时间：2023-03-22 17:47:21
序论：速发表网结合其深厚的文秘经验，特别为您筛选了11篇水利发电论文范文。如果您需要更多原创资料，欢迎随时与我们的客服老师联系，希望您能从中汲取灵感和知识！
2003年9月以来，怒江水电开发工程引发了政府和社会各界人士的广泛讨论。对怒江水电开发政策论证过程的分析研究对我国公共政策的制定、政策科学的发展有着重要的意义。对公共政策论证过程分析也是对利益集团之间博弈过程的分析，从利益集团出发来客观评价公共政策的必要性、可行性以及是否符合当今提倡的科学发展观是拓宽公众参与渠道、提高政策制定科学性的必要条件。
一、理论基础——利益集团
（一）利益集团的定义
美国政治学家阿尔蒙德定义：“所谓利益集团，是指因兴趣或利益而联系在一起，并意识到这些共同利益的人的组合。”美国学者戴维·杜鲁门在1951年发表的《政府过程》中给出的利益集团的定义为“利益集团是一个持有共同态度、向社会其他集团提出要求的集团，如果它向政府机构提出要求，它就变成一个政治性的利益集团。”韩丽华等人认为：“有共同利益的个人通常会组成集团，通过对公共选择施加影响和压力以增进他们所认可的共同利益，这就是利益集团。”由以上可以看出利益集团包含以下内容：首先他们是群体并有着共同的利益目标；其次他们通过影响政府政策来达到自己的目标。本文认为，利益集团是有着共同利益目标的一群人、某个组织组成的以影响政府公共政策来实现自己利益和目标的团体。
（二）利益集团的分类
《政策科学》中按照政策活动者分为官方利益集团和非官方利益集团，前者主要存在于立法机关、政党、政府行政机构和司法机构之中，其组织基础为其提供了许多资源和接近权力中心的机会，具有强有力的特征。后者主要存在于政治体制外的、不直接行使公共权力的政策过程的参与者之中，如公民、大众传播媒介和公司组织等。其次，王玉琼在《利益集团与政策决策》中将利益集团分为四类：1.非正规的利益集团（无组织的暴徒或抗议者自发组成）；2.非社团性利益集团（无专门组织）；3.机构性利益集团（存在于正规机构之中）；4.社团性利益集团（专门从事利益表达并高度组织化的利益集团）。
利益集团是公众政治活动的基本单位，是公众参与的重要途径，是利益表达的代表。社会中谈及到的利益集团一般是涉及现实经济利益，而本文涉及怒江水电开发这一重大的关系国计民生的问题，不考虑微观经济层面上的利益分歧，只考虑宏观上的关于怒江水电开发的可行性和最终价值目标选择上的分歧。所以本文从以官方利益集团为代表社会各界广泛参与而形成的两大利益集团出发来分析怒江水电开发政策的论证过程。
二、怒江水电开发的决策过程
（一）公共政策的制定过程
节水灌溉技术的发展不仅是节水的需要，也是农业现展的需要。发展节水灌溉技术对于推进现代农业、建设节约型社会有十分重要的意义。为此，笔者就我国节水灌溉技术及发展趋势作一探讨。
1.节水灌溉技术含义及体系
节水灌溉技术是比传统的灌溉技术明显节约用水和高效用水的灌水方法，措施和制度等的总称。灌溉用水从水源到田间，到被作物吸收、形成产量，主要包括水资源调配、输配水、田间灌水和作物吸收等四个环节。在各个环节采取相应的节水措施，组成一个完整的节水灌溉技术体系，包括水资源优化调配技术、节水灌溉工程技术、农艺及生物节水技术和节水管理技术。
节水灌溉技术体系主要包括以下几个方面：（1）灌溉水资源优化调配技术。主要包括地表水与地下水联合调度技术、灌溉回归水利用技术、多水源综合利用技术、雨洪利用技术。（2）节水灌溉工程技术。主要包括渠道防渗技术、管道输水技术、喷灌技术、微灌技术、改进地面灌溉技术、水稻节水灌溉技术及抗旱点浇技术。直接目的是减少输配水过程的跑漏损失和田间灌水过程的深层渗漏损失，提高灌溉效率。（3）农艺及生物节水技术。包括耕作保墒技术、覆盖保墒技术、优选抗旱品种、土壤保水剂及作物蒸腾调控技术。（4）节水灌溉管理技术。包括灌溉用水管理自动信息系统、输配水自动量测及监控技术，土壤墒情自动监测技术、节水灌溉制度等。
2.节水灌溉新技术
目前，比较有发展潜力的节水灌溉新技术是：（1）与生物技术相结合的作物调控灌溉技术。就是从作物生理角度出发，在一定时期主动施加一定程度有益的亏水度，使作物经历有益的亏水锻炼，改善品质，控制上部旺长，实现矮化密植，到达节水增产的目的。（2）应用3S技术的精细灌溉技术。就是运用全球卫星定位系统（GPS）和地理信息系统（GIS），遥感技术（RS）和计算机控制系统，实时获取农用小区作物生长实际需求的信息，通过信息处理与分析，按需给作物进行施水的技术，可以最大限度提高水资源的利用率和土地的产业率。T是农田灌溉学科发展的热点和农业新技术革命的重要内容。（3）智能化节水灌溉装备技术。就是把生物学、自动控制、微电子、人工智能、信息科学等高新技术集成节水灌溉机械与设备，适时地检测土壤和作物的水分，按照作物不同的需水要求来实施变量施水，达到最优的节水增产效果。
3.节水灌溉技术发展趋势
我国的节水灌溉技术发展呈现以下趋势：（1）喷灌技术仍为大田农作物机械化节水灌溉的主要技术，其研究方向是进一步节能及综合利用。不同喷灌机型有各自的优缺点，要因地制宜综合考虑。软管卷盘式喷灌机及人工移动式喷灌机比较适合我国国情。（2）地下灌溉已被世人公认是一种最有发展前景的高效节水灌溉技术。尽管目前还存在一些问题，应用推广速度较慢，但随着关键技术的解决，今后将会得到一定的发展。（3）地面灌溉仍是当今世界占主导地位的灌水技术。随着高效田间灌水技术的成熟，输配水有低压管道化方向发展的趋势。（4）农业高效节水灌溉技术管理水平越来越高。应用专家系统、计算机网络技术、控制技术资源数据库、模拟模型等技术的集成，达到时，空、量、质上的精确灌水，是今后攻关的重点。（5）节水综合技术的开发利用，是提高水分利用率和水分利用效率的重要途径，也是今后节水灌溉发展的方向。
4.发展节水灌溉技术的政策建议
（1）提高发展节水灌溉技术的认识。我国是一个水资源短缺的国家，随着人口增加、经济发展、社会进步，农业灌溉用水要在用水总量基本不增加的情况下保障我国粮食安全，只能走内涵式发展的道路，灌溉必须走节水型的发展道路。因此，我们应加大对发发展节水灌溉技术的宣传教育力度，使全社会都来关心节水灌溉技术，形成一个较好的节水灌溉技术发展环境。
振动对于水轮发电机组是极其严重的危害，它不但降低机组的工作效率，影响机组安全运作，还会加快损坏机组部件，导致事故的发生。由于水轮发电机组在运行中产生振动现象是不可避免的，所以如何解决处理发电机组振动故障是水电站必须面对的问题，下面通过对机组振动现象及其危害性的分析，讨论如何处理及预防水轮机振动。
1 工程概况
某水电站位于广东肇庆，由一、二级电站组成。电站工程由大坝、压力引水隧洞、调压井、高压埋管、发电厂房、升压站及附属建筑物组成。一级水电站主要配合干渠引水发电，容量2×1250kW，水轮机型号为HL123-LJ-120，额定水头17.5m，单机额定流量7.5m3/s。
二级电站为引水式，容量1×2000kW，水轮机型号为HL220-WJ-84，额定水头46.6m，额定流量5.39m3/s。该机组在调试期间出现了不同程度的振动问题。通过详细析机组振动故障的原因，并制定了调整处理方案，经治理后彻底消除了该机组的振动故障。
2 机组振动分析
2.1 机组振动的危害性
对水轮发电机组而言，振动是旋转机械不可避免的现象。振动除了使机组效率降低，还会带来一系列危害，甚至会威胁机组的正常运行和安全，主要表现在以下几个方面：
1）机组振动会造成某些部件的有害弹性变形和塑性变形，使一些零部件材料发生疲劳、裂纹及断裂，引起机组零部件金属焊缝中疲劳破坏区的形成和扩大，使之发生裂纹甚至断裂损坏而报废。
2）振动使机组各部位紧固连接部件松动，导致这些紧固件本身的断裂，加剧其连接部分的振动，促使它们迅速损坏。
3）振动加重机组转动部件之间的相互磨损。
4）尾水管中的水流脉动压力可使尾水管壁产生裂缝，严重的可使整块钢板剥落。
5）振动导致机组出力不足，运行范围缩小，寿命缩短。
6）振动也可引起机组基础厂房构件和引水压力钢管等的共振，有时会酿成严重事故，可能使整个设备和厂房毁坏。
7）过大的振动不仅导致机组运行参数的波动，影响机组的负荷分配及供电质量，缩短机组的使用寿命，危及电站安全运行和电力系统的经济运行。
2.2 机组振动原因
造成水轮发电机组振动的原因很多而且复杂，机组振动除了机器本身转动或固定部分引起的振动外，还需考虑发电机的电磁力以及作用于水轮机过流部分的流动压力对系统及其部件振动的影响。因此，一般将引起水轮机组振动的原因分为电磁、机械、水力三个方面。
1）电磁引起的振动。主要由发电机电磁不平衡引起，常见的有转子磁极线圈层间短路、励磁回路两点接地、空气间隙不均匀、定子三相不平衡等。切除励磁电流，空载运行如振动消失，证明是电磁方面引起的震动。
