黄河上游某水电站隧洞顶拱塌方的处理
【摘要】黄河上游某水电站导流隧洞上层开挖过程中，出现顶拱围岩大规模塌方。文章主要从地质围岩条件入手，结合现场实际，分析造成塌方原因及处理方案，介绍了超前小导管施工方案在隧洞大塌方中的应用，为后续工程提供了有益的经验。
【关键词】导流洞;塌方;超前小导管
1.工程概况
黄河上游某水电站位于青海省境内，为一等大(1)型工程，其导流方式采用全年围堰挡水，隧洞导流。导流隧洞按照有压隧洞设计，隧洞断面尺寸为13.0m×17.0m(宽×高)，全长1200m，进口高程EL.2601m，出口高程EL.2595m，纵坡约为0.5065%，布置于黄河左岸。
导流隧洞在开挖过程中分4层施工，上层开挖高度7.0m，中1、中2层开挖开挖高度均为5.0m，剩余为下层开挖。每层开挖间距不小于200m。
2.施工情况
导流洞根据结构特点和施工机械的性能，结合施工通道等因素，导流洞分4层开挖支护。1层开挖主要采用全断面开挖，在不良地质段采用中导洞先行，扩挖跟进的方法施工;2、3层开挖采用全断面开挖，两侧垂直预裂，在钢拱架分布区(不良地质段)，采取中间抽槽，两侧预留2m左右保护层的方法;4层保护层开挖采用水平预裂(光爆)开挖。
3.塌方情况
2013年2月24日导流隧洞上层开挖过程中，顶拱遇到软弱地质断层构造带，在爆破后右拱肩部发生小范围坍塌、掉块。现场各方及时到现场察看，并提出处理意见。由于施工单位原因未及时进行处理，造成隧洞顶拱围岩卸荷范围扩大，引起该部位及上下游隧洞顶拱多次塌方，塌方方量约3000 m3，上下游塌方长度约11m。
4.塌方处地质条件
塌方地段岩性为变质砂岩夹薄层状板岩，岩体以弱风化为主，局部强风化。断裂构造主要有：①塌方段上游出露的F10断层，其在导流洞出露宽度约为4m～6m，主要填充糜棱岩、碎裂石，上盘面可见厚度约为5cm～10cm的连续灰色断层泥，胶结差，面略弯曲较粗糙，且拱顶存在有渗～滴水现象;②塌方段段发育一组和F10断层产状平行的裂隙密集带，裂隙宽度0.5cm～1.0cm，多充填岩屑、岩片，胶结差，面较平直、粗糙。
5.塌方原因分析
5.1 地质原因影响
塌方段围岩受F10断层、裂隙密集带及地下水的影响，该段岩体从塌方段顶拱岩体完整性较破碎，围岩局部稳定性较差，加之围岩暴露时间过长，产生松弛变形，引起后续几次塌方。
5.2 支护不及时影响
现场出现塌方后，施工单位自身原因及未及时组织力量进行支护，导致围岩在松弛变形前未采取任何措施，且在地下水的湿润下，沿断层带及围岩裂隙影响带的软弱夹层产生局部坍塌破坏，影响断层带附近的围岩也失去自稳发生坍塌，使塌方范围扩大。
6.处理方案
6.1 方案选择
施工方研究其它工程洞挖塌方处理方案后，认为：本工程导流隧洞工程工期紧张，若采用大管棚法，需用特定的管棚钻机。考虑到进场时间较长，且钻孔效率较低等困难，决定采用其在黄河上游已建成的某水电站上坝公路隧洞工程塌方处和牛栏江某水电站导流洞塌方处采用的双排超前小导管法处理。
6.2 塌方处理
(1)对塌方体石渣进行全封闭喷护处理，喷护采用C20混凝土，厚度为15cm。
(2)塌方渣体喷护封闭以后，在顶拱塌方体边缘下游2m处拱肩以上部位沿弧向进行双排超前小导管施工，第一排超前小导管仰角为25°～30°，弧向间距35cm，第二排超前小导管向下游平移50cm，导管仰角为40°～45°，弧向间距35cm。超前小导管采用Φ50加厚无缝钢管，长5m～6m，管壁设注浆孔，孔径Φ10mm，间距为60cm，呈梅花型布置，超前小导管安装到位后进行注浆，注浆浆体为水泥净浆(需加入速凝剂)，配合比为水泥：水=0.5：1，注浆压力控制在0.3MPa～0.5MPa。
(3)超前小导管第一循环工作完成后，对塌方渣体用装载机或反铲配合自卸汽车进行出渣，出渣进尺为50cm(即相邻钢拱架的间距)出渣完成后用22b钢拱架和施工蓝图设计系统锚杆及时支护，并用C20钢纤维混凝土满喷覆盖。
(4)钢拱架支护每4榀(即2m)进行一次双排超前小导管施工，施工方法同上。注浆后进行下一循环的施工，直至塌方体处理完毕，塌方体处理过程中预留Φ70mm的回填灌浆管。
(5)待整个塌方区出渣支护完成后，对塌方区顶部空隙进行C20水泥净浆回填。
6.3 超前小导管
超前小导管作用机理是对具有一定空隙或裂隙受扰动的围岩，在注浆压力的作用下，使浆液渗入到围岩的空隙和裂隙中，以水泥浆作为胶结物将围岩进行胶合，形成整体来提高整体稳定性，使其组成底层重拱结构，防止开挖围岩的松动和坍塌。
6.3.1 施工程序
6.3.2 施工要点
(1)沿开挖轮廓线周边测量放样布孔。
(2)钻机进入工作面，搭设钻机支架，调整角度就位，。
(3) 钻机顶紧钻爆台车，使用气腿压力将钻杆钻头紧贴布孔部位，进行钻孔作业。
(4)钻孔达到要求深度后，取出钻杆，进行清孔处理。
(5)钢花管在安装到位后，继续钻进其他孔眼，直至所有钢花管安装完毕。
(6)用注浆机将浆液压入钢花管内，浆液通过钢花管孔眼渗入孔壁的缝隙内，固结附近岩土层。
6.3.3 超前小导管施工质量标准
(2)压注浆时，必须密切注意压力表，发现压力过高，需立即停止，排出堵塞;注浆管不准对人放置，注浆管在搬动前，关闭密封盖，以防高压喷出射击伤人。
(3)泵压突然升高时，可能发生堵管，应停机检查。
(4)进浆量很大，压力长时间不升高，应重新调整浆液浓度及配合比，缩短胶凝时间。
(5)注浆施工中认真填写注浆记录，随时分析和改进作业，注浆参数应根据注浆试验结果及现场情况调整。
7.结语
隧洞开挖在水电工程中是很重要的一项工程，处理隧洞开挖过程中出现的塌方的方案也是多种，但对于出现顶拱大范围塌方，且堆渣较多，清渣后将存在更大安全隐患，超前小导管的应用就很重要。
通过超前小导管在本工程导流隧洞塌方段的成功应用，在塌方段及临近上下游洞身段的中下层开挖过程中再未发生垮塌情况。经总结塌方原因，严格遵循“短进尺、弱爆破、紧支护、勤量测”在隧洞大断面开挖过程中是必不可少的。
作者简介：谢明(1984—)，男，青海湟中人，助理工程师，学士，主要从事水利水电管理。
作者：谢明
摘 要:根据该水电站的枢纽布置及地形、地质条件,其施工导、截流设计,设计的导流方案为:在距大坝110m处峡谷右岸开挖一条内径8.0m圆洞型隧洞,导流洞长度为252.56m,隧洞进出口落差达到8m,水流条件好。隧洞进口高程为1153.00m,出口高程为1145.00m,底坡为3%。
关键词:导流 围堰 截留 施工
1 项目背景
A电站位于吉林省牡丹江流域上。电站主要建筑物由拦河坝、导流兼泄洪洞、发电引水洞、调压井、压力钢管及发电厂房等六部分组成,总装机100Mw,装机台数两台,单机容量50Mw。其中拦河坝为常态混凝土拱坝,坝轴线长157.713m,最大坝高67.0m。
2 项目施工水文条件
牡丹江流域内的初冰期一般发生在10月下旬,通常在11月上旬出现流凌,11月下旬封江,翌年3月下旬至4月初开江。封冻期最大冰厚1.28m。开江期的春汛及流冰一般不甚严重,很少形成冰塞现象。由此可见,莲花水电站的水文分期明显,洪枯流量比较大,一年内有5个月的冰冻封江期,流凌现象不严重,这些特性对施工导流设计有较大影响。
牡丹江流域控制集水面积8270km2,A电站坝址以上控制集水面积7090km2,占全流域的85.7%。
本工程施工水文资料分别见表1、表2、表3。
3 方案比选程序研究
3.1 导流标准及导流时段选择
本电站为Ⅲ等工程,主要建筑物拦河坝为3级建筑物,根据《水利水电工程施工组织设计规范》(SD338～89)的规定,相应的临时建筑物为5级,相应的导流标准为P=20%。
根据对《坝址不同频率分期洪水成果表》进行比较分析,可以看出选择11月至次年4月的导流时段较为合理,其在P=20%的导流流量为299m3/s。
3.2 度汛标准及坝体临时度汛
本工程度汛标准采用P=10%的全年洪水,相应流量为2800m3/s。考虑到常态混凝土重力拱坝的施工特点,为了能够连续施工,本工程大坝施工度汛采用预留缺口联合导流洞泄洪度汛。
4 导流建筑物设计
坝址处河道狭窄,河道宽度在20m～30m之间,呈“Ω”形,采用隧洞导流条件较为优越。所以,本工程采用隧洞导流方式。
4.1 导流方案的比选
根据枢纽布置形式,结合水文、地形、地质条件等因素,提出如下方案进行比较。
方案一:在距大坝250m处峡谷右岸开挖一条6.5m×8.0m城门洞型隧洞,导流洞长度为470m,隧洞进出口落差达到19m,水流条件好。隧洞进口高程为1159.00m,出口高程为1140.00m,底坡为4.04%。方案二(与泄洪洞结合方案):在距大坝110m处峡谷右岸开挖一条内径8.0m圆洞型隧洞,导流洞长度为252.56m,隧洞进出口落差达到8m,水流条件好。隧洞进口高程为1153.00m,出口高程为1145.00m,底坡为3%。上述两个方案技术经济比较如以下几点。
(1)经济指标。
方案一造价约为884万元,方案二造价约为869万元,从单一的导流工程来看两个方案经济指标上两个方案差不多,但是方案二是结合永久泄洪洞来设计,对整个工程来说方案二在导流工程方面几乎是零投资(投资计入永久泄洪洞)。因此,经济指标上方案二优于方案一。
(2)技术可行性。
本工程上游河床宽度较狭窄,覆盖层较厚,主要为大块石崩踏堆积体。其中,左岸有不稳定崩踏堆积体,堆积体顺河向长约100m,距坝址约80m,垂直河向长50m,体积约8万m3。经过与中国地质大学进行的专题分析,专题设计提出将该部分需进行清除处理。
采用方案一,围堰布置在峡谷中上部,施工技术上难度不大,可行性强。导流洞施工受到崩踏堆积体处理的施工干扰小,可独立施工,而且,导流洞的封堵简单;缺点是隧洞较长,施工时间长。采用方案二,围堰布置在峡谷中部,施工技术上难度不大,可行性强。缺点是导流洞施工受到崩踏堆积体处理的施工干扰;优点是导流洞可与泄洪洞结合,减少工程投资,同时有利于大坝的安全运行。
因此,选择方案二为本工程的推荐方案。
4.2 导流洞设计
(1)洞线布置。
由于导流洞和永久泄洪洞结合,导流洞布置在满足导流要求的前提下还应尽可能满足泄洪洞要求。所以,导流隧洞布置于大坝右岸,全长252.56m,隧洞进口直线段长42.90m,洞线方向为N2.59°E,转弯段长78.39m,转弯半径为100m,转角44.92°,出口直线段长131.27m,洞线方向为N47.68°E。隧洞进口底板高程为1153.00m,出口底板高程为1145.00m,底坡为3.2%。
(2)隧洞断面型式选择。
考虑到导流洞设计与泄洪洞相结合,导流洞断面采用圆型断面设计,经过水力计算,确定隧洞断面尺寸衬砌后内径为8m圆洞。
4.3 围堰设计
由于本工程粘土料场储量丰富,对土石围堰施工用料有保证,故本工程围堰设计为土石围堰。
(1)上游围堰设计。
围堰设计为土石混合围堰,围堰顶宽为6.5m,轴线长度为48m,最大堰高为16.3m,堰顶高程为1160.30m。上游侧为堆石体截流戗堤,边坡为1︰1.5,下游侧堆石体边坡为1︰2.0,采用防渗土工布结合控制水泥灌浆进行防渗处理。
(2)下游围堰设计。
根据导流洞出口水位至流量关系曲线,选定导流流量对应的水位为1144.50m,围堰轴线处河底高程为1137.9m。堰型为土石围堰,设计堰顶高程为1145.0m,堰顶宽为3m,背水面坡度为1︰1.5,迎水面坡度为1︰2。
4.4 导流程序
根据本工程的特点,拦河坝施工导流分为前期、中期和后期三个阶段。
前期导流:第一年2～10月,河道过流,进行导流洞施工;第一年11月至第二年4月,河床截留,通过导流洞过流,拦河坝进行河床基础开挖和坝基混凝土浇筑。中期导流:第二年汛期(5～10月),根据施工总进度安排,大坝浇筑到1167.50m高程,并在1157.00m高程大坝溢流堰右侧预留宽50m的缺口,导流洞、冲砂底孔和大坝缺口联合泄流,拦河坝进行预留缺口两侧的混凝土浇筑。后期导流:第二年11月至第三年4月,通过导流洞过流,拦河坝进行缺口部分混凝土浇筑、坝体灌浆和金属结构部分施工,直至拦河坝竣工。
5 截流施工方法研究
5.1 截流时段选择
导流时段为11月至次年4月,根据施工进度安排,结合黄泥河水文条件,确定在10月截流。因为11月份P=20%月平均流量为108m3/s,截流难度不大。为能尽早进行围堰填筑,以便于为大坝基坑施工创造条件,因此截流安排工程开工第一年11上旬进行。
5.2 截流施工
截流方式采用单戗立堵截流,单向进占。截流前先进行备料,对坝前蹦踏堆积体处理和坝肩看挖碴料进行筛选大粒径料单独储备。截流时先采用大粒径料进行填筑,然后再用开挖碴料进行填筑。
截流戗堤料采用1.5m3挖掘机装15t自卸汽车运输,推土机推平进占。
6 结语
对修建在高山峡谷地带径流量大的高水头水电站,施工导流是工程能否实施的关键,同时也关系到项目技术经济指标。在进行施工导流设计时,应紧密结合工程的总体设计考虑,尽可能临时和永久工程结合,节约工程投资,从而使工程顺利进行。
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作者：王宇轩 张正波 宗志聪 王硕
[摘 要]文章简述了新疆小山口流域梯级水电站集中监控系统工程项目背景、设计原理、现场实施过程以及项目实施后效果，提出了一整套方案的建设流程，为后期各发电企业中小型水电集中监控系统的建设和应用提供参考和借鉴。
[关键词]流域梯级水电站;集中监控;工程实践与应用
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新疆巴州新华水电开发有限公司(以下简称“巴州新华公司”)目前投产水电站项目有4个：分别为小山口水电站、小山口二级水电站、小山口三级水电站和哈尔莫墩水电站，四座电站均匀分布在开都河流域下游、巴音郭楞蒙古自治州和静县境内，相邻之间距离在4～10 km，四座电站分别于2009年4月、2012年10月、2013年10月以及2015年6月实现并网发电，小山口流域梯级水电站集中监控系统工程建设于2015年12月全部竣工完毕。
2015年未实施集控及小山口三级未并网发电前，哈尔莫墩水电站以及小山口水电站由巴州新华公司负责运行与检修，小山口二级水电站由巴州新华公司委托给三门峡电厂进行托管运行，而当时新疆哈尔莫墩水电站、小山口水电站运行、检修和管理等人员共约50名，其中大多住在库尔勒市，巴州新华公司不再计划新增人员，小山口三级水电站发电后，如若不实施集中监控，人员配置将十分紧张。为了充分利用小山口梯级电站特有的地理优势和水文实际情况，解决单个电站人员独立配置所带来的问题;降低工作难度、节约人员成本、从而提高发电效益、促进电厂的信息化建设，加强员工对企业的归属感和稳定性，巴州新华公司迫切需求对流域四座电站进行集中监控。
1 设计目标
系统项目建设初期规划在新疆小山口水电站建立运行管理中心，对四座电站实行集中监控、管理，达到“无人值班、少人值守、网络控制、统一调度”的现代化水电站建设要求。系统建成后，通过逐步扩展完善，能够适应巴州新华公园的长期运营发展，并通过不断优化完善集控运行方案，最大限度地发挥工程投资效益;提高管理水平和管理效率，并能更好地节约资源，為新疆电网的安全、经济、优质运行提供服务。同时也为新华水电开发有限公司对下属电站，特别是对偏远电站实现远程管理、集中控制提供借鉴，在技术和管理上要求达到国内先进水平。
2 系统方案设计
本方案的设计主要实现将哈尔莫墩水电厂、小山口三级水电厂、小山口二级水电厂接入小山口水电厂中控室，实现四个电厂的集中监控。本系统工程设计主要涵盖网络通道设计、集控中心各子系统设计、各站接入集控中心升级改造设计以及网络IP规划等。
2.1 网络通道
网络通道是指连接小山口现地集控中心与各电站的通信链路，以及后期规划的库尔勒远程集控中心至小山口现地集控中心专用通道等。其主要介绍小山口现地集控中心与四站之间的通讯连接。网络通道是保证数据可靠传输的关键，为了保障数据传输的可靠性、安全性，本系统工程建设了两路独立的网络通道，其数据传输率为≥1000 Mpbs。
一路光纤通道是沿10 kV施工变线路自架的24芯ADSS光纤通道，分别由小山口一级电站连接至小山口二级电站，小山口二级电站连接至小山口三级电站，小山口三级电站连接至哈尔莫墩电站，再独立建设一路哈尔莫墩电站再连接至小山口一级电站光纤通道，组成这样的环网结构连接形式;
另一路是选用原110 kV线路OPGW光缆备用芯，构成与ADSS光纤通道同样的环网结构形式;
两路通道互为备用，构成双环网结构，该网络结构具有高冗余、高可靠、高安全等特性，如图1所示。
2.2 集控中心系统建设
根据小山口流域梯级水电站的现况，需在集控中心建设六个应用系统，即计算机监控系统、微机五防系统、电能量计量子系统、保护信息管理与故障分析子系统、生产运行管理系统以及视频监控系统。
流域骨干网以四个电站为节点，每个电站配置2台支持冗余的千兆以太网交换机，组成双通道冗余环网结构，两路通道其中一路自架1根24芯单模光缆，另一路为采用110 kV线路OPGW光缆进行连接。4个电站视为地理位置扩大的一个电厂(扩大厂站的理念)，各个电站根据机组台数、公用设备和开关站、闸首的分布等情况设置现地控制单元LCU，LCU具备其监控范围内的完整功能，可脱网独立运行。
