水电站市场发展范文

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篇1

在电力发电、传输、分配方面世界各地发生了巨大的变化，公司重组，政府机构改革，电力市场发展而且正在发展，电作为一种商品可以自由买卖。在许多情况下，公有电力公司和私人电力公司变化最大，随着规章定价制度的取消，利润不再有保证，同时，创造利润的能力也不再受限制。对水电行业，市场自由化创造了同样的风险和机会，风险在于各行各业的公司，如果随着时间的过去，其生产成本高于收入，那么公司将失败；相反，相对于获得的收入，其生产成本持续走低，就可以实现利润。

这篇文章是一套系列性丛书的开始，这套丛书着重讨论了世界上几个国家和地区的电力行业重组和自由化情况以及这些变化对水力发电的影响。

丛书从关注欧洲电力部门的自由化开始，在九十年代几种自由化的形式出现时，其动力是1996年的欧洲联盟电力规程，规程要求各成员国到2000年2月前开放本国28%的电力市场份额、到2003年比例达到33%。所有15个成员国尽管不是同一步伐但都已经开始市场化（成员国是：奥地利、瑞士、丹麦、芬兰、法国、德国、希腊、爱尔兰、意大利、卢森堡、挪威、葡萄牙、西班牙、瑞典、英国）。

为电力市场自由化的各种努力及电力规程的迅即效果是九十年代中期斯坦的纳维亚半岛电力供应统一市场的建立，这导致欧洲出现许多提供现货、期货及衍生合约的新市场。而且，在西班牙、英国组成了许多活跃的不断变化的电力联营。在欧洲，公司间电网容量的分配和传输线路标准已经或正在建立，市场发展迅速，欧洲正在改革其基础设施及合法机构来支持更多积极的跨边界商业活动。

这些变化对水电来说是个机会，尤其是为那些水力发电机装机容量或水库库容巨大的公司的发展提供了机遇。

在欧洲水库库容分布的较为平均，然而，水库的周期来水量、地区间温度变化和社会经济因素差异是电力行业间大量电能以轮转方式交易的动机，然而，实际的电网结构和地理上电厂的分布不允许欧洲电力部门成为完全自由竞争的市场，而是一个垄断市场（即市场由少数几个生产商控制）。

能源生产商已表示出抓住电力市场自由化提供的机会的愿望，并且组织自己面对自由化带来的风险。在下面的章节，我们将讨论欧洲五个国家为达到自由所做的努力。这五个国家是英国、德国、意大利、法国和西班牙。（作者注：西欧斯坦的纳维亚半岛国家的能源自由化将在稍后的章节讨论。）

1.英格兰和威尔士：新贸易协议

1990年英格兰和威尔士电力工业私有化，导致的市场协议——英格兰和威尔士联营——将重点放在发电上。在英格兰和威尔士发电份额中仅有一小部分是传统的水电（容量154.25MW，约占总发电量的0.5%），位于苏格兰和北威尔士的大型抽水蓄能电站提供了重要的峰期电能。（英国大部分传统的水电——1207MW——位于苏格兰，在那里自由化并非一个焦点，尽管政府正在考虑与英格兰和威尔士的贸易协议进行一些形式的合并）在最初的英格兰和威尔士联营，生产商提交复杂的报价，这些报价根据成本的不断变化来实现一个价值等级（最低成本的可优先上网使用），根据这个优异的需求可以提前安排生产来满足需求。根据大多数生产商的最大盈余生产成本，建立了半小时价格。额外的购买数量仅仅是为了保证生产的持续，其数量依赖于生产量的过剩等，过剩的生产能力越小，生产收益越高。

一些关键的参与者认为这种最初的联营结构留给生产商权利过多，生产商可以通过缩小生产量来操纵价格，这种价格被提前确定的事实导致了电力市场和英国天然气市场间的复杂化，使其几乎实时运行。结果是：天然气生产商可以提前影响电力价格，然后，如果价格适宜，可以立刻在天然气市场上出售天然气，这种状况增加了生产与需求之间短期平衡的复杂性。而且，电力市场结构没有赋予生产商生产义务，如果生产商减少生产量，联营体系除了安排额外的、昂贵的生产外几乎没有其他的选择。联营结构的问题也影响了消费者对竞争市场的价格结构的信心，因此，需要一种新的市场结构来克服这些缺点。

2001年3月，英国石油电力市场协调官员和贸易工业部开始执行新电力贸易协议（NETA），迅速改变了生产商与供应商之间的电力贸易，NETA结构与联营结构间的显著不同在于需求一方积极参与市场，另一个不同点在于“生产者自分配”概念，即生产商自己分配电力设备来满足电力零售商合同式的需求。

大多数贸易出现在期货市场和电能交换，参与的生产和需求双方的级别在“平衡机制”阶段（实时前3.5小时）作为“最终的通知”（FPN）提交给系统操作者方，如果生产商有确定的生产量，则供应商必须预期每半小时所需的电量并签署合同购买适当的电量。

提交FPN是为了为参与双方描述地理位置以使其可以自我分配，生产方希望生产比FPN更多的电力（而供应方则希望消费更少的电力），或者相反，供应更少电力而消费更多，每个报价都描述了一个确定的FPN偏差和相应的市场价格，反映了平衡机制参与偏离FPN而取得的收益。对照先前的联营机制——联营机制是按照最优的定购计划安排确定的生产任务来满足需求并以此分配生产，新机制分配指令直接下发给生产商，指导其迅速调整生产来保证满足需求。

在NETA机制中，系统操作方——全国高压输电线网——协调市场参与方自然地理位置和系统平衡机制需求之间的分歧，除了接受出价解决电力不平衡外，系统操作方还接受出价来调整输出量/需求量来维持供应的安全性。

准确预测是非常重要的，因为所有的交易都是严格的，这就是说，一旦一个电力合同（无论是生产方或消费方）无法履行，偏离了合同要求，惩罚措施将立刻实施。任何背离了合同的参与方都将视为“不平衡”并支付两个不平衡价格中的一个，“系统购买价格”用于那些比合同规定消费的多或生产的少的用户或生产商，“系统出售价格”用于比合同约定消费的少或生产的多的用户或生产商。

全国高压输电线网不得不采用不平衡价格来平衡系统，因此，不平衡价格，很大程度上依赖参与方为增加或减少他们的生产量或供应量所接受的价格。

目前，系统购买价格偏高，为避免支付这个费用，大多数供应商有意地订购比他们预期需要更多的电量，然而，生产商必须安排提供所有合同要求的电量，这样全国高压输电线网不得不进行调解以减少生产输出量，这种情形系统称之为“超出”，反之，全国高压输电线网需要采取行动增加生产输出量，系统称之为“短缺”。

为利于控制平衡机制，全国高压输电线网拥有“期货交易”的能力，这意味着签定合同买卖将来输送的电能，通常，通过期货交易获得的价格要优于短期通过要价获得的价格，这些降低了全国高压输电线网平衡系统所需的费用。另外，一个经协调方同意的激励安排，将平衡系统的费用减至最小，因而受到的奖励。

有时在生产与需求平衡中出现了突然变化（例如一个流行的电视节目结束时，上百万人同时转换频道），并不是所有的生产商可以提供这种必要的“瞬间储备”服务，而瞬间储备的价格也比较昂贵，这使得威尔士两个抽水蓄能电站从中获益，第一水电公司所属的1740MW的迪诺威格电站和360MW的范思特尼格电站，可以在一分钟内向电网输入数百兆瓦特的电能。

同时，英国少量传统的水电几乎都专门用于高峰期电价最高时。在英国自由化电力市场，传统的水电和抽水蓄能电站如1740MW的迪诺威格电站（上图显示了它的放水区）提供了有利的峰期电能和系统控制。 2．德国：市场开放 电力平衡

德国，欧洲最大的电力市场，主要依靠进口石油和核电站，其总装机容量达108000MW，其中传统的水电为4304MW（约占4%），抽水蓄能电站为4636MW（约占4.2%）。（哥德思特尔工程各机组2002—2003年开始运行后，将增加1060MW的抽水蓄能容量）。1060MW的哥德思特尔抽水蓄能电站，当其4个机组2002—2003年开始运行后，将成为德国完全自由化电力市场的重要组成部分。

到目前为止，德国电力市场竞争的步伐仍然在加快，随着1996年欧洲联盟电力规程的实施，1998年4月德国电力市场没有经过任何过渡时期就完全引入竞争，公用事业协会、工业部门和独立的电力商在1998年5月签署的协议中确定了调整电力传输价格的准则，几个月后，电网操作方协会提供了电网进入的技术标准，第一个协议可以保证数百或数千个（达不到上百万个）用户改变供应商。

1999年12月基于连接点价格表的第二个协议取代了第一个协议，它允许每个用户在全国范围内在不改变系统进入费的前提下自由变换供应商。2001年12月13日，电网操作方和系统用户通过了对第二个协议的调整方案，第一次将代表家庭用户的消费者包括进来，在修改过的协议中，电力买卖和家庭用户变换供应商进一步简化，从而，德国准备进行第三轮调整以进入一个完全开放的市场。到2001年底，除了许多工业、商业用户外，超过一百万家庭用户变换了供应商。

即使是家庭用户，零售和批发价格也急剧下降，目前讨论集中在全国统一市场和紧密结合的欧洲能源系统，保证所有生产商进入系统以及提高系统价格和运行的透明度。关于德国电力系统状态的关键指示是非常积极的，电力平衡——装机容量与需求的平衡——在德国是积极的（正如欧洲大多数其他国家一样），电力平衡分析的目的是估计装机容量、电站储运损耗统计量、无效容量、维护储运损耗、系统服务储备和负载。分析结果是一个正平衡或负平衡，用以指示一个确定的电站或地区在不影响其自身可靠性的前提下是否可以出口，或者是否需要输入电能以保证可靠的供应。

鉴于德国和大多数欧洲国家没有面临负的电力平衡，而一些欧洲外围地区存在能源不足，随着欧洲各地区市场竞争的增强，电力平衡需要密切关注。

德国的大型水电站归属大型公用事业公司，他们将传统的水电和抽水蓄能电站视为生产业务的重要组成部分并有规律地控制，同时也存在大量小型的、独立的受德国新能源法资助的水电站，对这两类水电站而言，尽管降低运行费用以保持经济性和竞争力的压力很大，但电力市场自由化的影响仍然不大。

3．意大利：继续干预

在意大利电力市场中水电扮演着重要角色，全国大约75000MW的装机容量中，传统的水电装机容量超过17000MW，另有7000MW来自于抽水蓄能电站，水电承担着全国电力生产的19%。

在意大利，电力工业继续干预是基于1999年执行的博斯尼法案，法案要求的许多步骤都已完成，最近的步骤是2001年5月工业部通过的“市场代码”，引入了一个强制性的电力联营，预期2002年上半年开始营业。可以预见两个主要的市场，第一个是能源相关的、提供前期服务和调整的市场，主要由政府所属的新市场操作者Gestore del Mercato Elettrico（GME）操纵。第二个是分配相关的、处理输送阻塞管理、操作储量和实时系统平衡的市场，由独立的市场经营者Gestore della Rete Nazionale（GRTN）操纵，这当然需要协商一个合适的协议来处理各种交叉的争端，尽管直到2002年1月还没有达成。

到目前为止，针对大多数消费者的电力批发价格大大高于中欧地区，针对被束缚住的消费者（即不能转换供应商的用户）的价格包括两个部分：固定部分和浮动部分，固定部分相应于发电公认的固定成本，另一部分涉及燃料成本，系统操作者每两个月更新一次。目前这个群体约占总消费人数的65%，随着自由化的深入，到2003年预计比例将降低到35%。

较高的批发价格对于外国公司来说，意大利是一个有吸引力的投资市场，无论这些公司是企图在意大利投资电力或是购买业已脱离纵向联合公用事业Enel Spa的电力公司。

在新意大利市场，水电尤其是抽水蓄能电站对于自营的系统操作商来说，将是重要的资源，从ISO提供的信息判断，水电（容量至少为3000—4000MW）用于处理早晨急剧增加的电力负荷，另外，晚上抽水蓄能电站水库蓄水使得发电机组避免了夜间热机组循环。

4．法国：聚焦出口市场法国电力装机总量大约108000MW，其中76%是核电，13%是水电，火电占11％。

法国电力在欧洲是独特的，因为所有电能的发电、传输、分配都是国有公用事业公司Electricite de France（EDF）完成的，是欧盟最后一个国家垄断。

然而，1996年欧洲联盟电力规程为法国电力部门引入市场竞争，90年代后期，法国每年电力出口超过9000万兆瓦时，因而在电力贸易中扮演重要角色。

例如，自2000年2月，法国电网的经营者——一个名为Reseau de Transport de l Electricite（RTE）的新公司——已经从EDF中独立出来，RTE的目标是管理输电线网运作和发展、确保所有用户对电网无差别的使用以及促进建立一个积极、流动的电力市场。自2001年5月起，欧洲电力输送费用将与距离分开，不管距离多少，每出口1兆瓦时费用定为2欧元（1.88美元），根据每年电力出口量计算供应商应支付的费用，然后根据在边界线的自然流动在电网操作者之间再分配。

EDF的其余部分正在逐渐分散，产生了经营发电或贸易活动的商业单位。有关贸易活动的情况，在伦敦成立了与Louis Dreyfus贸易公司合办的联营公司，这些商业公司现在都自负盈亏。像这样的分散化——同样也发生在大多数电力自由化国家——带来了许多有意思的最优化问题，包括发展新随机模型来处理增加的不确定性和风险。

1996年欧洲联盟电力规程的一项要求就是成员国开放电力市场，不断提高面向竞争的电力份额（到2000年2月达到28%，2003年为33%）。2000年2月，法国立法通过了法国电力市场自由化。目前，约占市场30%的近1200个大型商业消费者可以选择他们的电力供应商，但是，当能够挑选供应商时，几乎没有消费者主动更换供应商。

EDF的发电量约占法国用电量的95%以上，它利用水电作为峰期电能及进行全国输电线网的系统调节，并收取这些辅助设施的额外价格。除了价格收益外，EDF将水电站描述为“法国电力系统安全的关键一环”，EDF操作运行220座水坝及550个水电站，每年水力发电6500万兆瓦时，约占其总发电量的15%。

自由化和市场激烈竞争推进了法国第二大电力集团Compagnie Nationale de Rhone（CNR）的发展，CNR的发电量约占全国电量的3%，主要是Rhone河的水电，CNR的水电站装机容量2937MW，每年发电1600万兆瓦时。2001年8月，CNR和比利时的Electrabel共同创建了一个新公司——Energiedu Rhone——开发CNR和Electrabel在法国的电力市场，法国政府要求EDF放弃其持有的少量CNR股份来进一步加强市场的自由化。

5．西班牙：类似加利福尼亚吗？

西班牙的全国装机容量约为52000MW，其中水电装机容量约为17000MW，在平均降水年份，水电发电总量约占全国发电量的20%。

1997年，1996年欧洲联盟电力规程实行不久，西班牙开始了它的电力行业自由化进程，并颁布法律建立了电力发电和供应的竞争性框架，采纳的调整框架深受美国加州实行的模型的启发，2001年发生在美国加州的保证供应危机被西班牙密切关注。

尽管西班牙不同机构为避免加州类型危机提出的分析和预防措施大相径庭，但没有人建议回到以前高度干预的机制，而且这还要考虑到西班牙以前的调整结构运行的相当出色（西班牙调整电力系统结构的动机主要是1996年欧洲联盟电力规程的要求，而不是先前电力系统结构的非正常运转）。

近期西班牙提出的各种分析将目光更多地集中在美国加州框架设计的明显缺陷而不是西班牙全面自由化进程，然而，发生在加州的能源危机促进了对西班牙模型的深入研究并且开始修正自由化进程以避免类似失败。

加州电力危机的一般性原因是装机容量不足（供电不足），尽管引起加州电力危机的一些因素在西班牙并不存在，但情况并不让人乐观，如果不利的市场状况继续下去，供电不足将可能在近期内出现；另一方面，不管高价格或是分配公司破产都不能预见。但是，有关这些争论仍然存在着较强的调整不确定性，而且实际出现定量配给尚不清楚可能发生什么情况。

目前，新的投资障碍仍然密切相关并有可能导致令人担忧的发电不足，最主要的障碍包括：迟缓的投资授权、市场准则的不确定性、天然气部门犹豫不决的自由化、增加的环境压力以及即使在发电量不足的情况下仍存在着对现货价格的价格调整上限。

