云南省文山州
马鹿塘水电站二期工程
大坝渗水专题分析报告
云南大唐国际文山水电开发有限公司
二○一一年五月
审定：
审查：
校核：
编写：赵磊黄德武
尹涛刘传锋
目录
一、工程概况 (4)
二、大坝堆填区工程地质条件 (4)
三、大坝填筑区地质条件薄弱部位处理情况 (6)
四、大坝施工情况 (7)
五、2010年蓄水发电情况及运行中发现的问题 (7)
1.2010年蓄水发电情况 (7)
2.2010年运行中发现的问题 (8)
六、采取的对策及措施 (9)
1.大坝渗水专家咨询 (9)
2.大坝面板分期检查 (10)
（1）大坝面板第一阶段（EL595m以上）检查情况 (10)
（2）大坝面板第二阶段（EL595m～EL563m）检查情况 (11)
七、大坝安全监测情况及数据分析 (12)
1.坝体内部渗流 (12)
2.坝体表面变形监测 (14)
3.坝体内部变形监测 (18)
4.面板施工缝监测 (25)
5.面板周边缝监测 (25)
6.面板挠度监测 (25)
7. 面板钢筋应力监测 (25)
8. 面板混凝土应变监测 (25)
9.大坝土压力监测 (26)
八、大坝渗水原因分析 (26)
1.大坝渗水流量偏大原因分析 (26)
2.坝脚（EL485.20）渗水原因分析 (27)
3.靠右岸侧马道表面（EL581.60,坝纵0+360.00）渗水原因分析 (28)
九、大坝运行安全评价 (28)
马鹿塘水电站二期工程大坝渗水专题分析报告一、工程概况
马鹿塘水电站二期工程位于云南省文山州境内最大的河流盘龙河上，麻栗坡县境内。
工程以发电为主要开发目的，采用混合式开发。工程等别为Ⅱ等大(2)型，最大坝高154m，装机容量240MW，水库总库容5.4565亿m3，具有年调节能力。马鹿塘水电站二期工程大坝为面板坝，坝顶高程634.0m，趾板最低高程480.0m，最大坝高154m，坝顶长度493.4m，坝顶宽度10m，2009年11月10日开始蓄水，设计正常蓄水位高程627m。
工程枢纽建筑物主要由混凝土面板堆石坝、左岸岸边溢洪道、左岸放空隧洞、右岸引水隧洞、调压井、压力钢管道、地下发电厂房及附属洞室等组成。大坝及溢洪道为1级建筑物，其它主要建筑物级别为2级，次要建筑物为3级，临时建筑物为4级。
混凝土面板堆石坝坝顶高程634.00m，趾板最低开挖高程480.00m，最大坝高154m，坝顶长度约493.40m，坝顶宽度10m。上游坝坡1:1.4，下游坝坡设“之”字形马道，综合坡比1:1.4。坝体分为垫层区、过渡区、主堆石区及下游次堆石区，并在面板上游532.00m高程以下设前覆盖料。
二、大坝堆填区工程地质条件
大坝堆填区自然地貌总体为不对称的“V”字型河谷，总体表现为左陡右缓。其中，左岸地形较陡，自然岸坡坡度约40°，在高程660m以上逐渐变缓，约30°，地形较完整；右岸河边至540m高程地形坡度约40°，540m-690m高程为
25°-30°，在高程690m-710m为平缓台地。坝轴线上、下游各分布有1号、2号冲沟，两沟相距130m-160m，切割较深，岸坡地形完整性稍差。
坝区地层岩性单一，均为眼球状花岗质黑云混合片麻岩（aGn），间夹少量条痕状细晶长石片麻岩（pGn）。河谷属横向河谷，总体呈单斜构造，片麻理产状为N50°～60°W,NE∠50°～60°，总体倾向下游。断层不发育，Ⅲ级结构面发育数量有限，且以北西向断层为主，产状和片麻理相近，中陡倾下游，属压扭性质；区内Ⅳ级和Ⅳ级以下结构面较发育，多顺片麻理分布，间距一般1m-3m，以压扭性居多。两岸物理地质作用以岩体风化及卸荷为主，其中，左岸地形完整，
