抽水蓄能电站

浙江仙居抽水蓄能有限公司

浙江仙居抽水蓄能有限公司是由国网新源控股有限公司、浙江省电力公司、华东电网有限公司、仙居县国有资产经营有限公司及上海市电力公司等五家单位依照《公司法》共同投资设立的有限公司，其投资比例分别为50%、25%、10%、10%、5%。公司于2010年2月5日在仙居县注册，注册资本为5000万元。公司主要负责仙居抽水蓄能电站电力电量的生产及销售、电力技术咨询、电力设备销售和旅游项目开发经营。

仙居抽水蓄能电站位于浙江省仙居县湫山乡境内，距金华、温州、杭州和宁波市直线距离约70至140公里。电站由上水库、输水系统、地下厂房、地面开关站及下水库等建筑物组成。电站拟安装4台单机容量为37.5万千瓦的立轴单级可逆混流式机组，工程总投资为58.51亿元，总装机容量为150万千瓦，设计年发电量25.125亿千瓦时，施工总工期66个月，首台机组计划于2015年11月正式投产发电，2016年10月底工程全部竣工。电站建成后主要承担浙江和华东电网的调峰、填谷、调频、调相和紧急事故备用等任务，电站建成有利于缓解浙江和华东电网的调峰压力，提高西电利用程度，改善火电、核电运行条件，保障电网安全、稳定、经济运行。

公司目前设置4个职能部门，分别是总经理工作部、计划合同部、财务部和工程物资部。、

安徽响水涧抽水蓄能有限公司

安徽响水涧抽水蓄能电站位于安徽省芜湖市三山区峨桥镇境内，电站邻近电网负荷中心，与芜湖市区直线距离为30公里，合肥130公里，南京120公里，上海300公里，杭州200公里。电站是安徽省“861”行动计划重点项目，省“十一五”规划中的重点工程。作为电网调峰电源之一，将承担调峰、填谷和事故备用等任务，为优化电网电源结构，改善电网运行状况，提高系统运行的安全性和经济性提供支撑。

2006年9月国家发展改革委员会以发改能源[2006]2012号文核准了该项目。

响水涧抽水蓄能电站项目静态投资33亿元，动态总投资38亿元。电站装机容量为100万千瓦，安装4台25万千瓦可逆式水泵水轮机发电电动机组，为日调节纯抽水蓄能电站，设计年发电量17.62亿千瓦时，年抽水耗电量22.74亿千瓦时。工程筹建期1年，施工期6年，预计2011年12月第一台机组投入商业运行，2012年底全部建成投产。

电站由上水库、下水库、输水系统、地下厂房及地面开关站等建筑物组成。上水库大坝为混凝土面板堆石坝，最大坝高88米，正常蓄水位222米，水库总库容1748万立方米，集水面积为1.12平方千米；下水库利用河谷洼地开挖围建而成，围堤为均质土堤，最大坝高21.5米，水库正常蓄水位14.6米，总库容1435万立方米，集水面积1.11平方千米。

安徽绩溪抽水蓄能有限公司

2010年7月13日，安徽绩溪抽水蓄能有限公司揭牌成立，负责安徽绩溪抽水蓄能电站前期工作的组织、实施和管理。

安徽绩溪抽水蓄能电站位于安徽省绩溪县伏岭镇，地处皖南山区，距合肥市的直线距离约为240公里，距南京、杭州、上海三市的直线距离分别为210公里、140公里、280公里。

上水库规划阶段初拟正常蓄水位980米，死水位940米，设拦水坝一座，坝长约342米，坝高约115米。

下水库设计初拟正常蓄水位高程340米，死水位高程320米，坝址位于下岭前村口，设拦水坝一座，坝长约500米，坝高约47米。

输水发电系统长2.5千米左右，电站最大毛水头为660米，平均毛水头为630米，距高比（L/H）约4.4，电站装机容量初拟在为180万千瓦。

福建仙游抽水蓄能有限公司

福建仙游抽水蓄能有限公司为国网新源控股有限公司所辖，属大一型央企，公司于2006年11月成立，由国网新源控股有限公司、福建省电力有限公司、福建省莆田市综合国有资产投资营运有限公司、仙游县国有资产投资营运中心四家股东组成，股比为51%、39%、5%、5%。

