电站开发方案经济与技术综合评价报告

电站开发方案经济与技术综合评价报告 3 51.1流域概况 5 51.3水文雨量站分布情况 5 6 211.6流量历时曲线 24 24 252.1区域地质 252.2枢纽区工程地质 262.3洞线地质 262.4天然建筑材料 263工程建设任务和规模 273.1当地经济发展概况 283.2流域水电开发情况 283.3电力线路现状态 283.4工程开发建设的必要性 293.5工程建设的任务 293.6水能计算及建设的规模 304流域水电开发规划 324.1规划的原则 324.2规划的范围 324.3工程开发条件 324.4工程规划 335推荐方案及近期开发项目 5.1推荐方案 5.2近期开发项目 6环境影响评价 7.1编制原则 527.2编制依据 7.3基础单价 7.4估算编制 8综合评价 8.1工程技术评价 588.2国民经济评价 湑水河是长江水系汉江左岸的一级支流，发源于周至县境内的南秦岭光头山（海拔高程2838.2m从老县城开始折向西流，于青龙寨附近流入太白县，由黄柏原又折向西南，水河在周至县境内，长30.2km；太白县境内，河长41.1km。湑水河流经秦岭石质山区，大部分为原始森林，流域最高点为太白梁（3524m跑马梁（海拔高程3563m植被良好，雨量充沛，人迹罕至；山大沟深坡陡，山青水秀，景色壮丽。位于太白县境内的湑水河段蕴藏着丰富的水力资源，理论蕴藏量3.23万kw，是湑水河流域的“富矿”段，极具开发价值。太白县委、县政府根据中央、国务院开发大西北建设小康社会的战略部署和政策机遇，决定开发利用本县优势资源，把资源优势转化为经济优势，确定新的经济增长点。而开发利用湑水河水力资源是县委县政府首要开发的建设项目。2003年4月份县水利局决定对湑水河段水能作梯级开发规划，并立即组织有关技术人员对湑水河县内段作了现场踏勘；6月份又对各开发点实地测量，同时广泛收集有关资料。7～8月份根据测量成果及有关资料，开始编制《太白县湑水河水能梯级开发规划报告》。2004年4月，我们在此规划的基础上进行了修改，使规划项目更具现实性。在编制过程中由于资料有限，加上编制水平等原因，可能存在不少问题，请各领导、同行及专家们斧正。湑水河流域地处主秦岭南麓与南秦岭之间，主流发源于南秦岭的光头山，由南向北流经周至县老县城折向西流，由黄柏原又转向西南，在黑峡子下游1.5km处进入洋县境内。流经太白县境内河段，干流长41.1km，平均比降16.2‰；流域最高点为跑马梁，海拔高程3563m，最低点海拔高程780m，高差2863m，流域内山大沟深坡陡，河谷多呈峡谷型，支流发育，南北基本对称汇入湑水河，干支流具山区型河道特征，曲流发育，峡谷与小盆地间断分布，河道宽25—75m。中上游流域内草丰林茂，景色宜人；只有老县城、核桃坪、黄柏原、二郎坝等小盆地有少数居民，流域内无污染性工企业，仍保留着良好的生态环境。因此，湑水河水质良好，平常年份水流清澈，汛期河水略为浑浊。湑水河县内段两岸支流发育，共有支流21条，其中太白河、红水河、大箭沟、观音峡、牛尾河流域面积百平方公里以上，这5条较大支流水量充沛，比降均超过50‰，水力资源也较丰富，有一定的开发价值。湑水河谷由于秦岭影响，气候有亚热带特征，冬天不冷，夏季不热。现以二郎坝气象资料为代表来说明中游段气象条件流域内。多年平均降雨量909mm，最大降雨量1319.8mm（1961年最小降雨量546mm（1969年多年平均气温7.6℃,极端最低气温-29.8℃（1991.12.31极端最高气温34℃（1997.7.21多年平均陆地蒸发量450mm，多年平均水面蒸发量800m，多年平均径流深516mm，多年平均土壤浸湿模数180t/km2。该流域气候的显著特征是垂直变化大，小气候明显，气温随海拔高程的升高而降低，总的来说流域内热量差，降雨多，温差大，气候较湿润。1.3水文、雨量站分布情况流域内无水文站，为无水文资料流域。黄柏原、二郎坝设有气象站，具有多年的降雨及气象观测资料。湑水河流域西临太白河、红岩河流域，而太白河与红岩河交汇处设有江口水文站，有数十年的长期实测径流系列；江口水文站与湑水河流域仅相距30km，与二郎坝处于同一纬位于城古县境内湑水河干流上有升仙村水文站，有几十年的实测径流系列；另外紧靠湑水河的酉河干流上有酉水街水文站已有长期观测资料，该水文站资料基本反映了湑水河中上游流域水文实际。湑水河为无资料流域。各规划开发点径流计算只能以相邻流域水文参证站资料系列换算到各开发点；同时应考虑到两相邻流域降雨的差别而对资料系列加以修正，使各开发点径流系列尽可能符合流域径流实际。江口水文站距该流域仅30km，就以江口水文站为湑水河径流计算参证站。江口水文站以上流域与湑水河流域相邻，其气候、地理地貌、植被产流汇流条件等水文因素基本一致，就采用江口水文站1971年—1990年20年径流系列换算到各开发点坝址处；江口水文站多年平均径流深301mm。