发布时间：2023-06-29 16:31:33
序言：写作是分享个人见解和探索未知领域的桥梁，我们为您精选了8篇的水电站市场发展样本，期待这些样本能够为您提供丰富的参考和启发，请尽情阅读。
关键词：水电厂；水电站；自动化；数字化；智能化；回顾与展望
水力发电是指利用江河水流从高处流到低处的落差所具备的位能做功，推动水轮机旋转，带动发电机发电。水轮发电机组在电力系统中要做到持续、安全、可靠地运行必然涉及自动化技术的应用。随计算机技术、信息技术、网络技术的飞速发展，给水电厂自动化系统提供了一个广阔的发展舞台。水电厂自动化必须发展成为一个集计算机、控制、通信、网络、电力电子等多种技术为一体的综合系统，具备完备的硬件结构，开放的软件平台和强大的应用功能才能适应新的形势需要。在我国城乡电网改造与建设中不仅中低压水电厂采用了自动化技术实现无人值班，而且在超高压水电厂建设中也大量采用自动化新技术，从而大大提高了电网建设的数字化水平，增强了输配电和电网调度的可能性，降低了水电厂建设的总造价。然而，技术的发展是没有止境的，随着智能化开关、光电式电流电压互感器、一次运行设备在线状态检测、水电厂运行操作培训仿真等技术日趋成熟，以及计算机高速网络在实时系统中的开发应用，势必对已有的水电厂自动化技术产生深刻的影响，水电厂自动化系统需要进一步的改善和发展。
1水电厂自动化的发展趋势
总的发展趋势是:智能化、人性化、可选择性、用户二次开发。所谓智能化，主要指系统的软件具有人类的一部分归纳、推理、判断的能力。水电站计算机监控系统的智能化水平是指:在一定条件下，它能更多地代替运行人员，在判断和归纳的基础上自动提示更多信息、自动进行一些操作，使机组运行在更安全的工况区域内。智能化水平越高的系统对使用人员的要求越低，不需要培训或进行简短的培训就可以使用操作，有问题翻阅一下说明书就可以解决，得像家电那样简单，接上电源就能使用。智能化水平越高的系统，能够根据使用的情况，对自身或控制设备的状态给出恰当统计、准确的诊断、适当的报警提示，以使用户时刻清楚监控系统的情况，时刻清楚监控系统及被控设备的状态。
所谓人性化，首先使用系统是方便的、简单的，其模式、布置、颜色、操作等可以满足大多数使用者的需要，并可以随时进行调整、修改。
可选择性也可以说定制性，也就是指系统功能的多少、投退可以选择，设备控制与报警，数据的流向，设备的状态具有选择性。使用人员可以方便、简单地改变系统的配置、功能的配置、信息的配置及表现方式，可以更好地满足使用者的需要和习惯。
用户二次开发。提供一系列方便、友好工具软件，支持用户二次开发，使用户按照设备的变化情况和现场的需要随时方便、简单地对数据库、画面、报表、通信内容进行修改，使监控系统真正成为用户自己的系统，成为用户满意的系统。
2水电厂自动化系统的数字化特点
2.1智能化的一次设备。一次设备被检测的信号回路和被控制的操作驱动回路采用微处理器和光电技术设计，简化了常规机电式继电器及控制回路的结构，数字程控器及数字公共信号网络取代传统的导线连接。换言之，水电厂二次回路中常规的继电器及其逻辑回路被可编程序代替，常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字和光纤代替。
2.2网络化的二次设备。水电厂内常规的二次设备，如继电保护装置、防误闭锁装置、测量控制装置、电压无功控制以及正在发展中的在线状态检测装置等全部基于标准化、模块化的微机处理设计创造，设备之间的连接全周；采用高速的网络通信，二次设备不再出现常规功能装置重复的I/O现场接口，通过网络真正实现数据共享、资源其享，常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块。
2.3自动化的运行管理系统。水电厂运行管理自动化系统包括电力生产运行数据、状态记录统计无纸化；数据信息分层、分流交换自动化；水电厂运行发生故障时能及时提供故障分析报告，指出故障原因，提出故障处理意见；系统能自动发出水电厂设备检修报告，即常规的水电厂设备定期检修改变为状态检修。
3水电厂自动化系统的数字化结构
3.1过程层
（1）电力运行的实时电气量检测
与传统的功能一样，主要是电流、电压、相位以及谐波分量的检测，其他电气量如有功、无功、电能量可通过间隔层的设备运算得出。与常规方式相比所不同的是传统的电磁式电流互感器、电压互感器被光电电流互感器、光电电压互感器取代；采集传统模拟量被直接采集数字量所取代，这样做的优点是抗干扰性能强，绝缘和抗饱和特性好，开关装置实现了小型化、紧凑化。
（2）运行设备的状态参数在线检测与统计
水电厂需要进行状态参数检测的设备主要有发电机、变压器、断路器、刀闸、母线、电容器、电抗器以及直流电源系统。在线检测的内容主要有温度、压力、液位、密度、绝缘、机械特性以及工作状态等数据。
（3）操作控制的执行与驱动
操作控制的执行与驱动包括变压器分接头调节控制，电容、电抗器投切控制，断路器、刀闸合分控制，直流电源充放电控制。过程层的控制执行与驱动大部分是被动的，即按上层控制指令而动作，比如接到间隔层保护装置的跳闸指令、电压无功控制的投切命令、对断路器的遥控开合命令等。在执行控制命令时具有智能性，能判别命令的真伪及其合理性，还能对即将进行的动作精度进行控制，能使断路器定相合闸，选相分闸，在选定的相角下实现断路器的关合和开断，要求操作时间限制在规定的参数内。又例如对真空开关的同步操作要求能做到开关触头在零电压时关合，在零电流时分断等。
3.2间隔层。间隔层设备的主要功能是:汇总本间隔过程层实时数据信息；实施对一次设备保护控制功能；实施本间隔操作闭锁功能；实施操作同期及其他控制功能；对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别的控制；承上启下的通信功能，即同时高速完成与过程层及站控层的网络通信功能。必要时，上下网络接口具备双口全双工方式，以提高信息通道的冗余度，保证网络通信的可靠性。
3.3站控层。站控层的主要任务是:通过两级高速网络汇总全站的实时数据信息，不断刷新实时数据库，按时登录历史数据库；按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心拟接收调度或控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行；具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能；具备站内当地监控，人机联系功能，如显示、操作、打印、报警，甚至图像，声音等多媒体功隔层、过程层诸设备的在线维护、在线组态、在线修改参数的功能；具备水电厂故障自动分析和操作培训功能。
4 水电厂自动化系统数字化发展中的主要问题
目前研究的主要内容集中在过程层方面，诸如智能化开关设备、光电互感器、状态检测等技术与设备的研究开发。国外已有一定的成熟经验，国内的大专院校、科研院所以及有关厂家都投入了相当的人力进行开发研究，并且在某些方面取得了实质性的进展。但目前主要存在的问题是：研究开发过程中专业协作需要加强，比如智能化电器的研究至少存在机、电、光三个专业协同攻关；材料器件方面的缺陷及改进；试验设备、测试方法、检验标准，特别是EMC(电磁干扰与兼容准制与试验)还是薄弱环节。
5 结语
目前，水电厂自动化技术随着计算机技术的发展得到了迅猛发展，并已比较成熟。但随着国家对水电开发的远期规划对我们提出的更高目标，数字化水电厂自动化是一个系统工程，要实现全数字化水电厂自动化的功能，还有许多技术问题需要攻关解决，要认真总结经验，时刻保持清醒的头脑，不断开拓思路，不断探索创新。在水电厂状态检修、流域水能资源调度与高效利用、水电站控制新技术等领域进一步突破，使数字化的水电厂自动化系统，有一个蓬勃的发展期，为我国的水电建设和现代化事业做出应有的贡献。
参考文献：
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[2]徐林之.国内外水情自动测报技术的现状与发展，1999(04).
[3]王德宽.水电厂计算机监控技术的发展与回顾，2007(03).
[4]陈铁华，高明.水电厂自动化技术发展趋势的探讨．吉林电力，2005(4).
