珞璜尾水电站201*年安全总结以及201*年安全规划
珞璜尾水电站201*年
安全总结
201*年，珞璜尾水电站项目部的安全管理工作在商运一部的领导下，始终坚持“安全第一，预防为主，综合治理”的安全方针，坚持“以人为本”的原则，牢固树立“任何风险都可以控制、任何违章都可以预防、任何事故都可以避免”的安全管理理念，立足公司201*年总体安全工作思路和安全生产的具体目标，紧紧围绕强化安全生产基础，实现年度安全目标的工作要求，以开展“安全生产月”活动为载体，落实安全生产责任制，夯实安全生产基础。以细化指标、优化安全生产管理流程，提高安全生产可控指标，以“严、细、实”工作作风为主要手段，加强隐患整改落实，确保商运一部安全责任目标实现。全年，珞璜尾水电站未发生年度责任控制目标的人身、设备安全事件和机组非停事件。截至201*年12月31日止，实现年度安全生产1871天。
一、主要工作完成情况：
1、年初，公司和商运一部召开了201*年安全工作会议，对201*年的工作进行了全面回顾,总结了201*年安全生产中存在的主要问题,并全面部署了公司201*年的安全生产工作。
2、年初，尾水电站以及班组分别与商运一部签订了年度工作目标责任书和安全生产责任书，制定了目标措施，将安全控制目标落实到了每个责任人。同时，组织员工签订了“三不伤害”保证书，有效地控制了人身伤害的发生。
3、年初，参与了公司开展的201*年工作票签发人、工作许可人、工作负责人考试（“三种人”），全部合格，并上报公司安全监督部。
4、年初，完成了各安全工器具的年检校验，将不合格的报业主单位更换。同时对各安全工器具的使用做了讲解，达到每个员工能正确使用安全工器具。
5、利用班前班后会议，认真组织班组人员学习公司下发的安全事故快报，以及业主单位的事故快报等，从中吸取教训，总结经验。6、认真组织开展春季和秋季安全大检查活动，对存在的问题及时提出整改措施报业主单位，通过开展春季和秋季安全大检查活动，认真组织开展以“安全发展、预防为主”为主题的“安全生产月”活动，查找并消除了安全管理上的不足和设备隐患，人员的安全意识有了很大提高，安全生产责任制得到了进一步落实。
7、全年，按照珞璜电厂安监处的部署，结合业主单位的要求，在尾水电站开展了创建“5S”管理和安全标准化建设，完善了相应的管理制度和台帐建立，规范职工现场安全行为，夯实了安全基础，较大程度上提升了尾水电站的安全基础管理水平。
8、结合尾水全年主要工作之一的“迎峰度夏、防洪防汛”工作，尾水电站运行部对在春季、安全活动月以及防洪防汛专项检查中存在的问题及时提出整改措施报业主单位，查找并消除了安全管理上的不足和设备隐患，专门向业主申报了尾水电站防洪防汛物资，由于提前做好各种预案，确保了201*年尾水电站的“迎峰度夏、防洪防汛”工作得到圆满的完成，并得到业主的高度表扬。
9、尾水电站组织了三期安全警示标志、标示的专项安全大检查，并完善了全站的安全标志和警示标示。
10、各班组坚持每周按时召开班前班后会，认真总结本周的安全注意事项，并对下周的工作提出要求，哪些地方需要注意等等，以不同的方式间接地完成了安全技术交底工作。
11、清理规范了安全管理台帐，结合华能珞璜电厂开展的“百日反违章”活动的要求，认真组织开展隐患排查工作及反“三违”工作，持续深入开展反违章工作，坚决杜绝了人身伤害事件的发生。12、年中，尾水电站安排专门人员建立和完善了尾水电站应急预案的制定、修编工作，提高了电站应急管理水平。13、在201*年，尾水电站分别组织了一期安全知识讲课和消防知识讲课培训，完成了安全规程和运行规程的学习及考试，提高了员工的安全意识和技能。
