天荒坪抽水蓄能电站运营特点

华东天荒坪抽水蓄能有限责任公司冯伊平

天荒坪抽水蓄能电站自2000年全部建成投产以来，采用新型管理模式，电站各项经济技术指标逐年提高，针对电站在运行过程中出现的各种问题，采取了一系列有效的措施，并取得了较好的效果。电站在华东电网担任调峰填谷和事故备用的任务中发挥了重要作用；同时增加了中央和地方的税收收入，促进了地方经济的发展；也为在华东地区建设和运行管理大型抽水蓄能电站积累了丰富的经验。

1.概述

天荒坪抽水蓄能电站位于浙江省安吉县境内，直线距离至杭州57 km，至上海175 km，至南京180 km 。以两回 500 kV 出线 34 km 输电线路接入华东电网 500 kV 瓶窑变电所，输电线路短、且接近华东电网的负荷中心，地理位臵十分优越。电站安装6台300 MW可逆式抽水发电机组，总装机容量1800 MW，年发电量30.14亿kw〃h，抽水电量（填谷电量）41.04亿kw〃h，为日调节纯抽水蓄能电站，设计综合效率为0.74。

电站枢纽包括上水库、下水库、输水系统、开关站、地下厂房洞室群等部分。上水库有效库容832.08万m3，正常运行时水位日变幅28.42m，无天然径流注入水库，上水库除进/出水口外全库盆采用沥青砼衬砌。下水库有效库容802.08万m3，正常运行时水位日变幅44.80m，集水面积为24.2KM2 ，多年平均年径流量2760万m3 。上、下水库库底天然高差约590m，筑坝后形成的平均水头约570m，最大发电毛水头610m，上、下库的水平距离仅1KM 左右。输水系统和厂房均设在地下，输水系统采用一管三机布臵方式，高压管道采用内径7m筋砼衬砌的58。的斜井式，无调压井，输水道平均长度1428m，输水道长度与平均发电水头之比(距高比)L/H=2.5。地下主副厂房洞长198.7m，宽22.4m，高47.73m，中间部分为机组段，南端为副厂房，北端为安装场和副厂房。地面建筑物布臵，因地形狭窄，山体浅层卸荷裂隙发育，存在顺坡节理，使得开挖形成的高边坡需采用合理的工程措施进行支护处理等。电站枢纽设计的主要特点是：水头高、变幅大、距高比小，全库盆沥青砼衬砌，地下工程规模大，地面建筑物布臵难等。

电站工程于1994年3月主体工程正式施工， 1998年9月 1#机组投入试生产。其它5台机组分别于1998年12月、 1999年9月、1999年12月、 2000 年3月和2000年12月相继投产。电站由华东电网公司、上海申能、江苏国信、浙江能源、安徽皖能分别按5/12、1/4、1/6、1/9、1/18的比例投资兴建，国家批准的概算总投资 73.77 亿元，实际完成投资 62.18 亿元，单位千瓦造价为3454元。电站利用世行贷款3亿美元，主要用于引进蓄能机组及其主要附属设备。

电站委托华东电网公司对电站安全生产、电价方案制定、电能购销、设备检修、备品备件采购和索赔以及生产经营、机构定员设臵等方面进行管理。电站容量和所发电量由华东公司统一调度，根据“谁投资，谁用电”的原则，综合平衡后分配给华东三省一市电力公司。其中上海600 MW、江苏500 MW、浙江500 MW和安徽200 MW。

电站建立了以设备管理为核心的生产管理模式。运行管理实现了“无人值班，少人值守”；设备大小修、水工建筑物缺陷处理、变形观测等工作采取外委或招标外包办法，由专业的检修公司来承担，公司通过合同的执行来控制设备的检修质量、工期及费用，最大程度地降低生产成本，提高设备的可用率。公司引进了美国MRO Software公司出品的企业资产维护管

理系统MAXIMO 软件，建立了以资产管理为核心，由企业管理信息系统、实时信息系统、计算机监控系统、大坝安全自动监测系统等组成全方位的综合自动化系统，为不断提高设备管理水平，增加企业经济效益打下扎实基础。 2. 电站运行情况

电站自1998年至2004年已累计发电量122.82亿千瓦时，抽水电量152.75亿千瓦时。近三年平均年发电量为25.8亿千瓦时，抽水电量为32.2亿千瓦时，平均发电利用小时数为1433小时，综合效率为80%。历年发电抽水电量如图1所示。

51015202530351998

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2000

2001

2002

2003

2004

年度

电量(亿千瓦时）

水图1 天荒坪电站历年发电抽水电量

2.1.

