江口水电站大坝安全第二次定期检查报告 32页

流溪河水电站n国家电力监管委员会大坝安全监察中心SE_RC大坝安全第三次定期检查报告流溪河水电站大坝安全第三次定期检查专家组n-00九年七月n站电水可:/溪流n流溪河水电站大坝安全第三次定期检查专家组姓名单位职务或职称签名王理华国家电力监管委员会大坝安全监察中心原总工教高阙树清中国水电顾问集团华东勘测设计研究院教高沈得胜屮国水电顾问集团华东勘测设计研究院教高谭基仰原广东省电力局教高黄志良广东粤电流溪河发电有限责任公司原厂长教高庄宁生广东粤电长湖发电有限责任公司总经理教高王怀良广东省水利电力勘测设计研究院高丁沈海尧国家电力监管委员会大坝安全监察屮心副处长教高吕永宁国家电力监管委员会大坝安全监察中心教高n核定:校核:n谢宵易谭秀娟沈海尧吕永宁n1工程概况12前两次大坝安全定期检查情况12.1第一次定期检查工作简况12.2第二次定期检查工作简况33本次大坝安全定期检查情况53.1工作组织53.2工作范围与内容53.3简要经过64大坝运行情况74.1水情74.2气温84.3水库泥沙淤积84.4地震94.5大坝运行维护94.6泄洪闸门及启闭机的运行维护95大坝安全现场检查96安全监测系统116.1监测系统布置和运行情况116.2监测系统更新改造136.3监测系统运行状态评价147大坝安全评价157.1大坝的设计标准和防洪安全性评价157.2大坝结构安全性评价157.3泄洪消能安全性评价16n7.4大坝防渗性能评价16n7.5闸门安全性和运行可靠性评价7.7总结论8存在问题和处理要求&1必须处理的问题&2运行中应重点关注部位和问题&3其它建议附件n16191919192021n流溪河水电站大坝安全第三次定期检查报告1工程概况流溪河水电站位于广东省从化市境内小车村下游1.3畑峡谷处，距广州市90km,是一座以发电为主，兼顾灌溉、防洪等综合利用的枢纽工程。水库控制流域而积539km2,总库容3.782亿rA属不完全多年调节水库。坝顶高程240.00m,正常高水位235.00m,设计洪水位237.60m,校核洪水位238.45m,死水位213.00m。电站装机4台，总装机容量原为42MW,1998年完成增容改造后，总装机容量为48MWo枢纽上要由拦河坝、溢洪道、泄洪隧洞、堵口土坝、发电引水系统及地下厂房等组成。拦河坝为混凝土双曲拱坝，为2级建筑物，最大坝高78m,坝顶弧长255.5m,坝顶宽2m,坝底宽22m,最大中心角120。,拱坝厚高比为0.283O坝体共分21个坝段，每个坝段长12m。拱坝坝顶溢洪道为开敞式自由溢流，共7孑L,采用3孔高4孔低差动式鼻坎空中对冲挑流消能,堰顶高程235.00m,溢流宽度80.5m,校核洪水位时的最人下泄流量为987m7so泄洪隧洞位于右岸，为无压式隧洞，进口底槛高程224.90m,隧洞长237m,最大下泄流量为1070m3/s,由一扇平板钢闸门控制，一台固定式卷扬机启闭。堵口土坝位于水库上游右岸山坳，为均质粘土坝，坝顶高程241.70m,最大坝高29.7m,坝长220m,坝顶宽4m,坝底宽210m。工程于1956年8月动工兴建，1958年6月20日下闸蓄水，1958年8刀第一台机组投产发电，1959年1刀全面竣工。2前两次大坝安全定期检查情况2.1第一次定期检查工作简况2.1.1工作简况1989年12月，原广东省电力工业局组织完成了流溪河水电站大坝安全第一次定期检查工作。聘请了以潘家铮为组长，由9位专家组成的专家组开展工作，专家组审阅了流溪河水电厂(现为广东粤电流溪河发电有限n责任公司)提交的复查报告和专题总结共15份，同时成立现场检查工作组对现场进行了检查。在此基础上，专家组对流溪河大坝运行性态作出了全面的评价，并提交了《流溪河水电站大坝安全第一次定期检查报告》。2.1.2定期检查报告审查意见1)结论拱坝和堵口土坝设计标准符合现行规范要求；应力局部超限，可采取高温期提高运行水位予以解决；坝体混凝土强度满足设计要求，坝体结构完好；拱坝向上游的时效位移尚不致威胁大坝安全；泄洪冲刷并不严重；库区未见有界常现象。以上情况符合《水电站大坝安全检查施行细则》第四十二条规定，同意广东省电力工业局对流溪河大坝安全定期检查的意见，大坝评为正常坝。