水电管理论文范文

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小水电项目的投资决策是决定投资是否成功的关键，决策正确与否直接关系到建设项目的成败。投资决策是产生较好投资收益的保证，必需认真对待，并遵循以下原则。

投资价值最大化原则。市场经济条件下，投资者总是追求投资的最大利润。一般讲利润与风险是共存的，虽说小水电相对来说是低风险项目，但风险因素是存在的，处理不当照样导致投资失败。投资者在考虑收益最大化的同时应重视风险因素，正确权衡受益增加与风险加大的得失，尽量减少风险因素，使投资价值达到最大化。

投资决策的科学性原则。随着小水电资源的深度开发，加上小水电高科技技术的广泛使用,小水电投资决策的难度、复杂性都比过去大得多。仅靠少数人凭经验主观地进行决策或所谓“边投资，边论证”、“先投资，后论证”的做法都是不可取、不可行的。为避免小水电投资决策出现重大失误和损失，必修建立科学的决策程序和决策方法。

系统性原则。小水电投资项目的建设经营过程中受制于许多因素，影响经济效益方面的主要有小水电资源条件、开发技术含量、建设条件、资金筹措、电量销售价格、市场竞争力等。这些因素相互联系，彼此制约。小水电投资决策应以系统的观念综合考虑以上因素，避免对至关重要的一些因素考虑不周，或片面强调某项次要因素。

时效性原则。小水电是资金密集型的投资项目，资金垫付是小水电投资的首要条件，同等数量的资金由于垫付时间的不同具有不同的价值。应优先投资资源指标优良、回收期短、经济效益好的项目。实践证明，在流域开发过程中，集中资金，滚动开发，会产生更好的经济效益。

2实行投资项目法人责任制

小水电投资项目决策确定后，投资人出资组建项目法人公司是首要任务。计划经济管理体制下的小水电是在工程建成投产后，才进行工商登记取得法人资格的（先建项目，后设法人）。而实行投资项目法人责任制则是要求先注册登记成立项目公司后，由项目公司负责建设经营（先有法人，后有项目）。小水电投资项目法人责任制的实行，首先有利于建立责、权、利相一致的约束机制；第二项目公司投资人的出资保证了投资项目资本金的来源；第三项目公司作为投资项目的唯一主体避免了小水电建设与经营期间管理上的割裂现象。

项目公司的组建应考虑公司股本结构与资本结构的合理性。股本结构指投资人之间持有项目公司股份的比例，一般来说，采用相对控股方式更有利于最大限度地维护全体股东权益。资本结构指项目公司资本金（注册资本）占项目总投资额的比例关系。投资项目资本金制度要求资本金由投资人全额出资，资本金比例太大，股东筹资压力大，同时不能充分利用金融贷款资金获取投资利益最大化；资本金比例太小，项目公司负债率高,财务风险大。国家有关规定水电项目资本金不低于20%是很有必要的，特别是收益率低的项目适当提高资本金比例后，既可缩短偿还债务年限，又大大提高了资本金的流动性。

3风险控制

小水电投资项目的风险是投资决策考虑的首要因素，为避免投资损失，必须加强对风险的控制。小水电投资项目风险可分为系统风险和个别风险。系统风险是无法控制的，主要有电量销售、电价水平、政策变化等；个别风险是可以控制的，主要有总投资成本、未来经营成本、投资机会、投资时机等。

系统风险虽无法控制，但可通过扩大小水电投资人的合作范围，发挥利用合作伙伴优势，分散和转移风险。个别风险中对投资收益率影响最大的是总投资成本。降低总投资成本的手段主要有设计优化，工程招投标，施工质量、工期控制，合同、资金管理等。目前广泛推广应用的“无人值班、少人值守”技术虽增加一定的设备投资，但可大幅降低未来经营成本。投资机会、投资时机的把握应在广泛收集市场信息资料基础上，进行财务评价指标分析后综合考虑。

4投资项目后评价

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1．1水文测验、地形测绘和地质勘探是水电站设计的“基础”

水文资料数据、地形和地质资料数据不仅是水电设计的基础，水电施工的指导，还是水电经营运行的依据。这些资料数据的真实性、准确性和科学性既影响到水电站建设的成败，也影响到水电站建设的投资。因此，水电站的建设业主必须从这些基础工作抓起，充分重视水文测验、地形测绘和地质勘探，以避免不必要的投资风险。

1．2规划是水电站设计的“龙头”

一个流域上可以建设很多个水电站，如何开发，有多个选择，这就要通过规划设计这个“龙头”来解决。河流规划要从水能资源开发条件、综合利用、水文、泥沙、地质、动能经济、水库、环保等专业通过整体平衡综合比较，选取多个梯级，推荐开发先后次序，从时空上选取经济合理的优先开发点。例如：我院规划设计的南桠河流域开发，规划为“一库六级”方案，实行流域梯级、滚动、综合开发，一期工程为冶勒和姚河坝两个水电站，总装机容量37．2万kW，多年平均发电量12．98亿kW·h。冶勒水电站为龙头水库电站，具有多年调节能力，使南桠河流域水电站成为具有调峰、调频的优质电源点。这一规划设计做出后，得到电网和业主的极大欢迎。目前，姚河坝水电站已并网发电，冶勒水电站主体工程已全面动工，促进了流域的全面开发。规划这个“龙头”不能一蹴而就，必须先投入足够的人力、物力，通过科学的决策，踏实辛勤的工作才能达到目的，才能为投资决策提供可靠的依据。

1．3技术设计是水电站设计的“灵魂”

这里所谈到的技术设计概念是泛指可行性设计（初步设计）和施工图设计，是整个水电站设计的主体，这一阶段是设计投入人力、物力最多的阶段。这阶段的设计是全方位的。大坝的选型和设计、引水建筑物的设计、厂房的设计、机电设备的选型和设计、施工组织设计、工程总投资的计算和经济评估等，不仅涉及到水电技术，还涉及到水电建设的社会环境条件、施工实现条件、投资条件和经营运行风险分析，因此是水电设计的“灵魂”，是水电建设成功的关键，是指导施工、规划经营的守则。它的每一张图纸，每一条措施都影响到投资和效益。例如：二滩水电站在初步设计经水电部批准后，为了进一步降低工程造价，缩短工期，提高投资效益，成都院及时组织优秀设计人员，运用最新科研成果，从单机容量、坝轴线、泄洪标准、泄洪建筑物、拱坝体型、地下厂房布置、建设工期七个方面进行优化设计。通过优化设计使土石方开挖量减少了80多万立方米，混凝土浇筑量减少90多万立方米，缩短建设工期一年，电站装机容量从300万kW调整为330万kW，节约投资约15亿元。效益是巨大的。水电建设业主和设计单位密切合作，优化设计方案，细化设计项目，改善建设条件，控制工程概算，避免设计失误，可为施工、管理、运行提供可靠的、科学的、合理的依据。

2施工实施对投资的影响

一个水电枢纽要按设计图纸文件进行施工完建，即变设想为现实，是一个复杂的系统工程。在这一过程中，如何将质量、进度、经济三者进行有机的综合的筹划运作，使整个工程按照经过国家授权部门批准的设计、相关技术标准、进度、投资完成建设，其中施工的实施全过程，都对投资有着举足轻重的影响。在施工全过程中执行业主负责制、招投标制、合同管理制、工程监理制的“四制”管理，既是工程质量和进度控制的有效举措，又是进行投资控制的核心，使工程质量、进度、经济三者不是个别最好，而是达到整体最优。

2．1业主负责制

实行业主负责制是我国改革开放以来对建设项目管理的重要举措，业主要对工程建设、生产运行、还本付息、经营发展全面负责。由于业主对项目全面负责，就会对项目前期成本、建设成本、运行成本、建设质量、生产安全等进行综合控制，以减少各个环节的投资风险。

业主在水电项目建设中处于中心地位，是投资控制和回避风险的谋划者、决策人，因此组建一个好的业主单位是极其重要的。首先，应该按照现代企业制度、国家公司法建立高效运营的现代公司。这个公司应该以优秀人才为根本，以服务社会为宗旨，以遵纪守法为原则，以为国家创造良好经济效益为目的；这个公司应有完整的激励机制，使每个人都能发挥其才能和积极性；这个公司应有健全的监督机制，使其成员做到廉洁奉公，工作勤奋；这个公司应有完善的学习进修条件，使职工的知识不断更新，创造力能持续发挥，永葆企业知识的青春。创建好这样的现代企业，才能合理控制建设投资。

2．2招投标制

招投标制是社会主义市场经济下的必然产物，是随着市场经济逐步发展而逐步完善的。通过招投标，就能以较经济的价格选到较好的承包商（工程施工队伍、设备制造厂家等），可以保证以较好的质量、较短的工期、较低的价格完成项目建设，从而使工程项目整体达到最优。需特别指出的是，在招投标过程中，不能单一强调标价越低越好，要强调按合理标

价、工艺先进、进度质量综合条件选择承包商，才会对项目的建设有利无弊。

招投标工作必须执行公正、公平、公开的原则，切忌暗箱操作，杜绝。为此，在每一项招投标活动中，都应按国家制定的招投标法规公开招标，秘密评标，集体定标，请政府招标站监督，公证机关公证。这样，才会选择到较优秀的承包商，才能顺利完成工程建设任务，达到合理控制投资的目的。

2．3合同管理制

合同管理是招投标的后续。招投标是为了选择好的承包商，也就是为业主选择一个好的合作伙伴。合同是为工程项目的实施明确业主与承包商之间的法律责任，是在招投标文件基础上进一步对双方的权利、义务和责任做出规定。为了顺利完成工程项目建设（或设备制造，或设备安装，或技术服务等），在合同中应有明确无误的商务（经济）条款、进度条款、技术条款、违约责任条款。双方受合同规定的法律约束和保护，双方的权利、义务和责任是有机联系、相互制约、相辅相成的。在项目实施过程中，要严格执行合同，要反复熟悉合同，防止引起合同纠纷和无理索赔。有了合同管理制，在建设活动中就可避免人为的扯皮，严格按市场经济规律办事，对保证工程项目的顺利完建和控制投资是至关重要的。

2．3．1业主在合同管理中的主导地位

在业主负责制的条件下，业主的责任重大，肩负着工程建设的全部职责。与此相适应，业主也被授予指挥管理工程建设的全部权利。因此，在合同管理中业主具有主导地位。在合同规定的质量、进度、变更、付款、检验等各个环节中，均要求业主作出“决定”和“指示”（或授权给工程师作出某些“决定”和“指示”）。业主在合同管理中的主导地位是不容置疑的，只有这样，才会有令则行，有禁则止，各种规定、制度、要求、措施才会得到有效的贯彻执行，工程建设进展才会顺利进行，投资才会得到合理控制。

2．3．2业主在合同管理中的服务责任

在业主对工程建设全面负责具有主导地位的同时，业主也应义不容辞、责无旁贷地为工程建设做好服务工作，为工程建设提供各种条件。如办好施工建设用地的征用手续；提供施工用电、用水、交通、通信的条件并办好相关手续；及时提供按合同规定由业主采购的设备、材料；按时支付工程款和费用；为施工建设创造安定的社会环境等等。

只有把工程建设的服务工作做好，才能为工程建设创造出有利条件，避免工程投资的额外增加。

2．3．3业主在合同管理中的协调作用

水电建设项目是一个复杂的系统工程，涉及到方方面面的技术、经济、社会工作；要完成一个水电工程，需牵涉到几十家承包商（供货商），要签订几十甚至几百个施工、设备供应、安装、设计、咨询等合同。这些合同和承包商都是工程建设组成部分，相互联系，相互制约，相互依赖，相互促进，形成有机的整体。只有业主才能了解全局，按照全局利益的原则，进行协调，统筹安排，使各承包商有序地工作、各合同有计划地执行。在工程建设进行中，随着时空条件的变化，各种合同执行时也会发生变化，有的需要赶工加速，有的需要延时让路，有的需要齐头并进，有的造成相互干扰。这种复杂关系，只有业主才能协调。搞好各方面的协调工作，保证工程建设的顺利完成，是控制工程投资的重要环节。

