时间：2023-03-16 16:36:56
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1.1引水发电系统
1.1.1取水口拦污栅及启闭设备
1)优化选型布置设计。发电引水隧洞喇叭口底槛678.50mm处设置1孔拦污栅，单孔孔口尺寸为7.5m×10.0m，检修平台高程717.00m，设计水头4.0m，最大引用流量为42.58m3/s，平均过栅流速为0.811m/s，拦污栅重量为26.0t，栅槽埋件重17.0t，型式为平面滑动式拦污栅。选用1台QPG2×250kN－38m高扬程卷扬式启闭机，安装高程726.20m，操作运行条件为静水启闭。2)蓄水安全复核计算。拦污栅主支承是增强四氟NL150CHI型滑块，最大线荷载为25kN/cm，反向支承是钢滑块。栅条间距50mm，栅体主材为Q235B，内力分析计算［2］成果为:主梁最大压应力为105.35N/mm2，发生在跨中处;最大剪力为21.01N/mm2，发生在支座处;最大挠度为9.5mm，发生在跨中处;栅条弯应力为53.1N/mm2，发生在跨中处。拦污栅重量为247kN，提栅清污时考虑污物重量为100kN，拦污栅启闭力为450.1kN，启闭机容量为2×250kN。
1.1.2取水口事故闸门及启闭设备
1)优化选型布置设计。在拦污栅的下游设置1扇事故闸门，孔口尺寸为4.5m×4.8m，底槛高程680.00m，检修平台高程717.00m，设计水头37.0m，闸门型式为平面定轮钢闸门。选用1台安装高程为726.20m上的QPG2×800kN－38m高扬程卷扬机控制闸门，操作运行条件为动闭静启。2)蓄水安全复核计算。闸门由门叶结构、水封装置、4个简支轮主支承(同时兼做反向支承)、4个侧向限位装置和充水阀装置等组成。受力计算采用假设平面体系，按照实际可能发生的最不利荷载组合情况，进行强度、刚度和稳定性验算。闸门在设计水头下动水操作会受到不同程度的动力荷载，动力系数取1.1。门体材料为Q235B，内力分析计算结果为:闸门承受的静水压力为7713.7kN，动水压力为8485.1kN;面板折算应力为157.03N/mm2;主梁最大压应力为128.1N/mm2，位于跨中处。最大剪力为49.2，位于支座处。最大挠度为2.71mm，位于跨中处;主轮与轨道的接触应力为844.06N/mm2;主轨颈部局部承压应力为173.36N/mm2;闸门闭门力为－659.1kN，启门力为479.6kN，持住力为1394.4kN;启闭机容量为2×800kN。
1.2泄水系统闸门及启闭设备
1.2.1溢洪道弧形工作闸门
1)优化选型布置设计。该闸门设置在溢洪道上，底槛设置在堰顶下游侧704.80m处，堰顶高程为717.00m，共设置3孔闸门，启闭机安装高程为719.50m。闸门运行方式为动水启闭，主要承担水库的泄洪任务。闸门的孔口尺寸为12.0m×8.5m(宽×高)，设计水头为8.2m。型式为露顶式弧形闸门，其面板曲率半径为10.0m，支铰高度为5.5m，其结构布置见图1。2)蓄水安全复核计算。闸门由门叶结构(焊接件)、水封装置、支臂、支铰和侧轮等所组成，支承为斜支臂。受力计算采用假设平面体系，并按照实际可能发生的最不利荷载组合情况，对闸门的设计条件和校核条件进行强度、刚度和稳定性验算。闸门在动水操作条件下各部件尚需承受的不同程度的动力荷载，故将设计水头作用在闸门部件上的静水压力乘以动力系数，考虑为最不利的荷载组合，动力系数取1.1。门体材料为Q235B，内力分析计算结果表明:闸门承受的静水压力为4218.0kN，动水压力为4639.8kN;面板折算应力为181.8N/mm2;主梁最大压应力为106.3N/mm2，位于跨中处。最大剪力为69.2，位于支座处。最大挠度为4.36mm，位于跨中处;支臂平面内应力为76.2N/mm2;主支臂平面外应力为66.3N/mm2;闸门启门力为441.7kN，闭门力为246.3kN;启闭机容量为2×250kN。
1.2.2放空底孔进口事故闸门
1)优化选型布置设计。在放空底孔进口设置一道事故闸门，孔口尺寸为2.5m×2.6m(宽×高)，设计水头52.0m。底槛高程为665.00m，检修平台高程为717.00m，启闭机安装平台高程为723.50m。闸门运行方式为动闭静启，由1套QPG800kN－53m高扬程卷扬机控制。当水库需要放空时小开度提门充水平压，待前后水压差小于4m时，再开启事故闸门。2)蓄水安全复核计算。闸门由门叶结构(焊接件)、水封装置、4个悬臂轮主支承(同时兼做反向支承)、4个侧向限位装置等所组成。受力计算采用假设平面体系，按照实际可能发生的最不利荷载组合情况，进行强度、刚度和稳定性验算。闸门在设计水头下动水操作会受到不同程度的动力荷载，动力系数取1.1。门体主材为Q235B，内力分析计算结果表明:闸门承受的静水压力为3491.5kN，淤沙压力为619.6kN，总压力为4111.1kN;面板折算应力为187.9N/mm2;主梁最大压应力为101.27N/mm2，位于跨中处。最大剪力为65.4，位于支座处。最大挠度为0.76mm，位于跨中处;主轮与轨道的接触应力为663.1N/mm2;闸门启门力为769.1kN，闭门力为－22.0kN，持住力为206.3kN;启闭机容量为800kN。
1.2.3放空底孔出口弧形工作闸门
1)优化选型布置设计。在放空底孔出口设置一道弧形工作闸门，孔口尺寸为2.5m×2.2m(宽×高)，承压水头为52.0m，型式为潜孔式弧形钢闸门，底槛高程为665.00m，检修平台高程为668.70m，启闭机安装平台高程为674.60m。闸门运行方式为动水启闭，选用1套QH-SY－500/150kN－4.0m弧门潜孔液压启闭机控制闸门，闸门长期处于闭门挡水状态。当水库需要放空时，动水开启该闸门锁定于检修平台上，待放空完毕，放下工作闸门封闭孔口蓄水。2)蓄水安全复核计算。闸门由门叶结构(焊接件)、水封装置、2个支铰支承和4个侧向限位装置等所组成。受力计算采用假设平面体系，按照实际可能发生的最不利荷载组合情况，进行强度、刚度和稳定性验算。闸门在实际操作中会受到不同程度的动力荷载，动力系数取1.1。门体主材为Q235B，内力分析计算结果为:闸门承受的静水压力为3329.7kN，动水压力为3662.7kN;面板折算应力为183.9N/mm2;主梁最大压应力为33.2N/mm2，位于跨中处。最大剪力为24.4，位于支座处。最大挠度为0.12mm，位于跨中处;支臂平面内应力为98.4N/mm2;闸门启门力为248.8kN，闭门力为122.7kN;启闭机容量为500/150kN。
1.2.4导流隧洞封堵闸门