关键词：污水处理厂建筑设计建筑特点 建筑发展趋势
污水处理厂建筑的总体规划
参照污水处理总体步骤的要求,结合当地实际的地质条件、气象条件、厂址的地形、地质、地貌以及城区的污水来向,处理后的出水方向等各方面的因素,污水处理厂通常会划分为三个功能区（污水处理区、污泥处理区以及生产辅助区）。
1、污水处理区
污水处理区时整个污水处理厂的核心区,这个区主要包括粗格栅、进水泵房、细格栅、旋流沉砂池、配水井、污泥泵池、奥贝尔氧化沟、二沉池、接触池、加氯间、高密度澄清池、二次加压泵房、虹吸滤池等建构筑物。
2、污泥处理区
污泥处理区时厂区中相对重污染区,主要由污泥缓冲池、污泥浓缩脱水机房和泥棚组成。为保持厂区内的环境卫生以及运渣方便,在厂区的西北角设一次要入口,避免运砂、运渣和污泥对厂区产生的污染。
3、生产辅助区
这个区设有综合办公楼、汽车库、维修间及备品库等建筑物。按照污水处理工艺流程,污水处理区构筑物从厂区的一侧依次布置,循环进水出水,就形成顺畅、紧凑,管路短,经济合理。考虑到该地区的主导风,将生产辅助区布置在城市的下风向,避开污水气味对办公区的影响;同时,生产辅助区与污水处理区之间要以道路和绿化带来进行划分,最大限度的减少污水处理区对于生产辅助区的不利影响。将接触消毒池布置在厂区靠近河流方向,排水方便;将污泥脱水机房布置在厂区另一侧,远离厂前区,能最大限度减少风向对生产辅助区的影响,同时靠近厂区另一出入口,尽量减少运输剩余污泥车辆对厂区造成的恶臭。
二、污水处理厂建筑物设计的特点
1、基础工程的设计
大主要构筑物如提升泵房、臭氧接触池、鼓风机房、臭氧发生器 室等基础一般采用φ50 0预应力薄壁管桩基础，有效桩长1 2 m，根 数根据实际需要确定。注意预应力管桩施工时采用静压法，打桩 施工时先打试桩。。
注意培养良好的个性特征,并从自我意识的调节入手
管廊及滤池底板、壁板、走道板等主体结构一般采用现浇 C 2 5 补偿收缩防水混凝土， 混凝土抗渗等级 S 6 ；砖砌体用 MU1 0 烧结多孔砖 ，地面以下用 M10水泥砂浆砌筑， 地面以上用 M5混 合砂浆；垫层用 C 10混凝土， 预制板用 C 3 0混凝土；铁梯栏杆均采 用不锈钢栏杆。
3、提升泵房、 臭氧接触池设计
实提升泵房、 臭氧接触池构筑物的设计等级、基础与结构的施工方法同其他建筑物， 但面层则有不同的做法：外立面用水泥砂 浆分层抹平，白色长条外墙面砖贴面。水池非露天顶板采用抛光 玻化砖面层； 内壁采用清水混凝土， 清水混凝土表面修整后， 采用 I P N 8 7 1 0 -2 B两地两面防腐涂层。
4、废水池设计
一般面层做法为地板面用 C 2 0素混凝土找坡；壁板内外壁及顶板底面采用清水混凝土； 由于水池全部埋入土中， 水池顶板顶 面和水池壁板外侧均要求刷冷底子油二道。
污泥浓缩池设计
地基一般采用换土垫层法施工，挖去淤泥质黏土层至粉质黏土层，并换成中粗砂垫层至池底。面层做法为：底板面、壁板及毛石混凝土锥壁内壁采用 1 ： 2水泥砂浆分层抹平； 外壁地面以下刷冷底子油二道， 地面以上外壁用水泥砂浆抹光， 中高档外墙用涂料刷面。走道板面采用广场地面砖。
鼓风机房、 臭氧发生器室设计
建筑耐火等级、屋面防水等级按要求设计，一般为现浇钢筋 混凝土框架结构，基础为φ50 0预应力薄壁管桩基础。（1）砌体工 程：通常室内设计地面以下采用 MU1 0页岩多孔砖，M1 0水泥砂 浆砌筑； 室内设计地面以上采用 MU1 0页岩多孔砖，M5混合砂浆 砌筑。（2）屋面工程： 通常建筑找坡材料为膨胀珍珠岩，保温材料 为聚苯乙烯泡沫塑料保温板 4 0厚， 防水涂料采用 1 ． 5厚 J S高分子防水涂料， 防水卷材采用氯化聚乙烯橡胶共混卷材。（3）顶棚工程：通常采用轻钢龙骨穿孔金属板 吊顶， 纸筋灰抹面。（4）墙面装 修工程： 墙面基层水泥砂浆均加抗渗王一Ⅱ型，内墙面用白色乳 胶漆面或瓷砖饰面； 外墙面用面砖面。（5）门窗工程：通常采用铝 合金门窗或木门窗。6 ) 油漆防腐工程： 一般木制预埋件冷底子油 两度防腐， 金属预埋件及明露铁件刷P N 8 7 1 0防腐涂料防腐； 木门 满刮腻子。
污水处理厂建筑设计的问题
目前, 人们已不再满足于原有的一套设计习惯所创造的生活环境, 并且随着我国市场经济体制的确立, 为了在竞争激烈的市场中求得生存和发展, 这就要求对以前不受建筑设计重视的污水处理建筑设计来一个较大的改革, 以适应日趋变化的市场。长期以来, 在传统污水处理建筑设计的理念指导下, 污水处理建筑设计采用的是一种封闭静止的方法,就工艺而工艺, 就生产而生产, 仅仅只是为了满足单一的一种功能, 没有综合地考虑各种要素及建筑之间的相关性, 只是单单的把建筑的存在看为单一孤立的来设计, 没有考虑到建筑之间的统筹关系。因此工程的最终结果必然不能全方位地满足建设单位的各方面要求, 同时也更加不能满足日趋重要的环境要求。所以目前传统的污水处理建筑设计理念和建设单位的要求产生了冲突, 创新迫在眉睫。
污水处理厂建筑的主要发展趋势
建筑的节能环保趋势
由于污水、污泥本身的臭气在工艺流程中释放出来，给周边环境带来一定程度的污染，为此对臭气的处理，要污水处理厂消 除自身污染。采用鼓风曝气的污水处理厂要选择低噪声的鼓风系统，污泥采用填埋处置工艺， 要防止污泥废液污染地下水，并将 废液进行处理后方可排放。采用污泥干燥焚烧工艺的污泥处置 厂，要将有毒害气体进行处理， 防止有毒害气体污染大气。
污水处理厂建筑的多元化趋势
污水处理厂投资主体的多元化、 建设场地地域文化的多元化、企业品牌的多元化以及多元文化背景下的设计事务所的参与等， 极大地促进了污水处理厂建筑多元化的形成和发展。国内设计师们在接受全球性的同时， 也开始承认各民族、地 区和地方文化的价值， 在平等合作、 竞争的同时， 正在努力创造丰富多彩的跨文化的特色建筑。
结语：
在污水处理厂建筑物的设计过程中，建筑师要把建筑学上的审美观和污水处理建筑的实用观有机的结合起来, 把设计的全过程看成是一个持续发展的、不断开放的、经常变化的动态体系, 因地制宜, 不断积极地发挥主观能动性, 以确保设计出一个优秀的工程来。
参考文献：
[1]张海洋，陈维.污水处理厂中建筑设计的协调统一[J].山西建筑.2010,04:41-42.
[2]牛顺德.污水处理建筑设计的几个问题[J].建筑工程.2007,04:39-40.
[3]张荣祥.分散建筑生活污水处理技术研究[J].山西建筑.2009,08:206-207.