一般而言，在西班牙供电保证是没有深入研究又令人关注的焦点，然而，市场危机的潜在可能性造成这样一种状况，即市场缺乏签定长期合同的动力，仅存在短期电力市场又导致了对新的电力设备投资的短缺。除了上述的障碍外，鼓励签定长期合同是西班牙保证长期电力供应的主要因素之一。

电力市场自由化对西班牙的主要影响是广泛的企业重构和重组，正如欧洲联盟电力规程要求的，反过来，企业的调整和重组也影响着企业拥有的水电资产。在新市场框架中，水电站与其他电力公司一样，每个水电站都可以像其它热电厂一样按照同样的规则在统一市场（如：日常电力市场、国内电力市场、储备市场、实时市场等）中投标，三年的运作显示了水电在电网安全和辅助服务方面优异的成绩。

关于重构，西班牙四个最大的公用事业公司——前国有的Endesa、 Iberdrola、Fenosa集团、和Hidroelectrica del Cantabrico——在国内市场上竞争，在欧盟统一市场内通过合并或意向合并参与竞争，并已开始努力建立新联合……继续走向……激烈竞争。

篇2

中图分类号： F407 文献标识码： A

1.工程简介

福建将乐高唐水电站是金溪流域干流规划的第七级水电站，是一座以发电为主，兼有防洪、灌溉和改善城区景观等综合利用的中型水利水电工程。

枢纽由左、右岸挡水混凝土重力坝、右岸挡水土坝、泄洪闸、发电厂房等建筑物组成。发电厂房位于右岸，内装2台21MW的水轮发电机组。

厂房尾水流道断面形式为由φ7.73m的圆形截面渐变为9.565m×9.565m 的正方形截面，总长度为6.78m。

2.流道内的骨架厂内加工

成型后的尾水流道能否满足设计曲线，完全取决于模架，因此支承混凝土成型的模架必须与流道设计曲线相符，且牢固可靠。根据设计曲线和提供的流道断面尺寸，先在木工厂内按1：1的比例制作流道支承骨架。因设计图纸上提供的两断面间距为1.931m，长度较大，需要在两断面间加密，采用直线连接中间加密的方式制作两断面间的支承骨架，每50cm长制作一副支承骨架，骨架制作时必须留有1cm厚的外模位置，以确保浇筑完毕后的流道曲线准确性。

3.流道现场放样

在测量人员提供的控制点的基础上，现场放样出流道立模所需的控制线：首先依据现场放样控制点，用墨斗弹出两台机组中心线，然后根据流道曲线左右对分定出流道底部平面部份的两侧实际控制线，并用墨斗在实际地面上弹出控制线，即纵向定三条控制线。三条纵向控制线定完后，按流道图中的各断面位置在地面上画出横向控制线，每处横向控制线即为“门”型支腿的位置，一般每隔2m～3m设一副。

4.搭流道骨架支承平台

流道模板支承平台的支腿，在搭设期间采用木结构以便平台与流道模板间的连接。支腿形式为“门”型：竖向支承为圆木，横向为12cm×10cm的规格枋木，支腿间用枋木作承重连接，枋木间距为100cm左右，在承重木枋木上安装和加固流道内侧的支承骨架，支承骨架的间距一般为50cm，所有结构均采用铁钉或马钉连接。

当流道模板安装完毕后，拆除木结构支承平台，用建筑钢管置换为钢结构支承平台。钢结构支承平台结构形式基本与木结构支承平台相似，但为确保混凝土浇筑过程中的稳定性，防止水平承重钢管变形严重，支腿的立柱间距一般为1m左右。支腿钢管间的连接一般采用焊接。置换时必须按先安装钢支承平台，后拆除木支承平台的顺序进行。

5.流道支承骨架现场拼装

结构支承平台搭设完毕后即进行流道支承骨架现场拼装，因流道模板高度较大，若一次性安装完毕，对结构的稳定不利，且木模在风吹日晒的作用下容易变形，故流道支承骨架根据结构特点采用分多次进行搭设：先立下圆弧顶上以下部份的骨架和模板，在混凝土浇筑其顶部后再搭设直线段部份的骨架和模板，最后搭设流道封顶模板。

具体方法为先将流道底部平面段的两侧边线用吊锤引线到支承平台上，用尼龙线连接定出该两条线（此两条线应布置在固定的枋木上，为保证精度应多吊几点，用中间点校核），然后将底部的两段圆弧支承骨架按控制线固定在支承平台上，并对支承骨架进行纵向、横向和竖向连接的加固。模板支承骨架安装完毕后必须进行校对，满足设计要求后方可外模拼装，最后进行外模板刨光。

6.流道模板加固

每层流道模板安装完毕后必须对其进行加固，在其两侧用φ12拉条将流道支承骨架与事先预埋钢筋焊接，钢筋与支承骨架间用螺杆连接。为确保加固可靠，拉条间距一般不大于60cm，与地面角度不大于45度。

7.钢筋加工、绑扎

加工前应按钢筋形状调直后的长度先下直线料：超过规格钢筋长度时将钢筋按要求切断；过短则焊接加长，钢筋下料长度必须考虑到钢筋保护层的厚度，合理地安排搭接长度，充分利用材料，尽可能减少废料。钢筋弯曲机弯曲，加工好的钢筋若局部不符合要求，可采用人工扳手调整。堆放加工好的钢筋必须做好归类，并在每一类钢筋上挂上说明牌，说明牌上主要标明使用位置、数量、规格等。

按设计图纸将加工好的钢筋现场绑扎，绑扎前必须检查所用的钢筋是否准确。

8.混凝土浇筑

流道浇筑采用台阶法：第一层（EL120.3～EL122.9）和第四层（EL128.1～EL131.1）浇筑时自左向右侧进行，即混凝土自左侧底层开始浇筑，进行3m距离后回来浇筑第二层，第二层浇筑3m后，回浇第一层3m，如此依次向前浇筑以上各分层。第二、三层（EL122.9～EL125.5和EL125.5～EL128.1）浇筑顺序为自下游侧向上游侧进行，且两侧应对称浇筑，高差不得大于50cm。

台阶浇筑时上一层振捣时须插入下层5cm左右的深度，以保证两层混凝土间有较好的接触。为防止浇筑过程上升速度过快，对模板造成较大压力而产生变形，浇筑过程中必须严格控制上升速度，一般控制在50cm/h。振动器振固时离模板的距离应控在30cm左右。

流道底部平面浇筑时应牵线控制浇筑面，两侧牵线的控制线为圆弧底端连接线。

9.底部抹面

篇3

水力发电是指利用江河水流从高处流到低处的落差所具备的位能做功，推动水轮机旋转，带动发电机发电。水轮发电机组在电力系统中要做到持续、安全、可靠地运行必然涉及自动化技术的应用。随计算机技术、信息技术、网络技术的飞速发展，给水电厂自动化系统提供了一个广阔的发展舞台。水电厂自动化必须发展成为一个集计算机、控制、通信、网络、电力电子等多种技术为一体的综合系统，具备完备的硬件结构，开放的软件平台和强大的应用功能才能适应新的形势需要。在我国城乡电网改造与建设中不仅中低压水电厂采用了自动化技术实现无人值班，而且在超高压水电厂建设中也大量采用自动化新技术，从而大大提高了电网建设的数字化水平，增强了输配电和电网调度的可能性，降低了水电厂建设的总造价。然而，技术的发展是没有止境的，随着智能化开关、光电式电流电压互感器、一次运行设备在线状态检测、水电厂运行操作培训仿真等技术日趋成熟，以及计算机高速网络在实时系统中的开发应用，势必对已有的水电厂自动化技术产生深刻的影响，水电厂自动化系统需要进一步的改善和发展。

1水电厂自动化的发展趋势

总的发展趋势是:智能化、人性化、可选择性、用户二次开发。所谓智能化，主要指系统的软件具有人类的一部分归纳、推理、判断的能力。水电站计算机监控系统的智能化水平是指:在一定条件下，它能更多地代替运行人员，在判断和归纳的基础上自动提示更多信息、自动进行一些操作，使机组运行在更安全的工况区域内。智能化水平越高的系统对使用人员的要求越低，不需要培训或进行简短的培训就可以使用操作，有问题翻阅一下说明书就可以解决，得像家电那样简单，接上电源就能使用。智能化水平越高的系统，能够根据使用的情况，对自身或控制设备的状态给出恰当统计、准确的诊断、适当的报警提示，以使用户时刻清楚监控系统的情况，时刻清楚监控系统及被控设备的状态。

所谓人性化，首先使用系统是方便的、简单的，其模式、布置、颜色、操作等可以满足大多数使用者的需要，并可以随时进行调整、修改。

可选择性也可以说定制性，也就是指系统功能的多少、投退可以选择，设备控制与报警，数据的流向，设备的状态具有选择性。使用人员可以方便、简单地改变系统的配置、功能的配置、信息的配置及表现方式，可以更好地满足使用者的需要和习惯。

用户二次开发。提供一系列方便、友好工具软件，支持用户二次开发，使用户按照设备的变化情况和现场的需要随时方便、简单地对数据库、画面、报表、通信内容进行修改，使监控系统真正成为用户自己的系统，成为用户满意的系统。

2水电厂自动化系统的数字化特点

2.1智能化的一次设备。一次设备被检测的信号回路和被控制的操作驱动回路采用微处理器和光电技术设计，简化了常规机电式继电器及控制回路的结构，数字程控器及数字公共信号网络取代传统的导线连接。换言之，水电厂二次回路中常规的继电器及其逻辑回路被可编程序代替，常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字和光纤代替。

2.2网络化的二次设备。水电厂内常规的二次设备，如继电保护装置、防误闭锁装置、测量控制装置、电压无功控制以及正在发展中的在线状态检测装置等全部基于标准化、模块化的微机处理设计创造，设备之间的连接全周；采用高速的网络通信，二次设备不再出现常规功能装置重复的I/O现场接口，通过网络真正实现数据共享、资源其享，常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块。

2.3自动化的运行管理系统。水电厂运行管理自动化系统包括电力生产运行数据、状态记录统计无纸化；数据信息分层、分流交换自动化；水电厂运行发生故障时能及时提供故障分析报告，指出故障原因，提出故障处理意见；系统能自动发出水电厂设备检修报告，即常规的水电厂设备定期检修改变为状态检修。

3水电厂自动化系统的数字化结构

3.1过程层

（1）电力运行的实时电气量检测

与传统的功能一样，主要是电流、电压、相位以及谐波分量的检测，其他电气量如有功、无功、电能量可通过间隔层的设备运算得出。与常规方式相比所不同的是传统的电磁式电流互感器、电压互感器被光电电流互感器、光电电压互感器取代；采集传统模拟量被直接采集数字量所取代，这样做的优点是抗干扰性能强，绝缘和抗饱和特性好，开关装置实现了小型化、紧凑化。

（2）运行设备的状态参数在线检测与统计

水电厂需要进行状态参数检测的设备主要有发电机、变压器、断路器、刀闸、母线、电容器、电抗器以及直流电源系统。在线检测的内容主要有温度、压力、液位、密度、绝缘、机械特性以及工作状态等数据。

（3）操作控制的执行与驱动

操作控制的执行与驱动包括变压器分接头调节控制，电容、电抗器投切控制，断路器、刀闸合分控制，直流电源充放电控制。过程层的控制执行与驱动大部分是被动的，即按上层控制指令而动作，比如接到间隔层保护装置的跳闸指令、电压无功控制的投切命令、对断路器的遥控开合命令等。在执行控制命令时具有智能性，能判别命令的真伪及其合理性，还能对即将进行的动作精度进行控制，能使断路器定相合闸，选相分闸，在选定的相角下实现断路器的关合和开断，要求操作时间限制在规定的参数内。又例如对真空开关的同步操作要求能做到开关触头在零电压时关合，在零电流时分断等。

3.2间隔层。间隔层设备的主要功能是:汇总本间隔过程层实时数据信息；实施对一次设备保护控制功能；实施本间隔操作闭锁功能；实施操作同期及其他控制功能；对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别的控制；承上启下的通信功能，即同时高速完成与过程层及站控层的网络通信功能。必要时，上下网络接口具备双口全双工方式，以提高信息通道的冗余度，保证网络通信的可靠性。

3.3站控层。站控层的主要任务是:通过两级高速网络汇总全站的实时数据信息，不断刷新实时数据库，按时登录历史数据库；按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心拟接收调度或控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行；具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能；具备站内当地监控，人机联系功能，如显示、操作、打印、报警，甚至图像，声音等多媒体功隔层、过程层诸设备的在线维护、在线组态、在线修改参数的功能；具备水电厂故障自动分析和操作培训功能。

4 水电厂自动化系统数字化发展中的主要问题

目前研究的主要内容集中在过程层方面，诸如智能化开关设备、光电互感器、状态检测等技术与设备的研究开发。国外已有一定的成熟经验，国内的大专院校、科研院所以及有关厂家都投入了相当的人力进行开发研究，并且在某些方面取得了实质性的进展。但目前主要存在的问题是：研究开发过程中专业协作需要加强，比如智能化电器的研究至少存在机、电、光三个专业协同攻关；材料器件方面的缺陷及改进；试验设备、测试方法、检验标准，特别是EMC(电磁干扰与兼容准制与试验)还是薄弱环节。

5 结语

目前，水电厂自动化技术随着计算机技术的发展得到了迅猛发展，并已比较成熟。但随着国家对水电开发的远期规划对我们提出的更高目标，数字化水电厂自动化是一个系统工程，要实现全数字化水电厂自动化的功能，还有许多技术问题需要攻关解决，要认真总结经验，时刻保持清醒的头脑，不断开拓思路，不断探索创新。在水电厂状态检修、流域水能资源调度与高效利用、水电站控制新技术等领域进一步突破，使数字化的水电厂自动化系统，有一个蓬勃的发展期，为我国的水电建设和现代化事业做出应有的贡献。

参考文献：

[1]李维东.工业微机型水轮机凋速器的研究与开展，2009(01).

[2]徐林之.国内外水情自动测报技术的现状与发展，1999(04).

[3]王德宽.水电厂计算机监控技术的发展与回顾，2007(03).

