曹田坑坝后电站技改方案

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摘 要

电力作为一个国家的重要部门，电能是否有质量，充足的供应直接关系一个国家的发展，也密切关系到每一个的生活和工作。近些年来，随着我国国民经济快速增长，当在电力系统的发展，电网的电压更高，距离更远，容量更大，运行方式更趋势复杂，多样化的电力用户对电力部门供电的可靠性，稳定性和电能质量提出了更高的要求。

通过这次的课程设计验证了自己在这三年中所学的理论知识是否全面得到掌握，也让自己知道了那些方面学得不够扎实。这次我们所进行毕业设计题目是：。

这次的设计可以让自己巩固和充实所学专业理论与工程实际相结合，学习和掌握变电站电气部分的设计的基本方法，培养独立分析和解决工程问题的工作能力和实际工程设计的基本技能，提高制图和计算机的应用技能。

在这次的设计过程中得到了黄敏老师的指导，在此也非常感谢老师的从旁指导工作，使本人能在这段时间能完成此次的毕业设计。但因本人的水平有限，在设计过程中难免有错漏和不足之处的地方，这需要指导老师的批评和指正。

关键词：变压器 负荷 选择 计算 校验

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目 录

1工程概况及现状 ......................................... 1

1.1工程地理位置...................................................................................................1

1.2原工程概况.......................................................................................................1 1.3存在问题及管理体制.......................................................................................1 1.4工程特性表（附后）.......................................................................................2

2水 文 ................................................. 3

2.1 流域概况..........................................................................................................3

2.2 气象..................................................................................................................3 2.3 径流..................................................................................................................3 2.4 设计洪水..........................................................................................................3 2.5施工洪水...........................................................................................................4

3存在问题及增容缘由 ..................................... 5

3.1 工程现状..........................................................................................................5

3.2存在问题...........................................................................................................5 3.3机电设备问题...................................................................................................6 3.3.1水力机械........................................................................................................6 3.3.2电气部分........................................................................................................6 3.3.2金属结构........................................................................................................6 3.4增容缘由及增容初步方案...............................................................................7 3.4.1增容缘由........................................................................................................7 3.4.2增容初步方案................................................................................................7

4改造方案 ............................................... 8

4.1工程改造方案概述...........................................................................................8

4.2水能分析计算...................................................................................................8 4.2.1 基本资料.......................................................................................................8 4.2.2 水能计算方法...............................................................................................8 4.2.3农田灌溉用水................................................................................................9 4.2.4水库正常水位的选择....................................................................................9 4.2.5电站尾水位和净水头及机组综合效率K的确定 .......................................9 4.2.6水能计算成果................................................................................................9 4.3引水系统及水工建筑物...................................................................................9 4.3.1引水系统........................................................................................................9 4.3.1.1压力钢管.....................................................................................................9

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4.3.1.2设计水头.....................................................................................................9 4.3.2厂房、升压站..............................................................................................10 4.4 机电设备改造................................................................................................10 4.4.1水力机械改造..............................................................................................10 4.4.2电气部分改造.............................................................................................. 11 4.4.3新设微机监控系统......................................................................................15 4.4.3.1设计原则...................................................................................................15 4.4.3.2系统结构及主要功能...............................................................................16 4.4.3.3继电保护...................................................................................................17 4.4.3.4二次接线...................................................................................................17 4.4.3.5机电设备的布置.......................................................................................17 4.4.3.6 机电设备消防..........................................................................................18 4.4.3.7金属结构...................................................................................................18

5工程管理 .............................................. 19 6工程淹没处理及工程永久占地 ............................ 20

6.1 工程淹没........................................................................................................20 6.2 工程占地........................................................................................................20

7 环境影响及水土保持方案 ............................... 21

7.1工程建设对环境的影响.................................................................................21 7.1.1环境概况....................................................................................................21 7.1.2工程建设对环境的影响............................................................................22 7.1.3 环保措施...................................................................................................22

7.2 水土保持方案................................................................................................23 7.2.1 工程区水土流失现状及防护...................................................................23 7.2.2 工程区域内水土流失预测.......................................................................23 7.2.3 水土保持方案...........................................................................................23

8工程投资概算 .......................................... 24

8.1工程概述.........................................................................................................24

8.2 编制说明........................................................................................................24 8.2.1 编制原则和依据.......................................................................................24 8.3 投资概算........................................................................................................25

9经济评价 .............................................. 26

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9.1 工程概况........................................................................................................26 9.2 财务评价........................................................................................................26 9.2.1 计算参数...................................................................................................26 9.2.2 电量计算...................................................................................................26 9.2.3 发电成本计算...........................................................................................26 9.2.4 销售利润计算...........................................................................................27 9.2.5 财务评价指标计算...................................................................................27 9.2.6 财务评价小结...........................................................................................27 9.3 国民经济评价................................................................................................28 9.3.1 费用的调整...............................................................................................28 9.3.2 售电效益...................................................................................................28 9.3.3 经济指标计算...........................................................................................28 9.3.4 国民经济评价小结...................................................................................29 9.4 经济评价结论................................................................................................29 附件：

1、工程概算表

2、总体平面布置图（曹田坑坝后电站—总体—01） 3、压力管纵剖面图（曹田坑坝后电站—水工—01） 4、厂房平、剖面图（曹田坑坝后电站—水工—02） 5、厂房纵剖面图（曹田坑坝后电站—水工—03） 6、电气主接线图（曹田坑坝后电站—电气—1）

7、厂房机电设备布置平面图（曹田坑坝后电站—电气—2） 8、35kv升压站机电设备布置平面图（曹田坑坝后电站—电气—3） 9 主变压器测量、控制、保护原理图（曹坝后电站—电气—07）

10 2#厂房及10kV户外升压站电气设备布置图（曹坝后电站—电气—08） 11 2#10kV户外升压站电气设备布置剖面图（曹坝后电站—电气—09） 12 1#保护、控制测量、同期原理图（曹坝后电站—电气—10） 13 1#控制、信号、操作系统图（曹坝后电站—电气—11）

