镜泊湖水库综合利用要求及调度研究

周 全，吕婷婷，李晓军

（1.吉林省水利水电勘测设计研究院，吉林长春130012；2.中水东北勘测设计研究有限责任公司，吉林长春130021）

1 工程概况

镜泊湖水库位于黑龙江省牡丹江市宁安县境内的松花江支流牡丹江中上游河段上，坝址距牡丹江市约110 km，距宁安县城约50 km，交通便利。工程任务是以发电为主，兼顾下游灌溉、城市用水等综合利用的大型水利枢纽工程。在黑龙江省电网中担任调峰、调相、事故备用任务。水库控制流域面积11820 km2，占牡丹江流域的31.0%，多年平均径流量31.38×108m3，多年平均入库流量100 m3/s。水库正常蓄水位353.50 m，死水位341.0 m，100年一遇设计洪水位为354.65 m，1000年一遇校核洪水位为355.00 m，水库总库容为18.24×108m3。电站总装机容量96 MW，原设计多年平均发电量3.2亿kW·h。

针对镜泊湖水库的综合利用要求，分析研究了镜泊湖水库的调度运行方式，以确保能有效的发挥供水和发电效益，为恢复瀑布生态旅游景观提供保障。随着区域经济的快速发展和人民生活水平的提高，镜泊湖水库的重要性在不断提升。

2 综合利用要求

1）发电。黑龙江省电网是以火电为主的电网，与东北主网之间有2条500 kV和4条220 kV线路相连，目前已形成500 kV和220 kV电压等级的主干电网。到2003年底，全省总装机容量为11739.9 MW，其中火电装机容量10868.5 MW，占系统总装机容量的92.6%；水电为871.4 MW，仅占系统总装机容量的7.4%。全省总发电量为493.8×108kW·h，其中火电发电量475.4×108kW·h，占全省总发电量的96.3%；水电发电量为18.43×108kW·h，只占全网总发电量的3.9%，是东北电网水电比重最低的省份之一。目前，黑龙江省电网峰谷差已达到3120 MW，由于水火电比例严重失调，调峰容量不足的矛盾更加突出。

镜泊湖水电站是黑龙江省电网主要调峰电源，在黑龙江电网中担任调峰、调相、事故备用任务，研究镜泊湖水库的调度运行方式，能有效保证电站安全稳定运行，对缓解黑龙江省电网调峰能力不足的矛盾起到较大作用。

2）灌溉及城市用水。灌溉用水包括库上引水及下游引水两部分。镜泊湖下游从牡丹江取水的农田总灌溉面积已达到0.947万hm2，其中水田0.74万hm2，旱田0.187万hm2。城市用水主要是牡丹江市的用水，下游用户均为无坝引水，考虑灌溉取水口水位要求，灌溉期水库的控制放流量最大为70 m3/s。水库上、下游各月灌溉及城市用水过程见下表1和表2。

表1 镜泊湖水库上游灌溉用水过程

表2 镜泊湖水库下游灌溉、城市及工业用水过程

3）瀑布景观需水。吊水楼瀑布位于大坝下游1.5 km处，江水在火山口造成20 m的落差形成瀑布。丰水年份大坝全面溢流时，瀑布三面环水，最宽可达120 m，具有极高的观赏价值，是实现镜泊湖旅游收益的主要景观。

近几年由于水库长时间低水位运行，不能形成有效坝基渗流，造成大坝至电站尾水区间近7 km江道水流减小，破坏了自然景观。根据观测资料分析，当坝上溢流量达到30 m3/s时，瀑布景观宽度可达到60 m，基本可以形成一定规模的瀑布，因此，从水资源有效利用及尽量恢复瀑布景观两方面综合考虑，将瀑布景观的最大需水量控制在30 m3/s。考虑镜泊湖旅游季节及日客流分布规律，结合下游生态环境用水要求，采用瀑布分季节、分时段控制引水。瀑布放流过程见表3。

表3 镜泊湖瀑布畅流期各月逐旬需水情况

3 兴利特征水位

1）正常蓄水位、死水位。该次镜泊湖水库调度研究正常蓄水位仍采用353.5 m、死水位341.0 m。

2）年控制运用水位。在1977年调度设计中，水库年消落水位在343～345 m之间，考虑径流系列发生变化，已延长到2002年，电厂对年控制运用水位重新进行研究，根据水库现行调度运用原则，经动能指标分析比较，确定年控制运用水位为347 m。

