1. 灯泡贯流式机组发电厂房的特点和发展状况
1.1我国低水头水力资源十分丰富。尤其是华东、中南等沿海地区，贯流式水电站是开发低水头水力资源较好的方式，一般应用于25m水头以下。它与中、高水头水电站、低水头立轴的轴流式水电站相比，具有如下显著的特点。
（1）电站从进水到出水方向基本上是轴向贯通的。形状简单，过流通道的水力损失减少，施工方便。
（2）贯流式水轮机具有较高的过流能力和大的比转速，所以在水头和功率相同的条件下，贯流式水轮机直径要比转桨式小10%左右。
（3）贯流式水电站的机组结构紧凑，与同一规格的转桨式机组相比其尺寸较小，可布置在坝体内，取消了复杂的引水系统，减少厂房的建筑面积，减少电站的开挖量和混凝土量，根据有关资料分析，土建费用可以节省20%～30%。
（4）贯流式水电站一般比立轴的轴流式水电站建设周期短，淹没移民少，投资小，收效快，有利于发挥地区兴建电站的积极性。
1.2灯泡贯流式水电站近年来在我国发展较快，在建项目逐年增加，据不完全统计，当前仅在湖南省在建的就有铜湾、东坪、大洑潭、三江口、株溪口等十个水电站项目。同时，灯泡贯流式发电机组的单机容量也在逐步增大，目前国内在建项目中广西西江长州水利枢纽单机容量42MW、湖南沅水洪江水电站和铜湾水电站45MW、甘肃黄河炳灵水电站48MW都在40MW以上。广西红水河桥巩电站单机容量为57MW，是我国当前在建最大的灯泡贯流式发电机组，在全世界也居第二位。日本只见电站单机容量达到65.8MW，是世界上最大的灯泡贯流式发电机组。
1.3近年来我公司先后承建了多个闸坝类水电站，其中有湖北王甫洲水电站、浙江赵山渡水电站、江西郭家滩水电站、广西巴江口水电站、湖南铜湾水电站和东坪水电站，还参加了湖南大源渡水电站的建设。其中除巴江口水电站外，其余电站均采用灯泡贯流式发电机组，其中最大的灯泡贯流式发电机组为铜湾水电站，单机容量为45MW。
2. 灯泡贯流式发电机组厂房的施工特点
2.1厂房的施工导流较为复杂。
（1）灯泡贯流式发电机组厂房一般多用在低水头的闸坝枢纽工程中，为河床式水电站，发电厂房同时也是挡水建筑物。闸坝枢纽工程一般河床宽阔，两岸山势不高，工程多采用分期导流、分期施工的方式。施工导流方案的选择一般要综合考虑工期、导流标准、施工期通航和上游淹没控制等问题。
（2）灯泡贯流式机组发电厂房的施工进度也受施工导流的影响，为尽早实现发电目标，发电厂房一般位于一期施工区，一期工程工期一般不足两年。在二期工程开始时发电厂房多在进行机电安装和二期混凝土施工中，在二期截流前要形成厂房上下游的封闭施工条件，保证厂房后期土建和安装工作的进行。因此在厂房总体施工进度安排上，要考虑尽快形成厂房上下游的封闭条件，相应对厂房进口和尾水部分的施工要作优先安排。多数厂房是安装厂房进、尾水闸门（部分为临时闸门）进行封闭，也有作单独的厂房围堰的，如铜湾水电站在二期截流前厂房上游形成了单独的厂房上游子围堰。
（3）在部分闸坝二期施工过程中，一期的发电厂房基本具备了发电条件，所以利用二期上游围堰挡水发电，可以使工程提前受益。目前国内已有较多的闸坝工程采用这种方式，如我公司施工的赵山渡、巴江口、东坪水电站都是如此。采用这种方式往往会提高围堰的挡水标准，一方面增加了围堰防渗处理的难度，另一方面在遇大洪水时，一般会要求围堰能迅速溃堰辅助泄洪，对二期围堰的设计和施工带来不小的难度。
2.2厂房开挖工作较为简单。
闸坝工程两岸边坡高度一般较小，边坡开挖量较小，灯泡贯流式水电站厂房基础结构较为简单，地基开挖的深度较小，开挖的难度不大，总体来说厂房开挖难度小，开挖工期也比较短。一般闸坝工程中厂房的开挖深度最大，在厂房下部开挖时相邻的闸坝建筑物已开挖完成并开始混凝土施工，因此一方面要作好总的施工组织，另一方面要做好厂房开挖中的爆破控制，以减少相互间的影响。
2.3厂房的分缝比较重要。
（1）灯泡贯流式发电机组厂房一般有两台以上的发电机组，厂房平面尺寸较大，相应的浇筑块也较大，根据工程总体施工进度要求、混凝土施工强度和混凝土温控等方面考虑，设置厂房合理的施工分缝方案，对保证混凝土施工质量，加快施工进度有较大的作用。
（2）一般厂房安装间与主厂房设有伸缩缝，主厂房一般是一机一缝或两机一缝，除设计的伸缩缝外，从施工角度上，最好是设单机缝，将每个机组段单独进行施工。厂房在顺水流方向设3条施工纵缝，将厂房分为进口段、主机段、锥管里衬段及尾水出口段4段独立上升。在施工缝面上设键槽、插筋，并在厂房施工到顶后根据纵向施工缝的张开情况在冬季进行了接触灌浆，一方面可以加快施工进度，另一方面可以减小浇筑块体积，有利于混凝土温控，特别是对主机段二、三期混凝土施工，可以尽快形成首台机组的安装条件。
（3）对于厂房设置的施工缝要做好防水措施，如设置止水、键槽等，防止厂房运行后产生渗水。
2.4灌浆对厂房施工进度影响大。
厂房基础一般设有帷幕灌浆和固结灌浆，灌浆一般在底板混凝土浇筑到一定厚度后进行。由于灯泡贯流式发电机组厂房的特点是，各浇筑块的建基面高程基本一致，高差不大。因此各浇筑块的混凝土浇筑开工时间比较集中，其混凝土浇筑达到固灌高程的时间相差很短。同时设计在厂房各块分缝时多考虑为压缝形式，每一浇筑块无法单独上升。这对固结灌浆的施工强度要求很高，否则将会影响混凝土的施工进度。因此在厂房混凝土施工初期，要充分考虑到厂房总体混凝土浇筑与灌浆施工的总体进度安排，配置足够的灌浆设备和灌浆施工人员。同时各浇筑块灌浆施工时首先施工墩墙部位的孔位，保证墩墙混凝土能先行上升，再进行底板的孔位施工，可以加快厂房的上升速度。
2.5混凝土施工特点。
（1）灯泡贯流式发电机组厂房顺水流方向长度大，混凝土一般分为进口段、主机段、尾水段3段分缝进行施工。其一般结构布置见图1。
（2）进口段基础高程较高，主要为墩墙混凝土施工，其中以胸墙部分施工较为复杂，另外主要与有进口闸门槽和拦污栅槽埋件安装有联系，是厂房混凝土施工中较为独立的部位，一般能很快上升。
（3）主机段是灯泡贯流式发电机组厂房高度最大的部位，施工时间最长，施工难度最大的部位，一般也是混凝土最后完成的部位，与机组管型座安装、接触灌浆等工序相联系。
（4）主机段二、三期混凝土是厂房混凝土施工中最复杂的部位，机组流道体形复杂，需制作专门的流道异形模板，同时目前灯泡贯流式发电机组容量不断增大，转轮直径也相应增大，也对流道模板的设计和施工提出了更高的要求。同时混凝土施工场面狭窄，混凝土施工质量要求较高，一般要求一次浇筑高度不大于1.5m，浇筑上升速度小于0.5m/h，两边混凝土高差不大于0.2m，并严禁接触管型座。
（5）尾水段和主机段类似，只是尾水钢衬的安装时间一般较早，安装工期也较短，对土建施工的干扰相对较少。另外，尾水段的上部一般为副厂房板梁柱结构，它与主厂房下游侧连接在一起，它的上升即受厂房上升的制约，同时其施工进度对主厂房的到顶时间也有很大的影响。
2.6厂房土建与机电、金结施工的关系。
（1）厂房土建施工与机电安装有密切的关系，从混凝土施工开始，就有机电各种埋件施工，其中尾水钢衬和管型座的安装与土建的干扰最大。
（2）从厂房施工总进度看，主要是围绕尽快提供尾水钢衬和管型座的安装条件，管型座安装需要具备两个条件，一是主机段管型座两侧一期混凝土达到了安装要求的高程；二是管型座具备了吊装条件，即吊装设备和拼装场地。特别是对大容量发电机组和管型座，其重量已在100t以上，多数是在厂房结顶后，在厂房安装场进行拼装，利用厂房桥机、坝顶门机等大型设备吊装就位。用此方案，管形座吊装时，厂房必须要全部完成。
（3）厂房的金结主要是进口检修闸门、拦污栅和尾水检修闸门，一般情况下是在土建施工到顶后移交工作面给金结埋件施工，完成后再进行二期混凝土施工和金结安装工作。对部分闸坝工程由于有导流和渡汛的需要，要求金结提前进行施工，与土建施工会有一定的干扰，如铜湾水电站的进、尾水闸门埋件都是穿插在土建施工过程中进行的，这对施工进度的管理、现场协调和安全工作带来了一定的难度。
3. 灯泡贯流式发电机组厂房施工进度情况分析
（1）随着施工水平的不断提高，灯泡贯流式发电厂房的设计和施工水平都在不断发展，特别是施工进度方面，从工程开工到发电投产的时间在不断缩短，下面为国内部分灯泡贯流式发电机组厂房施工进度统计，见表1。
（2）从表1中可以看出，国内灯泡贯流式发电机组厂房从开始混凝土施工到首台机组发电的工期一般在19～25个月左右， 而从开始混凝土施工到厂房结顶的工期在10～14个月左右。厂房混凝土施工的上升速度与建筑物结构形式、浇筑块数量、浇筑块高、浇筑设备能力及温控要求等因素有关，应充分分析浇筑强度、升高速度和浇筑工期。灯泡贯流式发电机组厂房的混凝土量主要集中在底板等下部结构部位，上部结构混凝土量小，因此下部施工主要受浇筑强度控制，上部结构主要受上升速度控制。从目前已施工的几个电站施工情况看，一般安排在4.0m/月左右，同时与厂房机组数量有一定关系，机组数量少的，上升速度可以快一些。
（3）一般机组安装、调试的时间是比较固定的，机组发电时间主要受提交机组安装场面的时间控制，对灯泡贯流式发电机组厂房来说，主要是管型座的安装时间直接影响着机组发电时间。对灯泡贯流式发电机组来说管型座安装的精度要求高，一般安装工期在35～60天，而从主机段施工到流道高程以上（过流道形成后，如有吊装手段，管形座即可进行安装）到厂房封顶一般还需3～4个月时间。如能利用过流道形成至厂房封顶这段时间，利用临时启吊设备开始安装管型座，在主厂房继续施工的同时，进行管型座安装，二、三期混凝土施工，在厂房结顶、桥机形成后立即进行机组安装，可以取得较好的效果。赵山渡水电站采用这种方法，1999年2月开始厂房混凝土施工，2000年11月首台机组投产发电，前后只用了21个月时间。尼那水电站也采用坝前60t高架门机将座环各瓣吊入流道，然后用简易桁车进行现场拼装这种方法，在厂房桥机无法按期交货的情况下完成管型座安装，从而保证了发电工期。
（4）对闸坝式水电站，利用二期围堰挡水发电，一般可以较早地实现发电目标，浙江赵山渡、湖南大源渡、东坪等工程都采
用了这种方式，取得了较好的效益。
4. 灯泡贯流式发电机组厂房施工技术总结
（1）在灯泡贯流式发电机组厂房总体进度安排时，要充分考虑工程总体施工导流的影响，以保证厂房的施工安全和发电工期。对厂房需作为单独围堰时，尽量利用厂房的上下游导墙进行导流。利用工程二期围堰挡水发电，可以使厂房较早地发挥效益，但对二期上游围堰的防渗处理和安全度汛要作重点考虑。
（2）厂房一般受到闸坝工程总体施工进度的影响，厂房与同步施工的枢纽其它项目在施工场面、设备、材料和劳动力资源的分配上都有一定的干扰，在安排厂房的施工进度时，要综合考虑整个工程的施工强度和资源配备情况。
（3）在闸坝工程施工中，轻型悬臂钢模板使用越来越广泛，在厂房的墩墙施工中也可以大量使用。机组流道异形模板已逐步代替了传统的整体木模，而采用制作钢模，整体吊装的方案，不仅可以加快施工进度，提高混凝土外观质量，而且增加了模板周转使用的次数，在经济上也有较好的效益。
（4）包括厂房在内的闸坝枢纽工程，在混凝土施工、机电、金结安装过程中，都需要相应的起重设备，其中以门、塔机使用最为广泛。作好设备布置方案，特别是结合枢纽工程进行总体布置，另一方面结合混凝土施工和金结、机电安装进行考虑，可以减小工程总体成本，并加快施工进度。
（5）如果解决了大型管型座的拼装和吊装问题，管型座的安装能在厂房到顶以前完成，从而更早的提供发电机组安装条件，从而可以缩短厂房发电的工期，使工程能尽快的受益。
（6）厂房伸缩缝和施工缝的止水系统的施工质量好坏对整个水电站的运行至关重要。如止水失效，则电站蓄水后，缝内的有压水会进入厂房和尾水副厂房，将影响电站的正常运行。施工中可以采用一些保证止水安装位置及止水接头连接质量的工艺措施，如铜止水的连接采用双面氧焊，橡胶止水采用硫化仪硫化连接等。
