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福建仙游抽水蓄能电站工程概况

福建仙游抽水蓄能电站工程概况
福建仙游抽水蓄能电站工程概况

福建仙游抽水蓄能电站工程概况

仙游抽水蓄能电站位于福建省莆田市仙游县西苑乡,距县城约33km。为周调节的抽水蓄能电站。电站安装四台单机容量为300MW的混流可逆式水泵水轮发动机组,总装机容量为1200MW(4×300MW)。本工程属大(1)型一等工程,主要永久性建筑物按1级建筑物设计,次要永久性建筑物按3级建筑物设计。枢纽主要由上水库、输水系统、地下厂房系统、地面开关站和下水库等建筑物组成。

上水库工程主要包括主坝、湾尾副坝、虎歧隔副坝、库盆、拦渣坝及环库公路等。主坝为钢筋混凝土面板堆石坝,坝顶高程747.6m,坝轴线长337.24m,最大坝高72.6m;虎歧隔副坝坝轴线长70m,最大坝高14m,为分区土石坝;湾尾副坝坝顶全长27m,最大坝高3m,亦为分区土石坝。

输水系统连接上、下水库,为二洞四机布置方式,由上库进/出水口、2条引水洞、4条引水支管、4条尾水支管、2个尾水调压井、2条尾水洞和下库进/出水口等组成。其中单条输水隧洞总长约2254m(指1#输水系统长度,下同);单条引水隧洞总长约1103m,衬砌内径6.5m,上斜井段上、下高差270.11m,倾角50°,单条斜长约381m(包括上、下弯段);下斜井段高差219.40m,倾角502,单条斜长318m(包括上、下弯段);单条尾水隧洞总长约1105m,衬砌内径7.0m,其中927m长尾水洞纵

坡为7.7%。

地下厂房系统主要由主/副厂房洞、进厂交通洞、母线洞、主变洞、主变运输洞、尾闸洞、出线斜井、通风兼安全洞及排水廊道等洞室群组成,另有开关站、中控楼等地面建筑物。主/副厂房洞尺寸为162.0m×24.0m×53.3m(长×宽×高),厂内安装四台单机容量为300MW的混流可逆式水泵水轮机发电机组;主变洞尺寸为135.0m×19.5m×22.0m(长×宽×高)。厂房区域的围岩为晶屑凝灰熔岩与花岗斑岩,岩石新鲜、坚硬、完整,无大的断层破碎带通过,围岩类别为II类,工程地质条件较好。

下库坝址位于西苑乡半岭村上游1km处溪口溪峡谷中,河谷呈“V”字型,主要包括大坝、溢洪道、导流放水洞及库盆等。主坝为钢筋混凝土面板堆石坝,坝顶高程299.9m,坝轴线长276.97m,最大坝高74.9m。溢洪道位于右岸,在右岸坝肩位置开挖而成。导流放水洞布置在左坝头山体内,利用前期导流隧洞改建而成。

本工程主体工程施工开始至第一台机组投产的工期为54个月(包括三个月施工准备期),总工期66个月。

工程特性表(1/8)

工程特性表(4/8)

工程特性表(5/8)

工程特性表(6/8)

工程特性表(7/8)

宝泉抽水蓄能电站工程概况、建设管理与工程进展

宝泉抽水蓄能电站工程概况、建设管理与工程进展 吴毅王洪玉 河南宝泉抽水蓄能发电有限责任公司 摘要:本文介绍了宝泉抽水蓄能电站工程概况、公司组成情况和电站建设管理模式,并对目前工程的建设进展情况进行了简述。 关键词:宝泉抽水蓄能电站建设管理进度 1 工程概况 宝泉抽水蓄能电站位于河南省辉县市薄壁镇大王庙以上2.4km的峪河上,距新乡市45km,距焦作市约30km,与郑州市直线距离约80km,是一座日调节纯抽水蓄能电站。电站装机容量1200MW,装设4台单机容量为300MW的立轴单级混流可逆式水泵水轮机-发电电动机组。电站建成后以二回500kV出线接入电网,担任电网的调峰、填谷、调频、调相以及事故备用等任务。 1.1 电站建设的必要性 宝泉抽水蓄能电站位于电网负荷中心,处在西电东送、南北互供,全国联网的交叉点和支撑点上,电站的建设对于缓解用电紧张局面,优化河南电网、华中电网乃至华北电网电力结构,促进全国联网,具有深远的战略意义。 河南电网位于华中电网北部,电源结构以燃煤火电为主,电网运行的调峰问题非常突出。目前为满足电网的调峰要求,被迫采用中小煤电机组两班制和大型煤电机组深度调荷运行等非常规措施进行调峰。随着国民经济的快速发展和人民生活水平的不断提高,电网负荷将越来越高,峰谷差将越来越大,对电网的调峰要求也将越来越高。宝泉抽水蓄能电站装机1200MW,其承担的调峰容量是同规模启停调峰火电机组的2倍,宝泉电站的投运可使网内火电机组避免启停调峰并保持火电机组高效稳定运行,不仅可降低电网耗煤量,还能减少火电机组事故率,为电网安全稳定运行提供保障。 此外,由于抽水蓄能机组启停和升降负荷快速、方便、灵活的特点,在为电网提供调频、调相、旋转备用以及事故备用等方面有着特别的优势。 1.2 电站建设条件 宝泉抽水蓄能电站地处河南省负荷中心,周围有焦作、鹤壁、新乡等煤电基地,地理位置优越,交通条件较好。电站建成后,以500kV一级电压2回出线接入新乡500kV变电站。 电站区位于太行山东麓的山区和平原交接部位。海拔高程140~1300m,相对高差达1000m,属强烈切割的中山区,东南部平原地形平坦,海拔仅100m左右。 电站区出露的地层主要有太古界登封群(Ar)、中元古界汝阳群(P2t2ry)、下古生界寒武系(?)及新生界第四系(Q)。太古界、中元古界、下古生界三个不同时代的基岩构造层中,由于它们所经历的构造运动不同,其节理构造发育规律也存在差异,总体看共有5组高倾角构造节理,一般延伸不长,总体属不发育——中等发育类型。 宝泉抽水蓄能电站工程枢纽建筑物包括上水库、下水库、输水系统、地下厂房洞群和开关站等。整个工程区的地质与水文地质特点是:电站区山高谷深,多悬崖绝壁,具备修建大型蓄能电站的地形条件;上水库成库的地形条件较好,但库区存在厚度不均的冲洪积层,库盆寒武系岩层具有一定的透水性;引水发电系统线路区的线路短、高差大、山体厚,地形地貌条件优越。下水库由现有的

