甘肃省水电站工程设计方案书说明--毕业论文.doc

甘肃省XX县XX江XX水电站工程初步设计工程目 录1.1概况1-11.1.1流域规划及开发现状1-11.1.2工程概况1-11.2水文1-21.2.1流域概况1-21.2.2气象1-21.2.3径流1-21.2.4洪水1-31.2.5泥沙1-31.3工程地质1-41.3.1区域地质条件1-41.3.2水库地质条件1-41.3.3坝址工程地质条件1-41.3.4引水发电建筑物工程地质条件1-51.3.5建筑材料1-51.4工程任务和规模1-51.4.1地区社会经济概况及电站建设的必要性1-51.4.2水利计算1-61.4.3正常挡水位选择1-71.4.4装机容量选择1-81.4.5引水洞洞径选择1-81.4.6水轮机额定水头选择1-81.4.7水库运行方式1-81.4.8日调节容积确定1-81.4.9水库淤沙计算1-91.4.10水库回水计算1-91.5工程布置及主要建筑物1-101.5.1工程等别和建筑物级别1-101.5.2坝轴线、坝型选择及工程总体布置1-101.5.3主要建筑物1-111.6机电及金属结构1-121.6.1水力机械1-121.6.2电工1-131.6.3金属结构1-151.6.4采暖通风1-151.6.5消防1-161.7施工组织设计1-161.7.1施工条件1-161.7.2料场选择与开采1-171.7.3施工导流1-171.7.4主体工程施工1-181.7.5施工交通1-191.7.6施工工厂设施1-191.7.7施工布置1-201.7.8施工总进度1-201.8水库淹没处理及工程占地1-201.8.1建设征地处理范围1-201.8.2主要实物指标1-201.8.3安置规划方案1-211.8.4投资概算1-211.9环境影响评价及水土保持1-211.10工程管理1-211.10.1管理机构设置1-211.10.2人员编制1-221.10.3生产、生活占地及用房规模1-221.10.4工程管理范围1-221.10.5工程保护范围1-221.11设计概算1-231.11.1编制依据1-231.12经济评价1-231.12.1评价依据1-231.12.2资金筹措1-241.12.3国民经济评价1-241.13结论及今后工作建议1-241.14工程特性表1-25 1.1概况1.1.1流域规划及开发现状XX江属长江水系，是嘉陵江上游最大支流，发源于甘蜀两省交界处的甘南州碌曲县朗木寺以西的郭尔莽梁北麓，干流全长576km，流域面积31808km2，天然落差2783m。XX勘测设计研究院于1994年12月编制完成了XX江干流武都以上河段开发规划报告。随着国家西部大开发，“西电东送”战略的实施和电力体制改革的深入，以及对河流水能资源特性、开发条件认识的深化和环保意识的增强，甘肃省发改委委托XX勘测设计研究院对XX江干流XX峡至XX坝河段梯级水电规划复核。XX勘测设计研究院于2004年12月编制完成了XX江干流XX峡至XX坝河段梯级开发规划调整报告。规划调整报告指出XX江干流XX峡至XX坝河段开发任务主要是发电，兼顾防洪等综合利用，推荐河段按XX峡、XX、XX、XX峡、九龙峡、XX、水波峡、XX（低坝）、XX、立节、喜儿沟、凉风壳、锁儿头等十三级开发。规划梯级总装机容量为53.82万kW，多年平均发电量为25.19亿kWh。在十三个梯级电站中，XX峡、XX峡两处已建成发电，XX、XX两处在建，其余均为待建梯级。XX水电站为第6个梯级，规划建为混合式电站。1.1.2工程概况XX水电站工程位于甘肃省XX县XX乡东约0.3km的XX村附近，距XX县城约75km。电站以北经腊子口、岷县、临洮，至兰州约390km。工程区左岸建有XX县舟曲的3级公路，沿河经过坝址及电站厂址，场内外交通运输及施工道路条件便利。