锦屏一级正常蓄水位选择专题报告（最终稿）

锦屏可研专题CD66KX-13-35（25-1）锦屏一级水电站可行性研究正常蓄水位选择专题报告2002年7月国家电力公司成都勘测设计研究院 审定：郭云峰李文纲王仁坤陈安荣华建傅鸿明王义锋审查：唐荣斌周云陈秋华黄河巩满福何贤佩王希成郭万侦陈光义校核：李宁谭建陈秋华郑汉淮刘丁贾刚柏显麟朱亚民编写：罗洋涛吕金波杨继亚邓卫东邵敬东孙文彬银登林刘映泉参加工作主要人员：徐文明宏母洪流刘岩伍炳吉蒲建平谢江华徐甜甜黄爱平陈静 目录1概述12河流规划及前期工作简介32.1河流规划32.2勘测设计工作进展情况43正常蓄水位比较的原则与方法54方案拟定64.1正常蓄水位64.2死水位74.3装机容量85梯级补偿调节计算95.1基本资料95.2设计水平年及设计保证率95.3设计代表年选择105.4梯级补偿调节计算106梯级衔接267水库淹没267.1水库地区概况267.2水库淹没损失277.3农村移民安置287.4专项项目复建初步规划297.5水库淹没补偿投资估算307.6比较意见308水库泥沙冲淤计算338.1工程概况338.2水库泥沙冲淤计算条件348.3计算方法348.4计算成果分析35 9工程地质条件379.1区域地质概况379.2库区工程地质条件对正常蓄水位选择的影响389.3坝区工程地质条件对正常蓄水位选择的影响409.4比较意见4410建坝条件4410.1拱坝体型设计4510.2拱坝工程量4610.3坝体应力4610.4基础变位4710.5水推力及坝肩稳定4810.6基础处理5010.7工程高边坡5110.8比选意见5111施工技术及工期5211.1正常蓄水位1880m方案施工组织设计概要5211.2正常蓄水位各方案施工技术及工期比较5911.3比选意见6712金属结构、机组制造和运输及运行情况分析6812.1机组制造和运输及运行情况分析6812.2金属结构情况分析7312.3比选意见7513投资估算7813.1投产流程7813.2电站分年度投资7914经济指标8114.1本电站的经济指标8114.2计入下游补偿效益的经济指标8315财务计算及分析8615.1投资计划与资金筹措87 15.2基础数据8815.3发电总成本费用计算8915.4发电效益计算9015.5清偿能力分析9115.6财务计算结论9116在梯级开发中的作用9217对四川水电站群补偿调节的作用9418总费用现值10119正常蓄水位选择意见105附件审查意见114 1概述锦屏一级水电站位于四川省凉山彝族自治州盐源县和木里县境内的雅砻江干流上，是雅砻江中下游水电开发规划的“控制性”水库梯级，在雅砻江梯级滚动开发中具有“承上启下”重要作用。锦屏一级水电站地理位置示意图见附图1。锦屏一级水电站预可研报告初选水库正常蓄水位为1880m，相应库容为77.6亿m3，调节库容49.1亿m3，具年调节性能，初拟装机容量330万kW，多年平均年发电量162.9亿kW·h。2001年6月，我院编制完成《锦屏一级水电站可研阶段坝址选择报告》，经主管部门审查，同意按我院推荐普斯罗沟坝址、双曲拱坝坝型。该代表方案正常蓄水位1880m相应最大坝高305m，处世界领先水平。雅砻江是金沙江的最大支流，流域面积13.6万km2，江口多年平均流量1910m3/s，年径流量602亿m3。锦屏一级水电站坝址控制流域面积、年径流量分别为10.25万km2、385亿m3，分别占全水系的75.4%和64%。锦屏一级水电站在雅砻江、金沙江下游河段水电梯级“一条线”开发中，所处地理位置优越，水库将对其下游的雅砻江干流（锦屏二级、官地、二滩、桐子林）、金沙江干流下游河段（乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝）和长江三峡、葛洲坝水电梯级起到补偿调节作用，其1m3调节库容的蓄能量远景可达4.1kW·h（对下游梯级电站为3.5kW·h/m3），因而选用较高的正常蓄水位多获得调节库容对改善梯级水电群供电质量和提高市场竞争力，促进梯级水电群滚动开发进程效果明显。但目前其下游已、在建水电梯级仅有雅砻江二滩、长江三峡和葛洲坝，利用落差仅318m，仅占其规划梯级水电站利用落差1483m的21.4%，锦屏一级水库1m3调节库容的蓄能量近期为1.3kW·h（对下游梯级电站为0.75kW·h/m356 ）。根据其下游规划梯级前期工作情况、开发规模和难度、资金筹措和市场等因素综合分析，要实现全面开发，估计需要30～40年，因此其梯级补偿效益得到全部发挥需要较长的过程。雅砻江水系水量丰沛、落差巨大集中，干支流蕴藏水能资源丰富，水能资源理论蕴藏量3771.18万kW，其中干流为2200.5万kW，占全水系的58.4%。雅砻江干流两河口～江口是我国能源发展规划的全国十二大水电基地之一，水能资源理论蕴藏量1814万kW，占雅砻江干流的82.4%。雅砻江干流两河口～江口段开发任务为发电，拟定的干流11级水电梯级开发方案中有两河口、锦屏一级和二滩三座水库，调节库容分别为74.9亿m3、49.1亿m3和33.7亿m3，三大水库总调节库容达157.7亿m3，对雅砻江干流径流具有很好的调节能力，三大水库建成后可使雅砻江干流梯级水电站群实现多年调节。雅砻江干流三大水库中，两河口为“龙头”水库，目前正在开展开发方式研究工作，锦屏一级水电站目前正在开展可行性研究阶段工作，二滩水电站已于1999年全部建成发电。两河口水电站坝址控制流域面积6.59万km2，多年平均流量657m3/s，年径流量207.2亿m3，分别占全水系的48.5%和34.4%；调节库容74.9亿m3，具多年调节性能。当两河口“龙头”水库出现后，锦屏一级水库在梯级开发调节径流中作用将以调节两河口～锦屏一级水电站区间径流为主，在梯级开发中对其水库容积大小的需求程度将有所缓解。1999年4月锦屏一级水电站预可行性报告通过审查，审查意见指出：“锦屏一级水电站正常蓄水位1880m方案已基本合理利用了水能资源，坝高已达305m，综合考虑工程地质条件和工程技术难度，基本同意正常蓄水位初选为1880m，下阶段可结合工程地质与工程技术深入研究抬高正常蓄水位的可能性”。56 综上所述，锦屏一级水电站是雅砻江干流的“控制性”水库梯级，其水库对下游梯级水电站具有巨大的补偿调节效益，选用较高的正常蓄水位是有利的。但是锦屏坝址区地质条件复杂，初拟坝高已达305m，为目前世界最高水平，加大坝高存在较高的技术风险。另外锦屏上游的两河口水电站具有多年调节能力，建成后需要锦屏一级水库调节的水量将大为减少，加之目前下游已建和在建电站仅有二滩、三峡和葛洲坝三座水电站，锦屏一级水库的调节效果近期有限。因此，本阶段通过对梯级联合运行、近期与远景、效益与风险等影响锦屏一级水电站正常蓄水位选择的有关因素进行综合论证比较，推荐合适的正常蓄水位。2河流规划及前期工作简介2.1河流规划雅砻江干流呷依寺至江口河道长1368km，天然落差3180m。根据河段地形地质、交通及施工等条件，在历次查勘、复勘以及下游卡拉～江口河段规划工作的基础上，干流初拟了21级开发，其中呷依寺至两河口段长688km，拟有温波寺（15万kW）、仁青岭（30万kW）、热巴（25万kW）、阿达（25万kW）、格尼（20万kW）、通哈（20万kW）、英达（50万kW）、新龙（50万kW）、共科（40万kW）、龚坝沟（50万kW）等10级开发。两河口至卡拉河段长268km，拟有两河口（300万kW）、牙根（90万kW）、蒙古山（160万kW）、大空（100万kW）、杨房沟（200万kW）、卡拉乡（80万kW）等6级开发，其中两河口梯级为雅砻江干流中下游段“龙头”水库，具有多年调节能力。卡拉至江口河段长412km，天然落差930m，水能资源约1200万kW，约占雅砻江干流可开发容量的50%，且该河段区域地质构造稳定性较好，水库淹没损失小，开发目标单一，交通条件较好，并已完成了河段规划报告，拟定了锦屏一级（360万kW）、锦屏二级（4056 0万kW）、官地（180万kW）、二滩（已建，330万kW）、桐子林（45万kW）等5级开发，其中锦屏一级为该河段控制性水库，具有年调节能力，对下游梯级补偿调节效益显著。以上三河段共21级开发，利用落差2844.6m，装机容量2570万kW，年发电量1436.08亿kW·h。两河口～江口11级开发，装机容量2245万kW，其中两河口水电站（装机300万kW）及卡拉～江口5级电站（共装机容量1315万kW），具有近中期开发的有利条件。该河段中二滩水电站装机容量330万kW，多年平均发电量170亿kW·h，具有季调节性能水库，于1999年全部建成发电；官地和桐子林水电站也分别于1997年和1994年完成初步设计并通过审查；锦屏一级水电站目前正在开展可行性研究阶段工作，锦屏二级水电站正在开展可研阶段前期工作；两河口水电站的开发研究和雅砻江两河口～卡拉干流河段水电规划工作正在进行之中。2.2勘测设计工作进展情况锦屏一级水电站的勘测设计前期工作始于二十世纪八十年代末期。1992年国家电力公司成都勘测设计研究院编制完成了《雅砻江干流（卡拉至江口河段）水电规划报告》，四川省计委和水电规划设计总院于1996年3月对该河段规划报告进行了中间审查，并以川计（1996）能200号文下发了审查意见，同意报告推荐的锦屏一级水电站为该河段的龙头梯级。根据设计阶段调整的要求，成勘院于1998年9月编制完成了《四川省雅砻江锦屏一级水电站预可行性研究报告》，该报告于1999年4月通过了国家经贸委审查，并以国家经贸委电力司电力[1999]49号文对审查意见进行了批复。56 锦屏一级水电站在预可行性研究阶段，分别对水文站、三滩、解放沟和普斯罗沟四个坝址开展了勘测设计工作，经综合比较，放弃了地质条件比较差的解放沟和水文站坝址，重点对三滩坝址土石坝方案和普斯罗沟的混凝土双曲拱坝方案进行了研究，并推荐普斯罗沟的混凝土双曲拱坝方案为预可行性研究阶段的代表坝址和坝型。预可行性研究报告通过审查后，二滩水电开发有限责任公司与成勘院签订了勘测设计合同，开展锦屏一级水电站可行性研究阶段的工作。锦屏一级水电站可行性研究阶段，进行了选坝阶段勘测设计，开展了三滩坝址堆石坝和普斯罗沟坝址双曲拱坝两个坝址、坝型方案进行全面的技术经济比较。2001年6月完成《锦屏一级水电站可研阶段坝址选择报告》，并通过有关部门审查，同意报告推荐的普斯罗沟坝址、双曲拱坝坝型方案。本次研究以此作为正常蓄水位选择的基础。3正常蓄水位比较的原则与方法通过对影响锦屏一级水电站正常蓄水位选择各种因素的分析和研究，确定锦屏一级水电站正常蓄水位比较的原则与方法如下：（1）按国家颁布的规程规范为依据，结合锦屏一级水电站的具体特点，从可能影响正常蓄水位的因素入手，各方案按同等工作深度，全面分析水库淹没、工程地质条件、筑坝技术难度、发电和施工工期、机组制造、工程投资及梯级补偿效益等方面的差异，抓住主要矛盾，重点处理好工程需要和可能、近期和远景、效益和投资、技术难度和风险等之间的关系，经综合比较确定合理的工程规模。（2）各方案以普斯罗沟坝址和混凝土双曲拱坝坝型为基础，进行建坝条件分析、水工建筑物枢纽布置和施工组织设计及投资估算。（3）重点考虑锦屏一级水电站在雅砻江及四川水电总体开发中的地位和作用、电能指标、市场需要与技术可行、经济合理性等。（4）以发挥雅砻江梯级整体效益为前提，综合考虑在川渝市场和“西电东送”发电效益的发挥，论证各方案的经济合理性和投入产出效益。56 （5）按近期与远景相结合，以近期定规模，远景复核。远景考虑上游“龙头”水库两河口水电站以及南水北调西线一期调水工程的实施，我国“西电东送、南北互供、全国联网”的统一规划。4方案拟定4.1正常蓄水位锦屏一级上游衔接梯级为卡拉电站。规划阶段查勘并研究了下田镇、卡拉、草坪子、下苦苦和松林坪等几处坝址条件，其相应枯水水位1905～1840m，河段长约20km。该河段衔接梯级坝址的工程地质条件，主要受前波断裂影响。在下田镇，前波断裂紧邻雅砻江右岸向南延伸，于下马基店过江，消失于长枪背斜西翼苦苦一带。沿断裂带的断层崖、崩滑体较为发育，如草坪子滑坡、下马基店滑坡、下田镇崩集群等。草坪子滑坡体最大，后缘高程达2920m，前缘直抵江边，高差1040m，滑坡体下缘沿河长约2km，当地枯水水面高程1880m，总体积约1.0亿m3。下田镇以上距前波断裂近，有大型滑坡体存在，不宜选择衔接梯级坝址；草坪子至松林坪河段紧邻前波断裂，谷坡稳定问题突出，也难以选出适合的坝址。而卡拉乡政府附近约2km的峡谷段，枯水水面高程在1896～1898m，出露二迭系下统变质砂岩、板岩、角砾状大理石，地层倾向下游偏左岸，岩体较完整，工程地质条件相对较好，可作为锦屏一级上游衔接梯级的代表坝址，并考虑筑坝工程量和筑坝技术难度拟定锦屏一级正常蓄水位上限值为1900m。56 1992年10月我院完成的《四川省雅砻江干流水电规划报告（卡拉至江口河段）》，进一步对1840m、1860m、1880m和1900m四个方案作了初步研究，认为锦屏一级水电站淹没损失小，对下游梯级电站补偿效益显著，正常蓄水位在1880～1900m较为有利，从筑坝技术难度、避开草坪子特大型滑坡体受水库蓄水影响等因素分析，认为锦屏一级正常蓄水位1880m、最大坝高305m较为合适。1998年9月我院完成的《锦屏一级水电站预可行性研究报告》中，从梯级衔接、水资源合理利用和工程技术难度、工期、上游两河口水库的影响以及尽量减少移民安置难度等因素综合分析，推荐正常蓄水位1880m。1999年4月通过水电水利规划设计总院主持的审查，审查意见指出“锦屏一级水电站正常蓄水位1880m方案已基本合理利用了水能资源，坝高已达305m，综合考虑工程地质条件和工程技术难度，基本同意本阶段正常蓄水位初选为1880m。下阶段可结合工程地质与工程技术深入研究抬高正常蓄水位的可能性”。鉴于锦屏一级水电站在雅砻江下游河段梯级电站中控制水量和水头条件好，并结合四川电力系统调整电源结构的需要，设置一定的调节库容是必要的。根据成库条件并考虑梯级衔接，拟定锦屏一级正常蓄水位下限为1870m。2001年6月我院完成了锦屏一级水电站的选坝工作，并通过设计审查，同意报告推荐的普斯罗沟坝址和双曲拱坝坝型方案。因此，本专题报告以普斯罗沟为选定坝址、混凝土双曲拱坝为选定坝型进行正常蓄水位方案比较。根据历次研究成果并结合预可研审查意见，并考虑水库淹没、梯级衔接、地质条件、筑坝技术、水能资源利用、上游两河口水库及南水北调西线第一期调水工程影响等因素，本专题拟定1870m、1880m、1890m、1900m四个方案进行正常蓄水位选择。4.2死水位56 预可研阶段对正常蓄水位1880m方案，拟定消落深度60m～90m进行比较。成果表明：死水位每降低10m，增加投资约519万元，增加枯水期平均出力2.2万kW～3.2万kW，年发电量减少1.38～2.08亿kW·h；计入下游电站（锦屏二级、官地、二滩和桐子林）效益后，增加枯水期平均出力14.2～18.9万kW，年发电量增加约2.4～4.6亿kW·h，选用较深的消落深度是有利的。但由于电站进水口尺寸大，巨型闸门承受的压力高，为使快速闸门制造、安装、运行稳定可靠，并使水轮发电机组有较好的运行工况，推荐水库消落深度80m。鉴于本阶段所拟各正常蓄水位方案的工程布置条件和投资变化趋势无本质差别，参照预可研阶段研究成果，各方案均采用相同消落深度为80m，相应各方案死水位分别为1790m、1800m、1810m、1820m。考虑到随着正常蓄水位的抬高，各方案利用落差随之增加，为了进一步分析水库消落深度对正常蓄水位选择的影响，按相同的消落深度与最大水头比值确定死水位的情况进行比较。根据前述分析，正常蓄水位1880m方案，消落深度80m为最大水头的32.6%，以此为基础计算各正常蓄水位方案的消落深度为77m、80m、83m、86m，相应的死水位分别为1793m、1800m、1807m、1814m。4.3装机容量参照预可研阶段电力电量平衡成果及远距离输电经济性综合分析，按装机年利用小时数4800h左右及装机容量与枯水年枯期平均出力比值相近的原则，拟定各正常蓄水位方案的装机容量分别为342万kW、360万kW、378万kW、396万kW，机组台数均暂按6台考虑，进行水工布置、工程量计算和投资估算。56 5梯级补偿调节计算5.1基本资料5.1.1径流采用洼里（三滩）水文站的实测径流系列，经插补、延长后得到锦屏一级坝址1953年6月～2000年5月，共47个水文年年月径流系列。坝址处多年平均流量1220m3/s，汛期6月～10月多年平均流量2230m3/s，平枯期11月～翌年5月多年平均流量493m3/s，多年平均年径流量385亿m3。5.1.2水库容积曲线锦屏一级水电站水库容积曲线系根据我院1989年12月成图的库区1/5000和1/10000地形图量算绘制，见图5-1。5.1.3下游水位流量关系曲线锦屏一级水电站厂址水位流量关系曲线见图5-2。5.1.4经济比较中采用的基本数据经济比较中受电区的替代电源均以火电作为替代电站，其替代电站指标如下：单位kW投资：4600元/kW；煤耗：320g/kW·h；标煤价格：四川为260元/t；运行费率：3.5%；工期：6年；分年投资比例：15%、30%、25%、15%、10%、5%。5.2设计水平年及设计保证率56 根据锦屏一级水电站前期工作情况、施工工期、电站规模，结合业主——二滩水电开发有限责任公司计划开工时间以及电力市场的发展，经初步电力电量平衡计算分析，初步确定本电站设计水平年为2020年。按照四川电力发展规划，到2020年四川电网水电比重在70%以上，根据水能设计规范规定，结合锦屏一级水电站的装机规模及在电力系统中的作用，本电站设计保证率采用95%。5.3设计代表年选择根据锦屏一级水电站坝址处47个水文年的天然径流资料进行调节计算，并分别进行年电量与枯期（12月～翌年4月）电量的频率计算，选出丰、中、枯三个代表年分别为：丰水年：1954年6月～1955年5月；中水年：1982年6月～1983年5月；枯水年：1983年6月～1984年5月。本电站长系列多年平均发电量为174.11亿kW·h，多年平均枯期（12月～翌年4月）电量47.58亿kW·h；三个代表年的年平均发电量为171.64亿kW·h，枯期（12月～翌年4月）平均电量47.08亿kW·h。由此可见，所选定的丰、中、枯代表年具有较好的代表性。三个代表年的电量及频率对照见表5-1。三个代表年的电量及频率对照表表5-1时段全年枯期（12月～翌年4月）电量（亿kW·h）频率（%）电量（亿kW·h）频率（%）丰水年202.224.1753.664.17中水年179.9952.146.3658.3枯水年132.7195.841.2297.9三年均值171.6447.08系列均值174.1147.5856 5.4梯级补偿调节计算径流调节计算包括本电站单独运行、与上游“龙头”水库两河口联合运行和考虑南水北调西线第一期调水工程调水的能量指标计算，以及对下游已建和拟建的10个主要梯级电站的补偿调节计算。下游已在建和拟建的10个主要梯级电站为：雅砻江干流的锦屏二级、官地、二滩、桐子林，金沙江干流的乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝，以及长江干流的三峡、葛洲坝水电站，其中二滩和葛洲坝为已建电站、三峡为在建水电站。5.4.1锦屏一级水电站径流调节计算按照雅砻江干流水电规划，锦屏一级水电站上游有“龙头”水库两河口梯级水电站；按照南水北调西线工程规划，锦屏一级水电站上游还布置有南水北调西线第一期调水工程。南水北调西线第一期雅砻江引水枢纽工程：在鲜水河支流达曲上建阿安水库，最大坝高115m，调节库容3.3亿m3，设计引水量7亿m3，引水流量26.6m3/s；在鲜水河支流泥曲上建仁达水库，最大坝高108m，调节库容2.77亿m3，设计引水量8亿m3，引水流量30.4m3/s。以上两水库均为多年调节性能，引水期为10个月（其中12月、1月不引水），为减少调水对下游的生态环境影响，各引水枢纽需保证一定的下泄流量。南水北调西线第一期工程调水过程见图5-3。为分析两河口水库和南水北调西线第一期调水工程其对锦屏一级水电站正常蓄水位选择的影响，进行了上游有两河口水库、上游有两河口水库和南水北调西线第一期调水工程两种情况下，锦屏一级水电站的径流调节计算。锦屏一级死水位方案分别按相同消落深度和不同消落深度两种情况考虑。56 按汛期末保证水库蓄至正常蓄水位，枯期等出力的原则进行长系列径流调节计算。（1）单独运行情况相同消落深度和不同消落深度情况下，锦屏一级水电站各正常蓄水位方案动能指标分别见表5-2和表5-3。相同消落深度情况下，随着正常蓄水位的提高，各正常蓄水位方案的调节期（12月～翌年5月）平均出力、年发电量都相应增加，方案间增加的差值无明显变化。从水量利用程度看，随着正常蓄水位的提高，各正常蓄水位方案的水量利用率相应增加，各方案的水量利用率在91.56～96.37%，低方案的水量利用程度略显不足。在单独运行情况下，抬高正常蓄水位其能量指标的提高，来源于水量利用率和水头的增加。56 不同消落深度情况下，方案间的调节期（12月～翌年5月）平均出力和年发电量的变化规律与相同消落深度情况一致，仍为随着正常蓄水位的提高，各正常蓄水位方案的调节期（12月～翌年5月）平均出力、年发电量都相应增加，方案间增加的差值无明显变化。其主要差异仅为不同消落深度方案相对于相同消落深度方案，正常蓄水位方案间的调节期（12月～翌年5月）平均出力变幅增大、年发电量变幅减小。从水量利用程度看，随着正常蓄水位的提高，各正常蓄水位方案的水量利用率相应增加，各方案的水量利用率在91.39～96.59%，低方案的水量利用程度略显不足。各正常蓄水位方案动能指标表（单独运行）（相同消落深度方案）表5-2项目单位方案一方案二方案三方案四坝址处多年平均径流量亿m3385385385385正常蓄水位m1870188018901900正常蓄水位以下库容亿m369.777.786.295.4死水位m1790180018101820死库容亿m324.528.533.037.9调节库容亿m345.249.153.257.5库容系数0.120.130.140.15消落深度m80808080调节性能年调节装机容量万kW342360378396枯水年调节期(12～5月)平均出力万kW104.3113.7123.9134.7年发电量亿kW·h164.53174.11183.93193.65其中：丰水期(6～10月)亿kW·h99.83104.41108.92113.05平水期(5月、11月)亿kW·h20.5521.8023.1124.49枯水期(12～4月)亿kW·h44.1447.9051.9056.11平枯期电量占年发电量比例%39.340.040.841.6装机年利用小时数h4811483648664890水量利用率%91.5693.3395.0296.37枯水年调节期(12～5月)平均出力差万kW9.410.210.8电量差亿kW·h9.589.829.7256 各正常蓄水位方案动能指标表（单独运行）（不同消落深度方案）表5-3项目单位方案一方案二方案三方案四正常蓄水位m1870188018901900正常蓄水位以下库容亿m369.777.786.295.4死水位m1793180018071814死库容亿m325.728.531.735.0调节库容亿m344.049.154.560.4库容系数0.110.130.140.16消落深度m77808386调节性能年调节装机容量万kW342360378396枯水年调节期(12～5月)平均出力万kW103.6113.7124.8137.0年发电量亿kW·h165.03174.11183.43192.62其中：丰水期(6～10月)亿kW·h100.60104.41108.05111.14平水期(5月、11月)亿kW·h20.5221.8023.1724.64枯水期(12～4月)亿kW·h43.9147.9052.2156.84平枯期电量占年发电量比例%39.040.0341.142.3装机年利用小时数h4826483648534864水量利用率%91.3993.3395.1796.59枯水年调节期(12～5月)平均出力差万kW10.111.112.2电量差亿kW·h9.079.329.19（2）上游出现两河口水库情况相同消落深度和不同消落深度情况下，上游有两河口水库时锦屏一级水电站各正常蓄水位方案动能指标分别见表5-4和表5-5。