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随着大型火电机组生产规模不断扩大，化学水处理系统生产工艺日趋复杂化，相应的控制系统也发生了日新月异的变化。面对种类较多的化学水系统，重复的运行管理机构，化学水处理系统相对集中的综合化控制模式将是未来一定时期发展的趋势。它将是电厂实现减人增效，提高生产的经济性、安全性和自动化水平的有效途径之一。

一、当今电厂化学水处理技术的发展特点

1.设备呈现集中化布置

传统的电厂化学水处理系统都存在着占地的面积大、生产的岗位普遍分散、管理复杂等问题。当前，从优化整个水处理的流程的目的考虑，设备的布置应该考虑用紧凑、集中、立体的整体构型来替代原先的松散、分布、平面的整体的构型。这样既可以减少厂房的占地的面积及空间，又可以提高全厂设备的整体的利用率，给运行和管理带来极大的方便。

2.生产呈现集中化控制

所谓的集中化控制就是将整个电厂化学水处理的所有的子系统整合为一套系统，取消原先的模拟盘，使用PLC加上位机构成的两级控制结构，PLC分别对水处理的各个子系统的设备进行数据的监控和采集，PLC和上位机之间的通信通过数据通讯接口进行。各个子系统通过局域网的总线形式集中的连接在主控制室内的上位机上，进而实现水处理系统的相对集中的监视、操作以及自动化控制。

3.工艺呈现多元化

在电厂水处理的传统的工艺中，主要是以混凝过滤、离子交换以及酸碱处理为特征。现今，电厂化学水处理技术呈现出多元化的特点。伴随着化工材料在技术方面的逐渐的进步，加上膜处理技术—超滤、微滤、纳滤、反渗透等在水质处理中开始被广泛的应用，而离子交换树脂在种类、使用的条件以及范围上也取得了很大进展，新型粉末树脂在凝结水的处理中正起着比较积极的作用。当然最为吸引人眼球的还得属在水处理领域中微生物技术的使用，该技术起到了越来越重要的作用。

4.以环保和节能为导向

随着大家对环境保护的意识的提高，尽量的减少在水处理的过程中所产生的各类型的污染，尽可能的使用那些那些无毒、无污染的化学水处理的药品或者少用乃至不用化学药品已经成为发展的必然结果。“绿色环保”的概念己经渐渐深入到每个人的心中。如今，化学水处理正朝着“少污染、零污染”的方向积极发展。随着水资源的可持续性发展的战略的积极开展，合理的使用水资源以及提高其重复的利用率已经成为耗水大户电厂水处理当前工作的重点任务。依靠管理体制以及科技的进步，来实现水的循环使用己经变得至关重要。废水“零排放”一仅从水源取水而不向水源及周围的环境中排放污水的目标已经在部分电厂中得以实现。

5.检测的方法日趋科学化

诊断及检测技术得到进一步的发展和应用，其方式和方法越来越科学化。诊断从观念上实现了从事后的分析向事前的防范转变;从手段上逐步实现从人工的分析向在线的诊断转变;从级别上实现从微量的向宏量的分析的转变。这些所有的转变都是以预先防止事故的发生，保证设备的安全稳定的运行为目的。

二、电厂化学水处理技术发展和应用

1.锅炉给水处理

目前用氨和联氨的挥发性处理在炉水处理运用上较为广泛，但它存在一定的局限性，仅较适用在新建机组，待水质稳定后转为中性、联合处理。在合理运用加氧的技术，在一定程度上改变传统除氧器、除氧剂的处理，提供了氧化还原的气氛，使得低温状态下就能够生成保护膜，抑制腐蚀。

2.锅炉炉内水处理

以近几年人们提出低磷酸盐处理、平衡磷酸盐处理。低磷酸盐处理下限控制在0.3~0.5mg/L的范围，上限不超过2~3mg/L。平衡磷酸盐处理基本原理：使炉水磷酸盐含量减少到仅能和硬度成分反应所需的最低浓度，同时，允许炉水中含有小于1mg/L的游离的NaOH，以确保炉水pH值在9.0~9.6。

3.凝结水处理

随着发展目前绝大多说高参数机组设有凝结水精处理装置，这些装置多以进口为主，其中再生系统是高塔分离装置、锥底分离装置。但真的实现长周期氨化运行的目的的精处理装置屈指可数。实现氨化运行从环保、经济角度出发将成为今后精处理系统发展方向。现在的运用考虑需注意设备投资、设备布置、工艺优化方面，应注重原有的公用系统的利用率，例如减少树脂再生用风机、混床再循环泵等。

三、化学水系统控制发展的趋势

随着大型电厂生产规模的不断的扩大以及化学水处理系统对生产工艺的要求的日渐复杂化，相对应的控制系统也在发生着巨大的改变。面对各种各样的化学水系统以及重复的运行和管理机构，一种相对集中的综合控制模式出现了，就是化学水处理系统综合控制，也就是上面所提到的集中化控制。化学水综合控制由于有以下几方面的优点，将是未来一定时期内化学水系统控制的发展趋势。

1.可以达到完善的工艺

化学水系统综合控制是建立在工艺系统的合理性的基础上的。前提是需要工艺系统尽量的简单且合理以及设备可控性能要好。下面从控制的工艺，加药的工艺和参数的监测三个方面进行介绍。控制的工艺:原先的各个子系统采用的均是不同的控制工艺，各系统间联系比较少，对于可控设备的设计也不合理，因此要从工艺的改造上出发，增加相对应的阀门，调整部分管道的流径，使所有子系统相互间的功能和联系尽可能的完善并合理化。加药的工艺:改进原先的各个子系统加药的点以及加药的方式和加药的管道，取消传统的一些单回路的自动加药的装置，统一由PLC来对加药进行控制，采用一些先进的设备及加药装置来提高加药的自动化水平，经济合理的控制生产药耗，降低生产的成本。参数的监测:按综合系统的要求重新考虑各系统的监测点己及被监测的参数的准确性、合理性以及可靠性，优化国内外仪表的使用，使得正系统在线监测的参数经济而可靠。

2.强大的软硬件功能

目前电厂使用的主要有SIEMENS、AB、OMRON、GE等品牌的PLC，这些产品在电厂化学水的各系统中被广泛使用，具有比较丰富成熟的经验和相当不错的业绩。功能都比较完备，能够满足化学水系统的要求。工控机也有ICS、研华等品牌，技术指标都随着最新配置的潮流，监控软件有WINCC、取TOUCH、IFIX等HIM界面极佳的上位机软件。通过有经验、信誉好的承包商进行成套系统的组装和设计，编程调试，都可达到甚至超过进口的先进控制系统的水平。控制系统具有稳定性能高、人机接口好以及自动化控制水平高等一些优点。

3.通信网络的适用性

各个PLC厂商为了适应将来的联网需要，研发出具有多种类解决方案的网络模式，能够根据电厂各个化学水子系统的控制要求的不同，来进行相应的配置的方案的综合化的控制。对于各个子系统所使用的不同厂家的PLC及相对应的通讯协议，可采用网关技术或者专用以太网卡(比如西门子的CP1613网卡)进行联网，将化学水系统集中化控制;如果各子系统采用同一家厂家的PLC，则可采用厂家的局域网来使各子系统集中化控制，不同层的网络均具备连接其它的管理网或者控制网的接口。

4.系统具有较高安全性

综合控制系统由于全部使用PLC，使得硬件的平均故障率得到很大程度的降低，同时由于运算功能和控制功能的模块化，这样就消除了由于接触不良或者连线的不当所引发的事故。综合系统的完备的自诊断的功能可以使现场的维护人员尽早的发现设备出现的故障，及早的进行修复，提高设备的使用寿命。

5.较高的性价比

化学水综合控制系统比原先任何单个的系统控制装置都要先进，这一点己经得到了业内专家们的认可。它利用现有的各个子系统的资源，合理的优化仪表和控制设备，对所有仪表和设备进行集中的监视和控制，降低运行的成本以及改造的前期资金投入，缩减现场运行和维护人员的数量。实践证明，化学水综合控制系统的一次性的资金投入加上比较先进全面的功能，与一个电厂具有数套的化学水控制子系统的分散且独立零乱的功能以及大量的资金投入相比，具有极佳的性价比指标。于此同时，综合化控制实现了分散的PLC以及远程的FO再加上局域网通讯的应用，极大的减少了花费在电缆及安装铺设上等基础建设投资的费用。

参考文献

[1]王晶. 反渗透在电厂水处理中的应用[J]. 中国高新技术企业, 2011,(25) .

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1 概述

在以往工地施工过程中，镜面混凝土难以达到镜面效果，混凝土的颜色、平整度、光洁度等指标达不到设计效果；其次存在一些柱根部漏浆、混凝土错台、蜂窝、麻面以及无光泽、预埋件不平等质量通病。因此，我们成立了发电厂房镜面混凝土施工质量控制QC小组以确定镜面混凝土施工工艺，以防治和消除其施工过程中的质量通病，改进混凝土施工质量。

2 分析问题的原因

在施工过程中，发电厂房的镜面混凝土存在一些质量通病，主要原因：①柱模板支立前，模板支立未用水泥砂浆找平，模板与找平层未挤压严密。②模板组合拼装时，模板缝不严密，平整度差。③柱梁模板漏浆、振捣不密实。④胶带纸中存在气泡，胶带纸起皱。⑤混凝土浇筑过程中排水、透气性差，振捣不充分。⑥混凝土配合比问题，严格按照配合比施工。应当准确计量材料，在确保振捣密实的情况下，过振会造成混凝土离析而表面颜色不一致。⑦预埋件由于受热不均匀而在浇注混凝土时发生歪斜和内陷问题。⑧由于PVC管与模板周围结合处胶带纸粘结不牢而发生漏浆起砂。在以上这些原因中，通过调查分析发现其中最主要的原因是模板的选材和混凝土的浇筑。（如下表）

3 对策

针对模板和混凝土的浇筑我们制定了以下对策：

3.1 测量放线 平面放线作为一个重要环节进行控制。首先测出控制轴线，校核无误后再放模板线。最后转入模板安装工序。垂直控制：最好采用铅锤和全站仪内外双控，保证其镜面精度。

3.2 钢筋施工 控制墙体厚度及钢筋位置准确。保护层厚度用硬制塑料垫块进行控制；扎丝绑扎后一律向内，严禁外露。

3.3 模板施工 优先选用建筑覆膜模板施工，对于小尺寸以及较为复杂外露面不宜采用大模板的采用定型钢模板。在使用建筑覆膜模板时应当注意以下几方面：

储存：模板尽量放在通风且避免直接雨淋暴晒的场所。

切割加工：沿着表面木纹方向切割以获得良好的切割效果，如果进行垂直切割，可采用细齿锯片。

封边：采用含有丙烯酸成分的防水油漆对切割和钻孔后的模板进行封边，以确保模板能进行长期周转。由于模板含水量不同会直接导致尺寸的变化，因此，拼装时在模板接缝处留有间隙，并贴双面胶进行封堵。

模板的紧固：钻好细孔后再进行螺钉固定。紧固螺钉前应当将环氧树脂或硅胶涂抹在孔上，然后再拧紧螺钉，然后用腻子充填抹平并打磨光滑。也可以从模板背后进行紧固。

脱模剂：根据施工经验，脱模效果最好的当属色拉油。为了避免混凝土表面沾染锈迹，避免过多过少或过早使用脱模剂，更不能在钢筋上涂抹脱模剂。

拆模和搬运：严禁直接撬伤和拖伤模板，尤其是模板的四边和四角，以避免模板损伤。

清洁和堆放：拆模后应当立即用水或相同的脱模剂进行清洁。为了避免损坏模板，不能使用钢质工具铲刷，应使用毛刷对混凝土粘结块进行清除。

模板的快速修补：清洁后的模板，无论是表面木结构损伤还是覆脱损伤，都必须进行立即修补以保证模板的长期周转使用和获得良好的浇注效果。

模板内的水分平衡：如果水分的含量变化过快，则模板表面会因为内部水分不均匀而产生细微暂时不平整的现象。模板经过1-2次浇筑后，待到模板内部各处水分渗透平衡后，此现象便会自行消失。

3.4 混凝土施工。用水湿润岩面或接封面后，均匀覆盖一层2cm厚砂浆，然后再分层下料铺填。混凝土按照一定次序、方向且分层进行浇注，入仓后及时平仓振捣以防堆积。振捣至混凝土不再显著下沉、不冒气泡以及开始泛浆为止，加强靠近模板处的振捣。

4 实施

4.1 柱根部漏浆的防治与消除。第一，为了支设加固模板时保证模板底部与柱面能够挤压密实，应当柱与柱的接头处贴两道一定厚度的海面胶带。第二，为了确保水平平整，在支设模板前应用1：2水泥砂浆找平柱根部模板的支设处。第三，为了利于模板内排除冲洗水，应在柱根部留设排水孔。用砂浆将排水孔与柱根部模板周围封堵牢固后再进行混凝土浇注。第四，为了利于模板与找平层挤压严密，在柱模板底部黏贴一道双面海绵胶带。

4.2 模板接缝明显、混凝土错台的防治与消除。第一，为了确保镜面混凝土的表面凭证，严禁加固用钢管箍或槽钢箍变形和挠曲，且具备足够的强度和刚度。第二，用腻子补齐PVC内贴板缝后再黏贴2cm宽的透明胶带纸。第三，为了确保尺寸精确统一，采用酚醛覆膜木胶合板模板。为了确保同一构件中的材料厚度一致，使用模板和PVC前要仔细检查内贴板的厚度。第四，用手工刨推平大组合模板的接头处并贴上双面胶带，保证对齐后在进行拼接。

4.3 柱梁线角漏浆、起砂与不顺直的防治与消除。第一，确保使用的木线条规格一致且线条顺畅，严禁使用挠曲并行和开裂的木条。在木线条与模板的接触部位黏贴双面海绵胶带，确保紧密。第二，逐根挑选木线条后在上钉，且确保规格一致的钉在统一构件上。木线条一般固定在小面模板上以确保木线条在支设大面模板时不变性。

4.4 混凝土表面起皱的防治与消除。只有防止胶带起皱才能有效防治和消除混凝土表面起皱：第一，贴胶带纸时尽可能一次到位，确实需要重贴时要更换胶带纸，且从一边贴向另一边。第二，为了增加粘结力，可以在木线条上适当图书万能胶。

4.5 混凝土表面气泡的防治与消除。第一，为了增加混凝土搅拌时间以及增大坍落度，可以选用合理的外加剂，除了有利于混凝土振捣的同时还可以有效减少混凝土产生气泡。第二，振捣混凝土时应当确保插点均匀，并且掌握好适当的振捣时间，一般以20-30s最佳。第三，分层浇注混凝土，待到第一层混凝土振捣密实且表面不再下降以及产生气泡时，再浇注第二层混凝土，为了消除两层之间的接缝，在浇注上层混凝土时插入下层混凝土5cm左右。第四，振捣时为了利于气泡排出，保证振动棒与模板保持150-200左右的间隙。

4.6 混凝土表面颜色不一致、无光泽的防治和消除。 第一，严格按照配合比施工且保证材料计量准确。第二，为了搅拌更加均匀和充分溶合，适当延长掺加外加剂混凝土的搅拌时间。第三，在不影响周转材料使用的情况下尽量晚拆模板。第四，确定混凝土配合比后，在施工前，应当做一些样板墙。这样如果出现问题还可以适当变动和调整配合比。第五，在确保混凝土振捣密实的情况下不宜过振和重复振捣。如果由于过振出现表面颜色不一致和浮浆等，为了避免表面混凝土与下部混凝土颜色不一致，可以加入适当清洁石子后进行适度的二次振捣。

4.7 预埋件不平、歪斜、内陷的防治与消除。第一，由于预埋件上锚筋或其他锚固件焊接时受热不均匀而产生变形，因此，只有逐根逐块检查并矫正变形后再进行预埋件的安装。第二，采用适当的安装方法确保预埋件在混凝土浇注时发生歪斜和内陷等问题。

4.8 对拉螺栓孔周围漏浆、起砂的防治与消除。第一，为了避免出现螺栓孔，可以采用其他加固方法，而不采用对拉螺栓。第二，如果确实需要采用对拉螺栓，可在构件模板量测相应位置选取比PVC管大1mm的圆孔，对拉螺栓从PVC管穿过，然后用胶带纸粘牢PVC管与模板周围结合处。

5 注意事项

5.1 模板设计时为整体一次拆模，上层模不拆，拆下层模，转移到上部，周而复始，做到设计顶部高程，即可保证水平分缝之间的混凝土不错台，又能提高模板的周转使用。

5.2 尽管已采取了各种措施，但拆摸后由于混凝土的泌水性，模板的漏浆和混凝土本身的含气量较大，其表面局部可能会产生一些小的气泡，孔眼和砂带等缺陷。

5.3 拆模后用同标号的砂浆修复缺陷用细砂纸打光，用水冲洗洁净，确保表面无色差。镜面的保护，拆完模板后，的混凝土表面，应及时采用粘性薄膜覆盖，进行保湿养护，不让水分蒸发，既达到养护效果又不使混凝土的镜面受到污染。

6 结束语

在云鹏电站发电厂房采用以上施工工艺后，外观平整，光亮照人等特征，令人赏心悦目，混凝土的颜色、平整度、光洁度等指标均达到了预期效果，其镜面饰面混凝土的施工质量得到了业主、监理等有关专家的高度评价。

参考文献：

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污水处理厂建筑的总体规划

参照污水处理总体步骤的要求,结合当地实际的地质条件、气象条件、厂址的地形、地质、地貌以及城区的污水来向,处理后的出水方向等各方面的因素,污水处理厂通常会划分为三个功能区（污水处理区、污泥处理区以及生产辅助区）。

1、污水处理区

污水处理区时整个污水处理厂的核心区,这个区主要包括粗格栅、进水泵房、细格栅、旋流沉砂池、配水井、污泥泵池、奥贝尔氧化沟、二沉池、接触池、加氯间、高密度澄清池、二次加压泵房、虹吸滤池等建构筑物。

2、污泥处理区

污泥处理区时厂区中相对重污染区,主要由污泥缓冲池、污泥浓缩脱水机房和泥棚组成。为保持厂区内的环境卫生以及运渣方便,在厂区的西北角设一次要入口,避免运砂、运渣和污泥对厂区产生的污染。

