xx县水电站初步设计报告

'水电站工程初步设计报告 目录XX水电站工程特性表i1综合说明11.1概述11.2水文21.3工程地质31.4工程任务和规模101.5工程布置及建筑物111.6机电及金属结构141.7消防181.8施工组织设计191.9工程管理211.10水库淹没处理及工程永久占地221.11水土保持设计221.12环境保护设计231.13工程投资概算241.14经济评价251.15结论及今后工作建议252水文272.1流域概况272.2水文基本资料282.3径流292.4洪水302.5泥沙452.6水位流量关系463工程地质503.1概述503.2水库区工程地质条件513.3坝址工程地质条件及评价573.4其他建筑物工程地质条件623.5岩土体物理力学参数733.6天然建筑材料763.7结论及建议774工程任务与规模794.1河流规划和工程任务794.2电站建设的必要性804.3径流调节计算及特征洪水位计算814.4正常蓄水位选择864.5防洪特征水位884.6装机容量选择89 4.7机组机型及水轮机额定水头904.8机组台数选择904.9运行方式914.10泥沙及回水计算935工程选址、总体布置及枢纽建筑物965.1设计依据965.2坝（厂）址选择与开发方案概述985.3坝址及坝型选择995.4隧洞方案选择1005.5枢纽工程总体布置1025.6主要建筑物设计1046水力机械、金结1306.1水力机械1306.2金属结构1517电气工程1527.1XX水电站与电力系统连接1527.2电气主接设计1537.3主变压器台数与容量选择1557.4短路电流计算1567.5电气设备布置说明1637.6防雷、接地及照明1647.7电气二次部分1667.8继电保护和安全自动装置1687.9机组及全厂公用辅助设备的自动控制1697.10直流系统1697.11电气试验室1698消防设计1718.1工程概况1718.2消防设计依据和设计原则1718.3消防总体设计方案1728.4主要生产建筑物火灾危险性类别及耐火等级1728.5建筑物消防设计1738.6机电设备消防设计1738.7消防给水设计1748.8事故排烟系统设计1758.9消防电源及配电系统设计1758.10主要消防设备1759施工组织设计1779.1施工条件1779.2施工导流1839.3主体工程施工188 9.4施工交通运输1959.5施工工厂设置1979.6施工总布置1989.7施工总进度2009.8主要技术供应和劳动力计划2019.9工程招标计划20210工程管理20610.1前言20610.2管理机构的设置20610.3工程管理范围和保护范围20810.4工程管理设施20810.5工程管理经费20911劳动安全与工业卫生21011.1设计依据21011.2工程概述21011.3劳动安全防护措施21211.4预期效果及评价21411.5安全卫生机构21511.6专用投资概算21612水库淹没处理及工程占地21712.1水库淹没处理设计洪水标准及范围21712.2水库淹没损失21812.3生产安置规划21912.4专业项目复建规划22012.5库底清理规划22012.6补偿投资概算22112.7工程占地22312.8汇总22513水土保持设计22613.1项目及项目区概况22613.2编制依据22713.3生产建设过程中造成的水土流失预测22814环境保护设计23614.1工程环境保护设计依据23614.2环境保护设计23714.3环境保护监测与管理24014.4环境保护投资概算24215工程投资概算24415.1工程概况24415.2投资主要指标244 15.3编制原则及文件依据24515.4其它应说明的问题24616经济评价25116.1概述25116.2国民经济评价25116.3财务评价25316.4社会影响分析256附件：附件一：XX省XX县XX电站开发协议附件二：XX市关于《XX省XX县渠江奉家至县界河流流域规划报告》的批复附件三：关于《XX省XX县XX水电站项目申请书》的批复附件四：XX市环保局关于《XX县XX水电站环境影响评价报告》的批复附件五：XX水电站水土保持报告的批复附件六：XX水电站水资源论证报告的批复附件七：XX水电站防洪影响评价报告的批复 XX水电站工程特性表项目单位数量备注一、水文1、流域面积全流域km2851本工程引水面积km2275.2其中彭子塘引水坝238.0km2，蛇坪河37.2km22、利用水文系列年限年453、代表性流量多年平均流量m3/s8.33彭子塘坝址处多年平均径流量亿m32.63彭子塘坝址处设计洪峰流量(正常工况)m3/s1009.0P=3.33%校核洪峰流量(非常工况)m3/s1435.0P=0.5%4、泥沙多年平均输沙率kg/s4.19多年平均输沙量万t11.08含推移质与悬移质二、水库1、水库水位彭子塘引水坝校核洪水位m385.31P=0.5%设计洪水位m384.87P=3.33%正常蓄水位m380.50死水位m368.002、回水长度km3.543、水库容积总库容万m3320.55正常蓄水位库容万m3194.70死库容万m3354、调节性能无调节三.下泄流量及相应下游水位彭子塘引水坝1、设计洪水位时下泄流量m3/s966.56P=3.33%相应下游水位m358.60二道坝挡水2、校核洪水位时下泄流量m3/s1338.99P=0.5%相应下游水位m359.603、机组满发流量m3/s17.463台（3*5.82）厂房相应下游尾水位m325.64四、工程效益指标1、发电效益装机容量MW7.53台保证出力(P=85%)kW958多年平均发电量万kW·h2830年利用小时数h3673五、淹没损失及工程永久占地1、淹没土地亩264.90包括耕地、林地和荒滩地2、工程永久占地亩44.99包括林地和荒滩地3、工程临时占地亩53.40全部为林地iv XX水电站工程特性表项目单位数量备注六、主要建筑及设备1、挡水建筑物形式拱坝/浆砌石坝彭子塘坝/蛇坪河1#、2#坝地基岩性浅变质砂岩、砂质板岩地震基本烈度/设防烈度＜Ⅵ度/不设防坝顶高程m385.5/385.00/380.5（彭子塘坝/蛇坪1#/2#坝）引水坝最大坝高m35.5/5.0/10.0（彭子塘/蛇坪1#/2#坝）坝顶轴线长度m134/14/19（彭子塘/蛇坪1#/2#坝）2、泄水建筑物彭子塘拱坝形式溢流堰坝顶溢流，无闸门控制堰顶高程m380.50溢流孔口数量孔4溢流孔口尺寸(宽×高)m11×5最大单宽流量（设计）m3/s·m29.22消能方式挑流消能设二道坝工作闸门形式无设计泄洪流量m3/s966.56P=5%校核泄洪流量m3/s1338.99P=0.33%3、放空闸放空闸净尺寸(宽×高)m1.2×1.2闸底高程m368.0闸门形式平面铸铁滑动闸门4、引水建筑物①隧洞设计引用流量m3/s15.10/1.18/2.361#/2#/3#隧洞引水隧洞形式城门型圆拱直墙式地基特性板岩夹砂岩隧洞总长度m5060(3480/320/1260)1#/2#/3#隧洞1#隧洞断面尺寸(净宽×净高)m3.0×4.266/3.9×4.526衬砌段/不衬砌段2#隧洞断面尺寸(净宽×净高)1.5×1.83#隧洞断面尺寸(净宽×净高)1.5×1.8主要衬砌形式C20钢筋砼或C15砼衬砌②压力前池尺寸(长×宽×高)m15×6.3×11.5前池水平段正常水位m377.940最高水位m378.939最低水位m375.808③压力钢管设计静水头m52.44主管内径Dm2.5/2.0主管1/主管2主管壁厚mm12/10主管1/主管2支管内径Dm1.4支管壁厚mm10iv XX水电站工程特性表项目单位数量备注3、厂房形式地面式河岸边地基特征板岩夹砂岩主厂房尺寸(长×宽)m44.1×13.4水轮机安装高程m326.50发电机层地面高程m325.50厂房校核洪水位m332.85P=2%厂房设计洪水位m332.34P=3.33%厂房设计尾水位m325.64Q=17.46m3/s厂房最低尾水位m325.25Q=5.82m3/s4、升压站形式户外式地基岩性板岩夹砂岩面积(长×宽)m×m14.24×9.24电压等级kV35输电回路回15、主要机电设备水轮机台数台3水轮机型号HLA551C-WJ-81额定出力kW2636.8额定转速r/min750额定水头m49.50额定流量m3/s5.82最大水头m50.91最小水头m44.55发电机台数台3发电机型号SFW2500-8/1730单机容量kW2500功率因数0.8定额电压kV6.3调速器型号/台BWT-1000/3主阀型号/台SD941X-10/3七、施工1、主要工程数量土方开挖m319320.4石方开挖m3130288.8钢筋制安t749.3混凝土m340178.5砌石m34419.62、主要建筑材料砂m321112.0碎石m328769.5块石m318891.3iv XX水电站工程特性表项目单位数量备注水泥t13478.7钢筋t764.33、所需劳动力总工日万个30.71高峰人数人/d4004、施工临时房屋m228005、对外交通（公路）km7.15其中新修临时公路2.15km6、施工导流(方式、形式、规模)土、浆砌石围堰7、施工准备工期月4主体工程施工工期月26第一台机组发电工期月28综合总工期月30八、经济指标1、静态总投资万元6020.332、总投资万元6422.26建筑工程万元3422.24机电设备及安装工程万元945.62金属结构设备及安装工程万元145.19临时工程万元268.43水库淹没处理补偿费万元349.17水土保持费万元76.70环境保护费万元68.50其它费用万元481.34基本预备费万元263.14建设期贷款利息万元401.933、综合利用经济指标单位千瓦投资元/kW8027.11单位度电投资元/kW·h2.19经济内部收益率%13.73经济效益费用比/1.13经济净现值万元669.72投资回收期年13.85iv 1综合说明1.1概述XX水电站工程位于XX县天门乡长峰管区境内，距离XX县城78km。电站引水坝（注：彭子塘坝为该工程的主引水坝，支流蛇坪河1#、2#坝为次引水坝，如无特别说明，XX水电站坝址均指彭子塘坝址）位于资江一级支流——渠江干流中上游的天门乡长峰管区大山村，坝址上距平游桥水电站厂址4.0km。电站开发方式为径流引水式，是一座以发电为主的水利枢纽工程。坝址控制流域面积238km2，坝址以上干流长度为37km，坝址处多年平均流量为8.33m3/s，厂址处的流域面积为245km2。电站前池处可引入支流蛇坪河流域面积37.2km2。为加快XX电力建设，促进地方经济发展，使水能资源优势转化为经济优势，由XX县诚源水力发电有限公司对此河段的水利资源进行开发，并于2006年5月与XX县人民政府就此河段的开发利用签订了《XXXXXX电站开发协议书》。2006年9月，由XX市水利水电勘测设计院完成了《XX省XX县渠江奉家至县界河段流域规划报告》的编制，规划拟定渠江奉家至XX县界河段水力发电开发采用二级径流式方案，即：平游桥（正常蓄水位468.5m，发电尾水位383.5m，径流式）+XX（正常蓄水位380.5m，发电尾水位325.0m，径流式），由XX市人民政府授权，XX市水利局对《XX省XX县渠江奉家至县界河段流域规划报告》以娄水字【2006】39号文进行了批复，同意该流域开发方案，因此，XX水电站开发符合流域规划要求。在规划和立项申请书成果的基础上，我院对XX水电站工程又进行了详细的实地勘察，对水文气象等基础资料进行详尽的调查分析，对工程选址、水位、装机等做了充分的方案论证，进一步落实了库区淹没指标，在此基础上，编制了《XX省XX县XX水电站工程初步设计报告》。1.2水文渠江为资水一级支流，发源于XX县双林乡分水界——茶亭，流经双林、奉家、天门等乡镇，沿途纳入玄溪、小桥江、横南溪、白水溪等溪河，与镇溪江汇合，40 在县界处纳入蛇坪河后，向北流入溆浦县、安化县境内，在安化县渠江口注入资水。流域面积851km2，干流长度98.8km，流域平均坡降6.05‰。XX水电站引水流域面积为275.2km2（其中彭子塘坝址控制流域面积238.0km2，建蛇坪河1#、2#引水坝引入蛇坪河流域面积37.2km2），电站厂房处流域面积为245km2。渠江流域地处高山区，耕地分散，水田较少，森林茂盛，属典型的中亚热带季风气候区，气候温和，降水丰沛、径流丰富。本流域内多年平均年降雨量为1613.7mm，多年平均蒸发量为1423.9mm。多年平均风速1.7m/s，最大风速20.0m/s。多年平均气温16.8℃，年极端最高气温40.1℃，最低气温-10.7℃。XX水电站工程位于资水一级支流渠江中游，彭子塘坝址控制流域面积为238.0km2，电站厂址位于彭子塘坝址下游约5.5km处。渠江中下游有杨德溪水文站，控制流域面积为568km2，该站为渠江流域主要控制水文站，该站有着1959～1994年完整的水位、流量及降雨资料（1996年后杨德溪水文站停止观测），本次在推求彭子塘坝址、蛇坪河1#、2#坝址及电站厂房径流及天然洪水量时，移用杨德溪水文站洪水资料来确定各径流及天然洪水情况，经分析计算得：彭子塘坝址处多年平均流量为8.33m3/s，年径流量为2.63亿m3，厂房处多年平均流量为8.58m3/s，年径流量为2.70亿m3，各频率设计洪水成果见表1.2-1。表1.2-1XX水电站坝（厂）址设计洪水计算成果位置项目均值各频率设计值P（%）0.10.20.5123.335102050蛇坪河1#坝QM(m3/s)603062762362071771551381098146蛇坪河2#坝QM(m3/s)673433102652321981741551239152彭子塘坝址QM(m3/s)346178117401435120111301009888709473311厂址QM(m3/s)353200218051546135111571016904715531350对彭子塘坝址处及厂房尾水位处上、下游河段进行了历史洪水调查，并实测了枯水流量。彭子塘坝址处实测枯水水位355.50m，流量1.12m3/s，厂房尾水实测枯水水位325.15m，流量1.80m3/s。利用实测的坝址处及厂房尾水处的纵断面和横断面资料，通过计算坝址处及厂房尾水位Z～Q线，并参考低水实测流量数据，求得彭子塘坝址、厂房天然水位～流量关系曲线。40 彭子塘坝址处多年平均悬移质输沙率为3.49kg/s，多年平均悬移质输沙量为9.23万t，多年平均推移质输沙率为0.70kg/s，多年平均推移质输沙量为1.85万t。彭子塘坝（厂）址做了9月～2月、9月～3月、9月～4月、10月～2月、10月～3月、10月～4月、11月～2月、11月～3月、11月～4月等时段的分期洪水计算，选用杨德溪水文站各分期洪水样本推求XX水电站坝（厂）址分期样本，再进行频率计算确定，具体成果见表2.4-6～12。XX水电站库坝区位于渠江中游河段，该段水质无污染，现状水质条件良好，根据XX县环境监测站提供的水质监测结果表可知，坝址断面的DO(溶解氧)、NH3-N（氨氮）、NO2-N（亚硝酸盐氮）、BOD5（五日生化需氧量）、高锰酸盐指数、挥发酚和石油类等7项指标全部到达Ⅲ类地表水水质标准，监测结果表明，XX水电站工程所在河段现有水质状况良好。1.1工程地质1.1.1区域地质概况库区在大地构造上位于雪峰山褶皱带北部，祁阳山字型构造前弧北翼，NE向构造是本区域显著的构造形迹。水库区主要褶皱为葡萄岭倒转向斜，位于锡江溪至高阳一带，轴向NE75°～80°，东端于青围溪扬起，西端于桐皮园南扬起，沿走向长约14km，正好横垮水库区。向斜核部由志留系下统组成，两翼为奥陶系中、上统，均向NNW倾斜，形成轴面向SSW倒转的褶皱，两端岩层陡立，倾角70°～80°，一般倾角40°～50°。在漏水洞至横江屏处，有桎木岭压性断层通过，该断层东起桎木岭、经上石灰冲、邓家、横江屏，西至上许家溪，走向NE80°，为冲断层。断层长达数十公里，多伴生次级断层。沿断裂带有强烈的挤压破碎现象，挤压带宽达数十至数百米，破碎带以碎裂岩为主，少量断层泥，胶结差。由于河流的冲刷、侵蚀，水库区河床大部分地段基岩裸露。根据XX市地震史和近期资料记载，工程区域未发生过大于VI级的地震，属弱震区。根据国家地震局颁布的《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001），本区地震动峰值加速度a＜0.05g，地震动反应谱特征周期为T=0.35S，相对应的地震基本烈度为小于VI，因此，在工程设计过程中，可以不考虑地震影响。40 1.1.1库区工程地质条件水库区属侵蚀中低山地貌，山岭高程500～1000m，地势北高南低。当水库蓄水至正常高水位380.5m时，回水距离3.54km。坝址处河床高程354.0m。库内冲沟发育，由于地面流水的朔源侵蚀而向源头方向延伸较远。库区出露元古界的板溪群上亚群，下古生界震旦系（Z）、寒武系（∈）地层。岩性为灰绿色、灰-深灰色、少量紫灰色浅变质砂岩、板岩；含砾绢云母砂质板岩、浅变质石英细砂岩与板状砂质页岩、黑色碳质板状页岩、硅质岩夹硅质板岩等。第四系全新统零星分布于沿河两岸，主要为残坡积、冲洪积和崩坡积。库内砂岩岸坡卸荷裂隙较发育，导致崩塌作用在砂岩形成的高陡边坡地带随处可见。库内泥质板岩岸坡则表现为网状风化裂隙发育，但网状裂隙延伸短，切割浅，加速泥质板岩的风化作用。库区内水文地质条件简单，库区内水文地质条件简单，含水层可分为两种类型：第四系松散堆积层孔隙水和基岩裂隙水，以基岩裂隙水为主。水库区水化学类型为HCO3-Ca，PH值为5.8～7.3，硬度小于4度，矿化度小于0.1g/L，为弱酸性至中性、极软、低矿化淡水。1.1.2枢纽工程地质条件1.1.2.1坝址工程地质条件彭子塘坝址位于渠江与镇溪江汇合处下游200m处，河底高程353.72m～354.9m。蓄水至正常高水位380.5m时，河面宽度70m。左岸山顶海拔高程605m，坡角50°；右岸山顶海拔高程619m，坡角53°。彭子塘坝址处覆盖层为第四系全新统冲洪积和残坡积。冲洪积局部发育，仅在坝址河床段上游部分地段零星分布，主要由块石及少量砂、砾石组成，厚度0.5～2.0m，块石多呈扁平状，块径0.1～0.4m，最大达0.5m。残坡积分布在两岸斜坡地带390.0m高程以上，以坡积为主，岩性为块碎石土和粘土，厚度1～4m。彭子塘坝址处40 出露基岩为志留系下统下段灰绿色、灰～深灰色、少量紫灰色浅变质砂岩、含砾绢云母砂质板岩、浅变质石英细砂岩与板状砂质页岩等，坝基全为浅变质砂岩与砂质板岩。变余砂质、泥质结构，层状、板状构造。在坝址坝轴线上，两岸和河床段均出露浅变质砂岩。彭子塘坝址区地质构造上为单斜构造，岩层产状为N70°～80°E/NW∠32°～50°，倾向下游偏左岸。本坝址区无区域大断层通过，本坝址区岩体节理裂隙主要发育三组，其中两组为共轭剪节理，产状分别为：S30°W/SW∠72°、N30°～45°E/SE∠62°～86°、N30°～40°W/NE∠80°～88°；节理面较平直，延伸长度较长。彭子塘坝基岩体为浅变质砂岩与砂质板岩，通过薄片鉴定，属浅变质细粒长石砂岩，其中碎屑占90%，填隙物占50%。碎屑物中长石占70%，石英占25%，其它为岩屑、黑云母、白云母、绿泥石、电气石、绢云母等含量微；填隙物中以绿泥石为主，沸石和水云母含量微。细粒砂状结构、孔隙式交结。彭子塘坝轴线5个钻孔及上游和下游10个钻孔资料统计结果显示：强风化岩石层面裂隙平均间距0.5m，弱风化岩石层面裂隙平均间距5m，岩体完整程度等级属“完整”。二道坝位于彭子塘引水坝下游约90m，主河床宽约23m，主流位于河中心，河床基岩基本裸露，河流堆积物主要为块石及砂、砾石，厚度0.5～1m，块石多呈扁平状，块径一般为0.3～0.5m，大者可达1m以上，主要分布在左侧河床，两岸大部分基岩裸露。基岩为志留系下统下段（S11）灰色、灰绿色浅变质砂岩，岩石致密坚硬、完整。岩层产状N56°E/NW∠45°～50°，倾向下游偏左岸。两岸边坡稳定，不存在严重的工程地质和水文地质问题。蛇坪河1#、2#引水坝坝址位于蛇坪河下游峡谷地带，两坝址处河床狭窄，水流湍急，1#坝址处河床高程381.03m，水面宽3～4m，水深0.5～1m，河床宽度20m左右，两岸坡度50°～53°。2#坝址处河床高程375.65m，水面宽9～10m，水深0.5～1m，河床宽度15m左右，两岸坡度45°～50°。1#坝址河床内有少量砂砾石和漂石堆积，厚度0.5m左右，两岸大部分基岩裸露，局部有少量残坡积层覆盖，厚度1～2m。基岩为志留系下统上段（S12）灰色、灰绿色条带状板岩夹砂岩，岩石致密坚硬、完整。岩层产状N56°E/NW∠70°～75°，倾向下游偏右岸，未发现断层，节理裂隙不太发育。强风化层深度：河床0.5m左右，左、右岸1～340 m。软弱夹层不发育，两岸边坡稳定，岩石透水性较弱，不存在严重的工程地质和水文地质问题。2#坝址工程地质条件与1#坝址基本相同。两坝址均具备修建低坝的良好地形、地质条件。1.1.1.1隧洞工程地质条件1#隧洞地质条件：隧洞进口段（0+000～0+050），段长50m，洞向N47°51′E，与岩层走向夹角为30～32°。隧洞进口位于位于镇溪江上距离交汇口约200m，隧洞进口处河床高程357.5m。该段地层岩性为志留系下统下段（S11）灰绿色浅变质砂岩及砂质板岩和条带状板岩夹砂岩组成，岩层总体产状为N60°～70°E/NW∠45°～50°。进口段岩石由于节理裂隙与风化作用的影响，局部地段岩层产状紊乱，强风化层较厚，岩石破碎。1#隧洞洞身段（0+050～0+600），段长550m，洞向N47°51′E，与岩层走向夹角为30～32°，垂直埋深40～140m。该段地层岩性为志留系下统下段（S11）灰绿色浅变质砂岩及砂质板岩和条带状板岩夹砂岩组成，岩层总体产状为N60°～70°E/NW∠45°～50°。隧洞围岩岩性坚硬，岩体较完整，工程地质条件较好。1#隧洞洞身段（0+600～0+750），段长150m，洞向N47°51′E，与岩层走向夹角为30～32°，垂直埋深30～60m。该段地层岩性为志留系下统下段（S11）灰绿色浅变质砂岩及砂质板岩和条带状板岩夹砂岩组成，岩层总体产状为N60°～70°E/NW∠45°～50°。变质砂岩及砂质板岩岩性坚硬、完整，工程地质条件较好。其中穿过的主要冲沟为一号冲沟（距离隧洞顶板约30m），冲沟内基岩出露，岩性为砂质板岩、浅变质砂岩夹板岩，岩石中硬～硬、完整，工程地质条件较好。其中在该冲沟内发育一小型正断层。1#隧洞洞身段（0+750～2+400），段长1650m，洞向N47°51′E，与岩层走向夹角为30～32°，垂直埋深40～220m。该段地层岩性为志留系下统下段（S11）灰绿色浅变质砂岩及砂质板岩和条带状板岩夹砂岩组成，岩层总体产状为N60°～70°E/NW∠45°～50°。隧洞围岩岩性坚硬，岩体较完整，工程地质条件较好。1#隧洞洞身段（2+400～2+780），段长380m，洞向N67°E，与岩层走向近于平行，垂直最大埋深40m，洞线在穿越三潼湾冲沟、三号冲沟和四号冲沟时，其顶板已出露地表。1#隧洞洞身段（2+780～3+430），段长650m，洞向N57°W，与岩层走向夹角为60～70°，垂直埋深50～160m。该段地层岩性为志留系下统上段（S12）灰绿色浅变质砂岩及砂质板岩和条带状板岩夹砂岩组成，岩层总体产状为N60°～70°E/NW∠45°～50°40 。隧洞围岩岩性坚硬，岩体较完整，工程地质条件较好。1#隧洞出口段（3+430～3+480），段长50m，洞向N57°W，与岩层走向夹角60～70°。该处隧洞出口位于天门乡林场村的XX渠江右岸山坡，洞口处第四系松散堆积层覆盖，厚度约2～3m。该段地层岩性为志留系下统上段（S12）灰绿色、深灰色砂质板岩夹浅变质砂岩及和条带状板岩夹砂岩组成，岩层总体产状为N60°～70°E/NW∠45°～50°。2#隧洞地质条件：2#隧洞（蛇坪河1#坝引水隧洞）进口段（0+000～0+050）段长50m，洞向S40°47′W，与岩层走向夹角为30～40°。隧洞进口位于蛇坪河右支流下游右岸山坡，隧洞进口处河床高程381.4m。该段地层岩性为志留系下统上段（S12）灰绿色浅变质细砂岩及砂质板岩和条带状板岩夹砂岩组成，岩层总体产状为N60°～70°E/NW∠45°～50°。进口段岩石由于节理裂隙与风化作用的影响，局部地段岩层产状紊乱，强风化层较厚，岩石破碎。2#隧洞洞身段（0+050～0+270），段长220m，洞向S40°47′W，与岩层走向夹角为30～40°，垂直埋深60～160m。该段地层岩性为志留系下统上段（S12）灰绿色浅变质砂岩及砂质板岩和条带状板岩夹砂岩组成，岩层总体产状为N60°～70°E/NW∠45°～50°。隧洞围岩岩性坚硬，岩体较完整，工程地质条件较好。2#隧洞出口段（0+270～0+320），段长50m，洞向S40°47′W，与岩层走向夹角为30～40°。该处隧洞出口位于蛇坪河左支流中上游右岸山坡，洞口处基岩出露。该段地层岩性为志留系下统上段（S12）灰绿色、深灰色砂质板岩夹浅变质砂岩及和条带状板岩夹砂岩组成，岩层总体产状为N60°～70°E/NW∠45°～50°。3#隧洞地质条件：（蛇坪河2#坝引水隧洞）进口段（0+000～0+080），段长80m，洞向S84°W，与岩层走向夹角为10～15°。隧洞进口位于蛇坪河左支流下游左岸山坡，隧洞进口处河床高程371.2m。该段地层岩性为志留系下统上段（S12）灰绿色浅变质细砂岩及砂质板岩和条带状板岩夹砂岩组成，岩层总体产状为N60°～70°E/NW∠45°～50°。进口段岩石由于节理裂隙与风化作用的影响，局部地段岩层产状紊乱，强风化层较厚，岩石破碎。3#隧洞洞身段（0+080～1+200），段长1120m，洞向S84°W，与岩层走向夹角为10～15°，垂直埋深80～300m。该段地层岩性为志留系下统上段（S12）灰绿色浅变质砂岩及砂质板岩和条带状板岩夹砂岩组成，岩层总体产状为N60°～70°E/NW∠45°～50°。隧洞围岩岩性坚硬，岩体较完整，工程地质条件较好。3#隧洞出口段（1+200～1+250），40 段长50m，洞向S84°W，与岩层走向夹角为10～15°。3#隧洞出口位于XX水电站压力前池处，洞口处为第四系松散堆积层覆盖，厚度约2～3m。该段地层岩性为志留系下统上段（S12）灰绿色、深灰色砂质板岩夹浅变质砂岩及和条带状板岩夹砂岩组成，岩层总体产状为N60°～70°E/NW∠45°～50°。1.1.1.1厂房工程地质条件XX水电站厂房由主、副厂房组成，电站厂房紧靠山坡布置在河床右岸，为地面式。主厂房平面尺寸为长×宽=44.1m×13.4m，副厂房平面尺寸为长×宽=44.1m×7.2m。升压站布置在厂房左侧山坡上，尺寸为长×宽=14.24m×9.24m。厂房位于蛇坪村的XX，地处斜坪河与渠江交汇处，河床高程为324.0～323.0m，地势较狭窄，山体坡度在40°～45°，岩性主要为志留系下统上段（S12）灰色、灰绿色条带状板岩夹砂岩，岩石致密坚硬、完整。表层残坡积厚度1～2m。岩层产状N56°E/NW∠70°～75°，构造简单，岩石强度高，岩体稳定性较好。但边坡较陡，上部强风化岩体及表层残坡积层稳定性较差，岩层倾向坡外，边坡稳定性受岩层控制，开挖以不切脚为准。河流两侧出露岩性基本对称，由于河流的冲刷、侵蚀，河床大部分地段基岩裸露。厂房处不存在严重的工程地质问题。厂房处边坡陡峻，但岩石坚硬，岩体完整，边坡稳定。厂房基础开挖深度较大，开挖中应注意边坡稳定及基坑排水，建议厂房基坑开挖坡比：l：0.35～l：0.5。1.1.1.2压力管道及压力前池工程地质条件XX水电站压力管道前接压力前池，管线布置沿厂址区河流右岸山坡而下，岔管后管道与主管坡度一致进行布置。岔管型式采用“卜型”结构。河床高程为324.0m，山体坡度29.36°，在地貌上属斜坡堆积地貌单元，山坡第四系残坡积堆积层覆盖，地形条件较好。管线区在地貌上属斜坡堆积地貌单元，山坡上层由第四系松散堆积层覆盖，地形条件一般。上覆第四系松散堆积层，厚度约3～4m，下伏志留系下统上段砂质板岩夹浅变质砂岩，岩层产状：N60°～70°E/NW∠70°～75°，强风化层厚2～4m，浅部岩石裂隙较发育。场地内弱风化～新鲜岩石坚硬完整，场地内构造活动不强烈，边坡稳定。因此，管线镇墩、支墩基础应置于相对完整岩基上，镇墩基础开挖深度5～8m。建议人工开挖临时边坡：边坡高度5～8m40 第四系松散堆积碎石土层1：1～1：1.25；边坡高度5～8m的强风化砂质板岩l：0.75～1：1，边坡高度5～8m的弱风化砂质板岩l：0.5～1：0.6。1.1.1.1施工围堰工程地质条件彭子塘引水坝上游围堰：河床宽22～26m，水深1～1.2m，河床基岩基本裸露，河流堆积物主要为块石及砂、砾石，厚度0.5～1m，块石多呈扁平状，块径一般为0.3～0.6m，大者可达1m以上，主要分布在右侧河床。彭子塘引水坝下游围堰：河床宽20～25m，水深1～1.5m。河流堆积物主要为块石及砂、砾石，厚度0.5～1.5m，块石多呈扁平状，块径一般为0.5～0.8m，大者可达1m以上，主要分布在右侧河床。围堰施工时需将河床内河流堆积物清除干净，避免堰基渗水即可，不需作其它基础处理。1.1.2天然材料根据天然建筑材料勘察规程对本阶段的要求和本工程的实际情况，本次天然建筑材料勘察对工程所需的土料、天然砂砾料、人工轧骨料和石料产地的分布、储量、质量及开采运输条件进行了详细勘察。砂砾料及土料：坝址附近缺乏天然砂砾料，大坝及厂房所需砂砾料，若从70km外的XX或炉观镇运来，由于运距远，运价高，鉴于当地石料丰富，质量较好，建议采用人工轧制粗细骨料方案。块石料：通过调查大坝附近共有三处料场，分布在库内左右两岸及大坝下游，运距约200～700m，储量均大于100万m3。三个料场的情况如下：1#料场，位于镇江溪与渠江汇合口处，距离坝址约200～300m，该料场石质好、夹层少，全为基岩裸露，易于开采，开采高程360～390m。2#料场，位于大坝上游的渠江左岸，距大坝约300～500m，可采块石大于100万m3，因该料场所处高程400～500m，为大坝砌筑时的上部料场。3#料场，位于大坝下游左岸龙虎洞处，距大坝约500～700m，可采储量在100万m3以上。1.2工程任务和规模XX水电站上有拟建的平游桥水电站，下有拟建的大兴水电站。考虑XX40 水电站的主要供电范围是XX县，本次设计通过35kV架空线并网在长峰110kV变的35kV母线上。根据XX县经济发展规划，并考虑到该地区的用电历史情况，XX县电力负荷预测2005～2010年全社会供电量年均递增速度为7.42%，负荷年均递增速度为7.40%，2010～2020年全社会供电量年均递增速度为7.00%，负荷年均递增速度为7.00%。XX县电力电量预测结果表1.4-1。表1.4-1XX县电力负荷预测单位：亿kW·h，MW年份项目2007年2010年2015年2020年2005～2010年2010～2020年全社会供电量6.468.019.0615.767.42%7.00%全社会最大负荷1211501702957.40%7.00%XX县电力电量缺口很大，供需矛盾十分突出。XX水电站是XX县境内可供开发的有限的电源点之一，装机7.5MW，年发电量2830万kW·h，它的兴建能缓解XX县电网的供电紧张局面，促进该地区工农业生产的发展。彭子塘引水坝正常蓄水位选择了380.5m、382.0m两个方案进行了技术经济比较，经比较，确定正常蓄水位382.0m。装机容量进行了6.4MW、7.5MW、8.4MW三个方案的比较，推荐装机规模为7.5MW。电站运行方式：XX水电站为无调节性能的小型水电站工程，其发电运行方式直接受上游天然来流量控制，当来流量不大于5.82m3/s时，只发3#机；当来流量大于5.82m3/s而小于11.64m3/s而时，可同时发1#机和2#机；当来流量大于11.64m3/s达到17.46m3/s以上时，则3台机同发。上游为正常蓄水位时由三台机发电减为单机发电，流速减慢，此时，隧洞水面线为Ⅰa型壅水曲线，隧洞末端水深要高于设计水深，这样1#隧洞内水位上升，当水位上升时，则通过压力前池的自动调节溢流堰溢流及1#隧洞前的闸门进行调节，当达到新的平衡时，水位不再上升，对3#隧洞的运行影响不大。同时1#隧洞前闸门的启闭是采用电气自动化控制，保证了电站的正常运行。参考XX双江口电站（引水式电站，隧洞及引水渠总长13km）、龙湘电站、建军电站等电站的运行情况可知：电站最不利工况在实际运行中出现的次数相当少，且通过相应工程措施可以保证隧洞的正常运行，对电站的发电质量40 影响很小，因此本电站采用无压隧洞引水是可行的。XX水电站无调节能力，多年运行特性指标如下：流量及水位：多年平均流量8.33m3/s（坝址处），单机流量5.82m3/s，相应下游水位325.25m（厂址处），满发装机流量17.46m3/s，相应下游水位325.64m（厂址处）。水头：最大水头50.91m，最小发电水头44.55m，设计水头49.50m。出力及发电量：保证出力958kW，多年平均发电量2830万kW·h。1.1工程布置及建筑物1.1.1工程等级和标准XX水电站水库正常蓄水位382.0m，相应库容为194.70万m3，水库校核洪水位385.31m，水库总库容为320.55万m3，电站装机容量为0.75万kW，小于1万kW。根据国家《防洪标准》（GB50201-94）、《水电水电枢纽工程等级级别及设计安全标准》（DL5180-2003）、《水利水电工程等级划分及洪水标准》（SL252-2000）规定，XX水电站为小型工程，水库工程属Ⅴ等工程，电站工程属Ⅴ等工程，小（2）型规模。水库工程的溢流坝、放空闸及引水隧洞等主要建筑物为5级建筑物，电站工程的发电厂房系统、开关站等为5级建筑物，次要建筑物为5级建筑物，临时建筑物为5级建筑物。引水坝设计洪水标准为洪水重现期30年，非常运用洪水标准为洪水重现期200年；水电站厂房设计洪水标准为洪水重现期30年，非常运用洪水标准为洪水重现期50年。消能防冲建筑物设计洪水标准为洪水重现期10年。1.1.2工程选址XX水电站坝址选择与开发方案在《XX省XX县渠江奉家至县界河段流域规划》（XX市水利水电勘测设计院，2006.09）的基础上，经我院会同业主和有关部门的专家及技术人员多次到现场进行实地勘查，决定彭子塘引水坝建在渠江与镇溪江汇合口下游200m处的彭子塘，控制流域面积为238km2，此处河床高程353.72m～354.90m，河谷对称，地质条件较好，河床宽度20.0m，该处作为本次XX水电站40 彭子塘引水坝坝址的有利条件如下：一是河道开阔较顺直有利于泄水冲砂；二是地质条件好有利于彭子塘引水坝稳定；三是同时拦截了渠江干流与镇溪江的来水，有利于电站发电。电站厂址选择在XX，此处河床高程为324.30m，河滩高程为329.50m，常年枯水位为325.50m，厂房位于河流右岸，厂房的修建基本不会影响本河段的行洪安全，也不会侵占下一级梯级电站大兴电站的水头。1.1.1工程设计本工程枢纽总平面布置由彭子塘引水坝、1#引水隧洞、蛇坪河1#引水坝、2#引水隧洞、蛇坪河2#引水坝、3#引水隧洞、压力前池、压力管道、发电厂房和升压站等组成。枢纽总平面布置的原则是在满足枢纽泄洪安全和利用水头最大的前提下，力求平面布置紧凑、工程量投资最省、施工及运行管理方便。彭子塘引水坝位于渠江与镇溪江汇合口下游200m处，坝顶轴线长134m，堰顶高程为377.0m，堰上无闸门控制，右侧设置放空闸，放空闸底板高程为368.0m，孔口净尺寸1.0×1.0m。本工程1#引水隧洞可采用无压引水隧洞或低压引水隧洞方式，经过技术比选，采用无压引水隧洞方案，该方案具有投资较少、有利于蛇坪河流域水量的引入、施工较方便、施工进度快等优点，而电能质量的保证可通过1#隧洞闸门及前池溢流堰调节等工程措施来实现。1#隧洞从渠江与镇溪江汇合口镇溪江上游100m处右岸山坡进口，起始洞线方向为东偏北47°53′，在桩号2+500处洞线方向转为东偏北69°44′，在桩号2+652处洞线方向转为北偏西31°2′，洞线总长3480m，设计引水流量为15.10m3/s，隧洞进口底板高程为377.180m，出口底板高程为374.867m，坡降i＝1/1500，直墙高均为3.4m，拱顶圆心角均为120°。隧洞衬砌段净宽为3.0m，净高4.266m，拱顶半径为1.732m，不衬砌段净宽为3.9m，净高4.526m，拱顶半径为2.252m。蛇坪河1#引水坝坝顶轴线长14.0m，堰顶高程为385.0m，堰上无闸门控制，全坝段溢流。2#隧洞40 从蛇坪河1#引水坝前进口，引水至蛇坪河左支流，全段为直线，洞线方向为西偏南40°47′，洞线总长320m，设计引水流量为1.20m3/s，隧洞进口底板高程为383.910m，出口底板高程为383.280m，坡降i＝1/500，直墙高均为1.367m，拱顶圆心角均为120°。隧洞衬砌段与不衬砌段净宽均为1.50m，净高均为1.80m，拱顶半径均为0.866m。蛇坪河2#引水坝坝顶轴线长19.0m，堰顶高程为380.5m，堰上无闸门控制，全坝段溢流。3#隧洞从蛇坪河2#引水坝前进口，引水至压力前池前的明渠段内，起始洞线方向为西偏南6°8′，在桩号1+243处洞线方向转为西偏北6°8′，洞线全长1260m，设计引水流量为2.36m3/s，进口高程为379.230m，在桩号1+245处设置1：5.3纵坡，出口高程为374.855m，坡降i＝1/800，直墙高均为1.367m，拱顶圆心角均为120°。隧洞衬砌段净宽为1.5m，净高1.8m，拱顶半径为0.866m，不衬砌段净宽为1.9m，净高1.915m，拱顶半径为1.097m。根据隧洞地质条件，本次设计1#隧洞全断面结构衬砌段隧洞长度为870m，占隧洞总长的25%，衬砌形式根据实际开挖后的地质条件决定，其余长度为2610m的隧洞段侧墙和顶拱不衬砌，底板采用100mm厚C15砼衬砌。2#隧洞和3#隧洞原则上只对底板及进、出口段进行衬砌，其它地段不衬砌。压力前池分前室、进水室、泄水侧堰、冲砂放空孔四部分，总长55m。前室分为渐变段和直线段。渐变段总长35m，其中水平、竖直同时扩散段长15m，与渠道末端连接，起始端底板高程为374.853m，水平扩散角5.43°，底坡1：5.0；后20m为竖直扩散段，宽6.3m，底坡1：5.0，直至前室水平段底高程368.000m。两侧边坡为垂直边坡。前室水平段宽6.3m，长15m，底板厚1.0m，侧墙采用C25钢筋砼，厚度1.4m，前池顶部设500×500mm的C25钢筋砼拉杆，间距2.5m。前室有效容积约2200m3。进水室长5.0m，底板高程369.800m，水平设置，工作闸门尺寸为2.8×2.8m，门后设钢筋砼胸墙和通气孔，沿进水室边墙外侧设置用于钢管充水的Φ300mm旁通阀1个。泄水侧堰布置在前池左侧堰中部，宽20m，采用折线形实用堰，堰顶高程为378.200m，宽1.4m，后接坡比为1：0.7的泄水陡槽，陡槽采用200mm厚C20钢筋砼衬砌。40 前池放空孔位于前池水平段末端，尺寸为1.0×1.0m，闸底高程为367.500m，放空孔采用平面铸铁闸门控制，用LQ-5型螺杆启闭机启闭。前池放空检修时应同时依次关闭前池进口闸门与1#隧洞进口闸门。压力管道采用钢管，管线布置沿山坡而下，为减少开挖量，岔管后管道不宜水平布置，须根据实际地形条件分别拟定坡度进行布置。岔管型式参考同类工程的成功经验，采用“卜型”结构，共二处。三条支管分岔后在靠近厂房处用立面转弯型式或空间转弯形式水平进入厂房。根据厂房布置要求，钢管下段须回填，用于布置副厂房，综合考虑后，在1#镇墩与2#镇墩之间钢管裸露于地面，设镇墩固定、支墩支承。在副厂房以下管段均回填至333.35m高程，主要采用石碴回填。在三条支管转弯处均用镇墩进行固定。根据布置要求，共布置镇墩6处，支墩每隔10m布置一个，共2处。电站厂房紧靠山坡布置在河床右岸，为地面式。主厂房平面尺寸为长×宽=44.1m×13.4m，由主、副厂房、防洪墙、尾水涵管组成。水轮机安装高程（机组主轴中心高程）326.50m，发电机层地面高程325.50m，副厂房地面高程333.350m。升压站布置在右岸山坡上，紧邻厂房上游侧，升压站平面尺寸为长×宽=14.24m×9.24m，基面高程345.000m。1.1机电及金属结构1.1.1水力机械本电站装机为3台2.5MW混流式水轮发电机。水轮发电机组主要参数如下：水轮机基本参数：型号：HLA551C-WJ-81设计水头：49.5m额定功率：2636.8kW额定流量：5.82m3/s额定转速：750r/min40 飞逸转速：1258.7r/min吸出高度：Hs=+1.66m效率：93.3%发电机基本参数为：发电机：SFW2500-8/1730额定功率：2500kW额定转速：750r/min额定电压：6300V额定电流：286.4A功率因素：0.8频率：50Hz效率：96%绝缘等级：F/F励磁电压：67.6V励磁电流：316.4A冷却方式：管道通风主厂房布置有3台发电机和3台BWT-1000调速器，同时在高程338.850m布置一台16t/3.2t单小车桥式起重机。1.1.1电气一次XX水电站建成后考虑35kV出线一回，接入长峰110kV变电站，线路距离约6km，输电线路导线型号为LGJ-150。电站电气主接线方案：采用2台变压器，型号为S9-6300/35和S9-3150/35，发电机电压母线和35kV升高电压侧都采用单母线接线方式。厂用电(0.4kV)采用机组自用电及全厂公用电混合的供电方式，厂用电源通过两台厂用变分别接至发电机电压6.3kV母线及35kV母线上，选用二台容量为200kVA的变压器，其中一台为干式变，接于发电机6.3kV电压母线，另一台为油浸式变压器，接于35kV电压母线。两台厂用变压器互为备用，正常运行时由一台变压器供电，当一台变压器故障时，则由另一台变压器供全厂用电。40 厂用电接线初步确定采用单层辐射式接线，自厂用母线成辐射状直接供给厂用电负荷，选用一台变压器，容量选择为200kVA，型号为S11-200/6。选用10kV电网装设一台S11-200/10降压变压器作为厂用电的后备电源。直击雷过电压保护：本电站升压站户外敞开式布置，直击雷过电压保护拟采用装设独立避雷针的方式。主、副厂房采用屋顶避雷带保护，避雷带引下线沿墙引下至集中接地网。侵入波的防雷保护：35kV母线上装有金属氧化物避雷器，35kV线路要求进线端架设2km避雷线保护。接地保护：全厂接地装置首先充分利用水工结构钢筋各种预埋金属结构等自然接地体，在主副厂房、升压站敷设以水平接地体为主的人工均压接地网，为降低接地电阻，将主、副厂房、升压站等接地网连成一体，总接地电阻要求不大于4Ω。照明系统：照明正常情况下由低压配电屏提供工作照明，按电站布置情况分设三个照明配电厢，分别控制主厂房、副厂房、升压开关站，其照明容量按主要房间及场所的照明单位容量进行计算。当工作照度发生故障时，事故照明自动切换到直流照明。灯具选择时主厂房采用深照型白炽灯或金属卤化物灯，副厂房采用吸顶灯与壁灯，升压开关站采用路灯式卤钨灯，以满足运行及巡视要求。1.1.1电气二次电气二次部分包括电站控制管理方式、励磁系统、自动化、继电保护、二次接线及直流电源等，能充分满足水电站安全经济运行的需要，同时也应满足电力系统安全经济运行和调度管理的要求。本水电站拟采用全计算机监控系统，来实现“无人值班，少人值守”的运行管理模式。本电站设置中央控制室，通过全站集中控制系统对全站运行及主要机电设备实行全站集中监控。发电机励磁系统起励方式采用残压起励和直流220V电源起励。机组正常停机采用逆变灭磁，事故停机采用磁场断路器加非线性电阻灭磁。调速器选用微机型调速器BWT-1000，调速器具有比例－积分－微分(PID)调节规律40 。调速器可远方和现地操作，并能实现手动、自动无扰动切换。调速器应具有与计算机监控系统的通信接口。全站自动化元件配置和选型与全计算机监控方式相适应，满足机组和公用设备自动控制要求。继电保护和安全自动装置采用微机型保护。中控室是全厂指挥控制中心，电站计算机监控系统、全厂工业电视监视系统、机组自动屏、微机保护屏、直流屏、电力载波通信等均布置在中控室。水电站通信系统由站内通信、系统通信、对外通信及防汛通信等组成。由于XX水电站地处偏僻，群山环绕，给电站无线通信带来极大难度，故电站选用有线通信方式为主，根据需要装设适当数量的中国电信公众程控电话。通风：主厂房设置机械强制通风措施，即在厂房墙壁装设强力轴流风扇，使空气循环流动，油罐室和油处理室设置单独的通风系统，必要时进行通风换气。副厂房采用自然通风方式，为使电子设备正常工作，中控室装设一台空气调节器。采暖：冬季室温较低时采用低温电炉或电暖器采暖，或者采用双制空调采暖。1.1.1金属结构彭子塘引水坝放空系统设1扇放空工作闸门，采用潜孔式拱形平面滑动铸铁闸门。放空闸门尺寸（宽×高）1.0×1.0m，闸门运行条件为动水关闭，动水开启，启闭设备选用LQ-10螺杆起闭机启闭。蛇坪河1#、2#引水坝分别设1扇放空工作闸门，采用潜孔式拱形平面滑动铸铁闸门，放空闸门尺寸（宽×高）1.0×1.0m，闸门运行条件为动水关闭，动水开启，启闭设备选用LQ-5螺杆起闭机启闭。1#隧洞进口设有粗拦污栅、工作闸门各1扇，出口不设工作闸门。粗拦污栅垂直布置在进水口，拦污高度5.5m，拦污栅尺寸为4.6×5.5m，过栅流速0.9m/s。1#隧洞进口工作闸门尺寸（宽×高）3.8×4.6m，闸门为平面定轮钢闸门，闸门运行条件为动水关闭，动水开启，启闭设备选用QPQ-2×8t固定卷扬式启闭机1台。3#隧洞进口设有粗拦污栅、工作闸门各1扇，粗拦污栅垂直布置在进水口，拦污高度3.0m，拦污栅尺寸为3.0×3.0m，过栅流速0.9m/s。闸门尺寸（宽×高）1.9×2.1m40 ，闸门设计为平面定轮钢闸门，闸门运行条件为动水关闭，动水开启，启闭设备选用QPQ-2×5t固定卷扬式启闭机1台。压力前池进口设有检修闸门1扇，闸门尺寸（宽×高）4.1×5.2m，闸门设计为平面定轮钢闸门，闸门运行条件为动水关闭，动水开启，启闭设备选用QPQ-2×8t固定卷扬式启闭机1台。前池冲砂闸采用平面滑动铸铁闸门1扇，尺寸为（宽×高）1.0×1.0m，LQ-8螺杆起闭机1台。压力管道内径2.5m，进口设拦污栅一道，拦污栅尺寸（宽×高）为5.0m×10.0m。压力管进口工作闸门1扇，尺寸（宽×高）2.8×2.8m，闸门设计为采用平面翻盖式钢闸门，闸门运行条件为动水关闭，静水开启。启闭设备选用QPK-2×5t固定卷扬式启闭机1台。厂房尾水闸门采用平面钢闸门3扇，尺寸为（宽×高）4.2m×2.2m，闸门运行条件为静水启闭，启闭设备选用QPQ-2×5t移动卷扬式启闭机1台。1.1消防消防系统主要考虑电站主厂房、变电站及电气副厂房等的防火要求。主副厂房各层均配置干粉灭火器，厂外及变电站附近均设置消防给水系统，消火水源取自压力钢管或电站进水侧山坡上容量为60m3的备用消防池。开关站设有两台主变压器，在主变压器的下面设有集油坑，坑内铺0.30m厚的卵石层，卵石层下面设二根DN100mm的排油管。主变压器的消防保护仍采用消火栓，系统设计为现场手动打开方式，另外，在主变旁设一个1m3的消防砂箱。开关站入口附近配备砂箱和手提式及推车式干粉灭火器，开关站两端各设置一个消火栓。在高低压配电装置室、中控室等处各设置手提式干粉灭火器1个，向外的出口两个，其门为向外开启的丙级防火门，室内各设消火栓1个。油处理室及油罐室，用防火隔墙进行分隔。油罐室和油处理室的门均为向外开启的防火门，净宽大于0.9m，在油罐室出入口设置挡油坎，配备1台MFT-25型推车式干粉灭火器，1m3消防砂箱1个，屋外消火栓1个。油库及油处理室、烘箱小间的电源开关设置在门外，灯具和电机采用防爆型电器。油罐设有防感应雷接地，接地点不少于2处，并与电站总接地网相连接。40 1.1施工组织设计1.1.1工程条件XX水电站枢纽工程位于资水一级支流渠江中游河段，彭子塘引水坝距XX县城69km,厂址距XX县城78km。彭子塘引水坝距长峰管区7km,厂址距长峰管区11km。XX县城乡交通较方便（湘黔线横贯XX县，有省道225、312、317线过境），天门乡长峰管区通过三级公路鹅长公路与省道225线相通。但工程项目所在地各引水坝与厂房之间、各建筑物与长峰管区之间的交通极为不便，均为乡间道路，坡度大且弯多路窄，路况很差。场内交通应修建临时公路2.15km及交通桥1座。该工程主体建筑工程量为：土方开挖19320.4m3，石方开挖130288.8m3，砌石4419.6m3，混凝土40178.5m3，钢筋制安749.3t，钢材115.46t。主要材料用量为：水泥13478.7t，钢筋764.3t，枋材160.7m3，砂21112.0m3，碎石28769.5m3，块石18891.3m3。本工程天然建筑材料主要有砂砾料与石料。本工程彭子塘引水坝处已探明石料场共有三个，分布于库内左、右岸及大坝下游左侧，运距约200～700，三个料场运距都比较近，岩石多为浅变质石英细砂岩，石质较好，储量大于300万m3，可满足筑坝需要。块石料开采采用150型潜孔钻机造孔，微差挤压松动爆破，2.0m3装载机挖装石块，15t自卸汽车运到施工现场，6t塔式起重机吊运石料入仓。附近河道没有天然砂石料，初选方案拟采用颚式破碎机及筛分机等机制砂砾料。厂房所需的砂料、碎石料采用碎石机就地制造，块石料开采采用150型潜孔钻机造孔，微差挤压松动爆破。砂料初选方案拟采用破碎机及筛分机等机制砂砾料，5t自卸汽车运到施工现场。施工用电：首先架好35kV输电线，根据电网按入布置方案，线路从小桥江经彭子塘至横南到白水溪，最后XX升压站；在奉家硅厂新建简易降压35kV/10kV变电站，再向各施工点供电；线路采用35kV架设10kV送电；在变电站和35kV线路未建好前，施工队伍先用柴油机发电机等备用电源开工。渠江水质好，施工生产用水可从渠江中抽取，生活40 用水可直接从溪流自流引水。工地所需生活物资主要来自天门乡及长丰管区或XX县城。由于工程区所在河段滩多流急，常水位时不具备通航条件，工程施工期内无通航、放木要求。1.1.1施工导流1.1.1.1导流标准、导流流量根据SDJ338-89《水利水电工程施工组织设计规范》，本工程导流建筑物为V级，其设计洪水标准为：土石围堰为10～5年一遇洪水，混凝土围堰为5～3年一遇洪水。本工程大坝采用土石围堰，按规范取低值采用枯水期5年一遇洪水标准，最大洪水流量为85.4m3/s，相应洪水位为356.6m。厂房采用浆砌石围堰，按5年一遇洪水标准，最大洪水流量为87.1m3/s，相应洪水位为327.0m。蛇坪河各引水坝采用土石围堰，按5年一遇洪水标准，最大洪水流量为24.8m3/s。1.1.1.2导流设计原则（1）施工导流期间尽量减少上游库区的临时淹没；（2）尽量简化导流程序，采用当地材料筑堰，采用简单的围堰结构形式；（3）尽量减少导流工程量和节省导流工程投资。1.1.1.3导流方案（1）彭子塘坝为浆砌石拱坝，根据枢纽布置型式、坝址地形、地质条件、水文特性，彭子塘坝全年施工，施工导流采用全段围堰，在右岸开挖一隧洞导流（断面尺寸宽×高=3.6×4.6m）。（2）蛇坪河1#、2#坝为重力坝，根据枢纽布置型式、坝址地形、地质条件、水文特性，采用全段围堰法，在上下游修建土石围堰；利用（1.0×1.0m）放空底孔，采用涵管导流。（3）厂房为全年施工，在厂房外侧修建浆砌石围堰，水流从束窄河床下泄。1.1.2施工进度计划XX水电站工程建设施工总进度充分考虑当地的施工条件，按目前平均施工水平安排，工程施工总工期为30个月。其中工程准备期为第一年8月至第一年40 9月，共计2个月，主要完成场内施工道路、风水电系统、临时房屋、砂石料系统的施工；主体工程工期为第一年10月至第三年12月，共计26个月，在此期间需完成彭子塘拱坝和二道坝、蛇坪河1#、2#引水坝、1#隧洞、2#隧洞、3#隧洞、压力前池、压力管道及厂房和开关站等的施工；第三年12月至第四年1月为工程的完建期，主要进行工程的扫尾工作，共计2个月。由于各工作面比较分散，独立性强，相当部分工作面施工可同步进行，因此，经综合考虑，工程施工总工期为30个月，施工总工日30.71万个。1.1工程管理该工程由XX县诚源水力发电有限公司投资兴建，工程建成后产权归建设单位所有，并行使工程建设期和工程运行期的管理职能。参照能源部《水力发电厂编制定员标准》的有关规定，结合本工程的实际情况，管理人员力求精简，生产部门采用无人值班、少人值守的原则定编，机械电气设备大修可考虑梯级互补，人员编制共16人。本工程管理范围应包括：水库工程区、枢纽工程区和生产生活区。水库工程区包括：水库征用线以内的库区。枢纽工程区包括：彭子塘引水坝、引水系统、电站厂房、升压站、消防、供水设施、观测、专用通信设施、进厂交通设施等建筑物周围。具体指：坝上、下游50m；彭子塘引水坝两端50m；库区设计洪水位以下区域；厂房及开关站周围20m。生产生活区包括：生产区永久房屋建筑。根据管理单位的具体情况和人员编制，确定生产区永久房屋建筑面积700m2。1.2水库淹没处理及工程永久占地项目区地处XX县西部山区，河流大部分位于深山峡谷，库区范围多为深山老林。根据《水利水电工程建设征地移民设计规范》（SL290-2003）的有关规定，不同淹没对象采用的洪水标准如下：耕地：坝前正常蓄水位加0.5m，接2年一遇洪水回水线；林地：正常蓄水位；40 农村居民点及专项设施：坝前正常蓄水位加1m，接10年一遇洪水回水线。回水末端终点位置按回水线不高于同频率天然水面线0.3m水平延伸处理。经调查统计，本次设计方案的水库淹没影响涉及XX县天门乡的大山村、林场村及蛇坪村3个村，无淹没人口、房屋；淹没土地264.90亩，其中耕地3.80亩（水田2.64亩，旱地0.16亩），林地223.90亩，滩地、荒地37.20亩，交通桥1座。库区内无重要矿产资料及文物古迹。建库后彭子塘引水坝回水长度渠江干流3.54m，镇溪江干流2.80km，蛇坪河1#引水坝回水长度干流0.3km，2#引水坝回水长度干流0.5km，清理面积共约0.25km2。