基岩多裸露，岩体风化较浅；右岸受冲沟切割，地形完整性差，岩体风化较深。岩体卸荷与风化具一定关系，卸荷带多发育于弱上风化岩体中下部，部分发展至弱下及微新岩体内。两岸滑坡崩塌作用不发育，且规模不大。区内地表多处出露有泉水点，沟内多有常年流水，地下水埋深浅。
（1）0.3H（H为坝高）条带地基工程地质条件
0.3H带坝基位于趾板下游顺河道向下延伸约65m的菱形地带，由于该堆填区为坝区主堆石区的核心地带，对地基的抗变形性能和强度要求较高。按照设计要求，开挖过程中对该地带进行深挖，河床部位清除冲积层，两岸原则上应挖除覆盖层及全风化岩体，并将堆石置于强度较高的强或弱风化岩体上。
基础开挖后，所揭露地层岩性均为花岗质黑云混合片麻岩，除河床及两岸低处揭露有一条横河向小断层外，其它构造不发育。根据开挖实际情况，河床及两岸覆盖层和冲积层挖除后，河床一带所分布的岩体风化浅，多为微新岩体，完整性好，以块状结构为主，强度较高。左岸坡均为镶嵌的强风化岩体；右岸在EL.485m-EL.495m带为弱分化岩体，呈次块状结构，EL.495m以上则为强风化岩体，以镶嵌结构为主。
（2）堆填坝区地基工程地质条件
左岸坝基（肩）自然岸坡地形较陡，覆盖层较薄，岩体风化浅，且出露有大片基岩。由于左岸坝基有很好的地质条件，开挖剥离量不大，施工过程中结合施工进度要求，分层开挖，逐层填筑。根据所揭露的地质条件，坝轴线上游地带多为强风化岩体，坝轴线下游则弱风化基岩偏多。区内前期所揭露的断层在弱风化带内规模逐渐变小，且胶结性好，构造总体不发育。覆盖层清除后，坝基岩体多为强风化和弱风化，岩体完整性较好，不存在相对软弱的建基面，地基强度满足要求。
右岸岩体风化较左岸偏深，坝基开挖后，所揭露的基岩均为全、强风化，未揭露有较大规模的断层分布或软弱带分布。全强风化岩体较为密实，地基强度和承载可满足设计要求。
河床冲积层属山间河流堆积，一般分选性较差，块石、孤石及砂卵砾石混杂堆积，下伏基岩多为弱风化和新鲜岩体。由于冲积层不厚，且堆积较密实，上无较大规模的泥、砂等软弱层分布。根据实际情况，总体上对河床冲积层予以保留。
为保证冲积层的总体强度，施工时对局部地带粉细砂集中区予以挖除，并用洞渣料回填。为便于碾压，对冲积层中块体较大的孤石、漂石等采取爆破解小。处理完毕后，在坝体填筑前震动碾压12遍，提高其作为地基的河床冲积层体强度。
右岸1＃冲沟切割较深，沟口冲洪积物厚度较大。坝基开挖后，该冲沟形成一相对狭窄的深槽，碾压施工机械无法进入，形成碾压“盲区”。施工过程中对该部位沟底用C15素混凝土回填，回填宽度大于3m后，将趾板基础与冲沟之间的坡面进行混凝土覆盖处理。然后用块石料对其回填碾压，使地形和开挖坡面一致。对于可研阶段两岸开挖形成的勘探平硐残留部分均采用C15混凝土及浆砌石回填处理。
三、大坝填筑区地质条件薄弱部位处理情况
在大坝填筑、灌浆施工过程中，根据设计文件及地质情况，对如下部位进行了专门处理：
①趾0+00～0+72段，该部位强风化岩层埋藏较深，发育有多条挤压破碎带，节理裂隙发育，在原帷幕线下游侧1.5m处增设一排辅助帷幕灌浆孔，孔距2.0m，孔深为深入基岩30m。
②趾0+190～0+280段（4#点），根据地勘资料,该部位发育有2条挤压破碎带，在趾0+186.846～0+226.846处设计了双排帷幕灌浆,第二排帷幕灌浆孔位于第一排帷幕灌浆孔后1.5m,钻孔间距1.5m,孔深30m。
