水电站市场发展精选(十四篇)

序言：作为思想的载体和知识的探索者，写作是一种独特的艺术，我们为您准备了不同风格的14篇水电站市场发展，期待它们能激发您的灵感。

篇1

关键词：欧洲 开拓市场 水电发展 创造 机遇

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。转贴于 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。

例如：在2000和2001年，西班牙最大的电力公司Endesa寻求合并Iberdrola——西班牙最大的水电商，Endesa/Iberdrola表达了其雄心勃勃的进军欧盟和拉丁美洲市场的计划。但是，2001年2月，合并计划失败了，因为西班牙政府要求合并的新公司必须淘汰大量落后的生产设备以有利于竞争，这将造成巨大的成本支出。

篇2

关键词：市场 水电发展 机遇

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。

例如：在2000和2001年，西班牙最大的电力公司Endesa寻求合并Iberdrola——西班牙最大的水电商，Endesa/Iberdrola表达了其雄心勃勃的进军欧盟和拉丁美洲市场的计划。但是，2001年2月，合并计划失败了，因为西班牙政府要求合并的新公司必须淘汰大量落后的生产设备以有利于竞争，这将造成巨大的成本支出。

篇3

【关键词】电厂;水处理;发展

0 前言

目前电厂的水处理设备数目都比较多，设备系统也较为复杂，不论是在控制还是管理方面都有一定的难度，随着电厂的不断扩大完善，水处理设备也在各方面都有一个比较大的改变，专业技术人员也提高了其相应的工作能力，但是关于化学水的处理方面一定要严格，一点都不能放松。

1 化学水处理的管理方式和特点

1.1 化学水处理的现有管理方式

随着科技的不断进步，大型电厂也在日益增多，电厂中的化学水处理系统也越来越复杂，由于电厂化学水处理系统控制设备比较多，在一定程度上对于管理者来说其难度系数有所增加，管理工作也不容易开展。传统的化学水处理系统都是分别在自己的控制室工作的，且每个系统的工艺都不尽相同，因此每个控制室都会有三名左右的工作人员，由于控制单元都是在各自的控制室里，所以当控制设备较多时，电厂水处理系统的管理程序就显得纷乱复杂，每个人控制的区域也是有限的，这样不仅疏于管理，且管理人员的工作负担也会增加。随着科技实力的增强，电厂化学水处理系统也发生了一些新的变化，由于传统管理方法的局限性，改革是势在必行的， 新的仪表、新的工艺凸显出来的优势是传统工艺所不能比拟的，但是这些仪表和工艺仍旧是需要具有专业水平的工作人员来操作的，而目前化学水处理系统的工作人员在专业技术上仍然是有一定缺陷的，由于工作人员专业技术水平的限制，使得新系统的功能没有得到充分的发挥，不能很好的完成仪表分析这项工作，当然，这也不排除有些工作人员是因为责任心不强而造成工作效率不高，总而言之，面对传统的化学水处理系统，相对集中的综合化控制模式一定会成为未来时候的发展模式，而现在我们要做的，就是提高自己，使未来尽快到来。[1]

1.2 化学水处理呈现的特点

在科学技术不断进步的前提下，电厂的技术也在不断进步与发展，水处理的设备、生产、方式、工艺、监测方法等方面也都有了新的变化，则必然存在新的特点。相比于传统水处理系统设备的各自控制所带来的不便将水处理系统设备的布置及生产趋于集中化是很有必要的，水处理系统设备的分散布置不仅会降低整个系统的管理效率同时也增加了工作人员的负担，更致命的是，这种布置方式无法适应电厂水处理系统的发展。因此，对于水处理设备的布置及生产的集中化控制管理是改革中必须要做的。水处理系统包括了很多的处理设备：净水预处理、锅炉给水处理、凝结水精处理等，这是一个非常复杂庞大的系统，如果想要改变传统形势中他们各自占用一个控制室的情形，对这些设备进行集中化的管理，就要保证新的系统能够使他们处于一个空间内，这种集中化的管理不论是在节约空间、设备成本还是对于工作人员的统一管理都是有很大的好处的，另外，对于传统设备来说，他们是各自工作、互不影响的，但是这样如果一个机器出了故障则可能很久之后才会发现，不利于系统的工作，对于水处理设备集中化的改革还要改变这种传统的各个系统各自工作的情况，要把所有的设备系统都统一的控制管理，使其成为一个整体，这样就可以及时发现故障机器还可以集中的控制管理水处理系统。[2]除了集中化的系统管理之外，对于水处理的工艺也需要跟着时代的进步而进行一些改革，传统的单一处理方式已经适应不了现代化的管理设备了。随着高科技的发展利用，水处理工艺的处理手段和处理工艺也实现了多样化的发展，比如说电渗析技术，可以用于食品，轻工等行业制取纯水、电子、医药等工业制取高纯水的前处理。先进的水处理工艺不但在水处理系统的运行中省去了很多复杂的工序，而且还能够有效的保证水处理系统的运行效果。在现代化发展中，节能环保的理念已经深入人心，随着环境保护意识的不断提高，在水处理过程中，尽量减少污染也成为了一个必然的趋势，在水处理的过程中，应该尽量的少排放和少清洗，尤其是对于用水量巨大的电厂来说，在全球水资源都告急的情况下，合理的利用水资源以及水资源的循环重复利用也成为可其当务之急。电厂的水处理必须统一一个准则并且长期坚持，否则局面就会极度混乱，而且电厂水处理系统本身就很庞大，稍有闪失就会造成巨大的环境污染，后果不堪设想。

2 化学水处理的趋势及其改善方法

2.1 化学水处理方式的发展趋势

随着我国电厂不断地发展深化，化学水处理系统也随着发展趋势不断地向可持续发展方向发展。就处理系统而言，从传统模式到现在集中化管理模式的发展过程中可以看出，化学水处理设备的系统正在一步步的进行简化，相比于过去，现在的设备系统已经紧凑了很多，电厂化学水处理系统集中化的发展不论是在排除故障还是在安全性上都有很大的优势。采用集中化管理模式之后，既可以实现对各个环节的有效控制，又可以统一控制设备工艺，同时可以实现对水处理系统的运行监测，这样一来工作人员就能够在第一时间对于故障机器进行检查和修复，大大的降低了水处理系统的运行风险，降低了其运行过程中因局部故障引发事故的机率，使设备的安全性有了极大的保障。设想于未来的发展，水处理设备系统一定会更加的简化、简便。使得庞大设备的集中化表现的更加突出。关于化学水处理的工艺，也会在努力提高电厂效率的同时采用更集中的操作及监控方式。另外，随着我国国力的不断提升，科技的不断进步，水处理系统也会越来越智能化，从传统的手动到现在的半自动以及以后的全自动，这些都不是梦想，我们完全可以通过我们科技的进步来实现这一伟大设想。可持续发展是我国实现社会主义现代化的基本方针，同样，电厂的水处理系统也必须走可持续发展道路，在绿色环保方面，电厂仍有很大的进步空间，电厂的高效率、高效益都必须建立在绿色排放的基础上，否则，电厂很难有存在的空间。

2.2 化学水处理的有效改善方法

水处理系统改革之后，集中化的管理能够有效地进行控制各个设备，在传统的水处理系统中，因为设备工艺的不同，在控制上并未取得理想的效果，在未来的发展中，对于设计工艺会重点改造，适当的增加一些控制阀门使得各自独立的系统能够在一定程度上成为有联系的一个整体，这样就可以实现水处理系统设备的同一控制。另外，目前利用氨和联氨的挥发性在水处理运用上较为广泛，但是这种方法存在一些缺陷，只适用在新建机组，针对这种情况，需要合理运用加氧技术，可以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。随着电厂的发展，目前绝大多数高参数机组设有凝结水精处理装置，这些设备大多都是进口的，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，所以不论是从绿色环保还是经济角度考虑实现氨化运行都必将成为今后发展的方向。

