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1、浙 江 云 和 抽 水 蓄 能 电 站综 合 说 明云 和 县 人 民 政 府二一七年五月目 录1综合说明11.1前言11.2工程建设必要性51.2.1地区经济及能源资源概况51.2.2电力现状和电力需求预测61.2.3电力市场空间和调峰容量平衡分析71.2.4工程建设必要性81.3水文111.3.1流域概况111.3.2气象121.3.3径流121.3.4洪水131.3.5泥沙141.4工程地质141.4.1区域构造稳定性与地震141.4.2上水库库区151.4.3上水库坝址161.4.4输水发电系统171.4.5下水库库区191.4.6下水库坝址191.4.7天然建筑材料191.5工程规划
2、201.5.1工程开发任务201.5.2供电范围与水平年201.5.3装机容量初选211.5.4正常蓄水位初选221.5.5洪水调节221.6建设征地和移民安置231.6.1建设征地处理范围231.6.2建设征地影响实物指标241.6.3移民安置初步规划251.6.4建设征地移民安置补偿费用估算251.7环境保护251.7.1环境保护251.7.2水土保持281.7.3环境保护投资估算291.8工程布置及建筑物291.8.1工程等别和标准291.8.2枢纽布置方案比选301.8.3选定方案枢纽布置331.9机电及金属结构361.9.1水泵水轮机及附属设备361.9.2电气371.9.3金属结构
3、381.10施工组织设计391.10.1施工条件391.10.2施工导流401.10.3主体工程施工421.10.4施工总布置451.10.5施工总进度461.11投资估算471.11.1编制原则和依据471.11.2枢纽工程投资估算编制481.11.3建设征地和移民安置补偿费用估算521.11.4独立费用521.11.5预备费、分年度投资、建设期利息531.11.6估算总投资531.12经济评价551.12.1国民经济评价551.12.2财务评价561.12.3综合评价561.13结论和工作建议571.14工程特性表59附图:1、云和县抽水蓄能电站枢纽布置示意图2、云和县抽水蓄能电站隧洞纵剖
4、面图1综合说明1.1前言云和抽水蓄能电站位于浙江丽水市云和县境内，县城有高速公路通往杭州、丽水、金华、温州等地。厂址距丽水市、杭州市、温州市和金华市的公路里程分别为65km、330km、205km和185km。本站点居于浙江电网的西南部，靠近丽水500kV主环网，上网条件便利。电站建成后，主要承担浙江电网调峰、填谷、调频、调相及事故备用等任务。上、下水库皆有公路直达云和县城，上库至县城距离均约30km、下库至县城约18km，目前上水库至下水库之间已有道路（康庄公路、混凝土路面，宽约3.55.0m）相通，公路里程约15km。对外交通较为便利。云和抽水蓄能电站装机容量为2400MW，枢纽工程主要建
5、筑物由上水库、输水系统、地下厂房和开关站等组成。上水库地处云和县崇头镇黄地村赤石源头，坝址以上集水面积1.03km2，坝址多年平均流量0.035m3/s；下水库利用已建的紧水滩水库，下库进/出水口位于紧水滩水库中游库弯，距大坝坝址约26km，距紧水滩水库库尾30km。紧水滩水库为1983年建成投入使用的大(1)型水库，集雨面积2761平方公里，年径流量31.5亿m3，平均流量99.8m3/s，水库水面面积34.3平方公里。水库大坝为砼双曲拱坝，最大坝高103m，坝顶高程197m,水库正常蓄水位184m，相应库容10.5亿m3，死水位164m，死库容4.87亿m3。水库按1000年一遇洪水设计、
6、10000年一遇洪水校核，校核洪水位192.7米，总库容13.93亿m3。工程场地位于浙西南中低山区，属洞宫山脉余脉，以中低山地貌为主，属区域构造相对稳定区，地震活动的强度和频度弱，据中国地震动参数区划图（GB18306-2001），工程区50年超越概率10%的地震动峰值加速度0.053g，地震基本烈度为度。上水库西、北、南三面环山，除左、右近坝库岸有地形垭口、山体较单薄外，其余库岸段分水岭山体宽厚，天然库盆封闭条件良好。库岸为弱微透水层的钾长花岗岩，无大的断层通向库外，仅左、右近坝库岸存在渗漏问题；库岸以花岗岩构成的岩质边坡为主，边坡基本稳定稳定。坝址两岸地形基本对称，山坡基岩裸露，岩石风化
