水利水能规划课程设计

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目录

工程特性表 第一节 基本概况 一、 二、

流域概况 基本资料

第二节 正常蓄水位方案的选择 一、 二、 三、 四、 五、 六、 七、 八、 九、

正常蓄水位方案的拟定 消落深度的确定 判断水库的调节性能 设计历时保证率的确定 各方案水能计算

初步确定各方案的装机容量 多年平均发电量计算 各方案经济计算

综合分析及最优正常蓄水位方案的选定

第三节 死水位的选择 第四节 装机容量的最终确定 第五节 其他工作 附图：

1、 那岸水电站流域位置示意图(缺)

2、 那岸水电站水库水位～库容关系曲线（25*35）cm 3、 那岸水电站水库水位～流量关系曲线（25*35）cm 4、 那岸水电站出力保证率曲线（50*75）cm 5、 出力～发电量曲线（50*75）cm

6、 那岸水电站正常蓄水位～枢纽建设总投资关系曲线（25*35）cm

..

.

7、 那岸水电站正常蓄水位～枢纽工程量关系曲线（25*35）cm

工程特性

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 ..

指标名称 单位 流域面积 平方公里 利用水文系列 年 多年平均径流量 亿立米 代表性流量 多年平均流量 秒立米 实测最枯旬平均流秒立米 量 设计洪峰流量 秒立米 校核洪峰流量 秒立米 水库特征水位 校核洪水位 米 设计洪水位 米 正常蓄水位 米 死水位 米 水库特征库容 总库容 万立米 调洪库容 万立米 兴利库容 万立米 死库容 万立米 库容系数 调节性能 水量利用系数 水电站特性指标 装机容量 万千瓦 保证出力 万千瓦 多年平均年发电量 亿度 年利用小时数 水电站水头 最大水头 最小水头 河道特征水位 下游校核洪水位 小时 米 米 米 数量 3180 24 26.017 82.5 5.46 230.00 228.00 350 3020 1.33% 日调节 2.6 0.306 1.14 5387.69 51.105 45.550 备注 多年平均电量/装机容量 .

下游设计洪水位 正常尾水位 最低尾水位 米 米 米 QP×台数相应下游水位 QP相应下游水位 第一节 基本概况

一、 流域概况

黑水河发源于我国靖西县的新圩，经岳圩流入越南境内，再从德天沿中越分界线流入我国大新县的硕龙镇，经那岸、太平流到崇左县的新和、屯峒汇入左江，见那岸水电站流域示意图。

黑水河上游坡陡水急，水力资源丰富。那岸水电站坝址位于河道中游，在大新县的太平乡那岸村王孟屯附近。坝址控制流域面积3180平方公里（不包括越南境内面积），坝下游4公里处设有那岸水文站，集雨面积3210平方公里，自1957年至1981年有实测水文资料24年。

二、 基本资料

1.年径流资料：表1给出那岸水文站历年（1957-1981年）实测水文年（5-4月）旬平均流量~保证率统计表，经分析后能直接移用至坝址，其多年平均流量Q =82.5秒立米。Qmin=5.46m3/s Qmax=741 m3/s

表1 那岸水文站历年实测水文（5-4月）旬平均流量分组大小排列

m 累积出现次数（m）和相应经验频率（P=x100%）

n1≥Q （m/s） 150 141 131 121 111 101 91 81 3≥Q m 153 169 184 199 212 230 244 267 P(%) 17.69 19. 21.27 23.01 24.51 26.60 28.21 30.87 （m/s） 71 61 51 41 36 31 26 21 3≥Q m 287 311 350 3 415 441 481 526 P(%) 33.18 35.95 40.46 44.97 47.98 50.98 55.61 60.81 （m/s） 19 17 15 13 11 9 7 5 3m 552 590 629 696 740 795 843 8 P(%) 63.82 68.21 72.72 80.46 85.55 91.91 97.46 99.88 2.坝址下游水位与流量关系曲线：那岸电站厂房尾水处原设置水尺，有短期（1975-1979）观测资料。根据观测的水位资料与对应时间那岸水文站观测流量资料比较，可绘制厂房尾水位与流量关系曲线，即坝址水位流量关系曲线。

表3-1 那岸水电站坝址水位~流量关系（高水部分） 水位（米） 流量（秒..

180 199 181 415 182 655 183 900 184 1150 185 1430 186 1730 .

立米） 水位（米） 流量（秒立米） 187 2030 188 2350 1 2700 190 3080 191 3500 192 3950 表3-2 那岸水电站坝址水位~流量关系（低水部分） 水位（米） 流量（秒立米） 水位（米） 流量（秒立米） 178.8 178.9 179.0 179.1 179.2 179.3 179.41 179.5 0 6.00 14.5 25.3 38.0 51.8 67.0 86.0 179.6 179.7 179.8 179.9 180.0 180.1 180.2 107.5 130.0 152.0 175.5 199.0 200.0 217.5 3.水位库容曲线：由水库实测地形图计算而得。

表2 那岸水电站水库水位~库容关系表 水位（米） （万立米） 水位（米） 库容（万立米） 190 200 225 2580 195 330 230 3370 200 500 235 4370 205 765 240 5600 210 1080 245 7060 215 1470 250 80 220 1970 4.水库水量损失：库区两岸高山陡峻，水库面积较小，水量损失不大。根据地质人员提供的资料水库渗漏量也很少，故电站进行水能计算时水量损失可以忽略不计。 5.