工程永久占地（包括枢纽工程管理区和生产、生活区等）共309.89亩，其中占用水田3.64亩，旱地0.16亩，用材林地266.54亩，滩地、荒地39.55亩。工程临时占地（含临时建筑、施工道路等）共53.40亩，全部为林地。水库淹没及工程占地补偿总投资为349.17万元，其中：水库淹没补偿投资为287.94万元；工程占地补偿投资为61.23万元。1.1水土保持设计本项目占地范围内的土地以林地、荒地为主，植被以原始次生林、灌木林为主，根据工程施工布置，扰动地表面积27.58hm2，其中：库区淹没占地17.66hm2，工程永久占地3.00hm2，弃碴场占地2.76hm2，交通设施迁建区0.6hm2。损毁水保设施面积19.37hm2。XX水电站工程共弃碴15.28万m3，预测弃碴流失总量为3.01万t，工程建设过程中可能新增土壤流失总量为4.37万t。本工程共规划了5个弃碴场，其中1#弃碴场位于彭子塘引水坝坝址上游库区，面积为0.23万m2，2#弃碴场位于苦栗坪施工支洞附近的冲沟中，面积为0.74万m2，3#弃碴场位于三撞湾冲沟中，面积为0.49万m2，4#弃碴场位于厂房上游300m处的冲沟中，面积为0.71万m2，5#弃碴场位于蛇坪河2#坝址处下游附近，面积为0.18万m2。施工完建后，对厂房、管理所生活区、永久道路及机修场等区域进行园林绿化，需平整土地0.25hm2，园林绿化0.25hm2。根据XX水电站工程水土流失预测结果及防治方案40 ，新增水土保持措施工程量为M7.5浆砌石892m3、截流、截水沟524m，沉沙池10个、挖方536m3、平栽植乔木2000株、种草5750m2，本项目水土保持工程总投资为76.70万元元。1.1环境保护设计XX水电站工程的建设开发，有利于充分开发渠江的水能资源，提供清洁的电能，但工程运行后，水库的形成在一定程度上不利于污染物的扩散，但库容极小，对水体水质的影响很小。同时为避免区域水质受到污染，库区沿岸各未经处理的水质污染源，严禁直接向库区水体排放。在库区沿岸，严禁新建带有水质污染源的工矿企业。工程施工及水库淹没将产生一定数量的占地，这对涉及到的集体和个人将产生一定的影响，因此，必须作好征地补偿工作。水库蓄水后，库区两岸部分一级阶地有可能产生塌岸现象，应在工程建设中采取岸坡防护措施；施工期间废水、瘴气、废碴排放及施工噪声污染，将对周围环境产生短期不利影响，施工单位应加强施工管理，施工废水和生活污水应处理后外排；施工机械尾气必须达标排放，施工人员在高噪声环境下作业时，应配备防噪声用具；施工中，由于大量施工人员聚集，易导致各类传染病的流行。因此，必须加强施工人员的生活及卫生管理，注意临时生活区卫生及个人卫生，卫生防疫机构应定期进行预防和疫情监测，发现疫情及时处理。工程带来的有利影响均发生在工程完工后，其影响程度大、时期长，影响深远。工程建设产生的不利影响主要为施工期以及水库淹没、工程占地和对水生生物的不利影响等方面，除水库淹没与工程永久占地不可逆转外，各不利影响均可通过采取一定的环境保护措施加以减免。从环境保护的角度审议，兴建XX水电站工程是可行的，工程的选址合理。根据本项目的特点，主要环境保护措施有：水质保护措施、水土流失防治措施、水生生物保护措施、土地补偿措施、土地资源保护措施、施工期噪声和大气保护措施、人群健康保护措施，根据XX水电站环境影响评价的结果，将减免工程对环境的不利影响而采用的工程设施、设备以及环境监测、环境管理所需费用列为环境保护投资。本工程环境保护总投资包括水土保持投资和环境保护工程投资两部分，环境保护总投资为145.20万元，其中水土保持投资76.70元，环境保护40 投资68.50万元。1.1工程投资概算1.1.1编制依据及定额依据湘水电水建字[1998]第5号文颁布的《XX省水利水电工程设计概算编制办法及费用标准》计算费用和进行编制。勘测设计费按国家计委、建设部计价格[2002]10号文颁布的《工程勘察设计收费管理规定》标准执行。征地补偿费按《水利工程建设征地移民补偿投资概（估）算编制规定》执行，水土保持费和环境保护费执行《水土保持工程概（估）算编制规定》、水土保持工程概算定额和《水利工程环境保护设计概（估）算编制规定》。建筑工程单价采用湘水电农水字[1992]第10号《XX省水利水电建筑工程预算定额》乘以1.05的扩大系数计算；安装工程单价采用水建[1993]63号文颁布的《水利水电设备安装工程概算定额》计算；机械台班费执行能源水规[1992]1272号文颁发的《水利水电工程施工机械台班费定额》，其中第一类费用乘1.7432的扩大系数。水土保持工程：水利部《水土保持工程概（估）算编制规定和定额》。环境保护工程：（87）国环字第002号文《建设项目环境保护设计规定》、参照国家有关费用定额及现行收费标准。1.1.2工程投资主要指标本工程投资主要指标：总投资为6422.26万元，工程静态总投资为6020.33万元，基本预备费为263.14万元，建设期贷款利息为401.93万元（年利率6.82%）。单位千瓦投资8027.11元/kW，单位电度投资2.19元/kW•h。1.2经济评价本工程经济评价以水利部颁布的水电建设项目经济评价规程》(SLl6-95)和《水电建设项目经济评价暂行规定》为依据，对本工程进行国民经济评价和财务评价。经济内部收益率13.73%，大于社会折现率12%。经济净现值669.7240 万元，大于零，效益费用比为1.13，大于1，项目国民经济评价可行。按测算的上网电价0.3元/kW•h计算，项目全部投资的财务内部收益率为8.57%，借款偿还期为17.5年（含建设期）。投资回收期13.85年,财务评价显示需降低运行成本。总体来说，本工程抗风险能力较好，如能合理调度发电和有效控制投资，本项目财务评价各项指标将会更好。1.1结论及今后工作建议1.1.1结论（1）XX水电站工程位于XX县长丰管区，在资水一级支流渠江上，是渠江XX县境内奉家至县界河段梯级开发项目之一，本工程开发符合规划要求。（2）XX水电站是一个单一发电项目，工程的建设可缓解当地用电紧张局面，提高供电可靠性，对促进该地区的经济持续稳定地发展有积极作用。（3）通过本阶段基础资料的收集和工程设计技术经济分析论证，初步查明了库、坝区的工程地质条件，进行了主要设计方案的比较工作，主要技术问题已初步查明，技术上可行。（4）经调查研究综合评价，在环境方面不存在制约工程兴建的因素，从环境保护的角度考虑，工程可行。（5）水库淹没实物指标基本核实，无移民拆迁任务。（6）国民经济评价指标较好，财务评价指标可行，经济上合理。总之，本工程具有较好的建设条件和合理的经济指标，技术上可行，经济上合理，建议尽早实施。1.1.2今后工作建议根据本初设成果，下阶段需进一步补充研究下列问题：（1）下阶段应在坝前、厂房处设立工程专用水文（位）站，进行水位观测、流量测验及降雨量观测。（2）加强施工地质工作，在此基础上优化隧洞衬砌方案。40 （3）多方筹措资金，加快工程区对外道路建设，确保运输安全。40 1水文1.1流域概况渠江为资水一级支流，发源于XX县双林乡分水界——茶亭，流经双林、奉家、天门等乡镇，沿途纳入玄溪、小桥江、横南溪、白水溪等溪河，与镇溪江汇合，在县界处纳入蛇坪河后，向北流入溆浦县、安化县境内，在安化县渠江口注入资水。流域总面积851km2，干流长度98.8km，流域平均坡降6.05‰。渠江支流镇江溪发源于XX县燕子岩，流经XX县的鸡关石、孟公洞、金家溪、双江口、横板桥等，在XX县大山坡汇入渠江，流域面积57.4km2，干流长度17.0km，流域平均坡降23.0‰。渠江支流麻溪流域面积2.67km2，渠江支流横南溪流域面积11.10km2，渠江支流白水溪流域面积4.61km2，渠江支流蛇坪河流域面积40.00km2。渠江流域地处高山区，耕地分散，水田较少，森林茂森，雨量充沛，地下水丰富。渠江流域地处山区，人口较少，人类活动对河流影响较小。拟建XX水电站彭子塘坝址位于渠江中游河段，XX县天门乡长峰管区大山坡村境内，坝址控制流域面积238km2，坝址以上干流长度为37km，坝址处多年平均流量为8.33m3/s，厂址处的控制流域面积为245km2。电站前池处可引入蛇坪河流域面积37.2km2。渠江流域属典型的中亚热带季风气候区，气候温和，降水丰沛、径流丰富。本流域内多年平均年降雨量为1613.7mm，多年平均蒸发量为1423.9mm。降水主要集中在4～7月份，降水量占年总量的57%，其中以5、6月份最多，降水量占年总量的近1/3。工程所在地区的气候特征资料参考临近的XX县气象站，据XX气象站资料统计，多年平均风速1.7m/s，最大风速20.0m/s。多年平均气温16.8℃，年极端最高气温40.1℃，最低气温-10.7℃，高温一般发生在7～8月，低温一般出现在1～2月，具体气温和降雨见表2.1-1、表2.1-2。表2.1-1XX气象站历年各月气温统计表单位：℃项目月份全年123456789101112月平均气温4.96.110.916.620.925.128.427.423.418.012.27.316.8最高气温24.028.231.435.135.238.640.139.438.734.631.025.240.1最低气温-10.7-6.7-1.62.08.314.719.016.410.83.7-3.3-4.8-10.740 表2.1-2XX气象站历年各月日不同降雨强度出现天数统计表单位：d降雨强度月份降雨天数123456789101112d5mm3.15.06.610.010.57.55.06.03.54.54.32.668.610mm1.42.74.06.67.55.53.73.82.13.02.51.344.125mm0.00.30.92.53.02.71.91.50.81.20.60.215.650mm0.00.00.10.30.80.90.40.70.30.20.10.03.81.1水文基本资料本工程区无长系列水文实测资料，彭子塘坝址上游有双林雨量站，下游有杨德溪水文站。临近流域有水车雨量站及思蒙（溆浦）水文站。双林雨量站（东经110°56′、北纬27°44′）于1963年设立，位于XX县双林乡玄溪村。有25年（1964～1988年）完整的雨量观测资料系列。杨德溪水文站（东经110°54′、北纬28°00′）于1959年1月1日设立，位于溆浦县两江乡养角村，流域控制面积568km2。1959年1月1日开始观测水位、降水量，同年4月开始施测流量，1995年该站撤销，有较为完整的36年（1959～1994年）水位、流量及降水资料系列。杨德溪测验河段顺直，两岸陡坡，无漫滩缺口，基下400m处有急滩和沙洲，急滩起中低水位控制作用，急滩以下100m处是一急弯，急弯对断面起高水控制。基上300m右岸有一小溪汇入，小溪对断面最大流速有位置变动影响。断面河床卵石及原生岩组成，两岸为粘土岩石，并生长杂草树木。水车雨量站（东经110°59′、北纬27°41′）于1967年设立至今，位于XX县水车镇水车村。属于资水支流芷溪流域。溆浦（二）水文站（东经110°36′、北纬27°41′）。该站属于资水支流溆水，流域面积2957km2，由思蒙站、思蒙（二）站、溆浦站改名而来。溆浦水文站设立于1951年3月，设于溆浦县城关镇，称溆浦三等水文站。1957年1月由溆浦城下迁20km至思蒙公社毛连冲，改名思蒙水文站。同年6月再次下迁1km。1967年1月因下游鱼米溪水电站兴建，又上迁6km，改名思蒙（二）水文站。1996年因下游5km处兴建电站，又上迁15km至溆浦县城，更名为溆浦（二）水文站。XX水电站与杨德溪水文站同处渠江流域，彭子塘坝址与杨德溪水文站控制流域面积差为330km2，本电站水文计算移用杨德溪站资料进行。40 双林雨量站、水车雨量站、杨德溪水文站、溆浦（二）水文站均为国家基本站点，其中杨德溪水文站为渠江流域控制水文站，因此可以根据杨德溪水文站水文资料来推求水电站坝址及厂房处的水文数据，且精度满足设计要求，可以作为本工程设计的水文依据，测量资料高程系均为黄海高程系。1.1径流XX水电站坝址（彭子塘坝址，无特别说明均指彭子塘坝）位于渠江流域中游，控制流域面积为238km2，杨德溪水文站位于渠江流域中下游，控制流域面积568km2，为渠江流域主要控制水文站，有1959～1994年完整水位、流量及降雨资料系列，1994～2003年雨量资料可以通过相关分析法求得。1.1.1杨德溪站径流计算双林雨量站及杨德溪水文站同期降雨资料年份为1964～1988年，杨德溪站1994年后停测。由于双林雨量站及临近不到10km的水车雨量站，杨德溪水文站及临近大约30km远的溆浦（二）水文站所处的流域自然地理特征基本相似，降雨强度及时程分配基本一致，通过分析得出：杨德溪水文站与双林雨量站1964～1988年降雨量相关密切，杨德溪水文站与溆浦（二）水文站1964～1988年降雨量相关性较好，通过插补延长可以得出：1989～1994年杨德溪水文站雨量资料可以用双林雨量站资料代替，1995～2003年杨德溪站雨量资料采用溆浦（二）水文站资料代替。通过上述过程可以得出1959～2003年杨德溪水文站的完整的雨量、径流及水位资料。根据1959～1994年杨德溪站年雨量与年径流建立关系，关系式为2.3-1：2.3-1其中x为年雨量值，y为年径流值。可延长得1995～2003年杨德溪站年径流系列。1.1.2坝址径流计算（1）年径流计算40 采用杨德溪水文站年径流系列，按式2.3-2进行验算而得出1959～2003年彭子塘坝址坝址年径流系列。2.3-2式中：Q坝址：为坝址径流系列（m3/s）；Q杨：为杨德溪水文站径流系列（m3/s）；F坝址：为电站坝址控制面积（km2），彭子塘坝址处为238km2；F杨：杨德溪水文站流域控制面积（km2），为568km2；a：雨量修正系数；n：取1。雨量修正系数应用流域平均雨量分段按下列数值进行计算：a1＝P1/P2=1669.1/1505.1=1.11(1959～1988年)式中P1、P2分别为1959～1988年中电站坝址和杨德溪以上流域多年平均雨量。a1＝P1′/P2′=1569.3/1494.6=1.05(1989～2003年)式中P1′、P2′分别为1989～2003年中电站坝址和杨德溪以上流域多年平均雨量。经过分析计算，可知XX水电站坝址处多年平均年径流量为2.63亿m3，各月平均来水量见下表2.3-1：表2.3-1杨德溪站、彭子塘坝址多年平均径流年内分配表月份项目月平均流量（m3/s）年平均流量年径流量1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月（m3/s）（亿m3）杨德溪6.8912.1018.2029.5034.4034.9022.6017.5010.9010.0011.306.0917.875.63彭子塘坝址3.375.388.1013.2615.5816.5711.908.415.024.834.802.738.332.627XX厂址3.475.548.3413.6516.0417.0512.258.665.174.984.952.818.582.70百分比%3.375.398.1013.2615.5916.5711.918.415.024.844.812.73100.001.1洪水XX40 水电站工程位于渠江流域中游，流域内有杨德溪水文站，该站有1959～1994年完整的实测流量资料，彭子塘坝址处的控制流域面积为238km2，电站厂址距离坝址5.5km，厂址处的控制流域面积为245km2，杨德溪水文站控制流域面积568km2，且XX坝址处上游所建水电站均为无调节径流式电站，认为对XX水电站的洪水系列和天然情况下洪水系列基本一致，鉴于上述情况，本次在推求XX水电站坝址及厂房天然洪水时，采用移用杨德溪水文站洪水资料来确定坝址及厂房处的天然洪水。1.1.1洪水特性渠江洪水由暴雨形成，洪水时空变化特性与暴雨一致，洪水历时一般为2到3天。年最大洪水多发生在4月～7月，根据杨德溪站1959～1994年年最大洪水各月发生情况统计，36场最大洪水中有32场发生在4月～7月，详见表2.4-1。表2.4-11959～1994年杨德溪站年最大洪水各月发生情况统计表月份4月5月6月7月8月9月10月11月共计出现次数48137111136出现几率%1122361933331001.1.2洪水系列杨德溪站1959～1994年年最大洪峰流量及年最大24h、72h洪量系列见表2.4-2。40 表2.4-2杨德溪站历年最大洪峰、最大24h、72h洪量统计表序号年最大流量（m3/s）最大24h洪量（万m3）最大72h洪量（万m3）出现年份序号年最大流量（m3/s）最大24h洪量（万m3）最大72h洪量（万m3）出现年份11980673885119791949323104825196621780642711268199020456244737551984311605067800519692145522263438199141060411861171977224292040459619595994410769211973234241315267019836993340647661971244202285480819817892307268931985254191285264419868873220737131994264152515501819689856385673991964273882328535819611075634096608197028378219937131976117202954655319752935522364323196512712298053681992303511574377619821370637516159197431326177940261987146433585472119603231717703501196715604226337041993332941602319719891657827204483196234291145334171972175072925522119883524314882745197818500223637531963362371121221319801.1.1设计洪水（1）杨德溪站设计洪水将杨德溪站1959～1994年年最大洪峰流量及年最大24h、72h洪峰系列。用概率三点法计算参数，P～Ⅲ线型适线，得出杨德溪最大洪峰及最大24h、72h洪量频率设计成果，见表2.4－3。（2）坝址设计洪水以杨德溪站设计洪水统计成果为依据，按照式2.4.3及2.4.4计算（2004年10月份，水文部门在坝址进行了洪痕调查，得出1996年7月中旬出现的年最大洪水为820m3/s，此数据参与系列分析），得出彭子塘坝址各频率设计洪水。2.4.3式中：QM坝址：为坝址年最大洪峰流量系列（m3/s）40 QM杨：为杨德溪年最大洪峰流量系列（m3/s）F坝址：为坝址控制面积（km2）F杨：为杨德溪水文站流域控制面积（km2）n1：取0.667；2.4.4式中：WM坝址：为坝址年最大24h或72h洪量系列（m3/s）WM杨：为杨德溪年最大24h或72h洪量系列（m3/s）n2：取1；按式2.4.3及2.4.4将杨德溪水文站各频率设计洪水过程按面积比分配到渠江干流（扣除镇溪江）及支流镇溪江和蛇坪河，分别得出其设计洪水，见表2.4-3、表2.4-4、表2.4-5、表2.4-6、表2.4-7及图2.4－1至图2.4－4。表2.4-3杨德溪站设计洪水统计参数及各频率设计值项目参数统计各频率设计值P（%）均值CvCs/Cv0.10.20.5123.335102050QM(m3/s)6180.663.531802867245521451837161314351136844480W24(万m3)27720.473.59909911580597253644158375351451036462429W72(万m3)47370.413.51461413559121481106599669158847773106089429640 均值CvCs/Cv0.10%0.50%1%2%3.33%5%10%618.240.663.53179.72454.721451837.41612.871435.21136.08图2.4-1杨德溪站历年最大洪峰流量频率计算曲线40 均值CvCs/Cv0.10%0.50%1%2%3.33%5%10%2772.060.473.59909.28058.77253.196440.55836.935351.14510.26图2.4-2杨德溪站历年最大24h洪量频率计算曲线40 均值CvCs/Cv0.10%0.50%1%2%3.33%5%10%3460.473.517811435120111301009888709图2.4-3彭子塘坝历年最大洪峰流量频率计算曲线均值CvCs/Cv0.10%0.50%1%2%3.33%5%10%3530.473.520021546135111571016904715图2.4－4XX水电站厂房处最大洪峰流量频率计算曲线40 表2.4-4彭子塘坝址设计洪水统计参数及各频率设计值项目均值各频率设计值P（%）0.10.20.5123.335102050QM(m3/s)346178117401435120111301009888709473311W24(万m3)11624152381933773039269924462242189015281018W72(万m3)19856124568150904637417638373552306325511800表2.4-5蛇坪河1#引水坝设计洪水统计参数及各频率设计值项目均值各频率设计值P（%）0.10.20.5123.335102050QM(m3/s)603062762362071771551381098146W24(万m3)267954878776698620562515434351234W72(万m3)4561407130611701065960882816704586414表2.4-6蛇坪河2#引水坝设计洪水统计参数及各频率设计值项目均值各频率设计值P（%）0.10.20.5123.335102050QM(m3/s)673433102652321981741551239152W24(万m3)29996985871784696631578487394262W72(万m3)5121891465131211951077989916790658464表2.4-7XX水电站厂房处设计洪水统计参数及各频率设计值项目均值各频率设计值P（%）0.10.20.5123.335102050QM(m3/s)353200218051546135111571016904715531350W24(万m3)15825655520245994140367633313054257420811386W72(万m3)27038341773869336315568852274838417234752452从上面分析数据看，Cv值、24小时、72小时洪量径流深呈递减趋势，符合一般流域规律。其峰、量频率计算成果与参数，同位于资江干流冷水江市城区的浪石滩水电站设计洪水计算成果（XX省水利水电勘测设计院编制）比较，且通过《XX省暴雨查算手册》复核，所计算出的各频率情况下的洪峰流量，与面积比拟法得出的洪峰流量基本吻合，因此洪水计算成果是合理的。40 1.1.1设计洪水过程线选取杨德溪站历年实测最大洪水一次洪水（1979年）作为典型洪水，按30年一遇设计（P=3.33%）、200年一遇校核（P=0.5%）及2、10、20、50年一遇，以峰、量分段同频率控制放大方法求得XX坝址各频率洪水过程见表2.4-8。40 表2.4-8彭子塘坝址洪水过程m3/s时段（1h）Q典0.20%0.5%2%3.33%5%10%50%126.658.0055.0052.0047.0042.0037.0026.00232.270.2067.606558.00514635346.48683.008075.00706554475.89895.009286.508176655105113106.009995.509287766107129118.50108105.0010297867112150135.00120116.50113108978170182154.50127126.501261211109652698593.50489444.5040032015010113711501001.50853779.0070557022011123017401435.0011301009.0088870931112116212401055.50871785.507005502701310191030855.00680630.0058041023014870880725.00570510.0045035019015677710585.00460420.0038030017016603550465.00380355.0033026015017438445372.50300290.0028024013018359368309.00250245.0024022012219338345293.00241225.5021020311620317320272.50225208.5019218511021289305257.50210192.5017516810422270280242.50205183.501621559823252256223.00190170.001501439224232238210.50183161.501401338325213215197.00179155.001311249026196202188.00174148.501231167427177183176.50170145.001201137028166172167.00162140.001181116629147152151.00150132.501151086430135145144.00143127.501121056331124140139.00138124.001101036232115138137.00136123.001101036233109137136.00135121.501081016234103137135.50134120.50107100613595.1136135.00134120.5010799613693.2136134.50133119.5010698613790.1135133.00131118.0010597603887135131.50128116.5010597603983.9134130.00126115.0010496604080.8134129.00124114.0010496594177.7133128.00123113.00103955940 续表2.4-8彭子塘坝址洪水过程m3/s时段（1h）Q典0.20%0.5%2%3.33%5%10%50%4274.6133127.50122112.5010395594371.5132126.00120111.5010395584468.4132124.50117109.5010294584565.2131122.50114108.0010294574662.1130119.50109105.5010294574760.3130118.00106104.0010294564857.8128116.00104102.5010193564955.3127114.00101100.009991555052.2127112.509897.009688555149.7126110.509594.009385545247.8126109.009291.009082545346125107.509089.008880535443.5125107.008988.008779525541125106.508887.008678525639.1125106.008786.008576525737.3125105.508685.008475525835.4125105.008584.008374525933.6124104.508584.008374526032.3124104.008483.008273526131.1124104.008483.008273526230.4124103.508382.008172526329.8124103.508382.008172526429.2124103.008281.008071526528.6124102.508180.007970526628124102.508180.007970526727.3123101.508079.007869526826.7123101.007978.007768526926.1123100.507877.007667527025.5123100.007776.007566527124.912399.507675.007465527224.212399.507675.0074655240 图2.4-5彭子塘坝址设计洪水过程线1.1.1施工洪水根据施工专业要求，综合本流域历年实测最大洪峰流量分布，本流域每年4～9月为汛期，其中4～7月出现大洪水的次数较多，约占90%。8～11月因台风雨影响，有时产生较大洪水，故本次分析计算了9～2月、9～3月、9～4月、10～2月、10～3月、10～4月、11～2月、11～3月、11～4月等时段的分期洪水。在各分期内采用不跨期选样法选样。选取杨德溪站各分期洪水样本按式2.5-1推求出水电站坝址、厂址分期洪水样本，再进行频率计算。经验频率按Pm＝m/(1+n)计算，采用P～Ⅲ型曲线目估适线确定频率曲线，成果见表2.4-9、表2.4-10、表2.4-11、表2.4-12、表2.4-13。坝址分月平均流量频率成果直接采用本次推求坝址及厂房天然月平均流量成果分析推求，成果见表2.4-14、表2.4-15、表2.4-16、表2.4-17、表2.4-18。75 表2.4-9彭子塘坝址各月最大流量各频率值成果表m3/sP%月份0.020.501253.33102033.3507590统计参数一14211494.174.862.650.433.719.110.85.923.853.67Q均＝13.8（m3/s）Cv=1.36;Cs/Cv=2.72二14311510188.178.9569.855.941.731.121.712.16.71Q均＝27.5（m3/s）Cv=0.78;Cs/Cv=2.15三276237207176156.513710676.454.436.419.111Q均＝49.9（m3/s）Cv=0.87;Cs/Cv=2.33四590515458401362.532426320115311062.434.1Q均＝134（m3/s）Cv=0.73;Cs/Cv=2.08五122010308917486565644282972061367655.2Q均＝199（m3/s）Cv=0.91;Cs/Cv=2.66六1710144012301030899.5769578400282195127109Q均＝284（m3/s）Cv=0.85;Cs/Cv=3.13七1070893761629545.546233822214283.237.123.1Q均＝142（m3/s）Cv=1.12;Cs/Cv=2.32八848709604500433.53672691771147030.419.6Q均＝114（m3/s）Cv=1.11;Cs/Cv=2.32九61549941433328122915488.949.323.77.226.16Q均＝58.0（m3/s）Cv=1.48;Cs/Cv=2.22十498404334268225.518312370.438.918.97.96.73Q均＝47.1（m3/s）Cv=1.46;Cs/Cv=2.363十一412336281228193.515910964.736.717.65.843.55Q均＝41.1（m3/s）Cv=1.43;Cs/Cv=2.16十二10082.469.156.348.0539.82817.310.66.013.192.64Q均＝11.6（m3/s）Cv=1.21;Cs/Cv=2.58表2.4-10XX水电站厂房各月最大流量各频率值成果表m3/s频率月份0.020.501253.33102033.3507590统计参数一144.8116.295.976.363.851.434.419.511.06.03.93.7Q均＝14.1（m3/s）Cv=1.36;Cs/Cv=2.72二145.8117.2103.089.880.571.257.042.531.722.112.36.8Q均＝28.0（m3/s）Cv=0.78;Cs/Cv=2.15三281.4241.6211.0179.4159.6139.7108.177.955.537.119.511.2Q均＝50.9（m3/s）Cv=0.87;Cs/Cv=2.33四601.5525.1466.9408.8369.6330.3268.1204.9156.0112.163.634.8Q均＝136.6（m3/s）Cv=0.73;Cs/Cv=2.08五1243.81050.1908.4762.6668.8575.0436.4302.8210.0138.777.556.3Q均＝202.9（m3/s）Cv=0.91;Cs/Cv=2.66六1743.41468.11254.01050.1917.1784.0589.3407.8287.5198.8129.5111.1Q均＝289.5（m3/s）Cv=0.85;Cs/Cv=3.13七1090.9910.4775.9641.3556.1471.0344.6226.3144.884.837.823.6Q均＝144.8（m3/s）Cv=1.12;Cs/Cv=2.32八864.6722.8615.8509.8442.0374.2274.3180.5116.271.431.020.0Q均＝116.2（m3/s）Cv=1.11;Cs/Cv=2.32九627.0508.7422.1339.5286.5233.5157.090.650.324.27.46.3Q均＝99.1（m3/s）Cv=1.48;Cs/Cv=2.22十507.7411.9340.5273.2229.9186.6125.471.839.719.38.16.9Q均＝48.0（m3/s）Cv=1.46;Cs/Cv=2.363十一420.0342.6286.5232.5197.3162.1111.166.037.417.96.03.6Q均＝41.9（m3/s）Cv=1.43;Cs/Cv=2.16十二102.084.070.457.449.040.628.517.610.86.13.32.7Q均＝11.8（m3/s）Cv=1.21;Cs/Cv=2.5875 表2.4-11彭子塘坝址施工期设计洪水m3/s施工期频率（%）5102033.39月～2月98.177.957.742.59月～3月10082.964.750.49月～4月12410585.469.510月～2月82.967.251.339.110月～3月89.575.260.248.410月～4月1181008267.211月～2月57.449.340.433.111月～3月76.164.752.943.411月～4月11199.279.964.5表2.4-12XX电站厂房施工期设计洪水m3/s施工期频率（%）5102033.39月～2月100.079.458.843.39月～3月102.084.566.051.49月～4月126.4107.087.170.910月～2月84.568.552.339.910月～3月91.276.761.449.310月～4月120.3102.083.668.511月～2月58.550.341.233.711月～3月77.666.053.944.211月～4月113.2101.181.565.8表2.4-13蛇坪河1#引水坝施工期设计洪水m3/s施工期频率（%）5102033.39月～2月16.913.49.97.39月～3月17.214.311.18.79月～4月21.318.114.712.010月～2月14.311.68.86.710月～3月15.412.910.48.310月～4月20.317.214.111.611月～2月9.98.56.95.711月～3月13.111.19.17.511月～4月19.117.113.711.175 表2.4-14蛇坪河2#引水坝施工期设计洪水m3/s施工期频率（%）5102033.39月～2月18.915.011.18.29月～3月19.316.012.59.79月～4月23.920.316.513.410月～2月16.013.09.97.510月～3月17.314.511.69.310月～4月22.819.315.813.011月～2月11.19.57.86.411月～3月14.712.510.28.411月～4月21.419.115.412.4表2.4-15彭子塘坝址施工分月平均流量各频率值成果表m3/s月份频率（%）510208017.786.164.571.71210.89.117.373.06316.313.7114.6542421.418.47.96531.526.320.99.01630.42621.610.7728.122.917.75.0782116.812.53.2991410.67.351.851012.39.677.11.931112.19.727.321.81126.064.883.711.46年平均11.1910.489.676.93表2.4-16XX电站厂房施工分月平均流量各频率值成果表m3/s月份频率（%）510208017.96.34.71.7211.09.37.53.1316.614.011.24.7424.521.818.88.1532.126.821.39.2631.026.522.010.9728.623.318.05.2821.417.112.73.4914.310.87.51.91012.59.97.22.01112.39.97.51.8126.25.03.81.5年平均18.210.489.676.9375 表2.5-17蛇坪河1#引水坝施工分月平均流量各频率值成果表m3/s月份频率（%）510208011.31.10.80.321.91.61.30.532.82.41.90.844.13.73.21.455.44.53.61.565.24.53.71.874.83.93.00.983.62.92.20.692.41.81.30.3102.11.71.20.3112.11.71.30.3121.00.80.60.3年平均3.12.52.00.8表2.5-18蛇坪河2#引水坝施工分月平均流量各频率值成果表m3/s月份频率（%）510208011.51.20.90.322.11.81.40.633.12.62.10.944.64.13.61.556.15.14.01.765.95.04.22.175.44.43.41.084.13.22.40.692.72.01.40.4102.41.91.40.4112.31.91.40.3121.20.90.70.3年平均3.42.92.20.81.1泥沙彭子塘坝址无泥沙观测资料，流域中下游的杨德溪水文站也无泥沙观测资料。经分析论证，采用邻近流域溆水思蒙站作为泥沙参考证站。两个流域在气候、土壤、地形、植被方面具有相似性。溆水流域思蒙站设立于1957年，因其下游5km处兴建电站，1996年思蒙上迁15km75 至溆浦县城更名为溆浦站。思蒙站有1959年～1996年共38年泥沙资料（96年以后的资料因迁站缺乏）。溆水流域地表植被较好，水土流失不严重，河流含沙量不大。根据思蒙站1959年～1996年泥沙资料统计，多年平均悬移质输沙率34.33kg/s，多年平均悬移质输沙量90.51万t。根据《小型水力发电站水文计算规范》，小水电站悬移质泥沙计算的方法，当泥沙参证站位于电站附近周围其他流域，按设计流域同参证站流域多年平均降雨量或年径流量的比值，缩放移用参证站的泥沙特征值。XX电站坝址多年平均年径流量为2.627亿m3，思蒙站多年平均年径流量为25.814亿m3，坝址与思蒙站比值为0.102，因此计算得出XX电站坝址多年平均悬移质输沙率为：0.102×34.33kg/s=3.49kg/s多年平均悬移质输沙量为：0.102×90.51万t＝9.23万t侵蚀模数的比较：思蒙站流域悬移质多年平均侵蚀模数为287t/km2XX电站流域悬移质多年平均侵蚀模数为388t/km2流域内推移质按悬移质的20%计算：因此可以得出XX坝址处多年平均推移质输沙量为：0.2×9.23万t＝1.85万t坝址泥沙颗粒级配参考临近流域冷水江站多年（1965～1995年）平均悬移质颗粒级配成果。泥沙颗粒级配统计见下表2.5-1：坝址多年平均悬移质颗粒级配统计表表2.5-1平均小于某粒径沙中百分数中数粒径平均粒径最大粒径粒径级（毫米）0.0050.0010.0250.050.10.250.51多年平均22.80%39.70%63.90%82.10%95.60%98.90%99.90%100%0.0170.0310.9881.1水位流量关系XX电站坝址及厂房无中、高水实测流量成果，上、75 下游附近也没有水文站，根据《小型水力发电站水文计算规范》，坝址及厂房河段无水文测站时，应根据河段纵断面图和设计断面横断面图，参证主槽河底平均比降和洪、枯水调查的测时水面比降及其概算流量，计算各级假定水位下相应的流量，建立计算的水位流量关系。2004年10月对彭子塘坝址处及厂房尾水位处上、下游河段进行了历史洪水调查，并实测了枯水流量。坝址处实测枯水水位355.50m，流量1.12m3/s。厂房尾水实测枯水水位325.15m，流量1.80m3/s。利用实测的坝址处及厂房尾水处的断面资料和纵断面资料，通过曼宁公式进算坝址处及厂房尾水位Z～Q线，并参考低水实测流量点据，求得彭子塘坝址、厂房天然水位～流量关系曲线。曼宁公式中比降J及糙率n的推求原则如下：XX坝址及厂房尾水断面比降采用低水实测水面线与洪水调查水面比降计算成果综合分析得到：坝址断面比降为i=0.00453，厂房尾水断面比降为i=0.00602，调查洪水为1996年（洪痕最高）。由于实测水位时为枯水季节，枯水水面线受各种因素影响不能代表河段比降，在计算河段比降时主要参考高水调查洪水水面线。坝址河段糙率确定参考1990年XX省水文总站编制出版的《XX省河渠糙率》一书，该书在单站糙率成果基础上，按流域水系、河段特征、糙率线型综合了全省洪水糙率。该书有资水支流渠江杨德溪站河段糙率推求说明及成果，由于XX水电站坝址及厂房河段在杨德溪站河段上游不远，经实地勘察与刊印的杨德溪站河段特征，床壁组成的彩照对比，两者在影响糙率的自然特征上具有很大程度相似性，如河床都由小、中卵石及条状和其他形状的小岩石组成，近岸边及岸脚为突出的原生岩和乱石，两岸坡面较陡、密生杂草灌木，沿程基本一致等，因此杨德溪站河段糙率可以作为确定XX电站坝址河段糙率的参考。根据现场勘察情况，坝址及厂房河段岸坡陡峻，随水位上升湿周增率很小，中、枯水位级岸坡特征和植被情况无多变化，故低水位以上糙率为常数。参照杨德溪站河段糙率曲线为常数0.03（低水位以上），综合分析坝址河段以及电站厂房河段特征，将坝址及电站厂房河段糙率确定为0.035。经计算，彭子塘坝址、厂房处的水位流量关系曲线见详见表2.6-1、表2.6-2及相关曲线图。经比较对照，本次计算成果能满足本阶段设计要求。建议应在坝址、厂房处设立水位站并加强水位观测，补测中高水流量，以校核其水位流量关系。75 表2.6-1彭子塘坝址断面Z～Q水位关系表{单位：Z(m)；Q(m3/s)}Z0.00.10.20.30.40.50.60.70.80.93540.090.113550.150.220.350.540.921.253.459.2916.323.635634.441.549.157.265.774.68493.710411435712513614816017218419721022423735825126528029531032534035637238835940442143845547249050752554356236058059961863765667569571573575536175579681683785887990192294496636298710101032105410771100112311461169119236312161239126312871311133513601384140914343641458148315091534155915851611163716631689365171517411768179518211848187519031930195736619852013204020682096212521532181221022393672267229623252354238424132443247225022531368256125912621265126812712274327732840283536928662898292929612993302530573089312131543703187表2.6-2XX水电站厂房尾水位Z～Q水位关系表{单位：Z(m)；Q(m3/s)}Z0.00.10.20.30.40.50.60.70.80.93240.010.080.160.320.540.7501.023251.311.863.316.329.413.216.319.623.227.132631.335.740.545.65156.762.769.175.782.73279097.71061141231321411511601703281801912022132262412562722883043293213383553733914094274464654843305045245445645856066266456656853317057267477687908128358578819043329289549801006103310591087111411421170333119912281257128713171347137814091440147233415041539157416091645168117171753178918263351863190019381976201420522090212921682207336224675 175 1工程地质1.1概述1.1.1工程概况XX水电站位于资江一级支流——渠江中上游XX县境内，坝址位于XX县天门乡大山村渠江与镇溪江汇合处下游200m，坝址中心径纬度座标为：东径110°54′49″，北纬27°51′39″。坝址以上干流长度38km，坝址至XX县城69km。水电站站址位于天门乡蛇坪村的XX，距离XX县城78km。本工程为引水式电站，设计正常蓄水位380.5m时，坝高35.5m，相应库容194.70万m3，装机容量7.5MW。枢纽包括引水坝、引水发电隧洞、电站厂房等。其中彭子塘引水坝坝型为小石子砼砌块石双曲拱坝，引水发电隧洞全长5.06km（1#引水隧洞长3.48km，蛇坪河1#、2#引水隧洞总长1.58km），1#隧洞进口位于坝址上游镇溪江的右岸山坡，于蛇坪村的XX山坡出洞，汇合蛇坪河引水隧洞水流后进入压力前池。1.1.2勘察工作受XX县诚源水力发电有限公司委托，我院承担XX水电站初步设计阶段工程地质勘察工作。2006年9月，我院组织地质、勘探技术力量及相应的勘探、试验设备进场，于11月中旬完成野外作业。本阶段的地勘工作是在设计所选定的范围内进行的。在本次地勘工作中充分利用了1997年我院在原坝区（本次设计选定的坝址与原坝址一致）的现场勘探、试验资料，并对原有平硐重新进行了地质素描，对原有的地质资料进一步进行了野外现场复核，并根据本次勘察的要求进行了补充野外地质调绘和现场勘察。本阶段勘察任务主要为：查明水库区水文地质、工程地质条件，对水库渗漏、库岸稳定、浸没和固体径流等问题做出评价，预测蓄水后可能引起的环境地质问题；查明坝（站）址、输水线路和其他建筑物的工程地质条件并进行评价，为选定坝线、坝型和其它建筑物轴线位置及地基处理方案提供地质资料与建议；对天然建筑材料进行详查。75 本阶段勘察过程中遵循的规范规程及相关要求：《中小型水利水电工程地质勘察规范》（SL55-2005）、《水利水电工程天然建筑材料勘察规范》（SL251-2000）、《水利水电工程坑探规程》（SL166-96）、《水利水电工程钻探规程》（SL291-2003）、《水利水电工程钻孔压水试验规程》（SL311-2003）、《水利水电工程地质测绘规程》（SL299-2004）及相关行业标准、业主要求。本阶段完成的地勘工作详见表3-1。表3－1本阶段XX水电站完成地勘主要工作量统计表序号工作内容单位初步设计阶段11/10000水库区地质调查km22021/500坝址区地质平面测绘km20.1531/500坝址区地质剖面测绘km0.341/500引水隧洞进出口地质平面测绘km20.1551/2000引水发电隧洞地质剖面调查、测绘km4.061/500厂区地质平面测绘km20.0671/500厂区地质剖面测绘km0.381/500压力管线地质剖面测绘km0.29槽坑探m358.810收集前期钻孔m/孔741.78/1611收集钻孔压水试验资料段2612收集前期水质分析件313前期平硐m/个158.8/614天然建材调查与收集资料组日151.1水库区工程地质条件1.1.1地质地貌水库区属侵蚀中低山地貌，山岭高程700～1000m，地势北高南低，岸坡陡峻，坡度30°～50°。当水库蓄水至正常高水位380.5m时，渠江回水至平游桥下游约100m，回水长度3.4km；镇江溪回水长度2.4km。整个水库呈峡谷型条带状，库区河流弯延曲折，总体走向由南向北。库区河谷大多呈“V”字型，两岸相对高程350m～500m，无低矮垭口分布。水库蓄水至正常高水位时，水面宽度70m～100m。库内冲沟发育，由于地面流水的朔源侵蚀而向源头方向延伸较远，冲沟内有泉水流出；库尾正溪江分布I级阶地，阶面高程425～428m。由于河流的冲刷、侵蚀，水库区河床大部分地段基岩裸露。75 1.1.1地层岩性库区出露地层：奥陶系下统印渚阜组，宁国组及中、上统和志留系下统上、下段以及第四系松散堆积层。岩性主要为含砾绢云母砂质板岩、浅变质石英细砂岩与板状砂质页岩等，岩层产状320°～350°/NE∠40°～58°。地层由老至新分述如下：1、奥陶系下统（O1）奥陶系（O1）：主要岩性为砂岩、页岩、石英砂岩及硅质页岩，厚度20—200m，本系内及与上下地层均为整合接触；——整合——2、奥陶系中上统（O2+3）分布于库区上游接近库尾段，主要为灰绿色浅变质砂岩，底部夹黑色薄层状碳质页岩。总厚度50～200m。——整合——3、志留系下统下段（S11）库区在志留系仅发育下统（S1），为巨厚的类复理石沉积，普遍浅变质。主要岩性为含砾绢云母砂质板岩、浅变质石英砂岩、板状砂质页岩等；与下伏奥陶系整合接触，区域上与上覆泥盆系跳马涧组（D2t）或半山组呈角度不整合接触关系；该地层为坝址区的主要岩性，总厚度约200m。——整合——4、志留系下统上段（S12）该层主要为砂质板岩夹浅变质细砂岩，层内构造活动强烈，小褶皱较发育。水电站站址区、蛇坪河引水坝址区和引水隧洞穿越区主要地层为该层。——不整合——5、第四系全新统（Q4）第四系全新统零星分布于沿河两岸，主要为残坡积、冲洪积和崩坡积。冲洪积主要分布于河漫滩、边滩及阶地上，岩性以砂卵石、砂土为主。崩坡积主要分布在沿河岸边，以块碎石土为主，局部为大块石堆积，厚度0～2m。残坡积主要分布在山麓缓坡地带，以含砾、碎石粘土为主，厚度2～4m，植被较发育。75 1.1.1地质构造及地震库区在大地构造上位于雪峰山褶皱带北部，祁阳山字型构造前弧北翼，NE向构造是本区域显著的构造形迹。水库区主要褶皱为葡萄岭倒转向斜，位于锡江溪至高阳一带，轴向NE75°～80°，东端于青围溪扬起，西端于桐皮园南扬起，沿走向长约14km，正好横垮水库区。向斜核部由志留系下统组成，两翼为奥陶系中、上统，均向NNW倾斜，形成轴面向SSW倒转的褶皱，两端岩层陡立，倾角70°～80°，一般倾角40°～50°。在漏水洞至横江屏处，有桎木岭压性断层通过，该断层东起桎木岭、经上石灰冲、邓家、横江屏，西至上许家溪，走向NE80°，为冲断层。断层长达数十公里，多伴生次级断层。沿断裂带有强烈的挤压破碎现象，挤压带宽达数十至数百米，破碎带以碎裂岩为主，少量断层泥，胶结差。由于河流的冲刷、侵蚀，水库区河床大部分地段基岩裸露。新构造运动在库区境内不强烈，地壳自中—新生代以来，已进入稳定阶段。上述断裂不具活动性。本区域自第四系以来，地壳运动形式主要表现为震荡性的不均匀间歇性上升，造成山体侵蚀与剥蚀，形成山地。据区域地质调查资料，晚近期地壳抬升速度相对减弱，渐趋缓慢。根据国家地震局颁布的《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001），本区地震动峰值加速度a<0.05g，地震动反应谱特征周期为T=0.35S，相对应的地震基本烈度为小于VI度，因此可不考虑水库诱发地震的影响。综上所述，库区无新构造活动断裂，地震基本烈度为小于Ⅵ度，历史上及近期未发生大于5.5级地震，库区地壳稳定性好。库内砂岩岸坡卸荷裂隙较发育，导致崩塌作用在砂岩区形成的高陡边坡地带随处可见。库内泥质板岩岸坡则表现为网状风化裂隙发育，但网状裂隙延伸短，切割浅，加速泥质板岩的表部风化作用。1.1.2地下水库区内水文地质条件简单，含水层可分为两种类型：第四系松散堆积层孔隙水和基岩裂隙水，以基岩裂隙水为主。75 1.1.1.1第四系松散堆积层孔隙水此类含水层分布零星，主要埋藏于河谷阶地、漫滩和山麓堆积中，靠大气降水补给，排泄于河谷、河流中，或补给下伏基岩，地下水位随大气降水的多少而升降。