安徽省抽水蓄能电站建设布局分析
抽水蓄能电站地下施工通道布置分析
抽水蓄能电站地下施工通道布置分析摘要：社会进步迅速，我国的现代化建设的发展也有了提高。
抽水蓄能电站地下厂房系统由多个关联的地下洞室群组成，主要有主副厂房洞、主变压器洞、尾闸洞三大洞室，另外还包括压力管道(引水隧洞)、母线洞、出线洞(井)、排水洞、通风洞(井)、交通洞、尾水隧洞和其他辅助通道。
抽水蓄能电站引水隧洞和地下厂房洞室群纵横交错，相互贯通，具有规模大、承受水头高，厂房洞室跨度大、边墙高等特点。
地下厂房也是工程关键线路上的关键项目，直接决定着地下工程的施工工期，影响首台机的发电工期，并控制工程的总工期。
因此，合理的施工通道布置是至关重要的，合理的施工通道布置可以有效避免施工干扰，降低施工强度，减少施工资源投入，实现均衡生产，低耗生产，确保地下厂房系统按照计划工期顺利实施。
关键词：抽水蓄能电站；地下施工；通道布置分析引言地下抽水蓄能电站的主厂房发电机层是电站最重要的场所，其内部高大空间的气流组织是控制工作区的温度、湿度及风速等参数以满足设备运行和人员卫生要求时的关键环节。
本文以某抽水蓄能电站发电机层的高大空间作为研究对象，利用计算流体力学对高大空间内三种通风气流组织方案进行数值研究，通过改变送风口数量和布置方式得到室内气流组织分布特征，通过对比分析三种方案下夏季的气流分布特征，得到夏季合理送风方案，同时对该方案在冬季的工况进行了模拟验证，结果表明：该方案在夏季、冬季均满足规范对气流参数要求，合理的送排风系统设计能够实现高大空间内设备运行和人员健康的环境参数需求。
该研究成果对于地下高大建筑空间的气流组织设计具有重要参考价值。
1 施工通道的布置1.1 施工通道布置的原则地下厂房系统工程施工通道的布置是否合理，直接影响工程的施工程序、施工安全和施工进度。
根据地下厂房系统布置特点和施工总布置规划情况，按以下原则进行施工通道布置:1)在满足永久洞室稳定的前提下，根据施工程序安排，结合永久洞室的布置特点及工期要求，尽量利用永久洞室作为施工通道，以减少临时施工支洞的数量;2)施工支洞应按照“平面多工序、立体多层次”的施工组织要求布置，满足各工作面施工的相对独立性，为各主要洞室施工平行作业创造条件，合理减少洞室间的相互施工干扰，以保证工程有序进行;3)主副厂房洞的施工为厂区枢纽工程施工的关键线路，施工通道的布置应有利于加快厂房的施工进度，以保证地下厂房系统这一关键线路上的关键项目快速施工;4)施工支洞的布置结合施工通风散烟的需要，以改善地下洞室通风散烟条件;5)各施工通道承担的工程量应大致平衡，均衡主体洞室群的施工强度;6)支洞洞口位置的选择结合施工部位的高程，尽可能使支洞长度缩短，出口交通、排水顺畅，施工支洞的纵坡、转弯半径及断面尺寸应满足后续施工项目交通运输的要求。
国家能源局关于安徽抽水蓄能电站选点规划调整有关事项的复函-国能函新能〔2018〕99号
国家能源局关于安徽抽水蓄能电站选点规划调整有关事项的复函
正文：
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国家能源局关于安徽抽水蓄能电站选点规划调整有关事项的复函
国能函新能〔2018〕99号
安徽省能源局，水电水利规划设计总院：
报来《关于恳请批准安徽省抽水蓄能电站选点规划调整报告的请示》（皖能源新能〔2018〕44号）和《关于批准安徽省抽水蓄能电站选点规划调整报告的请示》（水电规规〔2018〕103号）均悉。
经研究，现函复如下。
一、为做好安徽抽水蓄能电站的规划建设，规范项目前期工作，确保抽水蓄能电站有序开发和电网安全经济稳定运行，原则同意安徽省抽水蓄能电站选点规划调整报告及审查意见。