1)优化选型布置设计。导流隧洞进口设置封堵工作闸门一扇，孔口尺寸为5.0m×6.5m(宽×高)，承压水头为44.3m，闭门水头:20m，型式为潜孔式平面钢闸门，底槛高程为647.70m，检修平台高程为659.00m，启闭机安装平台高程为667.50m。闸门运行方式为动水启闭，选用1套QPQ630kN－13m卷扬式启闭机控制闸门，闸门仅用于导流隧洞封堵时使用，导流隧洞在枯水季节封堵下闸门。因受启闭机平台高程的限制(启闭机平台高程为667.50m)，闭门时最不利水头工况为启闭高程，即水头为20m，因此整个闸门启闭按最不利的情况下水头20m计算。2)蓄水安全复核计算。闸门由门叶结构(焊接件)、水封装置、12个主滑块和8个反向滑块装置等所组成。受力计算采用假设平面体系，按照实际可能发生的最不利荷载组合情况，进行强度、刚度和稳定性验算。门体主材为Q235B，内力分析计算结果为:闸门承受的静水压力为13501.9kN，发生在设计水头44.3m处;材料容许应力(抗拉、抗压和抗弯)为142.5kN，容许应力(抗剪)为85.5kN;面板折算应力为138N/mm2;主梁最大压应力为84.6N/mm2，位于跨中处。最大剪力为71.92，位于支座处。最大挠度为3.78mm，位于跨中处;闸门闭门力为145kN;水柱压力为898.60kN;启闭机容量为630kN。
2结语
关键词：小水电站；设计；经验
1水轮机的选择
水轮机是水电站一个十分重要的设备，水流的动能和势能转换成机械能就是通过水轮机来实现的。水轮机选择合理与否，直接影响到机组的效率和运行的安全性、经济性。
1.1机组台数的选择
农村小水电站机组台数与电站的投资、运行维护费用、发电效益以及运行人员的组织管理等有着密切的关系。通过多年设计和运行经验表明：农村小水电站机组台数一般为1～4台，且型号应尽量相同，以利于零部件通用和维修管理方便，其中每座电站2台机组居多。
1.2水轮机型号的选择
水轮机型号的选择合理与否，直接影响到水轮机的运行效率、汽蚀和振动等。选择型号时，既要考虑水轮机生产厂家的技术水平和运输的方便程度，又要确保水轮机常处于较优的运行工况，即尽量处于水轮机运转特性曲线图的高效区。尤其是机组运行时，水头的变化不要超过水轮机性能表的水头范围，否则会加剧水轮机汽蚀和振动，降低水轮机效率。
1.3机组安装高程的确定
水轮机的安装高程不能超过水轮机允许的最大吸出高度，否则会引起水轮机转轮的汽蚀、振动等不良现象，因而缩短机组的运行寿命。
（1）卧式机组：安=Z下+hs-/900-D/2
（2）立式机组：安=Z下+hs-/900
式中Z下——尾水渠最低水位（m）；
hs——水轮机理论吸出高度（m），查水轮机应用
范围图及hs=f(H)曲线；
D——水轮机转轮直径（m）；
——水电站厂房所在地的海拔高程（m）。
为了消除或减轻水轮机汽蚀，可将计算出的安降低0.2～0.3m确定安装高程。
2电气主接线的拟定
小水电站的电气主接线是运行人员进行各种操作和事故处理的重要依据之一。农村小水电站装机容量往往有限，一般装机台数不超过4台，相应电站的电压等级和回路数以及主变的台数都应较少。考虑到小水电站（尤其是单机100kW以下的微型电站）的机电设备供应比较困难，运行和管理人员的文化、业务素质普遍较差，从进站到熟练掌握操作、检修、处理故障及优化运行等也有一个过程。因此，农村小水电站的电气主接线在满足基本要求的前提下，应力求采用简单、清晰而又符合实际需要的接线形式。
对于1台机组，宜采用发电机—变压器组单元接线；对于2～3台机组，宜采用单母线不分段接线，共用1台主变；对于4台机组，宜采用2台主变用隔离开关进行单母线分段，以提高运行的灵活性。
3电气测量及同期装置
并入电网运行的小水电站电气测量应包括：三相交流电流、三相交流电压（使用换相断路器和1只电压表测量三相电压）、有功功率、功率因数、频率、有功电能、无功电能、励磁电流和励磁电压等的监视和测量。发电机的测量、监视表计、断路器、互感器及保护装置等装在控制屏上（发电机控制屏）；电网的表计、断路器、同期装置等装在同期屏上（总屏）。
保护装置
农村小水电站主保护装置的配置应在满足继电保护基本要求的前提下，力求简单可行、维护检修方便、造价低及运行人员容易掌握等。
4.1过电流保护
单机750kW以下的机组，可以采用自动空气断路器的过电流脱扣器作为过流及短路保护，其动作整定值可以通过调整衔铁弹簧拉力来整定，整定值一般为发电机额定电流的1.35～1.7倍。为了提高保护的可靠性，还可采用过流继电器配合空气断路器欠压脱扣器作过流及短路保护，继电器线圈电源取自发电机中性点的1组（3只）电流互感器，继电器动作值亦按发电机额定电流的1.35～1.7倍整定。
原理：当发电机出现短路故障时，通过过流继电器线圈的电流超过其动作值，过流继电器常闭接点断开，空气断路器失压线圈失电而释放，跳开空气断路器主触头，切除故障元件——发电机。
4.2欠压保护
当电网停电时，由于线路上的用电负荷大于发电机容量，此时电压大幅度降低，空气断路器欠压线圈欠压而释放，跳开空气断路器，以防电网来电造成非同期并列。
4.3水阻保护
当发电机因某种原因(如短路、长期过载、电网停电等)突然甩负荷后，机组转速会迅速升高，这种现象叫飞逸。如果不及时关闭调速器和励磁，可能造成事故。一般未采用电动调速的农村小水电站可利用三相水阻器作为该保护的负荷。
水阻器容量按被保护机组额定功率的70%～80%左右考虑。如果水阻容量过大，机组甩负荷瞬间，将对机组产生较大的冲击电流和制动力，影响机组的稳定，严重时可能造成机组基础松动。反之，如果水阻容量过小，达不到抑制机组飞逸转速的目的。水阻器采用角钢或钢板制成三相星型、三角型均可。
对于单机125kW及以下的电站，水阻池内空，以长为机组台数×（0.7～1）m，宽为（0.7～1）m，深为0.6～0.8m为宜，同时考虑机组容量大小，应在短时间内（如3～5min）不致于将池中的水煮沸。
在调试水阻负荷大小时，应在水中逐渐施加水阻剂，调试水阻负荷，直到达到要求为止。
4.4变压器过载、短路保护
变压器高压侧采用跌落式熔断器（或SN10-10型少油断路器）作过载、短路保护。运行经验表明，额定电压为6～10kV的跌落式熔断器只能用在560kVA及以下的变压器,额定电压为10kV的跌落式熔断器只能用在750kVA及以下的变压器。当变压器容量超过750kVA时，应采用油断路器。跌落式熔断器熔丝按下列公式选择：
当Se＜100kVA时，熔丝额定电流=（2～2.5）×高压侧额定电流；当Se≥100kVA时，熔丝额定电流=（1.5～2）×高压侧额定电流。
4.5变压器的防雷保护
某小型水电站工程位于阿坝州黑水县小黑水河下游，其作为小黑水河梯级开发工程的次一级水电站，整个小型水电站工程的开发模式以引水式水电站为主要形式，工程施工阶段需要依次完成首部枢纽、引水隧洞、调压井、压力管道、厂房以及升压站等构筑物的施工，所以该小型水电站工程在本质上属于典型的中水头径流引水式电站。该小型水电站在设计过程中的引水流量为16．90m3/s，其中首部底格栅栏坝的引水流量设计标准为2．11m3/s，将其与上游水电站尾水设计流量14．76m3/s，共同作为该小型水电站的设计引水流量，所以该小型水电站工程的装机容量为21MW，小型水电站每年需要运行近4745h，同时该小型水电站工程开发中不具备其他综合利用的要求。
2、对小型水电站引水系统进行优化设计的必要性
小型水电站工程在实际开发展具有良好的经济价值与应用前景，是水利水电工程领域中一种较为先进的流域开发方式，可以作为未来水利水电工程建设的成功案例进行参考。由于该小型水电站工程需要引用上级电站的发电尾水，上级发电站的发电尾水为14．76m3/s则基本可以达到其设计引用流量的87%左右，如果在该小型水电站设计阶段可以将这一部分尾水直接引入引水隧洞，由于这一部分尾水的清洁度较高则不需要设置底格栅栏坝引水廊道和沉砂池，这对降低该小型水电站首部的工程量与成本投入有着重要作用。