③趾0+430～0+522段（7#点），根据地勘资料,该部位发育有2条挤压破碎带，为加强灌浆效果，在该处设计了双排帷幕灌浆,第二排帷幕灌浆孔位于第一排帷幕灌浆孔后1.5m,钻孔间距1.5m,孔深30m。另外，灌浆前，大坝趾板趾0+515～0+516处出现一条裂缝，横向贯穿整块趾板及趾板下方的基础置换混凝土，最大缝宽4mm。施工中采取如下措施进行处理：a.将趾0+496.878～0+525.668段的固结灌浆孔加深至15m；b.裂缝表面采用嵌缝封堵处理，沿裂缝走向开凿一条梯形槽，清洗干净后，环氧砂浆填补。处理完后进行帷幕灌浆。
④趾0+102～0+131段，该部位有F101断层穿过，灌浆取芯钻孔未见明显的断层破碎带，仅局部岩心破碎，有少量锈蚀。该段的Ⅰ序孔灌前透水率平均值为5.39Lu，Ⅱ序孔为2.85Lu，Ⅲ序孔为2.15Lu，平均注灰量Ⅰ序孔为10.2kg/m，Ⅱ序孔为10.0kg/m，Ⅲ序孔为9.4kg/m。压水试验和灌浆未出现异常情况。
⑤趾0+611.673～X0+686.575段、左右岸公路、灌浆洞等部位岩层透水率和注灰量均偏大，主要是串浆和冒浆部位太多所致，串浆、冒浆多发生在两岸坝肩无盖重混凝土的部位及灌浆平洞内的帷幕灌浆施工，这些部位因为地面冒水、冒浆，致使透水率和灌浆水泥耗量偏大。发生串浆时，如串浆孔具备灌浆条件且灌浆设备允许，即同时进行灌浆。否则，将串浆孔用塞塞住，待灌浆孔灌浆结束后，串浆孔再行扫孔、冲洗，而后继续钻进和灌浆。在容易发生地面冒浆的部位，灌浆前先检查，对预先发现的冒漏地点进行堵漏处理，若堵漏无效，则采取越级变浓浆液、降低压力、间歇灌浆等综合方法处理。
四、大坝施工情况
马鹿塘水电站二期工程大坝由中国水利水电第十四工程局有限公司中标承建， 2007年1月1日大坝填筑开始，2009年02月24日填筑完成，工期26个月，填筑过程中质量控制较好。大坝施工具体时间如下：
2005年11月28日，上午10:00,马鹿塘二期工程主体工程（大坝工程：坝肩开挖）开工。
2006年6月10日，大坝、溢洪道、放空洞工程开工。
2006年11月23日，马鹿塘水电站二期工程顺利实现大江截流目标。
2007年1月1日，大坝开始填筑。
2007年2月15日，大坝趾板第一仓混凝土（分块号：R0）开始浇筑。
2007年3月20日，坝前垫层料开始填筑施工。
2008年3月23日，大坝一期面板钢筋混凝土开仓浇筑。
2008年4月3日，大坝趾板混凝土浇筑完成。
2008年5月9日，大坝一期面板混凝土（EL565以下）浇筑完成。
2008年6月9日,大坝坝前反压体开始填筑。
2009年4月27日，大坝二期面板混凝土开始浇筑。
2009年6月10日，大坝面板二期混凝土浇筑至EL629.5m，大坝面板混凝土全部浇筑完成。
2009年11月10日，工程实现下闸蓄水，大坝实现挡水。
五、2010年蓄水发电情况及运行中发现的问题
1.2010年蓄水发电情况
马鹿塘水电站二期工程于2009年11月10日下闸蓄水，2009年12月30日首台机组投产发电，2010年5月28日最后一台机组投产发电。
电站投产发电一年期间，由于2010年盘龙河流域来水较多年平均水平偏少约60%左右，属偏枯年份，给电站全年的蓄水发电造成较严重的影响。电站2010年全年库区水位最高蓄至615.80m（距正常蓄水位627m相差11.20m）,最低回落至555.40m。流域干旱不仅严重影响了发电量，同时也造成大坝等水工建筑物未能经受高水位等极端情况下的考验。
2.2010年运行中发现的问题
在电站2010年蓄水发电过程中，通过日常的巡视检查及安全监测发现大坝个别部位、个别监测指标存在异常现象：
