开县天水电站增效扩容改造工程初步设计.doc

重庆市开县天水电站增效扩容改造工程初步设计报告目 录前言61 工程概况81.1 工程所在区域自然、社会、经济概况81.1.1 开县地区社会经济概况81.1.2 电力发展现状及负荷预测81.2 工程现状及历年运行情况91.2.1 工程现状91.2.2 历年运行情况101.2.3工程特性表112 现状分析及改造必要性评价162.1 现状分析162.1.1水资源问题162.1.2水工建筑物问题172.1.3机电设备问题242.2 增效扩容改造的必要性423 水文分析及水能复核433.1水文分析433.1.1流域概况433.1.2 气候特征433.1.3 水文基本资料443.1.4 径 流463.1.5 洪 水493.1.6 河流泥沙533.2 水能复核543.2.1径流调节计算543.2.2供水调度原则553.2.3增效扩容必要性554工程地质564.1工程概况564.2区域地质概况564.2.1地形地貌564.2.2地层岩性564.2.3地质构造574.2.4水文地质条件584.2.5不良地质现象585工程任务和规模595.1等级划分及洪水标准595.1.1原工程等级及洪水标准595.1.2改造后工程等级及洪水标准595.2工程任务595.3特征水位595.3.1正常蓄水位605.3.2死水位605.3.3前池水位605.3.4下游水位605.3.5 水头损失605.3.6综合出力系数605.4装机容量选择605.4.1径流计算605.4.1装机容量选择615.5机组机型、台数625.5.1机组机型选择625.5.2机组台数选择625.7水轮机额定水头635.8输水道尺寸635.8.1引水隧洞的选择635.8.2压力管道尺寸的拟定645.8.3压力管道尺寸选择意见645.9水库泥沙冲淤分析655.10电站指标656 增效扩容改造设计726.1 水工建筑物改造726.1.1 首部枢纽改造设计726.1.2引水系统水力改造设计726.1.3前池及压力管道土建工程改造设计776.1.4厂房改建786.2 机电设备改造796.2.1水轮发电机组及其辅助设备796.2.2 电气设备866.2.3 自动化系统916.2.4 暖通及消防966.3 金属结构改造966.4 送出工程改造966.4.1 升压站改造966.5 附属工程966.6 改造工程量汇总967 工程管理1017.1 工程管理机构1017.1.1管理机构的组成1017.1.2 人员编制和生产生活面积及辅助生产建筑面积1017.2 运行管理方案1027.2.1 工程管理范围和保护范围1027.2.2 工程管理区规划1037.2.3 通信1037.3 工程管理运用1037.3.1 电站运行方式1037.3.2 电站控制系统1047.3.3 建筑物管理1047.3.4 水情预报系统1048 施工组织1058.1施工条件1058.1.1工程概况1058.1.2水文气象条件1058.1.3天然建筑材料1068.2施工导流1068.2.1导流标准及时段1068.2.2导流方式1068.2.3导流规划1068.2.4导流建筑物1078.2.5导流建筑物施工1078.2.6基坑排水1088.3主体工程施工1088.3.1首部枢纽施工1088.3.2引水工程施工1088.3.3压力管道施工1098.3.4厂房施工1098.4施工总布置1108.4.1 布置条件和原则1108.4.2分区布置规划1108.4.3渣场规划1108.4.4施工占地1108.4.5主要临时工程量1108.5施工总进度1118.5.1进度安排原则和依据1118.5.2筹建工程进度计划1118.5.3施工总进度计划1119 工程概算和经济评价1139.1工程概算1139.1.1编制说明1139.1.2 编制原则和依据1139.1.3 设计概算中其他应说明问题1159.1.4工程投资概算1169.1.5 概算结果1169.2经济评价1179.2.1 概述1179.2.2国民经济评价1189.2.3财务评价1209.2.4综合评价125106前言天水电站位于开县东里河的支流满月河上，为高水头引水式电站，地理位置为东径107°5548”至108°5400”和北纬30°4930”至31°4130”之间，厂址位于双河口附近关面乡境内，取水口在满月乡天水大队境内，电站取水口以上集雨面积145.2km2，坝址至厂房毛水头216.57m。