关键词：发展中国家 电力水利市场 克罗地亚 实例研究
所有欧洲发展中国家的电力企业在无秩序及私有制生产过程之初的关系是很简单的：完全国有的电力系统公用事业，从管理、输电、分配到供电完全垄断。这样的公用事业单位的基本特征是（并且大多数情况仍是）：
·有限的运行效率和大量的雇工。
·相对良好的电力系统需要严格的标准（为管理和传输部分的标准）。
·电力价格有时低于实际水平（电价由国家规定，收费系统的创建导致向家庭发放津贴）。
·有时企业只有少量的用户。
·对电力系统公用事业单位主要的政治影响。
·需要一些技术性好的熟练工人，但公用事业单位内部存在一些组织上和管理上的问题。
·总体经济不稳定，甚至一些国家政治上的不稳定。
本文的主题是发展中国家电力系统重建的影响，介绍发展中国家水力发电部门的电力市场和国有公用事业单位私有化，以克罗地亚为例展开讨论。这里简短回顾一下发展中国家存在的无规律的生产过程这一普遍特征，对在克罗地亚的情况做一个详细的描述。分析的内容涉及市场关系的发展及建立过程中可能产生的各种情况，水力发电部门长期和短期的运行和发展两方面反应。也包括水力发电部门私有化问题的解决。在发展中国家，由于水力发电在起到的作用较小，私有化时常是水力发电部门的一个空白，但这也不只是水力发电部门存在的情况。在一些国家，如克罗地亚，平均50%的电力生产是靠水力发电，水力发电资产私有化模式是非常重要的。而且，这也许是在这样国家中电力系统重建和私有化过程的关键部分。
1.发展中国家电力部门的重建与私有化
自从二十世纪九十年代初，世界范围的能源部门已经发生了戏剧性的变化。引起变化的三个主要原因是：
·垄断组织有时解体成相互竞争的企业。
·国有电力系统公用事业单位的私有化，把私有化引入这些行业中。
·在运行和供应行业方面自由化电力市场的引入。
电力系统重建和私有化过程具有广阔的前景，是十分复杂的过程，它需要相当多的合法的、经济的、技术的和其它方面的努力，并且将导致大量私有政策的决策和行动。电力部门的政治和社会重要性为企业重建，自由市场和非常有挑战性的私有化引入做出贡献。现在我们有了供参照的公用事业部门重建和私有化过程基本国际经验和电力市场组织模型。这个经验是从许多经历过这些过程的各个国家的成功经验得来的，也是从为达到成功而付出努力的国家得到的失败教训。当然，这个地区几乎所有的经验都是在不同地点的具体经验。
尽管可能说在发展中国家电力市场开放的基本动机与西欧国家相似，但是必须强调它的两个重要特征：
·电力市场开放与私有制联系紧密，（冻结国有公用事业的资本运作，从而形成一个新的投资循环开端）。从广泛的公用事业前景观察形势，当重建的问题变为次要的时候，关系到私有化过程会有经济、政治、社会及其它方面的反应。例如，社会方面可能划分成两个主要问题：剩余劳动力问题，和政府规定（低）电价问题。在许多发展中国家，社会问题对于电力系统公用事业私有化和电力市场的迅速开放是主要的障碍。
·为达到EC 96/92指标，发展中国家时常表现出一种责任，就是这些国家不得不从比欧盟成员国更可靠的方法着手。尽管最初看来，这也许似乎有相互矛盾之处，事实上，所有的发展中国家把西欧国家整体看作发展的必要条件，并且优先考虑这点，无论实际上他们是否能执行，迫使他们配合他们之间合法的规则。一个原因是他们的起点不同，所以，它存在的问题多少，根据必要的内容变化，并考虑潜在的负面效应。
水电部门不同程度上有些潜在的负面效应。根据当时的社会发展水平，涉及到不可避免的电力价格上涨的问题（不包括西欧国家），事实上，市场的重建与开放没有产生直接的效果，但社会政治需要改革，要维持电价的平衡，保证社会稳定，这几乎是以前所有社会主义国家的特征。在广泛的经济水平下，随着发展中国家公用事业私有化，电力市场的开放总体上有一个不可避免的经济冲击，主要的原因在于那些有可能替代已使用过国外专利的国内政府专利造成的。
最后，关于在新的环境下，电力系统全部的运行和发展这个问题的提出，主要因为有时没有足够的技术、组织和其它先进方面及人力资源，或者更确切地说，没有较高起点。在这方面，发展中国家与西欧国家的水平差距很大。
电力系统公用事业的私有化模式不属本文的论述范围，但是他们对水力发电部门的重建过程至少有三个关键环节起决定性的影响，具有重要的作用。第一个问题涉及到执行公用事业分类计价方法，这个方法对可能实行的私有化模式有极其重要的影响。从相对独立的私有化进行纵向及横向的分类计价，以最好的方法引导市场发展的解决方案。然而，在发展中国家，分类计价可能导致大量不利结果，因此应尽量避免不利结果。
第二个问题涉及电力市场开放的基本条件：生产竞争。在实践中，确保生产实现真正竞争的唯一方法就是电厂私有化，至少分几个成员，并归属不同的所有人，（分类计价的问题以产生了）。
第三个问题，也是非常重要的问题，即是否让水力发电部门的水力发电厂全部私有化，并且如果答案为是的话，应该怎样运行，特别是关系到诸如以下问题：
·做为自然资源的水的使用权，及合适的补偿。
·私有化水力发电厂的收入影响水平。
·一个可广泛调整的体制，一方面关系到水力发电的生产，即将来在分散化的市场机制条件下的运行，另一方面的限制，是对多用途河流系统水资源管理实体的集中决策以及相关环境及其它方面的集中决策。
管理部门横向分类计价的基本种类是：
·无分类计价，就是所有的电力工厂共有同一个公司的资产。
·火力发电和水力发电部门分出少量几个公司做进一步的分类计价。换句话说每个工厂（或者说在同一河流的水力发电厂）改造成独立的公司。
仅从另一个侧面评述它，水力发电部门竞争性的横向分类计价经常受国外的用户欢迎，最基本的讨论就是给电力市场的发展提供最好的可能性条件。然而，这样的变化相当地减少了私有化过程中水力发电厂的总价值，并导致相应地位降低，也就是，在同时期国内少量的公司和广泛的电力市场下没有竞争机制。
诸如这种模式一个典型的例子就是，在波斯尼亚和黑塞哥维那已经承认的私有化提案，在这里已经计划在同一条河流根据水力发电集团的等级进行水力发电部门的分类计价。
另一方面，在克罗地亚的重建模式包括在合法（拥有公司所有权）的基础上竞争性地纵向分类计价，而不是在同时期部门的横向的分类计价。这意味着所有的水力、火力发电厂均属于次要地位的公司。现有的私有化模式也仅提供给少数私有化控股公司。针对这样一个难题，基本意见是电力市场生产竞争的提供，电力市场全球化意味着竞争，并且努力开放竞争的欧洲电力市场。换句话说，在领土范围小的国家，年电力产量仅12TWh，类似一座核电站的发电量，这样的国家也能被称为电力市场吗？然而，考虑到大量的西欧国家电力系统公司，并且他们在进一步通过吞并西欧国家的小公司而发展壮大，这样的意见怎么能认为是正当的呢？ 2.克罗地亚的电力部门重建和HEP的分类计价
克罗地亚电力部门重建的过程是在2001年7月新能源法通过时开始的，建立电力市场基本的合法框架和联合规则。新能源法借鉴了西欧国家的经验，它描述了对于适当选择的用户（年用电量超过40GWh）的市场开放，独立系统和市场运作者（简称ISMO）的创建还有为能源活动的调整实体的能量调节委员会（简称ERC）。根据这项法律，给收费性质顾客供电必须提供公共服务，服务的范围完全在Hrvatska Elektroprivreda（简称HEP）内。克罗地亚电力系统公用事业依次在ISMO和ERC控制之下。电力市场的法律也含盖了同代工厂适当选择的运作者和使用废物或再生能源的工厂，相应的法规和下部构成（传输和分配网络），也包括电力市场运作者的关系。首先要解决的是HEP的分类计价，而不是运作的方法。
这些法律最主要的问题是不适用于高层结构的运作。基础法律框架需要大量附加的子法律和法案，并需要在其中更精确地定义开放的问题，例如：
·传输和配电的高压电网规范；
·市场规范；
·电网和系统成本，和
·最低成本控制等等。
另外，缺乏详细技术法规，法规定义在新条件下电力系统生产过程。
HEP重建的方法及它对新创建条件的适应是至关重要的，因为这将决定对电力市场运作者空间怎样开放。另一方面，提出正式构成的正确性和市场开放的问题。换句话说，40GWh用电量的限制意味着在克罗地亚有10%的用户。下述情况没有生产竞争：所有的电厂都是HEP的财产。HEP的分类计价依法在2002年7月执行。从现存的联合股份有限公司来看，HEP集团由几个附属公司控股构成，组织进行利润、收入与投资的核心。HEP发电有限责任公司，HEP输电有限责任公司，HEP配电有限责任公司和HEP供电有限责任公司，以上这些公司是HEP集团（核心业务）基本活动的控股者。HEP控股集团的基本构成见图1。
