【水利枢纽可研设计报告15000字（论文）】

水利枢纽可研设计报告TOC\o"1-3"\h\u223241.绪言 296382.水文 3256762.1气象 387112.2径流 469032.3泥沙 4186712.4洪水 4100092.5厂、坝水位流量关系曲线 5320203地质 5285853.1区域地质 5103773.2库区地质 6167663.3坝址工程地质 729623.4天然建筑材料 739494.工程任务和规模 8150514.1地区社会经济概况 8154414.2开发任务及工程建设的必要性 10295784.3特征水位选择 1016474.4装机容量选择 1282535.工程布置及主要建筑物 1299365.1工程等级 12299085.2坝线坝型比选 1332015.3枢纽布置比选 1529445.4主要建筑物 1668846水力机械、电工、采暖通风及金属结构 17277146.1水力机械 17193176.2主要机电设备布置 18322946.3电工一次 19221836.4电工二次 1959156.5采暖通风 20258026.6金属结构 20183757.工程管理 2038757.1机构设置 20109557.2办公、生产生活用房与通讯 20313727.3人员编制 21315688.消防 21246699.设计概算 2253369.1编制依据 22162459.2设计概算 2220127结束语 2432402参考文献 251.绪言鱼塘水电站地处贵州省遵义市道真仡佬族苗族自治县境内、芙蓉江干流中游。而芙蓉江从贵州省绥阳县的石瓮子流出，最终在重庆市武隆县江口镇汇入乌江，是一条横跨贵州和重庆两省市的河流。其全流域面积7399.5km2，干流全长233.0km，天然落差1195m。贵州省境内控制流域面积6859km2，干流河段长204.1km，有落差1091.1m，河段水力资源理论蕴藏量大概为600MW，可开发水力资源300MW，因此在水电建设方面，其也被看作为贵州省遵义市颇为重要的河流。1988年8月，由于之前已经开展过多次查勘规划工作，于是原遵义地区水电勘测设计院提出了《芙蓉江干流（贵州境内河段）规划报告》，对芙蓉江干流而言，初步拟定先开发7个梯级，分别是小河口、李克坝、猴跳滩、良坎、沙千、鱼塘、三河口。次年5月，原遵义行署组织芙蓉江干流规划审查委员会从不仅要尽全力地降低淹没搬迁等所带来的损失，而且要合理有序地规划水资源多方面综合考虑，开始审核《规划报告》，最终决定将原定的7级开发方案修改为9级开发方案，即小河口、朱老村、牛都坝、田坝、良坎、沙千、鱼塘、石门坎、长岩，1991年6月遵义行署也作出了同意修改《规划报告》的决定。1991年10月，因要平衡原四川省及贵州省之间梯级开发的关系，同时还需要对芙蓉江水利资源进行合理开发，于是开始调查芙蓉江干流规划，最终同意分10级开发芙蓉江干流，自上而下分别是：小河口（655m）、朱老村（621.5m）、牛都坝（605m）、田坝（570m）、良坎（548.3m）、沙千（516m）、鱼塘（465m）、石门坎（409m）、浩口（360~369m）、江口（300m），同时还提出建设浩口电站，四川省和贵州省应高度达成一致，既要提高发电效益，又要降低淹没损失，合作互助。同年12月，原四川省计划经济委员会与贵州省计划委员会联合发文，提出相关部门在之后的工作中对“关于发送芙蓉江干流（小河口~江口）规划审查意见的通知”要严格执行。现在，芙蓉江干流已建成的梯级有上游朱老村、良坎及下游的江口3座水电站，剩余梯级的勘察设计工作也在按修改后的方案有条不紊的开展。鱼塘水电站工程要考虑灌溉、水库养殖等综合因素，但其主要的目的还是发电。道真县旧城镇是坝址所在地，控制流域面积5335km2，是72.1%的芙蓉江全流域面积，多年平均年径流总量34.1亿m³，坝址多年平均降雨量1080mm，多年平均流量108m³/s。水库总库容1.2亿m³，调节库容0.357亿m³，正常蓄水位465m，；电站装机容量75MW，保证出力10.96MW，年发电量3.052亿kWh，年利用小时4069h；水库淹没耕地948.3亩，其中水田473.7亩，淹没人口62人。枢纽主要工程量：土石方填筑80.75万m³，土石方开挖87.42万m³，金属结构1353t，混凝土17.36万m³，固结灌浆1.02万m，帷幕灌浆1.64万m。2.水文2.1气象根据道真县气象局调查的气象资料所得出的鱼塘坝址气象特征值，见表1.1。表1.1道真气象站气象特征值表项目数量单位资料年限多年平均气温16.1℃1957~2002年极端最高气温39.1℃1971年7月22日极端最低气温-7.1℃1963年1月15日多年平均水温16.8℃1974年~1988年极端最高水温30.0℃1975年8月极端最低水温4.6℃1977年元月多年平均风速0.9m/s1980年~2002年最大风速12.0m/s1992年7月23日多年平均降雨量1061.3mm1959年~2002年多年平均相对湿度80.2%1957~1980、1981~2002年多年平均蒸发量868.5mm1965~1972、1987~2002年多年平均年径流量为46.71亿m³，多年平均流量145m³/s。