抽水蓄能发电技术
3抽水蓄能发电技术(罗远福)
组合式抽水蓄能电站内装有常规水 电机组和蓄能机组，在运行上它有优于 电机组和蓄能机组， 纯蓄能电站的地方： 纯蓄能电站的地方：
抽水蓄能电站的经济性： 抽水蓄能电站的经济性：
5 组合式抽水蓄能电站的效益 (1)蓄能机组在枯水期或不需供水时可抽水到上水 蓄能机组在枯水期或不需供水时可抽水到上水 库中保存为发电之用，而不致产生发电时出力受阻。 库中保存为发电之用，而不致产生发电时出力受阻。 (2)常规水电机组和蓄能机组互为补充，互为备用， 常规水电机组和蓄能机组互为补充，互为备用， 常规水电机组和蓄能机组互为补充 可增加尖峰电量并减少耗水电量， 可增加尖峰电量并减少耗水电量，其效果是增加了 蓄能机组或蓄能电站的综合效益。 蓄能机组或蓄能电站的综合效益。 以我国的潘家口电站为例， 以我国的潘家口电站为例，电站安装常规水电 机组1×150MW，抽水蓄能机组3×90MW。全电站 机组 × ，抽水蓄能机组 × 。 增加的尖峰电量与抽水所耗电量的比值达到1.4： 增加的尖峰电量与抽水所耗电量的比值达到 ：1
抽水蓄能电站的经济性： 抽水蓄能电站的经济性：
抽水蓄能电站的经济性： 抽水蓄能电站的经济性：
在电力系统需要装设调峰容量时 在电力系统需要装设调峰容量时，选取火电站当 需要装设调峰容量 然是不适合的。在两种水电站中， 然是不适合的。在两种水电站中，即或有合理的 途径可以开发常规水电，也应考虑抽水蓄能机组。 途径可以开发常规水电，也应考虑抽水蓄能机组。
抽水蓄能电站的经济性： 抽水蓄能电站的经济性：
二 价值分析 价值分析法是近年来迅速发展的系统技术经济方 法。 现在很多国家都使用价值分析方法来寻求降低建 设成本，以提高工程的效益。 设成本，以提高工程的效益。 通过价值分析可以找到如何最有效地利用资源和 通过价值分析可以找到如何最有效地利用资源和 通过经济效益的途径。 通过经济效益的途径。 价值分析的方法很多 以下简要介绍其中3种 方法很多． 价值分析的方法很多．以下简要介绍其中 种。
抽水蓄能发电技术
(2) 多级水泵水轮机
两级转轮都需用导水机
构，使得整体结构十分复
杂，所以也有的蓄能电站
使用无导叶的两级机组。
可调双级水泵水轮机
无导叶调节可逆机
无导叶调节的两级可逆机特点： 水泵工况没有不同，水轮机工 况效率就要差很多 ，在同样条件下 功率要少20％左右，有调节机组还 有超出力的能力。 无调节的水泵水轮机作泵起动 时振动较大，同时无导叶机组不能 压气，只能在水中起动，所需功率 自然要高得多。
蓄能机组的调节作用
如果只装设调峰热力机组、燃 气轮机或常规水电机组，所需调峰 的总装机容量为Pmax－Pmin。 如果这项调峰任务由抽水蓄能 机组来承担，则容量为 Pmax P ' 。
P 线以上为蓄能机组发电部分， P 线以下为
蓄能机组抽水部分。抽水的动力要来自基荷火电， 所以这个系统的基荷容量可以提高到 。P
预测日负荷图
经过抽水蓄能电站的调节后， 热力机组所承担的最大负荷减至 7580MW，最小负荷增至6820MW。 峰谷差由原来的2660MW减为 760MW，最小日负荷率由原来的 0.69增至0.90。 如果只装设与蓄能机组同容量 的热力调峰机组，则峰谷差只能减 至1540MW，最小日负荷率只能提 高到0.80。
第七章 抽水蓄能发电技术
第一节 概述
7.1.1 我国电网情况