当前抽水蓄能电站建设的认识与建议

当前抽水蓄能电站建设的认识与建议 一、抽水蓄能电站的作用 抽水蓄能电站是电力系统中具有调峰、填谷、调频、调相和事故备用等多种功能的特殊电源,有时也称二次电源,其运行灵活、反应快速。承担着电网调节和保障电力系统稳定运行重要任务。 二、抽水蓄能电站发展简况 世界首座抽水蓄能电站建设至今有一百多年,较具规模的开发则始于20世纪50年代,1960年全世界抽水蓄能电站装机容量342万千瓦,占总装机容量的0.62%。至1990年,全世界抽水蓄能装机容量增至8688万千瓦,已占总装机容量的3.15%,此期间的抽水蓄能电站建设多在欧美及日本发达国家进行。当前世界抽水蓄能占总装机比例平均在3%左右,部分发达国家的抽水蓄能机组占总装机的比重已超过10%,其中法国占18.7%,奥地利占16.2%,意大利占11%,日本也达到10%。 我国抽水蓄能电站建设起步较晚,但发展很快。截至2008年,我国已建成抽水蓄能电站20座,在建的11座,装机容量达到1091万千瓦,占全国总装机容量的1.35%。在建的11座抽水蓄能电站2010年左右陆续投入运行后,我国抽

蓄电站装机容量将达2171万千瓦,规模上位居世界第三。占比仍达不到3%,低于世界平均水平。 三、我国至2020年抽水蓄能电站发展预测 抽水蓄能电站的发展受诸多因素影响,是经济发展到一定水平的产物。随着可再生能源如核电、风电、太阳能发电的快速发展,电力负荷的峰谷差也将迅速增加,具有良好调峰填谷性能的抽水蓄能电站尚存广阔的发展空间。据国家电网公司预测,至2020年,我国新能源发电装机达2.9亿千瓦,约占总装机的17%,其中核电8600万千瓦,风电1.5亿千瓦,太阳能2000万千瓦,生物质能3000万千瓦。至2008年底,新能源总装机还不到2000万千瓦,仅占总装机的2.2%左右,新能源建设任重道远。 在风电、核电等清洁能源高速发展的同时,也对我国电网的系统安全、稳定运行提出了更高要求。我国核电一般为带基荷运行,不参与调峰,风电具有随机性、间歇性和反调峰性等特点。电力系统中的核电、风电、太阳能的并网规模较大时,电网系统的调峰压力大大增加,甚至会影响系统的安全稳定运行。我国目前的电力系统调峰仍主要依靠煤电,由于受煤电深度调峰能力和经济性的限制,系统调峰手段非常有限。在相当长时期内,在电力调峰技术重大突破前,抽水蓄能电站是解决电网调峰、保障系统安全稳定的主要有效手段之一。抽水蓄能电站是电力系统最可靠、最经济、寿命

我国抽水蓄能电站概况简介

目录 宝泉抽水蓄能电站 (3) 概况 (3) 工程建设 (3) 湖北白莲河抽水蓄能电站 (3) 简介 (3) 枢纽布置 (4) 丹东蒲石河抽水蓄能电站 (4) 电站概况 (4) 电站枢纽 (5) 上下水库 (5) 响水涧蓄能电站 (5) 广州抽水蓄能电站 (6) 简介 (6) 枢纽布置 (6) 水泵水轮机特性 (7) 工程相关信息 (7) 惠州抽水蓄能电站 (9) 电站概况 (9) 工程意义 (9) 枢纽布置及水工建筑物 (10) 机组参数 (10) 天荒坪抽水蓄能电站 (11) 简介 (11) 构成 (12) 桐柏抽水蓄能电站 (12) 河北张河湾抽水蓄能电站 (13) 简介 (13) 工程概况 (13) 清远抽水蓄能电站 (14) 概述 (14) 效益 (14) 仙居抽水蓄能电站 (15) 概述 (15) 地理位置 (15) 装机容量 (15) 功能 (15) 开工建设 (15) 泰安抽水蓄能电站 (16) 电站概述 (16) 上水库 (16) 下水库 (16) 电站建设 (17)

电站效益 (17) 阳江抽水蓄能电站 (17) 概述 (17) 枢纽 (18) 建设 (18)

宝泉抽水蓄能电站 概况 宝泉抽水蓄能站位于河南省辉县市薄壁镇大王庙以上2.4km的峪河上。电站与新乡市、焦作市和郑州市的直线距离分别为45km、30km和80km,对外交通十分便利。电站装机容量120万kW,年发电量20.10亿kW·h,年抽水耗电量26.42亿kW·h,综合效率0.76。电站建成后,在电网中主要担任调峰、填谷任务,同时还兼有事故备用、调频、调相等功能。 工程建设 电站的主要建筑物包括上下水库大坝、引水道、地下厂房洞群系统及地面开关站等。 上水库位于宝泉水库峪河左岸支流东沟内,距宝泉村约1km,引水道进/出水口位于水库左岸,距大坝左坝头约200m。 下水库比较了峡口下库方案和宝泉下库方案,选定了宝泉水库作为宝泉抽水蓄能电站的下水库,下水库进/出水口位于宝泉水库左岸,距宝泉水库大坝约1km。输水道在上水库进/出水口后转了一个35.8゜的角度后直达下水库。 上水库档水建筑物为混凝土面板堆石坝,下水库是利用峪河上已建成的宝泉水库,但要对大坝加高、加固。原宝泉水库大坝为浆砌石重力坝。档水坝段坝顶高程252.1m,溢流堰堰顶高程244.0m,总库容4458万m,工程等别为三等,规模为中型,大坝按3级建筑物设计。加高后堰顶高程为257.5m,堰顶上再加设2.5m橡胶坝。大坝加高后基本维持原总体布置不变,即坝轴线不变,坝顶高程268.0m,坝顶长为535.5m,其中:左岸挡水坝坝长277.0m,右岸档水坝段长197.5m。其工程等别提高为一等,规模为大(1)型,大坝按一级建筑物设计。 宝泉抽水蓄能电站引水道主洞直径为 6.5m,上游调压井前、后段及尾水段洞径均为6.5m,岔管段洞径为4.5m;上水库正常蓄水位为788.6m,下水库死水位220.0m,最大毛水头为568.6m;上水库死水位为758.0m,下水库正常蓄水位为260.0m,电站最小毛水头为498m;上水库总库容为827万m,发电库容620万m;下水库总库容6750万m,灌溉兴利库容3575万m,扩大兴利库容515万m;防洪标准为100年一遇洪水设计,1000年一遇洪水校核,最大泄量分别为3530m3/s和6760m3/s。 湖北白莲河抽水蓄能电站 简介 湖北白莲河抽水蓄能电站工程位于黄冈市罗田县境内,离武汉市公里距离为