二、201*年安全规划：
1、继续全面落实尾水电站以及班组与商运一部签订的年度工作目标责任书和安全生产责任书以及“三不伤害”保证书，将安全控制目标落实到了每个责任人，切实、有效地控制了人身伤害的发生。2、结合防洪防汛、春季、秋季安全大检查和安全活动月的活动，对存在的问题及时提出整改措施报业主单位，查找并消除了安全管理上的不足和设备隐患，努力提高人员的安全意识，进一步落实安全生产责任制。
3、继续按照珞璜电厂安监处的部署，结合业主单位的要求，在尾水电站开展创建“5S”管理和安全标准化建设，夯实了安全基础，努力提升尾水电站的安全基础管理水平。
4、继续按照珞璜电厂201*年安全工作重点及措施，开展尾水电站的“百日安全反违章”活动，切实搞好电站的隐患排查工作，坚决杜绝了人身伤害事件的发生。
5、继续坚持每周按时召开班前班后会，认真组织班组安全学习活动，认真总结本周的安全注意事项，并对下周的工作提出要求，做好班组安全管理工作。
6、严格执行公司的两票三制规定和防止人身伤害措施，切实做好反违章工作，努力提高员工的安全素养，逐步提升本站的安全管理水平。
7、全面完成公司和业主下发的全年安全生产目标。
尾水电站生产运行部201*年1月10日
扩展阅读：我国主要流域水电规划及截至201*年最新开发状况
根据201*年全国水力资源复查成果，我国水力资源理论蕴藏量在1万kW及以上的河流共有3886条，水力资源理论蕴藏量60829亿kWh/年，平均功率为6.94亿kW。技术可开发装机容量5.42亿kW，年发电量24740亿kWh。我国水力资源总量居世界首位，理论蕴藏量和技术可开发量分别占全球总量的l5％和l7％。
我国大陆第一座水电站是云南境内的石龙坝水电站，于l912年5月建成发电，最初装机容量仅480kW。1949年新中国成立时全国水电装机容量仅16.3万kW，1999年底发展到7297万kW，201*年全国水电装机达到1.15亿kW居世界第一位。至201*年底，我国水电装机容量2.31亿kW，占全国装机容量的21.83%。我国东部地区水力资源开发利用程度已达66.0％，中部地区水力资源开发利用程度达到76％，而西部地区水力资源开发利用程度只有15％。尤其是水力资源富集西部主要流域开发利用程度还很低，水力资源开发利用前景十分广阔。
1.我国水力资源分布的特征
我国水力资源分布存在以下三大特征：
一是地域分布十分不均，水电需要“西电东送”。从地域分布来看，西部云、贵、川、渝、陕、甘、宁、青、新、藏、桂、蒙等12个省(区、市)水力资源约占全国总量的81.5％，特别是西南地区云、贵、川、渝、藏约占全国总量的67.0％；其次是中部的黑、吉、晋、豫、鄂、湘、皖、赣等8个省仅占13.7％；东部11个省(市)仅占4.8％。我国东部经济相对发达，但能源资源缺乏；西部相对落后，水能及其他能源丰富，因此西部水力资源开发除了满足西部自身需求以外，还能部分满足东部经济发展对电力的需求，因此需要进行水电“西电东送”。
二是河流来水时空分布不均，需要建设高坝大库。由于受季风气候影响，我国绝大多数流域径流年内分配极不均衡，丰、枯季节明显，径流相差悬殊，汛期的水量占全年的70％～80％，而枯期水量仅占20％～30％。从年际看，绝大多数河流存在丰水年和枯水年，径流年际变化甚至超过3倍。由于径流年际、年内变化大，存在诸如水量、水质、水电发电量不均衡问题。为了解决水资源时间分布不均的矛盾，更好地满足社会经济发展对水资源、防洪、发电、灌溉、供水、改善航运条件和保护生态环境的要求，因此需要“高坝大库”。
