福建省图书馆

19世纪末福建近代工业萌芽之际，厦门、福州有识之士就先后酝酿筹办电厂，但未办成。清光绪二十六年（1900年），美国传教士在闽清县坂东乡安装1台汽油发电机组，全省首次出现电灯。清光绪二十九年（1903年）英国商人在厦门鼓浪屿创办电厂。从清宣统元年（1909年）福州首家民办火电厂建成和民国10年（1921年）龙溪县第一座水电站投产以后，到民国37年，全省共有38家电厂，装机容量12356.6千瓦，其中水电装机容量仅占4.96％，年发电量最高时达2380万千瓦时。但由于被国民党军队败退时破坏，至1949年底，全省发电装机容量仅余8656.6千瓦，年发电量860万千瓦时。
  中华人民共和国成立初期，福建在重点兴建古田溪水电站的同时，恢复和发展小型火电厂，并开始试办农村小水电站。到1957年全省发电装机容量达3.27万千瓦，年发电量5700万千瓦时，基本适应全省社会经济发展的用电需要。这一期间由于古田溪水电站一级一期工程投产，全省水火电比例发生了重大变化。水电装机容量和年发电量，从1955年分别仅占6.81％和3.49％，至1957年分别提高到43.12％和61.4％，结束了福建电力工业50多年靠火电当家的历史。
  1958年后，为适应福建工业发展，用电负荷急剧上升之势，古田溪各梯级水电站相继动工，并在一些主要城市建成一批1500千瓦至6000千瓦火电机组。农村小水电建设也逐步全面展开。至1965年全省发电装机容量达到21.51万千瓦，年发电量7.41亿千瓦时。电力发展的速度超前于当时全省工农业总产值的增长速度。当时除古田溪水电站6.24万千瓦达到中型规模，占全省装机容量29.01％外，其余全是小型电厂。全省还进行主要河流水能开发规划和前期工作，沿海个别地方也开始试办风力发电、潮汐发电，为全省电力发展创造了条件。但是这一期间，由于急于求成的“左”的思想影响，不切实际地上了一些大型水电工程，以后又被迫下马，不但造成巨大浪费，也推迟了古田溪梯级电站建设进度。一些火电工程由于推行“简易发电”也带来不良后果。当时，全省主要城市还一度出现严重缺电状况，靠租用4辆列车电站和1艘船舶电站作为应急电源。
  从60年代中期至70年代中期，福建第一座大型水电站——古田溪4座梯级电站全面建成，闽江上游九龙溪和九龙江、晋江、汀江、交溪等水系也相继建成一批中型和小型骨干水电站。随着省内无烟煤矿的开采和燃用无烟煤技术的逐步提高，全省新建扩建一批单机1.2万千瓦至2.5万千瓦以燃烧无烟煤为主的火电机组。1971年，邵武电厂（药村）2台1.2万千瓦机组投产后，该厂火电装机容量达到2.7万千瓦，为全省首次出现的中型火电厂（1976年后，该厂2台1500千瓦机组退役，下降为小型）。1975年，永安火电厂一期扩建工程和龙岩电厂铁石洋2台机组相继建成投产，成为福建最早的2座中型坑口火电厂。农村小水电也有较快发展，至1976年全省发电装机容量104.2万千瓦（其中水电占71.35％），年发电量29.44亿千瓦时（其中水电占77.45％）。全省装机容量中，大、中、小型电厂（①小型、中塑、大型火（水）电厂的划分标准为：装机容量不足2.5万千瓦的为小型厂，2.5万千瓦到不足25万千瓦的为中型厂，25万千瓦及以上的为大型厂。）的比重，分别是24.85％，22.55％，52.6％。在此期间，电力发展虽受“文化大革命”干扰，但仍保持一定的发展速度，基本上适应了工农业发展的用电需要。这一期间，全省水电装机容量的比重增长较快，从1966年占52.32％逐年上升到1976年占71.35％。由于水火电比例失调，加上水电大部分是径流开发，调节性能差，以致闽北电网1971.年古田溪水电站遇上特枯水年份，闽北电网缺电2.5亿千瓦时，压缩负荷12万千瓦。闽西南电网也因长期电源不足，经常压电限电。1976年厦门市因缺电拉闸1308次，停电2616小时。因而闽北、闽西南两个电网，都再度租用列车电站应急。
  中共十一届三中全会以后，在改革开放方针的指引下，为适应电力急剧增长的需要，福建在继续大力发展水电的同时，开始加强火电建设。水电建设在建成装机10万千瓦的池潭水电站后，1983年又动工建设装机30万千瓦的大型水电工程——沙溪口水电站。农村小水电也以年均增加5万千瓦的速度发展。火电建设进入以建设高温高压机组、大中型电厂为主的阶段。永安火电厂通过二、三期扩建，装机容量达到35万千瓦，成为全省第一座大型火电厂。厦门电厂、三明化工厂热电厂也通过扩建跨上中型火电厂台阶。至1985年底，全省装机容量达241.6万千瓦（其中水电占63.22％），年发电量77.2亿千瓦时，（其中水电占69％）。水电比重仍然偏大。全省大、中、小型电厂的装机总容量的比重分别为25.2％、19.11％、55.69％。这一时期，是福建电力发展较快的阶段，建设和生产水平都上新的台阶。但由于对改革开放用电急剧增长的趋势估计不足，加上地方财力有限等原因，使一些条件成熟的电厂未能适时兴建，造成1981年后连续3年全省没有主力电源投产，缺电矛盾十分突出。
  1986年后，福建采取多渠道、多层次、多形式集资办电，建设大机组、大电站的局面开始形成。1987年3月，在闽江干流动工兴建装机140万千瓦的水口水电站工程。当年9月，建成装机20万千瓦的漳平电厂。1988年12月，全省第一座大型港口电站—华能福州电厂、首期装机容量70万千瓦建成投产。1990年12月，装机30万千瓦的沙溪口水电站全部机组竣工发电。农村小水电更加蓬勃发展。与此同时还开展了风力发电、潮汐发电的试验和建设，并开始进行核电站建设可行性研究。至1990年底，全省电力装机容量达388.3万千瓦（其中水电占55.95％），年发电量136.65亿千瓦时（其中水电占57.06％），分别比1949年新中国成立前夕增长447倍、1588倍，人均发电量450千瓦时。全省严重缺电的矛盾得到缓解，水火电结构渐趋合理，电源布局也有所改善，大、中、小型电厂装机比重分别为：28.56％、19.74％、51.7％。
  第一章 火力发电
  福建煤炭资源较少，勘探开采都较晚，已探明储量的矿区有24处，储量11.65亿吨，保有储量10.4亿吨，主要分布在西部、北部山区，大部分是挥发份只有3％—4％的无烟煤，生产能力也较低，1990年全省煤炭总产量925.4万吨。天然气和石油都未发现。利用省内煤炭资源发展火电有一定的局限性。但福建深水港湾多，发展港口电站条件十分有利。
  福建火电从清光绪二十六年（1900年）发端，到清宣统元年（1909年）、民国2年（1913年），福州、厦门分别兴办民营电厂后，沿海主要城市及部分内地城镇相继开办电厂，至民国26年全省发电装机容量11822千瓦，年发电量2380万千瓦时。从民国26年抗日战争爆发到1949年新中国成立前，福建发电生产和建设遭受严重影响，基本上处于停滞状态。福建临解放时，部分电厂由于社会动荡、通货膨胀及管理不善等原因而停役关闭，厦门电厂又被国民党军队炸毁。至1949年，全省有火电厂26家，分布在22个市县，装机容量下降至8043.7千瓦，年发电量仅770万千瓦时。
  新中国成立初期，由于海运被封锁，铁路未修通，省内煤矿未探明和开采，福建各地除加紧检修原有发电设备，恢复生产外，主要是发展一批小型柴油发电机组，并安装了2台燃用省外烟煤的1000千瓦机组。至1957年，全省火电装机容量1.86万千瓦，年发电量2200万千瓦时。1958年后，随着通往省外的鹰厦铁路建成通车，煤炭运输条件改善，先后新建、扩建10个火电厂，安装17台燃用省外烟煤的1500—6000千瓦汽轮发电机组，全省火电技术装备水平有所提高。至1965年，全省火电装机容量达到12.21万千瓦，年发电量3.5亿千瓦时。全省省属电厂发电煤耗率从1958年的703克/千瓦时，下降到1965年的642克/千瓦时。这一时期，福建无烟煤的也探开采逐步展开，一些火电厂开始对以掺烧无烟煤为主的锅炉进行技术改造，取得了初步的成果，为发展燃用省内无烟煤发电提供了技术条件。
  60年代中期至70年代中期，福建火电发展出现新的转折。开始发展以燃用省内无烟煤为主的坑口电站，安装的单机容量提高到1.2万千瓦至2.5万千瓦。1971年，邵武电厂（药村）2台机组投产后，成为全省最早出现的中型火电厂。1975年，永安火电厂一期扩建工程，龙岩（铁石洋）电厂二期扩建工程相继完成，福建首次出现2个中型规模的坑口电厂。从此，除企业自备电源和地县电厂外，省属小型火电厂停止发展。至1976年全省火电装机容量29.85万千瓦，年发电量6.64亿千瓦时。其中中型火电厂2个，其容量和发电量分别占36.85％、33.28％，全省省属电厂发电煤耗率降到1975年的600克/千瓦时。在此期间，不少电厂开始对原设计燃用烟煤的小型层式锅炉和沸腾式锅炉进行技术改造，从而使福建利用无烟煤发电的技术逐步成熟，受到全国第一次科学大会表彰。
  1977年以后，福建火电发展进入以燃用省内无烟煤、安装高温高压机组为主的阶段，单机容量达5—10万千瓦。1985年，燃用省内无烟煤为主的永安火电厂第二、三期扩建工程全面完成，装机容量达35万千瓦，成为全省第一座大型火电厂。厦门电厂、三明化工厂热电厂也先后扩建成中型火电厂。1985年底，全省火电装机容量88.86万千瓦，其中大型电厂1座，中型3座，分别占全省总容量39.38％、14.74％。年发电量23.91亿千瓦时，其中大型占57.3％，中型（不含三化热电厂）占16.18％。全省省属电厂供电煤耗率从1976年的645克/千瓦时下降到1985年的532克/千瓦时。在此期间，国家“六五”重点科技攻关项目“福建低挥发份无烟煤改进燃烧技术的试验研究”成果，经鉴定认为该科研成果的燃烧无烟煤技术已处于国内领先地位。
  1986年后，福建火电在继续发展坑口电厂的同时，开始转向建设大型港口电厂。1987年10月，建成以燃用本省无烟煤为主的2台10万千瓦机组的漳平电厂，为厦门经济特区提供应急电源。与此同时，福州、厦门两市，还分别安装3台从法国引进的2.48万千瓦燃气轮发电机组，作为自备电源（1989年11月福州市3.台机组转售外省1988年12月，福建第一座大型港口电广——华能福州电厂首期2台35万千瓦机组在闽江口长乐县筹东村建成。该厂2台机组是福建首次出现的亚临界参数大型火电机组，全厂自动化程度达到80年代初国际水平。华能福州电厂的建成，使福建电力工业技术装备提高到新的水平，全省电力供需矛盾得到缓解，电源布局和电网结构也明显改善。在此期间，福建无烟煤燃烧技术又有新的进展，国家“七五”重点科技攻关项目“福建低挥发份无烟煤燃烧新技术试验研究”成果，经鉴定认为，该科研成果的燃烧技术达到的经济性具有国际先进水平。
  至1990年底，全省火电装机容量171.03万千瓦（含企业自备发电机组容量20万千瓦），其中大型电厂2座，占总容量61.39％，中型电厂5座，占总容量23.69％，小型电厂占总容量14.92％。全省火电发电量58.68亿千瓦时，其中大型占68.19％，中型（不含厦门燃气发电厂）占28.14％，小型占3.67％。全省省属电厂供电煤耗率降到422克/千瓦时，比1985年降低110克/千瓦时。
  第一节 小型火电厂
  福建火力发电发端于清光绪二十六年1900年）闽清县坂东乡善牧医院装设1台1千瓦的汽油发电机，以供照明用电。清光绪二十九年，英国商人在厦门鼓浪屿创办电灯厂，为租界外国侨民提供照明用电。此后木省地方人士陆续在主要城市兴办电厂。清宣统元年（1909年），福州商人集资开办耀华电灯公司，在台江洲边安装1台10马力直流发电机投产。清宣统二年，福州电气股份有限公司成立，承接耀华电灯公司资产，安装2台150千瓦汽轮发电机组，这是当时全国向清朝邮传部立案的11家电气公司之一。次年，厦门电灯电力股份有限公司在沙坡尾建立发电厂，安装1台500千瓦蒸汽发电机组，于民国2年（1913年）11月建成投产。同年上海英商韦仁洋行在鼓浪屿安装1台120千瓦发电机组投产发电。民国5年以后，泉州、莆田、龙溪等县市及海澄石码、连江琯头等集镇也相继兴办了装机7千瓦到134千瓦的火电厂。至民国8年底，福、厦、漳、泉等沿海城市共建成电厂8家，装机容量合计2461千瓦，其中1家外商，其余均为民营。这是本省火力发电的起步阶段。
  民国9年（1920年）后，随着各地工商业逐步繁荣，福建电业发展趋快。一些老电厂逐步扩建，并兴建一些新电厂。福州电气公司经过两次扩建，民国23年装机容量达到5500千瓦，民国26年，发电量达1120万千瓦时，厦门电灯电气公司通过一次机组更新、两次扩建增容，民国23年装机容量达到3800千瓦，民国25年发电量1014.8万千瓦时。这是当时本省最大的两个发电企业。民国17年厦门鼓浪屿爱国归侨向英商买回鼓浪屿电灯公司（装机容量395千瓦），更名鼓浪屿中华电气公司后，民国23年因失火重建新厂，装机容量达到600千瓦。泉州、莆田电气（灯）公司各在60千瓦的基础上通过扩建，装机容量分别增至360千瓦、132千瓦。在此期间，沿海福清、仙游、长乐、同安、海澄、金门等县城和晋江县青阳、石狮、安海，长乐县营前、金峰等城镇以及内陆山区的龙岩、上杭、长汀、建瓯、建阳、南平、浦城、沙县等县城和古田县水口、建瓯县南雅等集镇也陆续办起3—90千瓦的小火电厂。至民国25年底，全省共有火电厂27家，装机容量1.1667万千瓦。这些电厂分布在20个市县，其中福州、厦门两个电气（灯）公司占全省总装机容量79.71％。这一时期及以前福建兴办的火电厂设备、燃用的煤炭、柴油等，基本上都是从国外或台湾进口的。
  民国26年（1937年）抗日战争爆发后，福建火电事业遭受深重的灾难。由于福建海运被日军封锁，火电厂的设备、配件及煤炭、柴油等燃料供应均被切断。全省火电厂被迫相继改烧木炭、木柴以及松根油等维持发电。民国27年日军占领厦门后，厦门电灯公司被日本福大公司强行吞并。经几年摧残，该公司发电机组、锅炉和各种管道均严重损坏。民国34年3月到10月，该公司因煤炭供应断绝而停电，全市夜晚一片黑暗。福州电气公司因经福州市两次沦陷的洗劫，财产损失严重，抗战后期年发电仅90余天，每天发电几小时。沿海不少小电厂，受到战火威胁，营业衰落，被迫停止发电或倒闭。在此期间，漳州、莆田、仙游、南平、建瓯、沙县等地电厂因管理不善，难以维持生产等原因，先后由省建设厅整顿接管改为公营或官商合营。民国27年5月，福建省政府迁到永安后，省建设厅在永安兴建永安电厂，先后设立4个火力发电所，装机容量204.5千瓦，加上桂口水电站装机容量264千瓦，成为当时全省最大的公营电力企业。与些同时，在山区的大田、德化、永泰、将乐、邵武、南平、南靖等县以及沿海的莆田、龙溪、罗源、连江、宁德等县一些城镇先后兴办12家火电厂，总装机容量只有144千瓦。尽管这样，在抗日战争的8年间，福建火电虽有发展，但总装机容量还是比战前减少了2508千瓦。
  民国34年（1945年〉8月，日本帝国主义投降后，沿海各地电厂逐步复苏。但不久由于国民党发动内战，经济衰退，通货膨胀，火电事业又陷入困境。福州电气公司因严重亏损而卖掉1台500千瓦机组仍无法渡过难关，被迫与国民政府资源委员会、台湾电力公司合营，改名福州电力股份有限公司，管理大权全归资源委员会。到福州解放前夕，该公司每日发电仅几小时，发电出力不足一半，企业濒于瘫痪。厦门电灯公司在日本投降后，属官商合营，被官僚资本控制。1949年10月17日，厦门解放的凌晨，全部发电设备被溃退的国民党军队炸毁，还炸死2名工人。各地小火电厂也有7家相继倒闭。至1949年福建解放时，全省有火电厂26家，总装机容量8043.7千瓦，分布在22个县市，当年总发电量770万千瓦时。
  新中国成立后，各地火电厂在当地军事管制委员会和人民政府的领导和扶持下，立即组织抢修设备，迅速恢复生产。福州电业职工在飞机轰炸中坚守生产岗位，保证正常发供电。1952年恢复全日24小时供电。厦门面临电厂被炸情况，迅速租借和调配一批小型柴油发电机组发电，在解放后第7个晚上就恢复市区路灯照明，并逐步扩大供电范围。其他各地也陆续增装一些小型柴油发电机组。1953年后，为了适应重点城市用电增长的急需，除了福州电力公司5台锅炉进行技术改造、恢复燃用省外烟煤外，先后在南平电厂新建的后谷发电所和厦门原电厂废墟上重建的厦港电厂各安装1台燃用省外烟煤的1000千瓦汽轮发电机组。并在泉州、漳州、莆田等地电厂先后增装10台柴油发电机组（总容量2230千瓦）以应急需。至1957年底，全省火电装机容量达1.86万千相当于解放前夕的2.31倍，年发电量2200万千瓦时。
  1958年后，福建兴起办工业的热潮，用电急剧增加，当时通向省外的铁路已建成通车，外省煤炭运进条件改善。从1958年至1965年，福州、厦门、泉州等老电厂扩建工程和三明热电厂、漳州糖厂动力车间、厦门杏林及莲坂、永安、邵武（晒口）、漳平（东坑口）、龙岩（中粉）等新建的电厂先后竣工，共安装燃用省外烟煤的1500千瓦至6000千瓦汽轮发电机组17台，总装机容量5.35万千瓦。这些机组尽管容量小，消耗指标和发电成本都较高，但在当时尚未形成电网的条件下，对于满足当地用电急需曾起过重要作用。在此期间，由于国防建设需要，在泉州、厦门、漳州还分别建成了701、702、703战备电厂，均安装柴油发电机组，总容量2800千瓦。至1965年底，全省小型火电装机容量达12.21万千瓦，年发电量3.5亿千瓦时，这一期间，随着省内无烟煤矿逐步探明、开采，泉州、福州、漳平（东坑口）、厦门的杏林、莲坂等电厂开始进行小型层式和沸腾式锅炉技术改造，探索燃用省内无烟煤燃烧技术。1960年福州电厂成功地掺烧省内无烟煤30％—50％。泉州电厂北门发电所1号锅炉改造后，可以完全燃烧漳平无烟煤。其他电厂也都取得成效，为福建燃用省内无烟煤发电开辟了道路。但是在此期间，火电建设中，有的电厂布局不当而半途停建，有些电厂推行“简易发电”，遗留不少缺陷和尾工，后经多次“填平补齐”进行改善，才逐步提高机组运行的可靠性和经济效益。
  60年代中期以后，福建开始安装单机容量1.2万千瓦为主的发电机组。除了三明热电厂、邵武（药村）电厂共安装3台燃用省外烟煤的1.2万千瓦机组外，1975年建成燃用当地无烟煤的电厂——龙岩（铁石洋）电厂，安装2台1.2万千瓦机组。这时，一些原设计燃用外省烟煤的锅炉，经过技术改造后掺烧省内无烟煤。邵武电厂从1972年至1974年对1号锅炉改造后，掺烧当地无烟煤从30％提高到66％，锅炉效率从73.61％提高到82.5％。泉州电厂清源发电所，从1972年起经两年连续改造，锅炉效率从原来的63.5％提高到74.42％，发电煤耗率从997克/千瓦时降到711克/千瓦时。这些成果都受到全国第一次科学大会的表彰。它标志着福建燃用无烟煤发电的技术已开始逐步成熟。
  到1975年底，全省小型火电机组总装机容量达29.59万千瓦，年发电量6.3亿千瓦时。至此，省属小型火电厂停止发展，转向建设中型、大型火电厂，部分小型机组陆续退役。至1985年全省小型火电装机容量为42.26万千瓦。
  福建电力工业在发展过程中，从50年代末期到70年代，由于闽北电网、闽西南电网曾几度发生电源紧缺，南平、三明、厦门、邵武、福州、漳平、漳州等地先后向水利电力部列车电业局租用列车电站和船舶电站作为应急电源。此外福建部分制糖、造纸、化工企业，为了适应自身生产用电和制热的需要，安装一批自备发电机组。至1990年，全省有39家企业有自备电源，共计装机20万千瓦，其中自备小型火电机组16.8万千瓦。
  到1990年底，全省小型火电机组容量共25.99万千瓦，其中省属管理的邵武电厂装机2.4万千瓦，其余为地县属及企业自备发电机组。
  至1990年底，全省主要小型火电厂有：
  一、福州电厂
  福州电厂的前身是民营福州电气股份有限公司。该公司创办于清宣统二年（1910年），由毕业于日本高等工业学校的福州刘崇伦与其二兄刘崇伟邀集当地人士集资成立。清宣统三年11月在南台新港安装2台150千瓦汽轮发电机组投产，为发电、供电合一企业。民国元年（1912年）发电量41.75万千瓦时。民国2年冬增装1台500千瓦汽轮发电机组，到民国4年发电量达121.31万千瓦时。随着工商业的兴起，民国6年、民国11年分别安装1台1000千瓦汽轮发电机组，原2台150千瓦机组退役，民国11年发电量438.7万千瓦时。由于台湾烟煤供应不及时，民国16年该公司购买一艘轮船自行运煤，当年发电量达767.7万千瓦时。
  民国20年（1931年）因社会秩序混乱，公司被窃的电量占年发电量的42％，加上有的拒交电费，收入损失达48％，造成公司难以维持。此时，公司董事会常务董事刘崇伦为扭转企业困境，集资并向中国银行贷款购买1台3000千瓦汽轮发电机组，安装在排尾发电所，民国23年3月投产后经济效益显著。这时公司总装机容量达5500千瓦，当年发电量为1033.2万千瓦时，职工300多人，成为全省最大的民营企业。民国24年建成福州至长乐莲柄港33千伏高压输电线路，为莲柄港灌区5万亩农田提供电力提水灌溉。民国26年发电量达1120万千瓦时，创公司成立以来最高记录。
  抗日战争爆发后，煤炭供应中断，该公司自行改造锅炉以木柴为发电燃料。民国30年（1941年）4月，日本侵略军占领福州，福州至长乐输电线路被破坏。民国33年10月，福州第二次被日军侵占，沦陷227天，只发电90余天。8年抗日战争期间全公司亏损1100多万元。
  民国34年（1945年）9月抗战结束后，公司因被窃电、欠交电费和通货膨胀的影响，连年亏损，卖掉1台500千瓦发电机组还难以维持，被迫于民国37年7月以电厂资产入股，与资源委员会、台湾电力公司合营，改组为福州电力股份有限公司。公司实际上为官僚资本所控制。1949年福州解放前夕，该公司发电出力不足一半，每日仅发电几小时，当年发电量714.5万千瓦时，平均柴耗3.08公斤/千瓦时，线损率54.23％。
  1949年8月17日福州解放。27日市军事管制委员会派军代表刘焰接管福州电力公司后，立即着手整顿。50年代初进行生产改革和民主改革，全面检修和改造发电设备，并完成新港发电所2台濒临报废的5吨/时锅炉拆除重建。同时开展反封锁、反轰炸斗争，工人游德铭冒着国民党飞机轰炸的危险，抢修被炸坏的电力线路，先后被评为省劳动模范、全国劳动模范。1953年完成了恢复燃煤的锅炉改造和主要设备大修。1955年4月，实行公私合营，改名福州电厂，当年装机容量仍为5000千瓦，年发电量上升到1716万千瓦时，超过解放前最高年发电量53.2％。