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1工程概况及现状

1.1工程地理位置

曹田坑水库坝后电站技改扩容工程位于阳山县西北部的岭背镇曹田坑村，距县城34km，距岭背镇4km，所在河流为连江支流岭背河上游分支黄坌河的支沟，水库总集水面积约53.93 km2。流域内植被良好，水土流失少。

1.2原工程概况

曹田坑水库建成于1962年，水库主要功能为蓄水灌溉和防洪，水库设计蓄水位▽101.00m，但是水库建成后蓄水位一直控制在▽99.5m以下运行。水库的灌溉用水通过一条输水涵管放入灌溉渠道中，原为现浇钢筋混凝土圆管，内径DN1000mm。后来因为输水涵管漏水严重，1976年在输水涵管内安装了内衬钢管，钢管内径DN950mm，壁厚6mm，长度120m，钢管与原输水涵管间的空隙作了灌浆处理。

曹田坑水库灌溉渠首的设计水位为▽88.60m，如果按照设计蓄水位计算，灌溉用水的最大毛水头有12.4m，按照实际运行水位最大毛水头有10.9m。为了利用灌溉用水的能量，1979年水库管理所在输水涵管出口处修建了一个小型水电站，电站装机容量1×125kW，设计水头Hr=11.5m，电站厂房为坝后露天式，厂房面积为7m×5m，水轮机为ZD560－LH－60，发电机为TSN59/41－8，设计水头为11.5m，发电后的水直接流入灌溉渠道中。电站所发电能通过黄屋35kV变电站至水库管理所的10kV供电线路送到黄屋35kV变电站上网，导线型号LGJ-50，送电距离5km。

1.3存在问题及管理体制

由于电站建成时间较长，电站管理较差，机电设备的图纸、资料均已遗失，设备运行、维护记录残缺不全，只保存有2004年的运行记录。由于电站技术力量差，投产以后设备没有做过预防性试验，发电机也没有做过大修。

电站现有的控制系统为手动控制，发电机并网、励磁调节均为手动，设备性能落后且已经严重老化，存在很大的安全隐患。水轮机导叶开度控制采用涡轮蜗杆传动的手动操作机构。鉴于此，阳山县水利局经局领导及专业技术人员核查、讨论、研究，抓住曹田坑水库除险加固的契机决定对曹田坑水库坝后电站进行技改扩容。

曹田坑水库坝后电站的管理隶属阳山县水利局，管理人员归属曹田坑水库管理所职员6名，经费由曹田坑水库管理所解决。

该电站由于修建年代较早，受当时经济、技术、施工、环境等因素的影响，再

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加上水库集雨区内存在较多的小煤矿，所以水库的水质腐蚀性强，而且七十年代出产的机组质量较差，因此，水轮机等机电设备受损严重。转轮、导叶等水机件都已锈蚀，产生位移，致使机轴变形、摩损，严重影响水轮机的出力及发电效益。

1.4工程特性表（附后）

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2水 文

2.1 流域概况

曹田坑水库坝后电站技改扩容工程位于阳山县西北部的岭背镇曹田坑村，距县城34km，距岭背镇4km，所在河流为连江支流岭背河上游分支黄坌河的支沟，水库总集水面积约53.93 km2。水库控制流域内大部分为山地，少部分为高丘，植被良好，林木大部分为亚热带常绿雨林和阔叶林，另有少量油松和杉树等耐寒树种。水土流失少，河水一年四季长流不断，水量充足，能满足灌溉、发电等的需水量。

2.2 气象

阳山县气候属亚热带季风气候，气候温和，多年平均气温21℃，最高气温达39.9℃以上，最低温度为-3.9℃，高山地区每年有少量降雪及霜冻出现。流域内雨量丰沛，多年平均降雨量为1800mm，（日历年），最大年降雨量为2743.5mm（1973年），最小年降雨量为1190.7mm（1958年），但年内分配极不均匀，其中4～9月为雨季汛期，汛期降雨量占全年雨量的74.9％（其中前汛期（4～6月）约占48％），10月～次年3月为旱季枯水期，其降雨量仅占全年雨量的25.1％。阳山县属北江中下游暴雨高值区的边缘地带，影响暴雨的天气系统主要为锋面雨，其次为台风雨。流域多年平均蒸发量约1200～1400mm。

根据曹田坑水库雨量站1968年到2003年降雨量资料统计，多年平均降雨量为1562.9mm（日历年），汛期4～9月降雨量占全年雨量的73.0％。

2.3 径流

根据《曹田坑水库除险加固工程》曹田坑水库多年平均径流总量为3752.37万m3，多年平均径流流量为1.19 m3/s。

2.4 设计洪水

根据《水利水电工程等级化分及洪水标准》、《水电工程水库淹没处理规划设计规范》及《曹田坑水库除险加固工程初步设计报告》曹田坑水库工程规模为中型，工程等别为Ⅲ等，大坝主要建筑物为三级，次要建筑物为4级，大坝设计洪水标准为50年一遇（P=2%），校核洪水标准为1000年一遇（P=0.1%）。电站主、次要建筑物均为5级。厂房布置在大坝后面，1#厂房布置在坝后下游的左岸，尾水直排入河床；2#厂房布置在右岸灌渠旁边，尾水排入灌渠内，厂房洪水

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只有区间洪水且区间集雨面积很少（小于0.1km2），而厂房地面高程均高于河床高程4m以上，所以厂房洪水忽略不计。

2.5施工洪水

因电站厂房布置在水库坝后的下游河道旁和下游的一小山头，因厂房区间集雨面积很小，洪水小；小山头高程较高，且工程施工期较短，故可不考虑洪水对施工的影响。

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3存在问题及增容缘由

3.1 工程现状

曹田坑水库建成于1962年，水库主要功能为蓄水灌溉和防洪，曹田坑水库坝后电站技改扩容工程位于阳山县西北部的岭背镇曹田坑村，距县城34km，距岭背镇4km，所在河流为连江支流岭背河上游分支黄坌河的支沟，水库总集水面积约53.93 km2。流域内植被良好，水土流失少。