5. 结语
日本福岛核电站核泄漏事故是因地震、海啸导致电站失电、循环泵停运、堆芯融化而引起的，如果把核电站的反应堆置于山体内(即地下)，因岩体和钢筋混凝土是良好的抗辐射介质，若发生核泄漏，可将其封闭在地下洞室内，起到防止核泄漏扩散的作用。
地下核电站的总体布置为：核岛部分(安全壳及其相伴的安全厂房)置于地下(山体内)，常规岛(汽轮发电机)置于地面，核岛产生的高温高压蒸汽可通过布置在隧道内的管道输向常规岛(属分体布置形式)。如果山体地质条件允许，也可把常规岛部分一并置于地下，视综合效益而定。下图是地下核电站安全壳设想示意图。
地下厂房工程实例
由于当今水电站的厂房大部分置于地下，因此联想将核电站置于地下的可行性。以下列举几个地下水电站实例：
1 长江三峡水电站有6台70万千瓦总计420万千瓦的发电厂置于大坝右岸的地下山体内，厂房跨度32.6米，长度311.3米，开挖高度87.24米，现已有3台投入运行，计划2012年6台机组全部投产。
2 金沙江向家坝水电站有4台80万千瓦总计320万千瓦的发电厂置于右岸山体内，厂房跨度33.4米，长度255.4米，开挖高度88.2米，现已开始机组安装，计划于2012年分批投产运行。
3 金沙江溪洛渡水电站左右岸各有9台(共18台)77万千瓦总计1386万千瓦的发电厂全部置于山体内，厂房跨度31.9米，长度444米，开挖高度75.6米。厂房开挖及土建工程已全部完成，现正进行机组安装，计划于2013年分批投产运行。
4 澜沧江小湾水电站右岸有6台70万千瓦总计420万千瓦的发电厂全部置于山体内，厂房跨度29.5米，长度326米，开挖高度65.6米，2010年已全部投产运行。
5 雅砻江二滩水电站左岸有6台55万千瓦总计330万千瓦的发电厂全部置于山体内，厂房跨度25.5米，长度280.29米，开挖高度65.38米，2000年已全部投产运行。
6 正在做前期工作的金沙江白鹤滩水电站设计有左右岸各7台(共14台)100万千瓦总计1400万千瓦的发电厂全部置于山体内。
还有很多已建、在建和设计过程中的水电站把发电厂房布置在地下山体内主要原因是水电站大都位于深山峡谷中，大坝(挡水建筑物)占据了主河道，坝体内要留出泄洪孔的位置，很难再为发电厂房留出空间，转而设计于山体内(地下)。这也是国内(特别是西部山区)大部分水电站基本的设计模式，是安全经济的选择。地下发电厂房在长期的建设实践中积累了丰富的地下工程施工经验，在技术上已十分成熟。
可行性分析
1 造价
已建和在建部分水电站地下厂房的基本参数和造价情况见下表。由表可知：
a)地下厂房造价在水电站总投资(含大坝主体工程、移民等)中所占比重较小，溪洛渡水电站为23.68％；小湾水电站为8.7％；二滩水电站为16％(以上3个水电站的发电厂房均为地下厂房)。
b)地下厂房造价中，洞室开挖、混凝土工程、支护、灌浆等土建工程造价会受水电站所处地理位置、地质条件、物价水平等因素影响，其在地下厂房总造价中所占比重约在40％-60％左右。2000年投产的二滩水电站地下厂房土建工程造价占总造价的63％，2010年投产的小湾水电站为45.3％：而将于2012年蓄水发电的向家坝水电站地下厂房土建工程造价占总造价的比重下降为38％，将于2013年蓄水发电的溪洛渡水电站也仅有40％：三峡水电站地下厂房土建工程造价占总造价的比重较小，为25％。
c)地下厂房洞室单位体积土建工程造价约在0.05-0.15亿元／万立方米。二滩水电站单位体积土建工程造价约为0.152亿元／万立方米、三峡水电站约为0.074亿元／万立方米、向家坝水电站约为0.087亿元／万立方米、溪洛渡水电站约为0.050亿元／万立方米、小湾水电站约为0.077亿元／万立方米。
2 岩体结构安全性
通过详细的地质勘探、选择良好的岩体、避开岩体内较大的断层、裂隙和软弱带，并设计良好的厂房体形，地下洞室的围岩应力是很小的。同时，核电站的核岛安全壳无论是二代还是三代epr或ap1000都是直径40米左右的圆筒型结构，对降低围岩应力极为有利。
3 抗(地)震性能
事实证明，地下建筑物的抗震性能远优于地面建筑物，已建和在建水电站的地下厂房抗震设计烈度均在7－8度左右。
4 厂房起重设备能力
水电站地下厂房因要起吊发电机的定子、转子(70－100万千瓦级的发电机转子重约2000吨)，均采用2×1250吨的桥式起重机抬吊，具备起吊核电站反应堆压力容器的能力。
5 地下水污染问题
若将核反应堆置于地下，存在污染地下水的可能性。而根据地下水电站的施工经验，地下厂房四周及周边岩体内均可通过固结灌浆和帷幕灌浆来阻隔地下水，形成封闭的、独立的空间，以确保放射性物质处于全封闭的状态。
6 地下厂房密闭性
核电站的地下安全壳及相伴的辅属厂房与地面设施之间将设有各种连通通道(交通洞、压力管道、电缆管道、信息仪表通道、通风竖／斜井等)，为确保发生核泄漏等事故时地下厂房的密闭性，可在上述通道口设计密闭闸门，紧急情况下予以关闭。核反应堆的乏燃料和低放射性排放物都可在地下设计专门的储存室予以保存。
7 选址
内陆核电站的选址是非常困难的，电站建设需要大面积平坦的土地，难免要占用农耕用地、影响居民生活。我国有大量的崇山峻岭和不可耕种或生活的山地，将核电站置于此类地区的地下，避免破坏地表，可节约农耕用地，减少对居民生活的影响。
8 冷却水
中图分类号：TV736 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2017）02（c）-0031-02
相对于其他大型水电站来说，小型水电站对应的级别容量小，所需的成本低，在大多数企业工厂中得到了应用。但与此同时，也导致一系列小型水电站安全管理问题出现。该文主要对小型水电站项目EPC建设模式，“运检一体”安全管理模式，梯级电站统一管理自动化模式进行创新与探讨。
1 小型水电站项目EPC建设模式研究
小型水电站项目EPC建设模式EPC，也可以称为小型水电站项目“交钥匙”模式。工程总承包公司，主要负责和落实小型水电站项目质量、造价管理以及工程进度等工作，且完全遵循合同当中的约定要求与事项[1]。总承包企业可以根据法律规定选择分包商，分担和负责总承包的小型水电站项目建设工作。工程总承包能够有效发挥小型水电站工程项目设计的指引作用，确保项目设计以及事实方案的可行性与最优化，促进小型水电站项目工程各个阶段的交叉互补[2]。小型水电站项目EPC建设模式主要有两种。在进行模式创新的时候，也要从以下两方面入手：
第一，以总承包商作为设计单位。针对总承包商来说，往往具备较强的项目实施方案设计能力，且拥有满足项目设计资质与要求的小型水电站项目设计院，总包商往往可以独立落实好小型水电站项目工程的设计工作，不需要对外分包。总包商除只负责小型水电站项目工程设计工作和核心水电设备采购工作，其他工作都由各个分包商来落实。
第二，以总承包商作为施工单位。通常来说，总承包商往往对应的是那些足够成熟的水利水电施工企业，或者是资质比较高的施工公司。工程中标之后，主要选择对外分包的方式，将小型水电站项目设计工作分包给符合要求的水利水电设计单位，相应的小型水电站工程施工工作则交给承包商的内部子公司[3]。
2 小型水电站“运检一体”安全管理模式研究
在小型水电站实际运行过程中，变电运维和变电检修之间的关系非常密切。所以，要想实现这两大工作的有效融合，必须创新与完善小型水电站“运检一体”安全管理模式。下面主要分析小型水电站“运检一体”安全管理模式的优化措施。
2.1 加大对“运、检双能”高素质人才的培养力度
要想不断地优化小型水电站“运检一体”安全管理模式，必须培养出足够多的“运、检双能”高素质人才。具体来说，要先加强对小型水电站运维工作人员和检修工作人员的理论知识培训，在他们掌握基础理论知识之后，加强实践技能培训。在进行实践技能培训的过程中，主要运用了小型水电站检修、运维专业培训“双向渗透”的方法。只有不断提升检修工作人员的检修技能，才能真正使得大多数工作人员满足小型水电站“运检一体”的工作要求。
2.2 加大组织领导力度，强化装备管理
要想创新与完善小型水电站“运检一体”安全管理模式，还要加大组织领导力度，实现相关装备的一体化管理，各个部门必须紧密联系、协调工作，一旦发现问题要共同解决，促进小型水电站“运检一体化”工作的有序开展。只有确保小型水电站运检设备配置足够完善、管理到位，才能确保小型水电站各运检工作的有效开展，提升小型水电站施工质量。
2.3 建立健全小型水电站运检一体化制度
针对小型水电站运检一体工作来说，实现了相同部门承担运与检两大职责的目的。因此也必须转变以往陈旧的规章制度。必须合理分配和确定各工作人员的工作职责，明确不同岗位工作人员之间的工作规范，确定不同角色所承担的职责范围，进而优化小型水电站运检一体化制度管理俗肌⒑诵囊滴窳鞒獭R根据小型水电站运检一体工作模式的基本要求，重整业务流程与技术标准，创新与完善现代化运检一体化制度体系，并合理编制小型水电站运检一体化现场标准作业指导书[4]。此外，还要健全相应的安全保障机制，加强项目风险评估。
3 小型水电站梯级电站统一管理自动化模式研究
如今，小型水电站梯级电站开发建设的速度不断加快，相应的梯级电站统计管理问题日益突出。在这样的情况下，小型水电站梯级电站统一管理自动化模式得到了创新和应用，其按流域（河段）实现了梯级电站的集中管理和自动化管理，是小型水电站全程安全管理的必经之路。下面主要分析小型水电站梯级电站统一管理自动化模式的改善措施。
3.1 消除思想障碍
如今，阻碍小型水电站梯级电站统一管理自动化进程的思想障碍如下：相关部门领导对该项工作缺乏重视；规划设计部门往往忽视梯级电站全程安全管理的长久发展问题；管理工作人员的管理意识不够强、不够新。因此，必须消除这些思想障碍，避免小型水电站梯级开发和统一管理相脱节，促进现代梯级电站向统一自动化管理模式的有效过渡。
3.2 列入规划与设计程序
要想完善小型水电站梯级电站统一管理自动化模式，避免小型水电站梯级电站开发与统一管理相脱节，必须在最初规划的时候，实现梯级电站统一管理和河流规划以及勘测设计工作的有效结合，将小型水电站梯级统一管理工作列入流规划法的内容当中，确保小型水电站梯级电站统一管理自动化模式的有效应用与实施[5]。
3.3 分步实现小型水电站梯级电站的统一管理
第一，针对那些已经建好的小型水电站梯级，最好依靠足够稳定的队伍，实现编制卡死，并加强技术改造，循序渐进地调整电站统一管理方案。最初要避免已有队伍的不断膨胀，创造良好的条件，加强对已有装机设备的科学性改造，不断地增容扩建，从根本上提升集中化管理水平，严格按照计划与方案调整小型水电站统一管理方式以及相应的基地。
第二，针对正在建设过程中的小型水电站梯级，相关部门人员必须及时针对梯级电站的统一管理问题进行分析，并加强通盘研究，并充分利用已经具有的条件，严格结合小型水电站梯级统一管理的要求，及时完善和应用管理模式、机构以及相关管理设施，根据不同梯级电站的相继投产，从各个环节入手来实现全程安全管理[5]。
第三，针对那些新建的小型水电站梯级，最好采用现代化、高水平的新设施，并有效地统一管理的新方法。要具备较高的战略眼光，适当抬高技术水准起点，为此后的小型水电站梯级开发和集中管理奠定基础。
4 结语
综上所述，小型水电站可以为产品生产提供必需的水电资源，因此得到了广泛的应用。但在我国当前的小型水电站管理过程中，还存在一系列不足之处，要想促进小型水电站的有效运行，必须不断创新与完善小型水电站全程安全管理模式。
参考文献
[1] 王强.小型水电站建设工程中的安全管理[J].黑龙江水利科技，2013（4）：158-160.
[2] 王向东.小型水电站设备技改的技术与安全管理[J].中国新技术新产品，2014（24）：112.