  1956年11月，该厂为适应古田水电站联网的需要，将3台机组原频率60赫兹改为50赫兹，机组出力从5000千瓦降至4000千瓦。1957年结合大修将新港发电所3、4号锅炉改造为1台16吨/时的锅炉，带动2台1000千瓦发电机组，平均煤耗率下降到765克/千瓦时。
  1958年1月，福州电厂供电业务划出，改称福州发电厂，挂地方国营和公私合营两块牌子，成为单一的发电企业。全厂职工156人。10月，在排尾发电所扩建2台6000千瓦汽轮发电机组，分两期进行。1959年9月22日，第一期工程安装第一台6000千瓦机组通过验收移交生产。次年开始研究燃用省内无烟煤成功，掺烧无烟煤30％—50％。1963年开展省煤节电小指标竞赛，注意勤检查，勤调节，煤耗率逐年下降，1965年发电量4995.6万千瓦时，发电煤耗率降至620克/千瓦时，创建厂以来最低煤耗记录。1966年12月31日，第二期工程安装第二台6000千瓦发电机组竣工投产，该厂总装机容量达1.6万千瓦。当年发电量达6019万千瓦时。
  1966年“文化大革命”开始后，生产管理受到严重干扰，事故频发，发电量显著下降。1968年2月，排尾发电所由于运行值班人员失职，造成3号汽轮机水冲击事故，停机检修1个月才修复。1971年7月24日，排尾发电所由于值班人员严重失职，发生了2号锅炉炉排架被烧坏的重大事故。停炉抢修20余天。1973年5月新港发电所2台机组全部退役。1977年该厂排尾发电所全部机组作为调相与发电交替运行。次年7月成功地进行了调相机低频同期启动试验，以2400千瓦发电机组为启动机组，启动6000千瓦的汽轮发电机，使调相机运行期间煤耗明显降低，每月节煤90吨，节电约10万千瓦时。这一项革新成果，获得福州市1979的科技成果奖。
  1983年8月，原3000千瓦发电机组报废。当年在全面整顿企业中，针对2台调相发电机组老化的特点，开展省煤节电竞赛活动，及时发现与处理缺陷，1984年发电量为3708万千瓦时，供电煤耗率降到618克/千瓦时。1988年8月发电机组全部退役，开始转向为电力修造企业。
  二、厦港发电厂
  厦港发电厂前身是民营厦门电灯电力股份有限公司（下简称厦门电灯公司）。该公司创办于清宣统三年（1911年）2月，由北京高等实业学堂电气专科毕业的陈耀煌请其父陈祖琛出面集资开办，经清政府工商部核准，厂址在厦门港沙坡尾的海边荒地上。民国元年（1912年）夏，福建交通司正式发给营业执照。同年秋动工兴建，安装一套美国造750马力蒸汽发动机带动500千瓦发电机组。民国2年11月20日建成投产。民国11年下半年又安装1台德国西门子公司生产的800千瓦汽轮发电机组，原有旧机组淘汰。随着用电的增长，民国15年又安装1台1500千瓦发电机组，用户发展到6079户，其中工业用户124户，年发电量328万千瓦时，最高负荷达2200千瓦。民国22年，公司再装1台1500千瓦发电机组，全厂总装机达3800千瓦，为全省第二大电厂。供电范围从市区扩展到东郊和南郊。民国24年发电量达1025万千瓦时，最高负荷2518千瓦，每千瓦时煤耗1.3公斤。
  民国27年（1938年）5月，日本侵略军占领厦门，厦门电灯公司被日本福大公司吞并。次年7月4日改名日华合办厦门电力股份有限公司。由于煤炭供应困难，民国30年将1台1500千瓦机组停役，设备拆存仓库。民国32年4月1日，电力公司与自来水公司合并，成立厦门水电股份有限公司。因燃煤供应时常中断，发电厂时开时停。该公司在8年沦陷期间，全部发电机组无一完好，锅炉砖体严重坍落，各种管道到处腐蚀裂缝，至民国34年3月，电厂断煤，全市停电。
  民国34年（1945年）9月日本投降后，厦门市政府工务局水电整理处接管水电公司。10月10日，发电厂以木柴为燃料开动1台800千瓦发电机组发电。次年4月，将存放仓库的1台发电机组重新安装发电。8月21日恢复燃用煤炭，日夜供电。当时公司有部分股份被没收，成为官股，公司大权受官僚资本代表控制。当年发电量162.8万千瓦时。但由于通货膨胀，发电成本高，线损大，窃电欠费严重，加上官僚资本代表从中贪污舞弊，电厂入不敷出，难以维持经营。1949年10月17日厦门解放的凌晨，国民党军队在溃逃时，把3台发电机组全部炸毁，并炸死2名工人，重伤1人。
  厦门解放后，人民政府派员进驻电灯公司，10月23日即租用1台20千瓦柴油发电机组向政府机关和路灯送电。12月26日，市军事管制委员会拨出3台20千瓦汽油发电机，建立3个临时发电站供应居民照明用电。1950年租用鼓浪屿中华电气公司1台150千瓦柴油发电机组在电厂原址建立厦港发电站，随后相继租用一些单位的柴油发电机组分片建立电站供电。至1951年全市发电装机共400多千瓦。1954年开始H夜发供电，并恢复供应工业用电。当年厦门电厂筹建处成立，在原址重建，安装国家调拨来的1台1000千瓦汽轮发电机组，由省工业厅设计安装公司负责设计。1955年2月动工建设，由厦门市建筑公司和省工业厅设计安装公司安装队分别负责土建和机电安装，10月投产发电，称厦港发电所。当年5月，厦门电灯公司改称厦门电厂。10月厦港发电所投产后，除保留厦港、永福两个临时发电站和鼓浪屿发电所外，其余临时发电机组撤销，全厂保有发电装机容量1750千瓦。1957年厦港发电所发电量为482.79万千瓦时。1958年10月，厦门电厂第二发电所（即莲坂电厂）1台2500千瓦汽轮发电机组投产，厦港发电所改称厦门电厂第一发电所。
  1959年7月10日，厦门电厂第一发电所第二期1台1500千瓦汽轮发电机组工程动工，1960年1月7日投产。1961年8月厦门电厂建制撤销，第一发电所改为厦港发电厂。1962年3月，厦港发电厂收归省水利电力厅管辖。
  60年代该厂开始探索燃烧无烟煤技术，从掺烧到全烧福建漳平低挥发份无烟煤。1970年将2号锅炉成功地改造为半沸腾炉，进一步提高无烟煤燃烧技术。1979年10月，厦港发电厂并入厦门供电局，易名厦港发电所。1980年福建电网形成后，两台发电机组改为调相机运行。1983年撤销建制。
  三、泉州电厂
  泉州电厂前身是民营泉州电灯股份有限公司，创建于民国2年（1913年），由清贡生谢俊英发起集资兴办。厂址设在市郊菜洲，安装1台60千瓦煤气发电机组。至民国6年竣工发电。民国19年因经营亏损而停业。民国21年归国华侨蔡子钦等向华侨集资创办泉州电灯电力股份有限公司，承接原有电灯公司。民国22年后，相继增装柴油发电机与煤气发电机各1台，至民国26年全公司计有3台发电机组，共计容量380千瓦，年发电40万千瓦时。抗日战争期间，泉州海运被封锁，柴油、煤炭供应断绝，公司把1台140千瓦柴油发电机组迁存永春县，剩下2台机组改烧木炭。抗日战争结束后，柴油供应恢复，民国35年公司将寄存永春的机组迁回原址重新安装发电。以后由于内战影响，公司营业长期处于困境。至1949年泉州解放时，全公司共有发电装机380千瓦，当年发电量49.2万千瓦时。
  50年代初期，泉州电力公司在人民政府扶持下，生产逐步恢复。1952年公司转为公私合营，1954年后随着泉州经济发展，相继在菜洲新装2台共300千瓦柴油发电机组。1955年公司改为公私合营泉州电厂。1956年后，泉州电厂新建北门发电所，安装3台共1200千瓦柴油发电机组。至1957年，全厂发电装机容量达1880千瓦，年发电量178万千瓦时。
  1958年，泉州电厂转为地方国营。从此，北门发电所连续进行三次扩建，安装3台汽轮发电机组（2炉3机），总容量6500千瓦，并建成为战备需要的总容量1400千瓦柴油发电机组“701”电站，菜洲发电所停役。至1966年，全厂发电装机达7900千瓦，年发电量3342万千瓦时。在此期间，为了适应燃烧省内无烟煤，北门发电所先后对2台锅炉进行技术改造，取得较好效果。1号炉改造后，完全燃烧漳平无烟煤，锅炉出力从初试验时10吨/时提高到20吨/时。1963年获全国电业系统同类型机组省煤标兵称号。“文化大革命”初期，发电量下降，1968年降到2236万千瓦时。
  1970年为缓解泉州用电紧张，该厂在清源山动工新建电厂，安装1台3000千瓦汽轮发电机组。此机组原系燃烧烟煤的链条炉，施工中改装成燃烧无烟煤的半沸腾炉。次年11月建成投产，称清源发电所。至此泉州电厂发电装机容量达到1.09万千瓦，当年发电量4170万千瓦时。1972年清源发电所锅炉经连续两年技术改造，锅炉效率提高到74.42％，发电标准煤耗率降到717克/千瓦时，达到国内先进水平。1978年，该项技术改造受到全国科学大会表彰。当年北门发电所2台锅炉也完成了技术改造，达到全部燃烧当地天湖山无烟煤的要求，其中2号炉改为半沸腾炉，出力从16吨/时提高到20吨/时。这一年，全厂年发电量达到5099万千瓦时，创该厂历史最高水平。
  1980年，在泉州电厂基础上成立泉州供电局，两个发电所机组相继转为调相运行。1982—1988年，清源发电所和北门发电所的发电机组先后停役，并撤销建制。
  四、邵武电厂
  邵武电厂前身是晒口煤矿附属电厂。1960年9月、1961年5月分别安装1台1500千瓦汽轮发电机组，投入简易发电。1961年5月划归福建省水利电力厅领导，改称邵武电厂。因机组制造质量差，设备未配套，加上基建中又遗留大量问题。1962年5月，进行“填平补齐”改善后，才逐步正常运行。当年发电量661.79万千瓦时。
  1965年，决定在邵武药村新建一座火电厂，安装2台1.2万千瓦捷克造的汽轮发电机组。该工程由华东电力勘测设计院负责设计，土建工程和设备安装分别由省建设厅第三建筑公司第一工程队与省水利电力厅机电安装公司负责施工。1966年8月，主厂房破土动工。由于“文化大革命”影响，1967年10月土建停工，次年12月复工。1号机组于1969年9月投产，向邵武、光泽2县供电。1971年9月1日2号机组投产，并与1号机组同时并入闽北电网运行。2台机组工程总投资1986.9万元，每千瓦造价827.89元。全厂总装机容量2.7万千瓦，为闽北电网主力厂之一，也是当时全省装机容量最大的火电厂，1971年发电量8267.4万千瓦时，1972年、1973年分别为1.93亿千瓦时、1.66亿千瓦时。
  邵武电厂药村两台机组投产初期，由于省外烟煤供应经常中断而掺烧30％左右的当地无烟煤，但时常出现超温或灭火，供电煤耗率每千瓦时达787克。为此，电厂成立了改炉攻关小组，从1972年至19：74年对1号炉进行改炉试验，使该炉掺烧当地无烟煤提高到66％，锅炉效率从改炉前的73.61％提高到82.52％，供电煤耗率每千瓦时降低35克。这项科技成果，1978年获全国科学大会表彰。邵武电厂原配套的螺旋百叶窗式除尘器实际效率仅30％，以致锅炉每天排放粉煤灰约160—200吨，使附近环境受到严重污染，也导致本厂辅机设备加速磨损。1973年5月电厂成立了研制除尘器攻关小组，先着手改造1号除尘器。经过10个多月的努力，于1974年3月自行设计、制造、安装的卧式双室二电场40平方米截面的电除尘器与原有除尘器串联使用。经测定，除尘效率达到90％，比改造前提高60％以上。
  1975年后，邵武电厂生产进入稳定期，初步推行小指标竞赛与建立岗位责任制相结合的活动。1976年晒口2台机组退役，次年该发电所撤销。1977年11月，对2号锅炉进行改造，使当地无烟煤与江西劣质烟煤掺挠比例从原来1比2提高到1比1，锅炉燃烧效率达到85.88％，比改造前提高了5.88％。至1978年底，2号机组实现连续安全运行500天，被省电业管理局评为1978年全省火电厂唯一的“红旗”设备。全厂主设备完好率达100％。
  1978年4月，国家水利电力部在该厂召开新型电除尘器研制座谈会，肯定该厂设计制造1号电除尘器的经验，并审定2号新型电除尘器的设计方案。1979年8月，在水利电力部西安热工研究所和省电力中心试验所的协助下，完成了2号宽间距、横向槽型、集尘板混合式静电除尘器的设计、制造和安装任务。这一新型电除尘器于当年12月投入运行。经测定：正常燃用煤种稳定集尘效率达99.6％，持久稳定除尘效率达98％以上。1980年获水利电力部科技成果二等奖（1985年获国家科学技术进步三等奖）。1980年8月，根据2号电除尘器研制方法，对1号电除尘器作进一步的改造，使其除尘效率从90％提高到98％。从此邵武电厂的环境污染得到根治，1980年被中国企业管理协会评为全国企业管理优秀单位。
  1980年，福建电网形成，邵武电厂在电网中的主力厂作用逐步下降，次年4月2号机组改为调相运行。1980、1983年，该厂又针对2台锅炉存在的缺陷进一步改造，投入自行设计、制造、安装的1号炉空气预热器，1983年供电煤耗率降至552克/千瓦时，创本厂历史最好水平，被水利电力部评为节能工作先进单位。
  邵武电厂1986年3月7日连续安全运行1003天，创全省火电厂的最高安全记录。从1960年9月至1990年12月累计发电24.3亿千瓦时。
  第二节 中型火电厂
  福建省中型火电厂，是在燃用省内无烟煤发电技术逐步成熟的条件下，在小型厂的基础上扩建而成的。1966年8月，邵武电厂在药村扩建2台1.2万千瓦中温中压汽轮发电机组动工，至1969年9月、1971年9月分别建成投产，该厂装机容量达到2.7万千瓦，为闽北电网主力厂之一，系全省首次出现的中型火电厂。1972年发电量1.93亿千瓦时，1973年至1975年平均年发电量1.17亿千瓦时，对缓解闽北电网枯水季节缺电矛盾发挥了重要作用。1976年该厂2台1500千瓦机组退役后，又成为小型电厂。
  1975年，龙岩电厂铁石洋2台1.2万千瓦和永安火电厂一期扩建2台2.5万千瓦中温中压发电机组先后全面建成，2座电厂装机容量分别达到3.3万千瓦和5万千瓦，为福建最早的2个燃用省内无烟煤的中型坑口火电厂，并分别成为闽西南电网、闽北电网的主力火电厂。1977年两厂发电量3.7亿千瓦时，1978年达到4.89亿千瓦时，分别占当年全省火电发电量的35.85％和37.64％。2座电厂的建成，福建燃用省内无烟煤的技术取得了新的进展。龙岩电厂2台75吨/时固态排渣粉炉，第一台安装的锅炉原设计燃用挥发份为9％的山西晋城无烟煤，而实际燃用的当地陆家地无烟煤挥发份仅2.98％，投产初期，每千瓦时耗油131克，平均每天耗用助燃油28吨，经过不断地进行改造，日平均耗油量降到8吨，并首创连续8小时不用助燃油的记录。第二台锅炉按第一台改造的实践，改进了炉体结构，投产后的工况良好。1978、1979年2年全厂共节约煤炭1.08万吨、燃油510吨。1980年8月起，该厂实现不掺油全烧当地无烟煤的目标。永安火电厂安装的2台130吨/时液态排渣锅炉，设计燃用当地挥发份3％的无烟煤。投产初期，每千瓦时耗煤714克、耗油183克，而且运行很不稳定。通过改造，运行状况稳定，但耗煤耗油指标仍然居高不下。
  70年代中后期，燃用省内无烟煤为主的永安火电厂二期扩建2台5万千瓦高温高压机组、厦门电厂三期扩建2台2.5万千瓦中温中压机组于1976年、1977年相继动工，并分别在1979年、1980年先后全面投产，两厂总装机容量分别达到15万千瓦和6.2万千瓦。至1980年全省中型火电厂共有3座，装机容量计24.5万千瓦，成为福建电网火电主力厂，其装机容量占当年福建电网火电装机容量66.13％，占当年全省火电装机容量50.1％。1981年至1984年3座电厂共发电44.89亿千瓦时，占同期全省火电发电量的67.65％。在此期间，永安火电厂、厦门电厂各1台130吨/时锅炉作为“福建省低挥发份无烟煤燃烧技术试验研究”的试验炉，列入“六五”国家重点科技攻关项目，通过试验两厂的锅炉效率分别提高7.5％、5.8％，助燃油分别下降50.8％、54％，制粉单耗分别下降12％、26％，使福建无烟煤燃烧技术达到国内先进水平。
  1985年9月，作为厦门经济特区应急电源的漳平电厂破土动工，安装2台10万千瓦发电机组。这一中型坑口电厂，原是国家“四五”计划的建设项目，由于当时对用电迅速增长的趋势估计不足及地方财力有限等原因，耽误了建设时机。1985年动工后，通过基本建设体制改革等有力措施，仅用29个月15天就建成，做到工期短、质量好、投资省、效益高，创国内同类型机组建设工期短的“漳平速度”。1987年全面投产后，从第二年起到1990年，每年发电量都在10亿千瓦时以上，对缓解福建电网电源紧缺起了重要作用。在此期间，企业自备电源——三明化工厂热电厂通过增装1台1.2万千瓦机组，1985年5月投产后，该厂总装机容量达到3.6万千瓦。厦门市政府兴办的自备电源——厦门燃气发电厂3台2.48万千瓦的燃气轮发电机组也于1986年1月投产。永安火电厂在三期扩建工程完成后，从中型火电厂跨人大型火电厂行列。
  到1990年，全省中型火电厂有5座，总装机容量40.04万千瓦，占全省火电装机容量23.41％，年发电量16.52亿千瓦时（未含厦门燃气发电厂），占全省火电发电量28.15％。随着大型火电厂相继建成，中型火电厂在全省火力发电中逐步退居次要地位。
  至1990年底，全省中型火电厂有：
  一、龙岩电厂
  龙岩电厂位于龙岩市铁山镇上洋村，装机容量3万千瓦。
  为适应龙岩地区兴建煤矿、铁矿、水泥厂和纺织厂等生产用电需要，1958年10月13日经福建省人民委员会批准，在龙岩中粉乡建设火电厂。第一期安装1台3000千瓦汽轮发电机组，由省水利电力厅设计院负责设计，省第七建筑公司等承担土建工程施工，省水利电力厅机电安装公司负责设备安装，同年12月12日破土动工，1962年11月12日竣工投产，定名为福建省龙岩电厂。第二期工程为1台6000千瓦汽轮发电机组，由省水利电力厅电业局设计室负责设计，省第六建筑公司承担土建施工，省水利电力厅机电安装公司负责设备安装，1966年12月主体工程开工，1970年7月11日竣工投产，总投资569.27万元，每千瓦造价632.52元。
  1969年冬，龙岩列为“小三线”重点建设地区，1970年9月，福建省革命委员会生产指挥部批准在龙岩铁石洋兴建火电厂。第一期安装1台1.2万千瓦汽轮发电机组，按燃用山西晋城无烟煤种设计锅炉。由省电力工程二团负责设计和设备安装，省第七建筑公司承担土建施工。同年11月10日由龙岩地区革命委员去组织成立工程指挥部，次年1月召开设计审查会议，同意主厂房采用拱式结构，锅炉燃煤采用本地生产的无烟煤。1971年1月土建工程动工，次年3月开始安装设备，12月25日进行72小时试运行。由于施工中遗留问题较多，延至1973年5月31日投产，并入闽西南电网。投产初期煤耗率高达829克/千瓦时，为了降低煤耗，技术人员与工人共同探索降低煤耗的办法，不断改进操作技术，改造油枪喷嘴、煤粉管道、燃烧带等，使煤耗、油耗不断下降，并创造过两个多小时无掺油运行的记录。第二期工程安装1台1.2万千瓦汽轮发电机组，由铁石洋电厂自行筹建。为使第二台锅炉适应燃烧本地无烟煤，武汉锅炉厂根据第一台锅炉在生产运行中发现的问题及改进意见进行设计制造。省机电安装公司负责安装，省第三建筑公司承担土建施工。1974年12月开始安装，1975年7月15日整套设备试运行。因处理遗留项目，至11月17日正式投产并网，厂部设在铁石洋。两期工程总投资1770万元，每千瓦造价737.5元。至此，龙岩电厂装机容量达3.3万千瓦，为70年代闽西南电网主力厂。由于锅炉设计吸取了第一台锅炉燃用无烟煤的经验，燃烧工况稳定。当年全厂发电量7270万千瓦时，供电标准煤耗率为713克/千瓦时。
  1976年，龙岩电厂进入稳定生产阶段。当年12月，第一机械工业部和水利电力部联合在该厂召开锅炉燃烧技术座谈会，探讨与推广龙岩电厂燃烧无烟煤的先进经验。1977年该厂针对2号、3号、4号机组在建设中遗留缺陷多的情况，连续组织了3次设备检修会战，处理了4号汽轮机和3号炉的重大隐患；并结合大修，把2号炉改造为燃用本地无烟煤；对3号、4号机组的制粉装置、除尘系统设备进行了改造，从而提高了设备功能和节能成效。1977年发电量突破1亿千瓦时，达到1.44亿千瓦时，1978年增长到1.77亿千瓦时。1978、1979年两年，共节煤1.08万吨、节油510吨、节约厂用电97.66万千瓦时。1978年4月获得全国科学大会授予燃烧无烟煤及节油技术措施奖。1979年9月，获得水利电力部授予省煤节电成绩显著奖。
  1980年福建电网形成后，龙岩电厂的各项管理和节能工作仍然继续稳步前进。从1980年8月起实现了不掺烧助燃油、全烧低挥发份无烟煤。1981年试行锅炉运行分班考核和节油奖励办法，使小指标竞赛与经济利益挂钩。1985年，每千瓦时供电煤耗下降到615—630克之间。这一年1号3000千瓦机组停役。1986年由于陆家地煤炭供应不上，龙岩电厂掺烧灰份高达33％以上的小煤窑煤炭，燃烧难以稳定。而且不少生产技术骨干调走，电厂组织开展降低飞灰可燃物和排烟温度等为主要指标的竞赛，加强进厂煤质把关，同时组织燃烧调试小组，进行各煤种不同搭配掺烧试验，寻找最佳操作配风方案。1988年又在3号、4号炉炉膛增加燃烧带面积，使炉膛温度提高100摄氏度，减少灭火次数，改进运行方式，节能成果得到巩固提高。从1974年至1990年，共节约标准煤1.51万吨、助燃油5458吨，厂用电317.97万千瓦时，并实现了连续10年不掺助燃油，全烧低挥发份无烟煤，成为全省历年燃料成本最低的火电厂。经省电力工业局组织评比，1989、1990年连续2年评为省属火电厂一类节能企业。1988至1990年连续获福建省人民政府授予安全生产先进进位称号。
  二、三明化工厂热电厂
  三明化工厂热电厂原为三明热电厂，位于三明市的黄硅石山下，装机容量3.6万千瓦，是福建省最大的企业自备电厂。
