水电站检修概况
水电站设备检修概况
一、检修基本原则
（1）发电企业应按照政府规定的技术监督法规、制造厂提供的设计文件、同类型机组的检修经验以及设备状态评估结果等，合理安排设备检修。
引用标准及参考文件
DL/T838-2003 发电企业设备检修导则
DL/T1066-2007 水电站设备检修管理导则
GB/T19001 质量管理体系要求
GB8564-88 水轮机发电机组安装技术规范
（2）设备检修应贯彻“安全第一”的方针，杜绝各类违章，确保人身和设备安全。
（3）检修质量管理应贯彻GB/T19001质量管理标准，实行全过程管理，推行标准化作业。
（4）设备检修应实行预算管理、成本控制。
（5）发电机组检修应在定期检修的基础上，逐步扩大状态检修的比例，最终形成一套融定期检修、状态检修、改进性检修和故障检修为一体的优化检修模式。
二、检修方式：发电设备的检修方式分为定期检修、状态检修、改进性检修和故障检修四类。
(1) 定期检修是一种以时间为基础的预防性检修，根据设备磨损和老化的统计规律，事先确定检修等级、检修间隔、检修项目、需用备件及材料等的检修方式。
(2) 状态检修是指根据状态监测和诊断技术提供的设备状态信息，评估设备的状况，在故障发生前进行检修的方式。
(3) 改进性检修是指对设备先天性缺陷或频发故障，按照当前设备技术水平和发展趋势进行改造，从根本上消除设备缺陷，以提高设备的技术性能和可用率，并结合检修过程实施的检修方式。
(4) 故障检修是指设备在发生故障或其它失效时进行的非计划检修。
三、检修等级：是以机组检修规模和停用时间为原则，将发电机组的检修分为A、B、C、D四个等级。
（1）A级检修是指对发电机组进行全面的解体检查和修理，以保持、恢复或提高设备性能。
A级检修标准项目的主要内容：
①全面解体、更换或修理和调整过水、发电机定、转子定期检查；
②定期监测、试验、校验和鉴定；
④更换已到期的需要定期更换的零部件；
⑤各项技术监督规定的检查项目；
⑥消除设备和系统的缺陷和隐患。
（2）B级检修是指针对机组某些设备存在问题，对机组部分设备进行解体检查和修理。B级检修可根据机组设备状态评估结果，有针对性地实施部分A级检修项目或定期滚动检修项目。
（3）C级检修是指根据设备的磨损、老化规律，有重点的对机组进行检查、评估、修理、清扫。C级检修可进行少量零件的更换、设备的消缺、调整、预防性试验等作业以及实施部分A级检修项目或定期滚动检修项目。
C级检修标准项目的主要内容
①消除运行中发生的缺陷；
②重点清扫、检查和处理易损、易磨部件，必要时进行实测和试验；
③各项技术监督规定的检查项目。
（4）D级检修是指当机组总体运行状况良好，而对主要设备的附属系统和设备进行消缺。D级检修除进行附属系统和设备的消缺外，还可根据设备状态的评估结果，安排部分C级检修项目。
四、定期检修时间间隔
五、水轮发电机组检修停用时间机组A、B、C、级检修的停用时间是指机组从系统解列（或调度同意检修开工）到检修完毕正式交付电网调度的总时间。
表2 水轮发电机组标准项目检修停用时间
六、检修质量管理
（1）总体要求
1.检修工作应贯彻“质量第一、修必修好”的方针，强化检修全过程质量管理。
2.加强检修质量全过程监督，严格按程序进行验收，严肃工艺纪律，确保检修质量。项目检修和质量验收均应实行验收签字责任制定和质量追溯制度。
3.按照 GB/T19001质量管理标准的要求，形成质量管理体系，并按照质量手册、程序文件、作业指导书的要求进行质量管理。发电设备检修应采用PDCA（P—计划、D—实施、C—检查、A—总结）循环的方法全过程质量管理，从检修准备开始，制订各项计划和具体措施，做好施工、验收和修后评估工作。
3.实行质量责任制和追溯制，检修质量管理宜实行质检点检查和三级验收相结合的方式。
质检点（H、W点）是指在工序管理中根据某道工序的重要性和难易程度而设置的关键工序质量控制点，这些控制点不经质量检查签证不得转入下道工序。其中H点（Hold point）为不可逾越的停工待检点，W点（Witness point）为见证点。
三级验收是班组、部门、公司三个管理层次依据检修的性质和要求，对不同检修项目进行分级验收的制度。三级验收即公司组织验收，二级验收即部门组织验收，一级验收即班组组织验收，即运行班组工作票许可人和工作负责人共同到现场验收。高验收级别兼容低验收级别，但不能代替低验收级别，也就是三级验收包括了一、二级验收，二级验收包括了一级验收。
4.当发生质量问题时，应分析原因，举一反三，有效整改，完善预控措施。
5.建立质量记录和报告制度。比如：机组检修前、后运行主要指标比对表；检修安装单元工程质量评定表；检修总结报告；检修管理评价表。
（2）检修技术数据的监督与测量具体的技术参数可参照依据《水轮机发电机组安装技术规范》（GB8564-88）
1.设备解体前的原始数据测量：解体前检修人员应测量设备的主要技术尺寸、相对位置等数据并记录完整，妥善保存，作为组装复位时的参考依据。修前重要技术数据，工程技术人员要亲自核对。
2.设备解体检查、清理后的装配尺寸测量：设备解体检查、清理后，应对各部件进行尺寸测量，特别是对磨损、变形和更换部件的装配尺寸进行测量，与质量标准数据对照，并记录完整。修后重要技术数据，工程技术人员要亲自复核。
3.设备组装后的试运数据测量：对转动设备的振动值、轴承温度、润滑油和冷却水的流量和温度、可调整部件的灵活性、各密封部位的渗漏情况等，要全面检查，及时消除，并记录完整。
（3）检修质量验收
1.检修质量的验收是整个检修过程中确保检修质量关键的一环。检修后设备能否达到检修目标，确保按质量标准验收是检修质量全过程管理的重要组成部分。
2.检修质量验收，实行质检点检查、三级验收和监理评价相结合的方式，执行按规定的质检点验收、三级验收制度，并一律实行签字责任制和质量追溯制。
质检点（H、W点）是指在工序管理中根据某道工序的重要性和难易程度而设置的关键工序质量控制点，这些控制点不经质量检查签证不得转入下道工序。其中H点（Hold point）为不可逾越的停工待检点，W点（Witness point）为见证点。