2．4工程监理制

工程监理是合同管理的重要环节。工程监理是通过监理工程师来实现的。业主对工程质量、进度、成本的综合控制，主要是通过监理工程师去执行。业主通过竞争性招投标手段，聘请技术水平较高、职业道德良好、执行合同公证的监理工程师。只有这样的监理工程师，才能为业主所信任，为承包商所尊重，他的指令才能得到充分有效的贯彻执行。监理工程师要有综合的协调能力，协调业主和承包商之间的利益，协调各个承包商之间的关系。业主通过监理工程师把好质量关、进度关和计量关。计量准确是把好成本控制的第一关。业主通过合同约束监理工程师，使其公正、勤恳地工作，控制好工程成本，这是成本控制环节的灵魂。

3水库征地移民

水库是水电站的重要组成部分，建设具有调节性能的水电站，需要大型水库，因此通常要淹没大片土地，迁移众多人口。其间有大量的征地移民工作，库区厂矿企业搬迁工作，库区交通、水利、电力、通信等设施恢复工作，这都要发生一定的费用，通称水库补偿费。有的水电站水库补偿费高达总投资的20％以上（如黄河小浪底水利工程、长江三峡水电站），对工程投资影响很大。

由于水库补偿费涉及面广，行业众多，又是以实物为计算依据，因此事先必须进行准确的实物调查，在此基础上做出的水库补偿费才会公平合理。另外，水库移民关系到广大非自愿移民的生活安定，生产发展问题，务必重视。在迁移前业主必须配合政府部门，根据环境容量科学地（切忌主观臆测）做好安置规划，避免因安置不当而引起二次搬迁，增加水库补偿费。如B电站由于移民安置二次搬迁等问题，在电站建成后又追加了上亿元的移民经费；E电站也是由于有二次搬迁问题，在电站建成后也将面临追加移民经费的问题。

要控制好水库补偿费，一是要做好实物调查，实事求是地按国家有关规定计算好水库补偿费；二是要搞好安置规划，做好搬迁工作，避免二次搬迁，以免增加额外费用。

4工程保险

水电建设是与江河鏖战，是战天斗地。项目建设风险是同客观环境和一定时空条件有关的客观存在。它存在于项目建设周期的全过程，如设计方案、项目分标、招标与承包商的选择，施工期社会、政策及经济环境，自然灾害，人的行为（失误、疏忽等）。工程保险主要是对自然灾害和人的行为进行投保。天灾人祸无时无刻不危及到工程安全，因此对建设投资会产生较大的影响。在我国旧的基建体制下，因天灾人祸发生的投资损失，由国家核销。而在业主负责制的新建设体制下，不能再找国家核销，风险损失得由业主负责。业主除了对风险进行有效的管理、识别和分析各种潜在的风险外，还应估测实际发生风险损失的后果，在一定时空范围内改变、消除或抑制风险存在和发生的条件，降低风险发生的概率和损失幅度，确定风险分散、分担和转移机制。水电建设历时较长，涉及面广，空间跨度大，难免会遇到突发的天灾人祸。对于天灾人祸这类风险，向保险公司投保是转移、分散、分担风险的有效手段。一旦遇到大的天灾人祸，企业自身是难以承受的，进行了工程保险，就可以化险为夷。例如，2001年广西百色水电站在建设中遭遇到大洪水，损失巨大，若没有投保，工程建设将会因资金难以解决而处于暂停状态。由于投了保险，保险公司赔付了数千万元，使工程损失得到了补偿，工程建设得以继续进行。

5社会环境的影响

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1概况

1.1电厂概况

广州蓄能水电厂（简称广蓄电厂）位于广州市东北，离广州约120公里，总装机容量2400MW，目前是世界最大的抽水蓄能电厂。A厂和B厂分别装有四台300MW可逆式水泵/水轮/电动/发电机组。主要机电设备从国外进口。

A厂第一台机组1993年6月29日投产，1994年12月1日竣工。

B厂第一台机组1999年4月6日投产，2000年6月26日竣工。

广蓄电厂上、下水库容量均为2700万m3，落差535m，可供8台机组满负荷发电约6小时，抽水约7小时。经多年运行，其循环效率达76%。

A厂50%容量使用权卖给香港中华电力有限公司，期限40年，两台机组由设在香港的中电系统控制中心直接控制。A厂的两台机组和B厂的四台机组由广电调度中心直接控制。

广蓄电厂担任广东电网和香港中电电网调峰填谷、事故备用的作用，是广东电网主力调频电厂，是实现西电东送和三峡电力送广东的主要技术保证，同时也是广东大亚湾核电站和岭澳核电站安全经济运行的技术保证。表1是广蓄电厂投产以来主要运行参数。

广蓄电厂投产以来主要运行参数表1

电网大型机组或线路跳闸造成电网周波下降，我厂机组快速启动恢复电网周波。下表为十年来，我厂对电网153次故障快速响应启动成功率100%。造成电网周波下降损失功率均为600MW以上，因此每次启动都为多台机组同时启动。详见表2。

广蓄机组对电网故障快速响应统计表表2

1.2机构设置

广东蓄能发电有限公司（简称广蓄公司），属下有广蓄电厂和在建的惠州蓄能水电厂（简称惠蓄电厂）。

广蓄公司由广电集团控股（占54%），广东核电投资有限公司占23%股权，国家能源投资公司占23%股权。

广蓄电厂机构设置"三部两室"。香港中华电力有限公司派来电厂工作的员工，是作为电厂聘用的员工，分别安排在电厂机构的相应岗位。早期12人，现在只有4人，到今年底将剩3人。

1.3主要职能

运行部负责实时运行分部和水工观测分部管理。实时运行分部负责全厂范围内机电设备运行管理；水工观测分部负责上、下水库，地下厂房，引水隧道，厂区公路，边坡和厂区建筑的观测、维修管理。

检修部负责电气分部、机械分部和自动化分部管理。电气分部负责全厂电气一、二次设备检修和维护；机械分部负责全厂机械设备的检修和维护；自动化分部负责计算机监控系统的硬件、软件和传感器的检修和维护，工业电视、通讯等设备运行和检修。

生技部负责物资采购，仓库管理，安全监督、考核，档案管理，生产统计，培训和生产系统对外联系。

办公室负责文秘、人事、劳资、行政、财务、汽车管理、保卫和对外联系，同时还是电厂党、政、工、妇、计生的日常归口部门。

总工室负责技改审批，重大技术问题攻关和非常规的大型试验组织协调。下属网络中心负责办公自动化的硬件、软件维护管理。

2运行管理

电厂运行是一个特殊的岗位，他们是第一线生产人员，要求知识面宽，熟悉全厂设备及系统，具有实践经验和事故分析能力，责任心强，反应敏捷，他们的工作表现直接影响到电厂的安全生产。他们要连续倒班，生活没有规律，设备正常时工作量不大，设备故障时工作量大，安全责任重大。

我们针对运行岗位特点参考国外经验，将运行人员的工作分成值守、待命值班（ON-CALL）和定期巡检三部份。

实时运行分部有值长、全控值班员和值班员。其中值长从全控值班员中选拔，经验丰富能胜任事故处理，有最高等级授权；全控值班员为能同时胜任A、B两厂值守工作的运行人员；值班员为只能胜任A厂或B厂值守工作的运行人员。

2.1值守工作

值守工作岗位要连续倒班，每班人数多少对运行人数影响最大。以前电厂每班运行人员人数，按能完成电厂设备较大事故处理的原则进行配备。我厂是按设备正常时的日常工作量进行配备。

我厂值守工作由全控值班员担任，实行六班四倒，每班1人，在厂外行政大楼值守中心上班，负责对A、B厂八台机组进行监控。我厂机组启/停工况转换和负荷调整由广电调度和中电调度负责，只有在通讯故障或监控系统故障时才把控制权收回由值守人员操作。

2.2待命值班（ON-CALL）

待命值班（ON-CALL）由一位值长和一位值班员组成，他们周一至周五，8小时内在厂房上班，周末和8小时外在厂区待命。接到设备故障或事故报告后驾车进厂房处理，若需要检修人员配合时直接通知检修ON-CALL人员到现场参加事故处理。

他们负责将检修设备退出备用和检修后将设备恢复备用的安全隔离措施操作。如果需要监护的话，由值班员操作，值长监护。ON-CALL值长还负责办理工作票许可和结束手续。

运行ON-CALL人员A厂、B厂各设三组，每组由一位值长和一位值班员组成，每周轮班一次。ON-CALL值长是处理事故的第一线指挥员，他有权直接通知各部门人员参加事故处理。

A厂、B厂分别由电气、机械、自动化各一名组成检修ON-CALL组，周一至周五，8小时内他们仍在本班组工作，8小时外在厂区待命。

厂部每周设一名中层干部作为ON-CALL负责人，当班的一周内负责协调较大的事故处理工作，周末行使生产副厂长的职权。

2.3设备定期巡检

为了使巡检到位，能及早发现设备缺陷和事故苗头，我们制订了巡检规程，详细规定各设备巡检周期、巡检内容、要摘录的数据和每天巡检路线。这些都输入到具有条码识别的"智能巡检"数据采集器内，数据采集器会自动提示运行人员一步步做下去。定期对采集的数据在计算机上进行分析。

我厂定期巡检工作由不是当班的一组ON-CALL运行人员负责，从周一至周五，8小时内执行。也就是三组运行ON-CALL人员，一组当班，一组巡检，一组休息，每周轮换一次。

2.4防误操作闭锁

我厂电气设备广泛采用封闭式结构，400V以上的电气设备均有可靠的防误操作程序锁，500KV采用计算机程序闭锁。设备退备检修时，值长把完成这台设备的安全隔离措施所有钥匙锁进一个小盒子内，锁这个盒的钥匙连同办完工作许可手续的工作票交给这项检修工作的工作票负责人。这样在检修工作结束之前运行人员无法改变安全隔离措施，确保检修人员的安全。

我厂投产初期经原广东省电力工业局安监处同意，除500KV操作和装拆临时接地线操作外，均可实行一人操作。十多年来没有发生过误操作。

我们一直采用经认真编写、认真审核的标准操作票。对运行人员进行较长时间培训，分阶段、分系统进行考核，使他们都掌握全部标准操作票。对不同水平人员进行不同的授权。获可以一人在电气设备上操作的只有几位经验丰富的值长。

有这种授权的几位值长技术水平是电厂最高的，只由他一人操作，没有监护人也就没有依赖，自己要对自己生命负责。派出去操作的人要注意他当时的心理状态稳定，这是保证安全的重要条件。

防误操作闭锁装置要象其他主要设备一样定期维护。严格执行闭锁程序，坚决杜绝随便解锁。

2.5规范管理、量化考核

针对我厂运行人员少，素质较高，大部份工作都是一个人独立完成，监管难度大。我们制订了《运行人员规范化工作条例》共有八章179条，尽量详细规范值长、全控值班员、值班员的各项工作，以及"两票三制"等各种制度。

还制订了《工作绩效量化考核实施细则》共有八章87条，每条都有扣分或加分的具体规定。每年都组织运行人员参与对"条例"和"细则"进行修订。成立一个由运行部长和实时运行分部长等人员组成的考核小组，负责定期对每位运行人员进行考核评分。考核结果每季度在厂内局域网公布，有不同意见可以在10个工作日内向考核小组提出。