电站运行方式

天荒坪抽水蓄能电站由华东调度通信中心负责调度。电站自1998年投产以来，典型的运行方式是“一抽二发”，即每天早、晚二次发电顶峰，夜间抽水填谷，夏季有时采用“二抽三发”，即根据情况下午适时安排少量机组发电一次，傍晚抽水一次。根据系统负荷调节的需要，也为避免抽水对系统造成过大的冲击，无论是抽水或发电，正常情况下，6台机组均为隔15分钟启动1台。典型日负荷曲线如图2所示。

1800

0:00

2:00

4:00

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22:00

时间

负荷（M W ）

图2 天荒坪机组典型日负荷曲线

鉴于上述电站的运行方式，天荒坪电站机组启停十分频繁，机组运行时间长。近三年单机年平均发电启动次数为582次，运行小时为1541小时，平均每次2.65小时；单机年平均抽水启动次数为269次，抽水小时为1708小时，平均每次6.35小时；机组平均每天运行次数为2.33次，平均每天运行小时为8.9小时。 2.1.

机组起动成功率

电站运行初期，由于自动化元件、SFC 装臵、主轴密封等工作不良以及机组低水头并网困难等原因，起动成功率较低。经过不断的改进，机组起动成功率均有明显提高，特别是抽水工况大有改善。近三年起动成功率每年仍略有提高，但基本趋于稳定，2004年发电和抽水开机成功率均超过了99%，达到了国家一流指标。

8590951001999

2000

2001

2002

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2004

年度

起动成功率%

水

图3 天荒坪机组历年机组起动成功率

2.2.

机组事故跳闸情况

从历年机组事故跳闸情况分析，主要原因是自动化元件质量不良和回路设计不合理所致。通过对自动化元件的换型和回路的优化，如将温度传感器由普通型换成铠装型，液位开关由浮子式换成电容式或电导式，行程开关由机械式换成电磁式，跳闸回路增加闭锁逻辑等，取得了良好的运行效果。

510152025301999

2000

2001

2002

2003

2004

年度

次数

图4 天荒坪机组历年机组跳机次数

2.3.

机组等效可用系数

近三年来天荒坪机组一般每年安排一台机组B 级检修（40-50天），其他机组各安排C 级（15-20天）和D 级（7-10天）检修各一次，等效可用系数一般在90%左右。由于上水库

沉降原因，前三年每年对上水库进行放空检修，2000年对1-4号机进行了投产后一年的整改性大修，等效可用系数较低。

607080901001999

2000

2001200220032004

年度

次数

图5 天荒坪机组等效可用系数

3. 电站的作用和效益

3.1. 电站对华东电网的作用

3.1.1. 增强华东电网调峰能力，改善火电机组运行条件

华东电网目前统调装机容量（截止2003年底）为6995万千瓦。其中火电装机容量为5632.07万千瓦，占80.52%，核电241.76万千瓦，占3.46%；水电1120.97万千瓦，占16.03%(其中抽水蓄能198万千瓦占2.83%),最大峰谷差2208.5万千瓦,年均峰谷差1520万千瓦。水电主要集中在福建，远离华东负荷中心，受季节影响极大，调峰作用有限。而天荒坪电站地处长三角中心部位，靠近负荷中心，调峰能力极强。电站高峰发电能力为180万千瓦，低谷填谷能力为189万千瓦，峰谷最大调峰能力可达369万千瓦，占2003年华东电网最大峰谷差的16.71%，占年均峰谷差的24.28%，对华东电网调峰能力的影响举足轻重。同时也改善了电网火电机组运行的条件，减少火电机组调停次数，按天荒坪电站的调峰能力，相当减少日20万千瓦18台机组的同时调停。 3.1.2. 担当系统事故备用和黑启动功能