本文认为梯级水电站中上一级水电站与次一级水电站不仅存在电力联系，水力联系也是梯级水电站设计过程中不能忽略的一个主要因素，虽然电网负荷的平衡、机组躲避振动区、机组出力限制等方面会对其产生约束，同时也要满足防洪、灌溉、航运、生活及工业用水等多个社会方面的需求。因此，该小型水电站引水系统优化设计过程中，设计人员应充分考虑电离平衡、水量平衡、区间径流以及尾水衔接等多项问题，该梯级流域中上下2级水电站在设计中均设置了带有调压室的长隧洞，所以在引水系统优化设计中要充分考虑其缺少一个稳定的无压过渡段，再加上优化设计中由于要涉及到上下2级水电站不同的运行方式，所以要实现水力过渡这一过程是一个相对复杂的内容。
该小型水电站在运行过程中由于其引用流量的87%都是来自上级水电站，所以两所水电站的负荷变化容易对彼此之间产生影响，上级水电站在正常运行中如果突然丢弃全部负荷，则会导致该小型水电站在运行中的发电引用流量随之不断降低，这会导致该小型水电站需要通过立即关闭全部机组来避免其受到影响。如果导叶或调速系统在该种情况下发生故障，则要立即采取关系碟阀的措施来及时完成停机处理，才能避免该小型水电站的压力隧洞进水口不会因进气对系统产生影响，所以在充分考虑上下游两级水电站平顺连接和该小型水电站调节性能的要求，本文认为应该采用无压隧洞的优化设计方案来做为两级水电站的过渡段，避免该小型水电站在联合运行过程中因引水隧洞进气或水压过大而发生一些安全事故。
3、小型水电站引水系统的优化设计方案
3．1首部枢纽的优化设计
该小型水电站上级水电站尾水池后利用有压引水箱涵将尾水引入到左岸取水口处，引水箱涵在设计阶段以地下室暗涵的方式作为主要结构形式，其设计标准为长32m、宽7．1m、高3．4m的钢筋混凝土地下室暗涵，并通过分为2孔的方式进行布置，单孔的设计标准为宽2．3m、高2．4m。钢筋混凝土引水箱涵主要布置于沉沙池下游干砌石海漫段，在施工过程中要采用砂卵石对其进行分层碾压确保其密实度，底部需要通过合理设置盲沟排水来满足其运行要求，过水表层通过浇筑埋石混凝土来确保其整体性能可以满足运行要求。弼石沟来水需要经过沉沙池后才能进入到左岸取水口，这样便可以与上级水电站尾水会合后流入到该小型水电站的引水隧洞。
3．2 引水隧洞的优化设计
该小型水电站引水系统优化设计过程中需要对引水隧道的局部构造形式进行调整，将引水隧洞结构形式由原设计方案的马蹄形有压隧洞调整为城门洞形的无压隧洞，同时也要将城门洞形无压隧洞的设计标准调整为底宽3．1m、直墙高3．4m、最大净高4．41m，并且要将整个隧洞的进口底板高程控制在2292．8m，隧洞在施工过程中需要采用混凝土或钢筋混凝土衬砌，并要通过加固围岩来确保其整体稳定性，利用锚杆与固结灌浆来确保整个引水隧洞的结构强度可以满足运行要求。本文在优化设计中充分考虑到无压与有压隧洞之间连接的平顺，避免小型水电站运行中因上级水电站丢失负荷而出现无压隧洞封顶的事件，则要在有压隧洞与无压隧洞结合处通过设置侧堰溢流建筑物和溢洪道，并要通过将施工支洞改为泄洪洞来满足其整体运行要求。
3．3泄水隧洞的优化设计
为了满足该小型水电站运行需求则要将施工支洞改为泄水隧洞，泄洪隧洞在设计过程中要以垂直引水隧道方向进行布置，这样便可以溢流下泄的多余水量通过其排放到冲沟，然后汇入到主河中避免其对该小型水电站的整体运行状况产生影响。溢流侧堰与泄水隧洞在设计过程中要按照机组全甩负荷工况下的泄流量为标准，为了在设计过程中可以对洞室横向宽度进行适当的调整，进一步降低整个洞室在开挖施工中的施工难度，并要充分考虑侧堰只需要在小型水电站甩负荷时发挥泄流作用，所以在优化设计阶段采用薄壁堰作为主要的结构形式，将堰顶高程要控制在高出正常水位近0．1m左右，这样才能满足该小型水电站甩负荷时的整体运行要求。同时也要对与溢流堰后泄水陡槽相连接的泄水隧道形式进行优化设计，本文认为其可以采用城门洞形来满足整个系统运行要求，其设计标准为底宽1．7m、纵坡8．2%，这样便可以确保其泄流量达到16．88m3/s时泄洪隧洞的水深可以控制在1．174m左右，完全可以满足整个小型水电站引水系统的运行性能要求。
4、小型水电站引水系统优化设计结果分析
该小型水电站在优化设计中将有压隧洞前设置底坡为12．4%的无压过渡段，则可以作为上下两级水电站在运行过程中的无压引水与有压引水的连接过渡，其设计标准为长101.34m、底坡12．4%、前81．34m，其后20m部位则要作为一个平段，断面尺寸在设计过程中要与有压隧洞的断面尺寸保持高度一致。该小型水电站引水系统经过优化设计后，其底部栅栏坝的底宽优化为6．0m，沉沙池的净宽也优化为7．5m，其平均工作水深也优化为5m。进过对该小型水电站引水系统的整体优化设计，有效降低了施工单位在该小型水电站施工过程中的首部整体工程量，同时技术人员经过计算可以确定该小型水电站在采用无压隧洞后，上级水电站丢弃负荷后可以确保其有压隧洞在12min以内不会进入空气，这一段的时间完全可以做为该小型水电站在上级水电站故障后的应急事故处理时间，与原方案相比该优化后的方案设计不仅可以有效降低工程量，同时也对加强该小型水电站的管理与机组运行效率有着重要作用。
5、结语
甘溪三级水电站位于浙江省临安市甘溪中游，是甘溪梯级开发的第三级水电站，属典型的中水头引水式电站。工程枢纽主要由渠首枢纽、无压输水隧洞、前池、高压管道、发电厂房和尾水渠组成。电站装机容量2×400kW，设计水头34．6m，单机最大过流量1．5m3/s。多年平均发电量223万kW·h，年利用小时数2788h。电站出线T接至10kV甘溪线并网，输电线路长度为500m。
甘溪是天目溪的一条支流，上游建有甘溪一级水电站和甘溪二级水电站。甘溪一级水电站装机容量2×160kW，坝址控制流域面积19．6km2，水库总库容214万m3。甘溪二级水电站装机容量3×500kW，利用集雨面积33．5km2。甘溪流域内雨量充沛，多年平均降雨量1625mm。多年平均气温15．6℃，极端最高气温41．6℃，极端最低气温－13．2℃。
甘溪三级水电站渠首枢纽位于甘溪二级水电站尾水出口下游20m处，坝址控制流域面积40．3km2，区间引水集雨面积2km2。多年平均流量1．18m3/s，年径流量3721万m3。坝址设计洪水流量386m3/s（P＝10％），校核洪水流量522m3/s（P＝3．33％）。工程区地质条件简单，出露基岩为奥陶系上统於潜组页岩和砂岩，河床处砂砾石覆盖层厚1～3m，山坡处覆盖层厚0．5～2m，两岸台地覆盖层较厚。河道中水质清澈，泥沙含量很少。
2方案选择
2．1坝址选择
甘溪三级水电站是甘溪二级水电站的下一个梯级电站，坝址选择的原则为：1）满足与上级电站尾水位的衔接；2）满足进水闸和溢流堰的布置要求；3）不淹没耕地和房屋；4）使渠首枢纽工程造价最低。根据地形地质条件，坝址选定在甘溪二级水电站尾水出口下游20m处，该段河床宽约35m，坝型采用浆砌石溢流坝。
2．2厂址选择
厂址位于潘家村乌浪口，电站尾水排入支流乌浪溪中。设计中对上厂址方案和下厂址方案进行比选，下厂址方案与上厂址方案相比，水头增加3．6m，电能增加23万kW·h，效益增加9万元，投资增加25．2万元，差额投资经济内部收益率35．5％，故选用下厂址方案。
