目录
第一节 水力发电沿革
一、建国前水力发电
安徽省地跨淮河、长江、新安江三大流域。
皖南新安江流域属钱塘江水系，在安徽省内的水力资源，理论蕴藏量47．74万千瓦，可能开发量16．06万千瓦，分别占全省12．0％和13．7％。抗日战争前，休宁县金慰农曾向国民政府建议开发，未获实施。民国36年（1947年），资源委员会水力发电工程总处为开发东南一带水力，命总处水力发电勘察处与钱塘江工程局联合组织查勘团，由新安江下游向上查勘至屯溪，选择可建水电站的坝址6处。其中1处在安徽街口（另5处在浙江），民国37年派队前往测量。同年，在省参议会第一届第四次会议上，金慰农复提请大会决议，咨请省府派队参与办理。嗣后，拟于街口拦江修筑100米高的重力坝，初期安装4万千瓦水轮发电机组2台，需投资2660余万美元（注：①摘自1948年《安徽省政府水利局关于歙县街口水利发电查勘报告…》）。可是仅有规划，并未施工，徒留一纸空文。
淮河中游安徽段，水力资源理论蕴藏量50．68万千瓦，可能开发量29．76万千瓦，分别占全省的12．7％和25．5％。安徽境内淮河干流长约430公里，河道比降小，可供开发的水力资源不大；南岸支流淠、史河，源于大别山区，水位落差较大，是开发利用的重点。但淮河历来失修，更谈不上水力资源开发利用。
安徽境内长江水系水力资源的开发利用，无人问津。
二、建国后水力发电
［淮河水系］1950年7月，淮河流域发生严重水灾，毛泽东主席于7月20日至8月31日，连批3份关于淮北灾情的报告给周恩来总理，提出要根治淮河。10月14日，政务院即根据中共中央、毛主席的决策，发布《关于治理淮河的决定》，制定了蓄泄兼筹、以达根治的治淮方针，并建立治淮委员会（设在蚌埠，下称淮委）专司其事。
淮委于1951年制定“治淮方略”，决定先在淠河东源兴建佛子岭水库，拦河坝采用水利专家汪胡帧建议的连拱坝形式，由该库工程指挥部负责设计、施工。这种坝型当时在国外仅美国和阿尔及利亚采用过，在国内尚属首创。因淮委缺少机电工程技术人员，经与省委工交部协商决定，电站建设由省工业厅负责。为了配合大坝施工进度，电站建设前，先在大坝17、18号垛墙内埋设两条发电钢管，安装2台0．1万千瓦水轮发电机，大坝建成后再装3台0．25万千瓦机组。大坝于1952年1月开工，1954年11月2台0．1万千瓦机组投入运行。
随后，1954年3月，在史河上游开始梅山水库工程建设。该库仍用连拱坝形式，比佛子岭大坝高12米多。
1955年，省工业厅组成由厅长倪则耕挂帅的佛梅水电工程处，负责淠、史河的水电站建设。当年组织了以王景羲工程师为首的设计队伍，在水利电力建设总局勘测设计院领导下，进行佛子岭水电站（简称佛站，其余水电站亦简称某站或某库）初步设计。经参加设计的机械工程师张六一核算，哈尔滨水轮机厂提供的0．25万千瓦水轮机机械强度，可正常带动0．3万千瓦发电机，故确定佛站装机容量为2台0．1万及3台0．3万千瓦。技术设计及施工图由上海水电勘测设计院承担，佛梅水电工程处负责机电安装，水工建筑由淮委施工。
1955年8月，梅山水电站4台1万千瓦机组工程开工，由水利电力建设总局北京水电安装队承担机电安装。这时，为支援全国水电安装力量，参加佛站安装的技术干部和工人，全部划归水利电力建设总局安装队，在完成梅山安装任务后即转移到新安江工地。佛梅水电工程处除完成佛子岭、梅山两水电站和两条110千伏线路的甲方工作外，在省工业厅和淮南电厂的支持下，还组建了佛、梅两站的生产运行单位。