二、同意在初选桐城、宁国、岳西、毛尖山、霍山、清潭沟、石台作为比选站点的基础上，确定桐城（拟装机120万千瓦）、宁国（120万千瓦）、岳西（120万千瓦）、石台（120万千瓦）、霍山（120万千瓦）站点为安徽电网2025水平年抽水蓄能规划调整推荐站点。
三、请有关单位据此开展下一步工作，做好站点资源保护，综合考虑区域抽水蓄能电站合理配置和电力系统实际需求，合理安排推荐站点建设时机，保障选点规划科学实施。
国家能源局
2018年8月29日
——结束——。
安徽省绿电发展现状与前景研究
安徽省绿电发展现状与前景研究摘要：本文主要介绍了安徽省在推动绿电市场化应用方面的努力和成果。
通过出台政策措施鼓励企业参与绿电交易，降低企业参与成本，安徽省绿电交易规模持续扩大，新能源产业发展势头强劲。
文章还分析了地方政府在推动绿电发展中的配套措施，包括设立绿电交易服务中心、加强监管和推广示范项目等，这些措施有效促进了绿电市场的健康发展。
文章强调，尽管安徽省在绿电发展上取得了一定成果，但仍面临能源结构转型压力、技术创新不足和市场机制不完善等挑战。
为此，文章提出了加大政策扶持力度、加强技术创新和研发、完善市场机制等解决方案，并建议深化绿电产业链整合、推广示范项目并加强国际合作与交流。
文章还展望了安徽省绿电市场的未来前景，预计绿电交易规模将持续增长，新能源产业将进一步壮大，跨区绿电交易将更加活跃，绿电应用场景也将不断拓展。
未来，安徽省将继续深化绿电交易机制改革，加强新能源产业政策支持，并推动绿电市场的协同发展。
目录第一章引言 (1)一、报告背景与目的 (1)二、安徽省绿电发展概况 (2)第二章安徽省绿电资源现状 (3)一、风能资源分布与特点 (3)二、太阳能资源分布与评估 (4)三、水能资源开发与利用 (5)四、生物质能及其他绿电资源 (6)第三章安徽省绿电产业发展现状 (7)一、风电产业发展现状 (7)二、光伏产业发展现状 (8)三、水电及生物质能产业发展现状 (9)第四章安徽省绿电市场分析与展望 (10)一、绿电市场需求分析 (10)二、绿电市场供给能力评估 (11)三、绿电市场发展趋势展望 (11)第五章安徽省绿电政策环境分析 (12)一、国家层面政策支持解读 (12)二、安徽省级政策支持及落实情况 (13)第六章安徽省绿电发展挑战与对策 (15)一、面临的主要挑战和问题识别 (15)二、针对不同挑战提出解决方案 (16)三、持续改进和优化发展策略 (17)第七章结论与展望 (18)一、研究成果总结回顾 (18)二、安徽省绿电发展前景预测 (19)三、对未来工作的建议和展望 (20)第一章引言一、报告背景与目的随着全球能源结构正逐步实现清洁低碳转型，绿电作为清洁能源体系的核心组成部分，正日益凸显其在推动能源结构变革中的关键作用。
抽水蓄能电站规划设计概要
抽水蓄能电站规划设计概要
一、工程选址
二、选取机组类型
三、总体布局
四、水源区设计
水源区是抽水蓄能电站的重要组成部分，主要包括水库、引水渠道、悬挂管和冲洗管等。
水源区设计需要考虑水库容量、水位控制、防洪措施等因素，确保水源的稳定和可靠。
五、输水系统设计
输水系统是抽水蓄能电站的关键部分，负责将水从上水池输送到下水池。
输水系统包括水轮机、水管、调节阀等。
设计时需要考虑水压损失、水流速度、系统稳定性等因素，确保输水效果和安全 reliable。
六、电站容量设计
七、环境影响评价
八、安全管理
建设抽水蓄能电站需要制定详细的安全管理措施，包括施工安全、运行安全和应急预案等。
安全管理的目标是确保人员安全、设备稳定运行和环境安全，减少安全事故对电站的影响。
九、经济效益评价
十、可持续发展
以上是抽水蓄能电站规划设计的概要介绍。