2)意见和建议(1)继续加强观测裂缝发展动向，抓紧查明向上游时效位移的成因。(2)在高温期，控制运行水位不低于228.00m,以改善应力条件，确保大坝安全运行。(3)尽快完善和恢复现有的坝内、外观测系统。①改善现有的正、倒垂，以便测定坝体的变形及吋效位移。②提高大地四边形控制网的观测精度。加密测次，为分析坝体时效位移提供依据。③对坝面裂缝做好经常性的监测T作。需重视左岸1/4拱圈部位及215m高程附近的裂缝观测，特别对大的裂缝应继续查明其缝深和缝宽。2.1.3工作落实情况流溪河水电厂根据审查意见和建议，认真及时地进行了落实，并做了大量的工作，高温期间严格控制运行水位不低于228.00m；n完善了大坝安全监测系统，把拱冠倒垂线的锚I古I点改造成深入基岩30m,分别以廊道180m高程及240m高程的倒垂线代替原来的正垂线监测相应部位的绝对水平位移，为大坝的安全运行提供了准确可靠的监测资料；在大坝主要的裂缝处安装监测设施，观测裂缝的变化情况。2.2第二次定期检查工作简况2.2.1工作简况流溪河水电站大坝安全第二次定期检查工作于1999年2月开始,2000年7月结束。该次定期检查工作由原广东省电力集团公司组织，聘请了以谭基仰为组长，由6位专家组成的大坝安全定期检查专家组开展工作，并对大坝进行了现场检查。定期检查工作期间完成了流溪河水电站大坝运行及缺陷处理、大坝安金现场检查、拱坝上游面水下检测、大坝监测资料分析及不可逆位移研究、水工金属结构及闸门和启闭设备检测及复核、水库设计洪水复查、土坝稳定复核、拱坝原体变形观测的仿真反分析、大坝混凝土检测、水库水质分析、大坝裂缝深度检测等11个专题报告。专家组在全面深入地审查各专题报告基础上，对大坝进行了安全评价，并提交了《广东省流溪河水电站大坝安全第二次定期检査报告》。2.2.2定期检查报告审查意见1）结论流溪河大坝首次定检查出的缺陷大多已进行了治理；本次定检设计洪水复核较首次定检认可的成果小，大坝防洪是安全的；大坝坝基良好，坝体结构完整，泄洪闸门、启闭设备目前能够正常运行；大坝水下检查未见异常；大坝变形符合拱坝的一般规律，坝顶时效位移已趋于稳定，整体运行性态止常。综上所述，对照《水电站大坝安全检查施行细则》第四十二条规定，同意广东省电力集团公司的意见，流溪河大坝评为正常坝。2)意见和建议n(1)大坝吋效位移经分析、论证，已趋于稳定，但若遇高温低水位等不利工况，仍应加密观测。(2)为改善拱坝应力条件，在高温期仍应控制库水位不低于228m运行。(3)泄洪闸门和启闭设备已运行40多年，虽然目前在使用上尚可满足泄洪要求，但泄洪洞闸门在校核水位时，面板及r主横梁的最大应力、1**主横梁最大挠度均超过规范允许值，启闭机的启门力不足，建议进一步作专门论证，采取措施，改善泄洪闸门和启闭机的T作状况。(4)鉴于水下检查发现坝前淤积比较严重，建议对水库库容进行全面测量，以查清水库淤积情况。(5)建议对大坝监测系统进一步进行改造，如增设坝体左右1/4拱垂线、对拱冠180和240倒垂做好高程衔接，提高视准线基点校测及坝顶垂直位移观测精度等。2.2.3定期检查意见和建议执行情况流溪河水电站大坝安全第二次定期检查工作结束后，针对审查意见和建议，流溪河发电有限责任公司十分重视，及时制定计划并逐项予以落实,为此做了大量的工作，主要有以下几方面：(1)做好大坝的日常监测T作，特别是加强结构缝和坝面裂缝的监测,对监测资料及时进行整理和分析，为进一步分析大坝时效位移的成因提供准确町靠的监测资料。(2)在高气温时期(7月〜9月)严格控制运行。口第二次大坝安全定期检查以来，由于库区来水偏少，气温又相对偏高，经过合理调度，除2004年和2007年的水位略低于228m夕卜，其余各年高温期间的库水位基本控制在228m以上运行，为改善拱坝应力状态提供有利的条件。(3)针对泄洪闸门和启闭机存在的问题，2001年就委托华东勘测设计研究院对泄洪闸门系统改造进行设计，设计方案已完成，尚待最终审查。n(1)2001年委托河海大学水文水资源及环境学院水资源开发利用国家专业试验室，进行水库库容校核测量工作，该项目于2002年底完成，提交了《流溪河水库淤积情况定性分析报告》，制作了水库平面图(1：2000),绘制了水库面积和容积曲线。