表4 那岸水电站正常蓄水位~枢纽建设总投资关系表 正常蓄水位205 210 215 220 225 230 240 250 （米） 枢纽总投资2820 3080 3360 3690 4060 4470 5550 7000 （万元） 表5 那岸水电站正常蓄水位~枢纽工程关系表 正常蓄水位205 210 215 220 225 230 240 250 （米） 枢纽工10.0 13.8 17.6 21.4 25.2 29.0 36.6 44.1 ..

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程量（万立米）

第二节 正常蓄水位方案的选择

一、 正常蓄水位方案的拟定

1. 正常蓄水位上限值的确定： 主要考虑以下因素：

（1） 水库的淹没：库区内只有王孟屯、念底屯等人口稀少的居民点，较大

的居民点为硕龙镇，但该高程为286米。所以正常蓄水位高程的选定应小于286米。

（2） 地形地质条件：水库库区属石灰峰林谷地，山顶标高一般在400-600米左

右，一般卡斯特化不甚强烈。漏斗、溶洞、暗河等一般规模不大，溶洞分布在270米高程以上，暗河仅在沙屯出现一处，为250米。所以正常蓄水位高程的选定应小于250米。

（3） 施工条件：那岸水电站由大新县组织施工，根据当地建筑材料情况，石料

非常丰富，拟采取砌石大头坝，这种坝型的设计、施工经验不多，故不宜修筑高坝（坝址处河床高程在175米左右）。

（4） 蒸发、渗漏损失：库区两岸高山陡峻，水库面积较小，水量损失不大。根

据地质人员提供的资料水库渗漏量也很少，故电站进行水能计算时水量损失可以忽略不计。

综上，正常蓄水位上限值取250米。 2. 正常蓄水位上限值的确定：

（1）正常蓄水位上限值的确定：必须满足电力系统对电站提出的最低出力要

求。根据初步规划，那岸水电站的最低出力为Nmin=2~3万千瓦

（2）分析、计算过程：

① 因为 Nmin=2~3万千瓦=AQHmin

(2~3)10　4所以 Hmin===（30.303~45.455）（m）

8.082.5AQNmin② 由Qmin=5.46m3/s查那岸水电站坝址水位~流量关系曲线得

下游水位的下限值Z下=178.0m 正常蓄水位的下限值Z下限= Z下+ Hmin

=178.0+（30.303~45.455）

=（209.193~224.345）(m)

③ 有正常蓄水位的上、下限可得，正常蓄水位的取值范围为（209.19~250）

..

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④ 选定方案：选定215.000m、225.000m、235.000m、245.000m正常蓄水

位共四个比较方案。

二、 消落深度的确定

1. 方案一：Z正=212.000m, Z下=178.0m

Hmax= Z正- Z下=212.000-178.0=33.110(m)

（1） 若为多年调节：h消=0.30Hmax

h消=0.30Hmax=0.30×33.110=9.933(m) (2) 若为年调节：h消=0.25Hmax

h消=0.25Hmax=0.25×33.110=8.278（m） （3）若为日调节：h消=2.000m

2. 方案二：Z正=222.000m, Z下=178.0m

Hmax= Z正- Z下=222.000-178.0=43.110(m)

（1）若为多年调节：h消=0.30Hmax

h消=0.30Hmax=0.30×43.110=12.933(m) (2) 若为年调节：h消=0.25Hmax

h消=0.25Hmax=0.25×43.110=10.778（m） （3）若为日调节：h消=2.000m

3. 方案三：Z正=232.000m, Z下=178.0m

Hmax= Z正- Z下=232.000-178.0=53.110(m)

（1）若为多年调节：h消=0.30Hmax

h消=0.30Hmax=0.30×53.110=15.933(m) (2) 若为年调节：h消=0.25Hmax

h消=0.25Hmax=0.25×53.110=13.278（m）

..

.

（3）若为日调节：h消=2.000m

4. 方案四：Z正=242.000m, Z下=178.0m

Hmax= Z正- Z下=242.000-178.0=63.110(m)

（1）若为多年调节：h消=0.30Hmax

h消=0.30Hmax=0.30×63.110=18.933(m) (2) 若为年调节：h消=0.25Hmax

h消=0.25Hmax=0.25×63.110=15.778（m） （3）若为日调节：h消=2.000m

三、 判断水库调节性能

1. 方案一：Z正=212.000m，查得V正=1240万立方米

（1）若为多年调节： h消=0.30Hmax=0.30×33.110=9.933(m) 此时，死水位Z死= Z正- h消=212.000-9.933=202.067(m)

由那岸水电站水库水位~库容关系曲线查得V死=600（万立方米） V兴= V正- V死=1240-600=0（万立方米）

V兴0104 库容系数：β=×100%=×100%=0.25%

W年82.5122.63106(2) 若为年调节：h消=0.25Hmax=0.25×33.110=8.278（m）

此时，死水位Z死= Z正- h消=212.000-8.278=203.722(m)

由那岸水电站水库水位~库容关系曲线查得V死=680（万立方米） V兴= V正- V死=1240-680=560（万立方米）

V兴560104 库容系数 β=×100%=×100%=0.22%

W年82.5122.63106（3）若为日调节：h消=2.000m

..