3 结语

虽然随着科技的进步，我国的电厂取得了一定程度上的进步，但是相比于发达国家的电厂现状，我国电厂还是存在着很大的上升空间，我们所要做的，就是在管理和控制上狠下功夫，在零排放的前提下，实现高效率和高效益，在国际竞争市场上，占有自己的一席之地。

【参考文献】

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关键词:红石电站 轴流定桨 转轮 更换

一、概况

红石水电站水轮机型号为ZDA190-LH-600;发电机型号SF50―56/9000,立式半伞型。其主要参数为:最高水头25.6m;最低水头22.8m;额定转速107.1r/min;额定功率51.55MW;设计水头23.3m;设计流量251m3/s;飞逸转速240 r/min;吸出高度-4m;最高效率91%;叶片数5;叶片安放角8°;水轮机转速上升率50%;蜗壳最大水压值0.4MPa;叶片法兰直径1100mm;叶片法兰端面中心距800mm;叶片法兰把合螺钉分布圆直径d=850mm;导叶高度2400mm;导叶分布圆直径:7000mm。

基于转轮叶片裂纹的严重状况已威胁到电厂的安全生产,经反复研究决定,红石3号机组开展A级检修更换转轮,已彻底解决转轮叶片裂纹所带来的不安全因素。

二、转轮更换过程分析

1、新转轮的设计数据来源

新转轮还是由哈尔滨电机厂设计生产,与原转轮型号一致,但值得注意的是设计中某些数据必须要在现场实测后才能做为设计选型的主要参考依据。要想获得这些数据,首先是按照机组扩修过程进行水轮机的分解。分解过程中作为作业班组一定要记录好机组的某些原始参数,比如水导瓦间隙;顶盖水平;接力器水平;主轴密封上下密封板加垫厚度等,这里还要提到的是导叶上下抗磨板间隙也需要测量,此次分解按惯例没有测量,这在后续问题中会再次提到。这些数据对于更换新转轮后的安装工作是必要的参考。

2、新转轮叶片的组装

这个过程中要注意以下几个问题:

1)各部件的检查要仔细。其中包括叶片与轮毂安装的法兰面一定要没有高点和任何颗粒,防止叶片安装后存在间隙;轮毂上叶片螺钉孔要清洁完好没有毛刺,最好要用丝锥弓过并用砂纸轮打过然后喷洒清洗剂(755);处理叶片联结螺栓、螺钉、螺帽及销钉,因运输等原因螺栓、螺钉及螺帽的螺纹有磕碰现象,要用三角锉等工具将螺纹处理好,防止最后出现研螺丝现象;处理好螺栓、螺钉与叶片轮毂的配合面,防止出现高点影响螺栓的拉伸。

2)采用一钩三链方式安装叶片。在足够吊重的天车勾上挂三个导链,然后分别利用叶片吊装专用工具将三个导链挂在叶片枢轴螺孔上、叶片进水边和出水边的适当位置,最终使叶片吊起平稳,并实现水平及圆周方向的位置可调。

3)要考虑叶片的安装顺序。叶片与轮毂的配合是一一对应的关系,因此首先是找准叶片序号,然后在任意安装一片后要采取隔一片安装的方式进行。这样是防止转轮出现偏重而倾倒现象。

3、泄水锥的安装

此次新转轮在泄水锥的安装过程中也出现了一些问题。按照常理首先是要检查处理好泄水锥与轮毂联结法兰面,防止高点出现。然后将联完主轴的转轮吊起落向立在平地上的泄水锥,找准方向后落下对称穿入4―6颗螺丝旋紧再吊至检修机坑内进行其它螺丝安装。但值得注意的是联结螺丝的长度与轮毂法兰面螺丝孔的深度要事先测量准确,是否存在螺丝过长或螺丝孔深度不够而配合不好的问题,如果存在就得设法解决,要不然螺丝拉紧度不够可能给以后的运行留下安全隐患。解决的方法可以是将螺丝两端各截去一段已达到合理的长度,但因螺丝本来不算太长,(这里是220mm)截断是不可恢复的,为了保险起见我们采用了加垫片的方法。垫片的大小规格及数量都是根据螺丝规格及螺丝孔深计算出来的,所有螺丝加的垫片规格和数量都是相同的,以防出现破坏转轮静平衡现象。还要注意在螺丝全部打紧后螺丝帽及垫片都要用电焊电焊牢固,防止脱落。

4、蜗壳底环问题处理

当顶盖落回机坑,螺丝打严之后测得12号到16号导叶端面无间隙,再测得抗磨板间隙远远小于理论值。这样导致导叶无法开关,个别导叶套筒也回装不上。重新分解底环灌浆,从理论和现实上都不能允许,因此排除了这个方法。下一个方法就是如何将鼓起的底环尽量恢复使导叶端面能够产生合理的间隙值,而又能让底环不再弹变。经水工水平仪测得数据实际鼓起部位的高度可达3mm之多,而要光在顶盖与坐环间加垫是不够的。因此经厂里有关部门慎重考虑研究,先将顶盖落回通过导叶将鼓起的底环尽可能地压下去,然后将鼓起部位的底环与座环间间断性焊接(隔100mm焊200mm),再用400mm×30mm×50mm的立筋沿水流方向在两导叶间焊在底环与座环上(注意不要影响到导叶的全开和全关)。然后又将顶盖吊起在顶盖与座环间加了1mm紫铜垫。

三、结束语

此次白山发电厂红石电站转轮更换工程解决了电站因机组运行时间长导致

转轮叶片裂纹带来的安全隐患,为机组的安全稳定运行提供了可靠保证,并且为白山发电厂的安全生产奠定了坚实的基础,同时为我国水电机组出现此类情况处理提供了宝贵经验。

参考文献:

[1]白山发电厂.水轮发电机组运行规程,企业标准,Q/1511.2004.

[2]白山发电厂.机械设备检修规程(红石站),企业标准,Q/1511.10506―2005.

[3]丰满水电技术学校 白家骢主编. 水轮发电机组检修工艺.北京:电力工业出版社出版,1982年1月

[4]东北水利水电学校 于兰阶主编. 水轮发电机组的安装与检修.北京:水利电力出版社出版,196年11月

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关键词：电厂　化学水处理技术　应用　趋势

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) .

[2]郝庆,黄甫怀阳. 火电厂化学水处理技术进展与应用探讨[J]. 机电信息, 2010,(18) .

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关键词：电厂 化学水处理 特点 趋势

中图分类号：TM621.8 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2013）02（a）-0150-01

1 电厂化学水处理系统的管理体制现状

（1）电厂化学水处理系统控制设备比较多，增加了管理难度和管理工作负担。大多数化学水处理系统都有各自的控制室，而且工艺系统大都是单独设计的，每个控制室都配有三名左右的运行管理人员。由于控制系统是单独设置的，控制设备繁多，这就使得电厂水处理系统的管理工序复杂，控制区域比较分散，这就增加了运行管理人员的工作负担。

（2）随着电厂化学水系统的改革，新仪表、新工艺开始被越来越多地采用。但是这些仪表和工艺都需要具有专业水准的人来操作，而当前水处理系统人员配备仍存在“短板”，人员的技术水平有限，不能很好地胜任仪表的分析检测工作，或是责任心不强，造成工作效率不高。

