水电站延续取水评估报告书模板32776.pdf

.xx 市 xx 水电站延续取水 评估报告 xx 市 xxx*二零一七年一月 目录 第一章概述 1 1.1 取水户基本情况 1 项目概况 1 水资源论证及取水许可管理情况 2 第二章取用水合理性分析 4 2.1 用水指标合理性分析 4 2.2 节水措施开展情况和节水潜力分析 7 用水效率控制指标 7 节水措施开展情况 7 节水潜力分析 8 第 3 章取水可靠性分析 9 3.1 取水水质评估分析 9 3.2 取水口可靠性分析 9 取水口位置 9 取水口区域范围演变 9 3.3 取水可行性分析 10 .第 4 章取退水影响评估分析 11 4.1 取水影响分析 11 对区域水资源的影响 11 对其他用水户的影响 11 4.2 退水影响评估 11 退水量及其基本情况 11 退水处理方案及其达标情况 11 退水对水生态环境的影响 12 对其他用户的影响 12 4.3 取退水不利影响的对策措施 13 5 计量监测及取水许可量核定 14 5.1 计量设施安装运行情况 14 5.2 取水许可量核定方法 14 许可量与用水量关系分析 14 取水许可量核定方法 14 6 结论与建议 16 6.1 结论 16 6.1.1 取水的合理性 16 6.1.2 取水的可行性 16 6.1.3 评价结论 17 6.2 建议 18 第 7 章附件 19 7.1 附图 19 .7.1.1 取水项目地理位置图 19 取水计量设施安装示意图 20 .第一章 概述 1.1 取水户基本情况 1.1.1 项目概况 xx 水电站位于 xx 溪中下游小支流 xx 溪上游 xx 镇 xx 村境内,xx溪发源于xxx自然村,于xx镇xx村所在地汇入松溪,流域面积 89.6 km2,主河道长 24.9 km,平均坡降 19.7.该流域形状系数为 1.0,流域内森林覆盖良好,植被多为阔叶生态林,蓄水能力强,河中水流常年不断,理论蕴藏水力资源5450.3KW.xx 水电站坝址 xx 村上游游约 3.5km 处,坝址以上集水面积 13km2,占 xx 溪总流域面积的 14.5%.电站枢纽主要建筑物包括拦河坝、引水渠道、引水隧洞、压力前池、压力管道、发电厂房等.xx水电站坝址以上集雨面积13km2,设计水头80米,设计流量 0.86 m3/s,设计装机容量 500kw,多年平均设计发电量为120 万 kwh.其主要建筑物有：拦河坝、进水渠道、引水隧洞、压力管道、发电厂房.拦河坝采用 75#浆砌石坝,上游边坡 1：0.1,下游边坡 1：1.0,上游迎水面浇筑一层 15cm 厚 c20 砼,进水口设在左岸,进水渠道 70 米,尾部设置排砂闸.引水隧洞全长1200米,设计流量为0.86m3/s,隧洞坡降1/1000,隧洞尺寸为 1.8x1.5高 x 宽,城墙门形.压力钢管全长 158m,直径 0.72m,壁厚 6-10mm,岔管长 25 m,直径 0.5 m,壁厚 10 mm,.主厂房采用单层砖混结构,长宽高为 168.05.5 米.厂房内装有水轮机 XJAW46/112.5 两台,低压发电机SFW2508/740,两台,电、手动调速器两台,闸门两台.BKSF配电盘两面,控制台 1 台.电通过 S9630/11 变压器 T 接至xx 村 10kv 线路送到 xx35KV 变电所.xx 水电站为低坝引水式水电站,利用河道流量和落差引水发电,属于水利发电业.单机设计引水流量为 0.43m3/s,两台机设计引水流量 0.86m3/s.引用水源为 xx 溪地表水.取水方式为隧洞引水,取水地点为 xx 市 xx 溪河段 xx 村桥上游游3.5公里,原计划取水量为750万m3/年,取水用途为发电取水,退水地点位于 xx 村上游 2.2km 处左侧河岸边,退水方式为水轮机尾水室自流退水,退水量为 750 万 m3/年,退水水质要求为地表水类.1.1.2 水资源论证及取水许可管理情况 2003 年 3 月 xx 市水利水电勘测*受 xx 市 xx 公司委托,开始进行 xx 市 xx 水电站初步设计.xx 市水利局对初步设计进行批复,工程于 2003 年 9 月动工建设,2005 年 2 月投产发电,2005 年 8 月底通过竣工验收.