水电站市场分析范文

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中图分类号：TV544 文献标识码：A 文章编号：1671-2064（2017）01-0143-02

水电站的厂房施工设计过程中涉及到工程结构的设计、施工现场的布置、施工材料的选择等，并且在技术、工艺、设备的使用上都有相应的标准。施工方案对水电站厂房的施工质量有着直接的影响，对水电站的运行也有着重要的作用。因此，在水电站的建设过程中，做好厂房施工设计的研究是十分必要的。

1 厂房施工特点和混凝土分期

1.1 厂房施工特点

水电站厂房的类型主要有立式机组厂房和卧式机组厂房两种。立式机组的特点是水轮机与发电机是竖向摆放的，分为上下两层结构。上层结构是水轮机组，下层结构是发电机组。卧式机组的特点则是采用平行的结构来布置发电机和水轮机。与立式机组相比，卧式机组的优势在于结构更为简单，因此，厂房的施工流程也相对简单。本文主要介绍的是立式机组的设计特点和要求。其具体的施工特点有以下几点：第一，施工道路布置有一定的困难。这主要是由于立式机组在施工时对地基的深度要求较大，给道路布置增加了一定的难度；第二，厂房下部结构较为复杂。在立式机组中，厂房的下部基础中包含着蜗壳、排水管、孔洞等设施，使得内部的结构相对错杂，对施工精度的要求较高；第三，模板支撑的工作量很大。由于水电站的上部结构跨度通常都较大，在施工时为了确保结构的稳定，通常需要较大量的模板进行支撑。此外，厂房的施工采用的是交叉平行的结构，在施工的后期对混凝土的需求量也较大，对施工的精度要求也较高，有时甚至需要对温度进行严格的把关。

1.2 混凝土分期

为了确保机组安装的质量，水电站厂房混凝土浇筑通常需要分为两期进行。第一期的混凝土浇筑的主体主要包括排水管、基础板、横梁等。在进行第一期的浇筑时就应当预留出第二期的混凝土。当第一期的浇筑完成后，再进行第二期的浇筑。第二期浇筑的内容包括的金属蜗壳、风道墙、机墩等。厂房混凝土的分期受到厂房类型和机组类型的影响。

2 厂房混凝土施工

2.1 水电站厂房混凝土浇筑的分层分块

水电站的上层结构由横梁、挡板、柱子等结构组成。水电站厂房的施工技术与一般厂房的施工技术基本相同。水电站厂房的下部结构则是由大体积的混凝土和杠杆组成的，其中具有较多的孔洞和零部件，因此，其受力状况较为复杂。为了确保厂房建设的质量，对水电站厂房的建设应当采用分层施工的方式。在进行分层时，应当做到科学合理，这样就能减少施工过程中的问题和失误，从而确保工程的整体施工效果。

水电站厂房的混凝土浇筑对于分层的精度要求较高，在进行这一项工作时，有几个原则应当遵守。首先，在分层时应当以厂房的下部结构作为出发点，根据其内部的结构、受力状况、尺寸等进行合理的分类。注意不得在受力较大的位置或结构相对薄弱的位置进行分层。其次，必须按照厂房的结构特点和施工环境温度来严格制定分层的厚度。通常，厂房的基础厚度应当在1-2米左右。基础以上的部位在厚度上可以有一定的提高。再次，要按照混凝土的浇筑性质和温度来确定混凝土面积的大小。混凝土的面积不应过大，长宽比应当控制在5：1左右。最后，在进行分层时，应当考虑到施工的可行性和便捷性。例如，为了便于进行模板的捆扎，在排水管的设置上要做到单独分层。为了提高厂房稳定性和安全性，可以在厂房的薄弱位置加筑防裂钢筋。

2.2 分层分块施工的形式

在厂房的施工过程中，采用分层分块施工方式的结构主要有错缝、封闭块、宽槽等。基本的施工工艺包括以下几个方面。首先是分层通仓的浇筑。当水电站厂房中不设置纵缝，就需要采取分层通仓浇筑的方式。这种施工方式的优势在于，加工的效率较高，并且在结构的稳定性上有较高的保障。分层通仓浇筑的方式通常适用于厂房面积较小、在低温季节中施工的项目。第二种施工工艺是错缝分块浇筑。这种施工工艺也被称为砌砖法，施工过程是将上下两层的砖块进行相互搭接，从而确保结构的稳定性和整体性。错缝分块的长度通常在8-30米之间，分层的厚度则控制在2-4米的范围内。在厂房的薄弱环节施工过程中，需要加筑键槽。第三种工艺是预留宽槽。在建筑规模较大的厂房施工时，为了提高施工的效率，减少外部环境对施工过程的干扰，需要在一些施工环节中设置一定的宽槽，宽槽的宽度通常为1米。第四种施工工艺为设置封闭块。当厂房的结构跨度较大时，在施工的过程中容易受到温度的影响。采用一般的温度控制方式很难起到良好的效果，这时可以考虑设置一定的封闭块，在混凝土的施工基本完成后，进行回填工作。

2.3 以机械为主，人工为辅的施工方案

水电站厂房的施工规模通常较大，对精度的要求也较高，采用机械化的施工方式可以极大的提高施工的效率，同时还能确保施工的质量。但在机械化的施工过程中还要进行人工的辅助，尤其是一些对精度要求较高的施工项目中，必须有相关的施工人员进行现场的监督。在小型厂房的施工过程中，经常采用满堂脚手架的施工方式，在这种施工方式下，更要做好对施工现场的监管，确保施工人员的人身安全。

3 厂房上部结构施工方案设计

水电站厂房的上部结构包括立柱、吊车梁、预制屋架、圈梁等几个部分。厂房的上部结构施工通常分槿个环节，分别为立柱施工、吊车梁施工、屋架施工。

3.1 立柱施工

厂房的立柱通常设置在厂房的混凝土层上，并与厂房的基础相互连接。为了便于立柱的施工，通常会在施工前进行机组的埋件安装。在完成立柱的基础施工后，应当立即进行现场的浇筑。浇筑的顺序为先进行钢筋的设置，再进行模板的安装。在立柱的施工完成后，应当对立柱的垂直状态和模板的位置进行检查和调整，从而确保模板的强度和稳定性。

3.2 吊车梁施工

吊车梁的设置通常采用的是预制的方式。由于吊车梁的钢筋密度较大，在浇筑时对混凝土的配置要求也较高，一般需要采用一级配置。在大型厂房的施工过程中，可以采用一期混凝土的起重设备用于吊车梁的安装。当厂房的规模较小时，则选用履带式的起重机就可以起到良好的安装效果。在吊车梁的安装完成后，应当对其位置进行校对，确保各个部件之间的连接准确无误。

3.3 屋架施工

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1.概述

水口电站两台2×250t桥机是由太原重机厂1989年设计、生产、制造的大型起重设备，单车吊重500t两台并车后最大可起吊1000t，用于发电厂房水轮发电机组的安装、维护、修理。

两台桥式起重机自1990年投运以来，已使用二十年左右，对七台发电机的安装、维护、修理起到非常重要作用。由于安装时环境不理想，造成机械方面出现一些不可修复的问题，特别是起升减速机，严重影响起重机的安全运行。电气控制系统起升机构为国产自激磁动力制动系统，运行机构为国产转子切电阻可直接打反车的调速系统，电气系统所用元件为常规的继电器及分离元件，目前元件基本属淘汰产品，故障率高，影响设备运行的安全可靠性，起同构控制系统由于可调性差，两个机构甚至四个机构同时运行时，其同步性能不能满足实际运行的需要。

由于各方面的原因，该设备经常性出现运行问题，设备存在隐患。为此，公司提出对两台桥机进行有关机电项目的检测、分析、鉴定及研究，为改造提供科学方案。

2.桥机现状与原因分析

2.1机械设备现状

（1）对桥机桥架上拱进行现场检测，测量工具SJ006水准仪，数据如下（单位：mm）：

一号车一号梁上拱值

标准要求：跨中上拱度应为（0.9/1000∽1.4/1000）S，且最大上拱度应控制在跨中S/10的范围内。

（S-跨距=2800）跨中上拱度应为25.2∽39.2mm ，两车上拱度全部符合标准要求。

同一断面轨道高低差标准要求：小车跨距为5.8m时为9除一号车跨中向上游侧第一节板点处超标1mm外（实测为H=210）其余各点均在要求范围内，小车轨道接头高低差（见表1）

标准要求：小车轨道接头处高低差d≤1mm，符合标准要求。

小车轨道侧向错位（见表2）

标准要求：小车轨道头部侧向错位f≤1mm

电动机轴与减速机高速轴同轴度，符合标准要求。

2.4 制动轮

分为250T和50T两档，型号TZC758.27 速比I=11.81普通齿面减速机。经开盖检查各减速机齿合来重调角，齿型已磨成刀形式，齿合间隙严重超标。#1车#1钩减速机第一轴齿和第二轴齿合为1.05∽1.10mm而且两齿均有硬点齿合现象。接触长公20%左右角接触严重。两齿齿面均存在修磨痕迹，周节积累误差大齿合间隙变化很大从0.5∽1.1mm。运转时造成冲击大是振动和噪声大的主要根源是第一轴齿与第三轴齿与第四轴齿接触长度较好达70%，合格。但接触高度仅为30%，仍未达到要求。#1车#2钩减速机第一轴齿和第二轴齿齿合间隙为0.47∽0.69mm有调角接触现象且齿侧间隙超过标准要求。他面接触仅为40也未达到标准要求。二轴齿与三轴齿，三轴齿与四轴齿齿面接触较好，齿侧间隙稍微超过标准要求。#2车#1钩一轴齿与二轴齿齿侧间隙为0.62∽0.60mm，超过标准要求，齿间有拉伤及修磨痕迹。其他两级较好。#2车#2钩第一轴与第二轴齿齿侧间隙为0.75∽0.60mm间隙超标，接触长度达60%，但高度上仅有30%，主线接触易造成冲击、噪声大。

2.6 开式齿轮传动边

2.7 端梁高强螺栓断裂原因分析

经查端梁连接孔无错位，且高强螺栓硬度远大于端梁结构件硬度。分析认为不是因螺栓受剪断裂。认为从前标准要求高强螺栓扭紧力矩偏大，且当时扭矩搬手粗放，精度不准，使扭紧时力矩过大，且螺栓本身质量不高，存在应力造成伤害所致，有微观裂纹，经振动导致断裂。

2.8关于装超载限制器

经现场检查和图纸复查，在现行状态条件下可以安装超载限制器，把超载限制器装到上滑轮装置平衡杠杆之承座处，做些改动即可实现。大车运行机构，滑块式万向联轴器，现磨损严重运转时噪声大，传动效率低，可改为十字轴式万向联轴器，但需要把车轮端减速机轴端，接头拆下重新制造安装上联拦法兰。主梁电气室增设轴流风机，实行强迫通风，以改善主梁电气室工作条件，降低室内温度，可在端梁处开适当的通风孔，并对端梁进行适当加强，安装轴流风机一端向内吹风，一端向外排风。

