小水电站工作总结范文

小水电站工作总结篇1

关键词：小滦河；水电综合开发；意义

1小滦河水电综合开发的自然地理环境

小滦河发源于围场县坝上机械林场陡子林兴安岭，河道全长142.5km，流域面积2010 km2，平均坡度3.47％。小滦河在围场县境内长97km，面积1828 km2，分坝上坝下两部分，海拨高程在750～1920m之间。流域呈南北狭长形，包括御道口牧场和御道口、老窝铺、西龙头、南山嘴一场四乡。流域内植被较好，主要植被包括白桦、山杨、椴树、黑松、落叶松、映山红等。、小滦河地区年平均降水量为439mm，年平均气温-1.4～4.7~C，最高气温29℃，最低气温-40℃，无霜期i00d，多年平均封冻期104d左右，冻土层厚2m。

2小滦河水电综合开发的意义和作用

2.1当地的自然地理条件决定的

小滦河是县境内七条河流中水量最充沛的河流，充分利用小滦河丰沛的水资源，开发建设小水电站，可以缓解经济快速发展引发的电力供应不足的矛盾，改善承德市的缺电状况。

2.2其良好的投资环境所决定的

小滦河流域靠近围多公路，是塞罕坝机械林场、御道口牧场、卡伦后沟种畜场和孟滦林管局所在地，处在围场县旅游开发西环线上，是生态旅游的黄金旅游区，具备良好的投资环境。在小滦河上修建电站，对当地旅游开发和经济的快速发展具有很高强的促进和带动作用。

2.3直接效益可观

小滦河水电站规划的五座水电站建成后，其国民经济评价和财务评价如下：各电站国民经济内部收益率均大于社会折现率；经济净现值为66.50-1943.44万元，效益费用比为1.19－1.520财务内部收益率均大于规范要求的10％的财务基准收益率。财务净现值为28.87。2158.94万元：投资回收期为6.82－7.91年。

2.4国家的以电代燃政策、促进当地生态经济发展

当地农民主要是烧柴做饭取暖，无节制的砍伐造成植被破坏。开发小水电工程，逐步在当地实现以电代柴，对保护环境和恢复生态环境必将发挥显著作用。

2.5促进农业产业结构调整和农村发展

水电站建成后，户均生活用电量每年将提高8.8％以上，2010年达到623kw-h，解决就业人数150人，增加调节库容757万立方米，增加灌溉面积1.8万亩，可大大促进农业产业结构调整，并可解决3万人和45000头大牲畜的饮水困难。

3小滦河水电综合开发的前景规划

3.1小滦河水电综合开发规划原则

小滦河水电站梯级开发工程按照整体规划、通盘考虑的思路，采取一业为主、多项并举的方式实施，水能开发和灌溉、旅游、生态建设与环境保护兼顾，并与服务“三农”相结合的原则进行，分5级水电站对水能与生态保护、灌溉、旅游等进行综舍利用开发。

3.2小滦河水电综合开发内容及规模

规划建设的小滦河五座水电站，总装机6780KW，年发电最3061.16万KWH，总投资6899.51万元，需要上级支持资金4987.9万元，地方自筹191L61万元。各电站装机容量为200－960kW，属小c2)型水电站，下窝铺电站为坝后式电站，拦河大坝坝高40m。根据《水利水电工程等级划分及洪水标准》(SL252-2000)，下窝铺水库电站大坝为Ⅲ等，电站和其余电站为V等。电站所有建筑物为5级。

3.3工程布置及主要建筑物

工程布置依据承德市水利水电勘测设计所和围场县水务局的工程技术人员现场勘察及横纵断面测量成果，结合ii50000地形图进行研究选择，在水能、地形地质条件适合的河段规划了下湾子、磨盘山、老窝铺、下窝铺、南山嘴等5座水电站。各梯级电站一般由引水枢纽、输水建筑物及电站枢纽组成。

3.4机电设备、金属结构

各电站机电设备包括水轮发电机组、主变压器、厂用变压器、低压配电盘、励磁盘等。各电站金属结构主要包括进水口闸门、拦污栅、启闭机，冲沙闸闸门和启闭机，尾水渠闸门及启闭机，前池泄水闸闸门及启闭机。

3.5工程管理

小滦河水电综合开发工程投资主体为国家，在投产前将由相关部门成立小滦河水电综合开发管理机构，负责前期工作。投产后将成立小滦河水电开发有限公司，具体负责5座电站的运行管理，实行企业化运作方式。

3.6施工组织设计

3.6.1施工条件

围场县小滦河流域各梯级电站处于同一气象和水文区域，属于“中温带向北温带过度，半干旱向半湿润过度，大陆性季风型”高原――山地气候，四季分明，冬季寒冷干燥，夏季炎热多雨，昼夜温差较大；小滦河地区年平均降水量为439mm，年平均气温-1.4－4.7'℃，-最高气温29℃，最低气温40℃，无霜期100d，多年平均封冻期104d左右，太阳辐射量为127.41-33.94千卡／cm=，年日照约2800h：冻土层厚2m．冬季一般在11月下旬一次年3月上旬为封冻期，冰厚达0.89m。

3.6.2天然建筑材料

小滦河流域处于中低山区，具有丰富的块石、碎石等建筑材料，可就近开采加工，土料较少，施工中尽可能考虑其它替代材料，水泥及其他建筑材料应就近比较选择质量良好的厂家产品。

3.6.3施工导流

工程开工后，拦河坝部分根据河水情况在先期施工段(即一期)的另一侧筑围堰，并开挖导流渠引导河水下泄。一期工程完工后将围堰拆除，修筑另一侧围堰，进行二期工程修建。

3.6.4主体工程施工

各电站基本由拦河坝、输水渠道(或压力管道)、进水闸(冲沙闸)、前池和电站厂房组成。土石方开挖与回填：采用lm，挖掘机挖装，自卸汽车运输，弃土要进行处理，防止水土流失。回填土根据不同部位采用不同方式进行夯实。浆砌石施工根据各电站不同部位要求进行，采用非专业队伍施工，砂浆标号为M。。石料应选择未风化的新鲜岩石；砌体宜均衡上升；上下层砌石应错缝砌筑。混凝土要严格按有关施工规范进行，保证施工质量。

3.6.5施工交通及总体布置

施工交通及总体布置根据各电站不同地形和施工要求布置o

3.6.6施工总进度

五座梯级电站除下窝铺水库电站施工期为3年外，其它电站均为1年，施工期选在第一年秋季至次年汛期以前，避开汛期，确需在汛期施工时应做好度汛工作。

3.7环境影响评价

小水电站工作总结篇2

关键词：水电经济 发展

论文正文：

小水电经济发展策略

1、开发小水电，为松海水利发展注入动力

松涛水利工程是以松涛水库为主，通过各级渠道联结灌区3市2县中小型水利工程，形成大中小、蓄引提联合运用，以灌溉为主，结合供水、发电、防洪、养殖等综合利用的大型水利系统。松涛水库的总库容、有效库容、年均供水量分别为33.45亿时、20.83亿耐和12.78亿耐。规划灌溉面积13.67万hm钾，现灌8.24万hm字。松涛水利工程管理局是松涛水利工程专业管理的常设机构，直接管理大型水库一宗，中型结瓜水库2宗(福山、跃进)，小(一)型水库2宗，上三级渠道9条，共长258km。

其余工程由所在县市管理。随着松涛水库及其东灌区和乐园以上西灌区工程在70年代初期墓本建成，灌溉面积逐步扩大，灌溉效益逐渐提高，但灌溉范围、作物组成的调整、水利工程设计标准及质量等问题逐渐呈现出来，加上工程老化损坏日益严重，工程管理体制不适应生产要求，岁修维护资金投人越来越少。如何解决费用日益增长的问题，对于已实行经济独立核算的松涛管理局来说，是松涛各级领导面临的重要间题。松涛水利工程虽以灌溉为主，但在我国70年代的管理体制中，农业灌溉纯粹是社会福利型的，水费标准非常低，农业生产的水平也不高，松涛农业水费的收入少得可怜，且城市的工业、生活供水刚起步，全年的水费收人还不够全局一个月的职工工资。

出路在哪里?水利人找到小水电。松涛水库放水涵出口的标高与松涛灌区输水渠道末端的高差有120m以上，松涛直系渠道仅在上三级渠道上便有26处跌水。若利用跌水的落差修建跌水小型水电站，投资少、工期短、成本低、收效快，可就近向附近乡镇、农场供电，既能满足当时海南电力不发达，给广大的山区、农村、农场供电，促进当地的生产发展的需要，又可通过售电增加自身经济收人，弥补水利工程管理费用的大缺口。

因此，从70年代初到1990年，有关单位在松涛灌区共兴建小型水电站54宗，总装机达5850kw，其中坝后电站7宗，渠道跌水电站20宗，河澳小支流的小水电站27宗。松涛管理局也自筹资金，共兴建小水电站12宗，包括南丰电站共13宗，总装机4.063万kw，1997年度年发电量已近1.5亿kwho小水电的开发给松涛水利经济注人了动力，不仅保证了管理局职工和离退休人员工资的正常发放，还使职工医疗卫生劳保福利待遇及生活设施得到不断改善，从而稳定了工程管理队伍，而且还能基本满足工程维修、安全监测、调度运用及日常管理经费的需要，保证了工程安全运行，正常发挥效益。

2、开发小水电，促进海南经济发展

1968年以前，海南电力工业发展十分落后，仅有海口(1sook习V)和潭口(4000kVV)2宗小火电厂供海口市及府城地区，以及昌江叉河火电厂(7500kw)供电昌江地区的石碌铁矿及叉河水泥厂。电力严重不足，远不能满足工农业生产及人民生活的需要，严重影响海南经济的发展。1968年，松涛南丰电站建成投产，总装机20《X(kw。海南电力供应才开始有了改善。以南丰电站为主力电站，升压nokV分别送电海口和石碌，并在澄迈县金江镇设变电站(也联结海口)，降压35kV送电多文变电站，由多文变电站35kV出线送临高县城，10kV送电多文近区;由南丰电站升压35kV送电循州市，从南丰用10kV送电松涛水库大坝，作为防洪专用线。