7、浅，断层规模小，陡倾角为主，节理较发育，岩体以较完整完整为主，岩石坚硬，坝址工程地质条件良好。左、右岸相对隔水层埋藏较深，存在坝基渗漏及绕坝渗漏问题。下水库已建成运行30多年，水库四周山体雄厚，无大的深切邻谷，地形封闭良好，库岸主要为弱微透水的晶屑熔结凝灰岩，不具备渗漏条件。输水系统主要洞室深埋于微风化新鲜的钾长花岗岩和晶屑熔结凝灰岩内，出露的f14、F3、F5、F2、f41断层倾角陡，与洞线多大角度相交，对洞室稳定的影响小，节理较发育，岩体较完整完整，局部完整性差，成洞条件良好，初步围岩分类以类为主，局部为类，断层破碎带为类。上、下水库进/出水口边坡稳定，进洞条件较好。地下厂房位于输水系统中
8、部，围岩为新鲜坚硬的钾长花岗岩。节理不发育，岩体较完整完整，初步围岩分类以类为主，局部为类，工程地质条件良好。工程区石料位于库内，储量丰富，质量满足要求，砂砾料及土料缺乏。上库正常蓄水位为840m，死水位820m，调节库容为1080万m3；下水库正常蓄水位为184m，死水位164m。上水库主要建筑物有主坝、北副坝、上库公路、上库进/出水口等。上水库流域面积较小，100年一遇24小时洪量为24.25万m3，本阶段按不设溢洪道考虑。上库主坝采用混凝土面板堆石坝，最大坝高58m。上库北库岸垭口分别一个副坝，通过上库公路和主坝、进出水口及上库石料场连接。上水库库盆防渗采用垂直防渗型式。坝址处沿主坝趾板
9、线基础全线进行帷幕灌浆，左坝肩防渗帷幕沿公路延伸至进出水口位置，与隔水层（q1Lu）界线相接；右坝肩防渗帷幕沿公路延伸至西北副坝和北副坝。输水系统位于上水库右岸与下水库中段左岸山体内，平面上呈NW向布置，引水系统和尾水系统均采用二洞八机的布置方式。上、下库进/出水口之间输水管道总长度约为4228m，其中引水系统长约3318m，尾水系统长约910m。主要建筑物包括上库进/出水口、引水上平洞、引水上斜井、引水中平洞、引水下斜井、引水下平洞、引水钢岔管、引水钢支管、尾水支管、尾水岔管、尾水调压室、尾水隧洞、下库进/出水口等。上水库进/出水口置于坝前左岸，采用侧向岸坡竖井式布置。上水库进/出水口与下平
10、洞之间上下高差约为650m，立面上引水系统采用单级斜井连接，斜井与水平面夹角为58。为缩短斜井高度，在高程高程537.32m设一中平洞。下平洞通过四个引水钢岔管分为八条引水钢支管垂直进入地下厂房。引水系统自上斜井上弯端起，至地下厂房上游墙之间洞段衬砌形式全部采用钢衬。尾水系统采用“一坡到底”的布置方式，三条尾水隧洞通过三个钢筋混凝土尾水岔管分成六条尾水支管与厂房尾水管相接，尾水隧洞底坡为1.0%。尾水支管压力钢管段长度为108.0m，其余部位尾水隧洞段采用钢筋混凝土衬砌。尾水调压室布置在尾水岔管下游约30.0m处，采用阻抗+上室式调压室。下库进/出水口位于库中段左岸，采用侧向岸坡竖井式布置。地
11、下厂房位于输水线路的中段（采用中部开发），距上/下库进/出水口水平距离分别约为1850m、1650m。上覆岩体厚约420m，深埋于新鲜岩体内。上覆岩体厚，岩体节理（裂隙）不发育，岩体完整性较好，水文地质条件简单，成洞工程地质条件良好。厂房内安装8台可逆式水泵水轮机-发电电动机组，单机容量300MW。地下厂房由三大主洞（主副厂房洞、主变洞、尾闸洞）、母线洞和出线洞、进厂交通洞、通风兼安全洞、排水廊道等附属洞室组成。引水隧洞经过岔管分岔后以单机单管方式进入主厂房，高压管道轴线与厂房轴线交角为90。母线洞和尾水隧洞，分上、下两层布置于主厂房和主变洞以及主厂房与尾闸洞之间。主副厂房洞室尺寸为25020
12、40m（长宽高），洞室采用系统锚杆和喷混凝土相结合的柔性支护结构。主副厂房洞、主变洞、尾闸洞三大主洞平行布置:主变洞位于主副厂房洞下游，开挖尺寸为2802022m(长宽高)，每台机组布置一条母线洞，布置在主厂房与主变洞之间的岩体中，采用大小洞相结合的布置方式。尾闸洞位于主变洞下游，尾闸洞开挖尺寸为1801020m(长宽高)，底板高程160.00m。500kV地面开关站位于位于下库进/出口东侧的山坡上，场地高程为215m，平面尺寸15055m，布置有GIS室以及地面出线场。电缆出线采用竖井后接平洞的方式，出线竖井高度约为150m，出线平洞长度约为850m，出线平洞以约8%的坡度坡下洞内。下水库主
