甘肃省某水电站工程初步设计报告

'目录1综合说明11.1概述11.2水文31.3工程地质41.4工程任务和规模61.5工程布置及建筑物71.6水力机械91.7电气工程101.8金属结构111.9消防111.10施工组织设计111.11水库淹没处理及工程永久占地151.12环境保护设计161.13水土保持设计181.14工程管理211.15劳动安全与工业卫生211.16投资概算241.17工程经济评价241.18节能分析与评价251.19工程招标261.20附表262水文312.1流域概况312.2气候特性312.3水文基本资料322.4径流332.5设计洪水362.6河流泥沙402.7施工期水情预报413工程地质503.1概述503.2区域地质及地震503.3水库区工程地质条件543.4坝址区工程地质条件563.5地面厂房的工程地质条件593.6天然建筑材料593.7结论与建议66 4工程任务和规模684.1河流规划和地区社会经济概况684.2地区电力工业现状及发展规划744.3综合利用及开发任务、供电范围与设计水平年794.4特征水位的选择和装机规模804.5水利和动能844.6水库淤积及回水计算904.7水电站多年运行方式及多年运行945工程布置及建筑物955.1设计依据955.2坝(闸)址选择995.3坝(闸)型，坝(闸)轴线选择及工程布置995.4挡(泄)水建筑物1085.5厂房1125.6工程监测1146水力机械及采暖通风1166.1水轮发电机组选择1166.2采暖通风1317电气1347.1电站与电力系统的联接1347.2电气主接线1347.3厂区用电及进水枢纽用电1357.4电气一次设备选择1357.5电气二次设备1377.6电气设备布置1377.7过电压保护及接地1387.8电工试验室1387.9通信方案及设备选择1398金属结构1408.1枢纽的特征水位及建筑物高程1408.2枢纽水道总体布置1408.3厂房尾水特征水位及建筑物高程1448.4冬季运行的防冰冻问题1458.5金属结构设备的运行监控1458.6其他说明1459消防设计1479.1工程概况1479.2消防设计依据和设计原则147 9.3消防总体设计方案1489.4工程消防设计1489.5采暖通风系统消防设计1529.6消防电气1539.7火灾自动报警系统15410施工组织设计15510.1施工条件15510.2施工导流16010.4主体工程施工16510.5施工工厂设施16610.6施工交通运输16910.7施工总布置16910.8施工总进度17210.9主要技术供应17411水库淹没处理及工程永久占地17611.1水库设计回水17611.2库区淹没、浸没、塌岸处理17611.3移民安置17711.4工程永久占地17711.5补偿投资概算17812环境保护设计18112.1概述18112.2环境现状18412.3环境影响识别18712.4主要环境影响初步评价18912.5环境保护对策措施19312.6环境保护投资估算19612.7初步评价结论和建议19613水土保持设计19913.1编制目的及依据19913.2建设项目概况20013.3项目区水土流失现状20113.4水土流失预测及危害分析20213.5水土保持方案总体布局20513.6水土保持监理和监测计划20613.7水土保持管理20713.8水土保持投资估算20713.9初步结论20814工程管理设计210 14.1编制依据21014.2管理机构21014.3人员编制和生产生活面积及辅助生产建筑面积21014.4主要管理设施21014.5主要管理措施21215劳动安全与工业卫生21615.1设计依据21615.2工程综述21715.3劳动安全21915.4工业卫生22315.5安全卫生设施22415.6周围环境对安全卫生的影响及防范措施22515.7预期效果评价22515.8存在的问题和建议22516投资概算22616.1编制说明22616.2投资概算表23217经济评价25717.1财务评价25717.2国民经济评价26117.3综合评价26318节能分析与评价27618.1编制依据和基础资料27618.2建设项目能源消耗种类分析27718.3能耗指标27718.4节能措施27918.5节能效果分析28519工程招标28619.1绪言28619.2招标范围28619.3招标组织形式28619.4招标方式28619.5招标初步方案286 1综合说明1.1概述1.1.1流域规划概况白龙江系嘉陵江一级支流，发源于岷山西段郎木寺以西的廊尔莽梁北麓，源地海拔4072m，自西北向东南流经甘、川两省的若尔盖、迭部、舟曲、宕昌、武都、文县、青川等县，于四川省昭化汇入嘉陵江，主河道长535km，全流域集水面积32810km2。拱坝河口水电站工程位于甘肃省武都区境内白龙江干流上，坝址位于白水江干流武都区位于两水镇后坝村白龙江与拱坝河的交汇处，地理坐标：东经104o17′，北纬33o26′，控制集水面积12254km2。是白龙江武都境内规划的第三座电站，国道212线自白龙江左岸通过，施工交通较方便。工程地理位置详见图1.1.1。2007年8月25日～28日，甘肃省发展改革委会同甘肃省工程咨询中心对《白龙江干流沙川坝～苗家坝河段水电开发调整规划报告》（以下简称调整规划报告）进行了审查，审查基本同意规划提出的该河段16段的梯级开发方案，即从上至下依次为虎家崖、南峪、两河口、石门坪、沙湾、角弓、甘谷、石门、两水、汉王、包家坝、椒园坝、大元坝、橙子沟（宗家坝下坝址）、临江、苗家坝水电站。拱坝河口水电站就是规划中两水电站，工程区全部在甘肃省陇南市武都区境内，厂房距县城13km，是规划中的第9级电站，审定装容量机3×6.3MW，根据西北院2007年9月《白龙江干流沙川坝～苗家坝河段水电开发调整规划报告》（审定本），其上游为石门水电站，装容量机2×6.3MW，2010年下游又插补规划锦屏水电站，装机容量2×6.3MW。1.1.2可行性研究阶段的主要结论2005年5月，由中国华西工程设计建设有限公司编制完成了《甘肃省陇南市武都区拱坝河口水电站工程初步设计报告（含可行性研究）》并通过陇南市发改委审批，设计方案采用引水式开发方案，选择坝址位于白水江干流武都区石门乡草坝子村，地理坐标：东经104o15’，北纬33o28’，控制集水面积12228km2 。厂址在其下游约5.0km，位于两水镇后坝村白龙江与拱坝河的交汇处，地理坐标：东经104o17’，北纬33o26’，控制集水面积12254km2。闸址位于石门乡草坝子村河段，取水口位于白龙江右岸，经长约2.022km明渠、1.033km连拱渡槽和1.621km的引水隧洞引水至拱坝河口白龙江右岸建厂发电。电站为无调节低坝大流量引水式电站，设计最大坝高约10.15m，正常蓄水位1049.64m，水头14.7m，引用流量147.74m3/s,装机容量18MW。电站总投资为16650万元，其中静态总投资为15738万元，建设期贷款利息912万元，建筑工程9250万元，机电设备及安装工程2817万元，金属结构设备及安装工程379万元，临时工程947万元，其他费用1596万元。1.1.3初步设计的主要结论由于本工程隧洞与武罐高速公路隧洞相互冲突、进水枢纽与兰渝铁路冲突等原因，项目一直未按可研批复方案实施，遵照陇发改项[2007]32号文陇南市发展和改革委员会关于甘肃省陇南市武都区拱坝河口水电站工程项目核准的通知（见第六条），2011年11月，业主重新委托我院对该项目进行设计，根据踏勘成果及业主在设计合同中的明确要求，在电站初步设计阶段拟定的设计方案基础上，重新进行方案比较，以期更经济、更合理的完成电站建设，随即进场开展地形图测量成果补测、地质勘探和试验及设计工作。经本阶段各专业人员的努力工作，于2012年6月初根据国家水电工程勘察设计的有关规范、规程。通过水力动能计算，经过分析论证，技术经济比较，选定了新的坝轴线位置，初步确定了工程总体布置方案，确定了工程规模和主要建筑物的型式，在此基础上完成了《甘肃省陇南市武都区拱坝河口水电站初步设计报告》。主要结论如下：（1）拱坝河口水电站采用河床式开发，枢纽地理坐标：东经104o17′，北纬33o26′。电站开发河段内无灌溉引水和人畜饮水要求，上游森林已停止砍伐，也无漂木要求，因此本河段内无其它综合利用要求，工程开发任务单一，就是径流式发电。（2）电站正常蓄水位1040.00m，正常尾水位1031.22m，额定水头8.5m，引用流量250m3/s。 （3）本阶段推荐电站装机容量为3×6000=18000kW，其多年平均发电量为6484.5万kWh，装机年利用小数3602.5h；水轮机型号为GZ（B14）—WP—330；发电机型号为SFWG6000—36/3700；上网电压等级为35kv。（4）电站静态总投资13067.38万元，总投资13544.53万元，单位千瓦总投资7525元/kW，单位电能投资2.09元/kWh。（5）电站计划总工期24个月。该电站规模适中，工期短，对外交通不便，具有优越的开发条件和社会经济效益。建议业主积极筹措资金，争取尽快开工兴建，以便早日发挥效益。1.2水文1.2.1流域概况白龙江发源于岷山廓尔莽梁，源地海拨4072m,自西北向东南流经甘、川两省的若尔盖、迭部、舟曲、宕昌、武都、文县、青川等县，于四川省旧昭化城东汇入嘉陵江，全长535km，流域面积32810km2，属长江流域嘉陵江水系的一级支流。1.2.2气象拱坝河口水电站位于白龙江中游段，首部枢纽控制集水面积12254km2,该段河道河谷相对开阔，滩地、阶地发育。工程区属大陆性亚热带气候，降水量为白龙江偏低区，日照充足，夏季炎热，冬季微寒。工程区直接移用武都气象站资料：多年平均气温14.8℃,实测极端最高气温40.0℃，实测极端最低气温-8.1℃，年平均蒸发量1723mm，平均日照时数1912h，多年平均风速1.5m/s，最大风速24.0m/s。工程区冬无积雪、河水不结冰，无霜期228天，最大冻土深度11cm。1.2.3径流拱坝河口电站位于白龙江中游段，下游13km处武都水文站（集水面积14288km2）有1940～1946年和1958～2000年两阶段径流测验成果，是本次径流计算较理想的参证站。武都水文站有43年实测水文资料，拱坝河口电站与武都水文站相距13km，区间集水面积2034km2，采用水文比拟法，推算拱坝河口水电站径流成果如下表1.1： 拱坝河口水电站设计年径流成果表表1.1集水面积（km2）统计参数设计年径流量(m3/s)Q。（m3/s）CvCs25102050759095122541120.252.0Cv17816314913511092.578.871.01.2.4设计洪水白龙江洪水均为暴雨洪水，发生频繁，汛期5-10月，一般年最大洪峰流量出现在7、8、9月份，洪水过程基本特征是：具有大江起涨慢，消退长的肥胖型洪水过程，又具有山区河流陡涨陡落的尖瘦型洪水过程。拱坝河口电站与武都水文站相距10km，工程区集水面积12254km2，以武都水文站（集水面积14288km2）为基础，将武都水文站设计洪峰流量按公式F2Qm2=(--------)nQm1F1修正后，作为拱坝河口电站设计洪峰流量，见表2.3.2，式中指数n=0.7。拱坝河口电站设计洪峰流量成果表表1.2断面位置集水面积（km2）某设计频率(%)的洪峰流量（m3/s）0.5123.33510武都水文站14288245921701874160714281139拱坝河口电站122542208194916831443128210231.2.5固体径流拱坝河口电站多年平均悬移质含沙量为3.46kg/m3，经计算多年平均悬移质输沙率384kg/s，多年平均悬移质输沙量1211万t，多年平均侵蚀模数1072t/km2,固体径流以汛期泥沙为主，占年输沙量的97.1%，其中6-9月的输沙量占年输沙量的82.8%。推移质年输沙量为303万t，则年输沙总量为1514万t。1.3工程地质1.3.1区域地质工程区位于秦岭东西向复杂构造带，北秦岭褶皱带与南秦岭褶皱交界处。发育的节理裂隙主要有三组：1）NW-SE，NE71º<86º；2）NE-SE，NE35º<10º；3）NE-SW，SE156º<15º。， 区内出露地层主要为印支期迷坝组花岗岩和第四系松散堆积物。根据《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001）划分，工程区地震动峰值加速度为0.20g，地震动反应谱特征周期为0.45s；相应地工程区地震基本烈度为Ⅷ度。建议本工程按Ⅷ度设防。在工程区内发育一些滑坡和坍塌现象，主要是地表坡积物的浅层滑动和岸边阶地前缘陡坎的坍塌局部尚可见到高角度风化、卸荷裂隙切割导致岩块崩塌现象。按含水层性质可分为基岩裂隙水和第四系孔隙水，水文地质条件相对简单。1.3.2水库区工程地质条件该电站拟采用低坝径流式，坝高8m，其回水2.4km，在其回水范围内无农田及房舍淹没，因河床谷岸为花岗岩体。虽有不稳层组合，但不存在淹没，渗漏，塌岸等工程地质问题。1.3.3闸址和厂区主要建筑物工程地质条件坝基包含布置于河床泄洪、冲砂闸等建筑物基础。勘探深度范围内坝基均为覆盖层组成。坝基覆盖层呈上叠结构，层次较为分明。上部5.4～6.4m为稍密的粉土质砾石土，其抗冲刷能力差、承载力低，不能满足闸基闸承载和变形要求，建议清除。下部以卵石土为主，勘探中未发现连续成层分布的砂层及粉粘土等软弱土层，皆由粗粒土组成，中密、允许承载力[R]=0.35～0.40Mpa，变形模量Eo=30-35Mpa，地基抗变形和承载力可满足低矮的坝（闸）基设计要求，建议基础置基于层中密卵石土上。地面厂房主要由安装间、主厂房、副厂房和尾水渠等建筑物组成。厂房基础置于全新统近代河流冲积的漂卵石层上，容许承载力0.50～0.60Mpa，变形模量40～50MP，承载力及变形均能满足基础要求。厂房基坑中上部以卵砾石土为主，其透水性强，且厂房距离白龙江较近，地表水和地下水具有良好的补给渗通道。因此，基坑开挖时，不可避免地有大量地表水及地下水涌入基坑内。建议加强基坑排水及临时边坡的支护处理措施。尾水渠道布置于白龙江右岸河漫滩上，尾水直接与河水相接。尾水渠地基以卵砾石土为主，容许承载力0.35～0.40Mpa,变形模量30～35Mpa，变开模量30～35Mp a，承载力及变形均能满足基础要求。卵砾石土透水性强，需做好相应的衬护工程措施。建议开挖边坡比1：1.25(水上)～1：2（水下）。1.3.4天然建筑材料土料质量符合围堰用料要求，运距近，开采、运输方便。但不满足槽孔固壁土料质量要求，因其需用量较小，建议采用外购解决。条块石料储量丰富，质量符合要求，开采、运输方便。天然砂砾石料储量较为丰富，除砂的含泥量略超标外，其余各项技术指标均满足要求，建议施工时对细集料进行冲洗后使用。鉴于烟墩沟砂砾石料场储量大，质量可满足要求，开采运输方便，且便于布置加工系统，可作为主料场优先开采利用。1.4工程任务和规模1.4.1电站建设的必要性修建拱坝河口水电站可缓解当地用电供需矛盾，同时对于促进地区经济发展，改善投资环境；加速河流水力资源的开发，将水力资源优势转变成经济优势，提高人民生活水平，改变当地的能源结构，实现“以电代柴”，保护和改善生态环境，巩固退耕还林成果，促进边远山区经济的繁荣和进步，维护社会稳定均具有重要作用。因此，兴建本电站是非常必要的。1.4.2供电范围及设计保证率拱坝河口电站总装机容量18MW，在甘肃电网内所占比重极小，电力消化都不存在问题，电站厂区属陇南市武都区，出线较两水110变电所最近。初拟供电范围为甘肃电网。本阶段可就近在陇南电网消化，减少线损，最大发挥发电效益。《小型水力发电站设计规范》(GB50071—2002)规定，电站设计保证率可根据系统中水电站容量占电力系统容量的比重、设计电站的调节性能和容量大小等因素，在80%～90%范围内选取。该电站的设计保证率取为80%。1.4.3水利动能1.4.3.1装机容量的选择 根据电网的电源组成和负荷特性结合水能利用分析，电站装机容量初步拟定三种方案：12MW、15MW、18MW，进行动能经济比较。各装机容量方案采用相同的运行方式按丰、平、枯三个代表年的逐日平均流量进行调节计算。结合当地负荷及动能经济指标、机组台数和机型的选择，最后推荐本电站的装机容量为3×6000=18000MW。1.4.3.2电站能量指标拱坝河口电站装机18MW，单机容量6MW，机组为3台灯泡贯流式机组，其多年平均发电量为6484.5万kWh，其中丰水年（P=10%）发电量为7909.6万kWh，平水年（P=50%）发电量为6774.7万kWh，枯水期（P=90%）发电量为4769.4万kWh，装机年利用小数3602.5h，保证出力为3213kW。1.4.4泥沙冲淤及回水分析拱坝河口电站取水口采用低闸坝，闸坝壅水高9m。坝底基本与原河床齐平。不形成水库，汛期采用大排大泄的运用方式，故不会带来坝前泥沙淤积。由于坝址河段坡降较缓，闸坝壅水较高，坝前回水较短（小于2400m），水库淹没处理的设计洪水位P=3.33％、P=1％均低于正常蓄水位，水库淹没调查可考虑正常蓄水位加高0.5～1.0m作为水库淹没处理的控制高程。1.5工程布置及建筑物1.5.1工程等别及洪水标准白龙江拱坝河口水电站位于白龙江干流中游段。电站枢纽布置拱坝河口上游0.3km处，距甘肃陇南规划的锦屏电站厂房1.5km。厂址布置在两水镇大桥下游150m的右岸处，距武都区13km，首部枢纽与厂房布置在一起，控制集水面积12254km2。白龙江拱坝河口水电站是白龙江流域沙川坝～苗家坝河段梯级开发方案规划的第9级电站。该电站为一径流式电站，电站正常蓄水位1040.00m，额定水头8.5m，引用流量250m3/s，装机容量18.0MW，除发电外无其它综合利用要求。根据《水电枢纽工程等级划分及设计标准》(山区、丘陵部分)DL5180-2003的规定，本电站为Ⅳ等小（1）型工程。永久性主要建筑物按4级设计，次要建筑物按5级设计，临时建筑物按5级设计。确定本电站首部枢纽建筑物设计洪水标准采用30年一遇，校核洪水标准采用100年一遇；厂区枢纽建筑物设计洪水标准采用50年一遇，校核洪水标准采用100年一遇。 1.5.2坝址选择坝址选择：由于拱坝河口水电站开发河段唯一，坝址选择宜选在两水镇白龙江大桥以下，避开村庄和耕地，结合地质情况后确定。根据地形地貌，气候人文等因素，坝区选择在两水镇白龙江大桥下游150m处，该带河谷相对较宽，谷宽120-140m，河床高程为1030～1032m，坝区枯水期河宽32m，上游地形狭窄，大部分为荒滩，下游地形开阔，两岸谷坡覆盖层较厚，对比后，此处确定坝址，条件相对优越。考虑两水镇白龙江大桥防洪水位要求，将拱坝河口电站正常蓄水位定为1040.00m，需修8.0米高的拦河闸坝。根据上述条件，坝高选择为不能不满足白龙江大桥防洪评价，仅抬高至两水镇白龙江大桥梁下平高程以下1.5m，即坝高不超过9.5m为宜。经综合对比，以现选坝址为推荐方案。1.5.3厂址的方案选择拱坝河口坝电站指定的开发河段可供建厂房的位置只有一处，即两水镇白龙江大桥下游150m处。拱坝河口坝电站设计引水流量250m3/s，电站装机容量为18000kw。为了合理利用流域规划所指定开发河段的水力资源。结合规划，选定河床式开发为推荐方案。1.5.4工程布置武都区拱坝河口水电站推荐方案位于白龙江下游河段。该水电站为低拦河坝河床式水电站工程，由拦河泄洪冲砂闸和厂房两大部分组成，厂房在白龙江右岸布置。电站枢纽布置拱坝河口上游0.3km处，距下游规划的锦屏电站厂房1.5km，枢纽为一综合性建筑物，由泄洪冲砂闸和厂房组成，担负着引水发电，泄洪冲砂任务。根据坝（闸）处工程区的地形条件，遵循“正向进水，正向泄洪冲沙”的“一”字型布置，进水闸、泄洪冲砂闸“一”字型布置方式，具有泄洪能力强，闸前主流稳定，投资省、运行管理灵活方便。3孔进水闸用闸室单元，5孔泄洪冲沙闸共一闸室单元。取水闸紧邻洪冲沙闸布置在右岸。厂址布置在拱坝河口上游0.3km处，厂区主要由主副厂房、尾水渠、厂区护堤、升压站，办公、福利区等部分组成。主厂房下游为副厂房，主厂房面积613.87m2，副厂房面积427.56m2，， 主厂房尺寸为39.1m×15.7m×31.67m(长×宽×高)，厂内安装3台单机容量为5MW的GZ（B14）—WP—330灯泡贯流式水轮发电机组,安装间地坪高程1037.55m，安装间布置在主厂房左侧，其中主机室长39.10m，安装间长11.6m。厂房正常尾水位：1031.22m；厂房最低尾水位：1030.00m。进厂交通布置在上游。尾水平台高程1038.55m。厂房尾水采用正向出水布置，三条尾水渠汇合成一条主渠与原河床相接。尾水支渠长60m，采用矩形断面，底宽26.6m，末端与原河床相接，尾水主渠0+000底板高程为1022.82m；池底和侧墙均采用C25钢筋砼衬砌。升压站位于厂房下游侧，为户外开关站,平面尺寸25×40m，地面高程1040.00m,站内设两台10000kvA变压器，用电缆与副厂房连接，升压站占地面积1000m2。生活区布置在主厂房下游的白龙江右岸台地上，占地总面积3000m2。1.6水力机械经水文、动能计算分析，推荐拱坝河口电站装机容量18000KW。经水文、水能计算比较，推荐本电站装机容量为3×6000=18000KW。本电站的运行水头范围为4.0m～9.2m，本水头段的电站一般采用灯泡贯流式机组或轴流式机组两种机型。近期，由于国内设备制造能力的提高，目前，国内灯泡贯流式机组的制造技术已有了很大的进步，基本上解决了设计、制造大中型灯泡机组的技术难题，已有多家制造厂具有生产大容量灯泡贯流式机组的能力。本电站为中小型灯泡贯流式机组比采用轴流式机组具有明显的经济效益，对于同水头，同容量的两种机组，灯泡贯流式机组，转轮直径可相对减小20%～30%，转速可相对升高30%～40%，效率可相对提高2%～3%。采用灯泡贯流式机组可减小机电设备尺寸和重量，同时可减小厂房尺寸，使工程综合投资相对降低越10%～15%。因此，本电站优先采用灯泡贯流式机组。根据水轮发的相关参数，选配出机组的其他设备。水轮机型号：GZ（B14）—WP—330最大水头：9.2m最小水头：4.0m 额定水头：8.5m额定出力：6263kw额定转速：166.7r/mim额定流量：83.3m3/s额定效率：≥93%吸出高度：≥－3.3m发电机型号：SFWG6000—36/3700额定电压：10.5kV额定电流：661.9A额定转速：150/min额定效率：≥96%功率因数：0.9（滞后）额定频率：50Hz1.7电气工程1.7.1接入电力系统方式拱坝河口水电站以一回35KV线路接入武都区两水110KV变电站。架设35KV线路1km，至两水110KV变电站35KV母线，并入本地区35KV电网。1.7.2电气主接线三机二变方案。发电机出口电压为10.5KV，发电机电压侧及主变高压侧均采用单母线接线。35KV出线二回，一回至武都两水110KV变电站35KV母线，一回作为备用出线。主变选用两台，型号为：SF10-12500/38.5，电压：38.5/10.5KV。35KV电气设备采用户外设备，输电线路采用LGJ-300mm2钢芯铝铰线，送至两水110KV变电站。1.7.3厂用变及枢纽供电本电站厂用电供电方式，采用全厂公用电和机组自用电共用电源变压器的混合供电方式，厂用电采用0.4KV电压配电。 进水口枢纽电源在发电机电压母线上设计10.5KV出线一回作为进水枢纽用电。1.7.4自动控制本电站按“无人值班”(少人值守)原则进行设计。电站采用以计算机监控系统为基础的监控方式。计算机监控系统应能满足全厂安全运行监视和控制所要求的全部设计功能。中央控制室设置计算机监控系统的值班员控制台。1.7.5通讯电站与当地电信部门的通信联系采用有线通信方式，距两水电信部门约0.8km，选用市话电缆，型号为HYA2×2×0.5，架空敷设。电站接入电网后,与电力系统110KV变电站之间的通信采用电力线载波方式。电力线载波设备既可传输话音信号，又可传输远动信号（遥信、遥测、遥控、遥调）。1.7.6升压站升压站布置升压站布置在主厂房的下游，距主厂房约15m处，占地面积为40×25m,地面高程1040.00m,升压站设备采用户外半高布置。1.8金属结构本工程在水工建筑物的泄洪、厂房两大系统的水道上布置的金属结构设备有：闸门、拦污栅17扇，重约371t；闸(栅)槽埋件共24孔，重约43t；启闭设备共15台套，重约65t；金属结构设备总重约478t。1.9消防本站的消火，以水灭火为主，配以必要的化学灭火器。在水轮机层设置轴流式通风机和排气口，使之日常能通风换气，发生火灾时也能排烟。1.10施工组织设计1.10.1施工条件拱坝河口水电站位于甘肃省武都区境内，是白龙江干流中游段靠两水镇的一级水电站。闸址位于位于两水镇后坝村白龙江与拱坝河的交汇处，工程区左岸有212国道纵贯首尾，右岸有机耕道从两水镇至草坝子村，交通较为方便. 该电站为无调节低坝大流量河床式电站，从右到左依次布置的水工建筑物包括厂房、泄洪冲砂闸等。主体工程土石方明挖14.8万m3，土石方填筑5.6万m3，混凝土3.0万m3。电站工程施工所需水泥可利用武都水泥厂生产的水泥，钢筋（钢材）、木材、油料、炸药及生活物资可在陇南市市场上采购，机电设备可由生产厂家经公路直接运输至工地。拱坝河口水电站工程区内各处水质良好，可作生产、生活用水。本电站施工从白龙江沿岸架设10KV线路到工程区。1.10.2施工导流本工程为引水式电站，装机装机容量15MW，工程等别为Ⅳ等小（1）型工程。考虑其枯期流量较为稳定，故选择导流标准为5年一遇洪水重现期。首部枢纽为闸坝，根据水工建筑物的布置情况、结合施工进度分析认为河床建筑物可利用枯水时段建成，推荐采用枯水期分段分期导流方案，导流时段拟选为11～4月，相应：首部枢纽导流设计流量Q=202m3/s.1.10.3主体工程施工1.10.3.1一期工程施工1、土石方开挖一期开挖主要包括边坡开挖和厂房基础开挖，先开挖右岸边坡，在截流方前开挖完成，厂房基础开挖在围堰形成，基坑排水后开始。右边坡采用2m3液压挖掘机装10t自卸汽车开挖，土石渣运至1#弃渣场，运距为0.8km。右边坡开挖最大高度约70m左右。在开挖过程中，先沿开口线设置挡渣坎及截水沟，分层由上向下开挖。边坡每隔10m高程设置一级宽2.0m的马道及排水沟，采用砼栅格护坡。厂房开挖，河床覆盖层采用1m3液压挖掘机装10t自卸汽车开挖，基础石方开挖自上而下分层进行，采用手风钻钻孔，先周边预裂，后毫秒微差松动爆破。开挖石渣由2m3液压挖掘机装10t自卸汽车运输，土石渣运至2# 弃渣场，部分用作防洪堤、围堰填筑用料，运距为1.5km。2、混凝土浇筑厂房及一期泄洪闸混凝土采用建筑塔机浇筑，塔吊覆盖不到的部位由汽车吊和砼泵浇筑,由右岸拌和站供料，5t自卸汽车运输，建筑塔机吊1.0m3吊罐入仓。前期基础部位采用溜槽或汽车直接入仓，插入式振捣器振捣。3、高压旋喷防渗墙的施工定孔位→铺设钻机平台→导孔钻机就位、调平→导孔钻进→高喷钻机就位、调平、定向→钻具下放至设计深度→开泵清水试压、搅拌水泥浆→高压喷射、提升→清洗泵、管路及钻具→高喷钻机移位→高喷孔回填及夯实。采用SGZ－ⅢA型地质钻机钻进导孔，用泥浆护壁，钻机钻进导孔时要按测量放线所定孔位施工，钻机、钻具用水平尺调平、调垂直，要求偏斜度控制在1％以内。高喷钻机选用YDP-1500型。1.10.3.2二期工程施工1、土石方开挖一期开挖河床覆盖层采用1m3液压挖掘机装10t自卸汽车开挖。土石渣运至2#弃渣场，用作填高耕地，运距为0.8km。2、混凝土浇筑二期泄洪闸混凝土基础部位采用溜槽或汽车直接入仓，闸墩浇筑在闸墩顶高程搭排架，由手推车配合溜筒入仓和砼泵入仓，由右岸拌和站供料，5t自卸汽车运输，插入式振捣器振捣。3、高压旋喷防渗墙的施工定孔位→铺设钻机平台→导孔钻机就位、调平→导孔钻进→高喷钻机就位、调平、定向→钻具下放至设计深度→开泵清水试压、搅拌水泥浆→高压喷射、提升→清洗泵、管路及钻具→高喷钻机移位→高喷孔回填及夯实。采用SGZ－Ⅲ A型地质钻机钻进导孔，用泥浆护壁，钻机钻进导孔时要按测量放线所定孔位施工，钻机、钻具用水平尺调平、调垂直，要求偏斜度控制在1％以内。高喷钻机选用YDP-1500型。4、防洪堤施工堆石体全部采用右岸边坡开挖砂砾石及石渣混合料，由2m3装载机装5-10t自卸汽车运料上堰，88kw推土机平料，12t振动碾碾压。防渗粘土由上游左岸的火烧沟土料场开采，2m3装载机直接开采，10t自卸汽车运至现场填筑，用88kw推土机平料，12t振动碾碾压。1.10.4施工交通运输拱坝河口水电站位于甘肃省陇南市武都区境内，是白龙江干流中游段靠两水镇的一级水电站。工程区左岸有212国道纵贯首尾，右岸有机耕道从两水镇至草坝子村，交通较方便。在运输材料过程中，特别在电站后期，运输转子、定子进入工地，根据载重情况与途经的白龙江大桥承载能力，进行比较，对大桥采取相应加固措施。1.10.5施工总布置坝址右岸施工场地利用尾水下游拱坝河出口处滩地，场地内集中布置有混凝土拌和系统、砂石加工系统、生活区，综合加工厂,机械修配厂，汽车保养场，金结拼装场地，永久机电设备仓库亦设于此场地内。施工场地布置在高程1033.3m以上，满足防洪要求。混凝土拌和系统、砂石加工系统距坝址600m。坝址左岸利用上游河漫滩布置临时堆渣场。堆渣场距坝址700m。工地油料及炸药均设专库贮存，油库布置在坝址右岸下游1.0km的公路边，炸药库布置在坝址右岸上游0.8km处。1.10.6碴场规划本工程土石方开挖总量17.6万m3，其中利用料4.6万m3，用于围堰2.1万m3,用于厂房、挡水闸回填1.1万m3,用于防洪堤填筑1.7万m3,弃渣13.0万m3。规划弃渣场2个，分别位于坝址上游左、右岸，用于填高恢复耕地,各弃渣场特性及弃渣规划见表10.7-2 1.10.7施工总进度本工程控制进度的关键项目是厂房的施工。工程于第1年8月份开工，第1年10月初截流，第2年5月底厂房进水口、尾水出水口下闸渡汛，第3年3月泄洪闸下闸，第一台机组发电，4月第二机组发电，5月第三台机组发电。工程首台机组发电工期为20个月，工程完建期为2个月。总工期为24个月。1.11水库淹没处理及工程永久占地1.11.1工程占地调查1、调查范围2011年11月，在业主及有关部门的配合下，根据确定的调查范围，以1/5000地形地类图为基础，对工程占地范围内的各项实物指标进行了实地调查。2、调查内容及方法土地类：以组为单位，逐块（片）调查工程占地范围内的耕地及其它地类的面积数据，并结合1/5000地形图量算校核。由于工程规模较小，其占地面积不大，地类单一仅有河滩或荒滩地。不涉及到房屋、宅基地及其附属设施、零星经济林木和其他专业项目。1.11.2工程占地1、工程永久占地拱坝河口电站工程永久占地188.5亩，分布在库区和厂址区。占地范围内有河滩耕滩地31.4亩、河滩157.1亩。2、施工临时占地拱坝河口电站施工临时设施占地37亩，其中渣场占地23亩。分布在首部枢纽区和厂址区。占地范围内全部为荒滩地。1.11.3补偿投资概算（1）工程永久占地按工程永久占地实物指标和上述补偿标准计算，拱坝河口电站工程永久占地补偿投资为282.7万元。 （2）施工临时占地经计算，拱坝河口电站施工临时占地补偿投资为74万元。（3）工程永久占地补偿总投资经计算，拱坝河口电站工程永久占地及临时占地补偿静态总投资为435.35万元。1.12环境保护设计1.12.1环境保护设计依据、原则及达到的目标1设计依据：国家对环境保护相关法律法规。2环境保护设计原则：（1）结合现行环保要求，提出合理可行的环保措施方案。（2）环境保护措施要与工程设计及建设、运行密切结合，做到安全可靠、投资省、效益高，操作性强。（3）环境保护措施与主体工程同时设计、同时施工、同时投产使用的“三同时”原则，环境保护措施与主体工程竣工验收同时进行。（4）恢复原有功能原则，不降低或过分提高标准。3环境保护设计目标（1）控制污染（2）控制生态影响（3）恢复治理1.12.2环境保护设计进行的工作1施工短期环境影响预测：（1）对水环境的影响预测：污染源：主要是生产废水和生活污水。（2）声环境影响预测：施工噪声主要来施工、砂石料加工、混凝土拌和、钢筋木材加工、施工机械和车辆运输等。（3）对区域水土保持的影响：工程前期“三通一平”建设、施工期工程开挖、临时建筑物建设、回填、废弃物堆放、弃渣等将扰动和破坏区域地表和水土保持设施，增大影响范围内的水土流失量。工程建设占用耕地、林地等使有限的土地资源进一步减少，水土流失的增加使区域水土资源流失，水土保持受到一定影响。 （4）对人群健康影响：本工程兴建对人群健康的影响主要表现在工程施工期。为预防施工人员与当地居民发生疾病的交叉感染。（5）对公路交通的影响：电站施工主要依托当地乡村公路，届时将使原公路路段的车流量增加，将增加公路的交通负荷。为防止因车辆故障造成交通的堵塞，需采取排障措施。2工程运行期水环境影响预测：（1）对水文情势的影响：河段不出现减水现象；（2）对水质的影响：电站建成后其本身对水质的影响轻微。3生态环境影响预测：（1）对局地气候的影响效应变化不大。（2）鱼类将受到一定影响。（3）植被基本不受气候变化影响，工程兴建植物有所影响，但不会危及其生存。对珍稀动植物的影响没有影响。4固体废弃物影响预测：工程运行期电厂生活垃圾产生量小，规划设置垃圾桶，定期清运至指定垃圾场堆存。因此，运行期厂区生活垃圾对环境的影响不大。5社会环境影响预测：本工程占用耕地很少，也没有淹没移民。故工程对其社会环境容量影响较小。随着电站的施工，将为当地居民创造就业机会。还将给当地带来直接的财政税收，并可带动建材、劳动力、服务业、旅游等相关产业的快速发展，从而促进当地经济发展。6运行期水质保护设计:电站运行后，工程河段水位、流量等水文情势将发生较大变化，脱水河段中可能形成，为维持工程河段原有水域环境功能。电厂运行期，生活污水只能排入化粪池，防止生活污水直接排放污染河流水质。7环境监测和环境管理： 为落实本工程各项环保措施，施工期建设单位应成立环保机构，由环保、水保专业人员及防疫人员、业主管理人员共同进行环境监测和环境管理工作。1.12.3环境保护费用估算：拱坝河口水电站工程环境投资概算为58.80万元。1.12.4环境影响评价主要结论该工程的兴建带来的有利影响是主要的。工程开发条件较好，枢纽布置合理，经济指标较优。该工程可获得清洁能源0.65亿kWh，该电站的建设不仅能解决该地区广大群众的生活用电，对巩固退耕还林、天然林保护建设成果，增加森林覆盖率，减少水土流失，改善当地群众生产生活条件，提高生活水平，拉动其他行业的发展，促进农村消费，拉动农村市场，促进农村全面建设小康社会等方面具有显著效果。该工程的兴建带来的主要不利影响是：开发河段水文情势的改变；工程弃渣对环境的影响；工程施工对环境的影响等。但采取相应的工程和环境保护措施后，可得到减免或缓解。综上所述，该工程兴建带来的不利影响是次要的、暂时的，可通过相应的工程和环境保护措施得到减免或缓解。而有利的影响是主要的、长期的，并将随着时间的推移而日益显著。因此，从环境影响和保护角度看，无制约的环境因素，该工程的兴建是可行的。1.13水土保持设计1.13.1编制依据国家及相关部委有关水土保持的各项法律法规。1.13.2水土保持的现状拱坝河地处以水力侵蚀为主的川西高原山区。该区域水土流失侵蚀营力以降水为主，水土流失类型主要表现为水力侵蚀。土壤分布和人为活动特点，区域内水土流失形式还表现为风蚀、重力侵蚀、冻融侵蚀、面蚀、沟蚀等。1.13.3工程兴建对水土流失的影响1对水土保持设施的影响工程占地、工程开挖、弃渣等施工活动，将使地表植被受到不同程度的扰动和损坏，产生新增水土流失。扰动面积为10亩，损坏水土保持设施面积为4亩。 2可能引起的水土流失本工程兴建不会造成大范围的水土流失。但在施工过程中，由于开挖、弃渣和工程占地等工程活动改变了施工区的地貌和植被，可能增加局部范围的暂时性水土流失。本工程施工开挖将使原地表植被、地面组成物质以及地形地貌受到扰动，表层土裸露，失去原有植被的防冲、固土能力，也使其自然稳定状态受到破坏，可能发生冲刷、跨塌现象，增加新的水土流失。工程弃渣由于弃渣场位于河岸边或山沟中，为松散堆积体，若不采取适当的防护措施，容易造成渣体冲刷、滑落和坍塌，引发新的水土流失；同时弃渣的堆放再塑了原地貌，形成的高陡边坡使原地表产、汇流条件发生改变，若排水问题未能妥善解决，将造成弃渣的流失，影响渣场周边地区的水土流失状况，使其由面蚀发展为沟蚀。工程永久占地将改变、损坏或压埋原有植被、地貌，不同程度对原有水土保持设施造成破坏，降低其原有水土保持功能。1.13.4水土流失防治工程措施1工程永久占地区主体工程占地区拱坝河口电站水电站枢纽工程永久占地区，新增水土流失主要由工程永久建筑物基础、边坡开挖引起，开挖完成后，随即修建枢纽建筑物，大部分区域被工程建筑物永久占压或固化，部分裸露空地将及时平整后用于园林绿化。因此，工程枢纽永久占地区的水土流失主要集中在开挖期；开挖结束后，水土流失程度渐趋轻微；电站建成后，基本不产生水土流失。主体工程建设中在主体工程占地区采取了护坡、土石回填、截、排水沟等工程措施，在保障主体工程安全建设和运行的同时，有效防治了本区域的水土流失，基本能满足本区域水土保持要求。2渣场由于工程建筑物较集中，且分布高差较小，共设堆渣场2个。渣场都位于库区范围以外，不存在渣场被淹没的问题。 3料场占地区本工程主要利用开挖弃料，不需专设料场。4施工临时道路占地区本工程为施工新增道路都为机耕路，道路两侧边坡不稳定的要有一定的防护措施，并要做好排水措施。5施工辅助企业占地区施工辅助企业占地区在使用期间大部分土地被临时建筑物占压，基本不产生水土流失，但占用初期平整场地和生产生活设施的建设、拆除过程中仍有可能造成少量水土流失。本方案对该占地区各临时建筑物的建设、使用、拆除过程提出水保要求和工程措施。1.13.5植物措施1工程永久占地区对枢纽部分开挖、填筑裸露边坡进行绿化。对永久公路进行道旁和边坡绿化，不仅可以减小公路边坡的水土流失，还可降低运行期交通噪声和飘尘污染，对工程区环境起到绿化、美化作用。工程永久占地区进行植物措施的区域大多为土石混合开挖区，基本具备植物生长的条件，不考虑大量覆土，仅进行穴状整地植树和局部表土置换。2渣场渣场顶部种树草，其余部分用浆砌块石进行保护，避免被洪水淘刷。1.13.6水土保持工程投资估算根据上述编制办法和拱坝河口水电站工程初步统计的工程量，经初步估算得出拱坝河口水电站工程新增水土保持措施总投资为113.78万元。其中工程措施63.20万元，植物措施13.27万元，施工辅助措施9.50万元，水土保持检测8.14万元，预备费5.27万元。1.13.7结论拱坝河口电站水电站装机容量18000KW，为单一径流引水式开发。 工程水土流失治理划分为工程永久占地区、渣场、施工临时道路和施工辅助企业等部分。主体工程设计中已采取了具有水土保持功能的防护措施，可基本控制工程枢纽永久占地区新增的水土流失，并保证工程的安全。水库淹没影响区对当地水土流失影响轻微，本方案水土流失防治措施设计重点对象以渣场占地区为主，渣场根据其地理位置、地形特征以及堆渣情况采取浆砌石挡墙、浆砌石护坡和排水沟工程措施，渣场全面保护。在落实了本报告设计的水保措施后，可有效的控制项目建设区水土流失强度在微度～轻度范围内。1.14工程管理（1）人员编制依据《中华人民共和国能源部水力发电厂编制定员标准》（试行）[1990年3月]进行编制。同时考虑到计算机监控，精简机构以及办公现代化管理的要求进行最终核定。初拟本电站实行厂长、副厂长、班组三级管理。电站编制总人数18人，其中生产人员12人，占66.6%，管理人员3人，占16.6%，后勤服务（含警卫消防等）3人，占16.6%。人员组成较为合理。（2）生产，福利建筑面积根据建设部，国家计委建(1993)632号文件发布的《新建工矿企业项目住宅及配套设施建筑面积》(修订)拟定，生产福利建筑面积总计1000m2。1.15劳动安全与工业卫生1.15.1设计依据（1）中华人民共和国劳动法（2）劳动部令第3号“建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定”（3）水电规设[1997]0014号“关于在编制可行性研究报告时增加《劳动安全与工业卫生》篇的通知”（4）劳安字[1992]1号“建设项目（工程）职业安全卫生设施和技术措施验收办法” （5）卫监发[1994]第28号“关于发布工业企业建设项目卫生预评价规范”通知和附件1.15.2设计的任务和目的为了贯彻“安全第一，预防为主”的方针，本工程遵照电力工业部、水利部、劳动部联合颁布的《水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范》（DL5061—1996），并结合本工程的特点和具体情况，阐述了对工程投入生产后，劳动者在生产劳动过程中可能直接危及劳动者人身安全和身体健康的各种因素，并采取了符合规范要求和工程实际的具体防护措施。做到工程投产后，保障劳动者在劳动中的安全与健康的要求。同时，根据《水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范》DL5061—1996有关规定，在下阶段工作中对工程所需的设备和材料，估做好选用工作。1.15.3疏散通道、消防通道及消防水源1疏散通道、消防通道厂房由主机间、安装间和副厂房组成，均为地面建筑，安装间大门可直通室外作为主要安全出口。发电机层主机间通过乙级防火门与副厂房相连，副厂房设有门直通室外，可作为第二安全出口。发电机层布置有一个楼梯，可往下通达水轮机层和蝶阀层。升压站位于主厂房的下游侧，平面尺寸40×25m，高压电气设备户外布置。升压站周围设置车道和巡视兼做消防和疏散通道。2消防水源主、副厂房室内外设消火栓消防系统，两者均为常高压消防系统。在本工程中，主厂房机电设备一次消防用水量为80m3,主厂房建筑一次消防用水量为150m3。1.15.4劳动安全1防火、防爆针对本电站的具体情况，在消防设计中严格考虑防火间距、安全疏散通道、消防设备的配置。所有工作场所严禁采用明火取暖。在主、副厂房各层及主变室的显眼位置设防火、防爆标识牌。在电站任何部位严禁任何型式的明火电炉烘烤受潮电气设备。 油处理室和油罐室有着火危险的房间，照明器具采用防爆灯具。压力油罐、中压与低压储气罐遵照现行的《压力容器安全技术监察规范》和GB150—1998《钢制压力容器》的规定进行设计。在主变变压器上设置有泄压装置，主变的泄压装置避开运行巡视工作的部位并在主变压器之间设防火隔墙。厂用变及厂用配电室和励磁变及10kV高压配电室均设有向外开启的丙级防火门。所有控制设备可靠接地防止产生静电引起火灾及人员伤害。所有火警系统的控制信号电缆均应选用阻燃电缆。所有电缆孔洞均应采用防火堵料封堵。普通火灾采用消防水扑救为主，电气火灾采用化学灭火为主。主副厂房设消火栓；配置足量1211化学灭火器。2.防电气伤害为防止运行人员操作维护中发生触电事故，保证运行人员的安全，厂内外电气设计均符合GB50060—92《3.0～130kV高压配电装置设计规范》和SDJ5—85《高压配电装置设计规程》的要求。对于厂内和户外配电装置，有可能会发生触电危险的局部区域应加装保护网。强化安全管理措施，严格遵守电力行业安全操作规定确保安全。3防机械伤害、防坠落伤害机械设备防护安全距离、机构设备防护罩和防护屏的安全要求以及设备安全卫生要求等应符合《生产设备安全卫生总则》GB5083—85、《机械防护安全距离》GB12295—90、《机械设备防护罩安全要求》GB8196—87和《防护屏安全要求》GB8197—87等有关标准的规定。4防洪、防淹根据《水电枢纽工程等级划分及设计安全标准》（DL5180—2003）规定，本电站首部枢纽建筑物设计洪水标准采用30年一遇，校核洪水标准采用100年一遇；厂区枢纽建筑物设计洪水标准采用50年一遇，校核洪水标准采用100年一遇。厂区地坪高程1050.00m，升压站地坪高程1050.00，满足防洪要求。1.15.5工业卫生1防噪声及防振动 本电站的防噪声及防振动设计遵照《工业企业噪声控制设计规范》GBJ87—85的规定。结合本电站的特点，工作场所的噪声宜符合《水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范》DL5161—1996等5.1.1所列噪声A声级限制值的要求。2温度与温度控制本电站的温度与湿度控制，依据《水力发电厂厂房采暖通风和空气调节设计规定》SDJQ1—84进行设计。厂房的通风方式是通过发电机层大门及窗户进行自然通风。中控室设置柜式空调以保证室内的温、湿度满足设计要求。3采光与照明电站各类工作场所的照度标准按水力发电厂照明有关标准的规定设计。4防尘、防污、防腐蚀、防毒本电站通风系统的进风均来自无污染源的大气，通风管道采用防潮、防腐蚀、阻燃的玻璃钢风管或涂有防锈漆的铁皮风管，保证室内空气的清新、洁净，满足设计要求。中控室、通信机房、屋内配电装置室的地面采用坚硬的、不起尘埃的材料。5防电磁辐射本电站出线电压为35kV，设计能保证静电感应场强在5kV/m以下，满足规程要求。中控室微机监控采用低辐射显示器；高压场所采用视频监控无人职守尽可能减少电磁辐射对人员健康影响。1.16投资概算依据国家现行编制规定和《甘肃省拱坝河口水电站初步设计报告》，按照2012年2季度价格水平编制的工程投资主要指标见下表。投资主要指标表表1-16-1费用项目单位投资指标静态总投资万元13067.38工程总投资万元13544.53单位千瓦总投资元7525 1.17工程经济评价1、拱坝河口水电站装机容量18000kW，多年平均发电6484.50万kWh，按2012年价格水平，电站静态总投资13067.38万元，单位千瓦总投资7525元/kW，单位电能投资2.09元/kWh，在同等规模的水、火电站中，本电站的经济指标是较优越的。2、本电站经济内部收益率为10.22%，经济净现值2217.940万元，说明修建本电站经济上是合理可行的。3、按财务基准收益率为7%的原则测算，拱坝河口水电站平均上网电价为0.255元/kWh，是本流域效益较好的电站。4、本电站财务指标优越，投资利润率4.63%，投资利税率6.06%，盈利能力较强。敏感性分析表明，本工程具有一定的抗风险能力。5、拱坝河口水电站建成后，将促进地方经济的发展，同时对缓解地方电网的供电情况，提高人民生活水平，增加当地就业机会，均起到积极的作用。综上所述，本电站具有较强的贷款偿还能力，各项财务指标优于国家规定。说明兴建拱坝河口水电站在财务上是可行的，经济上是合理的，且具有较大社会效益。拱坝河口水电站主要经济指标详见表17—3—1。1.18节能分析与评价作为清洁能源和可再行能源开发的水电，具有较强的环境亲和力，可节约不可再生的能矿资源、并能减少二氧化碳等温室气体的排放。拱坝河口水电站建成后将新增水电年发电量6484.5万kW.h，按火力发电平均每千瓦小时实际耗标煤300k，每千克标煤折原煤1.4kg计，考虑到火电厂用电比水电厂用电高7%，即水电厂发电量相当于1.07倍火电厂发电量，则拱坝河口水电站新增电力每年可节约原煤消耗2.25万t。拱坝河口水电站具有较大的减排效益，其建成后每年对火电站的替代相当于每年减少二氧化碳排放5.17万t，每年减少二氧化硫排放193t、每年减少粉尘排放234t，减少废渣排放0.19万t。这些废渣即使花费高额成本进行处理后，按2004 年火电厂每千瓦时烟尘排放的国家控制标准1.2g、每千瓦时二氧化硫排放控制标准2.7g计算，拱坝河口水电站新增电力相当于每年直接减少了大气中的燃煤烟尘234t，减少二氧化硫排放193t。拱坝河口水电站从设计理念、工程布置、设备选型、施工组织设计等各方面进行了优化，选用了符合国家政策的选进节能设备，施工期选用了节能性设备、合理安排工期和施工工序，符合我国固定资产项目节能设计要求。1.19工程招标拱坝河口水电站工程建设项目的招标范围包括：工程的勘测、设计、工程施工、工程监理、金属结构、设备和主要建材的采购。对拱坝河口水电站工程所有招标项目均采取自行招标的招标组织形式。对建设项目的勘测、设计、工程监理以及金属结构、设备和主要建材的采购采取邀请招标的方式，进行邀请招标。泄洪冲砂闸、进水闸及右岸引水发电系统等建筑物的施工采取公开招标的方式，进行公开招标。1.20附表拱坝河口水电站工程特性表 拱坝河口水电站工程特性表序号名称单位数量备注一水文1流域面积白龙江流域km232810电站闸址以上km212254电站厂址以上km2122542利用的水文系列年限443多年平均年径流量亿m335.34代表性流量多年平均流量m3/s112枯期（11—4月）平均流量m3/s50.2特枯期（1—3月）平均流量m3/s144.3日保证流量m3/s45.05洪水闸址设计洪水(P=3.33%)m3/s1630闸址校核洪水(P=1%)m3/s22106泥沙多年平均悬移质年输沙量万t1211多年平均悬移质含沙量kg/m33.46汛期5～10月悬移质输沙量万t1176汛期5～10月悬移质含沙量kg/m34.54多年平均推移质年输沙量万t303多年平均泥沙年输沙总量万t1514二水库1水库水位校核洪水位(P=0.5%)m1038.20设计洪水位(P=2%)m1036.95正常蓄水位m1040.002调节库容万m33调节特性无调节4水量利用系数% 拱坝河口水电站工程特性表序号名称单位数量备注三工程效益指标1发电效益装机容量MW18保证出力kW3213多年平均发电量万kW·h6484.5年利用小时数h3602.5四淹没损失及工程永久占地1淹没耕地km22迁移人口3淹没公路长度km4工程永久占地亩54五主要建筑物及设备1挡水建筑物型式水闸地基特性砂砾石泄洪孔尺寸(孔数-宽)m5×10消能方式底流消能引水建筑物设计引用流量m3/s250进水闸闸底板高程m1021.382厂房形式地面厂房地基特性砂卵石厂房尺寸(长×宽×高)m39.1×15.7×35.0水轮机安装高程m1025.053升压站形式地面式地基特性砂卵石面积尺寸(长×宽)m40×254主要机电设备(1)水轮机台数台3型号：GZ(B14)-WP-330 拱坝河口水电站工程特性表序号名称单位数量备注额定出力kW6263额定转速r/min150吸出高度m-3.30最大工作水头m9.2最小工作水头m4额定水头m8.5额定流量m3/s83.3(2)发电机台数台3型号：SFWG6000-36/3700单机容量kW6000发电机功率因数0.8额定电压kV10.5(3)主变压器台数台2型号2SF10-12500/38.5(4)主阀台数台0(6)调速器台3型号：WST-80-4.0，(7)起重机台数台1型号：QD50/5t7输电线电压/公里KV/km35/3回路数回路1六施工1.主体工程量土石方明挖m32050138土石方填筑m386246混凝土浇筑m344765主副厂房建筑m21178浆砌块石m331622钢筋制安t1994金属结构t414.9 拱坝河口水电站工程特性表序号名称单位数量备注2.主要建筑材料木材m3162水泥t17168钢筋钢材t19943.所需劳动日总工日工日16154304.施工临时房屋m216005.对外交通桥座16.施工导流型式分期分段式7.施工期限准备工期月2投产工期月2总工期月24七经济指标1.静态总投资万元13067.382.总投资万元13544.53建筑工程万元5738.61机电设备及安装工程万元3090.02金属结构设备及安装工程万元581.63临时工程万元540.48其它费用万元972.68建设期还贷利息万元477.153.综合经济指标千瓦静态投资元／kW7259千瓦总投资元／kW7525单位电能投资元／kW·h2.09经济净现值FNPV万元2217.94经济内部收益率10.22%财务内部收益率7.81% 2水文2.1流域概况白龙江界于东经102o30′～106o00′和北纬30o30′～34o30′之间，地处青藏高原边缘向四川盆地的过渡带上，发源于岷山西段郎木寺以西的廊尔莽梁北麓，源地海拔4072m，自西北向东南流经甘、川两省的若尔盖、迭部、舟曲、宕昌、武都、文县、青川等县，于四川省昭化汇入嘉陵江，主河道长535km，全流域集水面积32810km2。白龙江是长江流域嘉陵江水系的一级支流，流域形状呈椭圆，羽毛状水系，较大支流有达拉沟、多儿沟、岷河、拱坝河、洋汤河、三仓五库河、白水江、让水河、大团鱼河等。白龙江从源地到河口，根据河道特征分为上、中、下游三段。上游段从河源到舟曲县城，主河道长228km，集水面积10630km2，河床比降大，该区域为白龙江林区，植被覆盖度高，调蓄能力强，蒸发量小，冬天地面有积雪。从舟曲到文县蒿子店为中游段，河道长157km，区间集水面积7650km2，该区域右岸林线后退较小，一般在1～5km，覆盖度较好，左岸林线后退较远，一般在5～30km，局部山地只长有稀疏蒿草，山体破碎，地面裸露，且黄土分布广泛，水土流失严重，是白龙江流域泥石流重发区。文县蒿子店到四川昭化河口下游段，河道长150km，区间集水面积14530km2，该区域植被较好，植物覆盖较高，且极易受下游东南和西南暖湿气流的影响，气候温热多雨。流域上游人烟稀少，耕地少，中、下游耕地主要为山坡地。武都以上流域至今未修建大型引调水工程，人类活动对径流和洪水的影响不显著。拱坝河口电站坝址位于白水江干流武都区位于两水镇后坝村白龙江与拱坝河的交汇处，地理坐标：东经104o17′，北纬33o26′，控制集水面积12254km2。武都以上流域水系图见附图2-1。2.2气候特性白龙江流域属北亚热带和暖温带湿润气候，季风性气候特征显著。由于地理位置及下垫条件的差异大，气候差异亦较大。 拱坝河口电站工程区气候特性接近武都城区，属大陆性亚热带气候，日照充足，夏季炎热，冬季微寒，降水量不多。据武都气象站资料统计分析：多年平均气温14.8℃，其中6～8月最高，三个月平均气温24℃，一月最低，平均气温3.2℃；历年极端最高气温37.6℃（出现在6月），极端最低气温-8.6℃（出现在12月）；多年平均降水量484.9mm，年内分配不均，主要集中在5～9月，其降水量379.9mm，占全年的78.3%，11月～翌年3月降水量28.1mm，仅占全年的5.8%；全年日最大雨量55.9mm，出现暴雨的机会少；多年平均相对湿度63%，其中9、10月稍大，71～74%；多年平均风速1.5m/s，瞬时最大风速24.0m/s。工程区地面冬天无积雪、河水不结冰，霜期短，冻土浅，最大冻土深11cm。武都气象站气象要素统计见表2-1。武都气象站气象要素统计表表2-1项目1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月年气温平均（℃）3.26.111.216.320.023.124.524.519.715.09.64.314.8极端最高（℃）15.321.528.432.235.737.636.236.834.029.023.017.337.6极端最低（℃）-7.5-7.8-3.6-2.45.110.114.812.68.50.9-4.8-8.6-8.6降水量（mm）平均1.83.013.538.960.758.994.886.878.738.08.81.0484.9日最大15.321.528.432.236.244.155.936.537.626.023.017.055.9蒸发量（mm）57.184.1143.1186.7217.0224.4230.3220.7127.3101.075.156.11722.9相对湿度（%）58565759606267687471656163风速（m/s）平均1.01.41.71.91.91.81.81.81.31.20.90.91.5最大24.02.3水文基本资料拱坝河口电站河段无实测水文资料，在坝址下游约17km有武都水文站，可作为本工程设计的依据站。武都站系白龙江干流控制站，1939年9月由前中央水工实验所设立，开始观测，1942年1月改由前中央水利实验处继续观测至1947年3月停测。1956年8月由成都水电勘测设计院观测至1957年10月停测，之前仅有水位观测。1957年8月才由甘肃省农林厅水利局管辖开始测流。1958年12月改为武都水文站，现属甘肃省水文资源局领导。武都站控制白龙江集水面积14288km2。 武都站测验河段上下游呈“S”形，基下135m处修建了白龙江大桥，桥有5孔，特大洪水时有阻水现象。左岸为浆砌块石堤岸，测流断面上下400m内有长8至25m的丁坝7座，现多被沙石淤埋。河底由沙、砾石组成，冲淤变化大，特别是基上约700m处有北峪河汇入，每到泥石流暴发，造成河床淤积。河心有沙滩，中小水时分流，大水时聚流右槽。该站以流速仪测流为主，高水辅以浮标测流。根据1987年以前资料统计，全年测流一般90～130次，1975年达254次。1966以前测流，基本为精测法和常测法，1967～1987年基本为水面和相对水深0.6一点法。浮标测流，每次投放浮标个数，一般8～15个，最多达32个，浮标系数采用0.85（为实验分析系数）。每年施测大断面3、4次。该站河床断面冲淤变化较大，大多数年份都用临时曲线法或与连时序法配合推流，个别年份临时曲线法配合绳套曲线推流。武都站1957年7月以前仅有不完整的水位资料。1957年8月至今的水文资料，按规范要求测验和整编，成果可靠，可满足本工程设计要求。本设计还涉及到拱坝河的黄鹿水文站、北峪河的马街水文站，都直接使用刊印的水文资料。2.4径流2.4.1径流特性拱坝河口电站坝址以上径流主要来源于降雨，其次有融雪（冰）和地下水补给。根据坝址以上径流计算成果统计分析：多年平均流量112m3/s，合多年平均年径流总量35.3亿m3，多年平均年径流深288.8mm；径流年际变化相对较小，最丰水年年流量169m3/s（1967年5月～1968年4月），最枯水年年流量62.0m3/s（1997年5月～1998年4月），分别是多年平均流量的1.51和0.55倍，年流量变差系数CV为0.26；径流年内分配不均，主要集中在丰水期的5～10月，占全年径流量的73.5%，枯水期11月～翌年4月占26.5%，最枯的1～3月占9.8%，最枯的2月份仅占2.9%；枯季为11月～翌年4月，其中1～3月最枯，多年平均流量分别为59.4和44.4m3 /s，其年际变化相对较小，变差系数0.23左右，最枯月一般出现在2月或3月，多年平均流量42.5m3/s，历年最小月流量24m3/s（出现在1998年2月），瞬时最小流量22.8m3/s（出现在1998年2月7日）。2.4.2径流系列及其分析武都站1957年7月以前仅有不完整的水位观测资料，难于通过稳定的水位流量关系插补流量，1957年8月以后有完整的实测流量资料，按水文年划分，已具有1958年5月～2011年4月径流系列。从武都站年流量系列滑动平均过程看出，大体存在两个长短不等的丰、枯交替过程。从累积均值过程显示，系列长度53年左右，均值趋于稳定，但近期有减少的趋势。从流量过程分析，丰、平、枯水年总体上频繁交替出现，但近期出现枯水年的机会多。从系列长度比较，已比国家标准《小型水力发电站设计规范，GB50071-2002》规定的可用最低系列长度20年长了1倍多，系列越长平均来讲抽样误差越小，可望提高系列代表性。近期出现较枯的现象，可能仍属大气随机波动影响形成，因此可认为武都站径流系列总体来讲，基本上具有代表性。如前分析，人类活动对径流和洪水的影响不显著，因此，该系列具有一致性。2.4.3径流计算2.4.3.1武都站径流计算根据武都站1958年5月～2011年4月共计53年径流资料，划分为水文年（5月～翌年4月）、丰水期（5～10月）和枯水期（11月～翌年4月）等时段径流系列，按水文计算规范，分别进行频率计算，成果见表2-2，频率曲线见附图2-2、2-3。径流计算成果表表2-2地址计算时段均值(m3/s)CvCs/CvQp（m3/s）P=10%P=50%P=90%武都站年（5月～翌年4月）1310.262.017612890.4丰水期（5月～10月）1920.282.0263186127枯水期（11月～翌年4月）69.40.232.090.268.050.0坝址年（5月～翌年4月）11215111077.4丰水期（5月～10月）164225159109枯水期（11月～翌年4月）59.477.258.242.8如前分析，武都站径流资料具有可靠性、一致性和代表性，表明已有较好的的统计分析基础。 从表2-2看出：武都站丰水期径流变差系数CV较大，枯水期CV较小，年CV界于两者之间；CS为2CV，均符合一般规律。武都站年流量统计参数与上、下游对照（见表2-3）：该站年径流深相对较低，与降水量地区分布相一致，符合武都站以上北峪河、沟坝河、石门沟、角弓沟等降水量较低的实际情况。年径流深较低，年径流变差系数CV亦可能增大，也符合一般规律。以上分析表明，武都站径流计算成果尚属合理。年径流统计参数合理性分析表表2-3站（工程名）集水面积（km2）均值CVCs/CV流量（m3/s）径流深（mm）汉坪咀电站8177108416.50.182.0武都站14288131289.10.262.0碧口站26086266321.60.222.02.4.3.2坝址径流计算拱坝河口电站坝址河段无实测径流资料，拟采用两种方案修正，将武都径流计算成果移到坝址。（1）集水面积修正方案拱坝河口电站坝址和武都站集水面积分别为12254和14288km2，据此修正到坝址，多年平均流量为112m3/s（见表2-2）。（2）区间径流修正方案坝址至武都站区间集水面积2060km2，占武都站的14.4%。一般都应考虑地区上径流分布不均匀的修正（或降水量和径流系数等修正）。该区间有拱坝河的黄鹿水文站和北峪河的马街水文站，两站仅有1981～1983年的同期实测径流资料，三年平均流量分别为19.2和0.605m3/s。区间内黄鹿站集水面积1247km2，占区间的60.5%，其余813km2，占区间的39.5%（其中马街站集水面积282km2，占区间的13.7%），这部分是降水较低地区，假定与马街站径流模数相同，求得三年平均流量为1.74m3/s，则区间三年平均流量为19.2+1.74=20.9m3/s。