两河口水电站是雅砻江干流中游河段的“龙头”水库电站，初拟电站正常蓄水位2880m，消落深度80m，装机容量300万kW，多年平均年发电量116.87亿kW·h，调节库容74.92亿m3，具有多年调节性能，根据四川水电站群出力特点和电力系统需要，其水库按年调节运行。两河口水电站控制流域面积65857km2，约占全流域的48.4%，其多年平均流量657m3/s，约占全流域的34.3%。锦屏一级控制流域面积102500km2、多年平均流量1220m3/s，两河口至锦屏一级区间流域面积为36643km256 、其区间面积约占全流域的26.9%，两河口至锦屏一级区间多年平均流量563m3/s，约占全流域的29.5%。两河口水库出现后，锦屏一级水库调节水量的任务主要为调节两河口至锦屏一级的区间流量。对应于两河口至锦屏一级区间径流177.5亿m3，锦屏一级各正常蓄水位方案的库容系数已达0.25以上，加之上游两河口水库调节后，汛期下泄流量大为减少，并同时增加平枯期下泄流量，因此，两河口水库出现后，锦屏一级水电站的径流调节效果和水量利用程度将得到彻底改观，其调节库容在正常蓄水位1880m的基础上进一步扩大的迫切性将减弱。两河口水库出现后，无论相同消落深度情况，还是不同消落深度情况，锦屏一级各正常蓄水位方案的调节期均延长为11月～翌年5月。对于锦屏一级正常蓄水位1880m方案，枯水期（12～翌年4月）的发电量于丰水期（6～10月）发电量已基本接近（对于枯水年而言，枯水期电量已大于丰水期电量），对于更高的正常蓄水位，则其枯水期发电量均大于丰水期发电量，表明锦屏一级水库已具备相当充裕的库容条件。两河口水库出现后，对锦屏一级各正常蓄水位方案能量指标的影响主要为：当各方案均按10月末蓄至正常蓄水位时，增加了方案间的调节期平均出力差值、减小了方案间年发电量差值。从总体趋势上看，锦屏一级水电站仍为随着正常蓄水位的提高，各方案的调节期（11月～翌年5月）平均出力、年发电量都相应增加，方案间增加的差值无明显变化，结论与单独运行基本一致。从水量利用程度看，有两河口水库下，锦屏一级各正常蓄水位方案的水量利用率在98.03～99.32%，各方案水量均已得到有效利用。56 各正常蓄水位方案动能指标表（有两河口水库）（相同消落深度方案）表5-4项目单位方案一方案二方案三方案四正常蓄水位m1870188018901900死水位m1790180018101820消落深度m80808080装机容量万kW342360378396枯水年调节期(11～5月)平均出力万kW175.1186.8199.3212.4年发电量亿kW·h175.41184.28193.22202.04其中：丰水期(6～10月)亿kW·h74.6877.1079.2681.06平水期(5月、11月)亿kW·h28.9630.7232.6134.60枯水期(12～4月)亿kW·h71.7776.4781.3586.38平枯期电量占年发电量比例%57.458.259.059.9装机年利用小时数h5129511951125102水量利用率%98.0898.5898.9399.25枯水年调节期(11～5月)平均出力差万kW11.712.513.1电量差亿kW·h8.878.948.82各正常蓄水位方案动能指标表（有两河口水库）（不同消落深度方案）表5-5项目单位方案一方案二方案三方案四正常蓄水位m1870188018901900死水位m1793180018071814消落深度m77808386装机容量万kW342360378396枯水年调节期(11～5月)平均出力万kW174.7186.8199.9213.7年发电量亿kW·h176.19184.277192.44200.41其中：丰水期(6～10月)亿kW·h75.6477.1078.2278.81平水期(5月、11月)亿kW·h28.9230.7232.6834.77枯水期(12～4月)亿kW·h71.6376.4781.5386.84平枯期电量占年发电量比例%57.158.259.460.7装机年利用小时数h5152511950915061水量利用率%98.0398.5898.9799.32枯水年调节期(11～5月)平均出力差万kW12.113.113.8电量差亿kW·h8.098.167.9856 （3）上游出现两河口水库和南水北调西线一期调水工程情况相同消落深度和不同消落深度情况下，上游有两河口水库和南水北调西线一期调水工程时锦屏一级水电站各正常蓄水位方案动能指标分别见表5-6和表5-7。南水北调西线第一期调水工程从雅砻江调水水量15亿m3，仅占锦屏一级坝址处多年平均年径流量的3.9%。实施南水北调西线第一期调水工程调水后，锦屏一级正常蓄水位1880m方案，将减少其年发电量6.5亿kW·h、平枯期电量2.29亿kW·h、设计枯水年平枯期平均出力2.9万kW，仅分别占其年发电量的3.5～3.7%、平枯期电量的2.1～3.3%、设计枯水年枯期平均出力的1.6～2.6%，其调水量对锦屏一级水电站的年发电量影响相对较小，但从丰、枯水期发电量来看，正常蓄水位1880m以上方案的枯水期（12～翌年4月）的发电量均大于丰水期发电量，表明锦屏一级水库的库容已更为充裕。锦屏一级各正常蓄水位方案的水量利用率在98.29～99.46%，各方案水量利用程度更高，各方案发电量的增加主要为水头抬高所致。各正常蓄水位方案动能指标表（有两河口水库和南水北调工程）（相同消落深度方案）表5-6项目单位方案一方案二方案三方案四正常蓄水位m1870188018901900死水位m1790180018101820消落深度m80808080装机容量万kW342360378396枯水年调节期(11～5月)平均出力万kW172.2183.9196.2209.1年发电量亿kW·h169.22177.73186.27194.72其中：丰水期(6～10月)亿kW·h70.6972.8474.7076.23平水期(5月、11月)亿kW·h28.3430.0731.9333.89枯水期(12～4月)亿kW·h70.1974.8279.6384.60平枯期电量占年发电量比例%58.259.059.960.9装机年利用小时数h4948493749284917水量利用率%98.3498.7699.0999.41枯水年调节期(11～5月)平均出力差万kW11.712.312.9电量差亿kW·h8.518.548.4556 各正常蓄水位方案动能指标表（有两河口水库和南水北调工程）（不同消落深度方案）表5-7项目单位方案一方案二方案三方案四正常蓄水位m1870188018901900死水位m1793180018071814消落深度m77808386装机容量万kW342360378396枯水年调节期(11～5月)平均出力万kW171.9183.9196.7210.4年发电量亿kW·h169.98177.73185.50193.13其中：丰水期(6～10月)亿kW·h71.6372.8473.6774.00平水期(5月、11月)亿kW·h28.3030.0732.0034.06枯水期(12～4月)亿kW·h70.0574.8279.8285.06平枯期电量占年发电量比例%57.959.060.361.7装机年利用小时数h4970493749074877水量利用率%98.2998.7699.1399.46枯水年调节期(11～5月)平均出力差万kW1212.813.7电量差亿kW·h7.757.777.635.4.2对下游梯级电站的补偿调节计算锦屏一级水电站下游主要电站有：雅砻江干流锦屏二级（400万kW）、官地（180万kW）、二滩（330万kW）及桐子林（45万kW），金沙江干流下游段的乌东德（740万kW）、白鹤滩（1200万kW）、溪洛渡（1260万kW）及向家坝（600万kW），长江干流三峡（1820万kW）及葛洲坝（271.5万kW）十个大型或巨型水电站，总装机容量6846.5万kW，共利用落差1483m（其中雅砻江干流4个梯级电站共利用落差655m、金沙江干流下游河段4个梯级电站共利用落差695m、长江干流2个梯级电站共利用落差133m）。以上电站中除二滩、葛洲坝为已建电站、三峡为在建水电站外，其它水电站的建成发电需要较长的时间，即锦屏一级水电站对下游梯级电站的补偿效益是一个逐步发挥的过程。（1）锦屏一级水库的作用56 相同消落深度和不同消落深度情况下，锦屏一级水电站各正常蓄水位方案对下游梯级电站能量指标影响情况表分别见表5-8和表5-9，锦屏一级水电站各正常蓄水位方案对下游梯级电站能量指标影响情况图见图5-4～图5-9。锦屏一级水电站正常蓄水位1880m方案可增加下游已建和在建3个梯级电站枯水年平枯期平均出力61.9万kW、年发电量26.0亿kW·h、平枯期电量32.4亿kW·h；可增加下游雅砻江4个梯级电站枯水年平枯期平均出力136.1万kW、年发电量60.0亿kW·h、平枯期电量70.0亿kW·h。在相同消落深度情况下，锦屏一级水电站各正常蓄水位方案间，正常蓄水位每提高10m，增加调节库容4.0～4.3亿m3,可增加下游已建和在建3个梯级电站枯水年平枯期平均出力4.0～6.2万kW、年发电量2.0～2.5亿kW·h、平枯期电量2.6～2.9亿kW·h；可增加下游雅砻江4个梯级电站枯水年平枯期平均出力10.7～12.1万kW、年发电量3.9～4.5亿kW·h、平枯期电量5.6～6.1亿kW·h。在不同消落深度情况下，锦屏一级水电站各正常蓄水位方案间，正常蓄水位每提高10m，增加调节库容5.2～5.9亿m3,可增加下游已建和在建3个梯级电站枯水年平枯期平均出力6.6～7.5万kW、年发电量2.2～3.3亿kW·h、平枯期电量3.6～3.7亿kW·h；可增加下游雅砻江4个梯级电站枯水年平枯期平均出力14.4～16.3万kW、年发电量4.8～5.5亿kW·h、平枯期电量7.5～8.0亿kW·h。无论相同消落深度情况，还是不同消落深度情况，随着锦屏一级正常蓄水位的提高，各正常蓄水位方案的枯水年平枯期平均出力、年发电量、平枯期电量都相应增加，但方案间增加的差值无明显变化。锦屏一级水电站56 下游10个梯级水电站均为大型和巨型电站，其建设和开发需要一个比较长的过程。若仅考虑对下游已建和在建3个梯级电站的影响，正常蓄水位抬高对其下游3个电站的补偿效益相对较小；若考虑对下游全部梯级水电站的影响，正常蓄水位抬高对其下游梯级电站的补偿效益较大。因此，从各正常蓄水位方案对下游梯级水电站发电补偿效益看，以高方案有利，但其效益的充分发挥需要一个较长的时间。（2）两河口和锦屏一级水库联合运行的作用当上游出现两河口水库时，由于两河口水库巨大的调蓄作用，下游梯级水电站的水量利用率将进一步提高，锦屏一级水电站抬高正常蓄水位增加下游梯级水电站的年发电量有限，同时随着电力市场的扩大，水库调度方式亦将随市场需求而变化。56 各正常蓄水位方案对下游梯级电站能量指标影响情况表（相同消落深度）表5-8项目单位方案一方案二方案三方案四正常蓄水位m1870188018901900死水位m1790180018101820消落深度m80808080调节库容亿m345.249.153.257.51、增加下游梯级电站枯水年平枯期平均出力（1）下游已建和在建电站（二滩、三峡和葛洲坝）万kW57.961.967.773.9（2）下游雅砻江梯级万kW125.4136.1147.6159.7（3）下游雅砻江、金沙江溪洛渡和向家坝、长江三峡和葛洲坝电站万kW222.2239.2258.9280.1（4）下游全梯级电站万kW283.2306.0332.3360.72、增加下游梯级电站年发电量（1）下游已建和在建电站（二滩、三峡和葛洲坝）亿kW·h24.026.028.530.9（2）下游雅砻江梯级亿kW·h56.160.064.068.5（3）下游雅砻江、金沙江溪洛渡和向家坝、长江三峡和葛洲坝电站亿kW·h90.297.7104.6111.6（4）下游全梯级电站亿kW·h102.8111.6119.6127.43、增加下游梯级电站平枯期电量（1）下游已建和在建电站（二滩、三峡和葛洲坝）亿kW·h29.832.435.338.3（2）下游雅砻江梯级亿kW·h64.370.075.982.0（3）下游雅砻江、金沙江溪洛渡和向家坝、长江三峡和葛洲坝电站亿kW·h109.4119.6129.8140.1（4）下游全梯级电站亿kW·h143.2156.2169.6183.34、增加下游梯级电站枯水年平枯期平均出力差（1）下游已建和在建电站（二滩、三峡和葛洲坝）万kW4.05.86.2（2）下游雅砻江梯级万kW10.711.512.1（3）下游雅砻江、金沙江溪洛渡和向家坝、长江三峡和葛洲坝电站万kW17.019.721.2（4）下游全梯级电站万kW22.726.428.45、增加下游梯级电站年发电量差（1）下游已建和在建电站（二滩、三峡和葛洲坝）亿kW·h2.02.52.4（2）下游雅砻江梯级亿kW·h3.94.04.5（3）下游雅砻江、金沙江溪洛渡和向家坝、长江三峡和葛洲坝电站亿kW·h7.47.07.0（4）下游全梯级电站亿kW·h8.88.07.86、增加下游梯级电站平枯期电量差（1）下游已建和在建电站（二滩、三峡和葛洲坝）亿kW·h2.62.92.9（2）下游雅砻江梯级亿kW·h5.66.06.1（3）下游雅砻江、金沙江溪洛渡和向家坝、长江三峡和葛洲坝电站亿kW·h10.210.210.3（4）下游全梯级电站亿kW·h13.113.413.7注：1、下游全梯级电站指雅砻江锦屏二级、官地、二滩、桐子林，金沙江乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝、长江三峡和葛洲坝；2、下游雅砻江梯级电站指锦屏二级、官地、二滩、桐子林。3、以上平枯期时段为11月至翌年5月。56 各正常蓄水位方案对下游梯级电站能量指标影响情况表（不同消落深度）表5-9项目单位方案一方案二方案三方案四正常蓄水位m1870188018901900死水位m1793180018071814消落深度m77808386调节库容亿m344.049.254.560.41、增加下游梯级电站枯水年平枯期平均出力（1）下游已建和在建电站（二滩、三峡和葛洲坝）万kW55.361.968.776.2（2）下游雅砻江梯级万kW121.7136.1150.9167.2（3）下游雅砻江、金沙江溪洛渡和向家坝、长江三峡和葛洲坝电站万kW214.6239.2264.3292.2（4）下游全梯级电站万kW273.8306.0339.1375.82、增加下游梯级电站年发电量（1）下游已建和在建电站（二滩、三峡和葛洲坝）亿kW·h23.726.029.331.9（2）下游雅砻江梯级亿kW·h55.260.065.671.0（3）下游雅砻江、金沙江溪洛渡和向家坝、长江三峡和葛洲坝电站亿kW·h89.397.7106.8116.8（4）下游全梯级电站亿kW·h101.4111.6122.0133.53、增加下游梯级电站平枯期电量（1）下游已建和在建电站（二滩、三峡和葛洲坝）亿kW·h28.832.436.139.8（2）下游雅砻江梯级亿kW·h62.570.078.085.9（3）下游雅砻江、金沙江溪洛渡和向家坝、长江三峡和葛洲坝电站亿kW·h106.7119.5132.5146.6（4）下游全梯级电站亿kW·h139.4156.2173.2191.94、增加下游梯级电站枯水年平枯期平均出力差（1）下游已建和在建电站（二滩、三峡和葛洲坝）万kW6.66.87.5（2）下游雅砻江梯级万kW14.414.916.3（3）下游雅砻江、金沙江溪洛渡和向家坝、长江三峡和葛洲坝电站万kW24.625.127.9（4）下游全梯级电站万kW32.133.136.75、增加下游梯级电站年发电量差（1）下游已建和在建电站（二滩、三峡和葛洲坝）亿kW·h2.23.32.7（2）下游雅砻江梯级亿kW·h4.85.55.5（3）下游雅砻江、金沙江溪洛渡和向家坝、长江三峡和葛洲坝电站亿kW·h8.39.110.1（4）下游全梯级电站亿kW·h10.110.411.56、增加下游梯级电站平枯期电量差（1）下游已建和在建电站（二滩、三峡和葛洲坝）亿kW·h3.63.73.7（2）下游雅砻江梯级亿kW·h7.58.08.0（3）下游雅砻江、金沙江溪洛渡和向家坝、长江三峡和葛洲坝电站亿kW·h12.813.014.1（4）下游全梯级电站亿kW·h16.717.018.7注：1、下游全梯级电站指雅砻江锦屏二级、官地、二滩、桐子林，金沙江乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝、长江三峡和葛洲坝；2、下游雅砻江梯级电站指锦屏二级、官地、二滩、桐子林。3、以上平枯期时段为11月至翌年5月。56 56 56 56 6梯级衔接经初步研究，锦屏一级上游衔接梯级为卡拉电站，采用坝式开发，结合锦屏一级电站正常蓄水位研究范围，在上至凉山彝族自治州木里县卡拉乡渡口上游，中有下马基店、下到下苦苦长约8km的河段内，初拟了3～4个坝址，其枯水水面高程在1896～1860m之间。因此，从上游梯级衔接看，在锦屏一级水库正常蓄水位1870m～1900m范围，其上游卡拉梯级电站均能找到比较合适的坝址位置，地形地质条件满足水工布置的需要。故上游梯级衔接对锦屏一级电站正常蓄水位的选择基本无影响。7水库淹没锦屏一级水库淹没处理设计工作始于1993年，当时按照原可行性研究阶段的要求，进行了实物指标调查、移民安置规划、专业项目迁建规划、补偿投资估算等工作，并于1994年编制完成水库淹没处理设计报告。1999年4月通过了审查。本报告采用同精度比较的原则，不考虑影响区、工程占地部分，对于投资也只计算静态，不计算利息。各方案实物指标依据可行性研究阶段初步成果；专业项目复建方案采用选坝报告成果，投资估算按照现行政策规定编制。7.1水库地区概况锦屏一级水电站推荐普斯罗沟坝址位于小金河口下游约20km处，库区涉及四川省木里、盐源两县。正常蓄水位为1880m方案时，坝前最大水深256m，相应水库面积81.8km2，库容77.7亿m356 ，平均水面宽度520m。库区由三部分构成：雅砻江干流部分，回水到木里县卡拉乡，长度约58km；一级支流小金河部分，回水到木里县后所乡嘎姑村的嘎姑水文站附近，长度约90km；二级支流卧落河回水到盐源县的盖租乡卧落村，长度约21km。锦屏一级水库地处横断山系中段，为青藏高原向云贵高原过渡的地区，呈典型的高山峡谷地貌特征。该地区山峰耸立、河流深切，峰谷相对高差达1000～2000m。海拔2000m以上地区，森林植被较好；2000m以下地区基本上为荒山草坡，偶有灌木林和耕地分布，该地区人口、耕地多零散分布于地势较为平坦的台地或缓坡上。海拔2000m以下地区，属北亚热带气候，光热资源较好，作物可一年两熟，主要作物有水稻、玉米、小麦、红苕等。锦屏一级水库淹没涉及四川省凉山彝族自治州盐源县的洼里、沃底、大坡、盖租，木里藏族自治县的倮波、卡拉、三桷垭、白碉、芽租、列瓦、乔瓦、下麦地、后所、西秋、克尔等15个乡（镇）。盐源、木里两县幅员面积21622km2；据统计，2001年两县共有人口44.22人，其中农业人口40.76人；耕地面积70.03万亩；粮食作物总产量17.22万吨，农作物总播种面积94.1万亩；国内国民生产总值8.4亿元。7.2水库淹没损失7.2.1水库淹没处理范围本阶段在考虑泥沙淤积20年基础上，耕地、园地采用5年一遇，居民点、通讯线路、水利设施等专项采用20年一遇，三级公路采用25年一遇洪水标准计算水库回水，回水水面线与水库正常蓄水位加1m风浪超高的外包线作为相应实物的淹没处理范围；林地及其它用地以水库正常蓄水位作为淹没处理范围。7.2.2水库淹没实物指标水库淹没实物指标是2002年调查的初步成果，主要指标详见表7-1。56 锦屏一级水电站各正常蓄水位淹没主要实物指标表7-1序号项目单位1870m方案1880m方案1890m方案1900m方案1户数户5767078118692人口人28093511419344843房屋面积m2145919180025.54210606.69224078.994土地亩114650.33122705.32131520.45141949.74.1耕地亩988010709.3311628.7112617.995三级公路km44446四级公路km24.124.124.124.17水电站kW/座5507/45507/45507/45507/47.2.3水库淹没损失对当地经济影响锦屏一级水库形成以后，淹没盐源、木里两县的耕地分别占两县总耕地面积的0.84%和2.1%，对地区社会经济发展有一定影响。锦屏一级水库淹没涉及的西(昌)～木(里)公路，是木里县唯一的出境公路；淹没涉及的西(昌)～木(里)长途电话线（光缆），是木里县对外通讯联系的唯一长途电话线；淹没涉及的木里博瓦河三级水电站是木里县的主力电源。所涉及的主要专项设施对地区经济发展影响较大。7.3农村移民安置7.3.1农村移民安置人口计算（1）规划水平年锦屏一级水电站计划于2003年筹建工程开工，2006年准备工程开工，2013年水库下闸蓄水，2015年建成。水库淹没处理的规划水平年确定为2013年。（2）生产安置人口估算生产安置人口以组为单位进行估算，经估算，各正常蓄水位方案生产安置人口详见表7-2。56 锦屏一级水电站各正常蓄水位生产安置人口估算成果表表7-2单位：人年份正常蓄水位方案1870m1880m1890m1900m基准年2002年3600390042004600水平年2013年42004500480053007.3.2移民安置初步规划根据盐源、木里两县的移民环境容量条件，经与凉山州人民政府、盐源、木里两县人民政府及有关部门研究，水库移民主要考虑大农业安置，以集中安置为主，就地后靠分散安置为辅。7.4专项项目复建初步规划7.4.1公路锦屏一级水库淹没西（昌）～木（里）公路小金河段，该公路等级为山重区三级，淹没长度4km。该路为木里县唯一出境公路，水库淹没后需复建。初步规划该段公路从老虎嘴沿水库边至上罗沱建一座桥梁过河接下麦地，规划公路长约14km，桥梁长约230m。7.4.2电信设施锦屏一级水库将淹没西（昌）～木（里）长途电话线小金河段过河线。该线路是木里县对外通讯联系的唯一的一条长途电话线，在锦屏水库淹没区段按改建处理。规划沿改建公路恢复改建，改建长途电话线路约14杆km。7.4.3水电站锦屏一级水库将淹没木里县的博瓦河三级电站、盐源县沃底乡的龙洞河水电站、洼里乡的洼里水电站等4座水电站。56 博瓦河三级电站距木里县城13km，为一座引水式水电站，装机容量5000kW，多年平均发电量3257万kW·h。根据该电站在木里县国民经济中所处的特殊地位，规划开发博瓦河二级电站进行替代。盐源县沃底乡的龙洞河水电站、洼里乡的洼里水电站等三座小水电站，拟进行适当补偿或复建，视将来条件而定。7.5水库淹没补偿投资估算7.5.1估算编制依据本阶段水库淹没补偿投资估算，依据《中华人民共和国土地管理法》、《大中型水利水电工程建设征地补偿和移民安置条例》、《国土资发[2001]355号文》、《四川省土地管理实施办法》、四川省政府1994年47号令以及《水利水电工程水库淹没处理设计规范》的有关规定。补偿标准及单价是按2001年价格水平，参照类似工程的数值使用综合单价指标。7.5.2水库淹没处理费用经计算，锦屏一级水电站各正常蓄水位方案水库淹没处理补偿投资详见表7-3。7.6比较意见本工程水库地处高山峡谷区，在拟定的正常蓄水位高程附近，库岸地形无大的变化，无重要的淹没对象分布。从水库淹没实物指标和库区实际情况、锦屏一级水库淹没损失、需要安置的移民数量、水库淹没处理补偿投资估算等方面分析，随着正常蓄水位的抬高相应指标都有一定增加，但淹没主要实物指标的绝对值、方案间差值、以及补偿费用差值均变化不大。