溪口抽水蓄能电站工程特点与关键技术研究

溪口抽水蓄能电站工程特点与关键技术研究 水利部农村电气化研究所李志武 八十年代末期,中国用电紧张的局面有所缓和,但电力供需矛盾并未根本缓解,不少电网电力供需矛盾由缺电量转为主要缺电力。特别是在东南沿海地带,由于经济高速发展,电网峰谷差越来越大,而电网调峰能力有限,难以满足电网日益增大的调峰要求,严重影响了沿海地区持续、稳定发展。 在90年代初,中国已准备进行大型抽水蓄能电站建设,但由于一些地方电网所需调峰电量较小,技术经济比较后只需建设中小型抽水蓄能电站。 中国第一座中型纯抽水蓄能电站——溪口抽水蓄能电站,于1994年2月开工建设,1997年12月首台机组并网发电,1998年5月全部机组并网发电并投入商业运行。电站充分发挥了调峰填谷的作用,在改善地方电网运行质量,提高电网运行安全、可靠性方面发挥了重要作用。 溪口抽水蓄能电站建成之后,中国又建成5座中小型抽水蓄能电站,还有的正在建设和规划中。因此,溪口抽水蓄能电站对促进中国中小型抽水蓄能电站的开发起到了良好的示范作用。 1.工程规模及效益 宁波溪口抽水蓄能电站位于浙江省奉化市溪口镇,距负荷中心宁波

市仅39km,距奉化市25km,距奉化至宁波110kV输电线路奉化变电所13km。溪口镇距上水库4km,距电站厂房及下水库2km。电站总装机容量为80MW,由2台单机容量为40MW竖轴混流可逆式水泵水轮发电机组组成。 电站发电最大、最小(净)水头分别为268m和229m,设计水头为240m,发电最大引用流量19.69m3/s,水泵最大、最小扬程分别为276m和242m。日发电量为40×104kW.h,日抽水用电量为54.8×104kW.h,日发电历时(折合满发)为5h,日抽水历时(折合满抽)为6.85h,年发电量为1.26×108kW.h,年抽水用电量1.72×108kW.h,总投资33500万元,每千瓦投资为4188元。 2.枢纽布置及主要建筑物 工程枢纽主要建筑物有上水库、输水系统、厂房、升压开关站和下水库五部分组成,电站输水道总长与水头比值(L/H)为4.7。 1)上水库 上水库坝型为钢筋混凝土面板石坝,最大坝高48.5m,坝顶长153.9m,坝顶宽6m。上游坝坡1:1.4,下游坝坡1:1.3--1:1.4。总库容103×104m3,正常发电调节库容67.05×104m3,备用库容9.95×104m3,用以特枯水年枯水期补充上下库的蒸发和渗漏损失。正常运行时水位日变幅为13.92m。

天荒平抽水蓄能电站综合效率分析

冰蓄冷空调“移峰填谷”能效折算系数 的研究与确定 (征求意见稿) 浙江清华长三角研究院建筑节能研究中心 杭州华电华源环境工程有限公司 2009年4月25日

目录 第1章课题研究背景 ----------------------------------------------- 1 1.1 冰蓄冷技术与节能----------------------------------------------------------------------------------------- 1 1.1.1 我国节能事业的战略背景----------------------------------------------------------------------- 1 1.1.2 冰蓄冷技术的节能原理、发展过程和现状 ------------------------------------------------- 1 1.1.3 明确鼓励和推广冰蓄冷技术的政策文件 ---------------------------------------------------- 5 1.2 评价冰蓄冷节能效果的难点 ---------------------------------------------------------------------------- 6 1.2.1 直接节能效益法的局限性----------------------------------------------------------------------- 6 1.2.2 全生命周期能耗效率的对比研究方法 ------------------------------------------------------- 6 1.2.3 本课题的解决思路 -------------------------------------------------------------------------------- 7 第2章抽水蓄能电站的全生命周期能耗效率 --------------------------- 8 2.1 抽水蓄能电站的发展概况 ------------------------------------------------------------------------------- 8 2.2 典型抽水蓄能电站的能耗效率计算 ------------------------------------------------------------------- 8 2.2.1 天荒坪抽水蓄能电站基本情况----------------------------------------------------------------- 8 2.2.2 抽水蓄能电站综合能源效率的计算方法 ---------------------------------------------------- 9 2.2.3 天荒坪抽水蓄能电站的重要基础数据 ------------------------------------------------------- 9 2.2.4 天荒坪抽水蓄能电站的生命周期综合能效 ------------------------------------------------ 11 2.3 典型抽水蓄能电站综合能效的敏感性分析--------------------------------------------------------- 11 2.4 小结----------------------------------------------------------------------------------------------------------- 12 第3章冰蓄冷空调的生命周期能耗效率 ------------------------------ 13 3.1 典型冰蓄冷空调系统概况 ------------------------------------------------------------------------------ 13 3.1.1 典型冰蓄冷空调系统的基本参数 ------------------------------------------------------------ 13 3.1.2 典型设计日逐时负荷情况---------------------------------------------------------------------- 13 3.2 典型冰蓄冷空调系统的生命周期能耗效率--------------------------------------------------------- 13 3.2.1 浙江地区计算方法(中午有两小时低谷电)--------------------------------------------- 13 3.2.2 其他地区计算方法(中午没有两小时低谷电)------------------------------------------ 14 3.2.3 冰蓄冷空调系统的平均综合效率 ------------------------------------------------------------ 14 3.3 其他冰蓄冷项目的综合能耗效率研究--------------------------------------------------------------- 14 3.3.1 江苏省镇江市某项目 ---------------------------------------------------------------------------- 14 3.3.2 江苏省南京市某项目 ---------------------------------------------------------------------------- 15 3.3.3 浙江省杭州市某项目 ---------------------------------------------------------------------------- 15 3.3.4 其他项目的平均综合能耗效率---------------------------------------------------------------- 16 3.4 小结----------------------------------------------------------------------------------------------------------- 16