三级验收是班组、部门、公司三个管理层次依据检修的性质和要求，对不同检修项目进行分级验收的制度。三级验收即公司组织验收，二级验收即部门组织验收，一级验收即班组组织验收，即运行班组工作票许可人和工作负责人共同到现场验收。高验收级别兼容低验收级别，但不能代替低验收级别，也就是三级验收包括了一、二级验收，二级验收包括了一级验收。
3.质检点验收是工序质量控制的关键，不经质量验收签证不得转入下道工序。
4.检修过程中发现的不符合项，应填写不符合项通知单，并按相应程序处理。
水力发电国内外发展状况
水力发电国内外发展状况 水力发电，研究将水能转换为电能的工程建设和生产运行等技术经济问题的科学技术。水力发电利用的水能主要是蕴藏于水体中的位能。其工作原理是利用位于高处具有势能的水流至低处，将其中所含势能转换成水轮机之动能，再借水轮机为原动力，推动发电机产生电能。利用水力（具有水头）推动水力机械（水轮机）转动，将水能转变为机械能，如果在水轮机上接上另一种机械（发电机）随着水轮机转动便可发出电来，这时机械能又转变为电能。水力发电在某种意义上讲是水的位能转变成机械能，再转变成电能的过程。 水力发电在19世纪70年代在法国开始应用，建成第一座水电站，80年代，美国建成由一台水车带动两台直流发电机组成，装机容量25kW的美洲第一座水电站，随即欧洲第一座水电站于意大利建成，装机65KW。19世纪90年代起，水力发电在北美、欧洲许多国家受到重视，利用山区湍急河流、跌水、瀑布等优良地形位置修建了一批数十至数千千瓦的水电站。1895年在美国与加拿大边境的尼亚加拉瀑布处建造了一座大型水轮机驱动的3750kW水电站。进入20世纪以后由于长距离输电技术的发展，使边远地区的水力资源逐步得到开发利用，并向城市及用电中心供电。30年代起水电建设的速度和规模有了更快和更大的发展，由于筑坝、机械、电气等科学技术的进步，已能在十分复杂的自然条件下修各种类型和不同规模的水力发电工程。 中国是世界上水力资源最丰富的国家，可开发量约为3.78亿kW。中国大陆第一座水电站，始建于1910年，1912年发电，装机480kW，后又分期改建、扩建，最终达6000kW。近一个世纪，特别是建国以来，经过几代水电建设者的艰苦努力，中国的水电建设从小到大、从弱到强不断发展壮大。改革开放以来，水电建设更是迅猛发展，工程规模不断扩大。50年代至60年代初，主要修复丰满大坝和电站，续建龙溪河、古田等小型工程，着手开发一些中小型水电。在50年代后期条件逐步成熟后，对一些河流进行了梯级开发。截至1987年底，全国水电装机容量共3019万kW（不含500kW以下小水电站），小水电站总装机1110万kW（含500kW以下小水电站）。2010年8月，云南省的华能小湾水电站四号机组，装机70万千瓦，正式投产发电，成为中国水电装机突破2亿千瓦标志性机组，我国水力发电总装机容量由此跃居世界第一。 我国虽然水资源丰富，在世界各国中居第一位，但目前我国水能利用率却较低，水力发电前景广阔，在未来，随着能源结构的调整，水能作为一种清洁、高效的可再生新能源，取之不尽，用之不竭，发展水力发电显得尤为重要而紧迫。2012年我国全国水力发电量高速增长，2013年取得了显著成就，创历史新高，
水电站项目基本情况
1工程概况 1.1工程建设必要性 花坪河水库坝址位于巴东县大支坪镇，距离野三河汇合口12.56km，坝址以上流域面积172.4km2，占支井河流域面积的71.1%。 巴东县电网以水电为主，自八十年代后期开始，陆续建成了多座小型水电站，大大改善了巴东县电网的组成结构。但随着国民经济的高速发展，电力供需矛盾仍很严重，枯水期调峰容量依然不足。每年需从州网购电，为此，兴建花坪河水电站，对提高巴东县用电的保证率有重要作用。 花坪河水电站的兴建，是合理开发利用河流水能资源的需要，工程建成后不仅可增加巴东县电网的电力供应，缓解电力供需矛盾，而且还可带动和促进本地区经济发展，节省煤耗，保护环境，其兴建有很好的经济和社会效益，工程建设是十分必要的。1.2初步设计审查意见 2012年5月14湖北省水利厅印发《关于巴东县花坪河水电站工程初步设计报告的审查意见》，鄂水利电函[2012]334号文。部分内容如下： 四、同意工程开发任务为发电 同意发电死水位640.00米，同意设置极限死水位636.00米。 同意电站装机容量30兆瓦。 基本同意洪水调节计算方法及成果。同意采用敞泄方式进行洪水调节，水库50年一遇设计洪水位为670.00米，1000年一遇校核洪水位为672.80米；厂房50年一遇设计洪水位为402.07米，200年一遇校核洪水位为404.82米。 五、电站水库总库容2238万立方米、总装机30兆瓦，属三等中型工程。大坝、溢洪道、引水发电系统、电站厂房等主要建筑物为3级建筑物，由于大坝最大坝高97米（坝高超过70米），按2级建筑物设计，但洪水标准不予提高。同意钢筋砼面板堆石坝、溢洪道、发电隧洞进口按50年一遇洪水设计、1000年一遇洪水校核，电站厂房按50 1
水电站工程建设管理报告
夏河县头道河水电站工程建设管理工作报告 甘肃龙源电力技术开发有限责任 公司夏河分公司头道河水电站
二00六年七月 一、工程概况 头道河水电站位于甘南州夏河县境内、国道兰郎公路213km曲奥乡头道河村处，是《甘南州大夏河流域水能资源梯级开发规划》中的第13级水电站开发项目，也是我州“十五”时期重点的电气化县建设项目和重要的财源建设项目。该电站作为夏河安多水泥集团公司的自备电源项目由安多水泥集团公司筹资建设，公司于2000年初就逐步开展了项目的各项前期工作，2000年11月省计委以甘计农[2000]922号文批复项目建议书，同意新建夏河县头道河水电站工程。2001年元月省计委以甘计农[2001]20号文件将《夏河县头道河水电站可行性研究报告》进行批复，同意由西北电力设计院负责项目工程设计，夏河安多水泥有限责任公司出资建设。2001年6月22日省计委会同省水利厅等上级部门对《夏河县头道河水电站工程初步设计报告》进行了会审。7月31日省水利厅以甘水发[2001]254号文对头道河电站初步设计作了批复；同时，业主按照水电建设相关程序的要求，编制完成了《环境评价报告》等相关资料工作并同时通过审查和批复，办理了土地征用、取水许可等相关手续。2001年8月1日在合作市召开了工程招标会，主体工程报请省水利厅批准同意，采用议标定价单价承包方式，分别由省建六公