这样跨越海口、琼山、澄迈、临高、循州、昌江及八所港的海南电网主线才第一次初步形成，南丰电站成了海南的电老大，对海南经济发展起了无可替代的、积极的推动作用。70年代期间，松涛管理局相继建成结瓜水库坝后电站及跌水电站12宗，分别向附近的乡镇、国营农场供电，填补了海南电网在松涛灌区范围内的非砚盖面。然而各电站的近区供电自成系统，互不结连，用户负荷不满，又不能给缺电的海南电网送电，效益不能充分发挥。为此，松涛将和庆、兰马1气兰马2#和加悦4个电站联结起来，经南丰电站并人海南电网，1985年又将和舍至和庆35kV线路架通，这样基本形成了既将内部连成一片又能与大电网并接的松涛小电网。

随粉海南经济特区的开发建设，牛路岭水电站和马村火电厂相继趣成投产，海南省电力工业才有了长足的发展，省政府为使水利产业能跟上特区经济发展的步伐，1989年底决定将南丰电站交归松涛管理局经营。借此机会，松涛管理局多方筹资，对松涛小电网进行配套改造。建设南丰35kV变电站，架设南丰一白沙及南丰一南茶一和庆35kV线路，更换和舍至多文35kV线路截面，将原向松涛大坝及向昆仑、和岭农场的10kV线路改成了35kV线路，并在松涛大坝和昆仑农场兴建35kV变电站。同时，由农场出资兴建的红光35kV变电站，用35kV线路和多文变电站联通。至此，跨越愉州市、琼中县、临高县、橙迈县和白沙县的松涛供电网形成。

其供电区域包括：食州市、白沙县、临高县3个供电公司;愉州市的南丰等5个乡镇和4个农场;琼中县的农场、林场、乡镇各一个;临高县的6个乡镇、2个农场及加来机场;没迈县的3个乡镇和5个农场。松涛电网为上述地区的工农业发展和人民生活的改善做出了重要的贡献，使上述地区引进了2家水泥厂、5家炼钢厂、10家砖瓦厂及其它小型企业，壮大了地方经济，也为松涛水利产业东得了较大的经济效益。1997一1999年，松涛电网年均售电1.5亿kwh，年均发供电收人5055万元，占松涛总经济收人的83%，真正起到了以电养水的经济支柱产业作用。

3、发挥小水电优势.以电养水，壮大松涛水利甚础产业

目前松涛水利产业墓础仍然薄弱，前述水利工程设施大多已经运行30余年，老化损坏严重，急需进行维修加固;灌区工程配套建设任务还很艰巨，目前灌概面积仅达到规划灌概面积的60%，灌溉工程效益还未得到充分发挥;工程管理、调度运用、安全监侧等设施和控制手段陈旧落后，与国内先进水库差距很大，严重影响工程效益提高;水费收人不可能在短期内有突破性增长，第三产业在市场经济的竞争中与非水利行业相比劣势不少，也难以发生根本性转变等。因此，在今后较长的一段时期内，水利灌溉、小水电和综合经营三大支柱中，小水电生产仍将是松涛水利经济的主要支柱产业。所以，充分发挥小水电的经济优势，深人挖掘水资源综合利用的潜力，借此推动松涛水利建设，在较长的一段时期内将成为松涛水利经济发展的一项重要措施，对此，须有清醒的认识，把小水电建设和生产抓牢抓好。

4、结语

小水电站工作总结篇3

［关键词］灾后重建;小水电;维修加固;管理措施

1概况玉树地区现辖玉树、杂多、囊谦、称多、曲麻莱、治多6县，总面积26.4×104 km2，总人口35.73万人，其中城镇人口5.1万人。境内水力资源十分丰富，理论蕴藏量5 427 mw。全州6县中，囊谦和杂多两县为澜沧江水系，称多、治多、玉树、曲麻莱4县主要为长江水系。这些水力资源由于受交通、资金困难等因素的影响，利用程度很低。地震前，全州共有小水电站22座，均为小(ⅱ)型，总装机容量28.4 mw，占总储量的3.3‰，其中有水库的电站4座，均为小(ⅰ)型水库，总库容1 632×104 m3，任务为发电，没有灌溉和供水要求。22座电站中有部分水电站设备老化严重，影响正常发电运行。

2震前玉树小水电存在的问题

玉树地区早期兴建的一些小水电由于水文资料不足，规划设计不够合理，部分水电站机电设备选型不当，或调节性能差，弃水多;或利用小时数少，闲置容量多，机电设备和水工设施老化严重，本身效益也呈逐年下降趋势。这些小型水电站经过几十年的运行，积累了许多运行检修方面的宝贵资料，但是由于人员的变动等多方面的原因，许多图纸(设计及设备)残缺不齐，甚至机组上的铭牌都已丢失，因此，恢复重建加固维修设计原始资料(包括水文、工程设计、设备及机组运行检修记录等)的收集、分析总结十分困难。具体问题表现在:(1)水轮机性能落后，技术陈旧，制造质量差，缺陷多，久修不愈，长期带病运行，出力不足，安全可靠性差。

(2)水轮机与电气设备不配套。有的水轮机输出功率大于发电机或主变压器的额定容量，使水电站的设计出力受到限制，发电时出现不正常的弃水现象。也有的发电机容量大于水轮机出力，既浪费了设备容量，也增大了运行损耗。

(3)水工建筑物年久失修，尤其是引水枢纽及渠系建筑物破损严重，弃水较多。引水流量达不到设计要求，机组不能满负荷运行。另外，由于玉树地区的小水电多数为明渠引水式电站，冬季运行困难，甚至不能运行。

因此，这些小型水电站在进行灾后恢复重建维修加固设计前，必须查清存在哪些问题，包括实际运行时的水头、来水量、弃水量、机电设备状况、水工建筑物及金属结构运行状况等，只有彻底摸清问题，才能有针对性地进行制定维修加固设计方案，以达到灾后恢复重建的预期目的。

3玉树地区小水电的震损情况

玉树大地震使原本薄弱的当地小水电受到了前所未有的破坏，现有的22座小水电中共有19座被不同程度地震毁、震损，其中西杭、当代2座水电站震毁，受损电站的总装机容量为26.85 mw。主要受损建筑物为1座大坝、12座泄洪建筑物、12座引水建筑物、14座厂房及尾水建筑物，4座生产生活设施、15座升压站。地震使禅古大坝和泄洪闸受损严重，无法正常运行，共造成直接经济损失1.6亿元。

4玉树小水电灾后恢复重建的原则在应急抢修修复的基础上对震损水电站进行恢复重建，对损毁极其严重的水电站适当扩大规模、提高标准原址重建或重新选址新建，适当新建或技改一批水电站，为玉树灾后恢复重建和玉树州经济社会发展提供电力。《玉树地震灾后恢复重建总体规划》中要求尽快修复拉贡、禅古等11座受损水电站，重建西杭、当代2座水电站，新建查隆通、查日扣水电站。

5玉树小水电灾后恢复重建的技改措施5.1优化设计，获取最大的经济效益灾后恢复重建小水电的设计方案应该针对各电站水工建筑物的震损情况和原有设备的老化程度，进行优化设计。紧密结合和妥善处理各电站的不可变更或不宜变更的制约条件，在有限的投资情况下，尽量增加年发电量，提高水电站的经济效益。

5.2利用有限资源，重新选址建设在这次玉树大地震中，震损最严重的是西杭水电站和当代水电站。西杭水电站和当代水电站的进水闸、冲沙闸、溢流坝、引水渠、压力前池、厂房、尾水、生活区房屋及设备均损毁，压力钢管、升压站、道路及设备严重受损，再加上西杭水电站原有引水渠就在214国道右侧很不稳定的山体上，给214国道带来了很大的威胁。这两座水电站都建在玉树州结古镇镇区内，西杭水电站的尾水渠和当代水电站的引水渠都穿过居民住宅区，有些居民的住宅就修建在渠道的边上，经常发生房屋地下渗水事件。

经过有关专家多方论证，在原址修建是极不可能的，只有重新选址新建，才能弥补由于地震造成的电力缺口。震损较重，无法运行的称多一级、歇武、当江荣等水电站都是开发较早，运行年限较长，引水枢纽过于简单，进水口都已基本淤平，压力前池及厂房破旧不堪，渠系建筑物破损严重，水轮发电机组已濒临报废，主变压器容量不能满足供电要求，运行成本大于发电量。如果恢复重建或加固维修，概算投资在500万元左右，复建投资大，且复建后两电站总装机容量为700 kw，还是不能有效解决用电供需矛盾。通过经济分析比较，应该重新选址新建。

5.3加大调蓄能力，提高峰电比例玉树地区没有大的用电企业，主要是农牧民的生活用电，在傍晚18点至次日零点为用电高峰期，而当地多数是引水式径流电站，日调节能力很差，因此对地形条件允许和地理位置合适的电站，在恢复重建，维修加固的过程中应采用扩大前池容量或增建蓄水点的办法来提高调蓄能力，多发峰电，以此增加电站的经济效益。

5.4维修渠道和引水枢纽，减少弃水在这次玉树大地震中，震损较为严重的曲麻莱县水电站、科玛水电站都是修建于20世纪60、70年代的老水电站，本来限于当时的设计和施工技术，引水渠道和引水枢纽的质量普遍很差，严重威胁到电站的安全。再加上这次地震，使这两座水电站的引水渠全部损毁，因此要对渠道和引水枢纽拆除重建或进行维修加固处理，减少弃水，提高来水利用率，增加小水电站的经济效益。

5.5采取保温措施，增加冬季发电玉树地区气候只有冷暖之别，无四季之分，全年冷季7～8个月，暖季4～5个月，没有绝对无霜期，气候寒冷而干湿不均，年平均气温－0.8℃，年最低气温－42℃，最高气温28℃，年平均降水量463.7 mm，空气含氧量要比海平面空气含氧量低1/3～1/2。灾害性天气多，大雪、早霜、低温、干旱、冰雹等自然灾害，严重制约着小水电的冬季运行。因此，要采取保温措施，增加冬季发电。在恢复重建过程中对于压力管道，应采用深埋式(大于最大冻土层)、加盖暖棚的办法进行防冻或利用下半夜甩负荷时的余电对压力管进行电力加热。对于渠道，进行改造，设为暗渠，覆盖防冻。对于进水口和前室加强值班巡视，及时排除冰凌，充分发挥排冰闸的作用。

