三级水电站工程初步设计报告

'三级水电站工程初步设计报告82 目录工程特性表1综合说明11.1绪言11.2水文11.3地质21.4工程任务和规模31.5工程布置及主要建筑物41.6机电及金属结构71.7消防91.8施工91.9工程征地及拆迁安置101.10环境保护及水土保持101.11节能101.11工程管理101.12设计概算111.13经济评价112水文122.1流域概况122.2水文基本资料122.3径流132.4洪水203工程地质2482 3.1区域构造稳定性及地震动参数243.3水库库区工程地质263.4挡水建筑物工程地质273.5引水建筑物工程地质293.6厂房工程地质313.7天然建筑材料313.8结论与建议324工程任务和规模334.1工程任务334.2径流调节计算344.3正常蓄水位选择354.4死水位选择374.5装机容量选择374.6水轮机额定水头和机组容量选择384.7水库运行方式及多年运行特性384.8水库泥沙冲淤分析404.9水能指标405工程布置及建筑物415.1设计依据415.2工程等别和标准435.3工程总体布置435.4挡水建筑物445.5发电引水建筑物535.6厂房及升压站5582 6机电、金属结构及采暖通风566.1水力机械566.2电气666.3金属结构747消防767.1消防总体设计767.2消防设计方案777.3消防主要设备及材料清单788施工组织设计798.1施工条件798.2施工导流798.3主体工程施工808.4施工交通818.5施工总布置及施工工厂设施828.6施工总进度829工程建设征地和移民安置839.1水库淹没处理范围839.2工程占地8310环境保护与水土保持设计8410.1环境现状8410.2环境影响8410.3环境保护措施8610.4环境管理8882 11节能设计8911.1项目所在地的能源供应状况8911.2能源消耗种类分析8911.3节能降耗措施、节能效果、经济效益的分析9011.4节能设计9112工程管理设计9312.1管理体制、机构设置和人员编制9312.2工程管理范围和保护范围9412.4通信设施9513劳动安全与工业卫生9613.1劳动安全与卫生影响因素分析9613.2安全防范措施9714设计概算10014.1编制依据及说明10014.2投资概算10015经济评价10815.1概述10815.2效益分析10815.3财务评价10915.4国民经济评价10915.5经济评价结论110附图：初设报告附图82 工程特性表工程特性表序号项目单位数量备注一枢纽水文特性1流域面积坝址以上流域面积km217.53厂址km220.862多年平均降雨量mm1821.93多年平均径流深mm13304多年平均径流量万m323235代表性流量坝址多年平均流量m3/s1.34坝址设计洪峰流量(10%)m3/s252坝址校核洪峰流量(2%)m3/s397厂址设计洪峰流量(5%)m3/s370厂址校核洪峰流量(2%)m3/s432二拦河坝特性值1拦河坝水位校核洪水位m320.2设计洪水位m319.3正常水位m317发电死水位m312.52拦河坝库容总库容万m36.68正常蓄水库容万m32.9兴利调节库容万m32.3发电死库容万m30.64调节性能日调节5水量利用率%76.586设计流量m3/s3.22台82 工程特性表工程特性表序号项目单位数量备注三下泄流量校核水位时最大下泄流量m3/s381.7设计水位时最大下泄流量m3/s244.32四淹没损失林地亩11五水能指标装机容量kw2×800多年平均发电量万kw.h329.12年利用小时h2057六主要建筑物特性1拦河坝型式浆砌石重力坝地基特性花岗岩地震基本烈度/设防烈度度6坝底高程307.70坝顶高程m320.70最大坝高m13.7坝顶长m55.2泄水建筑物型式自由泄洪堰顶高程m317溢流段长度m3582 工程特性表工程特性表序号项目单位数量备注最大单宽流量m3／s10.9消能方式挑流消能校核／设计泄洪流量m3／s381.7/244.323发电引水建筑物进水口型式坝内埋管进口中心高程m310.5发电隧洞长m1150发电洞洞径m1.8×2.0城门型（宽×高）5压力钢管钢管内径m1.2长度m1557厂房型式总厂房面积(主／其它)m2168／120厂房地坪高程(发电机层)m251.70水轮机中心线高程m252.45正常尾水位m250.00电动葫芦轨顶高程m258.50主厂房梁底高程m260.15尾水渠底板高程m248.00七电站主要设备1水轮机台数／型号台2/HL200-WJ-5082 工程特性表工程特性表序号项目单位数量备注额定出力kw8002发电机台数型号台2SFW800－6/990额定容量kvA10003起重设备台110t电动葫芦4主变型号台1S11-2000/10八施工特性1主体工程量m314229.02其中:土方m31940明挖石方m31005洞挖石方m35262.69砌石方量m32542砼及钢筋砼m33412.23金属结构安装T0.6压力钢管T66.52所需材料木材m3水泥T钢筋／钢材T3所需劳动力总工日万工日高峰工人数人4施工临时房屋m282 工程特性表工程特性表序号项目单位数量备注九经济指标1静态总投资万元1467.232总投资万元1467.23建筑工程万元840.32机电设备万元231.49金属结构万元43.59临时工程万元57.47独立费用万元16.88水库淹没万元16基本预备费万元67.493经济指标单位千瓦投资元／kw9170单位电能投资元／kw.h4.46财务内部收益率%10.75还贷年限年8.95投资回收期年9.8282 1综合说明1综合说明1.1绪言文成县石角三级水电站位于文成县北部的南田镇黄山村境内，坝址位于南田镇黄山村西南1000m处，竹园坑河道内，官听圩坑和石角坑交汇处下游150m处；厂址位于黄山村东侧山脚下、竹园坑河道左岸岸边，离县城50km，距南田镇12km。竹园坑是林坑溪流域的一条主要支流，林坑溪流域地处东南沿海，境内山峦起伏，连绵不绝，山地面积占全县总面积的82.5%，地势自西北向东南倾斜。为典型山地的地貌。全境以山地、丘陵为主，素有“八山一水一分田”之称。宜人的气候和复杂多样的地貌类型。文成县石角三级水电站工程主要建筑物由拦河坝、发电引水隧洞、压力钢管、发电厂房与升压站等组成。文成县石角三级水电站是一座以发电为主，结合灌溉、防洪等综合利用的小型水利枢纽工程，该电站是林坑溪流域梯级开发的第三级水电站，开发方式是隧洞引水式开发。坝址以上集雨面积为17.53km2，河长6.67km，河床坡降86.64‰；厂址河道断面集雨面积为20.86km2，河长8.62km，河床坡降63.93‰。拦河坝采用砌石重力坝，最大坝高13.7m，坝顶采用实用堰无闸自由泄流，水库总库容6.68万m3，正常蓄水位库容2.9万m3，大坝通过隧洞后接压力钢管至发电厂房总长1380m，其中隧洞长1150m。隧洞采用城门洞型隧洞断面开挖。发电引用流量Q=3.2m3/s。设计水头58m。电站总装机容量1600kw，年发电量329.12万kw·h，年利用水小时2057h。1.2水文82 1综合说明采用模型确定坝址的径流，成果见下表。表1-1石角三级水电站设计年径流成果表频率(%)51020509095备注设计年径流(m³/s)1.961.811.651.371.030.96资料系列为1981～2012年适线参数均值=1.34m³/s，Cv=0.22，Cs=3.0Cv流域内无流量站，设计洪水通过设计暴雨间接推求而得。采用浙江省推理公式推求坝址及厂址设计洪水，坝址10年一遇（P=10%）设计洪峰流量252m3/s，50年一遇（P=2%）校核洪峰流量397m3/s。1.3地质工程所在区域属中低山地形，溪谷深切，峭壁陡直，覆盖层总体较薄，局部地段较厚，为构造剥蚀地貌。工程场地地震基本烈度为6度，地震动峰加速度值为0.05g。坝址区地层由第四系松散堆积层（Ｑ４）以及侏罗系三段下亚段（Ｊ３c-1）灰紫、灰绿色流纹质晶屑或玻屑含砾熔凝灰岩和燕山晚期花岗斑岩岩脉（rл）组成。总体地质条件良好。两段发电引水隧洞进洞口岩体基本裸露，岩性为燕山晚期花岗斑岩岩脉（rл）。上覆围岩厚度满足大于三倍洞径要求。新鲜岩石坚硬，较完整，进洞条件较好。压力钢管连接发电引水隧洞出洞口与厂房水轮机，位于黄山村下部山坡。沿线覆盖层0.5~1m，基岩为灰褐色凝灰质砂岩，风化节理裂隙较发育，风化壳厚约2～3m。新鲜岩石较完整、坚硬。82 1综合说明厂房位于黄山村下部山坡坡脚，竹园坑下游河床转弯段左侧，厂区覆盖厚度0.5～1m。基岩为灰褐色凝灰质砂岩，风化节理裂隙较发育，风化壳厚约2～3m。新鲜岩石较完整、坚硬。主厂房开挖后将形成高边坡，需采取适当支护措施，其它地段边坡稳定性较好。建议主厂基置于弱风化或新鲜岩基上，副厂房及其它配套建构筑物可置于弱风化岩基或夯实半挖半填地基上。1.4工程任务和规模1.4.1工程任务文成县石角三级水电站是以发电为主要任务的水利工程。该项目为新建工程，主要内容有新建拦河大坝、发电引水系统、发电厂房、升压站及出线线路。1.4.2工程规模拟定了315m、317m、319m、321m四个水库正常蓄水位方案进行动能经济指标比较，确定水库正常蓄水位317m。推测水库泥沙淤积高程309.5m，选定水库死水位为310m，相应死库容0.13万m3，最低发电水位为312.5m，相应库容0.6万m3。结合机组机型拟定装机容量1260kw、1600kw、2000kw三个方案进行技术经济综合比较，选定电站装机容量为1600kw。额定水头选取发电水位与正常尾水位之差扣除相关水头损失，得额定水头为58m。机组容量及装机台数的选择，采用2台800kw和3台533kw两个方案进行比较。确定电站采用282 1综合说明台低压机组，发电机电压等级0.4kv，机组容量选择2台800kw的机组。水库特征洪水位和相应库容见下表。表1-2水库坝址洪水调节计算成果表洪水频率(%)2%10%洪峰流量(m3/s)397252坝前水位(m)320.2319.3相应库容(万m3)6.685.00相应下泄流量(m3/s)381.7244.321.5工程布置及主要建筑物1.5.1工程等别和标准文成县石角三级水电站工程装机容量2×800kw，水库总库容6.68万m3，水库大坝为砌石重力坝。根据《水利水电工程等级划分及洪水标准》（SL252-2000）规定，确定石角三级水电站工程为V等工程，工程规模为小（2）型，大坝及进水口为5级建筑物，发电输水建筑物、发电厂房及升压站等为5级建筑物，施工导流等临时建筑物为5级建筑物。拦河坝属于山区水工建筑物，最大水头差小于10m，最大坝高小于15m，根据《水利水电工程等级划分及洪水标准》（SL252-2000）及《小型水力发电站设计规范》（GB50071-2002）规定，防洪标准宜按平原、滨海区的规定确定，大坝的设计洪水标准取为10年一遇，校核洪水标准为50年一遇。消能防冲建筑物洪水标准为10年一遇。厂房属于非挡水厂房，根据《水利水电工程等级划分及洪水标准》（SL252-2000）及《小型水力发电站设计规范》（GB50071-2002）的规定，设计洪水标准取为20年一遇，校核洪水标准取为50年一遇。82 1综合说明1.5.2工程选址通过比较确定坝址位于竹园坑河道内，官听圩坑和石角坑交汇处下游150m处。本工程发电厂房布置于黄山村东侧山脚下、竹园坑河道左岸岸边。厂址地面标高约251.7m。发电引水线路拟定两个方案进行比较，确定采用坝后压力管道95m+有压隧洞长0.65km+倒虹吸+有压隧洞长0.5km+压力管道60m方案。1.5.3工程总布置和主要建筑物1.5.3.1拦河坝通过比较土坝、面板堆石坝、砌石坝和砼（或碾压砼）坝4种坝型，选择拦河坝形式为砌石重力坝。拦河坝顶高程320.70m，最大坝高13.7m，顶宽2.50m，上游面直立，下游面在高程318.50m以下坝坡为1:0.8，坝顶全长55.75m，其中左岸挡水坝段长6.50m，右岸挡水坝段长14.25m，溢流段总长35.0m。腹采用M7.5水泥砂浆砌毛石，上游面采用C20砼防渗面板。坝体基础采用厚0.3mC20砼垫层，上下游坝脚均设齿槽，齿槽深0.7m。溢流面采用钢筋混凝土结构。坝顶设25cm厚C25砼压顶路面，上下游面设置不锈钢管栏杆高度1.2m，立柱间距3.0m。基础开挖至弱风化上部。基础开挖应留保护层开挖，即距设计建基面高程1m，应采用浅孔、小药量爆破，接近建基面应采用人工撬挖。根据地质条件要求，大坝基础开挖深度（包括覆盖层厚度），左岸坡段为1～82 1综合说明2.5m，河床段垂直开挖深度0.3～2m，右岸坡段为2.5～4m。通过对溢流宽度采用30m、35m和40m的三个方案进行比较，确定溢流净宽采用35m。溢流坝段布置在河床中部，采用堰顶自由溢流。溢流堰堰面曲线采用WES非真空堰面曲线，溢流堰顶高程317m。溢流堰面曲线以堰顶为原点，原点上游部分为圆曲线，半径1.00m，原点下游部分曲线方程为Y=1.43+0.354X1.85，溢流堰面下接坡度为1：0.8直线段，直线段下游接反弧段，反弧半径2.0m，消能工为连续鼻坎挑流式消能，末端设挑流鼻坎，挑角为20°，挑流鼻坎高程309.12m。回填区面层采用C25钢筋混凝土护坦，厚0.7m，宽度取35m，长度10m。1.5.3.2发电引水建筑物发电引水系统由进水口、坝后埋管、1#引水隧洞、倒虹吸、2#引水隧洞和压力钢管组成。电站进水口布置在右岸挡水坝段，利用坝内埋管进水。进水口底高程为310.0m，进水设置喇叭口，进口利用大坝设置固定拦污栅。坝内、坝后埋管总长度95m，桩号为引0+000.00~引0+095.00，直径1.2m，管道中心高程为310.50m，壁厚10mm。坝后设阀门井一座，内设DN1200蝶阀一个。1#发电引水隧洞全长650m，桩号为引0+095.00~引0+745.00，采用城门洞型断面，尺寸1.,8m×2.0m(宽×高)。隧洞为有压隧洞，进口高程310.0m，出口高程309.0m。进出口各10m长度为钢衬段，内直径为1.2m，钢衬厚度10mm，外部采用C25钢筋混凝土填充。82 1综合说明倒虹吸管用于连接1、2#发电引水隧洞。倒虹吸管采用Q235钢管制作，总长75m，内径为1.2m，壁厚10mm，进口高程为309.0m，出口高程为280.0m，倒虹吸最低处埋于河床以下2m，高程为259m。河床处管道上部设C25混凝土防冲层，厚度为0.5m，上、下游设齿槽，深度1m。管道四周采用粗砂回填夯实。2#发电引水隧洞全长500m，桩号为引0+820.00~引1+320.00，采用城门洞型断面，尺寸1.8m×2.0m(宽×高)。隧洞为有压隧洞，进口高程280.0m，出口高程280.0m。进出口各10m长度为钢衬段，内直径为1.2m，钢衬厚度10mm，外部采用C25钢筋混凝土填充。出口压力钢管主管长60m，内径为1.2m，壁厚10~12mm，支管共2根，共长20m，壁厚12mm。钢管材料采用Q235钢。1.5.3.3厂房及升压站厂房平面尺寸为21×8m（长×宽）。厂房内布置卧式水轮发电机组2台套。厂房地面高程为251.70m，机组间距9m，厂房采用一层框架结构，设有单梁式起重机一个。副厂房紧靠主厂房布置。升压站为户外露天式，布置于主厂房上游侧，内设主变1台以及必须的相关出线设备。1.6机电及金属结构1.6.1水力机械根据电站的水头、流量参数以及比转速ns的范围、适宜本电站水头的水轮机转轮形式应为混流式水轮机。通过对适用于本电站的82 1综合说明混流式转轮4种转轮型号A616，D267，A551，HL220进行比较，推荐HL200型水轮机。通过对两台机组和三台机组的进一步分析比较，确定采用2×800kw机组方案，电站总装机1600kw。水轮发电机型号SFW800－6/990，额定功率800kW，额定容量1000kVA，功率因数0.8（滞后），额定电压0.4KV，效率不低于94％。主要结构型式，管道通风冷却系统，电机重约5.5t，转动惯量GD2不小于3.9KN-m2。1.6.2电气1.6.2.1与电力系统的连接根据当地地理位置以及文成县电网规划，本电站送出工程由一回10kv架空线接入文成县电网的南田变电站，根据电站的送出功率、线路选择LGJ-95导线架设，线路全长7km。