大峡水利水电枢纽工程蓄水安全鉴定设计自检报告（104页）.doc

1、大峡电站工程设计自检报告工 程 特 性 表序号名 称单位数量备 注一水 文1流域面积全流域km2894.6坝址以上km2482.7占全流域53.96%2利用的水文系列年限年4419592002年3坝址多年平均年径流总量亿m33.534坝址代表性流量多年平均流量m3/s11.2五十年一遇洪峰流量m3/s1630百年一遇洪峰流量m3/s2010五百年一遇峰水流量m3/s2570二水 库1水库水位校核洪水位m568.73（P=0.2%）设计洪水位m565.35（P=2.0%）正常蓄水位m565.00死水位m552.002水库容积总库容（校核洪水位以下）万m32038调节库容（正常蓄水位至死蓄水位）万

2、m31333调洪库容（校核洪水位至正常蓄水位）万m3298死库容万m34073库容系数%3.8%4调节特性季调节工 程 特 性 表序号名 称单位数量备 注三下泄流量1校核洪水位时最大下泄流量m3/s2433（P=0.2%）2设计洪水位时最大下泄流量m3/s1560（P=2.0%）四尾水位1最高尾水位m497.802正常尾水位m493.003最低尾水位m491.50五特征水头1最大水头m802电能加权平均水头m723最小水头m554水轮机额定水头m70六工程效益指标1发电效益装机容量MW20保证出力MW1.9多年平均发电量亿度0.612单独运行年利用小时h3061单位kW投资（静态）元/kW65

3、94单位电能投资（静态）元/kWh2.48单独运行工 程 特 性 表序号名 称单位数量备 注七淹没损失及工程永久占地1淹没水田亩482淹没旱田亩1083迁移人口人464搬迁房屋m227005林 地亩1036宅基地亩4.1八主要建筑物及设备1拦河坝坝 型混凝土重力坝坝顶高程m568.80防浪墙顶高程m570.00最大坝高m88.0坝顶轴线长m159.5地基特征碳酸盐硅质板岩地震基本烈度/设防烈度度2泄水建筑物型 式表孔泄流闸门型式表孔弧形闸门堰顶高程m555.00溢流堰前沿宽度m212.00孔口尺寸（BH）m21210.5最大泄量m3/s2433P=0.2%泄槽最大单宽流量m3/s101.40工

4、 程 特 性 表序号名 称单位数量备 注3发电隧洞进水口底板高程m538.00设计引用流量m3/s32.00总长度m394.48主洞内径m4.0隧洞出口中心高程m492.004厂 房型 式地基特征碳酸岩硅质板岩主厂房尺寸（长宽高）m20.515.014.3机组安装高程m492.005变电站面积（长宽）m5222（GIS）6导流建筑物型 式城门洞型进口高程m495.00孔口尺寸（宽高）m55.4矩形洞身尺寸（宽高）m55.4城门洞型总长度m5537主要机电设备（1）水轮机台 数台2水轮机出力MW10.31最大水头m80.00最小水头m55.0工 程 特 性 表序号名 称单位数量备 注单机设计引用

5、流量m3/s16.06（2）发电机台 数台2SF10-16/3300单机容量MW10电 压kV10.5（3）变压器台 数台2SEPZ-12500-110容 量MVA10（4）输电线路电 压kV110回路数回路1九施 工1主体工程工程量土石方开挖万m324.40填筑土石方万m32.10混凝土万m311.07金属结构t657帷幕灌浆m9510固结灌浆m2810施工供电kV11县电网施工期限月421 工程设计概况1.1 工程位置大峡水电站枢纽位于湖北省竹溪县境内，泉河流域规划中梯级电站的第三级，工程距天宝乡3km，距竹溪县城83km。拦截堵河西支泗河上游的一级支流泉河。河流全长82.2km，流域面积

6、894.6km2，大峡电站坝址以上流域面积482.70km2，占全流域的53.96%，河长27.5km，河床比降20.1。多年平均径流量为11.2m3/s，多年平均径流总量为3.53亿m3，多年平均径流深为733.9mm。1.2 主要工程量及投资(1)主要工程量土石方开挖24.4万m3，土石方回填2.1万m3，各类砌石2629m3，各类混凝土19.5万m3，金属结构657t，灌浆工程12320m。 (2)工程估算该工程设计工期为3年。按2004年4季度价格水平，变更后本工程静态投资为14895.42万元，工程总投资为15888.03万元。1.3 工程设计及审批过程1.3.1 工程规划设计泉河流

7、域位于湖北省竹溪县境内，为堵河西支泗河上游的一级支流，源于竹溪县大巴山南，流经竹溪县丰溪、泉溪、天宝、龙滩、兵营、新洲等乡镇，在郭家洲与泗河汇合。河流全长82.2km，流域面积894.6km2，红岩三级坝址以上流域面积482.70km2，占全流域的53.96%，河长27.5km，河床比降20.1。干流天然落差1697m，理论蕴藏量9.61万kW。目前已兴建龙滩、顺河、劝子洞等三处小型径流式电站，总装机1.55MW，基本处于未开发状态。 为了开发泉河的水力资源，受竹溪县政府委托，湖北省水利水电勘测设计院于2002年经现场查勘，编写了泉河流域水电梯级开发规划报告，确定了泉河干流五级开发方案。红岩一

8、级(库，720m)红岩二级(引，664m)大峡(库，565m)龙滩(引，494m)白沙河(库，442m)。并报湖北省水利厅和省计委，经过专家审查后批准了泉河干流的开发方案。1.3.2 可行性研究2004年9月30日，湖北省发展和改革委员会以鄂发改能源2004931号文对大峡水电站可行性研究进行了批复，主要批复意见如下：工程建设的批复意见1、同意可研报告推荐的下坝址和拱坝坝型方案，同意了电站发电洞布置在右岸、导流洞布置在左岸、厂房布置在坝址下游400m的河滩处、地面式厂房的总体布置方案和坝身表孔泄流方案。2、同意本工程的开发任务以发电为主。大峡水库为中型水库，工程设计等别为三等，主要建筑物为3级

9、，次要建筑物为4级。同意大坝按50年一遇洪水设计，500年一遇洪水校核，泄洪消能按30年一遇洪水设计；厂房按30年一遇洪水设计，100年一遇洪水校核。水库正常蓄水位565m和死水位552m，电站装机规模20MW，多年平均发电量6123万KW.h，年利用小时3061h。3、同意施工总体布置方案，施工期采用枯水期围堰拦断河床，隧洞导流，汛期隧洞和坝面过水的导流方式，导流标准选用枯水期5年一遇。建议建议在下阶段工作中，补充大坝下游的消能设计；对库首左岸是否存在向大桂河深切邻谷产生渗漏的问题作出分析和评价。对局部库岸的稳定性，特别是近坝左岸长庵沟滑坡的稳定状况，进行复核和研究。坝型变更设计可研报告批复

10、后，根据专家的审查意见，对坝址处的工程地质情况作了进一步的深入勘查，发现大坝左岸冲沟处地质条件较差，左坝肩存在地质断层构造，基岩节理裂隙发育，且岩体整体性较差，鲜新基岩埋深在530m高程以下，若仍采用拱坝方案，则必须在冲沟处做重力墩，从530m高程做重力墩至坝顶570m高程，高差达40m，重力墩尺寸过大，无法体现拱坝节省工程投资的优势。同时拱坝开挖要求高，施工难度大，技术要求相当严格，筑坝材料的强度等级相应也较高。因河床河谷过于狭窄，河床断面宽仅2531m，若采用混凝土面板堆石坝则施工场面过于狭小，难以施工。从工程布置、工程投资、工程效益等综合比较，碾压混凝土重力坝方案最优。大坝坝型变更后，维

11、持可研报告批复后工程的任务和规模不变。即水库的正常蓄水位为565.0m，水库总库容2038万m3，电站装机20MW，保证出力1.9MW，年利用小时3061h，多年平均发电量6123万KWh。依据防洪标准(GB5020194)和水利水电工程等级划分及洪水标准（SL2522000），本工程项目为中型水库，大坝及引水建筑物为III等3级，水电站厂房为4级。大坝按50年一遇洪水设计，500年一遇洪水校核，电站厂房按30年一遇洪水设计，100年一遇洪水校核。碾压混凝土重力坝方案在布置上将坝轴线往上游偏移17m，从而避开左岸冲沟的影响。大坝按碾压混凝土重力坝设计，大坝坝顶高程为568.8.0m，防浪墙顶高

12、程为570.0m，坝顶宽6.0m，下游边坡为1:0.7，上游自508.0m高程以下为1:0.2的边坡，508.0m高程以上为垂直边坡，坝体最大断面底宽66.34m。因采用重力坝方案，大坝建基面较拱坝抬高6.0m，河床最低建基面高程为482.0m。最大设计坝高88.0m。坝轴线长度为159.51m。采用溢流坝段坝顶表孔溢洪作为泄洪建筑物，堰顶高程555.0m，净宽12m，两孔，闸门挡水高度10m，最大泄量2433m3/s。大坝从左至右共分7道缝，不设纵缝。在设计中采取了基础开挖、基础固结灌浆、接触灌浆、坝踵坝趾双防渗帷幕、坝基排水、坝体排水等综合基础处理措施。 导流洞与发电洞共用段衬砌方案的变更

13、根据施工组织设计，施工导流采用枯水期5年一遇的标准，导流流量较小，洞身断面不大，与引水发电隧洞的断面尺寸相差不大，且右岸岩石的在成洞条件及进水条件较好，为节约工程投资，导流洞与发电洞采用两洞合一方案，发0+151.712导0+506.425段与发电洞共用，导流洞过流断面5.0m(宽)5.4m(高)(城门洞型)，洞壁采用喷射混凝土衬砌，部分断面采用钢筋混凝土衬砌。发电洞为内径4.0m的圆形断面，洞壁采用钢筋混凝土衬砌。参见图DX-变-水工-01。导流洞封堵后，采用钢筋混凝土衬砌发电洞水平段工期长，影响工程效益的发挥。因此，桩号发0+194.664至发电厂房段采用3.6m压力钢管铺设。1.4 工程

14、任务和规模1.4.1 工程任务（社会经济概况）大峡水电站建成后将成为十堰市和竹溪县的一座骨干电站，对竹溪县和十堰市国民经济发展有着重要的作用。十堰市位于湖北省的西北部，与川、陕、豫三省及襄樊、宜昌和神龙架毗邻，全市自然面积23680km2，耕地面积305.4万亩，人口344.4万人，全市辖郧县、郧西、竹山、竹溪、房县和丹江口市等五县一市及十堰市的张湾区和茅箭区，襄渝、汉丹铁路和汉江横贯全区，成为通往川、陕交通中枢，具有重要的地理和区域优势。十堰市的经济基础较差，党的十一届三中全会以后，国民经济有了很大的发展，地方工业主要有农机、化肥、轻纺、建材、酿造轻工、桐油以及农副产品加工等；还有国家级企业

15、第二汽车制造厂，其产值占十堰市工业产值的75%。1990年十堰市工农业产值34.85亿元(二汽除外，下同)，其中工业产值19.54亿元，到1999年，工农业产值为94.4亿元，其中工业产值为54.02亿元，年平均增长率为11.7%，其中工业产值增长率为12.0%。竹溪县是十堰市的一个山区大县，自然面积3311km2，耕地面积38.8万亩，人口36.1万人，本县以农业经济为主，适宜发展多种农作物和林木土特产，农作物以粮油为主，土特产以生漆、黑木耳、香菇、油桐等多种经营。工业主要有电力、机械、煤炭、建材、采矿等，近几年有较大发展，1990年竹溪县工农业产值25423万元，其中工业产值14134万元

16、，到1999年全县工农业产值达105957万元，其中工业产值达53641万元，年平均增长率为17.2%，其中工业产值增长率为16.0%。竹溪县水力资源非常丰富，能源是制约本区经济发展的“瓶颈”，所以加速开发本县的水电资源是山区发展经济的重要举措。能源是制约地区经济发展的“瓶颈”，十堰市水力资源非常丰富，加快开发本地区的水电资源是发展国民经济的重要举措。截止2000年，十堰市已建水电站135处260台(省属水电站除外)，装机容量135MW，年均发电量3.5亿KWh。现在十堰市的地方电网已经形成。据统计，已建水电站规模小，调节性能也差，且无一处中型以上骨干电站，全市电力建设基本状况是既缺电量，又缺

17、调峰容量，加快本地区的水电建设，使电力增长满足国民经济发展需求。竹溪县的水力资源十分丰富，加快发展本县的水电资源是发展经济的重要举措。目前，竹溪县已建水电站15处，装机容量30.03 MW，多年平均发电量0.684亿KWh，但用电量为1.1亿KWh，电力缺口依然很大，现在竹溪县地方电网已基本形成，但已建电站规模小，且无一处中型电站，调节性能也差，故县电网的现状是既缺电力，又缺调峰容量。大峡水电站水库有一定的调节库容，其电站不仅可以提供电力电量，还可以在地方电网中担任变动负荷。因此，兴建大峡电站在改善电网供电质量，缓解电力紧张和促进竹溪县国民经济发展改善人民生活是非常必要的。1.4.2 工程规模

18、大峡水电站多年平均径流量为11.2m3/s，多年平均径流总量为3.53亿m3，多年平均径流深为733.9mm。经技术经济比较，水库正常蓄水位选为565.0m，死水位552.0m，其相应的死库容为407万m3，调节库容1333万m3，库容系数3.8%，电站保证出力1.9MW(单独运行，下同)，多年平均年发电量5300万kwh，装机容量20MW，年利用小时数3061h。1.5 设计标准及依据1.5.1 洪水标准、工程等级及建筑物级别大峡水电枢纽水库总库容2038万m3，总装机容量为20MW，依据防洪标准(GB5020194)和水利水电工程等级划分及洪水标准（SL2522000），本工程项目为中型水

19、库，大坝及引水建筑物为III等3级，水电站厂房为4级，临时建筑物为5级。大峡水电枢纽水库防洪标准：大坝按50年一遇洪水设计，500年一遇洪水校核，电站厂房按30年一遇洪水设计，100年一遇洪水校核。1.5.2 设计基本资料1.5.2.1 主要建筑物的特征水位及流量 (1)挡、泄水建筑物500年一遇水库校核洪水位568.73m，下泄流量2433m3/s，相应下游水位497.8m；100年一遇水库设计洪水位567.06m，下泄流量1962m3/s，相应下游水位497.0m；50年一遇库水位565.35m，下泄流量1560m3/s，相应下游水位496.0m；（2）引水建筑物及厂房。水库正常蓄水位56

20、5.00m时，电站发电流量32m3/s，相应下游水位490.3m。1.5.2.2 水文气象数据（1）水文设计洪水标准、流量50年一遇入库洪峰流量1630m3/s；100年一遇入库洪峰流量2010m3/s；校核洪水标准、流量及洪量500年一遇入库洪峰流量2570m3/s。(2)气象气温多年平均气温14.3，历年极端最高气温40，历年极端最低气温-12.9。风多年平均风速1.1m/s，多年平均最大风速21m/s。1.5.2.3 地震烈度及材料容重 岩石:寒武系下统石龙洞组条带状薄层灰岩。地震基本烈度 度（不设防）混凝土容重 24kN/ m3钢筋混凝土容重25 kN/ m3淤沙浮容重 5 kN/ m

21、3天然砂砾石容重20 kN/ m31.5.2.4 主要建筑物的安全系数 (1)岩基上水工建筑物抗滑稳定安全系数主要建筑物的安全系数及超高表见1-1-4。表1-1-4 建筑物安全系数及超高表建筑物名 称抗滑安全系数最小安全超高（m）备 注设 计校 核设 计校 核大 坝1.201.050.70.5非常运用条件下Kc1.2溢洪道1.201.050.40.3按抗剪断公式计算电 站1.151.050.30.2 (2)抗浮稳定安全系数基本荷载组合时K=1.2；特殊荷载组合时K=1.1。1.5.2.5 其它有关允许的应力、沉陷量和变形量等，按有关专业规范、规定确定。主要设计规范有： (1)水利水电工程等级划

