贵州六志电站建成发挥效益
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
洪家渡水电站
洪家渡水电站 洪家渡水电站位于贵州省织金县与黔西县交界的乌江干流北源六冲河下游，距贵阳市154km，距下游东风水电站65km，为乌江干流11个梯级中的第一级，是整个乌江干流梯级电站中唯一具有多年调节性能的龙头水电站。 电站以发电为主，兼有防洪、供水、养殖、旅游及改善生态环境和航运等综合效益。正常蓄水位1140m，总库容49．47亿m3，属多年调节水库。电站总装机容量540MW(3×180MW)，保证出力171．5MW，年发电量15．94亿kW·h。本工程对下游梯级电站的补偿效益大于本身效益，近期可提高下游东风、乌江渡水电站保证出力239MW，增加年电量11．79亿kW·h；远景使下游梯级保证出力增加833．1MW，年发电量增加15．96亿kW·h。电站建成后在电网中主要用于调峰、调频和事故备用，对优化电网水、火电结构，提高供电质量，对乌江流域能源基地建设有举足轻重的作用。 坝址处河流由N45°E转向S45°E，形成向西凸出的直角河弯。枯水期河水面宽30m，水深3～4m。坝址岩层倾向上游偏左岸，倾角25°～55°。枢纽建筑物基础地层从上游至下游依次为永宁镇组灰岩、九级滩段泥页岩及玉龙山段灰岩。河床及岸边分布有冲积层、残坡积一崩积层，河床覆盖深3～7m。坝区内共有断层20余条，不存在顺河断层。坝址上游转弯点右岸发育有底纳河伏流，下游有K40溶洞。右岸下游数百米分布有1号、2号塌滑体。坝址区地震基本烈度为6度。 坝址以上控制流域面积9900km2，占六冲河流域面积的91％。坝址多年平均流量155m3／s，多年平均径流量48．9亿m3。水库为山区峡谷和湖泊混合型，正常蓄水位时回水长84．89km，最宽处3．57km，水面面积80．5km2。淹没耕地6．3万亩，需迁移人口4．5万人。 经环境影响质量指标综合评价，认为工程的建设使环境有所改善。电站的建成可为坑口火电站提供充足的水源，可发展养殖业，规划水产养殖年产量可达1650t；
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
贵州省中小水电站开发的现状与对策
贵州省中小水电站开发的现状与对策 1 现状分析 现在中小水电资源经济开发量为6020MW，已开、正开发量为1107MW，仅占18.4%，开发潜力较大，十分有利于地方水电开发建设。中小型电站主要分布在赤水河、乌江、牛栏江横江、沅水、北盘江、南盘江、红水河、柳江等水系的干支流上。 贵州省已建的中小水电站，主要是地方政府组织实施，投资主体一般是水利系统，资金渠道主要是国家专项拨款、以电养电收入、企业集资、银行贷款、群众投工投劳，是经济性和公益性的相结合的产业，发电销售主要是依靠自供电网。20世纪末，由于贵州省电力供应的相对过剩，省管电网对各县建成的地方小水电和自供电网进行兼并或代管，使无自供电网的中小水电站上网电价普遍较低而运行艰难；加之扶持中小水电开发政策不到位，严重挫伤了投资者的积极性，导致中小水电投资市场大幅缩小，开发速度逐渐缓慢。1995年至2000年，原开工的项目因资金短缺而处于半停工状态，开工项目极少。21世纪初，为确保“西电东送”后贵州自身发展将存在较大的电力缺口、电力体制改革厂网分开的利好消息，以及国家实施的“小
水电代燃料生态建设工程”工程等因素，投资者看中了中小水电的资源优势。2001年初，发达地区的民间投资者开始进入贵州，与各地县招商局签订当地中小水电开发协议，主要开发10MW以下的小型水电站。2003年上半年，电力体制改制后剥离的企业组建的投资公司、电力公司的三产公司积极参与中小水电开发。 2 优势 中小水电具有资源优势、区位优势和比较优势。同时给生态环境保护、农村农民脱贫致富创造良好的条件。 2.1资源优势、区位优势。贵州省中小水电经济待开发量4913MW，占总量81.6%，资源优势明显；同时中小水电点多面广、遍布全省，具有就近解决当地用电的区位优势。 2.2比较优势。目前我国在中小水电站开发建设上的技术比较成熟，中小电站投资规模小，建设周期一般为1-5年，远小于大电站5-10年的建设周期，投资回报快；同时具有造价低的优势，目前单位千瓦投资在4000-6000元/kw之间的电源点比较普遍，测算电价仅为0.18-0.20元/kw.h，低于全国平均水平，电价具有比较优势。 2.3有利于生态环境保护。作为清洁可再生能源，中小水电对原有生态的改变影响小；同时，通过以电代燃料的措施，不仅解放农村劳动力，而且能解决保护和改善生态环境问题。 2.4促进农村农民脱贫致富有力措施。大电网无法覆盖的山区，乡村用电主要依靠的是当地的中小水电。据统计，截至2000年底，全省86个县市中39个县以小水电供电为主；以中小水电为主的地