3、生产辅助区

这个区设有综合办公楼、汽车库、维修间及备品库等建筑物。按照污水处理工艺流程,污水处理区构筑物从厂区的一侧依次布置,循环进水出水,就形成顺畅、紧凑,管路短,经济合理。考虑到该地区的主导风,将生产辅助区布置在城市的下风向,避开污水气味对办公区的影响;同时,生产辅助区与污水处理区之间要以道路和绿化带来进行划分,最大限度的减少污水处理区对于生产辅助区的不利影响。将接触消毒池布置在厂区靠近河流方向,排水方便;将污泥脱水机房布置在厂区另一侧,远离厂前区,能最大限度减少风向对生产辅助区的影响,同时靠近厂区另一出入口,尽量减少运输剩余污泥车辆对厂区造成的恶臭。

二、污水处理厂建筑物设计的特点

1、基础工程的设计

大主要构筑物如提升泵房、臭氧接触池、鼓风机房、臭氧发生器 室等基础一般采用φ50 0预应力薄壁管桩基础，有效桩长1 2 m，根 数根据实际需要确定。注意预应力管桩施工时采用静压法，打桩 施工时先打试桩。。

注意培养良好的个性特征,并从自我意识的调节入手

管廊及滤池底板、壁板、走道板等主体结构一般采用现浇 C 2 5 补偿收缩防水混凝土， 混凝土抗渗等级 S 6 ；砖砌体用 MU1 0 烧结多孔砖 ，地面以下用 M10水泥砂浆砌筑， 地面以上用 M5混 合砂浆；垫层用 C 10混凝土， 预制板用 C 3 0混凝土；铁梯栏杆均采 用不锈钢栏杆。

3、提升泵房、 臭氧接触池设计

实提升泵房、 臭氧接触池构筑物的设计等级、基础与结构的施工方法同其他建筑物， 但面层则有不同的做法：外立面用水泥砂 浆分层抹平，白色长条外墙面砖贴面。水池非露天顶板采用抛光 玻化砖面层； 内壁采用清水混凝土， 清水混凝土表面修整后， 采用 I P N 8 7 1 0 -2 B两地两面防腐涂层。

4、废水池设计

一般面层做法为地板面用 C 2 0素混凝土找坡；壁板内外壁及顶板底面采用清水混凝土； 由于水池全部埋入土中， 水池顶板顶 面和水池壁板外侧均要求刷冷底子油二道。

污泥浓缩池设计

地基一般采用换土垫层法施工，挖去淤泥质黏土层至粉质黏土层，并换成中粗砂垫层至池底。面层做法为：底板面、壁板及毛石混凝土锥壁内壁采用 1 ： 2水泥砂浆分层抹平； 外壁地面以下刷冷底子油二道， 地面以上外壁用水泥砂浆抹光， 中高档外墙用涂料刷面。走道板面采用广场地面砖。

鼓风机房、 臭氧发生器室设计

建筑耐火等级、屋面防水等级按要求设计，一般为现浇钢筋 混凝土框架结构，基础为φ50 0预应力薄壁管桩基础。（1）砌体工 程：通常室内设计地面以下采用 MU1 0页岩多孔砖，M1 0水泥砂 浆砌筑； 室内设计地面以上采用 MU1 0页岩多孔砖，M5混合砂浆 砌筑。（2）屋面工程： 通常建筑找坡材料为膨胀珍珠岩，保温材料 为聚苯乙烯泡沫塑料保温板 4 0厚， 防水涂料采用 1 ． 5厚 J S高分子防水涂料， 防水卷材采用氯化聚乙烯橡胶共混卷材。（3）顶棚工程：通常采用轻钢龙骨穿孔金属板 吊顶， 纸筋灰抹面。（4）墙面装 修工程： 墙面基层水泥砂浆均加抗渗王一Ⅱ型，内墙面用白色乳 胶漆面或瓷砖饰面； 外墙面用面砖面。（5）门窗工程：通常采用铝 合金门窗或木门窗。6 ) 油漆防腐工程： 一般木制预埋件冷底子油 两度防腐， 金属预埋件及明露铁件刷P N 8 7 1 0防腐涂料防腐； 木门 满刮腻子。

污水处理厂建筑设计的问题

目前, 人们已不再满足于原有的一套设计习惯所创造的生活环境, 并且随着我国市场经济体制的确立, 为了在竞争激烈的市场中求得生存和发展, 这就要求对以前不受建筑设计重视的污水处理建筑设计来一个较大的改革, 以适应日趋变化的市场。长期以来, 在传统污水处理建筑设计的理念指导下, 污水处理建筑设计采用的是一种封闭静止的方法,就工艺而工艺, 就生产而生产, 仅仅只是为了满足单一的一种功能, 没有综合地考虑各种要素及建筑之间的相关性, 只是单单的把建筑的存在看为单一孤立的来设计, 没有考虑到建筑之间的统筹关系。因此工程的最终结果必然不能全方位地满足建设单位的各方面要求, 同时也更加不能满足日趋重要的环境要求。所以目前传统的污水处理建筑设计理念和建设单位的要求产生了冲突, 创新迫在眉睫。

污水处理厂建筑的主要发展趋势

建筑的节能环保趋势

由于污水、污泥本身的臭气在工艺流程中释放出来，给周边环境带来一定程度的污染，为此对臭气的处理，要污水处理厂消 除自身污染。采用鼓风曝气的污水处理厂要选择低噪声的鼓风系统，污泥采用填埋处置工艺， 要防止污泥废液污染地下水，并将 废液进行处理后方可排放。采用污泥干燥焚烧工艺的污泥处置 厂，要将有毒害气体进行处理， 防止有毒害气体污染大气。

污水处理厂建筑的多元化趋势

污水处理厂投资主体的多元化、 建设场地地域文化的多元化、企业品牌的多元化以及多元文化背景下的设计事务所的参与等， 极大地促进了污水处理厂建筑多元化的形成和发展。国内设计师们在接受全球性的同时， 也开始承认各民族、地 区和地方文化的价值， 在平等合作、 竞争的同时， 正在努力创造丰富多彩的跨文化的特色建筑。

结语：

在污水处理厂建筑物的设计过程中，建筑师要把建筑学上的审美观和污水处理建筑的实用观有机的结合起来, 把设计的全过程看成是一个持续发展的、不断开放的、经常变化的动态体系, 因地制宜, 不断积极地发挥主观能动性, 以确保设计出一个优秀的工程来。

参考文献：

[1]张海洋，陈维.污水处理厂中建筑设计的协调统一[J].山西建筑.2010,04:41-42.

[2]牛顺德.污水处理建筑设计的几个问题[J].建筑工程.2007,04:39-40.

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中图分类号：C93

文献标识码：A

文章编号：1672-3198（2012）08-0099-02

水电是我国历史上的优势资源，但由于过去政策和历史原因，水电开发的进度非常缓慢，水电开发的投资主体往往是政府部门，非常单一，以致没能形成优势产业。近年来，随着我国社会经济的全面发展，环保力度不断增强，我国电力结构的不断优化，和西部大开发战略的不断推进。可想，我国水电产业将面临一个全新的发展阶段。

1 我国水电市场现状

众所周知，我国有着辽阔的疆土，其河流非常之多，径流丰沛，并且地势起伏不定，富藏着巨大的水电资源。根据2009年我国水电资料的测算结果，我国水电资源所富藏的水能达6.7亿千瓦，其全部进行开发，可实现年发电量6亿千瓦时。当然其可以进行开发的水电量为3.2亿千瓦，可实现年发电量2亿千瓦时。这些在世界上都是排名第一的。但我国水电市场还是存在着一定的问题，具体现状如下：

1.1 总量巨大，人均微小，供不应求

根据我国国土面积进行计算，其实我国可进行水电开发的有三十多千瓦每平方公里，跟世界水平（16.3千瓦每平方公里）相比高得多；但是，如果根据我国人口进行计算，我国人均水能仅仅只有0.37千瓦，跟世界人均水平（0.48）要低许多；按照水电占有量计算，我国水电能量在世界水电总量中的比例为百分之十五，可我国人口却占了百分之二十一，从而反映出我国水电总量巨大，可人均微小，其人均资源其实并不是很富裕。其实在我国水电市场，水电是供不应求的，水电对于我国来说还是非常珍贵的。从而使得水电工程开发成为我国国民经济发展、国土资源开发、电力产业发展的重要组成部分和推动力。

1.2 分布不均，市场协调力度不足

再从空间上进行分析，我国水电资源的分布是极不均衡的，几乎百分之七十五的水电资源分布在交通不便利、经济不发达的西部贫穷地区，其中、四川、云南就占了全国水电资源的百分之六十以上；再就是西北和中南等地，占了我国水电资源百分之二十五左右；而对于那些经济比较发达、水电需求量巨大的东北、华北、华东等地区（主要包括了闽、皖、粤、沪、浙、苏、鲁、冀、津、黑、京、吉、辽等省）只占全国水电总量的百分之十左右，而且这些地区水电开发程度非常之高。因此，我国采取水电东送的水电工程战略是根据我国水电分布不均的国情和西部大开发发展战略而做出的，也是我国水电市场机制运行的必然要求。然而，市场机制的运转仍不能将水电区域分布不均的现实扭转过来，这只看不见的手仅仅起到一个辅助的作用，要想真正改变这一现状，还需加大政府这只看得见的手的协调力度。

1.3 市场机制不完善，水电资源未能优化配置

由于我国长期以来处于一种计划经济的体制下，我国电力市场目前还处在一个由计划经济体制向市场经济体制过渡阶段，其供给和需求之间的市场关系还受到政府操作的影响，市场机制仍未完全形成，还很不完善。第一，在电力供给方的供、输、发这三个环节中，之前都是政府部门进行统一投资、建设、管理的，而在改革开放之后，我国为了缓和电力供给不足的紧张态势，大力开发电力市场，采取了多元化、多层次、多渠道的水电开发措施，实行所采用的是还本付息电价，从而使得电价没用反映电力市场上的供求关系，并没有表征着市场竞争情况。第二，我国所控制的电网，其电价区分了生产和生活之间、各行业之间的电价，但并没有区分峰谷之间和不同时间之间的用电价格，同时也没有区分入网电力产品的质量，而归一地采取了国家所审批的价格，让水电消费者被动地接收各种价格跟价值相背离的电力产品，不能真正体现出水电站的容量价值，严重影响到优秀水电资源的开发力度和效果。使得水电资源不能得到优化配置。第三，我国还没有形成一个大区域输电系统或者大规模输电系统，使得远水解不了近渴，再由于经济利益的使唤，从而使得水电资源未能实现大范围的优化配置，我国西部的巨大水电资源在开发上仍然要受到市场机制的制约。

2 我国水电工程发展的有效措施

2.1 加大水电工程在西部大开发中的重要性

我国实行西部大开发对我国社会和经济有着重大的意义，其主要是要解决我国长期以来所存在的三个问题：（1）解决我国东西部经济发展不平衡问题；（2）解决国家资源优化配置问题；（3）解决包括江河之源保护在内的生态与生存环境问题，从而实现经济的健康稳定和可持续的发展。根据我国水电市场的现状，水电资源的“西电东送”已经是我国水电工程的必然要求，是发展我国水电产业的重要方针。首先，我国东部地区的发展要求配备足够的电力，其所耗费的电力与西部相比要多得多，因此，要想实现全国平衡发展，就应该加大对西部水电开发的力度，提升其水电能源在经济发展中的作用；其次，总所周知，我国水电资源西多东少，其分配极不合理，加大对西部水电资源的开发力度，实现西电东送，以完成我国水电资源的优化配置；最后，加强对水电资源的开发力度，重新规划西部地区生态环境，对江河生态的保护有着积极重要的作用。所以，不管是从以上三个方面哪一方面，都应该加大水电开发在西部大开发中的重要地位。

2.2 拓展水电产业资金渠道，实现水电工程投资多元化

针对我国水电市场机制不完善的现状，我国应该加大水电产业工程的投资力度，拓展水电工程资金的吸收渠道，实现水电工程投资的多元化。首先我们应该使那些身在水电之乡对水电产业有好感的人们和通过“内引外联”衔接上的各色商家都能找到合适的投资机会。其次，我们应该扩大水电产业的回报率，加大对水电产业的政府财政补助或税收支持，吸收更多的非政府投资主体的参与。再次，我们应该将水电工程计划跟各相关企业的发展战略相联系，加大各行业之间的相关性，催促他们对水电工程项目的投资。

2.3 合理配置我国水电价格，促使水电价格跟价值同一化

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Keywords: power plant; T excavation; Slope; Construction measures

1 工程简况

苗尾水电站发电厂房后边坡土石方开挖工程是指发电厂房后边坡高程1323.30m以上土石方开挖工程。发电厂房后边坡开挖的强风化岩坡开挖坡比为1：0.75，弱风化岩坡开挖坡比为1：0.5，每15～20m左右设一马道，马道宽度4.0m。在厂房后边坡1335.00～1344.50m高程浇筑一条5m宽的混凝土通道，作为通往冲沙兼放空洞出口的检修通道，检修通道顶部设一道被动防护网。

2 施工重点、难点

1、发电厂房后边坡地势陡峭，风水电布置、道路布置难度大；

2、发电厂房后边坡顶部坡面多为薄层开挖，机械作业难度大；

3、发电厂房后边坡岩体较破碎，开挖区发育有多条断层，边坡岩体总体质量差，爆破孔成孔难度大；

4、发电厂房后边坡开挖与溢洪道边坡开挖交叉作业，安全防护工作难度大。

3 主要工程量

本标段发电厂房后边坡土石方开挖主要工程量详见表2-1：

表1：发电厂房后边坡主要工程量表

注：此表所列工程量仅供参考，以现场实际发生量为准

4 施工措施

4.1 施工程序安排原则

根据本工程特点、施工阶段目标和工期要求，施工程序安排原则为：开挖在各分区可同时进行，各分区中严格按照“自上而下、由外向内、分区分层开挖”的原则组织施工，以高边坡开挖稳定、安全为重点，强调“控制爆破，及时支护”的施工程序原则，做好安全防护工作后，组织协调好各部位开挖支护施工的平行作业。

4.2 施工程序说明

1、开始施工前做好安全防护措施；

2、各部位主体开挖之前先进行风、水、电布置和施工道路及开挖区周边截、排水沟等的施工。

3、支护施工紧跟开挖作业，合理组织施工，尽量缩短支护施工占压直线工期。

4、石方开挖梯段高度一般为10m，边坡支护梯段高度拟定20m（两级坡面作为一个支护梯段，厂后边坡岩石倾倒走向与开挖边坡大夹角相交，开挖边坡整体稳定性较好），边坡支护紧跟开挖作业，以保证下部开挖安全顺利进行。

4.3 土石方明挖施工方法

1、土方明挖施工

（1）土方明挖施工工艺流程

（2）工艺流程说明

1）施工准备工作完成后由测量人员采用全站仪放出设计开挖边线，并核实开挖断面。

2）人工配合1.6m3～2.4m3反铲清除开挖区内的植被、杂物，并在开挖线坡外做好截、排水沟。

3）土方开挖施工：反铲由场内施工道路进入开挖区，用反铲直接挖装，自卸汽车出渣。

4）边坡外侧及沟槽土方用反铲直接挖装，人工配合进行修坡成型。

2、石方明挖施工

（1） 施工工艺流程

（2）工艺流程说明

1）施工准备

石方明挖施工前做好以下准备工作：工作面清理、爆破设计编制及审批和施工设备检修调试、材料及风水电准备等。

2）测量放线

将测量控制点引至各工作面，用钢筋桩作好标志以免受损，并定期进行校验。设计轮廓线采用全站仪准确测放出主要控制点及设计开挖边线，并安装小木桩标明桩号、高程等参数。

3）布孔

按照监理人审批的爆破设计方案利用卷尺量测炮孔间排距，周边预裂孔位用红油漆标示，其它孔位用小石子标示，并在每个孔位旁边放置对应炮孔的钻孔参数表（用纸条写明相应炮孔的钻孔深度、孔口高程、孔斜等参数），确保每个炮孔参数准确无误。

4）钻孔

边坡采用轻型潜孔钻加扶正器钻预裂孔，梯段爆破孔采用液压潜孔钻钻孔，解小采用手风钻钻孔。钻孔作业严格按照布孔进行，各钻工分区、分部位定人定位施钻，实行严格的钻工作业质量经济责任制。根据现场各炮孔的实际参数进行钻孔，钻孔前先清除表土，钻孔过程中要经常检查钻孔斜角，根据设计要求及时纠偏，确保钻孔角度符合设计要求。钻孔要求做到”平、直、匀、准”，即光爆孔要平、直，钻孔孔距误差不能大于5cm，角度误差不大于1°，杜绝钻孔交叉，任何钻孔不得钻入建基面。