1954年汛期，淮河遭遇了有记录以来的最大洪水，当时佛子岭大坝已基本建成，起到拦洪作用，通过水库调蓄，将洪峰流量由6350立方米／秒，削减至600立方米／秒，（水库最高水位为126．18米），减轻了淠河两岸灾情和淮河干流的洪水负担。此后根据新的水文资料，进行全面的流域规划。在淠河上游继续兴建响洪甸、磨子潭等坝后式水电站。响、磨两库分别采用单拱重力坝与双支墩肋墩坝。各坝地质条件基本良好，设计抗震烈度为7～9度，建设工期均在2年左右。至60年代初，发电设备全部安装竣工，唯佛、磨两库设计洪水标准偏小，防洪能力不足。佛子岭上游白莲崖水电站，拟装机3万千瓦，可提高佛子岭水库的防洪能力，在“大跃进”中开工不久，即予停建，迄未复建。1962～ 1964年，雨量正常偏丰，佛库平均每年弃水8亿立方米，其后扩建2台1万千瓦机组，分别于1967年、1973年投产。1969年7月发生洪水漫坝事故后，对大坝加固加高，并扩建溢洪道，以提高防洪标准。
佛、梅、响、磨4座水库控制流域面积，分别占淠、史河流域总面积的二分之一和三分之一，总库容58．03亿立方米，装机总容量12．70万千瓦，总投资2．76亿元。其中，电站投资0．56亿元，平均每千瓦造价443元（注：同期全国平均583元／千瓦，华东地区为701元／千瓦。），是快与省的著例。这几座水电站，于1985年由部属下放为省属企业。
自水库建成至1983年，由于水库调节避免了淠、史河和淮河洪水灾害约304万亩次，避免了1982年霍山县城的水淹，还减轻了淮河干流的洪灾，防洪效益达25．66亿元；利用水库水源修建的淠史杭灌区，累计灌溉面积12290万亩，净收益34．65亿元；并发展了养殖事业；淠河总干渠的通航，首次实现了淮南铁路与大别山区水路的沟通。至1985年，各站累计发电量84亿千瓦·时。水电的开发还促进了电网建设，1961年皖中实现全省第一个淮南——合肥——六安——淮南110千伏环网，年节约线路损失电量0．06亿千瓦·时。
与此同时，六安地区的山乡小水电站也日益增加。至1985年，已装机369台、2．30万千瓦。皖西边陲金寨县列为全国100个电气化试点县之一。淮河水系的中、小型水电站已开发15．01万千瓦，占可开发量的50．4％。
［长江水系］安徽境内长江416公里（注：引自1985年《安徽省情》。另据《安徽省经济地理》记载为401公里。），两岸支流40余条。水力资源理论蕴藏量299．66万千瓦，可能开发量71．03万千瓦，分别占全省的75．3％和60．8％。境内长江干流水力资源理论蕴藏量195万千瓦，无实际开发的可能。可建0．05万千瓦以上电站的水力资源，南岸青弋江25．75万千瓦，北岸皖河15．39万千瓦，其余江湖合计不足16万千瓦。故在淠、史河水库工程基本结束后，水电建设转移到青弋江及皖河流域上来。
1958年“大跃进”，用电负荷剧增，为急于解决缺电问题，对青弋江上的陈村、皖河北支流皖水上的毛尖山、相公庙（后改称双峰）、南支流长河上的花凉亭等水库枢纽工程，采取边勘测、边设计、边施工的办法进行兴建，并不切实际的要求在1960年发电。国民经济调整时，1962年这些工程相继下马；数年后始陆续复工，其中租公庙电站至今尚未复建。唯陈村水电站投产后，在其下游51公里处的纪村，利用青弋江41公里的总干渠，引用陈村水电站尾水以及徽水和区间水，建设纪村分站；仅用3年另9个月建成，进度较快。
长江水系电站大多未按照基本建设程序施工，方案多变，质量欠佳。如陈村水电站，1958～1959年，原设计坝顶高程为150米，最大坝高100米，装4台7．25万千瓦机组，原太平县城已安排迁移。后考虑“备战”需要，将坝顶高程降为125米，最大坝高75米，装3台5万千瓦机组，致使少装机14万千瓦，对水电资源的利用是一项损失。1978年底，根据1975年8月河南大水的教训，将原来较低的设计标准，改为按百年一遇洪水标准设计、千年一遇洪水标准校核和万年保坝的要求，将坝顶加高1．30米，最大坝高达76．30米，相应坝顶高程为126．30米。其左岸河床坝段由于F 11、F 32断层存在，采用深孔固结灌浆补强。毛尖山水电站缓建后，虽不久被列为“三线”工程，复工较早，但因库区植被破坏，水土流失严重，又无排沙设施，库内泥沙淤积严重。花凉亭水电站则因几经起落，水库移民问题迄未妥善解决，4台1万千瓦机组，已建成2台，但只能低水头维护性发电，机组出力不足。由于机组长期远离设计工况运行、振动较大，气蚀较严重。
