1、11 工程概况1.1 地理位置及水系概况白水门水库位于永丰县潭城乡境内，距县城恩江镇 7.5km，坝址座落在赣江水系乌江支流的恩江河白水门溪上游。白水门溪为赣江的二级支流，发源于永丰县与峡江县的交界山脉雾云峰，由北向南流经西坑、江下、江背、石桥等地，在瑶上汇入赣江支流乌江。流域东邻麻江河的支流潭城河，西毗乌江支流棱溪河，北与峡江县接壤，南抵乌江支流麻江河，地理位置处在东经 11527至 11531、北纬 2719至 2728之间，流域面积 72.4km2，主河长18.8km，主河道平均坡降 4.88。白水门水库坝址位于白水门溪上游，控制流域面积 26.6 km2。坝址以上流域主河长 8.80k
2、m，流域平均宽度 3.02km，主河道平均坡降10.0。白水门溪流域属低山丘陵区，其河流在水库坝址上游属山区性河流，河道比较大， 坝址以下河流属低丘、平原性河流，河道坡降平缓。水库坝址以上流域植被良好，无水利工程，人类活动影响小，水土流失较轻。水 库的地埋位置和附近的水系详见“ 永丰县白水门水库水系图” （图 1-1）。1.2 水电站现状永丰县白水门水电站位于吉安市的东北部，永丰县潭城乡境内，地处赣江水系乌江支流恩江河上游，距离永丰县城 7.5km。目前白水门水库枢纽工程主要建筑物有：大坝、左岸溢洪道、右2岸溢洪道、输水隧洞、输水涵管、一 级电站、二 级电站等。白水门水库坝址座落在潭城乡白水门
3、村，水库有效集雨面积 26.6 km2。白水门 水库是一座以灌溉为主，兼有发电 、防洪、养殖等综合效益的中型水利枢纽工程，设计灌溉农田 2.5 万亩，有效灌溉农田2.1578 万亩，旱涝保收农田 1.5539 万亩。水库设计总库容 2210 万m3，最大总库 容达到 2700 万 m3，有效库容 1515.5 万 m3，正常高水位 134.44m，正常高水位水面面积 1.96 km2。大坝坝型为均质土坝，坝顶高程 140.77m，设计坝高 27.93m，最大坝高 30.65m，大坝坝顶设计长度 185m，实际长度 155m，坝顶宽度 7m。溢洪道分左右二个，为宽线型式，堰 顶高程 134.44
4、 m，右 侧溢洪道堰顶宽 10m，最大泄洪量211m3/s，左侧溢洪道堰 顶宽 10.5m，最大泄洪量 234m3/s。输水隧洞为压力隧洞，位于大坝左岸山体中，隧洞全长 135.0m，进口底高程117.94m，圆 形钢筋砼衬砌，内径 1.6m，进口段 为马蹄形砖砌结构，长 10 m，其后为钢筋 砼压力管段，内径 0.8m。白水门水库于 1958 年7 月动工兴建， 1960 年 2 月竣工蓄水。白水门水库可养殖水面面积 1750 亩，已养殖水面面积 1300 亩，多年平均产鱼量约 3 万斤。白水门电站为坝后引水式电站，设计总引用流量 3.06m3/s，总装机 840kw（2*320kw+1*2
5、00kw）。改造前设计 多年平均发电量 159.73万 kw.h，实际 年发电量 110.00 万 kw.h,其中 2006 年发电量 85.00 万kw.h，保证 出力 150kw。白水门电站分一级站和二级站，二站相距约35m。在灌溉输 水隧洞的出口处，用压力钢管分叉到一级站和二级站。3一级站叉管长 5m，压力叉管内径 0.8m。一级站水头 20 米，流量1.47m3/s，装机 1 台 200kw，主要是利用灌 溉期间的水能发电。二级站的叉管长 35 m，压力叉管内径 0.8m。二级站水头 45m，流量1.94m3/s，装机 2 台共 640kw（2*320kw），主要是利用汛期的水能发电。
