葛洲坝二江泄水闸分区运行对电站尾水位影响研究

曾 辉，喻 峰，袁 达，吴俊东，朱世洪

(1.中国长江电力股份有限公司，湖北 宜昌 443002；2.长江勘测规划设计研究有限责任公司，湖北 武汉 430010)

1 工程概况

葛洲坝水利枢纽位于湖北省宜昌市长江三峡出口南津关下游2.3 km处，是长江干流上修建的第一座大型水利水电工程。葛洲坝水利枢纽坝轴线全长2 606.5 m，从左向右主要建筑物依次为左岸土石坝，三江三号船闸、6孔三江冲沙闸和二号船闸，二江7台机组厂房和27孔二江泄水闸，大江14台机组厂房和排沙底孔、一号船闸、9孔大江冲沙闸，右岸混凝土挡水坝段。葛洲坝水利枢纽总过流能力为设计流量86 000 m3/s、校核流量110 000 m3/s。

葛洲坝水电站属于径流式无调节能力电站[1]，径流式水电站主要利用天然径流进行发电，无法对来流进行调节。径流式电站水头较低，当下泄流量增加时，下游水位上升，引起发电水头减小，当发电水头小于机组额定水头时，电站机组出力受限，电站发电量减小。葛洲坝电站设计水头18.6 m，共装机21台，包括2台170 MW机组和19台125 MW机组，单机容量125 MW的机组正在进行增容至150 MW的改造，改造全部完成经相关主管部门批准后，总装机容量为3 210 MW。枢纽工程长期运行水位为66.0 m。当入库流量大于电站满发流量时，葛洲坝全机组发电，二江泄水闸参与泄水。当入库流量进一步增大时，二江泄水闸下泄弃水流量增大，电站尾水位抬升，导致发电水头减小，当发电水头小于额定水头时，葛洲坝电站出力受限，发电量减少。

国内外研究主要通过前期规划布置和工程措施降低尾水位提高径流式电站机组发电水头。在前期规划阶段，包中进等[2]通过前期优化尾水渠布置来降低尾水位，提高发电效益；陈世莲[3]通过对径流式电站合理的布置以尽可能减小水头损失来提高发电水头；王斌等[4]通过物理模型试验，优化了电站尾水渠布置，有效地增加了电站的发电效益；李元杰等[5]通过选择新型消能工、增加隔流墩来减小下泄水流对电站尾水位的影响。电站建成后，通过扩挖尾水渠、尾水渠清淤等工程措施也可以降低电站尾水位[6-12]。

本文通过优化葛洲坝水利枢纽运行期二江泄水闸调度运行方式来降低尾水位，提高发电水头。因葛洲坝电站发电水头相对较低，将发电水头提高后，即使发电水头增加值较小，但其占发电水头比例也将相对较大，并且由于枢纽工程机组台数多、年发电量大，提高发电水头将显著增加发电量，工程的经济效益将显著提高，因此，有必要通过研究优化葛洲坝水电枢纽运行期二江泄水闸调度运行方式，提高发电水头。

二江泄水闸是葛洲坝枢纽的主要泄水排沙建筑物，不仅承担排泄长江上游主要来水来沙的任务，还是枢纽运行中控制上游水位，实现通航发电综合效益的关键性建筑物；二江泄水闸共27孔，分为三区，采用底流水跃消能，在设计蓄水位时，27孔闸总下泄流量81 000 m3/s，单孔泄流能力为3 000 m3/s。

2 研究模型构建

2.1 模型简介与原理

水动力模型的控制方程为简化Navier-Stokes方程组得到的二维平面浅水方程组[13-15]，包含水流连续方程和水流动量方程，即

二维水流的总水深

h=η+d

(1)

二维浅水方程的的连续方程

(2)

二维浅水方程的动量方程

(3)

(4)

(5)

(6)