5） 清孔、验孔

钻孔结束后用聚氯乙烯炮棍清理炮孔，用废纸或草把等材料堵塞已验炮孔孔口。

6） 装药、联网、起爆

装药前用高压风冲扫孔内，炮孔经检查合格后，方可进行装药爆破；炮孔的装药、堵塞和引爆线路的联结，由考核合格的炮工严格按批准的钻爆设计参数（爆破参数在实际施工中将根据现场条件不断调整优化）进行施作，装药严格遵守爆破安全操作规程。最后由炮工和值班技术员复核检查，确认无误，撤离人员和设备，炮工负责引爆。

A 采用人工装药，用非电毫秒雷管联网，形成孔间微差爆破网络；联网完成并确认无误后，提交工序质量“三检”表，经监理人检查、核实后，采用电雷管多点击发起爆。

B 导爆索的连接方法应符合出厂说明书的规定，应先检查导爆索外观是否完好、有无裂缝、破皮、打死结的现象。搭接时必须使支线的端部与干线的传爆方向一致，搭接长度不得少于15cm。

C 绑扎光爆孔药卷时，应按设计要求的距离绑扎，绑扎要牢固，数量与设计是否相符，并分类摆放。

D 联网应从远到近一个方向按顺序联网，联网时应检查雷管的段数是否和设计相符合，绑扎应符合要求。

E 导爆索联网两线的夹角不大于90度，不得将导爆索弯曲成锐角或死弯；两索间距离不小于40cm，线路不应交叉铺设，应用不小于15cm的衬垫物隔开；当气温高于35℃时，应使用非塑料包皮的导爆索，并覆盖以免阳光直射。

F 撤离设备、人员、材料，对网络再次检查，并确认无误后，由专人负责起爆；遵守不使用火雷管，导火索的规定。

G 设立爆破总指挥统一协调、指挥爆破作业，必须按警报信号实施起爆。对爆破飞石、滚落石、冲击波危及到的范围实施警戒，各道口派专人值守，对无法撤离的设施设置屏障加以保护。

H 爆破后安全员进入爆破区检查，若无盲炮、塌方迹象等危险情况则可安排进入工作面进行后序清撬危石、出渣等施工。

7）安全处理

爆破后用反铲（或人工）清除边坡残留的危石及碎块，保证人员及设备的安全。施工过程中经常检查已开挖边坡的围岩稳定情况，清撬可能塌落的松动岩块。

8）出渣及清底

梯段爆破出渣主要采用1.6～2.4m3反铲挖装，20t自卸汽车运输。出渣完毕后用反铲清出工作面积渣，为下一循环钻爆作业做好准备。

9）坡面修整、检查

及时检查开挖面超、欠挖情况，对于局部欠挖采用风镐凿除，辅以人工清橇成型，然后进行地质素描、基础验收。

3、开挖渣料的利用和弃渣处理

根据《C2标土石方流向示意图》规定，本标段发电厂房后边坡工程的明挖渣料作为弃渣处理，分别运往苗尾寨弃渣场和湾坝河弃渣场。

（1）发电厂房后边坡EL1376以上开挖渣料：

开挖工作面左岸底线道路上游临时交通桥右岸沿江道路苗尾寨弃渣场。

（2）发电厂房后边坡EL1376以下开挖渣料：

开挖工作面左岸底线道路上游临时交通桥右岸沿江道路湾坝河弃渣场。

4.4 爆破设计

发电厂房后边坡采用边坡预裂+梯段爆破。梯段爆破采用控制松动爆破，预裂爆破，合理选用钻孔及装药参数，尽量减少对边坡的扰动；具体爆破参数拟定如下：

预裂及梯段爆破参数表

篇9

所有欧洲发展中国家的电力企业在无秩序及私有制生产过程之初的关系是很简单的：完全国有的电力系统公用事业，从管理、输电、分配到供电完全垄断。这样的公用事业单位的基本特征是（并且大多数情况仍是）：

·有限的运行效率和大量的雇工。

·相对良好的电力系统需要严格的标准（为管理和传输部分的标准）。

·电力价格有时低于实际水平（电价由国家规定，收费系统的创建导致向家庭发放津贴）。

·有时企业只有少量的用户。

·对电力系统公用事业单位主要的政治影响。

·需要一些技术性好的熟练工人，但公用事业单位内部存在一些组织上和管理上的问题。

·总体经济不稳定，甚至一些国家政治上的不稳定。

本文的主题是发展中国家电力系统重建的影响，介绍发展中国家水力发电部门的电力市场和国有公用事业单位私有化，以克罗地亚为例展开讨论。这里简短回顾一下发展中国家存在的无规律的生产过程这一普遍特征，对在克罗地亚的情况做一个详细的描述。分析的内容涉及市场关系的发展及建立过程中可能产生的各种情况，水力发电部门长期和短期的运行和发展两方面反应。也包括水力发电部门私有化问题的解决。在发展中国家，由于水力发电在起到的作用较小，私有化时常是水力发电部门的一个空白，但这也不只是水力发电部门存在的情况。在一些国家，如克罗地亚，平均50%的电力生产是靠水力发电，水力发电资产私有化模式是非常重要的。而且，这也许是在这样国家中电力系统重建和私有化过程的关键部分。

1.发展中国家电力部门的重建与私有化

自从二十世纪九十年代初，世界范围的能源部门已经发生了戏剧性的变化。引起变化的三个主要原因是：

·垄断组织有时解体成相互竞争的企业。

·国有电力系统公用事业单位的私有化，把私有化引入这些行业中。

·在运行和供应行业方面自由化电力市场的引入。

电力系统重建和私有化过程具有广阔的前景，是十分复杂的过程，它需要相当多的合法的、经济的、技术的和其它方面的努力，并且将导致大量私有政策的决策和行动。电力部门的政治和社会重要性为企业重建，自由市场和非常有挑战性的私有化引入做出贡献。现在我们有了供参照的公用事业部门重建和私有化过程基本国际经验和电力市场组织模型。这个经验是从许多经历过这些过程的各个国家的成功经验得来的，也是从为达到成功而付出努力的国家得到的失败教训。当然，这个地区几乎所有的经验都是在不同地点的具体经验。

尽管可能说在发展中国家电力市场开放的基本动机与西欧国家相似，但是必须强调它的两个重要特征：

·电力市场开放与私有制联系紧密，（冻结国有公用事业的资本运作，从而形成一个新的投资循环开端）。从广泛的公用事业前景观察形势，当重建的问题变为次要的时候，关系到私有化过程会有经济、政治、社会及其它方面的反应。例如，社会方面可能划分成两个主要问题：剩余劳动力问题，和政府规定（低）电价问题。在许多发展中国家，社会问题对于电力系统公用事业私有化和电力市场的迅速开放是主要的障碍。

·为达到EC 96/92指标，发展中国家时常表现出一种责任，就是这些国家不得不从比欧盟成员国更可靠的方法着手。尽管最初看来，这也许似乎有相互矛盾之处，事实上，所有的发展中国家把西欧国家整体看作发展的必要条件，并且优先考虑这点，无论实际上他们是否能执行，迫使他们配合他们之间合法的规则。一个原因是他们的起点不同，所以，它存在的问题多少，根据必要的内容变化，并考虑潜在的负面效应。

水电部门不同程度上有些潜在的负面效应。根据当时的社会发展水平，涉及到不可避免的电力价格上涨的问题（不包括西欧国家），事实上，市场的重建与开放没有产生直接的效果，但社会政治需要改革，要维持电价的平衡，保证社会稳定，这几乎是以前所有社会主义国家的特征。在广泛的经济水平下，随着发展中国家公用事业私有化，电力市场的开放总体上有一个不可避免的经济冲击，主要的原因在于那些有可能替代已使用过国外专利的国内政府专利造成的。

最后，关于在新的环境下，电力系统全部的运行和发展这个问题的提出，主要因为有时没有足够的技术、组织和其它先进方面及人力资源，或者更确切地说，没有较高起点。在这方面，发展中国家与西欧国家的水平差距很大。

电力系统公用事业的私有化模式不属本文的论述范围，但是他们对水力发电部门的重建过程至少有三个关键环节起决定性的影响，具有重要的作用。第一个问题涉及到执行公用事业分类计价方法，这个方法对可能实行的私有化模式有极其重要的影响。从相对独立的私有化进行纵向及横向的分类计价，以最好的方法引导市场发展的解决方案。然而，在发展中国家，分类计价可能导致大量不利结果，因此应尽量避免不利结果。

第二个问题涉及电力市场开放的基本条件：生产竞争。在实践中，确保生产实现真正竞争的唯一方法就是电厂私有化，至少分几个成员，并归属不同的所有人，（分类计价的问题以产生了）。

第三个问题，也是非常重要的问题，即是否让水力发电部门的水力发电厂全部私有化，并且如果答案为是的话，应该怎样运行，特别是关系到诸如以下问题：

·做为自然资源的水的使用权，及合适的补偿。

·私有化水力发电厂的收入影响水平。

·一个可广泛调整的体制，一方面关系到水力发电的生产，即将来在分散化的市场机制条件下的运行，另一方面的限制，是对多用途河流系统水资源管理实体的集中决策以及相关环境及其它方面的集中决策。

管理部门横向分类计价的基本种类是：

·无分类计价，就是所有的电力工厂共有同一个公司的资产。

·火力发电和水力发电部门分出少量几个公司做进一步的分类计价。换句话说每个工厂（或者说在同一河流的水力发电厂）改造成独立的公司。

仅从另一个侧面评述它，水力发电部门竞争性的横向分类计价经常受国外的用户欢迎，最基本的讨论就是给电力市场的发展提供最好的可能性条件。然而，这样的变化相当地减少了私有化过程中水力发电厂的总价值，并导致相应地位降低，也就是，在同时期国内少量的公司和广泛的电力市场下没有竞争机制。

诸如这种模式一个典型的例子就是，在波斯尼亚和黑塞哥维那已经承认的私有化提案，在这里已经计划在同一条河流根据水力发电集团的等级进行水力发电部门的分类计价。

另一方面，在克罗地亚的重建模式包括在合法（拥有公司所有权）的基础上竞争性地纵向分类计价，而不是在同时期部门的横向的分类计价。这意味着所有的水力、火力发电厂均属于次要地位的公司。现有的私有化模式也仅提供给少数私有化控股公司。针对这样一个难题，基本意见是电力市场生产竞争的提供，电力市场全球化意味着竞争，并且努力开放竞争的欧洲电力市场。换句话说，在领土范围小的国家，年电力产量仅12TWh，类似一座核电站的发电量，这样的国家也能被称为电力市场吗？然而，考虑到大量的西欧国家电力系统公司，并且他们在进一步通过吞并西欧国家的小公司而发展壮大，这样的意见怎么能认为是正当的呢？ 2.克罗地亚的电力部门重建和HEP的分类计价

克罗地亚电力部门重建的过程是在2001年7月新能源法通过时开始的，建立电力市场基本的合法框架和联合规则。新能源法借鉴了西欧国家的经验，它描述了对于适当选择的用户（年用电量超过40GWh）的市场开放，独立系统和市场运作者（简称ISMO）的创建还有为能源活动的调整实体的能量调节委员会（简称ERC）。根据这项法律，给收费性质顾客供电必须提供公共服务，服务的范围完全在Hrvatska Elektroprivreda（简称HEP）内。克罗地亚电力系统公用事业依次在ISMO和ERC控制之下。电力市场的法律也含盖了同代工厂适当选择的运作者和使用废物或再生能源的工厂，相应的法规和下部构成（传输和分配网络），也包括电力市场运作者的关系。首先要解决的是HEP的分类计价，而不是运作的方法。

这些法律最主要的问题是不适用于高层结构的运作。基础法律框架需要大量附加的子法律和法案，并需要在其中更精确地定义开放的问题，例如：

·传输和配电的高压电网规范；

·市场规范；

·电网和系统成本，和

·最低成本控制等等。

另外，缺乏详细技术法规，法规定义在新条件下电力系统生产过程。

HEP重建的方法及它对新创建条件的适应是至关重要的，因为这将决定对电力市场运作者空间怎样开放。另一方面，提出正式构成的正确性和市场开放的问题。换句话说，40GWh用电量的限制意味着在克罗地亚有10%的用户。下述情况没有生产竞争：所有的电厂都是HEP的财产。HEP的分类计价依法在2002年7月执行。从现存的联合股份有限公司来看，HEP集团由几个附属公司控股构成，组织进行利润、收入与投资的核心。HEP发电有限责任公司，HEP输电有限责任公司，HEP配电有限责任公司和HEP供电有限责任公司，以上这些公司是HEP集团（核心业务）基本活动的控股者。HEP控股集团的基本构成见图1。

电力系统的反常规和重建过程的各个方面对电力系统的运作和调节引起了重大的反响。并且，这已经是备有文件证明的。我们也能看到这个领域在这几年的实践经验。确信，焦点集中在发达国家很好组织市场经济和确定所有者权限的经验上，在发达国家电力大多是由私有企业提供的。

在新的安排下，克罗地亚电力系统的运作和调节，主要是从HEP分类计价的方法而来，部分由于ISMO的运作方法而来。换句话说，以它目前的技术和组织条件，组织ISMO这个系统是相当困难的，用传输系统（简称TSO）的运作者与更可靠的系统相比较，TSO把传输网络集成完整的运作，并且在一独立的组织内进行系统运作。因此，有以下几个问题需要解决：

传输网络的成本怎样均衡到能量和辅助上。辅助怎么能够透彻地分成市场部门（适当选择的用户和他们的供应者）和非市场部门（收费用户和他们的供应者），这都是在第一批10%范围内考虑的。

·在受限制的市场条件下，电力市场应该采用哪种组织模式，并且既然如此，ISMO在电力市场组织领域的作用是什么？

·适当选择的用户和收费用户怎么去分配给他们的供电，怎样控制可调节的和适当选择的市场部门之间的交叉节余，是否原本是必须的？

除以上几点外，还需要回答大量关于未来电力系统私有化方面的运作问题，并且整个电力系统在新的布署下，怎样保持系统的安全可靠等级，特别是在发展中阶段。

转贴于 3.克罗地亚的水力发电部门

水力发电工厂占克罗地亚电力部门安装电力总容量的54%，相邻国家也有43%的电厂是HEP集团的（这些电厂的归属和电力价格问题已经部分解决）。克罗地亚总安装水力发电容量是2063MW，其中1683MW是蓄电厂发的电，并且381MW的发电量是由河流和水力发电厂提供的。在蓄能电厂中也有一部分泵送蓄能电站，安装容量是276/-240MW。容量小于1.5MW的电厂除外，克罗地亚所有的水力发电厂都属于HEP集团。在过去几年来，为满足用电需要，火力发电厂发电量占34%，水力发电厂发电量占43%，21%的发电量靠进口。在后来的几年里，预计会减少用电的进口需要量，但是按平均的年水文情况，能产生的水力发电量基本上在5900GWh。克罗地亚水力发电厂的安装容量的年平均使用水平中，河流发电厂占50～55%，蓄能电厂占25～30%。

水力发电厂主要是在二十世纪六十年代和七十年代创建的，最晚的也是在二十世纪八十年代创建的。在过去的15年里，旧发电厂大部分已经做了局部整修，有时也是由于安装容量的增长，或涡轮机的效率，等等。

相对大量的水力发电厂，特别是蓄能电厂，能够提供廉价的电能并且可能较好地调节用电。尽管相对较差的日载荷曲线，水力发电弥补大部分日载荷曲线的变动部份及高峰载荷。时常在电量高峰期剩余的电有可能向外国电力市场输出。这种可能是由于：

·两季节性年年水量调节的水库；

·两个由月调节性的水库；以及，

·九个周调节及月调节性的水库。

另一方面，每月有大量变化的流量，不均匀的年流量，这比较好地弥补了季节性和年流量的调节，除了在非常差的水文条件下。这些水库最大的联网水能源数值，理论上在1500GWh范围，但由于实际原因（在Busko Blato水库的渗透和蒸发蒸发作用造成的损失），它的水能源用量大约在1000GWh范围，相当于克罗地亚所有水力发电厂两月一次的流入量。