2）机械引起的振动。主要有转动部分重量不平衡、机组轴不正、主轴联结不同心、轴承缺陷、推力或导轴承调整不当，以及静、转部分偏磨等。
3）水力引起的振动。如尾水管中涡带引起振动、机组偏离最佳运行工况区运行、止漏环间隙不均、蜗壳及导叶引水不均的转轮进口水流冲击、卡门涡列、空腔汽蚀、间隙射流等。将机组改调相如振动消失就是水力振动，如不消失即为机械振动。
3 机组振动防治方法
3.1 避振运行
为满足经济运行要求，应避开各台机组出现振动和空蚀的运行范围。一级电站主要结合灌溉引水发电，水头、流量变幅大，最高水头22m，最低水头12m，灌溉期间为中、低水头，小流量用水较多。在这种情况下，运行主要以减小汽蚀和机组振动为主，降低机组故障率。对一级电站历史运行资料进行了整理，找出了不同水头下机组单机运行的最小流量及当时运行工况。同时结合HL123-LJ-120型水轮机运转特性曲线，为了确保安全，降低汽蚀，减轻机组振动，单机运行最小流量应限制在4.5m3/s以上。水轮机导叶开度达到一定程度后，导叶开度再继续增大，而功率变化量不大，导叶开度的增大反而破坏蜗壳中进水流态，加重汽蚀，使机组振动加剧。结合实际运行及水轮机运转特性曲线，导叶开度达到88%时，不再增加开度，以减轻汽蚀和振动。
二级电站主要以水库弃水发电，水头变幅不大。运行记录表明当导叶开度低于40%时，振动明显，噪音增大。同时导叶开度超过85%时，再继续增大，功率变化量不大，而机组振动加剧。结合实际运行及HL220-WJ-84水轮机运转特性曲线，导叶开度限制在40%～85%之间运行，以减轻汽蚀和振动。
进入2001年，浙江省有关小水电的水事纠纷明显增多，电站业主与当地居民间的矛盾冲突加剧．这些矛盾大致可以划分为以下四种类型：（1）老百姓预料电站建成后由于水库回水将造成上游村镇防洪标准降低，要求停建电站，如泰顺凤香潭水电站、天台大港电站等；（2）由于引水发电预计会造成对下游居民和环境用水的负面影响，引起老百姓的不满，如景宁的景润电站、永嘉张溪电站等就属这种情形；（3）业主一味追求经济效益，置有关法规于不顾，造成村民与投资业主处于矛盾的对立面，如青田县巨浦电站业主改变县政府有关部门批准的方案，变技改为异地重建，实施跨流域引水，导致当地居民强烈不满，要求政府部门主持公道，维护老百姓的权益；（4）村级班子内部矛盾引起电站建设工程被迫中止．
上述这四种情况只是表面现象，因为它们之间不是孤立地存在的，其内在的经济动因是一致的，所有矛盾都是电站的预期收益分配方案引起的，矛盾的几方都知道电站是经济效益明显的企业，都想利用各种与电站相关的因素，取得水电资源开发权，或电站效益的分配权和处置权．其结果是影响电站的建设进程，导致“投资”和“精力”的损失．
1．2投资者之间的矛盾
资源开发权获得的机会不均、股份分配不公引起纠纷，如黄岩柔极溪和望春电站的矛盾是由于当地村政府所占股份比例偏低引起的，景宁县林圩电站是两个投资者争相投资，造成，严重影响工程施工进程，造成的经济损失重大．为了减少矛盾，让人人都有机会参与水电开发，浙江省个别市（县）率先实施资源的市场配置，对开发权实行有偿转让．如，飞云江流域的珊溪坝后一级电站，总装机3000kW，开发权实行公开拍卖；云和县金坑口水电站开发权在县政府的主待下按660万元价格实行协议转让；丽水市政府分别以160万元、74万元、65万元价格协议转让三溪口水电站、外雄水电站、五里亭水电站等．
1．3政府与投资者之间的矛盾
作为政府主管部门的浙江省水利厅已将小水电资源开发权的管理纳入其日常工作范围．
2001年8月，浙江省水利厅召开全省小水电工作会议，会议认为，小水电资源开发权的有偿转让是市场经济发展的需要，是小水电发展中的制度创新，充分体现了公开、公正、公平的原则，有利于提高资源配置效率．2001年8月29日，浙江省水利厅下发《关于加强小水电建设项目前期工作的通知》，通知着重强调小水电政策处理工作和对加强小水电资源及其开发权转让行为管理，项目建设引水首先要满足当地乡村人畜饮用水、农业生产用水和必要的生态环境用水，处理好居民与投资者的利益关系．积极探索开发权有偿转让机制，有偿转让所得归国家所有，以充分体现水电资源国家所有性质，建立一种公平、公正、公开的水电资源开发市场机制．前者体现了水电开发中当地居民的权益保障，后者则是国家利益的体现．
2001年12月，浙江省水利厅确定松阳、遂昌等县为全省水电资源及其开发权管理的试点县．松阳县政府出台了《加强自然资源开发权管理办法》，并以松政发［2001］98号文转发了县水利局《松阳县水电资源开发权管理办法（试行）》，明确从2001年9月1日起凡该县境内水力资源开发权均实行有偿转让，获得开发权的单位、个人应按有关规定办妥审批手续；并在规定期限内（两年）实施开发，超过期限未开发的项目由县政府收回其开发权．开发权允许有偿转让，但事先需经水行政主管部门审批同意．遂昌县人民政府也已颁发《遂昌县水电资源开发管理暂行办法》，于2002年2月11日起施行．
2新制度经济理论及其对现实的阐述
上面三种现象实际上反映了三对矛盾，即投资者与当地居民、投资者与投资者、投资者与国家之间的矛盾．浙江省经济的市场化和民营化程度比较高，由于利益驱动，市场主体之间的矛盾冲突也在所难免，正是这种矛盾的运动更进一步推动了浙江经济发展和社会的进步．下面用制度经济理论来阐述利益主体之间的这些矛盾及政府在制度创新中哪些方面应有所作为，哪些方面应有所不为．
2．1新制度经济理论
新制度经济学主张经济学应该研究人在现实生活中的本来面目，也即现实中的人性，它假定“经济人”行为具有三大特征：（1）“经济人”追求自身利益最大化；（2）“经济人”行为的有限理性；（3）机会主义行为倾向．由于“经济人”的这三个假定，所以社会需要设定各种制度安排（如人与人之间的契约、国家的规章制度、法律等），以便约束人的行为，从而抑制机会主义行为倾向，同时减少由于不完全理性带来的风险．市场经济下各种法律制度、企业组织、市场组织和社会文化制度的研究，实际上就是市场经济条件下人与人之间的交易活动的研究．而人与人之间的交易的前提和基础是产权界定．水电资源开发中完全有市场经济属性的经济人就是资源开发业主，下面从“经济人”的特性出发以产权理论为基础，研究水电开发过程中“经济人”与其他利益主体之间的交易行为．
2．2产权与水电资源开发权——维护国家利益
水电资源开发权属于资源使用权范畴，“经济人”一旦获得开发权，其使用权就应当以契约形式签订下来，确定投资者所得利益的边界条件，否则会由于“不完全理性”和“机会主义行为倾向”等导致国家和居民等任何一方利益的损失，当然同样存在由于国家和居民的某些行为导致“经济人”的利益损失，因此国家要利用国家机器对“经济人”行为进行保护和规范．小水电开发权转让中出现的三种现象实际上就是三对矛盾，也即“经济人”与国家、当地居民之间的矛盾．既然水电开发权可以用契约的形式签订下来，那么在契约中必定能明确这三个利益主体（政府部门、当地居民和投资者）之间的权利和义务，作为国家的代表——政府部门的义务是出让水电资源的使用权，使国有资源的所有权和使用权分离，通过资源配置，使社会福利达到最大化，水电开发权有偿转让体现了资源使用权的出租，租金应归国家所有．但这仅仅是问题的一个方面，另一方面的问题是如何测度资源使用权的租金问题，由于市场经济条件下，即使占有和利用资源所进行的生产和经营是通过机会均等条件下的竞争而形成垄断的，但考虑到这种垄断所造成的垄断价格和利润率高于完全竞争条件下的市场价格和平均利润率，因此有必要使高于社会平均利润的那部分“垄断利润”归于财政，这符合资源配置的补偿原则．水电资源通过市场配置，确定投资开发业主的同时，产生一个资源开发权转让价格，开发者按这个价格支付资源费，这个资源费就是政府资源配置补偿收入的一部分．不管建什么电站，无论山区高水头还是河道中低水头电站，水电作为一种资源，其开发权始终是存在的，也就是说，国家的利益始终应该得到体现．
2．3水资源的公共物品与水电开发的公共选择——维护当地居民的利益