能源结构是以燃煤为主。现代化的电力系统，需要有相 当规模的水力发电容量来承担电网的负荷调节。 华北、东北、华东电网水电装机容量在17％以下，华北系 统只有4.3％， 华中系统有37.6％ ，一些系统峰谷差大大超 过了水电机组容量。 目前能够担任调峰的设备有调峰火电机组、燃气轮机组、 内燃机组和抽水蓄能机组等。
第二节 水泵水轮机的类型和发展
抽水蓄能电站的工作原理
抽水蓄能电站的工作原理抽水蓄能电站是一种利用电力储能技术的电站，其工作原理基于在峰谷电力需求不平衡的情况下，将多余的电能转换为潜在能量，然后在电力需求高峰期释放潜在能量以供电网使用。
一、工作原理概述抽水蓄能电站主要由上水池、下水池、水轮机、发电机、变压器以及供电系统等部分组成。
工作原理分为两个阶段：充水和放水。
在充水阶段，当电网供电过剩时，多余电能会启动发电机，将电能转换为机械能，带动水轮机旋转。
同时，水轮机将上水池中的水抽送至下水池，使其上升至设定水位。
在放水阶段，当电网需求高峰到来时，发电机会转为电动机，将机械能转换为电能，向电网注入电力。
与此同时，上水池中的水会由于重力作用，通过下水道流入下水池，水轮机受水流推动再次旋转，以恢复上水池中的潜能，为下一次的充水阶段做准备。
二、工作原理详解1. 上水池和下水池：上水池位于高海拔处，下水池位于低海拔处。
它们通过转动阀门或闸门等水利设施进行控制，实现水的储存和释放。
2. 水轮机：水轮机是抽水蓄能电站关键的能量转换设备。
它根据水流的动能转化为机械能，带动与之相连的发电机转动。
3. 发电机：发电机是将机械能转化为电能的设备，通过旋转的磁场在电线导线内产生感应电动势，从而生成电能。
4. 变压器：变压器用于将发电机产生的电能升压或降压，以适应输送电力的需求。
5. 供电系统：供电系统主要包括输电线路、配电变压器、配电网络等设施，用于将发电机产生的电能输送到电网中。
三、工作过程当电力供应大于需求时，多余的电能被用于驱动水泵，将水从下水池抽送至上水池中。
这一过程消耗的电能可以看作是储存在水池中的潜在能量。
当电力需求超过供应时，就需要将储存在上水池中的潜能转化为电能供应给电网。
此时，水泵被停止，由于重力作用，上水池中的水会自动流入下水池，推动水轮机旋转，通过发电机产生电能，再通过变压器升压后输送到电网中。
抽水蓄能电站通过将多余的电能转化为潜在能量，并在电力需求高峰时释放，实现了电力供需平衡，提高了电网的运行效率和稳定性。
抽水蓄能简介演示
抽水蓄能电站可以在电 网负荷低谷时，通过抽 水将下游的水抽到上游 ，以储存能量。在电网 负荷高峰时，放水发电 ，补充电力系统的不足 。
抽水蓄能电站的运行相 对稳定，可以提供可靠 的电力供应，有助于减 少电网的波动。
相比传统的火力发电站 ，抽水蓄能电站的能源 转换效率高，能够减少 能源的消耗。
作为一种可再生的能源 ，抽水蓄能电站的运行 不会产生污染物，对环 境友好。
抽水蓄能技术的应用场景
抽水蓄能技术在电力系统峰谷调节、调 频、调相以及备用等应用场景中具有重 要地位。
在备用方面，抽水蓄能电站可以作为应 急电源，保障重要负荷的供电可靠性。
在调相方面，抽水蓄能电站可以补偿系 统无功功率，改善电能质量。
在峰谷调节方面，抽水蓄能电站可以在 电力需求高峰时释放储存的电能，缓解 电力供需矛盾，提高电网运行效率。
国内典型抽水蓄能电站介绍
广州抽水蓄能电站
作为我国华南地区最大的抽水蓄能电站，广州抽水蓄能电 站位于广州市从化区，总装机容量2400兆瓦，具有调峰填 谷、调频调相、事故备用、黑启动等功能。
浙江天荒坪抽水蓄能电站