13、要建筑物为下库进/出水口。下库泄水建筑物采用表孔溢洪道及泄洪放空洞相结合的泄洪方式。下水库泄流量较大，表孔溢洪道采用侧槽式布置，以尽量减少开挖工程量。表孔溢洪道为侧堰开敞式，不设闸门，布置于大坝左岸，溢流前缘净宽60.0m，堰顶高程286.0m。本工程建设征地共影响崇头镇的黄地三个行政村，涉及搬迁安置人口180人、需拆迁各类结构房屋计15000m2；占用各类土地2150亩，以及部分专项设施。本工程第一台机组发电工期为58个月（从承包人进点开始计算工期），总工期为75个月。工程建设不存在环境制约因素。本电站工程静态总投资为126.3375亿元，单位千瓦投资(静态)为5264元/kW；工程总投资为
14、134.3648亿元，单位千瓦投资(动态)5598元/kW。1.2工程建设必要性1.2.1地区经济及能源资源概况浙江省地处中国东南沿海长江三角洲南翼，全省陆域面积10.18万km2。浙江地形复杂，山地和丘陵占70.4%，平原和盆地占23.2%，河流和湖泊占6.4%，耕地面积仅208.17万公顷，故有“七山一水两分田”之说。大陆海岸线和海岛岸线长达6500km，占全国海岸线总长的20.3%，居中国第一。2015年末全省常住人口5477万人。改革开放以来，浙江省经济发展迅速，主要经济指标在全国保持领先地位，2015年全省生产总值达到42886亿元，增长8%；一般公共预算收入4810亿元，增长7.8
15、%；固定资产投资26665亿元，增长13.2%，其中重大基础设施、重大产业项目、生态环保、技术改造投资均增长20%以上；外贸出口17174亿元，增长2.3%，其中市场采购贸易增长42.6%，跨境电子商务出口增长34.7%；社会消费品零售总额19785亿元，增长10.9%，网络零售额增长49.9%。浙江经济发达，但能源资源贫乏，是全国严重缺乏一次能源的省份，省内缺油、少煤，常规水力资源也不丰富，但潮汐资源及抽水蓄能电站资源十分丰富，此外浙江省风能开发利用潜力很大。浙江省发电用煤几乎从外省购入，浙北天然气来源为西气东输项目，浙南气源主要为东海气田。1.2.2电力现状和电力需求预测至2012年底，浙
16、江省电源总装机容量61703MW（包括华东直调的新安江电厂、富春江电厂、天荒坪抽水蓄能电站、桐柏抽水蓄能电站、秦山核电站二、三期），其中常规水电6762MW，占10.96%；抽水蓄能3080MW，占4.99%；煤电41486MW，占67.23%；燃气轮机5563MW，占9.02%；核电4396MW，占7.12%；风电397MW，占0.64%；其他19MW，占0.03%。根据浙江省发改委、能源局预测的2020年成果，2020年浙江省需电量和最高负荷为5870亿kWh、102000MW。2020年浙江省需电量和最高负荷见表1.2-1。浙江省电力需求预测表表1.2-1年份需电量(亿kWh)年增长率（
17、%）最高负荷(MW)年增长率（%）2010年282411.24560012.42015年43008.87450010.32020年58706.41020006.51.2.3电力市场空间和调峰容量平衡分析(1)根据2020年电源投产计划，浙江省内电网装机容量为76193MW，区外送电容量为13373MW，2020年电力空间为37280MW，表明浙江电网具有较大的电力市场空间。(2)浙江电网的峰谷差亦呈逐年加大趋势，“十五”期间峰谷差的年均增长率为25.15%，高于华东网同期平均增幅约13个百分点。2012年浙江电网统调最大峰谷差达18643MW，比2011增长1.9%。2020年浙江电网夏季和冬
18、季最大峰差谷差为37740MW和39576MW，经调峰容量平衡，2020年要求煤电机组综合调峰幅度夏季为44.6%、冬季为44.3%。若煤电经济综合调峰幅度按35%考虑，则浙江电网2020年夏季、冬季调峰容量缺口分别为7755MW、7474MW。根据地区能源资源状况、电力发展规划及“西电东送”输电规模，结合系统经济比较，2020年浙江省抽水蓄能电站合理规模约为9000MW，如果考虑蒙西风电送电约需增加抽水蓄能电站约1800MW；如果考虑核电规模再增加5000MW约需增加抽水蓄能电站约1200MW。综合认为，2020年浙江省抽水蓄能电站合理规模约为10000MW。1.2.4工程建设必要性(1)是