详见表7-3及图7-1～7-3。从移民安置方式、安置难度、专业项目复建规模及难度分析，各正常蓄水位方案相差甚微。56 综上所述，锦屏一级水电站水库淹没处理对本工程水库正常蓄水位方案选择无制约因素。但由于本电站地处山区，山高坡陡，库周各县移民安置环境容量、耕地后备资源有限，因此，从移民安置难度方面考虑，高方案难度略大。锦屏一级水电站水库淹没处理补偿投资计算表表7-3单位：万元序号项目正常蓄水位方案1870m1880m1890m1900m1农村移民补偿费38360.8342218.0446256.8949650.111.1土地补偿费和安置补助费33603.0236681.4840001.8642911.711.2房屋及附属建筑物补偿费2836.543465.464030.924298.421.3水利设施补助费682.27743.60808.11876.481.4基础设施补偿费840.00900.00960.001060.001.5搬迁运输费399.00427.50456.00503.502专项项目复建补偿费15748.9015748.9015748.9015748.902.1公路复建补偿费9690.009690.009690.009690.002.2电信工程复建补偿费140.00140.00140.00140.002.3水电站复建补偿费3854.903854.903854.903854.902.4库周交通恢复费2064.002064.002064.002064.003库底清理费180.87196.65213.39231.334其它费用3673.543963.634267.374522.784.1实施管理费1310.121426.001547.331649.314.2勘测设计费1085.811163.271244.381312.614.3技术培训费191.80211.09231.28248.254.4监理费1085.811163.271244.381312.615基本预备费5796.416212.726648.667015.316有关税费1976.002141.872325.742523.606.1耕地占用税1976.002141.872325.742523.607静态投资65736.5570481.8175460.9579692.0356 56 8水库泥沙冲淤计算8.1工程概况锦屏一级水电站为堤坝式开发，坝址位于小金河汇口下游18km的普斯罗沟峡谷。正常蓄水位拟定了1870m、1880m、1890m、1900m四个方案，水库消落深度均按80m计，各正常蓄水位方案的死水位分别为1790m、1800m、1810m、1820m。正常蓄水位1880m时，坝前最大水深256m，相应库容77.7亿m3。锦屏一级水库平面形态呈条带状，主要库区可分为：干流、一级支流小金河（含二级支流理塘河）、二级支流卧落河三库区。干流库区回水长度约58km，小金河库区回水长度约90km（从汇口起算），卧落河库区回水长度约21km（从汇口起算）。卧落河汇口距小金河河口约64km。雅砻江干流库区：天然河道为卵石河床，平均比降4.25‰。正常蓄水位1880m时，最大水面宽1617m，平均水面宽538m，干流库区库容占总库容的47.6%。干流多年平均悬移质年输沙量1344万ｔ，推移质年输沙量71.7万t，库沙比320。支流小金河库区（含理塘河库区）：天然河道为卵石河床，平均比降2.5‰。正常蓄水位1880m时，最大水面宽1045m，平均水面宽505m。二级支流卧落河天然河道平均比降5.43‰，最大水面宽400m，平均水面宽220m。小金河库区库容（含二级支流理塘河和卧落河）占总库容的52.4%。多年平均悬移质年输沙量776万t，推移质年输沙量4.63万t，库沙比为627。锦屏一级水库是雅砻江中下游的控制性梯级水库，水库蓄水蓄能作用大，库沙比大，水库泥沙淤积速率缓慢，泥沙淤积年限长。锦屏一级水库死水位1800m时，死库容的库沙比约为160。表明该水库有较好的梯级拦沙作用，坝区在相当长的时期内不会出现泥沙问题。56 8.2水库泥沙冲淤计算条件本报告暂不考虑上游梯级水库的拦沙作用（如上游两河口水库），只进行锦屏一级水库单独出现条件下的水库泥沙冲淤计算。入库水沙计算资料：分析干、支流长系列水文泥沙资料，水库泥沙冲淤计算采用1985～1994年10年水沙代表系列，该系列三滩水文站年平均悬移质输沙量及含沙量分别为2220万t及566g/m3，与其长系列多年平均悬移质输沙量2120万t及多年平均悬移质含沙量555g/m3接近，1985～1994年小金河列瓦水文站的平均悬移质输沙量及含沙量分别为864万t及996g/m3，稍大于其长系列多年平均悬移质年输沙量776万t及多年平均悬移质含沙量869g/m3。干、支流入库推移质输沙率与流量关系，分别采用干、支流水槽输沙试验成果。电站投入正常运用后，水库运用方式大致如下：每年6月初水库开始蓄水，7月或8月底水库蓄水至正常蓄水位，并维持在正常蓄水位运行至11月底，从12月起，水库开始供水，至次年5月，水库水位逐渐消落至死水位。坝前水位过程采用1985年1月～1994年12月的径流调节计算成果。水库计算断面均在锦屏一级电站1/10000水库地形图上截取，雅砻江干流库区计算断面共48条，平均间距1.33km；支流小金河（含理塘河）共布设断面46条，平均间距2.08km，二级支流卧落河布设断面15条，平均间距1.66km。8.3计算方法锦屏一级电站由于年内库水位变幅达80m，为了反映水库运行过程中的河床变形，水库泥沙冲淤计算采用《SUSBED—2数学模型》。该模型能处理干、支流泥沙冲淤同时演进的水库泥沙问题，经水库泥沙原型观测资料验证，能较好地模拟水库泥沙冲淤过程。56 8.4计算成果分析正常蓄水位比较阶段所拟四个正常蓄水位方案的特征水位见表8-1。各计算方案水库特征水位表表8-1特征水位方案一方案二方案三方案四正常蓄水位（m）1870188018901900死水位（m）1790180018101820各方案水库泥沙冲淤计算结果表明：锦屏一级水库拦沙作用显著，泥沙淤积洲头推进速度较缓慢。出库悬移质泥沙大为细化，水库运用100年内出库悬移质泥沙皆为粒径小于0.05mm的细沙。各方案水库泥沙冲淤计算成果及库容损失率见表8-2，各正常蓄水位方案泥沙淤积后调节库容损失情况见表8-3，各正常蓄水位调节库容泥沙淤积情况示意图见图8-1。各正常蓄水位方案的泥沙淤积过程差别不大：水库运用20年，悬移质出库率14.4%～15.2%，调节库容损失率1.7%～2.4%，正常蓄水位以下库容损失率3.1%～4.1%，坝前泥沙平均淤积高程1630.91m～1631.07m，雅砻江干流悬移质泥沙淤积洲头距坝40.6km～42.5km，支流小金河的悬移质泥沙淤积洲头距其汇口55.7km～66.2km；水库运用100年，悬移质出库率15.4%～16.4%，调节库容损失率9.6%～13.2%，正常蓄水位以下库容损失率16.7%～22.3%，雅砻江干流悬移质泥沙淤积洲头距坝24.7km～28.9km，坝前泥沙平均淤积高程1639.80m～1642.11m，支流小金河的悬移质泥沙淤积洲头距其汇口28.4km～47.2km。由表8-3、图8-1可看出，水库运用20年后，调节库容损失约为0.98亿m3～1.08亿m3；水库运用50年后，调节库容损失约为2.65亿m3～2.80亿m3；水库运用80年后，调节库容损失约为4.43亿m3～4.70亿m3；水库运用100年后，调节库容损失约为5.52亿m3～5.97亿m356 。各正常蓄水位方案的泥沙淤积均较小，且相差不大。悬移质出库率随正常蓄水位抬高略有减少，但方案间的差值也仅约在1.0%左右。锦屏一级水库属河道型，壅水河段较长，水库泥沙淤积总趋势不会有本质的区别，泥沙出库率的变化也是有限的。锦屏一级库区泥沙冲淤计算成果及库容损失率表表8-2正常蓄水位方案（m）运用年限（年）悬移质出库率（％）坝前平均淤积高程（m）调节库容损失率（％）正常蓄水位以下库容损失率（％）18702015.21631.072.44.15015.61633.896.211.08016.01638.4510.417.810016.41642.1113.222.318802014.91631.002.13.75015.31633.715.79.98015.71637.699.416.010016.01641.1812.020.118902014.61630.981.93.35015.01633.605.18.98015.41637.148.314.610015.71640.4610.618.219002014.41630.911.73.15014.71633.484.68.18015.11636.567.713.310015.41639.809.616.756 各正常蓄水位方案泥沙淤积后调节库容损失情况表8-3项目单位正常蓄水位1870m1880m1890m1900m死水位m1790180018101820正常蓄水位以下库容亿m369.777.786.295.4调节库容亿m345.249.253.257.5运行20年后损失调节库容亿m31.081.031.010.9820年调节库容损失率％2.42.11.91.7运行50年后损失调节库容亿m32.802.802.712.6550年调节库容损失率％6.25.75.14.6运行80年后损失调节库容亿m34.704.624.424.4380年调节库容损失率％10.49.48.37.7运行100年后损失调节库容亿m35.975.905.645.52100年调节库容损失率％13.212.010.69.69工程地质条件9.1区域地质概况锦屏一级水电站位于雅砻江中游锦屏大河湾之西侧，地处青藏高原向四川盆地过渡的斜坡地带，属典型的高山峡谷地貌，山岭海拔高程一般3000～3800m，相对高差1000～2000m。锦屏一级水电站工程地质平面图及坝轴线浅嵌工程地质剖面图见附图2及附图3。56 在大地构造部位上，工程区处于松藩～甘孜地槽褶皱系之东缘，岩层普遍变质。从断块构造分析，工程区位于由鲜水河断裂带、安宁河断裂带、则木河～小江断裂带及金沙江～红河断裂带所围限的“川滇菱形断块”内，坝址区位于该断块东侧的九龙次级断块上。九龙断块新构造运动以整体均衡抬升为主，无明显差异活动，块内地震活动微弱，属构造稳定区。据国家地震局1993年复核鉴定，本区地震基本烈度为VII度。9.2库区工程地质条件对正常蓄水位选择的影响锦屏一级水电站水库由干流雅砻江主库和支流小金河支库两部分组成，当正常蓄水位1880m时，主库库长58km，支库库长90km。主库、支库均为高山峡谷型水库，两岸山体雄厚，临江坡高一般1000～2000m，坡度40～50°，水库淹没、浸没问题不突出。库区出露的地层按岩性大体可分为三类，即浅变质的碎屑岩类、碳酸盐岩类及变质玄武岩类。浅变质碎屑岩类和变质玄武岩类，分布范围广，透水性差，可视为相对隔水层。碳酸盐岩类仅分布于坝前及小金河支库一带。坝前分布的大理岩，据地表地质调查和钻孔平硐勘探，岩体内仅见沿层面或裂隙面发育的小溶洞、溶隙，岩溶程度比较微弱，且锦屏山分水岭东侧及南侧有一系列高程达2100～2200m的岩溶大泉；在小金河瓜别至下落府段和库尾卧落河一带分布的白山组灰岩岩溶发育，但岩溶泉出口一般都在1900m高程以上。因此，主、支库区在正常蓄水位1880m、1900m时均不存在水库渗漏问题。从库岸稳定性分析，锦屏一级主库和支库中稳定、次稳定库岸坡约占库岸总长的86％，潜在不稳定岸坡约占14％。潜在不稳定岸坡段对正常蓄水位选择影响较大的滑坡主要有四处，分别是位于主库库尾的下马鸡店滑坡和草坪子滑坡、距坝址12km处的呷爬滑坡及9km的水文站滑坡。56 下马鸡店滑坡：位于普斯罗沟坝址上游约62.2km雅砻江右岸，当地江水位高程约为1895m。滑体呈长条状，自然坡度30°～40°，分布高程1895～2750m，滑体纵长约1700m,前缘宽520m，直接与河水面接触，并延至水下，后缘宽480m，滑体垂直向厚度25～110m，平均厚约50m，滑体总方量约4500万m3，组成物质主要为孤石及含块石较多的碎块石土，现状整体稳定。草坪子滑坡：位于普斯罗沟坝址上游约57.4km雅砻江左岸，当地江水位高程约1880m。滑体呈扇形状，分布高程1880～2920m，滑体地面坡度30°～45°，纵向长约2100m，前缘宽度1900m，直接与河水面接触，并延至水下，滑体垂向厚度40～110m，平均厚约55m，滑体总方量约1.0亿m3，由块碎石夹土组成，现状整体稳定。呷爬滑坡：位于坝址上游12km处雅砻江右岸，滑坡平面展布呈箕形，其圈谷地貌保存完好。前缘最低高程1655m，与枯水期江水位持平，后缘高程2120m，前后缘高差465m。滑坡纵长约880m，宽约260～300m。据地表冲沟调查及钻孔揭露，滑体厚60～100m，平均厚度约60m，滑坡体积约1300万m3，由块碎石土及碎裂板岩组成。根据地表调查及钻孔勘探资料分析，呷爬滑坡现状整体稳定。采用SARMA法计算分析，呷爬滑坡在水库蓄水至1800m高程以上时，滑坡均有滑动的可能，但是由于滑体物质结构松散，推测主要以塌岸形式破坏。水文站滑坡：位于坝址上游9km处雅砻江左岸，滑坡平面展布呈箕形，其圈谷地貌保存完好。前缘最低高程1660m，比枯水期河水位高约6m，后缘高程2125m，前后缘高差465m。滑坡纵长约940m，宽570m。据钻孔及平硐揭露，滑体厚度40～90m，平均厚度约60m，滑体物质极不均一，主要为碎裂状板岩、片岩及块碎石夹泥，滑坡体积约1500万m3。56 该滑坡体中部发育一大冲沟，排水条件好，现状整体稳定性较好。根据平硐及钻孔勘探资料，采用SARMA法计算分析，当水库蓄水至1880m高程以上且迭加地震（Ⅶ度）状态下，滑体可能失稳。综上所述，不同阶段的调查分析表明，这些滑坡现状整体稳定，水库蓄水后整体失稳的可能性不大，但随着蓄水位的增高，其前缘淹没范围变大，稳定安全系数均有一定的降低；正常蓄水位1880m时，水位已达草坪子滑坡坡角、下马鸡店滑坡已位于库尾以上约4km，而正常蓄水位1900m时，该两滑坡前缘将分别被淹没20m、5m以上，稳定条件变差。9.3坝区工程地质条件对正常蓄水位选择的影响9.3.1坝区基本地质条件锦屏一级水电站坝址位于普斯罗沟与手爬沟之间长约1.5km的河段内，河流流向约为N25°E，枯水期江水面高程1635m，相应水面宽80～100m。坝址区河道顺直，谷坡陡峻，地貌上属典型的深切“V”型峡谷，相对高差达千余米。左岸1900m高程以下谷坡坡度60°～80°，以上约为45°；右岸1810m高程以下谷坡坡度70°～90°，以上约为40°。正常蓄水位1880m、1900m时，谷宽分别为410m和450m。坝区出露的地层为三叠系上统杂谷脑组（T2-3z）变质岩，按岩石建造类型可分为三段：第一段（T2-3z1），绿片岩，厚度大于90m，埋藏于河床以下190m及右岸水平深度350m以里；第二段（T2-3z2），大理岩，厚度约600m，分布于右岸、河床上部及左岸1830m高程以下，按岩性细分为8层；第三段（T2-3z3），变质砂岩和板岩，厚约400m，分布于左岸1830～2300m高程之间，按岩性细分为6层。另外左右岸谷坡岩体内还各发育有一条宽1～3m的煌斑岩脉。坝址区位于三滩紧密倒转向斜的正常翼，岩层产状N15～80°E/NW∠15～45°，走向与河流流向基本一致，倾向左岸。岩体内断层、层间挤压错动带、节理裂隙等各类结构面发育。56 （1）断层坝址区规模较大的断层有30条，其中与工程关系较密切者有f5、f8、f2、f13、f14断层：f5断层：发育于左岸山体内，全长约1.8km，总体产状为N37°E/SE∠75～85°。断层破碎带在不同岩性中宽度有所不同。1800m以上砂板岩中，破碎带宽5～10m，破碎带物质为散体结构的片状岩、糜棱岩和角砾岩；1800m以下大理岩中，破碎带宽一般1～3m，破碎带物质主要为胶结较好的角砾岩和碎裂岩，沿断面局部有2～3cm的断层泥。f8断层：发育于左岸山体内，f5断层外侧，从上游向下游终止于Ⅴ、Ⅰ线间，全长约1.4km，断层产状N40°E/SE∠69～85°，断层破碎带宽0.5～1m，由强风化褐黄色构造碎裂岩、糜棱岩及断层泥组成，沿断面有后期方解石脉充填。f2断层：发育于左岸河水面附近，产状N30～40°E/NW∠56°，破碎带宽0.2～0.8m，由片状岩、糜棱岩等组成，局部泥化。f13断层：发育于右岸山体内，全长约800m，断层产状N50°E/SE∠72°，破碎带宽度0.4~0.8m，主要由重结晶的方解石、胶结好的碎裂岩组成，在上盘接触带有角砾岩、糜棱岩及少量断层泥。f14断层：发育于右岸山体内，f13断层外侧，长度大于300m，断层产状N52°E/SE∠66°，破碎带宽度0.5~1.5m，主要为胶结良好的角砾岩，沿上断面分布有1~5cm的泥夹岩屑，断层带局部风化强烈。（2）层间挤压错动带主要发育在第二段6层大理岩和第三段砂板岩中，延伸长度一般数十米，宽度2~6cm，部份长度大于百米，宽度0.1~0.5m，由片状岩、糜棱岩组成，遇水易软化。（3）节理裂隙56 坝区优势节理可归纳为四组：①N15~80°E/NW∠15~45°（层面裂隙），由于次级横跨小背斜影响，层面走向变化幅度大，除T2-3Z3砂板岩和T2-3Z2(6)层薄～中厚层条带状大理岩及T2-3Z2(1，2)、T2-3Z1绿片岩层面裂隙较发育外，T2-3Z2中其它层一般不太发育，多胶结紧密。②N50~70°E/SE∠50~80°（反倾向裂隙），较发育，一般间距0.3~1.0m，局部密集成带，带内间距0.03~0.3m，延伸中长—长，平直、稍糙。③N20~40°E/SE∠60~85°（反倾向裂隙），一般间距0.5~1.0m，局部密集成带，带内间距0.05~0.5m，延伸长，面平直稍糙。④N50~70°W/NE或SW∠80~90°（横张裂隙），多密集成带出现，带内间距0.1~0.5m，带与带间距一般大于10m，延伸长，面起伏粗糙，局部张开0.5cm，充填岩屑及少量泥。坝址区谷坡陡峻，岩体内初始地应力较高，实测最大主应力达35~40Mpa。河流切割后谷坡卸荷强烈，右岸岩体强卸荷水平深度2.0~16.5m，弱卸荷水平深度一般20~100m；左岸岸坡上部砂板岩强卸荷水平深度可达71.0m；弱卸荷最深达200余米。此外，由于高地应力释放，在左岸大理岩谷坡浅表正常卸荷带以里，距岸坡水平深度50~200m之间还发育有深卸荷形成的松弛拉裂岩带，带内裂隙多松弛张开，岩体呈板裂～碎裂结构，裂缝张开宽度最大可达20cm，使左岸工程地质条件更趋复杂。9.3.2坝区工程地质条件对正常蓄水位选择的影响正常蓄水位高程1880m与1900m相比较，从建基面岩体质量、坝肩工程边坡稳定条件及坝基防渗条件分析，有以下差别：（1）建基面岩体质量56 右坝肩1800m高程以上为第二段6层大理岩，中厚层结构，层面及层间挤压错动带较发育，以Ⅲ类岩体为主：1800m高程以下为第二段3、4、5层大理岩，呈厚层～块状结构，岩体完整性较好，以Ⅱ类岩体为主，右坝肩1800m高程与1900m高程之间坝基岩体质量无本质差别。左坝肩1830m高程以上为第三段砂板岩，在坝肩范围内主要出露1、3层薄～极薄层状的板岩和2层中厚～厚层状砂岩。平硐钻孔勘探表明，砂板岩内小断层较发育，岩体完整性差，以Ⅲ~Ⅳ类岩体为主。1830m以下为第二段5、6、7、8层大理岩，深卸荷发育，岩体类别以Ⅱ~Ⅲ类为主，部份Ⅳ类。由于左岸1830m高程以上为砂板岩，当正常蓄水位从1880m提高到1900m高程，坝高增加20m时，左坝肩所遇到的砂板岩高度将由55m增大至75m。鉴于砂板岩中断层发育，岩体卸荷深度大，加之变质砂岩与板岩工程地质性状差异较大，总体上砂板岩的工程地质性状较大理岩差，坝基中过多的砂板岩将更增大了坝基岩体的不均一性，也使得坝基基础处理难度增大。因此，从左坝肩岩体质量的差异性分析，正常蓄水位高程1880m相对优于1900m。（2）坝肩工程边坡稳定条件右岸1800m高程以上为第一段6层大理岩构成的顺向坡，层面及层间挤压错动带较为发育，边坡稳定条件相对较差。左岸1830m高程以上第二段砂板岩内小断层较发育，卸荷水平深度最大达200m以上，卸荷带内平行岸坡的结构面多松驰张开。因此，正常蓄水位提高后，坝肩开挖边坡中稳定条件相对较差的砂板岩增多，使工程开挖边坡的稳定性条件更差，边坡处理难度和工程量增大。（3）坝基防渗条件56 由于右岸岩体完整性较好，岩体透水性主要受NWW向张节理分布发育情况控制，正常蓄水位提高后对防渗处理影响不大。左岸则由于岸坡岩体卸荷水平深度从低高程向高高程有变大的趋势，卸荷带内平行岸坡的结构面多松驰张开，岩体透水性强。因此，正常蓄水位提高后势必增大防渗处理难度。9.4比较意见（1）从工程区位于深切峡谷、陡峻岸坡及高地应力的地质环境宏观分析，正常蓄水位越高，就会越改变现状，对边坡的稳定就越不利；（2）从库区工程地质条件分析，随正常蓄水位增高，库区几个大滑坡的稳定性变差的趋势是明显的，而且当正常蓄水位1880m时，下马鸡店滑坡位于库尾以上，已与水库无关；（3）从坝区工程地质条件，特别是左坝肩高高程砂板岩坝基岩体质量、开挖边坡的稳定性和坝肩防渗条件分析，正常蓄水位1880m高程要优于1900m高程。综上所述，从工程地质条件看，锦屏一级水电站正常蓄水位越高，工程地质条件越复杂，筑坝技术难度越高。即使是在正常蓄水位1880m，坝高已达305m，超过已建的二滩拱坝65m，超过在建的小湾拱坝13m，而且坝址区工程地质条件较上述工程更加复杂。因此，从工程地质角度看，锦屏一级正常蓄水位1880m及以下工程技术风险相对较小。10建坝条件普斯罗沟坝址上起普斯罗沟沟口，下至手爬沟沟口，长约1.5km。河道顺直、狭窄，为深切“V”形河谷，河流流向为N25ºE。该坝址河段的地形条件十分有利于拱坝布置。因此，锦屏一级水电站挡水建筑是混凝土双曲拱坝。但是坝址区左岸存在倾向坡外的f5、f856 断层、煌斑岩脉、且发育有深部拉裂缝以及低波速裂隙松弛岩体等不良地质条件，坝肩岩体卸荷强烈，存在变形稳定、抗滑稳定、渗透稳定和高边坡稳定问题；右岸为顺向坡，大理岩中夹有绿片岩透镜体，其力学性质较差，对坝肩抗滑稳定、边坡稳定不利。锦屏一级水电站工程枢纽平面布置图、枢纽布置上游展示及剖面图、枢纽布置泄洪洞纵剖面图、枢纽布置引水发电系统纵剖面图见附图4～附图7。10.1拱坝体型设计四个正常蓄水位方案的坝顶高程分别为1875m、1885m、1895m、1905m，最大坝高分别为295m、305m、315m、325m。对应的拱冠坝顶厚度分别为14m、14m、15m、16m，拱冠坝底厚度分别为71m、72m、73m、73m，拱端最大厚度分别为77m、81.5m、81.5m、81m，厚度上变化不大，各方案拱坝体型参数见表10-1。由表中数值看出体型参数变化不大，为同等精度拱坝。锦屏一级普斯罗沟Ⅱ线抛物线双曲拱坝体形参数表表10-1项目方案一方案二方案三方案四正常蓄水位(m)1870.001880.001890.001900.00坝高(m)295.00305.00315.00325.00拱冠顶厚(m)14.0014.0015.0016.00拱冠底厚(m)71.0072.0073.0073.00拱端最大厚度(m)77.0081.5081.5081.00最大中心角(°)93.2693.5694.8495.33中心线厚高比0.2410.2360.2320.225中心线弧高比1.9011.9172.0222.071上游倒悬度0.1130.1530.1500.118顶拱中心线弧长(m)560.810584.810636.960672.960平均嵌深左岸66.7868.1668.6469.58右岸39.6841.6642.7043.41坝体混凝土量(万m3)523.911549.257587.861630.846坝体开挖方量(万m3)549.641586.02604.856625.59356 10.2拱坝工程量从表10-1可以看出，各方案左岸平均嵌深分别为66.78m、68.16m、68.64m、69.58m，右岸平均嵌深分别为39.68m、41.66m、42.70m、43.41m，左右岸嵌深随正常蓄水位的增加而逐渐增加；坝体开挖方量分别为550m3、586m3、605m3、626m3，混凝土方量分别为523.91m3、549.26m3、587.86m3、630.85m3，均随正常蓄水位的增加而逐渐增加，增加幅度每一级差约为大坝工程量的7％以上。