2 电厂化学水处理系统正呈现出以下特点

（1）水处理系统的设备布置及生产控制日趋“集中化”。水处理系统设备布置及生产控制的分散，不但不利于整个水处理系统的管理效率的提高，也会增加管理人员负担。同时，这种分散布置和分散控制也不能适应电厂水处理系统的发展趋势。因此，必须要加大对水处理设备布置及生产的集中化控制管理。首先，加大对水处理设备的集中化布置，水处理系统是一个极为复杂繁大的工程，它包含很多处理设备，包括净水预处理、锅炉不给水处理、凝结水精处理等，要改变过去这些设备“各自为营”的布置局面，就要对这些设备进行集中化布置，确保其处于一个紧凑、立体的平面内。这种集中化布置不但可以节省大量的电厂厂房空间，节约成本，而且更便于管理人员实施统一管理。其次，要实施对水处理生产过程的集中化控制，要改变过去各个系统各自工作运行的局面，要把各个系统合为统一的控制管理系统，这样不但可以及时发现水处理系统运行中的故障，还可以集中监控水处理系统的运行情况。

（2）要采用新型的水处理工艺，要实现处理手段和处理方式的多样化。随着经济的发展和高科技技术的利用，水处理系统工艺也发生了极大的改变，传统的水处理工艺已经不能满足大规模电厂水处理的需求，因此，必须要采用先进的工艺，更好地进行电厂的水处理工作。比如可以采用膜处理技术来处理水质，采用先进的化工材料技术来处理各种水问题。采用多样化的先进工艺不但能够极大地省去水处理系统的各种繁杂工序，而且能够保证水处理系统的运行效果。

（3）电厂化学水处理系统的水处理要以循环利用为目标，要坚持“环保为本”。电厂水处理系统必须要坚持一定的准则，不然的话就会让水处理工作陷入“无头苍蝇，到处乱撞”的局面，而且电厂水处理系统关系重大，稍有不慎可能造成环境污染，后果严重。因此，水处理工作必须要以保护环境为前提，要做到“绿色处理”，要实现污染物的零排放，要力保不污染环境。同时，水处理系统应该以循环利用为目标，要节约利用水资源，提高水资源的利用率，这才是实现电厂可持续发展的重要途径。

3 电厂化学水处理系统的综合化发展趋势

（1）电厂化学水处理系统将实现对各个设备工艺的简单有效控制。传统的水处理系统中，因为采用不同的设备工艺，因此在控制上往往显得“有心无力”，无法准确把握各个设计工艺的联系点，因此工艺控制效果并不理想。而水处理系统的未来发展首先将会注重对设计工艺的改造，会增加一些手动控制阀门，让各个系统之间成为有联系的统一体，这样就能实现对各个水处理系统设备工艺的同一控制。其次，可以实现对水处理系统加药工艺的先进控制，比如随着高科技的利用，变频技术和计量泵等加药装置将会被逐渐应用于加药工艺，这样可以实现加药工艺的高效自动化，有利于减少传统加药工艺过程中的浪费现象，可以极大地将低加药成本。

（2）电厂化学水处理系统将实现监测技术的自动化和科学化。当前，水处理系统的监测技术还处于初级阶段，不能很好地实现对整个电厂水处理系统的监测功能，而未来水处理系统的监测技术将会实现这样的功能，利用微机技术完成监测工作，它可以定期对水处理系统进行监测，并能准确记录监测数据，并滚动显示监测数据，让管理人员一目了然。同时，根据这个结果可以自行对水汽过程进行调节，并可以自动报警，便于管理人员在第一时间进行处理

（3）电厂化学水处理系统综合控制系统的发展可以有效地排除故障，具有较高的安全性。采用综合控制系统以后，既可以实现对各个环节的有效控制，又可以统一控制设备工艺，同时可以实现对水处理系统的运行监测，这样可以让管理人员在第一时间对故障进行检查和修复，避免事故扩大。可以极大降低了水处理系统的运行风险，降低了其运行过程中因局部故障引发事故的机率，可以保障设备的安全运行。

（4）电厂化学水处理系统的综合控制系统具备较高的经济效益。化学水处理系统具备较高的经济效益，这一点是任何其他单一的化学水控制系统无法比拟的。首先它可以实现对各个设备的统一监测，集中控制，这样就省去了各个控制所产生的浪费，可以极大地节省运行成本。比如在没有应用综合控制系统以前，化学水处理系统各个设备都需要大量的人员进行日常管理和维护，而综合控制系统应用以后，由于其具备集中控制、统一监测功能，不需要配备大量的人员进行监测工作和控制工作，既减轻了工作人员的工作强度，同时还减少了人员投入。除此之外，综合控制系统的实现、局域通信网的应用等都极大地减少了电缆及安装的基建投资费用。

4 结语

综上所述，目前，电厂化学处理系统的发展和应用中还存在管理和控制等方面的问题，而采用综合控制系统可以实现较好的经济效益，是电厂化学水处理系统的未来发展趋势，将会极大地提高电厂化学水处理系统的效率。

参考文献

[1] 许阳.PLC控制在电厂化学水处理系统中的应用[J].科技情报开发与经济，2010（22）.

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关键词：水电站进出口流道方案

中图分类号：U665文献标识码： A

一、工程概况

五里牌水电站位于湖南省潇水中游，双牌县与永州市分界处，枢纽坝址位于陶家渡，厂址位于五里牌镇江边奉家村，坝址与厂址间河道长约10km。电站厂房装2台灯泡贯流式水轮发电机组，单机容量22.5MW，平面尺寸为58.2×33.2×45.1m（长×宽×高）。厂房进口流道和尾水流道均为由混凝土浇筑成型的方圆变化的曲面流道。

厂房进口流道进口为矩形，进口底板高程100.22，顶部高程111.78，宽度为10.68m，为方转圆水工曲面。厂房尾水流道为圆转方水工曲面，上游接尾水钢衬管，下游渐变为方形出口。出口底部高程101.05，顶部高程110.05。宽度9.9m。流道截面如图所示：

二、流道模板、模架的制作

1、流道模板施工工艺流程

流道模板施工工艺为：放样模架钉面板刨光钉宝丽板

流道曲面段模板的制作在工地木工厂场内加工，主要采用方木制作拱架，按照75cm间距拼装，采用4cm厚木板作为面板，钉在拱架后再刨光成型，然后钉上宝丽板作为模板光面。

2、流道结构

流道拱架采用方木拼装，方木采用12cm×12cm松木，模板采用厚4cm杉木板。分段组合成圆弧段，每榀拱架间距75cm，考虑直段模板采用P6015组合钢模板，即一块钢模板（长1.5m）刚好拼装在3榀拱架上。五里牌厂房每台机组尾水流道共有32榀模架，进口流道10榀模架。

圆弧段拱架示意图

施工时要求拱架左侧面和右侧面下弦之间的距离相同，顶拱的下弦成水平，以方便支撑件的安装。

流道模板模架在厂内拼装好，验收合格后，按顺序进行编号，然后拆至工地现场拼装，现场拼装时，模架内部直段部分采用自锁式钢管脚手架搭设排架。

3、流道加工放样

流道加工放样由专业测绘人员实施。流道矩形断面渐变为圆形断面由四个斜圆锥面和与之相切的四个平面组成。采用Auto CAD制图软件按照1:1比例绘制流道单线图，拱架布置图，然后应用画法几何原理，确定流道锥面半径，每榀拱架弧段半径、弧长，直面段长度等参数。

4、流道直面段模板

流道直面段模板采用P6015组合钢模板进行拼装，采用钢模扣锁定模板，在上一层混凝土预埋拉钩，采用拉筋和方刚斜拉固定钢模板。施工按照模板施工规范要求。

5、流道现场拼装

经木工厂加工验收合格后的流道模板、模架，按顺序编号后，拆除运至现场拼装。在现场由测绘人员放样出每榀模架的位置，流道中心线位置、平段转弧段位置等。

现场施工人员按照拱架编号顺序安装模架，设置临时支撑，临时支撑要求牢靠，防止变形和倾覆。按照编号钉木面板，面板要求按照放在模架上的测量样线拼装，拼装时主意防止顺序错误或位置偏移。面板拼缝要求紧密，拼装要求牢固。