月流入能量值变化见图2，对应范围是每个月网内流入能量值的平均数（包括克罗地亚所有的水力发电厂）。最高和最低流入能量值与水文变化相关，水文变化对应有5%的可能。根据每年的情况，水流入能量值变化在4300到7800GWh范围（包括5%的水文变化）。

在克罗地亚，创建新的水力发电厂是受限制的。对于接近750MW新的水力发电增容已经做了研究，包括对于两个大型水库的月和季节性的水调节。根据年平均水力发电量，新增水力发电厂的发电量大约1700GWh。利用大量额外的小水力发电厂（能提供年发电量约100～150GWh），在克罗地亚最大限度地开发潜在水利资源。这些主要项目需要大量的投资（达到1500欧元/kW），这就是生态限制之外，水力发电厂重建的主要障碍。

4.克罗地亚水力发电部门自由市场涉及到的问题

水力发电部门需要解决许多问题，这些问题关系到水力发电市场重建和私有化的过程及电力市场的贯彻落实，已经众所周知并形成文件，这对于发达的工业国家是一般的问题。关键的问题和难题关系到：

·水文风险管理，就是针对不利水文条件的保险方法，不利的水文条件是指有害于长期合同和稳定税收的条件。（当然尽管有可能总是有靠运气的性质）。

·频繁的立法和调整变化的调险管理，也包括企事业结构的变化，失去垄断地位和固定的电价等等。

·环境影响的限制，增长的社会敏感性限制，特别是地方社团的限制。

·最后，也许是关系到未来发展最重要的问题，就是，新增水力发电厂的创建问题：短期项目不可能带来竞争机制，政府的投资也不可能迅速收回，在这样的市场开放条件下（水力发电厂显而易见的问题）并不鼓励私人投资。

当然，拥有水力发电足够股份的发展中国家有其他方面特殊的问题，问题又依存于水力发电部门存在的实际条件。（合法又可调整的制度，电力企业组织，电力市场结构，发展阶段的条件，私有化模式的冲击等等）。也有许多方面，包括部分开放市场有问题的发展阶段，这个阶段与电力系统的组成部分和重建方法密切相关。因此，几乎不可能概括发展中国家所有的问题，但是，举例可以表明一些问题，致于一些目前存在和市场开放的问题，根据克罗地亚目前形势指明解决问题的可能方法。

1）发展阶段，部分市场开放时期，在这个时期由收费用户控制（调节电价），谁来负责水力发电的风险呢？例如，克罗地亚水流入量的变化充分影响了HEP集团的收入。在极端困难的水文条件下，损失相当于 六千万欧元，大约是HEP集团的年收入的8%。一个解决办法是国家调节（保证），因为政府有责任确保对收费用户的电价调整，保护HEP集团提供的电力成本。其他的解决方法是HEP集团签订适当的保险合同。

2）照火力发电厂的可避免的成本，检验水力发电厂电力生产价值的通常方法是必然要变化的。市场条件下，水力发电厂计划和安排过程是基于水质价值概念和水力发电厂输送到电力市场所有供电量的明显不同。

或许蓄能水力发电厂最重要的是对电力能源市场日平衡的地位：提供给蓄能电厂的技术优势。在具有足够水力发电厂股份的电力系统中，这个公司拥有所有的发电厂，这可能会成为电力市场发展非常严重的障碍。然而，具有较好调节方法，甚至能转变成市场发展的激励。用较好价格调节消除市场动力，通过平衡能量价格，能为水力发电提供一个满意的价格水平，将使水力发电厂得到应有的报酬，并且这是可以接受的，它也将不会使在开放市场进入适当选择的用户失去信心，这意味着实际上在电力市场开放的第一阶段，平衡能量的市场不应该开放。

3）当在克罗地亚的所有水力发电厂的投资成本收回时，仅产生运作和维护的费用（并且偶有整修的费用），水力发电的平均成本比火力发电的成本要低得多（大约一半），或者比相邻电力市场的平均价格低得多。直到现在这个不同已经用于“连锁经营”，包括价格较高的火力发电厂，因而把平均的电价引向相对较低的水平，也更好地支持低电价的保持。随着电力市场的开放，这项实践可能进行下去，而首要由于市场竞争的引入和利润增加。

4）有一个明显能与新增水力发电建设问题相关的条款。意思是在新的“部分市场”条件下克服财政问题与新的水力发电的发展相关，并且同时期给收费顾客一个相对低的电价，很简单，这一点在当时是不可能的。随着个人与国家分担关系问题的解决，借此，水库及多功能水力系统的大坝的收入由国家公众基金和私有资本水力发电厂而来，这在世界上是被认可的正当选择

然而，在克罗地亚和其他发展中国家，这样的选择目前事实上是很困难的，主要是由于大量的基础部门有政府基金投资的优先权。因此，可以考虑感兴趣的选择，将从目前存在的水力发电厂为新增电厂创建拨出一部分收入。大概估价表明，在克罗地亚水力发电生产成本的不同与开放的电力市场的生产真实价值相关，开放的电力市场将足够应付15～20年所有未开发的潜在水力发电的开发经费。

5）关于其它大量剩余的开放问题，对于HEP集团掌握的组织做出决定也许有一些的困难，这些组织关系到水力发电部门：

·是否水力发电厂的所有权应该转移到HEP集团成为附属公司，或者由HEP集团控股。

·是否HEP集团应该担负做为真正收益中心的作用，全面负责集团的成本和收入，或者是否它仅负责成本的管理。

·是否HEP集团的权限范围内的计划和程序职责应该下放，或者是否一些其他的可选的职责，例如，由持有一定股份的特殊部门或由持有股份的贸易公司接管。

5.结论

篇10

中图分类号：TP391.9 文献标识码：A 文章编号：1009-3044（2013）10-2464-03

1 3D引擎Virtools简介

Virtools是达索公司的整合三维互动技术软件，可以将现有常用的档案格式整合在一起，如3D的模型、2D图形或是音效等。它具备丰富的互动行为模块能进行实时3D环境虚拟实境编辑，可以制作出许多不同用途的3D产品，如网际网络、计算机游戏、多媒体、建筑设计、交互式电视、教育训练、仿真与产品展示等。它是一个开放的平台，内置500多个行为交互模块（Building Block简称BB），利用这些BB组合可以定义各种场景和物体的运动方式。将BB赋予漫游场景中的Object（对象）和漫游角色Character（虚拟角色），以流程图（在BB之间建立连接线）的方式决定多个BB行为交互模块的逻辑结构和执行顺序（顺序、分支、循环），运用这种交互脚本设计实现可视化系统开发。除此之外用户还可以运用内置的VSL语言定义自己的算法和物体运动的方式，也还能运用Virtools SDK开发特定需要的功能BB。详细内容见参考文献[1]。

2 三维模型的创建和效果处理

2.1 厂房三维模型的创建

三维模型是水电站厂房可视化系统开发的基础，三维模型包含水电站厂房和厂房内部的发电设备。由于Virtools是一套整合软件，不是专业的建模和视觉效果处理软件，需要借助常用的大型三维建模软件和高效的渲染引擎进行三维模型的创建和视觉效果的处理，通过分析比较笔者选用Auto CAD进行水电站厂房土建部分三维模型的创建，选用CATIA对厂房内部重要设备水轮发电机的三维模型进行创建，场景中虚拟人物模型和人物骨骼动画应用3Ds Max来创建。模型的创建过程在本文不详细叙述，关于水电站三维模型的创建及优化见参考文献[2]。

2.2 模型效果处理

利用3Ds max对厂房模型各个不同的部分赋予与其相对应的材质和贴图，如土建部分的墙壁、柱子、衬砌，需要调节出相应的混凝土材质赋予，机械设备需要调节出相应的金属材质赋予，最后调节厂房模型内部的灯光效果和渲染参数进行渲染。

3 可视化系统功能设置与实现

厂房交互漫游主要目地是模拟现实环境，用较少的资源消耗以适当的形式表现最真实的厂房内部环境，让操作人员和观摩人员不必进入厂房就能了解到厂房的内部结构，让进入过厂房的工作人员在观摩后能更加熟悉和了解厂房的构造。交互漫游三个基本要素为漫游场景、漫游角色、漫游视角。漫游角色在限定的漫游场景中运动，漫游视角与漫游人物绑定，漫游场景被漫游的视角投影到电脑屏幕的窗口上。

3.1 漫游角色交互控制

3.2 第一人称视角和第三人称视角的设计

第一人称视角和第三人称视角都是相对于场景中的虚拟人物来说的，第一人称视角相当于虚拟人物的眼睛看到的影像，第三人称视角相当于跟随着虚拟人物的“他”看到的影像，这些视角影像是通过获取数字模型信息进行投影变换，将三维模型投影到计算机的二维显示屏上得到的，投影变换原理与程序算法实现见参考文献[4]。在Virtools中是用两个摄像机来表现这两个视角的，第一人称视角的摄像机放置在虚拟人物的头部并随着人物运动，而第三人称摄像机则跟随在虚拟人物的周围并以虚拟人物为焦点。这两个摄像机所呈现出的影像就分别为第一人称视角和第三人称视角的影像，如图4和图5所示。

3.3 场景漫游的实现

4 作品

基于Virtools平台开发的三维仿真系统有三种方式。一种是直接将整个系统以 CMO文件格式保存，这种文件只有载入Virtools中才可以进行单机的虚拟漫游； 第二种是将整个虚拟漫游以VMO文件格式保存，同时也可以 HTML文件格式保存，这种情况下用户只需要安装播放插件 Virtools Web player ， 就可以进行单机的虚拟漫游，同时可以到网络上，方便客户端使用；第三种是利用开发的移动打包器，将系统文件打包成EXE格式的可执行文件，从而可以在任何电脑上独立运行。

5 结束语

本文详细介绍了利用Virtools开发水电站厂房可视化系统的途径和实现过程。用这种方法进行水电站可视化系统开发可以收到开发周期短、系统运行流畅、沉浸较感强、厂房内部结构关系表达清晰明了、作品方便快捷等效果。因此本文对于从事水电站可视化开发的人员具有一定的借鉴作用。

参考文献：

[1] 刘明昆.三维游戏设计师宝典——Virtools开发工具篇[M].成都：四川出版集团，四川电子音像出版中心，2005.

篇11

一、水电站机电检修市场分析

（一）市场需求分析

1、经过五十余年的开发建设，水力发电在我国有了长足的发展，至2004年全国水电装机容量已突破1亿千瓦，尤其随着近几年来的电力短缺，全国水电项目发展更是有遍地开花之势。已建成投产发电的三峡水电站（1820+420万kW）、溪洛渡水电站（1260万kW）、白鹤滩水电站（1200万kW）、乌东德水电站（750万kW）、向家坝水电站（600万kW），龙滩水电站（630万kW）；正在建设的雅砻江锦屏二级水电站(480万kW)；正在进行前期工作的糯扎渡水电站(585万kW)等项目呈星罗棋布之势,需求量非常大。

2、全国已建成的水电站数量达到230余座，其中，50万KW级以上的达到40余座，100万kW级以上的水电站则有25座。全国水电站数量如此之大,正常情况下，水电企业设备 24 小时处于不间断运作状态，为了保障水电站的正常运营，水电站机电检修是水电企业工作的重中之重。我国目前主要采用定期预防检修的检修体制，检修管理执行过程中一般采取扩大性大修、一般性大修、小修、临修等形式，按《中华人民共和国电力行业标准》中的《发电企业设备检修导则》规定大修间隔时间为 2~3 年，小修间隔时间为 4~8 个月，检修项目、工期安排、检修周期均由上级主管部门根据经验制定。

3、机组检修是一个短平快、投入较少、风险较小的产业，机电安装和金结制造市场有高峰也有低谷，但只要江河水源源不断，水电站机组长期不停的高速运转，振动、磨损、锈蚀、汽蚀……会影响机组安全运行，甚至引发事故，机组检修必不可少也是永远需要的。相对于电力公司而言，依托在建工程机电安装过程中积累的雄厚技术势力和良好信誉，抢占先机，开拓水电机组检修市场，一方面既可自身面对市场风险，另一方面也为企业开辟了新的经济增长点。

（二）水电站机电检修市场环境分析

1、一般来说，大量的水电站在投产三、五年后就开始进入检修高峰期，这就为水电站检修公司提供了广阔的市场前景。通常老水电企业都设置有自己的检修队伍，但由于在传统的水电生产模式下，水电检修队伍利用率较低，普遍存在检修任务不饱满的现象；而对于新水电站而言，设立专业的检修队伍，需要付出较长的时间和较高的培训成本，新的队伍成立后还将对其付出日常工资、养老保险、医疗保险、福利等诸多费用。专业化水力发电检修公司以合同承包的形式承接多个水电站的设备检修工作能有效地简化管理、降低生产成本，一方面，有利于实现标准化的检修作业，提高工作效率、理顺分配机制、调动检修人员的工作积极性以专业化水电发电检修公司的身份去参与、开拓水电发电检修市场，创立专业化水电检修公司品牌,以现代企业制度经济运行的良性循环效果。

2、水电机组的结构部件大，检修工期长且易受河流水量的限制，大型检修一般都在冬、春季节进行，因此水电检修项目的开展时间相对集中，对项目工期的要求较高。2）水电站大多分布在人烟稀少的偏远地区，各项目间地域间隔远从而导致检修项目工作地点分散、偏僻。水电检修大修项目主要固定为机组常规大修、机组检查性大修、主变大修、电气设备安装或大修等类型。

3、机电安装检修行业总体发展情况与行业运行主要经济数据统计

①2003-2010年行业从业人员数量增长情况

单位：人

从此图看，行业从业人员逐年增长，在2008年达到最高峰。2009年由于受金融危机的影响而出现增幅降低，但总体的数量还是在不断增长的。

②2003-2010年行业销售收入增长情况

单位：千元

从此图上看，行业销售收入也是逐年增加的，同样因为2009年有下降趋势是因为手到金融危机的影响。至2010年后开始恢复。

在机电检修行业的这种蓬勃发展的大环境下，水电站机电检修的市场前景也是一片光明，再加上政策、技术环境也是与时俱进，日新月异，可见水电站机电检修市场大有可为。

二、水电站机电检修项目报价

（一）报价的总体思路

价格是商务合作中的一个重要因素。报价合理与否，直接关系到是否与客户达成交易。有一个合理专业的报价，既让满足客户的要求，也能保障自己的利益，才能为我们赢来更多的客户。在跟客户报价之前，首先要结合自己客观因素和主观因素，按照市场机制的需求，根据机电检修市场的市场环境来有针对性地提出报价方案。

1、根据水电站机电检修两大因素报价

客观因素来讲，首先，尽可能多方面了解客户的情况，有的放矢地对客户所属类型进行针对性的报价，即“个性报价”。向水电站机电检修客户询价时了解客户的经营范围、规模大小、购买能力及诚意及对产品的熟悉程度等等，以这些为基础资料建立一个详尽的客户档案，再根据以下这几个大众性的原则，一般来说购买力的强弱与报价的高低成正比；客户对该产品和市场价格都非常熟悉的前提下，在报价时突出自己产品的优点、同行的缺点，进行性价比的分析、度量等等这些技巧。从主观因素来说，其实产品价格的高低跟它的质量和供求关系联系更加密切。报价之前，首先对水电站机电检修产品及价位、主要目标市场同类产品及价格做一个充分的了解。产品质量相对更好，报价更高；产品在市场上供不应求，也可以报更高的价；即使同一种产品，在不同的阶段，因受市场因素和配额等影响，报价也不尽相同，一定要多方了解有关信息，锻炼出敏锐的嗅觉。

2、根据水电站机电检修内容进行报价

水电站机电设备检修技术的发展大致可以分为：事故检修定期检修状态检修，这三个阶段。故障检修是故障发生后才进行检修、定期计划检修按照检修规程的要求，在规定的大修年限到达时，无论设备有无大的缺陷和能否安全正常，均按时大修，大修间隔为3～5年。检修工作的内容与周期都是预先制定的，设备通过定期检修，周期性地恢复至接近新设备的状态。预防性检修即在故障发生之前、功能明显劣化之前进行的检修，以预防故障的发生。

状态检修机组的运行状态进行检测、记录和分析，采用在线或离线故障诊断系统，对机组现存状态做出科学评估和趋势分析预测，从而合理地确定机组大修的必要性和时间。每一种检修的方式所运用到的检修项目是不同的，因此报价也是不一样的。