再根据武都站1981～1983年平均流量与1958年5月～2011年4月平均流量关系，推算的区间多年平均流量为19.1m3/s。由此求出拱坝河口电站坝址多年平均流量112m3/s，与前方案成果一致。 黄鹿站、其余区间和武都站1981～1983年三年平均流量模数分别为0.0151、0.0021和0.01m3/（s·km2），可见区间内，黄鹿站模数比其余区间大得多，说明区间内径流分布很不均匀，但两者加权平均区间模数为0.01m3/（s·km2），与武都站相同，因此该方案计算成果与方案一相同。以上分析计算表明，按面积修正法将武都站径流移到坝址是可行的，成果见表2-2。根据代表年选择原则和水能计算的要求，在武都站径流资料中，选出1966年5月～1967年4月、1970年5月～1971年4月和1991年5月～1992年4月为丰水（P=10%）、平水（P=50%）和枯水（P=90%）代表年。注意到代表年的年和枯水期水量与对应的设计水量尚有一定差异，因此采用同频率分段缩放法进行了调整，再按面积比修正到坝址。从表2-4与表2-2对照看出，代表年年和枯水期（11～4月）水量与对应设计水量一一相等，满足设计要求。代表年逐日流量见附表2-1～2-3。拱坝河口电站坝址代表年月流量分配表表2-4单位：m3/s年型5月6月7月8月9月10月11月12月1月2月3月4月年11～4月丰水年（P=10%）10579.523425942224913278.758.651.655.986.015177.2平水年（P=50%）18516716618414612286.462.847.545.045.262.411058.2枯水年（P=90%）12717088.487.798.110163.142.734.933.134.448.777.442.82.5设计洪水拱坝河口电站河段无实测洪水资料，根据下游设计依据站—武都站设计洪水，利用面积比拟法推求坝（厂）址设计洪水和分期设计洪水。2.5.1设计洪水2.5.1.1洪水特性武都站以上洪水由暴（大）雨形成。年最大洪水主要发生在6～9月。实测年最大流量最大值和最小值分别为1920m3/s（出现在1984年）和260m3/s（出现在1997年），是多年平均年最大流量691m3/s的2.78和0.38倍；1904年特大历史洪水2740m3 /s则是多年平均年最大流量的3.97倍；年最大流量变差系数Cv为0.65，可见年最大流量系列年际变化较大。洪水过程多为单峰，一次多为2～3d，峰顶持续时间不长。随着暴（大）雨强度、分布及移动路径不同，既有涨慢、缓退的矮肥胖型洪水过程，也有涨、落较快的尖瘦型洪水过程。2.5.1.2历史洪水及重现期估计原电力部西北院、成勘院，铁道部第一勘测设计院，原水电部第五工程局，甘肃省水文总站和水电设计院等单位，曾先后对白龙江历史洪水作过详尽调查。根据调查成果，白龙江大洪水有1871年、1904年、1917年、1935年等。其中1871年和1917年两次大洪水发生在白龙江下游，1904年和1935年两次大洪水发生在白龙江中、上游，与本次设计洪水计算密切相关，现根据甘肃省“雨洪办”1982年汇编成果列于表2-5中。白龙江上、中游历史洪水调查成果表表2-5调查推流断面迭部根古舟曲香椿沟舟曲沙川沟武都险崖坝武都观峰崖文县蒿子店文县碧口集水面积(km2)21158446884714940149741612026086流量(m3/s)1904年5481730228022502740300053701935年405110014401650176018004780表注：表中成果基本为较可靠或可靠。1904年（光绪30年）洪水，武都观峰崖河段流量2740m3/s是白龙江上、中游的一次大洪水，在黄河、大渡河及雅砻江上游等地区也发生了大洪水，表明这年洪水很可能是大面积、大（暴）雨形成。对这次洪水，武都县志记载：“光绪三十年江水溢，淹莲湖，房子有破坏，东教场全淹没。”从调查和推算流量情况分析，1904年洪水是武都等河段调查到的近100年来的首大洪水。由于缺乏可靠的历史记载和其它资料考证，难于向前追溯，因此其重现期从1904年起推算，估计100年左右。1935年历史洪水是调查到的第二大洪水。武都县志记载：“白龙江洪水破坝进城，从西门进，新市街流出，城区尽成汪洋。”武都观峰崖河段洪水流量1760m3/s。武都站1984年实测年最大流量1920m3/s，比1904年洪水小，但较1935年洪水大，因此1984年洪水是1904年以来的第二大洪水，重现期估计为50年左右，而1935年洪水排位第三，重现期约33年。 这次设计在电站河段进行了历史洪水调查，但仅调查到2005年较大洪水（武都站10月2日实测洪峰流量852m3/s）。下白杨村党文学老人（68岁）讲，去年是10月上旬涨水的，是十几年来的最大的一场洪水，高出平时水面2m左右，涨水的主要原因是连续下十几天大雨，以及上面舟曲、迭部几个县下雨较大，本地下雨对河水的涨落影响不大。2.5.1.3洪水系列分析及计算武都站1958～2001年实测年最大流量系列中，包含有1984年大洪水，系列中大、中、小洪水频繁交替出现，且出现频次相近，又加入较可靠的1904年历史洪水，重现期已达100年，因此可认为该不连序系列具有代表性。由武都站实测年最大流量系列，加上1904和1935年历史洪水（为安全计，采用武都观峰崖河段调查推流成果，见表2-5）以及作特大值处理的1984年洪水，组成不连序系列，按设计洪水规范的规定（其中，采用历史（特大）洪水与实测洪水统一排队的经验公式估算实测洪水系列各项的经验频率）计算武都站设计洪水，成果见表2-6，频率曲线见附图2-4。年最大流量计算成果表表2-6站名均值(m3/s)CvCs/CvQp(m3/s)P=0.5%P=1%P=2%P=3.3%P=5%武都站6910.654.028102440207018001600坝(厂)址62525402210187016301450从表2-7看出：武都站100年一遇年最大流量模数，从上游向下游递增，这与白龙江中、下游暴雨洪水地区分布规律一致。变差系数Cv随集水面积增大而减小，Cs/Cv=3～4，均符合洪水的一般规律。可认为武都站设计洪水成果尚属合理。年最大流量统计参数合理性分析表表2-7站名集水面积(km2)均值(m3/s)CvCs/CvQ1%/F武都142886910.654.00.171碧江2608618000.613.00.217大磊坝2889646000.554.00.481 根据武都站设计洪水成果，采用面积比拟法推求坝（厂）址设计洪水的关键是面积指数n的确定。利用舟曲和武都几个河段1904、1935年历史洪水（近似100和30年一遇），以及武都站100年和30年一遇设计洪水，在双对数纸上点绘年最大流量与集水面积关系，两者关系不令人满意，n值变化较大，粗略估计n=0.50～0.78，平均约0.65左右，可供参考。在一定条件下，中等流域常采用n=2/3，大流域n<2/3。根据坝（厂）址流域情况，以及上述分析，并从安全考虑，采用n=0.65相对较为合理。利用面积比拟法推求的坝址设计洪水，如表2-6。由于坝址与厂址集水面积相差微小，则采用相同的设计洪水成果。2.5.2分期设计洪水点绘武都站月最大流量散布图（见附图2-5），可看出洪水流量有明显的季节变化。结合施工设计的要求，将全年划分为1月、2月、3月、4月、5月、6～9月、10月、11月、12月共计9个分期。按分期内年最大值法在武都站1958～2001年分期洪水资料中选出各分期洪水系列，经过频率计算推算的武都站分期设计洪水如表2-8。各分期洪水频率曲线在使用范围内互不相交，且保持合理的差距，计算成果合理。按面积比的不同次方（1～3、12月：n=1.0；4、11月：n=0.80；5、10月：n=0.65），将武都站分期设计洪水比拟到坝（厂）址（其中6～9月采用前述设计洪水计算成果），成果见表2-8。分期最大流量在季节上的变化有较大随机性，为安全计，各分期设计洪水应提前或错后10天使用。分期设计洪水成果表表2-8分期武都站Qp（m3/s）坝（厂）址Qp（m3/s）P=5%P=10%P=20%P=5%P=10%P=20%1月90.584.075.277.571.964.42月74.168.262.263.458.453.23月89.282.073.476.370.262.84月3652822023222491785月6154903755564433396～9月160012409121450112082410月52547039547442535711月24622019221719417012月13011810511110189.9 2.6河流泥沙2.6.1产沙概况白龙江上游地处甘南高原，植被较好，水土流失轻，悬移质含沙量小，立节水文站多年平均含沙量0.623kg/m3；中游地区植被较差，岩石风化层厚，黄土分布广，农耕地多，水土流失严重，是白龙江主要产沙区，固体松散物较多，也是泥石流多发区，含沙量较大，武都站多年平均含沙量达4.57kg/m3；下游地势较低，植被良好，水土流失相对较轻，含沙量相对较小，三磊坝站多年平均含沙量在1.9kg/m3左右。2.6.2悬移质泥沙根据武都站1964～2011的实测悬移质泥沙资料统计分析成果见表2-9。按面积比将武都站悬沙计算成果移到拱坝河口电站坝址，成果见表2-9。多年平均悬移质年输沙量1211万t，最大年输沙量5710万t（出现在1984年），最小年输沙量206万t（出现在1997年），分别是多年平均年输沙量的4.72和0.17倍，可见悬沙年际变化较大。坝址5～10月输沙量占全年的97.1%，特别6～9月主讯期3个月输沙量就占全年的82.8%，其中7月输沙量几乎占全年1/3；而11月～翌年4月枯期输沙量仅占全年的2.9%，表明悬沙年内分配极不均匀。泥沙计算成果表表2-9类型项目武都站坝址年5～10月年5～10月悬移质多年平均输沙量(万t)1415137412111176多年平均输沙率(kg/s)449864384740多年平均含沙量(kg/m3)3.484.573.464.54多年平均年输沙模数(t/km2)990/990/5～10月沙量占全年百分率(%)/97.2/97.1推移质多年平均输沙量（万t）303由武都站1970～1987年实测资料统计，多年平均悬移质泥沙颗粒级配见表2-10,中数粒径0.029mm，平均粒径0.065mm，最大粒径2.71mm。成果可供本工程参考使用。 表2-10武都站悬移质泥沙颗粒级配表粒径（mm）0.0070.0100.0250.0500.100.250.501.02.0小于某粒径的沙重百分数(%)22.729.047.968.284.793.798.299.61002.6.3推移质泥沙武都站及坝址河段无实测推移质资料，拟采用经验方法估算。根据国内经验，山区性河道，推移质输沙量与悬移质输沙量比例系数β，一般采用0.15～0.30。如前所述，白龙江中游地区固体松散物质较多，泥石流发育，因此采用β=0.25，计算成果见表2-9。多年平均输沙总量为1211+303=1514万t。2.7施工期水情预报为保证工程施工安全和顺利进行，应开展施工期水情预报。建议借用武都城区防洪预报方案进行施工期洪水预报，为此应在坝（厂）区设立水尺观测水位，并进行必要的测流，以便建立坝（厂）区与武都站的水位（流量）关系，进行水情预报。有条件时可建立河系预报方案，进行水情预报。通信方式可采用无线和有线两种，以保证安全顺利地开展水情预报。 拱坝河口电站坝址丰水年（P=10%）逐日流量表附表2-1单位：m³/s日五月六月七月八月九月十月十一月十二月一月二月三月四月1122.6991.5875.60381.02646.27260.06175.3892.8562.8454.5048.3265.942122.6991.5875.60381.02646.27260.06175.3892.8562.8454.5048.3265.94399.3686.0588.13322.27924.48250.56172.8091.9962.8454.5049.2662.84486.0582.5199.36347.33692.06250.56166.7890.2762.8453.6549.2660.78582.5179.06101.09328.32551.23260.06164.2086.8362.8453.6547.4659.75680.7874.04113.18417.31457.06304.13158.1886.8361.8152.7047.4658.03777.3372.58132.19377.57392.26290.30149.5986.8361.8153.6546.6058.03877.3371.02143.42324.86342.14328.32149.5986.8361.8153.6546.6058.89979.0669.55127.01284.26307.58321.41143.5785.8061.8152.7046.6066.971088.1369.55113.18260.93280.80317.95143.5785.8061.8152.7046.6070.071186.0575.60107.14290.30284.26300.67140.9984.3461.8151.8445.9165.941286.0580.7899.36277.34404.35300.67138.4185.8060.7851.8446.6061.8113108.8679.0695.04247.97476.93290.30140.9984.3458.8950.9848.3265.9414143.4279.0699.36225.50604.80273.89135.8379.1858.0350.9850.9870.0715136.5182.51122.69228.96560.74256.61128.1075.4858.0350.1253.6575.0516115.7875.60141.70216.86499.39240.19128.1075.4856.2250.1256.2276.3417117.5072.58188.35225.50436.32233.28128.1074.3655.3650.9855.3675.0518115.7886.05216.86228.96400.03224.64125.5274.3655.3650.9854.5076.3419115.7888.13204.77287.71374.11212.54120.3674.3656.2250.1255.3678.8320115.7882.51208.22257.47374.98206.50120.3673.3357.0850.9856.2285.5421111.4675.60269.57211.68391.39200.45115.2073.3357.0851.8458.0396.2922105.4172.58413.86192.67362.02194.40113.4871.1856.2250.9858.03101.4423115.7872.58362.02183.17338.69203.90110.9072.2156.2250.9856.22101.4424108.8684.24295.49173.66338.69212.54110.9071.1855.3649.2654.50109.1825107.1488.13251.42161.57328.32224.64109.1872.2155.3649.2657.08112.6226111.4682.51221.18156.38314.50236.74102.3071.1855.3649.2661.81112.6227108.8679.06292.90150.34314.50227.23102.3070.0756.2249.2664.91103.1628105.4175.60364.61147.74311.04212.54100.5867.9256.2248.3275.05112.6229103.6874.04654.05139.10300.67206.5098.0167.9255.360.0091.99145.2930111.4679.06898.56158.98286.85200.4598.0167.9254.500.0080.04232.9831108.860.00681.70353.380.00191.810.0066.8854.500.0075.050.00平均数105.0379.09234.12256.13431.42248.19132.2278.7158.5051.5855.8886.19 拱坝河口电站坝址平水年（P=50%）逐日流量表附表2-2单位：m³/s日五月六月七月八月九月十月十一月十二月一月二月三月四月1264.54252.25141.69147.42145.78162.16105.2172.7653.2244.8246.2445.002171.17228.50151.52145.78131.86153.97103.4471.3549.6944.8246.2445.003143.33194.92141.69216.22124.49145.78101.6769.8447.9245.0045.0047.394153.97170.35127.76223.59126.13139.2398.1468.4346.3345.0046.2452.255187.55145.78158.07213.76118.76135.9594.6068.4346.3345.0046.2454.816171.99155.61271.09194.92111.38133.5094.6067.0149.6945.0046.2452.257187.55217.04316.13174.45115.48127.7693.7167.0149.6945.0047.3952.258244.06246.52274.37230.14153.97126.1393.7168.4347.9245.0046.2454.819254.71206.39221.13285.83137.59131.8691.9567.0146.3343.9446.2453.5810254.71185.91197.38230.96139.23129.4091.9562.9544.8243.9445.0049.7711218.67185.91171.99226.04199.84127.7690.1861.5344.8245.0046.2449.7712218.67176.90155.61303.03187.55129.4088.4161.5346.3343.9445.0048.6313213.76158.07141.69254.71166.26129.4088.4161.5346.3343.9446.2453.5814190.01141.69135.95211.30159.71131.8688.4161.5346.3345.0045.0053.5815187.55133.50124.49187.55147.42131.8686.8261.5346.3343.9445.0054.8116181.00129.40115.48174.45139.23129.4085.2361.5349.6943.9443.9457.3817192.47131.86109.75179.36143.33124.4983.5561.5347.9245.0042.8861.3618187.55151.52108.11163.80131.86118.7681.9661.5347.9245.0043.9462.6819166.26149.88108.93162.16126.13115.4881.9661.5351.4545.0042.8862.6820145.78149.8899.10176.90122.03113.0280.3661.5347.9243.9442.8862.6821133.50151.52108.11166.26120.39109.7578.8661.5347.9245.0043.9462.6822127.76151.52104.83151.52122.03108.1180.3661.5347.9245.0043.9464.0123125.31159.71101.56141.69120.39104.8378.8660.2146.3347.3945.0067.1924104.01147.4294.19135.95126.13104.8375.6860.2147.9246.2445.0068.7825121.21137.59143.33137.59139.23106.4777.2760.2147.9246.2446.2485.6726131.04155.61235.87143.33170.35106.4777.2757.6447.9246.2445.0092.8327135.95162.16186.73131.86181.00104.8377.2757.6446.3345.0045.0092.8328169.53159.71274.37124.49190.01103.1975.5957.6447.9246.2445.0092.8329171.99143.33259.62124.49190.01101.5674.2657.6444.820.0043.9487.5330287.47129.40194.92179.36176.9099.1072.7656.3244.820.0046.2483.9031297.300.00166.26170.350.0097.460.0056.3244.820.0045.000.00平均数185.17166.99165.86184.17145.48122.0686.4162.7647.4744.9845.1462.42 拱坝河口电站坝址枯水年（P=90%）逐日流量表附表2-3单位：m³/s日五月六月七月八月九月十月十一月十二月一月二月三月四月166.21259.01115.8088.4080.1887.6074.8550.0435.9334.5231.8641.99263.82312.94109.6285.5792.8289.2874.8550.7837.6734.6032.2041.57364.00270.50107.8585.3987.3492.8274.8557.3437.6734.6032.6139.91470.01243.98105.2083.5481.9594.5973.5246.8036.1034.6032.6139.25592.82219.23106.9682.7479.6595.4769.7946.5535.5234.6032.5343.566109.62199.78106.9682.7476.2995.4770.9544.8935.9334.2732.2045.897119.34188.29105.2081.1573.0293.7070.9545.4735.6034.1932.2048.718103.43158.2498.1276.7380.0993.7068.3844.8136.3534.1032.2050.04990.17220.1294.5975.7687.9692.8266.9643.8136.4333.4431.6249.041088.40170.6193.7080.80119.3491.9466.8043.9035.1833.3631.8647.881194.59150.2890.1780.97132.6098.1264.6444.7335.0233.3632.2047.881291.05204.2087.6074.87121.11110.5064.3944.6435.3533.3631.9547.881391.05211.2885.5770.90120.22108.7364.3943.7335.4333.2732.1147.881488.31147.6384.7871.69113.15110.5064.3941.6635.0232.6132.2047.881585.48163.5482.7489.28106.08116.6963.2341.9034.6031.9532.2047.801682.48167.0882.74101.66128.18126.4161.8242.0734.6031.8632.6145.971779.47153.8280.9792.82129.95125.5361.8242.0734.2732.2034.1045.801883.01155.5877.0088.31120.22122.8861.6542.0734.5232.8633.3645.891987.78161.7772.75134.37112.27118.4658.5042.0734.2732.9432.6147.712093.70155.5871.69122.88101.66112.2756.9242.0734.5232.6132.6150.2021120.22151.1673.81106.0897.24108.7356.9241.4934.6032.6132.8656.6822112.27138.7975.7693.7094.59106.0856.9241.3234.6032.6133.3652.6123122.88130.8373.5587.6091.94105.2056.9241.3234.1932.5334.2750.2924304.10120.2268.2484.7893.70102.5456.9241.2433.7732.2035.4350.0425319.12111.3869.0480.4491.0598.1256.9240.5833.3632.2038.0950.0426201.55105.2075.5879.1288.4091.9455.8540.5832.9432.6137.2650.0427166.19101.6688.0581.3385.5789.2854.5239.9132.9432.5340.3350.0428180.3499.8991.9485.5788.2286.1054.5237.8433.0331.9542.0750.9529247.52110.5088.4095.4789.2885.4854.5235.4334.1031.8642.1564.4830220.12115.8090.1789.2887.1683.2753.3634.6034.190.0041.5762.4831198.020.0091.9484.600.0081.060.0035.1834.190.0040.580.00平均数127.00169.9688.6087.7098.37100.4963.0342.9334.9032.0234.3848.68 3工程地质3.1概述拱坝河口水电站位于甘肃省武都区两水镇境内。坝址位于两水镇河段，为河床式电站，设计最大闸高约8m。电站主要建筑物有拦河闸坝和地面厂房等。工程区有两水至黄鹿坝公路贯通，交通较方便。本工程初步设计阶段的勘测设计成果全部采用由“中国华西工程设计建设有限公司”于2006年9月所做的本工程初步设计报告。3.2区域地质及地震3.2.1区域地质概况3.2.1.1地形地貌本区位于秦岭山脉与岷山山脉结合部位，白龙江以北为秦岭山脉、以南岷山山脉向东延伸。地貌以构造侵蚀、剥蚀中、高山及中低山为主。山顶海拨最高3600m，山岭与河谷相对高差1000～2500m。总的地势特点是西北高、南东低，地形地貌受构造、岩性等控制，主要山脉与河流走向均呈NW-SE向。白龙江为嘉陵江一级支流，发源于甘肃省碌曲县境内的廊尔莽梁北麓，经若尔盖、舟曲、岩昌、武都等，于广元昭化汇入嘉陵江，主河道长535km。工程区位于其中游河段，基本沿白龙江复背斜核发育，河谷宽阔，谷底宽一般0.2～1km，局部可达3.5km,形成河谷小盆地，经筑堤打坝己成良田。现代河床宽度一般50～200m，坡降平缓。河谷南岩为岷山山系，山顶海拨多在3000m以上，山势陡峻，为石炭系侵蚀褶皱断块石质山地，由坚硬的石灰岩组成，斜坡上陡下缓，多为坡积物或阶地堆积物覆盖。北岸属中低山，坡度较缓，植被差，侵蚀严重，水土流失严重，可谓沟壑纵横。白龙江两岸漫滩以上断续分布Ⅰ～Ⅲ级阶地。其中Ⅰ、Ⅱ级阶地为上叠堆积阶地，Ⅲ级阶地为基座阶地。Ⅰ级阶地为河漫滩型阶地，阶面宽阔，呈条带状分布于河床两岸，高于现代河床一般3～5m。Ⅱ级阶地高于现代河水面12～20m。Ⅲ级阶地断续分布于两水镇至角弓一带，阶面高于现代河床50～80m。 3.2.1.2地层岩性区内除寒武系、奥陶系地层缺失外，前震旦系～第四系地层均有发育，且均有不同程度的变质。岩浆岩出露零星，主要为元古代花岗岩、闪长岩等，并有岩脉侵入。第四系松散堆积层广泛分布在河谷、沟谷和坡脚一带。3.2.1.3地质构造工程区位于松潘—甘孜东北向褶皱带和南秦岭东西向褶皱带交接复合部位。在具体构造部位上即处于北西—南东向塔藏断裂、北北东～近东西向的文县～康县断裂与北西～北东向的洋布梁子—大年断裂所围限的断块上，地块内构造形迹主要受控于上述三大构造带，活动性弱，褶皱断裂不甚发育，主要地层为碧口群地层。麻崖梁以北属南岭褶皱带，活动性弱，褶皱断裂不甚发育，主要地层为碧口群地层。麻崖梁以北属南秦岭褶皱带武都山字型构造，弧顶向南突出，由一系列弧形褶皱及断层所组成，工程区即处于该山字型构造西翼的白龙江复背斜内。白龙江复背斜褶皱紧密，两翼基本对称，轴向NW-SE，两翼岩层倾角40°～60°。背斜南西翼缺失志留纪中、上统的上部及泥盆系地层，使志留系中、上统的下部地层直接与葱地—铁家山断裂推覆来的石炭系地层相接触。背斜北东翼，志留系地层出露齐全，遭受洋布梁子—大年断裂切割。核部在工程区内基本为白龙江河谷一带。现将工程区及其附近的主要断裂构造特征及其活动性分述如下：（一）洋布梁子—大年断裂和葱地—铁家山断裂工程区围限于洋布梁子—大年断裂与葱地—铁家山断裂所挟持的地块上，为两断裂共用的下盘。洋布梁子—大年断裂：分布于白龙江郁郁葱葱岸山体内，总体上由三条近于平行的断层所组成，距离工程区最近的为其北西支断层（殿沟里—半山里断层）。殿沟里半山里断层东起于武都区陈家弯，经庙坪山、半山里、至宕昌的袁家庄结束，全长约40km，其中间被一条长约2.5km，并与之垂直的断裂切断。该断裂沿留系中、上统白龙江群S2+3bl2与S2+3bl1的地层接触面发育，断裂总体产状N50°～60°W/NE∠35°，在武都殿沟里附近，该断层转向，产状变为N80～90°E/SE∠55°。属逆断层，沿断裂发育断层角砾岩、断层透镜体、断层泥、挤压褶皱等，次级断裂及褶皱极为发育。 葱地—铁家山断裂：发育于白龙江右岸山体内，总体上由两条近于平行的断层所组成。距离工程区最近的为其南东支断层（黄鹿坝—峡子沟断层）。黄鹿坝—峡子沟断层东起于黄鹿坝，西至迭坝沟，全长给70km。倾向W，倾角20°，在草坝子附近，走向近EW向，倾向S，倾角35°，在距离凤凰山东南约5km处产状再次变化，为N43°W/SW∠28°。属逆断怪，上盘为石炭系地层，下盘为志留系地层，破碎带中可见构造透镜体、断层角砾、挤压褶皱等。沿洋布梁子—大年断裂与葱地—铁家山断裂带之间历史上地震活动频繁，公元前186年2月25日和1881年7月20日在白鹤桥和两水附近发了了两次地震6.75级强烈地震，表明断裂晚新世以来的新活动性强烈。（2）塔藏断裂南东起于南坪东南，向北西延伸经九寨沟沟口、塔藏至若尔盖以北，总体走向NW，全长约150km。该断裂晚更新世以来有一定的活动性，沿断裂带发生过零星的5级左右的中等地震和一些小震活动，表明断裂现今仍有一定活动。（3）文县—康县断裂西起文县北西的石鸡坝附近，经梨坪、红星至康县，长约110km。断层产状为N55～65°E/NW∠50～70°，为逆冲断裂。断裂破碎带宽20m～80m，最宽达300m。在青山湾及羊寺坝可见断层错断晚更新世黄土地层，断怪测龄（TL）分别为5.90±0.27万年和2.90±0.16万年，其北侧约25km处（武都天池）于1879年7月1日曾发生8级、震中烈度为XI度强震，表明该断裂活动性强烈。3.2.1.4物理地质现象工程区属地壳强烈抬升区，地貌类型以中高山为主。区内地形陡峻，切割强烈，地震频繁，物理地质现象十分发育，主要表现为岩体的风化卸荷、崩塌堆积、泥石流等。岩体风化、卸荷：区内由于构造造作用强烈，岩体裂隙较为发育。在外营力作用下，岸坡岩体风化卸荷较显著，且表现出明显的差异性，在岸坡、山脊地段，强、弱风化带一般厚度分别为5～20m及25～40m，卸荷带水平宽度25～30m。在河床及深切河谷段强、弱风化带厚度分别为1～5m与10～20m，卸荷带铅直厚度2～5m。 崩塌：崩塌主要白龙江各大支沟两岸分布，规模一般较在在，其发育大多与强震有关。区内崩塌体多为地震后留下遗迹，沿河谷两岸崩塌堆积体范围广，数量多，体积大，常连成片。3.2.1.5水文地质条件本区地下水基本类型主要为松散堆积层孔隙潜水、基岩裂隙水和岩溶水三大类。松散堆积层孔隙潜水主要分布于河流漫滩、洪积扇及崩坡积的松散堆积层中，除漫滩砂卵石层中水量较丰外，其它地段水量一般较为贫乏，受大气降水补给，排泄于沟谷及渗入下伏基岩裂隙中。基岩裂隙水主要埋藏于基岩裂隙中，与孔隙潜水具有一定的水力联系，同样受大气降水的补给，以下降泉形式排泄于沟谷或河流。基岩裂隙水含水性不均一，岩体的富水程度和渗透性与地层岩性、地质构造、裂隙发育程度、岩石风化程度有关。故基岩裂隙水的埋藏条件和水量大小受地形、补给条件、地层岩性和地质构造的限制，变化较大。岩溶水赋存于石炭系、二迭系下统等碳酸盐地层之中，主要受大气降水和孙隙潜水补给。由于区内新构造运动表现为强烈的抬升，区内岩溶发育微弱，岩溶地下水主要表现为沿裂隙的径流与排泄，未发现集中的管道型岩溶地下水通道。3.2.2新构造运动与地震3.2.2.1新构造动特征据野外调查验证和有关测龄资料，断块周边及内部的武都山字型构造带、塔藏断裂、洋布梁子—大年断裂与葱地—铁家山断裂第四纪以来均有一定的新活动性。河流两岸广泛分布见Ⅰ～Ⅲ阶地，同级阶地自上游向下游渐次降低且级差平稳，说明自Ⅲ级阶地形成以来，近场区无明显差异性升降运动。反映本区受喜马拉雅山运动影响，伴随青藏高原隆起，第四纪新构造运动主要表现为大面积间歇性均衡抬升。3.2.2.2地震活动性特征工程区处于“中国南北地震带”的中段，即天水～武都～文县地震带。其东侧与平武—松潘—校场地震带为邻。该带北起天水，进入西秦岭地区后转为北西走向，转折最为厉害的为天水、武都、文县一带，经松潘、虎牙、平武，南达较场一带，呈NNE向展布。区内断裂构造错综复杂，除东西向的秦岭纬向构造和北西向的山字型构造交汇外，还有南北向的武都一通渭断裂带，全新世以来相对隆起，形变速率为2～3mm/年。工程区为有名的震区之一，历史上地震活动频繁。据史料记载，自公元前186年以来，天水—武都— 文县一喧共发生破坏性地震达35次，其中8级以上地震2次，7.0～7.9级地震5次，6.0～6.9级地震28次。最大震为1654年甘肃天水南8级地震、1879年甘肃武都南8级地震，对工程区的最大影响烈度达Ⅷ～Ⅸ。而1879年7月1日武都南天池8级地震即发生在本工程场地附近，距离工程区约25km，震中烈度为Ⅺ度，灾情十分严重，并对其波及影响最大。由此可见，工程区位于地震频繁的断块上，现今仍具有发生7级以上强震的能力。3.2.3区域构造稳定性评价工程区位于松潘—甘孜东北向褶皱带和南秦岭东西向褶皱带交接复合部位，在具体构造部位上即处于塔藏断裂、文县—康县断裂与洋布梁子—大年断裂所围限的断块上，区域地质地震背景较复杂。区内褶皱及断裂构造发育，断裂及断块构造活动强烈，地震活动频繁。经地震地质特征和地震危险性分布，工程区具备发生强震和中强震的地震地质条件。根据1：400万《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001），工程区地震动峰值加速度为0.20g，相应地震基本烈度为Ⅷ。故区域构造稳定性较差。3.3水库区工程地质条件3.3.1基本地质条件水库河段总体河谷开阔，地形平坦。河道平缓，河谷纵坡降3～5‰，现代河床宽度40～60m。两岸基本对称，为漫滩型Ⅰ级阶地，阶面高于现代水面2～3m，地形开阔，目前多为耕地。阶地后缘为坡洪积堆积扇，前缘因江水冲刷形成4～6m的陡坎。水库区右岸部分地段基岩出露，其余为第四系堆积物覆盖。主要为第四系全新统冲积物（Q4al）、坡洪积物（Q4dl+pl）及泥石流堆积物（Q4sef）。Q4al主要分布在河床、漫滩及两岸Ⅰ级阶地上，厚度大于30m，河床、漫滩地带主要为卵砾石上，两岸Ⅰ级阶地部位目前多为耕地，上部普遍分布厚约0.3～1.0m的粉质粘土，局部厚度可达1.5m，下部以卵砾石土为主。Q4dl+pl主要分布于两岸坡洪积堆积扇上，厚一般5～8m，以碎砾石土为主，具微弱泥质胶结。构造上，水库区处于白龙江复背斜南西翼，围限于洋布梁子—大年断裂与葱地—铁家山断裂所挟持的地块上，为两断裂共同的下盘。两断裂近于平行，分别从水库区两岸山体内通过，距离水库区最近距离约2600m。库区内无大的断裂构造通过。 水库区两岸地形开阔、平缓，自然边坡稳定性好。地质测绘中未见不稳定岩体及滑坡存在，无危及水库安全的滑坡、崩塌等不良物理地质现象分布。3.3.2水库区主要工程地质问题评价（1）水库渗漏问题库区两岸山体宽厚，白龙江为区内最低侵蚀基基准面，两岸无深切低邻谷分布。库盆出露地层岩性主要为白龙江群下部岩性段（Q3+3bll），主要为千枚岩、板岩等，岩层走向与白龙江流向基本一致。千枚岩、板岩等变质岩类透水性微弱，可视为相对隔水层。因水库抬高水位甚小，故水库建成后不存在向低邻谷的永久性渗漏问题。由于水库区两岸均为宽阔的漫滩型阶地，堆积物以卵砾石土为主，透水性强。因此，存在库水沿两岸的绕坝渗漏问题，建议结合坝体绕坝渗漏一并进行防渗处理。（2）库岸稳定性问题水库区两岸地形开阔、平缓，自然边坡稳定性好。地质测绘中未见不稳定岩体及滑坡存在，无危及水库安全的滑坡、崩塌等不良物理地质现象分布。两岸正常高水位附近大部为宽缓的Ⅰ级阶地及坡洪积堆积扇，仅左岸局部地段靠近己修建的灌溉渠道，预测水库蓄水后，在动水压力作用下，左岸局部地段将产生小规模的坍塌等岸坡再造问题，但主要为渠道的影响，不影响水库的正常运行。（3）水库淹没及浸没问题水库蓄水后，除将淹没库区洄水范围内的农田外，无农舍、集镇及厂矿的淹没损失。正常高水位附近多为农田，Ⅰ级阶地段地表为厚约0.3～1m的粉质粘土，下伏为卵砾石土，水库蓄水后，地下水位升高，在毛细水上升作用下，将对正常蓄水位附近的农田产生一定的浸没影响。两岸坡洪积堆积扇以碎砾石土为主，透水性强，毛细水上升高度有限，可视为浸没边界线。经浸没计算：农田毛细上升高按1.5m，农作物安全超高按0.5m计，即浸没临界深芳为2.0m（4）固体径流来源问题库区固体径流来源主要为库区两岸冲沟的泥石流堆积物及上游洪水携带的推移质及悬移质泥沙等。工程区内山顶荒芜，植被稀少，水土流失严重，为全国有名的泥石流高发区，在暴雨触发下，库区内各冲沟均可能再次发生泥石流，堆积物将直接堆积于库区内，水库将存在较严重淤积问题。 水库固体径流一源的另一种物质为来自上游河水携带的推移质及悬移质物质。工程区处于白龙东中游戏河段，为水土流失严重地区，河水携带的推移质及悬移质物质丰富。总之，水库区固体径流来源丰富，应加强水库的防淤排沙设计。3.4坝址区工程地质条件3.4.1基本地质条件3.4.1.1地形地貌坝址现代河床宽度40～70m。为漫滩型Ⅰ级阶地，阶面高于现代河水面2～3m，地形开阔，目前多为耕地。左岸Ⅰ级阶地后缘（引水渠道以内）为坡洪积堆积扇，前缘因江水冲刷形成4～8m的陡坎，陡坎以上地形为缓坡平台，坡度3-10°。3.4.1.2地层岩性按覆盖层的结构及工程地质特性可划分为4层，自上而下分述如下：（1）层：以碎砾石土为主（Q4dl+pl），厚度一般2～4m，分布于上、下坝址右岸坡洪积堆积扇上。碎砾石成份主要为板岩、千枚岩，少许变质砂岩等，磨圆度差，块径多在3～10cm，含量75～80%，充填粉土、岩屑等，稍密～中密。（2）层：为粉土质砾石土（Q4-2al），分布于河床、漫滩及Ⅰ级阶地上部，揭示厚度5.40～6.40m。深灰色，松散～稍密，砾石成份主要为灰岩，千枚岩，少许变质砂岩、石英岩等，磨圆度一般，次棱角～次圆状，粒径0.5～3cm，个别5～8cm卵石，含量55～60%，充填35～40%粉土、砾砂等。（3）层：为卵石土（Q4-2al），揭示厚度8.50～10.20m。灰、灰白、深灰等色，稍密～中密，卵石成份主要为灰岩、千枚岩、少许变质砂岩、石英、页岩等，磨圆度较好，次圆状，粒径6～13cm，含量70～75%,充填粉土、砾砂及圆砾等。（4）层：为Q4-2al。分布于河床、漫滩及Ⅰ级阶地下部。厚度大于4.90m（未揭穿），为深灰色，中密为主，砾石成份主要为灰岩、千枚岩，磨圆度较好，次圆～圆状，粒径0.5～5cm，个别6～10cm卵石，含量60～65%,充填粉土、砾砂等。3.4.1.3地质构造构造上，坝址区处于白龙江复背斜南西翼，围限于洋布梁子—大年断裂与葱地— 铁家山断裂所挟持的地块上，为两断裂共用的下盘。两断裂近于平行，分别从坝址区两岸山体内通过，距离坝址区最近距离约2600m左右。坝址区内无大的区域性断裂构造通过。3.4.1.4物理地质现象坝址区两岸地形开阔、平缓，自然边坡稳定性好。地质测绘中未见不稳定岩体及滑坡存在。3.4.1.5水文地质条件坝址区地下水主要为第四系松散堆积层孔隙潜水，受大气降水补给，向河床排泄。坝址区覆盖层度大于30.20m，层河床粉土质砾石土渗透系数K=3.7×10-3～4.6×10-2cm/s；层卵砾石土K=1.2×10-2～5.2×10-2cm/s；层K=4.9×10-3～5.3×10-2cm/s；总体渗透性较强，表明坝址区覆盖层与河水有较强水力联系。3.4.2岩土体工程地质特性及力学参数选取3.4.2.1河床覆盖层的工程特性由于坝址区河床覆盖厚度大，各覆盖层物理力学参数如下：层粉土质砾石土：天然含水率为1.43%～2.24%,平均为1.84%，干密度为1.75g/cm3，孔隙比为0.48，属中密偏松状态土。颗粒级配组成中，粒径大于200mm的漂石含量为0%，200～60mm的卵石含量平均为14.90%，小于5mm的颗粒含量平均为30.35%，小于0.074mm的细粒含量平均为1.52%，其不均匀系数平均值为26.90，曲率系数平均值为3.2属级配不良砾。层卵砾石土：天然含水率为1.22%～1.58%，平均为1.36%，干密度为1.94～2.00g/cm3，平均值1.95g/cm3，孔隙比平均值为0.34，属中密状态土。颗粒级配组成中，粒径大于200mm的漂石含量为1.83%，200～60mm的卵石含量平均为20.93%，小于5mm的颗粒含量平均为22.97%，小于0.074mm的细粒含量平均为1.27%，其不均匀系数平均值为65.60，曲率系数平均值为5.0，属卵石质土。层卵砾石土：天然含水率为2.02%，干密度为1.89g/cm3，孔隙比平均值为0.36，属中密状态土。颗粒级配组成中，粒径大于200mm的漂石含量为7.97%，200～60mm的卵石含量18.03%，小于5mm的颗粒含量为25.90%，小于0.074mm的细粒含量2.11%，其不均匀系数平均值为71.90，曲率系数平均值为3.0，属卵石质土。 3.4.2.2土体物理力学参数选取根据闸区土体工程地质性状及特性，结合部分试验成果，以《中小型水利水电划等号地质勘察规范》（SL55-2005）为依据，参照工程区附近己（在）建的水利水电划等号有关资料，采用工程地质类比法提出岩土体物理力学参数建议值见表3-1：坝址区土体物理力学指标建议值表表3-1岩性密度р/g/cm3允许承载力[R]Mpa变形模量EoMpa抗剪强度允许坡降渗透系数边坡比（边坡高度小于8m）内聚力CMpa内摩擦角ф（度）KCm/s水上水下层碎砾石土1.9～2.00.30～0.3530～35027～290.12～0.152.3×10-2～5.8×10-21：1.251：1.15层粉土质砾石土1.7～1.80.20～0.2420～22019～210.20～0.253.7×10-2～4.6×10-21：1.251：1.75层卵砾石土1.9～2.00.35～0.4030～35028～300.12～0.152.3×10-2～5.8×10-21：1.251：1.15层卵砾石土1.9～2.00.40～0.4535～40029～310.12～0.151.15×10-2～3.45×10-21：1.251：1.15层粉土质砾石土1.8～1.90.30～0.3530～35024～260.20～0.252.4×10-2～5.3×10-21：1.251：1.753.4.2.3坝址挡（泄）水建筑物的工程地质问题评价3.4.2.3.1坝基持力层的选择坝基包含布置于河床泄洪、冲砂闸等建筑物基础。勘探深度范围内坝基均为覆盖层组成。坝基覆盖层呈上叠结构，层次较为分明。上部5.4～6.4m为稍密的粉土质砾石土，其抗冲刷能力差、承载力低，不能满足闸基闸承载和变形要求，建议清除。下部以卵石土为主，勘探中未发现连续成层分布的砂层及粉粘土等软弱土层，皆由粗粒土组成，中密、允许承载力[R]=0.35～0.40Mpa，变形模量Eo=30-35Mpa，地基抗变形和承载力可满足低矮的坝（闸）基设计要求，建议基础置基于层中密卵石土上。3.4.2.3.2坝基防渗、抗渗稳定问题坝址河床及两岸漫滩组成物质均为中等透水的粉土质砾石土、卵石土等，厚度大于20.10m。一般渗透系数K=2.1m×10-3～8.2m×10—2cm/s，属中透水层；允许坡降J允 =0.12～0.15，抗渗强底低，渗透变形破坏型式为管涌。水库蓄水无防渗设施下存在坝基渗漏及绕坝渗漏问题，应采取可靠的防渗、抗渗工程处理措施。根据坝址覆盖层的地质结构，防渗处理方式可选用水平铺盖水平防渗+混凝土防渗墙垂直防渗相结合方式，防渗处理的深度和边界可根据设计渗流计算予以确定。由于坝基河床覆盖层渗透性较强，施工时应作好基坑排水及临时边坡的支护处理措施。3.4.2.3.3坝基抗滑稳定问题坝基覆盖层深厚，主要由卵石土组成，地基强度较高，坝基抗滑稳定性主要受卵石层与闸基础底面之间的强度控制。因此应把沿闸基接触面可能的剪切破坏作为抗滑稳定性校核重点。闸基础底与卵石层之间的摩擦系数按0.42～0.45考虑。3.4.2.3.4坝下游抗冲刷稳定问题河床覆盖层卵石层结构虽较密实，但抗冲能力差，建议闸下游设置护坦、海幔和齿槽等有效的防冲处理措施，水工建筑物的冲刷区应尽量远离坝体并加强下游的消能建筑物。3.5地面厂房的工程地质条件地面厂房主要由安装间、主厂房、副厂房和尾水渠等建筑物组成。厂房基础置于全新统近代河流冲积的漂卵石层上，容许承载力0.50～0.60Mpa，变形模量40～50MP，承载力及变形均能满足基础要求。厂房基坑中上部以卵砾石土为主，其透水性强，且厂房距离白龙江较近，地表水和地下水具有良好的补给渗通道。因此，基坑开挖时，不可避免地有大量地表水及地下水涌入基坑内。建议加强基坑排水及临时边坡的支护处理措施。尾水渠道布置于白龙江右岸河漫滩上，尾水直接与河水相接。尾水渠地基以卵砾石土为主，容许承载力0.35～0.40Mpa,变形模量30～35Mpa，变开模量30～35Mpa，承载力及变形均能满足基础要求。卵砾石土透水性强，需做好相应的衬护工程措施。建议开挖边坡比1：1.25(水上)～1：2（水下）。3.6天然建筑材料工程区位于白龙江河谷地带，区内土料、砂砾石料及条块石料储量较为丰富。本阶段在普查的基础上选择了质量相对较好、储量较大、交通方便的1个土料场、1个条块石料场，2个天然砂砾石料场产地进行详查工作。各类建筑材料勘察储量与设计需用量见下表3-2。天然建筑材料勘察储量表表3-2 材料种类勘察总储量（万m3）设计需用量（万m3）勘察倍比围堰用土料2.260.106821.2条块石料1166.8916.8砂砾料24.4312.072.023.6.1土料本工程所需的土料主要用于施工围堰填筑及混凝土防渗墙槽孔施工固壁。工区内土料较为丰富，均位于白龙江沿岸Ⅲ级阶地上，为第四系上更新统冰碛（Q3pal）粉质粘土。本阶段选择坝址上游河流左岸的火烧沟产地进行详查工作，该产地位于坝址上游约2500m的白龙江左岸火烧沟上游侧，为缓坡平台，地形平缓，有国道212公路从产地旁通过，开采、运输较为方便。产地面积6450m2，有用层为表部的耕植土，平均厚度0.5m，体积0.32万m3。目前该产地为荒地，该产地土料以粉质粘土为主，干燥，坚硬状。取样试验成果见表3-3～表3-6。火烧沟防渗土料矿化分析成果表3-4试样编号分析指标号（%）SiO2Fe2O3Al2O3CaOMgO烧失量硅铝率ph有机机易容盐火TK160.124.3519.474.461.874.514.598.60.270.07火TK560.244.2918.954.031.822.354.328.30.210.05火TK759.844.0619.214.211.762.414.128.40.120.04火沟沟防渗土料击实试验成果表3-5试验编号击实功能最大干密度最优含水量备注EcρdmaxωopKj/m3g/cm3%火TK16041.7317.2火TK56041.7614.0火TK76041.7919.0火烧沟土料室内力学性试验成果表3-6 试验编号制样控制条件压缩试验（0.1～0.2MPa）渗透形成试验直剪试验（饱、固、快）干密度含水率压缩系数压缩模量临界坡降坡坏坡降渗透系数破坏类型凝聚力摩擦角ρdωavEsikifK20-Cфg/cm3%Mpa-1Mpa--Cm/s-Mpa(°)火TK11.7317.20.1808.163>15.02.37×10-7流土0.0617.62火TK51.7614.00.1738.046>18.04.36×10-7流土0.04518.54火TK71.7919.00.1529.672>18.07.29×10-7流土0.04218.51试验成果指标与围堰防渗土质量技术要求对比见表3-7。试验成果表明，土体除天然含水量偏小外，其余指标均满足围堰防渗土料质量技术要求。施工围堰防渗土料与质量技术要求对比表表3-7指标试验指标技术要求评价粘粒含量（%）25～3015～40符合要求塑性指数11.1～14.010～20符合要求渗透系数cm/d(2.37～7.29)×10-7碾压后<1×10-5符合要求有机质含量（%）0.12～0.27<2符合要求易溶盐含量（%）0.04～0.07<3符合要求天然含水率（%02.49～2.56与最优含水率或塑限接近低SiO2/R2O24.12～4.59大于2符合要求净砂、净砾石储量计算成果表表3-8产地名称砂砾石储量（104m3）砂砾石天然密度（g/cm3）含砾率（%）含砾率（%）砾石堆积密度（g/cm3）砂堆积密度（g/cm3）净砾石储量（104m3）净砂储量（104cm3）旱地村砂砾石料场5.232.1373.8926.111.921.434.362.069烟墩沟砂砾石料场19.112.2180.419.601.941.3117.506.31砾石分级储量计算成果表表3-9产地名称净砾石总储量（104cm3）砾石干松密度（g/cm3）粒径组（mm）分级含砾率（%）分极砾石干松堆积密度（g/cm3）砾石分极储量（104cm3）旱地村砂砾石料场4.361.74>150150～8023.651.371.3180～4040.121.492.0442～2028.531.531.4120～57.701.510.39烟墩沟砂砾石料场17.501.76>150150～8010.851.552.1680～4030.861.625.8742～2033.671.636.3620～516.821.683.08 土样编号土样颜色取土深度天然状态土的物理性指标颗粒级配组成（颗粒粒径：mm）小于5mm含量于0.075mm含量不均匀系数曲率系数分类名称湿密度干密度孔隙水含水率液限塑限塑性指标分类加权比重典型土名分类符号hρρdeωωLωpIp°Gs>200200～100200～100100～6060～4040～2020～1010～55～22～0.50.5～0.250.25～0.0750.075～0.050.05～0.005<0.005<5<0.075CuCcmg/cm3g/cm3°%%%°°°%%%%%%%%%%%%%%%%%°°火TK2黄褐16～2.1.2.001.590.6982.5528.018.012.2CL2.700.100.400.9514.054.8050.3029.4100.084.50低液限黏CL火TK3黄色1.5～2.11.871.500.8072.4927.015.911.1CL2.710.800.851.4513.253.6555.0025.00100.083.65低液限黏CL火TK6黄色2.01.981.580.752.5638.524.514.0CL2.760.100.501.507.3060.6030.00100.0097.90低液限黏CL火烧沟围堰用土料物理性成果表3-10室内岩石物理力学性试验成果表表3-11野外编号（取样位置、深度）室内编号岩性烘干密度（g/cm3）比重普遍吸水率（%）饱和吸水率（%）弹性模量（GPa）泊松比干抗压强度（MPa）湿抗压强度（MPa）干抗压强度（MPa）湿抗压强度（MPa）软化系数备注B11灰岩2.692.692.682.710.150.150.140.170.190.1621.222.623.80.2176.968.379.557.454.662.25.265.125.354.484.124.310.78烟墩沟条块石料B22灰岩2.702.702.702.720.230.240.250.300.310.3326.425.925.00.2179.078.176.764.562.359.15.905.755.104.003.853.600.81烟墩沟条块石料 天然砂砾石全级配物理性质试验成果表3-11试样编号取样深度天然干密度天然含水率颗粒组成（颗粒粒径：mm）含砂率hρdωwc>150150～8080～4040～2020～52～2.52.5～1.251.25～0.630.63～0.3150.315～0.158<0.158<5mg/cm3%%%%%%%%%%%%%旱TK11.0～1.52.074.9-5.8827.4529.618.241.531.271.167.116.6511.1028.82旱TK20.5～1.02.204.2-27.9724.2715.576.860.690.610.847.9611.673.5625.33旱TK30.5～1.01.126.2-19.1237.3617.561.770.190.240.271.9811.1910.3224.19平均值2.135.1-17.6626.6920.915.620.800.710.765.689.848.3326.11烟TK10.5～1.02.171.3-6.0632.8828.7511.240.210.190.133.2711.505.7721.07烟TK20.5～1.02.232.14.8314.2325.4120.7216.300.380.300.121.3010.006.4118.51烟TK30.5～1.02.212.34.538.5834.5620.7412.510.280.240.121.1010.017.3319.08烟TK41.1～2.12.201.7-6.5125.0835.0815.240.920.220.162.328.955.5218.09烟TK51.5～2.32.231.92.946.7025.4926.4717.160.640.460.304.609.585.6621.24平均值2.211.864.18.4228.6826.3514.490.490.280.172.5210.016.1419.60 天然砂砾石粗集料物理性质试验成果表3-12试样编号表观密度吸水率砾石堆积密度（ρl）分给堆积密度（ρl）颗粒组成（颗粒粒径：mm）粒度模数150～8080～4040～2020～5<5150～8080～4040～2020～5MrρωWA紧密密度干松密度紧密密度干松密度紧密密度干松密度紧密密度干松密度紧密密度干松密度紧密密度干松密度g/cm3%g/cm3g/cm3g/cm3g/cm3g/cm3g/cm3g/cm3g/cm3g/cm3g/cm3g/cm3g/cm3%%%%%旱TK12.541.751.941.381.681.491.731.501.691.481.731.331.498.2638.5741.6011.577.44旱TK22.571.761.951.331.691.501.731.531.721.531.751.281.4337.4632.5120.859.187.98旱TK32.581.701.881.401.691.491.701.571.751.531.701.201.3825.2249.2823.162.347.97平均值2.561.741.921.371.681.491.721.531.721.511.721.271.2323.6540.1228.537.707.80烟TK12.621.771.961.701.831.761.871.791.891.721.857.6841.6636.4214.247.43烟TK22.631.761.931.511.671.571.711.591.691.671.7618.5633.1527.0321.267.49烟TK32.621.761.921.501.691.581.701.601.731.661.7511.2345.2427.1516.387.51烟TK42.641.761.931.511.641.581.721.591.721.681.787.9530.6242.8318.607.28烟TK52.611.741.951.531.671.611.781.591.741.681.798.8433.6234.9122.637.29平均值2.621.761.941.551.71.621.761.631.751.681.7910.8536.8633.6716.827.40 试验成果表明：在颗粒组成中，其小于5mm粒径的含量为100%，小于0.075mm粒径的细粒含量为83.65%～97.9%，小于0.005mm粒径的粘粒含量为25%～30%。从其物理性质分析判断：该种土料粘粒含量偏低，不满足规范对固壁土料的要求。因设计需用量不大，建议采用外购解决。3.6.2石料坝址附近无基岩裸露，附近岩石多以志留系白龙江群（S2+3bll）灰黑色薄层状炭质绢云母千枚岩为主，岩性软弱，缺乏可供开采利用的条块石料。本阶段选择厂址区约1km处拱坝河烟墩沟灰岩产地作为石料料源。该料场位于拱坝河右岸，为陡坡地形，坡度一般50°～60°，两面临空，基岩裸露，开采条件较好。石料为石炭系灰岩，无强风化带，岩石坚硬，受断层影响，岩体中隐裂隙较为发育，多为次块构造。有两水至拱坝乡公路从产地以下通过，开采、运输较为方便。产地面积58000m2，有用层弱～微风化的灰岩，平均厚度20m，储量116万m3。试验成果表明：其烘干密度2.68～2.70g/cm3，软化系数0.78～0.81，单轴饱和抗压强度值54.6～64.5Mpa，质量能满足SL251-2000《规程》对人工骨料和条石料的技术质量要求。3.6.3天然砂砾石料工程区内白龙江河谷宽阔，水流平缓，天然砂砾石料源丰富。本阶段在普查比选择基础上，重点选择距离工程区较近、便于施工的拱坝河口料场开展勘测研究工作。（2）拱坝河口砂砾石料场该料场位于白龙江右岸Ⅰ级支流拱坝河口烟墩沟漫滩上，地形开阔、平坦，长约700m，宽50～120m，呈长条形沿河分布。有两水至拱坝公路从产地旁河流左岸通过，开采、运输较为方便，目前当地正在小规模开采用于工民建混凝土骨料。产地面积约49000m2，有用层为冲洪积的沙砾石，水上平均厚度0.9m,水下3.00m，水上储量4.41万m3，水下储量14.7万m3。共计砂砾石混合储量19.11万m3。经换算，净砂石储量约17.50万m3。共计砂砾石混合储量19.11万m3。经换算，净砂石储量约17.50万m3，净砂储量6.31万m3。上覆无用层主要为粉土，厚度0～0.5m，分布面积7600m2，体积0.23万m2 。该产地目前为河滩地，汛期大部被水淹没，适于枯水期开采。坑探揭示表明，该料场颗粒级配较好，粗颗粒粒径多在2～10cm之间，母岩以板岩、灰岩、石英岩居多，呈磨圆～次磨圆状，中细砂较好地充填于卵砾石之间，结构较为紧密。在该料场上共进行5组试验，其试样编号为烟TK1～烟TK5。试验成果知：该料场几乎无超径，含砂率为18.09%～26.11%，平砂含砂率为19.60%，除砂含泥量指标略超标外，其余各项指标均满足规范要求。砂的平均粒径为0.236～0.259mm，细度模数为0.78～1.08，属细砂～极细砂；砾石的粒度模数为7.28～7.51。3.7结论与建议（1）工程区位于松潘—甘孜东北向褶皱带和南秦岭东西短短几天褶皱带交接复合部位，在具体构造部位上即处于塔藏断裂、文县～康县断裂与洋布梁子—大年断裂所围限的断块上，区域地质地震背景较复杂。区内褶皱及断裂构造发育，断裂及断埠构造活动强烈，地震活动频繁。经地震地质特征和地震危险性分析，工程内具备发生强震和中强震的地震地质条件。根据1：400万《中国地震动参数区划图》（GB18306～2001），工程建筑区场地地震动峰值加速度为0.20g，相应地震基本烈度为Ⅷ。故区域构造稳定性较差。（2）水库区闸盆封闲条件较好，水库蓄水后不存在永久性渗漏问题。但存在库水沿两岸的绕坝渗漏问题，建议结合坝体绕坝渗漏一并进行防渗处理。水库区两岸地形开阔、平缓，自然边坡稳定性好。地质测绘中未见不稳定岩体及滑坡存在，无危及水库安全的滑坡、崩塌等不良物理地质现象分布。