该项成果尚未进行审查和验收。(2)2006年委托华东勘测设计研究院完成了大坝安全监测自动化系统改造设计方案；2008年开始由南京南瑞集团公司大坝工程监测分公司承担大坝安全监测口动化系统的实施工作，冃前整个改造工程已基木完成。3本次大坝安全定期检查情况3.1工作组织根据《水电站大坝运行安全管理规定》，流溪河水电站大坝安全第三次定期检查由国家电力监管委员会大坝安全监察屮心(以下简称“大坝中心”)负责和组织。大坝中心组成以王理华为组长的9人专家组负责完成本次大坝安全定期检查工作，专家组对大坝中心负责。专家组成员如下：组长：王理华成员：阙树清沈得胜谭基仰黄志良庄宁生王怀良沈海尧吕永宁广东粤电流溪河发电有限责任公司负责提供定期检查工作所需的基础资料，编制运行总结报告，开展现场检查和专项研究工作的委托等。3.2工作范围与内容根据第三轮水电站大坝安全定期检查的有关要求和文件精神，确定本次定期检查以人坝为重点，包括溢洪道、泄洪隧洞、堵口土坝、人坝监测设施及近坝库岸等。本次大坝安全定期检查的依据：《水电站大坝运行安全管理规定》、《水电站大坝安全定期检查办法》、国家电力监管委员会关于第三轮大坝安全定期检查的有关文件、国家和行业现行的有关技术标准等。木次大坝安全定期检查主要检查大坝的运行性态。专家组依据工程原n设计和施工(包括运行期的补强加固和改造工程)资料以及大坝安全第二次定期检查成果，对照笫二次定期检查以來的运行情况和现场检查结果以及专项检查(分析)成果，进行全面评价、系统排查，着重以下几方面：(1)大坝的防洪能力；(2)大坝、泄洪设施和近坝库岸的结构安全性；(3)泄洪消能效果和安全性；(4)大坝防渗体(含坝基)工作状态；(5)闸门及启闭机的安全性和运行的可靠性；(6)大坝安全监测系统的完备性和可靠性。3.3简要经过2007年6刀27日至28H,大坝屮心组织专家组在广东粤电流溪河发电有限责任公司召开了流溪河水电站大坝安全第三次定期检查专家组第一次会议。会议听取了广东粤电流溪河发电有限责任公司关于水电站运行情况和大坝安全第二次定期检查以来所做工作的介绍；对现场进行了详细检查，查阅了相关资料，讨论确定了本次定期检查工作大纲及专家分工、需耍检查分析的专题项目以及具体技术要求，并根据工程运行中出现的问题提出了处理要求和建议。第一次会议后，广东粤电流溪河发电有限责任公司按专家组要求开展了检查和专项研究工作，至2008年8月年底共完成了以下3份专题报告。(1)《流溪河水电站大坝运行报告》；(2)《流溪河水电站大坝安全现场检查报告》；(3)《流溪河水电站大坝安全监测系统评价及监测资料分析报告》。2008年8月27日至28日在广东粤电流溪河发电有限责任公司召开了n专家组第二次会议。专家组听取了各专题承担单位的介绍；对上述专题报告进行了认真评审，提出了修改意见，并对有关重要问题进行了讨论，提出了补充、完善的要求；会议确定了定期检查报告的编写要求、编写提纲和专家分工。2009年6月19日至20日，在广东省英德市召开了专家组第三次会议,专家组结合工程实际情况和专项研究成果，对影响大坝安全的问题进行认真讨论，讨论通过了《流溪河水电站大坝安全第三次定期检查报告》，提出大坝安全评价意见和建议。4大坝运行情况4.1水情2000年至2007年间，流域年平均降雨量为1893mm,比实测多年平均降南量2083mm少9.12%；年平均入库水量6.67亿m3,比实测多年平均值6.89亿代少3.19%,属平水略枯系列。2000年以来，历年最高库水位为229.41m~235.43m,8年中有3年的汛期水位超过限制水位，极端最高库水位235.50m（2006年7月17日）;最低库水位除2年低于218m外，其余年份的水位均高于220m,极端最低库水位217.23m（2002年6月10日）；期内多年平均水位227.67m,比历史多年平均值高近2m。在8年的夏季高温期7月〜9月中，有6年库水位控制在228m以上运行，只有2004年和2007年略低于228m。综合而言，这期间库水位较高。2000年〜2007年暴雨洪水不大，最大的暴雨发生在2001年7月8日，洪峰流量796m7s,三天洪量0.59亿ni3,洪水频率38%。