在实际建设过程中，还需要具体分析和研究各个方面的技术问题和实施方案，确保电站建设的顺利进行和高效运行。
抽水蓄能电站可行性分析
抽水蓄能电站可行性分析抽水蓄能电站是一种通过利用水资源进行能量储存和再利用的发电方式。
它可以在低电负荷时将多余的电力转化为水能储存起来，待高负荷时再将水能转化为电能供电。
因此，抽水蓄能电站具有很高的可行性和良好的经济效益。
下面是抽水蓄能电站可行性分析的主要内容。
一、资源可利用性1. 水资源：抽水蓄能电站需要具备充足的水资源，包括可用的水源和地理条件。
一般来说，山区地形较适合建设抽水蓄能电站，因为山地地形有利于形成高落差，供电期间的水能转化效率更高。
2. 地理环境：电站要求具备一定的地理条件，包括有适宜建设大型水库的地理位置、土壤稳定性和地震等自然灾害的风险。
只有具备这些条件，才能确保该电站能够长期稳定运行。
二、市场需求1. 电力需求：抽水蓄能电站一般建设在用电量较大的地区，以满足高峰期的电力需求，并保证电力供应的稳定性。
市场需求对于电力供应的稳定性和可靠性有较高的要求，这就为抽水蓄能电站的建设提供了市场需求。
2. 环境保护：抽水蓄能电站是一种清洁能源发电方式，对环境污染较小。
随着人们对环境保护意识的增强，对清洁能源发电的需求也在逐渐增加。
因此，抽水蓄能电站的建设符合当前社会的环保需求。
三、技术可行性1. 工程技术：抽水蓄能电站涉及到复杂的水力工程和电力工程，建设难度较大，需要具备相应的工程技术和施工条件。
但现在水利和电力工程技术已相对成熟，具备建设大型抽水蓄能电站的条件。
2. 设备技术：抽水蓄能电站需要大量的设备支持，如水轮机、发电机组、输水管道等。
这些设备需要具备高效、稳定和可靠的特点，以确保抽水蓄能电站的正常运转。
目前，随着科技的发展，这些设备已经得到了广泛运用和应用，能够满足抽水蓄能电站的技术需求。
四、经济可行性1. 投资回报率：抽水蓄能电站的建设规模较大，并且需要投入较高的资金。
因此，需要进行详细的投资回报率分析，以评估其经济可行性。
一般来说，抽水蓄能电站具有较长的使用寿命，并且可以进行电力交易和调峰，能够获得稳定的经济收益。
安徽响水涧抽水蓄能电站重大设计变更及设计优化
安徽响水涧抽水蓄能电站重大设计变更及设计优化傅新芬1 成卫忠2 郑齐峰1 肖贡元2（华东勘测设计研究院1 杭州 310014上海勘测设计研究院2 上海 200434）[摘 要] 本文叙述响水涧抽水蓄能电站工程在招标技施阶段，根据补勘、模型试验及设计论证资料，进行创新研究，对主要设计方案进行优化调整及设计优化，节省投资、简化施工。
[关键词] 设计变更 设计优化 响水涧抽水蓄能电站1 工程概况响水涧抽水蓄能电站工程位于安徽省芜湖市三山区峨桥镇，直线距芜湖市区30km，临近电网负荷中心。
该电站为日调节纯抽水蓄能电站，装机容量1000MW，工程枢纽主要由上水库、下水库、输水系统、地下厂房和开关站等组成，为大(2)型二等工程。
枢纽主要建筑物上水库、下水库、输水系统、地下厂房和开关站等主要建筑物级别按2级建筑物设计，次要建筑物为3级建筑物。
上水库大坝为混凝土面板堆石坝，最大坝高88.0m，坝顶长为520.00m，南、北副坝亦采用混凝土面板堆石坝，最大坝高分别为62.0m和53.5m，坝顶长分别为353.00m、174.00m。
上水库采用为面板及帷幕灌浆相结合防渗方式。
上水库有效库容1282万m3，水库运行最大水位变幅32m，正常运行时为24m。
下水库由湖荡洼地经围堤圈围而成，堤长3787m，最大堤高21.5m，由均质土围堤和充水闸等组成。
下水库有效库容1282万m3。
水库运行最大水位变幅12.65m，正常运行时为10.49m。