水资源在开发前属于当地居民的公共物品，附近村民都可以消费水资源，每个人对这种产品的消费，并不能减少任何他人也对该产品的消费．但水资源在作水电资源开发时，通过引水工程将水引到下游或另一流域进行发电，改变了水的自然分布特性，即使不引水而通过本流域水库蓄水坝后发电，也从时间空间上改变了自然水流，肯定会由于水电开发带来对当地居民用水影响．由于水资源的概念侧重于水量，而水电资源的概念侧重于水能，决定水能大小的因素除了水量以外，还有水头．作为水电投资者总是千方百计增加水量和水头，即追求利益最大化，这势必会导致投资者与当地居民之间的矛盾，甚至爆发冲突，实际上由于水电开发影响了他人对水资源这个公共物品的消费，因此水资源在这一特定的环境下变成非公共产品，那么如何协调投资者与当地居民之间的矛盾，即分配这个非公共物品呢？我们可用科斯的产权理论一言概括之，“两权相利取其重，两权相害取其轻”．当地居民阻止水电开发对国家和开发商造成的利益损害与电站建成后对居民造成的损害孰重孰轻呢？由于这二者很难量化，我们就很难判断．因此我们不去考虑由于水电开发可以降低煤耗，从而降低环境影响成本，仅仅从微观经济角度分析投资者和当地居民的因素．这里显而易见的是，投资者如果在水电开发中采用了引水或跨流域引水工程，可以在原来的基础上增加明显的经济效益，我们设定增加的收益为B，由于增加B，造成当地脱水段居民（本流域引水）或整个下游段居民（跨流域引水）用水不方便，也即B是在居民用水不方便的基础上产生的，因此这里有一种制度要求，即居民和开发商都需要一种制度来界定他们的权利和义务．随着经济发展，作为清洁的、可再生能源的水资源开发势在必行；而经济发展的根本目的是提高人们的生活水平，所以居民用水的质量保证作为人民生活水平的一个指标当然也不容侵害．在长期冲突的众多矛盾中，在强烈的制度要求下，渐渐地有了相应的制度供给，政府部门制定的流域水资源规划中的供水和水电开发专业规划就是这样一种制度供给，由它来决定水力资源开发对当地居民用水影响的合法性．这种规划显而易见不能完全代表公共物品的消费者的意志．否则，政府部门对水资源开发权转让后，还会有那么多老百姓反对吗？民主制度下的公共选择有多种方式，常用的有：（1）一致同意规则；（2）多数同意或多数票制．对小水电开发的听证会制就是这种集体选择的一种方式．
在小水电资源开发作出集体选择后，投资者由于引水或跨流域引水造成居民用水不方便，应在投资开发成本中增加库区和下游居民的补偿金，对受损居民进行经济上的补偿．
2．4交易成本与优化投资组合——维护投资者的利益
水电资源开发中，业主与库区移民、下游居民之间协商、调解直至最后签订协议，支付补助款等一系列过程中所付出的精力、时间和货币构成了电站业主与居民之间交易成本．水事纠纷增多，人民来信来访不断都说明了近年来水电开发交易成本逐年增大，如遂昌应村电站动用武警公安部队才平息事态解决纠纷，可见交易成本之高．
业主与居民之间的纠纷主要体现在双方对货币赔偿数额观点不一，双方都从自身利益最大化出发进行这个交易过程，因此也不排除任何一方非理性的行为出现．解决这个矛盾一般由政府做中介来处理，政府中介有些是磋商性的，但大部分是强制性的，表面上看最终方案双方都已接受，但实际上，政府形象缺损严重，最终导致老百姓不相信当地政府，直至上访到国务院．投资者对居民补偿的办法可以采用多种办法，包括货币补偿、居民货币、土地入股，设定干股，安排劳动力就业等等．但最终选择哪一种主要决定于交易成本的高低．对政策处理简单，现金补偿数额小的项目可以直接进行现金补偿．而对交易过程中讨价还价、花精力多、或补偿资金占总投资比例较高的项目，应把外部矛盾内部化，即改变投资组成结构，允许当地村民和村政府作为股东之一，与业主共同开发水电资源，通过调整股份的比例或设立干股来解决矛盾，即有关居民的矛盾纠纷由作为股东之一的村政府或居民自己负责解决，降低了双方的交易成本．事实上，股份制电站中，不仅应让村民或村（镇）政府入股，还可以让电力企业占有一定股份，方便企业今后上网与结算，也是降低交易成本，使外部矛盾内部化的措施．
3水电资源有偿转让的市场配置机制
前面论述了国家、投资者、居民之间的关系，这里再来阐释投资者之间的矛盾及其解决途径．
一般来说，在市场经济秩序建立后，为了减少由于资源稀缺而导致的经济损失，政府有必要根据资源的不同稀缺程度，制定稀缺资源的占有和利用的法律和法规，尽可能形成占有和利用稀缺资源的公平竞争机会，而本应当让某些企业和个人具有对稀缺资源的占有和利用的特殊机会，再由他们根据对稀缺资源的特殊占有和利用而形成经济中的垄断．在涉及资源稀缺的经济领域内，应当通过市场竞争，选择条件最合适的企业来占有和利用这些资源．
3．1通过市场竞争有偿获得水电资源开发权的条件
资源有偿转让一般有两种形式，一是协议转让，这种情况一般出现在参与竞争的投资者只有少数几家．另一种是有多个投资者争夺资源开发权的情况，这种情况最有效率的办法是通过市场竞争机制来配置资源，即公开竞拍决定开发者．这几年浙江省经济发展和小水电资源的开发已经为竞争机制的引入创造了条件：（1）可开发水电资源越来越稀缺，至2000年底，水电资源开发率达到了45％左右，稀缺是市场配置的首要条件；（2）使资源利用率达到最大化的流域性规划和专业性水电规划已经完成；（3）水电投资为社会所公认，已越来越成为欠发达山区社会团体投资的首选目标；（4）2000年统一电价方案出台，改变了原来一个电站一个价的做法，使投资者可以预期其未来的收益；（5）浙江民营经济发达，投资者市场经济意识普遍较高．有了这几个条件，加上众多投资主体以追求利益最大化为其主要目标，社会参与水电投资的热情升高，自然引起资源的争夺行为．在这种形势下，政府把争夺行为引导成有序竞争行为也就顺理成章，文成水电资源公开拍卖就是顺应了这种潮流．
3．2资源的市场价格
价格是市场经济最有效的调控手段，文成珊溪坝后一级电站30个投资者竞拍开发权，随着竞拍价格的抬高，参加竞拍的人越来越少，最后林绍干以362万元中标，这就是市场的功效，使其他29家心平气和地接受了这个结果．
362万元是资源在市场中的价值体现，作为投资者以362万元取得开发权，势必要增加其单位电能生产成本，即资源成本．资源成本应包含两部分，一部分为固定的，即每千瓦时电能都应交纳的水资源费（目前浙江为0．01元/kW·h）；另一部分为浮动的，即随着水电资源的优劣而变化的资源费，我们暂且称其为水力资源费，它随着电站总装机增大而增大（即建成后规模经营效益），随着单位电能投资成本降低而增大，即与开发建设成本和经营成本相关联．
现行电价的决定依据是单位电能的社会平均生产成本，而不是新电新价时按个别企业生产成本来决定电价．也即开发建设成本和经营成本之和低，资源价格就高，因为三者之和构成电能生产成本，反之，如果资源较差，即开发建设成本和经营成本之和过高，已经达到或接近社会平均成本，则资源市场价值应为零或接近零．再则，二者之和超过社会平均生产成本，则资源价值为负值，如防洪工程中的附属电站，政府必须贴钱，才有投资者投资建设整个防洪工程和水电站．因此，电价已在全省或全市（县）范围基本统一的前提下，电站获利程度完全取决于资源的优劣，通过资源有偿转让或公开拍卖，使电站建设者开发成本趋于一致，不失为一种平抑电价成本的有效办法．
3．3水电资源有偿转让的相关问题
要建立一种公开、公平、公正的资源转让市场机制，必须注意以下几个方面的问题：（1）政府部门在进行资源有偿转让前，应先做好规划，掌握区域内资源情况，要根据投资额大小在相应广度的媒体上披露信息，破除由于投资额度大形成的进入壁垒；（2）对综合性利用的水资源开发项目，特别是承担防洪除涝等社会公益的项目，其市场竞价结果有可能使开发权的价格为“负”，即国家财政需要贴钱给投资者；（3）在参与者数量太少以致不足以引起公开竞拍的条件下，双方应采用协议有偿转让机制，但必须体现一定量的资源价格，从根本上消除历史发展可能会带来的法律纠纷；（4）政府有意扶持投资者时，可以采取资源股的形式入股，但股权属国家所有，而不为当地居民所有．
4实现水电资源公开有偿转让的积极意义
正当各流域性水电开发公司全力以赴、如火如菜地对整个梯级电站进行规划、筹资、建设、经营、还贷和资产保值增值的时候，开发公司在改革和发展方面遇到了前所未有的挑战。
1挑战：兵临城下
1.1电力市场已经成为制约开发公司发展的关键性因素
经过几十年的艰苦努力，电力工业持续快速发展，已经开始适应我国国民经济发展的需要；再加上国民经济由高速趋于适度增长，实现了软着陆，增长速度回落到10%以内，社会用电总需求增长势头减弱等原因造成目前电力市场新情况，发用电量增幅明显减缓，电力企业经营的外部环境严峻。使开发公司在埋头搞工程建设，构想梯级开发的时候，面临着已建成的电站能否有用武之地的问题。清江公司所属的隔河岩水电站1998年开春以来，持续高水位运行，在汛期来临之前，被迫大量弃水，作为一个年设计发电量仅30.4亿kWh的调峰电站出现这样的局面，不能不引起各水电开发公司的深思。市场这只“无形的手”已开始伸向电力企业。
1.2“竞价上网”将使开发公司所属电厂在竞争中处于不利地位
“厂网分开，竞价上网”是深化电力工业改革的必由之路。电力市场的竞争，在真正意义上是发电环节的竞争，而电力竞价上网机制必然导致电价的下降。问题是，在计划经济时，电厂建设投资靠国家拨款，没有归还贷款的要求，电价较低；投资体制改革以后，拨款改为贷款，电厂为偿还银行本息，上网电价较高，若实行“竞价上网”，所建电厂在竞争中处于不利地位。某些国家的发电公司一小时一报价，有的半小时一报价，电网从低电价开始吸纳收购电力，自然形成了低电价电力担负基荷，高电价电力担负峰荷，达到最高负荷后不再收购。这种情况在1997年的乌江公司已经出现，由于乌江渡电厂是国家全额拨款建设的，电价较低，而上游的东风电厂是贷款建设的，电价较高，造成乌江公司的两个电站在上网竞争中处于不公平境遇。