6、一级站的电能通过 400V 的架空线路输送到二级站， 经过变压器升压到 10KV 后，通 过 10KV 线路（线径为 LGJ-25）接入 8 km 处的城东10KV 开闭所，并入 县电网。一级站的水轮机型号为 HL260-WJ-50，发电机型号为 TSWN-S-250kVA，调速器型号 为 TT-150，发电机控制屏为 BSL 型，配 DW16-630 万能式断路器。二 级站的水轮机型号为HL220-WJ-42，发电机型号为 TSWN-85/32-6，320KW，调速器型号为 TT-300，发电机控制屏为 BSL 型，配 DW16-1600 万能式断路器。10KV 升压站设在二级 站，升 压站
7、内装有 2 台变压器，型号为 SJ-420/10.5，变压器高压侧通过跌落式熔断器（型号为 RW10-10）接到汇流母线，再经过跌落式熔断器到 10KV 输电线路接入县电网。白水门电站于 1964 年 8 月动工兴建，1965 年 5 月竣工投产发电。白水门水库主坝为均质土坝，建成至今已有 47 年之久，期间经多次加固处理，但在运行过程中，发现大坝隐患较多，未能彻底根除。2006 年江西省水利厅、吉安市水电局、永丰县水电局共同组织有关专家对水库病险情况进行咨询，并报送上级部门审批，于 2007 年再次对水库防洪进行除险加固施工，由江西省水利水电规划设计院设计，福建省水利水电工程有限公司施工，目
8、前正在进行大坝、左岸溢洪道、右岸溢洪道、输水隧洞等的加固施工，计划 2008 年 2 月工程竣工。41.3 永丰县电网现状永丰县位于江西省中部、吉安市东北部。全境四面环山，山峦叠障，地势东 南高，西北低。 东南部多为山地，中部为平原，北部多为丘陵地带。全 县略呈一个不整齐的盆地地势，呈“ 哑铃”状，属吉太盆地一部分。全县土地总面积 2695 km2，合 404 万亩。其中，山地面积 322.6万亩，占总 面积的 79.85%；现有耕地 45.64 万 亩，占总面积的11.29%；河湖面积 9.25 万亩，占总面积的 2.3%。全县人口 41.61 万人，其中农业人口 34.57 万人，非农业人
9、口 7.04 万人。永丰县自然资源丰富，森林覆盖率高达 70.7%，属中亚热地带季 风湿润气候，气候温和，雨量充沛，落差大，地表径流丰富，河道坡降集中，是理想的电力开发之地。多年平均地表径流总量约 22.742 亿 m3，多年平均降雨量为1577.4mm。全 县水能蕴 藏量约 14.4629 万 kw，可开发利用容量约9.3815 万 kw，年平均发电量 4.0974 亿 kw.h。目前永丰县电网由 110KV 和 35KV 线路形成 输电骨架。 现有110KV 变电站 2 座，主变总容量 4.4 万 KVA，其中永丰变电站主变容量 1*3.15 万 KVA，藤田变电站主变容量 1*1.25
10、万 KVA，110KV输电线路 2 条，总长 86.95 km； 35KV 变电 站 5 座，主变 6 台容量1.74 万 KVA，35KV 输电线路 9 条，总长 158.83 km。电网以县城为中心，内与各乡镇及大型工矿企业相连，外用 1 回 110KV 线路通过吉水变电站与吉安市电网连接。截止 2006 年永丰全县有水电站 34 座，水电总装机容量达到 3.4435 万 KW。全年发电量 10500 万 kw.h。2005 年全县社会用电量 1.3175 亿 kw.h，其中工业用电 5867 万5kw.h，占 44.53%；居民生活用电量 5926 万 kw.h，占 44.97%，人均用
