小水电站工作总结范文第1篇

在我国广袤的电力版图上，华中地区是一块脆弱的腹地，匮乏的电源支撑起地区高速的经济发展，奇迹背后总有担忧。近年，缺电的华中有望以核电解“燃煤之急”，而福岛核事故之后，内陆核电站审批“急冻”，选址思路的不明朗再次让华中等待。此时，原三峡总公司总经理、中国工程院院士陆佑楣创造性地提出，借鉴水电站建设的经验，将傍水而建的核电站移至山中，这个工程设想如获实施，无疑为选址提供了极广阔的空间，对等待二十多年的湖北、湖南等核电高热省份的意义无疑是巨大的，而我国跨区输电的压力也将大为减轻。当然，当前，即使以处理核废料为例，各国大都采取浅部临时掩埋的措施，在利用深部岩石洞室作为永久储存库方面，虽然科学家为之奋斗了几十年，迄今未获圆满解决。而核电站的选址要求非常高，选址需非常慎重。院士的建议怎样付诸实践?让我们先仔细看一看这幅铺展在面前的蓝图。

日本福岛核电站核泄漏事故是因地震、海啸导致电站失电、循环泵停运、堆芯融化而引起的，如果把核电站的反应堆置于山体内(即地下)，因岩体和钢筋混凝土是良好的抗辐射介质，若发生核泄漏，可将其封闭在地下洞室内，起到防止核泄漏扩散的作用。

地下核电站的总体布置为：核岛部分(安全壳及其相伴的安全厂房)置于地下(山体内)，常规岛(汽轮发电机)置于地面，核岛产生的高温高压蒸汽可通过布置在隧道内的管道输向常规岛(属分体布置形式)。如果山体地质条件允许，也可把常规岛部分一并置于地下，视综合效益而定。下图是地下核电站安全壳设想示意图。

地下厂房工程实例

由于当今水电站的厂房大部分置于地下，因此联想将核电站置于地下的可行性。以下列举几个地下水电站实例：

1　长江三峡水电站有6台70万千瓦总计420万千瓦的发电厂置于大坝右岸的地下山体内，厂房跨度32.6米，长度311.3米，开挖高度87.24米，现已有3台投入运行，计划2012年6台机组全部投产。

2　金沙江向家坝水电站有4台80万千瓦总计320万千瓦的发电厂置于右岸山体内，厂房跨度33.4米，长度255.4米，开挖高度88.2米，现已开始机组安装，计划于2012年分批投产运行。

3　金沙江溪洛渡水电站左右岸各有9台(共18台)77万千瓦总计1386万千瓦的发电厂全部置于山体内，厂房跨度31.9米，长度444米，开挖高度75.6米。厂房开挖及土建工程已全部完成，现正进行机组安装，计划于2013年分批投产运行。

4　澜沧江小湾水电站右岸有6台70万千瓦总计420万千瓦的发电厂全部置于山体内，厂房跨度29.5米，长度326米，开挖高度65.6米，2010年已全部投产运行。

5　雅砻江二滩水电站左岸有6台55万千瓦总计330万千瓦的发电厂全部置于山体内，厂房跨度25.5米，长度280.29米，开挖高度65.38米，2000年已全部投产运行。

6　正在做前期工作的金沙江白鹤滩水电站设计有左右岸各7台(共14台)100万千瓦总计1400万千瓦的发电厂全部置于山体内。

还有很多已建、在建和设计过程中的水电站把发电厂房布置在地下山体内主要原因是水电站大都位于深山峡谷中，大坝(挡水建筑物)占据了主河道，坝体内要留出泄洪孔的位置，很难再为发电厂房留出空间，转而设计于山体内(地下)。这也是国内(特别是西部山区)大部分水电站基本的设计模式，是安全经济的选择。地下发电厂房在长期的建设实践中积累了丰富的地下工程施工经验，在技术上已十分成熟。

可行性分析

1　造价

已建和在建部分水电站地下厂房的基本参数和造价情况见下表。由表可知：

a)地下厂房造价在水电站总投资(含大坝主体工程、移民等)中所占比重较小，溪洛渡水电站为23.68％；小湾水电站为8.7％；二滩水电站为16％(以上3个水电站的发电厂房均为地下厂房)。

b)地下厂房造价中，洞室开挖、混凝土工程、支护、灌浆等土建工程造价会受水电站所处地理位置、地质条件、物价水平等因素影响，其在地下厂房总造价中所占比重约在40％-60％左右。2000年投产的二滩水电站地下厂房土建工程造价占总造价的63％，2010年投产的小湾水电站为45.3％：而将于2012年蓄水发电的向家坝水电站地下厂房土建工程造价占总造价的比重下降为38％，将于2013年蓄水发电的溪洛渡水电站也仅有40％：三峡水电站地下厂房土建工程造价占总造价的比重较小，为25％。

c)地下厂房洞室单位体积土建工程造价约在0.05-0.15亿元／万立方米。二滩水电站单位体积土建工程造价约为0.152亿元／万立方米、三峡水电站约为0.074亿元／万立方米、向家坝水电站约为0.087亿元／万立方米、溪洛渡水电站约为0.050亿元／万立方米、小湾水电站约为0.077亿元／万立方米。