输水系统总长约900m，单机流量大，因此采用单机单洞布置，主要由上下进/出水口、引水竖井、尾水隧洞组成。
地下厂房布置在上水库主坝右岸的山体内，采用首部式地下厂房布置方案。
主要洞室有主副厂房洞、主变洞、母线洞、电缆洞、通风洞、交通洞等。
主厂房尺寸175×25×55.45m(长×宽×高)，其中主厂房机组段长度为114.5m，副厂房长18m。
500kV升压变设在地下，通过500kV电缆斜井至地面开关站GIS，两回出线。
抽水蓄能电站打造工程方案
抽水蓄能电站打造工程方案一、项目背景与选址1.1 项目背景抽水蓄能电站是一种能够实现电能储存和调度的设施，可在电力系统中平衡负荷和提高利用率，减少供需不平衡带来的负荷损失和供电不足。
由于其储能量大、调度性强、适用性广、可再生等优点，受到广泛关注。
1.2 选址原则抽水蓄能电站的选址需考虑水资源情况、地形地貌、周边居民、环境保护和工程建设等因素。
一般来说，选址应遵循以下原则：1）水资源丰富：尽量选择水资源充足的地区，确保电站正常运行；2）地形地貌适宜：选择地势高低起伏的地区，既能提供高空头，又可利用下游水力发电；3）周边居民影响小：尽量远离人口密集地区，减少对周边居民的影响；4）环境保护：尽量选择对自然环境影响较小的地区；5）工程建设条件优越：考虑到建设和维护的便利性，选址应优先考虑施工条件和基础设施。
1.3 选址具体步骤1）地质勘察：对潜在选址区域进行地质勘察，包括地质构造、地层结构、地下水情况等。
2）水资源调查：对潜在选址区域的水资源进行调查，包括水量、水质、水文特征等。
3）环境评估：对潜在选址区域进行环境评估，包括植被、野生动植物、土壤等的情况。
1.4 选址确定选择符合以上原则和具备稳定、充足水源的地点进行选址，进行初步规划和初步设计，确定投产规模及工程建设参数。
二、设计方案2.1 工程规模抽水蓄能电站的规模一般由装机容量和储能量来确定。
其规模需要满足系统负荷调节和峰谷电价调度的需求。
设备选择和布局必须充分考虑到周边地形地貌、气候、水力和电网的相互作用。
2.2 设备选择设备选择关键在于水轮机、发电机组、转换设备和水泵设备的选用。
需根据选址可能获得的水能总量和水能储量，综合考虑不同机组之间的协调性、互补性和可调度性。
2.3 建设方案根据项目规模和选址条件，制定建设规划和施工方案，包括土建工程、水电工程和机电设备工程等。
2.4 安全保障设计时需充分考虑水头保障、冷却水保障、水库堤防等安全因素，确保工程安全运行。
安徽响水涧抽水蓄能电站施工总布置
第3章施工总平面布置规划3.1布置条件及原则3.1.1施工布置条件为了满足安徽响水涧抽水蓄能电站工程施工需要，发包人前期作了大量卓有成效的施工准备工作，创造了良好的施工外围环境，场内施工条件较为优越。
本标工程发包人提供的施工布置条件如下：⑴对外交通及场内交通提供1#公路（上下库连接公路）、3#公路（进厂交通洞口至通风兼安全洞道路，现为临时道路）、进厂交通洞、通风兼安全洞（厂顶施工支洞）等。
⑵供水提供施工临时供水工程的一级、二级泵房，1#、2#、4#蓄水池、管路土建及电器设备安装。
⑶供电场外35kV供电线路及场内10kV主干输电线路的架设，35kV永久变电所的土建及电气设备安装；施工供电系统在7年12月31日具备供电条件。
⑷施工场地及临时房屋负责施工场地的征用、搬迁及移民安置。
向本标共提供三块施工场地：CA1地块面积22800m²，CA2地块面积4882m²，CA3地块面积4330m²，并在CA3地块内有偿提供约3500m²办公及生活房屋，内墙为毛坯房，提供时间为7年12月1日。
⑸弃渣场及石渣中转料场本合同范围的开挖弃渣场为北副坝后弃渣场及库盆内弃渣场，弃渣也可用于本合同自身的场地平整等。