在库内这类地下水较发育，一般埋深3～5m，含水层为含砾粘土、砂土、砂卵石层，居民生活用水即可打井取此类地下水，该层地下水属潜水。1.1.1.2基岩裂隙水此类含水层主要受岩性和地质构造的控制，基岩裂隙水含水层组为震旦系、奥陶系及志留系浅变质砂岩、石英细砂岩及板岩。砂岩坚硬、性脆，裂隙发育，为相对含水层；区内泉水一般出露标高500～1000m，由大气降水直接或间接渗入补给，流量在6～30L/min，在沟谷溪流边以下降泉的形式成股流排泄，接受基岩裂隙水和大气降水补给，由于河床下切较深，故可补给河水。区内出露泉水清澈、透明、无色、无臭味，动态一般较稳定。水库区水化学类型为HCO3-Ca，PH值为5.8～7.3，硬度小于4度，矿化度小于0.1g/L，为弱酸性至中性、极软、低矿化淡水。1.1.2物理地质作用库区内主要物理地质作用表现为风化剥落、塌滑、卸荷等。1.1.2.1风化剥落库区两岸部分地段岩体具临空面，风化作用较为强烈，浅变质砂岩在风化作用下岩石由灰白色、浅灰色逐渐演变成淡黄色、黄色，泥质板岩则形成网状风化。岩石在风化后逐渐剥落，形成残坡积层。1.1.2.2塌滑库区内岩石由于卸荷裂隙较发育，两岸发生多处崩塌，尤其靠河床部位常形成陡崖，崩塌物为碎石夹粘土，受水流冲刷，残留较少。1.1.2.3卸荷库区内属于构造剥蚀地貌，两岸山坡较陡峻，有部分悬崖峭壁，岩性坚硬，卸荷裂隙较多，大多是由于本身岩石的节理裂隙发育（剪节理），在内、外动力地质作用下，导致形成张开度较大的卸荷裂隙，张开度达0.1～0.6m，最宽的达75 2m。多呈碎裂状，充填次生粘土。水平深5～10m。1.1.1水库渗漏问题XX水电站水库蓄水至正常高水位380.5m时，在库内最大水深约30m。河床为工程区较大范围内唯一的最低侵蚀基准面，是库内地下水和地表水的汇集区。水库在地貌上属侵蚀中低山丘陵区，河谷两岸分水岭高出河水面150～600m，四周山体雄厚，无单薄分水岭。库区内冲沟发育浅，比降大。库区内岩层为一套中厚层的志留系下统下段变质岩，以浅变质砂岩、砂质板岩和夹条带状浅变质长石石英砂岩为主，无灰岩等碳酸盐岩类分布。就岩石本身而言不可能形成地下渗漏通道。区域断层桎木岭压性断层在漏水洞至横江屏处通过，该断层东起桎木岭、经上石灰冲、邓家、横江屏，西至上许家溪，走向NE80°，为冲断层。断层长达数十公里，多伴生次级断层。沿断裂带有强烈的挤压破碎现象，挤压带宽达数十至数百米，破碎带以碎裂岩为主，少量断层泥，胶结差。但断层为充水断层，且含水丰富。在上石灰冲该断层通过处标高约750m，有一下降泉，流量达120L/min；另在此断层的西南端上许家冲，标高600m，有一泉井，流量可达200L/min，以上两泉出露点标高均高于水库最高水位200～400m。断层未直接穿过水库区，距离库尾较远，因此不会沿断层向库外产生水库渗漏。库区基岩裂隙水较丰富，其出露高程均高于水库最大蓄水位。因此，水库区不存在渗漏问题。1.1.2水库浸没问题XX水库为一峡谷型水库，两岸山坡陡峻，库区内村民均零星分散居住在390m高程以上局部较缓的山坡，水库蓄水后村民房屋均不在淹没范围内。库区长丰库尾、大山坡、铁索桥、多溪湾、金鹅湾等地库岸有少量农田或耕地，呈阶梯状分布，阶梯高2～4m，其物质成分上部为粉砂土、粉质粘土等，厚度为2～6m，下部为强风化板岩、砂岩、砂质板岩、粉砂岩，厚度为5～20m。水库蓄水后，受地下水位壅高和土的毛细水上升的影响，临库地段农田，壅高后的地下水位埋深小于地下水临界埋深，可能存在浸没。75 根据经验数据，库区表土层毛细水上升高度Hk=0.7～0.8m，安全超高值△H依规范及类似工程经验取0.5m，按照GB50287-99《水利水电工程地质勘察规范》的公式进行浸没预测计算，临界地下水位埋深Hcr=1.2～1.3m，考虑到库区上游水位壅高的影响，地面高程381.0～382m之间的临库农田可能产生浸没影响，但面积很小。库区范围内属农业区，无工矿企业，无国家保护文物，亦无探明的可开采矿床。1.1.1库岸稳定问题库区为中山区，为V型峡谷型库区，属于构造剥蚀型地貌，其库区以岩质岸坡为主，地形坡度陡，坡角一般大于45°，组成岸坡岩石主要为浅变质砂岩、粉砂岩、砂质板岩、板岩，其岩石坚硬、至较坚硬，岩层走向基本上与库岸呈大角度相交，岩石抗冲刷能力强，已经冲刷、风化、剥蚀等地质作用，岸坡总体稳定。仅局部地段由于地形陡峻，特别是浅变质砂岩形成的陡崖地段，因裂隙切割和重力作用导致少量岩体崩塌，但规模小，不会对水库的正常运行构成威胁。两岸局部少量地段为残坡积松散堆积层，主要为水田与旱土耕植地。水库蓄水后，顺坡向地段的一些第四系残坡积层可能会沿层面向库内产生小的塌滑，但规模范围小，对水库运行不会产生大的影响。1.1.2固体径流及水库淤积问题水库蓄水后，由于水库两岸地质条件发生改变，引起部分斜坡破坏，产生局部小规模塌岸，其坍塌物质是水库固体径流的主要来源。近20年来，由于退耕还林，加上大力植树造林，同时加强了森林管理，现在库区生长着茂密的松树及灌木植物、植被条件良好，水土流失轻度。库区两岸大部分为基岩库岸，残坡积厚度不大，岸坡植被发育较好，固体径流源较少，故水库固体径流与水库淤积问题对水库影响较小。75 1.1坝址工程地质条件及评价1.1.1坝址工程地质条件坝址（指彭子塘引水坝、下同）位于渠江与镇溪江汇合处下游200m处，河底高程353.72m～354.9m。蓄水至正常高水位380.5m时，河面宽度70m。左岸山顶海拔高程605m，坡角约50°，右岸山顶海拔高程619m，坡角约53°。坝址覆盖层为第四系全新统冲洪积和残坡积。冲洪积局部发育，仅在坝址河床段上游部分地段零星分布，主要由块石及少量砂、砾石组成，厚度0.5～2.0m，块石多呈扁平状，块径0.1～0.4m，最大达0.5m。残坡积分布在两岸斜坡地带390.0m高程以上，以坡积为主，岩性为块碎石土和粘土，厚度1～4m。坝址出露基岩为志留系下统下段灰绿色、灰～深灰色、少量紫灰色浅变质砂岩、含砾绢云母砂质板岩、浅变质石英细砂岩与板状砂质页岩等，坝基全为浅变质砂岩与砂质板岩。在坝址坝轴线上，两岸和河床段均出露浅变质砂岩。坝址区地质构造上为单斜构造，岩层产状为N70°～80°E/NW∠32°～50°，倾向下游偏左岸。坝址区无区域大断层通过，坝址区岩体节理裂隙主要发育三组，其中两组为共轭剪节理，产状分别为：S30°W/SW∠72°、N30°～45°E/SE∠62°～86°、N30°～40°W/NE∠80°～88°；节理面较平直，延伸长度较长。坝址轴线5个钻孔及上游和下游10个钻孔资料统计结果显示：强风化岩石层面裂隙平均间距0.5m，弱风化岩石层面裂隙平均间距5m，岩体完整程度等级属“完整”。坝址主要不良地质作用为风化作用。坝基由于构造作用强烈，河床段强风化层底界埋深3～5m。左岸强风化层底界埋深10～20m，右岸强风化层底界埋深5～15m。根据坝轴线上5个钻孔内的压水试验资料统计，坝基透水率q=10Lu线埋深在左岸为20～40m，在河床段为10～15m，在右岸为15～30m；透水率q=5Lu线埋深在两岸为30～40m，在河床段为20～28m。75 坝址区主要褶皱一览表编号位置出露高程（m）形式轴向影响1左岸1#钻孔附近435～440小向斜45～50基岩受挤压破碎，1号钻孔渗水大。2右岸1#平硐口附近427～435小背斜同上岩体受挤压破碎，伴生于F13左岸坝线上游约10m430～435小向斜同上岩体受挤压破碎，石英脉伴生4左岸坝线上游约10m435～440小背斜同上相距约14m的10#钻孔强烈渗水5左岸7#钻孔上游约50m375～380小背斜同上岩体破碎，但距离坝址远，对其影响不大6左岸7#钻孔上游附近370～375小背斜同上由于高倾角，对坝体稳定有利7左河床坝线下游约70m355～360较大背斜50斜过河床的“中流砥柱”，对坝下游抗冲刷有利（见坝址平面图）8右岸16#钻孔附近420小向斜45岩体破碎，引起坝基渗漏9右岸4#平硐口附近425～430小向斜45岩体破碎，引起坝基渗漏10右岸9#钻孔附近405～410小向斜45岩体破碎，引起坝基渗漏114#钻孔附近400～405小向斜45岩体破碎，引起坝基渗漏128#钻孔附近坝基内365～375小向斜90～100岩体破碎，引起坝基渗漏138#钻孔上游坝体内370～375小背斜40～50岩体破碎，引起坝基渗漏75 坝区主要断裂统计表代号出露部位及高程性质产状（°）规模特征对工程的影响及处理走向倾向倾角走向及河流交角破碎宽度（m）影响宽度（m）F1左岸1号平硐口H=427m逆冲N65ESE58～65与坝的推力近于垂直＞23～4角砾岩石英脉等已基本胶结对工程的影响已有限，可通过灌浆处理F2左岸1号平硐的全部H=427m逆冲N30ENW30～32同上10～12碎块岩、石英脉和泥土等未胶结对工程有一定影响，其影响有限，可通过开挖及灌浆处理F3左6#平硐逆冲N50ESE8050～604～5碎块岩、角砾岩、石英脉等胶结较差坝基上局部破碎，开挖处理F4左6#平硐，软层错动逆冲N47ENW52近于垂直0.41～2软页岩(f=0.5)已基本本胶结坝基内，软页岩，非泥化夹层，开挖处理F5左6#平硐内5m处N45ENW82近于垂直0.5～0.72～3碎岩夹泥末胶结坝基内，因系高倾角，影响有限，开挖处理F6左2#平硐内17mN48ENW53近于垂直0.2～0.41～2碎岩夹泥末胶结基本沿层面错动，开挖回填砼处理F77#钻孔附近N60ESE75近于垂直0.3～0.51～2碎岩夹泥末胶结位于坝基下缘，高倾角，对坝体稳定没影响F83#钻孔附近正断N65ESE56近于垂直0.51～2碎岩夹泥末胶结位于坝基上缘，高倾角，对坝体稳定没影响J12#平硐内18～24mN20WSW30～35与流向近于平行0.1～0.21～2裂隙夹泥及碎石缓倾角裂隙，对山坡稳定不利，开挖处理F129号钻孔W约5mN20ESE62与流向相交0.10.5～1.0碎岩夹泥末胶结与流向交角较大，对坝体稳定较小F10右4#支硐内进口2m处H=427mN35WNE85与流向近于平行0.61～2碎岩夹泥末胶结同上F11右9#钻孔附近正断层N50ENW6050～600.51～2碎岩夹泥末胶结坝基上局部破碎，影响有限，开挖处理F13右3#平硐内，H=375mN38ESE62与流向近于平行22.5～3碎岩夹泥末胶结同上75 钻孔、平硐风化深度统计表钻孔编号位置垂直风化深度（m）平硐编号位置水平风化深度（m）强风化下限强风化下限ZK1左岸18PD1左岸>22ZK2左岸14PD2左岸4.5ZK13左岸9.8PD3右岸5ZK3河床左侧6.2PD4右岸>22ZK12河床右侧5.0PD5右岸>15ZK4右岸12.7PD6左岸>35ZK5右岸17.71.1.1坝址工程地质评价1.1.1.1坝基岩体质量评价坝基岩体为浅变质砂岩与砂质板岩，通过薄片鉴定，属浅变质细粒长石砂岩，其中碎屑占90%，填隙物占50%。碎屑物中长石占70%，石英占25%，其它为岩屑、黑云母、白云母、绿泥石、电气石、绢云母等含量微；填隙物中以绿泥石为主，沸石和水云母含量微。细粒砂状结构、孔隙式交结。根据岩石试验资料与工程经验，弱风化浅变质砂岩饱和抗压强度为50.6MPa，砂质板岩饱和抗压强度为40.0MPa。坝基岩体层理明显，弱风化岩石层面发育，节理裂隙不发育，岩体完整性程度属“较完整”等级。坝址区15个钻孔统计，岩心采取率平均值为65.0%，RQD平均值49.00，其中弱～未风化岩层岩心采取率平均值为71.6%，RQD平均值65.00。依据《水利水电工程地质勘察规范》附录L的规定，坝基岩体属BⅢ1～BⅢ2类，岩体总体较完整，局部完整性稍差，强度中高，抗滑、抗变形性能受结构面性质控制。1.1.1.2坝基、坝肩稳定评价（1）75 F2断层破碎带影响带较宽，破碎带未胶结，断层与拱坝推力方向近于垂直，易产生压缩变形，对拱坝左坝肩不利，但断层越往下（深部）距离坝基越远。按断层产状推算，到达河床坝基高程，坝体距断层已达到240m左右，在坝顶高程处坝体与破碎带两者相距140m左右。因此，断层对坝肩稳定的影响已很小。（2）F3断层破碎带宽4～5m，破碎带胶结差。断层走向与拱坝推力方向近于垂直，易产生压缩变形和抗滑稳定问题，对拱坝坝基和左坝肩稳定不利，设计应进行稳定复核。建议对左岸坝基加强固结灌浆并根据设计要求采用专门性工程措施进行处理。（3）位于右坝肩的F10距离坝体较远，对坝肩稳定性的影响非常小。但发育的F12与F13距离坝体较近，断层破碎带宽分别为0.4、2m，影响宽度1～3m。断层物质为碎裂岩夹泥，未胶结。两断层相距较近，且拱坝推力方向与断层走向一定角度相交，右坝肩岩体受断层、节理裂隙及其他结构面组合切割后较破碎，对坝肩坝基抗滑稳定不利，需要进行专门处理。（4）卸荷裂隙，一般顺河发育，裂隙带最宽达2m，易产生崩塌及变形破坏，建议全部清除。坝基岩层产状N70°～80°E/NW∠32°～50°，倾向下游偏左岸。坝基岩体属BⅢ2类，坚硬较完整，岩体厚度较大。1.1.1.1坝基坝肩渗漏评价根据原钻孔压水试验资料，岩石透水率q<5Lu的相对不透水层埋深左岸一般为20m，局部（F3）达到30m以上，河床15～20m，右岸一般为25m，局部（F12，F13）达到30m以上。建议防渗帷幕深入相对不透水层3～5m。F3、F12和F13断层为主要渗漏通道，防渗帷幕在该部位需加深加强。两岸地下水位低于设计蓄水位，防渗帷幕接头需向山里延伸10～20m。1.1.1.2坝基开挖深度大坝基础开挖深度基本以强风化下限为标准，弱风化岩体局部较破碎，需固结灌浆处理，建议两岸开挖坡比1：0.5。基础开挖深度（m）表左岸河床右岸备注铅直水平铅直铅直水平由于坝址处局部地形较缓，导致水平开挖深度较大。6～1111～123～55～12.58～1475 1.1.1.1抗冲刷稳定问题评价冲刷坑位于大坝下游30～40m处，此处岩性为砂质板岩为主，浅变质砂岩次之，河床覆盖层厚度1～3m。大坝下游约70m处，有一较大背斜褶皱横过河床，岩层倾向上游，因此对冲刷坑基础稳定有利。大坝下游40～50m处，刚好有一层厚度约8～10m的砂质板岩通过冲刷坑，岩石的力学性质不及浅变质砂岩，加之受构造影响，岩石比较破碎，因此抗冲刷的能力相对较弱。建议在大坝下游约60m处修建二道坝，以水垫层消能，减小水流对河床的冲刷。1.2其他建筑物工程地质条件1.2.1引水隧洞工程地质条件1.2.1.1概述本阶段工程地质勘察中对引水隧洞全线进行了工程地质测绘，引水隧洞全长5.02km，其中1#隧洞长3.48km，蛇坪河1#、2#引水隧洞总长1.54km。1#引水隧洞进口位于镇溪江距离交汇口约300m右岸山坡上，出口位于天门乡蛇坪村的XX山坡上，于压力前池与蛇坪河引水隧洞汇合。隧洞各个进、出口均位于山坡上，没有公路可以通到，均需修建进场公路，现有交通条件差。XX水电站引水遂洞穿越地区为中低山区，海拔高程400～750m，相对高差300～350m，最低点在厂址渠江河床，标高324.8m，最高点在隧洞附近的肖家山，标高750m，山坡坡度一般在40°～60°，进口处坡度较陡，几乎成陡壁，基岩裸露。标高500m以上山坡相对平缓一些，第四系残坡积层较厚。在隧洞沿线均发育多个冲沟，沟长约50～1300m。在冲沟沟口处堆积冲洪积物，部分基岩裸露，沟口段宽5～50m，部分沟内长年有水流过，部分随季节性变化。主要冲沟见冲沟统计表3.4-1。75 表3.4-1主要冲沟统计表冲沟编号水平位置桩号冲沟长度（km）沟底距离洞顶（m）一号冲沟0+7350.330二号冲沟1+3500.8150三号冲沟2+4000.420四号冲沟2+7800.345五号冲沟（三潼湾）2+5960.60注：上表中数据均为在地形图上量测。1.1.1.1隧洞分段工程地质条件评价及围岩分级（1）1#隧洞进口段（0+000～0+050）段长50m，洞向N47°51′E，与岩层走向夹角为30～32°。隧洞进口位于位于镇溪江上距离交汇口约200m，隧洞进口处河床高程357.5m。该段地层岩性为志留系下统下段（S11）灰绿色浅变质砂岩及砂质板岩和条带状板岩夹砂岩组成，岩层总体产状为N60°～70°E/NW∠45°～50°。进口段岩石由于节理裂隙与风化作用的影响，局部地段岩层产状紊乱，强风化层较厚，岩石破碎。该段岩体中除了层面裂隙以外，发育两组主要节理：①N30°W/NE∠80°，迹长一般5～6m，间距0.4～0.5m，②N67°W/NE∠65°，迹长一般3～4m，间距0.3～0.6。段内岩体强～弱风化，受风化裂隙和构造节理的破坏，岩体完整性差，呈块裂结构或局部碎裂结构，围岩工程地质类型为Ⅳ类，属于不稳定围岩。山岩压力计算采用块体或散体理论，处理建议：采用混凝土衬砌，开挖后需要支护；为了避免进口高边坡的的变形，建议采用超前进洞的施工方法。建议各围岩参数值：铅直山岩压力系数sy为0.2～0.3；水平山岩压力系数sx为0～0.05。围岩单位弹性抗力系数K0=10～20MPa/cm，岩石坚固系数fk=2～3，边坡m临=1：0.25～1：0.5，m永=1：0.5～1：0.75。（2）1#隧洞洞身段（0+050～0+600）段长550m，洞向N47°51′E，与岩层走向夹角为30～32°，垂直埋深40～140m。该段地层岩性为志留系下统下段（S11）灰绿色浅变质砂岩及砂质板岩和条带状板岩夹砂岩组成，岩层总体产状为N60°～70°E/NW∠45°～50°75 。隧洞围岩岩性坚硬，岩体较完整，工程地质条件较好。地表上覆第四系残破积松散堆积层，主要由含砂岩与板岩风化物的角砾、碎石的粘土组成，硬塑，潮湿，常被开垦为耕地。隧洞洞身均在微风化～新鲜岩层中通过，节理裂隙稍发育，有少量软弱结构面，岩体呈层状或块状砌体结构；隧洞洞身位于地下水位以下，沿节理裂隙或软弱结构面有渗水，开挖中节理裂隙或软弱结构面密集区可能出现掉块、落石等问题。围岩工程地质类型为Ⅱ类。建议各围岩参数值：铅直山岩压力系数sy为0.1～0.2。围岩单位弹性抗力系数K0=30～40MPa/cm，岩石坚固系数fk=5～6。（3）1#隧洞洞身段（0+600～0+750）段长150m，洞向N47°51′E，与岩层走向夹角为30～32°，垂直埋深30～60m。该段地层岩性为志留系下统下段（S11）灰绿色浅变质砂岩及砂质板岩和条带状板岩夹砂岩组成，岩层总体产状为N60°～70°E/NW∠45°～50°。变质砂岩及砂质板岩岩性坚硬、完整，工程地质条件较好。其中穿过的主要冲沟为一号冲沟（距离隧洞顶板约30m），冲沟内基岩出露，岩性为砂质板岩、浅变质砂岩夹板岩，岩石中硬～硬、完整，工程地质条件较好。其中在该冲沟内发育一小型正断层。受小型断层的影响，该段岩体小褶曲、层面裂隙和节理裂隙均发育。段内岩体结构面以节理裂隙为主，岩体中除了层面裂隙以外，发育两组主要节理：①N35°W/NE∠736°，迹长一般3～6m，间距0.3～0.5m，②N51°E/SE∠68°，迹长一般2～4m，间距0.3～0.5。在强烈的拉张作用下，岩体完整性中等，呈次块状结构，对围岩稳定不利。隧洞位于地下水位以下，沿节理裂隙或软弱结构面有渗水；顶拱岩体受主要节理切割呈“人”形块体，无支撑时产生小规模坍塌，围岩工程地质类型为III类，山岩压力计算采用块体平衡理论，施工时应加强支护，及时清理松动岩块。建议各围岩参数值：铅直山岩压力系数sy为0.2～0.32；水平山岩压力系数sx为0～0.05。围岩单位弹性抗力系数K0=20～30MPa/cm，岩石坚固系数fk=3～4。（4）1#隧洞洞身段（0+750～2+400）段长1650m，洞向N47°51′E，与岩层走向夹角为30～32°，垂直埋深40～220m。该段地层岩性为志留系下统下段（S11）灰绿色浅变质砂岩及砂质板岩和条带状板岩夹砂岩组成，岩层总体产状为N60°～70°E/NW∠45°～50°75 。隧洞围岩岩性坚硬，岩体较完整，工程地质条件较好。地表上覆第四系残破积松散堆积层，主要由含砂岩与板岩风化物的角砾、碎石的粘土组成，硬塑，潮湿，常被开垦为耕地。隧洞洞身均在微风化～新鲜岩层中通过，节理裂隙稍发育，有少量软弱结构面，岩体呈层状或块状砌体结构；隧洞洞身位于地下水位以下，沿节理裂隙或软弱结构面有渗水，开挖中节理裂隙或软弱结构面密集区可能出现掉块、落石等问题。围岩工程地质类型为Ⅱ类，山岩压力计算采用极限平衡理论。建议各围岩参数值：铅直山岩压力系数sy为0.1～0.2。围岩单位弹性抗力系数K0=30～40MPa/cm，岩石坚固系数fk=5～6。（5）1#隧洞洞身段（2+400～2+780）段长380m，洞向N67°E，与岩层走向近于平行，垂直埋深0～40m，洞线在穿越五号冲沟（三潼湾冲沟）时，其顶板已出露地表。该段地层岩性为志留系下统下段（S11）灰绿色浅变质砂岩及砂质板岩和条带状板岩夹砂岩和志留系下统上段（S12）灰色、深灰色砂质板岩夹浅变质砂岩局部夹有灰黑色炭质板岩组成，以三潼湾拐点处为地层分界线。岩层总体产状为N60°～70°E/NW∠45°～50°。隧洞围岩岩性坚硬，岩体完整性差，工程地质条件较差。在该段内地层褶皱发育强烈，局部褶皱密集地段由于强烈的构造作用而使得岩层破碎、浅部风化剧烈，地表松散坡积层较厚而且不均匀。背斜轴部发育小型张性断层，向斜翼部多发育压扭性小断层，沿断层可见石英脉充填，断层破碎带胶结较差。受断层和小褶曲的影响，该段岩石层面裂隙和节理裂隙均发育，岩体破碎，完整性差，岩体呈薄层～碎裂结构，对围岩稳定不利。隧洞位于地下水位以下，在断层破碎带内地下水活动强烈，施工过程中可能出现塌方和集中涌水等问题。围岩工程地质类型为IV类，山岩压力计算采用块体或散体理论，处理建议：采用混凝土或钢筋混凝土全断面结构衬砌，施工开挖时应及时支护，必要时采用超前支护掘进。其中桩号2+760～2+780段无成洞条件，建议采用明挖，形成隧洞出碴工作面。建议各围岩参数值：铅直山岩压力系数sy为0.3～1.0；水平山岩压力系数sx为0.05～0.5。围岩单位弹性抗力系数K0﹤5MPa/cm，岩石坚固系数fk=1.5～3。75 （6）1#隧洞洞身段（2+780～3+430）段长650m，洞向N57°W，与岩层走向夹角为60～70°，垂直埋深50～160m。该段地层岩性为志留系下统上段（S12）灰绿色浅变质砂岩及砂质板岩和条带状板岩夹砂岩组成，岩层总体产状为N60°～70°E/NW∠45°～50°。隧洞围岩岩性坚硬，岩体较完整，工程地质条件较好。地表上覆第四系残破积松散堆积层，主要由含砂岩与板岩风化物的角砾、碎石的粘土组成，硬塑，潮湿，常被开垦为耕地。隧洞洞身均在微风化～新鲜岩层中通过，节理裂隙稍发育，有少量软弱结构面，岩体呈层状或块状砌体结构；隧洞洞身位于地下水位以下，沿节理裂隙或软弱结构面有渗水，开挖中节理裂隙或软弱结构面密集区可能出现掉块、落石等问题。围岩工程地质类型为Ⅱ类，山岩压力计算采用极限平衡理论。建议各围岩参数值：铅直山岩压力系数sy为0.1～0.2。围岩单位弹性抗力系数K0=30～40MPa/cm，岩石坚固系数fk=5～6。（7）1#隧洞出口段（3+430～3+480）段长50m，洞向N57°W，与岩层走向夹角60～70°。该处隧洞出口位于天门乡林场村的XX渠江右岸山坡，洞口处第四系松散堆积层覆盖，厚度约2～3m。该段地层岩性为志留系下统上段（S12）灰绿色、深灰色砂质板岩夹浅变质砂岩及和条带状板岩夹砂岩组成，岩层总体产状为N60°～70°E/NW∠45°～50°。段内岩体强～弱风化，受风化裂隙和构造节理的破坏，岩体完整性差，呈块裂结构或局部碎裂结构，围岩工程地质类型为Ⅳ类，属于不稳定围岩。山岩压力计算采用块体或散体理论，处理建议：采用混凝土衬砌，施工开挖时需及时支护。建议各围岩参数值：铅直山岩压力系数sy为0.2～0.3；水平山岩压力系数sx为0～0.05。围岩单位弹性抗力系数K0=10～20MPa/cm，岩石坚固系数fk=2～3，边坡m临=1：0.25～1：0.5，m永=1：0.5～1：0.75。（8）2#隧洞进口段（0+000～0+050）段长50m，洞向S40°47′W，与岩层走向夹角为30～40°。隧洞进口位于蛇坪河右支流下游右岸山坡，隧洞进口处河床高程381.4m。该段地层岩性为志留系下统上段（S12）灰绿色浅变质细砂岩及砂质板岩和条带状板岩夹砂岩组成，岩层总体产状为N60°～70°E/NW∠45°～50°75 。进口段岩石由于节理裂隙与风化作用的影响，局部地段岩层产状紊乱，强风化层较厚，岩石破碎。该段岩体中除了层面裂隙以外，发育两组主要节理：①N45°W/NE∠76°，迹长一般4～5m，间距0.2～0.5m，②N65°W/NE∠68°，迹长一般3～4m，间距0.3～0.6。段内岩体强～弱风化，受风化裂隙和构造节理的破坏，岩体完整性差，呈块裂结构或局部碎裂结构，围岩工程地质类型为Ⅳ类，属于不稳定围岩。山岩压力计算采用块体或散体理论，处理建议：采用混凝土衬砌，开挖后需要支护；为了避免进口高边坡的的变形，建议采用超前进洞的施工方法。建议各围岩参数值：铅直山岩压力系数sy为0.2～0.3；水平山岩压力系数sx为0～0.05。围岩单位弹性抗力系数K0=10～20MPa/cm，岩石坚固系数fk=2～3，边坡m临=1：0.25～1：0.5，m永=1：0.5～1：0.75。（9）2#隧洞洞身段（0+050～0+270）段长220m，洞向S40°47′W，与岩层走向夹角为30～40°，垂直埋深60～160m。该段地层岩性为志留系下统上段（S12）灰绿色浅变质砂岩及砂质板岩和条带状板岩夹砂岩组成，岩层总体产状为N60°～70°E/NW∠45°～50°。隧洞围岩岩性坚硬，岩体较完整，工程地质条件较好。地表上覆第四系残破积松散堆积层，主要由含砂岩与板岩风化物的角砾、碎石的粘土组成，硬塑，潮湿，常被开垦为耕地。隧洞洞身均在微风化～新鲜岩层中通过，节理裂隙稍发育，有少量软弱结构面，岩体呈层状或块状砌体结构；隧洞洞身位于地下水位以下，沿节理裂隙或软弱结构面有渗水，开挖中节理裂隙或软弱结构面密集区可能出现掉块、落石等问题。围岩工程地质类型为Ⅱ类，山岩压力计算采用极限平衡理论。建议各围岩参数值：铅直山岩压力系数sy为0.1～0.2。围岩单位弹性抗力系数K0=30～40MPa/cm，岩石坚固系数fk=5～6。（10）2#隧洞出口段（0+270～0+320）段长50m，洞向S40°47′W，与岩层走向夹角为30～40°。该处隧洞出口位于蛇坪河左支流中上游右岸山坡，洞口处基岩出露。该段地层岩性为志留系下统上段（S12）灰绿色、深灰色砂质板岩夹浅变质砂岩及和条带状板岩夹砂岩组成，岩层总体产状为N60°～70°E/NW∠45°～50°。75 段内岩体强～弱风化，受风化裂隙和构造节理的破坏，岩体完整性差，呈块裂结构或局部碎裂结构，围岩工程地质类型为Ⅳ类，属于不稳定围岩。山岩压力计算采用块体或散体理论，处理建议：采用混凝土衬砌，施工开挖时需及时支护。建议各围岩参数值：铅直山岩压力系数sy为0.2～0.3；水平山岩压力系数sx为0～0.05。围岩单位弹性抗力系数K0=10～20MPa/cm，岩石坚固系数fk=2～3，边坡m临=1：0.25～1：0.5，m永=1：0.5～1：0.75。（11）3#隧洞（蛇坪河2#坝引水隧洞）进口段（0+000～0+050）段长50m，洞向S84°W，与岩层走向夹角为10～15°。隧洞进口位于蛇坪河左支流下游左岸山坡，隧洞进口处河床高程371.2m。该段地层岩性为志留系下统上段（S12）灰绿色浅变质细砂岩及砂质板岩和条带状板岩夹砂岩组成，岩层总体产状为N60°～70°E/NW∠45°～50°。进口段岩石由于节理裂隙与风化作用的影响，局部地段岩层产状紊乱，强风化层较厚，岩石破碎。段内岩体强～弱风化，受风化裂隙和构造节理的破坏，岩体完整性差，呈块裂结构或局部碎裂结构，围岩工程地质类型为Ⅳ类，属于不稳定围岩。山岩压力计算采用块体或散体理论，处理建议：采用混凝土衬砌，开挖后需要支护；为了避免进口高边坡的的变形，建议采用超前进洞的施工方法。建议各围岩参数值：铅直山岩压力系数sy为0.2～0.3；水平山岩压力系数sx为0～0.05。围岩单位弹性抗力系数K0=10～20MPa/cm，岩石坚固系数fk=2～3，边坡m临=1：0.25～1：0.5，m永=1：0.5～1：0.75。（12）3#隧洞洞身段（0+050～1+210）段长1160m，洞向S84°W，与岩层走向夹角为10～15°，垂直埋深80～300m。该段地层岩性为志留系下统上段（S12）灰绿色浅变质砂岩及砂质板岩和条带状板岩夹砂岩组成，岩层总体产状为N60°～70°E/NW∠45°～50°。隧洞围岩岩性坚硬，岩体较完整，工程地质条件较好。隧洞洞身均在微风化～新鲜岩层中通过，节理裂隙稍发育，有少量软弱结构面，岩体呈层状或块状砌体结构；隧洞洞身位于地下水位以下，沿节理裂隙或软弱结构面有渗水，开挖中节理裂隙或软弱结构面密集区可能出现掉块、落石等问题。围岩工程地质类型为Ⅱ类，山岩压力计算采用极限平衡理论。建议各围岩参数值：铅直山岩压力系数sy为0.1～0.2。围岩单位弹性抗力系数K0=30～40MPa/cm，岩石坚固系数fk=5～6。75 （13）3#隧洞出口段（1+210～1+260）段长50m，洞向S84°W，与岩层走向夹角为10～15°。该处隧洞出口位于天门乡林场村的XX渠江右岸山坡，汇合彭子塘引水隧洞水流于压力前池，通过压力管道进入发电厂房。洞口处第四系松散堆积层覆盖，厚度约2～3m。该段地层岩性为志留系下统上段（S12）灰绿色、深灰色砂质板岩夹浅变质砂岩及和条带状板岩夹砂岩组成，岩层总体产状为N60°～70°E/NW∠45°～50°。段内岩体强～弱风化，受风化裂隙和构造节理的破坏，岩体完整性差，呈块裂结构或局部碎裂结构，围岩工程地质类型为Ⅳ类，属于不稳定围岩。山岩压力计算采用块体或散体理论，处理建议：采用混凝土衬砌，施工开挖时需及时支护。建议各围岩参数值：铅直山岩压力系数sy为0.2～0.3；水平山岩压力系数sx为0～0.05。围岩单位弹性抗力系数K0=10～20MPa/cm，岩石坚固系数fk=2～3，边坡m临=1：0.25～1：0.5，m永=1：0.5～1：0.75。1.1.1蛇坪河引水坝坝址工程地质条件蛇坪河1#、2#引水坝坝址位于蛇坪河下游峡谷地带，两坝址处均河床狭窄，水流湍急，1#坝址处河床高程381.03m，水面宽3～4m，水深0.5～1m，河床宽度20m左右，两岸山坡度50°～53°。2#坝址处河床高程375.65m，水面宽9～10m，水深0.5～1m，河床宽度15m左右，两岸山坡坡度45°～50°。1#坝址河床内有少量砂砾石和漂石堆积，厚度0.5m左右，两岸大部分基岩裸露，局部有少量残坡积层覆盖，厚度1～2m。基岩为志留系下统上段（S12）灰色、灰绿色条带状板岩夹砂岩，岩石致密坚硬、完整。岩层产状N56°E/NW∠70°～75°，倾向下游偏右岸，未发现断层，节理裂隙不太发育。强风化层深度：河床0.5m左右，左、右岸1～3m。软弱夹层不发育，两岸边坡稳定，岩石透水性较弱，不存在严重的工程地质和水文地质问题。2#坝址工程地质条件与1#坝址基本相同。两坝址均具备修建低坝的良好地形地质条件。建议两坝址基础开挖深度1～3m，开挖坡比1：0.5。1.1.2厂房工程地质条件拟建XX水电站厂房由主、副厂房组成，电站厂房紧靠山坡布置在河床右岸，为地面式。主厂房平面尺寸为长×宽=44.1m×13.4m。升压站布置在河床75 右岸山坡上，厂房左侧。水电站厂址位于蛇坪村的XX，地处斜坪河与渠江交汇处，河床高程为324.0～323.0m，地势较狭窄，山体坡度在40°～45°，岩性主要为志留系下统上段（S12）灰色、灰绿色条带状板岩夹砂岩，岩石致密坚硬、完整。表层残坡积厚度1～2m。岩层产状N56°E/NW∠70°～75°，构造简单，岩石强度高，岩体稳定性较好。但边坡较陡，上部强风化岩体及表层残坡积层稳定性较差，岩层倾向坡外，边坡稳定性受岩层控制，开挖以不切脚为准。河流两侧出露岩性基本对称，由于河流的冲刷、侵蚀，河床大部分地段基岩裸露。根据地质测绘，场区内岩土层自上而下可划分为：①-1表层腐质土、①-2含碎石硬塑状粘土、②-1强风化深灰色砂质板岩夹浅变质砂岩、②-2弱风化深灰色砂质板岩夹浅变质砂岩共4层。各层岩土特征为：①-1第四系残坡积（Q4el+dl）粘土：灰色、灰褐色；可～硬塑；湿；松散；局部含有少量碎石，大小5～10mm，矿物成分主要为石英与硅质；摇震反应无；光泽反应稍有光泽；干强度低；韧性中等；在厂址均匀分布在地表；表层植物发育根系；厚度相对较小，一般厚度为0.5～0.8m，主要为腐质土，容许承载力80～90KPa。①-2第四系残坡积（Q4el+dl）含碎石粘土：灰色、灰黄色；硬塑～坚硬；干燥；松散；含有20%～30%的碎石，大小5～50mm，矿物成分主要为石英与硅质；摇震反应无；光泽反应有光泽；干强度中等；韧性高；在厂址均匀分布；一般厚度为1.2～2.1m；容许承载力110～130KPa。②-1强风化志留系下统上段（S12）：灰色、深色；砂质板岩夹浅变质砂岩，变余砂质结构，板状构造；强度低，遇水易软化，易崩解，浅部节理裂隙较发育。岩层产状N60°～70°E/NW∠70°～75°；强风化层厚2～3m，容许承载力500～800KPa。②-2弱风化志留系下统上段（S12）：灰色、深色；砂质板岩夹浅变质砂岩，变余砂质结构，板状构造；强度中等，浅部节理裂隙较发育。岩层产状N60°～70°E/NW∠70°～75°；容许承载力800～1500KPa。75 厂址不存在严重的工程地质问题。厂址处边坡陡峻，但岩石坚硬，岩体完整，边坡稳定。厂址基础开挖深度较大，开挖中应注意边坡稳定及基坑排水，建议厂房基坑开挖坡比：l：0.5～l：0.6。1.1.1压力管道及压力前池工程地质条件XX水电站压力管道前接压力前池，管线布置沿厂址区河流右岸山坡而下，岔管后管道与主管坡度一致进行布置。岔管型式采用“卜型”结构。河床高程为324.0m，山体坡度29.36°，在地貌上属斜坡堆积地貌单元，山坡第四系残坡积堆积层覆盖，地形条件较好。根据本次地质测绘、坑探揭露：在坑探控制深度内，管线基础岩土层自上而下分为：①表层腐质土、②-1第四系残坡积堆积含碎石粘土、②-2碎石含粘土、③-1强风化灰色砂质板岩夹浅变质砂岩、③-2弱风化灰色砂质板岩夹浅变质砂岩共5层。各层岩土特征为：①表层腐质土：主要分布于地表，植物根系较发育，松散，厚度0.5～0.8m，容许承载力80～90KPa。②-1第四系残坡积（Q4el+dl）含碎石粘土：灰色、灰黄色；硬塑～坚硬；干燥；松散；含有20%～30%的碎石，大小5～50mm，矿物成分主要为石英与硅质；摇震反应无；光泽反应有光泽；干强度中等；韧性高；在沿管线均匀分布；一般厚度为2.0～2.7m；容许承载力110～130KPa。②-2第四系残坡积（Q4el+dl）碎石夹粘土：灰色、灰黄色；干燥；松散；碎石大小10～60mm，矿物成分主要为石英与硅质；在沿管线局部分布；一般厚度为0.8～1.3m；容许承载力130～180KPa。③-1强风化志留系下统上段（S12）：灰色、深色；砂质板岩夹浅变质砂岩，变余砂质结构，板状构造；强度低，遇水易软化，易崩解，浅部节理裂隙较发育。岩层产状N60°～70°E/NW∠70°～75°；强风化层厚2～3m，容许承载力500～800KPa。②-2弱风化志留系下统上段（S12）：灰色、深色；砂质板岩夹浅变质砂岩，变余砂质结构，板状构造；强度中等，浅部节理裂隙较发育。岩层产状N60°～70°E/NW∠70°～75°；容许承载力800～1500KPa。75 本次勘察在管线区挖探深度内未揭露地下水，通过地表测绘及邻近工程项目经验可推测地下水埋深较深，设计与施工时可不考虑地下水的影响。管线区在地貌上属斜坡堆积地貌单元，山坡上层由第四系松散堆积层覆盖，地形条件一般。上覆第四系松散堆积层，厚度约3～4m，下伏志留系下统上段砂质板岩夹浅变质砂岩，岩层产状：N60°～70°E/NW∠70°～75°，强风化层厚2～4m，浅部岩石裂隙较发育。场地内弱风化～新鲜岩石坚硬完整，场地内构造活动不强烈，边坡稳定。因此，管线镇墩、支墩基础应置于相对完整岩基上，镇墩基础开挖深度5～8m。建议人工开挖临时边坡：边坡高度5～8m第四系松散堆积碎石土层1：1～1：1.25；边坡高度5～8m的强风化砂质板岩l：0.75～1：1，边坡高度5～8m的弱风化砂质板岩l：0.5～1：0.6。1.1.1围堰工程地质条件彭子塘引水坝上游围堰：河床宽22～26m，水深1～1.2m，主流位于河中心。河床基岩基本裸露，河流堆积物主要为块石及砂、砾石，厚度0.5～1m，块石多呈扁平状，块径一般为0.3～0.6m，大者可达1m以上，主要分布在右侧河床。彭子塘引水坝下游围堰：河床宽20～25m，水深1～1.5m，主流位于河床左恻。河流堆积物主要为块石及砂、砾石，厚度0.5～1.5m，块石多呈扁平状，块径一般为0.5～0.8m，大者可达1m以上，主要分布在右侧河床。设计上考虑为粘土围堰，因此，施工时只需将河床内河流堆积物清除干净，避免堰基渗水即可，暂不考虑其它基础处理。1.1.2二道坝工程地质条件二道坝位于彭子塘引水坝下游约90m，河床宽约23m，主流位于河中心，河床基岩基本裸露，河流堆积物主要为块石及砂、砾石，厚度0.5～1m，块石多呈扁平状，块径一般为0.3～0.5m，大者可达1m以上，主要分布在左侧河床，两岸大部分基岩裸露。基岩为志留系下统下段（S11）灰色、灰绿色浅变质砂岩，岩石致密坚硬、完整。岩层产状N56°E/NW∠45°～50°，倾向下游偏左岸。两岸边坡稳定，不存在严重的工程地质和水文地质问题。设计上考虑为浆砌石重力坝，因此，施工时需将河床内河流堆积物清除干净，基岩表面整平以后浆砌块石回填，不需要进行专门基础处理工作。75 1.1岩土体物理力学参数工程区岩性比较单一，以中厚层浅变质砂岩为主，夹砂质板岩及少量碳质板状页岩。岩体力学强度以浅变质砂岩最高，砂质板岩次之，最低的为碳质板状页岩。鉴于工程区工程地质特性，各建（构）筑物基础持力层建议均选择弱风化基岩。第四系松散堆积层主要为硬塑的残坡积含砾粘土与稍密的冲洪积卵石（土）。岩体物理力学参数推荐值依照同类工程经验、本地区的地质、地层特性及该场地以往岩石物理力学试验成果给出。岩石物理力学试验成果见表3.5-1，岩体物理力学参数推荐值见表3.5-2和表3.5-3。75 表3.5-1岩石物理力学性质试验成果表岩石名称风化状态湿密度（g/cm3）比重孔隙率（%）饱和吸水率（%）泊松比弹性模量（GPa）饱和抗压强度（MPa）软化系数（Kd）抗剪断强度f’砼/岩c’砼/岩浅变质砂岩弱风化2.752.760.720.230.234.83450.040.711.550.5浅变质砂岩弱风化2.742.750.730.230.294.01846.250.701.500.505表3.5-2坝基岩体物理力学参数推荐表岩石名称地层时代风化状态物理性指标湿密度比重孔隙率饱和吸水率泊松比弹模饱和抗压强度软化系数抗剪强度抗剪断强度ρGsnGasμERgf砼/岩f′砼/岩C′砼/岩G/cm3%%GPaMPaKdMPa浅变质砂岩S11强风化2.682.720.750.250.28～0.323.5～4.030～350.65～0.700.45～0.50.70～0.750.35～0.40浅变质砂岩弱风化2.722.750.720.210.2～0.256.0～7.045～500.70～0.750.55～0.600.85～0.900.60～0.65砂质板岩强风化2.652.700.780.280.3～0.352.5～3.020～250.50～0.550.4～0.450.60～0.700.25～0.30砂质板岩弱风化2.712.730.730.250.25～0.35.0～6.035～400.60～0.650.5～0.550.75～0.800.40～0.45炭质页岩弱风化2.602.680.750.250.351.0～2.010～150.4～0.50.350.40.2断层破碎带0.5～1.00.25～0.30节理裂隙0.3～0.3575 表3.5-3厂区及隧洞岩体物理力学参数推荐值表岩石名称风化状态湿密度（g/cm3）比重孔隙率（%）饱和吸水率（%）泊松比弹性模量（GPa）饱和抗压强度（MPa）软化系数（Kd）抗剪强度抗剪断强度容许承载力（KPa）临时开挖坡比永久开挖坡比f’砼/岩c’砼/岩浅变质砂岩强风化2.682.720.750.250.28～0.33.5～4.030～350.65～0.700.45～0.50.70～0.750.35～0.40800～10001:0.351:0.50浅变质砂岩弱风化2.722.750.720.210.20～0.26.0～7.045～500.70～0.750.55～0.600.85～0.900.60～0.651000～15001:0.251:0.35砂质板岩强风化2.652.700.780.280.3～0.355～3.020～250.50～0.550.40～0.450.60～0.700.25～0.30600～8001:0.501:0.75砂质板岩弱风化2.712.730.730.250.25～0.35.0～6.035～400.60～0.650.5～0.550.75～0.800.40～0.45800～10001:0.351:0.50碳质板岩弱风化2.602.610.740.250.351.0～1.510～200.4～0.50.350.40.25400～6001:0.51:0.75断层破碎带0.5～1.00.25～0.30节理裂隙0.3～0.35含碎石粘土110～1301:0.751:1稍密砂、卵石200～4001:11:1.275 1.1天然建筑材料根据天然建筑材料勘察规程对本阶段的要求和本工程的实际情况，本次天然建筑材料勘察对工程所需的土料、天然砂砾料、人工轧骨料和石料产地的分布、储量、质量及开采运输条件进行了详细勘察。1.1.1砂砾料及土料坝址附近缺乏天然砂砾料，大坝及厂房所需砂砾料，若从70km外的XX或炉观镇运来，由于运距远，运价高，鉴于当地石料丰富，材质较好，采用人工轧骨料，比外购合算，建议采用人工轧制粗细骨料方案。本工程仅围堰为粘土围堰，故对土料需求量不大,可在库区上游山体上开采,运距<1km。1.1.2块石料通过调查大坝附近共有三处料场，分布在库内左右两岸及大坝下游，运距约200～700m，储量均大于100万m3。三个料场的情况如下：1#料场，位于镇江溪与渠江汇合口处，距离坝址约200～300m，为志留系下统下段中厚层状灰绿色浅变质砂岩，岩石致密、完整、中等坚硬。山坡自然坡度30～40°，可开采范围长度100～200m，有用层平均厚度约20～30m，除去残坡积和强风化层可开采块石约50万m3。该料场石质好、夹层少，全为基岩裸露，易于开采。开采高程360～390m，可作为大坝砌筑时的主要料场。2#料场，位于大坝上游的渠江左岸，距大坝约300～500m，岩性同1#料场，山坡自然坡度30～40°，可开采长度200m，高度约100m，残坡积和强风化等无用层厚度3～5m，可采块石大于100万m3，因该料场所处高程400～500m，为大坝砌筑时的上部料场。3#料场，位于大坝下游左岸龙虎洞处，距大坝约500～700m，岩性同1#料场，残坡积和强风化等无用层厚度约3～5m，有用层平均厚度大于50m，分布面积广，可开采厚度大，主要分布在400～500高程，可采储量在100万m3以上，为今后大坝砌筑到上部一定高程时的参考采石料场。石料场物理力学性质指标经验值如下表3.6-1，天然建筑材料（块石料）各产地分布情况见表3.6-2。95 表3.6-1石料场岩石物理力学性质指标经验值容重（g/cm3）2.60～2.75抗压强度Rb(Mpa)60～70软化系数Kd0.65～0.70表3.6-2天然建筑材料（块石料）各料场概况一览表料场编号1#料场2#料场3#料场运距（m）200～300300～500500～700无用层平均厚度（m）2.3～3.03.0～5.03.0～5.0有用层平均厚度（m）20～30>50>50可开采高程（m）360～390400～500400～500可开采储量（万m3）50>100>100料场评价岩石为志留系下统下段（S12）灰绿色浅变质石英细砂岩，中～厚层状岩石坚硬完整，质量好，料场距坝址近开采条件好。可作为主料场。岩性与1#料场相同，开采储量大，无施工干扰，运距适当，可作为坝体上部砌筑料场。与2#料场相同。1.1结论及建议1.1.1结论（1）根据国家地震局颁布的《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001），本区地震动峰值加速度a<0.05g，地震动反应谱特征周期为T=0.35S，相对应的地震基本烈度为小于VI度，因此可不考虑水库诱发地震的影响。（2）水库两岸为中低山环绕，分水岭宽厚，地形地质封闭条件好，水库无渗漏之虞；库岸边坡整体稳定性较好；水库区无大的断裂构造。因此，具备良好的成库条件。（3）坝址地质条件较为简单，主要工程地质问题暴露明显，完全具备修建坝高50m以下的拱坝。95 （4）厂房区场地工程、水文地质条件较好，未发现大的地质问题。（5）压力管道管线布置段地形条件好，边坡稳定。（6）隧洞洞线穿过的地层有志留系下统下段与上段变质砂岩、板岩夹少量碳质板状页岩，全洞线均处于地下水位之下，沿洞线在三潼湾段地质构造较为复杂，隧洞工程地质条件一般。进、出口段和三潼湾段褶皱与断层破碎带围岩工程地质分类均为IV类，成洞条件较差，均需全断面衬砌；洞身段基本属II～III类围岩，成洞条件为中等至较好，II类围岩洞身段仅局部掉块段和裂隙顶部易局部坍落区需喷混凝土结合锚杆加固和拱顶支护，III类围岩洞身段需喷混凝土或喷锚支护，拱顶系统锚杆加固。需要指出的是1#引水隧洞在桩号为2+760～2+780段，段长20m，建议采用明挖，并作为隧洞出碴工作面。估测全洞线加固、衬砌工作量约占25%。（7）天然建材包括天然砂砾料和石料。天然砂砾料缺乏，考虑到外地购买运距远，成本过高，建议采用人工轧骨料替代。大坝及隧洞进口所需块石料和砼用骨料从距离坝址200～300m远的1#石料场开采，储量及质量满足工程要求；坝体上部砌筑石料也可利用2#与3#石料场开采。厂房、压力管道与压力前池所需块石料和砼用骨料可在站址上游右岸山体开辟料场开采和现场轧制，或从坝址料场运，储量及质量满足工程要求。隧洞衬砌所需块石料和砼用粗、细骨料可结合大坝和电站厂房用料一并考虑，也可考虑利用隧洞开挖弃石加工，但需作专门性论证。1.1.1下一步工作建议（1）论证隧洞开挖弃石作为工程用石料的可能性，并对其做相应的现场试验，为设计提供切合实际的设计参数。（2）施工阶段应加强工程监理和技术指导，重视施工地质工作。95 1工程任务与规模1.1河流规划和工程任务1.1.1河流规划成果渠江系资水一级支流，其发源地为XX县双林乡分水界——茶亭，流经XX县双林、奉家、天门，沿途纳入玄溪、小桥江、横南溪等，与镇溪江汇合后，再向北流入溆浦县、安化县境内，由安化县渠江口注入资水。渠江在XX县境内流域面积285km2，县界处多年平均流量9.98m2/s，干流长度38km，落差589m。目前已在上游源头至奉家兴建了5个小水电站，使奉家以上河段水能资源基本上得到开发利用，奉家至县界17km河段尚待开发，且水能资源丰富。为了充分、合理地开发利用该河段的水能资源，2006年9月由XX市水利水电勘测设计院编制完成了《XX县渠江奉家至县界河段流域规划报告》，规划拟定渠江奉家至XX县界河段水力发电开发采用二级径流式方案，即：平游桥（正常蓄水位468.5m，发电尾水位383.5m，径流式）+XX（正常蓄水位380.5m，发电尾水位325.0m，径流式），由XX市人民政府授权，XX市水利局对《XX县渠江奉家至县界河段流域规划报告》以娄水字【2006】39号文进行了批复，同意该流域开发方案，因此，XX水电站开发符合流域规划要求。1.1.2区域社会经济现状及发展规划XX水电站位于XX县境内，该县位于资水中游，是一座以煤炭、冶金、电力、建材和化工为主的新兴工业城市，基础工业较发达。总面积3567km2，占全占XX市面积的43.94%，其中：耕地面积72.68万亩，林地面积286.08万亩，可垦面积25.46万亩，宜林面积11.48万亩，河流面积35.63万亩，茶果面积6.05万亩，其他面积97.69万亩。截止2005年底，人口总数130.38万人，其中城镇人口10.18万人。全县工农业总产值29.82亿元，其中工业总产值12.82亿元，农业总产值17.0亿元。近年来，XX县经济得到快速发展，农业和农村经济平稳发展，农业结构调整迈出新的步伐。主要农作物有油料、茶叶、柑桔、肉食、水产品等。全县农业在总体结构上，保证粮食增长与人口增长相适应，大力振兴林业，同时重视发展多种经营、养殖业和农村工副业；建立各类商品基地，实行农工商综合经95 营；努力提高集约水平和经济效益，形成生态经济良性循环的农业体系。1.1电站建设的必要性1.1.1电站建设的必要性随着XX县经济的发展，XX县电力资源将严重不足，要想保持XX县经济持续健康的发展，大力发展电力资源迫在眉睫。兴建XX水电站，水库正常蓄水位382.0m，装机7.5MW，年发电量2830万kW·h，它的兴建能缓解当地电网的供电紧张局面，促进该地区工农业生产的发展，同时XX水电站效益显著，它的建设是必要的、可行的。1.1.2供电现状XX县地处XX省中部，隶属于XX市，全县总面积3567km2，辖26个乡镇，1141个村，总人口126.2万人，其中农业人口114万人。XX县电网由系统大电网和地方小水电网组成，大电网覆盖范围为XX县中部、东南部、县城区及附近的８个乡镇，包括省地厂矿企业、8个乡镇和1个开发区，共涉及332个行政村。XX县地方小水电网覆盖范围为XX县大部分山区农村用户，地方小水电网的供电范围包括18个乡镇和2个国有林场，共809个行政村和12个林业工区，其中有3个乡镇为交叉供电区。至2003年底，XX县大电网拥有220kV变电站1座，主变2台，容量240MVA；110kV公用变电站3座，主变4台，容量96.5MVA；110kV专用变电站3座，主变6台，容量154MVA；35kV公用变电站2座，主变2台，容量7.15MVA。拥有220kV输电线路178.844km，110kV输电线路182.923km，35kV输电线路51.135km。2003年，XX县大电网供电量3.3562亿kW·h，供电最大负荷91.57MW。园珠岭变供电最大负荷27.1MW，游家变供电最大负荷20.32MW，河东变供电最大负荷17.7MW，西河牵引变和渠江牵引变供电最大负荷36.92MW，西河（雪峰）变供电最大负荷10.92MW。XX县地方小水电网目前已建成小型水电站44座，机组94台，容量40.365MW，2003年发电量1.8177亿kW·h，自供电量1.6502亿kW·h，上网供电量0.1576亿kW·h。95 1.1.1负荷预测根据XX县经济发展规划，并考虑到该县的用电历史情况，XX县电力负荷预测：2005～2010年全社会供电量年均递增速度为7.42%，负荷年均递增速度为7.40%，2010～2020年全社会供电量年均递增速度为7.00%，负荷年均递增速度为7.00%。XX县电力电量预测结果表4.2-1。表4.2-1XX县电力负荷预测单位：亿kW·h，MW年份项目2007年2010年2015年2020年2005～2010年2010～2020年全社会供电量6.468.019.0615.767.42%7.00%全社会最大负荷1211501702957.40%7.00%1.2径流调节计算及特征洪水位计算1.2.1径流计算1.2.1.1基本资料（1）径流：XX水电站彭子塘坝址位于渠江流域中上游，控制流域面积为238km2，杨德溪水文站位于渠江流域中下游，控制流域面积568km2，该站为渠江流域主要控制水文站，有1959～1994年完整水位、流量及降雨资料系列，1994～2003年雨量资料可以通过相关分析法求得。本坝址处径流可以根据杨德溪水文站资料用面积比拟法来推求。（2）引水坝水位～库容曲线：XX水电站彭子塘引水坝水位～库容曲线本阶段是在1：1000实测地形图量算，结果见表4.3-1。表4.3-1XX水电站彭子塘引水坝库容曲线表高程（m）362364366368370372374376378库容（万m3）713.672335496787114148高程（m）380380.5381382382.5383383.5384384.5库容（万m3）182194.70207.40232.80245.50258.20270.9283.6296.3高程（m）385385.5386386.5387库容（万m3）309327.6346.2364.8383.4（3）水位～流量关系曲线：彭子塘95 引水坝水位～流量关系采用我院整编的计算成果，见下图及表2.3-1：表4.3-2彭子塘坝址断面Z～Q水位关系表{单位：Z(m)；Q(m3/s)}Z0.00.10.20.30.40.50.60.70.80.93540.090.113550.150.220.350.540.921.253.459.2916.323.635634.441.549.157.265.774.68493.71041143571251361481601721841972102242373582512652802953103253403563723883594044214384554724905075255435623605805996186376566756957157357553617557968168378588799019229449663629871010103210541077110011231146116911923631216123912631287131113351360138414091434364145814831509153415591585161116371663168936517151741176817951821184818751903193019573661985201320402068209621252153218122102239367226722962325235423842413244324722502253136825612591262126512681271227432773284028353692866289829292961299330253057308931213154370318795 1.1.1.1计算原则（1）XX水电站上游各级水电站均为无调节径流式电站，来水条件可以按天然河流来水考虑，坝址处径流资料通过渠江下游控制水文站——杨德溪水文站通过面积比拟法推求。