酉水河流域在地理位置、水文气象及产流汇流下垫面条件上更接近湑水河上中流流域，酉水街水文站多年平均径流深516mm，多年平均降雨量923mm。因此，利用酉水街水文站长期系列资料分析成果对江口水文站系列资料计算成果加以修正，然后采用面积比拟法换算到各站点坝址处。1.4.1典型年的选择对1971—1990年20年径流系列进行频率分析，典型年选择如下：丰水年P=20%选择1990年枯水年P=80%选择1977年采用20年径流系列分别换算到各站点，同时再用酉水街水文站系列资料计算成果加以修正，各站点多年平均径流及各种频率下的径流成果见表1-1。1.4.3径流的年内分配按设计与实测值之比缩放出江口水文站，1990、1982、1977三年典型年的年内分配，再采用面积比拟方法换算出各站典型年径流年内分配成果。详见表1-1至1-12。方案一、二各站多年平均径流及各种频率下的径流值表方案一、二各站丰水年径流年内分配(P=20%)1234567899098方案一、二各站中水年径流年内分配(P=50%)123456789方案一、二各站枯水年径流年内分配(P=80%)123456789方案三各站多年平均径流及各种频率下的径流值表方案三各站丰水年径流年内分配（P=20%）123456789方案三各站中水年径流年内分配（P=50%）123456789方案三各站枯水年径流年内分配（P=80%）123456789方案四各站多年平均径流及各种频率下的径流值表方案四各站丰水年径流年内分配（P=20%）123456789方案四各站中水年径流年内分配（P=50%）123456789方案四各站枯水年径流年内分配（P=80%）1234567891.5.1工程等级及防洪标准各规划开发点最大装机25MW，最小0.8MW，根据《水利水电工程等级划分及洪水标准》（SL252-2000）规定，方案三的观音峡电站和方案四的将军台、观音峡电站为IV等工程,其主要建筑物为4级建筑物,次要建筑物为5级建筑物,大坝进水口溢洪建筑物设计洪水为50年一遇,校核洪水为200年一遇，引水系统厂房升压站设计洪水为30年一遇,校核洪水为50年一遇。其他规划开发点均为为V等工程，其主要建筑物和次要建筑物均为5级建筑物：大坝进水口溢洪建筑物设计洪水为20年一遇,校核洪水为100年一遇，引水系统厂房升压站设计洪水为30年一遇,校核洪水为50年一遇。1981年8月宝鸡市的凤县、太白等县，汉中及陇南地区普降暴雨，形成“81.8”洪水，造成巨大洪灾，灾后省政府专门成立调查组，对洪水及洪灾进行调查分析研究；水利部又会同峡西、甘肃、四川等省的水事部门及水文专家对这场洪水进行深入的研究分析，最后确定“81.8”洪水重现期为（P=0.2%）。查《宝鸡市水文实用手册》长江水系洪峰流量换算公式，将江口水文站500年一遇洪水用洪峰换算公式推算出各开发站坝址洪水。计算结果见表1-13至1-16。2)（m3/s）5210．52)（m3/s）5210．52)（m3/s）5210．52)（m3/s）5210．51.6流量历时曲线装机容量小于大电网容量的20%，各电站设计保证率确定为80%。采用三个典型年（1990、1982、1977）的流量资料进行频率计算，并绘制江口水文站日流量频率曲线。当P=80%时，从曲线上查得日保证流量，并推算出各站日保证流量值。1.6.3枯水流量从江口水文站20年径流量设计资料看，枯水期为每年的12、1、2、3月份；最枯的月份是2月，最枯的日流量；老头庄电站坝址为0.45m3/S，观音峡为2.14m3/s。湑水河仍带有北方河流的水文特征，径流年内分配不均衡，来水主要集中在5—10月，占全年来水量的80%以上，丰枯之比较大。湑水河无泥沙资料，中上游流域内为石质山区，植被良好，平时河水清澈，为清水河。汛期洪水挟沙，河水略浑浊。泥沙采用土训侵蚀模数法作粗略分析，湑水河多年平均土壤侵蚀模数180t/km2，算得多年平均含沙量为0.28kg/m3。工程区两岸地形陡峻，河谷狭窄，水流湍急。出露地层为中泥盆系红星铺（D2X）岩组、古道岭（D2g）岩组，及印支期侵入岩和侵入体边缘相的阴影混合岩。古道岭组（D2g根据岩性组合可分为上、下两个层位，下层位（D2g）分布于二郎坝一带的湑水河两岸及二郎坝至大包梁一带的湑水河西北部。岩性主要为灰色中厚层变质石英砂岩；上层位（D2g）分布于黄柏原至二郎坝之间的湑水河西北部，呈NW向带状展布。主要由碳酸盐类地层组成。岩性为结晶灰岩、白云质大理岩、大理岩等。红星铺组（D2X）分布于两河口一带，呈NW～SE向展布，SE端接湑水河右岸区域断层F8。主要由泥岩组成。其岩性为绢云母花岗岩及片麻状黑云母花岗岩等。印支期火成岩，本区出露为华阳花岗岩，分布在黄柏原至二郎坝湑水河东南部及局部河段。岩性为黑云母花岗岩及片麻状黑云母共岗岩等。