一、 工程概况　　

彭水水电站位于乌江干流下游，重庆市彭水县县城上游11km，距乌江口涪陵区147km，坝址以上流域面积69000km2，占乌江流域总面积的78.5%。流域多年平均降水量1160mm，坝址多年平均流量1300m3/s，年径流量410亿m3。年平均含沙量0.354kg/ m3。　　

彭水水电站是乌江干流水电开发规划的第10个梯级，正常蓄水位293m，死水位278m，调节库容5.18亿m3，为季调节水库。开发任务是以发电为主，其次是航运，防洪及其它综合利用。水电站装机容量1750MW，距负荷中心区仅180km，是重庆市不可多得的水电电源点。　　

坝址的区域地质构造相对稳定，无区域性大断裂通过，地震基本烈度为6度。水库回水至贵州省沿河县城，长约126km，为峡谷河道型水库，水库封闭性好。坝区基岩主要为灰岩、白云岩、钙质页岩等，主要建筑物工程地质条件较好，天然建材储量和质量能满足工程建设要求。　　

彭水水电站由大坝、泄洪建筑物、电站、通航建筑物和渗控工程等组成。大坝挡水前缘总长325.5m，其中船闸坝段32m，大坝为弧形碾压混凝土重力坝，最大坝高116.5m; 河床10个坝段设9个泄洪表孔；电站布置在右岸，为地下式厂房，主厂房尺寸252m×30m×76.5（长×宽×高），安装5台单机容量为350MW的大型混流式水轮发电机组；通航建筑物布置在左岸，由单线船闸、升船机两级过坝建筑物组成，按500t级船舶过坝设计。渗控工程采用垂直防渗帷幕，其轴线穿过河床大坝、左岸船闸上闸首后向左岸山体延伸接 相对隔水层，右岸穿过地下厂房引水隧洞垂直岩层走向接至隔水层封闭，防渗线路总长850m，主帷幕防渗面积约为15万m2 。河床最大帷幕深85m。　　

枢纽工程永久建筑物主要工程量：土石方明控842.0万m3，洞挖240.0万m3，砼265.0万m3。　　

工程总工期（工程筹建期6个月未计入）68个月，第一台机组发电工期50个月。　　

静态总投资（2004年物价水平）108亿元。　　

彭水水电站枢纽工程于2003年9月导流洞工程开工，2005年9月28日，电站主体工程全面开工，2007年10月下闸蓄水，2008年2月第一台机组发电，2008年12月16日第五台机组并网发电，2009年底电站全面建成投产。 　　

彭水水电站工程从上世纪五十年代开始初步勘查，1970年正式启动勘查设计工作。2003年4月14日，彭水水电站工程打响了施工建设的第一炮，2005年9月6日，国家发展和改革委员会核准《乌江彭水水电站项目申请报告》，2005年9月28日，电站主体工程全面开工。工程由大唐国际发电股份有限公司承建。

工程获奖情况：2013年7月，彭水水电站工程勘察、工程设计双双获全国优秀水利水电工程勘察设计金奖。2012年彭水水电站工程勘察获湖北省工程勘察一等奖。 2014年，彭水水电站入选菲迪克工程项目优秀纪念奖。

二、 几个重大技术问题的解决方案　

1. 河床泄洪坝段采用弧形重力坝 坝址处于高山峡谷之中，坝址两岸无天然垭口，河谷呈“V”型，左岸岸坡40o,右岸下陡上缓，350m高程以下60o,以上40o。正常蓄水位293m，相应河谷宽230~260m，枯水位211~213m，相应水面宽度为60~90m，坝基及大坝下游为奥陶系灰岩和寒武系灰岩、白云岩，抗冲能力强；坝址处洪水位变幅大，频率为5%、1%、0.2%、0.02%的洪水，河道的水位变幅在37~61m之间，枢纽校核(0.02%)，设计(0.2%)洪水来量分别为43300m3/s，34500 m3/s，泄洪功率分别为12800MW、11250MW，水库调节能力有限，调节后的下泄量与来量基本接近，上述坝址地形地质及水文特性决定了枢纽泄洪建筑物以采用河床泄洪为宜。　　

原设计溢流坝的坝轴线呈直线展布，全表孔泄洪时，入水宽度偏大，对两岸坡脚产生明显冲刷对岸坡稳定不利。为了使水流适当收缩并均匀地泄入河床，改善坝下水流流态，减轻对斜穿河床的较大断层f1和对两岸岸坡冲刷，并能满足电站尾水出口和下游升船机和航道正常运行要求，设计提出了溢流坝段坝轴线采用大半径园弧形的重力坝方案。水工整体模型试验，证实了溢流坝段坝轴线采用半径450m，园弧形重力坝全表孔挑流和挑面流方案是适合彭水电站坝址地形、地质条件和电站，通航建筑物运行要求的。