由大气降水形成流域洪水，沅水的主要暴雨区为西水流域，其汛期为每年的4~9月，值得注意的是在5~9月多出现年最大洪水，集中在6~7月份，枯水期为10月~次年3月。坝址施工时段频率洪水成果见表1.2。表1.2坝址施工时段频率洪水成果见表时段频率P（%）12510201月--16912684.52月--3102291523月--8406224154月--1770146011409月--26302100156010月--1620131098411月--122091161412月--29321013311.01~3.31--1360105075811.01~4.30--20201650128010.01~3.31--19304560118010.01~4.30--218018101430全年884078706560554044902.2径流大气降水是导致芙蓉江径流的主要原因，长坝水文站作为本工程水文计算依据站，目前再次核查了坝址径流。但在此次径流计算中不打算使用1959~1964年系列，原因是考虑到建站初期是此站的1959~1964年，不仅参考年份较少，而且当时的试验条件不好，几乎不影响径流系列。所以最终决定把1965~2002年共38年系列统计当作对象，通过计算，多年平均流量108m³/s，在对比44年（1959~2002年）长系列均值107m³/s时，发现两者只差0.9%左右，大致一样，故最终决定采用短系列统计成果，多年平均年径流量34.1亿m³，多年平均流量为108m³/s。坝址多年平均年、月平均流量见表1.3。表1.3坝址多年平均年、月平均流量表各月平均流量（m³/s）年平均（m³/s）一二三四五六七八九十十一十二29.531.941.810019225020812410710470.436.51082.3泥沙坝址所在芙蓉江所属山溪性河流。1965年起才开始进行泥沙试验，然后对资料进行了相关统计。从资料中可以看出到2002年为止93.5kg/m³为这些年的第一最大断面平均含沙量，多年平均含沙量0.522kg/m³，多年平均输沙量185万t，多年平均输率58.7kg/s。2.4洪水实测水文资料并不存在于坝址处。长坝水文站控制流域面积与坝址只差2.2%，因此长坝站设计洪水成果可拿来被坝址设计洪水采用。长坝站实测资料有很高的精度，已有的1965~2002年实测资料及历史洪水显示，其有着相当的代表性，对本阶段工程设计（规范）要求基本都能符合要求。长坝站设计洪水成果见表1.4。表1.4坝址（长坝站）设计洪水成果表项目各频率（P%）设计值0.050.10.20.330.551251020Q(m³/s)10000936086908190779071106410548047103940W24(亿m³)5.184.874.544.304.093.773.422.942.582.18W72(亿m³)9.088.728.137.707.336.756.135.274.623.912.5厂、坝水位流量关系曲线通过H中坝~H长坝相关线，也就是下游长坝站相应水位相关，坝址水位流量关系曲线就是将长坝站历年综合H~Q关系线转移于坝址。后再由坝址断面H~A、H~关系展开至设计、校核洪水流量部分，由此得出校核洪水位及坝址设计。厂、坝水位流量关系曲线见表1.5。表1.5坝厂址水位流量关系曲线表水位(m)406.59408.4408.5409.0409.5410.0410.5411.0411.5流量(m³/s)08.009.1026.281.1152251378536水位(m)412.0412.5413.0413.5414.0414.5415.0415.5416.0流量(m³/s)7108791040120013901580177019602170水位(m)417418419420421422423424425流量(m³/s)260030803560407045805090560061506720水位(m)426427428429430431432流量(m³/s)7300789084909090970010310109403地质3.1区域地质芙蓉江流域有较大的地形起伏及相当复杂的地貌条件，广阔的上游河道，略微平缓的两岸坡度，切割剧烈的中下游，河道两岸地势险峻、大多成为悬崖峭壁。本区位于云贵高原与四川盆地东南边缘交汇地带，相对高差500~1200m，属切割较剧烈的中山区。残存的高原夷平面有两级，高程在800~1500m之间，在山间发育有小型岩溶洼地。本区在大地构造上位处扬子台褶带中的娄山陷褶断束的近北端。以巫山~金佛山基底断裂为界，川东拱褶束在西侧；黔江拱褶束咋在东侧。区域地层属黔北川南地层分区，除缺失泥盆系外，寒武系至白垩系都有发育。鱼塘水电站及其所在区域都隶属于扬子台褶带中的娄山陷褶断束，区内构造形迹主要定型于燕山运动，大面积间歇性抬升是新构造时期地壳的主要表现，有着极其微弱的差异运动。通过调查地震带的活动强度和地震地质条件，发现此处根本不能发生6级以上地震。由GB18306-2001《中国地震动参数区划图》，本区地震动峰值加速度小于0.05g，相应基本烈度低于6度。3.2库区地质鱼塘水库位于芙蓉江中游，正是我们所说的峡谷型水库。正常蓄水位465m时，水库回水至跳蹬河口一带并与沙阡水电站尾水衔接，长约30km。