电力系统的反常规和重建过程的各个方面对电力系统的运作和调节引起了重大的反响。并且，这已经是备有文件证明的。我们也能看到这个领域在这几年的实践经验。确信，焦点集中在发达国家很好组织市场经济和确定所有者权限的经验上，在发达国家电力大多是由私有企业提供的。
在新的安排下，克罗地亚电力系统的运作和调节，主要是从HEP分类计价的方法而来，部分由于ISMO的运作方法而来。换句话说，以它目前的技术和组织条件，组织ISMO这个系统是相当困难的，用传输系统（简称TSO）的运作者与更可靠的系统相比较，TSO把传输网络集成完整的运作，并且在一独立的组织内进行系统运作。因此，有以下几个问题需要解决：
传输网络的成本怎样均衡到能量和辅助上。辅助怎么能够透彻地分成市场部门（适当选择的用户和他们的供应者）和非市场部门（收费用户和他们的供应者），这都是在第一批10%范围内考虑的。
·在受限制的市场条件下，电力市场应该采用哪种组织模式，并且既然如此，ISMO在电力市场组织领域的作用是什么？
·适当选择的用户和收费用户怎么去分配给他们的供电，怎样控制可调节的和适当选择的市场部门之间的交叉节余，是否原本是必须的？
除以上几点外，还需要回答大量关于未来电力系统私有化方面的运作问题，并且整个电力系统在新的布署下，怎样保持系统的安全可靠等级，特别是在发展中阶段。
转贴于 3.克罗地亚的水力发电部门
水力发电工厂占克罗地亚电力部门安装电力总容量的54%，相邻国家也有43%的电厂是HEP集团的（这些电厂的归属和电力价格问题已经部分解决）。克罗地亚总安装水力发电容量是2063MW，其中1683MW是蓄电厂发的电，并且381MW的发电量是由河流和水力发电厂提供的。在蓄能电厂中也有一部分泵送蓄能电站，安装容量是276/-240MW。容量小于1.5MW的电厂除外，克罗地亚所有的水力发电厂都属于HEP集团。在过去几年来，为满足用电需要，火力发电厂发电量占34%，水力发电厂发电量占43%，21%的发电量靠进口。在后来的几年里，预计会减少用电的进口需要量，但是按平均的年水文情况，能产生的水力发电量基本上在5900GWh。克罗地亚水力发电厂的安装容量的年平均使用水平中，河流发电厂占50～55%，蓄能电厂占25～30%。
水力发电厂主要是在二十世纪六十年代和七十年代创建的，最晚的也是在二十世纪八十年代创建的。在过去的15年里，旧发电厂大部分已经做了局部整修，有时也是由于安装容量的增长，或涡轮机的效率，等等。
相对大量的水力发电厂，特别是蓄能电厂，能够提供廉价的电能并且可能较好地调节用电。尽管相对较差的日载荷曲线，水力发电弥补大部分日载荷曲线的变动部份及高峰载荷。时常在电量高峰期剩余的电有可能向外国电力市场输出。这种可能是由于：
·两季节性年年水量调节的水库；
·两个由月调节性的水库；以及，
·九个周调节及月调节性的水库。
另一方面，每月有大量变化的流量，不均匀的年流量，这比较好地弥补了季节性和年流量的调节，除了在非常差的水文条件下。这些水库最大的联网水能源数值，理论上在1500GWh范围，但由于实际原因（在Busko Blato水库的渗透和蒸发蒸发作用造成的损失），它的水能源用量大约在1000GWh范围，相当于克罗地亚所有水力发电厂两月一次的流入量。
月流入能量值变化见图2，对应范围是每个月网内流入能量值的平均数（包括克罗地亚所有的水力发电厂）。最高和最低流入能量值与水文变化相关，水文变化对应有5%的可能。根据每年的情况，水流入能量值变化在4300到7800GWh范围（包括5%的水文变化）。
在克罗地亚，创建新的水力发电厂是受限制的。对于接近750MW新的水力发电增容已经做了研究，包括对于两个大型水库的月和季节性的水调节。根据年平均水力发电量，新增水力发电厂的发电量大约1700GWh。利用大量额外的小水力发电厂（能提供年发电量约100～150GWh），在克罗地亚最大限度地开发潜在水利资源。这些主要项目需要大量的投资（达到1500欧元/kW），这就是生态限制之外，水力发电厂重建的主要障碍。
4.克罗地亚水力发电部门自由市场涉及到的问题
水力发电部门需要解决许多问题，这些问题关系到水力发电市场重建和私有化的过程及电力市场的贯彻落实，已经众所周知并形成文件，这对于发达的工业国家是一般的问题。关键的问题和难题关系到：
·水文风险管理，就是针对不利水文条件的保险方法，不利的水文条件是指有害于长期合同和稳定税收的条件。（当然尽管有可能总是有靠运气的性质）。
·频繁的立法和调整变化的调险管理，也包括企事业结构的变化，失去垄断地位和固定的电价等等。
·环境影响的限制，增长的社会敏感性限制，特别是地方社团的限制。
·最后，也许是关系到未来发展最重要的问题，就是，新增水力发电厂的创建问题：短期项目不可能带来竞争机制，政府的投资也不可能迅速收回，在这样的市场开放条件下（水力发电厂显而易见的问题）并不鼓励私人投资。
当然，拥有水力发电足够股份的发展中国家有其他方面特殊的问题，问题又依存于水力发电部门存在的实际条件。（合法又可调整的制度，电力企业组织，电力市场结构，发展阶段的条件，私有化模式的冲击等等）。也有许多方面，包括部分开放市场有问题的发展阶段，这个阶段与电力系统的组成部分和重建方法密切相关。因此，几乎不可能概括发展中国家所有的问题，但是，举例可以表明一些问题，致于一些目前存在和市场开放的问题，根据克罗地亚目前形势指明解决问题的可能方法。
1）发展阶段，部分市场开放时期，在这个时期由收费用户控制（调节电价），谁来负责水力发电的风险呢？例如，克罗地亚水流入量的变化充分影响了HEP集团的收入。在极端困难的水文条件下，损失相当于 六千万欧元，大约是HEP集团的年收入的8%。一个解决办法是国家调节（保证），因为政府有责任确保对收费用户的电价调整，保护HEP集团提供的电力成本。其他的解决方法是HEP集团签订适当的保险合同。
2）照火力发电厂的可避免的成本，检验水力发电厂电力生产价值的通常方法是必然要变化的。市场条件下，水力发电厂计划和安排过程是基于水质价值概念和水力发电厂输送到电力市场所有供电量的明显不同。
或许蓄能水力发电厂最重要的是对电力能源市场日平衡的地位：提供给蓄能电厂的技术优势。在具有足够水力发电厂股份的电力系统中，这个公司拥有所有的发电厂，这可能会成为电力市场发展非常严重的障碍。然而，具有较好调节方法，甚至能转变成市场发展的激励。用较好价格调节消除市场动力，通过平衡能量价格，能为水力发电提供一个满意的价格水平，将使水力发电厂得到应有的报酬，并且这是可以接受的，它也将不会使在开放市场进入适当选择的用户失去信心，这意味着实际上在电力市场开放的第一阶段，平衡能量的市场不应该开放。
3）当在克罗地亚的所有水力发电厂的投资成本收回时，仅产生运作和维护的费用（并且偶有整修的费用），水力发电的平均成本比火力发电的成本要低得多（大约一半），或者比相邻电力市场的平均价格低得多。直到现在这个不同已经用于“连锁经营”，包括价格较高的火力发电厂，因而把平均的电价引向相对较低的水平，也更好地支持低电价的保持。随着电力市场的开放，这项实践可能进行下去，而首要由于市场竞争的引入和利润增加。
4）有一个明显能与新增水力发电建设问题相关的条款。意思是在新的“部分市场”条件下克服财政问题与新的水力发电的发展相关，并且同时期给收费顾客一个相对低的电价，很简单，这一点在当时是不可能的。随着个人与国家分担关系问题的解决，借此，水库及多功能水力系统的大坝的收入由国家公众基金和私有资本水力发电厂而来，这在世界上是被认可的正当选择
然而，在克罗地亚和其他发展中国家，这样的选择目前事实上是很困难的，主要是由于大量的基础部门有政府基金投资的优先权。因此，可以考虑感兴趣的选择，将从目前存在的水力发电厂为新增电厂创建拨出一部分收入。大概估价表明，在克罗地亚水力发电生产成本的不同与开放的电力市场的生产真实价值相关，开放的电力市场将足够应付15～20年所有未开发的潜在水力发电的开发经费。
5）关于其它大量剩余的开放问题，对于HEP集团掌握的组织做出决定也许有一些的困难，这些组织关系到水力发电部门：
·是否水力发电厂的所有权应该转移到HEP集团成为附属公司，或者由HEP集团控股。
·是否HEP集团应该担负做为真正收益中心的作用，全面负责集团的成本和收入，或者是否它仅负责成本的管理。
·是否HEP集团的权限范围内的计划和程序职责应该下放，或者是否一些其他的可选的职责，例如，由持有一定股份的特殊部门或由持有股份的贸易公司接管。