位于浙江省安吉县，总装机容量1800兆瓦，是国内首座大 型抽水蓄能电站，也是世界上已建成的单体最大的抽水蓄 能电站。
02
它包括抽水蓄能发电和抽水蓄能 泵站两种类型，分别在电力需求 峰谷调节和区域水资源调配方面 发挥重要作用。
抽水蓄能技术原理
抽水蓄能技术原理基于能量守恒定律 ，通过将水从低处抽到高处储存势能 ，然后利用重力势能将水放出，驱动 水轮机发电。
在抽水蓄能电站中，上水库和下水库 之间的高度差决定了储能容量，而下 水库则通过放水发电将势能转化为电 能。
，实现电力系统的平衡。
抽水蓄能电站的能量转换过程
储能技术-抽水蓄能
行安全性。此外，为了机组安全性，静止工况还可以作为发电工况和抽水工
况切换的过渡状态。
发电工况及抽水工况
发电工况指抽水蓄能机组处于发电状态。当电力负荷出现高峰时，抽水
蓄能机组运行在发电工况，向电力系统输送电能。
抽水工况指抽水蓄能机组处于抽水状态。当电力负荷低谷时，抽水蓄能
抽水蓄能电站的水头与蓄水位的变化规
律主要由水库形状以及库容大小决定。
假定上水库从正常蓄水位Z 开始放水，
UN
当放水量达到ΔV 时，其水位下降至Z ；此
1
U1
时，下水库由于接收到ΔV 的水量，其水位也
1
由死水位Z 上升至Z 。
LD
L1
当上水库的蓄水位下降至死水位ZUD 后，
抽水蓄能电站不再能继续放水发电，下水库
串联式抽水蓄能电站的电动机和发电机功能被集成到同一台机组中,抽水蓄
能电机同时与水轮机和水泵相联结，称为串联式机组。串联式机组具有较高的
运行效率，但工程投资偏大。
可逆式抽水蓄能电站
可逆式抽水蓄能电站在串联式抽水蓄能电站的基础上将水泵和水轮机合并
为一套，称为可逆式水泵水轮机。可逆式水泵水轮机具有贯流式、轴流式、斜
➢ V形曲线的右侧对应状态2，此时定子
电流滞后电压90°，机组向电网输出感
性无功功率
➢ V形曲线的左侧对应状态3，此时定子电流超前电压90°，机组向电网吸收
感性无功功率
调相原理可总结为：增加励磁电流机组输出的无功功率增加（吸收的无功
功率减少）；减小励磁电流输出的无功功率减少（吸收的无功功率增加）。
2.3 抽蓄机组的运行模式
2.2 抽水蓄能电站的原理
抽水蓄能发电技术5
抽水蓄能发电技术5水泵水轮机过渡过程• 5 水泵水轮机过渡过程• 5.1 水泵水轮机过渡过程• 5.1.1 水轮机工况甩负荷过程• 5.1.2 水泵工况断电过渡过程• 5.2 水泵水轮机过渡过程控制标准• 5.3 水泵水轮机过渡过程计算工况• 5.4 改善调节保证参数的措施•随着我国国民经济的发展，电力系统日趋复杂，电网安全日显重要，抽水蓄能电站在电网中已不仅仅起着削峰填谷的作用，而是逐步过渡为电网保安工具，在维系电网安全的同时，其自身的安全性必须得到充分保障，而抽水蓄能电站输水系统中发生的水力─机组过渡过程往往是威胁电站运行安全的主要因素，对其进行预测、控制是抽水蓄能电站输水系统布置设计中的首要问题。
•抽水蓄能电站为了满足电力系统动态服务的要求，往往具有一机多用、工况转换迅速、启停频繁、压力脉动剧烈的特点，由此将导致输水系统中产生复杂的水力瞬变过程。
巨大的水流惯性所带来的能量不平衡，将引起输水系统中内水压力及机组转速的剧烈变化，危及电站的运行，影响机组的寿命。
因此，须进行电站运行中各种工况的过渡过程计算，以对系统的稳定性及危险工况进行预测，为输水系统结构布置、机组及调速系统参数的选择、导叶关闭规律的优化等提供依据。
不同于常规水电站及泵站的单向发电或抽水，抽水蓄能电站在水道设计、可逆机组转轮设计上须同时兼顾二者需要，保证双向过流运行的高效安全。