1.自电站蓄水发电一年以来，大坝坝址下游量水堰过流量库水位上涨而逐渐增大，且量水堰过流量的大小与库水位的涨落情况相关性较明显。当库区水位升至EL583m（2010年8月10日）时大坝坝脚(EL485.20m排水渠上方)出现轻微湿斑，且随着库水位的上涨坝脚渗水现象逐渐明显,特别是在库水位达到EL605m （2010年10月11日）时，后坝坡坝脚共出现4处明显渗水点，实测坝脚渗水点渗水流量15L/s（坝址下游量水堰过流量90L/s,大坝渗漏量总计约105 L/s 左右）。当库区水位升至年度最高水位EL615.80m（2010年11月28日）时坝脚共出现9处渗水点，实测坝脚渗水流量25L/s（坝址下游量水堰过流108 L/s,大坝渗漏量总计约133L/s左右）。此后，随着库区水位的逐步下降，坝址下游量水堰的过流量随之减小，坝脚排水渠上方（EL485.20m）渗水流量也逐步减小，且渗水点数量也随库水位的下降而逐步减少，当库水位回落至EL594.50m时坝脚渗水点全部消失。
2.通过大坝监测数据反映显示：坝前趾板X线下游，坝纵0+23
3.159处渗压观测孔（40m）内三支渗压计（DB-P-10、DB-P-11、DB-P-12，坝纵0+233.159）测值自大坝蓄水后测值迅速上升，尤以DB-P-12变幅最大，且测值与库区水位涨落相关性明显。同时，埋设于大坝右岸底脚垫层料中的DB-P-06（坝纵0+271.50,EL480m）及DB-P-07(坝纵0+298.00，EL519.50m)渗压计测值自蓄水后一直偏高，尤其DB-P-07测值与库区水位几乎相当。此外，左岸DB-P-02（坝纵0+056.50，EL547m）渗压计测值也几乎与库水位相当。
3.自大坝蓄水后水位上涨期间，埋设于大坝右岸周边缝内的DB-J3-06（坝纵0+271.50，EL480m），DB-J3-07(坝纵0+298，EL519.50m)，DB-J3-08(坝纵0+323.50,EL558.50m)三组三向测缝计均于2010年8月12日失去测读数据。此外，大坝面板分缝单向测缝计DB-J-18(坝纵0+401，EL626.50m)于2010年11月18日失去测读数据。DB-J3-09(坝纵0+409，EL585.50m)测读数据自2010年11底跳变幅度大，无法正常观测，但该组仪器测读数据已于2011年3月19日恢复正常。
4.在2010年大坝蓄水发电期间，当库区水位升至605m左右时大坝后坝坡坝纵0+360（约），EL581.60m处马道表面出现一轻微渗水点，渗水量大小与库水位涨落的相关性不甚明显，且后期库水位回落至EL605m以下时该渗水点至今也未消失。
六、采取的对策及措施
1.大坝渗水专家咨询
针对大坝坝脚渗水的问题，云南电力公司于2011年2月27日组织召开了马鹿塘水电站二期工程大坝渗水专家咨询会，邀请国内面板堆石坝专家赵增凯（水利水电规划设计总院）、杜永明（中国水利水电第五工程局）、黄操横（中南勘测设计研究院）及杨世源（昆明勘测设计研究院）四名专家就大坝坝脚出现渗水点且渗流偏大、个别监测指标异常等问题进行专家咨询。
专家咨询会前，专家查勘了现场，阅研了资料，并与现场技术人员进行了交流。会上仔细与设计、施工、监理、施工及监测单位进行了探讨，并重点就施工过程各环节管控、地质条件薄弱部位处理及蓄水发电后运行情况听取了各单位的汇报，最终形成专家咨询意见：
（1）坝址下游量水堰过流与库水位相关性明显，且在最高库水位时大坝总渗漏量（包括坝址下游量水堰过流量及坝脚渗水点渗水流量）133L/s与同类型大坝相比中等偏大，但仍在可接受的范围内，不会危及大坝安全运行。