鱼塘坝一带地表分水岭高程550~600m，水库蓄水后其最小宽度1.3km，平井组和断层破碎带构成六成以上的地段，剩下的四成为岩溶发育的红花园组和桐梓组，且分布于分水岭内侧。旧城~格林窝断层破碎带钙质胶结较好，没有新近活动迹象，且白云岩大多分布在分水岭的平井组和组成断层破碎带，夹带着少量硅质岩、石英砂岩和硅质泥质白云岩，岩溶发育程度较差，局部会起到一定的阻水作用。分水岭地段没有低于正常蓄水位的地下水位低槽，水库建成后不会随着断层破碎带集中渗漏于下游。故集中性渗漏问题不会存在于水库蓄水后。鱼塘水电站库区大多为纵向谷，横向谷仅在库尾跳蹬河汇口上、下游一带，河段长约3km。但白云岩及致密厚层~块状灰岩构成了很多的岸坡，它们大多为峭壁悬崖，总体稳定性好。而库岸岸坡的部位仅两处，由页岩构成，其一在白滩，出露地层属奥陶系湄潭组页岩，虽为顺向坡结构，但地形坡角与岩层倾角基本相同，且有稳定的产状；其二在跳蹬河汇口下游0.7~1.8km河段，志留系龙马溪组~韩家店组页岩表现为其出露地层，但河流流向几乎垂直于岩层走向。故在水库蓄水后，这两地段岸坡应该也足够稳定。库区不存在大的村镇、农田和重要文物及矿产，没有严重的水灾现象。良好的芙蓉江流域水土，不多的固体径流来源，水库淤积几乎不影响工程。综上，由于水库工程地质条件并不繁琐，因此具备一定的成库条件。3.3坝址工程地质坝址地处石桥~鱼塘背斜倾伏端，为横向谷，出露地层有中统十字铺组、奥陶系下统湄潭组和志留系下统龙马溪组、宝塔组组，岩性组合前者是砂岩、页岩与灰岩的不等厚互层，中部为灰岩，后者为深灰~灰黑色页岩、粉砂质页岩夹粉砂岩，略简单的地质构造以及较好的防渗条件。“V”型为坝址处河谷所呈现出的形状，其上、下游页岩分布区，河谷开敝。枯水期河水面高程408.96m，水深4~12m，水面宽50~60m，河床砂卵石覆盖层0~6.5m，ZK23钻孔下游一带，卵砾石厚度局部可达15~18m。正常蓄水位465m时，河谷宽约200m，宽高比约3.6:1。两岸山体高程500m左右，被上、下游页岩剥蚀所影响，山体略单薄，山底宽度100~120m。灰岩分布地段，基岩裸露，岸坡坡度一般大于45°，陡崖在反倾向侧常形成，崩积物在坡脚可见，厚度多为5.6~10.6m；页岩分布地段，地形平缓开阔，岸坡坡度一般在20°~25°之间，并伴随残坡积层，厚度多为0.5~5.7m。根据地质调查统计结果，坝基范围内砂岩、页岩和灰岩构成其岩性组成，它们所占比例分别为12.5%、27.1%和60.4%，由试验成果其湿抗压强度分别取60MPa~120MPa、50MPa~130MPa和9MPa~10MPa，表明坝基岩石大多为坚硬的灰岩，所夹软岩类的页岩，通过不可或缺的工程处理后，其承载强度能够符合修建70米级大坝的要求。坝址处为横向谷，岩层倾向下游，岩体透水性弱，岩性组合中非可溶性碎屑岩类与可溶性碳酸盐岩类间层分布；灰岩岩组厚度小，并被上、下层位之巨厚层页岩夹持，岩溶具有较弱的发育强度，没有深部岩溶及大型岩溶管道系统，利用巨厚层页岩可形成全封闭帷幕，两岸防渗线路及坝基水文地质条件并不复杂。钻孔地下水位长期观测资料显示坝址两岸有着高于正常蓄水位的地下水分水岭。通过水质分析查出坝址区地下水和地表水都不会侵蚀混凝土。以上，本坝址没有影响工程的重大地质问题，所以具有一定的建坝条件。3.4天然建筑材料工程所需天然建筑材料质量和储量都大致满足工程所需。a)土料场位于坝址上、下游两岸1km范围内处，采运方便快捷。b)坝址下游⑧号砂砾石料虽然不适合用做混凝土骨料，但可用作次堆石区的坝体填筑。c)苦塘料场位于坝址上游左岸约500m，简易公路从坡顶通过，可当作堆石料备用料场或混凝土人工骨料料场。d)南家槽料场距坝址平距1.2km，地处坝址上游芙蓉江右岸，已有公路从坡脚通过，可以此为临空面进行逐层开采，运输快捷；而部分溶洞有着粘土及碎、块石充填物，应予以剔除。e)大湾头位于坝址下游，可作为备用料场。4.工程任务和规模4.1地区社会经济概况遵义市在我国贵州省北部，地形地貌大多表现为河谷坝子、山地和丘陵。全市占地面积共计30762km2，是17.68%的贵州省总面积。其北部紧靠重庆市、西部与四川省相邻，东部和南部毗邻于贵州省内五个地、州、市。市内有729万的常驻人口，大约有10%属于少数民族，仡佬族、苗族、土家族在其中居多，同时729万人口中有626万的农村人口，占全市总人口的85.9%。市内现有耕地597.3万亩，平均每人占有耕地0.86亩，农民人平耕地0.99亩，597.3耕地中有286.8万亩水田，为48%的市内所有耕地面积。遵义市与其他地区相比的较好资源主要为能源资源和矿产资源。遵义市主要能源矿产为煤炭资源，全市总储量257.51亿t，保有储量为63.31亿t，占全省的12%，因此被作为不可或缺的的能源矿产输出地区。矿产资源方面，全市目前已发现40多种矿产，其中有很多具有一定的工业开采价值，其中的优势矿产有铝、汞、锰、硫铁矿等。铝土矿已探明各级矿石工业储量7622万t，预计远景储量在1亿t以上；汞矿已查清汞金属储量1.85万t，占世界总储量的14%、35%的全省储量，如务川县为全国四大汞矿产地之一；锰矿是贵州的特色矿种之一，且矿点集中，已探明储量5398.4万t；而在水能资源方面，可开发的水能资源4280MW，占全省的26.1%，已开发水电装机容量740MW，仅仅占可开发量的17.3%，因此是省的水能富集区。