预测水库蓄水后，在动水压力作用下左岸局部地段将产生小规模的坍滑等岸坡再造问题，但主要为灌渠的影响，不影响水库的正常运行。水库蓄水后，除将淹没库区洄水范围内的农田外，无农舍、集镇及厂矿的淹没损失。所造成的影响为土壤沼泽化，建议采取截水沟等工程处理措施。库区固体径流来源主要为库区两岸冲沟的泥石流堆积物及上游洪不携带的推移质及悬移质泥沙等，水库区固体径流来源丰富，应加强水库的防淤排沙设计。（3）坝基覆盖层呈上叠结构，层次较为分明。建议基础置基于层中密卵石土上。 坝址河床及两岸漫滩覆盖层属中透水层，抗渗强度低，渗透变形破坏型式为管涌。水库蓄水无防渗设施下存在坝基渗漏及绕坝渗漏问题。应采取可靠的防渗、抗渗工程处理措施。防渗处理的深度和边界可根据设计渗流计算予以确定。坝基抗滑稳定性主要受卵石层与坝基础底面之间的强度控制，应把沿坝基接触面可能的剪切破坏作为抗滑稳定性校核重点。坝基础底与卵石层之间的摩擦系数按0.42～0.45考虑。取水坝地基以中密卵石土为主，地基承载力和抗变形能力可满足闸基要求。由于坝基河床覆盖层渗透性较强，施工时应作好基坑排水及临时边坡的支护处理措施。（4）厂房基础置于漂卵石层，承载力及变形均能满足基础要求。基坑中上部以卵砾石土为主，其透水性强，且厂房距离白龙江较近，地表水和地下水具有良好的补给入渗通道。因此，基坑开挖时，不可避免地有大量地表不及地下水通入基坑内。建议加强基坑排水及临时边坡的支护处理措施。尾水渠地基以卵砾石土为主，承载力及变形均能满足基础要求。卵砾石土透水性强，需做好相应的衬护工程措施。建议开挖边坡比1：1.25(水上)1:2（水下）。（7）工程区天然建筑材料较为丰富土料质量符合围堰用料要求，运距近，开采、运输方便。但不满足槽孔固壁土料质量要求，因其需用量较小，建议采用外购解决。条块石料储量丰富，质量符合要求，开采、运输方便。天然砂砾石料储量较为丰富，除砂的含泥量略超标外，其余各项技术指标均满足要求，建议施工时对细集料进行冲洗后使用。鉴于烟墩沟砂砾石料场储量大，质量可满足要求，开采运输方便，且便于布置加工系统，可作为主料场优先开采利用。（8）建议施工时应加强补充地质工作，以满足施工设计需要。 4工程任务和规模4.1河流规划和地区社会经济概况4.1.1河流规划自1952年以来，中央及地方有关单位对白龙江的水力资源、农、林、矿藏等进行了比较系统的查勘和调查研究工作。其中有关水力资源开发利用的查勘、规划设计工作有：1952年起前西南水利部和长江水利委员会对白龙江下游进行了多次查勘，并在1958年提出的嘉陵江流域规划要点报告中，推荐飞娥峡为研究对象；1956年电力部成都勘测设计院为进行水利资源普查对白龙江干流碧口至洛达290km河段，白龙江玉垒至四道城223km河段进行了查勘，并于同年12月编制了《白龙江流域水力资源普查报告》；1958年原水电站西北勘测设计院为开发白龙江水力资源及处理开发与铁路建设、木材流放等方面的矛盾，全面查勘了白龙江、支流，并编制了《白龙江流域规划踏勘报告》；1960年长江流域规划办公室、甘肃省水利厅与西北院共同编制了《长江流域嘉陵江上游甘肃地区1962～1967年农业水利综合利用规划》；1967年原水电部西北勘测设计院在经过几年勘测工作的基础上，第一次比较全面的编制了《白龙江中、下游水电站工发规划报告》；1979年12月由西北院白龙江设计队在多年资料的基础上补充修订了1967年的《白龙江中、下游水电站开发规划报告》；编制了《白龙江中、下游水电开发规划报告（补充修订）》。1985年，原水利电力部西北勘测设计院编制了《白龙江干流沙川坝～昭化河段梯级开发修订规划报告》，该报告基于西北、西南联网的规划思想，推荐该河段为苗家坝水电站一级高坝开发方案，正常蓄水位940m。1986年西北院向规划设计总院上报了《白龙江干流沙川坝～昭化河段梯级开发修订规划报告》，开始了苗家坝水电站研究工作，并于1990年12月及1992年6月分别上报了“选坝报告”及“坝址选择报告” ；1992年西北院完成了《白龙江武都～苗家坝河段开发方式补充论证报告》，该报告推荐苗家坝一级开发方案；1991年3月20～25日西北院邀请水利水电规划设计总院、国际咨询公司及兄弟院等领导和专家在苗家坝现场召开发了选坝技术讨论会；1993年10月，水电水利规划设计总院会同甘肃省委在苗家坝水电站坝址现场主持召开发“白龙江干流武都至苗家坝河坝开发方式补充论证报告及苗家坝选择报告审查会”，根据审查意见（甘计能[1994]670号文及水规设[1994]0005号文），同意苗家坝为“一级开发方案（分期建设）”，并同意中坝址作为一级开发的高坝坝址。综上所述，甘肃省白龙江干流沙川坝～苗家坝河段水电开发规划受苗家坝梯级开发方案的影响，虽进行过多次规划、设计工作，但都在武都以下河段。2005年9月，西北院完成了《白龙江干流尼什峡～沙川坝河段水电开发规划》报告，沙川坝～武都河段一直没有进行系统的工作。由于沙川坝～苗家坝河段水电开发受苗家坝开发方案影响，目前该河段水力资源开发无可利用的规划遵循，河段上的电站建设乱批乱建现象普遍。2004年12月大唐碧口水力发电厂以碧口函[2004]21号邀请，要求西北院于12月9日对白龙江干流沙川坝～苗家坝河段水力资源实地调查。西北院组织各专业人员根据碧口电厂的意图对苗家坝低方案800m水位尾水起至舟曲县干流河段进行了查勘，并提交了杳勘报告。后又进行过几次查勘，2005年10月甘肃省发改委能源处授权大唐甘肃分公司委托西北院对该河段进行水电规划。2006年5月，西北勘测设计研究院在完成《白龙江苗家坝水电站开发方式研究报告》过程中对河段的水电规划方案进行了汇报，并参与了方案比较，经水电水利规划设计总院会同甘肃省发展与改革委员会审查，审查同意推荐苗家坝水电站为低坝开发（苗家坝水电站正常蓄水位800m方案），要求将完的该河段水电调整规划报告与《白龙江苗家坝水电站开发方式研究报告》一并上报，作为苗家坝水电站低坝开发方案的设计文件之一。2007年8月25日 ～28日，甘肃省发展改革委会同甘肃省工程咨询中心对《白龙江干流沙川坝～苗家坝河段水电开发调整规划报告》（以下简称调整规划报告）进行了审查，审查基本同意规划提出的该河段16段的梯级开发方案，即从上至下依次为虎家崖、南峪、两河口、石门坪、沙湾、角弓、甘谷、石门、两水、汉王、包家坝、椒园坝、大元坝、橙子沟（宗家坝下坝址）、临江、苗家坝水电站。见白龙江干流沙川坝～苗家坝河段水电开发调整规划梯级开发方案技术经济指标表4-1和梯级纵剖面示意图4.1。拱坝河口水电站就是规划中两水电站，为河床式水电站，工程区全部在甘肃省陇南市武都区境内，引水枢纽距县城13km，是规划中的第9级电站，审定装容量机3×6.3MW，根据西北院2007年9月《白龙江干流沙川坝～苗家坝河段水电开发调整规划报告》（审定本），其上游为石门水电站，装容量机2×6.3MW，2010年下游又插补规划锦屏水电站，装机容量2×6.3MW，三座电站水位衔接关系见本章4.4论述。4.1.2地区社会经济现状和发展规划4.1.2.1地区社会经济现状一、甘肃省（1）地区概况甘肃省位于祖国的地理中心，全省总土地面积45.5万km2，居全国第七位。全省共设12个地级市和2个自治州，共有4个县级市、58个县、7个民族自治县、17个市辖区。甘肃自古以来就是个少数民族聚居的省份，共有54个少数民族，其中东乡、裕固、保安为3个特有少数民族。2007年底，全省总人口为2617.16万人，其中少数民族人口219.9万人。甘肃地貌复杂多样，山地、高原、平川、河谷、沙漠、戈壁，类型齐全，交错分布，地势自西南向东北倾斜。地形呈狭长状，东西长1655km，南北宽530km。甘肃省水力资源主要分属黄河、长江、内陆河3个流域、9个水系，全省河流年总径流量415.8亿m3。其中，1亿m3以上的河流有78条。根据甘肃省水力资源复查成果（2003年）统计，全省水能资源理论蕴藏量14887.3MW，年发电量1304.16亿kw.h；技术可开发量10625.4MW，年发电量444.35亿kw.h；经济可开发量9009MW，年发电量370.43亿kw.h。目前开发利用率为经济可开发量的41%，具有较大的开发潜力。甘肃省水力资源汇总见表4-2。 甘肃省水力资源汇总表（2003年水国资源复查成果）表4-2序号水系名称流域面积（km2）多年平均流量（m3/s）理论蕴藏量年电量（亿kw.h）平均功率（MW）1黄河流域803.639173.91.1干流1366531050.0487.015559.51.2西科河10038.92.2726.01.3银川河4572.20.9010.31.4大夏河715432.528.08320.61.5洮河25527156.0167.161908.21.6湟水河32863153.549.43564.31.7庄浪河40086.05.4862.51.8祖历河106534.70.9010.31.9渭河2650059.562.41712.42嘉陵江水系348.343976.12.1干流692254.97.0280.12.2红崖河8596.32.9934.12.3永宁河217715.97.5786.42.4洛河10418.31.6618.92.5青泥河177111.84.7754.42.6永宁河978551.234.86398.02.7燕子河128228.78.4696.62.8安乐河244.82.330.829.32.9广坪河219.82.090.293.32.10白龙江27204284.0279.913195.03河西内陆河151.321727.43.1疏勒河水系13004560.046.24527.83.2黑河水系67725110.970.58805.73.3石羊河水系3876650.031.38358.23.4苏干湖水系187979.443.135.7甘肃省是矿产资源比较丰富的省份之一，截至2006年底全省己发现各种矿产173种（含亚矿种），占全国己发现矿种数的74%。在查明的矿产资源储量的矿种中，列全国第一位的矿产有10种，前五位的有25种，前十位的有49种。甘肃省煤炭资源比较丰富，分布广泛，含煤地层分布面积约4.7亿km2。根据第三次煤炭资源预测与评价，预测资源量1428亿t，其中：可靠级1185亿t，埋深在1000m以浅的预测资源量为132亿t。全省探明煤炭储量92.3亿t，保有资源储量87.23亿t，全省探明储量仅占预测资源量的6.5%。同时，根据最近勘探成果，甘肃省庆阳市正宁南部、灵台等地煤炭储量较大。 甘肃省境内石油地质总资源量约36.57亿t。现己进行大规模开发的有玉门和长庆两个油田，其中：玉门油田勘探开发区面积113.31km2，地质总资源量约8.1亿t，己探明的石油地质储量约1.37亿t；长庆油田探明含油面积930.5km2，油气总资源量约28.47亿t，己探明地质储量4.56亿t。甘肃有野生动物650种，出产大熊猫、金丝猴、麝、猞猁、扫雪等世界珍贵动物。野生动物中，属于国家保护的稀有珍贵动物有90多种，属一类保护的24种，二类保护的24种，三类保护的4011种。甘肃地处欧亚大陆桥兰新、陇海铁路的结合部，可以通过沿海和西部边境口岸，双向参与国际经济交流，具有良好的对外开放前景。兰新线复线建成、宝中铁路复线的建成通车，干武和包兰铁路电气化改造，与现有的包兰、兰青等铁路一起形成了近亿吨的铁路运输能力。以312国道为代表的国家级公路和大量的省级公路四通八达。甘肃境内旅游资源较丰富，境内有众多的宗教寺院、石窟、文化遗址、风景名胜。著名景区主要有郎木寺、拉卜楞寺、敦煌石窟、崆峒山、麦积山、卧龙寺、炳灵寺、马家窑文化遗址、寺洼文化遗址、哈达铺红军长征纪念馆、俄界会议会址、天险腊子口战役遗址、则岔石林国家级自然保护区、尕海候鸟自然保护区等。（2）国民经济发展概况2007年，全省实现生产总值2699.20亿元，比上年增长12.1%，其中第一产业增长4.0%，第二产业拉长16.8%，第三产业增长10.0%；全年全省大口径财政收入为391.87亿元，比上年增长32.85%；一般预算收入为190.91亿元，增长32.87%；一般预算支出为675.34亿元，增长27.76%。全年城镇居民可支配收入为10012元，比上年增长12.24%；农民人均纯收入达到2329元，比上年增长9.13%。二、陇南市陇南市位于甘肃省东南部，是甘肃省唯一的长江流域地区，是甘肃南下东出之要冲，总面积2.79万km2，总耕地面积459.45万亩，全市辖一区八县，2005年底总人口272.5万人，农业人口241.47万人，占总人口的88.6％。全市有242个乡镇3422个行政村。2005年底全市实现国内生产总值74.18亿元，按可比价格，比上年增长12.5％，其中第一产业增加值23.77亿元，增长6.52%第二产业增加值21.62亿元，增长21.89%，第三产业增加值28.79亿元，增长13.17%。全市非公有制经济占GDP总值的39％以上，发 展势头明显加快。工业实现增加值173073亿元，比上年增长21.89％，2005年底全市小水电站发电量达17.31亿kw.h。2005年底全市有耕地459.45万亩，有水浇地81.58万亩，水平梯田302.03万亩，全年农作物播种面积554.68万亩，粮食播种面积455.88万亩，全年粮食总产量84.70万吨，全市农业完成增加值23.77亿元同比增长6.52%。财政收入增长较快，全年实现大口径财政收入6.64亿元，比上年增长21.8％，市县级财政收入2.694亿元，比上年增长6.1％，财政支出23.5亿元，比上年增长21.8％。2005年底职工平均工资1.23万元，年增长率为10.9％，城镇居民可支配性收入6304元，增长率为12.0％。城镇居民消费性支出5300元，增长率为8.5％。陇南市是贫困地区，但有丰富的水力资源和矿产资源。山区地形险峻，河道比降大,落差较集中,开发小水电具有得天独厚的优势。白龙江、白水江纵贯该地区，形成了该区丰富的水力资源。陇南市矿产资源十分丰富,品种多,其中金、铅、锌、硅、重晶石等矿产具有一定的开采价值,近年来,具有一定规模的金矿、硅矿等企业带动了该区工业的发展，已形成了一定的地区优势。但山区交通不发达，且公路交通路段易发生滑坡、泥石流，山区人口分散、文化素质较低，给资源的开发利用及社会经济发展造成一定的困难。三、武都区武都区位于甘肃南部，县城为陇南市所在地，是陇南政治、经济、文化的中心。全区总面积4683平方公里，辖44个乡（镇），777个行政村，总人口52.75万，其中农业人口411.1万。全区农民人均纯收入985元,人均占有粮221公斤，经济相对落后。武都区地处内陆腹地，地形独特，构造复杂。境内山高林密，江河纵横，资源丰富。境内已探明的金属矿和非金属矿有10多种，有金、铁、铜、煤、硫磺、石膏、石英石、大理石等。境内主要河流有嘉陵江一级支流白龙江，二级支流拱坝河、角弓河、姚寨河、洛塘河、三仓五库河、沟坝河；三级支流茶园沟、甘泉河(黄坪河)、鱼龙河。白龙江干流流经武都区境内100km，河道平均比降3.18‰，水能资源理论蕴藏量万35.36万kw，可开发量15.0万kw。全区水能资源理论蕴藏总量48.71万kw，可开发量21.74万kw。 建国以来，武都区坚持不懈狠抓农田水利建设和科技推广，农业生产条件极大改善，农业科技广为普及，粮食产量，特别是主要粮食作物小麦、玉米、水稻、洋芋等亩产成倍提高，产量大幅度增长，基本实现自给。与此同时，大力发展农村支柱产业，红芪、花椒、茶叶已成为独具地方特色的名优产品，成为全县经济的重要支柱；蔬菜、林果、特种水产养殖、畜牧养殖等在提高科技含量、扩大规模等方面取得了较大进步，产品自给有余，远销省内外。全县农业结构趋于合理，农、林、牧协调发展，农业产业化格局已初步形成。农村经济由单一种植逐步转向市场，形成多种经营全面发展的经济结构，形成基础建设、集资办电、开矿冶炼、中药材培植加工、畜牧业改良繁殖、林果园优质高产与规模经营等支柱产业。随着科技扶贫和电力发展等高科技系统工程的全面推广实施，生活水平由基本解决温饱向全面脱贫迈进。但是，由于武都区经济基础还很脆弱，工业实力不强，农业抗御自然灾害的功能不够，特别是高半山区，还存在难以摆脱靠天吃饭的困境。今后，武都区经济发展的战略重点是：能源、交通、矿产和农业综合开发。能源：主要是开发建设白龙江及其支流梯级水电站；矿产：主要是黄金、铜、铁、煤等矿产资源的科学开发和深度加工；农业综合开发：主要围绕红芪、花椒、茶叶、山野菜等名特优产品，建设生产基地，创建龙头企业，培植精品，出口创汇。4.2地区电力工业现状及发展规划4.2.1电力工业现状一、甘肃电网截至2004年，全省发电装机容量为；8836MW，其中：火电装机5028MW，占总发电装机56.9％，水电装机3699MW，占总发电装机的41.9％，风电装机52MW，其它装机57MW。全年全口径发电量457亿kW.h，同比增长16.17％，其中：火电337.9亿kW.h，水电115.9亿kW.h，风电及其它3.2亿kW.h。2004年，甘肃全社会用电量452亿kW.h。甘肃电网最大发电负荷6600MW，同比增长8.2％。统调口径最大负荷6086MW，同比增长8.6％。售电量359.9亿kw.h，从外省输入电量55.8亿kW.h，向外省输出电量61.1亿kW.h。虽然全年电网发用电基本平衡，但由于甘肃发电装机中水电机组比例过高，火电备用容量较小，部分时段出现零备用，个别时段出现用电缺口，电力供应不均衡性很大。同时，火电发电装机中，中小机组比重较大，能源效率较低，污染严重，可靠性差。截止2004年底，全省火电装机中，300MW机组只有2100MW，200MW机组有800MW，100MW机组有1134MW，小于100MW的机组容量1000MW。 甘肃电网处于西北电网的中心位置，是西北电网的主要组成部分，主网电压等级为330kV。东与陕西电网通过330kV西桃、天雍、秦雍、嵋雍共四回线联网，西与青海电网通过330kV花海一回、海阿三回、官兰西线双回联网，北与宁夏电网以330kV靖青双回、靖固一回及石中线联网。截至2004年底，甘肃电网已建成330kV线路47条，总长度约4503kdn(省内长度)，220kV线路42条，总长度约1415．3km(含跨省联络线)，110kV线路357条，总长度约10333．32km。全网共有330kV降压变电所18座，总容量756万kVA，220kV降压变电所12座(不包括铝厂专用变)，总容量309万kVA，110kV变电所195座，总容量815．76万kVA。全省在实现乡乡通电的基础上，村、户通电率分别达到97.73%、96.32%，配电网络的供电能力、供电质量、调度自动化水平以及安全可靠性均有大幅提高。二、陇南电网陇南电网地处甘肃电网南部，分为北部和南部电网两部分。北部电网以330kv成县变为中心，南部电网以220kv早阳（碧口水电厂）变为中心。北部与南部电网通过220kv成早（碧～成）线联络，陇南电网通过330kv天成线和110kv长石射型电网，主要为成县、武都、西和、礼县、徽县等供电。南部电网以早阳变为中心，为碧口、文县地区供电，同时也是碧口水电厂及陇南南部大规模水电的主要送出通道，另外还通过220kv早广线为四川电网供电。2007年度末陇南电力系统规模：a、330kv变电一座，容量2×120+360MVA、甘肃省调调管；220kv伏变电站一座：容量1×180MVA、甘肃省调调管；110kv变电站12座（含宝徽变）：主变20台、容量671MVA、陇南地调调管；35kv变电站共80座：主变145台，总容量456.32MVA；局属35kv变电站11座、主变16台、容量67.85MVA;工专用户变电站10座、主变30台、容量159.6mva；农电35kv变电站59座、主变99台、容量228.87MVA；b、220kv输电线路3条：总长度145.187km，甘肃省调调管；110kv输电线路23条：总长度690km，陇南地调调管；35kv输电线路112条：总长度1818.6km，地、县调调管；c、全网小水电总装机123台：总装机容量合计151.31MW；陇南地调调管35台：总容量63.785MW；县级调调管88台：总容量87.525MW。 4.2.2电力工业发展规划一、甘肃电网甘肃电网处于西北电网的中枢，经过多年发展，虽己形成覆盖全省的330kv及110kv输配电网络，但电网结构依然薄弱，不能适应全省经济发展的要求。“十一五”期间，甘肃电网将以建设西北750kv超高压电网为契机，一是加快750kv电网建设，建设安西～张掖～永登双回输变电工程和官亭～兰州东～平凉～天水～关中南通道、西宁～永登～白银～宁东北通道，以用白银～兰州东南北间纵向通道，成为西北电网网架的核心和西北区域资源优化配置的中心；二是加强330kv输配电网结构，中部电网建设张家台、兰州南、兰州北、银西变电所，并根据地区负荷增长和电源发展情况，逐步向临夏、定西、陇南、甘南等地区延伸；东部电网建设炳陇双回线、平兰东双回线、靖固西单回五回横向联络线及西峰～天水～陇南纵向联络线，形成“五横一纵”的电网结构；河西电网在建成河西第二回330kv线路的基础上，沿线开断建设山丹、高台、法放等变电所，并向安西延伸。三是进一步完善110kv及以下输配电网建设，扩大电网覆盖面和供电能力，保证全省经济发展和人民生活用电增长的需要。根据西北电网公司2007年10月编制的《西北电网“十一五”发展规划及2020年远景目标研究报告》，甘肃电网2010年需电量790亿kw.h，最高负荷为11500MW；2015年需电量1130亿kw.h，最高负荷为16900MW；2020年需电量1580亿kw.h，最高负荷为24000MW。“十一五”增长率分别为10.05%和10.89%；“十二五”增长率分别为7.42%和8.00%；“十三五”增长率分别为6.93%和7.27%，甘肃电网电力需求预测见表4-3；年负荷曲线见表4-4。表4-3甘肃电网电力需求预测表项目低负荷水平中负荷水平2010年电量（亿kw.h）650790负荷（MW）10100115002015年电量（亿kw.h）8501130负荷（MW）14200169002020年电量（亿kw.h）11101580负荷（MW）1880024000 表4-4甘肃电网年负荷曲线表单位：%月份123456ρ最大负荷84.483.082.184.986.587.887.2月份789101112最大负荷86.982.879.993.110094.9二、甘肃东部电网甘肃东部电网覆盖天水、平凉、庆阳、陇南等地区，又处于陕甘主网交界地带，该地区电网将形成以甘陕联络线、平凉～定西双回线为主干形成“五横一纵”的目标电网（即甘陕四回联络线、平凉～定西双回线以及西峰～平凉～天水～陇南线）。“十一五”期间新建洛大～陇西、武都～天水330kv输变电工程，以满足白龙江、白水东干流的部分水电站的接入。在2010年电网的基础上，甘肃东部电网新建天水750kv变、将天水～社棠330kv线路入天水750kv变，新建洛大～西和330kv输变电工程，西和330kv变入武都～天水330kv线路，并将天水侧改接入天水750kv变，新建武都～西和～天水第二回330kv线路，新建苗家坝水电站送出输变电工程。三、陇南市电网陇南市电网担负着陇南市一区八县的供电任务。陇南市目前己与西北电网连网，网内最高电压等级为220kv，以35kv电压为主。截止2008年，陇南供电局网内拥有220kv变电所3座，总容量280MVA，220kv线路141km。35kv公用变电所59座，总容量161MVA，35kv线路1050km。成县220kv变电站建成后，陇南北部，形成了以成县220kv变电站为核心的放射状电网；陇南南部，由碧成输电线路与甘肃主网相连，可通过碧成输电线路将碧口电厂的电力送往甘肃电网，从而提高了陇南市及陇南南部的用电质量。陇南市加快电网建设与改造，完善电网结构。进一步发展330KV、220KV、110KV电网，优化35KV、10KV配网，实现主网发展与配网发展协调。建设330KV武都送变电工程、220KV早阳送变电工程和碧成二回送电线路工程，建成以330KV网络为主网架，220KV、110KV变电站或通110KV电网。到“十一五” 末，实现陇南电网向东同天水、陕西、向南同四川、向西同甘南、向北同定西电网的连接，成为陇东陇南电网核心，为陇南丰富的水电资源开发以及区域资源优化配置提供强有力的电网支撑。预计2010年陇南电网最大负荷最大负荷446.96MW，年发电量32.83亿kW.h年用电量34.56亿kW.h，远期2020年末用电量将达到55.51亿kW.h，按我区目前用电量计算，每年电量缺口达2.03亿kw.h。四、武都区电网自1998年以来，在国家“两改一同价”政策指导下，武都区电力局认真实施了农村电网建设与改造，一、二期农网改造工程共完成投资1.1亿多元，2008年完成了县城电网改造和户户通电工程。通过农网建设与改造，有效扩大了电网覆盖面，提高了供电质量和供电可靠性，降低了线损。目前，全区已建成35KV变电站9座，主变15台，容量37550KVA，35KV送电线路10条155km，10KV配电线路35条937km，0.4KV线路1581km，10KV配电变压器838台，容量83016KVA。全县共有用电客户6.1万户，乡镇、行政村通电率100％、户通电率99.2％,供电可靠率97.5％；电压合格率96％；优质服务承诺兑现率98％。根据《武都区农村电气化“十五”计划暨2010年远景目标规划》，预计2010年武都区最大负荷将达到约24.7MW，年用电量7280万kWh，电力负荷将以8.6％的速度增长、用电量以10％的速度增长。4.2.3水电站建设的必要性 白龙江流域为当地电力工业、硅铁冶炼、灌溉农业和无公害农业最发达地区,该流域，人口占全县人口总和的46%。沿江两岸为武都区主要产粮区，对解决人民温饱起着决定性的作用。武都区属于陇南市的贫困县，经济基础薄弱，经济较为落后。改革开放以来，工农业生产虽然有了较大的发展，但仍然没有摆脱贫困，人均收入在陇南市仍属于低水平。随着武都区对矿产资源的开发和其它加工工业的发展，用电负荷急剧增加，电力能源点建设也迫在眉睫，利用当地丰富的水能资源，为矿产开采、加工工业提供电力保证，不但可充分利用水力资源促进当地电力事业的发展，而且可为工业和高耗能加工业发展提供充分的能源保障。拱坝河口水电站工程，建设工期短，经济指标好，水电站建设淹没损失很小。因此积极兴建拱坝河口水电站,不但可为电网提供一定的电量,而且发展清洁能源,对退耕还林,保护生态环境十分有利,为建设循环农业，建设社会主义新农村，形成资源节约型、环境友好型的和谐社会做出应有的贡献，为促进地方经济的发展做出积极的努力。同时，武都区在政府的大力支持下、在陇南市有关单位的大力协助下，为拱坝河口水电站项目的资金筹措创造了良好的环境，使其尽快开发尽快收益，增加地方财政收入。为了加快武都区经济的发展，武都区政府根据自身的资源优势和条件，提出了“多渠道争取和筹集资金，加快公路和电力能源建设，努力改善投资环境，促进全区经济的发展”的政策，这对拱坝河口水电站工程项目资金筹措和兴建都十分有利。拱坝河口水电站建设的必要性有以下几个方面：①武都区电力发展的要求②水能开发条件优越③工程区为武都区缺电的经济发达区④工程区矿产资源丰富，矿产品加工，山野菜，农副产品加工集中，但受能源制约使这些企业发展较为困难。⑤水电站工程技术可行，施工简单，经济合理。⑥水电站建设符合国家发展清洁能源的产业政策。4.3综合利用及开发任务、供电范围与设计水平年4.3.1综合利用白龙江发源于岷山廓尔莽梁，拱坝河口水电站控制流域面积12254km2。白龙江径流主要由降水补给，上游是高山林区，植被密茂，水源含蓄条件极好，径流年内分配不均匀，年际变幅较大。白龙江两岸川坝地较多，枢纽下游有灌溉要求，在计算多年平均发电量中已扣除了农业灌溉用水流量Q=0.5m3/s,确保农民增产增收。白龙江上游植被条件较差，洪水灾害大，但下游乡政府所在地和公路地势较高，对防洪问题无特殊要求。白龙江工程区河段不具备通航条件，因此也没有航运要求。由于拱坝河口电站采用河床开发，不会给下游造成减水河段，本电站不留下泄生态环保流量。综上所述拱坝河口水电站所处河段内没有防洪、航运等综合利用要求。 4.3.2工程开发任务河段没有防洪、航运等综合利用要求。因此，拱坝河口水电站工程的开发任务是发电，用以满足及陇南市及甘肃省电网持续、高速增长的电力、电量需求。4.3.3供电范围根据甘肃省电网及陇南市电力系统现状，拱坝河口水电站主要供电范围为陇南市电网和当地工农业生产生活用电，丰水期多余电量供应甘肃电网，满足甘肃省不断高速增长的电力工业发展需求。因此，拱坝河口水电站供电范围应为陇南市及甘肃省电网。4.3.4设计水平年拱坝河口水电站初拟装机容量1.8万kw，是一座小型水电站，根据《水利水电工程动能设计规范》（DL/T5015-1996），“水电站的设计水平年，应根据电力系统的能源资源，水、火电比重与设计水电站的具体情况论证确定。可采用第一台机组投产后的5～10年并与国民经济发展规划相适应”。拱坝河口水电站预计2012年10月开工，建设工期24个月，第一台机组在2013年6月发电，因此，设计水平年可确定为2020年。4.3.5设计保证率确定拱坝河口水电站建成，将是武都区电力系统中的骨干电站，其主要供电范围是陇南电网和甘肃电网，及当地工农业生产及生活用电，拱坝河口水电站装机容量，占当地电力系统容量的8%左右，按照《水利水电工程动能设计规范》（DL/T5015-1996），当电力系统中水电容量比重在15%～30%时，水电站发电设计保证率可选用80%～85%，由于拱坝河口水电站装机容量占系统容量比重较小，因此，本电站的发电设计保证率选用80%。4.4特征水位的选择和装机规模4.4.1设计代表年选择拱坝河口水电站是一座以发电为主的河床式电站，武都区水文站，是本次水文计算的依据站，采用1958年至2011年53年水文实测资料，根据典型年选择原则，选择1966年、1982年、1995年分别为武都水文站P=10%、P=50%、P=90%的丰、平、枯典型年逐日流量表，推算坝址处三个代表年年平均流量分别为151.4m3 /s、109.9m3/s、77.3m3/s、三个均值为112m3/s，与长系列计算多年平均流量112.0m3/s相近，因此所选的三个代表年径流过程具有一定的代表性，其精度可以满足拱坝河口水电站可行性阶段水能设计与计算。相应丰、平、枯，枢纽断面处逐日平均流量表详见第2章表2.5、2.6、2.7。4.4.2坝、厂址处水位流量关系曲线本水电站为无调节径流引水式水电站，梯级开发项目，坝址、厂址水位流量关系曲线详见第2章，图2.6、图2.7。4.4.3枢纽正常蓄水位选择引水枢纽位于县城以上13km处,枢纽上游7.5km处有建成的石门水电站,装机2×6300kw，下游1800米处有待建的锦屏水电站（推荐方案），装机2×6300kw。闸前水位和厂区尾水位确定的原则:“三座水电站机组出力互不影响,最大限度地利用各自的额定水头。拱坝河口水电站设计尾水位选择的主要因素是与下游锦屏水电站枢纽正常蓄水位的合理衔接。枢纽上游7.5km处有己建的石门水电站厂房，装机容量为2×6300kw，石门电站正常尾水位1052.50m。拱坝河口电站本次设计由引水式开发改为河床式开发（原方案受兰渝铁路和武罐高速公路影响），正常蓄水位1040.00m，降低了蓄水位，因此不会影响上游水电站发电的正常出力。4.4.4设计尾水位确定拱坝河口水电站尾渠出口处下游约1.5km处，有锦屏水电站引水枢纽，水电站装机N=2×6300Kw,2011年10月完成可研。锦屏水电站正常蓄水位1030.00m（审定规划方案），从实测地形图和实地踏勘后，发现其正常蓄水位太高，回水湮灭点已经淹至拱坝河口水电站厂房处的旧桥墩的上游20米处（水位1031.90m），比拱坝河口水电站设计尾水位高0.68m（规划和可研审定尾水位1031.22），已经造成拱坝河口水电站厂区和尾水成为淹没区，后查证锦屏水电站可研设计数据，其正常蓄水位推荐为1030.00 m，仍比拱坝河口水电站设计尾水位低1.22m，再考虑回水影响，肯定会造成尾水雍高，出力不足，所以，锦屏水电站蓄水位设计方案须发改委重新核定，经我院核实，建议正常情况下其回水位限制在1029.22m以下，确保两电站水位衔接，互不影响。拱坝河口水电站厂房设计尾水位推荐为1031.22m(对应流量234m3/s)，多年平均流量(112m3/s)时尾水位为1030.40m，符合规划，且电站已开工建设，从2004年规划至今，已多次报批手续，设计方案较锦屏水电站早，已形成事实；再者，拱坝河口水电站尾水渠很短（仅103m），没有因延长尾水渠而侵占下游电站水头的条件，尾水渠出口与白龙江交汇处的正常水位1028.80m（2011.11实测），不侵占下游电站位置和水头，按设计引水流量发电时，尾水顺畅，能达到设计水头及出力。4.4.5引水系统水头损失水头损失主要为拦污栅、进水闸、等建筑物的局部水头损失。根据水电站引用流量,拦污栅和进水闸采用水头损失公式计算不同发电流量的水头损失值。拱坝河口水电站为河床式电站，水头损失共计0.28m。4.4.6装机容量选择及机组台数的确定4.4.6.1机型选择白龙江径流以降水补给为主，有少量融雪径流。径流年内分配与降雨年内分配基本一致。径流年内分配较均匀，据武都区水文站资料统计，径流量最大出现在7月，最小出现在2月。白龙江，主汛期一般为5～10月，进入4月份降雨明显增多，造成径流增加，11～4月其径流量主要由浅层或深层地下水补给。拱坝河口电站(集水面积12254km2)，取水枢纽断面多年平均流量为112m3/s，枯水期多年平均流量59.4m3/s，历年实测最丰水年和最枯水年平均流量分别为多年平均流量的1.37倍和0.681。拱坝河口水电站在电网中不承担调峰调频任务，以向电网提供电量为主，减少丰水期弃水，提供季节性电能，以充分利用丰水期径流资源，创造发电效益。根据本水电站水头范围，经方案比较本次设计采用灯泡贯流式机组比较合适（比较过程详见水机章节）。4.4.6.2装机规模选择根据《小水电建设项目经济评价规程》（SL16— 95）第7.1条：建设项目的方案比较是优化决策的重要手段，应对建设项目的各种方案进行筛选，对筛选出的几个方案进行经济评价，以便做出决策，方案比较应通过国民经济评价确定，装机容量比较计算结果见表4-5。拱坝河口水电站不同装机容量主要动能经济指标比较表表4-5序号方项目案单位方案Ⅰ方案Ⅱ方案Ⅲ备注1装机容量Kw1500018000210002单机容量Kw5000500070003机组台数台3334额定水头m8.58.58.55水轮机型号GZ（B14）-WP-320GZ（B14）-WP-330GZ（B14）-WP-3506发电机型号SFWG5000—36SFWG6000—36SFWG7000—447设计引水流量m3/s188.4250283.58设计单机发电流量m3/s62.875.894.59水电站保证出力Kw32133213321310多年平均发电量万kw49815604578011装机年利用小时数H41513602.5321112装机容量增值Kw-3000+300013年发电量增值万Kw.H62317614装机增值年利用小时数H+415-52515水电站投资增值万元1263.123490.0716单位发电成本（元）元／kwh2.012.302.65电价0.227元／度17多年平均销售收入万元1130.71272.11312.118对环境的影响轻微轻微轻微注：电价采用现行上网电价0.227元/kw.h，运行费按6%计。由表4-3拱坝河口水电站不同装机容量主要动能经济指标比较结果中可以看出，方案Ⅱ（装机容量18000kw）比方案Ⅰ（装机容量15000kw）装机规模和发电量分别增大3000kw和623万kwh，装机增值年利用小时数减少415小时，投资增值为1263.12万元。方案Ⅲ（装机容量21000kw）比方案Ⅱ（装机容量18000kw）装机规模和年发电量分别增大3000kw和176万kw.h，装机增值年利用小时数减少525h，投资增值为3490.07万元。拱坝河口水电站装机容量由15000kw增大至18000kw和21000kw及经济内部收益率均大于6.0%，经济内部收益率均大于规范要求，说明装机在比较容量范围内均可行,从表4.10说明。装机容量由15000kw增大至18000kw比装机容量由18000kw增至21000kw效益增值更大一些，且引水发电量对环境影响不大。综上所述，从工程效益、生态效益、安全等因素综合考虑，装机容量选择 18000kw比较合适。经计算，多年平均发电量6484.5万kw.h，水电站装机利用小时数为3602.5h。拱坝河口水电站受厂房处地形限制，厂房尺寸越小，投资越省，显然3台机组方案比较合适。拱坝河口水电站选择3台单机容量为6000kw的机组，机型为GZ（B14）-WP-330。4.4.7防洪标准、特征水位的确定白龙江洪水均为暴雨洪水，发生频繁，汛期5-10月，一般年最大洪峰流量出现在7、8、9月份，洪水过程基本特征是：具有大江起涨慢，消退长的肥胖型洪水过程，又具有山区河流陡涨陡落的尖瘦型洪水过程。拱坝河口水电站引水枢纽泄洪建筑物,主要由5孔净宽12.0m的泄洪冲砂闸泄水，泄洪冲砂闸设计底板高程1031.00m。4.4.7.1防洪标准拱坝河口水电站正常蓄水位1040.00m，装机容量1.8万kW，根据《水电枢纽工程等级划分及设计安全标准》（DL5180—2003），工程等别为Ⅳ等工程规模属小（1）型工程，其主要永久性水工建筑物为4级，次要永久性水工建筑物为5级。枢纽设计防洪标准为30年一遇，相应洪峰流量1630m3/s，校核防洪标准为100年一遇，相应洪峰流量2210m3/s；厂房设计防洪标准为50年一遇，相应洪峰洪峰流量1870m3/s，校核防洪标准为100年一遇，相应洪峰流量2210m3/s。拱坝河口水电站为河床式电站，枢纽和厂房在一起，所以用较高洪水标准校核。4.4.7.2防洪特征水位拱坝河口水电站为河床式电站，枢纽30年一遇洪水的最大洪峰流量1630m3/s，相应设计洪水位1036.95m。100年一遇洪水的最大洪峰流量2210m3/s，相应校核洪水位1038.20m；厂房50年一遇洪水最大洪峰流量1558m3/s，相应设计洪水位1037.25m，厂房100年一遇最大洪水洪峰流量2210m3/s，相应校核洪水位1038.20m。4.5水利和动能4.5.1计算原则①计算时段为日，以3个代表年的日径流为电站发电引水流量。②发电引用流量为多年平均流量的2.23倍。 ③电站综合出力系数A=8.3。经计算拱坝河口水电站引水枢纽正常蓄水位1040.00m,下游尾水出水口设计水位1031.22m，额定水头8.5m，发电流量250m3/s，设计装机容量N=18000kw（3×6000KW），依据本水电站选定的装机容量和丰、平、枯三个设计代表年逐日平均流量，综合考虑汛期洪水及灌溉季节农业用水，对发电的影响，逐日计算拱坝河口水电站发电量，在计算中根据水利部行业指导性技术文件SL/Z322-2005《建设项目水资源论证评价导则》（试行）7.7.4规定：留够生态基流（本电站为河床式电站无减水河段，所以无需再留生态基流），逐日计算丰水年（P=10%）发电量7909.1万kwh，平水年（P=50%）发量6774.7万kwh，枯水年（P=90%）发电量4769.4万kwh,计算丰、平、枯三个设计代表年年发电量，求得多年平均发电量为6484.5万kwh，装机年利用小时数3602.5小时。水能计算成果见表4-4和出力过程线图,见图4.2。4.5.2计算成果根据拱坝河口水电站选定的正常蓄水位1040.00m及装机容量1.8万kw（3×6000kw）进行3个代表年的日径流调节计算，拱坝河口水电站丰、平、枯个月出力电能成果见表4-6和图4-5-1。算得拱坝河口水电站多年平均发电量为6484.5万kW.h，装机年利用小时数为3602.5h；电站保证出力为3213kw。拱坝河口水电站加权水头计算表和电能计算表见表4-6和表4-7。拱坝河口水电站额定水头8.5m，加权平均水头8.87m，最大水头9.70m，最小水头4.00m，设计引水流量250m3/s，总装机1.8万kw（3×6000kw），设计保证率P=85%，保证流量45m3/s，保证出力3213kw，年发电量6484.54kw·h，装机年利用小时数3602.5h,机组型号为GZ（B14）—WP—330。加权水头计算表表4-6流量分级Q（m3/s）平均流量（m3/s）出现次数频率（%）闸前水位（m）尾水位（m）水头(m)水头×频率〉=600600111.001040.001034.005.6815.27500-60055060.551040.001033.206.628.60400-500450242.191040.001032.507.2235.29300-400350413.741040.001031.808.1862.16200-3002501059.591040.001031.228.5166.37150-20017511310.321040.001031.008.7189.88100-15012531628.861040.001030.709.0536.7775-10087.511810.781040.001030.309.5203.6750-7562.527825.391040.001030.109.7489.9935-5042.5837.581040.001029.929.98149.32合计　1095100　　　1857.32 加权平均　　　　8.87拱坝河口电站(N装=18000KW)出力电能计算表表4-7月份P=10%P=50%P=90%备注出力(kw)发电量(104kwh)出力(kw)发电量(104kwh)出力(kw)发电量(104kwh)一月3597.61267.662919.5217.22146.33159.69H=8.5m二月3172.30213.182766.6185.92036.71141.76三月3436.68255.692776.2206.52114.43157.31四月5300.87381.663838.6276.42993.78215.55五月6459.13480.5611111.7826.77534.82560.59六月4862.19350.0810247.7737.810225.54736.24七月10340.84769.369851.2732.95448.68405.38八月13298.90989.4411104.5826.25393.23401.26九月18000.001080.008953.3644.66050.02435.60十月14059.471046.027506.5558.56180.31459.82十一月8131.65585.485314.5382.63876.59279.11十二月4852.37361.023859.4287.12640.31196.44年发电量(kwh)6780.155882.64148.75多年平均发电量(104kwh)6484.5年利用小时数（h）3602.5拱坝河口水电站工程，发电引水系统水头～流量关系曲线，见附图4.3；日平均流量～保证率曲线，见附图4.4；净水头～保证率曲线，出力～保证率曲线 见附图4.5。拱坝河口电站出力过程线图4.2 4.6水库淤积及回水计算4.6.1水库概况拱坝河口水电站是一座河床式水电站，位于甘肃省武都城上游13km处的白龙江干流上。水库正常蓄水位1040.00m，相应库容77.16万m3。水库长度约2.4km，天然河道比降3.33‰。坝址上游约6.5km处为石门水电站厂房尾水断面，此河段比降3.3‰。坝址处多年平均流量112m3/s，多年平均悬移质入库沙量1211万t。根据西勘院编制的《白龙江干流沙川坝—苗家坝河段水电开发调整规划报告》(审定稿),石门电站正常尾水位1052.50m，拱坝河口电站正常蓄水位1040.00m。根据锦屏电站可研设计参数，锦屏电站正常蓄水位1031.00m，拱坝河口水电站尾水口河道正常水位1029.56m（2011年11月实测）。4.6.2主要工程泥沙问题拱坝河口水电站坝前水深和库容都较小，且入库沙量相对较多，所以水库很快达到淤积平衡。该电站为径流型，主要任务是发电。所以有效的控制水库泥沙淤积床面，是泥沙设计中应解决的主要工程泥沙问题。4.6.2.1枢纽防排沙设施（1）枢纽布置及电站引水防沙措施电站首部枢纽由进水闸、泄洪排沙闸等建筑物组成。电站进水闸位于河道右岸，进口底板高程1021.38m，闸前拦沙坎坎顶高程1035.00m.。左岸布置了5孔泄洪冲砂闸，泄洪冲砂闸顶高程1040.50m，底板高程1031.00m（低于进水闸前拦沙坎坎顶高程4m），在排沙水位1038.00m下5孔总泄流量为1960m3/s。当洪水入库时，开启排沙泄洪闸，进行大泄大排，可以防止推移质泥沙进入机组及库区泥沙淤积上延，保持电站进水口“门前清”。（2）排沙泄流规模从三门峡工程几次改建及黄河几个水库处理泥沙淤积的实践经验，认为排沙泄流规模大小直接关系到排沙效果、水库寿命、坝前泥沙淤积形态等。泥沙设计规范规定，水库在汛期排沙水位下的排沙泄量，应满足不小于两年一遇洪峰流量。陕西水利科学研究所根据几个工程的规划实践，认为库区地形特征和洪水特性是拟定排沙泄流规模的决定因素。相应的泄量，宜大于5年一遇的洪峰流量。 拱坝河口水电站库区为河谷型，河槽库容占的比例大，库水位抬高时库区产生淤积，库水位降低时，被淤积的库容相对较易冲刷恢复，因此本次设计认为拱坝河口水电站的排沙泄流能力在排沙水位下能泄5年一遇洪峰流量824m3/s即可满足排沙要求拱坝河口枢纽布置的泄洪排沙闸在排沙水位1038.00m下总泄流量为1960m3/s，远大于5年一遇洪峰流量824m3/s，因此认为设计的排沙泄流规模满足排沙的要求，为处理水库泥沙问题创造了必要条件。4.6.3水库防排沙运用方式（1）排沙分界流量分析分界流量的选择，以能控制入库大部分泥沙及沙峰过程为原则。分析武都站水沙资料，为了既能有效控制入库水沙，不使库区产生累积性淤积，又对发电影响不大，选择排沙分界流量为230m3/s。（2）水库排沙运行方式分析实测水沙资料，为了有效控制水库泥沙淤积床面，在汛期6～10月按分界流量控制运行，当入库流量小于分界流量230m3/s时，在正常蓄水位运行，当入库流量大于分界流量时降低水库水位至排沙水位1038.00m运行；在非汛期入库沙量相对较小，水库可以维持在正常蓄水位运行。当上游水库排沙时，拱坝河口水电站应降低水库水位至排沙水位进行同步排沙运行。在实际运行中，应加强观测，及时总结，应视水库泥沙淤积情况，必要时应进行水库敞泄排沙。4.6.4水库泥沙淤积参数（1）水库泥沙淤积形态拱坝河口水电站库容小，入库沙量相对较大，参照本流域相似电站资料，该水库泥沙淤积形态为锥体。（2）淤积平衡比降参考碧口水库实测淤积纵剖面资料确定悬移质淤积比降为0.40‰；推移质淤积比降采用库尾河段河道比降的二分之一为1.65‰。（3）造床流量及河相关系拱坝河口水电站入库泥沙主要集中在汛期，特别是汛期的几场洪水过程之中，确定拱坝河口水电站的造床流量为两年一遇洪峰流量550m3/s。 采用阿尔图宁河相关系式和曼宁公式分析计算得拱坝河口水电站的稳定河宽为120m，稳定水深为3.6m，稳定过水面积234m2。4.6.5水库泥沙淤积计算采用2010年实测的库区纵、横断面资料，按锥体淤积进行淤积计算。初拟正常蓄水1040.00m，对应的排沙水位为1038.00m。经计算，并参考本流域相似电站有关资料，本水库淤积平衡后，闸前泥沙淤积高程1031.00m。4.6.6水库回水计算4.6.6.1计算参数（1）计算方法：采用明渠恒定非均匀渐变流能量方程。（2）糙率：根据水库地形、地质、植被及河床组成等条件，并考虑水库蓄水后，泥沙淤积床面组成的变化和边壁情况确定水库回水计算的综合糙率为0.035～0.045。（3）计算方案：本阶段计算1040.00m正常蓄水位方案。根据水库淹没、移民要求，在淤积平衡床面上分别计算2年、5年、20年一遇洪峰流量、多年平均流量。（4）闸前起算水位：对多年平均流量闸前计算水位为正常蓄水位；对2年、5年及20年一遇洪水采用汛期排沙运行水位。4.6.6.2计算成果正常蓄水位水库回水计算成果见表4-8。拱坝河口水电站正常蓄水位在–2+400断面回水位与流量关系表表4-8流量(m3/s)天然水位(m)回水位(m)H=1040.00回水位抬高值(m)1121040.001040.0005501040.601040.680.088241041.801042.060.2614501042.501042.850.35根据回水计算结果，正常蓄水位1040.00m方案，多年平均流量(112m3/s)、2年(550m3/s)、5年(824m3/s)、20年(1450m3/s)一遇洪水的回水末端基本上均对上游水库末端无影响。4.6.7水库泥沙观测规划4.6.7.1概述拱坝河口水电站正常蓄水位1040.00m时，相应库容为77.16万m3，多年平均悬移质入库沙量1211万t，推移质入库沙量303 万t，入库沙量较多，水库很快淤积平衡，泥沙在库尾的淤积及回水的上翘。因此必须对水库泥沙冲淤变化进行监测，及时监测库尾泥沙淤积情况并掌握水库回水影响范围的变化。根据水利水电工程泥沙设计规范的要求及本水库的实际情况，特编制本水库泥沙观测规划。4.6.7.2水库本底测量（1）库区控制网的建立库区控制网包括平面控制网和高程控制网，是库区各项测量工作的基础。拱坝河口水电站平面控制网约0.6km2，水库长约2.4km。采用I级导线作为首级平面控制，导线总长度为3.0km。库区高程控制网采用三级水准路线，长度约3.0km，向各断面引测用四级水准路线，长度约3.0km。平面及高程控制网的导线点、水准点，均应采用与本工程一致的坐标系和高程系统，并按国家有关测量规范埋设标石，编制点之记。（2）库区纵横断面布设及测量a)库区测量纵断面总长度2.4km。b)库区布设横断面6条，6条横断面合计长度约1.2km。c)埋设断面观测墩6个。对埋设的断面观测墩进行联测，对布设的纵横断面进行测量。4.6.7.3进出库水沙测验拱坝河口水电站下游13km有武都水文站，武都水文站的泥沙资料可作为拱坝河口水电站的进库资料。4.6.7.4库区淤积测量水库蓄水后应进行水库淤积测量工作。运行后前5年每年汛后应进行一次全库区断面测量，库区泥沙淤积平衡后每隔3～5年汛后应进行一次全库区断面测量。在大断面测量的同时，进行水库同时水面线的观测，必要时进行洪水调查和测量。4.6.7.5测验资料分析拱坝河口水电站测验资料分析的主要内容有：库区泥沙淤积纵横剖面、库区泥沙冲淤量及分布、水库库容变化等。4.6.7.6经费概算（1）概算依据 本底测量部分依据国家发展计划委员会、建设部，2002年颁发的《工程勘察收费标准》（2002年修订本）。仪器设备费依据2006年市场调查价格。（2）经费概算拱坝河口水电站泥沙观测规划估算总经费25.6万元，此费用己抱括在估算第一部分建筑工程中的主体建筑工程的（第十）项内部观测工程，其中水库本底测量费3.1万元，测验仪器设备及交通通讯设备费19.7万元，试验仪器设备2.8万元。4.6.7.7实施意见（1）水库本底测量是水电站工程建设的一部分，是建立水库最原始和最基本的资料，应在水库下闸蓄水前完成。（2）水库测验资料应按资料整编规范及时整编，建立资料档案，以便随时掌握水库泥沙淤积发展变化情况，分析其对水库运行可能产生的影响，为制定切实可行的水库泥沙调度运行方式提供依据。4.7水电站多年运行方式及多年运行拱坝河口水电站为河床式径流电站，主要任务是发电，建成后将联入甘肃电网，满足系统负荷需要，保证电网正常供电。拱坝河口水电站库容小，不考虑承担系统的负荷备用。拱坝河口水电站一般情况下尽量维持在正常蓄水位1040.00m运行，以合理利用水量多发电；在汛期，水库水位仍为1040.00m，当入库流量大于230m3/s时，拱坝河口水电站水库水位降低至1038.00m的排沙水位运行，超过拱坝河口水电站设计引用流量的多余水量由泄洪排闸下泄。 5工程布置及建筑物5.1设计依据5.1.1工程等别及建筑物级别根据《水电枢纽工程等级划分及设计标准》(山区、丘陵部分)DL5180-2003的规定，本电站为Ⅳ等小（1）型工程。永久性主要建筑物按4级设计，次要建筑物按5级设计，临时建筑物按5级设计。工程区左岸有212国道纵贯首尾，右岸有公路从两水镇至沙滩林场，交通较为方便。确定本电站首部枢纽建筑物设计洪水标准采用30年一遇，校核洪水标准采用100年一遇；厂区枢纽建筑物设计洪水标准采用50年一遇，校核洪水标准采用100年一遇。各建筑物洪水标准及相应流量见表5-1-1。各建筑物洪水标准及相应流量表表5-1-1项目首部枢纽（拦河闸坝）厂房消能设计设计校核设计校核洪水重现期(年)301005010020相应流量(m3/s)163022101870221014505.1.2设计基本资料5.1.2.1水文（1）径流拱坝河口电站坝址各径流特征值如下：多年平均年径流量35.3亿m3多年平均流量112m3/s多年平均枯期(11月～翌年4月)流量59.4m3/s（2）洪水白龙江洪水由暴（大）雨形成。年最大洪水主要发生在6～9月，武都站实测年最大流量1920m3/s（发生在1984年）。武都附近河段调查的最大历史洪水流量 2740m3/s（发生在1904年）。洪水过程为矮胖型或尖瘦型，随暴（大）雨强度、分布和移动路径不同而变化。由武都站1958～2001年实测年最大流量系列，加上1904年和1935年历史洪水（重现期分别为100年和33年），以及作特大值处理的1984年实测洪水，组成不连序系列，经频率计算求出武都站设计洪水。再将该成果按洪水面积比移至拱坝河口电站坝（厂）址，成果见表5-1-2。拱坝河口电站坝（厂）址设计洪水成果表表5-1-2P（%）0.51.02.03.35.0Qp（m3/s）25402210187016301450（3）泥沙白龙江上游水土流失轻，含沙量小，立节站多年平均含沙量0.623kg/m3；中游水土流失严重，含沙量大，武都站多年平均含沙量达4.57kg/m3；下游水土流失较轻，三磊坝站多年平均含沙量1.9kg/m3左右。根据武都站1964～2011年实测悬移质泥沙资料的计算成果，按面积比推算的拱坝河口电站泥沙成果，如表5-1-3。拱坝河口电站坝址泥沙成果表表5-1-3类型项目年5～10月悬移质多年平均输沙量（万t）12111176多年平均含沙量（kg/m3）3.464.54多年平均年输沙模数（t/km2）990/5～10月沙量占全年百分率（%）/97.1推移质多年平均输沙量（万t）303以上推移质占悬移质比例系数0.25估算坝址多年平均推移质年输沙量303万t。则坝址多年平均年输沙总量为1514万t。由武都站1970～1987年实测资料统计，多年平均悬移质泥沙颗粒级配见表4-1-4,中数粒径0.029mm，平均粒径0.065mm，最大粒径2.71mm。成果可供本工程参考使用。 武都站悬移质泥沙颗粒级配表表5-1-4粒径（mm）0.0070.010.0250.0500.100.250.501.02.0小于某粒径的沙重百分数(%)22.729.047.968.284.793.798.299.61005.1.2.2气象白龙江流域属北亚热带和暖温带湿润气候，季风性气候特征显著。由于地理位置及下垫面条件的差异大，气候差异亦较大。拱坝河口电站工程区属大陆性亚热带气候，日照充足，夏季炎热，冬季微寒，降水量不多。平均气温14.8℃，极端最高、最低气温37.6℃和-8.6℃，年均降水量484.9mm。年均相对温度63%，年均风速1.5m/s，瞬时最大风速24m/s。5.1.2.3地质参数及地震烈度枢纽区覆盖层、岩体物理力学特性参数建议值见表5-1-5～5-1-6。根据1：400万《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001），工区地震动峰值加速度为0.20g（相应场地地震基本烈度为Ⅷ度），故本区地震基本烈度为Ⅷ度。按区域构造稳定性分级标准，工程区区域构造稳定属次稳定区。以《中小型水利水电工程地质勘察规范》为依据，经综合分析提出本工程岩土物理力学指标建议值见表5-1-5、6。工程区岩土体物理力学指标建议值表表5-1-5岩性密度ρg/cm3允许承载力[R]Mpa变形模量　　　　EoMpa允许坡降J渗透系数抗剪强度边坡比Kcm/s内聚力CMpa内摩擦角Φ度水上水下永久临时永久临时漂卵砾石(III级阶地)2.1～2.20.50～0.5540～500.10～0.124.0×10-2～8.0×10-2031～331:1.01:0.751:1.251:1.0砂夹砾石1.5～1.70.15～0.1810～150.20～0.303×10-3～5×10-30.0116～181:21:1.751:31:2.5卵砾石土(稍密)1.9～2.00.28～0.3225～300.13～0.165×10-2025～271:1.251:11:1.51:1.25卵砾石土(中密～密实)2.0～2.10.35～0.4030～350.12～0.152.3×10-2～5.8×10-2027～291:1.251:11:1.51:1.25粉土质砾石土1.7～1.90.20～0.2218～200.20～0.255.6×10-3018～201:1.51:1.251:1.751:1.5碎砾石土1.9～2.00.30～0.4030～350.12～0.152.3×10-2～5.8×10-2027～291:1.251:11:1.51:1.25 岩体分类及岩体、结构面力学建议值表表5-1-6岩体类别岩性及地层代号风化卸荷单轴湿抗压强度Rw(Mpa)变形模量E0(Gpa)泊松比μ岩体抗剪断强度结构面抗剪断强度边坡比f′c′f′c′永久临时CIV千枚岩微风化~新鲜15～200.5～1.00.350.5～0.60.1～0.21：0.751：0.5CIV千枚岩弱风化、弱卸荷5～80.4～0.6≥0.350.4～0.50.11：0.751：0.5CV千枚岩强风化、强卸荷<50.30～0.40>0.350.35～0.400.05～0.11：1.01：0.755.1.2.3安全系数（1）根据《水闸设计规范》(SL265-2001)之规定，拦河闸坝抗滑稳定安全系数K及基底应力最大最小值之比的允许值η见表5-1-7。（2）钢筋混凝土结构安全系数按相应规范执行。拦河闸坝K、η允许值表表5-1-7建筑物荷载组合稳定安全系数K基本组合1.252.50特殊组合检修、校核1.103.00正常+地震1.053.005.1.2.4安全超高泄洪闸、冲沙闸及非溢流坝坝顶在水库正常运用和非常运用的静水位加波浪高度以上的安全超高，按规范规定不小于0.5m。厂房防洪墙在非常洪水位以上超高1.5m以上。5.1.3主要技术规范(1)《水电枢纽工程等级划分及设计安全标准》DL5180-2003；(2)《水闸设计规范》SL265-2001；(3)《水电站进水口设计规范》SL285-2003；(4)《水电水利工程沉沙池设计规范》DL/T5107-1999；(5)《水工混凝土结构设计规范》DL/T5057-1996；(6)《水工建筑物抗震设计规范》DL5073-1997； (7)《水工建筑物荷载设计规范》DL5077-1997；(8)《小型水电站初步设计报告编制规程》SL/T179-96(9)《水电站厂房设计规范》SL266-2001；(10)《水电站压力钢管设计规范》(SL281-2003)；(11)《水利水电枢纽工程工程量计算规定》(DL/T5088-1996)；(12)《防洪标准》GB50201-94；(13)《小型水力发电站设计规范》GB50071-2002。5.2坝(闸)址选择5.2.1坝（闸）址选择本阶段坝（闸）址选择均位于两水白龙江大桥附近。白龙江在大桥附近呈“S”型，测得河水水面高程1030.98～1031.18m之间，水深0.5～2m。大桥处两侧基岩出露，下游右侧公路以外为残留的Ⅱ级阶地，由公路开挖堆填型成一宽8～2m的公路及外侧平台，平台宽度从上往下逐渐变窄，前缘为高14～18m的Ⅱ级阶地陡坎。公路内侧为Ⅲ级阶地前缘陡坎，形成陡崖地形。5.2.2坝（闸）处地质条件坝基覆盖层呈上叠结构，层次较为分明。上部5.4～6.4m为稍密的粉土质砾石土，其抗冲刷能力差、承载力低，不能满足闸基闸承载和变形要求，建议清除。下部以卵石土为主，勘探中未发现连续成层分布的砂层及粉粘土等软弱土层，皆由粗粒土组成，中密、允许承载力[R]=0.35～0.40Mpa，变形模量Eo=30-35Mpa，地基抗变形和承载力可满足低矮的坝（闸）基设计要求，建议基础置基于层中密卵石土上。5.3坝(闸)型，坝(闸)轴线选择及工程布置5.3.1坝(闸)型选择由于电站工程所在的白龙江河道平缓，现代河床宽度55～69m。两岸基本对称，右岸前缘因江水冲刷形成60～80m的陡坎，左岸形成15～30m的陡坡。坝址上游3.5km以外为漫滩型I级阶地，阶面高于现代河水面2～3m，地形开阔，目前多为耕地。阶地后缘为坡洪积堆积扇。河道 中游地区植被较差，岩石风化层厚，黄土分布广，农耕地多，水土流失严重，年输沙量可达1514×104t。若选择一般的溢流坝，则据初步估算，在溢流坝顶以下的库容，将迅速为泥沙淤满，而库尾还将上延，将淹没大量的农田及房屋。为了防止筑坝后河道淤积，抬高河床水位，保证农田的正常使用及有效的调蓄库容，故选择在溢流坝顶加平板闸门的钢筋混凝土胸墙下孔式闸坝作为比较方案之一。这种坝型可以适应汛期不进行日调节，开闸泄洪排沙和枯水期不泄洪排沙，关闸蓄水进行日调节两种情况。另外一个比较方案是全闸方案，闸底为平底宽顶堰，闸底高程接近相应于稳定河宽的平均河底高程，这样接近河道天然状态，可改善排沙效果，但闸门高度大，金属结构用量多，相应投资较高，且闸门底部淤沙多时，启闭灵活性差。但是根据河床地形条件，满足泄洪宽度要求及工程布置条件，采用全闸方案可减少右岸边坡开挖，从而节省整个工程投资。经上述比较，决定采用全闸方案，闸体材料，根据当地材料石料较少，且质量不高的实际情况，确定采用混凝土闸。5.3.2坝(闸)轴线选择本阶段坝（闸）址选择坝址位于两水白龙江大桥附近。河段长1km，河流呈NW-SE流向，U型河谷，河谷宽度约60至80m。