抽水蓄能电站示意图
图5
例：如图5为抽水蓄能电站示意图，利用它可以调剂电力供应。深夜用电低谷时，用过剩电 能把低处蓄水池的水抽到高处的水库内，用电高峰时，则通过放水发电以补充电能不足。若 水库面积为1.2×106m 2，抽水机每天从深夜11时至清晨4时抽水使水库水面增高1m ，而抽 水过程中水上升高度近似看成保持为10m 不变，若抽水机工作效率为80％。放水发电时， 被送往高处的水的机械能有70％转化为电能。则抽水机抽水总功率和水转化为的电能分别 为(假设低处蓄水池的水位保持不变，g =10m/s 2，ρ水=103kg/m 3) （ ）
A ．2.4×1010W ，10104.8?kJ
B ．6.7×106W ，10104.8?J
C ．8.4×106J ，10104.8?W
D ．8.4×106W ，10104.8?J 解:(1)水增加的机械能E=mgh=1000×1.2×106 ×1×10×10=1.2×1011焦
抽水机所做的功为w=E/0.8= 1.5×1011焦
抽水机的总功率p=w/t=1.5×1011焦/5×3600秒=8.4×106W
(2)转化的电能E 电= E ×0.7=1.2×1011焦×0.7=10104.8?J
答案：D
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
抽水蓄能电站工程建设施工中安全风险管理体系研究
抽水蓄能电站工程建设施工中安全风险管理体系研究 发表时间：2019-11-27T10:15:47.357Z 来源：《基层建设》2019年第24期作者：杨溢 [导读] 摘要：抽水蓄能电站的主要作用是调峰填谷，为我国电源长期发展、改善电能质量提供了帮助，有利于优化调整电源结构，使得跨区送电具有安全性。 湖南黑麋峰抽水蓄能有限公司 摘要：抽水蓄能电站的主要作用是调峰填谷，为我国电源长期发展、改善电能质量提供了帮助，有利于优化调整电源结构，使得跨区送电具有安全性。因此，必须要认识到抽水蓄能电站工程建设施工的重要性，把握施工中可能存在的安全风险，并建立安全管理体系。 关键字：抽水蓄能电站；工程建设施工；安全风险管理 近年来，经济发展使得社会用电负荷快速增长，所以必须要进行能源缓解，大力发展抽水蓄能电站。目前我国抽水蓄能电站建设进入高峰期，但是在抽水蓄能电站的建设施工过程中，必须要重视其中的风险，做好安全监管，保证施工质量。 一、抽水蓄能电站工程建设施工中的安全风险 抽水蓄能电站工程建设施工中有下库工程、引水工程、地下厂房工程和上水库工程四个工程。在评估施工建设的安全性时必须要结合这四个工程开展，与其工程施工特点相结合。在进行施工安全风险辨识时，施工依据就是工程施工的整体规划和施工图纸，施工单位还要与历史资料和以往的施工经验结合起来，这样对危险源的划分才更加科学，需要与危险源的审查结果和相应的程度评价进行，并对相应的风险识别结果表进行编制。在实际施工时，施工单位需要落实安全风险管理工作，结合抽水蓄能水电站建设的独特属性制定生产工艺条件的复杂程度、设备本质的安全情况、施工设备的使用情况等安全管理措施，所以必须要在施工建设工作开始前进行[1]。同时施工单位要重点管理施工人员的技术能力、检测事故的技术能力和施工现场的整体环境，不断细化安全施工管理工作，提高工作中施工安全风险管理的针对性。 二、抽水蓄能电站工程建设施工中安全风险管理体系 （一）强化业主管理职能 目前我国蓄能电站工程中的建设管理体系的核心是“项目法人制”，施工过程中工程建设周期长、涉及面广、不确定因素多、风险大，所以抽水蓄能电站必须要进行目标定位，业主必须要组织落实政策处理，做好资金的筹措、工程与采购招标等工作。业主也要对包括质量、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等在内的项目总体管理策划进行负责。因此，要不断强化工程建设过程中业主对项目的计划、组织、管理和协调的宏观控制职能，发挥业主在工程实施全过程中的安全文明施工控制作用，保证抽水蓄能电站工程的安全文明施工[2]。 （二）健全管理体系 在抽水蓄能电站项目开工前，结合工程特点和管理重点，要促进三合一项目管理体系的形成，将导入质量、职业健康安全和环境管理体系纳入进来，并制定统一的抽水蓄能电站工程质量安全管理计划。企业也要做好组织评审，定期进行体系内外部的评审，评价分析工程施工中的危险源和环境因素，就每一个影响因素发生的频率和危险程度来制定管理措施。同时也要制定相应的管理方案，进行重大危险源、重大质量和环境影响因素的管理，做好技术、管理、责任人、完成时间和费用等内容的统筹，并在完成管理方案后进行效果评审。对于超标准洪水、火灾等不可预见的危险源，要提前制定应急预案，通过组织演习来对其有效性和适用性进行检验。在工程的进展和管理方案评审结案过程中，需要同时辨识、评价和管理后续施工项目的危险源和环境影响因素。在标准化管理过程中，也要强化传统的安全管理，注重其分包管理，并建立安全资格预审和年检制度，对于不合格承包商要拒绝其进场。而且也要实行安全一票否决制，如果施工作业出现严重违章，且不听劝告，就要责令其整改完毕后复工，在年度安全文明施工考核范围中也要进行重点考察，这样才可以发挥安全生产的重要性和安全监察部门的作用。施工过程中也要规范其安全管理行为，实时动态监控重要的工程现场或危险的工作面，安装多个工业电视监控装置。而且安全检查中进行整改和复检闭环很有必要，工程的安全施工离不开规范化和制度化的安全管理活动[3]。区域安全管理也有利于提高其安全监察的效率，要结合施工区域进行施工现场划分，指定每个区域的负责单位、部门和安监责任人，为区域内的安全工作的日常检查提供保障。在统一区域检查和管理性检查的基础上，安全绩效的过程监测也得到了强化。 （三）进行安全目标分解 抽水蓄能电站工程建设施工中存在很多危险源和不确定的因素，安全管理受到水电承包商的综合经济实力和管理水平参差不齐的影响难度较大。因此，要根据其工程施工阶段、年度和单位分解成量化的控制目标来确定其危险源和环境因素。这一过程中需要实施安全管理的风险抵押金制度，通过安全管理风险抵押合同、爆炸物品管理责任状和电力承发包工程安全管理等协议的签订来确定责任。工程的建设施工考核要设立安全文明施工奖励基金，并结合设计、监理和承包商的年度安全管理情况和目标指标完成情况进行，提高其积极性。更重要的是强化参建各方的安全管理意识，提前制定统一的安全设施标准，这样安全技术措施才可以更好的落实。施工过程中要进行安全检查、专业性检查、日常例行安全巡查和隐患的整改闭环等手段的规范，并提前制定重大危险源的管理方案和应急预案，为安全总体目标的实现提供保障。 （四）转变观念和意识 抽水蓄能电站工程建设施工中要改变传统的观念和意识，在招标文件中就要对安全目标、安全管理制度、重大的危险因素及其管理要求、卫生设施要求和标准、生产生活临建标准等详细要求进行明确，增加安全文明施工的评分权重，保证承包商的管理层也重视安全文明施工管理要求。在承包商进点后，全体人员的安全文明管理交底工作需要由管理方安监工程师进行，班组长以上的施工人员到工程学习取经进行分批分阶段地组织，使得施工现场整齐划一，真正改变水电人的管理观念。同时也要定期举办专业技能，将工程施工、安全和环保专家邀请到工地就危险因素的控制与防范进行讲解，让施工人员在事故案例分析中增加自我保护意识，不断强化全员的安全防范意识和环境保护意识。目前抽水蓄能电站工程中的承包商安监力量比较薄弱，电力培训中心就要积极开展相关安全员培训，在壮大安监队伍的基础上，提高其安监水平。通过安全风险管理体系构建来创建安全文明施工样板单位工程，促进项目内部参建单位之间良性竞争环境的形成。 结语 抽水蓄能电站工程建设施工中必须要加强施工现场施工建设环节的管理，特别是电站建设的安全风险管理，因为抽水蓄能电站具有特殊性。因此，要结合抽水蓄能电站工程建设施工中的安全风险进行探索，通过强化业主管理职能，健全管理体系，进行安全目标分解，转