历年汛期经过合理的洪水调度，水库拦蓄了大部分的洪水，仅在2001年、2005年和2006年发生过泄洪，总下泄水量为2.2046亿m3，其中泄洪隧洞下泄1.8136亿m3,溢洪道自由下泄n0.391亿n?。2008年6月，受台风“风神”的影响，流域内普降大暴雨，流溪河水库遭遇了约20年一遇的大洪水。6月26H洪水最大入库流量为1530.4m7s；三天的洪量为1.098亿m3,总洪量为1.4649亿眄列历史第三大洪水；库水位最高236.73m,仅次于1975年的236.81m,超过水库阶段防洪限制水位1.73m；最大下泄流量790m3/s（其中堰顶328m3/s,泄洪洞400m3/s,发电62m3/s）o经过各方的合理调度，水库上下游平安度汛，大坝运行状态正常。根据广东省三防总指挥部批准的《流溪河水库度汛措施审定表》（粤防字[1985]043号文）及《流溪河水库防洪指挥部工作规程》的有关要求,确定流溪河水库的时段限制水位分别是：4月1日〜5月20日，233.00m；5刀21|_|〜6刀10233.50m；6刀11日〜6刀30U,234.00m；7刀1日〜7月31日，234.50m；8月1日以后，235.00mo洪水调度及泄洪闸门操作严格按省三防规定执行。4.2气温定检期内最高年平均气温21.3°C,最低年平均气温20・7°C；极端最高气温39.0°C,极端最低气温0°C；多年平均气温21.08°C,高温期（7月〜8月）平均气温27・4°C,低温期（1月〜2月）平均气温13.6°Co上述气温特征值大多高于历史相应数值，期内气温略偏高。4.3水库泥沙淤积水库曾作过两次淤积测量。第一次在1987年〜1989年，采用剖面法测量库容，用地质沉积界面法取样分析淤积物成份。测量成果为：1958年〜1987年水库共淤积泥沙487万叭总库容淤损率1.507%,年淤损率0.052%。第二次在2001年进行，同样采取剖而法和地质沉积界面法，并应用全球卫星定位（GPS）测量。测量成果为：1958年〜2001年水库共淤积泥沙2620万m3,总库容淤损率8.10%,年淤损率0.188%,水库淤积比较严重，特别是n近十多年的淤积速度较快。4.4地震本工程原设计按6度地震设防，在首次大坝安全定期检查时曾作大坝应力复核，按7度地震计算，大坝仍为安全。在木期间内，库区仅发生儿次轻微的有感地震，对大坝的安全没有产生影响。4.5大坝运行维护自第二次大坝安全定期检查以来，流溪河发电公司十分重视大坝的运行维护工作，设有专门的维护管理机构，制订和执行完整的安全规程和制度，加强对水T建筑物和金属结构的检查、维护，保证大坝及其他水T建筑物的正常运行。基本完成了第二次大坝定期检查审查意见耍求的各项工作，主要有：在高温期（7月〜9月）控制库水位运行，除2004年和2007年略低外，其余年份大多保持不低于228m运行，为改善拱坝应力创造有利条件；开展水库库容校核测量工作；委托完成了泄洪闸门系统改造设计方案；委托完成了大坝安全监测自动化系统改造设计方案，现已基本实施完成。4.6泄洪闸门及启闭机的运行维护泄洪闸门及启闭机设备由机械班进行日常的管理维护，按照运行检修规程及有关管理规定，在每年汛前、汛中和汛后均进行详细的检查，•且每半年进行定期保养维护工作。整个泄洪闸门系统除具备系统电源操作外，还配备柴油机作为备用电源;2004年7月完成了泄洪闸门控制回路的改造,提高了操作的可靠性。泄洪闸门汛期每月定期系统电试运行两次，采用柴油机每月试吊泄洪闸门一次。目前，整个泄洪闸门系统运行基本正常，闸门止水效果良好，起落平顺。5大坝安全现场检查n2007年1月至2008年8月，流溪河发电公司组织了大坝安全现场检查，现场检查严格按照《水电站大坝安全定期检查办法》要求进行。期间详细检查了坝顶、大坝上游面和下游面、坝顶溢洪道、坝内廊道、泄洪隧洞、坝基及下游冲刷坑、堵口土坝等建筑物，检查结果与第二次定期检查时的情况进行比较，未发现影响大坝安全的异常现象和不利的工作特性以及设备故障等重人问题，也不存在较人的缺陷。总体而论，所有水工建筑物及金属结构的运行状态正常，大坝安全稳定。从检查情况看，大坝表面除原已存在的局部混凝土剥落的缺陷外，没有发现新的裂缝和其它异常情况，大坝结构未见异常。