抽水蓄能电站关键技术

地下厂房结构布置和振动特性，抽水蓄能机组蜗壳与外围混凝土联合作用分析；

大PD 值预应力钢筋混凝土高压管道结构及埋藏式钢岔管结构受力分析；

井式进/出水口的水力学问题；

优化水泵水轮机和发电电动机的主要技术参数、机组总体结构及主要机电设备布置形式；

大型抽水蓄能电站的启动方式、工况转换及变频起动装置（SFC）谐波分析、停机与运行控制技术；

大型抽水蓄能电站计算机监控系统；

寒冷地区抽水蓄能电站上下水库冰凌问题；

复杂地基上库盆防渗及渗流控制技术，包括防渗型式选择、接头处理、水库蓄水对基础及建筑物的影响以及材料和相应措施。

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

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。

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

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

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。

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

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。

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

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

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。

抽水蓄能电站安全管理研究探讨

抽水蓄能电站安全管理研究探讨发表时间：2018-12-18T10:08:31.040Z 来源：《基层建设》2018年第31期作者：楼易承靳永卫吴小林李昊晏姜羽寒[导读] 摘要：抽水蓄能电站施工建设时期施工环境严苛，建设时间久，施工过程危险性大，不稳定因素多，安全管理至关重要。浙江缙云抽水蓄能有限公司摘要：抽水蓄能电站施工建设时期施工环境严苛，建设时间久，施工过程危险性大，不稳定因素多，安全管理至关重要。抽水蓄能电站基础建设时期施工环境差等要素决定了工程建设是否能够顺利实施对工程的质量、投资等都具有重要的影响。本文旨在探析抽水蓄能电站建设施工工程建设特征，综合国内外工程项目实施单位安全管理状况，对施工单位在工程建设管理进程中需要重视的安全管理重点进行了升华，建成了抽水蓄能电站施工建设时期内施工单位的安全管理体制。关键词：抽水蓄能电站；建设单位；安全管理抽水蓄能电站工作原理就是把多余的电能转化为水的重力势能储存起来，在需要的时候，再把水的重力势能转变成电能。这有点像人们日常生活中存款和取款的储蓄所，不同的是，抽水蓄能电站在抽水和发电的循环过程中会损失掉一部分能量，也就是说，存进去的能量多，取出来的能量少。即使如此，可算起总账来还是比较合算的。这是因为大部分本来会白白浪费掉的电能被储存了起来，并可以重新得到利用。在电网建设过程中，抽水蓄能电站的容量越来越大，定员越来越少，科技含量越来越高。做好新厂新体制安全监督工作，是新能源企业安全生产前行的必经之路。由于抽水蓄能行业起步较晚，生产管理规章制度的建立制度多采用水电厂或火电厂的行业标准，在实施过程中存在针对性不强等情况。一、抽水蓄能电站建设工程推进安全风险管理的重要性从“安全生产法”的这一方面来看，水电站施工安全管理对于“以人为本”这一概念的重要性显而易见，安全风险方面的管理帮助提高水电项目施工的正面效益以及相关的工程施工管理的质量水平，从而保证了工程施工的安全和高效运行。抽水蓄能电站施工往往是一个建设周期较长、建设过程很复杂的整体过程，抽水蓄能水电站本身具备的特点促使电站施工的过程中拥有众多威胁和困境，然而工程施工安全隐患及风险管理则是工程进行中防范未然以及长施工周期安全的保证。