曹田坑水库灌溉渠首的设计水位为▽88.60m，如果按照设计蓄水位计算，灌溉用水的最大毛水头有12.4m，按照实际运行水位最大毛水头有10.9m。为了利用灌溉用水的能量，1979年水库管理所在输水涵管出口处修建了一个小型水电站，电站装机容量1×125kW，设计水头Hr=11.5m，电站厂房为坝后露天式，厂房面积为7m×5m，水轮机为ZD560－LH－60，发电机为TSN59/41－8，设计水头为11.5m，发电后的水直接流入灌溉渠道中。电站所发电能通过黄屋35kV变电站至水库管理所的10kV供电线路送到黄屋35kV变电站上网，导线型号LGJ-50，送电距离5km。

3.2存在问题

该电站由于修建年代较早，受当时经济、技术、施工、环境等因素的影响，再加上水库集雨区内存在较多的小煤矿，所以水库的水质腐蚀性强，而且七十年代出产的机组质量较差，因此，水轮机等机电设备受损严重。转轮、导叶等水机件都已锈蚀，产生位移，致使机轴变形、摩损，严重影响水轮机的出力及发电效益。

电站管理较差，机电设备的图纸、资料均已遗失，设备运行、维护记录残缺不全，只保存有2004年的运行记录。由于电站技术力量差，投产以后设备没有做过预防性试验，发电机也没有做过大修。

电站现有的控制系统为手动控制，发电机并网、励磁调节均为手动，设备性能落后且已经严重老化，存在很大的安全隐患。水轮机导叶开度控制采用涡轮蜗杆传动的手动操作机构。

再加上水库、电站投产已久，各项开支逐年增加，管理所经济收入呈现不足。为实现安全运行，降低损耗，节能挖潜，提高效益，稳定管理队伍，鉴于此，阳山县水利局经局领导及专业技术人员核查、讨论、研究，抓住曹田坑水库除险加固的契机决定对曹田坑水库坝后电站进行技改扩容。

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3.3机电设备问题

3.3.1水力机械

电站现有水轮机型号为：ZD560-LH-60 5°,设计水头11.5m,额定出力141kW，额定转速750r/min。水库的最高蓄水位为▽99.50m，电站的设计尾水位为▽88.60m，最大毛水头有12.4m，经计算机组额定出力时引水系统总水头损失约为1.5m，则最大净水头为10.9m。实际上水库建成后蓄水位一直控制在▽99.5m以下，最大毛水头只有10.9m，最大发电净水头约有9.4m，达不到水轮机的设计水头11.5m，因此机组发不到额定出力，实际运行时蓄水位达到▽99.5m时发电机最大出力只有80kW。另由于水库集雨区内有几个小煤窑，污水流入水库，具有较大的腐蚀性，水轮机转轮叶片及导水机构锈蚀严重。电站投产已经20多年，由于维护管理较差，设备已经严重老化，事故率高，电站建成后发电机出力一直在60~80kW之间。

3.3.2电气部分

1）发电机

发电机型号为：TSN59/41-8，该发电机为老式发电机，效率较低，励磁采用直流励磁机，励磁调节采用手动电阻调节，调节性能较差，而且由于运行年代长，设备老化严重，励磁电流不稳定，导致发电机定子电流波动较大。

由于电站技术力量差，投产以后设备没有做过预防性试验，发电机也没有做过大修，发电机转子滑环磨损严重。

2）控制屏

控制屏设备性能落后且老化严重，发电机主开关为DW10-400型自动开关，并网方式为灯光旋转法手动合闸，由于开关老化，操作机构磨损较大，同期合闸时很难把握同期时间，并网时经常对发电机有较大冲击。

3）厂用电

厂用电没有设置专用配电屏，直接在厂房墙壁上固定了石板开关、闸刀开关等作为配电设备，设备已经很残旧，接线也很零乱，存在较大的安全隐患。

4）主变压器

主变压器型号为S7-160，是70年代的产品，变压器损耗大。

3.3.2金属结构

1、压力钢管

本电站无需另设闸门及栏污栅，只需更换压力钢管，压力管全为钢管，管材

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满足增容后水头压力要求。钢管总重为14.08t。

3.4增容缘由及增容初步方案

3.4.1增容缘由

原电站建成投产已经25年，由于维护管理较差，设备已经严重老化，事故率高，机组发电出力只有60~80kW；曹田坑水库除险加固需封堵原输水涵管，将输水涵管改为泄洪隧洞，地址改变。因此，需重建电站厂房和升压站。

加上水库、电站投产已久，各项开支逐年增加，管理所经济收入呈现不足。为实现安全运行，降低损耗，节能挖潜，提高效益，稳定管理队伍，必须对机组设备进行技改增容。鉴于此，阳山县水利局经局领导及专业技术人员核查、讨论、研究，决定抓住曹田坑水库除险加固的契机对曹田坑水库坝后电站进行技改扩容。

根据实地测量，厂房（1#机）尾水至大坝正常蓄水位有24.5m的落差(将下游河床清淤疏浚后最大毛水头达到24.5m)，因此为充分利用有限的水力资源，使水资源能够得到合理的开发,工程枢纽总体布置合理，是值得增容的一宗技改工程。

3.4.2增容初步方案

根据《曹田坑水库除险加固工程初步设计报告》的设计方案，将原输水涵管进行封堵并在大坝左岸新建泄洪隧洞，因此，电站的引水系统也将发生变化，即电站的压力钢管和厂房及升压站布置在大坝左岸，并安装新的压力钢管和重建电站厂房及升压站。

1#机厂房布置在水库河道下游的左岸，尾水直排入河道内，厂房尺寸为长×宽×高＝9.0×7.4×8.1m，设计水头为20.5m，装机为1×630kw，水轮机型号为：ZD500－LH－100 10o，配套发电机型号：SF630－10；2#机厂房布置在水库灌溉渠道旁，尾水排入水库灌溉渠道内，厂房尺寸为长×宽×高＝8.0×7.0×6.0m，设计水头为7.7m，装机为1×125kw，水轮机型号为：ZD560－LH－80 5o，配套发电机型号：SF125－12。电站接线方式采用一机一变的接线方式。