枢纽至厂区长约3.7km的河段，河床纵比降i5.1,自然落差18.9m，为修建引水式电站提供了有利的地形条件。XX电站工程主要任务是发电，枢纽建筑物由混凝土重力坝、溢流表孔、泄水冲沙底孔、引水发电系统、发电厂房及变电场、开关站等组成。混凝土重力坝坝顶高程1838m，最大坝高57m，坝顶长度为108m，水库正常蓄水位1835m，总库容704万m3。电站设计水头59m，设计引用流量118.5m3/s，水轮发电机为3台混流式机组，其中单机容量20MW，。机组设计流量39.5m3/s，电站总装机容量60MW，多年平均发电量2.47亿kWh，年利用小时数4118h。电站主厂房长57m，宽17m。机组安装高程1768.25m，厂房室外地坪高程1778.4m。正常尾水位1770.41m，最低尾水位1770.24m。该工程规模为等中型工程，主要建筑物为3级，次要建筑物为4级，临时建筑物为5级，工程总投资43101.74万元，静态总投资39966.14万元，单位千瓦静态投资6661.02元，单位电度投资1.74元。1.2水文1.2.1流域概况XX江属长江水系，是嘉陵江上游最大支流，发源于甘蜀两省交界处的朗木寺，流经四川若尔盖、甘肃的XX、舟曲、宕昌、武都、文县和四川的青川、广元等县市，于广元市昭化汇入嘉陵江。XX江干流全长576km，流域面积31808km2，河源海拔高程4072m，天然落差2783m，平均比降4.9。XX江干流武都以上河段为上游，属甘南高原山区。上游的上段，即河源至XX县境内，有大面积的原始森林分布，沿河两岸主要为农田，江水清澈。上游下段的根古以下，植被较差，水土流失加重，江水逐渐变浑。武都以下至嵩子店为XX江中游，平均海拔高程约2500m，多为高山秃岭，植被差，水土流失严重，为XX江主要产沙区。嵩子店以下为XX江下游，地势逐渐变缓，属四川盆地边缘山区，平均海拔高程约1500m，河道较为宽阔，水流平缓，川、峡相间，区域内植被较好，水土流失较小。1.2.2气象XX县地处高山地区，年平均气温7.0，极端最低气温19.9，极端最高气温35.5。年降水量596mm，蒸发量1462mm，平均风速1.8m/s，最大冻土深0.75m。1.2.3径流 XX江流域径流主要由降雨补给，具有年际变化不大，年内分配不均的特点。XX水电站河段无实测水文资料，选择麻亚寺（二）站、立节站为参证站进行径流分析计算。以立节站径流系列将麻亚寺（二）站径流系列进行插补延长，使两站资料同步为19562004年。对两参证站1956年5月2004年4月共48年的年平均流量系列、枯水期（124月）平均流量系列进行频率计算，并采用两站内插的方法求得XX电站坝址设计年径流，成果见表11。XX电站坝址设计年径流成果表表11 单位：m3/s 时段均值频率 P （）1020508090年59.677.670.758.64843124月26.932.930.626.62321.4根据典型年的选择原则， 选择10典型年为19761977年；20典型年为19831984年；50典型年为19701971年；80典型年为19721973年；90典型年为19691970年；典型年的年内日分配依据两参证站成果采用面积内插求得。1.2.4洪水XX江流域的洪水主要由暴雨形成，大洪水一般出现在79月。由于XX江流域上游植被较好，森林、草原调蓄作用较强，洪水涨落一般比较平缓，具有峰不高、 量较大、洪水历时长的特点，一次洪水过程一般可达五天以上。XX电站设计洪水计算参证站仍选麻亚寺（二）及立节水文站，设计洪水只计算洪峰流量。洪水资料的选样采用年最大值法。将立节站19542005年52年的年最大洪峰流量系列，加入1904年、1935年调查历史洪水，其重现期分别为140年、70年，按不连序系列进行频率计算；将麻亚寺（二）站经过插补延长的19542005年共52年的年最大洪峰流量按连序系列进行频率计算，采用P型曲线适线，得到不同频率设计洪水洪峰流量。