5.结论
在这个竞争时代，水力发电部门正在发生相当当大的变化。新的经济机制和新的合法的调节体制正在世界上所有的国家和电力部门建立，也包括前苏联的社会主义国家。
【关键词】梯级电站机组；优化调度；运行策略
近些年来，在社会经济和科学技术的快速发展背景下，先进科学技术的运用更为广泛。结合电力的市场环境，采用适宜的竞价对策，系统、全面地处理水电站机组的优化调度问题，确保水电站可以安全、可靠的提供用电，从而创造经济效益，提升能源的应用效率。对于创建现代化社会与和谐社会有着深远意义。
1.梯级水电站机组的特点
梯级水电站机组的运营特点包含三个方面，首先是能量特性，也就是效率问题，其次是空化与空蚀特性，最后是电站机组的稳定性。对于效率特性主要关系到水能的应用程度，而空蚀与空化特性之间关系到电站机组的运用寿命，机组稳定性不但影响着电站机组的运用寿命，还影响着机组和整个电站的顺利运营[1]。通常情况下，电站机组的效率特点能够反映出水电厂的具体动力特性，其中动力特性直接决定着电网负荷的分配，所有对机组的效率特性进行研究，不但要对电厂的经济运营官和电网的优化调度有着深远意义，还对水轮机有关特性，比如气蚀与磨损特性等具有参考价值。另外，对于水轮机的空化特性研究可以确保电站机组的应用寿命与机组的安全运行。机组的稳定性可以反映出所有激震源对电站机组安全、可靠运行的影响，因此研究机组的稳定性可以技术发现装置存在的缺陷，从而消除隐患，提升电站机组的安全、可靠性和应用寿命，并未电站机组的设计、制造、安装和运行等多个方面的完善提供先进的科学依据。
2.梯级电站机组的优化调度研究
水电站的短期调度必须依据长期调度的时期对引用的流量相关需求，一般情况下每天的总水量是固定的，因此梯级水电站一定要在依据以往的调度经验在明确引用流量与发电水头的前提下实现发电效益的最大化[2]。某省水库在依据水库的长期运营特点建立调度图之后，可以明确其在每个季节的水位与调节流量，并结合长期的优化调度结果明确初始状态，选择某个水文阶段的一天当作研究对象，同时给定水库和下游每一个水电站初始时刻的有关库存水量，当作全梯级的初始时蓄能状态。依据有关水文资料，对一天之内的上游来流与区间的入流进行模拟，完成梯级水电站的长期优化调度的计算。对于水电站的优化目标，本文是在市场经济背景下，电价当作指导商品的生产与消费的主要指标。因此电价一定要满足电力产业的简单再身缠与扩大再生产的相关需求。与此同时，电价不可超出用户的心理买电需要付出的价格。通常情况下，价格是由卖方与买方经过自由竞争实现供求平衡决定的，经过市场的竞争体系，商品的价格会更为合理。电能作为一项特殊产品，具有供电、售点的地区性、垄断性及运用的同时性。因此这些特点导致电价的控制和普通商品不同。如果电价超出企业承受能力的范围时，用电量就会明显降低。其在现实中已直接影响着高耗电企业的发展地区分布与现有布局[3]。另外，高耗电企业一定会从电价高的区域转移至电价相对较低的区域，导致各个区域的电力需求发展格局出现明显变化。当前，在厂网分开与竞价上网的背景下，制定合理的电价体系已经越来越重要。国内许多地方已落实了分时的电价市场形势，执行丰、枯与峰、谷的电价。
3.梯级电站机组的运营策略研究
水电交易结算方式与水电结算报价策略。
针对水电情况，在网上竞价过程中必须综合考虑自身特性。首先是水电建设的投资相对较大，且运行费用比较熟啊，也就是水电的固定成本比较高，而变动的成本比较低。其次是水电主要依靠水力进行发电，其中气候等因素直接影响着来水量，也就是说电量是受限制的。在电力市场的竞争体系背景下，要想实现系统购电的费用最小目标，电力的竞价需要一个讨价与还价的过程。首先，水电系统与火电系统在明确周期之内可以发的电量过后，通过系统的搓和，同时在充分应用水电的前提下，确定水电价格。其次，在确定水电价格过后，水电系统可以完成自身的运营优化，从而设计最理想的放水发电量。上述是竞价的相关步骤，通过研究可以总结出两种对策。一方面是在明确周期内的每个时段，各个水电站机组的发电容量与电量过后，依据水电尽可能减小峰荷的规则，试探性明确水电站的发电工作时间与各个时间段的发电量和电价，同时利用等值火电中当量电价当作评估依据。另一方面是在明确周内各个时间段的发电量与报价过后，直接和市场上其他有关机组完成价格与最优的发电位置进行博弈。在博弈过程中必须充分考虑水电站机组的本身水库调度情况与水利特点等相关约束与最优化。
为了可以确保电力系统的可靠、安全运行及电力的质量，一定要确保电网铺设的服务能力，包含黑启动、调峰和调频及无功调整等等。而在电力的交易中心完成搓和交易过程中，必须完成网络的安全运营校核。一旦依据初期的搓和交易相关结果，网络中的部分节点就会发生阻塞，必须对分区的搓和进行调整，将阻塞的节点当作界线。其中负荷量相对比较高的区域的发电量一定要增加，而市场的出清价格要提升。而负荷相对较低地区的发电量需要进行调整，市场的出清价格要降低[4]。因此，在水电站机组的报价过程中，必须综合考虑各个机组的出线地区的网络安全及约束问题。
4.结束语
从世界的发展情况来看，电力的市场化是必然的。而电力的市场化主要是把电力企业归属到市场经济体系中，经过市场的资源竞争，提升电力的生产效率，确保电价的公开、公平与合理，推动电力企业的可持续发展，提升供电质量，进而提升社会经济效益。
【参考文献】
[1]宗航，周建中，张勇传.POA 改进算法在梯级电站优化调度中的研究和应用[J].计算机工程，2013，29（17）：105-109.
[2]梅亚东，朱教新.黄河上游梯级水电站短期优化调度模型及迭代解法[J].水力发电学报，2010，69（2）：1-7.
关键词：水资源丰富；水力发电；经济运行；有效管理
中图分类号：TV211.1文献标识码： A 文章编号：
世界经济的快速发展和工业进程的不断加深，使得人类的生产生活更加依赖于能源，而传统不可再生能源的不断持续消耗，使得世界范围内出现能源恐慌。特别是近些年来世界传统能源价格的不断上涨，已经成为制约国家经济发展的主要因素。我国是世界的头号能源消耗大国，能源对我国经济的影响尤为强烈。随着我国人民生活水平的不断提高，人们越来越认识到环境的重要性，传统能源在资源消耗和环境污染上都存在着很大的问题。水电作为清洁无污染，经济成本低廉的发电方式已倍受世界各国的关注。我国在水电上的发展走在世界的前列，虽然火力发电仍在我国发电厂中占主要地位，但是水电的发电量逐年递增。从当前水电站的地位和未来的发展趋势来看，对水电站厂内运行进行经济性分析是我国电力事业发展的重要举措。
水电厂的特点和运行
1.1水电厂对水资源的开发利用
我国的水能资源储量居世界第一位，但是长期以来其开发程度较低，据统计截至2008年国内对水力的开发程度只占总开发量的42%，而美国在1986年就已经达到43%，因此我国在水力的开发应用上尚存较大的发展空间。对水力资源的开发主要是以水电厂为主，一些大型、特大型水电站的建设和小型水电站大量建成使用，使得我国对水力资源的利用又迈出了一大步。水力资源作为经济环保的能源对我国的可持续发展战略具有重要的意义。而依据乡镇有利的自然水资源条件建成的小型水电站年发电量达到1600多亿千瓦时，占据水电总量的30%多，解决了我国近四分之一人口用电的问题，并且对乡镇的地方工业和经济起到了很大的推动作用，有效的改善了乡镇人民的生活水平。虽然我国水力发电机组的装机容量占总装机容量的近22%，但是发电量却不到总发电量的17%，可见我国的水电效能指数不高。所以在大力发展水电厂建设时还应当提升水轮发电机组的电效能指数。
1.2水电站经济运行的关键
水电站经济运行的内容分三块：厂内经济运行、短期经济运行及长期经济运行。其中，水电站厂内经济运行是我们首先要研究的问题。厂内经济运行也称实时调度，是指厂内工作机组最优台数、机组组合、启停顺序的确定以及机组间的最优负荷分配。实践证明，其能够有效提升水电站2%左右的经济效益，随着电力市场“厂网分开，竞价上网”措施的实施，水电站厂内经济运行愈显重要。科技的发展为水电站的建设发展提供了技术支持，电力市场的进一步改革为水电站的经济运行提出了现实客观性的要求，对水电站厂内经济运行关键问题进行研究分析具有重要的现实意义。
国内外在对水电站厂内经济运行上不断进行深入研究并取得了一定的成果，主要有动态规划理论在水电站厂内经济运行中的运用；从数学算法——遗传算法的角度解决水电站厂内经济运行的关键性问题；以粒子群优化算法出发并结合水电站实际经济运行中的问题进行厂内经济运行问题的解决；此外还有一些其他理论算法的提出，为水电站厂内经济运行问题的解决提供了理论支持。近年来，随着计算机技术的发展，现代控制理论的逐渐完善，更多先进的理论技术手段方法不断的应用到水电站厂内经济运行当中。