安装好面板后，采用钢筋拉杆将模架背后的桁架斜拉在预埋的拉钩上。然后在面板表面拼装宝丽板，拼装时，要求保证宝丽板紧贴木面板，平顺连接，钢钉均匀布置，防止翘曲或不平整。

拼装完成后，由测绘人员采用全站仪和水准仪进行检查，对流道的位置、平顺度进行校核，并对不合要求的地方进行调正。

三、安全质量保证措施

（1）模板支架必须根据流道混凝土龄期强度来判断是否可以拆除。现场可根据同条件养护混凝土试压件的强度，及相关规定来决定是否拆除模板支架。

（2）拆架时应划分作业区，周围设警戒标志，设专人指挥，禁止非作业人员进入。

（3）拆架程序应遵守由上而下，先搭后拆的原则，并按一步一清原则依次进行。严禁上下同时进行拆架作业。

（4）拆除时要统一指挥，上下呼应，动作协调，当解开与另一人有关的结扣时，应先通知对方，以防坠落。

（5）拆下的材料要徐徐下运，严禁抛掷。运至地面的材料应按指定地点随拆随运，分类堆放，当天拆当天清。

（6）输送至地面的杆件，应及时按类堆放，整理保养。

（7）严禁夜间拆除。

（8）模板支撑脚手架支搭完毕后，经项目部安全员验收合格后方可敷设模板。任何班组长和个人，未经同意不得任意拆除脚手架部件。

（9）严格控制施工荷载，脚手板不得集中堆料施荷，施工荷载不得大于3kN/m2，确保较大安全储备。

（10）部件模板和钢筋须清除干净，模板内面涂刷脱模剂，混凝土浇筑作业须连续进行，如因故中断，其中断时间小于前次混凝土的初凝时间。

结论：进出口流道模板处于电站厂房特殊部位，结构形式复杂，本模板施工方法顺利通过监理与业主的审核，虽然安装所需时间较长，对测量放样要求较高，但模板可以重复使用，经济效益好。通过工程技术人员认真设计、制作、安装，模板拆除后混凝土外观平整，曲线圆滑，一次性通过验收，满足了五里牌水电站的工程需要。

参考文献：

[1]常焕生,梁世泰. 水利水电工程模板技术[J]. 水利水电施工,2006,04:52-60.

[2]贾琴梅. 可调半径弧形模板在某工程中的应用[J]. 工程建设与设计,2009,05:44-47.

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【关键词】化学水处理系统；电厂；综合控制；研究

前言

随着很多电厂的生产规模不断增加，化学水处理系统的作用也越来越重要，控制系统也变得越来越复杂。对于电厂的化学水系统而言，相对集中的综合化控制模式将是未来发展的趋势。使用这样的控制系统可以使得电厂减员增效，提高企业的生产效益，确保电厂的安全生产，全面提升电厂的自动化水平。

1、电厂目前化学水系统现状

1.1分类情况

大部分电厂按系统功能一般包括：净水预处理、反渗透预脱盐、锅炉补给水处理、凝结水精处理、汽水取样监测分析、化学加药系统、综合水泵房、循环水加氯、废水及污水处理等系统。许多电厂因为原水质差别或设计的要求不一，没有净水或反渗透或废水处理等系统。

1.2生产管理体制状况

传统的化学水处理系统设计包括了中控室，并配有专门的运行人员。由于控制的设备比较多而且分布的区域分散，使维修和巡检的工作量非常大。由于化学仪表的更新和发展速度快，而仪表操作和技术人员水平低，具有的责任心相对不足，除此之外，进口的仪表缺乏一定的备件等问题，造成了分析仪表准确率低等问题。

1.3结构特点

（1）落后的继电器控制方式

有很多电厂是在20世纪70、80年资兴建的，每个化学水子系统的设计都比较简单，而且监控设备的监测范围比较小。顺控的方式比较落后，因此。可以获得的监测数据信息量非常少，设备也非常容易损坏，也给运行和维护带来很大难度。

（2）小型PLC和盘操共存模式

到了20世纪90年代中初期，经过多年的发展和进步，PLC技术已经逐渐成熟，并且被电厂的顺控领域所广泛的应用，电厂的监测设备控制也由手动方式转换为自动方式。但由于当时技术条件和水平的限制，采用的上位机速度也不快，监控软件的画面非常的单一，获取的信息量也比较少，缺乏信号报警等高级功能。

有的电厂开始采用在线仪表自动加药装置，取得了很好的效果，但存在着一些问题。例如，网络联机的扩展性能较差，仪表维护起来很困难。因此，这种控制设备使得监测信息不足，造成了仪表的应用混乱等不良影响，使得运行和维护的工作量仍然很大。

（3）化学水子系统的2级控制模式

到了20世纪90年代中后期，由于前期的技术和经验积累，研究人员不断的改进和提高，控制系统逐步改进和完善，成为2级控制结构，包括CRT与PLC控制。很多原有电厂开始进行改造，将原有的控制系统改造为全CRT监控、PLC热备的双层结构。这种组合的监控方式对电厂的化学水处理有很多益处，极大地提高了电厂处理的自动化水平，但仍存在着一些问题，例如自动功能组没有达到合理和完善，化学水处理的每个子系统比较分散等缺点，对于达到减员增效的实际效果是很不利的。

2、化学水控制系统的改进发展

2.1主机DCS扩容和辅机DCS发展的影响

随着主机DCS的发展需要，应用范围已经从传统范围进行了扩展， DEH及电气保护等系统都得到了应用。从投资、安装、调试、运行、维护等多个过程来看，对于化学水控制系统来说，不宜进入主机DCS。从主机DCS设计的原则上来说，化学水处理的子系统I/O和CRT画面已经超出了合理的范围，容易造成整机的控制系统出现成本和造价过高的问题，并对主机DCS形成安全威胁。

辅机DCS发展也不能从根木上解决化学水系统的问题。化学仪表就是一个很难解决的问题，在线工作的准确率和可靠性就是最大的障碍，除此之外，化学水处理系统的功能组还没有达到合理的完善，因此，仍需专业人员定时巡检设备，进行设备的启停和加药、等一系列工作。可见，化学水系统仍需作为一个独立的集控区存在。

2.2新的机制改革的冲击

目前，随着电厂改革的不断深入，电厂要求要改变传统的值班及维护方式，向单元集中控制方向发展。电厂的检修也改变了原有的招标方式，一切进行外委。随着电力工业的不断，要求电厂要达到安全满发的目标，还要合理的降低电厂设备运行和维护费用，缩短设备等的检修时间，提高生产设备的使用年限，科学有效的使用电厂的资源，大幅提高效率。电厂为适应发展的要求，进行化学水综合控制是较为经济合理的。

3、化学水综合控制系统是发展的有效选择

3.1化学水综合化控制可达到完善的控制工艺

（1）控制工艺

原有的化学水处理各系统的可控设备采用的设计不够合理，因此，要在改造工艺上进行创新，可以选择增加电动门或气动门的方式，完善各个子系统以及它们之间的联系和功能。

（2）加药工艺

原有的加药点和加药方式设置的不够合理，需要进行很好的改进，可以采用先进的自动加药装置，统一进入PLC进行控制加药，提高自动加药水平。

（3）监测参数

重新按综合系统考虑各子系统测点及监测参数的合理性、可靠性及准确性，优化国产和进曰仪表的使用，使化学水系统在线监测的工艺参数可靠而经济。

3.2通信网络的适用性

各PLC厂商为适应未来联网需要，开发出具有多种解决方案的网络模式，可根据电厂各化学水系统的不同，进行相应的综合化控制配置方案。对各化学水子系统不同厂商的PLC产品和相应的通信协议，可采用网关技术或专用以太网卡进行联网，将化学水集控化；针对各子系统采用同一家PLC厂商的产品，通过厂家局域网的方式，使化学水集中化。