公司建设的仙游抽水蓄能电站已列入福建省“十一五”发展规划的重点工程项目，是福建省首座抽水蓄能电站，电站项目于2008年3月经国家发改委正式核准，主体工程于2009年5月开工建设。电站装机容量120万千瓦哇，安装四台单机容量为30万千瓦的混流可逆式水泵水轮机组，设计年发电量18.96亿千瓦时，年发电利用小时数1580小时，为周调节抽水蓄能电站，电站总投资约44.6亿元人民币。

公司注重人才培养，为人才发展提供机会和创造条件，现有的专业技术人员均有建设大、中型水电站的经验；公司实施财务集约化管理，建立了规范的资金运作平台；公司强化招投标管理、综合计划管理和概预算管理，将成本控制贯穿于工程规划、设计、采购、建设全过程，建立了安全风险管理体系；公司大力推进标准化建设，把安全、质量管理工作放在首位，力争在仙游抽水蓄能电站建设过程中争创一流业绩，争创“鲁班工程奖”。

江西洪屏抽水蓄能有限公司

江西洪屏抽水蓄能有限公司由国网新源控股有限公司、华中电网有限公司、江西省电力公司和江西省投资集团公司出资成立，出资比例分别为55%、15%、20%和10%，2010年1月注册成立，注册资金5000万元。项目资本金占工程总投资的20%，根据投资协议，由各出资方按投资比例出资，其余80%建设资金申请国内银行贷款。

江西洪屏抽水蓄能电站位于江西省宜春市靖安县境内，距南昌、九江、武汉等市的距离分别为65公里、100公里和190公里。电站规划装机容量240万千瓦，拟分期建设。

一期工程装机容量120万千瓦，安装4台30万千瓦抽水蓄能机组，是江西省第一座抽水蓄能电站。设计年均发电量17.43亿千瓦时，年均抽水电量22.93亿千瓦时，工程总投资为518804万元,其中工程静态总投资420895万元。

洪屏电站枢纽建筑物主要由上水库、输水系统、下水库、地下厂房和地面开关站等组成。洪屏电站项目于2006年8月经国家发改革委批准开展前期工作，2010年3月正式核准批复。

国网新源山东文登抽水蓄能有限公司筹建处

国网新源山东文登抽水蓄能有限公司筹建处成立于2009年8月，隶属于国网新源控股有限公司。筹建处目前设立工程部、综合部、财务部等三个职能部室，共有员工10人，具体负责山东文登抽水蓄能电站工程的前期建设和运营管理。

文登抽水蓄能电站工程位于山东省文登市界石镇境内，工程区距文登市公路里程约35公里。文登至威海公路里程约44公里，至烟台公路里程约88公里，至济南公路里程约521公里，之间均有国道、省道和高速公路相通。胶济铁路贯穿文登市境内，对外交通方便。电站距离负荷中心近，地理位置好，是山东电网较为理想的抽水蓄能电站站址。

文登抽水蓄能电站设计总装机容量180万千瓦，安装6台单机容量30万千瓦的单级混流可逆式水泵水轮机组。电站额定水头471米，设计年发电量26.44亿千瓦时，年抽水用电量35.25亿千瓦时，年发电利用小时数1469小时，年抽水利用小时数1958小时，电站综合效率系数0.75。电站建成后以两回500千伏出线接入山东电网，在系统中承担调峰、填谷、调频、调相及事故备用任务。

国网新源河南天池抽水蓄能有限公司筹建处

国网新源河南天池抽水蓄能有限公司筹建处成立于2009年8月，隶属于国网新源控股有限公司，是河南天池抽水蓄能电站项目的前期开发管理机构。

天池抽水蓄能电站位于河南省南阳市南召县马市坪乡境内黄鸭河上游，属长江流域。电站地理位置优越，距郑州市、洛阳市直线距离分别为182公里、116公里，靠近豫南及豫中负荷中心，紧邻晋东南-南阳-荆门1000千伏特高压大区联网通道和南阳核电站。电站具备完全周调节性能，设计装机规模4×30万千瓦，静态总投资约43亿元。

该项目于2009年9月获得国家发改委批准开展前期工作。2010年初，电站可行性研究阶段正常蓄水位比选、施工总布置规划和枢纽格局比选等专题顺利通过水规总院的审查，其他各项专题已全面展开。

该项目建成后，不仅可以大大增强河南电网调频调相能力，有效缓解电网调峰压力，提高电网供电质量，增大电网事故备用容量，为特高压和南阳核电站的安全、稳定、经济运行提供可靠保障，还可以进一步优化河南省能源结构，推动豫西南绿色能源建设步伐。