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)
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
云南水电开发及云南中大型水电站
云南水电开发及云南中大型水电站汇报 云南是全国水电资源大省，境内水能资源丰富，经济可开发水电站装机容量9795万千瓦，居全国第二，约占全国总量4.02亿千瓦的24.4%。不仅资源蕴藏量巨大，且分布主要集中在金沙江、澜沧江、怒江三大流域，占云南省经济可开发容量的85.6%。
据有关水电部门提供的数据，云南省建成、在建、规划的水电站项目约247项，按流域可划分为：中大型金沙江流域13项，澜沧江16项，怒江13项，其他支流小型电站199项，火电项目6项。 按云南省地州行政区域划分排名为：
求总量约500万吨（详情见附件~云南省三江流域大中型水电站情况汇总表）。金沙江、澜沧江流域水电开发27座电站，目前已有部分并网发电，其余正在加紧建设中，但怒江流域从2003年怒江水电二库十三级规划第一次提出，到时任国家总理温家宝批示“慎重研究”而搁浅十年。期间，怒江水电前期工程还在曲折中进行。环保组织和国家战略的博弈，乃至近年日益增大的减排压力，都让怒江水电建设 四大大水电集团简介 ①、云南华电怒江水电开发有限公司（简称华电怒江公司）成立于2003年7月10日，目前的股东及股权构成为：中国华电集团公司51%、云南省能源投资集团有限公司30%、华润电力控股有限公司19%。华电怒江公司全面负责怒江中下游河段（云南境内）梯级电站开发，怒江中下游水电规划梯级总装机容量21320MW，保证出力7789MW，年发电量1029.6亿kw.h，怒江流域按二库十三级规划。 ②、云南华电金沙江中游水电开发有限公司是经国务院批准，于2005年12月16日在昆明成立。公司注册资本金为68.56亿元。由中
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。
抽水蓄能电站过渡过程特性及调节控制研究综述
第21卷第6期水利水电科技进展2001年12月 基金项目:江苏省水利动力工程重点实验室研究课题(K99082) 王林锁(1959 ),男,江苏丹阳人,扬州大学水利与工程学院教授,河海大学博士研究生,主要从事水利水电工程研究. 抽水蓄能电站过渡过程特性及调节控制研究综述 王林锁,索丽生,刘德有 (河海大学水利水电工程学院,江苏南京 210098) 摘要:简要介绍水力机组过渡过程特性及阀调节理论研究概况和进展,针对抽水蓄能电站的特点,重点分析和讨论了可逆式水泵水轮机全特性曲线的处理方法和机组导叶运行规律的优化问题,对各种优化导叶运行规律方法进行了比较评价,并就抽水蓄能电站工况调节过渡过程问题提出了研究方向和目标. 关键词:抽水蓄能电站;过渡过程;工况调节;综述 中图分类号:TV743 文献标识码:A 文章编号:1006 7647(2001)06 0005 06 随着社会经济的发展和人民生活水平的日益提高,电力系统的日负荷峰谷差越来越大,且电网越大,调峰填谷、提高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等问题都愈趋重要.大容量抽水蓄能电站具有调峰填谷作用,能提高火(核)电站设备利用率和担负调频调相、旋转备用,可以提高电网供电质量和电网的灵活性及可靠性,它已被证明是各种调峰机组中最经济的一种.目前世界抽水蓄能电站平均年增长超过10%,已建、在建总装机容量已超过1亿kW,其中装机100万kW 以上的大型抽水蓄能电站有40多座,抽水蓄能机组向高水头、大容量发展[1]. 