22、分及洪水标准 (SL252-2000);(2)水利水电工程可行性研究报告编制规程 (DL502093)；(3)水工混凝土结构设计规范 (DL/T50771996)；(4)水工建筑物荷载设计规范 (DL50771997)；(5)碾压式土石堆坝设计规范 (SL2742001)；(6)溢洪道设计规范 (SL2532000)；(7)水利水电工程钢闸门设计规范 (DL/503995)；(8)混凝土坝安全监测技术规范 (DL/T 51782003)；(9)混凝土堆石坝设计规范 (SL/T50161999)；(10)混凝土拱坝设计规范 (SL2522003)；(11)混凝土重力坝设计规范 (DL510819

23、99)。1.6 枢纽总布置枢纽工程布置方案：坝轴线座标XA=49932.4886m、YA=50068.3193m；XB=49774.9901m、YB=50043.0509m，水库正常蓄水位565.0m，总库容2038万 m3，大坝建基面高程492.0m，最大坝高88.0m，泄水建筑物为大坝溢流坝段上的表孔，堰顶高程555.0m，共两孔，每孔净宽12m，闸门挡水高度10 m，最大泄量2433m3/s。右岸布置引水隧洞，出口接地面厂房，装机210MW，厂房西侧布置室外变电系统等。详见枢纽总平面布置图DX-变-水工-01。1.7 下闸蓄水前应达到的工程形象面貌依据防洪标准(GB5020194)和水利

24、水电工程等级划分及洪水标准（SL2522000），结合坝型及工程等级，工程下闸封堵导流洞蓄水后，坝体度汛防洪标准为：50年一遇洪水设计，500年一遇洪水校核。大峡水电站下闸蓄水前应达到的工程形象面貌如下：(1)大坝：高程552.0m以下的坝体碾压、混凝土浇筑、止水及分缝处理施工必须全部完成，并通过验收；高程538m以下固结灌浆和帷幕灌浆必须全部完成，并通过验收；高程538m以下坝身排水孔完成50%(隔孔)，并通过验收；相关大坝观测必须全部完成并调试合格。右岸高程538m平硐完成围岩固结灌浆。(2)溢洪道：溢洪道反弧段全部完成并开始浇筑堰面混凝土。(3)导流洞：进口封堵闸门及启闭设备的安装调试必

25、须完成。 (4)进水塔的混凝土施工、基础处理及下部山岩倒悬体加固必须全部完成，下部边坡不稳定岩体处理完成；拦污栅入槽就位；进出口事故检修闸门安装调试必须完成；洞身段的混凝土衬砌，回填灌浆及固结灌浆等必须完成。(5)发电厂房与开关站：发电厂房、开关站及尾水管的土建施工应基本完成；厂房尾水闸门安装调试完成；机组的机电设备安装应基本完成。(6)隧洞与压力钢管：隧洞与压力钢管工程基本完成。通过对上述项目的检查验收后，可认为本工程基本具备下闸蓄水阶段验收条件。2 水 文2.1 流域概况泉河流域位于湖北省竹溪县中心腹地南部山区，为堵河西支泗河上的一级支流，发源于大巴山南鄂陕两省交界的大界梁，全流域位于竹溪

26、县境内。河流流经丰溪、泉溪、天宝、龙滩、兵营、新洲等乡镇，在郭家洲与泗河汇合，全长82.2km，流域面积894.6km2。干流天然落差1697m，平均比降7.26，水力资源理论蕴藏量9.61万kw。泉河流域内山峦起伏，其地势是西南高、东北低，由西南向东北倾斜。主要山脉是大小界梁，其主峰海拔高程2195.0m。流域内平地较少，仅有小片山间盆地，耕地分散，以旱田坡地居多，水田仅分布于低山河谷的两岸。流域内植被良好，森林覆盖率达70%。泉河流域水系发育，干流两岸支流密布，河道弯曲，为典型的河曲地貌。流域内大于50km2的支流共有11条，左岸自上而下依次为五道河、石板河、大桂河、小桂河，右岸依次为高子

27、河、阳河沟、望玉河、顺河、小白沙河、乱柴沟、四条沟。河源高程2000m左右，河口高程308.3m。流域平均宽度10.9km，河床切割较深，河谷多呈“V”或“U”字型，常水位时水面宽上游2535m，中游5070m，下游100m左右，干流具有水急坡陡的特点。目前，泉河流域内虽已兴建龙滩、顺河、劝子洞等三处小型径流式电站，总装机1.55Mw，但尚无控制性的大中型水利水电工程，基本处于未开发状态，由于流域内天然来水丰富，人类活动影响较小，故有利于水利水电开发。2.2 水文气象特征2.2.1 气象特征泉河全流域属副热带季风气候区，处在大巴山脉东侧的迎风面，流域的地势、地形，正好是季风水气入流通道，降雨充

28、沛，气候温和，流域多年平均降水量1212mm，暴雨中心在流域的西南部，代表站杨家扒多年平均降水量1434mm，最大1922.5mm(1984年)，流域下游为降水低值区，代表站蔡家坝多年平均降水量988mm，最小642.8mm(1976年)。用竹溪县气象站的气象资料，来反映本工程区的气象特征，主要气象特征值列于表2-2-1。表2-2-1 竹溪县气象站主要气象特征值表序号项目单 位数 值发生日期1多年平均降水量mm955.12多年平均蒸发量mm1192.13多年平均气温14.34历年极端最高气温401966.7.205历年极端最低气温-12.91977.1.316多年平均相对湿度%807多年平均风

29、速m/s1.18历年最大风速m/s211987.5.319日照时数h170010多年平均无霜期d2382.2.2 暴雨及水文特性泉河流域的西南部是堵河上游的暴雨中心，年最大暴雨多发生于每年的410月，尤其以79月出现机会最多。暴雨持续时间一般为13天。流域暴雨中心的杨家扒站，实测最大24小时暴雨为205.6mm(1982年7月15日)。该流域每年410月为汛期，其中79月为主汛期。由于全流域森林覆盖率高，对径流有明显的滞蓄作用，故汛期径流量占全年径流总量的百分比，低于同期降雨量的百分比。该流域径流由降水产生，其洪水与暴雨在时空分布上基本相近，年最大洪水多发生在79月份的主汛期内，机率约为87%

30、。洪水过程以单峰为主，具有陡涨陡落的山溪性河流的特点。2.3 水文基本资料2.3.1 水文站网基本情况泉河流域内无水文站，更缺乏历史洪水资料，但邻近的泗河流域有汇湾和新洲水文站，其自然地理和水文气象条件与泉河流域相似。流域及周边有洞滨口、辽叶湖、杨家扒、蔡家坝、鄂坪、新洲等六个雨量站，站网分布较合理，能反映流域内的雨、水情变化情况，可满足本阶段设计要求。2.3.2 水文测验情况汇湾水文站位于邻近泗河流域竹溪县的汇湾乡，设立于1986年10月，流域面积1870km2。该站测验河段较顺直，河床由卵石覆盖，冲淤变化不大，高程为吴淞系统，加上 -1.688m为黄海高程。根据水位的变化观测其全过程；施测

31、流量时，中低水位采用流速仪测流，高水位时采用浮标测流，浮标系数为0.85，符合山丘区流域选用值范围；泥沙测验采用器皿积点法进行。水文测验的精度较高，资料整编方法符合规范要求，其收集和刊布的水文资料可直接使用。新洲水文站位于竹溪县的新洲镇，设立于1958年10月，流域面积4660km2。该站测验河段稍有弯曲，河床由卵石覆盖，冲淤变化不大，高程为吴淞系统，加上 -1.688m为黄海高程。该站水位、流量、泥沙等项目的测验方式，基本上与汇湾站相同。2.3.3 基本资料的搜集、整理及复核上述两水文站均属国家基本水文测站，水文测验有降水、水位、流量、泥沙等项目，资料完整，逐年审编刊布。本阶段搜集到汇湾站1

32、9872002年有16年的实测径流系列，新洲站19592002年共有44年的实测径流系列。新洲站实测到1980年建站以来流域内发生的最大洪水，洪峰流量为5390m3/s。同时，对新洲站调查的历史洪水，进行了搜集、整理与复核，确定1867年洪水是该站迄今为止可定性的最大洪水。在所有的调查洪水中，能定量的历史洪水有1935年、1958年及1980年实测最大洪水，这对用流量途经推求设计洪水提供了宝贵的依据，为提高洪水分析中统计参数的精度起到了积极的作用。汇湾站所在流域与泉河流域为邻近流域，在自然地理条件和径流成因上具有相似性，可作为大峡电站的设计站。因汇湾站的实测径流系列不足20年，根据水利部颁发的

33、水利水电工程水文计算规范规定，可将新洲站作为参证站，其精度能满足本阶段的设计要求。2.4 径流泉河流域内的径流由降雨产生，其年内分配与降雨的年内分配基本一致。本阶段计算中，水文年度取4月次年3月，汛期为410月，枯水期为113月。2.4.1 汇湾水文站径流系列以汇湾站作为大峡电站电站的设计站时，因其相关关系密切，可通过新洲站19872002年同期的实测年月径流，建立新洲站与汇湾站的月径流相关关系，延长汇湾站19591986年的径流系列。2.4.2 大峡电站坝址径流系列大峡电站坝址的径流系列，是将设计站的径流系列，用水文比拟法计算得到。由于大峡电站电站坝址以上集水面积482.7km2，与汇湾站控

34、制的集水面积相差较大，根据水利部颁发的水利水电工程水文计算规范规定，径流设计按面积比进行移植，并按年降雨进行修正。根据移植后的大峡电站坝址19592002年的径流系列，按水文年43月及枯水期113月，计算其经验频率，并采用P-III型曲线适线，得大峡电站坝址的径流分析成果，见表2-4-1、表2-4-2和图2-1、图2-2。表2-4-1 大峡电站坝址径流成果表分期计算值采用值P(%)均值(m3/s)CV均值(m3/s)CVCs / CV1015508590年径流11.20.29611.20.30215.714.710.97.827.19113月4.290.294.290.2925.945.574

35、.173.032.79表2-4-2 大峡电站坝址径流特性表汇流面积(km2)年平均流量(m3/s)径流量(亿m3)径流深(mm)径流模数(m3/(skm2)482.711.23.53733.90.0232.4.3 设计代表年选择大峡电站电站设计保证率为85%，选用15%、50%、85%三个代表年份为设计典型年的代表年，即丰、平、枯的代表年。从大峡电站的径流系列中，按年平均流量和枯水期平均流量与设计值相近的原则，选定丰水年(P=15%)的设计代表年为1984年，平水年(P=50%)的设计代表年为1970年，枯水年(P=85%)的设计代表年为1978年。各代表年的典型年和设计年的径流特征值见表2-

36、4-3。表2-4-3 大峡电站坝址设计代表年表项目代表年选择年份年平均流量(m3/s)113月(m3/s)典型设计典型设计丰水年(15%)198415.614.75.735.57平水年(50%)197011.010.93.584.17枯水年(85%)19787.667.823.353.03平 均11.411.24.224.29从表中可见，丰、平、枯三个典型年的年径流量和枯水期径流量的实测值与设计值相近，且呈现由大渐小的变化趋势，符合设计代表年的选择原则，成果是合理的。2.4.4 合理性分析(1)径流系列的代表性分析对大峡电站坝址径流系列的代表性分析，采取每延后5年抽取一个样本的方式进行。按其容

37、量均取26年，共有5个样本，总体样本为44年，分别分析计算它们的统计参数，见表2-4-4。表2-4-4 大峡电站坝址不同时段径流系列统计参数表系列时段1959198419641989196919941974199919592002系列年数2626262644均值(m3/s)11.911.711.811.111.2计算的CV0.290.270.250.260.296可见各样本的平均值基本上都在11.2左右，计算的CV值也在0.27左右，说明径流系列具有较好的代表性。(2)地区综合分析比较利用鄂西北地区各中等流域水文站的多年平均流量与集水面积点绘关系，进行地区综合性分析，大峡电站坝址的点据位于地区

38、综合关系线上，说明上述计算的大峡电站坝址的设计径流是合理的。(3)与湖北水资源利用成果比较根据湖北省水利水电勘测设计院1986年编制的湖北水资源利用查湖北省19591979年平均年径流深等值线图，泉河流域大峡电站坝址以上流域的径流深为760mm左右，与本阶段分析计算的径流深成果基本一致，因而就进一步说明了大峡电站坝址的设计径流成果是合理的。2.5 洪水2.5.1 暴雨特性大峡电站坝址以上流域，暴雨以气旋雨和锋面雨为主，有时也直接或间接地受到台风雨的影响。暴雨最早出现于每年的4月，但大多数暴雨集中发生在79月份，暴雨中心常出现在该流域西南部上游的杨家扒附近。7月份西风环流减弱，而西南季风加强，气

39、温高、水汽充沛使降雨强度普遍增大。7月下旬至8月下旬，副高北进，赤道辐合带也明显北移，此时台风和东风波等热带系统直接或间接影响本流域，造成暴雨或大暴雨。9月份副高继续加强北上，使流域受副高脊控制，一般降雨较少。在大峡电站坝址以上流域内，暴雨中心附近的杨家扒雨量站，实测最大年降雨量1922.5mm(1984年)，实测最大24h暴雨205.6mm(1982年7月15日)。流域内暴雨集中，一般持续时间为13天。大峡电站坝址以上流域内的洪水主要由气旋和锋面系统的暴雨形成，所以洪水与暴雨之间的关系非常密切。由于大峡电站坝址以上流域内的河道两岸山高坡大，致使汇流时间短，洪水陡涨陡落，持续时间也短。流域内洪

40、水主要发生在410月的汛期，大多数集中在79月。由于暴雨发生的时间集中，一次暴雨的持续时间较短，因此常形成较大洪水。2.5.2 设计洪水2.5.2.1 暴雨途径推求设计洪水大峡水库坝址以上流域面积482.7 km2，河长L=43.1km，河床比降J=14.3。(1) 设计暴雨点雨量由于坝址洪峰流量一般由24h暴雨形成，洪水过程的主峰靠前，因此设计暴雨的历时确定为24h。因为坝址以上流域内，各雨量站的分布，是在气候条件略有差别的山区，且大多数雨量站汛期采用四段制观测和摘录降雨量，则无法进行短历时暴雨最大值的挑选。本阶段短历时暴雨采用湖北省暴雨径流查算图表(以下简称图表)提供成果。大峡电站坝址以上

41、流域位于竹溪县，属湖北省水文气象第十一区。根据所在流域中心位置查暴雨参数等值线图，得流域点暴雨参数，见表2-5-1。表2-5-1 大峡电站坝址点暴雨参数表时 段(h)点雨量均值(mm)CV1320.456550.4724950.42设计点暴雨量HP点=k PH 0，查CS=3.5CV P-型曲线得k P，根据不同设计频率的k P值求得各历时设计点暴雨量，见表2-5-2。表2-5-2 大峡电站坝址所在流域设计点暴雨量表时 段(h)设计点暴雨(mm)0.1%0.2%1%2%3.3%1119109.988.278.871.66195.3180.4143127.6115.224302.1280.322

42、7.0204.3186.7面雨量因大峡电站坝址以上流域轴向与典型暴雨图轴向基本一致，故不需做形状改正。由湖北省可能最大暴雨图集(以下简称图集)，查得暴雨面深系数分别为1h =0.721、6h =0.797、24h =0.863，得到设计面暴雨，见表2-5-3。其暴雨雨型按图集提供的雨型进行分配。 表2-5-3 大峡电站坝址所在流域设计面暴雨量表时段(h)设计面暴雨(mm)0.1%0.2%1%2%3.3%185.879.263.657.052.06155.6143.8114.0102.092.024340.3315.7255.8230.0210.0各历时面雨量用面递减指数按下式计算：1 t 6h

43、 H t面=H 1面t 1- n16 t 24h H t面=H 24面24 n2 -1t 1- n2 式中 n1 =1+0.558Ln1 n2 =1+0.721Ln21=H1F / H6F2= H6F / H24F设计净雨取t=1h，按图表分析初损为I 0 =22.5mm，稳损按公式计算得：f C =0.0615R240.61 (2) 汇流计算及洪水成果瞬时单位线参数根据大峡电站所在的水文分区，瞬时单位线参数采用地区综合公式：m 1 =1.64F 0.231L 0.131J -0.08 n =0.529F 0.25J 0.20随着降雨强度加大，河道汇流速度有加快的趋势，使流域汇流时间缩短，单位