模型边界条件为：①闭合边界。闭合边界垂直方向上的流速都为0，而沿着闭合边界方向上的流速为0时闭合边界为无滑移边界，沿着闭合边界方向不为0时为滑移边界。该模型采用无滑移边界，闭合边界垂向和平行方向的流速均为0。②开边界。水动力模型中的开边界可以设定为流量边界、单一水位边界、单一的流速边界、通量边界和水位-流速边界等。③干湿动边界。该模型可能在计算区域中存在干湿交替区，为了避免模型干湿交替区单元水深过小出现高速不稳定流进而发散，故设定湿水深hwet=0.05 m，淹没水深hflood=0.005 m，干水深hdry=0.001 m。

2.2 水动力模型建立

2.2.1 模型范围

选取葛洲坝水利枢纽下游5 km范围建立水力学模型，如图1所示。

图1 葛洲坝二江泄水闸运行方式研究水动力模型

2.2.2 网格布置

计算网格采用三角形网格。整个计算区域共布置了131 969个网格节点和261 370个计算单元。网格间距为2～40 m。主要研究区域葛洲坝坝下区域，网格间距为2 m，其他区域采用过渡网格。网格划分如图2所示。

图2 网格划分

2.2.3 测点位置

大江、二江机组下游7号站、8号站下游水位计算点位置见图3。

图3 模型测点及水位站位置

2.3 模型验证

数模计算涉及的主要参数有河道糙率、紊动粘性系数等。河道糙率实际上是一个综合阻力系数，反映了计算河段的河床河岸阻力、河道形态变化、水流阻力及河道地形概化等因素的综合影响。

选取2020年9月7日葛洲坝水工设施运行资料对模型进行验证。计算所采用的河道糙率取值如下：对于开挖渠道及边坡为0.020，河道高程65.0 m以下为0.027，河道高程65.0 m以上采用0.033。紊动粘性系数采用Smagorinsky公式计算，其中Smagorinsky系数取0.28。

葛洲坝水利枢纽水工设施2020年9月7日运行时下游水位分布计算值见图4，特征点位置计算值与实测值结果对比见表1。从图4和表1可以看出：计算和实测水位值基本吻合，差值不大于0.02 m，满足相关规范。说明该模型能满足工程计算的要求。

图4 验证模型

3 二江泄水闸分区运行方案研究

3.1 入库流量与二江泄水闸运行方式

分析枢纽2020年运行资料，入库流量大于17 400 m3/s时，全机组发电，仅二江泄水闸参与泄水运行方式中，17 400 m3/s<入库流量≤25 000 m3/s时，二江泄水闸常采用右区泄水运行方式；25 000 m3/s<入库流量≤30 000 m3/s时，二江泄水闸常采用中区泄水运行方式；30 000 m3/s<入库流量≤45 000 m3/s时，二江泄水闸常采用中右区泄水运行方式。

为满足正常运行期各种泄洪、冲沙的需要，需严格控制二江泄水闸水跃的位置，保证各种条件下的水跃既不能远驱，又要防止水跃进入闸室撞击闸门，二江泄水闸泄流时必须使水跃跃首控制如下：护坦单宽流量小于或等于100 m3/s时，跃首在闸墩末端以下30 m范围以内，禁止跃首远驱到50 m以外；护坦单宽流量大于100 m3/s时，不允许跃首远驱到30 m以外。参照葛洲坝二江泄水闸分区泄流的模型与原型验证[16]中一系列护坦单宽流量q与发生相应水跃跃首位置的尾水位关系曲线，得到跃首位置如图5所示，图中L为闸墩末端以下距离。从图5可知，护坦单宽流量小于或等于100 m3/s时，应将单宽流量控制在图中L=0与L=50 m之间；护坦单宽流量大于100 m3/s时，应将单宽流量控制在图中L=0与L=30 m之间。