地下核电站的总体布置为：核岛部分(安全壳及其相伴的安全厂房)置于地下(山体内)，常规岛(汽轮发电机)置于地面，核岛产生的高温高压蒸汽可通过布置在隧道内的管道输向常规岛(属分体布置形式)。如果山体地质条件允许，也可把常规岛部分一并置于地下，视综合效益而定。下图是地下核电站安全壳设想示意图。
地下厂房工程实例
由于当今水电站的厂房大部分置于地下，因此联想将核电站置于地下的可行性。以下列举几个地下水电站实例：
1 长江三峡水电站有6台70万千瓦总计420万千瓦的发电厂置于大坝右岸的地下山体内，厂房跨度32.6米，长度311.3米，开挖高度87.24米，现已有3台投入运行，计划2012年6台机组全部投产。
2 金沙江向家坝水电站有4台80万千瓦总计320万千瓦的发电厂置于右岸山体内，厂房跨度33.4米，长度255.4米，开挖高度88.2米，现已开始机组安装，计划于2012年分批投产运行。
3 金沙江溪洛渡水电站左右岸各有9台(共18台)77万千瓦总计1386万千瓦的发电厂全部置于山体内，厂房跨度31.9米，长度444米，开挖高度75.6米。厂房开挖及土建工程已全部完成，现正进行机组安装，计划于2013年分批投产运行。
4 澜沧江小湾水电站右岸有6台70万千瓦总计420万千瓦的发电厂全部置于山体内，厂房跨度29.5米，长度326米，开挖高度65.6米，2010年已全部投产运行。
5 雅砻江二滩水电站左岸有6台55万千瓦总计330万千瓦的发电厂全部置于山体内，厂房跨度25.5米，长度280.29米，开挖高度65.38米，2000年已全部投产运行。
6 正在做前期工作的金沙江白鹤滩水电站设计有左右岸各7台(共14台)100万千瓦总计1400万千瓦的发电厂全部置于山体内。
还有很多已建、在建和设计过程中的水电站把发电厂房布置在地下山体内主要原因是水电站大都位于深山峡谷中，大坝(挡水建筑物)占据了主河道，坝体内要留出泄洪孔的位置，很难再为发电厂房留出空间，转而设计于山体内(地下)。这也是国内(特别是西部山区)大部分水电站基本的设计模式，是安全经济的选择。地下发电厂房在长期的建设实践中积累了丰富的地下工程施工经验，在技术上已十分成熟。
可行性分析
1 造价
已建和在建部分水电站地下厂房的基本参数和造价情况见下表。由表可知：
a)地下厂房造价在水电站总投资(含大坝主体工程、移民等)中所占比重较小，溪洛渡水电站为23.68％；小湾水电站为8.7％；二滩水电站为16％(以上3个水电站的发电厂房均为地下厂房)。
b)地下厂房造价中，洞室开挖、混凝土工程、支护、灌浆等土建工程造价会受水电站所处地理位置、地质条件、物价水平等因素影响，其在地下厂房总造价中所占比重约在40％-60％左右。2000年投产的二滩水电站地下厂房土建工程造价占总造价的63％，2010年投产的小湾水电站为45.3％：而将于2012年蓄水发电的向家坝水电站地下厂房土建工程造价占总造价的比重下降为38％，将于2013年蓄水发电的溪洛渡水电站也仅有40％：三峡水电站地下厂房土建工程造价占总造价的比重较小，为25％。
c)地下厂房洞室单位体积土建工程造价约在0.05-0.15亿元／万立方米。二滩水电站单位体积土建工程造价约为0.152亿元／万立方米、三峡水电站约为0.074亿元／万立方米、向家坝水电站约为0.087亿元／万立方米、溪洛渡水电站约为0.050亿元／万立方米、小湾水电站约为0.077亿元／万立方米。
2 岩体结构安全性
通过详细的地质勘探、选择良好的岩体、避开岩体内较大的断层、裂隙和软弱带，并设计良好的厂房体形，地下洞室的围岩应力是很小的。同时，核电站的核岛安全壳无论是二代还是三代EPR或AP1000都是直径40米左右的圆筒型结构，对降低围岩应力极为有利。
3 抗(地)震性能
事实证明，地下建筑物的抗震性能远优于地面建筑物，已建和在建水电站的地下厂房抗震设计烈度均在7－8度左右。
4 厂房起重设备能力
水电站地下厂房因要起吊发电机的定子、转子(70－100万千瓦级的发电机转子重约2000吨)，均采用2×1250吨的桥式起重机抬吊，具备起吊核电站反应堆压力容器的能力。
5 地下水污染问题
若将核反应堆置于地下，存在污染地下水的可能性。而根据地下水电站的施工经验，地下厂房四周及周边岩体内均可通过固结灌浆和帷幕灌浆来阻隔地下水，形成封闭的、独立的空间，以确保放射性物质处于全封闭的状态。
6 地下厂房密闭性
核电站的地下安全壳及相伴的辅属厂房与地面设施之间将设有各种连通通道(交通洞、压力管道、电缆管道、信息仪表通道、通风竖／斜井等)，为确保发生核泄漏等事故时地下厂房的密闭性，可在上述通道口设计密闭闸门，紧急情况下予以关闭。核反应堆的乏燃料和低放射性排放物都可在地下设计专门的储存室予以保存。
7 选址
内陆核电站的选址是非常困难的，电站建设需要大面积平坦的土地，难免要占用农耕用地、影响居民生活。我国有大量的崇山峻岭和不可耕种或生活的山地，将核电站置于此类地区的地下，避免破坏地表，可节约农耕用地，减少对居民生活的影响。
8 冷却水
中图分类号：TM312 文献标识码：A 文章编号：1009-2374(2011)07-0068-03
全球节能环保意识的不断加强，像煤等非再生资源开发速度逐步放缓，开发水能、风能等清洁能源已成为全球能源战略的主要目标。我国河流众多，所蕴藏的水能资源十分丰富，尤其是中小型水电资源的开发已成为我国能源结构重要组成部分。中小型水电资源广泛分布在全国的1600多个县市中，其技术经济上可开发容量高达1.2亿万千瓦，占全国总水电资源技术开发总量的35％左右。目前，在全国范围内已经形成了中小型水电开发热。中小水电不仅总投资较少、施工工期较短，而且其所获得的社会经济效益较高，便于分散开发，就近供电，可以大大减少单位电能的生产运营成本，所以各地对开发中小水电资源的积极性相对大型电站较高。据一些文献资料表明，我国近十年中小水电平均每年以8％～13.5％的开发速度向前快速发展。据不完全统计，截至2006年底，全国已建成投运的小水电站高达46989座，总装机容量达44934kW，约占整个小型水电可开发容量的37.5％。我国现在投运的中小型水电站中，绝大部分已经运行高达三四十年。由于受当时建设技术水平和综合投资资金的制约，很多中小型电站设计过程中较为机械保守，设备自动化水平相对较落后，加上长期运行和缺乏有效运行管理，很多机电设备已出现陈旧老化现象，不仅运行水平低、经济效益差、而且其发生事故的概率较大，严重影响中发电机组运行稳定性能，大大降低了中小型水电厂电能生产的综合社会经济效益。因此，将先进的电力电子技术、计算机技术、通讯技术等相结合，在水电厂建设和技术改造工程中，构筑完善的中小型水轮发电机综合自动化系统，已成为水电厂机组自动化相关人员研究的一个热点问题。
一、中小型水电站的综合特点
中小型水电站由于其多为地方政府或私人业主投资建设，其受传统建设理念的制约，通常在建设过程中以追求利益最大化作为其工程建设的主要指导目标。
(一) 投资资金不太富裕
投资资金不太富裕是中小型水电站在工程建设的重要特点之一。中小型水电站大多为地方政府和私人业主投资或多方面集资兴建，建设资金来源较为有限，而且在施工过程中很可能出现资金断链影响施工进度和质量的情况。因此，中小型水电站往往在兴建过程中力求采取最为简便的施工方案和运行设备，以节省工程总投资，也就是说很多中小型水电站工程在建设过程中没有富裕的资金，作为其技术质量水平支撑，为后期投运留下很多隐患。
(二) 机组调节运行方式变化较大
为了降低电站水库淹没等带来的前期投资额度，中小型水电站在设计过程中其水库可调容量设计很小，调节能力相当低，机组运行方式受降雨量等外部气象因素的影响十分大，加上用电负荷用电规律受生产季节等因素的影响从而导致电站机组运行方式变化较大，各机组启停较频繁，从一定程度上对机组自动控制系统提出了更高的要求。
(三) 运行管理水平相对较低
中小型水电站在实际运营过程中，为了降低单位电能的生产经营成本，通常给职工的工资不是太高，加上电站所处的地理位置较为偏僻，因此，很难或几乎不能吸收专业学校的高技能人才到现场工作。未经专业培训教育的运行管理人员，很难完善掌握复杂、繁多的综合自动化控制系统，导致机组运行管理水平相对较低，机组得不到有效的检修维护，大大降低其综合运行性能。
(四) 技术更新改造年限较长
中小型水电站的年维护更新计划费用相对较少，尤其是小水电站，其受电站经营效益较低和设备技术改造费用昂贵等因素的制约，不可能像大型水电站那样，每年投入大量的资金有计划的对发电设备及相关控制设备进行技术更新升级完善。
(五) 技术更新升级改造成本低
中小型水电站由于其结构没有大型电站那么复杂，其改造方案也不像大型电站那样需要经过长期反复论证后才能实行。因此，在已有的大坝和设施的基础上，对中小型水电站相关机电设备进行技术更新升级改造，其总投资成本较低，而且改造周期较短，在技术经济上比较容易实现。
二、中小型水轮发电机组综合自动化保护系统设计原则
在进行中小型水轮发电机组综合自动化系统设计和技术更新升级改造时，要充分结合电站的实际运行工况，尽量在不破坏电站原始土建结构的基础上，构筑完善的机组综合自动化保护系统。
(一) 经济效益高
大型电站中的大型水轮发电机组由于其综合造价高、内部结构十分复杂，而且其在电网系统所占的地位十分高，一旦出现故障或事故，不仅整个检修期较长，而且还可能影响到电网系统运行可靠性，造成相应的社会经济损失，即大型水轮发电机组在进行保护系统设计时，其二次保护设备均需按功能进行单位配置，技术性占据绝大地位，其总投资较高。而中小型水轮发电机组在电网系统所占地位相对较低，其发生故障或事故后对电站和电网系统的影响相对较小，也就是说中小型水轮发电机组在进行综合自动化系统设计过程中，通常采取一体化控制系统，可以获得良好的继电保护系统维护效率性和投资经济性。
(二) 技术先进可靠、操作方便简单
传统的中小型水轮发电机组综合测控保护系统，由于采取简单的点对点复杂的控制电缆直连继电保护模式，普遍存在故障率高、检修维护工作量大等问题，己不适应现代电站自动化控制系统动态响应性、实时可靠性等要求。因此，在进行继电保护系统综合自动化系统设计时，要构筑集电力电子技术、计算机技术、通讯技术等先进技术为一体的功能完善、操作方便简单的综合自动化保护系统，从而有效提高机组综合自动化保护系统的自动化分析运算控制水平和人性化智能服务水平。
(三) 完整保护控制功能
过去为了节约总投资，在机组自动化保护系统设计时，通常只考虑特殊工况点的信号，使得在实际运行、检修维护过程中，对运行管理人员的经验依赖性非常大，系统在设计时带有明显的工程特性，不同电站间的运行经验缺乏共享性能，导致系统推广性能十分有限。因此，中小型水电站综合自动化保护系统在设计时，要构筑功能完整、推广性较强、自动化程度较高的实时监测保护控制系统。
三、水轮发电机组测控保护一体化系统功能配置
水轮发电机组测控保护一体化系统主要由操作控制开关(机端断路器、隔离开关、机组启停控制开关机按钮等)、测控单元(转速信号测控模块、励磁系统模块、机组调速器控制模块等)、以及信号指示(仪器仪 表、信号指示灯、报警提示装置等)，通过各功能单元相互匹配实现水轮发电机组信号测量、操控保护、同期、以及励磁调节等功能。
(一) 水轮发电机综合保护系统
水轮发电机在运行时是一个长期连续运转的机电设备，它不仅要承受机组自身运转过程中产生的机械振动，同时还要承受运行过程中产生的电流、电压等冲击，如果操作不当很容易造成机组定子绕组和转子绕组发生绝缘破坏等事故。因此，水轮发电机组在实际运行中，定子绕组和转子绕组回路是整个保护系统监测控制的核心部件，需要严密监视。为了使发电机在出现故障或故障后，能够根据实际工况特性有选择性地快速发出相关故障信号，并操作相应机构将故障单元从系统中有效切除，避免发电机受到较大的冲击损坏，防止事故或故障的扩大酿成严重的后果，需要在水轮发电机上装设能够实时反应机组各种故障的保护检测元件，以期获得实时的保护信号。在水轮发电机综合保护系统中应配置过电流保护、过电压保护、单相接地保护等完善的保护功能单元。
(二) 水轮机自动调速系统
在水电站中，水轮机是将水能转换为发电机转子转动动力的重要机械结构，是水能转换为电能的主要动力载体。随着用户生活水平的不断提高，对供电电能总量及供电质量水平也提出了更高的要求，即要求发电机组供电安全可靠外，还要求供电电能的电压、频率等值保持在允许的波动范围内(额定频率为50Hz，允许波动范围为±0.2Hz)，保证供电电能综合质量水平。
四、发电机保护功能单元的实现
(一) 过流保护
发电机组复合电压起动和负序过电流保护是50MW及以上中型水轮发电机保护需要设置的主保护。该类保护对于升压变压器高压侧的不对称短路具有很好的灵敏性和可靠性。对于50MW及以上或在运行过程中可能经常出现负序过负荷的水轮发电机组应装设负序过流保护；对于1MW以下的小型发电机组应采用不带电压起动的过电流保护。在保护系统中，当过电流保护动作后，会直接操作发电机断路器执行机构和灭磁开关，完成跳闸保护。过流保护逻辑工作原理如图l所示：
图1过流保护功能单元实现原理
(二) 过电压保护