三是富集程度极高，能够建设水电基地。水力资源主要集中在各主要流域，金沙江、澜沧江、怒江、雅砻江、大渡河、乌江、长江上游、红水河、黄河干流等河段，总装机容量和年发电量约占全国技术可开发量的50.0％。特别是金沙江中下游干流，总装机容量6450万kW，长江上游于流2884万kW，雅砻江、大渡河以及黄河上游、澜沧江、怒江的水电开发装机容量都超过201*万kW。全国大、中、小型水电站约有l3300座，其中大型水电站仅268座，电站数量仅占2％，而装机容量达3.88亿kW，占技术可开发量的71.5％。装机容量l00万kW及以上的大型水电站116座，装机容量达3.16亿kW，年发电量达14579亿kWh，装机容量及年发电量的比重均超过50％。各主要流域水力资源富集程度高，有利于流域、梯级、综合开发，充分发挥其水力资源的规模效益。
2.十三大水电基地规划方案
原电力工业部根据l980年完成了对全国主要流域的水力资源普查，提出了集中建设10个大型水电基地的设想。1989年原水利部水利水电规划设计总院根据当时的需要，增加了东北及黄河北干流两个水电基地，提出了十二大水电基地。201*年怒江水电规划提交审查后，提出了包含怒江水电基地在内的十三大水电基地。
因此，我国十三大水电基地是指金沙江、长江上游、澜沧江干流、雅砻江、大渡河、怒江、黄河上游、红水河、东北三省、湘西、乌江、闽浙赣和黄河北干流。十三大水电基地具有特定的范围和规划方案，
如图1所示。十三大水电基地技术可开发装机容量约2.89亿kW，年发电量11106亿kWh，分别占全国水电技术可开发量的53.32％和44.89％，如图2和图3所示。
2.1金沙江
金沙江流域面积47.32万km2，占长江流域面积的26.2％；多年平均流量为4600m3／s，年径流量1450亿m3，为长江总水量的l5.1％，为黄河的2.5倍。干流径流丰沛、河道落差大、水力资源丰富、开发条件较好，是全国最大的水电能源基地。自石鼓至宜宾河段，属金沙江中、下游河段，可开发水电装机容量5946万kW，多年平均年发电量2826亿kWh。
金沙江石鼓至雅砻江河口为中游段，长约564km，落差838m，规划“一库八级”开发方案，即龙盘、两家人、梨园、阿海、金安桥、龙开口、鲁地拉和观音岩，装机容量2096万kW（约占全国经济可开发水电站装机容量的5%），保证出力943万kW，年发电量883亿kWh。虎跳峡为控制性水库电站，具有多年调节能力。
雅砻江口至宜宾为金沙江下游段，长约768km，落差719m，规划4级开发方案，即乌东德、白鹤滩、溪洛渡和向家坝，4座电站装机容量3850万kW。水电站水电站名称乌东德下游四级水电站白鹤滩溪洛渡向家坝龙盘两家人梨园中游八级水电站阿海金安桥龙开口鲁地拉观音岩岗托岩比波罗上游川藏段开发叶巴滩拉哇巴塘苏哇龙昌波装机容量（万kW）8701200中国长江三峡集团公司1260640420300240201*40180216300110309619816874116106华电金沙江上游水电开发有限公司云南金沙江中游水电站开发有限公司（华电33%，华能23%，大唐23%，汉能11%，云南投资10%）汉能控股（华睿集团）华能集团华电集团大唐集团开发商2.2长江上游
长江上游水电基地由长江干流宜宾至宜昌段和支流清江组成。长江干流宜宾至重庆段规划有石硼、朱杨溪、小南海、三峡、葛洲坝5级电站，均以改善川江航运条件为主要目的，是以航为主的航电枢纽工程。清江干流规划有水布垭、隔河岩、高坝洲3级电站。长江上游水电基地规划装机容量3562.8万kW，年发电量1517.38亿kWh。