年终结算，对分数排在最后的一位，要从新竞争上岗。

我们积极开展多方面探索，力图逐步做到"凡事有人负责、凡事有人监督、凡事有章可循、凡事有据可依"。

3检修管理

我厂检修部人员不多，但他们要完成八台机组的小修、事故检修和日常维护工作，机组的大修外聘公司提供劳动力，电厂检修人员也要参加。

3.1"ABC工作卡"系统

为了规范我们的检修工作，避免部份设备检修的关键技能只有个别员工掌握，万一该员工离开电厂后造成影响。我厂建立了设备检修"ABC工作卡"系统。

该系统把设备检修分成A、B、C三类。A类是不用退出设备运行的巡视测量、试验等；B类是需要退出设备并做安全隔离的检修（类似一般小修）；C类是将设备解体处理修复（类似大修和事故检修）。

制订每台设备A、B、C三类检修的周期，按计划申请执行。

编写详细的工作卡，主要内容包括工作人数、工期、安全措施、风险分析、工作步骤，有些还附有照片，使用工具、仪器、仪表，验收标准等。力图让具有一定经验的员工拿到这份工作卡就能进行工作，而且要求达到不同的人做同一工作，方法步骤一样，标准一样。编写"ABC工作卡"的工作量十分大，而且还要不断完善。但这是电厂十分重要的基础技术资料。

该系统对检修新员工培训，实现检修人员一专多能都起到不可替代的作用。

3.2设备维护管理系统

1999年我厂引进美国工业企业广泛使用的MAXIMO设备维护管理系统。该系统主要分三部份：设备管理、工作单管理、物资和备品备件管理等。

设备管理部份：要求将电厂每台设备每个元件都给出一个编号，各种设备的故障类型都有一个标准名称和代码。我们"ABC工作卡"都是该系统的数据库资料，设备出现的各种故障、事故及其处理结果都输入到该系统。积累了设备的这些数据后，方便进行统计和分析，从中可以找出一些规律为状态检修打下基础。

工作单管理部份：我们建立的标准操作票都是该系统数据库资料。每项检修工作从申请到运行操作票、工作票签发、工作许可都归该系统管理。我们通过对这些工作票、操作票统计分析，得知一年中各种检修工作用工情况，也可以得出相关人员一年内完成工作的情况，为考核员工提供依据。

物资和备品备件管理：我厂从采购申请、采购批准、材料入库到领料和领料批准的过程都必须经过该系统，手填采购单和领料单的模式在我厂已经废止。这些基础数据的积累，方便备品、备件材料成本统计。本系统还有各种备品备件和各种材料的最低库存设定，到达最低库存时可自动生成采购单。

3.3开展以可靠性为中心的维修(RCM)

以可靠性为中心的维修（RCM）早期在美国应用于民航飞机维修，现已广泛应用于核电、石油化工和电力等多种行业。

该系统认为设备故障模式不只是以前认为的浴盆曲线特性，而是共有六种故障模式。通过对各个系统的各部件的功能和故障模式进行分析制订出该系统各元件的维修策略。既可以避免维修不足也可以避免过分维修造成设备的可靠性降低。它可以在确保可靠性的前提下节省设备的维修成本。

3.4机组大修管理

我厂机组投运十年才进行第一次大修。2002年底和2003年底分别对#1机组和#3机组进行大修。

大修项目确定、技术措施、安全、质量和进度控制均由电厂负责。自动化设备和电气设备（除定子槽楔更换）的大修工作由电厂检修部员工完成，设备拆、装和机械部份由外包公司完成。

大修现场指挥由电厂检修部正/副部长担任。大修监理由广州健翔咨询有限公司承担。

两台机组大修后处理了安装期间的遗留问题，处理经十年运行积累起来的设备缺陷，还进行多项更新改造。大修后运行情况良好。

4安全生产管理

安全管理要体现"以人为本"和"预防为主"的方针。我厂一方面执行上级关于安全生产管理的各种规章，另一方面积极探索一套有效的安全管理系统，逐渐摆脱强调事后追究，而强调加强安全基础工作，在预防上下功夫。

根据"海恩法则"一次严重事故背后有29次轻微事故，有300次未遂事故，有1000起事故隐患。要清除一次事故必须将隐藏的上千次的隐患、未遂事故等清除，否则事故不可避免。根据安全专家对170万起事故分析得出：人为因素占88%，工程因素占10%，自然灾害占2%。只要我们探索一套科学适用的方法控制人为因素和工程因素，那么绝大部分事故就可以避免。

从1995年开始我厂引进了南非NOSA安、健、环"五星安全"管理系统，逐步把这套系统的理念和具体做法结合到我厂的工作实践中，逐渐变成每位员工的自觉行动。2000年～2003年连续4年获"四星"级，今年八月下旬南非评审专家到我厂评审，我厂获"五星"级，得94.41分的好成绩。91～100分为"五星"级。NOSA安、健、环评定的星级只在一年内有效，不是终生制。

NOSA安全、健康、环保"五星安全"管理系统分为五个方面，共七十二个元素。我们结合本厂情况按国家或行业标准制订这七十二个元素涉及的各项工作的标准，用这些标准来规范我们的各项工作，在日常实践中要有文字记录反映员工是遵从这些标准工作的，现场状态也反映所有设备、设施、环境都符合这些标准。

该系统强调每个员工的参与，在进行每项工作开始前要进行风险分析，然后采取措施尽量降低风险。强调采用技术措施降低风险，而个人防护只是最后一道防线。

每年自己内审两次，内审查出的不足，限期整改。每年请南非NOSA公司专家来厂进行评审，重点查有关记录，其次是现场。最后给出得分和星级，并提交详细报告，指出不足和需要整改的地方。评审过程对前一年提出的整改项目也是重点，若只停留在去年水平，则达不到原来分数。该系统重视不断改善、不断提高。

篇4

按开始签订合同时的中标价，结合施工环境以及人员设备对项目成本进行科学预测。其主要内容包括：一是进行施工前项目评估，复核合同工程量、分解中标价，然后将内部核算成本目标分解到施工队及个人，并成为项目初期管理控制性文件。二是积极采用新方法、新工艺，在安全、质量、工期、施工条件允许的情况下采用降低成本的施工方案，缩短工期，节省人工费、周转材料费、机械费等等，从而降低施工成本。

1.2确定目标利润

把合同中标价、项目内部核算、施工图预算进行对比，对比内容包括：人工费、材料费、机械损耗费、管理成本、临建费。如企业内部核算目标成本低于施工图预算成本，就要以企业内部核算为目标进行施工，用合同中标成本减去项目完成后实际产生的成本，其差额就是项目利润，企业可以此为依据，按照相应比例奖励或惩罚项目各负责人。

1.3水电施工项目成本管理应采取的措施

1.3.1首先要制定成本管理的组织结构及职能，并保障政令畅通、职能明确、事事有人管、有人落实。由于水电施工项目工程量大、施工周期长，所以全员参与才是水电施工项目过程中成本管理的基础。水电施工项目应实行多级管理、分层管理，充分体现管理体制的完善性。其组织结构可分为三层，为企业管理层、项目管理层、岗位管理层。企业管理层包括工程技术科、工程预算科、财务科、安全技术科、质量检验科、物资设备科、综合科。其职责是：确定项目施工责任、落实各种既定目标和方案、督促检查成本管理的落实情况、制定奖惩制度。项目管理层包括成本项目施工组、材料供应组、估算组、成本核算组等。其职责是：完成施工管理中待定的项目施工，做好成本的核算。岗位管理层包括：总工程师、总会计师、专职成本计划管理人员等。其职责是：负责具体的施工工作，负责对项目目标的控制。建立管理制度是成本计划管理组织的保障。在水电施工项目中还要注意对建设成本管理制度的制定，应结合具体实际情况，制定对成本控制的考核和奖罚措施。在明确了成本管理主体责任和目标责任的基础上，按既定的规则检查，发现问题，解决问题，实行积极的奖励和惩罚，调动相关部门和人员工作的积极性。1.3.2制定主要成本要素控制措施（1）人工费的控制人工操作费用是工程建设中的一项主要支出费用，占整个建设成本的比例较大，所以必须要严格控制人工费，项目部必须要根据当前市场上各工种的平均工资水平，结合工程情况，编制详细的人工预算单价表，明确每一分项工程的人工费用支出情况。并严控各分项工程的用工数，结合奖惩制度，提高施工人员的自觉性和积极性，从而达到降低人工成本的目的。（2）材料费的控制控制成本管理的重点是材料费，它直接关系到施工成本的高低，所以必须对材料费进行有效控制。首先，在原材料的成本上要做好控制，可采用公开招标、竞争性谈判等方式，选择质量好，价格低，信誉好，实力强的供应商，保证材料的质量和供应。如果有运输必须要选择最经济的运输方式，为降低成本做好保证。第二，材料消耗成本。对于材料的领用，必须建立完善的管理制度，根据施工进度，施工情况，用料计划有序发放，同时严格控制材料的使用量，避免出现不必要的损耗和浪费。（3）机械费用的控制合理组织机械设备进场施工。首先是依据计划组织好机械设备，计划好施工所需的机械类型和数量，做好进入现场施工的准备；其次是做好施工记录，避免造成误工误时；再次是安排好施工设备的工作程序，提高机械设备的使用率。（4）间接费用的控制降低间接成本的途径是由各施工相关部门进行费用节约承包。目标成本确定的间接费用总额，须经部门管理人员按费用的具体项目，确定费用支出标准，上报审批，计划控制，实行部门限额包干。

篇5

1.1.1、15MnVR钢特性

15MnVR钢属于正火状态下交货的合金结构容器钢。（正火钢是指在固溶强化的基础上，通过沉淀强化和细化晶粒来进一步提高强度和保证韧性的一类低合金高强钢）

15MnVR钢化学成分表：

钢号

化学成分（%）

C

Mn

Si

V

Ti

Nb

MO

N

RE加入量

S

P

15MnVR

≤0.18

1.2~1.6

0.20~0.6

0.04~0.12

≤0.035

≤0.035

15MnVR钢机械性能表：

钢号

抗拉强度

σb（MPa）

屈服点

σs（MPa）

伸长率

δ5≥（%）

1800弯曲试验

15MnVR

530~675

390

18

d=3a

注：d=弯心直径a=试样厚度

这类钢是在16Mn基础上加入少量V（0.04%—0.12%）来达到细化晶粒和沉淀强化的。此钢虽在正火状态下使用，但由于碳化钒的分布形式和弥散强化程度与热轧温度、冷却速度有很大的关系。因此它的性能在热扎状态下会有较大的波动，特别是板厚增加时更为严重。由于此钢实质上应属于沉淀强化类型的钢，因此只有通过正火使晶粒和碳化钢均匀弥散析出后，才能获得较高的塑性和韧性，所以这种钢在签定合同时要求正火状态下交货，并经Ⅱ级无损检验合格后交货。正火的目的是为了使这些合金元素能以细小的化合物质从固溶体中析出，并同时起细化晶粒的作用，是在提高强度的同时，适当地改善了钢材的塑性和韧性，以达到最强的综合性能。

1.1.2、15MnVR钢的焊接性分析

通过15MnVR的钢特性可以看出此钢材的焊接较好。

本结主要通过工艺因素来描述15MnVR的焊接性。（影响焊接性的主要有材料因素、工艺因素、结构因素及使用因素。）15MnVR钢焊接性通常出现两方面的问题：一是焊接引起的各种冶金缺陷，主要是各类裂纹问题；二是焊接时材料性能的变化。