司承建引水枢纽，中铁十五局承建引水隧洞工程，临夏电力工程安装公司承建发电厂房，由甘肃琛泰工程建设监理有限公司头道河电站监理部负责土建工程项目的监理。 头道河水电站坝址以上流域面积5163m3/s，多年平均年径流量5.68亿m3，多年平均流量18.0m3/s，主要建筑物按5级设计，设计水头46m，引水流量19.86m3/s，装机容量7500kw （3×2500kw），设计年发电量4190万kw.h，设备年利用小时5587h，保证出力2800kw。电站工程设计为径流无调节有引水式电站，主要建筑物由引水枢纽、有压引水隧洞、调压井、压力管道、主副发电厂房、尾水渠、升压站、电站福利区（办公大楼）及35KV联网线路等工程组成。引水枢纽布置于国道兰郎公路右侧大夏河“V”型河谷及一级台地，沿河道从左到右依次布置有三孔泄洪冲砂闸和一孔进水闸，进水闸底部跨兰郎公路接引水隧洞，引水隧洞全长2996.65m(包括渠首洞内外45m)，隧洞末端布置有调压井，出隧洞接压力前池、压力管道至发电厂房。其中：引水枢纽采用侧向引水，正向泄洪排冰、排沙的布置方式。泄冲闸三孔，每孔净宽10m，进水闸一孔，净宽4m，沉沙池渐变长36m。以及所属消力池、铺盖、挡墙、闸房（239m3）、金属结构安装等项目。其中洞内15m，洞外30m（包括进水闸长9m）；引水隧洞工程除去枢纽洞内外45m，下余2941.65m 主洞，施工支洞三个计369.15m，调压通风孔一个57m，高压管道主管道130.27m，其中洞内117.6m，洞外12.67m，调
二滩水电站简介概要
二滩水电站简介 位于中国四川省西南攀枝花市境内的雅砻江下游、距雅砻江与金沙江的交汇口33km，是雅砻江干流上规划建设的21座梯级电站中的第一座。 二滩水电站是一座以发电为主的大型水力发电枢纽。水库控制流域面积11.64万km2，正常蓄水位1200.0m，发电最低运行水位1155.0m，总库容58.0亿m3，调节库容33.7亿m3，属季调节水库。电站内装6台550MW的水轮发电机组，总装机容量3300MW，多年平均发电量170亿kW·h，保证出力1000MW，是中国20世纪末建成投产的最大水电站。枢纽主要建筑物有混凝土双曲拱坝、左岸引水发电地下厂房系统、右岸两条泄洪洞等，双曲拱坝最大坝高240.0m，为中国已建成的最高坝。 二滩水电站1991年9月14日开工，1993年11月大江截流，1998年8月18日第一台机组投产，11月第二台机组投入运行，1999年4月拱坝工程基本完工，其余4台机组在1999年内投产。二滩水电站自工程正式开工历时8年零3个月全部建成投产。
坝址地形地质条件 二滩水电站坝址两岸谷坡陡峻、临江坡高300m～400m，左岸谷坡坡度25°～45°、右岸谷坡30°～45°，呈大致对称的“V”型河谷。河床枯期水位1011m～1012m，水面宽80m～100m，河床覆盖层厚20m～28m.枢纽区基岩由二迭系玄武岩和后期侵入的正长岩以及因侵入活动形成的变质玄武岩组成，均为高强度的岩浆岩、湿抗压强度在170～210MPa之间。坝区岩体完整性较好，构造破坏微弱，断层不发育，无大的构造断裂及顺河断裂，小断层仅4条，延伸不长、以中高倾角与河床正交或斜交，破碎带宽0.1m～0.6m，结构紧密。此外，右坝肩中部存在一条因热液蚀变和构造综合作用形成的绿泥石——阳起石化玄武岩软弱岩带，带宽10m左右。坝址属较高地应力区，河床下部左岸高程954m至976m部位，实测最大应力50.0～65.9MPa，高程1040m附近18.8～38.4MPa.坝区岩石抗风化能力较强，风化作用主要沿结构面进行和扩展，总体风化微弱。拱坝建基面主要为弱偏微风化或微风化至新鲜的正长岩、变质玄武岩、微粒隐晶玄武岩和细粒杏仁状玄武岩，岩体多为块状至整体结构、局部为镶嵌至碎裂结构，结构面闭合。 坝基水文地质条件简单、无集中涌水和渗水，基础岩体渗透性微弱、具有随深度增加而减弱的垂直分布特征，但不均一，相对不透水层的埋深变化较大。 枢纽处在川滇南北向构造带的中段西部相结稳定的共和断块上，断块内不存在发震构造，历史上无强震记载、坝址区地震基本裂度为Ⅶ度。拱坝及枢纽主要
水电站建设对当地的影响
水电站建设对当地的影响 ——以贵州省乌江沙坨电站为例前言 产业革命以来，各国经济高速发展，也因此，化石燃料的消费急剧增大，世界各国都面临能源短缺的问题。化石燃料是不可再生能源，终有用完的一天，对此，各国相继出台了自己的能源计划，大力发展可再生能源。 我国是一个以煤炭为主要能源的国家，这种以煤炭为主体的能源结构，不仅导致运输紧张，能源利用效率低，而且对环境的污染也比较严重。对此，我国近年大力发展水电，风电和地热等可再生能源。 虽然可再生能源是清洁能源，但在建设的过程中，不可避免的会给当地带来好的、坏的影响。对此，寒假期间，我以沙坨电站为例，对水电站的建设对当地的影响做了个系统的调查。 沙坨电站简介： 沙沱水电站位于贵州省东北部沿河县境内，系乌江干流规划开发的第七个梯级，上游120.8公里为思林水电站，下游7公里为沿河县城。沙沱水电站以发电为主，兼顾航运、防洪及灌溉等任务。沙沱坝址控制流域面积54508平方公里，多年平均流量951立方米/秒。电站正常蓄水位365米，汛期限制水位351米（6—8月），死水位350米。沙沱水库总库容9.21亿立方米，调节库容4。13亿立方米，电站装机容量100万千瓦，与构皮滩水电站联合运行保证出力35.66万千瓦，多年平均发电量38.77亿千瓦时，机组年利用小时3877。