44、线峰值增高和峰现时间提前，因此对超过50年一遇洪水的参数进行非线性改正。汇流计算及洪水成果通过汇流计算，得出设计洪水成果。列于表2-5-4表2-5-4 大峡电站电站坝址设计洪峰洪量成果表频率P(%)0.10.2123.3Qm(m3/s)293025702010163013902.5.2.2 流量途径推求设计洪水为检验暴雨途径推求设计洪水的合理性，本阶段还采用流量途径推求坝址设计洪水。本阶段采用新洲站19592002年实测洪水资料，并考虑历史洪水，分析计算设计洪水，按面积和雨量修正后转换大峡电站坝址。大峡电站坝址设计洪水成果见表2-5-5。表2-5-5 流量途径推求大峡坝址设计洪水成果表频率P(

45、%)0.10.212Qm(m3/s)25522330181015802.5.2.3 成果合理性分析(1) 暴雨途径与流量途径成果比较本阶段两种途径计算的坝址设计洪水，成果比较接近，其中暴雨途径成果比流量途径成果略大，洪峰流量相差在15%以内，说明成果是合理的。本阶段采用暴雨途径推算的设计洪水成果。 (2) 地区综合比较本流域属水文分区第十一区，大峡电站坝址承雨面积482.74km2。根据历史洪水地区综合计算，大峡电站坝址百年一遇洪峰流量平均为1780m3/s。按实测年最在流量频率设计洪水地区综合法计算，百年一遇洪峰流量为1740 m3/s；暴雨途径设计洪水地区综合法，百年一遇设计洪峰流量为19

46、00 m3/s。本阶段两种途径设计洪水值，与上述各值相比，误差均不大，说明设计洪水成果是合理的。2.6 分期设计洪水根据流域的降雨特性分析，每年4月至次年3月为水文年，4月至10 月为丰水期，11月至次年3月为枯水期。结合施工设计安排，大峡电站坝址的分期洪水分为汛期410月，枯水期104月、113月和114月。由于泉河流域无水文站，采用新洲站的实测资料，按面积比的2/3次方转换至坝址，求得各分期洪水系列，并进行频率分析计算，即得分期设计洪水。成果列于表2-6-1。表2-6-1 大峡坝址分期设计洪水表分 期(月)洪峰流量设计值(m3/s)5%10%20%104762581401113268196

47、1291145113872682.7 泥沙大峡流域面积482.7 km2。坝址附近无实测泥沙资料，可利用竹山站和新洲站实测资料分析坝址泥沙特征值。新洲站有19752002年实测泥沙资料，竹山站有19602002年泥沙资料，利用新洲站和竹山站19752002年同期资料进行相关，可插补延长新洲站泥沙系列。根据新洲站泥沙资料统计，多年平均含沙量0.64kg/m3，多年平均输沙量181.4万t，多年平均侵蚀模数为389t/km2。根据汇湾站泥沙资料统计，多年平均含沙量0.57kg/m3，多年平均输沙量63万t，多年平均侵蚀模数为337t/km2。因泉河流域内无控制性的大中型水利水电工程，人类活动影响较

48、小，故流域历年的来水、来沙条件无大的变化，其水文资料具有一致性。本阶段坝址的泥沙特征值按新洲站资料移用，并考虑进行适当的修正，其侵蚀模数采用370t/km2，则多年平均输沙量为17.9万t，多年平均含沙量为0.5kg/m3。考虑上游红岩一级水库拦沙率为0.7，则大峡水库多年平均悬移质输沙量为9.05万t。按悬移质沙干容重1.3t/ m3，水库拦沙率为0.7计，水库20年落库沙量为97万m3，50年为243.7万m3。2.8 水位流量关系曲线大峡电站水库电站坝址及厂房等水位流量关系曲线，采用以下方法计算，综合确定采用。一是河段实测比降，有1：1000实测地形图读取纵横断面，采用曼宁公式退求水位流

49、量关系，其中河道糙率采用0.04。二是采用汇湾水文站实测单宽流量与平均水深的关系，推算各断面水位流量关系。根据两种方法计算结果进行综合分析，得出坝址及厂址断面水位流量关系。成果列于表2-8-1。表2-8-1 大峡电站电站天然水位流量关系成果表厂 房坝 址H(m)Q(m3/s)H(m)Q(m3/s)490.00492.50491954944249222449621649343949847549473850079949511175021180496157350416164972012506210650826493 基础开挖处理及灌浆工程3.1 大坝基础开挖及地质缺陷处理大峡电站坝轴线座落于寒武奥陶

50、系洞河群（0）的中、下部薄层片状炭质板岩、千枚岩、硅质岩夹灰岩及薄层灰岩、白云质灰岩夹泥质条带灰岩及少量白云岩之上，其走向N1030W，倾向NE，倾角1324，倾向下游偏左岩，为斜向谷，坝基避离大断裂切割，岩体较为新鲜完整，裂隙较发育，表部岩体略显破碎，易于开挖处理。大坝基础开挖采用预裂爆破的开挖方式，基岩开挖必须达到弱风化中部基岩以下。岩体设计开挖边坡为1：0.3，采用预裂爆破或光面爆破一次成型，避免二次削坡。对开挖深度大于8.0m岸坡开挖，采用孔径小于80mm深孔预裂爆破和孔径小于43mm的立面分层的浅孔爆破方式。基础岩体的保护层（厚度不小于1.5m）采用手风钻逐层钻孔装药、火药起爆，严格

51、控制每孔装药量不宜超过0.120.15kg/m(2#岸石炸药)以免震裂设计高程以下岩石。在基础开挖至设计高程482.0m基岩面时， 基坑中部出现一条大且深的断层带，顶宽1015m，底宽34m，最深处位于顺坝中心线0+015m，深至474.0m高程，向下游于大坝尾部升至482.0m高程，钻施工锚孔揭示出露基岩为弱风化灰岩，无夹层软岩。因工期太紧，底部最深部位仅见基岩后，未清理干净砂砾石和排干基坑集水，即回填混凝土。鉴于工程实际进展及工期要求，特作如下处理：(1)对基础断层带在坝轴线下游侧5m以前的部位必须清理干净，对下游坝体边线上游侧5m，下游侧10m范围内基础断层带清理干净。(2)对坝体中间部

52、位断层带尽量清除，狭窄难清除部位加铺间距250mm的钢筋网，钢筋型号为25的螺纹钢。(3)对坝基断层带位置坐标作详细测绘记录，以便在基础灌浆中重点处理。(4)基础填塘混凝土应分层浇筑，浇筑层厚度不得大于1.5m，层间间歇3天。(5)断层带两侧高程482.0m处基础应清理平整，且应按1/100的坡度向上游倾斜，绝不允许坡度向下游倾斜。3.2 其它建筑物基础开挖及地质缺陷处理3.2.1 导流洞和发电引水隧洞导流洞与发电洞均位于右岸。导流洞总长553m，洞型为方圆型，洞径5m，高5.4m，发电洞总长400m，两洞均属于傍山式浅埋类型压力隧洞。右岸岩石的在成洞条件及进水条件较好，为节约工程投资，导流洞

53、与发电洞采用两洞合一方案，发0+167.665导0+477.007段与发电洞共用。隧洞穿越寒武奥陶系洞河群第（0）-（0）五个工程地质岩组中，处于单斜构造部位，主要岩石为硅质板岩、含炭硅质板岩、灰岩、白云岩、灰质白云岩夹硅质岩等。洞室岩体较为新鲜完整，一般为半坚硬至次坚硬岩类，所夹灰岩为坚硬岩类，成洞条件尚好。仅局部软弱夹层尚需喷锚支护。隧洞开挖采取全断面掘进，光面爆破的方式。在洞内II-III类围岩周围进行喷锚处理，洞内断层及溶洞发育处，采用钢筋混凝土进行衬砌。3.2.2 厂房地基开挖电站厂房、升压站均布设于右岸坝址下游250300M处的I级阶地上，其长120140M，宽50110M，呈新月

54、形，其高程在498503M，高出河水位611M，阶面平坦开阔，其上部为2.755.2m的耕植土、粉砂质粘土夹少量砾石；下部为7.310.1m的砂砾石夹票砾，覆盖层厚9.114.2m，具二元结构，下部基岩为薄层泥质板岩与含炭硅钙质板岩互层夹砂岩，具变余泥钙质结构、变余钙质结构，板状本构造。基岩埋藏深度为9.114.28M，基岩出露高程为478493.9M，一般岩石物理力学指标均可满足厂房对基础的要求。厂房基坑开挖边坡：卵石层边坡坡度1：1.5，岩质边坡坡度1：0.5。为阻止地下水进入基坑，沿基坑四周设置一道高压旋喷防渗墙。3.3 灌浆工程3.3.1基本情况库区及其邻地区所处一级构造单元基本上属于

55、NW向复式向斜构造带，系秦岭巨型复杂NW向构造带中的北大巴山褶皱来的一部分，亦称秦岭加里东褶皱带。形迹较为复杂，其南部以青峰深大断裂与青峰台褶束相隔，北东以NW向田家坝安康断裂与武当复背斜分界，亦称武当隆起相邻。坝址区出露地层主要为寒武奥陶系洞河群（0）中的中、下部层片状炭质板岩、千枚岩、硅质岩夹灰岩及薄层灰岩、白云质灰岩夹泥质条带灰岩及少量白云岩为主，主要分布于下坝址一带；震旦系上统灯影组、陡山沱组、白云岩、硅质白云岩、灰质白云岩、大理岩千枚岩、片岩为次，主要分布于上坝址及其以上库段一带。岩体强度大部一般为半坚硬一次坚硬，层片理发育，软硬岩层相间排列。含炭钙质板岩、含炭硅质板岩饱和抗压强度一

56、般为3050MPa，而含炭硅质岩饱和抗压强度一般为3876MPa，个别达93MPa，硅质条带白去岩、白云质灰岩饱和抗压强度为84125MPa。坝址区水文地质条件较为简单，表部具有不同程度的孔隙裂隙含水透水性，但含水不丰，就鲜完整岩体为隔为或相对隔水层。下部白云岩、硅质白云岩、灰质白云岩等岩深较发育，具裂隙岩溶微弱透水性，含水较少，但不均一，新鲜完整岩体基本为隔水层。经15孔135段钻孔压水试验成果得知：其中q1Lu的76段，占56.3；q15Lu的39段，占29.0；以上极微和微透水性之和达85.3，而中等较严重透水性q5100Lu的占14.7，透水率一般在15Lu之内。为了大坝安全，防止渗漏

57、，仍需全线防渗帷幕灌浆处理。坝轴线座落于寒武奥陶系洞河群（0）的中、下部薄层片状炭质板岩、千枚岩、硅质岩夹灰岩及薄层灰岩、白云质灰岩夹泥质条带灰岩及少量白云岩之上，其走向N1030W，倾向NE，倾角1324，倾向下游偏左岩，为斜向谷，坝基避离大断裂切割，岩体较为新鲜完整，裂隙较发育，表部岩体略显破碎。为减少坝基和大坝两岸绕坝渗漏，降低渗透压力，改善岩体质量，坝基岩石及两岸岩体必须进行灌浆处理。3.3.2 大坝固结灌浆和帷幕灌浆布置为减少坝基和大坝两岸绕坝渗漏，降低渗透压力，改善岩体质量，坝基岩石及两岸岩体必须进行灌浆处理。为切断坝肩两侧因地质岩体破碎，岩层裂隙发育等因素造成的沿坝肩渗漏等问题，

58、特别是左岸冲沟造成左坝肩存在破碎夹层，采取左坝肩帷幕灌浆延伸长度130m，右坝肩帷幕灌浆延伸长度85m。3.3.3 固结灌浆河床段基础固结灌浆按分序加密的施工顺序进行，先施工I序孔，再施工II序孔，最后施工加密孔；坝肩固结灌浆随碾压混凝土分层高度按设计要求施工。固结灌浆在坝肩平台上的铅直孔采用2个次序逐渐加密的原则，坝肩斜坡上的灌浆孔不分序。采用自上而下逐段压水和灌浆，单个孔的施工程序与帷幕灌浆相同。坝基固结灌浆孔孔距3m，排距1.5m，孔深岩下10.0m，坝肩固结孔孔距3m，单排孔，孔深入岩7.0m11.0m。灌浆时先灌下游排孔，再灌上游排孔，最后灌中间排孔。坝肩固结灌浆钻孔采用潜孔钻机，孔

59、径为90mm。因孔深大于6m，故采用自上而下分为段进行灌浆，灌浆方式采用循环式灌浆，按分序加密的原则分2个次序进行。灌浆压力按经验公试进行估算，其中岩基表层段的允许灌浆压力P0可取0.2 MPa，表层段以下每深入岩基1m可增加的压力0.1 MPa/m，序孔的灌浆压力，可分别依次较序孔递增25左右。根据经验公式估算的灌浆压力，应在灌浆施工中进一步检验和调整。灌浆应尽快达到设计压力，但对于注入率较大或易于抬动的部位应分级升压。灌浆浆液的变换，应遵循由稀到浓的原则，逐级改变，固结灌浆浆液水灰比可采用3：1、2：1、1：1、0.6：1四个比级，初始水灰比采用3：1。根据本次灌浆采用自上而下分段循环式灌

60、浆，各灌浆孔(段)使用灌浆泵浆压力水通过孔内循环管路对灌浆孔进行冲洗，直至回清水后再延续20min为止。冲洗水压力不大于该段灌浆压力的80，并且不大于1MPa。固结灌浆孔灌浆前的压水试验应在裂隙冲洗后进行，试验孔数不宜少于总孔数的5。固结灌浆孔相互串浆时，可采用群孔并联灌注，孔数不宜多于3个，并应控制压力，防止混凝土面或岩石面抬动。3.3.4 帷幕灌浆帷幕灌浆是在固结灌浆后的基础上进行，具体灌浆布置如下：(1)大坝坝肩：大坝左岸高程510.6 m灌浆平洞帷幕灌浆长140m，569.2 m灌浆平洞帷幕灌浆长130m；大坝右岸高程515.6 m灌浆平洞帷幕灌浆长70m，569.2 m灌浆平洞帷幕灌

61、浆长85m。帷幕灌浆开孔第一段孔径91mm，以下各段为60mm；检查孔孔径为91mm，孔位偏差不大于10cm；灌浆平洞帷幕均为单排，排距1.5m，孔距2.0m，其中569.2 m灌浆平洞帷幕灌浆左岸孔深54.2m，左岸孔深49.6m。左岸高程510.6 m与右岸高程515.6 m灌浆平洞帷幕孔孔深按设计图纸，如最后一段压水透水率值大于3Lu，则继续加深，直到小于3Lu为止。(2)大坝坝基：大坝坝基帷幕上游侧帷幕灌浆分三排施工，按三、二、一排顺序施工，基础廊道下游侧为单排；每排分三序施工，先施工I序孔，再施工II序孔，最后施工III序孔。帷幕灌浆开孔第一段孔径91mm，以下各段为60mm；检查孔

62、孔径为91mm，孔位偏差不大于10cm；帷幕灌浆孔孔距2.0m，第一排与第二排排距为0.5m，第二排与第三排排距1.0m；帷幕灌浆孔深41m，帷幕灌浆最终孔深应深入相对不透水层(透水率小3Lu)以下4m。三个次序遵循逐渐加密的原则。采用自上而下逐段压水和灌浆，单个孔的施工程序是：用75mm的开孔孔深入基岩下2m并按规定的冲孔洗缝，做压水试验，进行接触段灌浆。灌浆结束后，即下入73mm的套管至基岩下2米，必须保证套管的镶注质量，以免影响以下各段的灌浆效果，待凝3天后进行下段的作业，孔径为56mm利用钻杆作进浆管进行孔内循环式灌浆，相邻两次序孔的施工在铅直的方向上保持不小于15米的高差。钻孔方向全

63、部采用铅直孔钻孔偏斜不得超过50终孔偏斜值要符合下表要求。孔底最大允许偏差值孔深(m)2030405060最大允许偏差值(m)0.250.500.801.151.50帷幕灌浆最终孔深应深入相对不透水层（透水率小3Lu）以下4m。钻进过程中应注意的事项：（1）保证孔向正确，要求每10米测斜一次，孔底的偏差不得大于0.8m，发现钻孔偏斜值超过设计规定时，应及时纠正或采取补救措施，钻进时应严格控制孔深20m以内的偏差。（2）钻进过程中如遇岩层、岩性变化，发生掉钻、坍孔、钻速变化、回水变色、失水、涌水等异常情况，应及时详细记录，作为分析钻孔情况之依据。（3）钻孔遇有洞穴、塌孔或掉块难钻进时，可先进行灌