中小型水轮发电机组装设过电压保护功能单元，当机组甩负荷后可能出现的过压进行保护。当电厂输电电网突然出现全部甩负荷现象时，发电机会进入过速和过压运行工况。通过过电压保护保护模块自动采集机端的三相线电压，并智能分析后获得对应控制命令，直接作用于跳发电机断路器，而不跳灭磁开关，同时不作用于停机。
开发优势水电资源 建设XX特色产业 ××水电产业开发调查情况汇报 我县小水电资源丰富，县委、县政府特别是XXX书记等党政领导对加快小水电开发十分关注和重视。为此，县委办、县政府办、县水利局组成专题调查组，在XXX副县长带领下，就全县小水电产业发展进行了一次比较全面深入的调查研究，先后调查了XX等4个乡镇的17家电站和县水利局所属的XX、XXX电站，考察了新化、桃源、汝城、桂东等地的小水电开发情况，到县水利局、县电力局、县国税局、县发展计划物价局等单位了解了相关情况。结果表明：我县小水电资源十分丰富，开发潜力巨大，但由于市场格局不利和政府主导不够等原因，现有小水电企业效益低下，小水电开发进展缓慢。建议县委、县政府引起高度重视，明确思路，完善政策，规范管理，推动小水电产业快速有序高效发展。 现 状 ——资源丰富。我县南北两个方向相对资水河谷的高差很大，地形复杂多样，境内溪河众多。共有干流长度大于5公里或集雨面积大于10平方公里的河流163条，流域面积占全县总面积的98%。境内雨量充沛，由西往东自然坡降为27%，溪河径流稳定，冬季不冻。特定的地理和气候条件决定了我县水能资源十分丰富。据县水利局初步勘查统计，除XX电站外，全县还有可开发水能资源43.71万千瓦（其中资江干流22.5万千瓦、支流21.21万千瓦），比“湖南小水电开发第一县”汝城县的19.8万千瓦多23.91万千瓦，是桂东县的2.24倍。全县可建电站519处，年发电17.5亿度。除已开发的2.2万千瓦和即将建设的XX电站4.5万千瓦外，尚有37万千瓦没有开发。我县极为丰富的小水电资源受到上级行业主管部门和外界的高度关注，XX被视为水电资源开发的“处女地”。 ¾¾开发缓慢。1957年我县在原东华乡道观村建成第一个小水电站，装机12千瓦，小水电发展开始起步。上世纪70年代到90年代初期，全县出现小水电建设高潮，先后建成小水电站141处，总装机188台22491千瓦。之后，我县小水电开发基本处于停滞不前的状态，1994年以来的10年时间内没有新建一处小水电站，开发总量仅为可开发量的5%。已经具备深度前期工作基础的长塘罗溪电站、将军坝后电站、南金枳木电站、仙溪山口电站、洞市梓树坪电站、江南思贤溪电站、田庄华园电站等电源点也至今未能动工兴建。在这10年里，省内一些基础比我县弱，以前的开发速度比我县慢的地方，小水电资源开发快速发展。新化县在上世纪80年代末来我县考察小水电发展情况之后，把小水电作为一大支柱产业来抓，10多年来新建电站46个，总装机5万千瓦，年发电量1.8亿度，年创税收700多万元。桂东县是一个仅有14万人口的山区县，水能可开发量19万千瓦，1998年以来新建已投产的电站61座，装机6.65万千瓦，是1997年以前的7.4倍；在建小水电站54座，装机4.13万千瓦；2003年发、供、用三个环节提供税收3090万元，占全县财政收入的三分之一。与广东、江西两省交界的汝城县，总人口36万，已建成电站119座，装机214台15.6万千瓦，占可开发量的78.8%，2003年产值过亿元，实现税收和利润3100万元，占全县地方财政收入的四分之一。 我县与汝城等四县小水电资源开发情况比较 〕29号”《湖南省人民政府办公厅转发省计委关于加快发展农村水电意见的通知》规定：电网企业的互供电量，实行同月同时段互抵，当月互抵后结算，而廖家坪、将军两处电站的上网电价与下网电价相差0.40元左右。大福电站上网均价为每千瓦时0.13元，但在下游架设电排回购大网电量每千瓦时电价0.57元。 二是结算电量被大量扣减。调查的19家电站中廖家坪水库上网电量扣减结算比例为15%，将军电站为25%，其余小水电站均为30%或近30%。将军电站为实行新电新价的电站，每年可发电1500万度左右，而上网电量指标只有800万度，实际结算还要下浮10%只结算720万度，按总量扣减25%后，720万度按新电新价结算，其余部分只能按丰水期0.106元、枯水期0.171元结算。调查组根据各电站提供的数据推算，全县现有小水电站年发电量约7500万度、平均扣减约25%、上网均价0.13元，每年因电量扣减减少收入240多万元。而邻近的新化县对上网电量一律只扣减7.5%的线损，桂东县国家电网与地方电网之间实行电量互抵后结算。调查过程中县电力部门没有提供具体的计算依据，但表示将采取措施适当降低扣减比例。 三是电费不能及时结算。上网电量每月抄表一次，但电力部门一律延后三个月结算，电站的电费收入不能及时回笼。《财政部、国家税务总局关于调整农业产品增值税和若干项目征免增值税的通知》（财税〔1994〕4号）规定：县以下小型水力发电单位生产的电力，依照6%征收率计算缴纳增值税。过去国税部门允许小水电开具17%增值税率的发票，但只按6%的税率缴纳税款，2003年6月起实行“金税工程”后，不再允许“高开低征”，而电力部门拒收6%增值税率的发票，导致小水电站上网电费半年多来一直无法结算。所调查的19家电站已有1370.8万度电量没有结算，电费款计152.9万元。 2．政府主导不够 一是利用机遇不够。80年代初，国家水利部规划建设100个农村电气化试点县，上级主管部门拟将XX列入计划，但由于我县没有提交申请文件，错失了发展良机，没有进入计划笼子，三年项目期内，每年失去400多万元上级投资，随后也失去了国家每年在农村电气化县建设一个电源点的投入资金。在农网改造期间，国家向每个农村电气化县投入1500万元左右的农网改造资金，我县也无缘得到这项投资，小水电近供区网改难以得到国家的支持。没有上级的扶持，加上小水电“拨改贷”政策的实施，省级财政小农水补助和小水电电价补贴逐年减少，在计划经济向市场经济体制转轨的初期，我县处于起步阶段的小水电产业失去了支撑动力。而这次调查考察的汝城等四县的小水电产业都是依靠电气化试点县项目资金打下一定基础后发展起来的。 二是主动开发不够。政府没有把小水电作为一大产业来抓，没有组织专门的班子抓小水电开发，也没有出台相应的政策文件推动小水电的发展，现有小水电特别是乡镇小水电站基本处于自生自灭的状态。小水电开发的规划和项目前期工作也比较薄弱。而新化县小水电发展一开始就抓得主动，从1986年开始，就组建了专门的班子，明确由一名县委副书记专抓小水电开发。汝城县2000年为发展小水电出台了专门的政策文件，允许干部职工入股参与小水电开发，对小水电开发实行县级规费减收或免收。汝城县县级领导带头参股，县政协主席兼任万年桥水电站项目经理，县直和乡镇有80%的干部入股开发小水电。p; 要推进小水电输配电网络建设，增加输送电通道，实行跨区域交换电力电量，打破单一的电力市场格局，形成竞价上网机制。要从根本上改变我县小水电发展的被动局面，唯一的出路是打破垄断，建立具有竞争条件的电力市场环境。目前，县水利局提出了连接部分小水电站建立自有网络向桃源等周边县输送电量的设想，得到省水利厅的重视，是我县电网建设和小水电开发的一个良好机遇。要按照“谁投资，谁所有，谁受益”的原则，建立开放的小水电开发机制。要明确政策，支持小水电就近供电，实行自发自供；允许小水电和电网实行互供、转供和同月同时段电量互抵，公平结算。 县小水电开发调查组 2004年9月21日
1 勘察设计科研工作概况
通过50年几代人艰苦卓绝的持续奋斗。中国水电顾问集团昆明勘测设计研究院(以下简称“昆明院”)完成了云南省水力资源普查和复查工作，进行了谰沧江、金沙江中游等十多条大中型河流(段)的水能开发规划；勘测设计的国内外水电站300多座，其中，已建水电站200余座。总装机16400MW；正在进行勘察设计的大中型水电站60余座．总装机约45000MW；为我国的水电技术发展作出了重大贡献。
“十五”期间，昆明院紧紧抓住国家实施“西部大开发”和“西电东送”战略的机会，密切结合水电工程的勘测设计科研工作，勇敢地承担起了攻克诸多世界水电技术难题的重任。提出了建设“红色企业、银色企业、诚信企业、和谐企业”的目标，井以“以人为本、厚德诚信、科学求实、开拓创新”作为企业精神，承担了天生桥一级水电站、小湾水电站、糯扎渡水电站等世界著名工程的勘察设计科研工作。天生桥一级水电站(装机容量120万KW，水库总库容102．56亿m3，混凝土面板堆石坝最大坝高178m)招标及施工详图设计阶段的全部设计工作已顺利完成．工程于2002年底全部竣工。小湾水电站(装机容量420万KW，水库总库容149．14亿m，混凝土双曲拱坝最大坝高292m)正在进行招标及施工详图设计阶段勘察设计科研工作，2001年2月工程开始兴建，2005年9月工程截流，预计2009年底首批机组投产发电。糯扎渡水电站(装机容量585万KW，水库总库容237．03亿m．心墙堆石坝坝最大坝高261．5m)2000年5月开始启动可行性研究阶段勘察设计科研工作．2003年6月完成可行性研究报告，同年10月通过水电水利规划设计总院的审查，2005年8月通过中国国际工程咨询公司的评估，计划2007年11月工程截流。2012年年底前首批机组投产发电。
“十五”期间。昆明院还承担了澜沧江景洪水电站(装机容量175万KW，水库总库容10．34亿m3，碾压混凝土重力坝最大坝高107m)招标及施工详图设计阶段，古水水电站(装机容量260万KW，水库总库容39．14亿m，心墙堆石坝最大坝高305m)、黄登水电站(装机容量220万KW，水库总库容15．07亿m，碾压混凝土重力坝最大坝高189m)预可行性研究阶段，金沙江金安桥水电站(装机容量240万Kw，水库总库容7．42亿m，碾压混凝土重力坝最大坝高160m)可行性研究、招标及施工详图设计阶段，观音岩水电站(装机容量300万KW，水库总库容21．75亿m．碾压混凝土重力坝最大坝高159m)预可研和可研设计阶段．怒江鹿马登水电站(装机容量180万KW。水库总库容21．75亿m，混凝土面板堆石坝最大坝高157m)、泸水水电站(装机容量260万KW。水库总库容12．88亿m．混凝土面板堆石坝最大坝高177m)预可行性研究阶段等水电站勘察设计科研工作。此外，还完成了龙马、居甫渡、那兰、崖羊山、云鹏、阿鸠田等一批大Ⅱ型及中型水电站项目可研、招标和施工详图设计阶段的勘察设计科研工作。同时承担了巴基斯坦巴罗塔、缅甸邦朗水电站等国际工程的勘测设计科研工作。
“十五”期间，昆明院从所承担的工程实际需要出发，科学求实，勇于探索，结合所承担工程项目的特点，把提高自主创新能力摆在科技工作的突出位置，紧密结合工程需要，科技创新来源于实际工程，最终服务于实际工程。有力地推动了科技进步工作，并取得了良好的经济和社会效益。
2 科技管理制度建设
为了促进技术创新，规范科技项目管理，提高科技成果的水平和质量，解决生产、经营和发展中的重大技术问题，“十五”期间昆明院制定了一系列科技管理办法，对规范科技管理工作，提高管理水平起到了积极的作用。
2．1制定科学技术进步奖励规定
随着国家科技体制改革的不断深化，体现科技奖励政策的国家奖、省部级奖的评审条例、评审办法、评审细则等也在不断制定或修订。昆明院及时学习并掌握这些评审条例、评审办法和评审细则，调整相关的奖励政策、评奖条例、评奖办法，努力做好科技奖励的评审和授奖、推荐工作，制定了《科学技术进步奖奖励规定(试行)》，建立了更为科学的科技奖励体系及公平、公正的评审规则和评审办法。
2．2制定科技项目管理规定
为了进一步规范科技项目的管理，建立和完善科技计划项目管理机制。提高科技计划项目管理和实施成效，保证项目的顺利开展，根据有关规定，昆明院制定了《科技项目管理规定(试行)》，着力解决经济和改革发展中的重大、关键、共性科技问题。提高原始创新能力、集成创新能力和引进消化吸收再创新能力。提高水电建设技术的整体水平2．3制定科技项目经费管理规定为规范科技计划项目经费的管理，优化科技经费配置，提高科技经费使用效益．根据财政部、科技部《应用技术研究与开发专项资金管理暂行办法》和有关财务制度的规定，昆明院制定了《科技项目
经费管理规定(试行)》。《科技项目管理规定(试行)》和《科技项目经费管理规定(试行)》构成了昆明院科技项目管理体系的基础，保证了科技项目自主立项和组织向上申报立项的运作。
2．4制定科技成果奖励管理规定
为进一步规范申报各类奖项的质量．并指导做好各类奖项的审查、鉴定、推荐、推广应用工作。做到科学、公开、公平、公正地开展成果的评审．昆明院制定了以下5项奖励规定。
(1)《优秀工程勘察、优秀工程设计、优秀工程标准设计、优秀工程设计计算机软件奖励规定(试行)》。
(2)4城乡建设优秀勘察设计奖奖励规定(试行)》。
(3)《优秀工程咨询成果奖奖励规定(试行)》。
(4)《企业管理创新成果奖、优秀期刊、优秀编辑奖励规定(试行)》。
(5)《优秀学术论文奖励规定(试行)》。
3 主要科技创新成果
3．1原国家电力公司科学技术项目
3．1．1糯扎渡水电站高心墙堆石坝关键技术研究
糯扎渡心墙堆石坝最大坝高261．5m，比国内已建成最高的小浪底水电站大坝(160in)高约100m。昆明院于2002年3月启动并组织了原国家电力公司科学技术项目