1.6.2.2主接线拟定二个方案进行比较，选定装设一台2MVA的双圈变压器，电站的发电机电压0.4KV、接线方式为单母线接线，升高电压侧10kV、接线方式为变压器－线路组接线。。1.6.2.3主要电气设备选择（1）2台发电机选配型号SFW800-6/990。（2）变压器选配1台2000KVA型号为S11-2000/10。1.6.4金属结构金属结构主要有拦污栅和压力钢管。拦污栅设置在进水口前端，采用固定式钢筋焊制埋设，并进行防腐处理；压力钢管直径1.282 1综合说明m，壁厚8mm~10mm，采用Q235钢材焊制，总长155m。1.7消防消防设计立足“自救为主、铺以外援”的消防原则、电站消防设计与枢纽总体布置统筹考虑，保证消防车道的布置、建筑物防火间距、安全疏散、安全出口的布置及有关消防设施如消防给水、消防供电、事故照明、自动报警、通风防排烟、灭火器配置等达到有关消防规范的要求。电站所设工程消防系统，覆盖电站的厂区主要生产运行和管理场所，能有效扑灭电站以电气和油品为主的火灾，及时扑灭初期火灾，保障生产、管理人员的安全生产和安全疏散。消防主电源取自厂用电，备用电源取自水电站的厂用电源，供电达到二级负荷的供电标准。1.8施工1.8.1施工条件和对外交通南田镇至黄山村有林区公路通过电站坝址和厂址，交通便利。1.8.2施工导流导流洪水标准按3年一遇（P=33.3%），相应枯水期10月～次年2月。利用导流明渠和大坝导流底孔进行导流。发电引水隧洞、压力管道和厂房施工可同时进行。1.8.3施工布置82 1综合说明根据本工程建筑物布置的特点，分设大坝工区和厂房工区，大坝工区设在坝址左岸上游山沟台地上，隧洞进口设小工区在右岸上游台地上，厂房工区设在河道右岸下游100m的台地上，由于施工场地周围均为陡峭山坡，布置较分散。施工相对难度较大。初步概算该工程需搭建工棚面积500m2左右。1.8.4施工总进度文成县石角三级水电站工程施工初拟总工期为10个月，本工程安排在第一年7月初开工，至第二年5月底完工。1.9工程征地及拆迁安置本工程主要淹没实物为：淹没林地11亩。1.10环境保护及水土保持工程环境影响的的不利因素有工程施工对水质影响、施工期生活污水、施工期生产废水及弃渣的影响等。保护措施主要有水环境保护措施、生态保护措施、噪声污染防治措施、固废及大气污染防治措施、水土保持措施。1.11节能工程能源消耗种类分为施工期和运行期，施工期主要有油耗和电耗，运行期主要为电耗。主体建筑均按照节能建筑要求进行。各项设备选择也考虑力求节能低耗。1.11工程管理82 1综合说明本工程的管理专门成立石角三级电站管理站实施管理。岗位定员总和12人，由于本工程为新建工程工程，配备单位负责、行政管理、技术管理、财务与资产管理及水政监察类岗位人员。1.12设计概算本项目工程总投资1467.23万元，其中工程部分：建筑工程840.32万元，机电设备及安装工程231.49万元，金属结构设备及安装工程43.59万元，临时工程57.47万元，独立费用160.88万元，基本预备费66.69万元。淹没或征地费用：水库淹没处理补偿费16万元，基本预备费0.8万元。1.13经济评价该项目经济内部收益率为14.3％，大于社会折现率12％；经济净现值为1159万元，大于0；经济效益费用比为1.85，大于1，因此从国民经济角度分析，该项目在经济上是合理可行的。82 2水文2水文2.1流域概况文成县石角三级水电站位于文成县北部的南田镇黄山村境内，坝址位于南田镇黄山村西南1000m处，竹园坑河道内，官听圩坑和石角坑交汇处下游150m处；厂址位于黄山村东侧山脚下、竹园坑河道左岸岸边，离县城50km，距南田镇12km。竹园坑是林坑溪流域的一条主要支流，林坑溪流域地处东南沿海，境内山峦起伏，连绵不绝，山地面积占全县总面积的82.5%，地势自西北向东南倾斜。为典型山地的地貌。全境以山地、丘陵为主，素有“八山一水一分田”之称。宜人的气候和复杂多样的地貌类型。文成县石角三级水电站是一座以发电为主，结合灌溉、防洪、养殖等综合利用的小型水利枢纽工程，该电站是林坑溪流域梯级开发的第三级水电站，开发方式是隧洞引水式开发。坝址以上集雨面积为17.53km2，河长6.67km，河床坡降86.64‰；厂址河道断面集雨面积为20.86km2，河长8.62km，河床坡降63.93‰。2.2水文基本资料文成县境内及附近水文测站较多，本报告引用的主要水文测站见表2-1。各站水文资料均经浙江省水文勘测局整编审查，精度可靠。82 2水文表2-1文成县及附近水文测站表站名水系河名设站年月观测项目起止文成南田飞云江泗溪1931—降雨文成西坑飞云江小溪19811996降雨、蒸发、径流百丈际飞云江泗溪19512013降雨2.3径流2.3.1径流参证站文成县石角三级水电站附近有文成西坑径流实验站，位于文成县飞云江流域上，距离石角三级水电站直线距离约7km，集水面积为58.1km2，多年平均年径流深为1200.9mm。根据《浙江省水资源》多年平均年径流深等值线图，石角三级水电站处多年平均径流深为1300mm。经综合分析，文成西坑站流域面积与石角三级水电站接近，多年平均径流深小差较小且距离较近，具有1981~1996年共16年实测径流资料。因此，本次径流计算采用文成西坑站为径流参证站。2.3.2模型率定和验证文成西坑站1981～1996年共16年间平均降雨量为1821.9mm，实测平均径流深为1200.9mm。以文成西坑径流实验站为径流计算参证站，选择1981～1989年和1989～1996年分别作为径流计算的率定年限和验证年限。降雨径流模型采用丹麦DHI开发的MIKE11/NAM模型。根据文成西坑站1981～1989年逐日降雨量、逐日蒸发量、逐日径流量，求得年径流设计模型的各个参数，详见表2-1。文成西坑流域1981～1989年平均实测径流深为1182.6mm，82 2水文模型计算为1140.8mm，验证年限1989～1996年平均实测径流深为1234.3mm，计算为1229.6mm，可见径流模拟计算结果比较好。率定径流过程线和累积径流过程线分别见图2.1-1～图2.1-2，验证径流过程线和累积径流过程线分别见图2.1-3～图2.1-4。2.3.3径流计算石角三级水电站径流计算选用文成南田站作为雨量、蒸发参证站。将模型率定所得的参数移用至石角三级水电站流域，计算出石角三级水电站1981～2012年逐月径流量。根据计算，文成南田站多年平均降雨量1893mm，石角三级水电站多年平均流量1.34m3/s，多年平均径流量2323万m3，多年平均径流深1325mm，径流系数为0.70。根据《浙江省水资源》多年平均年径流深等值线图，石角三级水电站处多年平均径流深为1300mm，与本次计算1255mm相差1.9%，成果较为接近，故本次计算的径流成果是合理的。石角三级水电站历年逐月平均流量见表2-2，各频率设计年径流成果见表2-3。表2-3年径流设计模型参数成果表产流模型参数参数符号UmaxLmaxCQOFCKIFCK1，2TOF参数取值5470.70376370.02参数符号BFTIFU/UmaxL/LmaxQOFQIF参数取值00.2000.10.2表中：Umax—地表蓄水层蓄水容量；Lmax—浅层蓄水层土壤蓄水容量；CQOF—地表径流系数；CKIF—壤中流出流时间；CK1，2—地表径流和壤中流汇流时间常数；TOF—地表径流计算中的阈值；BF—基流流量；TIF壤中流计算中的阈值；U/Umax—地表蓄水层土壤含水率；L/Lmax—浅层蓄水层土壤含水率；QOF—地表径流量；QIF—壤中流径流量。82 2水文图2.1-1文成西坑站逐日实测与计算流量过程图（率定）82 2水文图2.1-2文成西坑站逐日实测与计算流量过程图（验证）82 2水文图2.1-3文成西坑实测与计算逐日流量累积过程图（率定）图2.1-4文成西坑实测与计算逐日流量累积过程图（验证）82 2水文表2-3石角三级水电站逐年各月平均流量表单位：m3/s年份1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月年平均19810.050.191.792.442.551.172.281.051.190.200.240.071.1119820.020.691.220.580.842.822.115.090.991.101.210.341.4219830.600.890.953.322.984.032.892.371.880.460.120.081.7119840.240.451.433.072.682.471.001.582.310.670.200.211.3619850.181.271.350.571.721.970.583.792.460.630.220.121.2419860.040.321.222.001.661.372.180.590.600.840.670.100.9719870.060.210.962.401.610.881.960.592.520.621.420.341.1319880.180.702.280.842.342.220.441.682.870.310.140.091.1719891.060.450.731.693.062.622.941.151.410.230.260.201.3219900.830.900.321.661.383.160.845.806.740.600.400.101.8919910.220.311.311.610.842.070.240.740.900.320.150.110.7319920.521.692.710.882.002.532.913.243.870.330.160.131.7519930.220.490.761.342.372.492.631.452.450.450.580.501.3119940.120.801.001.872.254.381.712.451.110.540.111.221.4619950.420.651.111.982.133.682.591.430.210.650.100.041.2519960.100.112.321.230.482.731.144.201.460.420.290.071.2219970.090.531.091.810.704.085.092.982.060.251.190.921.7419981.071.652.050.822.204.891.121.200.930.360.420.291.4119990.130.071.792.162.012.615.291.892.111.980.200.101.7182 2水文20000.320.370.941.720.464.192.773.230.451.080.610.341.3720010.830.511.421.171.514.641.212.840.890.450.510.701.3920021.050.391.231.831.691.401.362.621.520.681.360.931.3420030.340.660.741.551.660.840.353.772.350.300.560.101.1020040.070.301.190.451.861.180.564.561.570.240.180.311.0420050.461.300.830.642.795.113.061.274.290.660.410.161.7420060.190.400.970.963.136.033.782.271.870.230.520.521.7420070.510.450.771.650.863.131.963.502.701.740.200.361.4920080.300.920.421.350.902.772.882.221.870.520.410.071.2220090.170.251.911.140.692.783.135.510.930.430.820.361.5220100.591.492.242.662.815.112.392.132.500.690.231.071.9920110.220.510.371.061.091.222.481.681.420.471.100.421.0120121.361.442.571.721.663.251.651.091.190.161.000.681.48平均0.380.651.271.521.732.842.042.421.870.560.480.331.3482 2水文表2-4石角三级水电站设计年径流成果表频率(%)51020509095备注设计年径流(m³/s)1.961.811.651.371.030.96资料系列为1981～2012年适线参数均值=1.34m³/s，Cv=0.22，Cs=3.0Cv根据分析，分别采用2005年、2002年和2004年逐日径流过程，作为丰水年、平水年和枯水年典型径流过程，相应径流频率分别为10%，50%和90%。2.4洪水设计流域内无实测流量资料，故设计洪水采用设计暴雨推求。2.4.1设计暴雨选择文成南田站作为雨量代表站，分别统计文成南田站1981～2012年共32年最大24h暴雨，进行频率计算，并以P-Ⅲ型曲线拟合适线，可得到设计流域年最大设计暴雨，并与《浙江省短历时暴雨》图集查算结果进行比较。各频率设计暴雨计算成果见表2-5，频率曲线见图2-4。表2-5设计暴雨成果表成果来源参数均值CvCs/Cv各频率（%）设计值（mm）1251020南田站H24h1440.503.5394348287239191图集H24h1500.523.542437230525320082 2水文82 2水文2.5.2设计雨型（1）日程分配：采用《浙江省短历时暴雨》进行3d暴雨过程分配：最大24d暴雨放在第二天，0.60（H3d－H24h）放在第一天，0.40（H3d－H24h）放在第三天。（2）时程分配：分配时最大1h雨量置于第21h，老二项位于老大项的左边，其余各项按大小次序，奇数项排在左边，偶数项排在右边，当右边排满24h，余下各项全部排在左边。其余两日按照最大24h分配。2.5.3设计洪水（1）产流计算浙江省属南方湿润地区，主要产流方式是蓄满产流，即在土壤满足田间持水量以前不产流，所有的降水都被土壤吸收；而在土壤满足田间持水量后，所有的降水（减去同期的蒸散发）都产流。本次设计，产流计算采用简易扣损法，假定土壤最大含水量为100mm，土壤前期含水量为75mm，则初损为25mm。最大24h雨量稳损为1mm/h，其余2天稳损为0.5mm/h。（2）汇流计算汇流计算采用推理公式计算。推理公式形式为：式中：Qm——洪峰流量(m3/s)；hR——地表净雨（mm）；82 2水文τ——汇流历时（h）；F——集水面积（km2）；L——主流长度（km）；J——干流坡度；m——汇流参数。汇流参数m与流域的几何特征和植被条件有关，根据本流域的特点，采用浙江省水电勘测设计院的综合公式如下：，文成县石角三级水电站大坝坝址断面集水面积17.53km2，主流长度为6.67km，坡降为86.64‰，厂址断面集水面积20.86km2，主流长度为8.62km，坡降为63.93‰。设计洪水成果见表2-6。坝址入库洪水过程线见表2-7。表2-6设计洪水成果表项目各频率(%)设计洪水251020坝址(m3/s)397343252194厂址(m3/s)43237027821082 3工程地质3工程地质3.1区域构造稳定性及地震动参数3.1.1地形地貌工程所在区域属中低山地形，溪谷深切，峭壁陡直，覆盖层总体较薄，局部地段较厚，为构造剥蚀地貌。地形总趋势为南西高北东低，山脉、溪流总体趋势呈自南西向北东方向展布。水流湍急，河谷呈典型的“V”字型，表现出以下切为主的低山峡谷地貌形态。河谷中漫滩、阶地极不发育。区内植被发育，水土保持较好。3.1.2地层岩性测区出露的地层较为简单，主要为两大部分：即第四系松散堆积物（Q4）及白垩系下统朝川组b段(k1cb)、a段(k1ca)酸性火山岩和火山碎屑、正常碎屑沉积岩。