该特点决定了抽水蓄能电站的水力过渡过程较常规水电站、泵站更为复杂，主要体现在：•（1）机组过流特性曲线中存在严重的倒S型，而在“倒S型”区域内机组转速的变化对过流特性影响巨大，较小的转速变化，会引起较大的流量变化，从而在引水系统中产生较大的水锤，出现所谓的“截流效应”，由此导致抽水蓄能电站过渡过程中发生的水锤类型不同于常规水电站机组，既非首相水锤，也非极限水锤，同时还伴随剧烈的压力脉动现象。
常规低水头水电站水锤压力主要由导叶关闭引起，多发生极限水锤，控制值出现在导叶关闭终了的流量为0的时刻附近，而对于抽水蓄能电站，由于过流特性不同于常规水轮机，在导叶关闭过程中，机组引用流量变化源于导叶关闭与转速上升两方面因素，流量减小很快，短时间内甚至会出现倒流现象；对于常规电站水轮机关机时间越长，虽然机组转速上升越大，但水锤压力相对越小，而高水头可逆机组由于其转轮流道狭长，转轮直径一般比常规水轮机直径大30％～50％，相应的离心力就大，即使在水轮机方向旋转，也存在部分水泵作用，产生阻止水流进入转轮的作用力，当转速达到飞逸转速时，离心力急剧加大，尽管转速和接力器行程变化很小，流量也将产生很大变化，在产生较大水锤压力的同时，还伴随着剧烈的压力脉动。
抽水蓄能电站技术概况简介
抽水蓄能电站技术概况简介
抽水蓄能电站是一种建于河流洪水波动范围内的大型水电站，是一种
综合利用水力资源的工程，将小型水电站、大型水电站、水库蓄水等工程
联合起来，综合利用洪水潮汐，利用抽水发电技术，在规定的水头汇聚条
件下，通过机组发电，满足用水、发电要求，实现节约资源、经济效益的
可能。
抽水蓄能电站制度由主体水库、稳定坝、抽水机组和输电线路等组成。
主体水库是指蓄水用的坝池及其近岸河道，稳定坝是指在河道蓄洪水要求下，用以防洪控制溃坝和损坏洪水的坝，抽水机组是指将水从水库中抽出
发电的机组，输电线路是指将发电机组发出的电能输送到终端用户的配电
线路。
大型抽水蓄能电站由多个大型水电站和小型水电站组合而成，蓄水量
一般在1000万m3以上，单机发电容量一般在100MW以上。
小型抽水蓄能
电站的蓄水量一般在10万~1000万m3之间，单机发电容量在30MW~100MW
之间。
超大型抽水蓄能电站是由多单元大型抽水蓄能电站构成的超大型水
电站，蓄水量在1000万m3以上，单机发电容量在100MW以上。
【抽水蓄能】1-2 抽水蓄能技术
1-2 抽水蓄能技术
抽水蓄能技术
1 抽水蓄能
抽水蓄能电站是一种具有储能功能的发电方式，兼有发电与储能的特性。与
常规发电方式相比，抽水蓄能不能利用一次能源发电，不能增加电力系统的电能 供给，具有其他发电方式没有的储能功能。与其他储能方式相比，抽水蓄能是当 前技术最成熟、最经济的大规模电能储存装置。抽水蓄能与其他主要发电方式和
抽水蓄能技术
特高压输电的安全保障，是智能电网的有机组成部分
• 特高压电网是我国优化能源资源配置、保障国家能源安全和促进国民经济发 展的重要工具。在特高压电网的受电端、中间落点，甚至起点建立适当规模 的抽水蓄能电站，可以充分发挥抽水蓄能电站独有的快速反应特性，有效防 范电网发生故障的风险，防止事故扩大和系统崩溃。在特高压取得重大突破 的基础上，国家电网公司提出加快建设以特高压电网为骨干网架，各级电网 协调发展，以信息化、自动化、互动化为特征的坚强智能电网，努力实现我 国电网从传统电网向高效、经济、清洁、互动的现代电网的升级和跨越，积 极促进清洁能源发展，为实现经济社会又好又快发展提供强大支撑。抽水蓄 能电站启停迅速，运行方式灵活，是实现高度智能化电网调度的可靠保证， 是坚强智能电网建设的重要有机组成部分。坚强智能电网建设，迫切需要在 不同电压等级、不同电网结构、发输配用的各个环节配置不同调节性能、不 同规模大小的抽水蓄能，满足电力系统新的需要，详见图3。
