XX水库坝后式（Ⅲ级）水电站增效扩容工程初步设计报告.doc

溪口水库坝后式彭家湾（级）水电站增效扩容工程初步设计报告xx省 xx县xx水库坝后式xx（级）水电站增效扩容工程初步设计报告报告书xxxx水利水电勘察设计有限公司二 一二 年七月 院 长 总 工 程 师 工程技术负责人 专 业 负 责 人 设 计 人 员 5目 录xx水库xx电站工程特性表11 综合说明41.1 电站基本情况41.2 电站现状及机组主要参数41.3 xx水电站增效扩容改造缘由51.4 设备技术改造的效果71.5 施工组织设计81.6 工程概算81.7 经济评价82 水文气象92.1流域概况92.2 气象条件92.3工程等级及防洪标准92.4 水文资料102.5 径流计算及水量分配102.6设计洪水122.7 下游水位高程计算132.8 施工洪水142.9 水情预报站及自动测报系统143 工程地质153.1地质概况153.2地形地貌153.3 地层岩性153.4 地质构造153.5区域稳定性评价164 工程任务及规模174.1 工程任务及必要性174.2 工程扩建的必要性分析184.3 工程任务194.4 电站现状及增容能力分析204.5 扩建水能计算224.6 水库水位简述234.7 装机容量选择244.8水轮机额定水头和机组机型选择244.9 水库运行方式和多年运行特性244.10 回水计算255水工建筑物265.1工程概况265.2设计依据265.3强度复核275.4建筑物修补296机电设备改造的内容及方案306.1技术改造的内容306.2水力机械306.3发电机356.4引水叉管及闸阀356.5调速设备356.6刹车系统366.7油、水、电、气系统366.8起重系统366.9主要设备清单376.10 电气一次376.11 电气二次设备改造417 消防设计437.1 消防设计依据和设计原则437.2 消防总体设计方案437.3 主要建筑物火灾危险性类别及耐火等级447.4 建筑物消防设计447.5 机电设备消防设计447.6 消防电气和火灾自动报警系统设计458 金属结构468.1 概述468.2 闸门及启闭设备468.3 金属结构及设备工程量表469 施工组织设计489.1 施工条件489.2 施工导流及度汛标准489.3料场的选择与开采489.4 主体工程施工489.5 施工风、水、电、通信及照明499.6 布置原则509.7工程分部实施计划509.8施工机械设备509.9 施工总进度519.10施工组织管理519.11 安全生产管理5210 环境保护及水土保持设计5410.1 水土保持设计5410.2 环境保护设计5710.3投资预算6011 节能设计6211.1工程概况6211.2 节能设计6211.3 节能效益分析6211.4 结论6312 劳动安全与工业卫生6412.1 设计依据6412.2 工程概况6412.3 工程总布置6412.4 劳动安全6512.5 工业卫生6612.6 安全卫生设施6812.7 安全防范措施6812.8 安全卫生评价6912.9 专用设施6912.10 结论和建议7013工程概算7113.1工程概况7113.2编制依据7213.3编制原则7213.4其他7314 经济评价10814.1财务评价10814.2 国民经济评价11114.3 评价结论113 序 号名 称单 位改造前型号及参数改造后型号及参数 原设计现状一水 文1流域面积km257.22 57.22 57.22 2 干流长度km16.516.516.53利用水文系列年限年51（19542004年）4多年平均流量m3/s1.23 1.191.19二水 库（xx水库）1 校核洪水位（0.1）：m460.27460.27460.272 设计洪水位（1）：m459.77459.77459.773正常蓄水位m458.26458.26458.264 死水位m424.56424.56424.565总库容万m33640364036406 正常库容万m33310331033107 死库容万m32626268调节特性年调节年调节年调节三前池及厂房水位1拦水坝正常水位m3623623622拦水坝p=2%洪水位m364.03364.03364.033正常尾水位m329.5329.5329.54厂房p=2%洪水位m332.7332.7332.7 