经过对比分析，XX电站设计洪水采用立节站面积比拟法成果，见表12。XX电站不同频率设计洪水成果表表12 单位：m3/sP（）0.10.20.5123.3510洪峰流量2120190016001380116010008766721.2.5泥沙XX电站坝址多年平均悬移质输沙量为119万t，多年平均含沙量0.633kg/m3。推移质按悬沙的10考虑，推移质输沙量为11.9万t，则XX电站坝址年总输沙量130.9万t。1.3工程地质XX水电站初步设计阶段的勘察工作由甘肃省水文地质工程地质勘察院承担。1.3.1区域地质条件XX水电站位于XX县城东南约75km的XX江上，行政隶属XX县XX乡管辖。工程区属构造剥蚀中高山区河谷地貌，河谷两侧山体陡峻，自然坡度多在 3070之间，两岸山前多为XX江级阶地，山坡平缓处见有级阶地，级阶地上多被第四系全新统坡积碎石土覆盖。相对最低的侵蚀基准面，河床高程在17701795m之间，河曲较发育，纵坡降在66.5。工程区处于龙门山北东向构造线、大雪山北西向构造线及秦岭东西复杂构造线交汇的三角地带的北缘偏东。三个不同方向构造线互相牵制，互相干扰，使地质构造形象独具风格。根据2001版1：400万中国地震动参数区划图(GB183062001)，工程区地震动峰值加速度为0.15g，相应的地震基本烈度为度，地震动反应谱特征周期为0.45s，因此，该工程抗震设防烈度应按度考虑。1.3.2水库地质条件XX水电站水库位于XX江河道中，库周及库盘由千枚岩构成 ，库区内无强透水的地层和与库外贯通的断裂破碎带等渗漏通道，唯一的渗漏通道是分布于坝址左岸的古河道，古河道内堆积了砂卵砾石，水库蓄水后，库水通过该古河道向库外渗透，在水压力作用下，这种渗透会有加剧的趋势，会对花村村民宅基的稳定有影响，因此，必须对古河道进行防渗处理。水库区库岸边坡有两类，一类是由第四系砂卵砾石构成的边坡，另一类是由志留系中上统千枚岩构成的边坡。砂卵砾石构成的库岸边坡主要分布于XX江两岸的古河道进出口，库水蓄之1835m时，由于水的渗透及动水压力作用，库岸砂卵砾石边坡会有少量坍塌变形，造成坝前淤积增加，对水库的正常运行有一定影响。岩质岸坡稳定，不会造成塌岸，只有少许崩塌物落入库区，不会对工程造成影响。1.3.3坝址工程地质条件在可研阶段选定的上坝址，本次初步设计拟定两条坝轴线进行比较，两坝轴线相距约50m，坝基、左右坝肩工程地质条件基本相同。坝址出露的基岩地层为中上志留统的银灰色、灰黑色绢云千枚岩，属弱透水岩层，属相对隔水层。千枚岩强风化厚度47m，以下岩石为弱风化岩石，厚度1822m，其下为微风化千枚岩。第四系松散堆积物主要有XX江级阶地，具二元结构，上部为低液限粉土（ML），下部卵石混合土(SICb)，属强透水层。基于防渗处理方面考虑，建议采用上坝轴线为本阶段选择坝线。1.3.4引水发电建筑物工程地质条件引水洞轴线基岩主要岩性为千枚岩（S2-3Ph）、千枚状板岩（D1SL）夹灰色中厚层状微晶灰岩（D1LS），千枚岩及千枚状板岩的干密度为2.682.75g/cm3，比重2.79, 软化系数0.77,饱和抗压强度24.1 MPa；坚固系数f=3，单位抗力系数K0=8MPa/cm。引水隧洞围岩类别以类围岩为主。调压井布置在厂房区的后山坡上，与厂房区用压力管道相联接，调压井地基岩性上部为砂卵砾石（Q2pal-spgr），厚度1819m，下部为千枚状板岩（D1SL），强风化厚度约4m。调压井处山体稳定，周围无滑坡、崩塌等物理地质现象分布，调压井临河面为XX江级基座阶地的后缘，根据近期支洞开挖结果分析，其基岩面为一缓坡，说明调压井处基岩宽厚，山体稳定，其工程地质条件良好。 