2．3无压输水系统方案选择
无压输水系统有隧洞方案和明渠结合隧洞方案两种布置形式，两方案的轴线长度基本相同。明渠结合隧洞方案是进水闸后接长度为425m的浆砌石明渠，其后仍为隧洞。经过比较，隧洞方案较明渠结合隧洞方案减少投资6．2万元，隧洞方案日常维护工作量少，且不占林地，故无压输水系统选用隧洞方案。
3主要建筑物
3．1渠首枢纽
渠首枢纽由拦河堰、进水闸和拦沙坎组成。拦河堰为折线型浆砌块石实用堰，溢流段长31．1m，堰顶高程224．63m，最大堰高2．23m，堰顶宽1．5m，上游面垂直，下游面坡度1∶2。堰体采用M7．5浆砌块石砌筑，外包30cm厚C20混凝土。由于上下游水位差小，溢流堰仅设置4m长的浆砌块石护坦来消能，堰体防渗采用混凝土防渗墙。
进水闸位于甘溪的左岸，紧邻甘溪二级水电站的进厂公路，采用侧向引水，引水角15°。设置1孔宽2m的闸孔，闸底板高程223．35m，后接无压隧洞。进水闸为胸墙式结构，闸室长4．46m，设1道拦污栅和1扇铸铁工作闸门，手动螺杆启闭机启闭，启闭机平台高程227．70m。由于河道中泥沙很少，且大部分淤积在上游的水库中，渠首枢纽不设置排沙设施，进水闸前设有拦沙坎，拦沙坎前考虑人工定期清沙。
3．2无压输水隧洞
进水闸至前池之间为无压隧洞段，长2354．947m。根据地形条件及施工要求，无压隧洞段由1号隧洞、2号隧洞、3号隧洞和1号钢筋混凝土埋管、2号钢筋混凝土埋管组成，1号隧洞长124．100m，2号隧洞长855．485m，3号隧洞长1315．362m。1号隧洞、2号隧洞、3号隧洞之间由钢筋混凝土埋管连接，1号钢筋混凝土埋管长50m，2号钢筋混凝土埋管长10m。隧洞沿线分布的岩性为奥陶系上统於潜组砂岩、页岩互层，上覆岩体厚度30～90m，整体性较好，属Ⅱ～Ⅲ类围岩。隧洞断面采用城门洞型，开挖断面宽2．4m，高2．65m（其中直墙高1．45m，矢高1．2m，半径1．2m），纵坡为1?2000，洞底采用10cm厚的C15素混凝土找平。隧洞进出口及断层地段采用钢筋混凝土衬砌，衬砌厚度30cm。连接段钢筋混凝土埋管采用箱型结构，净宽1．8m，高2．05m，壁厚0．3m。
在桩号2＋139．35处设置溢流支洞，把进入隧洞多余的来水排入支流乌浪溪中。溢流支洞长65m，断面呈城门洞型，开挖断面开挖宽2．4m，高2．65m。
3．3前池及压力管道
前池布置在厂房上游的山坡上，采用钢筋混凝土结构，总长21．2m。正常运行水位223．2m，最低运行水位221．9m，前池工作容积94．1m3，边墙顶高程224．7m。前池进水口前设拦污栅和事故钢闸门。
压力钢管布置在山坡中开挖出的管槽内，全长52．68m。因设计引用流量不大，压力钢管采用一管二机的供水方式，在厂房外45°卜形分岔成两支管。选定主管管径1．2m，钢板壁厚12mm。支管与蝶阀同直径，管径0．8m，钢板壁厚8mm。压力钢管在桩号管0＋021．44处设镇墩，每7米增设支墩，前池压力墙及镇墩后各设1个伸缩节。钢管槽底宽2．6m，左侧布置踏步，以便于压力钢管的日常维护。
3．4发电厂房
发电厂房位于潘家村山麓下，厂房基础全部座落在基岩上，根据机电设备的布置，采用地面式厂房。厂房内布置2台卧式水轮发电机组，机组轴线与厂房纵轴线平行，机组间距7．4m，上游侧布置蝴蝶阀和控制保护屏，安装间位于厂房的右端。发电机层地面高程188．64m，安装场地面高程189．60m。因发电机层与安装场之间存在高差，为便于设备的安装和检修，厂房内设1台5t的单轨手动葫芦，架设于屋面大梁下。厂房采用混凝土排架结构，砖墙围护，长22．0m，宽8．7m。
甘溪三级水电站位于浙江省临安市甘溪中游，是甘溪梯级开发的第三级水电站，属典型的中水头引水式电站。工程枢纽主要由渠首枢纽、无压输水隧洞、前池、高压管道、发电厂房和尾水渠组成。电站装机容量2×400kW，设计水头34．6m，单机最大过流量1．5m3/s。多年平均发电量223万kW·h，年利用小时数2788h。电站出线T接至10kV甘溪线并网，输电线路长度为500m。
甘溪是天目溪的一条支流，上游建有甘溪一级水电站和甘溪二级水电站。甘溪一级水电站装机容量2×160kW，坝址控制流域面积19．6km2，水库总库容214万m3。甘溪二级水电站装机容量3×500kW，利用集雨面积33．5km2。甘溪流域内雨量充沛，多年平均降雨量1625mm。多年平均气温15．6℃，极端最高气温41．6℃，极端最低气温－13．2℃。
甘溪三级水电站渠首枢纽位于甘溪二级水电站尾水出口下游20m处，坝址控制流域面积40．3km2，区间引水集雨面积2km2。多年平均流量1．18m3/s，年径流量3721万m3。坝址设计洪水流量386m3/s（P＝10％），校核洪水流量522m3/s（P＝3．33％）。工程区地质条件简单，出露基岩为奥陶系上统於潜组页岩和砂岩，河床处砂砾石覆盖层厚1～3m，山坡处覆盖层厚0．5～2m，两岸台地覆盖层较厚。河道中水质清澈，泥沙含量很少。
2方案选择
2．1坝址选择
甘溪三级水电站是甘溪二级水电站的下一个梯级电站，坝址选择的原则为：1）满足与上级电站尾水位的衔接；2）满足进水闸和溢流堰的布置要求；3）不淹没耕地和房屋；4）使渠首枢纽工程造价最低。根据地形地质条件，坝址选定在甘溪二级水电站尾水出口下游20m处，该段河床宽约35m，坝型采用浆砌石溢流坝。
2．2厂址选择
厂址位于潘家村乌浪口，电站尾水排入支流乌浪溪中。设计中对上厂址方案和下厂址方案进行比选，下厂址方案与上厂址方案相比，水头增加3．6m，电能增加23万kW·h，效益增加9万元，投资增加25．2万元，差额投资经济内部收益率35．5％，故选用下厂址方案。
2．3无压输水系统方案选择
无压输水系统有隧洞方案和明渠结合隧洞方案两种布置形式，两方案的轴线长度基本相同。明渠结合隧洞方案是进水闸后接长度为425m的浆砌石明渠，其后仍为隧洞。经过比较，隧洞方案较明渠结合隧洞方案减少投资6．2万元，隧洞方案日常维护工作量少，且不占林地，故无压输水系统选用隧洞方案。
3主要建筑物
3．1渠首枢纽
渠首枢纽由拦河堰、进水闸和拦沙坎组成。拦河堰为折线型浆砌块石实用堰，溢流段长31．1m，堰顶高程224．63m，最大堰高2．23m，堰顶宽1．5m，上游面垂直，下游面坡度1∶2。堰体采用M7．5浆砌块石砌筑，外包30cm厚C20混凝土。由于上下游水位差小，溢流堰仅设置4m长的浆砌块石护坦来消能，堰体防渗采用混凝土防渗墙。
进水闸位于甘溪的左岸，紧邻甘溪二级水电站的进厂公路，采用侧向引水，引水角15°。设置1孔宽2m的闸孔，闸底板高程223．35m，后接无压隧洞。进水闸为胸墙式结构，闸室长4．46m，设1道拦污栅和1扇铸铁工作闸门，手动螺杆启闭机启闭，启闭机平台高程227．70m。由于河道中泥沙很少，且大部分淤积在上游的水库中，渠首枢纽不设置排沙设施，进水闸前设有拦沙坎，拦沙坎前考虑人工定期清沙。
3．2无压输水隧洞