第四系地层分布在河谷中的河床及河滩和峡谷岩边坡地段，岩性为含碎石的粉质粘土冲积、坡积层及河床冲积砂卵（漂）石层。本区属秦岭构造体系，构造骨架呈NWW向。区域断层有F3和F8。F3位于黄柏原以上河段，长约40km，呈NWW方向展布，邻近湑水河河谷，一般宽2～5m，部分宽为10～15m。F8断层起自黄柏原西南，沿湑水河右岸向下游延伸约10km，通过坝址区右岸，呈NE～SW向展布，邻近湑水河河谷右岸，与河流总体流向一致。（GB18306-2001）确定各电站工程区基本地震烈度为6º。2.2枢纽区工程地质坝区内河道基本顺直，水流湍急。两岸下部多峭壁，崖壁高度约10～20m。两岸基岩裸露，初估风化深度约3～5m。出露岩石为黑云母花岗片麻岩或片麻状花岗岩，岩性致密坚硬，呈块状，片理发育。河滩由漂石、砂卵石组成，粒径较粗，一般粒径20～30cm，大者70～80cm，砂粒含量极少，级配不均匀，厚度约8～10cm。2.3洞线地质洞线穿越山体基岩，岩性为黑云母花岗岩及片麻状黑云母花岗岩、结晶灰岩、白云质大理岩、大理岩、绢云母石英片岩等，岩性致密坚硬，成洞条件好。2.4天然建筑材料筑坝石材，就近左右岸开采，岩性为花岗片麻岩及灰岩等，储量丰富，材质较好。砂砾石料利用洞渣加工而成，砂料可在沿河滩地及高漫滩开采。3、工程建设任务和规模3.1当地经济发展概况太白县位于宝鸡市南部，东临眉县、周至，南接佛坪、洋县，西邻凤县，北与渭滨区接壤；东西长66.7km，南北宽53.4km，全县总面积2780km2，其中黄河流域676.02km2，长江流域2103.98km2。全县耕地9.8万亩，林地390万亩，草据县2001年统计，全县辖一镇十乡，216个村民小组，总人口51918人，其中城镇人口11711人，占23%。乡村人口40147人，占77%；农民人均纯收入1293元；国内生产总值18680万元，其中第一产业4379万元，第二产业10533万元，第三产业3570万元。从上述统计数据看，虽经改革开放20多年的发展，全县经济取得了一定成就，但与外县、外省及全国经济发展总水平相比，仍相对滞后，目前是国家扶贫的山区县。但太白县拥有丰富的资源优势：㈠水能资源，位于县境内的石头河、湑水河、太白河、红岩河等5大河流及其59条支流，水能理论蕴藏量40.86万kw，可开发利用5.87万kw，占理论蕴藏量的14.4%；截止目前，石头河段已得到基本的开发，总装机1.653万kw，加上太白河的金凤电站（2000kw湑水河上的金龙电站（4×2000kw原有电站755kw，全县装机已达2.272万kw，占可开发量的38.7%，但仍有3.598万kw有待开发利用，其中主要集中在湑水河中游段。㈡矿产资源目前已探明的金、银、铜、铁、铅、锌、硫、硅铁、磷、镁等金属矿，还有大理石、红柱石、花岗岩、石英、云母、钠长石等非有金属矿体，储量大，易开采。㈢森林资源：各种森林植物种类繁多，森林覆盖率73.9%，主要植物种有云杉、冷杉、松、桦、栎、杨、椴、水曲柳等；野生动物有国家一、二类保护动物大熊猫、羚羊、金丝猴、大鲵、锦鸡等驰名中外；林产品除木材储量丰富外，还有黑木耳、香菇、核桃、山黄、生漆等，同时中药材有1600余种，素养有“天然植物园”和“药物宝库”之称。在中央西部大开发决策下，太白县委、县政府决心把开发优质资源作为振兴太白经济的突破口，进一步改革开放。狠抓投资环境改善，对外招商引资，太白县的经济腾飞指日可待。3.2流域水电开发情况湑水河中游段已先后建设了核桃坪、黄柏原、二郎坝及金龙水电站，装机总容量8275kw，详见表3-1。215249目前黄柏原乡管辖整个湑水河中游流域，大电网已进到二郎坝的金龙电站，从全乡来看，大电网只覆盖了小部分地区，而大部分地区由已成的几个小电站满足1200人的照明和生活用电，供电范围有限，工程区内人口稀少、分散，无大的用电负荷。3.4工程开发建设的必要性2000年时全县电力负荷达9804kw，年用电量6401万kwh。而湑水河水能开发建设符合太白县电力发展要求，大幅度增加水电在地方电网中的比重，使太白县电气化水平又提高一大步，加速电气化建设发展对太白县的总体经济发展和奔小康目标有重要意义。⑵湑水河水能开发符合太白县政府把资源优势转化为经济优势的决策，随着这批电站建成投运必将带动当地经济的发展，也壮大了县上的经济势力。⑶当地有丰富的矿产资源，只有在电力事业大力发展时才能得到全面的开采和深加工，尤其硅铁、黄金等高耗能工⑷西部大开发迫切要求建成一批稳定可靠的电源工程，为西部经济持续高速发展提供足够的电力保证，而湑水河水能开发符合西部大开发的要求。湑水河水能开发建设是太白县在西部大开发形势下把资源优势转化为经济优势的重要项目，在为当地电网提供电力的同时，也带动、支持当地经济的发展。因此开展建设湑水河水能资源是十分必要的。3.5工程建设任务湑水河中游规划电站主要任务就是发电，为当地电网提供电力。