水电站延续取水评估报告书

1、水电站延续取水评估报告书xx 市 xx 水电站延续 取水评估报告xx 市 xxx 有限公司 二零一七年一月第一章概述 11.1 取水户基本情况 11.1.1 项目概况 11.1.2 水资源论证及取水许可管理情况 3第二章取用水合理性分析 52.1 用水指标合理性分析 52.2 节水措施开展情况和节水潜力分析 9221用水效率控制指标 92.2.2 节水措施开展情况 102.2.3 节水潜力分析 10第3章取水可靠性分析 123.1 取水水质评估分析 123.2 取水口可靠性分析 123.2.1 取水口位置 123.2.2 取水口区域范围演变 133.3 取水可行性分析 13第4章取退水影响评估

2、分析 154.1 取水影响分析 154.1.2 对其他用水户的影响 151.2 退水影响评估 16421 退水量及其基本情况 161.2.2 退水处理方案及其达标情况 161.2.3 退水对水生态环境的影响 171.2.4 对其他用户的影响 171.3 取退水不利影响的对策措施 175 计量监测及取水许可量核定 185.1 计量设施安装运行情况 185.2 取水许可量核定方法 185.2.1 许可量与用水量关系分析 185.2.2 取水许可量核定方法 186 结论与建议 206.1 结论 206.1.1 取水的合理性 206.1.2 取水的可行性 216.1.3 评价结论 216.2 建议 2

3、2第 7 章附 件 247.1 附图 247.1.1 取水项目地理位置图 247.1.2 取水计量设施安装示意图 25概述1.1 取水户基本情况1.1.1 项目概况xx 水电站位于xx 溪中下游小支流xx 溪上游 xx 镇 xx 村境内，xx溪发源于xxx 自然村，于xx 镇 xx 村所在地汇入松溪，流域面积89.6km 2，主河道长24.9 km, 平均坡降19.7 %。该流域形状系数为1.0，流域内森林覆盖良好，植被多为阔叶生态林，蓄水能力强，河中水流常年不断，理论蕴藏水力资源5450.3KW 。 xx 水电站坝址xx 村上游游约3.5km 处，坝址以上集水面积13km 2,占xx 溪总流

4、域面积的 14.5% 。电站枢纽主要建筑物包括拦河坝、引水渠道、引水隧洞、压力前池、压力管道、发电厂房等。xx 水电站坝址以上集雨面积13km 2 ，设计水头80 米， 设计流量0.86 m 3/s ，设计装机容量500kw ，多年平均设计发电量为120 万kwh 。其主要建筑物有：拦河坝、进水渠道、引水隧洞、压力管道、发电厂房。拦河坝采用75# 浆砌石坝，上游边坡1 ： 0.1 ，下游边坡1 ： 1.0 ，上游迎水面浇筑一层15cm 厚 c20 砼，进水口设在左岸，进水渠道70 米，尾部设置排砂闸。引水隧洞全长1200 米，设计流量为0.86m 3/s ，隧洞坡降1/1000 ，隧洞尺寸为1

5、.8x1.5 （ 高 x 宽 ） ，城墙门形。压力钢管全长158m ，直径0.72m ，壁厚6-10mm ，岔管长25 m ，直径 0.5 m ，壁厚 10 mm ，主 厂房采用单层砖混结构，长X 宽 X 高为16 X8.0 X5.5 米。厂房内装有水轮机XJA - W - 46/1 X12.5 两台 ， 低压发电机SFW250 8/740 ，两台 ,电、手动调速器两台，闸门两台。BKSF 配电盘两面，控制台1 台。电通过S9-630/11 变压 器 T 接至 xx村 10kv 线路送到xx35KV 变电所。xx 水电站为低坝引水式水电站，利用河道流量和落差引水发电，属于水利发电业。单机设计引