进水闸至前池之间为无压隧洞段，长2354．947m。根据地形条件及施工要求，无压隧洞段由1号隧洞、2号隧洞、3号隧洞和1号钢筋混凝土埋管、2号钢筋混凝土埋管组成，1号隧洞长124．100m，2号隧洞长855．485m，3号隧洞长1315．362m。1号隧洞、2号隧洞、3号隧洞之间由钢筋混凝土埋管连接，1号钢筋混凝土埋管长50m，2号钢筋混凝土埋管长10m。隧洞沿线分布的岩性为奥陶系上统於潜组砂岩、页岩互层，上覆岩体厚度30～90m，整体性较好，属Ⅱ～Ⅲ类围岩。隧洞断面采用城门洞型，开挖断面宽2．4m，高2．65m（其中直墙高1．45m，矢高1．2m，半径1．2m），纵坡为1?2000，洞底采用10cm厚的C15素混凝土找平。隧洞进出口及断层地段采用钢筋混凝土衬砌，衬砌厚度30cm。连接段钢筋混凝土埋管采用箱型结构，净宽1．8m，高2．05m，壁厚0．3m。
在桩号2＋139．35处设置溢流支洞，把进入隧洞多余的来水排入支流乌浪溪中。溢流支洞长65m，断面呈城门洞型，开挖断面开挖宽2．4m，高2．65m。
3．3前池及压力管道
前池布置在厂房上游的山坡上，采用钢筋混凝土结构，总长21．2m。正常运行水位223．2m，最低运行水位221．9m，前池工作容积94．1m3，边墙顶高程224．7m。前池进水口前设拦污栅和事故钢闸门。
压力钢管布置在山坡中开挖出的管槽内，全长52．68m。因设计引用流量不大，压力钢管采用一管二机的供水方式，在厂房外45°卜形分岔成两支管。选定主管管径1．2m，钢板壁厚12mm。支管与蝶阀同直径，管径0．8m，钢板壁厚8mm。压力钢管在桩号管0＋021．44处设镇墩，每7米增设支墩，前池压力墙及镇墩后各设1个伸缩节。钢管槽底宽2．6m，左侧布置踏步，以便于压力钢管的日常维护。
3．4发电厂房
发电厂房位于潘家村山麓下，厂房基础全部座落在基岩上，根据机电设备的布置，采用地面式厂房。厂房内布置2台卧式水轮发电机组，机组轴线与厂房纵轴线平行，机组间距7．4m，上游侧布置蝴蝶阀和控制保护屏，安装间位于厂房的右端。发电机层地面高程188．64m，安装场地面高程189．60m。因发电机层与安装场之间存在高差，为便于设备的安装和检修，厂房内设1台5t的单轨手动葫芦，架设于屋面大梁下。厂房采用混凝土排架结构，砖墙围护，长22．0m，宽8．7m。
【关键词】水电站；机电设备；维护检修；管理
1引言
随着我国水电行业的快速发展，各种大小水电站的数量与日俱增。每一个投资单位都希望尽快得到回报，在这种情况下，保证水电站安全、稳定地运行是投资回报的基础。机电设备作为水电站的重要组成部分，是实现盈利的基础，直接影响着水电站的经济效益。因此，做好水电站的维护检修工作，对保证水电站的经济效益至关重要。
2维护检修管理水电站机电设备的意义
维修检修水电站机电设备是一项非常重要工作，水电设备能否正常运行与之息息相关，所以必须做好维修、检修管理水电站机电设备的相关工作，使机电设备与水电企业的正常运行得到保证。管理机电设备的维修检修工作时，生产技术管理人员通过相应的实践，提高了自我分析及处理问题的能力。在实际工作中，生产技术管理人员在很大程度上提高了自己的技术水平和管理能力。所以，借助于维修检修管理机电设备，技术革新和技术升级在管理过程中的突破，不仅改善水电站设备的整体运行状况，还可以在很大程度上提高机电设备的利用率与企业效益。此外，企业还可以利用这种方式对人才进行培训、储备，提高其技能水平和管理能力。因此，企业可以储备大量丰富的人力资源，给企业将来的发展提供强劲的智力支持。
3维修水电站机电设备的方法
1)水电站故障的维修。这种维修是事后对水电站的维修，即一旦发现水电站设备出现异常情况，必须以最快的速度停止机器运作，实施维修。2)定期维修电站。也是对电站的预防维修，维修的时间以水电站设备运行时间或当量时间间隔为依据，因此，此种维修是不管水电站设备的状态是怎样的，规定的维修时间一到就要停机维修。3)水电站的优化性维修。此种维修方法是分析水电站运行设备出现故障的根本原因，然后进行优化设计和技术改造，从而使水电站运行设备的性能得到优化。4)维修水电站设备运行状态。对水电站运行设备运行状态进行监测，然后以检测出来的状态信息为依据维修水电站设备运行状态，对运行设备的状态进行推测，确定运行设备是否带故障工作，在运行设备发生故障前维修。
4机电设备优化方案、维修制度与技术方面的完善
4.1在制度层面上的完善维护
制定机电设备的维修制度时，要将设备的实际使用情况、出现或可能出现的故障作为依据，使设备在运行时得到有效的维护维修，保证设备的使用性能得到一定程度的提高[1]。除此之外，还要以设备的生产厂家提供的使用说明为依据制定机电设备的维修以及维护制度，维护工作的安排要以水电站的日常运行状况为依据，尤其是要制定比较合理的定期预见性检修方案。比如：水电站中1台机电设备的使用期限是10000h，那么为了防止出现意外情况，将故障危险扼杀在萌芽状态，要缩短机组的检修周期，使其检修周期比使用期限少200h，此外，还可以采用一些检修措施对已经形成的故障进行处理。因为水电站机电设备的特点是其特殊性与复杂性，所以可以将检修工作分步骤进行：即现场检修设备、预防性检修设备分步骤进行。如果在操作人员使用设备时发现了异常情况，负责人要求对设备进行相应的检修，就是设备的现场检修，这种检修状态是一种被动的状态；如果目前运行状况良好的设备也需要进行适当的日常维护和检修，那么就是机电的预防性检修。换句话说，是处理和维修设备将来可能出现的故障，此种处理和维修方式具有较强的前瞻性，在水电站设备检修管理工作中的作用较大，同时，维修管理工作必须要重视预防性维修工作的强化，目前，这种前瞻性的维修方式成为主要的维修方式。
4.2维修管理方案的完善
现阶段，比较偏僻的地方是一些水电站最佳的选址位置，但是这些地方的交通运输不方便、经济和文化等都比较落后。因此，在水电站运行过程中，遇到阻碍是比较常见的情况，尤其是对设备进行维修和管理时，可能工作难度更大。因此，我们必须尽力完善相关的维修设备的管理方案，开设对专业的培训课程培训设备的操作人员、设备的维护人员以及维修人员等，保证可以掌握更多的设备应用技能与工作技能。设备运行时，定期对其进行诊断，及时发现设备故障并采取有效措施将问题解决。生产技术部门要制定合理的维修方案，但是制定的标准为机电设备的使用说明、机电设备的内部构造、机电设备的运行环境，这样制定的维修决策就可以发挥出很大的作用。
4.3更新机电设备时要将技术的先进性放在重要位置
保证水电站的机电设备的及时更新，以保证设备的正常运行。现阶段，有一部分水电站的运行时间较长，而这些水电站的发电设备购买的时间已经很长了，且更新换代的工作没有落实到位，所以设备在运行过程中经常会出现各种各样的故障，最终严重影响了机组的工作效率。因此，必须采取措施加快更新设备的力度。进行设备的更新时，技术先进、设计科学、操作简单便捷、性价比高的新型设备是最佳的选择对象，这些设备将旧的发电机组替换可以使设备的运行状态保持正常[2]。为了提高水电站设备的整体运行水平，需要不断提高设备的可靠性与先进性。
4.4GIS机电维护管理系统的应用