1.1.2.1、预防焊缝中的热裂纹

从正火钢成分来看，此钢含碳量较低，含Mn量较高，Mn/S（含S元素多导致热裂纹）比能达到要求，具有较好的抗热裂性能，正常情况下焊缝中不会出现热裂纹。但当材料成分不合格，或因严重偏析使局部C、S含量偏高时，容易出现热裂纹。在这种情况下，在焊接材料上采用含Mn较高的焊丝和含SiO2较低的焊剂，以此降低焊缝中的含碳量和提高焊缝中的含锰量，可解决热裂纹的问题。在阿鸠田工程中使用焊丝H10Mn2、焊剂HJ431。

1.1.2.2、预防焊缝中的冷裂纹

冷裂纹是焊接15MnVR钢时的一个主要问题。（a）从材料本身考虑淬硬组织，是引起冷裂纹的决定性因素，由于正火钢的强度级别较高，合金元素的含量较多。因此与低碳钢相比，焊接性差别就大。（b）碳当量与冷裂纹倾向的关系。从前面分析材料的淬硬倾向影响冷裂纹倾向，而淬硬倾向又主要取决于钢的化学成分，其中以碳的作用最为明显。因此，可以通过一些经验性的碳当量公式来粗略地估计和对此不同钢材的冷裂纹倾向，为了减少含C量，来提高15MnVR的焊接性，但为了弥补强度的损失必须添加一些合金元素V。但碳当量不能精确地判断冷裂纹的产生与否，因为冷裂纹的产生除了成分外还和其他因素有关。为了避免冷裂纹的产生，就需要采取较严格的工艺措施，在阿鸠田工程中严格控制线能量、焊前预热和焊后保温等措施。

1.1.2.3、再热裂纹

15MnVR钢，对再热裂纹不敏感。

1.1.2.4、层状撕裂

产生层状撕裂不受钢材的种类和强度级别的限制，撕裂与板厚有关。由于阿鸠田电站采用15MnVR钢最薄厚度为δ=28mm，容易产生层状撕裂。从钢板本身来说，主要取决于冶炼条件，钢板出厂必须进行无损检验，达到Ⅱ级探伤合格准予出厂。在阿鸠田工程施工过程中一般对厚度超过32mm，采取了150ºC预热，在整个施工过程中未见层状撕裂现象。

1.1.3、15MnVR钢验收

15MnVR钢应符合《低合金高强度结构钢》GB/T1591-1994、GB6654—1996的规定，并具有出厂合格证明书和质量保证书。15MnVR钢使用前按GB6654-1996容器板检查验收。钢板的运输和存放应避免变形、锈蚀、损坏等。

1.2、15MnVR钢用焊接材料

1.2.1、焊接材料是决定焊接质量的主要因素。焊接材料选择根据15MnVR的力学性能、化学成分、接头钢性及钢管的坡口形式和使用要求选取。在阿鸠田工程中手弧焊选取E5015焊条，焊丝选取H10Mn2，焊剂选HJ431。选取以上焊接材料必须具有出厂合格证明书和质量保证书。

1.2.2、焊条、焊丝及焊剂的储存和保管应按JB3223-83《焊条质量管理规程》的规定执行。

1.2.3、焊条和焊剂使用前严格按使用说明书的规定进行烘干；焊丝存放在干燥的地方以防止受潮生锈。焊条、焊丝与焊剂有专人负责保管、烘干和发放，并有详细的记录。

1.2.4、烘干后的焊条和焊剂保存在100—150ºC的恒温箱内，随取随用；每位焊工备有保温筒，使用过程中保温筒通电加热，焊条用一根取一根。焊条烘干后在保温筒内超过4h后应重新烘干，烘干次数不宜超过两次。

1.2.5、使用的焊剂，按厂方提供的使用要求执行。焊剂烘干后，取出的焊剂放在密封的容器中带到现场使用，烘干后的焊剂在空气中4h以上重新烘干，烘干次数不超过3次。熔化过的焊剂不再使用，使用过的焊剂，要用米筛筛选，严防氧化皮等杂物混入，并经重新烘干才能再次使用。以防浪费，焊剂可反复使用，但不断添加一些新烘干的焊剂，并掺和均匀。

2、焊接人员

2.1、焊接人员除合格的焊工外，配备专门的焊接技术人员，焊接检查员和无损检验员。

2.2、参加15MnVR钢焊接施工人员和施工管理人员均进行技术交底，以了解15MnVR钢的焊接特点、控制项目及控制方法。焊工按水利部标准进行培训和考核合格，持操作证书和等级证书的合格焊工上岗。

3、焊接设备

焊接设备采用参数稳定、调节灵活和安全可靠的直流逆变焊机。在施焊前，焊机上的电流电压表必须检定合格，埋弧焊机采用MZ1—1000型，电源电缆必须满足大电流焊接的要求。

4、下料

15MnVR钢划线时要避免使用样冲，不可留下有害痕迹，对岔管下料用样冲时，使用尖部较钝的，并打在管壁内侧。15MnVR钢可用火焰下料，不允许用火焰预热和后热。采用半自动切割机方法下料，以保证切割面质量。手工火焰切割只对岔管管节难以用半自动切割机实现的部位，切割后要求修磨平整。

5、坡口制备

由于阿鸠田电站钢管所用钢板为双定尺钢板，所以下料时就一起将坡口用半自动切割机制备，坡口型式、尺寸满足焊接及施工图纸要求。组对前，坡口面及坡口每侧10—20mm范围内的毛刺、铁锈、氧化皮、渣等要清除干净。

6、预热

通过分析15MnVR钢的焊接性，此钢Ceq=0.47%（碳当量）超过0.4%。在阿鸠田工程中15MnVR钢对厚度δ〈32mm的钢板，钢管焊接不需要预热，当管板厚度δ≥32mm时，钢管焊接需要用履带式电加热器进行100—150ºC加热0.5h。

7、焊接工艺

本焊接工艺卡片是在焊接试验及工艺评定的基础上编制的。

15MnVR钢焊接要点：

7.1、由于阿鸠田电站采用15MnVR钢的钢板厚度最小为28mm，对于板厚≥32mm的钢板焊接采用预热措施，预热温度在150℃-200℃。

7.2焊接层间温度<200℃，焊接线能量15KJ/cm—55KJ/cm。

埋弧自动焊采用H10Mn2ф5.0的焊丝，直流反接，焊接电流700—750A，电弧电压36—39V，焊接速度22m/h。

7.3焊接工艺卡片

焊接工艺卡片见附录1

8、15MnVR钢的焊接要求

1定位焊：定位焊一般焊在后焊侧坡口内，后焊坡口侧焊前必须清除定位焊道，定位焊长应为80mm，间距350mm。

2施焊前，应检查坡口组对质量，如发现尺寸超差或坡口及其附近有缺陷，应处理后放可施焊。

3焊工要严格按照15MnVR钢的焊接工艺卡进行施焊。

4焊接检查员在施焊过程中必须严格监测和控制预热温度、道间温度及焊接线能量，并对每条焊缝进行实际施焊规范参数记录。

5严禁在非焊接部位的母材上引弧，试电流及焊接临时支架。

6除焊缝外，埋弧焊及手工焊均应设引弧板（引入板和引出板），其尺寸为：埋弧焊大于等于50×100mm2，手弧焊可适当掌握。

7双面焊的焊缝，一侧焊后，另一侧可采用碳弧气刨清根。清根时埋弧焊必须清到第一道缝完全露出，手工焊第一道缝必须完全清楚。碳弧气刨清根用压缩空气包含水分和油分加以限制。

8多层多道焊时，将每道的溶渣、飞溅仔细清理，自检合格后，方可进行下一道焊接。焊缝的表面尽可能平滑，咬边、焊瘤、焊趾过度角过大的部位要用细纱轮仔细打磨，使表面光滑平整。

9每条焊缝进行编号，并记下施焊焊工姓名或代号存档。禁止打焊工钢号。工卡具的去除严禁用锤击法，应用碳弧气刨或气割在离管壁3mm以上外切除，严禁损伤母材，然后用砂轮打磨平整，并进行渗漏探伤和磁粉探伤，由于特殊原因中途停焊时，应立即进行后热保温，再次焊接时应全部进行预热后方可按原焊缝要求进行焊接。

9、焊件矫形及后热消除应力

9.1、焊件矫形应用机械方法进行，不得热矫形。

9.2、消除焊接应力，采用加热到250—300℃后热方法，保温1.2h—1.8h，分阶段降温方法。

10、焊缝质量检验

10.1、焊缝焊后，首先进行外观检查。外观检查合格后方可进行内部质量检查，内部质量无损检查在焊缝焊完48h后进行。

10.2、焊缝外观质量及内部质量检查按GB3323—1987《钢熔化焊接对接接头射线照相和质量分级》、GB11345—1989《钢焊缝手工超声波探伤方法和探伤结果分级》、JB3965—1985《钢制压力容器磁粉探伤》等规范要求进行。

11、修补

手工焊或埋弧焊如果出现了问题就要进行修补，修补注意如下几条：

11.1、焊件表面被电弧、碳弧气刨等损伤处必须用砂轮打磨、平滑过度，然后应进行渗漏或磁粉探伤。打磨深度超过板厚10%或大于2mm时，应进行焊接修补。

11.2、焊缝内部超标缺陷，表面裂纹修补前，应分析原因，指定切实可行的修补方案。

11.3、局部焊缝修补时预热应在修补处四周15mm范围内进行，预热温度控制在120—170ºC。

11.4、焊缝缺陷可用碳弧气刨，砂轮机打磨方法清除，不允许用电弧或气刨火焰熔除，用碳弧气刨清除后再用砂轮机清除渗碳层。焊缝缺陷清除后，不允许有毛刺和凹痕，坡口底部应圆滑过渡。

11.5、焊缝缺陷修补施焊与原焊缝相同，焊接修补后要后热，后热温度与原焊缝相同。

11.6、缺陷修补只允许一次，同一部位修补超过一次应经焊接技术负责人研究批准后方可进行。

11.7、修补后按原焊缝的质量要求，检查方法对修补处及其附近进行100%检查。其中内部质量检验应再修补完成48h后进行。

篇6

甘溪是天目溪的一条支流，上游建有甘溪一级水电站和甘溪二级水电站。甘溪一级水电站装机容量2×160kW，坝址控制流域面积19．6km2，水库总库容214万m3。甘溪二级水电站装机容量3×500kW，利用集雨面积33．5km2。甘溪流域内雨量充沛，多年平均降雨量1625mm。多年平均气温15．6℃，极端最高气温41．6℃，极端最低气温－13．2℃。

甘溪三级水电站渠首枢纽位于甘溪二级水电站尾水出口下游20m处，坝址控制流域面积40．3km2，区间引水集雨面积2km2。多年平均流量1．18m3/s，年径流量3721万m3。坝址设计洪水流量386m3/s（P＝10％），校核洪水流量522m3/s（P＝3．33％）。工程区地质条件简单，出露基岩为奥陶系上统於潜组页岩和砂岩，河床处砂砾石覆盖层厚1～3m，山坡处覆盖层厚0．5～2m，两岸台地覆盖层较厚。河道中水质清澈，泥沙含量很少。

2方案选择

2．1坝址选择

甘溪三级水电站是甘溪二级水电站的下一个梯级电站，坝址选择的原则为：1）满足与上级电站尾水位的衔接；2）满足进水闸和溢流堰的布置要求；3）不淹没耕地和房屋；4）使渠首枢纽工程造价最低。根据地形地质条件，坝址选定在甘溪二级水电站尾水出口下游20m处，该段河床宽约35m，坝型采用浆砌石溢流坝。