（二）报价表的制定要求

水电站机电检修报价表应包括报价邀请书、机组检修报价须知（电站情况、检修工作内容、现场察勘及答疑）、报价书、报价汇总表、机组部分检修项目工程量清单、总价承包项目分解表、报价人基本情况表、检修自备设施与设备清单等资料。最重要的一些数据如分项名称、相关其他项、规格、详细技术指标、特点、型号及单位、数量、单价都要报价人如实填写，根据数量和单价计算出合计金额直接体现价值。还应包括检修人员的工资、奖金、津贴、旅差费、办公费、单位管理费、利润、应交纳的有关税收和保险费等一切费用，漏项部分费用视为已包含在总价项目中。对于项目的费用需列出详细的计算依据和计算标准，并提供报价汇总表、分项报价表、单价分析表。大修完毕后按照实施的项目和甲方监理工程师签署的实际工程量清单进行完工结算。所有检修工程应按检修项目和有关规程、规范要求，以各设备系统（如机组系统、主变压器、调速器等）为单元进行报价。

（三）水电站机电检修报价方式

应结合水电站机电检修市场分析状况，还应考虑到上述报价总体思路与两大因素的考虑。充分发挥自己的价格和技术优势，采用企业的内部定额进行报价。内部定价往往根据预算定额乘以系数作为报价依据，有一定随意性，所以要控制自我评价既不能过高也不要过低。报价高于自身水平的实际情况则会丧失获得利润或降低成本机会，反之又会高于竞争对手而痛失本可以有利润空间的中标机会。因此在对人工、材料、机械报价时应根据企业自身的材料采购渠道、劳动力长期合作伙伴情况、自有机械比例和企业自身的技术能力、管理水平及风险情况在企业自己建立起的定额基价上自由浮动，能够随机应变调节利润空间。达到增加企业的竞争力的目的。

（四）工程量清单模式下报价分析

工程清单作为投标设计的依据，是整个项目造价控制的核心内容。大部分水电站机电检修企业都采用工程量清单模式，如表一、机组A级检修项目工程量清单

如上述工程清单量报价模式下投标竞价为水电站检修企业根据自身实力自主报价提供了自由空间，同时也存在着许多问题，虽有明确规范要求清单工程量的质量，但是在实施过程中容易出现编制内容不完整、工作要求表述不准确、多算或少算、漏项、留有活口等问题。清单漏项的问题主要是由于清单项目是由发包方提出的，经发包人作为结算的依据，但是投标人无法预见这些漏项内容以至于给真正施工时早成困难。要解决这类型的问题就要求合作双方都要对水电站机电检修的工程清单进行数量上的审查，对于数据要求和招标文件的具体要求进行检查。还要对项目附属工程、容易变更的内容进行检查，以免造成漏项或者是清单工程量无法与实际工程量达成一致的问题。

三、结束语

随着电力企业由计划经济向市场经济转变，经济效益和社会效益都是其重要的追求目标，而水电站机电检修提高供电可靠性和降低生产成本是实现目标最重要的途径和提高经济效益的关键。我们必须有根据市场情况，有针对性地分析市场环境变化情况，把握市场机会。用合理的报价方式吸引更多的水电站的投标合作，能推动市场开发工作。

参考文献：

篇12

近些年来，在社会经济和科学技术的快速发展背景下，先进科学技术的运用更为广泛。结合电力的市场环境，采用适宜的竞价对策，系统、全面地处理水电站机组的优化调度问题，确保水电站可以安全、可靠的提供用电，从而创造经济效益，提升能源的应用效率。对于创建现代化社会与和谐社会有着深远意义。

1.梯级水电站机组的特点

梯级水电站机组的运营特点包含三个方面，首先是能量特性，也就是效率问题，其次是空化与空蚀特性，最后是电站机组的稳定性。对于效率特性主要关系到水能的应用程度，而空蚀与空化特性之间关系到电站机组的运用寿命，机组稳定性不但影响着电站机组的运用寿命，还影响着机组和整个电站的顺利运营[1]。通常情况下，电站机组的效率特点能够反映出水电厂的具体动力特性，其中动力特性直接决定着电网负荷的分配，所有对机组的效率特性进行研究，不但要对电厂的经济运营官和电网的优化调度有着深远意义，还对水轮机有关特性，比如气蚀与磨损特性等具有参考价值。另外，对于水轮机的空化特性研究可以确保电站机组的应用寿命与机组的安全运行。机组的稳定性可以反映出所有激震源对电站机组安全、可靠运行的影响，因此研究机组的稳定性可以技术发现装置存在的缺陷，从而消除隐患，提升电站机组的安全、可靠性和应用寿命，并未电站机组的设计、制造、安装和运行等多个方面的完善提供先进的科学依据。

2.梯级电站机组的优化调度研究

水电站的短期调度必须依据长期调度的时期对引用的流量相关需求，一般情况下每天的总水量是固定的，因此梯级水电站一定要在依据以往的调度经验在明确引用流量与发电水头的前提下实现发电效益的最大化[2]。某省水库在依据水库的长期运营特点建立调度图之后，可以明确其在每个季节的水位与调节流量，并结合长期的优化调度结果明确初始状态，选择某个水文阶段的一天当作研究对象，同时给定水库和下游每一个水电站初始时刻的有关库存水量，当作全梯级的初始时蓄能状态。依据有关水文资料，对一天之内的上游来流与区间的入流进行模拟，完成梯级水电站的长期优化调度的计算。对于水电站的优化目标，本文是在市场经济背景下，电价当作指导商品的生产与消费的主要指标。因此电价一定要满足电力产业的简单再身缠与扩大再生产的相关需求。与此同时，电价不可超出用户的心理买电需要付出的价格。通常情况下，价格是由卖方与买方经过自由竞争实现供求平衡决定的，经过市场的竞争体系，商品的价格会更为合理。电能作为一项特殊产品，具有供电、售点的地区性、垄断性及运用的同时性。因此这些特点导致电价的控制和普通商品不同。如果电价超出企业承受能力的范围时，用电量就会明显降低。其在现实中已直接影响着高耗电企业的发展地区分布与现有布局[3]。另外，高耗电企业一定会从电价高的区域转移至电价相对较低的区域，导致各个区域的电力需求发展格局出现明显变化。当前，在厂网分开与竞价上网的背景下，制定合理的电价体系已经越来越重要。国内许多地方已落实了分时的电价市场形势，执行丰、枯与峰、谷的电价。

3.梯级电站机组的运营策略研究

水电交易结算方式与水电结算报价策略。

针对水电情况，在网上竞价过程中必须综合考虑自身特性。首先是水电建设的投资相对较大，且运行费用比较熟啊，也就是水电的固定成本比较高，而变动的成本比较低。其次是水电主要依靠水力进行发电，其中气候等因素直接影响着来水量，也就是说电量是受限制的。在电力市场的竞争体系背景下，要想实现系统购电的费用最小目标，电力的竞价需要一个讨价与还价的过程。首先，水电系统与火电系统在明确周期之内可以发的电量过后，通过系统的搓和，同时在充分应用水电的前提下，确定水电价格。其次，在确定水电价格过后，水电系统可以完成自身的运营优化，从而设计最理想的放水发电量。上述是竞价的相关步骤，通过研究可以总结出两种对策。一方面是在明确周期内的每个时段，各个水电站机组的发电容量与电量过后，依据水电尽可能减小峰荷的规则，试探性明确水电站的发电工作时间与各个时间段的发电量和电价，同时利用等值火电中当量电价当作评估依据。另一方面是在明确周内各个时间段的发电量与报价过后，直接和市场上其他有关机组完成价格与最优的发电位置进行博弈。在博弈过程中必须充分考虑水电站机组的本身水库调度情况与水利特点等相关约束与最优化。

为了可以确保电力系统的可靠、安全运行及电力的质量，一定要确保电网铺设的服务能力，包含黑启动、调峰和调频及无功调整等等。而在电力的交易中心完成搓和交易过程中，必须完成网络的安全运营校核。一旦依据初期的搓和交易相关结果，网络中的部分节点就会发生阻塞，必须对分区的搓和进行调整，将阻塞的节点当作界线。其中负荷量相对比较高的区域的发电量一定要增加，而市场的出清价格要提升。而负荷相对较低地区的发电量需要进行调整，市场的出清价格要降低[4]。因此，在水电站机组的报价过程中，必须综合考虑各个机组的出线地区的网络安全及约束问题。

4.结束语

从世界的发展情况来看，电力的市场化是必然的。而电力的市场化主要是把电力企业归属到市场经济体系中，经过市场的资源竞争，提升电力的生产效率，确保电价的公开、公平与合理，推动电力企业的可持续发展，提升供电质量，进而提升社会经济效益。

【参考文献】

[1]宗航，周建中，张勇传.POA 改进算法在梯级电站优化调度中的研究和应用[J].计算机工程，2013，29（17）：105-109.

篇13

1水电资源的分布特点

我国幅员辽阔，河流众多，径流丰沛，地势起伏变化大，蕴藏着非常丰富的水能资源。据1977～1980年进行的全国水能资源普查结果（不包括台湾省），全国水能资源理论蕴藏量6.76亿千瓦，折合年发电量5.92亿千瓦时，其中可开发水电装机容量3.78亿千瓦，年发电量1.92亿千瓦时。不论是水能资源理论蕴藏量，还是可能开发的水电装机容量，我国在世界上均居第一位。其分布有如下特点：

1.1总量十分丰富，人均资源量不高

按我国国土面积平均计算，可开发的水能资源为36.2千瓦/平方公里，高于世界平均数16.3千瓦/平方公里；而按人口平均为0.37千瓦/人，低于世界平均数0.48千瓦/人水平。以电量计算，中国约占世界水电总量的15%，而我国人口却占了世界的21%，因此人均资源量并不富裕。按照国家经济与社会发展三步走的战略目标，到2050年，我国要达到中等发达国家水平，如果按人均装机1千瓦计算，全国电力总装机应达到15至16亿千瓦。至此，即使常规水电全部开发出来，加上抽水蓄能电站，水电比例也只占到30%左右。所以，我国的水电资源虽然总量非常可观，但都为国家建设所需要，十分珍贵。大部分水电资源点的开发都将成为电力产业发展、国土资源开发与国民经济上新台阶的重要组成部分。

1.2时空分布不均衡，与市场要求不协调

从空间分布上看，全国水电资源总量的四分之三集中在经济相对落后、交通不便的西部地区，其中云、川、藏三省(自治区)就占60%。其次是中南和西北地区，分别占15.5%和9.9%。而经济发达、用电负荷集中的我国东部的华东、华北、东北三大地区，包括辽、吉、黑、京、津、冀、鲁、苏、浙、皖、沪、粤、闽等13个省(直辖市)仅占7%左右，而且开发程度较高。所以，水电东送是水电资源分布特性与国家实施西部大开发战略的共同要求。从时间分布上看，我国大陆多属季风气候区，河川径流年内、年际分布不均，丰枯季节、丰枯时段流量相差悬殊，自然调节能力不好，稳定性差，因此，要满足电力市场的实际需求，必须重视具有调节性能的水库电站开发，发挥流域梯级水电站及区域水电站群的联合调度优势，发挥大区域水电站之间的相互补偿优势。

1.3局部河段或区域资源集中，可形成规模化的水电基地

根据河流特性、水系分布与开发条件等自然情况，我国水电科技工作者规划出十二大水电基地，这就是金沙江水电基地、雅砻江水电基地、大渡河水电基地、乌江水电基地、长江上游水电基地、南盘江红水河水电基地、澜沧江干流水电基地、黄河上游水电基地、黄河中游水电基地、湘西水电基地、闽浙赣水电基地与东北水电基地。十二大水电基地规划的总装机规模2.1亿千瓦，年平均发电量1亿千瓦时。这十二大水电基地是我国的水电资源富矿，或河段集中，或区域集中，各项目的技术经济指标相对优越，便于集中开发，集中管理，集中外送，便于梯级与区域的补偿调节与优化调度，可形成规模优势，实现可持续发展。

2发展现状

按2000年4月统计，全国水电装机已达7297万千瓦，1999年度发电量2340亿千瓦时，居世界第二位。但水电资源开发利用程度仍然很低，按装机容量统计，开发程度为19.3%，远远低于工业发达国家50%～100%的开发水平，位居世界第83位，排在很多发展中国家如印度、越南、泰国、巴西、埃及等之后，与中国是世界水电资源第一大国及世界发展中的大国地位很不相称。

我国水电资源的开发程度也不平衡。东部地区，水电资源开发利用率很高，除国际界河外，60%以上的水电资源已得到开发，优秀的水电工程点已经基本开发完毕。而西部地区的水电资源开发才拉开壮观的序幕，现状开发率仅为7.5%。西部地区的河流落差大，河谷下切深，资源集中，淹没损失小，水电站的技术经济指标普遍优于东部，一大批优秀的水电工程点及规模化的水电基地等待开发与建设，西部地区的水电事业大有可为。

经过建国五十多年来的建设实践，我国的水电技术已具国际水平。目前全国已修建了5万多座水电站，其中大中型水电站230多座，建成发电的百万千瓦级以上的水电站有近20座。以长江干流第一坝——271.5万千瓦装机规模的葛洲坝水电站，和目前中国第一、世界第三的240米高双曲拱坝——330万千瓦装机规模的二滩水电站，以及在建的当今世界最大的水利枢纽——1840万千瓦装机规模的三峡水电站等为代表的大型水电项目的建设，标志着我国的水电技术已迈入世界先进行列。

改革开放以来，我国的水电投资与建设管理体制朝着市场化的方向发生了深刻的变化。在投融体制改革方面，由过去单一的中央政府拨款投资，转变为中央、地方、企业、个人、外商等多种主体或主体组合的筹资形式，同时利用银行贷款、设备信贷、BOT、发行股票与建设债券等多种融资手段与融资组合手段进行项目开发建设。在建设管理体制改革方面，全面实施以项目法人为主体的业主责任制、招标承包制、建设监理制。项目的整个运作程序基本走上了市场体制轨道，从一定程度上理顺了生产关系，解放了生产力，并为水电产业领域向更深层次改革与更高层次发展奠定了前提与基础。

八十年代后期，我国开始探索水电滚动开发机制，组建大型流域水电开发公司。这些公司以已建或在建的水电项目为母体，实行流域梯级滚动开发，基本原则和运作模式大都是“流域、梯级、滚动、综合”。如清江公司、乌江公司、五凌公司、桂冠公司、大渡河公司、澜沧江公司、黄河上游公司等。目前，大部分流域公司均按计划实施着自己的开发目标，并通过前期投入占领着流域项目资源，即按照“一边运行着、一边建设着、一边准备着”的发展轨迹朝着规模化方向扩张，实力越来越大，越来越强。个别公司已成功上市，向社会公众募集资金。

3存在的主要问题

我国的水电开发虽然成绩斐然，但从产业发展的角度看，存在着许多深层次的问题，阻碍着水电产业的发展进程。

3.1市场问题

由于历史的原因，我国目前的电力市场是一个由计划经济体制向市场经济转换阶段的畸形市场，需求与供给关系十分复杂，真正的市场机制没有形成。一方面，作为电力产品供给整体的发、输、供三个环节，过去统一由政府电力部门投资建设与控制运行。改革开放后，为改变电力供给紧张局面，国家放开发电市场，走多渠道、多层次、多元化集资办电之路，但实行的是还本付息电价，因此没有形成真正意义上的市场竞争。办电者是眼前第一，什么快来什么，单位投资高、建设周期长的水电，虽长远效益好，也不为投资者所重视。另一方面，国家所控制的电网，售电时目前只执行生活、生产及行业区别电价，没有执行分时电价或峰谷电价，相应的也不分入网电力产品质量，一律执行国家的审批电价，被动吸纳价格与价值背离的各种电力产品，水电站的容量价值不能体现，直接影响了有调蓄能力的优质水电资源点的开发。同时，由于全国性的大规模输电网络或跨大区域的输电网络没有形成，远水解不了近渴，加上局部经济利益驱使，使国家的电力资源不能很好地实现大区域范围上的优化配置，西部的水电资源开发因此受到市场空间的制约。