2　岩体结构安全性

通过详细的地质勘探、选择良好的岩体、避开岩体内较大的断层、裂隙和软弱带，并设计良好的厂房体形，地下洞室的围岩应力是很小的。同时，核电站的核岛安全壳无论是二代还是三代epr或ap1000都是直径40米左右的圆筒型结构，对降低围岩应力极为有利。

3　抗(地)震性能

事实证明，地下建筑物的抗震性能远优于地面建筑物，已建和在建水电站的地下厂房抗震设计烈度均在7－8度左右。

4　厂房起重设备能力

水电站地下厂房因要起吊发电机的定子、转子(70－100万千瓦级的发电机转子重约2000吨)，均采用2×1250吨的桥式起重机抬吊，具备起吊核电站反应堆压力容器的能力。

5　地下水污染问题

若将核反应堆置于地下，存在污染地下水的可能性。而根据地下水电站的施工经验，地下厂房四周及周边岩体内均可通过固结灌浆和帷幕灌浆来阻隔地下水，形成封闭的、独立的空间，以确保放射性物质处于全封闭的状态。

6　地下厂房密闭性

核电站的地下安全壳及相伴的辅属厂房与地面设施之间将设有各种连通通道(交通洞、压力管道、电缆管道、信息仪表通道、通风竖／斜井等)，为确保发生核泄漏等事故时地下厂房的密闭性，可在上述通道口设计密闭闸门，紧急情况下予以关闭。核反应堆的乏燃料和低放射性排放物都可在地下设计专门的储存室予以保存。

7　选址

内陆核电站的选址是非常困难的，电站建设需要大面积平坦的土地，难免要占用农耕用地、影响居民生活。我国有大量的崇山峻岭和不可耕种或生活的山地，将核电站置于此类地区的地下，避免破坏地表，可节约农耕用地，减少对居民生活的影响。

8　冷却水

核电站的常规岛汽轮机需要大量的冷却水。若将核电站建在山区，可在山沟内配合修建小型水库，以提供冷却水，是完全可操作的。

小水电站工作总结范文第2篇

关键词：水轮发电机；综合自动化保护系统；继电保护；中小型水电站

中图分类号：TM312　文献标识码：A　文章编号：1009-2374(2011)07-0068-03

全球节能环保意识的不断加强，像煤等非再生资源开发速度逐步放缓，开发水能、风能等清洁能源已成为全球能源战略的主要目标。我国河流众多，所蕴藏的水能资源十分丰富，尤其是中小型水电资源的开发已成为我国能源结构重要组成部分。中小型水电资源广泛分布在全国的1600多个县市中，其技术经济上可开发容量高达1.2亿万千瓦，占全国总水电资源技术开发总量的35％左右。目前，在全国范围内已经形成了中小型水电开发热。中小水电不仅总投资较少、施工工期较短，而且其所获得的社会经济效益较高，便于分散开发，就近供电，可以大大减少单位电能的生产运营成本，所以各地对开发中小水电资源的积极性相对大型电站较高。据一些文献资料表明，我国近十年中小水电平均每年以8％～13.5％的开发速度向前快速发展。据不完全统计，截至2006年底，全国已建成投运的小水电站高达46989座，总装机容量达44934kW，约占整个小型水电可开发容量的37.5％。我国现在投运的中小型水电站中，绝大部分已经运行高达三四十年。由于受当时建设技术水平和综合投资资金的制约，很多中小型电站设计过程中较为机械保守，设备自动化水平相对较落后，加上长期运行和缺乏有效运行管理，很多机电设备已出现陈旧老化现象，不仅运行水平低、经济效益差、而且其发生事故的概率较大，严重影响中发电机组运行稳定性能，大大降低了中小型水电厂电能生产的综合社会经济效益。因此，将先进的电力电子技术、计算机技术、通讯技术等相结合，在水电厂建设和技术改造工程中，构筑完善的中小型水轮发电机综合自动化系统，已成为水电厂机组自动化相关人员研究的一个热点问题。

一、中小型水电站的综合特点

中小型水电站由于其多为地方政府或私人业主投资建设，其受传统建设理念的制约，通常在建设过程中以追求利益最大化作为其工程建设的主要指导目标。

(一)　投资资金不太富裕

投资资金不太富裕是中小型水电站在工程建设的重要特点之一。中小型水电站大多为地方政府和私人业主投资或多方面集资兴建，建设资金来源较为有限，而且在施工过程中很可能出现资金断链影响施工进度和质量的情况。因此，中小型水电站往往在兴建过程中力求采取最为简便的施工方案和运行设备，以节省工程总投资，也就是说很多中小型水电站工程在建设过程中没有富裕的资金，作为其技术质量水平支撑，为后期投运留下很多隐患。