（2）坝脚EL485.20m处虽出现渗水点，但渗水清澈、稳定，说明大坝坝体、坝基无渗透破坏。
（3）部分渗压计的测值自下闸蓄水后偏高，且右岸周边缝部分三向测缝计失效，不排除该部位周边缝存在集中渗漏的可能性，建议通过发电降低库水位分
期大坝周边缝止水、面板分缝止水及面板等部位进行详细、彻底的检查，争取汛前完成EL563m（面板一、二期施工分缝EL565m以下）以上相关部位检查。
最终，参会专家形成一致意见：大坝是安全的，且大坝坝脚渗水不会影响工程的正常运行。
2.大坝面板分期检查
本次专家咨询会后，文山水电公司即积极着手协调电网调度机构尽量增加电站负荷，通过发电降低库水位，争取汛前（5月1日前）完成大坝EL563m以上面板、周边缝、垂直缝等相关部位的检查。
（1）大坝面板第一阶段（EL595m以上）检查情况
2011年3月19日至21日，库区水位回落至EL595m以下，中水十四局人员对大坝面板周边缝、垂直缝分缝保护罩内粉煤灰密实情况、大坝面板表面完好情况进行检查。
右岸周边缝：检查发现EL594.50m以上右岸周边缝保护罩无明显挤压变形及损坏，保护罩较为平整。通过采用Ф4mm钢丝头插入保护罩表面通气孔，同时辅助使用小锤在保护罩表面敲击的方法检查发现罩内粉煤灰密实，无流失。将右岸周边缝约EL597m（坝纵0+433.16，与张性缝J27结合部位）处保护罩揭开，将罩内粉煤灰剥离，暴露周边缝发现该部位周边缝开度约1cm，且无剪切及错动现象，可判断缝内F型铜止水完好无损坏。
左岸周边缝： EL594.50m以上左岸周边缝检查内容及方法与右岸周边缝类似，检查发现左岸周边缝保护罩整体挤压变形较明显，EL595m～EL 600m段保护罩个别部位有明显“鼓包”及“塌瘪”现象，打开EL595m处保护罩、清除罩内粉煤灰、暴露周边缝发现该部位周边缝开度约3cm,同时发现该部位附近区域内罩内粉煤灰有部分流失，约EL595m～EL600m区段保护罩内粉煤灰整体挤压不密实。
面板垂直缝：EL595m以上面板共计23条张性缝、10条垂直缝。23条张性缝的检查主要检查分缝保护罩表面完好情况、罩内粉煤灰挤压密实情况及分缝铜止水完好情况。采用Ф4mm钢丝头插入保护罩表面通气孔，同时辅助使用小锤在保护罩表面敲击的方法检查发现23条张性缝表面无明显的挤压变形及破坏，罩
内粉煤灰挤压密实，无流失。将张性缝J
26及J
27
顶端（EL629m）处混凝土端头
剥除，剥离端头处粉煤灰检查发现J
张开最大开度约3cm，接缝处无明显错动，
27
张开最大开度约4cm，分缝处错动约3cm，缝内W1铜缝内W1铜止水无损坏；J
26
止水无损坏。10条压性缝的重点检查分缝部位混凝土挤压破坏情况，检查发现
（约坝10条压性缝总体情况较好，接缝部位无明显挤压破坏，仅发现压性缝J
11
纵0+178m）挤压变形较明显，分缝附近面板表面混凝土有轻微鼓包。
面板表面：在进行面板垂直缝检查的同时辅助进行面板表面裂缝情况检查。检查发现下闸蓄水前大坝面板表面出现并修补过的裂缝无继续开裂现象，也未见新增裂缝，面板总体较为平整，无明显破损。
（2）大坝面板第二阶段（EL595m～EL563m）检查情况
2011年4月28日至5月1日，由于库区水位回落至一、二期施工分缝EL565m 以下，开始大坝面板第二阶段检查，此次检查重点对EL595m～EL563m区段大坝面板周边缝、垂直缝分缝保护罩内粉煤灰密实情况、大坝面板表面完好情况进行检查。
