水电管理论文范文

引言：寻求写作上的突破？我们特意为您精选了12篇水电管理论文范文，希望这些范文能够成为您写作时的参考，帮助您的文章更加丰富和深入。

篇1

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

篇2

我国一次能源结构中,煤炭资源储量第一,水力资源第二,能源消费中过度依赖煤炭,已造成了严重的环境问题。与大型水电工程配套的远距离超、特高压输电线路,能使我国电网在更大的时空范围内调节电力供应,合理利用资源。

优先发展水电是我国能源发展必须坚持的重要方针。目前,国外发达国家的水力资源开发利用程度在60%以上,而我国仅为20%,抓紧水电开发是当务之急。据国家发改委提供的资料显示,我国水力资源理论蕴藏量为6.94亿千瓦,年发电量为6.08万亿千瓦时;技术可开发装机容量为5.42亿千瓦,年发电量为2.47万亿千瓦时;经济可开发装机容量为4.02亿千瓦,年发电量为1.75万亿千瓦时。按照初步规划,到2020年,我国水电装机容量达到3亿千瓦,占发电装机容量的30%,开发程度为55%,接近发达国家的开发利用程度。届时,每年水电的发电量可以替代5亿吨燃煤的火电,能减排15亿吨二氧化碳气体。

积极开发水电是我国西部大开发、保护生态环境的重要任务。我国尚未开发的水力资源主要分布在西部地区的大江大河,由于历史原因和自然条件的限制,这些地区经济比较落后,贫困人口较多,过度开垦耕种和砍伐,水土流失和生态破坏严重。开发西部水力资源,将有利于建设当地基础设施,增加就业机会,搬迁出水库沿岸山区不适宜居住的贫困农民,实现水土保持,脱贫致富,促进地方经济发展。如果西部水电开发落后于产业布局调整,则将提高水电开发的难度和成本,甚至失去开发机遇。

有序开发水电,使水电工程成为优良效益工程

水电开发是涉及到能源、水利、航运、国土、生态、林业等方面的综合系统工程,需要统筹兼顾,综合平衡利益关系,在做好开发规划的基础上和谐有序地开发水电。

第一,要统一流域大型水电项目的开发主体。和谐的水电开发实质上是流域区域经济的综合开发,使水力资源在干支流、上下游的梯级电站充分利用,满足发电和防洪、航运、灌溉等多项需求。因此,水电项目的投资主体不仅要追求经济利益,而且要兼顾社会效益,服从统一调度,使全流域和相关电网的安全和谐运行。只有国有企业作为开发主体,才能实现这样的要求。美国、加拿大等发达国家的大型流域水电工程,至今仍是政府为主投资建设运营管理。

第二,制定水力资源综合利用规划,实施流域综合开发。要充分考虑水资源承载能力和水环境承载能力,把水电开发与水力资源综合利用、生态工程建设、航运交通开发和地区经济发展有机结合起来,将流域水电开发与电能送出超高压、特高压输电网的建设相结合,实现流域水力资源的合理开发、高效利用、有效保护和协调发展。

第三,要建立科学合理的水电开发管理和利益分配机制。充分发挥政府综合管理部门的作用,高效协调水电开发中涉及防洪、发电、航运、移民、国土、生态、环保等方面的关系,明确中央与地方的管理权责。加强管理,依法审批,避免由于部门之间、中央与地方政府之间的矛盾影响水电开发的进程。要建立投资和运营成本在社会效益与发电效益中合理分摊的机制,建立同流域龙头水库电站与下游梯级电站之间的利益分配机制,研究制定鼓励和谐开发水电的财税政策。

更新开发观念,使水电工程成为生态工程

要坚持保护优先、开发有序的原则,严格控制未纳入开发规划的不合理的水力资源开发活动,加大环境保护投入和管理力度。在水电项目的建设前期,要严格进行水电项目环境影响评价,深入作好项目勘测和论证工作,优化设计,尽可能避免对于动植物、水生物和小气候的影响,并制定相应的保护和补救措施;在工程建设期间,使生态环境保护工程优先于水电工程建设,严格控制工程建设过程中的粉尘、污水排放,减少植被破坏和及时恢复开挖面;在工程建成运行期间,要充分发挥水库防洪调蓄洪水、抵御自然灾害的生态效益,要控制泥沙排放,加强库区崩塌、滑坡灾害预测预报,减小水电对于生态的负面影响。

篇3

2几个基本要点

2.1建立安全管理体系

2.1.1建立安全管理体系和安全监督体系，建立完善的安全监督网络，坚持以项目第一责任人为核心的安全委员会管理机构。在项目部安委会的领导下，开展安全工作，对工程项目安全文明施工实行“统一规划，统一组织，统一协调，统一管理”。

2.1.2建立健全安全生产责任制，层层制定各级人员的安全责任制，并且符合《安全法》、《建筑法》、《建设工程安全生产管理条例》、《劳动保护法》、《环境保护法》及公司管理制度等，使项目部各级人员明确自己的安全文明生产责任，实行用制度约束人，用制度来管人的模式，把安全工作做到“横向到边，纵向到底”的效果。

