四川水电（精选5篇）
四川水电 篇1
摘要：当前水电建设成本过高与上网电价过低的矛盾严重阻碍了高寒地区水电的开发建设,从高寒地区水电开发的重要性出发,分析高寒地区水电开发建设的各种障碍因素,以高寒地区3个电站为例,采用经营期电价测算方法进行上网电价测算,从而对高寒地区水电上网电价定价机制及加价范围给出相应建议,为四川省高寒地区水电建设提供了新思路。
关键词：高寒地区,上网电价,成本差异,定价机制
随着水电事业的快速发展,四川省水电建设正逐步由平原及低海拔地区向川西高寒地区推进,高寒地区已成为四川省水电建设的重点区域。高寒地区水电发展是推动民族地区经济社会全面发展的重要力量,但由于高寒地区地理位置偏远,环境条件恶劣、基础设施缺乏等因素造成该地区水电建设成本高昂,使得高寒地区水电发展面临严峻挑战。上网电价水平高低是决定高寒地区水电能否健康可持续发展的关键。如何确定高寒地区水电站的电价形成机制、定价方法和上网电价水平,保持高寒地区水电可持续发展,对促进四川省水电事业健康发展具有十分重要的意义。
1 四川省水电开发现状
四川省是我国水电资源最丰富的省份之一,同时也是我国水电能源基地建设的大省。全省水力资源技术可开发装机容量12 004万kW,位居全国第一。截至2011年底,水电装机容量达到3 288万kW,年发电量1 246亿kWh。目前在建水电规模4 400万kW,约为全国水电在建规模的1/3。预计到2015年底,四川水电装机容量将突破7 000万kW。
纵观我国水电开发历程,总体上呈现出先易后难的趋势。随着四川省水电开发大刀阔斧的进行,目前四川省境内平原及低海拔地区主要河流的干流及支流基本都已规划完毕,部分三、四级支流也已被列入规划之中。平原地区水电开发程度的不断提高促使水电开发逐步由平原地区向高寒地区推进。据初步统计,目前四川省已投产电站中约有30%位于甘孜州、阿坝州、凉山州西部等偏远高寒地区,而“十二五”期间规划或在建的电站中约有70%也位于这些地区。可见高寒地区正逐步成为四川省水电开发的重点区域。
2 四川省高寒地区水电开发的重要性
2.1 高寒藏区的重要战略地位
川西高寒地区位于四川省西部,该地区海拔较高、沟河纵横、落差较大,具备水电开发的优势,是四川省水电站比较集中的地区。阿坝州、甘孜州、凉山州西部等少数民族聚居地都属于川西高寒地区,当地居民以藏民为主。自改革开放以来,通过各族人民的共同努力,藏区经济得到了显著发展,然而受历史、自然、地理等因素影响,藏区总体经济发展较其他地区仍有一定差距。四川省是全国第2大藏区,处于稳藏兴藏的重要战略地位[1],能否充分利用水能资源,带动藏区经济大发展,是维持当地社会繁荣稳定的关键因素,并对缩小地区差距、增进民族团结、保持少数民族地区长治久安具有重大的现实意义和深远的历史意义。
2.2 水电建设促进高寒地区经济发展
高寒地区居民生活收入较单一,主要以农牧业为主。水电建设是一项大型工程,可以带动机电、建材、冶金、化工、交通运输业及第3产业的发展[2],有效促进藏区产业结构优化;同时也可以为当地居民提供更多的就业机会,增加当地居民生活收入;对增加地方财政税收也有直接贡献,如建筑安装营业税、城建税、教育费附加及印花税等。
作为国民经济发展的重要基础能源,电力的短缺严重影响藏区居民的日常生活,阻碍藏区工农业发展、制约当地经济增长。水电建设可以为藏区提供充足的电力能源,不仅可以提高当地居民的生活水平、加快地方工农牧业的发展,还可以改善藏区投资环境,促进产业结构调整,吸引更多企业到藏区投资、发展。
2.3 合理上网电价促进水电发展
上网电价是电力市场中协调各方利益的重要因素,电价的制定要有利于合理补偿成本、合理确定收益。与火电不同,水电建设具有成本高、建设周期长、严重依赖银行贷款作为主要资金来源等特点。对发电企业而言,电能是其唯一的产品输出,在年发电量确定的情况下,上网电价的高低成为影响发电企业生产效益及市场竞争力的重要因素。而在投资环境较差的高寒地区,上网电价的合理与否,更是直接关系到企业的生存与发展[3,4],因此合理确定上网电价至关重要。
3 四川省高寒地区水电开发的难度
高寒地区水电开发具有良好的综合效益,然而电站所在地气候恶劣、地质复杂、交通不便等因素造成该地区的水电开发存在诸多困难,具体可归纳为以下几点。
3.1 气候环境恶劣,降效严重
高寒地区空气稀薄,缺氧严重,这种恶劣的自然环境对施工人员的体力及机械的性能均造成很大的影响。据了解,高寒地区人工劳动效率约为劳动定额标准的0.5～0.7,机械效率为定额标准的0.6～0.75。高寒气候条件下各类施工机械使用磨损加剧,使用寿命明显降低,维修费用相比平原地区也较高。同时由于气候恶劣,该地区全年最佳施工季节短,砼施工以及土石方工程施工受低温、雨雪影响显著,缺氧以及温差大等因素严重影响地下工程施工进度[5]。这些因素导致高寒地区施工工期偏紧,加上施工技术难度大使效率降低,耗费大量的人力、物力、财力。此外,该地区属于地质灾害多发区,如遇地质灾害等需变更设计,导致设计工程量增加,会使原本非常紧张的工期变得更加紧张。
3.2 地质条件复杂
川西高寒地区地质条件十分复杂,地壳破碎,断裂带较多,这些断裂带是地震、滑坡、泥石流等突发性地质灾害的高发区。且该地区的喀斯特地貌比较突出[6],实际地质条件往往比工程前期可研勘探结果差。在高寒地区进行水电建设施工多出现岩爆、高温度、高边坡等复杂的工程问题,使得机械、施工人员窝工严重,增大了施工难度的同时也延长了施工工期,且塌方处理、混凝土衬砌及灌浆等各种施工事故处理费用较高,施工延期也进一步增加了施工过程的管理成本、资本化利息等,导致工程造价不断提高,施工概算严重不足。复杂地质还导致施工降效、面临施工方索赔等各种问题。
3.3 人力资源不足
高寒地区人口密度较小,当地可征用施工人员较少,由于工程地处偏远且环境恶劣、危险性高、进场费用高,很多施工队伍及技术人员无法长期在此工作,直接导致施工单位更换频繁,人员流动性大,管理难度也大大增加,拖延施工进度的同时也严重影响工程质量。因此人力资源不足成为高寒地区水电建设的一大难题。且由于人力、机械的降效,使得高寒地区施工需要比平原地区更多的人力和施工机械,导致人员工资、机械租赁费用水涨船高。仅以普工为例,施工现场实际用工工资标准是电站设计概算取费标准的3倍左右。考虑到受经济发展、CPI上涨、藏区工作环境恶劣等影响,《四川省水利水电建设工程预算定额》对高寒地区水电建设人工、机械定额作了相应调整,调整系数见表1。
3.4 物资采购困难