黑龙江牡丹江抽水蓄能有限公司

黑龙江省荒沟抽水蓄能电站位于黑龙江省牡丹江市海林市三道河子乡，距牡丹江市直线距离130公里，距哈尔滨市直线距离约235公里。电站总装机容量120万千瓦，额定水头410米，年平均发电量18.36亿千瓦时，年发电小时数为1530小时，综合效率为0.76，工程投资估算为54.52亿元，工程总工期约6年。主要承担黑龙江省电网调峰、填谷、调频和紧急事故备用等任务。枢纽工程由上水库、下水库、输水发电系统和开关站等建筑物组成，下水库利用已建的莲花水库。

该项目可行性研究报告于2006年12月通过水电水利规划设计总院审查。2010年11月1日，国网新源控股有限公司下发文件成立黑龙江牡丹江抽水蓄能有限公司。

吉林敦化抽水蓄能有限公司

吉林敦化抽水蓄能电站位于吉林省敦化市小白杨林场，距敦化市公路里程110公里，距长春市直线距离220公里。电站总装机容量为140万千瓦，额定水头676米,多年平均发电量23.42亿千瓦时,年利用小时1675小时，综合效率0.75，工程投资估算为54.52亿元，工程总工期约6年。工程主要承担东北电网的调峰、填谷、调频和紧急事故备用等任务。

2009年1月13日，国网新源控股有限公司下发文件成立吉林敦化抽水蓄能有限公司筹建处，启动吉林敦化抽水蓄能电站项目可研工作。2010年3月31日在长春召开第一次股东会暨一届一次董事会监事会，成立吉林敦化抽水蓄能有限公司。公司下设总经理工作部、计划合同部、财务部、工程物资部和生产准备部，定员40人。

河北丰宁抽水蓄能有限公司

丰宁抽水蓄能电站项目位于河北省丰宁满族自治县境内，南距北京市180公里，东南距承德市170公里，设计总装机容量360万千瓦，拟按两期开发，一期装机规模180万千瓦。一期工程计划总工期为6年8个月，电站建成后接入京津唐电网运行，除能为系统提供调峰、填谷、调频、调相、系统紧急事故备用容量等常规抽水蓄能功能外，还具有上、下大库容（上库容达5800万立方米，下水库达6070万立方米）储能的作用。

2009年8月，国网新源控股有限公司发文组建河北丰宁抽水蓄能有限公司筹建处，标志着丰宁抽水蓄能项目建设正式启动。根据丰宁抽水蓄能项目工作进展情况及工作需要，2010年7月8日，公司下发文件，决定成立河北丰宁抽水蓄能有限公司。