水电站名称石硼朱杨溪小南海三峡葛洲坝装机容量（万kW）2133001682250（32*70+2*5）271.5184151.125.2湖北清江水电开发有限责任公司中国长江三峡集团公司开发商水布垭隔河岩高坝洲2.3雅砻江
雅砻江为金沙江一级支流，水量丰沛、落差大，水力资源丰富。从河源至河口，干流全长1571km，流域面积约13万km2，天然落差3870m，其中四川境内12.5万km2，天然落差3180m。河口多年平均流量l890m3／s，年径流量600亿m3。
雅砻江干流是指从两河口至江口段。规划开发方案为两河口、牙根、楞古、孟底沟、杨房沟、卡拉、锦屏一级、锦屏二级、官地、二滩、桐子林共21个梯级，总装机容量2971万kW，年发电量1516.36亿kWh。两河口为中游控制性水库，锦屏一级为下游控制性水库。
水电站水电站名称温波寺仁青岭热巴阿达格尼通哈英达新龙共科龚坝沟两河口牙根楞古孟底沟杨房沟卡拉锦屏一级锦屏二级装机容量（万kW）153025252020505040503001502301702201*636048024033060开发商上游河段二滩水电开发有限责任公司（国投52%，川投48%）中游河段下游河段官地二滩桐子林2.4澜沧江干流
在我国境内澜沧江河道长约2153km，落差4583m，流域面积约l6.4万km2。其中，云南境内段长约1240km，落差1780m，流域面积9万km2。澜沧江干流是指澜沧江云南段，规划水电装机容量2581.5万kW，年发电量1203亿kWh。
澜沧江云南境内河段被分为上游段和中下游段。滇藏省界至苗尾为上游段，河长约440km，落差约938m，规划7级开发，即古水、乌弄龙、里底、托巴、黄登、大华桥、苗尾。古水作为龙头梯级，具有年调节能力。苗尾至中缅国界为中下游河段，河长约800km，落差约842m，规划“二库八级”开发，即功果桥、小湾、漫湾、大朝山、糯扎渡、景洪、橄榄坝和勐松，其中小湾和糯扎渡2座大型水库均具有多年调节能力。水电站名称古水乌弄龙里底上游河段托巴黄登大华桥苗尾功果桥小湾漫湾大朝山中下游河段糯扎渡景洪橄榄坝勐松58517515.56012519090140904201*5135华能澜沧江水电有限公司装机容量（万kW）2609942开发商2.5大渡河
大渡河为岷江最大支流，干流全长1062km，天然落差4175m，流域面积7.74万km2，河口多年平2788m，是水力资源最集中的河段。
大渡河干流是指从双江口至铜街子河段，规划调整方案为22级，分别是下尔呷、巴拉、达维、卜寺沟、双江口、金川、巴底、丹巴、猴子岩、长河坝、黄金坪、泸定、硬梁包、大岗山、龙头石、老鹰岩、瀑布沟、深溪沟、枕头坝、沙坪、龚嘴、铜街子，共利用落差2543m，总装机容量为2548.3万kW，年发电量ll36亿kWh。水电站名称下尔呷巴拉达维卜寺沟双江口金川巴底丹巴猴子岩长河坝黄金坪泸定硬梁包大岗山龙头石老鹰岩瀑布沟深溪沟枕头坝沙坪龚嘴铜街子装机容量（万kW）54702736201*678201*70260859212026017.564426667234.87060大唐国际发电股份有限公司四川大唐国际甘孜水电开发有限公司四川华电泸定水电有限公司四川华电泸定水电有限公司国电大渡河流域水电开发有限公司中旭投资有限公司（58%）四川天蕴实业有限公司（29%）四川天丰水利资源开发有限公司（13%）国电大渡河流域水电开发有限公司国电大渡河流域水电开发有限公司（国电90%，川投10%）开发商国电大渡河流域水电开发有限公司2.6怒江
