位影响较大，拟定调度原则时需选择合适的迭加标准。同时，鉴于洪水发生时间的不确定性，从工程设计安全考虑，在拟定的电站运行方式基础上进行不同时间遭遇的组合计算，以寻求最不利的组合工况。

根据上述分析，拟定缙云电站的下水库的洪水调度规则：

(1)当下库水位在死水位至正常蓄水位之间，且上、下水库死水位以上水量超过6 h发电调节库容+50万m3的水损备用库容时，开启导流泄放洞泄洪；当水位继续上涨至正常蓄水位时，溢洪道参与泄洪。

(2)当入库流量小于泄洪设施的泄流能力时，按入库流量泄洪，水库水位不变；当入库洪水超出泄洪设施的泄流能力时，按泄洪设施的泄流能力下泄，水位壅高。

(3)在洪峰流量出现前，控制泄放洞的流量，实现下泄流量不超过坝址已出现的最大洪峰流量；当洪峰流量出现后，控制下泄流量不超过坝址洪峰流量。

(4)洪水结束后，如果上、下水库水位仍未恢复正常情况，即上、下水库死水位以上总蓄水量仍超出超过6 h发电调节库容+50万m3的水损备用库容，继续利用溢洪道和导流泄放洞泄放洪水，直至上、下水库水位恢复正常情况。

(5)电站上水库因不设泄洪设施，上水库抽水量受上水库正常蓄水位控制，上水库水位达到正常蓄水位后，电站停止抽水，洪水经机组发电后通过下水库泄放。

(6)对下库水位在327.9 m以下时，均按天然洪水和电站满发6 h流量进行叠加，考虑不同时间组合，寻求天然洪水与电站发电的最不利组合；当水库水位高于327.9 m时，电站停机。取各频率洪水坝前最高洪水位的外包线，即求得该频率洪水坝前最高洪水位及相应最大下泄流量。

此外，从偏安全考虑，工程设计时还考虑导流泄放洞故障，汛期发生洪水的偏不利工况，考虑电站停止运行，溢洪道自由泄流的情况，对水库各频率洪水位进行校核。

3 洪水调节成果及分析

根据拟定的洪水调度原则，进行缙云电站下水库的洪水调节计算。缙云电站下水库各频率的最高洪水位和最大下泄流量成果见下表1。

由表1可见：

(1)对于1%及以上频率洪水，最高洪水位出现时，溢洪道和泄放洞均敞泄、按泄流能力泄洪，表明泄洪设施规模与工程的适应性很好；同时避免了高水头泄放洞频繁调整泄量可能产生的闸门运行调度的难度及稳定性问题。

(2)缙云电站的6台机组满发流量357 m3/s，已超出下库坝址大坝设计标准洪峰流量。目前，下库设计洪水位、校核洪水位高出正常蓄水位3.30、4.30 m，仍在枢纽设计经济范围内，表明确定的停机水位是合适的。若继续抬高停机水位，将引起下泄流量超出入库洪峰流量，造成人造洪水，对下游防洪不利。

表1 缙云电站下水库洪水调节计算成果

注：括号中数字为溢洪道和导流泄放洞的最大泄量。

(3)考虑泄放洞故障、机组停机的校核工况，大坝200年一遇设计标准和2 000年一遇校核标准洪水位分别为329、330 m，分别比设计工况超出0.70 m，最终大坝的设计、校核洪水位按校核工况采用。

鉴于洪水调度原则中选择下水库水位在327.9 m以上即停机，本文对P=0.5%厂房设计标准下电站发电受影响程度进行分析，见表2。

表2 洪水期缙云电站发电运行受影响程度分析(P=0.5%)

由表2可见，当缙云电站下水库遭遇厂房设计标准洪水，48个计算组合中，有38%的组合电站可发足6 h，电站发电不受入库洪水的影响；有86%的组合电站可发足4 h；仅有14%的组合电站发电时间不足4 h，但仍可达3.9 h，大于缙云电站日平均利用小时数3 h。这表明目前采取的停机水位对缙云电站来说是合适的。

4 讨 论

(1)缙云电站设计、校核工况水库出现最高洪水位时，溢洪道和泄放洞均按泄流能力泄洪，表明溢洪道和泄放洞的规模与水库规模是匹配的；同时，缙云电站可研时也研究了挂闸溢洪道对工程经济性的影响。技术方案比较显示，开敞式溢洪道比挂闸溢洪道坝高增加2.8 m，溢洪道宽度缩小7 m，前者费用仅比二者增加400万元；可研设计考虑缙云电站下库洪水汇水时间短，峰高量大，开敞式溢洪道比挂闸溢洪道运行灵活、可靠性更高，选择开敞式溢洪道。

(2)缙云电站建成后作为浙江省重要的调峰、调频、调相及紧急事故备用电站，在技术经济合理情况下应尽量选择较高的发电停机标准。但技术经济分析表明，缙云电站选择目前的停机标准是比较经济的，机组提高停机标准，电站的经济性变差；同时，从国家能源局批复的浙江省2020年水平的选点规划推荐站点规模和布局来看，浙江省内已在建及规划抽蓄已达到1 220万kW。其中，在浙中地区已有仙居和桐柏两座抽水蓄能电站，即使有外送上海和江苏的需求，但仍有部分容量留在浙江。基于此，缙云电站汛期的停机标准适当降低也是合适的；因此，对于抽水蓄能电站的停机水位，应结合电网的需求、省内抽水蓄能电站的布局及规模和电站的技术经济性进行选择。

(3)缙云电站下水库在水位超出327.9 m以上时机组停止发电，看似停机标准仅P=5%一遇。实际上，即使对于P=0.5%厂房设计标准洪水，仍有38%的组合情况电站的发电运行不受影响；最不利的组合情况电站也可发出3.9 h，仍大于电站设计日平均发电时间；且通过后期进一步优化调度，如采取分级控制水位、逐级关机方案，至少可将停机时间控制在1.5 h以内。

(4)缙云电站下水库坝址上游建有龙宫洞水电站，该电站从外流域的大洋水库引水发电，发电尾水进入缙云电站下库。从偏安全考虑，缙云电站在可研设计中，考虑了上游龙宫洞水电站汛期从大洋水库引入的水量对入库洪水的影响。对于抽水蓄能电站坝址上游有外流域引水的电站，应考虑外流域引水对本电站入库洪水的影响，尤其对于下水库的坝址集水面积不大、外流域引水规模占比的情况。