开展研究的5个专题为：①《心墙堆石坝坝料试验及坝料特性研究》。②《土石坝计算分析理论及抗裂措施研究》。③《心墙堆石坝坝料分区及结构优化研究》。④《心墙堆石坝动力反应分析计算理论及抗震措施研究》。⑤《心墙堆石坝渗流分析及渗控措施研究》。通过该课题的研究，使坝高261．5m的糯扎渡心墙堆石坝的主要关键技术问题得以解决。研究工作密切结合科研和招标设计．研究成果纳入设计，从而使工程按计划有序实施。招标设计报告已于2006年11月通过中国水电工程顾问集团公司审查，采用直心墙堆石坝坝型和坝体分区结构优化可使糯扎渡水电站工程至少节省投资3．3亿元。糯扎渡心墙堆石坝研究成果对我国拟建的两河口、双江口、古水等300m级高心墙堆石坝工程的设计都有重要的参考价值。
3．1．2小湾水电站拱坝关键技术问题研究
昆明院于2000年7月启动并组织了原国家电力公司科学技术项目《小湾高拱坝关键技术研究》科技攻关工作，于2005年12月完成研究，提交了《小湾电站高拱坝关键技术研究项目执行情况总结报告》和《小湾电站高拱坝关键技术研究课题报告》及四个专题报告及27个子题报告。2006年8月通过了国家电网公司委托中国水力发电工程学会组织的验收。
开展研究的4个专题为：①《小湾高拱坝结构及工程措施深化研究》。②《拱坝坝肩(基)稳定工程措施研究》。③《小湾高拱坝泄洪消能与雾化深入研究》④《小湾高拱坝安全监测系统研究》。课题研究的各项内容均为当今高地震烈度区高拱坝设计中亟待解决的关键问题，其研究成果对小湾拱坝抗震设计及我国在建的溪洛渡、锦屏一级等高拱坝工程的设计都有重要的参考价值。
3．2中国水电工程顾问集团公司科技攻关项目
昆明院按照《中国水电工程顾问集团公司科技项目管理办法》的要求，积极开展了院承担的科研项目的立项工作。结合工程需要。先后立项的项目有7项，分别是《堆积体的综合物理探测方法研究与应用》、《连续式光纤传感技术在水工混凝土裂缝监测中的应用研究》、《移民安置环境容量分析指标体系研究》和《水电工程建设征地实物指标调查技术导则》，2005年度立项的3个项目《云南水电开发及外送规划研究》、《全数字近景摄影测量系统》和《集团公司智能化财务分析系统开发与应用》，目前．以上科技项目正按照合同要求开展工作。
3．3云南省省院省校科技合作项目
昆明院承担的云南省省院省校科技合作(科技攻关)项目《昆明市掌鸠河引水供水工程山区长距离输水工程技术难题研究》，不仅为昆明市掌鸠河引水供水工程的设计、施工和管理提供了科学的理论方法和先进的技术手段，使设计与施工更加科学化、合理化、系统化，确保工程设计建设质量和安全运行．节省了投资，而且在宁波市白溪水库引水工程、南水北调石家庄至北京段应急供水工程以及南水北调天津段引水工程中得到了成功应用。
3．4工程科学技术研究学科特点与创新
“十五”期间，昆明院结合所承担的工程项目，在水资源工程及动能经济科学、环境工程科学、工程测绘技术、工程勘察技术、工程地质、水电工程建设用地和移民安置、地质灾害防治技术、土石坝工程、混凝土坝工程、结构工程、地下空间工程、工程水力学、基础处理及边坡工程、施工规划技术、施工仿真科学、工程安全监测、机电及金属结构工程、工程建设管理及信息工程科学等领域进行了大量的卓有成效的科学研究工作，取得了许多创新性的成果，大部分转化为工程勘察设计实践。其中．不少科研成果达到国内先进水平。
4 科技成果获奖情况
2001年至2o06年，昆明院科技成果获奖的情况如表1所示
5“十一五”科技发展规划纲要和重点研究课题
科学技术是第一生产力．是先进生产力的集中体现和主要标志。“十一五”期间。必须增强责任感和繁迫感，更加自觉、更加坚定地把科技进步作为企业发展的首要推动力量，把提高自主创新能力作为提高企业竞争力的中心环节，把建设学习型、创新型企业作为昆明院面向未来的重大战略选择。
必须清醒地看到，昆明院科技的发展，既面临难得的历史机遇，又面临一系列严峻的挑战。在科技及专业工作中。我院还存在着很多不足，主要表现为：学习风气不浓，对新技术、学科动态掌握不够，对国家、行业相关政策法规把握不到位；自主创新能力较弱，关键技术掌握不多，企业核心竞争力不强，投入不足，技术管理水平、工程管理水平有待提高，科技体制机制还存在不少弊端：制度不够完善，贯彻力度不强；信息化程度不高，不同工程之间沟通不够畅通等。昆明院作为一个不断前进中的大型甲级勘察设计科研单位。要站在时代的前列，以世界眼光。勇敢地迎接新科技革命带来的机遇和挑战。因此，需要脚踏实地贯彻落实科学发展观。深入实施国家“科教兴国”和“人才强国”战略+树立“人才资源是第一资源”的观念，从企业和谐、健康、可持续发展的角度，立足“十一五”，兼顾中长期发展，按照以人为本、科学求实的原则，注重新材料与新工艺研究、学科交叉与技术集成研究、信息化技术综合利用研究，制定了“十一五”科技发展的规划。拟开展的重点研究课题是：
(1)低纬高原地区小流域径流洪水适用方法研究；青藏高原地区可能最大降水和可能最大洪水研究；坝前冲沙漏斗三维数值模拟：水电工程建设水环境模型预测研究；云南水电CDM开发机制可行性研究；高原山区风力发电技术研究；抽水蓄能电站在云南电网中作用与效益研究：3S技术在水电工程水库移民、环境影响评价工作中的应用研究：水电工程生态恢复技术和方法研究；流域梯级电站工程移民安置总体方案研究：移民安置环境容量分析指标体系研究。
(2)变形监测技术整合集成研究；工程物探及
检测与试验技术研究：水电水利工程地质灾害预测与防治技术研究；大、中型水电站工程地质数据库：数码成像技术在高陡边坡及大型地下洞室边墙的地质资料编录的应用研究；复杂岩体高坝坝基(多成因岩体构成的坝基、软硬相间层状岩体坝基、原位碎裂或似完整岩体坝基、各类蚀变岩体坝基等)的有效勘察及合理、科学的工程地质评价体系及建基面的选择利用研究。
(3)300m级混凝土面板堆石坝筑坝技术研究：土石坝枢纽布置三维可视化设计研究；土石坝设计、建设、运行数据管理及安全评价系统研究；超高(200m以上)堆石坝工程设计方法与安全标准体系研究。
(4)300m级高拱坝的关键技术整合集成研究；100~200m级碾压混凝土坝的关键技术整合集成研究；混凝土坝坝后背管及蜗壳结构整合集成研究l混凝土坝枢纽布置三维可视化设计研究；混凝土熏力坝设计、建设、运行数据管理及安全评价系统研究；混凝土拱坝设计、建设、运行数据管理及安全评价系统研究。
(5)水力浮动式升船机结构设计研究：刚构桥、斜拉桥、悬索桥结构工程用研究；大型水工隧洞设计整合集成研究；地下厂房洞室群设计整合集成研究；岩质边坡及支护型式数据库。
(6)泄水建筑物的高速水流掺气设施体型研究：水垫塘(消力池)取消抽排系统的研究；100m水头台阶型溢洪道泄洪消能研究。
(7)深厚复杂地基围堰防渗结构形式研究：施工交通设计整合集成研究；地下洞室群施工仿真研究；土石坝三维动态施工仿真研究；混凝土坝三维动态施工仿真研究。施工导流标准风险决策分析研究：大型人工砂石系统动态模拟研究；混凝土温控仿真研究。
(8)高土石坝安全监测系统及自动化研究。
(9)高拱坝安全监测系统及自动化研究。
(10)水电站电气主接线方式及继电保护配置可靠性定量评估研究；水力机械施工图模块化制图软件系统开发；金属结构产品数据管理系统(PDM)的设计研究。远程监控系统研究。
1、工程概况及水文地质情况
某水电站工程的任务是灌溉结合发电，原第 2 分水枢纽的任务是调节河套灌区第 1 至第 2 分水枢纽之间的农田灌溉，该水电站建成不改变原总干渠运行，在灌溉期利用原总干渠第 2 分水枢纽以上的灌溉水发电后尾水回归总干渠，可充分利用水能资源。第 2 分水枢纽可形成4 ～ 6. 0 m 左右水头，保证灌溉并利用灌溉水发电，电站装机容量 10.5 MW，多年平均发电量 3 317 万度。提供所在地区灌排用电及工农牧业生产、生活用电，补充电网。电站的总体布置： 电站为河床式水电站，安装 3 台灯泡贯流式水轮发电机组，单台装机 3 500 kW。由引水渠、主、副厂房、变压器场和开关站组成。引水渠中心线与总干渠中心线交点在节制闸上游 380 m 处，为保证水流平顺，以总干渠中心线为基线，向右转 19°布置电站引水渠中心线，在保证水流平顺、电站施工不影响总干渠稳定的前提下，尽量紧靠总干渠右岸。引水渠底宽 31 m，渠长 162 m。电站厂房为一字形布置，主厂房总长52.80 m，其中主机间长35.60 m，安装间长度 17.20 m，位于主机间右侧，厂房跨度为 15. 50 m。副厂房在主厂房的下游侧，长度同主机间，厂房跨度为 12. 0 m。升压开关站布置在右岸厂区下游侧。平面尺寸为 41 m ×22. 5 m（ 长 × 宽） 。尾水渠长 230 m，底坡 1∶5 000，尾水渠底宽 50 m，尾水渠道左岸与总干渠右岸相交。
工程区域主要为平原河段，河道两侧地势低洼，地形平坦，场址处地形平坦，地貌单元属海相冲海积平原，场址地基土可划分为5个工程地质层（又分为2个亚层），自上而下依次为：淤泥质粉质黏土，-2粉质黏土、-1淤泥、-2淤泥、淤泥质粉质黏土、1/4含砾淤泥质粉质黏土、1/2淤泥质粉质黏土。其中以淤泥层埋藏厚度最大，该层为静水或缓慢水流环境生态化学作用而成，具高含水率、高孔隙比、高灵敏度、高压缩性、低抗剪强度等特性，土性极差，属极软土层。故水闸基础采用混凝土灌注桩基础处理。
2、后浇带技术简介
2.1概 念
后浇带是在建筑施工中为防止现浇钢筋混凝土结构由于温度收缩不均可能产生的有害裂缝，按照设计或施工规范要求，在基础底板、墙、梁相应位置留设临时施工缝，将结构暂时划分为若干部分，经过构件内部收缩，在若干时间后再浇捣该施工缝混凝土，将结构连成整体。
2.2 设置机理
常规混凝土施工防裂技术可以简单地用两个字来概括，即"放"和"抗"。所谓"放"就是设置永久的伸缩缝、沉降缝，将结构分为平面形状、刚度基本均匀或对称的独立单元，以释放大部分变形，减小应力，从而避免产生裂缝；"抗"则是采取措施，降低混凝土温升，缩小结构温差，减小混凝土的收缩变形，提高混凝土的抗拉强度，以抵抗温度收缩变形和约束应力。应用后浇带防裂则是"放""抗"结合的方法，具体就是"先放后抗"，即为了削减温度应力，把原本只能是一个整体的结构，分成两段或多段浇筑，先以"放"的形式释放变形，减少收缩应力，在施工后期或间隔一定时间，再把分开的各段浇筑成整体，继续承受第二部分的温差和收缩，也就是所谓的后"抗"。两次浇筑的温差和收缩应力叠加小于按一次整体浇筑的温差和收缩应力，从而达到避免产生裂缝的目的。
2.3作 用
（1）解决沉降差。大面积结构及基础设计成整体，但在施工时用后浇带把2部分暂时断开，待主体结构施工完毕，已完成大部分沉降量（50%以上）以后再浇灌连接部分的混凝土，将高低层连成整体。（2）减小温度收缩影响。新浇混凝土在硬结过程中会收缩，已建成的结构受热要膨胀，受冷则收缩。混凝土硬结收缩的大部分将在施工后的前1～2个月完成，而温度变化对结构的作用则是经常的。当其变形受到约束时，在结构内部就产生温度应力，严重时就会在构件中出现裂缝。
3、后浇带设计
3.1 后浇带选择
水电站设置后浇带的主要目的是为减小电站底板混凝土硬化过程中的收缩应力。先浇筑后浇带两侧混凝土底板，使两侧先浇筑部分的混凝土预期变形大部分完成后，再浇筑后浇带混凝土将其整体连接，以免两部分之间因变形差而产生过大的内力。
3.2 后浇带位置
二闸水电站横向长度为 51. 72 m，后浇带位置布设在受力和变形较小的尾水管部位，缝宽1.0 m。
3.3 后浇带形式
后浇带宽 1 000 mm，上、下游两均侧设置键槽，共设置 3 个键槽，高程分别为 1 031. 00、1 033. 70、1 037. 00 m。键槽深 500 mm，边坡为 1∶1。
3.4 后浇带处理
后浇带内除原有底板钢筋，为增加连接的整体性上、下游均匀布设插筋，插筋采用 HRB335 级钢筋，直径25 mm，插筋长1 500 mm，间距为750 mm，插筋连接采用双面焊接，长度大于 5 d。同时埋设由止浆片、进回浆管、出浆盒及排气槽组成接缝灌浆系统。后浇带上、下游同时设置止水带，防止接缝处产生渗漏。
4、效果
设置后浇带可以降低混凝土温度的峰值。温度峰值的降低表明水泥早期的水化热温升得到有效地控制，其降幅不大表明设置后浇带对混凝土温度峰值的影响不大。设置后浇带对降低混凝土温度应力效果显著，对混凝土的早期防裂意义重大。在某水电站底板施工方案中，设置后浇带的防裂措施取得了较好的效果，未发现出现任何裂缝。根据不同工程的性质和功能，可以合理设置后浇带，避免结构出现裂缝，确保工程结构的安全性和整体性，达到提高工程质量的目的。电站运行 3 年来，水电站建筑物、机电设备均运行良好，未发现异常； 年发电量 3 000 万度，年收入1 000 万元，取得良好的社会及经济效果； 目前该电站下游已发展成为临河区重要的旅游区。
结语：
综上所述，根据其它大中型钢筋混凝土结构类似工程建设的成功经验可知，后浇带技术既省时省力，又能节省工程投资，为减少某电站厂房底板混凝土的干缩和大体积混凝土水化热温升给结构带来的不利影响，在施工期间设置后浇带，后浇带留出钢筋，施工完毕后焊接骑缝钢筋并用混凝土浇筑。采用此法可有效地防止施工期间混凝土浇筑的水化热产生的约束应力，运行期间可加强厂房底板的整体性，有效减小厂房底板的地基反力。为整个工程的创优奠定了一定的基础，产生良好的社会效益和经济效益。
我县境内小流域分布多，河流属山区型河流，特点是坡陡流急落差大，水能资源储藏量丰富，可开发利用潜力大。
