抽水蓄能

抽水蓄能（通用8篇）

篇1：抽水蓄能

在“积极推进抽水蓄能发展高层论坛暨2006年抽水蓄能专委会年会”上的致辞（摘要）

尊敬的各位领导、各位专家，同志们：

党的十六大明确了21世纪前20年的发展战略，提出了全面建设小康社会的战略目标，反映了全国人民的共同意愿。为适应构建社会主义和谐社会的新要求，发展循环经济，建设资源节约型、环境友好型社会是我国今后一个时期的重大战略任务。对我国电力工业的可持续发展和电力的安全可靠供应提出了更高的要求。

抽水蓄能电站作为一种特殊的电源，具有运行方式灵活和反应快速的特点，在电力系统中具有调峰、填谷、调频、调相、紧急事故备用和黑起动等多种功能。与常规电源相比，抽水蓄能电站能够适应负荷的快速变化，对提高电力系统安全稳定运行水平、电网供电质量和可靠性，起到重要作用。同时，抽水蓄能电站还可以优化电源结构，实现绿色环保，达到电力系统的总体节能降耗，提高总体经济效益，在促进社会经济协调发展、环境保护和资源节约利用等方面，能发挥巨大作用。

近年来我国抽水蓄能电站建设取得了很大成绩，到2005年底全国抽水蓄能电站投产规模达到624.5万千瓦，约占全国总发电装机容量的1.2%，其中国家电网公司经营区域内抽水蓄能电站容量达到372万千瓦。目前全国在建抽水蓄能电站12座，在建规模1250万千瓦，其中国家电网公司经营区域内在建抽水蓄能项目达到1010万千瓦。抽水蓄能电站的快速发展和安全稳定经济运行，对于确保电力系统安全、稳定和经济运行发挥了重要作用。

“厂网分开”电力改革完成以后，电网经营企业承担着优化配置资源和保障电网安全运行的重大责任，国家电网公司一直非常重视抽水蓄能电站的规划和建设工作。一是高度重视抽水蓄能电站的规划工作，为贯彻好《国家发展改革委关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》精神，规范国家电网公司经营区域抽水蓄能电站的建设管理工作，2004年国家电网公司印发了《关于加强抽水蓄能电站等调峰调频电源规划研究及前期工作的通知》，要求公司系统各网省公司，做好抽水蓄能电站等调峰调频电源研究论证及发展规划。2006年组织各区域电网公司编制“十一五”及2020年抽水蓄能电站的发展规划，目前国家电网公司经营区域的抽水蓄能电站发展规划已经完成。二是积极开展抽水蓄能电站项目的前期工作，组织完成了多项抽水蓄能电站项目的必要性论证，积极协调抽水蓄能电站与地方政府的关系，落实抽水蓄能电站的投资方。三是加强抽水蓄能的宣传工作，以使社会广泛认同抽水蓄能作为绿色电力发展的必要性、经济性，为发展抽水蓄能电站营造更为有利的发展环境，积极开展抽水蓄能电站宣传工作。

全面建设小康社会，对我国工业改革和发展提出了崭新的课题，也为我国抽水蓄能电站提供了重要的发展机遇。预计到2020年，我国全社会用电量将达到5.6万亿千瓦时，全国发电装机据此测算将要超过12亿千瓦，随着经济的发展和人民生活水平的提高，电力系统运行的可靠性和安全性的要求将不断提高。为满足电网安全、稳定和经济运行的需要，建设适当比例的抽水蓄能电站是非常必要的。根据国家电网公司的抽水蓄能规划，在能够进一步提高电力系统运行的安全稳定性、改善电能质量，发挥承担系统的事故备用、系统黑起动电源的重要作用的前提下，2020年国家电网公司经营区域内的抽水蓄能电站的规模将达到2700万千瓦。

为了促进抽水蓄能电站的健康有序发展，规范抽水蓄能电站的建设与管理，提高电力系统的安全性和可靠性，以及获取更大的经济效益，需要重点研究几个方面的工作。

1、准确认识抽水蓄能电站在电力系统中的定位和作用。

一是抽水蓄能电站可以通过出色的调峰能力提高电网负荷运行的平稳性，降低对企业、居民等广大电力用户生产和生活的影响，推动经济社会的协调发展。二是抽水蓄能电站在电力系统中，通过调峰填谷运行，使火电和核电机组能够更多地承担系统的基荷和腰荷，减少机组参与调峰起停或升降出力的次数，降低火电机组污染物的排放，减轻对环境的污染，实现系统的总体节能降耗，提高电源运行的经济性。三是抽水蓄能电站承担紧急事故备用和黑启动等任务的良好动态性能，可有效提高电力系统安全稳定运行水平，更好地满足广大电力用户对供电质量和可靠性的更高要求。

2、加强抽水蓄能电站的统一规划

随着我国电力工业的发展，抽水蓄能电站服务电力系统已不再只是局部电网发挥作用，在区域电网及跨区互联电网中也将发挥重要作用，所以必须在全国电网范围内对抽水蓄能电站发展进行统一规划、合理布局。抽水蓄能电站的规划必须结合目前及未来电源的结构变化、电网发展、电源与电网布局、负荷变化、负荷变化特点等诸多因素，以合理利用资源为目标，确定抽水蓄能电站的合理布局和规模。

3、建立抽水蓄能电站健康有序发展的投资和电价模式。

抽水蓄能电站的建设和运行，需要地方政府和社会各界的大力支持，为调动地方政府和社会各界的积极性，降低项目移民征地、环境保护方面的工作难度，合理控制工程造价，保证抽水蓄能电站建设工作的顺利进行，需要创新抽水蓄能电站的投资管理模式。同时，从抽水蓄能电站在电力系统中的作用来看，其具有的调峰填谷、调频调相、紧急事故备用等功能完全是为电力系统服务的，主要的受益者是发电企业，广大电力用户和全社会，应本着谁受益谁出钱的原则，尽快健全完善抽水蓄能电站的电价机制，保证抽水蓄能电站的健康发展。

4、努力提高国产化抽水蓄能机组的制造水平

随着抽水蓄能电站的发展，抽水蓄能机组的需求量会不断增加。而目前国内制造企业在大型抽水蓄能机组的设计、制造方面，与国外先进厂家还有很大差距，已建设的7个抽水蓄能电站，27台机组全部进口，国内虽然参与了一些分包制造，但在关键技术的开发和重要部件的设计、制造方面，还有差距，特别是在高水头25万千瓦级以上，大型机组研制方面，差距更大。所以必须加快抽水蓄能机组的国产化研发工作，提高国产化抽水蓄能机组的制造水平，降低抽水蓄能电站的建设造价。

各位专家，同志们，抽水蓄能电站的发展，离不开国家有关部门的正确领导、社会各界及电力行业各单位的共同努力，本次论坛开得很及时，也很重要，各位专家都来了，要共同来探讨抽水蓄能进一步发展的问题。那么目前我看有这么三个问题。