64、浆处，再行钻进。如发现集中漏水或涌水，应查明情况，分析原因，经处理后再进行钻进。（4）灌浆孔在钻进结束后，应进行钻孔冲洗，孔底沉积厚度不得超过20cm。（5）钻孔当施工作业暂时中止时，孔口应妥加保护，防止流进污水和落入异物。（6）详细进行岩芯编录，均要计算岩芯采取率，第II III序孔和检查中，仔细观察岩芯的裂隙中有无水泥结石，其填充和胶结情况如何，以便逐序反映浆质量和效果。（7）岩芯编录，鉴定后指挥入库保存根据灌浆采用自上而下分段循环式灌浆，各灌浆孔（段）使用灌浆泵浆压力水通过孔内循环管路对灌浆孔进行冲洗，直至回清水后再延续20min为止。冲洗水压力不大于该段灌浆压力的80，并不大于1MPa

65、。各序孔（段）在灌浆前要自上而下逐段作压水试验，压水试验应在冲洗结束后进行，压力为灌浆压力的80，并不大于1MPa，压水时间20min，每5min测读一次压入流量，取最后的流量值作为计算流量，其成果以透水率q表示，单位为吕荣（Lu）。帷幕灌浆灌后检查孔压水试验的孔数一般不少于总孔数的10。检查孔的渗透性压水试验要求自上而下逐段作压水试验。压水试验全压力值采用1MPa ，为了便于成果分析对比，压水试验的压力应尽量前后一致。压水试验全压力值为压力表指示压力与压力表中心至压力起算零线的水柱压力之和（压力损失忽略不计）。压力起算零线的确定：当地下水位在试段以上时，压力起算零线为地下水位线，当地下水位在

66、试段以下时，压力起算零线为通过试段中点的水平线，当地下水位在试段以内时，压力起算零线为通过地下水位以上的试段的中点的水平线。地下水位的观测和确定：可利用先导孔测定地下水位。稳定标准为每5min测读一次孔内水位，当连续两次测得水位下降速度均小于5cm/min时，以最后的观测值作为地下水位值。压水试验段长一般为5m，应与灌浆段长度相一致。压水试验前，应观测孔内的稳定水位。有涌水的孔还应量测涌水压力。压入流量的稳定标准：将压力调到规定值并保持稳定后，每5min测读一次压入流量，连续四次读数中最大值与最小值之差小于最终值的10，或最大值与最小值之差小于1L/min时，本阶段试验即可结束，取最终值作为计

67、算值。灌浆所采用的水泥必须符合GB175水泥标准，本工程帷幕灌浆所用水泥为32.5级普通硅酸盐水泥。所用水泥细度宜为通过80m方孔筛的筛余量不大于5。本次灌浆使用纯水泥浆。灌浆浆液的变换，应遵循由稀到浓的原则，逐级改变。帷幕灌浆浆液的水灰比可采用5：1、3：1、2：1、1：1、0.8：1、0.6：1六个比级，初始水灰比采用5：1。灌浆压力按经验公试进行估算，其中岩基表层段的允许灌浆压力P0可取0.2 MPa，表层段以下每深入岩基1m可增加的压力0.1 MPa/m，、序孔的灌浆压力，可分别依次较序孔递增25左右。根据经验公式估算的灌浆压力，应在灌浆施工中进一步检验和调整。灌浆应尽快达到设计压力，

68、但对于注入率较大或易于抬动的部位应分级升压。帷幕灌浆各灌浆段的结束条件为：灌浆段在最大设计压力下，注入率不大于1L/min后，继续灌注60min，可结束灌浆。本工程固结灌浆各灌浆段的结束条件为：灌浆段在最大设计压力下，注入率不大于1L/min后，继续灌注30min，可结束灌浆。灌浆孔封孔采用“全孔灌浆封孔法”，即终孔段结束灌浆后，将钻杆下到孔底，自钻杆中注入0.6:1水泥浆，满至孔口，将钻杆上提，同时补充孔内下降的水泥浆，使水泥浆保持满孔，然后用纯压式灌浆封孔。封孔灌浆压力为最大灌浆压力，持续时间大于2小时。3.4 坝基排水大坝坝基排水采用在基础廊道中打排水孔的方式。排水孔位于基础廊道排水沟中

69、孔距3m，靠上游侧排水具体孔深为0.40.6倍的帷幕深度，靠下游侧排水孔深10m，孔径均为150mm。坝基水集中排至底层廊道集水井，再利用50WQ15-15-1.5型潜水泵DN50排水管排至尾水。(具体布置见大坝坝基排水图DX-DB-PS-02)4 建筑物设计4.1 挡水建筑物(混凝土重力坝)设计4.1.1 概述枢纽由混凝土重力坝、溢洪道、压力输水系统、电站厂房及升压站等组成。混凝土面板堆石坝最大坝高88.0m，坝顶长159.51m，坝顶宽6.0m。坝址枢纽地扼泉河斜切由炭质板岩、硅质板岩、硅质岩、灰岩、白云岩、硅质白云岩等组成的峡谷段内，具上游河段（上坝址河段）流向N1030E，为横向谷，较

70、为顺直，长15002000m余，河流深切，相对高差300500m，谷底宽一般80120m，局部仅5070m，岸坡陡峻，而不对称，左岸陡峭，一般谷坡5060度，陡者达6075度；而在高程560m以上，坝肩段，谷坡渐变缓，仅2530度，局部仅20度，并有阶地零星分布；右岩较缓，一般谷坡50度上下，而高程560m以上，谷坡亦渐变缓，仅2530度往往形成“不对称的上缓下陡的”谷坡景观，局部山势险要。向下游经长庵沟河段，进入下坝址团包桥河段，流向N1540E，急转为S2030E，形成河湾矶头，河曲较发育，由于岩性的不一，岩石结构差异，因而形成不对称的“V”型峡谷，峡谷长800m上下，河流深切，相对高差3

71、00500m，谷底宽一般为2050m，最窄处仅10余m，水流湍急，其右岸陡峻，一般谷坡为7580度，而高程650m以上，谷坡亦渐变缓，仅30度，山体宽厚，并分布I、II、III级阶地；左岸较缓，一般谷坡为4075度，下部陡峻，而在高程520.0m以上，谷坡渐变缓，仅4055度，并遭冲沟切割。往往亦形成“不对称的上缓下陡”的谷坡景观，局部山势较为险要。坝址区出露地层主要为寒武奥陶系洞河群（0）中的中、下部层片状炭质板岩、千枚岩、硅质岩夹灰岩及薄层灰岩、白云质灰岩夹泥质条带灰岩及少量白云岩为主，主要分布于下坝址一带；震旦系上统灯影组、陡山沱组、白云岩、硅质白云岩、灰质白云岩、大理岩千枚岩、片岩为次

72、，主要分布于上坝址及其以上库段一带。岩体强度大部一般为半坚硬一次坚硬，层片理发育，软硬岩层相间排列，按其岩性组合及岩石结构的基本特征，并结合岩矿分析、薄先显微镜检测成果及室内岩石物理力学性质试验成果，将上述岩层划分为五个工程地质岩组。天然建筑材料经初查，天然砂、砾石混凝粗骨料达57万m3，但细骨料砂的储量和质量技术要求上均不能满足要求，尚需采用机械制砂系统即人工细骨料作为主要料源。粘性土料粘土、亚粘土、壤土等经初查，储量达43万m3，储量丰富，层厚稳定，开采方便。堆石料经初查，初步选定在水库下游1.5km，小桂河口右岸，其储量已达2700万m3，其技术质量均可满足人工堆不料技术要求，同时亦可作

73、为人工细骨料的料源。4.1.2 碾压混凝土重力坝设计碾压混凝土重力坝方案在布置上将坝轴线往上游偏移17m，从而避开左岸冲沟的影响。大坝按碾压混凝土重力坝设计，大坝坝顶高程为568.8.0m，防浪墙顶高程为570.0m，坝顶宽6.0m，下游边坡为1:0.7，上游自508.0m高程以下为1:0.2的边坡，508.0m高程以上为垂直边坡，坝体最大断面底宽66.34m。因采用重力坝方案，大坝建基面较拱坝抬高6.0m，河床最低建基面高程为482.0m。最大设计坝高88.0m。坝轴线长度为159.51m。采用溢流坝段坝顶表孔溢洪作为泄洪建筑物，堰顶高程555.0m，净宽12m，两孔，闸门挡水高度10m，最

74、大泄量2433m3/s。大坝从左至右共分7道缝，全部为诱导缝，其桩号依次为0+020.40m、0+037.90m、0+ 054.80m、0+ 74.91m、0+ 095.71m、0+ 114.11m、0+ 139.11m。因采用碾压混凝土施工，故不分纵缝。诱导缝采用钻诱导孔的方式。诱导孔采用100B潜孔钻钻孔，孔径90mm，孔距900mm，由测量放线，沿缝线钻孔。诱导孔利用大坝碾压间歇时钻孔，成孔后孔内填塞烘干后的干燥砂子，以免上层施工时混凝土填塞诱导孔，达不到诱导缝的目的。大坝溢流坝段表孔过流面、闸墩及导流边墙用C25的常态混凝土，基础找平混凝土采用C15的常态混凝土，廊道预制混凝土强度等级

75、采用C25，二级配碾压混凝土防渗体强度等级采用C20，坝体内部采用三级配碾压混凝土强度等级采用C10，上游面为0.6m厚二级配C20变态混凝土，变态混凝土后接2.5m厚富胶凝材料的二级配C20碾压混凝土作为防渗体。坝体各种强度等级混凝土共计17.3万m3，其中碾压混凝土14.3万m3。坝上、下游坝面0.6m范围内采用变态混凝土，即每一碾压层面撒铺水泥粉煤灰净浆，采用高频率振捣器振捣密实，以增强层面防渗效果，改善外观表面。为了加强坝体与基岩面的结合，提高坝基面的抗剪强度，同时为了碾压混凝土施工方便，找平地基，沿大坝基础设置一层1.5m厚的常态混凝土。两坝肩与基岩接触部位以及坝内廊道周边采用0.5

76、1.0m厚的变态混凝土，与坝体碾压混凝土同仓上升。碾压混凝土主要设计指标部 位设计强度级配限制最大水胶比VC值抗冻抗渗坝体防渗混凝土C9020二0.55512sF150W6坝体填筑混凝土C9010三0.55512sF100W8为了满足灌浆、排水、观测及交通要求，在坝内设置廊道系统，岸坡设置灌浆平洞，廊道与灌浆平洞连接贯通。廊道及灌浆平洞断面采用方圆形，尺寸为3.04.0m。因两岸坡度较陡，上下层廊道连接无法用斜廊道连接，故采用竖井连接。具体布置详见DX-变-水工-04。因大坝下游水位较高，为减小坝基扬压力，对坝踵及坝趾进行帷幕灌浆，帷幕后设排水孔。为加强坝基及坝肩承载力，对坝基及坝肩进行固结灌

77、浆处理。4.1.3大坝结构计算根据拟定的断面对大坝的抗滑稳定进行计算，其结构计算简图如下： 大坝结构计算简图取风速vf=20m/s，吹程Df=1.2km，则浪高、波长按官厅水库公式计算：浪高波长波浪中心线至水库静水位的高度浪压力基本组合工况：大坝为级结构，结构重要性系数00.9，设计状况系数1.0，基本组合结构系数d1=1.2，渗透力、浪压力、淤沙压力分项系数1.2，基岩抗剪断摩擦系数f=0.72，抗剪断粘聚力c=0.5MPa，基岩抗剪断摩擦系数分项系数1.3，抗剪断粘聚力分项系数3.0，上游水位565.35m，下游相应水位503.74 m。大坝结构计算见表11：表11 基本组合工况大坝结构计

78、算表名 称计算式力值力臂中点力矩逆时针顺时针坝体自重G125.724616.8023.7114624.33 坝体自重G22655.42463729.607.46475422.82 坝体自重G370.94241702.5629.4950208.49 水平水压力W10.510(565.35-482)234736.1128.56992063.37水平水压力W20.510(503.74-482)22363.148.7320630.19 垂直水压力W35.33(565.35-508)103056.7630.3892864.22 垂直水压力W426.665.33100.5710.4931.2722216.

79、99 垂直水压力W515.22(503.74-482)100.51654.4127.9746273.96浪压力P147.4041.001943.40淤沙压力S10.58.416.1621096.815.065549.87扬压力F110(565.35-482)0.7510.330.53228.7729.6095571.61扬压力F210(565.35-482)0.2510.332152.5127.8860012.08扬压力F310(503.74-482)0.75100.5815.2529.7024212.93 扬压力F410(503.74-482)0.2555.763030.565.171566

80、7.97 扬压力F510(565.35-503.74)0.250.545.763524.097.4626289.73M（）M（-）W58719.44715847.94 1227704.0233517.19抗滑稳定极限状态作用效应函数抗滑稳定极限状态结构抗力函数作用效应函数结构抗力函数，满足规范要求。同理在偶然组合工况下，结构重要性系数00.9，设计状况系数0.85，基本组合结构系数d2=1.2，渗透力、浪压力、淤沙压力分项系数1.2，基岩抗剪断摩擦系数f=0.72，抗剪断粘聚力c=0.5MPa，基岩抗剪断摩擦系数分项系数1.3，抗剪断粘聚力分项系数3.0，上游水位568.73m，下游相应水位5

81、07.2 m。计算得作用效应函数，结构抗力函数，作用效应函数结构抗力函数，满足规范要求。在正常工况、设计工况下，河床溢流坝段上游基础应力为0.2MPa，下游基础应力为1.6MPa；在校核工况下，河床溢流坝段上游基础应力为0.08MPa，下游基础应力为1.7MPa。4.1.4 挡水建筑物设计自检评价（1）根据混凝土重力坝设计规范，本工程大坝的布置满足规范要求。大坝原设计为混凝土拱坝，在施工初期，实际开挖的地质情况发现大坝左岸冲沟处地质条件较差，左坝肩存在地质断层构造，基岩节理裂隙发育，且岩体整体性较差，鲜新基岩埋深在530m高程以下，若仍采用拱坝方案，则必须在冲沟处做重力墩，从530m高程做重力

82、墩至坝顶570m高程，高差达40m，重力墩尺寸过大，无法体现拱坝节省工程投资的优势。同时拱坝开挖要求高，施工难度大，技术要求相当严格，筑坝材料的强度等级相应也较高。因河床河谷过于狭窄，河床断面宽仅2531m，若采用混凝土面板堆石坝则施工场面过于狭小，难以施工。从工程布置、工程投资、工程效益等综合比较，碾压混凝土重力坝方案最优。变更方案确定后，我们在半个月的时间内迅速拿出方案变更后前期施工的设计图，为业主赢得了宝贵的时间。（2）坝体混凝土根据大坝结构在不同部位的不同要求，采用不同的混凝土强度等级，节约了资金又方便了施工。大坝周边难以碾压的部位采用变态混凝土，既保证了大坝的质量，又方便了施工。（3

83、）大坝结构满足规范要求，坝体按滑稳定和坝体应力满足规要求。（4）大坝基础混凝土采用冷却水管冷却，有效控制了大坝基础温差，大坝基础温差满足规范要求，坝体混凝土通过坝体分缝以及通过降温措施和避开高温措施有效地防止了大体积混凝土开裂，坝体温控满足规范要求。4.2 泄水建筑物(溢洪道)设计4.2.1 溢洪道4.2.1.1 溢洪道建筑物布置溢洪道位于大坝溢流坝段，最大泄量2433m3/s，溢洪道轴线与坝轴线交点座标：X=49858.4251m；Y=50056.453m。轴线在出口鼻坎处的座标：X=49848.862m；Y=50116.683 km。溢洪道由溢流堰、闸室段、泄槽段、鼻坎段组成，轴线总长61

84、.0m。闸室段长30.0m，堰顶高程555.00m，WES堰型，上游铅直，堰面曲线方程为x1.85 =2.0*Hd 0.85 y=16.949y闸室2孔，每孔净宽12.0m。闸室段由堰体、闸墩、启闭室、交通桥等部分组成。堰后与1：0.7陡坡段相切连接。启闭室顶高程572.8m。交通桥高程与闸墩顶同高为569.20m，宽6.0m。泄槽段长23.44m，以1：0.7纵坡和鼻坎反弧相切连接。鼻坎段长23.47m，反弧半径18.5m，鼻坎高程513.73m，挑射角25.0。鼻坎齿墙底部高程512.0m。消能采用鼻坎挑流消能型式。4.2.2 设计计算4.2.2.1 水力计算溢洪道泄流能力计算闸室为2孔，

85、每孔净宽12m，采用WES实用堰型，堰顶高程555.00m。计算公式：式中：e侧收缩系数，取e=0.95m；m自由堰流的流量系数，工程类比；n闸孔数目，n=2；b每孔净宽，b=12m；Ho总水头；计算成果见表4-2-1。表4-2-1 溢洪道水位流量关系曲线表库水位（m）水头H0（m）综合流量系 数流量（m2/s）备 注55500055610.436 44.03 55720.436 124.54 55830.436 228.80 55940.436 352.26 56050.436 492.30 56160.451 669.40 56270.459 858.51 56380.470 1074.0

86、3 56490.479 1306.12 565100.487 1555.30 566110.494 1820.12 567120.500 2099.07 568130.504 2385.78 568.73140.507 2433.00水面线计算为确定陡槽边墙高度及各断面流速，以水库校核洪水位568.73m情况泄量Q=2433m3/s，根据规范推荐公式进行掺气水深计算，计算公式h0=（1+）h，成果见表4-2-2。表4-2-2 溢洪道水面线桩 号净水深（m）流速（m/s）掺气水深（m）备 注0+00013.73b=12m0+01011.329.46 12.61 Q=2433m3/s0+0209.