2.9司机室安装空调，改善司机工作条件

桥机工作地点夏季很炎热，司机室处于电电厂房顶部，温度尤其高，为改善司机工作条件，可以在司机室后部增设平台，以安装空调机组。

2.10关于增加工作翻身操作方式

经整体分析认为，现行桥机的双钩操作，可选一小车为主钩，另一小车为副钩，采用“空翻法”即可安全进行工作翻身，但工作要有足够的刚性和可捆绑性，吨位不宜过大，就可以实现。

3.改进及处理建议

考虑到起重设备的特殊性，建议由原设计制造单位重新设计制造4台起升机构减速机。将减速机原软齿面齿轮改为中硬齿面齿轮（齿面硬度HB260-290），以提高减速机的使用寿命，在减速机输入和输出轴处的透盖上增加骨架密封圈，并在减速机底面法兰上加开一环形导油槽，以解决减速机的渗漏油问题。

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中图分类号： TV74 文献标识码： A 文章编号：

正文：人类社会正处于不断高速发展阶段，我国不仅在低压水电厂中有效的实现了无人值班，而且在高压以及超高压水电厂中，各种新型的自动化控制技术也不断的得到广泛运用。实践运用当中，不仅将电网的建设水平在一定程度上也得以进一步提高，并且针对电网的调度以及其输配电方面也得到了进一步的加大提升，使得其整体造价得到了有效的降低。当今社会全面发展，互联网技术在现代社会新时期中更是得到了空前的发展，因此数字化技术在水电厂当中的全面应用，将会在未来的发展过程中有着势不可挡的趋势。

一、数字化系统的特点分析

（一）一次设备的智能化

使用光电技术和微处理技术设计一次设备被检测的被控制的操作驱动回路和信号回路，这在一定程度上使控制回路以及常规机电式继电器的结构得到简化，传统的导线连接逐渐被数字化公共信号网络以及数字遥控器取代；

（二）二次设备的网络化

在水电厂中比较常用的二次设备主要有在线检测装置、电压无功控制、继电保护装置等，这些装置都是基于模块化、标准化的微处理机进行设计和制造的，使用高速的网络通信进行设备之间的连接，过去使用的功能装置，在数字化系统中转变为逻辑的功能模块。

（三）运行管理系统

数字化的水电厂自动化系统的运行管理自动化系统主要包含数字记录电力生产运行设备状态以及所产生的数据；分流交换以及数据信息分层自动化；在水电厂生产设备出现故障以后，能够自动而且实时提供设备故障分析报告，自动判定设备故障出现的原因，同时提供相应的故障处理办法等方面。

二、数字化系统的结构功能分析

（一）过程层的功能分析

二次设备和一次设备相互结合在一起的层面就是所谓的过程面，通常我们也将其称之为智能化设备的一部分。在数字化系统的过程面中，笔者分析主要功能具有以下几方面：电器设备在实际工作运行的过程中，针对电器量能够有效的进行实时监测，而且而还能针对实际运行期间的各项参数进行有效的监测，有效的执行设备的操作指令。 首先，针对电器设备的电器量进行实施监测，其与传统功能之间有着类似方面，在实际中主要是针对谐波的分量以及电压和电流等各项进行有效的检测，然而针对电能量以及无功和有功等方面的电器量，可以有效的通过间隔层的设备进行有力的执行。但是针对电器设备的电器量进行实施监测和传统方式之间也存在较大的却别，例如：光电电压的互感器以及光电电流互感器，有效的取代了电压互感器以及电磁式电流互感器等方面，与传统方式之间的相互比较，总体来说在一定程度上，将抗饱和特性以及绝缘特性等进一步的给予了全面提升，相关设备的开关运行装置有效的达到了紧凑话和小型化。

其次，水电厂在实际运行的过程当中，需要有效的进行状态检测的设备有存在很多，比如：直流电源系统和断路器以及变压器等设备。而且针对运行设备状态检测的主要内容也有以下几点：工作状态、机械特性、压力以及温度等诸多方面。

最后，执行过程层的操作控制以及驱动，主要包括直流电源充放控制以及变压器分接头调节等方面。然而在控制的驱动以及执行方面通常有大部分都是被动的受到进行。指令在执行期间应当具备智能型，由此可以对所发出的指令可以有效的判断出奇合理性以及真实性，而且对于控制操作的精确度也能够给予更好的控制，这样就能够使得断路器有力的进行选相合闸以及定相合闸。

（二）间隔层的功能分析

逻辑结构中的间隔层的主要功能有：①对本间隔过程中的数据信息进行汇总；②对系统结构中的一次设备，实施控制和保护的功能；③对本间隔操作进行闭锁的功能；④对操作同期以及与之相关的内容进行控制的功能；⑤对控制命令、统计运算、数据采集等优先级别进行控制；⑥对上下层之间实施通信功能，可以在一定程度上加大信息通道的冗余度，确保通信能够正常进行。

（三）站控层的功能分析

逻辑结构中的站控层的主要功能有：①对整个系统的实施工作信息，通过两级高速网络继续汇总的同时对原有数据库进行更新，按照时间进行历史数据库的登录；②根据预先制定好的约定，将相关的信息数据传输到控制或者调度中心；③接受由控制中心或者调度中心传输过来的命令，并将相关指令转发到过程层、间隔层进行执行操作；④拥有人机联系、站内监控的功能；⑤对过程层、间隔层的相关设备进行在线修改参数、在线维护等功能；⑥自动分析水电厂内出现的故障的功能。

三、数字化的网络选型

对于数字化水电厂自动化系统来说，网络系统是其命脉所在，其系统的可用性直接由信息传输的快速性与可靠性决定。在传统的水电厂自动化系统中，通常是在单个CPU控制下运行单套保护装置的保护算法与信息采集，使得简洁、快速的进行控制命令输出、运算、A/D转换、同步采样，但在数字化的系统中是由网络上多个CPU相互配合共同完成控制命令的形成、保护算法以及信息的采样，如何更好、更快的进行保护命令的输出以及采用的同步成为较为复杂的问题，网络的适应性也就是其中的一项基本条件，制定合适的通信协议以及提高网络通信速度为其关键技术。使用传统的现象总线技术不能完全满足数字化的技术要求。

【总结】：总之，随着现代社会的不断高速发展，水电厂自动化发展趋势将会朝着数字化网络型发展，根据当今社会针对数字化方面进行相关的研究和开发，在后期的发展过程中数字化水电厂实行的自动化系统，将会有着广阔的发展前景。

【参考文献】：

[1] 王德宽,张毅,刘晓波,何飞跃,余江城,段振国. 智能水电厂自动化系统总体构想[J]. 水电自动化与大坝监测. 2011(01)

[2] 张静芳. 利用健康、安全与环境管理体系进行变电站危险点预控的方法[J]. 广东电力. 2007(01)

[3] 陈文博. 小水电站计算机监控系统的应用与事故处理实例分析——以杨墩水电厂为例[J]. 小水电. 2012(03)

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绪论

我国地域广阔，水力资源丰富，在很多地区都具有得天独厚的水电站修建优势。而且，自建国以来，我国各级政府也大力支持水电站的建设，为国民经济的发展做出了巨大的贡献。由于水电站建设基础就是要在具有一定规模的水域或者水源附近，因此，对于水电站厂房选址及设计成为其重要的影响因素。基于此背景，本文着重对水电站厂房的设计进行讨论，并针对其中可能出现的问题提出一系列的解决措施。

一． 厂房设计

1.1方案确定

在水电站厂房的方案确定过程中，应对厂址的地质、地形、水文条件以及施工单位具体要求等方面做实地考察与研究，并确定最佳的建设方案。例如在考察过程中，可确定河床式或者引水式以及长尾水渠式等形式。以确保使其发挥最大的效果[1]。

1.2布置特点

在厂房的布置方面，对于地形特点的依赖性更大。包括各个建筑的排布形式、溢洪坝位置、厂房布置位置等方面。以某水电站建设为例，在建设过程中，发现河床较宽，因此可采用“一”字形排布；同时与闸坝结构合为一体，便于利用水力条件。在这一过程中，还需要保证施工的安全可靠[1]。

1.3参数标准

在厂房本身的设计过程中，需要充分考虑水源的蓄水深度、总水含量、装机容量等方面，同时也需要考虑附近农田的面积。以确保水电站在发电的过程中，也具有灌溉、泄洪及蓄水等综合作用。一般来讲，根据当地近100年来的气候特点，对水电站厂房的抗风、抗震能力需要论证，并给与相应的极限范围[1]。

1.4布置设计

1.4.1主、副厂房

对于水电站厂房分类过程中，主厂房主要是用于安装水轮发电机组等设施。其中，对于中小型水电站，可选用ZZ560a-LH-250并SF2500-36/4250水轮发电机组，容量设置为2500kW。主厂房的总长可设置为50米、宽13米左右。对于副厂房来说，主要有上游和下游两个部分，其中下游部分主要负责配置开关柜、配电屏、变、励磁变、压机室及供水泵等设施。上游部分则包括中控室、仪表室、电器修理室、通风机室、电缆室及各类办公室等。

1.4.2主变压器与开关站

主变压器可安置两台，紧邻安装场，同时可利用钢轨道进行推进。对于开关站来说，为保证其安全可靠，采取户内式结构。同样紧邻安装场，距离约15米。实际执行过程中，有两回进线、四回出线的形式进行，提高了效率。

1.4.3交通安排

厂房内部的交通较为便利，上下层之间有楼梯连接，各个工作室或者设施之间有通道连接。在室外也有各类通道相连，便于人行和机动车辆行驶。

1.4.4排水系统

对于厂房的排水系统，主要由深水泵及集水井完成。并在厂房机组上游布置排水廊道。在实际应用过程中，与集水井相通。同时保证厂区海拔高于最高洪水水位。

1.4.5尾水渠设计

一般来说，尾水渠出口断面较大，并与下游河床相接。其中，右岸厂闸导墙利用了部分冲沙作用；左岸导墙则设置重力式的土墙。

1.4.6进水口

在进水口设置两道闸门，分别为上游的检修闸门和下游的事故闸门。其中事故闸门后还需设置中墩，以减少进水口的结构跨度。而在进水口前方，也同样设置倒沙坎，以保证流到连通的顺畅。