6、水流量为0.43m 3/s ， 两台机设计引水流量 0.86m 3/s 。引用水源为xx 溪地表水。取水方式为隧洞引水，取水地点为 xx 市 xx 溪河段 xx 村桥 上游游 3.5 公里，原计划取水量为750万 m 3/年，取水用途为发电取水，退水地点位于xx 村上游 2.2km 处左侧河岸边，退水方式为水轮机尾水室自流退水，退水量为750万m3/年，退水水质要求为地表水川类。1.1.2 水资源论证及取水许可管理情况2003 年 3 月 xx 市水利水电勘测设计院受xx 市 xx 公 司委托，开始进行 xx 市 xx 水电站初步设计。xx 市水利局对初步设计进行批复，工程于 2003 年 9

7、 月动工建设，2005 年 2 月投产发电，2005 年 8 月底通过竣工验收。根据建设项目水资源论证管理办法自2002 年 5月 1 日起施行。对于直接从江河、湖泊或地下取水并需申请取水许可证的新 建、改建、扩建的建设项目，建设项目业主单位应当按照该办法的规定进行建设项目水资源论证，编制建设项目水资源论证报告书。因政策落地到地方落实存在时间上的衔接和相关技术规范出台问题，因此该项目没有建设项目水资源论证。 2005 年， 公司向 xx 市水利局提出取水许可申请，并于 得到批复同意并发取水许可证，最近一期延续取水换证由xx 市水利局2012 年 12 月发放，取水许可证证号：取水字（）第号，有

8、效期至2017 年 12 月 31 日。因取水许可证到期时间为 2017 年 12月 31 日，特编制延续取水评估报告，申请 办理延续取水手续。电站自建成运行以来，经受历年来洪水考验，已安全运行 13 年。取水用途无变化，用水环节和用水工艺无改变，取退水设施与地点无改变，现与第三方无水事纠纷。电站能有效落实电站最小下泄生态流量，确保电站下游河道生态用水。取用水合理性分析2.1 用水指标合理性分析2.1.1 水文气象xx 电站所在区域属中亚热带季风气候，兼有大陆性和海洋性气候特点，全年气候温和湿润，雨量充沛，阳光充足，四季分明，具有春早秋晚、冬短夏长、冬秋少雨、雨季集中等气候特点。受地形影响，相

9、对高差悬殊，气温的垂直变化明显，随海拔每增高100m ，平均气温下降0.49C,致使形成山地温凉，盘地湿热的气候。地层发育以变质岩为主，地势东南高，西南低，四周环山，中部多丘陵和山间盆谷，坡度较平缓。查气象局资料，区域内年平均气温18.7 C ,最高温度41.4 C , 最低温度-8.4 C,夏季最热月份为七月，平均温度27.2 C,最大风速20m/s ,平均风速1.2m/s 。年平均雷暴日69.9 天，水汽压1860hpa ，年平均日照时数 1810h 。区内雨量充沛，但降雨量的时空分布不均、年内分配不均，降雨多集中在春夏，秋冬少雨，但秋天受台风影响，降水量年际变化大，丰水年降水是枯水年降水

10、量的2 倍左右，年降水变差系数0.22 。平均年降雨量15002200mm ，局部可高达2700mm 以上，全年降雨日164? 177 天，按天气成因大致可分：3? 4月春雨，5? 6 月梅雨，7? 9 月台风雷雨和10? 2 月 干季四个时期。造成本流域降水的主要天气系统是锋面雨和台风雨。特别是静止锋造成的降水量大，历时长，易形成大洪水，酿成洪灾。项目区内多年平均径流深950mm ，年水面蒸发量920mm ，陆地蒸发量在620mm ，年侵蚀模数150T/km2。径流变差系数0.36 ，年径流系数0.61 。2.1.2 径流复核计算xx 水电站位于x 溪中下游小支流xx 溪上，流域内无水文测站

11、，经分析，选定相邻流域xx 水文站为径流设计参证站，该站控制集水面积291.0km2 ，且下垫面、植被等与坝址相似，是坝址径流计算的理想参证站，坝址径流根据参证站资料系列按面积比和面雨量修正求得。经分析计算求得xx 水电站坝址的年径流成果，径流年内分配参照参证站的比例进行。求得xx 电站坝址多年平均流量为0.42m 3/s ，年径流量为1343 万 m3 。（ 2）径流系列代表年的选择根椐径流调节需要以及坝址平均流量频率分析计算成果，选择三个代表年如下：丰水年（p=10% ）：1975 年 4 月-1976 年 3 月平水年（p=50% ）：1960 年4 月-1961 年3 月枯水年（p=9