3.3控制系统具有较高的安全性

由于综合控制系统全部采用PLC.硬件的平均故障率大大下降，同时由于控制功能、运算功能等模块化消除了由于连线不当或接触不良引发的事故。综合系统完善的自诊断功能使维护人员及早发现设备故障，从而缩短设备平均修复时间，提高利用率。

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论文摘要:结合山口水电站发电厂房工程监理实践,以合同管理为主线,从质量(主要讨论分包管理)、进度、投资等几方面进行了简要论述,总结了厂房监理中宝贵经验,工程从开工建设至全部完工,圆满地实现了工程建设预定目标。 

 

1工程概况 

 

山口水电站工程是新疆某河流干流梯级开发的最末一级,主要承担发电任务,其次是反调节任务。工程规模属大(2)型,工程等别为ii等。电站厂房、尾水渠等其它永久建筑物的级别为3级。厂房采用坝后式布置,由主厂房、副厂房和开关站组成。采用3台机布置方案,总装机为3×47mw,单机流量157.30m3/s。 

 

2建设工程监理 

 

水利工程施工合同具有合同标的不动产,受自然条件、地质水文条件、社会条件和人为条件等多方面影响,施工周期长、结构复杂、体积大、工作量大、用材量大以及合同在履行过程中涉及的主体非常多的特点。作为山口水电站监理部发电厂房分部在施工合同的项目管理中,将三控、两管、一协调的工作贯穿始终,通过对施工合同全方位管理,较好的实现了工程预定目标。本文主要从以下几方面对工程监理过程中取得的经验进行总结。 

2.1合同责任的监管监理工程师在执行监理工作中,如果发现施工合同的各文件之间出现矛盾时,严格按照国家建设监理的有关规定,对业主和承包商的权利与义务进行合理的解释,并做好双方的协调工作,发挥监理的指导作用。山口水电站发电厂房监理部严格执行以下原则:一是检查承包合同是否符合合同法相关规定,若与合同法条款规定相抵触,建议业主对条款予以更改,使之符合合同法规定;二是监理工程师在执行解释时,要按照合同文件的先后排列顺序,有序安排,防止忙中出错;三是监理工程师对文件之间的歧义的解释,不能随意修改文件中原定的双方应承担的责任和义务;四是对于固定总价承包项目,严格按照总价予以结算,不再吸纳各方提出的任何主客观理由,实属各方应承担的风险范围;五是对于合同规定模糊之处,执行大局利益和业主利益等方面周全考虑,协调好多方面的关系。 

2.2工程进度的合理控制监理工程师在施工合同的管理过程中,严格按照签订的合同,审批承包商编制的施工计划,同时,严格按计划进行监理,但是,对于承包商提出的组织施工方案,作为监理工程师不应过多干涉。特别是由于业主的某种需要,要求承包商提前完工的,监理工程师应协助业主与承包商签订提前完工协议,其协议内容应包括:①提前的时间和修订后的进度计划;②承包人的赶工措施;③发包人为赶工提供的条件;④赶工费用和奖金,以及专用条款相关具体规定。以便提高承包方工作积极性。 

对于承包商未能按期完工的,严格按《水利水电土建工程施工合同条件》(示范文本)(gf-2000-0208)的条款区别对待,特别是如由于发包人不能按专用条款的约定提供开工条件,不能按约定日期支付工程预付款、进度款,致使工程不能正常进行的,设计变更和工程量增加超过专用合同规定百分比的,不可抗力原因的,非承包人原因造成停水、停电、停工等任何干扰或阻碍,要认真分析,做到公正、公平、合理解决。 

2.3工程价款支付的监管监理工程师在监理项目时,严格按施工合同的有关规定协助业主按期审批工程款,工程款项支付不搞官僚,找理由拖后支付,厂房监理过程中,未有滞后支付工程款现象,确保了承包方按期得到应得工程款,保证工程施工正常进行。对于业主提留的保留金和保留金的返还以及由于物价上涨、意外事件等,应根据具体情况具体处理,防止造成甲乙双方经济损失。 

2.4工程的变更管理监理工程师要加强对工程的变更管理。对于由于增加或减少合同中的工作量;改变使用功能、质量要求标准和产品类型;任何部分施工顺序等原因造成工程变更的,监理工程师要根据工程变更令,从提高工程效率出发,避免造成管理混乱。 

2.5工程分包的监理根据施工合同的通用条件规定,对于未经业主同意的分包项目,承包商不得将承包工程的任何部分分包;对于业主同意分包的项目,监理工程师要按标准审核分包商的资质,对不符合标准的一律不得批准,特别是当承包商与业主对分包商的选用发生矛盾时,要做好协调工作,保证工程按质、按期、按量完成。对未经监理批准的分包商,监理应执行不准分包商进入现场施工之权利。 

2.6合同争议与索赔管理 

2.6.1合同争议业主与承包商在工程建设中发生合同争议时,作为建设监理,严格按照以下程序解决:一是监理工程师主动协调解决;二是对达不成一致意见的请第三方调解解决;三是对调解不成的,则需通过仲裁或诉讼最终解决。本人查阅很多合同时就存在专用条款并无规定,但山口水电站合同中就已作了约定,因此,监理工程师在协助业主签订合同时应提醒其在专用条款中明确约定共同接受的调解人,以便合同发生争议时妥善处理。 

2.6.2索赔管理根据索赔的依据,严格按照施工合同的约定,公正地判明责任方。施工合同索赔的成立条件是:①与施工合同对照,已造成承包商超出施工成本的额外支出,或由于业主的原因造成的工期延误;②不属于承包商应承担责任;③承包商按施工合同规定的程序,提交了索赔意向的通知和索赔报告。监理工程师在审核索赔条款时,应认真审核以下项目:①对某一事件的影响可能涉及到承包商成本的增加是否合理;②承包商的取费标准是否正确、合理;③分清总价合同与单价合同之间是否有出入,防止出现经济黑洞。 

 

3 几点建议 

 

结合山口水电站厂房监理实践存在问题提出几点建议,以期引起同行关注:①重视金结、机电设备订货与土建进度不协调及滞后现象;②重视金结、机电设备安装与土建协调工作;③重视材料供应;④重视处理索赔及时处理。实践证明,本文论述方面,工程监理中能够引起重视,必将对工程监理工作的顺利开展及工程建设顺利进行起到积极作用。 

 

参考文献 

[1] 水利水电土建工程施工合同条件(示范文本)水利部中华人民共和国国家电力公司国家工商行政管理局gf-2000-0208第二版(2000年版). 