1.4.7稳定性测试

在对水电站厂房进行稳定性测试过程中，主要对厂房各部分进行应力计算，并对结果进行分析，包括许用应力、实际应力等方面。其中，以抗浮稳定性为主要参数。

二．关键技术及问题

在水电站厂房建设过程中，会涉及到一系列的技术问题，通过这些技术应用，能够大大提高工作效率，同时还能够增加水电站厂房的稳定性[2]。

2.1开发方式问题

一般来说，水电站厂房建设主要包括坝后式及混合式等形式，其中，要根据水源方式、水电站工作方式及地理位置等方面共同因素考虑完成。例如坝后式形式的厂房，一般应用于在大坝防渗帷幕的下游，同时既保证减轻了对厂房的影响，同时加强了对水利资源的应用，对于机组的运行也更加的便捷。

2.2枢纽布置问题

水电站厂房枢纽布置需要根据地形进行，并综合考虑到变电站及副厂房等方面。例如对于较大的且又无法避开的岩层断面，则要进行加固措施布置等。由于水电站厂房的枢纽不仅仅解决了合理调度，提高工作效率等一系列问题，同时还具有维持厂房结构安全的作用，因此需要特别注意。

2.3力学应用问题

在厂房的建设过程中，在各个部分都可能会用到力学应用的问题。例如在许多水电站厂房设计过程中，都用到了先衬顶，后进行施工的技术。这一做法能够充分利用拱顶的抗弯压力，进而对内部进行了合理的保护，同时限制了周围岩体的松散趋势。

2.4结构改进问题

在水电站厂房的施工建设过程中，需要参照其他的成功案例，并进行适当的厂房结构改进行为。例如在厂房顶部一般采取钢筋混凝土顶拱结构，然而在实际的施工过程中，还需要采取“吊柱”结构，以强化厂房的稳定性。再如有时还需要防止周围岩石局部掉块的现象发生等。

三．解决方案

3.1因地制宜，结合实际

在厂房建设过程中，一定要按照当地具体的地质结构、地理条件，因地制宜，以便减少工作强度并提高施工效果。并结合现有的资金条件、人力条件及施工条件等。在施工前需要科学论证水电站的发电规模，以符合实际的发电、灌溉等需求。

3.2提高素质，强化培训

对于水电站厂房施工来说，最重要的是设计人员、施工人员的专业素养问题。对于综合水平过硬的工作人员来说，能够大大提高厂房的工作质量。因此，需要定期对施工人员进行专业培训，而在实际施工过程中，也要实时进行专业提高讲授。

3.3科学测量，加强管理

对于水电站厂房等技术含量较高的建筑设施，无论是设计阶段，还是施工阶段，都需要进行科学精准的测量，使其发挥最大的工作优势，并具有合理稳定的工作寿命。而在具体执行过程中，可成立专门的管理小组，加强对施工的管理。

结束语

水电站属于利国利民的设施，因此无论是设计还是施工，都需要科学的论证和分析，并在施工阶段严格把关。本文针对我国水电站建设过程中容易出现的问题进行分析，并提出了一系列措施，对于此类问题的研究具有参考意义。

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Abstract: in combination with an pumped storage power station, underground workshop of power station key parts of construction measures are analyzed, and finally put forward the construction quality control measures to ensure that the quality of the project.

Keywords: pumped storage power plant; Underground workshop; The construction; Quality control

中图分类号：TV743文献标识码：A 文章编号：

1． 引言

某抽水蓄能电站地下厂房系统由主厂房、主变洞、母线洞、高压电缆平洞及电缆竖井等洞室组成。主变洞：主变洞开挖尺寸193.16*11.7*22.0m（长*宽*高），拱顶岩体厚220～270m，主变室地面高程与安装场相同。主变运输洞：主变运输洞布置在主厂房安装间侧，与主变洞相连，主变运输洞长65.15m。采用城门洞型开挖断面，开挖尺寸为11.4*10.248（宽*高）。母线洞：母线洞共6条，采用城门洞型断面，开挖尺寸为8.7*1.6m（宽*高），靠近主厂房10.0m范围母线洞的开挖尺寸为7.2*6.0m（宽*高）。高压电缆竖井：高压电缆竖井深104.0m，顶部高程84.0m，底部高程-20.0m。开挖断面为矩形，尺寸1.4*7.9m。

2． 关键部位的施工措施

2.1主厂房、主变洞顶拱层开挖施工

1）在厂房及主变室各层开挖前，必须首先完成相应层的排水廊道及排水孔施工，完善排水系统，尽可能先期降低地下水位，提高围岩的自稳能力；2）厂房和主变洞的围岩条件较差，根据成熟的施工经验，两大洞室顶拱层的开挖均采用眼睛法施工，即两侧导洞领先，中间预留岩柱，岩柱的开挖滞后两侧导洞30m的距离。开挖后及时进行初期的锚喷支护以及格栅拱架的施工。确保围岩的稳定和变形在允许的范围。由于预留岩柱的开挖滞后导洞开挖30m，为了防止已开挖段的变形过大，在岩柱开挖后视围岩的出露情况采用钢支撑临时支护，等围岩稳定后再拆除临时钢支撑；3）设计轮廓线上采用光面爆破的控制技术，严格控制钻孔质量，尽量将超挖控制在招标技术条款要求的范围；4）鉴于洞室围岩的具体情况，发包人在前期已经考虑了从洞室顶拱高程以上的8.00m高程排水廊道进行厂房和主变洞顶拱层的预固结灌浆，由于地质条件的复杂性，在顶拱层的开挖中，还应根据出露的围岩情况，采用超前锚杆、超前小导管以及钢拱架等超前支护措施；5）每次爆破后仔细排除松动岩块，随时监测已开挖的洞段，及时清除危岩确保安全，并及时做好喷锚支护；6）顶拱下部的高边墙开挖采用预裂或光面爆破技术，严格控制钻孔质量，确保孔位偏差

2.2 岩壁吊车梁的施工

1）岩壁吊车梁位于厂房第Ⅲ层开挖层内，为保证岩台成型，开挖时采用控制爆破技术，开挖前精心进行爆破设计与试验。岩锚梁部位的开挖采用预留保护层的开挖方式，保护层与中部槽挖采取预裂爆破分开，中部先行槽开挖宽度15.5m，用液压钻垂直钻孔梯段爆破，超前两侧保护层开挖30m以上，保护层厚度初拟4.0m，施工中根据爆破试验调整；2）岩壁吊车梁保护层按爆破振动试验确定的爆破参数严格控制外侧直墙垂直钻爆的单响药量，钻孔时保证直墙面光爆孔垂直，孔与孔之间平行，孔底偏差小于10cm，岩台三角体采用双面光爆的方法进行开挖，上直墙面及斜面光爆钻孔间距20～25cm，钻孔深度及角度用测量仪器严格控制；3）岩锚梁施工中，按规范要求采用红外线激光定位技术放样，精确测放轮廓线，钻孔方位角采用地质罗盘控制，水平钻孔用水平尺控制水平度、斜面倾斜孔仰（倾）角及深度用几何法控制，开孔前用全站仪测定每一孔位的钻孔深度；4）岩壁吊车梁三角体的开挖中，遇到围岩条件差，难以成型的洞段，采取对掩体进行预固结灌浆，改善围岩条件的方法，然后再进行吊车梁的II序开挖；5）岩锚梁三排深孔受力锚杆的施工做到认真细致，锚杆孔根据超挖情况重新计算，并用全站仪准确测量定位，锚杆采用凿岩台车造孔，锚杆孔上、下偏差不大于±3cm，左右偏差不大于±5cm，角度偏差不大于+2°，孔深偏差不大于5cm。岩锚梁锚杆安装之后；6)为了保证爆破振速满足规范要求，在岩壁梁混凝土施工之前，在施工程序安排上，厂房Ⅳ层开挖支护施工完成；87）为防止V层开挖飞石对岩锚梁造成破坏，岩锚梁体底面及侧面模板在层开挖作业时不拆除，必要时在模板外侧采用废弃胶带或轮胎等进行保护，防止飞石损伤混凝土表面；8）由于地下厂房的围岩条件较差，为保证岩壁吊车梁的成型质量，岩台三角体上直墙面和下直墙面的系统锚杆支护在三角体钻孔之前施工完成。

2.3 母线洞的施工

1）母线洞距岩壁吊车梁高差仅8.5m，若按照常规的施工方法，安排其随主厂房同步开挖，无法满足招标文件的爆破振动安全控制标准要求，不利于岩壁吊车梁混凝土的稳定，故要提前安排施工；2）开工后先进行主变运输洞以及主变运输洞与主变洞联系洞的开挖支护，并在-42.50m高程，沿主变洞轴线开挖一条宽4m、高4.5m的支洞，支洞延伸至6#母线洞，在每条母线洞的位置分岔洞进入母线洞，在母线洞内沿13%的坡下卧至母线洞底板-48.75m高程，作为母线洞开挖的通道；3）母线洞靠近主厂房侧10m范围的开挖采用隔洞施工的顺序，随着支洞在厂房轴线方向的延伸。

3． 施工质量控制

3.1主厂房岩壁梁开挖

1)为保证岩壁梁岩台成型，开挖采用预留保护层控制爆破，开挖前精心进行爆破设计与试验。2) 不允许欠挖，控制岩台斜面与水平面的夹角与设计值相比应偏小，偏差不大于2°。3)岩壁梁部位的开挖采用预留保护层的开挖方式，保护层与中部槽挖采取预裂爆破分开，中部先行，用液压潜孔钻垂直钻孔梯段爆破，超前两侧保护层开挖大于30m，保护层厚度初拟2.5～3.5m，施工中根据爆破试验调整。4)岩壁梁保护层必须按爆破振动试验确定的爆破参数严格控制下直墙外侧垂直钻爆的单响药量，钻孔时采用三次钻杆校核和加扶正器保证下直墙面预裂孔垂直，孔与孔之间平行，孔底偏差小于10cm，岩台三角体上直墙面及斜面光爆钻孔间距20～25cm，钻孔深度及角度用测量仪器严格控制。5)岩壁梁三排深孔受力锚杆的施工做到认真细致，锚杆孔根据超挖情况重新计算，并用全站仪准确测量定位，锚杆采用凿岩台车造孔，锚杆孔上、下偏差不大于±30mm，左右偏差不大于±100mm，孔深偏差不大于50mm，倾角偏差不大于2°。

3.2竖井开挖

1)开挖前确保开挖边线放样精度。及时进行误差调整。采用光面爆破，确保竖井及调压井围岩的表面平整度，不欠挖、尽量减少超挖。2)竖井开挖之前先进行锁口支护，且不侵占设计断面，竖井开挖必须边开挖边支护，上一个循环支护完成之前，不得进行下一个循环作业。3)高50m以上的竖井开挖导井施工优选采用反井钻机。4)爆破作业中除钻孔可由民工实施外，装药、连网、起爆以及爆后检查均由持有效操作证的职工完成，提高爆破保证率，避免由于雷管质量问题造成瞎炮和便于残孔检查，在周边孔和底部一排孔采用双雷管起爆。