并在坝(闸)址区选择上、下两条坝(闸)轴线进行比较，上坝(闸)轴线距在白龙江大桥处，距大桥约10m，下坝(闸)轴线距大桥约150m，两坝(闸)轴线相距155m左右。5.3.2.1上坝（闸）线河床式方案布置：电站无调节库容，为无调节径流式电站。电站主要建筑物有：拦河闸坝，冲沙闸，厂坝段，主厂房，副厂房，升压站，尾水渠，进厂公路，辅助生产和生活房屋建筑等。（1)拦河闸坝布置坝址区主河床高程约为1030.50～1031.60m，平、枯期河水面宽度约60m，为保持原河床走势和泄流、冲沙顺畅，主要泄水建筑物布置于主河槽上。为利于水流衔接，减少基础开挖量，闸底高程宜取略高于河床平均高程。根据汛期泄洪流量、冲沙要求和坝址地形地质条件拟定4孔泄洪闸和1孔冲砂闸，每孔净宽11m，总净宽55.0m。 泄洪闸采用钢筋混凝土平底板整体式结构，5孔闸分为3段，左侧四孔为两孔一段，右侧一孔自成一段。闸室顺水向长20m，闸底板顶面高程1031.00m，底板厚2.0m。闸室中墩和缝墩厚度分别为1.5m、2.0m。闸坝正常蓄水位1040.00m，设计洪水位1036.95m，校核洪水位1038.20m，闸墩顶高程为1040.00m，最大坝高11m。公路桥布置在上游侧，宽8.0m，桥面高程1040.5m，设计荷载标准为汽-20、挂-100。闸门上方设启闭机平台，启闭机平台高程1047.70m，宽4.5m，上设启闭机房。（2）厂区枢纽布置厂址区位于冲沙闸右侧，由大桥右岸山体开挖形成基坑。右岸为60～80m的陡坎地带，清除开挖宽30～60m，总开挖方量约36万m3。厂房轴线与河流向平行。从上游往下游依次为拦沙坎、进水口（含拦污珊）、主厂房、副厂房、尾水和尾水渠。在枢纽右岸坝轴线方向，山顶1087.00m高程设10.5KV升压站。副厂房分三层，由上而下依次为中控室、电器实验室和水机室。主厂房包括主机间和安装间。（3）库区防护由于库内河道平缓，修闸后河道水位较天然河道水位有所抬高，为防止水位对河道沿岸土地造成淹没。拟定对本工程库内左岸约1.3km的河道修筑防洪堤，河堤堤顶高程为1040.00m，高于正常挡水位1m。河堤采用砂砾石填筑，内外坡比均为1:1。堤外沿堤设排水沟至闸坝下游。库内右岸上游1.0km处的部份河滩地低于正常水位，而筑堤又无法排除地面集水，为防止耕地沼泽化，本次方案设计时拟采取填高耕地换土复耕的方案进行处理。5.3.2.2上坝（闸）线引水式方案布置：上坝（闸）引水方案电站主要建筑物有：拦河坝(闸)，冲沙闸，进水闸，明渠引水道，主厂房，副厂房，变电站，尾水渠，进厂公路，辅助生产和生活房屋建筑等。 本方案与上坝（闸）线河床式方案差别在于将厂房下移，减少右岸开挖量，将厂房布置在挡水闸下游右岸360m左右的河岸滩地上。在拦河坝(闸)右侧设置进水闸，通过闸后明渠引水至厂房。（1）拦河闸坝布置泄洪闸布置于左侧河床，结构形式与上坝（闸）线河床式方案泄洪闸形式相同。进水闸布置于河床的右岸，右侧为冲沙闸，进水闸与冲沙闸平行布置，进水口底板高程1021.35m，设计引用流量为250m3/s。进水闸为两孔开敞式闸室布置，单孔尺寸为6.4×7.25m（高×宽）工作闸门采用升卧式平板闸门，采用固定式卷扬机启闭。闸墩、闸室底板均采用C25混凝土现浇。坝基防渗采用垂直防渗方案，对总长为62m，位于覆盖层上的泄洪闸段，冲沙闸段，采用高压旋喷防渗体。而对位于基岩上的右岸进水闸，则作帷幕灌浆。由于库内河道平缓，修闸后河道水位较天然河道水位有所抬高，为防止水位对河道沿岸土地造成淹没。拟定对本工程库内左岸约1.3km的河道修筑河堤，河堤堤顶高程为1040.00m，高于正常挡水位1.0m。河堤采用砂砾石填筑，内外坡比均为1:1。堤外沿堤设排水沟至闸坝下游。库内右岸上游1.0km处的部份河滩地低于正常水位，而筑堤又无法排除地面集水,为防止耕地沼泽化，本次方案设计时拟采取填高耕地换土复耕的方案进行处理。（2）主厂房布置厂房布置在挡水闸下游右岸360m左右的河岸滩地上。1)厂房主要尺寸确定①机组间距考虑到发电机组各部分最大外形尺寸，计及机组附属设备及主要通道、吊物孔等的布置，以及流道混凝土结构尺寸，确定机组间距为9.80m。②机组宽度主厂房宽度首先取决于下部块体结构的布置，另外还要满足发电机层桥机起吊机组大件通道及交通尺寸要求。考虑到设备管道布置及通道楼梯等确定厂房宽度为15.60m。 ③安装场长度安装场应满足一台机组安装或一台机组扩大检修需要，满足布置发电机转子、发电机定子、水轮机转轮、水轮机导水机构等大件安装检修要求。因此安装场长度定为14.00m。④厂房各层高程水轮机机型吸出高度HS=-3.3m，按照一台机组发电流量相对应下游尾水位计算确定水轮机的安装高程为1027.00m。根据流道的尺寸及底板厚度，流道底板建基面最低高程为1019.45m。根据水轮发电机组的尺寸要求，确定运行层高程为1037.60m。综合厂房校核尾水位1036.90m和对外设备运输进厂的要求，确定安装场层地面高程为1040.80m。桥机轨道顶高程按起吊转子(带轴)高度、吊具总高度、跨越设备高度确定，并考虑桥机主钩的上极限位置，轨顶高程为1050.14m。桥机为1台50t/25t双小车电动桥式起重机，跨度14.0m，桥机本体最大高度加上桥机顶部与厂房顶部之间留出的1m检修空间，则可定厂房屋顶梁系下部高程为1053.70m。故厂房总高度为35.55m。⑤流道层布置尾水管水平长度21.52m(从机组中心线至尾水管出口)，出口断面尺寸6.919m×27.38m(高×宽)，中间墩厚2.4m，尾水管底板高程1023.76m，在尾水管下部设有排水管至排水廊道，排水廊道与安装场内的检修集水井相通。⑥中控层布置中控层高程1040.80m，从左到右一次布置电梯井和电缆井、卫生间、通讯室、中控室、继电保护室、交接班室和休息室。⑦安装场布置安装场位于主厂房右侧，高程1040.80m，主要用于安装或检修时放置设备。机电设备可通过进厂公路直接运入安装场。2）副厂房布置副厂房布置在主厂房下游侧，副厂房共分3层，供水系统设备布置在与水轮机层同高的上游副厂房内；透平油库、绝缘油库及相应的油处理室、中低压气机室 、水泵室布置在1032.6m高程；高程1037.60m层集中布置电气一次设备：发电机出口的励磁变、电制动短路开关、PT柜、PT及避雷器柜、厂变限流熔断器柜、电制动励磁变、厂用变、高压开关柜和低压配电盘等；高程1040.80m层主要布置中控室、继电保护室、蓄电池室以及通讯室等。主厂房左右两侧各布置两部楼梯与各层相通。3）厂房防洪排水主厂房采用尾水闸墩挡水，尾水闸墩顶部高于校核尾水位高程1036.90m。厂区排水采用自排和抽排两种措施解决，高程1040.80m以下厂房内集水和渗水引至集水井，抽排至尾水渠；沿厂房开口线设置截水沟，和高程1040.80m以上至开口线之间厂区内排水一起直接排至河道。4）尾水建筑物厂房尾水非常运用洪水重现期为100年，校核尾水位为1036.90m，考虑安全超高，确定尾水闸墩顶部高程1040.80m，闸墩顶部宽23.2m，尾水启闭机采用1台单向门机。尾水渠总宽27.38m，尾水渠由反坡段和水平段两部分组成，反坡段长18.25m，尾水管出口高程1023.76m，反坡段以1∶5的纵向反坡接水平段，水平段高程为1030.00m，水平段直接接原河道。针对尾水管出口处水流不稳定，流速分布不均匀而容易产生淘刷的情况，为保证尾水渠出口水流顺畅，渠底采用0.4m厚钢筋混凝土护面，尾水渠两侧墙顶高程1037.00m。尾水渠岩质边坡开挖坡比为1∶0.5，局部为1∶0.25，土质边坡开挖坡比采用1∶1.25。5）主变及开关站根据地形、主变运输以及今后运行检修的需要，电站主变布置在高程为1040.80m的尾水平台侧，主变通过道路可进出回车场，满足主变的进场检修。开关站采用户外开敞式，紧邻厂房下游右侧，由尾水渠右侧挡墙墙后回填石渣碾压形成，地面高程为1040.80m，平面尺寸为45×35m，站内四周均设有环行混凝土搬运道，站四周用围墙保护，站内设有排水沟排除地面积水，进站公路通过厂房右侧可至回车场，对外交通十分便利。6）厂房内外交通 厂内交通：在主厂房内，紧邻安装场右侧布置一部楼梯下至发电机层，主厂房③机下游侧设有楼梯，可从中控层下到流道层，下游副厂房右端设有电梯从1032.00m高程上至1040.80m高程。厂外交通：进厂公路紧邻左岸山坡坡脚布置，进厂公路路面宽7.5m，其一端与安装间上游侧回车场相接，该段公路由回填石渣形成，另一端通过一段约120m长的坡道与附近公路在高程1050.00m相接，公路平均纵坡约7.5%。5.3.2.3下坝（闸）线河床式方案布置：下坝（闸）线位于上坝（闸）线下游约150m处，此处河道宽约115m左右。电站为无调节径流式电站。电站主要建筑物有：拦河坝(闸)，冲沙闸，厂坝段，主厂房，副厂房，变电站，尾水渠，进厂公路，辅助生产和生活房屋建筑等。坝(闸)顶全长116.00m，最大坝(闸)高12.50m，坝(闸)顶高程1040.50m。根据汛期泄洪流量、冲沙要求和坝址地形地质条件，沿坝轴线自右至左依次布置5孔泄洪闸，每孔净宽11m，总净宽55.0m。泄洪闸采用钢筋混凝土平底板整体式结构，5孔闸分为3段，右侧四孔为两孔一段，左侧一孔自成一段，并兼做冲沙闸。闸室顺水向长20.00m，闸底板顶面高程1031.00m。闸室中墩和缝墩厚度分别为1.50m、2.00m。闸坝正常蓄水位1040.00m，设计洪水位1036.95m，校核洪水位1038.20m，闸墩顶高程为1040.00m，最大坝高11m。工作闸门偏下游侧布置，采用平面升卧式钢闸门，闸门尺寸（宽×高）为11×8.5m，门顶高程1040.50m，采用QHQ－2×400KN卷扬式启闭机启闭。工作门前设叠梁检修门，闸门一套5节，每节尺寸（宽×高）为11×1.7m，总高8.5m。五孔泄洪闸共用一套检修门，采用10t电动单梁起重机启闭。公路桥布置在上游侧，宽4.5m，桥面高程1040.5m。闸门上方设启闭机，平台高程1047.70m，宽4.5m，上设启闭机房。厂坝段布置3孔取水闸孔，单孔宽6.67m及右副坝段。坝基防渗采用垂直防渗方案，对总长为62m，位于覆盖层上的泄洪闸段，冲沙闸段，采用25混凝土防渗墙。而对位于基岩上的右岸进水闸，则作帷幕灌浆。 厂房布置在闸坝左端，与冲沙闸相接。平面布置由上至下游分别是拦沙坎、进水闸、主厂房、副厂房及尾水渠。电站最大水头9m,最小水头3.5m,设计水头8m,安装单机容量为4500kw的贯流式灯泡水轮发电机组3台,单机设计引用流量64m3/s,水轮机转轮直径3.6m,安装高程1027.00m,流道长42m。根据机电布置及水工结构要求,机组间距定为9.1m,主厂房总长32.28m,净宽11.32m,高13.0m。其地面高程为1038.00m。厂内设一台50/25t桥式起重机,轨顶高程1048.50m。各机组段均设有楼梯,沟通上下层交通。电站进口流道宽7.76m,高6.76m,底板高程1032.00m。进水口设1扇7.00m×7.20m的检修门,并设3扇12.12m×7.60m拦污栅。进口检修门及拦污栅的启闭由坝顶门机操纵。进水口河床高程1032.00m,以1∶0.67的坡与进水口底板衔接。电站尾水管长8.6m,宽4.60m,底板高程1025.00m,出口处设检修门和启闭设备。尾水出口河床高程1029.40m,以1:0.4反坡与尾水管底板衔接。安装场设在主厂房左端,长12.00m,宽11.32m,分两层布置。安装层地面高程1038.00m,其下层地面高程1034.00m,布置油库及油处理室等。主厂房下游侧全线布置副厂房,总长为29.30m，共分三层布置。底层高程1032.50m,布置压气机室、供、排水室;高程1038.00m及1043.20m为电气室、主控制室。副厂房共设两部楼梯,方便上下交通。为适应温度变化和基础变形，主厂房与安装场之间均设置永久缝,缝间设止水。主厂房上游防洪标准与坝相同,结合厂房结构和整体稳定等的需要,在主厂房上游侧设置钢筋混凝土挡水墙,墙顶高程与坝顶相同。厂房下游防洪校核水位为100年一遇,其高程为1036.90m。考虑安全超高，确定尾水闸墩顶部高程1038.00m，尾水启闭机采用1台单向门机。尾水渠总宽26.51m，尾水渠由尾水反坡段和水平段两部分组成，反坡段长18m，尾水管出口高程1025.00m，反坡段以1:4的纵向反坡接水平段，水平段高程为1029.40m，水平段直接接原河道。针对尾水管出口处水流不稳定，流速分布不均匀而容易产生淘刷的情况，为保证尾水渠出口水流顺畅，渠底采用0.4m厚钢筋混凝土护面。开关站布置在安装间下游尾水渠左岸台地上,与厂房呈L形布置,地面高程为 1050.00m,平面尺寸为40m×25m。厂区排水考虑高程1038.00m以上的来水用排水渠截入下游。由于库内河道平缓，修闸后河道水位较天然河道水位有所抬高，为防止水位对河道沿岸土地造成淹没。拟定对本工程库内左岸约1.3km的河道修筑防洪堤，河堤堤顶高程为1040.00m，高于正常挡水位1.0m。河堤采用砂砾石填筑，内外坡比均为1:1。堤外沿堤设排水沟至闸坝下游。库内右岸上游1km处的部份河滩地低于正常水位，而筑堤又无法排除地面集水，为防止耕地沼泽化，本次方案设计时拟采取填高耕地换土复耕的方案进行处理。5.3.2.4坝（闸）轴线拟定根据枢纽布置方案，将上、下坝(闸)轴线的工程量及投资比较列于表5.3-1。从表5.3-1中可看出下坝(闸)轴线的工程量及投资少于上坝(闸)轴线。表5.3-1上、下坝(闸)轴线工程量及投资比较表序号项目单位上坝(闸)轴线中坝(闸)轴线下坝(闸)轴线备注1砂砾卵石开挖m318700106499.299169.6本阶段对三个不同坝址进行比较，因厂房、闸坝在不同轴线位置主体结构均为相同，工程量基本相同，故对该部分未进行重复罗列和比较。2泥岩开挖m33土方开挖m339780026562.324792.44砂卵石回填m380022335土石方回填m34006石方开挖m3239227浆砌条块石m319502361051348混凝土及钢筋混凝土m347349钢筋t22410帷幕灌浆m11高压旋喷m5060012金属结构t43.8613金属结构设备及安装投资万元66.8214建筑工程投资万元1368.511100.37314.115静态投资万元1368.511100.37314.1除了上述的比较外，还对上、下坝(闸)轴线方案的枢纽布置，对外交通，淹没，施工的难易，运行条件，坝(闸)防渗，基础处理等方面进行了综合比较，认为下坝(闸)轴线优于上坝(闸)轴线，故本阶段推荐下坝(闸)轴线。 5.4挡(泄)水建筑物5.4.1挡水(泄洪)闸坝5.4.1.1结构布置和材料坝址区主河床高程约为1030.50～1031.60m，平、枯期河水面宽度约60m，为保持原河床走势和泄流、冲沙顺畅，主要泄水建筑物布置于主河槽上。为利于水流衔接，减少基础开挖量，闸底高程宜取略高于河床平均高程。根据汛期泄洪流量、冲沙要求和坝址地形地质条件拟定5孔泄洪闸，每孔净宽11m，总净宽55.0m。泄洪闸采用钢筋混凝土平底板整体式结构，5孔闸分为3段，右侧四孔为两孔一段，左侧一孔自成一段，并兼做冲沙闸。闸室顺水向长20m，闸底板顶面高程1031.00m，底板厚2.0m。闸室中墩和缝墩厚度分别为1.5m、2.0m。闸坝正常蓄水位1040.00m，设计洪水位1036.95m，校核洪水位1038.20m，闸墩顶高程为1040.00m，最大坝高11m。工作闸门偏下游侧布置，采用平面升卧式钢闸门，闸门尺寸（宽×高）为11×8.5m，门顶高程1040.50m，采用QHQ－2×400KN卷扬式启闭机启闭。工作门前设叠梁检修门，闸门一套5节，每节尺寸（宽×高）为11×1.7m，总高8.5m。五孔泄洪闸共用一套检修门，采用10t电动单梁起重机启闭。公路桥布置在上游侧，宽4.5m，桥面高程1040.5m，设计荷载标准为汽-20、挂-100。闸门上方设工作桥，桥面高程1047.70m，宽4.5m，上设启闭机房。泄洪闸闸室下游接挖深式消力池，经1:4的斜坡进入消力池，斜坡段长2.8m，消力池总长23.8m，宽62m，深0.7m。消力池后接0.5m厚海漫，总长55m，前部为浆砌石海漫，长15m；后部为干砌石海漫，长40m，采用400×500mm混凝土格埂分块围护，格埂间距9.6m～12.35m。为防止下游水流淘蚀，海漫后设置堆石防冲槽。防冲槽采用宽浅式梯形断面，上游边坡1：4，下游边坡1：2，顶宽14.0m，底宽4.0m，深2.0m。白龙江为多泥沙河流，垂直排水孔容易堵塞，故不设置垂直排水孔，只在海漫下设置平铺式排水，排水层由碎石、中砂和细纱组成，其中上部为20cm厚的碎石，中间为10cm厚的中砂，下部为10cm厚的细砂。(2)坝体材料。根据当地材料的石料较少、质量不高的实际情况，确定采用混凝土坝，标号为C25混凝土。 5.4.1.2基础处理闸室上齿槽设置高压旋喷防渗体，单孔深8m，孔距1.5m，防渗体沿断水向布置，右侧与岸坡相接，左侧与厂房防渗体相接，防渗体长75m。5.4.1.3设计计算（1）泄流能力计算为尽量降低上游洪水位，以减少上游淹没范围及防洪堤工程规模，泄洪闸设计采用平底板开敞式闸室，闸室底板与河床平齐，顶部高程为1031.0m。泄流能力按照宽顶堰流公式计算：Q--过闸流量（m3/s）；B0--闸孔总净宽（m）；σ--堰流淹没系数，σ＝2.31·hs/H0·（1-hs/H0）0.4ε--堰流侧收缩系数，取0.96m--堰流流量系数，取0.385；g--重力加速度，取9.81（m/s2）；H0--堰上水深（m）。计算设计洪水、校核洪水两种工况下水闸泄流能力。根据计算结果，绘制闸宽～闸前水位关系曲线见图5.3-1。图5.3-1 综合考虑工程整体布置，确定闸室总净宽为55m，布置5孔泄洪闸，每孔净宽11m。各工况对应上下游水位见表5.3-1。闸址水位流量表表5.3-1：计算工况重现期N（年）流量Q（m3/s）闸前水位（m）闸下水位（m）校核洪水10022101038.201036.90设计洪水3016301036.951036.08消能防冲设计洪水2014501036.651035.80（2）闸室结构布置河床砂卵石覆盖层较厚，基岩埋深大，闸室基础为软弱地基，地质条件较差，为防止不均匀沉陷，闸室采用整体式结构。闸室总净宽55m，布置5孔，每孔净宽11m，考虑左侧一孔兼做冲砂闸，单独为一段，其余四孔为两孔一段。闸室中墩和缝墩厚度分别为1.5m、2.0m。闸室顺水向长20m，闸底板顶面高程1031.00m，底板厚2.0m。闸前水位最高为正常蓄水位1040.00m，根据规范要求，考虑波浪爬高及安全超高，确定闸墩顶部高程为1040.0m。（3）消能防冲设计根据规范规定，消能防冲设计洪水为20年一遇洪水，Q＝1450m3/s。泄洪闸闸室下游设挖深式消力池，按照下列公式联解：经计算，池身d＝0.7m，水跃长度Lj＝26.202m。 消力池长度按照下式计算：斜坡段坡比为1：4，水平长Ls＝2.8m，βLj＝18.34～20.96m，取Lsj＝23.8m。底板厚度根据抗冲要求计算：，——消力池底板计算系数，取0.20；——确定池身时的过闸单宽流量；为相应于单宽流量的上下游水位差。经计算，取底板厚度t＝1.5m。消力池后设置海漫护底。长度按照公式计算：——海漫长度计算系数，根据闸基土质为粗沙，取=12；——海漫起端的单宽流量；——泄流时的上下游水位差（m）；经计算，海漫长度取55.0m。具体布置：前部为浆砌石海漫，长15.0m；后部为干砌石海漫，长40.0m，采用400×500mm混凝土格埂分块围护，格埂间距9.6m～12.35m。为防止下游水流淘蚀，海漫后设置堆石防冲槽。防冲槽采用宽浅式梯形断面，上游边坡1:4，下游边坡1:2，顶宽14.0m，底宽4.0m，深2.0m。（4）防渗设计坝址河床及两岸漫滩组成物质均为渗透性强的粉土质砾石土、卵石土等，水库蓄水无防渗设施下存在坝基渗漏及绕坝渗漏问题，应结合抗渗需要采取相应防渗工程处理。因缺少水文地质资料，基础覆盖层不明，渗透系数无法确定，故本次按照经验拟定防渗设施。待水文地质情况探明后，再做进一步设计。 闸室上齿槽设置高压旋喷防渗体，单孔深8.0m，孔距1.5m，防渗体沿断水向布置，右侧与岸坡相接，左侧与厂房防渗体相接，防渗体长75.0m。5.5厂房5.5.1厂房布置厂房布置在闸坝左端，与冲沙闸相接。平面布置由上至下游分别是拦沙坎、进水闸、主厂房、副厂房及尾水渠。电站最大水头8.2m,最小水头3.0m,设计水头8.5m,单机容量为5000kw的贯流式灯泡水轮发电机组3台,单机设计引用流量75.8m3/s,水轮机转轮直径3.3m,安装高程1027.00m,流道长42m。根据机电布置及水工结构要求,机组间距定为9.1m,主厂房总长32.28m,净宽11.32m,高13.0m。其地面高程为1038.00m。厂内设一台32/5t桥式起重机,轨顶高程1048.50m。各机组段均设有楼梯,沟通上下层交通。电站进口流道宽7.76m,高6.76m,底板高程1021.28m。进水口设1扇7.00m×7.20m的检修门,并设3扇7.60m×12.20m拦污栅。进口检修门及拦污栅的启闭由坝顶门机操纵。进水口河床高程1032.00m,以1∶0.67的坡与进水口底板衔接。电站尾水管长8.6m,宽4.60m,底板高程1021.77m,出口处设检修门和启闭设备。尾水出口河床高程1029.40m,以1∶0.4反坡与尾水管底板衔接。安装场设在主厂房左端,长12.0m,宽11.32m,分两层布置。安装层地面高程1038.00m,其下层地面高程1034.00m,布置油库及油处理室等。主厂房下游侧全线布置副厂房,总长为29.30m，共分三层布置。底层高程1032.50m,布置压气机室、供、排水室;高程1038及1043.20m为电气室、主控制室。副厂房共设两个楼梯,方便上下交通。为适应温度变化和基础变形，主厂房与安装场之间均设置永久缝,缝间设止水。5.5.2厂房整体稳定及地基应力计算厂房整体稳定及地基应力按《水电站厂房设计规范》SL266-2001进行计算。抗滑稳定的公式计算：其整体稳定计算安全系数见表5.5-1。计算公式： （1）（2）式中：K--按强度计算的抗滑稳定安全系数；f--滑动面的摩擦系数；∑W--全部荷载对滑动面的法向分值(包括扬压力)；∑P--全部荷载对滑动面的切向分值(包括扬压力)。厂房整体抗滑稳定计算安全系数表表5-5-1荷载组合计算情况基本组合特殊组合无地震有地震抗剪断K¢3.02.52.3抗剪K1.11.051.0厂房地基面上的垂直应力按材料力学公式计算，计算公式为：σmax,min=W/A+6M/AB式中：σmax--地基最大应力；σmin--地基最小应力；W--全部荷载对地基的垂直力总和；A--基底面积；M--全部荷载对地基形心的弯矩总和；B--基底面顺水流向的宽度。计算的工况为：基本组合：(1)正常运行工况：厂房上游正常水位1040.00m，厂房下游正常水位1031.46m。(2)设计洪水位工况：厂房上游水位1036.95m，厂房下游水位1036.08m。(3)校核洪水位工况：厂房上游水位1038.20m，厂房下游水位1036.90m。 特殊组合：地震工况：正常运行工况8度地震，地震惯性力向下游(最不利情况)各计算工况荷载组合表表5-5-2：荷载组合计算工况下游水位(m)荷载类别备注结构自重永久设备重水重静水压力扬压力土压力地震作用基本组合正常运行1031.46√√√√√√特殊组合机组未安装1031.46√√√√机组二、三期混凝土未浇地震情况1031.46√√√√√√√地震力向下游（最不利情况）根据厂房布置要求，厂房建基面高程为1019.80m，置于漂卵石土基础上，该层的主要物理力学性质指标如下：允许承载力[R]＝0.35～0.40MPa，现取该层物理力学性质指标f=0.30，[R]=0.35MPa进行计算，两种组合的三种工况下，厂房整体稳定及应力成果见表5-5-3。厂房整体稳定及应力计算成果表表5-5-3荷载组合计算工况安全系数地基应力(MPa)不均匀系数σmaxσminη＝σmax/σmin基本组合正常运行1.350.36030.030101.2设计洪水位工况1.350.35050.29801.2特殊组合地震工况1.350.42100.34101.25.5.3尾水建筑物尾水采用正向出水布置，尾水建筑物主要由尾水闸墩和尾水渠组成。尾水渠长约270m，宽26.50m，边墙采用浆砌石，底板采用钢筋混凝土，尾水直接流入河道。5.6工程监测根据建筑物结构、工作特性及所处位置的地质条件，布设监测项目和测点。本工程主要对首部枢纽进行渗流、位移、水位观测，厂房主要进行位移观测。 5.6.1首部枢纽监测(1)变形监测在闸墩顶上，共布设6个位移测点，两端的工作基点设在特定的基座上。用经纬仪进行水平位移观测，利用水准仪进行垂直位移观测。(2)渗流监测设二个纵断面，分别布设在泄洪闸和冲砂闸闸墩上，另外沿坝轴线方向布设一个横剖面。共设有1根测压管。(3)水位监测在闸坝上下游和进水口上下游各布设2支水尺，共4支水尺。5.6.2地面厂房监测本工程为软基建厂，对厂房主要进行水平和垂直位移监测，在尾水闸墩上布置一套引张线系统，设水准仪1台，沉陷标点6个，水准基点6个。为了监测尾水位变化情况，在尾水闸墩上设水尺1组。 6水力机械及采暖通风6.1水轮发电机组选择6.1.1设计依据⑴与建设单位签定的设计合同；⑵《小型水力发电站设计规范》（GB50071-2002）；⑶《水利水电工程可研设计报告编制规程》（DL5020-93）；⑷《小型水电站初步设计报告编制规程》（SL179-2011）；⑸《水力发电厂机电设计规范》（DLT-5186-2004）；⑹《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机通流部件技术条件》（GB/T10969-2008）；⑺《水轮机基本技术条件》（GBT15468-2006）；⑻《水力发电厂水力机械辅助设备系统设计技术规定》（DL/T5066-2010）；⑼《水轮机调速器与油压装置技术条件》（GB/T9652.1-2007）；6.1.2基本资料拱坝河口水电站位于位于白龙江干流右岸，拱坝河口电站采用河床式开发方式，设计引水流量250m3/s。工程由枢纽、发电厂房、尾水渠等组成。安装3台贯流灯泡式机组。电站以发电为主，额定水头8.5m，装机容量18000kw。6.1.3基本设计参数（1）水头最大水头：Hmax=9.20m加权平均水头：Hp=8.81m额定水头：Hr=8.5m最小水头：Hmin=4.00m（2）流量多年平均流量：Q平＝112m3/s保证流量（P=90%）：49.8m3/s电站设计引用流量：Q引＝250m3/s 最小发电流量：Q保＝32m3/s（3）水位枢纽正常挡水位：1040.00m最低尾水位：1030.00m设计洪水尾水位：1031.22m校核洪水尾水位：1036.08m（4）动能参数保证出力（P=85%）：3213kw装机容量：18000W多年平均发电量：6484.5万kW.h装机年利用小时数：3602.5h.（5）气象极端最高气温：40.0ºC极端最低气温：-8.1ºC多年平均气温：14.8ºC平均相对湿度：63%最大冻土深度：11cm6.1.4电站额定水头的确定根据电站的装机容量，结合机组特性，对水轮机的额定水头进行了初步比选，确定额定水头为8.5m。6.1.5机组参数的选择㈠机组型式的选择本电站的运行水头范围为4.0m～9 .2m，本水头段的电站一般采用灯泡贯流式机组或轴流式机组两种机型。近期，由于国内设备制造能力的提高，目前，国内灯泡贯流式机组的制造技术已有了很大的进步，基本上解决了设计、制造大中型灯泡机组的技术难题，已有多家制造厂具有生产大容量灯泡贯流式机组的能力。本电站为中小型灯泡贯流式机组比采用轴流式机组具有明显的经济效益，对于同水头，同容量的两种机组，灯泡贯流式机组，转轮直径可相对减小20%～30%，转速可相对升高30%～40%，效率可相对提高2%～3%。采用灯泡贯流式机组可减小机电设备尺寸和重量，同时可减小厂房尺寸，使工程综合投资相对降低越10%～15%。因此，本电站优先采用灯泡贯流式机组。两种机型的技术经济比较见表6—1。通过分析比较结果可以看出两种方案的优缺点：（1）灯泡贯流式.水轮机效率在整个运行范围内均比轴流式水轮机高，从而使多年平均发电量要比轴流机组多。灯泡贯流式与轴流式机组技术经济指标比较表表6—1项目灯泡贯流式轴流转桨式水轮机型号GZ（B14）—WP—330ZZK400—LH—380装机容量（MW）18.018.0机组台数（台）33单机容量（MW）66额定水头（m）8.58.5转轮直径（m）3.33.8额定流量（m3/s）83.388.0额定转速（r/min）166.7115.4额定效率（%）93.4592.0最高效率（%）95.0393.5额定出力（MW）63166316额定比转速（m.kW）871469水轮机运行范围（在模型曲线）额定工况单位流量Q11r(m3/s)2.541.97额定工况单位转速n11r(r/min)180.7160.2最大单位转速n11max(r/min)285.8253.2最小单位转速n11min(r/min)172.6153.1吸出高度（m）－3.3+0.05安装高程（m）1025.051030.92尾水管底板高程（m）1021.771019.21水轮机总重（t）110142发电机型号SFWG6000—36/3700SFJ6000—52/4800发电机总重（t）90164调速器型号WST-80-4.0WST-80-4.0油压装置型号HYZ-2.5-4.0HYZ-2.5-4.0液压泵站及重力油箱装置每台机一套无桥机型号QD50/10QD75/10机电设备总差价估算约（万元）0420 （2）灯泡贯流式水轮机的单位流量及单位转速比轴流式水轮机高，使得灯泡机组尺寸较小，转速提高，机组总重量比轴流式轻，相应机电设备投资较轴流式机组少。（3）灯泡贯流式机组流道尺寸小，且由于轴线水平布置，使得厂房的尺寸得以整体缩小，土建工程较轴流式厂房小。（4）从主厂房段开挖深度比较，灯泡贯流式机组没有蜗壳和尾水肘管段，从而减少了土建投资，且可缩短施工周期。（5）灯泡贯流式水轮机流道对称，水流均匀，轴流机组难解决抬机问题，灯泡机组正、反向水推力问题则可通过正、反向推力轴承很好的解决。（6）轴流式机组起步早，设计、生产、安装、运行均有着丰富的经验，技术成熟，制造及安装、运行、维护、检修较方便。但目前国内灯泡贯流机组的制造技术和运行经验已日趋成熟，已有多家制造厂生产，目前在我国具有较大容量灯泡贯流式机组的生产能力，并也有一定的设计、制造和在多泥沙河流上运行的经验，不确定因素日渐减少。综合考虑，本阶段采用灯泡贯流式水轮发电机组作为推荐方案。㈡机组台数比较和选择根据本电站水头、流量应用范围，装设3台单机6MW的灯泡式水轮发电机组，单机设计引用流量83.3m3/s，总引用发电流量为250m3/s。本电站的开发方式为河床式，属无调节径流式水电站，其发电流量及运行水头受上游来水量控制。本阶段，对本电站装设两台和三台灯泡贯流式水轮发电机组进行技术经济指标比较（见表6-2），结论为电站采用灯泡贯流式水轮发电机组，工程投资随机组台数的增加而增加，但是考虑到在枯水季节的安全运行,电站小流量时不能够满足两台机最小出力的运行要求，因此，最终推荐叁台机方案。 2台和3台灯泡贯流式机组技术经济指标比较表表6—2项目2台灯泡贯流式3台灯泡贯流式水轮机型号GZ（B14）—WP—400GZ（B14）—WP—330装机容量（MW）18.018.0机组台数（台）23单机容量（MW）7.55额定水头（m）8.58.5转轮直径（m）4.03.3额定流量（m3/s）124.683.3额定转速（r/min）115.416.7额定效率（%）93.4593.45最高效率（%）95.0395.03额定出力（kw）94746316额定比转速（m.kW）886871最大水头下最小发电流量（m3/s）5437水轮机运行范围（在模型曲线）额定工况单位流量Q11r(m3/s)2.542.54额定工况单位转速n11r(r/min)158.4188.7最大单位转速n11max(r/min)247.3285.8最小单位转速n11min(r/min)149.6172.8吸出高度（m）－3.3－3.3安装高程（m）1025.051025.05尾水管底板高程（m）1021.121021.77水轮机总重（t）148110发电机型号SFWG9000—52/4700SFWG6000—36/3700发电机总重（t）12090调速器型号WST-80-4.0WST-80-4.0油压装置型号HYZ-2.5-4.0HYZ-2.5-4.0液压泵站及重力油箱装置两台机共用一套每台机一套桥机型号QD75/10QD50/10厂房尺寸机组段长度（m）1310安装间长度（m）1311主厂房总长度（m）5050主厂房总宽度（m）1815.5机电设备总差价估算约（万元）0200发电厂房投资差价估算约（万元）0工程总投资差价估算约（万元）0 综上所述，本阶段推荐的装机方案为3×6=18.0MW。㈢水轮机和发电机基本参数的比选及水轮机安装高程的确定（1）泥沙白龙江流域上游植被条件较好，中、下游植被条件差，水土流失严重，河流含沙量较大，多年平均悬移质输沙量13211万t，泥沙多集中在5～9月，多年平均推移质输沙量为294万t。年总输沙量为1514万t。故在本电站水轮机参数选择时，为了减轻含沙水流对水轮机通流部件的磨蚀破坏，可适当降低水轮机比转速，减小水轮机流道内的流速，以达到减轻含沙水流对水轮机通流部件磨蚀破坏的目的。根据统计资料，结合本电站的具体情况，水轮机参数选择时，水轮机转轮叶片相对流速应控制在32m/s以下。(2)水轮机比转速比转速是反映水轮机技术经济特性的一项综合指标，代表水轮机的参数水平，以往设计手册中推荐的贯流式水轮机比转速系数K的取值范围为2000～2700。考虑到本电站汛期河水含沙量较大，在设计中不宜过分追求较高的比转速，比转速系数宜为2300～2600左右，相应的水轮机比转速为764～866m·kW。推荐方案的水轮机参数如下：水轮机型号：GZ（B14）—WP—330最大水头：9.2m最小水头：4.0m额定水头：8.5m额定出力：6316kw额定转速：166.7r/mim额定流量：83.3m3/s额定效率：≥93%吸出高度：≥－3.3m水轮机总重：110t（4）水轮发电机参数的选择 根据电站单机容量、机组转速及选定的水轮机参数，经过计算确定的本电站水轮发电机组参数如下：发电机型号：SFWG6000—36/3700额定电压：10.5kV额定电流：661.9A额定转速：166.7/min额定效率：≥96%功率因数：0.9（滞后）额定频率：50Hz转动惯量：≥200t·m2发电机重量：90t通风方式：密闭空气循环（5）水轮机安装高程的确定电站水轮机安装高程应同时满足在各种可能出现的运行工况下水轮机气蚀的要求及尾水管出口最小淹没深度的要求，以确保水轮机的安全、稳定运行。设计尾水位按3台机组在额定水头发额定出力时的下泄流量来确定。拱坝河口水电站水轮机单机设计引用额定流量为83.3m3/s，全厂3台机组在额定水头发额定出力所对应的下泄流量是250m3/s，而电站实际设计引用流量为250m3/s，查拱坝河口水电站下游尾水—流量关系曲线可知，250m3/s下泄流量所对应的下游水位为1031.22m。对电站各种运行工况下分别进行安装高程计算，最终选取本电站机组安装高程为1025.05m。（6）为减轻水轮机通流部件磨蚀破坏的措施本电站在白龙江干流上，河流汛期含沙量较大，设计中应考虑该时间段水轮机通流部件的泥沙磨损问题。多泥沙河流上经常采用的水轮机防泥沙磨蚀的方法很多，建议本电站采取如下措施：①在电站枢纽机组进水口旁设置排沙孔，拦截大颗粒泥沙，减轻过机含沙水流量。 ②转轮叶片采用抗磨蚀性能好的不锈钢材料制作，转轮室采用不锈钢保护层。③提高水轮机通流部件的加工精度，降低其表面的粗糙度，以提高水轮机通流部件的抗磨蚀能力。④多泥沙河流的主轴密封失效是影响机组安全运行的因素之一，水轮机主轴密封应采用具有良好的止水效果，适用寿命长，易更换的结构形式。6.1.6调速系统⑴水轮机调速器经计算，主配压阀直径为Φ80mm，工作压力为4.0MPa。根据所选机组机型及机组在电网中的作用，初选具有PID调节规律的微机双调节调速器，型号为WST—80—4.0，额定压力为4.0Mpa。⑵油压装置经计算，选用HYZ—2.5—4.0型组合油压装置，额定压力为4.0Mpa。油压装置由调速器制造厂供货。⑶漏油装置本电站为贯流式机组，叁台机组共用一个轴承回油箱，回油箱有效容积约10m3，电站主机设备的漏油可汇入轴承回油箱，再由轴承回油箱上的油泵送回重力加油箱，不在配置独立的漏油装置。轴承回油箱和重力加油箱都由主机制造厂提供。⑷调节保证计算贯流式机组的转动惯量由发电机转动惯量、水轮机转动惯量和水体附加转动惯量等三部分组成，其中水体惯性力矩与叶片安放角有关。在电站设计前期，机组制造厂家尚未确定，缺乏足够的厂家机组资料，无法具体计算水轮机水体的惯性力矩。机组调保计算初步估算水轮发电机组的GD2不小于200t·m2，导叶关闭规律采用两段直线关闭，经估算可以控制机组甩负荷时机组速率上升值：β≤65%，水轮机进口流道压力上升值：ζ≤70%。⑸机组防飞逸措施 水轮机导叶控制装置上配置重锤协联装置，作为防飞逸有效措施。当调速系统故障时，自动将导叶接力器开机侧的压力油排出，导叶在水力矩和重锤作用下自行关闭。6.1.7附属设备的选择㈠桥机选型厂内桥式起重机主要供主厂房内机电设备安装、检修时起吊设备用。初步估算机组最重件重量为30t，选QD50/10t型慢速变频桥式起重机一台，跨度为13.5m。桥机主要参数如下：起重机型号：50/10t变频调速桥式起重机起重量：主钩：32t副钩：5t跨度：Lk＝13.5m起升高度：主钩：25m副钩：28m起升速度：主钩：0.19－1.66m/min副钩：0.72－6.74m/min运行速度：大车：3.5－33.2m/min小车：3.2－30.3m/min工作制：A3总重：30t㈡技术供水系统技术供水系统主要供发电机冷却器、轴承冷却器、水轮机主轴密封、水泵润滑等用水。经咨询制造厂和对比类似机组技术供水用水量，初步确定机组各部位用水量为：发电机空冷器冷却水量初估为60m3/h，水压0.25MPa；机组轴承油循环的冷却用水。每台机轴承的循环油冷却水量暂定为15m3/h，水压0.25MPa；水轮机主轴密封润滑水1.2m3/h，水压0.2MPa；每台机组用水总量为77m3/h； 电站工作水头范围在3.0～8.2m，为低水头电站。自流供水不能满足机组技术供水的水压要求，同时机组在汛期运行时，由于流道中的过机含沙量增大，为提高技术供水系统的可靠性，机组技术供水采用循环冷却供水方式。循环冷却供水由循环水池，通过水泵、尾水冷却器和管网组成。全厂设一个循环水池，循环水池位于尾水副厂房旁，水池有效容积约为200m3。每台机组设一台与机组联动的循环供水泵，冷却器设置在尾水渠中循环冷却。全厂设一台备用循环供水泵。水轮机主轴密封润滑水与生活用水结合。供水系统主要设备参数见表6—3，供水系统图见附图“武拱（初）－机－07”技术供水系统主要设备参数表表6—3名称型号及规格数量备注深井泵300RJC185-12扬程H=36m流量Q=185m3/s电机功率W=30kW3台两台工作一台备用尾水冷却器XLQ-170/1200-L2套多功能水泵控制阀JD745x－10Dn1503台㈢排水系统排水系统分别包括机组检修排水和厂房内渗漏排水系统两部分。（1）机组检修排水机组检修时，打开设置在水轮机进水流道、尾水管流道排水管上的Dn300的蝶阀，将流道内积水引至检修集水井，通过排水泵室的两台长轴深井泵将积水排至尾水渠，流道积水排干后，由一台水泵工作排除上、下游检修闸门渗漏水。本阶段初步估算水轮机流道内需排出的积水约为1100m3。参照钢制密封平板门的相关规范，估算平板门的漏水量约为1.0～2.0L/m·s，估算上、下游闸门总漏水量约为270m3/h。根据以上计算，初步选用两台350RJC370-16型深井泵，Q=370m3/h，H=23m，N=55kW，两台同时工作。（2）渗漏排水 渗漏水主要来源于水工建筑物的渗漏水、主轴密封及各部位阀门、管件渗漏水和水机辅助设备的排污水以及枢纽坝内渗漏水等。根据水工专业提供的厂房水工建筑物的渗漏水量并参考类似电站渗漏水量的大小，预计本电站的渗漏水量约为120m3/h。集水井有效容积按1h的渗漏水量考虑，即120m3，初选2台350RJC370-16型深井泵，Q=370m3/h，H=23m，N=55kW，一台工作，一台备用。另外，配置一台潜水式排污泵定期排除渗漏集水井中的污泥。排水系统主要设备参数见表6—4，排水系统图见附图“武拱（初）－机－07”。排水系统主要设备参数表表6—4名称型号及规格数量备注检修排水泵深井泵350RJC370-16流量Q=370m3/h扬程H＝23m电机功率W=55kW2台渗漏排水泵深井泵350RJC370-16扬程H=23m流量Q=370m3/h电机功率W=55kW2台一台工作一台备用潜水式排污泵150WQ130—30—22扬程H=30m流量Q=130m3/s电机功率W=22kW1台多功能水泵控制阀JD745x－10Dn2504台㈣气系统压缩空气系统分中压、低压两部分。（1）中压气系统中压气系统供气对象为调速器油压装置，油压装置额定工作压力为4.0MPa。初选二台15T2XB15/70型空气压缩机，功率11kW。1.5m3中压贮气罐一个，额定压力为4.5MPa。空压机一台工作，一台备用。空压机的起、停由贮气罐供气管上的压力变送控制器自动控制。首次向油压装置充气时，两台机同时工作。（2）低压气系统低压气系统供气对象为制动用气、水轮机检修密封空气围带用气、厂内检修用风动工具用气和吹扫用气。机组制动用气和其它低压用气原则上分开，分别设置空压机、贮气罐和供气管网。初估每台发电机制动用气量为5L/s，制动用气量按3台机组同时制动考虑，选用一个3m3的制动贮气罐，额定压力为0.8MPa，设置UP5－15－8型空气压缩机两台，排气量为2.36m3 /min，排气压力0.8MPa，功率15kW。一台工作，一台备用。空压机的起、停由0.8MPa贮气罐供气管上的压力变送控制器自动控制。风动工具用气及吹扫用气，由空压机连续工作来满足，贮气罐只起稳压作用。压缩空气系统主要设备见表6—5，压缩空气系统图见附图“武拱（初）－机－06”。压缩空气系统主要设备参数表表6—5名称型号及规格数量备注中压空压机15T2XB15/70额定压力：4.5MPa排气量：0.85m3/min电机功率：11kW2台一台工作一台备用低压空压机UP5－15－8额定压力：0.8MPa排气量：2.36m3/min电机功率：15kW2台一台工作一台备用中压贮气罐额定压力：4.5MPa容积：1.5m3/min1个低压贮气罐额定压力：0.8MPa容积：3m3/min2个㈤油系统油系统分为透平油和绝缘油两部分。（1）透平油系统透平油系统主要用于机组润滑和操作用油的供排油及油质处理。经估算，一台机组最大用油量为4m3，按机组用油量的1.1倍，并考虑一定的安全余量后，选用1个5m3净油罐，1个5m3运行油罐，选用1台LY-100型压力滤油机，选用1台ZJCQ-6型透平油过滤机，选用2台2CY—5/3.3—1型油泵，透平油牌号为HU-46。本电站配置简化分析油化验设备一套。（2）绝缘油系统绝缘油系统主要用于主变压器的供、排油及油质处理。考虑主变压器检修周期长，通常8～10年检修一次，为节省投资，本阶段不设绝缘油库。系统配置真空净油机ZJB-6KY一台，齿轮油泵2CY－5／3.3－1二台，LY-100型压力滤油机一台，用于主变的供排油。油系统主要设备参数见表6—6，油系统图见附图“武拱（初）－机－05”。 油系统主要设备参数表表6—6名称型号及规格数量备注齿轮油泵2CY－5／3.3－1H=0.33MPaQ=5m3/h电机功率：3kW4台透平油系统2台绝缘油系统2台压力滤油机LY－100H≤0.35MPaQ=100L/min电机功率：3kW2台透平油系统1台绝缘油系统1台真空滤油机ZJCQ-6H≤0.5MPaQ=6000L/h电机总功率：53.09kW1台透平油系统真空滤油机ZJB-6KYH≤0.5MPaQ=6000L/h电机总功率：53.09kW1台绝缘油系统透平油罐容积：14m32个透平油系统滤纸烘箱DX－1.2N＝1.2kW1台㈥水力监测系统水力监视测量系统是对电站和水轮发电机组的水力参数和运行状态的监视和测量，以保证机组安全经济运行。本电站设有下列监测项目：（1）全厂性测量全厂性测量包括上、下游水位测量，冷却水温度和压力测量。上、下游水位测量的一次仪表采用指示型水位传感器，二次仪表采用水位监视仪，安装在中控室。冷却水温度与压力测量采用现地读数仪表。所用设备应具有与计算机监控系统的通讯接口。（2）机组测量a、机组摆度、振动测量每台机组在水轮机灯泡体内设置主轴摆度测量装置、振动传感器，在发电机机架上设置振动传感器。b、水轮机进口压力和尾水管真空度测量。每台机组设灯泡头前压力、导叶进水侧压力、导叶出水侧压力、转轮室压力真空和尾水管出口压力测量仪表一套。c、拦污栅压差测量 进水口拦污栅设差压变送器两台，配XGB－2A型数字显示报警仪一台，二次仪表布置在中控室内。d、机组过流流量测量水轮机流量采用差压法测量。在每台水轮机进水侧机壳流道上设置四组压力侧头，通过LSX型流量水头效率装置在水轮机层就地显示水轮机流量，并将流量信号送入计算机。电站测量设备的具体选型将结合电站计算机监控系统和机组招标，在下阶段设计中进一步落实和确定。量测系统图见附图“武拱（初）－机－09”。㈦机械修理设备为了方便设备安装和检修，电站设置一般性钻床、砂轮机、电焊机及钳工工具等简单机械设备，承担电站机电设备及其它机械设备的一般性检修，大修时大件及重要件的检修可外协解决。6.1.8主要机电设备布置㈠厂房主要尺寸确定（1）厂房长度：厂房的总长度包括机组段长度和安装间的长度。并考虑水工所设排沙道的要求。机组段长度主要由进水流道和出水流道在X轴方向的尺寸确定，同时还应考虑机组附属设备的布置及交通通道、吊物孔的布置等所需尺寸。按流道层、管道电缆层和运行层分别计算，确定机组间距为10.0m，边机组中心至墙的距离分别为8.9m和10.2m。厂房机组段总长度为39.1m。安装间长度一般应满足机组安装和一台机扩大性检修的要求，根据拱坝河口水电站机组型式，在机组检修时，安装间需要布置发电机定子、发电机转子、水轮机外导水环、主轴和转轮等大件，考虑到各部件的先后吊装次序，及起吊范围等要求，确定安装间长度为11.62m。厂房总长度为50.72m。（2）厂房宽度确定 主厂房宽度取决于机组安装需要。按照上游侧起吊发电机各部件和下游侧起吊水轮机各部件的要求，结合厂房通道布置及厂房结构的需要，主厂房宽度定为15.5m，桥机跨度为13.5m。（3）厂房各层高程的确定：水轮机安装高程：1025.05m尾水管底板高程：1021.77m进口段流道底板高程：1021.38m运行层高程：1038.55m安装间高程：1038.55m管道电缆层高程：1035.05m桥机轨顶高程：1048.55m水轮机交通廊道底板高程：1020.25m㈡主要机电设备布置电站装设叁台灯泡贯流式水轮发电机组，厂内布置自左至右分成1#、2#、3#布置，主副厂房均为多层结构。水轮机调速器、油压装置布置在运行层，高程为1038.55m。厂房渗漏排水深井泵布置在厂房左侧尾水副厂房内，高程为1020.25m，其下部为渗漏集水井，有效容积为210m3，井底部高程为1016.75m，井顶部高程为1019.75m。透平油库布置在安装间下，高程为1031.35m。油库内布置有两个容积为5m3贮油罐透平油系统的油处理设备。事故油池布置在贮油罐下方，容积18m3。中、低压空压机及贮气管布置在尾水侧水机副厂房内，高程为1031.35m。机组技术供水深井泵、和消防加压供水泵布置在尾水侧水机副厂房内，高程为1031.35m，深井泵下部为循环水池，有效容积为120m3，水池底部高程为1028.65m。6.1.9主要机电设备明细表本阶段选定的主要机电设备见表6—7。 主要机电设备表6—7设备名称型号数量备注水轮机GZ（B14）-WP-3303台发电机SFWG5000-40/3700（6.3KV）3台励磁装置微机型3套调速器WST-80-4.03台油压装置HYZ-2.5-4.03台吊车QD100/20T慢速桥式起重机1台QU100Lk=15m液压泵站及重力油箱3套6.2采暖通风6.2.1设计依据㈠采用的规范·《采暖通风与空气调节设计规范》GBJ19-87（2001版）；·《水力发电厂房采暖通风和空气调节设计技术规定》SDJQ1-84；·《水电站厂房通风采暖和空调》；㈡室内外空气设计计算参数（1）室外空气设计计算参数冬季采暖室外计算温度－1℃冬季室外风速1.1M/s冬季通风计算温度：－2℃冬季空调计算温度：－5℃冬季空调计算相对湿度：58%夏季通风计算温度：27℃夏季空调干球温度：31℃夏季室外计算相对湿度：62%（2）室内空气设计计算参数根据《水力发电厂厂房采暖通风和空气调节设计技术规定》，结合电站具体条件和要求，确定室内设计参数见表6—8。  室内空气设计参数表表6—8生产场所夏季冬季温度℃相对湿度%温度℃相对湿度%正常运行期停机检修期发电机层296510660水轮机层307510670集水井廊道30/106/中控室2565181865载波室2565181865空压机室30/145/油库29756675电缆道30/145/厂用变室30/245/机修间29/1414/计算机室24552121506.2.2主、副厂房通风总体设计本电站厂房为河床式厂房，厂房上、下游设计洪水位均比较高，主副厂房均为多层结构，电站主厂房运行层与尾水平台同高，高程为1038.55m，管层电缆层（高程为1035.05m），副厂房电缆夹层和空压机室均在尾水平台以下，主副厂房上下游侧上述各层均无法开窗，在主副厂房1038.55m高程以上的门窗自然通风作用很弱，因此主、副厂房采用机械通风方式。在坝顶设置取风口，将室外新鲜空气引至设置在厂房左侧电气值班室下的风机室内。风机室内设置机械送风设备（离心风机），尾水副厂房下游侧设置排风道，在主厂房下游侧1049.45m高程设置高窗，各副厂房下游侧墙设置窗户。室外新鲜空气由百叶进风口送入风机室，经离心风机送入运行层上游侧的送风道，再通过风管将新鲜空气送至运行层、管道电缆层、电缆夹层、水机副厂房，再由各副厂房的排风机和主厂房下游侧墙上的高窗将室内热、湿空气通过排至厂外。安装间下的透平油库设置独立的送排风系统。透平油库及油处理室通过防火阀从取风口进风，吸收余热、余湿后，利用独立排风道和防爆轴流风机进行排风。厂用变及高低压配电盘室、电缆夹层，采用独立的排风系统，从管道电缆层的主送风道通过风管和防火阀取风，再通过各自的排风系统排至室外。 水机副厂房布置有技术供水泵室、空压机室、排水泵室等设备，设置除湿机除湿，通过设置在下游侧墙上的排风设备将室内湿热空气排至厂外。6.2.3主副厂房采暖设计主副厂房各层采用以设备发热采暖和电采暖相结合的采暖方式。主厂房各层利用发电机热风和设备发热进行采暖。尾水副厂房采暖为电热采暖方式。中控室、计算机室配置冷热风空调器进行调节。通讯室、供、排水设备室油处理室、中低压空压机室等工作地点，采用中温电辐射板采暖。6.2.4采暖通风系统主要设备表本阶段所选定的采暖通风系统主要设备见表表6—9。采暖通风系统主要设备表表6—9序号设备名称型号规格单位数量备注1离心风机4─72No.12E台22防爆风机DXP─40台53排气扇￠100mm台154柜式空调KFRD─120LW/CF台25中温电辐射板块126除湿机台8   7电气7.1电站与电力系统的联接拱坝河水电站装机3台，容量3×6000KW，年发电量为6484.5万KW.h,年利用小时数3602.5h,保证出力3213KW。根据电站装机规模，电站建设地理位置、电力系统现状及发展，陇南市武都区电网电压等级、用电负荷等情况综合考虑，并入电力系统有以下两种方案：第一方案：拱坝河水电站以一回35KV线路接入武都两水110KV变电站。架设35KV线路3km，至武都两水110KV变电站35KV母线，并入本地区35KV电网。根据经济电流密度计算，导线型号选为LGJ-300mm2。该方案优点为，系统接线简单清晰，35KV升压站及35KV线路投资低，本方案为推荐方案。详见图：陇拱电一电一07。第二方案：拱坝河水电站以一回110KV线路接入武都两水110KV变电站。架设110KV线路3km，至武都两水110KV变电站110KV母线，并入本地区110KV电网。送电线路导线截面，根据经济电流密度计算，导线型号选为LGJ-95mm2。该方案优点为：接入电力系统运行可靠性高，线路损耗小。缺点：110KV升压站及线路投资高，本方案为备用方案。电站并入电力系统方案是新建电站建设一个非常重要的方面，业主一定要重视该问题与电力部门的协商。最终并网方案以电力部门对该电站做的并入电力系统设计及业主与电力部门达成的该电站并入系统协议为准。7.2电气主接线根据电站在本阶段设计推荐的并入电力系统方案，拱坝河水电站装机规模,考虑了电气主接线用电可靠性、运行灵活性、运行维护、工程施工，项目投资等方面因素，主接线初步拟定为以下二种方案：第一方案：三机二变方案。发电机出口电压为10.5KV，发电机电压侧及主变高压侧均采用单母线接线。35KV出线二回，一回至武都两水110KV变电站35KV母线，一回作为备用出线。主变选用两台，型号为：SF10-12500/38.5，电压：38.5/10.5KV。35KV电气设备采用户外设备，输电线路采用LGJ-300mm2钢芯铝铰线，送至两水110KV变电站。 该方案优点：运行可靠灵活，检修维护方便。当其中一台主变及所连接的设备检修时，另任一台主变可继续向电网送电，设备的备品备件可以互换，提高了供电可靠性。缺点为：因采用二台主变，升压站占地面积较大，电气设备投资较高，本方案为推荐方案。第二方案：三机一变方案。发电机出口电压为10.5KV，三台发电机电压侧采用单母线接线，经一台SF10-25000/38.5变压器升至35KV。主变与线路采用“主变—线路”单元接线,出线一回。35KV电气设备采用户外设备，输电线路采用LGJ-300mm2钢芯铝铰线，送至两水110KV变电站。该方案优点：接线简单，电气设备投资较低，因一台主变压器，高压电气设备少，升压站占地面积小。缺点为：供电可靠性及运行灵活性不如第一方案。主变检修时，全厂需停机。当主变高、低压侧电气设备故障时，全厂机组容量不能送出，冬季一台机运行时主变空载损耗大。经过对以上二种方案技术、经济综合比较，确定供电可靠、运行灵活，电气投资及土建投资也较适中的第一方案为推荐方案。具体接线见电气主接线图：陇拱电一电一01。7.3厂区用电及进水枢纽用电本电站厂用电供电方式，采用全厂公用电和机组自用电共用电源变压器的混合供电方式，厂用电采用0.4KV电压配电。全厂设有两个独立厂用电源，配置2台S10系列厂用变压器，单台容量均为200KVA。1#厂用变压器接在发电机10.5KV电压母线上，2#厂用变接在35KV母线上，厂用交流电源屏上安装有“备自投装置”，两电源互为备用，以提高厂用电的可靠性。厂用电负荷主要有调速器，闸阀（闸门）、排水泵、吊车、主、付厂房照明等负荷。进水口枢纽电源在发电机电压母线上设计10.5KV出线一回作为进水枢纽用电。7.4电气一次设备选择设备选择原则：1.电气设备选择依据国家标准，以现行《规程》进行。2.必须满足额定电压，额定电流大于回路最大工作电压和最大持续负荷电流。3.必须满足使用环境要求。因为高压电气设备在高海拔地区使用时，其外绝缘强度随海拔的升高而降低。电站电气设备的外绝缘的工频和冲击试验电压以海拔修正系数K。4.尽量选用国产的通用型先进产品。根据初步确定的电气主接线方案，10KV开关设备采用户内设备，35KV采用户外设备。 主要电气设备材料规格型号见下表：序号名称规格单位数量备注一、水轮发电机及变压器1水轮发电机SF16-10/6000,6000KW台3厂房设备3主变压器SF10-10000KVA,38.52×2.5%/1250010.5KV，UK=10,YN,d11台2升压站设备41＃厂用变压器S10-200KVA,38.55%/0.4KV，UK=4%,Y,yno台1升压站设备52＃厂用变压器S10-200KVA,105%/0.4KV，UK=4%,D,yno台1厂房设备51＃，2＃，3＃励磁变压器台3厂房设备，型号厂家提供二、35KV升压站设备6高压断路器ZW7-40.5,1250A/40KA台37隔离开关GW4-35D/630,630A组4单接地，三极8隔离开关GW4-35D/630,630A组1双接地，三极9隔离开关GW4-35D/630,630A组1同期电压互感器用，二极10隔离开关GW8-72.5/400.400A组1中性点隔离开关、单极11电压互感器JDZ[X]W-35台335/√3/0.1/√3/0.1/312电压互感器JDJ-3535/0.1KV台1同期电压互感器13电流互感器LZZBW-35，300/5台3计量用14电流互感器LJW-35，75/5台2主变中性点用15高压熔断器RW5-35/50只316高压熔断器RXWo-35/0.5只517避雷器Y5W1-50/134只318避雷器Y1W5-50/135G只2中性点避雷器三、10KV高压开关柜19高压开关柜XGN2-10-08面2厂房设备，高压开关柜室20高压开关柜XGN2-10-08(改)面5厂房设备，高压开关柜室21高压开关柜XGN2-10-43面1厂房设备，高压开关柜室22高压开关柜XGN2-10-43(改)面3厂房设备，高压开关柜室23高压开关柜XGN2-10-53面3厂房设备，高压开关柜室24高压开关柜XGN2-10-67(改)面1厂房设备，高压开关柜室25电流互感器LZZB8-10，400/5A台9厂房，发电机中性点26发电机中性点避雷器Y1W5-7.6/19台3厂房，发电机中性点五、电力电缆27高压电力电缆YUV22-3×30010KV米厂房设备28高压电力电缆YJV22-3×20010KV米厂房设备29高压电力电缆YJV22-3×5010KV米厂房设备六、电气二次设备30发电厂综合设备套1七、载波通讯设备31载波通讯设备套1 7.5电气二次设备该电站电气二次按照“少人值班”原则设计。为了把该电站建设成技术先进、运行安全可靠、一流的现代化新型水电站，对二次设备的选型及要求如下：1、电气二次控制保护设备本电站拟采用微机综合自动化控制保护方式，即控制、监控、保护全部采用微机实现为主,常规为辅。微机综合自动化控制保护装置在我院近十年设计的小水电站中已得到了大量应用，已建成的电站运行情况良好。本电站电气二次控制保护设备选用国内先进的微机型水电站保护监控综合自动化装置一套，其中水机自动屏3面，发电机保护屏3面，主变保护屏1面、线路保护屏1面、同期综合屏1面，远动装置屏1面，电能计量屏1面，直流控制屏1面，直流电池屏2面，励磁屏6面,测温温制动屏3面，交流配电屏5面，其他动力屏4面，共计32面，监控装置一套。以上设备布置在主副厂房不同的地方。2、调速器、励磁、主阀及油、气、水自动化元件为了与微机型二次控制保护相配合，要求发电机生产厂家配备步进式微机调速器、双微机励磁装置，主阀及油、气、水阀门及监测装置均要具备电气控制及传输接点，为电站实现全自动化打下良好的基础。3、电气主接线模拟盘及视频图像监控系统与二次设备生产厂家协作，在中控室设置数字模拟盘，以直观反映各电气设备的运行状态。在进水口、前池、主厂房设置室外摄像及室内摄像装置，在电厂生产办公大楼生产技术科安装大尺寸的液晶显示幕墙一面，通过远程视频图像监控系统，对电站进行全面的生产安全运行监控，提高电站现代化水平。7.6电气设备布置1．主、副厂房设备布置副厂房布置在主厂房的后面，发电机层布置中控室、高压开关柜室、厂用电配电室、厂变室、通信室。呈“一”字形布置，水轮机室布置励磁变。2.升压站布置升压站布置在主厂房的上游，距主厂房约10m处，占地面积为40×25m2,地面高程1040m,升压站设备采用户外半高布置,详见《升压站平面布置图》：陇拱电一电一05。 7.7过电压保护及接地1、过电压保护过电压保护装置按《电力设备过电压保护设备设计技术规程》及《小型水力发电站设计规范》有关条文设置。（1）直击雷过电压保护本电站升压站防雷，采用独立避雷针防雷，安装避雷针二支，每支高30m。（2）雷电侵入波的过电压保护由于本电站有10KV进水枢纽供电出线一回，10KV母线通过电缆直接与10KV架空线路相连。为了防止雷电侵入波危及发电机绝缘，在发电机中性点上装设保护发电机的专用避雷器。根据《规程》要求，选择的避雷器型号为Y1.5W—7.6/19，安装在发电机中性点处。为了降低发电机母线上冲击波的陡度，在发电机母线上，装有电力电容器，同时在发电机母线上还装有一组避雷器。电容器和避雷器并联，装在一个高压开关柜内。10KV出线段由50m电缆及相距100m的Y5W1型避雷器组合，形成完整的发电机直配线防雷保护。拱坝河水电站至武都两水35KV线路避雷线架设:拱坝河升压站至武都两水110KV变电站“拱坝河—两水”进线要求架设避雷线2km,作为线路防雷保护。在35KV母线上装设避雷器一组，以保护主变及高压开关设备。2、电力设备接地主付厂房及升压电力设备接地根据《电力设备接地设计技术规程》和《小型水力发电站设计规范》有关条文设置，力求做到安全可靠、经济合理。本电站属小电流接地系统，保护接地和工作接地共用一套接地装置，接地装置除用自然接地外，在升压站及主厂房周围敷设水平均压带。该接地网应与主付厂房混凝土中钢筋、机组外壳、尾水闸门槽、压力钢管外壁等金属构件自然接地体可靠连接，接地网埋设深度应在冻土层以下，其接地电阻R≤4Ω。其它电气设备均接规程应可靠接地。7.8电工试验室 根据《规范》，本电站必需设置电工试验室，根据水电站电工试验室仪表设备配置要求，计划配置以下设备仪表以满足对电气测量仪表、继电器及二次接线回路进行调整和校验，对电气二次设备进行简单的修理要求。