11、电量 316kw.h，户均生活用电量 551kw.h，农村动力及农排用电量1046 万 kw.h，占 7.93%；非居民及商业用电量 336 万 kw.h，占2.55%。2005 年永丰县全社会用电量中的工 业与生活用电构成比5867/5926，从全县用电比重看，工业和生活用电量在逐年增加。1.4 气候特点白水门溪流域地处江西省中部、赣江中游东面，属亚热带季风气候区。气候温湿，四季分明，雨量丰沛，光照充足。受季风影响，每年4-6 月，冷暖气流持续交绥于长江中下游一带 ，形成大范围的降水。该时期是本流域降水最多的季节，往往产生较大暴雨，引发洪灾。7-9 月受台风影响，亦有较大降雨发生。11 月至
12、次年 3 月受西伯利亚冷高压控制，雨量很少。因此，本流域的气候特点是：盛夏季节多为副高控制，盛行西南风，天气晴热少雨；冬季受西伯利亚冷高控制，盛行西北风，天气寒冷少雨；春夏交替之时，冷暖气团常交绥于境内，梅雨连绵；秋季常受变性高压控制，形成秋高气爽的晴朗天气。1.5 气象特征坝址控制流域内无气象资料观测站，位于水库南面且距坝址 9 km 的恩江镇设有永丰县气象站，该站建于 1958 年 12 月，观测项目有降雨、蒸发、气温、风 速、日照、湿度等。蒸发量观测采用 20cm 口径蒸发皿进行。以位于永丰县城的恩江站为白水门溪流域降雨量统计分析代表站，经统计 分析：本流域多年平均降雨量 1636.7m
13、m,最大一日降雨量6259.3mm,出面在 1997 年 8 月 31 日。降雨量年际年内分配不均，年内降水量主要集中在汛期 4-6 月，汛期 4-6 月降雨量占全年的 45.5%。枯水期 10 月至次年 1 月降雨量仅占全年的 15.5%。最大年降雨量2415.9mm（出现在 1997 年），是最小年降雨量 836.0mm（出现在 1971年）的 2.89 倍。据永丰县气象站 1959-1998 年共 40 年的气象资料统计分析，本区域的多年平均气温 18.0，极端最高气温 41.7，出现在 1991 年的 7 月 18 日，极端最低气温-10.0，出现在 1991 年的 12 月 29 日
14、；多年平均风速 1.7m/s，历年最大风速 18.0m/s，出现在 1990 年的月 8日，相应风 向为 SW（西南风）；多年平均蒸发量 1457.7mm，最大蒸发量出现月份为 7 月，多年平均值 242.9mm，最小蒸 发量出现月份为 1月，多年平均值 47.8mm；多年平均无霜期 275 天，无霜日最多的年份是 1994 年， 为 327 天，无霜日最少的年份是 1986 年，为 237 天；多年平均日照小时数为 1674 小时。1.6 水电站改造问题白水门电站于 1964 年 8 月动工兴建，1965 年 5 月竣工投产发电，建成投入运行已有 42 年之久，期间经多次维修、改造，但由于设
15、备已超过规定使用年限，老化严重，事故率高；水轮机、发电机久修不愈，长期带病运行，缺陷多，达不到额定功率；水轮机汽蚀严重，出力受阻；发电机绝缘老化，达不到要求，机组效率低下，综合效率不到 0.60，机组出力受阻达到 20%；主阀锈蚀严重，不能安全运行；机 电设备陈旧，技术落后，效率和自动化程度低；上网输电线路线径（LGJ-25）小，线7路损耗大（年损耗率在 20%以上）；设备年代（大部分为 60-70 年代产品）已久，均属于国家颁布淘汰的机电设备；大部分设备锈蚀严重，存在很大安全隐患；维修零部件难配，且维修的意义不大。为充分利用现有的水能资源，充分发挥白水门水库和电站的综合效益，迫切需要对白水门