（一）第四系松散堆积物（Q4）1、冲—洪积层（Q4al-pl）分布于河床，主要以砂卵（砾）石及漂石为主，卵（砾）石含量高，砂含量一般低于10%左右，卵（砾）石成分主要为火山碎屑岩类，次圆状，分选差，松散，一般厚度在7米以内。2、残—坡积层（Q4el-dl）广泛分布于较平缓的山坡、山脊、冲沟及河谷两侧。岩性为灰黄、浅棕红色碎石土，碎石块径以3~10cm为主，大者可达30~80cm，含量在2082 3工程地质%左右，中等密实，厚度一般小于8m。1、崩积堆积层（Q4col）发育于山体中上部地带，由块石、碎石以及坡积类土组成。碎块石含量较高，可达60%以上。碎块石粒径由几十厘米至几米不等，厚度变化较大，呈陡壁或弧圆状特征。（一）白垩系下统陆相碎屑岩测区出露白垩系下统陆相碎屑岩为下白垩统（Ｋ１）暗紫、灰黄色凝灰质砂岩、粉砂岩，夹流纹质凝灰岩。碎屑结构，具沉积层理。岩层倾角较小，产状平缓。抗风化能力较强，物理力学特性良较好，地表基岩裸露，以弱风化为主。（二）侏罗系上统火山岩测区出露侏罗系上统火山岩为上侏罗统第三段上亚段（Ｊ３c-2）灰紫、浅灰绿色流纹质玻屑凝灰岩。上侏罗统第三段下亚段（Ｊ３c-1）灰紫、灰绿色流纹质晶屑或玻屑含砾熔凝灰岩。块状构造，流纹结构。岩石抗风化能力强，物理力学特性良好，地表裸露基岩，以弱风化为主。此外，测区内还发育北东走向的酸性花岗斑岩（γπ）岩脉。为燕山晚期侵入。3.1.3地质构造测区所处区域构造属新华夏系构造一级复式隆起带。区域内主要发育有NE向和NW向两组区域断层。其中一条以NW45o82 3工程地质方向发育的断层位于隧洞附近，且与隧洞的走向呈小角度相交，对隧洞有一定的影响，施工中应注意观测。此外，区域内还发育有一条NE30o方向发育的断层，该断层与隧洞呈高角度相交，对隧洞影响不大。。根据《中国地震烈度区划图》，测区基本地震烈度为Ⅵ度，地震加速度为0.05g。3.1.4水文地质测区属亚热带季风区，天然降水丰富，地表径流活跃。流域内山高源短，河道陡峻，致使洪水暴涨暴落，属典型的山溪形河流。本区地下水主要为赋存于第四系松散堆积层中的孔隙潜水和基岩中的裂隙水。基岩地层透水性较差，多属弱透水岩层。地下水受大气降水补给，向河床排泄。根据区域水文资料，测区地表水、地下水对钢筋混凝土具溶出型弱腐蚀性。3.3水库库区工程地质库区位于中低山峡谷河段，周围群山环抱，山体雄厚，山坡坡度在50o左右，河床呈“V”字型。植被发育。库区地层除第四系松散堆积层外，基岩岩性主要为：下白垩统（Ｋ１）暗紫、灰黄色凝灰质砂岩、粉砂岩，夹流纹质凝灰岩；上侏罗统第三段上亚段（Ｊ３c-2）灰紫、浅灰绿色流纹质玻屑凝灰岩。上侏罗统第三段下亚段出口（Ｊ３c-1）灰紫、灰绿色流纹质晶屑或玻屑含砾熔凝灰岩；以及北东走向的酸性花岗斑岩（γπ）岩脉。Ｊ３c-1及Ｊ３c-2岩层呈不整合接触，K1岩层与Ｊ３c-1及Ｊ３c-2岩层呈不整合接触，γπ岩脉与Ｊ３c-1及Ｊ３82 3工程地质c-2岩层呈侵入接触。库区内无区域性断层通过，无其它影响库岸稳定的大构造。库区内发育的节理、裂隙以非顺坡陡倾角剪性节理、裂隙为主，表面微张，深度闭合状，少量方解石、泥质充填，局部存在节理、裂隙密集带。陡倾角顺坡节理、裂隙较不发育。库岸基本稳定，但节理、裂隙密集带形成局部不稳定岩体，水库蓄水后可能产生库岸坍塌，但规模很小。水库周围群山环抱，山体厚实，主要由不透水的火山碎屑岩系地层构成。水库不存在永久性渗漏问题。水库处于峡谷地段，周边无农田、乡镇、企业、矿产及文物古迹，水库无淹没、浸没问题。库区上游无农田，植被发育，水土保持尚好库岸岩石坚硬、较完整，风化剥蚀不强烈，因此无大量的固体径流来源。综上所述，库区工程地质条件较好。3.4挡水建筑物工程地质坝址区位于中低山峡谷区，河床高程308ｍ左右，河谷底宽约20～25ｍ，左岸坡度约45°～50°，右岸坡度约50°～60°。河床基岩大部分裸露，无阶地无河漫滩。坝址区属构造剥蚀中低山峡谷地貌类型。坝址区地层由第四系松散堆积层（Ｑ４）以及侏罗系三段下亚段（Ｊ３c-1）灰紫、灰绿色流纹质晶屑或玻屑含砾熔凝灰岩和燕山晚期花岗斑岩岩脉（rл）组成。左坝肩基岩地层岩性为侏罗系三段下亚段（Ｊ３c-1）灰紫、灰绿色流纹质晶屑或玻屑含砾熔凝灰岩，底部为燕山晚期花岗斑岩岩脉（rл82 3工程地质）。地质构造较简单，未见断层通过。岩石风化壳较薄，约1~3m。岩体完整性较好，主要发育一组（共4~5条，垂直间距3~4m）产状2600、NW∠300节理，地表张开，宽1~3cm，向内迅速收敛闭合。该组微风化、新鲜岩石等级为10~12级。右坝肩基岩岩性为燕山晚期花岗斑岩岩脉（rл）。受附近区域断层影响，一条产状2300、NW∠700次生断裂贯穿坝址上下游山体，断裂走向与坝轴线成大角度相交，断裂上盘的岩体较溥，厚度仅2～4m。该断层破碎带宽10～30cm，10m范围内伴生节理发育。右坝肩主要发育两组节理：一组产状2700~3000、NW∠650~700，宽度约0.2~0.5cm，方解石充填。另一组（共4条，垂直间距4~5m）产状2600、NW∠120，上盘宽度约1cm，无充填或少量泥质充填；下盘基本闭合。岩体破碎、风化壳厚5~10m。微风化、新鲜岩石等级为10~12级。河床为基岩河床，岩石较完整，呈弱风化状态。坝址不存在其他可能影响坝址安全的不良地质现象。　建议两岸坝肩边坡开挖建议值如下：覆盖层及全风化岩1：1强风化岩石1：0.75弱风化岩石1：0.5两岸及河床开挖深度（垂直山体）建议如下：左岸开挖深度2~3m右岸开挖深度5~10m河床开挖深度2~3m82 3工程地质坝址工程地质条件较好。有关参数建议值如下：弹性模量E=1.5H104Mpa泊松比υ=0.25~0.33坝基建基面抗剪断强度f′=0.9~1.0，c′=0.8~1.0Mpa，抗剪强度f=0.60~0.65，c=0。3.5引水建筑物工程地质发电引水隧洞共两段。第一段桩号0+095.00~0+745.00，进洞口位于坝址下游右岸，距坝址约100m。隧洞进口中心高程310m。岩体基本裸露，岩性为燕山晚期花岗斑岩岩脉（rл），进洞口上覆围岩厚度满足大于三倍洞径要求。风化壳较薄，新鲜岩石坚硬，较完整，进洞条件较好。出洞口位于石角坑下游河床后右转弯河道右侧，出洞口中心高程309m。上覆围岩厚度厚，满足大于三倍洞径要求，出洞条件较好。第二段桩号0+820.00~1+320.00，进洞口位于第一段出洞口河道对岸。隧洞进口中心高程300m。岩体基本裸露，岩性为燕山晚期花岗斑岩岩脉（rл），进洞口上覆围岩厚度满足大于三倍洞径要求。风化壳较薄，新鲜岩石坚硬，较完整，进洞条件较好。出洞口位于石角坑下游河床后左转弯后左侧山体，出洞口中心高程299m。上覆围岩厚度厚，满足大于三倍洞径要求，出洞条件较好。82 3工程地质跨流域引水隧洞洞线经过段主要发育三条规模不大的冲沟及断层、节理裂隙发育带，但均呈大角度相交，其影响不大。各进洞口、出洞口及洞身段围岩为灰紫、灰绿色流纹质晶屑或玻屑含砾熔凝灰岩，覆盖层及风化壳较薄，岩石较新鲜、完整。隧洞洞身段埋藏较深。受冲沟、断裂及节理裂隙发育带等影响，隧洞贯通过程中，隧洞局部地下水一定程度发育，可能产生滴水、渗水以致涌水的可能。隧洞施工需采取适当的截、排水措施。隧洞各进出洞口、断裂、节理裂隙密集带及软弱岩层地段的围岩稳定性差，须进行衬护，其他洞段根据开挖后情况处理。压力钢管连接发电引水隧洞出洞口与厂房水轮机，位于黄山村下部山坡。沿线覆盖层0.5~1m，基岩为灰褐色凝灰质砂岩，风化节理裂隙较发育，风化壳厚约2～3m。新鲜岩石较完整、坚硬。隧洞进、出口属Ⅲ～Ⅳ类围岩，进、出口及厂房边坡开挖建议值如下：覆盖层及全风华岩1：1强风化岩石1：0.75弱风化岩石1：0.5隧洞进出口段建议围岩指标如下：坚固性系数f=4~5岩石单位抗力系数k0=40~50Mpa.cm-1岩石弹性模量E0=1.5×104MPa隧洞洞身段属Ⅰ～Ⅱ类围岩，建议围岩指标如下：坚固性系数f=7~9岩石单位抗力系数k0=60~80Mpa.cm-1岩石弹性模量E0=1.7×104Mpa隧洞衬砌长度约为隧洞长度的30%左右。82 3工程地质压力钢管全线山坡稳定，岩体承载力能满足设计要求。建议镇墩基础置于弱风化岩面上。建议指标如下：容许承载力：[R]=3.0Mpa弹性模量：E0=1.5×104Mpa砼与弱风化岩：f＇=0.7~1.3，c＇=0.9~1.3Mpa摩擦系数：f=0.55须注意的问题：管道沿线应做好抗冲刷、抗风化工作，以利于管道的长期安全。3.6厂房工程地质厂房位于黄山村下部山坡坡脚，竹园坑下游河床转弯段左侧，厂区覆盖厚度0.5～1m。基岩为灰褐色凝灰质砂岩，风化节理裂隙较发育，风化壳厚约2～3m。新鲜岩石较完整、坚硬。主厂房开挖后将形成高边坡，需采取适当支护措施，其它地段边坡稳定性较好。建议主厂基置于弱风化或新鲜岩基上，副厂房及其它配套建构筑物可置于弱风化岩基或夯实半挖半填地基上。厂区工程地质条件较好，基岩建议指标如下：微风化基岩：容许承载力[R]=3.5~4.0Mpa弱风化基岩：抗冲刷系数K=1.13.7天然建筑材料工程所处区域无砂卵石产地，因此砂砾石料缺乏，砂需到下游3.0km处林坑运取，砾石料可利用洞渣轧制。82 3工程地质条块石料，据初步查勘，距坝址上游的200m处的右岸山体花岗斑岩岩体裸露，风化壳较薄，储量充足，能满足工程需要。3.8结论与建议㈠测区区域地震基本烈度小于Ⅵ度；㈡工程所在区域场地稳定性较好；㈢本工程所涉及建筑物拟建场地地质条件均较好，适宜建筑。㈣工程所需条块石料储备丰富，极易获取、利用；所需砂料料场在下游5km处，碎石料拟用洞渣轧制。82 4工程任务和规模4工程任务和规模4.1工程任务4.1.1河流开发规划林坑溪位于文成县南田镇南田镇境内，为瓯江的一小支流，在青田县界内汇入瓯江。文成县石角三级水电站上游已规划有文成县石角二级水电站，电站装机3×800kw；下游有已建黄鹿电站，文成县石角三级水电站厂房尾水流入黄鹿水库，厂房距离黄鹿水库大坝约910m，水库回水刚好回至本电站厂房。文成县石角三级水电站为瓯江的一小支流上的一个重要电源点之一，本次电站建设符合该河流域防洪及其它规划。4.1.2自然及社会经济概况文成县地处浙江省南部山区，位于飞云江流域中上游，西与景宁县接壤，南接平阳、苍南，东连瑞安，北与瓯海区和青田县相接，全县国土总面积为1293.24Km2，由于地理位置、对外交通、能源等多种因素的影响，长期以来各行业发展均受一定的制约，工农业基础均较薄弱。据统计，2005年全县总人口36.8万人，国内生产总值20.34亿元，人均国内生产总值5526.5元，全县职工平均收入5605元，农村居民平均收入2314元，是浙东沿海较落后的地区之一。但该县的水力资源十分丰富，当地政府把开发水电资源作为脱贫致富的有效途径之一。82 4工程任务和规模林坑溪是瓯江支流，年最大雨量达2627.7mm（1962年），多年平均雨量1878mm，降雨天数一般达180天以上，水资源丰富。为合理开发水力资源，加快脱贫致富步伐，文成县提出了“立足山区，开发资源”的经济发展战略方针。4.1.3工程建设的必要性和迫切性文成县电力主要依托大电网，其本身缺乏强有力的电源点。虽然目前大电网供电紧张状况趋于缓和，电力、电量供给保证程度较高，但为了促进当地经济发展，开发当地水能资源仍具有十分重要的意义。全县境内河流多属山溪性河流，水量和水力资源较为丰富。文成县经济要实现持续、快速发展，必须结合当地实际情况，充分让自然资源优势转化为发展区域经济的动力，带动多行业的发展。改造开发石角梯级水电站，对充分利用当地水力资源，促进区域域经济发展，为山区群众脱贫解困具有重要的社会意义。4.1.4本电站的开发任务根据《文成县林坑溪水电开发规划》，文成县石角三级水电站是以发电为主要任务的水利工程。该项目为新建工程，主要内容有新建拦河大坝、发电引水系统、发电厂房、升压站及出线线路。4.2径流调节计算水库坝址水位—面积—库容关系见下表。82 4工程任务和规模表4-1水库水位～面积～库容关系表Z(m)308309310311312313314315316317F(m2)056514761959258733584204505761267359V(m3)0283130330215294826712048166782227029012Z(m)318319320321F(m2)9538125661662620125V(m3)37460485126310881482石角三级水电站拦水坝以上集雨面积17.53km2，多年平均径流量2323万m3，电站设计保证率采用,90%。径流调节采用以日为时段的丰（P=10%）、平（P=50%）、枯（P=90%）三个典型年的径流资料进行计算。本电站为梯级径流式电站，上游石角一、二级水电站也为径流式电站，对河道径流没有调节能力，没有外流域引水和弃水，因此来水不考虑上游电站的影响。径流调节计算的原则：扣除下游河道生态需水流量下泄后，引水发电；当来水大于最大发电引水流量时满发，余水下泄；当来水小于最大发电流量时，利用水库实行日调节，来多少发多少。4.3正常蓄水位选择本电站正常蓄水位选择主要在林坑溪流域梯级开发规划方案的基础上进行全面优化和方案比较，尽量提高调节性能（增加调节库容和水头），同时不增加过大的淹没损失和工程投资，达到梯级开发经济效益最佳为目的。本阶段拟定了315m、317m、319m、321m四个水库正常蓄水位方案进行动能经济指标比较，见表4-2。82 4工程任务和规模表4-2各正常蓄水位方案动能经济指标表项目单位正常蓄水位（m）备注315317319321最低发电水位m312.5312.5312.5312.5死库容0.6万m3。正常库容万m31.662.904.858.48发电调节库容万m31.062.34.257.88装机容量kw1600160016001600多年平均发电量万Kw.h313.28329.12334.08336.16年利用小时h1958205720882101毛水头m65676971淹没耕地亩0000淹没房屋m20000迁移人口人----淹没林地亩7.61118.930.2总投资差值万元10.518.59.5年电能差值万kw.h15.844.962.08补充单位电能投资元/kw.h0.661.714.57增加投资回收年限a7.23.56.5由表4-2可见（1）从动能角度看，正常蓄水位317比315m增加年电量15.84万kw.h，故抬高正常蓄水位至317m有利。（2）从淹没指标看,正常蓄水位从315m抬高至317m时,仅增加淹没林地3.4亩，由于正常蓄水位317m，相应频率的回水水面线在库尾能维持河道的天然状况，因此，正常蓄水位317m较合适。（3）从经济指标看，正常蓄水位从317m抬高至319m补充单位电能投资为1.71元/kw.h，增加投资回收年限为3.5年，从经济指标分析，正常蓄水位317m的方案动能经济指标较优。82 4工程任务和规模经以上分析和综合比较，从充分利用水力资源，又无淹没库区大片农田、房屋及本工程的地质条件限制，本阶段选定正常蓄水位为317.0m。4.4死水位选择推测水库泥沙淤积高程309.5m，进水口埋设于坝内，考虑进水口布置要求，进水口底部高程为310m，考虑发电引水进水口布置条件和电站调节所需库容以及泥沙淤积高程，本阶段选定水库死水位为310m，相应死库容0.13万m3，最低发电水位为312.5m，相应库容0.6万m3。4.5装机容量选择考虑到电站自身的特点和负荷的不确定性，装机容量主要由动能经济比较决定，结合机组机型拟定装机容量1260kw、1600kw、2000kw三个方案进行技术经济综合比较。表4-3各装机容量方案动能经济指标比较表项目单位各方案指标装机容量kw126016002000多年平均发电量万kw.h290.43329.12335.60年利用小时h230520571678补充容量直接费万元169.79269.2补充单位千瓦投资元/kw49946730补充单位电能投资元/kw.h4.3941.54由4-3可见,装机容量1260kw增加到1600kw,年电量增加38.69万kw.h，补充单位电能投资为4.39元/kw.h，补充单位千瓦投资为4994元/kw；装机容量从1600增加到2000kw，年电量增加6.48万kw.h，补充单位电能投资为41.54元/kw.h，补充单位千瓦投资为6730元/kw。