和常规水电站相比,抽水蓄能电站具有水头高、工况转换频繁及输水系统中存在双向水流等特性,其过渡过程除具有一般常规电站特性外,还具有其特殊性: 工况变换复杂,并要求在尽可能短的时间内完成,以满足负荷跟踪事故应急的需要,抽水蓄能机组具有5种基本工况,即静止、发电、发电方向调相、抽水、抽水方向调相,各种工况间的变换排列组合多达24种,实际常见的工况切换有20种; 工况转换频繁,机组需要在较短的时间内经常改变工况以适应电网的不同需要,一般情况下工况变换为1d 数次,有些抽水蓄能电站的工况变化达1h 数次[2].因此,研究抽水蓄能机组各种过渡过程特性,找出合理可靠的调节控制方法,对抽水蓄能电站的稳定、可靠和高效运行有着极重要的意义.1 国内外研究概况及现状分析 目前国内外对水力机构过渡过程的研究主要集 中在单一工况下的水力过渡过程,如抽水工况的启动和停泵,发电工况的甩负荷等过渡过程,而对抽水蓄能电站可逆机组工况转换过渡过程,如抽水工况转向发电或发电工况转向抽水等工况调节过渡过程的研究则不够,同时,研究的重点主要是根据机组和管路等参数及其它边界条件、初始条件进行过渡过程计算,对设计方案进行校核,而对运行工况转换过渡过程的控制问题研究不够.1.1 阀调节理论的研究与发展 抽水蓄能电站机组工况调节过渡过程控制问题实质是在一定的初始条件和边界条件下实现对系统的控制达到预定目标的工程反问题,该反问题的研究起源于阀调节问题,也即在规定了瞬变的持续时间或瞬变中的最大(最小)压力限的情况下计算为完成此任务而需的 S 曲线.关于控制瞬变流的阀门关闭方案的研究工作早在半个多世纪前就已经开始.Knapp [3,4]等建立了阀调节方法:先将注意力集中在系统中的一根管上,并十分仔细地建立它的瞬时变化,然后使系统的其余部分适应这个所选瞬变,同时计算系统的端部边界条件.Ruus [5]和Streeter [6]在20世纪50年代后期也建立了类似的方法.到1963年,一种无摩擦调节的完整处理方法开始建立,它能在阀运动停止后消除最终瞬变.Streeter [7]和W ylie 适当考虑了摩擦,Propson [8]对阀调节方法作了 5
关于编制抽水蓄能电站项目可行性研究报告编制说明
抽水蓄能电站项目 可行性研究报告 编制单位：北京中投信德国际信息咨询有限公司编制时间：https://www.360docs.net/doc/8914327358.html, 高级工程师：高建
关于编制抽水蓄能电站项目可行性研究报 告编制说明 （模版型） 【立项 批地 融资 招商】 核心提示： 1、本报告为模板形式，客户下载后，可根据报告内容说明，自行修改，补充上自己项目的数据内容，即可完成属于自己，高水准的一份可研报告，从此写报告不在求人。 2、客户可联系我公司，协助编写完成可研报告，可行性研究报告大纲（具体可跟据客户要求进行调整） 编制单位：北京中投信德国际信息咨询有限公司 专 业 撰写节能评估报告资金申请报告项目建议书 商业计划书可行性研究报告
目录 第一章总论 (1) 1.1项目概要 (1) 1.1.1项目名称 (1) 1.1.2项目建设单位 (1) 1.1.3项目建设性质 (1) 1.1.4项目建设地点 (1) 1.1.5项目主管部门 (1) 1.1.6项目投资规模 (2) 1.1.7项目建设规模 (2) 1.1.8项目资金来源 (3) 1.1.9项目建设期限 (3) 1.2项目建设单位介绍 (3) 1.3编制依据 (3) 1.4编制原则 (4) 1.5研究范围 (5) 1.6主要经济技术指标 (5) 1.7综合评价 (6) 第二章项目背景及必要性可行性分析 (7) 2.1项目提出背景 (7) 2.2本次建设项目发起缘由 (7) 2.3项目建设必要性分析 (7) 2.3.1促进我国抽水蓄能电站产业快速发展的需要 (8) 2.3.2加快当地高新技术产业发展的重要举措 (8) 2.3.3满足我国的工业发展需求的需要 (8) 2.3.4符合现行产业政策及清洁生产要求 (8) 2.3.5提升企业竞争力水平，有助于企业长远战略发展的需要 (9) 2.3.6增加就业带动相关产业链发展的需要 (9) 2.3.7促进项目建设地经济发展进程的的需要 (10) 2.4项目可行性分析 (10) 2.4.1政策可行性 (10) 2.4.2市场可行性 (10) 2.4.3技术可行性 (11) 2.4.4管理可行性 (11) 2.4.5财务可行性 (11) 2.5抽水蓄能电站项目发展概况 (12)