2．2厂址选择

厂址位于潘家村乌浪口，电站尾水排入支流乌浪溪中。设计中对上厂址方案和下厂址方案进行比选，下厂址方案与上厂址方案相比，水头增加3．6m，电能增加23万kW·h，效益增加9万元，投资增加25．2万元，差额投资经济内部收益率35．5％，故选用下厂址方案。

2．3无压输水系统方案选择

无压输水系统有隧洞方案和明渠结合隧洞方案两种布置形式，两方案的轴线长度基本相同。明渠结合隧洞方案是进水闸后接长度为425m的浆砌石明渠，其后仍为隧洞。经过比较，隧洞方案较明渠结合隧洞方案减少投资6．2万元，隧洞方案日常维护工作量少，且不占林地，故无压输水系统选用隧洞方案。

3主要建筑物

3．1渠首枢纽

渠首枢纽由拦河堰、进水闸和拦沙坎组成。拦河堰为折线型浆砌块石实用堰，溢流段长31．1m，堰顶高程224．63m，最大堰高2．23m，堰顶宽1．5m，上游面垂直，下游面坡度1∶2。堰体采用M7．5浆砌块石砌筑，外包30cm厚C20混凝土。由于上下游水位差小，溢流堰仅设置4m长的浆砌块石护坦来消能，堰体防渗采用混凝土防渗墙。

进水闸位于甘溪的左岸，紧邻甘溪二级水电站的进厂公路，采用侧向引水，引水角15°。设置1孔宽2m的闸孔，闸底板高程223．35m，后接无压隧洞。进水闸为胸墙式结构，闸室长4．46m，设1道拦污栅和1扇铸铁工作闸门，手动螺杆启闭机启闭，启闭机平台高程227．70m。由于河道中泥沙很少，且大部分淤积在上游的水库中，渠首枢纽不设置排沙设施，进水闸前设有拦沙坎，拦沙坎前考虑人工定期清沙。

3．2无压输水隧洞

进水闸至前池之间为无压隧洞段，长2354．947m。根据地形条件及施工要求，无压隧洞段由1号隧洞、2号隧洞、3号隧洞和1号钢筋混凝土埋管、2号钢筋混凝土埋管组成，1号隧洞长124．100m，2号隧洞长855．485m，3号隧洞长1315．362m。1号隧洞、2号隧洞、3号隧洞之间由钢筋混凝土埋管连接，1号钢筋混凝土埋管长50m，2号钢筋混凝土埋管长10m。隧洞沿线分布的岩性为奥陶系上统於潜组砂岩、页岩互层，上覆岩体厚度30～90m，整体性较好，属Ⅱ～Ⅲ类围岩。隧洞断面采用城门洞型，开挖断面宽2．4m，高2．65m（其中直墙高1．45m，矢高1．2m，半径1．2m），纵坡为1?2000，洞底采用10cm厚的C15素混凝土找平。隧洞进出口及断层地段采用钢筋混凝土衬砌，衬砌厚度30cm。连接段钢筋混凝土埋管采用箱型结构，净宽1．8m，高2．05m，壁厚0．3m。

在桩号2＋139．35处设置溢流支洞，把进入隧洞多余的来水排入支流乌浪溪中。溢流支洞长65m，断面呈城门洞型，开挖断面开挖宽2．4m，高2．65m。

3．3前池及压力管道

前池布置在厂房上游的山坡上，采用钢筋混凝土结构，总长21．2m。正常运行水位223．2m，最低运行水位221．9m，前池工作容积94．1m3，边墙顶高程224．7m。前池进水口前设拦污栅和事故钢闸门。

压力钢管布置在山坡中开挖出的管槽内，全长52．68m。因设计引用流量不大，压力钢管采用一管二机的供水方式，在厂房外45°卜形分岔成两支管。选定主管管径1．2m，钢板壁厚12mm。支管与蝶阀同直径，管径0．8m，钢板壁厚8mm。压力钢管在桩号管0＋021．44处设镇墩，每7米增设支墩，前池压力墙及镇墩后各设1个伸缩节。钢管槽底宽2．6m，左侧布置踏步，以便于压力钢管的日常维护。

3．4发电厂房

篇7

正当各流域性水电开发公司全力以赴、如火如菜地对整个梯级电站进行规划、筹资、建设、经营、还贷和资产保值增值的时候，开发公司在改革和发展方面遇到了前所未有的挑战。

1挑战：兵临城下

1.1电力市场已经成为制约开发公司发展的关键性因素

经过几十年的艰苦努力，电力工业持续快速发展，已经开始适应我国国民经济发展的需要；再加上国民经济由高速趋于适度增长，实现了软着陆，增长速度回落到10%以内，社会用电总需求增长势头减弱等原因造成目前电力市场新情况，发用电量增幅明显减缓，电力企业经营的外部环境严峻。使开发公司在埋头搞工程建设，构想梯级开发的时候，面临着已建成的电站能否有用武之地的问题。清江公司所属的隔河岩水电站1998年开春以来，持续高水位运行，在汛期来临之前，被迫大量弃水，作为一个年设计发电量仅30.4亿kWh的调峰电站出现这样的局面，不能不引起各水电开发公司的深思。市场这只“无形的手”已开始伸向电力企业。

1.2“竞价上网”将使开发公司所属电厂在竞争中处于不利地位

“厂网分开，竞价上网”是深化电力工业改革的必由之路。电力市场的竞争，在真正意义上是发电环节的竞争，而电力竞价上网机制必然导致电价的下降。问题是，在计划经济时，电厂建设投资靠国家拨款，没有归还贷款的要求，电价较低；投资体制改革以后，拨款改为贷款，电厂为偿还银行本息，上网电价较高，若实行“竞价上网”，所建电厂在竞争中处于不利地位。某些国家的发电公司一小时一报价，有的半小时一报价，电网从低电价开始吸纳收购电力，自然形成了低电价电力担负基荷，高电价电力担负峰荷，达到最高负荷后不再收购。这种情况在1997年的乌江公司已经出现，由于乌江渡电厂是国家全额拨款建设的，电价较低，而上游的东风电厂是贷款建设的，电价较高，造成乌江公司的两个电站在上网竞争中处于不公平境遇。

1.3脆弱的电价承受能力将进一步增大开发公司的负债比重

在倡导发展独立电厂、多家办电的过程中，为了保障投资者的利益，就必须使电厂的上网电价具有偿还贷款的能力，并使投资者获得必要的投资回报。在缺电的情况下，虽然电价上涨，但充足的电力促进了企业生产的发展，给人民的生活带来了方便，群众对电价尚不敏感。但是，当电力生产能够满足社会需要，电力工业从“卖方市场”转向“买方市场”之后，如果电价仍然长期上涨，就会引起社会的不满，因为社会承受电价的能力是有限的。象二滩电站的上网电价达0.5元/kWh，年发电量为170亿kWh，也就是每年有85亿元的发电收入，将对四川省的用电承受能力是一个严峻的考验。电站建设中的市场经济及电站建成后上网电价的计划经济将使各流域开发公司债台高筑，负债比重越来越大。

1.4片面夸大开发公司的滚动能力会影响后续项目的建设

流域梯级滚动开发是水电发展的重要途径，但是在一条河上，第一个电站投产后，对流域进行梯级滚动开发的能力究竟有多大，这是值得研究的一个重要问题。现在，水电开发公司在进行流域发展规划或进行后续水电站可行性研究中，涉及后续项目资金筹措时，为说明资金来源，在测算已建电站上网电价时，对企业年度资金总需求，不仅包含了已建电站生产成本、偿还贷款利息、税费及投资方要求的回报，而且往往将后续项目年度投资也作为年度资金总需求的一部分以此作为确定电价的计算依据，但是这样做，只是一厢情愿地考虑了开发公司自己还贷和发展的要求，而没有从全局考虑电价的可行性。在国家批准一个允许加价的幅度以后，经过电网内各电厂综合平衡，开发公司所属电厂的实际上网电价往往比要求的要下降一大截。这时流域性开发公司实际的年收入，减去税金、成本，连还本付息都难于保证，更谈不上为后续项目提供资金了。以清江公司为例，其隔河岩电站的上网电价是0.399元/kWh，在各流域性开发公司中是较高的，以其投产以来首次达到年设计发电能力30.4亿kWh的1996年为例，发电收入12亿元，减去当年增值税、所得税等各项税金1.9亿元，生产成本3.36亿元，贷款利息净支出3.6亿和营业外支出434.3万元，其他开支0.30亿元，还本1.23亿元，实际利润仅有1.05亿元，这还是还贷利润。事实上自隔河岩1994年4台机组全部投产以来，1995年、1997年都仅发了23亿kWh左右，滚动能力不言自明。一个独立水电厂建成以后往往有10～15年的还贷期，在此期间，把滚动开发的希望寄托在新建水电厂身上不仅是不现实的，而且还会造成一个错觉，以为建成一个水电厂就能自己滚动，而减少国家对水电的投入，反而会影响水电建设的发展。新建的独立水电厂好象一个新生儿，要经过一段“哺乳期”，才能独立走路，这段时期最好“母乳喂养”，也就是国家继续扶持。

2对策：走可持续发展之路

现在所有水电开发公司面临的挑战，是国民经济进一步深化改革，大力推行“两个根本性转变”带来的，直接关系着水电开发公司的存在和发展。水电开发公司如何适应全国经济形势的变化，加快自己的调整步伐，已是一个亟待解决的问题。

2.1开发有调节能力的大型水电站

应该看到，我国的用电水平还很低，目前出现的电力供求缓和，是一种低用电水平下的缓和。到1996年底，我国人均发电装机容量只有0.19kW，在世界主要国家中排名第85位；人均年用电量只有863kWh，不仅远远低于发达国家，而且仅相当于世界平均水平的1.3；居民生活用电占全社会用电的比重只有11%，人均年生活用电只有93kWh。同时，我国还有7200万农村人口没用上电，农村广阔的电力市场还没有真正启动，电力发展的任务仍然十分繁重，电力发展的前景十分广阔。

应该认识到，电力紧张是一种机遇，电力缓和也是一种机遇。抓住这种机遇，就可以解决许多在严重缺电情况下无法解决的问题，促进电力工业的健康发展。许多地方在电力供应缓和的同时，峰谷差在加大，一些电网调峰调频困难，说明电网缺少调峰调频容量。对于一些水电比重比较高的省区，实际情况是径流式水电站比例过大，而缺少调节性能好的大型水电站，导致丰水季节弃水，枯水季节电力不足。总之，电力生产“多中有少”。其“少”，即是市场需求，是电力开发的重点。

通过以上对电力市场供需形势和特点的分析可以看出，当前开发公司水电建设的重点应该是：开发调节性能好的大型水电站。清江公司在隔河岩工程竣工验收，高坝洲水电站1999年10月第1台机组即将发电的情况下，毅然将公司的工作重点转向开发清江流域的龙头工程——水布垭水电站。从资金筹措、人员配置、工作安排上重点保证。因为水布垭水电站位于华中电网腹地，距负荷中心三峡电站和葛洲坝电站较近，而且是华中地区不可多得的一座多年调节水库，电站装机160万kW，保证出力31万kW，多年平均发电量39.2亿kWh，电站总库容46.13亿m3。增加下游隔河岩、高坝洲两个电站保证出力7万kW，年发电2.37亿kWh，水布垭电站还可与葛洲坝电站和三峡电站实行联合调度，使其年增发电量达22亿kWh。现在清江公司正全力以赴地抓好其项目建议书的报批工作和前期施工准备。这是清江公司适应电力市场现状的一大战略举措。

2.2实行梯级水电站统一电价

电站的上网电价，是水电建设与经营者所关心的最终效益。电价的高低，直接关系到企业的发展和生存，也直接关系到其他行业利润的高低和社会的稳定。对流域性公司来说，研究一个既利于社会繁荣稳定，又利于企业发展的电价制订方式是迫在眉睫的大问题。