本电站为径流式，无调节库容，引水工程为全无压隧洞，总长3170米。电站设计水头200米，设计流量5.5m3/秒，装机容量为2×2500+2×2000kW，设计年平均发电量为4208.6万kW·h。该电站工程区紧靠开县至城口公路干线，交通运输方便，厂房距开县县城73公里，温泉镇47公里，大进镇20公里，下距红花电站13公里。本电站1985年竣工投产发电，装机容量为2×2000kW（电站现命名3、4#机组），2004年进行第一次扩容改造，扩大装机容量2×2500kW（电站现命名1、2#机组），1998年至2004年，年平均发电量为2001.63万kW·h，利用小时为5004h，2004年扩容改造后，经水文复核和水能分析，设计年平均发电量为4208.6万kW·h，利用小时为4676h；经现场核实，该电站存在未能充分利用水力资源，挡水坝坝面破损，3、4#机组运行时间长达26年，电气设备老化，误动作频繁，造成机组开停机频繁，设备检修时间较多，近5年平均发电量仅3900.65万kW·h，达不到原改造设计年发电量，水轮发电机组效率低，机组转速高达1500r/min，运行噪音大，安全可靠性差，水机辅助设备老化，技术落后，电气设备和控制系统技术落后、存在安全隐患、运行管理人员过多、运行成本较高等一系列问题，因此，天水电站被纳入重庆市农村水电增效扩容项目。本电站本次增效扩容改造方案为保留原1、2#机组及辅助系统设备，原3、4#机组装机容量扩至1×6300kW（扩建后命名为3#机组），将原3、4#机组老旧厂房拆除后进行改建，与1、2#机组厂房连接为一整体，扩建后的3#机组控制保护纳入1、2#机组综合自动化系统，统一管理，提高电站自动化水平，做到“无人值班，少人值守”；通过本次增效扩容改造，天水电站年利用小时为4543h，年发电量可达到5133万kW·h，电量可增加924.4万kW·h，改造前水轮发电机组设计额定工况综合效率为83.74%，改造后水轮发电机组设计额定工况综合效率为88.4%，可提高4.66%，可精减运行管理人员29人，降低电站运行管理成本。本次改造静态总投资4116.7万元，单位千瓦投资3643.1元/kW，补充单位电能投资约4.45元/kW·h，单位改造成本较低。2011年09月，四川大学工程设计研究院受电站业主重庆市德泉电力参股有限公司的委托，编制天水电站增效扩容改造初步设计报告，本初步设计报告在编制过程中得到了重庆市水利局、开县水利农机局、重庆市德泉电力参股有限公司等单位的大力支持，在此表示衷心感谢。1 工程概况1.1 工程所在区域自然、社会、经济概况1.1.1 开县地区社会经济概况开县位于长江北岸小江流域，地处重庆市东北部的平行岭谷区到大巴山的过渡地带，地理坐标介于东经107°55108°54，北纬30°4931°41之间。东临巫溪、云阳县，南接万州区，西与四川省的开江、宣汉交界，北与城口县相连，全县幅员面积3959km2。全县辖38个乡镇，448个行政村，3886个社，46.65万户。2010年末全县公安户籍人口163.4万人，其中男性86万人、女性77.4万人，分别占总人口的52.6%、47.4%；农业人口118.23万人、非农业人口45.17万人，分别占总人口的72.4%、27.6%。