图5 跃首位置

根据葛洲坝水利枢纽泄水设施调度运用程序及相关发电调度关键参数作以下试算：

(1)入库流量达20 000 m3/s时，库水位为66.0 m，尾水位拟合值为45.37 m，毛水头为20.63 m，平均水头损失为0.45 m，净水头为20.18 m(大于额定水头18.6 m)，综合出力系数为8.80，170 MW单机达到预想出力需过机流量957 m3/s，150 MW单机达到预想出力需过机流量845 m3/s，全机组发电流量为17 965 m3/s，二江泄水闸弃水2 035 m3/s。控制二江泄水闸水跃满足泄水安全要求，水跃发生在闸墩末端(L=0)时，单宽流量q为9 m3/s；水跃发生在闸墩末端以下50 m处(L=50 m)时，单宽流量q为34 m3/s，二江泄水闸可开5～18孔。

(2)入库流量达25 000 m3/s时，库水位为66.0 m，尾水位拟合值为47.04 m，毛水头为18.96 m，平均水头损失为0.47 m，净水头为18.48 m(小于额定水头18.6 m)，综合出力系数为8.63，170 MW单机预想出力限制为169 MW，需过机流量1 058 m3/s，150 MW单机预想出力限制为149 MW，需过机流量934 m3/s，全机组发电流量为19 861 m3/s，二江泄水闸弃水5 139 m3/s。控制二江泄水闸水跃满足泄水安全要求，水跃发生在闸墩末端(L=0)时单宽流量q为24 m3/s，水跃发生在闸墩末端以下50 m处(L=50 m)时单宽流量q为53 m3/s，二江泄水闸可开8～18孔。

(3)入库流量达30 000 m3/s时，库水位为66.0 m，尾水位拟合值为48.63 m，毛水头为17.37 m，平均水头损失为0.47 m，净水头为16.90 m(小于额定水头18.6 m)，综合出力系数为8.52，170 MW单机预想出力限制为151 MW，需过机流量1 048 m3/s，150 MW单机预想出力限制为134 MW，需过机流量932 m3/s，全机组发电流量为19 812 m3/s，二江泄水闸弃水10 188 m3/s。控制二江泄水闸水跃满足泄水安全要求，水跃发生在闸墩末端(L=0)时单宽流量q为37 m3/s，水跃发生在闸墩末端以下50 m处(L=50 m)时单宽流量q为70 m3/s，二江泄水闸可开12～23孔。

(4)入库流量达35 000 m3/s时，库水位为66.0 m，尾水位拟合值为50.14 m，毛水头为15.86 m，平均水头损失为0.44 m，净水头为15.42 m(小于额定水头18.6 m)，综合出力系数为8.48，170 MW单机预想出力限制为133 MW，需过机流量1 019 m3/s，150 MW单机预想出力限制为119 MW，需过机流量909 m3/s，全机组发电流量为19 307 m3/s，二江泄水闸弃水15 693 m3/s。控制二江泄水闸水跃满足泄水安全要求，水跃发生在闸墩末端(L=0)时单宽流量q为50 m3/s，水跃发生在闸墩末端以下50 m处(L=50 m)时单宽流量q为90 m3/s，二江泄水闸可开15～26孔。

(5)入库流量达40 000 m3/s时，库水位为66.0 m，尾水位拟合值为51.56 m，毛水头为14.44 m，平均水头损失为0.41 m，净水头为14.03 m(小于额定水头18.6 m)，综合出力系数为8.45，170 MW单机预想出力限制为116 MW，需过机流量978 m3/s，150 MW单机预想出力限制为103 MW，需过机流量871 m3/s，全机组发电流量为18 513 m3/s，二江泄水闸弃水21 487 m3/s。控制二江泄水闸水跃满足泄水安全要求，水跃发生在闸墩末端(L=0)时单宽流量q为63 m3/s，水跃发生在闸墩末端以下30 m处(L=30 m)时单宽流量q为88 m3/s，二江泄水闸可开20～27孔。