一是抽水蓄能发展的合理布局和规模。大家对抽水蓄能建设的规模，说法不一，我们要本着在系统当中，发展抽水蓄能的容量，要获取最优的原则，就是发展成本最节省的原则来确定抽水蓄能的规模和布局。因为各国的抽水蓄能的比例都不一样，中国究竟应该有多大的比例？这和我们的负荷特性、电源的组成、电源的耗量特性都有很大关系。当然还和我们电网的安全稳定水平的要求，也有很大的关系。在过去的几十年里，我们一些专家、学会还有研究机构，在这方面都做了大量的工作，模型也是很准确的。应该说大家都做了很多的探讨，但是我们在大发展的时期，在电力系统安全稳定运行要求更高的时候，合理确定规模也是很重要的。因为坦率地讲，现在各地发展抽水蓄能的积极性也很高，我们发展的压力也很大，但是总要有一个最经济的原则来确定。在满足整个电力系统一定负荷需要的情况下，抽水蓄能运行的耗量是最小的，是节约的，这是在运行环境里面的一个重大原则。第二个，就是为满足未来电力高峰负荷的需求，是建设常规机组来调频，还是建设抽水蓄能，如何能够在发展上成本最低。现在我们的负荷的发展越来越呈现尖峰化，大家知道今年华东电网的整个电力负荷，最高负荷超过了一个亿，实际上最高峰到一个亿的时候，从最大负荷的95%，也就是从9500万到一个亿，这中间的500万，用不了一个小时。这个尖是越来越尖的，但是峰谷差也越来越大，现在超过了40%。当然要根据我们高峰电量是多少，低谷电量是多少，要求是多少，而且在这个时候它们的耗量是多少，还有我们要追这个尖，建设常规机组，势必要降低总体的利用小时数，这些问题，通常考虑之后，合理确定一个规模，这和我们的负荷特性都是有关的。所以这个问题不解决好，那就不是一种经济的发展模式，更谈不上科学发展。我们希望，一个是总的规模，一个是布局的问题，在哪个省哪个区怎么搞？现在我们大区之间联网的能力也比较强了，区域联网的能力就更强了，抽水蓄能在一个省里发挥作用和在一个大区里更好地发挥作用，又不一样了。随着系统的变化，这些都要综合考虑。

二是要研究抽水蓄能电站的投资体制、运营模式和回收机制的问题。

那么大家关于抽水蓄能建成之后，怎么样能够回收，怎么样能够保证投资者的利益，既能够公平、合理地负担，又不会给用户增加太多负担，本着这个原则，还要进一步地研究电价机制。根据抽水蓄能电站的特点和现在发展的现状，我个人认为，两部制电价，就是容量电价和运行电价，是比较合理、公平的负担方式。关键问题，我们要有一个科学的计算方法。抽水蓄能电站作为在电网里边一个重要的技术手段，也不靠它赚多少钱，但是它得能够进行简单再生产。两部制电价是比较好的方式，无论是在国内外调研的结果，无论是在改革的前后，是租赁也好，是给一定的利用小时数也好，关键在于这个量怎么给，然后保证它合理、公平地来负担，否则的话，抽水蓄能电站的发展赔钱，也是发展不起来的。大家都说抽水蓄能是一个很好的东西，但是它如果没有一个很好的回报，会受到影响，这个过去也探讨过很多次了，各种模式也都研究过，但是其实无外乎就是这么两种模式。

三是抽水蓄能的环保效益问题，现在我们建设良性社会，抽水蓄能的社会效益问题，也要多加论证。

希望参加会议的领导、专家和同志们畅所欲言，发表真知灼见，使我国的抽水蓄能事业，能够把握正确的发展方向，进一步促进抽水蓄能电站的健康有序发展，预祝论坛取得圆满成功！

篇2：抽水蓄能

广州抽水蓄能电站旅游度假区位于从化市吕田镇小杉，广州抽水蓄能电站坐落在南昆山脉北侧，广州抽水蓄能电站距广州100公里，广州抽水蓄能电站面积27平方公里，上下水库水域面积740万平方米，积雨面积1940万平方米，上水库海拔900米，下库海拔270米，落差630米，绿地面积2428万平方米。广州抽水蓄能电站内气候温和，雨量充沛，盛产毛竹，原始次森林茂盛。

广州抽水蓄能电站是中国第一座也是目前世界上最大的抽水蓄能电站，广州抽水蓄能电站是全国工业旅游示范点，广东省唯一的.高科技旅游景区。主要由电站枢纽和游览景区组成。2002年被国家旅游局核评为AAA旅游景区。广州抽水蓄能电站内拥有世界最大的抽水蓄能电厂，三星级的双湖酒店，各种文体娱乐设施，

资料

吃、住、玩配套服务，广州抽水蓄能电站是旅游度假的圣地。

游人可以乘坐专车通过约十公里的盘山工路爬上海拔800多米的上水库,欣赏蓝色透明的湖水和天空、迤逦的群山 ，上水库有奇特高上气候，气温平均比山下低5度，广州抽水蓄能电站是夏天的避暑胜地。整个广州抽水蓄能电站旅游景区以原始次森林为主，群山环绕，空气清新，负离子含量高，绿化覆盖率达90%以上。

篇3：抽水蓄能电站的类型

1 按电站有无天然径流分

(1) 纯抽水蓄能电站。没有或只有少量的天然来水进入上水库 (以补充蒸发、渗漏损失) , 而作为能量载体的水体基本保持一个定量, 只是在一个周期内, 在上、下水库之间往复利用;厂房内安装的全部是抽水蓄能机组, 其主要功能是调峰填谷、承担系统事故备用等任务, 而不承担常规发电和综合利用等任务。

(2) 混合式抽水蓄能电站。其上水库具有天然径流汇入, 来水流量已达到能安装常规水轮发电机组来承担系统的负荷。所以这类水电站的功能, 除了调峰填谷和承担系统事故备用等任务处, 还有常规发电和满足综合利用等任务。

2 按水库调节性能分

(1) 日调节抽水蓄能电站。其运行周期呈日循环规律。蓄能机组每天顶一次 (晚间) 或两次 (白天和晚上) 尖峰负荷, 晚峰过后上水库放空、下水库蓄满;继而利用午夜负荷低谷时系统的多余电能抽水, 至次日清晨上水库蓄满、下水库被抽空。纯抽水蓄能电站大多为日设计蓄能电站。

(2) 周调节抽水蓄能电站。在一周的5个工作日中, 蓄能机组如同日调节蓄能电站一样工作。但每天的发电用水量大于蓄水量, 在工作日结束时上水库放空, 在双休日期间由于系统负荷降低, 利用多余电能进行大量蓄水, 至周一早上上水库蓄满。

(3) 季调节抽水蓄能电站。每年汛期, 利用水电站的季节性电能作为抽水能源, 将水电站必须溢弃的多余水量, 抽到上水库蓄存起来, 在枯水季内放水发电, 以增补天然径流的不足。这样将原来是汛期的季节性电能转化成了枯水期的保证电能。这类电站绝大多数为混合式抽水蓄能电站。