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关键词：龙滩水电站；地下主厂房；钢结构吊顶；吊装

1 工程概述

龙滩水电站是红水河梯级开发中的骨干工程，位于广西壮族自治区天峨县境内的红水河上，坝址距县城15km。其中主厂房长398.9米、宽28.5米，电站地下厂房内布置9台700MW水轮发电机组，总装机容量为6300MW。

主厂房吊顶主要施工项目：吊筋接长，钢结构除锈、涂刷防锈漆，主次龙骨制作、安装，涂刷防火涂料，夹芯板JYB45-500-1000（S=100）铺装，帕斯卡ALK-35041（PVC）防水材料铺设，装配式合金微孔吸音扣板安装等。吊顶范围为：EL261.7～EL254.0，HO+18.1～HO-12.6，HL0+328.7～HR0+70.2。

2 施工布置

2.1 施工通道：

材料运输主要路线为：加工厂1#公路进厂交通洞4#施工支洞副安装间。

2.2 施工用电：

施工用电主要是电焊机、桁车、电动葫芦及照明用电等，施工用电采用3×185mm2+1×90mm2电缆线从主变运输洞的变压器主开关站沿下游岩锚梁靠岩石侧布置。主电缆线全长为470m。辅助线路采用规格为3×50mm2+1×25 mm2电缆线从主线上引出，辅助电缆线用量为490m左右；副安装间施工平台施工用电采用3×50mm2+1×25 mm2电缆线从8#施工支洞原有变压器开关站引入，电缆线用量为约为150m。

2.3 施工通讯：

采用手机、小灵通等通讯设备进行场内外联络。

3 施工准备

3.1 钢构件加工场地的施工：

根据场地的实际规划情况，钢构件加工制作的场地选在纳芋营地EL330平台，为保证钢构件加工制作的精度，加工平台底板先布置一层工字钢（I16a），间距为0.7m，上部铺设一层8mm厚的钢板，保证平台的平整度满足钢构件制作和安装要求，平台宽度为10m，长度为25m。主要材料用量：I16a工字钢370m，8mm厚钢板250m2。

3.2 副安装间施工平台的布置：

根据厂房内场地使用要求，为保证吊顶施工不影响和占用厂房内有限的施工场地，在副安装间布置一钢构架组装和吊装施工平台，施工平台长×宽×高=28.4m×7.5m×4.5m，施工平台立杆采用Ф219的钢管，壁厚为8.0mm，立杆高度4.12m，立杆间距为5.0m，平台主梁采用I20a工字钢，次梁采用I16a的工字钢，板面采用8mm厚的钢板。立杆底部布置一块-8mm×300mm×300mm的钢板，并与底板锚杆规范焊接，立杆上部与主梁规范焊接，接触部位均要求点焊牢靠。钢板与次梁之间的焊接长度要保证钢板受力后的稳定要求，同时施工平台与端墙锚杆接触的地方要求用Ф20的钢筋将工字钢与锚杆连接。为保证平台上施工人员的安全，须在平台上设置爬梯，靠临空的部位设置安全护栏。

3.3 电动葫芦的布置和安装：

为满足EL238.15平台上吊顶构架在空中的水平和垂直运输，须在副安装间布置2台5.0t有轨电动葫芦，轨道选用I32a工字钢，轨道利用原设计吊顶锚杆进行加固，并通过相邻锚杆设置斜拉杆以加固工字钢，斜拉杆采用∠50×5角钢焊接，根据厂房内桥机布置的实际情况，每根工字钢轨道长度为40.0m。锚杆、斜拉件与工字钢采用双面焊接，焊接长度满足规范要求，锚杆与工字钢之间的连接部分在施工时要求平顺连接，不能出现起伏和转弯现象，工字钢轨道之间平顺连接，连接部位用10mm的钢板焊接连接，保证工字钢安装后，转弯半径不小于20.0m，起伏高差不大于5.0mm，在电动葫芦安装后，轨道两端应设置限位装置。为保证副安装间端墙处吊顶构架的安装，电动葫芦的终端轨道布置到HL0+328.0。电动葫芦选用CD15-24D型。

龙滩电站地下主厂房副安装间发电机层（EL233.55高程）至电动葫芦安装位置（EL259.70高程）总高26.15m。按手拉葫芦的链条长12m计算，把I32a工字钢从副安装间发电机层地面直接吊装至安装位置，一方面链条的长度不够；另一方面，如果分两次吊装，需要在副安装间打设满堂钢管脚手架，这样将会影响机组主体工程的施工，而且吊装操作不方便。根据实际情况，采取如下施工技术方案：一、将I32a工字钢运至主安装间，利用25t吊车吊装至上、下游边墙岩锚吊车梁上；二、用自制的四轮平板小车（长×宽：1×1m）将工字钢从主安装间上、下游边墙岩锚吊车梁上运往副安装间上、下游边墙岩锚吊车梁上；三、在副安装间上、下游边墙岩锚吊车梁上搭设两个3m高钢管脚手架，脚手架中心间距8m，作为EL259.70高程处的两个2t手拉葫芦的操作平台进行链条操作。脚手架与边墙用φ25钢筋与边墙系统锚杆和膨胀螺栓进行拉牢固定；四、将手拉葫芦的链条引至3m高脚手架平台上进行操作（见以下附图）。由于从上、下游边墙岩锚吊车梁（EL246.55高程）上至电动葫芦安装位置（EL259.70高程）垂线间距为6.70m。为了稳定I32a工字钢不摆动，所以在岩锚吊车梁上用φ20的绳子将工字钢拴牢并随手拉葫芦的拉动慢慢放松线绳至工字钢成垂直状态为止，然后再用手拉葫芦继续将工字钢吊装至安装位置。按此方案进行施工，一方面可以避免影响机组主体工程的施工，另一方面缩短了安装吊装距离，安全更容易得到保证。

电动葫芦轨道安装及布置见附图：

电焊机、夹心板等辅助施工材料的吊运直接利用两个自制吊笼及2×5.0t电动葫芦从副安装间吊运至相应桥机上，再利用桥机运至相应位置。

3.4 桥机施工平台的搭设：

为满足厂房内吊顶施工的需要，在地下主厂房30T桥机、（1#、2#）两台500T桥机上搭设施工平台（其中2×500T桥机每个小车上另各设置一个装修用龙门架），具体设置方法为：

① 30T桥机上施工平台的搭设

根据主厂房吊顶施工需要，需在30T桥机上搭设一个高度为7.0m的满堂脚手架施工平台，由于30T桥机的电缆桥架为外挑式悬臂架，为了不影响桥机的正常运行，需将靠主厂房左侧的脚手架立柱搭设于电缆桥架以外10cm之处。同时为了保护地下厂房30T桥机小车电缆滑线，避免滑线与装修施工脚手架I12工字钢底梁的摩擦，在外挑1.50m工字钢底梁上铺设一层大芯板（d=20mm），大芯板龙骨采用∠30×4角钢龙骨。通过此措施进行保护，一方面保护了电缆滑线，另一方面也方便了滑线的正常滑行。

在钢管脚手架搭设平台处理完后，即可进行脚手架的搭设，将靠副安装间侧的钢管脚手架立柱焊接于外挑工字钢主梁上，沿桥机纵向以1.50m间距排列。其余脚手架立柱焊接于桥机走道地板上，间距为1.50m。为了避免影响到桥机小车的正常滑行，第一、二步架高1.75m，第三、四步架高1.55m。架子四周侧面斜拉加固稳定，在第三、四步架内侧每两根立柱间斜拉加强架子的稳定性。在高程EL253.500处横拉钢管铺设施工平台，平台上铺设20.0mm厚大芯板及2.0mm厚镀锌铁皮，大芯板与脚手架之间连接牢固且镀锌铁皮之间不留缝隙。平台四周制作1.20m高可拆卸式钢护栏，平台底部周边做200mm高踢脚板，以防止点焊废渣及施工物坠落。此外，护栏四周和人行爬梯底部采用密网封闭，人行爬梯设置扶手，桥机上小车与小车之间以及小车与主桁车两端之间设置尼龙安全网封闭。主要材料用量为：大芯板（d=20mm）共210.6 m2；∠30×4角钢54m；I12工字钢50m；平台搭设Φ48钢管7.81t；2mm厚镀锌铁皮205 m2，尼龙安全网180.0m2。施工平台搭设详见附图：