4． 结论

文章通过结合某抽水蓄能电站施工实例，针对该电站厂房中的关键部位施工技术进行了总结，同时就不同环节的施工给出了具体的控制技术措施，有效地提高厂房施工质量。

参考文献：

[1] 罗一民，张自标．浅析水电站的厂房施工[J]．四川建材，2006，27（02）：74-75．

篇6

前言

在砂卵石地基上进行引水式水电站厂房的建设，如果其地基出现不均匀或过大的沉降，都会给厂房的安全造成极大的影响，甚至对整个水电站的安全运行造成危害。而水电站在建设厂房的过程中，采取分机组段建设的一个重要因素就是考虑到了在各个机组段之间可能会发生不均匀的竖向沉降。因此，对引水式水电站厂房在砂卵石地基上进行建设发生的不均匀沉降问题进行研究，具有十分重要的意义。

1 砂卵石地基的地址特性

1.1 不均匀性

砂卵石地基通常位于河床软弱地基，在砂卵石的沉积过程中，周围的自然环境键位复杂，而且十分多变。砂卵石的内部层次结构、物质组成等都会发生较大的变化。在砂卵石当中，往往都会含有粘性土、细粉砂等工程性质较为不良的软弱夹层。因此，砂卵石具有很大的不均匀性，砂卵石地基的不均匀性变发生机率也很大。

1.2 压缩性

从砂卵石材料的内部机构构成及其主要组成成分等方面来看，砂卵石具有很大的压缩变形特征。按照疏密程度来划分，砂卵石通常分为密实、中密和稍密等形式。如果在其上建设引水式水电站厂房，砂卵石将会受到压力而发生形变，进而导致不均匀沉降[1]。

1.3 抗剪性

砂卵石地基的承载力和抗剪强度会受到很多因素的影响。其中，砂卵石材料内部的结构、砂卵石当中的级配等因素产生的影响最大。通常情况下，级配良好、结构密实的地基才具有较高的承载能力，其抗剪性能也比较高。但是，砂卵石的特性决定了其密实程度十分有限，难以承载过重的厂房，因此其抗剪性能也十分有限。

1.4 渗透性

砂卵石作为一种软弱地基，其渗透性很强。对于大多数砂卵石材料来说，其渗透系数都比较大。因此在砂卵石地基当中，时常会出现渗漏的情况，进而对地基的稳定性造成影响。如果稳定性降低到一定程度，将会导致水电站厂房发生不均匀沉降的情况。

2 砂卵石地基上引水式水电站厂房的不均匀沉降

砂卵石地基中存在的各种问题，对引水式水电站厂房的安全造成了很大的威胁，尤其是其沉降现象更为严重。砂卵石地基的沉降可能造成两种情况，一种是过大的沉降量降低了建筑物的标高，使其正常运行和使用受到了影响。另一种是过大的不均匀沉降可能导致建筑物的倾斜、倒塌、混凝土部件的开裂等情况，不但会对建筑物的使用造成影响，对其结构安全造成威胁。严重时，还可能对人们的生命财产安全造成损害[2]。

对于以上情况，如果砂卵石的覆盖层厚度较小，而且全部挖出较为方便，就可以将其全部挖出，然后换填性能更为良好的材料。如果砂卵石覆盖层厚度较大，或者挖掘不易，将会导致施工难度和施工成本大增，因此不宜采用此种处理方法。所以，对于实际情况不同的砂卵石地基，通常要采取不同的方法进行处理。在相应处理完成之后，砂卵石地基的不均匀沉降现象将会得到一定的控制。但是如果砂卵石覆盖层的厚度过大，或是不同地方的厚度差异过大，就不能单靠常规的地基处理方法对其进行处理。此外，进行地基处理还需要花费大量的资金，不利于施工成本的控制。

因此，在砂卵石地基上进行引水式水电站厂房建设的过程中，应当对不均匀沉降进行细致的研究，利用有限元模拟计算方法，对不均匀沉降值计算。根据计算结果，采用不同处理方案，对砂卵石地基上引水式水电站厂房不均匀沉降进行处理过程中的，不均匀沉降差值和沉降规律等信息进行研究和分析，从而选择最为合理、经济、有效的砂卵石地基处理方案。同时，在砂卵石地基处理的过程当中，要对各方面的细节和技巧加以重视。这样，能够对砂卵石地基上引水式水电站厂房的不均匀沉降情况进行有效的控制和降低，最大限度的确保水电站厂房的运行安全和质量安全，使其能够正常的发挥作用，同时避免安全事故的发生[3]。

3 不均匀沉降的应对措施

砂卵石地基的材料强度较低，其结构也十分复杂，因此很容易发生不均匀沉降的情况。而在施工过程中，如果用其它性质较好的材料来替换砂卵石覆盖层，又会极大的增加工程量，同时也会提高施工难度。因此，在引水式水电站厂房的建设过程中，应当采取适当的应对措施，对砂卵石地基进行处理，尽量降低或避免砂卵石地基造成的不均匀沉降现象[4]。

在实际施工过程中，采取的主要方法是部分清除、固结灌浆、振冲碎石桩、高压旋喷桩等方式，对砂卵石地基进行处理，提高砂卵石材料的强度及其承载力，从而降低地基不均匀沉降现象。同时还能够有效的将地基渗漏情况减小，防止砂卵石地基发生震动液化的情况，这样对于引水式水电站厂房的安全运行具有十分良好的意义。另一方面，砂卵石地基还可能发生震动液化的情况。因此要对砂卵石地基进行仔细的检查。如果其中存在可液化土体，应当及时进行清除，同时进行振动碾压，使其中的孔隙率降低，提高土体的密度，增强土体强度和抗液化能力。

4 实际应用

四川省甘孜州九龙县踏卡水电站厂址区采用的就是振冲碎石桩的方式处理基础。前期勘探发现厂房持力层以下有厚度在5～15m的细砂夹粉土层。该土层主要由中细砂及粉土等细粒物质组成，物理力学性质较差，透水性微弱，如果遇到地震，则有液化可能。因此为了厂房建筑物的安全，经过方案对比，最后采用了振冲碎石桩对基础进行处理。

5 结束语

对于一般的建筑物来说，地基的安全性和稳定性对建筑物的质量和结构安全具有十分重要的意义，也是建筑物功能正常发挥的重要保障。而在引水式水电站厂房的建设中，由于实际地形的限制，使得其只能选择砂卵石作为地基。但是砂卵石的各种特性决定了其不适合作为地基使用，否则极易出现不均匀沉降的情况。对此，应当细致的分析和掌握沉降的具体原因，采取相应的措施进行处理，降低和避免不均匀沉降的发生，进而保障引水式水电站厂房的安全。

参考文献

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中图分类号：TV312 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）18-0064-03

1 概 述

水电站厂房是能量进行转化的场所，将水能通过工程机械转化成机械能并最终转换为电能。它通过合理的工程手段，使河水平顺地引入水轮机，能量转化后引出水轮机，同时水电站厂房也为能量转化的设备提供合适的安装位置，为这些设备的安装、检修和运行提供方便的条件。

水电站厂房结构比较特殊，厂房各构件尺寸庞大，内部各结构受力条件复杂。厂房的主要组成结构包括：上游―下游挡水墩墙、钢筋混凝土蜗壳、导叶、尾水管、上部结构。

上部结构由主厂房下游的柱墙结构和副厂房上的板梁柱结构组成。上部结构很高，而宽度和厚度相对于高度方向尺寸很小，在地震效应作用下很容易发生摆动，使结构发生破坏，进而影响厂房的整体运行，造成重大的损失，因此对上部结构的抗震分析是很有必要的。

2 计算模型和计算理论

2.1 计算模型

某水电站位于四川省境内，为二等大（2）型工程，工程正常蓄水位398 m，相应库容6 330万m3，装机容量4×190 MW+1× 12 MW（生态机组），额定水头33 m。枢纽布置包括河床式电站、船闸、13孔泄洪冲砂闸、左岸副坝、左岸非溢流坝、右岸接头坝。本文通过建立一个机组段厂房三维有限元模型来了解地震作用下现有结构布置方案结构的应力、应变。计算采用的直角坐标系为：X轴为沿水流方向，顺水流方向为正，Y轴正方向为竖直方向，向上为正，Z轴垂直于水流方向，河流右岸为正方向，坐标原点高程为327 m。整体三维有限元模型，如图1所示。

2.2 计算理论

在地震作用下，结构系统的有限元方程是

2.3 计算假定

①混凝土、基础岩体为均质、弹性、各向同性的连续体，不考虑钢筋和混凝土的应力重分布。

②厂房为多个坝段，各厂房坝段之间分别设有结构缝，在计算时，因此各坝段独立承担荷载，坝段间无相互作用。

③计算时，结构中的二期混凝不承受荷载。。

2.4 荷载及荷载组合

抗震计算水位为上游正常蓄水位、下游最低尾水位，静荷载包括厂房自重、设备自重、内水压力、侧水压力、扬压力，动水压力的影响采用目前坝工界普遍采用的韦斯特加特（Westergarrd）公式进行计算：

式中：Pw为作用在坝体单位面积上的动水压力；

αh为设计地震加速度水平向代表值；

h为计算位置距水面的深度；

H为库水总深度；

ρw为水的密度。

3 模态分析

模态分析是研究结构振动特性的方法，能够确定自振频率、机型参与系数及振型等结构的振动特性。模态分析是在进行其他动力分析之前进行的，主要是由于结构的振动特性决定结构对于各种动力荷载的响应情况。厂房整体结构的前20阶自振频率，见表1。厂房上部结构的自振频率，见表2。可以看出整体的自振频率比较密集，其中九阶表现为上部结构的自振。厂房坝段第五、六阶振型图，如图2和图3所示。

4 动应力分析

本工程所处区域的地震设计烈度为7.3 °，水平向设计地震加速度代表值αh=0.13 g，竖向设计地震加速度代表值αv= 0.087 g，设计反应谱按《水工建筑物抗震设计规范》中4.3.3采用，设计反应谱最大值的代表值βmax=2.25，最小值不应小于 βmax=0.45，场地类别为I类，响应特征周期Tg=0.20 s，由此确定抗震计算所用的设计反应谱，如图4所示。

5 动应力和位移结果分析

抗震分析时其荷载按照顺水流方向、坝轴线方向和竖直向三个方向同时受地震荷载作用，其中竖向地震荷载为水平向的2/3，结构的总动力响应为顺水流方向和坝轴线方向动力响应的平方和开平方与竖向动力响应的0.5倍直接相加；最终总地震效应为反应谱计算的地震动应力和静力计算得到的静应力的叠加。动静叠加时需要对地震作用效应按系数0.35进行折减，再与静力计算结果进行叠加。反应谱分析得到的动应力是交变应力，所以在进行动应力和静应力叠加时，应分别进行正向叠加和负向叠加。由于地震作用下可能导致止水失效，故本次计算时按照扬压力系数为0.6和1.0两种工况进行计算。地震工况的最大位移表，见表3。