因此，从各项经济指标分析，装机容量1600kw较为合理。82 4工程任务和规模综上所述，本阶段结合机组机型并考虑业主意见，选定本电站总装机容量为1600kw。4.6水轮机额定水头和机组容量选择本电站水头较高，属于引水式电站，额定水头选取发电水位与正常尾水位之差扣除相关水头损失，得额定水头为58m。机组容量及装机台数的选择，采用2台800kw和3台533kw两个方案进行比较。从机组运行和调度方面：3台机比2台机灵活、方便；从机组检修方面：2台机比3台机便利；从设备、工程投资方面：2台机组比3台机组投资节省。从电站经济效率和水资源利用程度方面：2台机组比3台机组更好。从电站的布置型式，操作方式，灵活程度，经济效益等方面综合考虑。确定电站采用2台低压机组，发电机电压等级0.4kv，机组容量选择2台800kw的机组。4.7水库运行方式及多年运行特性4.7.1水库运行方式文成县石角三级水库以发电为主，其他综合利用无特殊要求，为充分发挥其效益，水库以下述方式运行：（1）本电站是县电网主导电站，在县电力系统中全年担任峰荷运行，对系统各水电站进行电力补偿调节，提高水电站群的保证出力与发电量，并且与县电网联网，参加县电网的调峰，充分发挥其发电效益。82 4工程任务和规模（2）每年运行期间水库蓄水位均允许蓄至正常蓄水位。（3）本电站在满足发电的前提下，因水库回水不到黄曲寮村粮田，应考虑库边土地利用及库区养鱼综合利用效益。4.7.2洪水调度及特征水位水库大坝设置溢流坝段，未设闸，洪水由溢流坝段自由泄流。（1）水位泄量关系溢流堰堰型采用WES实用堰，溢流方式为堰顶自由溢流，堰顶高程317.00m。根据工程的特点，溢流净宽拟设30m、35m、40m（详见水工章节），经比较分析后选用35m方案。溢流堰泄流能力按下式计算：式中：－淹没系数；－侧收缩系数，初步设计取值0.90；－流量系数，本工程取0.502；B－溢流净宽，m；H0－堰顶作用总水头，m。经计算，水库溢洪道泄流能力成果见表4-4。表4-4库水位～下泄流量关系表Z（m）317317.5318318.5319319.5320320.5321321.5Q(m3/s)024.7670.04128.6198.1276.8363.9458.6560.3668.6（2）洪水调节计算82 4工程任务和规模根据水库坝址设计洪水过程、水库库容曲线及溢洪道泄流能力曲线等，对各频率洪水进行调洪计算，起调水位坝址为正常蓄水位317.00m，计算成果详见表4-5。表4-5水库坝址洪水调节计算成果表洪水频率(%)2%10%洪峰流量(m3/s)397252坝前水位(m)320.2319.3相应库容(万m3)6.685.00相应下泄流量(m3/s)381.7244.324.8水库泥沙冲淤分析水库库区植被茂盛，水土保持良好，泥沙淤积较少。本工程利用导流底孔排砂。4.9水能指标本电站主要水能指标见下表。表4-8电站动能指标及特征水头成果表正常蓄水位(m)发电最低水位(m)装机容量(kw)年电量（万kw.h）保证出力(kw)最大水头(m)最小水头(m)设计水头(m)设计流量(m3/s)年利用小时(m)317312.51600329.1230062.557.8603.2205782 5工程布置及建筑物5工程布置及建筑物5.1设计依据5.1.1设计遵循的主要技术规范和文件（1）《防洪标准》GB50201-94（2）《水利水电工程等级划分及洪水标准》SL252-2000（3）《小型水电站初步设计报告编制规程》SL170-2011（4）《砌石坝设计规范》SL25-2006（5）《混凝土重力坝设计规范》SL319-2005（6）《水利水电工程进水口设计规范》SL285-2003（7）《小型水力发电站设计规范》GB50071-2002（8）《水工建筑物抗震设计规范》SL203-97（9）《水工建筑物荷载设计规范》DL5077-975.1.2设计基本资料1、水文气象多年平均降雨量：1893mm多年平均径流深：1300mm多年平均径流量：2323万m3多年平均流量：1.34m3/s多年平均气温：18℃极端最高气温：40.8℃82 5工程布置及建筑物极端最低气温：-5.3℃多年平均最大风速：14m/s吹程：0.2km2、洪水及洪水位表5.1电站设计洪水流量及特征水位表序号项目单位数量备注1正常蓄水位m3172死水位m3103坝址设计洪峰流量(P=10%)m3/s2524水库大坝上游水位(P=10%)m319.3设计洪水位5水库大坝下泄流量(P=10%)m3/s244.326坝址校核洪峰流量(P=2%)m3/s3977水库大坝上游水位(P=2%)m320.2校核洪水位8水库大坝下泄流量(P=2%)m3/s381.79厂址设计洪峰流量(P=5%)m3/s37010厂址校核洪峰流量(P=2%)m3/s4323、地震设防烈度根据《中国地震动峰值加速度区划图》及《中国地震动反应谱特征周期区划图》：电站大坝、厂房所属区内地震动峰值加速度0.05g，地震动反应谱特征周期为0.35s，相对应的地震基本烈度为Ⅵ度。属于相对稳定地块。因此抗震不设防。4、相关安全系数1）大坝抗滑稳定最小安全系数（抗剪断公式）K2：基本组合为3.0，特殊组合为2.5。82 5工程布置及建筑物2）电站厂房岩基上抗滑稳定最小安全系数：基本组合1.1，特殊1.05。5.2工程等别和标准文成县石角三级水电站工程装机容量2×800kw，水库总库容6.68万m3，水库大坝为砌石重力坝。根据《水利水电工程等级划分及洪水标准》（SL252-2000）规定，确定石角三级水电站工程为V等工程，工程规模为小（2）型，大坝及进水口为5级建筑物，发电输水建筑物、发电厂房及升压站等为5级建筑物，施工导流等临时建筑物为5级建筑物。拦河坝属于山区水工建筑物，最大水头差小于10m，最大坝高小于15m，根据《水利水电工程等级划分及洪水标准》（SL252-2000）及《小型水力发电站设计规范》（GB50071-2002）规定，防洪标准宜按平原、滨海区的规定确定，大坝的设计洪水标准取为10年一遇，校核洪水标准为50年一遇。消能防冲建筑物洪水标准为10年一遇。厂房属于非挡水厂房，根据《水利水电工程等级划分及洪水标准》（SL252-2000）及《小型水力发电站设计规范》（GB50071-2002）的规定，设计洪水标准取为20年一遇，校核洪水标准取为50年一遇。5.3工程总体布置5.3.1坝、厂址选择经多次现场踏勘，方案比较，坝址位于竹园坑河道内，官听圩坑和石角坑交汇处下游150m处，两岸地形比较对称，左岸相对平缓开阔，为较对称的V型河谷，河床坝基岩体上部结构完整，坝基发生浅层滑动的可能性不大，河床坝基整体稳定性较好，建坝条件优越，适宜建造浆砌石重力坝。82 5工程布置及建筑物根据该河段地形、地质条件，为充分利用河段落差，本工程发电厂房布置于黄山村东侧山脚下、竹园坑河道左岸岸边。厂址地面标高约251.7m。厂址地势平坦稳定，岩石埋深较浅，建设条件优越，可建设主、副厂房和升压站等建筑物。5.3.2发电引水线路选择根据选定的坝、厂址和电站特性，发电引水线路拟定两个方案进行比较。方案一：坝后压力管道95m+有压隧洞长0.65km+倒虹吸+有压隧洞长0.5km+压力管道60m，该方案引水系统总体在大坝右侧山体布置，发电引水系统总长度为1.38km。共有两段隧洞，长度不长，施工周期短，出渣方便；有倒虹吸一座，施工需考虑防冲刷、导流等措施。方案二：坝后压力管道220m+有压隧洞长1.32km+压力管道60m，该方案引水系统总体在大坝左侧山体布置，发电引水系统总长度为1.6km。共有一条隧洞，三段直线段和两段曲线段，长度相对较长，有一定的施工难度，总体投资略大。根据业主意见，为缩短施工工期，推荐方案一，即坝后压力管道95m+有压隧洞长0.65km+倒虹吸+有压隧洞长0.5km+压力管道60m方案。5.4挡水建筑物5.4.1坝型选择选定坝址两岸地形基本对称，正常蓄水位时河谷宽高比4.4，总体呈V型，根据地形地质条件，由于河床两岸覆盖层较厚，建拱坝开挖量较大，本工程不采用拱坝。82 5工程布置及建筑物适合本坝址的坝型有土坝、面板堆石坝、砌石坝和砼（或碾压砼）坝等。土坝所需土石料可就地开采，同时还可充分利用各种开挖料，且具有对基础要求低、适应基础变形强、结构简单、施工技术简单、工序少、便于组织机械化快速施工等优点。但由于坝顶不能溢洪，要另设溢洪道，而本工程没有天然垭口可供布置溢洪道，岸边开挖量大，投资高；施工导流也不如砼坝或浆砌石坝方便，同时，土坝存在着填筑量大带来的建设时间长、水土流失严重等问题，而且粘土料的填筑受气候影响较大。因此，该坝型在本项目中不作比选。面板堆石坝在石料丰富的地区，可就地取材，同时还可充分利用各种开挖料，且具有对基础要求低、适应基础变形强、便于组织机械化快速施工等优点，但由于坝顶不能溢洪，要另设溢洪道，而本工程没有天然垭口可供布置溢洪道，岸边开挖量大；另外本工程两岸山体较为陡峭，对堆石填筑机械化施工较不便利。砌石坝可充分利用当地材料，经过省内大量工程实践，是经验成熟、技术可靠、施工难度较小的常用坝型，施工质量较易得到保证。而砼（或碾压砼）坝施工立模工作量大、技术要求高，坝体施工受温度影响较大，温控技术要求高，相对投资也大，加上砼（或碾压砼）坝采用外购材料，投资受市场影响波动大，单价较砌石高，施工工艺要求也高。根据上述分析，本工程坝址选择为砌石重力坝。5.4.2坝顶高程确定82 5工程布置及建筑物根据《砌石坝设计规范》（SL25-2006），“坝顶高程应不低于校核水位，坝顶上游侧防浪墙顶高程与水库正常蓄水位的高差或与校核洪水位的高差，可按下列公式计算，应选择两者计算所得防浪墙顶高程的高者作为最终选定高程”。式中：Δh——防浪墙顶与水库正常蓄水位或校核洪水位的高差，（m）；——波高，（m）；——安全超高，正常蓄水位时取0.3m，校核洪水位时取0.2m。hz——波浪中心线至计算水位的高度（m），由下式计算：波浪的平均波高和平均波周期采用莆田公式：式中：hm——平均波高，m；Lm——平均波长，m；82 5工程布置及建筑物Hm——水域平均水深，m；——平均波周期，s；H——坝前水深，（m）；g——重力加速度，取9.81m/s2。v——计算最大风速;防浪墙顶高程分别计算以下两种工况，并取其最大值：工况①：正常蓄水位317.00m时，正常运行条件下的防浪墙顶超高；工况②：校核洪水位320.20m时，非常运行条件下的防浪墙顶超高。表5-2大坝防浪墙顶高程计算成果表计算工况平均波长Lm(m)波高(m)安全加高(m)坝顶超高(m)水位（m）坝顶高程（m）①5.240.340.090.300.73317.00317.73②3.310.200.080.200.48320.20320.68由表5-2可知：水库防浪墙顶控制高程是由②工况所决定的320.68m。本阶段坝顶暂不考虑设防浪墙，因此，本工程取坝顶高程320.70m。5.4.3重力坝体型（一）基本断面拦河坝为实体砌石重力坝，坝顶高程320.70m，最大坝高13.7m，顶宽2.50m，上游面直立，下游面在高程318.50m以下坝坡为1:0.8，坝顶全长55.75m，其中左岸挡水坝段长6.50m，右岸挡水坝段长14.25m，溢流段总长35.0m。（二）坝体构造82 5工程布置及建筑物为了便于坝体砌筑，根据中小型砌石重力坝施工、运行的经验，坝腹采用M7.5水泥砂浆砌毛石，上游面采用C20砼防渗面板。坝体基础采用厚0.3mC20砼垫层，上下游坝脚均设齿槽，齿槽深0.7m。溢流面采用钢筋混凝土结构。坝顶设25cm厚C20砼压顶路面，上下游面设置不锈钢管栏杆高度1.2m，立柱间距3.0m。为了适应地基不均匀变形，本工程大坝设2条横缝，分成3个坝段，横缝位于挡水坝段与溢流坝段连接处。横缝布置采用通缝，上下游面分别设止水片，为铜止水片，厚1.4mm。5.4.4基础开挖设计基础开挖至弱风化上部。基础开挖应留保护层开挖，即距设计建基面高程1m，应采用浅孔、小药量爆破，接近建基面应采用人工撬挖。根据地质条件要求，大坝基础开挖深度（包括覆盖层厚度），左岸坡段为1～2.5m，河床段垂直开挖深度0.3～2m，右岸坡段为2.5～4m。5.4.5溢流坝段设计（一）溢流宽度选择由于本工程坝址区流域面积小，无需承担下游防洪任务，坝顶溢流采用挂闸方式进行控制泄流管理工作难度大，参考类似工程经验并结合砌石重力坝的结构特点，本工程采用坝顶开敞式自由溢流泄洪，初步选定溢洪道孔口尺寸为30m、35m和40m三个方案进行比较。各方案特性和可比投资比较见表5-3。82 5工程布置及建筑物表5-3各溢流宽度方案投资比较表序号项目单位方案一（30m）方案二（35m）方案三（40m）1校核洪水位m320.50320.20319.902坝顶高程m321.00320.70320.403可比投资差值万元26.500-55.60从泄洪能力上看，三个方案均满足水库在设计、校核工况下的泄洪要求，方案三宽度较宽，泄洪归槽较差，方案二较方案一投资较省，因此，本阶段推荐方案二，即溢流净宽35m的方案。（二）溢流面设计本工程溢流坝段布置在河床中部，采用堰顶自由溢流。溢流堰堰面曲线采用WES非真空堰面曲线，溢流堰顶高程317.00m。溢流堰面曲线以堰顶为原点，原点上游部分为圆曲线，半径1.00m，原点下游部分曲线方程为Y=1.43+0.354X1.85，溢流堰面下接坡度为1：0.8直线段，直线段下游接反弧段，反弧半径2.0m，消能工为连续鼻坎挑流式消能，末端设挑流鼻坎，挑角为20°，挑流鼻坎高程309.12m。（三）下游消能防冲设计坝下游消能区河床表层基岩出露，认为河床抗冲刷能力较强，且本工程拟在下游冲刷区内修建钢筋砼护底，回填区面层采用C25钢筋混凝土护坦，厚0.7m，宽度取35m，长度10m。5.4.6重力坝应力和稳定分析（一）挡水坝段抗滑稳定和应力分析（1）荷载组合82 5工程布置及建筑物作用在坝体上的荷载主要有：坝体自重、静水压力、扬压力、浪压力、淤沙压力。荷载组合如下表5-4。表5-4坝体稳定计算荷载组合表荷载组合计算工况荷载作用力坝体自重静水压力动水压力扬压力淤沙压力风浪压力地震力基本组合正常蓄水位√√√√√设计洪水位√√√√√特殊组合校核洪水位√√√√√（2）主要物理力学参数根据《砌石坝设计规范》(SL25-2006)要求，坝高小于50m时，坝基宜建在弱风化中部至上部基岩上，结合本次地质勘察成果，弱风化岩体物理力学指标取值为：（a）抗剪摩擦系数：f=0.5~0.6；（b）抗剪断摩擦系数：=0.95；（c）抗剪断凝聚力：=0.75Mpa；（d）淤沙内摩擦角为20°，浮容重0.8t/m3。（3）抗滑稳定分析抗滑稳定计算以抗剪断安全系数为控制目标，纯摩安全系数作为参考目标。稳定分析成果如表5-5所示。表5-5挡水坝段抗滑稳定计算成果表荷载组合计算工况抗剪断安全系数规范基本组合正常蓄水位4.88K2≥3.00设计洪水位4.48K2≥3.00特殊组合校核洪水位4.28K2≥2.5082 5工程布置及建筑物从表中可知，抗剪断安全系数满足现行规范要求，挡水坝段抗滑稳定是安全的。（4）坝基应力计算《砌石坝设计规范》(SL25-2006)规定：a）计入扬压力和不计扬压力两种情况时，坝基面垂直正应力均应小于砌体容许压应力；b）计入扬压力情况时，坝基面最小垂直正应力应为压应力。坝基应力计算成果如下表。表5-6挡水坝段应力计算成果表单位：MPa荷载组合计算工况上游坝基面垂直正应力下游坝基面垂直正应力计入扬压力基本组合正常蓄水位0.2950.605设计洪水位0.1910.621特殊组合校核洪水位0.1710.632不计扬压力基本组合正常蓄水位0.5150.583设计洪水位0.4450.656特殊组合校核洪水位0.4320.668以上坝基应力计算成果均能能够满足现行规范要求，因此，挡水坝段是安全的。（二）溢流坝段抗滑稳定和应力分析（1）荷载组合如下表。表5-7坝体稳定计算荷载组合表荷载组合计算工况荷载作用力坝体自重静水压力动水压力扬压力淤沙压力风浪压力地震力基本组合正常蓄水位√√√√√设计洪水位√√√√√√特殊组合校核洪水位√√√√√√82 5工程布置及建筑物（2）主要物理力学参数溢流坝段抗滑稳定和应力分析所采用的物理力学参数与挡水段一样。