2002年，全市实现国内生产总值比去年增长了10.0%，为277.18亿元，财政总收入比上年增长12.74%，达30亿元，农民人均纯收入比上年增长3.7%，有1809元，国民经济将长期保持稳定增长。经济构成中，交通建设被工业经济看作先导，主体为重工业建设，特征为资源开发，建设了一定规模的原材料工业和基础设施，同时对全市的产业结构和工业布局进行了一定的完善，进一步优化主要工业产品结构，促进以烟酒为支柱，融电力、造纸、煤炭、机械、酿酒、建材、纺织、汽车制造、化工、电子仪器、食品加工、金融等为一体的较为完整的工业体系得以初步形成，能源工业“西电东送”战略也取得了一定的效果，2002年全市规模工业主要产品有水泥、原煤、卷烟、食用植物油、机制纸及铁合金、纸板、饮料酒、铝锭、化肥、发电量和合成氧等。畜牧业取得了较远的未来发展，农业经济主要为种植业，水稻、玉米、小麦和洋芋为主要粮食作物，经济作物有花生、烤烟及油菜等。遵义市县国民经济发展情况见表1.6。表1.6遵义市国内生产总值发展情况表年份199719981999200020012002国内生产总值（亿元）193.97213.34234.60241.00251.98277.18其中：第一产业（亿元）77.0979.7882.9481.2283.1386.87第二产业（亿元）66.5678.9589.6393.7589.08101.79第三产业（亿元）50.3254.6362.0266.0379.7688.52增长率（%）14.759.999.972.734.5610.00遵义市具有大量的自然资源，全市国民经济的高速增长被国家实施西部大开发带来了前所未有的发展机遇。由于加快基础设施建设的政策取向是此次国家西部大开发的重点，所以遵义市开始找出自身的资源优势和区位条件并将它们结合，在《遵义市国民经济和社会发展第十个五年计划纲要》中明确提出：无论是在社会发展方面还是国民经济方面，遵义市都不会放过此次机会，大力发展化学工业、冶金工业、建材工业、机电工业，加快实施电煤基地建设和“西电东送”工程，尽快持续保持在10%以上的全市国民经济增长率。预计到2005年，全市国内生产总值为406亿元，2010年将继续上升至654亿元。遵义市国民经济现状及发展规划指标见表1.7。表1.7遵义市国民经济现状及发展规划指标表年份19901995200020052010国内生产总值（亿元）57.52147.32241.00406654其中：第一产业（亿元）25.0863.4781.22107.58-第二产业（亿元）19.7352.8893.75162.40-第三产业（亿元）12.7030.9666.02136.01-年均增长率（%）16.8220.682.7310.0010.004.2开发任务及工程建设的必要性本工程的主要目的为发电，同时还需要考虑养殖、灌溉等。由《遵义电网发展规划（2000-2010）》及《遵义电网“十五”发展规划》，全市在2000年实现857MW综合最大用电负荷、47.38亿kW·h用电量的基础上，兼顾本地区国民经济发展在西部大开发的帮助下不断增长，现估计“十五”期间遵义电网全社会用电增长率为：用电负荷年均增长率11.1%、用电量年均增长率10.0%，即2005年达到1451MW综合最大负荷，76.34亿kWh全网用电量。“十一五”期间电力电量用电水平年均增长率大概为8.5%，预计2010年达到115亿kWh用电量，2180MW电网综合最大负荷。鱼塘水电站水库带有一定的周调节能力，3.052亿kWh年平均发电量，75MW电站装机容量，可以定作中型水电站，部分调频、调峰、事故备用任务可在系统中完成，其建设对大力提高系统供电质量，逐渐完善遵义市电力系统电源结构。以西部大开发为转化资源优势为产业和经济优势的政策取向来衡量，建设鱼塘水电站能开发芙蓉江大量的水能资源，同时满足于社会发展和地方国民经济需要，对实施“西电东送”、“黔电送粤”、“黔电济渝”战略，也有着十分积极的帮助作用。建设鱼塘水电站，不仅可以促进丰富矿产资源，还有利于开发全县工农业发展，都对社会发展和全县国民经济起到良好的促进作用，并为实现当地政府提出的实现“三大突破”、实施“三大战略”、突出“四大地位”建设新思路的实施起到垫脚石的作用。所以，无论是从从推动电站建设地区经济发展需要来看，还是经济优势政策角度和转化资源优势为产业而言，将建设鱼塘水电站提上日程都是一个明智之举。4.3特征水位选择4.3.1正常蓄水位选择正常蓄水位465.0m由原可行性研究报告审查纪要确定，同时考虑其他相关因素，选择正常蓄水位通过本阶段拟定462.5m、465.0m及467.5m三个水位方案来确定，通过比较后发现：a)鱼塘水电站水库地处深山峡谷之中，各正常蓄水位方案淹没人口分别为30人、62人、112人，淹没耕地784.5亩、948.2亩、1142.6亩，实物淹没数量相对于本电站开发规模来说稍小，方案间淹没指标也没有明显不利级差反映，不会决定性最终的方案选择。