厂房区为XX江级基座阶地，南侧为古河道内的砂卵砾石层，厚度46m，厂房地基岩性为千枚状板岩（D1SL）。其天然密度2.69g/cm3，比重2.72，吸水率0.31%，软化系数0.83，饱和抗压强度21.8MPa，弹性模量5GPa，饱和时的变形模量为2.53GPa，干燥时的变形模量为2.96 GPa，饱和抗剪强度f=0.73，饱和时的泊松比为0.11。厂房边坡由砂卵砾石夹粉土透镜体构成，坡高约35m，该砂卵砾石层各指标建议采用：内摩擦角36，C=0.04 MPa，抗剪强度指标为：f=0.50，C=0，允许承载力0.55 MPa，变形模量50MPa，渗透系数3.510-3 cm/s；临时开挖边坡比1：1.0，永久边坡比1：1.25。1.3.5建筑材料原可行性研究阶段所选定的各料场地域已经被企业主购买或占用，因此，本工程所用天然建筑材料只有通过购买的方式获取工程所需建筑材料。施工及生活用水水源选用XX江水或各支沟地表水，水质良好，符合施工及生活饮用水标准，水量受季节影响变化较大。1.4工程任务和规模1.4.1地区社会经济概况及电站建设的必要性1.4.1.1地区社会经济概况甘肃省水能资源理论蕴藏量17241.5MW，技术可开发量10625MW，经济可开发量9008MW，目前开发利用为经济可开发量的41%，具有较大的开发潜力。 XX县隶属甘肃省甘南藏族自治州，系藏民族聚居区，总面积5108.3km2。该县辖12个乡，52个村委会，233个村民小组。人口约5.53万人，得天独厚的水利资源是XX县一大优势，县境内自产水量15.92亿m3，水能理论蕴藏量80.74万kW，其中可开发利用量达65万kW，占总蕴藏量的80.5%。目前，全县已建成小水电站21座，总装机容量为2.91万kW。经过近几年的招商引资建设，又有5座总装机达17.54万kW的水电站正在建设当中，尚有44.56万kW水力资源待开发，水力资源开发潜力较大。1.4.1.2地区电力发展现状及发展规划根据XX县农村电气化“十五”计划暨2010年远景目标规划，随着西部大开发战略和农网改造的实施，XX县将逐步完成35kV、110kV等县级电力网络的建设，及110kV白云XX岷县陇西与330kV大网的网络连接，县域内电网骨架基本形成。随着达拉河口水电站、多儿水电站等一系列电站开工修建，使得XX地区供电的可靠性将大大提高，彻底改变常停电和低压、低频的劣质电能质量状况。同时，富余电力通过联网送入甘肃大电网。1.4.1.3电站供电范围、设计水平年及设计保证率XX水电站供电范围为甘肃电网，以110kV线路与大网连接售电，带动当地经济发展。设计水平年为2015年，设计保证率为90%。1.4.1.4电站建设的必要性XX水电站的建设符合国家能源政策及“西部大开发”的战略要求，不仅是地区国民经济可持续发展的需要，也是甘肃电力工业发展的需要。除满足XX县工农业生产及城乡居民生活用电外，多余电量送入甘肃电网，尽可能缓解甘肃大网供电矛盾，提高水电供电能力和在地区电网中所占比重，改善本地区电网供电状况，满足地方负荷发展要求。1.4.2水利计算1.4.2.1基本资料（1）径流XX水电站为混合式电站，水能计算中，天然径流采用丰水年（P10%）、平偏丰水年（P20%）、平水年（P50%）、平偏枯水年（P80%）及枯水年（P90%）五个代表年逐日平均流量。这五个代表年的平均流量分别为77.6m3/s、70.7m3/s、58.6m3/s、48.0m3/s及43.0m3/s，均值为59.6m3/s。（2）水头损失XX水电站压力引水系统长约2.89km，不同引水流量，对应不同的水头损失，在水能计算中予以扣除，（3）厂房尾水水位流量关系曲线见图42。（4）综合出力系数取综合出力系数为8.5。（5）其它用水本电站以发电为主，无灌溉、供水要求。坝址至站址河道长约3.7km，枯水期易造成坝下游河道断流，影响当地生态环境。