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

抽水蓄能电站水泵调相工况转水泵工况控制流程优化

抽水蓄能电站水泵调相工况转水泵工况控制流程优化 发表时间：2018-03-15T16:04:19.830Z 来源：《防护工程》2017年第31期作者：朱益鹏 [导读] 随着我国电力系统的逐渐完善，对于电力设备的使用也需要不断的全面。 江苏国信溧阳抽水蓄能发电有限公司江苏 213334 摘要：随着我国电力系统的逐渐完善，对于电力设备的使用也需要不断的全面。水泵调相工况转水泵工况是抽水蓄能电站重要而常见的工况转换，本文介绍了在抽水蓄能电站该过程调试中遇到的问题，并对其进行分析，在此基础上优化了控制流程，满足了机组控制要求。关键字：抽水蓄能电站；水泵调相工况；转水泵工况；控制流程优化 引言 抽水蓄能电站的主要作用是对电网进行用电负荷的调峰填谷，以缓解峰谷差所带来的用电矛盾。与常规水电厂相比，抽水蓄能电站一个最大的不同就是具有发电和抽水可逆式运行的特点，因此机组工况转换非常频繁。要想让这些工况转换快捷有序，安全可靠地进行，就必须对监控系统控制进行科学设计，以实现监控系统对机组的有效科学控制。 1水泵调相工况转水泵工况的过程分析 水泵调相工况转水泵工况是抽水蓄能机组一种常见的工况转换过程。抽水蓄能机组必须被SFC或拖动机组从静止状态拖动至水泵调相工况后才能继而转换至水泵工况。因此水泵调相工况转水泵工况是机组转轮由在空气中转动变为在水中转动，并带满负荷抽水的过渡过程，其中关键问题是机组排气回水的过程与主进水阀、水泵水轮机导叶的打开时间以及励磁和调速器等分系统工作模式转换的配合。机组在水泵调相工况时，主进水阀、导叶处于全关状态，尾水水位被高压压缩空气压至水泵水轮机转轮以下，转轮在空气中向水泵方向旋转。当工况转换开始以后，机组监控系统首先调用排气回水流程，停止向转轮内充入压缩空气，关闭充气阀和补气阀，然后关闭蜗壳平衡阀。在上述过程完成后打开排气阀，使转轮内的空气排出，尾水锥管内的水位逐渐上升，当水位上升至与转轮相接触后，机组便进入造压阶段。当造压至满足抽水工况条件时，打开导叶，水泵水轮机将下库来水泵至上库，机组转至水泵工况运行。 2水泵水轮机的性能和结构特点 2.1效率 水轮机工况的最高效率已接近模型推算值，水泵」一况效率偏低，我们认为主要是水泵工况的试验扬程较低所致。因测量范围有限和测量误差，我们不能全面判断最高效率和加权平均效率能否达到模型试验的推算结果，但从多年来的抽水电量与发电电量统计表明，全厂的综合效率接近80%，由此可反映机组的效率比较高。 2.2汽蚀 合同要求水泵水轮机汽蚀量为机组运行3000小时转轮材料的失重量不大于2公斤。据统计，目前失重最多的一台机组运行12000小时，汽蚀补焊焊条约4.0公斤，汽蚀性能优于合同规定。我们现场检查发现，汽蚀一般发生在转轮叶片的水泵工况进口，且多发生在正压面，由此推断汽蚀多由水泵工况运行产生，说明水泵工况的汽蚀性能比水轮机工况要差。 2.3振动 合同要求水泵水轮机的大轴相对振动(即大轴摆度)不大于150um，顶盖垂直振动不大于1.8mm/so据运行资料，1#水泵水轮机大轴摆度较大，发电工况约为240um，抽水约为160um，3#,4#水泵水轮机发电工况次之，约为170um，其余机组、工况均小于150um。最新的《水轮发电机组安装技术规范GB/T8564-2003》规定大轴运行摆度应小于导轴承总间隙的75%。天荒坪电站水导轴承的总间隙为0.40、0.50mm 左右，照此标准，只要大轴运行摆度小于300um即符合规范要求。顶盖垂直振动基本小于合同要求。 3调试过程问题分析 如上所述，抽水蓄能电站水泵调相工况转水泵工况的初始流程设计中“停止充气压水”和“调用排气回水”两步分别对充气压水和排气回水两个子流程进行操作，在此工况转换过程中主要用到的排气回水子流程。在现场试验过程中，排气回水子流程被开始调用后便按初始设计顺序执行，对充气、排气执行过程中的相关设备进行操作，并在各设备正确动作后将“排气回水成功”状态变量返回给主流程。排气回水初始流程中考虑造压阶段的机组特性，造压成功判据设定为机组有功功率小于-40MW或转轮与导叶之间的压力大于25Bar。但在试验过程中，排气阀打开瞬间，转轮与导叶之间的压力迅速上升至33Bar，造压成功条件满足，子流程延时10s后关闭排气阀，并向主流程发送“排气回水成功”状态变量。主流程收到“排气回水成功”标志以后打开主进水阀，并在开度达到40%时打开水泵水轮机导叶。但导叶打开后，机组负功率没有明显增大，且上位机功率显示及转轮以下磁翻板水位计均出现水位大幅波动现象，机组振动显著增大，工况转换失败。工况转换失败的原因是排气进水子流程中造压条件不正确，排气过程时间过短，在排气回水试验中机组正常的排气时间大约需要60s，本次试验中排气时间明显不足，而造压成功时造压功率仅为-21MW。主进水阀和导叶打开以后，由于排气阀提前关闭，大量气体无法顺利排出，造成气混水现象，致使功率、水位及压力表现的极为不稳定，图中转轮与导叶之间压力、转轮与顶盖之间压力以及转轮以下水位等曲线均出现剧烈波动。由于转轮在气水混合物中转动，与水接触不充分，水泵水轮机无法将水泵至上库，负功率曲线也始终没有增大至水泵满负荷的趋势，工况转换失败。 4程序优化 由上述分析可知，排气进水子流程中造压成功条件去除了压力判断，只保留功率小于-40MW条件。另外为缩短流程时间，加快排气过程，考虑到主进水阀打开过程需要的过渡时间，在主流程中将主进水阀打开时间提前，增加充气阀、补气阀、平衡阀的位置判断，达到全关位置后便开启主进水阀，使主进水阀的开启与排气回水过程同时进行。迷宫环冷却水阀现场设计为电动阀，打开关闭执行时间较长。迷宫环冷却水阀打开是调相压水的必要条件，但排气回水时，因为管路安装有逆止阀，其关闭位置信号不必作为排气回水成功的必要条件，检查到其收到控制命后开始关闭，不在全开位即可。程序修改后重新进行试验，各参数曲线如图2所示，图中转轮与导叶之间压力、转轮与顶盖之间压力以及转轮以下水位等曲线趋势变化平稳，导叶打开后负功率增大至-306MW。工况转换时间较之以前也明显缩短，工况转换成功。根据抽水蓄能机组水泵调相工况转水泵工况的实际试验情况，对出现的问题和现象进行了分析研究，并进行了科学实用的优化改