(二)　机组调节运行方式变化较大

为了降低电站水库淹没等带来的前期投资额度，中小型水电站在设计过程中其水库可调容量设计很小，调节能力相当低，机组运行方式受降雨量等外部气象因素的影响十分大，加上用电负荷用电规律受生产季节等因素的影响从而导致电站机组运行方式变化较大，各机组启停较频繁，从一定程度上对机组自动控制系统提出了更高的要求。

(三)　运行管理水平相对较低

中小型水电站在实际运营过程中，为了降低单位电能的生产经营成本，通常给职工的工资不是太高，加上电站所处的地理位置较为偏僻，因此，很难或几乎不能吸收专业学校的高技能人才到现场工作。未经专业培训教育的运行管理人员，很难完善掌握复杂、繁多的综合自动化控制系统，导致机组运行管理水平相对较低，机组得不到有效的检修维护，大大降低其综合运行性能。

(四)　技术更新改造年限较长

中小型水电站的年维护更新计划费用相对较少，尤其是小水电站，其受电站经营效益较低和设备技术改造费用昂贵等因素的制约，不可能像大型水电站那样，每年投入大量的资金有计划的对发电设备及相关控制设备进行技术更新升级完善。

(五)　技术更新升级改造成本低

中小型水电站由于其结构没有大型电站那么复杂，其改造方案也不像大型电站那样需要经过长期反复论证后才能实行。因此，在已有的大坝和设施的基础上，对中小型水电站相关机电设备进行技术更新升级改造，其总投资成本较低，而且改造周期较短，在技术经济上比较容易实现。

二、中小型水轮发电机组综合自动化保护系统设计原则

在进行中小型水轮发电机组综合自动化系统设计和技术更新升级改造时，要充分结合电站的实际运行工况，尽量在不破坏电站原始土建结构的基础上，构筑完善的机组综合自动化保护系统。

(一)　经济效益高

大型电站中的大型水轮发电机组由于其综合造价高、内部结构十分复杂，而且其在电网系统所占的地位十分高，一旦出现故障或事故，不仅整个检修期较长，而且还可能影响到电网系统运行可靠性，造成相应的社会经济损失，即大型水轮发电机组在进行保护系统设计时，其二次保护设备均需按功能进行单位配置，技术性占据绝大地位，其总投资较高。而中小型水轮发电机组在电网系统所占地位相对较低，其发生故障或事故后对电站和电网系统的影响相对较小，也就是说中小型水轮发电机组在进行综合自动化系统设计过程中，通常采取一体化控制系统，可以获得良好的继电保护系统维护效率性和投资经济性。

(二)　技术先进可靠、操作方便简单

传统的中小型水轮发电机组综合测控保护系统，由于采取简单的点对点复杂的控制电缆直连继电保护模式，普遍存在故障率高、检修维护工作量大等问题，己不适应现代电站自动化控制系统动态响应性、实时可靠性等要求。因此，在进行继电保护系统综合自动化系统设计时，要构筑集电力电子技术、计算机技术、通讯技术等先进技术为一体的功能完善、操作方便简单的综合自动化保护系统，从而有效提高机组综合自动化保护系统的自动化分析运算控制水平和人性化智能服务水平。

(三)　完整保护控制功能

过去为了节约总投资，在机组自动化保护系统设计时，通常只考虑特殊工况点的信号，使得在实际运行、检修维护过程中，对运行管理人员的经验依赖性非常大，系统在设计时带有明显的工程特性，不同电站间的运行经验缺乏共享性能，导致系统推广性能十分有限。因此，中小型水电站综合自动化保护系统在设计时，要构筑功能完整、推广性较强、自动化程度较高的实时监测保护控制系统。

三、水轮发电机组测控保护一体化系统功能配置

水轮发电机组测控保护一体化系统主要由操作控制开关(机端断路器、隔离开关、机组启停控制开关机按钮等)、测控单元(转速信号测控模块、励磁系统模块、机组调速器控制模块等)、以及信号指示(仪器仪 表、信号指示灯、报警提示装置等)，通过各功能单元相互匹配实现水轮发电机组信号测量、操控保护、同期、以及励磁调节等功能。

(一)　水轮发电机综合保护系统

水轮发电机在运行时是一个长期连续运转的机电设备，它不仅要承受机组自身运转过程中产生的机械振动，同时还要承受运行过程中产生的电流、电压等冲击，如果操作不当很容易造成机组定子绕组和转子绕组发生绝缘破坏等事故。因此，水轮发电机组在实际运行中，定子绕组和转子绕组回路是整个保护系统监测控制的核心部件，需要严密监视。为了使发电机在出现故障或故障后，能够根据实际工况特性有选择性地快速发出相关故障信号，并操作相应机构将故障单元从系统中有效切除，避免发电机受到较大的冲击损坏，防止事故或故障的扩大酿成严重的后果，需要在水轮发电机上装设能够实时反应机组各种故障的保护检测元件，以期获得实时的保护信号。在水轮发电机综合保护系统中应配置过电流保护、过电压保护、单相接地保护等完善的保护功能单元。