87、2311.60 10.57 n=20+0307.1215.04 8.51 0+0405.9617.97 7.35 0+0504.5323.64 6.03 0+0613.8727.67 5.37 挑流消能根据溢洪道设计规范（SL2532000）第2.5.2条规定溢洪道属3级建筑物，其消能防冲采用P=3.33%洪水标准。P=3.33%时水库水位为564.40m，溢洪道泄流量为1390m3/s，相应下游水位为495.60m。a、挑距计算洪洪道水舌总挑距L1=Xp+Lc，鼻坎至下游水面的挑距Xp式中：h1、V1分别为鼻坎出口断面的水深和流速；水舌射出角，=25h2鼻坎顶点与下游水面的高差。式中：q单宽

88、流量；Z上下游水位差；T最大水垫深度；K抗冲系数，K=1.25。挑距及冲坑深度成果见表4-2-3。由计算结果可知，冲坑深度较小，以上各级流量都不会产生冲刷破坏。表4-2-3 挑距及冲坑深度成果表建筑物洪水频率P（%）项 目0.223.33溢洪道挑距L（m）105.35102.04100.45水垫深度T（m）35.6533.4532.88冲坑深度t（m）28.8528.4528.284.2.3 泄水建筑物设计自检评价(1)溢洪道的布置符合溢洪道设计规范。闸门启闭设备虽未设置备用电源，但有网电和地网电源，能做到保证供电可靠。为了更为可靠起见，可设置备用电源，确保泄水、引水建筑物闸门启闭设备的供电。

89、(2)溢洪道挑流鼻坎距厂房约100m，挑流消能时产生的水雾，对电站运行没有什么影响。消能防冲洪水标准按30年一遇设计，根据计算结果，冲坑深度很小，水流挑距远，对建筑物安全无影响。(3)溢洪道泄流能力、水面线满足要求。(4)溢洪道抗冲耐磨和防空蚀未作特殊设计，主要采用适宜的混凝土标号和达到规范要求的平整度。(5)溢洪道型式选择及体型设计合理，尺寸确定，运用、安全、经济等满足规范要求。4.3 引水建筑物4.3.1 引水建筑物的布置发电引水系统布置在右岸，由进口建筑物、压力隧洞、岔洞及支管等组成，发电隧洞洞轴向与岩层走向接近正交，受岩性、构造等因素的影响，一般来说山体较为完整，上覆岩体厚度以隧洞中部

90、地段（0+0700+180m）最大，两侧上覆岩逐渐减薄，上覆岩体最厚者达5570m，上游侧上覆岩体厚为3555m，下游侧上覆岩体厚2055m。傍山侧向亦有足够的山体厚度。隧洞穿越坝址区寒武奥陶系洞河群（-O）do工程地质岩组，洞室位于单斜构造部位，属缓倾层状结构体，洞室岩体一般较为新鲜完整，虽具层片状各向异性，一般为半坚硬至次坚硬岩，所夹灰岩为坚硬岩类，构造简单，裂隙多闭合状，成洞条件尚好。压力隧洞的设计引用流量为216.5m3/s，隧洞分为上、下两段，上、下段平洞之间以45的斜洞相联，隧洞内径D400cm，0+84.905m前为上平洞，0+171.347m以后为下平洞，斜洞与上、下段平洞之间

91、竖向弯洞的半径R为25m，中心角为45，下平洞经岔洞和支管至发电厂房，上平洞则通向库岸进水口，进口建筑物位于右坝头上游约60m处，其末端桩号为0+17.7m，内孔为宽4m，高4m的矩形断面，压力引水隧洞轴线总长379.48m，始段为6.0m长的方圆渐变段，进口中心轴高程540.0m，水平延至桩号0+84.905m变坡为110直至0+171.347m；桩号0+032.140m至0+056.205m间为一半径60m的水平弯洞段，隧洞由此绕过右坝头，顺河傍山，直抵出口，下平洞至桩号0+401.193m便进入岔洞段。隧洞的衬砌型式：厂房前为50cm至150cm厚钢筋混凝土衬砌。厂房后为60cm厚钢筋混

92、凝土内衬钢板组合衬砌。(1)进口建筑物：进水口为岸塔式结构，其平底板顺水流向总长17.7m，宽64m，厚1.2m，板面高程538.00m，高于塔前开挖岩面1.5m，进水口设事故检修平面钢闸门一块，孔口尺寸44m2，门后设置通气井（兼交通井），门前侧壁为直线型，顶缘由椭圆形成三面喇叭口，前沿斜置平面拦污栅一块，栅孔垂直向高6.0m，宽7.6m，倾角80。闸门和拦污栅的启闭机平台高程为578.40m，检修平台平坝顶为570.0m高程，与右岸坝顶公路相连。两平台之间为框架结构。(2) 水力学计算进水口高程确定：进水口高程进=发电死水位Sd式中：d孔口高(m) ；4.0m(闸孔)；S进水口淹没深度(m

93、)依据水利水电工程进水口设计规范(SL2852003)附录四戈登公式计算，即从防止产生贯通式漏斗漩涡考虑。S=CVd1/2式中：V闸孔断面流速，V=1.18m/s；C孔口形状系数，C=0.73经计算S=1.7m，则进水口高程为546.3m。经计算的S为最小淹没深，设计中可适当留有余地，且喇叭口顶缘高程宜不高于发电死水位，综合考虑上述因素，选定进水口顶部高程为538.0m，按此布置出来的喇叭顶缘略低于发电死水位，较妥。 (3)结构计算设计依据水工隧洞设计规范(SD134-84)及水工设计手册。荷载主要有自重、内水压力、水击压力、山岩压力及岩石弹性抗力。荷载计算依据荷载规范，及以上所述有关规范和手

94、册。荷载组合主要为以下两种情况。1）内水压力+水击压力+自重+岩石弹性抗力2）外水压力+山岩压力+自重+岩石弹性抗力其中山岩压力采用山岩压力系数法。包括垂直与水平山岩压力。由于隧洞围岩属类岩石，水平山岩压力可不计，垂直山岩压力强度为：q=SYB式中：SY垂直山岩压力系数。取SY=0.15岩体密度 =27kN/m3B洞室开挖宽度(m)。外水压力：由于引水隧洞位于地下水位以下，且洞身围岩岩石透水性微弱，透水率多小于1.0Lu。因此外水压力可适当折减。地质提出外水压力折减系数为0.20.5，设计采用值为0.35。因为本隧洞普遍埋深在50m以上。结构计算方法是根据水工隧洞设计规范(SD134-84)附

95、录七推荐的计算方法，利用水利水电工程PC1500程序集中“隧洞衬砌内力及配筋计算通用程序”进行计算。经计算说明本段隧洞衬砌厚满足结构强度要求，最小抗裂安全系数为1.289，即大于1.2；最小裂缝宽度为0.21mm，小于0.25mm，均满足相应规范要求。(4)压力钢管及岔管压力钢管主管全长213.8m，直径为3.6m；支管长18.2m，直径为2.25m。主管外设加劲环间距1.5m，支承环间距9m。压力钢管管壁及加劲环、支承环、止推环均采用16MnR钢，支墩采用Q235C钢。压力钢管内壁采用环氧富锌漆防腐，外壁采用喷锌防腐，喷锌等级为Sa2,喷涂层厚度不小于200m。压力钢岔管为Y型，主要轴向总长

96、8.0m，内径由3.6m缩为2.25m（蜗壳前钢管内径），两个岔管分别向一、二号机供水，其分岔角40，支管的中心距为8.5m。4.3.2 引水建筑物设计自检评价（1）洞线选择在地质构造简单、岩体完整、岩石较坚硬、上覆岩体厚度大、水文地质有利及施工方便的地区。（2）进口经明挖减载后，岸坡岩体稳定，高边坡采用挂网喷锚措施进行了防护处理，增强了岸坡的稳定性。（3）进水口的体型和闸门布置位置，满足水工隧洞设计规范要求。（4）在满足布置和构造要求的条件下，主、支洞的分岔角度选取了70的分岔角度。压力钢管主管和支管强度和刚度满足规范值要求。（5）地质条件无明显变化。衬砌分缝长度小于12m。衬砌按限裂设计，

97、最大计算裂缝宽度未超过0.25mm。（6）衬砌的顶部，进行了回填灌浆，范围在顶拱中心角为120，排距3m，孔距2m，梅花形布置，灌浆压力0.2MPa，孔深入围岩3m；同时隧洞衬砌段围岩进行了固结灌浆处理，固结孔沿四周布置，排距3m，孔距2m，梅花形布置，灌浆压力0.20.5MPa，孔深入围岩3m。（7）建筑物稳定，结构设计、计算满足要求。4.4 安全监测根据大峡电站大坝的安全级别及坝高、地质条件，对大坝设立了必要的安全监测设备，其主要目的是监测大坝及坝基的工作性状，以便及时采取加固或应急措施，并为设计反馈资料和科学研究提供依据。4.4.1 内部观测设备的布置和埋设现大坝需埋设的观测仪器有二种：

98、温度计、测压管，二种仪器埋设的具体方案如下：温度计：从高程504.6开始埋设然后向上每15埋设一层温度计，上下游每隔9埋设一个温度计，起始温度计位置为大坝上游迎水面向下游3处，所有温度计在左右岸方向的位置均在4诱导缝处的一条直线上，共布置16支温度计（详见DX-DB-GC-01）。测压管：测压管横断面布置在2#、3、5#坝段横向联系廊道内，共设10孔，测压管入基岩1.0m，上下游方向位置如图（详见DX-DB-GC-01、DX-DB-GC-02）。4.4.2外部观测设备的布置和埋设(1)表面位移标点水平位移采用视准线法布设坝顶水平位移测线和测点，在重力坝坝顶下游侧每个坝击块设一处表面位移标点共7

99、个，在坝肩两端山头上各布置2个工作基点，2个校核基点，视准线延长线上的工作基点和校核工作基点均布置在稳定的山体上；垂直位移采用几何水准法进行观测，并在一侧坝头稳定山体上布设1个工作基点，表面位移标点用经纬仪或全站仪进行观测。以上观测仪器的布置位置具体见大峡水电站枢纽工程大坝观测设计图。4.4.3 观测房观测房的布设原则是分散布置，集中管理。分散布置的好处是距仪器近，电缆短。观测房的设立，主要依据设备的性能来决定，不能超过设备性能的需要，盲目的追求集中。4.4.4 观测设备选型设备选型应选择国内性能好的产品，并经同类工程使用，证明是可靠的产品。根据本工程的实际情况，观测设备主要选择了GCF单向测

100、缝计16支，GWD温度计23支，GCX固定测斜仪10支，GKD渗压计10支，强制对中底盘19套，GXS读数仪2套及水工电缆4500m。各仪器的主要技术指标为：温度计量程：-10+80；精度：0.2；分辩率： 0.1；耐水压：1.0MPa。测压管自制PVC花管，采用电传水位计进行观测。表面位移标点固定式测量占标对准精度2mm，活动式测量占标活动范围：0200mm，直读0.02mm，强制对中底盘对准误差1.65mm5%；电缆绝缘：200M；耐水压：1.0MPa。4.5 金属结构4.5.1 概述大峡水利水电枢纽工程金属结构部分设有溢洪道露顶式弧形工作闸门2扇，发电洞进口活动栏污栅1扇、事故检修平面闸

101、门1扇，电站厂房出口尾水检修平面闸门2扇，导流洞封堵闸门一扇。配套弧门卷扬式启闭机2台，固定式卷扬机4台。4.5.2 设计原则金属结构部分的结构设计均采用容许应力法。主要材料的容许应力（主要承重结构需乘以调整系数0.9）：门叶结构：Q235=0.9160=144N/ mm2=0.995=85.5N/ mm2机械零件：ZG310570=140N/ mm2cj=110N/ mm2轴套：GEW360HFZ5cg=50N/ mm24.5.3 执行规范及标准1、水利水电工程钢闸门设计规范DL/ T5013952、水利水电工程启闭机设计规范SL41933、水工金属结构防腐蚀规范SL105954、水工金属结

102、构焊接通用技术条件SL36925、水利水电工程闸门制造、安装及验收规范DL/ T5018946、水利水电工程启闭机制造、安装及验收规范DL/ T5019944.5.4 设计简述大峡水电站金属结构主要由以下几个部分组成：(1)表孔溢洪道弧形工作闸门2扇。孔口宽12.0m，孔数：2孔，堰顶高程：555.00m，正常蓄水位565.00m。闸门底坎中心位于堰顶下游1.0m处，闸门尺寸：12.010.5m（宽高，下同），设有0.5m风浪超高，运行方式：动水启闭、可以局部开启控制运行。结构形式为实腹双主横梁直支臂框架，门叶梁格同层布置。主横梁为双悬臂简支梁，等荷载布置。弧门半径12.15m，闸门总重67.