（2）彭子塘水库自身无调节能力，区间来水径流计算以日为计算时段，由于引水坝形成水域面积较小，水库蒸发及渗漏损失很小，计算中不考虑水量损失。（3）根据《水利水电工程动能设计规范》的有关规定，XX水电站的设计历时保证率采用85%。（4）电站综合出力系数：根据机组资料，出力系数A采用8.6，机型比选时，则按水机运转特性曲线计算出力系数。1.1.1.2计算结果计算成果分别列入工程规模参数选择各相应的章节。1.1.2洪水位计算1.1.2.1建筑物设计标准及设计洪水XX水电站为径流式电站，没有承担下游防洪及灌溉任务的要求，因此洪水调节仅考虑引水坝及厂房本身安全行洪要求，彭子塘引水坝溢流段采用弧形闸门控制，因此，该坝具有一定的调洪能力，可调节库容为101.80万m3（正常蓄水位至堰顶高程直接的库容）。彭子塘引水坝校核洪水位383.11m，相应总库容为260.97万m3，根据《水利水电工程等级划分及洪水标准》SL252-2000规定，本水库工程属Ⅴ等工程，小（2）型规模；同时，XX水电站装机0.75×104kW＜1×104kW，本电站工程属Ⅴ等工程，小（2）型规模。挡水建筑物采用溢流坝，彭子塘引水坝等主要建筑物防洪标准按30年一遇洪水设计，200年一遇洪水校核；水电站厂房设计洪水标准为洪水重现期30年，校核洪水标准为洪水重现期50年。消能防冲建筑物设计洪水标准为洪水重现期20年。1.1.2.2泄洪建筑物彭子塘引水坝为C15细石砼砌块石拱坝坝，坝顶轴线长127.65m，堰顶高程377.0m，采用5扇弧形闸门（8m×5.2m）控制泄流，溢流堰总长49.0m（含两侧闸墩），95 溢流段净宽40m，坝体右侧设放空孔，孔口净尺寸为1.0×1.0m，底板高程为364.0m。1.1.1.1调洪原则及成果本水库系带状峡谷水库，洪水调节采用的坝址洪水以静态库容计算。由于水库没有设防洪库容，洪水调节从正常蓄水位382.0m起调。先由来流量小于或等于最小引水流量时，来水量全部用于引水发电，维持正常蓄水位不变，当来水量增多，水位上升时开闸泄洪，根据计算，当开启5扇闸门时，溢流段的最大下泄流量为947.98m3/s，因此，当来流洪峰流量小于947.98m3/s时，可以通过开启闸门调洪流量维持正常蓄水位不变，根据来流情况，分别开启1扇、3扇、5扇闸门泄洪，通过连续性方程和运动方程用单辅线法进行调洪，求得水库的特征洪水位及其相应的泄量，调洪计算时不考虑发电引用流量及放空孔放水。彭子塘引水坝30年一遇设计洪水位为382.14m，200年一遇校核洪水位为383.11m，具体调洪计算成果表见表4.3-2、表4.3-3、表4.2-4，均以正常蓄水位382.0m作为调洪起调水位。表4.3-2洪水调节计算成果表（正常蓄水位382.0m）项目单位洪水频率（%）0.20.53.33510坝址该时段洪峰流量m3/s17401435.01009.0888709.0坝前洪水位m384.52383.11382.14382.00382.00水库相应库容万m3298.73260.97236.38232.80232.80最大下泄流量m3/s15421313.40989.09888709.095 彭子塘水库q～V/△t+q/2关系计算表（△t=1小时=3600s）库水位Z(m)水头H(m)总库容V（104m3)堰顶以上库容V（104m3)V/△t(m3/s)q(m3/s)q/2(m3/s)V/△t+q/2(m3/s)3770131.0000.000.000.000.00377.50.5139.508.5023.6129.9814.9938.603781148.0017.0047.2284.7942.3989.62378.51.5156.5025.5070.83155.7777.88148.723792165.0034.0094.44239.82119.91214.35379.52.5173.5042.50118.06335.16167.58285.64380318251.00141.67440.58220.29361.96380.53.5194.763.70176.94555.19277.60454.543814207.476.40212.22678.32339.16551.38381.54.5220.189.10247.50809.40404.70652.203825232.800.000.00947.98473.99473.99382.55.5245.5012.7035.281093.67546.83582.113836258.2025.4070.561246.15623.07693.63383.56.5270.9038.10105.831405.12702.56808.393847283.6050.80141.111570.32785.16926.27384.57.5296.3063.50176.391741.54870.771047.163858309.0076.20211.671918.57959.281170.95385.58.5327.6094.80263.332101.221050.611313.943869346.20113.40315.002289.321144.661459.66386.59.5364.80132.00366.672482.721241.361608.0338710383.40150.60418.332681.281340.641758.97表4.3-3彭子塘水库30年一遇调洪计算表（单辅线法）时间t(h)时段△t（h）Q(m3/s)(Q1+Q2)/2*△t(104m3)q(m3/s)(q1+q2)/2*△t(104m3)V(104m3)Z(m)0　0.00　0　232.803821147.008.4647.008.46232.80　2158.0018.9058.0018.90232.80　3175.0023.9475.0023.94232.80　4186.5029.0786.5029.07232.80　5195.5032.7695.5032.76232.80　61105.0036.09105.0036.09232.80　71116.5039.87116.5039.87232.80　81126.5043.74126.5043.74232.80　91444.50102.78444.50102.78232.80　101779.00220.23779.00220.23232.80　1111009.00321.84989.09318.26236.38382.14121785.50323.01947.98348.67210.72　95 表4.3-4彭子塘水库200年一遇调洪计算表（单辅线法）时间t(h)时段△t（h）Q(m3/s)(Q1+Q2)/2*△t(104m3)q(m3/s)(q1+q2)/2*△t(104m3)V(104m3)Z(m)0　0.00　0　232.8001155.009.9055.009.90232.80　2167.6022.0767.6022.07232.80　3183.0027.1183.0027.11232.80　4195.0032.0495.0032.04232.80　51106.0036.18106.0036.18232.80　61118.5040.41118.5040.41232.80　71135.0045.63135.0045.63232.80　81154.5052.11154.5052.11232.80　91593.50134.64593.50134.64232.80　1011001.50287.10984.04283.96235.94　1111435.00438.571313.40413.54260.97383.111211055.50448.291217.99455.65253.61　坝址30年一遇设计洪峰流量为1009m3/s，相应下泄流量为989.09m3/s，坝前设计洪水位为382.14m，；200年一遇的校核洪峰流量为1435m3/s，相应下泄流量为1313.40m3/s，坝前校核洪水位为383.11m。1.1正常蓄水位选择1.1.1正常蓄水位方案拟定XX水电站是一个单一发电项目，正常蓄水位选择须遵从的原则为：本工程应按《渠江XX境内奉家至县界河段规划报告》确定的梯级开发方案，考虑上、下游梯级水位的合理衔接，库区淹没影响及工程投资等综合因素。由本电站的毛水头估算水头对发电量的影响，每增加1.0m水头约增加发电量50万kW•h。根据现场调查，在380.5～383.5m高程之间有耕地约15亩，人口4户，人行桥（铁索桥）一座，考虑到以人为本，尽量减少奉家湾处的淹没影响，同时尽可能使水头得到利用，为使方案的比选更合理，本阶段拟定380.5m、382.0m两个方案进行比较。1.1.2其他参数装机容量：本阶段XX水电站彭子塘引水坝正常蓄水位380.5m、382.0m两95 个比较方案的装机容量按保证出力倍比基本一致的原则拟定，装机容量为7.5MW。1.1.1水能指标由于XX水电站为径流式无调节电站，引水面积238.0km2，水能计算按1959年～1994年共35年逐日径流长系列操作，由于灌溉、航运不作为本河段的开发目标，因此不予考虑综合用水要求。彭子塘引水坝日径流资料以电站下游控制水文站——杨德溪水文站实测径流成果作参证，由面积比拟法求得。XX水电站设计装机3台。电能计算时采用下述方法进行计算：将历年平均流量排频后选取丰、平、枯三个典型年，然后按三个典型年的日径流从小到大顺序排列并分段，计算各段的平均流量和各段内流量出现的次数。由流量的累计次数和各段内的次数按经验频率公式求出各段平均流量对应的频率Pi。用公式Ni=A×Qi×Hi和Ei=Ni×t(t=8760×Pi)求得出力和电量差，从而得出电能，具体计算如下：计算采用杨德溪水文站1959年～1994年历年年平均流量按面积比插法求出引水坝处相应年平均流量，根据经验频率公式确定五个典型年：丰水年1962年（P=15%）、中偏丰年1982年（P=25%）、中水年1981年（P=50%）中偏枯年1983年（P=75%）、枯水年1963年（P=85%）。将五个典型年的日流量按从小到大顺序排列并分段，计算各段的平均流量和各段内流量出现的次数。由流量的累计次数和各段内的次数按经验频率公式求出各段平均流量对应的频率Pi。用公式Ni=A×Qi×Hi和Ei=Ni×t(t=8760×Pi)求得出力和电量差，从而得出电能。经计算后，各正常蓄水位方案的水能指标见表4.4-1。各正常蓄水位方案水能指标表表4.4-1项目单位正常蓄水位方案380.5m383.5m正常蓄水位相应库容万m3194.70270.90装机容量MW7.57.95保证出力（P=85%）kW958982多年平均发电量万kW·h27552920装机年利用小时h3673367395 影响上游平游桥电站电量万kW·h不影响-136注：表列数据为正常蓄水位选择阶段成果，各方案比较基础一致。从表4.4-1可见，正常蓄水位从380.5m抬高到383.5m，本电站年发电量增加165万kW•h，但减少了上游平游桥电站电量136万kw•h。1.1.1水库淹没XX水电站各正常蓄水位方案淹没实物指标及补偿投资见表4.4-2。表4.4-2各正常蓄水位方案主要淹没实物指标及补偿投资表项目正常蓄水位方案380.5m383.5m1、耕地、林地及荒滩地（亩）264.90329.482、移民征地无4户15人530m23、专项设施交通桥1座交通桥2座，其中平游桥为上百年历史的老桥3、补偿投资（万元）287.94469.65方案间差值1、耕地、林地及荒滩地（亩）64.582、补偿投资（万元）181.71注：表列数据为正常蓄水位选择阶段成果，各方案比较基础一致。由表4.4-2可见，正常蓄水位从380.5m抬高到383.5m，增加淹没土地64.58亩，且淹没影响涉及到百年老桥平游桥，以及平游桥附近的4户15口人，淹没补偿投资增加181.71万元，淹没损失增幅较大，且需要考虑移民拆迁与安置，工程实施难度大大增加。因此，考虑到以人为本，从水库淹没的角度来讲，宜选380.5m的正常蓄水位。1.1.2经济比选1.1.2.1计算方法与计算条件（1）各正常蓄水位方案同等满足系统电力、电量需求的前提下，按差额内部收益率法进行比较。各方案投资采用电站静态投资差值效益。（2）各方案容量、电量效益按影子电价0.4元/kW·h。（3）电站年运行费按财务评价中年运行费折算为影子价格。（4）各正常蓄水位方案计算期采用33年，其中建设期3年，经营期395 0年；社会折现率采用12%，折算基准年为生产期第1年年初。1.1.1.1经济比较结果根据不同正常蓄水位方案回水成果，进行水库淹没调查，提出各方案的淹没实物指标，考虑各方案装机年利用小时数基本一致，初拟装机容量，进行枢纽布置，并提出各方案的枢纽投资，经各方案技术经济指标比较后推荐最优方案，本阶段推荐XX水电站正常蓄水位380.5m。1.2防洪特征水位根据部颁《水利水电工程等级划分及设计标准》（SL252-2000），XX水电站枢纽主要建筑物为5级，彭子塘引水坝设计洪水标准为30年一遇，200年一遇洪水校核。30年一遇设计洪水洪峰流量为1009m3/s，相应彭子塘引水坝上游设计洪水位为384.87m，下游设计洪水位为358.60m。200年一遇校核洪峰流量为1435.0m3/s，相应彭子塘引水坝上游校核洪水位为385.31m，下游校核洪水位359.6m。电站厂房为5级建筑物，设计洪水标准为30年一遇，校核洪水标准为50年一遇，厂房设计洪水位为332.34m，校核洪水位为332.85m。1.3装机容量选择XX水电站共引用流域面积为275.20km2，上游各级水电站均为无调节径流式电站，来流量不受上游电站的控制，因此，根据XX水电站发电流量与上游电站配套的原则，XX水电站装机容量按6.4MW、7.5MW及8.4MW共3个方案进行比较。1.3.1各方案比较XX水电站各装机容量方案比较见表4.6-1。表4.6-1各装机容量方案比较表项目单位电站装机容量（MW）6.47.58.4保证出力kW958958958多年平均发电量万kW·h263227552865多年平均发电量方案差值万kW·h123110水量利用率%71.174.977.6装机年利用小时h41123673341195 工程静态总投资万元5633.636055.426516.37经济内部收益率%12.3212.9412.07工程静态总投资差值万元281.79460.95单位千瓦投资元/kW8802.558027.117757.58单位电量投资元/kW·h2.142.192.20注：表列数据为装机容量选择阶段成果，各方案比较基础一致。从表4.6-1可见：（1）装机容量从6.4MW增加到7.5MW时，电站年发电量增加123万kW·h，水量利用率增加3.8%；装机容量从7.5MW增加到8.4MW时，电站年发电量增加110万kW·h，水量利用率仅增加2.7%。（2）装机容量6.4MW方案，单位千瓦投资在3个方案中最高，且由于发电量降低，但投资减少的不多，因而经济性相对较差。（3）装机容量8.4MW方案，在经济上投资最高，虽然发电量有所增加，但投资增加幅度过大，经济内部收益率低。（4）装机容量7.5MW方案，在系统中水量利用较为充分，投资和效益也比较均衡，经济性较优。1.1.1装机容量选择综上所述，从电站的资源利用情况，投资情况以及经济效益等方面综合权衡，推荐XX水电站装机选择7.5MW为宜。1.2机组机型及水轮机额定水头1.2.1机型选择XX水电站最大水头50.91m，最小水头44.55m，加权平均水头50.05m，该水头范围可采用卧式机组，本阶段以该机型为代表。1.2.2额定水头XX水电站水头运行范围50.91m～44.55m，加权平均水头50.05m，由于本电站容量为XX县电网的较为重要的电源，因此其额定水头的保证率不宜低于90%，即电站额定水头为49.50m。95 1.1机组台数选择根据动能设计规范，电站机组台数应在2台以上，本阶段根据电站的装机容量和电站厂房的布置条件拟定2台和3台二个机组台数方案进行比较。各方案动能经济指标汇总见表4.8-1。表4.8-1各机组台数方案动能经济指标汇总表项目单位机组台数方案2台（2×4.0MW）3台（3×2.5MW）年电量万kW·h28162830机组设备投资万元1054.99945.62土建投资万元3286.853411.64总投资万元4341.844357.26总投资差值万元15.42投资比较一次投资较小一次投资稍大从表4.8-1可见，机组台数从2台增加到3台，年发电量基本相当，且工程投资仅增加15.42万元。考虑到本电站为径流式，无调节能力，全年大部分为小流量时段，3台机组有利于配合径流使机组在高效区运行，最大限度利用水能资源，且相同型号的机组在运行维护中更方便。故本阶段推荐XX水电站机组台数为3台。1.2运行方式1.2.1水库主要特性XX水电站彭子塘引水坝正常蓄水位为380.5m，厂房正常尾水位为325.64m，毛水头为54.86m，为中等水头，属无调节性能的小型水电站工程，其入库流量直接受天然来流量控制。电站在电网内，按径流式运行。工程以发电为主，建成后主要供电给XX县。当入库流量小于或等于电站最大引用流量17.46m3/s（3×5.82m3/s）时，水库水位不超过正常蓄水位380.5m，电站按天然流量发电；当入库流量大于电站最大引用流量17.46m3/s，利用隧洞进水口闸门控制流量，机组满载运行，多余水量通过95 拱坝溢流段泄掉。1.1.1电站运行方式XX水电站为无调节性能的小型水电站工程，其发电运行方式直接受上游天然来流量控制，当来流量不大于5.82m3/s时，只发1#机；当来流量大于5.82m3/s而小于11.64m3/s时，可同时发2#机和3#机；当来流量大于11.64m3/s达到17.46m3/s以上时，则发3台机同发。在电站的运行当中，对长隧洞来说，最不利的工况是：上游为正常蓄水位时由三台机发电减为单机发电，流速减慢，此时，隧洞水面线为Ⅰa型壅水曲线，隧洞末端水深要高于设计水深，这样1#隧洞内水位上升，当水位上升时，则通过压力前池的自动调节溢流堰溢流及1#隧洞前的闸门进行调节，当达到新的平衡时，水位不再上升，对2#、3#隧洞的运行影响不大。同时1#隧洞前闸门的启闭是采用电气自动化控制，可保证电站的正常运行。参考XX双江口电站（引水式电站，隧洞及引水渠总长13km）、龙湘电站及建军电站等的运行经验可知：电站最不利工况在实际运行中出现的次数相当小，且可通过相应的措施以保证隧洞的正常运行，对电站的发电质量影响很小，因此本电站采用无压隧洞引水是可行的。1.1.2电站运行特性（1）年发电量电站多年平均年发电量2755万kW·h，其中汛期（4～7月）发电量1448万kW·h，枯水期（8月～次年3月）发电量1307万kW·h。（2）出力；XX水电站保证出力958kW（P=85%），出力保证率曲线见图：95 （3）水头；XX水电站最大水头50.91m，最小水头44.55m，加权平均水头50.05m，额定水头49.50m。水头保证率曲线见图：（4）流量：XX水电站彭子塘引水坝多年平均流量8.33m3/s，单机流量5.82m3/s，电站发电设计引水流量17.46m3/s，水量利用率74.9%。电站发电流量保证率曲线见图：1.195 泥沙及回水计算1.1.1水库泥沙淤积因库区流域植被覆盖良好，河流含沙量少，泥沙淤积对回水影响很小，故此次回水计算未考虑泥沙淤积的影响。1.1.2水库回水计算1.1.2.1计算条件（1）河道断面：河道断面资料采用XX省工程勘察院测量成果，共选用16个计算断面。（2）糙率：考虑渠江为一山区小河，且为河底砾石、卵石间由孤石的山区河流，参考以往经验和相关报告，河道糙率采用0.030～0.040，根据断面的实际情况确定区间糙率，本次回水计算在坝前4个断面糙率取0.032，后面的12个断面糙率取0.035。（3）河道流量：水库30年一遇设计洪水流量1009m3/s；水库200年一遇校核洪水流量1435.0m3/s。1.1.2.2计算成果根据给出的断面、糙率、流量等情况，根据坝址处相应频率对应水位往上游推求上游各个断面的水位，其中假定中间无大的支流进入，即从开始断面到终点断面的流量不变，计算采用FORTRAN90编译的恒定非均匀流水面线计算程序。经过计算，坝址上游各断面的回水见表4.10-1，设计工况下回水长度为3.13km。由上面计算结果可知，XX水电站建库后，在设计洪水情况下，水库的干流回水长度为3.13km，在校核洪水情况下，水库的回水长度为2.80km，根据调查，回水影响范围内无重要建筑物，坝址离规划的平游桥电站厂房4.0km，因此，XX水电站兴建后，不会对该段流域的防洪带来不利影响，也不会对平游桥电站的尾水产生顶托。95 表4.10-1彭子塘水库回水成果表断面名称断面编号累积（m）河底高程（m）0.5%（200年一遇）3.33%（30年一遇）10%（10年一遇）50%（2年一遇）天然情况下建库后天然情况下建库后天然情况下建库后天然情况下建库后CS1S40354.82363.70383.11361.60382.14360.30382.00358.13382.00CS2S5126.5355.35364.23383.11362.13382.14360.83382.00358.66382.00CS3S6241.9357.25366.13383.11364.03382.14362.73382.00360.56382.00CS4S7347.9358.29367.17383.11365.07382.14363.77382.00361.60382.00CS5S8457.3358.9367.78383.14365.68382.16364.38382.01362.21382.00CS6S9730.2361.01369.89383.18367.79382.19366.49382.02364.32382.00CS7S10992.2361.76370.64383.19368.54382.19367.24382.03365.07382.00CS8S111194.5362.71371.59383.21369.49382.20368.19382.04366.02382.00CS9S121478.1364.93373.81383.21371.71382.20370.41382.03368.24382.00CS10S131639.8366.57375.45383.26373.35382.20372.05382.05369.88382.00CS11S141952.8370.51379.39383.28377.29382.25375.99382.05373.82382.00CS12S152262.6373.68382.56383.28380.46382.25379.16382.06376.99382.00CS13S162565.1375.59384.47383.31382.37382.47381.07382.08378.90382.00CS14S172796.9376.42385.30385.30383.20384.84381.90383.37379.73382.24CS15S183131.9378.32387.20387.20385.10385.10383.80383.80381.63382.00CS16S193537.2381.14389.41389.41387.92387.92386.62386.62384.45384.4595 1工程选址、总体布置及枢纽建筑物1.1设计依据1.1.1工程等级和建筑物等级XX水电站水库正常蓄水位380.5m，相应库容为194.70万m3，水库校核洪水位385.31m，水库总库容为320.55万m3，电站装机容量为0.75万kW，小于1万kW。根据国家《防洪标准》（GB50201-94）、《水电水电枢纽工程等级级别及设计安全标准》（DL5180-2003）、《水利水电工程等级划分及洪水标准》（SL252-2000）规定，XX水电站为小型工程，水库工程属Ⅴ等工程，电站工程属Ⅴ等工程，小（2）型规模。水库工程的溢流坝、放空闸及引水隧洞等主要建筑物为5级建筑物，电站工程的发电厂房系统、开关站等为5级建筑物，次要建筑物为5级建筑物，临时建筑物为5级建筑物。引水坝设计洪水标准为洪水重现期30年，非常运用洪水标准为洪水重现期200年；水电站厂房设计洪水标准为洪水重现期30年，非常运用洪水标准为洪水重现期50年。消能防冲建筑物设计洪水标准为洪水重现期10年。1.1.2设计基本资料1.1.2.1设计中主要技术规范及参考资料（1）《水利水电工程等级划分及洪水标准》（SL252-2000）；（2）《防洪标准》（GB50201-94）；（3）《引水坝技术设计规范》（SL227-98）；（4）《浆砌石坝设计规范》（SL25—91）；（5）《溢洪道设计规范》（SL253—2000）；（6）《水工隧洞设计规范》（SL279-2002）；（7）《水利水电工程进水口设计规范》（SL285-2003）；（8）《水电站引水渠道及前池设计规范》（SL/T205-97）；（9）《水电站压力钢管设计规范》（SL281-2003）；（10）《水电站厂房设计规范》（SL266-2001）；（11）《水工建筑物水泥灌浆施工技术规范》（SL62-94）；（12）《水工混凝土结构设计规范》（SL/T—191-96）；176 （1）《水闸设计规范》（SD133-84）；（2）《水工建筑物抗震设计规范》（SL203-97）；（3）《水利水电工程施工组织设计规范》（SDJ338-89）；（4）《水库工程管理设计规范》（SL106-96）；（5）《水利水电工程建设征地移民设计规范》（SL290-2003）；（6）《XX省XX县渠江奉家至县界河段流域规划报告》（XX市水利水电勘测设计院，2006年9月）；（7）《XX水电站工程可行性研究设计阶段工程地质勘察报告》（XX市水利水电勘测设计院，2006年9月）；（8）《关于发布XX省征地年产值标准的通知》（XX省人民政府办公厅，湘证办发[2005]47号）。1.1.1.1设计基本数据（1）工程开发目标XX水电站是以发电为主要开发目标的水利水电枢纽工程。（2）水文气象①水文发电引水流域面积275.2km2厂址流域面积为254km2厂址处多年平均流量8.58m3/s厂址处多年平均径流量2.70亿m3②气象表5.1-1历年气象要素统计表多年平均气温℃16.8极端最高气温℃40.1极端最低气温℃-10.7平均风速（m/s）1.7最大风速（m/s）20.0（3）坝址特征水位与特征频率洪水流量176 30年一遇洪水洪峰流量为1009m3/s，相应彭子塘引水坝上游设计洪水位为384.87m，相应下游水位为358.60m，200年一遇洪水洪峰流量为1435m3/s，相应彭子塘引水坝上游校核洪水位为385.31m，相应下游水位359.60m。（1）泥沙资料多年平均输沙量为6.44万t。（2）气象资料①气温：多年平均气温为16.8℃，最高气温为40.1℃，最低气温为-10.7℃。②风速、吹程：最大风速为20.0m/s，水库吹程为0.4km。（3）岩石物理力学指标稳定分析计算中采用的坝基岩石物理力学指标具体参见第三章工程地质。（4）坝体抗滑稳定安全系数引水坝、放空闸及厂房沿建基面的抗滑稳定按抗剪断强度公式计算，规范要求的最小抗滑稳定安全系数见表5.1-2。表5.1-2抗滑稳定安全系数表荷载组合引水坝备注基本组合1.30特殊组合1.10备注抗剪公式引水坝、放空闸及厂房规范要求的最小抗浮稳定安全系数1.10。（5）地震烈度本区域的地震烈度为Ⅵ度，根据DL203-97《水工建筑物抗震设计规范》的规定，枢纽建筑物可不作抗震计算和设防。1.1坝（厂）址选择与开发方案概述XX水电站坝址选择与开发方案在《XX省XX县渠江奉家至县界河段流域规划》（XX市水利水电勘测设计院，2006.09）的基础上，经本院会同业主及有关技术人员多次实地勘查，确定彭子塘坝址位于渠江与镇溪江汇合处下游200m处，拦截176 流域面积为238.0km2，河底高程353.72m～354.9m。河谷对称，地质条件较好，河床宽度20.0m，蓄水至正常高水位380.5m时，河面宽度70m。左岸山顶海拔高程605m，坡角50°；右岸山顶海拔高程619m，坡角53°。该处作为彭子塘引水坝坝址的有利条件如下：一是河道断面呈“U”型，有利于布置拱坝；二是地质条件好特别是坝肩地质较为完整，有利于彭子塘引水坝稳定；三是可拦截渠江干流与镇溪江来水，有利于电站多发电。从彭子塘引水坝经隧洞（长3.48km）引水至蛇坪村，通过压力前池及压力管道至厂房发电，另通过建立蛇坪河1#、2#坝，拦截蛇坪河37.2km2的流域面积的水流，通过2#隧洞（长322m）、3#隧洞（长1.26km）引水至压力前池。电站厂址选择在渠江XX与溆浦的县界处上游100m，该处河底高程324.30m，常年枯水位为325.50m，厂房位于河流右岸，此处为一河滩地，地势相对比较好一点，可以满足厂房及开关站等的布置。1.1坝址及坝型选择1.1.1彭子塘坝址选择根据地形、地质条件以及引水要求，彭子塘引水坝拟建确定彭子塘坝址位于渠江与镇溪江汇合处下游200m处，此处河床高程355.6m，河谷对称，地质条件较好，河床宽度25m，有利于布置拱坝，并有利于隧洞进水口位置的选择。1.1.2蛇坪河1#、2#引水坝坝址及坝型选择蛇坪河1#、2#引水坝为本工程的附属引水坝，均属于低坝，其功能简单，该坝布置充分考虑2#、3#隧洞的引水要求及其洞线方案，拟定坝址分别选在2#、3#隧洞进口下游处，选定的坝址处基岩祼露，地形地质条件较好，建坝条件良好。考虑到两坝址处地理位置较偏僻，交通不便，因而运行管理极不方便，且考虑当地石料丰富，因此，两引水坝均选择浆石重力坝型式，采用全坝段坝顶自由溢流。176 1.1隧洞方案选择1.1.11#隧洞洞线选择考虑到本工程结合彭子塘引水坝的布置，通过优化选择，1#隧洞进口位置拟定两个方案进行比选：方案一：从渠江与镇溪江汇合口往镇溪江上游约100m处的右岸山坡进口，起始洞线方向为东偏北47°53′，在桩号2+500处洞线方向转为东偏北69°44′，在桩号2+652处洞线方向转为北偏西31°2′，洞线总长3480m，隧洞进口底板高程为377.180m，出口底板高程为374.867m，坡降i＝1/1500。方案二：从彭子塘引水坝前右岸山坡进口，起始洞线方向为东偏北46°8′，在桩号2+670处洞线方向转为东偏北68°56′，在桩号2+820处洞线方向转为北偏西31°2′，洞线总长3650m，隧洞进口底板高程为377.180m，出口底板高程为374.747m，坡降i＝1/1500。经比较，方案二的洞线长约170m，因而投资上比方案一多70万左右，且方案二需穿过拱坝坝肩所在山体，在施工过程中可能对坝肩产生不利影响，因此，本阶段推荐方案为方案一。1.1.22#、3#隧洞洞线选择2#隧洞的作用是把蛇坪河右支流上的水引到左支流上，因此，2#隧洞的选择原则是在满足引水要求的前提下尽量减短隧洞长度，降低蛇坪河1#坝的高度。在此基础上，我院设计人员会同业主技术人员通过多次实地考查，2#隧洞进口选在蛇坪河左、右支流汇合口右支上游500m处，洞线方向为西偏南40°47′，洞线总长仅320m。3#隧洞进口选在蛇坪河左、右支流汇合口左支上游400m处，起始洞线方向为西偏南6°8′，在桩号1+243处洞线方向转为西偏北6°8′，洞线全长1260m。1.1.3隧洞结构形式的选择结合地质条件，初步选择以下2个方案进行比较：方案一：因洞线范围内地下水位较高，所以，除围岩条件较差的地段进行C20钢筋砼结构衬砌外，其余围岩条件较好的地段只做底板C15砼衬砌，侧墙和拱顶不衬砌。176 方案二：围岩条件较差的地段进行C20钢筋砼结构衬砌，其余围岩条件较好的地段对底板和直墙进行C15砼衬砌。经计算，在隧洞坡降为1/1500，直墙高均为3.4m的情况下，不衬砌段由于糙率系数较大，净宽为3.9m，而衬砌段为3.0m，投资方面，方案一比方案二高出约85万元。经比较，不衬砌段因需要较大的过流面积，其隧洞开挖量增加，但C15砼的用量减少，因而投资增加不大，但方案一的施工进度较方案二有显著提高，有利于缩短施工工期。而隧洞的施工进度是电站工程总进度的控制条件之一，缩短隧洞的施工工期，可让电站早日发电获益。因此，本阶段推荐方案一，即围岩条件较好的地段不衬砌。1.1.1无压隧洞与低压隧洞的比选两者的洞线方案一致，无压隧洞的结构尺寸同上，有压隧洞的断面形式为圆形，经计算，直径取3.0m，采用300mm厚钢筋砼衬砌。在两方案正常蓄水位、装机等参数相同的情况下，两方案的电能指标比较见表5.4-3，投资比较见表5.4-4。表5.4-3电能指标比较表序号项目单位数量备注方案一（无压隧洞）方案二（有压隧洞）1最高引水位380.5380.5正常引水位380.5/死水位377.18370.0最低引水位2最大水头m50.9155.25最小水头m44.5544.363引用流量m3/s17.4618.644装机容量MW7.57.55单机容量MW2.52.56装机台数台337保证出力（85%）kW95810938年发电量kWh275528009水量利用系数%74.976.310保证出力倍比系数/7.836.9411年利用小时h3673373312可调节库容万m365.713213调节性能//日表5.4-4两方案投资比较表单位：万元176 序号项目投资备注方案一（无压隧洞）方案二（有压隧洞）一进水塔/33.11二1#隧洞1161.291503.95三压力前池181.57/四调压井/107.29五压力钢管159.48123.50六厂房工程372.41297.77七机电设备及安装945.621024.991发电设备及安装736.67863.382升压站设备及安装133.79125.713金属结构工程75.1665.90主要为闸门合计2820.373100.61注：两方案中考虑彭子塘引水坝与蛇坪河引水工程基本不变，本表中不计列其投资。通过以上分析比较，结论如下：（1）工程投资方面，方案一总投资少280.24万元，前期投资低，利于工程启动；（2）多年平均发电量方面，因方案二的水头损失比方案一高出约2.7m，因而其年发电量仅增加了45万kW·h；（3）方案二考虑了利用蛇坪河流域的水量，但由于采用了有压隧洞，实际施工时，蛇坪河流域的水量引入比较困难，因此，考虑到本工程的施工条件，方案一较容易实施，施工进度较快；（4）在电站不能满发的情况下，无压隧洞中的水面线为一Ⅰa型壅水曲线，有可能使无压隧洞处在有压环境下在运行的过程中出现不利因素，而有压隧洞在运行中不存在此种工况，运行更有保证。但从已建成的长隧洞引水式电站（如双江口电站，引水道长13km）的运行实例来看，此工况在实际运行当中出现的次数相当少，且可采取相应措施避免，管理经验较为丰富，因而影响不大。因此，综合以上分析比较结果，本阶段推荐采用方案一，即无压隧洞引水方案。1.1厂址方案选择本阶段对厂址拟定了两个方案进行比较，方案一是把厂房位置定在1.2枢纽工程总体布置XX水电站枢纽工程主要建筑物有彭子塘引水坝、1#引水隧洞、蛇坪河1#176 引水坝、2#引水隧洞、蛇坪河2#引水坝、2#引水隧洞、压力前池、压力管道、发电厂房和升压站等组成。枢纽总平面布置的原则是在满足枢纽泄洪安全的前提下，力求平面布置紧凑、工程量投资最省、施工及管理运行方便。彭子塘坝址位于渠江与镇溪江汇合处下游200m处，拦截流域面积为238.0km2，河底高程353.72m～354.90m。河谷对称，地质条件较好，河床宽度20.0m，蓄水至正常高水位380.5m时，河面宽度70m。左岸山顶海拔高程605m，坡角50°；右岸山顶海拔高程619m，坡角53°。1#隧洞从渠江与镇溪江汇合口镇溪江上游100m处右岸山坡进口，起始洞线方向为东偏北47°53′，在桩号2+500处洞线方向转为东偏北69°44′，在桩号2+652处洞线方向转为北偏西31°2′，洞线总长3480m，设计引水流量为15.10m3/s，隧洞进口底板高程为377.180m，出口底板高程为374.867m，坡降i＝1/1500，直墙高均为3.4m，拱顶圆心角均为120°。隧洞衬砌段净宽为3.0m，净高4.266m，拱顶半径为1.732m，不衬砌段净宽为3.9m，净高4.526m，拱顶半径为2.252m。蛇坪河1#引水坝坝顶轴线长14.0m，堰顶高程为385.0m，堰上无闸门控制，全坝段溢流（详见设计图）。2#隧洞从蛇坪河1#引水坝前进口，引水至蛇坪河左支流，全段为直线，洞线方向为西偏南40°47′，洞线总长320m，设计引水流量为1.20m3/s，隧洞进口底板高程为383.910m，出口底板高程为383.280m，坡降i＝1/500，直墙高均为1.367m，拱顶圆心角均为120°。隧洞衬砌段与不衬砌段净宽均为1.50m，净高均为1.80m，拱顶半径均为0.866m。蛇坪河2#引水坝坝顶轴线长19.0m，堰顶高程为380.5m，堰上无闸门控制，全坝段溢流（详见设计图）。3#隧洞从蛇坪河2#引水坝前进口，引水至压力前池前的明渠段内，起始洞线方向为西偏南6°8′，在桩号1+243处洞线方向转为西偏北6°8′，洞线全长1260m，设计引水流量为2.36m3/s，进口高程为379.230m，在桩号1+245处设置1：5.3纵坡，出口高程为374.855m，坡降i＝1/800，直墙高均为1.367m，拱顶圆心角均为120°。隧洞衬砌段净宽为1.5m，净高1.8m，拱顶半径为0.866m，不衬砌段净宽为1.9m，净高1.915m，拱顶半径为1.097m。压力前池分前室、进水室、侧堰、前池放空孔四部分，总长55m。176 压力管道采用钢管，管线布置沿山坡而下，岔管型式参考同类工程的成功经验，采用“卜型”结构，共二处。1#、2#支管分岔后在靠近厂房处用立面转弯型式水平进入厂房，3#支管分岔后在靠近厂房处用空间转弯形式水平进入厂房。根据厂房布置要求，钢管上部须回填，用于布置副厂房，经综合考虑，在1#镇墩与2#镇墩之间钢管裸露于地面，设镇墩固定、支墩支承。在副厂房以下管段均回填，回填采用在管顶以上2m范围用C20砼回填。在三条支管转弯处用镇墩进行固定。共设镇墩6处。支墩每隔10m布置一个，共2处。电站厂房紧靠山坡布置在河床右岸，为地面式。主厂房平面尺寸为长×宽=44.1m×13.4m，基面高程325.5m。副厂房尺寸为长×宽=44.1×7.2m，基面高程为333.35m。升压站布置在厂房下游右岸山坡上，紧邻厂房，升压站平面尺寸为长×宽=14.24m×9.24m，基面高程345.00m。1.1主要建筑物设计1.1.1引水坝设计1.1.1.1体型设计本电站工程挡水建筑物在本阶段设计中选定彭子塘引水坝为C15细石砼砌块石拱坝，蛇坪河1#、2#引水坝为M7.5浆砌石重力坝，本节为彭子塘引水坝设计。根据拱坝体型初步计算方案：拱坝体型采用单曲拱坝，坝顶高程383.5m，最大坝高33.5m，属中坝（30m～70m），坝顶最大中心角为106°，坝顶弧长127.65m，拱冠梁顶厚3.00m，底厚10.02m，厚高比0.299，属中厚拱坝，拱坝上游面垂直，下游面从377.00m高程至坝底高程350.0m为坡比等于1：0.26的斜直线。本工程拱坝采用定圆心、定半径等厚度圆弧单曲拱坝，圆心北京坐标值为（x＝3083166.770，y＝491388.527）。各控制高程拱圈参数见表5.6-1。176 表5.6-1拱圈参数表高程（m）坝体厚度(m)外半径(m)内半径（m）左半中心角（°）右半中心角（°）383.53.069.066.055.051.0377.03.069.066.050.545.0373.04.0469.064.9644.542.0369.05.0869.063.9239.038.5365.06.1269.062.8834.534.7360.07.4269.061.5830.030.0355.08.7269.060.2824.024.0350.010.0269.058.9816.516.51.1.1.1拱坝位移及应力成果计算工况：工况一：正常蓄水位＋温降＋坝体自重＋泥沙压力（基本组合）工况二：校核洪水位＋温升＋坝体自重＋泥沙压力（特殊组合）工程处于地震基本烈度小于Ⅵ度地区，其地震动峰值加速度小于0.05g，因此计算工况中不考虑地震荷载。本电站拱坝属于5级拱坝，因此只采用拱梁分载法计算拱坝应力，本次设计通过ACMEP程序计算得到拱坝控制应力与最大变位以及两种组合下的正应力分别见表5.6-2、表5.6-3、表5.6-4。表5.6-2拱坝控制应力与位移表荷载组合径向变位（mm）上游面主应力(MPa)下游面主应力(MPa)δmaxδ顶σmaxσminσmaxσmin基本荷载组合（温降）-21.17-21.172.29-1.472.66-1.38特殊荷载组合（温升）-17.62-17.623.24-1.442.96-0.79注：变位向下游为负，主拉应力为负，主压应力为正。176 表5.6-3基本荷载组合正应力拱圈号高程(m)拱向正应力（MPa）梁向正应力(MPa)拱冠拱端拱　冠上游面下游面上游面下游面上游面　下游面右岸左岸右岸左岸1383.5000000002377.02.291.63-0.61-0.53-0.77-0.100.070.233373.01.901.12-0.44-0.360.890.570.090.304369.01.460.64-0.66-0.681.211.170.030.455365.01.03-0.26-0.42-0.450.920.94-0.120.706360.00.730.15-0.33-0.330.840.83-0.391.107355.00.360.08-0.18-0.180.290.29-0.831.688350.0-0.14-0.440.260.26-1.14-1.14-1.472.50表5.6-4特殊荷载组合正应力拱圈号高程(m)拱向正应力（MPa）梁向正应力(MPa)拱冠拱端拱　冠上游面下游面上游面下游面上游面　下游面右岸左岸右岸左岸1383.5000000002377.03.242.961.001.342.352.070.030.273373.02.792.600.720.982.132.16-0.060.454369.02.222.200.240.332.432.59-0.090.585365.01.651.83-0.06-0.041.932.00-0.150.736360.01.021.08-0.18-0.181.381.36-0.230.937355.00.320.34-0.27-0.280.550.55-0.631.498350.0-0.31-0.090.040.04-0.59-0.59-1.412.47坝体材料采用C15小石砼砌600号石料（毛石占30%、块石占70%），根据《砌石坝设计规范》附录A.0.7可知，浆砌石坝体容许主压应力及主拉应力如下：（1）基本荷截组合：控制计算拉应力：拱坝周边1.2MPa，其它部位1.1Mpa，容许压应力：6.1MPa。（2）特殊荷载组合：控制计算拉应力：拱坝周边1.5MPa，其它部位1.4Mpa，容许压应力：7.0MPa。176 对比拱坝控制应力与位移表可知，拉应力均可满足拱坝设计规范要求，且压应力较小，安全裕度大，应力分布较为均匀，拱坝的变位、应力满足规定的安全要求，拱坝体形设计是安全、经济、合理的。1.1.1.1坝肩稳定分析（1）计算方法及安全系数表5.6-5坝址基岩物理力学性质指标值表拱圈号12345678高程m383.5377373369365360355350E右GPa44455666E左GPa44455666根据《浆砌石坝设计规范》SL25-2006中规定，浆砌石拱坝坝肩的抗滑稳定分析，以刚体极限平衡法为主，并应按空间问题处理，确定其整体抗滑稳定安全系数。但由于本工程情况简单且无复杂的滑裂面，因而用刚体极限平衡法进行稳定分析时，可采用平面分层累积计算。我们根据“拱坝”坝肩的具体地质条件，采用稳定分析的抗剪公式K2＝∑（Nf）/∑T计算。XX水电站为Ⅳ等工程，彭子塘拱坝为5级建筑物，参照规范SL25-2006中6.3节的规定，当采用抗剪公式计算时，抗滑稳定安全系数基本组合为1.3，特殊组合为1.1。（2）荷载及荷载组合1.荷载①“拱坝”坝肩的推、剪力系，按多拱梁弹塑性分析法程序ACMEP的计算成果，见表5.6－3及表5.6－4。②“拱坝”岩体自重，按各滑移隔离体（地形线）计算。岩石容重为24KN/m3。③滑裂面的渗透压力，假定上游坝端处为αH，下游临空面处为0，呈三角形分布。总渗压按锥形体计算，即Wφ＝0.333αHS，其中S为该计算面面积，α为帷幕、排水折减系数，根据规范SL25-2006，考虑为0.5，H为相应高程水头。2.荷载组合①基本组合：正常蓄水位＋泥沙压力＋浪压力＋扬压力+自重＋温降②特殊组合：校核洪水位＋泥沙压力＋浪压力＋扬压力＋自重＋温升176 表5.6-6左坝肩推、剪力系工况力系（KN/m）高程(m)拱端推力Ha拱端剪力Va梁径向剪力Vb梁切向剪力Qb基本组合383.50000377.0-823.64.9300373-221.5204.0-242.2-205.7369300.7589.7-698.9-449365876.61253-1273-677.936015911857-1992-849.6355958.82653-2717-1207350-22982693-3542-1958特殊组合383.50000377.03365264.1-233.203734555355.1-542.6-275.23695507761.2-972.2-901.536550351649-1513-140436041762478-2202-219635517023375-3044-2374350-12622858-3975-2337176 表5.6-7右坝肩推、剪力系工况力系KN/m高程(m)拱端推力Ha拱端剪力Va梁径向剪力Vb梁切向剪力Qb基本组合383.50000377.0-692.8-4.2200373-145.6-217.9-246.2180.4369346.2-628.3-684.8422.6365874.4-1216-1263661.73601612-1946-2022853.7355978.6-2705-26221195350-2271-2653-35481954特殊组合383.50000377.03421-315.5-233.203734515-385.5-551.6274.13695467-818.1-964.1948.13655048-1599-150314363604232-2596-225622073551728-3439-29232411350-1214-2809-39842349（3）拱坝坝肩稳定的控制裂面《地质报告》列示的坝肩岩体中的构造大多由左、右岸平硐勘探查明。由于原平硐系针对高坝方案布置的，因此，左岸平硐PD1、PD5和PD6分别位于427.0m、404.0m和400.0m高程，右岸平硐PD4位于427.0m高程，它们均高于溢流堰顶高程（377.00m）；唯有左岸PD2和右岸PD3分别位于378.0m和375.0m高程，与堰顶高程377.00相差不大。这些平硐探明的左、右坝肩的构造之中：F2，F4和F10系属顺河断层，但远离坝肩且均倾向各自所在的山里；F1，F3，F5，F6断层沿拱坝径向发育；F7，F8为横河向断层，F11，F12，F13为右岸拱坝切向或近切向断层。这些断层均不属控制溢流堰顶377.00m以下拱坝坝肩稳定的侧裂面。侧裂面和底裂面的抗剪参数f（摩擦系数）参照已建同类工程取f=0.5。为了定量分析该拱坝左、右坝肩拱座的稳定性，我们仍以水平面为底裂面（实为垂直岩层层面的节理面组成的水平向锯齿形裂面），以与377.00m高程拱圈径向夹角分别为0°、15°、30°走向的竖直向裂面为侧裂面。根据水工建筑物设计从书《拱坝》(潘家铮主编、黎展眉编著)第12章用刚体极限平衡法分析拱坝坝肩稳定性的基本原理和计算公式，用拱坝坝肩稳定分析程序STAA计算彭子塘176 拱坝坝肩稳定的安全系数，左、右坝肩稳定安全系数分别列于表5.6－8和表5.6－9。表5.6-8左坝肩抗滑稳定安全系数高程(m)基本组合特殊组合0°15°30°0°15°30°383.5稳定稳定稳定稳定稳定稳定377.0稳定稳定稳定稳定稳定稳定37335.6353.0285.9018.349.349.1036914.6819.8032.7416.947.367.233659.3611.8819.7614.326.646.903607.278.9414.6710.095.525.973556.047.2011.645.993.664.23350稳定稳定稳定稳定稳定稳定表5.6-9右坝肩抗滑稳定安全系数高程(m)基本组合特殊组合0°15°30°0°15°30°383.5稳定稳定稳定稳定稳定稳定377.0稳定稳定稳定稳定稳定稳定37339.4356.3597.7018.539.219.5636916.6721.4833.3916.647.447.1636510.7012.7918.3014.166.776.333608.159.2712.4910.135.585.253556.587.309.466.504.254.02350稳定稳定稳定稳定稳定稳定根据表5.6-8和表5.6-9可以看出，左、右坝肩抗滑稳定安全系数最小值在基本组织情况下为6.04，特殊组合情况下为4.02，都满足规范规定的抗滑稳定安全系数的要求。施工开挖时，如果发现377.00m高程以下存在顺河向不利地质构造可能成为控制坝肩稳定的侧裂面时，则应及时确定裂面物理力学参数，以便进一步对拱坝坝肩拱座稳定进行复核。1.1.1.1基础处理（1）坝基开挖本拱坝最大坝高达33.5m，属中坝，根据《砌石坝设计规范》，坝高小于50m时，建基面宜建在弱风化中部至上部基岩上，根据地质成果可知，坝址处由于构造作用强烈，河床段强风化层底界埋深3～5m，左岸强风化层底界埋深10～20m，右176 岸强风化层底埋深5～15m，按规范要求，河床部位清基深度约5m，两岸清基深度5～15m，并对弱风化未清除部分岩体进行固结灌浆处理。（2）固结灌浆坝基开挖只达弱风化中部至上部基岩上，仍然有很大部分弱风化岩未清除，考虑到对这部分岩体进行固结灌浆处理，以加强基岩的整体性与抗渗性，提高基岩强度，灌浆处理范围向坝基上下各延伸3～5m，本次设计向坝基上下游各延伸3.0m，固结灌浆孔孔深在帷幕附近10～15m，孔距3×3m，呈梅花形布置。（3）帷幕灌浆①防渗帷幕深度拱坝坝高33.5m，且坝址区域属于非岩溶地区，根据《混凝土拱坝设计规范》，确定其防渗帷幕深度控制标准为：坝基内某一深度岩体单位吸水率q=5Lu时，即作为相对隔水层。根据《XX水电站地质专题报告》可知，坝基存在15～20m厚的基岩破碎漏水带，本设计初定帷幕深度一般达到相对隔水层（q≤5Lu）以下5m，拱坝帷幕深度为5～35m。②帷幕灌浆范围基于坝肩存在F3、F12、F13断层，这些断层成为了主要渗漏通道，因此防渗帷幕应向山体延伸10～20m以堵塞渗漏通道，经过分析比较，确定向左坝肩延伸45m，向右坝肩延伸6.5m，灌浆布置初定为单排帷幕灌浆，在平面上按直线布置，孔距2.0m，共布置灌浆孔90个（检查孔9个）孔布置见《拱坝帷幕灌浆设计平面布置图》。坝基防渗采用水泥灌浆帷幕，帷幕底线达5Lu线以下5m，孔距2m，采用单排孔。（4）坝基排水为了尽量减少扬压力，在防渗面板后2.0m处设排水孔一排，孔距3m，平均孔深约20m（为帷幕灌浆深的0.4～0.6倍）。（5）断层处理F2断层破碎带影响带较宽，破碎带未胶结，断层与拱坝推力方向近于垂直，易产生压缩变形，对拱坝左坝肩不利，但断层越往下（深部）距离坝基越远。按断层产状推算，到达河床坝基高程，坝体距断层已达到240m左右，在坝顶高程处坝体与破碎带两者相距140m176 左右。因此，断层对坝肩稳定的影响已很小。因此本阶段不考虑对该断层进行处理。F3断层破碎带宽4～5m，破碎带胶结差。断层走向与拱坝推力方向近于垂直，易产生压缩变形和抗滑稳定问题，对拱坝坝基和左坝肩稳定不利，因此，对该断层在坝基处沿断层带深挖，并适当扩大，沿建基面的断层带向下深挖8～10m，并向破碎带两边扩挖各2m宽，深部进行固结灌浆，孔深15m，孔距2m，处理范围向坝体上下游各加宽10～12m。于右坝肩的F10距离坝体较远，对坝肩稳定性的影响非常小，因此对该断层部进行处理。但发育的F12与F13距离坝体较近，断层破碎带宽分别为0.4m和2m，影响宽度1～3m。断层物质为碎裂岩夹泥，未胶结。两断层相距较近，且拱坝推力方向与断层走向一定角度相交，右坝肩岩体受断层、节理裂隙及其他结构面组合切割后较破碎，对坝肩坝基抗滑稳定不利，因此对该断层破碎带进行开挖深3m，用混凝土塞进行处理，深部采用加密加深固结灌浆处理。1.1.1.1细部结构（1）坝顶防浪墙因为坝顶高程为383.5m，而在洪水位时，经计算风浪高度加安全超高，要求防浪墙高程达到384.7m，因此在坝顶上游侧设1.2m的实体钢筋混凝土防浪墙，其底部与大坝砼防渗面板连成整体。（2）上游砼防渗面板本坝体材料为C15小石子砼砌石，坝体渗漏难以避免，为了防止渗漏水对坝体的不利影响，在坝体上游面设C15砼防渗面板，其厚度为1/30左右的作用水头，具在本拱坝坝底厚度取1.0m，顶部取0.3m，并在其上游面布设φ12@250的温度筋，以防止防渗面板产生温度裂缝，并沿坝轴线每隔15m设一温度横缝，缝中设塑料止水与紫铜片止水各一道，缝宽20mm，缝内沥青油膏填充，混凝土面板的分缝与坝体横缝协调一致，坝身横缝每隔15m设置一条。