b)随着鱼塘水电站正常蓄水位由462.5m增长到467.5m，库容系数也由0.94%增长到1.15%，并没有很大程度改变水库调蓄性能，沙阡电站梯级连续运行及与电站单独运行两种情况下，年发电量提高了0.130~0.138亿kWh，相邻方案间保证出力提高了0.66~0.74MW，相对于低方案年发电量及保证出力，方案间增幅分别为4.26~4.64%和5.50~7.24%，高方案更值得选择。同时，从减少鱼塘水电站对上游沙阡电站能量指标影响的角度看，鱼塘水电站正常蓄水位最好不超过465.0m高程。经过上述可知，鱼塘水电站方案间能量指标相差不会太多，指标绝对增加值更好为467.5m高方案，相对增幅最好选择465.0m方案。c)随着水位的不断抬升，各正常蓄水位方案和工程投资也会跟着随之增加，46244万元是467.5m水位方案所需花费，40515万元为462.5m方案所需花费，5729万元为大小方案的投资最大差值，若考虑其他，比如电站装机因素，则三个水位方案的单位装机投资由低到高，分别为5627元/kW、5681元/kW、5929元/kW，单位电量投资分别为1.389元/kWh、1.396元/kWh、1.453元/kWh很显然462.5m和465.0m水位方案更应该被选择；各方案年费用分别为6232万元、6253万元、6474万元，可以看出467.5m方案年费用过大，不应该被继续考虑；对于462.5m和465.0m两个水位方案年费用及单位投资等指标大致一样，不存在显而易见的经济指标好坏。以上，无论是从水库淹没损失、水能指标，还是从工程投资及经济指标等方面综合比较，都更应该选择465.0m正常蓄水位方案。故本阶段决定鱼塘水电站水库正常蓄水位为465.0m。4.3.2死水位选择除了发电外鱼塘水电站没有其它特殊综合利用要求，在确定正常蓄水位465.0m之后进行死水位选择，死水位选择需要考虑有利于系统运行及电站能量指标等因素，结合水库泥沙淤积高程进行综合比较得以最终确定。本阶段拟定比较451.0m、453.0m、455.0m及457.0m四个死水位方案，之后从中选择。通过对电站预想出力、所拟各死水位方案能量指标变化、水库特性以及工程投资的影响进行综合比较，决定455.0m为最合理的死水位方案。故本阶段决定鱼塘水电站水库死水位的最佳选择为455.0m。4.4装机容量选择遵从业主工程建设安排，原定计划在2005年前后建成鱼塘电站，但又想到本电站为遵义电力系统内规模较大的中型水电站且具有一定的周调节性能，同时在系统中会将负责部分调频、调峰、事故备用任务，其设计负荷水平年依据《水利水电工程动能设计规范》（DL/T5015-1996）规定，最终确定为2010年。比较选定鱼塘电站装机容量，主要是根据本电站水库的调节性能，还有之后建设上游沙阡电站的有利影响，比较其他相似电站，以装机与保证出力倍比6倍左右、电站装机利用小时4000h左右为控制条件，从电站装机的经济合理性角度，拟定66MW、75MW和84MW三个方案进行比较最后确定最佳选择。装机容量越大，鱼塘水电站多年平均发电量就越大。方案间电量差值分别为1420万kWh和1190万kWh，补充装机利用小时分别为1578h和1322h，各方案发电水量利用程度72.55%、76.36%、79.60%稍许提升，根据能量指标显示，增大装机更应该被选择。但从装机与保证出力倍比值结合水库调节性能看，若鱼塘水电站建成后持续处于单独运行状态，则84MW方案装机有点大材小用。三个装机方案工程静态总投资分别为41790万元、42610万元及44515万元。以投资单位指标衡量，三个方案单位装机投资分别为6331元/kW、5681元/kW、5300元/kW，以增大装机有利，三个方案单位电量投资分别为1.436元/kWh、1.396元/kWh、1.404元/kWh，最佳选择为装机75MW。鱼塘水电站上游梯级沙阡电站带有不完全年调节能力，与上游梯级沙阡电站梯级连续运行时，只考虑梯级过流能力协调方面，75MW方案为最佳选择。以上，鱼塘水电站的三个装机容量方案，从减少工程造价，最大程度上利用水资源，有利系统调度运用，结合梯级电站过流能力相协调等方面综合考虑，75MW装机容量是更合理的选择。故本阶段推荐最佳鱼塘水电站装机容量为75MW。5.工程布置及主要建筑物5.1工程等级鱼塘水电站水库正常蓄水位465.00m，相应库容0.944亿，总库容1.20亿。电站装机2台，总装机容量75MW。由《水利水电工程等级划分及洪水标准》和中华人民共和国《防洪标准》，可见本工程属等大(2)型工程。消能防冲建筑物设计洪水重现期为50年；3级建筑物有厂房、引水道，设计洪水重现期为50年，校核洪水重现期为200年；2级建筑物有主要建筑物溢洪道、混凝土面板堆石坝，设计洪水重现期为100年，校核洪水重现期为2000年。工程区地震基本烈度小于6度，工程按6度设防。5.2坝线坝型比选考虑到坝址地形地质条件，拟定比较混凝土重力坝、混凝土拱坝、混凝土面板堆石坝3种坝型，各方案枢纽布置见下：5.2.1混凝土重力坝方案混凝土重力坝的最低建基面高程387.00m，坝顶高程469.50m，最大坝高82.50m。防浪墙顶高程470.50m。溢流坝段为8.0m,下游坝坡1:0.8。上游面铅直，非溢流坝段下游坝坡1:0.82，下游起坡点高程为462.902m。