(6)入库流量达45 000 m3/s时，库水位为66.0 m，尾水位拟合值为52.85 m，毛水头为13.15 m，平均水头损失为0.38 m，净水头为12.77 m(小于额定水头18.6 m)，综合出力系数为8.38，170 MW单机预想出力限制为100 MW，需过机流量935 m3/s，150 MW单机预想出力限制为89 MW，需过机流量830 m3/s，全机组发电流量为17 649 m3/s，二江泄水闸弃水27 351 m3/s。控制二江泄水闸水跃满足泄水安全要求，水跃发生在闸墩末端(L=0)时单宽流量q为77 m3/s，水跃发生在闸墩末端以下30 m处(L=30 m)时单宽流量q为108 m3/s，二江泄水闸可开21～27孔。

3.2 二江泄水闸分区运行方案

根据各流量级的试算，当入库流量达20 000 m3/s时，二江泄水闸可以开启左区(6孔)、中区(12孔)、右区(9孔)；当入库流量达25 000 m3/s时，二江泄水闸可以开启右区(9孔)、中区(12孔)、左右区(15孔)、左中区(18孔)；当入库流量达30 000 m3/s时，二江泄水闸可以开启中区(12孔)、右中区(21孔)、左右区(15孔)、左中区(18孔)；当入库流量达35 000 m3/s时，二江泄水闸可以开启右中区(21孔)、左右区(15孔)、左中区(18孔)；当入库流量达40 000 m3/s时，二江泄水闸可以开启右中区(21孔)、左中右区(27孔)；当入库流量达45 000 m3/s时，二江泄水闸可以开启右中区(21孔)、左中右区(27孔)。具体模拟方案见表2。

表2 二江泄水闸分区运行模拟方案

3.3 模拟结果分析

3.3.1 工况1～3

17 910 m3/s<入库流量≤20 000 m3/s，取20 000 m3/s作为计算工况，对工况1～3进行模拟计算，计算结果见表3。

表3 Q=20 000 m3/s，工况1～3葛洲坝电站机组下游各测点水位 m

从表3可以看出，工况1(二江泄水闸左区弃水)、工况2(二江泄水闸中区弃水)、工况3(二江泄水闸右区弃水)电站尾水位模拟计算值均为45.43 m；该流量级全机组发电，二江泄水闸左中右区分别参与泄水，尾水位无明显改变。

3.3.2 工况4～7

20 000 m3/s<入库流量≤25 000 m3/s，取25 000 m3/s作为计算工况，对工况4～7进行模拟计算，计算结果见表4。

表4 Q=25 000 m3/s，工况4～7葛洲坝电站机组下游各测点水位 m

从表4可以看出，入库流量超过机组发电流量，开启全部机组。工况4(二江泄水闸右区泄水)为该流量级常用运行方式，电站尾水位模拟计算为47.34 m。工况5(二江泄水闸中区泄水)尾水位为47.37 m，相较常用工况4尾水位升高0.03 m；工况6(二江泄水闸左右区泄水)、工况7(二江泄水闸左中区泄水)尾水位均为为47.38 m，相较常用工况4尾水位升高0.04 m。

3.3.3 工况8～11

25 000 m3/s<入库流量≤30 000 m3/s，取30 000 m3/s作为计算工况，对工况8～11进行模拟计算，计算结果见表5。

表5 Q=30 000 m3/s，工况8～11葛洲坝电站机组下游各测点水位 m

从表5可以看出，入库流量超过机组发电流量，开启全部机组。工况8(二江泄水闸中区泄水)为该流量级常用运行方式，电站尾水位模拟计算为48.65 m。工况9～11分别采用左、中、右区组合下泄弃水的方式。采用两区控泄组合方式运行的工况9、工况10、工况11尾水位分别为48.70、48.70、48.69 m，相较常用工况8尾水位分别升高0.05、0.05、0.04 m；工况8(二江泄水闸中区泄水)尾水位最低。