3 按站内安装的抽水蓄能机组类型分

(1) 四机分置式。这种类型的水泵和水轮机分别配有电动机和发电机, 形成两套机组。目前已不采用。

(2) 三机串联式。其水泵、水轮机和发电电动机三者通过联轴器连接在同一轴上。

篇4：浅析抽水蓄能发电

【关键词】抽水蓄能电站；高峰负荷；低谷负荷；分类方式；发展趋势

抽水蓄能电站具有发电、调峰、填谷、调频、调相、事故备用、旋转备用及黑启动等多种功能，既具备了电站的作用，又是一个能够用于电网管理的工具。从某种意义上来说，它还是一种特殊电源，能够集启动快、快速反应和负荷跟踪迅速于一身。抽水蓄能电站形象的说，是一种储存电的仓库，由上水库、下水库、输水道、厂房及开关站等部分组成。

电能转换是抽水蓄能电站所依据的原理。当夜间用电负荷减少，但是火电、核电不能大幅度停机或减少发电量时候，同时兼具水泵和水轮机两种工作方式的抽水蓄能机组此时处于水泵运行方式，将下水库的水抽至上水库中，下水库的水位降低而上水库的水库升高，实现电能到水的位能的转换；当用电高峰期时，机组处于水轮机运行方式，上水库的水放至下水库，带动水轮发电机组发电，将水的位能又转换为电能送至电网，解决供电所需，而发电后的水又回到下水库[1]。如此的循环往复操作，保障了电网运行的可靠性。

不同地区建设的抽水蓄能电站也有所不同。根据上水库调节水量多少，可将抽水蓄能电站分为纯抽水蓄能电站、混合式抽水蓄能电站和非循环式抽水蓄能电站。

如果只有很少或者几乎没有天然来水进入上水库，抽水蓄能电站几乎不消耗水量，具有这种特征的为纯抽水蓄能电站，其机组全部为抽水蓄能机组，发电所需的全部调节水量仅是在上下水库中循环往复，它仅为调节系统电能在时间上的分配，但它要求所需的蓄能库容必须足够大，才能满足“削峰填谷”的任务。

在常规水电站的基础上，加装抽水蓄能机组即为混合式抽水蓄能电站。与纯抽水蓄能电站不同的是，混合式的上水库中有天然径流的汇入，并且厂房中有的机组为常规水轮发电机组，有的为可逆式机组。基于此，它的电能也分为两部分，一部分为天然径流发电，另一部分为抽水蓄能发电。但是其机组会受到原有水电站设计水头的限制，若水电站远离负荷中心，就会使得单位电量投资变大，输电损失也会随之增加，就不再符合发展的经济性。

非循环式抽水蓄能发电站，顾名思义，即上下水库中的水量并不是循环往复重复利用来发电的电站。当上水库位于两条河流的分水岭，由于分水岭两侧河谷具有不同的高度差，可以在有足够的天然径流的高度差小的一侧建设下水库，同时在另一侧建设常规水电站，将下水库的水抽到上水库后，通过常规水电站将水量放至下游发电。这样的话，从下水库抽上来的水并没有回到下水库，而是流至相邻河流中。

根据调节性能将抽水蓄能电站分类，也是一种常见的分类方式。可分为日调节抽水蓄能电站、周调节抽水蓄能电站和季调节抽水蓄能电站。

用电负荷在一日内并不是一成不变的，而是既有高峰负荷期，又有低谷负荷期。在上午8点到11点和晚上19点到22点间有两个用电高峰期，而在晚上23点到凌晨6点左右，有些工厂停工使得产生一个用电低谷期。用电高峰与低谷所需的电量差的很多，这就对抽水蓄能发电的要求很高，发电出力必须满足调峰要求。日调节抽水蓄能电站就承担了调节一昼夜电力负荷不均匀的任务，以一日为运行周期，夜间负荷较低时进行一次抽水运作，而白天负荷高峰时进行发电运作，但是发电每次时间较短，为一次或多次[2]。

周调节抽水蓄能电站并不是说一周抽水和发电一次，而是每天都会抽水和发电各一次，但是在周末时电力负荷特低时，利用多余的电能延长抽水时间，增大储蓄的水量，这就需要蓄水库容较日抽蓄电站大。

相比周调节抽水蓄能电站以一周为运行周期，季调节抽水蓄能电站的运行周期要长得多，为一年。它是将汛期时多余的水量储存起来到枯水期时发电供给电网来增加发电量。这类电站要求上水库的库容必须很大，通常情况下可不建下水库。在常规水电站中，季调节抽水蓄能电站较多但是因为周期性长，它的调节性能差，发电多为季节性，或者在弃水量大的电站中建设较为有利。

除上述两种分类情况外，还有以机组类型或者水头来分类的，分类情况有各自的特色。但不管怎样分类，都要根据实际情况来选择最为适合的抽水蓄能电站。

我国抽水蓄能电站在20世纪60年代后期开始建设，现安装在河北省岗南水电站的抽水蓄能机组是我国从国外引进的第一台抽水蓄能机组，至今已有40多年的历史。目前，我国抽水蓄能事业方兴未艾，形势一片大好。全国有20座已建成的抽水蓄能电站，装机总容量达到了1184.5万kW，11座在建的电站，建成后装机容量可达1308万kW，预计到2020年我国抽水蓄能电站的总规模可达到8000万kW，到2030年可达1.2亿甚至1.4亿kW。

总的来说，抽水蓄能电站是在时间上把电网中的电能重新分配，将低谷电能转换成高峰电能，其本身并不生产电能。从已建成的抽水蓄能电站反馈的资料和数据来看，抽水蓄能电站能够有效提高电力系统安全稳定运行水平，保障用户的用电需求。

当今世界各国在建设抽水蓄能电站方面，总的发展趋势是兴建大容量、高水头、大机组的抽水蓄能电站，而这也是我国在未来建设抽水蓄能电站的发展趋势。随着科学技术的不断进步和发展，抽水蓄能电站的优越性只会越来越明显，在电力系统中所发挥的作用不容小觑。

参考文献

[1]陆佑楣，潘家铮.抽水蓄能电站[M].北京：水利电力出版社，1992.

[2梅祖彦.抽水蓄能发电技术[M].北京：机械工业出版社，2000.

[3]潘家铮，何璟.中国抽水蓄能电站建设[M].北京：中国电力出版社，2000.