坝底最大宽度61.0m。坝顶总长249.00m，不设纵缝于坝体处，按17.5～22.0m从右岸到左岸设横缝，总计分13个坝段，其中3#～7#坝段为溢流坝段，长90.50m，1#～2#坝段和8#～13#坝段为非溢流坝段，分别长40.98m、123.17m。在9#～10#坝段进行引水道取水口布置。在河床中间对泄水建筑物进行对称布置，共设4孔泄洪表孔，孔口尺寸为14.0m×14.0m（宽×高）。溢流堰采用“WES”型实用堰，堰顶高程451.0m，孔口净宽14.0m，边墩厚2.5m，中墩厚3.5m。堰顶处安置平板检修门及弧形工作门，检修门启闭由坝顶门机控制，弧形工作门由坝顶液压式启闭机启闭。堰面曲线下接1:0.8的斜线段与半径R=25.0m的反弧相连，后接长为119.463m消力池，消力池池底高程为402.0m。采用消能尾坎、宽尾墩及扩散式消力池组合消能方式，更能增强其消能效果。引水发电系统包括压力钢管、进水口和地面厂房。压力钢管为两条内径为4.8m的明管，压力钢管单根长124.25m，进水口为坝式进水口，将两台水轮发电机组安装在厂房内，在左岸坝轴线下游约113m处有一电站厂房，采用岸边地面式厂房，厂房尺寸为61.02m×21.5m×47.25m（长×宽×高）。5.2.2混凝土拱坝方案混凝土拱坝、坝身泄洪表孔、右岸引水建筑物、左岸混凝土重力(副)坝及地面式厂房、开关站等组成工程枢纽。3圆心双曲拱坝被混凝土拱坝所采用。拱坝坝顶高程470.5m，最大坝高80.5m，最低建面高程390.0m，拱冠梁上下游坝面曲线均为2次曲线，上游面最大倒悬度0.28，下游面最大倒悬度0.21。拱冠处底厚26.85m，厚高比0.334。坝顶宽5.0m。从拱冠至拱端各层水平拱圈逐渐加厚。拱圈中心最小半径69.58m，最大半径126.17m，坝顶上游弧长192.33m，底部最小中心角501427.42，最大中心角940954.00（坝顶470.5m高程）。4孔泄洪表孔被泄洪建筑物所采用，在坝身拱冠部位进行对称布置，“WES”型实用堰被溢流堰所采用，堰顶高程451.00m，孔口尺寸为14.0m×14.0m（宽×高），中墩从上游至下游由宽变窄，边墩厚2.0m，下游最小厚度3.93m。设平板检修门和弧形工作门于表孔，坝顶门机控制平板检修门，在坝顶设置液压启闭机，弧形工作门由液压启闭机进行操作。挑流消能是表孔出流采用的方式，挑坎高程436.00m，挑角10°，反弧半径20.0m。最大泄量8970m³/s。为形成水垫塘而在下游坝0+120.342m处设置高度为20.0m的二道坝，水垫塘底板长110.6m，底板高程400.00m，厚2.0～3.0m。二道坝采用“WES”型实用堰，堰顶高程415.00m，上游面铅直，下游面用反弧与海漫相连，反弧半径15.0m。海漫厚1.0m，长20.0m，宽75.0m，采用低碳钢镀锌机编石笼结构。引水隧洞、进水口和地面厂房等组成引水发电系统，并将此系统布置于右岸。两条引水隧洞平面上平行直线布置引水至发电机组，引水隧洞总长度206.40m。隧洞后部用钢板衬砌，前部采用钢筋混凝土衬砌。进水口为墙式进水口，进水口底板高程444.00m。布置电站厂房于右岸，主变紧靠安装场右侧布置，布置开关站于主厂房右侧山坡，主厂房平面尺寸为61.02×21.5×47.25m（长×宽×高）。安装两台混流式水轮发电机组，机组安装高程407.10m，机组间距17.0m。副厂房紧靠主厂房上游侧布置。5.2.3混凝土面板堆石坝方案混凝土面板堆石坝坝顶高程472.00m，防浪墙顶高程473.20m，坝顶宽8.2m，坝轴线长175.70m，河床趾板建基面高程397.00m，最大坝高75.00m。上游坝坡为1:1.4，下游坝坡为1:1.3接外马道，综合坡比1:1.425，大坝最大底宽213.00m，坝体总填筑方量80.28万m³。高程会影响混凝土防渗面板的厚度变化，确定板厚需要按照公式t=0.3+0.003H计算，面板按12m及6m间距分缝。趾板宽4~6m，厚0.5~0.6m，安置于弱风化基岩之上。坝体选用建筑物基础开挖料及灰岩石料分区填筑，坝身堆石体从上游至下游依次分为垫层、过渡层、上游堆石区、下游堆石区、抛石区（堆石排水棱体）及下游干砌石护坡等。岸边开敞式被溢洪道所采用，并紧靠面板坝左坝肩布置，其闸室轴线与面板坝轴线夹角。溢洪道由进水渠、闸室、泄槽及消力池组成。渠底板高程443.50m，进水渠底宽58.50m。溢洪道闸室共设4孔，孔口尺寸为12.0m×15.0m（宽×高），溢流堰采用“WES”型低实用堰，堰顶高程450.0m，孔口设平板检修闸门和弧形工作闸门，分别由坝顶门机和液压启闭机启闭。闸室下接泄槽，底坡1:1.7。底流消能方式被溢洪道下泄水流采用，由半径R=25m反弧将泄槽与消力池底板相接，消力池长119.637m，底板顶部高程400.00m，两侧导墙平面上按角向下游扩散。将差动式尾坎布置于池尾，高坎坎顶高程410.00m，高低坎平面相间布置，每段平面长5.0m，尾坎后接30.0m长海漫保护。布置引水道发电系统于右岸，由进水口、引水隧洞、地面厂房等组成。进水口底板高程444.0m。两条引水隧洞，内径为4.8m，无需设置调压井。2台水轮发电机组设置于地面式厂房，主厂房尺寸为61.02×21.5×47.25（长×宽×高）。