新疆小山口水电站、小山口二级水电站、小山口三级水电站、哈尔莫墩水电站实行集控之后，将对水电厂信息化提出新的要求。因此为小山口现地集控中心建设一套生产运行管理系统。通过生产运行管理系统项目建设，借助信息技术，建立一整套符合水电厂管理需求，固化和优化水电厂的管理方法、管理理念、工作流程和工作标准，支持业务流程的持续优化和改进，最终实现降低生产成本、提高工作效率、积累知识资产的目的。
2.3 网络IP规划
小山口流域梯级水电站集中监控系统建设考虑到网络节点较多，普通的C类IP地址(C类地址使用三个8位位组表示网络地址，仅用一个8位位组表示主机号)已经不能适用集控众多节点的要求，因此在本集控方案设计中，考虑采用B类IP地址(一个B类IP地址由2个字节的网络地址和2个字节的主机地址组成，网络地址的最高位必须是“10”，即第一段数字范围为128～191。每个B类地址可连接65 534(2^16-2，因为主机号的各位不能同时为0，1)台主机，Internet有16 384(2^14)个B类地址，适用于节点比较多的网络。小山口现地集控中心各系统IP规划见表1(n：2～247)。
3 系统实施
3.1 工程实施范围
整个系统工程共分为6个分部工程，分别如下。
(1)ADSS光缆敷设与安装工程，完成ADSS光缆沿10 kV施工变线路的安装与敷设及熔接和测试工作，在各站安装调试集控设备网络柜，将4个站联调构成双环网双通道，保证通道的稳定性和可靠性;
(2)小山口集控中心建设工程，完成集控中心平台搭建工作，根据图纸将对应各系统屏体、服务器、网络设备等就位，完成整个系统设备的带电、烤机、以及根据IP地址规划进行IP地址设置调试工作，以确保后期各站系统接入的可靠性;
(3)小山口水电厂升级改造与接入集控中心工程，完成各LCU现地控制单元IP设置、PLC程序升级、触摸屏程序升级等软件升级工作，同时完成各系统接入集控中心动静态命令测试工作，完成各系统设备联动试验工作等;
(4)小山口二级水电厂升级改造与接入集控中心工程，完成机组LCU、公用LCU、开关站LCU现地单元IP设置、PLC程序升级、触摸屏程序升级等软件升级工作，同时完成各系统接入集控中心动静态命令测试工作，完成各系统设备联动试验工作等;
(5)小山口三级水电厂接入集控中心工程，完成机组LCU、公用LCU、开关站LCU接入集控中心动静态命令测试工作，完成各系统设备联动试验工作等;
(6)哈尔莫墩水电站接入集控中心工程，完成机组LCU、公用LCU、开关站LCU现地单元单网升级为双网设备改造，IP设置、PLC程序升级、触摸屏程序升级等软件升级工作，完成辅机系统设备安装调试、同时完成各系统接入集控中心动静态命令测试工作，完成各系统设备联动试验工作等;
(7)其他試验：AGC/AVC试验、负荷调整试验、蓄电池充放电试验、双环网网络通道中断测试试验等。
3.2 实施原则及步骤
本系统工程的实施按照“统筹规划，分步实施”的原则进行，不影响电厂的安全生产。根据各电厂发电计划，合理地安排了具有针对性的系统实施方案，同时依据不断发生变化的各站发电计划而不停地修正实施流程，确保高效优质完成安装调试任务，同时未影响电厂的安全生产和电厂的发电运行，保证项目顺利进行。
计算机监控系统通过软硬件结合的方式实现三级操控模式，现地LCU单元具有最高控制权限，任何情况下，无论在集控级、厂站级、现地级，现场都可直接切换到现地LCU级进行操作，以实现高可靠控制方式。同时该系统具有良好的人机界面和功能强大的组态功能，用户能够根据实际需求灵活地改变相关功能，达到最优的使用效果。
4 结束语
小山口集控系统工程的计算机监控采用江河机电公司自主研发的梯级集控JTECH工控组态监控软件，完全满足用户“无人值班、少人值守、网络控制、统一调度”的要求。通过不断完善，提高了整个流域的安全、经济运行及综合自动化水平，充分地挖掘了各电站潜力，发挥了水库的调节能力，提高了经济、社会效益，和梯级调度技术和管理水平。同时大大地减轻了集控与电站运行人员的劳动强度，优化了人力资源配置，有效地降低了老运行成本，具有一定的经济和社会效益。小山口集中监控系统工程的顺利实施完成对以后的中小型水电站集控建设具有一定的借鉴意义。
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作者：张钦
龙羊峡水电站
龙羊峡水电站距黄河发源地1684千米，下至黄河入海口3376千米，是黄河上游第一座大型梯级电站，人称黄河“龙头”电站。龙羊峡位于青海省共和县与贵德县之间的黄河干流上，长约37千米，宽不足 100米。黄河自西向东穿行于峡谷中，两岸峭壁陡立，重峦叠嶂，河道狭窄，水流湍急，最窄处仅有30米左右，两岸相对高度约200米～300米，最高可达 800米。
“龙羊”系藏语，“龙”为沟谷，“羊”为峻崖，即峻崖深谷之意。峡谷西部入口处海拔2460米，东端出口处海拔2222米，河道天然落差近240米，龙羊峡水电站建在峡谷入口处龙羊峡水电站，由拦河大坝、防水建筑和电站厂房三部分组成，坝高178米，坝长1226米(其中主坝长396米)，宽23米，形成了一座面积383平方千米、库容247亿立方米的人工水库。电站总装机容量128万千瓦(安装4台32万千瓦水轮发电机组)，并入国家电网，强大的电流源源不断输往西宁、兰州、西安等工业城市，并将输入青海西部的柴达木盆地和甘肃西部的河西走廊，支援中国西部的现代化建设。除发电外，龙羊峡水电站还具有防洪、防凌、灌溉、养殖等综合效益。
龙羊峡水电站最大坝高178米，为国内和亚洲第一大坝。坝底宽80米，坝顶宽15米，主坝长396米，左右两岸均高附坝，大坝全长1140米。它不仅可以将黄河上游13万平方公里的年流量全部拦住，而将在这里形成一座面积为380平方公里、总库密量为240亿立方米的中国最大的人工水库。
电站建成后，可装32万千瓦的发电机4台，总装机容量达128万千瓦，年发电量为2360亿千瓦时。龙羊峡水电站除发电之外，还具有防洪、防凌、灌溉、养殖四大效益。龙羊峡水电站自投入运行到2001年5月25日，已安全发电546.24亿千瓦时，创产值40.8亿元;为西北电网的调峰、调频和下游防洪、防凌、灌溉及缓解下游断流发挥了重要作用，是黄河干流其它水电站都无法替代的。为促进青海经济发展奠定了基础，同时也为龙羊峡地区的旅游、养殖和改变区域环境创造了条件。
龙羊峡水电站建设从1976年开始，1979年11月实现工程截流;1982年6月开始浇筑主坝混凝土;1986年10月15日导流洞下闸蓄水;4台发电机组分别于1987年10月4日、1987年12月8日、1988年7月5日、1989年6月14日相继投产;泄水建筑物底、深、中孔在1987年至1989年期间相继投入使用;1990年主坝封拱高程至2610米;1993年工程销号，未完工的项目转入尾工工程施工。2000年8月《黄河龙羊峡水电站工程竣工验收安全鉴定报告》在西宁定稿，至此，龙羊峡水电站工程大坝安全鉴定工作全部结束。《黄河龙羊峡水电站工程竣工验收安全鉴定报告》的最终结论为：龙羊峡水电站自1986年下闸蓄水运行至今已十三年多，经历了三次较高水位、三次3级左右的水库诱发地震活动期和两次里氏4.0级以上的构造地震影响，总的来说近坝库岸、大坝和两岸坝肩岩体、引水系统和发电厂房等工作状况正常。龙羊峡水电站工程总体是安全的，各建筑物工作状态未见明显异常，已具备进行竣工验收的条件，存在问题需在运行中不断解决，以利于工程的安全运行。验收委员会对工程质量作出总评价，认为龙羊峡水电站工程总体来看大坝径向和切向变位绝对值较小，基础和深部断层变位较小，坝体防渗效果好，大坝和基础工作状态正常;主坝及基础处理整体质量合格，断层带高压固结灌浆后变形模量满足要求;设计技术方案合理、可靠，满足规范要求。
龙羊峡水电站由于坝址有10条大断层，因此进行了大规模的处理工作。坝基处理的主要措施有：调整拱坝体形，使坝肩向两岸适当深嵌，避开坝肩被断裂割切的不利影响，使拱端推力方向与可能滑移面近于正交;对近坝断层采用网格式混凝土置换洞塞;对较宽的断层及其交汇带采用混凝土传力洞塞和传力槽塞，传力洞断面达60m;在F73断层上，设置网格式混凝土抗剪洞塞;对断层周围岩石和近坝未经置换处理的断层进行高压固结灌浆;对两岸局部不稳定岩体，采用抗剪洞塞，预应力锚索、锚桩、锚杆、表面衬护、排水等方法加固;坝基防渗帷幕和排水幕延伸至两岸深部并在坝前用混凝土封堵、高压固结灌浆、化学灌浆等方法拦截渗流。帷幕灌浆孔为2排，谷底孔深80m，左岸孔深160m。基础处理总工程量为：地下岩石洞挖18万m，回填混凝土12万m，帷幕灌浆16.4万m，固结灌浆26.1万m，化学灌浆1.45万m，排水孔5.3万m，岩锚7万t，喷锚护面2万m。
采用隧洞导流，基坑全年施工的方式。导流隧洞为马蹄形，底宽15m，边墙高12～14m，按20年一遇洪水设计。上游堆石围堰高53m，长85m，用厚0.96～1.94m的钢筋混凝土心墙防渗。围堰右端设有施工期用的非常溢洪道，底宽10.5m，最大泄流能力700m/s。1981年9月发生200年一遇大洪水，流量5570m/s，从非常溢洪道分流540m/s。1979年12月截流，流量690m/s，用铅丝笼块石、13t混凝土四面体立堵，最大落差1.4m。
从西宁出发，东过日月同，南行到146公里，便是世界闻名、中国第二大水电站--龙羊峡水电站。这座水电站上距黄河发源地1684公里，下至黄河入海口3376公里，是黄河上游第一座大型梯级电站，人称黄河“龙头”电站。
拉瓦西水电站
拉西瓦水电站位于青海省境内的黄
河干流上，是黄河上游龙羊峡至青铜峡河段规划的第二座大型梯级电站。拉西瓦水电站最大坝高250米，一期蓄水水位高程2370米，水库正常蓄水位高程为2452米，总库容10.56亿立方米，总装机容量420万千瓦，多年平均发电量102.23亿千瓦时，动态投资149.86亿元。电站于2004年河床截流，开始坝肩开挖，目前大坝浇筑到2390米高程，已具备水库一期蓄水的工程条件。
拉西瓦水电站位于青海省贵德县及贵南县交界处，是黄河上游龙羊峡—青铜峡河段的第二个大型梯级电站。主要建筑物防洪标准按5000年一遇洪水校核，1000年一遇洪水设计，相应流量分别为6310。枢纽建筑物由双曲薄拱坝、坝身泄洪建筑物、坝后消能建筑物和右岸全地下厂房组成。电站正常蓄水位2452m，总库 容10.79亿，最大坝高250m，电站装机容量6×700MW，保证出力990MW，多年平均发电量102.23亿kWh。工程的任务是发电。工程规模为Ⅰ等大(1)型工程，主要建筑物：大坝、厂房、泄洪消能建筑物为1级，次要建筑物：消能区水垫塘下游护岸为3级;两岸高边坡防护为1级防护。
坝址区为高山峡谷地貌，河谷狭窄，两岸岸坡陡峻，高差近700m。泄洪建筑物及下游消能区位于坝体至下游1km范围内，该段河流前300m流向为NE75°～80°,向下游转为NE55°～60°。河谷基岩上的枢纽建筑物由双曲薄拱坝、坝身表、深、底孔和坝下消能防冲水垫塘。河床基岩岩性前600m为印支期花岗岩，后400m为三迭系变质岩;河床基岩顶板高程2215m～2225m，河床内出露断层约10条，最大破碎带宽0.3m～0.7m。左岸变坡岩石卸荷带深10m～20m，弱风化岩体入岸水平深15m～25m，右岸弱风化岩体埋藏深度浅于左岸，表部分布有第四纪松散堆积体。左坝肩下游70m～120m范围内存在Ⅱ#变形体，其地面出露高程前缘2400m，后缘2650m。
拉西瓦水电站户外出线楼的施工难点是高空作业，一层封顶封顶梁、楼板、梁柱要一次性浇筑完成。此外，楼板横向跨度大，面积大，梁柱结构交叉，同时要兼顾的部位多，混凝土浇筑强度大，浇筑时支撑系统的受力要均衡，否则会造成承重脚手架发生偏移失衡。为了克服这些难题，从施工局领导、工程技术人员到一线职工，出谋划策，群策群力。浇筑过程中进一步优化施工方案，采取从官亭区下游侧开始全断面单向向上游推进的方法施工，先浇柱、梁，后浇楼板，一跨一跨地整体向上游推进，有效地防止了支撑系统受力不均的难题。在梁、板浇筑时，在横梁和纵梁上布设混凝土泵管，先浇纵、横梁，后浇楼板，同时采用了新的“赶浆法”，按50公分一层计，分层浇筑成阶梯形，当梁、柱浇筑达到板底位置时与楼板一起浇筑，随着阶梯形不断延伸，使梁、板浇筑连续进行。
出线楼的横向跨度长达12米，纵向跨度长达20米，垂直高度达到55米，但一层楼板每平方米的承重力只有1.5吨，如果按现浇楼板的方案施工，承重系统难以承受。针对这一难题，他们将原设计的混凝土现浇楼板优化为预应力空心板，引进了美国SP技术的预应力空心板生产设备，进行空心板生产。李矫娜说：“我们虽然投入了一定的资金，但预应力空心板的综合造价低，并可根据建筑物的功能和造型需要，可以开洞、切圆、悬挑，不受模数限制，自重轻，可减少梁柱数量，还具有防震的作用，实用范围广”。
出线楼的纵向梁原设计为钢结构现浇混凝土梁，也是考虑到一层楼板的承重问题，优化为型钢结构外包混凝土梁。但这种梁每跨长20米，重达24吨，密度大、施工空间小，大型吊运设备用不上，施工又遇难题。技术人员和职工集思广益，一根梁分三节施工，在空中焊接，实现了优化目标。出线楼的顶层盖板原设计长度为5.7米，经拉西瓦工程建设部副经理周勇提议，将长度延至12米，并能一次成型，同时减少了中间的两根纵向梁，仅此一项节约钢材300多吨。
针对拉西瓦的特殊地理构造，西北水电设计院的设计者采用特高薄拱坝。坝高250米，底部却只有49米宽。厚高比例为0.196，低于国家标准0.2，属于薄形坝。这种坝给施工带来了不少难题，经过不断研究，建设者决定改变过去平面开挖的方式而采取反拱型开挖，这在国内属首创。如今，这座大坝已近50米高，预计全部完成要到2011年。该坝最大限度地减少了重力坝开挖量大、混凝土用量大的缺陷，成本大大降低。
在拉西瓦，自主创新体现在山洞支护、山体加固、75万伏电压、导流洞的开挖等各个方面。据不完全统计，该水电站在筹建的4年多中，仅设计优化和工程优化，就节约资金2.8亿元。建设者们的创新理念和聪明才智在优化中体现得淋漓尽致。
尼那水电站
青海省尼那水电站建设工程进展顺利，目
前已完成土石方124万立方米，混凝土34万立方米，坝顶门机、厂内桥机等金属结构安装工程已全面展开，机电安装预埋工作也进入高峰期。
尼那水电站工程从1996年开始建前工作，1999年因各种原因而停建，2000年6月工程在青海省投资公司的主持下复建，并由青海省投资公司控股的三江水电开发股份有限公司进行开发，是第一个由青海省自主开发的大型水电站。
尼那水电站是一座中型河床式电站，机型为灯泡贯流式，在黄河上建设这种机型的水电站尚属首次。水电站单机容量4万千瓦，总装机为16万千瓦，年发电量7.6亿千瓦时。
尼那水电站是一座日调节的中型水电站,库容较小而来沙较多。
尼那水电站枢纽位于青海省贵德县境内黄河干流上，距上游拉西瓦水电站坝址8.6km、龙羊峡水电站41km。坝址距西宁市公路里程124km(直线距离80km)，至下游贵德县公路里程约20km。尼那水电站工程属三等中型工程，枢纽由左岸副坝、左岸泄水闸、泄水底孔、电站厂房坝段(排沙孔)、右岸副坝、右岸开敝式110KV开关站、上坝及进厂公路、尼那沟防护等组成。设计正常蓄水位2235.5m，坝顶高程2238.2m，最大坝高50.9 m，总库容0.262亿m3，总装机容量160MW。
李家峡水电站
李家峡水电站位于青海省尖扎县和化
隆县交界处的黄河干流李家峡河谷中段，上距黄河源头1796公里，下距黄河入海口3668公里，是黄河上游水电梯级开发中的第三级大型水电站。
李家峡水电厂于1995年12月12日成立，2000年1月1日划转到黄河上游水电开发有限责任公司。电厂实行新厂新体制，实现了运行维护与设备检修、主业与后期服务、企业功能与社会功能三大分离。夏秋时节游客可在湖中泛舟、垂钓，冬春季节可观赏高原雪景，它给美丽古老的坎布拉风景区增添了一处特有的高原人文景观。
电站安装5台混流式水轮发电机组(一期4台，二期1台)，单机容量40万kW，总装机200万kW，年均发电量59亿kW·h，是中国首次采用双排机布置的水电站，也是世界上最大的双排机水电站。4号机组采用蒸发冷却新技术，在国内尚属首例。
大坝为三心圆双曲拱坝，坝长414.39 m，坝高155 m，坝顶宽8 m，坝底宽45 m。电站与西北30kV电网联网，是目前西北最大的水电站，主供陕、甘、宁、青四省，在系统中担任
担负基荷。电站以发电为主,兼有灌溉等综合效益。电站4台机组分别于1997年2月 13日、12月10日、1998年6月6日、1999年12月10日投产，至2000年5月31日，累计发电量为110.5475亿kW·h。
青海尖扎县境内的李家峡水库属黄河上游第二阶梯水电站之一，在著名的坎布拉国家森林公园下面，周边由红色砂岩形成的丹霞地貌的群山围绕。阳光下山阳面红褐、山阴面深褐，水浅处碧绿、水深处湛蓝。群山峻峭，海拔近4000米，水面辽阔，深处逾180米。山水辉映，极其壮美。黄河由此流出，清澈见底，与寻常见到的黄河回然不同。
李家峡水电站对外交通采用公路方案。施工导流采用围堰一次断流、隧洞泄流、基坑全年施工的导流方式。导流标准采用20年一遇洪水设计，50年一遇洪水校核。由于拦河坝投资约占枢纽永久工程土建投资的一半，因此进行坝体体型优化设计，选择重力拱坝的合理体型，对保证工程安全，减少坝体混凝土量，节省工程投资，加快施工进度，极为重要。经多方案比较后，最终采用三心圆拱的拱坝。这个方案与初步设计比较，约可节约：开挖量20万m3，混凝土约75万m3，投资约1.08亿元。李家峡水电站由水电部西北勘测设计院设计。经过投标招标，导流工程及砂石混凝土系统标选定集团公司水电四局承担施工任务。