（3）抗滑稳定分析抗滑稳定计算以抗剪断安全系数为控制目标，纯摩安全系数作为参考目标。稳定分析成果如表5-8所示。表5-8溢流坝段抗滑稳定计算成果表荷载组合计算工况抗剪断安全系数规范基本组合正常蓄水位4.794K2≥3.00设计洪水位4.40K2≥3.00特殊组合校核洪水位4.26K2≥2.50从表中可知，抗剪断安全系数满足现行规范要求，溢流坝段抗滑稳定是安全的。（4）坝基应力计算《砌石坝设计规范》(SL25-2006)规定：a）计入扬压力和不计扬压力两种情况时，坝基面垂直正应力均应小于砌体容许压应力；b）计入扬压力情况时，坝基面最小垂直正应力应为压应力。坝基应力计算成果如表5-9。表5-9溢流坝段应力计算成果表单位：MPa荷载组合计算工况上游坝基面垂直正应力下游坝基面垂直正应力计入扬压力基本组合正常蓄水位0.2330.689设计洪水位0.1280.695特殊组合校核洪水位0.1120.704不计扬压力基本组合正常蓄水位0.4570.643设计洪水位0.3900.718特殊组合校核洪水位0.3710.73682 5工程布置及建筑物以上坝基应力计算成果均能能够满足现行规范要求，因此，溢流坝段是安全的。5.5发电引水建筑物发电引水系统由进水口、坝后埋管、1#引水隧洞、倒虹吸、2#引水隧洞和压力钢管组成。5.5.1进水口和坝后埋管电站进水口布置在右岸挡水坝段，利用坝内埋管进水。进水口底高程为310.0m，进水设置喇叭口，进口利用大坝设置固定拦污栅。坝内、坝后埋管总长度95m，桩号为引0+000.00~引0+095.00，直径1.2m，管道中心高程为310.50m，壁厚10mm。坝后设阀门井一座，内设DN1200蝶阀一个。5.5.21#引水隧洞1#发电引水隧洞全长650m，桩号为引0+095.00~引0+745.00，采用城门洞型断面，尺寸1.,8m×2.0m(宽×高)。隧洞为有压隧洞，进口高程310.0m，出口高程309.0m。进出口各10m长度为钢衬段，内直径为1.2m，钢衬厚度10mm，外部采用C25钢筋混凝土填充。5.5.3倒虹吸管倒虹吸管用于连接1、2#发电引水隧洞。倒虹吸管采用Q235钢管制作，总长75m，内径为1.2m，壁厚10mm，进口高程为309.0m，出口高程为280.0m，倒虹吸最低处埋于河床以下2m，高程为259m。82 5工程布置及建筑物河床处管道上部设C25混凝土防冲层，厚度为0.5m，上、下游设齿槽，深度1m。管道四周采用粗砂回填夯实。5.5.42#引水隧洞2#发电引水隧洞全长500m，桩号为引0+820.00~引1+320.00，采用城门洞型断面，尺寸1.8m×2.0m(宽×高)。隧洞为有压隧洞，进口高程280.0m，出口高程280.0m。进出口各10m长度为钢衬段，内直径为1.2m，钢衬厚度10mm，外部采用C25钢筋混凝土填充。5.5.5压力钢管出口压力钢管主管长60m，内径为1.2m，壁厚10~12mm，支管共2根，共长20m，壁厚12mm。钢管材料采用Q235钢。5.5.6水力计算发电引水系统的总设计流量为2×1.6m3/s。糙率取值：隧洞不衬砌段n=0.040，砼衬砌段n=0.015，钢管段n=0.013。发电引水系统水头损失计算如下：（1）单台机组发电，流量为1.6m3/s隧洞衬砌段水头损失（按一半隧洞长度计算）：0.10m；隧洞未衬砌段水头损失（按一半隧洞长度计算）：0.72m；1.2m直径钢管段损失：0.39m；机组前钢管损失：0.12；局部损失：1.04m合计水头损失：2.37m。82 5工程布置及建筑物（2）2台机组发电，流量为3.2m3/s隧洞衬砌段水头损失（按一半隧洞长度计算）：0.41m；隧洞未衬砌段水头损失（按一半隧洞长度计算）：2.90m；1.2m直径钢管段损失：1.55m；机组前钢管损失：0.12；局部损失：1.20m合计水头损失：6.17m。5.6厂房及升压站本工程发电厂房为地面式布置，由河床左岸台地开挖而成，厂房基础座落在弱风化岩层上，工程地质条件较好。厂房平面尺寸为21×8m（长×宽）。厂房内布置卧式水轮发电机组2台套。厂房地面高程为251.70m，机组间距9m，厂房采用一层框架结构，设有单梁式起重机一个。副厂房紧靠主厂房布置。升压站为户外露天式，布置于主厂房上游侧，内设主变1台以及必须的相关出线设备。82 6机电、金属结构及采暖通风6机电、金属结构及采暖通风6.1水力机械6.1.1水轮机及其附属设备6.1.1.1机组、机型选择根据动能论证石角三级水电站总装机容量为1600KW，水电站利用水头：最大水头66m，最小水头56.2m，推荐水轮机额定水头58m。（a）水轮机型式选择石角三级水电站安装2台单机容量为800kw的水轮发电机组，根据电站的水头、流量参数以及比转速ns的范围、适宜本电站水头的水轮机转轮形式应为混流式水轮机。（b）水轮机转轮型号的选择根据以上水能参数计算结果，适用于本电站的混流式转轮主要有A616，D267，A551，HL220等。转轮模型参数如下：表6-1转轮模型参数表参数最大使用水头（m）最优工况限制工况n110Q110(l/s)η(%)Q10(l/s)ηo(%)σmnsm.kwn11R(r/min)A6167580.1101093.131276880.095265.7144.7D2679078.2791094.58115090.30.11220A5516079.3108093.2132689.60.14270.5147.2HL20012065.780091.5950890.113113182 6机电、金属结构及采暖通风当本电站水轮发电机在800kw出力时各型水轮机的计算结果如下：A616转轮在本电站使用计算直径为0.42m，设计转速为1500r/min，额定点效率89.7％，最高效率91％，计算吸出高度为1.88m。由于A616转轮在本电站使用偏离高效区、所以最高效率只有91％，因此本设计阶段不予推荐A616转轮方案。D267转轮为目前我国该水头段最优秀的转轮，在本电站使用计算直径为0.50m，设计转速为1000r/min，额定点效率88.5％，最高效率为88.5％，计算吸出高度为－0.93m，由于D267转轮在本电站使用偏离高效区、所以最高效率只有88.5％，且吸出高度小、需需增加土建投资，所以本设计阶段暂不推荐该转轮方案。A551转轮在本电站使用计算直径为0.42m，设计转速为1500r/min，额定点效率91％，最高效率为93％，转轮运行略微偏离高效区，计算吸出高度为－1.37m，所以该转轮可作为比选方案之一。HL200转轮在本电站使用计算直径为0.50m，设计转速为1000r/min，额定点效率91％，最高效率为91.5％，转轮运行在高效区，计算吸出高度为2.47m，所以该转轮可作为比选方案之二。以下对选中的两方案进行比较：方案一A551转轮在本电站使用转轮直径最小0.42m，效率最高，但吸出高度较低，需增加土建投资，由于水轮机计算转速为1500r/min，目前没有与之匹配的1500转发电机，且由于机组转速太高对电站的安全稳定运行会带来不利的影响。82 6机电、金属结构及采暖通风方案二HL200转轮在本电站使用虽然最高效率没有A551高，但转轮高效区范围宽广，水轮机运行在高效区、平均效率较高，且安装高程最高、土建投资最少，因为HL200水轮机在国内使用的年限最长，水轮机有成熟的制造经验，水轮机具有良好的水力参数，水轮机运行稳定的优点，所以本设计阶段推荐方案二的HL200型水轮机。机组机型比较表见表6-2。表6-2机组机型比较表机组机型参数HLA551-WJ-42HL200-WJ-50单机容量(kW)800800转轮直径（m）0.420.50额定出力(kW)851851额定水头(m)5858额定转速(r/min)15001000额定流量(m3/s)1.661.66额定效率(%)9191最高效率(%)9391.5平均效率(%)91.591.3比转速(mkW)吸出高度(m)-1.37+2.47可比投资差价（万元）0+110保证出力（kW）17211721年电能（万.kW.h）27352750年电能差（万kW.h）0+15（a）机组台数选择根据本电站装机容量范围以及水文条件等，机组台数拟定二台机方案（2×800KW）和三台机方案（3×82 6机电、金属结构及采暖通风533kw）进行技术、经济上的比较，选择最优的装机台数，详见表6-3。表6-3机组台数比较表装机方案参数2×800（kw）3×533(kw)总装机容量（kW）16001600装机台数（台）23水轮机型式卧式混流卧式混流转轮直径（m）0.500.42额定水头（m）5858额定出力（kW）851580额定流量(m3/s)1.661.2额定转速(r/min)10001500额定点效率(%)9189最高效率(%)91.589.5平均效率(%)91.389吸出高度（m）+2.47+2.47主要机电设备投资（万元）200220厂房土建投资（万元）3040两项投资合并（万元）230260可比投资差价（万元）0+30保证出力（kW）450450年电能(万kWh)329.12320.83年电能差(万kWh)0-8.29从表可看出，在经济上：二台机方案比三台机方案的年发电量多8.29万kw.h，二台机比三台机投资减少30万元。在技术上：装设二台机方案使电站厂房布置、运行、管理、维修更合理、方便、简单。所以本设计推荐二台机组方案。82 6机电、金属结构及采暖通风82 6机电、金属结构及采暖通风推荐方案水轮机的主要参数型号：HL200-WJ-50装机台数：2台转轮直径：0.50m额定水头：58m额定流量：1.66m3/s额定出力：851kW额定转速：1000r/min飞逸转速：1940r/min额定效率：91%最高效率：91.5%吸出高度：＋2.47m旋转方向：从进水方向视顺时针蜗壳：金属蜗壳尾水管形式：直锥形尾水管水轮机为卧轴混流式，金属蜗壳，直锥型尾水管。由导叶关闭以及蜗壳前阀门关闭作为防飞逸措施，在尾水管内加装短补气装置。水轮机综合特性曲线见图6-1。水轮发电机型号SFW800－6/990，额定功率800kW，额定容量1000kVA，功率因数0.8（滞后），额定电压0.4KV，效率不低于94％。主要结构型式，管道通风冷却系统，电机重约5.5t，转动惯量GD2不小于3.9KN-m2。6.1.1.2机组安装高程确定82 6机电、金属结构及采暖通风根据选择的HL200轮轮的直径，计算其吸出高度为+2.47m，石角三级水电站的尾水位为250.00m，考虑其他因素，因此确定水轮机的安装高程为252.00m。6.1.1.3调速器根据调速器的工作容量计算和自动化要求，每台水轮发电机组配置一台具有PID规律的YWT-1000型组合式微机电液调速器，调速器应带自动补气装置，额定工作油压：16.0Mpa。6.1.1.4进水阀及操作方式每台水轮机蜗壳进水前配一台直径0.70m的电动蝶阀作为机组事故紧急关闭和机组检修闭水用。6.1.1.5厂内起重设备为满足机组安装，检修的需要，按吊运发电机带定子重约5.5t，在厂内设置一台10t电动葫芦，跨度8m，吊钩起升高度7m，主钩起升高度9m，轻中级工作制。6.1.2辅助机械设备6.1.2.1技术供水系统本电站水头范围为56～6582 6机电、金属结构及采暖通风m，机组技术供水主要对象为水轮发电机组轴承油冷器，消防用水;经计算分析结果以采用机组前压力钢管减压取水的自流供水方式较合适，取水口设在进水阀门前。每台机组设置一条取水钢管，取水管出水口经减压阀降压后接入技术供水总管。经计算，全厂技术供水的主要参数为：机组冷却水压0.25Mpa，每台机组耗水量10m3/h，全厂总用水量20m3/h，最大水压不超过0.35Mpa。6.1.2.2厂内排水系统由于本电站的水轮发电机层地面高于尾水位所以不设渗漏、检修排水系统。6.1.2.3压缩空气系统1）高压空气系统调速器自身采用自动补气装置、不设高压气系统。2）低压空气系统本电站为低压发电机组，仅在机组检修时需要低压气，为提供风动工具、维护检修用气及设备吹扫用气等，厂内设置1台移动式全无油空气压缩机，参数为：排气量为Q＝0.3m3/min，排气压力为P＝0.7Mpa，电动机功率为N＝3kW。6.1.2.4油系统（a）透平油系统本电站透平油系统主要为2台机组及调速器提供透平油，由于电站装机容量很小、且为高速卧式机组，透平油用量小，需补充用油可从外部调用透平油系统设备和储油，所以不设专用的透平油系统。（b）绝缘油系统由于本电站装机容量小，变压器检修周期又为10年，开关电器几乎不用绝缘油，所以不设绝缘油系统，当变压器需检修或临时补充用油时可从外部调用绝缘油系统设备和储油。6.1.2.5水力监测测量系统82 6机电、金属结构及采暖通风由于本电站为农电低压机组，电站的设备较简单，为减少电站投资水轮发电机采用常规监控设备，水力检测采用人工方式，所以不装设微机监测测量系统。6.1.3采暖通风石角三级水电站位于文成县境内，为引水式地面厂房，文成县的气象参数如下：多年平均气温19.7℃极端最高气温37.6℃极端最低气温-5℃多年平均相对湿度83%夏季通风室外计算温度 30℃夏季通风室外计算相对湿度60%夏季空调室外计算温度32℃本电站为地面式厂房，主厂房地面高程在设计洪水位以上，无副厂房，故主厂房采用自然通风方式可满足要求。6.1.4水力机械主要设备布置厂房布置：本电站主厂房内装设二台HL200-WJ-50型卧轴混流式水轮机及单机容量为800kW的发电机，每台机配有YWT-1000-16型微机电液调速器以及直径700mm的电动蝶阀。主厂房内还设有供吊运设备的一台10t电动葫芦，其跨度为8.00m。82 6机电、金属结构及采暖通风主厂房高程布置：水轮发电机层与安装场同高程为251.700m，阀门层高程为249.90m，电动葫芦轨顶高程为258.50m，主厂房梁底高程为260.15m，尾水渠底板高程248.00m，尾水渠底板至梁底高度为12.05m主厂房平面尺寸：机组之间距离为9.00m，机组中心距上游侧柱边距离为4.80m，距下游侧柱边距离3.20m。安装场设在厂房左端251.70m高程，安装场进厂大门与厂外公路衔接。主厂房总长21.00m，净宽8.00m。主厂房设备布置如下：从右至左为调速器，水轮发电机。上游侧靠排架柱一列布置水机组控制屏，交通，起吊的主通道设在下游侧。6.1.5主要设备材料表6-4水力机械主要设备材料汇总表编号名称规格材料单位数量单重(公斤)总重(公斤)备注一机组及附属设备1水轮机HL200-WJ-50台2Hr=58mNr=851kWQr=1.66m3/snr=1000r/min2发电机SFW800-6/990台2Nf=800kWn=1000r/minI=1445Acos=0.8(滞后)U=0.4kV3调速器YJWT-1000-16台24电动蝶阀Φ700mm台25透平油L-TSA46t2二辅助设备82 6机电、金属结构及采暖通风1电动葫芦DL-10t.Lk=8.0m台1四消防设备1二氧化碳灭火器MF2个10五机修设备1台钻Z4015Φ15台12交流电焊机BX1-330台13台式砂轮机S3ST-150Φ150台14全无油移动空压机0.7Mpa0.3m33kw台15钳工工具套16手拉葫芦HS1台1七材料、管件，油品等1管材吨12阀门及管件吨0.53型钢及钢板吨24轨道P43米606.2电气6.2.1水电站与电力系统的连接1)文成县石角三级水电站与电力系统的连接文成县石角三级水电站位于文成县北部的南田镇黄曲寮村境内，距县城50km。电站装机2×800=1600（kw），多年平均发电量329.12万kw.h。电站近区没有负荷，其电能全部送入文成县电网。根据当地地理位置以及文成县电网规划，本电站送出工程由一回10kv架空线接入文成县电网的南田变电站，根据电站的送出功率、线路选择LGJ-95导线架设，线路全长7km。本电站为径流开发引水式水电站，电站建成后将在电网中作为腰荷和基荷运行。82 6机电、金属结构及采暖通风6.2.2电气主接线1）电气主接线方案比较根据电站的装机容量、台数、动能特性及接入系统方式，并结合本电站所承担任务及所处地形考虑，本电站电气主接线将拟定二个方案进行比较（祥见表6.2.2“电站电气主接线方案比较表”）。