鏡泊湖水庫綜合利用要求及調度研究

周 全，呂婷婷，李曉軍

（1.吉林省水利水電勘測設計研究院，吉林長春130012；2.中水東北勘測設計研究有限責任公司，吉林長春130021）

1 工程概況

鏡泊湖水庫位于黑龍江省牡丹江市寧安縣境內的松花江支流牡丹江中上游河段上，壩址距牡丹江市約110 km，距寧安縣城約50 km，交通便利。工程任務是以發電為主，兼顧下游灌溉、城市用水等綜合利用的大型水利樞紐工程。在黑龍江省電網中擔任調峰、調相、事故備用任務。水庫控制流域面積11820 km2，占牡丹江流域的31.0%，多年平均徑流量31.38×108m3，多年平均入庫流量100 m3/s。水庫正常蓄水位353.50 m，死水位341.0 m，100年一遇設計洪水位為354.65 m，1000年一遇校核洪水位為355.00 m，水庫總庫容為18.24×108m3。電站總裝機容量96 MW，原設計多年平均發電量3.2億kW·h。

針對鏡泊湖水庫的綜合利用要求，分析研究了鏡泊湖水庫的調度運行方式，以確保能有效的發揮供水和發電效益，為恢復瀑布生態旅游景觀提供保障。隨著區域經濟的快速發展和人民生活水平的提高，鏡泊湖水庫的重要性在不斷提升。

2 綜合利用要求

1）發電。黑龍江省電網是以火電為主的電網，與東北主網之間有2條500 kV和4條220 kV線路相連，目前已形成500 kV和220 kV電壓等級的主干電網。到2003年底，全省總裝機容量為11739.9 MW，其中火電裝機容量10868.5 MW，占系統總裝機容量的92.6%；水電為871.4 MW，僅占系統總裝機容量的7.4%。全省總發電量為493.8×108kW·h，其中火電發電量475.4×108kW·h，占全省總發電量的96.3%；水電發電量為18.43×108kW·h，只占全網總發電量的3.9%，是東北電網水電比重最低的省份之一。目前，黑龍江省電網峰谷差已達到3120 MW，由于水火電比例嚴重失調，調峰容量不足的矛盾更加突出。

鏡泊湖水電站是黑龍江省電網主要調峰電源，在黑龍江電網中擔任調峰、調相、事故備用任務，研究鏡泊湖水庫的調度運行方式，能有效保證電站安全穩定運行，對緩解黑龍江省電網調峰能力不足的矛盾起到較大作用。

2）灌溉及城市用水。灌溉用水包括庫上引水及下游引水兩部分。鏡泊湖下游從牡丹江取水的農田總灌溉面積已達到0.947萬hm2，其中水田0.74萬hm2，旱田0.187萬hm2。城市用水主要是牡丹江市的用水，下游用戶均為無壩引水，考慮灌溉取水口水位要求，灌溉期水庫的控制放流量最大為70 m3/s。水庫上、下游各月灌溉及城市用水過程見下表1和表2。

表1 鏡泊湖水庫上游灌溉用水過程

表2 鏡泊湖水庫下游灌溉、城市及工業用水過程

3）瀑布景觀需水。吊水樓瀑布位于大壩下游1.5 km處，江水在火山口造成20 m的落差形成瀑布。豐水年份大壩全面溢流時，瀑布三面環水，最寬可達120 m，具有極高的觀賞價值，是實現鏡泊湖旅游收益的主要景觀。

近幾年由于水庫長時間低水位運行，不能形成有效壩基滲流，造成大壩至電站尾水區間近7 km江道水流減小，破壞了自然景觀。根據觀測資料分析，當壩上溢流量達到30 m3/s時，瀑布景觀寬度可達到60 m，基本可以形成一定規模的瀑布，因此，從水資源有效利用及盡量恢復瀑布景觀兩方面綜合考慮，將瀑布景觀的最大需水量控制在30 m3/s。考慮鏡泊湖旅游季節及日客流分布規律，結合下游生態環境用水要求，采用瀑布分季節、分時段控制引水。瀑布放流過程見表3。

表3 鏡泊湖瀑布暢流期各月逐旬需水情況

3 興利特征水位

1）正常蓄水位、死水位。該次鏡泊湖水庫調度研究正常蓄水位仍采用353.5 m、死水位341.0 m。

2）年控制運用水位。在1977年調度設計中，水庫年消落水位在343～345 m之間，考慮徑流系列發生變化，已延長到2002年，電廠對年控制運用水位重新進行研究，根據水庫現行調度運用原則，經動能指標分析比較，確定年控制運用水位為347 m。