作者简介

篇5：抽水蓄能

郝荣国

抽水蓄能电站如何布局和规划是一个需要全面和动态研究的问题，其在电网中的合理比重，主要取决于电网负荷水平、负荷特性、电源组成以及电力系统安全稳定运行等。

日本是目前抽水蓄能电站发展最快、装机容量最多的国家，其抽水蓄能电站建设规模始终根据电网总体经济最优确定，占装机总容量的比例也一直保持在10%左右。日本学者曾用规划论方法分析，认为抽水蓄能机组在电网中的比例在8%～14%比较合理。

国内有专家学者认为，从我国目前的电源构成和布局看，抽水蓄能电站的比重达到5%基本符合我国国情。

根据对我国部分电网2020年及2030年电源优化配置分析，在我国以火电为主的电网，抽水蓄能电站的合理规模应在电力总装机的6%～10%之间，而水电比重较大的电网，其合理规模应在4%～7%之间。

随着经济社会的发展及对供电质量要求的提高，经济发达国家抽水蓄能电站已从主要作为能量存储的工具（调峰填谷）逐步发展成为主要用于电力系统灵活的动态管理工具。随着我国经济社会发展、经济结构调整和人民生活水平的提高，用电侧的要求在不断提高；随着风电、太阳能发电及核电的发展，电源侧的调控更加复杂，因此，电力系统对抽水蓄能电站在电网中所占比重的要求会更高。

影响蓄能电站区域规划布局的因素

抽水蓄能电站在电网中配置的比例及站址选择的位置需要从以下几个方面考虑：

一、电源结构 我国能源资源布局不均衡，全国电网以火电为主，但不同区域电源构成有较大差异，西南水电较丰富，“三北”地区风能资源较好，东南沿海一带核电配置较多。由于能源资源分布与电力需求市场呈逆向分布，电力资源主要集中在经济不甚发达的西部地区，用电负荷主要集中在经济比较发达而能源短缺的东部地区，这样的现实决定了未来我国电力发展必须坚持“一特四大”的发展战略，即：积极发展以特高压电网为骨干网架的坚强电网，促进大水电、大煤电、大核电、大型可再生能源基地的建设。大型核电、水电、太阳能和风电基地的集约化开发，将带来电网调峰和电网运行调控方面的一系列问题，因此，需要根据区域电源结构的不同，配置不同比例的抽水蓄能电站。

二、区域经济发展 我国地域广大，各地区、各省（区）电网所在地区经济发达程度不同，由此影响到负荷特性也有较大的差别。从目前我国已建和在建抽水蓄能电站布局分析，蓄能电站主要分布在华南、华中、华北、华东、东北等以火电为主、经济相对发达的地区。这些地区经济发展较快，电力负荷和峰谷差增加迅速，用电高峰时段，在短时间内负荷增加的幅度大，增加速率快，完全依靠火电机组适应这种负荷变化难度较大，也不经济。因此，在这些地区需要建设一定比例的蓄能电站。

三、电网安全 随着特高压电网建设和全国联网工程的推进，电力资源优化配置的范围将进一步加大，抽水蓄能电站已不只是在局部电网发挥作用，而是在区域电网及跨区互联电网中发挥互补性整体作用。

电网规模越大，保证电网稳定和安全运行就愈重要，一旦出现事故，造成的损失也越大。比如2003年美国、英国、瑞典、丹麦和意大利五个经济发达国家相继出现的大面积停电事故，这些事故说明，除要求加强电网建设即统一调度外，都强调要保证电网有足够的快速启动的备用容量。抽水蓄能电站的快速反应和调频、调相，尤其是黑启动等功能，可以对电网的稳定和安全运行起重要作用。

四、国家智能电网建设 国家电网公司2009年上半年提出了建设智能电网的计划。智能电网是以坚强网架为基础，以通信信息平台为支撑，以智能控制为手段，包含电力系统的发电、输电、变电、配电、用电和调度各个环节，覆盖所有电压等级，实现“电力流、信息流、业务流”的高度一体化融合，是坚强可靠、经济高效、清洁环保、透明开放、友好互动的现代电网。通过其建设来实现提高电网大范围优化配置资源能力，实现电力远距离和大规模输送，满足经济快速发展对电力的需求。

智能电网的建设目标要求电网本身具有高度的灵活性、适应性、安全性和经济性。这样就需要在电网中配置一定数量能够快速响应的调节和事故备用电源，以应对电源侧（核电、太阳能和风电、水电等）和用电侧（用户的随机用电需求）的不稳定性对电网造成的冲击。

抽水蓄能站址选择的影响因素

影响抽水蓄能电站站址选择的因素很多，主要包括地理位置、水头、地形地质、环境和水库淹没等方面。

一、距离负荷中心的距离 抽水蓄能电站主要的工作任务为削峰填谷、调频、调相等，因此蓄能电站一般多分布在负荷中心或电源中心附近。根据对国内近90座抽水蓄能电站相关资料的统计分析，抽水蓄能电站站址距离负荷中心或电源中心67.9%不超过100k m，近93%不超过200k m，超过200k m的不到7%。从调度、潮流和送出工程等方面来考虑，抽水蓄能电站站址距负荷中心或者电源中心一般不宜超过200km。

二、距高比 距高比是指蓄能电站上、下水库水平距离与垂直高度的比值，该比值可大致说明抽水蓄能电站引水建筑物的相对长度。我国抽水蓄能电站的距高比集中分布在2～7之间，占总数的70%。一般来说，距高比越小，电站引水系统长度和投资越小，对电站指标较有利，但是距高比值和电站投资之间关系不是很敏感，如果距高比值太小往往也会对电站布置产生不利影响。

三、水头段 我国抽水蓄能电站利用水头主要集中在300m～600m之间，占总数的62.9%。一般来说利用水头越高，相同出力所需的流量就越小，所需上、下水库库容就小，从土建工程量来看，水头越高越有利，但对投资影响不明显。

但若水头过高，给机组制造带来一定困难。从目前的蓄能机组制造技术来看，单级蓄能机组水头在700m以下，在制造技术上基本上没有问题。

四、主体工程投资 通过对我国已经建成的11座抽水蓄能电站主体工程的统计资料分析，可以得出如下规律：

上水库的选择对抽水蓄能电站的经济性影响最大，要优先选择不需要全库盆防渗的上水库。要选择地形条件有利于形成库盆、而不是主要靠筑坝围成上水库。

下水库的选择对抽水蓄能电站的经济性有相当影响，应选择含沙量低，不需要筑拦沙坝的下水库；利用已建水库作下水库时要重视综合利用水库在水量分配(包括经济补偿)及水库调度上的协调。水道系统的选择，关键是看围岩的工程地质条件是否允许采用钢筋混凝土衬砌。对于补水较困难的地区，围岩的渗漏性会影响高压管道衬砌型式的选择。

厂房条件只要地质条件满足基本要求，选址时不必过多考虑。但对于地质条件比较复杂，特别是构造比较多的地下厂房，有可能会对电站投资产生一定影响。

机电设备投资对抽水蓄能电站的经济性影响不大，但选址时泥沙对水泵水轮机磨蚀的影响，以及上、下水库水位变幅对机组稳定性的影响等因素仍应重视。

五、环境影响 抽水蓄能电站的水头较高，上、下水库库容较小，输水系统和厂房一般布置在地下，因此，其对自然环境的影响比常规水电站要小。蓄能电站在施工过程中会对环境问题产生一定的影响，但通过采取相关工程措施，可以避免或减少对环境的影响。蓄能电站建成后，通过对渣场等的治理，一般还可以提升当地的环境质量。如十三陵、天荒坪、广蓄、泰安等抽水蓄能电站的上、下水库均以成为旅游景点，有的渣场已经改建为公园。

由于抽水蓄能电站的位置大多靠近负荷中心和大城市，因此，在选点时应高度关注其与周围环境等敏感区域的协调问题，应尽量避开风景名胜区、自然保护区等敏感区域。

六、建设征地和移民安置 抽水蓄能电站建设征地与移民和常规水电比相对较少，根据对我国已建和在建的11座抽水蓄能电站的资料统计，电站平均征用耕地0.91亩/M W，移民0.68人/M W，此两项指标均比较小，建设征地和移民安置工作相对易于解决。