1.3脆弱的电价承受能力将进一步增大开发公司的负债比重
在倡导发展独立电厂、多家办电的过程中，为了保障投资者的利益，就必须使电厂的上网电价具有偿还贷款的能力，并使投资者获得必要的投资回报。在缺电的情况下，虽然电价上涨，但充足的电力促进了企业生产的发展，给人民的生活带来了方便，群众对电价尚不敏感。但是，当电力生产能够满足社会需要，电力工业从“卖方市场”转向“买方市场”之后，如果电价仍然长期上涨，就会引起社会的不满，因为社会承受电价的能力是有限的。象二滩电站的上网电价达0.5元/kWh，年发电量为170亿kWh，也就是每年有85亿元的发电收入，将对四川省的用电承受能力是一个严峻的考验。电站建设中的市场经济及电站建成后上网电价的计划经济将使各流域开发公司债台高筑，负债比重越来越大。
1.4片面夸大开发公司的滚动能力会影响后续项目的建设
流域梯级滚动开发是水电发展的重要途径，但是在一条河上，第一个电站投产后，对流域进行梯级滚动开发的能力究竟有多大，这是值得研究的一个重要问题。现在，水电开发公司在进行流域发展规划或进行后续水电站可行性研究中，涉及后续项目资金筹措时，为说明资金来源，在测算已建电站上网电价时，对企业年度资金总需求，不仅包含了已建电站生产成本、偿还贷款利息、税费及投资方要求的回报，而且往往将后续项目年度投资也作为年度资金总需求的一部分以此作为确定电价的计算依据，但是这样做，只是一厢情愿地考虑了开发公司自己还贷和发展的要求，而没有从全局考虑电价的可行性。在国家批准一个允许加价的幅度以后，经过电网内各电厂综合平衡，开发公司所属电厂的实际上网电价往往比要求的要下降一大截。这时流域性开发公司实际的年收入，减去税金、成本，连还本付息都难于保证，更谈不上为后续项目提供资金了。以清江公司为例，其隔河岩电站的上网电价是0.399元/kWh，在各流域性开发公司中是较高的，以其投产以来首次达到年设计发电能力30.4亿kWh的1996年为例，发电收入12亿元，减去当年增值税、所得税等各项税金1.9亿元，生产成本3.36亿元，贷款利息净支出3.6亿和营业外支出434.3万元，其他开支0.30亿元，还本1.23亿元，实际利润仅有1.05亿元，这还是还贷利润。事实上自隔河岩1994年4台机组全部投产以来，1995年、1997年都仅发了23亿kWh左右，滚动能力不言自明。一个独立水电厂建成以后往往有10～15年的还贷期，在此期间，把滚动开发的希望寄托在新建水电厂身上不仅是不现实的，而且还会造成一个错觉，以为建成一个水电厂就能自己滚动，而减少国家对水电的投入，反而会影响水电建设的发展。新建的独立水电厂好象一个新生儿，要经过一段“哺乳期”，才能独立走路，这段时期最好“母乳喂养”，也就是国家继续扶持。
2对策：走可持续发展之路
现在所有水电开发公司面临的挑战，是国民经济进一步深化改革，大力推行“两个根本性转变”带来的，直接关系着水电开发公司的存在和发展。水电开发公司如何适应全国经济形势的变化，加快自己的调整步伐，已是一个亟待解决的问题。
2.1开发有调节能力的大型水电站
应该看到，我国的用电水平还很低，目前出现的电力供求缓和，是一种低用电水平下的缓和。到1996年底，我国人均发电装机容量只有0.19kW，在世界主要国家中排名第85位；人均年用电量只有863kWh，不仅远远低于发达国家，而且仅相当于世界平均水平的1.3；居民生活用电占全社会用电的比重只有11%，人均年生活用电只有93kWh。同时，我国还有7200万农村人口没用上电，农村广阔的电力市场还没有真正启动，电力发展的任务仍然十分繁重，电力发展的前景十分广阔。
应该认识到，电力紧张是一种机遇，电力缓和也是一种机遇。抓住这种机遇，就可以解决许多在严重缺电情况下无法解决的问题，促进电力工业的健康发展。许多地方在电力供应缓和的同时，峰谷差在加大，一些电网调峰调频困难，说明电网缺少调峰调频容量。对于一些水电比重比较高的省区，实际情况是径流式水电站比例过大，而缺少调节性能好的大型水电站，导致丰水季节弃水，枯水季节电力不足。总之，电力生产“多中有少”。其“少”，即是市场需求，是电力开发的重点。
通过以上对电力市场供需形势和特点的分析可以看出，当前开发公司水电建设的重点应该是：开发调节性能好的大型水电站。清江公司在隔河岩工程竣工验收，高坝洲水电站1999年10月第1台机组即将发电的情况下，毅然将公司的工作重点转向开发清江流域的龙头工程——水布垭水电站。从资金筹措、人员配置、工作安排上重点保证。因为水布垭水电站位于华中电网腹地，距负荷中心三峡电站和葛洲坝电站较近，而且是华中地区不可多得的一座多年调节水库，电站装机160万kW，保证出力31万kW，多年平均发电量39.2亿kWh，电站总库容46.13亿m3。增加下游隔河岩、高坝洲两个电站保证出力7万kW，年发电2.37亿kWh，水布垭电站还可与葛洲坝电站和三峡电站实行联合调度，使其年增发电量达22亿kWh。现在清江公司正全力以赴地抓好其项目建议书的报批工作和前期施工准备。这是清江公司适应电力市场现状的一大战略举措。
2.2实行梯级水电站统一电价
电站的上网电价，是水电建设与经营者所关心的最终效益。电价的高低，直接关系到企业的发展和生存，也直接关系到其他行业利润的高低和社会的稳定。对流域性公司来说，研究一个既利于社会繁荣稳定，又利于企业发展的电价制订方式是迫在眉睫的大问题。
作为拥有已建成母体电站的流域性公司来说，流域梯级水电站实行统一电价不仅必要而且可行，也是企业取得最大经济效益的前提。流域性公司要想在电力生产上取得最大效益，就必须实行梯级联调,统一调度。而梯级电站实行统一电价，就为梯级联调创造了条件。梯级电站统一调度，可以根据机组效益、机组工况、库水位、来水情况、机组容量、坝工等综合因素，决定梯级电站中各机组的开停。否则，将会出现上网电价低的电站各机组经常开，因而会使水库经常处于无水及低水头状态，上网电价高的电站，其机组经常处于停开状态，夏天会造成大量弃水，冬天则使下游水库无水。像清江公司，由于水布哑是多年调节水库，隔河岩为年调节水库，高坝洲是日调节水库，水布垭建成后，将提高隔河岩的调节性能，但如果后建的水布哑电站电价较高，隔河岩和高坝洲的电价较低，则电网会“顾低避高”，因为电网也是企业，也要讲求经济效益。在枯水期，苦水布垭不发或少发，将会使隔河岩长期处于低水位状况，而隔河岩无水可发时，不出2日，高坝洲也会被迫关机。同时，在目前还贷期相对较短的情况下，将3个电站的电价捆在一起统一测算，无形之中将隔河岩和高坝洲的还贷期拉长了，这对缓解目前各流域性公司资金紧张的压力大有益处。
2.3研究市场，分析当地用电需求和电价状况
在市场经济情况下，市场风险是由业主(投资者)来承担的，有市场、有经济效益的项目才会有人来投资，银行才会给贷款。市场状况如何是投资者首先要考虑的问题，是水电发展的关键性因素。
开发公司当前的一个“通病”就是乐于上项目，对项目建成后的市场情况研究不够。从目前的情况看，流域内尚未开工的其它梯级电站的可行性工作要重新审视。一是重新研究用电负荷情况。如广西红水河流域的龙滩电站，是装机420万kW的特大型电站，在过去的规划里，有相当的电力要送往广东省。现在情况发生了变化，广东的电力相对富余，因此如果不能妥善解决龙滩的供电去向问题，建设龙滩电站意义到底有多大，要慎重研究。二是要重新论证销售电价状况。以前，我们在分析市场时，提出地方电价承受能力的概念。如果当地承受不了电站偿还贷款所需要的电价，电站建成后的经济效益不好，没有一定的投资回报及还贷能力，这样的电站就难于开工。从市场经济的角度看，仅提出电价承受能力是不够的，还要提出电价在当地的竞争力。特别是在现在电力市场相对疲软的情况下，各流域开发公司如不换个思路，盲目铺摊子，争项目，或许会造成“电站投产之时，就是电站破产之日”。清江公司在水布哑电站可行性研究阶段，千方百计降低工程造价，缩短工期，争取提前发电。对那些可建可不建的项目一律不建，能后建的项目绝不先建，在设计阶段就开始节省投资，其电价也由预可行性研究阶段的1.17元/kWh降为目前的0.49元/kWh，以从根本上提高其竞争力。
2.4“竞价上网”应当实行“区别对待，统露兼顾，有利稳定，促进发展”的原则