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4改造方案

4.1工程改造方案概述

根据水库除险加固方案，输水涵管位置改变及涵管改输水隧洞，因此需改变电站厂房位置，经实地勘查、测量，需布置两个电站厂房，即装机1×630kW（1#机）的厂房布置在水库原上坝公路边，尾水排入水库下游河道内；1#机压力管从输水隧洞适当位置开一叉钢管后引入厂房；装机1×125kW（2#机）的厂房布置在水库灌溉渠道边，尾水直排入渠道内作灌溉用水；两台机组厂房均为钢筋混泥土框架结构，1#机厂房平面尺寸为长×宽×高=9.0×7.5×8.1m， 2#机厂房平面尺寸长×宽×高=8.5×7.5m×6.0m。据初步计算，H1#＝20.5m，Q1#＝4.327m3/s，拟装机1×630kW，选用：ZD500―LH―100 0°，及SF630－10发电机；H2#＝7.7m，Q2#＝2.259m3/s，拟装机1×125kW，选用：ZD560―LH―80 5°及SF125－12发电机。接线方式采用一机一变的接线方式。

4.2水能分析计算

4.2.1 基本资料

水能计算的主要资料为曹田坑水库多年来水流量系列（见《曹天坑水库除险加固初步设计报告》第2章水文部分），水库灌区用水量，电站发电净水头和水轮发电机组出力效率。

水库在正常情况下均维持在正常水位运行，根据《曹田坑水库除险加固初步设计报告》知水库正常蓄水位为99.5m，1#机（630kW）相应毛水头24.5m，扣除压力管道等水头损失约0.8m，则最大净水头为23.5m，设计水头20.5m。2#机（125kW）相应毛水头10.9m，扣除压力管道等水头损失约1.5m，则最大净水头9.4m，设计水头7.7m，

4.2.2 水能计算方法

根据丰、平、枯三个典型年的月平均流量系列计算总水能，即1#机水能=总水能—（2#机用水量+水库蒸发量+水库渗漏量）所损失后的水能，2#机水能=总水能—（水库蒸发量+水库渗漏量）所损失后的水能，再各自扣除水库用于农田灌溉的水量所损失后的水能，即得各种保证率下电站出力和多年平均发电量等动能指标，以此制定电站装机最佳方案。

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4.2.3农田灌溉用水

根据《曹田坑水库除险加固初步设计报告》书的水文计算结果知水库灌区多年平均灌溉用水量为1715.1万m3，灌溉流量为1.5m3/s。

4.2.4水库正常水位的选择

根据《曹田坑水库除险加固初步设计报告》书的水文计算结果知水库正常蓄水位是99.5m。

4.2.5电站尾水位和净水头及机组综合效率K的确定

根据电站尾水河道断面和上下游情况及渠道内正常水位情况确定1#机（630kW）设计尾水位为74.7m；2#机（125kW）设计尾水位为88.38m。

发电最大净水头为水库正常蓄水位与厂房下游尾水位差值（毛水头）减水头损失而得，即：

最大发电净水头H=水库水库正常蓄水位－水头损失H损 机组综合效率K根据拟选机组型式取7.5。

4.2.6水能计算成果

根据本电站在电力系统中所占比重较小，且地区缺电严重，装机容量的选择主要考虑充分利用水资源，达到方便、灵活、高效的要求。

根据业主意见且经计算和综合比较选定电站总装机容量为755kW，即1×125kW﹢1×630kW机组，年平均发电总量为170.375万kW.h，年利用小时为2257h。

4.3引水系统及水工建筑物

4.3.1引水系统

4.3.1.1压力钢管

水电站机组1#机设计流量为4.327m3/s，1#机管内径Φ1600mm，管内流速为2.152m3/s，管壁厚度14mm，管长30m；2#机设计流量为2.259m3/s，2#机管内径Φ1400mm，管内流速为1.467m3/s，管壁厚度12mm，管长30m， 4.3.1.2设计水头

水库正常蓄水位99.5m，1#机组设计尾水位74.7.00m，2#机组设计尾水位

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88.38m，最大毛水头分别为24.5m和11.12m，最大净水头分别为23.7m和9.32m。水轮机组制造厂家提供的设计水头分别为20.5m和7.7m，单机设计流量分别是3.935m3/s和2.259m3/s，配套发电机容量分别为630kW和125kW。

管道设计流量分别为4.327m3/s和2.259m3/s，设计流速分别2.152m/s和1.467m/s。

管路水头损失包括沿程损失和局部损失，计算公式： hw=аm +∑

式中：钢管沿程损失系数а取0.000878，钢管使用年限系数m取1.2，管路的局部损失包括：拦污栅、进水口、闸阀、蜗室进口、出口等，计算分别得0.8m和1.5m，故设计水头分别确定为20.5m和7.4m。

4.3.2厂房、升压站

曹田坑水库坝后水电站技改扩容厂房根据《曹田坑水库除险加固初步设计》及实际地形、灌溉要求及运行情况，1#机组厂房布置在水库下游河道边，尾水排入河道，厂房平面尺寸9.0m×7.40m，高6.8m，厂房地面高程为79.753m；2#机组的厂房布置在水库灌溉渠道边，尾水直排入渠道内，厂房平面尺寸8.0m×7.0m，高6.0m，厂房地面高程为91.462m。厂房均为钢筋混泥土框架结构。详见厂房平面图、横剖面图。

升压站根据实际地形布置，1#机升压站布置在厂房右边，其平面尺寸为长×宽=7.25×5.5m；2#机升压站布置在厂房左边，其平面尺寸为长×宽=7.25×5.5m。详见厂区平面布置图。

4.4 机电设备改造

4.4.1水力机械改造

1、水轮机改造

前述原电站的水轮机为ZD560―LH―60 5°，由于运行年久失修，残旧老化，加上水库除险加固原输水涵管位置改变，因此，需更换一台水轮机。根据水轮机型谱表查得，此水头、流量适用的机型为轴流定桨式ZD560―LH―80 5°及配套发电机SF125-12。