枢纽工程拟建垂直升船机，设计可通航500吨机动驳，2020年过坝货运量按193.2万吨(其中下水173.6万吨)规划.电站枢纽为二等工程,主要水工建筑物为二级建筑物。 沙沱水电站位于沿河自治县境内，系乌江干流规划开发的第七个梯级电站，是“西电东送”第二批开工的“四水”工程之一，被誉为贵州乌江水电梯级开发的“圆梦工程”。 沙沱水电站是乌江流域梯级开发、贵州省境内最后一座大型水电站，2006年6月28日举行动土启动仪式，2007年3月31日达到单机调试条件，截至4月2日，完成土石方开挖17万立方米、混凝土浇筑7000余立方米、金属结构制作安装850吨，机械、电气设备安装189台（套），整个系统从土建施工到金属结构制作安装、机械、电气设备安装，仅用170多天时间，并且比原计划工期提前6 天全面完成，具备投产条件。 沙沱水电站(图 1) 电站正常 蓄水位360米， 汛期限制水位351米（6—8月），死水位350米。沙沱水库总库容6.31亿立方米，调节库容4.13亿立方米，电站装机容量100万千瓦，与构皮滩水电站联合运行保证出力35.66万千瓦，多年平均发电量38.77亿千瓦时，
我国水力发电的现状和前景
我国水力发电的现状和前景 前言 电力是现代化工业生产和生活不可或缺的动力能量，水力发电是电力工业的一个门类。建国50多年来，我国的水电事业有了长足的发展，取得了令人瞩目的成绩。水电在我国的兴起是有其深刻的背景的。 首先，我国有大规模利用水能资源的条件和必要性。我国水能资源丰富，不论是水能资源蕴藏量，还是可能开发的水能资源，在世界各国中均居第一位。但是目前我国水能的利用率仅为13％，水力发电前景广阔。随着我国经济的快速增长，能源消耗总量也大幅度增长，煤炭、石油和天然气这些常规能源的消耗量越来越大，甚至需要依靠进口。预计到2010年我国大约需要进口1亿t石油，并且其进口依存度将达40％左右，甚至更高。在这样的情势下，发展新能源就显得特别重要而紧迫。而水能就是一种可再生的新能源，它取之不尽用之不竭。 其次，发展水电也是环境保护的需要。常规发电方式，煤的燃烧过程中排放出大量的有害物质使大气环境受到严重污染，引发酸雨和“温室效应”等多方面的环境问题。而核能发电有很大的潜在危险性，一旦泄漏造成污染，对环境的破坏作用是不可估量的。水力发电不排放有害的气体、烟尘和灰渣，又没有核辐射污染，是一种清洁的电力生产，具有明显的优势。 再次，水力发电经过一个多世纪的发展，其工程建设技术、水轮发电机组制造技术和输电技术于完善，单机容量也不断增大。并且水力发电成本低廉，运行的可靠性高，故其发展极为迅速。 l 我国水能资源概况 我国河流众多，径流丰沛，落差巨大，蕴藏着丰富的水能资源。据统计，我国河流水能资源蕴藏量6．76亿kw，年发电量5922亿kwh；可能开发水能资源的装机容量3．78亿kw，年发电量9200亿kwh。 由于气候和地形地势等因素的影响，我国的水能资源在不同地区和不同流域的分布很不均匀；此外我国水能资源的突出特点是河流的河道陡峻，落差巨大，发源于“世界屋脊”青藏高原的大河流长江、黄河、雅鲁藏布江、澜沧江、怒江等，天然落差都高达5000 m左右，形成了一系列世界上落差最大的河流，这是其他国家所没有的。充分了解我国水能资源的特点，才能在开发过程中因地制宜，合理地充分地利用水能资源。 2 我国水电开发现状 一个世纪，特别是建国以来，经过几代水电建设者的艰苦努力，中国的水电建设从小到大、从弱到强不断发展壮大。改革开放以来，水电建设更是迅猛发展，工程规模不断扩大。50年代至60年代初，主要修复丰满大坝和电站，续建龙溪河。古田等小型工程，着手开发一些中小型水电（如官厅、淮河、黄坛口、流溪河等电站）。在50年代后期条件逐步成熟后，对一些河流进行了梯级开发，如狮子滩、盐锅峡、拓溪、新丰江、新安江、西津和猫跳河、
xx水电站工程
xx水电站工程“质量月”活动总结 为了加强xx水电站工程的质量控制，提高人员的质量意识，xx监理部积极响应国家和监理公司关于开展2005年“全国质量月”活动的号召，认真贯彻监理公司下发的相关通知精神，结合xx水电站的实际情况，现将质量月活动情况总结如下： 1 明确质量管理指导思想 1.1围绕“奉献优质产品，构建和谐社会；质量在我手中，用户在我心中”的质量月活动主体，监理部组织人员认真学习、组织专题会议相互交流有关质量文件精神及质量管理经验，提高全员的质量意识和质量管理水平； 1.2通过各种形式（考核评比、张贴宣传画、召开专题会议等）进行质量管理、质量控制的宣传，让质量月活动的主体深入人心，在实践中进一步推动公司产品和服务质量整体水平的提高，向建设单位提交优质的工程。 2 强化质量控制措施 2.1进一步细化质量工作实施细则 工程质量是工程建设的核心，是监理工作的重点，应本着“百年大计，质量第一”和“质量管理、预防为主”的总方针，对工程质量进行全面和全过程管理，确保工程质量目标的实现。质量管理的重点是阶段的质量管理，对影响工程质量的人、机、料、法、环进行全面控制，从工程开工准备到竣工验收，实行全过程的质量。监理部在工程建设实施过程中审核、签收及文件，对负有监督、控制的责任，并对验收合格项目的施工质量负有相应的责任为此监理部制定了《xx电站工程质量监理工作实施细则》加强施工准备阶段、施工阶段和工程验收阶段的质量控制。 2.2以试验检查保证工程质量 在质量控制过程中原材料的质量控制和混凝土拌和物的质量控制是必不可少的一部分，为了加强对原材料和混凝土的质量控制监理部制定了《试验监理实施细则》明确指出原材料和混凝土的各种质量指标及监理抽检的方法和频率。在抽检检查过程中发现不合格产品监理部立即召开专题会议分析原因并要求施工单位立即整改。 3 努力提高工程质量 3.1监理现场质量控制 要求监理人员经常深入施工现场，对施工的全过程进行全面的检查监督，实行全过程的质量管理。现场监理人员要对施工方法、施工工艺、人员配置、施工状况、施工资源保证、
白鹤滩水电站简介精选.