6灾后恢复重建小水电的管理措施6.1加强管理，提高效益除了采取工程技术措施提高小水电站的经济效益外，还要向管理要效益，技术管理是对小水电站生产中的一切技术活动进行科学的管理和严密的组织，使科技转化为生产力，从而提高经济效益。提高效益的保障是安全，安全的核心是管理，管理的结果是效益。小水电站规模小，机组容量小，人员少。不少人员身兼电气、机械和运行工作，检修人员也身兼电气、机械检修两职，有的厂站甚至没有检修工，设备检修时才抽调运行人员出来参加检修。随着科学技术的发展，不少小水电站已广泛应用

先进的设备和技术，现有职工缺乏应有的知识，在工作中感到吃力。因此，为提高小水电的经济效益，注重对电站(大都为引水式电站)运行工的业务培训工作，努力提高运行工的技术业务素质，使他们能不断提高运行操作、发现问题和解决问题的能力，保证电站能高效、可靠运行，提高电站经济效益。

6.2建全制度落实到位

建立健全各项制度，加强技术管理对设备的运行状况、检修及事故或故障等进行统计分析，有利于采取针对性的措施来提高设备的利用率，减少设备损坏率，起到增收节支的作用。水电厂设备检修后，应严格实行班组、车间、厂站自检与互检相结合的三级验收制度，小水电站的维护及检修必须贯彻预防为主的方针，切实做到“应修必修，修必修好”，切忌“硬拼、硬撑”。对技术档案应由专业人员负责管理，确保其资料的完整性、系统性、准确性。小水电站应建立厂站、车间、班组三级技术管理工作网，实行分级负责管理，责任到人。

6.3优化调度提高效率

灾后重建小水电站在运行中应正确处理丰枯、峰谷关系，实行优化调度。及时准确了解上游水文站的水文预报资料，并根据上游调节库容下泄流量对来水量进行分析，作好次日负荷预测，确定运行方式。合理利用电站有效库容，尽可能提高上游水位，充分利用水资源，最大限度地发挥电站发电效益。对机组的组合运行方式，按效率高、耗水低优先的原则，保证机组高效率运行，以获得最大的经济效益。

［参考文献］

［1］青海省水利厅.青海玉树地震灾后恢复重建水利专项规划［r］.西宁:青海省水利厅，2010.

小水电站工作总结篇4

关键词：水电站；电气自动化；应用

在我国，水电站除了承担发电责任，还可以担负电力系统调频、调峰和为事故备用容量等任务。由于水电站生产过程相对简单，几十年前就已应用了自动化技术，但是早期的自动化设备体积庞大，而且性能也不够稳定。随着计算机技术与通信技术的发展，水电站自动化已实现“无人值班（少人值守）”的要求。据调查[1]，采用以计算机监控技术为核心的自动化技术后，水轮机整体效益可以增加5%左右。2012年，全国水电总装机容量2.49亿千瓦，总发电量8641亿千瓦时，按增效5%计算，可增发432亿千瓦时，企业增收130亿元，可见效益是非常突出的。另外，自动化技术的应用既提高了电能质量和供电可靠性，也优化了电力系统的运行效果，为智能电网的发展也可起到积极的促进作用。所以，自动化技术已成为水电站更新改造的必然选择。基于此，本文对水电站电气自动化技术及其应用进行了分析和探讨。

1 水电站电气自动化技术的主要内容

1.1 概述

水电站自动化系统包括水轮发电机组自动发电控制系统（AGC）水电厂计算机监控系统、工业电视监视系统、消防监控系统和水文自动测报系统等。如果考虑流域梯级水电站之间的相互依存关系，还应包括梯级水电站综合自动化系统。

1.2 水轮发电机组自动发电控制系统（AGC）

水电厂AGC是指根据电网调度指令，以经济的原则自动调整机组运行的台数以及机组之间负荷的分配，以满足用户的电力需求。控制方式分为单机功率控制和等值机组控制两种方式。单机功率控制比较简单，只要单台机组配置调功装置，水电厂内的远动终端（RTU）接收了调度指令，就可完成单机功率调节。等值机组控制是指水电厂现地控制单元（LCU）接收了调度总发电功率指令，与上位机交互信息，然后按照水轮机运行规程和经济原则调整功率，具有调整性能好、经济安全的优点[2]。

1.3 计算机监控系统

计算机监控系统通过采集水电厂的运行状态量、运行参数等实时信息，经过处理对水轮机组及辅助设备进行调节和控制。实时运行信息通过通信设备上传调度中心，同时厂站计算机监控系统也接收调度中心指令对水电厂设备进行调控。计算机监控系统可实现机组顺控、准同期、调速、励磁、功率调节、断路器分断、闸门启闭等自动控制和调节功能。

1.4 工业电视监视系统

工业电视监视系统用于监视水电厂生产过程、设备运行场所以及安全设防区域等，并实时显示、记录现场视频的系统。该系统一般由前端设备（摄像头、云台等）传输设备（电缆/光缆、均衡器、放大器等）处理/控制设备（云台控制器、监视器等）记录/显示设备（硬盘录像机、监视器等）等组成。

1.5 消防监控系统

消防监控系统又称火灾自动报警系统，一般由现地部分和站监控部分组成。现地部分是在有防火要求的设施（如主厂房、副厂房、主变区、油库、重要的机电设备等）相关部位设置各类火情探测器、报警器、控制模块、灭火排烟设备等，站监控部分安装有监控主机、报警控制器、消防联动控制器等设备。通过24h不间断的监测，一旦发现火情，在确认火灾发生的部位后，可自动或手动启动防火排烟、喷淋设备实施灭火、火灾隔断等措施。

1.6 水文自动测报系统

水文自动测报系统是利用计算机、通信、遥测等技术，在水电站流域或周边测区内设置水文监测网，以便获取水位、流量、水质、气象等数据，以保证水电站安全可靠地运行。其工作方式有自报式、查询-应答式、混合式等。

1.7 梯级水电站综合自动化系统

梯级水电站是流域内分段开发的若干个水电站，这些水电站之间在发电量、水资源分配等方面需要协调处理，才能达到最好的经济效果并有助于防汛抗洪，也就是各个梯级水电站之间所建立的智能调度控制系统，即综合各水电站运行规律、电网运行规律和电力市场交易规则的一种模式。

2 水电站电气自动化技术的应用

2.1 小水电站自动化技术应用

某小型水电站[3]装机容量为3×1000kW，两台主变为S11-2500/38.5/6.3kV。电站按无人值班、少人值守方式设计，采用开放式分层分布系统结构，分厂站层和现地控制两层，有通讯调度功能，并预留远方调度、大坝测控等接口。

厂站层包括2台操作员工作站、1台通讯工作站、1台网络设备、1台语音报警器和1台激光打印机。操作员工作站负责全厂的控制操作、自动发电控制、自动电压调节、安全监视及对现地LCU的控制等。网络设备采用TP-LINK品牌8口千兆交换机，按照IEEE802.3标准组建Ethernet局域网，采用TCP/IP网络协议。网络连接采用光纤/双绞线。

现地控制层有4套LCU，其中3套发电机组LCU和1套开关站与公用设备LCU。LCU机柜配置深圳威纶通7寸液晶触摸屏，可独立于厂站层完成所属设备监控。PLC选用日本三菱FX2N系列产品。每套LCU均配有通信管理机1台，并采用Profibus协议进行通讯。LCU采用交直流双供电源。

软件平台为UNIX，以动态多窗口图形显示，人机界面友好。具四遥功能，利用AGC软件对电能质量进行控制，供电可靠性高。

2.2 水电站自动化改造应用

某水电站[4]总装机容量为4×10000kW，原采用电磁继电器保护控制系统。运行20余年后，设备老化、技术落后的弊端非常突出，于是在2007年利用自动化技术进行了改造。旧系统被湖南紫光测控有限公司的DCAP-3500型水电站综合自动化系统所取代。该系统结构为开放式、分层分布结构，网络拓扑采用现场总线结构。系统结构也分为两层：厂级控制层与现地控制保护层。

厂级控制层配备1台系统主机/操作员工作站、1台厂长工作站、1台工程师站/培训站、1台通讯工作站、1台语音工作站以及UPS电源、打印机等设备。软件配置有系统软件、应用软件和工具软件。

现地控制层配置4台机组LCU、开关站与公用设备LCU、一体化工作站、PLC以及测温、同期、调速测控、励磁调控、保护测控等设备。LCU为紫光公司自主开发的DCAP-3500系列数字保护测控单元，PLC为德国西门子S7-300型。LCU采用集中组屏方案。

自动化系统经过现场调试、完善，通过了72h连续试运行，完成了验收，已正式投入运行。实现了“无人值班、少人值守”运行目标、“四遥”功能及投运AGC与AVC功能、故障诊断功能等，运行安全、可靠、高效。

3 结语

目前，仍有许多小型水电站存在自动化程度低、产能落后的状况，不仅企业自身效益受到影响，而且随着智能电网的建设，这些小水电的劣势将更加突出，因此采用自动化技术进行改造已成亟待解决的问题。本文通过实例分析了水电站自动化技术的应用，希望可以提供借鉴与参考。

参考文献：

[1]陈剑.水电站计算机监控技术浅析[J].科技创新与应用，2013（12）：39.

[2]程松，褚云龙，万天虎，等.水电厂监控系统AGC负荷调节建模与仿真研究[J].电网与清洁能源，2013，29（10）：114-116.

[3]龙文彪，汪新.龙源口水电站综合自动化系统设计[J].科技广场，2012（7）：136-139.