2.2安全教育培训安全生产教育培训应贯穿整个施工生产全过程，覆盖工程项目部的所有人员，重点是新进场的新员工及农民工，特别是新进场的农民工，这些人流动性大，安全知识缺乏，安全意识淡薄。在当今提倡管理型的水电工程建设中，大量的工程施工任务，要靠他们去完成，提高农民工的安全意识，杜绝各类事故的发生，需要对他们进行定期或不定期安全教育及技能培训，只有这样才能控制人的不安全行为。对于特殊工种必须进行相关专业安全教育培训，从业人员必须坚持持证上岗，未取得特殊工种操作证或证件过期的人员，不得从事特殊工作。

2.3安全检查安全检查分为综合性的安全检查和专项安全检查，它是安全管理的重要组成部份。每月定期或不定期的开展安全大检查活动，对施工过程中行为及设施以及环境进行安全检查，以确保符合安全要求，对存在的隐患进行分析，采取纠正和预防措施，从而把事故消灭在萌芽状态。

2.4安全巡视

2.4.1安全人员的工作岗位在施工现场，环境较为复杂，各种不利安全因素太多，这就要求作为一个安全管理人员，要善于发现问题，善于处理问题，尤其是在紧急、危险、关键时刻要有正确处理的能力。例如，2005年12月，我在福建牛头山水电站工作，一次在大坝上安全巡视时，发现坝下左边坡洞（原地质探洞，后扩挖改为山体排水洞）内运出来的渣是泥夹石，我立即从坝上赶到洞内，把洞内当时正在出渣的8名湖南籍民工叫出来，命令他们停止作业，并及时通知监理、业主、设计单位到施工现场查看。经查看后，立即修改方案，改为明挖，从而及时消除了事故隐患，防止事故发生。

2.4.2作为安全管理人员要善于学习各科安全知识，努力提高自身的业务水平，因为安全涉及面广，不仅要懂国家法律法规，还要懂电气、机械、火工材料、易燃易爆等相关知识。面对此情况，只有加强学习，掌握相关知识，深入施工现场实际中去，了解掌握施工过程中人的不安全行为和物的不安全状态，从而提高自身的业务素质。

2.4.3反习惯性的违章，控制人的不安全行为，要从操作规程、规范着手，使操作人员正确操作设备，对于违章作业的人员，要加强安全教育，正确使用佩戴劳保用品，指出违章作业危险性以及后果，从而使他们提高安全意识，自己去控制不安全行为，把“要我安全”转变为“我要安全”，充实项目部安全文化的内涵。

2.5开展危险源的辨识与控制。

2.5.1开展危险源的调查与辨识首先要从基础开始，发动群众查找危险源，对危险源进行辨识，使大家都知道危险源、认识危险源，从而更好的制定危险源的控制措施，根据不同危险源采取不同的方法，如：①约束人的不安全行为；②消除物的不安全状态；③在约束人的不安全行为的同时，消除物的不安全状态；④采取隔离防护措施，使人的不安全行为与物的不安全状态不相遇。

篇4

二、当前水电厂固定资产管理中存在的问题

1.账目价值与实际价值不符。电力企业的固定资产不同于一般企业，其种类更加繁多，存放地点更加分散，管理部门众多。这一特征导致了水电厂固定资产账实不清现象的出现，并且这一现象已经成为了水电厂固定资产管理中较为普遍的突出问题。导致电力账目价值与实际价值不符的主要原因是：固定资产价值管理和实物管理标准不一致、固定资产相关费用支出标准不明确两方面原因。由于电力企业固定资产种类繁多，每种的管理标准都有着一定的差异性，生产部门与财务部分看待固定资产的角度不同，管理方式存在一定差异，极容易造成固定资产账实不符的发生。2.管理手段及方式落后。目前很多电力企业在发展中，依然采用传统人工固定资产管理模式，这种管理方式不仅效率低，更具有一定的滞后性，根本无法很好的发挥固定资产管理职能。并且传统人工在进行固定资产管理时，数据不易保存、易丢失等问题比较突出。导致这种现象的主要原因是在水电厂固定资产管理中缺少对现代化技术的应用，缺乏信息化技术的融入，不注重信息化建设。随着电力企业固定资产管理的日益发展，传统人工管理已经无法满足现代电力企业固定资产管理需求。

三、强化水电厂固定资产管理的对策

1.统一固定资产管理目标。解决水电厂账目价值与实际价值不符问题，是水电厂固定资产管理中的首要任务。统一固定资产管理目标是解决账目价值与实际价值不符的主要途径，在固定资产管理工作开展中可将固定资产按类别进行详细的划分，根据不同类型和不同阶段制定固定资产管理目标，利用统一的管理目标，提高水电厂固定资产管理的有效性和质量，为水电厂经营发展创造有利条件。2.加强信息化建。二十一世纪是一个信息的时代，如今全世界都向着信息化的方向发展着，企业在经营管理中融入现代化信息技术已经是一种不可逆转的必然趋势，水电厂想要在时代的洪流中生存下去，必须坚持与时俱进，加强信息化建设，利于信息化技术提高固定资产管理水平和质量，现实无纸化办公，使水电厂的固定资产管理更高效、更快捷、更实时、更精准。