我国蓄能电站设计和施工技术水平

通过近30年来建成的一批抽水蓄能电站的实践，我国抽水蓄能电站的建设在设计和施工等方面积累了丰富的经验，在技术上取得了丰硕的成果。

上、下水库全库盆防渗是抽水蓄能电站区别于常规水电站，最有特色的水工建筑物之一。上、下水库型式我国已经成功实践了多种方案，包括全库防渗、局部防渗。全库防渗又包括钢筋混凝土全库防渗，沥青混凝土全库防渗，钢筋混凝土和沥青混凝土组合防渗，钢筋混凝土和土工膜组合防渗等多种型式。有些防渗技术处于世界先进水平。

在大型地下洞室的建设上，广州抽水蓄能电站宽21m的大型地下厂房采用喷锚支护，其支护参数在国内外同类工程中是比较先进的。天荒坪蓄能电站地下厂房也是采用喷锚支护，并根据岩石和地质构造条件局部使用了预应力锚索，厂房支护设计和施工也是很成功的。西龙池抽水蓄能电站，利用预应力锚索，解决了在水平底层中开挖大跨度地下厂房的先例。琅琊山成功建成了以III类围岩为主并有大规模I V～V石变岩带的地下厂房。工程实践证明，我国在建设大型地下厂房方面已经有了丰富的成功经验。

在岩壁吊车梁设计方面，广蓄电站厂房400吨天车和天荒坪电站厂房500吨天车均采用岩壁吊车梁，利用岩壁锚杆支撑，浇筑钢筋混凝土形成岩壁吊车梁，取代传统的柱式支承吊车梁，既减少厂房宽度，节约投资，又缩短了工期。我国已完全掌握了岩壁吊车梁的设计理论和施工技术。

在高压引水洞的衬砌方面，已经成功的实践了钢板衬砌和钢筋混凝土衬砌方案，解决了大型钢岔管的现场制安和混凝土岔管的施工问题。

经过几十年的工程实践，我们既有在零下40多度的寒冷地区的建成的工程，也有在高温地区建成的工程；既有在水量充沛地区建成的工程，也有在缺水地区建成的工程；利用水头段从一百多米到七百米。这些成功的经验为我国今后抽水蓄能电站的布局选点和工程建设奠定了坚实的基础。

结论与建议

一、社会经济的发展需要适当增加蓄能电站的规模

随着我国社会经济结构的调整和人民生活水平的提高，用电侧对电网的要求越来越高；随着大容量火电机组和核电机组的投产，太阳能和风电等间歇性可再生能源的高速发展和大规模并网，电源侧的不确定性和随机性对电网的冲击会越来越大；随着跨区域大规模长距离高等级电力输送规划的逐步实施，电网的安全保障问题会越来越突出；智能电网建设的目标又要求电网具有高度的安全性、灵活性、适应性和经济性。抽水蓄能电站的特性注定其将成为解决上述问题的有效手段之一，电网中配置合适比例的抽水蓄能电站是非常必要的。

二、国内设计施工技术水平能够保证蓄能电站的建设发展 我国抽水蓄能电站建设虽然起步较晚，但以往大规模常规水电建设积累了一定的经验，而近十几年来又引进了国外的先进技术和管理经验，使我国抽水蓄能电站有了较高起点。近30年来抽水蓄能电站的建设实践表明，我国在蓄能电站的设计、施工和运行管理等方面积累了丰富的经验，很多技术在世界上也是领先的，这为我们大规模开展抽水蓄能电站建设奠定了坚实的基础。

三、对于抽水蓄能电站的争议在于如何对其建设和运营

抽水蓄能电站产生于西方资本主义社会，历时近百年还在蓬勃发展，这本身就说明其具有极强的生命力和在电网中有不可替代的技术经济作用，这一点毋庸质疑。现在国内对抽水蓄能电站还存在争论，争论的焦点不在于其本身的作用，而在于如何建设和运营管理它。这说明我们在整个大系统中如何使用它，如何发挥它的技术和经济作用等方面研究还不够，相关政策还有需要完善的地方，尤其是在经济利益的协调方面还有分歧。因此建议对抽水蓄能电站的建设体制、运行管理模式和电价政策等方面进行研究，为抽水蓄能电站的健康有序发展提供保障。

四、建议探讨和研究的问题

建议探讨建设“风电+蓄能”、“核电+蓄能”、“火电+蓄能”联合电厂的可行性，以实现能量储存、降低煤耗、节能减排等综合效益。

建议研究“电网控股，非电源方参股”的建设体制。

篇6：抽水蓄能

甲方：赤峰市克什克腾旗人民政府

乙方：中国水电顾问集团北京勘测设计研究院

签订日期：2011年月

签订地点：

赤峰抽水蓄能电站前期工作合作协议

为了满足华北电网特别是蒙东电网调峰、安全经济运行和供电可靠性的需要，促进蒙东地区风电的快速发展，进一步加快推进赤峰抽水蓄能电站项目（以下简称项目）的前期工作，经赤峰市克什克腾旗人民政府（以下简称甲方）和中国水电顾问集团北京勘测设计研究院（以下简称乙方）双方协商，决定共同合作开展项目前期工作，推进项目进展，经双方协商一致，签订本协议。

一、项目背景

赤峰I抽水蓄能电站位于赤峰市克什克腾旗芝瑞镇，下水库坝址位于百岔河上。电站距赤峰市直线距离约110km，本阶段初拟电站装机容量1200MW，额定水头337m，设计年发电量20.08亿kWh，抽水电量26.77亿kWh。电站交通方便，施工条件较好，初拟建设总工期72个月。工程静态总投资52.67亿元，单位千瓦静态投资4389.51元。

2011年7月28日至30日，水电水利规划设计总院会同内蒙古自治区发展和改革委员会、能源局在海拉尔主持召开了内蒙古自治区抽水蓄能电站选点规划报告审查会议。在《内蒙古自治区抽水蓄能电站选点规划报告（蒙东地区）》中提出：“赤峰I站址装机规模较大，对外交通比较方便，站址在环境上不存在制约因素，工程建设条件较好，工程技术经济指标在本地区相对较优，建议尽早安排开展赤峰I站址的前期工作，并争取早日开工建设。若2020年建成，可较好地满足蒙东电网调峰及风电外送需要”。会议审查意见中明确指出“为

满足内蒙古电力系统及蒙东电网调峰及安全稳定运行的需要以及配合蒙东千万千瓦级风电基地外送的需要，至2020 年水平，内蒙古东部地区新增抽水蓄能电站3400MW左右是必要的，同意赤峰I站点为推荐站点，并适时启动兴安盟和呼伦贝尔抽水蓄能电站前期工作”。