小水电站工作总结篇5

一、建设工期

建设工期是衡量经济效果的一项重要指标，水电工程建设对劳动量的消耗和占用总是同时间因素联系在一起的，建设工期的长.短不仅反映了工程的建设速度，而且直接影.响工程的投资效果。

水电工程项目的建设工期从广义上讲是指水电工程建设动用国家基建投资那天起到全部工程建成投产那天止所经历的全部时间。一般包括施工准备期、主要施工期和达产期三个阶段。

目前水电建设中一般采用发电工期和完建工期两个指标来反映水电工程的建设工期.所谓发电工期是指开工至第一台(批)机组开始发电时间，包括施工准备期和主要施工期;完建工期或称总工期，指开工到全部机组投产的时间.从满足国民经济发展要求和提高水电工程的投资效果来说，发电工期长短具有决定性的意义.首先，缩短发电工期，可以降低成本，节省投资.据对某大型水电工程的实际资料分析，若缩短一年工期，仅职工工资、劳保费用和基坑抽水费节约，就占工程总投资的2%左右。其次，提前投产‘，可尽早发挥投资效益，减少投资积压损失，目前苏联考虑时间因素的折算系数为8肠，我国还没有这方面的具体规定，参考银行长期存款利息折算，也大约是7-8肠，故暂以8肠计算.某水电站装机容量120万千瓦，年发电量54亿度，工程总投资20亿元，计划9年开始发电，11年完建，若提前一年投产(发电工期内总投资不变，年度投资按提前一年重新安排)可以减少投资积压损失约1,2亿元，占总投资的6%.其三，提前投产可以早发电、多发电，不仅满足了国民经济发展对电力的迫切要求，而且可以提前收益，从某种意义上说，也等于是减少了工程投资，仍以上例计算，提前一年发电，在原计划4年总工期内，可多发电54亿度，按4分/度计算，可收益2.16亿元，相当于总投资的工0,8肠。以上三项合计约为工程总投资的18.8%，可见提前一年发电的经济效益是十分显著的。

完建工期包括发电工期和达产期，因此，分析总工期对投资效果的影响，在发电工期不变的情况下，主要是分析达产期长短对投资效果的影响。一般说，缩短达产期也是提高投资效果的重要环节.但不同工程达产期的长短有本质不同，要作具体分析，有的工程达产期长是由于它的规模大、装机台数多，如某巨型水电站达产期七年(一般大型水电站约2-3年)，达产期间每年平均增加装机容量200万千瓦，相当于一年建成投产一座200万千瓦的大型水电站，在这种情况下，达产期长并不降低投资效果，相反，可比发电工期基本相同，达产斯短，装机容量小的水电站取得更好的投资效果.因此，不能笼统的说总工期长的工程就一定比总工期短的工程投资效果差。

水电工程的建设速度不仅与建设工期的长短有关，还与单位时间内增加的发电能力有关。有的工程虽然建设工期短，但增加的发电能力不多，开始发电后的“后劲”不大，，有的工程虽然总工期长，但增加的发电能力多，开始发电后的“后劲.大:还有的工程建设工期又长，增加的发电能力又少。不同的情况投资经济效果是不同的.为了全面分析建设工期对投资效果的影响，除分析发电工期和完建工期外，还应分析在总施工期间每年平均增加的装机容量和发电t数，在单位投资和发电工期基本相同的情况下，总施工期内平均每年增加装机容量和发电最越多的工程投资效果就越好。

二、投资指标

投资是从货币价值量的观点来衡量水电工程项目基本建设经济效果的一个重要指标.应从形成一个千瓦发电能力和获得一度水力发电量所花费的投资即单位千瓦投资和单位电能投资两方面来全面考核。

目前水电建设投资指标考核中，有些文件甚系有些领导机关，只计算或只注重单位千瓦投资，不计算或不注震单位电能投资.这有很大的弊病.因为水电站由于所在河流的水文特性不同，水库调节性能不同，以及在供电系统中的作用不同，水电站的平年均发电量并不是与装机容量成等比例增加的.就不同的水电站来说，虽然装机容量相同，但年发电量可以相差几倍;就同一水电站而盲，由于受水量限制，装机越多，增加装机所获得的电量就越少.因此，多装机并不一定就能多发电。在这种情况下，如果只有单位千瓦投资一个指标来考核水电站投资效果，就可能导致有络水电站为片面迫求单位千瓦投资少而扩大装机，造成大量的投资积压。目前在一些中小型水电站设计中这种情况还是不少见的.实际上，单位千瓦投资小的水电站也不一定比单位千瓦投资大的水电站投资效果好。据对我国同期兴建的两座大型水电站的实际资料计算，A电站和B电站的单位千瓦投资分尉为1014与X786元，若从单位千瓦投资来比较，A电站仅为班电。站的5T}，显得十分优越，但作内部面收率*计算结果，A电站仅4.8外，B电站达9.7肠，B电站反比A电站的经济效果好得多.究其原因主要是:人电站发电量小，装机利用小时低(2226小时)，单位电能投资高(0,457元/度);B电站发电量大，装机利用小时高(5783小时)，单位电能投资低(0,309元/度).因此，只有用单位千瓦投资和单位电能投资两个指标来全面考核，才能得出比较全面、比较切合实际的结论，提离水电工程建设的投资经济效果.

为了合理计算水电的单位干瓦投资和单位电能投资，必须认真做好以下三个方面的工作:

(一)对综合利用枢纽进行敏资分撼

目前计算水电站单位千瓦投资和单位电能投资时，一般都没有考虑投资分摊，因而综合利用效益越大的工程反而单位千瓦投资和单位电能投资越高，经济效果越差，这是很不合理的。根据资料，苏联综合利用枢纽中，发电部门一般只承担总投资的75-80%，电站只承担总投资的50肠.美国田纳西河上的诺里斯、威尔逊和惠勒水电站发电部门只承担共同投资的50肠，大古里电站发电分摊枢纽总投资的63,3肠.我国丹江口、陆水、杯溪等综合利用枢纽初步投资分摊研究成果，发电约分摊枢纽总投资的50-".80肠.因此，考虑不考虑投资分摊对计算水电站的单位投资影响很大。为了真实地反映枢纽的综合利用效益和水电站投资效果，今后不管投资方式和来源如何，都应进行投资分摊，计算水电站的单位投资时，应该只计算发电部门分摊的投资.

(二)研究水电站供电范围和合理计算翰电投资

目前计算的单位千瓦和单位电能投资中，一般都不包括输变电投资，这也是很不全面的.不同的水电站，距离负荷中心的里程不同，输变电投资和输电损失不同.单位投资中不计入这部分投资，就很难判别电站单位投资少、但要长距离输电的水电站和电站单位投资虽较多、而距离负荷中心近的水电站的经济效果谁优谁劣.为了正确评价长距离输电的水电站与本地水电站的经济效果，计算水电站单位投资时，应将相应的输变电投资计算在内.为了便于分析和比较，建议把水电的单位投资区分为电站单位投资和综合单位投资，前者只计算水电站本身的投资，后者除计入水电站投资外，还计入输变电投资.综合单位投资(单位千瓦投资和单位电能投资)是国家对水电基本建设投资的主要考核指标.机组发电时所用投资占总投资的比例越小，施工期投资积压就越小:提前发电效益越大，投资效果也就越好.为了提高水电工程的经设效果，我们应努力缩短工期，争取早发电、多发电;同时，要科学地安排各年度的投资额，在保证电站按期或提前投产的前提下，尽量将那些不能单独发挥效益的工程(或设备购置)安排在后期施工或购置，以减少施工初期的投资积压，降低第一台(批)机组开始发电时所用投资占总投资的比例.

为了在单位投资中反映水电站不同施工期、不同年度投资分配过程和不同的提前发电效益的影响，建议计算单位千瓦和单位电能的折算投资，其计算公式如下:单位千瓦_折算投资一析算总投资一施工期折算效益设计装机容量单位电能_析算吧丛投资二施工翅逝遵邀益折算投资一-一设计多年平均发电量

(三)分析计算施工期的投资积压和提前发电的经济效益

水电站施工期长短，施工期年度投资的分配情况和提前发电效益的大小，对水电投资效果有很大影响.一般说，第一台(批)

式中折算总投资和施工期折算效益分别为按施工期各年度投资额和各年发电净效益按水电标准投资收益率的复利折算到电站全部建成投产的一年之和.

单位折算投资更全面、更真实地反映了水电工程的投资效果.不同的施工期和提前发电效益的水电站单位折算投资和按一般方法计算的单位投资有较大的差别.一般情况是:施工期长，施工期发电效益小的水电站，单位折算投资要比按一般方法计算的单位投资大得多，施工期短或施工期虽长，但施工发电效益大的工程单位折算投资与按一般方法计算的单位投资比较接近.现以某三座水电站的设计资料为依据，计算结果如表1。

表1计算的结果表明，按一般方法计算的单位千瓦投资乙电站比甲电站优越，但由于甲电站第一台机组开始发电时所用投资占总投资的比例小;‘施工初期投资积压小，提前发电效了盎大，’单位千瓦折算投资反比乙电站低。

三、投资回收年限

投资回收年限一般指建设项目正式投产之日起，fir.计提供的积累总额达到投资终结之时止所经历的时问。这个指标表昵了国家对企业的投资和企业对国家贡献之间的联系，它包括含投资居动的全部成果，是投资效果最综合的指标之一

投资回收年限计算有静态和动态两种方法.