其中上水库北副坝坝后弃渣场是该电站水土保持专项实施工程的一部分，由发包人提供施工图；库盆内最终允许弃渣范围和顶高程应按施工图纸或监理人的指示执行。
本标向Q7标提供的开挖料和向C3标提供的砌石料堆放于进厂交通洞洞口附近的下水库石渣中转料场，该渣场由其他承包人负责管理和布置，本合同承包人向石渣中转料场的供料时段、各时段的供料数量及堆填位置、堆填要求需按监理人指示进行。
⑹提供工程所需的主要材料发包人将以固定价格向承包人供应用于本合同永久工程的水泥、粉煤灰、钢筋、钢材、钢纤维等至承包人工地仓库；以固定价格在1#公路路边的工地炸药库供应炸药，炸药库距上库约0.9km，距进厂交通洞口约3.7km，承包人负责并自行解决从炸药库至工作面的火工材料运输问题，并应符合国家、省市关于危险品运输的相关规定。
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安徽省抽水蓄能电站建设布局分析左铭 杨霄霄（中国水电顾问集团北京勘测设计研究院）【摘 要】根据安徽省国民经济发展和电源构成特点，对电网远景调峰缺口及可能采取的应对措施进行分析，认为建设抽水蓄能电站解决电网调峰问题最经济，预计到2015水平年安徽省还需要投产抽水蓄能电站约1500MW，容量缺口主要在皖北。
【关键词】抽水蓄能电站 电网 调峰 优化配置 布局 安徽省1 概述安徽省位于我国华东地区西北部，长江、淮河中下游。
改革开放以来，安徽省的社会经济发展迅速，物质与技术基础大大增强，产业结构明显改善。
2005年，安徽省全年国内生产总值比上一年度增长了11．8％。
其中，第一产业同比增长1％；第二产业同比增长18．8％；第三产业同比增长9．9％。
按常住人口计算，全省人均生产总值为8597元（折合1049．5美元）。
全社会劳动生产率达到14779元／人。
（1）电网现状安徽电网是一个以火电为主的电网，作为华东电网的组成部分，通过3回500kV线路与华东主网相联。
省内电网习惯上依地理位置分为四大片，即淮北电网、淮南电网、皖中电网和皖南电网，四片电网通过500kV主干线路和若干条220kV主干线路相联。
按2005年底数据统计，安徽省统调装机火电占95.5％，水电占4.5％。
受煤炭资源分布影响，安徽省大的电源点主要集中在北部，形成电力由北向南输送的格局。
2005年，安徽省统调发电量同比增长6.11％。
全省统调最高负荷同比增长17.1％，统调用电量同比增长13.24％，年最大负荷利用小时5475h。
全省负荷相对较分散，集中的大负荷受端系统较少，主要用电负荷沿铁路线和长江、淮河两岸分布。
2005年安徽电网的送网电量主要由送上海、浙江的中长期合同电量和华东经销的电量构成，同福建、江苏两省也有少量的交易合同电量。
（2）负荷预测随着安徽省国民经济的持续发展及人民生活水平的不断提高，全社会需电量不断增长，负荷峰谷差日益加大。
安徽省电力公司根据全省经济发展和用电增长的最新情况，对以往负荷预测方案做了进一步调整。
预测在2015水平年和2020水平年，安徽省全社会用电量分别达到1260亿kW·h和1660亿kW·h，全社会最大负荷分别达到23300MW和31000MW。
对安徽电网的负荷特性进行分析。
在一般情况下，春季2月～4月负荷较低，夏季因有农灌和空调负荷等因素而负荷较高，年最高负荷一般出现在夏季（8月），冬季负荷受生活用电负荷影响而略高于秋季。
冬、夏季典型日负荷曲线在形状上均表现为二峰一谷，早峰相对比较尖锐，晚峰较为平缓，日最高负荷一般出现在晚峰。
夏季最高负荷一般出现在20时左右，冬季最高负荷一般出现在18时左右。