  1958年新兴的山区工业城市——三明市将兴建全省最大的化肥厂，同时钢铁、机械等工厂也相继投入建设。为了解决工业用电需要，经省人民委员会批准建设三明热电厂，建设规模为2.4万千瓦，第一、二期各安装1台6000千瓦机组，第三期安装1台1.2万千瓦机组。省工业厅设计安装公司负责设计。负责土建施工的省第一建筑工程公司第一工程处于当年8月1日破土动工。11月，省水利电力厅机电安装公司工程处开始安装第一台6000千瓦发电机组。1959年6月，一期工程基本完工，9月竣工投产，与第27列车电站并列运行。同时成立福建省三明热电厂，为发供电合一企业，隶属省水利电力厅。第二期工程于1959年5月动工，10月第二台6000千瓦发电机组投入安装，11月简易发电成功，先使用1号锅炉供汽发电。1960年3月，35千伏升压站建成，联入闽北电网，该厂成为闽北电网的主力厂。当年发电量1878.6万千瓦时。1963年针对简易发电存在的缺陷进行了“填平补齐”。同年12月，2号锅炉建成投产。1964年发电量增至5785万千瓦时，设备利用4817小时，每千瓦时发电煤耗由初投产的1034克降至620克。
  1965年，因闽北电网电力严重不足，促使该厂第三期1.2万千瓦发电机组投入建设。该工程由省水利电力设计院负责设计，土建和安装分别由省第一建筑公司和省水利电力厅机电安装公司承担。当年9月动工建设。1966年3月1.2万千瓦发电机组安装完工，3月19日正式并网发电。1967年5月3号锅炉建成投产，向三明化工厂供热，成为以发电为主，供热为辅的企业。至此，热电厂总容量达2.4万千瓦。一、二、三期工程总投资1883.47万元，每千瓦造价784.58元。当年发电量上升至1.15亿千瓦时。
  1970年，热电厂对3号锅炉超温缺陷进行了改造，解决了锅炉出力不足的问题。1971年5月，在省水利电力勘测设计院的帮助下，该厂成功地改建了输煤栈桥，为安全经济生产提供了保障。随后又进行1号锅炉改造，使改造后的锅炉出力由25—30吨/小时提高到65—70吨/小时。
  1978年3月，为了保证三明化工厂尿素工程投产供热的需要，省革命委员会决定将三明热电厂发电部分划归三明化工厂管辖，成立三明化工厂热电分厂（1983年改名热电厂）。热电分厂转为以供热为主，发电为辅。1978、1979年发电量保持在1.1一1.2忆千瓦时，供热1000—1100太焦。
  1981年，三明化工厂根据尿素生产发展的需要，动工建设热电厂第四期扩建工程，增装1台1.2万千瓦发电机组及其附属设施。这一工程由省水利电力勘测设计院设计，土建和安装分别由省第一建筑公司、省工业设备安装公司承担。1985年5月发电机组竣工并网发电，次年4月抽汽部分投产。1987年1月第四期扩建工程的2台锅炉竣工投产。至此，全厂总装机容量3.6万千瓦。1987年发电量增至1.78亿千瓦时，创历史最好水平，年供热2055太焦，设备完好率达96.7％。1990年发电1.39亿千瓦时，供热2277太焦。该厂至1990年底，累计发电29.45亿千瓦时，供热2.62万太焦。在省电网中担负着平衡三明地区供电的重任。
  三、厦门电厂
  厦门电厂原名杏林电厂，位于厦门岛外西北隅的杏林区，始建于1959年，经过两期扩建，装机容量6.2万千瓦，为福建电网的中型骨干企业。
  50年代末，厦门市开始发展轻化工业，建设杏林工业区。为此，1958年9月初，福建省人民委员会决定建设杏林发电厂。1959年3月，福建省基本建设委员会同意，按2台6000千瓦机组规模设计，采取海水冷却开式循环（施工中改为喷水冷却池）。同年8月，省水利电力厅勘测设计院完成了工程设计。土建施工由厦门市建筑工程公司承担，设备安装由省水利电力厅机电安装工程公司负责。8月21日主厂房动工，12月22日竣工，27日1号机组简易发电。1960年2月7日，完成72小时试运行，并移交生产，正式成立厦门杏林电厂。投产开始时，由于1号机组单机运行，加上建设中遗留问题较多，运行技术力量薄弱，当年共发生事故12起，其中6起造成全厂全区停电，而且供电煤耗率高达1221克/千瓦时。为此，全厂围绕安全经济发电，开展了8次安全大检查，使安全生产明显好转。同时为了降低能耗，推广低风量、薄煤层、长火床的燃烧操作经验，开展班组竞赛，1961年发电量1873.76万千瓦时，供电煤耗率下降到715克/千瓦时。
  1960年9月，省计划委员会下达第二期1台6000千瓦机组的工程建设任务。土建施工与设备安装仍由一期工程的施工单位负责。同年10月14日主厂房续建工程开工，年底基本完成。设备安装于10月底开始，因发电机转子拖至1962年10月到货，由电厂按自营方式进行安装，1963年7月12日带负荷试运行结束，并入厦杏电网移交生产。该工程总造价761.1万元，每千瓦造价634.2元。2号机组投产后，厦门地区电力负荷全部由杏林电厂供给。第二期工程投产后，由于燃烧煤种不符合机播炉设计要求，煤耗率高，安全性差。1964年在上海锅炉厂指导下进行改炉，1965年改炉后出力稳定，煤耗率下降。这年同时修建输煤栈桥，并对除灰系统、水工工程、辅助设备进行挖潜革新改造，改善了安全经济生产条件。1965年发电量3466.69万千瓦时，创连续安全生产249天记录。
  1974年4月，水利电力部下达了扩建杏林电厂的勘察设计任务。12月省计委决定扩建规模为2台2.5万千瓦机组。1976年5月成立了扩建工程指挥部。1977年，省机电安装公司设计队完成扩建工程设计。当年10月，由省第四建筑公司施工的主厂房破土动工。为使工程早日竣工，扩建指挥部采用定额包工、超额奖励、推迟有罚的办法，加速了工程进度，百米高的烟囱和7万平方米的喷水冷却池，分别比计划提前56天、20天完工。1978年7月，由省电力建设公司安装工程队负责的设备安装开工。10月，建筑安装工程进入全面施工高潮，1979年3月31日，第一台2.5万千瓦的3号机组竣工，4月3日完成72小时试运行。经验收机电安装和土建工程达到质量优良。7月1日并入闽西南电网，当年发电量1.47亿千瓦时。4号机组于1980年7月26日完成72小时试运行。经过验收，土建和机电安装质量优良。8月19日投产发电，并入福建电网。该工程总投资3794万元，每千瓦造价758.8元。10月20日厦门杏林电厂改名为福建省厦门电厂。该厂成为福建电网的主力厂之一，对缓解闽西南和厦门地区的用电紧张状况，建设厦门经济特区提供了良好的条件。
  1983年，厦门电厂4号炉（130吨/时固态排渣炉）作为攻关试验炉参加国家“六五”科技攻关《福建低挥发份无烟煤燃烧技术改进的试验研究》，1985年全面完成攻关的指标，锅炉效率提高5.8％，助燃油耗降低54％，制粉系统单位电耗降低26％。本项目获得水利电力部科技进步二等奖和国家科技攻关奖。
  厦门电厂根据杏林区纺织、化纤工业发展的需要，从1984年11月起，在完成发电任务的前提下，用来煤加工的方式，开始经营对外供热。至1990年底，该厂供热646.6太焦。对于保护杏林区的生态环境，为外商和台商投资提供了良好的条件。该厂从1960年至1990年累计发电44.31亿千瓦时。1990年创连续安全生产646天的最高记录。
  四、厦门市燃气发电厂
  厦门市燃气发电厂位于厦门市区莲岳路，1986年建成，装机容量7.44万千瓦，为厦门市人民政府自备电厂。
  厦门市辟为经济特区后，市政府为了建设应急电源以提高岛内供电可靠性，1984年3月成立厦门市燃气发电厂筹备处。8月，由水利电力部无偿调拨青岛娄山电厂退役的1台英国造2.29万千瓦燃气轮发电机组。1985年4月机组安装完毕，经72小时试运行，8月移交备用。11月，因设备缺陷严重，市政府决定解除备用。
  1985年初，福建省人民政府将引进法国阿尔斯通公司的3台2.48万千瓦燃气轮发电机组拨给厦门市，在原厂址建厂，工程总概算7800万元。当年8月正式成立厦门燃气发电厂，为厦门市政府自备电厂，由厦门市经济贸易委员会管理。原筹备处同时撤销。11月建成厂房，建筑面积300平方米。3台发电机组在法国专家指导下由江苏省驻厦门工程处负责安装，12月全部竣工，通过72小时试运行，于1986年1月17日投产，由厦门供电局调度。该厂燃气轮发电机系燃用0号轻柴油，投产后运行稳定，平均油耗为365—370克/千瓦时。根据当地供电紧缺情况，一般启动1至2台机组以补充福建电网供电不足部分或顶峰发电。1986年发电4368万千瓦对，年设备利用2184小时，厂用电率0.5％，年发电单位成本500元/千千瓦时。至1990年，3台机组运行5000小时，安全生产良好，累计发电1.55亿千瓦时。这一电厂的建成，为厦门岛内提供应急电源，对吸引和稳定外商投资起了一定作用。
  五、漳平电厂
  漳平电厂位于漳平县城关西南1.5公里处的顶郊村，东靠鹰厦铁路，南临九龙江，1987年建成，装机容量20万千瓦，是福建电网的骨干电厂。
  漳平电厂原是国家“四五”计划的建设项目，是建设坑口电站的较好厂址。因对当时电力建设缺乏预见，被耽误了建设时间。为了适应福建省“七五”期间电力增长的需要，以缓解厦门经济特区、闽南经济开发区的用电供需矛盾，保证鹰厦铁路电气化的用电需求，1984年1月，国家计委批准筹建漳平电厂作为应急电源。同年9月华东电力设计院完成了初步设计。该工程安装2台10万千瓦汽轮发电机组，年发电量10—16亿千瓦时，工程投资概算为2.06亿元。
  漳平电厂工程是福建省政府与水利电力部合资兴建的项目。工程建设由福建省火电工程承包公司总承包。1984年10月该公司在工地成立漳平电厂建设指挥部，组织全面施工。土建工程由省第一建筑公司和中国建筑公司第七工程局第三分公司负责；水工系统和灰坝由省水利水电工程局承担；机电安装工程由省电力建设公司承担；专用铁路和公路分别由福州铁路分局和龙岩地区交通局负责设计和施工。1985年4月7日主体工程破土动工。主厂房于4月8日开工，12月30日封顶；以61天时间建成高180米、直径5米的烟囱。1号机组工程列为1986年全国电力建设务期必成的重点项目之一。1986年8月，在原电厂筹建处的基础上成立福建漳平电厂。在施工过程中，机组安装取得锅炉水压试验、汽机扣大盖、厂用电系统受电、主要附属设备高压试转，锅炉与汽机整组启动和并网发电等6个关键项目一次成功。11月30日，机组通过72小时整套试运行，并入福建电网。12月9日，经启动委员会检查，认为该机组主设备制造质量和安装质量良好，同意移交漳平电厂投入生产。1号机组从开工到投产历时20个月，比国家指令性工期提前31天投产，其建设速度创本省火电建设的新记录，达到国内同类机组建设的先进水平。1号机组提前投产之时，正值枯水季节，全省电力供应短缺严重，该机组当月发电5900万千瓦时，对缓和电力紧张状况起了重要作用。
  1987年，漳平电厂2号机组安装列为当年全国电力的必保项目。当时在主要设备比计划拖延两个月交货的情况下，电力建设者开展了为重点工程建功立业和合理化建议的社会主义劳动竞赛活动，推动了工程建设。从3月13日主钢架吊装开始到9月8日锅炉第一次点火只用177天，比1号锅炉安装缩短了36天。汽机安装工期比1号机组汽机安装减少76天。2号机组6项主要工序试运转均获得一次成功。机、炉、电的安装质量优良率分别达到93％、92％和95％。当年10月9日，2号机组并网发电。经省火电工程承包公司组织有关单位验收签证，同意即日移交电厂正式生产，比计划提前2个月时间完工。整个漳平电厂工程仅用29个月15天建成，实现工期短、质量好、投资省、效益高的目标，获得水利电力部表彰，是继1985年山西省同类型机组的漳泽电厂施工先进记录之后，再次创造了同类型机组建设工期短的“漳平速度”。由于工程总承包中加强了宏观管理和落实分包责任制，努力降低造价，工程实际投资19931.3万元，比投资概算节约668.7万元，每千瓦造价1003.34元，工程质量一次合格率达95％。1987年水利电力部授省电力建设公司、省火电工程承包公司为全国电力建设功臣单位，福建省人民政府授予漳平电厂“重点项目建设优胜奖”，分别授予省第一建筑公司永安分公司和省电力建设公司火电安装分公司为重点项目建设先进单位称号。
  漳平电厂在1号机试生产中，为了确保安全生产，集中力量处理运行中暴露出来的设备缺陷，使机组的健康状况有较大的改善。当年超额完成发电量指标，并创造安全生产2个100天，发电设备平均利用小时和可调小时都超过同类新机组的考核标准。供电煤耗率从投产初期635克/千瓦时下降到494克/千瓦时。
  1988年6月，在1号机组进行第一次大修中，层层加强质量管理，经过56天精心检修，共消除设备缺陷108项，处理了管道堵塞和严重泄漏等重大缺陷，提高了设备健康水平，全厂主设备完好率达100％，其中一类设备占62.5％，二类设备占37.5％。这一年实现双机满发，提前22天完成10.8亿千瓦时发电任务。供电煤耗率464.1克/千瓦时，发电油耗率21.76克/千瓦时，分别比计划降低36克/千瓦时、13克/千瓦时。
  1989年，该电厂进入稳定生产阶段，各生产科室开展小指标竞赛，运行岗位开展“千次操作无差错”的竞赛活动，企业的基础管理水平和经济效益进一步提高。当年发电量突破12亿千瓦时，提前65天完成年度发电计划，创安全生产2个100天；每千瓦时煤、油耗比上年度又分别降低1.3克和1.66克，被省电力工业局评为1989年度全省电力系统先进单位=
  1990年，该厂开展安全文明生产创水平达标工作，供电煤耗率比上年度降低6.24克/千瓦时，全年节约标准煤5786吨。7月8日首创连续安全生产200天。至当年底，累计发电量达41.4亿千瓦时，未发生重大设备和人身伤亡事故，创10个安全生产100天，机组年发电能力达到设计水平。
  第三节 大型火电厂
  福建大型火电厂建设，是在80年代初起步的。1981年7月，为适应改革开放用电增长的需要，改善福建电网水火电比例，永安火电厂三期扩建2台燃用当地无烟煤的10万千瓦高温高压机组工程正式动工。1984年8月、1985年9月2台机组相继竣工投产，全厂总装机容量达35万千瓦，成为福建第一座大型坑口火电厂。永安火电厂三期扩建全面投产后，装机容量占福建电网火电装机总容量39.39％，成为省电网火电电源中心。1986年至1988年，该厂共发电66.62亿千瓦时，占同期全省火电总发电量51.75％，其中1987年全厂发电量24.15亿千瓦时，占当年的福建电网火电总发电量62.3％。
  1986年，为了进一步提高低挥发份无烟煤燃烧技术，永安火电厂三期扩建的1台410吨/时高温高压固态排渣炉作为试验炉，列入“七五”国家重点科技攻关项目，通过攻关，使锅炉效率提高3.27％，助燃油耗率下降7.6克/千瓦时。从1986年1月至1989年5月，共节约助燃油1.22万吨，标准煤7.72万吨，年均经济效益530万元，使无烟煤燃烧技术达到的经济性具有国际先进水平。
  1986年8月，福建第一座大型港口电厂——华能福州电厂首期2台亚临界压力35万千瓦机组主体工程开工。该电厂引进日本三菱集团成套发电设备和技术设计，采用计算机分布式控制的自动化系统，可在集中控制室对设备进行监视、控制、切换、参数调整以及机组启停和事故处理，自动化程度达到80年代初期国际水平。这个电厂工程从开工到竣工投产，仅用28个月零10天时间，创国内同类电站建设的先进记录，主体设备安装工程优良品率为100％，工程质量达到国内先进水平。
  华能福州电厂全面投产后，1989年、19卯年两年共发电45.72亿千瓦时，占同期全省火电发电量38.14％；该厂两年供电煤耗率分别为356克/千瓦时，340克/千瓦时，比全省当年平均供电煤耗率少83克/千瓦时和82克/千瓦时。这个电厂的投产，明显地提高了福建电力工业的技术装备水平，使全省供电煤耗率迅速从1988年的495克/千瓦时降到1990年的422克/千瓦时；同时改善了福建电网水火电比例结构和电源布局，使闽东南沿海主要负荷中心得到有力的电源支撑，缓解了多年缺电的矛盾。但是，这个电厂的投产，也给福建电网带来“大机组、小电网”影响系统稳定运行的新问题。针对这一问题采取了一系列有效措施，基本保证了系统安全稳定运行，为国内同类地区加快电力发展摸索出一条可行的途径。
  到1990年，福建大型火电厂有2座，总装机容量105万千瓦，占当时福建电网火电装机容量的61.4％；当年2个厂共发电40.01亿千瓦时，占福建电网火电总发电量的68.52％。
  至1990年底，全省大型火电厂有：
  一、永安火电厂
  永安火电厂位于永安市北郊4.5公里外的兴坪村，东濒燕江，西靠鹰厦铁路。在1960年建设2台1500千瓦机组的基础上经过一、二、三期工程扩建，全厂装机容量达到35万千瓦，是福建电网的大型骨干电厂。
  70年代初，由于闽北地区工业迅速兴起，当地无烟煤资源着手开采，为本省建设较大容量的火电厂创造了条件。1971年8月华东电力设计院负责选址和设计，认为在原厂址进行扩建，具有取水、燃料供应和交通方便以及靠近负荷中心等有利条件，是建设坑口电站的较好厂址。当年9月水利电力部批准永安火电厂扩建规模15万千瓦，第一期工程安装2台2.5万千瓦的中温中压凝汽式发电机组，采用武汉汽轮发电机厂制造的汽轮发电机组和武汉锅炉厂制造的液态排渣锅炉。设计燃用距电厂40多公里的加福煤矿无烟煤，掺烧重油30％—35％。同年12月11日电厂扩建指挥部成立。福建省生产建设兵团四师承担土建施工任务。该师18团（后改名省第一建筑工程公司）于1973年3月13日动工兴建主厂房。在100米高烟囱施工中采用单孔井架的施工新技术，提前完成了施工任务。该师19团3营（后改名福建省交通工程大队四中队）担负的供水系统和燃油系统土建施工，于1974年1月赶在汛期前建成。负责机组安装的省机电安装公司二队（后改名省电力建设公司火电工程安装分公司）在1973年12月开始安装。2台机组于1975年2月4日和12月16日投产，均取得机组整套启动试运行一次成功。当年发电量5781万千瓦时。但由于锅炉燃烧的无烟煤，其挥发份平均值为3％左右。同时煤质差，造成锅炉四角堆灰严重，炉龄只能运行7天至30多天就被迫停炉。因此，职工经常冒着60摄氏度高温进入炉膛清渣。当年每千瓦时供电煤耗达714克，助燃油耗183克。为稳定生产和降低燃料消耗，该厂对锅炉反复进行近百次热态调整和冷态空气动力场试验，共完成喷燃器改造等70多项革新改造项目，提高了机组运行的稳定性和经济性。这年，原有2台1500千瓦发电机组停役报废。
  1975年，一期工程尚未完工时，因电网负荷急剧增长，水利电力部又批准第二期扩建工程安装2台5万千瓦高温高压发电机组。第一台5万千瓦机组（3号机）列为1976年全国电力建设重点项目之一。承担土建施工和机组安装的单位均与一期工程相同。1976年2月7日，二期扩建的主厂房开工，1977年6月开始安装武汉汽轮发电机厂生产的5万千瓦机组，12月30日3号机组安装完毕。但由于设备制造和安装的质量差，汽机振动大，真空降至350毫米汞柱，高压加热器无法投入等原因，机组运行仅1小时10分就被迫停机处理。从1978年1月13日至5月24日机组经过13次启动，均无法达到连续72小时试运行。后来经过生产、建设等单位共同处理了178项缺陷，解决了汽机振动、真空低等问题，当年9月3号机正式形成生产能力。同月，第二台武汉汽轮发电机厂生产的5万千瓦机组（4号机）开始安装。省电力建设公司承担锅炉和电气设备的安装任务。为保证4号机早日投产，永安火电厂组织本厂技术人员和工人成立安装组，承担汽轮机、发电机、凝结器的安装任务。1979年12月5日各项安装任务相继完成，17日1时顺利完成72小时试运行并迅速形成生产能力。2台5万千瓦机组投产后，由于3号机的高压加热器不能长时间连续运行，使机组持续半年只能限在4.5万千瓦负荷运行。经过反复处理改进，机组达到满发稳发。1980年4台机组共发电8.42亿千瓦时，占全网同期火电总发电量的49.9％，供电煤耗率和助燃油耗率继续下降至500克/千瓦时、38克/千瓦时。同时，永安火电厂与扩建工程指挥部还选派技术人员自行设计制造150平方米双室三电场电除尘器。经3个月运行测试，除尘效率达96％，比1至3号锅炉配置的旋风筒除尘效率提高16％。
  1981年5月23日至25日，省建设委员会在永安召开一、二期扩建工程竣工验收会议，会议认为：工程设计、建筑、制造、安装质量良好，虽然3号机有较多缺陷，经过处理基本消除。两期工程实际总投资7939.27万元，比概算节省194.66万元。平均每千瓦造价529.28元。
  为适应80年代福建经济发展的用电需要，在二期扩建工程尚未完成时，国家计委批准第三期工程扩建2台10万千瓦高温高压汽轮发电机组（即5、6号机），要求在1985年内全部建成，设计仍由华东电力设计院承担，锅炉和汽轮发电机设备分别由武汉锅炉厂、北京重型机器厂提供。除尘设备采用175平方米双宝三电场电除尘器，仍由电厂和扩建工程指挥部自行研究设计。1981年7月1日，三期主厂房扩建动工。施工单位推行承包责任制和全面质量管理，把任务、工日、材料和工具消耗等定额分包到班组。省第一建筑公司永安工程处在180米高烟囱施工中采用滑动钢模板新技术，提前一个月完成施工任务，工程质量优良。省电力建设公司火电安装分公司在安装5号机中采用网络技术，加快了安装进度。1984年8月4日安装结束。在投入试运行中，由于设备制造、设计、安装的质量有问题，加以电厂生产运行配合不当，造成磨煤机多次烧瓦、锅炉排污管爆裂，油隔离泵不能正常投运，汽机高压缸结合面漏汽等缺陷。到9月20日，经过多次锅炉点火启动和汽机冲转，多次并网没有成功。启动验收委员会组织火电安装分公司和电厂进行了一个多月的检修补救，至10月25日2时30分完成带满负荷72小时试运行，正式投产并网发电。经验收，5号机的土建施工质量评为优良，安装质量分别评定汽机、电气、燃料系统为优良，热工、化学、锅炉为良，除灰系统为合格。
  1984年5月。为改革电力工程建设的管理体制，6号机安装中实行承包责任制。由省火电工程承包公司（在原永安火电厂扩建工程指挥部基础上成立）与省电力工业局签订承包合同。承包公司与施工单位签订施工奖罚合同协议书，并对关键项目实行质量奖、工期奖，调动了职工的积极性。1985年1月开始安装。火电安装分公司吸取5号机安装的经验教训，加强对6号机安装质量的管理。省电力工业局多次组织检査组到工地抽查安装质量。9月16日一次完成并网72小时试运行，29日完成24小时带满负荷运行后，移交生产，提前93天竣工投产，安装质量评为优良，全面完成承包合同所规定的指标。第三期扩建工程投资概算为1.3亿元，实际投资1.24亿元，节约投资600多万元，每千瓦造价620.25元。三期扩建工程全部竣工后，全厂总装机容量达35万千瓦。