因此，为了满足下游浅水河段生态用水，本阶段枯水期按3.0m3/s、丰、平水期按不小于3m3/s向下游河段放水。1.4.2.2水库运行方式根据水库泥沙冲淤计算分析，XX水电站平、枯水期（11月5月）水库水位保持正常水位1835m运行。丰水期（6月10月）当入库流量大于170m3/s时,水库水位降至排沙水位1829m运行；当流量小于170 m3/s，水库水位维持正常蓄水位1835m运行。1.4.2.3计算方法及成果XX水电站为混合式电站，采用丰、中偏丰、中、中偏枯、枯五个设计代表年逐日平均流量计算电站的出力和电量。经计算，保证出力9.679MW，装机容量60MW，多年平均发电量2.4705亿kWh，年利用小时数4118h。1.4.3正常挡水位选择XX电站上游为多儿水电站，电站尾水距离坝址断面5.93km，因九龙峡电站厂房在多儿厂房上游仅500m，因此回水影响同时考虑上述两电站。正常挡水位选择以最大限度利用水资源为原则。本电站地处甘南高原山区，库区无大的农田、房屋，淹没损失小。因此，正常蓄水位的选择以不影响上游多儿和九龙峡电站的尾水为准。正常蓄水位选择1834.5m、1835m进行比较，经计算，正常蓄水位为1834.5m时，XX水电站回水对多儿、九龙峡电站尾水没有影响。正常蓄水位为1835m时，XX水电站回水不影响九龙峡电站尾水，与其尾水位基本衔接；回水对多儿电站的尾水影响0.1m，年平均损失电量9.1万kWh，影响不大，而XX水电站正常蓄水位从1834.5m提高到1835m，年可增加发电量160万kWh，完全可以弥补多儿水电站的损失。因此，XX水电站正常蓄水位定为1835m。1.4.4装机容量选择 本阶段拟定5.7万kW、6.0万kW、6.3万kW三个装机方案进行动能经济比较。 随着装机容量的增加，多年平均发电量随之增大，工程投资也同时增加，随着装机的增加，增加装机所增加发电量逐渐减少，故装机容量不宜过大。从当地水电运行看，装机年利用小时数在40005000小时较为合适。经动能经济比较，装机容量从5.7万kW增加到6.0万kW，差额投资内部收益率为19.6%，大于10%；装机容量6.0万kW增加到6.3万kW，差额投资内部收益率只有8.59%，小于10%。6.0万kW装机容量的年利用小时数4118h，相对合适，经综合比较，推荐装机容量6.0万kW。1.4.5引水洞洞径选择引水洞设计引用流量118.5m3/s，根据地形、地质条件、经济流速，类比已成工程，拟定6.6m、7.0m、7.4m三个方案进行比较。随着洞径增加，水头损失减少，保证出力、年发量都相应增加，但洞径加大也增加了工程量，从而增加投资。洞径从6.6增加到7.0m，差额投资内部收益率为7.29%，洞径从7.0m增加到7.4m，差额投资内部收益率为0.46%，已不经济。另外，洞径7.0m的流速3.04m/s接近相邻几座类似电站的引水隧洞平均流速，综合分析选择洞径7.0m。1.4.6水轮机额定水头选择依据水力发电厂机电设计规范（DL/T5186-2004）“电站的额定水头，应按额定水头与加权平均水头的比值在0.91.0之间选择”。本电站取额定水头59.0m，与加权平均水头61.78m的比值为0.95，符合规范要求。 1.4.7水库运行方式XX水电站是具有一定日调节能力的混合式电站，其出力主要受天然来水控制。为提高电站的发电效益，一般维持正常蓄水位运行。但为控制泥沙淤积，减少回水对上游电站尾水的影响，丰水期（6月10月）入库流量大于170m3/s，水位降至1829m排沙水位运行，并视库尾泥沙淤积情况，每年安排12次进行敞泄排沙，每次612小时；入库流量小于170m3/s，水位保持正常蓄水位运行。 