现就此二个方案进行技术、经济上比较论述如下：方案一：电站装设一台2MVA的双圈变压器，电站的发电机电压0.4KV、接线方式为单母线接线，升高电压侧10kV、接线方式为变压器－线路组接线。该方案接线简单，清淅，运行维护简单，设备少，投资较省；但可靠性较差。方案二：电站装设二台1MVA变压器，接成发电机-变压器单元接线方式。该方案可靠性较高，接线、继电保护简单，清淅，运行灵活，维护工作量少，布置简单；但10KV高压电气设备较方案一多，投资较大。对以上二个方案进行技术上和经济上的对比在技术上方案一比方案二的可靠性略差些，运行灵活性较差，其他方面基本相同。在经济上方案一总投资157万元，年计算费用11.2万元，方案二总投资238.5万元，年计算费用14.1万元，方案一比方案二减少投资81.5万元，年费用减少1.9万元。结论：考虑本站在电网中属于小型水电站，主要从投资和年计算费用方面选择资金投入较少的方案，所以综合以上分析本设计阶段暂时推荐方案一作为石角三级水电站的电气主接线方案。82 6机电、金属结构及采暖通风2）厂用电根据厂用电负荷统计及计算，厂用电采用自用电供电方式，厂用电压采用0.4kv，接在0.4kv母线上。82 6机电、金属结构及采暖通风6.2.3主要电气设备（1）短路电流计算电站短路电流计算等值电抗网络接线图见下图。短路电流计算成果表见表6－5。图6-1等值电抗网络接线图表6-5三相短路电流计算结果表短路点编号　短路点平均电压(KV)电源名称　短路电流周期分量起始值Io(KA)短路电流有效值I”（KA）短路电流峰值（KA）短路容量（MVA）0.2〃　4〃　d-10.4发电机15.87710.979.87342.6621110kv系统26.65226.65226.65267.84418.47合计42.52937.62236.525110.50629.47d-210发电机0.5280.3850.3741.3441082 6机电、金属结构及采暖通风10kv系统2.0642.0642.0645.25338合计2.5922.4492.4386.59749（2）主要电气设备1）发电机型号：SFW800-6/990台数：2台额定容量：800kW额定电压：0.4kV额定电流:1445A额定功率因数：0.8（滞后）励磁系统：静止自并励可控励磁装置2）油浸式节能变压器型号：S11-2000/10台数：1台额定容量：2MVA电压比：10.5±2×5%/0.4kV联接组别：D,yn11ud=5.5冷却方式：油浸自冷式3）0.4kV发电机控制屏选用HZA发电机综合自动化控制屏，断路器选择ME2000A。本柜集中了以下的几种功能：3.1）柜内装有智能型断路器可自动操作发电机出口电压的开断；82 6机电、金属结构及采暖通风3.2）能以一个命令脉冲完成水轮发电机组的启动和停止；3.3）实现机组的自动准同期并网；3.4）采用了具有PID调节规律的微机型电液调速器和可编程微机型励磁调节器后具有有功功率、无功功率自动调节功能；3.5）具有小型发电机各种保护功能和电气量的测量与计量；3.6）系统带有串行通信口，可与后台计算机或远方控制中心通讯、上传电站运行数据并实现远动功能。自动化综合系统柜正常由厂用电AC220V供电，应急电源由交直流UPS逆变电源供电，供电时间按一小时配置。6.2.4过电压保护及接地1．电站过电压保护按“电力设备过电压保护设计技术规程”，“水力发电厂机电设计技术规范”的有关条文配置。2．10kV进线端上安装一组HY5WS1-17/50氧化锌避雷器进行过电压保护。3、电站接地根据“交流电气装置的接地”规程要求，电站接地网拟以两部分组成：一是自然接地网，即充分利用厂房基础的钢筋网。二是在电站周围土壤电阻值较低处敷设人工接地网，10kV升压开关站内应敷设均压网。两接地网间利用不少于4根-50×5扁钢连接成网，使得在任何季节接地电阻均小于设计值。电站防直击雷保护：在发电厂房顶设避雷带,全厂接地电阻应小于1Ω。变压器低压侧中性点与人工接地网连接。82 6机电、金属结构及采暖通风6.2.5控制和保护1）电站控制低压机组控制单元采用简单的紧凑式一体化结构，将二次测量、控制、保护设备与一次电气设备同组一屏，做到一机一屏。2）继电保护本工程的发电机、变压器、10KV线路的继电保护均按《继电保护及安全自动装置技术规程》的有关规定配置。继电保护应采用微机保护，满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。a）发电机主保护设置：三段式复合电压电流保护，过电压保护，过负荷保护，零序电流保护，定子接地保护，失磁保护。b）变压器保护变压器保护设置：电流速断、带时限的过电流保护，瓦斯保护，过电压保护，零序电流保护，过负荷保护，温度保护。c）10KV线路保护10KV线路：三段式电流保护。3）同期本电站同期点设在0.4kv发电机出口断路器处，配置手动准同期和自动准同期两种同期方式，以自动准同期为主，手动准同期为备用。6.2.6二次接线1）全厂测量82 6机电、金属结构及采暖通风电气测量、计量仪表按DL/T5137-2001《电气测量仪表装置设计技术规程》进行配置。2）电流、电压互感器的配置根据二次保护、测量及计量的设计方案，配置详见图“电气主接线图”。6.2.7通信根据DL/T5080-1997《水利水电通信设计技术规程》，在本水电站工程设置下列通信：配置二台程控电话接入电讯网内分别作为对调度和对外联络。6.2.8电气设备布置水轮发电机层251.70m高程；布置1#，2#，水轮机发电机组，上游测布置发电机控制屏和励磁屏等。10kV升压站布置在厂房端墙外侧处，位于251.90m高程，设备运输方便，主变采用现地检修。6.2.9主要设备材料汇总82 6机电、金属结构及采暖通风表6-6主要电气设备材料汇总表序号名称型号及规格单位数量备注一电气一次设备1主变压器S11-2000/102000kVAD,yn1110.5±2×5%/0.4kV台12氧化锌避雷器HY5WS1-17/50只13户外隔离开关GW9-10/630组14户外柱上SF6断路器ZW861-12/400台15发电机综合自动化屏HZA100型面26硬铜母线kg9007电力电缆YJV-0.6/1KV-1×240m1008电力电缆YJV-0.6/1KV-1×120m409控制电缆各种规格m30010户外10KV构架项1二电气二次设备1励磁屏面2三通信设备1程控电话双音频套2四其他1照明系统工程项12接地工程1欧姆项1310KV架空线路LGJ-120导线7km16.3金属结构文成县石角三级水电站金属结构包括：发电引水压力钢管、进水口栏污栅、水轮机进水口金属结构。（1）拦污栅拦污栅设置在进水口前端，采用固定式钢筋焊制埋设，并进行防腐处理。（2）压力钢管82 6机电、金属结构及采暖通风压力钢管直径1.2m，壁厚8mm~10mm，采用Q235钢材焊制，总长155m。82 7消防7消防7.1消防总体设计7.1.1工程概况本电站装机2×800（kw），厂区建筑物有发电厂房，升压站、生活区等。厂房地面布置有发电机保护屏、主变及线路保护屏、电度屏、调速器，励磁机等。升压站布置在发电厂房旁，面积22×23.5m本工程主要消防对象为发电厂房和升压站等。7.1.2消防设计依据和设计原则消防设计以《水利水电工程设计防火规范》SDJ278-90为依据，满足国家现行的有关消防设计标准和规范的要求。贯彻“预防为主、防消结合”的方针，针对工程具体情况，积极采用先进的防火技术，做到保障安全，使用方便，经济合理。7.1.3消防总体设计方案消防设计立足“自救为主、铺以外援”的消防原则、电站消防设计与枢纽总体布置统筹考虑，保证消防车道的布置、建筑物防火间距、安全疏散、安全出口的布置及有关消防设施如消防给水、消防供电、事故照明、自动报警、通风防排烟、灭火器配置等达到有关消防规范的要求。电站所设工程消防系统，覆盖电站的厂区82 7消防主要生产运行和管理场所，能有效扑灭电站以电气和油品为主的火灾，及时扑灭初期火灾，保障生产、管理人员的安全生产和安全疏散。消防主电源取自厂用电，备用电源取自水电站的厂用电源，供电达到二级负荷的供电标准。火灾自动报警及消防监控系统的消防控制屏设置在副厂房内。7.2消防设计方案（1）发电厂房发电厂房火灾危险性为丁类，耐火等级为二级。发电机层设有3kgC02灭火器2只，手提式1211灭火器4台，消火栓3个，用来满足发电机层、安装间、中控台以及顶部的消防。发电机层应有两个向外开的门，可作疏散安全出口。（2）水轮发电机组消防水轮发电机组的消防是在定子线圈表面及转子磁极线圈表面喷涂阻燃涂料；设置电子定温探测器和离子感烟探测器及其控制装置等。（3）升压站升压站布置有主变、隔离开关、电流、电压互感器等电气设置。每台变压器设有可贮存20%以上变压器油量的事故油池，池内辅粒径30～50mm，存250mm的卵石层，主变之间外壳净距大于5m，满足防火要求。在升压站出入口处配置了2只手提式C02灭火器和2只手提式1211灭火器等消防工具。（4）消防给水82 7消防文成县石角三级水电站消防给水采用自流供水为主，消防泵供水为辅的供水方式。自流供水水源来自1#机进水阀取水口，消防供水根据电站配置的消防设备供水压力及消防用水量的要求，选用一台消防泵，型号IS65-50-125。（5）消防电源所有消防设备的用电均有2个电源，分别取自两段厂房用电0.4kv和10.5kv母线，两个电源至为备用，自动切换。7.3消防主要设备及材料清单本电站主要消防设备及材料如下：推车式CO2灭火器一台，型号MTT25推车式磷酸铵盐干粉灭火器二台，型号MTT25。砂箱1个，100×100×100cm3手提式1211灭火器8台，型号MY-2，药剂量2kg。消火栓6个，型号SN×A24/65-800×650。手提式C02灭火器7个，型号MT3，剂量3kg。82 8施工组织设计8施工组织设计8.1施工条件南田镇至黄山村有林区公路通过电站坝址和厂址，交通便利。所涉河流平均河水面宽20m，水深0.50～1.00m左右，坝址两岸地形较对称，两岸及河床基岩裸露，岩性主要为侏罗系上统鸡笼嶂组（J3j1）：岩性为流纹质含砾熔结凝灰岩。工程建设主要材料如钢材、水泥、木材条块石料直接从当地市场或料场购买；施工用水主要利用附近沟渠水；施工用电主要由附近电网提供。工程所处区域无砂卵石产地，因此砂砾石料缺乏，砂子需到下游5.0km处林坑运取，砾石料可利用洞渣轧制。8.2施工导流8.2.1导流标准导流洪水标准按3年一遇（P=33.3%），相应枯水期10月～次年2月。8.2.2导流方式根据本工程地形、地质情况及水工布置特点，选用土石混合及草袋粘土围堰，利用导流明渠和大坝导流底孔进行导流。发电引水隧洞、压力管道和厂房施工可同时进行。8.2.3大坝导流设计82 8施工组织设计根据本工程坝址河床开阔及施工期短的特点，该工程围堰选用土石围堰及草袋围堰，采用明渠导流，本工程导流建筑物为5级，导流标准采用姑水期10-2月三年一遇。第一期导流明渠选在右岸河段，待右岸坝体施工完成后利用其进行二期导流。8.2.2厂区导流厂房水下部分在一个枯水期完成。厂区施工导流围堰采用土石混合围堰和草袋围堰，分上、下游围堰和纵向围堰，围堰底宽4m，顶宽1.5m。8.3主体工程施工1、大坝工程施工本工程大坝采用M7.5水泥砂浆浆砌石堰坝，坝顶高程320.7m，坝底建基面最低高程307m，最大坝高13m，坝顶厚度2.5m，坝底厚10.9m；坝身设置C20砼防渗面板。工程地形狭窄，施工场地及现场施工道路布置较为困难，施工工序较多，因而工程施工难度较大。(1)大坝开挖土石方开挖采取自上而下，先岸坡后河床的方法进行，岩基开挖主要采用风钻钻孔，预裂爆破，分层开挖。当挖至建基面时，应控制炸药量，确保建基面完整。上下游坝基面开挖轮廓线均各自向外延伸0.5m，大坝土石方出渣利用河床右岸施工道路，由挖掘机装渣，自卸汽车运输至距大坝500m处山窝堆放。(2)坝体砌筑大坝砌筑坝体采用M7.5水泥砂浆浆砌石，砼防渗面板，块石标号不低于500#；坝体与基岩接触面为C15砼垫层，砼浇筑用0.4m3拌和机82 8施工组织设计供料，采用2.2kw插入式震捣器震捣埋块石砼要求震捣密实，埋石率控制在30%以内，控制好水灰比。砼拌和台设在左岸，砼用双胶轮车运输，块石由自卸汽车运至机坑前，用人工抬至浇筑现场。2、引水隧洞工程施工本工程引水隧洞共两条，每条长度不长，不设支洞，各有2个工作面。隧洞进出口施工不受洪水影响，进水口采用明挖，翻斗车运输，石渣可倒入库内,洞身开挖建议采用光面爆破,电雷管起爆,斗平车运输，石渣分别倒入库区和沿洞轴线山沟低洼处。调压井开挖自下而上全断面开挖，开挖前先用钻机造三个Ф100孔，便以排烟通风。洞身砼衬砌待开挖验收后进行，施工顺序先进口、后出口，浇筑由里到外，一次浇筑长约6m，横断面浇筑自下而上，断面3/4以下采用人工送料震捣器捣实，拱顶部分采用砼泵送料。隧洞回填灌浆，待砼浇筑完养护14天后进行。压力钢管安装，由压力管厂承建。压力管用8~10mm厚钢板卷成，主管内径Φ1.2mm、分叉管Φ800mm。支墩每5m设一个，镇墩在转弯处设一个，用C15埋石混凝土浇成，压力管外涂防锈漆。3、厂房及开关站施工厂房及开关站工程土石方开挖可自上而下进行，中水期完成发电机层地面高程以上开挖，枯水期完成水轮机层及尾水渠开挖，开关站施工不分季节可常年进行施工，厂区施工堆渣及砼拌和系统、料场均布置在左岸附近。8.4施工交通82 8施工组织设计本工程有南田镇至黄山村有林区公路通过坝址和厂址，交通便利。新增一条2km长的进坝址公路。场内临时施工道路修筑简单，用挖掘机修整后，可满足工程交通要求。8.5施工总布置及施工工厂设施根据本工程建筑物布置的特点，分设大坝工区和厂房工区，大坝工区设在坝址左岸上游山沟台地上，隧洞进口设小工区在右岸上游台地上，厂房工区设在河道右岸下游100m的台地上，由于施工场地周围均为陡峭山坡，布置较分散。施工相对难度较大。初步概算该工程需搭建工棚面积500m2左右。8.6施工总进度文成县石角二级水电站工程施工初拟总工期为10个月，本工程安排在第一年7月初开工，至第二年5月底完工。82 9工程建设征地和移民安置9工程建设征地和移民安置9.1水库淹没处理范围库区内尚未发现有开采价值的矿产资源和文化古迹，水库淹没实物主要是少许林地。工程没有移民。本工程主要淹没实物为：淹没林地11亩。9.2工程占地根据水库淹没处理办法和本工程建筑物布置及施工场地布置等情况，确定工程永久占地2亩，永久占地部分主要分布在新建公路、大坝、厂房及生活区。113 10环境保护与水土保持设计10环境保护与水土保持设计10.1环境现状项目附近水体多为山区溪流，水环境质量现状较好。10.2环境影响项目通过现有电站的建设，可改善项目区的基础设施条件，保障国民经济和社会发展，为人民提供一个良好的生产生活环境。项目建设具有良好的社会、经济、环境效益，以有利影响为主。10.2.1水环境影响（1）工程施工对水质影响本项目安排在枯水期施工以及关闭闸阀外，需修建临时围堰挡水。拦污栅施工在围堰基坑内进行，因此施工对河道水质影响不大。但在围堰填筑和拆除过程中，需在临时工区范围内河道倾倒或开挖泥土和砂石，将会有部分泥沙和土粒撒落水中，从而引起河水悬浮物（SS）浓度的增加。（2）施工期生活污水施工生活污水来自施工临时生活区的粪尿、食堂、公用设施等排放污水，主要污染指标为COD、BOD5、氨氮、总磷等。项目高峰期施工人数150人，人均污水排放量按100L/d计。由于本工程站点多分散，每个站点设立1个施工区，共设置4个施工区，施工人员分散布置在各施工区，施工临时生活区利用原管理房或租用周边的民房，各区生活污水排放量少，可利用原有的设施处理后通过原排污系统排放。各电站113 10环境保护与水土保持设计施工区附近均有耕地或果园，施工生活污水也可经简易化粪池处理后用于周边的耕地、园地灌溉。因此施工人员产生的生活污水对河道水环境影响不大。（3）施工期生产废水施工废水为围堰内的围堰渗水、清淤废水及降雨等造成的基坑积水等，需要经常性排水，排放量不确定。