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

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7

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8

二是七种记录：施工记录、隐蔽工程检查记录、水上建筑及水文气象观察记录、运行记录、检修记录、预防性试验记录。

三是九种基本制度：岗位责任制（包括行政人员、生产技术管理人员、运行和检修工人岗位责任制等），运行管理制度（包括设备责任制、巡回检查制、定期试验维护制、定期切换制、工作票制、操作票制、运行分析制、清洁卫生制等），检修管理制度（包括设备责任制、设备维护保养制、质量负责及大修制、改进工程及班组核算制、清洁卫生制等），设备管理制度（包括设备分界、分工、缺陷管理、设备异动、设备评级、固定资产管理等），安全管理制度（包括事故统计、事故调查、防火管理等），培训管理制度，备品备件管理制度，技术档案及技术管理制度，合理化建议及技术革新管理制度。

编制运行规程主要包括：

（1）规程分类。运行规程是三大现场规程之一，它可以分成若干个单项规程。一般地说，运行规程可分为两大类：一是主要内容以运行人员为出发点的制度，如岗位责任制、交接班制度、安全工作规程等；二是主要内容以运行设备为出发点的制度，如各种操作规程、技术监督制度、设备的巡视、检查、保养、维护制度等。

（2）编制依据。编制上述运行规程的依据是水利部（含原水电部）历年颁发的各种部规和若干种典型规程。小型水电站可根据本站实际情况，参照上述规程，编制一套适合于本站的技术管理规章制度。这些制度既为电站的技术管理指明内容、方法，同时又为处理事故、划分事故责任提供依据。

（3）建立设备技术档案。电站技术档案内容较多，一般有：各种规章制度，如三大现场规程，五项监督，七种记录，十项基本制度；制造厂的设备原始资料、记录；发电机组的竣工图、备品图册；电站的设计图、施工竣工图，与实际情况相符的各种系统图和运行操作图；电站运行检修的各种记录；其他一些有保存价值的技术资料（如水文资料）等。

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

篇11

2水电站建设项目风险管理对策

2.1风险控制对于水电建设项目的风险，如果要进行风险的管理和规避，则要有效控制风险。具体要做到以下3点：①工程合同是具有法律效力的文件，也是承包商与发包商合法权益的保障，在一定程度上起到了制约的作用，可避免两者之间出现违法操作。因此，工程项目管理人员必须时刻保持强烈的风险意识，对工程合同中的每一条条款进行认真、仔细的阅读，并充分考虑其中是否存在风险因素，避免日后产生经济纠纷。②利用合同形式进行风险控制。利用合同形式进行风险控制时，要结合实际施工情况，对于一些规模较小、施工单位具备丰富的施工经验的施工项目，发生风险的可能性较小，施工单位可采取有效的风险控制措施，并制订总价合同形式；在一些大规模的工程项目施工中，由于施工情况常发生变化，常受到内部和外部因素的干扰，具有极高的风险性，所以，需要制订适当的风险转移措施，利用单价合同的形式降低合同风险存在的概率。③优化设计方案，控制风险。科学的水电工程设计方案可为水电工程建设奠定基础。因此，必须学习和利用先进的技术和设计理念。

2.2风险转移在水电工程项目风险管理中，可将项目风险有意识地转移给其他建设方。通常情况下，风险转移包括以下2种措施：①购买保险。由于水电工程项目的建设工期较长，且施工环境较为复杂，一旦工程项目存在风险，会对项目的投资者甚至是建设者造成很大的损失。如果承包方在项目工程建设前投保，则当施工过程遭受风险和损失时，保险公司会根据保险条款补偿一部分资金。②完善合同条例。一方面，总承包商可通过合同将工程项目转让给其他承包商或进一步分包，这样可实现风险分散；另一方面，可选取具有良好信誉的第三方作为担保方，为承包方提供担保，这样可有效分散项目中存在的风险。

2.3风险规避如果水电工程项目遭遇某种风险的概率较大，或某种风险会给建设单位造成巨大的经济损失，则管理者应对该风险制订相应的策略，以合理规避风险。所谓“规避风险”，指的是运用合理的策略从源头上规避风险，从而杜绝风险发生，这样可最大程度地减少承包方和建设方的损失。现阶段，常用的风险规避策略包括放弃或拒绝工程项目、提高施工竞标的价格、向招标方提出合同条件和选择保守、稳健的项目建设计划等。虽然运用一些手段可规避风险，但依然会给承包方和施工单位带来一定的损失。然而，与发生风险造成的损失相比较，规避风险后的损失会大幅度降低。

2.4运用工程索赔将风险转化或降低索赔根据相关合同对工程风险进行重新划分，能体现合同的公正性。工程索赔是工程项目实施中的关键环节，在施工阶段具有十分重要的意义。工程索赔具有十分广阔的领域，比如，它贯穿在工程的施工、设计和相关变化等方面。以合同条款或推断条款为依据进行工程索赔，有利于降低工程风险，保障各方的利益。

篇12

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。