白鹤滩水电站简介 白鹤滩水电站位于四川省凉山彝族自治州宁南县与云南省巧家县交界的金沙江峡谷上游与乌东德梯级电站相接下游尾水与溪洛渡梯级电站相连是金沙江下游(雅砻江口～宜宾)河段4个梯级开发的第二级距宁南县城75公里。工程以发电为主兼有拦沙、防洪、航运、灌溉等综合效益。工程筹建期3年零6个月总工期12年静态投资424.6亿动态投资567.7亿。工程完全竣工后将淹没耕地6006.01Km2搬迁人口6.9万人。 电站坝址处控制流域面积430308万km2多年平均来水量4140m3/s。水库正常蓄水位820m相应库容179亿m3死水位760m以下库容79亿m3总库容188亿m3。汛限水位790m预留防洪库容56亿m3。调节库容达100亿m3具有季调节能力可增加下游溪洛渡、向家坝、三峡、葛洲坝4级电站枯水期保证出力220万kW增加枯期电量55亿kW h。上游回水180km 接乌东德水电站。水库正常蓄水位与乌东德水电站尾水位(805.5m)重叠14.5m是本河段水头重叠最大的水库。 工程枢纽由拦河坝、泄洪消洪设施、引水发电系统等组成。拦河坝为双曲拱坝高277m坝顶高程827m顶宽13m最大底宽72m。地下房装有16台75万kW的混流式机组总装机容量1200万kW年发电量515亿kW h保证出力355万kW。在上游虎跳峡龙头水库建成后可扩机至1500万kW年发电量568.7亿kWh保证出力492.6万kW。最大水头228.8m。以4回750kV 送出。
工程于1992年开始由国家水电部华东勘测设计院勘测设计已进行了库区勘测、大坝初设、水位定位、实物指标调查等工作2003年底预可研已基本完成目前已进入坝址勘选关键期预计2007年全面完成可研工作2008年正式开工建设。 最新文件仅供参考已改成word文本。方便更改
水电站工程施工设计方案方案
第1章概述 1.1 编制依据 施工组织设计编制依据如下： （1）本工程招标文件中规定的合同围、工作容和工程量、工期要求、施工条件、技术条款及招标图纸； （2）招标文件补充通知； （3）现场踏勘及标前会所掌握的情况； （4）在招标文件中明确要求执行的施工技术规程、规及技术要求； （5）本承包商在同类工程施工中的成功经验及资源。 1.2 工程概况 XX左江山秀水电站位于左江下游河段、扶绥县城上游14km处，是左江综合利用规划中的第三梯级，以发电为主，兼有航运、电灌、养殖、旅游等综合效益的项目，坝址以上集雨面积29562km2，坝址多年平均流量600m3/s，多年平均径流量为189.3亿m3，正常水位86.5m，死水位85m，水库总库容6.063亿m3，电站装机容量3×26MW=78MW，年利用小时数4522h，多年平均发电量3.527亿kW.h。船闸通航标准为Ⅴ级船闸—顶2300t分节驳船队，水库蓄水后可渠化河道130km。 本工程枢纽建筑物由河床式厂房、溢流闸坝、船闸、两岸接头重力坝、右岸接头土坝等主要建筑物组成，与河流流向垂直。从右至左依次布置各个挡水建筑物：0+000～0+76.26为右岸接头土坝、0+76.26～0+110.26为右岸连接重力坝、0+110.28～0+184.32为厂房、0+184.34～0+342.94为闸坝、0+342.96～0+370.96为船闸、0+370.98～0+435.98为左岸接头重力坝。坝顶总长435.98m，坝顶高程99m。 1.3 工程施工条件 （1）水文气象条件 左江是珠江流域西江水系的主要支流之一，流域位于XX西南部，集雨面积32068km2，坝址以上集雨面积为29562 km2。左江干流从龙州自西向东蜿蜒而下，至龙州县上金镇有明江自右岸汇入，至崇左县驮怀村附近有黑水河自左岸汇入，经崇左、扶绥、邕宁等县，在邕宁县宋村附近与右江汇合后称郁江，再流经约30km就到XX的
水电站建设 程序流程
水电站建设程序流程 1、如何办理水电站建设项目可行性研究报告、初步设计报告审批手续？ 在办理好以上七个方面的审批手续后，业主应委托有相应资质单位编制的《可行性研究报告》，并将编制好的《可行性研究报告》及上面所说的审批手续按照规定权限一并报计划部门办理审批手续。在完成项目立项工作后，业主应委托有资质单位编制的《初步设计报告》并将编制好的《初步设计报告》按规定权限报水行政主管部门审批。 2、水电站开工报告审批条件与提供的材料有那些？ 答：审批条件主要有：（1）项目初步设计已经批复；（2）项目法人已经组建，项目管理机构和规章制度健全；（3）建设资金已经落实，资金来源符合国家有关规定，资金承诺手续完备，年度实施计划已经批复；(4)项目主体工程施工单位已通过招标选定，施工承包合同已经签订；(5)项目施工监理单位已选定；(6)项目质量监督书已经签订；(7)项目征地、拆迁和施工场地“三通一平”（供电、供水、运输和场地平整）工作已经完成，项目主体工程施工准备工作已经完成，具备施工条件;(8)项目建设需要的主要设备和材料已经订货。 需要提交的材料主要有：项目开工申请报告、项目法人成立的批准文件及组织机构和主要人员情况表、初步设计批准文件、投资方案协议书、资金到位或承诺有关文件、有关土地使用权批准文件、项目施工承包合同、监理合同及质量监督书等。 4、水电站工程实施阶段主要有哪些验收？ 答：水电站工程建设实施阶段，应及时组织工程分部验收、阶段验收。阶段验收包括工程截流前验收、工程下闸蓄水验收、机组启动验收。下闸蓄水验收前应对工程进行蓄水安全鉴定。 当小水电站工程全部完建，进入试运行期间应限制水位运行，试运行满一年后应进行竣工验收。 3、水电站建设项目申请审批、核准前应依法办理哪些手续？ 答：水电站建设项目业主在向发展和改革行政主管部门申请审批、核准前，应办理如下手续： （1）水电站建设规划同意书。如实行水能资源有偿出让制度，水能资源的开发使用权通过组织的公开拍卖程序中取得。 （2）水电站建设项目防洪影响评价报告审批。应先提交由相关资质单位编制的《防
水电站施工方案