在厂房右侧山坡上布置长38m，宽38m开关站。5.2.4坝型选择通过综合比较三种坝型，其中混凝土面板堆石坝，坝体为堆石结构，且基础处理简单，对地基的适应能力强，坝身绝大多为土石方工程，易于操作，施工工艺简单，很大程度上加快施工进度，尤其是节省工程投资等优点是混凝土拱坝和混凝土重力坝所不能比拟的，所以本阶段推荐采用混凝土面板堆石坝。5.3枢纽布置比选选定坝型为混凝土面板堆石坝。同时拟定了以下2个方案进行枢纽布置比较。5.3.1左岸引水发电系统方案在右岸坝肩布置4孔开敞式溢洪道，采用底流消能方式，泄槽后接消力池，消力池长116.372m。在左岸布置引水发电系统，采用坝式进水口，后接两条明敷钢管，钢管内径4.80m，将2台水轮发电机组安装在厂房内，在厂房左侧进行开关站布置。进水口左侧采用混凝土重力坝与岸坡相接。5.3.2右岸引水发电系统方案右岸引水发电系统方案同坝型比较中的面板堆石坝方案。5.3.3枢纽布置方案选择从2个布置方案的施工条件、地形地质条件、工程量及投资进行比较，左岸引水发电系统布置方案明显劣于右岸引水发电系统布置方案，故本阶段最终采用右岸引水发电系统布置方案。5.4主要建筑物5.4.1溢洪道溢洪道由进水渠、泄槽、闸室及消力池组成，并布置于紧靠面板坝左坝肩，选用岸边开敞式，其面板坝轴线与闸室轴线之间的夹角为。渠底板高程为443.50m，进水渠底宽58.50m。溢洪道闸室共设4孔，孔口尺寸为12.0m×15.0m（宽×高），溢流堰采用“WES”型低实用堰，堰顶高程450.0m，孔口设平板检修闸门和弧形工作闸门，分别由坝顶门机和液压启闭机启闭。闸室下接扩散形泄槽，槽首净宽58.5m，槽尾净宽66.085m，底坡1:1.7。溢洪道下泄水流采用底流消能方式，由半径R=25.0m反弧将消力池底板与泄槽相接，消力池长119.637m，底板顶部高程400.00m，两侧导墙平面上按角向下游扩散。设差动式尾坎于池尾，高坎坎顶高程为410.00m，高低坎平面相间布置，每段平面长5.0m，尾坎后接30.0m长海漫保护。5.4.2混凝土面板堆石坝混凝土面板堆石坝坝顶高程472.00m，坝轴线长175.70m，防浪墙顶高程473.20m，河床趾板建基面高程397.00m，坝顶宽8.2m，最大坝高75.00m。设置人行道在坝顶上、下游两侧，中间为混凝土路面。为减少坝体填筑工程量，设“L”型混凝土防浪墙于坝顶上游，墙高5.0m，顶部高程473.00m，高出坝顶1.0m，墙底高程468.00m，高出上游正常蓄水位（465.00m）3.0m，坝顶高程为472.00m，高于校核洪水位0.51m。坝顶下游亦设“┙”型混凝土挡墙，墙高3.25m。墙底高程469.00m，顶部高程472.00m，设栏杆于墙顶，2%横向排水单坡设于坝顶。上游坝坡采用1:1.4。下游坡度按1:1.3接外马道，综合坡比1:1.425，共设2条2.0m宽水平外坡马道于下游坡，布置高程分别为450.500m、433.500m，下游堆石排水棱体顶部平台高程410.000m，平台宽5.0m。5.4.3引水隧洞进水口、引水隧洞、地面厂房等组成引水隧洞，并将其布置引水发电系统于右岸。在布置进水口于水库右岸，为岸边压力墙式进水口。进水口充分利用地形地质条件，建筑物稳定性好，引水渠开挖量少。进水口段设一道事故检修门和一道拦污栅，设通气孔于门后，进水口底板高程444.00m。在新鲜基岩上修建进水口底板，成洞条件较好。进水口的上游面与其底板呈垂直布置，喇叭口上唇采用1/4椭圆，其曲线方程为：。增设1个中墩在进水口喇叭口段上游侧，使进口处成为2孔，能够减少拦污栅的跨度，事故检修闸门孔口尺寸4.8m5.0m（宽高），每孔拦污栅槽孔口尺寸为6.5m7.3m（宽高），闸门后设通气孔（兼进人孔），每一进口2个，采用圆形断面通气孔，直径为0.9m，进水口顶部高程472.00m。两条引水隧洞内径4.8m，两条引水隧洞平面上平行直线布置引水至发电机组，引水隧洞自进水口至厂房蜗壳进口总长206.4m。隧洞前部采用钢筋混凝土衬砌，后部用钢板衬砌。5.4.4厂房、开关站安置电站厂房于右岸，主变紧靠安装场右侧布置，安置开关站于在主厂房右侧山坡上，主厂房平面尺寸为61.02×21.5×47.25m（长×宽×高）。在主厂房内布置两台混流式水轮发电机组，机组间距17.0m，机组安装高程407.10m。副厂房紧靠主厂房上游侧布置，分５层布置机电设备。厂房防洪标准按50年重现期洪水设计，200年重现期洪水校核，相应下游水位分别为424.07m和426.19m，尾水闸墩顶部高程426.85m，尾水管出口底板高程398.148m。设有中墩于尾水管扩散段，出口断面为2个4.163×3.795m的孔口，孔口下游侧设有检修门槽和平板检修门，启闭由尾水平台上的单向门机控制。尾水渠反坡段采用圆心角为60º的圆弧，接河床高程407.70m，再以一直段接原河道。进厂公路可直接连接到右岸公路，交通方便。由于考虑到主变运输以及今后方便运行检修，主变紧挨安装场右侧布置，平面尺寸为15.5×28.6m，布置两台型号为SF10-50000/110主变。开关站地面高程为435.0m，平面尺寸为38.0×39.5m。