2020年前后抽水蓄能电站已建在建规划项目一览表

2020年前已建在建拟建抽水蓄能项目

22个省区选点规划抽水蓄能电站 日前，随着国家能源局批复福建、海南等22个省（区）59个站点的抽水蓄能电站选点规划，我国新一轮抽水蓄能电站规划选点工作基本完成。这也为到2020年，我国抽水蓄能电站7000万千瓦的规划装机容量奠定了良好的基础。 截至2013年底，全国抽水蓄能电站投产容量已达2154.5万千瓦，在建容量1424万千瓦，保持稳定增速。业内普遍认为，届时完成7000万千瓦装机目标问题不大。但抽水蓄能电站建设运行中存在的电价机制不够科学，投资运营主体单一等问题将制约其发展。 选点规划注重因地制宜 随着风电、光伏等新能源大规模集中并网，电力系统调峰压力加大，迫切需要抽水蓄能电站发挥移峰填谷、事故备用等作用，这也带动了抽水蓄能电站的发展。

“世界上抽水蓄能电站的建设与运行已有100多年的历史，目前国外的发展情况相对比较成熟，像日本抽水蓄能电站的装机容量已经超过了常规水电的装机容量。”中国水力发电工程学会副秘书长张博庭告诉记者，我国对于抽水蓄能电站的需求是由以煤电为主、缺少油气电站，调节性能差的发电结构所决定的。 据介绍，常规火电机组每分钟能调整的额定容量在1%~2%之间，而抽水蓄能电站从启动到满负荷发电不超过2分钟，调峰调频的作用十分明显。从20世纪60年代后期我国就开始研究开发抽水蓄能电站，并相继兴建了广州抽水蓄能、天荒坪和北京十三陵等一批大型抽水蓄能电站。 在本轮选点规划伊始，国家能源局组织规划设计单位、电网公司等进行了座谈，结合“十二五”能源发展规划,按照距负荷中心近、地形地质条件和技术指标优越的原则,以省或区域(电网)为单位，全面系统地开展了全国22个省(市、自治区)抽水蓄能选点规划工作。 “本轮抽水蓄能电站的选址规划更加注重因地制宜，本着适应当地电网需求、新能源发展、紧急事故备用等原则做了大量的工作。”国网新源控股有限公司发展策划部陈同法向记者介绍，以河北丰宁抽水蓄能电站的选点规划为例，需要着重考虑河北千万千瓦风电基地的调峰作用以及保卫首都电网的紧急事故备用。 能源结构调整带来发展机遇 “从目前我国的电源构成及布局看，抽水蓄能电站的比重依然偏低，占总装机容量只有1.76%。”张博庭表示，要实现规划的装机目标，需要从投资建设、电价等方面打破体制机制束缚。 目前，抽水蓄能电站投资运营主体主要为电网企业，占到总容量的90％以上。 根据政策规定，不允许电网企业与发电企业（或潜在的发电企业）合资建设抽水蓄能电站项目，也限制了其他投资主体。 电价则是限制抽水蓄能电站发展的另一个重要原因。由于目前百万千瓦级的抽水蓄能电站大多采用租赁费“包干”模式，由电网企业自己消化成本，影响了企业积极性。 对此，国家能源局专门下发了《关于加强抽水蓄能电站运行管理工作的通知》，要求研究完善抽水蓄能运行管理机制和措施，积极探索电力系统辅助服务政策，推动发电侧分时电价机制建立，充分调动蓄能电站低谷抽水蓄能和高峰发电顶峰的积极性，促进抽水蓄能电站作用有效发挥。