据《曹田坑水库除险加固初步设计》书第二章叙述，水库在保证农田灌溉用水外，还可提供889.23万m3的发电用水，因此，为了充分利用水资源、发挥水库经济效益、改善水库管理人员生活及提高管理人员工作积极性，经业主要求和技术人员实地勘查、设计，决定在原有机组上再增加一台水轮发电机，型号为

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ZD500―HL―100 0°配套发电机SF630―10。

据初步计算，H1#＝20.5m，Q1#＝4.327m3/s，拟装机1×630kW，选用ZD500―LH―100 0°，及SF630－10发电机；H2#＝7.7m，Q2#＝2.259m3/s，拟装机1×125kW，选用：ZD560―LH―80 5°及SF125－12发电机；

根据水轮机的运行水头范围及装机容量，选用水轮机型号为ZD500-LH-100 0°和ZD560―LH―80 5°，主要参数如下：

1、型 号 ZD500-LH-100 0°(630kW)

设计水头 20.5m 设计流量 4.327m3/s 设计点效率 88％ 额定出力 672kW 额定转速 600r/min

2、型 号 ZD560-LH-80 5°(125kW) 设计水头 7.5m 设计流量 2.259m3/s 设计点效率 84.5％ 额定出力 141kW 额定转速 500r/min 2、其他辅助设备改造

由于装机容量为（630+125）kW机组是并入大电网运行，因此630kW机组采用微机调速器，型号YT-600。125kW机组采用电手动调速器，型号DST-300。

4.4.2电气部分改造

1、主接线设计

电气主结线为一机对一变的接线方式，两台主变压器型号分别为：S11-M-800/10，S11-M-160/10，主变压器高压侧各设一台高压真空断路器、一组氧化锌避雷器及一组高压隔离开关；线路组设一台高压计量、一组跌落式熔断器及一组氧化锌避雷器。此方案运行灵活、可靠、检修方便、主变容量可以充分利用；另管理方便可靠性已满足送电、调度要求，推荐选用。详见《曹田坑电-1-02》

2、短路电流计算

选取基准：Sj=100MW Uj=Up Uj=10.5kV时， Ij=5.5（kA） Uj=0.4kV时， Ij=144.34（kA） 计算公式：

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XGS\Xd%Sj??100SNXxl?xSj2UpXTM?Ud%Sj?100SN系统接线网络图见图3-1

短路电流计算等值电抗图见图3-1

假设电站0.4kV发电机母线(k1点)、 10.5kV母线(k2点)、计算结果见附表3-1。

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华南理工大学继续教育学院 2009电气工程及其自动化 曹田坑坝后电站电气技改 表3-1 短 路 点 平均 电压 Up Uj=Up (kV) 分支 回路 名称 系统 额定 容量 Se (kVA) 直 连 电抗 X (相对值) 曹田坑水电站短路电流计算成果表

分支 计算 电抗 Xjs (相对值) 额定 电流 Ie Se/1.732*Uj (kA) I\ (kA) 0.2S (kA) I(4s) (kA) 短路电流 冲击短 路电流 ich=2.55I\ 短路全电 流最大有 效值 Ich=1.52I\ (kA) 短路 容量 S\ (MVA) (kA) 156.25 381.25 787.5 381.25 943.75 8.88 382.72 189.835 25.4 2.97 63.49 25.82 0.598 0.724 0.2 0.242 0.244 144.3 0.226 0.55 1.137 5.5 0.02 0.05 16.25 16.25 16.25 0.41 6.28 1.85 0.09 0.23 2.17 0.38 0.51 4.38 3.67 1.85 1.85 0.07 0.06 0.17 0.16 2.09 2.07 0.825 0.77 1.01 23.765 21.78 21.44 41.43 1.05 2.1 16.01 60.59 4.72 0.23 0.59 5.54 24.7 0.62 1.254 9.55 36.124 2.81 0.14 0.35 3.3 11.26 0.28 0.57 4.35 16.46 33.64 1.64 4.18 39.46 ∑G1 k(3)-1 0.4 ∑G2 本站 合计 系统 k-2 (3) 10.5 ∑G1 本站 合计 13

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3、电气设备改造 1)发电机

更新发电机，选用发电机型号：SF630-10/1180、SF125-12/850，主要参数如下：

1、型 号 SF630-10/1180

额定出力 630kW 额定电压 0.4kV 额定电流 1137A 额定功率因数 0.8 额定转速 600r/min 效 率 92％

励磁方式 静止可控硅励磁 2、型 号 SF125-12/850

额定出力 125kW 额定电压 0.4kV 额定电流 226A 额定功率因数 0.8 额定转速 500r/min 效 率 91％ 励磁方式 无刷励磁 2)变压器

现在主变压器型号为S7-160，变压器损耗大，此次技改时将主变压器更换为节能型变压器，主要技术参数如下：

1、型 号 S11-M-800/10

额定容量 800kVA

额定电压 11±2×2.5%/0.4kV 阻抗电压 Ud%=4.5 连接组别 Yyn0

2、型 号 S11-M-160/10 额定容量 160kVA

额定电压 11±2×2.5%/0.4kV 阻抗电压 Ud%=4 连接组别 Yyn0 3)高压计量

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根据供电部门的要求，计量表计要更换为电子式峰谷式，计量互感器配套更换，计量互感器型号：JLSJW-10 50/5A。

4)高压真空断路器

电站改造后，变压器高压侧采用真空断路器作10kV侧的保护，型号为：ZW8-12/630-20。

5)厂用电

曹田坑水库除险加固在可行性研究阶段时是采用泄洪，当时为了提高泄洪闸操作电源的可靠性，设置一台50kW的柴油发电机作为防洪应急电源。本阶段设计时泄洪改为溢流堰泄洪，不再设泄洪闸，所以本阶段的设计不再设备用柴油发电机。