静态法是不考虑时间因素对资金的影响。

动态法考虑时间因素对资金的影响，具体计算有动态平衡法和动态冲减法两种:动态平衡法是分别计算资金双方数额，找出平衡的时率i1.即为回收期终止日期;动态冲减法是将备年度蒸建投资未还款(包括利息)减去以往各年度电站的发电收益(也包括利息)，当差额为零时，即投资回收期的终止日期。动态投资回收年限计算通常采用列表法进行.几

静态法的优点是计算简单、直观，缺点是不够准确，用于当年施工，当年、(或次年)投产的工程，它的优点可以发挥，缺点可以克服，但用于施工期长，施工期又有部分收益的工程，它很难正确反映工程投资经济效果;动态法的优点是比较准确，缺点是计算复杂。同时，对投资回收年限从何时算起尚有各种不同的见解，一种意见认为应从电站开始发电之日算起，另一种意见认为应从电站全部建成投产之日算起.笔省认为，这两种方法都值得商榷:如果从电站第一台

(批)机组发电之日算起，结果将是越提前发电的电站投资回收年限越长，投资效果越差，显著不符合实际;如果从电站全部建成投产之日算起，结果可能是达产期拖得越长的电站，投资回收年限越短，投资效果越好，显然这也是不符合实际的。第三种意见是从基建总投资的时间“重心”算起，笔者‘认为这种算法比较合理。因为水电建设工期长，基建投资是逐年投入的，而且各年间也不均衡.用加权平均的方法，计算出投资投放的时间“鼠心气从这个“重心“时何开始计算

投资回收年限，就可以把建设时间的长短、建设过程中先后投放资金的数量、提前发电的收益和投资回收年限紧紧联系起来.对于施工初期投资少和提前发电效益大的工程，投回收年限就短，反之，投资回收年限就长，显然这是符合客观实际的。为了兼收静态法和动态法的优点，在水电经济效果分析中，还可以计算折算投资回收年限。所谓折算投资回收年限，即把施工期的逐年投资、提前发龟的逐年净效益均按复利折算到电站全部建成投产的那一年，然后按静态投资回收年限的公式计算，这个方法的优点是既全面考虑了施工期的投资积压和提前发的电效益，成果比较准确，又是把施工期的投资和提前发电效益均折算到工程全部建成投产之年，相当于把二个施工期长、施工期投资分布不同和发电效益不同的复杂过程换算成一个相当于当年施工、当(次)年投产的简单过程，所计算的投资回收年限具有静态投资回收年限简明、直观的特点，便于作分析比较。

四、水库淹没指标

兴建水电工程要淹没大量土地，我国人多地少，水库淹没移民问题已成为水电建设中的一突出矛盾。因此，在对水电工程建设进行经济效果评价时，除把水库淹没补偿费列入工程总投资内进行经济效益的综合评价处，还需对水库掩股进行专门的评价。

目前对水库淹没评价所采用的指标包括单位装机淹没田亩数，迁移人口数;单位保证出力淹没田亩数，迁移人口数;单位电能淹没田亩数不迁移人口数等.由于水电站所在地的地形条件和社会经济条件的不同，不同的水电站单位电能(球装饥保证出力)淹没田亩和迁移人口数可以相差几百倍.据对我国已建和在建146座大中型水电站资料分析，平均每发一亿度电能淹没耕地5083亩，其中最多达27300亩，最少的仅88亩，在水电站综合经济效果基本相同的情况下，应优先开发淹没小的工程.

采用单位装机(电能、保证出力)淹没田亩、迁移人口指标可以评价不同水电站水库淹没大小，但还不能评价水电工程对农业经济的影响.因为兴建水电工程虽然淹没耕地，破坏的原有地区的农业生产，但不少水电工程建成后，可以获得防洪、发电、灌溉r::.航运、水产、旅游等多种经济效益.其中、防供，‘灌溉都可以直接增加农业产量，发龟除对本地区的工农业发展提供电力外，·还可减少火电站、煤矿及铁路建设占地，从全国范围来说，对农业经济也有利的一面。此外，水库淹没区形成了新的水土资源，可以开展多种经营，其中可以直接提高农渔等业产量的有水库养鱼和利用消落区土地进行农业种植等.一般情况是峡谷水库淹没小，平原和丘陵地区的水库淹没大，但位于河流中下游丘陵平原区的水利工程往往综合效益大，特别是防洪、灌溉效益大，‘所以虽然淹没耕地多，但由于防洪、灌溉效益大，从总的来说，对农业经济的发展仍然是有利的。为了正确评价兴建水电工程对农业经济、的影响，除分析计算水电工程的单位淹没有}i}外，还应对水库农业经济损益进行具体的分析，尤其是那些水库淹没大，一综合效益也沃的工程更有必要.

为了便于计算比较，.俄们可以把水库淹没耕地后对农业经济的不利影响和防汰公灌溉、发电、水库库区利用效益等有料冶农业经济的影响，均按农业产值进毛行计算牛或折算成粮食产量，然后求得其}'}`.暂称水捧农业经济损益比，用只农表示，当R,})一f时，表明某水电工程建成后孔率`.}经济的不利影响大于有利影响;友云雪}藉狱'f对，表明某水电工程建成后对农亚经饼钩发琅的有}i1影响大子不利影响.据对某大塑水利水电工程的分折计算，该工程装机容量的方子瓦;年发电X38:3亿度，淹没耕地娜万亩，单位亿度电能淹没耕1130v亩，俺没指标是不好的，但由于该工程防洪、灌溉等效益大，冥水库农业经济损益比R策仅。除抵偿水库淹没耕地所造成的农业经济损失外，4每年还可以为国家增加农业产值约9500万元，增加粮食(折算)产量约5.5亿斤，，说明兴建本工程对我国农业经济的发展是有利的。

综上所述，要正确评价水电工程建设经济效果，必须合理计算各项评价招投标从建设工期、.投资指标、投资回吸年:限和水库淹没指标等方面进行全面分析.

小水电站工作总结篇6

关键词：小水电站管理培训安全生产

Abstract: safety is the priority among priorities work of hydropower station. Analysis of small hydropower station operation of production, combined with the work experience of many years of hydropower station, expounds some matters, measures and methods need to be safe production management attention to the hydropower station, providing reference for the same type of small hydropower station safety management.

Keywords: small hydropower station safety management training

中图分类号：TV742文献标识码：A 文章编号：2095-2104（2013）

安全生产是水电站的生命线，抓好安全生产是水电站管理的首要任务。笔者根据多年来小水电站的工作经验，总结了自己对小水电站运行过程中的安全生产管理的几点认识。

小水电属于可再生新能源。国家于2005年2月份颁布的《可再生能源法》，鼓励包括小水电在内的可再生能源的开发。我国的小水电在现阶段是指由地方、集体或个人集资兴办与经营管理的，装机容量25000kW及以下的水电站和配套的地方供电电网，是农村能源的重要组成部分，也是国家大电网的有力补充。由于小水电在因地制宜和产权归属方面的特点，其在生产运行过程中具有一定的风险。提高小水电站运行及生产过程中的安全管理水平，对于防治小水电安全生产事故具有积极的作用。

石津灌区杜童水电站隶属河北水利厅，装机容量为3*1250千瓦，设计年发电量645万度，是一座季节性发电的径流式电站。2001年9月开工，2003年3月试运行发电。电站自运行至今，从未出现过安全或设备损坏事故。

一、健全安全监察机构落实安全生产责任制

实行“一把手”负责制，站长对安全生产负全责，从站到车间、运行值都有安全生产小组成员，形成了有效的安全网，各司其职，层层把关，切实落实，杜绝安全责任事故发生。

健全的安全生产责任制度是保证安全生产的基础，针对我站实际情况，制定出了详实的管理制度，责任到人。

二、加强职工安全教育和技术培训

小水电站大多是新电站，新职工较多，加强安全教育尤为重要。

我们利用多种形式进行安全教育，运行时，以班组为单位，以各班组安全员为中心，结合本站实际情况以及运行中出现的问题，从安全生产的角度去剖析处理，休整时，每年组织全体职工学习两次《安全生产法》及《电业安全工作规程》，既锻炼了队伍，又使职工在工作中深入的掌握了安全知识和实际操作技能，增加了运行生产安全指数。

在每次运行前，我们对运行人员进行了电业安全工作规程考试，考试合格后才能上岗，并将成绩记入个人档案，与年底奖金的发放挂钩。每个星期五为安全日，实行以班组为单位，开展安全知识学习，谈心得体会，增强安全意识，警钟长鸣。

三、加强生产设备管理

生产设备是水电站的根本，要保证安全生产管理，必须以现代的企业安全生产管理技术，维护好生产设备，保证设备安全、高效的运行。

首先要建立健全完善的设备账单。建立每台机组建立全面的技术档案，记录机组技术参数，运行中发生过哪些问题，产生原因及处理方法，更换过的零部件及机组的维修时限，每次维修后的试验记录，做到设备状况明了，心中有数。设备维修备件准备充足，保证合理库存，确保检修时能快速方便地进行。

其次要求全体职工参与设备管理。做到各个设备都有专人负责，要求职工对所管理设备的结构、性能、工作原理必须掌握，加强日常正常巡视、维护，动员全体职工参与到设备管理中来。把每天、每个班次的设备运行缺陷上报到技术科，及时备案处理。

最后健全问题反馈制度。水电站每月定期召开一次设备运行分析会议，由总值和班长参加，共同研究分析出现的问题及解决办法。同时将设备缺陷和问题，具体落实到检修班组，进行检查维护维修，并做好实时记录。

四、进行反事故演习

针对电站的重大危险源和易发、多发及容易造成重大危害或严重损失的事故制定应急预案，定期进行演练。同时加强对设备进行安全预防性试验。定期组织职工进行反事故演习，熟练掌握安全工具及消防器材的正确使用方法，做到事故出现，临阵不慌。一旦发生事故，立即启动相应预案，及时采取应对措施，尽量避免人、财、物的损失。

五、落实安全监督

一项制度，有专门负责执行部门，还要有专门负责监督的部门。水电站安全体系，亦是如此。对水电站安全工作进行针对性监督巡视，至关重要。预先制定内容巡视检查项目，由站长带领总值和值长进行安全生产督查。结合设备情况对管理人员的管理工作中相关记录进行核实，并不定期进行抽查，检查其巡视检查的工作。加强监督管理检查是实现安全生产的重要环节，站长不定期进行安全督查，促进工作的落实。通过监督检查工作，发现生产中存在的不安全因素和生产设备的缺陷，保证电站安全生产。