1.4.8日调节容积确定 XX水电站规划为径流式电站，本阶段考虑到随着经济建设的飞速发展，若干年后甘肃省电网必将实行峰、平电价，结合XX枢纽排沙运行水位以上的库容，为电站设置一定的日调节能力。日调节池容积按1台7小时满发运行，并考虑1.15的安全系数计算，所需日调节池容积为121.05万m3。水库运行30年冲淤平衡后，1835m与1829m之间的库容差约为125万m3，满足日调节容积。1.4.9水库淤沙计算采用西安理工大学泥沙数学模型分析计算XX水电站水库正常蓄水位1835m，排沙运行水位1829.0m情况下的泥沙冲淤过程，包括不同运用年限的淤积量、排沙比、库区淤积纵剖面、库容曲线的变化、水库正常蓄水位和汛期回水水面线等，并分析对水库上游水电站（多儿水电站和九龙峡水电站）尾水位的影响。冲淤量计算结果：水库运行前期淤积量增加较快，水库运行至第12年后，库区有冲有淤，基本达到冲淤平衡状态。水库运用30年累计淤积量为0.0455亿m3，多年平均淤积量为15.2万m3，多年平均排沙比为85.0%。水库运用30年后水库剩余库容为0.0257亿m3。实际运行中，应在水库沉沙段设监测断面，监测河底淤积高程，当坝前段泥沙淤积高程接近取水口高程时，也应及时安排敞泄冲沙，以避免淤积在水库中的悬移质粗沙及推移质进入取水口。1.4.10水库回水计算1.4.10.1平水情况回水水面线计算XX电站坝址上游5.93km处是多儿水电站厂房，上游九龙峡厂房距多儿厂房仅500m，因此水库平水情况回水水面线计算，针对上游两座水电站各自的设计流量，分两种流量级分别计算：多儿水电站正常尾水位1836.3m，对应流量为72.5 m3/s；九龙峡水电站正常尾水位1837.9m，对应流量83.3m3/s，多儿电站入汇流量24m3/s。计算平水情况回水水面线时坝前水位为正常蓄水位1835m。计算中，天然河道水面线计算糙率取值为0.08，水库泥沙淤积30后水面线计算糙率取值为：在悬移质淤积段糙率为0.03，库尾段为0.05，淤积末端以上为0.08。计算结果表明：1）水库泥沙淤积30年后（库区淤积已经达到冲淤平衡），XX江干流XX大坝枢纽至多儿电站之间流量为72.5 m3/s时，多儿尾水断面处水位为1836.4m，稍高于原设计正常尾水位1836.3m。说明XX水电站的运行基本不影响上游多儿水电站的尾水位。2）水库泥沙淤积30年后（库区淤积已经达到冲淤平衡），九龙峡水电站尾水断面流量为83.3m3/s时（九龙峡发电流量81.3m3/s，生态水2.0m3/s），并考虑多儿电站入汇流量24m3/s，九龙峡尾水断面处的水位为1837.9m，与正常尾水位1837.9m恰好衔接。说明XX水电站的运行不会对上游九龙峡水电站尾水位造成影响。1.4.10.2洪水情况回水水面线计算洪水情况回水水面线按照XX水库枢纽运行30年，库区泥沙达到冲淤平衡后，分别计算XX枢纽、多儿厂房、九龙峡厂房及库区淹没不同标准洪水流量的水面线。经计算，由于XX枢纽设置了足够大的泄洪设施，在上游电站厂房的各种洪水标准下，回水都基本不超过原厂房洪水位，可保证不影响上游电站的防洪安全。1.5工程布置及主要建筑物1.5.1工程等别和建筑物级别本电站装机容量60MW。根据国标防洪标准（GB5020194）和水利部水利水电工程等级划分及洪水标准（SL2522000）的规定，本工程属于等中型工程。因此，电站永久性主要建筑物按3级设计，永久性次要建筑物按4级设计，施工临时性建筑物按5级设计。枢纽洪水标准：设计洪水重现期为50年（P2%），相应洪峰流量为1160m3/s；校核洪水重现期为500年（P0.2%），相应洪峰流量为1900m3/s；消能建筑物洪水标准：洪水重现期为30年（P3.33%），相应洪峰流量为1000m3/s。电站厂房洪水标准：设计洪水重现期（年）为100年（P1%），相应洪峰流量为1380m3/s；校核洪水重现期（年）为200年（P0.5%），相应洪峰流量为1600 m3/s。