开发与研究GIS系统的机电维护管理系统,可以实现机电设备维护管理的规范化、制度化、可视化、网络化以及统一化,同时机电设备维护的管理方法、维护规程、评测办法等也可以被制定出来。机电系统的管理可以实现有效性与科学性,设备故障可以得到及时修复,各类机电设施的可靠运行可以得到保证;水电站的安全生产可以得到真正实现,企业生产管理水平得到提高,国家和人民生命财产的安全得到保障[3]。图1展示的是GIS技术维护管理实施结构图。图1GIS技术维护管理实施结构图GIS系统在实际管理过程中可以实现以下几种管理功能：1）基础地理信息和机电设备专题信息被系统分成若干图层,图层的选择以需要为依据,图层的任意叠加可以在计算机内实现,数据的操作工作可以实现。图2所示的是专题图层。图2专题图层2）对地图的操作。水电站地图的操作有多种方式，如开窗放大或缩小、漫游、全图的显示、标识或导航、刷新地图、设置背景、控制图层等操作,对图形的控制力增强。3）查询设备信息。该系统按点定位和表述设备,并以此为基础进行动态查询。以管理需要为依据，系统对设备进行点查、区域查询，这些操作体现为设备在一定区域内的分类信息,准确了解设备的信息。4）查询区域设备。管理部门查询与统计某一地区的设备,用户分析一定区域内的设备选择的是范围工具(如半径、矩形方式)框选,当前区域内正常运行的设备、需维护设备、维护中设备、超期使用设备的数目都可以获得，并用专题图的形式将其所占的比例表达出来。5）查询设备预警。以设备维护标准为依据提前报警需要被维护的设备,指导维护人员维护指定的设备,保证设备的使用寿命得到延长。6）查询的条件。系统检索统计各类设备可以以提供的条件为依据,然后将其定位在地图上,并且查询结果用高亮显示,同时统计表也被显示出来。7）查询设备定位。以维护人员的报修电话或者设备名称为依据,将故障设备的位置确定,利用逐步或连续逆向推图法将相关设备调出,将设备出现故障的原因调查清楚,并进行综合分析,制定解决方案[4]。8）分析专题图。由于管理部门关心的问题不同，所以不同类型的专题可以被制定,比如比较各车间设备运行情况的图,包括该区域内的正常设备、维护中设备、需维护设备以及超期使用的设备,同时包括若某一设备出现了故障哪些设备会受其影响等专题。
5结语
总而言之，在水电站机电设备维护管理过程中，除了要制定完善的管理方案和管理措施外，还要积极引入现代化的管理技术和管理设备，只有这样才可以防患于未然，才可以保证机电设备安全、稳定的运行，从而提高企业的经济效益。
作者:汪浩 单位:四川凉山水洛河电力开发有限公司
【参考文献】
【1】董磊.浅谈机电安装工程的施工技术与质量控制[J].中小企业管理与科技,2014(27):116-117.
【2】崔东浩,郑伟.戈兰滩水电站厂用电设计及思考[J].水利水电工程设计,2009(B10):45.
连江县塘坂水库电站工程位于鳌江干流中游，在山仔水库下游约7km，在连江县塘坂村下游3km，距福州市47km，距连江县城38km，坝址左岸有公路在贵安桥与福飞公路相接，对外交通方便。连江县塘坂水库电站是以发电为主，兼有供水等综合利用效益的河床式水电枢纽工程，电站总装机11MW，坝址以上流域面积为1701km2，水库正常蓄水位36.8m，其相应库容766万m3。该工程系福州第二水源工程的配套工程，为福州市九五计划中重点基本建设项目。工程于1998年10月28日正式开工，2001年4月底首台机组发电，2001年7月底工程竣工，整个工程施工总工期为2年9个月。主要水工建筑物由拦河坝、厂房和开关站等组成。拦河坝顶高程39.8m，坝顶长226.3m，最大坝高27.3m。溢流坝段位于河床中部，上设4孔钢弧形闸门，孔口尺寸为16X12.5m，堰顶高程24.3m。厂房位于河床左岸。
2.水文地质条件
坝址河谷较宽呈“U”型。岩性为侏罗统南圆组第三段流纹质晶屑凝灰熔岩。两岸山坡残积土夹碎石厚约2～5m。左岸风化程度较右岸深，尤其左岸河边一带风化较深。河床及漫滩阶地有卵石覆盖，厚约7～10m。
坝址控制流域面积为1701km2，坝区气候温和。坝址多年年平均流量59.9m3/s，10月～4月为枯水期。施工洪水特性如下表。
时段
P(%)
10～12
11～1
10～3
10～4
11～4
全年
5
245
151
265
280
238
4900
10
197
133
242
244
213
3990
20
153
115
224
204
187
3360
33.3
123
103
155
179
167
2240
50
103
94
132
156
149
2180
3.导流标准、流量及导流方式
工程坝址处河床天然常水位为23.5m，相应的水面宽为90m。河道右侧有近60m宽的大片滩地，两岸岸边较缓，故具备分期导流条件。控制工期的关键项目为厂房工程，同时大部分施工辅助企业设在左岸，因此一期导流先围左岸2孔水闸和发电厂房，洪水由右岸明渠通过；二期围右岸2孔水闸及重力坝，洪水由已建的左侧2孔水闸通过。坝址处河床洪枯流量比约为10，汛期洪水较大，而上游山仔水电站系季调节水库，调节性能好，为减少施工难度，降低导流工程造价，施工导流时段采用枯水期10～4月。工程属Ⅳ等工程，主要永久建筑物为4级，相应的临时建筑物为5级。施工洪水导流标准为：洪水重现期10～5年（土石围堰）或5～3年（混凝土围堰）。坝址附近有大量的土料可用于围堰填筑，采用粘土围堰可降低导流造价，围堰结构采用土石围堰。由于厂房工程结构复杂，一期工程量大，施工期长，围堰过水对工期及经济都影响较大，故一期导流标准选为洪水重现期10年；二期拦河坝结构相对较为简单，工程规模小，在一个枯水期可完成，故二期导流标准选为洪水重现期5年。一期导流流量为244m3／s，二期导流流量为204m3／s。一期厂房施工采用拦砂坎加高围堰或厂房进尾水闸门下闸渡汛。导流平面布置见图3-1。
4.导流建筑物
4.1导流明渠
导流明渠布置在右岸滩地上，长169.78m，梯形过水断面，左边坡为垂直坡，右边坡为1：1，明渠底宽为20.0m，上游首部底板高程为22.50m，下游尾部底板高程为22.00m。明渠桩号坝上0+020上游段右转27°后与河道相接，明渠桩号坝上0+020至坝下0+040与坝轴线平行，明渠桩号坝下0+040下游段左转14°后直线与河道顺接。明渠上游首部左侧设一长15.7m的竹笼导墙，改善进口水力条件。明渠底板采
用150#竹筋砼，厚300mm，竹筋间距为200X200mm。明渠左侧为一期纵向砼围堰，右侧为浆砌块石护坡挡墙。
4.2一期围堰
一期纵向围堰布置在3#闸墩右侧25m处（坝0+095.3），长169.78m，围堰顶高程从27.0m渐变到26.5m，围堰顶宽2.0m，最大堰高11m，纵向围堰桩号坝上0+020以上段两侧边坡1：0.3，其余段迎水面垂直，背水面1：0.6，采用150#混合料砼。一期纵向围堰子堰采用土石围堰，利用纵向围堰外侧原状砂卵石，在右侧增加防渗结构，防渗结构采用粘土心墙结合土工膜形式。一期纵向围堰及子堰断面见图4-1。
一期上游围堰采用土石围堰，堰项高程为27.0m，堰顶宽6.0m，两侧边坡为1：2.0，最大堰高约为9.0m，围堰基础采用粘土心墙结合土工膜防渗，上下游采用填筑石料护面。一期下游围堰采用土石围堰，堰项高程为26.0m，最大堰高约为8.0m，围堰结构形式同上游围堰。一期上游围堰断面见图4-2。
4.3二期围堰