基坑排水的主要污染物为悬浮物（SS），根据水利水电工程的监测结果，基坑排水SS浓度一般在2000mg/L左右，应沉淀处理后排放，以减少对河道水质产生影响。另施工机械和汽车等的冲洗也产生一定量的生产废水，生产废水主要污染物为悬浮物和石油类。10.2.2固废环境影响（1）弃渣本工程弃渣堆置于相应电站附近的空地上。原有旧设备回收利用，含有变压器油的设备不得随意弃置，对环境影响不大。（2）生活垃圾施工高峰人数约150人，按人均日产生活垃圾约1.0kg计，施工高峰期日产生活垃圾150kg，生活垃圾并入附近的社区处理，对环境影响很小。10.2.3生态环境影响工程占地少，对植被影响不大。施工便道、临时堆渣等临时占地，造成局部植被剥落、破坏，这些生态系统的影响变化不会是永久性的，可以在项目施工完，通过种草植树绿化等措施给予恢复。113 10环境保护与水土保持设计10.2.4噪声影响项目施工除土石方开挖等现场施工噪声外，施工期间还将使用机械设备和运输工具等，各种建材运输时噪声也可能对周围环境造成影响。据调查，电站附近为没有居民点。电站施工噪声对附近管理房及居民有一定影响。本工程施工期短，仅12个月，施工噪声环境影响随着施工过程的结束而终止。10.2.5大气环境影响施工扬尘主要是施工区扬尘及运输车辆造成的道路扬尘等。据类比调查，施工场地扬尘对大气的影响范围主要在下风向150m内，道路扬尘影响的范围为道路两侧各50m的区域，对居住此范围内的居民有一定影响。10.2.6水土流失项目弃渣堆放过程需采取拦挡防护措施，临时施工道路、材料堆场等场地平整对地表土壤、植被造成破坏，表层的松散土经雨水冲刷，也会产生水土流失。项目主要涉及原有电站设备的更新及少量建筑物的更新改造，土石方量少，对水土保持的影响很小。10.3环境保护措施10.3.1水环境保护措施（1）基坑废水应充分静置沉淀，达到《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级标准后方可排放。113 10环境保护与水土保持设计（2）避免雨天施工，做好施工区、弃渣场等施工迹地的水土保持措施，防止水土流失产生，污染河道水质。（3）拆除设备废机油应回收利用，不得随意弃置。10.3.2生态保护措施（1）临时占用的土地，应尽快覆土、平整，恢复植被。（2）改善站区绿化环境，在生产、生活区主干道两侧种草植树。10.3.3噪声污染防治措施（1）施工单位要对各施工现场进行合理规划，统一布局，尽量选择低噪声先进的施工设备，加强施工作业管理，在居民区等噪声敏感地段，禁止夜间（22：00至次日6：00）进行高噪声施工作业。（2）梅高夏电站附近有居民，施工场地、材料制备场地布置应远离人口集中的居民区，距居民住宅的距离应大于200m。（3）加强施工管理，防止材料野蛮装卸产生突发噪声，对环境产生影响。（4）项目应尽量采用商品混凝土，减少混凝土现场拌制产生的大气及噪声影响。10.3.4固废及大气污染防治措施（1）原泵房拆除的旧设备应回收利用，不得随意丢弃。（2）施工废弃的沙石、建材、钢材、包装材料等应由专人管理回收，及时清理工作面，不留后遗症。（3）在施工人员相对集中区，即施工人员临时居住、休息和食堂生活区设垃圾筒或垃圾箱，由环卫部门统一收集处理。113 10环境保护与水土保持设计（4）做好施工机械的管理，保持良好车况，使用合格燃料，减少尾气的排放。做好施工场地的管理，晴天采取洒水等措施，减少扬尘的产生。10.3.5水土保持措施（1）项目建设扰动地表将会在一定程度上改变原地貌，使原有的林草植被等具有水土保持功能的植物设施遭到损坏，对水土保持有一定的影响，应采取措施进行防护，防止水土流失，防治范围包括项目主体工程区、施工区、堆渣场等。（2）为防止渣体受水流及降雨冲刷造成水土流失，弃渣场应采取挡墙及排水等工程防护措施，堆渣完毕弃渣场清理整治恢复植被。（3）部分可利用的土方就近堆存在电站附近，堆放期间靠河侧应采取填土草袋临时拦挡防护，遇雨天采用塑料薄膜覆盖。10.4环境管理（1）加强施工期环境卫生管理、施工人员劳动保护及“三同时”等措施的落实。（2）建设单位应在招标阶段要求承包商做出施工期的环境保护实施计划以及环境污染物达标排放的承诺，将污水处理设施、施工机械、水土保持等具体要求列入招标内容，进行招标。（3）在工程施工阶段，应将环保措施与主体工程同样对待，委托监理单位监督环保措施的施工，确保环保措施的落实。113 11节能设计11节能设计节能是我国经济建设中的一项重大政策，国家“十一五”规划能耗降低20%，年节能率要达到4%。在电站的设计中，要把节能作为全面技术经济分析的重要组成部分。本电站在设备选型方面根据技术先进、安全适用、经济合理以及保护环境等原则确定。尽量做到在不增加投资或少增加投资的前提下，取得较为显著的节能效果。11.1项目所在地的能源供应状况由于本工程建设项目相对简单，主要为土方开挖回填、混凝土工程及机电设备与金属结构安装，能源消耗十分有限，需求量少。工程用电就近接电力输电线路解决，工程所需汽柴油可由就近的油站解决。11.2能源消耗种类分析11.2.1施工期本工程主体工程施工机械设备主要以油耗设备和电耗设备为主。其中土石方开挖、填筑以油耗设备为主，混凝土浇筑项目即有油耗设备又有电耗设备。工程辅助生产系统主要有：砼拌和机、砂浆搅拌机、挖掘机、起重机等。其主要消耗的能源是电和水。工程生产性建筑物主要是施工工厂的施工仓库，其与施工临时生活区主要消耗的能源为电能。消耗方式为室内外照明用电及生活用电。113 11节能设计11.2.2运行期运行期发电没有能耗。11.3节能降耗措施、节能效果、经济效益的分析本工程节能降耗措施、节能效果、经济效益的分析，主要分施工期和运行期进行阐述。（1）施工期本工程施工受供水、供电时间限制，施工工期较长，建议在施工期的建设管理过程中采取以下节能措施：1）定期对施工机械设备进行维修和保养，减省设备故障的发生率，保证设备安全连续运行。2）加强工作面开挖碴料管理，严格区分可用碴料和废弃料，并按碴场规划和碴料利用的不同要求，分别堆存于指定料场，减少中间环节，方便物料利用。3）合理安排施工任务，做好资源平衡，避免施工强度峰谷差过大，充分发挥施工设备的能力。4）场内交通加强组织管理及道路维护，确保道路畅通，使车辆能按设计时速行驶，减少堵车、停车、刹车，从而节约燃油。5）生产、生活建筑物的设计尽可能采用自然照明，通风尽可能采用自然风。6）加强现场施工、管理及服务人员的节能教育。113 11节能设计7）成立节能管理领导小组，实时检查监督节能降耗执行情况，根据不同施工时期，明确相应节能降耗工作重点。（2）运行期1）建设单位要制定节能考核方法，努力提高生产管理水平，降低生产和生活能耗水平。2）建设单位要建立和完善设备与建筑能耗统计制度，做好主要运行设备能耗统计和建筑能耗标识。3）尽量使用节能高效设备，在满足运行值班、巡视、检修要求下，关闭一些场所的照明灯具，加强各用电设备的日常维护和定期检修工作，保持设备工作状态良好。4）科学合理配备生产运行和管理人员及生活设备设施，努力降低人均生活能源消耗。严格执行公务用车配备标准，使用符合国家标准的低油耗、低排放环保型车辆。5）加强管道施工过程中的监督检查，确保节能减排措施与能效指标的落实。11.4节能设计11.4.1水工建筑物节能设计电站主体建筑均按照节能建筑要求进行。11.4.2水力机械节能设计电站采用国内具有较成熟的制造运行经验的水泵电机组，具有高效、节能、噪音低、振动小、性能可靠等优点。113 11节能设计厂内起重设备、通风系统设备等均选择节能高效型。11.4.3电气节能设计电气主接线选择：选用节能变电变压器（S11型），可以减少能耗。主要电气设备，如开关柜、厂用变压器均采用高效、节能设备，具有高效、节能、噪音低、振动小、性能可靠等优点。在辅助机电设备方面电站均采用新型、高效的节能设备。在厂房的照明布置中采用新型的节能灯具，既满足厂房的照度要求，又可节能。供电电源靠近负荷，合理设计电缆走向以减少电缆长度，从而减少线损。合理选用变压器容量，以降低变压器的空载损耗及负载损耗。科学经济地选择输电线路导线截面，以降低电网线损和运行费用。113 12工程管理设计12工程管理设计为确保本工程的正常运用、工程安全和充分发挥工程效益，促进工程管理正规化、规范化，不断提高现代化管理水平，依据《水利工程管理单位定岗标准（试点）》（2004年，水利部、财政部）进行本工程的管理设计。12.1管理体制、机构设置和人员编制12.1.1管理机构的设置本工程的管理由专门成立石角三级电站管理站管理。根据本工程特点和安全运行的要求，工程投入运行后需建立一套完整、高效的管理机构，科学合理地配备有关专业人员，以保障工程建筑物的正常安全运行。管理机构的设置依照有关规范设置。管理机构根据运行需要，其内部机构拟设生产科（包括水政、运行科室）以及行政、财务等部门。12.1.2定员编制岗位定员标准参照《水利工程管理单位定岗标准（试点）》（二○○四年五月）执行，岗位定员总和Z按下式计算：式中Z——岗位定员总和（人）；G——单位负责、行政管理、技术管理、财务与资产管理及水政监察类岗位定员之和（人）；113 12工程管理设计S——运行、观测和养护修理类岗位定员之和（人）；F——辅助类定员（人）。岗位定员总和12人，由于本工程为新建工程工程，配备单位负责、行政管理、技术管理、财务与资产管理及水政监察类岗位人员。12.2工程管理范围和保护范围12.2.1管理范围工程管理范围包括工程区管理范围和生产生活区管理范围。工程区管理范围包括大坝、电站厂房、变电站、观测设施、专用通信及交通设施等各类建筑物周围和电站土地征用线以内的库区。大坝、电站厂房上游从坝轴线向上100m范围（不含工程占地、库区征地重复部分），下游从坝脚线向下游150m范围，上、下游均与坝头管理范围端线相衔接，大坝两端以第一道分水岭为界；其他建筑物从工程外廓线向外20m；电站土地征用线以内的库区面积220ha。工程区管理范围约220ha。生产生活区管理范围包括办公室、职工住宅及文化福利用房、生产用房，按其占地面积计算，约0.5ha。工程管理范围总面积约220.5ha。12.2.2保护范围保护范围包括工程保护范围和水库保护范围。工程保护范围在工程管理范围边界外延，主要建筑物外延200m，其他建筑物外延50m。电站保护范围为坝址以上，库区两岸土地征用线以上至第一道分水岭脊线之间的陆地。113 12工程管理设计12.4通信设施工程管理单位应建立为工程维修管理、控制调度运用的对内、对外通信系统，配备相应的通信设施，并实现与上级主管单位、水文气象单位和当地防汛指挥中心通信网的联接。根据本工程实际情况，3级管理单位应具备邮电通信网，设内、外部通信网络、电话机、Internet网络等，通过专用电话线路与上级主管单位和防汛指挥中心的调度中心联系，并配置手持机。113 温州市文成县石角三级水电站工程初步设计报告13劳动安全与工业卫生13劳动安全与工业卫生13.1劳动安全与卫生影响因素分析劳动安全是枢纽建筑物正常运行的保障，包括厂房的防火、防爆、防电气伤害、防机械振动危害、噪声等。13.1.1危害部位及程度电站运行中主要的高压生产部位是开关站、主变场、发电机组开关室、低压开关室等。厂房内的油罐、电缆等可燃部位，燃烧起来可能烧毁电气设备，损坏厂房；厂房内的压缩空气罐、调速器油压装置、主变等压力容器设有的泄压装置如果失灵，则有可能引起爆炸。水轮机、发电机等设备引起噪声，对工作人员的听觉功能危害较大，引起听力下降。对长期在厂房内工作的人员，容易引起关节炎。13.1.2有危害的设备危险因素较大的设备主要有主变压器、高压隔离开关、电流互感器、电压互感器、1避雷器、主变压器中性点隔离开关等高压设备，操作不慎或误入可能造成人员伤亡。13.1.3防洪与防淹厂房在汛期内河水位较高或遭遇大暴雨时，有可能淹没部分厂房，造成供电中断，为确保汛期供电安全，要设置两个独立电源，确保厂房正常供电、排水泵正常运行113 温州市文成县石角三级水电站工程初步设计报告13劳动安全与工业卫生下游水位较高时，要采取措施，防止下游尾水倒淹厂房。通往厂区建筑物外部的各种孔洞、管沟、通道、电缆廊道的出口高程均应高于厂房下游的洪水位，或采用可以防止洪水倒淹的建筑物。13.1.4受影响程度由于电站内有大量的电气设备存在，巡视人员及设备检修人员在工作时可能受到电气伤害，可能由于误操作带来人身触电或伤害事故。电站管理人员在工作时，由于水轮发电机、空压机、变压器、风机、断路器等设备运行时，将产生大量的噪声，断路器跳闸瞬时噪音有可能超过115dB（A），严重损害运行人员的身心健康，降低听力，还可能诱发心脏病、高血压、神经功能症等多种疾病。高温潮湿的工作场所特别是相对湿度大于75%，温度高于35℃的环境，工作人员极易患风湿性关节炎，作业人员的患病率高达35%以上。厂房内存在可燃，可爆物体，在运行过程中将产生低氟化合物、毒烟等有害物质，若通风不畅，可能损害运行人员的身体健康。可能部分接触微波及超高压电场的工作人员可能受到微波辐射，产生人体神经系统，血液循环系统、生殖系统、血微量元素及生理代谢等的功能障碍。13.2安全防范措施13.2.1劳动安全防范措施工程防火设计时，为了严防火灾发生，除采取消防工程措施外，还需加强消防教育，不得在厂房内采取明火取暖。压缩空气油压装置、主变等压力容器均设有泄压装置，以防爆炸。工程消防措施见工程消防设计。113 温州市文成县石角三级水电站工程初步设计报告13劳动安全与工业卫生为了防止意外电气伤害，工作人员的工作条件和工作环境都必须确保人身安全。电力设备主要布置在户外开关站内，为了防止意外伤害，开关站四周设2.4m高围墙，与外界隔离。主变压器场可利用防洪墙防止人员误入。为了防止工作人员的电气伤害，要定期检查所有电气设备，检查电工安全用具，确保人身安全。在初期发电至正常营运过渡阶段，对运行人员可能触及的配电装置的带电部分设防护栏杆和安全标志。运行人员操作安全距离：电压35KV以下，按0.6m考虑,带电的配电装置与防护围栏之间的距离均应大于以上数值。工作人员所携带的作业灯，电压要求符合GB/T3805-93《特低电压（LEV）限值》的规定；对照明器低于2.5m的场所，电压超过《特低电压（LEV）限值》规定的，将采取有效措施防止触电。厂房内的机械设备运行满足防护安全距离要求。机械设备防护罩和防护屏的安全要求，符合有关标准的规定。所有机械设备选型时，均选用安全性能可靠的合格产品。起重机在行走时，设置行车声光报警信号，防止人员伤亡事故。对坠落高度在2.0m以上的工作平台、人行通道，各种孔洞、坑、闸门门槽、集水井、吊物孔等处，在坠落面设置1.2m高固定式防护栏杆。机式起重机轨道梁旁设有安全标志，而走道则设防护扶手。在各楼梯、钢梯、平台等外均采取防滑措施，防止工作人员攀登时滑倒摔伤。机械排水系统的水泵排水管道设止回阀，防止下游洪水倒灌。13.2.2工业卫生要求113 温州市文成县石角三级水电站工程初步设计报告13劳动安全与工业卫生合理布置噪声源，降低噪声对人耳危害。将高压风机等噪声大的设备集中布置在厂房底层，远离厂房的值班场所。各个值班场所之间均设置隔墙，水轮发电机组设备选型时，要求制造商提供设备噪声水平不超过82dB（A）,以降低工作环境噪声水平。办公场所的空调器、风扇等设备选用噪声水平较低的设备。对个别噪声或振动达不到设计要求的设备，在安装的同时，要求厂家采取措施，将振动和噪声水平控制在规定范围内。夜班人员休息室噪声限制值控制在55dB（A），集中控制室和主要办公场所控制在70dB（A）以内（机组段外60dB（A）），一般控制室和附属房间的噪声控制在70dB（A）以内，对发电机层、水轮机层、空压机室等作业场所和生产设备房间噪声控制在85dB（A）以内。对每天接触不足8h的场所，噪声控制水平可增加3dB（A）。所有工作场所均按照设计要求安装照明器。对自然采光不能满足要求的作业场所，白天也用照明器进行人工采光。所有生活和建筑垃圾均不得任意堆弃，生活垃圾统一收集后运到专门堆放垃圾的场地进行掩埋处理，建筑垃圾按业主指定的位置进行堆放。电站进口拦污栅前的污物应及时清除、处理，防止腐烂发臭，危害环境。113 14设计概算14设计概算14.1编制依据及说明①执行(2010年)《浙江省水利水电工程设计概(预)算编制规定》。