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。
我国抽水蓄能电站存在的问题及前景展望
我国抽水蓄能电站存在的问题及前景展望 摘要：抽水蓄能电站在电网中承担着调峰、填谷、调频、调相、事故备用、配 合风电储能等工程任务，抽水蓄能电站建设和调度运行，有利于更好地利用新能源，有利于提升电力系统综合效益。在对我国当前抽水蓄能电站现状情况总结的 基础上，分析了我国抽水蓄能电站面临的挑战，从投资主体、电价机制、生态环保、调峰手段等角度，分析了我国抽水蓄能电站的发展前景。 关键词：抽水蓄能电站；问题；发展前景 1国内抽水蓄能电站存在的问题 1.1 开发需求与站址资源间的协调 我国抽水蓄能电站站址资源分布不均，部分地区面临调峰需求大但站址资源 少的矛盾。在目前调峰手段多元化的新形势下，抽水蓄能电站选址可进一步研究 具有投资小、建设周期短、节省站址资源等优点的混合抽水蓄能电站；此外，可 研究废弃露天矿坑、矿洞新型抽水蓄能电站，实现废弃资源利用，达到社会、环 境和经济综合效益最大化。我国各地正在积极开展生态保护红线划定工作，部分 地区抽水蓄能电站规划选点及前期工作中所面临的生态保护红线影响更加突出。 新形势下，对于蓄能电站还未建成且调峰需求较大的地区，抽水蓄能电站的选址 和建设应更加重视对生态保护红线的研究，协调好开发与保护的关系；对于蓄能 电站布局受生态保护红线影响较大的区域，应适时调整选址思路及规划站点布局。 1.2 综合利用开发模式的完善 新形势下，抽水蓄能电站选址思路正在不断拓展，以寻求适合我国电网分布 及需求的新型抽水蓄能电站建设方式，如混合抽水蓄能、海水抽水蓄能、废弃矿 洞抽水蓄能等。目前，我国混合抽水蓄能、海水抽水蓄能、废弃矿洞抽水蓄能等 电站建设和研究尚处于起步阶段。仅混合抽水蓄能试点建成白山、潘家口等电站。从实际运行情况看，混合抽水蓄能电站具有投资小、建设周期短、节省站址资源 等优点，可成为常规抽水蓄能电站的有益补充。海水抽水蓄能、废弃矿洞抽水蓄 能等新型抽水蓄能电站虽有广阔的发展前景，但在技术方面、效益量化等方面仍 需不断完善。 1.3 电力系统调节能力的提升 随着技术创新不断进步，国家出台了相关政策，鼓励火电机组灵活性改造、 电化学储能电站建设等提升电力系统调节能力。由于调峰手段的多元化，火电机 组灵活性运行、电化学储能等技术发展将对未来抽水蓄能发展产生一定影响。火 电灵活性改造由于缺乏配套政策和市场机制，实际改造进度与规划目标仍有较大 差距，抽水蓄能电站仍有建设空间；电化学储能由于经济性和安全性的制约，仍 无法实现大规模推广，一定时期内无法取代抽水蓄能电站。 2国内抽水蓄能发展前景分析 2.1 蓄能需求空间较大 随着国家对风电、太阳能、核电等新能源的大力开发，为配合新能源消纳以 及核电并网运行，对电网调节能力提出了更高要求。另外，随着我国城镇化水平、工业化水平、电能替代水平的提升，电力系统中调节性电源建设需求仍会增加。 因此，具有良好调节性能的抽水蓄能电站仍有很大发展空间。目前，全国运行、 在建和待开发抽水蓄能规模约为 1.3 亿 kW，现有抽水蓄能规划资源基本能够满足项目开发需求。但由于生态红线的影响，新一轮抽水蓄能电站选点规划能够成立 站点有限，远期蓄能规划资源储备乏力。
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。
达摩岭抽水蓄能电站投资建设项目可行性研究报告-广州中撰咨询
达摩岭抽水蓄能电站投资建设项目可行性研究报告 (典型案例〃仅供参考) 广州中撰企业投资咨询有限公司 地址：中国·广州