根据内蒙古东部地区规划选点的审查意见，赤峰I抽水蓄能电站为蒙东地区近期首先开发的站址，并计划2020年前建成投产。按此推算，赤峰I抽水蓄能电站应在2015年前具备开工条件。考虑到本项目预可研和可研两个阶段的勘测设计工作周期需要四年左右的时间(包括预可研结束后的”路条”申请过程和可研结束后项目核准过程所需时间),只有尽快开展项目预可阶段工作,才能满足2015年开工建设的需要。由于蒙东地区其它项目的预可研阶段的工作基本结束，蒙西地区有关项目的前期工作进展也较快，为了使本项目在内蒙尤其是蒙东地区的项目向上申报过程中处于更有利的位置，更需要加快开展本项目的前期勘测设计工作。

二、主要合作内容

鉴于赤峰I抽水蓄能电站勘察设计时间紧、任务重，在目前尚无明确投资主体介入的情况下，乙方准备垫资开展赤峰I抽水蓄能电站的预可研阶段勘测设计工作。由于乙方近期资金比较紧张，制约了项目前期外业勘探工作的进度，不利于项目的快速推进。基于上述情况，为加快项目前期工作，甲方愿筹措本项目前期勘探工作经费500万元，暂借乙方使用，待乙方资金情况得到缓解后返还甲方。

乙方按照《水电工程预可行性研究报告编制规程》（DL/T5206-

2005）和国家发展和改革委员会、建设部联合颁布的《国家发展改革委、建设部关于印发<水利、水电、电力建设项目前期工作工程勘察收费暂行规定>的通知》（发改价格﹝2006﹞1352号）中所规定的工作内容和深度开展赤峰I抽水蓄能电站的前期工作，完成本项目预可行性研究报告的编制工作。

三、工作经费说明

依据国家发展和改革委员会、建设部联合颁布的《国家发展改革委、建设部关于印发<水利、水电、电力建设项目前期工作工程勘察收费暂行规定>的通知》（发改价格﹝2006﹞1352号），以及规划阶段项目的估算费用，经计算本项目预可行性研究阶段的全部勘察设计费用约为4170万元，其中开展现场勘察工作所需费用约为2000万元。甲方负责筹措经费500万元借给乙方，用于缓解乙方今年及明年上半年外业工作经费紧张的压力。其余不足部分由乙方自行筹措。

甲方筹措经费500万元（伍佰万圆整）在协议签字生效后30日内借付给乙方（最迟不超过2011年12月31日），乙方开具相关收款证明，待费用返还甲方后，乙方收回收款证明。

乙方视资金情况，在2012年度返还甲方借款500万元（伍佰万圆整），最迟不超过2012年12月31日返还。

四、双方约定

为确保赤峰I抽水蓄能电站的顺利开发，甲方应负责解决临时用地和林木砍伐问题，协助解决劳动力雇佣、火工材料采购、设计资料

收集以及现场勘察设计人员办公、住宿、交通、通讯等方面的问题，保障工程现场施工不受社会、环境、林业等外部条件制约，并考虑减免乙方在勘察设计过程中的相关费用，同时负责落实与本项目相关的地方优惠政策。

为做好抽水蓄能项目必要性论证工作，甲方应积极配合乙方做好本地区风电资源情况、开发情况和投产情况等的调查工作。

甲方应积极协调外部各方（政府、投资方、电网等）关系，为加快本项目的进度创造有利条件。

乙方应严格按照国家相关规程规范的要求进行勘测设计工作，保证达到《水电工程预可行性研究报告编制规程》（DL/T5206-2005）的工作深度，并保证项目设计进度和质量。

乙方在加快本项目预可阶段工作的同时，当条件具备的情况下，对部分现场勘察工作适当加深工作深度，为后期加快工作进度奠定基础。

乙方应积极配合甲方做好外部关系协调工作，并对协调工作提前策划和及时提出建议。

甲、乙双方同意：在抽水蓄能电站项目的合作过程中，还应积极研究共同推进地区风电资源开发工作；在同等条件下，甲方应优先提供乙方的开发权；乙方应积极筹措资金或引进投资方对所取得的资源加快开发。具体事宜另签协议解决。

在本协议执行过程中，其它未尽事宜由甲、乙双方友好协商解决。

甲方：内蒙古自治区赤峰市克什克腾旗人民政府（盖章）甲方代表（签字）：

乙方：中国水电顾问集团北京勘测设计研究院（盖章）乙方代表（签字）：

日期：年

篇7：张河湾抽水蓄能电站设代总结报告

截止2007年1月底，各个工作面主要完成情况统计如下：（1）库区改线公路

南寺大桥左引桥、右引桥、桥墩和右桥台均已施工完毕，左桥台和桥面铺装还未开始施工；桥面板已完成5跨（共6跨）的吊装。本次设代期间除桥面板部分吊装和右桥台还有零星施工外，该项目基本处于停工状态。

南蒿亭大桥左桥台、右桥台和桥墩均已施工完毕，左引桥、右引桥和桥面铺装还未开始施工，预应力混凝土梁完成5跨（共10跨）的吊装，预制场目前还剩余共36片预应力混凝土梁（已明确其中两片已作废）。本次设代期间该桥主要完成了预制场预应力混凝土梁的浇筑、张拉、灌浆和封锚等作业，未进行预制梁的吊装。

进入冬季后，以上两座桥已基本停止施工。（2）8号公路

除所有路灯未架设外，8号公路第一合同段路面、路肩、护栏、以及路灯基础已施工至桩号K1+630左右，桩号K1+630～K1+900左右正在进行施工准备；8号公路第二合同段所有项目和5号公路尾工项目已基本施工完毕。本次设代期间主要完成了8号公路和5号公路路肩、路灯基础、以及钢护栏的施工。

（3）上水库沥青混凝土防渗面板工程

目前，该标主要完成了上水库沥青混凝土库底整平胶结层、加厚层、排水层、隔水带、防渗层和封闭层的施工；以及库坡桩号K0+240.2000～K0+493.468段（上水库进/出水口）各层的施工，该段工作面已移交给上水库开挖及填筑工程标（ZHW/C11标）。库坡除上水库进/出水口（桩号K0+240.2～K0+493.5段）施工完成和入库公路（桩号K1+799.021～K2+170.424段）未施工外，其他部位的整平胶结层均已施工完毕，排水层也仅剩18个条带。

本次设代期间主要进行或完成了库底防渗层和封闭层，以及库坡整平层、排水层、隔水层和防渗层的施工。目前，受气温的影响，本标已停止施工，预计今年3月底气温回升后继续开始施工。

（4）上水库开挖与填筑工程

上水库入库施工道路于2006年12月6日至16日拆除完成，现正进行坡面碾压和修整工作。

（5）机电设备安装及厂房混凝土工程施工标

1号与2号机组段、3号与4号机组段基本上是俩俩并驾齐驱，前者已完成母线层混凝土浇筑，正在进行发电机层楼板混凝土浇筑施工准备，同时也完成了底环、泄流环、和蜗壳/座环等的安装，其中2号机还完成了球阀的吊装；后者已完成蜗壳/座环安装和蜗壳打压试验，目前正进行蜗壳周边混凝土施工。