xx水库xx水电站工程特性表序 号名 称单 位改造后型号及参数改造后型号及参数 原设计现状四工程效益指标1发电效益2装机容量kw2320232024003多年平均年发电量万kwh214652694 年利用小时数h1016 33635水量利用系数%757575五主要机电设备1 水轮机 型号hl123-wj-50hl123-wj-50hl240-wj-50台数台222 额定出力kw355355436额定水头m32.5232.5232.52额定流量m3/s1.571.571.5 额定转速r/min7507501000水轮机效率%8278.592.132发电机（单机） 型号tsw85/39-8tsw85/39-8sfw400-6/850台数台222额定容量kw320320400 额定电流a577577846额定转速r/min7507501000额定电压v400400400功率因数cos0.80.80.8发电机效率929293绝缘等级 b级b级f级3调速器型号手动手动手电两用4 励磁装置可控硅励磁可控硅励磁可控硅励磁5 进水阀门 dn800,p=1.6mpa61主变压器型号sl-400/10sl-400/10s11-m.r-1000/10序 号名 称单 位改造前型号及参数改造后型号及参数 原设计现状台 数台221容 量kva4004001000六经济指标1 静态总投资万元-259.092 总投资万元-259.09建筑工程万元-34.64 机电设备及安装工程万元-160.60 金结设备及安装工程万元-8.37 临时工程万元-8.17 独立费用万元-19.84预备费万元-11.58建设期贷款利息万元-6.073主要经济指标差额单位千瓦投资元/kw-1295.5差额单位千瓦时投资元/ kwh-1.27财务内部收益率%-14.49财务净现值（ic=7%）万元-186.65上网电价元/ kwh-0.32投资回收期年-7贷款偿还年限年-01 综合说明1.1 电站基本情况xx电站位于xx县xx区xx乡xx村，是xx水库梯级开发中的第三级电站。xx水库属沅水上游清水江一级支流，碧涌溪北侧，地处东经10928，北纬2718，属多年调节的以灌溉为主的中型水库。该水库控制流域面积57.22 km2，总库容3640万m3，多年平均降雨量为1265 mm，但年内分配不均匀，春季3-5月降水占全年总量的36，夏季6-8月降水占全年总量的36，秋季9-11月降水占全年总量的18，冬季12-2月降水占全年总量的10，其中降水主要集中在4-6月，占全年总量的45。xx电站于1979年动工改建，1980年投产发电。现装机2台hl123-wj-50水轮机，单机额定引用流量1.57m3/s，2台320kw发电机， 2台手动调速机，2台400kva主变，以及相应的配电屏和励磁屏。经过33年运行后，机组严重老化出力只有原设计的60%70%，多年平均发电量仅65万kwh，原设计电量214万kwh，相差甚远（一台机组已报废，另一台机组带病运行，经常检修）。因此，变电设备和输电工程均应全面考虑。选择机型时，应充分利用库容条件，使机组在高效区工作，多发电。1.2 电站现状及机组主要参数xx水电站现有机组2台，总装机容量为640kw，其水轮机型号均为hl123-wj-50，是邵阳水轮发电机厂1979年产品；发电机型号均为tsw85/39-8，是邵阳水轮发电机厂1979年产品。电站1980年投产发电，同时并入系统运行。xx电站现有水轮发电机组及其配套情况如下：水轮发电机组基本参数水轮机型号hl123-wj-50设计水头（m）32.52额定流量(m3/s)1.57额定转速（r/min）750水轮机额定出力（kw）355发电机型号tsw85/39-8发电机额定出力（kw）320发电机额定转速（r/min）750发电机飞逸转速（r/min）1300额定电压（v）400额定电流（a）577功率因数0.8调速器型号手动1.3 xx水电站增效扩容改造缘由xx水电站系以发电、灌溉等综合利用的水利工程，自1980年电站投入运行至今，xx水电站几乎每年都要出现大量弃水现象，水量得不到充分利用，未达到年调节性能。再由于电站建成投产已三十多年，现有机组机械转动部件磨损严重，过流部件汽蚀严重，电气设备绝缘老化，严重影响电站的安全、稳定和经济运行（一台机组已报废，另一台机组带病运行，经常检修）。