（一）境内河流。境内河流流域面积大于20平方公里的有22条，总长649千米；最大平均流量荞麦地河8.65立方米／秒；最小平均流量苞谷垴河0.35立方米／秒；全县境内河流水能资源理论蕴藏量（金沙江、牛栏江除外）为32万kw，理论发电量28.0亿kw·h，可利用的水资源为11万kw，年发电量1.86亿kw·h，其中：以礼河、荞麦地河、马树河的蕴藏量占全县水资源的55%。
（二）过境河流。过境河流有金沙江和牛栏江。金沙江是我县与四川省凉山州的省界河，国家已规划建设金沙江白鹤滩巨型电站，总装机容量1260万千瓦，现已完成电站的预可研阶段工作，预计2008年将动工建设。牛栏江为我县与鲁甸县、昭阳区的市内县区界河，总装机容量70万KW，其中：天花板电站（18万KW）、凉风台电站（12万KW）、陡滩口电站（16万KW）、黄角树电站（24万KW）。但由于是分界河流，其电站装机我县只能占1/2。因此我县装机容量为35万KW。
二、我县中小水电开发现状
（一）已建小水电站概况
我县境内26座已建成小水电站中，原由政府投资及县电力公司投资兴建且目前由县供电公司营运的电站共19座；由村内自建自管电站1座；原由政府投资现由民营企业营运的电站1座；原由政府及茂租铅锌矿投资现随同茂租矿整体出让给奥威公司的电站4座，由民营企业投资营运的电站1座。截止2008年1月，我县已建成小水电站26座，装机52台，总装机容量34740千瓦，全县26座中小型水电站年发电量为14171万KW.h,设备年利用小时为5984小时。
（二）已出让开发权但尚未开工建设的小水电站情况
截止2008年3月底，我县已出让开发权但尚未开工建设的小水电站18座，总装机容量69620千瓦。县人民政府已出让开发权的流域中：荞麦地河一级、二级、三级电站、伍家沟电站、石家村电站、马树河三级电站由巧电实业有限公司投资开发，马树河流域的河玉电站、硫磺洞电站由金崇水电开发有限公司投资开发，其中马树河三级、四级，荞麦地河一级、二级、三级电站、伍家沟电站、石家村电站，正在完善报批、核准的相关手续，可装机37600kw；清水河由昊龙公司投资开发，可建四座电站，装机10660kw，目前已完成项目的可研、报批及前期工作，正在进行项目核准阶段的工作；文家河由文家河水电开发有限公司投资开发，除去已建成的第三级电站外，还可建三座电站，装机16400kw，目前已完成项目的可研及前期工作，正在进行报批、核准阶段的工作；炉房水库坝后电站由盐津县三和电力有限公司投资开发，装机4000kw，目前正在进行项目的报批、核准阶段的工作；三岔河三级电站由自然人肖明友投资开发，装机640kw，柴山沟电站由自然人吴祥中投资开发，装机320kw。
（三）未出让开发权且具备开发潜力的小水电站
通过勘察，我县待开发的水能资源潜力大，具备小水电开发条件的有6条流域，能开发8座电站，装机规模5320kw。
（四）牛栏江流域水电项目开发建设情况
牛栏江作为流经我县的一条重要河流，到目前为止，由云南滇能（集团）控股公司开发的我县境内牛栏江梯级电站包括：天花板水电站（18万KW）、凉风台（12万KW）和陡滩口水电站（16万KW）,三个梯级电站装机容量共计46万KW，工程静态总投资约33亿元。由云南昊龙实业集团黄角树水电开发有限公司开发的黄角树电站（24万KW），工程预计总投资约18亿余元。但由于牛栏江作为我县的分界河流，其电站装机我县只能占1/2。因此我县装机容量为35万KW。
（五）电网现状
我县电网已通过盐(水沟)～巧(家)110kV线路与省网联网运行，在县城郊区有110kV*变电站一座，容量为31500kVA，本县内拥有110kV线路2条，总长为70.5km；35kV线路10条，总长为186.798km；35kV变电站8座，总容量为26600kVA；10kV线路1839km，10/0.4kV配电变压器1258台套，共75547kVA；0.4kV及以下线路2468km，农城网建设改造完成一户一表81136户。
在全县16个乡(镇)中，蒙姑乡用电主要由以礼河四级电站10kV侧供给；炉房乡用电主要由以礼河二级电站10kV侧供给;茂租乡用电暂由本乡内的小水电供给，可与大寨变电站联网运行。其余13个乡(镇)用电均由县电网各35kV变电站10kV侧供给。
三、我县小水电开发的重要性和必要性
（一）重点项目建设对电力的需求大，必须开发县域内的小水电
我县“十一五”期间乃至今后更长的一段时期，新增的重点建设项目有：一是建设牛栏江流域梯级中型水电站，共需施工用电负荷12000kW；二是装机容量1260万kW的白鹤滩巨型水电站建设期，需要用110kV电压等级的供电才能满足其工程施工用电的需要；三是为适应大工程的建材需求，需新建年产水泥100万吨的水泥生产线，需用电量8000万kW.h。三大新增重点建设项目对电力的需求量相当大，它不仅要求有充足的电源，而且要求有优质、安全、稳定、可靠的电能。如果电网结构薄弱、供电能力不足和供电质量差就不能满足新增重点项目对用电的需求。由此可见，新增重点项目能有力地推动全县电力事业的发展。加快和完善全县电网建设，为我县的基础设施和城镇建设提供有力的电力保障，对提高城乡居民的生活水平，改善生活环境，加快经济发展步伐，促进城乡经济快速稳步增长都具有十分重要的现实意义。
（二）从我县的经济结构状况分析，要求必须开发县域内的小水电
经济结构包括产业结构、投资结构、产品结构和就业结构等。我县目前的产业结构属于“ⅠⅢⅡ”型，产业结构比为41:29:30，即第一产业的比重最大，其次是第三产业，最后是第二产业。我县的产业结构目前还处于正在调整的过程中，迫切要求加快第二产业的发展。对产业结构的调整和发展，必将加大对电力的需求。
为充分开发利用我县丰富的水能资源，加快我县的建设步伐，把资源优势转化为经济优势，县委、政府确定了“开放活县、交通水利立县、产业富县、科教兴县、绿色经济强县”五大发展战略，树立大开放，大发展的思想，制定了发展非公经济和招商引资的一系列优惠政策，创造了良好的投资环境。投资结构的增多，就业结构将会得到极大的改善，产品结构也将由目前的单一性变得多样性，由此加快了经济的发展，必将拉动电力事业的发展。
（三）随着用电负荷的增加，需要县域内的水电必须尽快开发
我县是川滇交界的商品物质集散地，以发展农产品及农副产品加工业为主，建成了一定规模的制糖、建材、冶炼、食品等工业。县电力公司根据全县经济社会发展的总体思路和发展目标，综合考虑城市建设、工业发展、人口增长及人民物质文化生活水平的不断提高，取2008年至2020年电量弹性系数为1.1，电力弹性系数取1.0，以*年为基准年，依据公式Am=A0(1+KgzchKdt)n进行测算，式中：Am为规划期末用电量或电力，A0为规划期基准年的用电量或电力，Kgzch为国内生产总值（GDP）的年平均增长率，Kdt为电量或电力弹性系数。测算出我县2008年至2020年全县用电量、最大负荷.
根据以上电力弹性系数法预测负荷，测算到2020年我县总用电量为32072.5万kW.h，最大负荷为66613.3kW。
（四）工期短，投资回收快，风险小，是投资者的极佳选择之一
小水电开发工程简单、建设工期短，虽一次性投资大一些，但投资回收快，利润丰厚。且我县境内的小水电全部为引流式发电，没有水库的淹没损失，不存在移民安置问题，对环境和生态等各方面的综合影响较小，很有必要投资开发。
（五）国家有政策支持
国家的好政策是：小水电作为一种清洁能源，在“十一五”期间，国家将加大投资，计划新增农村水电装机1500万千瓦，建设400个水电农村电气化县，使1000万农民实现以小水电代燃料，保护森林3500万亩，使500万贫困人口通过开发农村水电，建立一种保障贫困农民持续增收的长效机制。
（六）我县出台了优惠政策
结合我县实际，制定出了适用于*县小水电站开发建设具体的优惠政策：
1.土地优惠政策
建设项目所需土地以出让方式提供，年限执行工业用地法定最高年限，征地费用（包括土地补偿费、安置补助费、地面附着物和地下设施补偿费）及相关税费由投资方据实支付。土地出让金按基准地价的下限收取。
2.企业所得税优惠政策执行云财税〔2003〕19号文的规定。
（1）省内投资者来我县新办投资企业，自企业生产经营之日起，免征企业所得税3年。
（2）省外投资者来我县新办投资企业，凡同时符合企业注册资本金中省外投资比例占51%以上和投资额在500万元以上两个条件的新办企业，自生产经营之日起，前三年免征企业所得税，后两年减半征收企业所得税。以上两个条件中只符合一个条件的新办非公企业，自生产经营之日起，免征企业所得税2年。
（3）以上新办投资企业，享受免（或减半）征收所得税期满后，其主营业务项目符合《当前国家重点鼓励的产业、产品和技术目录》的，可在我省西部大开发税收优惠政策执行期内，享受按15%的税率征收企业所得税的照顾。
（七）小水电面临自身的发展机遇，是投资热点
由于大型水电工程对土壤、流水、植被、生物、气候及人类活动的影响，目前，世界电力工业的发展正在从以往的以解决缺电为主的需求型开发，发展到以促进社会可持续发展为目的的清洁优质能源建设。此外，由于电力体制改革的日益深入，新的电力开发机制、管理机制及清洁发展机制正在形成，投资者所有的小型独立发电厂日益增多，出现了分布式供电的理论和运行方式，使得小水电本身的定义及在电力工业中的地位也出现了变化，发展小水电有了新的动力，我县小水电开发正面临新的蓬勃发展的机遇。
（八）与开发其他电力相比，小水电具有自身的优点，开发小水电很有必要。一是小水电是再生能源，虽有丰枯年差别，但没有用完的顾虑。二是发电成本低，水电的成本仅为火电的1/4左右；经济效益高，水电是火电的3倍左右。三是水电作为一种清洁能源，可改善自然环境；而火电排放烟尘、氧化硫、氮氧化物、温室气体、放射性物资，特别是烧高硫煤会出现酸雨。四是小水电机组起停灵活，输出功率增减快，可变幅度大，是电力系统理想的调峰、调频、调相和事故备用。
四、我县小水电开发的前景及投资预测
根据2007年我县小水电开发办公室摸底调查的结果，我县小水电开发的前景可观，今后我县将建成小水电站共56座（已建26座、待建26座、牛栏江梯级电站4个），预计总装机46万KW（已建26座电站装机34740KW、待建电站26座装机74940KW、牛栏江梯级电站4座装机35万KW）。
在电网建设方面，为适应社会经济发展的需要，在原电网的基础上，我县需新建110kV变电站4座，新建110kV输电线路75千米，新建35kV变电站8座，新建35kV线路154千米，新建10kV及以下配电线路4361千米，新建10kV配变1043台，一户一表改造58782户，通信及调度自动化系统1套，新建光缆118千米。
除去已开发的电站投资外，预计我县小水电开发总投资还将达34亿元。其中：县境内小水电开发预计总投资4亿元，牛栏江水电开发（我县境内）预计投资25亿元，电网建设预计投资5亿元。
五、我县小水电开发对经济社会的影响
我县小水电具有就近开发、就地成网、投资方式灵活、投资周期短、见效快、对生态没有大的影响等优点。在带动地方经济发展、促进扶贫开发和农村剩余劳动力转移、夯实农业基础设施、发展农村经济、增加农民收入、改善农业生产和农民生活条件等方面，具有较大的影响。
（一）我县小水电开发对地方经济的拉动。我县小水电开发后，装机可达46万kw，如按每个电站年发电5000个小时算，预计可发电25亿kw·h左右，上网电价以2000年标准每度电0.2元算，可产生产值5亿元左右，对县域经济的拉动按1：7测算，将达到35亿元。按上网电价6%的税率计算，可产生税收0.3亿元。电网产生的税收按5亿元的17%税率计算，可产生税收0.85亿元。
每年可产生税收1.15亿元。
（二）对环境的影响。据有关专家介绍，我省6个县（市）小水电代燃料工程试点实施后，巩固了项目区退耕还林面积近5.35万亩，保护森林植被面积和天然林面积33万亩，并减少二氧化硫、烟尘等有毒有害气体的排放，对当地的生态环境起到了有效的保护和改善作用。我县农村大部分地区的生产、生活用能，也主要靠消耗森林资源或煤炭资源获取。如果加快农村小水电开发，用小水电代替燃料，既可解决农民生活燃料问题，又可逐步调整农村用能结构，改善和保护生态环境，还可促使金沙江右岸生态逐步得到恢复，更可以保护白鹤滩电站、溪洛渡电站乃至三峡电站水质。
（三）农户直接受益。据相关资料显示，在我省6个小水电代燃料试点县的生态电站建成发电后，对当地农户来说正逐步显现出巨大的效益：一是农户的用能支出费用大幅降低。6县（市）小水电代燃料试点到户平均电价不足0.20元／度，仅为农网改造后照明电价的40%，按每户农户每月代燃料电量120度计算，年支出代燃料电费240元。而主要靠买柴为燃料的农户，每年的燃料费支出在360～600元，享受小水电代燃料电量之后，每年每户减少支出120～240元，农民负担得到减轻。二是为农户增收创造了有利条件。开发农村小水电，实施小水电代燃料工程后，大部分农户家用上了电饭煲、电炒锅、电磁炉，告别了烟熏火燎的日子，做饭省时便捷，节省出更多的时间从事副业或外出打工，增加了农民收入。
（四）负面影响。虽然，小水电作为一种清洁再生能源，具有较多的优点，但是，也无须回避，在小水电开发过程中或多或少地带来一些负面影响。主要体现在对环境的影响，由于我县的小水电均处于高山峡谷地带，工程施工会对环境带来不利影响：一是高边坡明挖对植被破坏和边坡安全不利，二是施工中大量弃土、石渣会堵塞河床，三是施工中产生大量的粉尘和废水对环境的污染，四是渠道穿越耕地，将会造成耕地面积减少。这要求业主在开发建设过程中采取措施，消除影响。