①分析应力结果可知，主厂房下游柱子与发电机层的相交部位X向的拉应力约为3.5 MPa，属于体型结构突变处，产生应力集中，但应力集中范围较小。主厂房下游柱子与副厂房上部板梁柱之间的联系梁以及副厂房上部板梁柱结构与下游墩墙之间的连系梁X向拉应力很大，约为5.0 MPa。副厂房上部板梁柱结构中板柱相交处X向拉应力交大，约为3.0 MPa。上部结构中的Z向梁的Z向拉应力较大，约为3.5 MPa。

②分析位移结果可知，主厂房下有柱子顶部X向最大位移为4.47～4.72 cm；主副厂房吊车梁顶部最大位移为3.70～3.93 cm，位移均比较大，但柱子底部的X向最大位移为2.55～2.74 cm，可知其位移是由厂房的整移造成的。经计算，吊车梁轨顶侧向位移满足《水电站厂房设计规范SL 266-2001》中表4.2.7的要求。

5 结 语

①上部结构中，主厂房下游柱子与发电机层相交处以及副厂房上部板梁柱结构中的板柱相交部位拉应力较大，可以通过适当的配筋来提高该部位的抗拉性能，有利于结构的安全。

②主厂房下游柱子之间的纵向连系梁、主厂房下游柱子与副厂房上部板梁柱结构之间的连系梁以及副厂房上部板梁柱结构与下游尾水墩墙之间的连系梁均有很大的拉应力，一定程度上减小了上部结构在X和Z向的摆动，有助于结构抗震。

③通过对上部结构的应力和位移分析，除个别部位有较大的拉应力外，其它部位的拉应力较小，应力分布符合一般规律，满足设计要求。位移也满足规范要求，结构合理。

参考文献：

[1] 侯攀，陈尧隆，邓瞻.用ANSYS对水电站厂房坝段进行抗震分析[J].西北 水力发电，2005，（1）.

[2] SL266-2001中国人民共和国行业标准.水电站厂房设计规范[S].

[3] 刘启钊.水电站[M].北京：中国水利水电出版社，1997.

[4] 党国强，李守义，鞠静春，等.河床式水电站厂房坝段动力分析[J].电网与 水力发电进展，2008，（3）.

篇8

中图分类号： TM623 文献标识码： A 文章编号：

概述

近年来随着国内核电加速发展，在建及前期设计中核电机组数量越来越多。目前国内对于火电汽机房的桥式起重机（以下简称行车）选型，《大中型火力发电厂设计规范》内有条文说明，且工程实践经验丰富，对于行车选型一般没有争议。对于核电压水堆机组来说，由于工程经验少，仅在2011年底下发的《核电厂建设标准（征求意见稿）》有指导性条文。

由于核电压水堆机组的特殊性，汽机房检修及行车选型与火电机组相比具有以下几个特殊点：

检修周期不同。核电机组汽机房检修周期一般与核岛堆芯换料周期一致，24个月或者36个月检修一次，时间大致为30-45天。

核电压水堆机组是一核岛带一汽机，一般不具备两台汽机共用检修场地及行车的条件。

核电压水堆机组在汽机房运转层布置有两台汽水分离再热器（以下简称MSR），这两台设备重量大，对其采取何种检修方式对汽机房行车选型影响较大。

本文针对核电常规岛检修的特点，分析压水堆核电站汽机房行车选型要点，拟对行车选型提出几个常见方案，并进行技术、经济比较。

汽机房行车选型分析

行车起重量的规定

《大中型火力发电厂设计规范》（GB 50660-2011）6.8.2一节中对行车的起重量做如下规定：

300MW及以上机组装机在两台及以上时，可装设两台起重量相同的桥式起重机。

桥式起重机的起重量，应根据检修时起吊的最重件（不包括发电机定子）选择。

可根据工程具体情况，经技术经济比较，采取加固桥式起重机的方法满足发电机定子起吊的要求。[1]

《核电厂建设标准（征求意见稿）》第一百二十一条“应能用汽轮发电机厂房的桥式起重机直接起吊每台汽水分离再热器。起吊能力和空间场地应满足既能移动和更换整台汽水分离再热器，又能更换一组管束而无需卸去其他任何主要部件或大口径管道的要求。”

《核电厂建设标准（征求意见稿）》第一百三十七条“汽轮发电机厂房宜设1台桥式起重机，起重量应根据检修时起吊的最重件（不包括发电机定子）选择。”

核电汽机房大件分析

下表为在建中或完成初步设计的核电汽机房大件情况

表格 1 汽机房大件重量

注：1表格中的重量均为部件重量，不包括吊具重量，重量单位为吨。

2表格中的汽轮发电机最重件不包括发电机定子。

从上表中可以看出，在不包括发电机定子的时候，最重件都是MSR。

汽轮发电机机组的大修周期是5年，意味着高（中）压缸、低压缸及发电机需要在5年内完成一次拆解，起吊频率比较高。

MSR是卧式加热器，较容易出现故障的部件是管束。运行前期，出现加热器管束泄露时可以采用堵管，当堵管数超过设计裕量时才考虑更换管束组件，此时可以在汽机房现场进行管束更换，也可以采取整体更换MSR的形式。据MSR制造商介绍，如无事故发生，正常运行情况下，15到20年可能需要更换一次MSR管束。三代核电的设计寿命是60年，寿期内整体起吊MSR的频率很低。

行车起重量技术经济比较

行车选型方案

行车选型方案一：设置一台行车，考虑起吊MSR，不考虑起吊发电机定子。

行车选型方案二：设置两台一样的行车，单台行车考虑起吊MSR，两台行车配合起吊发电机定子。

行车选型方案三：设置一大一小两台行车，大行车能起吊汽轮机最重件（不包括MSR），两台行车配合起吊考虑起吊MSR，不考虑起吊发电机定子。

对于两台行车共同起吊一个设备，经咨询行车制造商，在设计和施工上均无问题，且可以在一部行车上同时控制两台行车的运行。

本工程行车选型方案的经济分析

表格 2本工程行车选型方案经济比较

注：1 行车高度指从行车大钩极限位置到行车顶的距离。

从上表中可以看出方案一的成本最低，方案二的成本最高。如果不考虑起吊发电机定子，方案二没有优势。

方案一与方案三的区别主要是考虑是否采用一部单独的行车起吊MSR。从造价上看，两台行车的价格肯定高于单台行车。但是由于单台行车起重量大，行车高度高，造成汽机房高度增加，相应提高汽机房建造成本。

影响行车选型的其余因素

采用方案三时，将小行车置于汽机侧，大行车置于发电机侧。由表一可看出，高中压缸部件要比低压缸部件质量小，因此两个行车可同时工作，比起方案一能有效加快汽轮机检修速度。

行车选型方案

表格一中所列在建核电站选择了方案三，不考虑起吊发电机定子，单台大行车能起吊除MSR之外的所有大件，两台行车配合起吊MSR，其中大行车承担67%的重量，小行车承担33%的重量。

本工程亦选取方案三，不考虑起吊发电机定子，单台大行车能起吊除MSR之外的所有大件，两台行车配合起吊MSR，为了降低起吊难道，两台行车各承担一半的MSR重量。

结论

以上三种方案各有优缺点。

如需要考虑采用行车起吊发电机定子，采用方案二，投资最高。

如不考虑起点发电机定子，汽机房行车需要具备起吊MSR的能力。方案一投资最省，但是MSR整体起吊频率低，设备能力利用不经济。方案三投资略高于方案一，但是可以显著提高汽轮发电机组检修速度，加大汽机房运转层大件检修面积。

MSR重量与汽轮发电机组最重件质量差距越大，方案三优势越明显。

篇9

尼泊尔电力局(NEA)是全国唯一负责电力生产和供应的机构，除自身规划和开发建设运营电厂外，NEA还通过购电协议(PPA)的方式购入独立电力生产商(IPP)的电力。此外，也负责通过尼泊尔电网与印度的电力交易。(1)电力供求现状。2012/2013财政年度，尼泊尔电力系统最大负荷需求达到1094．62MW，比上年增长约9%，其中电网可提供电力719．6MW，其余335MW无法满足。同时，尼泊尔电力系统电量需求达到5446．285GW·h，比上年增长约7．7%，其中，电网可提供电量为4260．45GW·h，其余的1185．835GW·h无法满足，不得不轮流限电。尼泊尔供电量分类情况见表2及图1。由表2及图1可以看出，即使考虑从印度购电792．52GW·h后，尼泊尔仍缺电量约1185．835GW·h，缺电量占需电量比例达21．8%，电力供需矛盾非常突出。(2)电源现状。尼泊尔电源基本上都来自水电站，仅有少量来自热电(柴油发电)和太阳能电站。截止2012/2013财年底，全国总装机容量为762．0MW，其中，NEA水电装机容量477．9MW，IPP水电装机容量230．6MW，热电53．4MW，太阳能0．1MW。全国电网总装机容量为757．5MW，未接入电网的独立小水电站装机容量为4．5MW。截止2012/2013财年底，尼泊尔在建水电站共6座，总装机容量为732．0MW。(3)电网现状。尼泊尔综合电力系统(INPS)由7条循环传输线路组成，包括:全长1109．7km的132kV单循环线路，全长1020km的132kV双循环线路，全长224．16km的66kV单循环线路，全长287km的66kV双循环线路。132kV变电站有27座，总容量为1375．7MVA;66kV变电站有15座，总容量为463．75MVA。目前，在建1条400kV输电线路，总长为570km;在建3条220kV输电线路，总长为446km;在建9条132kV输电线路，总长为793km。在建变电站12座，总容量为559MVA。

1．2电力发展规划

(1)历史用电情况。尼泊尔主要依靠水力发电，但由于水电站建设不足，电力供应仍十分紧张，全国仅40%的人口能用上电。尼泊尔近10a供电量及最大负荷需求见表3及图2。(2)电力需求预测。结合历史用电情况，NEA对工业、商业、居民及其他用电进行了分类预测。按推荐值，2025/2026财年，尼泊尔最大负荷将达到3176．7MW，需电量将达到14971．2GW·h。尼泊尔电力需求预测见表4和图3。由表4可推算出，NEA预测的尼泊尔2013～2028年最大负荷及需电量年均增长率约8．0%，略低于前10a的负荷增长率8．7%。(3)电源建设规划。尼泊尔政府在2001年出台过水电发展政策，但进程缓慢。2007年4月水电开发重新提上议程，临时政府也出台了一些有关水电开发的优惠政策。截至2012/13财年底，总装机容量为762．0MW，仅占其技术可开发量的1．8%，水电开发潜力巨大。根据电源建设安排，尼泊尔规划建设水电站6座，总装机容量达1892MW。(4)电网规划。根据电网规划，拟建400kV输电线路4条，总长为1320km;拟建220kV输电线路8条，总长为1309．8km;拟建132kV输电线路15条，总长为1540km。拟建变电站44座，总容量为6818MVA。