1.3.1水力机械设备（1）水轮机xx水电站现有机组2台，总装机容量为640kw，其水轮机型号均为hl123-wj-50，是1979年产品；发电机型号均为tsw85/39-8，是邵阳水轮设备厂1979年产品。电站1980年投产发电，同时并入系统运行。自1980年投产至今，水轮机磨损、汽蚀严重，致使水轮机效率大大降低。现运行水轮机效率的测定采用蜗壳测流法，在额定水头发额定出力工况下经过多次测流，水轮机额定流量为1.57m3/s，因此在额定工况下水轮机额定效率约为78.5%。技术改造需更换高效率新型转轮。（2）发电机2台发电机经多年运行，绝缘已老化，易受潮。停机时间过长后就需要对发电机组进行短路干燥，否则就会出现电机短路的安全事故，严重影响电站安全运行。技术改造需更换高效率新型转轮，根据水轮机综合模型曲线，单位转速发生了变化，需对发电机进行改造。（3）金属蜗壳2台机组为金属蜗壳，蜗壳原设计壁厚靠近进口部分10mm，靠鼻端部分8mm。自1980年电站建成至今，虽不断刷漆维护，但由于蜗壳上半部分内外温差的缘故，致使外壳一直存在冷凝水，致使蜗壳锈蚀严重，蜗壳有效厚度减薄，经测量蜗壳外壁锈蚀厚度约1mm，内壁锈蚀厚度约2mm，锈蚀后蜗壳有效厚度约6mm，根据调保计算成果进行蜗壳强度计算，蜗壳已不满足额定许用应力的要求，存在较大安全隐患。同时，由于水轮机进行更新，不同型号的水轮机其导叶数、导叶分布圆直径均不相同，需对水轮机进行全面改造，故对蜗壳和座环进行更新。（4）调速器及油压装置现有2台手动调速器属淘汰产品，应更换为微机控制型调速器；因本电站机组容量不大，故更新后调速器拟采用微机可编程调速器。（5）进水阀3台进水阀经过多年运行，现已锈蚀严重，阀门密封损坏，漏水量很大。目前操作机构因锈蚀等原因运行不灵活，常常需要操作多次。并且由于设备过于陈旧，生产厂家已不生产同类产品，零部件更换不便，维护困难。（6）桥式起重机厂内无桥式起重机。 (7)全厂公用辅助设备概述原厂公用辅助设备仅有排水系统设备，这些设备均系上世纪6070年代产品，部分产品技术水平落后，且运行至今已超过使用寿命；部分设备过于陈旧，零部件大多停止生产，购买不便，维护检修困难。供水系统原机组无技术供水，改造后从进水阀上游侧压力钢管取水经滤网过滤抽至蓄水池后供给各部位，取水口管径dn75mm，故需新增1台自动反冲洗滤水器，1台离心泵，并新增阀门及管路。排水系统全厂渗漏排水通过排水沟收集后自流排放至尾水渠，增容改造后排水方式维持不变。量测系统该电站上下游水位未设置上下游水位计，需增设。全厂共用辅助设备测量控制元件需增设1.4 设备技术改造的效果（1）充分利用水资源，提高发电效益xx水电站由于现有的机组运行多年，机组效率低，水资源利用不充分，本次机电设备技术改造后，通过提高水轮发电机效率可以进一步充分利用现有水资源，增加发电量。（2）增大了电网的调峰容量通过更换新型水轮机，提高水轮机效率，在原有的设计参数的基础上，水轮发电机组可以扩容至单机400kw，可进一步增大电网的调峰容量，更有利于电网的稳定运行。（3）保证机组的安全、稳定运行现有机组设备故障率高，不利于电站的安全、稳定运行，通过机电设备技术改造，更换掉一批淘汰设备、已严重被磨损及锈蚀的设备，可保证机组更加安全、稳定的运行。（4）减少了设备维护工作量现有设备已经过多年运行，部分设备无法正常工作，故障率高，且设备太过陈旧，锈蚀卡死现象较多，导致电站管理人员维护工作量大，设备检修难度大。通过机电设备技术改造，可以降低设备故障率，减少电站管理人员维护工作量。（5）提高了电站的自动化水平现有监测控制保护系统自动化水平不高，很多信号没有采集，且现有 继电保护系统动作不可靠。通过机电设备技术改造，电站控制采用全计算机监控，可以提高电站设备的自动化水平，实现“无人值班，少人值守”的运行模式，从而降低运行成本，减轻管理人员工作强度。1.5 施工组织设计xx水电站工程为径流式电站，增效扩容各部工程施工相互干扰小，具备同时施工条件，枯水期可正常施工。该工程施工期从2012年9月底至2013年3月底总工期6个月。其中准备工期20天，扫尾工期20天，主体工程施工140天。1.6 工程概算本次概算编制依据xx省水利厅湘水建管2008第16号文颁发的xx省水利水电工程设计概（估）算编制规定。