从各正常蓄水位与混凝土方量的关系曲线图看，当正常蓄水位大于1880m时，斜率明显增加，也就是说，正常蓄水位大于1880m时，随着坝高增加混凝土方量增加幅度明显增大。10.3坝体应力基本荷载组合Ⅰ工况作用下坝体主应力表表10-2上游蓄水位(m)上游坝面最大主压应力(MPa)上游坝面最大主拉应力(MPa)下游坝面最大主压应力(MPa)下游坝面最大主拉应力(MPa)18706.78-1.197.22-0.8518807.17-1.177.96-0.9118907.40-1.198.30-1.0319007.71-1.198.90-0.96从表10-2可见，四个方案拉应力均满足规范要求，但最大压应力1870m与1880m两方案小于8Mpa，分别为7.22Mpa和7.96Mpa，1890m与1900m两方案应力水平大于8Mpa,分别为8.30Mpa和8.90Mpa，1900m更接近956 Mpa。对于锦屏工程当地的天然砂石骨料质次量少，大坝混凝土采用大理岩作为人工骨料，大理岩富含隐微裂隙，从已做的工作来看，强度偏低，承载能力偏低，因此压应力设计水平不宜太高。另外锦屏基础地质条件较差，特别左岸存在断层、煌斑岩脉、深部裂缝及低波速松弛岩体等不良地质缺陷，基础软弱、变形模量低，坝增加太高后，压应力水平太高，对这么差的基础会带来许多问题，如变形等，使设计难度增加。鉴于锦屏工程的地质条件及材料情况，压应力标准不应超过8Mpa。10.4基础变位各正常蓄水位方案河床坝基变位随正常蓄水位的增加分别为2.27cm、2.45cm、2.60cm、2.73cm，从2.27cm增加到2.73cm，左右岸各高程变位差也随正常蓄水位的增加而增加，并且增长比率加大，如：1790m高程随坝高的增加左岸变位的增长级差分别为15.5％、23.2％、18.8％，两岸变位差的增长级差分别为33.3％、50％、16.7％，从数值上看，正常蓄水位1890m时增加幅度增大较多，其他高程也有类似结论。见表10-3。56 拱坝基础径向位移比较表表10-3单位：cm正常蓄水位(m)岸别高程(m)1870183017901750171016701630160015801870左岸1875-0.07-0.11-0.39-0.71-0.97-1.35-1.62-1.83-2.05-2.27右岸0.030.04-0.15-0.53-0.77-1.00-0.93-1.59-1.82左右岸位移差-0.1-0.15-0.24-0.18-0.2-0.35-0.69-0.24-0.231880左岸1885-0.12-0.21-0.49-0.82-1.08-1.48-1.81-2.00-2.19-2.45右岸0.010.00-0.21-0.58-0.85-1.10-1.02-1.71-1.96左右岸位移差-0.13-0.21-0.28-0.24-0.23-0.38-0.79-0.29-0.231890左岸18950.01-0.28-0.65-1.01-1.24-1.60-1.93-2.10-2.27-2.60右岸0.00-0.02-0.30-0.65-0.97-1.18-1.10-1.79-2.05左右岸位移差0.01-0.26-0.35-0.36-0.27-0.42-0.83-0.31-0.221900左岸19050.02-0.39-0.83-1.20-1.43-1.75-2.05-2.20-2.41-2.73右岸-0.01-0.05-0.39-0.78-1.05-1.27-1.17-1.86-2.14左右岸位移差0.03-0.34-0.44-0.42-0.38-0.48-0.88-0.34-0.27位移方向：向上游为正;向下游为负。锦屏工程由于地质条件复杂，拱座的变形问题是我们很关心的问题，特别是左岸大面积的低波速松弛岩体使压缩变形非常突出，带来了两岸变形的不对称，这对拱坝设计不利。而正常蓄水位1890m及以上时，左岸的变形及两岸变形差增加幅度明显增大。10.5水推力及坝肩稳定四个正常蓄水位方案水推力分别为：1140万t、1250万t、1370万t、1490万t，明显随坝高增加而增加，对坝肩抗滑稳定的影响增大。见表10-4。56 锦屏一级水电站各正常蓄水位下的总推力及推力角表10-4岸别块体1870米1880米1890米1900米总推力T推力角θ总推力T推力角θ总推力T推力角θ总推力T推力角θ左岸129763.8927.3934135.0527.6134921.4527.6437727.0928.06231191.0127.1735882.6726.6337023.7428.3742729.0826.72351318.4934.5654963.5136.4058362.9435.2062611.7535.93右岸124987.5511.1127712.0411.0231888.2412.3635661.6112.73224964.3911.1127712.0411.0231888.2412.3735662.3512.73各方案纯摩安全系数比较表表10-51870方案1880方案1890方案1900方案纯摩纯摩纯摩纯摩左岸（1）N38°E，SE∠80°100%2.54882.41562.29602.2110N20°E，SE∠5°50%3.88143.70143.47373.3313N60°E，SE∠65°30%4.50514.27943.99613.8134（2）N54°E，SE∠80°100%2.74032.66192.52732.3803N20°E，SE∠5°50%4.61964.49344.22793.845130%5.62635.41805.05134.4831（3）N38°E，SE∠80°100%1.84821.83971.65671.5920N20°E，SE∠5°50%3.34773.27323.02272.9049N49°E，SE∠52°30%4.19793.99093.77023.6014N20°E，SE∠5°右岸（1）N50°E，SE∠71°100%1.59491.62231.65891.6697N40°E，NW∠29°50%1.84631.88591.95321.9903N54°W，SW∠87°30%1.95081.99662.07592.124356 各方案剪摩安全系数比较表表10-61870方案1880方案1890方案1900方案剪摩剪摩剪摩剪摩左岸（1）N38°E，SE∠80°100%3.12052.96782.82252.7179N20°E，SE∠5°50%4.66204.44934.17794.0034N60°E，SE∠65°30%5.37505.10554.77035.0370（2）N54°E，SE∠80°100%3.54383.45043.28673.1033N20°E，SE∠5°50%5.81455.65215.33154.852430%7.01596.74636.30415.5963（3）N38°E，SE∠80°100%2.18522.15261.96641.8924N20°E，SE∠5°50%3.84463.72133.47273.3371N49°E，SE∠52°30%4.77664.49644.28794.0941N20°E，SE∠5°右岸（1）N50°E，SE∠71°100%3.59233.56313.66853.6786N40°E，NW∠29°50%3.94053.93384.07284.1176N54°W，SW∠87°30%4.08534.08944.24144.3012由表10-5、表10-6可见，稳定安全系数，左岸随正常蓄水位的增加而减小，在30％渗压时，纯摩剪摩安全系数均能满足规范要求，但若考虑帷幕局部破坏即50％渗压时，左岸第三组块体1890m和1900m两方案剪摩安全系数分别为3.47、3.337，小于3.5的要求。右岸安全系数均大于3.5，总体变化不大。10.6基础处理各方案左岸坝肩上部砂板岩所占比例随正常蓄水位的增加分别为15％、18％、21％、23％，从15％增加到23％。而1780m以上的砂板岩完整性差、透水性强，变形模量低，很难采取灌浆方法改善其基础承载力。而从前面我们已经看出，随正常蓄水位的增加基础变形增大，特别是左岸坝肩的变形及左右岸变位差增大，拱坝左右岸变形不协调性加大。这时相应的基础处理措施要保证坝体不会产生影响拱坝安全的变形破坏，减少坝体开裂的增加，难度相当大。因此，随正常蓄水位的增加，处理难度增大。56 10.7工程高边坡各方案开挖比较表表10-7方案1870方案1880方案1890方案1900方案开挖方量（m3）550586605626开挖边坡（m）左岸205.87210.90214.67215.87右岸256.17260.83260.90260.60从上表中可以看出，最大开挖边坡高度左岸随正常蓄水位的增加从206m增加到216m，右岸1870m方案为256m，其余均为260m。对于锦屏工程来说，河谷狭窄，地质条件差，左岸顺坡裂隙发育，这么高的开挖边坡设计施工难度都很大，尤其在泄洪消能雾化时，高边坡的问题更加突出，因此工程高边坡的处理随正常蓄水位的增加，坝高的增加，难度也有所增加。10.8比选意见综上所述，1870m、1880m、1890m、1900m四个方案，随正常蓄水位的增加总的水推力增加，每增加10m水位，总水推力增加10%左右，鉴于左岸坝肩存在地质缺陷，设计难度增大，地质条件的复杂性及基础处理的难度都显著增大，特别是1890m和1900m两方案从应力、变位、混凝土方量都暴露出增加幅度很大，而稳定安全系数出现不足的情况。而目前拱坝的设计水平和工程实践经验只是在二滩的基础上略有提高，在锦屏一级特定的地质条件下，其坝高已属300m级，比二滩电站高出60m以上。因此，为了减少技术风险、降低工程难度，低的正常蓄水位比较有利。综合分析其它因素，正常蓄水位不宜大于1880m。56 11施工技术及工期11.1正常蓄水位1880m方案施工组织设计概要选坝阶段对正常蓄水位1880m高程、坝顶高程1885m、建基高程1580m、最大坝高305m方案在施工组织设计方面开展了较为详细的分析设计工作，根据导流规划对大坝混凝土浇筑采用计算机进行施工模拟。经选坝设计审查认为其施工方案与发电工期较为落实。11.1.1施工导流11.1.1.1导流标准初期导流，对30年和50年一遇洪水标准进行了比较分析，推荐采用30年一遇洪水标准，相应流量9370m3/s；中后期导流，对100年和200年一遇洪水标准进行了比较分析，采用200年一遇洪水标准，相应流量11700m3/s。各期施工导流、渡汛、封堵标准及流量参见施工导流规划表11-1。11.1.1.2导流方案初期导流采用上、下游土石围堰挡水，分别在左、右岸各设一条导流洞（1#、2#导流洞）泄流，基坑全年施工的导流方案。右岸导流洞与厂房尾水洞结合，导流洞断面尺寸为15×19m，总长2269.94m，上、下游围堰堰顶高程分别为1691.5m、1656.0m，最大堰高分别为64.5m、23m。中期导流期间由坝体挡水，利用在坝体1700.0m高程设置5-6.5×9m导流底孔，与永久放空深孔（4-5.5×6m，平均孔口高程1780.0m）单独或联合泄流、渡汛，进行导流洞封堵并调节库水位。后期导流期间由坝体挡水，利用永久放空深孔、泄洪洞和大坝溢流表孔单独或联合泄流、渡汛，进行导流底孔封堵并调节库水位。导流工程量：土石明挖101.95万m3，石方洞挖81.36万m356 ，混凝土浇筑35.15万m3，土石填筑110万m3，高喷防渗墙1.14万m2。11.1.1.3导流程序初期导流时段从第3年11月下旬河床截流到第7年10月初期导流洞下闸封堵之前。按施工进度安排，第3年11月导流洞具备过水条件，选择在11月下旬河床截流，截流设计流量为QP=10%=816m3/s（旬平均流量），上、下游水位分别为1643.00m和1638.24m，戗堤高程为1644.50m。第4年5月底，上、下游围堰分别堆筑至堰顶高程1691.50m和1656.00m，至第7年2月中旬由围堰挡水，左右岸1#、2#导流洞过流。第7年2月，坝体混凝土浇筑高程到1720.0m以上，坝体接缝灌浆高程全面达到1698.0m，坝体施工不再需要围堰的保护；第7年5月，坝体混凝土浇筑高程到1755左右m，坝体接缝灌浆高程全面达到1710.0m，超过坝体临时挡水渡汛导流设计标准QP=1%=10900m3/s时的上游水位1703.25m。故第7年6月初至第7年10月底，由坝体挡水、导流洞过流，坝体施工可安全渡汛。中期导流时段从第7年11月初导流洞下闸封堵至第8年10月底导流底孔下闸封堵之前。第7年11月初，坝体混凝土浇筑高程到1793m左右，接缝灌浆高程到1758.0m，左右岸1#、2#初期导流洞下闸断流后，在11月初至次年5月底堵头施工期间，由导流洞封堵闸门和坝体挡水，1#～5#导流底孔泄流。初期导流洞下闸和封堵期的导流设计流量分别为QP=10%=1230m3/s（旬平均流量）和QP=5%=1770m3/s（11～5月洪水流量），封堵期水位为1711.16m。根据坝体的施工进度安排，第8年5月底，坝体浇筑高程到1828左右，接缝灌浆高程到1785m；第8年7月底，坝体浇筑高程到1840m左右，接缝灌浆高程到1800.0m。第8年6～7月坝体具备拦挡重现期为200年一遇洪水的能力，其导流设计流量QP=1%=11700m356 /s时，相应的上游水位高程为1789.60m，坝体悬臂挡水高度小于5米。第8年8月，水库水位蓄至1800m高程后，第一台机组具备提前发电条件。提前发电后，由大坝挡水，1#～5#导流底孔、1#～4#永久放空深孔以及初期发电机组联合泄流，并调节发电水位，在坝体临时挡水渡汛设计流量QP=0.5%=11700m3/s时，坝体上游水位为1800.37m，坝体可安全渡汛。第8年11月初导流底孔下闸后为后期导流时段。第8年11月初1#～5#导流底孔下闸断流，在11月初至次年5月底堵头施工期间，由导流底孔封堵闸门和坝体挡水，1#～4#永久放空深孔和提前发电机组导枯水期流量。导流底孔下闸和封堵时的导流设计流量分别为QP=10%=1230m3/s（旬平均流量）和QP=5%=1770m3/s（11月～5月洪水流量），根据发电水位要求，控制水位不低于1800m。第9年汛期洪水由提前发电机组、永久放空深孔、泄洪洞和溢流表孔单独或联合泄流、渡汛，坝体临时挡水渡汛导流设计流量QP=0.5%=11700m3/s时，相应的上游水位为1868.77m，坝体悬臂挡水高度小于10米，坝体可安全渡汛。施工导流规划见表11-1。11.1.1.4下闸蓄水蓄水规划综合考虑了锦屏一级蓄水和下游已建二滩水电站发电用水要求。根据施工规划，第7年11月初1#、2#导流洞下闸封堵，按保证率为80%的月平均流量计算，135小时导流底孔即可恢复过流，157小时下泄流量即可满足二滩水电站一台机组运行所需的引用流量，其间二滩水电站利用调节库容供水发电。考虑到坝体渡汛要求后，第8年6～7月利用汛期洪水控制蓄水高程，不超过渡汛起调水位1758m高程。第8年7月底，坝体接缝灌浆高程全面达到1800m以上，第8年8月，可利用天然来水抬升库水位至提前发电水位1800m高程。考虑到下游二滩水电站发电用水的要求后，在锦屏一级电站蓄水期间下泄二滩二台机组运行所需流量，按8月保证率为80%的月平均流量1760m356 /s计，18日即可将库水位从1758m高程蓄至1800m高程。首台机组投入运行以后，利用导流底孔和永久放空深孔闸门使库水位不低于提前发电水位1800m高程。导流底孔封堵完成后，考虑到坝体渡汛要求，库水位最高可蓄至坝体渡汛起调水位1851m。第9年9月底，坝体工程完建后，按拟定的运行方式逐步将库水位蓄至正常蓄水位。11.1.2大坝工程施工本工程施工控制工期项目为大坝。坝址所处河段为高山峡谷地形，河道顺直而狭窄，两岸为近千米的高陡边坡，基岩裸露，岩壁耸立，为典型的深切“V”形河谷。右岸1810.0m高程以下为70°～90°的陡壁，以上为40°，左岸高程1900m以下，坡度60～80°，以上坡度变缓至45°左右。枯期水位1635.70m时水面宽约80～100m，正常蓄水位1880.00m处谷宽约410.00m。坝址处出露的地层主要为中上三叠统杂谷脑组二段大理岩，总厚度约600.00m。坝基河床覆盖层厚11.40～37.94m，分为三层，上层和下层均为含块碎石砂卵石层，中层为含卵砾石的砂质粉土。56 普斯罗沟混凝土双曲拱坝施工导流规划表表11-1导流分期导流时段导流标准施工面貌河床水位备注频率（%）流量（m3/s）坝体浇筑高程（m）坝体灌浆高程（m）上游水位（m）下游水位（m）河道截流第3年11月下旬108161643.001638.24初期导流围堰挡水第3年11月底～第7年2月中旬3.393701723～174716981688.901654.35围堰堰前库容2.35亿m3坝体挡水渡汛第7年2月中旬～第7年10月底1109001723～17471777～1804169817461703.251656.50第7年汛前拆除上、下围堰中期导流1#、2#导流洞下闸与封堵第7年11初～第8年5月底10（11月上旬）/5（11～5月）1230/17701777～18041807～1845174617851708.76/1711.161639.5/1640.95下闸/挡水坝体挡水渡汛第8年6初～第8年7月底0.5117001807～18451825～1855178518001758.601657.50坝体挡水渡汛第8年8初～第8年10月底0.5117001825～18551849～1875180018151800.371657.50后期导流1#～5#底孔封堵第8年11月初～第9年5月底10（11月上旬）/5（11～5月）1230/17701849～18751878～1885181518601800.00/1800.001639.50/1640.95下闸/挡水坝体挡水渡汛永久建筑物完建第9年5月初～第9年9月底0.2117001869～18851885186018751868.771658.87556 11.1.2.1大坝开挖左岸坝肩的最大边坡开挖高程约1970.00m，右岸坝肩的最大边坡开挖高程约1950.00m，基坑最大开挖深度约55.00m，开挖总量739.52万m3，其中水上开挖537.63万m3，基坑内开挖201.89万m3，占直线工期的基坑开挖量133.69万m3。根据普斯罗沟坝址地形地貌条件，左岸坝肩采用常规梯段爆破开挖，右岸1810m高程以下坝肩采用溜井方式开挖。梯段高度10～15m，ROC-742液压履带钻钻孔爆破，4m3或5.5m3液压挖掘机装32t自卸汽车出碴，左右岸各布置一个出碴工作面，平均开挖强度16万m3/月。从第一年3月开始进行缆机平台开挖，到第三年10月完成坝肩开挖，历时32个月。基坑开挖采取先中间拉槽形成工作面，随后逐渐向两侧扩大，边线预裂爆破，底部预留保护层，装碴设备除用4m3或5.5m3挖掘机外，另增加一台3m3反铲挖掘机，采用32t自卸汽车出碴，布置两个工作面，平均开挖强度约16.8万m3/月。从第四年3月开始大规模基坑开挖到10月完成（包括距坝体100m范围内的水垫塘），历时8个月。11.1.2.2大坝混凝土浇筑最大坝高305.00m，坝顶弧长587.39m，弧高比1.93，厚高比0.256，坝体混凝土575万m3（不含导流工程12.96万m3）。大坝混凝土浇筑推荐平移式单平台缆机布置方案。缆机跨度600m，最大垂度6%，左、右岸平台基础高程为1945m、1960m，最大吊深330m。选用9m375 不摘钩吊罐，4台30t平移式缆机。混凝土拌和楼布置在右岸坝肩下游坝头1885.0m高程处，根据拌和楼的布置位置、高程，设一条高程在1885m的混凝土供料平台，混凝土由专用侧卸罐车经大坝坝肩1885m公路平台运至坝肩上游面，向缆机供料，运距150m。基础约束区浇筑块分层厚度为1.5m，非约束区浇筑块分层厚度3.0m，最大浇筑仓面约1700m2。采用悬臂式组合钢模板，浇筑铺层厚度0.5m，平仓振捣机振捣。坝体混凝土浇筑采用我院开发的计算机模拟程序进行了浇筑模拟，并参考已建的二滩和国外部分工程以及设计中溪洛渡、招标筹建中小湾工程情况确定大坝施工工期。大坝混凝土浇筑主要施工参数见表11-2。大坝混凝土浇筑主要施工参数表表11-2序号参数名称参数值1混凝土初凝时间4～5h2拆模时间3d3间歇形成老混凝土时间28d4相邻柱体允许高差≤12m5基础混凝土的约束系数0.256老混凝土的约束系数0.1257缆机检修一次应完成的混凝土量30万m38缆机检修一次需要的时间7d9缆机间的安全距离10m10灌浆时灌区混凝土压重9m11灌浆区及两侧混凝土龄期4～6个月12灌区高度12～15m11.1.2.3左岸坝肩缺陷及基础处理重点研究了拉裂松弛带及Ⅳ级岩体混凝土传力墙（洞）处理、抗力体固结灌浆、f5和f8断层加密灌浆及断层混凝土网格置换处理。基础处理从第二年1月开始，至第八年12月结束，总共历时84个月。通过分层、分区布置施工通道（支洞）及其施工分析认为既不会对坝肩开挖产生不利影响也不会对大坝混凝土浇筑产生明显的不利影响。10.1.3施工控制性进度本工程准备工程工期38个月，其中导流洞施工工期29个月，坝肩开挖工期32个月，截流前控制项目为坝肩开挖。75 主体工程工期控制项目为大坝，工期54个月，其中基坑开挖8个月，坝基处理1个月，坝体浇筑44个月，待凝、蓄水1个月。完建工程工期控制项目为机组安装，工期20个月，坝体完建工期12个月，后续机组安装20个月。本工程施工总工期为112个月，其中准备工程直线工期38个月，主体工程直线工期为54个月，完建工程工期为20个月。从准备工程开始至第一台机组发电共七年零8个月（92个月）。本工程总工程量：土石方明挖1149.20万m3，石方洞挖435.49万m3，混凝土浇筑805.31万m3，土石填筑110万m3。劳动总工日为2360.66万工日，高峰期施工人数为13000人。11.2正常蓄水位各方案施工技术及工期比较根据正常蓄水位1880m方案的施工组织设计成果，并以此方案坝体体型为基础，经分析对拟定的正常蓄水位1870m、1880m、1890m、1900m四个方案，其在施工条件、对外交通方案、施工总布置、施工导流方案及大坝施工方案和施工方法上基本相同，在施工难度、中后期导流布置与导流规划、坝体施工工期、下闸蓄水、发电工期和总工期方面存在一定差异。对于相同消落深度方案和不同消落深度方案，同一正常蓄水位方案对应的死水位最大相差6m，小于大坝的分组浇筑高度（10m），其施工技术及工期基本不变。因此，此处仅以相同消落深度方案进行各正常蓄水位方案施工技术及工期比较。11.2.1施工导流75 对于正常蓄水位1870m、1880m、1890m、1900m四个枢纽布置方案，施工导流方案基本相同。初期导流采用断流围堰、隧洞导流、基坑全年施工的导流方案，中后期导流采用坝上开设的导流底孔与永久放空深孔和提前发电机组单独或联合泄流、渡汛的导流方案。由于正常蓄水位不同，四个方案的坝体工程量不同，因此坝体的施工工期也不相同。随着正常蓄水位的增加，坝体下部工程量的增加，对初期导流阶段的影响主要体现在初期导流时段的历时有所增加；对中后期导流阶段的影响主要体现在随着正常蓄水位的增加，相同高程的坝体接缝灌浆施工时段将向后推迟，直接影响到中后期的蓄水与发电。各方案的提前发电水位分别为1790m、1800m、1810m和1820m，中后期导流均利用坝身临时孔口和永久孔口过流，由设置在1700m高程的导流底孔出口弧门调节坝前水位。