厂房内增设一面厂用配电屏，供电对象为厂房内用电、大坝照明用电、灌溉放水阀电动机及检修闸门起闭机。

4.4.3新设微机监控系统

4.4.3.1设计原则

1）设计标准

本电站按“少人值班控制方式”进行总体设计，按“计算机综合自动化系统为主，简易常规控制为辅”进行系统设备配置。电站的日常运行完全由计算机综合自动化系统实现，简易常规操作系统作为自动化系统的后备。

2）系统性能

计算机监控系统采用开放式操作系统，全汉化界面，操作维护方便，符合电站运行人员的操作习惯，能够可靠、准确、迅速实现对电站被控制对象的控制调节、集中安全监视和运行管理，运行安全可靠。

系统设置必要的硬件和软件切换，使运行人员能在现地控制层和电站控制层之间选择控制权，对无控制权的设备进行控制闭锁。

电站控制层的功能主要是发布实时控制调节命令、分类收集现场控制层数据、集中显示和安全监视、运行维护管理、数据通讯（留有与上级通讯及与其它系统通讯的接口）。

现地控制层的功能主要是机电设备运行数据的采集与处理，实时控制调节的执行，设备事故、故障的保护和信号指示，数据通讯（与电站控制层主机通讯），系统自诊断等功能。

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4.4.3.2系统结构及主要功能

系统采用开放、分层分布式设计，整个系统分成电站控制层和现地控制层。 1）电站控制层

电站控制层包括一套操作员工作站。主要配置如下： 主控计算机1台

CPU：Intel(R)Pentium(R) Dual E2180@2.00GHZ

显示卡：NVIDIA GeForce 9700 LE；内存：2G；硬盘：250G

显示器：19英寸Lenovo液晶 1台 打印机：A3激光打印机 1台 电源：UPS 1000VA 1台 主要功能：

1、发布实时控制调节命令 2、分类收集现场控制层数据 3、集中显示和安全监视 （1）事件顺序记录 （2）故障及报警记录 （3）参数越限报警与记录 （4）趋势分析 （5）事故追忆 4、运行维护管理

5、电站控制层其它管理功能 （1）继电保护定值管理 （2）报表和记录打印 2）现地控制层 1、机组现地控制单元

（1）采集和处理各种电量和非电量数据 （2）安全运行监视

（3）实时控制调节命令的执行

（4）设备事故、故障的保护和信号指示 （5）事件顺序检查 （6）数据通讯 （7）故障诊断

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4.4.3.3继电保护

1）发电机保护 发电机设如下保护： 1、失磁保护 2、过电压保护 3、过负荷保护 4、转子一点接地保护 2）主变保护

主变压器设以下保护： 1、过电压保护 2、过负荷保护 3、温度过高保护 3）保护设备布置

微机监控设备由主机操作站、机组自动化屏组成，主机操作站布置在厂房上游侧，630kW机组自动化屏布置在厂房上游侧，125kW机组自动化屏布置在机组的左侧。 4.4.3.4二次接线

1）控制方式

采用集中控制的方式，设备集中布置在在厂房上游侧。 2）同期方式

以微机自动准同期为主，手动准同期为辅。 3）信号系统

信号系统采用微机信号系统，在运行设备出现故障及事故时发出信号。 4）直流电源

直流电源初选一套48V、60Ah免维护铅酸蓄电池直流成套装置，一组蓄电池，采用浮充电方式运行，24V直流母线为单母线。

5）通信

现在站址已有程控电话通达，以后作通讯用。 4.4.3.5机电设备的布置

机组布置方式：水轮发电机组的纵轴线与厂房纵轴线平行，与进水管线、尾水管线垂直。1＃厂房长9.0m，宽7.4m，高6.8m，2＃厂房长8.0m，宽7.0m，

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高6.0m

1#机组综合控制保护屏布置在厂房的上游侧，2#机组综合控制保护屏、厂用电屏布置在厂房机组的左侧，不设专门的中控室或配电室。

升压站均布置在厂房侧，1＃厂房升压站长7.25m，宽5.5m，2#厂房升压站长11.05m，宽5.5m，升压站设备布置详见《升压站布置图》，图号：曹田坑-电―02和曹田坑-电―03。 4.4.3.6 机电设备消防

厂房的消防设一个消防栓，装在厂房上游侧。另在机旁屏旁分别设置MF5型干粉灭火器和1211灭火器。

升压站的出入口附近，配置砂箱和MF5型干粉来火器、1211灭火器等灭火器材。

4.4.3.7金属结构 1、压力钢管

本电站无需另设闸门及栏污栅，只需更换压力钢管，压力管全为钢管，管材满足增容后水头压力要求。钢管总重为14.08t。

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5工程管理

本电站隶属曹田坑水库管理所，而水库属阳山县水利局管辖，是典型的自负盈亏企业管理的事业单位。因此不另增设电站职工，电站管理人员由水库管理所负责抽调。

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6工程淹没处理及工程永久占地

6.1 工程淹没

曹田坑水库坝后技改扩容电站位于曹田坑水库的下游,技改扩容后对水库及两岸农田没有影响。故本工程不存在工程淹没的问题。

6.2 工程占地

本电站厂址设在水库下游及其灌溉渠道旁，电站占地在水库管理辖区内，因此本工程无征地要求。

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7 环境影响及水土保持方案

7.1工程建设对环境的影响

7.1.1环境概况

阳山县气候属亚热带季风气候，气候温和，多年平均气温21℃，最高气温达39.9℃以上，最低温度为-3.9℃，每年有少量降雪及霜冻出现。流域内雨量丰沛，多年平均降雨量为1800mm，（日历年），最大年降雨量为2743.5mm（1973年），最小年降雨量为1190.7mm（1958年），但年内分配极不均匀，其中4～9月为雨季汛期，汛期降雨量占全年雨量的74.9％（其中前汛期（4～6月）约占48％），10月～次年3月为旱季枯水期，其降雨量仅占全年雨量的25.1％。阳山县属北江中下游暴雨高值区的边缘地带，影响暴雨的天气系统主要为锋面雨，其次为台风雨。流域多年平均蒸发量约1200～1400mm。多年平均最大风速13m/s，最大风力8级，最大风速20m/s。