高寒地区多为偏远山区,当地基础设施不完善、建筑材料缺乏,部分施工物资需从外地采购。且当地交通不便,运输主要依靠公路,运距长、路况差、费用高等造成各参建单位材料运输成本增加。由于一些机械配件采购运输困难,导致机械故障不能及时排除,最终影响施工进度的情况也时有发生。高寒地区气候环境恶劣,冬期较长,每年11月至次年4月,进出的公路往往被冰雪覆盖,施工物资供应严重受阻。为了保障这一时期现场施工正常开展,一般需提前采购并储存大量的建材,使得资金被迫提前使用,增加了资金使用成本。另外,受宏观经济环境影响,建材单价总体也呈上涨趋势,特别是一些主要材料如水泥、钢筋、柴油等价格均有不同程度上涨,虽然概算中留有一定的价差预备费,但是由于总量出现变化,价差预备费根本无法填补资金缺口。
3.5 施工供电成本高
高寒地区本身供电电源缺乏,部分地区基本生活用电都难以保障,施工用电更是严重不足。当地电源除必须首先满足生活用电外,剩余电量才用于工地供电,供电能力十分有限,根本无法满足工地的正常施工需要,因此多数工程施工用电主要靠自备电源供电。由于工程所在地海拔处于2 300～3 500 m,柴油发电机的实际出力相比平原地区较低,仅为标定功率的60%左右,供电成本大大增加。设备维修费用高、设备维修频繁等原因,也导致施工期间供电费用大幅增加。尽管如此,有些施工设备靠自备电源仍无法启动。
4 案例研究
为更好地了解高寒地区水电站开发建设与平原地区相比存在的成本差异,本文以四川省甘孜州硕曲河上的3个在建径流式电站(A、B、C)为例,采用经营期电价测算法进行上网电价研究[7,8,9]。3个电站分布在海拔2 300～3 000 m,具有一定的代表意义,电站主要任务为发电。经营期电价测算法是按社会成本及项目经营期收益水平统一定价,通过考察电力项目经济寿命周期内各年度现金流量,使项目在经济寿命周期的自有资金净现金流量满足一定的财务内部收益率。测算时,通过调整电价水平,直至资金内部收益率(IRR)满足约定水平:
式中:CI为现金流入,包括销售收入、固定资产回收、流动资金回收和其他现金流入;CO为现金流出,包括长期投资中的资本金投入、流动资金中的自有资金、经营成本(不含折旧费的发电成本)、长期负债的本金偿还、利息偿还、增值税、所得税、工资及福利和其他费用;n为年数;IRR为内部收益率;t为时间序列(t=1,2,…,n)[1]。其中内部收益率取8%,还贷期限为20 a,资本金为总投资的20%,贷款利率取6.8%,增值税税率为17%,所得税税率为25%,其他参数均按相关规定选取。采用式(1)计算上网电价,3个电站基本参数及最终结果见表2。
从表2的上网电价测算结果来看,A、B、C 3个电站的上网电价水平均较高。目前,四川省径流式电站的执行电价水平为0.288元/kWh,而上述3电站中最高的电价水平达0.492 1元/kWh,高出标杆价格约70%。3个电站的单位千瓦造价水平处在13 000～14 000元/kW左右,可见高寒地区造价高是导致电站上网电价攀升的主要原因。本文采用利润衡量法和单位电量投资反推上网电价的方法来推算水电站在无亏损情况下应保持的最低上网电价,以期更清楚地了解高寒地区水电站的建设运营情况并给予高寒地区水电上网电价相应的加价建议。
利润衡量法是采用发电收入扣除折旧费、水资源费、运行维护费等成本及增值税、所得税等税金的方式计算3个电站的盈亏平衡点电价, 即当电站不盈不亏时应保持的电价,基本计算参数同上。水电项目财务上可行应满足在运营期内年净现金流量CI-CO≥0这一条件,而水电项目的收入与支出均与上网电量有密切关系,因此根据单位电量投资反推上网电价这一方法是可行的。按等额还本付息的方式偿还银行贷款,则每年的借款本息偿还系数L=6.8%×(1+6.8%)×20/[(1+6.8%)×20-1]=0.092 931。年生产运行费与规模有关,按0.04 元/kWh 进行计算,大修理费为0.03元/kWh,工资、福利、公积金及劳保费为0.03元/kWh,保险费为0.008元/kWh,材料费为0.001 5元/kWh,库区维护费为0.008元/kWh,水资源费为0.003 5元/kWh,其他费用取0.01元/kWh,以上费用合计约为0.131元/kWh。由CI-CO≥0及以上基本数据可推出单位电量投资与最低上网电价的关系为:上网电价X≥(单位电量投资×80%×L+0.131)/[1-1/(1+17%)×17%×(1+7%+3%)][10],得出单位电量投资与上网电价的关系曲线如图1,由3个电站的单位电量投资可在图1上查得相对应的最低上网电价水平。2种方法所得结果见表3。
由表3可知,采用两种方法所得结果虽有出入但相差不大,总体上来说各电站在无亏损状况下的最低上网电价均处于较高水平,为确保高寒地区水电站能够及时偿还借款并获取适当收益,该地区上网电价水平应保持在0.450元/ kWh以上。然而目前四川省绝大多数径流式电站仍然
按水电标杆电价0.288 元/ kWh执行。随着物价指数的上涨,水电标杆电价早已不能满足平原地区水电站的正常生产运行,更加会降低水电投资者在高寒地区建设电站的积极性、阻碍高寒地区水电发展。因此,应考虑在平原地区的基础上适当加价作为高寒地区水电上网电价。据统计,平原地区径流式电站的平均造价水平约为11 500元/kW,假定平原地区径流式电站年装机利用小时数为4 500 h,结合当前水电价格测算相关规定及参数,初步测算得出为保证发电企业合理收益平原地区径流式电站上网电价水平应保持在0.32元/kWh左右,比0.288元/ kWh的执行电价水平高出约11%。考虑到此情况,采用同倍比折算方法得出高寒地区径流式电站应执行电价水平为0.405元/kWh左右,也就是在平原地区径流式电站执行电价水平0.288元/kWh的基础上加价0.117元/kWh作为高寒地区径流式电站上网电价。
5 结 语
高寒地区受自然条件恶劣、基础设施薄弱、民族地区政治敏感等因素影响导致高寒地区水电建设难度大、成本高,在制定水电上网电价形成机制时应考虑高寒地区的特殊情况。
建议采取加价的方式保障高寒地区水电站的正常运营,促进四川省水电持续、快速、健康发展。高寒地区水电上网电价影响因素众多,考虑到各电站所在地海拔、经济发展状况、地质条件等不尽相同这一情况,发电企业在制定上网电价时应视电站具体情况作适当调整。
参考文献
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四川水电 篇2
2010/7/5/8:22来源：中国经济网
6月27日，大渡河深溪沟水电站正式投入商业运行。该机组的投产也标志着四川省电力装机容量突破4000万千瓦大关。