  在此期间，福建低挥发份无烟煤改进燃烧技术的试验研究被列为国家“六五”期间重点科技攻关课题。永安火电厂1号130吨/时的液态排渣炉作为攻关试验炉。在省电力试验研究所、西安热工研究所等单位协作配合下，总结以往燃烧无烟煤的经验，采取改进燃烧器，增设卫燃带等综合治理措施，到1985年，锅炉燃烧效率比攻关前提高7.5％，助燃油耗、制粉系统单位电耗分别降低50.8％和12％，全面超额完成了攻关指标，获国家“六五”科技攻关奖、水利电力部科技进步二等奖。该厂1号炉到1985年10月累计，节约助燃油3162吨、标准煤4958吨、厂用电73万千瓦时。电厂在1号炉取得经验后，分别在2、3、4号锅炉上推广应用，使燃烧效率分别提高3.36％、4.98％、3.96％。
  1985年，该厂扩建工程全部建成投产后，成为福建电网最大的火电厂，占省电网火电装机总容量39.39％，1986—1988年年发电量达21.19—24.16亿千瓦时。
  为进一步提高低挥发份无烟煤燃烧技术水平，国家经委将改进燃烧试验研究列入“七五”国家节能重点科技项目。永安火电厂以5号410吨/小时固态排渣炉作为攻关试验炉。该厂与清华大学、东南大学、华中理工大学、省电力试验研究所等单位密切合作，通过推广应用“六五”攻关成果，进行大速差直流预燃筒，新型预燃筒试验应用，大口径、小流量新型油枪的研制，采用热管空气预热器等措施，使5号炉的燃烧效率从攻关前83.7％提高到86.97％，助燃油耗率从22.2克/千瓦时下降到14.6克/千瓦时。经1986年1月至1989年5月试验，实际节约助燃油1.22万吨，标准煤7.72万吨，年平均攻关经济效益530万元。1989年11月30日，由能源部组织的技术鉴定委员会对攻关成果进行鉴定，认为攻关项目全面完成了合同规定的技术经济指标，在燃用低挥发份无烟煤的四角燃烧锅炉上，进行了创造性的劳动，其燃烧技术达到的经济性具有国际先进水平。1990年获能源部科技进步三等奖。
  1990年该厂加强设备管理，改善燃煤质量，全厂主设备完好率100％，其中一类设备占75％；辅助设备完好率98.8％，其中一类设备占92.7％，实现连续安全生产375天的最高记录。每千瓦时供电煤耗率、发电油耗率分别为469克和26克，均创历史最好水平。至1990年底，该厂累计发电165.22亿千瓦时，节约标准煤14.38万吨，助燃油6.6万吨。
  二、华能福州电厂
  华能福州电厂位于闽江下游南岸的长乐县筹岐村，与马尾港和福州经济技术开发区隔江相望，北距福州市区35公里，东离闽江口34公里。电厂规划装机容量140万千瓦，1989年一期工程2台35万千瓦机组建成投产，为福建电网大型骨干电厂。
  1980年4月，为了适应福建省国民经济发展的需要，华东电力设计院进行建设一座大型港口电厂的规划选厂工作。1983年4月，福建省电力工业局主持召开规划选厂审査会议。1984年1月，水利电力部电力规划设计院布置福建省电力勘测设计院在长乐县的筹岐和英屿两点进行厂址可行性研究。1985年2月，省电力工业局向水利电力部和国家计划委员会上报福州火电厂（后定名华能福州电厂）项目建议书，建议列入华能国际电力开发公司（下简称华能公司）第一批引进项目。1985年3月省计划委员会主持召开了福州火电厂可行性研究审查会议。会议认为筹岐村位于闽江的凹岸，处于淡水区，水深14米，河段相对稳定，可建2万吨级煤码头；厂区地质条件较好，主设备位置不需作地基处理，距厂4公里的山谷可建贮灰20年的灰场，建厂条件比较优越，推荐作为厂址。
  1985年4月，福建省火电工程承包公司负责福州火电厂的筹建工作。5月，省电力勘测设计院提出了福州火电厂初步设计报告。6月，水利电力部规划设计院在福州市审查了福州火电厂初步设计（按2台35万千瓦机组设计）。5月22日，国务院批准福州火电厂为华能公司第一批建设的四个项目之一。7月，华能公司福州分公司（下简称分公司）成立，负责福州火电厂的筹建工作。同年8月至次年2月，华能公司及分公司在北京进行3次国际招商谈判。经过评标，确定由0本三菱集团供货。根据合同，电厂引进的日本三菱集团成套发电设备和技术设计，每套机组包括1台1150吨/时亚临界压力强制循环汽包锅炉，1台单轴双缸双排汽一次中间再热凝汽式汽轮机，1台带旋转半导体无刷励磁系统的双氢内冷发电机组以及相应的辅助设备。电厂采用计算机分布式控制的自动化系统，机、炉、电单元集中控制室内对设备进行监视、控制、切换及参数调整，同时可实现对机组的启停和事故处理。其自动化程度达到80年代初期国际水平。
  1986年4月华能福州电厂工程指挥部成立。8月15日，华能福州电厂主体工程正式开工。主厂房为装配式钢架，长148米、宽84.5米、高45米；钢筋混凝土烟囱高210米，底径21米、出口直径7米；工程土石方开挖量190万立方米，总混凝土量10.35万立方米，总砖石方量2.69万立方米，钢结构总重8957吨。在电厂建设中，广大工人和技术人员苦干巧干，努力奋战，涌现出许多先进事迹。省建一公司青年突出队担负建设烟囱工程，在全国“三八”红旗手、总工程师韩益群（女）指挥下，采用液压滑模工艺施工，仅用75天就完工，而且筒身表面光滑，变坡段顺直，扭曲度、中心偏距等均达到国家规定的优质工程标准，获得共青团福建省委授予“青年功臣”的称号。省公路工程二公司预制成功两节各重1650吨的当时全国最大的钢筋混凝土取水头，并从马尾浮运过江，准确下沉就位在水下基岩上。1987年土建工程陆续完成，交付安装。承担机组安装任务的西北电力建设局第一工程公司职工于当年2月开始吊装锅炉钢架。至此，安装工程进入高峰。同年11月29日，1号锅炉水压试验一次成功，全部11129个焊口无一泄漏。1988年3月，1号机组开始分部试运转，9月30日完成72小时试运行和100％负荷洗硅，11月17日通过24小时满负荷试运转后正式移交生产。2号机组于1988年10月安装完毕，经分部试运转后12月26日完成72小时试运行，1989年1月17日通过24小时满负荷试运行，正式移交生产。
  华能福州电厂一期工程经启动验收委员会组织验收，认为该工程不仅施工速度快，而且工程质量好。从主体工程开工到2台机组竣工投产，共用了28个月零10天时间，创造了国内同等规模电站建设的先进记录。1、2号机组都实现了水压、带电、点火、冲转、并网、满负荷运行72小时等6项一次成功，主体设备安装工程优良品率为100％，工程质量达到国内先进水平。获得能源部授予火电优质工程奖，华能公司授予进度金牌奖和质量金牌奖。
  该工程实行投资包干责任制，有效地控制了工程投资，降低工程造价。整个工程总投资（包括建设期利息）为15.45亿元，其中发电工程13.12亿元，每千瓦造价1875元。
  1989年华能福州电厂进入生产考核期。该厂针对机组运行中发生3次设备事故的情况，加强安全生产教育，建立健全各级领导的安全生产责任制和各项规章制度，建立安全管理网络，强化安全监察工作；坚持每天召开生产碰头会，每晚安排有关职能部门人员及维护人员负责巡视，每周由厂领导、日方顾问、部主任进行2次特别巡回检査。同时开展设备的维修管理，消除设计、安装中遗留的缺陷。还组织热工人员对日方设计的各种逻辑、报警、定值、联锁的正确性进行普查、修正了53项，使控制系统更加合理可靠，提高了设备健康水平，从而顺利地渡过了事故多发期。4月19日至25日对1号机组进行性能考核试验。这是引进机组最后验收的一项关键性工作。考核结果，主机系统主要的性能指标均达到合同规定的保证值；辅机系统除输煤系统外都达到设计要求；自动化控制系统的运行效果表明，机组可控性好，适应性也较好，自动装置投入率达95％以上。当年9月8日至12日对2号机组进行性能考核试验，试验结果均达到合同规定的保证值。
  华能福州电厂在抓好安全、经济运行中，开展了“无泄漏”和整洁环境、设备的活动，做到了厂房窗明机净，系统设备井然有序，设备、阀门标志明显，管道色环流向醒目，实现“七不漏”（不漏汽、漏水、漏油、漏煤、漏灰、漏粉、漏氢）。1990年底该厂发电23亿千瓦时，供电标准煤耗率340克/千瓦时，全年无发生重大设备事故。
  华能福州电厂投产后，明显地提高了福建电力工业的技术装备水平，显著改善福建电网的电源布局和结构，改变了福建长期电力供应短缺制约经济发展的状况，对全省国民经济的发展发挥了重要作用。
  第二章 水力发电
  福建境内山多，雨量充沛，年均降雨量1670毫米。全省有大小河流664条，年均径流量1150亿立方米，其中流域面积500平方公里以上的有闽江、九龙江、汀江、晋江、交溪等12条水系，大部分发源于崇山峻岭之间，河床比降大，覆盖良好。全省可开发水能资源1075万千瓦，年发电量392.5亿千瓦时，居全国第12位。按单级装机容量计算，可开发的大、中、小型电站分别占全省可开发装机容量的27.4％、37.03％、35.57％。在河流分布上，各流域可开发的装机容量占全省的比重是：闽江60.39％，汀江（闽境内）9.56％，交溪7.26％，九龙江6.74％，其余河流共占16.07％。
  福建水力发电发端于民国10年（1921年），九龙江流域内龙溪县兴建的西山水库55马力（40.5千瓦）坝后水电站和永泰嵩口2.5千瓦的水电站（仅3个月就停役），比火力发电起步晚21年。在此后15年间，永安、古田、南平、顺昌等县利用当地溪河兴建了小型水电站5处。至民国24年底，全省水电装机容量159.5千瓦。在此期间，福建省丰富的水力资源开始引起有识之士注意。省建设厅派出技术人员查勘了仙游县九鲤湖水力资源；省水利工程处会同上海西门子公司等单位组织技术人员历时一个月查勘13个县的水力资源，拟出开发计划，因抗日战争发生而流产。抗日战争期间，南平电气公司于民国27年把西芹发电所2台32千瓦水轮机组改装1台132千瓦水轮机组。民国28年起至民国33年，福建省建设厅在永安县桂口村建成一座装机2台计264千瓦的水电站，成为民国时期福建最大的水电站。抗日战争胜利后，为了开发福建水力资源，民国36年，福建省政府发起成立福建电力股份有限公司。同年省建设厅与国民政府资源委员会水力发电工程处组成勘测队，对古田溪进行勘测，制订古田溪“分段设厂、分期开发、三级发电”的规划，总装机容量11.5万千瓦。次年成立古田溪水力发电工程处，进行施工前期工作，因经费无着，进展甚微。至1949年，全省共有水电站11处，装机容量612.9千瓦，年发电量90万千瓦时。
  新中国成立后，福建省人民政府就把古田溪水电站列入全省电力建设重点项目，1951年3月1日该电站一级一期装机2台6000千瓦机组工程开工，1956年建成投产。农村小型水电站从50年代初期试点基础上逐步展开。1958年后，在继续重点建设古田溪水电站的间时，农村小水电建设从单机容量只有几十千瓦向几百至上千千瓦发展。至1965年全省水电装机容量达9.3万千瓦，占全省电力总装机容量43.2％；年发电3.91亿千瓦时，占全省年发电量52.77％。当年，在全省水电装机容量中，古田溪水电站占67.09％，小型水电站占32.91％。由于水电比重逐步加大，福建开始重视优化调度，以充分利用水电资源，节水多发电。古田溪一级电站调节水库建成后，就开始实施单库单级优化调度。但是在这期间，由于经济建设指导思想的失误，于1958年“大跃进”中动工建设位于闽江支流的装机120万千瓦建溪水电站和位于汀江下游的装机40万千瓦汀江水电站。1960年后由于人力、物力、财力不足，先后下马停建，造成很大经济损失。
  从60年代末到70年代，福建水电事业有较大发展。全省第一个大型水电厂——古田溪4座梯级电站装机25.9万千瓦全部建成投产。山美、船场溪、安砂等中型水电站相继投入运行。县、社、队兴办小水电的热潮，在各地兴起。在此期间，福建水电装机容量从60年代末占全省电力装机总容量50％左右，上升到60％、70％。至1978年底，全省水电装机容量达90.36万千瓦（其中大型占28.66％，中型占18.81％，小型占52.53％），占全省电力总装机容量70.18％；年发电量27.75亿千瓦时，占全省年发电量的68.1％。在此期间，古田溪水电站随着梯级电站相继建成，优化调度也逐步从单库单级发展至全流域各梯级优化调度。1978年节水多发电5931万千瓦时。
  80年代前期，华安、池潭两座中型水电站先后建成。农村小水电建设发展加快，从孤立办站向流域梯级开发，从低水头向高水头开发，以年均增加装机容量约5万千瓦发展。水电在全省电力装机容量的比重，1980—1984年仍保持在70％以上。1985年全省水电装机容量152.74万千瓦，占全省电力总装机容量63.22％。比重开始下降；年发电量53.29亿千瓦时，占全省发电量69.03％。在水电装机容量中，大、中、小型各占16.95％、21.61％、61.44％。1980年，福建电网形成后，通过合理联合调度，当年网内4个大中型水电厂共节水增发电1.16亿千瓦时，相当于少用煤6.55万吨。1984年，开始实施闽江流域古田溪、安砂、池潭水电厂库群联合优化调度，年均增发电量1800万千瓦时。
  80年代中期，福建水电建设形成多渠道、多层次集资办电的新局面。从1985年至1990年，建成本省第一座引进部分外资兴建的装机30万千瓦的沙溪口水电站；动工兴建地方与部门集资的范厝、良浅等中型水电站；在闽江干流利用部分外资动工建设装机140万千瓦的水口水电站。在此期间，福建列入国家农村初级电气化试点县的11个县，已于1990年2月全部验收合格。至1990年底，全省已建成大型水电厂2座，中型水电厂6座，小型水电站6573处，总装机容量217.27万千瓦（其中大、中、小型分别占25.73％、16.84％、57.43％），占全省电力装机容量55.95％；年发电量77.97亿千瓦时，占全省年发电量57.06％。这一期间，福建电网内大、中型水电厂优化调度水平进一步提高，具有混联水电站库群的特点，进行闽江上游沙溪、富屯溪流域内4座大中型水电厂联合优化调度的研究，从1980年至1990年，古田溪、安砂、池潭、船场溪等水电站通过优化调度等措施，共节水多发电14.95亿千瓦时，年均多发电1.36亿千瓦时。
  第一节 小型水电厂
  福建水电开发始于民国10年（1921年），龙溪县江东冰厂在九龙江支流东溪的金鸡坑西山水库坝后安装2台分别为25马力（18.4千瓦）和30马力（22.1千瓦）的水力发电机组，供制冰用电。这是福建水电为工业生产服务的先驱。同年，永泰县嵩口安装1台2.5千瓦水电机组，供照明用电，仅3个月就停闭。民国14年，永安县昭明水电公司利用爬溪水碓落差，带动装在船上的1台25千瓦机组发电，历时4年倒闭。随后，古田、南平、顺昌等县在一些乡镇相继建成3座装机3—29千瓦的水电站。民国17年南平电气公司在西芹兴建一座水电站，先后安装2台32千瓦机组。至民国25年，全省共有水电站5处，装机容量159.5千瓦。
  抗日战争发生后，福建省政府迁往永安县，沿海不少军政机关、文教和企事业单位也相继迁移山区。为了适应这些单位的用电需要，民国27年（1938年）南平电气公司把西芹水电站2台32千瓦机组改换为1台132千瓦机组。同年，省建设厅在永安县动工兴建桂口水电站，安装2台132千瓦机组。第一台机组是瑞典制造，于民国29年投产；第二台机组是省内仿造瑞典的产品，于民国33年投产，成为当时福建最大的水电站。在此期间，政和、莆田、华安、崇安、永春、龙岩、大田等县在一些乡镇也先后兴建7座装机1一40千瓦的水电站。至民国34年，全省有小水电厂12家，装机容量618.9千瓦。这是民国时期，福建水电发展最快的阶段。抗日战争胜利后至1949年福建省解放期间，全省水电建设基本处于停滞状态。福建水电建设从起步到1949年的28年间，共兴建小型水电站19处，总装机容量666.9千瓦。其中因时局动荡而停办2处，被洪水冲毁3处，其他原因关闭3处。至1949年10月，全省实有水电站11处，装机容量612.9千瓦，年发电量90万千瓦时。
  新中国成立后，50年代初永春县就开始在农村试办小型水电站，至1955年先后在达埔、湖洋、九斗、蓬壶、桂洋等地建成6座小型水电站。1956年春，水利部在永春县举办南方八省小水电技术训练班，培训建设小水电站技术人员。当年9月，福建召开第一次全省小水电会议，提出积极稳步、群众自办、加工为主、结合照明的小水电建设方针。会后，各地区都选择一两个县试办小水电。同安县、平和县利用已建成的引水工程渠道跌水分别建成装机各60千瓦的凤岗水电站与南溪水电站，南靖、安溪、崇安、泰宁、连城等县也重点试办一些水电站。至1957年底，全省共建成小型水电站93处，装机容量2049千瓦。
  1958年，水利电力部在永春县召开第一次全国小水电现场会，总结推广福建省特别是永春县发动群众，因地制宜兴建小水电的经验。会后，各县按照会议提出的小型为主，社办为主，先水力后电力，水力电力并举的方针，从试点转向普遍推广。初期各地办的水电站，规模都较小，平均每站装机容量21千瓦，而且有不少是木质水轮机。当时，列入省电力基本建设项目的闽侯县大目溪一级水电站，也于1959年建成，2台装机共4320千瓦。到60年代，小型水电的建设，除了依靠社队自筹资金兴建容量几十、成百千瓦的小水电外，省和地县开始有重点地在一些条件较好地方兴建几百、几千千瓦的骨干小水电站，以适应正在兴起的城镇工业用电。1960年，漳浦县建成梁山水库，利用渠道落差兴建1座装机1500千瓦的水电站。莆田县在东圳水库坝后安装3120千瓦水轮发电机组。连江县才溪水库水电站和建瓯县玉山水电站各安装2台2160千瓦水电机组。随着山区水轮泵建设的发展，各地还建成一些灌溉与发电结合的综合站。建阳县的莒口和芦上2座水轮泵站，分别安装容量250千瓦和615千瓦的发电机组。邵武县拿口水轮泵站和松溪县外屯水轮泵站分别安装5台共625千瓦与2台250千瓦发电机组。至1969年底，全省小水电站达到2128处，装机7.69万千瓦。
  1969年10月，水利电力部在永春县召开第二次全国小水电会议，进一步肯定福建发展小水电的成就和经验，并提出今后发展方向。当时福建小化肥等五小工业正在兴起，也促进了各地办电的积极性，从而形成了县、社、队三级办电热潮。70年代初，远离省电网的宁德地区，在闽东穆阳溪兴建一座地下厂房、装机1.95万千瓦的闽东水电站。南安县建成本省农村第一条小河流梯级开发电站——坂头溪水电站，4级总装机3550千瓦。宁德县大泽溪（装机8200千瓦）和浦城县旧馆水电站（装机8200千瓦）、顺昌县贵岭水轮泵电站（装机7125千瓦）都在1976年先后投产发电。在此期间，省电力基建项目，清流县嵩口坪（装机6400千瓦）、永定县芦下坝（装机1.3万千瓦）、上杭县矶头（装机1.95万千瓦）等水电站也相继建成。1976年，省革命委员会把大办小水电作为解决农业用电的主攻方向，实行“以电养电”政策，进一步调动了地方办电的积极性，仅3年时间新增装机21万千瓦。至1978年底，全省小型水电装机容量达47.78万千瓦，年发电量9.6亿千瓦时。全省有18个县小水电装机容量超过万千瓦。
  1979年以后，在自建、自管、自用的小水电建设方针推动下，2年间全省已建成的水库、引水灌溉工程计安装8.6万千瓦水电机组。永安县5年新增装机达3.4万千瓦。1982年11月，中共中央总书记胡耀邦、国务院副总理李鹏等到福建视察。在视察永春、闽清县的小水电时，要求福建在建设中国式的农村电气化中做出成绩。1983年国务院确定全国100个县为农村电气化的试点县中，福建省有永春、光泽、尤溪、闽清、永安、建瓯、德化、屏南、南靖和连城10个县（后增加1个沙县）。光泽县在农村电气化建设中走在前列，1985年经组织验收达到农村初级阶段电气化标准，成为全国第一个达到农村初级电气化标准的县。至1990年，全省11个试点县均通过验收达到农村电气化初级阶段的标准。
  80年代中期以后，多渠道集资办电的路子越走越宽，进一步加快小水电建设步伐。许多山区县开始建设装机几千千瓦、万千瓦水电站。相继建成武平县装机8000千瓦的石黄峰水电站、南靖县装机8000千瓦的船场溪三级水电站、建阳县装机9600千瓦的宸前水电站，永安市装机1万千瓦的鸭姆潭水轮栗电站、永泰县装机1.26万千瓦的富泉溪二级水电站、德化县装机1.8万千瓦的龙门滩水电站和建瓯县装机2.4万千瓦的玉山水电站。随着农村水电站施工技术水平的提高，各地陆续建设一批高水头电站。其中周宁县兴建347米水头的装机1万千瓦龙溪水电站，政和县兴建装机8000千瓦的九重际水电站，其水头高达405米，为全省之冠。在此期间，乡、村电站规模也扩大了，闽清县池园镇、金砂镇，永安市小陶镇、洪田乡及建瓯、罗源、大田、福安、屏南、寿宁、周宁等县的一些乡镇都办起1000千瓦以上的水电站。40年代初省政府在永安建成装机264千瓦水电站的所在地桂口村，也自办1座装机1040千瓦水电站。这一期间，福建小水电在开发利用上逐步从过去分散建设径流电站转向有水库调节的流域梯级开发，已有多条溪河进行梯级开发利用。其中，沙县的沙溪支流豆土溪利用库容2442万立方米的官昌水库为龙头，分建5级电站，总装机1.22万千瓦，年可发电5600万千瓦时；福鼎县在南溪水库下分3级开发，总装机1.65万千瓦；同安县小坪溪分4级开发，总装机6200千瓦，均于1990年全部建成。尤溪县青印溪以库容4400万立方米的柳圹水库为龙头，分5级开发，至1990年已建成装机1.98万千瓦；大田县坑口已建成3座梯级电站，装机4360千瓦。此外，光泽县高家、将乐县新路、永泰县富泉溪、武平县法潭等流域开发都在建设中。
  到1990年，全省已建成小型水电站6573处，共有8480台机组，总装机容量124.78万千瓦，占全省电力装机总容量的32.7％，并占全省小水电可开发装机容量382.18万千瓦的33.28％，年发电量45.37亿千瓦时，占全省总发电量的33.2％。其中500千瓦以上的小型水电站155处，装机60.17万千瓦。已经联人省电网或地县网的小型水电站1682处，装机容量104万千瓦。全省所有963个乡镇全部通了电，其中76.9％的乡镇主要靠小水电供电。
  至1990年底，全省主要小型水电站有：
  一、大目溪水电厂
  大目溪水电厂位于闽江下游支流大目溪的闽侯县大湖乡大坑村，距福州市区56公里，总装机容量1.46万千瓦。