开县地处长江三峡工程库区小江支流中游，属国家批准的长江三峡经济开发区，是一个典型的人口大县和农业大县，是全国农业综合开发、生态农业建设、财政支持农业科技成果应用、国家大型粮食种子加工中心、杂交玉米制种调控基地，是全国跨世纪青年农民科技培训试点县，是林业生态工程建设、长江防护林体系建设、天然林资源保护工程、退耕还林还草工程、长江流域水土保持治理工程、国家级秸秆养羊示范县，素有“帅乡”和“金开县”的美誉。2010年，全县实现生产总值1492810万元，比上年增长16.6%。其中，第一、二、三产业分别实现增加值301440万元、646318万元、545052万元，分别比上年增长6.5%、25.1%、15.5%。三次产业对开县生产总值的贡献率分别为9.2%、50.2%、40.6%，分别拉动开县生产总值增长1.5、8.3、6.8个百分点。三次产业结构比由上年的21.7：41.4：36.9调整为20.2：43.3：36.5。1.1.2 电力发展现状及负荷预测重庆市电力系统概况及发展情况重庆市国民经济发展迅速，负荷需求与日俱增，由于电力系统装机容量严重不足，发供电缺口及峰谷差较大，缺电已成为重庆市经济社会可持续发展的重要制约因素。据重庆市2015年社会经济发展规划对电力市场的预测，规划2015年全市发购电量将达615亿kW.h，最高负荷约1309万kW。2010年前市电力系统将新增供电能力218.5万kW，但系统的调峰容量最大缺口约253万kW，平均缺口约157万kW。开县电力系统概况及负荷预测开县作为国家第三批农村电气化县，现已形成完整的地方电网。到目前为止，系统电力总装机8.43万kW，其中水电装机5.13万kW。系统年用电最大负荷为10.97万kW，用电量4.53亿kW.h，电力供需矛盾较大，由于开县现有的水电站基本无调节能力，系统可调容量仅占总容量的2.5%，随着国家能源政策的调整，小火电厂逐渐关闭，电力供需矛盾将进一步加剧。根据开县国民经济发展规划，预计到2015年开县电网需最大电力负荷为20.28万KW，需电量7.41亿kW·h，年缺电量达4.64亿kW·h。电力的短缺已严重制约了开县工农业生产的发展和人民生活水平的提高，而积极开发现有水电能源将成为促进开县国民经济发展和人民生活水平提高的重要因素，也是十分必要和迫切的。1.2 工程现状及历年运行情况1.2.1 工程现状1.2.1.1 原工程设计情况天水电站原设计单位为万县地区水电建筑勘察设计院和开县水利水电勘测设计队，第一次扩容改造设计单位为长江水利委员会长江勘测规划设计研究院，坝址控制流域面积145.2km2，多年平均流量5.2m3/s，多年平均径流量1.640亿m3，厂房对岸有县城至城口公路通过，交通较为方便。该电站已建成投运26年，天水电站大坝为混凝土底格栏栅坝。大坝自左至右依次布置为：左岸溢流坝段、底格栏栅坝段、右岸溢流坝段。坝顶长34.8m，坝高15m，大坝设计洪水标准为二十年一遇，校核洪水标准为一百年一遇。取水底格拦栅段位于主河床部位，顶部钢栅格长20.9 m，宽1.8m，栅条间隙10mm，顺水流方向坡度i=0.1，廊道首端高度为1.2m，末端高度为2.6m，坝顶高程664.47m。大坝泄流消能采用挑流消能，挑流鼻坎高程为654.27，鼻坎反弧段半径为5.0m。挑角为25°。天水电站采用无压隧洞引水，引水线路总长3170m，隧洞为城门洞型，隧洞原设计底宽为1.5m，直墙段高度1.4m，总高度2.15m，顶拱半径0.75m，顶拱圆心角为180°，设计水深1.6m，隧洞底坡0.001。2007年，长江水利委员会勘测规划设计研究院对本电站做了第一次扩容改造设计，改造后，电站装机由最早修建时的4000kW（2×2000kW）扩容至9000kW（2×2000kW+2×2500kW），电站引用流量也由2.8m3/s增加至5.5m3/s，隧洞断面也进行了增大，扩容后隧洞改造设计断面为：底宽1.8m，总高2.7m，其中直墙段高度为1.8m，顶拱半径为0.9m，改造后隧洞设计水深位2.15m，洞顶净空高度为0.55m。