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此时，死水位Z死= Z正- h消=212.000-2.000=210.000(m)

由那岸水电站水库水位~库容关系曲线查得V死=1080（万立方米） V兴= V正- V死=1240-1080=160（万立方米）

V兴160104 库容系数 β=×100%=×100%=0.06%

W年82.5122.631062. 方案二：Z正=222m，查得V正=2220万立方米

（1）若为多年调节： h消=0.30Hmax=0.30×43.110=12.933(m) 此时，死水位Z死= Z正- h消=222.000-12.933=209.067(m)

由那岸水电站水库水位~库容关系曲线查得V死=1010（万立方米） V兴= V正- V死=2220-1010=1210（万立方米）

V兴1210104 库容系数：β=×100%=×100%=0.46%

W年82.5122.63106(2) 若为年调节：h消=0.25Hmax=0.25×43.110=10.778（m）

此时，死水位Z死= Z正- h消=222.000-10.778=211.222(m)

由那岸水电站水库水位~库容关系曲线查得V死=1168（万立方米） V兴= V正- V死=2220-1168=1052（万立方米）

V兴1052104 库容系数 β=×100%=×100%=0.40% 6W年82.5122.6310（3）若为日调节：h消=2.000m

此时，死水位Z死= Z正- h消=222.000-2.000=220.000(m)

由那岸水电站水库水位~库容关系曲线查得V死=1970（万立方米） V兴= V正- V死=2220-1970=250（万立方米）

V兴250104 库容系数 β=×100%=×100%=0.10%

W年82.5122.63106..

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3. 方案三：Z正=232.000m，查得V正=3710万立方米

（1）若为多年调节： h消=0.30Hmax=0.30×53.110=15.933(m) 此时，死水位Z死= Z正- h消=232.000-15.933=216.067(m)

由那岸水电站水库水位~库容关系曲线查得V死=1480（万立方米） V兴= V正- V死=3710-1480=2230（万立方米）

V兴2230104 库容系数：β=×100%=×100%=0.86% 6W年82.5122.6310(2) 若为年调节：h消=0.25Hmax=0.25×53.110=13.278（m）

此时，死水位Z死= Z正- h消=232.000-13.278=218.722(m)

由那岸水电站水库水位~库容关系曲线查得V死=1830（万立方米） V兴= V正- V死=3710-1830=1880（万立方米）

V兴1880104 库容系数 β=×100%=×100%=0.72%

W年82.5122.63106（3）若为日调节：h消=2.000m

此时，死水位Z死= Z正- h消=232.000-2.000=230.000(m)

由那岸水电站水库水位~库容关系曲线查得V死=3370（万立方米） V兴= V正- V死=3710-3370=340（万立方米）

V兴340104 库容系数 β=×100%=×100%=0.13% 6W年82.5122.63104. 方案四：Z正=242.000m，查得V正=6200万立方米

（1）若为多年调节： h消=0.30Hmax=0.30×63.110=18.933(m) 此时，死水位Z死= Z正- h消=242.000-18.933=223.067(m)

由那岸水电站水库水位~库容关系曲线查得V死=2310（万立方米） V兴= V正- V死=6200-2310=30（万立方米）

..

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V兴30104 库容系数：β=×100%=×100%=1.49%

W年82.5122.63106(2) 若为年调节：h消=0.25Hmax=0.25×63.11=15.778（m）

此时，死水位Z死= Z正- h消=242.000-15.778=226.222(m)

由那岸水电站水库水位~库容关系曲线查得V死=2750（万立方米） V兴= V正- V死=6200-2750=3450（万立方米）

V兴3450104 库容系数 β=×100%=×100%=1.33% 6W年82.5122.6310（3）若为日调节：h消=2.000m

此时，死水位Z死= Z正- h消=242.000-2.000=240.000(m)

由那岸水电站水库水位~库容关系曲线查得V死=5600（万立方米） V兴= V正- V死=6200-5600=600（万立方米） 库容系数 β=

V兴W年600104×100%=×100%=0.23% 682.5122.6310综上，四个方案得出的水库特性均为日调节,消落深度为：h消=2m

四、 设计历时保证率的确定

1.根据电力系统中水电容量的比重，由规范确定。已知那岸水电站初步规划N=2~4万千瓦，近期在本县联网运行。目前大新县已建水电站有：中军潭水电站（1400千瓦）、隘江水电站（196千瓦）、下雷水电站（80千瓦），远不能满足负荷要求。

2.设计历时保证率的确定

η=

N水（2~4)0.140.01960.008==(26.76%~51.45%)

8.1N总大部分落在区间25~50上，设计保证率为90%~95%。水电站选取的保证率越高，则水电站的投资越大，故取下限值，即P保=90%

五、各方案水能计算

1. 按照那岸水文站全部实测平均流量系列，逐旬进行计算和绘制各方案出力保

..

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证率曲线。将全部实测旬平均流量系列，按其大小分组，统计计算各组出现的累积次数和相应的经验频率，将其电算结果列于表1。

2. 计算并绘制水电站出力~保证率曲线，N=AQH，A=8。计算并绘制出力~发电量（N~E）关系曲线。根据各方案计算的分组流量相应出力，自小至大分层计算各出力之间的发电量△E和累计发电量∑E，并绘制N~E关系曲线。