4 兴利调节计算

4.1 基本资料

1）入库径流采用1952—2002年共计51年逐旬系列水文资料。

2）镜泊湖水库上游灌溉用水采用近10年平均值，见表1。

3）镜泊湖水库下游灌溉、城市用水采用近10年平均值，见表2。

4）镜泊湖瀑布各月逐旬用水过程线，见表3。

5）水库渗漏损失。a)现状渗漏损失：镜泊湖水库堤坝位于火山喷发形成的玄武岩地区，渗漏较大。根据多年实际运行观测结果，水库正常蓄水位353.5 m时，水库渗漏流量为11.95 m3/s；年控制运行水位347.0 m时，水库渗漏流量为3.51 m3/s；多年平均运行水位350.91 m时，水库渗漏流量为8.62 m3/s。b)除险加固后水库渗漏损失：水库正常蓄水位353.5 m时渗漏流量为4.77 m3/s；年控制运行水位347.0 m时，水库渗漏流量为1.16 m3/s；多年平均运行水位351.12 m时，水库渗漏流量为3.46 m3/s。

4.2 调节计算成果

根据推荐的调度方案及径流系列进行电站动能效益计算。计算成果见表4。计算结果表明，通过电站发电出流及结合瀑布引水，能够满足下游灌溉及城市用水要求。在原调度图情况下发电量为2.708×108kW·h，本次推荐调度图情况下多年平均发电量2.744×108kW·h，增加发电量360×104kW·h。由于瀑布用水无法和发电相结合，需要设立单独设施解决，即通过新建引水闸进行放水。瀑布引水闸设计时，考虑较枯来水情况能够保证向下游瀑布供水，取保证率P=75%相应的5月份水位348.21 m做为进水闸孔口尺寸的设计依据。进水闸最大引水流量按30 m3/s考虑。通过引水闸控制能够满足瀑布用水需要。

表4 径流调节计算成果

5 水库运行方式

5.1 水库调度运行原则

1）电站在枯水期时，根据调度图确定的保证出力运行范围进行运行，即水位在时段初位于保证出力区时，按保证出力22 MW运行；水位位于破坏保证出力区时，按0.7倍保证出力运行；水位位于加大保证出力区时，按相应倍比或满机运行。

2）灌溉期5—8月，水库首先满足下游用水要求，即通过瀑布引水、发电放流及渗漏，来满足下游灌溉、城市及工业用水，多余来水量蓄库或加大电站出力运行。

3）旅游期5—10月中旬，瀑布用水按规定进行引水，放水规则见表3。

5.2 水库多年运行特性

1）发电量特性及装机利用情况。镜泊湖电站多年平均发电量为2.744×108kW·h，多年平均利用小时数为2858 h。在51年系列中年发电量以1986年为最大，即4.024×108kW·h，年利用小时数为4192 h；在51年系列中年发电量以1978年为最小，即0.509×108kW·h，年利用小时数为530 h。

2）弃水量及水量利用系数。镜泊湖水电站在51年运行中，有147个旬产生弃水，年平均弃水量为5.81亿m3，多年平均水量利用系数为81.6%。

5.3 瀑布改造期3—6月份水库水位调度分析

根据工程导流标准要求，水库水位按10%频率来水考虑计算水库水位。

牡丹江流域6—9月份为主汛期，因此6月份水位应按主汛期洪水标准考虑，相应10%频率洪水位为354.21 m，下泄流量为2143 m3/s；施工组织设计中，为便于干地施工，要求5月份水位控制在347 m以下，因此考虑10%分期施工洪水情况，推算出水库各时段控制水位及电站机组相应出流情况：3月初水位控制在348.3 m，3月1—31日电站机组全天按160 m3/s发电；4月初水位控制在344.4 m，4月1—30日电站机组全天按160 m3/s发电；5月初水位控制在342.7 m，5月1—10日电站机组全天按160 m3/s发电；5月11—31日水位控制在347 m，电站机组全天按200 m3/s发电。

镜泊湖水库实际年运行水位统计：在1951—2001年系列中，按10%频率计，3月初库水位为348.3 m，4月初库水位为344.4 m，5月初库水位为342.7 m，5月末库水位为347 m，均低于推算要求的349.4 m，能够满足瀑布改造期施工组织对水库水位的要求。