电站设计水头200m，厂房为地面式，分别为1、2#机组厂房和3、4#机组厂房，共安装4台卧式水轮发电机组，1、2#机组为冲击式水轮机，3、4#机组为混流式水轮机，尾水注入满月河。1.2.1.2 电站竣工情况天水电站于1985年4月破土动工，1986年10月20日两台机组试车发电，装机容量为2×2000kW（电站现命名3、4#机组），2004年初进行第一次扩容改造，扩大装机容量2×2500kW（电站现命名1、2#机组），于2004年年底投产发电。1.2.2 历年运行情况一、电站投运以来，3、4#机组设备存在以下问题：1、进水闸漏水严重，而且是交流电源，一旦失去厂用电，不能对进水闸进行操作，严重威胁机组的安全运行；2、机组轴承润滑油为外循环式，机组跳闸后，很容易烧瓦，曾发生数次烧瓦事故；3、4#机组震动大，转子在以前烧瓦后有轻微变形；5、3、4#机组经常不能起励建压（励磁脉冲板坏）；6、隧洞侧墙经常垮塌、底板破裂；7、所有设备经过26的运行，已经出现陈旧老化、落后，能耗高等普遍现象；8、发电机差动保护经常误动作；（发电机出线母排绝缘瓷瓶绝缘不够）；9、3#主变差动保护经常误动作：10、所有油开关接触电阻偏大；11、水机转轮气蚀严重；12、水机导叶关闭不严，漏水严重；13、3#主变分接开关漏油；14、4#主变上部严重漏油；15、直流系统接地；二、电站投运以来，水工建筑物存在以下问题：1、挡水坝坝面破损较严重；2、隧洞多次出现局部垮塌。近13年来机组出力、年发电量及利用小时见下表。近13年机组出力、年发电量及利用小时汇总表年份年发电量（万kW·h）年利用小时（h）备注1998年1845.74614年平均发电量2001.63万kW·h1999年1812.245312000年200150032001年181245302002年218954732003年250662652004年184646152005年39914434第一次扩容改造机组投运，年平均发电量为3900.65万kW·h2006年368140902007年408745412008年401744632009年364240472010年3986.944301.2.3工程特性表表1.2-1 天水电站改造前后工程特性表名 称单位改造前改造后一、水文全流域面积km21426.61426.6坝址以上面积km2145.2145.2利用的水文系列年限月39多年平均径流量亿m31.64多年平均流量m3/s5.25.2设计洪水标准及流量（P=3.33%）892（坝址）892校核洪水标准及流量（P=0.5%）1190（坝址）1190施工导流标准及流量（P=20%）578578泥沙多年平均悬移质年输沙量万t11.6211.62多年平均推移质年输沙量万t2.322.32二、水库水库水位校核洪水位m671.1671.1设计洪水位m669.8669.8正常蓄水位m664.47664.47死水位m正常蓄水时水库面积万m21.721.72水库容积总库容万m3无（已淤平）无（已淤平）三、工程效益指标装机容量MW2×2+2×2.52×2.5+1×6.3保证出力（P=90%）MW1.01.0多年平均发电量万kW.h4208.65133年利用小时h46764542四、主要建筑物及设备1、坝型式底格栏栅坝底格栏栅坝地基特性三叠系下统白云质灰岩三叠系下统白云质灰岩溢流坝坝顶高程m664.47664.47最大坝高m1515坝顶长度m34.834.8溢流段长度m13.913.9单宽流量P=0.5/3.33%38.14/24.6438.14/24.64消能方式挑流消能挑流消能2、进水口形式底格栏栅坝进水底格栏栅坝进水廊道长度m20.920.9廊道首端深度1.21.2廊道末端深度2.62.63、引水工程形式无压