(二)　水轮机自动调速系统

在水电站中，水轮机是将水能转换为发电机转子转动动力的重要机械结构，是水能转换为电能的主要动力载体。随着用户生活水平的不断提高，对供电电能总量及供电质量水平也提出了更高的要求，即要求发电机组供电安全可靠外，还要求供电电能的电压、频率等值保持在允许的波动范围内(额定频率为50Hz，允许波动范围为±0.2Hz)，保证供电电能综合质量水平。

四、发电机保护功能单元的实现

(一)　过流保护

发电机组复合电压起动和负序过电流保护是50MW及以上中型水轮发电机保护需要设置的主保护。该类保护对于升压变压器高压侧的不对称短路具有很好的灵敏性和可靠性。对于50MW及以上或在运行过程中可能经常出现负序过负荷的水轮发电机组应装设负序过流保护；对于1MW以下的小型发电机组应采用不带电压起动的过电流保护。在保护系统中，当过电流保护动作后，会直接操作发电机断路器执行机构和灭磁开关，完成跳闸保护。过流保护逻辑工作原理如图l所示：

图1过流保护功能单元实现原理

(二)　过电压保护

中小型水轮发电机组装设过电压保护功能单元，当机组甩负荷后可能出现的过压进行保护。当电厂输电电网突然出现全部甩负荷现象时，发电机会进入过速和过压运行工况。通过过电压保护保护模块自动采集机端的三相线电压，并智能分析后获得对应控制命令，直接作用于跳发电机断路器，而不跳灭磁开关，同时不作用于停机。

为了提高中小型水轮发电机综合自动化调节控制水平，除了需要设置过流保护、过电压保护外，还需要设置欠电压保护、过负荷保护、定子接地保护等功能模块，保障发电机组安全可靠、节能经济的高效运行。

小水电站工作总结范文第3篇

关键词：后浇带 水电站 底板 温度 应力 防裂效果

1、工程概况及水文地质情况

某水电站工程的任务是灌溉结合发电，原第 2 分水枢纽的任务是调节河套灌区第 1 至第 2 分水枢纽之间的农田灌溉，该水电站建成不改变原总干渠运行，在灌溉期利用原总干渠第 2 分水枢纽以上的灌溉水发电后尾水回归总干渠，可充分利用水能资源。第 2 分水枢纽可形成4 ～ 6. 0 m 左右水头，保证灌溉并利用灌溉水发电，电站装机容量 10.5 MW，多年平均发电量 3 317 万度。提供所在地区灌排用电及工农牧业生产、生活用电，补充电网。电站的总体布置： 电站为河床式水电站，安装 3 台灯泡贯流式水轮发电机组，单台装机 3 500 kW。由引水渠、主、副厂房、变压器场和开关站组成。引水渠中心线与总干渠中心线交点在节制闸上游 380 m 处，为保证水流平顺，以总干渠中心线为基线，向右转 19°布置电站引水渠中心线，在保证水流平顺、电站施工不影响总干渠稳定的前提下，尽量紧靠总干渠右岸。引水渠底宽 31 m，渠长 162 m。电站厂房为一字形布置，主厂房总长52.80 m，其中主机间长35.60 m，安装间长度 17.20 m，位于主机间右侧，厂房跨度为 15. 50 m。副厂房在主厂房的下游侧，长度同主机间，厂房跨度为 12. 0 m。升压开关站布置在右岸厂区下游侧。平面尺寸为 41 m ×22. 5 m（ 长 × 宽） 。尾水渠长 230 m，底坡 1∶5 000，尾水渠底宽 50 m，尾水渠道左岸与总干渠右岸相交。

工程区域主要为平原河段，河道两侧地势低洼，地形平坦，场址处地形平坦，地貌单元属海相冲海积平原，场址地基土可划分为5个工程地质层（又分为2个亚层），自上而下依次为：淤泥质粉质黏土，-2粉质黏土、-1淤泥、-2淤泥、淤泥质粉质黏土、1/4含砾淤泥质粉质黏土、1/2淤泥质粉质黏土。其中以淤泥层埋藏厚度最大，该层为静水或缓慢水流环境生态化学作用而成，具高含水率、高孔隙比、高灵敏度、高压缩性、低抗剪强度等特性，土性极差，属极软土层。故水闸基础采用混凝土灌注桩基础处理。

2、后浇带技术简介

2.1概 念

后浇带是在建筑施工中为防止现浇钢筋混凝土结构由于温度收缩不均可能产生的有害裂缝，按照设计或施工规范要求，在基础底板、墙、梁相应位置留设临时施工缝，将结构暂时划分为若干部分，经过构件内部收缩，在若干时间后再浇捣该施工缝混凝土，将结构连成整体。

2.2 设置机理

常规混凝土施工防裂技术可以简单地用两个字来概括，即"放"和"抗"。所谓"放"就是设置永久的伸缩缝、沉降缝，将结构分为平面形状、刚度基本均匀或对称的独立单元，以释放大部分变形，减小应力，从而避免产生裂缝；"抗"则是采取措施，降低混凝土温升，缩小结构温差，减小混凝土的收缩变形，提高混凝土的抗拉强度，以抵抗温度收缩变形和约束应力。应用后浇带防裂则是"放""抗"结合的方法，具体就是"先放后抗"，即为了削减温度应力，把原本只能是一个整体的结构，分成两段或多段浇筑，先以"放"的形式释放变形，减少收缩应力，在施工后期或间隔一定时间，再把分开的各段浇筑成整体，继续承受第二部分的温差和收缩，也就是所谓的后"抗"。两次浇筑的温差和收缩应力叠加小于按一次整体浇筑的温差和收缩应力，从而达到避免产生裂缝的目的。