（3）放空孔为满足放空要求，在坝前淤砂高程以上、沿拱坝对称中心线设一放空管，内径1.0m，管采用8mm厚钢板衬砌，孔进口设检修门槽，沿坝下游面366.00m高程设坝后桥一道。176 1.1.1.1泄洪建筑物一、结构布置本工程坝址处河谷狭窄，电站采用引水式，故泄洪建筑物采用坝顶溢流方案，坝顶溢流段采用弧形闸门控制，以节省工程投资。根据坝址地形、地质条件及拱坝结构特点，泄洪孔采用5孔，设中墩、边墩共6个，闸墩宽1.5m，溢流前缘过水净宽40m，溢流段长49m，堰顶高程377.00m，采用WES堰型，鼻坎挑流消能，挑流鼻坎高程373.021m，反弧半径2.0m，挑射角15°。二、泄流能力计算按开敞式曲线型实用堰进行泄流计算，计算公式如下：式中：Q-下泄流量（m3/s）n－孔口数量，取n＝5；b－孔口净宽（m），取b＝8m；m－流量系数，取m＝0.50；ε-侧收缩系数，取ε=0.98；σm-淹没系数，取σm=1；H-堰上总水头（m）。本工程为拱坝泄流，考虑到水流向心集中的影响，最终下泄流量在上述计算结果基础上乘以0.94的折减系数，使泄流更加符合实际要求。表5.6-10彭子塘水库库容曲线及泄流曲线表库水位Z(m)377377.5378378.5379379.5380380.5库容V（万m3）131.00139.50148.00156.50165.00173.50182194.7下泄流量q(m3/s)0.0029.9884.79155.77239.82335.16440.58555.19库水位Z(m)382382.5383383.5384384.5385385.5库容V（万m3）232.80245.50258.20270.9283.6296.3309327.6下泄流量q(m3/s)947.981093.671246.151405.121570.321741.541918.572101.22三、消能计算大坝下游采用高鼻坎挑流消能，其消能计算包括水舌抛距计算和最大冲坑水垫厚度计算两部分。（1）基本资料176 本工程采用坝身式泄洪，泄洪能力按30年一遇设计，200年一遇校核，消能防冲按10年一遇设计。消能方式采用挑流消能，挑流鼻坎高程373.021m，反弧半径2.00m，挑射角度15°，河床底高程355.00m，基岩抗冲系数K=1.5。（2）计算公式挑流水舌外缘挑距计算公式：式中：L-自挑流鼻坎末端算起至下游河床床面的挑流水舌外缘挑距，m；－挑流水舌水面出射角，近似可取用鼻坎挑角，（°）；h1-挑流鼻坎末端法向水深，m；h2-鼻坎坎顶至下游河床高程差，m；v1-鼻坎坎顶水面流速，m/s，按鼻坎处平均流速v的1.1倍计。上述公式中，h1及v1均由能量守恒方程式求得，计算公式从略，见有关规范。冲刷坑深度计算公式：式中：t－冲刷坑深度，m；Q－单宽流量，m3/s.m；Z-上下游水位差，m；ht-下游水深，m；k-抗冲系数，取k＝1.5。冲刷坑后坡计算公式：i=t/L式中：i－冲刷坑后坡t－冲刷坑深度，m；L-挑距，m；（3）计算成果176 表5.6-11挑流消能计算成果表工况上游水位相应下游水位下泄流量（m3/s）总挑距（m）冲刷坑深度（m）冲刷坑后坡iP=3.33%设计洪水382.14358.6989.0925.08.220.329P=0.5%校核洪水383.11359.61313.425.98.140.314P=5%洪水382358.2840.525.38.310.329根据地质资料可知，允许冲坑的最大后坡为Ik＝0.2～0.4，从表中可以看出挑流消能对坝基不会造成大的淘空，由于本阶段受模型试验资料所限，为安全起见，在拱坝下游80m处二道坝形成水垫以确保拱坝坝脚的安全。1.1.1.1二道坝为了减少拱坝下游冲刷坑深度，以确保拱坝坝脚安全，在拱坝下游80m处设置二道坝。二道坝为浆砌石重力坝，坝顶高程360.00m，坝顶宽度2.5m，坝轴线长41.2m，最大坝高10m，其中溢流坝段前缘长28m，堰顶高程358.0m，堰型为矮梯形堰。1.1.2引水隧洞设计1.1.2.1隧洞平面布置引水隧洞及引水渠道路线一般首先考虑尽可能布置成最短的直线。洞线宜选在沿线地质构造简单，岩体完整稳定，岩石坚硬，岩层厚度大，水文地质条件有利及施工方便的地区。根据相关的地形、地质资料，在1：10000的地形图上结合现场实测及踏勘结果拟定洞线，详见设计图。1.1.2.2隧洞纵剖面布置隧洞的中心线高程决定于进、出口水位，隧洞的用途，工作条件和地形地质条件，还与隧洞的路线和其横断面尺寸密切相关。拟定无压隧洞纵剖面的一般原则：洞内流态明朗，确保明流，避免满流，为保持隧洞水流的无压状态，考虑在恒定流时水面以上的空间不宜小于总断面的15%，同时其净空高度不应小于40cm；而长隧洞或高速水流在掺气水面线以上的空间，一般为横断面面积的15%～25%。隧洞的进、出口高程由隧洞进出口水位条件决定，且要求高于库区泥砂淤积高程，高于进口前缘水库冲淤平均高程。隧洞的坡度考虑水头损失、176 流速及施工条件等，拟定底坡i=1/1500。隧洞设计引水水位为380.50m，设计水深为3.255～3.087m。1.1.1.1隧洞水力计算本次设计根据隧洞进出口水位条件，决定隧洞为无压的工作状态并进行水力参数选择、局部水头和沿程水头损失计算，经济纵坡选定作为水力计算的前提，浇筑衬砌混凝土采用钢模；对糙率系数的取值，参照国内外工程经验，考虑施工水平，钢筋砼及素砼衬砌段取n=0.017，围岩条件较好的地段采用光面爆破，且对洞壁进行整修，使粗糙度<20cm，且考虑到底板的C15砼衬砌，综合糙率系数取n=0.025。无压隧洞进口段过流能力可采用宽顶堰流公式进行计算：(1)式中：b¾¾矩形隧洞过水断面的宽度；hk¾¾临界水深；Wk¾¾相应于hk时的过水断面面积；ss¾¾淹没系数；m¾¾流量系数；H0¾¾以隧洞进口断面底板高程起算的上游点水头。无压隧洞洞身段过流能力可按明渠均匀流基本公式计算：(2)式中：Q¾¾隧洞过流量（m3/s），计算时以设计流量确定断面底宽和设计水深，再用加大流量对洞身进行过水能力校核；C¾¾谢才系数：，其中；A¾¾过水断面面积（m2）；n¾¾洞身糙率系数，取n=0.017或0.025；R¾¾水力半径（m）：R=A/x；x为湿周（m）；i¾¾隧洞纵坡坡降，取1/1500；经计算，1#引水隧洞水力计算成果见表5.6-4。176 表5.6-4XX水电站隧洞水力计算成果表单位：m名称桩号（km+m）长度L底宽B流量Q（m3/s）坡降i糙率n设计水深h底板高程直墙高H设计水位380.500拦污栅0+00005.0015.100.00000.0173.255377.1803.40380.435隧洞进口0+010105.0015.100.00000.0173.231377.1803.40380.4110+050403.0015.100.00070.0173.231377.1533.40380.3840+060103.9015.100.00070.0173.206377.1473.40380.353不衬砌2+39023303.9015.100.00070.0253.206375.5933.40378.7992+400103.0015.100.00070.0173.181375.5873.40378.7682+5001003.0015.100.00070.0173.181375.5203.40378.7012+511.4411.443.0015.100.00070.0173.172375.5123.40378.6842+663.14151.73.0015.100.00070.0173.172375.4113.40378.5832+69026.863.0015.100.00070.0173.149375.3933.40378.5432+780903.0015.100.00070.0173.149375.3333.40378.4832+790103.9015.100.00070.0173.125375.3273.40378.451不衬砌3+4206303.9015.100.00070.0253.125374.9073.40378.0313+430103.0015.100.00070.0173.100374.9003.40378.000隧洞出口3+480503.0015.100.00070.0173.100374.8673.40377.967明渠弯段3+495.515.53.3017.460.00070.0173.087374.8563.40377.943明渠出口3+5004.53.3017.460.00070.0173.087374.8533.40377.940前池进口3+50003.3017.460.00070.0173.087374.8533.40377.940176 1.1.1.1横断面形状和尺寸根据电站总体布置的要求，本发电引水隧洞设计采用无压隧洞，为充分利用水头，尽量减少水头损失，节省投资，避免高流速带来的掺气、振动、空蚀、腐蚀和冲击波等问题，控制引水隧洞为低流速隧洞。而隧洞的横断面应考虑隧洞在各种可能运行条件下，都能保证规定的过水能力，并通过技术经济比较决定。无压隧洞，常采用方圆形（城门洞形）断面。对于引水隧洞，不仅要进行各方案隧洞线路和有关建筑物如进水口、出、口压力前池等的造价比较，并且还要计算各方案因水头损失每年损耗的电能价值。洞身断面尺寸由式进行计算。1.1.1.2隧洞工程结构设计隧洞断面结构计算，根据不同地质条件，荷载大小以及施工条件，经多种计算情况比较后，采用如下衬砌形式：C20钢筋混凝土结构衬砌300mm厚、C15砼衬砌100mm厚、喷射砼衬砌等几种衬砌型式，具体视隧洞地质情况，在隧洞开挖后决定。根据隧洞地质条件，本次暂设计300mm厚C20钢筋混凝土段隧洞长度为870m，占隧洞总长的25%，其余长度为2610m的隧洞段侧墙和顶拱不衬砌，底板采用100mm厚C15砼衬砌。在开挖过程中，当遇到松散、破碎的不良地层时，应先进行轻轨支撑、插钎、喷锚支护或小导管注浆等临时支护方法，再进行结构衬砌。隧洞中全断面衬砌的地段，洞顶设排水孔，以便减少隧洞外水压力，同时根据需要在洞底埋设排水管。1.1.2压力前池1.1.2.1压力前池布置压力前池分前室、进水室、侧堰、冲砂放空孔四部分，总长55m。（1）前室前室分为渐变段和直线段。渐变段总长35m，其中水平、竖直同时扩散段长15m，与渠道末端连接，起始端底板高程为374.853m，水平扩散角5.43°，底坡1：5.0；后20m为竖直扩散段，宽6.3m，底坡1：5.0，直至前室水平段底高程368.000m。两侧边坡为垂直边坡。前室水平段宽6.3m，长15m，底板厚1.0m，侧墙采用C25176 钢筋砼，厚度1.4m，前池顶部设500×500mm的C25钢筋砼拉杆，间距2.5m。前室有效容积约2200m3。为利于压力前池、压力钢管及厂房的检修，前池入口设置平面钢闸门控制，用QPQ-2×8t型固式定卷扬式启闭机启闭。前池放空检修时应同时关闭此闸门与1#隧洞进口闸门。（2）进水室进水室长5.0m，底板高程369.800m，水平设置，工作闸门2.8×2.8m，门后设钢筋砼胸墙和通气孔，沿进水室边墙外侧设置用于钢管充水的Φ300mm旁通阀1个。（3）泄水侧堰泄水侧堰布置在前池左侧堰中部，宽20m，采用折线形实用堰，堰顶高程为378.200m，宽1.4m，后接坡比为1：0.7的泄水陡槽，陡槽采用200mm厚C20钢筋砼衬砌。（4）前池放空管前池放空孔位于前池水平段末端，尺寸为1.0×1.0m，闸底高程为367.500m，放空孔采用平面铸铁闸门控制，用LQ-8型螺杆启闭机启闭。前池放空检修时应同时关闭1#隧洞进口闸门与前池进口闸门。1.1.1.1水力计算（1）前池正常水位以设计流量下水电站正常运行时的水位作为前池的正常水位，前池正常水位可近似地认为等于隧洞出口处正常水位，即正常水位为377.940m。（2）最高水位本电站为非自动调节渠道。前池和引水渠道内的最高水位，应按照设计流量下正常运行时，水电站突然甩全部负荷时的最高涌波水位确定。侧堰作为控制泄流建筑物，对涌波起到控制作用，即对引水道系统来说，控制工况是：电站甩满负荷待水流稳定后（涌波已消失），全部流量从侧堰侧堰溢出时，将恒定流时的堰上水头乘以1.1～1.2的系数，把这时的水位定为最高波涌水位。即：Z最高=堰顶高程▽+1.1H堰拟定溢流堰净长20.0m，计算堰顶水深0.739m，故最高水位为378.939m。176 （3）最低水位根据《水电站引水渠道及前池设计规范》第7.0.6条，前池最低水位可根据水电站运行要求确定。一般前池最低水位为电站突然增加负荷前前池的起始水位Z0减去突然增荷时的最低涌波△hmax。对于非自动调节渠道，起始水位Z0可取溢流堰顶高程▽3，最低涌波△hmax按一台机组运行突增到两台机组即发电流量由5.82m3/s突然增加到11.64m3/s时的前池水位降落。引水渠道中产生落波时，波的传播速度c0和波高△h0可按一下两式联立求解：用计算机程序求出则起始断面波高△h0=0.649m，△hmax=K△h0=2△h0=1.298m，Z最低=Z正常-△hmax，一台机组运行时的正常水位为377.106m，则最低水位为375.808m。（4）前池墙顶高程前池墙顶高程，按前室最高水位加上风浪爬高和安全超高确定。本工程前池连接隧洞，其风浪爬高可以忽略不计；前池最高水位为378.939m，考虑到本工程引水流量较大，溢流侧堰仅20m宽，前池墙顶高程取379.500m。1.1.1.1结构设计（1）进水室采用C20钢筋混凝土结构，按一个进水室总宽4.5m作整体稳定校核，滑动面取基础上下游最低点的连线，摩擦系数0.45。荷载组合考虑二种情况，不考虑地震力的特殊情况：基本情况：前池最高水位时的水压力，浪压力，自重，上部结构重，扬压力等。检修情况：正常水位时的水压力，自重，水重，上部结构重，扬压力等。计算成果见表5.6-5。（2）前室边墙前室侧墙为C25钢筋砼重力式挡土墙176 。前池基础置于中厚层状板岩地基上，岩体较坚硬完整，抗风化能力较弱，岩层陡，倾角60°至75°，故本次设计只对边墙抗滑稳定进行了以下两种工况复核计算：基本工况1：电站正常运行，池内水位为正常水位作用；特殊情况工况2：电站从满发突然甩全负荷，池内水位为最高水位作用，计算时选取水深最大的断面。承受荷载与进水室相同。计算成果见表5.6-5。表5.6-5前池进水室及边墙稳定计算成果表序号名称符号单位基本情况特殊情况检修情况备注一进水室1抗滑安全系数K1.641.303.132地基应力σmaxkPa275.21299.81209.60σminkPa138.54118.7395.44二边墙1抗滑安全系数K1.521.222.632地基应力σmaxkPa214.66230.0196.73σminkPa158.58137.12159.38（3）前室护坡护底前室水下边坡为垂直边坡，设计按稳定边坡条件进行护坡，设计采用C25钢筋混凝土衬砌厚2.3m，护底厚度为2.8m。1.1.1压力钢管XX水电站设计水头49.5m，内水压力不大，压力管道采用钢管，用Q235C钢板焊接，由于管道较长，为管理方便和经济起见，采用联合供水方式，主管至主厂房分岔后进入各机组。1.1.1.1压力钢管的布置根据总体布置要求，压力钢管位置地形较陡，为减少开挖量，岔管后管道不宜水平布置，须根据实际地形条件分别拟定坡度进行布置。岔管型式参考同类工程的成功经验，采用“卜型”结构，共二处。三条支管分岔后在靠近厂房处用立面转弯型式或空间转弯形式水平进入厂房。根据厂房布置要求，钢管下段须回填，用于布置副厂房，综合考虑后，在1#镇墩与2#镇墩之间钢管裸露于地面，设镇墩固定、支墩支承。在副厂房以下管段均回填至333.35m高程，主要采用石碴回填。在三条支管转弯处均用镇墩进行固定。176 根据布置图，共计镇墩6处，支墩每隔10m布置一个，共2处。1.1.1.1压力钢管的主要尺寸和构造（1）压力钢管的直径，按照天津大学编《小型水电站》上册计算水管经济直径：式中：Q——17.46m3/s，取V=3.5m/s根据本电站的发电引水流量及设计水头，初步拟定以下3个管径方案（1#主管管径、2#主管管径、支管管径）进行比较，见表5.6-6。方案一：2.6m、2.1m、1.4m方案二：2.5m、2.0m、1.4m方案三：2.4m、1.9m、1.4m表5.6-6压力钢管管径比较表单位：m方案比较方案1推荐方案比较方案2所选管径2.6、2.1、1.42.5、2.0、1.42.4、1.8、1.4总水头损失1#机2#机3#机1#机2#机3#机1#机2#机3#机1#机发电3.0783.0833.0902#机发电2.0472.0582.0713#机发电0.9110.9210.9341#、2#机发电1.5942.1431.6162.1721.6432.2091#、3#机发电1.5941.0071.6161.0361.6431.0722#、3#机发电1.2531.0941.2921.1331.3431.1843台机发电1.3771.4211.2621.4261.4931.3341.4871.5851.426钢材用量(t)73.8570.2266.58由上表可以看出，三种管径下的水头损失基本相当，而钢材用量也相差不大，考虑到钢管过水条件，尽可能的使水流顺畅，本阶段推荐方案为：1#主管管径为2.5m、2#主管管径为2.0m、支管管径为1.4m。（2）压力钢管管壁厚度确定：初步选择毛水头的25%作为水锤最大压力升高值（用ΔH表示）即：ΔH=30%H毛=25%×（377.94-325.64）＝13.075m假设水锤压力沿程近似直线分布，以此计算各镇墩处的水锤压力。本电站静水头为52.3m，根据压力钢管的布置，1#主管管壁厚度在强度计算时的设计水头取值，考虑到水击影响，设计水头按静水头加上水锤最大压力升高值考虑，176 即：52.3+13.075=65.375m由内水压力初估管壁厚度，膜应力区允许应力[б]降低20%，即：[б]=0.8×0.55σs=0.8×0.55×210000=92400kPa钢管采用单面焊接，接缝坚固系数取为Φ=0.95按公式δ计算，主钢管第一段的壁厚为10mm。按规范要求，考虑2mm锈蚀厚度后，1#主钢管壁厚为12mm。经计算，2#主管、各支管的壁厚为10mm（均已考虑锈蚀厚度）。（3）压力钢管满足稳定要求的最小厚度为：不小于（mm），也不小于6mm。分别取计算厚度为12mm、10mm验算均能满足最小厚度要求。（4）压力钢管稳定校核，按照《小型水电站》，保证钢管不丧失稳定的条件是，经计算厚度12mm与10mm时均不满足稳定要求，需设加劲环，以增强钢管抗外压稳定。加劲环设计时综合考虑管道运输、安装等方面的要求，间距采用2.0m，加劲环为δ=12mm，宽度为100mm钢板，经单面焊接与钢管结合。经计算，钢管设置加劲环后，能满足钢管抗外压要求。（5）钢管的构造①钢管的连接方式采用单面焊接；②伸缩节采用套筒式，设置在镇墩之间管段的上端，共1处；③弯管，在压力钢管的上下端和变坡处设置弯管；④渐变段，管径不一的钢管连接时，采用渐变段，渐变段圆锥管的锥顶角应满足规范要求；⑤阀门、通气孔：阀门设在管道末端，选用SD941X-10蝶阀。各支管蝶阀前设置进人孔，孔径为D=0.8m。1#主管通气孔设在前池压力墙内钢管顶部，采用Φ300镀锌钢管。1.1.1.1镇墩和支墩压力钢管敷设地平均坡降为1：1.33176 的斜坡上，为了将钢管固定和支承住，设置镇墩和支墩。镇墩设立在坡度改变、主管分叉等地方，在主管段共设3处，每根支管段设1处，共6处。在1#主管上每隔10m设支墩，共2处。镇墩、支墩采用C20砼的重力式结构，压力管道的弯管段埋入镇墩之内。（1）镇墩尺寸拟定，根据各镇墩处所承受的荷载和作用力，同时满足镇墩结构要求进行拟定，各镇墩尺寸详见图集。（2）镇墩计算。镇墩计算以温度升高水管充水为控制条件，作用在镇墩上的力只考虑水管自重，水管转弯处的内水压力，温度升高水管传给镇墩的摩擦力，因其他作用在镇墩上的力均较小，可忽略不计。计算依据天津大学编《小型水电站》上册，作抗滑稳定计算和地基承载能力校核，经计算，所拟定的各镇墩尺寸均满足要求。（3）支墩设置：在二个镇墩之间每隔10m设支墩，支墩形式为固定式。1.1.1电站厂房及升压站1.1.1.1厂房及升压站布置本电站厂房安装三台HLA551C-WJ-81水轮发电机组，根据厂家提供机组尺寸，计算主厂房平面尺寸为长×宽=44.1×13.4m，地面高程325.500m。副厂房平面尺寸为长×宽=44.1×7.2m，地面高程333.350m。水轮机安装高程，根据厂家提供数据和下游最低尾水位值，经计算为326.50m。厂房防洪结合厂房结构和整体稳定等的需要，在厂房临水侧设置钢筋混凝土防洪墙，墙顶高程为333.350m。电站装机3×2500kW，选择两台主变，主变型号分别为：S9-6300/35和S9-3150/35，布置在厂房上游侧的升压站内，升压站紧靠厂房，地面高程345.000m。根据电气设计，升压站面积为长×宽=14.24×9.24m，其内布置主要设备有：变压器、构架、六氟化硫开关等。升压站四周设排水沟，排水沟的净宽为0.5m，深在起点位置为0.2m，然后按2%坡度逐渐加深排水沟，升压站地面中部高程为393.00m，亦向四方设2%的地面排水坡，地面采用卵石护面。在主变基础地面上设事故排油池，排油池的断面尺寸为3.0×4.0×0.25m。电站对外公路抵达厂房、升压站，站内布置的主要设备——变压器可由车辆运至升压站。176 1.1.1.1厂房稳定分析（1）稳定计算原则①主厂房为5级建筑物，按30年一遇洪水设计，50年一遇洪水校核。整体稳定安全系数K值按规范要求，应满足表5.6-7的规定。表5.6-7抗滑安全系数K、K′及抗浮稳定安全系数Kf安全系数荷载组合基本组合特殊组合无地震K1.11.05K′3.02.5Kf1.1基础面最大正应力不大于地基允许承载力0.6MPa，最小正应力在正常情况下不出现拉应力，在非常情况下可允许出现局部拉应力，其值不大于0.05MPa。②稳定分析按一个机组段作为整体进行计算。厂房基础轮廓不规则，按建筑物基础的水平投影为计算面，基础底面高程325.50m，长44.1m，宽13.4m。③厂房地基为弱风化碳质板岩，地基承载力为0.6MPa。④地基扬压力，上游水位值取基础建基面裸露高程，下游侧取相应的各种情况的尾水值。（2）基本资料校核洪水位(P＝2%)332.85m设计洪水位(P＝3.33%)332.34m机组检修水位325.25m施工期尾水位(P＝20%)327.00m岩石容重24.6kN/m3钢筋混凝土重度25kN/m3混凝土与基岩：抗剪摩擦系数f=0.45抗剪断摩擦系数f′=0.58176 抗剪断凝聚力C′=0.3MPa（3）荷载及荷载组合①荷载永久荷载：结构自重、永久机电设备重、回填土石重、泥沙压力、土压力、其它；可变荷载：水重、静水压力、扬压力（含浮托力和渗压力）、浪压力、冰压力等。偶然荷载：地震力。②荷载组合荷载组合见表5.6-8。表5.6-8荷载组合表荷载组合计算工况结构自重永久设备重水重回填土石重静水压力扬压力浪压力泥沙压力土压力冰压力地震力附注基本组合正常运行√√√√√√√特殊组合非常运行√√√√√√√机组未安装√√√√√√机组检修√√√√√√（4）稳定计算公式及成果抗浮稳定计算；抗滑稳定计算(抗剪)；抗滑稳定计算(抗剪断)Ｋ′＝f′∑G＋Ｃ′Ａ/∑P；基础正应力计算σ＝。式中：∑G1——垂直向下作用力；∑G2——垂直向上作用力；176 ∑G——全部荷载对滑动面的垂直力；∑P——全部荷载对滑动面的水平力；∑Mx——作用基础面上全部荷载对截面形心X轴的力距总和；A——基础面的计算截面积；Y——计算截面计算点至形心X轴的距离；Jx——计算截面对形心x轴的惯性距。经计算各工况下厂房抗滑抗浮稳定满足规范要求。厂房稳定及应力计算成果见表5.6-9。表5.6-9厂房稳定及应力计算成果表荷载组合KfKＫ′σ1MPaσ2MPa基本组合正常运行1.591.238.820.320.13特殊组合非常运行1.511.309.910.390.07机组未安装1.691.173.030.220.14机组检修1.741.173.170.430.071.1.1工程观测设施1.1.1.1观测系统及其组成根据XX水电站的特点，以及坝址区地质地形条件，并结合现代安全监测技术的发展趋势，以保证观测精度，便于自动化管理为原则，分别建立以自动化观测为主，人工施测为辅的引水安全监测系统和厂房安全监测系统。引水安全监测系统包括：彭子塘引水坝上游水位、发电尾水位、前池水位及水流流态、发电流量、漂浮物、淤积等。1.1.1.2观测设计原则XX水电站工程为Ⅴ等工程，主要建筑物有：彭子塘引水坝和横南溪引水坝、1#、2#、3#隧洞、压力前池和压力管道以及水电站厂房和升压站176 等。根据枢纽的地质条件和建筑物的结构特点，为了监测枢纽建筑物的安全运行，及时了解各建筑物的运行状况，确保引水坝安全可靠运行，建立以安全监测为主的自动化安全监测系统，为本工程在施工期、运行初期和正常运行期的安全运行提供连续评估所需要的资料。观测对象以彭子塘引水坝、压力前池、电站厂房运行情况为主。观测设计遵循以下原则：（1）根据本工程的规模等级、地质条件、筑坝材料和施工特点等实际情况，以国家规范GB5026-93《工程测量规范》、SD335-89《水电站厂房设计规范》及国家引水坝监测与管理的有关文件为依据；（2）以自动监测为主，自动监测与人工监测相结合；（3）在满足规范要求的精度前提下，力求观测方便、直观，各观测值能相互对比、校核；（4）在较全面反映建筑物实际工况的基础上，监测项目力求少而精，有针对性；（5）在观测断面选择及测点布置上，注意地质构造和受力条件复杂的结构，兼顾仪器分布的均匀性；（6）仪器精度可靠，长期稳定性好，便于进行自动化观测，并易于安装和维护，在同类工程上有成功运用的先例；（7）能兼顾施工期的观测，可以从施工开始就积累各建筑物的观测数据，掌握其工作状态变化过程。总之，观测设计以集中布置、重点突出、节约投资、便于实现自动化观测为原则，采用适当的观测方法，选择精度可靠、稳定耐久的仪器设备，确保观测资料的全面性、准确性和可靠性，为保证工程安全提供有效的手段和方法。1.1.1.1观测项目XX水电站工程的监测项目主要是彭子塘引水坝上游水位、发电尾水位、前池水位及水流流态、发电流量、漂浮物、淤积及气温观测。1.1.1.2水位观测引水坝上游水位及发电尾水位观测是引水坝运行管理和自动化监测数据采集的重要参数，因此布置了三套水位观测设备：一套布置在彭子塘引水坝坝体上游侧表面，用来观测水库水位；一套布置在前池，用来观测前池水位；一套布置在一套布置在发电厂房下游侧，用来观测发电厂房下游尾水位。水位观测仪器设备见表5.6-9。176 1.1.1.1气温观测在厂房左侧附近设一个专用气温观测站，仪器采用自记式温度计成套设备。气温观测仪器设备见表5.6-10。表5.6－10电站自动监测系统仪器和设备统计表序号设备名称规格或型号单位数量备注一数据采集单元(DAU)1DAU工作箱(含UPS、防雷器、接线端子、加热器等)套32NDA1104智能数据采集模块台13NDA1303智能数据采集模块台34NDA1514智能数据采集模块台15NDA3100防雷RS-232/RS-485转换器个1二其它专用通讯电缆DGCS4m3500专用电源电缆DGCS4m3000微机、打印机及机房设备套1UPS(1kVA)台1数据处理软件套11.1.1.2巡视检查本工程的巡视检查是用眼看、耳听、手摸等方法对工程及设备分部位地进行巡查和巡视。由于简单易行，既全面又及时，一些事故苗头或工程隐患常常通过经常性检查被发现，得到及时处理，故必须引起足够重视，经常认真地进行检查。经常检查和定期检查应包括以下内容：（1）管理范围内有无违章建筑和危害工程安全的活动，环境应保持整洁美观。（2）砼建筑物有无裂缝、腐蚀、磨损、剥蚀、露筋及钢筋锈蚀等情况，伸缩缝止水有无损坏，漏水及填充物流失等情况。（3）照明、通讯、安全防护设施及信号标志是否完好。176 1水力机械、金结1.1水力机械1.1.1电站概况XX水电站是渠江在XX县奉家至县界河段内能利用开发的水利资源，分二级开发的第二个梯级水电站，根据业主要求及电网的具体情况，装机容量在充分利用该处水资源的情况下，按径流引水式电站考虑装机。1.1.2水轮发电机组的选择1.1.2.1基本资料（1）电站开发方式：径流引水式方案。（2）电站调节性能：XX水电站系天然径流式电站，无调节性能。（3）电站前池正常水位：377.950m下游最低尾水位：325.25m（4）电站工作水头：最大净水头：50.91m最小净水头：44.55m加权平均净水头：50.05m额定(设计)水头：49.50m（5）电站引用流量：根据水能动能计算按电站的保证出力情况及最大限度开发利用水利资源确定电站的引水流量为17.46m3/s.（6）电站装机容量：P=9.81×H×Q×η综=7503.7(kW)确定电站装机容量为7500kW。式中：H=49.5m；Q=17.46m3/sη综=η水×η发=0.92×0.96=0.8831.1.2.2水轮机的选择176 根据电站的天然来水情况，为保证在各种运行方式下与自然来水量的相匹配节，以达到最佳经济效益，确定电站装机三台,单机容量2500ＫＷ。水轮机型式与转轮型号的选择：由于XX水电站开发方式系引水径流式，电站水头变化范围极小，宜选用适应该水头的高效转轮。根据《中小型轴流混流式水轮机转轮系列型谱》（JB/T6310-92）规定的小型水电站水轮机的比转速范围和适用水头范围，转轮的汽蚀系数以及电站建设的经济性考虑，确定XX水电站选用混流式卧式机组。在该水头段的水轮机高效转轮较多，如：A551Ｃ、A551、A743、D06、230,初步确定A551C、A551型谱，两者使用较多、稳定性好、效率高；（1）设计流量：Qp=Ng/(9.81×Hp×ηT×ηg)=2500/(9.81×49.5×0.92×0.96)=5.83m3/s式中：水轮机效率初定为η=92%,发电机效率初定为η=96%,（2）转轮直径：D1==0.838(m)式中：Q1’—水轮机单位流量，取为1.18m3/s；Hr—额定水头，49.5m；η水—原型水轮机效率，取0.92；η发—发电机效率，取0.96；Pf—发电机额定功率，2500kW。根据厂家转轮模型资料的过流、效率情况，取D1=0.81m（3）单位流量：Q1，=＝1.26m3/s（4）效率修正水机效率修正：Δη1=2/3（1-ηMmax）（1-）=0.0067导叶数不同修正：Δη2=-0.006工艺影响效率修正：Δη3=-0.005Δη=Δη1+Δη2+Δη3=-0.0043176 （5）机组转速：模型最优单位转速n1’=82r/min712r/min查发电机转速：取n=750r/min则n1，=n×D1/=86.35r/min此时水轮机效率：若采用A551Ｃ则ηT=ηm+Δη=93.35%-0.0043=92.92%或采用A551则ηT=ηm+Δη=92.0%-0.0043=91.57%对两机型进行对比计算：参数　　　　　型号HLA551Ｃ-WJ-81HLA511-WJ-82单位转速n1，（r/min）86.3587.41单位流量Q1，（m3/s）1.261.238真机效率ηT（%）92.9291.57使用流量Qr（m3/s）5.825.87水机出力N（kW）26262610电机出力N（kW）25212510.7式中：电机效率取ηg=96%通过上述比较，确定采用HLA551Ｃ转轮。（6）运行工况：　　根据电站的水动指标，运行工况为：　　　　　　　　　　　　水头范围：49.44～50.91～49.74m对应的流量范围：1.65～17.460～17.460m3/s对应的单位转速范围：86.4～85.14r/min　　　　　　　　　对应的单位流量范围：1.16～1.30m3/s　　　　　　　　　对应的转轮高效区过流量范围：5.35～6.09m3/s　　　　由转轮模型曲线知所选水机设计工况位于高效区，所选机型合理。（7）吸出高度：Hs≦10-▽/900-kσHp=10-325.25/900-1.05×0.151×49.5176 =＋1.79m式中：电站最低尾水高程设定为▽=325.25m（8）水轮机安装高程的确定▽安=Z最低尾水＋Ｈs－Ｄ1/2水轮机的安装高程根据水轮机在各种工况下允许的吸出高度值和相应的尾水位确定。XX电站最低尾水高程为325.25m，根据电站水头特性参数向相关水轮机厂家进行设备选型与报价，水轮机基本参数：型号：HLA551C-WJ-81设计水头：49.5m额定功率：2636.8kW额定流量：5.82m3/s额定转速：750r/min飞逸转速：1258.7r/min吸出高程：Hs=+1.66m效率：93.3%根据厂家提供水轮机允许吸出高度+1.66m，机组中心距地面+1.0m，因此，水轮机安装高程（指机组主轴中心高程）为：▽安=Z最低尾水＋Ｈs－Ｄ1/2＝326.535m取机组安装高程（指机组主轴中心高程）为326.5m,主厂房地面高程为325.5m。1.1.1.1发电机选择（1）发电机的型式：由于水轮机布置方式系卧式结构，故发电机必须配套采用卧轴结构。（2）发电机额定功率：发电机的额定功率与水轮机的出力相适应。PF=PT×ηF=2626×0.96=2521（kW）取PF=2500kW。式中：PF—发电机的额定功率；PT—水轮机的输出功率；ηF—发电机的效率，取0.96。176 （3）发电机额定电压：根据机组的容量和发电机的经济指标，取为6.3kV。（4）发电机同步转速：由水轮机选型计算确定机组转速为750r/min，根据国家标准，发电机磁极数为8极。（5）发电机功率因数发电机功率因数取0.8。（6）发电机的通风方式：为保证主厂房的温度适应电气设备运行的要求，发电机采用管道排风方式。在风道出口采用排风扇增加排风量，且由发电机定子温度自动控制排风扇的启动与停止。（7）发电机基本参数为：发电机：SFW2500-8/1730额定功率：2500kW额定转速：750r/min额定电压：6300V额定电流：286.4A功率因素：0.8频率：50Hz效率：96%绝缘等级：F/F励磁电压：67.6V励磁电流：316.4A冷却方式：管道通风（8）自动化元件配置：根据水电站计算机综合自动化控制系统的要求，每台机组自动化元件配置如下：双支式直线位移传感器1个剪断销及剪断销信号器1套前轴承油位信号器1个176 后轴承油位信号器1个前轴承示流信号器1个后轴承示流信号器1个电动阀3个压力变送器4个温度巡检仪1台电磁空气阀1个（机组气压制动）双支式Cu50测温电阻10支（轴承及定子测温）主要设备清单见表6－11.1.1.1水轮发电机组调节保证计算（1）基本资料①水头：H设计=49.50mHmax=50.91mHmin=44.55m②流量：Q=3×5.82=17.46（m3/s）③压力管道：总管—岔管：Φ=2.5mL=43.794m岔管—岔管1：Φ=2.0mL=17.500m岔管3－进水阀：Φ=1.4mL=21.148m进水阀—蜗壳Φ=1.25mL=4m（忽略尾水管长）④水轮机：HLA551C-WJ-81Q=5.82m3/sH设计=49.5mn额定=750r/min⑤发电机：SFW2500-8/1730P=2500kWG•D2=5.5T•m2n额定=750r/minn飞逸=1258.7r/min⑥调速器：BWT-1000微机可编程调速器转速死区≤0.05%甩>25%额定负荷，导叶接力器不动时间≤0.2s⑦制造厂家要求：压力上升相对值ξm≤40%转速上升相对值βm≤50%（2）计算①设计工况下，压力管道水的流速：176 总管：V1=Q1/（πr2）=5.82/(3.14×1.252)=3.56(m/s)岔管1：V2=Q2/（πr2）=11.64/(3.14×1.02)=3.71(m/s)岔管1：V3=Q3/（πr2）=5.82/(3.14×0.72)=3.78(m/s)蜗壳进水管：V4=Q3/（πr2）=3.01/(3.14×0.6252)=4.74(m/s)ΣLV=L1V1+L2V2+L3V3+L4V4=43.794×3.56+17.4600×3.71+21.148×3.78+4×4.74=319.731V0=ΣLV/ΣL=319.731/80.317=3.699(m/s)分别计算TS’=4、5、6、7、8秒时压力和转速上升相对值。TSH为最大水头下TS换算值。Tsh=0.92Ts压力水管特性系数：ρ=αV0/(2gH)(取α=1000m/s)Ts’45678Hr=49.5mσ0.1530.1230.1020.0880.077ρ3.817Hmax=50.91mσ0.1620.1300.1080.0930.081ρ3.712TSH3.684.65.526.447.36计算H=49.5m和H=50.91m时甩去全部负荷情况下的压力和转速上升相对值。ξmax=1.4ξmHr=49.5mσ0.1530.1230.1020.0880.077ξm0.1650.1300.1080.0920.080ξmax0.2320.1830.1510.1280.112Hmax=50.91mσ0.1620.1300.1080.0930.081ξm0.1760.1380.1140.0970.084ξmax0.2460.1940.1600.1360.118176 蜗壳末端压力升高：ξ蜗=ξmax（忽略蜗壳和尾水管长度）Hmaxξmax0.2460.1940.1600.1360.11850.91mξ蜗壳0.2460.1940.1600.1360.118△H壳19.18315.10112.44910.5899.212蜗壳末端压力升高相对值的最大值为：ξ蜗=0.160<40%符合要求。取调速器直线关闭，导叶全关时间取为6秒，ξ蜗max=0.160<40%，符合要求。②机组转速升高值计算：式中：NT=2636.8kW调节滞后时间：TC=TA+0.5TabpTA=0.2bp=5%机组惯性时间系数：Ta=n02GD2/365NT=3.21(n0=750GD2=5.5)TC=0.2+0.5×4.45×5%=0.280f=1+σσ为压力水管特性参数。TN=6.3×10-4×ns×Tsns==1000×/H1.25176 机组转速上升相对值计算结果Hr=49.5mTs45678σ0.1530.1230.1020.0880.077TN0.7390.9241.1091.2941.478f1.1531.1231.1021.0881.077ns293.321β0.2000.2240.2470.2700.292Hmax=50.91mTs45678σ0.1620.1300.1080.0930.081TN0.6570.8210.9851.1491.313f1.1621.1301.1081.0931.081ns283.202β0.1880.2090.2300.2510.271TSH3.684.65.526.447.36取调速器直线关闭，导叶全程关闭时间取为6秒，机组转速上升相对值为βm=0.247<50%，符合要求。结论：经过调节保证计算，确定调速器采用直线关闭，导叶全关时间为6秒，蜗壳压力上升相对值和机组转速上升值均符合要求。1.1.1主要附属设备的选择1.1.1.1调速器的选择1)、调速器的型式选择调速器的主要工作任务是开、停机及根据来水量情况调整机组的出力。为了最大程度地节约投资，同时，又要提高设备的安全可靠性，因此，应当采用新技术和新工艺。本方案推荐使用BWT-1000调速器,接力器容量为10000N.M，操作功为600kgfm，最大工作油压为25kg/cm2。由油压装置、接力器、微机控制器（微机调节器）、电液随动系统(含主配压阀)、调速臂等组成。176 微机控制器的主要功能是实现机组的频率、功率的测量和控制；电液随动系统是本调速器的执行机构，接受微机控制器的控制信号，驱动水轮机的控制机构；油压装置是为液压随动系统提供能源。本微机调节器采用日本欧姆龙（OMRON）公司或东芝公司的可编程控制器（简称PLC）作为控制核心，并用同一公司的可编程显示终端（简称PT）作为操作和显示平台，PLC是专门为适应恶劣工业环境而设计的计算机控制系统，它与普通计算机控制系统相比具有更高的可靠性和抗干扰能力。PT是集图像显示和触摸键于一体的操作终端，它可以替代以往调速器上所有的表计、指示灯、按键等元件。由于采用了PLC和PT，可编程微机调速器与普通的微机调速器和模拟电液调速器相比较具有可靠性高、操作简便、直观、功能更完善、人机界面更友好的特点。在电液随动系统中采用了步进电机作为电液转换器件，从而从根本上解决了一般电液伺服阀抗油污能力差的问题，并能实现真正意义上的无扰动切换。2)、调速器工作容量的选择调速器接力器容量计算：A=25×Q=25×5.82×=934.34（Kg·m），取A=1000Kg·m式中A—接力器的容量（Kg·m）；Hmax—最大水头（m）；Q—最大水头下额定出力时水轮机的流量（m3/s）；D1—水轮机转轮直径（m）。1.1.1.1进水阀门的选择1)、进水阀的类型根据XX电站水轮机供水方式，每台水轮机前均应装设进水阀，根据电站水头及流量等因素，确定进水阀门选用电手动两用蝶阀。本次设计推荐采用SD941X-10DN1400手电二用双偏心伸缩蝶阀，该蝶阀采用轴向偏心和径向偏心结构，使密封面形成了一个完整的整体。在密封面的各个部位，密封比压相同，密封更加可靠。克服了传统中线型蝶阀由于密封面被阀轴分割为两段后，而只能靠弹性阀座压紧阀板轴肩来施行密封的缺点。另外，在阀板开启的过程中，在旋转的同时，有一个向后移动的动作，这样阀板密封圈在开启一个很小的角度（1°-2°）时，即可完全脱离阀座。最大限度的降低密封副的磨损，磨损力矩小，开启灵活。176 2)、进水阀直径的选择蝶阀直径的计算：Df=D0/=1.2/=1.39（m）取Df=1.4（m）式中D0—蜗壳进口断面直径，D0=1.2m；α—与水头相关的系数。α=1-0.0687×=1-0.0687×=0.745Hmax—电站最大净水头（m）；Df—蝶阀直径（m）。1.1.1.1主厂房起重设备由于机组安装和检修的需要，主机设备：水机总重15t，发电机总重21.6t，最大件吊重为13t，确定主厂房装设一台16t/3.2t单小车桥式起重机，跨度Lk=12.5m。1.1.1.2机修设备本站拟简化机修装备，机修设备按简易配置，由电站自行考虑。摇臂钻床Z32K32mm1台台式钻床Z515A15mm1台砂轮机SL-3501台电焊机AC380V50kVA1台手拉葫芦5T2个手拉葫芦10T2个千斤顶5T2个千斤顶20T2个1.1.2水力机械辅助设备XX水电站水力机械辅助设备系统包括技术供水系统（含主厂房生活、消防供水系统）、机组检修排水系统、绝缘油和透平油系统、压缩空气系统及水力监测系统。1.1.2.1技术供水系统由于XX176 水电站主变压器、发电机及主厂房内空压机冷却方式均为空气冷却，电站技术供水对象主要为3台水轮发电机组的冷却及生活消防用水，每台机组用水设备有发电机轴承油冷却器和水冷轴瓦等。（1）水源及取水方式机组用水采用蜗壳取水方式，每台机组设1个取水口，并且在每个取水口设有拦污栅，以防污物堵塞。（2）机组采用自流供水方式，并设联络干管，机组间通过手动阀门互为备用。自水轮机蜗壳取水后，经滤水器、减压阀后，由电磁阀控制引至发电机推力轴承和发电机导轴承等部位自动向机组供水，各供水管道上设有手动阀门和压力表，在每个设备的排水管上设有示流信号器，用以监测机组供水情况，一旦供水中断，立即发出报警信号。（3）设备用水量根据水轮发电机厂家提供的数据，确定1台机组的油冷却器用水量为18m3/h，水冷瓦的用水量为1.2m3/h。当机组轴承温度低于40℃时，由计算机监控系统自动切除轴承油冷却器冷却水源，高于40℃时则自动投入。（4）生活及消防供水系统主厂房设有消火栓，水源取自电站进水阀前的压力钢管，取水口分别设在1#机和2#机的压力钢管上，为保证水源的可靠性，在电站进水侧山坡高程375m处修建一个容量为60m3的备用消防水池。。主厂房设有1条DN100贯穿全厂的生活消防供水干管，引向每台消火栓。技术供水系统详见“初设－机电23”图。1.1.1.1排水系统电站的排水系统分为机组冷却水排水、检修排水和厂房渗漏排水系统。（1）机组冷却水排水系统当电站尾水位在325.9m以下时，机组冷却水通过电站计算机自动控制系统控制采用自流排水方式排向尾水，当尾水位高于325.9m时，将机组冷却水排至集水井，同时通过排水管道上的止回阀自动关闭自流排水通道。（2）机组检修排水系统176 本电站检修排水量很小，不单独设置检修排水泵，机组检修时，压力钢管、蜗壳、尾水管内积水、蝶阀漏水等均通过集水管道排至集水井，再由排水泵排至尾水。（3）厂内渗漏排水渗漏排水主要排除厂内进水阀坑、水轮机机坑、发电机机坑、排风风道、电缆沟道等的积水，均由排水管道排至渗漏集水井，然后由渗漏排水泵排至尾水。（4）渗漏集水井有效容积建筑物的渗漏水量由水工专业提出估算值，本电站渗漏水量为12m3/h，按30min计算，为6m3；再考虑三台机组冷却水排水量，按30min计算，为29m3，集水井的有效容积取35m3。（5）渗漏排水泵的选择排水泵生产率：Q=VJX/T+qzh=35/0.5+6=76(m3/h)式中：Q—水泵的生产率（m3/h）VJX—集水井的有效容积（m3）T—水泵的工作时间（h）qzh—建筑物渗漏来水量（m3/h）选择渗漏排水泵2台，其中1台工作，1台备用，工作泵的排水时间为30min。渗漏排水泵扬程为集水井最低水面高程和下游最高水位之差再加上管道损失，经计算确定为13m。根据水泵生产率公式计算排水泵生产率为60m3/h，选择2台100LC-20A型立式长轴泵（Q=68.3m3/h，H=13.8m，N=5.5kW）潜水泵，布置在集水井321.0m高程处，长轴泵的启停由液位信号器根据集水井的水位变化来自动控制，1台工作，1台备用。排水系统详见设计图。1.1.1.1油系统设备油系统的任务是接受新油、储油净油、向设备换油和添油、收集污油和废油、污油净化、运行油的取样，建立透平油和绝缘油系统。油系统的管路：设备的输油管、油处理管、调速器操作油管均采用无缝钢管或铜管。管径：机组各部轴承的供排油管由主机制造厂家定出，主供、排油管、油处理管路分别为Φ100、Φ50和Φ20无缝钢管。176 （1）透平油系统①透平油系统的组成透平油系统包括3台机组的调速系统用油和润滑系统用油。调速系统的用油包括调速器油压装置、水轮机导水机构接力器用油。每台机组用油量约为0.3m3。润滑系统用油主要是供机组前、后轴承座润滑用油。每台机组用油量为0.3m3。调速系统用油和润滑系统用油均选用30#透平油。②透平油系统用油量VHV=V1+V2+V3（m3）式中：V1—运行用油量，即设备充油量（m3）V2—事故备用油量，为最大机组用油量的110%，10%是考虑储油设备蒸发漏损等附加的裕量。V3—补充备用油量，由于运行油的雾化蒸发、漏损取样等损失需要补充油，一般取机组45天的添油量，按下式计算：V3=V1·a·45/365(m3)式中：a—为一年中需补油量的百分数。对于XX水电站机组：调速系统的用油量每台机组约为0.3m3，润滑系统用油量每台机组为0.3m3，V1=（0.3调速器+0.3轴承）×3台+0.1管道存油=1.9(m3)。V2=（0.3调速器+0.3轴承）×110%=0.66(m3)。V3=V1·a·=1.9·7%·=0.02(m3)。电站透平油总用油量：VHV=V1+V2+V3=2.58(m3)。③用油设备的选择a油罐透平油净油罐的容积按一台机组用油量的110%确定，作为储存透平油用。其容积为：V2=0.6×110%=0.66(m3)，取0.7m3，由于透平油用量较小,故设2个0.7m3的移动油车,一个作净油罐用,另一个作运行油罐用.b滤油机176 滤油机生产率：式中：V1—最大机组的用油量，为0.6(m3)。t—净化时间，净化机组用油为4-6h。=3.57L/min选择LY-30型压力滤油机（Q=30L/minN=1.1kW）1台。由于油库和油处理室同在主机室高程位置，且用油量较少，所有透平油用油设备的加油，可以采用移动油车自流方式加油，而机组排油是让污油首先自流入较低位置的油箱，再进行回收。（2）绝缘油系统①绝缘油系统的组成电站绝缘油系统主要为电站的主变压器、厂用变压器和励磁变压器提供绝缘油，绝缘油库布置在厂房外，油处理室设在主机室，通过油管与储油罐相连。②设备用油量绝缘油系统用油量：VDB=Va+Vb+Vc(m3)式中：Va—按最大一台主变压器（6300kVA）。Vb—事故补用油量，按最大一台主变压器（6300kVA）的用油量的110%计算。Vc—补充油量，为变压器等充油设备45天的添油量。主变压器的用油量可从厂家或相关样本中查取，为6300kVA　3.32(m3)。3150kVA，2.15(m3)。厂用变压器（2台）和励磁变压器（3台）的用油量为：1.5(m3)。计算如下：Va=3.32(m3)Vb=3.32×110%=3.65　(m3)Vc=（3.32+2.15+1.5）×7%×45/365=0.06　(m3)绝缘油系统总用油量为：VDB=3.32+3.65+0.06=7.03　(m3)③用油设备选择176 绝缘油的净油罐的容积按最大主变压器的用油量的110%确定，油罐容积为：3.32×110%÷0.8=4.56(m3)。选择两个5m3的油罐。④油泵油泵生产率：Q=V1/t(m3/h)式中：V1—一台变压器的充油量。t—充油时间，为2-4h。油泵扬程，应能克服设备之间的高程差和管道损失。经计算：Q=3.32/3=1.11(m3/h)选择2CY-3.3/3.3-1型齿轮油泵2台，在接受新油、设备充油、排油时使用，其流量Q=3.3m3/h，H=0.33MPa，所选扬程需在技施设计中校核。⑤滤油机为能及时过滤绝缘油中的杂质及水分，应设置滤油机。滤油机生产率：式中：V1—最大主变的用油量，为3.32(m3)。t—净化时间，净化耗时为8h。=9.9L/min选择ZJB-8型单级高效真空净油机（Q=10L/minN=6.0kW）1台。XX水电站油系统布置详见“初设－机电26”图。1.1.1气系统设备由于采用了高油压可编程调速器，不再需要高、低压空气系统对调速器油压装置补气，可省略高压气系统，所以只进行低压气系统的设计，其供气对象是为机组制动和检修气动工具。（1）低压气系统用气量机组制动用气量：Qz=qz·tz·Pz/(1000Pa)(m3)式中：Qz—机组一次制动所需要的总空气量（自由空气）(m3)；qz—在工作压力下，制动过程耗气流量，厂家提供为0.08L/s；176 tz—机组制动时间，取120sPz—制动气压，取0.6MPaPa—大气压力，取0.1MPaQz=qz·tz·Pz/(1000Pa)=0.08·120·0.6/(1000·0.1)=0.0576(m3)根据上述公式及厂家提供的机组制动耗气流量计算，一台机组完成制动耗气量为0.0576m3。维护检修用气量：电站维护检修用气量主要是风动工具等，总耗气量为1m3/min。（2）低压气储气罐机组制动用气引自储气罐，储气罐容积应保证在3台机组同时制动用气后，罐内气压能保持在最低气压以上。同时，以制动用气作为选择设备的依据，维修检修设备用气可以与其他用户错开使用，只作校核。储气罐容积：Vg=Qz·Z·Pa/△Pz式中：Vg—储气罐容积(m3)；Qz—机组一次制动所需要的总空气量（自由空气）(m3)；Z—同时制动的机组台数，3台；Pa—大气压力，取0.1MPa；△Pz—制动前后允许的压力降，取0.1-0.2MPa。计算：Vg=Qz·Z·Pa/△Pz=0.0576×3×0.1/0.1=0.172(m3)由于储气罐容积很小，故不另设专用的低压气储气罐，选取带有小储气罐的空压机即可满足要求。（3）空压机选择空压机生产率：Qk=Qz·Z/△T（m3/min）式中：Qk—空压机生产率（m3/min）；Qz—机组一次制动所需要的总空气量（自由空气）（m3）；Z—同时制动的机组台数，3台；△T—储气罐恢复气压时间，取10min；计算：Qk=Qz·Z/△T=0.0576×3/10=0.017（m3/min）结合气动工具及检修用气的要求,选择V-0.67/7型移动式空压机2台，排气量Q=0.67m3/min，排气压力P=0.7MPa，自带0.23m3小气罐。176 （4）空压机运行方式本系统2台空压机，1台工作，1台备用，当储气罐压力降至0.65MPa时,工作空压机启动；当压力降至0.6MPa时，备用空压机起动并发出告警信号，当压力上升到0.8MPa时，空压机自动停机。气系统管路采用Φ50、25、15无缝钢管，安装与布置详见“初设－机电28”图。油、水、气系统主要材料用量见表6-2。1.1.1水力监测系统全厂水力监测系统分为两部分：全厂性监测和机组段监测。（1）全厂性监测全厂性监测的项目有：上游水位、下游水位、水温。（2）机组段监测机组段监测的项目有：拦污栅前后压差、蜗壳进口压力、尾水管真空压力等。上述监测项目均通过水位（压力）传感器、测管、电缆将水位（压力）信号传送到中央控制室。