隧洞无压隧洞比降1/10001/1000长度km3.173.17断面尺寸（宽×高）m1.8×2.7（城门洞）2.2×2.9（城门洞）最大流量5.56.7衬砌形式混凝土衬砌+预制块衬砌混凝土衬砌4、前池形式半窑洞式半窑洞式长度m50.2850.28最大变宽m44前池正常水位m657657前池最高水位m657.5657.5墙顶高程m658.19658.19前池最低底板高程m650.49650.49总容积m3135013505、压力管道形式明敷钢管明敷钢管主管数量根22主管长度m341+342.6375.12+342.6主管内径m1+1.21.2+1.2支管长度m17.5+25.5525.55支管内径m0.5+0.50.5+0.5毛水头m216.57216.57形式陡槽式陡槽式长度80806、厂房型式地面式地面式地基特性第四系崩坡、塌滑、洪积层第四系崩坡、塌滑、洪积层主厂房尺寸（长×宽×高）m25.8×12×7.6+26.65×16.15×12.6554.12×16.15×12.65水轮机安装高程m451.10451.10/450.84副厂房建筑面积m142.8+120.3167.57、升压站型式户外式户外式面积（长×宽）m2722+407.5407.5地面高程主要机电、金属结构设备8、水轮机台数、型号台4（CJA237-W-115/2×13、HL100-LJ-60）3（CJA237-W-115/2×13、HLA546-WJ-95）单机出力kW2500/20002500/6300转速r/min500/1500500/1000吸出高程m3.5最大工作水头m208.29208.11最小工作水头m199.79199.05设计水头m200200额定引用流量m3/s2×1.51+2×1.222×1.51+3.639、发电机台数台43型号SFW2500-12/2150、TSW143/69-4SFW2500-12/2150、SFW6300-6/2250单机容量KW2500/20002500/6300功率因数cos0.80.8额定电压kV6.36.3主变压器型号SFS9-16000/110、S9-2000/35、S7-3150/35（2台）SFS9-16000/110、SF11-8000/35、SF11-10000/35台数4310、主厂房起重机型号、台数1台16/5T电动桥式起重机1台20/5T电动桥式起重机11、调速器型号CWT-2/1-2.5冲击式专用微机调速器 GSLT-1000-6.3CWT-2/1-2.5冲击式专用微机调速器 YWT-1000-6.3台数台4312、主阀型号QF-500-WY-504SZO2OQF-500-WY-50 QF-1200-WY-40台数台4313、输电线电压kV110/35110/35回路数2214、防洪河堤兼公路km形式m浆砌块石重力式挡土墙浆砌块石重力式挡土墙长度m245245高度m68682 现状分析及改造必要性评价2.1 现状分析2.1.1水资源问题开县东里河中、上游水利资源丰富。自1981年水资源普查以来。地区水电局和开县水利局对东里河中、上游的开发方式及梯级选点。进行过多次勘察、规划。87年春，又经反复比较后，确定为七级开发。从上至下为白泉、白里、泉秀三处引水式；关面坝后式，为不完全调节电站。并可调节下游双河口（引水式）、红花（混合式）、土龙（坝后式）等电站。规划报告经地区水电局研究批复。2004年3月开县水利农机局编制了开县东里河流域水能规划报告，推荐东里河流域（干流）梯级开发为：白泉、白里、泉秀、关面、双河口、红花、土龙、乐园、青龙等九级电站，总装机容量5.09万kW。2004年6月开县人民政府以开县府函200466号文批复了该规划报告。