第一章编制综合说明 1.1编制依据 1、本施工组织设计根据云南省腾冲县永兴河一、二级水电站首部枢纽、压力前池、厂区枢纽及压力管道土建和安装工程《招标文件》和《招标图纸》； 2、现行水利水电工程建设的技术规范、验收标准和有关规定； 3、国家及当地政府的相关法规、条例和政策； 4、现场调查资料及我单位施工能力及以往类似工程施工经验； 5、我局拟为本工程配备的人员、机械设备、测量检测设备等资源配置情况； 1.2工程概况 永兴河梯级电站位于腾冲县猴桥镇永兴村, 永兴河（又名松山河）属槟榔江左岸一级支流。永兴河梯级水电站工程由新塘河调节水库、一级电站和二级电站组成。新塘河水库为季调节水库，位于永兴河支流新塘河上，坝址河道高程约1915m，坝址以上径流面积16.73km2。新塘河水库由面板堆石坝、溢洪道、竖井、输水隧洞组成。面板堆石坝最大坝高69.65m，坝顶高程1972.65m，校核洪水位1971.81m(P=0.1%)，正常蓄水位1970m，有效调节库容量约612.8万m3；溢洪道为有闸控制宽顶堰，堰宽5m，堰顶高程1966.50m；竖井内径5.5m，井内设弧形闸门，竖井前设一道平板检修闸门；输水隧洞长461.00m，进口底板高程为1930.00m，隧洞出口高程1929.54m，库水被输送到邻谷(小干河)，于高程约1902m处汇入崩麻河。 永兴河一级水电站首部枢纽位于马房园口，河床高程1898.00m，河道顺直，坡降为7%，河床覆盖层为冲洪积漂石混卵石砾岩堆积，下伏基岩为弱风化花岗闪长岩，岩体致密坚硬，渗漏弱、完整性好、强度高，基本不存在深层抗滑稳定问题，为较好的天然坝基。由闸坝、溢流坝，取水口，无压隧洞，压力前池、压力管道、厂房等建筑物组成。 永兴河二级电站取水口位于一级厂房下游，压力隧洞穿杨梅坡拦门山，沿河道左岸布设，压力管道沿杨梅坡敷设，引水线路总长2138.00m，其中压力隧洞长1138.00m，压力钢管长约1000m厂房位于老寨村大窝子田，利用水头412.30m，机组设计流量6.0m3/S，装机容量2×10MW，安装两台立轴冲击式水轮发电机组永兴河二级水电站由大坝，取水口，有压隧洞，压力管道、厂区等建筑物组成。 云南省腾冲县永兴河一、二级水电站首部枢纽、压力前池、厂区枢纽及压力管道土建和安装工程规定的开工日期为2012年10月1日，本标段完工日期为2013年12月31日，本标段施工总工期为15个月。 1.3水文、气象条件及工程地质 水文气象及工程地质资料详见《参考资料》。 永兴河一级水电站首部枢纽位于马房园口，河床高程1898.00m，河道顺直，坡降为7%，河床覆盖层为冲洪积漂石混卵石砾岩堆积，下伏基岩为弱风化花岗闪长岩，岩体致密坚硬，渗漏弱、完整性好、强度高，基本不存在深层抗滑稳定问题，为较好的天然坝基。 永兴河一级水电站厂区枢纽布置于“矛草坡”脚，永兴河右岸I级阶地，呈狭长条状，顺河向长60～80m，宽10～15m；高程1510.0～1513.2m，阶面比河水面高出1～4m。河流在此的走势为左岸侵蚀、右岸沉积，于厂房所在的阶地稳定有利。 永兴河二级水电站首部枢纽位于永兴河一级水电站的下游100m处的矛草坡脚拦门山，河床高程约1501.80m，河道顺直，坡降为12.7%，河床覆盖层为冲洪积漂石混卵石砾岩堆积，下伏基岩为花岗闪长岩。岩体致密坚硬，渗漏弱、完整性好、强度高，基本不存在深层抗滑稳定问题，为较好的天然坝基。 1.4施工交通条件 1.4.1对外交通条件
水电站简介
天全县青元水电站简介 概况：青元水电站位于雅安市天全县鱼泉乡藏渔河中游，距离天全县10公里，从G8京昆高速天全县出口下高速30分钟左右可达，对外交通条件较便利。本地年降水量近2000毫米，径流量大、水量稳定、落差大、冬季不结冰，非常适合小水电开发。国家目前推行的削减火力发电，支持水电和新能源建设的大政方针不会改变。如：今年出台的《2016年农村小水电扶贫试点工程实施办法》明确此类电站可以享有适当的财政补贴。 一、具体情况 1、电站设计单位：雅安市水利水电勘察设计院设计，于2006年9 月开工建设，于2008年5月正式并网发电。电站法定代表人：杨殿军；营运负责人：郑述涛。 2、本电站为底格栅坝引水式无调节径流电站，集雨面积：32.3平 方公里,设计流量：2.5立方/s，设计水头：231米，前池容量200立方，2台发电机组，单机2015千瓦，总发电功率4000千瓦，上网电压3万伏特。工程主要由渠首、前水池，引水发电隧洞、高压管道、电站厂房及开关站、办公生活楼等建筑物组成，引水线路总长5.4 Km。渠首有进水前池；引水隧洞长5.4km，厂房为地面式厂房，有独立办公楼。 3、发电厂房布置在藏渔河中游左岸，上游没有其他电站，尾水正 对下游主河道，主变电站、开关站均布置在厂房上侧，厂区临河
布置防洪堤，办公楼邻厂房，经受历次地震检验，建设牢固、安全可靠， 4、各种批复文件正规合法，厂房及办公楼均办理产权，使用期限 为70年。 二、收益情况： 1、工程总投入： 工程建设费用2100万元【不一一列举，行业内都清楚】其他隐形投入未计算. 2、收入：根据多年测算：年利用4465小时；多年平均发电量：1786万千瓦；上网电价：每千瓦0.195元；结算单位：天全县电力局; 结算时间：按月结算；年均营业总收入：340万元。 3、支出： （1）9名员工：站长1名，管理员6名，前池维护人员1名，杂工兼厨师1名，人均月工资2600元，加上社保等月支出3万元以下；（2）税率按6%计算，年均缴纳20万元左右；开具有增值税票，可查验。 （3）维修保养费用：因为电站刚刚运行几年，设备完好。没有多少维修支出，年均在3万元以下； （4）财产保险费用5-8万元，（根据投保额度计算）其他费用2万元以内；如果购买方不负债，几乎再无其他支出。 年均纯利润在340万-60万﹦280万元左右。如果购买方有关系能进入国家电网，电价可以增加0.10元每千瓦，年均纯收入增加150万
抽水蓄能电站项目建议书
抽水蓄能电站项目 项 目 建 议 书 第一章、总论 6
项目名称：抽水蓄能电站项目 建设地点： 项目总投资：50亿元 建设性质：新建 建设年限：3年 第二章、项目建设的意义 抽水蓄能电站是指利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发电的水电站。又称蓄能式水电站。它可将电网负荷低时的多余电能，转变为电网高峰时期的高价值电能，还适于调频、调相，稳定电力系统的周波和电压，且宜为事故备用，还可提高系统中火电站和核电站的利用效率。 随着我国新兴能源的大规模开发利用，抽水蓄能电站的配置由过去单一的侧重于用电负荷中心逐步向用电负荷中心、能源基地、送出端和落地端等多方面发展。 从目前技术来看，抽水蓄能电站是电力系统中最可靠、最经济、寿命周期长、容量大、技术最成熟的储能装置，是新能源发展的重要组成部分。通过配套建设抽水蓄能电站，可降低连续发电机组（例如核电机组）运行维护费用、延长机组寿命;有效减少风电场和光伏电场并网运行对电网的冲击，提高风电场和电网运行的协调性以及电网运行的安全稳定性。 近年我国电力系统建设正处于快速发展阶段，用电高峰时的供电紧张、有功无功储备不足、输配电容量利用率不高和输电效率低等问题都有不同程度的存在。同时，越来越多的大型工业企业和涉及信息、 6