3.3.4 工况12～14

30 000 m3/s<入库流量≤35 000 m3/s，取35 000 m3/s作为计算工况，对工况12～14进行模拟计算，计算结果见表6。

表6 Q=35 000 m3/s，工况12～14葛洲坝电站机组下游各测点水位 m

从表6可以看出，入库流量超过机组发电流量，开启全部机组。工况12(二江泄水闸右中区泄水)为该流量级常用运行方式，电站尾水位模拟计算为50.28 m。工况13(二江泄水闸左中区泄水)尾水位为50.34 m，相较常用工况12尾水位升高0.06 m；工况14(二江泄水闸左右区泄水)尾水位为50.26 m，相较常用工况12尾水位降低了0.02 m。

3.3.5 工况15～16

35 000 m3/s<入库流量≤40 000 m3/s，取40 000 m3/s作为计算工况，对工况15～16进行模拟计算，计算结果见表7。

表7 Q=40 000 m3/s，工况15～16葛洲坝电站机组下游各测点水位 m

从表7可以看出，入库流量超过机组发电流量，开启全部机组。工况15(二江泄水闸右中区泄水)为该流量级常用运行方式，电站尾水位模拟计算为51.81 m。工况16(二江泄水闸左中右区泄水)尾水位为51.88 m，相较常用工况15尾水位升高0.07 m。

3.3.6 工况17～18

40 000 m3/s<入库流量≤45 000 m3/s，取45 000 m3/s作为计算工况，对工况17～18进行模拟计算，计算结果见表8。

表8 Q=45 000 m3/s，工况17～18葛洲坝电站机组下游各测点水位 m

从表8可以看出，入库流量超过机组发电流量，开启全部机组。工况17(二江泄水闸右中区泄水)为该流量级常用运行方式，电站尾水位模拟计算为52.94 m。工况18(二江泄水闸左中右区泄水)尾水位为53.05 m，相较常用工况17尾水位升高0.11 m。

4 结 论

当入库流量17 910 m3/s≤Q≤45 000 m3/s时，对大江、二江全机组发电，二江泄水闸左中右区不同组合运行参与下泄弃水下的尾水位进行了数值模拟研究，研究结果表明：

(1)17 910 m3/s<入库流量Q≤20 000 m3/s时，葛洲坝水利枢纽运行水位为65.3～66.0 m，全机组发电。水工设施仅二江泄水闸参与泄水，二江泄水闸分区运行，尾水位无明显改变。

(2)20 000 m3/s<入库流量Q≤25 000 m3/s时，葛洲坝水利枢纽运行水位为66.0 m，全机组发电。水工设施仅二江泄水闸参与泄水，二江泄水闸中区或右区泄水为常用运行方式，二江泄水闸右区泄水相较中区泄水可以有效降低尾水位。

(3)25 000 m3/s<入库流量Q≤30 000 m3/s时，葛洲坝水利枢纽运行水位为66.0 m，全机组发电。水工设施仅二江泄水闸参与泄水，二江泄水闸中区或两区组合运行为常用运行方式，二江泄水闸中区泄水相较两区组合运行泄水可以有效降低尾水位。

(4)30 000 m3/s<入库流量Q≤35 000 m3/s时，葛洲坝水利枢纽运行水位为66.0 m，全机组发电。水工设施仅二江泄水闸参与泄水，二江泄水闸右中区组合运行为常用运行方式，二江泄水闸左右区组合运行泄水相较右中区组合运行泄水可以有效降低尾水位。

(5)35 000 m3/s<入库流量Q≤45 000 m3/s时，葛洲坝水利枢纽运行水位为66.0 m，全机组发电。水工设施仅二江泄水闸参与泄水，二江泄水闸右中区组合、左中右区全开运行为常用运行方式，二江泄水闸右中区组合泄水相较左中右区全开运行泄水可以有效降低尾水位。