各方案出力~保证率计算表

Q旬 （秒立米） Q旬 Z下 （米） H净=Z上-Z下-H损（米） N旬=AQ旬 H净 （万千瓦时） M P（%） （秒立米） P（%） 方案一 方案二 方案三 方案四 方案一 方案二 方案三 方案四 >150 141~150 131~140 121~130 111~120 101~110 91~100 81~90 71~80 61~70 51~60 41~50 36~40 31~35 26~30 21~25 19~20 17~18 15~16 13~14 11~12 9~10 7~8 >150 150.0 179.790 32.210 42.210 52.210 62.210 3.865 5.065 6.265 7.465 153 17.69 17.690 145.5 179.773 32.227 42.227 52.227 62.227 3.751 4.915 6.079 7.243 169 19. 18.615 135.5 179.729 32.271 42.271 52.271 62.271 3.498 4.582 5.666 6.750 184 21.27 20.405 125.5 179.679 32.321 42.321 52.321 62.321 3.245 4.249 5.253 6.257 199 23.01 22.140 115.5 179.631 32.369 42.369 52.369 62.369 2.991 3.915 4.839 5.763 212 24.51 23.760 105.5 179.592 32.408 42.408 52.408 62.408 2.735 3.579 4.423 5.267 230 26.6 25.555 95.5 179.551 32.449 42.449 52.449 62.449 2.479 3.243 4.007 4.771 244 28.21 27.405 85.5 179.500 32.500 42.500 52.500 62.500 2.223 2.907 3.591 4.275 267 30.87 29.0 75.5 179.456 32.4 42.4 52.4 62.4 1.966 2.570 3.174 3.778 287 33.18 32.025 65.5 179.393 32.607 42.607 52.607 62.607 1.709 2.233 2.757 3.281 311 35.95 34.565 55.5 179.330 32.670 42.670 52.670 62.670 1.451 1.5 2.339 2.783 350 40.46 38.205 45.5 179.260 32.740 42.740 52.740 62.740 1.192 1.556 1.920 2.284 3 44.97 42.715 38.0 179.200 32.800 42.800 52.800 62.800 0.997 1.301 1.605 1.909 415 47.98 46.475 33.0 179.168 32.832 42.832 52.832 62.832 0.867 1.131 1.395 1.659 441 50.98 49.480 28.0 179.132 32.868 42.868 52.868 62.868 0.736 0.960 1.184 1.408 481 55.61 53.295 23.0 179.080 32.920 42.920 52.920 62.920 0.606 0.790 0.974 1.158 526 60.81 58.210 19.5 179.050 32.950 42.950 52.950 62.950 0.514 0.670 0.826 0.982 552 63.82 62.315 17.5 179.031 32.969 42.969 52.969 62.969 0.462 0.602 0.742 0.882 590 68.21 66.015 15.5 179.011 32.9 42.9 52.9 62.9 0.409 0.533 0.657 0.781 629 77.72 70.465 13.5 178.992 33.008 43.008 53.008 63.008 0.356 0.4 0.572 0.680 696 80.46 76.590 11.5 178.963 33.037 43.037 53.037 63.037 0.304 0.396 0.488 0.580 740 85.55 83.730 9.5 178.946 33.0 43.0 53.0 63.0 0.251 0.327 0.403 0.479 795 91.91 88.730 7.5 178.921 33.079 43.079 53.079 63.079 0.198 0.258 0.318 0.378 843 97.46 94.685 150.0 178.900 33.100 43.100 53.100 63.100 0.146 0.190 0.234 0.278 8 99.88 98.670

方案一出力~发电量计算表

..

.

方案一 p（%） T=8760×p（%）（小时） N旬（万△N旬（万△E E （万千瓦时） 1261.950 1700.177 2110.083 2496.845 2849.391 3173.936 3477.553 3763.888 4231.525 4840.8 06.593 5937.297 6665.517 7531.698 8313.073 9034.201 9700.127 10314.949 10888.330 11420.455 11913.337 12365.833 12778.469 12955.093 98.670 94.685 88.730 83.730 76.590 70.465 66.015 62.315 58.210 53.295 49.480 46.475 42.715 38.205 34.565 32.025 29.0 27.405 25.555 23.760 22.140 20.405 18.615 17.690 （万千瓦千瓦） 千瓦） 时） 83.492 0.146 0.146 1261.950 8294.406 0.198 0.053 438.227 7772.748 0.251 0.053 409.907 7334.748 0.304 0.053 386.761 6709.284 0.356 0.053 352.6 6172.734 0.409 0.053 324.5 5782.914 0.462 0.053 303.617 58.794 0.514 0.052 286.336 5099.196 0.606 0.092 467.637 4668.2 0.736 0.131 609.329 4334.448 0.867 0.131 565.739 4071.210 0.997 0.130 530.703 3741.834 1.192 0.195 728.221 3346.758 1.451 0.259 866.181 3027.4 1.709 0.258 781.375 2805.390 1.966 0.257 721.128 2587.704 2.223 0.257 665.926 2400.678 2.479 0.256 614.822 2238.618 2.735 0.256 573.381 2081.376 2.991 0.256 532.125 1939.4 3.245 0.2 492.881 1787.478 3.498 0.253 452.496 1630.674 3.751 0.253 412.636 19.4 3.865 0.114 176.624

方案二出力~发电量计算表 方案二 p（%） E （万千瓦 T=8760×p（%）（小时） N旬（万千瓦） △N旬（万千瓦） 0.190 0.069 0.069 0.069 0.069 0.069 △E（万千瓦时） 12.263 570.937 534.271 504.117 459.5 423.309 时） 12.263 2213.200 2747.471 3251.588 3711.483 4134.791 98.670 94.685 88.730 83.730 76.590 70.465 ..

83.492 8294.406 7772.748 7334.748 6709.284 6172.734 0.190 0.258 0.327 0.396 0.4 0.533 .