作为拥有已建成母体电站的流域性公司来说，流域梯级水电站实行统一电价不仅必要而且可行，也是企业取得最大经济效益的前提。流域性公司要想在电力生产上取得最大效益，就必须实行梯级联调,统一调度。而梯级电站实行统一电价，就为梯级联调创造了条件。梯级电站统一调度，可以根据机组效益、机组工况、库水位、来水情况、机组容量、坝工等综合因素，决定梯级电站中各机组的开停。否则，将会出现上网电价低的电站各机组经常开，因而会使水库经常处于无水及低水头状态，上网电价高的电站，其机组经常处于停开状态，夏天会造成大量弃水，冬天则使下游水库无水。像清江公司，由于水布哑是多年调节水库，隔河岩为年调节水库，高坝洲是日调节水库，水布垭建成后，将提高隔河岩的调节性能，但如果后建的水布哑电站电价较高，隔河岩和高坝洲的电价较低，则电网会“顾低避高”，因为电网也是企业，也要讲求经济效益。在枯水期，苦水布垭不发或少发，将会使隔河岩长期处于低水位状况，而隔河岩无水可发时，不出2日，高坝洲也会被迫关机。同时，在目前还贷期相对较短的情况下，将3个电站的电价捆在一起统一测算，无形之中将隔河岩和高坝洲的还贷期拉长了，这对缓解目前各流域性公司资金紧张的压力大有益处。

2.3研究市场，分析当地用电需求和电价状况

在市场经济情况下，市场风险是由业主(投资者)来承担的，有市场、有经济效益的项目才会有人来投资，银行才会给贷款。市场状况如何是投资者首先要考虑的问题，是水电发展的关键性因素。

开发公司当前的一个“通病”就是乐于上项目，对项目建成后的市场情况研究不够。从目前的情况看，流域内尚未开工的其它梯级电站的可行性工作要重新审视。一是重新研究用电负荷情况。如广西红水河流域的龙滩电站，是装机420万kW的特大型电站，在过去的规划里，有相当的电力要送往广东省。现在情况发生了变化，广东的电力相对富余，因此如果不能妥善解决龙滩的供电去向问题，建设龙滩电站意义到底有多大，要慎重研究。二是要重新论证销售电价状况。以前，我们在分析市场时，提出地方电价承受能力的概念。如果当地承受不了电站偿还贷款所需要的电价，电站建成后的经济效益不好，没有一定的投资回报及还贷能力，这样的电站就难于开工。从市场经济的角度看，仅提出电价承受能力是不够的，还要提出电价在当地的竞争力。特别是在现在电力市场相对疲软的情况下，各流域开发公司如不换个思路，盲目铺摊子，争项目，或许会造成“电站投产之时，就是电站破产之日”。清江公司在水布哑电站可行性研究阶段，千方百计降低工程造价，缩短工期，争取提前发电。对那些可建可不建的项目一律不建，能后建的项目绝不先建，在设计阶段就开始节省投资，其电价也由预可行性研究阶段的1.17元/kWh降为目前的0.49元/kWh，以从根本上提高其竞争力。

2.4“竞价上网”应当实行“区别对待，统露兼顾，有利稳定，促进发展”的原则

实行“厂网分开，竞价上网”政策，最重要的是正确规范各流域开发公司和电网的关系，这不仅关系到各流域开发公司的生存和发展，也将直接影响整个电力工业的发展。电站建设“拨改贷”后，新电厂的建设成本远远高于老电厂。如果新老电厂“同网、同质、同价”，新建电厂就根本没有还贷能力，也就失去了建设的可行性。“发展是硬道理”，再好的政策如果不利于发展，就必须根据实际情况加以执行。如果简单地采取按电价自低到高的顺序上网，就会保护落后，阻碍电力工业现代化进程，显然不合理。怎么办呢?“竞价上网”是大势所趋，改革是循序渐进的，各流域性开发公司所属电厂可按设让年均发电量的80%与电网直接签订上网协议，电网只收过网费，其20%的电量进入电力市场，进行市场竞争，这种办法比较稳妥，不要一刀切。而应当以区别对待、统筹兼顾、有利稳定、促进发展为原则，根据不同电厂的实际情况确定上网电价。关于电网调度，主要是处理不同电力企业之间的经济利益协调问题，尽可能做到“公开、公平、公正”，以实现电网综合效益、社会整体效益和环境效益的最佳目标，为进一步发展电力工业，逐步建立更加完善的电力市场创造条件。

2.5实现产业资本与金融资本强强联合，加快企业的段份制改造步伐

国有专业银行向商业银行的转变，为那些资信较高、回报可靠、有偿还能力的大型企业贷款带来了契机。各开发公司目前基本上都有1～2座己建成投产的电站，具有较好的企业形象，在国家存贷款利率反复下调的情况下，要进一步加大银企合作的力度。特别是各开发公司已有一定的电费收入，资金的需求具有间歇性，应充分解决资金融通和资金沉淀的矛盾。因为水电工程是资金密集型工程，所需投资是巨大的，但同时资金的沉淀也是巨大的。例如，从开发银行获得一笔贷款，或收回一月电费，少则数百万元，多则数亿元。筹集的这笔资金，短期内不一定能够全部使用，必然要存入银行。由于金额巨大，存贷利率差别悬殊，其利息损失也是巨大的。货币的时间价值无法体现，那么就应该要求该银行为开发公司提供一定数额、保证一定规模的长期资金和短期资金，以长期资金为主。这同时也是用梯级电站良好的投资效益和开发公司良好的还贷信誉吸引国有商业银行的固定资产贷款资金。

除此之外，开发公司应把注意力重点集中在“盘活存量、营运资本”上。要想真正获得大量、廉价、长期、可靠的流域开发资金，摆脱“开发公司疲于为银行打工”的现状，进行股份制改造，进而成为上市公司，是一条捷径。因为：流域开发的大量资金靠向银行借贷，这种单一的信用形式高度集中于银行，必然形成对银行的依赖，易受国家信贷规模和“银根”松紧的制约，难于适应水电建设“投资大”、“工期长”的特点。同时，大量的银行贷款必然使企业债台高筑，大量效益转化为“财务费用”而流失。而各开发公司通过开展资本营运，对本企业实行股份制改造，发行股票筹集长期的、稳定的建设资金。用股票筹集，不会使企业背上沉重的债务包袱。目前，五凌公司、清江公司都在积极酝酿，抱着“咬定A股不放松”的精神，潜心做好上市的前期工作，希望通过自己的努力在资本市场上真正形成能代表开发公司主体形象的“电力板块”。所以，各开发公司要看准方向，把有限责任公司进一步改造为股份有限公司，这样才能实现各流域性开发公司的初衷。

2.6加大融资力度，拓宽资金渠道

加大融资力度，推动流域开发，一是要抓好资本金的筹措。资本金的筹措，要从内部和外部两个方面下功夫。内部主要是要挖潜：①可加速固定资产折旧，将还贷后剩余的折旧费投入流域开发之中；②增大企业税后利润，公司可通过法定公积金、法定公益金、任意公积金、未分配利润来增大公司资金积累额。在外部：主要是抓好如前所说的股本融资，即通过资本市场直接融资，充实企业资本金。其次是继续坚持积极、合理、有效地利用外资。各流域开发公司在其第一个电站建设中都有利用外资的经历，如清江公司利用加拿大政府混合贷款1.08亿美元；五凌公司所属的五强溪水电站利用日本海外协力基金贷款204.9亿日元；二滩电站利用世界银行贷款42.5亿元人民币，都具有成功的合作先例。

二是要抓好债务融资。在当前国际资本相对过剩的情况下，可通过以招标方式选择外商投资电力的直接利用外资办法，筹集企业资本金。各开发公司都还有一定的吸纳债务空间，要充分利用这个空间，利用国内外资本市场，抓好债务融资。象清江公司，坚持用隔河岩电站的优质资产为载体，以湖北省驻港机构的窗口公司为纽带，与新加坡吉宝基建公司建立了先引资合作，后合资上市，开辟了国际引资渠道工作的新思路，围绕资本营运，探索一条以有限期限(20年)出让隔河岩电站经营权引进巨额资金(30亿港币)。以优质资产为依托，建立长期对外融资的渠道。以电建电，以钱生钱的路子。此项工作正在紧锣密鼓地进行之中。

2.7继续向国家争取滚动发展的相关政策

(1)延缓贷款期限。

建议比照世界银行、亚洲银行等国际金融组织的做法，将政策性银行对水电的贷款年限由目前的10～15年延长至20～25年，其中第1台机组发电前为宽限期。或允许开发公司以其资产作为抵押向各类银行以“借新债还旧债”的办法，或确定各流域梯级电站的综合还贷年限，延长还款年限，降低水电还贷期的上网电价，减轻用户的负担，提高水电在市场中的竞争能力。

(2)调整水电的增值税政策。

为鼓励发展水电，并考虑尽量少影响现有的财政收入，对新建和已经建成实行独立核算的水电站，争取比照目前火电和小水电的实际税赋水平，采用6%的增值税税率。具体操作方式可采取先征后返，即先按17%计征，再由财政返还11%。

(3)实行差别利率和贴息。

水电是可再生的清洁能源，除本身发电效益外，还有综合效益和社会效益。但水电投资大、工期长，建设资金利息支出很多。如二滩电站，1995年经国家计委核查，动态总投资330亿元，其中利息高达132.01亿元；清江隔河岩水电站(除升船机外)1998年5月竣工决算，工程总投资50.13亿元，利息高达7.15亿元(仅从1986年12月工程发生第一笔贷款至1993年6月止。从1993年6月4日隔河岩第1台机组发电至1998年5月，共有近13亿人民币建贷利息按规定打入了生产成本)；即将上马的水布垭电站按1997年价格水平估算工程动态总投资为156.5亿元，建贷利息30.0亿元，比例太大。建议对水电实行差别利率和改变目前贴息的办法。

(4)免征或减征工程建设期间的部分税费。

篇8

甘溪是天目溪的一条支流，上游建有甘溪一级水电站和甘溪二级水电站。甘溪一级水电站装机容量2×160kW，坝址控制流域面积19．6km2，水库总库容214万m3。甘溪二级水电站装机容量3×500kW，利用集雨面积33．5km2。甘溪流域内雨量充沛，多年平均降雨量1625mm。多年平均气温15．6℃，极端最高气温41．6℃，极端最低气温－13．2℃。

甘溪三级水电站渠首枢纽位于甘溪二级水电站尾水出口下游20m处，坝址控制流域面积40．3km2，区间引水集雨面积2km2。多年平均流量1．18m3/s，年径流量3721万m3。坝址设计洪水流量386m3/s（P＝10％），校核洪水流量522m3/s（P＝3．33％）。工程区地质条件简单，出露基岩为奥陶系上统於潜组页岩和砂岩，河床处砂砾石覆盖层厚1～3m，山坡处覆盖层厚0．5～2m，两岸台地覆盖层较厚。河道中水质清澈，泥沙含量很少。

2方案选择

2．1坝址选择

甘溪三级水电站是甘溪二级水电站的下一个梯级电站，坝址选择的原则为：1）满足与上级电站尾水位的衔接；2）满足进水闸和溢流堰的布置要求；3）不淹没耕地和房屋；4）使渠首枢纽工程造价最低。根据地形地质条件，坝址选定在甘溪二级水电站尾水出口下游20m处，该段河床宽约35m，坝型采用浆砌石溢流坝。

2．2厂址选择

厂址位于潘家村乌浪口，电站尾水排入支流乌浪溪中。设计中对上厂址方案和下厂址方案进行比选，下厂址方案与上厂址方案相比，水头增加3．6m，电能增加23万kW·h，效益增加9万元，投资增加25．2万元，差额投资经济内部收益率35．5％，故选用下厂址方案。