右岸周边缝：EL595m～EL563m范围内右岸周边缝分缝止水保护罩内粉煤灰密实情况的检查仍采用小锤敲击保护罩表面并辅以Ф4mm钢丝头插入保护罩表面通气孔探试的方式进行检查。由于EL595m以下右岸周边缝附近遗留的漂浮物较多，且受库岸边坡滑塌导致EL575m～EL559m区段周边缝保护罩被泥沙掩埋，通过将漂浮物、泥沙清理后检查发现右岸周边缝保护罩整体较为规整，接头处无明显挤压变形及损坏，罩内粉煤灰挤压密实，无流失。将EL565m处保护罩剥离、挖除罩内粉煤灰的方法检查该部位周边缝的开合度，检查发现该部位周边缝开度约2～3mm，且发现该部位面板与趾板间无明显剪切，总体情况良好。
左岸周边缝：EL595m～EL563m范围内左岸周边缝分缝止水保护罩内粉煤灰密实情况的检查仍采用小锤敲击保护罩表面并辅以Ф4mm钢丝头插入保护罩表面通气孔探试的方式进行检查。检查发现左岸周边缝保护罩总体变形较为明显，且EL595m～EL560m范围内左岸周边缝保护罩接头处局部挤压鼓包及塌瘪现象较为明显。同时，通过将面板L13′对应的EL570m部位周边缝保护罩剥离，对该部位分缝开合度及保护罩内粉煤灰密实情况进行检查，检查发现该部位分缝宽度约1cm，分缝无明显的错动及不均匀沉降。同时发现该部位分缝保护罩内粉煤灰流失较为严重，自该部位（EL570m）以上约25m，以下约10m范围内保护罩内约
90%粉煤灰已流失，揭开保护罩发现周边分缝已明显暴露。
面板一、二期施工分缝：EL565m 部位施工分缝的检查方法为：清除分缝表面附着的泥土，使分缝明显暴露，由检查人员目视检查分缝表面混凝土是否有起胀、鼓包及分缝开裂等现象，并每隔1.5m ～2m 拍摄影像资料记录分缝完好情况。检查发现一、二期施工分缝部位混凝土无明显的挤压破坏及裂缝，接缝部位整体较为平整，亦未见其他异常。
面板垂直缝：EL595m ～EL563m 范围内面板垂直缝的检查方法仍与面板第一阶段检查方法相同，检查发现该区段张性缝保护罩总体较为平整，无明显的挤压变形及损坏，罩内粉煤灰挤压密实、无流失。检查发现10条压性缝总体情况较好，仅发现L4面板条带左右两侧J 11、J 12压性缝面板表面及对应部位防浪墙挤压变形明显，该两条压性缝表面混凝土表面有轻微起胀、鼓包现象。
面板表面：在进行该段面板垂直缝检查的同时辅助进行面板表面裂缝情况检查。检查发现施工期出现裂缝并修补部位无明显的扩张及延伸，L4面板条带个别部位面板表面有轻微龟裂，龟裂长度最长约3m 左右，最短约1m 左右，面板总体较为平整。
七、大坝安全监测情况及数据分析
1.坝体内部渗流
（1）坝体渗流监测包括坝前周边缝、坝基水位变化和尾水部位量水堰监测。大坝蓄水前量水堰过流主要来自岸坡雨水集中，未蓄水前量水堰实测最大过流量约12L/S 。09年8月3日开始量水堰观测，蓄水至今库区水位达到最高615.80,实测最大流量约108L/S,坝脚渗水点实测最大渗水流量25 L/S ，总计最大渗漏量约133 L/S 。坝脚渗水点于2011年3月19日全部消失、停止渗水后至今均未出现渗水现象。2011年5月7日量水堰实测渗流量32.26L/S （库水位558.8m ）。
图1.库水位～量水堰过流关系曲线图
从监测数据分析，坝址下游量水堰过流量与库水位涨落的相关性较为明显，坝脚渗水点未消失前的渗水流量也与库区水位相关性明显。且从近期的数据反映显示：库水位几乎不变的情况下量水堰过流量也在逐步减小。