实行“厂网分开，竞价上网”政策，最重要的是正确规范各流域开发公司和电网的关系，这不仅关系到各流域开发公司的生存和发展，也将直接影响整个电力工业的发展。电站建设“拨改贷”后，新电厂的建设成本远远高于老电厂。如果新老电厂“同网、同质、同价”，新建电厂就根本没有还贷能力，也就失去了建设的可行性。“发展是硬道理”，再好的政策如果不利于发展，就必须根据实际情况加以执行。如果简单地采取按电价自低到高的顺序上网，就会保护落后，阻碍电力工业现代化进程，显然不合理。怎么办呢?“竞价上网”是大势所趋，改革是循序渐进的，各流域性开发公司所属电厂可按设让年均发电量的80%与电网直接签订上网协议，电网只收过网费，其20%的电量进入电力市场，进行市场竞争，这种办法比较稳妥，不要一刀切。而应当以区别对待、统筹兼顾、有利稳定、促进发展为原则，根据不同电厂的实际情况确定上网电价。关于电网调度，主要是处理不同电力企业之间的经济利益协调问题，尽可能做到“公开、公平、公正”，以实现电网综合效益、社会整体效益和环境效益的最佳目标，为进一步发展电力工业，逐步建立更加完善的电力市场创造条件。
2.5实现产业资本与金融资本强强联合，加快企业的段份制改造步伐
国有专业银行向商业银行的转变，为那些资信较高、回报可靠、有偿还能力的大型企业贷款带来了契机。各开发公司目前基本上都有1～2座己建成投产的电站，具有较好的企业形象，在国家存贷款利率反复下调的情况下，要进一步加大银企合作的力度。特别是各开发公司已有一定的电费收入，资金的需求具有间歇性，应充分解决资金融通和资金沉淀的矛盾。因为水电工程是资金密集型工程，所需投资是巨大的，但同时资金的沉淀也是巨大的。例如，从开发银行获得一笔贷款，或收回一月电费，少则数百万元，多则数亿元。筹集的这笔资金，短期内不一定能够全部使用，必然要存入银行。由于金额巨大，存贷利率差别悬殊，其利息损失也是巨大的。货币的时间价值无法体现，那么就应该要求该银行为开发公司提供一定数额、保证一定规模的长期资金和短期资金，以长期资金为主。这同时也是用梯级电站良好的投资效益和开发公司良好的还贷信誉吸引国有商业银行的固定资产贷款资金。
除此之外，开发公司应把注意力重点集中在“盘活存量、营运资本”上。要想真正获得大量、廉价、长期、可靠的流域开发资金，摆脱“开发公司疲于为银行打工”的现状，进行股份制改造，进而成为上市公司，是一条捷径。因为：流域开发的大量资金靠向银行借贷，这种单一的信用形式高度集中于银行，必然形成对银行的依赖，易受国家信贷规模和“银根”松紧的制约，难于适应水电建设“投资大”、“工期长”的特点。同时，大量的银行贷款必然使企业债台高筑，大量效益转化为“财务费用”而流失。而各开发公司通过开展资本营运，对本企业实行股份制改造，发行股票筹集长期的、稳定的建设资金。用股票筹集，不会使企业背上沉重的债务包袱。目前，五凌公司、清江公司都在积极酝酿，抱着“咬定A股不放松”的精神，潜心做好上市的前期工作，希望通过自己的努力在资本市场上真正形成能代表开发公司主体形象的“电力板块”。所以，各开发公司要看准方向，把有限责任公司进一步改造为股份有限公司，这样才能实现各流域性开发公司的初衷。
2.6加大融资力度，拓宽资金渠道
加大融资力度，推动流域开发，一是要抓好资本金的筹措。资本金的筹措，要从内部和外部两个方面下功夫。内部主要是要挖潜：①可加速固定资产折旧，将还贷后剩余的折旧费投入流域开发之中；②增大企业税后利润，公司可通过法定公积金、法定公益金、任意公积金、未分配利润来增大公司资金积累额。在外部：主要是抓好如前所说的股本融资，即通过资本市场直接融资，充实企业资本金。其次是继续坚持积极、合理、有效地利用外资。各流域开发公司在其第一个电站建设中都有利用外资的经历，如清江公司利用加拿大政府混合贷款1.08亿美元；五凌公司所属的五强溪水电站利用日本海外协力基金贷款204.9亿日元；二滩电站利用世界银行贷款42.5亿元人民币，都具有成功的合作先例。
二是要抓好债务融资。在当前国际资本相对过剩的情况下，可通过以招标方式选择外商投资电力的直接利用外资办法，筹集企业资本金。各开发公司都还有一定的吸纳债务空间，要充分利用这个空间，利用国内外资本市场，抓好债务融资。象清江公司，坚持用隔河岩电站的优质资产为载体，以湖北省驻港机构的窗口公司为纽带，与新加坡吉宝基建公司建立了先引资合作，后合资上市，开辟了国际引资渠道工作的新思路，围绕资本营运，探索一条以有限期限(20年)出让隔河岩电站经营权引进巨额资金(30亿港币)。以优质资产为依托，建立长期对外融资的渠道。以电建电，以钱生钱的路子。此项工作正在紧锣密鼓地进行之中。
2.7继续向国家争取滚动发展的相关政策
(1)延缓贷款期限。
建议比照世界银行、亚洲银行等国际金融组织的做法，将政策性银行对水电的贷款年限由目前的10～15年延长至20～25年，其中第1台机组发电前为宽限期。或允许开发公司以其资产作为抵押向各类银行以“借新债还旧债”的办法，或确定各流域梯级电站的综合还贷年限，延长还款年限，降低水电还贷期的上网电价，减轻用户的负担，提高水电在市场中的竞争能力。
(2)调整水电的增值税政策。
为鼓励发展水电，并考虑尽量少影响现有的财政收入，对新建和已经建成实行独立核算的水电站，争取比照目前火电和小水电的实际税赋水平，采用6%的增值税税率。具体操作方式可采取先征后返，即先按17%计征，再由财政返还11%。
(3)实行差别利率和贴息。
水电是可再生的清洁能源，除本身发电效益外，还有综合效益和社会效益。但水电投资大、工期长，建设资金利息支出很多。如二滩电站，1995年经国家计委核查，动态总投资330亿元，其中利息高达132.01亿元；清江隔河岩水电站(除升船机外)1998年5月竣工决算，工程总投资50.13亿元，利息高达7.15亿元(仅从1986年12月工程发生第一笔贷款至1993年6月止。从1993年6月4日隔河岩第1台机组发电至1998年5月，共有近13亿人民币建贷利息按规定打入了生产成本)；即将上马的水布垭电站按1997年价格水平估算工程动态总投资为156.5亿元，建贷利息30.0亿元，比例太大。建议对水电实行差别利率和改变目前贴息的办法。
(4)免征或减征工程建设期间的部分税费。
一、水电站安全生产管理概述
1.1现代水电站安全生产状况
随着我国经济的不断发展，水电行业的运行方式也在逐步转变。在水力发电领域，传统的运行方法，主要有：动态规划法、微增率法等。目前，我国的AGC应用主要是基于电网调度，针对水头变化小（即大库容）的水电站，根据网上的需要信息确定其负荷，然后用微增率法在机组间分配负荷，即从负荷到最小化流量。从以上所述的使用的情况来看，由于最初软件设计的出发点不是基于水轮发电机组运行工况，从而导致有些电站使用效果很不理想。
所以说，由于微增率法是完全根据数学理论推导而来的，其工程实用性面临很大的实现难题，在这方面，我们还需继续不断的创新，以推动提高本水电站安全生产。
1.2安全生产的意义何在
安全生产在水电站安全生产管理中重要的地位和作用。企业要实现现代化管理的基本目标是通过管理现代化的设备，使生产过程安全顺利、高效率高产地进行，不断提高劳动生产率和发展生产。这个最基本目标，只有通过搞好安全生产管理才能实现。劳动者工作环境好，劳动者在生产中感到自身安全健康有保障，自然就会发挥出主人翁的精神，提高生产效率，使企业取得好的经济效益。所以说，作为每一个企业的领导者，必须重视安全生产管理，把保护劳动者的安全与健康，保障生产设备的完好，保证生产顺利高效进行，当作自己的神圣职责和义务，切实抓好，决不能掉以轻心。
由此可见，水电站安全生产管理，不仅具有十分重要的政治意义，而且也具有十分重要的经济意义。
二、如何做好水电站安全生产管理
2.1关键要从安全教育做起
树立牢固安全意识是保证水电站安全生产的基础和关键。近几年，我们一直把安全生产管理工作放在首位，把安全教育工作落到使出，把每个职工从被动的“要我讲安全”转移到“我要讲安全”，具体有以下几点做法。
2.1.1通过正面教育、反面教育、奖励教育和处罚教育。正面教育，就是树立先进个人典型，以先进个人事迹为榜样，使职工自觉增加安全责任心。反面教育，就是以常见事故案例为教材，使职工牢记血的教训。奖励教育，就是对工作中认真负责、遵章守纪，大力宣传、表彰，并给予重奖、重用；处罚教育，就是对因工作失职，自由散漫，或由于“三违”造成事故者，严格按有关制度进行处罚，使职工感到罚得心痛，触及灵魂。
2.1.2通过培训技术，让职工熟习生产过程，了解安全生产的重要性。水电站工作涉及到的很多生产设备，对于一个新职工而言都是陌生的，而在生产过程中不注意某些细节，或者粗心大意，都会造成严重的事故。所以必须对新职工专门设立一段安全教育培训，一方面可以初步对水电站的生产流程作初步了解，另一方面加深他们的安全生产意识。
2.2前提是员工技术要到位
2.2.1对新职工进行岗前培训、跟班见习，让新职工尽快熟习工作环境，以及技术等方面。其培训的具体内容包括：学习设备的构造、运行原理、设备性能、技术状况、操作技术要点、安全生产过程、规范等。通过比较详细的培训，进入见习期，见习期间，要不定期考察培训期培训的内容。最后在见习期满后，经统一考试合格后，方可上岗。