19、浙江省经济增长、电力发展的需要根据浙江电网2020年电力市场空间分析，考虑已核准和取得路条项目在“十一五”后期和“十二五”期间如期投产，考虑一定规模的风电参与平衡，浙江电网2020年电力空间为37280MW，具有建设云和抽水蓄能电站的市场空间。根据电源结构优化分析计算和综合考虑，浙江电网2020年抽水蓄能电站合理规模为10000MW左右，其中温台丽地区抽水蓄能电站合理装机规模约2400MW。由此可见，浙江电网具有建设云和抽水蓄能电站的市场空间。(2)是调整能源结构、减轻电网调峰压力、提高电网运行经济性的需要浙江省内水电比重不大，目前约占系统装机的11.0%，且水电调节性能相对较差；火电比重较高
20、，目前约占系统装机的76.3%，电源结构不尽合理。浙江电网2020年抽水蓄能电站从2780MW增加到9080MW，煤电综合调峰幅度可降低约11.5个百分点，煤电综合最大调峰幅度可控制在35%左右，电网调峰严峻形势大为缓解，节约系统耗煤量约38万t，电力系统总费用现值减少27亿元，从而达到优化电源结构，减轻电网调峰压力，提高电网运行经济性。(3)是促进清洁能源和可再生能源发展的需要在浙江电网内建设适量的抽水蓄能电站，一方面可配合风电、太阳能光伏等可再生能源运行，有利于可再生能源在电网中的消纳，促进可再生能源的发展；另一方面可配合特高压送电、燃煤机组和核电运行，可保证电网的安全、稳定、经济运行，有
21、利于实现节能减排、促进低碳经济发展。(4)是增加电网紧急事故备用容量、提高系统的安全性和稳定性的需要浙江省一次能源缺乏，随着电力需求快速增长，浙江电网将接受更多的区外来电和“西气东输”，抽水蓄能电站具有运行灵活、启动快、跟踪负荷能力强的特点，抽水蓄能电站的建设，可增加系统的紧急事故备用容量，有利于区外电力在电网中的消纳。同时可减轻大机组跳闸引起的事故风险，有利于保证核电和电网的安全稳定运行。(5)是节能减排、环境保护的需要浙江电网燃煤机组比重很大，燃煤发电产生的烟尘、二氧化硫和氮氧化物对生态环境造成的破坏和污染较大。抽水蓄能电站的投入将减少电网煤炭消耗量，2020年浙江电网抽水蓄能电站从278
22、0MW增加到9080MW，可节约系统耗煤量约38万t，可减少二氧化碳76万t、二氧化硫5050t、氮氧化物1900t、烟尘2546t，具有较为显著的环境效益，符合可持续发展要求。浙江省境内旅游资源丰富，抽水蓄能电站将成为新的旅游景点，可进一步促进浙江省旅游事业的发展。兴建抽水蓄能电站工程可促进当地建筑业、建材业和第三产业的发展，促进地方基础设施建设，活跃地区商品市场，增加地方就业机会，增加地方税收，对地区国民经济发展将作出贡献。(6)是发电智能电网的需要发展智能电网的重大意义在于方便各类电源并入，实现可靠消纳。抽水蓄能电站将是智能电网建设的有机组成部分，有利于实现全国资源的优化配置；抽水蓄能电
23、站的投入将减少电网煤炭消耗量，从而有利于缓解电力行业面临的二氧化硫排放压力，具有显著的环境效益，是推动低碳经济发展的重要工具。(7)云和抽水蓄能电站建设条件较好云和抽水蓄能电站位于浙江省丽水市云和县境内，距云和县城直线距离为14km，距丽水市、杭州市、温州市和金华市的公路里程分别为65km、330km、205km和185km。电站地形条件较好，上水库地处云和县崇头镇黄地村，天然库盆为山涧洼地，北、西、南三面环山，总库容可达1150万m3，调节库容达1080万m3。下库可以利用已建的紧水滩水库。本站点居于浙江电网的西南部，靠近丽水500kV主环网，福建至浙江的1000KV超高压输电线路也从本站址
24、附近通过，上网条件便利。电站建成后，主要承担浙江电网调峰、填谷、调频、调相及事故备用等任务。工程水源条件良好，工程初期蓄水和正常运行期均有保障。工程上、下库均已有县乡道路通达，交通便利。该电站装机规模2400MW，上下水库库容大、水头高、水平距离短，建设条件优越，其蓄能量指标可达1440万kWh左右，连续满发小时数6h，电站具备了日调节开发的条件。年系统标准煤16万t，按标准煤价格800元/t考虑，每年可节约系统燃料费12800万元。云和抽水蓄能电站单位千瓦投资（静态）为5264元/kW，单位千瓦投资（动态）为5598元/kW；替代2514MW煤电调峰运行，经济内部收益率为13.32%；按满足