主体建筑工程施工总工期为6个月，总工时0.55万个。本项目资金筹措计划为：工程申请中央投资为80万元，省配套资金为20万元，自筹资金为50万元，109.09万元，建设期贷款年利率为6。按2012年度第二季度价格水平,本工程静态总投资： 259.09万元建设期利息： 6.07万元工程总投资： 259.09万元1.7 经济评价该工程项目经济内部收益率为14.49%，大于社会基准折现率，经济净现值为186.65万元，远大于零，其经济投资回收年限为7年，说明该工程具有较好的经济效益。经评估，本电站财务效益较好，因此，本项目的实施在经济上是合理、可行的。为了提高项目的抗风险能力，建议建设期及生产运行期加强管理，节约投资，降低成本，多发挥效益。2 水文气象2.1流域概况xx水库位于xx县xx区xx乡白土田村。水库属沅水上游清水江一级支流，碧涌溪北侧，地处东经10928，北纬2718，属多年调节的以灌溉为主的中型水库。该水库控制流域面积57.22 km2，总库容3640万m3，多年平均降雨量为1265 mm，但年内分配不均匀，春季3-5月降水占全年总量的36，夏季6-8月降水占全年总量的36，秋季9-11月降水占全年总量的18，冬季12-2月降水占全年总量的10，其中降水主要集中在4-6月，占全年总量的45。2.2 气象条件xx县属中亚热带湿润季风气候，xx水库无气象站，采用黄潭桥站的水文气象资料，观测年限从19542004年共51年，资料通过怀化市气象局分析整编，精确可靠。气象情况如下：库内气候温和，年平均气温16.5，年内四季分明，年极端最高气温39.6（1971年7月27日），最低气温-10.7（1977年1月30日），年内气温高于30平均为92.5天，低于0平均为24.6天。无霜期多年平均为288天，多年平均降雪天数为8.6天，最多20天，最少2天。日照时数属偏少的地区，全年日照时数平均为1500小时，每天平均4.1小时，多年平均蒸发量为1154mm，年平均相对湿度为82，多年平均风速为1.9 m/s。2.3工程等级及防洪标准本工程大坝按3级水工建筑物、电站按4级水工建筑物进行设计。因大坝于2010年已除险加固并验收合格，且电站下游尾水接北干渠，故该工程不需要进行防洪设计。大坝防洪设计引用除险加固参数，大坝校核洪水重现期为1000年，校核洪水位460.27m；设计洪水重现期为100年，设计洪水位459.77m。2.4 水文资料 xx水库位于沅水上游青水河一级支流，水库未设水文站，在距水库坝址35km的黄潭桥水文站有19542004年共51年的流量实测资料，资料完整可靠，且与xx库区植被、地质结构等差异不大，可将黄潭桥站水文资料及数据移植至xx进行计算。2.5 径流计算及水量分配2.5.1坝址径流系列计算用面积比拟法移植黄潭桥至xx。参用计算公式：q梨=（）1.0q黄式中f流域面积 q流量简化上式为：q梨=1.0q黄=0.35q黄岩湾水电站引用同水系的黄潭桥径流资料，黄潭桥站代表年保证率相应年径流量为表：表2.5.1-1保证率（%）105090年平均径流量m3/s4.463.312.43用面积比拟法计算得xx水库不同保证率的年平均径流量如下表表2.5.1-2保证率（%）105090年平均径流量m3/s1.561.160.85坝址多年年平均流量频率曲线图2.5.1-3此计算的坝址历年年平均流量成果表见2.5.1-4。表见2.5.1-4 xx水库坝址历年年平均流量成果表年份年平均流量年份年平均流量年份年平均流量19542.12 19711.27 19881.07 19551.20 19720.95 19890.71 19560.86 19731.45 19901.11 19571.15 19741.07 19911.49 19581.13 19750.93 19921.37 19591.07 19761.40 19931.18 19600.94 19771.56 19941.56 19610.98 19780.93 19951.59 19621.10 19791.09 19961.36 19630.76 19801.16 19971.40 19641.29 19810.84 19981.18 19651.37 19821.40 19991.37 19660.88 19831.07 20001.23 19671.44 19841.16 20010.99 19681.39 19850.80 20021.28 19691.54 19860.83 20031.24 19701.29 19870.99 20041.08 经统计：坝址19542004年多年平均流量为1.19m3/s，与原设计多年平均流量 1.23m3/s仅相差0.04m3/s。