16、电站进行更新改造。1.7 水电站改造内容白水门电站技术改造应充分考虑利用原有的设施，并对改造部分做到技术先进、经济合理。白水门电站技术改造是在原有水工建筑物的基础上， 对电站内的水轮机、发电机及相应的附属设备进行更新改造。这次技 术改造的内容有：压力钢管更换、水轮机、发电机、进水口主阀、 辅助 设备（励磁装置、调速器）、 发电机控制保护等设备的重新选型、更换 ；升压站的扩容、改造；更新上网线路 8km；并对电站进行微机保护和计算机监控系统改造，以实现电站的无人值班或少人值守，改善现有的运行条件；恢复或增大水电站的设计发电能力，保证发电系统和引水系统的及水工建筑物的安全可靠性。本次白水门电站技术
17、改造可行性研究报告的设计内容包括：水轮机、发电机、进水口主 阀、 辅助设备（励磁装置、调速器）、发电机控制保护、升压 站等设备选型、电气主接线方案的比较推荐，消防设计以及技术改造的投资概算等。共分主机及辅助设备改造、电气设备改造、工程投资和经济评价四部分。1.8 水电站工程特性表工程特性表8序号 名称 单位 数量 备注一 水文1 流域面积全流域 km2 72.4坝址以上 km2 26.62 代表性流量多年平均流量 m3/S 0.78设计洪水流量 m3/S 40.15校核洪水流量 m3/S 60.03二 水库总库容 万 m3 2134.0正常水位 m 133.44校核洪水位 m 137.06设计
18、洪水位 m 136.06三 下泄流量1 设计洪水最大泄量 m3/S 67.02 校核洪水最大泄量 m3/S 140.0四 工程效益指标1 灌溉效益设计灌溉面积 万亩 2.8实际灌溉面积 万亩 2.52 发电效益装机容量 KW 840多年平均发电量 万 Kw.h 227.1年利用小时数 h 2700五 工程永久占地 亩六 主要建筑物及设备1 挡水建筑物型式 均质土坝坝顶高程 m 140.77最大坝高 m 30.65坝顶长度 m 155.002 泄水建筑物型式 开敞式宽顶堰顶高程 m 134.44溢流长度 m 20.59消能方式 挑流消能3 引水建筑物设计引用流量 m3/S 3.06进水口型式 塔
19、式进水口底板高程 m 117.94闸门型式闸门尺寸 m启闭机型式引水道型式 隧洞与压力管长度 m 135(隧洞长)设计水头 m 20.0(一级站)、45.0(二级站)4 厂房型式 地面厂房尺寸 m2 一级站 59.0二级站 145.0水轮机安装高程 m 一级站 113.96二级站 88.905 主要机电设备水轮机型号 HLD74-WJ-50台数 台 1.0额定出力 KW 222.5设计水头 m 20.0额定流量 m 3/S 1.26发电机型号 SFW200-8/850台数 台 1.0额定出力 KW 200额定电压 KV 0.4额定功率因数 0.8主变压器型号台数 台容量 KVA一级站厂内起重设
20、备 台 1水轮机型号 HLA696-WJ-42台数 台 2.0二级站 额定出力 KW 355.610设计水头 m 45.0额定流量 m 3/S 0.89发电机型号 SFW320-6/740台数 台 2.0额定出力 KW 320额定电压 KV 0.4额定功率因数 0.8主变压器型号 S11-630/10S11-400/10台数 台 2容量 KVA 630+400厂内起重设备 台 16 输电线路电压 KV 10输电目的地 城东 10KV 开闭所输电距离 Km 8.0七 施工施工期限总工期 12 个月八 经济指标1 静态总投资 万元 358.112 总投资 万元 358.11建筑工程 万元 4.38机电设备及安装工程万元 290.31金属结构及安装工程万元 17.7临时工程 万元 0.85其他费用 万元 12.31基本预备费 万元 32.563 主要经济指标单位千瓦投资 元/KW 4263.21单位千瓦时投资 元 1.577财务净现值 万元 74.77财务内部收益率 11.32%