2.3作 用

（1）解决沉降差。大面积结构及基础设计成整体，但在施工时用后浇带把2部分暂时断开，待主体结构施工完毕，已完成大部分沉降量（50%以上）以后再浇灌连接部分的混凝土，将高低层连成整体。（2）减小温度收缩影响。新浇混凝土在硬结过程中会收缩，已建成的结构受热要膨胀，受冷则收缩。混凝土硬结收缩的大部分将在施工后的前1～2个月完成，而温度变化对结构的作用则是经常的。当其变形受到约束时，在结构内部就产生温度应力，严重时就会在构件中出现裂缝。

3、后浇带设计

3.1 后浇带选择

水电站设置后浇带的主要目的是为减小电站底板混凝土硬化过程中的收缩应力。先浇筑后浇带两侧混凝土底板，使两侧先浇筑部分的混凝土预期变形大部分完成后，再浇筑后浇带混凝土将其整体连接，以免两部分之间因变形差而产生过大的内力。

3.2 后浇带位置

二闸水电站横向长度为 51. 72 m，后浇带位置布设在受力和变形较小的尾水管部位，缝宽1.0 m。

3.3 后浇带形式

后浇带宽 1 000 mm，上、下游两均侧设置键槽，共设置 3 个键槽，高程分别为 1 031. 00、1 033. 70、1 037. 00 m。键槽深 500 mm，边坡为 1∶1。

3.4 后浇带处理

后浇带内除原有底板钢筋，为增加连接的整体性上、下游均匀布设插筋，插筋采用 HRB335 级钢筋，直径25 mm，插筋长1 500 mm，间距为750 mm，插筋连接采用双面焊接，长度大于 5 d。同时埋设由止浆片、进回浆管、出浆盒及排气槽组成接缝灌浆系统。后浇带上、下游同时设置止水带，防止接缝处产生渗漏。

4、效果

设置后浇带可以降低混凝土温度的峰值。温度峰值的降低表明水泥早期的水化热温升得到有效地控制，其降幅不大表明设置后浇带对混凝土温度峰值的影响不大。设置后浇带对降低混凝土温度应力效果显著，对混凝土的早期防裂意义重大。在某水电站底板施工方案中，设置后浇带的防裂措施取得了较好的效果，未发现出现任何裂缝。根据不同工程的性质和功能，可以合理设置后浇带，避免结构出现裂缝，确保工程结构的安全性和整体性，达到提高工程质量的目的。电站运行 3 年来，水电站建筑物、机电设备均运行良好，未发现异常； 年发电量 3 000 万度，年收入1 000 万元，取得良好的社会及经济效果； 目前该电站下游已发展成为临河区重要的旅游区。

结语：

综上所述，根据其它大中型钢筋混凝土结构类似工程建设的成功经验可知，后浇带技术既省时省力，又能节省工程投资，为减少某电站厂房底板混凝土的干缩和大体积混凝土水化热温升给结构带来的不利影响，在施工期间设置后浇带，后浇带留出钢筋，施工完毕后焊接骑缝钢筋并用混凝土浇筑。采用此法可有效地防止施工期间混凝土浇筑的水化热产生的约束应力，运行期间可加强厂房底板的整体性，有效减小厂房底板的地基反力。为整个工程的创优奠定了一定的基础，产生良好的社会效益和经济效益。

参考文献：

小水电站工作总结范文第4篇

关键词：水电建设 水电资源 水资源利用 水力发电 发展 分析 黑龙江

黑龙江省位于中纬度亚洲大陆东岸，在我国东北地区的北部。全省地势是西北部、北部和东南部高，东北部和西南部低。全省总面积为45．4万km2，其中平原占42％，山地占58％。境内水系发达，河流纵横，有黑龙江、松花江、乌苏里江和绥芬河4个水系。流域面积在50km2以上的河流有1918条，其中流域面积超过1万km2的河流有18条。

黑龙江省水电不仅理论蕴藏量多，并且可开发容量也大。全国水电可开发总量为378530MW，黑龙江省为6123MW，在全国占居第13位。从表1中可以看出，在东北电网覆盖的4省区，可开发容量黑龙江省为第1位，已开发量为第3位，开发率仅为13％。由此可见，黑龙江省水电开发大大低于吉林和辽宁，水电建设速度极低，开发利用现状不容乐观，发展前景任重道远。