福建仙游抽水蓄能电站工程概况

福建仙游抽水蓄能电站工程概况 仙游抽水蓄能电站位于福建省莆田市仙游县西苑乡,距县城约33km。为周调节的抽水蓄能电站。电站安装四台单机容量为300MW的混流可逆式水泵水轮发动机组,总装机容量为1200MW(4×300MW)。本工程属大(1)型一等工程,主要永久性建筑物按1级建筑物设计,次要永久性建筑物按3级建筑物设计。枢纽主要由上水库、输水系统、地下厂房系统、地面开关站和下水库等建筑物组成。 上水库工程主要包括主坝、湾尾副坝、虎歧隔副坝、库盆、拦渣坝及环库公路等。主坝为钢筋混凝土面板堆石坝,坝顶高程747.6m,坝轴线长337.24m,最大坝高72.6m;虎歧隔副坝坝轴线长70m,最大坝高14m,为分区土石坝;湾尾副坝坝顶全长27m,最大坝高3m,亦为分区土石坝。 输水系统连接上、下水库,为二洞四机布置方式,由上库进/出水口、2条引水洞、4条引水支管、4条尾水支管、2个尾水调压井、2条尾水洞和下库进/出水口等组成。其中单条输水隧洞总长约2254m(指1#输水系统长度,下同);单条引水隧洞总长约1103m,衬砌内径6.5m,上斜井段上、下高差270.11m,倾角50°,单条斜长约381m(包括上、下弯段);下斜井段高差219.40m,倾角502,单条斜长318m(包括上、下弯段);单条尾水隧洞总长约1105m,衬砌内径7.0m,其中927m长尾水洞纵

坡为7.7%。 地下厂房系统主要由主/副厂房洞、进厂交通洞、母线洞、主变洞、主变运输洞、尾闸洞、出线斜井、通风兼安全洞及排水廊道等洞室群组成,另有开关站、中控楼等地面建筑物。主/副厂房洞尺寸为162.0m×24.0m×53.3m(长×宽×高),厂内安装四台单机容量为300MW的混流可逆式水泵水轮机发电机组;主变洞尺寸为135.0m×19.5m×22.0m(长×宽×高)。厂房区域的围岩为晶屑凝灰熔岩与花岗斑岩,岩石新鲜、坚硬、完整,无大的断层破碎带通过,围岩类别为II类,工程地质条件较好。 下库坝址位于西苑乡半岭村上游1km处溪口溪峡谷中,河谷呈“V”字型,主要包括大坝、溢洪道、导流放水洞及库盆等。主坝为钢筋混凝土面板堆石坝,坝顶高程299.9m,坝轴线长276.97m,最大坝高74.9m。溢洪道位于右岸,在右岸坝肩位置开挖而成。导流放水洞布置在左坝头山体内,利用前期导流隧洞改建而成。 本工程主体工程施工开始至第一台机组投产的工期为54个月(包括三个月施工准备期),总工期66个月。

1福建省高峰抽水蓄能电站简介

1.福建省高峰抽水蓄能电站简介 1.1 前言 高峰季调节抽水蓄能电站位于福建省邵武市晒口镇附近,距邵武市区约15km,距220kV固县变约12km。电站装机容量200MW,下水库拟在富屯溪干流安家渡村下游建低堰形成,正常蓄水位174.0m,形成调节库容137.6万m3,上水库拟利用高峰农场所在的两相邻高山盆地筑坝连通形成,水库正常蓄水位500m,调节库容为13896万m3。 根据水规总院的安排,在福建省计委、电力局和地方政府的大力支持下,华东勘测设计研究院于1991年开始进行福建省抽水蓄能电站普查工作,并于1993年2月提出《福建省抽水蓄能电站普查报告》,当时针对福建省水电比重大、调节性能差、枯水期出力不足及丰水期弃水电量大等特点,选择并推荐了邵武高峰、泰宁开善、永泰梧桐等3处季调节抽水蓄能电站站址,其中邵武高峰站址:①下库富屯溪截雨面积大,丰水期有充沛水量可供抽水;②上水库库容大,水头较高,电站蓄能电量较多;③下游有已建的千岭、沙溪口、水口等梯级水电站,高峰电站的建成相当于为这些电站增加了一个库容较大的上游龙头水库,减少了这些电站的汛期弃水,增加了这些电站的保证出力和枯水期发电量。由于具有以上等优点,高峰电站成为季调节抽水蓄能电站的首选站址。1993年9月福建省电力局与华东勘测设计研究院共同对高峰站址进行了复勘,于1993年12月提出的《福建省抽水蓄能电站复勘报告》中选择推荐高峰季调节抽水蓄能电站站址为进一步