除此之外，因为抽水蓄能水电站施工是由许多不同阶段组成，并且还牵涉到许多施工单位和企业，各单位进行安全生产管理的准则、办法、水平等都拥有较大差距，这愈发增强了施工安全风险管理工作的关键性。二、抽水蓄能电站施工建设的特征 1、周边环境苛刻。抽水蓄能电站施工工程建设位置普遍较偏远，大部分地处山区，交通不方便，施工活动受到气象相关环境影响而导致自然灾害的可能比较大。除此之外，周围环境复杂，也给水电站的建设带来了不小的阻力。 2、工作条件艰难。工程施工建设容易受到周围环境地形、地质等一系列条件的影响，工作条件很艰难，施工进行过程中很容易遭受泥石流、滑坡、坍塌等灾害的威胁，施工地点的安全掌控难度大。 3、水电站的建筑形式拥有多样性和复杂性的特征。抽水蓄能电站的相关建筑物、构筑物，譬如大坝、开关站等必需的建筑，造型多样，建筑工艺繁复，在工程实施生产进程中遭遇的危险及威胁要素情况不一，必需使用不同的安全技术方案对其予以消除或进行控制。因为抽蓄电站大部分水头比较高，引水井深度比较深，工程进行相较一般水电站的难度更大，这是施工工地安全管理的核心控制点。 4、多工种施工、多类型设备使用，生产事故种类多样化。抽水蓄能电站工程牵涉的作业项目繁多，工程工种种类多样化，工作人员多，设备也较为专业，不同工程之间交叉，造成了巨大的干扰。施工对象电站从空间上来说拥有固定性，一部分项目施工空间狭窄，但是施工过程却需要围绕施工对象来进行作业。所以，人员、材料、设备等方面聚集在狭窄有限的空间内进行施工，众多工种进行交叉作业是必然存在的，造成的生产事故种类也呈多样化。 5、施工环境变化以及工作人员不固定。伴随工程建设持续进行，施工项目也在持续发生变化，紧接着带来的是已经验收的项目施工人员的退场和新建设的项目施工人员的进场，频繁的人员变动和施工环境的持续变化，也为施工地点的安全管理造成了很大的阻碍；很多文化素质较低、没有进行长期完备的职业安全培训的施工人员流入施工领域，因为这些人员安全意识不足，为安全生产造成了很大的威胁。三、加强抽水蓄能电站安全管理措施 1、完善组织机构。为做好电站安全管理工作，建立安委会，安委会成员由各参建单位第一负责人担任，主任由电站总指挥担任。安委会下设安全监察组作为日常工作机构，安全监察组由业主、监理和安全咨询机构的专职人员组成，负责全工地的安全监督作，对业主和安委会负责。各施工单位均建立健全了本单位的安全管理机构及安全网络组织，构成了四级安全网络。安全管理网络覆盖整个电站的生产、生活和办公区域。多层级、多方式开展安全文化讲座，树立安全就是生产力的理念；同时推进安全文化制度和行为建设，建立以人为本的安全管理机制和规章制度。 2、加强安全考核。安全之所以先于一切、重于一切，是因为员工的生命、员工的健康、员工的家庭幸福是第一位的。企业的目标创造效益，但前提是员工的安全、企业的稳定。对于日常安全巡查和检查中发现的问题，安委会安全監察组除采取当场纠正、下达整改通知单、找相关责任人谈话等方式处理外，还可依据《安全文明施工管理实施细则》等制度，对各类不符合标准的现象及各类安全事故进行处罚。 3、加强安全管理教育。通过各种安全学习和安全活动，要在班组中牢固树立全员的安全意识。对个人而言，没有人身的安全，就没有家庭的幸福。要使每个班组成员树立“安全第一，预防为主”的观念，从“要我安全”转变到“我要安全”。 4、建立隐患排查治理长效机制。为最大限度地消除安全隐患，安委会安全监察组每日深入一线现场检查，针对查出的问题，采取当场纠正、下达整改通知单、找相关责任人谈话等多种手段与措施进行处理。同时，结合工程进展，开展以火工产品管理、爆破作业、防火、安全用电以及高空、高边坡、深基坑作业，竖井、斜井开挖等为重点的专项安全检查；针对查出的问题，按照“定要求、定时间、定责任人”的原则下发整改通报要求限期整改，整改到期后进行复查，严格做到闭环管理。 5、加强风险控制。定期进行风险评估，掌握风险评估的方法和步骤，为深入全面开展风险评估工作奠定良好基础。在主体工程开工之初，业主组织各施工单位对电站范围内的活动性和区域性风险进行全面评估，形成电站风险概述，此后每年结合工程进展进行一次系统性回顾，不断进行补充和完善。对已识别和评估的风险严格按照“务必降低高风险，超前控制中风险，持续改善低风险”的风险管理理念进行系统管理，严格监控和落实各项安全防护措施，有效预防了各类安全事故的发生。