根据曹田坑水库雨量站1968年到2003年降雨量资料统计，多年平均降雨量为1562.9mm（日历年），汛期4～9月降雨量占全年雨量的73.0％。

1、土壤

工程所在地区均为山区、丘陵地貌，植被良好，工程区沿河两岸主要植物为果树和杂木等。电站范围内覆盖层主要为泥质砂岩，灰质泥岩和泥质灰岩。区域内由于第四纪以来新构造运动上升速度大，地势较陡，地形高差较大，所以施工时应注意保护好植物和植被。 2、植物

流域内树木丛生，长势茂盛，植被良好，约有植物1000种以上，植物群落主要类型有：南亚热带常绿阔叶林、中亚热带绿阔叶林、马尾松系、大密群系、芒箕群系等。

3、水质

据实地调查，河水含沙量较低，但上游煤矿对水库水质造成了严重污染，水体内粉煤灰含量高，水质差。

4、人群健康

紧临工程区为岭背镇户稠村，未发现明显的地方病和自然疫源。施工期应加强环境卫生管理和疾病防治工作，确实保护施工人员和附近群众的健康。因此，工程建设不会对下游群众产生影响。

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7.1.2工程建设对环境的影响

1、对生态平衡的影响

本工程属电站技改扩容项目，目的是为了充分利用水库水资源、改善职工福利、调动职工生产积极性及能使水库更好的发挥效益。工程技改扩容完成后，没有农田淹没，对当地的生态环境没有大的影响。

本工程厂房是新开挖形成，小机厂房的开挖量较大，易产生水土流失，但只要合理的安排施工方法和施工进度，及时对开挖面进行护坡处理，也不会造成大面积水土流失；临时用地在施工结束时均进行了绿化，因此工程对植被的破坏也是局部的和有限的，对生态平衡的影响较小。

2、气候、大气的影响

本工程为电站技改扩容项目，技改扩容后只是发电量有所增加，对气候、大气的影响很小。

3、对水质的影响

本工程为电站技改扩容项目，新的建筑物不会引起水质的变化，所以本工程对水质的影响很小。

4、对泥、沙的影响

泥、沙的影响主要是水库下游河道冲刷。由于河水含沙量较小，因此淤积也较少；1#机厂房尾水排入下游河道时，水流方向与原河流方向基本一致，故对下游河道的冲刷很小。

5、工程施工产生的影响

①、施工中的废渣、废料，可能对当地环境有一定的影响，特别是雨季施工，可能污染水源，堵塞河道。

②、施工中的灰尘可能造成空气污染，施工机械可能造成噪声污染，给当地村民带来不便。

③、施工期间，人员集中，加上工地卫生条件限制，可能引起某些疾病的流行，给当地村民和施工人员和健康带来不利的影响。

但施工期间的环境污染大部分是暂时的，如空气污染、燥声污染、水源污染等。工程竣工后，这些污染即不复存在。

6、工程投入运行后产生的影响

坝后电站增容工程建成后，将有效地改善水库职工的生产、生活条件，提高职

工生产积极性，对当地的投资环境，地方经济的发展也有一点的促进作用。

7.1.3 环保措施

1、施工时土石方开挖一定要统筹规划，定点开挖，注意保护植被，禁止乱砍

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乱伐；工程竣工后，采取相应措施，维护边坡，防止或减少水土流失。

2、废渣、废料定点堆放，生产和生活污水要引入低洼地或废水坑，经过沉淀后再排入河道。

3、加强施工管理，做到文明施工，尽量减少空气和噪声污染。

4、加强施工场地和附近村庄的卫生防疫管理，防止流行性疾病产生和传播。 5、电站施工与水库除险加固同时进行，因此环保应与水库除险加固统一规划，避免增加环保重复投资。

7.2 水土保持方案

7.2.1 工程区水土流失现状及防护

工程区处于亚热带，位于人为干预程度相对较少的山区。

工程所在地区均为山区、丘陵地貌，植被良好，工程区沿河两岸主要植物为果树和杂木等，林木覆盖率70%。没有发现成片的面状侵蚀及沟状侵蚀。

7.2.2 工程区域内水土流失预测

水土流失量与工程开挖堆放的土方量直接相关。本项目土方开挖量较大，可作水库除险加固土方填筑之用，因此开挖的土方对造成的水土流失较小，实施水土保持方案能大大降低水土流失的危险。

7.2.3 水土保持方案

根据有关文件，结合本工程的特点，实行水土保持“三同时”制度，按工程

布局和造成水土流失的特点，根据不同时期安排措施。前期以水土保持工程措施为主，堆渣护砌，保证工程顺利施工。后期以生物措施防治水土流失，保护生态环境。

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8工程投资概算

8.1工程概述

曹田坑水库在阳山县西北部，距县城34km，距岭背镇4km，水库坝址地处阳山县岭背镇户稠村，所在河流为连江支流岭背河上游分支黄坌河的支沟，水库总集水面积约53.93 km2。

工程于1958年12月动工兴建，1962年12月主体工程基本完工，并于1994年进行了安全加固。枢纽工程主要由均质土坝、泄洪洞、输水涵管、坝后电站及灌区等建筑物组成，水库总库容为1577万m3，是一座以灌溉为主，兼有防洪、发电、养殖等综合利用中型水库。水库灌溉面积为20640亩，防洪主要是保护水库下游的岭背镇（犁头镇）、青塘镇及沿河两岸居民2.5万人口，堤防、国道323线、桥梁及黄屋3.5万kV变电站的安全，并可供沿渠道村庄1200户共5000人的生活用水。

为了利用灌溉用水的能量，1979年水库管理所在输水涵管出口处修建了一个小型水电站，即水库坝后水电站。电站装机容量1×125kW，设计水头Hr=11.5m，发电后的水直接流入灌溉渠道中，曹田坑水库坝后电站技改扩容后电站装机755kw。电站所发电能通过黄屋35kV变电站至水库管理所的10kV供电线路送到黄屋35kV变电站上网，导线型号LGJ-50，送电距离5km。