二期纵向围堰利用拦河闸2#中墩并向上游延伸到坝上0+030.965，向下游延伸至坝下0+073.97。纵向围堰上游段堰顶高程27.0m，采用75#浆砌石堰身，宽600mm的150#砼心墙防渗结构，堰顶宽2.0m，最大堰高8.0m，迎水面垂直，背水面1：0.6。纵向围堰下游段堰顶高程26.0m，采用150#砼心墙两侧夯填砂卵石结构，堰顶宽700mm，最大堰高6.4m。砼心墙迎水面上部垂直，下部边坡1：0.25，背水面成阶梯状，台阶宽700mm，高2.0m。二期纵向围堰下游断面见图4-3。
二期上游围堰采用土石围堰，堰项高程为27.0m，堰顶宽5.5m，迎水面边坡为1：2.5，背水面边坡为1：1.5，最大堰高约为4.5m，围堰基础采用粘土斜墙结合铺盖防渗。二期下游围堰采用土石围堰，堰项高程为26.0m，最大堰高约为4.0m，围堰结构形式同上游围堰。
4.4围堰防渗形式
一期纵向围堰布置在3#闸墩右侧25m处（坝0+095.3），提高建基面高程，覆盖层较浅。纵向围堰基础开挖和渗水量较小，在纵向围堰左侧填筑子堰,防渗结构采用粘土心墙结合土工膜形式。在纵向子堰的左侧依次填筑袋装砂、土工布、土工膜、土工布和粘土，防渗效果良好。
一期上下游围堰基础防渗形式在招标阶段选用旋喷砼防渗墙。这种防渗体防渗效果较有保证，基坑渗流小，但施工时间长，且其施工期内要求防渗墙两侧不能形成较大的水位差，导致基坑排水和开挖时间滞后，影响施工工期。在施工图阶段经多方面比较论证，一期上下游横向围堰采用粘土心墙结合土工膜复合防渗。这种防渗形式具有施工时段较短，不占用截流后的关键线路工期，为主体工程施工争取较多的施工时间，但需要解决防渗体水中施工的技术问题。通过调查分析，上游的山仔水库为季调节水库，冬季库水位较低，一般不泄流。塘坂坝址来水主要为山仔水库的发电泄水。因此考虑山仔水库短时间停机，降低塘坂坝址水位，为堰基防渗体沟槽开挖施工创造条件。防渗体沟槽采用长臂反铲挖掘机开挖，倒退法施工。长臂反铲挖掘机挖深可达6～7m，基本能将覆盖层挖除。粘土填筑采取端进法施工。由于防渗土料系在水中抛填，无法压实，无法完全达到抗渗要求，故拟在粘土之后铺设一道土工膜，粘土和土工膜共同防渗,基本解决堰基渗流问题。通过几个月的观察和量测，其渗流基本控制在30m3/h之内，达到预期效果。
二期上下游围堰在导流明渠上，基础为砼底板，主要是堰体的防渗，由于堰高较小，采用粘土斜墙加铺盖的防渗形式。上游部分围堰和纵向围堰采用浆砌石加砼心墙结构防渗。
5.截流
根据施工总进度的安排，大坝一期截流安排在1999年10月初，二期围堰截流安排在2000年10月中旬。截流时考虑山仔水库短时间停机，截流设计流量很小，施工难度较小。采用单戗堤立堵截流。
1.1 试运行前的检控
为确保设备调试工作的正常进行，在机组试运行前应全面检查系统的整套设备，利用综合检控过程消除设备存在的安全隐患，以避免出现连接部位螺栓松动、接线错误、漏气、漏油等问题。在检查时全体技术人员应坚持责任为本，严格按照检控程序进行细致检查[1]。
1.2 机组充水试验
进水流道充水试验、尾水流道充水试验及充水前的检修是充水试验的基本内容。通过这些环节可有效掌握水泵及闸门的工作状态，避免漏水问，且可用于探测后台监测数据及压力表数据的准确性。
1.3 空载试验
空载试验通常包括调速系统试验、机组手动启动试验、过速试验、手动停机及检查、发电机升压试验、无励磁自动开机与停机试验、励磁调节器调控试验、发电机短路试验及主变压器冲击合闸试验等。因试验内容较多，在进行调试前应准确制定试验程序，以确保试验结果可靠准确。
1.4 负载及甩负荷试验
在完成空载试验且结果在可靠范围内后，应开展机组负载、甩负荷、带负荷励磁调节器试验。利用此类试验掌握机组在负载状态下的工作情况。在试验合格后开展72h试运行。
1.5 72h试运行
在72h试运行时，应利用相关监控记录技术对设备运行状况信息进行采集，通过综合分析发现机组运行中的问题；试运行完成后应再次对系统进行检测，修复运行中存在的缺陷[2]。
2 水电站调试管理机电设备的措施
2.1 做好调制职责划分，恰当编制调试进度
为确保调试工作顺利进行，在水电站首台机组运行调试前，应明确划分参建单位的调试职责。第3方调试人员应重点加强对技术参数、设计图纸、二次接线的审核及检查，负责监督安装调试人员制定的调试方案、试验过程及试验接线等，依据《复核检测调试大纲》对关键设备实施二次审核，并参与机组启动试运行中《机组启动试运行大纲》的核定及相关试验的监督，且应给予调试人员正确的技术指导；安装调试人员应重点加强系统回路及接线的检查，同相关厂家技术人员协调开展系统的单体试验及调试；厂家技术人员应同以上人员共同开展系统设备的调试，并及时解决现场调试中存在的技术问题；相关生产运行单位应重点把控整体调试过程的组织管理，并追踪监控系统试验及调试过程，依据收集的数据检控测试问题整改状况；设计单位应依据调试中不合理的设计问题，重点修正图纸及相关参数；现场监理人员则应负责调试整体过程的质量管控，协调管理各级调试单位，加快调试进度。
2.2 加强调试安全管理
在调试过程中，因调试人员较多，调试机组多带电运行，部分机组也正处于安装状态，机组间的现场安全标示及隔离措施也相对欠缺，因此调试安全管理应是调试管理工作的关键环节之一。
在调试时，相关调试项目管理人应在每日施工前开展技术交底，将相关注意要点及事项详细列出，且应组织全体调试人员进行签字确认；主管单位应建立相应安全管理机构，综合管理机电设备调试全过程的安全工作；具体实施时应实行岗位责任制、联合监督检查制，确保各机构及人员了解责任内容及工作权限；在带点区域开展设备调试时，应安置临时遮拦，组织相关人员进行现场警戒，避免非工作人员进入工作区；设备调试前应做好安全教育，实行环节控制，以保证调试工作的安全性。
2.3 做好设备安装及调试过程中的审查
在水电站机电设备实际安装及调试过程中，部分项目通过机组验收程序很难发现问题，所以应做好设备安装及调试过程中的审核监督。具体实施过程中可引入第3方调试队伍，其与安装单位相互分离，可利用不同于安装单位调试的方式对容易影响机组运行稳定性和安全性的保护、调速、励磁、监控等系统实施复核调试，可审核修订安装部分技术人员制定的机组启动试运行方案及调试试验方案，并能对关键设备的调试及安装过程给予技术指导，可有效提升设备安装调试施工的科学性和安全性。如阿海水电站在设备调试初期便在传统调试队伍基础上引入设备调试管理新模式，选用了第三方专业调试队伍开展设备全程审查，相比安装单位单独调试，其在调试质量及组织管理方面提高了30%以上[3]。
2.4 积极开展机组启动试运行交接验收
因不同单位均有机组投产发电时间的标准，当前，水电站机组启动试运行及验收收件都相对紧迫，而安装部门在实际试运行过程中很难确保所有数据均在合格范围以内。因此在审核及验收时应安排专业调试监督单位，通过采用关键项目现场指导、一般项目核检问询、重复项目多次审核的方式，避免机组启动试运行中出现各类隐患、缺陷及漏项，确保各试验数据在规定行业标准以内，由此提升交接验收程序的专业性。
3 结束语
泄洪孔及消力池抗冲耐磨混凝土采用低热水泥，以减少水化热，保证混凝土施工质量。向家坝水电站工程于2004年3月开始筹建，2006年11月25日正式开工，2008年12月28日二期工程截流，2012年10月下闸蓄水、2012年底首批机组发电，至2014年7月10日8台80万kW机组全部投产发电。
2建设管理体系与机构设置