3.6水能计算及工程规划建设的规模3.6.1设计水头在实测地形水头的基础上减去水头损失，即为设计计算水头。3.6.2水能计算的流量资料各级电站取水口均无实测径流资料，本次水能计算流量资料采用以酉水河水文站修正的江口水文站年径流资料。3.6.3水能计算⑴设计保证率：取80%。⑵计算公式及成果计算公式：N=AQH（KW）式中：N——电站出力Q:引用流量(m3/s)各规划方案水能计算成果见表3-2至3-5:表3-2方案一水能计算成果表序号万m万m量m/s量Mw102030405060708090表3-3方案二水能计算成果表序号面积km万m万m量m/s量Mw10203040506表3-4方案三水能计算成果表序号面积km万m万m量m/s量Mw电量万kw.h1020345076表3-5方案四水能计算成果表序号面积km万m万m量m/s量Mw电量万kw.h10230405070．862．04、水电梯级开发规划4.1规划原则⑴充分利用水力资源。(2)尽量保持自然环境，或将环境（主要是森林植被、水土保持）破坏降到最低限度，并采取有效的相应对策。(3)当开发建设中间一级时，以不影响上游电站和下游电站出力、安全为原则。4.2规划的范围按照县水资办的意见，规范范围只限于从偏桥子至黑峡子的湑水河干流，几条有开采价值的支流如太白河、大箭沟、观音峡等，待干流开发建设到一定程度，输电线路建起后再规划开发。4.3工程开发条件4.3.1交通条件从县城已有公路通黄柏原，从黄柏原开始有通向二郎坝的山区简易公路和通向核桃坪、老县城的简易公路。简易公路沿湑水河延伸，但路况较差，部分路段被洪水冲毁，需要修复和整治。简易公路沿河通过整个工程区，开发建设期间需修建从简易公路到施工点的临时道路和跨湑水河的交通桥，方便施工期间设备、建材的运输、人员通行及工程竣工投运后的管理工作。4.3.2施工用电工程区内有几个小电站，容量有限，不能满足整个施工用电。规划黄柏原35KV变电所即将兴建,在规划电站施工时将能提供施工用电。4.3.3施工用水整个工程区呈线型布置在湑水河二岸，施工用水通过自备水泵从湑水河及其支流直接抽取，距离近,方便。4.3.4通讯黄柏原、二郎坝均通有线电话，施工期间对外联系的通讯条件具备。4.3.5地方建材来源工程所需块石就近解决，选定采石场有组织的开采，不得乱炸乱采。砂石料从湑水河取用，其质量和储量满足工程建设需要，石子也可利用隧洞弃渣加工而成。4.4工程规划4.4.1规划方法反复比较选择较佳的梯级开发方案。方案选择时考虑的主要因素有：⑴地形条件：有利于布置拦水坝、渠线、前池、管道、厂房及管理设施。⑵在地形条件差不多时，尽量布置在靠公路一侧，方便施工管理同时，可减少跨河建桥的投资。⑶输水线路采用隧洞输水，就近有建堆弃渣库的地方，出渣通风支洞洞线短。⑷对环境的破坏降到最低限度，尽量减少地表的开挖和树木、花草的砍伐。⑸布置拦水坝时考虑洪水对公路、村庄、农田影响。⑹梯级紧连原则;充分利用较大支流来水。在综合分析上述因素的同时，还要比较，当某一级站点开发渠线长而规模较大时，位于区间的支流水量不能利用，而造成水能损失，但整体永久设施投资可降低；如分级过多充分利用各支流来水，水能增加，但整个梯级开发工程永久性设施投资增加。解决这个矛盾的办法就是首先充分利用较大支流，站点规模尽量大一些，使水能损失限度与永久性设施整体投资之间的关系基本协调。4.4.2规划开发方案根据规划原则和规划范围,在认真踏勘现场反复比选的前提下,拟出湑水河开发的四种方案。湑水河干流段水能开发两种方式，即建库方式和径流开发方式。根据现场踏勘，在将军台上游和大箭沟汇合处有较好的坝址，成库条件较好，适宜建库。分别在大箭沟汇合处（即方案三）和将军台上游（即方案四）建库，是建库开发的两种方案。径流开发初拟两种方案，即十级开发方案（方案一）和六级开发方案（方案二）。方案一⑴老头庄电站拦水堰位于偏桥子上游，堰顶高程1525m，堰高5m，堰址以上集雨面积145Km2，冲沙闸和进水口布置在左岸，呈正冲侧引型；无压引水隧洞沿左岸布置,长3300m，城门洞型,断面2.2×2m2,比降1:2000。厂房位于湑水河与石撑沟交汇平均发电量473万KWH,总投资998万元。⑵古子梁电站拦水堰位于石撑沟与干流交汇下游，堰顶高程1449m，堰高5m，堰址以上集雨面积169Km2，冲沙闸和进水口布置在左岸，呈正冲侧引型；无压引水隧洞沿左岸布置,长3500m，城门洞型,断面2.2×2m2,比降1:2000。厂房位于湑水河与2×0.63MW,多年平均发电量556万KWH,总投资1145万元。⑶双洞水电站拦水堰建在干流与小太白河、孟家沟交汇处的下游，坝顶高程1369m，堰高4m，堰址以上集雨面积261Km2，冲沙闸和进水口布置在右岸；无压引水隧洞沿右岸布置,长4000m，城门洞型,断面2.2×2m2,比降1:2000。