103、8t，埋件材料采用Q235，埋件重7.3t。闸门主横梁、支臂材料采用16Mn，其它部位材料采用Q235c，闸门设计水头10m，总水压力7890KN，主梁最大拉应力104.4MPa，最大压应力92.2MPa。 支铰采用球铰和自润滑关节轴承，支承于边墙牛腿上，支铰中心线安装高程为562.554m，水平夹角21528。支铰主材为ZG310-570铸钢, 球铰和自润滑关节轴承采用GEW360HFZ5型，容许静向承载力18300KN，动向承载力8320KN，倾角2。闸门启门力为870KN，启门高度12m，吊点距离7.8m，启闭机采用QH-2500-12弧门启闭机。 (2)发电洞进口拦污栅孔口尺寸6.06

104、.0m，共1孔，底坎高程538.00m，设计水头差为2.0m，所需启门力为220KN，操作方式为静水启闭。拦污栅尺寸为6.6266.2985m，拦污栅呈80倾角布置。栅体主梁及边柱采用型钢制造，分二节。设计引用流量Q32m3/s，最大过栅流速V1.18m/s。根据规范，取2m水头差计算栅体强度，计算栅片的稳定性，根据水轮机转轮直径取栅片间距80mm。栅体主梁、边柱、纵梁等结构采用型钢制造。为了减小启闭机容量，行走支承采用铸铁滑块，栅体可以靠自重关闭。栅体材质Q235，重量8.95t。拦污栅采用双吊点，设拉杆，拉杆重2.06t。埋件材质Q235，重量4.9t。拦污栅采用固定卷扬式启闭机启闭，启闭

105、机容量为QP-1250kN，启闭机重量3.2t。拦污栅下端设有清污齿耙，利用停机期间，提栅体至坝面人工清污。拦污栅启闭几率较少。(3)发电洞进口事故检修闸门进口拦污棚之后设有事故检修平面闸门1扇，孔口尺寸4.04.0m，共1孔，底坎高程538.00m，最大设计水头30.7m，总水压力P=5098kN，闸门设置充水阀，动闭静启。闸门型式为4.624.09m(宽高)实腹式钢闸门，启门水头差2.5m，所需启门力为300KN。后止水，利用水柱闭门。单吊点，门顶设200m柱塞式充水阀，充水行程200mm。充水平压达到设计水头差后启门。机组运行时，将闸门底缘提至门楣以上约1.0m处并锁定。检修平台高程57

106、0.00m，门体主材Q235B，5根主梁，主梁最大拉应力为74MPa，最大压应力70.5MPa。闸门采用滑道支承，滑块材料TS70b，与滑道配套的轨道材料为1Cr18Ni9Ti，闸门侧向采用简支侧轮导向定位。闸门自重14t，埋件主、反轨、侧轨高度为8.2m，埋件主材为Q235b，重量17.15t。启闭机采用QP630-8固定卷扬式，启闭机安装高程578.40m检修平台高程570.00m，启闭行程8m。闸门与启闭机动滑轮间采用拉杆连接，5根，单根长4.8m，总重2.5t。 (4)尾水检修闸门电站装机2台，形成2孔尾水流道。根据规范，设置1扇检修闸门，提供机组及尾水流道检修条件。闸门型式为3.55

107、2.09m(宽高)实腹式钢闸门，孔口尺寸：3.002.819m，孔数：2孔，底坎高程：486.806m，最大设计水头12.7m，尾水启闭平台高程504.65m，在500.15m处设有检修平台，总水压力P=1099kN。门体主材Q235，闸门重3.2t；闸门采用滑道支承，滑块材料HT1533。埋件材质Q235，重量3.9t/孔，共2孔。根据尾水平台布置，启闭设备选择台车式启闭机，启闸门至检修平台后，移至另一孔，逐孔检修。经计算，选用1160kN8m台车式启闭机。(5)导流洞封堵闸门根据施工导流方案，设有一孔导流闸门。闸门型式为7.06.175m(宽高)实腹式钢闸门，孔口尺寸：5.05.4m。导流

108、洞进口底板高程为495.0m，挡水至557.0m，设计水头62m。门体主材Q235，7根主梁，梁高1.32m，主梁最大拉应力为145MPa，最大压应力66MPa。闸门采用后止水，面板放置上游侧。闸门自重26.8t，埋件重5.2t。闸门采用滑道支承，滑块材料HT1533。闭门时的下闸水头为2m，操作条件：动水2.0m水头闭门，考虑封堵门槽异物等不可预见因素影响，闸门设计按3m水头动水提升，清除异物后，进行再次封堵。启闭力计算需要启门力为350kN。导流闸门的封堵采用临时吊装设施（如扒杆、卷扬机等），不再另列启闭机。4.5.5 操作运行要求(1)表孔溢洪道弧形工作闸门该闸门的运行条件为动水启闭可局

109、部开启，控制流量。但须避开闸门开启时的共振区。闸门采用卷扬式启闭机，并要求配备可靠的备用电源。(2)发电洞进口拦污栅拦污栅下端设有清污齿耙，利用停机期间，提栅体至坝面人工清污。拦污栅启闭几率较少。(3)发电洞进口事故检修闸门作为检修门用时，该闸门运行条件为静水启闭，作为事故门用时，其运行条件为动下静启。电站正常运行时，将闸门底缘提至门楣以上1.2m处并锁定。当引水隧洞或机组蝶阀发生事故时，立即启用该闸门，使闸门利用水重动水下闸，关闭孔口。事故处理完毕，或检修完毕后，应先用卷扬机小开度提升200mm行程后停机，利用门顶充水平压阀向门后充水，待平压充分后，再继续提升至全开位置并锁定。电站运行时，闸

110、门必须位于孔口之上，并处于待命状态，随时准备动水下门。(4)尾水检修闸门检修门运行条件为静水启闭，机组停机检修时，下放闸门挡水，检修完成后，提升至全开位置。闸门平时锁定在500.15m平台上。4.5.6 验收标准本工程金属结构竣工后，应进行竣工验收，方能投入正常运行。金属结构的制造与安装质量应符合设计文件和现行有关标准及规范。交接验收时，施工单位应提出下列资料：设备及结构件的出厂合格证；主要材料出厂合格证；制造安装最终检查和试验的测定记录；重要设计修改通知单；重大缺陷牌处理记录和有关会议纪要；焊接探伤检测报告；安装竣工图。4.5.7 设计评价闸门强度、刚度及稳定性均在规范允许范围内，启闭机容量

111、均满足启闭要求，埋件及钢衬砌满足闸门运行及高速水流过流要求。闸门门槽均符合较优宽深比要求。4.6 电站概况与系统连接4.6.1 概述大峡水电站枢纽工程位于湖北省竹溪县境内，泉河流域规划中梯级电站的第三级，工程距天宝乡3km，距竹溪县城83km。本站装设HLA678-LJ-160型水轮机，SF10000-16/3300型发电机组两台。水轮发电机为SF1000016/3300型，额定容量10MW，额定转速375r/min，飞逸转速732.3r/min，额定电压10.5KV，额定电流618.6A，额定功率因数cos=0.8，转动惯量130t.m(1275.3KN)，立式布置，俯视顺时针旋转，与HLA

112、678LJ160型水轮机法兰连接。电站装机两台。根据竹溪县“九五”电力规划及2010年电力发展纲要，到2010年，竹溪县用电量为2.275亿kWh，用电最大负荷4.55万kW，其负荷特性为r冬0.775，冬0.610，r夏0.795，夏0.650。目前竹溪县已建电站15处，装机容量为30.03MW，且电站规模小，调节性能差，电力供需缺口较大，既缺电量又缺调峰容量，严重制约了该地区国民经济发展。兴建大峡电站，可承担竹溪县电力系统的调峰任务及事故备用容量，缓解缺电的矛盾，适应竹溪县的国民经济发展的要求。根据竹溪县地方电力网2010年发展规划，电站全部电量升压110KV，一回出线，送至秦坪变电站上网

113、，承担电力系统的调峰及事故备用容量的任务。4.6.2 主接线及厂用电 (1)电气主接线大峡电站总装机210000kW，接线为“两机一变”扩大单元结线，发电机电压为10.5kV,用一台SF9-25000/110 12122.5/10.5kV Yn,d11 Uk=10.5% 型升压型双圈变压器,110kV升高电压侧接成单母线结线,110kV出线三回， 5km至大峡水电站，1.5km至龙滩水电站，5.5km至白沙水电站（白沙竹溪220kV变电站电力系统）上网。根据省电力勘测设计院编写的“接入系统报告”提供的数据，220kV竹溪枢纽变电站110kV母线上的最大三相短路电流为10.816kA，换算为11

114、0kV母线侧的电抗为0.0464。泉河流域新建五座水电站之间的110kV线路总长度为18km；各水电站之间的连接方式如下：从红岩一级电站至红岩二级电站架设一回110kV线路（LGJ-95/6.0km），再从红岩二级电站至大峡电站（三级）架设一回110kV线路（LGJ-95/5.0km）；龙滩电站（四级）至大峡电站（三级）也单独架设一回110kV线路（LGJ-95/1.5km）；一至四级电站的电力在大峡电站（三级）汇集，再由大峡电站（三级）至五级白沙河电站（五级）单独架设一回110kV线路（LGJ-240/5.5km），最后通过白沙河电站（五级）电站架设的110kV线路接入220kV竹溪变电站，

115、从而实现梯级电站与大电力系统的连接。（2）厂用电厂用电包括主副厂房动力、附属动力、公用设备动力、尾水闸动力，以及厂内和升压站照明、通讯、电热、电气试验及部分控制用电。本站设一台315KVA，型号为SCB8-315/10、10.55%/ 0.4型干式厂用变压器，另外从保留的施工变压器0.4kv低压侧引一回线路至本电站0.4kv厂用电系统, 厂用电系统0.4kv母线上加联络开关分段来供本电站厂用电负荷。另外利用施工用电线路作为电站的后备电源，设有备用电源自动投入装置。正常情况下，由厂用变提供站用电，由厂变担负全厂负荷，确保了全厂重要负荷的供电。当主厂变电源消失，备用电源自动投入。根据电站厂用电负荷

116、的数量、容量、位置和性质选用GGD型低压配电屏7块，供全厂动力、照明之用。4.6.3 主副厂房及升压站的布置主厂房全长20.5m，宽15m，其中安装间长12m，高度13.6m。发电机层安装有立式水轮发电机两台，机组间距8.5m，每台发电机上游偏左侧布置微机调速器一台。机组制动屏、测温屏、微机调速器电气屏、机组励磁屏，共五块，布置在各机组段厂房上游侧，屏面与厂房上游主排架柱成一直线。水轮机安装高程492m，发电机层地面高程500.2m，水轮机层高程为493.8 m。考虑到主厂房内桥式起重机起吊要求，主厂房吊车梁上轨顶高程508.8m，即主厂房总高度23.0m。尾水渠为单机单管型式。总长10.4m

117、，平坡接尾水闸室，混凝土衬砌厚160cm。闸室底板高程485.6m。据厂址地形条件，并考虑到主接线的要求，主变室及开关站的面积为5322m，地面高程为500.20m，位于厂房西侧。4.6.4 照明系统全厂照明分室内照明和室外（升压站和尾水平台）照明，均设专用照明分电箱供电。照明电源分为交流照明（工作照明）的直流照明（事故照明）。交流电源取自低压配电屏，采用380/ 220V三相四线制。当电站事故或厂用电故障，交流电源中断情况下采用直流供电照明，电源由蓄电池供电，直流电压220V。4.6.5 坝用电系统坝用电采用电缆敷设，由6#低压配电屏VV29-3*35+1*16型电缆送至坝区配电所。向坝区配

118、电系统溢洪道检修门，溢洪道表孔弧门1号和2号电动机、发电洞进口栏污栅和事故闸门；坝顶照明、坝区配电所照明供电。4.6.6 过电压保护及接地为了防止大气过电压及异常运行情况可能产生的过电压对运行人员及电气设备的危害。主副厂房、电站内的电气设备按规范要求设置了相应的防雷与接地装置。（1）过电压保护 110kV电压级属大电流接地系统，变压器中性点采用直接接地方式，变压器在运行中根据电网运行的要求确定接地方式，为防止大气过电压，防止雷击，在升压站的一角设置独立的避雷针。在主、副厂房屋顶设置防雷带。为防止线路雷电行进波，在升压站的110kV母线上设置氧化锌避雷器。主变中性点也接有氧化锌避雷器。110kV

119、配电装置可将线路避雷线引至线门型架构上。主副厂房房顶四周布置有防雷带，组成环风，环网引下线与地网联接且联接可靠。为了防止线路袭来的进行波，110kV母线上装有一组HY5W100/ 260型氧化锌避雷器。由于主变10.5kV侧有开路的可能，因此在变压器中性点装有HY1W73/ 126型氧化锌雷器。为了保护坝区、厂用电机的安全，在10.5kV母线上装有一台XGN212型避雷器柜。（2）本站接地采用工作接地、保护接地与防雷接地共用的联合接地网，但避雷针应作集中接地。总接地网的接地电组应满足各种情况下接地电阻要求的最小值，规定110kV为大接地短路接地系统，接地电阻应小于0.5。4.6.7 二次回路

120、（1）直流系统本电站直流系统采用一组220V铅酸免维护蓄电池，容量为100Ah。整流装置采用高频开关整流模块，N+1冗余组合，自动地以主充和均充、浮充方式对蓄电池充电。并配有触摸显示屏、单电池检测仪、微机型绝缘检测仪及RS-485通讯口。（2）继电保护本站采用微机保护装置,保护系统包括发电机保护、变压器保护、110KV线路保护设备、录波设备以及厂用10.5kV系统和0.4kV系统的保护和安全自动装置设备。1)二台同步发电机组2)一台主变压器3)一台厂用变压器A.同步发电机保护配置:a.发电机纵联差动保护b.复合电压闭锁过电流保护c.定子过电压保护d.定子绕组过负荷保护e.转子一点接地保护f.定

121、子接地保护B.主变压器保护配置:a.纵联差动保护b.复合电压闭锁过电流保护c.主变瓦斯保护（包括温升保护，油箱压力过高）d.主变过负荷保护C.110kV线路保护配置:a.距离保护b.三相重合闸c.相间保护D.厂变保护配置:a.电流速断保护b.过电流保护c.温升保护厂变高压侧10.5KV和0.4kV系统的保护及安全自动装置分散布置在高低压开关柜上，配置的保护及安全自动装置有10.5kV系统的电流速断保护、过电流保护、过负荷保护以及0.4kV系统的备用电源自动投入装置等。继电保护配置图详见大可-电-07。（3）同期系统本站属于小型水电站，按正常要求，为了减少同期合闸时对发电机的冲击，一般采用准同期

122、方式并网。本站发电机同期并网设计了自动准同期和手动准同期两种同期并列方式，前者作为正常的同期并列方式，而后者作为备用的同期并列方式，设计中对这两者都配置了非同期闭锁。（4）机组自动控制及保护本站水轮机为竖轴混流式，型号为HLA678LJ160型，额定轴出力10310kW，额定水头70.0m，额定转速375r/min，额定流量16.06m/s，最大水头80.0m，最小水头55.0m，最大飞逸转速732.3r/min，与其配套的水轮发电机为SF1000016/3300型，额定转速375r/min，飞逸转速732.3r/min，额定电压10.5KV，功率因数0.8滞后，机组由福建南平电机厂制造。水轮

123、机前配备了液压蝴蝶阀，而水轮机机由GKT5500A型微机调速器进行控制，蝴蝶阀的起闭电源由两台油泵提供，调速器的调速功能则由与其配套的的压油装置提供。发电机的励磁调节装置双微机励磁调节器配套。本站主机采用了目前国内广为流行的，对工业环境具有极强适应能力的可编程控制器作为主机自动控制的逻辑设备，具体逻辑编程由制造厂按设计要求设备。机组水力机械保护机组水力机械保护分为三类：即一类保护作用于事故停机；二类保护作用于紧急事故停机的同时关闭主阀；三类保护仅作用于预报信号。作用于一类（事故停机）保护的有：轴承温度过高、调速器油压事故性下降、调速器内部事故、主轴密封水中断、调相失电、电气事故、手动紧急停机等

124、。保护动作后要保护，直到事故消除后才手动复归。作用于二类（紧急事故停机）保护有有：机组超速达140%、事故停机过程中导水叶剪断、手动紧急关蝶阀。作用于三类（预报信号）保护的有：轴承温度过高、发电机空冷器温度过高、轴承油位异常、轴承冷却水中断、主轴密封水压力降低、导水叶剪断销剪断、调速器压油槽油压下降、集油槽运行异常、漏油箱运行异常、开停机未完成等。（5）励磁系统本站的水轮发电机的励磁调节器，是由福建南平电机厂提供微机励磁装置，它主要由双微机组成的励磁调节屏、可控硅为主组成的励磁功率屏和以灭磁开关为主的灭磁屏、励磁变、励磁变流器及变送器等构成的。该励磁调节器系双通道微机励磁调节装置，两台微机均在

125、线工作且互为备用。调节器能实现无功调压、可控硅脉冲移相、最大励磁电流顶值限制、强劲反时限限制、欠励限制、F/ V限制、自动跟踪系统电压运行。能实现残压启动和自动它励起励。可按极端电压给定值，励磁电流给定值，功率给定值调节。励磁装置元件故障时能自动进行切换或处理，并给出信号，以便运行人员及时掌握设备运行情况。4.7 水力机械4.7.1 水轮发电机组选型根据可研批文的精神及近几年国内水力机械行业的发展水平，编制了主机及其附属设备的招标书，并召开招标会。对参加投标的各发电机厂提交的投标书进行了详尽的分析，并与各投标单位的代表进行了充分的交流，经技术、经济比较，确定采用HLA678-LJ-160型水轮

