7　结论

原设计方案（方案1）采用分段关闭规律时，各机组最大转速上升率、尾水管进口真空度、蜗壳末端最大压力升高率均能满足规范要求。当假设机组甩负荷分段关闭失效，导叶直线关闭时，各机组最大转速上升率，尾水管真空度，4号和5号机蜗壳末端最大压力升高率仍满足规范要求，仅1～3号机蜗壳末端最大压力升高率偏大。为此进行了减少引水隧洞长度（方案2）、增设引水隧洞调压室（方案3）、加大引水隧洞洞径（方案4）和引水隧洞交叉布置（方案5）等5个方案的分析研究。根据5个方案的技术经济比较分析得到以下几点结论：

（1）加大引水洞径方案（方案4）虽然能使导叶直线关闭时1～3号机蜗壳压力升高率减小，但由于其开挖洞径达20m，机组间距加大，厂房长度加长，流道更长，对调节保证更为不利。另外钢衬尺寸较大，使得制造、运输及安装难度太大，因此不采纳加大引水洞径方案。

（2）引水隧洞交叉布置方案（方案5）使导叶直线关闭时1号机蜗壳压力升高率减小。但该方案引水隧洞上平段几乎与岩层走向平行，不利于洞间岩体的稳定，且引水隧洞下平段即高压段洞长大大增加，加之3～5号机洞径加大，比方案1增加投资3273万元，比方案2增加投资3901万元，明显不经济。

（3）增设上游调压室（方案3）也能使导叶直线关闭时1号机蜗壳压力升高率得以较大改善，满足规范要求。但是由于调压室尺寸大，所处地质条件较差，有较大的施工难度，存在不可预见的风险。另外，增加了对主厂房母线出线系统及上游墙的防渗和防潮的工程难度。同时，增加调压室对机组小波动运行稳定性不利，且较方案5增加投资813万元，较方案1增加投资4086万元，较方案2增加投资4714万元，相对而言技术经济上不可取。

（4）原设计方案（方案1）和优化方案（方案2）在机组直线关闭条件下，机组转速上升率和尾水管真空度在规范要求范围内，部分机组蜗壳最大压力升高率偏大。但钢衬强度设计受外水压力控制，蜗壳最大压力升高率偏大对其设计水头和工程量尚未构成影响。

方案2，额定水头下，蜗壳最大动水压力129.15m时ξmax值60%；最大水头下，蜗壳最大动水压力134.63m时ξmax值54%，ξmax虽较大，但其最大动水压力值仅比规范要求值大4m，对引水隧洞的设计不会产生很大的影响。而钢管壁厚由原来的40mm增加到42mm，使能承受的最大动水压力值提高了10%，有更大的裕度。

方案2与方案1相比，导叶直线关闭时，1号机蜗壳压力升高率略偏大，经济上节省628万元。同时，由于进水口下移，减少了1号机引水隧洞在不利岩层中的长度，有利于降低施工风险。因此方案2更优。

（5）通过长江勘测规划设计研究院、武汉大学及规划总院三家采用不同程序计算结果分析可以看出，计算成果对进行流道设计是偏于安全的。

通过对5种布置方案的技术经济综合比较，彭水电站采用厂房中部布置、不设调压室、尾水管为变顶高型式的方案。目前，彭水电站的输水系统正按上述分析研究成果开展施工设计，彭水电站有可能成为我国第一座大型电站采用变顶高尾水管的工程，将为我国大型电站变顶高尾水管系统的水力过渡过程分析研究和工程设计提供借鉴作用。