7.9通信方案及设备选择根据《规范》要求，本电站设置以下通信，选择内容：1.通信部门本电站设置以下通信设备实现内外通信联系：（1）电站与110KV变电站及上级电力部门之间的通信（系统调度通信）。（2）电站内部生产调度及行政电话通信。（3）电站至枢纽的通信。（4）电站至生活区的通信。2.通信方案根据本电站的实际情况，设置一台数字程控交换机，容量选为20门。调度的中继线根据需要配置。电站的行政通信用户分厂内和厂外两种。厂内行政电话用户采用直接配线方式，从配线箱引出至各话机，初步拟定为：主厂房1部，中控室2部，水轮机层一部等，用户线型号为HPV2×0.5。厂外行政电话用户至枢纽距离约0.2km,采用有线通信方式，选用市话电缆，型号为HYA2×0.5，架空敷设。枢纽设置一部话机。厂外行政用户至生活区距离约1km,采用有线通信方式，选用市话电缆，型号为HYA8×2×0.5，架空敷设。生活区内设置8部话机。电站与当地电信部门的通信联系采用有线通信方式，距两水电信部门约0.8km,选用市话电缆，型号为HYA2×2×0.5，架空敷设。电站接入电网后,与电力系统两水110KV变电站之间的通信采用电力线载波方式，电力线载波设备既可传输话音信号，又可传输远动信号（遥信、遥测、遥控、遥调），并采用有线通信及无线通信方式。（2）主要设备电力线载波机1台数字程控调度机20门1套组合开关电源1套通信线路2km 8金属结构本工程在水工建筑物的泄洪、厂房两大系统的水道上布置的金属结构设备有：闸门、拦污栅17扇，重约371t；闸(栅)槽埋件共24孔，重约43t；启闭设备共15台套，重约65t；金属结构设备总重约478t，金属结构设备参数、特性见附表《拱坝河口水电站初步阶段金属结构设备规格、工程量汇总表》。兹将金属结构设备的布置与选型设计分别进行阐述。8.1枢纽的特征水位及建筑物高程正常蓄水位1040.00m设计洪水位1036.95m校核洪水位1038.20m闸墩顶高程1040.00m泄冲闸底板高程1031.00m导沙坎顶高程1035.00m8.2枢纽水道总体布置枢纽的泄洪系统设一字排列的5孔孔泄洪冲砂闸，每孔的工作闸门前设一道检修门槽，配1扇检修门，以确保5孔泄洪冲砂闸工作的可靠性和可维护性，在工作闸门出现故障不能闭门时，检修门能及时替换工作门的工作；在水道破损时，检修门能为维护修理提供检修条件。枢纽引水发电进水口设在冲砂闸的右端，进水口设3扇工作门，3孔进水闸门前拦沙坎上共设一道拦污栅门槽，配一道拦污栅，以阻挡危害水轮机组安全运行的污物，栅条间距100mm。主汛期历时5个月，在主汛期打开5孔泄洪冲砂闸泄水，闸前水位低于拦沙坎高程，在枯水期检修水道，进水口闸门前不再设检修闸门。泄洪冲砂闸工作门的操作设备选用一门一机的液压启闭机，检修门用一台带悬臂吊的门机进行操作，悬臂吊用于检修工作门油缸和进水口拦污栅。该布置方案具有操作设备少，坝面简洁等优点。枢纽各控制设备的选型、操作方式等设计分述如下：8.2.1泄洪冲砂闸 5孔泄洪冲砂闸，每孔设一道检修门槽，设1扇检修门。检修门的操作工况为全开全闭；工作门的操作工况为全开泄洪，局部开启泄水和冲砂，调节闸前水位。（1）工作闸门冲砂闸孔口宽度10m，闸底板高程1031.00m，闸墩顶高程1040.00m。工作闸门按正常蓄水位1040.00m设计，设计水头8.0m。工作门选用水流边界平顺，利于行沙，操作灵活的潜孔式弧形钢闸门，闸门高度取8.5m。闸门为双主梁等高齐平连接结构，斜支臂圆柱铰支承。闸门三面止水，两侧面用方头“P”型橡皮；底面用平板橡皮。闸门在专业制造厂制造加工，运输至工地拼焊接安装。1孔工作闸门埋件有：底坎一件，侧导板2件。埋件均为钢板和型钢焊接结构。工作闸门主要技术特性：孔口尺寸(宽×高，下同)10.0m×8.5m闸门型式双主梁斜支臂圆柱铰弧形门设计水头8.0m。操作方式动水启闭操作设备QLHY-2×320KN液压启闭机闸门的正常维修（换水封橡皮、刷防腐涂料等）均在闸门的关闭或开启位置进行，闸门安装、更换、检修均用坝顶门机起重。（2）工作闸门液压启闭机1扇工作门启闭机选用吸震性能较好的1台套QLHY-2×320KN后拉式液压启闭机，该机型能满足闸门频繁调节开度及局部开启的运行要求，工作安全可靠。1台启闭机的2只油缸分别挂在两个闸墩内侧壁上。一台启闭机一个液压泵站，泵站设在闸墩尾部墩顶上。液压启闭机主要技术特性：启门力2×250KN启闭速度～1.39m/min启门高度～10m安装、检修液压启闭机用坝顶门机起重。（3）检修门检修门按正常蓄水位1040.00m设计，设计水头8.0m。 闸门采用平板定轮门。门叶为多主梁平面焊接结构，面板、水封均布置在上游侧。闸门三面止水，两侧面用圆头“L”型橡皮；底面用平板橡皮。闸门在专业制造厂制造加工，运输至工地拼接安装。检修闸门埋件有：门楣、底坎各一件，主、反轨各2件。埋件均为钢板和型钢焊接结构。检修闸门埋件共计5套。检修门主要技术特性：孔口尺寸10.0m×8.5m闸门型式平板定轮钢闸门设计水头8.0m支承形式轮式支承操作方式动水启闭操作设备QPQ2×32t固定式启闭机闸门动水闭门；启门前用潜水泵先向检修门和工作门之间的空间充水，待检修门前后基本平压后再起升闸门。检修门平时不用时存放于门库中。8.2.2进水闸设计引水流量250m3/S。进口底板高程1021.00m，闸墩顶高程1040.50m。在导砂坎顶设一字排列的拦污栅以阻挡危害水轮机安全运行的污物，栅后设3扇工作门，工作门的操作工况是全开、全闭。共用一台双向门机操作工作门；拦沙坎上拦污栅的污物由门机液压抓斗清污。（1）拦污栅闸前拦污栅是拦挡尺寸超限污物，确保水轮机安全运行的主要设施。栅底板高程1035.00m，栅顶高程1040.00m，拦污栅为露顶式拦污栅，其孔口尺寸为80m×5m。拦污栅均为平面直立焊接结构，底部设水平栅，栅条为扁钢，结构按4m水头差设计。栅条间距设为100mm。1孔栅槽埋件有：正、反轨各2件。埋件均为钢板和型钢焊接结构。拦污栅主要技术特性：孔口尺寸80m×4.5m拦污栅型式平面直立设计水头差4.0m 支承形式聚合物滑块操作方式静水启闭清污方式液压抓斗清污拦污栅采用门机配液压抓斗清污，拦污栅需要维修、更换时由移动门机将其提出栅槽进行。（2）工作门进水口工作闸孔宽3×7.76m，工作门按档校核洪水位1040.00m设计，加超高，门高为11.0m。闸门采用平板定轮门。门叶为多主梁平面焊接结构，面板、水封均布置在上游侧。闸门三面止水，两侧面用“L”型橡皮；底面用平板橡皮。闸门分2节，每节四个支承轮，在专业制造厂制造加工，分节运输至工地拼接安装。工作门埋件有：底坎一件，主、反轨各2件。埋件均为钢板和型钢焊接结构。工作闸门主要技术特性：孔口尺寸(宽×高，下同)7.76m×12.12m闸门型式双主梁斜支臂圆柱铰弧形门设计水头19.12m。操作方式动水启闭操作设备LMQ-800KN门式吊车闸门的正常维修（换水封橡皮、刷防腐涂料等）均在闸门的关闭或开启位置进行，闸门安装、更换、检修均用坝顶门机起重。（3）检修门检修门按正常蓄水位1040.00m设计，设计水头19.12m。3孔工作闸门公用1套检修闸门。闸门采用平板滑动门。门叶为多主梁平面焊接结构，面板、水封均布置在上游侧。闸门三面止水，两侧面用圆头“L”型橡皮；底面用平板橡皮。闸门在专业制造厂制造加工，运输至工地拼接安装。检修闸门埋件有：门楣、底坎各一件，主、反轨各2件。埋件均为钢板和型钢焊接结构。检修闸门埋件共3套。检修门主要技术特性：孔口尺寸(宽×高，下同)7.76m×12.20m 闸门型式双主梁斜支臂圆柱铰弧形门设计水头19.12m。操作方式动水启闭操作设备LMQ-800KN门式吊车闸门动水闭门；启门前用潜水泵先向检修门和工作门之间的空间充水，待检修门前后基本平压后再起升闸门。检修门平时不用时存放于门库中。8.3厂房尾水特征水位及建筑物高程正常尾水位1031.22m尾水校核洪水位1036.08m最低尾水位1030.00m尾水闸底板高程为1021.77m尾水闸室平台高程1037.55m8.3.1厂房尾水道总体布置本电站厂房为地下厂房，3台机组共有3个尾水出口，每个机组设1孔尾水闸，3孔尾水闸一字排列，其孔口尺寸均为6.552m×6.552m。3孔尾水闸设3扇检修闸门。8.3.2尾水检修闸门闸门按正常尾水位设计，设计水头取整后为9.5m。闸门为双主梁齐平连接结构，双吊点，滑块支承，主、反滑块的材料为高分子聚合物，反向滑块为弹性滑块。闸门面板、止水均布置在上游侧。闸门四面止水，顶、两侧面用圆头“P”型橡皮；底面用平板橡皮。闸门整体在专业制造厂制造加工，结构件、零部件分解运输，工地组装。尾水闸门不用时，锁定在尾水平台的门槽口上。每孔尾水门埋件有：门楣、底坎各一件，主、反轨各2件。埋件均为钢板和型钢焊接结构。尾水检修门主要技术特性：孔口尺寸6.552m×6.552m闸门型式平板定轮钢闸门设计水头9.5m 支承形式轮式支承操作方式静水启闭操作设备QPQ2×25t固定式启闭机8.4冬季运行的防冰冻问题本电站地处白龙江下游，厂区海拔1030m，河水不结冰，所有水道控制设备不设防冻装置。8.5金属结构设备的运行监控本电站为方便金属结构控制设备的运行管理，提高运行安全度及自动化控制水平，拟对5孔泄洪冲砂闸、3孔进水工作门启闭机的工作状态、进水口拦污栅前后水位实行现地数字信号检测并设远传接口，为在电站厂房远方集中控制、操作做基础准备。拟在枢纽进水口拦污栅前、后设水位差测量仪(压力传感器、信号数字处理器、显示器)1套，监测拦污栅的工作情况。在枢纽5扇泄洪冲砂闸工作门液压启闭机的5个油缸上设闸门开度仪(传感器、显示器)5套，荷重仪(传感器、显示器)5套，监测启闭机的工作情况，保证启闭机工作安全。在坝顶门机设2套，尾水设1套开度、荷重仪，满足门机、调压井、尾水的工作安全需要。8.6其他说明(1)关于闸门结构主材的选择本工程所有闸门结构的主材均采用Q235B钢材。(2)关于闸门和拦污栅的防腐对水工金属结构件的工作环境而言，普通防锈漆防腐寿命仅为5～7年，而金属热喷涂防腐的寿命可达15～20年，是普通防锈漆的3倍；普通防锈漆防腐的价格约是金属热喷涂防腐的一半，按15年防腐寿命做经济比较，金属热喷涂防腐的投资只是普通防锈漆防腐的60％。为此，本工程所有闸门及拦污栅均采用金属热喷涂防腐后再加封闭漆的防腐措施。 拱坝河口水电站金属结构设备汇总表闸顶高程：1040.00m尾水平台：1037.55m校核洪水位：1038.20m最低尾水位：1030..00m设计闸前水位：1040.000m设计尾水位：1031.22m设计洪水位：1036.950m表8.1序号项目孔口数量(孔)闸门数量(扇)孔口尺寸宽×高(m)设计水头(m)操作方式闸门(拦污栅)特性启闭机特性止水位置闸门形式门重埋件拉杆加重门槽尺寸(宽×高)(m)单重(t)总重(t)单重(t)总重(t)单重(t)总重(t)单重(t)总重(t)容量及形式扬程(m)数量机重轨道重(t)单重(t)总重(t)1首部枢纽栏污栅1180×4.54动水启闭　直立滑动　603.23.2　　　　0.4×0.4自动清污机5.5177　2进水闸检修门3112.2×7.7619.12静水启闭下游平面滚动门232326　　　　0.7×0.480t门式吊车1911515　3冲砂闸检修门5510×8.58静水启闭下游平面滚动门1785210　　　　0.7×0.4QPQ2×32t固定式启闭机851.68　　冲砂闸工作门5510×8.58动水启启上游弧形闸门25125210　　　　0.7×0.4QHL-Y-2×32t液压闭机851.57.5　4　　　　　5进水闸工作门3312.2×7.7619.12动水启闭上游平面滚动门226626　　　　0.9×0.680t门式吊车1911515　6尾水检修闸门316.66×6.669.5静水启闭上游平面滚动门131326　　　　0.86×0.5QPQ2×25t固定式启闭机721.63.2　　合计1917　　　　　　371　43　　　　　　　15　　64　总重量合计478T 9消防设计9.1工程概况拱坝河口水电站采用河床式开发方式，设计引水流量250m3/s，装机容量18MW（3×6.0MW）。工程由引水枢纽、发电厂房等组成，位于武都区两水镇白龙江干流上。9.2消防设计依据和设计原则9.2.1设计依据本次设计主要按以下消防法规进行：1）中华人民共和国消防法2）建筑设计防火规范（GBJ16－87）3）水利水电工程设计防火规范（SDJ278－90）4）水力发电厂机电设计技术规范（DL/T5186－2004）5）火灾自动报警系统设计规范（GBJ116－88）6）电力设备典型消防规程（DL5027－93）7）建筑内部装修设计防火规范（GB50222－95）8）发电厂变电所电缆选择与敷设规程（SD126－88）9）水利发电厂厂房采暖通风和空气调节设计规定（SDJQ1－84）10）建筑灭火器配置设计规范（GBJ140－1997）9.2.2消防设计原则电站消防设计依据“预防为主、防消结合”的原则。在具体设计中，严格按照国家颁布的现行规程规范采用“一防、二断、三灭、四排”的综合消防技术措施，尽量减少着火根源，避免火灾发生。万一发生火灾也不致蔓延，并能迅速扑灭，使火灾损失降至最低限度，在确保消防需要的前提下，尽可能与正常使用的设备相结合，以减少投资费用，重点部位采用先进技术，做到保障安全，使用方便，经济合理。 9.3消防总体设计方案消防总体设计方案，采用以水灭火为主、移动式灭火器为辅的灭火方式。在建筑物设计布置等方面，按防火和灭火要求确定厂区主要建筑物的防火间距和消防通道，在厂房和辅助生产厂房内部的布置上满足防火要求，配置灭火器材等。9.3.1枢纽交通及厂区消防通道枢纽对外交通十分方便，右岸有穿过库区的县～乡公路，对外交通便利。右岸进厂公路可抵达主厂房和主变压器场地，在厂区布置有供消防车使用的回车场。整个厂坝区交通满足消防通道要求。枢纽交通路线详见“总体平面布置图”。9.3.2消防设施配置在主、副厂房室内外及坝顶下游侧配置消火栓，在其他较为分散的建筑物内设置各种小型干式灭火器和砂箱。9.4工程消防设计9.4.1生产厂房的火灾危险性分类及耐火等级划分根据《水利水电工程设计防火规范》（SDJ278－90）规定，拱坝河口水电站主要生产场所的建筑物及构筑物的火灾危险性类别及耐火等级划分见表9—1。主要生产场所火灾危险性及耐火等级表9—1序号建筑物构筑物名称火灾危险性耐火等级一主要生产建筑物、构筑物  1主、副厂房及安装间丁二2中控室、计算机室、通讯室、继电保护室等丙二3高压设备及母线室丁二4低压盘室及公用盘室丁二5厂用变压器（干式）室丙二6电缆夹层丙二7空压机室丁二8水泵室戊三9蓄电池室丁二10屋外主变压器场、丙二11屋外开关站丙二 12启闭机室丁二13油库及油处理室丙二二辅助生产建筑物  1   2油化验室丁二3继电保护试验室及自动化试验室丁二4高压试验室及仪表试验室丁二5电工试验室丁二6电器检验室丁二7电工修理间丁三8水工观测仪表室丁二本电站主副厂房的火灾危害性为丁类，但主副厂房内仍布置有少量丙类生产场所。如中控室、计算机室、通讯室、继电保护室等，按《水利水电工程防火设计规范》要求，此类场所应做以下处理：采用防火墙隔离丙类生产场所，穿防火墙的管沟、孔洞均采用非燃烧材料封堵，并配置相应的甲、乙、丙级防火门。9.4.3主要机电设备消防拱坝河口水电站的主要机电设备消防主要包括水轮发电机消防、变压器消防、透平油库及油处理室消防和开关站消防。⑴发电机消防拱坝河口水电站装设叁台单机容量为6.0MW的灯泡贯流式水轮发电机，采用水喷雾灭火方式。系统主要设备有：火灾探测自动控制系统（由火灾探测器、电气控制柜等组成）、手动球阀、消火栓装置、压力表、水雾喷头及管网等。当发电机定子绕组上、下端部线圈起火时，火灾探测器自动控制系统感知并报警，由值班人员启动消防泵，并手动打开消防球阀供水至发电机消防上、下环管，环管上所有水雾喷头一起沿圆周方向喷雾至定子绕组上、下端部线圈。消防水源取自消防供水总管。⑵透平油库及油处理室消防 透平油库及油处理室布置在副厂房下，油库内设油罐，布置有油系统的油处理设备。室内电器采用防爆型，油库设置向外开放的甲级防火门，门口设置挡油槛；各油罐底部均设事故排油阀门及管路，操作油阀均设在专用的阀门操作室内，油罐下方设置设置事故排油池。各室采用独立的通风系统，设置防火阀作为进风口，采用防爆风机排风，风机兼作事故后排烟用。油处理室使用的烘箱、滤纸设在专用的房间内，开关和插座应设置在该房间外。此外，油处理室门外配置手体式干粉灭火器和2台推车式干粉灭火器；油处理室门外设置消火栓，配置QWZ19型直流喷雾两用水枪。油系统主要设备消防有：火灾探测自动控制系统（由火灾探测器、电气控制柜等组成）、压力表、水雾喷头及管网等。当油库起火时，火灾探测器自动控制系统感知并报警，由值班人员启动消防泵，并手动打开消防球阀供水至水雾喷头。⑶变压器消防电站2台主变布置在升压站内。主变周围均设置事故集油坑，其底部以管路通至主变事故油池。主变设有事故排油管，在发生火灾时将主变体内的油先排至事故集油坑，再由集油坑排至主变事故油池。主变采用固定式喷淋灭火方式。系统主要设备有火灾探测自动控制系统（由火灾探测器、电气控制柜等组成）、压力表、水雾喷头及管网等。当主变起火时，火灾探测器自动控制系统感知并报警，由值班人员启动消防泵，并手动打开消防球阀供水至水雾喷头。⑷电缆消防厂用动力电缆均采用干式阻燃型电缆，电缆穿越楼板、隔墙的孔洞和进出开关柜、配电盘等的孔洞均采用防火堵料进行封堵。动力电缆和控制电缆分层敷设，动力电缆上、下电缆层之间装设耐火隔板，耐火隔板厚5mm，其耐火极限不低于0.5小时。⑸发电机配电设备及厂用变设备的消防发电机配电装置室、厂用变室等均配置手提式灭火装置，其对外的管沟、孔洞均采用非燃烧材料封堵。⑹开关站消防 屋外开关站配置手提式灭火装置。9.4.4主要生产场所消防⑴大坝坝顶大坝坝顶消防主要包括闸门启闭机系统的油泵房、配电房，坝顶门机等部位。坝顶上的建筑物和设备较分散，通风和排烟条件好，坝顶与上坝公路，交通条件好。根据其特点，采用灭火器为主。⑵主副厂房电站主副厂房采用水灭火为主、移动式灭火器材灭火为辅的灭火方式。在主厂房运行层和安装场间侧墙上均设有室内消火栓箱，消火栓与水龙带、消防水枪连接。消火栓型号为SNSS65-1.0，配有水枪，消火栓出口充实水柱10m，可达室内任一位置，灭火时能保证两股充实水柱到达厂房发电机层任何部位。在水轮机层、尾水水机副厂房、电缆夹层等工作地点设置移动式灭火器材。在进厂大门附近和尾水平台上设置室外消火栓。9.4.5消防给排水设计本电站的消防给水系统主要承担主付厂房的消防给水、水轮发电机的喷雾消防给水、主变压器的喷雾消防给水。⑴消防水源消防用水主水源取自坝前，经消防加压泵供至消防供水总管，再由总管引至各消防供水单元，备用水源为为循环水池。⑵消防用水水量消防给水量应按以下两项灭火水量的较大值确定：1一个设备一次灭火的最大灭火水量；2一个建筑物一次灭火的最大灭火水量；本电站灭火用水量最大的设备为水轮发电机，其灭火水量初估为20L/min，火灾延续时间按10min计算，一次灭火用水量约为5m³。本电站灭火用水量最大的建筑物为厂房，其灭火水量为15L/s，同时使用的水枪数量为3支，每只水枪的水量为5L/s，火灾延续时间按2h计算，一次灭火用水量为108m³。 ⑶消防水泵电站消防供水泵型号为XBD-L3.9/5-65L-200B，电机功率为5.5kW，数量为两台，一台工作，一台备用。9.4.6消火栓布置（1）室外消火栓根据“水利水电工程设计防火规范”规定，本电站室外消防灭火用水量为10L/s。因电站规模较小并以自救为主，本电站设置两个配备水带、水枪的地下式室外消火栓。其位置在进厂大门、副厂房下游侧屋外附近。（2）室内消火栓主厂房采用消火栓灭火，消火栓用水量为5L/s，消火栓布置在主厂房发电机层上游侧。根据“水利水电工程设计防火规范”规定中第9.3.3条规定，发电机层布置4套消火栓，消火栓间距不大于20m，并保证有两支水枪的充实水拄同时到达发电机层任何位置。9.5采暖通风系统消防设计9.5.1采暖系统防火设计所有工作场所禁止明火电炉及敞开式电加热器采暖；在送风管道上电加热器装置，设置超温断电保护装置。9.5.2通风空调系统消防设计（1）通风系统防火设计通风系统除按防火分区要求划分外，在每一通风空调系统设计上严格遵循有关规范的要求，重点对以下几处重要场所采取如下措施：油罐、油处理室采用机械排风，换气次数不小于6次/h，排风机单独设置，选用防爆风机，并兼作事故通风。 厂用变及高低压配电室、电缆夹层均配置排风机，并兼作事故通风。排风机入口处设电动防火阀，火灾时电动关闭，火灾后远控电动复位。当通风总风机管穿越通风机房，防火隔墙和楼板时设置防火阀。在水平风管与垂直总管交接处的水平管段上设置防火阀。厂房通风系统的风管采用不燃材料制作。通风管穿越防火墙时，在防火墙两侧各2m范围内的风管采用不燃材料保温，穿越处空隙采用不燃材料封堵。防火阀动作温度均为70℃，一般场所选用熔动防火阀。火灾后要求立即排烟的场所选用熔动、电动防火阀。通风系统采用以下防火措施：1）当通风总风机管穿越通风机房，防火隔墙和楼板时设置防火伐。2）在水平风管与垂直总管交接处的水平管段上设置防火阀。3）厂房通风系统的风管采用不燃材料制作。4）通风管穿越防火墙时，在防火墙两侧各2m范围内的风管采用不燃材料保温，穿越处空隙采用不燃材料封堵。5）防火阀动作温度均为70℃，一般场所选用熔动防火墙。火灾后要求立即排烟的场所选用熔动、电动防火阀。通风空调系统事故排烟设计厂用变、厂用盘室、电缆夹层及高低压空压机室的正常通风系统兼事故排风，排风量按房间的换气次数6次/h确定。油库、油处理室设独立送排风系统，兼事故排风，排风量按房间的换气次数6次/h确定。（4）通风排烟系统的控制全厂的通风系统的防火及排烟均受控于消防中心，一旦某场所发生火灾，该场所火灾探测器反馈火灾信号，由消防控制中心切断区域的通风空调系统电源，并同时通风系统防火阀。当确认火灾扑灭后，对所需事故后排烟的场所，由消防控制中心或现地启动防火阀，并联动事故排风机进行排风。9.6消防电气9.6.1消防电源所有消防用电设备电源，按厂用二级负荷标准设计，采用单独回路供电，当发生火灾事故失去电源时，仍能保证消防供电。其配电设备应有明显标志，消防水泵、排烟机等消防负荷均采用双电源供电，末端设自动切换装置。消防配电的配电线路均采用阻燃型电缆，直接敷设于电缆夹层、电缆沟内或穿金属保护管暗敷，并严格按照消防要求采取隔离、封堵等防火措施。 9.6.2火灾事故照明、疏散指示标志和灯具厂房内所有疏散通道、楼梯间、安全出口及主、副厂房重要部位，应设置火灾事故照明灯及疏散标志灯。易燃易爆场所的照明，采用带防护罩的防爆照明灯具。9.7火灾自动报警系统本电站火灾自动报警系统采用区域报警系统，由报警控制器、手动火灾报警按钮、声光报警器以及各类火灾探测器、模块等部分组成。设置手动和自动两种触发报警方式，手动和自动触发并行执行。电站主要消防设备表表9－2序号设备名称型号、规格单位数量备注1自吸泵扬程50m，流量36m3/h台22室外消火栓SN65套13室内消火栓SN65套2含栓箱、水枪、水带4滤水器过滤精度：1（DN100）套35滤水器过滤精度：0.5（DN100）套16水煤气钢管DN100米1107水煤气钢管DN50米508手提式二氧化碳灭火器MT3套20原配置9手提式干粉灭火器MF3套20原配置10推车式灭火器MFT35套2原配置11防火沙箱套1012防毒面具套10原配置13手动闸阀Z41X-10DN100只414手动闸阀Z41X-10DN50只2015手动蝶阀D341X-10DN100只216球形止回阀DN100台117球形止回阀DN50台218三通旋塞只719压力表只720应急灯YJD只2021泵房尺寸（长×宽）7×4=28m2米一间泵房  10施工组织设计10.1施工条件10.1.1地理位置及对外交通拱坝河口水电站位于甘肃省武都区境内，是白龙江干流中游段靠两水镇的一级水电站。闸址位于位于两水镇后坝村白龙江与拱坝河的交汇处，工程区左岸有212国道纵贯首尾，右岸有机耕道从两水镇至草坝子村，交通较为方便。10.1.2工程条件该电站为无调节低坝大流量河床式电站，从右到左依次布置的水工建筑物包括厂房、泄洪冲砂闸等。主体工程土石方明挖14.8万m3，土石方填筑5.6万m3，混凝土3.0万m3。各建筑物主要工程量见表10.1-1。主要工程量表表10.1-1编号工程项目土方开挖(m3)土石填筑(m3)混凝土(m3)钢筋(t)砌石(m3)金结安装(t)1挡水闸工程25911133357.613821457.03255194.42厂房工程124394.426670.1677.13684.2210.5厂房、升压站108845.124451.96642.1尾水15549.32218.1435.03684.23堤防工程50169.694875.816071.110.1.3水文气象条件10.1.3.1水文条件坝址至武都站区间集水面积2060km2，多年平均流量112m3/s。根据武都站1958年5月～2002年4月共计44年径流资料，划分为水文年（5月～翌年4月）、丰水期（5～10月）和枯水期（11月～翌年4月）等时段径流系列，按水文计算规范，分别进行频率计算，成果见表10.1-2。 径流计算成果表表10.1-2地址计算时段均值(m3/s)CvCs/CvQp（m3/s）P=10%P=50%P=90%武都站年（5月～翌年4月）1310.262.017612890.4丰水期（5月～10月）1920.282.0263186127枯水期（11月～翌年4月）69.40.232.090.268.050.0坝址年（5月～翌年4月）11215111077.4丰水期（5月～10月）164225159109枯水期（11月～翌年4月）59.477.258.242.8武都站以上洪水由暴（大）雨形成。年最大洪水主要发生在6～9月。实测年最大流量最大值和最小值分别为1920m3/s（出现在1984年）和260m3/s（出现在1997年），是多年平均年最大流量691m3/s的2.78和0.38倍；1904年特大历史洪水2740m3/s则是多年平均年最大流量的3.97倍；年最大流量变差系数Cv为0.65，可见年最大流量系列年际变化较大。洪水过程多为单峰，一次多为2～3d，峰顶持续时间不长。随着暴（大）雨强度、分布及移动路径不同，既有涨慢、缓退的矮肥胖型洪水过程，也有涨、落较快的尖瘦型洪水过程。点绘武都站月最大流量散布图，可看出洪水流量有明显的季节变化。结合施工设计的要求，将全年划分为1月、2月、3月、4月、5月、6～9月、10月、11月、12月共计9个分期。按面积比的不同次方（1～3、12月：n=1.0；4、11月：n=0.80；5、10月：n=0.65），将武都站分期设计洪水比拟到坝（厂）址（其中6～9月采用前述设计洪水计算成果），成果见表10.1-3。分期设计洪水成果表表10.1-3分期武都站Qp（m3/s）坝（厂）址Qp（m3/s）P=5%P=10%P=20%P=5%P=10%P=20%1月90.584.075.277.571.964.42月74.168.262.263.458.453.23月89.282.073.476.370.262.84月3652822023222491785月6154903755564433396～9月160012409121450112082410月52547039547442535711月24622019221719417012月13011810511110189.9 分期最大流量在季节上的变化有较大随机性，为安全计，各分期设计洪水应提前或错后10天使用。10.1.3.2气象条件拱坝河口电站工程区气候特性接近武都城区，属大陆性亚热带气候，日照充足，夏季炎热，冬季微寒，降水量不多。据武都气象站资料统计分析：多年平均气温14.8℃，其中6～8月最高，三个月平均气温24℃，一月最低，平均气温3.2℃；历年极端最高气温37.6℃（出现在6月），极端最低气温-8.6℃（出现在12月）；多年平均降水量484.9mm，年内分配不均，主要集中在5～9月，其降水量379.9mm，占全年的78.3%，11月～翌年3月降水量28.1mm，仅占全年的5.8%；全年日最大雨量55.9mm，出现暴雨的机会少；多年平均相对湿度63%，其中9、10月稍大，71～74%；多年平均风速1.5m/s，瞬时最大风速24.0m/s。工程区地面冬天无积雪、河水不结冰，霜期短，冻土浅，最大冻土深11cm。武都气象站气象要素统计见表10.1-4。武都气象站气象要素统计表表10.1-4项目1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月年气温平均（℃）3.26.111.216.320.023.124.524.519.715.09.64.314.8极端最高（℃）15.321.528.432.235.737.636.236.834.029.023.017.337.6极端最低（℃）-7.5-7.8-3.6-2.45.110.114.812.68.50.9-4.8-8.6-8.6降水量（mm）平均1.83.013.538.960.758.994.886.878.738.08.81.0484.9日最大15.321.528.432.236.244.155.936.537.626.023.017.055.9蒸为量（mm）57.184.1143.1186.7217.0224.4230.3220.7127.3101.075.156.11722.9相对湿度（%）58565759606267687471656163风速（m/s）平均1.01.41.71.91.91.81.81.81.31.20.90.91.5最大24.010.1.4地形地质条件白龙江两岸漫滩以上断续分布I～Ⅲ级阶地。其中I、Ⅱ 级阶地为上叠堆积阶地，Ⅲ级阶地为基座阶地。I级阶地为河漫滩型阶地，阶面宽阔，呈条带状分布于河床两岸，高于现代河床一般3～5m。Ⅱ级阶地高于现代河水面12～20m。Ⅲ级阶地断续分布于两水镇至角弓一带，阶面高于现代河床50～80m。现代河床宽度40～70m。坝址区右岸有基岩出露，河床覆盖层埋深2～4m。基石为千枚石,灰黑,泥炭质结构,薄层状构造,节理裂隙发育,强风化层1～4m,中风化层3～4m。坝址区覆盖层主要为卵石土，标准注水试验成果表明：河床粉土质砾石土渗透系数K=3.7×10-3～4.6×10-2cm/s；卵砾石土K=1.2×10-2～5.2×10-2cm/s；总体渗透性较强，钻孔终孔地下水位多接近同期河水位，表明坝址区覆盖层与河水有较强水力联系。10.1.5外来物资供应、水、电条件电站工程施工所需水泥可利用武都水泥厂生产的水泥，钢筋（钢材）、木材、油料、炸药及生活物资可在陇南市市场上采购，机电设备可由生产厂家经公路直接运输至工地。拱坝河口水电站工程区内各处水质良好，可作生产、生活用水。本电站施工从白龙江沿岸架设10KV线路到工程区。10.1.6天然建筑材料（1）土料本工程所需的土料主要用于施工围堰填筑及防洪堤填筑。工区内土料较为丰富，均位于白龙江沿岸Ⅲ级阶地上，为第四系上更新统冰碛(Q3al)粉质粘土。选择坝址上游河流左岸的火烧沟作为土料场，该料场位于坝址上游约5.0km的白龙江左岸火烧沟上游侧，为缓坡平台，地形平缓，有国道212公路从产地旁通过，开采、运输较为方便。产地面积6450m2，有用层为第四系上更新统冰碛(Q3al)粉质粘土，平均可开采厚度3.5m，储量2.26万m3。该产地土料以粉质粘土为主，干燥，坚硬状。取样试验成果见表10.1-5。 火烧沟土料室内力学性试验成果表10.1-5试验编号制样控制条件压缩试验(0.1～0.2MPa)渗透变形试验直剪试验(饱、固、快)干密度含水率压缩系数压缩模量临界坡降破坏坡降渗透系数破坏类型凝聚力摩擦角ρdωaVESikifk20-Cφg/cm3%MPa-1MPa--cm/s-MPa(°)火TK11.7317.20.1808.163>15.02.37×10-7流土0.0617.62火TK51.7614.00.1738.04618.04.36×10-7流土0.04518.54火TK71.7919.00.1529.672>18.07.29×10-7流土0.04218.51（2）石料选择厂址区下游约1Km处拱坝河烟墩沟灰岩产地作为石料料源。该料场位于拱坝河右岸，为陡坡地形，坡度一般50º～60º，两面临空，基岩裸露，开采条件较好。石料为石炭系灰岩，无强风化带，岩石坚硬，受断层影响，岩体中隐裂隙较为发育，多为次块状构造。有两水至拱坝乡公路从产地以下通过，开采、运输较为方便。产地面积58000m2，有用层弱～微风化的灰岩，平均厚度20m，储量116万m3。（3）砾石料1)旱地村砂砾石料场该料场位于白龙江右岸漫滩上，地形开阔、平坦，呈长条形分布。有机耕道从产地旁白龙江右岸通过，开采、运输较为方便。产地面积约14000m2，有用层为冲洪积的沙砾石，水上平均厚度0.8m，水下3.00m，水上储量1.12万m3，水下储量4.2万m3。共计砂砾石混合储量5.32万m3。经换算，净砾石储量约4.36万m3，净砂储量2.069万m3。该产地目前为河滩地，汛期被水淹没，适合枯水期开采。该料场颗粒级配较好，粗颗粒粒径多在2～8cm之间，除砂含泥量指标略超标外，其余各项指标均满足规范要求。2)烟墩沟砂砾石料场 该料场位于白龙江右岸I级支流拱坝河口烟墩沟漫滩上，地形开阔、平坦，长约700m，宽50～120m，呈长条形沿河分布。有两水至拱坝公路从产地旁河流左岸通过，开采、运输较为方便，目前当地正在小规模开采用于工民建混凝土骨料。产地面积约49000m2，有用层为冲洪积的沙砾石，水上平均厚度0.9m，水下3.00m，水上储量4.41万m3，水下储量14.7万m3。共计砂砾石混合储量19.11万m3。经换算，净砾石储量约17.50万m3，净砂储量6.31万m3。该料场颗粒级配较好，粗颗粒粒径多在2～10cm之间，该料场几乎无超径，含砂率为18.09％～26.11％，平均含砂率为19.60％，除砂含泥量指标略超标外，其余各项指标均满足规范要求。10.2施工导流10.2.1导流标准和导流时段10.2.1.1导流标准本电站为Ⅳ等小（1）型工程。永久性主要建筑物按4级设计，次要建筑物按5级设计，根据SL303-2004《水利水电工程施工组织设计规范》的规定，相应导流建筑物级别为5级，采用土石围堰结构时，导流建筑物设计洪水标准为5年～10年一遇。10.2.1.2导流时段的选择武都站以上洪水由暴（大）雨形成。年最大洪水主要发生在6～9月。将武都站分期设计洪水比拟到坝（厂）址（其中6～9月采用前述设计洪水计算成果），成果见表10.2-1。分期设计洪水成果表表10.2-1分期坝（厂）址Qp（m3/s）P=5%P=10%P=20%1月77.571.964.42月63.458.453.23月76.370.262.84月3222491785月5564433396～9月1450112082410月47442535711月21719417012月11110189.9根据表7.2-1中的统计结果，提出10月1日～次年5月31日、11月1日～次年4月30日2个导流时段进行分析比较，各时段的施工频率洪水见表10.2-1。 需进行导流施工的工程有泄洪闸工程、厂房工程,整体工程规模不大,不考虑全年导流，分期在两个枯水期内施工完成。选择导流时段为11月1日～次年4月30日。10.2.1.3导流流量的选择对于选定的导流时段11月1日～次年4月30日，流量采用11月份5年一遇洪峰流量202m3/s。10.2.2导流方式本工程施工不具备采用拦断河床的条件，采用分期导流方式。一期围右岸厂房工程，由左侧导流明渠过流；二期围左岸，由已形成的冲沙闸过流。10.2.3导流建筑物设计（1）一期导流a)导流明渠设计一期导流围右岸，导流明渠布置在左边，导流明渠底宽20m,边坡系数1.5,明渠底坡3/1000，渠内最大水深2.72m，最大渠高3.71m。进口底高程1031.0m,渠长206.0m。b)围堰设计一期围堰布置在右岸，分上游横向围堰、纵向围堰、下游横向围堰。围堰采用粘土斜墙堆石围堰，上游横向围堰堰高3.71m,堰顶高程1034.71m，围堰顶宽4.0m，迎水面边坡1∶2.0，背水面边坡1∶1.5。下游横向围堰堰高2.50m,堰顶高程1033.5m，围堰顶宽6.0m，迎水面边坡1∶2.0，背水面边坡1∶1.5。纵向围堰连接上下游围堰,围堰顶宽3.0m，迎水面边坡1∶1.5，背水面边坡1∶1.5。河床砂砾石覆盖层较大，为强透水层，采用导流明渠渠底铺50cm粘土防渗，面层铺卵石防护。（2）二期导流二期导流利用已形成的冲沙闸过流。 二期围堰布置在左岸，分上游横向围堰、纵向围堰、下游横向围堰。围堰采用粘土斜墙堆石围堰，上游横向围堰堰高5.2m,堰顶高程1036.2m，围堰顶宽4.0m，迎水面边坡1∶2.0，背水面边坡1∶1.5。下游横向围堰堰高2.0m,堰顶高程1033.5m，围堰顶宽6.0m，迎水面边坡1∶2.0，背水面边坡1∶1.5。纵向围堰连接上下游围堰,围堰顶宽3.0m，迎水面边坡1∶1.5，背水面边坡1∶1.5。基坑防渗采用围堰外侧铺20米50cm粘土防渗，面层铺卵石防护。10.2.4导流建筑物施工10.2.4.1导流明渠施工导流明渠采用1m3液压反铲开挖，配10T自卸汽车出渣。10.2.4.2围堰施工围堰均采用粘土斜墙堆石围堰，基坑防渗采用围堰外侧20米铺50cm粘土防渗，面层铺卵石防护。围堰堆石体全部采用右岸边坡开挖砂砾石及石渣混合料，由2m3装载机装5-10t自卸汽车运料上堰，88kw推土机平料，12t振动碾碾压，防渗粘土由上游左岸的火烧沟土料场开采，由推土机剥离无用层，2m3装载机直接开采，10t自卸汽车运至现场填筑，粘土斜墙水下部分采用抛填，水上部分用88kw推土机平料，12t振动碾碾压。10.2.5基坑排水在上下游围堰截流、加高、培厚、闭气完成后，进行基坑排水，排水量包括基坑积水、堰身及覆盖层渗水、覆盖层含水及排水过程中可能的降水。排水总量2.8万m3，采用排水容量1170m3/h，1天内排完,选用7台IS150-125-250B水泵抽水。经常性排水，计入降雨、施工弃水以及上下游围堰渗水，经计算，最高日排水总量8900m3，采用排水容量386m3/h。选用2台IS150-125-250B和1台IS80-65-125A水泵抽水。10.3料场选择与开采10.3.1土、石料需求总量的确定10.3.1.1天然砂砾料需求总量工程混凝土总量约为3.0万m3，全部采用坝址附近的天然砂砾料加工而成，需要开采天然砂石料6.0万m3。 10.3.1.2围堰填筑料需求总量本工程采用分期导流,一期围堰土石方填筑量12743.7m3，其中防渗土5600m3，二期围堰土石方填筑量13259.6m3，其中防渗土料3787.5m3，主要利用右岸边坡开挖石渣料,防渗土料取自上游火烧沟料场。10.3.1.3块石需求量需用块石的部位主要有海漫、挡土墙、边坡防护、防洪堤等,块石总需求量为8812.0m3。10.3.2料场选择10.3.2.1土料本工程所需的土料主要用于施工围堰填筑。工区内土料较为丰富，均位于白龙江沿岸Ⅲ级阶地上，为第四系上更新统冰碛(Q3al)粉质粘土。本阶段选择坝址上游河流左岸的火烧沟料场。该料场为缓坡平台，地形平缓，有国道212公路从产地旁通过，开采、运输较为方便。产地面积6450m2，有用层为第四系上更新统冰碛(Q3al)粉质粘土，平均可开采厚度3.5m，储量2.26万m3。无用层为表部的耕植土，平均厚度0.5m，体积0.32万m3。目前该料场为荒地，地表仅有少量杂草。该料场可沿火烧沟下游侧进一步扩大开采。10.3.2.2石料本阶段选择厂址区下游约1Km处拱坝河烟墩沟灰岩产地作为石料料源。该料场位于拱坝河右岸，为陡坡地形，坡度一般50º～60º，两面临空，基岩裸露，开采条件较好。石料为石炭系灰岩，无强风化带，岩石坚硬，受断层影响，岩体中隐裂隙较为发育，多为次块状构造。有两水至拱坝乡公路从产地以下通过，开采、运输较为方便。产地面积58000m2，有用层弱～微风化的灰岩，平均厚度20m，储量116万m3。10.3.2.3天然砂砾石料 本阶段选择拱坝河口烟墩料场,该料场位于白龙江右岸I级支流拱坝河口烟墩沟漫滩上，地形开阔、平坦，长约700m，宽50～120m，呈长条形沿河分布。有两水至拱坝公路从产地旁河流左岸通过，开采、运输较为方便。料场面积约49000m2，有用层为冲洪积的沙砾石，水上平均厚度0.9m，水下3.00m，水上储量4.41万m3，水下储量14.7万m3。共计砂砾石混合储量19.11万m3。经换算，净砾石储量约17.50万m3，净砂储量6.31万m3。上覆无用层主要为粉土，厚度0～0.5m，分布面积7600m2，体积0.23万m3。该料场目前为河滩地，汛期大部被水淹没。10.3.3料场规划与开采10.3.3.1天然砂砾料场规划与开采a)料场规划原则(1)开采时段的选择与河流水文特性相适应，汛期应能正常供料。(2)开采方法与开采机械的选择与滩地高程、水下分布深度、计划开采深度相适应，应尽量避免细颗粒的流失。b)料场开采规划工程混凝土总量3.0万m3,计入临建工程用料以及开采加工损耗，需要开采天然砂石料6.0万m3。料场为河滩地，汛期大部被水淹没，通过砂石系统堆存7d～15d半成品料及成品料予以解决。经施工进度安排，砂石需用料高峰时段为第2年2月至4月，期间混凝土月平均浇筑强度3500m3，对应料场开采强度为6000m3/月。c)料场开采料场开采方式采用1m3液压反铲陆基水下开采，5t自卸汽车运往砂石加工系统，水下开采深度3.0m～4.0m。10.3.3.2块石料开采料场首先揭除无用层，形成工作面，再用手风钻孔钻孔爆破，用2m3装载机装10t自卸汽车运至各施工部位。10.3.3.3土料场开采土料场采用88kW推土机清除覆盖物，推土机集料，1m3装反铲装10t自卸汽车运至各施工部位。 10.4主体工程施工10.4.1一期工程施工10.4.1.1土石方开挖一期开挖主要包括边坡开挖和厂房基础开挖，先开挖右岸边坡，在截流方前开挖完成，厂房基础开挖在围堰形成，基坑排水后开始。右边坡采用2m3液压挖掘机装10t自卸汽车开挖，土石渣运至1#弃渣场，运距为0.8km。右边坡开挖最大高度约70m左右。在开挖过程中，先沿开口线设置挡渣坎及截水沟，分层由上向下开挖。边坡每隔10m高程设置一级宽2.0m的马道及排水沟，采用砼栅格护坡。厂房开挖，河床覆盖层采用1m3液压挖掘机装10t自卸汽车开挖，基础石方开挖自上而下分层进行，采用手风钻钻孔，先周边预裂，后毫秒微差松动爆破。开挖石渣由2m3液压挖掘机装10t自卸汽车运输，土石渣运至2#弃渣场，部分用作防洪堤、围堰填筑用料，运距为1.5km。10.4.1.2混凝土浇筑厂房及一期泄洪闸混凝土采用建筑塔机浇筑，塔吊覆盖不到的部位由汽车吊和砼泵浇筑,由右岸拌和站供料，5t自卸汽车运输，建筑塔机吊1.0m3吊罐入仓。前期基础部位采用溜槽或汽车直接入仓，插入式振捣器振捣。10.4.1.3高压旋喷防渗墙的施工定孔位→铺设钻机平台→导孔钻机就位、调平→导孔钻进→高喷钻机就位、调平、定向→钻具下放至设计深度→开泵清水试压、搅拌水泥浆→高压喷射、提升→清洗泵、管路及钻具→高喷钻机移位→高喷孔回填及夯实。采用SGZ－ⅢA型地质钻机钻进导孔，用泥浆护壁，钻机钻进导孔时要按测量放线所定孔位施工，钻机、钻具用水平尺调平、调垂直，要求偏斜度控制在1％以内。高喷钻机选用YDP-1500型。10.4.2二期工程施工10.4.2.1土石方开挖一期开挖河床覆盖层采用1m3 液压挖掘机装10t自卸汽车开挖。土石渣运至2#弃渣场，用作填高耕地，运距为0.8km。10.4.2.2混凝土浇筑二期泄洪闸混凝土基础部位采用溜槽或汽车直接入仓，闸墩浇筑在闸墩顶高程搭排架，由手推车配合溜筒入仓和砼泵入仓，由右岸拌和站供料，5t自卸汽车运输，插入式振捣器振捣。10.4.2.3高压旋喷防渗墙的施工定孔位→铺设钻机平台→导孔钻机就位、调平→导孔钻进→高喷钻机就位、调平、定向→钻具下放至设计深度→开泵清水试压、搅拌水泥浆→高压喷射、提升→清洗泵、管路及钻具→高喷钻机移位→高喷孔回填及夯实。采用SGZ－ⅢA型地质钻机钻进导孔，用泥浆护壁，钻机钻进导孔时要按测量放线所定孔位施工，钻机、钻具用水平尺调平、调垂直，要求偏斜度控制在1％以内。高喷钻机选用YDP-1500型。10.4.3防洪堤施工堆石体全部采用右岸边坡开挖砂砾石及石渣混合料，由2m3装载机装5-10t自卸汽车运料上堰，88kw推土机平料，12t振动碾碾压。防渗粘土由上游左岸的火烧沟土料场开采，2m3装载机直接开采，10t自卸汽车运至现场填筑，用88kw推土机平料，12t振动碾碾压。10.5施工工厂设施10.5.1砂石加工系统10.5.1.1砂石料需要量本工程主体工程混凝土数量3.0万m3，计入临建工程用料，共需砂石净料6.0万t，全部采用河床天然砂砾石料进行加工。10.5.1.2生产规模及工艺流程a)生产规模经施工进度安排，砂石需用料高峰时段为第2年2月至4月，期间混凝土月平均浇筑强度3500m3，据此，确定系统生产能力为60t/h。b)工艺流程 开采的砂石料运到砂石加工系统，加工系统设毛料品堆场，堆场总容积60m3，可满足施工高峰期约15d的砂石料需要量。毛料采用皮带机送至筛分车间，筛分车间设2YKR1022圆振动筛2台，FC-7螺旋分级机1台。＞80mm的砾石送至弃渣场，＜80mm的砾石筛洗分级成为4级砂石净料。成品堆场设40mm～80mm、20mm～40mm、5mm～20mm料堆各1个，砂堆3个(一堆料、一脱水、一取料)，堆场总容量20m3，可满足混凝土施工高峰时段7日用量。10.5.1.3系统布置按照就近料源，减少土建工程量的原则，砂石加工系统就近布置在烟墩沟砂砾料场附近，距坝址600m，位于两水至拱坝公路旁。10.5.1.4系统技术指标砂石加工系统主要技术指标见表10.5-1。砂石加工系统主要技术指标表表10.5-1序号项　　　目单　　位指　　标备注2系统生产能力t/h＞603半成品堆场容积m360满足高峰15d用量4成品堆场容积m320满足高峰7d用量6用水量m3/h807工作班制班/d18定员人309建筑面积m210010占地面积m2900010.5.2混凝土拌和系统10.5.2.1拌和系统生产能力本工程混凝土总量3.0万m3，混凝土浇筑历时16个月，高峰月浇筑强度3500m3，要求混凝土拌和设备总容量不小于10m3/h。最大浇筑仓面面积为240m2，要求拌和能力不小于25m3/h，混凝土拌和设备选用HZ25－1S500 混凝土搅拌站1座，生产能力为25m3/h。10.5.2.2系统技术指标混凝土拌和系统主要技术指标见表10.5-2。混凝土拌和系统主要技术指标表表10.5-2序号项目单位指标备注1生产能力m3/h252骨料仓容积t3×6搅拌站自带3水泥简仓容量t2×40搅拌站自带5工作班制班/d36定员人207耗水量m3/h58设备功率kW609建筑面积m26010占地面积m2400010.5.3其它施工工厂工地设综合加工厂,负责钢筋、木材、预制件加工,设机械修配厂、汽车保养场，闸门预拼装场。各施工工厂主要技术指标见表10.5-3。施工工厂主要技术指标表表10.5-3项目单位综合加工厂机械修配厂汽车保养场闸门拼装场生产规模30标准辆30t/月建筑面积m2100503636占地面积m21000360700100010.5.4风、水、电及施工通讯10.5.4.1供风本工程用风量不大,主要是石料场开采、厂房基础有部分石方开挖需要供风,采用6m3和3m3的小型移动空压机供风。10.5.4.2供水工程用水取用河水，由于工程布置集中，在工程施工设一30m3供水池，在砂石加工系统和砼拌合系统设一50m3供水池，在尾水出口下游设抽水站取水，布置IS65-40-200水泵2台。 10.5.4.3供电本电站施工用电总负荷1000kw，从白龙江沿岸架设10kV线路到工程区。在工程区右岸设一供电站，布置两台S9-500/10/0.4变压器10.5.4.4施工通讯工程区离县城很近，可与当地电信部门协商提供通讯接口，在各生产生活区安装程控电话对内对外联系。另配置手持式对讲机加强场内通讯。10.6施工交通运输10.6.1对外交通运输拱坝河口水电站位于甘肃省陇南市武都区境内，是白龙江干流中游段靠两水镇的一级水电站。工程区左岸有212国道纵贯首尾，右岸有机耕道从两水镇至草坝子村，交通较方便。在运输材料过程中，特别在电站后期，运输转子、定子进入工地，根据载重情况与途经的白龙江大桥承载能力，进行比较，对大桥采取相应加固措施。10.6.2场内交通运输本工程临时道路共修建3条，总长1.1km，另需修建1座临时过河桥。1#公路（2#弃渣场）：从白龙江右岸经过河大桥，至堆渣场，长0.8Km，道路标准为4级碎石路，路面宽6.0m。2#公路（至砼拌合系统）：从白龙江右岸厂房处的乡村公路1052.0m高程接线，至综合加工厂，经过临时钢架桥（跨度6.0m）至砼拌合系统，长0.6Km，道路标准为4级碎石路，路面宽6.0m。3#公路：从2#施工道路1034.0高程处接线,经一期下游围堰,过临时贝雷桥(跨度30.0m,双排单层贝雷桥),与1#施工道路连接，长0.7Km，道路标准为4级碎石路，路面宽6.0m。10.7施工总布置10.7.1布置条件和原则坝址上下游两岸有大量的良田耕地，河道阶地发育,弃碴场地则利用两岸阶地布置。施工布置遵循以下原则： a)充分利用场地条件，少占耕地。b)适应地形条件，利用地形高差，减少场地平整工程量。c)施工场地布置应满足水土保持和环境保护的要求。10.7.2布置规划坝址右岸施工场地利用尾水下游拱坝河出口处滩地，场地内集中布置有混凝土拌和系统、砂石加工系统、生活区，综合加工厂,机械修配厂，汽车保养场，金结拼装场地，永久机电设备仓库亦设于此场地内。施工场地布置在高程1033.3m以上，满足防洪要求。混凝土拌和系统、砂石加工系统距坝址600m。坝址左岸利用上游河漫滩布置临时堆渣场。堆渣场距坝址700m。工地油料及炸药均设专库贮存，油库布置在坝址右岸下游1.0km的公路边，炸药库布置在坝址右岸上游0.8km处。10.7.3土石方平衡与堆、弃渣场地规划本工程土石方开挖总量17.6万m3，其中利用料4.6万m3，用于围堰2.1万m3,用于厂房、挡水闸回填1.1万m3,用于防洪堤填筑1.7万m3,弃渣13.0万m3，土石方平衡计算见表10.7-1。土石方平衡表表10.7-1单位：m3开挖部位开挖量自身利用量其它部位利用量从其它部位调用量弃渣量挡水闸17274.04844.05510.06920.0厂房119610.06000.018405.095205.0施工道路1000.0500.00500.0施工场地1000.01000.000围堰拆除26003.05000.021003.0(其中土料9388方来自火烧沟料场)21003.0防洪堤10988.05000.040600.0(其中土料28300方来自火烧沟料场)5988.0 合　计175875.022344.023915.061603.0(其中土料37688方来自火烧沟料场)129616.0规划弃渣场2个，分别位于坝址上游左、右岸，用于填高恢复耕地,各弃渣场特性及弃渣规划见表10.7-2。堆料场、弃渣场特性及弃渣规划表表10.7-2名称位置堆(弃)渣高程(m)容量(万m3)堆(弃)渣量(万m3)1#弃渣场坝址右岸上游800m1040.0m552#弃渣场坝址左岸上游800m1040.0m108合　　　计151310.7.4施工房建工程施工高峰人数约为380人，共需修建生活及办公房屋2000m2，计入生产设施房建面积648m2，总计施工房建面积2648m2。施工房建面积见表10.7-3。施工房建面积及占地面积表表10.7-3类别项目建筑面积(m2)占地面积(m2)施工工厂砂石加工系统1509000混凝土拌和系统1004000综合加工厂1201000机械修配厂80360汽车保养场60700闸门拼装场1001000合计61016060仓库油库18150炸药库20160合计38310生活办公用房20005000总计264821370 10.7.5施工占地施工占地包括施工设施、料场、弃渣场、施工道路各项，总计施工占地面积81370m2。10.8施工总进度10.8.1编制原则和依据a)本工程采用招标承包的方式组织施工，施工进度的编制，结合工程施工条件，采用国内同类工程的平均先进指标。b)施工导流采用分期导流，导流时段为11月1日至翌年4月30日。c)施工条件、水工建筑物特性及工程量，见有关章节。10.8.2控制工期及总工期指标本工程控制进度的关键项目是厂房的施工。工程于第1年8月份开工，第1年10月初截流，第2年5月底厂房进水口、尾水出水口下闸渡汛，第3年3月泄洪闸下闸，第一台机组发电，4月第二机组发电，5月第三台机组发电。工程首台机组发电工期为20个月，总工期为22个月。10.8.3施工总进度安排10.8.3.1工程筹建期工程正式开工之前，由业主单位负责完成的主要有以下筹建工作项目：a)接入施工电源，形成施工供电主网络；b)完成场内征地拆迁工作；c)择定施工单位，签订工程承包合同。工程筹建工作量不大，筹建工期约需2.0个月，筹建工期不计入总工期。10.8.3.2准备工程施工进度自导流工程开工，至河道截流，为工程准备期，准备工程主要包括以下工作项目：a)形成各施工部位的施工供电、供水系统；b)修建必要的施工临时道路； c)逐步建成施工临建设施；d)建成砂石加工系统；e)建成混凝土拌和系统。准备工期安排为3个月，施工单位于第1年8月1日进场，工程正式开工。10.8.3.3主体工程施工进度自工程截流，至首批机组投产发电，主体工程施工工期为17个月。a)导流工程施工工程一期截流安排在第一年11月初进行，围堰施工工期安排20天，截流完成后须尽早进行基坑闭气，一期围堰填筑在11月下旬完成。工程二期截流安排在第二年11月初进行，围堰施工工期安排15天。b)一期工程施工一期工程施工包括厂房、冲沙闸和一孔泄洪闸。工程开工就开始厂房右边坡的施工，在截流前完成，第一年11月下旬基坑排干后开始基础开挖，第一年12月中旬开始砼施工，第二年4月底进水口和尾水口下闸挡水，第二年10月底厂房工程完工，开始机组安装，第一台机组第3年3月底投产发电。第二年1月上旬完成尾水渠开挖，汛前完成尾水渠施工。冲砂孔和泄洪闸汛前施工完成，闸顶结构施工及闸门安装第二年8月底完成。c)二期工程施工二期泄洪闸于第二年11月中旬二期基坑排干后，开始基础开挖，第二年11月下旬开砼浇筑，第三年2月中旬完成泄洪闸砼浇筑，第三年3月底下闸门。d)防洪堤施工防洪堤于第二年1月中旬开始施工，第二年5月完成。10.8.3.4完建期施工进度各机组安装间隔时间为1个月，第一台机组第3年3月底投产发电，第二台机组第3年4月底投产发电，第三台机组第3年5月底投产发电，工程完建期为2个月。 10.8.4施工强度和劳动力工程年、月施工高峰强度见表10.8-1。施工高峰人数380人，劳动总工日13万个。施工强度指标表表10.8-1项目单位年最高强度月最高强度土石方开挖万m32.43.9土石方填筑万m311.51.6混凝土浇筑m32.5365610.9主要技术供应工程所需主要建筑材料及分年供应量见表10.9-1。分年度主要建材供应量表表10.9-1类别单位第1年第2年第3年合计水泥t800620010008000木材m38080070950钢筋钢材t909101341134爆破材料t9110油料t3029020340施工所需主要机械和设备见表10.9-2。主要施工机械设备清单表10.9-2序号机械名称型号规格单位数量说明一土石方机械气腿钻YT-25台5手风钻01-30台10挖掘机2m3反铲台1挖掘机1m3反铲台1装载机2m3台1空压机6m3台1空压机3m3台5推土机88kw台1 振动碾YZ12台1手扶式振动碾YZF-07台1二混凝土浇筑设备汽车吊10t台1汽车吊5t台1建筑塔机T5013台1混凝土泵HB-15台1混凝土吊罐1.0m3立罐台2混凝土喷射机PZ-3台1三基础处理设备地质钻SGZ－ⅢA台1灰浆搅拌机L200台1高喷钻机选用YDP-1500台1四汽车自卸汽车10t辆6自卸汽车5t辆8载重汽车8t辆2载重汽车5t辆2油罐车5t辆1五砂石、混凝土生产设备振动筛2YKR1022台2螺旋洗砂机FC-7台1皮带机B=500m/台60/3皮带机B=650m/台40/2混凝土拌和站HZ25-1S500座１六辅助加工设备钢筋加工机械台套3木材加工机械台套3机修、汽配机械台套3金结加工设备台套3空压机3m3台1水　泵IS65-40-200台2施工供水水　泵IS150-125-250B台7基坑排水 水泵IS80-65-125A台1基坑排水变压器S9-500/10/0.4台2 11水库淹没处理及工程永久占地11.1水库设计回水11.1.1设计洪水标准库区回水淹没设计洪水重现期，按《水利水电工程水库淹没处理设计规范》（SD130-84）执行。规范规定淹没对象为耕地、河滩，设计洪水频率按50％-20％，重现期2-5年：校核洪水频率按10％-5％，重现期10-20年。本电站洪水标准如下：设计频率洪水标准:ｐ＝3.33％，重现期30年；洪峰流量1630m3/ｓ，按照泄水建筑物的泄洪能力，在正常挡水为时，5孔泄洪闸就可宣泄1870m3/ｓ流量，淹没按校核洪水确定。校核洪水频率标准按ｐ＝1％，重现期100年；洪峰流量2210m3/ｓ，闸前水位1038.20m。11.1.2回水计算成果根据回水计算，当洪峰流量2210m3/ｓ（ｐ＝1％）时，水库回水长度3030ｍ，库区末端水位1044.75m。11.2库区淹没、浸没、塌岸处理11.2.1水库淹没按水库正常蓄水位1040.00m计算,水位抬高后，库水位大部分居于现代河床和漫滩中，尚未超过两岸的Ⅰ阶地中部，且在回水范围内，两岸有人工砌筑的堤岸。淹没区主要为少量沙滩及少量Ⅰ级阶地前部，淹没的范围很小。11.2.2浸没浸没线高程＝正常蓄水位高程+Hcr正常蓄水位高程为1040.00m。Hcr＝Hk+ΔH式中：Hcr－浸没的临界地下水埋深（m）；Hk－地下水位以上，土壤毛管水上升带的高度（m）；ΔH－安全超高值（m）。 浸没区为低液限粉土（ML），土壤毛管水上升带的高度Hk取1.30m，安全超高ΔH取0.50m，这样浸没的临界地下水埋深Hcr为1.80m。临界浸没线高程为1040.80m。坝右侧基岩出露，左侧主要是荒滩，无需考虑浸没影响。11.2.3库岸的稳定性库区左岸Ⅰ级阶地高约4.5m，上游段紧靠坡脚高约4m，坡脚大部地段虽为残坡积形成的松散堆积物，因自然堆积形成，谷坡坡角多在30～35°左右，库岸坡体的稳定性好。因工程建成后库区水位升高度仅为8.0m，洄水长度为2400m，洄水范围内，库区两岸边坡低又处于稳定状态，因此，基本上无塌岸等工程地质问题。11.3移民安置库区内不拆迁房屋，无搬迁户，不需安置移民。11.4工程永久占地11.4.1工程永久占地调查1、调查范围2011年11月，在业主及有关部门的配合下，根据确定的调查范围，以1/5000地形地类图为基础，对工程永久占地范围内的各项实物指标进行了实地调查。2、调查内容及方法土地类：以组为单位，逐块（片）调查工程永久占地范围内的耕地及其它地类的面积数据，并结合1/5000地形图量算校核。由于工程规模较小，其占地面积不大，地类单一仅有林地或荒滩地。不涉及到房屋、宅基地及其附属设施、零星经济林木和其他专业项目；11.4.2实物指标1、工程永久占地拱坝河口电站工程永久占地188.5亩，分布在库区和厂址区。工程永久占地实物指标详见表11—3—1。2、施工临时占地拱坝河口电站施工临时设施占地14亩，渣场占地23亩。分布在厂址区。占地范围内有荒滩地37亩、河滩0亩。施工临时占地实物指标详见表11—3—1。 拱坝河口电站工程永久占地实物指标表11—3—1序号项目单位数量备注河滩河滩耕地地农田永久占地库区亩145.65.4枢纽亩6.5厂区亩526小计157.131.4Σ188.5临时占地各类施工用地亩014堆碴场亩023小计亩037Σ37合计亩157.168.4Σ225.511.4.3工程永久占地处理1、环境容量分析拱坝河口电站工程永久占地不涉及耕地，对环境容量没有影响。2、安置措施由于工程永久占地对环境容量没有影响，对工程永久占地只需通过土地征用进行补偿。11.4.4施工临时占地处理拱坝河口电站施工临时占用土地为河滩、荒滩地，根据主体工程施工进度计划，需占用3年左右。根据国土法的有关规定，在临时用地上不得修建永久性建筑物。使用期满后，由建设单位恢复土地的原生条件，及时归还。11.5补偿投资概算11.5.1编制依据（1）《中华人民共和国土地管理法》；（2）《国土资发[2001]355号文》；（3）甘肃省《中华人民共和国土地管理法》实施办法（4）《甘肃省耕地占用税实施办法》； （4）《水电工程水库淹没处理规划设计规范》；（5）国务院令471号《大中型水利水电工程建设征地补偿和移民安置条例》。11.5.2补偿标准（1）河滩耕地地补偿标准河滩耕地补偿费按照所在耕地前三年平均年产值的16倍计算，耕地亩产值为2500元,则补偿标准为40000元/亩，临时占地减半。（2）林地补偿标准林地补偿费按照所在耕地前三年平均年产值的3倍计算，耕地亩产值为2500元则补偿标准为7500元/亩，临时占地减半。林木及附着物补偿费按照出材10m3/亩计、800元/m3则林地补偿费为10×800×2=16000元亩，临时占地减半。小计补偿费为23500元/亩。临时占地补偿费11750元/亩。（3）荒滩地根据《甘肃省〈中华人民共和国土地管理法〉实施办法》的规定，征用每亩荒滩地的土地补偿费按照10000元计算；临时占地减半。（4）其他费用①实施管理费：取占地补偿费的8%。②移民机构开办费:取占地补偿费的0.5%。③监理监测评估费：取占地补偿费之和的1%。④勘测设计费：取占地补偿费之和的2.5%。⑤技术培训费：取占地补偿费的0.5%。（5）有关税费①征地管理费:取占地补偿费之和的1%。②耕地占用税:3元/㎡。③耕地开垦费:取耕地地补偿安置费之和的80%。