12、0% ）：1978 年4 月-1979 年3 月根据所选三个代表年，按频率适线成果按年内、枯季进行修正，以三个代表年逐日平均流量进行径流调节计算，计算出丰、平、枯三代表年发电量、取水量和平均发电量、平均年取水量如下：。丰水年（p=10% ）：发电量：183.4 万 kwh取水量：1143 万立方米平水年（p=50% ）：发电量：134.2 万 kwh取水量：836 万立方米枯水年（p=90% ）：发电量：87.8 万 kwh取水量：547 万立方米多年平均：发电量：135 万 kwh取水量：842万立方米2.1.3 历年取水情况电站装机容量500kW,设计最大引水流量 0.86m 3/s,设计

13、发电量120万kw.h,设计取水量750万立方米，按最大发电引水流量控制取水。xx水电站2005年至2017年统计的13年实际运行情况具体见下表年度发电量（万kw.h）实际用水量（万m年）备注2005108.346772006122.207642007117.307332008103.40646200982.145132010163.201020201188.805552012171.0910692013147.429212014172.6410792015126.717922016238.0614882017131.00819平均136.33852对比电站2005年以来13年实际平均发电量、

14、平均发电取水量与本次径流分析计算设计多年平均发电量、平均发电取水量，可以得到多年的发电量、发电取水量和实际基本接近，原设计平均发电量、平均发电取水量达到设计标准，实际略大一点。主要是2010 年、 2012 、2014 、 2016 年 4 年为丰水年，2009 和 2011 年为枯水年，这13 年中偏丰水年比偏枯水年多造成。2.2 节水措施开展情况和节水潜力分析2.2.1 用水效率控制指标XX 市 XX 电站取水发电，径流开发，无调节能力，提高发电用水效率主要体现以下几个方面：1 、通过改造输引水设施，降低水头损失。2、通过改造水力发电机组，引进新型节能水力发电机组，提高发电效率。本电站装机

15、容量500kw ，多年年发电量136万kwh ,年取水为852万m3/年，坝址以上多年平 均径流量1343万m3/年，水利用率 63.3%。2.2.2 节水措施开展情况xx 水电站属于属于径流开发，没有调节能力，节水的总体指导思想是：做到高水头低耗水率，提高水量利用率减少弃水，以促进水资源开发利用的最大化。节水措施主要有以下几点：1 、 通过电视、电台和网络，实时掌握天气预报，掌握水情、雨情，实时了解流域的来水情况，及时调整优化机组的运行方式，避免意外弃水。2 、加强机组及辅助设备的巡视检查及维护检修等工作，提高设备的完好率。3 、及时清理拦污栅的沉渣和浮渣，减少水头损失。4 、定期进行耗水率

16、及水量利用率的考核，科学合理的优化运行方式。2.2.3 节水潜力分析1 、 xx 市 xx 电站由于规模小，运行人员素质、技术水平低，机组维修养护少，大修小修不及时，电站运行管理激励机制差等原因，运行过程中时常有发生弃水现象，机组损坏停止发电、清理拦污栅不及时等现象，造成浪费水资源。通过制定规范的管理制度，规范的检修制度，合理的激励机制，人为上以减少水头损失，提高水能利用率，达到节水增发电的目的，能有一定的节水潜力2 、电站在增容、改造引水设施等方面无重大改变的预期，想挖掘节水潜力，主要措施：一是拦河坝和隧洞内淤积，前池淤积，时常有泥沙、石子流进水轮机，造成水轮机转轮损坏、加大气蚀空化，影响效