66.015 62.315 58.210 53.295 49.480 46.475 42.715 38.205 34.565 32.025 29.0 27.405 25.555 23.760 22.140 20.405 18.615 17.690 5782.914 58.794 5099.196 4668.2 4334.448 4071.210 3741.834 3346.758 3027.4 2805.390 2587.704 2400.678 2238.618 2081.376 1939.4 1787.478 1630.674 19.4 0.602 0.670 0.790 0.960 1.131 1.301 1.556 1.5 2.233 2.570 2.907 3.243 3.579 3.915 4.249 4.582 4.915 5.065 0.069 0.068 0.120 0.171 0.171 0.170 0.255 0.339 0.338 0.337 0.337 0.336 0.336 0.336 0.334 0.333 0.333 0.150 396.143 373.676 610.415 796.074 739.117 693.552 952.731 1133.922 1023.606 945.559 872.942 806.877 752.470 698.636 8.039 595.495 3.090 232.411 4530.935 4904.611 5515.026 6311.100 7050.217 7743.769 8696.500 9830.422 108.028 11799.587 12672.529 13479.406 14231.876 14930.511 15578.550 16174.045 16717.135 16949.6

方案三出力~发电量计算表 方案三 p（%） T=8760×p（%）（小时） N旬（万千△N旬（万瓦） 0.234 0.318 0.403 0.488 0.572 0.657 0.742 0.826 0.974 1.184 1.395 1.605 1.920 2.339 2.757 3.174 3.591 △E （万千瓦时） 2022.577 703.8 658.635 621.473 567.243 522.073 488.670 461.017 753.192 982.820 912.495 856.400 1177.241 1401.662 1265.838 1169.990 1079.959 E （万千瓦时） 2022.577 2726.225 3384.859 4006.333 4573.576 5095.8 5584.318 6045.335 6798.527 7781.347 8693.842 9550.243 10727.483 12129.146 13394.984 145.974 1.932 千瓦） 0.234 0.085 0.085 0.085 0.085 0.085 0.085 0.084 0.148 0.211 0.211 0.210 0.315 0.419 0.418 0.417 0.417 98.670 94.685 88.730 83.730 76.590 70.465 66.015 62.315 58.210 53.295 49.480 46.475 42.715 38.205 34.565 32.025 29.0 ..

83.492 8294.406 7772.748 7334.748 6709.284 6172.734 5782.914 58.794 5099.196 4668.2 4334.448 4071.210 3741.834 3346.758 3027.4 2805.390 2587.704 .

27.405 25.555 23.760 22.140 20.405 18.615 17.690 2400.678 2238.618 2081.376 1939.4 1787.478 1630.674 19.4 4.007 4.423 4.839 5.253 5.666 6.079 6.265 0.416 0.416 0.416 0.414 0.413 0.413 0.186 998.931 931.560 865.146 803.196 738.493 673.4 288.198 163.863 17575.423 18440.568 19243.7 19982.257 20655.801 20943.999

方案四出力~发电量计算表 方案四 p（%） T=8760×p（%）（小时） N旬△N旬（万△E（万千E（万千瓦时） 2402.1 3239.249 4022.248 4761.077 35.669 6056.505 6637.702 7186.059 8082.029 9251.595 10337.468 11356.716 12758.467 14427.870 15935.939 17330.361 18617.336 19808.321 20918.970 21950.625 22908.978 23790.469 24594.467 24938.453 98.670 94.685 88.730 83.730 76.590 70.465 66.015 62.315 58.210 53.295 49.480 46.475 42.715 38.205 34.565 32.025 29.0 27.405 25.555 23.760 22.140 20.405 18.615 17.690 83.492 8294.406 7772.748 7334.748 6709.284 6172.734 5782.914 58.794 5099.196 4668.2 4334.448 4071.21 3741.834 3346.758 3027.4 2805.39 2587.704 2400.678 2238.618 2081.376 1939.4 1787.478 1630.674 19.4 （万千瓦） 瓦时） 千瓦） 0.278 0.278 2402.1 0.378 0.101 836.358 0.479 0.101 782.999 0.580 0.101 738.829 0.680 0.101 674.592 0.781 0.101 620.836 0.882 0.101 581.197 0.982 0.100 8.358 1.158 0.176 5.970 1.408 0.251 1169.566 1.659 0.251 1085.873 1.909 0.250 1019.249 2.284 0.375 1401.751 2.783 0.499 1669.403 3.281 0.498 1508.069 3.778 0.497 1394.421 4.275 0.497 1286.975 4.771 0.496 1190.985 5.267 0.496 1110.9 5.763 0.496 1031.656 6.257 0.494 958.353 6.750 0.493 881.491 7.243 0.493 803.998 7.465 0.222 343.986 3.确定各方案保证出力

由出力~保证率曲线查得，P保=90%时

..

.

方案一：N保=0.198 方案二：N保=0.258 方案三：N保=0.318 方案四：N保=0.378

五、 初步各方案的装机容量

1. 供电范围及负荷水平

那岸水电站近期供电主要对象为大新县境内的518矿区、桂南锰矿、大新铝锌矿等矿区，另外还供县办小型厂（机械厂、化肥厂、农药厂等）和农业灌溉及居民用电，系统负荷初步估计为8.1万千瓦。远期纳入南宁电网运行。 2. 水电站最大工作容量的确定

由于缺乏完整的日负荷图，故只能按经验公式来估算。

（1）判别水电站承担系统负荷情况P〞=8.1万千瓦，K=1.1，γ=0.85，β=0.70 K N保与 方案 N保（万千瓦） P〞（γ-β） K N保 P〞（γ-β）的大小关系 K N保判别 方案一 0.198 1.215 0.2178 担任峰荷及部分腰荷 担任峰荷及部分腰荷 担任峰荷及部分腰荷 担任峰荷及部分腰荷 ..