2．3无压输水系统方案选择

无压输水系统有隧洞方案和明渠结合隧洞方案两种布置形式，两方案的轴线长度基本相同。明渠结合隧洞方案是进水闸后接长度为425m的浆砌石明渠，其后仍为隧洞。经过比较，隧洞方案较明渠结合隧洞方案减少投资6．2万元，隧洞方案日常维护工作量少，且不占林地，故无压输水系统选用隧洞方案。

3主要建筑物

3．1渠首枢纽

渠首枢纽由拦河堰、进水闸和拦沙坎组成。拦河堰为折线型浆砌块石实用堰，溢流段长31．1m，堰顶高程224．63m，最大堰高2．23m，堰顶宽1．5m，上游面垂直，下游面坡度1∶2。堰体采用M7．5浆砌块石砌筑，外包30cm厚C20混凝土。由于上下游水位差小，溢流堰仅设置4m长的浆砌块石护坦来消能，堰体防渗采用混凝土防渗墙。

进水闸位于甘溪的左岸，紧邻甘溪二级水电站的进厂公路，采用侧向引水，引水角15°。设置1孔宽2m的闸孔，闸底板高程223．35m，后接无压隧洞。进水闸为胸墙式结构，闸室长4．46m，设1道拦污栅和1扇铸铁工作闸门，手动螺杆启闭机启闭，启闭机平台高程227．70m。由于河道中泥沙很少，且大部分淤积在上游的水库中，渠首枢纽不设置排沙设施，进水闸前设有拦沙坎，拦沙坎前考虑人工定期清沙。

3．2无压输水隧洞

进水闸至前池之间为无压隧洞段，长2354．947m。根据地形条件及施工要求，无压隧洞段由1号隧洞、2号隧洞、3号隧洞和1号钢筋混凝土埋管、2号钢筋混凝土埋管组成，1号隧洞长124．100m，2号隧洞长855．485m，3号隧洞长1315．362m。1号隧洞、2号隧洞、3号隧洞之间由钢筋混凝土埋管连接，1号钢筋混凝土埋管长50m，2号钢筋混凝土埋管长10m。隧洞沿线分布的岩性为奥陶系上统於潜组砂岩、页岩互层，上覆岩体厚度30～90m，整体性较好，属Ⅱ～Ⅲ类围岩。隧洞断面采用城门洞型，开挖断面宽2．4m，高2．65m（其中直墙高1．45m，矢高1．2m，半径1．2m），纵坡为1?2000，洞底采用10cm厚的C15素混凝土找平。隧洞进出口及断层地段采用钢筋混凝土衬砌，衬砌厚度30cm。连接段钢筋混凝土埋管采用箱型结构，净宽1．8m，高2．05m，壁厚0．3m。

在桩号2＋139．35处设置溢流支洞，把进入隧洞多余的来水排入支流乌浪溪中。溢流支洞长65m，断面呈城门洞型，开挖断面开挖宽2．4m，高2．65m。

3．3前池及压力管道

前池布置在厂房上游的山坡上，采用钢筋混凝土结构，总长21．2m。正常运行水位223．2m，最低运行水位221．9m，前池工作容积94．1m3，边墙顶高程224．7m。前池进水口前设拦污栅和事故钢闸门。

压力钢管布置在山坡中开挖出的管槽内，全长52．68m。因设计引用流量不大，压力钢管采用一管二机的供水方式，在厂房外45°卜形分岔成两支管。选定主管管径1．2m，钢板壁厚12mm。支管与蝶阀同直径，管径0．8m，钢板壁厚8mm。压力钢管在桩号管0＋021．44处设镇墩，每7米增设支墩，前池压力墙及镇墩后各设1个伸缩节。钢管槽底宽2．6m，左侧布置踏步，以便于压力钢管的日常维护。

3．4发电厂房

篇9

天桥水电站枢纽由厂房、泄洪闸、重力坝、土坝、导墙、岸墙、变电站组成。枢纽轴线总长752．1m，其中：左岸重力坝长132m，厂房段118．4m，泄洪闸段113m，重力坝段58．7m，右岸土坝长330m，厂房段坝顶高程838．0m，土坝最大坝高42m，坝顶高程836．0m，防浪墙顶高程836．8m。

2存在问题

2．1防洪标准偏低

由于建设于时代，原枢纽设计防洪标准为百年一遇洪水，未考虑校核标准，不能满足规范要求的百年一遇设计、五百年一遇校核防洪标准。1995年经原电力部大坝安全监测中心组织专家论证，确认天桥大坝为严重病险坝。因此，天桥水电站目前是带病运行，冒险度汛。如遇超百年一遇的洪水，就可能发生垮坝的恶性事故，危及下游两县人民生命财产的安全。

2．2调节功能锐减

原设计总库容6600万m3，由于淤积，目前库容仅剩1400万m3。库区淤积量已达总库容的80％，调节功能锐减。

2．3黄石崖沟洪水威胁厂房

左岸坝后保德县黄石崖沟出口正对电站厂房和变电站。1995年7月21日，沟内降暴雨，洪水冲倒厂房挡水墙和35kV铁塔并造成一人死亡。目前沟内有低标准的小水库和淤地坝若干座，沟口修公路弃碴堵塞河道，一旦沟内发生洪水，很可能造成库、坝连锁性溃决，形成更大的次生洪水，冲毁变电站，造成全厂停电，泄洪设施将失去启闭电源，枢纽安全很难保证。

2．4下游河道泄流不畅

目前保德、府谷两县城的安全防洪能力分别为10000m3／s和12000m3／s，当百年一遇洪水入库时，电站下泄流量14800m3／s，加上孤山川洪水顶托，河道水位将达818．1m，两县城街道水深可达2m左右。如遇更大洪水还可能造成壅水倒灌厂房的严重后果。

2．5水工建筑物存在隐患

泄洪闸门设计制造存在质量问题，大坝下游护坦冲刷破坏，水下设施年久失修。

2．6与万家寨枢纽联合调度问题

1999年2月17日万家寨大流量泄流，冲开下游河段积冰，并在天桥库区堆积成坝，冰坝冲垮后形成4000m3／s的人造凌峰，坝前水位达835．9m，几乎造成土坝溢流的特大险情，如果汛期区间洪水遭遇万家寨大流量泄洪，天桥水电站有可能造成灾难性后果。因此，实现两库联合调度对于天桥水电站的安全极为重要。

3洪水调度

调度原则：汛期发电服从防洪安全和库区冲淤，在确保枢纽安全和冲淤的前提下，兼顾下游防洪，尽量避免发生人造洪峰。天桥电站现达防洪标准百年一遇，其洪峰流量15600m3／s，最大下泄流量14800m3／s，坝前最高水位835．1m。汛限水位830m。汛期为6月15日至10月中旬，划分为4个时段，各时段的控制运用指标（见表1）。发生超百年一遇洪水后，按原设计运用方案右岸土坝自溃泄洪。

4减灾措施

天桥水电站的防护目标：一是电站自身安全，二是下游保德、府谷两县城。

4．1加强工程管理，提高洪水预报水平

按照《水库大坝安全管理条例》，要加强工程管理，提高人员素质和工程管理水平。更新改造水情自动化测报系统，以便提高区间洪水测报精度，加大洪水预见期，为万家寨关闸错峰和天桥电站的预泄腾空争取时间。此外汛期通过呼和浩特市测雨雷达信息传输系统向天桥水电站传送区域降雨信息。

4．2制定联合调度方案

在现有条件下，与万家寨枢纽管理局和有关单位协商联系，成立两枢纽联合调度机构，制订联合调度方案，对凌汛、防洪及水量的利用进行统一调度。

4．3进行枢纽工程除险加固

篇10

我们在对电站进水口的排沙问题进行泥沙模型试验研究中认识到，要提高排沙底孔的输沙率，必须“束水攻沙”，由此提出了“格栅式排沙廊道＋排沙底孔”的组合型式（简称格栅式排沙底孔），即在电站进水口前沿设置一道格栅式排沙廊道，排沙底孔与格栅式排沙廊道连通。当排沙底孔泄洪排沙时，排沙底孔的进水水流均匀分布于整个排沙廊道的上方。由于排沙廊道顶部格栅的作用，水流在排沙廊道内及其周边形成螺旋流或结构紊乱的涡流，大大增强了水流的挟沙能力，使淤积在排沙廊道及周边区域的泥沙迅速排空。为了验证格栅式排沙底孔的适应性，我们将这一型式应用于另一水电站工程，同样收到良好的排沙效果。

2泥沙模型试验成果介绍

2.1A工程模型试验成果

A水电工程位于云南省金沙江一级支流硕多岗河，是以单一发电为开发目标的引水式电站。工程所在河段属多沙河流，坝址多年平均悬移质输沙量63.70万t，推移质输沙量19.10万t，推移质重度γs=2.78t/m3，淤积干容重γs’＝1.60t/m3，中值粒径d50=33.3mm，平均粒径dpj=52.9mm。

工程为混凝土重力闸坝（设有泄洪孔、排沙底孔、排污道），坝顶高程2471.40m，最大坝高34.4m。泄洪孔和排沙底孔尺寸为5.0m×3.50m（宽×高），进口底板高程均为2442.00m。电站进水口布置于坝前河道右侧岸边，发电引水流量28.2m3/s，进口底板高程2449.50m。在电站进水口前、排沙底孔进口上游设置一道与底孔等宽的冲沙槽，长度35m。设置冲沙槽的主要目的是拦截泥沙，尤其是推移质泥沙，当泥沙横向翻越导墙时淤积在冲沙槽内，使电站进水口与排沙底孔拉沙水流间形成一个隔断，起到截沙槽的作用。工程枢纽布置见图1。

图1A工程冲沙槽和排沙底孔布置图

原方案试验成果表明，在“冲沙槽＋排沙底孔”的组合方案条件下，当排沙底孔泄洪排沙时，电站进水口区域的水流流速小，排沙能力弱，试验观测到冲刷漏斗发生坝0+00.0m～坝0-10.0m范围以内，进水口前沿的泥沙不能排出库外，不能达到“门前清”的冲刷效果。

通过对多个方案的对比试验，最终选定了“格栅式排沙廊道＋排沙底孔”的组合方案（见图2）。该方案最突出的优点是：由于合理地调整了格栅宽度、格栅间距、排沙廊道底坡等参数，使排沙底孔泄洪排沙时，排沙底孔的进水水流均匀分布于整个排沙廊道的上方。在排沙廊道顶部格栅的作用下，水流在排沙廊道内及其周边形成螺旋流或结构紊乱的涡流，大大增强了水流的挟沙能力，使淤积在排沙廊道及周边区域的泥沙迅速排空，从而在电站进水口前沿、格栅式排沙廊道区域内形成一长条状的冲刷漏斗。泥沙排空后的区域形成一个隔断，起到了截沙槽的作用。

试验成果表明，在库水位2457m，排沙底孔下泄流量150m3/s时，排沙廊道周边的泥沙能在20分钟内排空(模型约4分钟），冲刷漏斗的长度方向在坝0+00.0m～坝0-35.0m之间。与原“冲沙槽＋排沙底孔”方案相比，“格栅式排沙廊道＋排沙底孔”方案的水流挟沙能力更强、冲刷漏斗的范围更大，达到了电站进水口“门前清”的理想效果。

图2A工程格栅式排沙底孔布置图

2.2B工程模型试验成果

B水电工程位于云南省金沙江一级支流牛栏江，是以发电为主要的水电工程。坝址河段多年平均悬移质输沙量1209万t，推移质输沙量190万t，坝址悬移质平均含沙量2.97㎏/m3。床沙干容重γs=2.56t/m3；Cs1断面、Cs2断面中值粒径d50分别为19.0mm、14.0mm，平均粒径dpj分别为19.7mm、16.7mm。