  大目溪一级水电站，集雨面积132平方公里，年均流量4.98立方米/秒，最枯流量0.3立方米/秒。坝址以下可利用的天然落差460米。1957年，福州市建设局和省工业厅电业处联合进行勘测。1958年10月，省水利电力厅设计院负责设计。大目溪水力发电分二级开发，第一级大坝建于大湖乡大坑村，为径流开发引水式电站，引水坝高9.5米，坝顶长56米，引用流量5.3立方米/秒，引水渠道3.72公里，发电水头230.77米，压力水管长543米；设计安装4台2160千瓦水轮发电机组，年发电量2600万千瓦时，设备利用2800小时，保证出力560千瓦。工程土石方量36.7万立方米，总概算670万元。
  1958年9月，在工程设计尚未完成情况下，福州市人民委员会即成立大目溪水电站工程指挥部。1959年1月，拦河坝工程动工兴建时，把原设计的浆砌条石重力坝改为土石混合坝，8月，正在施工的拦河坝被洪水冲垮。10月再按原设计坝型施工。大坝和厂房分别于1959年11月、8月建成。
  1960年成立大目溪水电站（后改称大目溪水电厂）。机组安装由省水利电力厅机电安装公司第四队负责，第1号、2号机组于1959年9月开始安装，分别于1960年7月、11月进行试运转，次年11月并入闽北电网。1962年3月，经省市有关单位组织验收，认为水工建筑、机电安装和输出线路质量良好，同意移交生产。电厂接管后对设备缺陷进行技术改造，改进了润滑系统管道，改装了水轮机补充装置，出力逐步提高。1965年，发电量达1329万千瓦时。1968年6月，3号、4号机组开始安装，1969年9月安装完工投入运行。至此，一级电站4台发电机组共8640千瓦，全部并网发电，实际投资667万元。机组投产后，生产秩序逐步走上正轨，并将原木质压力水管更换为钢管，原土渠改为砌石渠，还对厂房高压设备、配电设备等进行更新改造。该水电厂的隶属关系几经变更，1960年属省水利电力厅领导，后下划福州市管辖。
  1978年4月，闽侯县人民政府决定兴建大目溪二级水电站，县水利电力局进行勘测设计，并成立工程指挥部。10月省水利电力局批复同意初步设计方案。二级水电站位于白沙镇大目溪村，从一级水电站尾水开引水渠道5.45公里，过水流量7立方米/秒，安装一道直径1.2米、长585.5米的压力水管，设计水头220米；安装4台3000千瓦机组，分两期建设。在上游大坑村调节水库未建成前，第一期工程先安装2台3000千瓦机组，其余土建工程和送变电工程均按4台机组一次建成。第一期工程2台机组年发电量2450万千瓦时，工程土石方量78万立方米，概算为931万元。1979年大目溪水电站划归闽侯县管理，同年10月，二级电站第一期工程动工，主副厂房于1980年9月底基本完工，引水渠道及其附属建筑物至11月全部完工。1号、2号机组于1980年9月20日开始安装，1982年4月16日进行试运转，4月20日正式并网发电。实际使用工程费916万元。第二期工程未投入建设。一、二级总装机14640千瓦，实际投资1582万元，平均每千瓦造价1080.6元。二级电站于1983年5月经过验收，认为工程项目符合质量要求，同意移交生产。1985年全厂发电量达6525万千瓦时，设备利用4454小时。至1990年底累计发电9亿千瓦时。
  二、矶头水电厂
  矶头水电厂位于汀江支流旧县河中游的上杭县南阳镇矶头村，距上杭县城43公里，1974年建成，装机容量1.95万千瓦。
  矾头水电站是福建“小三线”建设项目，由省人民委员会决定兴建。1966年9月由省水利电力勘测设计院负责设计。电站主体工程有空心重力坝一座，坝高56米，集雨面积1287平方公里，最大库容3240万立方米，可调节库容1050万立方米。厂房为埋入式地下厂房，长150米，高50米，属坝后引水式隧洞发电；安装3台6500千瓦水轮发电机组，设计水头52米，年发电量8880万千瓦时；并有副坝和副厂房各1座；升压站安装1.6万千伏安和2万千伏安主变压器各1台。工程土石方量17.2万立方米，混凝土浇筑量9.74万立方米，总概算2363万元。
  1966年1月，上杭矶头水力发电站工程指挥部成立，土建施工和设备安装由闽江水电工程局承担。当年9月动工兴建。此时公路尚未修通，所有物资均靠民间小木船运抵工地。当时正值“文化大革命”开始，施工进度缓慢。1969年后加快建设进度，大坝和厂房分别于1972年2月、3月建成。1970年8月矶头水电站（1979年改称矶头水电厂）成立。1号机组于1971年9月开始安装，1972年3月23日并网发电。2号机组于1973年1月31日投产发电。1973年6月1日遭受特大洪水袭击，临时拦河设施被冲垮，造成水淹厂房重大事故，停产3个多月才修复发电。3号机组至1974年5月1日并网发电。该厂成为闽西南电网的骨干电厂。1985年1月下划龙岩地区水利电力局管理。从投产至1990年底累计发电13.11亿千瓦时。
  三、芦下坝水电厂
  芦下坝水电厂位于闽粤交界的永定河口与汀江汇合处，距永定县城22公里，1974年建成，装机容量1.75万千瓦。
  芦下坝水电厂坝址在永定河口，坝址以上控制流域面积1050平方公里，自然落差70米，为径流引水式水电站。1970年由省水利电力设计大队负责勘测设计。主体工程有9米高的砌石拦河坝，2公里长的砌石引水渠道，厂房建在永定河口汀江左岸，发电尾水泄入汀江，选用2台8750千瓦水轮发电机组，设计年发电量6500万千瓦时。土石方量34万立方米，浇筑混凝土量0.72万立方米。
  1970年9月成立永定芦下坝水力发电站工程指挥部，负责组织施工。由于当时发电机组供应不上，修改原设计方案，改装2台6500千瓦混流式水轮发电机组，第一台机组由省机电安装工程公司负责安装，1973年9月20日正式投产，并入闽西南电网。第二台机组由泉州电厂安装队负责安装，1974年6月，试运转时发现水轮迷宫环损坏，经生产厂家组织人员进行处理，于当年9月27日并网投产。1979年，该厂由省水利电力厅下划给龙岩地区水利电力局管理。
  芦下坝水电站投产后，由于高水头，小机组，低负荷运行，机组受到气蚀，水力资源又未能充分利用，经省水利水电勘测设计院技术论证和设计，在引水渠道、压力水管、发电机座不变的条件下进行增容改造，将原2台6500千瓦机组更换为2台8750千瓦机组，年均可多发电1400万千瓦时。新机组由南平电机厂制造，工程造价330万元。该工程由本厂利用1987、1988年两个枯水季节施工，于1989年完成，装机容量从1.3万千瓦增至1.75万千瓦。1990年，发电量达8574.7万千瓦时，创本厂发电最高记录。该厂从投产至1990年底，累计发电11.85亿千瓦时。
  四、玉山水电站
  玉山水电站位于闽江建溪支流小桥溪的建瓯县玉山乡下阳村，总装机容量2.4万千瓦，由建瓯县兴建和管理。
  1965年，建瓯县政府决定在玉山乡下阳村小桥溪兴建玉山水电站，委托省水利电力勘测设计院负责设计。主体工程有浆砌块石拦河坝1座，坝高5.3米，顶长40米，引水渠道长6.53公里，坝址上游集雨面积188平方公里，为径流开发的水电站。厂房建在小桥坝头村上游1公里处，主厂房面积520平方米，安装2台2160千瓦水轮发电机组。该电站由建瓯县自行组织施工，1969年12月建成发电。
  为提高水能效益，1984年建瓯县政府计划在小桥溪上兴建新的玉山水电站，委托省水利水电勘测设计院负责设计，次年7月完成初步设计，在小桥溪原坝上方兴建洋后水库，水库大坝为双曲砌石拱坝，坝高39米，顶宽6米，长182米，蓄水总库容4685万立方米，并在玉山乡下阳村下游2.8公里处建设一座双曲砌石拦河坝，最大坝高41米，长93.5米，总库容520万立方米，挖隧洞长2010米，压力斜洞长388米，厂房建在河道左岸原玉山水电站上方，面积506平方米，利用发电水头299.5米，设计装机3台8000千瓦水轮发电机组，年设计发电量9751万千瓦时。升压站建于厂房东侧，安装主变压器1台3.6万千伏安，110千伏输电1回至建瓯县城北门变电站。1985年建成水库大坝，随后，相继完成隧洞、调压井、厂房、升压站等工程。1989年7月，1号、2号2台8000千瓦水轮发电机组投产，原玉山电站机组全部停役拆除。1991年4月，3号8000千瓦水轮发电机组投产。水库和电站工程总投资3180万元。至此，玉山水电站总装机2.4万千瓦。该电站1970年至1990年累计发电3.98亿千瓦时，年均设备利用4497小时。
  第二节 中型水电厂
  1958年“大跃进”时，船场溪水电站和山美水电站相继兴建。这是福建最早动工建设的两个中型水电站。当时船场溪全流域4座梯级电站同时动工，边勘测、边设计、边施工，后来由于条件不具备，1961年全部停建。山美水库也由于财力限制，经两起两落，于1960年底停建。
  60年代中期，船场溪水电站二级和山美水电站先后恢复建设。1971年，装机2台1.5万千瓦机组、具有年调节性能的山美水电站开始机组安装，2台机组分别于1972年、1973年竣工投产，是福建第一座建成的中型水电站。投产后，成为山（美）泉（州）电网的主力电源。船场溪水电站，设计安装2台1.25万千瓦机组，第一台机组于1969年投产后并入漳厦电网运行，1978年第二台机组投产后，该站成为闽西南电网主力厂。1979年山美水电站联入闽西南电网后，与船场溪水电站共同成为电网的骨干电厂，对促进闽西南的经济发展作出了贡献。但是在这期间建成的船场溪水电站，由于施工中先后受“大跃进”和“文化大革命”的影响，工程遗留的缺陷较多，投产后经多年的不断处理才逐步完善。
  70年代，福建先后动工兴建3座中型水电站。其中安砂和华安2座中型水电站，在70年代初动工，池潭水电站于1977年动工，这3座电站都在70年代末和1980年底前全面建成的。安砂水电站安装1台7.5万千瓦和2台2万千瓦机组，总装机11.5万千瓦，电站水库具有季调节性能，1975年投产2台机组计9.5万千瓦，成为闽北电网主要电源之一。另1台2万千瓦机组，因设备交货延迟，直至1978年才投产发电。该电站在建设中，坝基防渗措施有所创新，并在国内首次采用了斜缝和灌浆的施工技术，工程质量良好，全面投产后年平均发电5.52亿千瓦时，成为闽北电网主力电厂之一。华安水电站是径流开发的电站，安装4台1.5万千瓦机组，1979年、1980年4台机组相继投产后，年发电量都在3亿千瓦时以上。但是，安砂、华安水电站，亦因“文化大革命”影响，工程都拖了8年多，特别是华安水电站在地质情况尚不清楚情况下全线动工，多次修改初步设计，追加概算，使建设十分被动，并造成不浪费。池潭水电站水库具有不完全年调节性能，安装2台5万千瓦机组，仅用4年半时间至1980年全面投产。这个电站工程在施工中，基础开挖采用分层施工，使上层基础开挖与下层混凝土浇筑平行作业，赢得了时间；大坝混凝土采用柱状浇筑法和掺粉煤灰新工艺，既增强了混凝土后期强度，提高工程质量，又节约了水泥。池潭水电厂工程建设投资省、质量好。被评为部优质工程，并获70年代国家优秀设计项目奖。
  1980年福建电网形成时，全省共有5座中型水电站，装机容量33万千瓦，占电网水电装机44.4％，均超过大型和小型水电各在电网中所占的比重。到80年代中后期，5座中型水电站年均发电量都在15亿千瓦时左右，为福建电网水电发电量的主要部分。
  80年代中期以后，福建开始走出了一条地方和部门集资兴建中型水电站的新路，省人民政府为此制订优惠政策，有力地促进了中型水电站的发展。1985年后，由当地政府与省电力等部门合资兴建的装机3台1.2万千瓦机组的范厝水电站和装机3台1万千瓦机组的良浅水电站相继动工。1989年，范厝水电站已全面建成投产。良浅水电站预计1991年、1992年也将陆续投产发电。这些电站建成后，按投资比例拥有产权、分配电量和利润，生产经营委托省电力工业局代管，发电量纳入市场调节，由省电网代售。
  到1990年，全省已建成6座中型水电站，装机容量36.6万千瓦，占福建电网水电装机容量24.17％，年发电量19.47亿千瓦时，占福建电网水电发电量32.95％。
  福建省中型水电占可开发装机容量中比重最大，按单级装机容量口径统计，包括古田溪4座梯级电站25.9万千瓦在内，全省已建成中型水电装机容量62.5万千瓦，加上在建的良浅（3万千瓦）、龙门滩（6万千瓦）、水东（6万千瓦）、万安溪（4.5万千瓦）等水电站，总装机容量82万千瓦，占可开发装机容量398.1万千瓦的20.6％，开发的水平还相当低。
  至1990年底，全省中型水电厂（站）有：
  一、船场溪水电厂
  船场溪水电厂位于九龙江西溪支流船场溪中游的南靖县船场镇境内，距南靖县城30公里，1978年建成投产，装机容量2.5万千瓦。
  船场溪发源于南靖县南坑金竹村，全长73.6公里，流域面积907平方公里，流域内年均降雨量1756毫米，地表覆盖良好，河道曲折，河床比降大，其中合溪口至船场河段长20公里，落差140米。50年代，省九龙江流域规划队对船场溪水能开发利用进行了规划，共分4座梯级开发，总装机容量5.2万千瓦。
  中共龙溪地委为了适应工农业生产“大跃进”的需要，根据流域规划提出的梯级开发方案和工程布置，以及华东勘测设计院所作的一般性勘测资料，决定兴建船场溪梯级水电站，并成立船场溪水力发电工程处。这一工程在地质尚未勘探、未按基本建设程序进行的情况下，1958年9月15日，从龙溪地区所辖县市调来的民工组成5个大队，同时动工兴建4座梯级电站。由于工程仓促上马，边勘测，边设计，边施工，因发现坝区工程图纸与实地不符，即停工处理。1959年4月，船场溪水电工程下马停建，保留二级水电站工程。当年组织设计人员对原设计进行修改和补充。12月20日，二级电站继续施工。1961年4月，因国家暂时困难，船场溪二级水电站工程停建。1964年7月，省水电厅勘测设计院补开了选坝会议，研讨工程设计方案，提出渠道改线与加固措施。1966年10月，省基本建设委员会审查同意修改后的初步设计。船场溪水电站工程（即二级水电站）是船场溪梯级开发的主要电站，拦河坝建在合溪口，控制流域面积610平方公里，平均径流量24.3立方米/秒，年径流总量6.69亿立方米，拦河坝为砌石滚水坝，高13.3米，长134米，正常蓄水库容50万立方米，为日调节水库。引水渠道11公里（其中隧道二段共850米长），渠道过水流量25立方米/秒，引水至赤坑口，水头落差94米。主厂房长28.7米，宽22.3米，高21.5米，安装2台各1.25万千瓦水轮发电机组，保证出力0.13万千瓦，设计年发电量8258万千瓦时，年设备利用3300小时，复工工程土石方量81万立方米，混凝土浇筑量8500立方米，总概算1717万元。
  1966年5月1日船场溪水力发电工程指挥部成立。7月，省计划委员会批准复工。隧洞工程和机电安装由闽江水电工程局负责。厂房工程由省水利水电工程局施工。渠道工程仍组织民工团包干施工。至1967年底，渠道工程全部修通，对地质差的部分地段进行了加固处理，长潭边的盲肠段渠道改建为720米隧洞，缩短了渠道2.05公里；隧洞工程和渠道上21座泄水闸、溢洪堰等附属建筑物全部建成，主厂房和压力前池、钢筋混凝土压力管也同时建成，水工部分基本完成。
  1968年，船场溪水电站革命委员会成立。开始安装第一台哈尔滨电机厂生产的1.25万千瓦水轮发电机组（1号机），由于该机组是1959年试产品，缺陷较多，经处理后，于1969年5月，1号机组安装工程结束。同时建成110千伏和35千伏升压站各1座，架通电站至漳州、电站至南靖县城的输电线路，建成相应的变电站。9月底，由启动委员会组织的1号机72小时试运转成功，于10月1日移交船场溪水电站，并入漳厦电网运行。1号机组投产后，对运行中发现的问题作了处理，但水轮机出力不足尚无法解决。1973年闽西南电网形成，该电站为电网的主力厂，当年发电量5790万千瓦时。
  第二台哈尔滨电机厂生产的1.25万千瓦机组（2号机），由省水利水电工程局机电安装队负责安装。从1975年1月开始至1977年7月设备安装结束，延至1978年2月15日经过72小时试运转后并网发电。至此，船场溪水电站工程全部建成，共完成土石方挖填565万立方米，混凝土浇筑1.61万立方米，实际投资1738万元，比概算增加102万元，每千瓦造价695.27元。
  1979年5月，该站改名为福建省南靖船场溪水力发电厂。1978年至1980年，电厂组织人员先后处理了2号机组转子磁极链松动，机组振动过大、水涡轮气蚀穿孔、调速器配压阀跳动等问题，使机组运行逐步正常。同时针对溪水含沙量大，时常发生泥沙堵塞进水口的老大难问题，经省水利电力勘测设计院研究提出治沙措施，并列为部重点更新改造工程。从1984年10月动工至1985年底建成，有效地防治了泥沙淤积。1985年该厂首次达到并超过设计年发电量和利用小时。1987年3月，为了进一步解决泥沙游积，又在拦河坝上游库内再建1座长38.5米、高3.9米的“丁”字坝，把河道主流方向引向进水口，从根本上解决了泥沙堵塞问题，每年可增发电量600万千瓦时。
  1987年12月，结合机组大修，对1号机组水轮机转轴进行增容改造，次年1月29日完成，经甩负荷和效率试验，出力达到1.2万千瓦，每年可增发电量360万千瓦时。1989年初，该厂针对2台发电机组因导轴承瓦缺陷严重，发生3次烧瓦事故，经过多次更换推力轴承瓦，保证了安全运行。至1990年底，连续安全生产达1497天，创连续4年无事故的新记录。1990年发电量首次突破1亿千瓦时，达到1.02亿千瓦时，年设备利用4079小时，创本厂最高水平。船场溪水力发电厂自1969年10月第一台发电机组投产至1990年底，累计发电量15.02亿千瓦时。
  二、山美水电站
  山美水电站位于晋江支流东溪中游的南安县码头镇山美村，距泉州市42公里，1973年建成投产，装机容量3万千瓦。
  山美水电站隶属泉州市山美水库管理处。该水库是以农田灌溉为主，结合防洪、发电的综合利用工程。1957年10月，地质部水文工程地质局932队对山美水库工程进行地质勘察，随后省水利电力厅设计院承担水库设计任务时，对坝区、库区又进行勘测。1958年底完成山美水库及水电站的初步设计。山美水库集雨面积1023平方公里，大坝为粘土心墙土石混合坝，坝高75.5米，长305米，水库总库容6.55亿立方米，正常蓄水库容3.95亿立方米，属年调节。水库右侧引水隧洞长248米，洞径7米，近厂房处分二道支洞，洞径3.6米，长52.5米，设计流量2×37.4立方米/秒。电站地下厂房长40米、宽14米、高26.4米，安装2台1.5万千瓦水轮发电机组，发电平均水头48米，设计年发电量1.05亿千瓦时。电站左右两侧分别安装35千伏和110千伏升压站。工程总土石方1219万立方米，总概算3385.5万元。
  1958年5月，晋江行政专员公署成立山美水库工程筹备委员会，开始修建施工道路、征用土地等。10月，以省水利水电工程局为主的施工队伍开始动工兴建。次年4月停建。1959年11月，在泉州市召开山美水库枢纽工程选坝会议。1960年2月山美水库工程续建，进行大坝清基和导流洞开挖。同时，省人民委员会组织省基本建设委员会、省计划委员会、省水利电力厅等单位对工程初步设计进行审査，并上报水利电力部审批。当年底，再次下马停建。
  1967年1月17日，山美水库工程指挥部成立。2月水利电力部批准山美水库复工兴建，列入1967年国家基本建设项目，核准国家投资5000万元。同月，省水利水电工程局施工队伍和泉州、南安、晋江、惠安等县的民工陆续进场施工。7月，动工建设大坝。1971年8月，大坝工程竣工，开始蓄水。9月，引水隧洞和竖井完工，地下厂房也基本建成。
  山美水电站工程的初步设计由省水利电力勘测设计院于1967年完成。第一台1.5万千瓦水轮发电机组于1971年12月由泉州电厂为主组织的安装队开始安装。次年9月30曰安装结束，一次试车成功，与山美至泉州110千伏输电线路和泉州110千伏后茂变电站同时投产，形成110千伏山（美）泉（州）电网。第二台1.5万千瓦机组于1972年11月安装，1973年9月22日试运行成功，并入山泉电网运行，山美水电站成为晋江地区主要电源。次年，山美水电站至永春县五里街35千伏输电线路建成投产，基本上解决了晋江地区当时工农业生产用电紧张状况。山美水库和水电站工程实际完成土石方341.8万立方米（不含灌区），总投资4951万元（包括移民赔偿费用）。
  山美水电站设置运行、检修、水工、综合等4个生产分场。投产后修订健全各项规章制度。80年代中期实行经济责任制，在生产分场推行以保证安全发供电为主要内容的承包责任制，各项管理水平不断提高。1989年，该电站担负着泉州地区的调峰任务。
  1990年晋江流域发生28年来最大的洪水灾害，山美水库在保证水库防洪安全的前提下，采取优化调度，拦洪削峰，多蓄水多发电，这年发电量达1.32亿千瓦时，创建站以来最高记录，设备利用4400小时。至1990年底创连续安全生产无事故1478天的记录。该站从投产至1990年底累计发电14.076亿千瓦时。
  三、安砂水电厂
  安砂水电厂位于闽江支流九龙溪中游的永安市安砂镇境内，距永安市45公里。1978年建成投产，装机容量11.5万千瓦，是福建电网的主力厂。
  九龙溪发源于建宁县均口乡，经宁化、清流至永安汇入沙溪，全长165公里，水力资源丰富，流域内植被良好，雨量充沛，年径流总量50亿立方米，河床比降大，具有水能开发的优越条件。1957年，上海勘测设计院对沙溪流域进行规划，1960年提出开发九龙溪的规划。
  1969年8月，福建省革命委员会向水利电力部提出在九龙溪上兴建中型水电站的建议。11月，水利电力部把该项勘测设计任务下达省电力工程一团（后恢复原名闽江水力发电工程局），该团在勘测中发现安砂镇境内的“九龙十八滩”末端，地形狭窄，地质为石英砂岩，能满足大坝的承载力，是兴建水库的较好坝址。但坝基的岩石风化比较严重。从合理利用九龙溪水力资源出发，建议建设高坝，增加装机容量。次年9月，省革命委员会决定：“在不淹没上游嵩口坪水电站原则下，扩大安砂水电站的建设规模。”设计部门邀请国内水电建设专家研究建高坝而处理坝基岩石风化的技术问题，最后决定以混凝土防渗墙为主，底部加接水泥帷幕灌浆的防渗结构形式的处理措施。这种在坝基上设防渗墙的方法，在当时为全国第一例。
  1970年11月，福建省革命委员会批准成立安砂水电工程指挥部，负责承担水电站的全部建设任务。施工队伍以省电力工程一团为主，共2400多人，同时从各县招用民工3200多人。当年12月围堰工程和导流洞开挖相继动工。