根据 建设项目水资源论证管理办法自 2002 年 5 月 1 日起施行.对于直接从江河、湖泊或地下取水并需申请取水许可证的新建、改建、扩建的建设项目,建设项目业主单位应当按照该办法的规定进行建设项目水资源论证,编制建设项目水资源论证报告书.因政策.落地到地方落实存在时间上的衔接和相关技术规范出台问题,因此该项目没有建设项目水资源论证.2005 年,公司向 xx市水利局提出取水许可申请,并于得到批复同意并发取水许可证,最近一期延续取水换证由 xx 市水利局 2012 年 12 月发放,取水许可证证号：取水字第号,有效期至 2017 年 12 月31 日.因取水许可证到期时间为 2017 年 12 月 31 日,特编制延续取水评估报告,申请办理延续取水手续.电站自建成运行以来,经受历年来洪水考验,已安全运行 13 年.取水用途无变化,用水环节和用水工艺无改变,取退水设施与地点无改变,现与第三方无水事纠纷.电站能有效落实电站最小下泄生态流量,确保电站下游河道生态用水.第二章 取用水合理性分析 2.1 用水指标合理性分析 2.1.1 水文气象 xx 电站所在区域属中亚热带季风气候,兼有大陆性和海洋性气候特点,全年气候温和湿润,雨量充沛,阳光充足,四季分明,具有春早秋晚、冬短夏长、冬秋少雨、雨季集中等气候特点.受地形影响,相对高差悬殊,气温的垂直变化明显,随海拔每增高100m,平均气温下降 0.49,致使形成山地温凉,盘地湿热的气候.地层发育以变质岩为主,地势东南高,西南低,四周环山,中部多丘陵和山间盆谷,坡度较平缓.查气象局资料,区域内年平均气温 18.7,最高温度 41.4,最低温度-8.4,夏季最热月份为七月,平均温度 27.2,最大风速 20m/s,平均风速 1.2m/s.年平均雷暴日 69.9 天,水汽压1860hpa,年平均日照时数 1810h.区内雨量充沛,但降雨量的时空分布不均、年内分配不均,降雨多集中在春夏,秋冬少雨,但秋天受台风影响,降水量年际变化大,丰水年降水是枯水年降水量的 2 倍左右,年降水变差系数 0.22.平均年降雨量 15002200mm,局部可高达 2700mm 以上,全年降雨日164177天,按天气成因大致可分：34月春雨,56 月梅雨,79 月台风雷雨和 102 月干季四个时期.造成本流域降水的主要天气系统是锋面雨和台风雨.特别是静止锋造成.的降水量大,历时长,易形成大洪水,酿成洪灾.项目区内多年平均径流深950mm,年水面蒸发量920mm,陆地蒸发量在620mm,年侵蚀模数 150T/km2.径流变差系数 0.36,年径流系数 0.61.2.1.2 径流复核计算 xx 水电站位于 x 溪中下游小支流 xx 溪上,流域内无水文测站,经分析,选定相邻流域 xx 水文站为径流设计参证站,该站控制集水面积 291.0km2,且下垫面、植被等与坝址相似,是坝址径流计算的理想参证站,坝址径流根据参证站资料系列按面积比和面雨量修正求得.经分析计算求得 xx 水电站坝址的年径流成果,径流年内分配参照参证站的比例进行.求得 xx 电站坝址多年平均流量为0.42m3/s,年径流量为 1343 万 m3.径流系列代表年的选择 根椐径流调节需要以及坝址平均流量频率分析计算成果,选择三个代表年如下：丰水年：1975 年 4 月-1976 年 3 月 平水年：1960 年 4 月-1961 年 3 月 枯水年：1978 年 4 月-1979 年 3 月 根据所选三个代表年,按频率适线成果按年内、枯季进行修正,以三个代表年逐日平均流量进行径流调节计算,计算出丰、平、枯三代表年发电量、取水量和平均发电量、平均年取水量如下：.