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

抽水蓄能电站安全管理

桐柏抽水蓄能电站工程的安全文明施工管理 方元山 浙江省电力建设总公司桐柏项目部 摘要：结合抽水蓄能电站的特点和施工难度，通过四年多的管理实践与探索，桐柏项目在安全文明施工管理方面积累了一定经验。本文介绍了桐柏工程的安全文明施工管理特点，重点阐述了管理的手段、方法以及施工总布置、施工进度、设计优化、提高作业环境和管理观念的转变与统一等方面的策划和引导在安全文明施工管理中的重要性，为同类项目的管理提供借鉴，共同提高。 关键词：桐柏抽水蓄能电站安全文明施工管理管理特点。 1 工程建设概况 2000年5月，桐柏抽水蓄能电站(4×300MW)工程的主厂房顶拱施工支洞开始施工。同年底，完成地下厂房施工招标和“四通一平”、顶拱施工支洞、首级控制网以及部分临时设施等工程，主体工程具备了高标准的开工条件。2001年8月，主厂房第一层开始正式开挖，2003年6月15日开挖支护结束，历时22.5个月，此阶段是开挖和填筑工程的施工高峰期。包括地下厂房在内的68个隧洞的开挖支护、上下库大坝填筑、上下库进出水口开挖、下水库导流工程和开关站工程的施工全面铺开。至目前累计完成全部明挖、洞挖96％，填筑98％，混凝土50%。2003年7月6日，主副厂房工作面正式移交安装，工程的施工重心由土建转向机电安装,同时,土建的施工重心由开挖和填筑转向混凝土浇筑。目前，四台机组的安装已全面铺开。 2 安全文明施工管理特点 2.1 强化业主管理职能 针对我国目前推行以“项目法人制”为核心的工程建设管理体制以及水电工程建设周期长、涉及面广、不确定因素多和风险大的特点以及浙江省电力公司要把桐柏工程“建设成全国一流的抽水蓄能电站”目标定位，业主在组织落实好政策处理、资金筹措、工程与采购招标和生产准备的同时，委托浙江省电力建设总公司进行工程建设全过程管理。负责项目的总体管理策划，包括质量、安全和环境管理体系的导入、施工组织总设计的编制、施工总平面布置的规划与控制，“四大控制”目标的建立。有效地强化了业主在工程建设阶段对项目的计划、组织、管理和协调的宏观控制职能，强化了业主对工程实施全过程安全文明施工控制能力，为桐柏工程的安全文明施工的管理奠定了坚实的基础。 2.2 推行标准化管理体系，强化传统安全管理 项目开工前，导入质量（ISO9001）、职业健康安全（OHSMS）、环境（ISO14001）管理体系，结合工程特点和管理重点，并有机融合形成三合一项目管理体系。实施统一的《桐柏抽水蓄能电站工程质量、职业健康安全与环境管理计划》和《桐柏抽水蓄能电站工程质量、职业健康安全与环境管理制度》。定期组织体系内外部评审，定期开展工程施工危险源和环境因素辩识和评价分析，根据每一个影响因素发生频率和危险程度，制定相应的管理措施。对重大危险源、重大质量和环境影响因素，制定相应的管理方案，管理方案包括技术措施、管理措施、责任人、完成时间和费用等，管理 220

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。

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。

惠州抽水蓄能电站工程安全监测自动化系统

惠州抽水蓄能电站工程安全监测自动化系统 摘要：本文简略介绍了惠州抽水蓄能电站工程安全监测自动化系统，阐述了系统的总体功能、网络构建、软件及功能等方面内容，为同行们提供参考。 关键词：惠州抽水蓄能电站；安全监测；自动化系统 Abstract: this paper briefly introduces the huizhou pumped storage power plant project safety monitoring automation system, this paper expounds the functions of the whole system, network construction, software and function of content, to provide reference for colleagues. Keywords: huizhou pumped storage power plant; Safety monitoring; Automation system 1 概述 惠州抽水蓄能电站（以下简称惠蓄）位于广东省博罗县城郊，距广州约112km，距惠州20km，装机容量2400MW，平均水头532.40m，电站服务于广东省电网枢纽工程，工程为Ⅰ等工程，主要建筑物如上水库挡水泄水建筑物、下水库挡水泄水建筑物、输水系统建筑物、主副厂房、主变洞、母线洞、高压电缆洞及开关站等为1级建筑物，次要建筑物如地下厂房的交通洞、通风洞、排水廊道、自流排水洞及尾调通气洞等为3级建筑物。 惠蓄安全监测的对象包括：上水库大坝、输水系统、地下厂房系统、下水库大坝等建筑物。安全监测自动化系统按上库主坝和副坝及部分输水监测项目、地下厂房及部分输水监测项目、下库主坝和副坝及其余输水监测项目。各现场网络具有相对的独立性，可以单独运行，分别进行管理，以满足各建筑物施工期及运行期的安全监测要求。 2安全监测自动化系统 2.1 总体功能 自动化系统的总体功能包括： (1)监测数据采集功能：系统能采集本工程所选用的各类传感器监测数据，能实现对各类传感器按指定方式自动进行数据采集。 (2)数据通信功能：监测数据通信包括现场级通信和监测管理中心级通信。 (3)系统操作、应用功能：在监测服务器、监测工作站上可实现有关监视操作、输入/输出、显示打印、报告当前测值状态、调用历史数据等功能。