储能装置的具体比较如下：
表1
抽水蓄能技术
• 从表1中可以看出，在所有发电方式中，抽水蓄能的最大调峰能力最大，启动 升负荷速度最快，是唯一具有填谷功能的电源，抽水蓄能是各种电源中运行方 式最灵活的发电方式。
• 抽水蓄能具有储能功能，解决了电能发供用同时进行、不易存储的矛盾，有效 调节了电力系统发供用的动态平衡。储能功能是抽水蓄能电站调峰填谷、调频、 调相、事故备用、黑启动等功能和在电力系统中多种作用发挥的基础。电力系 统中的主要储能技术详见图1，技术特点比较详见表2。
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水泵水轮机转轮
可逆式水泵水轮机的转轮要适应两种工况的要求，其 特征形状与离心泵更为相似。
高水头转轮的外形十分扁平，其进口直径与出口直径 的比率为2：1或更大，转轮进口宽度(导叶高度)在直径的 10％以下；叶片数少但叶片薄而长，包角很大，可能到 180°或更大。
一般混流可逆式机组使用6～7叶片，近年来为向更高 水头发展，使用到8～9叶片，使用长短叶片时可到11片。
可逆式机组的过流量相对较小，水轮机工况进口处叶 片角度只有10 °～12 °。
其他
尾水管
可逆式水泵水轮机作水轮机运行时要求尾水管的断面 为缓慢扩散型，在水泵工况时则要求吸水管为收缩型，因 两者流动方向是相反的，故在断面规律上没有矛盾。不过 水泵工况要求在转轮进口前有更大程度的收缩，以保证进 口水流流速分布均匀。
第二节 水泵水轮机的类型和发展
7.2.1 水泵水轮机的类型
组合式机组-卧式结构
组合式机组的优点是水泵和水轮机可分别按电站抽 水和发电的要求进行专门设计，保证高效率工作。组合 式机组在布置上有卧式和立式两种型式。
卧式机组通常将水泵和水轮机布置在电动发电机的 两端，同轴联接。在水泵和电动发电机之间装有一个联 轴器，机组作抽水运行时联轴器接通，水轮机转轮室内 打入空气，以减少转轮的阻力。作发电运行时，联轴器 断开，水泵即与电机脱离。在联轴器的外围装有一个小 型冲击式水轮机，是专为启动水泵之用，小水轮机将机 组加速到同步转速，电机并网后即行关闭。
蓄能机组的调节作用
如果只装设调峰热力机组、燃 气轮机或常规水电机组，所需调峰 的总装机容量为Pmax－Pmin。
如果这项调峰任务由抽水蓄能 机组来承担，则容量为 Pmax P' 。
P 线以上为蓄能机组发电部分，P 线以下为 蓄能机组抽水部分。抽水的动力要来自基荷火电， 所以这个系统的基荷容量可以提高到 。P
组合式机组-立式结构
立式结构适应了水泵和水 轮机两种工况对安装高度的不 同要求，将泵安装在水轮机的 下面，以获取更多的淹没深度。
水泵是双吸式，在泵的上 方也有一个联轴器，因为联轴 器不能传递轴向推力，故在泵 的下面还需装一个推力轴承。 水泵和水轮机都各有进出水管 道，在厂房的上游和下游分别 连接在一起，管道的高压侧均 装有球型阀。
中拆方式需在中间轴取出后拆除顶盖上所有部件，包括部 分导水机构。如要使用整体顶盖则发电机墩处需要有较大 的开口。不过按这种设计，允许将尾水管全部埋设在混凝 土中，对于减轻振动和噪声有利。