目录 第一章达摩岭抽水蓄能电站项目概论 (1) 一、达摩岭抽水蓄能电站项目名称及承办单位 (1) 二、达摩岭抽水蓄能电站项目可行性研究报告委托编制单位 (1) 三、可行性研究的目的 (1) 四、可行性研究报告编制依据原则和范围 (2) （一）项目可行性报告编制依据 (2) （二）可行性研究报告编制原则 (2) （三）可行性研究报告编制范围 (4) 五、研究的主要过程 (5) 六、达摩岭抽水蓄能电站产品方案及建设规模 (6) 七、达摩岭抽水蓄能电站项目总投资估算 (6) 八、工艺技术装备方案的选择 (6) 九、项目实施进度建议 (6) 十、研究结论 (6) 十一、达摩岭抽水蓄能电站项目主要经济技术指标 (9) 项目主要经济技术指标一览表 (9) 第二章达摩岭抽水蓄能电站产品说明 (15) 第三章达摩岭抽水蓄能电站项目市场分析预测 (15) 第四章项目选址科学性分析 (15) 一、厂址的选择原则 (15) 二、厂址选择方案 (16) 四、选址用地权属性质类别及占地面积 (17) 五、项目用地利用指标 (17) 项目占地及建筑工程投资一览表 (17) 六、项目选址综合评价 (18)
第五章项目建设内容与建设规模 (19) 一、建设内容 (19) （一）土建工程 (19) （二）设备购臵 (20) 二、建设规模 (20) 第六章原辅材料供应及基本生产条件 (20) 一、原辅材料供应条件 (20) （一）主要原辅材料供应 (21) （二）原辅材料来源 (21) 原辅材料及能源供应情况一览表 (21) 二、基本生产条件 (22) 第七章工程技术方案 (23) 一、工艺技术方案的选用原则 (23) 二、工艺技术方案 (24) （一）工艺技术来源及特点 (24) （二）技术保障措施 (24) （三）产品生产工艺流程 (25) 达摩岭抽水蓄能电站生产工艺流程示意简图 (25) 三、设备的选择 (26) （一）设备配臵原则 (26) （二）设备配臵方案 (27) 主要设备投资明细表 (27) 第八章环境保护 (28) 一、环境保护设计依据 (28) 二、污染物的来源 (29) （一）达摩岭抽水蓄能电站项目建设期污染源 (30) （二）达摩岭抽水蓄能电站项目运营期污染源 (30)
关于抽水蓄能电站的几点认识—邓建
关于抽水蓄能电站的几点认识 邓建 摘要抽水蓄能电站的建设已有近百年的历史，但在近三四十年才出现具有近代工程意义上的大容量抽水蓄能电站，这是现代电网发展的必然产物。电网愈大，调峰填谷问题、提高水火电站利用率和减少系统能耗问题以及提高供电质量和安全可靠度问题都愈趋重要，大容量抽水蓄能电站正好可以起到调峰填谷作用、提高火（核）水电站设备利用率和担负调频调相旋转备用以改善电网供电质量，并提高电网的灵活性和可靠性，从而成为电网中不可或缺的组成部分。 我国水电资源丰富，居世界首位，但不仅开发程度低，而且资源分布集中在西南、西北地区，华北、华东、广东、东北的水电资源相对缺乏，而这些地区都是我国工农业最发达地区。随着经济的进一步发展，特别是生活用电水平的提高，电力负荷的发展将很快，峰谷差不断增大，核电的投入将使调峰填谷问题更为突出，抽水蓄能电站的发展也就成为必然选择。伴随而来的经济效益、社会效益以及未来的发展方向也越来越受到人们的关注。 关键词必要性作用经济效益发展方向 一、建设抽水蓄能电站的必要性 改革开放初期，为了解决较长时期的全国性严重缺电问题，国家采取了一系列行之有效的重大措施加快电力工业发展，集中力量建设了一批能够多产电量的电厂，尤其是燃煤电厂，来满足国民经济发展和人民生活用电的需要。在这种情况下，只要有电用就满足了，对用电负荷的要求和电能的质量要求就难以顾及了。进入80年代后期，电力工业突飞猛进地发展，全国性的缺电状况得到了缓解，甚至出现了供大于求的情况，电力市场已由卖方市场转变为买方市场，当然也就取消了限制用电的规定，不仅如此，而且开始研究如何开拓电力市场，如何改善电网的运行条件，如何调峰填谷，如何运行才能更经济等问题了。 尽管缺电状况得以缓解，但存在的普遍问题是负荷高峰时仍然缺电，造成高峰负荷时发生低周波运行，甚至拉闸限电。为了解决高峰缺电问题，最初的认识和想法是：①进一步发展电源，多建一些能够多产电量的燃煤电厂，同时对在运行的火电机组进行技术改造即安装多功能燃烧器，以提高火电机组的调峰能力，来满足高峰用电的需要。但这样做既不客观又不经济，因为高峰负荷时段的持续时间相对较短，为此建设的燃煤电厂的年运行时数必然很低，还可能造成低谷时段高周波运行，窝电现象严重，电力系统势必损失巨大，而且污染严