丰水年：发电量：183.4 万 kwh 取水量：1143 万立方米 平水年：发电量：134.2 万 kwh 取水量：836 万立方米 枯水年：发电量：87.8 万 kwh 取水量：547 万立方米 多年平均：发电量：135 万 kwh 取水量：842 万立方米 2.1.3 历年取水情况 电站装机容量 500kW,设计最大引水流量 0.86m3/s,设计发电量 120 万 kw.h,设计取水量 750 万立方米,按最大发电引水流量控制取水.xx 水电站 2005 年至 2017 年统计的 13 年实际运行情况具体见下表：年度 发电量 实际用水量 备注 2005 108.34 677 2006 122.20 764 2007 117.30 733 2008 103.40 646 2009 82.14 513 2010 163.20 1020 2011 88.80 555 2012 171.09 1069 2013 147.42 921 2014 172.64 1079 .2015 126.71 792 2016 238.06 1488 2017 131.00 819 平均 136.33 852 对比电站 2005 年以来 13 年实际平均发电量、平均发电取水量与本次径流分析计算设计多年平均发电量、平均发电取水量,可以得到多年的发电量、发电取水量和实际基本接近,原设计平均发电量、平均发电取水量达到设计标准,实际略大一点.主要是 2010 年、2012、2014、2016 年 4 年为丰水年,2009 和 2011年为枯水年,这 13 年中偏丰水年比偏枯水年多造成.2.2 节水措施开展情况和节水潜力分析 2.2.1 用水效率控制指标 xx 市 xx 电站取水发电,径流开发,无调节能力,提高发电用水效率主要体现以下几个方面：1、通过改造输引水设施,降低水头损失.2、通过改造水力发电机组,引进新型节能水力发电机组,提高发电效率.本电站装机容量 500kw,多年年发电量 136 万kwh,年取水为 852 万 m3/年,坝址以上多年平均径流量 1343 万m3/年,水利用率 63.3%.2.2.2 节水措施开展情况 xx 水电站属于属于径流开发,没有调节能力,节水的总体指导思想是：做到高水头低耗水率,提高水量利用率减少弃水,以促进水资源开发利用的最大化.节水措施主要有以下几点：1、通过电视、电台和网络,实时掌握天气预报,掌握水情、雨情,实.时了解流域的来水情况,及时调整优化机组的运行方式,避免意外弃水.2、加强机组及辅助设备的巡视检查及维护检修等工作,提高设备的完好率.3、及时清理拦污栅的沉渣和浮渣,减少水头损失.4、定期进行耗水率及水量利用率的考核,科学合理的优化运行方式.2.2.3 节水潜力分析 1、xx 市 xx 电站由于规模小,运行人员素质、技术水平低,机组维修养护少,大修小修不及时,电站运行管理激励机制差等原因,运行过程中时常有发生弃水现象,机组损坏停止发电、清理拦污栅不及时等现象,造成浪费水资源.通过制定规范的管理制度,规范的检修制度,合理的激励机制,人为上以减少水头损失,提高水能利用率,达到节水增发电的目的,能有一定的节水潜力.2、电站在增容、改造引水设施等方面无重大改变的预期,想挖掘节水潜力,主要措施：一是拦河坝和隧洞内淤积,前池淤积,时常有泥沙、石子流进水轮机,造成水轮机转轮损坏、加大气蚀空化,影响效率,必须进行清淤.二是开展好流域的梯级调度,在节能降耗上做文章,就如何做好枯水期的降低耗水率、丰水期提高水量利用率等方向开展积极探索,提高水资源的利用.第 3 章 取水可靠性分析 3.1 取水水质评估分析 xx市xx电站取用地表水用于发电,对水质无特殊要求,根据水功能区划定情况,本河段水质管理目标为类.电站处于 xx 溪流域的上游,上游居住人口较少,河谷内人因稀少,产生的生活及生产垃圾较少.洪水季节,小部分的浮渣被拦污栅拦截后及时清理,河道消涨频繁,水体流动更换快,不存在水体富营养化.为保护好区间水质,电站每年开展定期巡河工作,确保河道内超标污染排放等破坏水生态环境的*行为,同时积极开展河道漂浮垃圾的清理工作,主要对机组进水口垃圾进行及时打捞上岸进行无害化处理.3.2 取水口可靠性分析 3.2.1 取水口位置 电站取水口位于 xx 溪河段 xx 村桥上游游 3.5 公里拦河坝右岸,明渠引水,经过多年运行,能满足正常取水运行的要求.3.2.2 取水口区域范围演变 取水口多年运行期间,区域范围内没有生活、生产用水用水.故取水口区域范围演变较稳定,不产生影响.电站发电蓄水已有 13 年,取水口区域范围现状并未发生明显的演变,不仅工程地质满足要求,且供水水量,水质和水能都.