注：资料来源孙忱等．东北地区电力发展规划．面向二十一世纪中国电力可持续发展研究［M］．北京：中国环境科学出版社，2001

1水电站的运营与建设

1．1已经建成的水电站

黑龙江省水能资源比较丰富，开发较早，但利用程度较低，规模较小，建设速度缓慢。从20世纪50年代开始逐渐兴建小水电站，但已建小水电站大多数是在20世纪60、70年代建设的。那时的水电开发，主要依靠国家投入，地方集资，群众投工等方式。就建设规模增长而言，还是在20世纪80、90年代，比如黑河市西沟水电站（装机3．6万kW）和逊克县库尔滨水电站（装机0．6万kW）、逊克县白石水电站（装机0．58万kW）、逊克县宝山水电站（装机1．95万kW）。20世纪90年代出现了建设象牡丹江莲花（装机55万kW）这样的大型水电站。水电站特别是大中型水电站的建设，不但在电网上的供电质量高，而且对当地经济发展起到了很好的作用。仅镜泊湖水电站在运行的头几年中，与同等火电相比，节省原煤136万t，燃料费1．8亿元，为下游灌溉了大量农田，电站本身也成为中外闻名的旅游胜地。

从莲花、宝山、西沟等大中型水电站建成开始，标志着黑龙江省水电开发进入了一个跨跃发展的新时期。到2000年底全省已建成水电站63座（见表2），总装机79．6万kW，仅占可开发水能资源的13％，占全省总的装机容量的8％，其中：地方水电站61座，装机容量15万kW，占全省可开发水资源的2．4％，年发电量4．4亿kW．h，占全省发电量的1％。电业部门管理的2座（大、中型各1座），莲花水电站装机容量55万kW，镜泊湖水电站装机容量9．6万kW，年发电量11亿kW．h，以上2座电站以220V电压接入黑龙江省电网，主要承担电网的调峰任务。这些电站大多数分布在黑龙江支流和松花江支流上。

我省装机小于1万kW水电站有57座，装机容量6．4万kW，年发电量1．9亿kW．h；装机大于1万kW水电站有6座，装机容量73万kW，年发电量14亿kW．h；已建3000kW以上水电站12座，装机容量76万kW，年发电量15亿kW．h。

已建水电站中，多数为小水电站，大型水电站只有1座，即莲花水电站。它目前在电网中主要起调峰作用，在全省水电站中具有特殊地位。它是牡丹江下游的一座梯级综合利用的大型水电站。安装4台单机容量137．5MW常规水轮发电机组，多年平均发电量7．97亿kW．h。总库容41．8亿立米，为不完全多年调节水库。该电站1991年开工准备，1992年11月主体工程开工，当年10月截流，1997年底第一台机组发电。

1．2在建水电站

目前，省内正在建设施工的主要水电站有山口、乌宋岗一、威虎山、龙头桥、团结水电站，总装机容量6．46万kW，年发电量1．6亿kW．h，其中山口、威虎山水电站2001年投入运行。在建主要水电站发电指标（见表3）。

在建的水电站都是20世纪90年代开工建设的，有较好的技术指标和经济效益。比如，五大连池市山口、呼玛县团结、宝清县龙头桥水电站为水库型电站，在发供电方面对当地电网调峰发挥作用，同时对其下游农业和城市供水也有较好效益。逊克县乌宋岗一水电站为库尔滨河上第4座电站，海林市威虎山水电站为海浪河支流的第2座水电站，它们是流域、梯级、滚动水电开发的典型。

2水电开发遇到的主要问题

2．1水电站建设存在的问题

就我省水电站建设而言，所出现的问题是多方面的，需要当地政府部门认真研究。

1）前期工作做得不够。水电开发需要很好的前期准备工作，而前期工作是政府行为，建设管理是企业行为。目前我省缺少一个全面的、有权威的水电开发规划。现有的只是中小型水电项目开发规划，缺少对水能资源整体性的分析。规划是动态的，应该不断地修订、补充、完善。现有的各类规划又是十几年前的，前期工作不够，使得项目没有储备。有的项目还处在可研阶段，没有达到立项开发程度。

2）经济指标不高。黑龙江省水能资源丰富，拥有较大的开发领域。但就水电项目的经济指标总体来说存在的问题较多，这既有地理环境的客观因素，也有其他方面的主观原因。通过表4中列出的黑龙江省已建和在建水电站的运行参数，不难看出一些问题。①年径流量小。黑龙江省水电站多处在中河和小河上，年径流量小，平均流量小，枯水季长，因此年发电量少。一个电站的还本能力如何，最终要通过电站生产电能来体现。年生产的电能少，项目的经济指标就差。这是当地的先天不足。

②项目工程施工期长。黑龙江省电站建设总工期多在7年以上，时间过长，影响了工程项目早日投产，使回收投入资金摊平时间延长年限，对业主造成压力。我省气候寒冷，从11月到来年的3月，每年有5个月的时间不能保证正常施工。这就使工期延长或者因冬季施工增加工程造价。

③发电量偏低。在黑龙江省这样的高寒地区，水电站项目按装机容量评价工程造价不可取，这是特定的地理位置决定的，与我国南方的热带、亚热带地区不可比。按年发电量评价一个电站的经济指标是有可比性的，因为最终在经济分析中起作用的是发电量的多少。发电量多还本付息电价就低，发电量少还本付息电价就高。我省水电站大多数发电量偏低，因为季节关系，利用小时数不高。