  1971年6月，初步设计完成上报，7月省革命委员会组织省水利电力局、省电力工程一团等有关单位领导审査通过了初步设计和施工方案。安砂水电站主要工程有：水库大坝1座、采用钢筋混凝土宽缝重力坝，高92米，顶长168米，设4个溢流孔泄洪（施工中改为3孔），安装钢质弧形闸门，溢洪道按千年一遇设计最大泄洪量为6840立方米/秒。大坝基础建2米厚的混凝土防渗墙，最大水平深度达50米。水库集雨面积5184平方公里，总库容6.4亿立方米，调节库容4.4亿立方米，属季调节水库。正常蓄水位与上游嵩口坪水电站尾水相接，径流利用率为86.5％。引水洞内径7.5米，长166米，为圆形钢筋混凝土衬砌压力隧洞，最大引水量214.2立方米/秒，利用发电水头49.3米至71米。发电厂房长61.5米、宽21米、高37.4米，采用当时全国首创的纵向高速交流，多层串连的通风方式。安装1台7.5万千瓦混流式水轮发电机组和2台1.2万千瓦水轮发电机组，装机容量共9.9万千瓦（施工中2台1.2万千瓦机组均改为2万千瓦机组，装机容量达11.5万千瓦）设计年发电量为6.14亿千瓦时，设备年利用5339小时，保证出力4.18万千瓦。升压站为地面式，安装110千伏容量9万千伏安和5万千伏安变压器各1台。另在9号坝段建一条直径0.8米的钢质引水管，通过1.2立方米/秒流量供水灌溉农田。大坝不设过木筏道，在库区建转运码头。工程土石方量62万立方米，混凝土浇筑量52.9万立方米。
  1971年5月，围堰工程和导流洞完工，开始大坝清基和防渗墙基槽开挖。在坝基开挖中，尤以防渗墙基槽开挖的难度最大。施工人员为了加快施工进度和保证安全，采取分区开挖，多区同时掘进，各区逐层向上扩大，区与区之间保留一定厚度的岩石隔层，以防止崩塌。坝基与防渗墙基槽的开挖于1972年底结束后立即浇筑混凝土。为了浇筑防渗墙，施工部门参考国内外施工经验，通过计算和模型试验，在国内首次采用斜缝不灌浆的施工技术，既节省了投资，又加快了进度。防渗墙的混凝土浇筑，从河床最低处开始，自下而上逐层浇筑，当下一块混凝土浇至岩石隔层下2—3米时，即打通隔层，继续向上浇筑。防渗墙工程于1973年3月底完成，质量良好。大坝施工中，在保证同样溢洪量的条件下把4孔泄洪闸改为3孔。混凝土拦河大坝于1975年8月浇筑到顶，同年9月20日封闭导流洞开始蓄水。电站厂房和升压站基础于1972年6月开挖，至1974年3月建成。
  机组安装工程于1974年5月开始。1号机（2万千瓦）和3号机（7.5万千瓦）同时安装，分别于1975年10月28日和12月26日投产发电并入闽北电网。在1号机组投产前成立了安砂水电站。2号机（2万千瓦）因设备交货延迟，至1977年5月才开始安装，1978年10月22日竣工投产，并入闽北电网。当年发电量达到5.16亿千瓦时，设备利用4492小时。
  安砂水电站工程从1970年底动工至1978年底移交生产，共完成土石方挖填61.9万立方米，混凝土浇筑52.9万立方米，使用劳动力841万工日，实际使用投资9520.5万元，平均每千瓦造价722.89元。
  安砂水电站工程在“文化大革命”中着手兴建，边勘测，边设计、边施工。初步设计未完毕就先行动工，施工中多次修改设计，以致这一工程从建设至竣工后没有一个完整的正式设计文件。1983年8月，设计院根据电力工业部对已建成水电厂发电效益进行复核总结的要求，对安砂水电厂长系列径流调节进行复核，并分析了原设计预期发电效益的主要指标均未达到的原因，因此对原设计的部份数据进行必要调整：发电水量利用系数从86.5％调整为77.6％，设备利用小时从5339小时调整为4957小时，平均发电水头由63.6米调整为65.1米，年发电量由6.14亿千瓦时调整为5.7亿千瓦时，保证出力由4.18万千瓦调整为3.77万千瓦。
  1979年全面投产后，改名安砂水力发电厂，进一步修订健全了各项管理制度，对设备缺陷进行技术改造，当年底消灭了三类设备，连续安全生产达599天。1980年获得福建省人民政府授予安全生产先进单位称号。从1979年至1982年对设备缺陷进行有计划的技术改造，全厂主设备先后进行过12台次大修和62台次小修，从而解决了3号机定子刚度不足，1号机转轮严重气蚀和裂缝问题，处理了2号主变压器弱绝缘结构和铁芯多点接地的缺陷，使设备健康水平明显提高。1982年全厂主设备完好率达100％，8台主设备中一类设备7台，占87.5％，二类设备1台，占12.5％。1984年，为提高生产运行的自动化水平，安装了200点巡回检测仪，快速连续监察生产过程的参数变化，实现越限报警；并实行水库优化调度，使水量利用率提高到88.96％，节水多发电2300万千瓦时。1985年创年发电量6.7亿千瓦时，全员劳动生产率年人均11.6万元。为了挖掘设备潜力，1987年对3号机进行技术改造，安装了高频切机，低频自启动装置，机组出力从7.5万千瓦提高到8.5万千瓦，每年可多发电2000万千瓦时。至1987年底，全厂连续安全生产达1465天，居当年全国10万千瓦以上水电厂首位。全年发电量为5.41亿千瓦时，设备利用4702小时，节水多发电4587万千瓦时。
  安砂水电厂自投产至1990年底，累计发电82.87亿千瓦时，年平均发电5.52亿千瓦时，按1990年不变价计算（790元/万千瓦时）工业总产值年均4351.27万元，全员劳动生产率人均12.89万元，发电耗水率平均7.13立方米/千瓦时。国家对安砂水电站建设投资已于1979年底全部收回，是本省水电厂发电成本最低，回收投资最快的单位。
  四、华安水电厂
  华安水电厂位于九龙江北溪中游华安县新圩乡红旗山下，距县城20公里。1980年4月全部建成投产，装机容量6万千瓦，是中水头径流开发的中型水电厂。
  九龙江北溪发源于龙岩市博平岭山脉，至华安县城流域面积6880平方公里。流域内植被良好，雨量充沛，年径流总量67.51亿立方米，平均流量209立方米/秒。从华安县城至岭兜22公里河段坡陡流急，落差53.8米，且形成天然大弯道，截弯取直只有八九公里，水力资源集中，交通方便，具有优越的开发条件。但地质条件比较复杂，处于南北向和新华夏系构造带，以断裂层为主，枢纽地区还处于本省地震中心地带。
  1969年，龙溪地区革命委员会向省革命委员会提出建设华安水电站的要求。1970年7月，成立华安水电工程筹建处。年底，省革命委员会原则同意地区兴建华安水电站，要求不影响鹰厦铁路和华安县城的防洪安全，并派省水电设计大队协助勘测设计。1971年1月，该工程在尚未掌握渠道、隧洞地质资料的情况下，仅从资源利用、经济指标、施工条件和工程对周围影响等因素综合比较，以高方案向省革命委员会上报初步设计，即在华安县城关兴建高18米的拦河闸坝，正常蓄水位为92米高程，最大蓄水库容520万立方米，设计防洪标准为40年一遇；厂房建于红旗山下，内装4台1.5万千瓦水轮发电机组，利用发电水头47米，年设备利用6000小时，年发电量3.6亿千瓦时，保证出力2.08万千瓦，工程概算4530万元。
  1971年1月成立华安水电工程指挥部，在初步设计尚未批准的情况下，从地区所属各县抽调6000多名民工和施工机械进场，开始进行交通和供水、供电等施工前期工作。当年9月18日，省革命委员会生产指挥部批复同意上报方案，总投资控制4200万元，由龙溪地区负责组织施工。10月1日，拦河坝、压力隧洞、厂房等工程同时开工。
  随着勘测工作的深入，不断发现实际地质情况与设计不符，为此对拦河坝、进水闸、防沙拦污设施、暗涵和引水渠后段等工程设计都进行了修改。1972年6月，工程指挥部向省水利电力局上报第二次修订的初步设计，将蓄水位从92米高程提高到94米高程，拦河闸坝改为全闸型，增高调压井，工程概算调整为5711万元。经省水利电力局审查，认为防洪标准偏低，未同意。1973年7月工程指挥部第三次上报修改的初步设计，防洪标准按50年一遇设计，100年一遇校核，并补充了若干漏项工程和调整单价，总概算调整为5958万元。
  1975年省革命委员会鉴于这一工程施工艰巨复杂，施工技术力量不足，决定该工程由省水利电力局管辖，并抽调省水利水电工程局、闽江水电工程局的施工人员承担拦河闸坝、进水闸、渠道、隧洞及大坝帷幕灌浆等工程施工，使整个工程建设形成以专业施工队伍为主体的施工力量。次年1月，省水利电力局主持召开由有关单位参加的华安水电站工程技术会审会议。会议认为拦河闸坝防洪标准仍然偏低，但由于施工现状，只作部分修改，提出补强措施。1977年8月，该工程设计工作由省水利电力勘测设计院统一管理，并在原有设计、施工的基础上编写（华安水电站工程勘测设计的几个问题汇报》，作为最后的初步设计资料。该工程采用全闸式拦河闸坝，高20米，长194.4米，分设19孔溢洪闸，采用平板钢闸门，双孔进水闸每孔宽8米；引水渠道全长8920米，其中砌石明渠1988米，混凝土沉箱暗涵69节，全长1320米，城门型隧洞长2353米，渡槽1座长120米，压力隧洞内径6.7米，长2743米，其他调压井、竖井、压力管等共516米。主厂房长62.09米，宽14.4米，高27.8米，内装4台南平电机厂制造的1.5万千瓦水轮发电机组；副厂房长62.09米，宽5.5米；2台4万千伏安主变压器安装在副厂房的上游侧；电厂以110千伏两回出线送电漳州，与闽西南电网联网。工程总概算为8262万元。
  华安水电站工程在完善勘测设计，充实专业施工队伍之后，1977年列为省重点建设项目，施工建设取得突破性进展。1978年，在隧洞施工中，采用喷射混凝土代替现场浇捣衬砌的新工艺，缩短了工期，节省了工程费用20多万元，当年5月全部完工。8月，全长1988米的明渠全部竣工。10月，长2743米的压力隧洞全部凿通，经验收测量，其横向、高程偏差均在1.8厘米以内，符合质量要求。次年4月，闸坝、进水闸、拦沙坎等进水枢纽工程也基本完工。施工难度最大的暗涵，从1975年1月动工后，两次试验的沉箱都出现裂缝、变形，以后作了多次改进，至1978年转入全面施工后又发生断裂、边拱剪断和两侧土坡裂缝崩塌等问题。从1978年10月至1979年初，省基本建设委员会、省水利电力局多次召开专题学术会议进行分析研究，最后采取外部削坡减载，内部按不同损坏程度分别采取加钢筋、钢筋网喷射混凝土等补强措施处理。至1979年8月全部完成，当年8月29日渠道全线通水。厂房工程于1980年1月建成，同年4月，水工、土建工程全部完成。由闽江水电工程局承担安装的1号、2号两台发电机组，分别于1978年2月、3月开始安装，1979年10月1日同时投产，并入闽西南电网运行。3号、4号两台发电机组分别于1979年5月和6月投入安装，先后于1980年2月12日、4月4日并入福建电网运行。
  华安水电站工程从民工团进场动工至建成，前后经过8年半时间，实际完成土石方挖填351.5万立方米，混凝土浇筑19万立方米，动用劳动力868万工日，实际投资额8372万元，平均每千瓦造价1395.3元。
  1980年5月，省基本建设委员会、省水利电力厅组织设计、施工、生产部门及有关单位成立竣工验收委员会进行验收，认为华安水电站工程总体上达到设计要求，水工建筑质量和机电安装质量是好的和良好的，同意移交华安水电厂。对遗留的一些尾工等问题，分别指定有关单位在定期内完成。
  该厂4台机组投产后，参与承担福建电网丰水季节基本负荷和枯水季节调峰任务。其间针对设备缺陷问题，检修人员处理重大缺陷30多项，改进设备60多项。对一时难以处理的缺陷，分别在各台机组计划性大修时处理。在4台机组第一次大修中，共处理缺陷116项，提高了机组技术性能，使设备健康水平有所改善。1982年主设备完好率从1980年的50％上升到100％，年发电量也从1980年的2.65亿千瓦时增加到3.21亿千瓦时。
  1983年推行岗位经济责任制，加强了厂房中心控制与坝头水库的调度工作，及时调节机组负荷曲线，保证开停机操作准确及时，当年发电量又增加到3.65亿千瓦时，年设备利用6090小时，首次达到设计年发电量和年利用小时的指标。1983年至1985年发现大坝下游护岸塌方，护岸基础淘空，危及大坝安全，经过整修加固，又修建延长200米的砌石护岸工程，保证了水工运行安全。
  1987年开始，实行厂长任期目标责任制，使生产趋于安全稳步发展。当年节水多发电4950万千瓦时，水能利用率达64.5％，均创建厂以来最好成绩。1988年实现全年安全生产无事故。1990年发电量4.1亿千瓦时，当年9月13日创全厂连续安全生产1144天的最高记录。该厂从投产至1990年底，累计发电39.6亿千瓦时。
  五、池潭水电厂
  池潭水电厂位于闽西北泰宁县池潭村，距县城30公里，是金溪流域梯级开发的第一级水电站，1980年10月建成投产，总装机容量10万千瓦，是福建电网的骨干电厂。
  金溪是闽江上游的一条支流，全长151公里，至池潭水库坝址的集雨面积为4766平方公里，流域范围内雨量充沛，地表覆盖良好，年均降雨量1793毫米，年均流量151立方米/秒，年径流总量47亿立方米。坝址地质为流纹斑岩，无大结构问题。
  1959年，省水利电力厅设计院开始对金溪进行流域规划。次年1月提出金溪流域规划报告。拟定分四级开发，池潭为第一级水电站。为复勘原有梯级布置的合理性，省电力工程一团（后恢复原名闽江水力发电工程局）勘测设计营承担复勘和初步设计任务。1971年初，对金溪干流河段进行选点复勘，认为池潭坝址的地形、地质条件比较优越，可作为金溪流域梯级开发的第一个工程。1972年7月完成初步设计，次年8月，省革命委员会对初步设计进行审查，认为设计推荐的拱坝，其坝址的地质勘探和野外岩石力学试验工作量大，且需要相当的设计力量和计算设备，因此，从建设速度和便于布置整体枢纽建筑物考虑，决定改为混凝土重力坝。由于坝型改变，整个枢纽布置更动，初步设计须作重大修改。1976年2月，修改后的初步设计上报，并经省革命委员会审查批准。池潭水电站枢纽工程由混凝土重力坝、坝后溢流式厂房、开关站和过木筏道组成。拦河坝最大坝高78米、长253米、最大库容8.7亿立方米、正常库容7亿立方米，为不完全年调节水库，防洪标准按百年一遇设计，千年一遇校核，万年一遇保坝。设计利用水量87.3％，平均水头52.8米（最大66.5米）。主厂房长73米、宽18米、高39米，安装2台5万千瓦水轮发电机组，年均发电量5亿千瓦时。副厂房长56.5米，高20米，分5层，分别为厂变压器开关层，刀闸电缆层，中央控制室层等。两台主变压器设在副厂房左侧厂坝之间，出线为110千伏两回路，220千伏一回路。过木筏道由省林业勘测设计院设计，为卷扬机牵引的干式筏道，长788米，日过坝木材量600立方米。工程总概算13530万元（含移民拆迁及土地赔偿费）。
  池潭水电站工程由闽江水电工程局负责建设。1975年12月施工队伍进场，进行施工前的准备工作。主体工程于1977年2月动工建设。采用明渠导流、围堰断流的导流方式。至1978年2月25日，以98天时间完成了明渠通水，围堰截流，打开了主体工程的施工局面。拦河坝基础开挖采取分层施工办法，上层岸坡开挖与下层混凝土浇筑平行作业，不占直线工期。施工中发现地质岩层好，经设计部门同意，少挖石方1万立方米，节约帷幕灌浆2300立方米，总计完成基础开挖量10.5万立方米。大坝混凝土浇筑于1977年12月开始，采用柱状浇筑法，并推广掺粉煤灰的新工艺，改善了混凝土的物理性能，既增强了混凝土后期强度，又节省了水泥1892吨。1980年3月导流底孔封堵，水库开始蓄水。4月溢洪道过水，10月，完成大坝施工，混凝土浇筑总量33.55万立方米。厂房基础于1978年7月动工开挖，同年11月浇筑混凝土，至1979年4月封顶。过木筏道于1978年1月动工。1982年4月省建设委员会主持初步验收，同年6月因水库溢洪，筏道13号至15号柱墩被冲坏，航道受阻，未能按期投产。
  1979年10月开始安装第一台东方电机厂生产的水轮发电机组（2号机），于1980年5月11日安装结束，经72小时试运转，当月31日并入福建电网发电，比计划提前7个月投产。5月30日至6月3日，由省建设委员会主持召开的验收委员会进行验收，认为2号机组安装和相应的水工建筑物质量均属良好，同意并网投产，办理交接手续，并要求施工单位抓紧完成尾工，处理好机组缺陷。第二台机组（1号机）于1980年2月安装，同年10月10日安装结束，10月30日并网发电。经验收委员会组织验收，认为1号机组设备、安装质量好，符合投产要求，同意交付生产运行，并要求施工单位对1号机的可控硅励磁装置和水轮机主轴端面密封圈的缺陷尽快处理，以保证安全运行。
  池潭水电站工程建设经历4年半时间，共完成土石方开挖16万立方米，混凝土浇筑41.7万立方米，分别比设计量减少3万多立方米、4万多立方米。实际使用投资12505万元，每千瓦造价1250.5元。该工程被水利电力部评为1981年优质工程，并被全国优秀设计评选委员会评为70年代国家优秀设计项目奖。
  为做好池潭水电站投产前的准备工作，在施工期间招收100名新工人，安排在古田溪水电厂培训并成立池潭水电厂生产筹备处，组织专业人员编制生产运行安全规程、准备生产工具和专用材料，并对新工人进行上岗前的技术考核等工作。第一台机组投产时正式成立池潭水电厂，当年发电1.55亿千瓦时。由于占80％的工人是新培训的学徒，技术不熟练，且厂部管理人员新手多，加上设备制造、安装时遗留一些缺陷，以致运行中事故频发，从第一台机组投产至1981年的一年半时间就发生事故17起，该厂针对安全工作的薄弱环节，从提高职工技术水平入手，采取多种形式进行现场培训，组织开展事故预想、反事故演习和技术问答等活动。同时开展技术攻关，对占事故总次数65％的可控硅励磁装置缺陷先后进行6次重大技术改造，解决了该装置失稳的问题；并将两台水轮机大轴尼龙水封改为橡胶平板水封，处理了水轮机轴封大量漏水的缺陷。1982年起安全生产好转，年发电量达5.49亿千瓦时，超过设计年均发电量，比上年增发1.16亿千瓦时，设备利用5495小时，比上年增加1163小时。1983年4月开展以安全生产提高经济效益为中心的企业整顿，组织4次机组小修，消除了1号机组振动过大，DT—100型电调自动失灵等设备的隐患，提高了设备健康水平，主设备完好率达100％，均为一类设备，当年发电量增长到6.11亿千瓦时。至1985年3月31日，连续安全生产达762天。
  1987年1月，该厂实行厂长负责制。为了进一步进行技术改造和更新，确保安全经济多发电，该厂同南京自动化研究所合作，制订池潭水电厂综合自动化规划。1988年由于降水均匀，水库调节合理，及时拦蓄雨季末场洪水，节水多发电1.24亿千瓦时，全年发电量达6.28亿千瓦时，创建厂最高记录。1989年实现全年安全生产无事故。1990年，该厂整个综合自动化系统设备安装调试完毕，并进行连续72小时考机试运行，投入监视功能运行，待全面竣工后，全厂将形成计算机监控系统，年可增发电约1000万千瓦时。自1980年投产至1990年底，累计发电量51.5亿千瓦时，其中节水多发电4.9亿千瓦时。
  六、范厝水电厂
  范厝水电厂位于闽江上游支流金溪的将乐县范厝村，距县城6公里，是金溪流域梯级开发的第六级水电站，1989年全部建成投产，装机容量3.6万千瓦。
  1980年10月，省水利电力厅审核金溪流域水力资源利用规划时认为，第一级池潭水电厂建成一座8亿多立方米的大型水库，可为下游建设水电站提供补偿调节库容。拟建的范厝水电站距池潭水电厂60公里，坝址以上集雨面积5819平方公里，年均流量185立方米/秒，年径流总量58亿立方米。坝址岩基坚硬，无区域大断层通过。
  范厝水电站工程初步设计由省水利电力勘测设计院于1981年12月完成。1982年4月，省建设委员会会同省水利电力厅审查通过，该水电站工程拦河坝为混凝土重力坝，高28.5米，长181.5米，蓄水总库容3180万立方米，为不完全日调节水库；溢洪闸10孔建于河床右侧，装置开敞式弧型闸门，按50年一遇设计，最大溢洪流量9580立方米/秒；厂房建于左侧坝后，长81.7米，宽17.6米，高39.8米，安装3台1.2万千瓦轴流转浆式水轮发电机组；利用水头11.2米，利用水量390立方米/秒，年发电量1.58亿千瓦时，设备利用4389小时，保证出力0.99万千瓦；110千伏和220千伏开关站布置在左岸台地上。工程土石方开挖量52万立方米，混凝土浇筑量14.5万立方米，投资概算为6300万元。
  1984年10月，将乐县人民政府按照多渠道集资办电的方针，与省电力工业局、闽江水力发电工程局协商决定集资建设范厝水电站，并由集资三方选派代表组成董事会。董事会下设范厝水电站工程有限公司，具体负责电站的建设与管理工作。工程建设由闽江水力发电工程局负责土建工程施工和设备定货安装；将乐县政府负责征地、拆迁、移民安置和公路改线等；省电力工业局负责建设电力输出工程及配套设施，进行生产准备等。工程实行概算承包负责制，三家按工程设计概算分解，各自承担承包项目，按三方投资比例分享利润和承担亏损。电站建成后，委托省电力工业局代管。1985年2月，省人民政府批准同意集资建设，并对该电站实行优惠政策。
  1984年12月，范厝水电站工程指挥部成立，进行施工准备。1985年10月主体工程开始动工。围堰工程分两期进行，1985年9月，完成一期围堰，围水内的拦河坝（含4孔半溢洪闸）、拦沙坎、厂房、开关站等工程随即动工，至1986年9月，左岸拦河坝部分达到导流要求，拆除一期围堰，11月二期围堰截流，一、二期工程形成了一个工作面同时施工。闽江水电工程局在施工中采用深孔爆破、预裂爆破、腾空爆破等新工艺，加快了清基进度。在浇筑混凝土时开展劳动竞赛，创月浇筑9400立方米记录，并成功地采用双掺新技术浇筑1号和2号蜗壳混凝土，缩短了工期，节约材料费14万元。拦河坝工程于1986年3月开始浇筑混凝土，1988年7月建成。主厂房于1987年9月浇筑到顶，开关站于当年11月建成。为了做好投产前的准备，1987年10月成立范厝水力发电厂。