五、结语

安全生产是电站工作的重中之重，需要高度重视。必须安全机构健全，安全生产责任到位，职工安全培训到心，运行人员的技术水平到位，安全监督及时，才能实现小水电站安全生产、造福社会。良好的管理水平是降低安全生产事故的有力保障，另外还需要加强小水电设备的质量和效率，逐步提高自动化水平，使其运行安全可靠。通过硬件和软件两方面的有效结合，才能更好地提高小水电站安全生产管理水平，有效的提高水电站的经济效益。

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小水电站工作总结篇7

关键词：阿海水电站 金属结构 总体布置

【分类号】TV34

1 工程及金属结构布置概况

阿海水电站位于云南省丽江市玉龙县（右岸）与宁蒗县（左岸）交界的金沙江中游河段，是金沙江中游河段一库八级的第四级，上游与梨园水电站相衔接，下游为金安桥水电站。电站水库正常蓄水位EL.1504.00m，死水位EL.1492.00m，校核洪水位EL.1507.484m，坝顶高程EL.1510.00m，最大坝高132m。总库容8.06×108m3，调节库容2.38×108m3，具有日调节能力。多年平均发电量单独运行为80.98×108kW.h，联合运行为89.52×108kW.h。

电站安装5台400 MW的混流式水轮发电机组，总装机容量2000MW，电站建成后将成为云南电网的骨干电源之一，对弥补云南省和西电东送电力电量的不足，增强电网调峰能力，促进电网经济安全运行和提高供电质量等具有重要作用。

电站枢纽由碾压混凝土重力坝、左岸溢流表孔、左岸泄洪冲沙底孔、右岸冲沙底孔、坝后主副厂房等组成，主要建筑物呈“一”字形布置。

电站金属结构设备根据水工建筑物的布置要求，分为引水发电系统、泄洪冲沙系统及导流系统三个部分。整个电站共设有闸门及拦污栅60扇（其中闸门33扇，拦污栅27扇）；门槽及拦污栅槽埋件92套（其中闸门槽42套，拦污栅槽50套）；各类启闭机21台（其中双向门机1台，单向门机2台，固定式卷扬机4台，液压启闭机14台）。金属结构总量约12723.42吨。

2 引水发电系统金属结构设备

引水发电系统与坝体结合，采用单管单机的引水方式，五台机组设有5个进水口。引水发电系统进水口设有拦污漂、拦污栅、检修闸门、快速事故闸门及相应启闭设备。在厂房的下游尾水管出口设有尾水检修闸门及启闭设备。

进水口拦污漂

为有效阻拦污物进入电站进水口，特别是在水库初期蓄水时，会有大量的树枝类污物，故在拦污栅前设置一道能随水库水位变化而垂直升降的拦污漂。拦污漂的两端设置有凹型钢结构导槽，其一端布置在大坝左岸泄洪冲沙坝段，另一端布置在水库右岸，与坝体形成47°角，导槽总高度为20m，导槽底部高程为EL.1490.00m，低于死水位EL.1492.00m，可确保在电站运行的整个水位变动范围内都能有效拦阻污物。

拦污漂两端直线距离350m，漂体矢高7.5m，水上拦污高度0.5m，水下拦污高度1.785m。整个漂体由55节钢浮箱组成，浮箱间通过铰轴连接，其中左右端部两节为过渡结构，是拦污漂主体和滑轮结构间的过渡装置，其一端和浮箱结构连接，另一端和滑轮结构连接。

进水口拦污栅及启栅设备

电站进水口拦污栅采用前后双层垂直布置，前面一层为工作栅槽，后面为检修栅槽，五个进水口共设置了25×2孔栅槽、27套栅叶，栅后为五孔连通式结构，当部分拦污栅被污物堵塞时，仍能保证每台机有足够的引水量，可减少因污物堵塞而停机的可能性。拦污栅底槛高程为EL.1460.00m，孔口尺寸4.5m×32m（净宽×净高），按承受4m水头差设计，栅条净距200mm。工作拦污栅和检修拦污栅的栅叶结构和栅槽形式以及孔口尺寸完全相同，每扇拦污栅体分为11节制造、运输，每节栅体布置3根主横梁，纵向栅条利用横向螺杆和套筒串接后固定在栅框上，拦污栅采用定轮支承。

拦污栅采用提栅清污的方式清污，利用坝顶双向门机的副小车（1000kN）借助液压自动抓梁进行操作，当某扇工作栅由于污物较多造成堵塞需要清污时，将备用栅放置在该工作栅后面的备用栅槽内，然后提起工作栅进行清污。备用拦污栅叶平时锁锭在检修栅槽顶部。

进水口检修闸门和启闭设备

在每台机组的进水口拦污栅后设有一道检修闸门门槽，五个孔口共用1扇平面检修闸门门叶，闸门底槛高程为EL.1464.00m，孔口尺寸9m×14m（净宽×净高），设计水头40m，总水压力42277kN。闸门分5节制造、运输，在工地用铰轴连成整体。闸门采用下游止水，复合材料滑道支承，操作条件为静水启闭，利用上节门叶上设置的充水小门充水平压后静水启门。闸门利用坝顶3200kN/1000kN双向门机的主小车通过拉杆进行操作。平时闸门存放在储门槽内，当快速事故闸门或压力钢管需要检修时下闸挡水。

进水口快速事故闸门和启闭设备

在每台机组进水口检修闸门之后均设置1扇快速事故闸门，共设置5孔5扇。闸门底槛高程为EL.1464.00m，孔口尺寸9m×12m（净宽×净高），设计水头40m，总水压力37363kN。门叶共分为4节制造、运输，在工地用铰轴连成整体。闸门采用下游面板下游止水，带滚动轴承的滚轮支承。操作条件为动水快速关闭闸门，静水启门，利用门顶设置的充水小门充水平压。闸门利用自重闭门，加上采用滚动轴承，有效的降低了启闭设备的容量。

机组及压力钢管正常运行时闸门悬吊于孔口门楣上方1.05m的位置并处于待命状态，当机组或压力钢管发生事故时闸门能在3min内快速关闭孔口，以保证机组安全。该闸门由单缸浮动支承式液压启闭机进行操作，启闭机启门力3600kN，闭门力3600kN，工作行程13.3m，液压缸外径Φ690mm，内径Φ580mm，活塞杆直径Φ280mm，杆腔计算压力18.42MPa，无杆腔计算压力1.0MPa，液压缸工作状态为垂直布置，浮动支承式安装，可适应一定的安装偏差。每台液压启闭机设置一套液压泵站，5台液压启闭机共设置5套液压泵站，每套液压泵站设置两台互相备用的油泵电机组。快速事故闸门及液压启闭机的工作状态可在电站集中控制中心显示，当发生事故时，液压启闭机接受控制中心发来的信号后快速（≤3min）关闭闸门。

厂房尾水检修闸门及启闭设备

在每台机组的尾水出口处设置检修闸门。为减小闸门的宽度，在每台机组尾水出口处设置一中间闸墩，使每台机组的尾水出口一分为二，5台机组共布置10个尾水出口。由于施工期间需采用尾水闸门挡水，10个尾水出口共设置10扇尾水检修闸门。闸门底槛高程EL.1386.50m，孔口尺寸为10.37m×9.82m（净宽×净高），设计水头52.995m，总水压力49805kN。闸门分3节制造、运输，在工地用铰轴连成整体，采用复合材料滑道支承。尾水检修闸门的操作条件为：静水启闭，启门水头差小于1m，通过水机专业埋设的旁通阀充水平压。

尾水检修闸门在电站正常运行时，锁定在尾水门槽内，机组检修时利用尾水2×1600kN单向门机通过液压抓梁操作闸门。

尾水门机布置在尾水平台上，高程为EL.1442.00m，启门容量为2×1600kN，扬程60m，轨上扬高11m，轨距7m，轮距14m。门机自带一根液压自动抓梁。

坝顶双向门机

坝顶双向门机设置在高程为EL.1510.00m的坝顶平台上。门机为双向双小车型式，主小车容量为3200kN，副小车容量为1000kN，主小车位于门机跨内工作，主要作用是启闭左岸泄洪冲沙底孔事故闸门、右岸冲沙底孔检修闸门和电站进水口检修闸门；副小车位于门机主梁上游悬臂段工作，用于启闭进水口拦污栅。门机主小车总扬程45m，轨上扬高17m，副小车总扬程35m，轨上扬高18m，门机轨距13.5m，轮距11.0m。主小车通过拉杆操作各闸门，副小车通过液压抓梁操作拦污栅。

3 泄洪冲沙系统金属结构

电站的泄洪冲沙系统由左岸泄洪冲沙底孔、右岸冲沙底孔和溢流表孔组成。

一条左岸泄洪冲沙洞布置在厂房坝段左侧和溢洪道中间，该洞进口段用砼中墩隔为2孔，金属结构设备由2孔1扇事故闸门和2孔2扇弧形工作闸门及相应的启闭设备组成。

右岸冲沙底孔紧靠进水口坝段的右侧，金属结构设备由1孔1扇检修闸门、1孔1扇事故闸门和1孔1扇弧形工作闸门及相应启闭设备等组成。

溢流表孔布置在大坝的左侧，金属结构设备由5孔1扇平面滑动检修闸门、5孔5扇弧形工作闸门及相应启闭设备组成。

左岸泄洪冲沙底孔事故闸门与启闭设备

左岸泄洪冲沙底孔事故闸门设置在左岸泄洪冲沙底孔进口处，每孔各设置一道事故闸门门槽，两个孔口共用一扇事故闸门门叶。闸门底槛高程为EL.1445.00m，孔口尺寸5m×9m（净宽×净高），设计水头59m，设计淤沙高度5m，总水压力和泥沙压力共27198kN。门叶共分为3节制造、运输，在工地用铰轴连成整体。闸门采用上游面板上游止水，带滚动轴承的滚轮支承。操作条件为动水闭门，利用门上设置的充水阀充水平压后静水启门。事故闸门的门槽型式采用Ⅱ型结构，为带错距的较优宽深比的门槽，具有较好的水力学特性。为节约投资，在设计过程中对门槽型式进行了优化，门槽EL.1468.80m高程以上为扩大门槽，只设侧导向装置，取消主、反轨。