坝体存在的裂缝均为旧缝或工程施工期产生的表面温度缝，未发现裂缝有进一步的发展。溢洪道、闸墩及隔墙上的裂缝有少量白浆流出，但没有发展，不会对结构物的安全产生影响。溢洪道过水的次数少，泄流量也不大，溢流面未发现有气蚀、冲刷等现象。坝基廊道常年比较干燥，左右廊道入口附近有几处不大的混凝土剥落，廊道内发现的裂缝都为细小缝。除少数灌浆孔有微量渗水外，其它部位与前两次定期检查时的情况基本相同。泄洪隧洞是本工程主要建筑物之一，承担着人部分的泄洪任务，从泄洪后的现场检查情况看，隧洞衬砌部位存在裂缝，缝间普遍流白浆和渗水,主要的裂缝有5条，长度在2ni〜60m之间，缝宽在lmni〜2nmi之间。2004年在未衬砌隧洞中段顶部曾发生过约2m3的表层岩体坍塌。自2008年6月18日起，泄洪隧洞经历长达500h的泄洪，其中最大泄流量为400m'/s的历时40多小时，泄洪后检查发现，除隧洞出口处有少量的岩石崩塌外，泄洪隧洞没有发现异常情况，运行情况正常。泄洪隧洞闸门系统的钢丝绳、制动器和传动联轴杆等止常，启闭机运行状态良好。泄洪闸门主横梁腹板锈蚀严重，迎水面下部2m多为突出锈斑，深达2mm~3mm，闸门与台车在转动接触面锈蚀，门槽槽钢锈蚀，底部n尤为严重，其他表面漆膜、水封尚好。闸门的运行状态基本正常。由于近几年库区来水偏枯，溢洪道泄洪次数很少，泄洪量也不大，泄洪后的检查表明，下游冲刷坑基木没有变化；坝基没有发现渗流异常现象;大坝两岸山体及库岸边坡稳定。另外，堵口土坝坝顶没有发现裂缝，上下游面的护石没有发现明显的隆起或|叫陷，坝肩也没有出现位移、滑动、开裂、凹陷隆起等现象，坝肩排水沟顺畅，土坝运行情况正常稳定。6安全监测系统6.1监测系统布置和运行情况流溪河大坝现有的安全监测项目包括平面变形控制网、坝顶视准线、垂线、坝顶垂直位移、大坝横缝及裂缝、土坝垂直位移和环境量监测等。其屮平面变形控制网为坝顶240m高程大地四边形，是大坝水平位移监测的基准网，该网每2年校测1次。6.1.1变形监测1）水平位移坝顶水平位移采用视准线观测。视准线包括新老两套视准线，在拱冠和左右1/4拱各设置1个测点，视准线的工作基点和校核基点设在两岸的山坡上，日常采用T3经纬仪观测，新视准线每周观测1次。现场检查情况和监测资料分析成果表明：视准线布置合理，运行工况良好，观测方法正确，观测精度满足要求，其测值能反映拱坝水平位移的实际情况，但部分视准线基点稳定性有待进一步的校测和解决。水平位移主要受库水位和温度的影响，呈较明显的年周期变化，大坝的变形情况正常。1999年以来，左1/4拱、拱冠及右1/4拱的最大水平位移（老视准线、向上游为正）分别为25.lmm>22.1mm、4.8mm,最小位移分别为12.1mm、5.9mm、-3.n1mm,最大年变幅分别为13.1mm、15.7mm、7.2mm。历史上曾发生的不可逆位移已基本稳定。2）坝体及坝基位移坝体及坝基位移采用倒垂线监测。在拱冠部位布置2条倒垂线，即坝顶240倒垂和180廊道倒垂，每条倒垂线设1个测点，用以监测坝体的挠度。为监测两岸坝肩的稳定情况，在左右岸坝肩坝后204m高程处分别设置1条倒垂线，每条倒垂线设1个测点，日常采用光学坐垂线标仪观测，每周观测1次。现场检查情况和监测资料分析成果表明：倒垂线布置合适，可有效地监测大坝的变形，倒垂线的安装质量及工作状态良好，观测方法止确，观测精度满足耍求，测值能较好地反映大坝变形的实际情况。拱冠坝段位移主要受温度和库水位变化的影响，呈年周期性变化，坝顶径向故大位移20.84mm,最小位移1.46mm,最大年变幅15.78mm；切向最大位移4.26mm,最小位移1.94mm,最大年变幅2.24伽。180廊道坝基位移变化较小，径向最大位移1.67mm,最小位移-2・17mm,最大年变幅3.48mm,切向最大位移0.82mm,最小位移-0.66mm,最大年变幅1.24mm,且已处稳定状态。左右坝肩的变位只表现出与气温有一定相关，变化小而稳定，顺河向最大位移年变幅分别为0.82mm>1.19mm；横河向最大位移年变幅分别为0.91mm>1.01mm,说明两岸坝肩稳定。3）垂直位移在拱冠和左右1/4拱坝顶各设置1个垂直位移测点，起测工作基点位于左岸，距大坝约100m,现采用DiNil2电了水准仪按国家二等水准要求施测，每季观测1次。