大渡河，我国十三大水电基地之一，其干流全长1062公里，规划布置22个梯级水电站，装机总容量2340万千瓦，年发电量超过1123.6亿千瓦时。大渡河流域水电开发是国家西部大开发和四川省建立水电支柱产业的重要组成部分，同时也是我国全面建设小康社会的基础性工程。
大渡河也是中国国电集团公司水电开发、发展新能源、建设创新型企业的主战场。2000年11月，中国国电集团公司、国电电力发展股份有限公司和四川川投能源股份有限公司共同出资成立国电大渡河公司，对大渡河干流水电项目实施开发。
国电大渡河公司成立以来，以建设大型流域水电开发公司为己任，在中国国电集团和各股东方的正确领导下，已在大渡河流域争取了14座电站总装机1748万千瓦的开发权，并于2009年成功实现了大渡河上最大的水电项目――瀑布沟水电站投产发电目标，2010年6月27日实现了深溪沟水电站投产目标。截至2010年7月1日，大渡河公司已开展前期工作的项目达1189万千瓦，发电投产装机389.5万千瓦，累计实现发电量560亿千瓦时，累计实现利税超过50亿元，资产总额达到400亿元，比成立之初翻了9番。预计到2020年，公司资产总额将超过1600亿元，年利税将超过55亿元，成为新兴的、大型流域水电开发公司。为中国国电大力发展新能源、建设创新型企业和早日建成国内一流综合性电力集团作出积极贡献。
电源建设凸显规模效应
国电大渡河公司于2002年启动流域规划调整，将原规划的17级1772万千瓦优化为22级2340万千瓦，按照2020年实现装机1500万千瓦目标，统筹推进流域前期布局。
目前，大岗山(260万千瓦)正待国务院核准，猴子岩(170万千瓦)项目申请报告已通过中咨公司评估，枕头坝一级(72万千瓦)、沙坪二级(34.8)万千瓦、双江口(200万千瓦)、金川(86万千瓦)四个项目共372.8万千瓦2010年内可完成可研审查，并力争沙坪枕头坝通过项目建设书评估后报国家发改委；安宁(40万千瓦)、巴底(68万千瓦)、丹巴(110万千瓦)三个项目共218万千瓦计划2010年底基本完成预可研；龚嘴扩机(24万千瓦)、枕头坝二级(23万千瓦)、沙坪一
级(28万千瓦)三个项目共73万千瓦正在按计划积极开展预可研工作；老鹰岩电站(64万千瓦)2010年内可完成河段规划优化补充工作，形成全面开展前期、预可研可研的有序梯队，大小电站搭配、项目投产均衡的格局，为流域科学、全面、有序、可持续开发打下坚实基础。
当前，发展低碳经济已成为全世界的共识，对清洁能源开发提出了新的更高要求。按照我国政府对内对外的承诺和节能减排目标，到2020年，我国非化石能源在一次能源中所占比重要提高到15%，二氧化碳减排40%-45%，单位GDP能耗在2005年基础上下降20%的目标要求。作为国家规划的十三大水电基地之一，大渡河将承担相应责任。
鉴于大渡河流域水电开发在节能减排、发展可再生能源发展中的重要性，四川省将大渡河公司目前规划的十四大梯级电站建设项目全部列入了2010年重大项目。其中，瀑布沟、深溪沟为续建重大项目，大岗山为新开工重大项目，双江口、金川、安宁、巴底、丹巴、猴子岩、枕头坝一级、枕头坝二级、沙坪一级、沙坪二级为储备重大项目和支持青藏发展项目。此外，四川省政府从续建重大项目和新开工重大项目中选择了重点推进的60个重大项目，瀑布沟水电站位列其中，流域开发前景非常广阔。
目前，大渡河公司已是四川省和中国国电集团最大发电企业，最大日发电量已达到6462.6万千瓦，占四川省电网日发电量的15.2%。按照新的发展布局，到2010年，大渡河公司计划发电装机将达到526万千瓦，2012年达到566万千瓦，2015年达818万千瓦，并实现2010年后年年有投产，2015年至2019年间每年投产一百万千瓦以上目标。
生态环保凸显产业文明
在产业化、规模化发展的同时，大渡河公司还很注重生态环境保护，以建设“国际一流”的水电基地为目的，为大渡河水能资源的可持续开发奠定基础。大渡河公司成立之初，就将流域水电开发规划设计理念定位于资源的“合理开发利用”，坚持“在保护中开发，在开发中改善”，提出了“与青山绿水为伴，让青山绿水更美”的环保理念，带动流域生态环保工作走在全国前列。
2004年，国电大渡河公司在国家相关环境法规的出台前，在全国率先开展了大渡河流域环评工作，委托四川大学生命科学院、成都勘测设计院及国内著名院校，出资近2000万元，耗时两年对大渡河流域陆生、水生生态环境进行了专门的调查和评价。随后，流域环评在国内其它流域开始推广。
为更好地保护大渡河流域历史、宗教和民族文化生态，拉动流域地方经济，改善区域发展结构。大渡河公司特意将上游猴子岩水电站的设计水位降低了10米，装机容量也将相应减少10万千瓦，以一年减少6亿千瓦时发电量的代价，保护四川省甘孜州丹巴县境内已有2000余年历史的古碉群，为丹巴藏族文化留存作出贡献。
按照流域环评要求，国电大渡河公司已投资3000万元建立了国电大渡河流域珍稀鱼类保护中心，成立了国电大渡河瀑布沟、深溪沟水电站黑马鱼类增殖放流站，承担起大渡河鱼类增殖放流、科研、监测任务。2010年4月，首批37.15万尾人工繁育的大渡河特有珍稀鱼苗已成功放归大渡河。大渡河公司计划今后每年放流鱼苗75万尾以上，以有效恢复大渡河和长江上游鱼类资源。
在保护水生物种的同时，大渡河流域陆生珍稀物种保护工作也已启动。首批委托专业机构培养移栽的岷江柏、红豆杉等国家珍稀植物物种已在移栽区内存活，长势良好。
大渡河公司还在规划中调整了调节水库和梯级电站的布置，特别注意与生态环境保护的协调，避免了对重要县城和城镇的淹没，减少耕地淹没近3万亩，减少移民8.5万人，在兼顾资源开发保护的同时，较好地满足了实施国家西部大开发战略和可持续发展战略的要求。
大渡河瀑布沟水电站建成后，每年将为长江上的三峡、葛洲坝等大型水电工程减少2400万吨的泥沙下泄量，有效改善长江上各大型水利枢纽工程的泥沙淤积，提高水能综合利用率。
瀑布沟水库的泥沙净化能力，将持续70年至100年，是名符其实的“功在当代、利在千秋”的百年工程。瀑布沟水电站全部建成后，与同规模的燃煤火电厂相比，每年可减少排放二氧化碳约1153.95万吨、可替代消耗标煤约588万吨，同时还可以减少大量废水、废渣产生，低碳特征显著，对于改善区域的环境，将起到积极作用。
倡导和谐凸显社会责任
作为一家现代化的大型流域水电开发公司，国电大渡河公司还积极融入社会、共建和谐，认真履行大型国有企业的社会责任，通过水电开发拉动流域经济、助推社会和谐。