（3）电源建设规划安徽省委省政府根据省内煤炭资源丰富，适宜建设大型坑口燃煤火电站的特点及全省电力市场需求的实际情况，制定了电力建设“以省外市场为主、以合资合作为主、以两淮为主”的指导思想，立足本省，着眼华东地区资源优化配置，推进“皖电东送”战略，实现电力从“送网型”向“送网—效益型”转变。
适当进行抽水蓄能电站等调峰电源的建设，积极开发水力资源，逐步优化调整电源结构。
大力开展超临界大容量燃煤火电机组和洁净煤发电技术、垃圾焚烧发电技术的研究和试点工作，积极开展核电和新能源利用的前期工作，适应环保要求，提高能源利用的效率，促进发电能源的多样化。
截至2005年底，安徽省在建电源项目共计7870MW，2005年至2007年国家发改委核准安徽开工建设12900MW机组。
到2010年底，预计安徽省统调发电装机将达到28000MW，全社会装机达到4430000MW。
在2011年～2020年，全省争取建设25000MW左右的发电机组。
到2020水平年，电网总装机预计可达54000MW。
其中满足省内电力需求37000MW，“皖电东送”规模在17000MW左右。
（4）电网规划安徽电网在“十一五”及以后，网架建设既要考虑本省用电，又要考虑向华东主网送电。
从省内平衡看，在目前已经形成的大环网基础上，新建和扩建有关500kV变电所及相关输电线路，进一步加强500kV网架，并加强皖北地区两淮向皖中、皖南的送电能力。
在省内平衡的基础上，考虑满足新增电源送出和向华东送电的需要，还要新增500kV项目，在加强皖北地区淮北电网送出能力的同时，增建500kV过江线，以加强向华东送电的能力。
2 电网对抽水蓄能电站的需求2.1调峰存在问题安徽电网为火主电网，除燃煤火电机组外，仅有少量小型燃机和抽水蓄能机组，今后的电源建设也是以大容量燃煤火电机组为主，辅以一定容量的抽水蓄能电站。
安徽电网在向华东主网输送煤电的同时，还接受外省输送的电量，主要为西部水电等。
安徽电网用电负荷峰谷差逐年加大，网内缺少必要的调峰手段，目前主要靠大容量燃煤火电机组压负荷及中小型火电机组开停调峰来维持。
燃煤火电机组频繁做变出力或开停运行，不仅增加了机组的燃料消耗量，而且还增加了电厂的运行维护费用。
为满足调峰要求，安徽电网在挖掘网内机组调峰潜力的同时，还采取了外购调峰电力等措施，付出了较高的经济代价。
皖北地区的电源组成全部为燃煤火电机组，可提供的电力大于当地用电需求，富余电力输送到省内其他地区及华东主网。
在负荷低谷时段，由于需求减少而存在大量的低谷电力。
2.2调峰手段分析安徽省内的水能资源开发潜力不大，现有水电站均为中小型电站，能够完全承担电网调峰任务的仅300MW左右，不能成为电网的主要调峰电源。
安徽电网火电机组容量占全网装机的90％以上，今后建设的燃煤火电以单机容量600MW机组为主。
随着中小型燃煤火电机组及小型燃汽轮机组逐渐退役，火电机组综合调峰能力不断下降，较为经济的综合调峰幅度在30％左右。
随着我国西部水电资源的大力开发，省外水电向安徽省供电的规模逐渐增加，但长距离输送调峰电力经济性较差，而且在安徽电网出现最大供电负荷的8月份正值汛期，水电一般不适宜调峰，同时，接受外部电力，当地也要建设一定规模的支撑电源和保安电源。
华东主网覆盖地区包括上海、浙江、江苏，三地经济发达，电力供应更加紧张，今后也难以输送更多的调峰容量。
抽水蓄能电站是优良的调峰电源，已投产运行的响洪甸混合式抽水蓄能电站为电网带来良好的经济效益。
以抽水蓄能电站作为安徽电网的主要调峰电源是合适的，也是非常必要的。
根据安徽省的能源资源分布及供应条件，今后电网在建设大容量燃煤火电机组的同时，还应加强对省内抽水蓄能电站等调峰电源的开发建设，形成以大容量燃煤火电机组、省外电力承担系统基荷及腰荷，以抽水蓄能电站为主的调峰电源担负系统峰荷及旋转备用的较为合理的电源结构。