电站首部枢纽由泄洪表孔、排沙底孔、冲沙槽、非溢流坝段及进水口等建筑物组成。大坝坝轴线位于峡谷出口处。河床布置3孔泄洪表孔，孔口尺寸(宽×高)为8.0m×13.0m，堰顶高程1269.0m；河床左侧主河槽布置1孔排沙底孔，孔口尺寸(宽×高)为6.0m×10.0m，底板高程1257.00m，承担泄洪与溯源拉沙任务。

在A工程模型试验成果的基础上，我们在B工程上采用格栅式排沙底孔方案，通过模型试验调整格栅的尺寸及格栅间距、排沙廊道底坡、排沙廊道长度等参数（图3）。冲刷试验成果表明：控制上游库区水位1276m，在冲沙流量100m3/s、250m3/s和600m3/s时，开启格栅式排沙底孔，运行32分钟(模型约4分钟），在电站进水口前沿、排沙廊道内及周边区域的泥沙均能排空，冲刷漏斗范围在坝0+00.0m～坝0-30.0m之间，同样达到了电站进水口“门前清”的理想效果。

图3B工程格栅式排沙底孔方案

3格栅式排沙底孔体型

格栅式排沙底孔可分为两个部分：

（1）常规类型的排沙底孔；

（2）带有格栅顶板的排沙廊道。根据电站进水口与枢纽布置的不同，排沙廊道的轴线与排沙底孔的轴线可以成0°～90°夹角（图4、图5）。排沙廊道的靠进水口一侧的边墙应高于另一侧边墙，同时也应高于电站进水口底板，边墙高度可根据工程具体情况确定，边墙顶部也可以设计成“Γ”型，以利于拦截泥沙。

4格栅式排沙底孔泄流能力

受格栅式排沙廊道的影响，格栅式排沙底孔的泄流能力小于常规类型的排沙底孔。由于排沙廊道内水力条件复杂，流态紊乱，目前无法计算格栅式排沙底孔的泄流能力，只能通过模型试验测试。

以A工程为例：A工程的格栅式排沙廊道的尺寸为：b＝5m，d＝2m，e＝1m，i＝0.1667，L＝35m。排沙底孔的体型为：平底，进口顶曲线为椭圆曲线，长半轴4.5m，短半轴1.5m，出口断面为5m×3.5m（宽×高）。

通过泄流能力试验，得到格栅式排沙底孔自由出流时的流量计算式为：

Q=61.7099H0.4951，式中：H＝排沙底孔底板以上总水头－闸门开高。

流量系数计算式为：μ＝0.7961/H0.0049。

因此，A工程在正常运行条件下，格栅式排沙底孔的流量系数取值为μ＝0.783～0.790。

图4格栅式排沙底孔体型（轴线夹角为0°）

图5格栅式排沙底孔体型（轴线夹角为90°）

图中，b为排沙廊道宽度，d为格栅宽度，e为格栅间距，i为排沙廊道底坡，L为排沙廊道长度。以上5个参数应根据工程的具体情况确定，并通过泥沙模型试验验证。

5结语

电站进水口的取水排沙历来是水电工作者十分关注的问题。为了保证电站进水口不产生推移质淤沙，减少粗沙过机，本文进行了有益的探索。本文在2个电站进水口排沙底孔泥沙模型试验的基础上，提出了一种“格栅式排沙廊道＋排沙底孔”的组合型式（简称格栅式排沙底孔）。即：在电站进水口前沿设置一道格栅式排沙廊道，排沙底孔与格栅式排沙廊道连通。当排沙底孔泄洪排沙时，排沙底孔的进水水流均匀分布于整个排沙廊道的上方，在排沙廊道顶部格栅的作用下，水流在排沙廊道内及其周边形成螺旋流或结构紊乱的涡流，大大增强了水流的挟沙能力，使淤积在排沙廊道及周边区域的泥沙迅速排空。在电站进水口前沿、格栅式排沙廊道区域内形成一长条状的冲刷漏斗。泥沙排空后的区域形成一个隔断，起到了截沙槽的作用，达到电站进水口“门前清”的效果，较好地解决了工程实际问题。格栅式排沙底孔对其他同类型工程具有一定的借鉴作用，也值得今后对其体型进行深入的研究。

6参考文献

1武汉水利电力学院，河流泥沙工程学（下册），第1版，北京：水利出版社，1982年

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2小水电委托管理分析

2．1小水电委托管理的风险(1)委托方的风险主要有人为风险、经济风险、自然风险、政策风险等。人为风险包括人员管理水平，不可预见事件等，经济风险包括资金筹措不力，宏观经济形势，投资环境恶化，市场物价，投资回收期过长等;自然风险包括河流降水来水，恶劣的气候条件与现场环境、自燃小灾害等，政策风险包括国家政府主管部门的行为、态度，管理体制等。(2)被委托方的风险主要有管理风险、责任风险、发电设备设施性能风险等。管理风险主要在于管理人员管理水平，技术人员技术水平和责任心;责任风险主要在于委托费用风险，替代责任风险等，因此，单就这些方面被委托方的风险并不比委托方小。

2．2小水电委托管理的利弊分析

2．2．1委托管理模式下对委托方(企业)的利弊①减少委托方人力资源管理成本，同时，小水电站委托管理下收益远比自己培养专业人才队伍来得快。②委托方把小水电站运营管理委托给专业队伍，分出一些风险给被委托方，减少企业部分风险，同时，利于电站安全稳定生产，进而实现利益最大化。③委托方把小水电站运营管理委托给专业队伍，可以集中精力进行融资和再投资，做大做强自身核心业务，利于企业多元化、长远化发展。④委托方把小水电站运营管理委托给专业队伍，增加了自身监管工作和风险。⑤委托方把小水电站运营管理委托给专业队伍，必须在委托管理合同方面做足功课，以使双方实现共赢，否则则是双方两败俱伤，甚者出现投资严重亏损。

2．2．2委托管理模式下对被委托方(企业)的利弊①委托管理下使被委托方增加额外收入，降低人力资源管理成本，尤其对那些旧的大水电站企业，分流一部分过剩人员，盘活企业自身发展。②委托管理模式下促使一部分专业化运营管理公司的建立和发展。③委托管理模式下经济利益和风险责任原因促使专业化发电企业加强自身管理，提高自有专业人员水平等。④部分委托方由于自身专业知识和资金原因，在投资建设阶段对设备选型欠佳，致使被委托方设备风险严重加大，进而影响安全运营管理。

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二、解决问题的思路

1.设备承包制度能满足责任落实到个人

建立并且完善设备的管理制度，包括从运行、维护到检查和检修的整个过程，按照台为单位，把全站的机电设备细分到人。该台设备的的主人就是责任人，负责设备安全稳定运行。在相关管理制度的要求下，责任人应该定期对于所管设备进行检查、维护、运行、消缺等处理工作，通过设备档案的建立，责任人对所管设备进行帐台录入工作，并在设备档案中详细记录相应的运行记录、检查记录、消缺记录以及检修记录等，在综合分析的基础上，能够掌握更新、更换部件以及设备检修的相关的第一手基础资料。设备的技术状况应该在责任人的不断努力下而不断改善，责任人应该严格执行各种规程制度，具有认真负责的设备的运行管理态度，使得经济效益提高成为可能，满足文明、稳定、经济、安全生产的需要。老水电站进行设备承包制度过程中，应该注重以下几个方面的问题:一是，不能仅仅遵从片面的运行、维修，而要进行全过程管理，全面监督设备的运行、维护和检修等环节，并且对于相关环节的监督应该在实践中不断完善;二是，应该有机结合设备的技术管理与经济管理，不仅要重视设备的技术责任，还应该落实好经济责任问题，同时，还应该从管理制度上进行一定程度的保证;三是，培训企业管理、技术人员和生产工人也应该引起足够的重视，一方面要加强技术业务方面的培训，另外一方面，则应该对于安全思想、纪律作风方面的教育进行重视。要求生产第一线的技术人员应该达到一定的技能水平，在相关的岗位规范标准要求下，各级岗位人员进行系统的岗位培训，只有能够在取得岗位培训合格之后才可上岗工作。

2.状态检修管理应该积极推行

“该修必修，修必修好”则是对于状态检修的通俗说法，在传统的计划检修上则是“到期必修，修必修好”，仅仅两个字的差别，就能把工作中的状态检修工作的针对性进行很好的反应，重点强调的则是该修必修，这也样也能够体现出一定的设备管理的科学合理性。在老水电站进行设备维修过程中，各种先进的诊断技术和手段则是进行局部维修还是整体大修的判断，进行大修还是小修的决策的重要手段，在了解设备实际运行工况的情况下，进行正常的诊断、检测和综合科学分析运行设备，经过科学性的反复论证，再加上相应的长期的设备运行管理中的所积累的实践经验上，能够把“预防为主”的原则思想很好地在企业的技术管理层和决策层进行相关的检修工作中体现出来。为了能够使得检修目标和经济效益的最大化得以有效实现，这里使得检修管理的科学性得以更好体现，则是通过上述程序所决定的检修内容、项目和周期所得。“该修必修，修必修好”则应该在设备的预防性检修中落实好，做好全面分析设备的状态的基础工作，使得整机维修目标管理得到切实加强。在设备检修过程中，积极分析设备和部件的技术寿命、经济寿命和物质寿命等，这样更有利于局部技术的改造和创新，为了更好保证经济效益的最大化，应该充分利用好每项改造的前、后的对比试验。

3.设备管理的长效激励机制能够保证考核到位

在建立设备管理的长效激励机制的过程中，应该要有机结合相应的年终考评和员工的岗位业绩，奖惩分明的考评机制应该针对绩效考评工作有效确立:一是，在定性指标标准化情况下，通过指标管理，用业绩考核工作则就需要进行定量指标数据，做到用指标评价业绩;二是，激励措施应该实施引导，通过目标管理的强化，对于评价、执行、计划等关键环境进行探讨，使得全体员工能够促进效益和进行有效管理;三是，对于对设备管理方面有突出贡献人员来说，应该通过一定制度进行重奖，组织课题研究和公关设备技术方面存在的重点和难点问题，使得创新意识得以加强，员工的主人翁地位有所加强;四是，指标执行过程的监控过程需要进一步加强，确保三级指标体系的完整性，不能缺少任何一部分;五是，评价工作还应进一步重视，制度能否达到应有的效果则需要通过评价工作的好坏来决定，这就要进行公平、公正、客观的评价工作，为了更好激发员工的积极性，做到能够奖惩分明。

4.有机结合设备可靠性指标与设备管理

设备可靠性指标管理作用应该进一步充分发挥，为了更好建立有效的现代化的生产管理模式，使得设备的可靠性管理得以有效实现，就应该在了解并熟悉设备的基础上，通过相应的机组的故障分析、故障诊断和工况监测等工作，进行相应的方案的维护和制定，做好设备的可靠性管理相关工作。先进故障诊断技术一定要积极应用在故障模式诊断、后果分析及评价等多个方面。生产管理人员通过现金的技术手段，能够更好了解设备的健康情况，能够有效通过现代化的油液、振动、红外等检测设备的技术手段来进行相关的自动化分析技术、信号处理技术等方面的应用，有利于检修策略的制定。所以，应该适时对于状态检修的设备范围进行一定的扩大，通过检测手段的不断完善，使得状态检修工作更好深入推行，状态检修技术支持和设备数据库相应地就能够有效建立，这对于形成故障检修、计划检修、状态检修相互结合的优化检修方式具有一定帮助。