为解决好东里河流域（干流）近期水电梯级开发与远期“引江济渭入黄工程”小江调水方案的合理衔接问题，重庆市水利局、重庆市发展和改革委员会以渝水函2007101号文作了“开县小江干流东里河是南水北调工程三峡水库小江调水方案的输水通道，东里河流域规划和水电项目开发应力求与南水北调工程小江调水方案相衔接”的专门指示。于此，重庆江河工程咨询中心有限公司组织工程技术人员收集有关资料，多次到现场踏勘调研，结合以往该河流的规划成果及开发现状，在梯级规划与南水北调工程小江调水方案合理衔接上，着重对干流上游双河口至里耳坝河段进行南水北调工程高山调蓄水库规划布局的研究。根据该河段地形地质、水文特性、社会经济、库区淹没等条件及姚程坝特大型滑坡与关面乡场镇存在的实际，规划关面和双河口两座大型水库，替代原双河口一座大型水库。关面水库以上至白里的河段集中落差除被已建成的白里一级电站利用部分外，剩余落差为在建的白里二级电站利用。原规划的泉秀电站在关面水库的淹没区内，规划将其取消。关面电站厂址至双河口水库库尾的天然落差规划一级电站。关面水库（电站）近期开发，双河口水库待南水北调工程小江调水方案实施时开发，天水电站在远期实施的双河口水库库区范围内，因此，为近期充分利用水力资源，缓解地方电力矛盾，可对天水电站进行增效扩容改造。2.1.2水工建筑物问题2.1.2.1 大坝及取水建筑物一、现状描述 天水电站大坝为混凝土底格栏栅坝。大坝自左至右依次布置为：左岸溢流坝段、底格栏栅坝段、右岸溢流坝段。坝顶长34.8m，坝高15m。大坝设计洪水标准为二十年一遇，校核洪水标准为一百年一遇。取水底格栏栅段位于主河床部位，顶部钢栅格长20.9 m，宽1.8m，栅条间隙10mm，顺水流方向坡度i=0.1，廊道首端高度为1.2m，末端高度为2.6m，坝顶高程664.47m。大坝泄流消能采用挑流消能，挑流鼻坎高程为654.27，鼻坎反弧段半径为5.0m。挑角为25°。二、水力学复核原底格栏栅坝取水段长度为20.9m，廊道宽度为1.8m，设计取水流量为5.5m3/s，但本次电站改造后，电站装机由原9000kW（2×2500kW+2×2000kW）扩容至11300kW（2×2500kW+6300kW），电站引用流量增大至6.7m3/s，须复核现状取水段长度能否满足此流量取水能力。根据工程设计经验，采用无压流方式计算。当过栅水流全部进入廊道时，采用下式计算廊道进水流量：其中，Q进水流量； 流量系数； S栅条间隙；T栅条宽度； P栏栅间隙系数（P=s/（s+t）； b栏栅水平投影长度； l栏栅长度（垂直于河道水流方向）； q单宽流量；hk1上游临界水深。经过计算，底格栏栅坝取水流量为6.7m3/s时，设计参数取值如下。表2.1.2-1 底格栏栅坝设计参数取水坝Q(m3/s)栅条间隙S（mm）栅条宽度T（mm）栅条顺水流向水平投影长（cm）栅条垂直水流向宽度（cm）底格栏栅坝6.710151801423根据计算，维持现状取水廊道宽度的情况下要能取足6.7m3/s的流量，底格栏栅坝取水廊道长度至少为14.23m，考虑栅条容易被堵塞，一般实际长度均要扩大2030%，故实际取值长度应至少18.5m，目前取水廊道长度为20.9m，能够满足改造后引用水量的取水能力，无须进行改造。三、存在的问题根据现场调查情况，由于大坝运行多年，坝体下游挑流鼻坎处已出现多处冲坑，冲坑深度达5cm15cm，如不及时采取治理措施，下游坝面将进一步破坏，进而对整个坝体结构产生影响，故亟待进行改造。坝面现状情况见图2.1.2-1。图2.1.2-1 底格栏栅坝坝面冲坑现状图2.1.2.2 引水隧洞一、现状描述天水电站采用无压隧洞引水，引水线路总长3170m，隧洞为城门洞型，隧洞原设计底宽1.5m，直墙段高度1.4m，总高度2.15m，顶拱半径0.75m，顶拱圆心角为180°，设计水深1.6m，隧洞底坡0.001。