④耕地开垦费:8000元/亩。⑤森林植被恢复费3元/㎡。（6）基本预备费取上述费用之和的5%。 11.5.3补偿投资（1）工程永久占地按工程永久占地实物指标和上述补偿标准计算，拱坝河口电站工程永久占地补偿投资为282.70万元。详见表11—4—1。（2）施工临时占地经计算，拱坝河口电站施工临时占地补偿投资为50.88万元。详见表11—4—1。（3）工程永久占地补偿总投资经计算，拱坝河口电站工程永久占地及临时占地补偿静态总投资为435.35万元。详见表11—4—1拱坝河口电站工程永久占地补偿投资计算表表11—4—1序号项目单位数量单价投资备注(元)(万元)一工程永久占地　　　282.7　1河滩耕地亩31.440000125.6　2林地亩0235000　3河滩和未利用土地亩157.110000157.1　二施工临时占地　　　74　1河滩耕地亩372000074　2林地亩0117500　3河滩和未利用土地亩050000三专项设施补偿　　　1.66　1零星林木　　　1.66　　果木株286801.14　　树木株129400.52　四其他费用　　　50.88　1实施管理费　　　28.67一～三项的8%2移民机构开办费　　　1.79一～三项的0.5%3监理监测评估费　　　3.58一～三项的1%4勘测设计费　　　8.96一～三项的2.5%5技术培训费　　　1.79一～三项的0.5%6咨询服务费　　　4.3一～三项的1.2%7项目技术经济评审费　　　1.79一～三项的0.5%五有关税费　　　5.38　1征地管理费　　　3.58一～三项的1%2耕地占用税m2030.00　3耕地开垦费　　　0.00耕地补偿项的80%4耕地复耕费亩080000.00　5森林植被修复费m2600031.80　　小计　　　414.62　六基本预备费　　　20.73一～五项的5%七总投资　　　435.35　 12环境保护设计12.1概述12.1.1工作依据12.1.1.1法律法规⑴《中华人民共和国环境保护法》（1989年12月）；⑵《中华人民共和国环境影响评价法》（2003年9月）；⑶《中华人民共和国水法》（2002年8月修订）；⑷《中华人民共和国土地管理法》（1998年8月修订）；⑸《中华人民共和国水土保持法》（1991年6月）；⑹《中华人民共和国野生动物保护法》（2004年8月修订）；⑺《中华人民共和国水污染防治法》（1996年5月修订）；⑻《中华人民共和国大气污染防治法》（2000年4月修订）；⑼《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》（2004年12月修订）；⑽《中华人民共和国环境噪声污染防治法》（1996年10月）；⑾《中华人民共和国河道管理条例》（1988年6月）。12.1.1.2相关政策⑴国务院国发［2000］38号《全国生态环境保护纲要》（国务院2000年11月）；⑵国务院《全国生态环境建设规划》（1999年1月）；⑶《中国21世纪初可持续发展行动纲要》（2003年7月）。12.1.1.3技术规范⑴《小型水电站可行性研究报告编制规程》（SL/T5206-2005）；⑵《环境影响评价技术导则总则》（HJ/T2.1-93）；⑶《环境影响评价技术导则非污染生态影响》（HJ/T19-1997）；⑷《环境影响评价技术导则地面水环境》（HJ/T2.3-93）；⑸《环境影响评价技术导则大气环境》（HJ/T2.2-93）；⑹《环境影响评价技术导则声环境》（HJ/T2.4-95）； ⑺《环境影响评价技术导则水利水电工程》（HJ/T88-2003）；⑻《地表水和污水监测技术规范》（国家环境保护局，2002年）。12.1.2评价原则根据国家有关法律法规结合拱坝河口水电站工程工程实际情况，提出工程环境影响评价原则如下：⑴可持续发展原则：以经济建设为中心，在开发白龙江水电资源以推进经济发展过程中，注重人与自然的和谐，重视解决人口迁移、资源利用和环境相协调的问题，坚持经济发展与社会、生态环境的持续协调发展。⑵协调性原则：工程建设应与工程区域其它行业规划相协调，避免与其它规划发生重大冲突。⑶生态保护优先原则：水电站建设属于非污染生态影响建设项目，评价应重点关注工程建设是否存在重大生态和景观破坏问题，以此论证工程建设的可行性。对工程占地和移民安置中产生的生态影响，要做到源头预防和过程控制并重，强化后期恢复，尽量避免和减少工程建设对生态造成的破坏和影响。⑷针对性和可操作性原则：所拟环保措施应充分考虑当地社会经济、自然生态环境状况及流域开发环保目标的总体要求，应体现环境影响评价对于建设项目的调整作用，要进行技术经济比较，力求做到技术可行，操作简单，经济实惠，并具有针对性和一致性。⑸突出重点原则：对评价范围内的环境影响进行全面评价，并对主要环境影响及敏感问题进行重点分析与评价。⑹决策指导原则：在方案设计、优化比选过程中，将环境影响作为重要比选条件，参与项目及施工布置方案、运行方式拟定。12.1.3评价范围根据施工布置和影响情况初步分析：水环境影响评价范围为拱坝河口水电站工程回水末端至下游锦屏电站库位约2.5km的河段。声环境和大气环境影响评价范围为工程施工区及周边受影响对象区域。 陆生生态评价包括水库淹没区、工程施工区按照生态二级评价标准，确定在工程建设区、移民安置区和周边影响区域。水生生态环境评价范围为拱坝河口电站上一级石门电站厂址至下游锦屏电站库位河段区间内6.5km。社会环境影响评价范围确定为工程区所涉及的武都区两水镇。12.1.4环境保护目标工程地处白龙江下游段，经对水库淹没、移民安置区、工程占地区初步调查，工程不涉及自然保护区、风景名胜区，也未发现有文物古迹和矿产资源等敏感目标，因此根据本工程的特点，确定其环境保护目标如下：⑴陆生生态环境采取切实可行的治理和恢复措施，规范施工活动，尽量减少原生地貌的扰动和减轻对当地农业区域的不利影响，防止工程区域内水资源和土地资源出现理化性恶化。保护当地的野生动植物资源，控制水土流失，做好生态修复工作。⑵水生生态环境保护好河段鱼类，防止工程建设导致河段鱼类的的锐减，对受影响大的鱼类采取增殖放养等措施，力争有所恢复。⑶水、气、声环境为了减少施工生产废水和生活污水排放对工程所在河段水环境质量的影响，维护工程区河段水体水域功能，将生产废水和生活污水通过水处理工艺设施净化处理后，按污水综合排放标准Ⅰ级排放标准，实现污水达标排放要求，保护河段水环境质量。并结合运行方式减轻规划实施对河段水文情势的影响。维护保护区的空气环境质量，根据水电工程施工特点，合理安排爆破、运输时间，选用先进施工手段，使施工期扬尘等主要污染物排放达到《大气污染物综合排放标准》（GB16297—1996）新建无组织排放标准要求，减少施工粉尘和交通扬尘对施工区周边、沿线居民及施工人员的影响，尽量将扬尘控制在施工场区内。科学布设施工场地，合理安排施工、运输时间，采用先进施工工艺将施工区噪声控制在《建筑施工场界噪声限值》（GB12523－90）标准允许值以下，避免交通噪声扰民，保障施工噪声不对当地居民生产、生活造成影响。 表12.1.1拱坝河口水电站工程主要环境保护目标表环境要素环境保护目标水环境保护该河段水域功能区保证下游河段最低生态流量要求生态环境保护该河段生态系统的结构完整性和功能稳定性尽量减轻对鱼类的影响减免陆生植被的破坏损失保护基本农田减少地表扰动控制新增水土流失保护区域景观生态体系的本底属性大气环境声环境保护区域大气环境功能标准保护区域声环境功能区保护当地居民免受工程施工噪声和大气污染的影响固体废弃物施工区建筑垃圾、弃土弃渣、生活垃圾得到有效处置移民安置区生活垃圾得到有效处置社会环境维护当地社会安定团结尊重和保护民族习惯保护人群健康减少土地淹没水量移民得到妥善安置确保安置区居民生产、生活质量不低于其原居住地现状⑷社会环境改善受施工区占地影响的居民生活环境，促进受影响群众生活水平的恢复和提高。确保下游用水不受影响。执行国家民族与宗教政策，尊重当地风俗习惯。保护人群健康，做好劳动保护工作，确保施工期工程区内不发生大的疾病流行，保障工程施工的顺利进行。主要环境保护目标表12.1.4。12.2环境现状12.2.1自然环境⑴地质地貌工程区大地构造上隶属南秦岭东西向褶皱带，地处西秦岭武都“山”字型构造的弧顶部位，位于文县—康县大断裂的北部。由一系列向南突出的弧形褶皱和断裂组成，尤其是活动断裂十分发育，白龙江河流就位于白龙江复背斜的轴部。工程区地震动峰值加速度为0.20g，地震动反应谱特征周期为0.40s；相应地工程区地震基本烈度为Ⅷ度。 ⑵气候工程区属大陆性亚热带气候，降水量为白龙江偏低区，日照充足，夏季炎热，冬季微寒。工程区直接移用武都气象站资料：多年平均气温14.8℃,实测极端最高气温40.0℃，实测极端最低气温-8.1℃，年平均蒸发量1723mm，平均日照时数1912h，多年平均风速1.5m/s，最大风速24.0m/s。工程区冬无积雪、河水不结冰，无霜期228天，最大冻土深度11cm。工程区属大陆性亚热带气候，降水量为白龙江偏低区，日照充足，夏季炎热，冬季微寒。工程区直接移用武都气象站资料：多年平均气温14.8℃,实测极端最高气温40.0℃，实测极端最低气温-8.1℃，年平均蒸发量1723mm，平均日照时数1912h，多年平均风速1.5m/s，最大风速24.0m/s。工程区冬无积雪、河水不结冰，无霜期228天，最大冻土深度11cm。⑶水文泥沙拱坝河口电站坝址以上径流主要来源于降雨，其次有融雪（冰）和地下水补给。根据坝址以上径流计算成果统计分析：多年平均流量112m3/s，合多年平均年径流总量35.3亿m3，多年平均年径流深288.8mm；径流年际变化相对较小，最丰水年年流量169m3/s（1967年5月～1968年4月），最枯水年年流量62.0m3/s（1997年5月～1998年4月），分别是多年平均流量的1.51和0.55倍，年流量变差系数CV为0.26；径流年内分配不均，主要集中在丰水期的5～10月，占全年径流量的73.5%，枯水期11月～翌年4月占26.5%，最枯的1～3月占9.8%，最枯的2月份仅占2.9%；枯季为11月～翌年4月，其中1～3月最枯，多年平均流量分别为59.4和44.4m3/s，其年际变化相对较小，变差系数0.23左右，最枯月一般出现在2月或3月，多年平均流量42.5m3/s，历年最小月流量24m3/s（出现在1998年2月），瞬时最小流量22.8m3/s（出现在1998年2月7日）。拱坝河口水电站工程坝址处输沙量采用其下游的武都水文站泥沙资料统计成果，按面积比进行计算。经计算，拱坝河口水电站工程坝址处悬移质多年平均输沙量为1211万t，推移质多年平均输沙量为303万t。⑷水质白龙江地表水环境现状质量良好，白龙江的pH、DO、BOD5、CODcr、NH3-N、石油类、总铜、总铅和总锌等9 项的监测值均符合《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅲ类标准要求。⑸陆生动物境内有野生动物40余种、兽类50多种、鸟类70多种，其中珍稀兽鸟20多种。由于工程建设区地处河谷，人类活动频繁，大型野生动物一般不在此区活动。野生动物仅有少量适应性较强的小型动物，农田中最繁盛的为鼠类、蛇类、蛙类，经核实工程影响区未发现有大型兽类和其它珍稀动物。⑹植物项目区地处大陆腹地南北气候过渡区，植被覆盖率在30%左右，植被类型在水平分布上从东南部北亚热带阔叶、针叶混交林植被；植被垂直分布比较明显，大体包括了亚热带、暖温带、寒温带三大对应植被类型。（1）亚热带阔叶、针叶混交林：分布于东南部白龙江沿岸的低山河谷区，河谷区多分布有柑桔、油桐、棕榈、枇杷等经济林木，而樟、楠、茶、竹、杜仲、桂树等在1000m以下的山坡地带分布较广泛。在1300—2000m之间以松、柞林类为主，还有藤本植物、木本、草本、蕨类、藓类等植物分布。（2）暖温带落叶阔叶林：分布在中部海拔1100—2500m的地区，水平分布范围较广，主要树种有栎、椴、山胡桃、黄连木等，且多集中在湿润的阴坡半阴坡，浅山区由于人为破坏严重，已逐步演变为生产力很低，经济价值不高的次生林。区内农作物主要有小麦、玉米、土豆、油菜、水稻、荞等，药用植物有文党、人参、天麻、杜仲、柴胡、刺五加等，近年来，花椒、核桃、油橄榄、茶、柿、桑、板栗、生漆等经济林木在区内已成规模，如武都花椒皮薄肉厚，色鲜质优，享有“全国花椒第一县”之称。⑺鱼类据初步调查和资料记载，白龙江流域鱼类较多。其中鳅科4科占总数的12.5%、鲤科25种占512.5%、鲇科2种占4.76%、鲿科7种占16.66%，平鳍鳅科、鰷科、和鳍科各1种分别占2.38%。鲤科鱼类为优势类群，其次为鲿科。⑻土壤项目区主要土壤类型（1）水稻土类：分布在白龙江、北峪河沿岸河滩和一级阶地，主要发育在冲积―― 洪积母质上，肥力较高，呈中性偏碱性。（2）潮土类：分布于白龙江、北峪河沿岸阶地上，土层较厚。（3）山地褐土类：分布于白龙江、北峪河沿岸河谷及三河口一带的海拔1100――1600m的中低山地带。12.2.2社会环境⑴行政区划拱坝河口水电站工程位于白龙江中游河段，枢纽位于武都区，水库区涉及武都区两水镇。⑵人口武都区全区辖36个乡镇，684个行政村，11.62万户，农业人口47.73万人，占总人口的90.3%。⑶交通工程地区对外交通较为方便，212国路从左岸300m处通过，两水至沙滩林场公路从枢纽区穿过。⑷社会经济十一五期间，武都区以电力、建材、医药和特色农产品加工为主导，先后建成了石门水电站、椒园坝水电站、龙富混凝土生产线、三元混凝土生产线、100万吨干法水泥生产线等项目，以橙子沟、汉王电站为主的水电能源项目和以油橄榄开发、茶叶精加工、蔬菜保鲜、山野菜、中药材、花椒、核桃加工和医药制造为主的农特产品加工项目顺利推进，吉石坝现代物流园区已入驻企业6户。2010年实现工业增加值3.46亿元，比2005年增长3.07倍，年均增长32.4%，高于“十一五”规划目标16.4个百分点。其中规模以上工业实现增加值1.76亿元，为“十一五”规划目标7569万元的2.33倍，比2005年增长3.89倍，年均增长37.4%，高于规划目标21.4个百分点。⑸矿藏资源及文物古迹目前，在工程开发及水库淹没影响区域内没有开采的矿产资源。工程区无文物古迹及风景名胜。12.3环境影响识别12.3.1对环境影响主要要素和问题的识别 根据拱坝河口水电站工程方案特点，经对工程的环境影响进行分析，初步明确了影响源、影响对象、影响途径、影响性质、影响程度等内容，工程环境影响初步分析结果见表12.3.1。由表12.3.1可以得出，拱坝河口水电站工程施工期环境影响主要集中在对水土流失、水环境以及陆生植被的影响；运行期主要是拦河闸阻隔对鱼类等水生生物产生重大影响。因此，工程环境影响评价的重点在于①施工期的水土流失、水环境以及陆生植被；②运行期对鱼类等水生生物的影响。表12.3.1拱坝河口水电站工程主要环境影响识别表序号影响源受影响对象影响途径影响性质影响程度一工程筹建期1“三通一平”植被、水土流失扰动、破坏短期、可逆+++二工程施工期2施工人员生活水体排污短期、可逆++3加工系统植被、水体、施工人员破坏、废水、噪声短期、可逆++4土石方开挖植被、水土流失破坏、流失短期、可逆+++5土石填筑水土流失流失短期、可逆+6浇筑、灌浆施工人员、水体噪声、废水短期、可逆+7施工占地移民搬迁安置长期、不可逆+++三水库蓄水期1下闸蓄水水生生物及农业生产河段减水短期、可逆++2水库淹没耕地、灌丛、移民水位抬升长期、不可逆+3水库淹没移民搬迁安置长期、不可逆+++四工程运行期1大坝鱼类、水生生物坝体阻隔长期、不可逆+++2大坝水位电站运行长期、不可逆+3大坝水量电站运行短期、不可逆+注：“+++”－重大影响；“++”－中等影响；“+”－轻微影响；12.3.2工程污染源和影响源强分析⑴生态影响源强分析电站属于新建的生态影响型项目，其生态影响主要源于场地平整、边坡开挖、工程占压、水库淹没等工程活动，扰动地表，破坏原地貌及植被，从而对陆生生态系统的动态平衡产生干扰和破坏。工程总占地面积为225.5亩，其中永久占地188.5亩（河滩1157.1亩，河滩耕地31.4亩），临时占地37亩(河滩37亩)；水库淹没河滩145.6亩。工程弃渣总量9.82万m³ （松方）；电站建成运行后，拦河闸阻隔对鱼类产生一定的影响。⑵主要污染物排放量①水污染物施工期废水包括生产废水和生活污水两部分。施工期高峰用水量为200m³/h，初步估算生产生活废污水排放量为170m³/h，主要产生于主体工程枢纽区、混凝土拌和系统、砂石料加工系统、施工辅助企业加工厂、施工生活区。施工废水中主要污染物为SS、油类等，生活污水中主要污染物为COD、BOD5。②固体废弃物固体废弃物主要为工程弃渣及施工人员生活垃圾。根据工程设计，工程弃渣总量为9.82万m³（松方），堆置于规划的弃渣场中。施工生活垃圾按照0.6kg/人·天进行估算，施工高峰期人数422人，平均人数227人，施工区生活垃圾产生量约为412.7t/a，施工高峰期日产生活垃圾0.25t/d。③大气污染物工程施工期废气排放源主要有：燃油施工机械尾气、机械开挖、爆破以及运输粉尘等。主要大气污染因子为粉尘、燃油机械及运输车辆尾气等，污染物指标主要为TSP。④噪声污染源噪声污染源主要包括稳定声源（如拌和过程、砂石料加工过程等）、流动声源（如运输汽车等），以上声源将会对声环境产生影响。由于施工作业区主要位于河道边滩地，噪声污染的主要受体为施工区的施工人员，以及施工道路周边的村庄等环境敏感点。12.4主要环境影响初步评价12.4.1对环境地质的影响拱坝河口水库工程地质条件较好，不存在永久性渗漏问题；固体径流物质来源少，不影响水库正常运行；水库岸坡整体稳定条件较好，未发现两岸边坡有大的不利结构面组合或大的滑坡体和变形体；水库产生诱发地震的可能性不大，即使出现，最大地震烈度也不大于Ⅷ度，水库总体地质条件良好。 12.4.2工程引起的水土流失评价工程对水土流失的影响主要源于：①施工扰动地表、开挖造成新的破损面，破坏了地表植被，在可蚀降雨的作用下容易产生水土流失；②工程活动产生大量的弃土弃渣，初步估算，工程弃渣总量约9.82万m³。这些弃渣若堆放不当或不及时进行治理，在暴雨或洪水的冲刷下将会大量流失，影响河道行洪及工程安全，引发水土流失危害，造成生态环境退化。因此，从源头预防和控制工程水土流失十分必要。12.4.3对水环境的影响⑴水温拱坝河口水电站工程库容77.16万m³，多年平均径流量35.3亿m³，根据水库水温结构判别式计算得α›20，水库水温为混合型，不存在水库水温分层和低温水下泄影响问题。因此，拱坝河口水电站工程机组下泄水温不会对下游生态及农业生产产生影响。⑵水质生产废水分为两类：一类是砂石料加工和混凝土拌和系统产生的废水，这部分废水中污染物主要是泥沙和砾石碎屑等悬浮物，通过沉淀处理后即可作到达标排放，不会恶化地下水和河水水质。另一类是施工机械冲洗废水，这部分废水其污染物不仅是悬浮物，还有机械冲洗后废水中的残油等有机质污染物，此类废水如处理不当，将会对河道水质产生污染。生活污水主要来源于食堂、澡堂、厕所等生活设施，生活污水中的污染物有人体排泄物、食物残渣等有机污染物、氯化物、磷酸盐、阴离子洗涤剂以及大量细菌病毒。生活污水如果不经过严格处理、严格排放，不仅将污染周围的地表水、地下水，还将滋生蚊蝇、传播细菌，威胁施工人群健康，破坏生态和生活环境。库区的形成对坝下排出水的水质不会造成较大的影响，水体矿化度、其他主要离子的含量变化不大，而且水体的浑浊度会明显降低，有利于下游水生生物的生长繁殖。但是水库形成后、水域面积增大，水流速度减缓，水体自净能力减弱，水生生物增加，也会在库区消耗上游积水区带入的有机营养元素，使进入下游的有机物质减少，这又不利于下游水生生物的生长。 12.4.4对大气环境的影响根据以往水电工程施工期环境监测结果，施工期空气污染有以下特点：施工期内环境空气质量大部分指标的污染并不严重，一般不会超过二级标准，只有在一些粉尘作业和道路附近有固体颗粒（TSP）超标问题。TSP日均值超标的主要原因一是水电站施工期工程开挖量大，场区地表土裸露，扬尘大；二是水电站施工期各种大型施工车辆频繁往来引起的扬尘大；三是各种施工爆破引起的扬尘大。TSP日均浓度在局部范围（如大坝施工区、料场开采区作业过程中及公路沿线等）都会超过二级标准。粉尘污染危害对象主要是直接接触粉尘的施工人员，作业区以外大气环境不会造成明显污染。12.4.5对声环境的影响在施工噪声的影响范围内，施工噪声影响对象主要为噪声作业区的施工人员。对施工区、施工道路周边的徐家坪镇等也有一定影响，对当地的野生动物影响不大。施工人员长期处于噪声环境下，因此会对他们的身体健康产生不利影响，但由于施工噪声超标影响范围一般在100m以内，加之工程施工结束后噪声影响即可消除，因此本工程施工噪声的影响比较局限并且是暂时的、可逆的。12.4.6生活垃圾的影响施工高峰期施工人员较多，初估每年将产生生活垃圾约412.7t/a。其主要污染成分有塑料制品、有机物、渗滤液等，将造成土壤污染和破坏、水体污染、景观损害和人体健康危害，必须对其实行减量化，资源化或无害化处理，以减少生活垃圾对周围环境的不利影响。12.4.7对生态环境的影响⑴对陆生生物的影响工程建设涉及范围内无珍稀保护植物，但工程施工扰动和占压植被，以及电站建成蓄水后，将淹没河滩145.6亩。因此，施工占压、破坏及水库淹没造成一定面积河谷植被的丧失，区域生物生产力随之下降，对库周的生态系统稳定性产生一定的不利影响。⑵对水生生物的影响①库区形成对初级生产力的影响 电站建成后，闸首区形成水库，库区河段水面面积增加、水深加大、流速减小、河床底质等水生环境发生较大变化，由原来的流水环境变为相对的静水环境，将使适宜缓流水类群的饵料生物生长，相应饵料生物的区系组成和生物量均会增加，但适宜急流生活种群将会减少。②对水库区鱼类的影响筑坝拦河、水库的形成与运用，是水电站对河道鱼类影响的主要原因。闸坝阻隔破坏了河流的连续性，使鱼类生存空间相对变小，使上下游种群之间失去自然交流。水库区从流水生境变为湖泊生境。那些对生境和产卵场要求不严格和适应水库环境的鱼类，库区水面较天然河道水面面积增加，水体容积也增加，可为他们的生长提供广阔的空间，有利于此类鱼类资源量增加。喜流水环境的物种在水库库尾及衔接河段可以留存，但总的种类及数量将有所减少，取而代之的是一些喜静水环境的种类。12.4.8对社会环境的影响拱坝河口水电站工程任务为发电，装机容量18000kW。水电开发为工农业生产提供动力，从而推动经济、社会全面发展。同时，带动当地工农业及第三产业、城镇建设、文教卫生等行业的发展。为当地经济与环境可持续性发展创造有利条件，将对当地的国民经济发展起到巨大的推动作用。12.4.9敏感环境问题工程区不存在影响电站建设的敏感环境问题。12.4.10环境可行性分析由于工程区域环境质量一般，没有重要的环境保护敏感对象。工程建设除了水库淹没损失所造成的对自然资源的影响和对库区农业经济的影响以外，其它环境影响主要表现在工程施工的水土流失影响、工程施工对江河水质的影响等方面，而这些环境影响完全可以采取工程措施和管理措施加以避免或减小。相反，拱坝河口水电站工程的建设，推动了当地经济发展和产业结构的调整，利于水土保持，使流域生态环境重新走上良性循环的轨道。因此，只要重视流域环境规划，认真研究、制定工程环境保护措施，并在工程建设和运行过程中逐一落实，工程区域环境质量就不会降低。初步分析拱坝河口水电站工程建设可行。 12.5环境保护对策措施12.5.1水环境拱坝河口水电站工程所在河段属于地表Ⅲ类功能区，根据《污水综合排放标准》（GB8978－1996）中有关污水排放分级标准的规定，电站建设和运行产生的一切生产、生活废、污水应处理后达标排放。⑴生产废水处理措施①骨料冲洗生产废水处理砂石料加工系统产生的生产废水需经沉淀池处理，砂石料加工废水先流入细砂回收处理器，经筛虑后废水的处理可采用沉砂池、沉淀池两级沉淀的方式处理，两池间通过位于水面以下连通的管道流动。废水排入沉砂池初步沉淀后排入沉淀池进一步沉淀。经两次沉淀处理后的废水可排入河道。沉淀后的污泥经浓缩晒干后，一部分作为细沙回用，一部分至弃渣场。②其它废水处理拌合楼和洞内施工废水在建成的沉淀池中沉淀悬浮物后回用，沉淀物定期清理运往弃渣场；工作场地的洗车、修车点建成隔油池或油水分离系统，废水经隔离收集废油后再循环回用于生产过程。⑵生活污水处理措施经过使用后的生活用水水质发生了变化，水中增加了有机物、悬浮物和致病菌等。采用生化二级处理设备处理后的水质满足灌溉要求，因此一部分处理水可用于灌溉和道路撒水降尘，其余部分由洒水车运往砂石料生产冲洗蓄水池使用，达到重复利用水资源和保护环境的最终目的。12.5.2声环境本工程施工噪声影响的主要为噪声作业区的施工人员，对施工区、施工道路周边的徐家坪镇等有一定影响。因此噪声污染防治应与施工规划设计一并考虑，采取设置交通警示牌、加强污染源监控等措施削减噪声。12.5.3大气环境 为减轻工程作业中粉尘对大气环境的影响，在砂石料加工过程中，选用密闭式制砂设备制砂，施工开挖、钻孔爆破及石料破碎时采用湿法作业，混凝土拌和系统均安装除尘设施，水泥和粉煤灰采用密封式集装箱运输，原料和产成品运输实行口对口密闭传递。施工道路粉尘控制配备洒水车，并视天气情况及时调整洒水量和洒水频率，并委托专门单位进行路面维护和清扫，道路两旁尽可能植树种草。12.5.4生活垃圾处置措施工程施工期和电站运行期将会产生一定的生活垃圾，为预防生活垃圾对周围环境的影响，在施工生活区和电厂生活区合理摆放垃圾箱进行收集，定期外运至垃圾处理场进行集中处理，但要注意二次污染。应选择远离饮水源地和生活区、在主导风向下风侧修建生活垃圾卫生填埋场，设置环境保护图形标志。为利于植被恢复，关闭时表面应覆一层表土，其厚度视固体废物的颗粒大小和拟种植物的种类确定。12.5.5生态环境保护对策措施⑴鱼类保护措施①水库蓄水后，库区内浮游植物、浮游动物等饵料生物的种类及数量均有所增加，可充分利用饵料资源优势，向库区投放静水型鱼苗进行人工放养，补偿鱼类资源损失。②加强白龙江上游的渔政管理，对沿河“三废”排放进行监控，防止污染河道水体，禁渔期间严格控制捕鱼活动，避免白龙江流域鱼类资源遭到破坏。⑵陆生生态保护措施①合理布置工程渣场和施工场地，采取工程措施和植物措施相结合的水土保持综合措施，以工程措施控制集中、高强度流失，并为植物措施的实施创造条件；同时以植物措施与工程措施配套，提高水保效果，减少工程施工带来的新增水土流失量，恢复原有植被。②在工程区开展可持续开发等生态环境保护宣传工作，为工程区域内的生态环境建设创造一个良好的社会环境和群众基础。保证施工人员的生活条件，在工程施工期间，建设单位要集中解决生活能源，避免施工人员因生活需要砍伐植被。③施工期加强对施工人员环境保护意识，通过制度化管理，禁止非法猎捕、食用野生动物及鱼类。④ 在工程建设过程中应对当地居民加强生态环境保护和水土保持宣传，使其生态环境保护意识得到加强，自觉维护生态建设和水土保持，达到保护和改善区域生态环境的目标，实现区域经济的可持续发展。12.5.6人群健康保护措施人群健康保护措施包括：⑴加强工程施工区人群健康保护规划的编制和实施管理。⑵切实搞好环境整治、卫生供水设施建设，定期开展灭鼠活动、免疫接种，减少传染病的发生和流行。改善居住环境，提高健康水平、加强监督管理。⑶加强健康培训、宣传教育，倡导文明健康的娱乐、消费，提高自我保护意识，从而根本杜绝传染病的传播发生。12.5.7移民安置区环保措施⑴加强移民生态保护的宣传教育，以公告、宣传册发放形式教育移民，通过制度化严禁移民乱砍伐植被用于建房，薪材，非法捕猎野生动物。⑵移民生产安置规划需与生态建设要求相协调，在土地资源开发中，25°以上土地退耕还林，15°以上土地以林、园地建设为主；新开耕地不得占用原有林地，倡导坡改梯、土改田等土地改良措施。⑶迁建房屋过程中，尽量避免和少占耕地、林地，减少植被破坏和水土流失，并妥善处置施工“三废”造成新的环境影响，做好卫生防疫工作，避免对迁建人群健康造成不利影响。12.5.8水土保持措施水土保持措施是本工程生态保护措施的重要组成部分，对工程区生态环境将起到重要作用。水土流失防治措施主要包括弃渣场防护、料场防护、施工道路防护、施工迹地防护等方面（详见水保篇章）。12.5.9环境监测为了动态监测拱坝河口电站工程对环境造成的各种影响，以便为电站环境保护管理工作提供科学依据，并为白龙江下游河段梯级开发的环境影响评价积累基础资料，拱坝河口水电站工程的建设应进行环境监测，对电站施工、营运过程存在的主要环境影响、重点影响对象，结合施工、营运特点及开发功能和环境保护目标的要求，按照环境监测规范，有针对性的对电站施工期、营运期的地表水、生产污水、生活污水、废气、噪声进行监测。 12.6环境保护投资估算根据《水电工程设计概算编制办法及标准》（国家经贸委[2002]第78号公告）中关于环境保护工程项目的划分方法，类比其它水电站工程设计关于环境保护的费用，结合本工程的特点及初拟定的环境保护措施，经初步估算，拱坝河口水电站工程环境保护直接费用为58.80万元。其各分项费用见详表12.6.1。12.7初步评价结论和建议12.7.1环境背景评价拱坝河口水电站工程区属于暖温带半湿润气候，降水量属白龙江流域偏低区，日照充足，夏季炎热、冬季微寒。工程河段地表水环境现状质量良好。工程涉及区域内无国家级、地方受保护动、植物分布。通过实地勘察和资料分析，无影响工程建设的敏感环境保护目标。12.7.2主要有利影响和不利影响工程兴建对促进当地国民经济发展、带动当地居民脱贫致富、促进当地资源的开发利用和第三产业的发展，缓解地区的能源紧张局面，加强环境保护和维持生态平衡，具有积极作用。工程建设的社会效益、经济效益显著，且有一定的环境效益，如以电代燃可以节约煤炭等不可再生能源的消耗量，并减少大气污染物排放量；以电代柴可减少林木砍伐，保护森林植被；水库因水域增大，可以发展养殖业。电站建设的主要不利影响是：在大江干流筑坝对水生生物有一定不利影响；水库淹没将损失一定面积的河谷植被和耕地；电站施工期“三废”与噪声污染对施工区区域环境质量和施工人员健康产生一定程度的不利影响；施工占地和生产活动造成大面积的地表扰动和开挖破损面，从而将造成大量新增水土流失量，如不加强治理将产生较大危害。12.7.3评价结论根据拱坝河口水电站工程区环境现状，以及对工程建设主要环境影响的初步分析和评价，工程活动虽然将对自然环境造成一定的不利影响，但不存在制约工程建设的重大及敏感环境问题。并且电站建设的主要不利环境影响大多可以通过各种环境保护和水土保持措施加以减免。因此，从环境保护角度初步分析，拱坝河口水电站工程的兴建是可行的。 12.7.4建议⑴为了维护区域生态环境的良好态势，促进经济建设与生态环境保护发展，电站建设单位应与地方政府相关部门密切合作，统筹安排，共同加强对区域生态环境的保护管理。⑵电站施工期应加强施工管理，要求施工人员严格遵守各项工程管理条例，严禁捕猎野生动物，严禁在工程规划外破坏林木植被。⑶工程施工对环境的影响，进一步开展施工方法、施工方案等方面的研究，尽可能选择对当地植被、生态、水土保持等影响较小的方案。⑷应尽早开展环境现状监测和水生生物现状监测，为下一阶段工程环境影响评价工作提供基础资料。⑸在进行下一阶段工作中，应按照国家有关法律、政策程序，尽早开展工程环境影响评价和水土保持方案编制工作。 拱坝河口水电站工程环保费估算表表12.6.1序号项目单位单价（元）数量费用（万元）备注一施工期环境保护措施　　　36.07　1施工期废水处理　　　12.00　2大气环境保护费　　　16.00　2.1洒水车辆100000110.00　2.2运行费年2000036.00　3声环境保护措施（警示牌）个100100.10　4人群健康保护措施　　　4.97　4.1卫生防疫　　　1.91　　疫情建档人1012711.27　　疫情抽查人501270.64　4.2环境卫生管理　　　3.06　　消毒药品及器材年500031.50　　传播媒介的灭杀H㎡20003.280.66　　备用应急药品及器材年300030.90　5垃圾处理　　　3.0　5.1垃圾桶个30060.18　5.2垃圾清运及填埋年300030.90　5.3环卫人员工资人/年480041.92　二环境监测　　　8.19　1施工期监测项目　　　5.19　1.1水环境监测　　　4.45　　地表水组1500152.25　　生活污水组1000101.00　　饮用水组1200101.20　1.2大气及声环境监测　　　0.74　　大气环境敏感点监测组300200.60　　声环境敏感点监测组70200.14　2运行初期监测项目　　　3.00　2.1水质监测组1500203.00　三临时工程按一～二部分总和的3%1.33　四其他费用　　　7.86　1环境监理按一～三部分总和的2.15%0.98　2环境管理按一～三部分总和的2.75%1.25　3勘测设计按一～三部分总和的8%3.63　4竣工验收及评估费　　　2.00　基本预备费费率按10％5.35　静态总投资　58.80　 13水土保持设计13.1编制目的及依据13.1.1编制目的拱坝河口水电站工程为新建工程，建设过程中将会造成一定程度的水土流失。通过工程分析，初步明确工程建设中扰动地表面积、损坏水土保持设施，进而初步确定水土流失防治范围以及水保方案，为报告书的编制提供基本框架。13.1.2编制依据⑴法律法规《中华人民共和国水土保持法》（1991-6-29）。《中华人民共和国水法》（2002-8-29）。《中华人民共和国防洪法》（1997-8-29）。《中华人民共和国环境影响评价法》（2002－10－28）。《中华人民共和国水土保持法实施条例》（国务院1993-8-1）。《建设项目环境保护管理条例》（国务院[1998]第253号令）。《中华人民共和国河道管理条例》（国务院3号令1998-6-10）。⑵部门规章《水土保持生态环境监测网络管理办法》（水利部第12号令2000年1月30日；2005年7月8日修改）；《开发建设项目水土保持设施验收管理规定》（水利部第16号令2001年1月1日；2005年7月8日修改）；《水利部关于修改部分水利行政许可规章的决定》（水利部24号令2005年6月22日）。⑶规范性文件《开发建设项目水土保持方案管理办法》（水利部、国家计委、环保局水保［1994］513号）。《全国生态环境保护纲要》国务院。 《水利部关于水土保持设施解释问题的批复》（水利部1996年）。《关于规范水土保持方案技术评审工作的意见》（水利部办公厅水保[2005]121号）。《关于开发建设项目水土保持咨询服务费用计列的指导意见》（保监[2005]22号文）。《电力建设项目水土保持工作暂行规定》(水利部、国家电力公司水保（1998）423号)。《关于开发建设项目必须编报水土保持方案的通知》（安地水字［1998］57号）。⑷规范标准《开发建设项目水土保持方案技术规范》（GB50433—2008）。《开发建设项目水土流失防治标准》(GB50434-2008)。《水土保持综合治理规划通则》（GB/T15772－1995）。《水土保持综合治理技术规范》（GB/T16453.1～16453.6－1996）。《水土保持综合治理效益计算方法》（GB/T15774—1995）。《土壤侵蚀分类分级标准》（SL190—96）。《水土保持监测技术规程》（SL277－2002）。《水利水电工程等级划分及洪水标准》（SL252－2000）。《水利水电制图标准——水土保持图》（SL73.6－2001）。《水土保持工程概（估）算编制规定和定额》（水利部水总［2003］67号）。⑸主要技术资料《白龙江干流沙川坝～苗家坝河段水电开发调整规划报告》（审定本）中国水电顾问集团西北勘测设计研究院，2007年9月。项目区1∶50000地形图、工程区域1∶1000实测地形图。13.2建设项目概况拱坝河口水电站工程闸址和厂址位于武都区两水镇拱坝河口口，位于插补规划的锦屏电站库尾，距武都城区13km。坝址以上控制流域面积12254km² 。取水枢纽正常挡水位1040.00m，装机容量为18000kW，年利用小时数3602.5h。该电站枢纽工程属Ⅳ等小⑴型工程。电站为河床式。13.3项目区水土流失现状13.3.1水土流失现状及分布拱坝河口水电站工程枢位于白龙江中游段，下垫面条件较好，植被盖度高，水土流失类型以水力侵蚀为主，平均土壤侵蚀模数2000t/km2·a之间，属中度侵蚀，项目土壤容许侵蚀量为500t/km2·a，根据水利部公告2006年第2号《关于划分国家级水土流失重点防治区的公告》，项目区属嘉陵江上中游重点治理区。13.3.2水土流失成因分析结合现场调查、查勘及资料分析，工程区水土流失主要影响因子有降雨、地面坡度、植被覆盖度和过度开垦荒坡地等自然因素和人为因素。⑴自然因素水土流失的主要自然因素为气候、地形及地表物质组成三方面：白龙江流域属北亚热带季风气候区，气候温和，雨量充沛，夏无酷暑，冬无严寒。流域内降水量由北至南逐渐递增，一般在450mm～750mm之间，工程区一带为800mm左右。降水年内分配极不均匀，多集中在汛期5～10月，约占全年降水量的87%，尤其集中在7～9月，约占全年降水量的56%，9～10月多阴雨天气，形成超渗产流，产生水力侵蚀，成为水土流失的主要原动力。工程涉及区以高山峡谷为主形成的地貌类型，在此地貌下形成了坡陡谷深的自然地形，河岸两侧山峦重叠，沟谷交错，为水土流失的发生和发展提供了地形条件。⑵人为因素 造成当地水土流失的人为因素主要有两方面，一方面，由于当地人口数量增加，已开发土地的承载力不能满足人口增长的要求，致使当地植被覆盖率不高的情况下采取了破坏植被、毁林种粮的方法来扩大种植面积，导致对土地和自然资源的破坏加剧。开发面积不断扩大，原有植被遭到一定程度的破坏，加重了水土流失。另一方面，在开发建设及土地开垦过程中运用的一些不合理方法加重了水土流失，主要表现在天然林木大面积砍伐和人工林过量采伐，后期栽植、更新和抚育管理不善，加剧水土流失程度。13.3.3水土流失防治情况从成立水土保持机构以来，通过多年的治理，形成了适度规模、集中成片的防治网络，治理区的综合效益开始初显。13.4水土流失预测及危害分析13.4.1水土流失影响分析通过对工程建设活动与水土流失关系的分析，拱坝河口水电站工程开发对当地水土流失的影响主要集中在工程建设期，此期间工程占地、开挖、弃渣等施工活动，将使地表植被受到不同程度的扰动和损坏，在可蚀性降水的作用下将产生新增水土流失；而电站运行期间，无开挖、弃渣等活动，新增水土流失大大减弱。总体来看，施工场地和弃渣场集中布置在宽阔河谷一带，地势相对平缓，由于受地形条件和工程本身的限制，各施工场区施工强度和规模有限，且相对分散，工程建设活动不会造成所在地大范围的水土流失。但项目所在区域属于水土流失预防保护区，工程占地、开挖、弃渣等将改变原地貌形态，破坏原有植被，加之该区降水量较大，水土流失会进一步加剧。因此，施工开挖区和弃渣场将作为工程水土流失防治的重点区域。13.4.2扰动原地貌、损坏水土保持设施面积工程影响区总占地面积为304亩，其中永久占地188.5亩（河滩157.1亩，河滩耕地31.4亩），临时占地37亩(河滩地)；水库淹没水域面积153亩。工程弃渣总量9.82万m³；电站建成运行后，拦河闸阻隔对鱼类产生一定的影响。根据对工程区土地利用现状的调查，工程损坏水土保持设施面积河滩157.1亩，河滩耕地31.4亩，临时占地37亩(河滩地)；水库淹没水域153亩。13.4.3弃渣量分析及弃渣场规划本工程主体工程及临时工程土及砂卵石开挖总量200475m3，石方开挖31098m3，土石方填筑总量133357m3，共弃渣量98216m3（松方）。 工程弃渣堆放设一处渣场，位于枢纽上游的库区右岸渣场。弃渣场占地面积23亩，渣场总容量完全满足堆渣要求。表13.4.1拱坝河口电站主要工程量汇总表项目土方开挖m3石方开挖m3土方填筑m3砼及钢筋砼m3钢筋制安t第一部分建筑工程20047531098.60102142.08404911551.73混泥土闸坝工程259110726613821717发电厂房12439431098026670834.73上游河堤工程5016909487600第四部分临时工程0　031215.50013.4.4新增水土流失量预测1.预测时段按建设项目所处的不同阶段，水土流失预测的时段划分为基本建设和运行两个时段进行预测。拱坝河口水电站工程施工总工期规划为24个月，从工程筹建准备进行场地平整，修筑场内外道路及临建设施，到主体工程土石方开挖与砼工程施工过程，在这一时段内，由于施工扰动和破坏原地貌，形成了挖损面，产生大量弃土弃渣，易造成水土流失。而在运行期，由于没有开挖、弃渣等扰动地表的工程活动，施工场地、永久性工程区已全面固化或整体绿化，水土流失轻微。因此，施工期成为预测的主要时段，运行初期前2年植被恢复期，水土流失轻微为预测年。2.预测方法⑴加速侵蚀量加速侵蚀量主要考虑扰动面新增水土流失问题，本工程主要包括主体工程施工区、施工生产生活区、料场区等。筹建期、施工期和运行期的面蚀问题，有针对性地选择预测方法。根据加速侵蚀的定义，加速侵蚀量按下式计算：式中：W1——加速侵蚀量（t）；Msi——原始土壤侵蚀模数（t/km²•a）；Msi＇——扰动后土壤侵蚀模数（t/km²•a）； FAi——加速侵蚀面积（km²）；Ti——加速侵蚀期（a）；i——1，2，3…n，各水土流失分区不同土地类型。⑵弃渣流失量本工程开挖弃渣流失可按下面公式进行预测：＝（m=a-i+1）式中：Ms——预测年限内弃渣流失总量（m³）；Msi——第i年度各渣场弃渣在水土流失预测年限内的流失量（m³）；Win——第n个弃渣场第i年度弃渣堆放量（t/km²·a）；——第n个渣场m年度相应弃渣的流弃比系数（％）；A——水土流失预测年限。⑶工程区水土流失背景值根据《全国第三次土壤侵蚀遥感调查工作报告》，初步确定本项目区平均原生土壤侵蚀模数：1200t/km²·a。⑷新增水土流失量①本工程永久建筑物、施工临时设施、施工道路占地面积为2.3hm²，在水土流失预测年限内加速侵蚀量约为310t。②本工程弃渣总量达9.82万m³，根据主体工程进度，在分析工程区影响水土流失的因素前提下，确定相应流失参数，计算弃渣流失量为110t。综上所述，在工程建设区和直接影响区，其新增水土流失总量可达450t，流失量主要产生于工程开挖、弃渣。13.4.5水土流失危害 拱坝河口水电站工程施工区气候湿润，自然生态环境条件较好，但降雨量大而集中，多高山、冲沟，潜在着产生水土流失的自然条件。工程施工区集中在白龙江两侧，工程的兴建，主要在施工期通过破坏和扰动原地貌植被，以及土石方开挖引起的弃土弃渣量，如果不采取适当的措施，显然会对水土流失产生加剧作用，给人民生命财产造成损失，其主要危害可能为：⑴本工程弃渣主要堆放在沿河两岸的河滩地，渣体作为松散堆积体，遇暴雨，容易发生崩塌或泥石流，进入河道，淤积并抬高河床，减小过水断面，在汛期将影响洪水排放能力，加大河道两岸的淹没损失。⑵施工临时占地的水土流失将使土壤中的有机物、氮、磷及无机盐含量迅速降低，导致土地贫瘠和荒芜，加大绿化工作难度。影响当地景观和生态环境的恢复。⑶工程弃渣流入河道对下游电站的安全运行、效益产生不利影响。13.5水土保持方案总体布局13.5.1防治责任范围根据《开发建设项目水土保持技术规范》，结合工程水土流失预测结论，本工程水土流失防治责任范围包括工程建设区和直接影响区，其中工程建设区包括工程永久占地、各类施工设施占地、渣场占地、施工道路占地以及水库淹没区陆地面积为84.45hm²，直接影响区面积为2.52hm²，防治总面积86.97hm²。13.5.2水土保持方案总体布局拱坝河口水电站工程为河床式开发，项目区属于低山丘陵地貌，由于受到地形地貌条件的限制，施工场区布置相对分散，临时施工场区布置于较宽的河谷两岸，弃设置于厂房下游处的拱坝河口厂房渣场。同时，各施工场区土地利用现状，植被类型及盖度，施工扰动方式、范围和强度，水土流失特点等各异，这些因素就初步决定了整个方案中水土保持措施的总体规划和布局。因此，按照区域生态修复和生态建设的方向、地貌类型、建设时序、造成水土流失的特点、主体工程布局、防治责任区等进行分区，根据水土流失防治的轻重缓急，确定防治重点，统一布局，采取有针对性的防治措施，因地制宜，因害设防，综合治理。由此将项目防治责任范围分为以下防治分区：主体工程施工区、施工生产区、弃渣场区、水库淹没区和直接影响区。经预测分析后将弃渣场区确定为重点区防治，其它分区确定为一般防治区。 13.5.3分区防治措施项目建设区位于河谷地带，防治面积内土地以荒地、河滩、林地为主，措施总体布局应以恢复原地貌现有土地利用功能状态为基本原则，减轻对区域生态系统和景观格局的干扰，对于能够实施表土剥离的施工场区，施工前先将表土进行剥离、堆放，采取临时防护措施，以备覆土使用；对于临时施工生产生活区，施工期采取临时场地截、排水工程措施，施工结束后进行土地整治，恢复原有土地利用功能；对于工程永久占地区造成的裸露边坡采取工程护坡的基础上，实施生态修复；对永久生活区，主要以绿化和美化措施为主，修建排灌设施，适当配置园林饰品加以点缀。⑴主体工程施工区：主体工程建设区总面积4.54hm²，该区在主体工程设计中已采取了边坡危石处理等防护措施，其设计标准高于水土保持工程措施的设计标准，具有良好的水土保持功能，从水土保持方面考虑，具有采取植被恢复措施的条件，应尽可能使其裸露的开挖面得到绿化。该区域主要水保措施有河床平整2.76hm²、场地平整0.4hm²、收集表土0.28万m³、植树1110株、植草0.6hm²。⑵施工生产区：施工生产区总占地面积1.32hm²，工程施工附属企业区主要包括加工厂区系统的临时占地。在施工过程中，应采取临时性场区截排水与边坡拦挡保护措施，疏导临时施工场区的地表径流，减少水土流失，对场地上的原表层土进行集中堆放与保护。待工程施工结束后，首先进行场区清理与平整，用原表层土复土后，恢复植被。该区域主要水保措施有场地平整1.32hm²、收集表土0.4万m³、植树1320株、植草0.79hm²。⑶渣场区：弃渣场总占地面积0.56hm²，按照水土保持防治要求，应采取工程与植物措施对弃渣进行防护，治理弃渣场90%的新增水土流失，为防止洪水对弃渣场的冲蚀，堆渣后外侧设挡墙挡护，渣场表面绿化处理。渣场位于枢纽上游，渣场占地面积0.56hm²，堆放弃渣4.458万m³。该渣场白龙江阶地上的一块平整河滩地，主体工程设计中在临河侧布设了防洪堤，弃渣场只需要在堆放后进行覆土植被防护即可。⑷水库淹没区：水库淹没面积210 亩，原地貌以荒地、河滩地为主，在施工期基本不影响该区域，电站建设的回水淹没区地质稳定，产生滑坡、崩塌的可能性很小，淹没区植被状况较差，沿周边需要另行植树。直接影响区植被较差，自然修复可恢复其水保功能，需要布设新的水保措施。13.6水土保持监理和监测计划⑴水土保持监理为确保水土保持措施建设与主体工程建设严格执行“三同时”制度，在主体工程施工监理中，工程建设单位应委托具有水土保持工程监理资质或聘请注册水土保持生态建设监理工程师从事拱坝河口水电站工程水土保持监理工作，负责对水土保持工程的质量、进度和费用的监理。⑵水土保持监测水土保持监测是通过监测，及时掌握工程建设过程中的水土流失，并通过主管部门监督和工程监理及时加以控制，使工程造成的水土流失降低到最小程度。根据《中华人民共和国水土保持法实施条例》、《水土保持监测技术规程》等有关规定，拱坝河口水电站工程在下一阶段的水土保持工作中，建设单位须开展水土保持的监测工作，监测事项如下：监测范围：主体工程施工区、辅助企业区、弃渣场区、施工道路区。监测内容：水土流失因子监测、水土流失状况、水土保持设施监测、水土流失危害监测、水土保持6项指标监测（包括扰动土地整治率、水土流失总治理度、土壤流失控制比、拦渣率、植被恢复系数、林草覆盖率）。监测方法：拟采用定点监测法和调查监测法。在防治责任范围内，水土流失影响较小的地段，可进行调查监测；水土流失影响较大的地段，应进行地面观测。通过对水土流失及其防治效果的监测，更好的掌握水土流失变化情况，以便及时发现和纠正造成水土流失的不规范施工行为，为水土保持设施进一步完善和发挥作用提供依据。同时，其监测结果也是工程竣工验收的重要依据。13.7水土保持管理水土保持管理工作由建设单位配合当地水行政主管部门进行，严格按照水土保持设计要求进行，人员配备由建设单位委任专职或兼职人员负责，同时为了最大限度的减少人员编制和结合专业工作特点，水土保持管理工作与工程环境管理工作安排同一部门或人员负责。13.8水土保持投资估算 13.8.1编制依据⑴水利部水总[2003]67号文颁发的《开发建设项目水土保持工程概（估）算编制规定》；⑵水利部水总[2003]67号文颁发的《水土保持工程概算定额》；⑶水利部水土保持司保监[2005]22号文发布的《关于开发建设项目水土保持咨询服务费用计列的指导意见》；⑷国家计委、建设部计价格[2002]10号文；⑸《甘肃省水土流失补偿费、防治费计征标准和使用管理规定》；⑹国家和地方有关文件规定和取费标准等。13.8.2投资估算根据上述编制办法和拱坝河口水电站工程初步统计的工程量，经初步估算得出拱坝河口水电站工程新增水土保持措施总投资为113.78万元。其中工程措施63.20万元，植物措施13.27万元，施工辅助措施9.50万元，水土保持检测8.14万元，预备费5.27万元。见表13.8.113.9初步结论工程建设过程中，取水枢纽、引水建筑物、导流工程、砂石料场和施工临时设施的开挖、填筑等土石方较多，工程弃渣32.08万m³,大量弃渣堆置，易造成水土流失，预测流失量为750t。通过制定相应的工程措施和植物措施，将使工程建设造成的水土流失得到基本治理，水土流失得到控制，植被得到一定恢复，从而增强工程区地表涵养水源的能力，使有限的水土资源得到有效的利用，减少人为活动对环境的不利影响，使工程区生态环境得到恢复。 表13.8.1水土保持投资估算表单位：万元编号工程项目投资（万元）Ⅰ第一部分:工程措施63.20一工程部分52.60二编制年价差及相应税金8.60Ⅱ第二部分:植物措施13.27一树种草籽费2.77二种树种草费13.51Ⅲ第三部分:施工辅助措施9.50一临时防护工程2.97二施工辅助工程6.53Ⅳ第四部分:水土保持监测工程8.14一监测设施4.97二施工期监测费3.27Ⅴ第五部分其他费用11.40一项目建设管理费5.00二科研勘测设计费2.60三其他税费0.08四水土保持设施补偿费3.72　第一至五部分合计105.51　基本预备费5.27　水土保持工程专项投资（静态）113.78 14工程管理设计14.1编制依据1)能源部、能源水规[1991]375号文，关于印发《水利水电工程设计概(估)算编制的几点补充意见》的通知。2)国家建委(81)建发设字384号文。3)国家建委1980年12月《城市规划定额指标暂行规定》。4)国家电力公司国电人资(2000)499号文《关于颁发《供电劳动定员标准》(试行)和《水力发电厂编制定员标准》(试行)1990的通知。14.2管理机构根据管理的需要和“高效、精简、优化”的宗旨在技术管理，经济管理设置相应机构，确保电站安全经济、精简统一、高效生产，并设置党、团及工会组织，配备相应的干部。首部枢纽、引水系统及电厂等级别为Ⅳ等小（1）型工程，为有利于加强企业管理，避免重复设置，干部的设置也应作相应调整。初拟本电站实行厂长、副厂长、班组三级管理，电站的组织管理机构如下图：14.3人员编制和生产生活面积及辅助生产建筑面积（1）人员编制依据《中华人民共和国能源部水力发电厂编制定员标准》（试行）[1990年3月]进行编制。同时考虑到计算机监控，精简机构以及办公现代化管理的要求进行最终核定。初拟本电站实行厂长、副厂长、班组三级管理。电站编制总人数28人，其中生产人员20人，占71.4%，管理人员3人，占10.7%，后勤服务（含警卫消防等）5人，占17.9%。人员组成较为合理。人员组成详见表：（2）生产，福利建筑面积根据建设部，国家计委建(1993)632 号文件发布的《新建工矿企业项目住宅及配套设施建筑面积》(修订)拟定，详见下表，生产福利建筑面积总计1000m2。14.4主要管理设施本电站管理范围自库区至拦河闸及厂区，在电站投产前根据设计文件实地划出各建筑物并标明管理范围及边界，以进行全工程管理，主要措施为定期检查相应设施及此范围的水土保持情况，危险地段重点检查、重点管理，以保证电站的持续有效的长期安全运行。距武都区城约13km，有212公路相通，交通方便。拱坝河口电站人员编制表表14-1一、生产人员20人1.电气、机械运行16人2.机械、电气检修1人3.水工人员2人4.通讯1人二、管理人员3人1.行政管理人员（总）1人2.技术管理人员1人4.总工1人三.服务人员5人1.警卫人员1人2.消防人员1人3.车辆运输及库管1人4.其它服务人员2人　　　　总　　　计28生活区、生产辅助建筑面积统计表表14－2序号项　目综合建筑面积指标（m2/人）建筑面积（m2）1住宅及办公楼207002职工食堂260综合用房库房200管理、附属用房40 4总建筑面积1000为便于电站进行生产调度及行政管理，拟定以两条与电信局联系的有线电话，一条专线至中控室，作调度电话的后备通讯，另一条至厂办公室并下设约32门的程控交换机，负责厂内、外行政事务的联系并作调度电话的后备通讯手段。在电站厂区四周等场地尽量全部规划成绿化区，因地制宜的植树种草，以美化环境。14.5主要管理措施14.5.1工程管理范围和保护范围拱坝河口水电站工程管理范围主要包括主厂房、副厂房、引水发电建筑物、厂区、供电及通讯线路等部分。任何单位在枢纽区内进行生产性活动均需报请水电站管理单位及地方政府批准，防止出现水源污染、工程遭受破坏、影响工程的安全。工程管理的任务是保证各建筑物安全可靠，电站正常运行，提高经济效益。工程的保护措施应按不同部位、不同设施有所侧重和区别，具体可按其对整个水电站正常运行的危害程度划分保护等级。一般可分为重点保护、次重点保护和一般保护等三级，并视其不同等级要求设置安全监视，报警系统和防范措施，把不安全隐患降低到最低限度，保证水电站正常运行，保护业主利益，促进地方经济的发展。14.5.2主要管理内容(1)贯彻执行有关政策和上级指示；(2)熟悉本工程的规划、设计、施工和管理运行等资料及下游河道、水库的运行情况；(3)进行观测检查、养护修理、掌握工程动态，消除工程缺陷；(4)搞好水情预报，掌握雨情水情，做好工程的调度运行和防汛工作；(5)做好水质监测，搞好厂区绿化；(6)做好工程保卫工作；(7)健全工程档案，编写运作大事记录；(8)制定、修订工程管理办法及有关规定，并认真贯彻执行。14.5.3工程管理办法 14.5.3.1工程的进度管理进度管理将统筹考虑设计、施工、设备订货以及资金年度、季度安排等在时间上相互的衔接关系，使工程建设有序的进行。在本工程实施阶段之前，先编制好施工总进度计划（见施工总进度）以及人力、物力、财力的需要量计划。在编制进度计划时，我们将运用在水电工程建设中应用效果非常有效的两种编制进度计划的方法：一种是横道图设计划法（又称甘特图法），另一种是网络计划法，以此来合理安排工程的进度。在实施过程中，我们定期或不定期地检查进度计划，看工程实际进度是否和计划保持同步，发现问题及时分析原因，并采取有效措施解决，从而保证工程进度能按原预定计划完成。14.5.3.2质量管理抓质量要从施工的每一个环节，每一道工序抓起。为此，本项目将建立起工程质量监督体系、强化质量保证、推行全面质量管理（TOC）。同时，本项目还将坚持质量与经济结合，在签订工程承包合同中，就明确甲、乙双方的质量经济责任。工程建设时，本公司将聘请资质合格的工程监理公司担任监理，并和监理公司一起监督施工单位建立起质量保证体系，实施严格的质量检查验收制度和健全技术资料的上报、管理、立档制度，从而保持水电工程能达到相关的质量评定标准。14.5.3.3财务管理本项目公司在工程的建设过程中，从项目评估立项、设计、施工、投产发电、到回收投资，归还贷款本息，每个环节都将从评估经济效益着眼，加强调查研究，编制基建财务计划，加强建设资金筹集管理，控制工程造价，努力提高投资效益。14.5.3.4合同管理按照国家规定，本项目工程主要合同都将通过公开招标、投标来确定。全面履行合同规定的本公司的合同义务，组织各职能部门做好图纸、资金、材料、设备的供应。负责组织签订工程建设监理合同，明确监理单位对合同管理的权限。协调解决好各个建设项目合同履行过程中的矛盾和问题。14.5.3.5工程分阶段验收和总验收（1）工程截流前验收 水电工程截流标志着主体工程即将进入全面施工阶段，关系到工程和施工的安全，因此，截流前应由相关部门主持，按设计要求和相关规范对已完工的工程质量和各项准备工作进行全面检查验收。听取建设、设计等有关单位的汇报，审查提供的文件资料，检查已完水下和隐蔽工程及导截流工程质量是否符合设计要求，并作出质量鉴定。验收中发现的工程缺陷，应责成建设单位督促有关施工企业限期处理，如发现有严重问题，影响导流工程的安全运行或截流的把握性（如下流情况不佳，截流流量大于设计流量较多等），应及时提出处理意见，报上级主管部门。审定导流，截流方案，检查截流组织管理和准备工作落实情况，以及上、下游通信联络。检查库区人员搬迁情况，以及为解决碍航、漂木等问题而采取的临时措施落实情况、根据检查结果，写出工程截流前验收鉴定书。鉴定书的主要内容应包括：验收审查情况、工程质量评价，导截流前后必须进行的工作和注意事项，最后作出工程能否截流的结论，并及时将验收鉴定意见报告上级主管部门。（2）水库蓄水前验收水库蓄水关系到整个工程的安全和效益的发挥，且与上下游人民的生产、生活有着密切的关系，因此，水库蓄水前将申请按设计要求的工程质量和工程面貌行全面检查验收。审查下闸蓄水方案，检查下闸组织措施和准备工作落实情况。检查库区清理，搬迁，以及下游用水是否已妥善安排。根据检查结果，写出水库蓄水前验收鉴定书。为了确保施工期安全渡汛，本项目公司应会同主要施工企业和设计，生产单位组成防汛指挥机构，负责施工期渡汛工作，水库的运行要服从工程安全和施工的需要。（3）机组启动验收本项目的第1台机组及附属设备安装完毕后，本项目公司将组织有关单位按《验收规程》进行机组启动验收，确认后，方可移交，试生产。 检查机组启动前各项准备工作情况，审查和批准水电站成套备启动试验程序和试运行计划。根据检查结果，作出机组能否启动的结论，提出机组启动前必须进行的工作和注意事项，确定第一次机组启动的时间。机组运行结束后，确认已可安全运行，验收委员会应提出机组启动验收鉴定书的主要内容包括：对已完成工程的质量鉴定意见，机组启动试运行情况，验收意见，注意事项及其他待解决的遗留问题的处理意见、机组启动验收鉴定书的正、副本应按规定分送至有关单位、（4）竣工验收竣工验收由本单位申请相关业务领导部门的主持，汇同有关单位，组成竣工验收委员会。听取并审查建设、设计、生产单位和初验工作组的报告，检查工程运行情况。协调、仲裁有关部门和单位之间存在的各种予盾。讨论并通过竣工验收鉴定书，验收委员会全体委员应在竣工验收鉴定书上签字。主持建设单位与生产单位之间的交接签字仪式。14.5.4工程检查监视工程的运行状态变化和工作状况，掌握工程变化规律，为正确管理运行提供科学依据，及时发现不正常迹象，分析原因，采取措施，防止事故的发生。(1)经常检查：工程管理单位对各建筑物的各个部分、闸门及启闭机械、动力设备、通讯设施、水流形态、岸边冲刷及边坡稳定等进行经常性检查，由专职专业人员负责。(2)定期检查：每年汛前、汛后应对主要建筑物进行定期全面检查。检查由管理单位负责人组织有关专业技术人员进行，制定检查方案。(3)特殊检查：当发生特大洪水、暴风暴雨、地震等工程非常运行情况或发生重大事故时，管理单位应及时组织力量检查，必要时请上级主管部门共同检查。14.5.5工程监测本工程仅布置一般性观测，计有枢纽水位和流量观测、厂房边坡变形观测。在工程运行期间，如发现有异常情况，应有针对性地加强某些观测项目的观测。 监测要保证成果的真实性和准确性，做好资料整编工作，对监测成果及时进行整理分析，绘制图表，研究工程运行情况是否正常。如果发现观测成果出现异常，应加密测量次数，分析原因，采取处理措施，重要问题应保护现场及时上报处理。15劳动安全与工业卫生15.1设计依据15.1.1国家、地方项目主管部门的有关文件（1）中华人民共和国劳动法；（2）劳动部令第3号“建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定”；（3）水电规设[1997]0014号“关于在编制可行性研究报告时增加《劳动安全与工业卫生》篇的通知”；（4）劳安字[1992]1号“建设项目（工程）职业安全卫生设施和技术措施验收办法”；（5）卫监发[1994]第28号“关于发布工业企业建设项目卫生预评价规范”通知和附件。15.1.2设计采用的主要技术规范、规程、标准《水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规划》DL5061—1996《小型水电站可研设计报告编制规程》（SL/T179-96）；《水利水电工程初步设计报告编制规程》DL5021—93《水利水电枢纽工程等级划分及设计标准（山区、丘陵部分）》SDJ12—78《防洪标准》GB50201—94《建设防火设计规范》GBJ16—87（2001年版）《水喷雾灭火设计规范》GB50219—95《水利水电工程设计防火规范》SDJ278—90《火灾自动报警系统设计规范》GB50136—98《工业企业噪声控制设计规范》GBJ87—85 《工业企业噪声测量规范》GBJ122《电气设备安全设计总则》GB5083—85《高压配电装置设计技术规程》SDJ5—85《机械防护安全距离》GB12265—90《机械设备防护罩安全要求》GB8196—87《安全标志使用导则》GB16179—1996《安全标志》GB2894—1996《起重机设计规范》GB38013—83《固定式钢直梯》GB4053.1—83《固定式钢斜梯》GB4503.2—83《防止静电事故通用导则》GB12158—90《钢制压力容器》GB150《水轮发电机基本技术条件》GB7894—87《车间空气中电焊烟尘卫生标准》GB16194—1996《电力设备典型消防规程》DL5027—93《噪声作业分级》LD80—1995《水力发电厂厂房采暖通风和空气调节设计技术规定》SDJQ1—84《水力发电厂机电设计技术规范》(试行)SDJ173—8515.1.3设计的任务和目的为了贯彻“安全第一，预防为主”的方针，本工程遵照电力工业部、水利部、劳动部联合颁布的《水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范》（DL5061—1996），并结合本工程的特点和具体情况，阐述了对工程投入生产后，劳动者在生产劳动过程中可能直接危及劳动者人身安全和身体健康的各种因素，并采取了符合规范要求和工程实际的具体防护措施。