1.5.2坝轴线、坝型选择及工程总体布置1.5.2.1坝轴线、坝型选择XX电站为XX江干流XX峡至XX坝河段梯级开发中的第6个梯级，在规划区域内地层岩性接近，坝址选在XX乡附近，在可研可研阶段选定的下坝址河道，本阶段初步设计选择上、下两坝线，通过技术经济综合比较，选择上坝线为推荐坝轴线。坝址处河谷狭窄，通过面板堆石坝与混凝土重力坝型分析对比，推荐坝型为混凝土重力坝。本阶段初步设计主要对常态混凝土和碾压混凝土两种筑坝材料进行对比选择，结合坝址地形地质情况，通过技术经济综合对比，本阶段推荐筑坝材料选用常态混凝土。本阶段对可研拟定的引水发电洞线路及电站厂房下站址进行进一步细化，选定建筑物位置及基本尺寸。1.5.2.2工程总体布置的选定XX水电站工程由首部枢纽、低压引水隧洞和电站厂房三大部分组成。首部枢纽为现浇混凝土重力坝，坝左岸古河床处理采用护岸防渗，在XX沟沟口设沥青混凝土心墙砂砾石副坝，通过枢纽大坝、护岸、副坝形成左岸封闭完整的防渗体系。引水发电洞进口布置在大坝上游左岸，为塔式进水口，进口轴线距大坝上游面27米，引水洞为圆形断面，内半径R=7m。引水洞轴线长2.89km。电站厂房布置在坝下游3.7km处河道右岸多玛冲沟左侧，电站主厂房长57m，宽17m。1.5.3主要建筑物 1.5.3.1枢纽建筑物混凝土重力坝坝顶高程1838m，坝基高程1781m，最大坝高57m，坝顶宽8.5m，长108m，其中溢流坝段长16m，泄水底孔坝段长17m。溢流坝段过水断面净宽10m，堰顶高程1824.0m，设露顶式弧形工作闸门和叠梁检修闸门各一扇，出口消能采用差动式挑流消能。冲沙底孔布置于4坝段，两孔，断面为矩形，宽高4.05.5m，进出口分别设事故检修门和弧形工作闸门各一扇，出口消能采用挑流消能。坝体基本剖面为三角形。上游面在高程1791.5m以上为直立，1791.5m 以下坡比为1：0.2；下游面坡比为1：0.8。坝体内部采用R90C15三级配碾压混凝土，上游防渗层采用R90C25二级配混凝土，溢流面、底孔等过水部位采用C40抗冲磨混凝土。1.5.3.2引水发电系统引水发电系统由低压引水隧洞、调压室及压力管道三部分组成。引水洞进水口位于坝轴线上游右岸约27m处。进口为岸塔式进水口，底板高程1815m，内设拦污栅2扇和平板事故检修闸门1扇。引水洞洞径7.0m，总长2.89km，隧洞底坡4.153/1000。调压室采用圆筒阻抗式，竖井内径D15/16m，竖井高度45.7m，井壁厚度1.0/1.5m，阻抗孔内径D3.6m，高2m。压力管道由上平段、上弯段、斜直段、下弯段、下平段主管段和岔支管段组成。主管管径6.0m。岔支管段由2个非对称Y型布置岔管及三条支管组成，支管管径3.2m，管道中心高程1769.0m。1.5.3.3 电站厂区建筑物厂区主要建筑物有：主、副厂房、主变场、110KV开关站、尾水建筑物。主厂房发电机高程为1778.55m，副厂房布置于主厂房上游侧及右侧。主变场位于副厂房左侧，采用户外形式，地面高程1778.40m，面积21.416.9m2，110KV开关站设在厂区左侧，采用户外形式，地面高程1807.00m，面积4130m2。电站主厂房长57m，宽17m；上游侧副厂房长度41m，宽10m，右侧副厂房长11.7m，宽15.17m。机组安装高程1768.25m，厂房室外地坪高程1778.4m。正常尾水位1771.37m，最低尾水位1769.55m。电站100年一遇设计洪水位为1779.18m，200年一遇校核洪水位为1780.08m。尾水平台及防洪墙顶高程1781.5m。1.5.3.4工程安全监测为保证大坝及其附属建筑物在施工期、运行期安全运行，必须建立安全监测系统。