25、全部投资税后财务内部收益率8%为控制条件，测算电站容量价格为659元/kW、电量价格为0.410元/kW.h(均不含增值税)，资本金税后财务内部收益率9.85%。综上所述，鉴于云和抽水蓄能电站地理位置较为优越，装机规模较大，电站接入系统和受、送电条件良好，工程自然条件优越，经济指标较好，在浙江电网中承担调峰、填谷、调峰、调相及紧急事故备用等任务，可以配合核电、西电东送和大型煤电运行。因此，建设云和抽水蓄能电站是十分必要的，也是经济合理的。1.3水文1.3.1流域概况浙江云和抽水蓄能电站位于浙江省云和县境内，属洞宫山脉南侧。电站上水库地处云和县崇头镇黄地村临海洋坑源头，地形呈天然库盆状，西、南、
26、东三面环山，溪沟自西向东流；坝址以上集水面积1.03km2，干流河长1.42km，主河道平均坡降237。下水库计划利用已建的紧水滩水库，该水库为瓯干溪一级龙头水库，坝址以上集雨面积2761km2，流域多年平均降雨量为1834mm，年径流总量31.5亿m3，正常库容10.5亿m3，设计正常蓄水位为184.0m，死水位为164.0m。根据多年水位资料表明，该水库仅每年710日期间运行在175m水位高程以上，其余均在175m水位高程以下。临海垟坑为瓯江一级支流，流域集雨面积18.45km2，发源于云和县崇头镇黄地村，源头海拔1359m。经黄地、高牙、临海垟于赤石乡临海垟村百廿步处汇入紧水滩水库。流域
27、内树林茂密，植被良好，水土流失较少。植被主要有松树、杉树和部分竹林及灌木杂草等。1.3.2气象本地区地处浙江省西南部的洞宫山南麓，属亚热带湿润季风气候区，其特点是冬暖夏热，雨量充沛，四季分明，无霜期和生长期较长，同时受西风带环流和副热带环流两大天气系统影响，南北气流交替角逐频繁，天气变化错综复杂。上水库多年平均面降雨量为1865mm，下水库多年平均面降雨量为1835mm。降水年内分配不均匀，多集中在39月。云和抽水蓄能电站水库多年平均水面蒸发量为1075mm，年内各月以8月水面蒸发量最大，为194.5mm，1月水面蒸发量最小，为42.5mm。气候属于亚热带季风气候、温暖湿润、四季分明、雨量充沛
28、，冬夏长而春秋短，因地形复杂，海拔高度悬殊，气候存在着垂直带。年平均气温17.6左右、极端最高气温42.7、极端最低气温-14，多年平均无霜期为240天，日平均气温10，活动积温55525438。云和县多年平均风速1.3m/s，各月平均风速在1.1m/s1.4m/s之间，实测定时最大风速19.3m/s，相应风向W。全年以N风为主。历年最大风速平均值15.3m/s。1.3.3径流流域径流主要来自降水，径流年内分配不均匀，径流主要集中在39月，占全年的85.0%。最丰月6月，径流占全年的23.6%，最枯月12月，仅占全年的1.9%。年径流深在8001100mm之间。云和抽水蓄能电站上水库坝址月径流
29、以沈村径流站为依据，采用面积与年面雨量修正比拟推求，系列为19581998年共39年。经分析计算上水库坝址以上多年平均流量0.035m3/s，多年平均年径流量111万m3。下水库坝址径流数据直接引用紧水滩水库统计数据，该水库坝址以上集雨面积2761km2，年径流总量31.5亿m3，多年平均流量99.8m3/s。1.3.4洪水本流域洪水由暴雨形成，一般发生在49月，10月份偶有洪水发生。46月，南下的北方冷空气与逐渐加强的太平洋副热带高压，造成冷暖空气在设计流域上空交绥，引起梅汛期暴雨洪灾；8、9月份的台风暴雨也往往造成大洪水。由于流域面积小，源短坡陡，洪水暴涨暴落，历时短，峰型尖瘦且以单峰为主
30、，其特性与暴雨特征完全一致，一次洪水过程在一天左右。云和抽水蓄能电站上水库坝址流域缺乏洪水资料，采用设计暴雨由推理公式法推求设计洪水。下水库洪水直接引用紧水滩水库设计资料。成果如表1.3-1。云和抽水蓄能电站上水库设计洪水成果表坝址项目P(%)0.10.51251020上水库Qm32.526.1123.3721.4715.1314.4811.63W24h31.926.624.2521.8916.6916.1013.49表1.3-1 单位:Qm-m3/s W24h-104m31.3.5泥沙云和抽蓄上、下库流域内林木茂密，天然植被覆盖良好，水土流失较少。设计流域内无实测泥沙资料，附近流域仅沙湾水文