2.3抽水蓄能电站需求分析（1）调峰容量盈亏分析根据安徽电网负荷预测与电源建设规划，按统调口径考虑，电网调峰容量盈亏分析表明，在2015年以前琅琊山、佛磨和响水涧抽水蓄能电站投产情况下，系统缺少调峰容量近1200MW；到2020年，安徽电网调峰矛盾更加尖锐，如果不再建设新的调峰电源，电网缺少调峰容量将增加到2600MW。
如以建设抽水蓄能电站来解决安徽电网调峰的最低需求，使系统在各规划水平年的调峰容量达到平衡，2015年和2020年以前还需要新建抽水蓄能电站约分别为700MW和1500MW。
如果再考虑外送电对电网调峰的影响，需要建设的抽水蓄能电站容量更大。
45通过对皖北地区进行调峰容量盈亏分析，在不考虑外送电情况下，2015水平年和2020水平年区内分别缺少调峰容量约1100MW和1500MW。
如建设抽水蓄能电站解决调峰问题，两个水平年所需容量分别为700MW和900MW。
与全省比较，2015水平年缺少调峰容量相当，表明届时安徽电网的调峰缺口在皖北。
如果考虑“皖电东送”，皖北地区在两个水平年分别缺少调峰容量约3200MW和4700MW，需要配置抽水蓄能电站容量分别为1900MW和2800MW。
（2）调峰电源优化配置根据安徽电网负荷特性及电源建设条件，在对各种调峰电源进行技术经济比较的基础上，以系统总费用现值最小为原则，分析电网合理的电源结构。
结合安徽电网改变单一电源结构的规划目标，并考虑配合西电东送工程的顺利进行，安徽电网远景规划的调峰电源应以抽水蓄能电站为主。
网内备选电源包括抽水蓄能电站、常规水电、火电及核电等。
安徽电网调峰电源优化配置分析表明，在2015水平年，电网需要3340MW容量抽水蓄能电站才能达到经济运行，即在琅琊山、响水涧等抽水蓄能电站投产之后，电网还须投入1500MW左右的抽水蓄能容量。
采用相同的方法，开展皖北地区2015年调峰电源优化配置分析。
计算结果表明，皖北地区在2015年需要投入1500MW左右的抽水蓄能电站,才能达到系统经济运行。
与安徽全省的调峰电源优化配置分析相比较，最优方案需要投入的抽水蓄能电站容量基本相同，同样说明了安徽电网在2015水平年的调峰缺口主要在皖北地区。
3 结论（1）安徽电网为火主电网，网内缺乏必要的调峰手段，今后的调峰矛盾会越来越尖锐。
华东主网内的其他地区，经济发达，用电紧张，很难向安徽电网大规模输送调峰电力。
从可能采取的调峰措施来看，解决电网调峰的有效途径是在省内兴建抽水蓄能电站。
（2）根据安徽电网电源构成，尽管琅琊山抽水蓄能电站已投产发电，响水涧抽水蓄能电站也已开工建设，但安徽电网在2015年～2020年仍然有1500MW～2000MW的调峰缺口，迫切需要落实后继抽水蓄能电站的建设。
（3）根据安徽电网负荷分布及电源建设布局分析，全省用电负荷中心比较分散，而大部分燃煤火电电源点集中在皖北地区，省内形成北电南送的供电局面。
针对安徽省的具体情况，抽水蓄能电站应该在省内不同的用电负荷中心附近分别建设。
皖北地区既是安徽省用电负荷中心之一，又是安徽省电源建设中心，存在大量低谷剩余电能，全省在2015年的调峰缺口也主要在皖北。
在琅琊山、响水涧之后，皖北地区建设1000MW～1500MW的抽水蓄能电站是合适的。
（4）安徽省蚌埠涂山抽水蓄能电站建设条件较好，规划装机1000MW，可以满足2015年前后安徽电网及分区电网的部分调峰要求，应加快前期设计进程。
同时，在全省范围内还要积极寻找新的优良站址，以作为资源储备。
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