  范厝水电站第一台哈尔滨电机厂生产的1.2万千瓦水轮发电机组由江西省水电工程局于1988年3月开始安装，12月1日完成72小时满负荷试运行后，并入福建电网运行。2号、3号南平电机厂和哈尔滨电机厂生产的水轮发电机组，由闽江水力发电工程局安装队安装，分别于1989年9月30日、12月30日通过72小时满负荷试运转后投入生产。至此，3台机组共3.6万千瓦全部并网发电。共完成土石方挖填36.8万立方米，浇筑混凝土13.9万立方米，建成生产、生活设施9657平方米，工程总投资1.048亿元（含利息），每千瓦造价2729元。
  该厂3台机组投产初期，由于设备制造及安装质量问题，事故及故障频发。电厂组织职工进行设备改造和技术革新，对事故频发的顶盖漏水严重的缺陷，采取改进密封圈的同时，把自吸泵改为离心泵，并加装备用潜水泵及自动回路改进等综合措施，使机组运行转入正常。1989年，对3台机组进行检修，消除了隐患，安全生产逐步好转，这年发电量达7696.88万千瓦时。
  1990年初，电厂加强了设备管理，在未配备大修和试验人员的情况下，集中检修力量和厂部工程技术人员对1号机组进行大修，费时57天，提前6天完成大修任务，除完成标准项目外，还完成非标项目15项。这年完成技改项目16项，处理缺陷615项，进行3台机组微机控制回路调试，设备完好率达98％。在开展“千次操作无差错”竞赛中，倒闸操作15327次，未发生误操作及人为事故。1990年创2个百日无考核事故，年发电量达1.17亿千瓦时。
  七、良浅水电站工程
  良浅水电站工程是闽江上游支流金溪的第二梯级水电站，位于泰宁县城以南30公里的良浅村，设计装机容量3万千瓦，1988年7月主体工程动工，计划1992年建成。
  良浅水电站工程在池潭水电站水库下游8.4公里处，集雨面积4800平方公里，年径流量49.9亿立方米，年平均流量158.4立方米/秒。1980年5月，省水利电力勘测设计院在池潭水电站建成后提出金溪流域开发方案的复查报告中，推荐池潭以下分7级开发。1984年6月，泰宁县人民政府从振兴本县经济的需要出发，上报要求在池潭与大言之间的泰宁县境内增加一级良线水电站。省水利水电勘测设计院于当年11月派出专业人员对池潭至大言的河段水能开发规划进行复核。1985年4月提出开发规划复核报告，推荐良浅、大言两级开发方案。5月，省闽江流域规划委员会组织省有关部门和三明市、泰宁县政府代表参加进行会审，同意良浅、大言两级开发方案，并同意良浅水电站工程列为近期开发项目。
  1985年12月，省水利水电勘测设计院完成了良浅水电站初步设计。1986年8月，经省基本建设委员会组织会审批准。该工程装机规模为3台1万千瓦主轴转桨式水轮发电机组，年设备利用4110小时，年发电量1.23亿千瓦时，保证出力8690千瓦，为河床式水电站。主要建筑物有拦河闸坝、厂房、升压站和过木筏道等。拦河闸坝基础为云母石英片岩，坝高21米，坝轴线全长246.7米（含土坝51.1米），闸坝设7孔泄洪闸，装弧形钢闸门，防洪标准按50年一遇设计，500年一遇校核，最大泄洪量8187立方米/秒，水库总库容1795万立方米；设计水头11.7米，最大水头13.2米。发电厂房长79.6米、宽16.6米、高40.1米。工程土石方开挖量27.69万立方米，混凝土浇筑量9.8万立方米。工程总概算5000万元（1990年1月调整为8191万元）。
  1986年12月，国家计划委员会批准建设良浅水电站，列入省属地方项目。1987年2月，泰宁县人民政府成立良浅水电站有限公司，进行施工前的准备工作，为主体工程开工提供公路、水、电等“三通一平”条件，同时与省水利水电勘测设计院签订勘测设计、试验合同，与武汉汽轮发电机厂签订发电机组制造生产合同。
  为了促进电站建设，贯彻多渠道集资办电方针，1987年5月，泰宁县人民政府同省电力工业局签订了合资建设、管理良浅水电站的协议，双方按投资比例拥有产权、分配电量和利润的权利，并分担亏损和风险。电站建成后，委托省电力工业局代管。同月，按协议组建福建省泰宁良浅水电站董事会，并重新成立电站有限公司。当年8月6日，福建省人民政府批准对良浅水电站实行优惠政策。
  1987年8月15日，举行各施工单位对主体工程招标投标，武警水电二总队中标。该总队以第八支队为主体成立了良浅水电站工程指挥部，于当年11月动工建设。工程施工按导流方式分两期进行，第一期工程建一道河中间的纵向围堰和左边上下两道横向围堰，围堰内建土坝、发电厂房、两孔泄洪闸、升压开关站等。第一期围堰于12月截流成功。但在1988年3月25日围堰被洪水冲垮，修复后开挖拦河坝和厂房基础。1989年5月16日第一期围堰又被洪水冲垮。7月底修复后，再次组织施工。12月厂房开始浇筑混凝土。泄洪闸具备泄流条件，土坝已可挡水。于当月31日进行二期围堰截流。土建工程、金属结构安装、机电预埋安装和附属配套工程同步进展。至1990年底，左岸土坝完成，右岸泄洪闸闸墩部分已砌至213米高程，护坝和下游导墙已建成。厂房建至设计高程，具备封顶条件；进水检修门槽、拦污栅槽等已安装。升压开关站已开始浇捣基础混凝土。机电安装工程由中标的广东水电安装公司安装。1990年11月，1号主机段桥机大梁吊装就位，并完成轨道和机电安装，12月8日1号机座环就位。
  良浅水电站工程，从动工至1990年底，累计完成土石方挖填22.82万立方米，占总工程量的82.4％。电站工程累计使用工程费6994万元，占第一次调整概算的85.3％。该工程由于围堰被洪水冲垮等原因，施工进度先后作了多次调整。确定1991年3月底关闸蓄水，第一台发电机组将于1991年9月投产发电，1992年8月全部建成。
  第三节 大型水电厂
  福建第一座大型水电厂——古田溪水电厂在民国时期就规划三级开发，总装机11.5万千瓦，民国37年（1948年）开始进行一级电站前期工程，由于经费无着，至1949年古田县解放时，仅完成5000立方米土石方的工程量。新中国成立后，加速前期工程步伐。1951年一级一期主体工程开工。1952年，古田地区出现特大洪水后，流域规划作了重大修改，分5级开发（后改为4级）总装机扩大到25.9万千瓦。1956年，一级一期工程完成，建成了当时全国水电系统最长的隧洞和全国第一座地下厂房的水电厂，安装2台6000千瓦机组，成为福建水电开发新的里程碑，为此后全省电力发展打下坚实基础。1958年，一级二期和其余3个梯级电站均相继动工。1960年，一级二期工程1座年调节的大型水库和4台1.25万千瓦机组全部建成后，全站装机容量6.24万千瓦，占闽北电网水火电总装机容量73.95％，年发电量2.09亿千瓦时，占全网年发电量63.24％，开始承担闽北电网的调峰、调频和调相的任务。其余3个梯级电站由于建溪、汀江等大型水电站上马，分散了人力、财力、物力，在60年代初国民经济调整期间，陆续停建。1965年，二、三、四级电站复工后，又由于“文化大革命”影响，直至1973年才全部建成投产，总装机容量达到25.9万千瓦。随着各梯级发电机组陆续发电，该厂逐步形成适合生产特点的“统一调度、分级管理、集中检修、分散维护”的管理形式，并逐步实行全流域梯级电站优化调度。1973年全面投产后到1979年全厂年均发电量达9.11亿千瓦时。1980年福建电网形成后，古田溪水电厂年均发电量保持在8亿千瓦时左右。从1978年至1990年，全厂节水多发电7亿多千瓦时。
  80年代中期，福建省利用部分外资兴建沙溪口、水口2座大型水电站，分别于1983年、1986年动工建设。沙溪口水电厂位于闽江支流沙溪和富屯溪汇合口的下游6公里处，库区以上流域面积占闽江流域面积42％，安装4台7.5万千瓦机组。该工程在施工中，采用龟裂松动和水平预裂的控制爆破技术进行大坝清基，其精确度和工效分别比普通爆破方法提高28％和42％，合格率达90％以上，坝体烧筑采用碾压混凝土和滑模浇筑的新技术，其浇筑质量和工效比一般方法分别提高15％和34％。4台机组从1987年起每年投产1台，至1990年全部投产，累计已发电13.5亿千瓦时，为福建电网调峰已初步显示出其重要作用。
  水口水电站位于闽江干流，是以发电为主，兼有航运、防洪等综合效益的工程。电站坝址以上流域面积占闽江流域面积86％，安装7台20万千瓦机组。1985年，国家批准水口水电站立项。当年前期工程开始施工。该电站的土建工程和部分主要设备采取国际招标，整个工程土石方开挖约880万立方米，混凝土浇筑约348万立方米，金属结构安装1.82万吨。建设中从国外引进各类大型施工机械，并吸收了国外管理体制、劳动组合、劳动制度等方面的有益经验。现场包括管理和劳务人员仅3000人左右，整个工地呈现出高度现代化的施工场面。1986年12月29日，水口水电站主体工程开工。1989年9月25日实现大江截流。到1990年底止，该电站已完成土石方开挖量86.5％；大坝和明渠导墙混凝土浇筑已完成43.5％，移民已搬迁53.2％。预计1993年第一台机组投产发电，1996年全部机组投产。水口水电站的建设，是福建水电建设发展又一个重要的里程碑。
  至1990年，福建省已建成和在建的沙溪口、水口2座大型水电站，装机容量为170万千瓦，占全省大型水电可开发装机容量295万千瓦的57.62％，占闽江流域大型水电可开发装机容量的80.95％。
  至1990年底，全省大型水电厂（站）有：
  一、古田溪水电厂
  古田溪水力发电厂由4个梯级电站组成，1973年全部建成，总装机容量25.9万千瓦，是福建电网的大型骨干电厂。厂部设在距古田县城东郊5公里的半坑亭，其所属场、站分布在古田、闽清两县，绵延30余公里。
  古田溪是闽江下游的支流，发源于本省屏南县，经水口镇汇入闽江，全长90公里，河道落差300余米，流域面积1799平方公里，年均流量每秒50.1立方米，流域内地表覆盖良好，地质属流纹斑岩，水力资源丰富，开发条件优越。
  民国22年（1933年），福建省建设厅派员到古田溪勘察水力资源，民国26年在古田溪支流曹洋溪设立水文观测站。民国35年，省建设厅再次组织人员进行勘测，编写“古田溪第一段水力发电工程计划”，提出“分段设厂，分期开发，三级发电”的总体构想。民国36年3月，国民政府资源委员会水力发电工程总处确定开发古田溪并同省建设厅联合组成勘测队进行复勘。复勘后认为在沂洋、旸谷建两座水库调节，三级电站总装机11.5万千瓦，投资总额估约国币1800亿元。当年资源委员会、福建省政府、台湾电力公司、华侨兴业公司联合筹组福建电力股份有限公司，并成立古田溪水力发电工赈工程委员会，负责筹集资金。民国37的7月，古田溪水力发电工程处成立，罩修典任主任。当年制订《古田溪水力发电工程计划》，规划第一期在龟濑截流引水，开挖隧洞至半坑亭，设一级电站；第二期在旸谷、沂洋兴建水库，二、三级电站分别建在闇林和李家琦，并进行施工前的准备工作，撤销工赈委员会。随后国民政府行政院善后救济总署拨助工赈粮467.04吨，折国币18亿元，其余由省建设厅、省银行负责筹集。至1949年2月，共完成原古田县城至厂区、坝区的公路路基10公里，工房两栋，办公楼砌砖至2层，进水口明渠试探挖进15米等土建工程，完成土石方约5000立方米。
  1949年5月，中共福建省委在江苏苏州成立时，省委书记张鼎丞在构想福建解放后建设蓝图时，就作出了尽快开发古田溪水力资源的决策，并请上海调派技术人员协助建设。当年6月14日古田县解放。8月初，驻扎建瓯县的中国人民解放军十兵团所设的军事管制委员会派梁东初为军代表，接管古田溪水力发电工程处，罩修典、朱宝复留任正、副主任，并留用工程处全部工程技术人员和职工。次年作为施工电源的曹洋水电厂（装机400千瓦）建成，并继续进行施工准备。
  1950年8月，全国第一次水力发电工程会议决定以1948年开发古田溪的规划方案为基础，建设古田溪一级电站。当时福建省百废待兴，财力十分困难。中共福建省委、省政府为了确保这一工程顺利开工，从各方面节约开支，筹措资金，调配大批干部和施工人员，充实古田溪水力发电工程处。
  1951年3月；一级一期工程正式动工，首先开挖引水隧洞。引水隧洞从地处龟濑的坝区进水口穿越塔山至半坑亭厂房，全长1758米，内径4.4米。根据地形条件只能由进口、出口两头对挖。开工时，缺乏隧洞开挖的专业人员，只有前线部队支援的1名风钻工，和十几名解放前从事过采煤的矿工，技术力量薄弱，机械设备简陋，施工条件极为艰苦。当年2月底，在软弱风化带岩层爆破时，发生了连续4昼夜洞顶大塌方，造成重大事故。事后加强了安全组织措施和反事故措施，并采取“边学习、边实践、边总结提高”的方法，在实践中逐步掌握了处理岩块塌落的规律，改进爆破技术和作业方法，不断刷新开挖记录，1952年9月创造出月掘进202米的记录。11月初，两头对挖即将接通的关键时刻，省委、省府主要负责人张鼎丞、方毅、陈绍宽连夜赶到工地检查了解工程情况，研究隧洞安全贯通的措施，给工程技术人员和工人很大鼓舞。经过电站建设者同心协力，11月25日终于提前挖通了当时全国水电工程最长的隧洞，经仪器检测两头对接处，垂直偏差7厘米，水平偏差2—3厘米，达到了设计要求。
  1952年7月20日，因古田溪发生百年未遇的特大洪水，淹人隧洞进口段工作面，于是工程处设计室复查设计资料，发现拟建的两座支流水库调节性能不足。为了进一步查清水力资源，工程处又增设雨量站、水位站11处，补测地形图14幅，以古田水文站为一级电站基本水情控制站，下游各水位站为梯级电站搜集资料。根据复查后的资料分析，在苏联专家指导下，对原规划作了重大修改，决定在古田县城南侧5公里的龟濑建造一级电站水库以代替拟建的两座支流水库和龟濑的低水坝。将古田县城迁到西南9公里的罗华地区，城关原址为—级水库淹没范围，蓄水高程以不淹没平湖镇为原则，正常水位高程382米，库容5.67亿立方米，一级电站装机容量由3.6万千瓦提高到6.2万千瓦，下游各梯级电站装机容量也相应增加。
  1952年底，古田溪水电站工程列为全国第一个五年计划的重点工程之一。一级电站厂房原定为露天厂房，考虑到防空需要，决定改建为地下式厂房。1953年3月，工程处设计室完成地下厂房初步设计。厂房长83米、宽12.5米、高29.5米，可布置6台机组；西面辟有长140米的运输洞，南面设有长170米的出线洞；坝址上游进水口附近先行建造临时木框填石坝，拦断全部低水河床，同时建造永久性进水口和调压井，先利用径流供一级一期两台6000千瓦机组发电。
  1953年11月，经水力发电建设总局批准初步设计后，一级一期工程开工。厂房开挖采用先挖上部和下部，然后爆塌中部的方法。至1954年地下厂房工程竣工，共开挖土石方121.6万立方米，浇注混凝土39.82万立方米。1955年开始安装哈尔滨电机厂生产的发电机组，1956年3月1日，2台6000千瓦机组投产，向福州送电，构成闽北电网的雏形。这是中国第一座自己勘测设计、制造设备和施工安装的地下水电站。
  在一级一期工程施工期间，华东勘测设计院于1954年开始进行一级二期工程设计，于1957年完成初步设计，并经水电建设总局审查同意。一级二期工程装机5万千瓦，由闽江水电工程局负责施工。主要工程有混凝土宽缝重力坝的水库1座，坝体长412米，高71米，集雨面积1325平方公里，正常水位高程382米，总库容5.67亿立方米，为不完全多年调节水库，土石方开挖量约80万立方米，混凝土浇注量37.7万立方米；安装3台哈尔滨电机厂生产的和1台建成电机厂生产的均为1.25万千瓦水轮发电机组。1957年8月大坝开工。闽江水电工程局广大职工开展社会主义劳动竞赛和技术革新，不断刷新施工记录，曾创造出第十八坝段一次连续浇注混凝土1.66万立方米，创日浇注7284立方米，月浇注87303立方米的最高记录。1959年6月8日封孔蓄水。1960年4台机组安装结束，连同一期工程，一级电站共6台机组，总容量6.2万千瓦全部并入闽北电网运行。
  二级电站工程，装机13万千瓦。位于龙亭瀑布上游的闽清县后洋村。该工程由华东勘测设计院于1957年完成初步设计，1958年水电建设总局审查同意。闽江水电工程局负责施工。主要工程有钢筋混凝土平板坝的水库一座，坝高43.5米，长208米，集雨面积1551平方公里，水库库容1885万立方米；引水隧洞1条，长5294米，内径6.4米，引水式厂房安装2台6.5万千瓦机组。1958年7月引水隧洞开工，1960年停建，1965年复工。水库大坝于1958年7月动工，1962年5月建成蓄水，1969年3月第一台机组投产，1973年8月第二台机组发电。
  三级电站工程，装机3.3万千瓦，位于闽清县高洋村。1959年华东勘测设计院完成初步设计，并经水电建设总局审査同意，闽江水电工程局负责施工。主要工程有溢流式混凝土平板坝的水库1座，坝高43米，长225米，集雨面积1697平方公里，库容1490万立方米；坝后式厂房于1958年9月开工，1961年6月大坝与厂房土建施工基本结束，1965年3月第—台1.6万千瓦机组投产，1973年12月第二台1.7万千瓦机组并网运行。
  四级电站工程，装机3.4万千瓦，位于闽清县宝湖村。主要工程有混凝土宽缝重力坝的水库1座，坝高45米，长234.14米，集雨面积1722平方公里，库容840万立方米；坝后式厂房安装2台1.7万千瓦机组。1958年开工，1960年停建，1965年复工。1971年5月第一台机组发电，1972年12月第二台机组投产。
  古田溪4座梯级电站总装机容量25.9万千瓦，工程总造价1.83亿元，比概算低2028万元，每千瓦平均造价707.5元。
  古田溪水电站一级一期工程投产后，由武汉电业管理局领导，组建生产管理机构。当时一期工程尚有一些尾工在二期工程施工中完善。机电设备也存在一些问题。投产后两年发生事故7次，两年总发电量不到5000万千瓦时。为了扭转这种局面，电站开展以加强技术管理为中心的基础建设，贯彻部颁电力工业法规、安全工作规程和事故处理规程；对已投产的1号、2号发电机进行摸底性检修，消除隐患，并建立设备台帐，初步建立了一套适应生产需要的规章制度。1958年，电站划归福建省水利电力厅领导，安全生产逐步好转。1959年发电量突破1亿千瓦时，相当于投产后3年的总和。1960年一级电站全面投产，调节水库投入运行后，开始承担系统调峰、调频和调相重任。省电业局调度科对该站实施单库单站经济调度。当年全站装机容量6.24万千瓦，占闽北电网全网73.95％。年发电量2.09亿千瓦时，占全网63.24％。1961年起，连续两年发电量都超过3亿千瓦时。
  1964年，电厂试行全厂“集中检修，分散维护”的办法，以一级电站5号机大修为试点，集中全厂检修、试验的人力和物力，仅用22天时间，提前18天完成了大修的任务，还完成设备改进22项，收集各个回路绝缘数据700多个，查出薄弱点10余处并进行了处理，试运行一次启动成功，初次体现了“集中检修”的优势。
  1965年，三级电站第一台机组投产后，电厂为了加强经济运行调度，与武汉水电学院签订了科研协议书，开始研究梯级经济调度的课题，先后拟订了一级电站经济运行方案，一级、三级电站负荷分配简化方案，长期最优（负荷分配）方式，全梯级电站日负荷最优分配等专题报告。1966年，由于“文化大革命”的影响，优化调度工作被迫中断。随着梯级电站相继投产，至1973年4座梯级电站全部联网运行后，年发电量8.6亿千瓦时，1975年达到10.62亿千瓦时，担负着闽北电网的调峰、调频、调相的重任。1978年，实行4座梯级集中统一调度，经济调度方案逐步实施，梯级库容及区间水力资源得到较充分的利用。当年一级电站发电耗水率减少2.5％，水能利用率提高7.4％，梯级区间季节性电能利用率提高4.3％。自1978年至1984年，共节水多发电4.44亿千瓦时，占同期发电量总和的6.95％。从此，形成了适合于该厂生产特点的“统一调度，分级管理，集中检修，分散维护”的管理形式。
  1980年，福建电网形成后，古田溪水电厂继续承担系统的调峰、调频、调相的任务。1985年，该厂针对大部分机组运行已久，缺陷较多的状况，不断进行设备改造和技术更新。到1990年，更新改造的主要项目有26项，消除了三类设备，主设备完好率达100％，其中一类设备占78.13％，二类设备占21.87％。从而使全厂10年平均年发电量保持在8亿千瓦时。1978—1990年，全厂节水多发电7亿多千瓦时。1988年创连续安全运行637天的记录。该厂从投产至1990年底累计发电量202亿千瓦时。
  二、沙溪口水电厂
  沙溪口水力发电厂位于闽江支流沙溪和富屯溪汇合口以下6公里的西溪上，距南平市14公里。1990年底建成投产，总装机容量30万千瓦，是福建电网的大型骨干电站。
  沙溪口水电厂坝址以上控制流域面积约2.26万平方公里，占闽江流域的42％。流域内植被良好，平均年降雨量1776毫米，平均流量为778立方米/秒。1960年，水利电力部上海勘测设计院编制的《闽江流域规划报告》，将该站列为其中的1个开发项目。1977年2月，国家计划委员会批复福建省革命委员会同意兴建沙溪口水电站工程，并列入“六五”计划国家重点建设项目。1980年3月，福建省人民政府会同水利电力部组织有关单位在南平市召开沙溪口水电站选坝会议，选定西溪鲤鱼洲上游80米处为电站坝址。1981年1月，华东勘测设计院完成工程初步设计，2月，福建省人民政府会同水利电力部审查同意。
  沙溪口水电站是低水头发电，兼有航运的工程，由拦河坝、船闸、厂房和开关站等组成。拦河坝为混凝土重力坝，最大坝高40米，坝长628米；溢洪坝段设16孔溢洪闸，最大泄流量为1.94万立方米/秒；最大水头24米，单机发电流量525立方米/秒，水库正常库容1.54亿立方米。河床式主厂房位于大坝厂房段，长160米，宽68米，高62.5米，安装4台7.5万千瓦轴流转桨式水轮发电机组；保证出力5万千瓦，年均发电量9.6亿千瓦时。副厂房在主厂房后，是电站运行控制中心和通讯中心。船闸按四级航道施工，通行100吨级船只并兼过竹木筏（1989年改为300吨5级航道）。开关站面积10500平方米，220千伏4回路出线，110千伏6回路出线，是福建电网的枢纽变电站。该电站设计土石方开挖量104万立方米，混凝土浇筑量94万立方米。建设总工期为6年6个月，第四年首台机组发电；投资总概算5.58亿元（1991年底调整为7.37亿元）。