31、站自1959年起有悬移质泥沙观测资料。本阶段采用沙湾站作为泥沙设计参证站。由实测悬移质输沙率经面积比移用到上水库、下水库，推算得上水库悬移质年输沙量168t，下水库悬移质年输沙量46.38万t。泥沙推悬比取1.0计算，则上水库坝址以上推移质输沙量168t，上水库年输沙总量为336t；下水库推移质年输沙量为46.38万t，下水库年输沙总量为92.76万t。1.4工程地质1.4.1区域构造稳定性与地震工程场地位于浙西南区，属括洞宫山脉南侧，以中低山地貌为主，区内山峰绵延，山势雄厚，海拔高程大多在9001200m，相对高差7001000m。区域内河流主要为瓯江水系干流，上库所在的临海垟坑是瓯江的一条
32、小支流，集雨面积仅18.54km2。工程区内出露地层主要为侏罗系上统高坞组（J3g）和西山头组（J3x），白垩系下统馆头组（K1g）和朝川组（K1c），及燕山期侵入岩，第四系覆盖层分布于河流、山坡和盆地。大地构造单元处于华南褶皱系的浙东南褶皱带，新构造表现为大面积的掀斜升降运动和局部差异运动，强度总体上比较和缓，差异运动较弱。地质构造处于华南褶皱系之遂昌龙泉断隆中部，区域构造为华夏系北东构造带，地质构造主要受NNE向断裂影响，北东向断裂（余姚丽水断裂带）从县境东部穿过，形成断层、节理裂隙，断裂构造控制了本地的构造局和规模、盆地形成深化。区域内没有发生过6级以上的地震，根据中国地震烈度分区图（G
33、B18306-2001），本区地震动峰值加速度为0.05g，地震基本烈度为度区。根据水电水利工程区域构造稳定性勘察技术规程区域构造稳定性分级标准，工程区区域构造稳定性好。1.4.2上水库库区上水库天然库盆为山涧洼地，北、西、南三面环山，山体多雄厚，山顶高程在1000m以上，山坡地形较完整，坡度一般为1535，地形封闭条件好，库区基岩为花岗岩，地表多为弱风化，在地形平缓地带为残坡积层覆盖，厚度较薄。库区岩体多呈弱、微透水性，断层少、规模小，无大的通向库外的透水性断层，库盆覆盖层不厚，冲沟常年流水，产生垂直渗漏的可能小，上水库不会产生永久性水库渗漏问题，仅两岸近坝段库岸略显单薄，地下水位和岩体相对
34、隔水层（q1Lu）顶板埋藏深，但这二处设副坝（右岸）及进/出水口（左岸），可结合水工布置进行防渗处理。岸坡覆盖层零星分布，弱风化基岩裸露，以岩质边坡为主，地形坡度2535，顺坡节理不发育，库岸整体稳定性好，水库蓄水后，受库水的长期浸泡、波浪冲蚀影响，局部覆盖层岸坡可能产生塌岸，建议结合清库处理，对环库公路以下的覆盖层及全风化岩体作清除处理。库区回水线附近无重要的矿产资源，不存在水库浸没问题；汛期冲沟内有少量固体物质被洪水携带入库，建议在各冲沟内设置拦碴设施。1.4.3上水库坝址(1)主坝坝址主坝坝址两岸地形不对称，呈“”字型，右岸坡度为1020度，左岸坡度为2040度，山顶高程在1000m以上
35、，两岸山坡弱风化花岗岩多裸露，沟底为冲洪积层，厚度薄，坝址区断层较发育，规模均较小，倾角陡，岩体卸荷作用弱。主坝推荐坝型为混凝土面板堆石坝。清除覆盖层及表层松动岩体、并作平顺处理后，利用下伏强弱风化上段岩体作为堆石体坝基，开挖深度约13m，坝基岩体质量以2B、2A类为主；趾板区清除覆盖层、强风化及弱风化上段破碎岩体后，利用较完整的弱风化下段岩体（2A1A类）为地基，开挖深度:左岸38m，沟底约510m，右岸约410m，局部风化槽及断层破碎带需槽挖回填混凝土处理，并对趾板地基进行固结灌浆处理。两坝肩边坡中、缓倾角顺坡结构面不发育，节理多陡倾，无大的不利结构面组合。堆石体坝基开挖形成的边坡不高，边