以瀑布沟工程为例，瀑布沟电站动态总投资逾300亿元，建设期间年均投资达30亿元以上，直接拉动汉源地方GDP年均增长20%以上；瀑布沟水电站发电后，按年发电147亿千瓦时和四川新建电厂每千瓦时0.35元电价测算，可取得产值约51.45亿元，极大地改善当地财政收支状况。瀑布沟工程还直接带动了汉源新县城建设，促进了当地城乡统筹，加快了城镇化进程，形成了以水电为核心的产业链，优化了地方产业结构和投资环境，加速了小农向小康的转变。深溪沟工程建设期间，使用了约800名凉山籍务工人员，并通过向地方采购水泥、火工材料等物资，带动了税收、劳务使用、物资采购与运输等相关行业，累计上交地方税收2000多万元，实现了区域经济的增长。
按照“开发一个项目，拉动一片经济，造福一方百姓，诚交一批朋友，树立一座丰碑”的开发理念，公司建立了中国国电“同一条河、同一个家”国电大渡河爱心帮扶基金，为移民工程和社会慈善事业累计筹款1.36亿元，先后在大渡河流域沿岸捐建了12所希望学校、10所爱心医院，资助了420余名优秀贫困大中学生就学，被四川省有关领导称为“四川历史上规模最大的可持续专项帮扶活动”。
四川水电 篇3
千佛岩水电站为河床式开发。电站挡水建筑为20孔闸坝, 坝顶高程为435.4 m, 最大坝高20 m, 水库总库容2 650万m3, 正常蓄水位430.00 m。电站装机3台, 总容量102 MW, 设计水头18.0 m, 引用流量663 m3/s, 多年平均发电量5亿度。
千佛岩水电站沿坝轴线从左至右依次布置:左岸副坝、安装间及发电厂房、冲沙闸、泄洪闸、右岸副坝等枢纽建筑物, 均属于大体积砼, 特别是发电厂房工程混凝土量达到19万m3及冲砂泄洪闸混凝土量11万m3。闸墩宽达5~6 m, 闸墩长50 m, 最大墩高为26 m。
2 主要温控措施
2.1 优化混凝土配合比, 提高混凝土抗裂能力
优化混凝土配合比, 能最大限度地减少水泥用量, 降低水化热温升, 对于高标号砼温控防裂是十分有利的。千佛岩电站工程混凝土拌制用砂是从坝址上下游青衣江河滩上开采筛分而得, 属特细砂, 平均细度模数在1.5左右, 砂中粉细成分含量高, 含泥量也有超标的现象。在经过大量试验和论证基础上, 在保证混凝土强度及坍落度要求的前提下, 千佛岩电站在主体工程中克服了特细砂因颗粒细、比表面积大、用水量多、水泥用量多、混凝土易开裂的传统难题, 每立方米砼减少胶凝材料用量36 kg/m3, 最大限度减少水泥用量。利用顶面散热削弱水化热温升, 加强养护等, 较大程度地降低混凝土最高温升, 使砼温峰值降低4℃~5℃。
千佛岩电站工程混凝土配合比主要遵循以下几个原则: (1) 低砂率原则。三级配混凝土采用17%~18%的砂率, 二级配混凝土采用21%~22%的砂率, 一级配混凝土采用25%~26%的砂率; (2) 低流动性原则。大体积素混凝土坍落度按2±1cm控制, 少筋混凝土或小构件按3±1 cm控制, 钢筋混凝土按4±1 cm控制; (3) 低水泥用量。施工配合比经优化后, 水泥用量大为降低, C15平均水泥用量130 kg/m3, C20平均水泥用量150 kg/m3; (4) 高掺粉煤灰。粉煤灰有效地提高混凝土的抗渗性, 改善混凝土拌合料的工作度并具有减水作用; (5) 加高效减水剂。为减少水化热, 宜掺用缓凝剂、减水剂等。
2.2 合理控制层厚及短间歇均匀上升和出机口温度
在满足施工条件和浇筑能力时, 精细安排组织施工, 尤其是抓好低温季节的混凝土施工安排, 使混凝土上升满足层间间歇期要求。
降低骨料温度及混凝土入仓温度, 提高骨料堆放高度, 并在料仓搭设防阳棚。在厂坝混凝土生产中, 将水泥、粉煤灰进入搅拌机的温度控制在45℃以内, 砂的含水率控制在6%以内。采用经常洒水和搭设遮阳棚措施对粗骨料进行预冷, 根据气温情况使出机口温度控制在技术要求范围之内。
2.3 控制混凝土运输中的温度回升及入仓温度
为有效减小混凝土温度回升, 尽量避开白天高温时段浇筑混凝土, 并加大混凝土入仓强度, 砼用专用砼运输车, 运输过程中汽车运输设置遮阳篷保温措施。如冬天浇筑混凝土视现场气温情况采用覆盖两层帆布帐篷或在两层帆布内夹毛毡进行保温。尽量缩短运输时间和停歇时间, 避免运输过程中产生的离析、漏浆、泌水和水分蒸发。
2.4 加强混凝土现场浇筑质量控制
具体控制措施有: (1) 基岩面和混凝土水平缝必须铺筑砂浆且厚度均匀, 无漏铺; (2) 不同标号、级配的混凝土下料位置正确; (3) 平仓分层清楚, 铺料均匀且满足振捣设备能力要求; (4) 在振捣时振捣棒需直上直下, 快插慢拔, 插点形成行列式, 插点距离300 mm左右; (5) 混凝土振捣插入下层5 cm, 振捣有序, 无漏振现象, 对每个浇筑块模板周边的混凝土进行重复振捣, 在捣至标高时, 派专人刮去多余浮浆, 用抹子抹2~3遍, 以减少表面收缩裂缝; (6) 铺料间歇时间合适, 无浇筑温度超温、无初凝现象, 在混凝土温度上升阶段每2~4 h派专人测温一次, 在温度下降阶段每8 h测温一次, 同时测大气温度; (7) 混凝土浇筑仓无外水流入, 渗水排除及时; (8) 钢筋、预埋件、模板等在施工中保护措施得当, 无变形、损坏现象, 大模板安装前放出模板内侧线及外侧控制线作为安装基准, 就位前涂刷隔离剂不影响结构工程质量; (9) 施工中以施工队施工责任制为基础, 施工专职质量检测员员盯仓, 监理人员旁站结合巡检, 对影响混凝土各施工环节进行严格控制, 发现问题及时纠正和处理。
2.5 加强混凝土养护和保温
混凝土浇筑收仓10 h后开始养护, 对上下游面、墩墙侧墙等部位采用固定多孔水管喷水养护。养护期不少于混凝土设计龄期, 对厂房流道底板、闸室溢流面进行覆盖湿麻袋或细砂、塑料薄膜并流水养护。
掌握天气情况, 避免在负温天气条件下浇筑混凝土。冬季气温在5℃以下或大风天气时宜避免浇筑混凝土;确因工期需要, 应控制混凝土入仓温度, 可在拌和站对原材料采用保温措施或加温水拌和;冬季施工的混凝土养护采取适当措施以减少热量损失, 养护期间混凝土温度保持在5℃以上。防止受风吹使混凝土表面冻结或因水分蒸发过大引起表面干裂。
混凝土表面保护是防止表面裂缝的重要措施, 采用了延迟拆模时间和厂房流道混凝土拆模后及时封堵保温、冬季最低温时混凝土表面采用塑料泡沫纸覆盖等保温措施, 取得了预期效果。
3 结语
千佛岩水电站工程在混凝土施工中的各个环节, 通过对配合比进行优化, 减少混凝土的水泥用量、控制出机口温度、降低混凝土浇筑温度、采用薄层浇筑、改善环境温度及加强养护、保温等一系列综合控制措施, 取得了较显著的效果, 根据检测资料表明, 所采取的措施对降低混凝土水化热、削减混凝土最高温升, 提高混凝土防裂能力是有效的, 厂坝混凝土的最高温度基本控制在设计允许范围内, 工程完工后没有产生一条危害性的裂缝, 从而确保了千佛岩工程一流的施工质量。