电站由拦河大坝、坝后式发电厂房、泄水建筑物、灌溉渠道、330KV出线站等永久建筑物组成，以发电为主兼有灌溉等综合效益。水电站大坝型为混凝土三圆心双曲拱坝，最大坝高155米，水库库容16.5亿立方米，坝址控制流域面积136.747平方公里。总装机容量为5×40万千瓦, 设计年发电量59亿千瓦时，分二期建设，一期工程4×40万千瓦，与西北330千伏电网联接，在系统中担任调峰、调频任务，是西北电网主要电源之一，
电站与西北330KV电网联网，主供陕、甘、宁、青三省和宁夏回族自治区，在系统内承担调峰、调频，它不仅是西北地区最大的水电站，而且是中国首次设计采用双排机布置的水电站，也是我国首次设计采用双排机设计，世界上最大的双排机布置的水电站。
电站由国家能源投资公司和西北陕、甘、宁、青投资建设，于1988年4月正式开工。
1、
2、3号机组分别于1997年2月18日、12月13日和1998年6月6日正式并网发电，4号机组于1999年11月投产发电。
电站安装 5 台混流式水轮发电机组(一期 4 台，二期 1 台)，单机容量 40 万 kW ，总装机 200 万 kw ，年均发电量 59 亿 kw·h ，是中国首次采用双排机布置的水电站，也是世界上最大的双排机水电站。 4 号机组采用蒸发冷却新技术，在国内尚属首例。水库库容 16.5 亿 m 3 ，为日、周调节。大坝为三心圆双曲拱坝，坝长 414.39 m ，坝高 155 m ，坝顶宽 8 m ，坝底宽 45 m 。电站与西北 30 kV 电网联网，是目前西北最大的水电站，主供陕、甘、宁、青四省，在系统中担任调峰、调频，汛期担负基荷。电站以发电为主 , 兼有灌溉等综合效益。电站 4 台机组分别于 1997 年 2 月 13 日、 12 月 10 日 、 1998 年 6 月 6 日 、 1999 年 12 月 10 日 投产，至 2000 年 5 月 31 日 ，累计发电量为 110 . 5475 亿 kw·h 。
李家峡工程截流为上游已建成梯级电站条件下截流的典型。龙羊峡电站位于其上游 108.6km ，非汛期区间径流甚少;刘家峡电站位于其下游 225.4km ，回水无影响。该工程采用隧洞导流，截流时段为 1991 年 10 月中旬，截流流量主要为龙羊峡发电下泄流量，在确定流量标准时综合考虑了龙羊峡电站在西北电网中的骨干位置和可能调度的出力变幅以及李家峡工程本身的截流难度，确定龙羊峡按 1 ～ 2 台机组运行时下泄流量 300 ～ 600m 3 / s 作为设计标准，截流方式为自右岸向左岸单戗堤立堵，龙口宽度 40m 。 截流流量变化范围 620 ～ 262m 3 /s 。共抛投 15t 混凝土四面体 38 个， 20t 四面体 10 个， 0.8m × 0.8m × 2m 钢筋笼 990 个，石碴 1100 车，总方量约 1 万 m 3 。平均抛投强度 1 车 /1.5min ，最高抛投强度 1.3 车 /min 。在龙口合龙宽度达 8 ～ 12m 处，采用串联铅丝笼右岸单戗堤进占立堵截流。 1991 年 10 月 11 日 8 时 至 13 日 11 时顺利合龙，总历时 51h ，实际流量为 620 ～ 262m 3 / s ，共抛投石渣 1 万 m 3 和 15 ～ 20t 四面体、铅丝笼等共 1000 余 m 3 ，实际截流落差 5.3m ，平均流速达 5.4m / s 。
李家峡水电站导流洞布置在坝址的右岸。导流洞中心穿越的地层为前震旦系深变质的黑云母更长质条带状混合岩，其间夹有片岩和花岗伟晶岩脉，岩石破碎 , 裂隙发育。其中岩体Ⅳ、Ⅴ类围岩占 34. 1%, 开挖成洞条件极差。导流洞按 20 年一遇的洪水设计 , 流量为 2000 m 3/ s，校核流量为 2500 m 3/ s。导流洞由进口明渠、进水塔、洞身、出口明渠 4 部分组成 , 总长为 1332 m。导流洞断面为圆拱直墙型，开挖断面为 16. 0 m× 19. 0 m至 12.0 m× 16.0 m不等 , 衬砌断面为 ( 宽×高 )11.0 m× 14.0 m至 11.0 m× 15.0 m不等 , 底板纵坡i 0=0.73953%, 顶拱纵坡为i 1=0.65076% 。
李家峡水电站导流洞分上下两层施工，上层开挖为全断面掘进，高 5.5 ～ 6.5 m , 断面面积 60 ～ 80 m 2 。导流洞身总长 1336.5 m， , 施工进度Ⅱ、Ⅲ类围岩段月平均 120 m，最大达到 178 m ( 上半部 ) 。月进尺与地质条件有很大关系，如果是Ⅱ、Ⅲ类围岩，每天放 2.5 茬炮，即日进尺 7.4 m ( 每茬进尺 2.8 ～ 3.0 m ) ，则月进尺可超过 200 m，但李家峡导流洞Ⅱ、Ⅲ类围岩连续未超出 200 m，因此遇到地质条件差的地段，施工速度不得不降下来。
公伯峡水电站
公伯峡水电站位于青海省循化撒拉族
自治县和化隆回族自治县交界处的黄河干流上，距西宁市153km，是黄河上游龙羊峡至青铜峡河段中第四个大型梯级水电站。工程以发电为主，兼顾灌溉及供水。水库正常蓄水位2005.00m，校核洪水位2008.00m，总库容6.2亿m3，调节库容0.75亿m3，具有日调节性能。电站装机容量1500MW，保证出力492MW，年发电量51.4亿kW·h，是西北电网中重要调峰骨干电站之一，可改善下游16万亩土地的灌溉条件。本工程属一等大(Ⅰ)型工程。 坝址区为高原半干旱型气候，多年平均降水量266.1mm，年蒸发量2189mm，多年平均气温8.5℃。坝址以上控制流域面积143619km3，坝址处多年平均径流量226亿m3，多年平均流量717m3/s。经上游龙羊峡水库调蓄，使入库的水量均衡，从而改善水库调节性能，提高电站发电效益，并大幅度减少入库洪水。设计洪峰流量5440m3/s(P=0.2%)，校核洪峰流量7860m3/s(P=0.01%)，施工洪水3510m3/s(P=5%)。年入库沙量747万t，泥沙中值粒径0.03mm。 坝址位于公伯峡峡谷出口段，河道平直，平水期水面宽40～60m，水深12～13m，河床覆盖层厚一般5～13m，正常蓄水位时谷宽389m。河谷不对称，右岸1980.0m以下为40°～50°的岩质边坡，以上为Ⅲ级阶地的砂壤土和砂卵砾石层;左岸在1930.0～1950.0m有坡积碎石覆盖的Ⅱ级阶地，其余为平均30.的岩质边坡。坝址区主要岩性为：前震旦系片麻岩、云母石英片岩及石英岩，白垩系紫红色砂岩，第三系红色砾砂岩，第四系砂壤土及砂卵砾石层，加里东期花岗岩等。坝址区地震基本烈度为7度。 水库回水长53.4km，水库面积22km2，库区由川、峡两部分组成。水库不存在永久渗漏问题，库岸基本稳定，个别滑坡稳定性较差，但整体下滑可能性小，而是分期分批坍塌式破坏。水库淹没耕地7879.5亩，淹没及影响人口5571人。 公伯峡水电站枢纽由河床大坝、右岸引水发电系统、左岸溢洪道、左右岸泄洪洞及左右岸灌溉取水口等建筑物组成。公伯峡钢筋混凝土面板堆石坝，坝顶高程2010.0m，最大坝高139m，坝顶宽10m，坝顶长429.0m。上游坝坡坡度为1∶1.4，下游坝坡设有10m宽为“之”字形上坝公路，净坡度为1∶1.5～1∶1.4，综合坡度为1∶1.86。坝体填筑分垫层、过渡料、主堆石(块石及砂砾石)、次堆石等区，大部分利用工程开挖渣料，仅过渡料及主堆石不足部分由料场开采补充。钢筋混凝土面板厚度0.3～0.7m。趾板建在弱风化岩体上，长4～8m，厚0.4～0.8m。由于两岸坝肩分别为溢洪道和引水发电明渠，故均设有高趾墙与面板连接，高趾墙最大高度38.5m。 公伯峡引水发电系统由引水明渠、进水口、压力钢管、厂房及开关站等建筑物组成。引水明渠长约300m，宽100m左右，渠底高程1985.0～1970.0m，右侧边坡用混凝土衬护，渠底用混凝土或喷混凝土衬护。进水口为混凝土重力坝式建筑，建基于弱风化花岗岩上，坝底最大宽度69m，最大坝高58m。进水口全长94m，分为5个坝段，每个坝段设4孔3m×25m的拦污栅、7m×10m的平板检修闸门和7m×9m的快速工作闸门各1孔，分别由坝顶3200kN/400kN门机和3200kN/1500kN液压启闭机操作。压力钢管为敷设在地基上的明管，基础以弱风化花岗岩为主，设有连续钢筋混凝土基础板。钢管直径8.0m，外包0.5～1.0m厚的混凝土。钢管上弯段埋设在进水口坝内，经伸缩节与1∶2.3的斜管段相接，斜管段放射状布置，经下弯段及下平段，以75°角斜向进入厂房，下弯段镇墩与变压器平台结合，钢管长度252～279m。厂房位于坝脚下游右岸岸边，为地面厂房，基础为弱微风化花岗岩。主厂房尺寸为128.35m×29m×63.55m，厂内设5台单机容量30万kW的水轮发电机组及2台5000kN/1250kN的桥式起重机。安装间长55.7m，位于主厂房右侧，其底板高程与发电机层、尾水平台相同，为1909.2m。尾水副厂房共分6层(尾水平台以上1层)，宽度12m。中控楼位于安装间下游侧，尺寸为37.64m×14.74m×11m，分3层(不含地面以下电缆夹层)，与尾水副厂房相通。尾水平台宽13.9m，设2×360kN尾水门机操作8.4m×8.3m尾水闸门。尾水渠宽128.35m，以1∶4反坡与河床底衔接。5台变压器布置在厂房上游侧平台上，其下为低压配电层。主变出线经电缆道通至下游Ⅱ级阶地(高程1945.0m)330kVGIS户内式开关站，以两回大截面导线接入系统。 公伯峡溢洪道位于左岸坝肩，为2个孔12m×18m的表孔，堰顶高程1987.0m，引水渠底高程1981.0m。闸室内设2-12m×18m的平板检修闸门和弧形工作闸门，由2×1250kN门机和2×1600kN液压启闭机操作。堰后泄槽宽各14m，底坡i=0.155(左孔尾部i=0.002)，末端采用挑流消能，左、右孔建筑物全长分别为642.14m及551.14m。溢洪道最大泄量4495m3/s，最大流速34.2m/s 左岸泄洪洞为长压力洞型式。进口底板高程1940.0m，进水塔高75m，内设7m×9m平板事故检修闸门和2×3200kN固定启闭机。压力洞直径8.5m，洞长607m。出口工作闸门室底高程1935.0m，内设7.5m×6.0m弧形工作闸门和4000kN液压启闭机。闸后明槽宽7.5m，长318.62m，末端采用挑流消能。最大泄量1190m3/s，最大流速20.97m/s(洞内)和33.55m/s(明槽)。该洞除参与泄洪、放空、增加泄水建筑物运用灵活性外，在参与施工度汛、调节初期蓄水水位及向下游供水等方面有重要作用。 右岸泄洪洞为以“龙抬头”型式与导流洞结合的明流泄洪洞。进口底板高程1950.0m，进水塔高63m，内设7m×11.5m平板事故检修闸门和7m×10m弧形工作闸门，分别由2×3200kN固定启闭机及4000kN液压启闭机操作。由渐变段、渥奇段、斜井段(i=0.4)和反弧段组成的非结合段长169.32m，断面为9m×11.5m城门洞形。反弧后经套衬的扩散段(40m)与导流洞12m×15m城门洞形断面相接，结合段全长713.15m，其中洞内段312.6m，底坡i=0.5%;12m×19m城门洞形明涵220m;12m宽的明槽段140.55m。末端设斜扭挑流鼻坎消能，最大泄量1871m3/s，最大流速40.8m/s。 左右岸灌溉取水口分设在溢洪道进口左侧墙及电站进水口右侧墙处，引用流量分别为3.2m3/s和4.8m3/s。 工程采用枯水围堰挡水、汛期坝体临时断面拦洪、隧洞导流、基坑全年施工的导流方式。施工总工期6年半、4年半第一台机组发电。主体工程主要工程量为：土方明挖478.2万m3，石方明挖746.2万m3，石方洞挖33.8万m3，土石方填筑554.8万m3(其中坝体481.5万m3)，混凝土142.7万m3，钢筋4.51万t，钢材(钢管)0.865万t，帷幕灌浆2.43万m，固结灌浆13.63万m。工程总投资66.1亿元(1999年价格水平)。 公伯峡水电站枢纽工程由黄河上游水电开发有限责任公司负责建设和管理，由西北勘测设计研究院设计。 工程施工准备工作于1998年7月开始，至2000年6月“四通一平”已基本完成。
刘家峡水电站
刘家峡水库蓄水容量达57亿立方米，水域面积达130多平方公里，呈西南-东北向延伸，达54公里。拦河大坝高达147米,长840米,大坝下方是发电站厂房，在地下大厅排列着5台大型发电机组，总装机容量为122.5万瓦，达到年发电57亿度的规模。刘家峡水电站把陕西、甘肃、青海三省的电网联结在一起。
水库地处高原峡谷，被誉为“高原明珠”，景色壮观。游人可乘游艇溯黄河而上，入峡奇峰对峙，千岩壁立，出峡则为高山湖，黄土清波，水天一色。西行约50公里，即为炳灵寺石窟。山口有姊妹峰，形态婀娜，亭亭欲语，酷似笑迎宾客。
刘家峡水电站，是第一个五年计划(1953-1957)期间，我国自己设计、自己施工、自己建造的大型水电工程，1964年建成后成为当时全国最大的水利电力枢纽工程，曾被誉为“黄河明珠”。
刘家峡水电站是根据第一届全国人大二次会议通过的《关于根治黄河水害和开发黄 河水利综合规划的决议》，按照“独立自主，自力更生”的方针，自己勘测设计， 自己 制造没备、自己施工安装， 自己调试管理的国内第一座百万千瓦级大型水力发电站。 1952年秋至1953年春，北京水力发电建设总局(简称“水电总局”)和黄河水利委员会(简称“黄委会”)组成贵(德)宁(夏)联合查勘队，对龙羊峡至青铜峡河段进行查勘，初步拟定在刘家峡筑坝。1954年3月，组成有关部门负责人和苏联专家共120余人的黄河查勘团，对黄河干支流进行了大规模的查勘，自下而上，直至刘家峡坝址。在坝址比较座谈会上，苏联专家认为：兰州附近能满足综合开发任务的最好坝址是刘家峡。1954年黄委会编制的《黄河技术报告》确定刘家峡水电站工程为第一期开发重点工程之一。《黄河技术报告》拟定刘家峡水电站枢纽正常高水位1728米(实际建成高程为1735米)、总库容49亿立方米(实际建成为57亿立方米)、有效库容32亿立方米(实际建成为41.5亿立方米)、最高大坝高124米(实际建成147米)。电站装机10台(实际装机5台)、总装机100万千瓦(实际装机122.5万千瓦)。刘家峡水电站枢纽任务是发电、灌溉和防洪。1955年7月，第一届全国人民代表大会第二次会议通过《关于根治黄河水害和开发黄河水利的综合规划的决议》要求采取措施，完成刘家峡水电站工程的勘测、设计工作，保证工程及时施工。1958年初，水电部成立刘家峡水力发电工程局(现为水电四局)，承担刘家峡和盐锅峡两个水电站的施工任务，拟定了“两峡同上马，重点刘家峡，盐锅峡先行，八盘峡后跟”的施工方案。刘家峡水电站工程于1958年9月27日正式动工兴建，当时是关乎国家命运的156个重点项目之一。1961年因国家经济调整缓建，1964年复工。当时，我们国家刚刚渡过三年困难时期，那时候的建设方针是“先生产，后生活”，刘家峡水电站施工条件异常艰苦。当时的重点任务是打导流洞，这个导流洞断面13×13.5米，总长度1021米，工程局组织了两个开挖队对着打，任务重、工期紧，职工们克服了不少困难，日夜奋战，取得月进尺100米的好战绩，经过15个月的艰苦奋战，导流洞终于打通了。1966年汛前建成上游围堰，从而使电站基坑具备常年施工条件。1966年4月20日，刘家峡水电站拦河大坝第一块混凝土开盘浇筑。
黄河干流上以发电为主，兼有防洪、灌溉、防凌、航运、养殖等效益的大型水利枢纽。位于中国甘肃省永靖县境内，1974年建成。坝后及地下厂房安装22.5万千瓦机组3台;25万千瓦和30万千瓦机组各1台，总装机容量122.5万千瓦，年发电量55.8亿千瓦时。水库总容量57亿立方米，控制流域面积173000平方公里,多年平均流量834秒立米,设计洪水流量8720秒立米,总库容60.9亿立米，采用混凝土重力坝，最大坝高147米，长204米，顶宽16米。左右岸各有混凝土副坝和溢流堰连接，主要泄洪方式为溢洪道和隧洞。大坝总长840米。水库通过蓄洪补枯调节，可提高该电站及其下游的盐锅峡、八盘峡、青铜峡各级电站枯水期出力，改善甘肃、宁夏和内蒙等省(区)105万公顷农田灌溉条件。1975年2月4日，刘家峡水电站建于甘肃永靖县境内。宏伟的拦洪大坝高147米，把峡口两岸的险峰紧紧抱在一起，它把上游水位升高， 造成100米的落差，让黄河水失去水轮发电机发出强大的电力。大坝的溢洪道、泄洪道每秒能泄水7400多立方米，即使上游出现特大洪水，也能确保安全。
刘家峡水电站中央排列着五台大型国产水轮发电机组，分别担负着供给陕西、甘肃、青海等省用电的作用。该电站厂房宽约25米，长约180米， 有20层楼高，全部是我国自行设计施工的。刘家峡水电站可蓄水57亿立方米，年发电量为57亿度。
盐锅峡水电站
中国在黄河上第一座水电站，盐
锅峡水电站，总装机容量44万KW，1958年9月正式动工，1961年11月第1台机组投产发电
盐锅峡水电站位于甘肃省永靖县，距兰州市70km。是在黄河干流上最早建成的以发电为主，兼有灌溉效益的大型水利枢纽工程，被誉为"黄河上的第一颗明珠"。
该电站由西北勘测设计院设计，集团公司水电四局施工。工程于1958年9月开工，1961年11月第一台机组发电，工期仅3年2个月，是施工较快的一座水电站，1970年全部建成。土石方工程96万米3，混凝土51.2万米3。水库移民仅5925人，淹地11258亩。工程总投资1.48亿元，单位千瓦投资420元，是造价很低的水电站。