在我国境内怒江干流全长约201*km，落差4840m，流域面积13.6万km2。怒江在西藏境内为上游河段，进入云南境内至六库为中游河段，六库以下至中缅国界为下游河段，国境处多年平均流量2250m3／s。怒江中下游径流丰沛而稳定、落差大、交通方便、开发条件好，是水力资源丰富、开发条件较为优越的河段，是我国尚待开发的水电能源基地之一。
怒江流域水力资源丰富，我国境内水力资源理论蕴藏量共计4600万kW，其中西藏2626万kW、云南1974万kW；干流总计3641万kMW，支流共计959万kW。怒江水力资源主要集中在干流，理论蕴藏量占流域总量的80%左右。
怒江干流水电基地是指怒江中下游河段，自上游至下游分别为松塔(西藏境内)、丙中洛、马吉、鹿马登、福贡、碧江、亚碧罗、泸水、六库、石头寨、赛格、岩桑树和光坡，总装机容量2072万kW，年发电量1037亿kWh。
水电站名称松塔丙中洛马吉鹿马登福贡碧江亚碧罗泸水六库石头寨赛格岩桑树光坡装机容量（万kW）360160420201*0150180240184410010060云南华电怒江水电开发有限公司开发商2.7黄河上游
黄河上游水电基地是指黄河上游的中段，从茨哈峡一龙羊峡一青铜峡段，该河段长918km，落差1324m，区间流域面积14.36万km2，青铜峡多年平均流量l060m3／s，年径流量334亿m3，占黄河全流域年径流量580亿m3的57.6％。黄河上游龙羊峡至青铜峡段梯级开发规划和工程建设历经半个世纪，已基本定局，仅黑山峡河段开发方式尚未敲定。规划方案为龙羊峡、拉西瓦、尼那、山坪、李家峡、直岗拉卡、康扬、公伯峡、苏只、黄丰、积石峡、大河家、寺沟峡、刘家峡、盐锅峡、八盘峡、河口、柴家峡、小峡、大峡、乌金峡、小观音、大柳树、沙坡头、青铜峡等25级，总装机容量2093万kW，年发电量750亿kWh。
水电站名称龙羊峡拉西瓦李家峡公伯峡积石峡寺沟峡刘家峡盐锅峡八盘峡小峡大峡乌金峡小观音大柳树沙坡头青铜峡装机容量（万kW）128420201*5010224122.5441823301440201*2.0327.2黄河上游水电开发有限责任公司甘肃小三峡水电开发有限责任公司（国投电力、甘肃投资、甘肃电力：5:3:2）黄河上游水电开发有限责任公司（中电投87.1%，青海投资4%，陕西投资3.9%，甘肃投资3.9%，宁夏投资1.1%）开发商2.8红水河
红水河是珠江流域西江水系的干流，它的上游是南盘江和北盘江，南盘江发源于云南曲靖市沾益县马雄山东麓、北盘江均发源于云南宣威马雄山西北麓，南盘江、北盘江于贵州望谟蔗香村汇合后始称红水河。红水河干流出口控制站梧州站多年平均流量6760m3／s，年径流量约2132亿m3。
红水河水电规划方案为南盘江支流黄泥河的鲁布革以及南盘江上的天生桥一级、天生桥二级、平班，北盘江上的善泥坡、光照、马马崖一级、马马崖二级、董箐，红水河干流的龙滩、岩滩、大化、百龙滩、乐滩、桥巩、大藤峡和长洲共l7座水电站，总装机容量l770.58万kW，年发电量635亿kWh。