摘要：就如何做好混凝土从拌和楼加工到浇筑到后期护理的各个环节的温控工作, 提高大体积混凝土的抗裂能力进行了探讨。
四川水电 篇4
工 作 手 册
四川省水电站机组启动验收 工作指导手册
目 录
一 二 三 四 五 六 七 前言.......................................................................................2 机组启动验收主要依据..........................................................2 机组启动验收范围..................................................................2 验收应具备的条件..................................................................3 验收检查的主要内容..............................................................3 验收工作流程.........................................................................5 验收工作需提供的主要资料...................................................6 附件1： 申报书
（一）（格式）......................................................8 附件2： 申报书
（二）................................................................12 附件3： 验收资料清单................................................................16 附件4： 验收报告编制要求.........................................................17
一、工程建设情况报告............................................................17
二、设计报告..........................................................................18
三、土建工程施工报告编写要求..............................................19
四、机电安装工程施工报告要求..............................................19
五、土建工程监理报告...........................................................20
六、金属结构及机电监理报告编写要求...................................21 四川省水电站机组启动验收 工作指导手册
一
前言
为规范四川省水电站机组启动阶段验收工作，依据国家和省相关水电机组启动阶段验收规程和相关办法，特制定《四川省水电站机组启动验收工作手册》，以便指导水电站项目法人按本手册组织和开展验收工作。
二
机组启动验收主要依据
1.国家经贸委《水电站基本建设工程验收规程》（DL/T 5123-2000）等相关规程、规范。
2.四川省经贸委《关于加强水电工程验收管理确保工程安全质量的通知》（川经贸电力[2001]830号）。
3.《国家发展和改革委办公厅关于水电站基本建设工程验收管理有关事项的通知》（发改办能源［2003］1311号）。
4.待验水电站机组启动验收委员会及相关批复文件。5.国家及行业现行有关的施工及验收规范和规程。6.四川省政府部门、省电力公司入网相关文件及要求。三
机组启动验收范围
1.首部枢纽：挡水坝或闸坝（含底格拦栅坝）已完建，进水口水工建筑物完建，拦污栅、工作与检修闸门及其启闭机安装调试完成，电气设备及通信设施安装调试完成。
2.引水系统：进水口、引水隧洞、调压室及压力管道的水工建筑物（包括支洞封堵和进人门安装、监测工程）已完建，压力钢管制安完成，蝶阀及电气设备安装调试完成。
3.厂区枢纽工程：主副厂房、开关站或GIS楼及尾水系统的 四川省水电站机组启动验收 工作指导手册 水工建筑物（含监测工程）已按设计完建，尾水闸门及启闭机安装调试完成。
4.机电设备安装工程：主机及其辅助设备（含桥机）安装、电气设备（包括电气一次、二次、通信和消防）安装调试完成。
5.送出工程：输电线路已完建并通过四川省电力建设工程质量监督站的质量监督或四川省电力公司组织的送出工程验收。
6.阶段验收：已通过省发改委组织的蓄水验收，引水发电系统范围内的征地与移民补偿及验收已完成，待验机组已完成启动阶段的质量监督及消防验收等。四
验收应具备的条件
1.机组启动必须满足《水电站基本建设工程验收规程》第6.1条《机组启动验收应具备的条件》方可进行机组启动验收工作。
2.电站及已获得省发改委、省经信委批准并授权即已下函委托省电力公司组织进行机组启动验收。
3.110kv及以上送出工程已经核准。五
验收检查的主要内容
1.闸坝完成蓄水安全鉴定，并经国家或省发改委蓄水验收的相关文件及资料。
2.不需要进行蓄水安全鉴定和省发改委组织蓄水验收的闸坝已建，工程形象面貌满足充水发电的要求。
3.引水发电系统已按设计图纸建成，工程形象面貌满足发电的要求，质量符合规程、规范要求和合同文件规定的标准。进水口拦污栅、闸门及其启闭设备安装调试完成，满足启闭要求。
4.电站的尾水闸门及其启闭设备安装调试完毕，满足启闭要求； 四川省水电站机组启动验收 工作指导手册 其他未安装机组的尾水已用闸门或闷头可靠封堵；尾水围堰和下游集渣已按设计要求清除干净。
5.厂房内土建工程已按设计图纸基本建成，待验机组已做好安全围栏隔离，各层交通通道和厂内照明满足在建工程安全施工和待验机组的安全试运行；厂内排水系统安装调试完毕，并能可靠、正常运行；厂区防洪排水设施已完并能保证汛期运行安全。