枢纽坝址位于盐锅峡峡谷出口，坝基以白垩纪砂岩为主，砂砾石、粉砂岩及页岩夹层或瓦层。坝型为混凝土宽缝重力坝、重力坝，坝顶全长321米，最大坝高57米，坝顶溢流，6孔12×10米，最大下泄流量7020米3/秒，消力池消能。厂房为坝后封闭式，主副厂房及变电站布置在厂坝之间，厂房安装8台单机容量4.4万千瓦的水轮发电机组。电站设计水头38米，蜗壳为钢筋混凝土结构，蜗壳包角270度，采用弹性理论差分法设计。
盐锅峡水电站由溢流坝、档水坝和坝后式厂房三部分组成。大坝为混凝土宽缝重力坝，全长321m，最大坝高57.2m，总库容量2.2亿m3。设计装机容量44万kW (10(4.4万kW)。
盐锅峡水电站1958年9月27日正式动工兴建， 1961年11月 18日第一台机组投产发电。1975年第8台机组发电后，因故停建。1988年3月至1990年6月和1997年2月至1998年12月又分别扩建安装了9号、10号机组，使总装机容量达45.2万kW。多年平均发电量22.40亿kW·h，总投资3.07亿元(含9号机3900万元和10号机 1.2亿元)。
盐锅峡水电站素以工期短、造价低、效益高而闻名全国。38年来，年年超额完成发电任务。截至 1999年 12月底，累计发电600.15亿kW·h，创工业总产值40.32亿元，相当于建站初期总投资的29.2倍。
盐锅峡水电站位于中国甘肃省永靖县黄河干流盐锅峡出口处，距兰州市70km。工程以发电为主，兼有灌溉效益。设计灌溉面积0.3万hm2。混凝土宽缝重力坝，最大坝高55m，水库总库容2.79亿m3，水电站装机容量35.2万kW，年发电量22.8亿kW·h。
1958年9月开工，1962年1月第一台机组发电。至1970年共有6台机组投产。7号和8号机组于1975年投产。
永靖县一带流传着一个古老的传说：黄河、洮河、大夏河在此处汇合，三条孽龙各逞暴虐，掀起滚滚浊浪，荡平四野村庄，吞噬鸡犬牛羊，造成连年灾祸。大明洪武年间，刘伯温率领两万人西征永靖一带，见此情景，就在临津渡口设立坛台，施展法术，踏星步斗，挥剑斩龙脉。随后又在此建造一座白塔，以镇三龙，并预言将来龙吐明珠。历史就这样巧合，六百年后，这个神奇的传说变成现实，三颗晶莹夺目的明珠--盐锅峡、刘家峡、八盘峡水电站镶嵌在陇塬的峡谷之中。
盐锅峡水电站于1958年9月27日与刘家峡水电站同日开工建设，英雄的水电建设者从官厅、丰满、三门峡长途跋涉，来到千里陇塬，支起帐篷，点燃灯笼火把，向黄河宣战。盐锅峡水电站按照施工要求，首先要在河的右边修筑围堰，以便开挖溢流坝基坑。这一工程原设计为木栈桥土石混合围堰，需木材2500立方米，块石和反滤料5600多立方米。根据当时情况，上述材料在短时间内难以备齐，工程局经过研究决定采用草土围堰，以争取时间，闯破第一关。
1958年11月17日草土围堰开始堆筑，经过20天奋战，一条长498米的草土围堰堆筑成功。草土围堰的堆筑成功，鼓舞了职工士气，接着连续夺得基坑开挖、混凝土浇筑和截流的胜利。1959年5月至11月进行第二期截流施工，左岸上下游围堰采用土石围堰、管柱立堵，单项进占法截流，自1959年4月24日14时至26日2时30分，历时36小时30分，完成截流，河水由左岸6个导流孔和长32米的过水围堰宣泄。
1959年11月至12月，修建三期围堰，围护4号溢流坝段以右部分。
1960年1月至4月，封闭1号至6号导流底孔，河水由
7、8号底孔宣泄。1960年4月至5月，封闭
7、8号底孔，洪水由溢流坝堰顶宣泄。基坑开挖分两期进行，1959年截流前为一期，截流后至1960年底为二期，主体工程共开挖石方49.39万立方米。混凝土浇筑施工初期(1959年1至2月)，骨料用斗车运输，混凝土用人工拌合为主，用手推车入仓，人工捣实。后期骨料采用斗车、汽车或762轨距机车运输、拌合机拌合，混凝土用汽车、轻轨斗车、皮带机、滑槽等工具运输，架子车送料入仓，大部分为人工捣实。机电安装自1961年11月18日完成4号机组安装后，到1975年11月8日机组全部安装完毕，运行发电。金属结构安装总量为3337.12吨。
1988年3月开始扩建9号机，1990年6月28日扩建完工并网发电。
1997年2月25日，10号机组扩建工程土建部分开挖施工全面开工，1998年12月8日正式投产发电。
10号机组的投产发电，使盐锅峡水电站总装机容量达到45万千瓦，也使整个电站工程画上了圆满的句号。
盐锅峡水电站.
2001年10月22日，盐锅峡水电厂对8号机组开始进行增容改造，改造后出力提高0.5万千瓦，计划从2000年至2002年改造4台，2003年至2005年改造后4台。项目改造完成后，单机容量净均增长0.6万千瓦，8台机组净增容量4.8万千瓦，年增发电量2亿千瓦时，并对系统调峰及安全稳定运行提供可靠保证。
2002年2月13日、11月18日先后完成8号机、5号机增容改造工作。截止2002年底，盐锅峡水电站累计发电654.5亿千瓦时，创工业总产值45亿元，相当于累计总投资的15倍，为西北地区工农业生产和甘肃经济的发展做出了突出贡献。
2002年底，电站从原甘肃电力公司划归中国电力投资集团公司管辖。
2004年7月经中国电力投资集团公司决定盐锅峡水电站隶属黄河上游水电开发有限责任公司管理。
2005年1月12日，以"专业化管理、集约化经营、市场化运作、社会化服务"为改革目标组建的黄河水电公司陇电分公司正式成立，代表黄河水电公司负责盐锅峡、八盘峡两个水电站的安全生产和经营管理，肩负起了确保国有资产保值增值的历史使命。
大峡水电站
黄河大峡水电站是黄河小三峡梯
级、流域、滚动、综合开发建设的第一座水电站。混凝土重力坝挡水前沿总长257.88 m，最大坝高72 m，正常蓄水位 1480m，总库容0.9亿m3，为日调节水库。电站安装4台7.5万kW的轴流转桨式水轮发电机组，多年平均发电量14.65亿kW·h，是一座以发电为主，兼顾灌溉等综合效益的大Ⅱ型水电工程。
大峡水电站位于甘肃省白银市和榆中县交界的黄河大峡峡谷出口段上，地处兰州市下游河道距离约65km处。
电站以发电为主，装机容量30万kW(4×7.5)，保证出力14.3万kW，多年平均年发电量14.65亿kW·h;还可发展自流灌溉和改善灌溉给水条件约13万亩。电站建成后主要供电兰州市及其附近地区，并入陕甘青宁电力系统。
坝址控制流域面积22.78万km2，多年平均流量1037m3/s，实测最大流量5900m3/s。经上游龙羊峡、刘家峡两大水库的调节，100年一遇设计洪水流量6500m3/s，1000年一遇校核洪水流量8350m3/s。多年平均悬移质输沙量0.52亿t，实测最大含沙量306kg/m3。
水库为带状狭谷型，当正常蓄水位1480m时，库容0.9亿m3，调节库容0.35亿m3，为日调节水库。水库淹没土地4026亩，因系高漫滩地，没有移民问题。
坝址处河道全长约500m，水面宽130～140m，两岸为不对称河谷，岸坡陡峻，发育有三级、四级侵蚀堆积阶地，高出河水面30～40m。河床覆盖层最大厚度为34.13m。坝区处于北西两大褶带之间相对稳定的地块上，坝址区断层未见新滑动迹象，不存在发震构造，加之坝区岩体透水性弱，断层带物质挤压紧密，水库水位仅抬高30m左右，诱发水库地震的可能性甚小。经国家地震局兰州地震大队鉴定，地震基本烈度为7度。
电站枢纽为河床一列式布置，坝顶高程1482m，坝顶总长度241m，最大坝高70m。泄水排沙建筑物为：左岸设溢洪道，堰顶高程为1459.5m，三孔弧形工作闸门，孔口尺寸(宽×高)为11m×12m，校核泄量5340m3/s;在溢洪道与厂房之间的基岩上设两孔泄水底孔，孔口底高程为1446m，孔口尺寸(宽×高)为6m×8m，其出口处设弧形工作闸门，设计泄量1710m3/s，校核泄量1901m3/s;
2、
3、4号机组段进水口左下方各设1个排沙孔，出口设平板滑动工作闸门，出口孔口尺寸(宽×高)为4.4m×2m，设计泄量397m3/s：校核泄量441m3/s。左右岸挡水坝段各设1个灌溉进水口，中心高程1466m，引用流量均为4m3/s。右岸设河床式厂房，长105.5m，最大高度70m。厂房内安装4台单机容量7.5万kW的水轮发电机组，设计水头23m，单机引用最大流量390m3/s，安装高程1444m，吸出高度-6.5m。开关站设在右岸岸边。溢洪道左侧还预留了航运过坝建筑物的位置。
青铜峡水电站
青铜峡水电站位于黄河中下游，宁夏
青铜峡峡谷出口处，是一座以灌溉与发电为主，兼有防洪、防凌和工业用水等效益的综合性水利枢纽工程。
青铜峡水电站系河床闸墩式低水头电站，8台转桨式水轮发电机组与7孔溢流坝相间布置，厂房为半露天式，枢纽布置了三大灌溉渠道：秦汉渠、唐徕渠、东高干渠，灌溉面积36.67万hm2。枢纽的兴建结束了宁夏灌区两千多年无坝引水的历史。
青铜峡水利枢纽工程是黄河第一期开发工程的重点项目之一，工程于1958年8月开工建设，1968年第1台机组发电，1978年8月8台机组全部投产发电，1993年又兴建1台机组，9台机组总装机容量为30.2万kW，年设计发电量13.5亿kW·h。大坝总长为687.3m，坝高42.7 m，坝宽46.7 m，水库正常蓄水位 11 56m，相应设计库容为6.06亿m3，水库面积为113km2。截至1999年底，电站已累计发电254.82亿kW·h，创产值近21亿元，是西北电网的调峰和调频电厂。
青铜峡水电站系河床闸墩式低水头电站，8台转桨式水轮发电机组与7孔溢流坝相间布置，厂房为半露天式，枢纽布置了三大灌溉渠道：秦汉渠、唐徕渠、东高干渠，灌溉面积36.67万hm2。枢纽的兴建结束了宁夏灌区两千多年无坝引水的历史。
青铜峡水利枢纽工程是黄河第一期开发工程的重点项目之一，工程于1958年8月开工建设，1968年第1台机组发电，1978年8月8台机组全部投产发电，1993年又
兴建1台机组，9台机组总装机容量为30.2万kW，年设计发电量13.5亿kW·h。大坝总长为687.3m，坝高42.7 m，坝宽46.7 m，水库正常蓄水位 11 56m，相应设计库容为6.06亿m3，水库面积为113km2。截至1999年底，电站已累计发电254.82亿kW·h，创产值近21亿元，是西北电网的调峰和调频电厂。
挡水建筑物前沿总长度591.85米，自左至右为副厂房坝段91.5米，溢流坝与闸墩厂房坝段262.35米，挡水坝段160米，泄洪闸坝段42米，右岸挡水坝段36米;枢纽由坝、闸墩厂房、副厂房、开关站、泄洪闸、河东总干渠、河西总干渠和高于渠等组成。
闸墩式厂房为半露天布置，每个闸墩内安装1台竖轴转桨式水轮发电机组。每个机组段设有1～2个排沙底孔，以减少水库淤积和过机泥沙。半门式起重机布置在坝顶，在机组安装、检修时，用以起吊搬运厂内重件。1～7号机组单机容量为36Mw，水轮机转轮直径5.5米，额定转速107r/min，发电机为半伞式室冷型，额定电压10.5kV，定子铁芯内径9米。8号机单机容量20Mw，水轮机转轮直径5米，额定转速125r/min，发电机为半伞式空冷型，额定电压10.5kV，定子铁芯内径7米。1号机尾水排入河西总干渠，2～7号机尾水排入黄河主河道，8号机尾水排入河东总干渠。
灌溉渠首分设左、右两岸。左岸河西渠首引入河西总干渠，即清代开建的唐徕渠，引水高程1136米，引水流量400立方米/秒。右岸河东渠首引入河东总干渠，即有名的秦渠和汉渠，引水高程1136米，引水流量100立方米/秒。上游有高干渠，底坎高程1151米，引水流量24立方米/秒。
泄洪设施: 7孔溢洪道采用面流消能方式，堰顶高程1149.4米。其中2孔的孔口宽14米，高8米;其余5孔的孔口宽14米，高7.5米。总计最大泄量3255立方米/秒。泄洪闸3孔，底坎高程1140米，孔口宽10米，高5.5米，最大泄量2205立方米/秒。1～7号机组段，每台机组有泄水排沙孔2孔，孔口宽6.5米，高1.5米，底坎高程1124米;8号机组段有1孔，孔口宽4米，高2米。15孔排沙孔总计最大泄量2240立方米/秒。8台机组最大引用流量1860立方米/秒。
运行效益: 青铜峡水电站自投产以来，充分发挥了灌溉和发电效益。1968年水库蓄水运用初期，宁夏回族自治区粮食总产量仅4.78亿千克。青铜峡水库建成后，灌溉面积不断扩大，到1984年，粮食总产量已达到11.3亿千克，净增1.36倍。
万家寨水电站
万家寨水电站坝址河谷呈U形，谷深壁陡，岸坡高100m以上，谷宽约430m，常水位水面宽200m。河床覆盖层厚0～2m，主河床水面下基岩裸露。坝址两岸为寒武系灰岩、白云岩、泥灰岩及页岩，岩性致密坚硬，无较大断层，岩溶发育，但规模不大，互不连通。地震基本烈度6度。
坝址控制流域面积39。5万km2，多年平均流量790m3/s，多年平均径流量249亿m3，多年平均输沙量1。49亿t，平均含沙量7。76kg/m3。千年一遇设计洪水流量16500m3/s，万年一遇校核洪水流量21200m3/s。正常蓄水位977m，最高蓄水位980m，有效库容4。45亿m3。 家寨水电站由拦河坝、泄水建筑物、引水建筑物、坝后厂房及开关站等组成。
万家寨水电站拦河坝坝顶高程982m，坝顶长443m，顶宽21m，上游坡1：0.15，下游坡1：0.7。体积150万m3大坝在915m高程以下河床坝段横缝灌浆连成整体，岸坡坝段分别在948和940m高程以下连成整体，以使个别坝段由于层间剪切带和泥化夹层相对集中时，借助相邻坝段的帮助，提高抗滑稳定性。
泄水建筑物共设有8个底孔，4个中孔，1个表孔，5个排沙孔。底孔为压力短管式无压坝身泄水孔，布置在河床左侧5～8号坝段，每坝段2孔，孔口尺寸4m×6m，进口底坎高程915m，用弧形门操作，主要用于调水调沙，水库冲淤。末端用挑流消能。库水位970m时，总泄量5271m3/s。
中孔为压力短管式无压坝身泄水孔，布置在河床中部9号和10号坝段，每坝段2孔，孔口尺寸4m×8m，进口底坎高程946m，用平板门操作，主要用于泄洪排沙和排漂。末端用挑流消能，总泄量2156m3/s。
表孔为开敞式溢流堰，布置在左侧4号坝段，孔口净宽14m，堰顶高程970m，担负排水和泄放超标洪水作用，当库水位980m时，泄量864m3/s。
排沙孔为坝内压力钢管，布置于河床右侧13～17号电站坝段，位于电站进水口下方，进口底坎高程912m。进口段尺寸为2。4m×3。0m，设有平板检修闸门，一道事故闸门，主要用于减少进入电站的泥沙。
电站厂房进水口高程932m，钢管直径7。5m。主厂房长196。5m，宽27m(上部)、43。75m(下部)，高56。3m。为坝后厂房。装6台单机容量18万kW水轮发电机组，额定水头68m，最大水头81。5m，最小水头51。3m。开关站布置在厂坝平台之间。
引黄入晋工程渠首为2条引水隧洞，洞径4m，洞中心线间距12m，单洞引用流量24m3/s。取水口布置在拦河坝左岸2号和3号非溢流坝段上。在引水时段内，水库最高库水位980m，最低库水位957m。为保证能引取表层清水，采用分层取水结构物。
万家寨水电站主体建筑工程量：土石方开挖133万m3，石方填筑18。5万m3，混凝土及钢筋混凝土180万m3。
采用分期导流方式，一期先围左岸1～11号坝段，在一期低围堰保护下，修建6～10号坝段的5个9。5m×9m的临时导流底孔为二期截流创造分流条件。至1995年11月底，左岸坝段具备分流条件。11月下旬开始截流戗堤预进占，戗堤进占长度35m。截流设计流量917m3/s，相应的堰前水位904。7m，戗堤顶高程906m，龙口最大流速7。4m/s，最大落差5。3m。合龙过程中，河道实测最大流量51m3/s，龙口最大流速6。75m3/s，龙口最大落差3。49m。共抛投截流材料：15～18t混凝土四面体88个，铅丝笼1586m3，石料2。4万m3，石串1600m3。
主混凝土系统布置左坝头1010m高程，安装2座4×3m3混凝土搅拌机。辅助混凝土系统布置在右岸，生产能力为105m3/h。
龙口水电站
龙口水电站位于山西省河曲县和内蒙古准格尔旗两省交
接处，距上游万家寨水利枢纽25.6KM，距下游天桥水电站约70KM，是山西省和内蒙古自治区能源化工基地区域中心，控制流域面积397406km。
龙口水电站是黄河确定的干流梯级电站中的一个峡谷电站，是晋蒙两地人民继黄河万家寨水电站之后的又一共同开发水电工程，枢纽任务以调峰发电为主，兼顾防洪、防凌等。
枢纽工程由中北水利勘测院勘测设计，2004年8月动工，2005年8月国家计委正式批准立项。 枢纽工程由水利部、山西、内蒙古三方共同融资建设，该工程由混凝土重力坝、表面溢洪道、表孔、底孔泄水道、电站引水建筑物、电站厂房等组成。大坝坝顶高程为900.00m，最大坝高51 m，坝顶长度408m，总库容1.96亿m 正常蓄水位898.00m ，汛期限制水位893.00m，死水位888.00m，上游设计洪水位896.56m ，下游设计洪水位865.72m。 采用坝后式厂房,总装机42.0万千瓦 ( 4台 10万千瓦, 一台 2万千瓦),平均年发电量13.02亿千瓦小时，年利用小时3100小时。
龙口水电站对防洪具有重要作用，在百年一遇洪水时，设计洪水下泄流量7561m/s，设计洪水如哭入库流量10632 m/s，千年一遇洪水时，校核洪水下泄流量8276 m/s，校核洪水入库流量13130 m/s，可使下游河道不封冻，减轻晋陕河段凌汛灾害和河道淤积等。