现场检查情况和监测资料分析成果表明：垂直位移测点布置合理，观测方法止确，观测精度满足要求，其测值能反映坝顶垂直位移的实际情况。坝顶垂直位移随气温呈年周期变化，气温上升坝体上抬，反之下沉。坝体n最大下沉值为7.40mm（右四分Z—拱），最大上抬值为-3.7mm（拱冠），最人年变幅为4.50mm（拱冠）。4）结构缝与坝面裂缝在拱坝观测廊道内的上下游侧结构缝上，各设•对铜头标点，用千分卡尺量测缝宽，全坝共测12条横缝计24个测点，每月观测1次。另外，在大坝下游面具有代表性的裂缝上安装铜头标点，用千分卡尺量测裂缝宽度，其中：在9湘2坝段纵缝上分别安装1对测缝装置；在车坝段〜6"坝段横缝共妥装4对测缝装置，每月观测1次。现场检查情况和监测资料分析成果表明：在结构缝和坝后裂缝上安装测缝装置是合适的，观测精度较高，其实测资料能反映缝的开合实际情况。结构缝主要受温度影响呈年周期性的变化，温升缝缩,温降缝张,变化较小且大多呈压合状态，时效趋势不明显，已处稳定状态。结构缝开合最大张开量为0.03mm~0・57mm（右岸），最大闭合量为-0.84mm〜-1.74mm（坝中），最大年变幅为0.47mm~0.71mm（右岸）。坝后裂缝开合度变幅较小,在0.38mm~l.41mm之间，且没有发展趋势。5）土坝垂直位移在堵口土坝的上下游坝坡共设置9个垂直位移测点，按水准法观测大坝的垂直位移，每季观测1次。其测点布置基本合理，堵口土坝最大垂直位移为130・1伽，上游坝坡的垂直位移量大于下游坝坡，上游坝坡各测点的最大垂直位移在106.6mm〜130.lmm之间，下游坝坡的垂直位移在50mm以内。近10年來，各测点均没有明显的吋效位移,副坝的垂直位移己基本稳定。6.1.2环境量本工程设置的环境量监测项冃有上下游水位、坝区气温及降雨量等，n日常已按规范要求进行正常观测。6.2监测系统更新改造流溪河水电站大坝安全监测系统更新改造的主要项目为:1）坝顶水平位移采用极坐标法观测，选用TCA2003型全站仪，实现半自动化观测。在新视准线T作基点附近各增设一条倒垂线，以校测丁作基点的变位，同时在坝顶下游侧增设4个变形监测点。2）完善拱冠及坝肩倒垂线监测设施，在每个测点处安装双向遥测垂线坐标仪，实现自动化监测。3）在廊道横缝上游侧及下游坝面裂缝处，安装单向测缝计，实现自动化监测。4）增设气温、水温及坝体混凝土温度的监测设施，实现自动化监测。5）建立完善的大坝安全信息管理系统，实现监测信息的网络报送。根据工程的实际情况，犬坝安全监测系统更新改造工程分期实施，首期实施的垂线、裂缝、温度等自动化监测项目已基本完成。6.3监测系统运行状态评价根据《混凝土坝安全监测技术规范》（DL/T5178-2003）的要求，结合流溪河水电站大坝的实际情况，木T程现有监测系统布置合理，监测项目设置基本齐全，监测重点明确，观测方法和频次符合规范的要求，可以满足工程安全监测的要求，为大坝的安全监测发挥重要作用。另外，考虑到观测系列相当长，人坝变形规律性也较好，除坝顶垂直位移观测应适当加密外，其余项目可按规范耍求的测次观测。同时，应尽快完成大坝安全监测系统改造的实施，并解决部分位移工作基点稳定性问题，提高大坝安全监测工作效率和监测信息管理水平，进一步掌握大坝的运行规律及大坝时效位移的发展趋势。从本次提供的大坝安全监测系统综合评价及资料分析成果看，本工程n安全监测系统是较为全面、有效和针对性，反映的监测资料真实可靠，可作为本次大坝安全定期检查工作的依据，同时说明运行单位日常的监测管理工作是规范和有效的。7大坝安全评价7.1大坝的设计标准和防洪安全性评价流溪河水电站工程等别为二等，主要建筑物级别为2级，混凝土拱坝采用100年一遇洪水设计，1000年一遇洪水校核，相应的洪峰流量分别为1970m7s和2740m3/s；堵口土坝采用100年一遇洪水设计，2000年一遇洪水校核。经核查，本电站工程等级及洪水设计标准均符合现行的《水电枢纽工程等级划分及设计安全标准》(DL5180-2003)和《防洪标准》(GB50201-94)规定。笫二次大坝安全定期检查以来未发生过20年一遇及以上的洪水，仍采用1978年的洪水成果是合适的。