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。

抽水蓄能电站SFC系统研制及应用

抽水蓄能电站SFC系统研制及应用 闫伟[1]，石祥建[1]，龚翔峰[2]，牟伟[1]，施一峰[1]，吴龙[1]，刘为群[1] （[1] 南京南瑞继保电气有限公司，江苏省南京市 211102； [2] 江苏沙河抽水蓄能发电有限公司，江苏省溧阳市 213333 ）Development and application of SFC system in pumped storage plant YAN Wei, SHI Xiang-jian, GONG Xiang-feng, MU Wei, SHI Yi-feng, WU Long, LIU Wei-qun ([1] NR Electric Co., Ltd., Nanjing 211102, Jiangsu Province, China [2] Jiangsu Shahe Pumped Storage Generation Co., Ltd. Liyang 213333, Jiangsu Province, China) 摘要：本文介绍了大型抽水蓄能机组SFC（静止变频器）系统的组成、控制原理、不同工作阶段的控制特点及静止变频系统的保护配置，以及在此基础上研制的PCS-9575型静止变频系统各组成部分的特点、功能及应用。 关键词：抽水蓄能电站；SFC(静止变频器)；脉冲换相；负载换相 Key words: pumped storage plant; SFC(static frequency converter); pulse commutation; load commutation 1 前言 可逆式抽水蓄能电站机组经常运行在，该工况下机组处于电动机运行方式。抽水工况机组启动过程实质上是大型电动机的启动过程。目前，电站大都采用以变频启动为主，以背靠背启动为备用的启动方式[1, 2]。 SFC：静止变频器（Static Frequency Converter)，是大型抽水蓄能电站机组作为抽水电动机运行时的主要启动设备，其安全稳定运行对整个抽水蓄能电站的正常生产至关重要[3]。 长期以来，国内抽水蓄能电站机组设备全部依赖进口，SFC系统往往直接由主机厂家配套国外产品。近些年随着大容量抽水蓄能电站的大量建设，国家对抽水蓄能机组设备的国产化提出了明确的要求，国内部分主机厂家已经具备制造大容量可逆式水轮发电机组的能力，但是SFC系统仍然只能配套进口设备。 PCS-9575型抽水蓄能静止变频系统是基于高压可控硅应用的大范围变频（0~50Hz）的交-直-交变频器，其研制过程涉及到高压可控硅串联、光纤脉冲传导、高压耦合取能、高压可控硅冷却、整流系统di/dt保护及差动保护等多项电力电子一次系统设计制造技术和二次控制保护技术的研究及应用。 2 SFC系统介绍 SFC系统（也称静止变频器）跟踪同步电机定子转速，向同步电机输入频率逐渐增加的电流，随着定子电流频率的升高，机组转速也逐渐升高，直到同步转速，再由同期装置实现机组并网。这样机组就可以从电网获取功率，实现抽水蓄能或者同步调相。对应机组功率从几十兆到几百兆瓦（如机组功率为300MW），SFC系统的容量相应为几兆到几十兆瓦（如300MW机组对应SFC系统约25MW）。 2.1 SFC系统组成 SFC系统包括一次功率设备和二次控制设备，属于交－直－交变换结构。图1是SFC

2020年前后抽水蓄能电站已建在建规划项目一览表

2020

22 个省区选点规划抽水蓄能电站 日前，随着国家能源局批复福建、海南等22 个省（区）59 个站点的抽水蓄能电站选点规 划，我国新一轮抽水蓄能电站规划选点工作基本完成。这也为到2020 年，我国抽水蓄能电站7000 万千 瓦的规划装机容量奠定了良好的基础。 截至2013年底，全国抽水蓄能电站投产容量已达万千瓦，在建容量1424万千瓦，保持稳定增