对于不同的提前发电水位，导流底孔弧门工作水头分别为90m、100m、110m和120m。以1880m方案坝体体型为基础，经初步分析，各方案中后期导流工程量见表11-3。中后期导流工程量比较表表11-3项目单位正常蓄水位1870m1880m1890m1900m混凝土m3178860182260180900181760钢筋t6120626062506340回填灌浆m22480239023102250接缝灌浆m221860213802106020800止浆片m552055205520552075 对于正常蓄水位1880m方案来说，初期导流洞第7年11月下闸封堵，第8年汛期由坝体挡水、导流底孔与放空深孔过流；第8年6～7月坝体挡水渡汛期间按200年一遇标准考虑时，经调蓄后坝体悬臂挡水水头约5.25m；6～7月利用汛期初期洪水提前蓄水，考虑到坝体挡水渡汛的要求需控制坝前水位不超过1758m；第8年8月中旬，坝前水位可蓄到提前发电水位1800m。在提前发电期间，坝体挡水渡汛标准按200年一遇计，调蓄后的坝前水位低于1800.4m；第8年11月导流底孔下闸封堵，至第9年5月底导流底孔封堵完毕。第9年坝体挡水渡汛期间由放空深孔、泄洪洞和提前发电机组过流，由于坝体的接缝灌浆高程相对滞后，坝体挡水渡汛标准按200年一遇计时，调蓄后坝体悬臂挡水水头约8.77m，坝体可以安全渡汛。对于正常蓄水位1870m方案来说，与正常蓄水位为1880m方案相比较，两方案导流程序相同，根据施工进度计划研究，坝体混凝土浇筑方案按上升高度控制，初期发电高程以下坝体浇筑工期1870m方案工期较1880m方案少一个月，因此提前发电时间较1880m方案提前一个月，即第8年7月中旬坝前水位可蓄到提前发电水位1790m。正常蓄水位1900m和1880m方案两方案相比较，导流程序相同。根据施工进度研究，1900m方案坝体混凝土浇筑按强度控制，总工期较1880m方案多12个半月，考虑到水文年份的影响，其导流洞与导流底孔下闸封堵、蓄水与发电等时间相对1880m方案推后12个月。由于提前发电水位较1880m方案高20m，按保证率为80%的月平均流量计，在考虑到下游二滩电站二台机组运行所需流量情况下，第9年8月底库水位可蓄至提前发电水位1820m。对于正常蓄水位1890m方案，第7年11月初期导流洞下闸封堵，第7年11月初期导流洞开始封堵后，第8年6～9月坝体挡水渡汛期间按200年一遇标准考虑时，经调蓄后坝体悬臂挡水水头约9.6m。第8年汛期利用汛末洪水提前蓄水，考虑到坝体挡水渡汛的要求，需控制坝前水位不超过1758m；按保证率为80%的月平均流量计，在考虑到下游二滩电站二台机组达到保证出力所需流量情况下，根据坝体灌浆高程、枯水期来水流量，从第8年1075 月起，至第九年1月下旬库水位逐步上升到提前发电水位1810m。蓄水期间，下游断水时间约37天。第8年11月导流底孔下闸封堵，第9年5月底导流底孔封堵完毕。第9年坝体挡水渡汛期间由放空深孔、泄洪洞和提前发电机组过流，调蓄后坝体悬臂挡水水头约8.77m，能满足安全渡汛要求。各方案的导流规划见表11-4。四个方案导流程序相同，中后期导流工程量相差不太明显。根据坝体施工进度计划安排，正常蓄水位1870m、1880m方案坝体混凝土浇筑按上升高度控制，正常蓄水位1890m、1900m方案坝体混凝土浇筑按强度控制，由于初期发电水位以下坝体的混凝土浇筑工期存在差异，因此四个正常蓄水位方案第一台机组发电时间也有不同。对于正常蓄水位1870m和1880m方案，第一台机组发电时间基本一致；对于正常蓄水位1900m方案，第一台机组发电时间相对于前两方案推后约一年；对于正常蓄水位1890m方案，第一台机组发电时间较前两方案推迟5个月。11.2.2大坝施工各方案中大坝施工均是控制发电工期的关键项目，基坑开挖和坝体混凝土浇筑决定大坝施工工期。11.2.2.1基坑开挖基坑开挖工程量和开挖强度决定基坑的开挖工期，基坑开挖工程量由大坝建基高程和坝体布置确定，水库消落深度对基坑开挖工程量没有影响。各方案建基高程均为1580m高程，以1880m方案为基础，通过类比确定其余3个方案的基坑开挖工程量和开挖强度及开挖工期，基坑开挖工期分析详见表11-5。75 导流规划表表11-4导流分期导流标准导流时段频率（%）流量（m3/s）1870m1880m1890m1900m初期河道截流10（旬平均）816第3年11.20第3年11.20第3年11.20第3年11.20初期导流洞下闸封堵10（旬平均）1230第7年11.1第7年11.1第7年11.1第8年11.1导流洞下闸封堵后坝体挡水渡汛0.511700第8年6月悬臂挡水水头5.25m第8年6～7月悬臂挡水水头5.25m第8年6～7月悬臂挡水水头9.6m第9年6～7月悬臂挡水水头5.25m坝体蓄水时段80（保证率）第8年6～7月第8年6～8月第8年10～第9年1月下旬第9年6～8月提前发电水位1800m1800m1810m1820m第一台机发电年份第8年8.1第8年9.1第9年2.1第9年9.1导流底孔下闸封堵10（旬平均）1230第8年11.1第8年11.1第8年11.1第9年11.1导流底孔下闸封堵后坝体挡水渡汛0.511700第9年6～9月悬臂挡水水头8.77m第9年6～9月悬臂挡水水头8.77m第9年6～9月悬臂挡水水头8.77m第10年6～9月悬臂挡水水头8.77m各方案基坑开挖类比分析表表11-5项目单位正常蓄水位1870m1880m1890m1900m土石方开挖总量万m3544.14586.02613.93674.39基坑开挖量万m392.5099.59104.37114.65基坑开挖强度万m3/月12.4512.4512.4512.45基坑开挖工期（开挖强度相同）月7.488.49.2基坑开挖强度(开挖工期相同8个月)万m3/月11.5612.4513.0514.33坝基处理占直线工期月1111从表11-5中可以看出：①各方案按相同开挖强度，与1880m方案比较开挖工期存在差异，1870m方案短，0.5个月，1890m方案长0.5个月，1900m方案长1个月。②各方案开挖工期均为8个月，与1880m方案比较开挖强度存在差异，1870m方案低7%，1890m方案高5%，1900m方案高15%。75 1870m、1880m、1890m三个方案基坑开挖工期差别不大，施工难度基本一致，1900m方案开挖工期采用8个月，其施工难度和工期风险有一定程度增大。11.2.2.2坝体混凝土浇筑坝体混凝土工程量、坝段数量和浇筑强度确定坝体浇筑工期，根据高坝施工经验，并不是坝体全部浇筑完成后才考虑开始发电，而是在坝体浇筑至一定高程以后具备发电条件即开始发电（提前发电）。本阶段以1880m方案坝体体型为基础，通过类比确定其余3个方案的各期混凝土工程量，并以此拟定坝体混凝土浇筑工期。根据1880m方案坝体浇筑进度模拟分析以及溪洛渡大坝可研阶段混凝土浇筑对3、4、5台缆机模拟计算成果分析，3台30t缆机吊9m3罐与4台30t缆机吊9m3罐浇筑工期相差较大，而5台30t缆机吊9m3罐与4台30t缆机吊9m3罐相比，混凝土浇筑工期虽能有所缩短，但幅度不大，由于5台缆机布置于同一平台上，缆机的相互干扰增大，致使缆机的生产能力不能充分发挥，因此增加缆机数量不可能明显地缩短混凝土浇筑工期。模拟结果表明，因大坝坝体分块较少而仓面较大，需一定数量、较大吨位的缆机才能满足混凝土跳块浇筑要求。由于受施工工作面的控制及浇筑间歇期、混凝土拆模时间、浇筑块允许高差等施工条件的约束，配置过多的缆机将使缆机生产率不能充分发挥。因此四个方案坝体混凝土浇筑均按4台30t缆机吊9m3罐单平台布置考虑。1880m方案从第四年12月开始浇筑，坝体浇筑至1825.0m高程时，封拱接缝灌浆至1800.0m高程，坝体具备蓄水发电条件，此时（第八年7月底）正值汛期，来水丰沛，蓄水时间短（18天），蓄水待凝1个月即可发电。75 各方案死水位分别为1790m、1800m、1810m、1820m，类比1880m方案提前发电坝体浇筑高程分别为1815m、1825m、1835m、1845m，坝体混凝土浇筑工期分析详见表11-6。各方案坝体混凝土浇筑工期类比分析表表11-6项目单位正常蓄水位1870m1880m1890m1900m混凝土总量万m3535.08566.48630.69717.48初期发电高程以下混凝土量万m3443.82477.78533.30611.77强度相同初期发电高程以下浇筑强度万m3/月10.8610.8610.8610.86初期发电高程以下浇筑工期月40.94449.156.3初期发电高程以下平均上升高度m/月5.735.575.204.69上升高度相同初期发电高程以下浇筑工期月42.24445.847.6初期发电高程以下浇筑强度万m3/月10.3210.8611.5912.75工期相同，初期发电高程以下浇筑强度万m3/月10.0910.8612.1213.90工期相同，初期发电高程以下上升高度m/月5.345.575.806.02初期发电高程以上混凝土量万m3107.02110.18113.52121.97强度相同初期发电高程以上浇筑强度万m3/月9.189.189.189.18初期发电高程以上浇筑工期月11.71212.413.3初期发电高程以上平均上升高度m/月554.804.44上升高度相同，初期发电高程以上浇筑强度万m3/月8.929.189.4610.16初期发电高程以上灌浆占直线工期月2222强度相同，坝体浇筑工期月53566270上升高度相同，坝体浇筑工期月5556586075 从表11-6中可以看出：①初期发电高程以下按相同强度控制，坝体浇筑工期与1880m方案相比，1870m方案短3个月，1890m方案长5个月，1900m方案长12.5个月；②初期发电高程以下按相同上升高度控制，坝体浇筑工期和强度与1880m方案相比，1870m方案坝体低10m，工期短1.5个月、强度低5%，1890m方案坝体高10m，工期长2个月、强度高6%，1900m方案坝体高20m，工期长4个月、强度高17%；③初期发电高程以下各方案若工期相同（均为44个月），则坝体浇筑强度和上升高度与1880m方案相比，1870m方案强度低7%、上升高度低4%，1890m方案强度高10%、上升高度高4%，1900m方案强度高28%、上升高度高8%。由于坝址处河谷狭窄，各方案坝段数量差别不大，尤其是1800m高程以下坝段数量基本相同，而本工程选坝阶段的工作表明，浇筑仓面对浇筑强度的影响较大，提高浇筑设备效率或增加设备难以提高坝体混凝土浇筑强度，因此，1870m、1880m两个方案宜按上升高度控制，1870m方案初期发电高程以下浇筑工期比1880m短1个月。1890m方案按上升高度控制月浇筑强度增加0.73万m3/月，到达11.59万m3/月，大于溪洛渡坝体浇筑强度（11.45万m3/月），但其坝段数较少而吊深增大，达到这一强度有一定难度和风险。从已建或已完成可研设计的同等规模的工程来看，仅进入招标阶段的小湾坝体平均浇筑强度达到11.85万m3/月。1900m方案按上升高度控制月浇筑强度增加1.89万m3/月，到达12.75万m3/月，已超过目前已建或设计的同等规模同类的坝体浇筑强度较多，难以达到。综合考虑，1890m、1900m方案本阶段宜按强度控制，各方案初期发电高程以上浇筑工期由于有孔口和金属结构安装的影响宜按上升高度控制。75 根据上述类比分析，各方案初拟工期指标见表11-7。1870m、1880m、1890m、1900m四个正常蓄水位方案发电工期均由大坝施工控制，在施工方面的差别亦主要体现在大坝这条关键线路上。1870m与1880m方案坝高达到295～305m，缆机吊深达330m左右，已列世界同类坝型之首，缆机吊运深度已超过已建的二滩和在建的小湾，1890m和1900m则需在此基础上再上一个台阶，其坝体混凝土施工难度则更大，缆机吊运深度远超出了已有的施工经验，在缆机的制造、运行和生产效率等方面均缺乏经验，即使按相同的浇筑强度，坝体施工工期的保证性也较差、发电工期的风险增大。各方案初拟工期指标表表11-7项目单位正常蓄水位1870m1880m1890m1900m基坑开挖及基础处理工期月9.099.09.0坝体浇筑工期月55566168.5坝体浇筑平均强度万m3/月10.0210.2710.6010.71坝体浇筑平均上升高度m/月5.365.455.164.74混凝土开始浇筑年份年.月.日四.12.01四.12.01四.12.01四.12.01至初期发电高程年份年.月.日八.6.30八.7.31八.12.31九.8.15第一台机发电年份年.月.日八.8.01八.9.01九.2.01九.9.01准备工程工期月38383838主体工程工期月53545966完建工程工期月20202020第一台机组发电工期月919297104总工期月11111211712411.2.3初期发电效益由于各正常蓄水位方案初期投产工期的差异，在相同消落深度情况下，1870m和1880m方案的初期电量较大，分别为499.3亿kW·h和516.2亿kW·h，1890m和1900m方案的初期电量较小，分别为458.3亿kW·h和374.8亿kW·h，1880m比1900m方案初期多发电量141.4亿kW·h。在不同消落深度情况下，亦为1870m和1880m方案的初期电量较大，分别为499.2亿kW·h和516.2亿kW·h，1890m和1900m方案的初期电量较小，分别为458.3亿kW·h和374.0亿kW·h，1880m比1900m方案初期多发电量142.2亿kW·h。显然，正常蓄水位1880m的初期发电效益好于1900m。11.3比选意见75 综上所述，对锦屏一级电站各正常蓄水位方案的比较，从施工组织角度分析，重点以大坝施工控制本工程发电工期的关键线路及影响因素为主线，以选坝阶段正常蓄水位1880m为代表的枢纽布置、坝体体型及施工组织设计成果为基础，根据各正常蓄水位方案的大坝坝高及工程量为依据，采用工程类比，对各方案在施工难度、中后期导流渡汛、坝体施工工期、下闸蓄水、发电工期和总工期方面存在的差异进行分析比较。由表10-4和表10-7中发电工期看，与1880m方案相比较，除1870m方案发电时间可提前1个月，差别不大外，其余方案差异明显。1890m和1880m方案比较，差别较大，推迟发电时间4～5个月；1900m和1880m方案比较，差别更大，推迟发电时间11～12个月。另外，随着正常蓄水位增高，左岸坝肩基础处理的施工难度增加。因此，从施工技术、施工设备制造及运行、施工难度、发电工期及初期发电效益看，正常蓄水位选择以1880m方案为宜。12金属结构、机组制造和运输及运行情况分析12.1机组制造和运输及运行情况分析12.1.1电站基本参数锦屏一级电站本阶段拟定的正常蓄水位分别为1870m、1880m、1890m、1900m四个方案，在相同消落深度时死水位分别为1790m、1800m、1810m、1820m，在不同消落深度时分别为1793m、1800m、1807m、1814m，共八个组合方案，八个方案的基本参数见表12-1。锦屏一级水电站基本参数表12-1方案相同消落深度不同消落深度方案一方案二方案三方案四方案一方案二方案三方案四正常蓄水位(m)18701880189019001870188018901900死水位(m)17901800181018201793180018071814单机出力(MW)57060063066057060063066075 最大水头(m)235245255265235245255265最小水头(m)147.4157167.1176.5150.4157.0164.1170.5额定水头(m)18519520521518719520321112.1.2水轮发电机组制造难度分析根据电站的基本参数及目前收集到的资料，结合国内外大型水电站混流式水轮机的参数水平及运行状况，对正常蓄水位的八个方案的水轮发电机组参数作了分析计算，预期的机组参数及水轮机和发电机的制造难度分析见表12-2。从表12-2可见，正常蓄水位八个方案中，随着水头、单机容量的增加，机组的制造难度逐渐增加，方案四难度最大。本电站水头较高，目前在世界上已建或在建的电站中，单机容量在500MW以上、最大水头大于235m的机组不多，这八个方案的水轮发电机组设计制造均有一定的难度。表12-3列出了世界上几个大型水轮发电机组的难度系数。从表12-3可看出，锦屏一级电站正常蓄水位八个方案的水轮机设计制造难度与小湾、罗贡斯克、萨扬舒申斯克、三峡等水轮机相当，发电机制造难度亦已进入世界前列，说明锦屏一级的水轮发电机组设计制造已达世界水平。其中国内在建的云南小湾电站的机组参数水平与锦屏一级电站相近。该电站机组的最大水头为251m、额定水头216m、机组容量为700MW。锦屏一级电站正常蓄水位几个方案的水轮机额定水头均小于小湾，水头上有一定差异，机组容量小于700MW。从水轮机制造难度分析可知，相同消落深度与不同消落深度中的方案一、二的最大水头为235～245m，水轮机的制造难度接近或小于75 小湾电站的水轮机，但相同消落深度与不同消落深度中的方案三、四的最大水头已达255～265m，水轮机的制造难度已超过小湾电站的水轮机。从发电机制造难度分析可知，锦屏一级电站正常蓄水位八个方案的机组转速分别为142.9rpm或150rpm，小湾电站的机组转速为150rpm，发电机的总体设计制造难度小于小湾电站的发电机。在国外萨扬舒申斯克、罗贡斯克水轮发电机组的设计制造的基础上,通过国内三峡、小湾电站水轮发电机组的设计制造，国内外厂家积累了一定的经验及设计制造能力。在此基础上设计制造锦屏一级电站不同正常蓄水位八个方案的水轮发电机组是可行的。但在这八个方案中，机组设计制造难度不一样，水头越高、单机容量越大、水头变幅越大，机组设计制造难度也越大。水轮发电机组参数及制造难度表表12-2方案相同消落深度不同消落深度方案一方案二方案三方案四方案一方案二方案三方案四正常蓄水位(m)18701880189019001870188018901900死水位(m)17901800181018201793180018071814消落深度(m)8080808077808386单机出力(MW)570600630660570600630660最大水头(m)235245255265235245255265最小水头(m)147.4157167.1176.5150.4157.0164.1170.5额定水头(m)185195205215187195203211水头变幅(m)87.68887.988.584.68890.994.5转轮直径(m)6.556.456.656.556.56.456.666.65机组转速（rpm）142.8150150150150150150150水轮机制造难度10.08210.19311.27711.3699.928810.19311.31111.719发电机制造难度180500190000199500209000180500190000199500209000世界主要大型水轮机和发电机制造难度表表12-3电站名称大古力Ⅲ依泰普罗贡斯克萨扬舒申斯克古里Ⅱ丘吉尔瀑布小湾三峡左岸水轮机单机容量（MW）706715615650610475714.3710发电机额定容量（MVA）718737666711700500778777.8额定水头（m）86.9112.924519413031221680.6最大水头（m）108126.7320220146322251113转轮直径（m）9.868.456.06.777.1636.16.510.43/1075 机组转速（rpm）85.790166.7142.8112.520015075水轮机制造难度10.579.02711.5210.0837.491611.9810.612.292/11.3发电机制造难度1134441252902177821990801505001650002178401167012.1.3大件运输情况分析锦屏一级电站目前拟定的设备运输路线需铁路运输至西昌火车站，再经专用公路运至厂房。经初步计算分析，水轮机转轮为大件运输的主要控制部件。本电站单机容量较大，正常蓄水位八个方案的水轮机转轮进口直径为6.45m～6.66m，故对机电设备的重大件运输应引起足够的重视。由于受铁路超限的限制，所有方案的转轮均无法整体运至现场，采取分半转轮运输宜控制在铁路二级超限范围内。根据初步分析成果，本电站的水轮机转轮进口直径不宜超过6.45m。不同消落深度的一、三、四及相同消落深度的方案一、三、四方案的水轮机转轮进口直径已超过此值，其分半转轮已受到铁路运输的限制，下阶段还需结合水轮机参数和外形尺寸的研究作进一步的调查研究和论证大件运输的可行性。此外，转子中心体、主变压器、推力头和镜板的运输也是下一阶段要重点研究的工作。因此，从大件铁路运输的角度来看，方案二（正常蓄水位为1880m，消落深度为80m）较佳、可行。12.1.4机组运行情况分析锦屏一级电站正常蓄水位不同消落水深对应的八个方案的最大水头与最小水头变幅较大（见表12-2），达84.6～94.5m，额定水头/最大水头比值达到0.813～0.787，均超出了常规的范围。75 通常，为了使水轮机在整个运行范围内都具有良好的特性，机组运行稳定，一般要求水头变幅要在水轮机最优运行区范围内，但为了充分发挥水库的综合效益，往往又要求增大水头变幅，并希望水轮机性能满足这一要求。但是水轮机的工作范围是有限的，适应水头变幅的能力受水轮机固有特性的限制。增大水头变幅，势必影响到高、低水头段水轮机的稳定、能量和气蚀性能。特别是对于高水头电站，水轮机的特性，对水头变化尤其明显，在高水头段，水力稳定性是影响水轮机能否正常运行的关键，为了使高水头段的水轮机稳定性改善，往往需要设置机组最大容量，这样会带来经济性和运输方面的问题。在低水头段，除去水力稳定性外，还会因为低水头段水轮机效率降低太多，以及空蚀特性，会使出力受阻和机组的空蚀破坏加剧。按照水轮机水力设计和强度设计成果来看，水头越高，导叶相对高度越小，水轮机综合特性曲线的水头适应范围相对变小，对水头变化较为敏感。很明显水轮机特性和水库的消落水深之间存在着矛盾，应在水轮机特性和水库的消落水深之间找到较佳协调点。国内外大型电站水轮机水头及水头变幅值见表12-4。国内外大型电站水轮机水头及水头变幅统计表12-4电站名称Hmax(m)Hr(m)Hmin(m)△H(m)Hmax/HminHr/Hmax二滩189165135541.40.873三峡左岸11380.671421.5920.713小浪底141.6711292.9148.761.5250.791天生桥Ⅱ204176174301.1720.863水布桠203170147561.3810.837隔河岩121.510380.740.81.5060.848岩滩68.559.43731.51.8510.867鲁布格372.5312295.177.41.2620.838龙滩近期15412597571.5880.812远期179125107721.6730.698萨彦220194175451.2570.882小湾251216164871.6730.861努列克275223207681.3290.811齐尔凯207170156511.2180.821麦卡182.9170.712755.91.4400.933依泰普126.7112.982.943.81.5280.891大古力Ⅲ108.286.96741.21.6150.803邱吉尔瀑布322312.6305171.0560.971古里Ⅱ(11～20)146130110361.3270.890塔贝拉(11～14)135.6117.349.486.22.7450.86575 上表中可看出，国内外部分电站水头变幅值大都在80m以内。个别电站如塔贝拉，该电站是以灌溉为主的水利枢纽工程，水头变幅值超过80m，是大型混流式水轮机中水头变幅最大的之一，其水轮机由于在高水头区运行的剧烈震动引发的事故，已引起广泛重视。锦屏一级电站水头较高，其水轮机特性对水头变化尤为明显，水轮机转轮在较大的水头范围内运行，会给转轮的设计和机组稳定运行带来很大困难。