工作研究对象。 1996年5月,福建省电力局委托我院开展高峰抽水蓄能电站的专题研究工作,重点论证福建省建设季调节抽水蓄能电站的必要性及高峰电站的建设规模和效益,进行初步的工程枢纽布置、投资估算及初步经济评价。我院在承接任务后,即组织专业人员进行现场查勘和调研收资工作,并委托福建省测绘局航测大队完成工程区25km2的1/5000航测地形图,地质专业于1996年9月进行了地质查勘外业工作,水库专业于1 996年1 0月进行了水库调查外业工作。同时设计内业方面加紧做了大量工作,在福建省电力局计划处,水调中心和邵武市地方有关部门的大力帮助和密切配合下,已完成专题研究阶段各项工作并正提出专题研究报告。现将本工程主要情况简述如下,仅供参考。 1.2工程建设必要性 1.2.1 电网及水电弃水现状 截止1995年底,福建省全网水火电总装机容量6358MW,其中水电装机容量3881Mw,占全网总装机容量的61%,火电装机容量2477Mw,占全网总装机容量的39%。福建省目前电源结构不合理,全网水电中,装机100MW及以上的只有水口、沙溪口、古田、安砂、池潭等5处,其余多为25MW以下的小水电。现有水电调节性能差,除古田具有年调节性能、池潭具有不完全年调节、安砂具有季调节、水口具有不完全季调节性能外,其余大多为调节性能差的或径流式水电站,电量受天制约因素大,丰水期、枯水期出力严重不均,在目前

天荒坪抽水蓄能电站实习报告

天荒坪抽水蓄能电站实习报告 一、实习概况: 1.实习地点:浙江安吉天荒坪抽水蓄能电厂 2.实习时间:2011年4月11日——2011年4月15日 3.实习人员:电子信息工程专业08级全体同学 4.实习指导人员:电厂沈斌学校李东新、储荣 二、实习内容及目的: 1.参观天荒坪水电站上水库和下水库,了解抽水蓄能电站的实际操作方式以及上下水库大坝的监测情况。 2.参观地下发电厂房,了解抽水蓄能电站的概况、发电原理和机组工作情况等。 3.了解电厂生产的安全规则以及电厂为安全、经济、长期发供电而采取的主要措施等。 三、实习过程: 2011年4月11日上午,电子信息工程专业全体同学怀着无比激动的心情从南京出发,乘校车开往浙江省湖州市安吉县天荒坪镇,进行为期5天的实践体验活动。经过几个小时的车程,中午我们抵达了公司旁边的大洋酒店。 4月11日下午:我们到酒店安顿好后,就去公司的会议厅集中,听抽水蓄能电站基建管理的讲座并观看有关的视频介绍。听完讲座我们对抽水蓄能电站有了大致的了解。抽水蓄能电站,顾名思义既能抽水又能发电的水电站。抽水蓄能电站运行具有几大特性:它既是发电厂,又是用户,它的填谷作用是其它任何类型发电厂所没有的;它启动迅速,运行灵活、可靠,除调峰填谷外,还适合承担调频、调相、事故备用等任务。目前,中国已建的抽水蓄能电站在各自的电网中都发挥了重要作用,使电网总体燃料得以节省,降低了电网成本,提高了电网的可靠性。 天荒坪抽水蓄能电站位于浙江省安吉县境内,直线距离至杭州57 km,至上海175 km,至南京180 km 。抽水蓄能电站装有可以兼做水泵和水轮机的抽蓄机组,在电力系统低谷负荷时利用系统多余电能由机组把下水库的水抽到上水库储存,在电力系统尖峰负荷时将上水库的水放下由机组发电的。以两回 500 kV 出线 34 km 输电线路接入华东电网 500 kV 瓶窑变电所,输电线路短、且接近华东电网的负荷中心,地理位置十分优越。电站安装6台300 MW可逆式抽水发电机组,总装机容量1800 MW,年发电量30.14亿kw·h,抽水电量(填谷电量)41.04亿kw·h,为日调节纯抽水蓄能电站,设计综合效率为0.74。 电站以及独特的山区风貌,优越的地理位置,具有较高的知名度和良好的社会效益,享誉海内外。电站前期准备工作于1992年6月启动,1994年3月1日正式动工,1998年1月第一台机组投产,总工期八年,于2000年12月底全部竣工投产。天荒坪电站雄伟壮观,堪称世纪之作,是我国目前已建和在建的同类电站单个厂房装机容量最大、水头最高的一座;也是亚洲最大、名列世界第二的抽水蓄能电站,电站主要设备均从国外引进。电站枢纽主要包括上水库和下水库、输水系统、中央控制楼和地下厂房等部分组成。

新乡宝泉水库

宝泉水库 一. 气象水文 宝泉水库位于辉县市薄壁镇西北部。原有工程是1973年开工兴建,1982年因调整基建计划停建。现有工程为1989年10月开工复建,1994年6月竣工。宝泉水库大坝为浆砌石重力坝,现有挡水坝坝顶高程为252.10m,坝顶总长411.00m,最大坝高91.10m,总库容4458.00万m3,是一座以“灌溉为主,结合发电,兼顾防洪”的中型水库。宝泉水库溢流坝的堰顶高程为244.0m,溢流坝段宽109m,溢流坝下游采用挑流消能形式,挑流鼻坎坎顶高程为185m。宝泉抽水蓄能电站位于河南省辉县市薄壁乡大王庙以上2km的峪河上,电站总装机容量为1200kw,年发电量为20.1亿千瓦时,年抽水耗电量为26.42亿千瓦时,电站综合效率为0.761. 二.山前倾斜平原 (1) 坡洪积斜地不连续地分布于市区东北部的方庄、薄壁(见山前地带),有重力和坡面水流用堆积而成,粘土、碎石、卵石等组成的坡积物呈倒石堆状或围绕坡麓堆积构成坡积群,坡积群相连组成坡积斜地。 (2) 冲洪积扇在丹河、西石河、三门河、子房沟、翁涧河等河流的出山口处,间歇性暂时洪流堆积作用形成了一系列冲洪积扇。不同时期、不同河流的洪积扇重叠或相连,呈带状沿太行山前连成一片。组成物质为粉质粘土、粘土、卵砾石等。 (3) 扇前洼地分布于铁路线以南至新河间的朱村—于村—墙南—待王一带,为西石河、翁涧河、山门河洪积扇的前缘地带,地形低洼,地面标高+95- +85m,微向东南倾斜。组成物质为粉质粘土、粘土为主,夹有砂层。 (4) 交接洼地 分布于新河—大沙河一带,为黄河、沁河的冲积平原和太行山山前冲洪积平原之间的交接洼地,由粉质粘土、粉细砂土组成。地势低洼,地面标高+100- +90m,微向东南倾斜。 在山前冲洪积平原中上部,分布有十几座煤矿。采煤引起地表下沉变形,地表形成塌陷坑。据调查,焦作矿区有较大的塌陷坑17个,塌陷面积近70 km2。