龙口水电站主体工程量混凝土及钢筋混凝土97.19万m 土石方开挖124.48万 m ，土石方回填12.87万m ，钢筋钢材25698吨。施工导流采用分期导流方式，施工总工期为四年。本地区干旱少雨水资源严重不足，严重制约能源基地的工农业生产和建设。龙口水电站建成后，将部分承担晋蒙电网尖峰负荷，并向晋、蒙能源基地取水，对缓解山西、内蒙水资源的紧张状况和改善华北地区电网运行条件都起到重要作用。龙口水利枢纽地质条件较好，适合建设中等高度的混凝土重力坝。对外交通便利，库区淹没损失小。项目合理可行，具有较强的抗风险能力，符合国家关于调整能源结构要求和“梯级开发，滚动发展”的水电开发建设方针。
书洋公社兴建，地址在赤洲吕厝大弯。集雨面积83平方公里，渠道长2.8公里，利用落差19米，流量1.65立方米/秒。装机2台，容量225千瓦。1976年6月动工兴建，1978年1月第一台机组发电，1980年全部发电，架设3公里10千伏高压线路。总投资21万元。
天桥水电站
山西省天桥水电站位于山西保德，
电厂在内蒙古河口镇下游，是黄河中游北干流上第一座低水头、大流量、河床式径流试验性水电站。电站以发电为主，兼有排凌、排沙、排污等综合效益，在山西电网中承担着重要的调峰、调频作用。
电站于1970年4月1正式开工兴建，1977年2月13日第一台机组投产发电，1978年8月全部机组并网发电。电站装有4台轴流转桨式水轮发电机组，总装机容量12.8万kW，年设计发电量6.07亿kW·h。设计库容为0.67亿m3。枢纽主要由左岸混凝土重力坝、发电厂房、泄洪闸、岛上重力坝和右岸土坝等五部分组成。电站自1977年2月第1台机组投产发电到1999年底，累计完成发电量90.4亿kW·h，创产值6.1亿元。
三门峡水电站
三门峡位于黄河中游下段的干流
上，连接豫、晋两省。其右岸为河南省三门峡市湖滨区高庙乡，左岸为山西省平陆县三门乡。此处距离黄河入海口约1027千米。河中石岛屹立，将河流分成三股：鬼门河、神门河与人门河，故名“三门峡”。在三门下游400米处，又有石岛三座，其中一名砥柱石，挺立于黄河惊涛骇浪之中，“中流砥柱”由此而来。
最早提出在黄河三门峡修建拦洪水库是在1935年。国民政府黄河水利委员会委员长兼总工程师李仪祉倡议在潼关至孟津河段选择适当地点修建蓄洪水库。他在黄河水利委员会的同事，来自挪威的主任工程师安立森(S.Elisson )经过实地考察，发表了三门峡、八里胡同和小浪底三个坝址的勘查报告。然而两年后，抗战爆发，三门峡地区落入日本人之手。在此期间，侵华日军东亚研究所也提出了一个兴建三门峡水电站的计划。 抗战胜利，国民政府1946年重新将三门峡水库提上日程，聘请专家组成黄河顾问团实地考察。顾问团的4位美国专家雷巴德(Eugene Reybold)、萨凡奇(John Lucian Savage)、葛罗同(J.P.Growdon )、柯登(John S.Cotton )对于每个问题都有激烈争论。他们提出的初步报告指出：三门峡建库发电，对潼关以上的农田淹没损失太大，又是以后无法弥补的。建议坝址改到三门峡以下100米处的八里胡同。其首要任务在防洪而非发电。
1950年7月，中华人民共和国首任水利部长傅作义率领张含英、张光斗、冯景兰和苏联专家布可夫等勘察了潼关至孟津河段，提出应提前修建潼孟段水库，坝址可选择在三门峡或王家滩。这是对此前黄河水利委员会《治黄初步意见》在三门峡建设350米水库，以发电、灌溉、防洪为开发目的的初步方案的肯定。然而到了1951年，出现了很多反对的声音，主要是从当时国家的经济状况和技术条件来看，在黄河干流修建大水库，困难太大，主张从支流解决问题。于是转向支流水库的研究，三门峡水库计划被放弃。
经过黄委会的勘察研究计算，发现支流水库控制性差，花钱多，效益小，不理想，仍需从干流入手。同时，燃料工业部水力发电建设总局力主在干流上建设大型水电站，于是三门峡水利枢纽峰回路转。这年5月，黄委会主任王化云、水力发电建设总局副局长张铁铮和苏联专家格里柯洛维奇等勘察三门峡后认为能够建设高坝，主张把三门峡水库蓄水位提高到360米，用一部分库容拦沙。此间另一种意见则是坝址下移到八里胡同建冲沙水库，利用该处的峡谷地形冲沙，且可避免淹没关中平原。但是，经过计算，八里胡同冲沙水库难以实现，而三门峡水库淹没损失太大，受到主要淹没区的陕西省的强烈反对。从下半年起，转而研究淹没较少的邙山水库方案。10月毛泽东主席视察黄河，王化云汇报的是邙山方案。这标志着第二次放弃了三门峡水库计划。
经过计算，邙山水库仍然需投资10亿元以上，移民15万人，且没有综合利用效益，于是1953年2月，王化云向毛泽东汇报了三门峡建库方案以及整个黄河的治理方策，获得赞许。其后，水利部批示：要迅速解决防洪问题，花钱不能超过5亿元，淹没不能超过5万人。由于兴建远远超出这一限制，三门峡水库第三次被搁置。
青海省黄河玛尔挡水电站工程 社会稳定风险评估报告审查意见
2015年7月20日，青海省能源局在西宁市主持召开了《青海省黄河玛尔挡水电站工程社会稳定风险评估报告》(以下简称《评估报告》)审查会。参加会议的有青海省国土资源厅、青海省环境保护厅、青海省水利厅、青海省林业厅、青海省安全监管局、青海省移民安置局、海南州人民政府、黄南州人民政府、果洛州人民政府、青海华鑫水电开发有限公司、西北勘测设计研究院、青海省水利水电勘测设计研究院等单位的领导、专家和代表。
会议听取了青海省水利水电勘测设计研究院对《评估报告》的汇报，并进行了认真讨论和审查，会议认为，报告内容和工作深度基本满足社会稳定风险评估的要求，提出主要审查意见如下：
玛尔挡水电站位于青海省果洛藏族自治州玛沁县与海南藏族自治州同德县交界的黄河干流上，距西宁市直线距离240公里，上接规划的宁木特水电站，下游为规划的尔多水电站，是龙羊峡以上黄河干流湖口至尔多河段规划的梯级电站。2011年7月，国家发展改革委以《国家发展改革委同意黄河上游玛尔挡水电站项目开展前期工作的函》(发改办能源„2011‟1826号)同
1 意黄河上游玛尔挡水电站开展前期工作。
玛尔挡水电站最大坝高211米，正常蓄水位3275米，相应水库库容14.822亿立方米，电站装机容量220万千瓦，为一等大(I)型工程，主要任务为发电，符合国家产业政策及相关规划。工程建成后将供电西北电网，装机容量大，电能质量高，可充实西北电网750千伏网架，增强电力系统运行稳定性，对促进西部少数民族地区经济发展、支持西北风能和太阳能资源开发利用，扩大黄河上游水电基地建设及实施“西电外送”具有重要作用。
一、风险调查评估
《评估报告》在《青海省黄河玛尔挡水电站工程社会稳定风险分析报告》(以下简称《分析报告》)的基础上，开展了补充调查和走访，了解项目所在地区群众、企事业单位的意见、意愿和诉求，在环境影响风险评估方面补充了《国家林业局关于同意在青海三江源自然保护区实验区修建玛尔挡水电站的行政许可决定》方面的内容。经过讨论，基本同意《评估报告》风险调查的评估结论和补充的调查内容。
二、风险识别评估
《评估报告》对《分析报告》识别的风险因素进行了分析，并结合补充开展的风险调查，从项目合法性合理性遭质疑的风
2 险、项目可能造成环境破坏的风险、群众抵制征收的风险、项目可能引发社会矛盾的风险、项目可能发生的其他风险等五个方面对项目的社会稳定风险进行了评估。经过讨论，基本同意《评估报告》风险识别内容、方法及评估结论。
三、风险估计评估
《评估报告》从项目合法性、合理性、可行性、可控性四个方面对项目存在的社会稳定风险因素进行了分析和估计。经过讨论，基本同意《评估报告》对每一类风险的风险概率及影响程度判定。
四、风险防范化解措施评估
《评估报告》在评估阶段征求了项目相关的同德县、河南县、玛沁县人民政府和业主单位及建设单位的意见，落实了项目风险防范化解措施的责任单位和协助单位，补充了具体的化解措施。经过讨论，基本同意《评估报告》的风险防范化解措施。
五、评估结论
《青海省黄河玛尔挡水电站工程社会稳定风险评估报告》从项目的合法性、合理性、可行性、可控性等方面，分析了存在的社会稳定风险因素，编制依据充分，项目风险调查较为全面;风险因素识别、估计和分析方法合理，风险防范化解措施全面有效，符合国家发展改革委《重大固定资产投资项目社会稳定风险分析
3 篇章和评估报告编制大纲(试行)》的要求。
经过参会专家和有关部门的认真讨论和审查，同意《评估报告》的相关内容，同意青海省黄河玛尔挡水电站工程社会稳定风险等级为低风险的结论。
专家组长：
2015年10月19日4
(20084377 崔怀川 水利)
一、实习概况
我们08级水利专业全体学生于2011年10月25日周二到天全县流域参观了水电站。早上7:30我们在老区体育馆外排队等候上车，早上在下着雨，天气也很冷。我们从体育馆外出发，向西门车站多营方向上的国道318线，车外一直下着小雨，坐在车窗边，窗口蒙蒙的雾，一路上看着看着窗外的景色就睡着了。大概不知道过了多久就到了目的地，那是我们将要参观的第一站，脚基坪水电站。我们全体师生下了车，在一个坝子里面集合，他们说旁边有红豆树，于是我们集体去摘红豆，后来我们过了一座木桥，木桥上面铺的是泥土，路面上还能见一个个的窟窿，桥两边的栏杆看着也挺危险的，稍不注意就掉下去了，但是貌似天全河的水很清，呵呵。过了桥，上了坡去看那个脚基坪水电站，路面很湿，不滑，天气蒙蒙似乎在下雨，外面很阴冷…
二、实习地点
黎明桥水电站、干溪坡水电站、脚基坪水电站、长河电厂、飞仙关水电站、下村电站。
三、实习内容
(一)、天全河流域介绍
天全河，自西向东横贯天全县全境，全长110公里，流域面积2千多平方公里。天全县水力资源丰富，理论蕴藏量为114.02万千瓦(不含荥经过境河人可开发量为71.26万千瓦：其中天全河水能理论蕴藏量为58.21万千瓦，可开发量为49.4万千瓦;
二、三级支流14条(流域面积在50平方公里以上者人水能理论蕴藏量为55.1l万千瓦，可开发量为21.86万千瓦，便于梯级开发利用。目前全县水电总装机容量5万多千瓦，开发前景广阔、潜力大。 天全县境内河流纵横密布，于支流多呈锐角相交，属村支状水系。天全河古名和川河，为境内主要干流，是青衣江一级支流，流向为西北向东南，全长109.4公里，流域 面积2047平方公里，占全县总面积的80.56%，境内地表水多年平均年地表径流量为37.71亿立方米，平均径流量1576毫米，自然水量总计为67.14亿立方米。多年平均流量每秒107立方米，多年平均年径流总量33.65亿立方米，天然落差3590米。天全河支流流域面积在50平方公里以上的共有12条，其中一级支流8条，二级支流4条，依上游至下游顺序为黑旋沟、蜂子河、昂州河、两路河、门坎河(二级支流)、前碉沟(二级支流)、大鱼溪、拉塔河、打纸堂河(二级支流)、白沙河、思经河、干河(二级支流人荥经河系青衣江二级支流，穿过荥经县天凤乡与天全县兴业乡长约5公里的峡谷，经峡口村由南至北经新场、前阳、乐英等乡，于乐英乡的两河口处汇人天全河。荥经河在天全境内段，流程15公里，流域面积174.1平方公里，荥经河天、全段的主要支流有2条，钢厂河、前阳沟(流域面积不足50平方公里)。另外，老场河是天全与芦山界河宝兴河的支流。
(二)、脚基坪水电站
脚基坪水电站位于 四川天全县青石乡境内，是天全县“十五”规划和全县重点发展的项目。项目地处国道318线旁，交通方便，施工条件好，建筑材料就地供给。脚基坪水电站装机7.5万kW，年发电量2.89/3.60亿kWh，计划2010年底建成投产。
我们主要参观了该电站的施工支洞：施工支洞，就是开挖长隧洞和深埋的地下硐室时，为了增加施工工作面，常开挖的一些从地面的合适位置通向需要开挖的主隧洞和硐室的辅助隧洞。
四、隧道内之液体流动。隧道之流体力学主要以隧道内之流体分为液体之隧道及气体之隧道。液体之隧道又以液体是否填充满整个隧道而其流体物理现象不相同，若隧道液体之上方有空气，如一般之下水道，其物理现象与明渠水道相同。若隧道内仅单纯之输送气体或液体且充满整个隧道，则其物理现象主要为受到阀门或抽水、风机之影响为水锤作用;若充满隧道之液体或气体受到高速物体在隧道内移动之影响(例如：公路隧道内之汽车、铁路隧道内之列车)，则其物理现象主要为活塞效应。
隧道是修建在地下或水下并铺设铁路供机车动车辆通行的建筑物。根据其所在位置可分为山岭隧道、水下隧道和城市隧道三大类。为缩短距离和避免大坡道而从山岭或丘陵下穿越的称为山岭隧道;为穿越河流或海峡而从河下或海底通过的称为水下隧道;为适应铁路通过大城市的需要而在城市地下穿越的称为城市隧道。这三类隧道中修建最多的是山岭隧道。
(1)、隧道分类有很多种，
1、按照隧道所处的地质条件分类：分为土质隧道和石质隧道。
2、按照隧道的长度分类：分为短隧道(铁路隧道规定：L≤500m;公路隧道规定：L≤500m)、中长隧道(铁路隧道规定：50010000m;公路隧道规定：L>3000m)。
3、按照国际隧道协会(ITA)定义的隧道的横断面积的大小划分标准分类：分为极小断面隧道(2～3㎡)、小断面隧道(3～10㎡)、中等断面隧道(10～50㎡)、大断面隧道(50～100㎡)和特大断面隧道(大于100㎡)。
4、按照隧道所在的位置分类：分为山岭隧道、水底隧道和城市隧道。
5、按照隧道埋置的深度分类：分为浅埋隧道和深埋隧道。
6、按照隧道的用途分类：分为交通隧道、水工隧道、市政隧道和矿山隧道。 (2)、隧道常用支护类型：
1.喷射混凝土支护 2.锚杆 3.金属网 4.钢
拱架。 (3)、著名隧道举例：
1、英法海底隧道：世界第二长的铁路隧道，长度50.5公里，海底长度37.9公里，也是世界海底长度最长的海底隧道，跨越英吉利海峡连接英国和法国。
2、香港海底隧道：世界上最繁忙的行车隧道之一，全长1.8公里，平均每日行车量达121700辆，跨越维多利亚港连接九龙半岛和香港岛。
3、秦岭终南山特长公路隧道：亚洲及中国最长的公路隧道，也是世界最长的双孔公路隧道，长18.02公里，2006年完工后已超过圣哥达隧道成为世界第二长的公路隧道。
(三)、天全长河电厂压力钢管
压力钢管，用钢材制作的、承受较大内水压力的输水管道，是将水库之中的水引到水轮机的通道。
一、压力钢管其制作工艺和方法主要有以下特点：
(1) 钢板切割下料采用靠模半自动气割方法进行。靠模为一薄钢带，用磁性压铁沿划线放出的线压定，引导半自动切割机走向，这种下料方法既能达到精度要求，又经济实用。
(2) 卷板采用4辊带液压前后托架的卷板机进行。由于液压托架能使长钢板卷制成型，随卷制弧度托起，不用吊车配合，重力变形小，瓦块卷制成型质量好。
(3) 加劲环的制作和组装。压力钢管加劲环每圈由10块或9块弧度板拼焊而成，先在加劲环制作平台上用5块或4块弧度板拉组成半环，然后在钢管上组装焊接成环。加劲环与钢管组装，用“U”型附件点焊在钢管壁上，用千斤顶把加劲环压向钢管，使间隙在0～3 mm范围之内。
(4) 压力钢管从钢板卷制成半圆瓦块到安装间焊成管段的整个制作运输组焊过程，都是竖直状态，只是在钢管管段吊运到引水道洞口，准备进洞安装时，才在翻转平台上翻转90°放平。这减小了钢管在运输过程中的变形。
(5) 工地雨季1年中不到4个月，因此，钢管制作除了钢管内壁除锈、刷漆工作在铁皮房中进行外，其他工作都在露天进行。
(6) 瓦块、管节、管段均采用3点式平衡梁立式吊运。
(7) 无损探伤工作在各制作工位上进行，X射线探伤主要在晚上无人工作时进行。
(8) 焊接预热均采用液化石油气燃烧器，直接用火焰预热焊缝。
(9) 钢管全部采用手工电弧焊接。焊接接头探伤一次合格率：纵缝X射线探伤为98.56%，环缝超声波探伤为98.82%。
天全长河电厂，主营水利发电。
镇墩：使用水泥混凝土把整个管道包裹起来固定作用，多用于不能回填土的地方。固定压力管道之用，防止位移，一般建在管道转折的位置，或直线管道过长(如超过150米)时也设镇墩。 另有支墩分布在二个镇墩之间，是允许管道轴向位移的。
类似的还有支墩和防滑墩。支墩：用于消防栓、水表、阀门、止回阀等节点，起支撑作用，防止这些管道附件因自身的重量而引起下沉。防滑墩：用于坡度较大的区域，一般坡度大于1：6时应该做防滑墩，防止管道下滑。
(四)、干溪坡电站
简介：
一、项目单位：该项目由天全县电力公司承办，该公司位于二郎山下的天全县城。拥有固定资产1亿元，职工405人，自备水电站5座，联办水电站2座。公司主要从事电力生产与销售，保障全县工农业生产和人民生活用电。
二、项目内容：该电站拟定装机容量为3×6300KW，年发电量10319万kwh，工期3年。
三、建设条件：干溪坡电站位于天全县青石乡境内，工程区地处国道318线附近，交通方便，施工条件好，原材料就地供给。
四、投资概算：总投资1.4亿元。
五、市场预测：现阶段我县境内有大小河流16条，水能资源理论蕴藏量114万KW，其中可开发容量71.0万KW，已开发容量9.95万KW，为可开发容量的14.0%。全县总装机48处70台，共4.883万KW。电力仍无法满足我县传统产业及高耗能工业的发展需要，预计2005年缺电容量将达到4.7万KW。根据天全县“十五”规划发展要求，电力行业是今后全县发展的重点。
六、经济效益分析：年售电收入3430万元，利润1685万元，税金625万元，投资利润率12%，投资利税率17%，投资回收年限8.3年。工期三年。