厂房位于湑水河与1.0MW,多年平均发电量806万KWH,总投资1583万元。⑷将军台水电站拦水坝建在双洞村前的干流与东昌河交汇处下游，坝顶高程1291m，堰高15m，堰址以上集雨面积294Km2，冲沙闸和进水口布置在左岸；无压引水隧洞沿右岸布置,长4000m，城门洞型,断面2.4×2.4m2,比降1:2000。厂房位于黄柏原对岸，装机高程1224m，装机容量2×1.0MW，多年平均发电量824万KWH，总投资1463万元。⑸大箭沟水电站拦水堰坝建在湑水河与红水河交汇处的下游，正对左岸的姚家坝村，距大桥600m，拦截湑水河干流与红水河来水,堰顶高程1224m，堰高5m，堰址以上集雨面积420Km2，冲沙闸和进水口布置在左岸；引水隧洞沿左岸布置，长2500m，圆型，直径3m，比降1:2000。厂房位于湑水河与大箭交汇处山咀坡脚处，装机高程1182m，装机容量2×1.0MW，多年平均发电量758万KWH，总投资1626万元。⑹天池山水电站拦水堰建在湑水河与大箭沟交汇处下游，拦截干流与大箭沟的来水，水能增加显著，堰顶高程1182m，堰高6m，堰址以上集雨面积549Km2，引水隧洞沿左岸布置，长2700m，圆型，直径3.3m。厂区位于干流弯道公路下的山坡脚处，装KWH，总投资2370万元。⑺小箭沟水电站拦水堰建在天池山电站厂区下游处，堰顶高程1112m，堰高6m，堰址以上集雨面积560Km2，引水隧洞沿左岸布置,长3000m，圆型，直径3.5m。厂区位于湑水河与小箭沟交汇处的山坡脚处。装机高程式1056m，装机容量2×1.6MW，多年平均发电量1264万KWH，总投资2280万元。⑻观音峡水电站拦水坝建在湑水河与小箭沟、葡萄沟交汇处下游，坝址高程1056m，堰高6m，堰址以上集雨面积595Km2，引水隧洞沿右岸布置，长3500m，圆型，直径4m。厂区位于湑水河右岸、观音峡左岸交汇处的阶地上。装机高程1008m，装机容量2×1.8MW，多年平均发电量1392万KWH，总投资2750万⑼金观水电站拦水坝建在湑水河与观音峡交汇处，堰顶高程1008m,堰高3m，堰址以上集雨面积717Km2，引水隧洞沿右岸布置,长800m，圆型,直径4.2m。厂区位于金龙电站拦水坝附近的湑水河右岸阶地上。装机高程996m，装机容量2×0.5MW，多年平均发电量354万KWH，总投资740万元。拦水坝建在湑水河与黑峡子交汇处，坝顶高程918m，坝高14m，坝址以上集雨面积933Km2，引水隧洞沿左岸布置,长250m，圆型，直径4.3m。厂区位于湑水河左岸阶地上。装机高程906m，装机容量2×0.63MW，多年平均发电量580万KWH，总投资1377万元。方案一没有淹没土地，没有迁移人口各级电站的主要指标见下表4-1：表4-1湑水河水电梯级开发方案一主要指标表流序域量m/s资号km万m万mmMw元/kw.h102030450607080900方案二拦水堰位于偏桥子上游，堰顶高程1525m，堰高5m，堰址以上集雨面积145Km2，冲沙闸和进水口布置在左岸，呈正冲侧引型。无压引水隧洞沿左岸布置，长6450m，城门洞型,断面2.2×2m2，比降1:2000。厂房位于湑水河与石孟家河交汇处的山咀坡脚处，装机高程1369m，装机容量2×1.0MW，多年平均发电量917万KWH，总投资1864万元。（2）将军台水电站拦水堰建在干流与小太白河、孟家沟交汇处的下游，坝顶高程1369m，堰高6m，堰址以上集雨面积261Km2，冲沙闸和进水口布置在左岸；无压引水隧洞沿左岸布置，长8600m，城门洞型，断面2.2×2m2，比降1:2000。厂房位于黄柏原对岸，装机高程1224m，装机容量2×1.6MW，多年平均发电量1565万KWH，总投资2531万元。（3）大箭沟水电站拦水堰坝建在湑水河与红水河交汇处的下游，正对左岸的姚家坝村，距大桥600m，拦截湑水河干流与红水河来水,堰顶高程1224m，堰高5m，堰址以上集雨面积420Km2，冲沙闸和进水口布置在左岸；引水隧洞沿左岸布置,长2500m，圆型，直径3m。厂房位于湑水河与大箭交汇处山咀坡脚处，装机高程1182m，装机容量2×1.0MW，多年平均发电量758万KWH，总投资1626万元。（4）小箭沟水电站拦水堰建在湑水河与大箭沟交汇处下游，拦截干流与大箭沟的来水，水能增加显著，堰顶高程1182m，堰高7m，堰址以上集雨面积549Km2，引水隧洞沿左岸布置，长5200m，圆型，直径3.2m。厂区位于湑水河与小箭沟交汇处的山坡脚处。装机高程1056m，装机容量2×3.2MW，多年平均发电量2851万KWH，总投资4084万元。（5）观音峡水电站主拦水坝建在湑水河与小箭沟、葡萄沟交汇处下游，副拦水堰建在观音峡支流上，堰顶高程1056m，堰高6m，两堰址以上集雨面积717Km2，引水隧洞沿右岸布置，总长4000m，圆型，直径4m。