仙游抽水蓄能电站工程组织机构人员配置及运行机制

仙游抽水蓄能电站工程组织机构人员配置及运行机制 1 组织机构 1.1组织机构设置的目的 组织机构设置的目的:形成施工项目管理的组织保证; 形成一定的权力机构以便集中统一指挥; 形成责任制和信息沟通体系。 1.2组织机构设置的原则 目的性原则:项目施工组织机构设置的根本目的是通过一定的形式对施工项目进行管理。所以,严格按项目特点设立机构,按照机构设立岗位,按照岗位拟定编制,按照编制拟定人员,并以岗位职责授予相应权力。 合理性原则:项目施工组织机构设置,力求合理。一方面覆盖项目施工的方方面面,另一方面避免分工过细,机构庞大。人员配置力求合理;注意素质上高、中搭配,年龄上新、老搭配,使用和学习锻炼相结合,培养人才。 精干高效原则:施工项目有其自身的特点,工期、质量、安全的高要求和必须高效运行的机制,要求必须设置一个精干高效的组织机构。选用高素质人员,力求一专多能。从严控制中、下级管理人员数量,避免机构臃肿,人浮于事。 人员素质原则:按照项目管理的几个方面,成立专门职能部门,配备合格人员,对相应事务进行对口处理。实行合理分工,团结协作。 根据上述组织机构设置的目的和原则,结合我集团公司的有关规定,充分考虑本工程的实际情况,结合类似工程的施工经验,建立如图3-1所示组织机构: 2 组织机构的设置 根据工程施工的实际需要,按照现代项目法施工原则成立“中国葛洲坝集团股份有限公司仙游抽水蓄能电站施工项目部”。选聘技术水平高、施工管理经验丰富的人员组成经理部决策层和管理层,负责本合同工程的实施;从集团公司抽调从事过江苏宜兴、河北张河湾等抽水蓄能电站的施工和管理工程技术人员和技术工人,按专业组建施工队伍承担本合同工程项目的施工任务。项目部将按管理层和作业层分离的原则组织本合同工程的施工。

天荒坪抽水蓄能电站电气设计的若干问题

天荒坪抽水蓄能电站电气设计的若干问题 余国铨 (华东勘测设计研究院杭州310014) 摘要本文介绍了天荒坪抽水蓄能电站电气主接线、SFC的配置等,并就抽水蓄能电 站的 调压方式、发电电动机通风冷却等问题提出了建议。 关键词水电站电气设计天荒坪抽水蓄能电站 I 500kV侧的接线方式 天荒坪抽水蓄能电站500kV侧,为什么采用不完全单母线二分段接线(所谓“不完全”是指有一回进线未装设断路器)。参见图1天荒坪抽水蓄能电站电气主 接线图。之所以采用这种接线方式,县有个演变过程。 图1天荒坪电站电气王摄线圈 由于电站的设计进度比系统接人设计进度提前,故天荒坪电站初设要完成 时,电站接人系统方案尚未能审定。系统设计部门提供7个方案,其中可能性较大有2个方案:即电站以二回500kV输电线接入瓶窑变电站或以三回500kV输电线二回接人瓶窑变电所,一回接人苏南斗山变电所。 为满足1989年底完成初步设计的要求,我院只能先假定一个接入系统方案进行设计。考虑到天荒坪电站是华东三省一市与国家共同集资兴建的项目,影响接入系统的因素很多,初设为了留有余地,我院决定暂按三回500kV出线的方案进 行设计。至于发变组合,经过技术经济比较,选定与联合单元接线。这样电站 6 台300MW机组共组成三个联合单元,也即500kV有三回进线。 初设时为节约工程投资,500kV配电装置的位置选择在上水库东南侧850m 高程比较开阔的地方,并选用敞开式设备。主接线经过多方案比较和可靠性计算,由于

三回路出线使电站环入华东500kV主网,对500kV接线要求严格,故选定为1 个半断路器接线。 初设审查期间(1990年5月),为了选定主接线方案,要求系统接入设计的方 案必须先审定。故会议期间临时召开了系统接人设计讨论会,暂定为二回500kV 出线的方案(系统接人设计审查会直至1991年3月才召开,正式决定采用二回出线 的方案)。审查会上电站建设部门认为开关站布置在上水库离厂房太远,主张改用 进口GIS,将开关站布置在下水库附近。由于这些变化,且二回出线均接人同一变电 所,电站不环入主网,同时又采用可靠性高的GIS,故接线可简化,审查时选定双 内桥接线方案。鉴于500kV隔离开关无法切除空载变压器,为避免切除空载变压器 而断开桥开关,所以还决定参照英国迪诺威克抽水蓄能电站(也是6台300MW机 组),在三回进线回路上各加装1台负荷开关,以便利用它来切除空载变压器,而 不影响双桥形接线,参见图2天荒坪招标阶段500kV侧接线图。1992年天荒坪电站 主机招标时就附上这接线方式。 1,2号机号捉5出号机 除合单元呱合单元联合单元 图2天荒坪招标阶段500kV侧接线图 当采用上述的接线方式时,我院即提出,世界上制造500kV GIS的厂家,均 不生产500kV负荷开关,采用这样的接线不落实。但因时间关系,决定暂按该接线 进行主机招标,同时抓紧与外商联系,落实500k v负荷开关的制造,最终待在 500kV设备招标时再决定接线方式。 经过技术交流,外商均不同意专门生产500kV负荷开关,所以决定对500kV 主 接线进行修改。 在修编初设概算时,500kV负荷开关系按断路器价格2/3估算的。修改主接线 方案时,我们需考虑尽可能不影响概算;同时主机标已签合同,发变组的继电保 护已定,也应考虑接线方式尽可能不要有大的变动。因此我们决定将1#、2#机和 5#、6#机二个联合单元进线的负荷开关改为断路器,而将3#、4#机联合单元进线 的负荷开关取消。这样修改的主接线既没有大变动,且概算也基本不变,只是在