176 表6－1自动化元件主要设备清单No元件名称安装位置型号数量一、温度量1电接点温度计推力、前导、后导轴承WTZ-2880-100℃双上限L=6m32铂热电阻定子线圈Pt10063铂热电阻发电机出风口、推力、前导、后导轴承WZPM-201Pt100L=6m4二、示流量1示流信号器轴承冷却水排水管WFS-G3/4′2三、压力量1压力变送器进水钢管、蜗壳进口处MPM4800-1.0MPa4-20mA22压力变送器轴承冷却水排水管MPM4800-0.6MPa4---20mA23磁助电接点压力表蜗壳YXC-1000-1.0MPa14磁助电接点压力表制动器管路YXC-100ZT0-1.0MPa25真空压力表尾水弯管Y-100–0.1-0-+0.1MPa1四、位置开关1剪断销信号器导水机构CJX-9122剪断销信号装置导水机构ZJX-213导叶位置开关调速机构JLK—6(B)14位置开关制动器45油位信号器前后轴承座ZWX-2/1502五、其它1减压阀冷却水管路XFY467-161.0/0.2Pa12滤水器冷却水管路DB-5433-500723转速信号装置残压测频DJX-11176 表6－2油、水、气系统主要材料表名称型式及规格单位数量备注供水管道管道Φ100m200加厚镀锌管管道Φ50m255加厚镀锌管管道Φ25m110加厚镀锌管滤水器Φ100Φ50个7闸阀Φ100、80、50、25个80排水管道液位变送器LPB210A-1B个1排水泵100LC-20A台2管道Φ150m60加厚镀锌管管道Φ100m100加厚镀锌管管道Φ50m30加厚镀锌管示流信号器Φ50个6压力表1MPa个15油系统油桶0.7m3个2油桶5m3个2管道DN150m50加厚镀锌管管道DN50m100加厚镀锌管压力滤油机LY-30台1齿轮油泵2CY-3.3/3.3-1台2真空滤油机ZJB－8型台1阀门Φ50、25个10气系统油气水分离器DK10-7个1电动空气阀个3管道WF-DN50m150无缝钢管管道WF-DN25m90无缝钢管管道WF-DN15m90无缝钢管低压机V-0.67/7台2176 附：水轮发电机特性曲线176 1.1金属结构彭子塘引水坝放空系统设1扇放空工作闸门，采用潜孔式拱形平面滑动铸铁闸门。放空闸门尺寸（宽×高）1.0×1.0m，闸门运行条件为动水关闭，动水开启，启闭设备选用LQ-10螺杆起闭机启闭。蛇坪河1#、2#引水坝分别设1扇放空工作闸门，采用潜孔式拱形平面滑动铸铁闸门，放空闸门尺寸（宽×高）1.0×1.0m，闸门运行条件为动水关闭，动水开启，启闭设备选用LQ-5螺杆起闭机启闭。1#隧洞进口设有粗拦污栅、工作闸门各1扇，出口不设工作闸门。粗拦污栅垂直布置在进水口，拦污高度5.5m，拦污栅尺寸为4.6×5.5m，过栅流速0.9m/s。1#隧洞进口工作闸门尺寸（宽×高）3.8×4.6m，闸门为平面定轮钢闸门，闸门运行条件为动水关闭，动水开启，启闭设备选用QPQ-2×8t固定卷扬式启闭机1台。3#隧洞进口设有粗拦污栅、工作闸门各1扇，粗拦污栅垂直布置在进水口，拦污高度3.0m，拦污栅尺寸为3.0×3.0m，过栅流速0.9m/s。闸门尺寸（宽×高）1.9×2.1m，闸门设计为平面定轮钢闸门，闸门运行条件为动水关闭，动水开启，启闭设备选用QPQ-2×5t固定卷扬式启闭机1台。压力前池进口设有检收闸门1扇，闸门尺寸（宽×高）4.1×5.2m，闸门设计为平面定轮钢闸门，闸门运行条件为动水关闭，动水开启，启闭设备选用QPQ-2×8t固定卷扬式启闭机1台。前池冲砂闸采用平面滑动铸铁闸门1扇，尺寸为（宽×高）1.0×1.0m，LQ-8螺杆起闭机1台。压力管道内径2.5m，进口设拦污栅一道，拦污栅尺寸（宽×高）为5.0m×10.0m。压力管进口工作闸门1扇，尺寸（宽×高）2.8×2.8m，闸门设计为采用平面翻盖式钢闸门，闸门运行条件为动水关闭，静水开启。启闭设备选用QPK-2×5t固定卷扬式启闭机1台。厂房尾水闸门采用平面钢闸门3扇，尺寸为（宽×高）4.2m×2.2m，闸门运行条件为静水启闭，启闭设备选用QPQ-2×5t移动卷扬式启闭机1台。176 1电气工程1.1XX水电站与电力系统连接1.1.1基本情况XX水电站地处XX省XX县境内，上有平游桥水电站。XX水电站装机容量为3×2500kW，85%的保证出力958kW，多年平均发电量2830万kW·h，年利用小时数3773h。1.1.2电站接入系统运行方式XX水电站为一引水式电站，具有日调节能力，电站建成后在系统中只承担基荷。1.1.3接入系统方案的拟定XX水电站投产后，主要供电范围是XX县，现对XX水电站工程接入系统方式进行比选。a.接入地点的选择根据电网地理接线图（见附图一），规划在长峰新建110kV变电站一座，110kV出线一回，35kV出线一回。XX水电站厂房距长峰110kV变电站约6km。拟通过35kV架空线并网在长峰110kV变的35kV母线上。XX水电站附近无其他变电站，只能接入长峰110kV变电站。b.电压等级的选择根据XX水电站接入系统接线图（见附图二），小桥江水电站2×800kW和卯溪水电站2×800kW都将以35kV架空线并入XX35kV升压站，因此XX至长峰110kV变电站的最大输送容量为7.5MW，距离6km，负荷矩为45MW·km，按输电线路允许电压损失10%校核，选择35kV电压等级能满足要求。c.输电线路导线截面的选择按经济电流密度选择导线截面176 134.5mm2则选输电线路导线型号为LGJ-150。由以上分析，XX水电站接入系统方式确定为：XX水电站建成后考虑35kV出线一回，接入长峰110kV变电站，线路距离约6km，输电线路导线型号为LGJ-150。1.1电气主接设计根据接入系统资料及电站的运行方式，按照接线安全可靠、技术先进、经济合理的原则，对其电气主接线进行多方案的技术经济分析比较。电气主接线设计的依据：XX水电站推荐装机容量为3×2500kW,发电机出口电压为6.3kV，升压至35kV接入系统。1.1.1发电机电压侧接线方案比较方案一：1#发电机采用单元接线,2#、3#发电机采用单母线接线,两段母线独立运行。该接线具有接线简单、清晰，运行灵活，设备较少，投资较省，维护方便。但当任意一台主变故障或检修时，将影响机组送电，可靠性一般。方案二：1#、2#、3#发电机采用单母线接线。采用单母线接线运行，该接线具有接线简单明了，运行维护方便，布置简单，主变压器数量少，投资省，电能损失小等特点。但发电机电压配电装置元件多，增加检修工作量、母线故障时，需全厂停电，可靠性和灵活性较差。方案三：1#、2#、3#发电机采用发变组单元接线采用单元接线运行，该接线最简单清晰，故障影响范围小，运行可靠、灵活；发电机电压设备元件最少，布置最简单方便，维护工作量最小；但主变压器与高压断路器数量增多，增加布置场地与设备投资，布置复杂。176 176 1.1.135kV侧接线方案比较：XX水电站35kV出线共一回,即至长峰110kV变电站；35kV高压侧接线采用单母线接线。单母线具体接线方式根据电站地形、配电装置提出二种结线方式：其一为屋外配电方式；其二为屋内成套配电方式。屋外配电方式具有投资省、运行费用低的优点；但可靠性一般、占地多、土建工程量大。屋内成套配电具有相对投资大、运行费用高、增大副厂房面积；但可靠性高、运行维护方便、少占地、土建工程量小。本设计阶段35kV侧推荐采用单母线屋内成套配电的结线方式。该接线简单、清晰，每一进出线回路各自配备一台断路器，互不影响，便于实现自动化远动化，减少误操作的可能性，同时继电保护也比较简单。1.2主变压器台数与容量选择XX水电站为一引水径流式电站，为电网提供丰水电能、基荷，根据其运行方式的变化，满足经济性和灵活性的要求，同时还应满足其供电可靠性的要求。1.2.1主变压器台数选择为了满足电站运行的可靠性；该电站选用二台主变压器1.2.2主变压器容量的选择1#、2#、3#发电机单容量为2500kW，装机总容量为7500kW，发电机额定功率因数为0.8，因此，两台主变压器的容量为：1#、2#发电机采用单母线接线，则主变容量为：2*2500/0.8＝6250kVA,选用一台额定容量为6300kVA变压器；3#发电机采用单元接线，则主变容量为：2500/0.8＝3125kVA,选用一台额定容量为3150kVA变压器。1.2.3厂用电接线厂用电(0.4kV)采用机组自用电及全厂公用电混合的供电方式,厂用电源通过两台厂用变分别接至发电机电压6.3kV母线及35kV176 母线上。两台厂用变压器互为明备用，正常运行时由一台变压器供电，当一台变压器故障时，则由另一台变压器供全厂用电。厂用变容量的确定原则：a.满足全厂用电最大负荷需求。b.保证需要自起动的电动机能自起动根据厂用负荷资料：XX水电站全厂可能参加的最大负荷为148kW，按照厂用变容量确定的原则，厂用变压器容量为：S=148/0.8=185kVA则选用二台容量为200kVA的变压器，其中一台为干式变，接于发电机6.3kV电压母线，另一台为油浸式变压器，接于35kV电压母线。1.1短路电流计算根据XX县电力局提供的电力系统网络图，进行了网络化简。采用初选的发电机、变压器参数，对XX电站35kV、6.3kV母线的三相短路电流进行了计算。1.1.1短路电流计算时条件a．阻抗计算中只考虑发电机、变压器、线路等元件的电抗。网络化简时,考虑系统的最大运行方式，即考虑XX电网所有水电站满发。b．考虑所有电站的发电机均具有阻尼绕组；变压器的励磁电流略去不计；c．电网无穷大系统计算时为上渡变110kV母线。d．短路电流计算方法采用计算曲线法，基准容量Sj=100MVA,基准电压Uj=6.3kV、37kV时,基准电流Ij=9.6kA、1.56kA。176 (1)．网络归算图：注：d1为35kV母线，d2为二台发电机出口侧6.3kV母线，d3为一台发电机出口侧。(2)．短路电流计算成果表：176 1.1.1电气设备选择电气设备选择是水电站今后安全可靠运行的重要保证。因此，电气设备的型号和技术参数的确定至关重要。在保证安全可靠的前提下，适当考虑留一定的裕度，以利于电网发展的需要，并尽量选择技术先进，型号新颖、经济合理、运行维护方便的原则进行设备型式的选择。1.1.1.1短路电流假想时间的确定a、35kV导线侧tjβ″===1.05查曲线得tjz=1.4stj=tjz=1.4sb、6.3kV母线侧tjβ″===0.901查曲线得：tjz=2.3s1.1.1.2设备选择设备名称设备型号计算值设备保证值Ug(kV)I∞(kA)Ig(A)Ich(kA)ich(kA)I∞2tjUmax(kV)Ie(A)Ibr(kA)ip(kA)I∞2tj2#主变低压侧ZN63A-121250A-256.37.78481.111.6418.866.932×2.31212502563252×4发电机侧ZN63A-12630A-206.37.78240.611.6418.866.932×2.3126302050202×4各电压等级电气设备选择如下：35kV断路器、隔离开关选择表设备名称设备型号计算值设备保证值Ug(kV)Ig(A)I∞(kA)Ich(kA)ich(kA)I∞2tjUmax(kV)Ie(A)Ibr(kA)ip(kA)I∞2tj176 断路器ZN85-40.5/125035162.43.024.918.243.022×1.440.512502063202×135kV电流互感器的选择设备型号计算值设备保证值级次组合Ug(kV)Ig(A)I∞(kA)Ich(kA)ich(kA)I∞2tjUmax(kV)Ie(A)Ibr(kA)ip(kA)I∞2tjLDJ2-35200/535162.43.024.918.243.022×1.440.52000.2S/10P20LDJ2B-35200/535162.43.024.918.243.022×1.440.520010P/10P20LDJ2-35150/535108.33.024.918.243.022×1.440.51500.2S/10P20LDJ2B-35150/535108.33.024.918.243.022×1.440.515010P/10P20LDJ2-3575/53554.23.024.918.243.022×1.440.5750.2S/10P20LDJ2B-3575/53554.23.024.918.243.022×1.440.57510P/10P206.3kV电流互感器的选择设备名称设备型号计算值设备保证值级次组合Ug(kV)Ig(A)I∞(kA)Ich(kA)ich(kA)I∞2tjUmax(kV)Ie(A)Ibr(kA)ip(kA)I∞2tj发电机中性点LAJ-10400/5A6.3300.77.2213.3922.237.782×2.3123002257222×10.5/10P发电LZZBJ9-126.3300.77.2213.3922.237.782×123002055202×0.5/10P10176 机侧400/5A2.322#变压器低压侧LZZBJ9-12800/5A6.3601.47.2213.3922.237.782×2.3125002055202×20.5/10P156.3kV断路器选择设备名称设备型号计算值设备保证值Ug(kV)I∞(kA)Ig(A)Ich(kA)ich(kA)I∞2tjUmax(kV)Ie(A)Ibr(kA)ip(kA)I∞2tj2#主变低压侧ZN63A-121250A-256.37.78481.113.3922.236.932×2.31212502563252×4发电机侧ZN63A-12630A-206.37.78240.613.3922.236.932×2.3126302050202×4电压互感器的选择回路选择型号、规格变比35kV母线JDJX25-35//6.3kV母线JDZJ-6⑴6.3kV母线选择a.持续工作电流计算查电工手册选用：TMY-60×6，Ixu=1125A>481.1A满足要求。b.按经济电流密度计算母线截面Sj===267.3mm2c.按短路电流热稳定效验176 Smin===×103=68.4mm2Se=360mm2>68.4mm2满足要求。由以上可知，选用TMY-60×6比较合适。⑴35kV汇流母线的选择a.持续工作电流计算　35kV成套开关柜为额定电流1250Ａ，满足要求。⑵发电机出线电缆选择a.持续工作电流计算查电工手册选用：交联聚乙烯YJV22-3×150，Ixu=395AKIxu=0.85×395=335.7A>300.7　A满足要求。b.按经济电流密度选择电缆截面积选用交联聚乙烯YJV22-3×150满足要求。c.按短路电流热稳定选择电缆截面积Smin===×103=66.9　mm2176 由此发电机出线电缆选择交联聚乙烯YJV22-3×150。⑴变压器低压侧电缆选择主变低压侧a.持续工作电流计算查电工手册选用：交联聚乙烯2YJV22-3×150，Ixu=2×395＝790AKIxu=0.85×790=671.5　A>601.4　A　满足要求。b.按经济电流密度选择电缆截面积选用交联聚乙烯2YJV22-3×150满足要求。c.按短路电流热稳定选择电缆截面积Smin===×103=66.9mm2选择2×（YJV22-3×150）电缆满足要求。由以可知变压器低压侧电缆应选择2×（YJV22-3×150）才能满足要求。经以上校验，所选设备均能满足要求。⑵变压器高压侧及35kV出线电缆选择因本站35kV电缆耗量较小，为便于采购统一按出线选择。a.持续工作电流计算176 查电工手册选用：交联聚乙烯YJV-35－95，Ixu=385　AKIxu=0.8×385=308　A>162.38　A　满足要求。b.按经济电流密度选择电缆截面积选用交联聚乙烯YJV-35－95　满足要求。c.按短路电流热稳定选择电缆截面积Smin===×103=21mm2选择YJV-35－95电缆满足要求。由此可知35kV电缆应选择YJV-35－95）才能满足要求。经以上校验，所选设备均能满足要求。1.1电气设备布置说明电气设备的布置结合枢纽布置及机组特点,按照机电设备运行环境良好、维护方便和尽可能减小开挖及主、副厂房电气设备的布置与变压器场、开关站及中控室相对合理的原则进行布置。1.1.135kV户外升压站布置根据电站所处位置地形和枢纽总布置方案，升压站拟布置在厂房的右上方,紧邻厂房，面积为S=14.24×9.24=131.58m2。两台主变压器布置在升压站内，主变采用电缆进线，电缆由副厂房沿电缆沟至升压站。35kV设备布置为户外中型敞开式单列布置，升压站内留有搬运通道。详见图集中的“升压站平面布置图”。1.1.2副厂房布置副厂房布置在主厂房上游侧，长44.1m，宽7.2m，共2层。基面高程为333.350m，布置有：中控室，高压配电室，低压配电室，厂用变等。另有励磁屏、自动屏、制动屏布置在主厂房发电机机旁。176 1.1防雷、接地及照明1.1.1防雷直击雷过电压保护：本电站升压站户外敞开式布置，直击雷过电压保护拟采用装设独立避雷针的方式。主副厂房采用屋顶避雷带保护，避雷带引下线沿墙引下至集中接地网。侵入波的防雷保护：35kV母线上装有金属氧化物避雷器，35kV线路要求进线端架设2km避雷线保护。1.1.2接地保护全厂接地装置首先充分利用水工结构钢筋各种预埋金属结构等自然接地体，在主副厂房、升压站敷设以水平接地体为主的人工均压接地网，为降低工频接地电阻，将主、副厂房、升压站等接地网连成一体，总接地电阻要求不大于4Ω。电气一次主要设备材料表序号名称型号规格单位数量备注11#主变S9-3150/3538.5±5%/6.3Y,dll台122#主变S9-6300/3538.5±5%/6.3Y,dll台1176 31#厂变SC11-200/6.36.3±5%/0.4Y,yno台142#厂变S9-200/3535±5%/0.4Y,yno台15耦合电容器OW35-0.0035台1加工成屏6高频阻波器XZK-200-1.0/5-S1台1735kV电压互感器JDJ2-35/0.1台1835kV高压开关柜KYN10-35(Z)-024G台1935kV高压开关柜KYN10-35(Z)-015G组21035kV高压开关柜KYN10-35(Z)-068G组11135kV高压开关柜KYN10-35(Z)-077G组11235kV电压互感器JDJJ2-35台31335kV避雷器YH5WZ-42/134W只314中性点电流互感器LAJ-10400/5A只915熔断器RW10-35只3熔断器166.3kV高压开关柜KYN28A–12(Z)-011(改)面26.3kV高压开关柜176.3kV高压开关柜KYN28A-12(Z)-004面26.3kV高压开关柜186.3kV高压开关柜KYN28A-12-32(改)面36.3kV高压开关柜196.3kV高压开关柜KYN28A-12-041面16.3kV高压开关柜206.3kV高压开关柜KYN28A-12-054(改)面121低压屏GCS面522导线LGJ-150米23电缆2×（YJV22-3×150）10kV米24电缆YJV22-3×15010kV米25电缆2×（YJV--3×95+1×35）1kV米26电缆YJV-3×506kV米27电缆YJV-3×9535kV米1.1电气二次部分1.1.1综合自动化176 本电站电气二次部分设计将根据国家和部委颁发的标准、有关规程规范及结合本工程的实际情况，本报告分别对电站的监控系统、同期系统、励磁系统、调速器、继电保护配置、直流系统、工业电视系统等作出如下叙述。1.1.1自动控制1.1.1.1监控系统结合当今水电站监控系统的发展趋势，减少维护工作量，提高运行水平。本水电站拟采用全计算机监控系统，来实现“无人值班，少人值守”的运行管理模式。1.1.1.2计算机监控系统结构及组成根据电站特点，为保证电站计算机监控系统具有较强的实时性、高可靠性、高利用率等技术性能，满足系统开放性、可扩充性及运行灵活性待方面的要求，电站计算机采用全开放式结构。计算机监控系统分为两层,电站控制层和现地控制层，两层之间采用通讯管理机构成100Mbps光纤以太网连接。电站控制级负责全站主要电气设备的实时控制及其运行状态监视，现地控制级主要负责水轮发电机组、电气一次设备及公用设备等进行实时控制和监控，当电站控制级因故障退出运行时，现地控制单元可以独立运行而不受影响，计算机监控系统要求能实现与调度、水情测报等系统的通讯。电站控制级包括一套工程师站、一套操作员工作站、一套网络终端打印服务器（含一台网络打印机）、一套网络设备、一套GPS卫星时钟系统和一套在线式UPS等。现地控制单元由触摸屏和可编程控制器等设备组成，包括3套机组单元LCU、1套开关站及公用设备单元LCU。1.1.1.3计算机监控系统的功能计算机监控系统主要功能包括：数据采集和处理、安全运行监视、实时控制和调节、事件顺序记录、打印记录、事故追忆、事故处理指导和恢复操作指导、系统通信、人机联系、语音报警、系统自诊断与自恢复、电站运行维护管理、系统授权管理等。1.1.2同期系统根据主接线和运行要求，选择的同期点为发电机出口断路器，35kV出线断路器及主变压器高压侧断路器。176 各同期点均采用自动准同期方式，每台机组LCU配有一套微机自动准同期装置和全站公用手动准同期装置。1.1.1励磁系统本电站拟采用自并激可控硅全控桥整流静止励磁系统，采用微机励磁调节器。励磁系统主要由励磁变压器、三相全控桥整流装置、灭磁装置、转子过电压保护装置、起励装置、微机自动励磁调节器等部分组成。励磁调节器具有独立的自动调节通道，手动、自动能自动切换。励磁系统应满足发电、同期等各种工况的要求并具有与计算机监控系统的通信接口。其技术性能指标应满足《中小型同步电机励磁系统基本技术要求》（GB-10585-89）的要求。励磁系统可在远方和现地实现对发电机的电压和无功进行调节。励磁控制接线要求达到无人值班要求。励磁系统起励方式采用残压起励和直流220V电源起励。机组正常停机采用逆变灭磁，事故停机采用磁场断路器加非线性电阻灭磁。1.1.2调速器为与本站计算机监控系统相适用，选用微机型调速器，调速器具有比例－积分－微分(PID)调节规律。调速器的技术性能指标应满足《水轮机调速器与油压装置技术条件》（GB/T9652.1-97）和《水轮机电液调节系统及装置技术规程》（DL/T563-1995）的要求。调速器可远方和现地操作，并能实现手动、自动无扰动切换。调速器应具有与计算机监控系统的通信接口。1.1.3自动化元件自动化元件配置和选型应与全计算机监控方式相适应，满足机组和公用设备自动控制要求。机组自动化元件必须满足由一个操作指令使机组自动完成开、停机操作及各种工况的转换，为保证机组安全运行，所配自动化元件应构成一个完整的水力机械保护系统，监视机组油、气、水及轴承等重要辅助设备的运行参数和工况。176 自动化元件配置应满足《水力发电厂自动化设计技术规范》（DL/T5081-1997）要求。1.1继电保护和安全自动装置1.1.1微机保护本电站继电保护和安全自动装置根据《继电保护和安全自动装置技术规程》(GB14285-93)和接入系统要求，并根据电气一次主接线进行配置，本电站继电保护和安全自动装置设置如下：（1）发电机组保护（2）发电机—变压器组保护（3）变压器保护（4）6.3kV母线单相接地保护（5）35kV线路保护1.1.2自动装置（1）厂用电配微机备用电源自投装置。（2）35kV线路三相一次自动重合闸。1.1.3测量系统电测量仪表按《电测量及电能计量装置设计技术规程》（DL/T5137—2001）进行配置。电测量的实现方法为：大部分设备的电气量采集均采用交流采样装置，该装置为多功能电力监测装置，可测三相电流、电压、有功功率、无功功率、零序电流、零序电压、频率等电气量，通过串行接口接入计算机监控系统。个别电气量采用变送器变换成标准的4～20mA信号，送入计算机监控系统。非电量测量包括全厂水力测量和机组水力测量、机组测温、转速测量等。非电气量采用变送器变换成标准的4～20mA信号，送入计算机监控系统。176 1.1.1信号系统事故、故障、断路器位置、隔离开关位置、机组运行状态等信号均接入计算机监控系统。当运行设备发生事故或故障时，操作员工作站发出报警音响和报警语音，同时在CRT上显示事故或故障内型，以便运行人员及时处理。对开关位置信号，在CRT画面上，以不对应闪烁和声光报警闪烁方式显示。1.2机组及全厂公用辅助设备的自动控制机组辅助设备有：调速器油压装置等。公用辅助设备有：2台消防水泵、2台检修渗漏排水泵、2台低压气机等。机组辅助设备的控制拟由机组LCU的可编程控制器（PLC）实现,控制方式设计为自动、手动、备用三种方式，PLC可独立完成自动控制及运行方式的切换。公用辅助设备的控制拟采用可编程控制器（PLC）实现，现地设专门的控制柜，控制方式设计为自动、手动、备用三种方式，信号以通讯形式送至公用LCU单元。1.3直流系统电站设一套220V直流系统，电池容量为65Ah作为全站电气控制、保护、操作、自动装置、事故照明等的直流电源。设一组免维护阀控蓄电池，蓄电池组屏布置于中控室。直流母线为单母线，母线上接一组蓄电池和一套充电装置，一台直流母线接地装置。充电装置采用微机控制高频开关整流模块。事故照明网络正常时由交流供电，事故时自动切换到直流供电。1.4电气试验室全站的仪表、继电器及自动元件的维修、试验以及高压试验等均安排专门房间供其使用。本电站电气试验设备配置参照《水电站电气试验室仪表设备配置标准》按三级电站标准配置。在此基础上增加一些计算机与电子设备的专用测试仪器仪表。电气二次主要设备材料表工程名称：XX水电站专业：电气二次176 序号名称型号规格单位数量备注1综合自动化监控系统控制台2000×900×760mm套12发变组保护测控屏GGD2260×800×600mm面132F、3F保护测控屏GGD2260×800×600mm面14主变及35kV线路保护测控屏GGD2260×800×600mm面15机组LCU屏GGD2260×800×600mm面36公用设备LCU屏GGD2260×800×600mm面17直流馈线及充电屏GGD2260×800×600mm面18直流电池屏GGD2260×800×600mm面19发电机励磁屏GGD2260×800×600mm面310机组测温制动屏GGD2260×800×600mm面311低压气机控制箱JXT-501200×600×400mm个112厂内排水泵控制箱JXT-461200×800×250mm个213油处理控制箱JXT-261200×400×250mm个31435kV线路PT端子箱JXW-11200×500×600mm个115蓄电池铅酸免维电池65AH套116控制电缆kVV22-各种规格km13.5合计17控制电缆各种规格km18电气试验设备按“水电站电气试验室仪器表设备配置标准”I级配置套129电力载波机ZBD-68A台3176 1消防设计1.1工程概况1.1.1工程基本情况本电站安装3台混流式卧式水轮发电机组，单机容量为2.5MW，电站年发电量为2755万kW•h，年利用小时数为3673h。厂区由主、副厂房及升压站等组成。1.1.2主要生产场所的布置电站厂房为引水式，安装3×2.5MW的HLA788-WJ-63混流式卧式水轮发电机组，电站厂房设置在右岸，并与进厂公路相衔接，汽车可以直达安装场。本工程的建筑物由电站建筑物和生活管理区建筑物组成，电站建筑物由发电主厂房、控制室、开关站、油处理室等组成。主厂房为钢筋混凝土结构厂房，机组间距11.0m。在主厂房进水侧的地面依次排列主阀、机组自动屏、水轮发电机组、调速器、电缆沟道；在厂房的地面下设有排水管路、供水管路等。副厂房为钢筋混凝土结构的建筑，全厂的生产调度、中央控制室、高压开关室、计算机室、有线及计算机通信中心、消防控制室、水位监测室均设在副厂房。1.2消防设计依据和设计原则1.2.1消防设计依据(1)《水利水电工程设计防火规范》SDJ278-90；(2)《建筑设计防火规范》GBJ16-87(2001年版)；(3)《水力发电厂厂房采暖通风和空气调节设计规定》SDJQ1-84；(4)《火灾自动报警系统设计规范》GB50116-98；(5)《建筑灭火器配置设计规范》GBJ140-90(1997年版)；(6)《电力设备典型消防规范》DL5027-93。1.2.2设计原则①贯彻“预防为主、防消结合”的方针，严格执行规范及有关政策。176 ②建筑结构材料、装饰材料等均采用非燃烧性材料。③建筑物的布置、交通道路的组织、厂内的交通满足防火要求。④利用水利水电工程水源充足的特点，充分发挥消防优势。⑤消防设备选用经国家有关产品质量监督检测部门检验合格的产品，并要求安全可靠、使用方便、技术先进、经济合理。1.1消防总体设计方案枢纽建筑物的室内外均设有消防给水系统，该系统消防用水由电站压力管道主阀前端经减压阀－滤水器提供水源，其水量和水压按满足最大一次消防用水的需求控制。在电站进水侧山坡高程435m处修建一个容量为60m3的备用消防水池。在主变压器下面设有集油坑经排油管排至事故集油池。主、副厂房的各层设备均配置干粉灭火器，并在油处理室、高低压开关室、中控室、开关站等处设置MFT-25型推车式泡沫灭火器和砂箱。在主厂房桥式起重机上配1具手提式卤代烷灭火器。电站设有送风系统及排风兼排烟系统。主厂房运行层采用机械送风和自然排风方式；副厂房基本采用自然进风、机械排风的通风方式。控制室除设有水消防系统外，还设有移动式灭火系统。消防用电设备电源按二级负荷供电，采用单独的供电回路，在发生火灾时仍能保证消防用电。1.2主要生产建筑物火灾危险性类别及耐火等级根据本枢纽各建筑物内布置的设备和用途，按照《水利水电工程设计防火规范》SDJ278-90、《建筑设计防火规范》GBT16的规定，确定枢纽内各建筑物的火灾危险类别及耐火等级。电站的建筑物、构筑物的火灾危险性类别和耐火等级为二级，电气设备的布置、消防通道、安全出口、防火间距等按二级标准进行设计，同时设置消防给水系统和移动式灭火装置。176 1.1建筑物消防设计1.1.1防火分区和防火墙、防火门的设置按消防要求设置安全出口，且疏散间距、宽度满足要求。主副厂房、安装场、其结构为钢筋混凝土的框、排结构。各部分的结构件如柱、梁、板等均能满足耐火等级一级和二级的要求。根据规程规定，主厂房的每一层作一个防火分区，透平油罐、绝缘油油处理室作为一个防火分区，用防火墙、防火门将其房间分隔。1.1.2安全疏散电站主厂房运行车间和安装场可由进厂大门疏散至户外地面。下游副厂房各配电装置在长度大于7m的房间均设有两个向外开启的门通向走廊。安全疏散用的门均向疏散方向开启，门净宽不小于0.9m，主副厂房内设备前的走道均不小于1.2m。楼梯净宽不小于1.5m，坡度不大于45°。1.1.3建筑物灭火器的配置建筑物灭火器采用7.0kg的移动式灭火器，除油处理室火灾种类按B类考虑外，其余各处均按A类火灾及带电火灾考虑。主副厂房大部分区域火灾危险性类别为丁类，轻危险级，对厂房各场所单独计算灭火器的配置。1.2机电设备消防设计1.2.1屋外电气设备消防（1）主变压器开关站设有二台主变压器，在主变压器的下面设有集油坑，坑内铺0.30m厚的卵石层，卵石层下面设二根DN100mm的排油管。火灾事故时，变压器的绝缘油和消防水均通过排油管排到厂外的事故油池，以免火灾漫延。主变压器的消防保护仍采用消火栓，系统设计为现场手动打开方式，另外，在主变旁设一个1m3的消防砂箱。（2）35kV开关站户外电气设备消防：176 户外升压站设有搬运、检修、维护通道。开关站入口附近配备砂箱和手提式及推车式干粉灭火器，开关站二端各设置一个消火栓。1.1.1屋内电气消防（1)水轮发电机组消防根据规范要求应设置二氧化碳等固定式灭火装置，每台机组设置室内消火栓1个，共3个。配移动式卤代烷灭火器1个（7kg），桥式起重机配卤代烷灭火器1个（3kg）。（2）中控室、配电装置室等的消防在高低压配电装置室、中控室等处各设置手提式干粉灭火器2个，均设置有两个向外的出口，其门为向外开启的丙级防火门。室内消火栓各1个。1.1.2电缆及母线室消防动力电缆与控制电缆分层或隔开敷设，并设有耐火隔板，电缆穿越楼板、隔墙的孔洞和进出开关柜、配电屏、控制屏的孔洞以及靠近充油电气设备的电缆沟盖板缝隙处均采用非燃烧性材料封堵。对所选用的动力电缆和控制电缆全部采用阻燃电缆，在电缆桥架内铺设防火板并每隔一定距离采用防火包进行隔断，以免火灾蔓延。1.1.3油处理室的消防油处理室的门均为向外开启的防火门，净宽大于0.9m，在油罐室出入口设置挡油坎，在门口配备1台MFT-25型推车式干粉灭火器，消防砂箱1个（1m3），屋外消火。油库及油处理室、烘箱小间的电源开关设置在门外，灯具和电机采用防爆型电器。油罐设有防感应雷接地，接地点不少于2处，并与电站总接地网相连接。1.2消防给水设计1.2.1消防供水对象消防供水对象主要为主、副厂房等建筑物、变压器等电气设备的消防用水。176 1.1.1供水方式电站地处偏僻，交通不便，因此，电站消防给水的设计立足于自救，消防给水系统设计采用自流供水方式，详见机组技术供水图。消防给水采用自流供水方式，从1#机组和3#机组进水压力钢管主阀前端各开1个取水口，经减压阀－滤水器通过DN100管道取得。同时，在电站进水侧山坡高程435.0m处修建一个容量为60m3的消防水池，由电站自流供给。其容积是按储存电站最大一次消防需水量50m3和生产生活需水量10m3设计的。水池分为两格，每格均设有溢流水位、最高水位、消防水位和报警水位等水位信号，以保证消防水量不被动用。消防供水通过DN100mm管道将水分至发电厂、控制室、开关站、主变压器、发电机组和附属厂房的管道系统，每个系统均设计成环路，以保证消防供水的安全性。发电厂的消防供水系统又分为主厂房和副厂房两个消防供水系统，其主厂房消防供水系统主要供给主厂房消火栓。其副厂房消防系统主要供给中控室、高低压开关室消防栓。为保证发电机的正常运行，发电机组除设有电气保护措施以外，还设有消火栓作为消防保护措施。发电机组的运行状态随时由数据采集系统和电视闭路监视系统传送到中央控制室，在确认火灾无误后，由值班人员手动打开消火栓，以及时灭火和防止火灾漫延。1.2事故排烟系统设计事故排烟系统结合厂房通风系统综合考虑，一旦发生火灾时，自动关闭相应的送风机和防火阀，进行灭火。待火扑灭后，打开窗户或排烟风机进行排烟。1.3消防电源及配电系统设计消防用电设备电源按二级负荷考虑，采用单独的供电回路，使用双电源，分别取自两段厂用电母线，以保证其用电的可靠性。消防电源配电电缆采用阻燃电缆。电站设有事故照明箱，电源取自交直流切换屏，在正常情况下，交直流切换屏由厂用电母线供电，在事故情况下自动切换由蓄电池供电，蓄电池供电时间不少于20min。在电站主要场所均设有事故照明，主副厂房各楼梯间及安全出口处均设有火灾事故照明及安全疏散指示标志，并采用蓄电池作为备用电源。176 1.1主要消防设备主要消防设备详见表8.10-1。主要消防设备表表8.10-1名称名称规格单位数量1滤水器Ф100台22室内消火栓SG21/65DN65个53屋外消火栓SS100-1.6ADN100个34手提式灭火器CO27kg个55移动式卤代烷灭火器7kg个16卤代烷灭火器3kg个57手推车灭火器MFT-25型台38防毒面具个169砂箱个310防火隔板B=500mm米160176 1施工组织设计1.1施工条件1.1.1工程条件XX水电站枢纽工程位于资水一级支流渠江中游河段，彭子塘引水坝距XX县城69km,厂房距县城78km。电站为引水式水电站，工程以发电为主。电站拟装机三台混流式水轮发电机组，总装机容量7.5MW。工程项目所在的XX县交通便利（湘黔线横贯XX县，有省道225、312、317线过境），天门乡长峰管区通过三级公路鹅长公路与省道225线相通。但工程项目所在地各引水坝与厂房之间、各建筑物与长峰管区之间的交通极为不便，均为乡间道路，坡度大且弯多路窄，路况很差。场内交通应修建临时公路2.15km及交通桥1座。XX水电站工程主要由彭子塘引水拱坝和蛇坪河1#引水坝、2#引水坝及1#隧洞、苦栗坪支洞、蛇坪河2#引水隧洞、蛇坪河3#引水隧洞、蛇坪河引水明渠、压力前池、压力管道、厂房、升压站等组成，布置比较分散，宜根据当地地形条件分散布置施工临建设施。XX水电站工程各组成部分的型式和主要尺寸见工程特性表，枢纽主体工程主要工程量见表9.1-1。表9.1-1XX水电站主体工程主要工程量汇总表项目单位挡水工程引水工程厂房及升压站合计土方开挖m35777.34819.58512.619109.4石方开挖m315488.920017.326044.961551.1洞挖石方m362370988.871611.8混凝土及钢筋混凝土m325348.111810.42768.239926.7浆砌块石m33184.80578.74419.6钢筋制安t202.75325.5214.35742.6本工程天然建筑材料主要有砂砾料与石料。大坝所需块石、砂砾料均从坝址下游左岸约200m处的料场获取，15t自卸汽车运送到施工现场，6t塔式起重机吊运石料入仓。厂房所需的砂砾料就近采用机制料，5t自卸汽车运输到施工现场。194 外来主要材料：钢筋、钢材由XX县金属公司或涟钢供应，汽车直接运至工地，工程建设期间所需的炸药、油料等在XX县购买，采用汽车直接运至工地，长丰管区至XX县城运距约64km。水泥由XX西河水泥厂供应，采用汽车运输,运距约60km；坝址位于大山村彭子塘；站址位于蛇坪村XX。木材可在当地购买。施工用电就近引入10kV线路或自备电源。施工生产、生活用水可从渠江中抽取，渠江水质较好，也可直接从溪流自流引水。工地所需生活物资主要来自长丰管区或XX县城。由于工程区所在河段滩多流急，常水位时不具备通航条件，工程施工期内无通航、放木要求。本工程控制流域面积275.20km2，其中彭子塘坝址控制流域面积238km2，引入蛇坪河流域面积37.2km2，4月～9月为汛期，10月～到次年3月为枯水期。1.1.1自然条件1.1.1.1气象与水文特性彭子塘坝址以上控制流域面积238.00km2，蛇坪河引入流域面积37.20km2。多年平均降水量约1613.7mm，坝址处多年平均流量8.33m3/s，根据水文资料，4月～9月为汛期，10月～到次年3月为枯水期。彭子塘坝址施工期洪水成果如表9.1-2，厂房施工期洪水成果如表9.1-3，蛇坪河施工期洪水成果如表9.1-4，彭子塘坝址水位流量关系成果如表9.1-5，厂房水位流量关系成果如表9.1-6，彭子塘坝址各月不同频率平均流量如表9.1-7，厂房各月不同频率平均流量如表9.1-8，蛇坪河各月不同频率平均流量如表9.1-9。194 9.1-2彭子塘坝址施工期设计洪水m3/s施工期频率（%）5102033.39月～2月98.177.957.742.59月～3月10082.964.750.49月～4月12410585.469.510月～2月82.967.251.339.110月～3月89.575.260.248.410月～4月1181008267.211月～2月57.449.340.433.111月～3月76.164.752.943.411月～4月11199.279.964.5表9.1-3XX电站厂房施工期设计洪水m3/s施工期频率（%）5102033.39月～2月100.079.458.843.39月～3月102.084.566.051.49月～4月126.4107.087.170.910月～2月84.568.552.339.910月～3月91.276.761.449.310月～4月120.3102.083.668.511月～2月58.550.341.233.711月～3月77.666.053.944.211月～4月113.2101.181.565.8表9.1-4蛇坪河2#引水坝施工期设计洪水m3/s施工期频率（%）5102033.39月～2月28.422.616.712.39月～3月29.024.018.814.69月～4月36.030.424.820.210月～2月24.019.514.911.310月～3月26.021.817.514.010月～4月34.229.023.819.511月～2月16.614.311.79.611月～3月22.118.815.312.611月～4月32.228.823.218.7194 表9.1-5彭子塘引水坝断面Z～Q水位关系表{单位：Z(m)；Q(m3/s)}Z0.00.10.20.30.40.50.60.70.80.93540.090.113550.150.220.350.540.921.253.459.2916.323.635634.441.549.157.265.774.68493.710411435712513614816017218419721022423735825126528029531032534035637238835940442143845547249050752554356236058059961863765667569571573575536175579681683785887990192294496636298710101032105410771100112311461169119236312161239126312871311133513601384140914343641458148315091534155915851611163716631689365171517411768179518211848187519031930195736619852013204020682096212521532181221022393672267229623252354238424132443247225022531368256125912621265126812712274327732840283536928662898292929612993302530573089312131543703187表9.1-6XX水电站厂房水位Z～Q水位关系表{单位：Z(m)；Q(m3/s)}Z0.00.10.20.30.40.50.60.70.80.93240.010.080.160.320.540.7501.023251.311.863.316.329.413.216.319.623.227.132631.335.740.545.65156.762.769.175.782.73279097.710611412313214115116017032818019120221322624125627228830432932133835537339140942744646548433050452454456458560662664566568533170572674776879081283585788190433292895498010061033105910871114114211703331199122812571287131713471378140914401472334150415391574160916451681171717531789182633518631900193819762014205220902129216822073362246194 表9.1-7彭子塘坝址施工分月平均流量各频率值成果表m3/s月份频率（%）510208017.786.164.571.71210.89.117.373.06316.313.7114.6542421.418.47.96531.526.320.99.01630.42621.610.7728.122.917.75.0782116.812.53.2991410.67.351.851012.39.677.11.931112.19.727.321.81126.064.883.711.46年平均11.1910.489.676.93表9.1-8XX电站厂房施工分月平均流量各频率值成果表m3/s月份频率（%）510208017.96.34.71.7211.09.37.53.1316.614.011.24.7424.521.818.88.1532.126.821.39.2631.026.522.010.9728.623.318.05.2821.417.112.73.4914.310.87.51.91012.59.97.22.01112.39.97.51.8126.25.03.81.5年平均18.210.489.676.93194 表9.1-9蛇坪河1#、2#引水坝施工分月平均流量各频率值成果表m3/s月份频率（%）510208012.31.81.30.523.12.62.10.934.74.03.21.347.06.25.32.359.17.66.12.668.87.56.33.178.16.65.11.586.14.93.61.094.13.12.10.5103.62.82.10.6113.52.82.10.5121.81.41.10.4年平均5.24.33.41.3工程所在流域属于典型的中亚热带季风气候区，四季分明，气候温和，降水丰沛、径流丰富。本流域内多年平均降雨量为1613.7mm，多年平均蒸发量为1423.9mm。降雨主要集中在4～7月份，降水量占总量的57%，其中以5、6月份最多，降水量占年总量的近1/3。据临近的XX县气象站资料统计，多年平均风速为1.7m/s，最大风速为20.0m/s。多年平均气温为16.8℃，年极端最高气温40.1℃，最低气温-10.7℃，高温一般发生在7～8月，低温一般出现在1～2月。1.1.1.1地形地质条件（1）彭子塘坝址工程地址条件彭子塘坝址位于XX县天门乡大山村渠江与镇溪江汇合处下游约200m处，坝址区为河流峡谷地带，属“V”型河谷，两岸山坡坡角50°～53°，为层状结构岩质边坡。河水位355.6m时，河床宽20～25m，河床基岩裸露，两岸山坡覆盖层厚度仅0～1m。当正常蓄水位380.5m时，河谷宽70m。（2）引水隧洞工程地质条件本阶段工程地质勘察中对引水隧洞全线进行了工程地质测绘，引水隧洞全长5.05km，其中1#隧洞全长3.48km，蛇坪河2#引水隧洞全长0.32km，3#隧洞全长1.26km。彭子塘引水隧洞进口位于镇江溪下游距离交汇口约300m194 右岸山坡上，出口位于天门乡蛇坪村的XX山坡上，汇合蛇坪河引水隧洞的水流通过压力前池和压力管道进入发电厂房。隧洞各个进、出口均位于山坡上，没有公路可以通到，均需修建进场公路，现有交通条件差。隧洞分段工程地质条件评价及围岩分级情况详见第3章工程地质。（3）厂区工程地质条件①厂房工程地质条件水电站厂址位于林场村的XX，地处斜坪河与渠江交汇处，河床高程为320.0m，地势较开阔，山体坡度在40°～45°，岩性主要为志留系下统上段（S12）灰色、灰绿色条带状板岩夹砂岩，岩石致密坚硬、完整。表层残坡积厚度1～2m。岩层产状N56°E/NW∠70°～75°，构造简单，岩石强度高，岩体稳定性较好。但边坡较陡，上部强风化岩体及表层残坡积层稳定性较差，岩层倾向坡外，边坡稳定性受岩层控制，开挖以不切脚为准。河流两侧出露岩性基本对称，由于河流的冲刷、侵蚀，河床大部分地段基岩裸露。②压力管道与压力前池工程地质条件XX水电站压力管道前接压力前池，管线布置沿厂址区河流右岸山坡而下，岔管后管道与主管坡度一致进行布置。岔管型式采用贴边岔管。河床高程为325.16m，山体坡度29.36°，在地貌上属斜坡堆积地貌单元，山坡第四系残坡积堆积层覆盖，地形条件较好。1.1施工导流1.1.1导流标准及导流时段根据水利水电枢纽工程等级划分及设计标准，本工程属V等工程，主要永久建筑物为V级建筑物，次要永久建筑物为V级建筑物。主要建筑物按30年一遇设计，200年一遇洪水校核，坝前设计洪水位为384.87m，校核洪水位为385.31m。194 根据SDJ338-89《水利水电工程施工组织设计规范》，本工程导流建筑物为V级，其设计洪水标准为：土石围堰为10～5年一遇洪水，混凝土围堰为5～3年一遇洪水。本工程大坝采用土围堰，按规范取低值采用枯水期5年一遇洪水标准，最大洪水流量为85.4m3/s，相应洪水位为356.6m；厂房采用浆砌石围堰，按5年一遇洪水标准，最大洪水流量为87.1m3/s，相应洪水位为327.0m；蛇坪河采用土石围堰，按5年一遇洪水标准，最大洪水流量为24.8m3/s。本工程为大坝+引水式电站工程，对施工进度起控制作用的施工项目为隧洞的施工；为尽早发挥工程效益，节省工程投资，发电工期应争取尽量提前，结合本工程具体情况，根据水文资料，初选导流工程量较小的10月～次年3月为枯水期导流时段。1.1.1导流方式1.1.1.1导流设计原则（1）施工导流期间尽量减少上游库区的临时淹没；（2）尽量简化导流程序，采用当地材料筑堰，采用简单的围堰结构形式，以便施工；（3）尽量减少导流工程量和节省导流工程投资。1.1.1.2导流方案（1）彭子塘坝为浆砌石拱坝，根据枢纽布置型式、坝址地形、地质条件、水文特性，彭子塘坝全年施工，施工导流采用全段围堰，在右岸开挖（3.6×4.6m）隧洞导流。（2）蛇坪河1#、2#坝为重力坝，根据枢纽布置型式、坝址地形、地质条件、水文特性，采用全段围堰法，在上下游修建土石围堰；利用（1.0×1.0m）放空底孔，采用涵管导流。（3）厂房为全年施工，在厂房外侧修建浆砌石围堰，水流从左岸束窄河床下泄。1.1.2导流建筑物设计1.1.2.1彭子塘引水坝围堰设计彭子塘引水坝194 围堰包括上游横向围堰和下游横向围堰，均采用粘土心墙围堰结构。临时低水围堰：采用土石麻袋围堰。（1）上游横向围堰采用粘土心墙围堰，围堰顶宽2.0m，堰顶高程比设计导流水位超高0.5m，经计算堰顶高程为360.5m，最大堰高约4.7m，堰顶长28.2m，迎水面坡比1：2.0，堰体背水坡比为1：2.5；心墙坡比均为1：0.3，心墙外加一层心墙麻袋，再用开挖土石料按设计坡比填充，迎水面用草袋覆盖，以防风浪冲刷。（2）下游横向围堰采用粘土心墙围堰，围堰顶宽2.0m，堰顶高程比设计导流水位超高0.5m，经计算堰顶高程为357.8m，围堰最大堰高约2.8m，堰顶长约28.2m，迎水面坡比1：1.6，堰体背水坡比为1：2.0，心墙坡比均为1：0.3，心墙外加一层心墙麻袋，再用开挖土石料按设计坡比填充，迎水面用草袋覆盖，以防风浪冲刷。（3）导流隧洞导流隧洞采用城门洞形，衬砌段断面尺寸为3.6×4.639m，不衬砌段断面尺寸为3.6×4.928m，进口高程357.1m，出口高程355.15m，全长195m，根据地勘资料提供的围岩条件，暂拟定隧洞衬砌断面采用300mm厚C20钢筋砼或C15砼两种衬砌方式。隧洞施工时采用光面爆破，预留土埂做临时围堰。1.1.1.1厂房围堰设计XX电站厂房采用M7.5浆砌块石围堰，上游横向围堰堰顶长6.4m，堰顶高程328.8m；下游横向围堰堰顶长6.5m，堰顶高程328.6，与岸坡成90°；纵向围堰堰顶长约62m，上游部分与上游围堰同高，下游部分与下游围堰同高；堰顶宽均为1.2m，迎水面均采用0.2m厚C15混凝土防渗，迎水面坡比为1：0.1，背水面坡比1：0.3，最大堰高4.8m。1.1.1.2蛇坪河1#坝围堰设计蛇坪河1#坝采用粘土心墙围堰，围堰顶宽1.0m，堰顶高程比设计导流水位超高0.5m，经计算上游堰顶高程为383.1m，最大堰高1.6m，堰顶长11m；下游堰顶高程为382.7m，最大堰高1.5m,堰顶长12.5m；上下游围堰迎水面坡比均为1：1.2，背水面坡比为1：1.5，迎水面用土石麻袋覆盖，以防风浪冲刷。194 1.1.1.1蛇坪河2#坝围堰设计蛇坪河2#坝采用粘土心墙围堰，围堰顶宽1.0m，堰顶高程比设计导流水位超高0.5m，经计算上游堰顶高程为373.7m，最大堰高为1.8m，堰顶长6.5m,下游堰顶高程为376.2m，最大堰高1.5m，堰顶长6.6m，上下游围堰迎水面坡比均为1：1.2，背水面坡比为1：1.5，迎水面用土石麻袋覆盖，以防风浪冲刷。1.1.1.2导流施工工程量本工程选定方案的导流建筑物工程量见表9.2-1、9.2-2、9.2-3、9.2-4。表9.2-1彭子塘坝施工导流主要工程量表项目单位上游围堰下游围堰导流隧洞合计土方开挖m3160160砂砾石开挖m3413273石方开挖m337663766土料填筑m31563.85102073.8C15混凝土m3666666围堰拆除m31563.85102073.8表9.2-2蛇坪河1#施工导流主要工程量表项目单位上游围堰下游围堰合计砂砾石开挖m35712土料填筑m367.956.7124.6围堰拆除m367.956.7124.6表9.2-3蛇坪河2#施工导流主要工程量表项目单位上游围堰下游围堰合计砂砾石开挖m3336土料填筑m3544195围堰拆除m3544195表9.2-4XX电站厂房施工导流主要工程量表项目单位上游横向围堰下游横向围堰纵向围堰合计土方开挖m3353065砂砾石开挖m310105474M7.5浆砌石m36560589714C15混凝土m33.53.02935.5围堰拆除m368.563618749.5194 1.1.1导流工程施工、基坑排水（1）围堰施工粘土心墙围堰施工心墙应同上下游坝壳平起填筑。浆砌石围堰采用人工挑石，坐浆法分层砌筑、砌缝需用砂浆填充饱满，不得无浆直接贴靠，大的空隙用小块石充填，并填满砂浆、钢钎插捣密实，上下层砌石应错缝砌筑。（2）基坑排水彭子塘围堰基坑排水分初期排水与经常性排水。基坑初期排水设计：基坑积水可二天内排干，选用2台IS80-65J-160水泵排水（流量25m3/h，扬程8m）；排水量约为2000m3；初期排水泵站的布置采用固定式。经常性排水由基坑渗水、降雨汇水、施工弃水等组成，利用初期排水设备排水，保持基坑干燥，确保主体工程在干地施工。厂房基坑初期排水设计：基坑积水可一天，选用1台IS80-65J-160水泵排水（流量25m3/h，扬程8m），排水量约为350m3。初期排水泵站的布置采用固定式。经常性排水由基坑渗水、降雨汇水、施工弃水等组成；利用初期排水设备排水，保持基坑干燥，使主体工程在干地施工。蛇坪河1#、2#坝基坑初期排水选用1台IS80-65J-160水泵排水。（3）施工渡汛根据SDJ338-89《水利水电工程施工组织设计规范》，彭子塘坝工程施工渡汛采用10年一遇洪水标准，设计流量Q=105m3/s。临时度汛利用右岸导流隧洞导流。1.1.2封堵蓄水选枯水期进行截流，采用立堵法，将截流材料从龙口右端向左端抛投进占，逐步缩窄龙口直至合龙截断水流。截流材料为块石和土石碴。194 1.1主体工程施工1.1.1料场选择与开采本工程天然建筑材料主要有砂砾料与石料。本工程彭子塘处已探明石料场共有三个，分布于库内左、右岸及大坝下游左侧，运距约200～700，三个料场运距都比较近，岩石多为浅变质石英细砂岩，石质较好。共计可开采储量大于300万m3，可满足筑坝需要。块石料开采采用150型潜孔钻机造孔，微差挤压松动爆破，2.0m3装载机挖装石块，8t自卸汽车运到施工现场，6t塔式起重机吊运石料入仓。附近河道没有天然砂石料，初选方案拟采用颚式破碎机机制砂砾料。厂房所需的粗砂、石料采用碎石机就地制造，块石料开采采用150型潜孔钻机造孔，微差挤压松动爆破，5t自卸汽车运到施工现场。