3）政策不够优惠。黑龙江省的水电开发，其布局都在边境地区和边远地区，都为经济不发达地区。在这些地区建设水电项目没有土地、占林、交通等方面的优惠政策。往往这方面的比重较大，使得工程总造价偏高，业主难以承受。水电项目建成后，只有小水电享有上缴6％增值税，而大中水电需上缴17％增值税。

4）电价偏低。黑龙江省上网电价执行综合电价。目前综合电价偏低是影响水电项目经济指标的一个重要因素。由于水电项目本身测算出的还本付息电价大大高于电网的综合电价，如果上水电项目必须由电网分摊才使项目有还本付息能力。黑龙江省在牡丹江流域上的莲花水电站，财务分析出的上网电价达到1．0元／kW．h以上。现在莲花水电站的上网电价就需要整个电网分摊。由于电网的综合电价偏低，火电效益也比较低，全网的效益不佳。

峰谷电价差值偏低也影响了水电项目上马。黑龙江省水电是电网调峰的主要手段，有近40％靠水电调峰。调峰的主要手段是建设抽水蓄能电站，其建成后峰谷电价差为5倍，而目前我省峰谷电价差为3倍，可见这样的峰谷电价不能满足抽水蓄能电站建设。

5）建设资金投入渠道不畅。现在黑龙江省用于水电开发建设的投资力度较火电开发和交通业、水利工程建筑业等基础设施建设的投资规模小得多。历史上靠国家投入，地方群众投工搞水电主要是小水电建设，初步形成了一定的水电发展规模。但是，仅从水利系统讲，从1997年国务院颁布《水利产业政策》后，把水力发电项目划为乙类建设项目，即不属于社会公益为主的项目，而属于以经济效益为主的项目。乙类项目建设资金由非政府财政性资金渠道解决。目前在建的水电项目，主要依靠从银行和电力开发公司贷款。而我省水电开发项目经济技术指标相对较差，这无形中削弱了还贷能力，成本增大。正在建设的呼玛县团结水电站和逊克县乌宋岗一水电站就属于这种类型，已经贷款几千万元，随着工期的延长，投入力度已经极度减弱，被迫步入投入与建设的困难时期。

2．2电网运行存在的问题

据电力“十五”规划指出电网存在的问题主要是：

1）调峰电源不足，电源结构不合理。1998年全省有调峰能力的水电装机占总装机容量的比重为6．6％，2000年下降为5．8％。由于“十五”期间水电装机容量小，全省电网调峰容量约2300MW～3200MW，所以迫使这部分容量的机组启停调峰，问题十分严峻。火力调峰不经济、不合理，而且事故增加，影响了电网的稳定，同时也降低了火电的经济效益。

2）需求下降，电力企业形势严峻。随着黑龙江省工业结构调整，部分企业用电需求下降，加之省电力公司“九五”期间建设规模过大，导致“十五”期间还贷压力过重，公司盈利能力降低，省电力公司经营将面临严重困难。尤其2001年后在建机组全部投入运行，黑龙江省电网外送电力电量将达到最大。今后几年将逐步实现政企分开、厂网分开的经济体制，在这种形势下外送电力电量的销售将变得十分复杂和困难。

3）电网效益降低，改革任务艰难。黑龙江省电网向南部吉林省电网送电，大容量送电主要集中在2005年左右，省间二回500kV联络线外送最大电力容量将达到2000MW左右，2005年以后受新经济体制的影响，东部火电基地电源建设放慢，省间500kV联络线外送电力容量显著减少，作用明显降低，电网经济效益下降。

3水电发展滞后的原因分析

通过前面叙述，在水电站建设和电网现状等方面存在较多问题。那么存在问题的原因何在？这些是需要认真研究的问题。只有这样才能把问题分析透，才能解决问题。

1）思想认识上存在偏差。由于水电发展规划没有制定，导致人们缺少长远思想，使一些人认为，黑龙江省煤炭资源丰富，应发展火电。火电建设一次投入少，工期短，见效快。水电项目建设一次投入多，工期长，涉及土地淹没、移民、林地补偿等问题，需承担的风险大，投资回收时间长。这种认识长期以来使我省水电的发展滞后，形成了水电、火电比例失调的局面。这是一种短期行为，没有从可持续发展的角度认识资源开发问题。黑龙江省煤炭资源尽管丰富，但它是有限的；而水能资源也相当丰富，同时它又是可再生的。因此必须从人类生存、社会可持续发展、资源合理配置的高度来认识水能资源开发利用问题。黑龙江省是以原煤、原油、原木等为特点的“原字号”省份，依靠资源优势进行持续发展。有的省由于资源少，靠经济、技术进行持续发展。黑龙江省要吸取过去过量、过快开发原煤用以发展火电的教训，把有限的“原字号”资源有计划、可持续开发，将可再生的水能资源充分开发利用。若干年后，随着经济技术的进步，水能资源优势将得到充分展示，体现出强大的经济发展后劲。因此，要提高认识，把合理开发水能资源摆上政府日程。