仙游抽水蓄能电站工电气管道、接地系统及给排水系统预埋件的埋设

仙游抽水蓄能电站工程 电气管道、接地系统及给排水系统预埋件的埋设 1 概述 1.1 工程范围 负责在本工程土建项目相关的范围内为安装合同段或其它合同段进行电气设备安装和其它工作所需的埋设项目,包括(不限于): (1) 上库进/出水口平台、上库进/出水口启闭机房、配电房、值班室、引水隧洞等接地系统及全部固定件; (2) 工业电视和通讯等系统的电缆管埋设; (3) 上库进/出水口启闭机房、配电房、值班室等永久建筑物室内/外的照明设施埋设件、照明配电箱/灯具及其附属设备安装、开关及插座等安装、电线敷设和电力/控制电缆埋管;进水口水位计控制电缆埋管; (4) 电气设备接地线安装; (5) 电气设备安装所需的基础预埋件; (6) 监理人指定埋设的电气管道及其他埋设件; (7) 预埋件的防腐措施; (8) 负责与其他工程段接口的电气设备安装和其它工作必需的永久埋设项目。 1.2 主要工程量 本合同电气管道、接地系统及给排水系统预埋件工程主要项目见表17-1。 表17-1 电气管道、接地系统及给排水系统预埋件主要工程量表

2 施工布置

(1)本工程在上库进出水口附近的施工工厂区布置金结加工厂,内设有机电设备仓库、露天设备堆放场、钢平台等,进行设备临时存放、管道及基础制作。仓库内设备装卸采用5吨叉车进行。露天设备采用汽车吊进行。 (2)现场设备的装卸就位根据部位情况采用汽车吊或与卷扬机等配合就位。小件设备人工就位。 (3)现场设置临时活动工具房,随部位移动,放置施工设备、小型材料及工器具,进行系统安装。 (4)现场施工用电接自附近施工电源。 (5)现场施工用水接自土建系统。 3 施工进度计划安排 电气管道、接地系统及给排水系统预埋件工程的施工均与混凝土施工同步进行,满足总进度需要。 4 电气管道埋设施工 4.1 安装技术要求 (1)管道的埋设按施工详图及说明规定,或者按监理人的批示执行。需要更改时,事先征得发包人和监理人许可,如发包人和监理人认为返工是由于没有按图施工或敷设有缺陷或埋设不合格,则负责纠正,进行修理或更换。 (2)把埋设的电气管路及埋设件的终端引出,以便将来安装后续工序的进行。在埋设的电气管道中,穿以直径不小于2mm的镀锌铁丝或钢丝,并露出管路的终端外。亦可按施工详图要求或发包人和监理人规定的其它方式引出终端。装设终端的位置和用何种方式保护终端,可自行确定,但作出标记和记录,使延伸的后续工序能顺利进行。 (3)全部管道应采用热镀锌对缝焊接的硬质钢管,管道不能作为交流回路的导体使用,备用管道口应以木塞塞住。 (4)金属管道线路上的预埋接头盒,按照施工图所示,用钢板或铸铁接线盒,在需要的情况下,则设置大号的混凝土接头盒,通过接头盒又处于伸缩缝附近的管道连接好,金属框架及盖板应接地。 (5)严格按图施工,如果需要修改时,采取有效措施,以保证所有的变更与其它管道工作、建筑工作、上下水道工作、配管及建筑表面处理相协调,并保证将来管道延伸或更换时不相互干扰,要求修改施工详图时,经发包人和监理人批准后再

抽水蓄能电站技术概况简介概要

抽水蓄能电站技术概况简介 安徽省电力试验研究所倪安华 1989年7月 1抽蓄能电站的作用 抽水蓄能电站是水力发电站的一种特殊形式。它兼具有发电及蓄能功能。抽水蓄能电站有上、下两个水库(池)。当上库的水流向下库时,就如常规的水力发电站,消耗水的位能转换为电能;相反,将下库的水输到上库时就是抽水蓄能,消耗电能转换为水的位能。由于机械效率和各种损耗的原因,在同样水位差和同样水流量的条件下,抽水时所消耗的电能总 是大于发电时产生的电能。那末,建设抽水 蓄能电站的经济效益表现在哪里呢? 众所周知,随着工业化水平的发展和 人民生活用电的增加,电网用电负荷的峰谷 差愈大。图1是典型的日负荷曲线。在上午 8:00左右开始和晚上19:00左右开始为两 个高峰负荷,此期间电网的发电出力必须满 足P max的要求;晚上23:00以后为低谷负荷, 电网的发电出力又必须限制在P min。 也就是说,发电出力必须满足调峰要求。随着电网的发展,大机组在电网中的比重将增加,用高压高温高效率的大机组来调节负荷不仅在经济上是不合算的,而且对设备的安全和寿命也有影响。今后核电机组更要求带固定负荷。因此,电网调峰将更为困难。抽水蓄能电站的作用就是在低谷负荷期间吸取电网中的电能将水抽至上库,积蓄能量;而在高峰负荷期间再将上库的水发电。亦即在图l中增加了“V”部分的用电负荷,使常规机组负荷不必降到P min。而在高峰负荷时,“P”部分的负荷由抽水蓄能机组承担,使常规机组的负荷不需要升高到P max塞。V的面积必然是大于P的面积,在电能平衡上是要亏损的,:然而却减小了大机组的调峰幅度,降低了大机组由于带峰荷而引起的额外的燃料消耗,提高了大机组的利用率。从全电网来衡量经济效益是显著的。 抽水蓄能电站的综合效率一般在65—75%,这—数字包括了抽水和发电时所损耗的机械效率。然而,大火电机组利用率的提高即意味着煤耗的降低。如火电厂在30—40%酌额定工况远行时,其煤耗约比额定工况增加35%,而且低负荷远行可能要用油助燃,厂用电率也要比正常增加1—2个百分点。煤耗和厂用电的减少也可认为是在同样的能耗时发电量的增加。 此外,常规水力发电站虽然也具备调峰功能,但其发电出力往往与灌溉、防洪等矛盾。因为常规水电站的水库调度是一个综合的系统工程。而抽水蓄能电站的发电量及蓄水量是可以按日调节的,可以做到按日平衡,不影响水库的中长期调度。 综上所述,抽水蓄能电站的优越性可以归纳为以下几点: (1)对电网起到调峰作用,降低火电机组的燃料消耗、厂用电和运行费用。 (2)提高火电机组的利用率,火电装机容量可有所降低。 (3)避免水电站发电与农业的矛盾,有条件按电网要求进行调度。