陈村、毛尖山、花凉亭的总库容50．93亿立方米。陈村、纪村、毛尖山的装机总容量20．90万千瓦，总投资2．12亿元，平均每千瓦造价1013元。花凉亭水电站已投资0．89亿元，尚未竣工验收。至1985年，长江水系已建的中、小型水电站共装机25．87万千瓦，占可开发量的36．4％。
毛尖山水电站投产后，与安庆联成地区电网。1963～1968年间，坚持低出力发电，保证了安庆、岳西等地用电。1968年底，110千伏毛（毛尖山）晓（晓天）线竣工，安庆地区开始联入省电力网。陈村水电站是安徽最大的水电站，又位于电力奇缺的皖南山区，投产后发挥了重要作用，运行15年已收回全部投资，现成为华东电网中的主力调峰厂之一。花凉亭水电站亦发挥了综合效益。
长江水系水电站的地理环境得天独厚。陈村位于举世闻名的黄山脚下，建库后，又形成了青山环抱的太平湖；毛尖山、花凉亭在旅游胜地天柱山的两侧，有利于发展旅游事业。
［新安江水系］建国后，国家根据合理利用水力资源的原则，在浙江境内建造新安江水电站。安徽境内则由地方自建一批小型水电站。1951～1985年，已开发小水电2．85万千瓦，占可开发量的17．8％（注：详见本志第四篇第二章。）。
安徽省中型水电站概况（1985年）
注：陈村、纪村、花凉亭水电站的总投资，引自陈村水电站志及花凉亭水电站志稿；其余各站的投资，引自《安徽省水库运用手册》。装机总容量比1985年统计数多4万千瓦，是由于内含花凉亭电站维护性发电机及在建工程各2万千瓦。
安徽省水力发电增长情况
全省中型水电站1985年部分生产指标情况
注：专署属企业花凉亭水电站1985年维护性发电0．46亿千瓦·时，未作专栏统计。
全省待开发的1万千百以上水力资源情况
注：此表发电容量是按新的统计资料所得，与表1—2—1装机容量之和为66．38万千瓦，超出1980年普查数7．88万千瓦。
安徽省地跨淮河、长江、新安江三大流域。
皖南新安江流域属钱塘江水系，在安徽省内的水力资源，理论蕴藏量47．74万千瓦，可能开发量16．06万千瓦，分别占全省12．0％和13．7％。抗日战争前，休宁县金慰农曾向国民政府建议开发，未获实施。民国36年（1947年），资源委员会水力发电工程总处为开发东南一带水力，命总处水力发电勘察处与钱塘江工程局联合组织查勘团，由新安江下游向上查勘至屯溪，选择可建水电站的坝址6处。其中1处在安徽街口（另5处在浙江），民国37年派队前往测量。同年，在省参议会第一届第四次会议上，金慰农复提请大会决议，咨请省府派队参与办理。嗣后，拟于街口拦江修筑100米高的重力坝，初期安装4万千瓦水轮发电机组2台，需投资2660余万美元（注：①摘自1948年《安徽省政府水利局关于歙县街口水利发电查勘报告…》）。可是仅有规划，并未施工，徒留一纸空文。
淮河中游安徽段，水力资源理论蕴藏量50．68万千瓦，可能开发量29．76万千瓦，分别占全省的12．7％和25．5％。安徽境内淮河干流长约430公里，河道比降小，可供开发的水力资源不大；南岸支流淠、史河，源于大别山区，水位落差较大，是开发利用的重点。但淮河历来失修，更谈不上水力资源开发利用。
安徽境内长江水系水力资源的开发利用，无人问津。
二、建国后水力发电
［淮河水系］1950年7月，淮河流域发生严重水灾，毛泽东主席于7月20日至8月31日，连批3份关于淮北灾情的报告给周恩来总理，提出要根治淮河。10月14日，政务院即根据中共中央、毛主席的决策，发布《关于治理淮河的决定》，制定了蓄泄兼筹、以达根治的治淮方针，并建立治淮委员会（设在蚌埠，下称淮委）专司其事。