.

N''水工=

（1β）KN保P''(1β）

γβ（10.7）1.10.1988.1(10.7）=1.029（万千瓦）

0.850.7（10.7）1.10.2588.1(10.7）=1.174（万千瓦）

0.850.7（10.7）1.10.3188.1(10.7）=1.304（万千瓦）

0.850.7（10.7）1.10.3788.1(10.7）=1.422（万千瓦）

0.850.7方案一：N''水工=

方案二：N''水工=

方案三：N''水工=

方案四：N''水工=

3.水电站备用容量的确定

（1） 负荷备用容量：根据水利动能设计规范，可采用系统最大负荷的

5%，即

N负=5%P〞=5%×8.1=0.405（万千万）

（2） 事故备用容量：由于本电站水库调节库容小，调节性能差，不宜

担任事故备用容量，N事=0。

（3） 检修备用容量：一般水电站检修安排在负荷低落期，以充分利用

水电站的空闲容量，故本电站不再设置检修备用容量N检=0，。 所以水电站备用容量N备= N负+ N事+ N检=0.405

3. 水电站重复容量的确定

（1） 计算重复容量的经济利用小时数

AK水.r0.nP水P h经济≥

αf其中，K水=500元/千瓦，P水=3%，r0=8%,α=1.05,f=b.d,b=0.45公斤/度，d=48元/吨 由i=8%，n=25年查得，h经济≥

A.r0.n=0.09368 P500（0.093683%）=2726.631(小时)

1.050.45　48/1000（2）将重复容量的经济利用小时换算为百分数后，在出力持续曲线上即可查得

各方案经济装机容量N装。

..

.

×100%=8760h经济2726.631×100%=31.13%

8760查出力持续曲线得N装如下表

初步各方案的装机容量

方案 方案一 方案二 方案三 方案四 水电站重复容量N重= N装- N''水工- N备

各方案的重复容量

方案 方案一 方案二 方案三 方案四 N装（万千瓦） 1.966 2.570 3.174 3.778 N''水工 （万千瓦） 1.029 1.174 1.304 1.422 N备（万千瓦） N重（万千瓦） 0.405 0.405 0.405 0.405 0．532 0.991 1.465 1.951 经济利用小时数百分数（%） 31.13 31.13 31.13 31.13 N装（万千瓦） 1.966 2.570 3.174 3.778 六、多年平均年发电量计算

由初定N装查N~E年曲线，即得该方案的多年平均年发电量。

多年平均年发电量 方案 方案一 方案二 方案三 方案四 初定装机容量N装（万千瓦） 1.966 2.570 3.174 3.778 多年平均年发电量（万千瓦时） 9034.201 11799.587 145.974 17330.361 八、各方案经济计算

各方案经济分析计算要求用效益费用比、增值效益费用比和内部回收率方法进行计算。 1.基本资料

（1） 枢纽总投资K：按表4绘制Z正~K曲线，按各方案Z正查取。

（2）各方案施工期m：正常蓄水位较低的第一、二方案为三年，正常蓄水位较

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高的第三、四方案为四年。 （3）各方案施工期各年投资占总投资的比例为：

m=3年，取30%；45%；25%

m=4年，取20%；40%；30%；10% （4）年利率：取8%

（5）工程使用年限：水工建筑物使用年限按50年计算，机电设备使用年限按

25年计算。

（6）机电设备更新费根据各方案装机容量按400元/千瓦计算。

（7）售电收入根据各方案多年平均发电量扣除厂用电计算，经济分析采用理论电价，按0.20元/度计，厂用电年发电量0.2%计。

（8）年运行费：根据各方案多年平均年发电量按0.01元/度计算。 （9）各方案均以工程全部建成开始投入运行的年份作为折算基准年。 2.资金流程图

第一、二方案资金流程图：

第三、四方案资金流程图：

3.各正常蓄水位方案动能技术经济指标计算

（1）正常蓄水位：方案一：Z正=212m；方案二：Z正=222m；

方案三：Z正=232m；方案四：Z正=242m

（2）死水位： 方案一：Z死=210m；方案二：Z死=220m；

方案三：Z死=230m；方案四：Z死=240m

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（3）保证出力：方案一：N保=0.198万千瓦；方案二：N保=0.258万千瓦；

方案三：N保=0.318万千瓦；方案四：N保=0.378万千瓦

（4）装机容量：方案一：N装=1.966万千瓦；方案二：N装=2.570万千瓦；

方案三：N装=3.174万千瓦；方案四：N装=3.778万千瓦

（5）多年平均年发电量：

方案一：E年=0.970亿度；方案二：E年=1.180亿度； 方案三：E年=1.456亿度；方案四：E年=1.733亿度 （6）工程量：由那岸水电站正常蓄水位~枢纽工程关系曲线可以查得： Z正=212m、222m、232m、242m时，工程量为15.2、22.8、30.4、38.1万立米。 （7）工程总投资K：由那岸水电站正常蓄水位~枢纽建设总投资关系曲线可以查得，Z正=212m、222m、232m、242m时，K=3180、3830、40、5780万元。 （8）施工期：方案一、二m=3年；方案三、四m=4年 （9）机电设备更新费K更新： K更新=400×N装得 （10）年运行费： U=0.01E年×10000得