1.3水电站厂内经济运行中所存在的问题
水电站厂内经济运行作为水电站管理的主要内容，其理论研究与实践应用使国内外专家学者投入了大量的时间精力。现阶段在水电站厂内经济运行中所存在的问题主要有：（1）在相关方法的应用上较为独立，前面所介绍的各种理论方法模型都是针对于某一个面所展开的问题优化法研究，不能全面的对整个问题充分考虑后进行解决，这种缺乏实践基础的理论研究不能够很好的满足水电站生产使用者的要求；（2）在水电站厂内经济运行问题的计算速度上较慢，不能满足实时变化的运行工况，这样也就不能有效地反映出水电站的实时运行状况，对于大型、多机组大容量水电站的运行更是如此。针对这种状况一方面要发展相关的硬件技术，另一方面要对负荷分配法进行优化改善。（3）目前水电站水轮机模型综合性曲线虽然经专业的设备仪器进行扫描确定，但是由于设备是采用数字化的取点测量绘制的方法，因此其曲线只代表了相关的走势大致范围，不能对各点进行精准确定，因此，在水电站厂内经济运行优化计算时要对曲线进行经验技术性修正。（4）现阶段水电站厂内经济运行大量应用现代控制理论，这为实际的经济运行提供了理论支持，然而大部分水电站厂内经济运行都是依据自身的特点而进行设计的，缺乏统一性，这就注定其移植性比较差，经济运行的有效方案难以普及推广。为此，应当研究更新的经济运行算法，采用更加先进的、智能的自动控制调节技术手段和科技含量更高的相关设备对实际运行进行有效的自我调节。
2.水电厂内经济运行关键问题的研究
2.1经济运行的准则依据
水电站厂内经济运行是整合水电站所有可用资源设备后，找出机组最优的投入运行台数以及不同机组的启停顺序，在不影响电网系统的前提下合理设置机组工作状况以达到充分利用水能的目的。厂内经济运行优化准则依据：首先是在日发电量任务一定的基础上，以耗水量最小为准则，内容又分为空间与时间的最优化，即在最短的时间内在最少的机组投入使用情况下获得最大的经济效益；其次，在水流量一定的情况下，确保水力最大为准则，在水库河流水量一定的条件下，合理的进行厂内经济运行机组的选择设定可以使水轮机的出力最大，可以更多地将水力转变为电力，从而提高电站经济效益。
2.2经济运行计算中所应注意的问题
在实际进行厂内经济运行算法的选用上也应当结合不同的水电站具体状况，根据机组数量的多少、单机容量的大小、发电量的多少以及水电站规模的不同选择不同的计算方法模型，比如动态规划法不适用于机组台数较多的水电站计算。水电站厂内经济运行中不同的方法模型侧重不同的面，在厂内经济运行计算中，应尽可能地比较各种算法模型的优点，并将各种算法在经验的基础上进行可行性整合，研究出更加合理有效的算法。
结束语
针对我国水电站的迅速发展和水电效能指数较低的情况，我们应当深入的对水电站厂内经济运行的关键问题进行研究，对现有的经济运行计算方法模型选用中也应当依据不同的情况谨慎的选取计算方法，并根据实践经验做到水电站的经济运行。
参考文献
[1]刘红岭.电力市场环境下水电系统的优化调度及风险管理研究[D].上海交通大学.2009年
[2]黄永皓,尚金成,康重庆,夏清,孟远景,何南强.电力日前交易市场的运作机制及模型[J].电力系统自动化.2003年03期
1.1我国水电站机电设备维修概念类型
水电站的机电设备的维修就是对相关的仪器设备进行管理和维修的活动,对水电站的设备来说,其维修主要包括以下几种类型:首先,是水电站的机电设备发生故障后就停止设备,并对其进行维修,这是事后故障维修;其次,是对水电站的机电设备进行定时的检查和维修,这是为了防止水电设备在运行中出现故障,故为预防性设备维修;最后,是对出现故障的水电设备进行深入检查,并探究其发生故障的根本原因,然后针对这些问题,对设备进行优化和改进,也就是对设备进行改进性、优化性维修。这三种维修都是为了保证水电设备的正常运行和经营,是为了保障水电站设备的安全效益和经济效益的有效方法。
1.2我国水电站机电设备维修现状
随着科学技术的提高,我国水电站机电设备的维修与管理出现了一些突出的问题。首先,我国水电站的机电设备在其使用过程中发生的一些质量、故障、耗能等问题没有及时与制造部门、计划部门等相关部门进行反馈和上报,使得其维修和管理缺乏一定的交流和反映,也使得设备没有及时进行维修和改进;其次,随着我国经济市场的变化和发展,我国水电站的机电设备的维修和管理却没有与时俱进,已经严重落后,影响了水电站的日常经营和长远发展;最后,我国目前水电站的机电设备的相关管理人员把设备的技术维修管理和经济效益管理都隔离开来,且比较偏重于技术维修管理,这样就会导致水电设备的技术效益和经济利益不能持衡,违背了目前管理体制的市场规律,也使得这两种效益无法达到最大化。
2加强我国水电站机电设备维修和管理的措施和方案
通过上文对我国水电站机电设备的维修和管理的分析,我们可以看出,虽然我国水电站的相关管理人员也在其设备的维修和管理方面做了很多的努力和工作,但是其设备的维修和管理仍然存在一些不足和缺陷。下面文章就提供一些有效的水电设备的维修和管理的建议和措施。
2.1加强水电站的机电设备的维修管理的重视
我国大多数水电站都处于一种交通落后,地理位置极度偏僻,且经济水平不高的地方,在这种情况下,相关水电站的领导和工作人员就更要加强其对水电站机电设备的维护意识和管理意识,让他们认识到设备维修管理的重要性,要加强对其设备维修管理的重视和认识,加大对其设备维修管理的投资力度和建设力度,并对其维修管理人员进行操作、维修等专业知识和技能的培训和模拟,然后实行考核和奖惩制度,只有这样才能够全面的、系统的提高其工作人员对其工作的责任意识和管理意识,才能够让他们的专业水平得到大幅度提高,进而为水电站的机电设备的正常运行和经营发挥重要的作用。
2.2加强水电站的机电设备的维修管理制度
俗话说,无规矩不成方圆,对于水电站设备的维修管理工作而言也是如此。要想加强水电站机电设备的利用率,提高其生产效益,就要加强改进并健全其设备的维修和管理体系,引进成功的维修管理经验和制度,结合其自身的实际经营状况和管理水平,取其精华,然后对现在的维修管理制度加以改进,尤其是对定时的维修管理制度更要着重注意,只有通过采取以上的改进措施和方案,才能够让水电站的相关人员扩大其维修和管理视野,进而提高其设备的维修管理水平和能力,使得其维修管理工作能够向着科学化、先进化、合理化、规范化方向发展,通过对其维修管理制度和机制的完善,才能更好、更及时发现问题和处理问题,从而避免其设备产生不必要的损耗,提高其设备的使用寿命和生产效益。
2.3加强水电站的机电设备技术维修的管理
时代在发展,社会在进步,对于水电站的机电设备来说,科学技术的日新月异,也使得其机电设备的性能越来越满足人们的需求,也使得其质量和寿命越来越符合市场的发展。通过调查发现,我国大多数的水电站的老化设备和陈旧设备有很多,而且这些设备发生故障的概率也比较高,在这种情况下,水电站的机电设备管理人员和技术维修人员就一定要加强对其设备进行优化改造和技术性的建设,使得其设备能够长远的、持续的发挥其效用,也使得水电站的生产成本得到了极大的节约和控制,进而从侧面上提高了设备的利用率和使用效益。要想做到这些,就要对其水电企业的相关管理人员和技术人员进行引进新的设备的同时,也要提高其相关人员优化设备的能力,加强对专业的优化设备的人才团队的建设,这样双管齐下,才能够将其设备的经济效益和使用效益发挥到极致,从而为其企业的发展提供基础保障。
【关键词】投融资;因素分析;筹资方式;龙背湾水电站
随着中国经济水平不断提高，市场经济体制不断完善，金融管理体系逐步健全，水电事业得到长足发展。水利资源开发利用逐步受到社会各界高度关注，经济指标较好的水电项目越来越稀缺。国家加大对能源建设和水电建设市场的宏观调控力度，针对水电站建设征地移民及补偿、环境保护、水土保持提出新的要求，征地移民政策不断调整，水电站建设投资成本不断提高。水电项目建设投资成本大、融资规模大、资金投入密集、回收期长、见效慢等特点越来越明显。然而，在新时期融资环境下，融资渠道相对单一，银行贷款成为解决水电项目建设大规模资金的重要来源。然而，目前水电行业银行贷款面临激烈竞争，本文中龙背湾水电站是由两个国有企业共同投资组建的企业法人负责建设，资金筹措对项目能否顺利建设完成至关重要。
1项目概况与投融资规模