2.2.2定期开展全员技术培训，不断更新职工对新设备，新技能的掌握。由于新设备，以及新技术的不断研发诞生，对于全体员工对于新技术的掌握还不好。所以要充分利用运行班、零点班、四点班等可利用休息时间，组织全体职工进行集中学习培训新技术。由主管新技术的副处长授课，从基础理论学起，结合水电站的实际情况，有安排，合理地授课，使职工都能够从机组构造、性能和工作原理等方面加深对新技术的学习和掌握。每年进行两次职工统一考试，考试成绩直接和年终考核挂钩，极大地促进了职工学习新技术掌握安全生产的积极性。
2.3重中之重是生产设备管理要到位
生产设备是水电站的主要生产工具，要保证安全生产管理，提高经济效益，就需要现代的企业安全生产管理技术，维护好生产设备，以及保证生产设备安全、高效的运行。要做到以下三方面内容。
2.3.1建立健全完善的设备账单。
其具体做法是，对每台机组建立全面的技术档案，记录机组安装时的技术参数，运行中发生过哪些异常、故障或事故，是什么原因造成的，当时是怎样处理的，需要更换过哪些零部件，机组的维修期限，以及每次维修后的试验记录，随时对设备的运行状况进行查询和分析，做到心中有数。对设备维修备件准备充足，并及时补齐，做到检修时能快速方便地进行。
2.3.2动员全体职工参与设备管理。
每件设备都有职工专门负责，要求职工对所管理设备的结构、性能、工作原理必须掌握，熟悉常见故障及处理，加强正常巡视、维护，动员全体职工参与到设备管理中来。必须把每个月，每个班次的设备运行缺陷上报到管理处，及时备案处理。
2.3.3健全问题反馈制度。
水电站需每月定期召开一次设备运行分析会议，由各班长参加，共同研究分析问题的所在，找出解决问题的办法。全体共同分析解决上个月上报的设备缺陷和问题，具体落实到检修班，进行检查维护维修，并做好实时记录。对设备问题的备案，实行销号制，有条件能及时解决的，就要及时销号，短时间内不能得不到解决的，及时记录在案，并积极创造条件，待缺陷解决后再销号。
2.4要重视安全生产管理的监督工作
对于法律，有专门负责执法的部门，也有专门负责监管执法的部门。而对于一个水电站，对安全生产也同样需要有管理的部门和监督的部门。对水电站进行针对性巡视检查，其工作也是至关重要的。
水电站需制定了内容详细的巡视检查项目，由专门负责安全生产管理的部门执行。要求安全生产管理的相关工作人员每小时进行1次巡视检查，每4个小时进行1次全面检查，并做好相关记录，发现问题及时处理，处理不了的要采取尽可能措施避免事态扩大，并及时上报。而监管部门则对管理人员的管理工作中相关记录进行核实，并不定期进行抽查，检查其巡视检查的工作。
加强监督管理检查是实现安全生产的重要环节，一个水电站如果只有安全生产管理制度和措施是不够的，必须进行严肃认真的监督检查工作，促进工作的落实。通过监督检查工作我们能及时发现生产中存在的不安全因素和生产设备的缺陷，从而提高职工安全生产，保证安全生产的管理。
三、结语
安全生产管理是一项重要的企业管理工作，同时也是一项需要长期坚持，不能松懈的工作，需要各级领导重视，全体职工参与。我认为只要做到了以上列出的各个方面，就能最大限度地避免和控制人身伤亡及设备损坏事故的发生，实现电站安全生产管理，有效的提高水电站的经济效益。
参考文献：
2水力发电企业加强员工职业道德建设的措施
2．1提高企业对员工职业道德建设的重视度
企业在重视员工职业道德建设的基础上要想从整体上提高企业的效率就必须对员工职业道德素质进行深刻理解和认识。相反，企业人员倘若不重视职业道德建设将对公司的发展带来阻碍。通过参与各种经济活动实现盈利是很多企业的共同目标。企业在管理各项工作的同时把职业道德作为管理的主要手段和方法，各种管理方法和措施在员工自觉遵守的基础上更容易得到实施，进而提高企业的管理水平实现盈利。坚持发展员工道德建设是企业管理的重中之重。
2．2大力加强对员工的职业道德教育
职业道德教育不仅能提高员工的职业道德素质，而且对水力发电企业的经济效益具有推动作用。在发展的过程中需要注意教育的方式方法和内容。第一，理论是实践的前提，在学习之前要对职业道德的概念、作用、规范、范畴、修养、评价等各种基本理论进行了解。离开这些任何实践和提高都是纸上谈兵。遵守法律是法律道德的基础，在理论教育中员工要明确遵守法律的重要性。第二，培养员工的自主意识，使员工把公司的使命看成员工自己的使命，意识到企业的发展关系到员工自身生存和发展，使员工解放思想，树立与企业“同舟共济、共谋发展”的主人翁思想。员工基本理论的教育一方面提高了理论水平，另一面使员工在遵守职业道德的基础上养成自觉对业务知识进行研究和学习的好习惯，坚持做好自己本职工作。第三，在基础教育上应该避免呆板的教学方式，灵活的方法对教育的成果具有一定的影响，多式多样的教学方法有助于员工的接受和学习。一是可以根据具体需要对员工的培训时间加予调整和改动;二是可以将集中培训和分散培训两种培训方法有机结合;三是采用多种授课方式，通过聘请先进人物或专家对员工进行授课，或者通过选拔公司遵守职业道德的先进员工进行工作报告等等。
1.2存在问题本系统使用的离心脱水机品牌是的德国韦斯特伐尼亚的，对来料的浓度要求在1%-8%，来料浓度对离心脱水机寿命和使用故障率有较大影响，但原来设计没有在离心脱水机入口管道安装流量计和浓度计，只能凭手动化验测量浓度，费时长，影响运行调节。解决方案：在污泥缓冲箱出口到污泥给料泵之间管道上增加流量计和浓度计，并设置表计检修旁路。同时并增加一路再循环管路回污泥缓冲箱，启动污泥给料泵后先进行再循环，等污泥流量、浓度达到标准后再关闭再循环管路，进入离心脱水机进行脱水作业。这样可以有效保护离心脱水机，减少故障率，延长使用寿命。
1.3存在问题脱硫废水处理系统属于公用系统，几乎没有机会长时间整体停运进行检查处理，但系统中的离心脱水机和箱式设备：包括废水缓冲箱、三联箱、污泥缓冲箱、石灰乳溶药箱以及对应的搅拌器都是单机，无备用设备，且设备都容易出现故障，影响整个系统运行，进而影响到脱硫系统，影响脱硫效率。解决方案：设置脱硫废水处理系统事故处理旁路。在脱硫废水处理系统来水管上和絮凝箱出口到澄清池入口这一段分别加一条旁路通往渣水处理系统。脱硫废水中的重金属或酸性物质与碱性的渣水反应生成固体去除，国内已经有嘉兴电厂等电厂将脱硫废水排入渣水处理系统的先例。当脱硫废水处理系统废水缓冲箱、三联箱、石灰乳溶药箱出现缺陷，必须停运时，通过来水管上旁路将废水暂时输送到渣水处理系统处理；当污泥缓冲箱、离心脱水机出现缺陷，必须停运时，通过絮凝箱出口到澄清池入口上的旁路将废水暂时输送到渣水处理系统处理。
1.4存在问题离心脱水机每天启动运行三次，每次运行时间约1.5小时，每小时产生废水约6吨，每天可产生清水28吨，这部分清水原设计是直接回到废水缓冲箱，进行二次处理。解决方案：经过对这部分清水进行化验，其水质与出水箱出水一样都符合排放标准（如表1），只是悬浮物含量偏高约2%左右，故直接将这部分水引入出水箱。这样不仅能节约药品和能源，也能减轻系统负荷。
1.5存在问题脱硫废水处理系统脱硫废水为一个大顺控。顺控启动条件及其它综合原因造成顺控无法进行，也不符合实际运行情况；解决方案：根据整体运行的要求对各个子系统间可能导致顺控启动失败的故障点和逻辑中的不足及错误的地方进行了有计划的修改，并对石灰乳制备顺控、加药顺控、加药冲洗顺控等重新进行调试安装，同时针对问题要因，使自动融入程控，再由几个小程控的串联完成脱硫废水系统全自动的一键启动。其中程控步序均使用统一模板。
1 水利发电的原理和分类
水力发电厂按水库调节性能可分为多种。其一是无水库,基本上来多少水发多少电的径流式水电厂;其二是水库很小,水库的调节周期为一昼夜,将一昼夜天然径流通过水库调节发电的日调节式水电厂;其三是对一年内各月的天然径流进行优化分配、调节,将丰水期多余的水量存入水库,保证枯水期放水发电的年调节式水电厂;其四是多年调节式水电厂,其将不均匀的多年天然来水量进行优化分配、调节,多年调节的水库 容量较大,将丰水年的多余水量存入水库,补充枯水年份的水量不足,以保证电厂的可调出力。
世界上已建的绝大多数水电站都属于利用河川天然落差和流量而修建的常规水电站。水力发电厂是把水的势能和动能转变成电能。根据水力枢纽布置不同,主要可分为堤坝式、引水式、抽水蓄能水电厂等。堤坝式水电厂是在河床上游修建拦河坝,将水积蓄起来,抬高上游水位,形成发电水头,堤坝式水电厂又可分为坝后式、河床式及混合式水电厂等。坝后式水电厂的厂房建筑在坝的后面,全部水头由坝体承受,水库的水由压力水管引入厂房,转动水轮发电机组发电。坝后式水电厂适合于高、中水头的情况。河床式水电厂的厂房和挡水坝联成一体,厂房也起挡水作用,因修建在河床中,故名河床式。河床式水电厂水头一般在20~30m以下。混合式水电厂是引水与大坝混合使用获得落差发电的。引水式水电厂是水电厂建筑在山区水流湍急的河道上或河床坡度较陡的地方,由引水渠道造成水头,一般不需修坝或只修低堰。抽水蓄能水电厂,具有上池(上部蓄水库)和下池(下部蓄水库),在低谷负荷时水轮发电机组可变为水泵工况运行,将下池水抽到上池储蓄起来,在高峰负荷时水轮发电机组可变为发电工况运行,利用上池的蓄水发电。抽水蓄能电站是20世纪60年代以来发展较快的一种水电站。而潮汐电站由于造价昂贵,尚未能大规模开发利用。其他形式的水力发电,如利用波浪能发电尚处于试验研究阶段。