17、率，必须进行清淤。二是开展好流域的 梯级调度，在节能降耗上做文章，就如何做 好枯水期的降低耗 水率、丰水期提高水量利用率等方向开展积极探索，提 高水资源的利用。取水可靠性分析第 3 章 取水可靠性分析3.1 取水水质评估分析xx 市 xx 电站取用地表水用于发电，对水质无特殊要求，根据水功能区划定情况，本河段水质管理目标为H 类。电站处于xx 溪流域的上游，上游居住人口较少，河谷内人因稀少，产生的生活及生产垃圾较少。洪水季节，小部分的浮渣被拦污栅拦截后及时清理，河道消涨频繁，水体流动更换快，不存在水体富营养化。为保护好区间水质，电站每年开展定期巡河工作，确保河道内超标污染排放等破坏水生态环境的

18、违法行为，同时积极开展河道漂浮垃圾的清理工作，主要对机组进水口垃圾进行及时打捞上岸进行无害化处理。3.2 取水口可靠性分析3.2.1 取水口位置电站取水口位于xx 溪河段 xx 村桥上游游3.5 公里拦河坝右岸，明渠引水，经过多年运行，能满足正常取水运行的要求。3.2.2 取水口区域范围演变取水口多年运行期间，区域范围内没有生活、生产用水用水。故取水口区域范围演变较稳定，不产生影响。电站发电蓄水已有13 年，取水口区域范围现状并未发生明显的演变，不仅工程地质满足要求，且供水水量，水质和水能都能满足项目的设计要求，取水设施可靠，机组运行工况总体情况良好，但拦河坝尚有淤积，时常有泥沙、石子流进渠道

19、，带进水轮机，造成水轮机转轮损坏、加大气蚀空化，影响效率，必须进行清淤。3.3 取水可行性分析xx 电站是根据上游来水量的多少来发电的，根据2013-2017 年实际运行资料计算来看，平均取水量852 万立 方米，与本次水文计算复核的多年平均取水量842 接近，水量利用率为63.3% 。年取水量基本可靠，符合年许可取水量。电站取用地表水用于发电，取水852 万 m 3/ 年，退水852 万 m3/ 年，不消耗水量，对下游用水单位无影响。且xx 市 xx电站取用地表水通过水轮机将水能转化为电能，无任何污染，取水可靠性分析可行退水水质与取进水时水质一样。故 xx 市 xx 电站取水是可靠的，的。第

20、 4 章 取退水影响评估分析4.1 取水影响分析4.1.1 对区域水资源的影响xx 电站主要以发电为主，在发电取水过程中，水流通过水轮机后又全部回归河道，并没有消耗河道水量，也没有任何污染水质。水力发电是国家鼓励的清洁能源行业，电站发电的尾水重新回归河道，除水面蒸发损失和极少的生活用水外，对水资源几乎没有消耗。由此可见，xx 电站用水是合理的，取用水并不会对上下游、四周等区域水资源产生影响。4.1.2 对其他用水户的影响xx 电站无供水任务，下游的农田灌溉是利用发电尾水流入渠道进行灌溉，不存在争水抢水问题，其他没有用水户。电站运行多年以来，并未出现由xx 电站取用水引起对其他用水户的干扰。故x

21、x 电站对 xx 溪的取用水不会对其他用水户造成影响。4.2 退水影响评估4.2.1 退水量及其基本情况xx 电站取水量852 万 m 3/年，退水量852 万 m3/ 年，退 水地点为坝址下游的发电厂房尾水渠，退水方式为明渠连续, 退水水质要求为地表水川类。4.2.2 退水处理方案及其达标情况xx 电站为径流式电站，主要功能为生产发电，主要产品为电能，取退水构筑物及设施包括：拦河坝、进水闸门、进水口，渠道、隧洞、前池、压力钢管、喷针、蜗壳、及尾水室等组成。取用水工艺为在xx 溪上建拦河坝，发电用水通过取水口、渠道、 隧洞、前池、压力钢管经流道进入机组，由喷针控制进入水轮机蜗壳驱动水轮机转轮带