基于这方面的原因，本电站水头变幅的范围应在充分论证的基础上确定。对于大型水电站,有文献认为，电站的水头变化范围在（1.10～0.75）Hd（设计水头）之内比较合理，对应于锦屏一级电站来说，如最大水头245m，则最小水头宜选择167m及以上，水头变幅78m，最大水头与最小水头的比值为1.467，这将是较合理的。因此，锦屏一级电站的水头变幅从机组运行方面考虑，水库的消落深度不宜过大。12.2金属结构情况分析从表12-1可见，锦屏一级电站正常蓄水位的比较分别为1870m、1880m、1890m、1900m四个方案，并包含相同消落深度（80m）和不同消落深度（分别为77m、80m、83m、86m）两套指标。金属结构设备由泄洪、引水、尾水和施工导流等建筑物的闸门、拦污栅、启闭机等组成。对正常蓄水位八个方案的金属结构的设计和运行情况分析如下：1、正常蓄水位1880m，消落深度80m方案中，金属结构工程量为17335t，其金属结构设备工程量汇总见表12-5。2、在不同正常蓄水位、相同消落深度80m时，各建筑物部位闸门孔口及设计水头参数不变，其金属结构设备工程量也不变。75 3、在不同消落深度的情况下，除引水建筑物的相关闸门设计水头随消落深度的变化而变化外，其余部位均保持不变。引水建筑物相关部位金属结构设备工程量汇总见表12-6及表12-7。4、根据以上分析比较，各正常高蓄水位方案在相同消落深度80m的情况下，各部位（包括泄洪建筑物、引水建筑物、尾水建筑物和施工导流建筑物）的闸门孔口及设计水头参数不变。闸门、启闭机的设计、制造及运行难度主要表现在：（1）泄洪洞、深孔以及导流底孔闸门的门体结构、门槽体型以及结构动力特性方面（该方面可以通过水力学模型试验加以论证和优化）。（2）高水头闸门的止水型式、止水材料的选择。（3）高承压低摩阻支承滑道材料的选择。（4）大容量液压启闭机制造工艺的研究。5、在不同消落深度的情况下，除引水建筑物的相关闸门挡水水头随消落深度的变化而变化外，其余部位均保持不变。消落深度83m、86m与消落深度77m、80m设计水头增加约6m，相应的闸门和启闭机的重量增加610t，其闸门、启闭机的设计、制造及运行难度仍表现在以上四个方面，消落深度83m、86m方案进水口快速闸门支承滑道承压超过5kN/mm，考虑到该闸门长期浸于水中和在电站中的重要性，其支承滑道的工作可靠性要求高，即对滑道的综合性能特别是抗老化性能要求较高，根据设计规范要求及以前的工程实际使用情况，需作进一步的研究工作。液压启闭机容量增加为11000kN，对液压缸的加工制造能力需落实。因此消落深度83m、86m方案在上述（3）、（4）方面的难度有所加大。75 综上所述，从闸门的设计和闸门滑道材料的选择难度分析，锦屏一级正常蓄水位选择中水库的消落深度不宜过大。12.3比选意见通过以上对水力机械和金属结构设计、制造、运行和运输可能出现的情况进行分析表明，正常蓄水位1880m方案较佳、可行，正常蓄水位大于1880m之后，随着正常蓄水位的提高，水轮机及发电机的制造难度随之提高；水轮机分半转轮的运输尺寸相应增加，会受到铁路运输的限制。锦屏一级水库消落深度80m已接近世界同类电站的最高消落深度水深，该数值再增加会使水轮机工作水头变幅过大，使水轮机在极限水头下运行的稳定性可能引起问题，使进水口快速闸门滑道的承载和起闭机的容量上难度有所增加。从当前较为成熟、可靠的设备、制造技术考虑，锦屏一级水电站的消落深度宜不大于80m。75 锦屏一级水电站金属结构设备工程量汇总表表12-5项目孔口尺寸(m)(宽×高－水头)型式孔口数量闸门数量闸门部分重量(t)启闭机备注门叶门槽加重型式容量(KN)扬程(m)数量单重(t)总重(t)轨道重(t)单重总重单重总重泄洪建筑物表孔溢洪道工作闸门12.5×11－11弧型33802401030液压启闭机2×100032575深孔事故检修闸门5×11－104.3平面链轮41260260150600水柱双向门机50001550550100深孔工作闸门5.5×6－100弧型44180720120480液压启闭机4000/1600460240桥机2501202010泄洪洞事故检修闸门12×14－50平面滑动112802808080水柱固定式启闭机2×50001300300泄洪洞工作闸门14×12－55弧型115005006060液压启闭机2×50001100100引水建筑物厂房进水口拦污栅3.5×30－4滑动支承603130930201200门机上游回转吊630//厂房进水口检修闸门7.25×8.2－101平面滑动6110010060360双向门机25001400400100厂房进水口快速闸门7×8－101平面滑动66200120050300水柱液压启闭机10000/5000680480尾水建筑物尾水管出口检修闸门11×11.7－58.83平面滑动6218036040240台车2×160011201201001#尾水洞出口检修闸门15×19－25.5平面滑动112502504040固定式启闭机2×1600180802#尾水洞出口检修闸门15×16－51平面滑动114004006060固定式启闭机2×32001140140导流建筑物1#、2#导流洞封堵闸门7.5×19－75/9.23平面滑动442501000100400固定式启闭机2×25004120480导流底孔封堵闸门6.5×9－100平面滑动5518090080400固定式启闭机2500580400导流底孔工作闸门6.5×7－100弧型552501250120600液压启闭机6300/2500580400合计1076683904850353785310总计17335t77 锦屏一级水电站引水建筑物相关部位金属结构设备工程量汇总表（消落深度77m和80m）表12-6项目孔口尺寸(m)(宽×高－水头)型式孔口数量闸门数量闸门部分重量(t)启闭机备注门叶门槽加重型式容量(KN)扬程(m)数量单重(t)总重(t)轨道重(t)单重总重单重总重引水建筑物厂房进水口拦污栅3.5×30－4滑动支承603130930201200门机上游回转吊630//厂房进水口检修闸门7.25×8.2－98(101)平面滑动6110010060360双向门机25001400400100厂房进水口快速闸门7×8－98(101)平面滑动66200120050300水柱液压启闭机10000/5000680480合计7238223018607880100总计5070t锦屏一级水电站引水建筑物相关部位金属结构设备工程量汇总表（消落深度83m和86m）表12-7项目孔口尺寸(m)(宽×高－水头)型式孔口数量闸门数量闸门部分重量(t)启闭机备注门叶门槽加重型式容量(KN)扬程(m)数量单重(t)总重(t)轨道重(t)单重总重单重总重引水建筑物厂房进水口拦污栅3.5×30－4滑动支承603130930201200门机上游回转吊630//厂房进水口检修闸门7.25×8.2－104(107)平面滑动6112012080480双向门机32001450450100厂房进水口快速闸门7×8－104(107)平面滑动66230138070420水柱液压启闭机11000/63006100600合计72382430210071050100总计5680t77 13投资估算13.1投产流程按照施工组织设计，锦屏一级水电站工程筹建期3年，正式开工后，正常蓄水位1870m方案第8年8月1日第1台机组发电，此后每隔4个月投产1台机组，在第10年4月全部建成，总工期（不含筹建期）为111个月。正常蓄水位1880m方案第8年9月1日第1台机组发电，此后每隔4个月1台机组投入运行，在第10年5月全部建成，总工期（不含筹建期）为112个月。正常蓄水位1890m方案第9年2月1日第1台机组发电，此后每隔4个月1台机组投入运行，在第10年10月全部建成，总工期（不含筹建期）为117个月。正常蓄水位1900m方案第9年9月1日第1台机组发电，此后每隔4个月1台机组投入运行，在第11年5月全部建成，总工期（不含筹建期）为124个月。锦屏一级各正常蓄水位方案机组投产流程及初期投产逐年年发电量见表13-1～表13-3各正常蓄水位方案机组投产流程表13-1单位：万kW年份1870m1880m1890m1900m第11年11460第12年28524018966第13年342360378264第14年342360378396118 各正常蓄水位方案初期投产逐年年发电量（相同消落深度）表13-2单位：亿kW·h年份1870m1880m1890m1900m第11年25.017.5第12年135.7138.790.119.3第13年169.3180.0177.2153.8第14年169.3180.0191.0201.7合计499.3516.2458.3374.8各正常蓄水位方案初期投产逐年年发电量（不同消落深度）表13-3单位：亿kW·h年份1870m1880m1890m1900m第11年25.017.5第12年135.6138.790.119.3第13年169.4180.0177.3154.1第14年169.4180.0190.9200.6合计499.2516.2458.3374.013.2电站分年度投资在相同消落深度情况下，锦屏一级水电站四个正常蓄水位方案1870m、1880m、1890m和1900m的静态总投资分别为：1667230万元、1696199万元、1748735万元、1823888万元，相应的各正常蓄水位方案分年度投资见表13-4。在不同消落深度情况下，锦屏一级水电站四个正常蓄水位方案1870m、1880m、1890m和1900m的静态总投资分别为：1664763万元、1696199万元、1749077万元、1826336万元，相应的各正常蓄水位方案分年度投资见表13-5。118 锦屏一级水电站各正常蓄水位方案分年度投资流程（相同消落深度）表13-4单位：万元年序正常蓄水位（m）1870188018901900134702.0534726.8334763.7534800.18244202.1444251.6844325.5244398.403100501.36100742.03101064.90101516.994203167.15204251.06206437.77208684.085129256.30130665.85133625.71136606.926105764.58107536.45110988.27114778.327106247.73109223.45113433.30119339.328160955.37165863.15172589.37174403.759214503.18219884.07219963.36230282.2610237833.54243600.37239164.59246613.6111184864.36188297.63190001.97177739.0712108209.66107755.00119148.10139947.221337022.5839401.1563228.4265132.921429645.00合计1667230.001696198.701748735.051823888.06锦屏一级水电站各正常蓄水位方案分年度投资流程（不同消落深度）表13-5单位：万元年序正常蓄水位（m）1870188018901900134702.0534726.8334763.7534800.18244202.1444251.6844325.5244398.403100501.24100742.03101064.94101516.994203161.27204251.06206438.83208689.295129250.73130665.85133626.81136611.436105759.69107536.45110989.13114782.817106243.34109223.45113434.04119343.538160843.91165863.15172596.77174505.689214162.15219884.07221106.94230616.0910237433.26243600.37239232.34248674.5611184226.19188297.63191798.61184435.9112107696.77107755.00118650.28135078.681336580.1339401.1561049.3763787.521429095.00合计1664762.871696198.701749077.351826336.09118 14经济指标14.1本电站的经济指标根据估算的静态总投资，分别计算各方案的单位千瓦投资、单位电能投资以及方案间的补充单位经济指标，并考虑两河口、两河口以及南水北调西线第一期调水工程对各方案经济指标的影响。相同消落深度和不同消落深度两种情况下，锦屏一级各正常蓄水位方案的经济指标见表14-1、表14-2。由表14-1和表14-2可以看出，无论死水位采用相同消落深度和不同消落深度，随着正常蓄水位的提高，各正常蓄水位方案的调节期平均出力、年发电量都相应增加，方案间增加的差值无明显变化。对相同消落深度方案，随着正常蓄水位的抬高，电站单位kW投资和单位电能投资逐步降低。单位kW投资从4875元/kW降至4606元/kW；单位电能投资从1.013元/（kW·h）降至0.942元/（kW·h），说明高方案仍是有利的。从补充单位经济指标看，正常蓄水位由1870m增加到1880m、1880m增加到1890m、1890m增加到1900m的补充单位kW投资分别为1609元、2919元、4175元，补充单位电能投资分别为0.303元/kW·h、0.535元/kW·h、0.773元/kW·h，虽然均低于各方案的单位经济指标，但随着正常蓄水位的增加，工程投资增加相对较大，其增量投资产生的效益明显降低。锦屏一级水电站各正常蓄水位方案在考虑上游出现两河口水库、上游出现两河口水库和南水北调西线第一期调水工程两种情况时，各方案的单位经济指标和补充单位经济指标的变化趋势与锦屏一级水电站单独运行时基本一致，但高方案增值效益比单独运行低。118 对不同消落深度方案（即按消落深度与最大水头相同比值），随着正常蓄水位的抬高，电站单位kW投资和单位电能投资亦逐步降低：单位kW投资从4868元/kW降至4612元/kW；单位电能投资从1.010元/（kW·h）降至0.947元/（kW·h），说明高方案是经济的。从补充单位经济指标看，正常蓄水位由1870m增加到1880m、1880m增加到1890m、1890m增加到1900m的补充单位kW投资分别为1746元、2948元、4143元，补充单位电能投资分别为0.319元/kW·h、0.563元/kW·h、0.818元/kW·h，虽然均低于各方案的单位经济指标，但随着正常蓄水位的增加，工程投资增加相对较大，其增量投资产生的效益明显降低。在考虑上游出现两河口水库、上游出现两河口水库和南水北调西线第一期调水工程两种情况时，单位经济指标仍以抬高正常蓄水位较为有利，但正常蓄水位1880m以上差别不大。其结论与相同消落深度情况一致。各正常蓄水位方案经济指标表（相同消落深度方案）表14-1项目单位方案一方案二方案三方案四正常蓄水位m1870188018901900死水位m1790180018101820调节库容亿m345.249.153.257.5消落深度m80808080调节性能年调节装机容量万kW342360378396静态总投资万元1667230169619917487351823888单位kW投资元/kW4875471246264606单位电能投资(1)元/kW·h1.0130.9740.9510.942单位电能投资(2)元/kW·h0.9500.9200.9050.903单位电能投资(3)元/kW·h0.9850.9540.9390.937投资差万元289695253675153补充单位kW投资元/kW160929194175补充单位电能投资(1)元/kW·h0.3030.5350.773补充单位电能投资(2)元/kW·h0.3270.5880.852补充单位电能投资(3)元/kW·h0.3400.6150.889注：1、情况（1）：为锦屏一级单独运行；2、情况（2）：为上游有两河口水库；3、情况（3）：为上游有两河口水库和南水北调西线第一期调水工程。118 各正常蓄水位方案经济指标表（不同消落深度方案）表14-2项目单位方案一方案二方案三方案四正常蓄水位m1870188018901900死水位m1793180018071814死库容亿m325.728.531.735.0调节库容亿m344.049.154.560.4消落深度m77808386调节性能年调节装机容量万kW342360378396静态总投资万元1664763169619917490771826336单位kW投资元/kW4868471246274612单位电能投资(1)元/kW·h1.0100.9740.9530.947单位电能投资(2)元/kW·h0.9460.9200.9090.910单位电能投资(3)元/kW·h0.9810.9540.9430.944投资差万元314365306974566补充单位kW投资元/kW174629484143补充单位电能投资(1)元/kW·h0.3190.5630.818补充单位电能投资(2)元/kW·h0.3580.6440.942补充单位电能投资(3)元/kW·h0.3740.6760.985注：1、情况（1）：为锦屏一级单独运行；2、情况（2）：为上游有两河口水库；3、情况（3）：为上游有两河口水库和南水北调西线第一期调水工程。14.2计入下游补偿效益的经济指标锦屏一级水电站下游有：雅砻江干流锦屏二级、官地、二滩及桐子林，金沙江干流下游段的乌东德、白鹤滩、溪洛渡及向家坝，长江干流三峡及葛洲坝10个大型或巨型水电站，共利用落差1483m（其中雅砻江干流4个梯级电站共利用落差655m、金沙江干流下游河段4个梯级电站共利用落差695m、长江干流2个梯级电站共利用落差133m）,调蓄作用极为显著。相同消落深度和不同消落深度两种情况下，锦屏一级各正常蓄水位方案计入下游梯级电站补偿效益的经济指标表见表14-3、表14-4。118 在相同消落深度情况下，从投资上看，锦屏一级正常蓄水位1870m增加到1880m，投资仅增加28969万元；正常蓄水位1880m增加到1890m和1890m增加到1900m，投资增加相对较大，分别为52536万元和75153万元。从含增加下游已建和在建电站（包括二滩、葛洲坝、三峡）年发电量的补充单位电能投资看，正常蓄水位1870m增加到1880m，补充单位电能投资仅0.250元/kW·h，增量效益极佳，正常蓄水位1880m增加到1890m和1890m增加到1900m，补充单位电能投资分别为0.426元/kW·h、0.618元/kW·h，增量效益较好。因此，从增加下游梯级效益的角度分析，正常蓄水位从1870m抬高到1880m，投资增加较少，经济效益显著；正常蓄水位从1880m抬高到1890m和1890m抬高到1900m，投资增加相对较多，增加下游梯级效益的相对值差异不大，增量效益相对于从1870m抬高到1880m略差，总体上看，抬高正常蓄水位仍有利。在不同消落深度的情况下，从投资上看，锦屏一级正常蓄水位1870m增加到1880m，投资仅增加31436万元；正常蓄水位1880m增加到1890m和1890m增加到1900m，投资增加相对较大，分别为52879万元和77259万元。从含增加下游已建和在建电站（包括二滩、葛洲坝、三峡）年发电量的补充单位电能投资看，正常蓄水位1870m增加到1880m，补充单位电能投资仅0.256元/kW·h，增量效益极佳，正常蓄水位1880m增加到1890m和1890m增加到1900m，补充单位电能投资分别为0.417元/kW·h、0.634元/kW·h，增量效益较好。因此，从增加下游梯级效益的角度分析，正常蓄水位从1870m抬高到1880m，投资增加较少，经济效益显著；正常蓄水位从1880m抬高到1890m和1890m抬高到1900m，投资增加相对较多，增加下游梯级效益的相对值差异不大，增量效益相对于从1870m抬高到1880m略差，但总体上看，抬高正常蓄水位仍有利。与相同消落深度情况的结论一致。118 综上所述，就各方案对下游梯级电站发电补偿效益而言，以高方案较为有利，正常蓄水位从1870m增加到1880m的增量效益极佳。各正常蓄水位方案经济指标表（计入下游补偿效益）（相同消落深度）表14-3项目单位方案一方案二方案三方案四正常蓄水位m1870188018901900死水位m1790180018101820调节库容亿m345.249.153.257.5消落深度m80808080装机容量万kW342360378396年发电量亿kW·h164.53174.07183.93193.65静态总投资万元16672301696199174873518238881、计入增加下游梯级电站的年发电量（1）计入下游已建和在建电站（二滩、三峡和葛洲坝）亿kW·h188.48200.08212.43224.59（2）计入下游雅砻江梯级亿kW·h220.66234.15247.98262.17（3）计入下游雅砻江、金沙江溪洛渡和向家坝、长江三峡和葛洲坝电站亿kW·h254.75271.76288.56305.26（4）计入下游全梯级电站亿kW·h267.31285.68303.54321.032、计入增加下游梯级电站的单位电能投资（1）计入下游已建和在建电站（二滩、三峡和葛洲坝）元/kW·h0.8850.8480.8230.812（2）计入下游雅砻江梯级元/kW·h0.7560.7240.7050.696（3）计入下游雅砻江、金沙江溪洛渡和向家坝、长江三峡和葛洲坝电站元/kW·h0.6540.6240.6060.597（4）计入下游全梯级电站元/kW·h0.6240.5940.5760.568投资差万元2896952536751533、计入增加下游梯级电站的补充单位电能投资（1）计入下游已建和在建电站（二滩、三峡和葛洲坝）元/kW·h0.2500.4260.618（2）计入下游雅砻江梯级元/kW·h0.2150.3800.529（3）计入下游雅砻江、金沙江溪洛渡和向家坝、长江三峡和葛洲坝电站元/kW·h0.1700.3130.450（4）计入下游全梯级电站元/kW·h0.1580.2940.430118 各正常蓄水位方案经济指标表（计入下游补偿效益）（不同消落深度）表14-4项目单位方案一方案二方案三方案四正常蓄水位m1870188018901900死水位m1793180018071814调节库容亿m377808386消落深度m44.049.154.560.4装机容量万kW342360378396年发电量亿kW·h165.03174.07183.43192.62静态总投资万元16647631696199174907718263361、计入增加下游梯级电站的年发电量（1）计入下游已建和在建电站（二滩、三峡和葛洲坝）亿kW·h188.76200.08212.69224.54（2）计入下游雅砻江梯级亿kW·h220.28234.15249.01263.66（3）计入下游雅砻江、金沙江溪洛渡和向家坝、长江三峡和葛洲坝电站亿kW·h254.37271.76290.20309.44（4）计入下游全梯级电站亿kW·h266.47285.68305.41326.132、计入增加下游梯级电站的单位电能投资（1）计入下游已建和在建电站（二滩、三峡和葛洲坝）元/kW·h0.8830.8480.8220.812（2）计入下游雅砻江梯级元/kW·h0.7570.7240.7020.692（3）计入下游雅砻江、金沙江溪洛渡和向家坝、长江三峡和葛洲坝电站元/kW·h0.6550.6240.6030.589（4）计入下游全梯级电站元/kW·h0.6260.5940.5730.559投资差万元3143652879772593、计入增加下游梯级电站的补充单位电能投资（1）计入下游已建和在建电站（二滩、三峡和葛洲坝）元/kW·h0.2560.4170.634（2）计入下游雅砻江梯级元/kW·h0.2090.3540.513（3）计入下游雅砻江、金沙江溪洛渡和向家坝、长江三峡和葛洲坝电站元/kW·h0.1670.2850.391（4）计入下游全梯级电站元/kW·h0.1510.2660.36315财务计算及分析锦屏一级水电站各正常蓄水位方案的财务计算与分析按照国家计委和建设部1993年4月7日以计投资［1993］530号文颁布的《建设项目经济评价方法与参数》(第二版)、水规总院1994年6月14日以水规规(1994)0026号文颁布的《水电建设项目财务评价暂行规定》(试行)，以及国家现行有关财税规定进行。