②建筑工程执行(2010年)《浙江省水利水电建筑工程预算定额》，并乘以概算扩大系数1.05。③施工机械台班执行(2010年)《浙江省水利水电工程施工机械台班费定额》。④机电设备及安装工程执行(2010年)《中小型水利水电设备安装工程预算定额》。⑤本工程概算拦水坝、机电金属结构安装根据三类工程取费标准进行编制，其余按四类工程取费标准进行编制。⑥机电设备及金属结构设备均按厂家报价。⑦执行浙江省水利水电工程工程量计算规则及（2010年）《预算定额》补充说明。⑧水泥、钢筋的预算限价分别为300元/吨、3000元/吨。外购砂、碎石、块石等预算价限价为60元/m3，超过预算价限价部分作为材料预算价差在计取三税税金后，列入相应工程项目的单价内(实际低于现价的按实价计算)。⑨地方材料价格：块石自行开采，碎石采用洞渣轧制，砂市场购买。水泥、钢筋等其他材料采用文成县市场信息价。14.2投资概算113 14设计概算本项目工程总投资1467.23万元，其中工程部分：建筑工程840.32万元，机电设备及安装工程231.49万元，金属结构设备及安装工程43.59万元，临时工程57.47万元，独立费用160.88万元，基本预备费66.69万元。淹没或征地费用：水库淹没处理补偿费16万元，基本预备费0.8万元。表14-1总概算表单位：万元编号序号项目名称建安工程费设备购置费独立费用合计1Ⅰ工程部分　　　　2一建筑工程840.32　　840.323二机电设备及安装工程60.24171.25　231.494三金属结构设备及安装工程20.0023.59　43.595四临时工程57.47　　57.476五独立费用　　160.88160.887　一~五部分合计978.02194.84160.881333.758　预备费　　　66.699　基本预备费(5%)　　　66.6910　价差预备费　　　011　建设期融资利息　　　012　送出工程　　　5013　静态总投资　　　1450.4314　总投资　　　1450.4315Ⅱ淹没或征地费用　　　　16一水库淹没处理补偿费　　　1617　预备费　　　0.818　基本预备费(5%)　　　0.819　静态总投资　　　16.820　总投资　　　16.821Ⅲ工程总投资合计　　　　22　静态总投资　　　1467.2323　工程总投资　　　1467.23113 14设计概算表14-2建筑工程概算表编号项目名称单位数量单价合价(元)第一部分建筑工程　　　8403225一大坝工程　　　21760901土方开挖m332526.8687302石方开挖m345038.39172763砾石回填m3245146.32358484M7.5浆砌石坝腹m32427507.7512323095C20砼垫层m3204.25594.481214236C20砼防渗板m3131.85679.48895897C20砼溢流面m3206.5753.411555798C20砼坝顶面层m352.5727.09381729DN1200坝内埋管m20300600010DN1200闸阀个250001000011闸阀井个21000200012钢筋t43.966093.6126788313栏杆m504002000014厚1.4mm铜片止水m50442.062210315C25砼护底m3245608.89149178二发电引水系统　　　4885937（一）隧洞工程　　　45765621土方开挖m312526.8633582平洞石方开挖m35262.6934017893143C20砼隧洞衬砌m31523.23954.5614540175钢筋制安t143.496357.629122456回填灌浆m23096123.653828207固结灌浆m200174.0434808（二）倒虹吸　　　2141841土方开挖m335026.8694012砂石回填m3250210.24525603C25砼护底m3250608.89152223（三）压力管道工程　　　951921土方开挖m346526.86124902一般石方开挖m326538.39101733C15埋石砼支墩m388787.78693254C15埋石砼镇墩m34.4728.233204三发电厂房工程　　　9068721土方开挖m343526.8611684113 14设计概算2一般石方开挖m329038.39111333石渣回填m342519.8284244M5浆砌石挡土墙m330499.53149865厂房下部C20砼m3465806.993752506C20砼地面m32341318.173084527厂房建筑m2189500945008细部结构项18244382443四升压站工程　　　1073261土方开挖m324026.8664462M5浆砌石挡土墙m385499.53424603厂房下部C20砼m360806.99484194围墙及出线构架项2500010000五交通工程　　　2400001进厂公路km380000240000六房屋建筑工程　　　750001办公和宿舍m215050075000七其它工程　　　120001通讯线路km3400012000表14-3机电设备及安装工程概算表编号项目名称单位数量单价设备费安装费第二部分机电设备及安装工程　　合计：1712475602400一发电设备及安装工程　　　1369666160800㈠水轮机设备及安装　　　77940074000　水轮机HL200-WJ-50台2250000500000　　调速器台2120000240000　　透平油L-TSA46t2500010000　　运杂费　　3.92%29400　　安装费台237000　74000㈡发电机设备及安装　　　42607241000　发电机SFW800-6/990台2180000360000　　发电机综合自动化屏HZA100型面22500050000　　运杂费　　3.92%16072　　安装费台220500　41000㈢主阀设备及安装　　　519605000　电动蝶阀Φ700mm台22500050000　　运杂费　　3.92%1960　　安装费台22500　5000113 14设计概算㈣起重设备及安装　　　831368000　电动葫芦DL-10t.Lk=8.0m台18000080000　　运杂费　　3.92%3136　　安装费台18000　8000㈤其它设备及安装工程　　　2909832800　机修设备套180008000　　消防设备套12000020000　　材料套130000　30000　运杂费　　3.92%1098　　安装费项12800　2800二升压变压器设备及安装　　　342809441600㈠主变压器设备及安装　　　18705618000　主变压器S11-2000/10台1180000180000　　运杂费　　3.92%7056　　安装费台118000　18000㈡高压设备及安装　　　47803171600　氧化锌避雷器HY5WS1-17/50只120002000　　户外隔离开关GW9-10/630组140004000　　户外柱上SF6断路器ZW861-12/400台14000040000　　硬铜母线kg90070　63000　综合电缆m1000100　100000　户外10KV构架项14000　4000　运杂费　　3.92%1803　　安装费项14600　4600㈢其它设备及安装工程　　　107950252000　励磁屏面250000100000　　程控电话套21000　2000　照明系统工程项120000　20000　接地工程项120000　20000　10KV架空线路项1200000　200000　运杂费　　7.95%7950　　安装费项110000　10000113 14设计概算金属结构设备及安装工程概算表表14-4单位：元编号项目名称单位数量单价设备费安装费第三部分金属结构设备及安装工程合计：　235933199957一引水工程　　　30003001拦污栅设备及安装t0.65000/5003000300二压力钢管制作及安装　　　2329331996571压力钢管制作t66.553500232933　2压力钢管安装t66.553000　199657第四部分临时工程概算表表14-5单位：元编号项目名称单位数量单价合价一导流工程项2735014700二施工便道KM32100084000三临时工棚和仓库M25008433600四场内外供电线路KM33150094500五砼料拌和系统项41575063000六其它临时工程项1284861284861　合计　　　574661113 14设计概算第五部分独立费用概算表表14-6单位：元编号费用名称计算式合价一建设管理费　8117601建设单位开办费一至四部分建安工作量×3.5%3423092建设单位人员费3工程管理经常费4工程建设监理费参照《建设工程监理与相关服务收费标准》计取3227485经济技术服务费一至四部分建安工作量×1.5%146704二生产准备费　195221生产及管理单位提前进厂费/　2生产职工培训费/　3管理用具购置费一至四部分建安工作量×0.1%97804工器具及生产家具购置费设备费×0.5%9742三科研勘察设计费　6748371科学研究试验费一至四部分建安工作量×0.2%195602前期勘察设计费　2640672.1项目建议书阶段工程勘察设计费×23%1124732.2可行性研究阶段工程勘察设计费×31%1515943工程勘察设计费　3912103.1工程勘察费一至四部分建安工作量×4%3912103.2工程设计费四其他　1026931工程质量检测费一至四部分建安工作量×0.1%97802安全施工费一至四部分建安工作量×0.5%489013工程保险费一至四部分建安工作量×4.5‰440114其他税费/　合计　1334674113 14设计概算附表：人工材料单价汇总表序号项目名称单位单价(元)1人工工日69.62人工(机械)工日69.63水泥t5574钢筋t33925型钢kg3.8476钢模板kg47卡扣件kg3.988铁件kg6.449铁钉kg6.4410铁丝kg6.4411灌浆管m2512合金钻头个4013板枋材m3202814电雷管个3.615非电毫秒雷管个5.516导爆管m117导电线m1.518炸药kg2019柴油kg9.3220汽油kg9.1421砂（净砂）m3195.7522块石m3181.1523埋块石m3109.7524电焊条kg5.625电kWh0.85426风m30.1527水m33.428水泥42.5kg0.55729粗砂m3195.7530混凝土运输m312.0331混凝土拌制m324.0332砾石m3136.533砂m3195.75113 14设计概算主要施工机械台班费计算表序号编码机械名称及规格一类费用(元)二类费用(元)养路费元/台班人工(工日)汽油(公斤)柴油(公斤)电(度)风(立米)水(立米)煤(公斤)木柴(公斤)小计及车船48.769.1430.8540.153.4　　使用税11010单斗挖掘机液压斗容1.0立米473.1269304.52777.6297.5220721029推土机功率（59KW）145.51242223.52369.0397.5212631030推土机功率（74KW）254.54253256.52511.0697.5215941080蛙式夯实机功率（2.8KW）7.35216111.184118.53497.5213.6651081风钻手持式11.587561.3117.82129.4113.44.4261082风钻气腿式14.3610431.7162.23176.59156.455.7871108双胶轮车5.405.481119修钎设备402.7115517.792013灌浆泵中低压泥浆51.72270157.3209.0297.5259.78102014灌浆泵中低压64.69255144.49209.18113 14设计概算砂浆97.5246.97112017灰浆搅拌机20.3813376.94297.32248.7628.18122046灌浆自动记录仪67.8621.70869.5681.71132065砂浆拌和机19.8713477.79697.66648.7629.04144014混凝土搅拌机出料（0.40m3）56.2248138.512194.71297.5240.99113 14设计概算砼及砂浆配合比单价分析表序号强度等级级配水泥(kg)砂(m3)卵砾(碎)石(m3)水外加剂预算价格价差0.360603.4　1水泥砂浆M7.5混凝土Sn42.52191.110.132132.749206.96665.766.60.452纯混凝土C15(40)混凝土Sn42.5水灰比0.65-2211.560.530.80.15143.778187.51863.4731.8480.513纯混凝土C20(40)混凝土Sn42.5水灰比0.60-22610.510.80.15157.41197.5178.330.6480.514纯混凝土C25(40)混凝土Sn42.5水灰比0.55-22860.490.810.15164.31201.98585.829.448.60.51113 15经济评价15经济评价15.1概述本项目主要是发电效益为主，并兼有农田排涝效益等，经济评价按《水利建设项目经济评价规范》（SL72－94）、《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）等国家和行业技术规程规范的要求进行。本项目属于社会公益性质的建设项目无财务收入，故本报告仅进行国民经济评价并计算其有关指标，从国家整体角度来考察项目的经济合理和可行性。由于目前的物价水平与影子价格基本一致，因此，对投资的单价不做调整，仅扣除属于国民经济内部转移的利润、税收等。经估算，工程总投资为1467.23万元。15.2效益分析(1)发电收入发电收入=厂供电量×电价=329.12万度×0.45元/度=148.10万元。(2)税金电力销售税金包括增值税和销售税金附加。①增值税税率为6%增值税为价外税，增值税仅作为销售税金附加计税基础。②销售税金附加（包括城市维护建设税5%，教育费附加3%）销售税金附加=8%×增值税税额(3)利润113 15经济评价利润=收入-总成本费用-销售税金附加税后利润=利润-应缴所得税（所得税税率为15%）盈余公积金、公益金分别按税后利润的10%、5%提取。(4)回收余值回收余值指回收固定资产余值及回收流动资金。本电站永久建筑工程按50年折旧，设备按20年折旧。流动资金运行期末一次回收。累计回收余值为30.4万元。15.3财务评价财务盈利能力分析指标为财务内部收益率、投资回收期、财务净现值、总投资收益率、资本金净利润率等，见表15-1。表15-1财务评价指标汇总表项目项目单位指标备注7.1项目投资财务内部收益率％10.75全部投资，所得税前7.2项目投资财务净现值（ic＝7％）万元90.1全部投资，所得税前7.3项目投资财务内部收益率％9.22全部投资，所得税后7.4项目投资财务净现值（ic＝5％）万元66.5全部投资，所得税后7.5投资回收期（Pt）年9.82所得税后8清偿能力指标　8.1借款偿还期年8.958.2最大资产负债率％0.0015.4国民经济评价按规定，社会折现率取为12％。经测算，国民经济各指标计算结果详见表15-2。113 15经济评价表15-2国民经济评价指标计算项目指标经济内部收益率EIRR14％经济净现值ENPV（万元）i＝12％366.65经济效益费用比EBCRi＝12％1.37由表15-1可得，该项目经济内部收益率为14％，大于社会折现率12％；经济净现值为366.65万元，大于0；经济效益费用比为1.37，大于1，因此从国民经济角度分析，该项目在经济上是合理可行的。15.5经济评价结论通过以上分析可得，国民经济评价各评价指标均大于《水利建设项目经济评价规范》（SL72－94）的要求，说明该项目是合理可行的。而且工程建成后对自然环境和社会环境的影响也主要体现为积极、有利的影响，所带来的经济效益和社会效益也十分明显。113'