厂区位于金龙电站堰址附近的阶地上。装机总投资3063万元。（6）黑峡子水电站拦水坝建在湑水河与黑峡子交汇处，坝顶高程918m，坝高10m，坝址以上集雨面积933Km2，引水隧洞沿左岸布置,长250m，圆型,直径4.3m。厂区位于湑水河左岸阶地上。装机高程906m，装机容量2×0.63MW，多年平均发电量580万KWH，总投资1377万元。方案二没有淹没土地，没有迁移人口各级电站的主要指标见下表4-2：湑水河水电梯级开发方案二主要指标表表4-2序资号km万m万mmm/sMw元/kw.h10203040506方案三拦水堰位于偏桥子上游，堰顶高程1525m，堰高5m，堰址以上集雨面积145Km2，冲沙闸和进水口布置在左岸，呈正冲侧引型；无压引水隧洞沿左岸布置,长6450m，城门洞型,断面2.2×2m2,比降1:2000。厂房位于湑水河与石孟家河交汇处的山咀坡脚处，装机高程1369m，装机容量2×1.0MW，多年平均发电量936万KWH，总投资1715万元。拦水堰建在干流与小太白河、孟家沟交汇处的下游，坝顶高程1369m，堰高6m，堰址以上集雨面积261Km2，冲沙闸和进水口布置在左岸；无压引水隧洞沿左岸布置，长4500m，城门洞型，断面2.2×2m2，比降1:2000。厂房位于湑水河与东昌河交汇处的山咀坡脚处，装机高程1291m，装机容量2×1.0MW，多年平均发电量839万KWH，总投资1357万元。拦水坝建在双洞村前的干流与东昌河交汇处下游，坝顶高程1291m，堰高10m，堰址以上集雨面积294Km2，冲沙闸和进水口布置在左岸；引水隧洞沿右岸布置，长3500m，洞径2.5m。厂房位于黄柏原对岸大桥头，装机高程1233m，装机容量2×1.0MW，多年平均发电量798万KWH，总投资1489万元。观音峡电站是方案三的龙头水库和重点工程。大坝坝址两岸基岩出露，适宜布置拱坝。拱坝坝底宽30m，底部高程1183m。拟布置混合曲线型砼双曲拱坝。正常水位1230m，死水位1210m，正常库容866万m3，调节库容714万m3，拱坝砼方量5万m3。大箭沟的水通过汇合处上游1Km处的堰坝和2.4×2.4m2城门洞型2Km长的隧洞引水入库。坝址以上集雨面积为542Km2。进水口布置在右岸，为竖井式。引水隧洞沿右岸布置，总长9250m，圆形有压洞，洞径5m。厂房位于观音峡与干流并交汇口右岸。厂房装机高程1006m，内装2×12.5MW混流立式机组。多年平均发电量9596万KMH，总拦水坝建在湑水河与观音峡交汇处，堰顶高程1004m,堰高3m，堰址以上集雨面积717Km2，引水隧洞沿右岸布置,长800m，圆型，直径5.5m。厂区位于金龙电站拦水坝附近的湑水河右岸阶地上。装机高程996m，装机容量2×0.5MW，多年平均发电量358万KWH，总投资649万元拦水坝建在湑水河与黑峡子交汇处，坝顶高程918m，坝高10m，坝址以上集雨面积933Km2，引水隧洞沿左岸布置,长250m，圆型,直径6m。厂区位于湑水河左岸阶地上。装机方案三共淹没土地259亩，迁移人口65人。各级电站的主要指标见下表4-3：湑水河水电梯级开发方案三主要指标表表4-3序资号km万m万m%mm/sMw元/kw.h10020034500760方案四拦水堰位于偏桥子上游，堰顶高程1525m，堰高5m，堰址以上集雨面积145Km2，冲沙闸和进水口布置在左岸，呈正冲侧引型；无压引水隧洞沿左岸布置,长6850m，城门洞型,断面2.2×2m2，比降1:2000。厂房位于湑水河与石孟家河交汇处下游约700m的山咀坡脚处，装机高程1336m，装机容量2×1.25MW，多年平均发电量1084万KWH，总投资1815万元。将军台电站是方案四的龙头电站。坝址位于双洞村前的干流与东昌河交汇处下游，设计坝型为砼双曲拱坝，最大坝高60m，正常水位1336m，水库调节库容850万m3，库容系数为5.6%。大坝砼方量6.5万m3。进水口设在左岸，为竖井式。引水隧洞沿左岸布置，洞径4m，洞总长3500m。厂房平均发电量2980万KWH，总投资8444万元。拦水堰坝建在湑水河与红水河交汇处的下游，正对左岸的姚家坝村，距大桥600m，拦截湑水河干流与红水河来水,堰顶高程1224m，堰高5m，堰址以上集雨面积420Km2，冲沙闸和进水口布置在左岸；引水隧洞沿左岸布置，长2500m，圆型,直径4m。厂房位于湑水河与大箭交汇处山咀坡脚处，装机高程1182m，装机容量2×1.6MW，多年平均发电量1343万KWH，总投资2176万元。拦水堰建在湑水河与大箭沟交汇处下游，拦截干流与大箭沟的来水，水能增加显著，堰顶高程1182m，堰高6m，堰址以上集雨面积549Km2，引水隧洞沿右岸布置，长8350m，圆型，直径4.5m。厂区位于湑水河右岸、观音峡左岸交汇处的阶地上。装机高程1006m，装机容量2×8.0MW，多年平均发电量6534万KWH，总投资7366万元。