根据水文资料计算结果：多年平均来水量为1.19 m3/s；多年平均总水量为1.19360024365/1000=3748万m3xx电站位于彭家湾电站下游，利用彭家湾尾水及区间来水通过挡水坝拦水发电，xx湾电站可直接引用彭家湾电站运行参数，合理分配水量，充分利用水资源。2.5.2 水量分配 xx电站为xx水库三级电站，xx水库发电用水及通过彭家湾电站发电后流入xx电站拦水坝。根据该xx往年运行经验及收集查找xx灌区资料，以优先灌溉用水为原则，合理分配。梯级电站及灌溉用水分配方案见表2.5.2-1表见2.5.1-5 xx水库梯级电站及灌溉用水分配表月份岩湾电站灌溉彭家湾xx流量可供 发电水量流量水量流量可供 发电水量彭家湾 来水 流量彭家湾 来水量杨溪河 补水 流量杨溪河 补水水量可供 发电 水量12.14 462.24 2.14 462.24 2.14 462.24 0.32 86.04 548.28 22.14 322.50 2.14 322.50 2.14 322.50 0.32 79.55 402.05 30.31 82.36 82.36 40.45 115.95 0.45 115.95 0.77 199.26 199.26 50.83 214.10 0.83 214.10 0.88 236.37 236.37 61.04 268.50 1.04 268.50 0.93 240.41 240.41 71.06 274.35 1.06 274.35 0.99 265.83 265.83 80.93 241.40 0.93 241.40 0.96 257.13 257.13 92.14 462.24 0.45 115.95 1.69 346.29 1.69 346.29 0.46 119.56 465.85 102.14 462.24 0.05 13.20 2.09 449.04 2.09 449.04 0.64 172.42 621.46 112.14 462.24 2.14 462.24 2.14 462.24 0.33 86.18 548.42 122.14 462.24 2.14 462.24 2.14 462.24 0.35 94.75 556.99 合计3748.00 1243.45 2504.55 2504.55 1919.86 4424.41 2.6设计洪水 xx水库原设计泄洪为溢洪道泄洪至清水河，未泄入本项目所在流域，不予考虑xx水库洪水，但xx电站在杨溪河上，有杨溪河洪峰流量注入，故需对xx电站进行洪水设计。xx电站坝址控制集雨面积f=30km2，按所产生的洪峰流量求出xx电站的洪水流量。2.5.1 用推理公式推求设计洪水（1）电站库内坝址设计洪水参照查算手册，洪峰流量及汇流时间可以利用汇流公式：qm=0.278frt/tt=0.278l/mj1/3qm1/4通过试算求得。汇流公式中qm为地面最大洪峰流量（m3/s），f为流域面积（km2），rt/t为地面径流强度，t为汇流时间（h），l为流域干流长度（km），j为干流平均坡降，m为因流域形状而变的系数，由电站坝址控制集雨面积30km2，干流长度（6.6km）及干流平均坡降（13.2）。求得电站设计、校核洪峰流量。设计洪水：q2%=248.2ms（p=2%）。校核洪水： q1=373.6ms（p=1%）。施工洪水： q20=114.3ms（p=20%）。2.7 下游水位高程计算2.7.1 xx电站下游水位流量关系曲线的推求xx电站厂房下游无实测水位关系曲线，因此仅能实测河床的纵横断面，采用水力学方法推求，同时结合少量的实测资料和洪水调查资料进行修正，最后确定下游水位流量关系曲线。2.7.1.1 基本资料：1、实测河床纵、横断面。