  沙溪口水电站是福建省第一家引进部分外资的水电工程。1982年2月，水利电力部就沙溪口水电站外资贷款问题同科威特王国阿拉伯发展经济基金会进行谈判。1983年4月，科威特王国发展经济基金会组成以加丹法里为团长的沙溪口水电站工程评估团，到现场考察评估。5月，科威特政府在北京与中国政府签订《关于沙溪口水电站贷款协定》，由科威特发展经济基金会向沙溪口水电站工程提供900万第纳尔（约合3060万美元）的贷款，利息3.4厘，偿还期15年。
  工程建设由闽江水力发电工程局承担，按投资概算5.56亿元总承包。1983年3月，施工队伍进场准备。根据设计要求，工程采取分两期围堰、挡水的施工方案。9月12日，一期围堰破土动工，1984年3月围堰合拢。7月，拦河坝、主副厂房、开关站等工程的基础开始爆破开挖。在清基中采用了龟裂松动和水平预裂的控制爆破技术，其精确度和工效分别比普通爆破方法提高28％和42％。1985年3月，开始浇筑坝体和厂房基础。在坝体浇筑中，采用碾压混凝土和滑模浇筑的新技术，经水利电力部组织鉴定，其浇筑质量和工效比普通技术分别提高15％和34％。10月16日，混凝土浇筑量创日浇2584立方米的记录。至1985年底，共开挖土石方58万立方米，浇筑混凝土19.5万立方米。
  1986年3至6月，工地先后发生9次大洪水，以致延误工期。为了夺回被洪水影响的工期，施工单位实行施工包干责任制，把任务落实到班组，提高了施工速度。至1987年7月上旬，一期工程完成基础土石方开挖84万立方米，混凝土浇筑49万立方米。除右岸1至15号坝段混凝土浇筑至66米高程外，其余坝体已浇至87米高程，已具备二期围堰施工的条件。1987年8月底，右岸一期围堰拆除完毕，9月1日二期围堰开工，9月完成截流合拢，河水从发电进水口导流。11月底，非溢流段大坝和溢流段的天桥已筑至93米高程，厂房、副厂房、升压站、开关站等均已完成。在施工中，沙溪口水电厂于1987年4月成立。
  1987年2月，1号7.5万千瓦水轮发电机组开始安装，12月8日安装结束。经启动验收委员会组织验收，认为该机组按设计要求施工，已具备投产条件，原则同意启动投产。12月26日启动并网成功，1988年1月转入为期半年的试生产。2号机组于1988年4月开始安装，10月初结束，经过72小时试运转和启动验收，于10月21日并网发电。3号机组于1989年5月安装，当年12月17日并网发电。4号机组于1990年3月开始安装，11月29日试运转，12月1日并网成功。至此，4台7.5万千瓦水轮发电机组总容量30万千瓦全部投产。
  1号机投运后，在试生产期的头3个月，机组和电气系统共发现缺陷100余项，但仅处理25项，处理率为24％。由于事故时有发生，以致因处理缺陷而停机2900多小时，少发电1亿多千瓦时。1988年10月，水利电力部针对电厂试生产期间设备缺陷和事故较多的问题，指定华东勘测设计院牵头，组织施工、生产和制造厂家等单位代表在沙溪口电厂召开设备缺陷和事故分析会。会后，富春江水工机械厂派员驻电厂协助处理发电设备缺陷；施工单位负责对机组电气部分和混凝土浇筑、设备安装的质量问题进行处理。电厂加强了生产管理，把设备维护区域责任制改为岗位责任制，实行定人定责和检修定值管理，至1988年底，处理缺陷到岗率提高到91％，事故率降低44％，全年发电量2.8亿千瓦时，超过上级下达的发电指标7％。至1989年7月底消除缺陷率和及时率比1988年同期分别提高8％和12％，非考核事故率降低43％。当年8月9日创连续安全生产593天。
  1990年2月，该厂继续对消除缺陷管理、运行管理、安全生产管理进行重点整治，使设备维护、消除缺陷及时率比1989年同期提高23％，事故率降低72％。为了提高生产效益，该厂对两年多来的水文、水情和水库运行调度等情况进行分析研究，制定并实施《水库优化调度方案>，加强水情预报和坝前水位测报，使洪水预见期由9小时提前到15小时。1990年，完成调峰电量1.2亿千瓦时，节水多发电5246万千瓦时。
  沙溪口水电站工程从1983年9月动工至1990年底，累计完成投资6.85亿元，共完成土石方挖填94万立方米，混凝土浇筑90.5万立方米，分别占设计的92％和96％，左岸1一15号坝段已浇筑到顶，溢流坝已完成，主厂房及附属设备安装也全部完成。船闸工程按修改后的5级航道300吨级标准施工，预定1992年4月完工。
  三、水口水电站工程
  水口水电站工程位于闽江干流上的闽清县下濮村，是以发电为主，兼有防洪、航运等综合效益的工程，设计装机容量140万千瓦。1986年12月主体工程开工，1989年实现截流后转入全面施工阶段。
  闽江全长515公里，流域面积6.1万平方公里，多年平均降水量1758毫米，流域内森林茂密，植被良好，蕴藏着丰富的水力资源。1953年至1956年，福建省经济开发委员会对闽江的水力资源进行了勘测规划。1958年10月，水利电力部上海勘测设计院根据流域规划，对闽清县境内的下濮、安仁溪和水磨3处比较坝址进行地质勘测，1961年由于国家暂时困难而暂停。1976年3月，闽江水力发电工程局勘测设计队继续进行地质勘测。根据地质勘测资料，闽江流域处于巨型新华夏系第二隆起带，南平至水口河段均由坚硬的非可溶性岩石所构成，两岸为500—1000米高程的山岭所包围，蓄水后无永久渗漏之虞。勘测中的下襥坝址，两岸地形基本对称，山体雄厚，河面宽约380米，两岸山坡大部分基岩裸露，新鲜完整，主要为黑云母花岗岩，未发现较大断裂。1978年1月，水利电力部和福建省人民政府联合召开了选坝会议，确定下襥为水口水电站坝址。从地质上看，水口坝址是中国最好的坝址之一。
  1980年7月，水利电力部华东勘测设计院完成了水口水电站的初步设计。8月水利电力部会同省人民政府对初步设计进行审查，并于11月上报国家计委。由于省内有的专家认为建设水口水电站可能对福建省的生态环境产生影响，对建设电站提出异议。1982年7月，国家科委主持召开水口水电站环境影响讨论会。参加会议的有国家计委、国家经委、城乡建设环境保护部、交通部、农牧渔业部、地质矿产部、有关高等院校、科研单位的代表和专家，以及福建省有关部门领导和代表共50余人。会议对华东勘测设计院编制的《水口水电站建设对环境影响的调査研究报告》进行了讨论，认为水口水电站采取以发电为主、兼顾航运的原则和一级开发方案是合理的。对渔业、农业和泥沙、水质等问题，都提出了分析意见，总的认为建设水口水电站不会产生严重的环境影响，利多弊少，建议国家尽早兴建。
  1983年1月，国务院确定水口水电站工程为利用世界银行贷款项目。对水口水电站主体土建工程的施工和部分机电设备的采购均采用国际竞争性招标。7月，国家计委批复福建省水口水电站设计任务书，经国务院批准同意建设。水口水电站装机容量140万千瓦，保证出力26万千瓦，多年平均发电量49.5亿千瓦时，电站建成后，计划向福建电网和华东电网送电（1992年10月能源部电力规划设计院批准并经世界银行同意暂缓向华东电网送电）。
  水口水电站坝址以上的流域面积为52438平方公里，占闽江流域面积的86％，水库总库容为26亿立方米，除发挥一定的调洪作用、减轻下游洪水灾害外，可增加下游枯水期流量，改善上游航道约100公里，使500吨级的船队可由南平通过电站枢纽直达福州，改变仅能通航60—80吨轮船的状况。电站通航设施，可满足年过坝货运量400万吨，年过坝竹木200—250万立方米的远景需要。电站大坝虽截断回游性鱼类的天然通道，但将形成93.5平方公里的水面，为闽江渔业生产的发展提供新的场所。此外，天然来水经水库调节，将使枯水季节感潮河段下移，从而降低河口盐度，有助于下游两岸农业的发展。
  电站枢纽由拦河坝、发电厂房、三级船闸、升船机和开关站组成。拦河坝采用混凝土实体重力坝，最大坝高101米，坝顶长783米，坝顶高程74米，共分42个坝段，其中7号至21号为进水口坝段，23号至35号为溢流坝段，溢洪道共12孔，最大泄洪流量51640立方米/秒。37号和38号坝段分别为船闸和升船机。其余均为挡水坝段。发电厂房位于河床左侧坝后，主厂房内安装7台20万千瓦大型轴流式水轮发电机组，各由7条长约81.7米，内径为10.5米的坝内钢管引水。装配场位于厂房左端，场前设中心控制楼作为电站控制中心。副厂房分设在主厂房上、下游两侧。500千伏和220千伏主变压器布置在副厂房顶上。500千伏开关站和220千伏开关站均采用户外式，位于厂房下游左岸山坡上。
  电站主要工程量：土石方开挖约880万立方米，混凝土浇筑约348万立方米，金属结构安装1.82万吨。1984年编制的总概算为22.18亿元（按全内资考虑），其中铁路改线4亿元，库区移民费用4.1亿元。但由于材料价格上涨等原因，原工程概算不断突破，调整概算尚在重编中。
  1984年3月20日，中共中央总书记胡耀邦在有关福建水口水电站的报告上批示：这个工程要下决心快上才好，无论从那个方面看，早上一年就有利一年。1985年3月，国家批准水口水电站工程立项。4月27日成立水口水电站工程建设公司。公司受业主省电力工业局的委托，行使建设单位和工程师单位的职责，对工程的进度、质量和费用进行控制监督，全面管理，并负责前期工程的建设。当年前期工程开始施工，主要包括1条21公里的公路改线，1座2万千伏安的施工变电站，1700米铁路临时改线，2座大桥，以及火车站货场等7项。
  1985年9月，中国技术进口总公司和福建投资企业公司联名发布经中国政府和世界银行审査批准的水口水电站第一期土建工程招标资格预审通告。1986年7月，收到10家投标商递交的投标书。经过评标，选中标价最低的由中国的华联工程公司（由水利电力部闽江工程局、第十二工程局、第四工程局组成，占60％股份）和日本国的前田建设株式会社（占40％股份）组成的华田联营工程公司为中标单位。
  1986年2月，世界银行决定对水口水电站工程进行贷款，第一期贷款总额为1.4亿美元，期限20年，包括5年宽限期，年利率8.5％。1987年1月15日中国政府和世界银行的授权代表在美国华盛顿签订贷款协定和项目协定。
  水口水电站1号、2号水轮发电机组，经国内外6个厂商投标，最后选定由中国国际贸易信托投资公司和日本伊藤忠商事株式会社组成的联合体承制。主要制造厂商是哈尔滨电机厂和日本国日立制作所。
  水口水电站的施工工期，经1986年工程评估确定施工期为8年。工程施工按导流方式，分为四个阶段：第一阶段1987年1月至1989年9月为原河床导流。第二阶段1989年10月至1991年9月为明渠导流。第三阶段1991年10月至1993年3月为底孔导流。第四阶段1993年4月至1995年5月，由表孔溢洪道和泄水底孔正常放流，水库开始蓄水，1993年5月底第一台机组发电；1993年6月底，船闸通航，完成大坝、厂房等上部结尾工程，继续安装6台机组，1995年5月底全部机组发电。
  1986年12月29日，水口水电站主体工程破土动工。福建省政府、国家计委、水利电力部的领导和有关单位代表参加开工典礼。施工开始后，承包商从国外引进了各类施工机械，并在管理体制、劳动组合、劳动制度等方面吸收国外的一些管理经验。现场管理人员和劳务人员包括分包商在内仅3000人左右。整个工地呈现精简、紧凑的特点，但由于承包商内部中方和日方存在责权分离、关系不顺、协作不好等问题，影响了双方特长的发挥，以致开工后进展缓慢。为扭转水口工程的被动局面，由能源部和福建省的领导，于1988年7月在水口工地主持召开了第一次现场办公会议，敦促华田联营工程公司采取果断措施，改组了内部机构，由华联公司的闽江工程局局长担任华田联营工程公司董事长兼总经理，全面负责施工管理。经过强化管理，发挥现代化机械设备的施工能力，加快了施工进度，抢回了部分被耽误的建设工期，月平均开挖量由过去的22.5万立方米提高到最高月份的38.8万立方米，月浇筑混凝土量也达到3.05万立方米。水口水电站工程的配套项目——外福铁路太平至大箬段改建工程，于1986年7月动工。1989年6月5日完成接轨，当年12月20日在闽清县大箬举行通车典礼，为电站的建设创造了良好条件。
  经过两年多来施工各方和建设单位、业主的共同努力，至1989年9月，主体工程共完成土石方开挖541万立方米，混凝土浇筑31万立方米，围堰填筑173万立方米，形成长约1.2公里，宽75米的右岸导流明渠和大江截流前的有关工程项目。1989年9月25日上午10时25分，水口工地的截流总指挥发出截流号令，32辆大型自卸车将一车车石渣和块石向截流龙口倾泻。至10时59分大江截流宣告成功，闽江水改道从导流渠通过。1990年5月上下游主围堰分别达到抗御百年一遇和五十年一遇洪水的设计标准，为安全渡汛创造了条件。同时混凝土浇筑量逐月上升，当年12月达12.3万立方米，达到国内同类型工程混凝土浇筑量的先进水平。至1990年12月底，水口水电站工程累计完成土石方开挖773万立方米，占设计土石方总开挖量的86.5％；大坝和明渠导墙混凝土浇筑80万立方米，占设计总浇筑量的43.5％。在此期间，经招标确定水口水电站机电安装工程由能源部水电工程四局中标承担。至此，水口水电站主体工程进入全面施工的新阶段。
  第三章 其他能源发电
  福建省蕴藏着较丰富的潮汐和风力资源。全省海岸线长3324公里，从福鼎到厦门平均潮位差3.95米以上，最高潮位差达8.93米，经省水利电力勘测设计院普查，全省潮汐电力蕴藏量在1030万千瓦以上；全省沿海岛屿年平均风速在6米/秒以上，总计有效风能在1000万千瓦以上。潮汐能和风能均居全国前列，是福建资源的一项优势。
  1958年开始试办潮汐发电和风力发电。80年代把风力发电列为科研课题，建设风力发电站和试验性的潮汐发电站，取得一定成果。1986年平潭县被国家农牧渔业部列为农村能源综合试验示范基地县。1983年开始对核电站建设进行预可行性研究。
  第一节 风能发电
  1958年5月，莆田电厂在埭头公社建成1座1千瓦风力电站，得到全国农业展览会的奖励。随后在甫田沿海兴建同规模的风力站，由于缺乏发电机，都只作动力使用，进行农副产品加工。
  70年代，省水利电力局对风力资源进行研究，认为本省沿海突出部和海岛每平方米年有效风能有2500—6500千瓦时，其风速频率大于70％；海湾内的岛屿和离岸20公里内的滨海地带，每平方米年有效风能也有300—2500千瓦时，其风速频率在30％—70％之间，这两个区域年平均风速都在6米/秒以上，有开发利用价值。
  1976年平潭县成立风力发电实验站。次年，县科学技术委员会向省提出试办55千瓦风力发电站的报告，经水利电力部和省科学技术委员会同意并列为“六五”计划重点科研项目。省电力中心试验所、省机械研究所、平潭县风力发电实验站等协同设计，1978年8月通过初步设计审查，交付福州发电设备厂制造。1981年12月55千瓦风力发电机组制成，1982年3月在平潭县城乌石山安装，当年5月开始进行调试。调试过程中因处理桨叶等问题又反复进行多次修改，1989年调试成功，投资50多万元，每千瓦造价近万元。1990年12月，经国家能源部组织鉴定委员会鉴定，并获得能源部科技进步三等奖。但由于站址周围居民住房逐年增加，影响安全运行，故无法投入正常发电。
  1982年，中国科学院电工研究所与福建省机械研究所联合研制安装在平潭县东沃的3台4千瓦变速恒频风力发电机组与5千瓦柴油发电机并列运行，并通过省级鉴定，后被台风摧毁。
  1984年，国家重点科研项目之一的200千瓦风力发电机组的研制任务，由水利电力部下达福建省电力工业局负责主持设计审批，组织机组制造、安装调试和运行维护，并指定水利电力部杭州机械设计研究所承担设计。这是当时全国第一台大型风力发电机组。1985年开始试制，动力机由福建机器厂制造，桨叶由上海玻璃钢研究所设计制造，控制部分由杭州机械研究所设计。1988年在平潭岛莲花山安装调试，因控制系统出现故障，至1990年底尚处于边调试边处理中。总投资220万元。
  1985年3月，比利时王国派专家到平潭岛考察，商讨与中国合作建立风力发电站。同年6月7日国家科学技术委员会与比利时王国首相府科学政策部签订“中比合作福建省平潭风力发电示范场”的科技合作项目，由比方提供4台200千瓦风力发电机组（价值60万美元），中方负责场地、土建工程及输电变电设施，合作期为5年。合作目的是评价风力发电对孤立电网的经济效益。合同要求18个月内建成。当年9月，平潭县政府成立风力田工程指挥部，并确定莲花山为站址，同年12月动工。1986年8月机组运抵现场安装，9月30日4台200千瓦风力发电机组全部安装完毕投入试运行。11月竣工验收。该发电机组无人值守，由中央控制室1台电子计算机集中控制。由于原设计对平潭风况了解不透，1987年1一4月相继发生叶片断裂，更换叶片后即保持正常运转。在运行中抗御过多次台风袭击，仍连续安全发电。至1990年底共发电420万千瓦时。
  1984年，在电网达不到的海岛和沿海突出部开始试验使用微型、小型的风力发电设备，配上蓄电池使用。当年分别在平潭、霞浦、南安、莆田、东山等到沿海岛屿与边远渔村，安装浙江、山西、内蒙古制造的50瓦至1000瓦风力发电机组，供一家一户、几家合用或小单位的生活用电。从1984年至1988年共安装风力发电试验站56处，安装各种型号风力发电机组108台，装机总容量20.5千瓦。但有的因质量差，叶片、风机被风刮断扭曲，有的被台风摧毁，或被盐雾腐蚀，使用2—3年即损坏报废。
  1985年，福州风力机厂与福州能源利用研究所联合研制的微型风力发电机组，在福清县江阴村试验场通过省级鉴定，投入生产。在莆田县湄洲岛安装2台，使用效果好。该县南日乡鳌山岛，自筹资金购买43台，总容量13.5千瓦，安装于各户渔民家中；该县盘屿岛自筹资金，为岛上居民安装28台，总容量8千瓦，均使用正常。1989年莆田县全县风力发电装机110台，容量24.7千瓦，年发电量8.64万千瓦时，供311户、1814人生活照明用电。1989、1990年间，长乐县长屿岛300多户渔民户户装上风力发电机。平潭县风力发电试验站自己制造30台150瓦风力发电机组，分配给岛上边远渔村的渔民使用。至1989年底，该站风力发电总容量达1070千瓦。
  福建省风力资源虽然丰富，但风力发电由于风速不稳定，且盐雾腐蚀大，技术性高、投入大，至今只使用微型、小型风力发电机，较大的风力站尚在试验中。
  第二节 潮汐能发电
  50年代中期，福建使用水轮泵提水时，即探索利用感潮区潮位差驱动水轮栗提水灌田。1956年在闽侯县城门乡建成全国第一座潮汐水轮泵站——浚边潮汐水轮泵，每昼夜可提水约13小时，不用油不用电，效益显著。随后闽江下游、九龙江下游也陆续建起一批潮汐水轮泵站，开始引起人们重视开发潮汐能。
  1958年春，著名华侨领袖陈嘉庚先生为了解决集美学校用电，在厦门集美镇建设太古潮汐电站，安装1600马力潮汐水轮机1台，利用水头0.8—2.5米，配220千瓦发电机1台，抽水蓄能的双向进水650马力离心水泵1台，混流可逆式水轮机1台。该电站于1958年7月动工兴建，1959年初基本建成，经试车未达到设计出力，检修后于1960年再次试车只能达到110千瓦。1967年因无法正常运行而拆除。
  1958年10月，龙海县海澄镇兴建港口潮汐电站。该电站利用水头0.7—1.8米，采用单库双向式，安装1台自制木质水轮机，配2台55千瓦发电机。1960年建成投产，投资30万元，每千瓦造价2700元。运行3个多月，每潮发电约6小时（涨潮2—2.5小时，落潮3.5—4小时），但发电时间随涨落潮变化与用电时间不配合，使用不方便，且潮位差小，难以达到额定出力，利用率不高，于1961年报废。
  1959年，长乐县筹东村自筹3万元，利用闽江下游港道建1座潮汐水轮泵电站，除提水灌溉2000多亩农田外，安装1台40千瓦发电机组，成为灌溉、照明、农副产品加工的综合站，一昼夜可发电10—14小时，已运行30多年没有中断过。
  1980年，平潭县人民政府在幸福洋围垦工程兴建潮汐电站。经省水利电力厅考察调查，认为幸福洋围垦工程平均潮位差有4.2米，是结合潮汐发电的较好地点，列为省“六五”计划潮汐发电科技试验项目。1983年10月省水利水电勘测设计院负责设计，1984年5月完成初步设计，同年9月通过初设审查。该工程改建原围垦工程的排洪沟，并加内堤，使调节水库有效水位达到4米，有效库容达133万立方米，发电平均水头2.28米，装机容量为4台320千瓦发电机组，单机流量15.36立方米/秒，采用单库单向退潮发电，年设备利用2462小时。1984年破土动工，1989年6月4台潮汐发电机组全部试运行成功。当年9月，利用幸福洋垦区原有10千伏线路向县电网送电。该电站工程实际投资431万元，每千瓦造价3367元。至1989年底累计发电量为2.28万千瓦时。由于放水发电与养殖矛盾未妥善处理，且专用输出线路未建，生产能力未能充分发挥。
  为了较大规模开发利用潮汐能资源，1982年在连江县大官坂围垦工程建成后，进行潮汐能资源利用的可行性研究，拟作为万千瓦级潮汐试验电站站址。1986年6月，完成厦门潮汐能资源综合利用预可行性研究，经1988年11月省内外专家评审通过。华东勘测设计院对开发厦门马銮湾、福鼎沙埕、罗源大口等潮汐电站站址也做了初步研究和论证，为未来开发打下基础。
  第三节 核能发电
  福建省建设核电站的前期工作，开始于1983年10月，福建省核电站预可行性研究领导小组成立，胡平省长兼任组长。次年2月，组建了领导小组办公室，归省科学技术委员会领导，进行核电站选址工作。1984年4月，在地图上选址的基础上，到野外实地勘察。从沿海的霞浦县渔井村至漳浦县下要村，经1年3个月勘察，选出24个点。经过反复比较、筛选，认为惠安县山前村、长乐县山前村、南奥村和罗源县的将军帽村为较好的候选厂址。并委托美国邦世陆公司咨询。1986年又对惠安县山前村和长乐县山前村的地震、地质等方面进行研究。1989年10月，将上述4个厂址上报能源部核电站预选厂址评审小组审査。经能源部专家评审组现场踏勘后认为惠安县山前村和长乐县山前村是较好的厂址。
  核电机组预可行性研究，从1984年至1988年先后委托核工业部第二研究设计院进行2台90万千瓦压水堆核电机组（引进）和2台60万千瓦核电机组（国产）初步可行性研究。1990年初，能源部专家评审组对厂址提出补充意见，委托第二研究设计院对惠安县山前村和长乐县山前村厂址进行多种机组方案的总图设计，并对2台60万千瓦机组初步可行性研究报告作补充修改。规划1996年前完成核电站可行性研究。