6.待验机组及相应附属设备，包括风、水、油系统已全部安装调试完毕，并分部试运转，质量符合规定标准；全厂共用系统和自动化系统已完工并能满足待验机组试运行的需要。
7.待验机组相关的电气一次、二次设备安装调试完毕，试验合格、动作准确、可靠并能满足升压、变电、送电和测量、控制、保护等要求，全厂接地系统接地电阻符合设计规定。机组计算机现地控制单元LCU安装调试完毕，具备投入及与全厂计算机监控系统通信的条件。
8.升压站（或开关站）等水工建筑物已按设计完建，能满足高压电气设备的安全送电要求；对外必需的输电线路架设完成，并经系统调试合格。
9.厂区通信系统和对外通信系统已按设计建成，通信可靠。10.消防设施已按设计施工完毕并经消防部门验收合格。11.负责电站运行的生产单位已组织就绪，生产运行人员的配备能适应机组初期商业运行在需要，运行操作规程已制定，配备的有关仪器、设备能满足机组试运行和初期商业运行的需要。
12.电站及待验机组启动验收的有关文件、资料齐全；待验机组及送出工程已通过国家或省电力建设工程质量监督中心站的质量监督和验收。四川省水电站机组启动验收 工作指导手册 六 验收工作流程
机组启动验收工作分四个流程进行： 1.申请项目验收前符合性审查
由项目法人向验收主任委员单位（承办由验收工作组负责）提出验收申请并填报《四川省水电站机组启动阶段验收申报书
（一）》，说明待验项目基本情况、待验范围以及待验项目相关建设手续，验收组在收到项目法人的申报书后对待验项目是否符合工程基本建设程序进行符合性审查，并在15个工作日内作出审核意见。审核通过方可进入验收第二工作流程；若待验项目手续不完善，验收组提出具体的审核意见要求项目法人补充或完善相关手续后重新进行审核，直至符合性审查通过为止。
申报书格式见附件1 2.待验机组是否满足启动规程要求审查
符合性审查通过后，项目法人向验收工作组申请并填报《四川省水电站机组启动阶段验收申报书
（二）》，机组启动验收阶段质量监督、送出工程质量监督与验收情况；说明待验电站工程形象面貌、未完工程计划安排、工程质量自评意见；说明并向验收组提交的资料清单。验收组在收到项目法人的申报书后对待验项目的专项验收、验收必须提供资料是否满足验收规程要求进行审核并在15个工作日内作出审核意见。若审核通过，则向项目法人发出现场检查验收通知书，并在28个工作日内组织现场验收。若审核未通过，则提出具体的整改意见，要求项目法人按验收规程完善相关手续和资料，直至满足启动规程要求为止。
申请书格式见附件2 3.现场验收检查 四川省水电站机组启动验收 工作指导手册 验收组组织专家对待验项目现场形象面貌和工程质量、安全防护等项目是否满足验收规程要求、各专项验收所提问题整改情况进行检查验收，并对现场检查发现的问题以及对资料初审发现的问题与项目法人等参建各方现场交换意见，项目法人根据验收检查组提出问题做相应整改。
4.问题整改落实情况检查及资料审定阶段
项目法人根据现场整改落实情况和资料的完善情况，向验收检查组提出复审申请，验收检查组在收到复审申请后10个工作日内组织项目法人和参建各方召开复审会议，由项目法人汇报所提问题整改情况介绍、查验整改签证资料、影像资料等证据，并对修改后的资料进行复审。
以上四个流程完成后，检查组验收通知启委会秘书组，确定召开启委会时间地点等事宜。七 验收工作需提供的主要资料
1.第一类资料
电站机组启动验收的基本资料，分别由项目法人组织设计、施工、监理等单位编制的报告和资料：（1）工程建设情况报告。（2）工程设计报告。
（3）水工建筑物（土建）金结及机电工程监理报告。（4）水工建筑物（土建）、金结及机电工程施工报告。（5）引水发电系统工程安全监测报告。（6）送出工程设计、监理及施工报告。
（7）机组启动质量监督报告（含送出工程）、消防验收文件及专家组提出的问题及建议的处理结果报告。四川省水电站机组启动验收 工作指导手册（8）生产准备运行报告、待验机组设备试运行程序大纲、水库调度运行方案、本防洪度汛方案及超标洪水应急预案、引水系统充水方案及应急预案等。
2.第二类资料（专家组查阅）
设计运行说明书和本防洪度汛技术要求，施工期有关试验研究报告，重大设计变更及相应批文。
3.第三类资料（专家组查阅）
施工中的各类工程原始资料如：主要工程部位设计修改通知、重大工程缺陷处理问题的会议纪要、重要项目试验报告、机电设备安装试验记录及相关试验数据、验收签证、设计的施工技术要求等。
需提交资料清单见附件3 各类报告编写要求见附件4 四川省水电站机组启动验收 工作指导手册 附件1： 申报书
（一）（格式）
四川省水电站工程机组启动阶段验收申报书
（一）申报人： 申报时间： 年 月 日
一、项目基本情况工程项目名称项目法人法定代表人联系人传真设计单位监理单位本次申请验收范围(注明申请验收机组编号)项目负责人联系电话E-mail工程概况(简要介绍水电站工程地理位置、流域规划情况、装机容量、引用流量、枢纽建筑物布置方式、送出工程情况、概算投资等工程主要技术经济指标)四川省水电站机组启动验收 工作指导手册 四川省水电站工程机组启动阶段验收申报书
（一）主要施工单位情况序号施工单位承担标段范围主要设备采购情况序号采购设备名称设备供应商 四川省水电站机组启动验收 工作指导手册 四川省水电站工程机组启动阶段验收申报书
（一）二、项目建设手续情况（可研、初设、项目核准、环保、水保、国土、林业、并网批复方案等）序号***手续名称流域规划审查报告环评批复可行性研究报告审查并网批复初步设计报告审查送出工程核准的批复枢纽工程核准的批复组织验收工作的函上网协议购售电协议调度协议新设备投运申请审批单位文号······ 10 四川省水电站机组启动验收 工作指导手册 四川省水电站工程机组启动阶段验收申报书
（一）三、机组启动验收委员会审核意见(机组启动验收委员会对待验项目相关信息进行了解、并对项目建设是否符合国家相关工程基本建设程序进行初步审核，并在15个工作日内作出审核意见，若待验项目不符合或手续不完善，作出要求补充资料或完善手续的意见，待项目法人完善后重新申报)四川省水电站机组启动验收 工作指导手册 附件2：申报书
（二）四川省水电站工程机组启动阶段验收申报书
（二）申报人： 申报时间： 年 月 日