龙背湾水电站位于湖北省竹山县堵河流域南支官渡河中下游，为第一级电站，下距两河汇合口45.6km。坝址以上流域面积2155km2，多年平均流量45.3m3/s，多年平均径流量14.30亿m3。龙背湾水电站属Ⅱ等、大(2)型工程，主要由大坝、溢洪道、放空洞、发电引水建筑物、发电厂房、升压站等建筑物组成。水库正常蓄水位520.00m(黄海高程系，下同)，校核洪水位523.89m，总库容8.30亿m3，调节库容0.63亿m3，多年调节水库。电站总装机180MW，保证出力32.2MW，机组年利用时间2328h，多年平均年发电量4.1895亿kW·h。工程按500年一遇洪水标准设计，5000年一遇洪水标准校核。主要建筑物的级别:大坝为1级建筑物，溢洪道、放空洞、进水口、发电引水隧洞、电站厂房等为2级建筑物，变电站、进厂道路等次要建筑物为3级建筑物，导流洞等临时建筑物为4级建筑物。龙背湾水电站工程前期规划工作始于20世纪80年代，1983年，中南勘测设计院在以往规划的基础上，根据堵河水力资源和地区用电需求，按照以发电为主，兼有防洪、航运、灌溉等综合利用要求的原则进行湖北堵河河流规划，经全面比较分析，堵河(湖北境内)从上到下依次布置:泗河的鄂坪(正常蓄水位560.00m)、白果坪(正常蓄水位460.00m)，官渡河的龙背湾(正常蓄水位535.00m)、松树岭(正常蓄水位385.00m)，堵河的潘口(正常蓄水位360.00m)、小漩(正常蓄水位262.00m)和黄龙滩(正常蓄水位247.00m)，共计7个梯级开发方案，规划共计装机1400MW。其中黄龙滩、潘口、鄂坪和龙背湾为主要梯级水电站，具有单年及多年调节性能，可承担调峰任务。2010年10月，龙背湾水电站经湖北省经济与发展改革委员会核准工程总投资217943.91万元，流动资金563万元，股东出资20%，其余部分为竹山县工商银行、中国银行、农业银行、农村商业银行、平安银行等金融机构分支机构贷款，期限25年。按照初步设计股东出资39504.11万元，金融机构借款178565.81万元。龙背湾水电站属大(2)型水电站，近18亿的投资存在项目筹资难的问题。
2影响融资因素分析
2.1水电建设项目领域及其与其他行业激烈的竞争
随着中国经济水平不断提高，水电事业得到蓬勃发展。水电装机容量在其长期发展过程中不断攀升，水电项目投资规模大、资金密集、融资规模大、融资渠道单一的特点越发突出，水电项目融资面临严峻的形势。国内过去以煤电为主业的中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、中国电力投资集团公司五大发电集团相继进入水电开发领域，加入融资商的行列。与五大发电集团相比，龙背湾水电站的投资人，在企业规模、市场占有率、国内知名度、发展实力等多方面均相差甚远，项目融资渠道和规模难以与其相比。与此同时，伴随改革开放，经济水平迅速发展，国内对能源的需求不断提升，新时期的融资环境下，对水电建设项目的融资格局更有利于水电事业发展，提供了相对宽松和多样化的融资手段。各类型电力企业，以及一些私有企业也积极投资于电力发展，分享水电行业融资利润。同时，国内房地产业迅猛发展，由于房地产项目贷款规模大、资金周转快、投资回收期短、利润高等特点较为明显，金融机构中相当规模的贷款涌入房地产业，贷款被大量分羹。2008年美国次贷危机和国际经济形势颓靡对国内金融市场造成冲击，而龙背湾水电站项目融资正好处于该时期。
2.2龙背湾水电站自身特点影响融资
银行是目前比较普遍的国内融资金融机构，分为政策性银行和商业性银行。项目贷款在金融领域通常以属地为原则，在项目所在地金融机构的分支机构经上级审批后执行。地方商业银行在项目业主向银行提出贷款申请后，审核申请单位面临的经济环境，在遵循一定程序的基础上给予资金援助。其中，最重要的程序为调查融资人的信用度、项目未来效益及偿还能力。地方商业银行的融资款项分为信用贷款和担保贷款两类。水电项目贷款规模大、周期长，项目贷款大多为担保贷款，即建设期由股东单位提供贷款担保，投产发电后改为发电收益担保。项目效益调查主要是根据项目设计文件、项目审批文件进行未来现金流、经济指标等分析。龙背湾水电站建设核准投资为12000元/万kW，设计年发电量4.19亿kW·h/a，项目经济指标不乐观，各金融机构进行经济风险评估时都提出同样的问题，偿还贷款存在一定风险。2005—2008年间，金融机构给予龙背湾电站建设贷款的承诺在最终落实时遇到障碍。龙背湾水电站工程位于湖北省竹山县官渡镇，距竹山县90km。竹山县位于湖北省西北秦巴山区腹地，十堰市西南。东邻房县，北界郧县，西北邻陕西省白河县，西交竹溪县、陕西旬阳县，南接神龙架林区、重庆市巫溪县。地处鄂西北山地，北属武当山，南属大巴山。全县地势由南西向东北倾斜，高差大，坡度陡，切割深。在龙背湾水电站建设前期，襄关省道及鲍竹路、竹向路构成县公路交通“大十字”路网架构，以305省道、白竹路、竹向路、竹旬路改扩建为主的重点交通项目建设刚刚起步。竹山县是一个集老、少、边、穷于一体的山区贫困县，是全国592个新阶段扶贫开发工作重点县之一。经济发达程度相较于东部来说存在一定差距，经济环境不理想，经济观念及融资意识落后。2011年，股权融资、项目融资、基金融资、金融租赁及风险投资等手段在竹山县还未成熟;国家经济形势和金融环境制约项目贷款，在竹山县的各金融机构融资规模十分有限;在竹山县堵河流域同时建设的潘口、小漩水电站也需要一定规模金融贷款;电站经济指标和项目变更、索赔不断增加贷款额度对投资规模造成一定影响。以上因素制约了龙背湾水电站项目的贷款。
3筹资方式
为解决龙背湾项目建设资金问题，股东单位和项目法人结合金融政策、当地金融机构贷款规模、项目建设进度资金需求进行充分论证，很好地解决了项目筹资问题。
3.1优化项目初步设计资本金到位规则
根据初步设计资本金到位规则，资本金随着项目进度与金融机构借款按既定比例到位。为电站建设顺利进行，项目单位根据当时经济形势、金融环境，与各金融机构进行充分沟通，做了大量的分析论证，形成资金需求计划和筹资计划，股东单位打破项目初步设计资本金到位规则，提前完成资本划拨，利用金融机构贷款规模时间差解决建设投资问题。
3.2研究利用融资政策和银行贷款规模
充分研究竹山县各金融机构的贷款规模和政策，龙背湾水电站项目贷款难以依靠国有四大银行解决，必须充分利用竹山现有金融机构的贷款规模。项目单位与竹山金融机构取得联系，充分利用各银行的规模和贷款政策，分别与五家银行研究方案，征得其上级银行批准并达成协议。为解决贷款问题，还采用商业银行集团共同放贷增加贷款规模，此笔贷款涉及29家支行(信用社)，筹资难度可想而知。同时考虑当时的融资环境，还利用部分高利息贷款和附加还款条件贷款，采取省内跨地区贷款解决部分贷款，至此初设项目贷款得到解决。
3.3利用委托贷款解决建设资金缺口
龙背湾水电站随着工程项目建设的深入推进，跟绝大多数水电项目一样，出现实际投资超出初步设计概算问题，原设计概算资金规模已远不能满足项目建设需求，对项目法人资金筹措带来新的挑战。通过投资预测和经营分析，一方面增加金融机构贷款使项目经济指标受到严重影响，另一方面批复的贷款额度已全部用完，再取得较大数额贷款难度很大。为解决资金缺口，股东和项目法人共同研究，股东单位协调关联企业通过委托贷款解决项目建设资金缺口，关联单位在风险可控前提下取得高于银行同期存款的收益，达到双盈目的。
3.4充分利用地方招商引资优惠政策
龙背湾水电站项目是湖北省十堰市招商引资项目，为推进项目建设，十堰市及项目所在地三个县提供移民资金配套政策，并签订协议。在地方政府支持下，充利用优惠政策签订移民双包干协议，解决了一定比例的移民资金。
4结语
关键词：小水电 发展 对策
一、小水电发展的现状
阳江市位于广东省西南部，我市管辖海陵区、江城区、阳东县、阳西县、阳春市等5个县级（或相当县级）行政区域，国土面积7813.4KM2.北部多山，南部为丘陵和平原。地势北高南低，并由西北向东南倾斜。本市最大的水系是漠阳江，从北向南贯穿全境，地势从东北向东南斜向延伸，上游形成以漠阳江流域为中心的狭长低洼地带—阳春盘地，漠阳江中下游是漠阳江冲积平原。本市水资源丰富，河流众多。集雨面积100KM2及以上的河流有25条，集雨面积1000KM2及以上的河流有2条。我市最主要的水系是漠阳江，流域面积6091KM2.全市水力资源理论蕴藏量67.7万KW，技术可开发量35万KW，经济可开发量31.66万KW，已开发25.57万KW.