上拆方式时要先吊出电机转子，然后拆除分瓣顶盖及以上 所有部件，转轮从定子的空间吊出，操作周期较长。不过 和下拆方式一样可简化主轴的设计并允许使用半伞式电机。
多级水泵水轮机使用（1)
蓄能电站的水头超过800～1000m或更 高，两级水泵水轮机也不能满足要求，为 了适应更高的应用水头，国外已使用超过 两级的多级可逆式水泵水轮机。
多级水泵水轮机每级叶轮的设计水头 不超过200～300m，这样单级转轮常用的 ns=25～30提高到ns=40～50，虽然增加了 两级之间的反导叶流道，但总的效率并不 比单级水泵水轮机低。
1991年河北潘家口混合式抽水蓄能电站投产。1994 年广蓄一期纯蓄能电站投产。
至2005年底，全国（不计台湾）已建抽水蓄能电站 总装机容量达到6122MW，年均增长率高于世界抽水蓄 能电站的年均增长率，装机容量跃进到世界第5位,遍布 全国14个省市。在建的抽水蓄能电站装机约11400MW， 预计至2010年，这些电站都将建成，抽水蓄能电站的总 装机可到17500MW左右。
电力系统的日负荷图
电力系统负荷分配
最大的负荷值为Pmax，最小的负 荷值为Pmin，按能量计算的平均负荷 为 P 。现在用负荷率来表征负荷波
动的程度。
最小负荷率 Pmin / Pmax
平均负荷率 P / Pmax
在以热力机组为主的电力系统 中，根据运行经济性的要求，希望 日最小负荷率不小于0.7～0.75，日 平均负荷率不小于0.85～0.9。
导叶选取或设计原则
为适应双向水流，活动导叶的叶型多近似为对称形， 头尾都做成渐变园头。 选择导叶的原则是： 为承受水泵工况水流的强烈撞击，使用数目较少而强 度较高的导叶； 按强度要求选取最小的厚度； 导叶长度不宜过大，通常选取l/t为1.1左右，以求减小 静态和动态水力矩。 高水头机组的导叶转角不大，导叶分布圆直径可选成 与常规水轮机接近,如D0=(1.16~1.20)D1。
使用抽水蓄能机组的优点
提高了电力系统基荷发电量的比重， 降低调峰容量的比重；
蓄能机组在调节过程中有发电和抽水 两种运行方式，机组的使用率也比装 设调峰火电机组要高。
蓄能机组调节实例
图为某中型电力系统的预测日负荷图： 这个系统的最大负荷8700MW，最小 负荷6040MW。系统中只有少量的水电， 其余都是火电。 拟修建两个抽水蓄能电站： A电站的容量较大，每天发电一次， 抽水一次。利用后半夜多余的电能来承担 晚间的高峰负荷； B电站的容量小些，每天发电二次， 抽水三次，主要利用白天的多余电能来承 担上午和晚间的尖峰负荷。
转轮拆卸方式
立式机组转轮的拆卸要牵涉很多其他重大部件的拆卸， 实际上影响整个水泵水轮机以及电动发电机的总体结构设 计。现在大型立式机组转轮的拆卸可以有三种方式：下拆、 中拆和上拆方式。
转轮拆卸方式
下拆方式的优点是需拆卸的部件最少，操作方便。但为将 转轮运到上层，需在水轮机层和发电机层均加大吊物孔尺 寸。采用下拆方式允许水泵水轮机只使用一根轴，并可将 推力轴承放在顶盖上。
斜流可逆式水泵水轮机
斜流式机组水力上的优点
斜流式可逆机在水力特性上有较多的优点：
轴面流道变化平缓，在两个方向的水流流速分布 都较均匀，故水力效率较高；
转轮叶片是可调的，能随工况变动而适应不同的 水流角度，减小水流的撞击和脱流，因而扩大高 效率范围；
斜流可逆式机组的水泵工况进口流速一般比相同 转轮直径的混流可逆式机要小，能形成进口处更 均匀的水流，有助于改进水泵工况的空化性能。