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。
微型抽水蓄能电站项目可行性研究报告
微型抽水蓄能电站项目可行性研究报告 核心提示：微型抽水蓄能电站项目投资环境分析，微型抽水蓄能电站项目背景和发展概况，微型抽水蓄能电站项目建设的必要性，微型抽水蓄能电站行业竞争格局分析，微型抽水蓄能电站行业财务指标分析参考，微型抽水蓄能电站行业市场分析与建设规模，微型抽水蓄能电站项目建设条件与选址方案，微型抽水蓄能电站项目不确定性及风险分析，微型抽水蓄能电站行业发展趋势分析 提供国家发改委甲级资质 专业编写： 微型抽水蓄能电站项目建议书 微型抽水蓄能电站项目申请报告 微型抽水蓄能电站项目环评报告 微型抽水蓄能电站项目商业计划书 微型抽水蓄能电站项目资金申请报告 微型抽水蓄能电站项目节能评估报告 微型抽水蓄能电站项目规划设计咨询 微型抽水蓄能电站项目可行性研究报告 【主要用途】发改委立项，政府批地，融资，贷款，申请国家补助资金等【关键词】微型抽水蓄能电站项目可行性研究报告、申请报告 【交付方式】特快专递、E-mail 【交付时间】2-3个工作日 【报告格式】Word格式；PDF格式 【报告价格】此报告为委托项目报告，具体价格根据具体的要求协商，欢迎进入公司网站，了解详情，工程师（高建先生）会给您满意的答复。 【报告说明】 本报告是针对行业投资可行性研究咨询服务的专项研究报告，此报告为个性化定制服务报告，我们将根据不同类型及不同行业的项目提出的具体要求，修订报告目录，并在此目录的基础上重新完善行业数据及分析内容，为企业项目立项、上马、融资提供全程指引服务。
可行性研究报告是在制定某一建设或科研项目之前，对该项目实施的可能性、有效性、技术方案及技术政策进行具体、深入、细致的技术论证和经济评价，以求确定一个在技术上合理、经济上合算的最优方案和最佳时机而写的书面报告。可行性研究报告主要内容是要求以全面、系统的分析为主要方法，经济效益为核心，围绕影响项目的各种因素，运用大量的数据资料论证拟建项目是否可行。对整个可行性研究提出综合分析评价，指出优缺点和建议。为了结论的需要，往往还需要加上一些附件，如试验数据、论证材料、计算图表、附图等，以增强可行性报告的说服力。 可行性研究是确定建设项目前具有决定性意义的工作，是在投资决策之前，对拟建项目进行全面技术经济分析论证的科学方法，在投资管理中，可行性研究是指对拟建项目有关的自然、社会、经济、技术等进行调研、分析比较以及预测建成后的社会经济效益。在此基础上，综合论证项目建设的必要性，财务的盈利性，经济上的合理性，技术上的先进性和适应性以及建设条件的可能性和可行性，从而为投资决策提供科学依据。 投资可行性报告咨询服务分为政府审批核准用可行性研究报告和融资用可 行性研究报告。审批核准用的可行性研究报告侧重关注项目的社会经济效益和影响；融资用报告侧重关注项目在经济上是否可行。具体概括为：政府立项审批，产业扶持，银行贷款，融资投资、投资建设、境外投资、上市融资、中外合作，股份合作、组建公司、征用土地、申请高新技术企业等各类可行性报告。 报告通过对项目的市场需求、资源供应、建设规模、工艺路线、设备选型、环境影响、资金筹措、盈利能力等方面的研究调查，在行业专家研究经验的基础上对项目经济效益及社会效益进行科学预测，从而为客户提供全面的、客观的、可靠的项目投资价值评估及项目建设进程等咨询意见。 可行性研究报告大纲（具体可根据客户要求进行调整） 为客户提供国家发委甲级资质 第一章微型抽水蓄能电站项目总论 第一节微型抽水蓄能电站项目背景 一、微型抽水蓄能电站项目名称 二、微型抽水蓄能电站项目承办单位 三、微型抽水蓄能电站项目主管部门 四、微型抽水蓄能电站项目拟建地区、地点 五、承担可行性研究工作的单位和法人代表
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