126、机及福建省南平电机厂中标。选定的机组参数如下：水轮机型号：HLA678-LJ-160型额定转速：n=375r/ min额定水头：Hr=70m额定流量：Qr=16.06m3/ s额定轴功率：NT=10310kW吸出高度：Hs=+2.0m飞逸转速：nr=732.3r/ min水轮机运行最高效益：（=92.5%）水轮发电机型 号：SF10000-16/3300额定容量：N=10000KVA额定转速：n=375r/ min飞逸转速：nr=732.3r/ min额定电压：NH=10.5V额定电流：IH=618.6A功率因素：COS=0.8(滞后)额定效率：=96.2%绝缘等级：F转动惯量GD2=130t

127、/ m2立式布置，俯视顺时针旋转，与HLA678LJ160型水轮机法兰连接。每台水轮机蜗壳前的进水钢管上设置一台2250KD741X16型重锤式双平板液控蝴蝶阀，利用液压油源和重捶重力进行操作，公称直径2250mm，公称压力1.6MPa，操作油压16Mpa。蝴蝶阀采用旁通阀进行充水平压，动水关闭时间不大于2min。水轮机采用GKT-5500A型可编程步进电机调速器，调速器自带油压操作装置。4.7.2 水力机械辅助设备系统辅助机械设备包括透平油系统、绝缘油系统、低压压缩空气系统、中压压缩空气系统、技术供水系统、厂房渗漏排水系统、机组检修排水系统、机组冷却排水、水力测量与监视系统以及起重和机修设备

128、等。1. 透平油系统设备透平油系统主要包括机组润滑和油压装置操作用油，考虑本电站距离十堰市较近，且附近已建成大中型电站较多，购买和运输比较方便，故不设置专用储油设备，只需设置3m的运行油桶两只即可；为满足厂房内油的净化和输送的需要，设置ZJLQ4型透平油过滤机一台，输油量4.0m/h，输油压力0.33Mpa，设置2CY3.3/3.31型齿轮油泵一台，输油量3.3m/h，输油压力3.3Mpa。2. 绝缘油系统设备绝缘油系统主要包括变压器和油开关用油，基于上述理由，绝缘油系统同样不设置专用储油设备，只需设置3m的运行油桶两只即可；为满足绝缘油的净化和输送的需要，设置ZJA3BY型真空净油机一台，输

129、油量3.0m/h，输油压力0.33Mpa，设置2CY3.3/3.31型齿轮油泵一台，输油量3.3m/h，输油压力3.3Mpa。 3. 低压压缩空气系统设备 低压压缩空气系统包括机组制动用气、风动工具和检修吹扫用气等，根据机组一次制动用气量1.85m，选择2 m的低压储气罐两只，一只供机组制动用气，一只供风动工具和检修吹扫用气，设置两台OG11F型低压空气压缩机，每台空压机的额定排气量1.5m/min, 排气压力0.7Mpa，一台工作，一台备用。 4.中压压缩空气系统设备 中压压缩空气系统包括调速器和蝴蝶阀操作油压装置用气，其中蝴蝶阀操作为整装式高压油压装置，采用胆囊式高压气罐自动补气，中压压缩

130、空气系统可不考虑为其供气；为满足调速器油压装置用气，设置两台SV500/40型中压空气压缩机，每台空压机的额定排气量0.5m/min, 排气压力2.5Mpa，一台工作，一台备用,为保证供气的可靠性和连续性，设置一只1 0m的中压储气罐，公称压力4.0Mpa。5. 技术供水系统设备 根据本电站的水头范围，技术供水宜采用自流减压供水方式，单元取水，即在机组蝶阀前的压力钢管上设置一个取水口，根据一台机组用水量260m/h，并考虑冷却器进口水压的要求，每条取水管路上设置一台DN250mm稳压阀、一台DN250mm减压阀和一台DN250mm自动滤水器。两台机组的供水管路间设置一根DN250mm的连通管。

131、6.厂房渗漏排水系统设备 主厂房内蝴蝶阀层底部右端设置有效容积为65m的集水井，设置二台WQG1002215型潜水排水泵，每台排水泵的排水流量为100m/h，排水扬程22.0m，一台工作，一台备用；集水井的启泵水位562.50m，停泵水位559.50m，备用泵投入并报警水位562.70m。 7. 机组检修排水系统设备 机组检修排水设置二台WQG1002215型潜水排水泵，每台排水泵的排水流量为100m/h，排水扬程22.0m，一台工作，一台备用；集水井的启泵水位562.50m，停泵水位559.50m，备用泵投入并报警水位562.70m。8. 机组冷却排水 机组冷却排水包括发电机空气冷却器、推力

132、轴承、上导轴承、下导轴承、水轮机导轴承冷却器的排水等。考虑尾水在设计洪水位的情况下水轮机导轴承冷却器的排水直接排入尾水有困难，故水轮机导轴承冷却器的排水直接排入渗漏集水井，其它冷却器的排水均直接排入尾水管。9. 水力测量与监视系统设备 本系统包括全厂性测量、机组段测量以及辅助设备和自动化元件的信号测量等。全厂性测量包括水库水位、前池水位、拦污栅差压和尾水位测量；机组段测量包括水轮机工作水头、水轮机流量、效率、功率、尾水管压力和真空、顶盖压力和真空等。 考虑本电站容量较大，自动化程度要求比较高，全站设置一套STWC20型水轮机特性微机测试仪，其中水位、差压、压力和真空、效率、功率均能输出瞬时数据

133、，水轮机流量既能输出瞬时数据，也可定期输出累计值。 技术供水的压力和流量以及辅助设备和自动化元件的信号测量等均进入微机监控系统。10. 起重与运输 根据水轮发电机组转子连轴重量45.0t，厂内设置一台50/10t调速电动桥式起重机，主钩额定起吊重量50t，副钩额定起吊重量为10t，起重机轨道跨度13.0m。 水轮发电机组最大运输件尺寸为4.04.03.5m，最重运输件重量42.0t，国内水轮发电机组制造厂均由火车运至安康火车站或十堰火车站，再由大型平板车运往工地。11. 机修设备机修设备按满足本电站水轮发电机组大修的要求配置，机修设备配置见表471“大峡水电站机修设备配置表”。大峡水电站机修设

134、备配制表 表471序号名 称型 号 及 规 格单位数量单重备 注1钳工工具主要件套22测量工具主要件套13台虎钳钳口宽度200mm台14台虎钳钳口宽度160mm台15环链式手拉葫芦HS3型 H=3m台16环链式手拉葫芦HS5型 H=5m台17电弧气刨C-4型 耗气量1m3/h台18电弧气刨C-4型 耗气量0.6m3/h台19乙炔发生器排水式0.451 m3台110手持电钻TE25型 带528钻头台349N=0.83KW11台钻Z4015型15 mm台1105N=0.6KW12弓锯床G72型220 mm台1750N=1.5KW13直流电焊机AX320型I=45320A台2560N=14KW14落

135、地砂轮机S3SL-200型200 mm台168N=0.5KW15电动软轴砂轮机S3SR-150型150 mm台1N=1KW16风砂轮机S-100型台1750N=1KW17风砂轮机S-60型台1750N=0.3KW18氧气瓶个1519汽车东风140台120汽车CD122A台14.7.2 主厂房水力机械设备布置1. 水轮机安装高程 根据一台机50%负荷下的尾水位490.00m，水轮机最大吸出高度+2.0m，确定水轮机导叶中心平面高程492.0m。2. 厂房设备布置 根据水轮发电机组尺寸，确定两台水轮发电机组Y轴线之间的距离为8.0m，从尾水侧面对主厂房，右端为安装场，远离安装场为1#机，依次为2#

136、机，2#机Y轴线距安装场侧分缝边线6.5m，1#机Y轴线距主厂房右端墙外边线5.50m，安装场全长9.0m，主厂房全长29.0m，水轮机进水钢管中心线与机组Y轴线之间的距离为1.984m；机组中心X轴线与上游墙侧起重机轨道中心线之间的距离为7.50m，与下游墙侧起重机轨道中心线之间的距离为5.50m，起重机轨道中心线之间的距离为13.00m，蝴蝶阀中心与机组中心X轴线之间的距离为5.0m，主厂房全宽15.00m；每台机组发电机层第象限布置有6.602.00的蝶阀吊孔，第象限布置调速器；水轮机层第象限布置蝶阀吊孔，第象限布置油压装置；水轮机层和发电机层上游墙侧为油、水、气管路布置区，下游墙侧为主

137、要通道；安装场布置转子检修坑、上机架、转轮等主要部件检修置放地，以及3.502.50m吊物孔；安装场与发电机层同高，与水轮机层同高布置透平油库和油处理室空压机室；蝴蝶阀层布置有蝴蝶阀、渗漏排水泵、检修排水泵、真空泵以及漏油装置。 安装场上下游墙布置有4.54.5m进厂大门；在安装场下游墙侧布置有至发电机层和水轮机层的楼梯，发电机层右端上游墙侧布置有侧门、下游墙侧布置有至水轮机层的楼梯；水轮机层的两端上游侧布置有至蝴蝶阀层的楼梯。 起重机吊钩限制线距上游墙侧轨道中心线1.10m，距下游墙侧轨道中心线1.70m，距安装间左端墙外边线4.60m，距主厂房右端墙外边线4.60m。安装间和主厂房内设备全

138、部在吊钩限制线范围内。尾水管底板高程486.8m，蝴蝶阀层地板高程488.74m，水轮机层地板高程493.50m，发电机层地板高程500.30m，安装间地板高程500.30m，起重机轨顶高程508.80m，吊顶底部高程513.80m。水机主要设备详见表4.7-1。4.7.3 消防、采暖与通风1主要生产场所和主要机电设备消防 主厂房及安装间在主厂房的发电机层，每台机组段设置一个SN65室内消火栓，既作为主厂房的室内消火栓，又作为发电机的消火栓；水轮机层两端楼梯口处各设置一个SN65室内消火栓；透平油库及油处理室设置一个SN65室内消火栓，油库设置外开防火门，墙壁涂以防火涂料，孔洞缝隙以防火材料填

139、塞；空压机室设置一个SN65室内消火栓；安装间设置一个SN65室内消火栓；起重机操作室设置1301灭火器；电缆廊道和母线廊道设置1301和CO2MT12灭火器，并在廊道各设置消防呼吸器；主厂房内其它位置均匀设置1301灭火器。表4.7-1 主要设备一览表序号名 称型 号 及 规 格单位数量1水轮机HLA678-LJ-160型台22水轮发电机SF10000-16/3300型台23调速器GKT-5500A型台25蝴蝶阀台26桥式起重机电动双钩桥吊，50/5t台17压力滤油机LY-50型、Q=3.0m3/s，N=1.1Kw台18透平油过滤机ZJCQ-3型、Q=3.0m3/s，N=42.3Kw台19齿

140、轮油泵2CY-3.3/3.3-1型，P=0.45MPa，N=2.2Kw台210滤纸电烘箱DX-1.0型，N=1.1Kw台111油桶6m3只212油呼吸器DN25管用只213自动滤水器ZLSG-200G型，Q=339m3/h，N=0.75Kw，P=1.0MPa台214渗漏排水泵150QW100-40-30型，Q=100m3/h，H=40m，N=30Kw台215检修排水泵150QW250-22-30型，Q=250m3/h，H=22m，N=30Kw台216液位信号器YW-67-01型，L=3000只417液位变送器BH93420-型只218低压空气机SCK15型，Q=1.7m3/min，P=0.8M

141、Pa，N=11Kw台219温度变送器BT93420-型，0100只220汽水分离器SLAF-3，Q=3m3/min只221冷冻式干燥机SWAD-2NF，Q=2m3/min，台222贮气罐4m3，P=0.8MPa只223压力变送器BP93420-型，P=0.8MPa，带表用旋阀只624消防泵XBD6/30-SLS-100，Q=108m3/h，H=60m，N=22Kw台125自动滤水器ZLSG-100B，Q=85m3/h，N=0.37Kw，P=1.0MPa台1在主、副厂房的外部两端分别设置一个SW100室外消火栓及消火箱。坝区及启闭机室大坝两端各设置一个SW100室外消火栓及消火箱，溢洪道启闭机室

142、、进水口启闭机房及尾水启闭机平台各设置1301和MP11灭火器二个。2 消防设备主要消防设备见表4.7-2。表4.7-2 主要消防设备一览表序号名 称型 号 及 规 格单位数量1消防泵XBD6/30-SLS-100，Q=108m3/h，H=60m，N=22Kw台12消火箱650800(宽高)只13消火箱6501100(宽高)只25室内消火栓DN65套36灭火器1301(2kg)套1107灭火器1301(3kg)套608灭火器1301(手推式)套29灭火器1211(10kg)套1210消防呼吸器HZK7型套33消防供电消防供电是水电站消防电气的重要组成部分，它主要是对火灾自动报警装置、消防水泵、

143、火灾事故照明、疏散指示标志等提供电源，消防供电设计对于火灾预防、火灾扑救、人员疏散等都起着至关重要的作用。火灾自动报警装置根据“火灾自动报警系统设计规范”的规定，火灾自动报警系统应设有主电源和直流备用电源，本电站火灾自动报警装置的主电源来自厂用电220V的一条单独的供电回路，直流备用电源为专用报警装置配备的备用电池，容量为6.5Ah，电压为24V，当主电源断电时能自动转换到直流备用电源；当主电源恢复时能自动转换到主电源，为了提高电的可靠性，在回路的用电设备配置上，不应将一些与消防无关的电气设备接入。火灾事故照明和疏散指示标志本电站的正常照明电源是由厂用电提供的交流电源，火灾发生后，烟气弥漫，正

144、常照明电源被切断，此时保证火灾发生时仍能坚持工作的应急照明，以及保证火灾现场人员及时撤离的疏散指示标志就显得尤为重要，本电站的事故照明电源是由事故照明箱提供的直流电源，疏散指示标志的电源由插座回路引出。火灾自动报警系统火灾自动报警系统由触发装置、区域报警显示器、火灾警报装置和电源四部分组成，其主要作用是能早期发现和通报火灾，及时采取有效措施和扑灭火灾。触发装置本电站的报警区域按楼层划分，探测区域按独立房（套）间划分，每个探测区域的面积不超过60m2，根据本电站的火灾特点以及有关规程规定，采用光电感烟探测器和定温感温探测器作为火灾探测器的主要型式，并在每层楼梯口设置一手动火灾报警按钮，以便于运行

145、人员发现火情，可以及时报警。火灾报警装置火灾报警控制器设置在中控室，控制器有与电站计算机监控相连的接口，运行人员在中控室就能准确掌握整个厂房各个部分的火灾情况，并能及时作出反应、进行控制。区域报警显示器在每层厂房的楼梯口设有一楼层显示器，用于显示该楼层探测器报火警的情况，一旦探测出火情，显示器立即将信息传至报警控制器，并发出声光音响。电源火灾自动报系统设有主电源和直流备用电源。电气设备消防防止电缆火灾延燃措施有：封、堵、涂、隔、包、水喷雾和其他，本电站主要采用封、堵、隔等方式，凡穿越墙壁、楼板和电缆沟道而进入控制室、电缆夹层、控制柜、仪表盘、保护盘等处的电缆孔、洞和进入油区的电缆入口处用防火堵

146、料严密封堵，在电缆桥架内，每隔710M采用有机柔性堵料设置一阻火区段，每一层电缆之间采用防火托盘进行隔离。在动力电缆与控制电缆之间设置层间耐火隔板。安全疏散水电站发生火灾后，现场人员首先要从室内任一处走到房间门口，再从房间门口到楼梯间，由走廊内的疏散到楼梯间内的疏散，最后走出楼梯间进入安全区，为了让火灾现场人员步步走向安全，本电站每层都设置两个安全出口，在安全疏散线路上，设有事故照明和疏散指示标志。消防通讯本水电站的所有电话机近旁均悬挂火警电话号码，发现火灾，立即扑救并通知相关部门和有关部门领导。 4主副厂房采暖当地自然环境气象条件较好，极端低温历时不长，不考虑专用采暖设施，冬季发电时，主机室

147、可考虑打开水轮机发电暖风窗采暖，直流屏室采用电热器采暖，以改善运行条件；冬季不发电时，当室内气温低于5时，为保护设备，应采取保温措施，但严禁使用明火。5主厂房通风本电站为地面深埋式厂房。主厂房采用自然通风与机械通风相结合的通风方式。厂外地面高程为500.15m，地面以上部分，通过自然通风可满足要求。但必须根据季节调节厂房各通流窗口的面积，特别是最高排窗口和最低排窗口的调节。主机间500.30m以下，采用机械通风。在发电机层、水轮机层和蝶阀层分别布置有两个吸风口，给蝶阀层除湿，同时使发电机层、水轮机层的空气得以流通。污浊潮湿的空气排入上游排风道。6副厂房通风高低压开关室、厂变室、电缆层、油处理室