2004年，长江水利委员会勘测规划设计研究院对本电站做了第一次扩容改造设计，改造后，电站装机由最早修建时的4000kW（2×2000kW）扩容至9000kW（2×2000kW+2×2500kW），电站引用流量也由2.8m3/s增加至5.5m3/s，隧洞断面也进行了增大，扩容后隧洞改造设计断面为：底宽1.8m，总高2.7m，其中直墙段高度为1.8m，顶拱半径为0.9m，改造后隧洞设计水深位2.15m，洞顶净空高度为0.55m。二、存在的问题本次电站增效扩容后，电站设计引用流量由5.5m3/s增大至6.7m3/s，改造后，隧洞仍采用无压引水方案，须复核隧洞过流能力是否满足要求，隧洞过流能力按下式计算：表2.1.2-1 隧洞过流能力计算成果niH（m）（m2）（m）R（m）Cv（m/s）Q（m3/s）0.0160.0012.674.427.50.59 57.24 1.536.7通过以上计算知原设计断面在水深2.67m时，设计过流能力可达6.7m3/s，此时过流断面A=4.39m2，洞顶净空断面面积为0.09m2，净空断面面积占隧洞总断面面积的2%，过流面以上净空高度为0.03m，不满足水工隧洞设计规范（SL279-2002）中对无压隧洞水面以上净空高度（0.4m）及净空面积（15%）的相关要求，需进行改造。2.1.2.3 前池及压力管道压力前池一、现状描述压力前池接引水工程的3+170桩号，隧洞末端出口处，地势陡峻，基础为石灰岩，表层少量角砾质土覆盖，由于地址险峻，布置开敞式前池较困难，工程量大，故采取了办明半暗窑洞式布置，前池总容积为2160m3，前池具体结构形式如下：隧洞部分：将引水隧洞出口前96m（其中7m为扩散段）扩宽，由洞宽1.8m扩宽至5m，水深由原来的1.6m增至3.5m，池顶高程为652.5m，有效容积1350m3。前池部分：紧接隧洞出口布置，池水面宽度12m，长22.5m，隧洞出口处以1:5的 斜坡与前池底板650m斜街，进水室前，有长8.5m，宽约5m的深池，底板高程为650m，其余部位高位652.5m。溢流堰布置在进口左侧，在前池外边墙上，型式为侧槽式溢洪道，堰顶高程为657m，溢流堰长7m，陡槽长约80m，下接一天然冲沟。在前池底板最低处有一条2m宽，纵坡1:100的集流槽至前池左边墙，设置一个DN500闸阀作为冲砂孔，下接溢流堰陡槽。表2.1.2-2 前池特征水位及主要高程特征水位前池正常水位657m前池最高水位657.5m前池最低水位653.89m主要控制高程前池墙顶高程658.19m前池最低底板高程650m进水室墙顶高程658.19m进水室底板高程650.5m压力钢管顶高程651.39m二、水力学复核本次电站增效改造以后，电站引用流量由5.5m3/s增大至6.7m3/s，原前池溢流堰及各特征水位均按5.5m3/s设计，流量加大后须重新复核以下内容：前池溢流堰宣泄全部来水时最高水位、前池最高壅波水位。溢流堰堰顶水头复核前池溢流堰泄水能力按下式计算通过计算知溢流堰宣泄6.7m3/s来水时堰顶水头为0.58m，堰顶水位为657.58m，墙顶高程为658.19m，满足安全超高要求。前池壅波水位复核前池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减去突然增荷时的最低涌波。对于非自动调节渠道，起始水位可取溢流堰顶高程，最低涌波按1台机组运行突增到3台机组即发电流量由1.51m3/s突然增加到6.7m3/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求得起始断面波高h0=1.05m，Z最低=Z正常-3h0=653.85m。前池最高水位根据水电站引水渠道及前池设计规范第7.0.5条，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。根据水电站引水渠道及前池设计规范第D.0.5条，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1.11.2的系数，把这时的水位定为最高涌波水位。