速。业内普遍认为，届时完成7000 万千瓦装机目标问题不大。但抽水蓄能电站建设运行中存在的电价机制不够科学，投资运营主体单一等问题将制约其发展。 选点规划注重因地制宜 随着风电、光伏等新能源大规模集中并网，电力系统调峰压力加大，迫切需要抽水蓄能电站发挥移峰填谷、事故备用等作用，这也带动了抽水蓄能电站的发展。 “世界上抽水蓄能电站的建设与运行已有100 多年的历史，目前国外的发展情况相对比 较成熟，像日本抽水蓄能电站的装机容量已经超过了常规水电的装机容量。”中国水力发电 工程学会副秘书长张博庭告诉记者，我国对于抽水蓄能电站的需求是由以煤电为主、缺少油气电站，调节性能差的发电结构所决定的。 据介绍，常规火电机组每分钟能调整的额定容量在1%~2%之间，而抽水蓄能电站从启动 到满负荷发电不超过 2 分钟，调峰调频的作用十分明显。从20 世纪60 年代后期我国就开始研究开发抽水蓄能电站，并相继兴建了广州抽水蓄能、天荒坪和北京十三陵等一批大型抽水蓄能电站。 在本轮选点规划伊始，国家能源局组织规划设计单位、电网公司等进行了座谈，结合“十二五”能源发展规划, 按照距负荷中心近、地形地质条件和技术指标优越的原则, 以省或区域（电网）为单位，全面系统地开展了全国22 个省（市、自治区）抽水蓄能选点规划工作。 “本轮抽水蓄能电站的选址规划更加注重因地制宜，本着适应当地电网需求、新能源发展、紧急事故备用等原则做了大量的工作。”国网新源控股有限公司发展策划部陈同法向记者介绍，以河北丰宁抽水蓄能电站的选点规划为例，需要着重考虑河北千万千瓦风电基地的调峰作用以及保卫首都电网的紧急事故备用。 能源结构调整带来发展机遇 “从目前我国的电源构成及布局看，抽水蓄能电站的比重依然偏低，占总装机容量只有%。”张博庭表示，要实现规划的装机目标，需要从投资建设、电价等方面打破体制机制束缚。 目前，抽水蓄能电站投资运营主体主要为电网企业，占到总容量的90％以上。 根据政策规定，不允许电网企业与发电企业（或潜在的发电企业）合资建设抽水蓄能电站项目，也限制了其他投资主体。 电价则是限制抽水蓄能电站发展的另一个重要原因。由于目前百万千瓦级的抽水蓄能电站大多采用租赁费“包干”模式，由电网企业自己消化成本，影响了企业积极性。 对此，国家能源局专门下发了《关于加强抽水蓄能电站运行管理工作的通知》，要求研究完善抽水蓄能运行管理机制和措施，积极探索电力系统辅助服务政策，推动发电侧分时电价机制建立，充

抽水蓄能电站发电电动机的特点及选型设计分析

抽水蓄能电站发电电动机的特点及选型设 计分析 水力发电第36卷第7期 2010年7月 抽水蓄能电站发电电动机的特点及 选型设计分析 徐立佳 (中国水电顾问集团中南勘测设计研究院,湖南长沙410014) 摘要:对发电电动机的特点,额定容量,功率因数,额定转速和电压,电压调压范围以及结构型式,冷却方式, 起动和制动方式等方面进行了较全面的总结和分析.并介绍了黑麋峰和白莲河抽水蓄能电站发电电动机的参数,可 供参考. 关键词:发电电动机;参数;结构;制动;起动CharacteristicsandSelectionAnalysisofGenerator-motorofPumped-storagePowerStatio n XuLijia (HydroChinaZhongnanEngineeringCorporation,ChangshaHunan410014) Abstract:Thecharacteristics,theselectionofratedcapacity,powerfactor,ratedspeedandvol tageandvoltageregulatorrange, thestructuraltype,thecoolingmethodandthestartingandbrakingmethodsofgenerator-mot orwereanalyzedcomprehensively. Theparametersofgenerator-motorsforHeimifengandBailianhepumped—storagepowerstationswereintroducedherein. KeyWords:generator-motor;parameter;structure;brake;starting 中图分类号:TM341;TV743文献标识码:A文章编号:0559—9342(2010)07—0060—03

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