能满足项目的设计要求,取水设施可靠,机组运行工况总体情况良好,但拦河坝尚有淤积,时常有泥沙、石子流进渠道,带进水轮机,造成水轮机转轮损坏、加大气蚀空化,影响效率,必须进行清淤.3.3 取水可行性分析 xx 电站是根据上游来水量的多少来发电的,根据 2013-2017年实际运行资料计算来看,平均取水量 852 万立方米,与本次水文计算复核的多年平均取水量 842 接近,水量利用率为 63.3%.年取水量基本可靠,符合年许可取水量.电站取用地表水用于发电,取水852万m3/年,退水852万m3/年,不消耗水量,对下游用水单位无影响.且 xx 市 xx 电站取用地表水通过水轮机将水能转化为电能,无任何污染,退水水质与取进水时水质一样.故 xx 市 xx 电站取水是可靠的,可行的.第 4 章 取退水影响评估分析 4.1 取水影响分析 4.1.1 对区域水资源的影响 xx 电站主要以发电为主,在发电取水过程中,水流通过水轮机后又全部回归河道,并没有消耗河道水量,也没有任何污染水质.水力发电是国家鼓励的清洁能源行业,电站发电的尾水重新回归河道,除水面蒸发损失和极少的生活用水外,对水资源几乎没有消耗.由此可见,xx 电站用水是合理的,取用水并不会对上下游、四周等区域水资源产生影响.4.1.2 对其他用水户的影响 xx 电站无供水任务,下游的农田灌溉是利用发电尾水流入渠道进行灌溉,不存在争水抢水问题,其他没有用水户.电站运行多年以来,并未出现由 xx 电站取用水引起对其他用水户的干扰.故 xx 电站对 xx 溪的取用水不会对其他用水户造成影响.4.2 退水影响评估 4.2.1 退水量及其基本情况 xx 电站取水量 852 万 m3/年,退水量 852 万 m3/年,退水地点为坝址下游的发电厂房尾水渠,退水方式为明渠连续,退水水质要求为地表水类.4.2.2 退水处理方案及其达标情况 xx 电站为径流式电站,主要功能为生产发电,主要产品为电.能,取退水构筑物及设施包括：拦河坝、进水闸门、进水口,渠道、隧洞、前池、压力钢管、喷针、蜗壳、及尾水室等组成.取用水工艺为在 xx 溪上建拦河坝,发电用水通过取水口、渠道、隧洞、前池、压力钢管经流道进入机组,由喷针控制进入水轮机蜗壳驱动水轮机转轮带动发电机组发电,尾水经尾水室等流道退至 xx 溪河道.拦河坝拦蓄河道地表水发电,其发电尾水回归原河道,保持水量不变,水质无变化,退水处理方案为直排,退水水质达到地表水类.4.2.3 退水对水生态环境的影响 因取水主要用于水力发电,基本没有消耗水资源,发电尾水直接流入河道,退水地点坝址下游 1000 余米,水质保护目标为类,常年该河段水质保持在类,符合水功能区要求.电站下一步将安装生态流量下泄自动监测设备,有效落实电站最小下泄生态流量,确保电站下游河道生态用水.电站发电尾水回归原河道,退水水质和总量保持不变,对水生态环境无影响.4.2.4 对其他用户的影响 xx 电站无供水任务,下游的农田灌溉是利用发电尾水流入渠道进行灌溉,不存在争水抢水问题,其他没有用水户.电站运行多年以来,并未出现由 xx 电站取用水引起对其他用水户的干扰.故 xx 电站对 xx 溪的取用水不会对其他用水户造成影响.4.3 取退水不利影响的对策措施 取退水不利对策措施就是电站下一步将安装生态流量下泄自动监测设备,有效落实电站最小下泄生态流量,确保电站下游河道生态用水.5 计量监测及取水许可量核定 5.1 计量设施安装运行情况 工程取退水计量按照国家相关法律法规的规定以机组上网发电量进行核算.电力计量关口表计由国家电网 xx 供电公司抄算核定,并定期对表计进行校核检验.取水计量装置已运行多年,均正常运行,未出现异常现象.5.2 取水许可量核定方法 5.2.1 许可量与用水量关系分析 xx 电站利用水能发电,并不消耗水量,也并不改变原水水质,其许可量全部转化为用水量进行发电.故许可量与用水量成正比例关系.5.2.2 取水许可量核定方法 近年来,电站积极履行取水许可管理相关规定,能按时及时上报发电量,根据发用用水量核定取水量,并足额缴纳水资源费.发电计量设施运行正常.