1.1.2彭子塘拱坝、彭子塘二道坝、蛇坪河1#、2#重力坝施工1.1.2.1施工特性彭子塘引水坝距长峰管区7km，由于河床较窄、施工时间短，为节省工程投资，混凝土浇筑时，采用2台1.0m3强制式混凝土搅拌机拌制混凝土，5t自卸汽车水平运输，卸料至3m3混凝土卧罐，6t塔机吊装卧罐垂直运输入仓，2.2km插入式振捣器振捣密实，人工洒水养护。蛇坪河1#、2#重力坝施工，混凝土工程量小，考虑到隧洞衬砌及灌浆，在2#坝设一台0.75m3强制式混凝土搅拌机，1#坝所需混凝土用胶轮车经2#坝上游围堰通过隧洞运输。1.1.2.2土石方开挖土石方开挖包括土方开挖和石方开挖。开挖顺序为：先岸坡后基坑，先清覆盖层，后挖基岩，自上而下逐层开挖。彭子塘引水坝土方明挖主要为基础覆盖层开挖及岸坡土方开挖，采用1.0m3液压挖掘机结合人工开挖。岩石开挖采用手风钻钻孔，预裂爆破。74kW推土机集料，8t自卸汽车运输出碴，开挖料运至上游库区内的1#弃碴场。194 二道坝土方明挖主要为基础覆盖层开挖及岸坡土方开挖，采用1.0m3液压挖掘机结合人工开挖。岩石开挖采用手风钻钻孔，预裂爆破。74kW推土机集料，8t自卸汽车运输出碴，开挖料运至上游库区内的1#弃碴场。基坑石方开挖，采用手风钻钻孔，浅孔爆破，基础部位预留1.0m左右的保护层。74kW推土机集料，2m3装载机装车，8t自卸汽车运输出碴，开挖料运至1#弃碴场。蛇坪河1#、2#重力坝土方开挖主要为岸坡土方开挖，工程量不大，采用人工开挖。基础岩石开挖采用手风钻钻孔，浅孔爆破，基础部位预留0.5m左右的保护层。人工胶轮车运输出碴，开挖料运至下游右岸5#的弃碴场。1.1.1.1基础处理本工程坝址处为基岩，坝基进行帷幕灌浆和固结灌浆处理，按先固结后帷幕的顺序施工，固结灌浆前应先完成地基开挖，并清除松动棱角岩石，然后浇筑厚度大于1.0m的混凝土盖重，等混凝土盖重达到规定的设计强度后，钻孔根据深度分别采用手风钻和地质钻机钻孔。灌浆段长若小于可全孔一次灌注，大于8m应分段灌注。沿坝轴线方向做防渗帷幕处理，帷幕灌浆为单排孔。采用150型地质钻机钻孔，200L双筒立式搅拌机制浆，YGB5-10型灌浆泵灌注。灌浆方法推荐采用“孔口封闭、孔内循环灌浆法”，自上而下分段灌浆。1.1.1.2混凝土浇筑混凝土浇筑包括仓面准备、入仓铺料、平仓振捣三个环节。彭子塘引水坝采用2台1.0m3强制式混凝土搅拌机拌制混凝土，5t自卸汽车水平运输，卸料至3m3混凝土卧罐，6t塔机吊装卧罐垂直运输入仓，2.2km插入式振捣器振捣密实，人工洒水养护。蛇坪河1#、2#坝采用一台0.75m3拌各机拌制混凝土，胶轮车水平运输直接入仓，2.2kW插入式振捣器振捣密实，人工洒水养护。1.1.1.3混凝土砌石工程石料开采后，通过缆式起重机吊运石料入仓。同一层砌体应内外塔接、错缝砌筑；石料宜丁顺相间，增强整体性，194 砌体的砌缝宽度应符合规范要求。混凝土制备、运输、振捣、养护方式同上。1.1.1引水建筑物施工XX水电站引水建筑物为3个引水隧洞。1.1.1.1引水隧洞施工XX水电站工程引水隧洞有彭子塘至前池的1#隧洞、蛇坪河右支流到左支流的2#隧洞和左支到前池3#隧洞，三个隧洞均按无压引水隧洞设计，采用城门洞形断面。（1）洞室开挖隧洞开挖采用钻孔爆破导洞开挖循环作业法，在1#隧洞三撞弯出口、往厂房方向的进口，1#隧洞厂房出口；苦栗坪支洞进口；2#隧洞出口；3#隧洞进口、出口；共形成7个工作面，施工时从进出口处向中间对挖掘进，每掘进一次大致按炮眼深度，工作面向前推进一定尺寸，完成一次循环作业，在一昼夜中的循环次数应为整数，如此周而复始，直至全线贯通。循环作业法主要工序有：钻孔准备、钻孔、装药、设备撤离、起爆、通风排烟、安全检查与处理、临时支撑、出碴准备、出碴、延长运输线和风水电管线等。因隧洞端面沿线变化不大，若不特殊地质现象发生，循环作业的工序基本保持稳定，在拟定施工措施计划时，应坚持正规的循环作业。以提高施工效率和加快施工进度，确保工程顺利完工。隧洞开挖工序如下：①钻爆作业：钻眼爆破是隧洞开挖掘进的主要工序。本工序采用手风钻钻孔爆破，钻孔时要严格控制孔位、孔深和孔斜，掏槽眼和周边眼的孔位偏差要小于50mm，其余炮眼则不得超过10mm，所有炮眼的孔底应落在设计规定的平面上，以保证循环进尺的掘进深度。钻眼结束，按钻爆设计的要求进行装药、堵塞和引爆线路的连接，待检查安全，人员设备已撤离到安全区域后，可以引爆。初步计算炮眼数目为12～18个，炮眼深度为1.5～2.1m，用药量为21.5kg。实际施工用药量、炮眼数目及深度必须经过现场试验再研究确定。②出碴运输：隧洞出碴采用0.6m3轻轨斗车运输，电动牵引，采用LZ-60型立抓装岩机装碴，洞内设单车道，每隔200m设一错车道，石碴堆放在选定的弃料场地。194 ③临时支护：洞室开挖爆破后，为防止破碎岩层坍塌和个别石块跌落以确保施工安全，在施工工程中，应根据地质条件、洞室断面和暴露时间等因素，对开挖出来的空间应进行临时支护。支护方法可根据地质条件、材料来源、安全经济等情况而定。④通风防尘：为控制凿岩、爆破、装碴、机器运行等原因在洞内产生有害气体和岩石粉尘，在洞口设置轴流式鼓风机，通过风管向工作面供风来驱散有害气体，并排除洞外，及时提供给工作面充足的新鲜空气，降低由于上述原因而引起的洞室温度升高，以便施工人员及早返回洞中施工。排烟通风采用同一套供风设备。⑤通电照明：隧洞沿线和工作面附近应有足够的照明设施。通常采用电灯照明，用安全电压（36V或24V）供电，供电线路和灯具要有良好的绝缘。⑥施工排水：在隧洞施工过程中，由于外水压力作用，地下岩层渗水较多，容易形成洞内积水，应设排水系统进行排水，可于洞底顺坡挖排水沟自流排出洞外，倒坡时可隔适当距离挖集水坑用水泵排除，以满足施工畅通。（2）隧洞衬砌隧洞施工采用分段开挖，边开挖边衬砌原则，根据不同地质条件，隧洞衬砌采用C20钢筋混凝土衬砌300mm厚、C15混凝土衬砌100mm厚等几种衬砌型式，当遇到松散、破碎的不良地层时，宜采用插钎、喷锚支护或预灌浆等方法，先加固支护后，再分部开挖，分部衬砌，并注意尽量减少对岩体的扰动。施工时应遵循先下而上，先衬砌底板，然后衬砌边墙、顶拱，再进行回填灌浆施工程序。对围岩条件较好，可不衬砌的地段，在采用光面爆破后，应对洞壁进行整修，使粗糙度<20cm。在三撞湾布置一台0.75m3强制式混凝土搅拌机。1.1.1.1压力前池施工前池分前室、进水室、泄水道、冲沙放空孔四部分，施工时，根据设计图纸按一定坡比开挖至设计高程，砌筑前池1.4m厚C25钢筋混凝土侧墙，并预埋φ300mm放水钢管和冲砂放空孔，再浇筑1.0m厚C25钢筋混凝土底板和0.2m厚C15混凝土边墙防渗层。194 1.1.1压力钢管施工压力管道由镇墩、支墩以及套筒式伸缩节组成。压力钢管（主管）内径为2.5m，支管内径为1.4m，主管至支管过渡段钢管内劲为2.0m。计算2.5m主钢管的壁厚为10mm，加2mm锈蚀厚度，即钢管的壁厚为12mm。2#主管及支管的壁厚为8mm,过渡段壁厚10mm（已考虑锈蚀厚度）。加劲环设计时综合考虑管道运输、安装等方面的要求，间距采用2.0m，加劲环为δ=12mm，宽度为100mm钢板，经双面焊接与钢管结合。经计算，钢管设置加劲环后，能满足钢管抗外压要求。岔管管壁被割裂处设加固环，在主、支管相贯线两侧用补强板焊贴加固。施工时先沿山势按1：1的坡比人工开挖覆盖层，再按1：0.75的设计坡比开挖强风化层，弱风化层及完整基岩按1：0.5的坡比开挖。钢管的连接方式采用双面焊接；伸缩节采用套筒式，设置在1#镇墩下面管段。压力钢管安装后，再浇筑混凝土镇墩和支墩，并按设计图进行石碴回填，镇墩、支墩采用C20钢筋砼内埋20%块石的重力式结构，压力管道的弯管段埋入镇墩之内。钢管左侧开挖踏步和排水沟以及预埋电线排架电缆沟，每隔50个踏步设一休息平台（1.0m×1.5m），排水沟、电缆沟均用100mm厚C15混凝土衬砌。压力钢管施工可与压力前池施工同时进行。1.1.2厂房施工1.1.2.1土方明挖土方明挖主要为基础覆盖层开挖，采用1.0m3液压反铲挖掘机开挖，74km推土机集料，8t自卸汽车运输，开挖料运至前方约300m处的山沟4#弃碴场。1.1.2.2石方明挖石方明挖为基础石方明挖，采用浅孔钻钻孔，梯段爆破，边坡预裂爆破，基础采用保护层开挖方法，74km推土机集碴，1.0m3液压反铲挖掘机挖装，8t自卸汽车出碴，部分开挖料直接用于厂房围堰填筑，其余石碴运至临时存料场备用或运至弃碴场堆放。194 1.1.1.1混凝土浇筑由一台0.75m3强制式混凝土搅拌机供给混凝土熟料，采用双胶轮车水平运输，6t塔式起重机垂直运输混凝土入仓，2.2kW插入式振捣器振捣，浇筑后，定期洒水养护。1.1.2机电设备与金属结构的安装1.1.2.1安装工程量及特性本工程需要安装的金属结构主要工程项目有：彭子塘引水坝、蛇坪河1#、2#引水坝、前池、厂房等建筑物的闸门、拦污栅和启闭机等。共有闸门11扇，平面定轮钢闸门3扇，平面拱形铸铁闸门8扇；拦污栅3套，启闭机9台。金属结构安装总重量47.18t。3台单机容量为2.5MW的发电机组。金属结构和启闭机的安装工程量、闸门和启闭机的技术参数见表9.3-1。机组及主要电气设备的分项安装工程量见表9.3-2。194 9.3-1金属结构材料、设备汇总表闸门所在位置名称闸门尺寸（宽×高）（m）闸门及支承型式每套重（t）数量总重量（t）启闭设备备注门体门槽加重扇数孔数门体门槽加重型式及容量台数重量（t）单重总重泄水冲砂系统彭子塘引水坝1.0×1.0高压平面拱形铸铁闸门0.420.33110.420.330LQ-1×10T固定螺杆式启闭机10.80.8蛇坪河1#、2#坝1.0×1.0平面拱形铸铁闸门0.420.33220.840.660LQ-1×5T固定螺杆式启闭机20.51.0引水发电系统1#隧洞拦污栅4.6×5.5固定式2.60.52112.60.520000进口工作闸门3.8×4.6平面定轮钢闸门6.42.1115.42.10QPQ-2×8T固定卷扬式启闭机12.02.03#隧洞拦污栅3.0×3.0固定式2.60.55112.60.550000进口工作闸门1.9×2.1平面定轮钢闸门2.01.0222.01.00QPQ-2×5T固定卷扬式启闭机10.360.36压力前池进口工作闸门4.1×5.2平面钢闸门6.762.04116.762.040QPQ-2×8T固定卷扬式启闭机12.182.18冲砂孔闸门1.0×1.0平面拱形铸铁闸门0.420.33110.420.330LQ-1×5T固定螺杆式启闭机10.50.5压力钢管拦污栅5.0×10.0固定式2.90.58112.90.580000进口工作闸门2.8×2.8平面翻盖式钢闸门1.850.38111.850.380QPQ-2×5T固定卷扬式启闭机12.182.18厂房尾水闸门4.2×2.2平面定轮钢闸门2.61.7337.85.10QPQ-2×5T移动卷扬式启闭机11.95.7合计33.5913.59910.4214.72194 9.3-2机组及主要设备安装工程量表名称型号单位数量机电设备水轮机HLA551C-WJ-81台3发电机SFW2500-8/1730台3调速器BWT-1000台3主阀SD941X-10蝴蝶阀台3主要电气设备1#主变压器S9-6300/35（安装）台12#主变压器S9-3150/35（安装）台1主变压器S9-6300/35（干燥）台1S9-3150/35（干燥）台11#厂用变压器SC11-200/6.3（安装）台1厂用变压器SC11-200/6.3（干燥）台1高压开关柜KYN28A-12（Z）-04面2KYN28A-12-011（G）面2KYN28A-12-32（G）面3KYN28A-12-54（G）面1电流互感器LAJ-10400/5台9LA-10400/5台31.1.1.1安装场地布置本工程的金属结构组装场地靠机电设备仓库布置，主要根据地形条件和施工场地总体规划进行选定，总的原则是：尽可能靠近安装场地，且能利用工地现有的施工设备进行安装吊运。1.2施工交通运输1.2.1对外交通运输XX水电站拱坝坝址距XX县城69km，厂房至XX县城78km。铁路湘黔线横贯XX县，县境内有西河站、横阳山站等；XX县境内省道225、312、317261 线过境；四级公路——鹅长公路现在改造为三级公路，与省道225线交汇后与XX县城相连，其终端已连接到天门乡长峰管区。彭子塘坝址距长峰管区7km，站址距长峰管区11km，蛇坪河坝址距长峰管区14km。因建设管理需要，需新修建四级公路10km。根据本工程对外运输条件，钢筋、钢材由XX县金属公司或涟钢供应，汽车直接运至工地，工程建设期间所需的炸药、油料等在XX县购买，采用汽车直接运至工地，长峰管区至XX县城运距约64km。水泥由XX西河水泥厂供应，采用汽车运输，运距约60km。拱坝坝址位于大山村渠江与镇溪江交汇处下游200m；厂房位于蛇坪村渠江与蛇坪河交汇处上游100m，木材可在当地购买。工程建设期间所需的生活物资等在XX县城或长峰购买，汽车运至工地。机组采用铁路运至XX横阳山站转汽车运输至厂房或直接采用汽车运输。1.1.1场内交通运输1.1.1.1永久公路场内交通运输主要是砂石料、混凝土、开挖料运输。彭子塘坝址原不通公路，需新修建公路连接长峰至林场公路，长约2.5km，宽5m，采用泥结碎石路面。修公路桥一座长约35m。厂房需修建对外公路与长峰至林场公路对接，公路长约7.5km，宽5m，采用泥结碎石路面。1.1.1.2临时公路蛇坪2#坝需在蛇坪村已修公路连接，从左岸沿山坡往上开挖公路，长约650m，宽3m，采用泥结碎石路面。蛇坪河2#隧洞需修出碴公路，将碴堆放在5#碴场，铺钢轨，公路长370m，宽3.0m。彭子塘需修临时公路至1#石料场，长80m，宽4.5m。采用泥结碎石路面。彭子塘需从右岸修临时公路至1#碴场，长220m，宽3.0m。采用泥结碎石路面。苦栗坪支洞需修临时公路运送混凝土等，长约550m，宽3.0m，采用泥结碎石路面。厂房需修临时工路至4#弃碴场，长280m，宽3.0m，采用泥结碎石路面。261 1.1施工工厂设置1.1.1凝土加工系统本工程共计需粗砂21112m3，碎石28769m3，块石18891.7m3。拱坝工程所需的石料在坝址下游左岸的料场开采，采用15t自卸汽车运输到施工现场。工程共计所需混凝土及钢筋混凝土4.02万m3，苦栗坪配两台2.0m3的强制式搅拌机；三撞湾、蛇坪河和厂房各配0.75m3的强制式搅拌机一台，以满足工程需要。混凝土拌和系统建筑面积600m2，占地面积800m2。1.1.2风、水、电、通讯本工程供风主要为引水隧洞厂房开挖、混凝土浇筑、灌浆、机电设备安装及施工辅助企业用风。拱坝的施工，由于石方开挖和混凝土，浇筑高峰期不重合，最大用风量由石方开挖控制，经计算石方开挖高峰用风强度43.24m3/min选用2台20m3/min的4L-20/8固定式空压机集中供风，空压站布置于右岸。引水隧洞开挖及施工辅助企业供风选用9m3/min的VY-9/7型移动式空压机8台，其中一台备用，厂房配2台20m3/min的4L-20/8固定式空压机。灌浆及机电设备安装用风均采用配有成套的供风设备供给。水：渠江水质较好，施工用水可从渠江中抽取（配两台IS100-80-160A，流量93.5m3/h，扬程28m，其中一台备用），或直接从溪流自流引水。电：施工用电就近引入10kv线路并自备电源。通讯：本工程移动电话施工区域网络覆盖信号质量差，需通过XX县电信局安装程控电话，进行场内外的通信联系。1.1.3其他施工工厂及仓库施工工厂主要包括钢筋加工场、混凝土加工场及机械修配场等。机械修配厂主要承担大中型施工机械的装配、维修、零部件更换等工作，布置苦栗坪通往厂房的公路旁。钢筋加工场承担主体及临时工程和预制钢筋骨架等任务，布置苦栗坪通往厂房的公路旁。261 各施工仓库，水泥仓库布置在拌和系统旁，炸药库远离施工现场，其他仓库集中布置在公路旁边。1.1.1生活福利设施本工程高峰期施工人数400人/d，生活福利设施只考虑生活住房、食堂、办公室等设备，其它文化、娱乐、医院等利用天门乡现有设施。生活福利住房职工宿舍、食堂、办公室等，考虑到当地实际情况，新建住房面积400m2，供外来施工技术人员及施工队伍等使用，不足部分租用施工场地就近村民住房，当地雇佣民工住房自行解决。施工临时建筑面积见表9.5.-1。表9.5-1施工临建面积表编号项目建筑面积（m2）占地面积（m2）备注1施工工厂混凝土加工厂6008003钢筋加工厂2002504机械加工厂1001506金结堆放场3004007仓库机电设备库2003008水泥仓库4005009炸药库5010010其它仓库20030013生活设施办公室150200简易工棚停车场01000露天职工食堂300400简易工棚职工宿舍300400简易工棚14合计280048001.2施工总布置彭子塘坝址附近山高坡陡，没有理想的地方布置施工工厂和仓库，其混凝土系统，钢筋加工厂，机械加工厂等均布置在苦栗坪通往坝址的公路旁边。厂房附近山高坡陡，没有理想的地方布置施工工厂和仓库，其混凝土系统、钢筋加工厂、机电设备库、金结堆放场、机械加工厂、停车场等均布置在山坡上面的公路旁边。山坡需开挖整平。蛇坪河施工工厂及仓库的均布置在蛇坪河左支坝址上游左岸200m处的山坡上，山坡需开挖整平。261 彭子塘筑坝工程对外交通从右岸新修连接到苦栗坪的公路进场，两岸交通通过大坝下游交通桥沟通。厂房对外交通均通过新修建的连接三撞湾至长峰公路的永久公路进场。砂石骨料系统布置在混凝土拌和系统的附近。油库、炸药库因安全与放火要求，均布置在远离生产、生活区的偏僻地带。1.1.1土石方平衡计划本工程土石方开挖共计15.69万m3，围堰砌筑用料合计3146.6m3，压力前池、管道、厂房、尾水渠、升压站等土石碴回填利用3357.8m3，蛇坪河1#、2#坝填筑利用压力前池开挖料合计753.4m3，弃碴料共计15.28万m3（含围堰拆除3146.6m3）。土石方平衡计划见表9.6-1。表9.6-1土石方平衡表单位：m3开挖项目土（砂砾石）方石方合计开挖量利用量弃用量开挖量利用量弃用量开挖量弃用量围堰2432.60.02432.6714.00.0714.03146.63146.6拱坝3165.60.03165.612201.40.012201.41536715367.0二道坝2290.70.02290.73436.10.03436.15726.85726.81#坝105.00.0105.0174.20.0174.2279.2279.22#坝216.00.0216.0362.00.0362.0578.0578.0导流隧洞160.00.0160.03766.00.03766.03926.03926.01#隧洞158.40.0158.461893.80.061893.862052.262052.22#隧洞75.20.075.21587.10.01587.11662.31662.33#隧洞72.00.072.05032.70.05032.75104.75104.7施工支洞72.00.072.01167.60.01167.61239.61239.6压力前池993.9198.8795.18945.2753.48945.29939.18986.9压力管道3520.01450.02070.09781.00.09781.01330111851.0厂房6885.00.06885.023310.01161.022149.030195.029034.0尾水渠699.6185.1699.6174.9174.90.0874.5514.5升压站928.00.0928.02560.0188.02372.03488.03300.0总计21774.01833.920125.2135106.02277.3133582.1156880.0152768.81.1.2弃碴场地规划本工程土石方开挖共计15.69万m3，土石碴回填利用以及围堰、蛇坪河1#坝、2#坝砌筑利用料合计0.41m3，共弃碴15.28万m3（含围堰拆除0.31万m3）。261 根据地形条件，弃碴场分五处布置：坝址上游库区内为1#弃碴场，1#隧洞部分出碴料及大坝开挖料均堆放在此弃碴场；苦栗坪2#弃碴场，从支洞往1#隧洞开挖出来的石方均堆放在此；三撞湾3#弃碴场，1#隧洞从三撞湾往厂房和苦栗坪两个方向开挖出来的石方均堆放在此。厂房上游约300m处为4#弃碴场，压力前池、压力钢管、1#、3#隧洞部分石方、厂房、升压站开挖出来的土石料堆放在此。蛇坪河2#坝下游为5#弃碴场，2#隧洞出碴及3#隧洞的一半出碴全部堆放在此。1.1.1临时占地施工期临时占地主要为施工、施工仓库、办公生活设施及各种堆料场占地。应尽量利用施工区内的闲置土地，工程完工后需进行清场，恢复植被和耕地。施工临时占地共计16.9亩。详见表9.6-2。表9.6-2临时占地面积表项目单位工程数量面积（m2）备注弃料场m3151304.014080部分为永久占地施工道路m21506450临建设施m34800合计184801.1.2施工征地面积及征地再利用的可能性工征施地包括库区淹没、工程永久占地和施工临时占地，淹没土地264.9亩，工程永久占地44.99亩，施工临时占地53.4亩，共计363.29亩。本工程无淹没人口和房屋，工程永久占地水田3.64亩，本工程没有生产安置人员，共需调剂水田3.64亩。项目区临时占地在占用期间，村民可获得补偿，临时占地不需要进行生产安置。临时占地等工程完工后要进行清场，恢复植被和耕地。1.2施工总进度1.2.1设计依据与原则1.2.1.1施工进度编制依据（1）本工程彭子塘坝为浆砌石拱坝，蛇坪河1#、2#号坝为浆砌石重力坝。厂房为地面式，装有3台2.5MW的混流式机组。261 （2）施工导流方式均为全段围堰导流。（3）总进度编制要求以机械为主，人力为辅。（4）初拟本工程施工总工期为30个月。1.1.1.1施工进度编制原则（1）施工总进度充分考虑当地的施工条件，按目前平均施工水平安排，在合理的基础上尽量考虑早完工发挥效益。（2）进场公路的修建划分在筹建期内，不进入总工期。（3）工程总进度以彭子塘拱坝、1#引水隧洞以及厂房施工为控制进度。1.1.2总进度安排XX水电站工程建设施工总进度充分考虑当地的施工条件，按目前平均施工水平安排，工程施工总工期为30个月。其中工程准备期为第一年8月至第一年9月，共计2个月，主要完成场内施工道路、风水电系统、临时房屋、砂石料系统的施工；主体工程工期为第一年10月至第三年11月，共计24个月，在此期间需完成彭子塘拱坝和二道坝、蛇坪河1#、2#引水坝、1#隧洞、2#隧洞、3#隧洞、压力前池、压力管道及厂房和开关站等的施工；第三年12月-第四年1月为工程的完建期，主要进行工程的扫尾工作，共计2个月。由于各工作面比较分散，独立性强，相当部分工作面施工可同步进行，因此，经综合考虑，工程施工总工期为30个月，施工总工日30.71万个。工程主要施工特性见表9.7-1，施工进度计划见本章后的表9.7-2。表9.7-1施工特性表项目数量高峰日强度土石方开挖155415.2m3870m3/d浆砌石砌筑4419.6m3100m3/d混凝土浇筑40178.5m3150m3/d劳动总工日30.71万个400人/d1.2主要技术供应和劳动力计划1.2.1主要建筑材料供应261 本工程所需要的主要材料，是根据主题工程量和施工临时建筑工程量计算，主要建材有：钢筋钢材964.3t，水泥13478.7t，粗砂21112m3，碎石289769.5m3，块石18891.3m3。施工机械设备主要包括：土石方开挖机械、基础处理机械、混凝土机械、运输机械与辅助设备。所需设备见表9.8-1。表9.8-1施工所需机械设备表编号机械名称规格与型号单位数量备注一土石方开挖机械1液压反铲挖掘机1.0m3台52推土机74kW台43装载机2m3台24手风钻Y24型把195轻轨斗车（电动）0.6m3台66立抓装岩机LZ-60型台8二基础处理机械1地质钻机150型台32灌浆机YGB-10型台13制浆机200L双筒立式台1三混凝土机械1强制式混凝土搅拌机0.75m3台32强制式混凝土搅拌机1.0m3台23混凝土卧罐3.0m3个14插入式振捣器2.2kW把15四运输机械1自卸汽车5t辆52自卸汽车8t台103自卸汽车15t台84轻轨斗车0.6m3台85胶轮车台10五辅助设备1塔式起重机6t台22固定式空压机4L-20/8台43移动式空压机VY-9/7台91台备用4水泵IS100-80-160A台2施工用水5水泵IS80-65J-160台4基坑排水1.1工程招标计划根据《中华人民共和国招标投标法》和湘计招（2002）417号文《XX省工程建设项目可行性研究报告增加招标内容和核准招标事宜暂行规定》，本工程建设实行招投标制，初拟的招标范围、招标组织形式和招标方式等如下：261 1.1.1招标范围本工程的招标范围包括：土建工程、设备采购和设备安装等项目。1.1.2招标组织形式本工程的土建工程、水轮发电机组等主要设备的采购和安装拟委托省内有资质的招标机构进行招标，其它零星项目招标考虑自行招标。1.1.3招标方式工程分为土建工程、设备采购和设备安装三类。根据本工程的具体情况，主体土建工程分三个标，内容包括引水坝，引水隧洞，压力前池、发电厂房及开关站等所有土建工程，采用国内公开招标或邀请招标方式。设备采购分水轮发电机组设备采购标、金属结构采购标及其他设备采购标，水轮发电机组、金属结构采购和其他设备采购分别采用邀请招标或询价采购方式。设备安装分为机组设备安装标和金属结构设备安装标，采用邀请招标方式。261 施工进度计划表(2页)261 261 1工程管理1.1前言XX水电站工程系资水一级支流渠江在XX县境内七级开发的第七级水电站，是以发电为主的水电枢纽工程，该工程由XX县诚源水力发电有限公司投资兴建和管理，该公司系股份制企业。工程建成后产权归建设单位所有，效益按公司内部各方入股比例分成。参照SLl06—96《水利工程管理设计规范》的有关规定，该工程应成立专门的管理机构，对工程行使相对独立的管理职能，全面负责该工程建设期的管理和建成后永久工程的管理。1.2管理机构的设置1.2.1设置原则本工程管理机构的设置，主要遵循以下原则：（1）加强企业管理，确保安全生产运行的前提下，不断提高企业经济效益，完善管理职能。本着优化劳动组合，科学、合理、节约使用劳动力的原则。（2）管理机构力求精简，职能明确，运转灵活。（3）本工程为XX县诚源水力发电有限公司投资开发的二级电站的第二级电站，上游有拟建的平游桥水电站。将按梯级电站统一管理，降低成本，满足本水电站生产运行需要，电站大修应考虑梯级互补，电站提供试验及维修设备，安排维修技术人员。（4）XX县诚源水力发电有限公司办公地设在县城，考虑到工地距县城有78km，需在工地建生产用房。（5）考虑到职工家属子女工作和学习需要，生活区拟建在XX县城，根据目前的房改政策及建设单位的要求，职工生活用房应由职工自筹资金解决。261 1.1.1管理机构1.1.1.1机构名称：XX县诚源水力发电有限公司1.1.1.2机构建成根据上述机构设置原则，公司分为三级管理：（1）第一级：总经理室、总工程师室。（2）第二级：职能科室：生产技术管理处、财务供应处。（3）第三级：生产班组：水工、机电运行班，机电维修班。1.1.2人员编制参照能源部《水力发电厂编制定员标准》的有关规定，结合本工程的实际情况，拟定XX县水电站工程管理部人员编制。其中管理人员力求精简，生产部门采用少人值班、少人值守的原则定编，机械电气设备大修可考虑梯级互补。部门及人员编制见表10.2-1。表10.2-1人员编制表部门机构定员编制（人）备注1、管理人员5总经理室1总工程师室1职能科室：生产技术管理科1财务供应科22、生产人员11建筑物监测维护1电厂：水工运行人员4机电运行人员3常规机电检修人员3兼消防合计16261 1.1工程管理范围和保护范围1.1.1工程管理范围枢纽工程区包括：彭子塘引水坝、引水系统、电站厂房、尾水渠、升压站、消防、供水设施观测、专用通信设施、进厂交通设施等建筑物周围。具体指：坝上、下游50m；彭子塘引水坝两端50m；库区设计洪水位线以下区域；厂房及开关站周围20m。生产生活区包括：生产区永久房屋建筑。以上管理范围的土地与工程占地和库区征地一并征用，并办理确权发证手续。1.1.2工程保护范围（1）工程保护范围：在工程管理范围边界线外延100m；（2）水库保护范围：坝址以上，库区两岸土地征用线以上至第一道分水岭脊线之间的陆地。以上保护范围内土地不征用。1.2工程管理设施本工程管理区管理设施包括：彭子塘引水坝、厂房及水库水文等观测设施，水库及电力调度通信设施，生产区永久房屋设施、交通道路等。1.2.1永久房屋建筑根据管理单位的具体情况和人员编制，确定生产区永久房屋建筑主要指标。见表10.4-1。表10.4-1生产区永久房屋建筑主要指标项目单位指标总用地面积m21500总建筑面积m2700生活福利用房及会议室m2300办公室及值班宿舍m2300仓库m2100261 1.1.1永久公路交通彭子塘引水坝距奉家镇9km，距天门乡的长峰管区7km，XX电站厂房距天门乡的长峰管区11km，有村级公路相连，且长峰管区有乡级公路直到县城，坝址处已修通了村级公路，通过苦栗坪连接长峰管区致厂区的公路。彭子塘引水坝下游200m处新建交通桥1座。1.1.2管理设施管理设包括水文观测设施、工程观测设施、交通设施及通讯设施等，工程观测设施另见在关章节，管理设施详见表10.4-2。表10.4-2XX水电站主要管理设施表项目单位数量备注1.水文观测设计自记水位计台3浮标及流速仪套2工具车辆2载波交换机套1程控交换机（10门）套1传真机台1对讲机台4计算机台42.生产及生活设施生活福利用房m2400包括汽车库、仓库、变电间、机修厂办公室及值班宿舍m23001.2工程管理经费1.2.1年运行费年运行费包括：工资及福利费、办公费、燃料动力费、工程维护费、管理费及其它直接费。本工程年运行费为92.63万元。1.2.2经费来源本工程采取自筹资本金与银行贷款相结合开发的方式，在建设期经费主要是预算中的开办费，发电后经费来源于发电收益。261 1劳动安全与工业卫生1.1设计依据1.1.1编制依据《中华人民共和国劳动法》、原劳动部颁布的《建设项目（工程）劳动安全卫生监督规定》，原电力工业部、水利部、劳动部联合颁布的《水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范》LD/T106-1998《建设项目（工程）劳动安全卫生预评价导则》。1.1.2主要标准、规范和规程（1）DL5061-1996《水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范》；（2）SDJ278-1990《水利水电工程设计防火规范》；（3）GBJ16-1987《建筑设计防火规范》；（4）GB50033-1991《工业企业采光设计标准》；（5）TJ36-79《工业企业设计卫生标准》；（6）SD267-68《水利水电建筑安装技术工作规程》；（7）GB8978-1996《污水综合排放标准》；（8）能源安保（1992）748号《电力行业生产性建设工程项目劳动安全与工业卫生实行“三同时”的暂行规定》。（9）XX省水利水电厅(湘水电函字[1998]第52号)《关于转发省劳动厅湘劳[1998]82号文的通知》1.2工程概述1.2.1工程布置XX水电站工程位于XX县境内，是资水一级支流渠江在XX县境内的最后一个梯级电站，枢纽工程由引水坝、引水隧洞、电站厂房、开关站等建筑物组成，电站总装机容量为3×2500kW。261 1.1.1自然条件特点工程所在地位于亚热带季风湿润气候区，降雨集中在4至8月。冬冷夏热，年内、年际变化大，12月～次年5月，寒流频繁，冷热变化剧烈，低温阴雨天多，管理人员要搞好防寒取暖工作；7月～9月，气温高，湿度大，管理人员，特别是电站工作人员要做好工作场所的降温除湿工作。工程对外交通较为不便，厂房距XX县城78km，彭子塘坝址距当地镇政府所在地7.0km。1.1.2工程主要危害电站运行中主要的高压生产部位是开关站、主变场、发电机组开关室、低压开关室等。特别是存在一大批电压为35kV的高压电气设备，操作不慎或误入可能造成人员伤亡。厂房内的油处理室、油罐室、电缆等可燃部位，燃烧起来可能烧毁电气设备，损坏厂房，厂房内的压缩空气罐、调速器油压装置。主变等压力容器设有的泄压装置如果失灵，则有可能引起爆炸。水轮机、发电机等设备引起噪声，对工作人员的听觉功能危害较大，引起听力下降。对长期在厂房内工作的人员，容易引起关节炎。电站危险场所及危害因素见表11.2-1。表11.2-1电站危险场所及危害因素一览表设备名称型号规格单位数量危害因素水轮发电机组SFW2500-8/1730台3振动、噪声、火灾主变压器SF9-6300/35台1火灾、噪声主变压器SF9-3150/35台1火灾、噪声厂用变压器S9-200/35（SC11-200/6.3）台2火灾、噪声高低压气机室处1振动、噪声油压装置台套3爆炸、火灾开关站户外敞开式座1电伤、静电感应场强透平油处理室处1火灾绝缘油处理室处1火灾蓄电池室处1爆炸、毒气高压电缆层爆炸、毒气261 1.1劳动安全防护措施1.1.1劳动安全防范措施工程防火设计时，需按防火规范确定建筑物防火等级。本枢纽工程的厂房为引水式厂房，主厂房主体结构为大体积砼结构，副厂房为砖混结构。主、副厂房的结构尺寸较大，耐火等级大部分为一级，少量为二级根据火灾发生的危险性程度划分灾危险性类别，其中电缆室、电缆廊道和中控室、计算机房、通讯室、蓄电池室、主变压器场等主要生产建筑物或构筑物为丁丙级，油处理室等也为丙级，其余建筑物或构筑物为丁级以下（含丁级）。为了严防火灾发生，除采取消防工程措施外，还需加强消防教育，不得在厂房内采取明火取暖方式。压缩空气罐、油压装置、主变等压力容器均设有泄压装置，以防爆炸。工程消防措施见工程消防设计。为了防止意外电气伤害，工作人员的工作条件和工作环境都必须确保人身安全。电力设备主要布置在户外开关站内，为了防止意外伤害，开关站四周设2.5m高围墙，与外界隔离。为了防止工作人员的电气伤害，要定期检查所有电气设备，检查电工用安全用具，确保人身安全。在初期发电至正常营运过渡阶段，对运行人员可能触及的配电装置的带电部分设有防护栏杆和安全标志。运行人员操作安全距离：电压35kV以下，按0.6m考虑，1l0kV按1.5m考虑，220kV按3.0m考虑。带电的配电装置与防护围栏之间的距离均应大于以上数值。工作人员所携带的作业灯，电压要求符合GB/T3805-93《特低电压（LEV限值）的规定：对照明器低于2.5m的场所，电压超过《特低电压》（LEV限值）的规定的，将采取有效措施防止触电。厂房内的机械设备运行满足防护安全距离要求。机械设备防护罩和防护屏的安全要求符合有关标准的规定。所有机构设备选型时，均选用安全性能可靠的合格产品。门机在大车行走时，设置行车声光报警信号，防止人员伤亡事故。对坠落高度在2.0m以上的工作平台、人行通道，各种孔洞、坑、闸门门槽、流集水井、吊物孔、竖井等处，在坠落面设置1.2m高固定式防护栏杆。桥式起重机轨道梁的门洞设门，并设有安全标志，而走道则设防护扶手。在各楼梯、钢梯、平台等处均采取防滑措施，防止工作人员攀登时滑倒摔伤。261 机械排水系统的水泵排水管道设止回阀，防止下游尾水倒灌。1.1.1工业卫生要求合理布置噪声源，降低噪声对人耳的危害。将高压风机等噪声大的设备集中布置在副厂房底层，远离厂房的值班场所。各个值班场所之间均设置隔墙，主厂房发电机井、水轮机井以及轴承进人孔均设置隔音防噪盖板，减少工业噪声对值班人员的听力伤害。具体布置情况参见机电专业厂房布置的相关图纸。水轮发电机组设备选型时，要求制造商提供设备噪声水平不超过82db(A)，以降低工作环境噪声水平。办公场所的空调器、风扇等设备选用噪声水平较低的设备。对个别噪声或振动达不到设计要求的设备，在安装的同时，要求厂家采取措施，将振动和噪声水平控制在规定范围内。夜班人员休息室噪声限制值控制在55db(A)，集中控制室和主要办公场所控制在70db(A)以内（机组段外60db(A)，一般控制室和附属房间的噪声控制在70db(A)以内，对发电机层、水轮机层、空压机室等作业场所和生产设备房间噪声控制在85db(A)以内。对每天接触不足8h的场所，噪声控制水平可增加3db(A)。机械制动装置投入运行时，会产生尘埃，部分含石棉制品刹车设备在刹车过程中可能分解产生有害物质。为此，刹车材料优先选用耐磨性能好、尘埃少的机械制动件。若变压器事故油坑及透平油、绝缘油罐在挡水槛内的油、水处理不好而直接排入河道，将会引起污染，故废水需要用碱中和，在PH值达到6.5～8.5后方可排入河道。任何工业用废油均不得排入河道，经处理后运到指定地点。对于接触微波及超高压的工作人员，主要通过控制作业时间来降低电磁辐射对人体的伤害。电场强度为10kV/m、15kV/m、20kV/m时，作业时间分别限制在3h、1.5h、10min之内。中控室、计算机房、休息室、生产管理楼内的办公室、会议室等主要工作场所均配置空调器予以降温和取暖。对于一般值班场所和无人值班场所作好机械通风工作，以确保设备运行寿命和巡视人员健康。261 所有工作场所均所按照设计要求安装照明器。对自然采光不能满足要求的作业场所，白天也用照明器进行人工采光。中控室、计算机房天然采光照度不低于150Lx；一般控制室、主机房、机修间、修配厂、办公室、会议室天然采光照度不低于100Lx；配电室、母线室等天然采光照度不低于50Lx；对采光要求不高的辅助用室。天然采光照度也不宜低于25Lx；应急照明（包括疏散照明）不低于0.5Lx。对所有工作场所，均需要求安装照明器。具体采光设计在下一阶段完成。所有生活和建筑垃圾均不得任意堆弃，生活垃圾统一收集后运到县垃圾场处理，建筑垃圾按业主指定位置进行堆放。电站压力前池拦污栅前的污物应及时清除、处理，防止腐烂发臭，危害环境。1.1.1应急措施设备发生故障后，主要设备一般有自动保护装置进行保护。部分没有自动保护装置的设备发生故障后将采取紧急抢修或用备用设备进行更换，以确保系统运行安全。发生人员电气伤害、中毒、机械或坠落伤害等人身伤亡事故时，要采取紧急措施，抢救伤员。如人员意外受到电气伤害，应先接闸后抢救；发生中毒，则应立即抬出房间，由医务人员采取抢救措施；对业已休克的病人，应立即实施人工呼吸尽最大努力帮病人恢复呼吸功能。如发生火灾，消防人员及安全人员应立即组织人员从安全出口紧急撤退，消防人员则立即组织救火。对所有负伤人员，医务室要及时组织抢救，必要时，与市（县）有关医院取得联系，请求医院帮助。1.1.2检测设备安全人员要做好安全检测和设备检查工作，确保电气设备正常运行。主要的检测设备有：电压表、兆欧表、欧姆表、万用表。枢纽工程将建立防洪预警系统，一旦发生洪水，将自动预警。1.2预期效果及评价本工程消防在不同场所分别采用了消火栓系统，并配置了固定式和手提式灭火器，发生火情可迅速扑火。发生严重火情时，在组织灭火的同时，可请县消防部门援救。高压电气设备附近设置围墙或护栏，可防止无关人员管理所人误入，减少人员伤害的可能性。高压电气设备设置了防误操作系统，避免了正常情况下检修和维护人员误操作带来的伤害，大大提高了操作的安全性。在有可能的坠落面设置固定式防护栏杆，防止工作人员意外坠落，尽可能避免运行人员的坠落伤害。261 合理布置噪声源，选用低噪声设备可降低噪声水平，将噪声危害降低到最低限度。室内不同场所采取不同的通风方式，将湿度高的空气的排入大气，实现换气。对经常值班的场所安装空调器，可有效降低空气的湿度和温度，降低工作人员患风湿性关节炎的患病率。并且通过机械通风，将室内的有毒气体基本排除，确保空气新鲜，保证运行人员的身体健康。1.1安全卫生机构为了搞好项目运行后的安全卫生宣传工作，需建立一个劳动安全与工业卫生教育与管理机构。1.1.1安全人员安全卫生机构由安全工程师负责，分为劳动教育、工程监测、安全设施维修与保养等部门。管理机构设安全工程师一名，其余工作人员三名。各部门的人员要求：安全工程师要求具有丰富的工程管理经验，对电气设备的特性有一定了解，有从事安全工作方面的经验，具有中级以上(含中级)的专业技术职称。安全工程师要具有高度的责任感，有很好的安全意识，熟练掌握国家安全方面的，特别是水利行业的法规、规程、规范，能及时处理各种安全事故，发生人员伤亡事故时能组织人员进行抢救，发生火灾时能协助消防人员进行人员疏散、灭火工作。劳动保护教育人员应具有较高的语言表达能力，熟悉劳动安全卫生方面有关的法律、法规、规程、规范，熟悉发生安全事故后的紧急处理抢救措施。工程安全监测人员要具有高度的责任感，熟悉掌握各种监测设备的使用方法，搞好安全监测工作。能够及时发现和处理安全隐患。工程安全设施维修和保养人员要求掌握各种安全监测仪器的性能和使用方法，对常用仪器能进行一般维修，以保证监测设施正常运用。1.1.2安全设施安全设施主要有监测仪器设备和必要的宣传设备。261 监测仪器设备有温度计、声级计、照度计、振动测量仪、电磁场测量仪、微波漏能测量仪等。其中声级计、照度计、湿度计各2支，温度计20支，其余的仪器各1台。为操作安全，电工用安全用具需定期检查，不符合要求的或已经老化的安全用具均不得使用。1.1专用投资概算本工程配置的主要安全设施有防洪预警系统、消防设施、防护围栏、空调器、工作人员绝缘安全用具等。主要安全监测设施有温度计、湿度计、声级计、照度计、振动测量仪、电磁场测量仪、微波漏能测量仪、电压指示器、电流指示器、宣传广播等。为了便于安全机构进行现场管理，必须常备一台车以供安全工作急需。具体投资概算如表11.6-l。表11.6-1主要安全设施及投资概算表名称数量单价（万元）总价（万元）防护围栏1.5空调器3台0.61.8消防设施详见消防部分报告绝缘安全用具20套0.24.0消声设备2套1.02.0风扇详见水机部分报告风机详见消防部分报告湿度计2支0.020.04温度计20支0.010.2声级计2个0.20.4照度计2个0.30.6振动测量仪1个0.60.6电磁场测量仪1台0.80.8微波漏能测量仪1台1.81.8电压指标器6台0.251.5电流指标器6台0.251.5宣传广播4个0.050.2合计16.92261 1水库淹没处理及工程占地1.1水库淹没处理设计洪水标准及范围1.1.1库区概况XX水电站工程位于XX县天门乡长峰管区境内，距离XX县城78km。项目区地处XX县西部山区，与溆浦县交界。坝址以上河流大部分位深山峡谷，库区范围多为深山老林，河流两岸山岭高程一般为700～900m。库区属亚热带季风湿润气候区，多年平均气温16.8℃，降雨量1613.7mm，无霜期253.4天，四季分明、气候宜人、雨量充沛，适于各种作物生长。库区经济以农业生产为主，耕作制度一般为一年一熟，粮食作为以水稻为主，次为玉米、红薯等。水库淹没涉及XX县天门乡的大山村、林场村和蛇坪村，大山村现有农业人口893人，耕地面积640亩，其中水田380亩，旱地260亩，人均耕地面积0.72亩；林场村现有农业人口534人，耕地面积356亩，其中水田96亩，旱地260亩，人均耕地面积为0.67亩；蛇坪村现有农业人口539人，耕地面积359亩，其中水田139亩，旱地220亩，人均耕地面积为0.43亩，天门乡农民人均年收入2266元。1.1.2淹没处理设计标准及范围根据《水利水电工程建设征地移民设计规范》（SL290-2003）的有关规定，不同淹没对象采用的洪水标准如下：耕地：坝前正常蓄水位加0.5m，接2年一遇洪水回水线；林地：正常蓄水位；农村居民点及专项设施：坝前正常蓄水位加1m，接10年一遇洪水回水线。回水末端终点位置按回水线不高于同频率天然水面线0.3m水平延伸处理，相关频率回水曲线见表12.1-1。经调查统计，本次设计方案的水库淹没影响涉及XX县天门乡的3个村，无淹没人口、房屋；淹没耕地3.80亩，其中水田2.64亩，旱地0.16亩；林地223.90亩，滩地、荒地37.20亩，人行桥1座。库区内无重要矿产资料及文物古迹。建库后彭子塘引水坝回水长度渠江干流3.54m，镇溪江干流2.80km，261 蛇坪河1#引水坝回水长度干流0.3km，2#引水坝回水长度干流0.5km，清理面积共约0.25km2。表12.1-1渠江干流天然水面线及回水计算成果表断面名称断面编号累积（m）河底高程（m）10％（10年一遇）50％（2年一遇）天然情况下建库后天然情况下建库后CS1S40354.82360.3384.43358.13382.72CS2S5126.5355.35360.83384.43358.66382.72CS3S6241.9357.25362.73384.43360.56382.72CS4S7347.9358.29363.77384.44361.6382.72CS5S8457.3358.9364.38384.44362.21382.72CS6S9730.2361.01366.49384.45364.32382.72CS7S10992.2361.76367.24384.45365.07382.72CS8S111194.5362.71385.31384.45366.02382.72CS9S121478.1364.93370.41384.45368.24382.72CS10S131639.8366.57372.05384.46369.88382.73CS11S141952.8370.51375.99384.46373.82382.73CS12S152262.6373.68379.16384.47376.99382.74CS13S162565.1375.59381.07384.59378.9382.75CS14S172796.9376.42381.9384.78379.73382.85CS15S183131.9378.32383.8385.24381.63383.14CS16S193537.2381.14386.62386.62384.45384.451.1水库淹没损失1.1.1水库淹没影响实物指标1.1.1.1调查依据（1）《水利水电工程建设征地移民设计规范》（SL290-2003）（2）《水利水电工程水库淹没实物指标调查细则》（3）XX水电站不同频率洪水回水成果（4）库区1/1000地形图1.1.1.2调查内容和方法本阶段水库淹没实物指标调查由XX市水利水电勘测设计院会同XX县诚源水力发电有限公司、XX县国土、林业等有关单位及当地村、组负责人组成联合调查组，持1/1000地形图对正常蓄水位380.5m、383.5m方案的回水影响区域进行了现场调查。土地以村为单位进行登记，专项设施逐处调查。261 对淹没区内耕地、林地面积，按地类界限和乡镇行政区划进行量算，并收集库区乡（镇）统计报表资料，土地详查资料，辅以实地典型调查订正。1.1.1.1水库淹没影响实物指标成果经调查统计，本次设计推荐方案（正常蓄水位380.50m）的水库淹没影响涉及XX县共1个乡（天门乡）3个村（大山村、林场村、蛇坪村），无淹没人口、房屋；淹没耕地3.80亩，其中水田3.64亩，旱地0.16亩；林地223.90亩（不含工程占地和施工临时占地），滩地、荒地37.20亩。库区内无重要矿产资料及文物古迹。1.1.1.2防护措施彭子塘水库回水长度在渠江干流为3.54km，彭子塘水库大坝距离平游桥电站厂房4.0km，因此，彭子塘水库在推荐的正常蓄水位时，对上游平游桥电站尾水没有影响，因此，暂不考虑针对回水影响的防护措施。1.2生产安置规划1.2.1设计水平年和规划目标1.2.1.1设计水平年根据XX水电站工程施工进度计划：电站拟定于2007年开工，2009年首台机组发电。本项目取2009年为设计水平年，各项动态实物指标均计算至2009年。1.2.1.2规划目标本项目安置规划总目标是：人民生产有出路，劳动力得到合理安置，生产生活水平有所改善或至少不低于原有水平。1.2.2生产安置规划1.2.2.1生产安置人口计算生产安置人口是指由于水库淹没而失去主要生产资料和劳动对象，需要重新安排生产出路的农业人口。生产安置人口本阶段以村为单位计算，以库区淹没耕地调查实物指标为依据，根据各村征用的耕地面积除以现有人均耕地面积，逐村求出生产安置人口数量，然后按6‰的人口自然增长率推算至设计水平年2009年。261 经计算2006年的生产安置人口为5人，推算至设计水平年2009年的生产安置人口为6人。1.1.1.1环境容量分析根据统计资料分析，水库淹没影响涉及的1个乡3个村总人口为2266人，耕地总面积为1355亩。本项目需要进行生产安置的人口较少，通过采取增加农业投资，改善土地肥力，调整农作物品种，改造低产田和旱地改水田等方式来提高农业收入，可以较好的安置农村劳动力就业。1.1.1.2移民生产安置措施本项目需要生产安置的人口较少，根据库区土地资源的实际情况，只需要村内调剂耕地即可满足生产安置需要。按各村淹没后的人均耕地标准，需村内调剂水田共3.56亩。1.2专业项目复建规划1.2.1规划原则（1）对影响运行和功能的设施，按原有标准、规模和功能予以改建。（2）对功能上仍需要而工程本身不具备改建条件的设施，可按恢复功能的原则采用其他形式的替代工程。（3）对受益对象受影响，本身失去存在意义而无需恢复的设施，考虑适当的拆除补偿，不予以恢复。（4）改建设计要充分考虑原设施中可利用的设备、材料。1.2.2复建规划本项目淹没影响专项设施只有交通桥1座，规划对其进行复建。1.3库底清理规划建库后彭子塘引水坝回水长度干流3.54km，镇溪江2.70km，蛇坪河1#引水坝回水长度干流0.3km，蛇坪河2#引水坝回水长度干流0.5km，清理面积共约0.25km2。为保证建库后水质不受污染，对两岸380.50m水位以下0.1km2261 范围内的林木需进行砍伐并运出库外，库区内进行消毒等处理。清理范围内残留的较大障碍物要炸除，其残留高度一般不得超过地面0.5m。林木应尽可能齐地面砍伐并清理外运，残留树桩不得高出地面0.3m；林木砍伐残余的枝桠、枯木、灌木丛以及秸杆、泥炭等易漂浮的物质，在水库蓄水前，应就地烧毁或采取防漂措施。1.1补偿投资概算1.1.1库区占地补偿1.1.1.1补偿标准耕地亩产值：据调查，本工程占地范围内的水田基本上为二类水田，根据《XX省征地年产值标准》，经计算，水田年亩产值为1190元/亩，旱地年亩产值为893元/亩。根据《XX省实施<中华人民共和国土地管理法>办法》的有关规定，确定耕地的土地补偿费按该耕地征用前三年平均亩产值的七倍计算，每一个生产安置人口的安置补助费按每亩产值的四倍计算。以2006年征地拆迁影响涉及的村民小组为单位统计的项目区农业人口人平耕地为0.60亩，折合每亩耕地的安置补助倍数为6.67倍。青苗生长期不到一年的按照一季产值补偿，根据项目区耕地的耕作制度，青苗费按年产值的40%计算。根据项目区耕地的年亩产值及补偿补助倍数计算其补偿单价为：水田16739元/亩，旱地为12555元/亩，用材林地8251元/亩，灌木林地7180元/亩，河滩地、荒地1666元/亩。1.1.1.2补偿投资根据永久征用各类土地数量和补偿补助标准，计算土地补偿、安置补助及生产补偿费为192.22万元。1.1.2专业项目复建补偿水库淹没的专业项目只有1座交通桥，补偿投资为30.00万元。1.1.3库底清理库底清理补偿标准按30000元/km2计算，其补偿投资为0.9万元。261 1.1.1其他费用勘测设计科研费按征地补偿、专项设施补偿投资费用之和的3%计列，实施管理费按征地补偿、专项设施补偿投资费用之和的3%计列，技术培训费按征地补偿投资费用的1%计列，监理费按征地补偿、专项设施补偿投资费用之和的1%计列，实施机构开办费暂列8万元。经计算，以上各项其他费用共计为26.25万元。1.1.2基本预备费基本预备费按征地补偿、专项设施补偿以及其他费用等投资之和的10%计算为25.44万元。1.1.3有关规费水库淹没处理的有关规费只计算耕地占用税和管理费。根据《XX省耕地占用税实施办法》，耕地占用税按10元/m2计算共计为2.53万元。征地管理费按总投资（不含规费）的2%计算为5.60万元。水库淹没处理的有关规费共计8.13万元。1.1.4水库淹没处理总投资水库淹没处理征地补偿投资总概算为287.94万元（不计有关税费的总投资为279.81万元），将全部列入工程总概算，由项目建设单位承担。补偿投资总概算详见表12.6-1。261 表12.6-1水库淹没处理投资概算项目单位单价（元）数量投资（万元）备注一、淹没征地补偿费197.221、林地亩223.90184.73用材林亩8251223.90184.732、耕地亩3.806.29水田亩167393.646.09旱地亩125550.160.203、河滩地亩166637.206.20二、专项设施复建补偿30.001、交通桥座3000001.0030.00三、库底清理费用km2300000.300.90四、其他费用26.251、勘测设计费6.842、实施管理费6.843、技术培训费2.284、监理费2.285、实施机构开办费8.00五、基本预备费25.44六、总投资（不计税费）279.81七、有关规费8.131、耕地占用费2.53水田m2102426.672.43旱地m210106.670.112、征地管理费5.60八、总投资（计税费）287.941.1工程占地1.1.1工程占地实物指标工程占地包括永久占地和临时占地两部分，根据枢纽工程总体布置及施工组织设计，按1/500地形图实地调查，涉及XX县的1个乡3个村（大山村、林场村、蛇坪村）。工程永久占地（包括枢纽工程管理区和生产、生活区等）共占用用材林地42.64亩，滩地、荒地2.35亩。工程临时占地（含临时建筑、施工道路等）共占用用材林地53.40亩。261 1.1.1工程占地生产安置工程永久占地中无耕地，因此没有生产安置人口。项目区临时占地在占用期间，村民可获得补偿，临时占地不需要进行生产安置。1.1.2工程占地补偿投资1.1.2.1农村征地补偿永久占地参照水库淹没占地补偿村准，计算土地补偿费为35.57万元。施工区临时用地考虑到工程施工需分年、分段实施，期限按2年确定，每亩耕地的土地复垦费按3600元考虑。经计算，临时用地土地补偿单价分别为：水田6634元/亩，旱地5895元/亩，灌木林地1188元/亩。