所谓水幕是在气垫室上方开凿一个钻孔网，如同一把 “伞”罩在气垫调压室上方，在电站运行时，对这些钻孔注入压力水。
最早修建水幕的是Kvilldal水电站，1989年竣工的Torpa水电站设计时预先设计了水幕，1990年，又对灌浆止漏（气）无效的Tafjord水电站安装了水幕，防止漏气效果都是很好的。
Kvilldal水电站水幕由47×φ50的钻孔网组成，钻孔在气垫室顶板以上4个地方钻进，每处的钻孔倾角60°左右，呈扇形布置，钻孔平均长55m，钻孔末端相距约48m，钻孔内装不锈钢管，钢管穿过7.5m长的注浆封堵体，将高压水注入钻孔内。钢管周围进行灌浆封堵。
Torpa水电站在气垫室顶部以上布置了水幕廊道，以竖井 （其中设有高压混凝土塞）与气垫室相连接，用钻孔形成气垫室上部的伞状水幕孔，共36×φ60孔，孔深40～70m，累计水幕钻孔1880m。高压水也是由钻孔内安装的钢管注入。
Torpa水电站的水幕钻孔网由16×φ56的钻孔组成，分布于调压室的顶部及漏气部位。
水幕供水泵配有压力调节器，能调节流量和提升水压，在水泵的输水管起端，装有压力计和流量计，以便对水幕水压进行校验，对供水管中的水头损失进行修正，对水幕的透水性进行监测。
水幕监测的实质内容就是气垫室和邻区围岩（水幕区）的孔隙水压力或地下水位的监测以及水幕水压和围岩孔隙水压，气垫室内压力，气体渗漏，水幕供水量之间的关系。具体地说，水幕监测应了解以下的问题。
（1）围岩孔隙水压实测分布和理论计算的比较。
（2）水幕水压气垫室压力变化对围岩孔隙水压力变化快慢的影响。
（3）水幕效果的分析，水幕效果与钻孔布置、间距关系，为优化水幕设计提供依据和经验。
（4）如果气体渗漏仍然过大，例如溶解损失过多，应探讨增加水幕水压或者加大水幕范围能否进一步减少气体损失。
气垫室水幕范围的大小是防止气体损失的核心问题，由于岩石裂隙的不可预见性，累积已建工程的经验就显得非常重要，下面将较全面地介绍一下Kvilldal水电站气垫室水幕的监测情况。
图18 Kvilldal水电站气垫式邻区地质简图
图18为其气垫室邻区的地质情况，气垫室离电厂约600m，埋深约520 m，由矩形环状隧洞组成，洞室新面宽15～16m，高17～24m，调压室外围轮廓为矩形，长约115m，宽约78m，由一个交通洞（access）与之相连，矩形中线上有一个中洞。
调压室围岩为灰岩，闪长片麻岩，夹杂有石英长石，弹模约35GPa，抗压强度约160 MPa，岩石质量较好，但是，在调压室附近存在着至少4条断层裂隙，有些走向是北东，见图18延续长度100 m以上，且存在0.4 m厚的裂隙集中的软弱带。岩芯记录表明：不到1 m就有1个裂隙。裂隙组走向北西。
在水电站厂房附近深处标出了Bjorndal断层，它穿过调压室近处，朝东北方向见图18和图19所表示的水道纵剖面。Bjorndal断层是调压室附近孔隙水压的重要控制。
图19 Kvilldal水电站的水道纵剖图
除了Bjorndal断层带以外，还有两个软弱带，见图18中的区Ⅰ和区Ⅱ，也会对气垫室有所影响。有证据表明：平行于区Ⅰ和区Ⅱ的透水的张开裂隙是存在的，它们形成了Bjorndal断层和气垫之间的联结，在气体泄漏的长期观测中发现有气体自岩体内部吹回洞室，说明这个 “通道”确实存在。以上就是漏气原因的确切分析。
在地表达以下50 ～100m处的围岩地下水位大约高于洞顶490m，其水力梯度0.4是向下的。向下的水力梯度呈季节性变化，不受系统运行的影响。运行期间，未对Bjorndal断层带中的水压进行量测，不过，系统模型表明该断层面在调压室高程处的地下水压力约1～2MPa，它可以解释一些观测现象：洞室近区探孔观测到的天然孔隙水压约1.5～1.7MPa。1987年5月重新启动水幕以前，无水幕作用时⑧号测压计 （其位置见图20）观测到的地下水压力也约为1.5～1.7MPa。
气垫室完工后，运行了一年，因漏气超标而做了水幕，并在1987年4月检修水幕后，在调压室的围岩中安装了10支观测孔隙水压的压力传感器，绝大部分安装在调压室中洞的中线上，如图20所示，测压管近于垂直孔深5～18m。仅⑧号、⑨号传感器远离调压室的中洞，（见图20），⑧号传感器的钻孔近于水平，长度为23m，它是为量测远离水幕和引水洞的围岩孔隙水压而设置的，也可监测到Bjorndal软弱带的邻区情况。