7.1.2 抽水蓄能电站 (Pumped Storage Power Station)
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。
抽水蓄能电站按上水库有无天然径流汇入分为：
纯抽水蓄能电站—上水库水源仅为由下水库抽 入的水流；
混合抽水蓄能电站—除抽入水流外还有天然径 流汇入上水库；
调水式抽水蓄能电站—由一河的下水库抽水至 其上水库，然后放水至另一河发电。
抽水蓄能电站的机组，早期是发电机组和抽水机 组分开的四机式机组，继而发展为水泵、水轮机、 发电-电动机组成的三机式机组，进而发展为水泵水 轮机和水轮发电电动机组成的二机式可逆机组。
不同类型机组使用范围
7.2.2 高水头可逆式水泵水轮机
(1) 单级水泵水轮机
涡壳的设计原则是： 水轮机工况要求采用较大的断面， 以使水流能均匀的进入转轮四周。 水泵工况则希望涡壳的扩散度不大， 以免水流产生脱离。 高水头可逆式机组的涡壳断面应选 取介于水轮机和水泵两种工况要求之 间，并要更多满足水轮机工况。
(2) 多级水泵水轮机
两级转轮都需用导水机 构，使得整体结构十分复 杂，所以也有的蓄能电站 使用无叶的两级机组。
可调双级水泵水轮机
无导叶调节可逆机
无导叶调节的两级可逆机特点：
水泵工况没有不同，水轮机工 况效率就要差很多 ，在同样条件下 功率要少20％左右，有调节机组还 有超出力的能力。
无调节的水泵水轮机作泵起动 时振动较大，同时无导叶机组不能 压气，只能在水中起动，所需功率 自然要高得多。
按1999年统计数据，奥地利达到16%，瑞士达12%，意 大利达11%，日本达10%。日本学者曾使用规划论方法分析 得出，抽水蓄能电站在系统中的合理比例为8%－14%之间。
我国抽水蓄能电站概况
六十年代后期才开始研究抽水蓄能电站的开发， 1968年和1973年先后在中国华北地区建成岗南和密云两 座小型混合式抽水蓄能电站。
斜流式机组结构上的特点
在结构上，斜流式机与混流式机相比有以下特点： 斜流式机在转轮体内要安放转桨机构，高水头斜流式机
叶片数可达11～12片，转桨机构的设计相当复杂； 对于同一转轮直径而言，斜流机的导叶分布圆要比混流
机的大，如D0＝(1.35～1.4)D1，影响到座环和涡壳尺寸 全面加大； 斜流式机转轮体有很多加工面是在锥面上，给机械加工 带来难度，增加造价； 为使斜流式机有较高的水力效率，需要保证转轮叶片顶 部与转轮室之间有固定的间隙，为此需装设专用的监视 设备。
抽水蓄能电站的建站地点力求水头高，发电库容 大、渗漏小，压力输水管道短，距离负荷中心近等。
我们为什么要大力发展抽水蓄能机组？
电力系统日负荷图
每天夜间是负荷的低 谷时段；上午负荷急速上 升；到午后达到顶点；到 晚间又逐渐下降，回到低 谷处，最低点负荷约为最 高点的44％。
此图累计了30多年的 负荷变化资料，电力系统 的总容量增加了10倍以上， 但是每天负荷的相对变化 规律却十分相象。
预测日负荷图
经过抽水蓄能电站的调节后， 热力机组所承担的最大负荷减至 7580MW，最小负荷增至6820MW。
峰谷差由原来的2660MW减为 760MW，最小日负荷率由原来的 0.69增至0.90。
如果只装设与蓄能机组同容量 的热力调峰机组，则峰谷差只能减 至1540MW，最小日负荷率只能提 高到0.80。
采用双转速主要是为保证水泵工况的性能，在 高水头范围使用高转速，在低水头范围使用低转速。
水轮机工况的特性受水头变化的影响较小，一 般只使用双转速的低档转速。