淮委于1951年制定“治淮方略”，决定先在淠河东源兴建佛子岭水库，拦河坝采用水利专家汪胡帧建议的连拱坝形式，由该库工程指挥部负责设计、施工。这种坝型当时在国外仅美国和阿尔及利亚采用过，在国内尚属首创。因淮委缺少机电工程技术人员，经与省委工交部协商决定，电站建设由省工业厅负责。为了配合大坝施工进度，电站建设前，先在大坝17、18号垛墙内埋设两条发电钢管，安装2台0．1万千瓦水轮发电机，大坝建成后再装3台0．25万千瓦机组。大坝于1952年1月开工，1954年11月2台0．1万千瓦机组投入运行。
随后，1954年3月，在史河上游开始梅山水库工程建设。该库仍用连拱坝形式，比佛子岭大坝高12米多。
1955年，省工业厅组成由厅长倪则耕挂帅的佛梅水电工程处，负责淠、史河的水电站建设。当年组织了以王景羲工程师为首的设计队伍，在水利电力建设总局勘测设计院领导下，进行佛子岭水电站（简称佛站，其余水电站亦简称某站或某库）初步设计。经参加设计的机械工程师张六一核算，哈尔滨水轮机厂提供的0．25万千瓦水轮机机械强度，可正常带动0．3万千瓦发电机，故确定佛站装机容量为2台0．1万及3台0．3万千瓦。技术设计及施工图由上海水电勘测设计院承担，佛梅水电工程处负责机电安装，水工建筑由淮委施工。
1955年8月，梅山水电站4台1万千瓦机组工程开工，由水利电力建设总局北京水电安装队承担机电安装。这时，为支援全国水电安装力量，参加佛站安装的技术干部和工人，全部划归水利电力建设总局安装队，在完成梅山安装任务后即转移到新安江工地。佛梅水电工程处除完成佛子岭、梅山两水电站和两条110千伏线路的甲方工作外，在省工业厅和淮南电厂的支持下，还组建了佛、梅两站的生产运行单位。
1954年汛期，淮河遭遇了有记录以来的最大洪水，当时佛子岭大坝已基本建成，起到拦洪作用，通过水库调蓄，将洪峰流量由6350立方米／秒，削减至600立方米／秒，（水库最高水位为126．18米），减轻了淠河两岸灾情和淮河干流的洪水负担。此后根据新的水文资料，进行全面的流域规划。在淠河上游继续兴建响洪甸、磨子潭等坝后式水电站。响、磨两库分别采用单拱重力坝与双支墩肋墩坝。各坝地质条件基本良好，设计抗震烈度为7～9度，建设工期均在2年左右。至60年代初，发电设备全部安装竣工，唯佛、磨两库设计洪水标准偏小，防洪能力不足。佛子岭上游白莲崖水电站，拟装机3万千瓦，可提高佛子岭水库的防洪能力，在“大跃进”中开工不久，即予停建，迄未复建。1962～ 1964年，雨量正常偏丰，佛库平均每年弃水8亿立方米，其后扩建2台1万千瓦机组，分别于1967年、1973年投产。1969年7月发生洪水漫坝事故后，对大坝加固加高，并扩建溢洪道，以提高防洪标准。
佛、梅、响、磨4座水库控制流域面积，分别占淠、史河流域总面积的二分之一和三分之一，总库容58．03亿立方米，装机总容量12．70万千瓦，总投资2．76亿元。其中，电站投资0．56亿元，平均每千瓦造价443元（注：同期全国平均583元／千瓦，华东地区为701元／千瓦。），是快与省的著例。这几座水电站，于1985年由部属下放为省属企业。
自水库建成至1983年，由于水库调节避免了淠、史河和淮河洪水灾害约304万亩次，避免了1982年霍山县城的水淹，还减轻了淮河干流的洪灾，防洪效益达25．66亿元；利用水库水源修建的淠史杭灌区，累计灌溉面积12290万亩，净收益34．65亿元；并发展了养殖事业；淠河总干渠的通航，首次实现了淮南铁路与大别山区水路的沟通。至1985年，各站累计发电量84亿千瓦·时。水电的开发还促进了电网建设，1961年皖中实现全省第一个淮南——合肥——六安——淮南110千伏环网，年节约线路损失电量0．06亿千瓦·时。
与此同时，六安地区的山乡小水电站也日益增加。至1985年，已装机369台、2．30万千瓦。皖西边陲金寨县列为全国100个电气化试点县之一。淮河水系的中、小型水电站已开发15．01万千瓦，占可开发量的50．4％。