图20是1988年2月测得的围岩中地下水压力的数据，其中⑦号压力计失效。该图反映了典型运行条件下的围岩地下水压力状态。它表示：水幕使得气垫室周围围岩的地下水位普遍增加。只有⑧号测压计测得的地下水位低于引水洞内的水位16m，它可能是由于受到Bjorndal断层区的影响所致，不过，它的位置已离气垫室较远 （因交通洞向下倾斜，其顶高高程低于调压室，⑧号测压计高程低，平面上也超出水幕范围，它的近区并没有受到水幕影响）。(www.xing528.com)
从Kvilldal工程的上述水幕监测结果可得出以下结论：
（1）水幕减少漏气是有效的，它使Kvilldal水电站的漏气量从250Nm3/h减少到10Nm3/h。该调压室的水幕曾经历了停运水幕维修管道再启动水幕恢复运行的过程，从而证明它减少漏气到10Nm3/h的性能是可以恢复的。每次在建立水幕之前，围岩都处于非饱和状态。
（2）只要在围岩内能维持一定的孔隙水压力，漏气量就会减低到溶解损失，水幕造成的地下水位对防漏是很敏感的，Kvilldal水电站调压室围岩在水幕作用下的地下水位见图20。
（3）有水幕时，围岩孔隙水测压计的测量水位反映了地下水动力学的控制现象。
（4）如果考虑气垫室内的水床面积和压力，Kvilldal水电站调压室有水幕时的漏气损失量和其他电站测得的溶解损失相吻合。在Ulset水电站气垫室水床进行的量测溶解损失的过程的模拟以及水床和引水洞之间交流水位交换的室内模拟试验预估的溶解损失也是10Nm3/h左右，与观测值是吻合的。
在Kvilldal水电站调压室，也许，还有点空气从围岩中漏走，这是因为⑧号测压计记录到了很低的测压管水位。
围岩内孔隙水压力计的布置，应考虑地质条件的特点和水幕的布置范围。Kvilldal水电站作者以为：起主要作用的软弱带Bjorndal Zone内没有布置测压计，⑧号、⑨号近区也未多放几支测压计，似乎是不足之处。
图20 Kvilldal水电站水幕区围岩地下水位的监测结果 （1988年2月实测资料）
注：测压计⑧、⑨号和水幕被投影于断面。所有地下水压力均以水床水面195m为参考。
Torpa水电站预先设计了水幕，原因是其地形限制了围岩内孔隙水压力最大也只能达到2.25MPa，（引水洞的覆盖表面较平缓，且在引水洞压力线以下，气垫室的覆盖厚度仅为其气室压力水头的50%），而气室压力约4.5MPa，故DW/P=2.25/4.5=0.5，从而吸取Kvilldal水电站的经验，首先设置了水幕，其围岩内孔隙水测压计的布置示于图21，它在洞室两个主要断面上共布置了16支压力计，采用的是震动式金属丝型传感计，其精度为±2m水头，与Kvilldal水电站所用仪器相同。在图21的压力计安装图中，每个钻孔中埋设一根管子，用以监测钻孔最深5m段的压力。
Torpa水电站水幕防漏的效果仍然很好。
1990年1～12月，平均漏气4.6～6.7Nm3/h，相应的压差ΔP （水幕压力一室内气压）为0.32～0.2MPa。
1990年12月内，有两天ΔP仅为0.15MPa，漏气达到300Nm3/h，为证明此结果，于1991年6～7月，在Torpa做了试验：
关闭水幕，漏气甚多，开启水幕，并令ΔP＞0.2MPa，停止了漏气。这个试验似乎说明：只要ΔP＞0.2MPa，Torpa水电站气垫调压室的漏气量就可控制在溶解损失之内。
水幕防止漏气，虽然有效，但它要消耗电力和水量，它只是把漏气的能源消耗转化为水泵动力和水幕供水量的消耗，为此，表3给出两个工程的水幕水泵容量。
水幕的施工质量至关重要，一定要仔细量测检查，要严格按设计要求完成，若有开叉，孔深不够，将不能起到封闭气体的作用。
图21 Torpa水电站气垫室围岩内孔隙水压力计的布置
表3 两个工程的水幕水泵容量
注 设计压差ΔP为水幕压力与室内最大气压之差。
Tafjord水电站于1990年前后作了注浆和水幕，其设计ΔP值为0.3MPa。
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