1、小水电站及其输电网络建设情况
阳江市境内所有水电站属阳江市地方管理。到2004底止，全市已建成运行的小水电站有412座，总装机容量24.37万KW，多年平均发电量65980万KWh.2004年全市总供电量16亿KWh.阳江电网是省电网直供网，海陵区、江城区、阳东县、阳西县电网均是省电网直供网，以上电网均属于省直管，负责上述地区的供电；阳春市电网是趸售网，在阳春内实行自发、自供、自用，阳春电网和省电网是购销关系，属阳春市管。至2004年底，我市拥有220KV变电站2座，容量42万KVA，220KV输电线路353KM；110KV变电站21座，容量92.315万KVA，110KV线路594KM；35KV变电站达几十座。我市电网已形成了以阳江220KV变电站为中心，与各县（市、区）骨干110KV变电站相互联网，县（市、区）骨干110KV变电站再向各乡镇或企业的110KV变电站或35KV变电站辐射的较为完善的供用电网络。全市各乡镇通电率达100％，各管理区通电率达100％，各户通电率达到99％。我市的小水电解决了山区农村和偏远乡镇的通电，满足了全市35％左右的用电量，小水电对我市的工农业生产和人民的生活发挥了很大的作用。根据省的电网规划，在今后5年内，将建成阳江500KV变电站，届时，我市电网将以阳江500KV变电站为中心，电网的结构更为完善可靠，为我市水电的发展提供更为可靠的后盾。今后，随着我市的经济发展和人民生活水平的提高，我市的用电需求量会逐年增加，为我市进一步发展小水电提供了广阔的市场。
2、小水电站投资主体及管理体制情况
我市小水电站投资结构的沿革大致可分为两个阶：1994年以前为第一阶段。在本阶段中，小水电投资主体是政府或单位（集体），属于国有资本，产权为国家和集体所有。期间，兴建了一批骨干工程，如八甲水电厂、山坪三级水电站、山坪四级水电站、西山陂电站、东水电站、张公龙水电站。这些小水电对当时的工农业生产发挥了较大的作用。1994年以后为第二阶段。其投资主体从单一政府投资转变为多渠道融资。1996年以来，通过省市政策扶持，特别是积极贯彻落实省人大小水电议案，使办小水电由以前的亏本变成有利可图，各行各业以各种形式大办小水电，市内外资金、个人投资、合股投资进入小水电市场，我市小水电建设形成了一个新。据统计，1996年底，我市小水电站共181处总容量10.7675万千瓦时，年发电量3.69亿千瓦时； 至2005中期，我市小水电站已达412处总容量25.57万千瓦，年发电量6.6亿千瓦时，小水电站建设投资总额达到5.7亿元人民币。平均每年投产1.7万千瓦，平均每年小水电投资达7140万元。在短短的8年时间内，我市的小水电规模翻了两翻，是我市历史上水电发展最快的时期。
上世纪80年代中期至90年代中期，由于小水电体制和电价政策等问题的影响，我市小水电的发展处于历史低潮，小水电站建设基本处于半停滞状态。
近十几年来，原来为国有的或集体的小水电企业，绝大多数实行了改制，小水电按“谁投资、谁所有、谁受益”的原则归投资者所有，其管理基本上是个体私营企业或股份有限公司的管理模式。
3、小水电企业收益情况
所以就投资来看，前期开发高、中水头电站单位千瓦投资均在5000元左右。兴建有水库的、低水头的、和开发条件较差的电站，其单位千瓦投资也在8000元以内。小水电的上网电价在0.38～0.42元/千瓦时。按照小水电的投资及其收益状况，小水电的静态投资回收年限都在10年左右。如果按照现在电价水平，小水电收益扣除折旧费、经营成本、还本付息后，大多在8%左右。
二、存在的主要问题
1、安全管理问题
随着小水电管理体制的变化，小水电的建设和安全管理面临新问题。1996年以来，是我市小水电发展最快的时期。但是，违规建设的现象亦比较突出，有不少小水电项目没有完善建设手续就上马，有的甚至连基本的立项手续也没有就违规建设。据统计，全市违规建设小水电共29宗，其中未立项未初设的9宗，已立项未初设的8宗，立项未经水利部门的2宗，虽经报批但擅自改变设计方案的10 宗。这些违规建设项目中，已并网发电的有26宗，未并网发电的3宗。而且大部分投产发电的小水电站未有竣工验收手续。这些问题，严重影响小水电工程和人民的生命财产安全。
2、电价问题
小水电上网电价的制定有较大的主观性。虽然从1997年1月1日起调整我市小水电上网电价。阳东县、阳西县、江城区小水电和八甲电厂的平均上网电价为0.42元/千瓦时；阳春市小水电的平均上网电价为0.41元/千瓦时；阳春市自用后剩余上阳江电网小水电电量电价为0.41元/千瓦时。直至2003年年底仍按此执行。但从2004年初以来，在全国供用电形势十分紧张，要求提高电价呼声日高的情况下，阳春市政府以招商引资为由，将小水电的平均上网电价下调为0.38元/千瓦时。虽然省委、省政府和省人大对小水电的电价问题有明确规定，但实施起来却总是阻力重重，小水电的合理上网电价的制定不够规范，这在一定程度上影响了小水电企业的生存、巩固和发展。
3、上网问题
我市不少小水电输电网络在技术性和可靠性上远远不能满足小水电迅猛发展的需要。如在小水电相对集中的塘口镇，小水电装机容量已超过8000千瓦，还没有35KV变电站，远远满足不了输电要求。又如大八镇小水电装机容量超过5000千瓦，但小水电仍采用10KV上网，造成有电送不出的现象。
4、小水电的挖潜技改问题
我市已建电站特别是上世纪九十年代以前建成投产的电站，由于资金和技术原因，普遍存在设备、设施残旧老化、技术落后、自动化水平低等问题，有的甚至存在较大安全隐患。
5、资源和环境问题
小水电站的开发建设是一种资源开发，它是有限的。按照现在的建设规模，我市的小水电资源点经过“十一五”期间的建设将基本开发完。现在好的资源点、好的站址基本上已规划建设，站点越来越少，开发成本将越来越高，开发难度也将越来越大。特别是低水头电站和有调节水库的电站，往往移民、迁安、赔偿和征用土地任务较重，和当地群众关系协调复杂，开发难度极大。
三、今后的应对对策
根据我市小水电开发建设的现状及存在的主要问题，必须重点解决好以下问题：
1、强化安全管理。进一步加强小水电建设的规范化管理，在政府的统一领导下，各部门通力合作，严格把好小水电建设的审批、审核以及基建管理关。按照国家小水电工程基建程序，小水电工程未有完善手续，水利部门不发取水许可证，供电部门不给予上网、工商部门不予发工商执照。使小水电的建设、管理形成长期化、制度化、规范化，保证水电事业的健康发展。对近年来出现的无序开发兴建的小水电站要加强监管，要以强有力手段坚决整顿，决不手软。
2、进一步加强贯彻落实省人大决议的力度。继续加强督促检查各部门对省人大决议和省府方针政策的贯彻落实情况，及时纠正和坚决制止违反决议和政策的行为，对违反者要追究有关部门和人员的责任，保证人大决议的严肃性和权威性。
在上网电价问题上，必须按市场规律办事，使今后的电价水平更好地反映供求关系。根据小水电建设运行总成本、还本付息、折旧、税金等进行实地测算，计算出小水电站上网的合理电价并报物价部门审批，确保小水电的利润，避免在电价问题上的主观随意性。对于小水电的上网电价调整问题由于牵涉到省人大决议的实施，建议小水电上网电价的调价政策要取得人大的同意方可出台，以保证政策的连贯性。
3、完善小水电输电网络，加强电站技术改造。随着我市未开发水电资源的减少，小水电的建设任务已经从新建逐步向挖潜技改转变。对于输电“卡脖子”问题，必须首先完善输电网络。例如，近期应该尽快上马塘口—积篢输变电工程和珠环—大八输变电工程。我市水电输电网络和电站技术改造要有计划进行，逐年安排。