做到工程投产后，保障劳动者在劳动中的安全与健康的要求。同时，根据《水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范》DL5061—1996有关规定，在下阶段工作中对工程所需的设备和材料，估做好选用工作。15.1.4安全标志 根据电站的枢纽总布置图，在容易导致安全事故的场所或发生事故后需要疏散的通道，如安全疏散通道，消防设施等需要设置安全标志的场所，按标准《DL5061—1996》附录A的规定执行。安全标志的制作、几何图形及颜色等应符合GB2894《安全标志》的要求。15.2工程综述15.2.1工程概况拱坝河口水电站工程位于甘肃省陇南市武都区境内的白龙江上，距陇南市13km。坝址布置在甘肃省武都区两水镇拱坝河口河口上游100m处，电站厂址布置在甘肃省陇南市武都区两水镇白龙江右岸。是甘肃省陇南市境内白龙江流域水电梯级开发方案规划的第3级电站。该电站为一河床式电站，电站正常蓄水位1040.00m，额定水头8.5m，引用流量250m3/s，装机容量15MW，除发电和提供少许灌溉用水外无其它综合利用要求。15.2.2自然条件白龙江流域属北亚热带和暖温带湿润气候，季风性气候特征显著。由于地理位置及下垫条件的差异大，气候差异亦较大。拱坝河口电站工程区气候特性接近武都城区，属大陆性亚热带气候，日照充足，夏季炎热，冬季微寒，降水量不多。据武都气象站资料统计分析：多年平均气温14.8℃，其中6～8月最高，三个月平均气温24℃，一月最低，平均气温3.2℃；历年极端最高气温37.6℃（出现在6月），极端最低气温-8.6℃（出现在12月）；多年平均降水量484.9mm，年内分配不均，主要集中在5～9月，其降水量379.9mm，占全年的78.3%，11月～翌年3月降水量28.1mm，仅占全年的5.8%；全年日最大雨量55.9mm，出现暴雨的机会少；多年平均相对湿度63%，其中9、10月稍大，71～74%；多年平均风速1.5m/s，瞬时最大风速24.0m/s。工程区地面冬天无积雪、河水不结冰，霜期短，冻土浅，最大冻土深11cm。工程区位于其中游河段，基本沿白龙江复背斜核发育，河谷宽阔，谷底宽一般0. 2～1km，局部可达3.5km,形成河谷小盆地，经筑堤打坝己成良田。现代河床宽度一般50～200m，坡降平缓。河谷南岩为岷山山系，山顶海拨多在3000m以上，山势陡峻，为石炭系侵蚀褶皱断块石质山地，由坚硬的石灰岩组成，斜坡上陡下缓，多为坡积物或阶地堆积物覆盖。北岸属中低山，坡度较缓，植被差，侵蚀严重，水土流失严重，可谓沟壑纵横。15.2.3工程总体布置首部枢纽位于甘肃省武都区两水镇拱坝河口河口上游100m处，控制集水面积12254km2，厂址布置在甘肃武都两水镇拱坝河口河口的右岸台地上。从上到下依次布置的水工建筑物包括拦河闸、厂房、尾水渠等。15.2.4疏散通道、消防通道及消防水源15.2.4.1疏散通道、消防通道右岸厂房由主机间、安装间和副厂房组成。水轮机层为地面建筑，发电机层和安装间高程为1050.00m，均为地面建筑。安装间大门可直通室外作为主要安全出口。发电机层主机间通过乙级防火门与副厂房相连，副厂房设有门厅直通室外，可作为第二安全出口。升压站位于主厂房的下游侧，平面尺寸40×25m2，地面高程1050.00m。副厂房内竖向交通楼梯梯段宽1.5m，至安全出口的最远距离约20m，满足疏散小于50m的要求。安全疏散门的净宽≥0.9m，并向疏散方向开启；通道净宽≥1.2m；楼梯净宽≥1.1m，坡度≤45°，均满足规程规范的要求。15.2.4.2消防水源主、副厂房室内外设消火栓消防系统，两者均为常高压消防系统。根据水利水电工程设计防火规范SDJ278—90第9.1.3条，消防给水量按一个设备一次灭火的最大灭火水量和一个建筑物一次灭火的最大灭火水量二者用水量较大者确定。在本工程中，主厂房机电设备一次消防用水量为80m3,主厂房建筑一次消防用水量为150m3。副厂房设室内消火栓二套，满足Φ13水枪充实水柱不小于12m，配SN50室内消火栓，并带有小口径直流开关水枪，以便用户自救。室外消火栓沿厂区道路设置，选用SS—100—10型地上式室外消火栓。消防水取自尾水。在尾水渠内设长轴节能水泵100LCT(W)—35A×2—L两台，设ZLS-100全自动滤水器两台,一用一备。消防出水管选用DN150出水管，引至厂区供机组分DN100 支管供厂房内外消火栓消防。15.3劳动安全15.3.1防火、防爆本电站的主、副厂房及机电设备的防火、防爆设计依据《水利水电工程设计防火规范》SDJ278—90、《水力发电厂机电设计技术规范》SDJ173—85（试行）、《建筑设计防火规范》GBJ16—87（2001年版）、《水力发电厂厂房采暖通风和空气调节设计技术规定》SDJQ1—84、《水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范》DL5061—1996和《水利水电工程通信设计技术规程》DL/T5080—1997及相关规程的规定设计和选型，详见初步设计报告《9.消防报告》。针对本电站的具体情况，在消防设计中严格考虑防火间距、安全疏散通道、消防设备的配置、对外通道。对消防水源、设备事故排油、排烟、消防配电以及自动报警等消防措施，积极采用先进的防火技术，做到保障安全、适用方便、技术先进、经济合理。本电站主、副厂房为地面式，副厂房位于主厂房的下游侧。主厂房、副厂房内部按有关的规程规范装设有消防设施，所有的消防栓、灭火器和灭火用器具的设置点均设有提示标志。同时在电站内设计有方便的交通通道，能有效地限制火灾事故的影响范围，安全快速地疏散运行人员，减小火灾事故的损失。所有工作场所严禁采用明火取暖。在主、副厂房各层及主变室的显眼位置设防火、防爆标识牌。在电站任何部位严禁任何型式的明火电炉烘烤受潮电气设备。根据本电站工程的枢纽布置，消防设计的重点是首部枢纽和厂区枢纽。首部枢纽中的供配电室、启闭机室、起重机、值班室等处为重点，以手提式灭火器为主；厂区枢纽中的主、副厂房以化学灭火与水灭火结合，机电设备以化学灭火为主。本电站安装间侧面设有透平油罐室及油处理室，油罐室及油处理室采用防火墙与其他房间隔开。油罐室内油罐及其管路均安全接地，每个油罐设有2点接地，接地电阻小于30Ω。油处理使用的滤纸烘箱布置在专设的小间里，移动式油处理设备在工作位置均设置相应的临时接地点。 油处理室和油罐室有着火危险的房间，照明器具采用防爆灯具。开关和插座应采用防爆式，或安装在门外或相邻的房间内。水轮机层及以下的房间内，均采用防水灯具、开关及插座。压力油罐、中压与低压储气罐遵照现行的《压力容器安全技术监察规范》和GB150—1998《钢制压力容器》的规定进行设计。压力油罐、中低压储气罐设置有安全阀，安全阀设置在压力油罐、中低压储气罐的顶部。当压力油罐、中低压储气罐内的压力超过设定值时，安全阀开启向非运行、巡视工作区泄压。主变的泄压装置避开运行巡视工作的部位，以防止当设备故障时保护装置失灵，通过泄压装置释放内部压力时伤害工作人员。在主变变压器上设置有泄压装置，并在主变压器之间设防火隔墙。厂用变及厂用配电室和励磁变及10kV高压配电室均设有向外开启的丙级防火门。配电装置室不设门坎，门为向外开启的丙级防火门，在门的内侧装设不用钥匙开启的弹簧锁。所有控制设备均应可靠接地，以免产生静电引起火灾及人员伤害。所有火警系统的控制信号电缆均应选用阻燃电缆。所有电缆孔洞均应采用防火堵料封堵。蓄电池选用防爆型、泄露小、免维护型电池。副厂房蓄电池室和油罐室、油处理室的通风按照《水力发电厂厂房采暖通风和空气调节设计规定》SDJQ1—84进行设计，故采用防爆型轴流风机通过难燃的玻璃钢风管排风，将室内的余热及废气排至室外，进风口和排风口处均设置有自动复位防火调节阀或排烟阀，杜绝火灾事故的发生。整个厂房的排风系统均兼作事故排烟系统，并经风机排至室外。15.3.2防电气伤害为防止运行人员操作维护中发生触电事故，保证运行人员的安全，厂内外电气设计均符合GB50060—92《3.0～130kV高压配电装置设计规范》和SDJ5—85《高压配电装置设计规程》的要求。对于厂内和户外配电装置，有可能会发生触电危险的局部区域，为增加运行安全感，加装保护网。设计上尽可能采用能防止电气伤害事故发生的电气设备，如桥式起重机采用封闭型安全滑线。为防止因误操作而带来人身触电或伤害事故，成套开关柜选用了带“五防”功能的柜型。130kV断路器、隔离开关，接地开关相互之间均应设电气联锁装置。 电站接地设计、事故照明设计满足有关规程规范要求。电气设备外壳和钢构架在正常运行时的最高温升，不同部位均符合有关标准的规定。15.3.3防机械伤害、防坠落伤害本阶段根据《水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范》DL5061—1996，结合本电站工程特点，进行防机械伤害、防坠落伤害设计。机械设备防护安全距离、机构设备防护罩和防护屏的安全要求以及设备安全卫生要求等应符合《生产设备安全卫生总则》GB5083—85、《机械防护安全距离》GB12295—90、《机械设备防护罩安全要求》GB8196—87和《防护屏安全要求》GB8197—87等有关标准的规定。起重机、启闭设备用钢丝绳、滑轮、吊钩等应符合GB6067《起重机安全规程》的有关规定。主厂房桥机设行车声光报警信号，轨道两端应设有可靠的缓冲器，以防止刹车失灵等引起的越轨事故。在尾水平台的坠落面侧设置1m高的固定式防护栏杆。厂房各层吊物孔（如蝶阀孔等）、集水井进人孔平时设有盖板和设置临时防护栏杆用的槽孔。盖板打开后均设置临时防护栏杆，盖板的设计能承受2000N/m2均布荷载。机组或其它设备检修时形成的孔、坑，如发电机上盖吊开后形成的机坑，为避免检修期间发生坠落伤人事故，均设有临时安装防护栏杆。旋转机械的联轴节设置保护罩。凡坠落高度在2m以上的工作平台、人行通道（部位），在坠落面侧设置固定式防护栏杆。防护栏杆高度为1.05～1.2m，立杆或横杆的间距不大于0.25m，而且有足够的强度，防护栏杆的承载能力按500N/m设计。所有平面闸门门槽、拦污栅栅槽，其槽孔上方坠落面侧设活动式栏杆。所有防护栏杆均按《安全标志》GB2894的规定设置安全标志。为了确保出线场电气设备安全运行，避免坡面滚石对电气设备造成危害，在边坡上设置高3m的铁丝防护网进行保护。由于该水电站采用机械通风，因而风机较多，安装位置在工作区墙体上且低于2.5m 的轴流风机均设置金属保护网，主排风机室及主变室排风机房内的离心风机为皮带传动，设置保护罩将皮带及主、从动轮与工作区隔离，防止机械伤害。楼梯、钢梯、平台用踏脚板采用花纹钢板等防滑措施，以防止人员滑倒摔伤。15.3.4防洪、防淹根据《水电枢纽工程等级划分及设计安全标准》（DL5180—2003）规定，本电站首部枢纽建筑物设计洪水标准采用30年一遇，校核洪水标准采用100年一遇；厂区枢纽建筑物设计洪水标准采用50年一遇，校核洪水标准采用100年一遇。厂区地坪高程1040.80m，升压站地坪高程1050.00m满足防洪要求。15.4工业卫生15.4.1防噪声及防振动本电站的防噪声及防振动设计遵照《工业企业噪声控制设计规范》GBJ87—85的规定。结合本电站的特点，工作场所的噪声宜符合《水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范》DL5161—1996等5.1.1所列噪声A声级限制值的要求。水轮发电机组、空压机、风机、水泵、电动机、变压器和断路器等均为噪音和振动的重点防治设备。在选型时，应选用噪音和振动水平符合国家现行有关标准的设备，使主厂房各层、空压机室、油处理室及机修车间等作业场所和生产设备房间内的背景噪声限制在85dB（A声级）之内；继电保护室、直流柜室、电气二次试验室、自动化试验室内背景噪声限制在70dB（A声级）之内；中央控制室、计算机房等的室内背景噪声限制在60dB（A声级）之内。水轮发电机组是一个大的振动及噪音源，机组的盖板、进入门、引出线洞隔板，技施设计时应采用减振、隔声措施。防止工作闸门停留在强振动区。空压机、油泵等布置在单独的房间内；空压机的基础设有减振措施；空压机室的门采用隔间防爆门。水机室装设有隔音门，以减轻水轮机噪声外传。所有的轴流风机均使用低噪声的DZ系列风机，噪声低、振动小。中控室、计算机室、通讯室设置有分体单元式空调机，噪声较低，出风口设置了风帽，基础设置了橡胶减振器，有效地降低室内的噪声水平，满足规范要求。 15.4.2温度与温度控制本电站的温度与湿度控制，依据《水力发电厂厂房采暖通风和空气调节设计规定》SDJQ1—84进行设计。本电站为地面厂房，厂房的通风方式是通过发电机层大门及窗户进行自然通风。中控室设置2台HF9Q-1柜式空调、计算机室、通讯室、会议室等各设置1台HF9Q-1型柜式空调机进行制冷和采暖，以保证室内的温、湿度满足设计要求。15.4.3采光与照明电站各类工作场所的照度标准按水力发电厂照明有关标准的规定设计。15.4.4防尘、防污、防腐蚀、防毒本电站通风系统的进风均来自无污染源的大气，通风管道采用防潮、防腐蚀、阻燃的玻璃钢风管或涂有防锈漆的铁皮风管，保证室内空气的清新、洁净，满足设计要求。中控室、通信机房、屋内配电装置室的地面采用坚硬的、不起尘埃的材料。门窗作密封处理，防尘、防水、隔热。铅酸蓄电池室内的蓄电池采用免维护蓄电池，该电池不用加水和排酸，采用全密封形式。水轮发电机的机械制动装置宜采取防止尘埃扩散的措施。主变压器事故油池，在蓄积有油和水时，要经油水分离后，方可排放。设备支撑构架、水管、气管、油管和风管根据不同的环境采取经济合理的防腐措施，除锈、涂漆、镀锌、喷塑等防腐处理工艺等符合国家现行有关标准的规定。支撑构架应有一定强度。15.4.5防电磁辐射我国对200～500kV变电所的静电感应场强水平作了大量的实测及模拟试验工作，认为空间场强10kV/m是一个安全水平，而对220kV变电所测得其空间场强一般不超过5kV/m。本电站出线电压为35kV，设计能保证静电感应场强在5kV/m以下，满足规程要求。 15.5安全卫生设施15.5.1辅助用房本电站主、副厂房为地面建筑，副厂房包括有高压开关室和中控室。辅助用房根据枢纽总体布置和运行管理的需要，结合工程投资，工程开挖等因素统一考虑，设置于中控室附近。中设置附近设更衣室兼作休息之用。副厂房值班室旁设置男女卫生间，面积约24m2。男、女卫生间内各设有4个便器及淋浴龙头，盥洗间公共部位设有电热水器、洗手龙头、拖布水池等，盥洗、卫生间污水经处理后排放。休息室产生的垃圾由人工清运出走。辅助用房严禁采用明火取暖方式，辅助用房的进风采暖均与主副厂房联通使用。15.5.2安全卫生管理机构及配置本电站根据本工程规模大小及职工人数设置安全卫生管理机构，其人员为两人；该管理机构根据工程的实际情况，配置如温度计、振动测量仪、电磁场测量仪、照度计等监测仪器设备和必要的安全宣传设备。15.6周围环境对安全卫生的影响及防范措施工程建成后，闸址至厂址河段布置在一起，不形成减水河段，附近村民可能就近涉河进入库区活动。洪水季节水库泄洪或上游水库放空检查时，河道水位迅速升高，可能危及人员生命安全，需建立预警设施。在减水河段区设置警示牌，禁止人员下河，避免安全事故发生。为保护河水水质，需加强环境管理和环境保护工作，在工程河段靠公路侧设置标示牌，严禁施工企业和施工人员乱扔（倒）垃圾。施工开挖面、料场、公路等可能新增水土流失部位，在施工过程中和竣工后，均应严格按照水土保持的要求采取措施，包括边坡处理、设置拦渣墙等工程措施以及施工开挖裸露面的绿化整治及景观恢复等植物措施。工程完成后，对施工用地进行拆除、平整和绿化，恢复景观。施工期人群健康结合疫情检查、水源保护、建立防疫机构等方式保护。工程区全面保护自然资料和自然环境，重点是拯救和保护珍稀野生动植物，爱护保护区是每个公民应尽的义务，在职工中将进行《中华人民共和国自然保护区条例》等相关法规的宣传教育，并在厂区及首部枢纽设置警示牌。 15.7预期效果评价水电属清洁能源，运行期间无污染发生，电站下游河段泄洪及电站日调节对在尾水中作业的人员安全危害较大，为本工程对外环境的主要安全隐患。库区及厂区两岸居民区均已设置警示牌，同时在工程试运行期将对沿河两岸居民进行安全教育，禁止人员下河活动，可使安全事故的发生得以避免。15.8存在的问题和建议水电站运行时的振动和噪声是客观存在的问题，其振动源是水轮发电机组（以下简称机组）。影响机组振动的原因比较复杂，主要有机械不平衡和电磁力等。因此，除了需要机组制造厂家提供有减震措施的合格产品外，在机组安装时尚需对机组安装提出严格的技术要求，以达到控制振动、减少振幅和减低噪声的目的。 16投资概算16.1编制说明受业主委托，我院根据按甘肃省水利厅，甘肃省发展和改革委员会，甘肃省物价局文件甘水发（2009）424号文关于颁发《甘肃省水利水电工程设计概（估）算编制规定》和2012年2季度价格水平编制设计概算。16.1.1工程概况拱坝河口水电站位于甘肃省武都区境内，是白龙江干流中游段靠两水镇的一级水电站。闸址位于位于两水镇后坝村白龙江与拱坝河的交汇处，工程区左岸有212国道纵贯首尾，右岸有机耕道从两水镇至草坝子村，交通较为方便.该电站为无调节低坝大流量河床式电站，从右到左依次布置的水工建筑物包括厂房、泄洪冲砂闸等。拱坝河口水电站工程为径流式，工程的主要任务是发电，本阶段推荐电站装机容量为3×6000=18000kW，其多年平均发电量为6484.5万kWh，装机年利用小数3602.5h，编制概预算建设规模为中型。工程施工总工期36个月，首台机组发电日期为30个月。16.1.2投资主要指标依据国家现行编制规定和《甘肃省拱坝河口水电站初步设计报告》，按照2012年2季度价格水平编制的工程投资主要指标见总概算表。16.1.3枢纽建筑物投资（1）编制原则、依据A、项目划分、费用构成及计费标准以甘肃省水利厅，甘肃省发展和改革委员会，甘肃省物价局文件甘水发（2009）424 号文关于颁发《甘肃省水利水电工程设计概（估）算编制规定》为依据计算。投资主要指标表表16-1-1费用项目单位投资指标静态总投资万元13067.38工程总投资万元13544.53单位千瓦总投资元7525B、定额选用建筑工程执行甘水规发[1996]第41号文颁发的《甘肃省水利水电建筑工程概算定额》；安装工程执行水利部水建[1993]63号文颁发的《中小型水利水电设备安装工程概算定额》；施工机械台班费执行甘水规发[1996]第41号文颁发的《甘肃省水利水电工程机械台班费定额》。C、有关文件：⑴《国家发展改革委关于调整成品油价格的通知》的通知⑵国家计委计投资(1999)1340号文“国家计委关于加强对基本建设大中型项目概算中价差预备费管理有关问题的通知”；⑶中国人民银行关于上调金融机构存贷款基准利率的决定；⑷国家、地方其他有关政策及规定；⑸初设阶段设计图纸及工程量。（2）基础价格编制A、人工预算单价按甘肃省水利水电工程设计概（估）算编制规定，武都区属于二类地区，高原补贴每人每月20元。经计算武都区人工工资为：土方工程31.03元/工日， 石方工程33.02元/工日，砼、安装及机械人工工资35.02元/工日。B、材料预算价格根据设计拟定的材料供应方式计算主要材料预算价格。材料原价(除炸药按国家定价外)按2012年2季度建设单位提供的价格资料和实际调查的市场大宗批发价或出厂价确定。①钢材钢筋拟由兰州采购供货，由汽车运440km至工地。钢板及其它型钢由兰州采购供货。②木材由当地国有林场采购供货，汽车运输45km至工地仓库。③水泥水泥由润基水泥厂供应，由汽车运15km至工地。④油料当地油库供货，汽车运输7km至工地油库。⑤炸药武都区公安局审查供货，汽车运输8km至炸药库。炸药执行发改价格[2005]841号文《国家发展改革委关于调整民用爆破器材出厂价格的通知》。⑥运价及运杂费公路：普通货物按调查的市场价格拟定。⑦运输保险费：参照中国人民保险公司1997年7月发布的《货物运输保险条款》规定计算。C、其他次要材料预算价按武都区建筑材料现行市场价格加运至现场运杂费拟定。（3）施工用电、风、水价格A、施工用电价格 本工程施工用电主要考虑电网供电95%、少量自发电5%。地方电网外购电价为0.76元/kW.h计算得电价1.13元/kW.hB、施工用风、水价格按施工组织设计拟定的设备清单及有关设计资料计算本工程所需风、水预算价格。经计算风价:0.29元/m3，工程用水价:1.36元/m3。（4）施工用砂石单价该工程骨料采用当地自产的砂砾料，料场见有关章节。块石由当地石料厂购买.砂子：60元/m3石子：70元/m3块石：80元/m3（5）施工机械使用费施工机械台班费执行甘水规发[1996]第41号文颁发的《甘肃省水利水电工程机械台班费定额》。（6）混凝土材料单价根据设计确定的不同工程部位的混凝土标号、级配和龄期，按照《甘肃省水利水电建筑工程概算定额》附录中混凝土材料配合比表计算。（7）建筑安装工程单价A、建筑工程单价按水工建筑物结构型式、断面尺寸、施工组织设计确定的施工方法、主要机械规格、型号，选用相应的定额编制。B、安装工程单价设备安装费，包括未计价装置性材料安装费，均按《甘肃省水利水电工程设计概（估）算编制规定》计算。C、取费费率（见表16－1－3）按“编制办法”，有关费率标准取值 建筑安装工程单价取费标准表建筑安装工程单价取费标准表表16－1－3序号名称计算基础费率备注1台班一类费调整系数　1.15　2人工高原系数　0　3其他直接费率(安装）直接费4.5%　4其他直接费率(土建）直接费3.5%　5间接费　　　　土方工程人工费20%中型工程　一般石方及沙石备料工程人工费25%中型工程　砼工程人工费65%中型工程　设备安装人工费59%中型工程　钻孔灌浆工程人工费46%中型工程　其他人工费52%中型工程　机械化土方直接费8%中型工程6计划利润　7%　7税金　3.22%　8扩大（采用省96概算定额）　10%　（8）施工辅助工程A、公路、桥梁工程按设计工程量乘单价指标计算。工程环境保护设施和施工期水土保持工程、工程占地补偿详见报告有关章节。C、临时房屋建筑工程见施工组织设计。b.办公及生活、文化福利建筑见施工组织设计。D、其他临时工程按一至四部分建安费之和的4.5%计算（指除施工导流、施工交通、施工房 屋建筑、场外供电线路四项工程以外的全部临时工程。主要包括风、水、电、通讯系统，砂石料系统，混凝土拌和浇筑系统，土石料场，木工、钢筋、机修等辅助加工场，砼预制场，施工排水、场地平整、道路养护、施工期环境保护、防汛、施工环保设施等。）。（9）机电、金属结构设备工程A、设备原价①设备价格：按2012年第2季度市场价格，厂家询价后计列。②主要机电设备及金属结构设备价格：详见机电设备概算表。B、运杂三项费率①主要设备及其他设备运杂费均按占设备原价的百分率计算。（10）其他费用按《甘肃省水利水电工程设计概（估）算编制规定》逐项计算。A、建设管理费①建设单位开办费按“编制办法”规定计算得20万元。②建设单位经常费1）建设单位人员经常费：基本定员：16人。2）工程管理经常费：按建设单位开办费和建设单位人员经常费之和的15%计算。③工程建设监理费：按建设部监理取费标准调整后计算。④联合试运转费：按“编制办法”规定计算，其费用指标按3万元/台计算。B、生产准备费共计46.49万元C、科研勘设费共计394.92万元D、其他工程保险费共计85.43万元。（11）预备费A、基本预备费 按一至五部分投资的5%计列。B、价差预备费根据国家计委计投资(1999)1340号文的规定，价差预备费暂不计列。（12）贷款利息计算依据、贷款利率及资本金比例建设期贷款利率采用央行现行利率。（13）有关问题的说明电站总投资中不含送出工程投资。16.2投资概算表1、总概算表2、建筑工程概算表3、机电设备及安装工程概算表4、金属设备及安装工程概算表5、临时工程概算表6、其他费用概算表7、建筑工程单价汇总表8、安装工程单价汇总表9、工程量汇总表10、建筑材料及劳动工日汇总表11、主要材料预算价格汇总表12、施工机械台班费汇总表 总概算表单位：万元编号工程或费用名称建筑安装工程费设备费其它费用合计占一至五部分投资（%）Ⅰ工程部分费用　　　　　　第一部分建筑工程5738.615738.6152.53%一主体建筑工程5603.455603.451闸坝工程1513.011513.012发电厂房2164.922164.923尾水渠394.54394.544上游河堤工程1090.311090.315厂房附属建筑工程440.67440.67二其他建筑工程135.17135.171动力线路18.0018.002照明线路10.0010.003通讯线路3.003.004水情自动测报系统12.0012.005厂区至进水口公路8.008.006其他永久工程84.1784.17　第二部分机电设备205.092884.933090.0228.29%一发电设备及安装工程171.122508.392508.39二升压变电设备及安装工程7.39235.37235.37三公用设备及安装工程26.58141.17141.17　第三部分金属设备73.67507.96581.635.32%一挡水工程38.44268.84307.27二发电厂工程35.23239.12274.35　第四部分临时工程540.48540.484.95%一施工导流133.09133.09二交通工程36.2036.20三临时房建88.8088.80 总概算表单位：万元编号工程或费用名称建筑安装工程费设备费其它费用合计占一至五部分投资（%）四其它临时工程282.40282.40　第五部分其它费用972.68972.688.90%一建设管理费445.84445.84二生产准备费46.4946.49三勘测设计费394.92394.92四其它85.4385.43　一至五部分合计10923.42100%　基本预备费5%10923.425%546.17　价差预备费0.00　工程建设期贷款利息　I=6.80%7000.006.80%477.15Ⅱ移民和环境部分费用1597.791水库移民征地补偿费989.86　上游浸没区农田垫高砂砾土回填m31853500.005.34989.862建设及施工场地征用费详见报告相关章节435.353环境保护工程费58.804水土保持工程费113.78　工程静态总投资13067.38　工程总投资13544.53　电站装机容量18000　电站单位千瓦投资7525　电站单位电能投资2.09　多年平均发电量6484.50　电站年利用小时数3603　输电线路35kvkm4.00250000.00100.00 建筑工程概算表序号工程费用名称单位数量概算金额备注单价(元)合计(万元)　C20砼墩墙m32724.13448.76122.25　　导水墙C20砼m31494.00448.7667.04　　浆砌块石M10m33684.20315.85116.36　　钢筋制作安装t45.507479.6434.03　　浆砌块石细部结构m33684.206.002.21　　砼细部结构m34218.1310.004.22　4上游河堤工程　　　1090.31　　沙砾土开挖m358214.0012.3571.91　　沙砾土回填m332760.005.3417.50　　M10浆砌石m323305.00315.85736.08　　干砌块石护坡m38202.00169.21138.78　　料场耕植剥离与覆盖m35600.00105.60　　粘土心墙m33870.2856.521.87　　土工防渗膜m212144.6010.312.51　　排水管槽开挖m31123.2025.332.85　　混凝土排水管m280.8036010.11　　贴坡C20混凝土m3856.00391.5933.52　　抛石护脚m32262.00109.38827124.74　　浆砌块石细部结构m323305.006.0013.98　　砼细部结构m3856.0010.000.86　5房屋建筑工程　　　440.67　　辅助生产厂房m2682.501600109.20　　住宅m2988.001800177.84　　办公室m2419.90180075.58　　生活及文化福利建筑m2390.26200078.05　二其他工程　　　135.17　　动力线路km3.00618.00　　照明线路km2.50410.00　　通讯线路km133.00　　水情自动测报系统　1　12.00　　厂区至进水口公路KM0.2040.008.00　　其他永久工程万元5611.151.5%84.17　 机电设备及安装工程概算表编号设备名称及规格单位数量单价(元)合价(万元)备注设备费安装费设备费安装费　第二部分机电设备及安装工程　　　　2884.93205.09　一发电设备及安装工程　　　　2508.39171.12　（一）水轮机设备及安装　　　　1316.4971.25　1水轮机GZ（B14）—WP—330　　　　　　　　水轮机GZ（B14）—WP—330台33356000125747.001006.8037.72　　调速器WST-80-4.0台324000042016.0072.0012.60　　自动化元件台332000034869.0096.0010.46　　调速器油压装置HYZ-2.5-4.0台322000034869.0066.0010.46　　小计　　　　1240.8071.25　　运杂三项费用6.1%　　6.1%　75.690.00　　　　　　　　　　（二）发电机设备及安装工程　　　　935.8032.80　1发电机SFWG5000—40/3700　　　　　　　　发电机SFWG5000—40/3700台32690000109319.00807.0032.80　　励磁装置套3250000　75.000.00　　小计　　　　882.000.00　　运杂三项费用6.1%　　6.1%　53.8020.00　　　　　　　　　　（三）起重设备及安装　　　　48.5910.02　1桥式起重机QD32/5t型慢速变频桥式起重机　　　　　　　　桥式起重机QD32/5t型慢速变频桥式起重机台145800064486.0045.806.45　　轨道双10m5.2005984.330.003.11　 机电设备及安装工程概算表编号设备名称及规格单位数量单价(元)合价(万元)备注设备费安装费设备费安装费　滑触线三相10m5.200891.040.000.46　　小计　　　　45.800.00　　运杂三项费用6.1%　　6.1%　2.790.00　　　　　　　　　　（四）水利机械辅助设备及安装　　　　88.393.29　1压气系统　　　　18.960.72　　低压空压机个222000　4.400.00　　低压储气罐个2128001635.452.560.33　　中压空压机个245000　9.000.00　　中压储气罐个1162003926.081.620.39　　小计　　　　17.58　　　运杂三项费用7.85%　　7.85%　1.38　　　　　　　　　　　2油系统　　　　30.870.66　　贮油桶4.5m3个313000　3.900.00　　油泵2CY-1/14.5-2台36500　1.950.00　　压力滤油机LY-50台18320　0.830.00　　真空滤油机ZJC/Q-3台1715006585.217.150.66　　烘箱个25200　1.040.00　　移动油车个216900　3.380.00　　软管根16390　0.620.00　　贮油桶15m3个157200　5.720.00　 机电设备及安装工程概算表编号设备名称及规格单位数量单价(元)合价(万元)备注设备费安装费设备费安装费　油泵2CY-5/3.2-2台210400　2.080.00　　压力滤油机LY-100台110400　1.040.00　　真空滤油机ZLY-100台19100　0.910.00　　小计　　　　28.63　　　运杂三项费用7.85%　　7.85%　2.25　　　　　　　　　　　3水系统　　　　38.561.91　　离心泵台211050　2.210.00　　滤水器台262400　12.480.00　　渗漏排水泵台232500　6.500.00　　检修排水泵台245500　9.100.00　　水位遥测计套215600　3.120.00　　差压检测计套2117009560.522.341.91　　小计　　　　35.75　　　运杂三项费用7.85%　　7.85%　2.81　　　　　　　　　　　（五）电气设备及安装　　　　119.1253.75　1发电电压设备及安装　　　　58.8716.23　1馈线柜面151027.14　5.10　XGN2-10-082进线柜面248666.59　9.73　XGN2-10-08（改）3馈线柜面344967.14　13.49　XGN2-10-08（改）4母线PT柜面330375.74　9.11　XGN2-10-43(改) 机电设备及安装工程概算表编号设备名称及规格单位数量单价(元)合价(万元)备注设备费安装费设备费安装费5母线PT柜面131397.04　3.14　XGN2-10-436励磁PT柜面331539.84　9.46　XGN2-10-537馈线柜面127937.24　2.79　XGN2-10-67（改）8电流互感器台91895.40　1.71　LZZB8-10,400/5A9避雷器台3136.50　0.04　HY5WZ-7.6/19　小计　　　　54.58　　　运杂三项费用7.85%　　7.85%　4.28　　　安装费　　　29.74%　16.23　　　　　　　　　　2控制保护系统设备及安装　　　　23.981.11　　火灾报警系统套132500　3.25　　　辅机设备控制系统套610400　6.24　　　控制箱、端子箱个66500　3.90　　　二次电缆桥架t610400　6.24　　　二次防火涂料及堵料t46500　2.60　　　小计　　11.92%　22.231.11　　运杂三项费用7.85%　　7.85%　1.75　　　　　　　　　　　3直流系统设备及安装　　　　1.620.04　　直流系统套1150003579.981.500.04　　小计　　　　1.50　　　运杂三项费用7.85%　　7.85%　0.12　　 机电设备及安装工程概算表编号设备名称及规格单位数量单价(元)合价(万元)备注设备费安装费设备费安装费4厂用电系统　　　　34.123.38　　1#厂用变压器台141170　4.120.33S10-200KVA/10　2#厂用变压器台141170　4.120.33S10-200KVA/10　0.4kv低压配电屏面6390004527.6123.402.72　　小计　　　　31.63　　　运杂三项费用7.85%　　7.85%　2.480.00　　　　　　　　　　5电工试验　　　　0.540.02　　电工试验设备套15000　0.50.02　　小计　　　　0.5　　　运杂三项费用7.85%　　7.85%　0.039　　　　　　　　　　　6电缆及安装　　　　032.54　　电力电缆km4　67321.12　26.93　　控制电缆km9　6237.68　5.61　　　　　　　　　　7母线及安装　　　　00.43　　TMY120母线100m/三相1　4340.7300.43　　小计　　　　00　　运杂三项费用7.85%　　7.85%　00　　　　　　　　　　二升压变电设备及安装工程　　　　235.377.39　 机电设备及安装工程概算表编号设备名称及规格单位数量单价(元)合价(万元)备注设备费安装费设备费安装费（一）主变压器设备及安装　　　　189.242.06　1主变压器SF10-10000/38.5　　　　　　　　主变压器SF10-10000/38.5台2877312.8010319.2175.462.06　　小计　　　　175.460　　运杂三项费用7.85%　　7.85%　13.770　　　　　　　　　　（二）高压电气设备及安装工程　　　　46.135.33　1电容器台15785.00　0.58　OWF35-0.00352真空断路器台365878.80　19.76　ZW7-40.5/1600-31.53隔离开关组416871.40　6.75　GW4K-40.5D/630-25KA4隔离开关组121691.80　2.17　GW4K-40.5DD/630-25KA5隔离开关组112533.30　1.25　GW4K-40.5D/630-25KA(两级)6电压互感器台39640.80　2.89　JDZXW-3535/√30.1/√3.1/3KV7电压互感器台29640.80　1.93　JDJ-35,35/0.1KV8电流互感器台38837.40　2.65　LZZBW-350.2/5P10940.5KV电流互感器台29640.80　1.93　LJW-3575/510高压熔断器只51606.80　0.80　RXWo-35/0.511高压熔断器只31768.00　0.53　RW5-35/5012避雷器只33052.40　0.92　Y5W1-50/13413避雷器只23052.40　0.61　Y1W5-50/135G　小计　　　　42.77　　　运杂三项费用7.85%　　7.85%　3.36　　 机电设备及安装工程概算表编号设备名称及规格单位数量单价(元)合价(万元)备注设备费安装费设备费安装费　安装费　　　12.46%　5.33　　　　　　　　　　　　　　　　　　　三公用设备及安装工程　　　　141.1726.58　（一）通讯设备及安装　　　　29.988.95　1载波通讯设备及安装　　　　17.940.22　　电力载波机台254500　10.900.13　　阻波器台222000　4.400.05　　结合滤波器台213200　2.640.03　　　　　　　　　　2生产调度通讯设备及安装　　　　12.048.73　　生产调度套188000　8.80　　　220V逆变电源套112500　1.25　　　高频开关电源套1150　0.02　　　电话机部2020040000.408.00　　藉合电容器台2350036500.700.73　　小计　　　　11.17　　　运杂三项费用7.85%　　7.85%　0.88　　　　　　　　　　　（二）通风采暖设备及安装　　　　17.770.36　1风机设备及安装　　　　14.540.29　　屋顶风机台64200　2.52　　 机电设备及安装工程概算表编号设备名称及规格单位数量单价(元)合价(万元)备注设备费安装费设备费安装费　轴流风机台185000　9.00　　　暖风机台62800　1.68　　　防火防烟调节阀个2450　0.12　　　换气扇台8200　0.16　　　小计　　　　13.48　　　运杂三项费用7.85%　　7.85%　1.06　　　　　　　　　　　2空调设备　　　　3.240.06　　恒温恒湿空调机台215000　3.00　　　小计　　　　3.00　　　运杂三项费用7.85%　　7.85%　0.24　　　　　　　　　　　（三）机修设备及安装　　　　10.160.20　1电焊及气焊工具　　　　10.160.20　　电焊及气焊工具套110000　1.00　　　钳工工具套25000　1.00　　　风动工具套15000　0.50　　　手持转速表只11000　0.10　　　手动葫芦个15000　0.50　　　台式砂轮机台15000　0.50　　　手提式砂轮机台22000　0.40　　　直流焊机台24500　0.90　　　交流焊机台22100　0.42　　　手提电钻台12000　0.20　　　千斤顶个15000　0.50　　 机电设备及安装工程概算表编号设备名称及规格单位数量单价(元)合价(万元)备注设备费安装费设备费安装费　氧气瓶只41000　0.40　　　简易油化验设备套1300001965.483.000.20　　小计　　　　9.420　　运杂三项费用7.85%　　7.85%　0.740　　　　　　　　　　（四）计算机监控设备及安装　　　　33.651.25　　计算监控系统套1312000.001248031.201.25含主变保护，发电机保护，线路保护，电能计量屏，以及后台监控　小计　　　　31.20　　运杂三项费用7.85%　　　　2.4492　（五）全厂接地及保护网　　　　014.72　　全厂接地t4.5　7690.12　3.46　　全厂保护网100m213.8　8161.84　11.26　（六）坝区馈电设备及安装　　　　6.470.91　　低压配电屏面2300004527.616.000.91　　小计　　　　6.00　　　运杂三项费用7.85%　　　　0.47　　（七）消防设备及安装　　　　10.790.21　　消防设备及安装套11000002097.4110.000.21　　小计　　　　10.000　　运杂三项费用7.85%　　7.85%　0.790　（八）交通设备　　　　32.36　　　吉普车辆1120000　12.00　　　中巴车辆1180000　18.00　　　小计　　　　30.00　　　运杂三项费用7.85%　　7.85%　2.36　　 金属结构设备及安装工程概算表编号设备名称及规格单位数量单价(元)合价(万元)设备费安装费设备费安装费金属结构及设备及安装工程　　　　507.9673.67一挡水工程　　　　268.8438.44（一）闸门设备及安装工程　　　　222.3535.30泄洪闸、冲沙闸工作闸门t136.5110001548150.1521.13泄洪闸、冲沙闸工作闸门门槽t29.59500310428.039.16泄洪闸检修闸门t24.4210000154824.423.78泄洪闸检修闸门门槽t3.97900031043.571.23小计　　　　206.17　运杂三项费用7.85%　　　　16.18　　　　　　　　（二）启闭设备及安装　　　　46.483.14固定式卷扬机QHQ2*400Kn台582000536941.002.68100kN电动单梁起重机台1210004528.22.100.45小计　　　　43.10　运杂三项费用7.85%　　　　3.38　　　　　　　　二发电厂工程　　　　239.1235.23（一）闸门设备及安装　　　　152.8823.54进水口检修闸门t4510500130647.255.88进水口检修闸门门槽t129000310410.803.72尾水检修闸门t7210500154875.6011.15尾水检修闸门门槽t9900031048.102.79小计　　　　141.75　运杂三项费用7.85%　　　　11.13　　　　　　　　（二）启闭设备及安装　　　　21.463.91固定式卷扬机2*150台348000885614.402.66门机台15500012568.35.501.26小计　　　　19.900运杂三项费用7.85%　　　　1.560　　　　　　　（三）拦污设备及安装　　　　64.787.78厂房进水口拦污栅t60.5850072451.434.38厂房进水口拦污栅槽t12720028328.643.40小计　　　　60.070运杂三项费用7.85%　　　　4.720　　　　　　　　　　　　　　 施工临时工程概算表序号工程费用名称单位数量概算金额备注单价(元)合计(万元)第四部分临时工程　　　540.48　一导流工程　　　133.09　（一）围堰工程　　　133.09　石渣堆筑m319939.229.8159.44　块石护底m3216048.4110.46　粘土心墙m310325.75556.79　粘土铺盖m33412.518.756.40　　　　　　　二交通工程　　　36.2　(一）施工道路　　　36.2　临时施工道路km1.122000024.2　钢栈桥座112000012　　　　　　　三房屋建设工程　　　88.80　（一）房屋建设工程　　　24.80　仓库m280031024.80　(二）办公、生活及文化福利建筑　　　64.00　活动板房m280080064.00　　　　　　　四其他临时工程　4.50%6275.46282.40　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　 其他费用概算表编号工程费用名称单位数量概算金额单价(元)合价(万元)　第六部分其它费用　　　972.681一、建设管理费　　　445.84　1、建设单位开办费万元　　20.00　2、建设单位经常费万元　　112.24　(1)建设单位人员经常费万元　　112.24　建设单位人员经常费指标万元　28060.00112.24　定员人数人16　　　经常费计算期年2.50　　　3、工程管理经常费万元132.2415%19.84　　　　　　　4、工程建设监理费万元189841.50%284.76　　　　　　35、联合试运转费台330000.009.00　　　　　　4二、生产准备费　　　46.494.1(一)生产及管理单位提前进场费万元28060.0012.00%28.284.2(二)生产职工培训费万元15000.00812.604.3(三)管理工具购置费万元2000.00285.604.4(四)备品备件购置费万元0.4650.60%0.004.5(五)工器具及生产家具购置费万元00.12%0.00　　　　　　5三、科研勘测设计费　　　394.925.1(一)工程科学研究试验费万元18984.230.50%94.925.2(二)工程勘测设计费　　　300.00　　　　　　　　　　　　7四、其它万元　　85.437.1㈠工程质量检测费m318984.230.000%0.007.2㈡工程保险费万元189840.45%85.43　　　　　　 主要工程量汇总表序号项目土方开挖m3石方开挖m3暗挖石方m3土方填筑m3浆砌块石m3砼及钢筋砼m3钢筋制安t备注第一部分建筑工程20501383109905256931622447651994㈠闸坝工程10380007266112110069717　㈡地面厂房、升压站工程777473109907473023952835　㈢尾水工程466480003684421846　㈣上游河堤工程582140036630233058560　㈤房屋建筑工程365000120035125670397　㈥上游浸没区农田垫高砂砾土回填1853500000000　　　　　　　　　　　第四部分临时工程　00033677000　合计　20501383109908624631622447651994　　　　　　　　　　　 工程主要建筑材料及劳动工日汇总表序号项目块石m3石子m3净砂m3水泥t炸药t钢材t劳动力工日备注　第一部分建筑工程3699735964469231716810319941611930　㈠闸坝工程13118089834532030.00717　　㈡地面厂房、升压站工程019243188697327102.94835　　㈢尾水工程43113389468116950.0046　　　上游河堤工程　27267688926628220.000　　　房屋建筑工程　41094555576221200.00397　　㈥上游浸没区农田垫高砂砾土回填00000.000　　　第四部分临时工程0　　　　23500　　合计3699735964469231716810319941615430　　　　　　　　　　　 建筑工程单价汇总表　单位：元编号工程名称单位定额单价其中人工费材料费机械使用费其它费用其它直接费间接费利润税金扩大费1土方开挖100m31037.96723.930.0033.1911.0026.88144.7965.78532.38　2土方开挖1m3挖掘机挖装，自卸汽车运输0.5km100m31235.2832.580.001019.7522.0037.606.5278.29138.54　3土方回填100m3534.0525.440.00420.3316.5016.185.0933.84816.66　4土方夯填100m31195.40691.661.71213.225.5031.92138.3375.76437.29　5填筑土坝100m32027.551480.130.000.005.5052.57296.03129.55163.77　6M10水泥砂浆抹面10m2178.9871.0175.950.002.202.2410.6511.345.58　7抛石10m31093.88104.04824.002.661.1032.6126.0169.3334.12　8铅丝石笼10m32098.23535.421168.600.002.2059.72133.85132.9965.46　9钢筋笼块石10m31915.96225.261394.220.002.2056.7656.32121.4359.77　10干砌块石护坡10m31692.07420.47956.000.002.2048.25105.12107.2452.79　11M10浆砌块石10m33158.48770.591804.140.002.290.19192.65200.1898.53　12M7.5浆砌块石10m33084.67770.591739.260.002.5587.92192.65195.4896.22　13基础石方开挖-100型潜孔钻钻孔9级岩石100m32655.46515.27889.88760.4133.0076.95128.82168.3082.84　141m3装载机装石渣，汽车运输0.5km100m32939.4696.780.002429.3022.0089.1824.19186.3091.70　15一般石方开挖-风钻钻孔9级岩石100m32469.75596.85858.55538.9822.0070.57149.21156.5377.04　16人工装石渣，自卸汽车运输0.5km100m34716.631228.720.002578.6422.00134.03307.18298.94147.14　26现浇C15砼基础10m33218.98508.841793.1187.247.2087.37330.75204.02100.42　 建筑工程单价汇总表单位：元编号工程名称单位定额单价其中人工费材料费机械使用费其它费用其它直接费间接费利润税金扩大费33现浇C20砼挡土墙10m33732.52700.051864.3248.5012.7098.90455.03236.57116.44　34现浇C25砼消力池10m34498.45724.912400.6330.8323.70121.80471.19285.11140.33　35现浇C20砼溢流面10m33915.85509.192336.7249.2810.70108.70330.97248.19122.16　36现浇C20砼进水塔墩墙10m34487.58836.282254.7274.8834.70119.02543.58284.42139.99　37现浇C25砼进水塔墩墙10m34646.26836.282393.5274.8834.70123.88543.58294.48144.94　38现浇C20钢筋砼桥板10m36123.70878.303490.28346.0767.70191.29570.90388.12191.03　39现浇C25钢筋砼桥板10m36187.51878.303629.09262.8267.70193.52570.90392.16193.02　40现浇C20砼塔架10m36558.121232.703400.45284.0745.70173.70801.26415.65204.58　41现浇C25砼塔架10m36644.481232.703476.00284.0745.70176.35801.26421.13207.28　41现浇C30砼塔架10m36789.611232.703602.96284.0745.70180.79801.26430.32211.81　41现浇C25砼底板10m34366.66750.482362.44223.7512.00117.20487.81276.76136.22　42现浇C25砼水闸闸墩10m35003.38880.752692.08216.3334.70133.84572.49317.11156.08　42现浇C20砼水闸闸墩10m34917.02880.752616.53216.3334.70131.19572.49311.64153.39　43现浇C15砼渠道10m33922.37687.682195.55107.688.53104.98446.99248.60122.36　44现浇C15砼防浪墙10m34551.12995.272187.74143.5913.57133.61646.92288.45141.97　45自卸汽车运砼10m3307.3424.160.00227.332.208.8815.7119.489.59　46自卸汽车洞内运砼1.5km10m3366.4530.470.00268.172.8010.5519.8023.2311.43　47钢筋制安t7479.64588.344992.36553.0640.00216.08382.42474.06233.33　50土围堰10m3181.80131.070.000.002.644.6826.2111.525.67　51编织袋砂土围堰10m31546.61590.50389.000.002.6434.37383.8398.0248.25　52反滤砂砾石层100m38315.00655.656450.000.0010.00249.05163.91527.00259.39　53砂砾垫层10m3982.83179.68635.600.001.1028.5744.9262.2930.66　 安装工程单价汇总表　单位：元编号工程名称单位单价其中　　　直接费人工费材料费机械使用费装置性材料费其它直接费间接费计划利润税金扩大费1闸门安装(≤3t)t1696.641054.81735.42134.35185.04　47.47433.90107.5352.93/2栏污栅槽安装t2329.851563.90805.46482.77275.68　70.38475.22147.6772.68　3栏污栅体安装t354.11227.72140.0811.0076.64　10.2582.6522.4411.05　4弧形闸门安装t1135.58959.06368.05295.71295.29　43.1648.9748.9735.43　5闸门埋件(≤3t)t4577.003431.83945.54398.912087.37　154.43557.87290.09142.78　6闸门埋件(≤30t)t4036.073022.46840.48357.571824.41　136.01495.88255.80125.91　7螺杆式启闭机(＝1t)台4407.372572.231575.90623.40262.16　110.771418.31279.34137.49　8螺杆式启闭机(＝0.5t)台3688.562205.061260.72587.22262.16　94.951134.648233.78115.07　910卷扬式启闭机(＝2t)台8677.075902.322171.24725.632751.28　254.171954.116549.95270.69　11小型金属结构(≤300kg)t2162.811359.42665.38354.45281.05　58.54598.842137.0867.47　12发电电压设备项29.74%20.90%6.70%4.20%2.80%6.30%0.90%6.03%1.89%0.93%　13控制保护设备项11.92%7.73%3.40%1.20%1.60%1.20%0.33%3.06%0.76%0.37%　14高压电气设备项12.46%8.67%2.90%2.40%1.90%1.10%0.37%2.61%0.79%0.39%　15厂用电系统项18.07%13.48%3.20%2.30%2.10%5.30%0.58%2.88%1.15%0.56%　16电气试验设备项5.63%3.66%1.60%1.60%0.30%0.00%0.16%1.44%0.36%0.18%　 安装工程单价汇总表　单位：元编号工程名称单位单价其中　　　直接费人工费材料费机械使用费装置性材料费其它直接费间接费计划利润税金扩大费17接地t28092.3719699.256373.64813.315364.006300.00848.295736.2761780.49876.36　18保护网100m233871.5026161.025007.861687.615364.0012975.001126.554507.0742146.771056.64　19轴流式水轮机安装30tt130712.5981096.1441393.6424389.8411820.48　3492.1837254.2768284.534077.65　20轴流式水轮机安装40tt181712.95110946.8159534.0034102.5512532.65　4777.6153580.611516.925668.63　21轴流式水轮机安装60tt257705.88162669.9378514.8440159.8236990.34　7004.9370663.35616333.338039.26　22桥式起重机安装50tt68936.2245207.7319120.927732.2716407.80　1946.7417208.8284369.162150.50　23桥式起重机安装75tt81576.4653595.2722517.869125.9619643.52　2307.9320266.0745170.292544.82　24桥式轨道安装10m17885.3114838.531505.86598.56325.8011769.32638.981355.271133.57557.94　25滑触线10m2513.871897.90420.24260.15282.29853.5081.73378.22159.3378.42　26电力变压器干燥(≤6300KVA)台10084.586830.022556.462339.451639.99　294.122300.81639.16314.59　27电力变压器安装(≤6300KVA)台20137.8911204.837809.461280.771632.10　482.507028.511276.33628.21　28电力变压器安装(≤10000KVA)台27258.5915099.1323510646.081670.292132.56　650.209581.471727.64850.35　29电力变压器干燥(≤10000KVA)台12373.828240.8712543291.882797.601796.52　354.870052962.69784.25386.01　30电力变压器干燥(≤20000KVA)台20212.6313667.868455147.945490.132441.23　588.56854633.151281.07630.54　 施工机械台班费汇总表表十单位：元编号名称及规格台班费其中一类费用二类费用一土石方机械　　　　架子车2.712.710.00　推土机59KW538.8871.99466.89　蛙式打夯机95.194.8190.38　羊角碾5-7t8.898.890.00　拖拉机26kw300.8340.33260.50　拖拉机59kw622.6956.58566.11　拖拉机74kw756.5482.20674.34　1M3挖掘机922.18202.75719.43　装岩机183.4482.20101.24　手持式风钻272.955.89267.07　凿岩台车945.5482.20863.34　气腿式风钻434.846.77428.07　　　　　二砼机械　　　　砼浇拌机0.4m3158.9232.38126.54　振捣器插入2.2kw23.099.5313.56　风水枪287.802.32285.48　喷浆机75l241.1922.03219.16　　　　　三运输机械　　　　载重汽车5T398.2868.23330.05　自卸汽车5T483.6785.34398.33　蓄电池机车84.0821.4662.62　V型斗车1.431.430.00　　　　　 施工机械台班费汇总表表十单位：元编号名称及规格台班费其中一类费用二类费用　　　　　四起重设备　　　　汽车起重机5t493.7179.47414.24　卷扬机5t96.8113.2083.61　　　　　五辅助设备　　　　离心水泵17KW131.888.20123.68　　　　　六加工机械　　　　电焊机直16-30KVA195.615.77189.84　钢筋弯曲机80.716.1474.57　钢筋切断机10kw98.066.5491.52　钢筋调直机70.3816.1554.23　摇臂钻床63.0319.6143.42　桥式起重机249.50124.48125.02　车床81.9819.9662.02　刨床82.9736.5546.42　空压机116.8820.0696.82　真空滤油机88.7788.770.00　压力滤油机84.9316.3168.62　真空泵23.6323.630.00 主要材料预算价格汇总表　单位：元编号名称及规格单位预算价其中原价运杂费采购保管费一水泥　　　　　　32.5级普硅t415.95360.0045.8010.15　42.5级普硅t477.45420.0045.8011.65　　　　　　　二钢材　　　　　　钢筋t4831.854300.00414.00117.85　型钢t5569.855020.00414.00135.85　　　　　　　三木材　　　　　　圆木m31457.551377.0045.0035.55　板材m31706.631620.0045.0041.63　　　　　　　四油料　　　　　　汽油t9834.299590.004.43239.86　柴油t9019.378795.004.39219.98　　　　　　　五火工产品　　　　　　2#岩石炸药t12340120308.86300.97　4#抗水炸药t14933145608.86364.22　火雷管个2　　　　导火线m1.5　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　 17经济评价拱坝河口水电站位于甘肃省武都区境内，是白龙江干流中游段靠两水镇的一级水电站。