干溪坡电站位于天全县青石乡境内，总投资1.4亿元，工程区地处国道318线附近，交通方便，施工条件好，原材料就地供给。干溪坡电站由天全县电力公司承办，公司位于二郎山下的天全县城。拥有固定资产1亿元，职工405人，自备水电站5座，联办水电站2座。公司主要从事电力生产与销售，保障全县工农业生产和人民生活用电。电站拟定装机容量为3×6300KW，年发电量10319万kwh，工期3年。
市场预测：现阶段天全县境内有大小河流16条，水能资源理论蕴藏量114万KW，其中可开发容量71.0万KW，已开发容量9.95万KW，为可开发容量的14.0%。全县总装机48处70台，共4.883万KW。电力仍无法满足我县传统产业及高耗能工业的发展需要，预计2005年缺电容量将达到4.7万KW。根据天全县“十五”规划发展要求，电力行业是今后全县发展的重点。
利用河(渠)道水流冲排上游河段或渠系沉积的泥沙的水闸。又称排沙闸。建于多沙河流上的水利枢纽，为排除进水闸或节制闸前淤积的泥沙，常设冲沙闸，以利引水冲沙。冲沙闸一般布置于紧靠进水闸一侧的河道上，其轴线与进水闸的轴线成正交或斜交，斜夹角有时不大，与拦河闸(坝)并排横跨河道布置(见图)。在冲沙闸与节制闸(坝)接头处的上游设置导墙,导墙与冲沙闸上游一段河槽,形成沉沙槽。开启闸门，可将沉积在闸前的泥沙排至下游河道。洪水期，可利用冲沙闸兼泄部分洪水。也有将冲沙闸布置于进水闸的下方，用以正面冲沙。为减少泥沙进入引水渠，冲沙闸底槛高程要比进水闸底槛高程低一些。建于渠系上的冲沙闸，一般设于引水渠末端靠河侧，以便冲走引水渠中沉积的泥沙。对兼有泄洪任务的冲沙闸，一般采用开敞式。当闸上水位变幅较大，闸室较高时，为减少闸门高度，也可采用胸墙式。冲沙闸的运用，有连续冲沙和定期冲沙两种方式。当河道来水充足时，可同时开启进水闸和冲沙闸，将含沙量少的表层水引入渠道，含沙量多的底层水可经冲沙闸排至下游河道;当来水量不足时，可只开启进水闸引水，停止引水时再开冲沙闸排沙。为保证能冲走沉积的泥沙，过闸流速应大于泥沙的起动流速。 水闸，按其所承担的主要任务，可分为：节制闸、 进水闸、 冲沙闸、分洪闸、挡潮闸、排水闸等。按闸室的结构形式，可分为：开敞式、胸墙式和涵洞式(图1)。开敞式水闸当闸门全开时过闸水流通畅，适用于有泄洪、排冰、过木或排漂浮物等任务要求的水闸，节制闸、分洪闸常用这种形式。胸墙式水闸和涵洞式水闸，适用于闸上水位变幅较大或挡水位高于闸孔设计水位，即闸的孔径按低水位通过设计流量进行设计的情况。胸墙式的闸室结构与开敞式基本相同，为了减少闸门和工作桥的高度或为控制下泄单宽流量而设胸墙代替部分闸门挡水，挡潮闸、进水闸、泄水闸常用这种形式。如中国葛洲坝泄水闸采用12m×12m活动平板门胸墙，其下为12m×12m弧形工作门，以适应必要时宣泄大流量的需要。涵洞式水闸多用于穿堤引(排)水，闸室结构为封闭的涵洞，在进口或出口设闸门，洞顶填土与闸两侧堤顶平接即可作为路基而不需另设交通桥，排水闸多用这种形式。
水闸关门挡水时，闸室将承受上下游水位差所产生的水平推力，使闸室有可能向下游滑动。闸室的设计，须保证有足够的抗滑稳定性。同时在上下游水位差的作用下，水将从上游沿闸基和绕过两岸连接建筑物向下游渗透，产生渗透压力，对闸基和两岸连接建筑物的稳定不利，尤其是对建于土基上的水闸，由于土的抗渗稳定性差，有可能产生渗透变形，危及工程安全，故需综合考虑闸址地质条件、上下游水位差、闸室和两岸连接建筑物布置等因素，分别在闸室上下游设置完整的防渗和排水系统，确保闸基和两岸的抗渗稳定性。开门泄水时，闸室的总净宽度须保证能通过设计流量。闸的孔径，需按使用要求、闸门形式及考虑工程投资等因素选定。由于过闸水流形态复杂，流速较大，两岸及河床易遭水流冲刷，需采取有效的消能防冲措施。对两岸连接建筑物的布置需使水流进出闸孔有良好的收缩与扩散条件。
经过水轮机后，水流所携带的水能为水轮机吸收利用，成为尾水。把尾水从发电站厂房排泄到下游河床的渠道称为尾水渠。当厂房为地下式时，尾水渠与厂房之间常以尾水隧洞相联结。若是尾水隧洞是无压隧洞，也成为尾水渠的一段。
(五)、飞仙关水电站
飞仙关水电站位于四川省芦山县飞仙镇。为青衣江干流开发规划的一级电站，电站汇集了荥经河、宝兴河和玉溪河水，流域内大部分为原始森林覆盖，植被发育，降水及径流充沛，水力资源丰富，电站坝前集雨面积8748平方公里，多年平均流量360立方米/秒。工区属新华夏构造体系，两岸山体宽厚，无深切低沟分布，建设条件好。电站设计为坝后式可调节电站，大坝及厂区位于飞仙关两河汇集处下游100米处，距芦山县城18公里，距雨城区15公里，工区有国道公路318线通过，厂区现有雅安与芦山、天全联网的35千伏开关站，施工电源方便，施工条件好。
电站设计为河床式日调节电站，设计水头20米，引用流量562.6立方米/秒，装机2×5.0万千瓦，保证出力2.5万千瓦。该项目位于四川省雅安市芦山县飞仙关镇，为低水头大流量闸坝河床式电站，尾水排泄于下游的雨城水电站库区。闸坝位于芦山河、天全河汇口以下100m处的河段。主要水工建筑物有：泄洪、冲砂闸、厂房、尾水渠、拦砂埂等。设计正常蓄水位623m，库容2212万m3，总装机容量10万KW，保证出力20.7MW，年平均发电量4.52亿KW·h。项目总投资83741.96万元。 电站建设目标以发电为主，兼顾下游生态环境用水要求。该电站供电范围为四川主电网，主要用于四川电网网内电力调峰。
(六)、黎明桥水电站
位于四川雅安天全县切山村的天全河干流上，坝址左岸有318国道，交通方便。
该电站额定水头14.5m，额定引用流量176.4m³，电站装机容量3×8MW.枢纽建筑有安装间、主体厂房、四孔泄洪沖砂闸及右非溢流坝。
(七)、下村电站
下村电力有限公司，主要经营目标公司经营的项目为：天全下村水电站，天全下村水电站是天全河干流开发中的第五级电站，为河床式开发，水库正常蓄水位744，00米，库容约450万立方米，电站额定水头为17米，额定引用流量为144立方米/秒，电站装机容量为2，1万kw，工程总投资16675，04万元，年发电量11071万，
一、简介
黄河小浪底水利枢纽工程位于河南省洛阳市孟津县小浪底，在洛阳市以北黄河中游最后一段峡谷的出口处，南距洛阳市40公里。上距三门峡水利枢纽130公里，下距河南省郑州花园口128公里。是黄河干流三门峡以下唯一能取得较大库容的控制性工程。黄河小浪底水利枢纽工程是黄河干流上的一座集减淤、防洪、防凌、供水灌溉、发电等为一体的大型综合性水利工程，是治理开发黄河的关键性工程，属国家“八五”重点项目。小浪底工程浩大，总工期十一年。
二、背景
小浪底水利枢纽工程是治理黄河的关键水利工程。1991年9月12日进行前期准备工程施工，1994年9月1日主体工程正式开工，1997年10月28日截流，2000年初第一台机组投产发电，2001年底主体工程全部完工，主要功能为治沙防洪，辅助功能为发电，被世界银行誉为该行与发展中国家合作项目的典范。
三、工程建设
工程全部竣工后，水库面积达272.3平方公里，控制流域面积69.42万平方公里;总装机容量为180万千瓦，年平均发电量为51亿千瓦时;每年可增加40亿立方米的供水量。小浪底水库两岸分别为秦岭山系的崤山、韶山和邙山;中条山系、太行山系的王屋山。它的建成将有效地控制黄河洪水，可使黄河下游花园口的防洪标准由六十年一遇提高到千年一遇，基本解除黄河下游凌汛的威胁，减缓下游河道的淤积，小浪底水库还可以利用其长期有效库容调节非汛期径流，增加水量用于城市及工业供水、灌溉和发电。它处在承上启下控制下游水沙的关键部位，控制黄河输沙量的100%，可滞拦泥沙78亿吨，相当于20年下游河床不淤积抬高。 1994年9月主体工程开工，1997年10月28日实现大河截流，1999年底第一台机组发电，2001年12月31日全部竣工，总工期11年，坝址控制流域面积69.42万平方公里，占黄河流域面积的92.3%。水库总库容126.5亿立方米，长期有效库容51亿立方米。工程以防洪、减淤为主，兼顾供水、灌溉和发电，蓄清排浑，除害兴利，综合利用。 小浪底工程坝址控制流域面积69.42万平方公里，占黄河流域面积的92.3%。水库总库容126.5亿立方米，调水调沙库容10.5亿立方米，死库容75.5亿立方米，有效库容51.0亿立方米。
小浪底工程由拦河大坝、泄洪建筑物和引水发电系统组成。
为建设秀美新玉屏，在2020年同步建成小康社会，2014年，玉屏侗族自治县在持续发展的漫漫征途上加速实施多规融合、 四在农家美丽乡村建设、生态移民等规划及工程。在服务地方经济快速发展的过程中，玉屏供电局也在自身电网发展的新长征路上，用责任和使命奏响了一个个和谐的音符，为广大群众的幸福生活、为侗乡的快速发展谱写了一曲曲电力新乐章。 应对超级洪峰县城无恙
7月18日清晨6点左右，玉屏供电局局长沈运斌被一阵急促的手机铃声吵醒，他拿起一看：县防汛办的电话。电话接通后，一个紧急的声音响起:沈局长，我是县防汛办。现在紧急通知，因连日暴雨，舞阳河上游黄平县两岔河水库有溃坝可能，将有3000万立方米左右的洪水向玉屏倾泻，请你们供电局马上做好应对措施。电话随之挂断。
舞阳河穿城而过，如果3000万立方米的洪水倾泻而下，县城将瞬间，沈运斌的睡意消失得无影无踪。他立即拨打了其他局领导的电话，要求分头通知调度、设备部、安监部、水电管理所、新闻等部门负责人立即召开紧急会议。 6点30分左右，全部人员到齐，沈运斌通报了重大险情。面对几天的暴雨，各发电站抗洪压力剧增的情况，该局迅速启动重大自然灾害一级预案，对抗洪物资、应急队伍、后勤保障等环节进行安排部署;做出了将离县城最近的贺家滩电站9扇闸门全部提升泄洪，确保洪峰到来时县城不被水淹，其他发电站迅速准备防洪沙袋、关闭发电机层大门防止进水等决定。同时，要求各供电所人员组成应急抢险队伍，紧急赶赴发电站待命。如果水位上升，首先组织人员用沙袋筑起防洪墙，防止洪水倒灌进发电站。如果水势上涨过快，无法避免，要做好人员撤离的最坏打算。
随后，几位局领导按照分工，取消所有员工休假，组织120余人，出动车辆20余台次，分别带队到新店、贺家滩、马面坡、罗家寨四个发电站现场指挥抗洪工作。
为确保县城安全，该局首先落实贺家滩电站9扇闸门提升泄洪工作，腾出库容迎接洪峰的到来。同时组织各发电站员工和应急队伍填充沙袋，在发电机组入口处筑起防洪墙，并用棉絮堵塞已关闭的发电机层大门缝隙，阻止洪水流入;将防汛物资和抽水设备放置到现场，并密切关注水情，随时准备投入抗洪抢险工作中。同时，该局保持和上游发电站的密切联系，并派人赶到上游电站查看水势，及时了解水情，以便做好应对措施。
截至当日21点左右，该局各发电站水势趋于平稳，未发生险情。
7月19日11时45分传来消息，两岔河水库险情解除。 在这次抗洪抢险中，该局员工应对有序，指挥得当，执行坚决，为应对有可能出现的重大险情做好了一切准备，为确保电网稳定供电和全县人民群众的生命财产安全尽到了电网员工的责任。
服务集中建房群众喜乔迁 为了更好改善农村人居环境，让老百姓真正过上安居乐业的日子。玉屏县积极按照省、市关于深入推进四在农家˙美丽乡村创建活动的要求，在新店乡老寨村、朱家场镇街上村、火车站康华花园等10个农村集中建房试点处实施集中建房。
新房的建设需要电力的支持，群众乔迁后更需要可靠的供电。为确保集中建房工程的顺利实施，玉屏供电局计划建设部、市场营销部等多个部门积极与县、各乡镇政府接洽，详细了解集中建房规划及未来用电规模情况。同时，各供电所开通业扩绿色通道，快速为集中建房的施工用电办理用电手续。
经走访和了解，玉屏供电局得知了生态移民搬迁的计划，了解了基础设施建设布局，决定计划投入200余万元，首先实施涉及住户1100余户的火车站康华花园集中建房移民工程、朱家场移民工程、新店老寨移民工程。随后，该局设备部、市场部等部门多次进行现场勘查，科学设计配套供电工程建设方案，计划安装变压器10台，变电容量3150千伏安。并积极应用新材料、新技术，力争将生态移民供电工程打造成优质样板工程。
在工程计划下达后，该局积极组织施工人员加紧实施。通过3个多月的努力工作，该局顺利完成三个移民工程10台变压器安装、10公里10千伏及低压线路的新建工作。并将根据移民工程进度，适时安排人员进行户表的安装和群众用电的接入工作，切实保障生态移民顺利搬迁。
据悉，移民工程户表将全部采用智能电表和漏电保护，使得移民村的用电安全、可靠。届时，该局将以充足的电力供应、优质的服务为移民定居、致富提供基础保障，让移民坚定信心，阔步迈向小康。
另外，玉屏县将争取在2016年实现全县5个乡镇农村集中建房点全覆盖这一目标，进而加快全面建设小康社会的有力步伐。玉屏供电局也将畅通联系渠道，动态跟踪该项工程进展，全面为你工程提供优质服务，为美丽乡村描绘出安居乐业的幸福蓝图。 三十周年县庆显铁军风范
11月7日是玉屏侗族自治县30周年县庆的喜庆日子。在玉屏供电局的保驾护航下，茅坪新区中华一家亲文艺演出、农村趣味技能运动会、群众露天歌舞广场等系列活动如期举行，县庆活动取得圆满成功。
为确保县庆庆典活动取得圆满成功，该局提前3个月对处于建设阶段的茅坪新区进行用电规划，最终确定茅坪新区由110千伏紫气山变、110千伏新店变、10千伏城关开闭所共计5回线路提供10千伏电源的三期供电方案。并投入资金100万余元，组织人员于8月下旬实施线路新建及改造。截至10月底，该局顺利完成了茅坪新区一期供电方案中两条10千伏线路的新建，以及10千伏新岐线、城卓线等线路增设真空断路器、转移重要线路负荷的改造工作。同时，全体员工按照《玉屏侗族自治县30周年县庆期间玉屏供电局保供电总体工作方案》进入了保供电临阵状态。
在临近县庆的前几天，玉屏供电局各项保供电前期工作陆续完成。但该局主动请缨为政府分忧，组织输电、变电、客户服务中心等部门30余名工作人员，全力配合政府检查故障路灯线路，帮助组装并安装路灯控制箱，无条件满足县庆活动用电需求。
11月7日，天公不作美，滂沱大雨下了一整夜。但该局保电人员于冒雨开展保电工作。
9点整，县庆活动在一阵阵的大雨中正式拉开帷幕。在中华一家亲文艺演出的舞台上，歌曲、舞蹈、小品等精彩节目陆续登场，时而激昂奔放、时而婉约柔情的节目将现场气氛推向了一个又一个的高潮，现场的观众享受到了一场视觉与感官的饕餮盛宴。
在现场活动如火如荼的进行中，玉屏供电局的保电人员则处于高度戒备状态，一丝不苟的坚守在自己的岗位上。 演出期间，大雨一直没有停，给保电工作增加了不小的难度。但工作人员不停穿行在纷飞的雨中，在会场的各个角落检查空气开关、插座的运行情况，并用塑料纸盖住那些用电插座和开关，防止雨水浸入引起故障。 在一个个精彩的节目和一片片热烈的掌声中，11点30分左右，文艺演出顺利结束。该局以稳定的主网供电和应急发电车两套措施确保了活动的圆满成功。向全县人员交上了一份满意的答卷，为前来参与庆典活动的各方嘉宾留下了一次难忘的玉屏印象。 建设小康电铭刻里程碑
随着四在农家 美丽乡村 六项行动计划，小康电也被提上了县委、政府和玉屏供电局的工作议程，并成为了玉屏县和玉屏供电局发展史上的里程碑。
小康电实施前，新店乡老寨村对江湾、老寨两个用电台区变压器容量分别是50千伏安变压器和100千伏安，10千伏线路为50平方毫米线径。随着人民群众生活水平的不断提高，家用电器逐渐增多，用电负荷逐年增长，两台变压器存在不同程度的过负荷现象，产生了用电瓶颈。
作为支持地方经济发展和新农村建设的排头兵，玉屏供电局迅速行动，投资200万元，于4月初组织施工人员对老寨村约2公里10千伏线路和部分400伏及以下线路进行全面改造，利用利旧项目把原有的两台变压器分别升级改造至100千伏安和160千伏安，全部按照小康电示范台区建设。并新增一台315千伏安变压器，预留出用电空间，为即将运营的生态农业观光旅游服务和农家乐山庄做好准备。同时，对老寨村两个台变220余户用户超期服役的电表箱、闸刀等附属设施进行更换。全面消除了电表箱锈蚀、损坏的情况，既解决了群众的用电安全隐患，又美化了村容村貌。 12月初，玉屏供电局再次实施老寨村低压线路改造工程。按照南方电网公司小康电建设标准，将现有的100千伏安和160千伏安两台变压器全部增容改造至315千伏安;改造380伏和220伏低压线路4.28公里，全部为绝缘线，新架设电杆77根;主干线路线径为150平方毫米，次干线路线径为120平方毫米，分支线路线径为70平方毫米。 改造后，规范整齐的10千伏电力线路在阳光的照射下不时发出闪亮的光芒，变压器的相序牌、围栏等一应俱全，在规范了自身管理的同时，也成为了老寨村的另一道靓丽风景。 对改造前后的明显变化，老寨村村长陆洪程有切身的体会：以前电压很低，大家的家电都不能正常使用，时不时的线路还烧断，大年三十夜供电所的员工都在我们村抢修。改造后电压质量和供电可靠性大大提高，我们村几乎没有什么抢修了，村民们也纷纷新添置了电磁炉、电冰箱、电饭锅等家用电器。
一年来，在玉屏县委、政府实施的各项重点市政建设、工业项目及民生服务等工作中，玉屏电力人总是很好的贯彻和执行了县委、政府的要求，并作为急先锋冲在前、担重任。他们头戴安全帽、身穿橘黄色、蓝色衣服的身影总是出现在白加黑、5加2的日子里。在侗乡璀璨灯火的背后，他们洒下了一颗颗汗滴，为客户默默的送去了温暖和光明。
串联谐振 试验变压器 H6M9