天荒坪抽水蓄能电站建设

天荒坪抽水蓄能电站建设 华东勘测设计研究院 科技信息部 提 要:本文回顾了天荒坪抽水蓄能电站的建设历程,对电站概况及枢纽布置做了较为详细水蓄能电站2005年获国家第十一届优秀工程设计金奖,和国家第九届优秀工程勘察金奖,工程蓄能电站勘测设计的许多关键技术,文中概述了这些成果。天荒坪抽水蓄能电站竣工后,在电巨大的作用。 关键词:抽水蓄能电站 枢纽布置 关键技术 经济和社会效益 1 概述 天荒坪抽水蓄能电站是华东地区第一座大型的抽水蓄能电站,安装6台300MW机组,总容量建和在建的单个厂房装机容量最大、水头最高、电站综合效率达到80%以上的抽水蓄能电站。#机组)已于1998年9月30日投产,2#、4#、5#和3#机组先后于1998年12月底、1999年8月旬及2000年3月上旬投运,最后一台机组于2000年12月发电。 天荒坪抽水蓄能电站为“八五~九五”期间国家重点建设工程。 1980年华东院在规划选点中发现天荒坪站址,1984年开始可行性研究,1987年开始初步设施设计,1994年3月1日主体工程开工,2001年至2003年分别通过了国家规定的防火、环境保护卫生、档案、枢纽、财务审计等六个专项竣工验收(水库移民免验)。 天荒坪抽水蓄能电站是利用世界银行贷款引进外资的项目,采用国际竞争性招标。外资主外采购及部分土建工程的国际招标。主要机电设备如水泵水轮机、发电电动机、主阀、计算机500kV GIS高压组合电器设备、500kV高压电缆等均采用国际招标采购。工程的土建部分除上水为国际招标外,其余均采用国内招标。 电站的建设资金由国家开发银行、华东电力集团公司、上海市、江苏省、浙江省及安徽省坪抽水蓄能电站的建设过程中施行了新的建设管理体制——业主负责制、招标投标制、建设监境保护的各项工作在设计阶段、世行评估阶段和施工期,都得到了充分的重视。 天荒坪抽水蓄能电站2005年在中国第十一届优秀工程设计评选中获国家金质奖,同时亦在程勘察评选中获工程地质勘察国家金质奖。 2 建设历程 回顾天荒坪电站的建设历程,确实走过了一段不平凡的路。 华东电网的抽水蓄能电站规划选点工作开始于1974年。1979年我院正式接受华东电网抽水

抽水蓄能电站

抽水蓄能水电站 —21世纪海河流域特大城市经济发展的必由之路 一、海河流域概况 海河,是我国七大江河之一,她源于太行山,蜿蜒曲折东流,穿过美丽富饶的华北平原,在天津汇合注入渤海。海河流域跨8个省、直辖市、自治区,包括北京、天津两个特大城市和18个中等城市,总面积31.79万平方公里。流域内煤、石油等矿产资源丰富,工农业基础良好,特别是京、津、唐地区是技术、人才密集区,作为老牌的工业基地,战略地位十分重要。 二、抽水蓄能电站问题的提出 海河流域包括的首都北京是我国的政治、经济、文化、艺术中心,天津和唐山则是悠久的重要工业基地。因此,我们在大力重视水问题以保障人民生活的同时,更不能忘记要以同样甚至更多的目光去关注维持和促进工农业生产的电力资源。 改革开放以来,天津在党中央的正确领导下,全市各方面都取得了长足的进步。特别是“三步走”战略的提出和实施,给天津在21世纪的发展指明了方向。连续()年以来,天津都以()%的速度快速健康持续的发展,为天津迈进世界一流城市的行列奠定了坚实的基础。而“让夜晚亮起来”的号召,也让天津向美丽、和谐、温馨的城市特征迈进了一大步。

但是,与此同时,有很多实际问题也暴露在我们的面前。电力问题就是其中比较突出的一项。据统计,天津部分市区平均每天都发生停电现象。排除一小部分由于电路的改造和维修,其中一大部分是由于系统不能满足调峰填谷要求而被迫“让电”。停电的损失是巨大的,(纽约停电事例) 我们知道,电力系统的调峰电站可以为常规水电站、燃气轮机电站、柴油机电站、燃油或燃气电站、燃煤电站。 可是常规水电站只能调峰,不能填谷,而且在汛期弃水,造成水能资源的浪费,有供水灌溉任务的水电站还不能随意进行调峰。我国东、中部地区已建水电站的调节性能多数为日调节和径流式,也无法进行调峰。燃气轮机多数系进口设备,因此发电成本高,也不能频繁启动、旋转备用和调频。柴油机组虽然启动特性好,一般仅需几秒,即使是大功率柴油机,也可在15~40min 内进到全负荷,但是发电成本也较高。2000年夏,随着国际油价上涨,广东650万kW柴油发电机停止发电即是明证。燃油或燃气机组不能进行负荷控制,不能快速启动,不能调相,由于我国油气资源缺乏,也不提倡。 目前调峰大都依靠燃煤机组。然而燃煤机组从点火到满负荷运行需要较长时间:125MW机型为7h,200MW以上机组则为18h以上,启动时间太长。同时,调峰运行导致故障增多,发电煤耗上升,电厂用电率增加,检测期缩短,成本提高。目前采用燃煤机组调峰是一种不得已的办法。

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