临时占地补偿费为6.53万元。农村征地补偿部分共计42.10万元。1.1.2.2其他费用及基本预备费其它费用及预备费取费标准按水库淹没处理标准计算，其它费用2.95万元，预备费4.51万元。1.1.2.3有关规费（1）森林植被恢复费：根据《森林植被恢复费征收使用管理暂行办法》，灌木林地的森林植被恢复费标准为3元/m2。经计算，森林植被恢复费为10.68万元。（2）征地管理费：按工程占地总投资（不含规费）的2%计算为0.99万元。工程占地移民补偿的有关规费共计11.67万元。1.1.2.4工程占地总投资工程占地征地补偿投资总概算为61.23万元（不计有关税费的总投资为49.56万元），将全部列入工程总概算，由项目建设单位承担。补偿投资总概算详见表12.7-1。261 表12.7-1工程占地补偿投资概算项目单位单价（元）数量投资（万元）备注一、工程永久占地补偿费35.571、林地亩42.6435.18用材林亩825142.6435.182、河滩地亩16662.350.39二、工程临时占地补偿费53.406.531、用材林地亩122353.406.53三、其他费用2.951、勘测设计费1.262、实施管理费1.263、监理费0.42四、基本预备费4.51五、总投资（不计税费）49.56六、有关规费11.671、森林植被恢复费10.68灌木林m2335600.0010.682、征地管理费0.99七、总投资（计税费）61.231.1汇总1.1.1征地实物指标汇总永久征地实物指标共计：耕地3.80亩，其中水田3.64亩，旱地0.16亩；用材林地266.54亩，滩地、荒地39.55亩。临时征地实物指标共计：用材林地53.40亩。1.1.2投资概算汇总水库淹没补偿投资为287.94万元（含规费8.13万元）；工程占地补偿投资为61.23万元（含规费11.67万元）；二部分合计总投资为349.17万元（含规费19.80万元）。261 1水土保持设计1.1项目及项目区概况XX水电站工程位于XX县天门乡境内，距XX县城约78km，XX水电站为小型工程，水库工程属Ⅴ等工程，电站工程属Ⅴ等工程，小（2）型规模。水库工程的引水坝、放空闸、引水隧洞及压力前池等主要建筑物为5级建筑物，电站工程的发电厂房系统、开关站等为5级建筑物，次要建筑物为5级建筑物，临时建筑物为5级建筑物。工程主要由彭子塘引水坝和蛇坪引水坝、1#隧洞、2#隧洞、3#隧洞、引水明渠、压力前池、压力管道、厂房及升压站组成。工程主体建筑工程量见表13.1-1。表13.1-1XX水电站主体工程主要工程量汇总表项目单位挡水工程引水工程厂房及升压站合计土方开挖m35777.34819.58512.619109.4石方开挖m316111.991006.126044.9133162.9混凝土及钢筋混凝土m325348.111810.42768.239926.7浆砌块石m33184.80578.74419.6钢筋制安t202.75325.5214.35742.6项目区属典型的中亚热带季风气候区，气候温和，降水丰沛、径流丰富。本流域内多年平均年降雨量为1613.7mm，多年平均蒸发量为1423.9mm。降水主要集中在4～7月份，降水量占年总量的57%，其中以5、6月份最多，降水量占年总量的近1/3。据临近的XX县气象站资料统计，多年平均风速1.7m/s，最大风速20.0m/s。多年平均气温16.8℃，年极端最高气温40.1℃，最低气温-10.7℃，高温一般发生在7～8月，低温一般出现在1～2月。流域内森林茂密，植被覆盖较好，覆盖率在66%左右，河流中含沙量较小，水土流失不严重，暴雨时常有泥石流发生，河中有部分推移质沿江滚动，在河面较宽处可见矮小的卵石边滩，亦有少数沙滩，总体来讲河流含沙量不大。河谷处河面较窄，河床下切较深，山高水低，沿岸农田、居民多分布在山顶或半山阶地。根据XX省水土保持区划，项目区属于轻度水土流失区，土壤平均侵蚀模数为3307t/km2·a。261 1.1编制依据1.1.1法律法规(1)《中华人民共和国水土保持法》及其《实施条例》；(2)《中华人民共和国水法》；(3)《中华人民共和国土地管理法》；(4)XX省实施《中华人民共和国水土保持法》办法；1.1.2采用的技术标准(1)《开发建设项目水士保持方案技术规范》(SL204—98)；(2)《水土保持综合治理技术规范》(GB／T16453—1996)(3)《水利水电工程制图标准·水土保持图》(SL73.6—2001)；(4)《规范水土保持方案编制程序、编写格式及内容的补充规定》(水利部保监[2001]15号)；(5)《水土保持综合治理验收规范》(GB／T15773—1995)；(6)《水土保持综合治理规划通则》(GB／T15772—1995)；(7)《水土保持综合治理效益计算法》(GB／T15774—1995)；(8)《土壤侵蚀分类分级标准》（SL190-1996）；1.1.3采用的技术文件(1)《XX省物价局、XX省财政厅关于水土保持设施补偿费和水土流失防治费标准有关事项的通知》（湘价费字【2006】145号）；(2)《XX省水土保持区划》；(3)《XX县水土保持报告》；261 1.1生产建设过程中造成的水土流失预测1.1.1预测时段项目区新增水土流失主要发生在项目建设期，生产运行过程中不需扰动地面，不会新增水土流失，水土流失预测时段主要为项目建设期，时间为3年。1.1.2预测内容和方法1.1.2.1扰动原地貌、损坏土地、植被情况工程扰动的地表面积包括是库区水面（含淹没占地）、坝区永久占地和临时占用地、弃碴场，其中临时占地包括沙砾场以及道路占地等。占地范围内的土地以林地、荒地为主，植被以原始次生林、灌木林为主，根据工程施工布置，扰动地表面积27.58hm2。损毁水保设施面积19.37hm2。具体数量详见表13.3-1。表13.3-1扰动地表和损毁水保设施情况表单位：hm2序号项目扰动地表面积损毁水保设施面积1库区淹没占地17.6610.002工程永久占地3.002.753工程临时用地3.563.564弃碴场2.762.765交通设施迁建区0.60.3合计27.5819.371.1.2.2弃土、弃石量预测本工程（含临时工程）共计土石方开挖15.69万m3，根据初拟施工方法，经土石方平衡后土石方开挖料共计利用0.41万m3，共计弃碴量15.28万m3（含围堰拆除0.31万m3）。1.1.2.3可能新增水土流失面积和总量的预测可能新增水土流失面积为93200m2，261 本工程建设中所产生的水土流失主要来源于建设中的修筑挡水坝、厂房、弃土、弃碴形成的裸露坡面、土料场开采面、施工临时用地等，根据现场调查测算，分别计算各分区水土流失量，可能新增水土流失总量为4.37万t，计算情况表见13.3-2。表13.3-2工程新增水土流失预测汇总表项目扰动地表（m2）预测年限（年）水土流失量（万t）占流失总量比重（%）枢纽占地3000031.2328.15施工临建占地1310030.061.37施工临时道路2250030.071.60弃碴场2760033.0168.88合计932004.371001.1.1.1水土流失危害预测XX水电站工程势必要开挖削坡、填筑，破坏原地表，因此该工程的建设无疑会加剧该地区的水土流失。（1）加重水旱灾害，淤积河道路面硬化，土地占压，植被破坏，使降水入渗减小，径流系数增大。采石取土、材料运输等过程中产生的弃土弃碴可能发生流失，埋压农田，淤塞池塘、洪道、河道等蓄洪、排洪系统，加重水旱灾害，造成农田水冲砂压。（2）恶化局部生态环境本工程建设不论采用何种施工方式，都会扰动地表，破坏原有的水土保持设施，破坏一定的植被，产生一定数量的弃土弃碴。这些都可能导致局部的土地退化、植被发生逆向演变、生态环境恶化。1.1.2取料场、弃碴场规划工程所需的天然建筑材料包括天然砂砾料、人工轧骨料和石料。主要建材均从外购买。本工程弃碴量为15.68万m3，规划了5个弃碴场，其中1#弃碴场位于彭子塘引水坝坝址上游库区，2#弃碴场位于苦栗坪施工支洞附近的冲沟中，3#弃碴场位于1#隧洞三撞湾段处冲沟中，4#弃碴场位于厂房上游300m处的冲沟中，5#弃碴场位于261 蛇坪河2#坝址处下游附近。1.1.1水土流失防治方案1.1.2防治原则和目标1.1.2.1防治原则（1）遵照《水土保持法》及配套法律、法规的要求，实行“预防为主、防治并重、因地制宜、因害设防、水土保持与生产建设安全相结合”的原则，在调查、分析、研究的基础上，确定库区工程建设在相应各时段内业主承担的水土保持责任范围，初步提出防治水土流失的对策和措施，概算工程量和相应投资，安排实施进度计划，落实方案实施的保证措施。（2）根据库区不同工程可能造成的水土流失的不同，分农田防护工程、库岸防护工程及专项设施复建工程进行的水土保持措施布局和水土保持方案设计。主要包括表土临时防护区、专项设施复建区、移民生产安置区等区域的防护措施。（3）库区水土保持方案编制贯彻“小流域综合治理”的指导思想，做到工程建设与区域水土保持相结合；近期与远期相结合、生物措施与工程措施相结合的原则。（4）方案与建设过程相适应，遵照“同时设计、同时施工、同时验收”的原则，全面规划、综合防治，临时性措施与永久性措施相结合，工程措施与生物措施、土地复垦相结合，合理配置形成有效的防治体系；在防治水土流失，保护和合理利用水土资源的同时，实现生态效益、社会效益和经济效益的同步发展。1.1.2.2防治目标根据工程建设特点，初步拟定本方案的防治目标为：(1)扰动地表治理率为100%；(2)造成水土流失面积的治理度为100%；(3)土壤侵蚀模数的控制比在100%以下；(4)水土流失控制率为92.50%；(5)植被恢复系数为：100%；(6)林草覆盖率为：42.06%。261 1.1.1设计水平年本项目设计水平年为：工程竣工后的第一年，即为2010年。1.1.2防治责任范围根据《开发建设项目水土保持方案技术规范》的规定，XX水电站工程的防治责任范围主要包括项目建设区和直接影响区，总面积为27.58hm2。其中项目建设区面积26.98hm2，直接影响区0.6hm2。1.1.3防治分区项目区水土流失防治分三大区域即主体工程区、弃碴区和临时施工区。1.1.4防治措施（1）主体工程区域：该区总面积为1.5hm2，包括水利枢纽区和厂房生产区，该区所处在陡峭狭窄的山谷地带，地势险峻，坡陡谷深，区内山峦重叠，两岸阶不发育，该区地形地势起伏较大。根据施工设计，在管理所生活区会形成较大石碴回填区，靠河岸且坡度较陡，因此该区的部分地段应设置挡土墙，防止产生新的水土流失。施工完建后，对厂房、管理所生活区、永久道路及机修场等区域进行园林绿化，需平整土地0.25hm2，园林绿化0.25hm2。（2）弃碴区：该项目弃碴位置有5个，其中1#弃碴场位于彭子塘引水坝坝址上游库区，占地面积为0.66hm2，容纳弃碴量为3.33万m3，平均堆高为5.0m。因碴场位于库区死水位内，可不采取水土流失防治措施；2#弃碴场位于苦栗坪施工支洞附近的冲沟中，占地面积为0.74hm2，容纳弃碴量为2.44万m3，平均堆高为3.3m。根据现场地形条件，采用排洪沟+挡碴墙+种草的处理措施防治弃碴场水土流失；3#弃碴场位于1#隧洞三撞湾段处冲沟中，占地面积为0.49hm2，容纳弃碴量为2.47万m3，平均堆高为5.0m。根据现场地形条件，采用排洪沟+挡碴墙+种草的处理措施防治弃碴场水土流失；4#弃碴场位于厂房上游300m处的冲沟中，面积为0.71hm2，容纳弃碴量为6.49万m3，平均堆高为9.1m。根据现场地形条件，采用排洪沟+挡碴墙+种草的处理措施防治弃碴场水土流失；5#弃碴场位于蛇坪河2#坝址处下游附近，占地面积为0.18hm2，容纳弃碴量为0.53万m3，平均堆高为3.0m。根据现场地形条件，采用排洪沟+挡碴墙+种草的处理措施防治弃碴场水土流失。261 （3）临时施工区：在施工过程中，为施工方便建临时道路2150m，其中800m临时公路处于淹没范围内，可不考虑对其进行水保防护。其余1350m设计在公路路基设置长500m的浆砌石挡土墙，高1.0m，需浆砌石500m3。内侧修长380m的浆砌石排水沟，需浆砌石100m3。开挖坡面采用草皮护坡，种植马尼拉草和台湾青，面积为1250m2。1.1.1工程量及进度安排根据XX水电站工程水土流失预测结果及防治方案，新增水土保持措施工程量为M7.5浆砌石892m3、截流、截水沟524m，沉沙池10个、挖方536m3、平栽植乔木2000株、种草5750m2，工程数量详见表13.3-3。表13.3-3新增水土保持工程措施汇总表工程内容挖方填方浆砌石草皮覆土砂砾石长度单位m3m3m3m2m3m3m弃碴场防护截水沟84512010101801050挡土墙12551502592.5500护坡57501000沉沙池1401045生产区防护挡土墙180100300215施工道护路挡土墙140150500500截水沟10060100380合计32209145492.55750436518036451.1.2水土流失监测1.1.2.1坝区根据主体工程建设特点及可能产生水土流失的分布状况，在坝区建设区的左右岸公路、碴场和料场等处布设监测点，经观察和掌握其水土流失变化趋势以及水土保持措施实施的效果。261 1.1.1.1库区根据库区特点及水土流失的不同情况，主要监测料场、碴场的水土流失类型、流失量及水土保持措施实施效果；库岸防护工程主要监测库岸沿线堆碴的流失状况及其防治效果。监测资料应及时进行分项整理分析，建立监测档案，编制监测报表和年度总结报告，向企业管理部门汇报，并将统计结果报送XX市水土保持行政主管部门认可。1.1.2投资概算及效益分析1.1.3投资概算根据水利部《水土保持工程概（估）算编制规定和定额》，本工程投资由工程费、独立费、预备费、水土保持设施补偿费组成。其中，工程费由工程措施费、植物措施费和施工临时工程费组成；独立费用由建设管理费、工程建设建立费、科研勘测设计费、水土流失监测费、工程质量监督费组成。水土保持工程措施费按设计工程量乘工程单价进行计算。水土保持植物措施费由苗木、草、种子的材料费和种植费组成，材料费按苗木、草、种子的预算价格乘数量计算；栽（种）费按工程量乘工程单价进行计算。临时工程按工程措施费和植物措施费之和的2%计算。经概算，本项目水土保持工程总投资为76.70万元，其中静态总投资为47.64万元。水保工程措施投资为27.79万元，植物措施投资为9.90万元，施工临时工程费用为0.80万元，独立费用为4.88万元，基本预备费为2.27万元，水土保持设施补偿费29.06万元。投资概算见表13.3-4。261 表13.3-4XX水电站工程水土保持投资估算表序号工程或费用名称单位数量单价合价占静态总投资的比例（万元）一第一部分：水土保持工程措施29.7956.93%1人工挖土m332205.771.862土方回填m39145.850.533表土回填m343651.850.814浆砌石截水沟m31010150.8415.235浆砌石沉沙池m345165.750.756浆砌石挡土墙m3592.5179.0310.61二第二部分：水土保持植物措施9.918.92%1草皮护坡m25750126.92植树棵2000153三第三部分：临时工程0.791.52%工程措施费用的2%29.792.00%0.60植物措施费用的2%9.92.00%0.20四第四部分：独立费用4.889.34%1建设管理费0.81工程措施费用的2%29.792.00%0.60植物措施费用的2%9.92.00%0.20临时措施费用的2%0.792.00%0.022勘测设计费40.486.00%2.433施工期水土保持监测费45.11.00%0.454水土流失工程建立费45.12.50%1.135工程质量监督费45.10.15%0.07一～四部分合计45.37五第五部分：基本预备费45.375.00%2.274.34%六第六部分：静态总投资47.64七第七部分：水土保持设施补偿费m21937001.5元/m229.06八工程总投资76.701.1.1效益分析通过水土保持综合治理，可防止新增水土流失，减少入渠、塘、库、河流泥沙，遏制项目区水土资源破坏，保护和恢复生态环境，保持水土资源可持续利用，在国土整治、安全生产、社会经济持续发展等诸方面具有重要的作用。261 方案实施后，能减少工程建设造成的负面影响，促进农村各行各业生产的良性循环，最终促进人民生活水平的不断提高。方案实施后，可恢复植被，美化环境，创造良好的生态环境，为当地经济的发展创造良好的条件。1.1.1组织、管理措施1.1.1.1组织领导措施本水土保持方案由业主负责组织实施，协调好与主体工程的关系，在施工过程中委托有资质的监理单位进行监理。由水行政主管部门负责监督，检查保持方案的实施和水土保持设施验收。1.1.1.2技术保证措施本方案应由具备项目相应资质证书的设计部门设计，经水行政主管部门审定后，作为下阶段施工和验收的依据。1.1.1.3资金来源及安排本方案所需资金纳入工程总投资，由业主筹措，实行专人、专户、专帐管理，专户储存，专款专用。1.1.2综合结论水土保持方案实施以后，把新生产的水土流失控制到了最低程度。3-5年内项目区的林草覆盖率可达到未破坏前的水平，5~10年该区的生态系统可恢复到原有水平，可以有效的防止水土流失，对江河上中游的水源涵养有很大的作用，从而改善中下游的水质，有利于当地人民的生产生活，具有极大的生态效益和社会效益，同时有一定的经济效益。261 1环境保护设计1.1工程环境保护设计依据1.1.1工程环境影响综合评价结论XX水电站项目申请书阶段，对库区及库区周围环境状况、工程兴建对环境的影响进行了评价，认为工程所在地XX县天门乡长峰管区属于偏远山区，经济不发达，根据XX县‘十一五’规划，要大力推进小城镇建设和工业化发展，因此电力缺口很大，XX水电站的建设能缓解XX电力矛盾，推进城镇发展，促进工业化，提高人们生活水平和生活质量，因此，XX水电站的建设是十分必要的。渠江水力资源丰富，符合水电站建设的要求，从基础条件看，电站建设是完全可行的，也符合国家产业政策。XX水电站工程建设具有较大的经济效益、社会效益，工程建设所产生的主要有利影响为发电效益、灌溉效益等诸多方面，有利影响产生的时段主要为运行期，其影响程度较大，时期长，影响深远；工程建设产生的不利影响主要为施工期以及水库淹没、工程占地和对水生生物的不利影响等方面，除水库淹没与工程永久占地不可逆转外，各不利影响均可通过采取一定的环境保护措施加以减免。从环境保护的角度审议，兴建XX水电站工程是可行的，工程的选址合理。1.1.2工程环境保护任务XX水电站工程环境保护设计的主要任务是具体落实环境影响评价中提出的环境保护措施，重点是施工区环境保护设计、工程占地与补偿等，并提出环境保护管理和环境保护投资概算。1.1.3环境保护设计依据及文件①《中华人民共和国环境保护法》②国务院第253号令《建设项目环境保护管理条例》③（87）国环字第002号文《建设项目环境保护设计规定》④《水利水电工程环境保护设计规范》⑤《地面水环境质量标准》GB3838—2002⑥《环境空气质量标准》GB3095—96261 ⑦《建筑施工场界噪声限值》GB12523—90⑧《污水综合排放标准》GB8978—96⑨《XX省XX县XX水电站工程项目申请书》⑩《XX省XX县XX水电站工程环境影响报告书》。1.1环境保护设计1.1.1环境保护目标水质：根据区域水功能区划，河段水质目标为保持现状水质，水库总体水质满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅲ类标准。施工河段近岸局部水域污染得到控制，使水质达到水域功能区的要求。环境空气质量与声环境：保护对象为工程影响区内村民与施工人员，环境空气质量达到《环境空气质量标准》（GB3095-96）二级标准，声环境达到《城市区域环境噪声标准》(GB3096-93)1类标准。土地资源：保护和合理利用土地资源，优化施工布置，尽可能采取恢复和防护措施，以减小工程临时占地和水库蓄水淹没、浸没影响的耕地。人群健康：加强工程施工的环境卫生管理，控制和消灭与工程施工和水库蓄水有关的传染病媒介生物的疫源地，防止各类传染病的流行。水土保持：采取适当的工程措施与生物措施，预防和治理因工程建设产生的水土流失，使工程影响区的水土流失水平不高于现状水平，达到地方水土保持规划的治理标准。生态环境：库区及坝址下游减水段的水生生态环境能够得以保存；区域环境的生态完整性、人与自然的共生性、土地与植被生产能力能够继续维持。1.1.2施工区环境保护设计1.1.2.1水质保护设计根据XX水电站工程施工特点，施工过程中产生的废水主要有砂石系统废水、生活污水及含油废水。本工程砂石料加工系统共两套，261 分别布置在坝址下游右岸岸坡上和厂房下游右岸山坡，砂石系统承担彭子塘引水坝主体工程、临建工程及电站工程，所需的2.11万m3粗砂及2.88万m3碎石。按每冲洗1m3砂石料产生2.0m3冲洗废水计算，经概算砂石料加工冲洗废水总量约为10万m3，砂石料冲洗废水拟采用沉淀法处理。本工程汽车、机械设备检修冲洗的含油废水集中回收处理。在彭子塘引水坝施工区的汽车保养站设置1个集中检修冲洗点，冲洗废水由明沟收集，导入隔油池。该污水处理系统采用YSF型高效油水分离器进行处理，清液排放。设计处理量为5m3/h，设备外观为1500×1100×2200mm（长×宽×高）。含油污水处理系统布置在施工场地内的汽车、机械修理厂附近，处理后的污水通过渠道送至河岸排放。生活污水来源于施工人员的生活污水及粪便排放，根据本工程施工布置，本工程高峰期施工人员约400人左右，且分布于多个不同的地段。对于施工期施工人员生活污水的处理拟采用如下方式：其一，在施工区及生活区设立若干旱厕，以收集施工人员的粪便污水。旱厕污水由人工定期清运作为附近农田肥料使用，不直接排入渠水河中。其二，在各生活区设立简易沉淀池、拦污池，对施工人员生活洗涤污水进行汇集，污水经沉淀、拦污后，排入渠水河中或作为施工区及运输道路路面湿法降尘的水源。1.1.1.1水生生物保护设计XX水库建成后，库区河段水深加深，水流变缓，适合于鱼类增殖放养。水库管理单位可利用水库水面进行鱼类放养。但在库区水面鱼类增殖放养宜采用粗放形式，每年4-6月定期投放鱼苗，鱼苗品种以适应静水型家鱼为主。为防止鱼类随水流卷入水轮机，在引水洞入口应设立隔栅防护措施。在本工程的彭子塘引水坝设计中，设置了φ1000mm放水管作为生态基流保证措施。由于坝址下游农田灌溉用水取自山溪中，所以放水管只要考虑河流的生态基流即可，注入下游河道，保证枯水期坝址下泄的生态基流不低于0.8m3/s。1.1.1.2空气质量保护设计施工区水泥、砂石料的拌和，建议采用站拌方式，并设置屏障尽可能进行封闭施工。水泥输送选择螺旋运输机、管道接口密封等措施可有效控制粉尘的飞扬。261 钻孔、爆破过程中，在凿岩机具选择上尽可能采用水钻，减少钻孔过程中的粉尘产生量；如果采用带扑尘罩的潜孔钻进性钻孔，禁止采用岩粉作为炮孔的堵塞炮泥，防止岩粉在炮堆的鼓包运动过程中被扬起。爆破工作面在施爆以前应进行洒水，爆破之后应用中、高压水枪往空中喷水，降低爆破后的废气和粉尘浓度。场内部分永久公路路面采用砼或水泥硬化处理，以减小土、碎石路面交通运输产生的扬尘；对施工运输路面进行定期养护、维护与清扫以维持道路正常运行；运输车辆在装载多尘物料时，应对物料适当加湿或用专用的有盖车辆运输，运送散装水泥车辆的储罐应保持良好的密封状态，运送袋装水泥必须覆盖封闭；对运输车辆经常进行清洗，对施工运输路面应经常进行洒水降尘，防止扬尘飞扬。对靠近村民点及施工人员临时生活区的施工运输道路应配备专门的晒水车，每天定时洒水4～6次。加强施工汽车、推土机、挖掘机等燃油设备的维护，保持设备的完好运行，既节约能源又可减少污染物的产生。同时尽量利用电力作为施工机械后能源，减少燃油污染物的产生。加强车辆运输的合理调配，尽量压缩工区汽车数量与行车密度，以减少汽车尾气的排放。1.1.1.1噪音防护设计噪声源具有方向性，由于周围村民较少，其主要影响坝址及厂房附近的施工人员。应加强施工区噪声管理，对于混凝土搅拌、骨料破碎、筛分等极强噪声源，在选址上应远离村民点及施工人员临时生活办公区，控制高噪声设备的运行时间，电站厂房施工区，尽量避免夜晚10点至翌日6点、中午12点至下午2点禁止高噪声设备的使用。在居民区附近的运输道路，设置警示牌，标明运输车辆在经过部分村民区时，应适当减速，禁止大声鸣笛，以减小噪声污染。对距离施工运输道路较近的部分村民，对其进行相应的经济补偿。对于施工人员，应加强个人劳动保护，对处于生产第一线高噪声环境下的施工人员，每天连续工作时间不超过6小时，并配备相应的防噪设施，如耳塞、防声头盔等。1.1.1.2交通保护设计XX水电站工程位于长丰管区，施工期间，将使施工区与城镇内外交通受到一定的阻隔影响。为减免工程施工对当地交通的不利影响，设计采用以下保护措施：（1）施工前，应作好施工进度规划，优化施工方案，施工期间，运送建材的车辆应尽量选择合适的时段进入施工区域的临时道路。（2）设立路标，安排专人在运送建材的道路口值勤，指挥，应限制运送建材主干道其它非施工车辆流量，保证运输路线畅通，确保工程施工进度。261 1.1.1.1人群健康保护设计施工高峰期间，将有400名施工人员施工，由于大量施工人员聚集，工地卫生条件相对较差，如预防不力，极易造成某些传染病的暴发流行。因此，在施工准备期必须对施工人员进行卫生检疫，有传染病的施工人员不能进场施工；施工过程中要加强对施工人员及其临时生活区卫生监督与管理，专人负责施工人员公共饮水用水消毒、垃圾清除和其它废弃物的收集、填埋，保持临时生活区环境卫生；加工区和彭子塘引水坝施工区等设立2处临时简易厕所，并请专人定期清理、消毒。同时可委托当地卫生防疫部门对施工人员进行疾病预防和宣传教育，发放卫生防疫药品，并定期抽验，发现疫情及时处理和防范。施工期间，根据蚊蝇孽生情况，可适时运用石灰杀灭蚊蝇幼虫。1.1.2工程占地补偿该电站属于小型引水式发电站，库区影响范围较小，无移民，只有项目永久占用耕地3.80亩，经计算生产安置人口为6人，规划在村内采取内部调剂耕地的方式进行安置，共需调剂水田3.56亩。项目区临时占地在占用期间，村民可获得补偿，临时占地不需要进行生产安置，因此给当地的农业经济和当地村民的正常生活带来的影响比较小。参照国务院颁布的《大中型水利水电工程建设征地补偿和移民安置条例》、《XX省大中型水库移民条例》和XX县人民政府有关要求，制定合理的补偿标准，并确保土地补偿投资能够及时足额到位。1.2环境保护监测与管理1.2.1施工期环境保护监测根据XX水电站工程对环境影响的特点，对工程建设前后工程施工区、库区主要环境因子进行监测，掌握工程影响范围内各种环境因子的变化情况以及环保措施实施后的效果，为及时发现环境问题并提出相应对策、减免工程不利影响、加强环境管理、工程竣工验收等提供依据，因此，在工程施工期必须对工程建设全过程进行环境监测。（1）地表水水质监测为了解XX水电站工程施工期水污染情况及污废水治理情况，防止水体污染，保护地表水环境质量，需进行施工期水质监测。监测断面设置：261 1#监测断面：彭子塘坝址上游100m；2#监测断面：XX厂址下游100m。监测项目：pH、SS、COD、氨氮、石油类、粪大肠菌群等项。监测时段和频次：工程施工开始后，每季监测1期，每期连续监测3天，并在施工高峰期适当增加1～2期监测。（2）大气监测监测点设置：在厂房施工区与坝址施工区的施工人员临时住地分别设立1个监测点。监测项目：NO2、TSP。监测时段及频次：施工期每季各监测1期，在施工高峰期适当增加监测次数。（3）噪声监测监测布点同大气监测点。监测项目：等效A声级Leq。监测时间：施工期每季各监测1期，每期分昼夜各监测一次，在施工高峰期适当增加监测期数。（4）水土流失监测按本工程水土保持方案报告书所确定的监测方案进行，本报告中不再另述。1.1.1运行期环境保护监测监测目的：了解XX水电站工程运行期库区及减水河段水质情况。监测断面：XX电站彭子塘坝址上游100m及坝址下游5000m的减水河段；监测项目：主要监测项目为pH值、SS、COD、高锰酸盐指数、总氮、总磷、石油类、粪大肠菌群等。监测时段及频次：水库开始蓄水后开始监测，每年平、枯水期采样分析，每个水文期各监测1期，在水库蓄水初期适当增加监测频次与密度，连续监测至2010年底。1.1.2环境保护管理XX261 水电站工程必须设立临时专门的环境保护管理机构，机构的职责是：贯彻执行环境保护法规和标准，组织制定工程环境保护管理规章制度，组织进行环保设施的建设与运行操作学习，制定并组织实施施工期的环境保护规划，检查监督环保设施的运行情况，防止环境污染。定期向工程主管部门和环保部门提出书面报告。1.1环境保护投资概算依据（87）国环字第002号文《建设项目环境保护设计规定》、参照国家有关费用定额及现行收费标准，结合当地实际情况，进行本工程环境保护投资概算。工程由于施工活动将对环境造成一定的不利影响，为减少工程建设对区域环境的影响，应采取相应的环境保护和环境管理措施，本工程环境保护投资为68.50万元，具体措施和投资概算见表14.4-1。261 表14.4-1XX水电站工程环境保护投资概算表序号工程和费用名称单位数量单价（万元）费用(万元)备注第一部分环境保护措施/生态基流下泄措施处已在主体工程中考虑鱼苗定期投放措施运行期每年2库底清理在淹没占地影响中考虑第二部分环境监测措施10.5一施工期10.51水质监测年31.54.52大气监测年31.033噪声监测年31.03第三部分设备及安装311污废水处理设备22①砂石废水处理设施43.012②含油处理设施个22.04③生活污水处理设施处41.56旱厕及沉淀池等2垃圾转运站个40.523洒水、清扫设施54噪声防护、控制设施2标志牌第四部分环境保护临时措施15运行期费用纳入电站管理费用中一施工区废水处理运行费年31.03二噪声防护运行费年31.03受影响居民补偿费三空气质量防治运行费年31.03四生活垃圾处理运行费年31.03五施工区人群健康保护年31.03第五部分环境管理费年4312环境保护静态总投资68.5261 1工程投资概算1.1工程概况XX水电站枢纽工程位于资水一级支流渠江中上游，距XX县城78km，工程区内无公路通过，需修建施工道路，施工交通条件较差。枢纽工程水库淹没土地264.9亩，工程永久占地44.99亩，临时占地53.4亩。工程以发电为主，电站拟装机3台混流式水轮发电机组，装机容量3×2.5MW，年利用小时3673小时，多年平均发电量为2755万kW·h。枢纽建筑物由砌石拱坝坝及浆砌石重力坝、引水隧洞、压力前池、压力钢管、电站厂房、开关站等组成。主要工程量为：土方开挖19320.4m3石方开挖130288.8m3浆砌石4419.6m3混凝土40178.5m3钢筋制安749.3钢材115.46t主要材料用量为：水泥13478.7t钢筋764.3t板枋材160.7m3砂21112.0m3碎石28769.5m3块石18891.3m3施工总工期为30个月，工程从开工至开始发挥效益(第一台机组发电)的工期2年，施工总工日30.71万个，施工高峰人数400人/d。1.2投资主要指标工程总投资：6422.26万元，其中静态总投资：6020.33万元，建设期贷款利息：401.93万元。枢纽工程部分静态总投资：5525.96万元，其中基本预备费263.14万元。移民环境投资静态总投资：494.37万元，其中水库淹没补偿349.17万元，水土保持工程76.70万元，环境保护工程68.50万元。工程单位千瓦投资8027.11元/kw，单位千瓦时投资2.19kw·h。261 1.1编制原则及文件依据1.1.1文件依据工程项目划分及取费标准依据XX省水利厅湘水电水建字[1998]5号文“关于颁发《XX省水利水电工程设计概算编制方法及费用标准》的通知”执行。1.1.2定额依据枢纽工程：建筑工程单价采用湘水电农水字[1992]第10号《XX省水利水电建筑工程预算定额》乘以1.05的扩大系数计算；安装工程单价采用水建[1993]63号文颁布的《水利水电设备安装工程概算定额》计算；其中金额部分乘以1.48的扩大系数计算。机械台班费执行能源水规[1992]1272号文颁发的《水利水电工程施工机械台班费定额》，其中第一类费用乘1.7432的扩大系数。水土保持工程：水利部《水土保持工程概（估）算编制规定和定额》。环境保护工程：（87）国环字第002号文《建设项目环境保护设计规定》、参照国家有关费用定额及现行收费标准。1.1.3本工程本设计阶段有关专业图纸和资料。1.1.4基础价格本概算人工工资预算单价为26.4元/工日。主要材料预算价格计算说明钢筋、钢材在XX县城购买，汽车直接运至工地，工程建设期间所需炸药、油料等在XX县城购买，采用汽车直接运至工地，运距约78km。水泥在XX县西河水泥厂购买，采用汽车运输，运距60km。木材在当地购买。混凝土骨料（碎石、砂）利用洞挖石碴或就石料场碴料制作，块石料就近开采。主要材料预算价格水泥328.02元/t钢筋3800.16元/t木材590.3元/m3汽油5917.60元/t柴油5542.05元/t炸药8429.82元/t砂石料价格261 砂34.45元/m3碎石30.98/m3块石35.00元/m3根据施工组织设计提供的资料，经计算施工用电、风、水价格如下：电：0.69元/kW·h风：0.12元/m3水：0.24元/m31.1其它应说明的问题银行贷款70%，资本金30%。贷款利率6.82%。建设单位定员16人。预备费：基本预备费按一至五部分投资的5%计算；价差预备费暂不计列。261 表15.5-1总概算表单位：万元编号工程或费用名称建安工程费设备购置费其他费用合计占一至五部分投资（%）Ⅰ枢纽工程部分投资5525.96第一部分建筑工程3422.243422.2465.03%一挡水工程1120.621120.62二引水工程1687.761687.76三发电厂工程383.01383.01四升压站33.4533.45五交通工程145.00145.00六房屋建筑工程38.5038.50七其他工程13.9013.90第二部分机电设备及安装工程166.24779.38945.6217.97%一发电设备及安装工程152.21584.46736.67二升压变电站设备及安装工程8.30125.49133.79三其它设备及安装工程5.7369.4375.16第三部分金属结构设备及安装工程72.6372.56145.192.76%一挡水工程2.805.758.55二引水工程65.3743.28108.65三发电厂工程4.4623.5327.99第四部分临时工程268.43268.435.10%一施工交通工程84.6584.65二施工供电工程17.5017.50三施工通讯工程1.001.00四施工房屋建筑工程38.2538.25五导流工程49.9849.98六其它临时工程77.0577.05261 续表15.5-1总概算表单位：万元编号工程或费用名称建安工程费设备购置费其他费用合计占一至五部分投资（%）第五部分其他费用481.34481.349.15%一建设管理费225.13225.13二生产准备费24.2624.26三科研勘测设计费196.68196.68四其它费用35.2735.27第一至五部分合计3929.54851.94481.345262.82100.00%基本预备费5%263.14价差预备费0.00静态总投资（2007年）5525.96Ⅱ移民及环境部分投资494.37一水库淹没处理349.17二水土保持工程76.70三环境保护工程68.50Ⅲ静态总投资（2007年）6020.33建设期贷款利息401.93总投资6422.26261 表15.5-2分年度投资计划表单位：万元编号工程或费用名称合计分年度投资第一年第二年第三年Ⅰ枢纽工程部分投资5525.962169.381869.271487.31第一部分建筑工程3422.241602.111179.90640.23一挡水工程1120.62825.84112.06182.72二引水工程1687.76506.33843.88337.55三发电厂工程383.01114.90191.5176.60四升压站33.4510.0416.736.68五交通工程145.00145.00六房屋建筑工程38.5011.5526.95七其他工程13.904.179.73第二部分机电设备及安装工程945.620.00336.46609.16一发电设备及安装工程736.67294.67442.00二升压变电站设备及安装工程133.7926.76107.03三其它设备及安装工程75.1615.0360.130.00第三部分金属结构设备及安装工程145.1929.0452.1164.04一挡水工程8.551.714.282.56二引水工程108.6521.7338.0348.89三发电厂工程27.995.609.8012.59第四部分临时工程268.43213.2542.3412.84一施工交通工程84.6584.65二施工供电工程17.5017.50三施工通讯工程1.001.00261 续表15.5-2分年度投资计划表单位：万元编号工程或费用名称合计分年度投资第一年第二年第三年四施工房屋建筑工程38.2538.25五导流工程49.9833.3216.66六其它临时工程77.0538.5325.6812.84第五部分其他费用481.34246.04153.2082.10一建设管理费225.1367.5490.0567.54二生产准备费24.269.7014.56三科研勘测设计费196.68157.3439.34四其它费用35.2721.1614.11第一至五部分合计5262.822090.441764.011408.37基本预备费5%263.1478.94105.2678.94价差预备费静态总投资（2007年）5525.962169.381869.271487.31Ⅱ移民及环境部分投资494.37287.98162.8343.56一水库淹没处理349.17244.42104.75二水土保持工程76.7023.0130.6823.01三环境保护工程68.5020.5527.4020.55Ⅲ静态总投资（2007年）6020.332457.362032.101530.87建设期贷款利息401.9330.69124.85246.38总投资6422.262488.052156.951777.25附三年贷款4214.239001800.001514.23261 1经济评价1.1概述XX电站是以发电为主的工程，装机7.5（3×2.5）MW，年发电量2755万kW·h。随着电站的建成，将会为XX县提供更为可靠的电力，同时工程的兴建会促进当地的工农业生产的发展。本次依据《水利建设项目经济评价规范（SL72—94）》及《小水电建设项目经济评价规范（SL16—95）》对该项目进行经济评价。1.2国民经济评价1.2.1投资、费用计算（1）投资本项目工程静态总投资6020.33万元。根据规范，剔除投资中属于国民经济内部转移支付的费用，换算成影子价格后，整个工程影子投资为5418.29万元。本项目施工期为3年，调整后的影子投资分年度投资计划见表16.2-1。表16.2-1分年度投资计划表（影子投资）单位：万元年份123合计投资项目XX电站2211.621828.891377.785418.29（2）年运行费年运行费是项目每年支付的运行管理费，包括发电成本中的修理费、工资及福利和其它费用等。根据财务成本测算，正常运行期经营成本为92.63万元，按1.0的影子调整系数，项目国民经济评价时年运行费同财务测算经营成本。（3）流动资金261 流动资金包括维持工程正常运行所需购置燃料、材料、备品、备件及支付职工工资等所需的周转资金。由于该值较小，且为一次性投入，故财务评价的流动资金未予调整，即11.25万元。1.1.1效益计算本项目主要为发电效益，采用影子电价计算发电效益。XX电站运行的电量2755万kW·h。根据华中电网110kV电压等级取上网影子电价为0.4元kW·h，考虑有效电量系数0.9及厂用电量（发电量的1%），计算出整体工程多年平均发电效益为981.88万元。1.1.2国民经济评价（1）采用的基本参数以工程开工的第一年年初为起点，工程效益和费用均按年末发生和结算；社会折现率12%；工程建设期3年，工程经济计算期30年，整个工程计算33年。（2）国民经济评价指标根据整个工程工程投资、费用、效益及基本参数编制国民经济效益费用表，其主要经济指标见表16.2-2。表16.2-2主要经济指标表内部收益率（%）净现值（万元）效益费用比XX电站13.73669.721.13整体工程国民经济效益费用流量表见附表1。1.1.3国民经济敏感性分析为了进一步论证整体项目在国民经济中的可行性，考虑投资、效益的不确定性，进行敏感分析：当投资和效益分别增加10%和减少10%时，分析其对XX水电站国民经济评价指标的影响程度。其成果见表16.2-3。261 表16.2-3敏感性分析成果表指标项目内部收益率（%）净现值（万元）效益费用比投资增加10%13.73669.721.13减少10%13.73669.721.13效益增加10%13.73669.721.13减少10%13.73669.721.13由上表可知，该项目抗风险能力一般。1.1财务评价财务评价是从企业或工程经营管理单位的角度出发，在国民经济评价已初步选定工程方案之后，进行财务分析，以此衡量该项目的财务效果，并据此评价该工程的财务可行性。1.1.1资金筹措及投资计划本工程静态总投资为6020.33万元。根据业主提供资料，本电站工程建设资金来源暂定为自筹和银行贷款，其中贷款占70%，贷款资金为4214.23万元，其余为资本金。分年度投资计划表见表16.3-1。表16.3-1分年度投资计划表单位：万元年份123合计投资项目XX电站2457.362032.101530.876020.33（2）建设期贷款利息以年利率6.82％计算建设期利息，建设期第一年贷款900万元，利息30.69万元，第二年贷款1800万元，利息124.85万元，第三年贷款1514.23万元，利息246.38万元，建设期利息总计401.93万元。（3）流动资金261 流动资金按15元/kW计算，计11.25万元，全部为自筹，在机组投产初投入使用，在计算期末一次回收。以上三项相加即为工程总投资6422.26万元。1.1.1基础数据（1）容量及电量本水电站装机容量7500kW，多年平均发电量2755万kW·h，根据规程并结合实际情况有效电量系数0.9，上网电量为2479.5万kW·h。（2）固定资产价值该项目在建设期末形成固定资产价值为6020.33万元。（3）基准收益率参考规范的取值，并根据当前实际情况及社会投资平均回报率取8%。（4）计算期该电站建设期30个月，生产期30年，计算期33年。1.1.2成本与费用该电站发电成本主要包括折旧费、修理费、职工工资及福利、社保、住房补贴费、利息支出和其它费用等。（1）发电经营成本发电经营成本为发电成本中扣除折旧费和利息支出等的费用，具体如下：修理费本工程固定资产价值为6020.33万元，修理费率取0.9%，每年修理费共计54.5万元。职工工资及福利、社保、住房补贴费本电站定员16人，年平均工资1.2万元，福利、社保、住房补贴费按工资总额的40%计，该项开支年均合计26.88万元；水资源费每年按0.001元/kW·h计为2.755万元。261 其它费用本项目定额取15元/kW，计每年11.25万元。合计以上各项费用，年经营成本为95.38万元。（2）折旧费电站综合折旧率3.33%，正常运行年平均折旧费为201.65万元。总成本费用见总成本费用概算附表2。1.1.1发电效益（1）发电收入参照XX省新建水电站的上网电价，XX水电站的上网电价暂按0.3元/kW·h（含税价）计。（2）税金税金包括增值税和销售税金附加，税率3.24%。（3）利润发电利润为发电收入扣除总成本费用与增值税和销售税金附加，作相应调整后，征收所得税，所得税税率为33%，然后再提取10%的法定盈余公积金，剩余部分为可分配利润，还贷期不分红，还贷后可分配利润全部用于分红。项目损益表见附表3。1.1.2清偿能力分析根据上网电价0.3元/kW·h，还贷资金来源于折旧费和未分配利润；项目在建设期第4年负债率较高，随着机组投产，资产负债率很快逐年下降，经计算，本贷款偿还年限为17.5年。贷款偿还计划表见附表4。1.1.3盈利能力分析根据上述条件计算，本工程所得税前内部收益率8.63%，财务净现值355.60万元，所得税后财务内部收益率7.08%，财务净现值-475.97万元。投资回收期13.85年。261 全部投资现金流量见财务现金流量表附表5。1.1.1综合评价国民经济评价采用影子电价发，经济指标为：经济内部收益率13.73％，大于社会折现率12％；经济净现值669.72万元，大于零；经济效益费用比1.13，大于1，各项指标满足要求；经敏感性分析，本工程抗风险能力一般，国民经济初步评价可行。XX水电站静态投资6020.33万元，单位千瓦投资8027.11元/kW，单位电度投资2.19元/kW·h，从财务评价指标看，上网电价为0.3元/kW·h时，财务内部收益率为8.63％。财务评价显示需降低运行成本，进一步优化方案。总体来说，本工程抗风险能力较好，如能合理调度发电和有效控制投资，下阶段进一步优化方案，本项目财务评价各项指标将会更好。表6.3-2综合指标表指标项目单位千瓦投资（元/kW）单位电度投资（元/kW·h）XX电站8027.112.191.2社会影响分析随着XX水电站工程项目的建成投产，将对当地带来以下影响：能促进地方、乡镇工业企业的发展和国民生产总产值的增长，改善农村产业结构的效益；促进和改善水利防洪、除涝、抗旱的效益；增加国家和地方财政收入，扩大积累，繁荣地方经济，促进农村经济结构向商品化发展的作用；改善农村劳动力结构的影响，增加能源供应，扩大生产，增加就业人员，稳定社会秩序。261 附表1国民经济效益费用流量表年序项目建设期运行期123456……3132331效益流量000981.88981.88981.88……981.88981.881294.151.1发电流量000981.88981.88981.88……981.88981.88981.881.2回收固定资产余值……201.651.3回收流动资金……11.252费用流量2211.621828.891377.78106.6395.3895.38……95.3895.3895.382.1固定资产投资2211.621828.891377.78……2.2流动资金11.25……2.3年运行费95.3895.3895.38……95.3895.3895.383净效益流量-2211.62-1828.89-1377.78875.25886.5886.5……886.5886.51198.77261 附表2总成本费用概算表序号项目年份建设期运行期123456789……33上网电量（万KW·h）0.000.000.002479.52479.52479.52479.52479.52479.5……2479.51电站发电成本0.000.000.00340.54316.54290.63265.28240.63216.67……198.491.1折旧费0.000.000.00201.65201.65201.65201.65201.65201.65……201.651.2修理费0.000.000.0054.554.554.554.554.554.5……54.51.3工资福利教育费0.000.000.0026.8826.8826.8826.8826.8826.88……26.881.4水资源费0.000.000.002.7552.7552.7552.7552.7552.755……2.7551.5摊销费0.000.000.000.000.000.000.000.000.00……0.001.6其它费用0.000.000.0011.2511.2511.2511.2511.2511.25……11.252利息支出0.000.000.00314.82296.63277.69257.98237.45216.08……0.003总成本费用0.000.000.00611.85593.66574.72555.01534.48513.11……296.38其中经营成本0.000.000.0095.3895.3895.3895.3895.3895.38……95.38261 附表3损益表序号项目年份建设期运行期123456789……33上网电量（万kW·h）0.000.000.00743.85743.85743.85743.85743.85743.85……743.85上网电价（元/kW·h）0.000.000.0024.1024.1024.1024.1024.1024.10……24.101财务收入0.000.000.00611.85593.66574.72555.01534.48513.11……297.032销售税金及附加0.000.000.00107.90126.09145.02164.74185.27206.64……422.723总成本费用0.000.000.00107.90126.09145.02164.74185.27206.64……422.724利润总额0.000.000.0035.6141.6147.8654.3661.1468.19……139.505应纳税所得额0.000.000.0072.2984.4897.17110.38124.13138.45……283.226所得税……7税后利润0.000.000.0072.2984.4897.17110.38124.13138.45……283.228特种基金0.000.000.007.238.459.7211.0412.4113.84……28.329可供分配利润……9.1盈余公积金0.000.000.0065.0676.0387.4599.34111.72124.60……254.909.2应付利润0.000.000.0065.06141.09228.54327.88439.60564.20……6306.019.3未分配利润0.000.000.00743.85743.85743.85743.85743.85743.85……743.8510累计未分配利润0.000.000.0024.1024.1024.1024.1024.1024.1024.10261 附表4偿还表序号项目年份建设期运行期123456789……51617181借款及还本付息1.1年初借款本息累计0.00930.692855.544616.164349.444071.763782.663481.673168.31……1013.91630.58247.26-136.071.1.1本金0.00900.002700.004214.234349.444071.763782.663481.673168.31……1013.91630.58247.26-136.071.1.2利息0.0030.69155.54401.930.000.000.000.000.00……0.000.000.000.001.2本年借款900.001800.001514.230.000.000.000.000.000.00……0.000.000.000.001.3本年应计利息30.69124.85246.38314.82296.63277.69257.98237.45216.08……69.1543.0116.86-9.281.4本年还本、付息……1.4.1本年还本0.000.000.00266.71277.68289.10300.99313.37326.25……383.32383.32383.32383.321.4.2本年付息0.000.000.00314.82296.63277.69257.98237.45216.08……69.1543.0116.86-9.282偿还借款本金的资金0.000.000.00266.71277.68289.10300.99313.37326.25……383.32383.32383.32383.322.1利润0.000.000.0065.0676.0387.4599.34111.72124.60……181.67181.67181.67181.672.2折旧0.000.000.00201.65201.65201.65201.65201.65201.65……201.65201.65201.65201.652.3摊销0.000.000.000.000.000.000.000.000.00……0.000.000.000.00261 附表5财务现金流量表序号项目建设期运行期1234567……331现金流入量CI0.00.00.0743.9743.9743.9743.9……956.81.1销售收入743.9743.9743.9743.9……743.91.2提供服务收入0.00.00.00.0……0.01.3回收固定资产余值……201.71.4回收流动资金……11.32现金流出量CO2457.42032.11530.9166.3161.1167.3173.8……259.02.1固定资产投资(含更新改造投资)2457.42032.11530.9……2.2流动资金11.3……2.3年运行费0.00.00.095.495.495.495.4……95.42.4销售税金及附加0.00.00.024.124.124.124.1……24.12.5所得税0.00.00.035.641.647.954.4……139.52.6特种基金0.00.00.00.00.00.00.0……0.03净现金流量（CI-CO）-2457.4-2032.1-1530.9577.5582.8576.5570.0……697.84累计净现金流量-2457.4-4489.5-6020.3-5442.8-4860.1-4283.5-3713.5……9461.3财务内部收益率：税前8.63%税后7.08%财务净现值：税前355.60万元税后-475.97万元261'