本阶段以相同消落深度方案为代表进行各正常蓄水位方案的财务计算及分析。118 15.1投资计划与资金筹措15.1.1固定资产投资根据锦屏一级电站的投资测算，按2002年价格水平计算，各正常蓄水位的静态总投资分别为：1870m方案1667230.0万元、1880m方案1696198.7万元、1890m方案1748735.05万元、1900m方案1823888.06万元。价差预备费为零，即固定资产投资即为静态总投资。各方案的投资流程见表13-4、机组投产计划见表13-1，各方案的投资流程图见图15-1。15.1.2资本金根据国家规定和借款条件，业主在项目建设时必须投入一定量的资本金。本电站开发的工程建设资本金按总投资的20％计，其余资金从银行借款。资本金每年按总投资的比例投入。资本金不还本付息，从电站取得发电利润开始,每年按10％分红。借款利率为5.76％。15.1.3建设期利息借款利息按复利计算。按照规定，建设期利息计入固定资产价值。118 15.1.4流动资金电站流动资金按每千瓦10元估算，其中30％使用资本金，其余资金从银行借款。流动资金借款年利率为5.31％。流动资金随机组投产投入使用，利息计入发电成本，本金在计算期末一次回收。15.2基础数据15.2.1年有效电量、厂供电量锦屏一级水电站具有年调节能力，其发电效益除电站自身发电效益外，还有对下游梯级水电站的补偿效益。结合锦屏一级水电站下游梯级电站的开发情况，其年发电量计算按下列3种情况考虑。情况1：单独运行；情况2：计入增加下游二滩、三峡和葛洲坝3个已在建电站年发电量；情况3：计入增加下游锦屏二级、官地、二滩、桐子林、溪洛渡、向家坝、三峡、葛洲坝8个梯级电站年发电量。对各方案增加下游梯级电站的年发电量按50%计入。二滩、三峡和葛洲坝按2014年及以后开始考虑补偿效益，锦屏二级、官地、桐子林、溪洛渡、向家坝5个电站按2020年及以后开始考虑补偿效益。根据初步的电力电量平衡及锦屏一级水电站的调节性能，各正常蓄水位方案年有效发电量均按系统吸收率90%考虑。对增加锦屏一级水电站下游梯级水电站的有效电量按平枯期全部吸收、汛期吸收80%考虑。在各种情况下锦屏一级水电站各正常蓄水位方案的分年有效电量见表15-1。118 锦屏一级水电站各正常蓄水位方案分年有效电量表表15-1单位：亿kW·h年份正常蓄水位（m）1870188018901900情况1第11年21.8715.23第12年118.69120.7578.0916.68第13年148.08156.70153.58132.90第14年及以后148.08156.70165.54174.29情况2第11年21.8715.23第12年118.69120.7578.0916.68第13年160.66170.34168.51132.90第14年及以后160.66170.34180.47190.48情况3第11年21.8715.23第12年118.69120.7578.0916.68第13年160.66170.34168.51132.90第14～18年160.66170.34180.47190.48第19年及以后195.10207.74220.36232.94注：情况1为单独运行；情况2为计入增加下游二滩、三峡和葛洲坝3个已在建电站年发电量；情况3为计入增加下游锦屏二级、官地、二滩、桐子林、溪洛渡、向家坝、三峡、葛洲坝8个梯级电站年发电量。各方案的厂用电率采用0.2％。15.2.2计算期电站的经营期采用30年，整个计算期为40～41年。15.3发电总成本费用计算电站发电成本包括折旧费、修理费、保险费、职工工资及福利费、住房基金、劳保统筹费、材料费、库区维护费、水库移民后期扶持基金、利息支出和其他费用。发电经营成本指不包括折旧费和利息支出的全部费用。电站综合折旧率取4.5％；修理费率取1.0％；118 保险费按固定资产价值的0.25％计；工资按职工人数乘以年人均工资计算。本电站职工总人数为1500人，职工人均年工资取16800元；职工福利费按工资总额的14％计、住房基金按工资总额的10％计、劳保统筹费按工资总额的17％计；材料费定额取每千瓦1.1元；库区维护费按厂供电量每千瓦时提取0.001元；水库移民后期扶持基金按规划水平年移民人数,每人每年按400元计算，从第一台机组发电开始共提取10年；其他费用定额取每千瓦2.0元。15.4发电效益计算15.4.1发电收入按电网内实行独立核算的发电项目进行财务评价。各方案财务比较的原则为以正常蓄水位1880m方案，按全部投资财务内部收益率8%测算的经营期平均出厂电价为基础，进行各方案的财务状况比较。经营期平均出厂电价中不包含增值税。15.4.2税金（1）增值税根据税法规定，独立核算的电力企业，电力产品增值税税率为17%。增值税为价外税，不包括在电价之内，最终由电力用户负担，此处仅作为计算销售税金附加的基础。（2）销售税金附加销售税金附加包括城市维护建设税和教育费附加，以增值税税额为基础征收，按规定本工程的税率分别采用5％和3％。（3）所得税118 企业利润按国家规定作相应调整后，依法征收所得税。按国家有关规定，企业所得税税率为33％。（4）利润企业利润扣除所得税后为税后利润，税后利润提取10％的法定盈余公积金和5％的公益金后，剩余部分为可分配利润；再扣除分配给投资者的应付利润，即为未分配利润。15.5清偿能力分析15.5.1出厂电价本工程总投资的80％从银行借款，按前述比较原则测算各方案的经营期平均出厂电价见表15-2。15.5.2还款资金各方案还款资金包括企业的未分配利润、折旧费等。企业未分配利润全部用来还款，折旧费的90％用于还款。15.5.3借款还本付息计算从表15-2可知，锦屏一级正常蓄水位1880m方案的借款偿还期为26.95～28.09年，在正常蓄水位比较的四个方案中最短。15.6财务计算结论本电站以正常蓄水位1880m方案按全部投资的财务内部收益率8%的原则测算经营期平均出厂电价，以此测算电价为基础进行各正常蓄水位方案的财务状况比较。在单独运行情况下各方案中以正常蓄水位1880m方案财务指标最佳，其经营期平均出厂电价0.174元/kW·h，相应的借款偿还期28.09年，在各方案中最短，资本金财务内部收益率10.95%，在各方案中最高，财务指标优越。118 从有效电量敏感性分析表明，随着下游梯级水电站补偿效益的逐步发挥，其经营期平均出厂电价进一步下降。在计入增加下游锦屏二级、官地、二滩、桐子林、溪洛渡、向家坝、三峡、葛洲坝8个梯级电站年发电量50%的补偿效益情况下，其经营期平均出厂电价0.144元/kW·h。在各方案中借款偿还期以1880m方案最短，为26.95年，资本金财务内部收益率以1890m方案最高，为10.71%；1880m次高，为10.64％，略低于1890m方案。因此，在计入下游梯级补偿效益情况下，正常蓄水位1880m方案财务指标仍较优。综上所述，从财务指标上看，正常蓄水位选择以1880m方案为宜。各正常蓄水位方案财务计算成果表表15-2方案出厂电价（元/kW·h）财务内部收益率（%）还款期（年）全部投资资本金情况11870m0.1747.7910.428.381880m0.1748.010.9528.091890m0.1747.9910.8828.281900m0.1747.810.5229.11情况21870m0.1617.7710.3528.371880m0.1618.010.9428.041890m0.1618.0210.9428.141900m0.1617.8310.5728.96情况31870m0.1447.7510.0127.241880m0.1448.010.6426.951890m0.1448.0510.7127.091900m0.1447.910.4527.73注：情况1为单独运行；情况2为计入增加下游二滩、三峡和葛洲坝3个已在建电站年发电量；情况3为计入增加下游锦屏二级、官地、二滩、桐子林、溪洛渡、向家坝、三峡、葛洲坝8个梯级电站年发电量。16在梯级开发中的作用锦屏一级水电站初选正常蓄水位1880m，装机容量360万kW，调节库容49.1亿m3，具有年调节性能水库，其与上游规划的两河口水库和下游已建二滩水库联合运行可使雅砻江干流规划开发的梯级水电站具有多年调节的能力。118 从资源条件、电站调节性能、电力系统需求、经济和财务指标等方面综合分析，雅砻江卡拉至江口为近期重点开发河段，锦屏一级水电站在梯级开发中地理位置优越，调节库容大，控制水量和利用水头高。即锦屏一级水电站的开发既能利用下游各梯级电站的水头，提高下游梯级电站枯期出力、改善供电质量，同时锦屏一级电站的建设又将为上游两河口电站提供水头，充分发挥上游水库的作用。因此，锦屏一级水电站在雅砻江、金沙江下游段以及长江干流梯级开发中的作用为“承上启下”，其成功的先期开发，将改变其下游受益电站的发电出力过程、提高其发电效益，并促进雅砻江和金沙江以及长江干流梯级水电站梯级开发。但锦屏一级水电站下游10个梯级水电站均为大型和巨型电站，其建设和开发需要一个比较长的过程。锦屏一级水电站的建成首先受益的电站为下游已建二滩和葛洲坝、在建三峡3个梯级电站。根据下游其它梯级电站的前期工作情况和建设工期等方面因素分析，预计锦屏二级、官地、桐子林、溪洛渡及向家坝5个水电站将在2020～2030年建成，而乌东德和白鹤滩两水电站将在2030年以后建成。因此，下游其它梯级补偿效益全部实现需要30～40年时间，甚至更长。锦屏一级水电站（1880m方案）的建成对下游梯级电站有显著的补偿效益、改善其供电质量，近期将增加下游已建和在建3个梯级电站枯水年平枯期平均出力61.9万kW、年发电量26.0亿kW·h、平枯期电量32.4亿kW·h；远期将增加对下游雅砻江锦屏二级、官地、二滩、桐子林、金沙江下游段乌东德、白鹤滩、溪洛渡及向家坝，以及长江三峡和葛洲坝10个水电站枯水年平枯期平均出力306万kW、年发电量111.6亿kW·h、平枯期电量156.2亿kW·h。118 随着正常蓄水位的提高，各正常蓄水位方案的枯水年平枯期平均出力、年发电量都相应增加，方案间增加的差值无明显变化。在相同消落深度情况下，正常蓄水位每提高10m，近期将增加下游已建的二滩、葛洲坝和在建的三峡3个梯级电站枯水年平枯期平均出力4.0～6.2万kW、年发电量2.0～2.5亿kW·h、平枯期电量2.6～2.9亿kW·h；远期将增加下游雅砻江锦屏二级、官地、二滩、桐子林、金沙江下游段乌东德、白鹤滩、溪洛渡及向家坝，以及长江三峡和葛洲坝10个水电站枯水年平枯期平均出力22.7～28.4万kW、年发电量8.8～7.8亿kW·h、平枯期电量13.1～13.7亿kW·h。综上所述，锦屏一级水电站是雅砻江中下游梯级开发的控制性工程，也是长江支流上的重要控制性水库之一，其开发对实现雅砻江流域、梯级、滚动开发具有“承上启下”的作用，并可推动雅砻江和金沙江下游段以及长江干流梯级水电站“一条线”开发。就各方案对下游梯级电站发电补偿效益而言，远景增量效益较大，以高方案较为有利，但下游梯级补偿效益有一个逐步实现的过程，近期增量效益相对有限。17对四川水电站群补偿调节的作用四川水能资源极为丰富，在四川电力系统中水电电源占据主导地位，亦符合四川能源资源构成的特点。目前，系统已建水电站调节性能好的电源点不多，水电群丰枯出力存在变幅较大的特点，给电网运行带来很大困难。迫切需要加快具有“龙头”水库的大中型河流梯级电站的开发，以优化和改善电力系统电源结构，满足用电负荷不断增长的需要。根据《四川水电三十年发展规划》，2015年～2030年水电电源安排见表17-1。四川省2015年～2030年水电电源规划表17-1单位：万kW年份201520202030装机118 一、统调水电装机3569.734920.737310.537310.531、岷江241.55281.55281.55281.55映秀湾13.513.5渔子溪1616耿达1616太平驿2626铜钟4.954.95姜射坝9.69.6福堂3636紫坪铺7676鱼嘴7.57.5天龙湖1818金龙潭1818沙坝40402、大渡河788109215681568龚咀7070铜街子6060瀑布沟330330大岗山176176长河坝152152独松136136猴子岩168168龙头石5656枕头坝5656冷竹关108108硬梁包128128丹巴1281283、雅砻江1090161524752475二滩330330锦屏一级360360锦屏二级400400两河口300300官地180180桐子林4545牙根130130蒙古山210210大空140140卡拉乡120120杨房沟2602604、金沙江49093022252225溪洛渡490140630向家坝300300118 乌东德370370白鹤滩625625观音岩3003005、南桠河68.468.468.468.4冶勒2424栗子坪13.213.2姚河坝13.213.2南瓜桥1212大渡河边666、宝兴河90.490.490.490.4铜头88雨城66小关子1616硗碛2424民治1010宝兴1616飞仙关10.410.47、瓦斯沟70707070冷竹关1818小天都2424木格措·金盖28288、涪江上游60.6102.6126126明台4.54.5自一里1313木座1010阴坪88武都13.613.6水牛家77通口4.54.5漩坪2020铁龙堡2222古城8.48.4高坪铺7.27.2小坪子7.87.89、嘉陵江上游160.2160.2160.2160.2宝珠寺7070紫兰坝10.210.2亭子口808010、嘉陵江下游106.9106.9106.9106.9东西关1818红岩子99桐子壕10.810.8118 青居13.613.6金银台1212新政9.99.9金溪场1212风仪场6.86.8小龙门3.23.2苍溪55沙溪场6.66.611、田湾河56565656仁宗海1818两天窝2020大发181812、美姑河38.438.438.438.4柳洪1515牛牛坝5.45.4坪头13.213.2瓦洛4.84.813、杂谷脑河53.7553.7553.7553.75红叶二级99狮子坪19.519.5桑坪5.255.25古城1111薛城9914、马边河29.729.729.729.7黄丹4.54.5波箩4.84.8舟坝99官帽舟11.411.415、青衣江47.447.447.447.4槽渔滩7.57.5瓦屋山2424城东8.48.4高凤山7.57.516、黑水河56565656竹格多88马桥66柳坪88毛儿盖2222色尔古121217、西溪河35.435.4联布12.812.8白银厂12.412.4118 日谷村10.210.218、其它122.43122.43122.43122.43磨房沟6.656.65大桥1010马回8.618.61红叶一级1.71.7龙池0.430.43黑土坡2.42.4龙潭2.42.4永乐5.45.4富流滩3.63.6扬村5.45.4其它75.84二、非统调水电装机443.6493.6593.6593.6三、全省水电合计4013.335414.338204.138204.13注：金沙江梯级电站按外送为主考虑。在无锦屏一级水库的情况下，四川省2020年水电站群枯水年枯水期平均出力为1273.2万kW、丰水期平均出力为2895.9万kW，丰枯出力差值为1622.7万kW，枯水期平均出力占丰水期平均出力44%。各正常蓄水位方案对四川水电站群丰枯出力变幅的影响表17-2项目单位方案一方案二方案三方案四正常蓄水位m1870188018901900水电群总装机容量万kW4163.34181.34199.34217.31、有锦屏一级水库（相同消落深度）情况水电群枯水年最大月平均出力万kW3542.23520.83488.03463.0枯水年枯水期（12～4月）平均出力万kW1537.71560.01583.51608.7枯水年丰水期（6～10月）平均出力万kW3065.93058.03048.53037.4枯水年丰水期平均出力与枯水期平均出力差万kW1528.21498.01465.01428.7枯水年枯水期平均出力/丰水期平均出力%50.251.051.953.02、有锦屏一级水库（不同消落深度）情况水电群枯水年最大月平均出力万kW3548.83520.83460.63406.5枯水年枯水期（12～4月）平均出力万kW1533.61560.01590.21620.1枯水年丰水期（6～10月）平均出力万kW3074.83058.03041.33019.9枯水年丰水期平均出力与枯水期平均出力差万kW1541.21498.01451.11399.8枯水年枯水期平均出力/丰水期平均出力%49.951.052.353.6注：水电电源点按《四川水电30年发展规划》2020年水平考虑（不含金沙江梯级和两河口电站）。118 锦屏一级各正常蓄水位方案对四川水电站群丰枯出力变幅的影响见表17-2。从改善四川水电站群的供电质量上分析，锦屏一级水电站（正常蓄水位1880m）投产后，可使四川省2020年水电站群枯水年汛枯出力差值减少124.7万kW，枯期平均出力与汛期平均出力的比例提高7%。由于锦屏一级水库仅有年调节能力，各正常蓄水位方案对四川水电站群供电质量的改善主要体现在对下游雅砻江梯级水电站的补偿作用。在相同消落深度情况下，锦屏一级正常蓄水位1880m方案，四川水电站群枯水年枯期平均出力为1560.0万kW、丰水期平均出力为3058.0万kW，丰枯出力差值为1498.0万kW，枯水期平均出力占丰水期平均出力51.0%；锦屏一级正常蓄水位1900m方案，四川水电站群枯水年枯期平均出力为1608.7万kW、丰水期平均出力为3037.4万kW，丰枯出力差值为1428.7万kW，枯水期平均出力占丰水期平均出力53.0%。正常蓄水位1900m与1880m相比，可略为提高四川省水电站群枯水期出力与丰水期出力比例，高方案略为有利。在不同消落深度情况下，锦屏一级正常蓄水位1900m方案，四川水电站群枯水年枯水期平均出力为1620.4万kW、丰水期平均出力为3019.9万kW，丰枯出力差值为1399.8万kW，枯水期平均出力占丰水期平均出力53.6%。正常蓄水位1900m与1880m相比，其结论与相同消落深度情况一致。两河口水电站是雅砻江中下游的“龙头”水库，调节库容74.92亿m3，具有多年调节性能，其控制流域面积65857km2，约占全流域的48.4%，其多年平均流量657m3/s，约占全流域的34.3%。两河口水库处于锦屏一级水电站上游，与锦屏一级水库相比，下游梯级多利用落差约1000m，其水库每1m3水蓄能多2.4kW·h。锦屏一级控制流域面积102500km2、多年平均流量1120m3/s，两河口至锦屏一级区间流域面积为36643km2118 、其区间面积约占全流域的26.9%，两河口至锦屏一级区间多年平均流量563m3/s，约占全流域的29.5%。两河口水库出现后，锦屏一级水库的作用为调节两河口至锦屏一级的区间流量，其水库调节水量的任务有所减轻。从改善四川水电站群的供电质量上分析，锦屏一级水电站各正常蓄水位方案，可使四川省2020年水电站群枯水年丰枯出力差值减少94.5万kW～194.0万kW，枯丰出力比提高6.2%～9%。而两河口水电站投产后，可使四川省2020年水电站群枯水年丰枯出力差值减少达740万kW左右，枯丰出力比提高约21%，届时整个水电站群枯水年丰枯出力差值仅为650万kW左右，枯水期平均出力占丰水期平均出力约72.2%，将彻底改善四川水电站群的供电质量。随着我国电力体制改革的不断深入，四川和重庆电网将进一步加强与华中、华东电网的联系，这些电网火电比例均较高，对四川水电的消纳能力较强，同时由于两河口水库巨大的调节作用，锦屏一级水电站通过进一步抬高正常蓄水位获取调节库容、改善四川电力系统供电质量的重要性将有所降低。另外，南水北调西线第一期调水工程从雅砻江调水水量15亿m3，仅占锦屏一级坝址处多年平均年径流量的3.9%。实施南水北调西线第一期调水工程调水后，锦屏一级正常蓄水位1880m方案，将减少其年发电量6.5亿kW·h、平枯期电量2.29亿kW·h、设计枯水年平枯期平均出力2.9万kW，其调水量对锦屏一级水电站的发电影响相对较小，同时由于其调水过程为均匀调水，对锦屏一级水电站的供电质量基本无影响。118 综合上述，雅砻江梯级电站对四川水电站群供电质量的提高主要在于两河口、锦屏一级、二滩三大水库的联合作用，锦屏一级水电站通过抬高正常蓄水位对四川水电群供电质量的改善比重相对较小。因此，从改善四川水电供电质量的角度看，锦屏一级水电站正常蓄水位1880m已能够较好地发挥水库的调节作用，比较合理地利用了水能资源。18总费用现值根据四川省的经济发展水平和能源资源开发条件，确定锦屏一级水电站的供电原则为立足四川，积极参与“川电外送”。按同等程度满足供电地区电力电量需求的原则进行锦屏一级水电站各正常蓄水位方案总费用现值计算。各方案的费用流程包括锦屏一级水电站投资和运行费，替代电源的投资、运行费和煤耗费。统一采用2001年价格水平。鉴于锦屏一级水电站接入系统设计尚不明朗，并考虑到本电站容量和电量在各电力系统内发挥作用的差异不影响正常蓄水位的合理选择。因此，锦屏一级电站各方案装机容量和电量按均能被系统吸收考虑，对下游梯级水电站的补偿效益：容量效益按增加的设计枯水年平枯期平均出力考虑、电量效益按增加的年发电量考虑。二滩、葛洲坝和三峡3个已、在建电站按锦屏一级水库发挥作用即计入补偿效益。其它下游梯级电站锦屏二级、官地、溪洛渡和向家坝电站投产时间按2020年，桐子林、白鹤滩和乌东德电站按2030年考虑。锦屏一级水电站计划于2003年筹建工程开工，2006年准备工程开工，2015年建成。两河口水电站按2020年建成考虑。在相同消落深度和不同消落深度两种情况下，按照锦屏一级水电站的机组投产时间，计算各正常蓄水位方案逐年替代火电容量及电量，计算结果见表18-1和表18-2；按照下游水电站的投产时间，计算各正常蓄水位方案增加下游梯级电站逐年应计入的替代火电容量及电量，计算结果见表18-3和表18-4。118 考虑水、火电厂在厂用电和机组检修方面的差异，火电替代容量系数采用1.1、替代电量系数采用1.05，并计入锦屏一级各正常蓄水位方案增加下游梯级补偿效益，在相同消落深度和不同消落深度两种情况下，各正常蓄水位方案（含增加下游补偿效益）的系统逐年补充火电容量及电量见表18-5和表18-6。各正常蓄水位方案逐年替代火电容量及电量（本电站）（相同消落深度）单位：容量：万kW表18-1电量：亿kW·h年份1870m1880m1890m1900m容量电量容量电量容量电量容量电量第2013年28.525.020.017.5第2014年185.3135.7180.0138.7110.390.122.019.3第2015年327.8169.3340.0180.0299.3177.2198.0153.8第2016年342.0169.3360.0180.0378.0191.0374.0201.7第2017～2019年342.0169.3360.0180.0378.0191.0396.0201.7第2020年及以后342.0177.58360.0185.8378.0194.3396.0202.6注：未计入容量替代系数1.1和电量替代系数1.05。