即Z最高=堰顶高程+1.2H堰=657.70m。根据新流量下前池雍波计算，知电站引用流量加大为6.7m3/s后，前池最高雍波水位为657.7m，低于前池墙顶高程658m，满足安全要求。综上所述，本次电站增效扩容改造无须进行前池改造。压力管道一、现状描述原电站修建于1984年，当时电站装机4000kW（2×2000kW，现为3、4#机组），修建的压力管道主管内径为1m，全长341m，管道全长分为4段，其中第一段长86m，管道壁厚8mm，第二段长83m，壁厚8mm，第三段89m，管道壁厚10mm，第四段83m，壁厚12mm。压力管道全线共设置镇墩4个，支墩49个。2004年，长委勘测规划设计院对本电站进行了扩容改造，改造后，电站装机4台，在原厂址靠近满月河上游位置扩建一厂房，该厂房安装两台机组，装机5000kW（2500kW×2，现为1、2#机组），扩容机组采用单独引水方式，在原压力管道旁边重新修建另外一根压力管线，扩容机组采用联合供水，压力钢管主管内径1.2m，支管内径0.5m，主管全长342.66m，支管长25.55m，扩修建压力钢管进口高程为651.99m，管道设计最大流量为3.2m。扩建压力钢管共分5段，第一段长103.91m，壁厚8mm，第二段长57m，壁厚10mm，第三段长70.71m，壁厚12mm，第三段长96.65m，壁厚14mm，第四段长14.39m，壁厚14mm。支管壁厚为8mm。二、存在的问题1、经现场检查，3、4#机组管道由于修建时防腐较差，管道运行多年后锈蚀较为严重，部分管段已处于安全隐患下运行，亟待进行改造；2、镇墩存在安全隐患：由于压力管道沿线地势陡峻，镇墩施工难度大等其他原因，现场调查发现个别镇墩已发生位移，形成极大安全隐患。3、本次电站增效扩容改造拟将原老厂房两台2000kW（3、4#机组）机组更换成一台6300kW机组，同时，为便于运行管理。将拆除原老厂房进行改建，改建厂房布置在2004年修建厂房（1、2#机组）旁边，与1、2#机组厂房连成一整体。厂房位置的挪动也需要进行压力管道末端位置的改建。综上理由，本次电站增效扩容后，原压力管道已不能满足结构、安全要求，进行改建已具备充分条件。2.1.2.4厂房一、现状描述电站厂房位于双河口支流满月河左岸一级阶地上，距双河口公路桥约300m。厂址地势开阔，坡度较缓，一级阶地占地面积约10000m2，地面高程450470m。3、4#机组厂房建筑面积560m2，房屋结构为砖墙刚性平顶屋面结构，其中：主厂房建筑面积309.6 m2，厂房长25.8m，宽12m，高7.6m，厂内安装两台2000kW混流式水轮机组，机组轴线与厂房轴线平行。副厂房紧接主厂房左侧，布置与主厂房垂直，建筑面积为142.8m2，副厂房长20.4m，宽7m。高5.1m。2004年，电站扩容后，扩容机组厂房修建在3、4#机组厂房上游，扩建厂房也为刚性平顶屋面结构，主厂房建筑面积430.4 m2，厂房长26.65m，宽16.15m，高12.65m，厂内安装两台2500kW冲击式机组，机组轴线与厂房轴线平行，机组上游布置有空压机室和水泵室，空压机室和水泵室紧邻布置，长11.1m，宽4.45m，高4.697m。副厂房紧邻主厂房布置，副厂房建筑面积120.3m2，副厂房长16.15m，宽7.45m，高10.6m，副厂房为两层框架结构，第一层高5m，布置有35kv高压开关室和0.4kv、6.6kv开关室，第二层高5 m，布置有中控室和电气二次盘室。二、存在问题现场查看，3、4#机组厂房比较老旧，有安全隐患，同时，根据改造方案中动能章节的机组台数比较，改造后为3台机组，考虑到方便电站的运行和统一调度，节约运行、管理成本，因此，拟将老厂房拆除后进行改建，改建厂房布置在1、2#机组厂房旁边，与1、2#机组厂房连接为一整