一、项目专项及阶段验收情况序号消防验收1验收结论及问题建议征地移民验收2验收结论及问题建议蓄水安全鉴定3验收结论及问题建议（若有该项，描述蓄水安全鉴定的组织单位、验收时间、验收的结论、验收报告提出的问题和建议以及项目法人针对所提问题和建议作出的整改方案、整改结果）（描述专项验收的组织单位、验收时间、验收的结论、验收报告提出的问题和建议以及项目法人针对所提问题和建议作出的整改方案、整改结果）（描述专项验收的组织单位、验收时间、验收的结论、验收报告提出的问题和建议以及项目法人针对所提问题和建议作出的整改方案、整改结果）专项及阶段验收项目启动阶段质量监督报告4验收结论及问题建议蓄水验收（描述蓄水验收情况）（描述质量监督的组织单位、验收时间、验收的结论、验收报告提出的问题和建议以及项目法人针对所提问题和建议作出的整改方案、整改结果）5验收结论及问题建议送出工程验收（描述送出工程验收情况）6验收结论及问题建议 四川省水电站机组启动验收 工作指导手册 四川省水电站工程机组启动阶段验收申报书
（二）二、工程形象面貌、工程质量已完工程形象面貌未完工程计划安排工程质量自评意见 四川省水电站机组启动验收 工作指导手册 四川省水电站工程机组启动阶段验收申报书
（二）三、启动验收相关资料序号***1314资料名称建设管理报告设计报告施工报告监理报告运行说明书机组启动试运行程序大纲（报审稿）生产准备报告上报行政主管部门审批的防洪度汛方案水库蓄水方案水库调度运行方案引水系统充（放）水方案重大设计变更审查意见专业组检查验收意见会议综合材料······是否具备 四川省水电站机组启动验收 工作指导手册 四川省水电站工程机组启动阶段验收申报书
（二）四、审核意见（启委会对待验项目的专项验收情况进行审查，是否满足验收规程要求，并对启动相关资料完整性进行审查，15个工作日内作出审核意见，作出是否具备进入现场检查验收的决定)四川省水电站机组启动验收 工作指导手册 附件3： 验收资料清单
资料名称
一、提交报告及资料1．电站建设情况报告2．电站设计报告3．设计运行说明书4．电站监理报告5．电站各枢纽工程施工报告6．枢纽工程蓄水安全鉴定7．机组启动阶段质量监督报告8．送出工程工程建设情况报告9．送出工程设计报告10．送出工程监理报告11．送出工程施工报告12．送出工程质量监督报告13．机组启动试运行程序大纲14．生产准备、运行报告15．消防验收报告16.征地移民验收报告17．蓄水验收报告18．机组启动综合发言材料19.各专业组意见
二、备查资料1．水库调度运行方案2．防洪度汛方案或措施3．超标洪水应急预案4．引水系统充（放）水方案5．相关设计文件和招标文件6．阶段和单项工程验收鉴定书7．未完工程清单及计划安排8．监理工程师验收签证资料9．重大问题专家咨询报告10．重大设计变更审查意见√√√√○○√○○√项目法人项目法人项目法人项目法人项目法人项目法人项目法人监理工程师项目法人项目法人及设计单位附：变更方案√√√√√√√√√√√√√√√√√√项目法人设计单位设计单位监理单位各施工单位安全鉴定单位质量监督单位项目法人设计单位监理单位施工单位质量监督单位施工单位项目法人项目法人项目法人项目法人项目法人项目法人附主接线图机组启动准备单位备注注：表中“√”表示必须提供，“○”表示需要时提供。四川省水电站机组启动验收 工作指导手册
附件4： 验收报告编制要求
水电站机组启动验收 各参建单位验收报告编写要求
一、工程建设情况报告
1.工程概况：电站工程概况。
2.工程建设管理简况：电站工程立项审批及核准情况、管理体制、分标及建设各方情况等。
3.工程形象面貌：电站合同进度目标、开工与各节点目标完成情况，引水系统充水和机组启动设计形象面貌要求，各枢纽工程和送出工程实际的工程形象面貌，剩余或未完工程计划安排情况。
4.电站与送出施工情况：电站枢纽工程主要或关键工程项目施工方法、施工工艺及完成情况，水保与环保工程施工与完成情况；送出工程施工与完成情况；安全监测仪器埋设及水库蓄水期间监测分析情况。
5.设计变更与优化设计情况：主要或重要工程设计变更与设计优化情况，重大设计变更、审批及实施情况。
6.工程质量情况：原材料及中间产品质量状况（包括供应方式、供应量、施工单位取样试验统计、监理控制的方法及结果等），分部工程、单项工程（单位工程）质量情况。
7.阶段验收情况：枢纽工程蓄水安全鉴定及其验收情况，机组启动和送出工程质量监督和消防工程验收情况。
8.针对水库蓄水验收、机组启动阶段质量监督和消防验收报告中所提出的“问题和建议”中的问题与建议，具体整改、处理及结 四川省水电站机组启动验收 工作指导手册 果情况。
9.单位工程验收及存在问题：单位或单项工程验收情况及存在的问题。
10.生产准备、运行情况：电站生产机构及运行人员组成、人员培训取证、安全工器具配备、运行规程及管理制度编制与准备情况。
11.结论：对电站工程建设情况进行总体评价，并对电站引水系统充水和机组启动提出结论性意见。
二、设计报告
1.工程概况：工程及设计概况。
2.工程防洪设计：电站水文依据和设计洪水成果、泄洪设施和能力情况，和工程防洪设计情况。
3.工程地质：首部枢纽及引水发电系统勘探与实际地质情况，区域性地质与地震，工程实际揭露的地质及其对工程的影响情况，“5.12”地震后工程场地地震安全性评价复核情况。
4.水工设计：工程总体布置、工程等别、抗震设计烈度、枢纽工程各建筑物主要尺寸、监测设计及施工期监测设计分析情况，设计主要参数、主要工程项目设计指标。
5.金属结构：首部枢纽及尾水（含调压室闸门）各类闸门设计布置、尺寸，启闭机及其供电与通信设计情况；引水系统中压力钢管及支洞封堵门设计情况等。
6.机电工程：机电工程设计概况、设计性能指标及相关技术要求。
7.工程设计工作：简述设计供图、技术服务、现场设代工作和重要或重大项目设计修改（调整）与设计变更和设计优化情况。
8.机组启动要求：机组启动形象面貌（包括防洪度汛）要求，四川省水电站机组启动验收 工作指导手册 注意事项或问题。
9.设计对工程实体建设的总体评价及结论性意见。
三、土建工程施工报告编写要求
1.合同范围及工程概况：本单位工程承包合同的主要工作范围及其内容的概况、主要建筑物组成、工程规模和主要工程量、项目部机构组成情况等。
2.工程进度完成情况：本单位所负责施工工程的合同开工与完工时间、实际开工时间，主要工程项目的施工时段，目前实际的工程形象面貌，未完工程项目计划安排。
3.主要或重要工程项目施工情况：本单位负责与蓄水、引水系统充水和机组启动相关的主要工程项目（如开挖与支护、砼衬砌、防渗墙、灌浆工程等）的施工方法、施工工艺及施工措施，重要工程项目或重要部位质量缺陷与问题、事故的原因及其处理结果情况。
4.工程监测情况：监测仪器设计及施工情况，施工期监测及其资料分析与综合结论意见。
5.工程质量情况：本单位工程质量机构及质量管理体系组成、运转情况，工程质量控制依据和原则，主要工程项目的设计参数（或规范指标）与指标，本工程的主要原材料数量、批次的检测与质量情况，涉及枢纽工程蓄水、引水系统充水和待验机组启动验收的主体建筑物的工程质量状况，单元及分部工程质量情况。