2、水面坡降采用i=0.030.053、河床造率n=0.040.0454、调查最高洪水位：367.85m2.7.1.2 水位流量关系曲线的推求， 采用以下公式进行计算: 式中：q-流量 n-造率 w-过水断面面积 r-水力半径列表进行计算。表2.6-1 下游水位流量关系计算表下游水位（m）过水面积w（m2）湿周（m）水力半径r（m）r2/3造率n水面坡降ii1/2流量q(m3/s)329.543332.739.9130.300.980.990.040.0250.158248.22.8 施工洪水洪水期，由于xx电站存在洪水淹没的风险，施工防洪取p=20%，5年一遇洪水流量为114.3m3/s，相应厂房处水位高程为330.7m。2.9 水情预报站及自动测报系统xx水库目前已建立洪水调试系统，系统功能满足现阶段要求，无需新建。3 工程地质3.1地质概况xx水库位于xx县xx白田村的高枧坪，属沅江水系清水江一级支流碧涌溪上，属构造切割中低山区，地层为上元古界板溪群五强溪组（pt3bnw）浅变质的砂岩，第四系风化残坡积层及砂卵石层。构造上处于牛车河田家坪天雷山复式向斜的东南翼，下神祝向斜的北面，地震基本烈度为度。3.2地形地貌xx水库发源于天雷山七个坡，坝址以上地形高程400-1000m，属构造切割中低山区，受剥蚀切割作用，河流产生向源侵蚀，河床基岩裸露，库内植被发育良好，村落稀少，水库淤积较轻。3.3 地层岩性库区内出露的地层均为上元古界板溪群五强溪组（pt3bnw），为黄褐、灰绿等色砂岩，受区域变质作用影响，普遍浅变质， 第四系地层为该组岩岩性的风化残积层，河床部位则存在砂卵石层，现按从新至老的顺序分述如下：第四系（q）：残坡积层，一般0-5m，最大可达10m以上，为红褐、黄褐、紫红等色含少量砾的粉质粘土及少量粘土，砾质壤土等。河床中的砂卵石，一般呈灰绿、紫色等色，母岩为砂岩，次圆-偏平为主，级配不良。五强溪组（pt3bnw）：该组地层为陆源碎屑岩，为厚层-巨厚层浅变质砂岩及砂质板岩，属边缘海相沉积，岩性单一，据xx区域地质志，其厚度达3170m。3.4 地质构造区内地层受早期华夏系构造运动的影响，位于牛车河田家坪天雷山复式向斜的东南翼，下神祝向斜的北面，岩层产状单斜，走向40-70，倾向nw，倾角15-29，即倾向坝上游，与三个坝的坝轴线均呈小角度斜交，属横向河谷，对防渗较为有利。但由于地层年代久远，受多次构造运动的影响，岩石变质，风化破碎，中小型断裂相当发育，据原省设计院的地质踏勘，坝右肩存在一断层，坝外坡脚基岩中有较大无充填的裂隙存在，坝基浅部渗漏问题严重。副坝坝基均为全风化砂岩层，节理裂隙发育。3.5区域稳定性评价根据区域地质调查和1-400万中国地震动参数区划图，本工程区地震活动微弱，按gb18306-2001抗震设计规范确定，本区震动峰值加速度为0.05g，地震动反应谱特周期为0.35s，相对应地震基本烈度为度，属相对稳定地块。4 工程任务及规模4.1 工程任务及必要性4.1.1 xx电站工程概况及改造缘由xxxx电站位于xx县xx区xx乡xx村。自电站投入运行至今已有30多年，从未达到设计效益（一台机组已报废，另一台机组带病运行，经常检修）。根据电站运行记录，xxxx电站几乎每年都要出现弃水现象，水量得不到充分利用。再由于电站建成投产已三十多年，现有机组机械转动部件磨损严重，过流部件汽蚀严重，电气设备绝缘老化，严重影响电站的安全、稳定和经济运行，需要更新改造。xx自投产至今，水轮机磨损、汽蚀严重，致使水轮机效率大大降低。现运行水轮机效率的测定采用蜗壳测流法，在额定水头发额定出力工况下经过多次测流，水轮机额定流量为1.57m3/s，因此在额定工况下水轮机额定效率约为78.5%。技术改造需更换高效率新型转轮。2台发电机经多年运行，绝缘已老化，易受潮。停机时间过长后就需要对发电机组进行短路干燥，否则就会出现电机短路的安全事故，严重影响电站安全运行。技术改造需更换高效率新型转轮，根据水轮机综合模型曲线，单位转速发生了变化，需对发电机进行改造。xxxx电站实行增效扩容符合中央水利工作会议和中央一号文件精神。2011年召开的中央水利工作会议和中央一号文件关于加快水利改革发展的决定提出，加快开发水能资源，加强水能资源管理，积极发展水电，大力发展农村水电。这对加强我国水利基础设施建设，改善能源结构，促进经济社会可持续发展具有重要意义。