六、存在问题和困难
我县小水电开发虽然前景可观，但在开发中或待开发仍然暴露出一些不容忽视的问题。
（一）县境内水能资源理论蕴藏量很大，达到32万kw，实际可开发量较小。除去已开发的3.5万kw，近期具有开发价值和开发前景的水能资源约为7.5万kw。
（二）部分获得县人民政府出让流域开发权的业主，迟迟没有启动项目建设或启动后进度缓慢，一些业主“跑马圈河”、抢占资源，得到开发权后抱着等待观望的思想，除文家河三级站和马树河一、二级站已于*年底完工投产试运行，清水河二级电站和炉房水库坝后电站开发项目施工进度不理想外，其他电站尚未启动。
（三）多数小水电开发的业主都是私营或个体合作，工程建设所涉及的土地、林地等的征用，由于一些农户思想认识的不到位，常常是对征用的土地、林地甚至荒山荒坡等补偿费用漫天要价，不达目的誓不罢休。这在一定程度上造成了有偿出让项目政策处理问题上的被动，从而拖延了工程建设时间，增加了工程投资。给业主开发建设造成一定影响。
（四）前期工作难度大。按有关要求，项目实施前需做好流域水力发电专项规划、水资源论证、开发项目水土保持方案、开发项目环境影响评价报告、可行性研究报告、项目地质灾害危险评估、项目安全生产专题报告、项目建设核准等大量工作，这些专项工作涉及部门多，且许多项目审查审批权限在省市级，各部门审查审批的时间虽有规定，但还是需要相当一段时间来完成，容易带来招商难和实施难。
（五）大电网对农村电力市场的高度垄断，利用电网管理的调度权对小水电采取限时、限量和限价的“三限”政策，严重损害小水电企业的利益。
（六）小水电自身管理上的问题，也制约着小水电效益的发挥。一是现代化程度低，造成市场竞争力较弱。小水电站本身规模小，现代化程度低，电量生产有限，生产成本伴随着工程造价和建设成本的逐年上涨而不断攀升，成本的居高不下直接影响到小水电企业的竞争力。二是分散经营，行业缺乏凝聚力。小水电是一个弱势行业，小水电将来的发展很大程度上取决于其社会效益、环境效益以及其公益性的地位是否能得到全社会的认可。目前众多的农村小水电企业采用的是分散式粗放经营，小水电行业处于一种相对比较混乱的状态之中，行业的凝聚力低，缺乏一个为行业的发展献计献策，关键时刻能代表行业出面，维护本行业利益的行业组织。三是重建设、轻管理、少研究，小水电技术明显落后。长期以来，小水电因受规模、资金、技术等因素的制约，在制度管理、安全管理、技术管理等方面均较为落后。近年来，随着投资主体的进一步多元化，许多承包经营或私营电站大量出现，使行业管理更加混乱，给小水电的发展带来非常大的隐患。企业缺乏长远意识，只注重眼前利益，安于现状，对开发应用先进技术缺乏热情，技术创新能力不强，造成小水电技术明显落后。
七、我县中小水电开发工作的建议
（一）制定合理的小水电上网电价。小水电具有地方性、政策性和准市场竞争性等特征，全国大多数省份出台了保护小型水电的电价政策，一些省份已经按厂网分开、竟价上网原则实行同网同质同价。对小水电较低的上网电价，省政府应按公用产品的定价政策，制定能维持小水电运行发展的合理电价。
（二）严格按小水电站的基本建设程序进行，促进小水电站开发的健康发展。随着小水电站开发投资项目的增加，一些投资者为加快进度、降低前期费用支出，采用了规避基本建设程序，减少前期工作论证等手段。而前期工作论证不充分，将可能会增大投资风险，基本建设程序不完善，将可能对公共安全带来严重隐患，投资者应按照基本建设程序进行投资。要加大对违规者的处罚力度，促进小水电站开发的健康发展。
（三）认真思考，加大力度，做好我县小水电开发的前期工作。一是要树立倒计时意识，各有关部门要在县政府的统一领导下，积极配合，做好我县小水电开发的各项工作，认真对我县小水电开况进行认真梳理，对具备开发条件的及时组织上报进行审批。二是对我县已签约的小水电站进行认真清理，凡是未开展工作的，由县政府限时收回开发权，重新签订开发业主，一切责任由开发业主负责；对具备条件尚未开发的小水电进行疏理，加快招商引资步伐，明确业主，使我县的小水电开发得到充分的开发。
（四）主管部门要加强对小水电开发政策的研究和宣传，要用科学看待、理性分析的方法正确引导开发业主的投资行为，防止他们为获取资源而盲目竞价、恶性竞争，到头来，反而影响了小水电产业的健康有序发展。
（五）有关部门应采取必要的措施，加强对小水电资源开发的政策处理协调工作，尤其对政府有偿出让的项目要给予更多地支持和帮助，在切实维护当地农民群众利益的同时，也要保护好开发业主的合法权益。
（六）保护好生态环境，促进我县小水电的可持续发展。小水电作为清洁的可再生能源，在开发过程中，必须做到水电开发和水利工程建设之间的统筹安排和合理规划，坚持工程建设要与水资源的综合开发协调统一，确保生态环境不受破坏，或破坏后要尽快恢复。一是要做好小水电资源开发利用规划，按照“统筹兼顾、科学论证、合理布局、有序开发、保护生态”的原则，严格小水电项目建设程序和准入条件，要按照《环境影响评价法》和《建设项目环境保护管理条例》等有关规定，依法实行规划环境影响评价，并按规定程序审批。二是要强化后续监管，落实各项生态保护措施。严格执行建设项目环境保护“三同时”制度，规范工程建设管理各项活动，确保工程质量和安全运行。三是建议扩大公众参与，强化社会监督。对涉及公众环境权益的小水电开发规划和建设项目，规划编制机构和建设单位应当在报批开发规划和建设项目环境影响报告书前，采取便于公众知悉的方式听取公众意见。四是对工程建设实施过程中的生态破坏，要采取固定、治理、绿化相结合的环保措施，达到既稳定地质，又美化环境的综合治理效果。五是引水渠穿越耕地时，尽量埋深渠道，采用“四面光”，渠道建好后，恢复耕地。
（八）建议业主控制风险。为避免开发小水电的投资损失，建议业主加强对风险的控制。小水电投资项目风险可分为系统风险和个别风险。系统风险是无法控制的，主要有电量销售、电价水平、政策变化等；个别风险是可以控制的，主要有总投资成本、未来经营成本、投资机会、投资时机等。系统风险虽无法控制，但可通过扩大小水电投资人的合作范围，发挥利用合作伙伴优势，分散和转移风险。个别风险中对投资收益率影响最大的是总投资成本。降低总投资成本主要采用设计优化，工程招投标，施工质量、工期控制，合同、资金管理等手段。
云南中小电资源丰富，随着西部大开发，云南迎来了中小水电站开发的高峰。近20年来我院在云南进行了近60座中小型水电站进行勘察设计工作，为充分利用云南水能资源作出了应有的贡献。中小型水电站的建设已成为云南县域经济建设发展的新的增长点，同时也有效地缓解了县级电力紧张的局面。
1 中小型水电站工程特点
1．1 中小型水电站工程建设特点
对近20年来我院在进行的近50座中小型水电站工程的统计，引水式电站44个（最大为维西县南极洛河，1080m水头、装机96 MW），混合式电站3个（达开68MW、块泽河36MW、把边江长田电站84MW），河床式电站3个（罗平色依电站24 MW、牛拦沟电站20 MW、南康河25 MW），小型电站，装机为0．5～2．55万kW不等，工程规模均不大。这些水电站有以下特点：
(1) 坝低库小，水库条件简单，水库淹没及工程占地少。引水式的电站位于山区小型河流上，坝较低矮，库区范围小，引水线路大部分采用隧洞引水，河床式的电站库水一般不出河槽，都尽可能地减少了征地和移民数量。水库成库条件好，库区地质问题相对简单。
(2) 引水式水电站多以隧洞引水为主，而且线路较长，洞径小，水头高。一般山区小型河流落差大，通常采用引水方式进行发电，有的电站通过长引水线路获得较高的发电水头，如南极洛河水电站通过近5km的引水线路获得近1080 m的水头。高水头电站设计要求相对较高，地质工作对隧洞的成洞条件以及围岩稳定性进行了评价，但有些电站地形复杂，交通条件差，给地质工作带来一定的难度。
(3) 坝型以重力坝为主，坝高较低。高坝有1个，块泽河电站高拱坝90m，中坝有达开电站35m、色依电站45m土石坝,长田电站68m（土石坝），南康河拱坝68m。低重力坝占80％以上，是中小型水电站的一大特点，各电站多是结合工程实际情况，根据其地质条件及当地的建筑材料来源情况等综合经济比较后确定的坝型。
1．2 地质勘察工作特点
在各中小型水电站的地质勘察过程中，工程地质勘察的工作内容基本按照《中小型水利水电工程地质勘察规范》[1]和参照《水力发电工程地质勘察规范》[2]执行。同时这些中小型水电站的工程地质
勘察工作基本上都是由各市、甚至县一级的勘察单位进行，勘察经费、勘察手段、设备和技术力量参差不齐，勘察产品质量有高有低，有些勘察成果质量还有待于提高。与大型工程比较，云南中小型水电站
地质勘察工作具有以下特点：
(1) 勘察阶段简化，周期短，费用少。中小型水电站工程一般技术难度不大，水工建筑物对地质的要求也相对较低，按规范，小型工程地质勘察阶段可适当简化，一般分为规划和设计两个勘察阶段和施工地质阶段。按照水利部水电[1997155号文《关于调整小型水电站工程设计阶段的通知》的要求，小型水电站工程的可研和初设两个阶段可以合并为一个阶段，缩短了前期工作周期，加快工程建设速度。各地在开展中小型水电站工程地质勘察工作中一般均按照有关政策执行，也充分发挥了地质工作的作用。
(2) 勘察手段单一，轻型勘探及现场试验少做。这些中小型水电站的地质勘察工作在勘察手段上差别不大，一般是在收集和利用工程区已有的地形及区域地质资料基础上，勘察手段普遍采用地质测绘和机械钻探相结合的勘察手段，极少采用物探、以坑(槽)探、钻勘探手段，现场试验一般不做，只有中坝以上，进行探洞、现场试验。在各工程的坝址勘察中，一般均进行了机械钻探(重型勘探)，成本较高，勘察周期相对较长，但能够准确地评价坝址地质条件
(3) 地质参数取值以工程地质类比为主，工程地质评价与“地质问题”和“工程”二者结合不够紧密。地质参数的选取多是在少量的试验成果基础上采用工程地质类比法和靠地质人员的经验判断提供物理力学参数建议值。
(4) 施工地质服务投入不足，施工期地质验证的第一手资料收集有待于加强。有些勘察单位为节约成本或人员力量不足，对施工期的地质工作重视不够，缺少对资料的收集，没有对前期地质工作进行很好的验证、总结，不利于勘察队伍水平的提高。
2 地质勘察工作需注意的一些问题
随着《中华人民共和国可再生能源法》的颁布，确定了水能在可再生能源中的主体地位，其中农村水电(装机在5万kW 以下小水电)明确列入了可再生能源当中的水能能源，对中小型水电站的规范开发建设有着现实的意义。近年来，云南各地进入了中小型水电站的建设高峰期，我们必须重视中小型水电站的工程地质勘察工作，在此提出一些问题供地质同行们参考。
(1) 坚持按照规范要求，分阶段进行地质勘察工作。地质勘察工作是水电站工程建设的基础，不按一定的程序进行深入的地质工作，就难以取得可靠的地质资料。地质问题对于一个工程区来说，是一个循序渐进的认识过程，地质勘察工作应遵循科学的工作步骤，一般先由面到点，由宏观到微观，由地面到地下，由浅人深的原则开展各项工作。中小型水电站与大型电站相比，虽然工程规模小，但是“五官俱全”，必须查明影响工程建设的地质问题，确保工程安全，所以地质工作应坚持按照规范要求，分阶段进行地质勘察工作。
(2) 地质与设计密切合作，确定主要工程地质问题。中小型水电站工程地质勘察工作经常由于资金、设备等条件的限制，不可能投人较多的勘探工作，又必须把地质问题讲清楚，地质应与设计专业密切合作，了解水工建筑物的特点，初步确定工程的主要工程地质问题，便于有针对性地开展外业工作。对于中小型水电站的库区地质问题，引水式电站位于山区，库区范围小，河床式电站库水一般不出河槽，只要库区不存在严重的渗漏问题，水库能蓄水，一般说库区地质问题不会影响到工程的建设。枢纽建筑物(坝址、溢洪道、引水线路及厂址)地质问题，一般在勘察初期，宏观上首先要掌握工程的区域地质资料，经过地面地质测绘把工程区的基本地质条件摸清，进入设计阶段时，应充分了解设计意图，分析已有地质资料，找出可能影响工程建设的主要地质问题，对不同建筑物有针对性地布置勘探工作，做到有的放矢，把勘探工作量放在需要解决问题的地方，可以节省勘察工作量和缩短勘察时间。对于一些小型水电站工程，在地质测绘基础上确信工程地
质条件简单，勘察工作可以适当简化，而一般地质问题和一些不良地质现象，如一些小断层破碎带的处理等可在施工开挖揭露以后再研究处理方案。
(3) 强调采用有效的勘察手段，辅之于经验。
中小型水电站工程规模较小，地质工作一般以地质测绘为主，因地制宜地采用有效的勘察手段，针对不同的地质问题采取不同的勘察手段，结合经验判断，把地质问题查清。充分运用已有工程的勘察经验就是强调了工程地质类比法和经验分析法在中小型水电站地质勘察中的作用。在经验上，云南已建成的电站较多，各地掌握了较丰富的勘察经验，同时也积累了大量的基础地质资料和工程处理方法的经验，地质人员的经验也越来越丰富。往往中小型水电站地质勘察由于资金等条件限制，不可能做较多的试验工作，岩土物理力学试验也不可能做得很多的组数，但又必须提供岩土的物理力学参数。在上报项目中多是在少量的试验成果基础上采用工程地质类比法和靠地质人员的经验判断提供物理力学参数建议值。地质人员在运用类比法时需注意的是类比的条件应相类似，如建筑物基础的地层岩性相类似，水工建筑物的特点相类似等，在相类似的条件下提出的地质参数建议值才更符合实际。