拦水坝建在湑水河与观音峡交汇处，堰顶高程1004m,堰高3m，堰址以上集雨面积717Km2，引水隧洞沿右岸布置，长800m，圆型,直径5m。厂区位于金龙电站拦水坝附近的湑水河右岸阶地上。装机高程996m，装机容量2×0.8MW，多年平均发电量315万KWH，总投资587万元。拦水坝建在湑水河与黑峡子交汇处，坝顶高程918m，坝高10m，坝址以上集雨面积933Km2，引水隧洞沿左岸布置,长250m，圆型，直径5.5m。厂区位于湑水河左岸阶地上。装机高程906m，装机容量3×1.0MW，多年平均发电量745万KWH，总投资1993万元。方案四共淹没土地376亩，迁移人口145人。各级电站的主要指标见下表4-4：湑水河水电梯级开发方案四主要指标表表4-4序号km量万m万m%mm/sMw时h电量万kw.h元/kw.h千瓦投资1002300400500764、4、3规划方案比较选择对四种规划方案从动能经济指标、淹没指标、工程地质条件和投资指标等几个方面进行比较：动能经济指标：方案一和方案二属径流开发，装机分别为21.32MW和20.06MW，发电量分别为8558万KWH和8427万KWH。方案三和方案四为建库开发，水能利用率有所提高，装机分别为34MW和32MW，发电量为13407万KWH和13001万KWH。可以看出，建库开发比径流开发更能充分利用水资源。其中，方案三的装机和发电量最优。淹没指标：方案一和方案二没有淹没土地和迁移人口。方案三淹没土地259亩，迁移65人。方案四淹没土地376亩，迁移人口145人。从此看出，方案一和方案二没有淹没损失，工程实施较为方便。方案三比方案四淹没指标低，特别是人口迁移少。工程地质条件：方案一和方案二没有制约工程建设的不利地质条件，方案四的坝址处在石灰岩和花岗岩衔接地带，库区渗漏和坝址地质须进一步勘探。方案三的坝址处在花岗岩地区，不存在制约工程建设的不良地质条件。元/KWH，单位千瓦投资7660元/KW。方案二总投资14545万元，单位电能投资1.73元/KWH，单位千瓦投资7251元/KW。方案三总投资21916万元，单位电能投资1.63元/KWH，单位千瓦投资6445元/KW。方案四总投资21820万元，单位电能投资1.68元/KWH，单位千瓦投资6819元/KW。方案三单位电能投资和单位千瓦投资最优。湑水河流域的四种开发方案从动能经济指标、淹没指标、工程地质条件和投资指标看，方案三动能经济指标、工程投资指标最优，不存在制约工程建设的不良地质现象，淹没损失不大，因此，从全局考虑，选择方案三作为推荐开发方案。5推荐开发方案及近期开发项目5.1推荐方案经比选，推荐第三方案为湑水河流域的开发方案。5.1．1古子梁电站拦水堰位于偏桥子上游，为砼重力堰,堰顶高程1525m，冲沙闸和进水口布置在左岸，呈正冲侧引型；无压引水隧洞沿左岸布置,长6450m，城门洞型,断面2.2×2m2,比降机高程1369m，装机容量2×1.0MW，多年平均发电量936万KWH，总投资1715万元。5.1．2双洞水电站拦水堰建在干流与小太白河、孟家沟交汇处的下游，坝顶高程1369m，为砼重力堰,堰高6m，堰址以上集雨面积261Km2，多年平均流量4.69m3/s,冲沙闸和进水口布置在左岸；无压引水隧洞沿左岸布置，长4500m，城门洞型，断面2.2×2m2，比降1:2000。厂房位于湑水河与东昌河交汇处的山咀坡脚处，装机高程1291m，装机容量2×1.0MW，多年平均发电量839万KWH，总投资1357万元。5.1．3将军台水电站拦水坝建在双洞村前的干流与东昌河交汇处下游，坝顶高程1291m，为砼重力堰,堰高10m，堰址以上集雨面积294Km2，多年平均流量4.69m3/s,冲沙闸和进水口布置在左岸；引水隧洞沿右岸布置，长3500m，洞径2.5m。厂房位于年平均发电量798万KWH，总投资1489万元。5.1．4观音峡水电站观音峡电站是方案三的龙头水库和重点工程。大坝坝址两岸基岩出露，适宜布置混合曲线型砼拱坝。拱坝坝底宽30m，底部高程1183m。正常水位1230m，死水位1210m，正常库容866万m3，调节库容714万m3，拱坝砼方量5万m3。大箭沟的水通过汇合处上游1Km处的堰坝和长2Km2.4×2.4m2的无压城门洞型隧洞引水入库。坝址以上集雨面积为542Km2,多年平均流量9.74m3/s,进水口布置在右岸，为竖井式。引水隧洞沿右岸布置，总长9250m，圆形有压洞，洞径5m。厂房位于观音峡与干流交汇口右岸。正常尾水高程万KMH，总投资14596万元。5.1．5金观水电站拦水坝建在湑水河与观音峡交汇处，堰顶高程1004m,为砌石重力堰,堰高3m，堰址以上集雨面积717Km2，多年平均流量12.88m3/s,引水隧洞沿右岸布置,长800m，圆型，直径5.5m。厂区位于金龙电站拦水坝附近的湑水河右岸阶地上。