8.2 编制说明

8.2.1 编制原则和依据

1、本工程投资估算编制依据为粤水基[2006]2号文、《广东省水利水电工程设计概(估)算编制规定》（试行），定额依据为：《广东省水利水电建筑工程概(估)算定额》和《广东省水利水电设备安装工程概算定额》。

2、基础价格

①、人工工资按六类区取28.76元/工日。 2、材料预算价格

①、主要材料价格参考阳山县环保和建设局《关于公布2007年下半年阳山县建设工程常用材料结算参考价格及有关问题的通知》文件公布的材料结算价格，次要材料价格参照广东省水利厅公布的次要材料价格（2008年）：其他各种费率的取值按省规定执行。

3、主要设备价格：以厂家最近报价为准。

4、编制过程采用《广东省水利水电建筑工程概算程序（2006ⅴ4.0.0版）》

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编制。

8.3 投资概算

曹田坑水库坝后技改扩容电站工程总概算283.38万元，其中建筑安装工程费75.53万元，机电设备购置费161.92万元，独立费用32.44万元，基本预备费13.49万元。

工程概算详见附表。

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9经济评价

9.1 工程概况

电站在原装机一台机组125kW的基础上，新增装机规模，增加一台630kW水

轮发电机组，年发电量增加130.375万kw.h，电站工程静态总投资为283.38万元。另因施工期间，电站新建厂房及新机组的安装，估计影响现有机组的发电损失8.64万kW.h，相应的经济损失应列入投资范围，则工程需增加投入3.25万元。本工程施工期为6个月。

本站根据《小水电建设项目经济评价规程》（SL16－95）中的经济评价简化方法进行经济评价。

9.2 财务评价

9.2.1 计算参数

（1）售电电价0.4191元/kW.h；

（2）厂用电率1%，网损率5%； （3）发电有效系数0.9； （4）固定资产形成率取1.0； （5）综合折旧费率取5%；

（6）本电站定员3人，职工年平均工资0.6万元； （7）计算期n＝20.5年，施工期m＝6个月； （8）税金按产值的6.13%计。

9.2.2 电量计算

（1）年有效电量131.76×0.9＝118.58万kW.h

（2）年供电量118.58×（1－1%）＝117.40万kW.h （3）年售电量117.4×（1－5%）＝111.53万kW.h

9.2.3 发电成本计算

（1）职工工资总额＝3×0.6＝1.8万元

（2）职工福利费＝1.8×14%＝0.252万元 （3）修理费＝（283.38+3.25）×1%＝2.866万元 （4）其它费用＝0.063×21.6＝1.36万元

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年运行费C＝1.8+0.252+2.866+1.36＝6.278万元 年折旧费D＝（283.38+3.25）×5%＝14.33万元 售电总成本＝C＋D＝20.608万元

售电单位成本＝20.608/111.53＝0.185元/kW.h

9.2.4 销售利润计算

售电收入B＝111.53×0.4191＝46.74万元

税金T＝46.74×6.13%＝2.86万元

年售电利润＝46.74―20.608―2.866＝23.27万元

9.2.5 财务评价指标计算

1、财务内部收益率（FIRR）的简化计算公式为：

m[(1?FIRR)0.5?1](1?FIRR)20 ＝（B―C―T） 20I(1?FIRR)?1 ＝0.5（60.44―20.608―3.7）

286.63 ＝0.063

计算得FIRR＝0.12＝12％>IC＝7% 2、财务净现值FNPV

(1?Ic)n?m?1I(1?Ic)m?1 FNPV＝（B―C―T）－×

mIc(1?Ic)nIc(1?Ic)m ＝112.70万元>0 3、财务净现值率FNPVR

(1?Ic)m?1I FNPVR＝FNPV/× mmIc(1?Ic) ＝41.37%>0

4、静态投资回收年限（Pt） Pt＝

I静B?C＝

286.63＝7.08（年）＜10年

46.74?6.2789.2.6 财务评价小结

由以上计算结果可知，评价指标均满足要求，故财务评价可行。

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9.3 国民经济评价

9.3.1 费用的调整

参照同类型水电工程，国民经济评价投资调整系数采用1.05，年运行费调整系数采用1.0。

1、投资I＝286.63×1.05＝300.96万元 2、年运行费C＝6.278×1.0＝6.278万元

9.3.2 售电效益

1、一九九四年度阳山电厂（火电装机2.5万kW.h）省核准估算电价为0.625元/kW.h，以此作为影子电价。

2、按质论价的调整，本电站为径流式水电站，可靠性电量约占年设计有效电量的1/3，季节性电量约占年设计有效电量的2/3，相应调节系数为1.0和0.5，故综合加权平均调节系数为1.0×1/3＋0.5×2/3＝2/3，则计算电价为0.625×2/3＝0.42元/kW.h。

3、年售电收益B＝111.53×0.42＝46.84万元。

9.3.3 经济指标计算

1、经济内部收益率（EIRR）的简化计算式为：

m[(1?EIRR)0.5?1](1?EIRR)20 ＝（B－C） 20I(1?EIRR)?10.5（46.84－6.278） 300.96 ＝0.0674

＝

试算得EIRR＝0.13＝13%>IS＝8% 2、经济净现值ENPV

(1?Is)n?m?1I(1?Is)m?1 ENPV＝（B―C）―×

mIs(1?Is)nIs(1?Is)m ＝99.18万元>0 3、经济净现值率ENPVR

(1?Is)m?1I ENPVR＝ENPV/× mmIs(1?Is) ＝0.349＝34.9%>0

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9.3.4 国民经济评价小结

由以上计算结果可知，国民经济评价指标均满足要求，故经济评价合理。

9.4 经济评价结论

通过以上计算，财务内部收益率12.5%大于小水电财务基准收益率（IC）7%，财务净现值和净现值率均大于零，固定资产投资贷款偿还期为7.08年，国民经济内部收益率13%大于社会折现率（IS）8%，经济净现值和经济净现值率均大于零，各项评价指标均较好，故本工程经济评价可行。

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