左岸泄洪冲沙底孔事故闸门利用坝顶3200kN/1000kN双向门机的主小车通过拉杆进行操作。

左岸泄洪冲沙底孔工作闸门与启闭设备

左岸泄洪冲沙底孔弧形工作闸门设置在左岸泄洪冲沙底孔下游出口处，共2孔2扇。闸门底槛高程为EL.1445.00m，孔口尺寸5m×8m（净宽×净高），设计水头59m，设计淤沙高度8m，总水压力和泥沙压力为31388.2kN，面板曲率半径为14.5m。该闸门采用主横梁、直支臂、圆柱铰结构形式，主横梁和支臂均为箱形结构，为增加支臂刚度，在上、下支臂之间设有连接系。闸门两侧止水为“P”型方头水封，底止水为板型水封。支铰轴承采用自滑动轴承，但设计中仍保留有常规注油油孔，作为自不理想或失效时的后备措施。闸门的操作条件为动水启闭，可局部开启。

弧形闸门采用单缸双作用摇摆式液压启闭机操作，启闭机启门力3600kN，闭门力1000kN，工作行程10.633m，液压缸外径Φ740mm，内径Φ620mm，活塞杆直径Φ380mm，杆腔计算压力19.1MPa，无杆腔计算压力3.3MPa。每台液压启闭机设置一个液压泵站，每套液压泵站设置两台互为备用的油泵电机组。闸门及液压启闭机的工作状态可在电站集中控制中心显示，可现地或远方工作。

右岸冲沙底孔检修闸门与启闭设备

右岸冲沙底孔检修闸门设置在右岸冲沙底孔进口处，为1孔1扇。闸门底槛高程为EL.1433.00m，孔口尺寸5m×8m（净宽×净高），设计水头71m，设计淤沙高度4m，总水压力和泥沙压力共29355kN。门叶共分为3节制造、运输，在工地用铰轴连成整体。闸门采用复合材料滑道支承，上游面板上游止水。操作条件为：静水启闭，利用门上设置的充水阀充水平压。因检修闸门的水头较高，门槽流速大，门槽型式采用Ⅱ型结构，为带错距的较优宽深比的门槽，具有较好的水力学特性。门槽EL.1450.00m高程以上为扩大门槽，只设侧导向装置，取消主、反轨。

该闸门利用坝顶3200kN/1000kN双向门机的主小车通过拉杆进行操作。

右岸冲沙底孔事故闸门与启闭设备

在右岸冲沙底孔进口检修闸门后设置1孔1扇事故闸门。闸门底槛高程为EL.1433.00m，孔口尺寸5m×7m（净宽×净高），设计水头71m，设计淤沙高度4m，总水压力和泥沙压力共26282kN。门叶共分为3节制造、运输，在工地用铰轴连成整体。闸门采用上游面板上游止水，带滚动轴承的滚轮支承。操作条件为动水闭门，利用门上设置的充水阀充水平压后静水启门。门槽型式采用Ⅱ型结构，为带错距的较优宽深比的门槽。

该闸门由单缸浮动支承式液压启闭机进行操作，启闭机启门力3000kN，持住力1600kN，工作行程7.8m，液压缸外径Φ600mm，内径Φ500mm，活塞杆直径Φ220mm，杆腔计算启门压力19.73MPa，杆腔计算持住压力10.3MPa，无杆腔计算压力0.5MPa，液压缸工作状态为垂直布置，浮动支承式安装，可适应一定的安装偏差。液压启闭机设置一个液压泵站，液压泵站设置两台互为备用的油泵电机组。闸门及液压启闭机的工作状态可在电站集中控制中心显示，可现地或远方工作。

右岸冲沙底孔工作闸门与启闭设备

右岸冲沙底孔弧形工作闸门设置在右岸冲沙底孔下游出口处，闸门底槛高程为EL.1427.00m，孔口尺寸4m×4m（净宽×净高），设计水头77mm，设计淤沙高度4m，总水压力和泥沙压力共16400kN，面板曲率半径为8m。闸门采用主横梁、直支臂结构形式，主横梁和支臂均为箱形结构，为增加支臂刚度，在上、下支臂之间设有连接系。闸门两侧止水为“P”型方头水封，底止水为板型水封。闸门支铰轴承采用自滑动轴承，设有常规注油油孔。闸门的操作条件为动水启闭，全开全关。

弧形闸门采用单缸双作用摇摆式液压启闭机操作，启闭机启门力2000kN，闭门力1000kN，工作行程6.82m，液压缸外径Φ540mm，内径Φ450mm，活塞杆直径Φ260mm，杆腔计算压力18.88MPa，无杆腔计算压力6.29MPa。液压启闭机设置一个液压泵站，液压泵站设置两台互为备用的油泵电机组。闸门及液压启闭机的工作状态可在电站集中控制中心显示，可现地或远方工作。

溢洪道检修闸门及启闭设备

在溢洪道表孔设置有5孔1扇检修闸门。闸门底槛高程为EL.1483.714m，孔口尺寸13m×20m（净宽×净高），设计水头20.7m，总水压力27990kN。该闸门设计为平面钢叠梁形式，共分7节，采用复合材料滑道支承，下游橡皮止水。操作条件为静水启闭，顶节门叶小开度动水提门充水平压。检修闸门采用2×500kN单向门机带液压自动抓梁分7次起吊。平时不用时，溢洪道检修闸门放置在储门槽内。

该单向门机布置在高程为EL.1510.00m的坝顶平台上，启门容量为2×500kN，扬程30m，轨上扬高5m，轨距5m，轮距8.7m。门机自带一根液压自动抓梁。

溢洪道弧形工作闸门与启闭机

溢洪道检修闸门后设置5孔5扇露顶式弧形工作闸门，闸门底槛高程为EL.1483.55m，孔口尺寸13m×20m（净宽×净高），设计水头20m，总水压力32800kN，面板曲率半径21m。闸门采用主横梁、斜支臂的结构形式，圆柱铰支承。为增加闸门的整体刚度，主梁与支臂均为箱形结构。闸门两侧止水为“L”型水封，底止水为板型水封。闸墩顶部设有机械锁定装置。闸门支铰轴承采用自滑动轴承，设有常规注油油孔。闸门的操作条件为动水启闭，可局部开启。

每扇弧形工作闸门采用一套悬挂式双缸液压启闭机操作。启闭机启门力为2×3500kN，工作行程8.5m，液压缸外径Φ670mm，内径Φ560mm，活塞杆直径Φ280mm，杆腔计算压力19.6MPa，无杆腔计算压力1.0MPa。每套液压启闭机由单独的液压泵站控制，以保证闸门运行的安全可靠。油缸的上端铰支在闸墩上部的铰轴上，油缸活塞杆的下端与闸门下主梁两端后翼缘上的吊耳相连。在油缸的上下端吊头内均装有优质自球面滑动轴承，能满足油缸自由摆动，并可以消除启闭机或闸门由于安装等误差造成的对油缸的不利影响。为保证闸门在开启和关闭的过程中能平稳运行，油机的液压系统设有双缸同步装置。闸门及液压启闭机的工作状态可在电站集中控制中心显示，可现地或远方工作。

4 导流系统金属结构

枢纽左岸设置两条导流洞。1#导流洞进口底槛高程为EL.1408.00m，设置2孔2扇平面封堵闸门，孔口尺寸8m×19.5m（净宽×净高），设计挡水水头为96.0m，总水压力142000kN。闸门采用复合材料滑道支承，下游止水，在≤17.83m水头动水下门，最大提门水头为18.83m。

2#导流洞进口底槛高程为EL.1410.00m，设置2孔2扇平面封堵闸门，孔口尺寸8m×19.35m（净宽×净高），设计挡水水头为40m，总水压力49394kN。闸门采用复合材料滑道支承，下游止水，在≤20m水头动水下门， 最大提门水头为22.82m。

1#、2#导流洞进口封堵门的型式为平面滑动门，每扇闸门共分为7节制造、运输，在工地用铰轴连接。导流洞封堵闸门门槽为Ⅱ型门槽，错距100mm，错距比1：10，园角R50mm。

2#导流洞出口底槛高程为EL.1407.00m，设置1孔1扇平面钢叠梁闸门，孔口尺寸16m×16.8m（净宽×净高），设计挡水水头16.41m，总水压力32191kN。闸门采用滑道支承，上游止水，共分为6节制造、运输，采用临时设备静水下门，不考虑提门。