闸址位于位于两水镇后坝村白龙江与拱坝河的交汇处，工程区左岸有212国道纵贯首尾，右岸有机耕道从两水镇至草坝子村，交通较为方便.该电站为无调节低坝大流量河床式电站，从右到左依次布置的水工建筑物包括厂房、泄洪冲砂闸等。拱坝河口水电站工程为径流式，工程的主要任务是发电，本阶段推荐电站装机容量为3×6000=18000kW，其多年平均发电量为6484.5万kWh，装机年利用小数3602.5h，编制概预算建设规模为中型。工程施工总工期36个月，首台机组发电日期为30个月。本水电站经济评价依据国家计委和建设部2006年7月3日以发改投资[2006]1325号文颁布的《建设项目经济评价方法与参数》（第三版），及《小水电建设项目经济评价规程》SL16—2010及现行有关财税规定进行。17.1财务评价17.1.1投资计划与资金筹措（1）固定资产投资根据投资概算，按2012年价格水平，拱坝河口水电站静态总投资为13067.38万元，总投资13544.531万元。固定资产投资概算见表17—1—1。根据基本建设投资要求，资本金占36%左右，其余按照贷款计算。表17—1—1固定资产投资概算表单位：万元编号工程或费用名称合计占一至五部分投资（%）Ⅰ工程部分费用　　　第一部分建筑工程5738.6152.53%　第二部分机电设备3090.0228.29%　第三部分金属设备581.635.32%　第四部分临时工程540.484.95%　第五部分其它费用972.688.90%　一至五部分合计10923.42100%　基本预备费5%546.17　　价差预备费0.00　　工程建设期贷款利息　　　I=6.80%477.15　Ⅱ移民和环境部分费用1597.79　　工程静态总投资13067.38　 根据施工设计的进度安排，开工后第30个月末机组全部投入运行。投资计划及机组投产计划见表17—1—2。投资流程及机组投产计划表表17—1—2单位：万元序号项目1231电站静态投资5880.327187.0613067.382电站固定资产投资3年末装机（kW）180004年发电量（万kWh）6484.50根据国家规定和贷款条件，业主在项目建设时必须投入一定量的资本金（注册资金）。根据业主筹资计划，本工程资本金按总投资的36%计。资本金从还完贷款后，每年按6%的利润率分配利润。（2）建设期利息建设期借款利息477.15万元。（3）流动资金电站流动资金为10元/kW。项目投资计划与资金筹措情况见附表2。17.1.2基础数据（1）年有效电量、上网电量本电站从第3年起开始发电，年发电量为6484.50万kWh，有效电量6160.28万kWh。本电站的厂用电率采用0.5%，有效电量系数取0.95，由此计算得，正常运行期有效上网电量为6129.47万kWh。（2）基准收益率按规定，全部财务基准收益率为7%。（3）计算期计算期取22年，建设期2年度，投产期1年，生产期19年。 17.1.3总成本费用计算（1）发电成本拱坝河口水电站发电成本包括折旧费、修理费、职工工资及福利费、材料费、利息支出和其他费用。发电经营成本指不包括折旧费和利息支出的全部费用。经计算，本电站综合折旧率为4.00%；修理费率取1%；工资按职工人数乘以年人均工资计算，本电站职工总人数为18人，职工人均年工资取24000元；职工福利费按工资总额的14%计，其他费用定额取每千瓦10元。（2）专用配套输变电工程成本专用配套输变工程不计算。（3）总成本费用总成本费用估算见附表3。17.1.4发电效益计算1、发电收入（1）年发电量本电站多年平均发电量6484.50万kWh，年有效上网电量6160.28万kWh。（2）发电收入本工程按财务基准收益率为7%,按上网电价0.27元/kWh计算发电收入。年发电收入为1654.96万元。拱坝河口水电站按电网内实行独立核算的发电项目进行财务评价。按财务内部收益率7%,上网电价为0.27元/（kWh），计算的财务净现值满足要求。2、税金（1）增值税 电力产业增值税税率为6%，增值税为价外税，此处仅作为计算销售税金附加的基础。（2）销售税金附加销售税金附加包括城市维护建设税和教育费附加，以增值税税额为基础征收，按规定本工程的税率分别采用5%和3%。3、利润企业利润按国家规定作相应调整后，依法征收所得税，税率15%。税后利润提取10%的法定盈余公积金和5%的公益金后，剩余部分为可分配利润；再扣除分配给投资者的应付利润，即为未分配利润。17.1.5清偿能力分析（1）借款期限与上网电价本电站采用资本金和银行贷款，按财务基准收益率7%,上网电价为0.27元/kWh进行分析计算。（2）还贷资金电站还贷资金主要包括企业的未分配利润、折旧费等，企业未分配利润、折旧费和摊销费全部用于还贷。（3）借款还本付息计算本电站资本金占36%。（4）资金来源与运用经计算表明，从第13年机组投入运行达到设计效益开始即出现资金盈余，整个计算期内累计盈余资金达13931万元。详见附表。（5）资产负债分析本电站资本金占36%，最大负债率为85.79%。17.1.6财务评价指标计算计算指标如下：上网电价0.27元/kW（计算上网电价） 投资利税率为：6.06%投资利润率为：4.63%财务内部收益率为：7.81%单位电度投资为：2.09元/kWh17.1.7盈利能力分析经计算，按全部财务基准收益率为7%，按上网电价0.27元/Kw计算。投资利税率6.06%，投资利润率4.63%。17.1.8敏感性分析本工程财务评价敏感性分析，主要考察固定资产投资、有效电量等不确定因素变化对还贷电价和财务内部收益率等财务指标的影响程度。计算结果见表17-1-5。财务评价敏感性分析表表17—1—5序号项目财务基准收益率（%）平均上网电价(元/kWh)还贷年限（年）1基本方案70.2714.382固定资产投资变化2.1增加10%70.2716.13有效电量变化3.1减少10%70.2715.90计算结果表明，在各种不利情况下时，本电站财务净现值FNPV都大于零。与同网、同质的火电站相比具有一定的市场竞争力。17.2国民经济评价17.2.1年有效电量的计算根据水能计算成果，拱坝河口水电站多年平均发电量6484.50万kWh，考虑厂用电率0.5%，上网电量为6129.47万kWh。 17.2.2投资计算见财务分析中表17—1—1固定资产投资概算表。工程静态总投资13067.38万元。17.2.3影子价格及年售电收益计算（1）影子价格《小水电建设项目经济评价规程》，影子价格参照国家计委的规定，结合小水电的特点，采用相应的调整系数进行调整。基础价格为0.270元/kWh，再考虑与大网的关系、缺电情况、交通条件，影子价格计算如下：0.30元/kWh（2）年售电效益由此计算出年售电收益为：6129.47×0.30=1838.80万元售电收益见表17—2—1。17.2.4基本数据本电站计算期取22年，建设期2.5年，生产期20年，基准收益率12%。17.2.5指标计算国民经济内部收益率EIRR：10.22%经济净现值ENPV：2217.94万元经济净现值率ENPVR：9.05%电站售电收益计算表表17—2—1序号项目指标一年售电收益1838.80二年发电成本256.08三年供电成本256.08四年净收益1582.8017.2.6敏感性分析 电站投资和年发电量是影响电站的经济指标的主要因素。因此对以上诸因素的可能变化情况进行敏感性分析计算。计算见17—2—2国民经济评价敏感性分析表。国民经济评价敏感性分析表表17—2—2项目经济净现值（万元）经济内部收益率（%）基本方案2217.9410.22水电站投资增加10%12068.26电量减少10%11898.01根据上述敏感性分析计算成果，电站经济指标对效益较为敏感，投资的增加对经济指标影响较小，各种不利情况下本工程的经济内部收益率均不低于社会折现率8%，经济净现值大于0，说明工程具有较强的抗风险能力，在经济上是合理可行的。17.3综合评价1、拱坝河口水电站装机容量18000kW，多年平均发电6484.50万kWh，按2012年价格水平，电站静态总投资13067.38万元，单位千瓦总投资7525元/kW，单位电能投资2.09元/kWh，在同等规模的水、火电站中，本电站的经济指标是较优越的。2、本电站经济内部收益率为10.22%，经济净现值2217.940万元，说明修建本电站经济上是合理可行的。3、按财务基准收益率为7%的原则测算，拱坝河口水电站平均上网电价为0.255元/kWh，是本流域效益较好的电站。4、本电站财务指标优越，投资利润率4.63%，投资利税率6.06%，盈利能力较强。敏感性分析表明，本工程具有一定的抗风险能力。5、拱坝河口水电站建成后，将促进地方经济的发展，同时对缓解地方电网的供电情况，提高人民生活水平，增加当地就业机会，均起到积极的作用。综上所述，本电站具有较强的贷款偿还能力，各项财务指标优于国家规定。说明兴建拱坝河口水电站在财务上是可行的，经济上是合理的，且具有较大社会效益。拱坝河口水电站主要经济指标详见表17—3—1。 主要经济指标表17—3—1序号项目单位指标备注1总投资万元13544.532　1.1固定资产投资万元13067.38　1.2建设期利息万元477.15　1.3流动资金万元24.00　2基础电价元/kWh0.30/0.27　3发电销售收入总额万元33099　4总成本费用总额万元18630　5销售税金附加总额万元1967　6发电利润总额万元12501　7盈利能力指标　　　7.1投资利润率%4.63　7.2投资利税率%6.06　7.4税后投资回收期年12.51　7.8税前财务内部收益率%7.81　8清偿能力指标　　　8.1借款偿还期年11.20　8.2资产负债率%　85.79最大值9国民经济评价　　　9.1经济内部收益率%10.22　9.2经济净现值(is=8%)万元2217.94 经济评价基本数据表序号　项目单位比例数据1多年平均年发电量万kW.h　6484.52装机容量万kW　1.83工程静态总投资万元　13067.384固定资产投资万元　13067.385自筹资金万元　6067.386贷款资金　　7000.007第一年投资　45.00%5880.328第二年投资　55.00%7187.0610贷款利率　6.80%　11有效系数　95%　12厂用电率　0.50%　13定员编制　18　14职工年工资万元2.4　15工资总额万元43.2　16职工工资及福利费　114%　17劳保统筹费率　10%　18住房基金　13%　19教育基金　2%　20工会基金　2%　21材料费元/kW5　22库区维护费元/kW.h0　23保险费　0.25%　24上电网管理费元/kW.h0　25折旧费率　4.00%　26修理费率　1%　27其它费用元/kW10　28还贷折旧　100%　29流动资金元/kW2036.030上网电价元/kW.h　0.27031增值税率　6%　32城市维护建设税率　2%　33教育费率　3%　34所得税率　15%　35公益金和盈余公积金　5.0%　36应付利润率　2%　37影子电价元/kW.h　0.338总投资万元　13489.0439资本金万元　6103.3840投资利润率%　4.6341投资利税率%　6.0642资本利润率%　10.2443单位千瓦投资元/kW　7493.944单位电能投资元/kW.h　2.0845单位发电成本元/kW.h　0.15246单位发电经营成本元/kW.h　0.042 财务指标评价汇总表附表17－1　项目单位指标备注1总投资(包括流动资金)万元13489.04　1.1固定资产投资万元13067.38　1.2建设期利息万元385.66　1.3流动资金万元36.00　2电价　　　2.1经营期上网电价元/kW.h0.270现行值2.2容量价格元/kW.年　　3发电销售收入总额万元33099.16合计值4总成本费用总额万元18630.37合计值5增值税附加总额万元1967.21合计值6发电利润总额万元12501.57合计值7盈利能力指标　　　7.1投资利润率%4.63平均值7.2投资利税率%6.06平均值7.3资本金利润率%10.24平均值7.4全部投资财务内部收益率（所得税前）%7.81%＞7%7.5全部投资财务净现值（所得税前）万元846.98＞07.8全部投资财务内部收益率（所得税后）%7.19%＞7%7.9全部投资财务净现值（所得税后）万元194.94＞07.12资本金财务内部收益率（所得税后）%8.66＞7%7.13资本金财务净现值（所得税后）万元1197.92＞07.14投资回收期（所得税后）年12.51含建设期8清偿能力指标　　　8.1借款偿还期年11.20含建设期8.3资产负债率%54.90最大值 投资计划与资金筹措表附表17－2单位：万元序号年份项目建设期合计121总投资5951.727501.3213489.041.1固定资产投资5880.327187.0613067.381.1.1电站5880.327187.0613067.381.1.2专用配套输变电0.0000.001.2建设期利息71.40314.26385.661.2.1电站71.40314.26385.661.2.2专用配套输变电0.0000.001.3流动资金0.00036.002资金筹措4901.728551.3213453.042.1资本金2730.323337.066067.38　其中：用于流动资金0.0000.002.2借款2171.405214.267385.662.2.1长期借款2171.405214.267385.66　其中：本金2100.0049007000.002.2.1.1电站长期借款2171.405214.267385.66　其中：本金2100.0049007000.002.2.1.2专用配套输变电长期借款000.00　其中：本金000.002.2.2流动资金借款000.002.2.3其他短期借款000.002.3其它000.00 总成本费用估算表附表17－3单位：万元序号年份项目建设期生产期合计12348910111213141516171819202122　厂供电量（万kW.h）　　6129.476129.476129.476129.476129.476129.476129.476129.476129.476129.476129.476129.476129.476129.476129.476129.476129.47122589.471电站发电成本　　1296.421259.831056.641000.84941.98879.90814.40745.30794.20794.20794.20794.20794.20794.20794.20794.20794.2018630.371.1折旧费　　538.12538.12538.12538.12538.12538.12538.12538.12538.12538.12538.12538.12538.12538.12538.12538.12538.1210762.431.2修理费　　134.53134.53134.53134.53134.53134.53134.53134.53134.53134.53134.53134.53134.53134.53134.53134.53134.532690.611.3工资及福利费　　49.2549.2549.2549.2549.2549.2549.2549.2549.2549.2549.2549.2549.2549.2549.2549.2549.25984.961.4劳保统筹费　　4.324.324.324.324.324.324.324.324.324.324.324.324.324.324.324.324.3286.401.5住房基金　　5.625.625.625.625.625.625.625.625.625.625.625.625.625.625.625.625.62112.321.6工会基金　　0.860.860.860.860.860.860.860.860.860.860.860.860.860.860.860.860.8617.281.7教育基金　　0.860.860.860.860.860.860.860.860.860.860.860.860.860.860.860.860.8617.281.8上网管理费　　0000000000000000001.9材料费　　9.009.009.009.009.009.009.009.009.009.009.009.009.009.009.009.009.00180.001.10库区维护费　　0000000000000000001.11保险费　　33.6333.6333.6333.6333.6333.6333.6333.6333.6333.6333.6333.6333.6333.6333.6333.6333.63672.651.12利息支出　　502.22465.63262.44206.64147.7985.7020.20(48.89)0.000.000.000.000.000.000.000.000.002746.431.13其它费用　　18.0018.0018.0018.0018.0018.0018.0018.0018.0018.0018.0018.0018.0018.0018.0018.0018.00360.002总成本费用　　1296.421259.831056.641000.84941.98879.90814.40745.30794.20794.20794.20794.20794.20794.20794.20794.20794.2018630.37　其中：经营成本　　256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.085121.50 损益表附表17－4单位：万元序号年份项目建设期生产期合计12348910111213141516171819202122　上网电量（万kW.h）　　6129.476129.476129.476129.476129.476129.476129.476129.476129.476129.476129.476129.476129.476129.476129.476129.476129.47122589.47　上网电价（元/kW.h）　　0.270.270.270.270.270.270.270.270.270.270.270.270.270.270.270.270.27　1发电销售收入　　1654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.9633099.162销售税金及附加　　98.3698.3698.3698.3698.3698.3698.3698.3698.3698.3698.3698.3698.3698.3698.3698.3698.361967.212.1增值税　　93.6893.6893.6893.6893.6893.6893.6893.6893.6893.6893.6893.6893.6893.6893.6893.6893.681873.542.2城市维护建设税　　1.871.871.871.871.871.871.871.871.871.871.871.871.871.871.871.871.8737.472.3教育费附加　　2.812.812.812.812.812.812.812.812.812.812.812.812.812.812.812.812.8156.213总成本费用　　1296.421259.831056.641000.84941.98879.90814.40745.30794.20794.20794.20794.20794.20794.20794.20794.20794.2018630.374利润总额　　260.18296.77499.96555.76614.61676.70742.20811.29762.40762.40762.40762.40762.40762.40762.40762.40762.4012501.575所得税　　0074.9983.3692.19101.51111.33121.69114.36114.36114.36114.36114.36114.36114.36114.36114.361703.016税后利润　　260.18296.77424.97472.39522.42575.20630.87689.60648.04648.04648.04648.04648.04648.04648.04648.04648.0410798.577盈余公积金及公益金　　0.0014.8421.2523.6226.1228.7631.5434.4832.4032.4032.4032.4032.4032.4032.4032.4032.40526.928可供分配利润　　0.00281.93403.72448.77496.30546.44599.33655.12615.64615.64615.64615.64615.64615.64615.64615.64615.6410011.479应付利润　　0.00121.35121.35121.35121.35121.35121.35121.35121.35121.35121.35121.35121.35121.35121.35121.35121.352305.6110未分配利润　　0.00160.58282.37327.42374.95425.09477.98533.77494.29494.29494.29494.29494.29494.29494.29494.29494.297705.87 借款还本付息计算表附表17－5单位：万元序号年份项目建设期生产期　　合计123489101112131借款及还本付息　　　　　　　　　　　1.1年初借款本息累计　2171.407385.666847.543859.393038.902173.351260.28297.07(719.03)39548.481.1.1本金　210070005959.653859.393038.902173.351260.28297.07(719.03)38203.531.1.2建设期利息　71.40385.66　　　　　　　457.061.2本年借款2100.004900.00　　　　　　　　70001.3本年应计利息71.40314.26502.22465.63262.44206.64147.7985.7020.20(48.89)2927.301.4本年还本付息　　1040.351164.341082.931072.191060.861048.911036.301023.007753.952偿还借款的资金来源　　　　　　　　　　　2.1还贷利润　　0.00160.58282.37327.42374.95425.09477.98533.771445.462.2还贷折旧　　538.12538.12538.12538.12538.12538.12538.12538.123766.852.3摊销　　　　　　　　　　　2.4计入成本的利息支出　　502.22465.63262.44206.64147.7985.7020.20(48.89)2541.642.5其它　　　　　　　　　　　合计　　1040.351164.341082.931072.191060.861048.911036.301023.007753.95 资金来源与运用表附表17－6单位：万元序号年份项目建设期生产期合计12348910111213141516171819202122　装机容量（kW）001800018000180001800018000180001800018000180001800018000180001800018000180001800018000　1资金来源4901.728551.32798.297834.891038.081093.881152.731214.821280.321349.421300.521300.521300.521300.521300.51300.51300.51300.54027.1339443.661.1利润总额00260.176296.768499.962555.755614.613676.702742.2811.295762.4762.4762.4762.4762.4762.4762.4762.4762.412501.57451.2折旧费00538.122538.122538.122538.122538.122538.122538.122538.122538.122538.122538.122538.122538.12538.12538.12538.12538.12210762.43431.3摊销费000000000000000000001.4长期借款2171.45214.26000000000000000007385.661.5流动资金借款000000000000000000001.6其他短期借款000000000000000000001.7资本金2730.323337.06000000000000000006067.381.9回收固定资产余值0000000000000000002690.612690.608571.10回收流动资金00000000000000000036362资金运用5951.727501.32574.122820.0511016.841070.26213.54222.853232.678243.042235.708235.708235.708235.708235.71235.71235.71235.71235.70822709.962.1固定资产投资5880.327187.060000000000000000013067.382.2建设期利息71.4314.2600000000000000000385.662.3流动资金0036000000000000000036.002.4所得税000074.994383.363392.1919101.505111.33121.694114.36114.36114.36114.36114.36114.36114.36114.36114.361703.012.5应付利润000121.348121.348121.348121.348121.348121.348121.348121.348121.348121.348121.348121.35121.35121.35121.35121.3482305.612.6长期借款本金偿还00538.122698.703820.493865.54700000000000005212.312.7流动资金本金偿还00000000000000000000.002.8其他短期借款本金偿还00000000000000000000.003盈余资金-10501050224.17614.838421.248423.6196939.195991.971047.641106.371064.811064.811064.811064.811064.81064.81064.81064.83791.4216733.694累计盈余资金00224.176239.014314.953338.5731277.772269.743317.384423.765488.576553.397618.28683.019747.810813118771294216733.7　 全部投资现金流量表（无CDM收益）附表17－7-1单位：万元序号年份项目建设期生产期合计12348910111213141516171819202122　装机容量（kW）　　1800018000180001800018000180001800018000180001800018000180001800018000180001800018000　1现金流入　　1654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.964381.5735825.771.1发电销售收入　　1654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.9633099.161.2回收固定资产余值　　　　　　　　　　　　　　　　　　2690.612690.611.3回收流动资金　　　　　　　　　　　　　　　　　　36.0036.002现金流出5880.327187.06390.44354.44429.43437.80446.63455.94465.77476.13468.80468.80468.80468.80468.80468.80468.80468.80468.8021895.102.1固定资产投资5880.327187.06　　　　　　　　　　　　　　　　　13067.382.2流动资金　　36.00　　　　　　　　　　　　　　　　36.002.3经营成本　　256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.085121.502.4销售税金及附加　　98.3698.3698.3698.3698.3698.3698.3698.3698.3698.3698.3698.3698.3698.3698.3698.3698.361967.212.5所得税　　0.000.0074.9983.3692.19101.51111.33121.69114.36114.36114.36114.36114.36114.36114.36114.36114.361703.013净现金流量-5880-71871265130112261217120811991189117911861186118611861186118611861186391313930.664累计净现金流量-5880-13067-11803-10502-5464-4247-3038-1839-65052917152901408752736459764688321001813931　5所得税前净现金流量-5880-71871265130113011301130113011301130113011301130113011301130113011301402715633.676所得税前累计净现金流量-5880-13067-11803-10502-5300-4000-2699-1399-981202250338035104640477059005103061160715634　　　计算指标　　　　　　所得税前：　　　　　　　　　　　　　　财务内部收益率FIRR　　　7.81%　　　　　　　　　财务净现值（Ic=7%）FNPV万元　　￥846.98万元　　　　　　　　静态投资回收期（从建设期算起）Pt　　　年　　12.08年　　　　　　　　　　 现金流量表（资本金）附表16－8单位：万元序号年份项目建设期生产期合计12348910111213141516171819202122　装机容量（kW）　　1800018000180001800018000180001800018000180001800018000180001800018000180001800018000　1现金流入001655165516551655165516551655165516551655165516551655165516551655399635440.111.1发电销售收入001654.9578791654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.961654.9633099.157581.2回收固定资产余值　　　　　　　　　　　　　　　　　　2304.952304.9485731.3回收流动资金　　　　　　　　　　　　　　　　　　36362现金流出2730.323337.061430.781518.771512.361509.99446.63455.94465.77476.13468.80468.80468.80468.80468.80468.80468.80468.80468.8022649.052.1资本金2730.323337.06　　　　　　　　　　　　　　　　　60672.2借款还本付息　　1040.3465951164.341082.931072.19　　　　　　　　　　　　　77542.3流动资金　　36　　　　　　　　　　　　　　　　362.4经营成本　　256.0750358256.075256.075256.075256.075256.075256.075256.075256.075256.075256.075256.075256.075256.075256.075256.075256.07551222.50销售税金附加　　98.3698.3698.3698.3698.3698.3698.3698.3698.3698.3698.3698.3698.3698.3698.3698.3698.361967.212.6所得税　　0074.994383.363392.1919101.505111.33121.694114.36114.36114.36114.36114.36114.36114.36114.36114.3617033.00净现金流量(2730.32)(3337.06)224.18136.19142.60144.971208.331199.021189.191178.831186.161186.161186.161186.161186.161186.161186.161186.163527.1112791.05　　计算指标　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　财务内部收益率FIRR　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　财务净现值（Ic=7%）FNPV　万元　　　　　　　　　　　　　　　 资产负债表附表16－9单位：万元单位：万元序号年份项目建设期　生产期生产期合计123489101112131415161718192021221资产5951.721345313175.112651.810575.310060.810461.810915.711425.211993.512520.213046.813573.514100.214626.915153.615680.31620719460.32798641.1流动资产总值00260.176275.014350.953374.5731313.772305.743353.384459.765524.576589.397654.28719.019783.8310848.611913.512978.316769.7104404.18791.1.1流动资产0036363636363636363636363636363636367201.1.2累计盈余资金00224.176239.014314.953338.5731277.772269.743317.384423.765488.576553.397618.28683.019747.8310812.611877.512942.316733.7103684.18791.2在建工程5951.72134530000000000000000019404.761.3固定资产净值0012914.912376.810224.39686.199148.078609.948071.827533.76995.586457.465919.345381.214843.094304.973766.853228.732690.61156055.23991.4无形及递延资产净值000000000000000000002负债及所有者权益4901.721345312914.912391.610315.19800.599288.588779.228272.649559.9310086.610613.31114011666.712193.412720.113246.813773.514300.22434692.1流动负债总额000000000000000000002.2长期借款2171.47385.666847.546148.833038.92173.351260.28297.066-719.03000000000042560.13　负债小计07385.666847.546148.833038.92173.351260.28297.066-719.03000000000040388.732.3所有者权益2730.326067.386067.386242.87276.197627.248028.318482.168991.689559.9310086.610613.31114011666.712193.412720.113246.813773.514300.2200908.69092.3.1资本金2730.326067.386067.386067.386067.386067.386067.386067.386067.386067.386067.386067.386067.386067.386067.386067.386067.386067.386067.38130145.32.3.2资本金公积000000000000000000002.3.3累计盈余公积金与公益金00014.838490.7774114.397140.518169.278200.821235.301267.703300.105332.507364.91397.312429.714462.116494.518526.924690.9722912.3.4累计未分配利润000160.5821118.031445.461820.412245.52723.483257.253751.544245.834740.125234.415728.76222.996717.297211.587705.8766072.41865 3资产负债率（%）054.951.9748.628.7421.612.052.72-6.290000000000　国民经济效益费用流量表附表16－10单位：万元序号年份项目建设期生产期生产期合计123489101112131415161718192021221效益流量　　1838.841838.841838.841838.841838.841838.841838.841838.841838.841838.841838.841838.841838.841838.841838.841838.844565.44939503.411.1产品销售收入　　1838.841838.841838.841838.841838.841838.841838.841838.841838.841838.841838.841838.841838.841838.841838.841838.841838.8436776.81.2回收固定资产余值　　　　　　　　　　　　　　　　　　2690.6092690.6085731.3回收流动资金　　　　　　　　　　　　　　　　　　36362.00费用流量5880.327187.06256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.0818188.882.10固定资产投资5880.327187.06　　　　　　　　　　　　　　　　　13067.382.20流动资金　　　　　　　　　　　　　　　　　　　0.002.30经营成本　　256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.08256.085121.503净效益流量-5880.32-7187.061582.7651582.7651582.7651582.7651582.7651582.7651582.7651582.7651582.7651582.7651582.7651582.7651582.7651582.7651582.7651582.7654309.37421314.53　　经济内部收益率EIRR　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　经济净现值（Is=8%）ENPV　　　　　　　　　　　　　　　　 　　经济效益费用比EBCR　　　　　　　　　　　　　　　　　　　 18节能分析与评价18.1编制依据和基础资料根据《国务院关于加强节能工作的决定》（国发[2006]28号）和《国家发展改革委关于加强固定资产项目节能评估和审查工作的通知》（发改投资[2006]2787号），以及水电规划总院关于《水电工程可行性研究阶段节能降耗分析和审查暂行规定》（建议稿）。结合本项目特点，相应的合理用能标准及节能设计规范如下：18.1.1相关法律法规和规划（1）中华人民共和国节约能源法（2）中华人民共和国可再生能源法（3）中华人民共和国电力法（4）中华人民共和国清洁生产促进法（5）节能中长期专项规划（发改环资[2004]2505号）18.1.2产业政策和准入条件（1）国务院关于发布促进产业结构调整暂行规定的通知（国发[2005]140号）（2）产业结构调整指导目录（2004年本）（国家发改委令第40号）（3）中国节能技术政策大纲（计交能[1996]905号）（4）国家鼓励发展的资源节约综合利用和环境保护技术（国家发改委2005第65号）18.1.3工业类管理设计标准和规范（1）工业企业能源管理导则GB/T1247—1995（2）水力发电厂照明设计规范DL/T5140—2001（3）用能单位能源计量器具配备和管理通则GB17167—200518.1.4合理用能方面标准（1）评价企业合理用电技术导则GB/T3485—1998（2）节能措施经济效益计算与评价GB/T13471—1992（3）电工行业节能设计技术规定JBJ15—88 （4）民用建筑热工设计规范BG50176—93（5）民用建筑节能设计标准（采暖居住建筑部分）JBG26—95（6）工业企业照明设计标准GBSOO34（7）工业企业采光设计标准GB50033—9118.2建设项目能源消耗种类分析18.2.1一次能源拱坝河口水电站的开发任务为发电，利用的是水能资源。水电的突出特点就是再生与清洁，只要太阳不熄灭，水能就能年年重生。水电不排放废气、废渣、废水，不排放二氧化碳。在国际权威性会议或论坛上，都明确地把水电列入可再生能源之列。水电是目前人类唯一能够大规模商业化开发利用的可再生清洁能源。我国能源吃紧的同时，大量的水能却白白地奔流入海。国家制定的电力发展政策：“大力发展水电，优化发展火电，适当发展核电，积极发展新能源”，把水电排在第一位是深思熟虑后制订的一贯政策，是十分正确的。对中国来说，开发水电是不以人们主观意志为转移的必然选择。水能的利用在中国已经形成较为成熟的技术。从规划、可研到项目实施，综合资源利用、市场需求、征地移民、环境保护、投资收益、区域发展等方面要求，确定水电站的建设。项目建设期间，施工机械设备将消耗油料。暂时对施工区环境有一定的影响。18.2.2二次能源电站的建设期和运营期利用的二次能源主要是电能。18.3能耗指标18.3.1机电设备效率指标18.3.1.1水轮机水轮机效率是表征水轮机能量特性的重要指标，直接影响电站的发电效益。随着CFD分析技术在水轮机设计上的应用，水轮机效率水平有了很大的提高，结合近年水轮机开发设计水平初本电站原型水轮机最高效率不低于95%，额定点效率不低于93%。 根据上游水位、引水系统的水头损失、各特征下泄流量对应的下游水位以及电站运行方式，该电站的水头变化范围在3.0～8.2m，在初步设计阶段对灯泡贯流式机组近年来在我国低水头电站运用比较广泛，制造经验也比较成熟，采用灯泡贯流式水轮机组较为经济适宜。灯泡贯流式水轮机组不但有良好的能量指标，且运行稳定性、空化性能好，运行维护简单可靠。在机组重量、桥机配置、厂房控制尺寸等方面，也具有较好的经济指标。18.3.1.2水轮发电机从节省发电机造价、提高机组有效材料的利用率、降低发电机通风冷却难度的角度出发，本电站发电机的同步转速宜采用150r/min，额定电压为10.5kv，冷却方式为全空冷，额定效率不低于95%。18.3.2施工期能耗种类、数量及指标18.3.2.1施工主要用能设备能耗及其利用效率本工程规模较小，施工条件较好，施工强度较大，与国内外己建和在建同等规模的水电工程相比，本工程施工进度属于中等先进水平。施工组织设计时首先立足于国内现有的施工水平，同时还采用了国内外先进的施工技术和施工机械，以机械化作业为主。在施工机械设备选型和配套设计时，根据各单项工程的施工方案、施工强度和施工难度，工程区地形和地质条件，以及设备本身能耗、维修和运行等因素，择优选用电动、液压、柴油等能耗低、生产效率高的机械设备。本工程导流及主体工程施工机械设备主要以油耗设备和电耗设备为主。其中土石方开挖和填筑项目以油耗设备为主，喷锚支护及基础处理等项目以电耗设备为主，混凝土浇筑项目既有油耗设备又有电耗设备。在分析和统计施工生产过程中设备能耗总量和能源利用效率设备。在分析和统计施工生产过程中设备能耗总量和能源利用效率指标时，以部颁《水力发电建筑概算定额》（1997）和《水电工程施工机械台时费定额》（2004）为计算基础，结合各单项工程的施工方法、机械设备配套和选型以及施工总布置情况计算确定。18.3.2.2施工期总能耗指标 拱坝河口水电站的施工建设过程就是大量消耗能源的过程，其主要消耗的能源有电能和柴油等，通过上面的分析可知施工期的主要耗能项目集中在工程量较大的土石方开挖工程、砼浇筑工程和施工辅助企业。主要耗能设备为钻孔设备、运输设备、挖装设备、碾压设备、通风设备及施工工厂的机械设备，而生产性房屋、仓库及生活设施的能耗相对较少。因此在施工组织设计中节能设计的重点就在于选择经济高效的施工技术方案，将节能降耗落实到施工材料、设备、工艺等技术措施上，以降低工程造价，提高企业综合效益。在采取了节能降耗措施后，拱坝河口水电站施工期的能耗总量为：油380t，电360万kW.h。18.3.3电站发电能耗指标本电站运行期主要耗能设备有电站油、气、水系统电动机，通风空调设备，电站照明系统等，其主要消耗的能源为电能。电站油、气、水系统的年用电量为2万kW.h；电站生产性建筑照明系统用的年用电量为2万kW.h，电站生活福利设施能耗的年用电量为3万kW.h，电站其它用电设备，如二次设备、通信设备、金属结构设备（启闭机均为短时工作设备）及其它零星用电设备等，长期总负载按10kw计算，年用电量为1万kW.h。综上，拱坝河口水电站运行期年总能耗为8万kW.h。拱坝河口水电站多年平均年发电量为6484.5万kW.h，运行期年总能耗为年发电量的0.14%。因此，本电站运行期能耗很低，能耗指标较优。18.4节能措施水电站节能降耗的主要措施是：合理选择机电设备，合理施工，充分利用水资源，避免弃水，降低发电水耗，提高水能利用率。同时，尽量抬高并保持较高的发电水头，优化水库调度及机组运行方式，节能降耗。18.4.1设计节能措施18.4.1.1机电设计节能措施（1）水轮发电机组在进行本电站可行性研究及主机设备参数选择时，与类似工程和类似设备进行了对照比较，在选择过程中均考虑了提高效率、降低能耗的要求：1）水轮机：原型水轮机最高效率不低于95%，额定点效率不低于93%。2）发电机：从节省发电机造价、提高机组有效材料的利用率、降低发电机通风冷却难度的角度出发，本电站发电机的同步转速宜采用150r/min。（2）主厂房桥机 兼顾本电站机组安装大重件设备、大修和平常小修的要求，选用1台QD32/5t的慢速电动桥式起重机，各起升机构均采用全变频结构。（3）技术供水系统本电站技术供水主要对象为发电机空气冷却器、推力轴承油冷却器、上导轴承油冷却器、水导轴承油冷却器、水轮机主轴密封及主变油冷却器水量等，单台机组及主变总供水量为50m3/h。该系统耗能设备少、耗能低。（4）排水系统本电站排水系统由机组检修排水系统和厂内渗漏排水系统组成，两个排水系统均设有集水井。（5）主变压器主变压器容量根据扩大单元水轮发电机组总容量选择，参数选择符合《电力变压器》、《三相油浸式电力变压器的技术参数和要求》及《电力变压器选用导则》。主变压器选用铜线圈节能型变压器。主变压器的主要技术参数如下：38.5kV变压器型号：SF10-12500/38.5冷却方式:ONAF台数:2台(6)其他主要电气设备发电机主引出线选用电力电缆、发电机断路器、35kV断路器、厂用变压器、发电机、主变压器冷却系统等辅助设备、厂用电供电系统设备。本电站厂用系统容量较小、负荷数量较多且分布在厂区各部位，厂用电供电系统的节能设计除选择节能型的厂用电变配电装置外，对于负荷相对集中的部位，采用高电压等级将电能送到负荷中心经降降压后向负荷供电。避免低电压长距离输电。（7）金属结构设备1）金属结构设备能耗主要表现在操作闸门的启闭机设备对电能的消耗。2）在设计中根据闸门的型式、尺寸、孔口数量和运行要求等因素，并充分考虑各种启闭机的特点，在满足安全的前提下选用合理的启闭型式和容量，避免造成电能消耗的浪费，是节能降耗的主要手段。3 ）根据闸门启动的实际工况，启闭机的最大容量仅仅发生在闸门孔口高度范围内，此时为克服水压力对闸门作用而产生的磨擦力，电动机输出扭矩最大，电能的消耗也最大；闸门在门槽上部运行时，随着水压力的减少，闸门的磨擦力将减小很多，电动机输出扭矩将大大降低，电能的消耗也将大大降低。（8）采暖通风1）本电站为地面厂房，主要利用自然降温，以达到节约能源的目的。2）采用自然通风和机械通风紧密结合的系统运行方案，在能够采用自然通风时尽量利用电站高程差进行自然通风。3）建立科学、合理的全厂通风系统设备运行制度和策略。（9）照明系统设计本电站为地面厂房，规模较小，可以充分利用太阳照明，附以机械照明，照明部位大多在中控楼内。1）尽量避免采用白炽灯作为照明光源，通常采用荧光灯、金属卤化物灯、高压钠灯等高效气体放电光源，可采用节能灯，以降低光源耗电量。2）不需要长时照明的场所，照明开关的设置应尽量考虑便于做到人走灯灭。3）大功率气体放电灯的功率因数应补偿到0.8以上，以降低无功电流带来的电能损失。4）主要照明场所（如主机间等）应做到灯具分组控制，使得电厂人员可根据不同工作的需要调整照度。18.4.1.2一般节电设计措施（1）降低电力线路的电能损耗措施1）合理选择配电变压器的安装位置。将变压器安装在重负荷点，即靠近大用户以缩短供电的距离，向其它小用户供电，降低总的线路损耗。同时，尽量避免向单侧供电，避免迂回供电的情况。2）按经济电流密度选择合适的导线截面。选择电力线路导线截面时，既要考虑电压降低对用电设备运行的影响和线路损耗，又要考虑线路的经济性，节约费用，所以避免选择导线截面过大或过小，根据经济电流密度数值计算出导线截面。3 ）降低电力变压器电能损耗措施。降低电力变压器电能损耗措施包括选用低损耗变压器、合理选择配电变压器容量使其运行最经济、提高变压器的功率因数。提高功率因数，一方面合理安排施工任务，主要项目安排三班制生产，避免变压器轻载、空载运行；另一方面，在变压器低压侧安装并联电容器，实现用电负荷就地补偿，补偿后功率因数应不低于0.9。18.4.2工程施工节能措施18.4.2.1主要施工设备选型及其配套拱坝河口水电站工程挡水建筑物为河床式砼拦河闸，为保证施工质量及施工进度，工程施工过程中必须采用较多的中型施工机械设备，因此施工机械的选择是提高施工效率及节能降耗的工作重点。本工程在施工机械设备选型及配套设计时，按各单项工程工作面、施工强度、施工方法进行设备配套选择，使各类设备均能充分发挥效率，以满足工程进度要求，保证工程质量，降低施工期能耗。施工设备选择原则：1）以仓面作业为主体进行组合配套；2）施工设备的技术性能应适合工作的性质、施工对象的土质、施工场地大小和料物运距远近等施工条件，充分发挥机械效率，保证施工质量；所选配磁设备的综合生产能力，应满足施工强度的要求；3）所选设备应是技术选进，生产效率高，操纵灵活，机动性高，安全可靠，结构简单，易于检修和改装，防护设备齐全，废气噪音得到控制，环保性能好的设备；4）注意经济效果，所选机械的购置和运转费用少，劳动量和能源消耗低，并通过技术经济经比较，优选出单位混凝土成本最低的机械化施工方案；5）选用适用性比较广泛、类型比较单一的通用机械，并优先选用成批生产的国产机械，必须选用国外机械设备时，所选机械的国别、型号和厂家应尽量少，配件供应要有保证；6）注意各工序所用机械的配套成龙，一般要使后续机械的生产能力略大于先头机械的生产能力，运输机械略大于挖掘装载机械的生产能力，充分发挥主要机械和费用高的机械的生产潜力。本工程土石方明挖工程主要需配备钻孔设备、挖装设备、集渣设备和运输设备。设计时，以1.6m3液压挖掘机为主要的挖装机械，再依据弃渣运距的远近，道路通行能力，车辆装载能力等因素，确定以15t自卸汽车为主要的运输工具。石方开挖以液压潜孔钻为主要的钻孔设备，并配以手风钻和气腿风钻作为辅助，集渣设备以74kw推土机为主。 混凝土工程主要需配备水平和垂直运输设备、振捣器和入仓设备。设计时考虑到混凝土拌和系统距离各工作面运距的远近，为防止骨料离析，保证混凝土和易性，混凝土水平运输以6m3搅拌运输车为主。其它部位的混凝土浇筑采用门机或塔机吊3～6m3混凝土罐入仓浇筑，插入式振捣器振捣。本工程支护工程较多，且简单易行，一般常规机械即可完成。18.4.2.2施工辅助和平系统及其施工工厂设计施工辅助生产系统的耗能主要是砂石骨料加工系统、混凝土拌和系统、供风、供水等。在进行上述系统的设计中，采取了以下的节能降耗措施。18.4.2.2.1砂石加工系统（1）系统布置结合料场分布并充分利用现场地形料区河滩区，料源开采后可恢复为河床，既有利于环保，又可降低工程成本。系统布置充分利用现场地形，砂石加工系统布置在白龙江右岸Ⅰ级支流拱坝河口烟墩沟漫滩上。地势较平缓，料源集中，开采方便，运距近，可以就近堆放，减少毛料运输。（2）设置半成品料堆、料仓砂石加工厂的生产设备在生产过程需要连续运转，破碎、筛分、胶带机等设备均持续运转，不随进料的变化而调整工况，而系统的进料采用汽车运输，间歇性进料，工况不连续。为保证系统设备连续运转，减少间歇给料过程中的空转，降低不必要的空转能耗，系统设计中设置有半成品料堆，各破碎车间设置有中转料仓，可以保证主要设备连续运转，达到减少空转、降低能耗的作用。18.4.2.2.2混凝土拌和系统左岸混凝土拌和系统尽量靠近施工工作面，降低了混凝土运输的能耗。混凝土系统的布置时充分考虑地形特点，可以布置紧凑，降低能耗。18.4.2.3主要施工技术和工艺选择本工程在施工技术和工艺选择时，根据本工程实际的地形地质条件，枢纽布置格局，施工条件等因素进行设计。本工程土石方开挖主要采用“自上而下、分层分段”的原则进行。采用自上而下深孔梯段爆破，边坡预裂，履带液压钻钻孔，手风钻辅助，1.6m3挖掘机装15t自卸汽车运至碴场。砼浇筑：采用0.4～0.8m3 拌和机拌制砼，近距离水平运输采用架子车，平均运距50m，垂直运输采用5t卷扬机吊运砼，平均吊运高度5m，由人工摊铺入仓，机械振捣。运距大于50m时用混凝土运输车运输，泵送入仓，机械振捣。引水发电系统工程施工中土石方工程量最大，达20.67万m3，拦河闸混凝土浇筑工程量最大，达46803m3。以上项目均是高耗能项目，因此，节能降耗应从这几个方面着手。18.4.3电站运行期节电措施18.4.3.1优化运行措施拱坝河口水电站运行时，和下游梯级电站联动运行，不但任系统负荷。当上游来水量大于拱坝河口电站发电水量时，由泄水闸弃少量水。认真分析历史资料，保持和水调系统的密切联系，掌握梯级发电用水规律，将水位蓄至防洪控制水位以上，尽量保持高水头运行，从而增加水头，减少发电耗水率，提高水能利用率。18.4.3.2运行管理措施水电厂机组设备健康、安全发电是降低耗水率，提高水能利用的前提和条件。汛期是水电厂大发水电、抓效益的时间，如果由于设备健康原因，因致使汛期限制机组出力，或事故检修，将会造成非计划弃水，严重影响发电效益，因此，应坚持实行计划检修制度，做到“应修必修、修必修好”，及时消除设备缺陷，提高了设备的健康水平，为充分的挥拱坝河口水电站的经济效益创造了条件。应建立梯级水电站库群优化调度模型，实行流域梯级优化调度，充分利用水能资源，提高年综合出力系数，增大年发电量，从而在提高水能利用率方面做有益的工作，同时，认真分析近年水库来水量给发电带来的不利影响，不断地挖掘厂内经济运行，合理地安排水库调度，使水位正常消落，以减少耗水率，提高水能利用。在非汛期，积极做好水库入流的预测，尽可能提高预计负荷的准确率，及时与电网调度人员联系，尽量在安排日负荷曲线时的全面考虑，统筹安排梯级间负荷分配，使其实际出力过程合理，达到降低耗水率的目的。在汛期，主要是来水较多的情况下，尽可能在高水头下运行，少弃水，由于汛期水情多变，更应做好防洪调度和兼顾发电调度，在洪水起涨初期，利用水情预报信息，及时加大机组出力，利用发电流量消落水库水位，不仅对后期的防洪调度有利，同时亦达到充分利用水能、降低耗水率，减少弃水损失电量的作用。 18.5节能效果分析通过以上措施，能充分提高拱坝河口水电站一次能源利用效率、降低拱坝河口水电站施工期和运行期的能耗指标，使电站节能效果达到国内先进水平。作为清洁能源和可再行能源开发的水电，具有较强的环境亲和力，可节约不可再生的能矿资源、并能减少二氧化碳等温室气体的排放。拱坝河口水电站建成后将新增水电年发电量6484.5万kW.h，按火力发电平均每千瓦小时实际耗标煤300k，每千克标煤折原煤1.4kg计，考虑到火电厂用电比水电厂用电高7%，即水电厂发电量相当于1.07倍火电厂发电量，则拱坝河口水电站新增电力每年可节约原煤消耗2.25万t。拱坝河口水电站具有较大的减排效益，其建成后每年对火电站的替代相当于每年减少二氧化碳排放5.17万t，每年减少二氧化硫排放193t、每年减少粉尘排放234t，减少废渣排放0.19万t。这些废渣即使花费高额成本进行处理后，按2004年火电厂每千瓦时烟尘排放的国家控制标准1.2g、每千瓦时二氧化硫排放控制标准2.7g计算，拱坝河口水电站新增电力相当于每年直接减少了大气中的燃煤烟尘234t，减少二氧化硫排放193t。拱坝河口水电站从设计理念、工程布置、设备选型、施工组织设计等各方面进行了优化，选用了符合国家政策的选进节能设备，施工期选用了节能性设备、合理安排工期和施工工序，符合我国固定资产项目节能设计要求。 19工程招标19.1绪言根据中华人民共和国国家发展计划委员会令［2001］第9号，特编制本工程的工程招标初步方案。19.2招标范围拱坝河口水电站工程位于甘肃省陇南市武都区两水镇，距陇南市170km，距武都区县城约13km。是白龙江甘肃省陇南市境内河段梯级开发规划的第4级电站。工程区有212国道通过，施工交通较为便利。拱坝河口电站以发电为主，正常蓄水位1040.00m，装机容量18000KW。根据《水电枢纽工程等级划分及设计标准》(山区、丘陵部分)DL5180-2003的规定，本工程属小(1)型，Ⅳ等工程，其主要水工建筑物进水闸、泄洪闸、冲砂闸、主副厂房、变电站按4级设计，次要建筑物护坡、护岸按5级设计，临时建筑物按5级设计。本工程总工期为24个月。拱坝河口水电站工程建设项目的招标范围包括：工程施工、工程监理、金属结构制安、机电设备制造和机电设备安装。19.3招标组织形式对拱坝河口水电站工程所有招标项目均采取自行招标的招标组织形式。19.4招标方式对建设项目范围的各标段采取邀请招标的方式。19.5招标初步方案19.5.1标段划分根据拱坝河口水电站的地理位置、地形地貌条件、场内外交通情况以及建筑布置、施工分区规划和施工工期要求，本工程标段划分初步拟定分5个标段：工程监理标；枢纽土建标；枢纽金结制安、机电制造及机电安装标。 19.5.2资质等级对工程施工方的资质要求：为保证工程质量和满足进度要求，选择水利水电工程三级（含三级）以上资质等级的承包商承担各标工程施工。19.5.3各标段工程情况及工期19.5.3.1工程监理标本标承担的内容为：整个工程的监理工作。19.5.3.2枢纽土建标本标承担的内容为：首部枢纽、引水枢纽、厂区枢纽等建筑物的土建工程，以及为完成上述主体工程所需的所有临时工程等。本标控制性工期为：工期为16个月。19.5.3.3枢纽金结及机电制造、机电安装本标承担的内容为：首部枢纽、引水系统及厂区枢纽的金属结构、机电设备制造及机电安装工程，以及为完成主体工程所需的所有临时工程等。本标控制性工期为：工期为20个月。 拱坝河口水电站工程招标基本情况表19—1项目分标招标范围招标组织形式招标方式不采用招标方式招标估算金额（万元）备注全部招标部分招标自行招标委托招标公开招标邀请招标勘察√√√设计√√√工程监理√√√枢纽土建标√√√枢纽金结及机电安装标√√√工程材料采购标√√√'