安全领域的用户对负荷侧电能质量问题提出更高的要求。这些特点为分散电力储能系统的发展提供了广泛的空间，而储能系统在电力系统中应用可以达到调峰、提高系统运行稳定性及提高电能质量等目的。 抽水蓄能作为目前电力系统最可靠、最经济、寿命周期最长、容量最大的储能装置，适应了能源发展的需求趋势。作为保障电源端大型火电或核电机组能够长期稳定的在最优状态和风能、太阳能发电随时并网的措施，需要配套建设一定容量的抽水蓄能电站承担调峰调荷的任务。 第三章、项目任务及规模 该项目位于平顶山上，规划总装机容量100万千瓦。电站建成后将主要配合小营乡110KV变电站及周边新建的光伏发电站，共同解决小营乡电网调峰能力不足，供电范围主要为滦平县。抽水蓄能电站装机容量1000MW，年发电量20.08亿kW·h，年发电利用小时1673 h；年抽水电量26.77亿kW·h，年抽水利用小时2231h；综合效率系数为75%。 第四章、工程设计 抽水蓄能电站工程的项目组成详见表1。 6
中国小水电产业发展现状分析重点
中国小水电产业发展现状分析 1、中国小水电发展概况 1.1资源条件 我国小水电资源十分丰富，按20世纪80年代初标准，把1.2万千瓦以下水电站称为小水电站，我国小水电理论蕴藏量达1.6亿千瓦，相应的年电能为13000亿千瓦时，可开发装机容量7000多万千瓦，年发电量为2，000～2，500亿千瓦时。按现在的标准，把5万千瓦（按每千瓦投资7000～8000元估算，总投资在4亿元以下）以下水电站称为小水电，则这些数字将大大增加。 我国的小水电资源分布很广，在全国2000多个县（市）中，有1500多个县有可开发的小水电资源，其中可开发量在1万千瓦以上的县有1100多个。 1.2特点与优势 1）小水电资源主要分布在西部地区、边远山区、民族地区和革命老区，在西部大开发中具有突出的区位优势。 2）小水电资源规模适中，投资省，工期短，见效快，有利于调动多方面的积极性，适合国家鼓励、引导集体、企业和个人开发。 3）小水电资源可以就近供电，就近消纳，不需要高电压大容量远距离输电，发电成本和供电成本相对较低。 4）小水电是电力工业的重要组成部分，是大电站的有益补充，可为“西电东送”提供有力的支撑。 5）小水电是国际公认的可再生绿色能源，与其他可再生能源（太阳能、风能、生物质能等）相比，其技术比较成熟、造价低，非常适合为分散的农村供电及电气化建设，其开发利用有利于能源结构的调整优化，有利于人口、资源、环境的协调发展和经济社会可持续发展。 1.3发展状况 新中国成立初期，为解决中国农村无电可用的问题，政府结合江河治理开发农村水电，解决照明和生产用电问题。直到20世纪80年代，全国一半以上的农村还是主要靠农村水电供电。目前仍有800多个县主要靠农村水电供电。通过开发农村水电，累计解决了５亿多无电人口的用电问题。 中国有1500多个县开发了农村水电，共建成水电站4.8万座。2003年全，年发电kW万3120，全国农村水电总装机达到kW万270国新增农村水电装机 量1100亿ｋＷ。ｈ，均占全国水电总装机和年发电量的40%.2003年中国农村水电增加值482亿元，税利84亿元，其中税收42亿元。 从20世纪80年代开始，国务院部署开展了三批农村水电初级电气化县建设，建成了653个农村水电初级电气化县。农村水电初级电气化县建设有力地拉动了经济社会的发展。这些县都实现了国内生产总值、财政收入、农民人均收入、人均用电量“5年翻一番”、“10年翻两番”的目标，经济结构显著改善，发展速度明显高于全国平均水平。 农村水电已经成为中国广大农村重要的基础设施和公共设施，是中西部地区税收的重要支柱、经济发展的重要产业、农民增收的重要途径，在中国经济社会发展中发挥着重要的作用。
嘉陵江流域概况与电站简介
2嘉陵江流域概况及基本资料 2.1嘉陵江流域概况 嘉陵江是长江上游左岸的主要支流，发源于陕西凤县东北的秦岭山脉，流经陕西、甘肃、四川、重庆四省（直辖市），干流全长1120km，落差有2300m，平均比降2.05‰，全流域面积为15.98万平方千米，占长江流域面积的9%。嘉陵江按照流域及河道特征，将干流分为上、中、下游，广元以上河道长为380km,为上游；广元至合川长约645km,为中游，合川至河口长约95km。嘉陵江水系发育，自上而下主要支流有西汉水、白龙江、东江、西河、渠江、涪江等。 2.2嘉陵江流域基本资料 嘉陵江流域大部分属亚热带湿润季风气候。在中下段的盆地区，冬季温暖多雾，霜雪少见，上游段山区则冬季寒冷，霜雪较多，又多风暴，往往一雨成灾。春夏时节，流域内降雨自东向西移动，若遇季风弱而迟，则西部常形成春旱和初夏干旱天气。流域内年降水量在1000毫米以上，其中50%集中在7～9月。而且降雨在区域上分布上很不均匀，一般聚集在盆地边缘的降水大于盆地中部。 流域年径流量分布于降雨分布趋势相同。中游南充至合川的年径流量为300～400mm；下游合川至重庆为400～500mm；而南充至苍溪为川中径流量深低值区，仅300mm；中游苍溪以上至广元的大滩场，由300mm递增到600mm。
流域多年平均径流量为698.8亿立方米，主要集中在汛期5～10月，汛期干流水量占全年径流量的75%～83%，非汛期在11月到次年的4月，占17%～25%。 2006年嘉陵江流域总人口4332万，耕地面积5534亩，地区生产总值3582亿元，工业总产值3025亿元，粮食总产量为2206万吨。 嘉陵江水力资源丰富，干支流经济可开发装机容量10915MW，广元以下目前已建、在建装机容量1376MW，流域水电资源开发仍具有较大的潜力。 3重庆电力发展概况与水电站简介 3.1重庆电力现状 重庆市是西南重镇，国家刚成立得直辖市。重庆电网由统调电网、从属于各县级电力公司的独立县级地方小网及企业自备电源组成。“八五”至“九五”期间缺电严重，电力需求增长迅速，1990年到2000年社会用电量平均增长率为8.86%。近几年来，随着城镇化的不断推进，科技的不断发展，重庆市的电力负荷增长一直保持较高的速度。2001年重庆市统调电网共完成发购电量161.5亿kW.h，最大负荷341.2万kW，较2000年增长了9.73%、14.5%，2002年，重庆市统调电网共完成发购电量176.9亿kW.h，最大负荷374万kW，较2001年增长了9.17%、9.61%，拉闸限电严重，特别是在夏天用电高峰时间段。在2010年，电量需求达到465亿kW.h，最大负荷达到992万kW。近几年来，重庆市电力负荷一直保持较高的增长速度，随着重庆的不断发展，特别是很多电子加工企业相继落户重庆，重庆的电力负荷仍会保持较高的增长速度，所以如何利用现有的发电站发出更多的电将会带了丰厚的经济价值和社会价值。