6.结论：本单位负责施工的土建工程的综合评价，并提出是否满足蓄水或引水系统充（放）水的结论意见。
四、机电安装工程施工报告要求
1.合同范围及工程概况：本单位施工合同的主要工作范围、四川省水电站机组启动验收 工作指导手册 内容及其工程概况、机电设备（含金属结构）及其主要技术指标、项目部机构组成情况等；
2.工程进度完成情况：机电安装工程的开工、完工时间、主要设备的施工时段、已达到的工程形象面貌、未完工程计划安排；
3.主要金属结构及机电安装情况：压力钢管安装调试情况，桥机安装调试情况，水轮发电机组及油、气、水等公用设备安装调试情况，通信设备与消防设备调试情况，调试开关站（升压站或出线场）设备安装调试情况。
4.工程质量情况：项目部质量机构及质量管理体系建立组成与运转情况，金属结构安装情况，主要或重要机电设备设计或规范指标、施工方法及调试情况，工程质量情况（安装调试数据或成果列表）、单元及分部工程质量状况；
5.结论：本单位的金属结构及机电设备安装工程的综合评价，并提出机组安装调试的结论意见。
五、土建工程监理报告
1.工程概况：本监理单位的合同工作范围与内容，分标界限，工程施工特性及工程总体进度安排等。
2.监理工作概况：监理工作机构设置、监理工作程序、工作方法与方式、监理质量管理机构及体系、工程现场质量检查及签证制度、质量检验及控制手段、实施情况和效果。
3.工程进度完成情况：分部、分项工程的开工、完工时间和主要工程项目的施工时段；设计枢纽工程蓄水及引水系统充（放）水工程形象面貌要求、目前实际达到的工程形象面貌、未完工程项目计划安排。
4.主要或关键工程监理情况：涉及枢纽工程蓄水、引水系统 四川省水电站机组启动验收 工作指导手册 充水和机组启动验收的主要或关键工程项目设计参数、现场试验及施工方法等情况，监理控制手段及方法等；重要工序或关键部位旁站监理情况、主要工程项目设计技术参数（或规范）与指标，安全监测监理情况。
5.水保及环保工程监理情况：水保与环保工程设计、施工及监理情况。
6.重要或关键工程项目缺陷及其处理：施工质量缺陷产生原因则、处理方法（方案）及处理结果和现场检查验收情况。
7.工程质量情况：工程上各类主要原材料的供应方式、进场材料数量、批次的质量抽检与复检成果及其质量状况，砼成品或半成品检测及抽检情况，单元工程与分部工程质量与验收情况。
8.工程设计变更及优化情况：本工程主要工程项目或部位设计变更及优化情况。
9.监理对工程的评价及结论意见：根据《水电站基本建设工程验收规程》、《水利水电工程施工质量评定规程》及设计与合同要求，从各工程项目建筑物的安全性、功能性及外观质量方面，对所承担的监理工程项目做出整体施工质量评价；并提出枢纽工程蓄水、引水系统充（放）水及机组启动的监理结论性意见。
六、金属结构及机电监理报告编写要求
1.机电工程概况：本监理单位所监理工程项目的合同范围，分标界限，以及工程总体进度安排等；
2.监理工作概况：监理工作机构、监理工作程序、工作方法与方式、监理质量管理体系，工程质量检查、签证制度及实施情况和效果；
3.工程进度完成情况：金属结构与机电安装工程合同开工与 四川省水电站机组启动验收 工作指导手册 完工时间、实际开工时间，主要机电设备安装的时段，实际的工程形象面貌及验收签证情况，未完工程计划安排；
4.金属结构、重要或主要机电设备安装情况：压力钢管及金属结构安装情况，桥机安装调试及荷载试验情况，水轮发电机组设备及油、水、气等公用设备系统安装调试情况，开关站（升压站或出线场）主要设备安装调试情况。
5.机电设备质量问题或缺陷情况：重要或主要机电设备制造及安装质量问题和质量缺陷及其处理情况。
6.工程质量情况：原材料质量平行检测及抽检情况，主要或重要机电设备设计或规范技术参数、质量控制措施及实际安装调试与检测结果情况，单元工程与分部工程质量评定、分部及单位工程验收情况。
四川水电 篇5
近年以来, 四川中铁能源五一桥水电有限公司以电力安全生产标准化达标为契机, 2013年3月, 公司顺利通过“电力安全生产标准化”二级现场评审。通过不断探索和提升运维规范化管理的新途径、新方法, 逐步建立了“运行操作规范化、例行工作程序化、指标控制精细化、岗位工作全能化”的“运维四化管理”标准模式。有效地促进公司现场安全生产及运维管理水平的提高。
运行操作规范化, 现场管理大跨步。严格规范执行“调度管理规程”。现场工作严格遵循执行“两票三制”并进行考核。根据现场倒闸操作及设备运行工况, 组织编写“两票管理”数据库, 操作票和工作票采用标准模板, 制订固定格式, 编写完成标准操作票及工作票数据库, 需要使用时立即调出相应操作票或工作票即可使用。现场操作严格执行一停、二看、三想、四干、五查、六问的“倒闸操作六步法”。
例行工作程序化, 强化标准执行力。公司大力推行运维基础管理工作。建立“夜班、白班及中班工作提示”, 每班工作流程及内容程序化。每日召开班前计划会, 告知人员危险点和相应的预控措施, 进行签字确认。每晚19:00定时召开团队活动, 开展班后总结会。定期工作方面, 根据定期工作特点, 编写制订“定期工作标准执行单”32份, 执行单包括危险点分析、操作步骤、评价标准等, 保证定期工作按照程序化高效执行。每轮值班期间根据设备及系统运行状况至少开展一次运行分析、事故预想和事故演习, 每位员工根据学习情况至少开展一次考问讲解活动。建立和完善运行管理例行工作, 提高安全生产标准化在现场工作中的执行情况。
指标控制精细化, 降本增效显端倪。通过优化机组运行方式, 合理利用库区水位, 同时运行人员做到勤调、细调, 尽可能使机组按照设计或最优值运行, 根据省调“两个细则”考核要求, 充分利用调令上限+2%区间, 确保参数压红线运行, 不合格电量指标控制在0.05%以下。开展“度电必争”系列活动, 提升与省调沟通技巧和方式, 积极申请调令, 力争“多发电、发好电”。截止11月06日, 厂用电年累计较去年同期减少58.87万千瓦时, 减少43.61%, 发电量较去年同期增加1.63亿千瓦时, 增加37.42%。
岗位工作全能化, 资源配置新升级。公司重视运行等各类人员的培训, 制定年度及月度培训计划, 明确培训目标, 采用“讲授法”、“视频学习”、“事故案例讨论”及“网络培训”等多种形式, 培训落实到每名现场员工。建立“导师带徒”活动, 以“传、帮、带”等行之有效的培训方式, 坚持集中培训与自我培训相结合, 达到运行岗位全能化的要求。