2. 主厂房洞室纵轴线平行岩层走向 根据枢纽总体布置，地下厂房位置在右岸、中部开发型式，主厂房纵轴线选择，根据主厂房围岩性状和岩溶系统分布状况，比选了两个轴线，一是NE44o,即与岩层走向成20o夹角（简称20o方案），一是NE24o即平行岩层走向（简称0o方案），比选结果选取主厂房纵轴线与岩层平行的0o方案。一般工程经验，在层状岩体中主厂房纵轴线是选取与岩层走向成较大交角的方向，但对彭水水电站地下厂房所处地质条件，选取0o方案是正确的，相比较而言，0o方案的优点是：　　

（1） 主厂房位于厚层～巨厚层的 、 层Ⅱ类围岩中，岩溶不发育，断裂不发育，且小断层、裂隙大多被方介石充填，胶结好，岩体强度高。　　

（2） 从地层的分布，O31x 、O41x 岩层段的水平投影长度约66m，考虑到岩层倾角65o及主厂房高度约72m，主厂房基本处于O31x 、O41x 岩层段的中间。主厂房轴线与坝区地应力的最大主应力方向平行，对厂房围岩稳定有利。　　

（3） 主厂房避开了位于厂房上游的KW51号岩容系统和位于主厂房下游的W84热水岩溶系统，厂房温度易于控制，并可避开C夹层对厂房顶拱及上游高边墙围岩稳定的不利影响，在主厂房顶拱的上游侧区域，保留了距C2夹层较大的岩桥厚度。　　

（4） 由于主厂房轴线平行于岩层走向，由此带来了在主厂房下游边墙出露层钙质页岩的不利的顺层边墙段，采用常用的锚固措施和对尾水管段采用槽挖方式，是可以处理的。0o方案较好地利用了主厂房地段有利的地质条件和避开不利的地质条件。对于主厂房段地围岩中存在的地质缺陷问题可以采用常用的措施加以处理。　　

3. 电站尾水隧洞采用变顶高新体型 彭水水电站机组过水流量大（单机组578m3/s）、水头相对较低（极端最小水头仅44m）、下游尾水洞长（1#~5#470~350m）、下游水位变幅大（37~61m）的特点，使得下游调压室的尺寸巨大，如由最小水头确定的调压室断面积，不能满足电站在最小水头与极端最小水头之间运行时的小波动稳定性要求；而根据极端最小水头确定的调压室断面积，需扩大约46%的调压室面积，不仅增加了工程量、工程造价及施工难度，同时过大的调压室尺寸对其自身的围岩稳定不利，还危及厂房洞室的围岩稳定，使方案难以成立。　　

为找出一条既有有压洞的优点，又有无压洞的长处，将两者结合在一起的综合隧洞，经过多年的努力探索，仿真计算和模型试验等大量的工作后，长江设计院于1996年提出了“变顶高”尾水隧洞新型结构方案。在我国内是首创。　　

变顶高尾水洞的工作原理是采用特殊的尾水洞型式来适应下游水位的变化，以满足电站调节保证和稳定运行的要求。当下游为低水位时，尾水洞有压满流段比较短，无压明流段比较长，尾水管进口处负压以及机组运行稳定性容易满足规范的要求；随着下游水位升高，尽管有压满流段的长度逐渐增长，无压明流段的长度逐渐减短，直至尾水洞全部呈有压流，但有压段的平均流速是逐渐减小的，而且机组的淹没深度也逐渐加大。正负两方面的作用使得尾水管进口处负压能控制在规范的范围之内，并且保证机组运行稳定，从而起到取代尾水调压室的作用。

彭水水电站变顶高尾水洞方案采用单机单洞1#~5#机尾水洞长度为402~288m，变顶高尾水洞的前部顶拱采用二次曲线，其后的隧洞采用不同的顶坡和底坡与尾水出口相接，变顶高尾水洞的断面为城门洞型，断面尺寸12.6m×22.28m~12.6m×27.5m。　

物理模型试验结果表明：

低水位时，尾水洞呈明流，流态平稳；

中水位时，尾水洞呈明满混合流特征，洞内平均流速较低，无明显的“拍击”现象，并不产生有害的水流状态，所以既不会对拱顶结构带来危害，也不会对机组稳定运行产生影响。

在高水位时，整个变顶高尾水洞呈有压流，因其流速低，不仅有效地减小了水流惯性的影响，而且也减小了水头损失，增加发电效益。

综上所述，从水流水力特性和机组稳定运行来说，变顶高尾水洞方案可以取代尾水调压室方案。该方案不仅可以满足电站各种工况下的稳定运行要求，同时还使地下洞室的布置变得简单，方便施工，具有较大经济效益。