2）缺少宽松的外部环境。无论是电力上网电价偏低，还是水电建设的政策不优惠，都属于建设水电的外部环境不宽松问题。外部环境既有政府行为，又有社会因素。因此，一个项目上马或下马，一个行业兴旺或衰落，一个地区经济发达或落后，说到底，其内因作主导，同时外因也是十分重要的。外部环境包括政府政策、市场信息保障、社会舆论等。水电发展需要一个宽松的外部环境。我省水电发展之所以缓慢，主要缺少宽松的外部环境，这是需要认真研究的问题。

3）没有抓住水电调峰电价的机遇。黑龙江省在建国初期重工业发达，用电负荷平稳，因煤炭资源优势和造价较低而一直发展火电。改革开放后，产业结构发生了深刻变化，电网日负荷峰谷逐年加大，仅用火电调峰既不经济又损耗机组，水电调峰问题就显得特别迫切。20世纪80年代省内开始抓水电建设，于1992年建设莲花水电站。由于水电站的一次造价较高，调峰利用小时又低，若靠常规电价的电量收入，显得严重入不抵出，使技术上优越而经济上劣势的水电站无法生存，20世纪90年代，国家明确提出要提高调峰电价，初步确定调峰电价是基价的3倍～5倍，90年代中期，又提出调峰水电站（含抽水蓄能电站）其财务收入不但包括电量收入，还包括容量收入，这一政策促进了一些省份的水电发展。但黑龙江省没有抓住这一机遇，导致水电建设滞后。这方面的原因是人为的，是人们没有摆脱煤炭发电的传统方式所致。

小水电站工作总结范文第5篇

关键词：经济管径 引水式电站 压力管道

中图分类号：TV732.4文献标识码： A 文章编号：

从水库取水，重力流输送到用水户，线路全长88km，电站出水压力管道7.1km，用水户要求水压199m，水库校核洪水位265.7m，正常蓄水位255.2m，死水位207.7m，供水要求的水库最低水位225m，所以水库每年在大多数时间内将有30m左右的富余水头，为了充分利用重力势能，在水库出口设置引水式电站，在降低管道压力的同时，带来可观的发电效益。

一. 加压输水和重力输水经济管径计算

1．经济管径计算

设计流量：管道设计按最高日流量设计，在进行经济管径分析时采用平均日流量计算，同时采用高日流量复核输水能力。

本工程输水管道线路长、管径大，工程的投资主要部分为管线的投资。以管道的年运行费用现值与管道投资费用之和，即费用总现值作为目标函数，输水水量、水压、管道流速作为约束条件，费用总现值最小所对应的管径即为经济管径。

计算基本参数：

年运行费用现值=年运行费•年金现值系数[P/A，i，n]

式中：n---使用年限，按n=50年计；i----收益率，i=8%；

电费按0.60元/度电计算;

年金现值系数（P/A，i，n）= =12.23

大修管理费用取工程投资的1.44%

费用总现值PW=工程投资费用+年运行费用现值

2.判断系统是否加压的约束条件

当利用的势能满足最大输水量时，所选的管径小于在压力流情况下计算的经济管径时，便应采用有压重力流的输水方式；否则便需要经过技术经济比较确定是否采用加压输水。

3. 不同输水方式下计算费用总现值的方法

（1）压力流情况下系统的费用总现值

费用总现值PW=工程投资费用+年运行费用现值

年运行费包括电费、人员工资及工程维护费。

（2）有压重力流情况下系统的费用总现值。

费用总现值PW=工程投资费用+年运行费用现值

年运行费包括人员工资及工程维护费。

工程投资费用仅仅为管材、管道安装投资。

管道管材、安装费用表

管道经济管径分析表

计算结果表明采用2×DN2400管道，方案总现值最小。按照常规经济管径计算方案得出电站出水压力管道经济管径为2×DN2400。

二．采用电站发电效益与管道投资费用计算管道经济管径

电站发电效益与发电水头有关，发电水头越大，发电量越大，相反发电水头越小，发电量越小。发电水头与管道直径有关，管道直径越大，管道损失越小，发电水头越大，相反管道直径越小，管道损失越大，发电水头越小。

所以电站出水管道经济管经可以通过电站的发电效益和管道投资费用经济比较来确定。下表为电站发电效益与管道投资费用计算表，通过总收益最大值判断经济管径。

电站发电效益与管道投资费用计算表

从上表得出，管径为2×DN2400的总收益最大。也就是说电站出水压力管道经济管径为2×DN2400。

总结：从计算结果上看，两种计算方法所得经济管径一致，但是从计算过程上看，两种计算方法是有明显区别的。

常规的经济管径计算方法适应于水泵加压供水系统。重力流供水系统的经济管径计算也可以参照常规方法计算，但应该充分利用富余水头的势能，在满足用水户输水要求和规范允许流速范围内，尽量缩小管径，从而使方案总现值最小。

如果输水系统中设置引水式电站进行控制压力和流量的措施，那么电站出水侧的压力管道应尽量采用电站发电效益与管道投资费用经济比较的方法确定经济管径。

参考文献：