3.2政策问题

国家的宏观政策不利于水电产业的发展。一是税收政策，水电税赋过高。其他行业税改前后的税赋水平基本不变，而水电税赋成倍提高。如增值税部分，税改前电力行业约为10%，税改后火电抵扣燃料后约为8%，而大中型水电由于上游无抵扣则全额缴纳17%。又如国家为发展核电，对国内不能生产的核电机组免征进口税，而对国内也不能生产的大型抽水蓄能机组却要全额征收进口税。二是价格政策，价格与价值脱节。我国的电力产品价格由国家控制审批，价格体系是世界上最复杂的，还没有实行《电力法》规定的“同网同质同价”，市场价格与价值不对应，水电站的容量价值不能体现，水电的电量价格也相对偏低，出现“以水补火”现象。据原电力部财务核算统计，1980至1996共17年间，水电的售电量仅占总售电量的16.3%，而创造的实际利润却占总利润的64.9%。显然，水电的价值被“大锅电”平摊。三是金融政策，贷款偿还期太短。国家金融机构没有针对水电产业特性制定相应政策，大中型水电项目的还贷期同其他基础项目一样，这与水电项目一次性投入大，建设周期长，运行年限长的实际情况不适应，造成水电项目还贷期电价过高，影响项目决策与入网。四是淹没赔偿政策，不利于水电发展。新《土地法》、《林业法》颁布实施后，土地及林地补偿政策没有体现水电项目占用土地、林地的特性，而与其他占地“一视同仁”，造成水电项目所处偏远位置的土地价值高估，而其对国土开发的积极意义没有体现。同时，只考虑到水库淹没的林地损失，而没有考虑到水库形成后对自然生态补偿效应。结果提高了水电项目的建设成本，降低了水电的竞争力。五是环境政策，国家没有对清洁能源采取鼓励措施，对火电的烟尘排放限制不到位，水电的环保优势显示不出来。

3.3认识问题

对水电认识不到位。一方面，由于水电要拦河筑坝，要泄洪消能，要兼顾防洪、灌溉、城市供水、航运、养殖等综合利用任务，所以前期工作相对复杂，一次性投资大，工期较长，人们往往只看到这些难处，而对水电项目建成后的长期效益却认识不足。另一方面，不少人对水电技术的认识只停留在过去的水平上，没有看到经过广大水电工作者的不断实践，近些年我国水电项目的勘测设计、施工组织、建设管理及设备制造水平都有长足的发展，水电项目的建设效率有较大的提高。同时，一些业内人士，受“靠水电项目自身滚动开发”的传统经济理念影响较深，缺乏资本运营意识，对资本市场作用与利用认识不够，资本扩张的手段与方式单一，因此不能走向更广阔的发展空间。

4水电产业发展趋势

水电产业和其他基础产业一样，其发展趋势和国家的宏观发展方向与要求密切相关。随着我国社会主义市场经济体制的逐步完善，水电产业必将面对一个较为规范的电力市场，其发展必然要遵循这个市场规则，通过竞争与创新赢得广阔的市场空间，从而使产业规模不断壮大，达到消费者、企业、国家、社会都因此受益的目的。可以肯定，未来的水电产业发展将紧跟市场需求与政策导向。总体趋势是：

4.1促进水电产业健康发展的宏观环境正在改善

经过改革开放二十余年的努力，目前，我国的电力供需矛盾已得到暂时缓和，国家电力系统一方面加快电网建设，扩大输配电能力，另一方面积极优化和调整电力结构。即由过去重点建设电源转为重点发展电网；由过去重点建设火电转为重点开发水电；由过去重点建设见效快的径流水电站转为重点建设调蓄性能好的大型龙头水电站。同时，以“厂网分开，竞价上网”核心内容的国家电力体制改革方案即将出台，竞价上网的原则就是“同网同质同价”与“优质优价”，这就为水电产业发展注入了新的活力，也确定了水电产业发展的市场导向。

由于水电的优势越来越为人们所共同认识，优先发展水电已成为国家的电力建设方针，相关政策一定会陆续到位。在税收政策上，降低水电增值税的呼声越来越高，有关方面正在积极研究与协调，对水电的不公平待遇有望很快得到解决，有理由相信，促进水电发展的这一合理要求将变为现实，预计未来水电增值税在8%左右；在金融政策上，针对大型水电项目建设周期长，运营年限长，工程投资高，运营成本低，收入稳定可靠等特点，随着改革的深入，金融机构一定会改变现行的将水电等同于一般基础产业项目的作法，延长贷款年限，适当降低贷款利率，甚至给予财政贴息政策等。目前国家开发银行已将大型水电项目的贷款偿还期限延长至25~30年，预计有能力的各大商业银行也会推出相应的金融产品；在环保政策上，鼓励清洁能源的开发利用是全球的呼声，一些发达国家规定电力产品消费中的清洁能源必须占有一定比重，中国有保护大气环境，减少温室气体排放的义务，一些有识之士正呼吁我国尽快制定电力市场水电配额制，与此相应的环保立法标准及监督水平的不断提高，将使水电的主要竞争对手煤电成本大幅度提高，优先发展水电的政策将落到实处，这正是水电产业发展的利好趋势。

4.2水电开发是西部大开发的重头戏

西部大开发是我国经济和社会发展的重大举措。主要解决三个问题：一是解决我国东西部经济发展不平衡问题；二是解决国家资源优化配置问题；三是解决包括江河之源保护在内的生态与生存环境问题，最终实现我国社会经济的可持续发展。因此，无论从哪一方面看，水电在西部大开发都有着独特的地位。

水电“西电东送”是我国能源资源分布特性的必然要求，是我国电力产业发展的指针。国家电网的大区域联网布局正是这一必然要求的体现。根据电网发展规划，我国近期将形成由华北、东北、西北、加山东电网连成的北部电网；由川渝、华中、华东、加福建电网连成的中部电网；由云南、贵州、两广、加港澳电网连成的南部电网。这三大电网实际上就是西电东送的三大通道。一方面，东部的发展需要充足的电力，从全国发展的平衡要求看，东部有义务将电力市场空间尽可能留给西部，充分认识到，东部人口集中，环境容量有限，接受西部清洁能源也是自身可持续发展的需要；另一方面，西部的发展需要将资源优势转化为产业优势，形成经济增长点与经济支柱，水电是西部地区得天独厚的资源，水电开发的移民少，调节性能好，单位造价低，产品具有价格优势，竞争力强。实际上，水电开发投资本身就是拉动西部经济发展及改善西部生态与生存环境的直接因素。所以从一定程度上看，开发水电就是开发西部，水电开发必然要摆到西部大开发的重点位置。

目前，大规模的西部水电开发已经起步，筹划多年的龙滩水电站（装机容量420万千瓦）、小湾水电站（装机容量420万千瓦）、公伯峡水电站（装机容量150万千瓦）、三板溪水电站（装机容量100万千瓦）、洪家渡水电站（装机容量54万千瓦）已经或即将开工；以糯扎渡水电站（装机容量550万千瓦）、构皮滩水电站（装机容量200万千瓦）、拉西瓦水电站（装机容量372万千瓦）、瀑布沟水电站（装机容量330万千瓦）、景屏一、二级水电站（装机容量600万千瓦）、溪落渡水电站（装机容量1200万千瓦）等为代表的一批巨型水电工程点的前期工作正在加紧进行；红水河、澜沧江、川西、黄河上游东送的水电基地雏形已经形成。

4.3东部地区的水电开发呈现新的特点

随着东部地区经济的飞速发展，电力需求增长很快，一方面用电量连年大幅度增长，年均增值8%以上；另一方面用电峰谷差越来越大，峰谷差的增加幅度快于用电量的增长幅度。调峰与备用容量不足一直困扰着东部电网的安全与稳定运行。从经济角度看，东送的西电又解决不了这一矛盾。市场的现实需求给东部地区的水电开发指明了新的方向，即东部急需调峰电源，调峰水电是东部水电开发的新要求。

由于东部地区常规的优秀水电资源点大多已得到开发，未开发的有一定规模的水电资源点多数淹没损失大，因此，东部调峰水电的开发出现三大趋势：

一是抽水蓄能电站进入大发展时期。

抽水蓄能是一个储存电能以灵活运用的过程，通过电能的转换与再转换，在电网中调峰填谷，从而确保电网的安全与稳定运行。抽水蓄能电站虽不能增加电能供应，相反还要损耗电能，即通常所说的“四度电换三度电”，但其增加的是有效电能的供应，将低价值的电能转换为高价值的电能，提高的是整个电网的运营效率。抽水蓄能电站越来越为电网运营者所重视。抽水蓄能电站主导东部地区现在和未来的水电开发，是市场与资源两项因素所共同决定的。

东部地区目前已建成运行了潘家口（装机容量21万千瓦）、十三陵（装机容量80万千瓦）、天荒坪（装机容量180万千瓦）、溪口（装机容量8万千瓦）、广州（装机容量240万千瓦）等抽水蓄能电站；在建或筹建的有西龙池（装机容量100万千瓦）、泰安（装机容量100万千瓦）、琅琊山（装机容量60万千瓦）、宜兴（装机容量100万千瓦）、桐柏（装机容量120万千瓦）等抽水蓄能电站；另外还有荒沟（装机容量120万千瓦）、蒲石河（装机容量120万千瓦）、张河湾（装机容量100万千瓦）、响水涧（装机容量100万千瓦）、板桥峪（装机容量100万千瓦）等一大批尚在勘测设计的抽水蓄能电站。如按电网中抽水蓄能电站10%左右的经济合理比重计算，东部地区必然迎来抽水蓄能电站的大发展时期。

二是新建的常规水电站均充分考虑其调峰作用。

在东部，未开发的有一定规模的常规水电资源屈指可数。东北地区除国际界河外，仅剩第二松花江上游梯级（装机容量约50多万千瓦）和嫩江上游梯级（装机容量80万千瓦左右）；华北地区仅剩东西结合部、多数项目开发条件较差的黄河北干流水电梯级（装机容量400万千瓦左右）；华中地区剩下的水电资源点也在东西结合部鄂西与湘西地区，包括在建的水布垭水电站（装机容量160万千瓦）在内共剩余装机300万千瓦左右；华东地区剩有的资源点子主要在浙南和闽东两地，浙南有滩坑（装机容量60万千瓦）和大钧（装机容量30万千瓦），闽东有穆阳溪、霍童溪、交溪梯级（装机容量约100万千瓦），加上闽中街面（装机容量30万千瓦）等共有装机300万千瓦左右；广东仅剩乐昌峡（装机容量15万千瓦）、京山（装机容量22.5万千瓦）和东江梯级（装机容量20多万千瓦）。这些资源点多数开发条件差、淹没损失大，但在东部地区显得十分珍贵，满足电网的调峰与备用要求是其开发的首要任务。一般情况下，在东部地区，有一定调节能力的电站，设计的年利用小时数都很低，有的甚至不到2000小时，如滩坑电站年利用小时1600，大钧年利用小时1350，松江河梯级年利用小时1700，街面年利用小时1200等，这些电站在电网中都要顶尖峰运行。

为减少淹没损失，充分发挥梯级电站的联合调度与补偿调节作用，采用“一库带一串”的建设模式是东部地区水电开发的有效手段。这就是通过修建调节性能好的龙头大库，充分调节径流，以下分级低水头开发，减少淹没损失，从而以龙头大库为主体，实施整个梯级的联合调度与补偿调节，共同满足电网的调峰与备用要求。如吉林的松江河梯级，浙江的紧水滩、石塘、玉溪梯级，福建的芹山、周宁、闽东梯级，福建的街面、板面、水东、汶潭、雍口梯级等。

三是通过已建水电站的扩机增容提高调峰能力

东部地区的已建成的水电站，特别是大型水电站多在国家电力、电量都紧缺的时期建设的，其年利用小时一般在3000小时以上，如白山、丰满、新安江、湖南镇、柘林、新丰江、枫树坝等，这些电站都有高坝大库，调节性能好，具有年调节或多年调节能力。为充分发挥这些水电站的调节作用，满足电网的调峰与备用要求，对这些电站进行扩机增容甚至安装抽水蓄能机组是必要和经济的。对常规水电站进行扩机增容，能增加的发电量很少，但增加了市场需要的电力。就其经济性来说，扩机增容利用现有的水库，只需增加引水发电系统，一般不需征地和移民，所以单位容量造价都很低，不到新建常规水电站水平的一半，比新建抽水蓄能电站的单位容量造价也要低，所以比较经济，有竞争力。如东北电网相继进行了水丰扩机（原装机容量63/2万千瓦，扩机13.5万千瓦）、白山二期（原装机容量90万千瓦，二期增加60万千瓦）、丰满二期、三期两次扩机（原装机容量55.4万千瓦，两期分别扩机17万千瓦和28万千瓦）。为充分发挥白山高坝的作用，东北电网最近又在研究增设白山抽水蓄能大泵经济意义；安徽电网为改变水电调峰容量不足的矛盾，在响洪甸电站（装机容量4万千瓦）增建抽水蓄能机组（装机容量8万千瓦）；华东电网正在筹备新安江扩机，扩机规模80万千瓦，是原装机66.25万千瓦规模的120%；华中电网进行了柘林扩机（原装机容量18万千瓦，扩机20万千瓦）。另外，一些早期建成的水电站还通过机组机型的技术改造，提高机组效率，提高电站出力，从而达到增容的目的。

应该说，以市场需求为导向、以市场竞争为比照的老电站扩机与技术改造增容同样是水电产业发展不可忽视的组成部分。

4.4水电产业投资主体增多

目前，我国水电产业投资主体多元化程度甚至比火电还高，但是非政府投资主体的投资总量比重较小。原因是：水电项目的大小分布连续，档次、类型齐全，大到成百上千万千瓦装机，项目在大江大河流域开发治理中具有举足轻重的地位，总投资以百亿、千亿元计，只能由国家“包办”；小到几十、几百千瓦，投资几十、几百万元就能建成发电，使得那些身在水电之乡对水电产业有好感的先富起来的人们，以及通过“内引外联”衔接上的各色商家都能找到合适的投资机会。同时水电又是一个专业性较强、投资回报相对缓慢的冷门行业，加上国家相关政策不到位，一段时期内，国内那些有一定规模的企业老板都争相追逐商业大潮中投资热点去了。这就形成了现实中的水电投资主体两头大、中间小的局面，真正的水电投资热潮并没有形成。

从当前的局势来看，经过商海的大浪淘沙，那些已站稳脚跟，在高风险、高回报的创业时期完成了资本原始积累，而自己也折腾的身心疲惫需要稳定一回的实业家们；那些手握巨资，很难找到更好的商业投资机会的战略投资家们；那些原本开发水电，但受传统思维模式影响较深，只会产业经营，不谙资本运作的“行家们”，一旦他们都将水电产业基础的运作规律与资本运营的积极意义研究透彻，为国家产业政策与西部大开发战略所支持与倡导、回报稳定且长久的水电产业很容易成为他们的驻足与发展之地。而我国加入WTO后，外资很可能大规模进入水电产业。可以预期，新投资主体不断加入水电产业领域是一个必然的趋势，这既是水电产业发展的需要，同样也是资本增值的选择，一个新的水电投资热潮正在形成。

4.5流域性或区域性的水电公司逐步形成壮大

在国家电力体制为厂网一体时期，电厂只是电力企业（电管局）的一个车间，是成本控制中心。独立发电商的出现及厂网分开后，电厂成为独立的企业法人，是利润中心，电网成为电厂的用户，发电端的市场竞争随之出现，赢得竞争优势是电厂的共同追求。

电力产品的竞争优势无非三个方面：即价格、质量与市场占有率。在价格方面，虽然我国目前执行的是电价审批制度，但电网本身也是独立核算的企业，提高电网运营效率与降低销售电价是电网经营管理者的追求，所以吸收低价位电力产品入网是电网的利益所在。在质量方面，虽然电力产品的质量高低是客观存在的，但目前并没有明确的价值衡量标准，只有电网管理当局最清楚哪一家电厂的产品更符合电网安全、稳定运行及灵活调度的需要，从而对电力产品质量有一个定性的认识。对于市场占有率优势，应从两个方面去理解，一方面，市场占有率高表明企业的市场地位高，对于产供销一次完成的电力这一特殊商品来说，较高的市场份额甚至意味着对市场的主导与控制；另一方面，市场占有率高意味着企业内部互补优势强，企业可以通过内部调剂，合理安排市场所需产品的发电机组布局，优化资源配置，提高运营效益。

成立流域或区域性的水电公司，发挥水电的梯级联合调度优势与区域补偿优势正是水电企业为取得竞争优势的共同与必然要求。