由于主变室土建工作还未完成，目前，1号和2号主变停放于主变运输洞，主变室的交通利用主变施工支洞。

（5）地下系统及拦排沙工程施工标

地下系统土建工作基本进入尾声，目前主要是下水库进/出水口混凝土施工和引水发电系统钢管安装工作。

引水发电系统中1号引水压力钢管竖井段施工完毕（至高程739.41m），下平段施工至岔管连接处，上平段目前正进行施工准备；2号引水压力钢管竖井段未开始施工，下平段也施工至岔管连接处，上平段完成定位节安装；1＃～4＃支管钢管预存完毕，现正进行钢管的调整、焊接和混凝土回填工作；1号和2号岔管目前均未就位。

尾水隧洞钢管安装除主洞与支洞交界处外，基本全部就位，正进行少量焊接工作，但由于各洞钢管均有鼓包现象，施工单位目前正研究处理措施，施工进度较缓慢。

下水库进/出水口启闭机框架结构浇筑至与出线场平台齐平，目前已停止施工。2 设代主要任务

本次设代主要工作任务如下：

1）库区改线公路中的南蒿亭大桥和南寺大桥设计配合； 2）8号公路第一合同段尾工项目设计配合； 3）8号公路第二合同段和5号公路设计配合； 4）主体工程项目施工方法的学习；

5）临建工程运行资料和主体工程施工资料的收集与整理； 6）其他。设代小结

本次设代期间，正处于上水库沥青混凝土面板、引水系统压力管道、水泵水轮机组和尾水管道的施工阶段，多个主体工程同时进行，施工场面十分壮观，学习机会也较多。

首先是对沥青混凝土面板施工有了一个初步的了解，主要包括沥青混凝土防渗结构形式、施工工艺、施工强度、施工设备和人员投入等情况。

张河湾抽水蓄能电站上水库沥青混凝土面板库坡防渗面积约20×104m2，库底防渗面积约13.7×104m2，总防渗面积约33.7×104m2。防渗体系主要包括整平胶结层、排水层、防渗层和封闭层，其中还穿插有加厚层和隔水条带等。各层开始施工前需要开展场外试验和场内生产性试验，合格后方可进行正式摊铺。同时，在其施工中还注意到，沥青混凝土摊铺强度在很大程度上受制于工人对机器的操作熟练程度、设备的运行情况、以及天气状况。例如，斜坡整平胶结层初期日摊铺仅完成一个条带约304 m2/日，在工人对设备操作熟练后日摊铺可达2700 m2/日；而沥青混凝土施工期前期（2006年7月），曾出现在30个日历天中，正常全天施工天数只有8天的情况，这也造成了前期施工进度滞后的一个主要原因，也说明气候条件是影响施工工期的主要因素。

其次是对张河湾电站水泵水轮机的安装程序有了一定认识，其主要是锥管段的安装。一般水泵水轮机安装过程中，是在尾水肘管段施工完毕后，首先安装锥管，并浇筑锥管周边混凝土，之后进行蜗壳和座环的吊装与打磨工作，但是张河湾电站的锥管段是在蜗壳/座环吊装、调整、打磨和周边混凝土施工完毕，以及机坑里程安装后，再吊装锥管，并安装泄流环和底环；而且在混凝土浇筑至发电机层后，才开始浇筑锥管周边混凝土（Ⅲ期混凝土），因此，锥管段的安装也不控制水泵水轮机机组安装工期。据了解，这主要是为了释放蜗壳/座环的变形，与设计厂家的设计理念有一定的关系。

压力管道施工主要是对其施工强度的一个了解。从统计的情况来看，钢管竖井段的施工速度大于水平段，而水平段又大于斜井段，这主要与钢管的定位难度有关。如张河湾竖井钢管安装一个循环约10天左右，一个循环完成3大节（约18m），高峰可实现一个循环完成4大节。而水平段安装速度相对较缓，平均10天可完成2大节左右。

对于张河湾电站来说，相对其他工程项目，尾水隧洞钢管安装其实是比较常规的施工项目，但是，在钢管混凝土回填之后，钢管却出现了局部鼓包现象。经过各方讨论和研究，基本上一致认为是由于采用了不恰当的施工程序而造成的（承包商采用由下游至上游的施工程序）。虽然这种现场不希望发生，但同时这也证明了做好施工组织设计的重要性。

除了对本工程的几点认识以外，对这次设代工作还有几点感受和体会。第一，是要加强和参建各方的沟通。设代主要是处理一些比较零碎的事情，但这些事情处理的不恰当，可能会增加各方的隔阂，甚至影响公司形象，因此，在对方提出要求或建议时，应认真的思考，合理要求要虚心接受，不合理的要尽心的解释，将各种矛盾消灭在萌芽状态。第二，对各方提出的问题需要有较快的反应能力。在设代过程中，不论是业主，还是监理和承包商有时会提出一些要求和建议，我们应快速做出反应。如自己能够处理，需尽快予以回复；如不能处理，则应尽快和设计部相关人员联系，避免因设计原因造成工程返工和窝工现象；同时，在对待各种问题时，设代人员也应具备一定的判断和决策能力。第三，设代时要多看、多问、多思考。设代期间，应对整个工程实施情况做一个适时跟踪，形成经常到现场巡视的习惯；同时，在巡视中，应将实施情况与设计方案、设计思路进行对比与分析，对于不同点应请教同事和现场有关专家。第四，应理解各项文函的作用，并在其中应明确修改、补充或者完善的理由，以便于后期的查阅。这些文函主要包括设计修改通知、工作联系单、设计备忘录等。第五，设代期间必须清楚各方的权力、责任和义务，避免让人牵着鼻子走。第六，在平时的生活中，还需要加强体育锻炼。由于在公司工作强度都相对比较大，大部分人没有时间进行体育锻炼，因此，在设代期间，时间相对充裕的条件下，应加强身体素质的提高。

篇8：抽水蓄能

关键词：抽水蓄能电站,背靠背,流程顺控,国产化

引言

为了打破国外的技术壁垒, 提高抽水蓄能电站运行维护和服务水平, 充分发挥抽水蓄能电站对电网安全运行的作用, 必须实现大型抽水蓄能电站计算机监控系统的国产化, 本文对国产化监控系统对背靠背抽水流程顺控进行详细分析。

一、监控系统的控制需求

监控系统对机组控制令分为:机组发电、机组发电调相、机组抽水、机组抽水调相、机组正常停机、机组事故停机、机组紧急停机、机组黑起动和机组线路充电。机组LCU应能可靠流畅地实现机组顺序控制。机组工况转换应能随时自动实现。机组工况分为:发电、发电调相 (进相) 、抽水、抽水调相、静止、线路充电 (零起升压) 和黑起动。本文的着重点进行叙述响水涧抽水蓄能电站背靠背抽水顺空流程的实现。

二、背靠背抽水流程顺控的组成

背靠背抽水流程由机组开机启动条件、转换条件、和转换流程组成。其中开机启动条件是在机组开机控制令下发之前进行的判断, 若条件不满足则不能下发控制令或控制令无法执行。转换条件由机组各个暂态或稳态工况进行转换时判断的条件, 若条件不满足则机组流程不能进行下一个稳态或暂态工况的转换。转换流程则是机组流程各个工况间具体执行的操作和判断的设备反馈信号。