［长江水系］安徽境内长江416公里（注：引自1985年《安徽省情》。另据《安徽省经济地理》记载为401公里。），两岸支流40余条。水力资源理论蕴藏量299．66万千瓦，可能开发量71．03万千瓦，分别占全省的75．3％和60．8％。境内长江干流水力资源理论蕴藏量195万千瓦，无实际开发的可能。可建0．05万千瓦以上电站的水力资源，南岸青弋江25．75万千瓦，北岸皖河15．39万千瓦，其余江湖合计不足16万千瓦。故在淠、史河水库工程基本结束后，水电建设转移到青弋江及皖河流域上来。
1958年“大跃进”，用电负荷剧增，为急于解决缺电问题，对青弋江上的陈村、皖河北支流皖水上的毛尖山、相公庙（后改称双峰）、南支流长河上的花凉亭等水库枢纽工程，采取边勘测、边设计、边施工的办法进行兴建，并不切实际的要求在1960年发电。国民经济调整时，1962年这些工程相继下马；数年后始陆续复工，其中租公庙电站至今尚未复建。唯陈村水电站投产后，在其下游51公里处的纪村，利用青弋江41公里的总干渠，引用陈村水电站尾水以及徽水和区间水，建设纪村分站；仅用3年另9个月建成，进度较快。
长江水系电站大多未按照基本建设程序施工，方案多变，质量欠佳。如陈村水电站，1958～1959年，原设计坝顶高程为150米，最大坝高100米，装4台7．25万千瓦机组，原太平县城已安排迁移。后考虑“备战”需要，将坝顶高程降为125米，最大坝高75米，装3台5万千瓦机组，致使少装机14万千瓦，对水电资源的利用是一项损失。1978年底，根据1975年8月河南大水的教训，将原来较低的设计标准，改为按百年一遇洪水标准设计、千年一遇洪水标准校核和万年保坝的要求，将坝顶加高1．30米，最大坝高达76．30米，相应坝顶高程为126．30米。其左岸河床坝段由于F 11、F 32断层存在，采用深孔固结灌浆补强。毛尖山水电站缓建后，虽不久被列为“三线”工程，复工较早，但因库区植被破坏，水土流失严重，又无排沙设施，库内泥沙淤积严重。花凉亭水电站则因几经起落，水库移民问题迄未妥善解决，4台1万千瓦机组，已建成2台，但只能低水头维护性发电，机组出力不足。由于机组长期远离设计工况运行、振动较大，气蚀较严重。
陈村、毛尖山、花凉亭的总库容50．93亿立方米。陈村、纪村、毛尖山的装机总容量20．90万千瓦，总投资2．12亿元，平均每千瓦造价1013元。花凉亭水电站已投资0．89亿元，尚未竣工验收。至1985年，长江水系已建的中、小型水电站共装机25．87万千瓦，占可开发量的36．4％。
毛尖山水电站投产后，与安庆联成地区电网。1963～1968年间，坚持低出力发电，保证了安庆、岳西等地用电。1968年底，110千伏毛（毛尖山）晓（晓天）线竣工，安庆地区开始联入省电力网。陈村水电站是安徽最大的水电站，又位于电力奇缺的皖南山区，投产后发挥了重要作用，运行15年已收回全部投资，现成为华东电网中的主力调峰厂之一。花凉亭水电站亦发挥了综合效益。
长江水系水电站的地理环境得天独厚。陈村位于举世闻名的黄山脚下，建库后，又形成了青山环抱的太平湖；毛尖山、花凉亭在旅游胜地天柱山的两侧，有利于发展旅游事业。
［新安江水系］建国后，国家根据合理利用水力资源的原则，在浙江境内建造新安江水电站。安徽境内则由地方自建一批小型水电站。1951～1985年，已开发小水电2．85万千瓦，占可开发量的17．8％（注：详见本志第四篇第二章。）。
安徽省中型水电站概况（1985年）
注：陈村、纪村、花凉亭水电站的总投资，引自陈村水电站志及花凉亭水电站志稿；其余各站的投资，引自《安徽省水库运用手册》。装机总容量比1985年统计数多4万千瓦，是由于内含花凉亭电站维护性发电机及在建工程各2万千瓦。
安徽省水力发电增长情况
全省中型水电站1985年部分生产指标情况
注：专署属企业花凉亭水电站1985年维护性发电0．46亿千瓦·时，未作专栏统计。
全省待开发的1万千百以上水力资源情况
注：此表发电容量是按新的统计资料所得，与表1—2—1装机容量之和为66．38万千瓦，超出1980年普查数7．88万千瓦。