2电力市场空间分析

2．1相关执照及许可证

尼泊尔水电项目管理程序透明、公开。对装机1MW以上水电项目的开发，需要获得以下4种执照或许可:①勘查许可证，针对研究项目;②发电许可证，针对建设和运营发电设施;③传输电许可证，针对建设和运营输电设施;④配送电力许可证，针对建设和运营配电设施。根据尼泊尔电力开发署公布的数据，截止2013年12月31日，已签发勘查许可证的水电工程共有305个，总装机容量为8519．64MW;已签发发电许可证的水电站共有78座，总装机容量为2139．52MW。

2．2电力市场空间分析

根据尼泊尔电力系统负荷预测成果，2025年，尼泊尔最大负荷将为3176．7MW，考虑系统备用容量后，系统需要总装机容量约为3970．88MW。截止2012/13财年底，接入尼泊尔电网的总装机容量为757．5MW。其中，水电704MW、热电53．4MW、太阳能发电0．1MW。目前，在建水电工程的总装机容量大约为732MW，待建电站总装机容量为1407．52MW。根据尼泊尔电网已建、在建及待建水电站装机容量，结合考虑电力系统必需的检修、事故、负荷备用容量，对其电力市场的空间分析结果列于表5。由表5可见，考虑已建、在建及待建电站装机容量后，到2025年，电力系统有近1073．86MW的电力市场空间;其水电站大部分为径流式，由于冬季河流来水减少，出力不足，工作容量如果按1/3考虑，则2025年大约可提供1432．34MW的电力，尚缺2538．54MW，电力市场空间较大。此外，尼泊尔可供开发的水电资源达42000MW，但其国内需求有限，按照NEA的负荷预测结果，即使考虑增长到2025年，总的负荷需求仅约3176．70MW，不到可开发水电装机容量的10%。因此，具有极大的潜力向境外送电。而印度北部电力需求巨大，有望成为尼泊尔水电的主要供电市场。

3风险分析

(1)经济风险。由于缺乏资金投入，政府鼓励私人投资水电项目并给予优惠扶持政策。目前，NEA给私人投资的水电(25MW以下)上网电价为:旱季7卢比/kW·h(约合9．7美分/kW·h)，雨季4卢比/kW·h(约合5．5美分/kW·h)。在尼泊尔投资的独立电力生产商都必须与NEA签订PPA。尼泊尔是联合国确定的最不发达国家之一，其国家电力局处于亏损运营，虽然目前尚无违约不付记录，但这种风险将随着其不良运营状态的持续而加大。(2)法律风险。尼泊尔是最早实施国际BOT项目的国家之一，因而相应的法规制度较为完备，吸引了国际上许多公司来开展BOT项目，包括水电站建设。(3)汇率风险。根据2000～2010年均汇率统计数据分析，尼泊尔汇率波动较为稳定，基本保持在65．00～77．90美元/卢比之间，并且卢比呈现小幅升值趋势。(4)水文风险。尼泊尔近年来尤其注重吸引外国投资者参与其水电项目的建设运营。其境内大多数河流均有较长的实测水文系列，资料精度较为可靠，但河流径流具有随机性的特点，将造成发电量的不确定性，实际发电量可能偏离设计值，当遭遇枯水年时，将带来项目发电收入降低的风险。因此，需要在发电收入计算时留有适当余地。(5)电力市场风险。电力市场分析以负荷预测为基础，从目前预测情况看，其电力市场空间较大。但实际的电力负荷需求受到经济社会发展情况等因素影响，从尼泊尔负荷特性初步分析结果来看，水电项目雨季电量消纳存在一定困难，需要在发电收入计算时留有适当余地，并在购售电协议中取得对电量消纳的承诺，以确保项目收入的实现。

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[中图分类号] F275 [文献标识码] B

一、水电价值特性与影响因素

发电厂的成本不仅包括总的生产成本、边际成本、机会成本、平均成本，还包括比较具有特点的如启停机成本、社会成本和调节成本等。水电机组，其成本分析应结合水情预报信息和水电特征来预测和管理成本。根据各生产环节的实际成本核算，分析在不同的输出水平时每单位发电成本和可变成本。从而产生总成本和变动成本曲线。

（一）水电价值的特性

充分分析水电机组的特点是分析的基础。在此基础上展开对水电价值特性的分析。

1.水电机组运行的几个特点

水电机组的启动和停止灵活。水电机组具有良好的调节性能。水轮发电机组的能量是受限的。水电机组的输出范围是受内河航运和灌溉限制的。水电企业常常会面临经济效益与社会效益相悖的风险，“防洪，航运，灌溉，发电”等功能中，前三个是社会功能，产生不了明显的经济效益。

2.水电价值的特性

在电力市场中，发电企业从以前的按计划发电变为主动发电。发电的方案取决于水库中的水、市场需求和市场价格等多个方面。因此水电企业的运行具有较大的灵活性。具备水库调节能力的水电企业，可以更灵活地调整发电计划。因为水电机组运行时间彼此相关联，所以面临时间的经营决策影响甚至决定未来时间的操作。水电企业面临时间段的收入直接影响到未来时间段的收入。

此外，水电企业要在电力市场竞价时段的发电量和市场价格的基础上确定中标价格。因此，市场机制中，水电机组与火电相比，其运营成本不是直接成本，却是一种机会成本。水电的价值就是机会成本，同时随着动态的水文和市场条件而变化。水电的价值主要取决于水库径流，运行模式和市场价格。因此，本文认为水电机组的成本取决于水电企业主观期望，该期望值与现货电价和入库径流有关。在一个完全竞争的电力市场中，水电企业提交的竞价反映水的价值和机组的效率。

（二）影响因素分析

1.影响因素分析

对水电价值的影响因素的定性分析有以下几种：水库径流，水电运作模式和市场信息。理论上，随着水库流入的增加，水的价值逐渐降低。水电参与市场竞争，不可避免地受市场价格的影响。市场价格越高，水的边际价值越高。此外，水的价值也受天气、季节和其它因素的影响。定量分析仅做以下几点简要介绍：

（1）成本分析。对成本结构的各方面进行有效控制。分析成本的组成，了解成本构成的瓶颈。掌握成本的变化，以此实施有针对性的措施。最终制定合理的生产经营策略和定价策略。

（2）预测分析。完成负荷预测，边际价格预测，水文预报等功能。

（3）年度发电计划。制定每年的发电计划、每年年收入预测和营销策略。先按时间分配电力，算法包括市场环境下水库长期的经济调度。其次在空间区域上分配电力，以区域电网近年的每月平均输出功率曲线、每月最高负荷曲线为基础，研究电量消纳问题。

（4）长期合同。根据交易中心公布的信息和自身的投标策略制定计划。并根据“年度发电计划”中预期的分区、分时发电计划，形成长期售电合同的优化方案。

（5）日前竞价。帮助工作人员就最近市场的边际价格的趋势进行分析，进行边际价格预测，提供各种可能的方案，并对方案的成本和市场份额进行分析，评估方案的历史，完成报价的审批过程。

（6）实时竞价。使用此模块决定是否愿意参加实时市场。如果参与，那么可以提前几小时通过该模块申报可输出的上/下调范围和相应的价格。

（7）辅助服务。要考虑最初的辅助服务补偿机制下的比较分析成本和收入。同时也考虑到引入竞争机制后成本和市场的约束，并实现与主要的能源市场联合优化后的竞标方案。

2.影响因素预测

（1）水情预测。对直接影响发电能力的枯平期流域径流量的预测。其结果作为竞价计算模型的参数。

（2）市场分析与预测。高于系统边际电价的报价将不被市场接受，因此，对其准确了解具有重要的意义。

（3）报价决策。考虑与电力市场运行有关的各类合同前提下，进行水电企业报价―最优电量的优化计算。

二、水电售电收入预测

（一）对收入预测总公式的分析

对于售电收入的预测，从收入决定公式开始讨论：收入=售电量*报价。

其中，售电量和报价又分别有其决定因素。结合前文的分析，影响售电量和报价的因素是多方面的。可以这样说，水情、水库等因素影响水电企业的发电量，进而影响发电成本。成本和市场信息共同作用影响报价和最终售电量。下面将对这些变量一一进行分析。

1.决定水电企业发电量的因素分析

水电企业靠将水的重力势能转化为动能推动发电机发电，水是决定发电量的重要因素之一。上游来水的多少、季节的交替、天气的变化都会影响水库蓄水量的多少，直接影响能够发多少电。同时，水库的各项条件也对发电量有决定性的影响。不过，所有的水电企业都有一个共同点，就是发电量受限，即有最大发电量。

2.成本和市场信息共同影响报价

分析水电企业的发电成本时，根据已经得出结论：水电企业的发电成本和发电量成反比例关系。即发电量越大，单位成本越低。从发电厂的角度考虑，目标是利润最大化。在电力市场环境下，这个目标被转化成对上报的发电出力和电价的预测问题。在“竞价上网”的模式下，市场对电量的需求是公开的，基于“价低者先”的原则，报价的高低和售电量的多少是反向变化的关系。因此，电力企业面临的关键问题是如何使用最优报价策略把电卖出去，并获得最大的发电收入。

（二）电力市场下发电企业竞价策略

发电企业投标策略是指发电企业在电力市场中根据市场规则报价、交易电力时，所采取的一系列政策决定。随着电力市场的建设和发展，新的问题不断涌现，有关发电企业战略的研究更加活跃，新方法不穷。

1.发电企业竞价策略方法分类

（1）基于市场清算价格预测方法。先要估计交易市场的出清价格，然后以高于成本、同时又比出清价格微低的价格报价，包括最优潮流和市场模拟等方法。

（2）基于博弈论的方法。包括基于博弈收益矩阵，基于各种不完全竞争模型等方法。

（3）估计竞争对手的报价行为。一般采用模糊集或概率分析模型的方法。

2.基于预测出清电价的水电站企业报价

在电力市场中，电厂通过竞价获得上网的份额。在竞拍的机制下，水电企业通过分时段报价竞争获得发电份额。其最终目的是尽可能多的获得售电收入。

水电竞价策略的制定是非常复杂的。它的问题在于处理各时段间的水的相关性。水电发电量在不同时期的出力―报价是相互影响的。一个特定的时间内出力电价低，则出力大。这样的话就会用水量多，进而可能导致在整个调度周期随后的时期没有水或只有很少的水；而如果报价高，则出力少，水的消耗也少。这样就可能导致整个调度期间水量的剩余。因此水电企业要实现自身利益的最大化，就要协调调度每个周期内的水量，然后将用水计划以出力―报价的形式进行投标。