黄河水电公司党组副书记、副总经理李树雷考察调研报告 观念和思路也能出效益 也是生产力 管理等于使员工不用扬鞭自奋蹄
5月15-26日，我与公司本部有关部门、发电公司、专业公司和集控中心有关领导一行14人，考察调研了中电国际(平电公司)、大亚湾核电站(深检公司)、五凌公司(五强溪水电厂)和三峡总公司。
一、中电国际(平电公司)
中国电力国际发展有限公司(简称中电国际)，于1994年在香港注册成立。企业定位：中国电力投资集团公司的旗舰和核心企业，是集团公司引进先进技术于管理经验、实现国际化发展和境外融资的载体。 特色之一：内控
中电国际本部和二级单位均设置内控部，主要负责内部控制、行政监察、审计等工作。 内部控制的具体职责为：
负责评估内部管理风险，提出改进内部管理的具体方案; 负责审查内部工作流程的合理性及已确定流程的执行情况; 负责对公司运营状况进行诊断、提出改进意见并对实施情况进行监督。
什么是内部控制 内部控制是为合理保证单位经营活动的效益性、财务报告的可靠性和法律法规的遵循性，而自行检查、制约和调整内部业务活动的自律系统。其贯穿于经营活动的全部过程，包括控制环境、风险评估、控制活动、信息与沟通、监督等要素，并受企业董事会、管理层及其他人员影响，其根本目的在于控制风险。
内部控制的目标 合法经营目标：
严格的制度和程序保证企业运行遵纪守法 运行高效：
规范合理的业务流程和方法保证企业科学生产管理 资产安全目标：
全面严谨的制度和方法将企业损失降到最低 会计信息质量目标：
科学严密的制度保证企业信息质量的真实可靠 纠错和防范目标：
事前的防范和相互牵制，可以有效防范错弊 内部控制
内部控制是一套机制，监控公司的管理及运作;或是一系列的制度，以确保由相关的部门和人员按规定流程作出决策;每个公司本身都有一套控制方式，分别只在于控制效果的的优劣;内部控制不只是内控部门的是事，是全员参与的过程，内控部要实施监控和不断完善以保障控制体系有效运转。 特色之二：制度建设
中电国际制度建设在中电投集团公司工作理念和制度体系的指引下，积极借鉴和吸纳国际上市公司的管理理念，将制度建设转变成了企业法制的平台。 特色之三：精细化管理 聚焦平圩安全文化 平电安全文化价值观 安全是品牌 安全是福利 安全是效益
二、大亚湾核电站(深检公司)
大亚湾核电站是我国引进国外资金、设备和技术建设的第一座大型商用核电站，安装有两台单机容量为984MWe压水堆反应堆机组。电站每年发电量超过100亿度，其中七成电力供应香港，三成电力供应广东电网。
岭澳核电站规划建设4台百万千瓦级压水堆发电机组。首期建设2台，采用大亚湾核电站技术翻版加改进方案。 深圳淮电检修公司
深圳淮电检修公司承担大亚湾核电站(一核)常规岛设备90%的检修工作量，岭澳核电站(二核)核岛内的部分电气设备检修工作，同时承担两核电4台运行机组的日常维修工作。
1994年11月份参加首次承担大修以来，已进行了大亚湾核电站22台/次、岭澳核电站7台/次机组换料大修。 特色之一：核安全文化 特色之二：授权培训
1.分级授权、分级培训(每个层次的每一个人每年都要进行培训) 2.授权培训分：基本授权培训、岗位授权培训、专业授权培训等。 特色之三：先进的管理理念及科学的管理体系
多年的市场磨练，淮电检修公司借助大亚湾核电站这一平台，全面汲取了国外核电设备检修维护管理的先进经验，并在此基础上形成了自己一整套科学系统的管理体系。
三、五凌电力(五强溪水电厂)
五凌电力有限公司已建成投产五强溪、凌津滩、洪江、碗米坡、近尾洲水电厂，收购管理有马迹塘水电站，装机容量209.8万kW,年发电能力88.2亿kWh。截至2005年底，公司资产规模189亿元。
公司在建项目有，三板溪水电站(100万kW)、黑麋峰抽水蓄能电站(120万kW)、挂治水电站(15万kW)、白市水电站(42万kW)、托口水电站(80万kW)、黔东火电厂(120万kW)、东坪水电站(7.2万KW)、株溪口水电站(7.4万KW)，总装机491.6万kW，员工1500多人。 战略目标：2010年实现装机800万千瓦。 特色之一：改革创新 特色之二：五凌文化
特色之三：大学校 大熔炉 大家庭 大舞台 特色之四：独具特色的拓展训练 特色之五：优美舒适的人居环境
四、三峡总公司
中国长江三峡工程开发总公司在全面负责三峡工程建设的组织实施和所需资金的筹集、使用、偿还以及工程建成后经营管理的基础上，负责滚动开发长江上游干支流的水力资源，计划2024年前在长江上游金沙江相继建成溪落渡、向家坝、乌东德、白鹤滩等4个巨型电站，装机容量3850万千瓦。 三峡电站
三峡水利枢纽工程1994年12月14日正式动工，是当今世界第一大的水电工程，电站左、右岸共布置有26台70万千瓦的发电机组，另外在右岸地下厂房布置了6台70万千瓦的机组，电站总装机容量2240万千瓦，年均发电量近1000亿千瓦时。 目前，三峡电站共有14台机组投产发电。 特色之一：建设管理(厂房、大坝施工) 特色之二：培训 ——培训体系比较健全 ——新员工培训 ——青年骨干培训
——新提拔干部上岗前培训
——
六、七(
五、六)级干部管理制度培训 ——工商管理培训 ——高层领导培训 ——境外培训 特色之三：信息化建设
三峡信息化建设遵循“边建设、边应用、边见效、边改进”的原则，体系比较健全，内容比较丰富，为资源共享和提高劳动效率提供了良好的支撑。
“先固化，再优化”的理念，有力地推进了信息化建设步伐。
黄河上游水电开发有限责任公司
“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”
继电保护及安全自动装置反事故技术措施
(讨论稿)
前
言
《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》(简称《要求》)仅仅是突出了重点要求，并不覆盖全部的反事故技术措施。根据《要求》，结合黄河水电公司的具体情况和国家、区域、省电网公司颁发的继电保护及安全自动装置反事故技术措施要点、实施细则等文件的规定，黄河水电公司编写了《黄河上游水电开发有限责任公司 “防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护及安全自动装置反事故技术措施》(以下简称《继保反措》)。
为了便于贯彻执行，在本《继保反措》中，我们将《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》与继电保护有关的重点要求逐条从原文中引出并用黑体字注明，然后表述反措要求。
一、防止电气误操作事故
2.5 采用计算机监控系统时，远方、就地操作均应具备电气闭锁功能。
2.6 断路器或隔离开关闭锁回路不能用重动继电器，应直接用断路器或隔离开关的辅助触点;操作断路器或隔离开关时，应以现场状态为准。
1、用于断路器失灵保护、发电机同期装置等保护应直接使用断路器(隔离开关)的辅助触点，而不能用重动继电器触点。
2、其它回路采用断路器(隔离开关)的辅助触点确有困难时，可采用辅助触点启动双位置继电器，以防止重动继电器损坏或直流电源消失造成闭锁或切换回路失效。
二、防止发电机损坏事故
11.6 防止发电机非全相运行。发电机变压器组的主断路器出现非全相运行时，其相关保护应及时起动断路器失灵保护，在主断路器无法断开时，断开与其连接在同一条母线上的所有电源。
3、在发电机变压器组的断路器出现非全相运行时，首先应采取发电机降出力措施，然后由经快速返回的“负序或零序电流元件”闭锁的“断路器非全相判别元件”，以独立的时间元件以第一时限，启动独立的跳闸回路跳本断路器一次，并发出“断路器三相位置不一致”的动作信号。若此时断路器故障依然存在，可采用以下措施：以“相电流”或“零序(或负序)电流”动作、“断路器三相位置不一致”和“保护动作”三个条件组成的“与逻辑”，经由独立的时间元件以第二时限去解除断路器失灵保护的复合电压闭锁，并发出告警信号;经由独立的时间元件以第三时限去启动断路器失灵保护并发出“断路器失灵保护启动”信号。
4、新建的发电机变压器组的高压侧断路器和母联、母线分段断
1 路器应选用三相机械联动的断路器。
5、在进行保护整定和校验时，应认真考虑发电机变压器组的负序电流和断路器失灵保护的动作逻辑与时间的整定配合关系。
6、对于断路器失灵保护的使用原则仍应满足断路器失灵保护中电流元件动作时间和返回时间均应小于20毫秒，且返回系数应在0.9~0.95之间。
11.7 防止发电机非同期并网。
7、为避免发电机非同期并列，对于新投产的机组、大修机组或同期回路(包括交流电压回路、直流控制回路、整步表、自动准同期装置及同期把手等)进行过更换或变动后第一次并网前均应进行以下工作：
(1) 应认真检查发电机同期回路的绝缘电阻，防止因直流接地导致继电器误动而造成非同期并网。 (2) 在检查发电机同期回路时应使用输入阻抗不低于每伏2KΩ/V的仪器、仪表，防止仪器、仪表内阻过低引起非同期并列。 (3) 应对同期回路进行全面细致的校核(尤其是同期继电器、整步表和自动准同期装置应定期校验)。通过在电压互感器二次侧加电(注意必须断开电压互感器)的方法进行模拟断路器的手动准同期及自动准同期合闸试验。同时检查整步表与自动准同期装置的一致性。
(4) 结合倒送电试验，或发电机变压器组带空母线升压试验(检修机组)，要对整步表及同期检定继电器进行实际校核。
2 11.10 发电机定子接地保护(故障接地电流允许值表略)。
8、125MW机组参照《大型发电机变压器组继电保护整定计算导则》中200MW及以上容量机组执行，发电机定子接地保护应投入跳闸，但必须注意的是：应有独立的零序基波段保护和零序三次谐波段保护，零序基波段保护投跳闸，零序三次谐波段保护宜投信号。
9、进行发电机定子接地保护整定计算时，应根据《大型发电机变压器组继电保护整定计算导则》中对定子接地保护的整定要求：基波零序过电压定子接地保护“应从保护定值及延时两方面与系统接地保护配合”。参照发电机定子绕组单相接地故障电流允许值的条件下宜适当放宽要求，同时还应根据发电机在带不同负荷工况下实测的零序基波电压和零序三次谐波电压的有效值数据做为整定依据，保护不宜整定的过快、过于灵敏。
11.11 当发电机的转子绕组发生一点接地时，应立即查明故障点与性质。如系稳定性的金属接地，应立即处理。
10、应将发电机转子一点接地保护动作于信号，发电机转子两点接地保护动作于停机。当发电机转子一点接地保护动作时，应迅速采取降发电机出力措施，并查明故障性质，如能判明为一点接地且是稳定的金属性接地应尽快安排停机。
11.13.1 有进相运行工况的发电机，其低励限制的定值应在制造厂给定的容许值和保持发电机静稳定的范围内，并定期校验。
11、有进相运行工况，或准备进相运行的发电机应仔细检查和校核发电机失磁、失步保护的测量原理、整定范围和动作特性，确保发
3 电机失步保护在发电机进相运行上限工况时，在其升压变压器以外发生故障时不会误动。励磁系统低励限制的定值在经整定计算后还必须通过实际进相试验考验并加装发电机功角仪后，机组才能进相运行。同时还要防止发电机失步、失磁等保护装置由于整定或特性方面的问题在进相运行时误动。
11.13.2 自动励磁调节器的过励限制和过励磁保护的定值应在制造厂给定的容许值内，并定期校验。
11.13.3 励磁调节器的自动通道发生故障时应及时修复并投入运行。严禁发电机在手动励磁调节(含按发电机或交流励磁机的磁场电流的闭环调节)下长期运行。在手动励磁调节运行期间，在调节发电机有功负荷时必须先适当调节发电机无功负荷，以防止发电机失去静态稳定性。
11.13.4 在电源电压偏差为+10%～-15%、频率偏差为+4%～-6%时，励磁控制系统及其继电器、开关等操作系统均能正常工作。
11.13.5 在机组起动、停机和其他试验过程中，应有机组低转速时切断发电机励磁的措施。
12、励磁调节器的伏/赫兹(V/HZ)限制定值应小于发电机变压器组过励保护的定值，确保在发电机电压升高或转速下降时，首先由励磁调节器的V/HZ降发电机励磁电流限制在安全范围内。由于大部分的励磁系统在机组启动、停机、励磁手动方式、备励运行及其它试验过程中没有过励限制功能，所以应注意改善发电机变压器组的过励
4 保护，并且在计算定值时要考虑主变压器及高压厂用变压器的过激磁能力。
13、在计算和整定励磁系统过励限制定值时，必须保证调节器过励限制、过励保护和发电机转子过负荷保护的阶梯关系，即发电机变压器组发生过励工况时，首先是调节器过励限制动作，其次发电机变压器组过励保护动作，然后再是发电机转子过负荷保护动作。
14、发电机带负载后，如要检查各限制器和保护的动作情况时，应先把定值调整到发电机正常运行允许的范围内，确认其动作无误后，再调回原定值。
15、运行中的发电机发生失磁故障又未到失磁保护跳机条件时，机组将进入异步运行状态。这时，运行人员必须首先快速减负荷，然后实施其它处理措施。有条件的机组应考虑增加失磁保护至调速系统快速减负荷的连锁回路。
16、当发电机误强励或正常强励后不能正常返回，且转子过负荷保护又不能正常投入(如备励运行等工况)时，必须在短时间内强行灭磁(过励限制定值是1.8～2.0倍额定励磁电流时，强励10秒，发电机转子强励时间不允许超过制造厂规定时间)。
三、防止继电保护事故
13.1 高度重视继电保护工作，充实配备技术力量，加强继电保护工作人员专业技能和职业素质的培训，保持继电保护队伍的稳定。
17、继电保护工作专业性强，技术要求高，每位继电保护工作人员都必须经过系统的专业技能，特别是职业素质方面的培训，建立一
5 支敬业爱岗的专业队伍。同时，应将培训工作形成制度，每年制定培训计划，不断培养新生力量，保持继电保护队伍的稳定。
13.2 要认真贯彻各项规章制度及反事故措施，严格执行各项安全措施，防止继电保护“三误”事故的发生。
18、必须认真贯彻上级部门颁发的各项继电保护规章制度及反事故措施。
19、要进一步加强装置管理，要对各项反措的落实情况进行全面的检查总结，尚未执行的要制定出计划时间表，确保设备健康运行。
20、在电压切换及电压闭锁回路、断路器失灵保护、母线差动保护、远跳、远切、联切回路以及“和电流”接线方式等涉及运行的二次回路上工作时，应认真做好安全隔离措施。
21、配备专用的继电保护调试设备，合理使用继电保护仪器、仪表和正确的试验接线。对试验数据进行分析，得出符合实际的正确结论。一旦试验数据发生疑问，要详细分析、找出原因，及时更正。
22、经继电保护公用出口跳闸的非电量保护，如瓦斯保护、热工系统、汽轮机(水轮机)保护、调速系统及同期合闸装置、厂用电切换装置，重要电动机等有关的二次回路上工作时，更应做好安全隔离措施。
13.3 各级调度应根据电网结构的变化，贯彻执行继电保护运行规程，制定电网继电保护整定方案和调度运行说明。适应现代电网的发展需要，积极稳妥采用继电保护新技术、新设备，组织编写新装置的检验规程。进一步加强电网继电保护运行管理工作，合理安排电网
6 运行方式，充分发挥继电保护效能，提高电网安全稳定运行水平，防止由于保护拒动、误动引起系统稳定破坏和电网瓦解、大面积停电事故的发生。
23、各有关单位应及时编写相关继电保护整定方案。继电保护专业与调度、方式、运行专业要相互配合，跟踪电网结构和运行方式的变化，及时校核、调整保护定值。
24、各单位应强化继电保护技术监督的力度，加强继电保护运行管理工作，防止由于保护的不正确动作引起系统稳定破坏和电网瓦解、大面积停电事故的发生。
25、为充分发挥继电保护的效能，应合理安排运行方式，尽量避免和消除不同电压等级的电磁环网运行。否则必须采取可靠措施防止电网故障引起电网稳定破坏;防止中、低压电网的线路、母线、变压器和断路器等设备发生各类故障而影响高一级电压电网的稳定运行。尤其要合理安排发电厂启动、高压备用变压器的运行方式，提高发电厂供电可靠性。
26、当遇到电网结构变化复杂，整定计算不能满足系统要求时，保护装置又不能充分发挥其性能、特性的情况下，应优先考虑保证主网的安全、稳定运行，主要防止保护拒动，必要时牺牲部分选择性，并报本单位总工程师(或主管领导)批准。
27、根据电网及设备运行的变化及时修订继电保护调度运行(检修)规程，积极研究保护整定配合中存在的问题，提出合理的解决方案，优化整定配置，对存在的问题确无或暂无解决方案的问题必须经
7 本单位主管领导审核确认。
28、不允许未经鉴定、未取得成功运行经验的继电保护装置入网运行。未经鉴定的继电保护新技术、新装置要试运行，应积极稳妥，经所在单位总工程师(或主管领导)同意后，报上级调度部门批准，安监部门备案，并做好事故预想。
29、各单位技术监督机构应加强对继电保护及安全自动装置和相关产品的监督工作，应及时公布运行中产生的不正确动作或有问题装置的信息，供有关单位参考。
13.4 网、省公司调度部门继电保护机构要进一步发挥专业管理的职能作用，强化继电保护技术监督力度，指导、协助发、供电单位加强继电保护工作，提高全网继电保护工作水平。
30、调度部门继电保护机构要进一步发挥专业管理职能，加强技术监督力度，把技术监督工作渗透到电力建设、生产的全过程中去。组织、指导和帮助电力企业做好继电保护技术监督工作。各电力建设企业、发电企业的继电保护工作必须接受各级继电保护监督部门的专业检查和监督，各单位切实按照中电投集团公司关于发电企业业绩评估的要求，做好继电保护及自动装置的评估工作，确保电网和电厂的安全稳定运行。