（11）年售电收入B： B=(1-0.2%)×E年×0.2×10000 （12）工程总投资折算值K折： K折=∑kt(1+i)tbt

（13）机组更新折现值K更折： K更折＝K更新／(1+i)n

(1i)n1（14）工程总运行费折现值U折：U折=U×[] ni(1i)(1i)n1（15）工程总效益折现值B折： B折=Ｂ×[ ni(1i)（16）效益费用比： B折/（K折+ K更折+U折） （18）单位千瓦投资K水： K水=K/ N装 （19）单位电能投资K能： K能=K/E年 （20）单位电能成本U能： U能=1(分/度)

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结果统计得下表：

表6 各正常蓄水位方案动能技术经济指标计算成果 方案 序号 项目 单位 一 二 三 四 备注 正常蓄水位（1） Z正 死水位（2） Z死 保证出（3） 力N保 装机容（4） 量N装 多年平均发电（5） 亿度 0.903 万立（6） 工程量 米 15.2 工程总（7） 投资K 万元 3180 施工期（8） m 年 3 机电设备更新费（9） K更新 量E年 1.180 22.8 3830 3 1.456 30.4 40 4 1.733 38.1 5780 4 万千瓦 1.966 2.570 3.174 3.778 万千瓦 0.198 0.258 0.318 0.378 米 210 220 230 240 米 212 222 232 242 万元 786.4 1028.0 1269.6 1511.2 K更新=400×N装 年运行E年×0.01元/度 （10） 费U 万元 90.34 118.00 145.65 173.30 年售电E×0.20元/度 （11） 收入B 万元 1770.7 2312.7 28.7 3396．8 售工程总投资折K折=∑算值（12） K折 万元 3453.2 4159.1 5301.2 6603.7 万元 114.83 150.11 185.38 220.66 kt(1+i)tbt 机组更（13） 新折现..

K更折＝K更新／.

值K更折 工程总运行费折现值（14） U折 (1+i)n U折=U×万元 9.4 1259.6 15.8 1848.9 (1i)n1[] ni(1i)B折=Ｂ×工程总效益折现值（15） B折 万元 102 24688 32790 36260 (1i)n1[] ni(1i)B折／（K折+ 效益—费用比（16） 值 内部回（17） 收率 单位千瓦投资（18） K水 单位电能投资（19） K能 单位电能成本（20） 序号 （1） （2） （3） （4） （5） （6） ..

4.170 0.38 4.433 0.43 4.657 0.34 4.181 0.33 K更新+U折） 元/1617.5千瓦 0 1490.27 1461.88 1525.87 =(7)/(4) 元/度 0.352 0.325 0.319 0.334 =(7)/(5) U能 分/度 1 1 1 1 表7 各正常蓄水位方案间技术经济指标计算比较表 项目 单位 方案 备注 一 二 三 四 保证出力增量 万千瓦 0.06 0,06 0.06 装机容量增量 万千瓦 0.604 0.604 0.604 年发电量增量 万度 2770 2760 2770 工程总投资现万元 650 810 1140 值增量 机组更新折现万元 241.6 241.6 241.6 值增量 总运行费现值万元 295.26 295.16 294.16 .

（7） （8） （9） （10） （11） （12） （13） （14） （15） （16） 增量 总费用现值增万元 量 总效益现值增万元 量 工程量增量 万立米 增值效益-费 用比△B/△C 单位千瓦投资元/千增量 瓦 单位电能投资元/度 增量 单位电能成本分/度 增量 工程总投资增万元 量 工程年运行费万元 增量 元/千补充千瓦投资 瓦 705.85 1142.14 1302.45 (14)/(2) (14)/(3) (15)/(3) (9)/(2) 5786 7.6 0.263 0.263 -0.027 0 705.85 27.66 1168.6 0.255 0.01 12.58 8102.2 7.6 0.224 0.224 -0.006 0 1142.14 27.65 11.0 0.414 0.01 12.58 3469.5 7.7 -0.476 -0.476 0.015 0 1302.45 27.65 2156.4 0.470 0.01 12.75 （17） 补充电能投资 元/度 （18） 补充电能成本 元/度 （19） 补充千瓦工程量 立米/千瓦 九、 综合分析及最优正常蓄水方案的选定

从动能技术经济指标和各项单位经济表6以及方案间差值或增量表7进行综合分析比较，并结合大新县用电要求和人力、物力等情况，提出最优的正常蓄水位方案。从以下几个方面比较：