（三）水电参与网上竞价的风险和未解决的问题

1.水电厂企业的风险

水资源除了发电，还有较强的社会功能，如“防洪，灌溉，运输”等。很多情况下，水电的经济利益都要让位于社会利益。同时由于水电具有很好的调节作用，它经常配合火电厂，发挥调峰的作用。此时追求利润就不是首要的目标了。

2.水电上网未解决的问题

就我国目前的情况看，水电的电价几乎是火电的一半，因此在“网上竞价”实行得还不成熟的现阶段，水电几乎不参与竞价。而对于水电究竟以何种方式竞价、如何发挥市场的激励作用又不会使水电对火电造成冲击等问题，现在仍是学术界和管理当局讨论的热点。 三、结论

电力资源的优化配置，根本目的是为了促进资源的节约和充分利用。“竞价上网”当然有利于成本较低的水电发电企业参与市场竞争。这样就能达到节约一次能源的目的。但是目前，由市场来实现资源的优化配置仍然面临着许多问题。

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中图分类号：K826.16 文献标识码：A 文章编号：

0 引言

大兴川水电站工程位于二道松花江中游，地处吉林省安图县两江镇大兴川村一队上游约2km处。二道松花江是第二松花江的两大支流之一，地理位置在吉林省东部，发源于长白山天池。坝址以上河流长128.9km，流域面积8571.5km2，流域地处长白山山脉西北坡，形状近似扇形，属于山区地形。坝址处二道松花江为安图、抚松两县界河，左岸为抚松县，右岸属安图县。本工程是二道松花江中段规划（两江电站~西金沟电站之间）的梯级水电站中的第二级电站，是一座以水力发电为主的工程，是目前二道松花江最具有开发潜力的枢纽工程。项目建成后，将有效缓解当地供电紧张的局面，改善能源结构，保护森林植被，减少大气污染，净化空气，改善气候，促进生态良性循环，为安图县的电气化县建设再上一个新台阶提供电力保证。

1 水利水电工程项目施工管理的特点水利水电工程施工管理系统的组成十分复杂,影响因素多变。因此,只有找出工程施工管理的特点, ,才能在实践中作出科学的工作计划,完成工程施工管理工作。工程施工管理的主要特点如下:(1) 涉及面广。工程施工管理工作涉及工业、水利水电、交通、城建、环保等诸多领域。(2) 涉及学科多。工程施工管理工作涉及地质、气象、园林、经济、法律、管理等学科。(3) 涉及法律、法规多。工程施工管理涉及《合同法》等,同时涉及水利水电、交通、土地、环保、城建等相关部门的法律法规。(4) 不确定性。对工程施工管理的影响因素主要有两类,一类是人为因素,另一类是自然因素。其中自然因素有水文气象、地形地貌、地质构造、土壤类型等因素,水利水电工程的自然因素显得尤为重要,甚至可能决定工程的成败;人为因素主要表现为政治、经济、军事背景及参与施工人员的技术素质、工作态度、协调配合能力等。上述某些因素具有不确定性,如地震、山体滑坡、泥石流等自然灾害及经济危机、社会动乱等社会灾害,是由不可抗力引起的。(5) 地区差异大。全国各地存在着一定的社会经济环境差异,甚至在一个县、一个乡、一个村,也存在着不同的社会经济环境。如通常人们所说的施工环境好坏,有的地方工程施工管理容易,有的地方工程施工管理难度大,就包含了不同的社会经济环境这一因素。(6) 缺少统一的量化标准。由于施工管理的表现形式不同,难以准确判定,给工程施工管理工作带来一定的难度。2 水利水电工程项目的质量管理措施2. 1加强领导,落实责任制全面落实项目经理责任制和项目成本核算制是实施工程项目的关键,其落实与否决定着项目管理的成败。关于项目经理责任制,一是授权;二是机制;三是素质;四是组织,即建立项目管理的组织体系。

2. 2做好项目施工质量的前期管理工程项目前期工作主要指项目建议书、可行性研究报告、咨询评估等,包括工程项目的规模、建设内容、产品的构成、市场分析、技术水平分析、风险分析、财务、经济效益和社会效益等是否深入全面,各项数据是否符合实际,这些均直接决定着项目的前途和命运。做好前期工程的质量管理,一是要牢固树立“质量第一”的思想,认真做好质量管理的前期准备工作;二是要建立健全质量责任制;三是制定项目质量计划;四是建立咨询工作成果的质量评审制度。2. 3现场试验工作的质量管理工地试验室在工程质量管理中是非常重要的一个环节,是施工企业自检的一个重要组成部分。试验室一定要按标准建设,试验仪器一定要装备齐全,试验人员的素质一定要高,要有强烈的责任心和实事求是的精神。施工产品是否符合要求,要由试验室提供第一手材料,一切以数据为依据,这样才能真正确保质量。工程施工质量管理的实践证明,只有合格的施工人员和试验人员,才能生产出合格产品,在试验室的各项试验中,最大密度标准试验和混凝土配合比试验处于比较重要的位置,这些试验都应在项目开工前就已完成,其试验结果将用于指导施工,是影响工程质量的关键因素。

2. 4严格施工项目的技术管理技术管理包括技术责任制、施工日记、图纸会审、技术交底、技术复核、材料检验、技术档案、工程验收等。

2. 5控制施工环境与施工工序在项目施工中,影响工程质量的环境因素很多, 有工程技术环境如工程地质、水文、气象等;工程管理环境如质量保证体系、质量管理制度等;劳动环境如劳动组合、作业场所、工作面等。因此,应根据工程项目的特点和具体条件,对影响质量的环境因素采取有效的控制措施。尤其是施工的现场,应建立文明施工和文明生产的环境,保持材料、工件堆放有序,道路畅通,为确保质量和安全创造良好的条件。施工工序是形成施工质量的必要因素。为了把工程质量从事后检查转向事前检查,达到“预防为主”的目的,必须加强对施工工序的质量控制。工序质量的控制一是通过对工序部分检验的数据进行统计、分析,来判断整个工序的质量是否稳定、正常;二是控制工序活动条件的质量,主要有施工操作者、材料、施工机械、施工方法和施工环境,只有将这几个方面有效地结合起来,才能保证每道工序的质量;三是及时检查工序活动的效果,它是评价质量是否符合标准的尺度,因此,要通过加强质量检验工作,对质量状况进行综合统计与分析,及时掌握质量动态,自始至终使工序活动的质量满足规范和设计要求;四是设置质量控制点,以便在一定时期内、一定条件下进行管理,使工序始终处于良好的受控状态。2. 6正确处理业主、监理、施工三方的关系业主、监理、施工方找准各自的位置是最重要的。三方之间不是上下级关系,也不是对立关系,而是在合同框架下平等互利的关系。业主和监理虽然不同,但都在各自的岗位上共同对项目负责,其关系是否正常,关系到工程施工是否有良好环境和能否顺利进行。监理是施工质量控制体系,承包商是施工质量保证体系,后者是基础,没有一个健全的、运转良好的施工质量体系,监理工程师就很难有所作为。因此,监理工程师质量控制的首要任务就是在开工会之前,检查施工承包商是否有一个健全的质量保证体系,在这个问题上不能多虑,也不能越俎代庖，监理工程师的职责是指导、监督和检查。

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中图分类号：F426.61 文献标识码：A 文章编号：1001-828X（2013）04-00-01

四川水能资源丰富，技术可开发量达1.2亿千瓦，居全国第一位，水电资源得到了优先开发。2012年，全省装机容量达到5022万千瓦，其中，水电装机容量3527万千瓦， 占全部装机容量的70.23%，火电装机容量1439万千瓦，占全部装机容量的28.65%。从全国来看，发电装机容量达到11.44亿千瓦，其中，水电2.49亿千瓦（含抽水蓄能2031万千瓦），占全部装机容量的21.7%；火电8.19亿千瓦（含煤电75811万千瓦、气电3827万千瓦），占全部装机容量的71.5%。四川水火电比例与全国水电火电结构恰恰相反，具有显著差异。因此，四川电力市场有着自身的特点，水力发电企业面临着更为激烈的市场环境，更应加强市场分析与研究，采取更有针对性的营销策略。

一、四川电力市场状况分析

1.电量计划行政分配模式初步形成。近年，四川省各统调发电企业年度电量计划由有关部门协调平衡供求关系、节能调度、减排调控、水火置换等因素下达，该制度强化了电量计划分配机制，在一定程度上弱化了发电企业的市场主体地位。

2.发电利用小时数低于全国平均水平。2012年，全省水火电机组平均利用小时数为4116小时，低于全国4572小时的平均水平；2013年，根据省相关部门下达的节能调度生产计划，径流式水电机组、火电及新能源机组平均发电利用小时数不足4000小时，远远低于全国约4500小时的平均水平。

3.丰枯矛盾尤为突出。从全省来看，由于水电占装机容量70%以上，水电机组中具有年、季调节能力的机组比例极低，造成了丰水期电力大量富余，市场难以消纳，水电企业不得不在丰水期大量弃水；火电则处于低负荷运行甚至停机备用状态。另一方面，在枯水期，省内河流季节性特征显著，冬季来水普遍枯竭，水电处于少量机组低负荷运行状态，装机容量不足30%的火电取代水电成为市场供给主力。但是，四川煤炭资源不足，难以满足火电发电所需。电煤主要依赖省外煤以铁路运输方式入川，枯水期集中释放的需求对铁路形成很大压力。铁路运力不足成为困扰火电枯期出力、影响电力供给的重要因素，协调运力、保障电煤供应不仅仅成为火电企业自身的难题，也成为政府相关部门的重要课题。丰水期电力富余、枯水期电力不足成为影响四川电力市场和社会经济健康协调发展的重要因素。

4.装机容量快速增长，发电侧竞争加剧。“十一五”期间，五大发电集团已相继入川，各电力企业抢抓水电项目，省内电源项目的竞争日趋激烈，各大干流、支流水电资源纷纷遭到瓜分，电源项目建设如火如荼。2010年全省新增装机容量407万千瓦， 2011年新增装机容量超过500万千瓦。“十一五”末至“十二五”初，随着瀑布沟、福溪、锦屏、向家坝、溪洛渡等大型水火电机组相继投产发电，电能供给增大率远远高于用电负荷增长率，电力市场竞争将更为激烈，竞争格局也将发生深刻变化。

5.标杆电价政策执行不到位。国家发展和改革委员会批复四川省的水电企业上网电价为0.288 元/千瓦时，但四川执行了水电丰枯峰谷电价政策，按季节、时段对电价进行了再次调节：丰水期在基准电价基础上下浮24%，平水期执行基准电价，枯水期在基准电价的基础上上浮30%。此外，在各时期内又分时段实行峰、平、谷电价，峰段上浮33.5%，平段不变，谷段下浮37%。受此政策影响，缺乏调节能力的径流式水电站实际电价降低2-3分/千瓦时。再加上外送电、留存电量等政策的实施，水电上网电价进一步降低，压缩了企业的盈利空间。