水电站名称鲁布革天生桥一级天生桥二级平班龙滩岩滩大化百龙滩乐滩桥巩大藤峡长洲善泥坡光照马马崖一级马马崖二级董箐装机容量（万kW）601201*240.56301214019.26045.6广西投资集团有限公司1606318.55104贵州黔源电力股份有限公司(华电集团13.30%，55.813.888国投电力12.90%，乌江公司12.01%，贵州开发投资公司5.37%，贵州新能实业公司1.34%)中国电力投资集团公司(90%)、梧州市东晖国有资产经营有限公司(10%)开发商南方电网调峰调频发电公司广西天生桥一级水电开发有限责任公司（粤电集团、大唐、广西投资、贵州投资：5:2:2:1）南方电网调峰调频发电公司广西桂冠电力股份有限公司（35%）广东能发集团有限公司（28%）贵州黔西南州工业投资公司（27%）广西隆林县电业公司（10%）中国大唐集团公司控股的龙滩水电开发有限公司中国大唐集团公司广西桂冠电力股份有限公司广西桂冠电力股份有限公司广西桂冠电力股份有限公司（52%）、广西投资集团有限公司2.9东北三省
东北三省水电基地是指黑龙江、吉林、辽宁三省诸河，包括黑龙江干流界河、牡丹江干流、第二松花江上游、鸭绿江流域和嫩江流域，规划有大中型水电站62座，总装机容量1326万kW，年发电量355亿kWh。
水电站名称丰满红石白山临江云峰渭源水丰太平湾装机容量（万kW）92.4201*04060399019中朝鸭绿江水力发电公司东北电网有限公司开发商2.10闽浙赣
闽、浙、赣水电基地包括福建、浙江和江西三省，水力资源理论蕴藏量约2330万kW，可开发装机容量约1680万kW。闽浙赣三省水电基地规划建设大中型水电站65座，总装机容量1220万kW，年发电量315亿kWh。其中，福建省可开发大中型水电站32座，总装机容量527.5万kW；浙江省可开发大中型水电站14座，总装机容量411万kW；江西省水力资源理论蕴藏量约682万kW，可开发装机容量511万kW，可开发大中型水电站19座，装机容量281.6万kW。2.11乌江
乌江是长江上游右岸最大的一条支流，也是贵州第一大河流，发源于贵州省西北部乌蒙山东麓，有南、北两源，南源三岔河、北源六冲河。两源在贵州黔西、清镇、织金三县交界的化屋基汇合后，由西南向东北、横贯贵州省中部，至涪陵市汇入长江。乌江流域面积87920km2，干流全长1037km，天然落差2124m。乌江河口多年平均流量1690m3／s，年径流量533亿m3。
乌江规划(含调整后)为12级开发，即北源六冲河的洪家渡、南源三岔河的普定、引子渡，两源汇口以下有东风、索风营、乌江渡、构皮滩、思林、沙沱、彭水、银盘和白马，总装机容量为1151.4万kW，年发电量396亿kWh。
水电站名称洪家渡普定引子渡东风索风营乌江渡构皮滩思林沙沱彭水银盘白马装机容量（万kW）608.4贵州黔源电力股份有限公司3669.560125贵州乌江水电开发有限责任公司3001051121756040.5大唐国际发电股份有限公司重庆分公司开发商贵州乌江水电开发有限责任公司2.12湘西
湖南湘西水电基地包括湖南省境内湘江、沅水、资水、澧水干流及其主要支流(部分延伸到贵州和湖北境内)。湘西水电基地规划大中型水电站51座，总装机容量1081.6万kW，年发电量378亿kWh。其中沅水干流拟分托口、洪江、安江、虎皮溪、大伏潭、五强溪、凌津滩7级开发，总装机容量223万kW；沣水干流拟分凉水口、鱼潭、花岩、木龙滩、宜冲桥、岩泊渡、茶林河、三江口、艳洲9级开发，总装机容量45.42万kW；资水的开发方案是犬木塘、洞口塘、筱溪、拓溪、敷溪口、金塘冲、马迹塘、白竹州、修山等梯级水电站，总装机容量63.1万kW；澧水干流梯级有青山、茶庵、慈利城关、三江口、艳洲等水电站，装机容量40万kW。2.13黄河北干流