装机高程996m，装机容量2×0.5MW，多年平均发电量358万KWH，总投资649万元5.1．6黑峡子水电站拦水坝建在湑水河与黑峡子交汇处，坝顶高程918m，为浆砌石重力坝,坝高10m，坝址以上集雨面积933Km2，多年平均流量16.76m3/s引水隧洞沿左岸布置,长250m，圆型,直径6m,纵坡1/100。厂区位于湑水河左岸阶地上。装机高程906m，装机容量2×1.0MW，多年平均发电量880万KWH，总5．2近期开发工程观音峡电站是湑水河流域水电梯级开发的重点，其经济指标优，施工条件较好，推荐为近期开发工程。观音峡大坝坝址位于干流与大箭沟交汇口上游约100m处，此处山谷呈V型，两岸基岩出露，适宜布置混合曲线型死水位1210m，正常库容866万m3，调节库容714万m3，拱坝砼方量5万m3。大箭沟的水通过汇合处上游1Km处的堰坝和长2Km2.4×2.4m2的无压城门洞型隧洞引水入库。坝址以上集雨面积为542Km2,多年平均流量9.74m3/s,进水口布置在右岸，为竖井式。引水隧洞沿右岸布置，总长9250m，圆形有压洞，洞径5m。厂房位于观音峡与干流交汇口右岸。正常尾水高程1006m，内装2×12.5MW混流立式机组。多年平均发电量9596万KMH，总投资14596万元。观音峡电站工程特性表序号项目单位指标备注一水文1本流域面积km24312跨流域引水面积km23坝址以上流域面积km25424多年平均径流量万m3/s279495设计洪水流量m3/sp=2%6校核洪水流量m3/sp=0.5%7多年平均输沙量9.8二水库1正常蓄水位m死水位m设计洪水位m1234.5p=2%校核洪水位m1235.0p=0.5%2水库总库容万m3调蓄库容万m3714死库容万m33调节性能季调节三能量指标1装机容量MW252保证出力MW5.23年发电量95964年利用小时h3838四淹没损失1淹没山林亩2592迁移人口人65五主要建筑物1拦河坝坝型混合曲线砼拱坝坝顶高程m最大坝高m55坝顶长度m坝址地质麻状花岗岩地震烈度度62引水系统隧洞长度m9250隧洞直径D/D衬m/m5/4.2发电引用流量m3/s3厂房型式地面式主厂房尺寸m42*15长*宽六机电单机容量MW机组台数台2七主要工程量土石方明挖m371432石方洞挖m3196664混凝土m376597钢材T八经济指标静态总投资万元动态总投资万元14596单位电能投资元/kw.h单位千瓦投资元/kw58386、环境影响评价工程位于太白山自然保护区南麓，流域内森林茂密，自然生态环境良好。本规划环评工作中，尚未发现有制约规划工程建设的环境问题，制定的环境保护目标基本可实现。且规划工程实施后，可削减洪峰，提高下游河道两岸的防洪标准，有利于流域生态环境的改善。水库兴建后，预测水库水质达I类。由于工程开发采用隧洞输水方案，将地表森林植被的破坏降到最低程度。其不利影响主要表现在弃渣的堆积，施工期产生的噪音，生产、生活污水及电站运行废油及其它有机物污染等。只要在施工期和运行期加强污染物的管理，妥善处置；工程弃渣有组织堆放，工程完工后对植被破坏的施工点，进行植草种树，恢复植被，美化环境。水库淹没、土地占用、居民迁移等不可逆转的环境因素可通过业主补偿、政府转移支付等方式妥善处理。规划工程的兴建，其有利影响是主要的，不利影响是次要的、局部的，且不利影响可采取一定措施加以减免或改善，从环境影角度考虑，规划工程建设是可行的。7、估算编制说明7、1编制原则本工程预算编制年2004年，材料价格采用2004年第一季度工程所在地价格水平。7、2编制依据1）陕计项目（2000）1045号文颁发的《陕西省水利水2）陕计项目（2000）1045号文颁发的《陕西省水利水3）陕水计（1996）140号文颁发的《水利水电工程施工4）陕建建发（1990）50号文颁发的《1999陕西省建筑5）不足部分采用相关定额予以补充。7、3基础单价7、3、1人工预算单价的编制根据陕西省计委陕计项目（2000）1045号文颁发的《陕西省水利水电工程概（预）算编制办法及费用标准》的计算方法及有关规定标准分析确定为：技工26.60元/工日普工23.90元/工日7、3、2主要材料预算价格和规定价格1）主要材料以规定价进入工程单价，预算价从规定价之差价计取税金后以“材料价差”列在单价表税金之后。2）其他材料采用市场调查价格。7、3、3施工机械台班费的编制施工机械台班费定额执行1996年《陕西省水利水电工程施工机械台班费定额》，对于该定额中未列入的施工机械参考相关资料补充。施工机械台班费=Ⅰ类费用×1.15+Ⅱ类费用+Ⅲ类费用7、4估价表的编制预算单价=直接费+间接费+利润+税金+材料价差一、直接费=基本直接费+其他直接费1、基本直接费基本直接费=人工费+材料费+机械费+其他费用（1）人工费、材料费和机械使用费均为定额量乘预算价（2）根据