各正常蓄水位方案逐年替代火电容量及电量（本电站）（不同消落深度）单位：容量：万kW表18-2电量：亿kW·h年份1870m1880m1890m1900m容量电量容量电量容量电量容量电量第2013年28.525.020.017.5第2014年185.3135.6180.0138.7110.390.122.019.3第2015年327.8169.4340.0180.0299.3177.3198.0154.1第2016年342.0169.4360.0180.0378.0190.9374.0200.6第2017～2019年342.0169.4360.0180.0378.0190.9396.0200.6第2020年及以后342.0178.5360.0185.8378.0193.3396.0200.6注：未计入容量替代系数1.1和电量替代系数1.05。各方案逐年替代火电容量及电量（对下游梯级电站）（相同消落深度）单位：容量：万kW表18-3电量：亿kW·h118 年份1870m1880m1890m1900m容量电量容量电量容量电量容量电量第2015年57.924.061.926.00.00.00.00.0第2016～2019年57.924.061.926.067.728.573.930.9第2020～2029年217.287.9233.795.1253.0101.9273.7108.6第2030年及以后283.2102.8305.9111.6332.3119.6360.7127.4注：未计入容量替代系数1.1和电量替代系数1.05。各方案逐年替代火电容量及电量（对下游梯级电站）（不同消落深度）单位：容量：万kW表18-4电量：亿kW·h年份1870m1880m1890m1900m容量电量容量电量容量电量容量电量第2015年55.323.761.926.00.00.00.00.0第2016～2019年55.323.761.926.068.729.376.231.9第2020～2029年209.787.0233.795.1258.3103.9285.5113.7第2030年及以后273.8101.4306.0111.6339.1122.0375.8133.5注：未计入容量替代系数1.1和电量替代系数1.05。各正常蓄水位方案系统逐年补充火电容量及电量（相同消落深度）单位：容量：万kW表18-5电量：亿kW·h年份1870m1880m1890m1900m容量电量容量电量容量电量容量电量第2013年0.00.09.47.831.426.231.426.2第2014年3.63.10.00.054.751.0151.8125.4第2015年23.613.30.00.036.230.250.554.8第2016年259.213.3252.90.0113.80.30.022.3第2017年24.241.324.228.024.213.80.00.0第2018～2019年0.048.10.031.90.015.80.00.0第2020年44.748.130.831.916.015.80.00.0第2021～2029年0.048.10.031.90.015.80.00.0第2030年23.152.116.334.38.416.90.00.0第2031年及以后0.052.10.034.30.016.90.00.0注：计入容量替代系数1.1和电量替代系数1.05。118 各正常蓄水位方案系统逐年补充火电容量及电量（不同消落深度）单位：容量：万kW表18-6电量：亿kW·h年份1870m1880m1890m1900m容量电量容量电量容量电量容量电量第2013年0.00.09.47.831.426.231.426.2第2014年3.63.30.00.054.751.0151.8125.4第2015年26.513.50.00.036.230.150.554.5第2016年261.841.4255.427.9115.213.00.00.0第2017年24.241.424.227.924.213.00.00.0第2018～2019年0.041.40.027.90.013.00.00.0第2020年60.451.141.335.021.717.90.00.0第2021～2029年0.051.10.035.00.017.90.00.0第2030年28.856.919.838.610.419.70.00.0第2031年及以后0.056.90.038.60.019.70.00.0注：计入容量替代系数1.1和电量替代系数1.05。折现基准年采用筹建工程开工年年初，社会折现率采用12%，据此计算出锦屏一级各正常蓄水位方案总费用现值。计算成果详见表18-7、表18-8。各正常蓄水位方案总费用现值计算成果（相同消落深度）表18-7项目单位指标正常蓄水位m1870188018901900消落深度m80808080总费用现值亿元149.3142.2141.9142.5各正常蓄水位方案总费用现值计算成果（不同消落深度）表18-8项目单位指标正常蓄水位m1870188018901900消落深度m77808386总费用现值亿元152.7145.4143.0142.2118 从表18-7和表18-8可看出，在综合考虑各正常蓄水位方案上述各项因素后，在相同消落深度情况，除1870m总费用现值较大外，其它三个方案差异不大；在不同消落深度情况下，1900m方案总费用现值最低，正常蓄水位越高，总费用现值越低。总的来看，抬高正常蓄水位有利。但锦屏一级正常蓄水位1880m以上由于受工程地质条件和工程技术条件的影响，其发电工期相应延长，同时发电工期保证性较差，风险增大，将影响其经济效益的发挥。19正常蓄水位选择意见（1）从电站动能经济指标看，抬高正常蓄水位是有利的随着正常蓄水位的提高，电站单位kW投资和单位电能投资逐步降低，补充单位经济指标均低于各方案的单位经济指标，但随着正常蓄水位的增加，工程投资增加相对较大，其增量投资产生的效益明显降低。当考虑上游出现两河口水库、以及南水北调西线第一期调水工程两种情况时，各方案的单位经济指标和补充单位经济指标的变化趋势与锦屏一级水电站单独运行时基本一致，均为选用高方案较为有利。总费用现值计算成果表明，以高方案为宜，但正常蓄水位1880m以上三个方案相差甚微。（2）就各方案对下游梯级电站发电补偿效益而言，以高方案较为有利，其中以正常蓄水位从1870m增加到1880m的增量效益显著锦屏一级水电站各方案的水量利用率在91.39%～96.59%间，从水能利用角度分析相差不大。锦屏一级水电站下游有：雅砻江干流锦屏二级、官地、二滩及桐子林，金沙江干流下游段的乌东德、白鹤滩、溪洛渡及向家坝，长江干流三峡及葛洲坝10个大型或巨型水电站，共利用落差1483m，故其水库调蓄效益极为显著。118 从增加下游梯级效益的角度分析，正常蓄水位从1870m抬高到1880m，投资增加较少，经济效益显著；正常蓄水位从1880m抬高到1890m和1890m抬高到1900m，投资增加相对较多，增加下游梯级效益的相对值差异不大，增量效益相对于从1870m抬高到1880m略差，总体上看，抬高正常蓄水位仍有利。（3）从电站财务指标看，正常蓄水位1880m较为适合单独运行情况下各正常蓄水位方案中以正常蓄水位1880m方案财务指标最佳，其经营期平均出厂电价0.174元/kW·h，相应的借款偿还期28.09年，在各方案中最短，资本金财务内部收益率10.95%，在各方案中最高，财务指标优越。有效电量敏感性分析表明，在计入下游梯级补偿效益情况下，正常蓄水位1880m方案财务指标仍较优。因此，从财务指标上看，锦屏一级正常蓄水位以选择1880m方案为宜。（4）锦屏一级水库淹没影响对正常蓄水位选择不起控制作用水库淹没实物指标调查表明，各方案淹没人口在2809人～4484人之间，淹没耕地9880～12618亩。淹没损失均较小，方案间指标无突变情况，对锦屏一级水电站正常蓄水位选择不起控制作用。但从移民安置难度方面考虑，高方案难度略大。（5）从梯级衔接关系看，锦屏一级各正常蓄水位方案无本质差别锦屏一级水库各正常蓄水位方案1870m～1900m，其上游卡拉梯级电站的地形地质条件均能满足水工布置的需要，梯级衔接对其正常蓄水位的选择基本无影响。（6）通过进一步抬高正常蓄水位对提高梯级水电群的电能质量近期效果相对有限，远景作用显著118 锦屏一级水电站是雅砻江梯级开发的控制性工程，也是长江支流上的重要控制性水库，其开发对实现雅砻江流域、梯级、滚动开发具有“承上启下”的作用，并可推动雅砻江和金沙江下游段以及长江干流梯级水电站“一条线”开发。就各方案对下游梯级电站发电补偿效益而言，远景增量效益较大，抬高水位较为有利，但下游梯级补偿效益有一个逐步实现的过程，近期增量效益相对有限。（7）进一步抬高正常蓄水位其筑坝技术难度和工程风险显著增加本电站工程区位于深切峡谷、陡峻岸坡及高地应力的地质环境宏观分析，正常蓄水位越高，就会越改变现状，对边坡的稳定就越不利；水库库区存在下马鸡店、草坪子、呷爬及水文站等滑坡体，随正常蓄水位增高，库区几个大滑坡的稳定性变差的趋势是明显的，但当正常蓄水位1880m及以下，下马鸡店滑坡位于库尾以上，已与水库无关；左岸1830m高程以上为砂板岩，抬高正常蓄水位，其坝肩开挖边坡中稳定条件相对较差的砂板岩增多，使工程开挖边坡的稳定性条件更差，边坡处理难度和工程量增大，且岩体透水性强，势必增大防渗处理难度。因此，从工程地质条件看，锦屏一级水电站正常蓄水位越高，筑坝技术难度越大。锦屏一级水电站挡水建筑是混凝土双曲拱坝，坝址河道顺直，河谷狭窄，两岸山体雄厚，地形条件较好。但坝址左岸有倾向坡外的f5、f8断层及煌斑岩脉通过，且发育有深部裂缝、低波速岩体和顺坡向构造裂隙，坝肩岩体卸荷强烈，存在变形稳定、抗滑稳定、渗透稳定和高边坡稳定问题；右岸为顺向坡，大理岩中夹有绿片岩透镜体，其力学性质较差，对坝肩抗滑稳定、边坡稳定不利。118 坝体开挖量和混凝土量均随着正常蓄水位的抬高而增加，且对坝体混凝土工程量而言，当正常蓄水位大于1880m时，斜率明显增加；正常蓄水位从1870m到1900m，坝高增加约30m，水推力增加约31%，对两岸坝肩的稳定提出了更高的要求；各正常蓄水位方案最大压应力1870m与1880m分别为7.22Mpa和7.96Mpa，小于8Mpa，1890m与1900m分别为8.30Mpa和8.90Mpa，应力增幅过大，难以通过体形参数调整来降低坝体压应力水平；左右岸的嵌深和基础变位均随正常蓄水位的增加而增加；1780m以上的砂板岩完整性差、透水性强、变形模量低，很难采取灌浆方法改善其基础承载力，而各方案左岸坝肩上部砂板岩所占比例随正常蓄水位的增加分别为15%、18%、21%、23%，即随着正常蓄水位的抬高，处理难度增大。综上所述，随着正常蓄水位的增加，总水推力增加，设计难度增加，地质条件的复杂性及基础处理的难度均显著增大，尤其是1890m和1900m两方案的应力、变位、混凝土量增加幅度较大，稳定安全系数出现不足的情况且坝体压应力水平较高。因此，从坝体工程设计的角度，正常蓄水位不宜大于1880m。从闸门和启闭机的设计、制造及运行的角度分析，锦屏一级水电站各正常蓄水位方案在相同消落深度的情况下，各部位（包括泄水建筑物、引水建筑物、尾水建筑物及导流建筑物）的闸门孔口及挡水水头参数不变；在不同消落深度的情况下，除引水建筑物的相关闸门挡水水头随消落深度的变化而变化外，其余部位均保持不变。消落深度83m、86m与消落深度77m、80m挡水水头增加约6m，相应的闸门和启闭机的重量增加610t，消落深度83m、86m方案进水口快速闸门支承滑道承压超过5kN/mm，考虑到该闸门长期浸于水中和在电站中的重要性，其支承滑道的工作可靠性要求高。液压启闭机容量增加为11000kN，对液压缸的加工制造能力需进一步落实。因此，消落深度83m、86m方案设备制造难度有所加大。118 目前在世界上已建或在建的电站中，单机容量在500MW以上、最大水头大於235m的机组不多。锦屏一级电站水头较高，其正常蓄水位八个方案的水轮机设计制造难度与小湾、罗贡斯克、萨扬舒申斯克、三峡等水轮机相当，发电机制造难度亦已进入世界前列，说明锦屏一级的水轮发电机组设计制造已达世界水平。正常蓄水位方案中，随着水头、单机容量的增加，机组的制造难度逐渐增加,其中正常蓄水位1900m（消落深度86m）方案难度最大。通过国内小湾、三峡及国外罗贡斯克、萨扬舒申斯克水轮发电电站机组的设计制造，国内外制造厂已积累了较丰富的设计制造经验。因此，锦屏一级水电站不同正常蓄水位方案的机组设计制造都是可行的。但从水轮发电机组选型、制造、运行等方面分析，本电站单机容量大于50万kW、最大水头大于235m，其水轮机设计制造均存在一定的难度。从机组运行方面考虑，锦屏一级水电站的消落深度不宜过大。锦屏一级电站目前拟定的设备运输路线需铁路运输至西昌火车站，再经专用公路运至厂房。经初步计算分析，水轮机转轮为大件运输的主要控制部件。由于受铁路超限的限制，所有方案的转轮均无法整体运至现场，采取分半转轮运输宜控制在铁路二级超限范围内。根据初步分析成果，本电站的水轮机转轮进口直径不宜超过6.45m。从大件铁路运输的角度来看,正常蓄水位1880m（消落深度80m）较为适合。118 锦屏一级水电站四个正常蓄水位方案控制发电工期的项目均为大坝工程，坝体混凝土浇筑均采用四台30t平移式缆机。在施工难度上，1870m与1880m方案基本为同一水平，其坝高达到295m和305m，已列世界同类坝型之首，缆机吊运深度已超过已建的二滩和在建的小湾；而1890m和1900m坝高达到315m和325m，其坝体混凝土施工难度更大，缆机吊运深度远超出了已有的施工经验，对缆机的制造、运行、效率均缺乏经验，故坝体施工工期保证性较差、风险增大。根据对1880m方案坝体混凝土浇筑模拟的成果，通过月均浇筑强度、高峰浇筑强度和月均上升高度的类比分析，坝体浇筑在满足初期发电水位要求下，其浇筑工期各方案之间存在一定差距，1870m与1880m两方案工期差距较小，1870m方案短1个月：其它方案的工期差距较为明显，1890m比1880m长5个月左右，1900m比1890m长6个月左右。由于各正常蓄水位方案初期投产工期的差异，由于各正常蓄水位方案初期投产工期的差异，1870m和1880m方案的初期电量较大，分别约为499亿kW·h和516亿kW·h，1890m和1900m方案的初期电量较小，分别约为458亿kW·h和374亿kW·h，1880m比1900m方案初期多发电量约142亿kW·h。因此，从施工技术、施工设备制造及运行、发电工期及初期发电效益看，正常蓄水位不宜过高。综上所述，从工程地质条件、坝体工程设计、施工技术及工期保证程度、设备设计制造难度、以及运输条件等方面综合分析，正常蓄水位以不超过1880m为宜。（8）随着上游“龙头”水库两河口水电站的建设，锦屏一级水电站水库在梯级水电开发中调节径流的作用将减轻两河口水电站是雅砻江中下游的“龙头”水库，调节库容74.92亿m3，具有多年调节性能，其控制流域面积65857km2，约占全流域的48.4%。两河口至锦屏一级区间流域面积为36643km2、其区间面积约占全流域的26.9%。两河口水库出现后，锦屏一级水库的作用为调节两河口至锦屏一级的区间流量，其水库调节水量的任务将减轻。锦屏一级水电站投产后，四川省2020年水电站群枯水期平均出力占丰水期平均出力49.9～53.6%，可使水电站群枯水年丰枯出力差值减少94.5万kW～194.0万kW，枯丰出力比提高6.2%～9%，对四川水电站群的供电质量改善较大，但锦屏一级各正常蓄水位方案对四川水电站群蓄丰补枯作用差异不大。118 当上游两河口水库的出现，届时两河口、锦屏一级、二滩三大水库的联合作用，将使四川省水电站群枯水年丰枯出力基本相等，可基本实现整个电网内水电站群的“调丰补枯”，使得四川水电站群的供电质量和外送电能质量均到达一个较高的水平，对改善四川水电站群的供电质量作用巨大。因此，对四川水电站群供电质量的彻底改善，主要来自于两河口、锦屏一级、二滩三大水库的联合作用，以及其下游引水式电站的建设。即随着“龙头”水库两河口水电站的建设，锦屏一级水电站水库在梯级水电开发中调节径流的作用将减轻。（9）“南水北调”西线第一期工程从雅砻江调水水量较小，对锦屏一级正常蓄水位选择基本无影响南水北调西线第一期调水工程从雅砻江调水水量15亿m3，仅占锦屏一级坝址处多年平均年径流量的3.9%。实施南水北调西线第一期调水工程调水后，锦屏一级正常蓄水位1880m方案，将减少其年发电量6.5亿kW·h、平枯期电量2.29亿kW·h、设计枯水年平枯期平均出力2.9万kW，仅分别占其年发电量的3.5～3.7%、平枯期电量的2.1～3.3%、设计枯水年枯期平均出力的1.6～2.6%。其对方案间的差值影响更小，同时由于调水过程为均匀调水，对锦屏一级水电站的供电质量基本无影响。因此，“南水北调”西线第一期工程从雅砻江调水对锦屏一级正常蓄水位选择基本无影响。（10）随着“全国大联网”的推进和“西电东送”工程的实施，电网的电力电量消纳能力将逐步增强，相应对达到一定调节性能水电站群的调节库容进一步扩大的重要性将减弱西电东送、南北互供、全国联网，是我国电力工业“十五”结构调整的重要任务。118 推进全国联网，实现更大范围内的资源优化配置，既符合国际电网发展趋势、有利于电网经济稳定运行，同时也是深化电力体制改革、建立社会主义电力大市场的必然要求。根据全国联网规划，到2010年，我国将基本形成北、中、南3个跨区互联电网，预计到2010年至2020年，将基本形成覆盖全国的统一联合电网。同时随着金沙江干流等西南大型水电基地的开发及输电通道的建设，西电东送的规模将快速增加，届时，我国将形成更高层次上的全国统一的联合电网，逐步形成完善的区域电力市场。随着“全国大联网”的推进和“西电东送”工程的实施，以及我国电力体制改革的进行和电力市场的扩大，四川和重庆电网将纳入华中电网，并加强与其它各区域电网（尤其是华东电网）的联系，电网对四川水电的电力电量消纳能力将逐步增强，同时雅砻江三大水库的联合运行可使整个雅砻江梯级水电站群达到多年调节，故锦屏一级水电站正常蓄水位在1880m基础上进一步抬高并扩大调节库容的重要性将减弱。综上所述，锦屏一级水电站属于高水头、大流量、淹没影响损失小、具有年调节能力的水库电站，对下游梯级电站补偿调节效益远景显著。因而就本身而言，在工程技术条件允许条件下，采用较高的正常蓄水位，其动能经济指标优于采用较低方案是必然的、合理的。但锦屏一级水电站的坝高及水轮发电机组均已达到世界水平，且正常蓄水位1880m以上地质条件较差、坝肩稳定问题突出。同时其下游梯级补偿效益有一个逐步实现的过程，近期增量效益相对有限；且上游“龙头”水库两河口水电站的建设，锦屏一级水电站水库在梯级水电开发中通过进一步抬高水位来调节径流的作用将减轻。同时从满足电力系统需要看，随着“全国大联网”的推进和“西电东送”工程的实施，电网的电力电量消纳能力将逐步增强，锦屏一级水电站进一步扩大调节库容的迫切性将减弱。118 因此，从减少锦屏一级水电站的投资和建设难度，加快雅砻江梯级滚动开发以及适当降低工程技术难度、满足电力系统需求等方面综合分析，推荐锦屏一级水电站正常蓄水位为1880m。118 附件审查意见118 四川省雅砻江锦屏一级水电站可行性研究正常蓄水位选择专题报告审查意见2002年8月20～21日，中国水电顾问有限公司在成都主持召开了《四川省雅砻江锦屏一级水电站可行性研究正常蓄水位选择专题报告》审查会议，参加会议的有国家电力公司电源建设部、国家开发银行、国家开发投资公司电力公司、四川省计委、四川省投资集团公司、四川省电力公司、二滩水电开发有限责任公司、国电公司华东勘测设计研究院、国电公司成都勘测设计研究院等单位代表共100余人。会议首先听取了成都院对专题报告的汇报，与会专家代表分为两个专业组进行了认真讨论。锦屏一级水电站前期勘测设计工作始于二十世纪八十年代末期，并先后于1999年4月、2001年6月通过了预可行性研究报告和可行性研究阶段坝址选择报告的审查。根据历次研究成果并结合预可研审查意见，本次可行性研究正常蓄水位选择以普斯罗沟坝址和混凝土双曲拱坝坝型为基础，考虑水库淹没、梯级衔接、地质条件、筑坝技术、水能资源利用、上游两河口水库及南水北调西线第一期调水工程影响等因素，进行了方案比较。会议同意专题报告结论，并形成审查意见如下：一、基本同意正常蓄水位比较的原则与方法。由于锦屏一级水电站正常蓄水位比较涉及因素较多，比较的原则与方法重点要考虑：1．考虑锦屏一级水电站在雅砻江及四川水电总体开发中的地位和作用、电能指标、市场需求与技术可行、经济合理性等，通过投入产出与投资风险等关键因素分析，综合比较确定。2．以发挥雅砻江梯级整体效益为前提，综合考虑在川渝市场和“西电东送”118 发电效益的发挥，论证各方案的经济合理性和投入产出效益。3．按近期与远景相结合，以近期定规模，远景复核。远景宜考虑上游“龙头”水库两河口水电站以及西线南水北调工程的实施，我国“西电东送、南北互供、全国联网”的统一规划。二、同意按照拟定的1870m、1880m、1890m、1900m四个方案进行正常蓄水位比较。从雅砻江梯级补偿和四川水电资源情况对锦屏一级水电站调节库容需求分析，比较的低限采用1870m是合适的；从工程地质条件、筑坝技术、施工难度、工程风险等方面考虑，比较上限定为1900m也是合适的。三、基本同意方案比较中考虑的边界条件、采用的基本参数和计算的基本指标等。1．初步考虑机组选型和运行要求，水库消落深度按80m考虑，并对死水位分别按照相同消落深度和相同的消落比例配合正常蓄水位比较基本合适。2．按照装机年利用小时数4800h左右及装机容量与枯水年枯期平均出力比值相近的原则，拟定各正常蓄水位方案相应的装机容量，进行方案分析论证是基本合适的。3．径流调节计算采用的径流系列、设计保证率、设计代表年、设计水平年等选择基本合适。4．考虑两河口水库和南水北调西线第一期调水工程等因素，不同方案的径流梯级补偿调节计算成果基本合理。5．按照水电行业现行概算编制办法和定额编制投资估算，各正常蓄水位方案投资估算编制的口径和精度相同，成果满足正常蓄水位方案比选需要。118 四、从动能经济指标上分析，高方案优于低方案，但随着正常蓄水位的增高，经济的优势逐渐降低。1．从水电站群补偿需求、改善电能质量、取得最大发电效益方面分析，正常蓄水位不宜低于1880m，以满足梯级补偿的年调节需要。2．综合考虑方案间发电效益与投资的差别，按照总费用现值分析，高方案费用现值较小，但差别渐小。3．从财务指标分析，考虑梯级补偿效益的返还，通过各方案主要财务指标测算，方案间差别不大，以1880m略优。五、从工程建设条件及技术风险分析，正常蓄水位低方案技术上更为可靠，有利于雅砻江水电开发进程的加快。同意报告中关于工程地质条件、建坝条件、施工技术和工期的分析评价意见，以及相应的方案比较结论。与正常蓄水位1880m方案相比，1870m方案建坝条件略优，发电工期略短，但差别较小；而1890m和1900m方案，两岸地质条件不对称性更为突出，大坝设计技术难度明显增大，发电工期和总工期均将延长，施工难度亦有所增加。综合考虑库区滑坡分布、坝基岩体质量、边坡及坝肩稳定条件、坝体结构设计难度以及施工技术难度、施工工期等因素，正常蓄水位选择1880m是可行的、适宜的。水库淹没及移民安置、环保、水保、梯级衔接等方面对正常蓄水位的选择不存在制约因素。六、结论综合上述因素和比较结论，同意锦屏一级水电站正常蓄水位为1880m。七、建议建议在可研阶段的工作中对以下问题予以重视：118 1．在正常蓄水位选定后，结合调节库容的需求、额定水头选择、机组选型与稳定运行需要，深入研究选择死水位。2．有关规划设计方案要重视梯级衔接问题。特别是选定正常蓄水位方案和将要选择装机容量方案下的水库调度要考虑对锦屏二级水电站的影响，充分发挥梯级的整体效益。3．在有关部门开展锦屏一级水电站供电市场与输电规划研究的基础上，业主单位应针对锦屏一级水库正常蓄水位1880m方案，按发电效益最大为目标，结合电力市场适时组织开展梯级联合优化调度专题研究。中国水电顾问有限公司2002年8月21日118