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
抽水蓄能电站励磁系统的特点
抽水蓄能电站励磁系统的特点 1抽水蓄能电站简介 我们知道，电力具有发、供、用同时完成的特性。在负荷低谷时，发电厂的发电量可能超过了用户需要，电力系统有剩余的电能。而在负荷高峰时，又可能出现满足不了用户需要的情况。建设抽水蓄能电站能够较好地解决这个问题.。 抽水蓄能电站有一个建在高处的上水库(上池)和一个建在电站下游的下水库(下池)。抽水蓄能的机组能起到作为一般水轮机的发电作用和作为水泵将下池的水抽到上池的作用。在电力系统低谷负荷时，抽水蓄能电站的机组作为水泵运行，往上池蓄水。在高峰负荷时，作为发电机组运行，利用上池的蓄水发电，送到电网。 世界抽水蓄能电站的运行实践证明，它的能量转换比率达75%，即深夜低谷抽水耗电4kW·h，可在高峰期间发出电力3 kW·h.。 一些发达国家的实践表明，电网发展到了一定的阶段，必须建设一定数量的抽水蓄能电站来改善和平衡电力系统的负荷能力，提高系统的供电质量和经济效益。 2抽水蓄能电站在电网中的作用 既能调峰又能填谷，具有双倍容量功能。抽水蓄能电站的机组从备用达到满负荷运行仅需120 s到150 s，这是火电机组所望尘莫及的。且这种电站具有削峰和填谷的双重作用，因此它的调峰能力为其装机容量的2倍，比常规水电站和调峰机组的调峰能力要好得多. 起停迅速，是理想的紧急事故备用电源。抽水蓄能机组起停迅速，改变工况快，是良好的事故备用机组。在日本、意大利等国家，有些抽水蓄能电站年利用仅500 h，绝大部分处于备用状态。 改善火电和核电运行条件。抽水蓄能电站与核电配合运行所发电量成为可满足电网负荷变化要求的优质电能。如电力系统日最小负荷率为0.6，系统为纯火电机组时，还得一些机组频繁地起停运行。如果加入10 %的抽水蓄能机组，则火电机组的调荷能力只需20 %或稍多一点即可，同时“解放”了绝大部分火电机组，让它们在高效率区间运行。对于核电站而言，尤其需蓄能电站配合改善其运行条件。
浙江宁海抽水蓄能电站项目情况说明
浙江宁海抽水蓄能电站项目情况说明 浙江宁海抽水蓄能电站位于浙江宁海县城东北面大佳何镇境内，上水库位于茶山林场穹窿的中心部位，下水库位于大佳何镇涨坑村,下水库坝址距宁海县城公路里程约24km，距离宁波、绍兴、温州、杭州公路里程分别约98km、240km、216km、299km。本电站为日调节纯抽水蓄能电站，主要承担浙江电网的调峰、填谷、调频、调相及事故备用等任务，电站建成后将提高浙江电力系统的调峰能力，进一步改善电网的供电质量，维护电网安全、经济、稳定运行。电站总装机容量1400MW（4×350MW），上水库正常蓄水位，死水位，有效库容万m3，下水库正常蓄水位，死水位，有效库容万m3。电站枢纽建筑物主要由上水库、下水库、输水系统、地下厂房和地面开关站等组成。 电站上库区附近现有茶山林场道路通过，下库区已有当地四级公路与S311省道相接，并通过S311省道接入宁海县城附近的省/国道网和高速公路网。工程附近的铁路干线为甬台温线，坝址周边货运火车站主要有三门站、宁波站等多个站点。工程区附近所在城市水运较为发达，周边现有强蛟码头、三门核电站码头、宁波北仑港码头等多个中、大型水运码头。 该项目从2009年选点规划以来，各项工作进展顺利，2015年2月，浙江省发展和改革委员会同意浙江宁海抽水蓄能电站开展前期工作,2016年初该项目被浙江省列入全省2016年重大项目前期攻坚计划。 一、上水库 上水库库区位于茶山穹窿的中心部位，主要建筑物为挡水大坝、环库公路、库盆防渗与防护等。 上水库流域面积仅km2，上水库大坝采用混凝土面板堆石坝，坝顶高程，防浪墙顶高程，最大坝高，坝顶长度，坝顶宽度。坝体上游面坡比1：，下游面坡比1：~1：。在下游面、、分别设置宽度的马道。 二、输水系统 上下水库进/出水口之间输水系统总长约（沿3#机），其中引水系统长约，尾水系统长约。