水库泥沙淤积速度虽较快，但目前尚不会影响到防洪安全。经中国科学院地球物理研究所鉴定，木工程地震基木烈度为6度。根据《中国地震动参数区划图》(GB18306-2001),本区域地震动峰值加速度为0.05g,和应地震基本烈度为6度。在首次大坝安全定期检查吋，曾按地震烈度7度对人坝进行应力复核，人坝仍属安全。6.2大坝结构安全性评价在首次大坝安全定期检查时，对拱坝应力、拱座稳定等进行了复核，认为大坝处于正常的工作状态，符合设计和规范要求。rti于首次大坝安全定期检查至今大坝的运行环境没有大的改变，在高温期能够较好地控制水位不低于228m运行，有效地改善了人坝的应力条件，大坝变形规律正常,大坝的结构也未出现过异常情况，坝体存在的裂缝均为旧缝或工程施工期产生的表面温度缝，裂缝没有进一步发展的迹象，坝前泥沙淤积也在设计允许的高程以下，因此，大坝结构安全性是有保障的。n由于下游黄龙带水库的投入运行，改变了土坝原设计的运行条件，土坝成为两侧挡水的建筑物，将下游草皮护坡改为块石护坡。在第二次大坝安全定期检查时，对土坝的安全进行了复核，认为在最不利水位组合情况下，土坝两侧坝坡均稳定。观测资料分析表明，近十年来土坝的垂直位移变化很小，已趋稳定。7.3泄洪消能安全性评价流溪河水库泄流建筑物由坝顶口由溢流溢洪道与泄洪隧洞组成。水库虽为多年调节水库，但弃水的年份仍比较多，其中泄洪遂洞承担大部分的泄洪任务。泄洪隧洞泄洪时水流平稳，消能效果良好，泄洪后现场检查情况表明，遂洞各部位正常，没有发现明显的气蚀和冲刷等现象，隧洞出口冲刷较明显，偶有少量的岩石崩塌，但不会影响到整体的稳定，下游冲刷坑变化不大，不会对大坝的稳定构成威胁。因此，可以认为泄洪隧洞运行情况正常稳定。另外，近几年库区来水偏枯，溢洪道泄洪次数很少，泄洪量也不大，现场检查表明，溢流面完好，未发现明显的气蚀和冲刷现象，下游冲刷坑基本没有变化，坝基结构完好无损，两岸边坡稳定。7.4大坝防渗性能评价流溪河大坝坝址所处的地质条件良好，不存在大的构造和渗流通道，岩体完整。现场检查表明，除少数灌浆孔有微量渗水外，整个廊道很干燥基木没有渗水和析钙，坝基和两岸坝肩均没有发现渗水现象，坝体裂缝也没有渗水。因此，大坝的防渗性能良好，大坝运行安全。7.5闸门安全性和运行可靠性评价7.5.1闸门安全性评价1）泄洪隧洞工作闸门及启闭机n木工程的泄洪设施主要为拱坝7孔敞开式口流溢洪道和右岸1孔泄洪隧洞。在100年一遇洪水时，以泄洪隧洞调节为主。泄洪隧洞底坎高程224.90m,最大下泄流量1070nr7s。泄洪隧洞工作闸门是泄洪隧洞主要的调节设施，其孔口尺寸12mXll・3m（宽X高），设计水头11.Im,总水压850t,系平而台车滚轮支承上游水封钢闸门，自重82t。该闸门于1959年完建，已运行50年，2000年大坝安全第二次定期检查时进行了全面的检测和复核，发现在较高水位下闸门应力超限和启闭力不足，建议进行改造。现场检查发现，闸门迎水面下部2m多为突出锈斑，深达2mni〜3mm,门槽槽钢锈蚀，底部更严重，其他表面漆膜、水封尚好，运行基本正常。泄洪隧洞工作闸门启闭机为双吊点固定式卷扬机，安装于253.50m高程钢筋混凝土排架上，容量2X750KN,扬程13m,自重20t,通过拉杆与闸门连接。2000年大坝安全第二次定期检查时的检测成果表明，启闭机的工作状况基本正常；2004年对电控设施进行改造更新，可靠性有所提高；动力电源为厂用电加200KW柴油发电机备用，符合安全要求；现场检查发现，设备外壳锈蚀严重，外观较差，减速箱漏油，过负荷切断装置弹簧锈蚀，在过负荷切断时就可能出现问题，目前虽运行正常，但应做好维护和润滑等T作。2）泄洪隧洞检修闸门及启闭机泄洪隧洞进口设计时设有一道检修闸门,供泄洪洞工作闸门检修Z用，孔口尺寸1加X4m（宽X高），设计水头4m,自重10.3t,由2X100KN电动葫芦操作，目前现场只预留一道检修门槽，没有设置闸门和启闭机，因水库为不完全多年调节水库，在枯水期有一段时间水位降到底坎224.90m高程以下，可以利用这段时间进行工作闸门的检修维护。3）发电引水进水口事故闸门及启闭机发电引水进水口设有2孔事故闸门，中间由中墩隔开，该事故闸门为引水隧洞和机组蝶阀的事故保护及口常检修的挡水设施。