22、动发电机组发电，尾水经尾水室等流道退至 xx 溪河道。拦河坝拦蓄河道地表水发电，其发电尾水回归原河道，保持水量不变，水质无变化，退水处理方案为直排，退水水质达到地表水川类4.2.3 退水对水生态环境的影响因取水主要用于水力发电，基本没有消耗水资源，发电尾水直接流入河道，退水地点坝址下游1000 余米，水质保护目标为川类，常年该河段水质保持在川类，符合水功能区要求。电站下一步将安装生态流量下泄自动监测设备，有效落实电站最小下泄生态流量，确保电站下游河道生态用水。电站发电尾水回归原河道，退水水质和总量保持不变，对水生态环境无影响。4.2.4 对其他用户的影响xx 电站无供水任务，下游的农田灌溉是利

23、用发电尾水流入渠道进行灌溉，不存在争水抢水问题，其他没有用水户。电站运行多年以来，并未出现由xx 电站取用水引起对其他用水户的干扰。故xx 电站对 xx 溪的取用水不会对其他用水户造成影响。4.3 取退水不利影响的对策措施取退水不利对策措施就是电站下一步将安装生态流量下泄自动监测设备，有效落实电站最小下泄生态流量，确保电站下游河道生态用水5 计量监测及取水许可量核定5.1 计量设施安装运行情况工程取退水计量按照国家相关法律法规的规定以机组上网发电量进行核算。电力计量关口表计由国家电网xx供电公司抄算核定，并定期对表计进行校核检验。取水计量装置已运行多年，均正常运行，未出现异常现象。5.2 取水

24、许可量核定方法5.2.1 许可量与用水量关系分析质，其许xx电站利用水能发电，并不消耗水量，也并不改变原水水可量全部转化为用水量进行发电。故许可量与用水量成正比例关系。5.2.2 取水许可量核定方法近年来，电站积极履行取水许可管理相关规定，能按时及时上报发电量，根据发用用水量核定取水量，并足额缴纳水资 源费。发电计量设施运行正常。每年能向市水利局报送用水总结和用水计划，并配合市水利局进行取水许可监督检查。工程建成以来，电站水资源费缴纳情况基本符合水资源有偿使用制度的要求，按时缴纳了水资源费，按照水资源征收水力发电0.008元/千瓦的标准，电站近 5年向xx市水利局缴纳水资源费共计6.53万元。

25、2013年-2017年水资源费缴纳统计表年份发电量（万千瓦）缴纳金额（万元）备注2013 年147.421.182014 年172.641.382015 年126.711.012016 年238.061.902017 年131.001.05合计815.836.53对比电站近13年实际平均发电量、平均发电取水量与本次径流分析计算多年平均发电量、平均发电取水量，可以得到多 年的发电量、发电取水量和实际基本接近，比原设计平均发电量、平均发电取水量达到设计标准，原申请的取水量750万立方米偏小。本次延续取水申请按每年取水量850万立方米核定申请。6结论与建议6.1 结论6.1.1 取水的合理性水电是国

26、民经济的基础产业，也是国家鼓励优先发展的产业，发展水电产业符合国家正在实施的可持续发展战略，在xx溪上取水用于水电站发电，是充分利用当地丰富的水利资源，加快水电资源开发，带动区域经济发展的一项重要举措。xx电站装机容量500kW多年平均发电量 136万kWh通过一条10KV输电线路送至 xx镇变电站，与 xx电网进行功率交换，大大提高了区域性电网可靠性，安全性。xx 水电站工程为引水式电站，主要用水为发电用水，没有消耗河道水量，仅仅是将水资源加以合理利用和分配。工程修建后抬高了上游河段水位，改善了下游农田灌溉条件，由此可见 xx 水电站工程用水布局是合理的。根据相关资料计算来看，电站发电取用水量850 万 m3, 水 量利用率为 63.3% ，说明取水的可靠性相差不大，没有利用到的水量主要是水面蒸发、渗漏和洪峰弃水。电站是根据上游来水量的多少进行发电的，坝址处水资源量能满足设计发电用水。6.1.2 取水的可行性xx 电站建设符合资水流域整体规划，