二、水力发电企业的营销策略

1.争取发电量计划，提高发电量。四川省相关部门年初下达的年度发电量计划对发电企业具有较强的指导性，对企业提高机组运行小时数，充分发挥发电能力具有重要意义。由此，积极争取发电计划也成为企业营销活动的基石和出发点。发电企业应根据市场供需情况，积极沟通、协调有关各方，争取计划电量，争取市场份额，千方百计争取多发多供，将水能优势转化成电能优势。

2.优化电量结构，提高销售电价。根据四川电价结构特点，充分发挥水库的调节作用，实现销售平均电价升高。自身拥有调节水库或上游拥有调节水库的发电企业应根据分时段电价特点，协调调度部门、上游水库，最大限度发挥水库的调节作用，调节优化电量结构。丰水期全力争取全天候满发；平水期根据上游来水情况以及水库的水位情况，争取高峰时段、平段满负荷，夜间少发或不发；枯水期高峰时段满发负荷，在平段适当发电，夜间停机蓄水。可有效提高发电企业的平均销售电价，增加单位电量收益。

3.及时掌握市场动态，研究制定价格策略。近年来，四川省相关部门在丰水期组织开展了直购电试点工作，具体价格由发电和用电企业双方协商确定。水电企业应积极研究市场供需状况，根据相关指导政策，结合用户需求、成本分析，灵活制定相应的直购电价格策略，与大用户通过谈判达成直供协议，提高丰水期富余电量的销售量，发挥生产潜能，实现合作双赢。

4.重视电能质量，保证电力产品的核心和实质。产品的核心和实质是指消费者或客户的利益与服务所在，是顾客真正要购买的东西。电力产品的核心和实质是指电力产品能为消费者或客户提供清洁的二次能源。因此，发电企业必须首先保证电能的质量要满足用户和消费者的需要，为客户提供经济、合理、安全、可靠的电力产品。

5.提高机组可靠性，保障营销活动开展。电力安全生产是得以营销工作开展的前提，只有在确保电力商品能够安全、可靠送至电网，才有开展营销的基础。电力企业应加强设备运行维护管理，提高设备健康水平，提高可靠性，为营销工作提供有力保障。

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2哈密地区相关电力市场分析

目前新疆220千伏主电网供电范围东到哈密，西至博州，北上塔城，南下巴州(2001年6月联网)，预计在2005年左右基本实现全疆220千伏电压联网。截至2000年底，全疆总装机容量为445.9万千瓦，其中煤电为290.6万千瓦，占总装机容量的65.2%。10万千瓦及以上火电机组仅10台，容量117万千瓦、占煤电装机容量的40.3%。全疆总发电量为183.0亿千瓦时，其中煤电发电量为134.9亿千瓦时，占总发电量的73.7%。预计到2015年全疆总装机容量可达1300一1500万千瓦，其中煤电装机容量可达800一900万千瓦;全疆总发电量可达550一600亿千瓦时，其中煤电发电量可达350一400亿千瓦时。预计21世纪初积极发展常现经济煤电仍然是新疆电源建设的基本政策。哈密电网通过220千伏楼哈送变电工程已联人新疆主电网。截至2()00年底，已建成主要电源4座，总装机容量为12.8万千瓦，即一电厂4只0.6万千瓦;二电厂2火1.2+22.5万千瓦;巴里坤电厂2又0.3万千瓦;王道岭自备电厂一l又0.3十3、0.6万千瓦。总发电量为6.82亿千瓦时，最大发电负荷!0.2万千瓦。预计到2()l5年哈密电网需电量可达25一30亿千瓦时，最大供电负荷可达40一5()万千瓦。甘肃河西走廊一带(敦煌、玉门、嘉峪关和酒泉市及安西、肃北和阿克塞县)和青海冷湖一带能源资源匾乏，距甘肃省腹地较远，小电源分散供电，电力市场分割欠发展，有向新疆哈密购电的意向和可能。

3哈密电力建设设想

3.1建设哈密火电基地的条件煤炭:仅哈密三道岭矿区已探明精查储量达15亿吨，是低灰、低硫、低磷和高发热量的优质廉价动力煤。目前实际生产能力已达320万吨，但受铁路运输和市场销售约束，限产250万吨以内，主要流向为河西走廊200一210万吨左右(酒泉钢铁公司、玉门石油管理局和甘肃电力系统)和当地销售40一50万吨等(哈密市和哈密电业局)。根据其资源量，仅三道岭矿区煤炭产量就可达10()0-1500万吨/年，再加上大南湖和沙尔湖等更大产煤矿区的开发建设，哈密煤炭产区具备千万千瓦火电基地的供煤能力。水资源:全地区可利用的水资源约巧亿立方米，其中地表水约7亿立方米，地下水可开采量8.2亿立方米。哈密电源基地水源地宜设在哈密市区以东黄田农场及大泉湾以北的兰新公路附近，该水源地东西长约22公里，南北宽6一9公里，面积177平方公里，距哈密市22公里。据相关水文地质资料介绍，按水资源均衡法及数值模拟法计算，该水源地北部边界侧向径流单宽补给量为2.4万立方米/日•公里，极限补给宽度为22公里。据管理模型计算结果，本区地下水最大可采资源量为34.9立方米/日，每年可为火电电源基地提供6000一9000万立方米，若电厂采取节水措施，总装机容量可望达到800一1000兆瓦左右。此外，哈密市地势平坦开阔，地质条件良好，进出线便利，312国道和兰新铁路由此经过，环境容量较大，排放条件较好，建设大型火电基地条件优越。

3.2建设哈密火电基地的必要性建设哈密火电基地，可促进哈密地区能源优势向电力优势转化，带动哈密区域经济发展，培育新的经济增长点;满足哈密地区电力市场增长的要求，减轻新疆主电网长距离东送电力的压力，提高哈密地区、吐哈油田、兰新铁路、输油、输气管线供电能力和供电质量，保障新疆主电网与哈密电网联网安全稳定经济运行;向昌吉东四县和吐鲁番地区输送电力;缓解兰新铁路运力紧张的压力，将向河西走廊单一铁路输煤转为铁路输煤和送电并举;能源流向多元化，以输电方式为新疆丰富的煤炭资源外输开辟一条新的途径，促进新疆煤炭工业的发展。从另一种意义上讲，也可增加陕西、宁夏省煤炭向华东、中南等缺煤地区的调出量，有利于“西电东送”的整体布局实施，符合全国能源资源流向和平衡格局。哈密火电基地的建设，作为重要的支持电源，是新疆主电网与西北电网联网的必备条件，联网后可取得一定的联网效益。可以更合理地开发利用西北四省区和新疆能源资源，提高效益;可以采用300、600兆瓦大机组，以降低造价和燃料消耗，加快建设进度;在正常及事故情况下可以互相调剂，互相支援，减少事故和检修备用容量，提高安全水平;利用地区时差和负荷性质差别，取得错峰效益;在水火电之间进行调节，以及在某些情况下跨流域调节。

3.3哈密电力建设设想电源建设:(1)扩建哈密二电厂三期工程2x125兆瓦，2001年7月20日已奠基，计划2002年底第一台机投产，2003年6月第二台机投产;(2)扩建哈密二电厂四期工程Zx125兆瓦，规划2008年底第一台机投产，2009年6月第二台机投产;(3)新建哈密三电厂4x300兆瓦，初步规划2014一2017年陆续投产;(4)扩建哈密三电厂4x600兆瓦，初步规划2022一2025年陆续投产;(5)哈密电网原小火电维持现有规模，逐步退役或改为供热。电网建设:(1)2003年建设哈密南郊220千伏变电所，2007年建设哈密北郊220千伏变电所，形成哈二厂一南郊一北郊一哈二220千伏三角单环网;(2)2008年建设哈二厂至奇台220千伏送变电工程，构成第二回与主电网220千伏联络线;(3)2024年建设330千伏哈密经柳园至玉门联网工程，哈密设一座220/330千伏直流背靠背换流站;2016年建设第二回330千伏联网工程;送电规模300一600兆瓦(4)2015年建设500千伏哈密至吉木莎尔送变电工程，实现与主电网500千伏联网;(5)2020一2020年再建设南湖、巴里坤、三道岭、西郊、东郊等3一5座220千伏变电所;(6)2022年建设750千伏哈密经酒泉至兰州联网工程，哈密设一座500/750千伏直流背靠背换流站，送电规模1000一l80()兆瓦;(7)2023年建设500千伏哈密至吐鲁番送变电工程，实现与主电网500千伏第二回路联网。

4哈密电力建设在新疆电力工业跨越式发展中的作用

4.1新疆电源目标规划设想“一卜五”期间新疆电源建设走向跨越式发展的道路，力争开工建设规模2200一25()0兆瓦，到2005年全疆装机容量达到6700-7000兆瓦。主要项目有哈密二电厂三期Zx125兆瓦，红雁池二电厂3号、4号机2火200兆瓦，吐鲁番电厂2X125兆瓦，吉林台一级水电站4只115兆瓦，库车电厂2又125兆瓦，喀什电厂、铁厂沟电厂、拜城电厂及和田天然3气电站等中小电源250一350兆瓦，和什托洛盖电厂(铁厂沟三期)2x125兆瓦，玛电三期2火300兆瓦。根据第五电源选址和玛电三期前期工作初步情况，建议新疆主电网在四电源(红二厂4x200兆瓦)建成后，第五电源宜落点玛纳斯电厂扩建，其作为新疆主电网“}一五”期间主要接续电源，再配套在电、热负荷中心和坑口、路口建设一批125兆瓦机组电力区域平衡，避免远距离大容量送电，提高电网安全可靠经济稳定运行能力。力争开工建设规模3000一350()兆瓦，到Zoro年全疆装机容量达到10000兆瓦左右。主要项目玛电四期2只300兆瓦，哈密二电厂四期2火125兆瓦，苇湖梁热电厂三期2x125兆瓦，昌吉热电厂2火225兆瓦，塔什店电厂四期2x125兆瓦，库车电厂一二期2x125兆瓦，喀什电厂二期2x125兆瓦，伊犁二电厂二期2大125兆瓦，伊犁、阿勒泰、巴州和喀什等地水电5()0一8()0兆瓦，其他风电、气电和企业、地区热电站150一250兆瓦、到2()25年全疆装机容量达到30000兆瓦左右。2()川一2025年新疆主电网电源建设主要项目为:主网第六电源(昌吉州或吐鲁番)4丫3()()十2、600兆瓦，第七电源6又6()o兆瓦，哈密第二电厂4大300+4x600兆瓦，库车一二电少4、3()()兆瓦，伊犁三电厂4、3()()兆瓦，和什托洛盖电厂扩建4火300兆瓦，其他水电、风电、气电和企业、地区电源l()〔)(川一12()()()兆瓦。