抽水蓄能电站项目可行性研究报告
抽水蓄能电站项目可行性研究报告 中咨国联/出品
抽水蓄能电站利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发电的水电站。又称蓄能式水电站。它可将电网负荷低时的多余电能，转变为电网高峰时期的高价值电能，还适于调频、调相，稳定电力系统的周波和电压，且宜为事故备用，还可提高系统中火电站和核电站的效率。我国抽水蓄能电站的建设起步较晚，但由于后发效应，起点却较高，近年建设的几座大型抽水蓄能电站技术已处于世界先进水平。国外抽水蓄能电站的出现已有一百多年的历史，我国在上世纪60年代后期才开始研究抽水蓄能电站的开发，于1968年和1973年先后建成岗南和密云两座小型混合式抽水蓄能电站，装机容量分别为11MW和22MW，与欧美、日本等发达国家和地区相比，我国抽水蓄能电站的建设起步较晚。 [1] 上世纪80年代中后期，随着改革开放带来的社会经济快速发展，我国电网规模不断扩大，广东、华北和华东等以火电为主的电网，由于受地区水力资源的限制，可供开发的水电很少，电网缺少经济的调峰手段，电网调峰矛盾日益突出，缺电局面由电量缺乏转变为调峰容量也缺乏，修建抽水蓄能电站以解决火电为主电网的调峰问题逐步形成共识。随着电网经济运行和电源结构调整的要求，一些以水电为主的电网也开始研究兴建一定规模的抽水蓄能电站。为此，国家有关部门组织开展了较大范围的抽水蓄能电站资源普查和规划选点，制定了抽水蓄能电站发展规划，抽水蓄能电站的建设步伐得以加快。1991年，装机容量270MW的潘家口混合式抽水蓄能电站首先投入运行，从而迎来了抽水蓄能电站建设的第一次高潮。 [1] 上世纪90年代，随着改革开放的深入，国民经济快速发展，抽水蓄能电站建设也进入了快速发展期。先后兴建了广蓄一期、北京十三陵、浙江天荒坪等几座大型抽水蓄能电站。“十五”期间，又相继开工了张河湾、西龙池、白莲河等一批大型抽水蓄能电站。 [1] 发展现状 据统计，至2009年底我国投产的抽水蓄能电站共22座，总容量11545MW，其中大型纯抽水蓄能电站11座(包括北京十三陵、广东广州一期与二期、浙江天荒坪与桐柏、吉林白山、山东泰安、安徽琅琊山、江苏宜兴、山西西龙池、河北张河湾)10400MW，其余11座1145MW，在建的8座，装机容量9360MW。我国已建、在建抽水蓄能电站见下表。 [1] 我国已建、在建抽水蓄能电站统计表 1岗南河北平山混合式1×111968.511 2密云北京密云混合式2×111973.1122 3潘家口河北迁西混合式3×901991.9270 4寸塘口四川彭溪纯蓄能2×11992.112
2009年贵州省重点建设项目名单
2009年贵州省重点建设项目名单 一、农林水利项目：32个 （一）收尾项目：2个 1、贞丰水车田水库 2、独山谭尧水库 （二）续建项目：7个 1、遵义灌区一期工程 2、松桃道塘水库灌溉工程 3、安龙柘仑水库扩建工程 4、金沙胜天水库工程 5、织金大新桥水库灌溉工程 6、台江台雄水库防洪灌溉工程 7、石漠化综合治理试点工程 （三）新开工项目：9个 1、黔中水利枢纽一期工程 2、石阡花山水利工程 3、正安石峰水库灌区一期工程 4、从江独洞水库工程 5、福泉高车水库供水灌溉工程 6、安顺油菜河水库配套工程 7、紫云鲁嘎水库灌溉工程 8、黎平枫树屯水库灌溉工程 9、盘县白河沟水利工程 （四）预备项目：14个 1、望谟桑郎水库工程 2、三都冷水沟水库工程 3、道真大沙河水库灌溉工程 4、普安五嘎冲水库工程 5、兴中灌区四期工程 6、兴仁县打鱼凼水利枢扭工程 7、兴义市木浪河水库扩建工程 8、黔西县附廓水库加高扩建工程 9、六盘水市双桥供水工程 10、德江长丰水库 11、松桃镇江水利工程 12、贵阳市水资源综合开发和水土保持项目 13、黔南州万亩有机茶基地建设项目 14、黔东南州油茶示范基地建设