闸门孔口尺寸n2.6mX4.5ni（宽X高），底坎高程206.50m,设计水头28.5m,总水压力442t,系平面悬臂定轮支承钢闸门，自重22.5t。2000年大坝安全第二次定期检查时经检测和复核合格。现场检查，闸门涂层良好，关门后有少量漏水，运行状况正常。发屯引水进水口事故闸门启闭机为双吊点固定式卷扬机，容量2X350KN,扬程34.5m,自重14・44t。2000年大坝安全第二次定期检查时检测合格。现场检查，机电和控制设备良好，油漆涂层一般，操作运行状态正常。4）发电引水进水口检修闸门及启闭机发电引水进水口设一道检修闸门，主要为进水口事故闸门门槽的检修提供挡水设施，共2孔，每孔孔口尺寸3.6mX4.5m（宽X高），底坎高程206.50m,设计挡水水头28.5m,总水压力442t。为平面钢滑块支承钢闸门，口重8t,结构主材为A3,操作设备为10t绞车，扬程31・5m。2000年大坝安全第二次定期检查时检测合格；2007年现场检查除关门有少量漏水，其他良好。7.5.2闸门运行可靠性评价1）泄洪隧洞工作闸门及启闭机泄洪隧洞是本工程能调控的主要放水设施，汛期操作运行频繁，该设备完建于1959年，至今已运行50年，早已超过折旧年限30年的规定，设备处于老龄期；闸门和门槽底部受力较大部位锈蚀较严重，在高水位时应力局部超标，下门力和起门力都显不足；闸门的支承结构为台车式滚轮,胶木轴瓦已老化变质，加上锈蚀，台车滚轮二个方向转动困难及阻力增大,不仅使闸门自身运行困难，也严重影响启闭机的启闭力，造成超载；闸门锈蚀严重，结构材料已显疲劳、老化而变脆，屈服极限降低。尽管设备目前尚能运行，但对工程的安全运行不利，建议尽快完成闸门和启闭机的更新改造T作，确保工程的安全运行。n2）发电引水进口闸门及启闭机发电引水进口闸门及启闭机也已运行50年，早已超过折旧年限，在人坝安全第二次定期检查和本次现场检查时，其性态基本正常；工作闸门悬臂定轮胶木轴套已老化，需更换。对于老龄期运行的设备尽管尚可正常使用，但日常的检查、维护和保养T作…定要加强和加密，以确保设备的安全运行。7.7总结论流溪河水电站大坝工程等级和防洪标准满足现行规范的要求；大坝泄洪能力满足防洪要求；第二次大坝安全定期检查以来各种荷载基本没有改变，坝体裂缝没有发展，不会影响大坝的结构安全；大坝的防渗性能良好;坝址下游河床冲刷轻微，也不会影响大坝的安全；泄洪隧洞工作闸门及启闭机维护检修及时，运行基本正常；大坝变形规律正常，时效位移已趋稳定；库岸稳定。堵口土坝运行情况正常。对照《水电站大坝运行安全管理规定》第二十四条，专家组评定流溪河水电站大坝为正常坝。8存在问题和处理要求8.1必须处理的问题泄洪隧洞现有的闸门设备陈I口，已超过使用年限，且在高水位时，闸门应力超标、启闭力不足，其工作的可靠性和灵活性已不适应调度耍求，应抓紧落实泄洪闸门和启闭机的改造工作，确保大坝安全运行。8.2运行中应重点关注部位和问题1）高温低水位荷载组合对坝体的应力较为不利，应继续坚持控制库水位不低于228m运行。2）在大坝安全监测自动化系统投入运行后，要加强大坝的变形监测,n重点关注不可逆位移的变化情况。应处理好监测资料的衔接T作，切实提高大坝安全监测的工作效率和监测信息管理水平，进一步掌握大坝运行规律及大坝向上游时效位移的发展趋势。8.3其它建议发电引水进口闸门及启闭机是引水隧洞和机组蝶阀的保护设备，也处于老龄期，需更换工作门悬臂轮胶木轴套，并加强设备的检查维护工作，缩短维护检查周期，确保设备运行安全。n附件定期检查专题报告目录1、《流溪河大坝运行报告》，广东粤电流溪河发电有限责任公司，2009年6月；2、《流溪河大坝现场检查报告》，广东粤电流溪河发电有限责任公司,2009年6月;3、《流溪河水电站大坝安全监测系统评价及监测资料分析报告》，国家电力监管委员会大坝安全监察中心，2008年7月；4、《流溪河水库库容变化对调洪演算结果的影响》，广东粤电流溪河发电有限责任公司，2009年6月；5、《广东省流溪河水电厂库容校核测量报告》，河海大学水资源开发利用国家重点实验室，2002年2月；6、《流溪河水库淤积情况定性分析报告》（摘录），河海大学水资源环境学院、广东粤电流溪河发电有限责任公司，2008年8月。