每年能向市水利局报送用水总结和用水计划,并配合市水利局进行取水许可监督检查.工程建成以来,电站水资源费缴纳情况基本符合水资源有偿使用制度的要求,按时缴纳了水资源费,按照水资源征收水力发电 0.008 元/千瓦的标准,电站近 5 年向 xx 市水利局缴纳水资源费共计 6.53 万元.2013 年-2017 年水资源费缴纳统计表 .年份 发电量 缴纳金额 备注 2013 年 147.42 1.18 2014 年 172.64 1.38 2015 年 126.71 1.01 2016 年 238.06 1.90 2017 年 131.00 1.05 合计 815.83 6.53 对比电站近 13 年实际平均发电量、平均发电取水量与本次径流分析计算多年平均发电量、平均发电取水量,可以得到多年的发电量、发电取水量和实际基本接近,比原设计平均发电量、平均发电取水量达到设计标准,原申请的取水量 750 万立方米偏小.本次延续取水申请按每年取水量 850 万立方米核定申请.6 结论与建议 6.1 结论 6.1.1 取水的合理性 水电是国民经济的基础产业,也是国家鼓励优先发展的产业,发展水电产业符合国家正在实施的可持续发展战略,在 xx 溪上取水用于水电站发电,是充分利用当地丰富的水利资源,加快水电资源开发,带动区域经济发展的一项重要举措.xx 电站装机容量 500kW,多年平均发电量 136 万 kWh,通过一条 10KV 输电线路送至 xx 镇变电站,与 xx 电网进行功率交换,大大提高了区域性电网可靠性,安全性.xx 水电站工程为引水式电站,主要用水为发电用水,没有消耗河道水量,仅仅是将水资源加以合理利用和分配.工程修建后抬高了上游河段水位,改善了下游农田灌溉条件,由此可见 xx 水电站工程用水布局是合理的.根据相关资料计算来看,电站发电取用水量 850 万 m3,水量利用率为 63.3%,说明取水的可靠性相差不大,没有利用到的水量主要是水面蒸发、渗漏和洪峰弃水.电站是根据上游来水量的多少进行发电的,坝址处水资源量能满足设计发电用水.6.1.2 取水的可行性 xx 电站建设符合资水流域整体规划,主要用水为发电,并不消耗河道水资源,通过多年的运行,项目取水在丰水年、枯水年.和平水平年对现有用户几乎没有影响.特别是经历了多年的洪水运行,对电站上下游造成的灾害也十分有限.因此,该项目取水对区域水资源状态和其他用水户不会产生不利影响,取水可行.xx 水电站从建成投产运行 13 年以来,安全运行 13 年,无重大安全责任事故,累计发电 1772 万 kWh,为本地区创造了良好的经济效益和社会效益.6.1.3 评价结论 本工程符合国家产业政策、流域综合规划、水能开发规划,符合水功能区划管理和水资源配置的要求.电站设计取水流量为 0.86m3/s.根据近五年平均取水量为 852 万 m3,最大年取水量为 1488 万 m3,符合取水许可相关要求.电站发电尾水回归原河道,由于本电站发电退水位置为本电站发电厂房尾水渠,退水回 xx 溪河,退水地点位于水功能区划的 xx 镇 xx 村生产用水区,水质保护目标为类,常年该河段水质保持在类,符合水功能区要求.下一步将要能有效落实电站最小下泄生态流量,进行河流生态改造设计,坝址厂房段的生态流量取 0.042m3/s,根据河道生态流量下泄要求,生态改造设计在电站拦河坝首部设置一根 DN200 放水支管进行生态流量泄放,通过闸阀进行控制,同时安装生态流量下泄自动监测设备,确保电站下游河道生态用水,下泄生态流量为 0.042m3/s,退水符合水功能区要求.综上,xx电站核定申请延续取水量为850万m3/年,退水量为850 万 m3/年,为合理取水量和退水量.电站在取水合理性,取水可靠性,以及确保生态流量均能满足取水许可要求,取水及退水未对第三方产生不利影响,取水水源、取水用途等未发生改变,符合延续取水申请要求.6.2 建议 xx 电站应严格按照水资源管理要求安装取、退水计量装置和水资源在线监测系统,按管理规定,按实际取水量定期缴纳水资源费,应制定完善意外事故预案及应对措施.第 7 章 附 件 7.1 附图 7.1.1 取水项目地理位置图.7.1.2 取水计量设施安装示意图