根据中华人民共和国电力行业标准混凝土坝安全监测技术规范（DL/T51782003）规定，结合本工程具体情况，工程安全监测主要包括大坝及附属建筑物监测、发电洞监测等内容，监测项目主要分外部监测和内部监测两部分。外部监测主要有水位、水温、气温、坝基和坝肩渗漏及大坝水平位移、沉降观测等；内部监测主要有坝内应力应变、砼接缝、坝基扬压力、温控监测等。1.6机电及金属结构1.6.1水力机械1.6.1.1水轮发电机组选型XX水电站水头范围4665m，属于混流式水轮机应用水头范围，选用混流式水轮机。根据电站水头运行范围，通过对不同型号水轮机、不同额定水头进行计算比较，额定水头为59.0m比较合适。根据“甘肃省XX县XX江XX水电站可行性研究报告咨询意见：确定电站额定水头为59m是合适的”，确定水轮机额定水头为59m。装机可选择2台机组、3台机组、4台机组方案，从土建及设备投资、发电量、技术性能等方面综合比较，3台机方案最优，根据甘肃省XX县XX江XX水电站可行性研究报告咨询意见“同意推荐电站装机3台的方案”，确定电站3台装机方案。从经济性、机组互换性、运行管理方便等方面综合考虑，确定安装3台同容量机组方案，即320MW。利用经验公式计算，并考虑到近年在国内出现一些电站因片面追求高参数而忽略了稳定和汽蚀等问题，导致机组震动、汽蚀破坏严重，维修工作量增大，不能充分发挥效益的情况，结合本电站位于边远地区，工业技术条件相对较差，另外水库仅有日调节能力，含沙量较大，推荐采用比转速ns=240mkW、相应比速系数K=1843、同步转速为272.7r/min的方案。根据电站水头参数，参考转轮型谱资料，适用于本电站且性能较优的模型转轮有HLD267、HLD74等。综合比较，转轮HLD267优。本阶段对转轮型号的选用采用比转速数字表示，即水轮机为HL240LJ220，配套发电机为SF20-24/45001.6.1.2水轮机附属设备水轮机采用微机电液调速器，型号为WT-80-4，3台。并配备油压装置3台。调速器主配压阀直径80mm，油压等级4.0Mpa。本电站由一根主管分岔向三台机组供水，所以必须在每台机进口处设进水阀，根据电站水头范围，并考虑水锤压力，选用3台液控蝴蝶阀，名义直径DN3200mm，最大工作水头100m。1.6.1.3辅助机械设备依据机组单件最重件的重量选定起重设备。最重件设备为转子连轴，重量约101t，选用125/32t桥式起重机一台。电站水头范围在4665m之间，因此电站技术供水采用自流减压供水方式。考虑水轮发电机组主要在510月发电，该时段河流的泥沙含量较大，影响技术供水，故电站除采用自流减压供水方案外，还设置循环供水方式，作为洪水季节的技术供水。主厂房排水系统设渗漏排水和检修排水两个系统。厂房渗漏水及设备排水排至渗漏集水井内，由水泵排水至下游尾水。当机组检修时，机组内的积水排至检修集水井内，由水泵排水至下游尾水。厂区设一10 m3集水坑。平时厂区排水采用排水沟自流排水方式，直接排至尾水池。洪水期遇雨季，厂区排水至集水坑，用水泵临时抽排至下游尾水。压缩空气系统设中压气系统（4.0Mpa）和低压气系统（0.7Mpa）。中压系统供气对象为调速器油压装置；低压系统供气对象有：机组制动用气、检修用气以及尾水闸门的吹扫用气等。油系统仅设透平油系统，不设绝缘油系统，绝缘油系统仅设用于变压器加排油的设备。透平油系统设贮油桶、加排油及滤油设备，并配置简化油化验设备一套。电站水力监测系统测量项目有：上下游水位、调压井水位、拦污栅前后压差、集水井水位、机组冷却水流量、冷却水温度、蜗壳进口及末端压力、尾水管进出口压力等。机修设备配置：按照水电站机械修理设备配置标准（试行）规定，机修设备按中-1类配置。1.6.2电工1.6.2.1电站接入电力系统方式根据XX水电站的地理位置，以及电站所在地区XX江流域电网现状及发展规划，初拟该电站采用一回110kV输电线路接入规划的阿夏