1#、2#导流洞封堵闸门各采用一台2×3600kN固定卷扬式启闭机操作。启闭机扬程40m。

5 结语

小水电站工作总结篇8

县十五水电农村电气化建设调研报告

阿“群芳争艳”兴大业—**县“十五”水电农村电气化建设纪实**彝族自治县位于云南省西部，大理白族自治州中部，全县设4镇7乡，65个村民委员会，1个居民社区，总人口100460人，总面积1957平方公里。点苍山横断山脉纵贯南北，漾江濞水奔流其境。大山云飞、长河腾浪、万壑争流、千峰竞秀，云海浪山与河谷粮川交织出壮丽的滇西高原雄姿。**县的气候为亚热带—温带高原季风气候，干湿季分明。受海拔高差、纬度跨径、地表起伏、植被状况等复杂因素的影响，区域性气候差异较大。“一山分四季”的垂直差异和“十里不同天”的水平差异均表现得十分明显。点苍山这南国大地上的娇子，不仅有着举世瞩目的魅力、惊天动地的博大气宇，犹有着极其丰富的自然资源。点苍山常年积雪、植被完好、水丰不竭，使漾濞县境内河流纵横深切，涧水湍流山间。**县境内水力资源极其丰富，有大小河流117条，均属澜沧江流域黑惠江水系，全县水资源总量12.6亿m3，其中地表水资源量10.27亿m3，地下水资源量2.33亿m3。人均占有水资源量1.28万m3，高于省、州平均水平。水能资源得天独厚，仅漾濞江、顺濞河、吐路河、雪山河、金盏河、劝桥河、紫阳河等7条主要河流水能理论蕴藏量就达45.21万Kw，其中可开发量26.42万Kw，占57.5。1958年**彝族自治县第一座水力发电站在河西建成投产发电，实现了彝县电力建设史上零的突破。1967年开始，先后由西洱河架设线路，由西洱河四级电站供县城、平坡、脉地等河谷地区用电。从八十年代开始，掀起了我县自办小水电站的高潮。在这期间相继建成了雪山河一级电站、雪山河二级电站、劝桥河二级电站和拱管电站。1996年国务院批准我县为全国第三批农村水电初级电气化建设县。结合村村通电工程，掀开了自治县电力建设新的一页。全县人民经过三年多的顽强拼搏，初步建成了以35KV输电线路为骨架，10KV配电线路为网络的电力建设新格局，建成了竹林寺、顺濞、太平三个35KV变电站，至此全县11个乡镇，65个自然村全部通电。1999年顺利通过省、州达标验收，被国家发展计划委员会和水利部认定为“农村水电初级电气化县”，获水利部全国第三批农村水电初级电气化建设县“先进集体”荣誉称号。初级电气化建设取得的成绩有力地促进了全县电力事业的发展。为了切实践行“三个代表”重要思想、树立科学发展观和忠实履行“执政为民”的宗旨，变资源优势为经济优势，**县委、县政府紧紧抓住国家实施西部大开发战略为中小水电发展提供的机遇，加快启动实施我县“十五”水电农村电气化建设，进一步加快电源、电网建设，把农村电气化建设作为促进县域经济发展与社会进步、农民脱贫致富的有效途径。县农村电气化领导组办公室及有关部门积极配合做好申报的各项工作，县电力公司编制出《漾濞水电农村电气化规划》，我县在省、州的关心支持下，被列为“十五”水电农村中级电气化建设县，全县电力建设又一次迎来了大发展的春天。新世纪、新征程，新一届县委、县政府不断深化对县情的认识，紧紧抓住国家实施西部大开发和新一轮扶贫开发两大机遇，不断加大产业、城乡、所有制三大结构的调整力度，继续打牢水、电、路、信息四大基础，实施水电推动式工业化、城镇化、可持续发展、科教兴县、非均衡发展五大战略。提出了坚持“以市场为导向，发展为主题，结构调整为主线，改革开放和科技进步为动力，大力发展循环经济，转变工业经济发展模式，抢抓机遇，开拓创新，与时俱进，加快推进新型工业化进程”的工业发展指导思想，按照坚持“两个依托”、“三个并举”，抓住重点地区、重点产业和重点企业三个环节，以水电开发为突破，培育壮大电力、冶金、化工、优势农产品精深加工“四大”骨干产业，充分利用水能资源丰富的优势，确定到20xx年把漾濞建设成为拥有装机40万千瓦以上的小水电大县。结合我县小水电开发快速发展的实际情况，我县及时调整充实了县电气化建设领导小组，还专门成立了小水电管理局负责全县小水电的合理开发和管理。根据《关于**县“十五”水电农村电气化规划报告的批复》，电力公司结合我县实际情况，提出项目更改申请，最终云南省水利厅以《关于大理州“十五”水电农村电气化建设项目调整的批复》核定：小春箐一级电站，小春箐二级电站，是电气化规划建设中的电源部分，但不作为电气化达标验收项目。平坡、脉地35千伏输变电工程和顺濞35千伏变电站增容、太平35千伏变电站改造等是达标验收的电网部分。并确定20xx年为“十五”水电农村电化建设规划基准年，20xx年为达标年。五年间，全县共新建19座小水电站，新增装机容量4.99万KW；总投资27047万元，至20xx年8月全县共有小水电站29座总装机容量26.26万KW。正在建设的有平坡、漾洱、沙坝、茅沙坪等8座电站，装机容量11.48万KW，可望于20xx年和20xx年投产发电；待开发的有六五河一、二级等10座小 水电站已完成规划工作，装机容量4.59万KW，目前正进行招商引资；桑不老、马尾水等11座总装机1.535万KW的电站，目前正进行项目勘测设计工作。水力变电力，为全县工农业发展提供了绿色、生态、环保的水电能源。在电源建设的同时，我县始终坚持电源、电网、负荷同步建设协调发展，加快电网的覆盖面，提高电网通电率，结合负荷的需求、电源点的分布情况，合理规划变电站布点，充分分析我县电网的现状和存在的主要问题，进一步优化电网结构，提高供电可靠率，提高供电质量。随着电网建设20xx年漾濞、顺濞110千伏和平坡、脉地35千伏输变电工程的竣工投入运行，极大地提高了县城、顺濞乡、平坡镇、脉地镇人民群众的生产生活用电质量和促进了工农业的快速发展，同时为今后漾洱、沙坝、茅沙坪等电站的并网发电提供了坚实的基础，顺濞35KV变电站主变容量增容改造的完成为今后顺濞工业园区的招商引资创造了优势条件。目前年用电量达3.7亿KW.h的大钢公司、跃进化工厂已在顺濞安家落户。完成太平35KV变电站保护改造，新建110千伏输电线路20.456公里，新增35KV变电容量17750千伏安，新建35千伏输电线路3.97公里；10kV及以下配网部分由一期农网改造、城网改造、各村社和各单位需求建设和异地扶贫搬迁几个大项组成，共完成10kV线路新建改造310.51公里，400V线路新建（改造）320.61公里，新增和更换高耗能配电变压器188台，新增容量10855kVA，解决4119户的通电，一户一表完成12919户。目前全县共拥有四个等级输、配电线路997.066公里，其中110KV线路4条70.956公里，35KV线路5条66.6公里，1OKV线路000条859.51公里。110KV变电站2座5台109500KVA，35KV变电站5座7台17300KVA，配电变压器490台24170KVA。网络的完善极大地促进了各项事业的发展，带动了彝县经济的腾飞。巨额的投入、丰厚的回报，**县电气化建设的成就为青山添绿、使碧水生辉，至20xx年8月**县“十五”水电中级电气化县建设共投资0000万元，其中：中央投资0000万元(含电气化专项资金00O万元，一期农网改造资金0000万元)，省、州及地方电气化资金000万元，贷款0000万元，其他资金000万元，企业自筹000万元。目前，全县11个(镇)乡65个村委会通电率为l00％，户通电率为98.5％；合格通电户25194户,合格户通电率95.5％；新增通电户数4119户；人均用电量438.85KW·h；户均生活用电量353.96Kw·h；以电代燃料6906户，占总户数的27％；高压网损率8.5％，低压线损率11.6％；主要发电设备完好率100％，其中一类设备97％，输变电主要设备完好率l00％，全县供电可靠率达00％。县电网电压合格率为00％，发、变电设备年平均事故率分别为000次／台．年和00次／台．年，农村水电提供电量比重99.4％，农村水电行业劳动生产率增长率和年净资产收益率分别为14％和21％。一通电、富连片。不断扩大的电网覆盖面，一改以往人们照明用火把、煤油灯，煮饭烧水用柴禾、煤炭，碾米磨面用畜力的历史，现今彝家山寨撒落夜明珠！农村照明、家庭作坊、大型泵站、机械化碾房处处体现出电气化建设的成果。极大地解放和发展了生产力，仅累计转移农村劳动力一项就由基准年的0万人增至达标年的0万人。电气化是人类社会文明的标志，是一项造福于民的“民心工程”、“光明工程”和“幸福工程”，是贫困山区脱贫致富奔小康的有效途径。电气化建设和农网改造的实施大大提高了农村供电质量和保证率，使广大人民群众用上了“放心电、安全电、明白电”，尤其在电价上每年大约减轻农民的电费负担90多万元左右。农民人均纯收入由基准年的1211元增至达标年的1467元，农村群众生活水平明显提高。山区人民也享受到电力带来的光明和快捷，“满天星斗下凡尘”已不是坝区的夜景，昔日“伐薪烧炭”的生活方式得以改观，广大农村山区呈现出一派“家家户户电灯亮、村村寨寨机器响”的欣欣向荣的景象。人和自然和谐发展，“山清水秀，花香鸟语”的自然环境又重现眼前，全县森林覆盖率由基准年的45.5％增至20xx年的68.8％。明亮的灯光，精彩的电视画面彻底改变了山区人民日出而作、日落而息的生活方式，不仅丰富了人们的文化生活，也利于山区人民及早了解党的方针、政策和重大举措，利于各项政策、措施的落实，对普及科学文化知识，加强农村精神文明建设，改变贫困地区落后面貌，缩小城乡差别、保持社会稳定、不断改善教育教学条件创造了不可估量的作用，为自治县各项事业的腾飞奠定了坚实的基础。电力兴带动百业旺。正如县委书记**所说：“**县过去靠水电起家，现在靠水电当家，将来靠水电发家”。随着电气化水平的不断提高，电力除单一地满足人们抽水灌溉、烧水煮饭、碾米磨面外加速了第二、第三产业的发展。便捷的用电环境为引进外资企业落户**提供了充足的电力供应，便捷的用电环境为雪山清酒厂、核桃乳厂等一批老企业提供了充足的电力供应，同时促进了新企业落户漾濞。20xx年漾濞县国内生产总值将达0000万元，财政收入将达0000万元，比基准年有大幅增长。漾江奔流、百业兴旺，**水电事业如雨后春笋般崛起，源源不断的绿色能源在县域经济的腾飞中发挥着先导产业的作用，促进了边疆少数民族地区的发展和稳定。辛勤的耕耘已结出了累累硕果，新的征程已经开始，“百尺竿头、更进一步”；电气化建设是一项十分艰巨而光荣的任务，肩负使命的漾濞县各族人民，将以党的十六届四中全会精神为指导，紧密团结在以胡锦涛为总书记的党中央周围，牢固树立和落实科学发展观，进一步发扬优良传统，勇挑重担，认真做好电力发展规划，促进电网、电源协调发展，为地方经济社会协调发展做出新的更大的贡献。“今日长缨在手，何日缚住苍龙”。随着一道道银虹穿越崇山峻岭。飞架蓝穹，把光明和希望带到了古老而宁静的山寨，彝家人将用勤劳的双手描绘核桃之乡的锦绣前程，自治县将以崭新的姿态迈向辉煌的明天！