148、等均按6次/h换气量进行机械排风设计；油库、空压机室均按3次/ h换气量进行机械排风设计。为了保证电气设备运行和改善运行人员工作环境，在中控室、载波通讯室、会议室里等部位分别装设一台柜式空调器。5 导流洞封堵设计5.1 导流洞布置大峡水电站水库总库容2038万m3，总装机容量为20MW，按照水利水电工程等级划分及洪水标准(SL2522000)的规定，水库为中型水库，枢纽工程为等工程，主要永久建筑物为3级建筑物，对应临时建筑物为 5级，设计洪水重现期为510年。根据坝址河段的洪水特性，临时导流建筑物采用全年最大十年一遇的设计洪水1120m3/s作为设计标准，则导流隧洞和上游围堰规模很大，不仅经济

149、上不合理，而且上游汛期水位壅高，直接妨碍其它建筑物汛期施工。因此采用枯水期（113月）五年一遇129 m3/s作为初期导流标准，后期利用坝体挡水，隧洞和溢洪道缺口联合导流。导流隧洞和永久发电隧洞布置在右岸，导流隧洞进口轴线与水流向呈 55.2夹角，导流隧洞全长 553 m，其中与发电洞段相结合洞段长249.5m，导流洞进口底部高程 495.0 m，出口底部高程490.2m，与发电洞段会合处桩号为导0+256.962。由于导流洞与引水发电隧洞的断面尺寸相差不大，且右岸岩石的成洞条件及进水条件较好，为节约工程投资，导流洞与发电洞采用两洞合一方案，导0+256.962导0+506.425段与发电洞共

150、用，导流洞过流断面5.0m(宽)5.4m(高)(城门洞型)，进口段（导0+000导0+37）断面采用钢筋混凝土衬砌，其它断面洞壁采用喷射8cmC20混凝土衬砌。 导流洞封堵后，采用钢筋混凝土衬砌发电洞水平段工期长，影响工程效益的发挥。因此，桩号发0+187.347至发电厂房段采用3.6m压力钢管铺设。5.2 导流洞闸门设计导流洞进口采取钢闸门封堵，闸门型式为7.06.175m(宽高)实腹式钢闸门，孔口尺寸：5.05.4m。导流洞进口底板高程为495.0m，挡水至557.0m，设计水头62m。门体主材Q235，7根主梁，梁高1.32m，主梁最大拉应力为145MPa，最大压应力66MPa。闸门采用

151、后止水，面板放置上游侧。闸门自重26.8t，埋件重5.2t。闸门采用滑道支承，滑块材料HT1533。闭门时的下闸水头为2m，操作条件：动水2.0m水头闭门，考虑封堵门槽异物等不可预见因素影响，闸门设计按3m水头动水提升，清除异物后，进行再次封堵。启闭力计算需要启门力为350kN。导流闸门的封堵采用临时吊装设施（如扒杆、60T吊车等）。5.3 导流洞混凝土堵头设计大峡水电站工程导流洞布置在坝趾右岸，其进口底部高程495.0m，开挖断面为城门洞形，宽高为55.4m，导流洞钢闸门设计水头62m，库水从溢洪道堰顶溢流。封堵体长度按下式计算：LP/（*A）式中：L封堵体长度，m。P封堵体迎水面承受的总水

152、压力，MN。经计算，在校核洪水情况下水平推力P=19.3MN。 容许剪应力，取0.2MPa。 A封堵体剪切面周长，A=18.65m。经计算，封堵体长度L=5.2m。考虑到施工条件、岩体绕渗的影响，为安全计，设计封堵体长度L取11m。导流洞封堵采取围堰、临时封堵和永久性封堵三步骤完成。为阻止闸门漏水对导流洞封堵的影响，在临时封堵体前端修筑一围堰，并在围堰底部预埋300mm排水管，此排水管将穿过围堰、临时和永久封堵体，露出永久封堵体外并安装闸阀，如此可根据实际情况灵活运用导流洞进口闸门及预埋排水管闸阀调节上游水位。导流洞内围堰修筑在导流桩号0178处（围堰修筑在临时封堵体上游5m左右），采取预先装

153、好粘土袋堆积而成，围堰顶宽2m，高1.5m，上下游设计坡比均为1：0.5。封堵体位于右坝肩防渗帷幕与导流洞交接处（导0+1830+194段），长11m，为三级建筑物。导流洞封堵分临时封堵段和永久封堵段两部分，临时封堵段长5m，混凝土为二级配C20砼，并在其中掺10%微膨胀剂，立模后一次浇筑，永久段8m，浇筑方式与临时封堵段相同。洞壁四周预埋固结灌浆管，进行固结灌浆，孔深5.0m，排距1.5m，固结灌浆分两序进行，灌浆压力为1.0Mpa。灌浆孔在导流洞封堵前形成。封堵体立模浇筑前对导流洞四周破碎、松动的岩石予以清除并清洗干净。封堵段顶部预埋接触灌浆管，待充填混凝土初凝后，通过灌浆管灌注微膨胀水泥

154、沙浆，充填岩石与混凝土间孔隙及裂隙。永久封堵段底部采用膨胀炸药扩挖， 采用C20混凝土封堵，封堵段尾部8m中部浇筑时适当掺入块石，掺量不应超过30，块石应清洗干净。在永久性封堵体施工期间，围堰内预埋排水孔闸阀可根据实际情况随时开启，待永久性封堵体完工后，闸阀将关闭，并将依据监理工程师及设计工程师意见，选择保留闸阀或永久掩埋闸阀。导流洞封堵前向竹溪县或十堰市水文站要取封堵施工期间天气预报，导流洞封堵施工要在保证施工质量的情况下尽量缩短工期。为提高施工效率可预先将材料运至洞内贮存，以缩短材料运输时间，永久性封堵体范围内围岩扩挖及灌浆孔的钻孔均在封堵施工前完成。6 水库建成后的防洪渡汛及运行调度6.

155、1 水库建成后的防洪渡汛及运行调度大峡电站下游无防洪要求，因此其水库建成后防洪调度主要是考虑工程本身的防洪安全。依据水利水电工程等级划分及洪水标准SL2522000，本工程为等中型工程，大坝为混凝土重力坝，其洪水标准为50年一遇设计，500年一遇校核；电站厂房的防洪标准为30年一遇设计，100年一遇校核；溢洪道消能防冲设计标准为30年一遇标准设计。水库枢纽主要由溢洪道泄洪。溢洪道布置在大坝中部溢流坝段，为孔开敞式溢洪道，堰顶高程555.00m，上设弧形闸门，闸门净宽为12.0m。根据大峡电站指挥部的工作进度安排，到2006年11月底基本具备发电条件，为保证工程安全运行，使工程发挥最大效益，特提

156、出如下运行基本要求：(1)电站运行要求水库和电站按照计划要求施工，在达到蓄水前必须达到的形象进度后，即可进入蓄水试运行阶段。按设计电站的发电死水位552.00m，正常蓄水位565.00m，电站应在此水位范围内运行，合理调度，尽可能使电站在高水位区运行，增加发电效益。电站的发电最低水位为552.00m，当水库水位低于552.00m时，电站不得开机。水库设计洪水位565.35m(P=2%)，校核洪水位568.73m(P=0.2%)，当水位高于正常蓄水位565.00m时，水库应泄洪，此时，应在机组工况范围内尽可能多发电，减少弃水量，但若发生厂房严重震动，应立即停机。(2)溢洪道运行要求溢洪道泄流能力

157、可按下式计算：式中：Q流量，m3/s；上游面坡度影响修正系数，当上游面为铅直面时1；m流量系数，可查表取值；侧收缩系数，取0.95；m淹没系数，不淹没时取m1.0；B溢流堰总净宽，m；H0计入行近流速的堰上水头，m，对于高堰H0=H，对于低堰；v0行近流速，m/s；0动能修正系数，可近似取为1；H堰上水头，m；g重力加速度，m/s2；根据上式计算溢洪道泄流的水位流量关系 (闸门全开自由泄流)结果见表6.1-1：溢洪道运用方式根据水库洪水调节，溢洪道应按以下方式运行：a)当水库水位达到正常蓄水位565.00m，而水位继续上涨，应将水位控制在565.00m高程，此时应尽可能让二台机组同时发电，若水

158、位继续上涨，则应开启溢洪道弧门泄洪，采用局部开启，使水位控制在565.00m(即使下泄流量与来水量相等)。表6.1-1 溢洪道水位流量关系表库水位(m)流 量 (m3/s)库水位(m)流 量 (m3/s)55505631074.0 55644.0 5641306.1 557124.5 5651555.3 558228.8 5661820.1 559352.3 5672099.1 560492.3 5682385.8 561669.4 568.32433.0562858.5 闸门局部开启，水位控制在565.00m时eQ关系按下式计算，计算结果见表6.1-3：式中：Q过流流量，m3/s；0为流量系

159、数，00.685-0.19e/H；b为每孔净宽，m；n孔数；e闸门开启高度，m；H0计入行近流速的堰上水头，m；b)当弧门局部开启时应控制泄洪流量，应注意避免弧门工作在共振区。96溢洪道闸门局部开启(水位控制在565.00m) eQ关系表6.1-3项目数 值H10.0 10.0 10.0 10.0 10.0 10.0 10.0 10.0 10.0 10.0 10.0 10.0 10.0 10.0 e1.0 1.52.0 2.53.0 3.54.0 4.55.0 5.56.0 6.57.0 7.5e/H0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35 0.40 0.45 0.50 0.

160、55 0.60 0.65 0.70 0.75 00.6660.6570.6470.6380.6280.6180.6090.6000.5900.58000.5710.5620.5520.542b1212121212121212121212121212n22222222222222Q223.9 331.0 435.0 535.8 633.3 727.7 818.9 906.9 991.7 1073.3 1151.7 1226.9 1299.0 1367.8 (4)调度运行操作细则水库和电站管理单位应根据以上要求，制定各项设施调度运用的操作细则，报请主管部门批准后实施。7 重大设计变更7.1 大坝变

161、更(1)大坝两岸灌浆平洞根据左岸地质钻孔资料，大坝左岸存在断层破碎带，若不处理将会出现绕坝渗漏。为了穿过大坝左岸冲沟部位破碎带，大坝左岸510.60m高程灌浆平洞进尺不得少于100m，右岸必须穿过导流洞范围，以利于导流洞的封堵，故右岸515.60m高程灌浆平洞按原设计长度70m不变。(2)原设计大坝下游的一道铜片止水与一道止浆片改为采用一道橡胶止水施工。(3) 大坝坝基前2/3段存在砂砾石夹层可能贯穿至上游从而危及大坝的防渗安全。在大坝8m墙下游侧高程485.0m平台上，根据坝基固结灌浆显示的砂砾石夹层最厚处，错开原固结灌浆孔（最好选在原固结灌浆孔之间）垂直向下打一个观察井。此观察井要求孔径最

162、小在100以上越大越好，深度要求一直打至基岩。然后利用此观察井把砂砾石夹层处积水向外抽出，等一段时间后观测井中是否又有积水存在。如果没有积水说明坝基砂砾石夹层没有贯穿至上游；如果有积水说明坝基砂砾石夹层贯穿至上游，大坝坝基存在渗漏问题，则必须进行处理。关于大坝8m墙两侧渗水的问题解决方案：通过在大坝8m墙左侧上游开挖出的基坑向外抽水，先把整体水位降低，然后在两侧不渗水的情况下从大坝8m墙上两侧的位置打斜孔进行固结灌浆，杜绝上游渗流水。(3) 大坝在496.7m底层廊道现设有一临时出口，经过研究讨论后特将此临时出口改为永久出口，则相应的可将左岸510.6m538.6m与右岸515.6m538.6

163、m的两个竖井廊道取消。(4)图DX-YHD-SG-11中溢洪道溢流面显示1、4、7块的中间3块正好在4#横缝处，此3块应从中分为两块施工。(5)原设计大坝溢洪道挑流鼻坎段，溢流坝面2m厚的钢筋混凝土与下部回填的混凝土型号均为C35。现经研究为在不影响大坝结构安全并节约工程造价的情况下特将大坝此段混凝土变更如下：溢流坝面2m厚的钢筋混凝土型号仍为C35；下部回填的混凝土型号改为C25。(6)原设计大坝溢洪道闸门采用液压式启闭机，现变更为采用卷扬式启闭机，则相对应的一些细部尺寸与启闭室均有所变化。具体见大峡溢洪道终稿。7.2 发电隧洞变更(1)由于发电洞进口536.80m高程处底板外侧岩体存在一定

164、问题需进行处理，处理方案为在岩体外侧靠内200mm处打入332的锚筋深入基岩12m(具体做法同发电洞进口底板处的锚筋)以加固基岩；针对部分岩体高程不够的问题，处理方案为沿岩体表面倾向发电洞内侧打25200mm的锚筋深入基岩5m，再用砼回填到设计高程。(2)发电遂洞与导流遂洞交汇处桩号0+151.3750+171.01弯段处衬砌应同桩号0+84.9050+104.540弯段处一样在中部加一道结构缝。(3)平弯段衬砌从平面止弯点“发0+56.205”至下弯起始点“发0+84.905”处的三段衬砌改为从中分为两段衬砌浇筑。进口段衬砌从发0+17.700”至平面起始点“发0+32.140”处的两段衬砌

165、合为一段衬砌浇筑。(4)原设计中发电遂洞固结灌浆钻孔深度为4m，由于遂洞内部空间的限制，要满足设计要求十分困难，特变更为钻孔深度为3.5m。(5)原设计导流洞与引水发电隧洞的断面尺寸相差不大，为节约工程投资，导流洞与发电洞采用两洞合一方案。在一般情况下导流洞与发电洞共用段的灌浆、衬砌、压力钢管的安装等工作均需在导流洞封堵后方可进行。为加快工程进度缩短工期，在共用段前方新开一导流支洞导流从而不影响洞内的工程施工。导流支洞起点坐标为X=50053.209，Y=50349.527；终点坐标为X=49946.608，Y=50123.950。支洞洞径与导流洞洞径一致，出口高程为489.5m。7.3 厂房

166、变更(1)原预制钢筋混凝土槽形板屋面改为彩钢波形瓦屋面，方便了施工，节省了工期。(2)厂房尾水管单线图表格的数值修改为：序号12中的B值由2076改为2706；序号16中的R值由767改为729；序号18中的D值由8533改为8106；序号1118中的E值与H值改为相同，并均以E值为准。(3)独立避雷针接地的埋深要保证在比升压站现接地网高程499.30m至少5m以下，即独立避雷针接地的埋深要控制在494.30m以下；独立避雷针接地的方向按远离变电站的原理向山体方向引出。变电站整体接地网的网格由55m变更为44m。(4)原厂房尾水闸门利用轨车进行启闭，先变更为启闭机进行启闭所联系到的土建变更见附

167、图。原连接到轨道上的接地扁铁随轨道的上升由500.15m高程升至504.65m高程。(5)厂房增设厕所的土建图见附图。厕所用水从厂房消防管路引出，厕所用电从厂房发电机层桥架引出。7. 4灌浆变更大坝固结灌浆剖面图DX-DB-GJ-02中原设计1:0.3坡面灌浆完毕后，在灌浆孔内植入3根22的锚筋进行锚固，其总长度为14.46m深入岩体11m。由于工程所进22钢筋为9m长，如果深入岩体11m则需要焊接但3根同时焊接则无法植入90mm的灌浆孔内，造成施工困难。我设计方经过认真研究，关于此问题提出设计变更如下：灌浆孔内植入的3根22锚筋的角度、数量与布置均不变，总长改为9.05m，深入岩体7.05m。为保证坝体混凝土与山岩的良好结合并不干扰碾压混凝土的施工锚筋外露为2m。7.5 变更评价符合工程实际情况，方便了施工，加快了施工进度，保证工程安全运行。图册：见湖北省竹溪县大峡水利水电枢纽工程蓄水安全鉴定设计自检报告图册。101