36、坡整体稳定，趾板地基开挖不深，形成的上游边坡高度约815m，为岩质边坡，上部岩体较破碎，需加强喷锚支护处理，下部岩体完整性好，边坡整体稳定性好。坝址区浅表部岩体较破碎完整性差，弱透水性为主，两坝头地下水位和相对隔水层顶板（q1Lu）埋深均低于正常蓄水位，坝基存在渗漏及绕坝渗漏问题，须进行帷幕灌浆防渗处理，断层破碎带部位帷幕应予加强。建议防渗深度进入相对隔水层顶板（q1Lu）或地下水位埋深较大者以下5m，水平防渗线与岩体相对隔水层（q1Lu）或地下水位埋深较大者相接，坝基防渗帷幕深度:左岸3045m，沟底2025m，右岸2554m。左坝肩防渗帷幕水平宽度约130m，右坝肩约85m，两坝肩防渗帷幕
37、应与库岸防渗帷幕相接。(2)副坝北副均质土坝最大坝高分别为14.5m。坝址宽缓垭口，残坡积层厚度约46m，基岩为钾长花岗岩，表部强风化层薄，清除覆盖层及表层松动的岩体，以弱风化上段岩石作为均质土坝坝基，坝基岩体质量为类，建议开挖深度24m，对于断层需槽挖并回填混凝土处理。坝址处地下水位及相对隔水层顶板（q1Lu）均略低于设计正常蓄水位，存在坝基渗漏及绕坝渗漏问题，应结合主坝防渗一并考虑。1.4.4输水发电系统(1)输水隧洞输水发电系统布置在西侧山体中，该处山体岩性为燕山晚期钾长花岗岩（53(3)）和侏罗系上统高坞组流纹质、英安质晶屑熔结凝灰岩（J3g1）。沿线断层构造不发育，主要有F2、F3、
38、F5、f41等，与洞线大角度相交，对隧洞成洞影响较小。洞室围岩微风化新鲜，岩体较完整完整，局部完整性差，中、陡倾角节理裂隙发育，初步围岩分类以为类为主，断层破碎带、岩体较破碎带为类，成洞条件较好。洞室多位于地下水位以下，岩体以微透水性为主，一般不存在危害性涌水问题。引水系统沿线山体雄厚，上覆岩体总体厚实，岩体以较完整完整为主，下平洞局部及岔管段最小覆盖厚度的余度不大，内水压力又高，围岩的渗透稳定问题较为突出，局部洞段不满足围岩渗透准则要求或安全余度不足，除上平洞可采用钢筋混凝土衬砌外，建议其余高压洞段采用钢板砌衬。采用钢板衬砌后，外水压力是高压管道的主要工程地质问题之一，需做好围岩灌浆处理和排
39、水措施，并做好钢衬的外排水措施。(2)进/出水口上水库进/出水口所在山坡地形较完整，山坡坡度较缓，自然边坡稳定。开挖后边坡高约45m，多为弱微风化岩石，岩体较完整完整为主，围岩类别以类为主，边坡无大的不利结构面组合，整体基本稳定，局部存在小断层与节理组合，易掉块，需进行支护处理。下水库进/出水口地形较陡，弱风化基岩裸露，自然边坡稳定，节理较发育，倾角陡，岩体较完整完整为主，局部较破碎，边坡无大的不利结构面组合，整体稳定性较好，局部存在稳定性差的块体，需采取喷锚支护措施。进洞口位于微风化岩体内，进洞条件较好。(3)地下厂房地下厂房位于输水系统中部，上覆岩体厚度约430m，围岩为新鲜坚硬的钾长花岗
40、岩，岩体较完整完整，属块状次块状结构，节理较不发育，以陡倾角为主，对洞室的稳定影响较小，初判围岩分类以类为主，围岩基本稳定，局部稳定性差。地下厂房位于地下水以下，岩体呈微透水性为主，地下水活动较弱，初判不会形成大的涌水。建议下阶段通过地下厂房长探洞勘察，结合地应力测试选择和确定地下厂房的位置及轴线方向。(4)地面开关站地面开关站位于丽龙高速公路赤石出口北侧的山坡上，该处为地势平缓，地表多为弱风化钾长花岗岩裸露，自然边坡稳定。建基面多为微风化岩石，岩体较完整完整，断层不发育，节理以陡倾角为主，工程地质条件较好。开挖边坡主要为弱微风化的岩石，上部岩体完整性差，下部岩体较完整为主，无大的不利结构面组
41、合，边坡基本稳定，建议采取喷锚支护处理。1.4.5下水库库区下水库为1983年建成蓄水的紧水滩水库，该水库为大(1)型水库，总库容13.0亿m3，为狭谷河道型水库，库岸山体雄厚，山坡陡峻，无大的深切邻谷发育，地形封闭条件好，库岸由透水性微弱的流纹质、英安质晶屑熔结凝灰岩构成，地下水分水岭多高于正常蓄水位。建成运行30多年来未发现有通向库外的渗漏通道，不存在库水外渗问题。1.4.6下水库坝址本工程计划以已建的紧水滩水库为下水库，该水库于1983年建成投入使用。大坝位于紧水滩镇金水坑村，距拟建蓄水蓄能电站尾水26公里。坝址沟谷狭窄，宽约100米，两岸地形基本对称，岸坡陡峭，覆盖层浅薄，弱风化基岩大