“十二五”时期，我国农村水电面临难得的发展机遇，认真贯彻落实中央水利工作会议精神和中央一号文件精神，坚持以科学发展为主题，以加快转变经济发展方式为主线，抓住机遇，加快发展，强化监管，依法办电，全力推进“十二五”农村水电新跨越。水利部农电局提出，要积极推进全国农村水电增效扩容改造试点工程。近日，财政部、水利部正式印发了农村水电增效扩容改造财政补助资金管理暂行办法，明确中央财政将从可再生能源发展专项资金中安排资金对增效扩容改造予以支持。2011年至2012年试点期间将安排中央补助资金12亿多元，支持浙江、重庆开展农村水电增效扩容改造全面试点，湖北、xx、广西、陕西开展部分试点，改造电站620座，装机容量和发电量将分别增加25%和42%，改造后装机容量可达110万kw，年发电量达39亿kwh.同时，在试点中将同步推进农水电体制机制改革，使增效扩容改造与地方发展、农民利益、生态建设和环境保护有机结合起来。通过试点，还将对增效扩容项目选择、组织管理、技术要求进行探索完善，为全面实施农村水电增效扩容改造积累经验。xxxx电站增效扩容符合两型社会发展要求，促进节能减排。两型社会指的是“资源节约型、环境友好型社会”。建设节约型社会的核心是节约资源，通过采取技术和管理等综合措施，厉行节约，不断提高资源利用率。环境友好型核心是人类的生产和消费活动与自然生态系统协调可持续发展，xx电站通过应用更先进的设备，取代年久效率低的设备，大幅度提高水能的利用效率，并结合扩容，生产更多的清洁电力，有效减少燃煤消耗，为我国减排温室气体做出贡献。因此，xxxx电站增效扩容是电站本身要继续运行并发挥效益的迫切要求。4.2 工程扩建的必要性分析4.2.1电站附近人文及能源情况xx电站工程位于xx省怀化市xx县xx乡，杨溪河上游，距xx县25km，xx乡11km，xx乡5km。目前全市的主要能源为水能，同时辅以煤、沼气等。该区多年以来是全国十大水电基地湘西水电基地的主体，区域境内溪河众多，雨量充沛，有着丰富的水能资料可供利用，区域内流域面积 10km2以上的河流828条，其中属沅水水系的810条，全区水能理论蕴藏量为500.5万kw，年发电量190.9万kwh，可供开发利用的有490万kw，年发电量为187.2亿kwh。全区煤炭已探所有储量达1.2亿t，占全省煤炭已探明量的4%，目前保有储量约7860万t，煤炭资源主要分布于辰溪、溆浦两县，少数分布于沅陵、xx、怀化、洪江、会同、靖州县。目前，全区年产煤量约150万t，其中发电用煤30多万t，煤发热量一般在30005000j之间。由于这些原煤分布不集中，煤层薄，不宜进行大规模开发，因此，区内火电出力受到限制。为了满足怀化国民经济发展的用电需要，必须加快电源建设，本区煤炭资源较少，核电成本高，且靠火电和核电很难满足要求，必须从根本上依靠本地丰富的水力资源优势开发水电。4.2.2 电站供电范围xx水电站位于xx县境内，距xx县城25公里，其供电范围主要是xx县。4.2.3 电站增容的必要性xx县的电源供应远远落后于负荷增长的需求，因此必须尽快发展电源建设。xx水电站现已运行至今已20余年，机组老化，装机容量偏小，导致水利用率较低。现已出现如下几方面问题：1.进水口闸门锈蚀变形导致关水不严，启门和闭门时均有卡阻现象。2.机组闸阀已不能正常使用急需更换。3.机组运行多年已明显老化，发电出力较差，其中一台机组已报废，另一台机组带病运行，经常检修。4.升压站设备老化严重，运行不稳定，主变为s7变压器，损耗严重。5.设备型号较老，配件难以购买，维修不便。6.2台发电机经多年运行，绝缘已老化，易受潮宗上所述xx水电站急需改造，改造效益可观。4.3 工程任务电站建设的主要任务是发电，并兼灌溉等。该工程是以发电为主，兼有灌溉任务的小型水利水电工程，由拦水坝、压力管、发电引水系统及厂房等构成，于1980年建成投产。电站目前安装2台混流式水轮发电机组，单机容量320kw、额定水头32.52m，全站发电流量3.14m3/s。近年平均年发电量65万kwh，年利用小时数1016h。电站改造后安装2台混流式水轮发电机组，单机容量400kw、额定水头32.52m，全站发电流量3.0m3/s。平均年发电量269万kwh，年利用小时数3363h，较未改造前每年增加发电量204万kwh，水资源利用率75%。