二、交通项目：59个 （一）收尾项目：9个 1贵阳铁路枢纽南编组站扩建和客车外绕线工程 2、渝湛高速公路都匀至新寨段（黔桂界） 3、贵阳绕城高速公路西南段 4、遵赤公路白腊坎至茅台段高速公路 5、贵阳市环城高速公路南环线工程 6、习水至桐梓新站公路 7、红果至威舍公路一期工程 8、盘县英武至柏果公路羊场至柏果段 9、洪家渡航运建设工程 （二）续建项目：24个 1、贵阳至广州快速铁路 2、六沾铁路复线（含六盘水枢纽） 3、黄织铁路建设工程 4、厦蓉高速水口（桂黔界）至榕江格龙公路 5、厦蓉高速榕江格龙至都匀公路 6、汕昆高速板坝（桂黔界）至江底（黔滇界）公路 7、沪昆高速贵阳至清镇公路 8、贵阳至都匀高速公路 9、水城至盘县高速公路 10、白云麦架至开阳公路 11、凯里至雷山大塘公路 12、罗甸至羊里公路 13、湄潭至余庆公路 14、施秉至青溪五里牌公路 15、绥阳至道真公路 16、迓驾至大兴公路 17、贞丰至安龙公路 18、惠水至长顺公路 19、江口至石阡公路 20、水城至盘县公路玉舍至马场桥段 21、盘县柏果至火铺公路 22、桐梓至容光公路 23、世界银行贷款贵阳交通项目 24、黔东南州旅游重点公路建设项目 （三）新开工项目：13个 1、贵阳龙洞堡机场改扩建工程 2、六盘水机场
云南省修建抽水蓄能电站的必要性与可行性分析
云南省修建抽水蓄能电站的必要性与可行性分析 孟繁皓1，冯峻林2，王建群1 1.河海大学水文水资源学院，南京（210098） 2.国家电力公司昆明勘测设计研究院，昆明（650051） E-mail：mfhmoon@https://www.360docs.net/doc/8914327358.html, 摘要：对云南电网存在的调峰问题和可能的调峰措施进行了分析，说明了云南省修建抽水蓄能电站的必要性；从自然条件、抽水电源和经济性三个方面分析了云南省修建抽水蓄能电站的可行性。云南省具备发展抽水蓄能电站的有利资源条件，其开发前景十分看好；同时为了保证抽水蓄能电站长期健康的发展，需要确定合理的电价机制、尽快研究探索适合我国电力改革发展的抽水蓄能电站经营模式。 关键词：电网调峰；水力发电；抽水蓄能电站；必要性；可行性 近年来云南电网由于负荷率趋势降低、电网峰谷差趋势增大、缺调峰负荷，高峰时段拉闸限电严重，极大地影响了社会效益和电网经济效益。虽然云南电网水电比重较大，随着澜沧江、金沙江中下游、怒江干流等三江地区一批有调节性能的水电站的投入，云南电网的调峰能力将得到进一步改善，但云南水电仍然有汛期存在大量弃水、枯水期调峰容量组织有困难、水电机组缺乏调峰的积极性等很多问题存在。抽水蓄能电站具有双倍的调峰作用、调峰更加灵活、单位千瓦投资较低等优点，对电网的运行在技术和经济方面都具有很好的作用，分析研究云南省修建抽水蓄能电站的必要性与可行性，对云南电网经济和可靠运行具有十分重要的现实意义。 1 云南省修建抽水蓄能电站的必要性 1.1 云南电网存在的调峰问题 目前，云南电网实际运行存在的主要问题是电力供应不足、枯水期能源短缺、汛期时段出力不足。虽然云南电网水电比重较大，随着澜沧江、金沙江中下游、怒江干流等三江地区一批有调节性能的水电站的投入，云南电网的调峰能力将得到进一步改善，但目前云南电网调峰仍然存在很多问题： （1）汛期存在大量弃水。为了满足电网高峰负荷的需要，必须要保持较多的火电机组开机容量，而所开的火电机组在电网平谷和低谷时段又会挤占水电机组的负荷，导致水电厂弃水增加。另外，部分电站水轮机在汛期出力受阻较大，也加剧了电网的调峰难度。 （2）枯水期调峰容量组织有困难。枯水期虽然水电空闲容量大，但由于来水不足，可调峰电量减少；而火电在燃煤充足时基本不参与电网调峰，故枯水期调峰容量组织也有困难。 （3）火电机组缺乏调峰的积极性[1]。在目前火电厂发电效益只有电量电费收入的情况下，电厂对参与系统调峰缺乏动力，加上电厂经常会遇到煤质差、燃烧不稳定等问题，火电机组实际最小出力往往不能减到最小技术出力。 （4）电网调峰要求越来越紧迫。目前由于电网缺调峰负荷，高峰时段拉闸限电严重，极大地影响了社会效益和电网经济效益。根据云南电力工业发展规划[2]，规划期至2020年，系统负荷率呈下降趋势，峰谷差增长率明显高于电力负荷和电量增长率。随着国民经济的发展，社会现代化水平的提高，电力市场对电能的质量要求、对电网电源承担变动负荷能力的要求将愈来愈高。