（2）大坝周边缝和坝基的水位变化采用渗压计观测。坝前趾板X线下游，坝纵0+233布置了1个渗压计观测孔，孔深40m，孔内布置了3支渗压计，目前由于库水位下降，水库渗压减小，从4月23日至27日数据对比来看，库水位下降约6.4m，P-12变幅最大，水头高度下降约7m，P-11下降约3.5m，P-10下降约2.5m。周边缝渗压计P-06埋设于右坝底脚垫层料内，蓄水前后水头变幅上升，有明显变化过程，4月23日至27日数据其监测水头下降5.7m，基本与库水位下降6.4m相当。目前渗压计P-07监测水位551.06m，4月23号到27号数据对比来看，渗压计监测水头下降6.6m，大于库水位下降值。坝前周边缝左下脚P-02也反映水位变化，当前水位高度约27m，折算水位高程574m，高于当前库水位564.4m，但4月23日到4月27日监测对比，其监测水头降低7.7m，大于库水位下降值。坝基中部的水位蓄水前后无明显变化，当前水位高度约14m左右。从数据分析可知，目前已有部分渗压计P-02，P-07等表现自愈现象。
表1.坝前周边缝水位变化成果表（2011-4-27）
图2.周边缝渗压测值～库水位变化关系曲线图
图3.坝基渗压测值～库水位变化关系曲线图
图4.坝基渗压测值～库水位变化关系曲线图(2)
（3）大坝绕坝渗流监测水位孔布置在坝轴线下游左、右岸各有4个孔，水位孔1#和5#分布于左、右岸帷幕灌浆洞端尾，水位一直保持在高程635m，高于当前蓄水位。左岸3#、4#和右岸8#孔的水位低于当前库水位，在大坝蓄水后未见水位上升，且库水位的升降也未见绕坝渗流水位孔水位高程的变化，由此认为大坝蓄水后未曾出现绕坝渗流。
2.坝体表面变形监测
大坝表面变形监测共埋设了6条视准线，12个视准线工作基点和36个表面变形监测点。其中：L1(坝横0+97.4，EL.565.0)视准线监测点5个，坝前高程565.0m左右；L2((坝横0+08.5，EL.628.0)视准线监测点9个，坝前高程628.0m 左右；L3((坝横0-04.3，EL.634.0)视准线监测点9个，坝顶高程634.0m左右；L4(坝横0-64.7，EL.595.0)视准线监测点6个，坝后高程595.0m左右；L5（坝横0-105.0，EL.565.0)视准线监测点4个，坝后高程563.0m左右；L6(坝横0-170.3，EL.525.0)视准线监测点3个，坝后高程525.0m左右。
坝体表面各视准线变形监测过程曲线如下图所示：
图6～图17.大坝表面变形监测曲线
从以上大坝表面变形监测的相关曲线分析可见，L2视准线和L3视准线无论是水平位移还是垂直位移都较其它三条视准线大。位移590高程以下的L4~L6视准线，水平位移和垂直位移基本稳定；从面板顶部和坝顶的两条视准线的水平位移和沉降位移分布曲线看，靠近河床中心部位的监测点的位移较靠近两岸的大，同时巡视检查也发现，面板中部有挤压痕迹，而靠近两岸侧的防浪墙顶部均出现裂缝；坝顶L3视准线和坝前面板顶部的L2视准线位移仍在继续，其中位于河床中心附近的监测点水平位移每月约0.5㎝，垂直位移约0.8㎝。
从监测曲线看，表面变形位移成果符合大坝变形的一般规律：蓄水后高高程的位移较低高程大；高高程的变形速率较低高程大；位于河床中心部位监测点较靠近两岸侧监测点的位移大。
3.坝体内部变形监测
坝体内部监测布置了A-A、B-B、C-C共三个剖面，桩号分别为坝纵0+141、0+233和0+330，在大坝上下游方向高程522m布置了1个条带，556m高程2个条带，590m高程3个条带，共6个条带。水平位移共布置了24个测点都正常观测，垂直位移40个测点中V6，V9两套失效。具体监测曲线见图
图18～图39.大坝内部变形监测曲线