42、片裸露，岩性为流纹质、英安质晶屑熔结凝灰岩夹流纹质晶屑凝灰岩，坝基断层、辉绿岩脉发育，断层规模较小，倾角陡，未发现大的不利结构面，岩脉呈弱风化，岩体较完整。1.4.7天然建筑材料上、下水库土料缺乏，库盆有用层薄，不利于大规模机械开挖，本阶段普查的库内土料场质量基本满足要求，储量满足设计需用量要求。工程区砂砾料缺乏，初查的附近即有高牙料场距下水库坝址约8km，除含泥量偏高外，其它指标均满足要求，储量约50万m3，基本满足规范要求。工程区石料丰富，质量满足坝体堆石料质量技术指标要求，可作为坝体堆石料料源。上水库石料场位于水库中部，弱风化基岩大片裸露，料场开采条件好，运输方便，岩性为钾长花岗岩，储量
43、约150万m3，满足设计需用量2.53.0倍的规范要求。地下厂房及输水隧洞的明挖石料约95万m3，洞挖石料约120万m3，明挖料可用作大坝堆石料，洞挖料可用作人工骨料，下阶段需查明骨料的碱活性。1.5工程规划1.5.1工程开发任务云和抽水蓄能电站建成投产后，将主要承担浙江电网的调峰、填谷、调频、调相及紧急事故备用等任务。电站建成后，将提高浙江电网的调峰能力，进一步改善电网的供电质量，维护电网安全、经济、稳定运行。1.5.2供电范围与水平年根据电站地理位置、工程规模，初拟云和抽水蓄能电站供电范围为浙江电网，主要服务温州、台州和丽水地区。按照水利水电工程动能设计规范，根据工程设计进展情况、电网需求
44、及浙江省抽水蓄能布局规划，初步拟定本电站设计水平年为2030年。1.5.3装机容量初选抽水蓄能电站的装机规模取决于电力系统的需要及电站本身的技术经济条件。根据上、下水库地形及可利用的蓄能条件，结合合理的工程手段，以连续满发小时数6h左右为设计依据；考虑适当的水头变幅保证单转速水泵水轮机的稳定运行，满足水泵最大扬程和水轮机最小水头的比值在1.15左右，结合水泵水轮机制造要求，在前期成果的基础上，本阶段拟定四个比较方案:1800MW（6300MW）、2100MW（6350MW）和装机规模2400MW（8300MW）和2800MW（8350MW）。装机容量方案分两个层次进行比较:(1)先按连续满发小
45、时数6h，进行1800MW、2100MW和2400MW三个方案的技术经济比较；(2)然后，对于拟推荐的上、下水库，进行1800MW(连续满发小时数约10h)、2400MW(连续满发小时数6h)两个方案的技术经济比较。从电网需求看，浙江电网2030年前，需新增抽水蓄能电站的合理规模约2000MW，四个装机方案均可替代同等规模的煤电机组，均是必需容量；从地形地质条件、枢纽布置、土石方平衡、水库淹没损失等方面考虑，各装机容量方案差别不大，均是可行的；随着装机容量的增加，各方案的工程静态总投资增加，但单位千瓦投资（静态）以及综合电价以2100MW方案最低。本电站供电浙江电网，装机容量1800MW、21
46、00MW和24100MW三个方案的连续满发小时数均为6h，考虑给水库地形及库容、机组水头变幅等留有一定余地，装机容量2400MW较优。因此，本阶段初选云和抽水蓄能电站的装机容量为2400MW。1.5.4正常蓄水位初选综合考虑上水库地形地质条件、上水库进/出口布置要求、上水库土石方挖填平衡等因素，初拟上水库死水位为820m，死库容为95万m3。拟定下水库死水位时，除了考虑下水库地形地质条件外，还考虑了泥沙淤积要求。下水库进/出水口位置距下水库中游位置约坝址约28km，距库尾约30km，可不考虑下水库淤积高程，进/出水口底板高程按紧水滩水库死水位164m即可，相应死库容为4.87亿m3。上水库正常
47、蓄水及相应的调节库容，取决于电站装机容量及其在电网中承担的调峰、填谷任务、上水库的库容特性以及正常蓄水位上限不超过840m等要求。上、下水库正常蓄水位比较时，考虑充分利用上水库库盆，同时尽量按挖填平衡进行库盆设计。在初拟上、下水库死水位的基础上，根据水库蓄能量指标，并考虑水量备用库容需求，拟定相应的上、下水库正常蓄水位。在初选装机容量2400MW时，电站连续满发小时数拟定为6h，蓄能量为1440万kWh，初拟上水库正常蓄水位840m/死水位820m、下水库正常蓄水位184m/死水位164m。1.5.5洪水调节(1)上库洪水位云和抽水蓄能电站的上水库集水面积为1.03km2，上水库不设溢洪道。上水库洪水位按24h暴雨形成的洪水量全部蓄于正常蓄水位840m以上计算，200年一遇洪水位为840.46m，2000年一遇洪水位为840.96m。(2)下库洪水位云和抽水蓄能电站下水库为