黄河中游北干流即河口镇至禹门口段，河段长约l000km，天然落差约700m。规划6个梯级，即万家寨(108万kW)、龙口(42万kW)、天桥(12.8万kW)、碛口(180万kW)、古贤(210万kW)、甘泽波(44万kW)。总装机容量596.8万kW，年发电量178亿kWh。
3.各大流域水电开发现况
3.1金沙江
金沙江干流一期工程溪洛渡、向家坝水电站已分别于201*年、201*年经国家核准开工建设，目前正值施工高峰期，俩工程具备201*年首批机组发电条件。金安桥水电站获国家核准建设，201*年两台60万kW机组投产发电。正在紧张施工的项目包括梨园、阿海、鲁地拉、龙开口、观音岩等，阿海、鲁地拉、龙开口均计划201*年投产。“龙头”龙盘电站正在开展前期设计研究工作。3.2长江上游
清江干流已经开发完毕，建成了水布垭、隔河岩和高坝洲水电站。长江上游已经建成葛洲坝以及三峡工程，三峡坝后厂房26台机组和2台电源机组现已全部投入运行，投产容量1830万kW。三峡右岸地下电站，6台单机容量70万kW机组已投产5台。201*年2月国家发改委已批复同意小南海水电站开展前期工作，其他梯级电站在进一步论证之中。3.3雅砻江
雅砻江干流现仅建成二滩水电站。锦屏一级、锦屏二级水电站分别予201*年和201*年经国家核准开工，计划均于201*年首台机组投产，将于201*、201*年竣工。官地、桐子林电站均于201*年10月开工，官地电站计划201*年7月首台机组投产发电、201*年7月工程竣工，桐子林电站计划201*年6月首台机组发电、201*年6月工程竣工。两河口等水电站正在开展施工准备，其他水电站正在开展设计工作。3.4澜沧江干流
澜沧江干流第一期工程为漫湾、大朝山水电站分别于1995年、201*年建成投产，漫湾扩机工程于201*年已完成。第二期工程景洪水电站于201*年建成，小湾水电站于201*年建成。第三期工程功果桥水电站在201*年已有两台机组投产。糯扎渡水电站201*年3月正式通过国家核准，计划201*年首批机组发电、201*年全部建成投产。其他电站正在开展前期勘测设计研究或施工筹备工作。3.5大渡河
大渡河干流已建成龚嘴、铜街子、瀑布沟、深溪沟、龙头石水电站。泸定水电站正在建设之中，201*年已投产两台机组。大岗山水电站201*年12月获国务院核准，计划201*年首台机组投产发电。猴子岩水电站201*年11月正式开工，计划201*年竣工。枕头坝、沙坪水电站于201*年3月获国家发改委核准，计划分别于201*年、201*年首台机组发电。其余电站正在进行方案论证和前期施工准备。3.6怒江
怒江水电开发规划方案已提交审查，尚待国家批准，目前还没有开工建设。六库水电站工程规模小、建设条件好，可行性研究报告已经审查，具备开展施工的必要条件。马吉、亚碧罗、赛格等水电站正在开展预可行性研究勘察设计工作。3.7黄河上游
黄河上游河段已建成龙羊峡、李家峡、公伯峡、刘家峡、尼那、直岗拉卡、盐锅峡、八盘峡、拉西瓦、乌金峡、大峡、小峡、积石峡、柴家峡、沙坡头、青铜峡、苏只、康扬、黄丰等水电站。班多水电站正在建设之中，黑山峡河段水电开发条件较好，但开发任务和开发方式存在争议，开工建设尚待时日。3.8红水河
红水河水电基地已建成鲁布革、天生桥一级、天生桥二级、平班、龙滩、岩滩、大化、百龙滩、乐滩、桥巩和长洲水电站。岩滩水电站扩机工程已核准开工，总容量60万kW，计划201*年完工。下游大藤峡水电站前期工作取得积极进展。
北盘江光照、董箐两座水电站已建成发电。善泥坡水电站第一台机组将于201*年12月投产，201*年完建。马马崖一级水电站计划201*年首台机组投产，201*年6月完建。马马崖二级水电站正在进行前期准备。3.9东北三省