(4) 提高地质评价水平。地质勘察成果的主要内容一般包括工程区的基本地质条件以及地质评价的结论和建议。地质评价是在查明工程区的基本地质条件的基础上，加强勘察成果分析，结合工程的特点，抓住主要的工程地质问题，对工程不同的建筑物提出一个准确、合理的地质评价意见以及地质参数、具体的工程处理建议等。有些项目的地质评价内容没有很好地结合水工建筑物的特点进行评价，没有把“地质问题”和“工程”紧密结合，造成评价的内容空洞，缺乏实用性，地质评价的水平还有待于提高。地质评价是应抓住主要工程地质问题，如那恩水电站建高拱坝，应对坝肩拱座进行稳定性评价，评价内容应包括拱座的抗滑稳定、变形稳定以及渗透稳定等。对于重力坝，常见的地质问题是坝基的抗滑、变形问题、绕坝及坝基渗漏问题、两岸开挖边坡的稳定问题以及大坝下游的冲刷问题等。建在砂卵石层的闸坝如信都、扶隆水电站，突出问题是砂卵石层的压缩变形、渗漏及渗透稳定问题以及下游冲刷问题等等。在综合评价的基础上，提出合理的地质参数以及工程处理的建议。
(5) 重视施工期的地质检验、资料收集。中小型水电站工程在勘察阶段受各种条件限制，不可能投入大量的勘探工作，加上地质体的隐蔽性和复杂性，前期勘察不可能完全查明建筑物的工程地质条件，施工开挖后可利用暴露的有利条件，全面检验前期勘察结论，及时修正地质评价，为优化设计方案及工程处理方案提供依据。
(6) 重视总结提高。一个水电站工程从规划设计到施工，再到运行，对地质工作来说是预测、检验、验证的过程。通过资料收集，可以充分地检验设计阶段的地质勘察成果。通过施工期地质系统的工作，对前期地质工作的勘察方法、手段以及地质资料的分析判断等进行总结，改进不足之处，积累成功经验，才能够使地质人员水平迅速提高。
3 结语
云南中小型水电站具有坝低库小，水库条件简单，水库淹没及工程占地少；引水隧洞长而小，水头高，设计要求高、勘察周期短、费用少等特点，本文研究了我院近20年来各中小型水电站的勘察成果，分析其地质勘察特点，并提出了地质勘察需注意的一些问题，供电站建设者们参考，有不足之处敬请批评指正。
参考文献
[1] SL55―2005，中小型水利水电工程地质勘察规范
[2] GB50287―2006，水力发电工程地质勘察规范．
黑龙江省位于中纬度亚洲大陆东岸，在我国东北地区的北部。全省地势是西北部、北部和东南部高，东北部和西南部低。全省总面积为45．4万km2，其中平原占42％，山地占58％。境内水系发达，河流纵横，有黑龙江、松花江、乌苏里江和绥芬河4个水系。流域面积在50km2以上的河流有1918条，其中流域面积超过1万km2的河流有18条。
黑龙江省水电不仅理论蕴藏量多，并且可开发容量也大。全国水电可开发总量为378530MW，黑龙江省为6123MW，在全国占居第13位。从表1中可以看出，在东北电网覆盖的4省区，可开发容量黑龙江省为第1位，已开发量为第3位，开发率仅为13％。由此可见，黑龙江省水电开发大大低于吉林和辽宁，水电建设速度极低，开发利用现状不容乐观，发展前景任重道远。
注：资料来源孙忱等．东北地区电力发展规划．面向二十一世纪中国电力可持续发展研究［M］．北京：中国环境科学出版社，2001
1水电站的运营与建设
1．1已经建成的水电站
黑龙江省水能资源比较丰富，开发较早，但利用程度较低，规模较小，建设速度缓慢。从20世纪50年代开始逐渐兴建小水电站，但已建小水电站大多数是在20世纪60、70年代建设的。那时的水电开发，主要依靠国家投入，地方集资，群众投工等方式。就建设规模增长而言，还是在20世纪80、90年代，比如黑河市西沟水电站（装机3．6万kW）和逊克县库尔滨水电站（装机0．6万kW）、逊克县白石水电站（装机0．58万kW）、逊克县宝山水电站（装机1．95万kW）。20世纪90年代出现了建设象牡丹江莲花（装机55万kW）这样的大型水电站。水电站特别是大中型水电站的建设，不但在电网上的供电质量高，而且对当地经济发展起到了很好的作用。仅镜泊湖水电站在运行的头几年中，与同等火电相比，节省原煤136万t，燃料费1．8亿元，为下游灌溉了大量农田，电站本身也成为中外闻名的旅游胜地。
从莲花、宝山、西沟等大中型水电站建成开始，标志着黑龙江省水电开发进入了一个跨跃发展的新时期。到2000年底全省已建成水电站63座（见表2），总装机79．6万kW，仅占可开发水能资源的13％，占全省总的装机容量的8％，其中：地方水电站61座，装机容量15万kW，占全省可开发水资源的2．4％，年发电量4．4亿kW．h，占全省发电量的1％。电业部门管理的2座（大、中型各1座），莲花水电站装机容量55万kW，镜泊湖水电站装机容量9．6万kW，年发电量11亿kW．h，以上2座电站以220V电压接入黑龙江省电网，主要承担电网的调峰任务。这些电站大多数分布在黑龙江支流和松花江支流上。
我省装机小于1万kW水电站有57座，装机容量6．4万kW，年发电量1．9亿kW．h；装机大于1万kW水电站有6座，装机容量73万kW，年发电量14亿kW．h；已建3000kW以上水电站12座，装机容量76万kW，年发电量15亿kW．h。
已建水电站中，多数为小水电站，大型水电站只有1座，即莲花水电站。它目前在电网中主要起调峰作用，在全省水电站中具有特殊地位。它是牡丹江下游的一座梯级综合利用的大型水电站。安装4台单机容量137．5MW常规水轮发电机组，多年平均发电量7．97亿kW．h。总库容41．8亿立米，为不完全多年调节水库。该电站1991年开工准备，1992年11月主体工程开工，当年10月截流，1997年底第一台机组发电。
1．2在建水电站
目前，省内正在建设施工的主要水电站有山口、乌宋岗一、威虎山、龙头桥、团结水电站，总装机容量6．46万kW，年发电量1．6亿kW．h，其中山口、威虎山水电站2001年投入运行。在建主要水电站发电指标（见表3）。
在建的水电站都是20世纪90年代开工建设的，有较好的技术指标和经济效益。比如，五大连池市山口、呼玛县团结、宝清县龙头桥水电站为水库型电站，在发供电方面对当地电网调峰发挥作用，同时对其下游农业和城市供水也有较好效益。逊克县乌宋岗一水电站为库尔滨河上第4座电站，海林市威虎山水电站为海浪河支流的第2座水电站，它们是流域、梯级、滚动水电开发的典型。
2水电开发遇到的主要问题
2．1水电站建设存在的问题
就我省水电站建设而言，所出现的问题是多方面的，需要当地政府部门认真研究。
1）前期工作做得不够。水电开发需要很好的前期准备工作，而前期工作是政府行为，建设管理是企业行为。目前我省缺少一个全面的、有权威的水电开发规划。现有的只是中小型水电项目开发规划，缺少对水能资源整体性的分析。规划是动态的，应该不断地修订、补充、完善。现有的各类规划又是十几年前的，前期工作不够，使得项目没有储备。有的项目还处在可研阶段，没有达到立项开发程度。
2）经济指标不高。黑龙江省水能资源丰富，拥有较大的开发领域。但就水电项目的经济指标总体来说存在的问题较多，这既有地理环境的客观因素，也有其他方面的主观原因。通过表4中列出的黑龙江省已建和在建水电站的运行参数，不难看出一些问题。①年径流量小。黑龙江省水电站多处在中河和小河上，年径流量小，平均流量小，枯水季长，因此年发电量少。一个电站的还本能力如何，最终要通过电站生产电能来体现。年生产的电能少，项目的经济指标就差。这是当地的先天不足。
②项目工程施工期长。黑龙江省电站建设总工期多在7年以上，时间过长，影响了工程项目早日投产，使回收投入资金摊平时间延长年限，对业主造成压力。我省气候寒冷，从11月到来年的3月，每年有5个月的时间不能保证正常施工。这就使工期延长或者因冬季施工增加工程造价。
③发电量偏低。在黑龙江省这样的高寒地区，水电站项目按装机容量评价工程造价不可取，这是特定的地理位置决定的，与我国南方的热带、亚热带地区不可比。按年发电量评价一个电站的经济指标是有可比性的，因为最终在经济分析中起作用的是发电量的多少。发电量多还本付息电价就低，发电量少还本付息电价就高。我省水电站大多数发电量偏低，因为季节关系，利用小时数不高。
3）政策不够优惠。黑龙江省的水电开发，其布局都在边境地区和边远地区，都为经济不发达地区。在这些地区建设水电项目没有土地、占林、交通等方面的优惠政策。往往这方面的比重较大，使得工程总造价偏高，业主难以承受。水电项目建成后，只有小水电享有上缴6％增值税，而大中水电需上缴17％增值税。
4）电价偏低。黑龙江省上网电价执行综合电价。目前综合电价偏低是影响水电项目经济指标的一个重要因素。由于水电项目本身测算出的还本付息电价大大高于电网的综合电价，如果上水电项目必须由电网分摊才使项目有还本付息能力。黑龙江省在牡丹江流域上的莲花水电站，财务分析出的上网电价达到1．0元／kW．h以上。现在莲花水电站的上网电价就需要整个电网分摊。由于电网的综合电价偏低，火电效益也比较低，全网的效益不佳。
峰谷电价差值偏低也影响了水电项目上马。黑龙江省水电是电网调峰的主要手段，有近40％靠水电调峰。调峰的主要手段是建设抽水蓄能电站，其建成后峰谷电价差为5倍，而目前我省峰谷电价差为3倍，可见这样的峰谷电价不能满足抽水蓄能电站建设。
5）建设资金投入渠道不畅。现在黑龙江省用于水电开发建设的投资力度较火电开发和交通业、水利工程建筑业等基础设施建设的投资规模小得多。历史上靠国家投入，地方群众投工搞水电主要是小水电建设，初步形成了一定的水电发展规模。但是，仅从水利系统讲，从1997年国务院颁布《水利产业政策》后，把水力发电项目划为乙类建设项目，即不属于社会公益为主的项目，而属于以经济效益为主的项目。乙类项目建设资金由非政府财政性资金渠道解决。目前在建的水电项目，主要依靠从银行和电力开发公司贷款。而我省水电开发项目经济技术指标相对较差，这无形中削弱了还贷能力，成本增大。正在建设的呼玛县团结水电站和逊克县乌宋岗一水电站就属于这种类型，已经贷款几千万元，随着工期的延长，投入力度已经极度减弱，被迫步入投入与建设的困难时期。
2．2电网运行存在的问题
据电力“十五”规划指出电网存在的问题主要是：
1）调峰电源不足，电源结构不合理。1998年全省有调峰能力的水电装机占总装机容量的比重为6．6％，2000年下降为5．8％。由于“十五”期间水电装机容量小，全省电网调峰容量约2300MW～3200MW，所以迫使这部分容量的机组启停调峰，问题十分严峻。火力调峰不经济、不合理，而且事故增加，影响了电网的稳定，同时也降低了火电的经济效益。
2）需求下降，电力企业形势严峻。随着黑龙江省工业结构调整，部分企业用电需求下降，加之省电力公司“九五”期间建设规模过大，导致“十五”期间还贷压力过重，公司盈利能力降低，省电力公司经营将面临严重困难。尤其2001年后在建机组全部投入运行，黑龙江省电网外送电力电量将达到最大。今后几年将逐步实现政企分开、厂网分开的经济体制，在这种形势下外送电力电量的销售将变得十分复杂和困难。
3）电网效益降低，改革任务艰难。黑龙江省电网向南部吉林省电网送电，大容量送电主要集中在2005年左右，省间二回500kV联络线外送最大电力容量将达到2000MW左右，2005年以后受新经济体制的影响，东部火电基地电源建设放慢，省间500kV联络线外送电力容量显著减少，作用明显降低，电网经济效益下降。
3水电发展滞后的原因分析
通过前面叙述，在水电站建设和电网现状等方面存在较多问题。那么存在问题的原因何在？这些是需要认真研究的问题。只有这样才能把问题分析透，才能解决问题。
1）思想认识上存在偏差。由于水电发展规划没有制定，导致人们缺少长远思想，使一些人认为，黑龙江省煤炭资源丰富，应发展火电。火电建设一次投入少，工期短，见效快。水电项目建设一次投入多，工期长，涉及土地淹没、移民、林地补偿等问题，需承担的风险大，投资回收时间长。这种认识长期以来使我省水电的发展滞后，形成了水电、火电比例失调的局面。这是一种短期行为，没有从可持续发展的角度认识资源开发问题。黑龙江省煤炭资源尽管丰富，但它是有限的；而水能资源也相当丰富，同时它又是可再生的。因此必须从人类生存、社会可持续发展、资源合理配置的高度来认识水能资源开发利用问题。黑龙江省是以原煤、原油、原木等为特点的“原字号”省份，依靠资源优势进行持续发展。有的省由于资源少，靠经济、技术进行持续发展。黑龙江省要吸取过去过量、过快开发原煤用以发展火电的教训，把有限的“原字号”资源有计划、可持续开发，将可再生的水能资源充分开发利用。若干年后，随着经济技术的进步，水能资源优势将得到充分展示，体现出强大的经济发展后劲。因此，要提高认识，把合理开发水能资源摆上政府日程。
2）缺少宽松的外部环境。无论是电力上网电价偏低，还是水电建设的政策不优惠，都属于建设水电的外部环境不宽松问题。外部环境既有政府行为，又有社会因素。因此，一个项目上马或下马，一个行业兴旺或衰落，一个地区经济发达或落后，说到底，其内因作主导，同时外因也是十分重要的。外部环境包括政府政策、市场信息保障、社会舆论等。水电发展需要一个宽松的外部环境。我省水电发展之所以缓慢，主要缺少宽松的外部环境，这是需要认真研究的问题。