2 我国水利发电制约因素及利弊谈
我国能源探明储量中,原煤、原油、天然气和水力资源的构成比例约为:50%、3%、0.3%、45%。我国常规能源以煤炭和水力资源为主,水力资源在我国能源资源中具有非常重要的作用。而当前,仍以煤炭能源为主的能源消费和生产现状,已形成了严重的污染。尽管水能、风能、太阳能、潮汐能发电都是符合可持续发展理念的自然再生能源,但风电站的单位千瓦静态投资是水电站的大约1.5倍,而每千瓦装机年发电量却不及水电站的一半,潮汐发电投资是水利发电的2~3倍,且选址复杂并会造成河岸淤堵。太阳能发电成本更高。可见,水能是目前最为经济性,也最有开发潜力的能源,开发和利用丰富的水力资源、加快水电开发步伐已刻不容缓。
水利发电以其成本低廉,运行的高可靠性得到广泛认可并得以迅猛发展。经过几代水电人艰苦卓绝的努力,我国水电事业从小到大、从弱到强逐步发展壮大。但还存在很多消极因素制约了水利发电的健康发展。其一是电力工业垄断体制的阻碍。我国水利和电力分别由水利部和电力部主管,而目前的情况和发展趋势,水电资源的优先利用无法得到保证,大量的水电资源被浪费。水电上网电价低廉,水电站发展受限。开放电力市场,打破垄断的电力工业体制,是解决水电问题的根本途径。还应对水电上网电价进行改革,将“还本付息电价”这种单一电量电价结构改为两部制电量电价的分时电价结构;其二是存在错综复杂的依赖关系。我国长期以火电为主,火电煤矿与火电厂唇齿相依。如果用水电代替火电,面临困境的不仅是火电厂,更多的是为其供给能源的煤矿。部门或单位受经济利益的驱动,形成了保火电,轻水电的局面,这样就造成了大量的水电资源被白白浪费,弃损电量大大高于实际上网电量的现象也是屡见不鲜。
水电是清洁能源,可再生、无污染、运行费用低,便于进行电力调峰,有利于提高资源利用率和经济社会的综合效益。在地球传统能源日益紧张的情况下,世界各国普遍优先开发水电,大力利用水能资源。我国不论是水能资源蕴藏量,还是可能开发的水能资源,都居世界第一位。目前,国内水电总装机容量已超过1.5亿kw,水电能源开发利用率从改革开放前的不足10%提高到了将近30%。水电事业的快速发展为国民经济和社会发展作出了重要的贡献,同时还带动了中国电力装备制造业的繁荣。三峡机组全部国产化,迈出了自主研发和创新的可喜一步。小水电设计、施工、设备制造也已经达到国际领先水平,使中国成为小水电行业技术输出国之一。
水利发电可以大量减少so2、co2、空气悬浮颗粒、粉煤灰等污染物的排放,还具有无可替代的天然优势,然而水电的使用也存在弊端,也会对生态环境造成一定的影响。水库是人工湖,湖面景观令人心旷神怡,很多水库已成为旅游胜地,但大型水库会对周围局部气候产生影响,也会产生地质灾害,在陡峭的黄土类岸坡,由于水的浸泡会发生严重的大范围的坍塌,危机居民和耕地。大坝水库也与地震有某种关系,曾有大坝因地震而溃坝,而大水库首次蓄水,引发库底地层深部应力改变可能诱发地震,但经过实践和摸索,水库分期蓄水,逐步抬高水位会降低诱发地震的烈度或者避免。此外,筑坝带来的淹没土地、移民、改变原有生态、影响水生物的生存和繁殖等等诸多问题都需要有相应的政策和措施予以妥善处理。
中图分类号：TV文献标识码：A 文章编号：
一．前言
伴随着我国经济的飞速发展，科学技术的不断进步，国家加大了对基础建设的投入，水利工程建设是我国基础建设的重要组成部分，所以水利工程已经成了我国经济发展的重要组成部分。在当前，河道的疏浚清淤工作已经成为了人们关注的焦点问题，因为河道的清淤疏浚工作直接关系到水利工程的排洪、排灌能力，已经成为了刻不容缓的问题。在我国当前的河道清淤疏浚工作中，其主要是利用挖泥船作业。在使用挖泥船作业时，我们必须要结合河道的具体情况，主要包括施工的环境，河道的气候条件等等，根据实际情况具体问题具体分析，提出较为合理的疏浚清淤方案。目前主要的清淤技术就是水下真空清淤技术，在具体的工作中必须选择合适清淤工具来执行。
二．河道疏浚清淤真空清淤法的工作原理
在河道疏通清淤工作中，是利用空气的动力学原理以及水力学原理来实施的，这就是常用的真空清淤法。其具体的工作原理是利用高压风或者压力水通入混合室，使得混合室形成真空，这样的话就会产生巨大的压力差，管外的压力较大而管内的压力小，这样大量的淤泥就会从管口吸入，进入混合室形成大量的流动，使得淤泥从管口被排除。
三．真空清淤系统结构及技术研究
1.真空清淤系统的工艺流程
真空清淤系统是由几部分组成的，其主要组成部分为：空压机或者高压水泵这是清淤系统的动力源、高压风管或者高压水管这是清淤系统的动力管、吸泥头、混合器、吸泥管、输泥管、扬泥管等等，其具体的工作流程图如下图一。真空清淤系统的设计是有具体要求的，在设计时必须要考虑到具体的需要，根据需要选择合适的设备类型，根据大小型号以及功率不同的清淤器来计算设计其所需要混合器的大小，以及各种管道的粗细直径，最后根据这些综合的情况分析确定空压机或者是高压水泵的参数。
2.真空清淤的结构
（1）水力清淤混合器的结构
水力清淤混合器的结构如下图二所示，水力清淤的混合器在实际的应用中，混合器的喉管截面一般是喷水嘴截面的四到十倍，而吸管截面是喷水嘴截面的十五至二十陪，其直径与喉管的长度是相同的，这样可以保证被吸入的泥浆处于流动的状态。对于扩散管而言，将其设计成锥心最为科学，这样的话可以有效的控制动能转化为位能的能量损失，而且还能大幅度的提高排出泥浆的位能。当清淤系统实施清淤工作时，被吸入的泥浆量就是高压水的流量，这两者是相等的，高压水和被吸入的泥浆混合使之成为流动性较强的稀泥浆，这样可以使之在管内比较容易流动，其流动的速度一般是三米到五米每秒，清淤机的工作效率远远是低于水泵的工作效率的，一般而言其工作效率大致是水泵工作效率的百分之十到二十左右，这些数据都可以作为参数估算时的参考依据。
（2）气力清淤的混合器结构
气力清淤比较有效，典型的空气混合器结构型式如图3所示。这种类型清淤机在泥浆管路中没有直径缩小断面，有利于泥浆通过，也可通过一定直径的卵石或块石。压缩空气进入吸泥头混合室的小孔，与管壁的交角不宜大于45度，小孔的总面积，一般采用进气管净面积的1．5倍。排泥管不宜过长或急弯，以减少堵塞，弯曲处宜用加大的管径，并在弯管上方开一个可启闭的天窗。吸泥头的空气箱底部可设置一个活门，以便清除箱内堵塞的泥沙 用于吸泥沙时，排泥管可用胶管，吸含有卵石的泥沙时宜用钢管并取消下端吸泥口的钢筋网。而在管口内壁焊上一圈3 X 50mm的扁钢，以减少卵石在管中卡住的可能。在水深较大或 含有卵石的场所，使用接力式吸泥装置效果更佳。
四．河道清淤的实例
1.长江三峡工程
长江三峡工程左岸下游航道隔流堤水下清淤工程，工程量为400余万立方米，月平均强度45万立方米左右，水下地形复杂，暗礁丛生，槽缝密布，深水作业量大，最大水深24m，15～24m范围的深水清淤工程量约50万立方米。
根据多种施工方案比较和论证确定如下方案。对于水深在15m以内的一般清淤，采取以下手段：一是用日本进口的4立方米铲扬挖泥船，其水下作业深度为15m，淤泥用驳船装运抛至长江深泓；二是利用400立方米每小时绞吸式挖泥船，作业深度为14m；三是利用闲置的浮吊船或类似船只作为底座，将其改装成吸泥船，这种吸泥船在船头安装两个管径250mm“气力吸泥机。对于水深大于15m的深水清淤，采用的方法是：一是意大利进口深水专用清淤设备一劲马泵；二是利用其它船只改装成5立方米。抓斗式挖泥船，进行深水抓挖；三是利用上述改装的气力吸泥船，作为深水清淤的辅助设备。
2.雅蒂鲁霍工程
印度尼西亚雅蒂鲁霍水库大坝修复工程水下清淤，工程量约1500立方米，清淤面积约4500立方米淤积深度约0．5m，水深30～40m，清除弃料要求输送到200m以外，清淤工作不能影响水轮机发电机组正常运行发电。
针对该工程清淤量小、深水作业、淤积层薄的特点，首选方案为气力真空吸泥法(挖泥船因水深、量小、且费用昂贵不宜选用)。其主要设备及参数是：自制浮船2艘，船体面积分别为9mx 3．2m和2．5mx 3m，两套清淤系统，吸泥器管直径分别为159mm和75mm。其中小的清淤系统负责进水塔周围5m区域，其它区域由大的清淤系统完成，小的清淤系统的输送管通入大的清淤系统的主输泥管。输泥管每10m设一浮体，以保证输泥管均匀地浮在水面上。空压机选用供气量为12立方米每分钟一台，工作压力为0．9MPa。浮船用缆绳锚固定位，整个清淤过程均由超声波测深仪和水下电视监控，用以指导定位或及时调整清淤管高度，同时进行录像，据此作为工程验收和移交的依据。