东北水电基地已建成和正在建设的大中型水电站有莲花、白山、红石、丰满、小山、两江、云峰、渭源、水丰、太平湾、桓仁、回龙山、太平哨、金哨、双岭、尼尔基、双沟等水电站。待开发的大型水电站主要集中在黑龙江干流界河上，远离负荷中心，近期开发困难。3.10闽浙赣
闽浙赣水电基地装机容量已达827万kW，开发程度较高。福建省已建水电站有水口、沙溪口、高砂、竹洲、安砂、棉花滩、古田、龙亭、周宁、芹山、牛头山、池潭、水东、雍口、华安、街面等水电站；浙江省有新安江、富春江、湖南镇、紧水滩、珊溪、黄坛口、滩坑、华光潭一级、石塘等水电站；江西省有万安、柘林、东津、上犹江等水电站。3.11乌江
乌江水电基地已建成乌江渡、东风、普定、引子渡、洪家渡、索风营、乌江渡扩机、东风扩机、构皮滩、思林、彭水、银盘、大花水、格里桥等水电站。沙沱、白马水电站已进入施工高峰期，沙沱水电站受移民因素影响由原计划的201*年推迟到201*年投产，白马水电站预计201*年建成。规划经历次调整，目前实际开发投产的机组装机容量已达938.9万kW，待沙沱、白马水电站投产后，乌江流域总装机容量将达到1186.4万kW，比1988年规划的867.5万kW多318.9万kW。3.12湘西
湘西水电基地已建成大东江、小东江、柘溪、凤滩、高滩、五强溪、凌津滩、江垭、洪江、渔潭、三板溪、碗米坡、挂治、白市等一批大中型水电站及一批中小型水电站，总装机容量793.3万kW。沅水干流梯级开发的第五级托口电站，装机容量83万kW，201*年核准建设，计划201*年投产发电。3.13黄河北干流
黄河北干流即河口镇至禹门口段，已建成天桥、万家寨、龙口水电站。碛口、古贤、甘泽波电站正在开展前期工作。
我国主要流域开发建设现状详见下表：
序号123456789101112名称金沙江长江上游雅砻江澜沧江干流大渡河怒江黄河上游红水河东北三省闽浙赣乌江湘西装机容量（万kW）投产比重（%）在建比重（%）前期比重（%）59463562.829712581.52548.320722093l770.58132612201*86.41081.628111362306386436882683353824280684318965145140491002965329013黄河北干流596.8270734.综合分析
4.1我国主要流域的水电规划装机容量约2.89亿kW，占全国水电技术可开发量的51.4％。
4.2至201*年底，我国主要流域建成投产机组装机容量1.08亿kW，占全国水电投产装机容量(2.31亿kW)的46.75％。主要流域水电开发程度(以装机容量计)约为38.61％。
4.3全国主要流域水电开发程度最高的是红水河、乌江和长江上游，其次是闽浙赣、湘西，而后是黄河上游。雅砻江开发程度低于15％、金沙江开发程度低于5％，怒江尚未开发。
4.4主要流域在建水电工程规模约为5260余万kW，主要集中在雅砻江干流、金沙江下游、大渡河干流、澜沧江干流河段。4.5目前，有关方面已经完成或基本完成怒江上游(西藏段)水电规划、澜沧江上游(西藏段)水电规划、金沙江上游段(西藏段)水电规划(上述河段又称藏东南“三江”)。黄河上游湖口尔多段水电规划和雅鲁藏布江中游水电规划基本完成。雅鲁藏布江下游及其支流水电规划工作正在进行之中。毫无疑问，我国主要流域除目前的“十三大水电基地”外，还将出现新的水电基地。
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