31、要进一步完善开关量录波、高频录波，加强设备运行的跟踪与监督，充分利用故障录波等手段，认真做好系统运行分析，从中找出运行中的薄弱环节、事故隐患和原因，及时采取有效对策。单机容量100MW以上发电厂应增设专用的发电机变压器组故障录波器。
8 330KV等级变压器装设专用故障录波器。
32、加强微机型继电保护及安全自动装置以及微机型继电保护试验装置、微机故障录波器等设备专用计算机的管理与防病毒工作，防止因各类计算机病毒危急上述设备而造成微机型继电保护及安全自动装置不正确动作和误整定、误试验。
33、各电力生产企业，从事继电保护装置的科研、设计、施工、制造等单位，均应遵守继电保护技术监督的相关规定、要求。
13.5 确保大型发电机、变压器的安全运行，重视大型发电机、变压器的配置和整定计算，包括与相关线路保护的整定配合。
34、要十分重视发电厂的继电保护配置和整定计算，并保证与相关线路保护的整定配合，防止电网事故或发生异常情况下可能出现的最大潮流引起过负荷跳闸。
35、发电机、变压器的差动保护整定计算时，在保护能正确、可靠动作的前提下，整定值不宜过于灵敏，以避免不正确动作。
36、各单位应切实做好大型发电机、变压器的继电保护装置整定值的整定、计算、调试工作，按有关规定做好整定值的管理工作。
37、各发电公司应根据颁发的电力行业标准《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》DL/T684-1999，定期对所辖设备的整定值进行全面的复算和校核，同时也要重视与各级调度在整定交界处的配合，定期交换资料进行检查校核，防止出现交界处保护定值失去配合。
38、发电机、变压器的低阻抗保护要有完善的电压互感器失压、断线闭锁措施，包括电压切换过程直流失压和交流失压而不致误动的
9 有效措施，在满足灵敏度的前提下优先考虑突变量电流闭锁方案。
39、发电机变压器组的过励磁保护和负序电流保护应根据制造厂提供的过励磁和负序电流A值特性曲线，并兼顾到发电机变压器组实际运行工况进行整定，在校验变压器或发电机变压器组过励磁保护时应认真检测其返回系数在合理范围内，过励磁保护的返回系数应不小于0.96。
40、发电机失步保护装置应能正确区分短路故障与失步。当系统或机组发生短路故障时，发电机失步保护应不误动。一般情况下，发电机失步保护作用于信号，只有振荡中心位于发电机变压器组内部时，失步保护才作用于跳闸。
13.6 对于220KV主变压器的微机保护必须双重化。
41、为确保330KV及以上主变压器的安全，避免其主保护因故停用时，使变压器无快速保护运行，330KV主变压器的微机保护应按以下原则进行配置：
(1)主变压器应采用两套完整、独立的主保护和两套相同配置的后备保护，同时还必须保证两套主、后备保护在交、直流回路上的独立性。正常运行方式下，两套独立的主保护宜同时投入。在实际使用中可根据电网实际运行情况，除去非电量(气体)必须投跳闸外，应选择合理、可靠的主变保护运行方式，以防止由于微机保护本身缺陷导致主变压器停用或损失负荷。
(2)专题研究330KV以上电压等级变压器后备保护整定配合原则和跳闸方式。
10 13.7 保证继电保护操作电源的可靠性，防止出现二次寄生回路，提高继电保护装置抗干扰能力。
42、每套主保护、失灵保护与操作回路的直流熔断器应独立配置，并要注意与上一级熔断器的配合。在设计中应注意各不同的直流回路之间应采用空接点联系，防止出现寄生回路。两个被保护单元的保护装置尽可能配在各自独立的屏柜上，当因客观条件限制只能装在同一面屏柜上时，其安装必须明确分区，标示界线，以利于分别停用、检修。对一个保护单元的各套独立保护装置配在一面柜上，其布置也应明确分区。
43、对经长电缆跳闸的回路，要采取防止长电缆分布电容影响和防止出口继电器误动的措施，如不同用途的电缆分开布置、增加出口继电器的动作功率、通过光纤跳闸通道传送跳闸信号等措施。
44、各单位应进一步做好“图实相符”的工作。根据本单位的实际情况编制继电保护安装、调试与定期检验的工艺流程和二次回路验收条例(大纲)，确保二次回路的正确性和可靠性。
13.8 加强110KV及以下电网和厂用电系统的继电保护工作，降低发生继电保护事故的几率。
45、努力杜绝110kV及以下电网保护拒动而引起上一级电压等级电网保护动作，扩大事故的发生。努力杜绝因厂用电系统保护不正确动作而引起机组跳闸或损坏事故。发电厂厂用电系统保护的控制电缆不能与一次电缆一起敷设。认真做好保护用电流互感器10%误差特性的校核工作，对不满足要求的必须采取调整电流互感器变比、减
11 少二次回路负载等措施。
13.9 针对电网运行工况，加强备用电源自动投入装置的管理。
46、新建或改建的备用电源自动投入装置，必须进行传动试验。对已投入运行的备用电源自动投入装置也应定期进行传动试验。
四、防止系统稳定破坏事故
14.1.4 要加强高频、母差、开关失灵等快速保护的建设。对500KV设备的主保护应实现双重化;220KV及以上环网运行线路应配置双套快速保护;新建500KV和重要220KV厂、所的220KV母线应做到双套母差、开关失灵保护;已建500KV和重要220KV母线可逐步做到双套母差、开关失灵保护。
47、330KV主设备、母线保护应实现双重化配置。
48、加强110KV及以上高频、母差、断路器失灵等重要保护的运行维护工作，各单位必须十分重视快速主保护的备品备件管理和消缺工作，应将备品备件的配备以及高频保护、母差保护因缺陷超时限停役纳入技术监督的考核当中。线路无快速保护的时间应不低于规定的考核时间。
49、通道条件具备时应优先采用光纤或光纤复用通道的保护通讯方式。
50、要建立与完善阻波器、结合滤波器等高频通道加工设备的定期检修制度。
51、采用相位比较原理的母差保护在用于双母线时，必须增设两母线先后连接发生故障时能可靠切除后一组母线故障的保护回路。
12
52、对于3/2接线的母差保护电流回路断线闭锁只动作于发信，不应闭锁母差保护。
14.1.5 设计安装的低频减负荷和保护系统稳定运行的安全自动装置与一次系统同步投运。大电网规划阶段应加强保电网安全稳定后防线设置的研究，从电网结构上设计配置振荡、低频、低压等解列装置。对于存在大功率、远距离输送，采用自并励的机组，应加装电力系统稳定器(PSS)。
14.2.4 电网内大机组配置的高频率、低频率、过压、欠压保护及振荡解列装置的定值必须经过电网调度部门审定。
14.2.6 要加强电网安全稳定最后一道防线的管理。低频减负荷装置和保护系统稳定运行的安全自动装置应可靠、足额投入。要从电网结构上完善振荡、低频、低压解列等装置的配置。
14.2.7 应避免枢纽厂、所的线路、母线、变压器等设备无快速保护运行。要加强开关设备的检修维护，确保电网故障的可靠切除。在受端系统的关键枢纽厂、所，当发生继电保护定值整定困难时，要侧重防止保护拒动。
53、在受端系统当灵敏度与选择性难兼顾时，应首先考虑以灵敏度为主，侧重防止保护拒动。
54、在运行线路、母线、变压器和发电机变压器组保护上进行保护定值修改之前，应认真考虑防止保护误动的有效措施，并做好事故预想。
55、检修设备在投运前，应认真检查各项安全措施，特别是电压
13 二次回路不得短路，电流二次回路不得开路和不符合运行要求的接地点。
56、在一次设备进行检修或操作时，应采取防止距离保护失压误动的有效措施。
57、所有330KV线路，不允许无快速保护运行，一旦出现上述情况，应立即向调度部门汇报，并采取必要的应急措施。
58、所有母线、变压器、发电机的差动保护在投入运行前，除测定相回路和差回路的电流外，还必须测量各中性线的不平衡电流或电压，以确保保护装置和二次回路接线的正确性。
五、防止大型变压器损坏事故
15.
5、变压器的本体、有载开关的重瓦斯保护应投跳闸，若需退出重瓦斯保护时，应预先制定安全措施，并经总工程师批准，并限期恢复。
59、严禁不合格的瓦斯保护投入运行。瓦斯保护应防水、防油渗漏、密封性好，并在瓦斯继电器顶部安装放水罩，瓦斯继电器由中间端子盒引出电缆宜直接接到保护柜。结合变压器检修工作，应认真校验瓦斯保护的整定、动作情况，并做好相应的管理工作。
60、新投入或改动了二次回路的变压器差动保护，在变压器冲击试验投入系统时，必须投入跳闸，变压器充电良好后停用，变压器带上部分负荷，测六角图，同时测量差回路的不平衡电压或电流，证实二次结线及极性正确无误后，才可将保护投入跳闸，在上述情况下，变压器重瓦斯保护均投入跳闸。
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1、瓦斯保护的直流电源和出口跳闸回路应与电气量保护分开，按独立保护的原则配置。
六、防止接地网事故
17.3 基建施工时，必须在预留的设备、实施的接地引下线经确认合格(正式文字记录)以及隐蔽工程必须经监理单位和建设单位验收合格后，方可回填土，并应分别对两个最近的引下线之间测量其回路电阻，测试结果是交接验收资料的必备内容，竣工时应全部交甲方备存。
62、使用微机保护、集成电路保护、安全自动装置和收发信机的厂、站的接地电阻应符合GB/T2887-1989技术要求和GB9361-1988安全要求，接地电阻应小于0.5欧姆。结合日常的检修工作，检查本单位保护接地系统和抗干扰措施是否处于良好状态。
63、检查静态型、微机型保护装置和安全自动装置以及收发信机的外壳应构成良好电磁屏蔽体，并可靠接地。
64、应重视接地网可靠性对继电保护安全运行的关系研究，继续做好开关站至保护室敷设100平方毫米接地铜排的反措;继续做好继电保护室接地铜排网的反措，该接地铜排网一点经铜排与主接地网可靠连接，保护装置不能采用通过槽钢接地的接地方式。发电厂元件保护室宜应尽快完成铜排接地网反措。
20.1.3.3 直流熔断器应按有关规定分级配置，加强直流熔断器的管理。对直流熔断器应采用质量合格的产品。防止因直流熔断器不正常熔断而扩大事故。
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5、防止因直流熔断器不正常熔断而扩大事故。总输出回路、直流分路均装设熔断器时，直流熔断器应分级配置，逐级配合。总输出回路装设熔断器，直流分路装设小空气开关时，必须确保熔断器与小空气开关有选择性地配合。总输出回路、直流分路均装设小空气开关时，必须确保上、下级小空气开关有选择性地配合。对运行中地熔断器应定期检查，严禁质量不合格地熔断器投入运行。
66、宜使用具有切断直流负载能力的、不带热保护的小空气开关取代原有的直流熔断器，小空气开关的额定工作电流应按最大动态负荷电流(即保护三相同时动作、跳闸和收发信机在满功率发信的条件下)的1.5~2.0倍选用。
20.1.4 为提高继电保护的可靠性，对重要的线路和设备必须坚持设立两套互相独立的主保护的原则，并且两套保护宜为不同原理和不同厂家的产品。对重要元件应充分考虑后备保护的设置。
67、继电保护的可靠性基于正确的设计、选型和良好的安装、调试、运行和维护，要使用性能质量优良的保护产品。因此各有关单位应认真建立继电保护技术管理档案，做好技术监督的管理工作。
68、330KV线路保护采用不同原理的产品，以增强互补性。应配置两套完整的互相独立的主保护和后备保护。
20.1.5 应认真考虑保护用电流互感器的安装位置，尽可能避免由于电流互感器安装位置不当而产生保护的死区。
69、在设计安装中应充分考虑保护用所接电流互感器二次绕组的合理分配，共用一组电流互感器的不同设备保护，其保护范围应交叉
16 重迭，避免死区，对确无办法解决的保护动作死区，在保证系统稳定的前提下，采取起动失灵等后备措施加以解决。
20.1.6 对新建、扩建的生产改进工程新订购电气设备，必须是符合国家及行业标准，具有一定运行经验的产品，否则不能在枢纽变电所中安装运行。
70、对新建、扩建的生产改进工程新订购的继电保护及相关产品，必须是符合国家及行业标准，并具有成功运行经验的产品，否则不得安装、运行。继电保护及相关产品必须满足电网运行要求，同一发电厂不宜选用过多厂家的产品，以利于运行管理。全厂保护型号不宜过多。
20.2.2 对于双母线接线方式的变电所，在一条母线检修时，要做好另一条母线的安全措施，防止因人为因素造成运行母线停电。当给停电母线送电时，有条件的要利于外部电源;若用母联断路器给停电母线送电，母联断路器必须带有充电保护。
71、母联、母线分段断路器操作柜上应安装独立的、具备瞬时跳闸和延时跳闸回路的母联、母线分段断路器充电保护，瞬时段用于对空母线充电，延时段可用于母联(母线分段)解列并作为出线开关保护带负荷试验时的临时保护。
20.2.6 继电保护及安全自动装置要选用抗干扰能力符合规程规定的产品，并采取必要的抗干扰措施，防止继电保护及安全自动装置在外界电磁干扰下的不正确动作。
72、入网运行的继电保护及安全自动装置，必须符合相关国家及
17 电力行业标准。
73、在发电机厂房内保护、控制的二次回路均应使用屏蔽电缆，电缆屏蔽层的两侧应可靠接地。用于定子接地保护的发电机中性点电压互感器二次侧接地点应在保护柜内可靠一点接地。
74、在实施抗干扰措施时应符合相关技术标准和规程的规定。既要保证抗干扰措施的效果，同时也要防止损坏设备。
20.2.7 保护装置的配置及整定计算方案应充分考虑系统可能出现的不利情况，尽量避免在复杂、多重故障情况下的继电保护、安全自动装置的不正确动作。
75、保护装置的配置及整定计算应充分考虑系统可能出现的不利情况，尽量避免在复杂、多重故障的情况下继电保护不正确动作，应遵循以下原则：
(1)保护装置的配置及整定计算应尽量校核在复杂、多重故障的情况下继电保护的可靠性、选择性。否则，要根据由此可能引起的后果，制定补救措施。
(2)提高纵联保护信息传输设备的可靠性，线路纵联快速保护的投入率不低于规定要求。
(3)没有振荡问题的线路，要求距离保护
一、二段不经振荡闭锁控制。
(4)提高后备保护的可靠性。必要时宜设置不经任何闭锁的、长延时的线路后备保护。
八、防止全厂停电事故
23.2 带直配线负荷的电厂应设置低频率、低电压等解列装置，确保在系统事故时，解列一台或部分机组能单独带厂用电或直配线负荷运行。
23.3 加强继电保护工作，主保护装置应完好并正常投运，后备保护可靠并有选择性的动作，投入断路器失灵保护，严防开关拒动、误动扩大事故。
76、提高设备主保护的投入率，使主保护投入率不低于规定要求，同时也要有提高后备保护可靠性的措施，力争做到有选择性的动作。
23.4 在满足接线方式和短路容量的前提下，应尽量采用简单的母差保护。对有稳定问题要求的大型发电厂和重要的变电所可配置两套母差保护，对某些有稳定问题的大型发电厂要缩短母差保护的定检时间，母差保护停用时尽量减少母线倒闸操作。
77、母差保护定期检修时，继电保护检修人员应充分考虑异常气象条件的影响，在保证质量的前提下，合理安排检修作业程序和时间，缩短母差保护的定检时间。
78、当母差保护停用时应避免母线倒闸操作。双母线中阻抗比率制动式母差在带负荷试验时，不宜采用一次系统倒闸操作来验证辅助变流器二次切换回路的正确性，辅助变流器二次切换回路的正确性的检验，宜在母差保护整组试验阶段完成。
23.5 开关设备的失灵保护均必须投入运行，并要做好相关工作，确保保护正确地动作。
79、新建发电厂(变电所)的变压器的高压侧断路器和母联、母
19 线分段断路器应选用三相机械联动的断路器。为解决变压器断路器失灵保护因复合电压闭锁元件灵敏度不够的问题，对新建、扩建和技改工程的变压器和发电机变压器组的断路器失灵保护可采取以下措施：
(1)经“相电流”或“零序(负序)电流”动作、“断路器位置不对应”、“保护动作”三个条件组成‘与逻辑’经第一时限去解除断路器失灵保护的复合电压闭锁回路，经第二个时限去起动断路器失灵保护并发出“启动断路器失灵保护”的中央信号。
(2)采用主变保护中由主变各侧“复合电压闭锁元件”(或逻辑)动作解除断路器失灵保护的复合电压闭锁元件，当采用微机变压器保护时，应具备主变“各侧复合电压闭锁动作”信号输出的空接点。
(3)变压器瓦斯等其它非电量保护与电气量保护出口必须分开。非电量保护和不能快速返回的电气量保护不允许接入断路器失灵保护启动回路。
(4)断路器失灵保护的相电流元件(零序或负序)判别元件动作时间和返回时间均应小于20毫秒，且返回系数在0.9~0.95之间。
(5)对已投入运行的变压器断路器失灵保护应有计划地予以更新或改造。
23.6 根据《继电保护和安全自动装置技术规程》(GB14285-93)的规定，完善变压器零序电流电压保护，以用于跳开各侧断路器，在事故时能保证部分机组运行。
80、应根据《继电保护及安全自动装置技术规程》(GB14285-93)的2.3.8和2.3.9之规定完善主变零序电流、电压保护配置，以利于变
20 压器的安全运行。
81、应按国家电力工业标准DL/T559-94《220-500千伏电网继电保护装置运行整定规程》第4.2.10之规定加强与电网保护配合。
如有意见，请于7月10日前反馈到集控中心黄青刚处 联系电话：98760-2309(系统)
13139080671 E-Mail：huang_hqg@hhsd.com.cn 传真：98760-2320(系统)
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