五．结束语
水利工程已经成了我国经济发展的重要组成部分。所以就如何加强河道的疏浚清淤已经成为了人们关注的焦点问题，因为河道的清淤疏浚工作直接关系到水利工程的排洪、排灌能力，已经成为了刻不容缓的问题。虽然随着我国经济的发展，技术的进步，河道疏浚清淤工作取得了一定的成绩，但是也还存在许多的瓶颈和问题，这就需要工作人员在实际的工作中不断的探索新的方法，来解决一些实际的问题。同时也要加强对理论知识的学习，不断的探索提出科学的方法，相信通过不断的努力，河道的疏浚和清淤工作一定会取得突破性的进展，使水利工程更好的为人们所用。
参考文献：
[1]王福林 牛宝昌 巩富 刘迎 河道清淤疏浚是解决辽河干流防洪的重要工程措施 [期刊论文] 《东北水利水电》 -2001年4期
[2]孙桂喜SUN Gui-xi 河道清淤疏浚必要性探析 [期刊论文] 《东北水利水电》 -2010年9期
[3]黎荣 赵新华 从月宾 胡群 高艳 城市河道环保疏浚的试验研究 [期刊论文] 《水利水电技术》 ISTIC PKU -2004年5期
[4]曹慧群 周建军 我国水利清淤疏浚的发展与展望 [期刊论文] 《泥沙研究》 ISTIC PKU -2011年5期
[5]向文英 程光均 李晓红 卢义玉 水射流气举在水库河道环境疏浚与清淤中的应用 [期刊论文] 《重庆大学学报（自然科学版）》 ISTIC EI PKU -2005年8期
一、水闸调度
(一)水闸调度目的
为分泄、引用、滞蓄江河天然径流及调节水位或阻挡海水入侵，而对水闸进行的有计划的管理运用。总的要求是在保证工程安全的条件下，合理地综合利用水资源，按照规定的水利任务的主次合理分配水量;在防洪运用中，必须与上下游工程相配合;要尽量防止泥沙淤积，延长使用寿命。
(二)控制运用指标
在水闸调度中用作控制条件的一系列特征水位与流量，主要有:上游最高、最低水位，最大过闸流量及相应单宽流量，最大水位差，兴利水位及兴利引水流量等。允许双向运用的水闸应有相应的上述指标。这些指标，应根据水闸设计中规定的相应特征水位，考虑工程建设和安全情况、国民经济各部门的现实要求、水文数据的变化等具体情况研究确定。
(三)调度计划
由水闸管理单位根据控制运用指标，结合工程具体情况和有关方面的合理要求，参照历史水文规律和工程运用经验及当年水情预报等制定，内容包括:各时期的控制水位、流量及运行方式等。在实际调度过程中，应在计划规定的范围内运用，如因特殊情况需要在规定的上、下限指标范围外运用时，须经过验算及鉴定。
(四)调度方式
为满足既定的水利任务如防洪、灌溉、发电等而制定的具体运用规则，它是水闸安全地、经济地运行的关键。
二、某水利工程概述
某水利工程是一个以防洪、发电为主，兼顾灌溉、养殖的综合利用水利枢纽工程。枢纽控制流域面积46800km2，多年平均流量1250m3/s，枢纽总库容24亿m3;水库校核洪水位91.52m(P=0.1%)，相应下游校核洪水位90.95m，对应泄洪流量为42000 m3/s;水库设计洪水位86.43m(P=1%)，相应下游设计洪水位86.05m，对应泄洪流量为32700 m3/s;水库正常蓄水位77.5m，有效库容5.7亿m3，下游最低水位为59.79m。该水利工程通过对运用水库的蓄、泄和挡水等功能，对水资源在时间、空间上按需要进行重新分配。在保证水利工程安全的前提下，综合利用了水资源。
该水利工程位于A市的下游，重点要确保A市的防洪安全和下游防洪任务以及保证发电量，所以电站的发电回水对A市的影响也是一个比较敏感的问题，因此电站的正常发电运行，对其发电回水必须控制。同时该工程需要考虑到灌溉、养殖的任务，总体情况复杂、要求较高，所以需要依据科学的系统工程理论，拟定最优调度运用方式，建立自动化调度系统，逐步实现水利调度的最优化、自动化。
三、水闸计算机自动化监控调度系统
(一)系统的硬件组成
计算机监控系统的总体结构设计由多圈绝对值编码器闸门开度仪、Profibus-DP接口、Profibus-DP总线、可编程控制器、监控计算机等组成。
(二)系统的软件组成
主要监控计算机与各级控制器通过网络连接，对整个闸门系统进行监测、控制和保护。
(三)系统实际应用
系统从管理功能一般可划分为4个层次:操作层(水闸监测)、控制层(分中心)、调度层(中心)、信息网络。
1.操作层设在各基层水闸管理单位，负责采集闸内外水位、雨量、闸位、闸门开关量、水泵开关量等相关数据，并接受有关控制信息。
2.控制层(分中心)按水利片或区县设置，每个水利片或区县一个调度分中心，它处于整个系统的中间层，是连接基层与决策层的纽带。对上联系着调度总中心，对下接收所辖水闸监测站的水情工况数据，并统计处理后上传给调动总中心，同时接受调度总中心下发的调度指令。
3.调度层(中心)则是整个系统的指挥中心，它负责接收监测点传来的水情工况数据(包括视频图像)，并进行远程监测;备份各监测点水情工况的历史数据;对接收到的数据进行分析处理，专家决策，提出调度方案。
(四)信息网络
网络模型是整个水闸调度信息系统的基础，其目标是形成一个安全、稳定为综合业务服务的IP数字通道。网络设计包括物理信道设计，网络安全设计，网络运营维护设计等内容。网络模型设计要按以下原则来进行:
1.合理的拓扑结构设计，要求网络的拓扑结构具有如下特点:可靠性，易维护，性能价格比优良，配置灵活，便于集中管理，可扩展，最大限度保护已有投资，便于维护通信的安全。
2.各部门间通过子网划分保持互相独立。
3.结构化布线，建立高速网络。
4.设备选型和配置时要满足扩展能力、支持多业务服务、大数据量的突发服务响应能力等应用需求。
5.采用现场总线方案将监控设备连接起来，以构成了一个稳定、易于扩充的硬件环境。传输介质采用屏蔽双绞线，系统采用总线式的拓扑结构，各设备采用总线接插件连入总线。PLC具有总线访问的权限，可以读取水位计，闸门开度仪等的实时数据，从而达到监视设备运行状态的目的。
四、水闸调度方式
(一)分洪闸调度
分洪闸以A市作为防洪保护区代表站和闸前的水位(或流量)作为控制条件。根据上游水情及分洪闸以下河道的安全泄量情况，适时开闸分泄超额洪水入分洪道或分洪区，并根据水情及防汛情况及时调整分洪流量，以充分利用河道泄洪能力及减少分洪损失。同时充分考虑发电所需水量，在一般情况下，电站正常发电回水位在A大桥处应控制在78.5m以下，其相应的入库流量为4800 m3/s。而在天然情况下，A大桥水位78.5m其相应流量约为9000 m3/s，因此，水库发电运行调度要重点研究入库流量4800 m3/s～9000 m3/s时，保证A大桥处的水位不超过78.5m的相应措施。当入库流量超过9000 m3/s时，为减少对A市水位的影响，水库必须腾空，经研究水库水位维持72.5m，对A大桥的水位基本没有影响，因此水库腾空至72.5m时，为方便回蓄，水位可维持不变。当洪水更大时，分洪闸敞开泄洪。
根据水电站的水情自动测报系统持续提供的24h精确的流量预报，发电调度可以根据24h预报入库流量进行，按上述要求，结合闸门模型试验成果，发电调度可分三个流量段进行:
1.当24h预报入库流量小于4800 m3/s时，维持正常蓄水位77.5m运行，结合面临流量的大小，由厂房发电与泄水闸Ⅰ区8孔联合运行调度闸门的启闭控泄流量。
2.当24h预报入库流量在4800 m3/s～9000 m3/s之间时，为保证柳江大桥水位不超过78.5m，又方便水库回蓄，按坝前水位、预报流量及面临流量进行调蓄调度，由泄水闸Ⅰ区8孔和Ⅱ区10孔共同以相同的闸门开度均匀启闭进行控泄。
3.当24h预报入库流量大于9000 m3/s时，水库泄至72.5m。洪水再大，18孔泄水闸敞开泄洪。当洪峰过后，直至预报入库流量小于4800 m3/s、面临流量小于8200 m3/s时，水库逐渐回蓄至77.5m，恢复正常发电运行。为满足蓄泄期间的通航水位变幅要求，每小时蓄泄变化的流量不大于1000 m3/s。
(二)挡潮闸调度
主要考虑到该水利工程年降雨不平均、汛期径流量大的因素，为阻挡入侵，以满足排涝、防洪、灌溉、航运等方面的要求。采取分季节分级控制河网水位、根据气象水文预报提前排水和及时蓄水，使排涝与灌溉均得到较好满足。控制河网水位时，也考虑航运的要求。同时十分重视挡潮闸前淤积问题，充分利用潮水和汛前泄水冲淤。
(三)排水闸调度
及时的排除涝水，控制闸上水位不超过耕作要求的水位。在汛期外河水位高涨时，及时关闸，防止倒灌，并利用外河水位短期回落时机开闸抢排涝水。在汛后，外河水位低于闸内水位时，即开闸排水，以使尽可能多的土地进行耕种。对于灌排两用闸，当灌溉季节遇到干旱年份应根据农田需要，适时开闸引水灌溉。并根据河道自然条件在鱼苗旺发期引水“灌江纳苗”，将鱼苗送入闸内河道。
(四)进水闸调度