向家坝工程建设部是中国三峡集团公司派出的现场管理机构，代表三峡集团公司履行工程建设方的工作职责，对向家坝水电站工程建设的进度、质量、安全、施工区环保和工程投资负总责，并实施全面的现场控制管理。向家坝工程建设部在不断总结三峡工程及国内同类工程建设管理经验的基础上，推行以质量、安全、进度、投资控制为中心，以合同管理为基础的项目管理模式，积极推行项目法人负责制、招标投标制、工程监理制，逐步建立和健全科学的管理体系和制度，使向家坝水电站工程建设始终处于受控、可控状态。向家坝工程建设部下设厂坝项目部、地下工程项目部、升船机项目部、交通运输项目部、机电安装项目部等专项专业部门，对各项目实施全面建设管理;并设技术管理部(下设试验中心、测量中心、工程监测中心)、合同管理部、物资设备部、财务结算中心等职能管理部门，为工程项目部提供职能服务与专业技术管理保障。在质量管理方面，从筹建期开始，即成立了由参建各方组成的质量管理委员会，从总体层面进行检查与协调。各级质量管理机构有:
①向家坝水电站工程质量管理委员会;
②向家坝水电站工程建设部及其质量直接责任部门、质量总监办、试验中心、测量中心、工程监测中心等;
③各监理单位的技术质量机构;
④各施工单位的三级质量检查机构。在工程质量检查监督等方面，采用施工单位自检、监理单位控制抽检、工程建设部聘请的专业质量总监与项目部及各中心质检人员组织的监督、检查、复核;此外，水利部水利工程建设质量与安全监督总站还派专家在工地开展巡视检查和评价，以及水电水利规划总院对工程质量、安全与工程验收成果的复核、评价。上述各层次、各环节构成了向家坝工程建设的完整质量管理体系。中国长江三峡集团公司还成立了由国内权威专家组成的金沙江水电开发质量检查专家组，定期对工程质量开展监督检查工作，与各级质量管理职能部门共同对工程建设全过程实施全方位的质量控制，形成了内部管理与外部监督相结合、检查指导与复核评价相结合的“1+5+2”质量管理与控制体系，具体的控制管理内容详。
3工程质量控制方法
(1)注重原材料质量控制。向家坝水电站工程使用的水泥、粉煤灰、钢材等原材料由业主统一供应，公开招标采购。施工单位、监理单位及试验中心对进场材料严把抽检关，对原材料生产、运输、仓储、调拨、供应实行全过程质量控制。砂石加工系统由业主招标建设，统一供应、配置使用。
(2)严格混凝土施工质量过程控制。向家坝工程建设项目管理部门通过实行混凝土施工现场值班制度，加强现场组织与协调，特别是做好由业主提供的水泥、粉煤灰和砂石骨料等原材料的组织协调，目的是加强原材料质量的“源头”控制。业主方试验中心、测量中心、监测中心等部门，加强对关键项目的质量检测和监督控制，定期检测质量月报，及时通报施工质量情况，并为工程施工质量控制、整改与评估提供专业数据和分析意见。监理单位在混凝土施工现场配备了专职质检人员，负责检查施工程序，建立监理人员“盯仓”制度，对于重要的混凝土浇筑仓号和关键工序实行全过程旁站监理。委托试验中心，见证承建单位检测等监理方式监控施工质量，以保证土建工程施工质量始终处于受控状态。施工单位配备了专职质检人员，严格执行“三检制”，并建立检测试验室，开展原材料检验控制，以及夏季温控、日常冷却、冬季保温等监测工作，提出抽检仓位的计划安排，同时加强止水(浆)片及预埋管道检查等施工全过程的质量控制。中南设计院主要专业技术人员常驻工地，保证施工图供应，认真落实设计技术交底;另一方面，参与现场施工质量检查与验收，对施工中出现的质量问题提出具体的技术处理意见。
(3)强化混凝土质量全面检查及缺陷处理。向家坝工程专门制订了《向家坝水电站工程质量管理办法》，详细界定了参建各方的职责和管理范围，统一制定质量检验评定方法和评定标准，明确了质量事故的处理程序及事故责任划分。对施工过程中发现的质量问题，遵循“三不放过”原则调查处理。各标段建立工作例会制度，研究解决工程施工中存在的问题，协调工作进展，使质量检查和缺陷处理工作按计划展开，监督落实整改措施。
(4)加强驻厂监造和现场安装质量控制。加大金属结构和机电设备驻厂监造力度，建立健全预拼装工艺环节质量控制，把质量缺陷控制在源头。采取这一管理方式和办法，不仅保障了现场安装的工艺质量，而且加快了设备安装进度，也为安全施工作业打下了坚实的基础。
4建设管理与科技创新
4．1建设历程
向家坝水电站自2004年3月开始筹建。至2014年7月左岸最后一台机组提前发电，历经了10年零4个月的建设历程。向家坝水电站除右岸3×45万kW扩机外，原设计的8×80万kW机组是当今世界单机容量最大的水轮发电机组。该机组系我国自主设计、自主安装，并通过了无水及有水各种运行工况调试，顺利完成72h试运行，首次实现了80万kW级超大型水轮发电机组顺利安装投产的宏大目标。标志着我国在三峡工程32台70万kW机组运行取得成功经验的基础上，在超大型水轮发电机组的设计、制造、安装、调试及运行投产方面又迈进了一大步。通过向家坝8台机组的建设安装和运行投产实践，解决了超大型水轮发电机组设计、科研试验、安装与调试中的许多难题。
4．2科技创新与管理创新
三峡集团公司十分重视工程建设中的科技创新，实施金沙江下游水电能源建设“滚动开发”以来，逐步建立了:
①总工程师技术负责、重大技术问题专家咨询审查的体系和制度;
②聘请国内外资深专家和科研院校，对工程重大设计和施工技术问题进行试验、研究和咨询;
③建立了现场室内试验和生产性试验体系;充分发挥施工科研对关键技术攻关的先导作用。具体做法是，在集团公司科技环保部设置科技创新处，统一组织集团公司范围内的科技创新实践、检查指导与申报奖项及奖励等工作;大力鼓励和推动参建单位和广大建设者结合工程实际，开展科技创新活动。在集团公司强有力的领导和精准策划下，在向家坝工程建设部的具体组织下，向家坝工程建设者们针对工程中遇到的难题，开展了一场持续的全过程的科技创新活动。据不完全统计，在整个工程建设进程中，开展了超过100项的科研实践。破解了包括高坝底流消能建筑物设计与施工、高掺粉煤灰常态与碾压混凝土联合筑坝、塔带机的高效利用、长30多千米的骨料皮带输送机运送混凝土、将大型沉井群应用于深厚覆盖层地基处理等一系列工程技术难题。此外，依靠科技创新作支撑，使右岸大型地下洞室群开挖、支护和大坝基础处理与渗流控制等问题都得到有效解决，取得了数十项重大科技创新成果，其中正式获奖的主要科技成果如下所列。面对工程建设中的许多技术难题，工程建设者弘扬三峡工程建设中的攻坚克难精神，逐一突破，有所创新。同时，向家坝工程建设者在不断总结三峡工程及国内同类工程建设管理经验的基础上，推行以质量、安全、进度、投资控制为中心，以合同管理为基础的项目管理模式，积极推行项目法人负责制、招标投标制、工程监理制，以及合同管理制，逐步建立和健全科学的管理体系和制度。据统计，从2004年工程筹建至2012年首批机组投产发电，仅向家坝工程部制定的建设管理制度、技术标准等就多达300余项。向家坝工程建设部还结合实际工作需要，不断调整、完善建设管理制度，加强管理的科学性、计划性，在建设管理中大力推行规范化、制度化、标准化、数字化建设。使工程管理体系制度建设日臻完善，在现场管理工作中做到了纵向到底、横向到边，全覆盖不留隐患。管理创新、科技创新就像两支腾飞的翅膀，有力地促进了向家坝水电站工程高质量的胜利建成。
5结语