4.4 电站现状及增容能力分析4.4.1电站现状xx水电站位于杨溪河上游，厂址处杨溪河控制流域面积30km2。该工程是以发电为主，兼有灌溉任务的小型水利水电工程，由拦水坝、压力管、发电引水系统及厂房等构成，于1980年底建成投产。xx水库具有年调节能力，一级电站岩湾电站现装机1000kw，安装2台混流式水轮发电机组，额定水头39.4m，额定流量3.52m3/s。根据该站1992年2011年共20年发电量统计可知，年均发电量65万kw.h。本次设计对电站的引水系统水头损失、过流能力及水能指标进行了全面复核，由复核成果可知：电站引水系统水头损失为0.7m，经济过流量3.14m3/s，最大水头34.53m，最小水头0.5m，机组额定水头32.52m，最大出力320kw。由此可见，造成电站出力受阻的主要原因是：机组老化，转轮经多次修补后水力参数已发生改变；造成水轮机组长期偏离高效区运行，机组效率低，机组装机容量偏小，水资源浪费较大。4.4.2 扩建前水能复核4.4.2.1基本资料（1） 径流资料xx水电站属xx梯级电站的第三级电站，接彭家湾电站尾水。电站位于杨溪河上游，厂址处杨溪河流域面积30km2，可为xx电站补水。电站属径流式电站，不对下游梯级径流调节起作用，因此本次径流主要考虑经水库调节后的径流和区间径流。杨溪河下游设有黄潭桥水文站，该站有19542004年共51年的流量实测资料，经换算后做为xx水库坝址入库径流和杨溪河区间径流。（2） 厂房下游水位流量关系曲线xx水电站厂房下游水位流量关系曲线是由水工专业提供在实测基础上建立的水位流量关系曲线。（3） 水头损失及最大引用流量按水工专业对现有流道的复核成果，水头损失取0.7m，发电最大引用流量取3.52m3/s。（4） 装机容量及出力系数装机容量按现有装机，水轮机效率取75%，机组出力系数按6.5计。4.4.2.2水能复核计算根据以上基本资料，xx电站坝址长系列逐日径流资料进行水能复核计算，成果详见表4.4.2.2-1。xx电站扩建前水能复核成果表项 目单 位指 标拦水坝正常蓄水位m362装机容量kw640机组最大出力kw640最大水头m34.53最小水头m0机组额定水头m32.52多年平均发电量万kw.h65年利用小时h1016水量利用系数%75多年平均流量m3/s1.69最大发电引用流量m3/s3.524.4.2.3 扩容能力分析xx电站位于杨溪河上游，xx是具有年调节性能的中型水库，电站的实际年利用小时数为1016小时，电站水量利用系数为75%，其一从水量利用率及现有装机利用小时来看，说明电站机组已严重老化已经达到报废标准，增效扩容也是势在必行。其二，xx电站拦水坝已运行多年，运行状况良好，xx大坝已完成除险加固，不存在水库淹没赔偿问题。综上所述，xx电站增效扩容是十分必要的。4.5 扩建水能计算4.5.1 基本资料(1)径流资料xx水电站属xx梯级电站的第三级电站，接彭家湾电站尾水。电站位于杨溪河上游，厂址处杨溪河流域面积30km2，可为xx电站补水。电站属径流式电站，不对下游梯级径流调节起作用，因此本次径流主要考虑经水库调节后的径流和区间径流。杨溪河下游设有黄潭桥水文站，该站有19542004年共51年的流量实测资料，经换算后做为xx水库坝址入库径流和杨溪河区间径流。 (2)厂房下游水位流量关系曲线 xx电站厂房下游水位流量关系曲线是由水工专业在实测尺寸基础上，计算得到最大引用流量3.00 m3/s时的正常尾水位为329.5米。4.5.2 增容计算xx电站目前装有2台混流式水轮发电机组，装机容量0.64mw，考虑xx电站兴建于1979年，运行至今已33年，设备老化，机组效率低等因素，本次增效对其设备进行更换，适当提高装机容量以提高水能利用率以增加发电量。改造后仍安装2台混流水轮发电机组，容量为0.8mw。将xx坝址自然径流共51年逐月平均入库流量，经库容调节后对xx电站扩建工程进行长系列水能操作计算，主要技术经济指标见表4.3-6。 xx电站增容扩容工程主要技术经济指标表表4.3-6项 目单 位指 标备 注水库正常蓄水位m362增效扩容容量mw0.16增效扩容台数台2最大水头m34.53最小水头m0机组额定水头m32.52全站发电引用流量m3/s3.00多年平均发电量万kw.h269扩建新增电量万kw.h204全站年利用小时h3363全站水量利用