② 2×500T桥机上施工平台的搭设

2×500T桥机上每个平台的脚手架的搭设均采用Φ48钢管，脚手架长9.0m，宽6.0m。脚手架立柱1.50m，每一步架高1.40m。架子四周侧面斜拉加固稳定，内部设置斜撑以增加排架的整体稳定性，在EL254.50m处横拉钢管铺设施工平台，平台上铺设20mm厚大芯板以及2.0mm厚镀锌铁皮。此外，护栏四周和人行爬梯底部采用密网封闭，人行爬梯设置扶手，桥机上小车与小车之间以及小车与主桁车两端之间设置尼龙安全网封闭。同时为了满足主厂房最右端的吊顶施工，需在2#500T桥机右端悬挑一个长度为5m的悬臂式施工平台，该平台的液压升降系统与整体液压系统同步。主要材料用量为：平台搭设Ф48钢管5.6t，大芯板（d=20mm）共216 m2，2mm厚镀锌铁皮216m2，尼龙安全网190m2。

施工平台搭设及2×500T桥机小车上装修用型钢龙门架，详见附图：

龙门架搭设施工方法如下：

1、将I20工字钢立柱焊接于小车平台底部的型钢梁上，周边加设∠50×6角钢斜撑进行固定，立柱距小车沿桥机中心线方向为1.0m，每个龙门架两立柱沿桥机横向间距7.50m；

2、将φ50丝杆（L=700mm，套筒为φ75.5×3.75mm钢管）焊接于工字钢立柱上，丝杆上端部为[10槽钢，槽钢上部焊接I20工字钢横梁，横梁高程为EL254.58高程；

3、安装时，将500T桥机上两小车滑动至沿上下游边墙方向最大位置，小车沿桥机中心线方向间距为9.586m，小车上两个龙门架间距为11.586m。

4、将安装的吊顶钢结构吊装至两个龙门架横梁上，通过丝杆的调节安装至设计要求部位。通过设计图纸和现场实际测量计算，施工后不影响桥机的正常滑行吊装。

4 吊装施工

将制作完成的吊顶钢构件从副安装间施工平台，通过安装完成并验收合格的电动葫芦，吊装运输到桥机上的施工平台，再从施工平台运输至设计安装位置。

5 结束语

龙滩电站厂房作为世界上最大的地下发电厂房，施工难度大，工期紧，任务繁重，交叉作业多，高空作业。施工中克服了种种困难，确保安全、保质、保量、按时完成了施工任务，在厂房大空间大跨度吊顶施工中积累了丰富的施工经验，也可以作为其它类似电站厂房吊顶施工方法的参考。

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关键词：可视化；Virtools；三维仿真

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.

[2] 钟登华，周锐，刘东海.大型水利水电工程建筑物三维可视化建模技术研究[J].计算机仿真，2003，20（2）.

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关键词：小水电站 发电运行管理 研究

中图分类号：TV742 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2014）09（a）-0135-01

通常情况下，小水电站在发电管理能力方面相较于大规模水电站而言相对薄弱，在市场竞争越来越激烈的市场环境中，小水电站亟需寻求有效手段提升企业自身在发电运行管理方面的有效性。小发电站的发电运营管理包括发电管理、及日常维护管理、企业员工能力培训等。

1 小水电站发电运行管理现状及问题

小水电站发电运行管理作为电力行业企业管理中较为关键的部分，其有效性将会对小水电站的企业运营产生重要影响。就目前小水电站在发电运行管理方面的现状而言，形势不容乐观。对于管理现状中存在的问题，笔者归纳如以下几点。

首先，小水电站在发电运行管理方面的制度体系完善度不够，制约了小水电站在行业内的市场竞争力的提升。发电运行管理需要秉持专业化、综合化的管理理念，以及完善可行的管理模式，但就目前形势而言，大部分小水电站的建设缺乏合理化管理概念。部分小水电站管理者为寻求短期内的企业经济效益，而放松了发电运行环节中的资质审查等重要环节。除此之外，小水电站没有按照国家相关正规程序来执行发电运行管理的相关操作。这一现象对于小水电站的正常运作形成不小的风险隐患。缺乏制度保障的发电运行管理工作，偏离了此类工作理论上的目的，特别是安全生产规范的不严谨，极易为小水电站的运行管理带来严重的负面影响。

其次，小水电站由于人员配备少、企业规模小，存在明显且严重的人才流失现象，对于小水电站的发电运行管理而言无疑构成根本阻碍。与此同时，相比于大规模、传统的水电站而言，在企业员工工作环境、发电站所处环境位置等方面，小水电站均不具优势。相关电力从业人员更倾向于选择到大规模、成熟的水电站工作。特别是新投入生产运营的小水电站，在人才引进方面更为困难。专业人才数量的不足，降低了小水电站发电运行管理方面的有效性、影响了小水电站发电运行管理的效率，久而久之形成恶性循环。一些小水电站为维持企业生存，降低了其人才聘用时的客观标准要求，造成当前大部分小水电站的工作人员在技能方面缺乏必要的专业性。此外，这一现象也与小水电站缺乏员工技能培训有关，小水电站管理者由于缺乏完善的企业运行管理理念，并未准确定位企业发展的核心根本要素。

再次，从硬件设施方面看，小水电站应对设备仪器问题的应急能力偏低，在机器设备选择方面的可操作空间十分有限。与大规模水电站配套设备环境相比，大多数的小水电站缺乏测量调度系统、水情检测系统或者水库监视设备，令小水电站在发电运行管理中的性能完善性方面存在一定先天缺陷。

基于上述分析可以明显看出，现阶段我国小水电站在发电运行管理方面无论在硬件条件还是软件条件都存在不足。这些问题也成为小水电站管理者进行企业内部管理及发展创新时不得不考虑的重要内容。

2 小水电站发电运行管理的可用模式介绍

电力行业的迅猛发展令小规模水电站在发电运行管理方面的弊端逐渐显露，小水电站管理者及相关人士也迫切寻求改善现状的可行对策。查阅大量相关资料后可以发现，目前我国电力行业小水电站发电运行的管理模式主要有两种，即自运行模式和委托管理模式。针对每种模式的应用优势及应用形势做如下分析：

第一种，小水电站员工自行负责的自运行模式发电运行管理。这种模式下的小水电站发电管理，从发电管理到用电维护，全部由小水电站员工完成。自运行模式在水电站发电运行管理方面的主要优势在于其对于管理工作的实时控制较为方便。这种模式带有浓厚的传统色彩，其在水电站发电运行管理中的应用时间相较于其余模式而言较久，目前在老水电站中的应用频率较高。自运行的小水电站发电运行管理模式的应用条件包括国家专派管理人员到水电站内参与发电运行管理。近几年市场经济体制的发展与改革，令此种水电站发电运行管理模式也增添了新的元素，比如，一部分水电站对自运行管理模式进行自动化改造，将人员进行合理配置。

第二种，这种模式引进专业化的水电站发电运行管理机构帮助小水电站承担发电运行管理工作，这种发电管理模式出现的时间并不长，其在应用效果方面却引来了各类型水电企业管理者的关注。应用此种发电运行管理模式的电力企业的着眼点在于自身核心业务的发展，其余相对不重要的业务管理交给具有专业水平的托管机构。从管理模式的发展趋势看，这种管理模式的应用范围将会有所扩大。一方面原因在于当前国内进行的电力企业体制改革会推动企业将自身业务进行分化；另一方面，具备专业性的管理模式的应用迎合了时展的需要。

3 改善当前小水电站发电运行管理现状问题的可行对策

从企业员工技能水平提升角度，小水电站需要增加内部员工技能培训以及职业素养训练环节，在提升发电运行管理参与工作人员的业务能力的基础上，合理传授正确、科学、先进的水电站发电运行管理理念。由于水电站发电运行管理需要关注的环节较多、每个环节需要操作人员具备的专业水平要求较高，因此，为提升中小水电站市场竞争力、改善小规模水电站运营劣势，以技术管理能力提升为核心的企业内部员工培训体系的建立十分必要。借助完善培训体系的效应，提升小水电站工作人员对先进化技术设施的应用水平，以及基于现代化发电运行管理模式的认知水平。