4 興利調節計算

4.1 基本資料

1）入庫徑流采用1952—2002年共計51年逐旬系列水文資料。

2）鏡泊湖水庫上游灌溉用水采用近10年平均值，見表1。

3）鏡泊湖水庫下游灌溉、城市用水采用近10年平均值，見表2。

4）鏡泊湖瀑布各月逐旬用水過程線，見表3。

5）水庫滲漏損失。a)現狀滲漏損失：鏡泊湖水庫堤壩位于火山噴發形成的玄武巖地區，滲漏較大。根據多年實際運行觀測結果，水庫正常蓄水位353.5 m時，水庫滲漏流量為11.95 m3/s；年控制運行水位347.0 m時，水庫滲漏流量為3.51 m3/s；多年平均運行水位350.91 m時，水庫滲漏流量為8.62 m3/s。b)除險加固后水庫滲漏損失：水庫正常蓄水位353.5 m時滲漏流量為4.77 m3/s；年控制運行水位347.0 m時，水庫滲漏流量為1.16 m3/s；多年平均運行水位351.12 m時，水庫滲漏流量為3.46 m3/s。

4.2 調節計算成果

根據推薦的調度方案及徑流系列進行電站動能效益計算。計算成果見表4。計算結果表明，通過電站發電出流及結合瀑布引水，能夠滿足下游灌溉及城市用水要求。在原調度圖情況下發電量為2.708×108kW·h，本次推薦調度圖情況下多年平均發電量2.744×108kW·h，增加發電量360×104kW·h。由于瀑布用水無法和發電相結合，需要設立單獨設施解決，即通過新建引水閘進行放水。瀑布引水閘設計時，考慮較枯來水情況能夠保證向下游瀑布供水，取保證率P=75%相應的5月份水位348.21 m做為進水閘孔口尺寸的設計依據。進水閘最大引水流量按30 m3/s考慮。通過引水閘控制能夠滿足瀑布用水需要。

表4 徑流調節計算成果

5 水庫運行方式

5.1 水庫調度運行原則

1）電站在枯水期時，根據調度圖確定的保證出力運行范圍進行運行，即水位在時段初位于保證出力區時，按保證出力22 MW運行；水位位于破壞保證出力區時，按0.7倍保證出力運行；水位位于加大保證出力區時，按相應倍比或滿機運行。

2）灌溉期5—8月，水庫首先滿足下游用水要求，即通過瀑布引水、發電放流及滲漏，來滿足下游灌溉、城市及工業用水，多余來水量蓄庫或加大電站出力運行。

3）旅游期5—10月中旬，瀑布用水按規定進行引水，放水規則見表3。

5.2 水庫多年運行特性

1）發電量特性及裝機利用情況。鏡泊湖電站多年平均發電量為2.744×108kW·h，多年平均利用小時數為2858 h。在51年系列中年發電量以1986年為最大，即4.024×108kW·h，年利用小時數為4192 h；在51年系列中年發電量以1978年為最小，即0.509×108kW·h，年利用小時數為530 h。

2）棄水量及水量利用系數。鏡泊湖水電站在51年運行中，有147個旬產生棄水，年平均棄水量為5.81億m3，多年平均水量利用系數為81.6%。

5.3 瀑布改造期3—6月份水庫水位調度分析

根據工程導流標準要求，水庫水位按10%頻率來水考慮計算水庫水位。

牡丹江流域6—9月份為主汛期，因此6月份水位應按主汛期洪水標準考慮，相應10%頻率洪水位為354.21 m，下泄流量為2143 m3/s；施工組織設計中，為便于干地施工，要求5月份水位控制在347 m以下，因此考慮10%分期施工洪水情況，推算出水庫各時段控制水位及電站機組相應出流情況：3月初水位控制在348.3 m，3月1—31日電站機組全天按160 m3/s發電；4月初水位控制在344.4 m，4月1—30日電站機組全天按160 m3/s發電；5月初水位控制在342.7 m，5月1—10日電站機組全天按160 m3/s發電；5月11—31日水位控制在347 m，電站機組全天按200 m3/s發電。

鏡泊湖水庫實際年運行水位統計：在1951—2001年系列中，按10%頻率計，3月初庫水位為348.3 m，4月初庫水位為344.4 m，5月初庫水位為342.7 m，5月末庫水位為347 m，均低于推算要求的349.4 m，能夠滿足瀑布改造期施工組織對水庫水位的要求。