6水力机械、电工、采暖通风及金属结构6.1水力机械6.1.1机组机型选择发电是鱼塘水电站开发的必要任务，同时还需考虑养殖、灌溉等因素。所以通过比较经济技术情况，以及兼顾电站的实际情况，最终确定出两个水轮发电机组：水轮机型号：HLA551-LJ-315额定功率：38.66MW额定转速：187.5r/min飞逸转速：353.8r/min额定流量：89.05m³/s吸出高度：－2.5m平均效率：90.23%最高效率：95.0%发电机型号：SF37.5-32/6500额定容量：37.5MW/44.12MVA额定转速：187.5r/min额定电压：10.5kV额定功率因数：0.856.1.2调节保证计算单机单管是本电站引水方式，而甩负荷需要按照单台机组考虑。参考推荐的引水系统和机组，通过调节保证计算，基本符合调节保证标准的要求。6.1.3厂用桥机水轮发电机转子（带轴）是电站机电设备的最重起吊件，重171.5t左右。故为满足设备安装和检修的需要，在技术经济方面，对单小车和双小车起重机进行比较，最终选定1台200t/30t单小车电动桥式起重机，跨度18.5m，主钩起升高度30m，副钩起升高度30m。6.2主要机电设备布置岸边引水式地面厂房是本电站主厂房，主厂房有主机间和安装间两部分，其主要尺寸为：机组间距17m，主厂房总长61.02m，上部结构宽21.5m。其中安装间长23.0m，符合机组安装、检修等要求。水轮机吸出高度为－2.5m，电站1台机组运行时的下游尾水位为409.19m，机组安装高程为407.10m，尾水管底板高程为398.148m。水轮机层地面高程为410.6m，发电机层地面高程为418.6m，安装间地面高程为427.0m，桥机轨顶高程为438.5m。主厂房上游侧安置本电站副厂房。在水轮机层副厂房进行发电机励磁变压器、厂用电变压器布置，地面高程为414.800m；在发电机层副厂房布置10.5kV发电机电压开关柜、厂用电配电屏，地面高程为418.600m；在主厂房外安装场一端布置两台主变，地面高程为426.850m；在主厂房右边的平地上布置110kV开关站，占地面积为38m×38m，地面高程为435.000m；在坝顶配电房内布置坝顶变及配电屏。6.3电工一次6.3.1接入电力系统根据<<贵州芙蓉江鱼塘水电站2×37.5MW工程接入系统设计>>及其审查意见，建设完电站后，采用110kV电压等级，出线一回，接入正安县110kV变电站，输送距离35km。本电站具备一定的调相调压运行功能，更重要的是，具有在有功功率额定时，进相0.95运行的能力。6.3.2电气主接线电站接入系统方式、电站装机台数、出线回路数和电压等级等基本资料决定电气主接线的选定。本电站装有两台水轮发电机组，其与主变压器有两种连接方式，一种为扩大单元接线，全站采用一台主变；其二为单元接线，设置两台主变于全站。电气主接线采用发电机电压侧采用单元接线，110kV侧为单母线接线，出线一回。本电站厂用电可从两段发电机电压母线上各取得一回电源，设置二台厂用变压器，互为备用。厂用电采用单母线分段接线。6.3.3主变压器选用主变压器的主要参数如下：台数：2台型号：SF10-50000/110额定容量：50MVA额定电压：1212×2.5%/10.5kV6.4电工二次全计算机监控系统结构模式被鱼塘水电站监控系统使用，设计依靠的是“无人值班(少人值守)”的原则。由现地控制级和电站控制级一起构成的系统，此系统是一组以光纤以太网为前提的分层分布式开放系统。使用IEEE802.3以太网结构，最终达到对全站发电机组、主变压器、断路器及隔离开关、辅助设备等对象进行测量、控制和监视的目的，同时兼顾与工业电视监控系统、水情测报系统等之间的通信连接的作用。电站将接受遵义地调下达的调度任务。电站的电气测量按《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T5137-2001及《电力装置的电气测量仪表装置设计规范》GB50063-1990配置，监测对象有两台发电机组、两台主变压器、两回线路及坝变、厂变等。全微机保护方式被本电站继电保护使用，根据《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285--1993配置要求，根据电站实际接线特点拟定，同时还将参考《贵州芙蓉江鱼塘水电站工程可行性研究接入系统报告》及其审查意见。设一台PDS1024数字程控调度用户交换总机在中央控制室，容量初定120线，供全厂生产调度通信并兼作内部行政通信，该设备配有各种中继接口，可连接市话和载波机。6.5采暖通风引水式地面厂房是本电站厂房，采光好，通风也好，故自然通风被安装间地面以上的主、副厂房所采用，机械排风与自然进风被安装间地面以下的主、副厂房采用。中控室等采用空调器就需要室内空气温度调节。6.6金属结构溢洪道、电站引水发电系统和导流洞三大部分组成本工程金属结构设备。金属结构设备总计闸门（拦污栅）6种19套，重1027t，启闭机5种9台，重296t，门（栅）槽埋件6种14套，重198t，门机轨道重25t，金属结构部分总计重1546t。7.工程管理7.1机构设置参照《水库工程管理设计规范》的规定，鱼塘水电站工程接受贵州省及遵义市行业主管部门的领导。工程管理机构