县水电站现状及发展思路调查报告
县水电站现状及发展思路 调查报告 浅析××水电站现状及发展思路 衡东县××水电站于1990年9月动工修建，1992年12月5日第一台机组投产发电，工程开始发挥效益,直至1996年年初,四台机组全部安装到位，库区工程建设基本扫尾，电站工程全面竣工。××水电站是一个边设计、边施工、边受益的“三边”工程，把发电收入投入工程建设，并随着工程逐步进行，工程效益不断提升，走出了一条建设与管理滚动发展的道路。电站工程枢纽由发电厂、溢流闸坝、船闸、公路桥等主要建筑组成，电厂总装机容量1万千瓦，安装四台2500千瓦的灯泡贯流式发电机组，年设计发电量5059万千瓦时，具有调洪、发电、通车、通航、改善航道与灌溉条件等综合工程效能。
××水电站隶属衡东县水电局，属于副科级事业单位实行企业管理。这种既不是纯粹的事业单位，又不能真正进行企业独立运作的“四不象”管理体制，根本不适应现代市场经济运作规律，造成管理不畅、机构臃肿、人浮于事、债务包袱沉重的尴尬局面，加之蓄水位未达到设计高程，工程效益不能达到充分发挥，尤其是工程存在严重的安全隐患，因此，××水电站的生存和发展现在已经面临严峻挑战，主要体现在： 一、人满为患，人浮于事 由于是事业单位，受体制限制，电站无独立自主人事权，行政干预严重，电站成了政府部门缓解就业矛盾、安置人员的“大本营”。1993年××电站建站时，干部职工人数为73人，现在在编人数为250人，10年时间，人员剧增三倍多，人满为患。虽然努力进行了一些管理上的改革，但由于受体制的限制和旧的传统观念根深蒂固，收效甚微。大家都认为办了手续就是“固定工”，就是“国家的人”，国家要养我一辈子，缺乏危机感，紧迫感,“大锅饭”思想严重，事业心不强，责任心差，人浮于事,出力要少，待遇要高。 二、负债经营，年年亏损 ××水电站最初工程概算为2900万元，由于物价上涨、设计修改等多种因素，实际总投资达到7469
水丰水电站简介概要
水丰水电站简介 历史背景 日伪于1937年9月成立了“满洲鸭绿江水力发电株式会社”，同时开始动工修建。水丰电站主体工程混凝土直线重力式栏江堰堤直高106米，长898米，体积300万立方米，使用水泥70万吨，全部工程历时四年多，于1941年建成发电。该水电站形成的人工湖面积345平方公里，最大蓄水量达到116亿立方米，是当时世界上第二、亚洲最大的人工湖。 日帝投降撤退时，先由苏联红军接管，拆走了3台机组。以后由朝方接管，1949年起向中方送2台机共18万千瓦的电力。抗美援朝时，水丰水电站厂房被炸，遭到一些破坏。1954至1958年进行改建，重新安装3台机组，于1958年装完，达到63万千瓦总装机，向中方送电31.5万千瓦。同时，将主坝溢洪道闸门加高0.8米，正常蓄水位抬高至123.3米。备用溢洪道堰顶抬高3.5米。 由于水丰水电站的装机利用小时数高达平均每年6240小时，最近中朝双方协议，各自在自己一侧扩建厂房。中国扩装2台各6.75万千瓦机组，共13.5万千瓦，于1983年开工，计划1987和1988年各投入一台。水丰水电站的总装机容量将达90万千瓦。
水丰电站坝址以上控制流域面积45860平方公里，多年平均流量789 立方米/秒，正常蓄水位123.3m，死水位95m，有效库容77.8×108立方米，具备年调节性能。装机2×7.5×104kw。 原设计电站装机63万kW，多年平均年发电量34.8亿kW·h，保证出力32万kW。6回220kV输电线路向中朝两国送电。 工程于1937年开始修建，1941年2台机组投产发电，到1945年已安装6台机组，1958年全部7台机组投产运行。1971年，中朝两国政府决定，在各自境内扩建一座厂房，各装2台容量为6.75万kW的混流式水轮发电机组，从水丰水库引水发电。经扩建后水丰电站的总装机为90万kW。 水丰水电站坝址以上流域面积47586平方公里。多年平均年径流量256亿立方米。大坝的设计洪水标准为千年一遇，相应洪峰流量50200立方米/秒，相应洪水位127.4m。校核洪水标准为万年一遇，相应洪峰流量63100立方米/秒，相应洪水位130.45m。水库正常蓄水位123.3m，相应库容121.1亿立方米，死水位95.0m，死库容41.8亿立方米，调节库容79.3亿立方米。防洪库容25.31亿立方米。总库容147亿立方米，具有多年调节性能。电站设计水头77.0m，最大水头93.4m，最小水头66.0m。大坝基础主要是花岗片麻岩，伟晶花岗岩和斑岩。 水丰水电站工程概况
a水电站项目建设社会稳定风险评估预测和化解报告
a水电站项目建设社会稳定风险评估预测和化 解报告 Document number：WTWYT-WYWY-BTGTT-YTTYU-2018GT
前言 C水电站位于四川省D州A县境内的抚边河干流上，为抚边河干流自上而下的第3级电站。上游与美卧电站相连，下游与杨家湾电站相接，C水电站采用引水式开发，电站枢纽建筑物包括首部拦河取水枢纽、引水系统和厂区枢纽等组成。电站正常蓄水位2709m，利用落差135m，设计引用流量43.32m3/s，装机45MW。电站的开发目的单一，主要任务是发电，供电四川主网。 2006年11月，四川省水利电力勘测设计研究院完成了《四川省D州小金川干流（小金段）及支流抚边河、沃日河水电规划报告》。 2007年1月，四川省发展和改革委员会、四川省水利厅以川发改能源[2007]26号文批准了该规划报告，批准的抚边河干流采用“一库五级”开发方案，即自上而下共规划焦家、美卧、C、杨家湾、猛固桥5个梯级。我院受中国水电建设集团四川电力开发有限公司委托，承担了D州A县C水电站勘察设计工作，2007年6月，我院编制完成《四川省D州A县C水电站工程预可行性研究报告》，2007年8月，四川省工程咨询研究院组织专家对我院编制的《四川省D州A县C水电站工程预可行性研究报告》进行了评估，2007年9月，四川省发展和改革委员会以川发改能源函[2007]775号文对C电站预可行性研究报告进行了批复，随后各有关单位先后编制完成了《C水电站水土保持方案报告书》、《C水电站环境影响报告书》、《C水电站水资源论证报告》、《C水电站行洪论证及河势稳定评价报告》、《C水电站场地地质灾害危险性评价报告》、《C水电站压覆矿产报告》、《C水电站消防设计报告》、《小金川河流梯级电站电力送出方案规划报告》等，部分报告已通过有关部门的审查和批准。 根据《中共四川省委办公厅、四川省人民政府办公厅关于转发〈省委政法委关于推进社会稳定风险评估工作的意见〉的通知》（川委办[2006]30号、《四川省环境保护局关于印发〈建设项目社会稳定风险评估实施办法（试行）〉的通知》