三、背靠背抽水启动条件

3.1停机-BTB抽水条件由以下条件组成:

3.2第1、2项判断的是机组启动抽水控制之前上下水库水位是否满足抽水水位的要求;

3.3第3-5项判断的是机组启动抽水控制之前全厂无其他机组是水轮机工作方向运行, 若无特殊情况, 全厂不可能需要抽水的同时还有发电需求;

3.4第7-9项判断同第3-5类似, 机组启动抽水控制之前判断全厂其他机组是否在进行水轮机工作方向的转换;

3.5第10-14项判断的是线路电气状态是否能够满足并网需求, 而同期装置的状态是否正常是机组抽水控制过程中机组能否并网的充分条件;

3.6第15项判断本机组是否被SFC拖动, 机组启动抽水只能被一个设备进行拖动, 该设备只能是SFC, 或其他任意一台机组, 不可选中多个拖动设备;

3.7第16项判断的是决定机组是否能被拖动机组拖动起来的重要条件, 因为被拖动机组与拖动机组间拖动配合都是通过通讯的方式来实现的, 通讯的健康状态直接决定的拖动过程的安全可靠;

3.8第17、18项判断的是启动母线是否被其他机组占用, 启动母线同一时间只能被一套拖动和被拖动设备占用;

3.9第17项是一个复杂的判断过程, 以一号机组需要BTB抽水启动为例, BTB启动条件允许由如下逻辑组成:

3.10第20项的判断是机组启动的通用判断主要判断各个子系统的状态是否正常, 是否能够满足机组启动的需求。预启动主要分为如下几类:

保护预启动条件:判断保护系统的信号和设备状态是否正常;

电气预启动条件:判断各个电气开关的分合和健康状态;

调速器预启动条件:判断调速器系统的信号和设备状态是否正常;

励磁预启动条件:判断励磁系统的信号和设备状态是否正常;

进水阀预启动条件:判断进水阀的设备状态、控制回路状态以及电源回路状态是否正常;

水轮机预启动条件:判断水轮机控制箱控制的所有辅助设备状态是否健康, 是否满足机组启动的需求;

调相压气预启动条件:判断是否具备压气的条件, 及是否能够完成抽水前的抽水调相工况的转换;

公用预启动条件:主要判断全厂直流设备、中低压气机等辅助设备运行是否正常, 能够保证机组的安全运行;

四、背靠背抽水启动工况转换条件

机组工况转换转换过程如图1所示, 共有6个稳态工况即静止、抽水调相、抽水、旋转备用、发电和发电调相, 其他都是暂态工况和次暂态工况。除去稳态工况往静止方向转换以及无法转换的过程。有如下几个工况转换条件:旋转备用-发电转换条件、发电-旋转备用转换条件、发电-发电调相转换条件、发电调相-发电转换条件、抽水调相-抽水条件、抽水-抽水调相条件。

背靠背抽水经过三个稳态工况静止、抽水调相和抽水。从静止时候启动的条件在背靠背启动条件中已经完成判断, 在机组转抽水前进行了抽水调相-抽水的工况转换条件判断。

抽水调相-抽水转换条件由如下条件组成:机组在抽水调相态、上, 下水库抽水水位、其他机组不在水轮机工作工况、其他机组不在水轮机工况转换过程中、预启动条件满足;

在这个转换条件中最主要的是判断了机组是否达到了抽水调相态。抽水调相态的判断是由机组额定转速、机组额定电压、机组导叶全关、GCB合闸、PRC在抽水工作方向、机组球阀全关、充气压水完成。而重复判断了上下水库的水位、其他机组的状态以及预启动条件, 是因为可以控制令使机组直接运行到抽水调相态, 然后再下发抽水令使机组由抽水调相态转至抽水态。而抽水调相控制不用判断其他机组的状态以及上下水库的水位, 及时有其他机组在水轮机工况或者水轮机工况转换过程中, 本机组还是可以进行抽水调相操作进行调相功能, 同时调相功能是无水运行操作是不需要判断上下水库的水位情况。所以在抽水调相-抽水的工况转换条件中仍然需要加判上述内容。

五、背靠背抽水转换流程组成

由于机组工况转换过程中有很多是相同操作, 可以将顺控流程进行细分为若干个小顺控流程。根据目标工况的需求, 来调用这些公用的小顺控流程。从而达到节约资源和提高顺控执行效率的目的。根据图1所示, 几座所有控制可分为如下子流程:静止-停机热备、停机热备-旋转备用、旋转备用-发电、发电-发电调相、发电-发电调相、调相-旋转、发电-旋转备用、旋转备用-旋转、BTB拖动、SFC抽水调相、抽水调相-抽水、抽水-抽水调相、抽水-旋转、

旋转-停机热备、停机热备-静止、线路充电、黑启动。

而背靠背抽水转换流程由如下几个子流程组成:水泵机组静止-停机热备、水泵机组停机热备-BTB抽水、水泵机组抽水调相、抽水调相转抽水、拖动机组静止-停机热备、拖动机组停机热备-BTB拖动。详细过程如下:

5.1机组从静止工况开始启动, 调用静止-停机热备子流程, 该子流程执行如下操作:启动高顶、退出制动闸、退出锁锭、启动油污吸收装置、开启技术供水、开启主轴密封水。

5.2调用机组BTB拖动子流程, 该子流程执行如下操作:合闸PRD至抽水工况刀闸、合闸被拖动刀闸、合启动母线刀闸、进行调相压水、设置各个子系统BTB抽水调相模式、启动拖动机组、等待拖动机组启动值球阀开启、启动励磁、拖动机组同时开启导叶、等待机组达到额定转速额定电压、启动同期进行并网、并网后取消本机被其他机组进行拖动并发停机令至拖动机组、拖动机组转停机、机组进入抽水调相态。

5.3调用抽水调相转抽水子流程, 该子流程进行如下操作:开启进水阀同时开始排气、等待机组造压功率、开启导叶、导叶全开球阀全开后机组进入抽水态。

六、结语

安徽响水涧抽水蓄能电站监控系统顺控流程充分总结了北京十三陵抽水蓄能电站, 潘家口抽水蓄能电站, 沙河抽水蓄能电站, 辽宁蒲石河抽水蓄能电站成功经验, 吸纳了各个电站控制策略的长处后完成的设计。2011年12月26日响水涧抽水蓄能电站首套机组正式进入商业运行, 对设计的完善和可靠性得到了证明。对巨型抽水蓄能电站计算机监控系统国产化的实现的可行性, 进行了有效的证明。

参考文献

[1]汪军, 方辉钦, 张红芳, 等.抽水蓄能电站控制与保护设备的国产化[J].水电自动化与大坝监测, 2004, 28 (3) :1-3.

[2]姜海军, 汪军.大中型抽水蓄能电站监控系统的国产化研究[J].水电厂自动化, 2005 (1) :148-153.

[3]靳祥林, 王嘉乐, 汪军, 等.大型抽水蓄能电站国产化监控系统工程应用研究//中国水力发电工程学会抽水蓄能专业委员会2006年抽水蓄能学术年会论文集, 2006年11月30日一12月1日, 北京:103-108.