从员工管理角度看，小水电站的发电运行管理不仅需要专业性人才，更需要合理、科学的人才管理模式的辅助支持。也就是说，小水电站需要加强企业内部管理的严密性、规范性，强化企业内部员工及生产线操作人员的安全意识。

4 结语

基于本文分析不难看出，小水电站未来在发电运行管理有效性提升方面需要倾注更多精力与努力。首要原则便是从企业内部核心点予以改善、调整、革新。小水电站可以凭借内部员工技能培训体系的建立、硬件设施设备体系的完善性提高、国外先进管理模式成功经验的借鉴等方式，循序渐进地改善企业在市场环境中的先天不足，在不断发展的市场经济体制建设革新浪潮中，增加企业自身的市场竞争力水平。

参考文献

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本栏目“海外中国水电人”所记，只是中国水电“走出去”的一个缩影。但它粗线条勾勒了中国水电“走出去”的轮廓，记录了部分中国水电人在海外所经历的幸福与艰辛、欢笑与泪水，展现了火红的青春在海外的炽热燃烧，述说了一个个项目经理的快速成长，见证了中国水电人艰苦创业的苦尽甘来。

事实上，除了中国三峡集团外，中国水电建设集团、中国葛洲坝集团等在海外水电市场也扮演了极其重要的角色。这些中国水电人在海外从事水电工程建设的同时，还积极稳健地开展金融投资业务，投资建设了水电、风电、煤电等一批优质能源项目和公路、码头、河道整治、供水等基础设施，以及民用建筑等的房地产开发。

拨动地球仪，我们发现，全球各地皆有中国水电人活动的身影。越南、老挝、柬埔寨、缅甸、尼泊尔、孟加拉、马来西亚、印度尼西亚、伊朗、斯里兰卡、土耳其、阿尔巴尼亚、约旦、黎巴嫩、马其顿、哈萨克斯坦、几内亚、赤道几内亚、塞拉里昂、苏里南、喀麦隆、阿尔及利亚、利比亚、苏丹、加纳、马里、突尼斯、刚果(布)、毛里求斯、厄瓜多尔、秘鲁、哥伦比亚……历经60年破茧的阵痛，中国水电终于化蛹成蝶，飞舞在了世界的各个角落。

中国水电人参与国际水电项目建设始于上个世纪60年代的非洲援建，其每一步都与国家的政治外交和经济发展息息相关。直到二十世纪90年代后期，中国水电的技术、设备和项目管理仍不具备竞争优势，中国水电企业承接的海外项目规模都很小，且为多以施工、土建为主的低端项目，所占市场份额较小，在国际水电市场的影响力十分有限。

进入2000年以后，随着国内水电设计、施工技术和设备制造的快速发展，中国水电企业底气足了，在中国进出口银行为“走出去”企业提供出口信贷的支持下，中国水电企业在国际市场的竞争舞台上迅速崛起——国际市场不断拓展，承接项目越来越大，项目管理水平日益提高，承包方式趋于多样化。

如今，一大批世界上难度最大、规模居世界前列的水电站工程先后在世界各地建成。

苏丹麦洛维电站是非洲目前已建的最大水电项目，大坝全长9.8公里，是迄今为止世界上的第一长坝。

马来西亚的巴贡水电站装机容量240万千瓦，面板坝高205米，是目前马来西亚最大的工程项目，库容量是三峡水库的两倍，技术水平和装机规模都居国际工程前列。

埃塞俄比亚的泰克泽水电站建在尼罗河支流的上游峡谷中，坝高188米，是非洲最高的双曲拱坝。

此外，柬埔寨的甘再水电站、缅甸的也瓦水电站、埃塞俄比亚的fan水电站、印度尼西亚的贾迪格底水电站和阿萨汉水电站、伊朗塔里甘水坝、刚果(布)的英布鲁水电站、老挝的南椰2水电站、几内亚的凯乐塔水电站、塞拉利昂的坡特洛科水电站等一大批水电项目，相继建成或正在建设……

业内人士评价，中国水电产业规划设计咨询、设备制造、工程施工企业已在亚洲和非洲拥有了大部分的市场份额，在南美洲的市场份额也正在迅速扩大，已经形成了从规划设计、设备出口到施工承包的产业化国际经营格局。我们欣喜地看到，中国水电人在海外水电市场已完成了从政府援建到市场竞争，从劳务输出到施工总承包，从低端的施工分包到高端的epc(设计－采购－施工)、turn－key(向客户提供总体解决方案，工程完工后向客户“交钥匙”)、bot(建设－经营－移交)、boot(建设－拥有－经营－转让)、从承包商到投资商等模式的转变。

当然，我们也清楚地看到，在国际竞争中中国水电企业还面临着诸多困难：国际市场技术标准和运行规则与运行模式仍由西方发达国家主导；西方企业在其强大的金融体系支持下占领着国际承包市场的高端领域；中国水电企业的资金实力、融资渠道和差别化的国家政策的缺乏；人民币汇率的变化对中国水电国际业务的发展也带来诸多不利影响。

海外业务还受到国际政治、经济、外交等因素的影响，任何涉及公司业务市场所在地的、可能的政治不稳、经济波动、自然灾害、政策和法律不利变更、税收增加和优惠减少、贸易限制和经济制裁、国际诉讼和仲裁等都可能影响到海外业务的正常开展和工程实施。譬如去年，由于利比亚爆发内战以及政府过渡，中国水电企业不得不匆忙撤出。

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水电资源是我国的优势资源，但由于历史及政策的双重原因，开发步伐相对缓慢，开发投资主体比较单一，资源优势没有形成产业优势。随着经济和社会的进一步发展，环保要求的日益提高，电力结构的优化调整，以及西部大开发战略的全面实施，可以预期，我国水电产业新的发展时期已经来临，水电产业大有可为。

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。

目前，独立发电的水电公司都在觉醒，不少企业一改过去单一求大的扩张思路，朝着既大又强、全面提高企业核心竞争能力的方向迈进，流域性或区域性的水电公司（集团）如雨后春笋，迅速发展。这些水电企业，虽不少有行政拼凑的成分，大小、层次不一，加上体制不顺、机制不活，总体效益不一定有直接的提高，但其潜藏的能力较大，对未来市场的适应性增强。而一些以现有大型水电企业为母体组建起来的超大规模的流域性公司，正努力实现着几代水电人的大流域开发梦想，显示出我国水电产业领域将出现强手如林的局面。如以乌江渡、东风两电站（装机容量分别为63万千瓦和51万千瓦）为依托的乌江水电公司，潜在装机规模800万千瓦以上；以隔河岩电站（装机容量121.2万千瓦）为依托的清江水电公司，潜在装机规模400万千瓦以上；以漫湾电站（装机容量125万千瓦）为依托的澜沧江水电公司，潜在装机规模2000万千瓦以上；以龙羊峡、李家峡两电站（装机容量分别为128万千瓦和200万千瓦）为依托的黄河上游水电公司，潜在装机规模1500万千瓦以上；以龚嘴、铜街子两电站（装机容量分别为70万千瓦和60万千瓦）为依托的大渡河水电公司，潜在装机规模2000万千瓦以上等。另外，还有以二滩电站为依托的雅砻江水电公司，及以三峡电站为依托的长江上游乃至金沙江水电公司，规模更大。这些公司营造的是我国电力骨干网架的源头与支撑点，其电力产品的价格、质量、市场份额等都具有强大的竞争力，成为电力市场的电源基础与价值尺度。