1.各方案的效益-费用比值：

由表6计算可知：方案一<方案四<方案二<方案三 所以，此时较优方案为方案三。 2.增值效益-费用比：

由表7知，各方案间增值效益-费用比增幅逐渐减小，所以适当增加

坝高是比较有利的。

3.内部回收率比较：

方案 四<方案三<方案一＜方案二，所以方案二比较最有利

4.单位千瓦投资比较：

方案三<方案二<方案四<方案一，单位千瓦投资值小者有利，即方案二、

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方案三有利。

5.单位电能投资比较：

方案三<方案二<方案四<方案一，小者有利，即方案三、二较有利。 6.单位电能成本均为1分/度。 7.用电情况考虑：

黑水河水资源丰富，用电发展水平较低，供电主要用于矿区、工厂、

灌溉和居民用电。设计出力为2~4万千瓦，远期纳入南宁电网，为了水资源的综合利用，可以适当提高正常蓄水位。 8.人力、物力情况：

那岸水电站采用砌石大头坝，若建高坝，则增加耕地的淹没，占用较

多的农田，所以适于建小型水电站。从这方面考虑，应选较低的正常蓄水位合理。

9.由前计算知，水库调节性能属于日调节，丰水期会有较多弃水，但重复

容量比重大，同时还要考虑其年利用小时数的减少。 10.施工期的比较：

方案一、二，施工期为3年，而方案三、四的施工期为4年，施工期越

长，生产期越晚，产生效益越慢，所以方案一、二有利。 11.工程量：

正常蓄水位越高，工程量越大，所以选择较低正常水位有利减少工程量。 结论：综上，选择方案二比较有利，即选择正常蓄水位为222m。

第三节 死水位选择

在正常蓄水位已经确定的情况下，对于死水位的选择，一般也需要进行方案的比较，才能选定合理的死水位，但对那岸水电站来说，因水库的调节性能差，只能进行日调节，需要水库的兴利库容不大，消落深度变化范围很有限，故不再作方案的比较，只需验算方案的V兴能否满足日调节水库需要及泥沙淤积要求即可。

正常蓄水位定位222米，则水库的兴利库容为V兴=250万立米。水电站枯水期相应90%频率下的日平均流量可查表一，利用内插法得到Q90%=9.6m3/s；

则日来水来水量：W枯日=24×3600×9.6=82.94万立方米。

日调节系数α= V兴/ W枯日=250/82.94=3.014>25%，所以兴利库容V兴能满足日调节的库容需要。

再次由于河水比较清澈，来水泥沙含量比较少，泥沙淤积高程很低，故满足泥沙淤积要求。故死水位可选为Z死=222米。

最后确定装机容量

根据水能计算的结果初步确定装机容量后，一般尚需要根据目前的机组供应条件，大致选定机组型式台数单机容量等，然后进行系统容量平衡，检查是否能够满足对电力电能及其他方面的要求。本设计由于缺乏年负荷图，只能根据目前机组供应情况，结合那岸水电站坝址地形条件对厂房布置的情况，最后确

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定装机容量，并验证原来确定的实际历时保证率是否符合规范的规定。 那岸水电站坝址两岸河谷陡峭狭窄，基岩属于石灰岩层，开挖极为困难，对厂房布置有一定的，以避免大体积山体基岩的开挖，一次安装机组台数不超过四台，但从目前机组供应情况来看，原已购置的金城江生产青狮潭机组（水轮机型号HL123-HJ-140型）四台，该型号要求Hmax=45.1米。Hmin=26.0米，Hp=30.5米，单机容量0.32千瓦，另提供澄碧河机组（水轮机HL220-LJ-140型）该型号要求Hmax=58.2米。Hmin=36.0米，Hp=30.5米，单机容量49.5千瓦，Qp=15.6秒立米。根据水能计算结果，套用和机组为好？可在原经济比较方案基础上，另增补正常蓄水位方案，因时间关系不在进行该方案的进一步经济分析，起最终的动能经济指标可由内插确定。

在正常蓄水位Z正=222米，死水位Z死=220米，可有下游水位流量关系曲线查得下游最小水位为178.8m，最大水位为180.2米。 最大水头，Hmax=Z正-Z下min=222-178.=43.11米，

最小水头，Hmin=Z死-Z下max=220-180.20=39.80米。

水轮机型选择：由于在正常蓄水位为222米的方案下，水库的最大水头Hmax=43.11米，比的第一种机组型号的最大水头Hmax=45.1米要小，比第二种型号的机组的最大水头Hmax=58.2米要小。并且在正常蓄水位为222米的方案下，水库的最小水头Hmin=39.80米,比第一种机组型号的最小水头Hmin=26.0米要大的很多，比第二种型号机组的最小水头Hmin=36.0米不是大很多。当正常蓄水位为222.0米时的装机容量为2.570万千瓦.所以选择四台澄碧河机组，水电站的总的装机容量N=4×0.65=2.6万千瓦。

验算保证率：

在已选定的装机容量下，确定电力系统中水电容量的比重： （2.6+0.14+0.0196+0.008）/8.1=0.351，

由电力系统中水电容量所占的比重可查得，水电站设计保证率为90～95之间，符合要求。

增补方案的各项经济动能指标计算。

利用选定的装机容量，重新增补正常蓄水位方案，Z正=Z下+Hp+△H损。 其中，Z下由Q=4 Qp=4×15.6=62.4秒立方米，查下游水位流量Z～Q关系曲线得到=179.365米。Hp=49.5米。△H损=1米，

Z正=Z下+Hp+△H损。=179.365+49.5+1=229.865米。 所以选定正常蓄水位为230米。 死水位为230-2=228米，

查图可得在正常蓄水位和死水位所对应的库容为3370万立方米和3020万立方米。

可得兴利库容V兴=3370-3020=350万立方米。 库容系数β= V兴/W=350/26370=1.33%.

利用在方案正常蓄水位为225米和235米时的保证出力和多年平均发电量，求得在正常蓄水位为230米时的保证出力和多年多年平均发电量，

当Z正=222米，N保=0.258万千瓦，W=11800万千瓦时 当Z正=235米，N保=0.318万千瓦，W=14560万千瓦时 则当Z正=230米时，

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N=0.258+(0.318-0.258)×（230-222）/(232-222)=0.306万千瓦, W=11800+(14560-11800)×（230-222）/(235-225)=14008万千瓦时

年利用小时数为多年平均电量/装机容量=14008/2.6=5387.69小时)分别由4Qp=62.4秒立方米，Qp=15.6秒立方米，查相应的低水位的水位流量关系曲线得到正常尾水位和最低尾水位，为179.365米、179.011米。

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