华东电网大容量机组较多，外来大容量输电线路多，大机组跳闸或外来大容量输电线路跳闸的风险较大。而天荒坪电站机组具有快速响应能力，由静态到并网仅需2分钟，负荷增减速度每分钟可达100%额定出力，大大优越于燃煤机组热态负荷增减每分钟仅1-1.5%额定出力的速度，因此，为电网频率调节安全稳定运行带来了十分有利的条件和手段。当在系统发生事故时，天荒坪电站可在2-3分钟内紧急开启机组，并带至满负荷，为保持系统稳定担当了很好的系统备用角色。如2001年2月10日北仑1号联变故障3台600MW 机组跳闸，天荒坪电站在3分钟内紧急开机2台；2002年2月19日上海南桥变、扬高变故障，系统频率升至50.32HZ,天荒坪1#机紧急抽水，频率降至50.01HZ ；2003年5月3日龙政直流跳闸，天荒坪1#、3#机出力由200MW 加至300MW ，6号机紧急开机带出力300MW 。由于天荒坪机组的快速启动，使电网频率在短时间内迅速恢复到正常范围内。至2003年底，电站共为系统紧急顶事故36次，充分发挥了抽水蓄能机组事故备用的重要作用。天荒坪电站上库设计有事故备用库容可顶替60万千瓦事故容量3小时或30万千瓦事故容量6小时。

此外，机组还具备黑启动的功能,当500KV 电网瓦解情况下，可帮助系统迅速恢复电力供应。即电站厂用电负荷由厂内备用柴油机或地区35Kv 系统提供，允许1#机或4号机带瓶窑变电站零起升压，逐步恢复系统供电，提高了系统处理事故的能力。

3.1.3.具有对系统调频和调相的作用

根据华东电网的要求，天荒坪电站可参与系统调频运行，电站每隔4-20秒接受系统AGC 的负荷指令，电站通过监控系统将负荷指令，按设定的优化控制原则分配到机组，调整电站的总出力，维持系统的频率范围。天荒坪电站作为系统电压的控制点，参与系统电压调节。抽水蓄能电站有发电调相和抽水调相两种调相方式，每种调相方式可以发有功，也可以发无功。电站监控系统按照电压设定曲线，计算出各台机组应发出或吸收的无功，调节天荒坪500kV母线电压。

3.2.电站对当地经济发展的贡献

天荒坪电站项目的兴建，社会效益显著。大幅度增加了地方财政税收，改善了地方的交通、通讯等基础设施，促进了地方经济包括旅游事业的发展。

建设期间，税收总支出约9000万元；对外公路和电站下游浒溪河治理等等地方收益的交通及水利项目共支出5067万元；移交给地方的110kV供电线路及变电站设备1635万元。项目完成后，每年上缴各项税、费总和约为22000万元。这不仅有力地推动了地方经济的发展，还扩大了当地安吉县对外开放的程度，提高了其在社会上的知名度。

3.3.企业的经济效益

根据世行后评估的工作需要，委托国电动力经济研究中心，采用燃气轮机电站作为天荒坪电站替代方案，对投产后的天荒坪电站经济情况进行了分析和评估。分析结果表明，天荒坪电站等值贴现率经测算为26%，经济内部收益率为20.8%，两者均高于12%的社会贴现率。经过敏感性分析，本项目具有较高的抗风险能力。按2000年的价格水平测算，财务内部收益率为8.58%。

天荒坪电站投产初期，由于水电工程建设的特殊性，固定资产投入量与初期生产能力不匹配，加上电价未到位，一度存在亏损现象。2000年国家计委批准的两部制电价（不含税）正式出台，其中容量电价470元/（千瓦〃年），电量电价0.264元/千瓦时,抽水电价0.189元/千瓦时。近三年来，电站电力产品年销售收入在15 亿元左右，扣除购电费、折旧费、财务费用和所得税等，净利润在1.5亿左右。

根据以上分析，天荒坪抽水蓄能电站运营期间，有显著的经济效益。

4.结语

从近几年的电站运行情况来看，随着生产管理的不断加强，消缺力度和整改力度的加大，水工建筑物和机组已逐步实现安全稳定运行，机组的开机成功率和发电量年年攀升，综合效率达到80%，各台机组运行情况和性能情况良好，充分发挥了抽水蓄能机组调峰、调频和事故备用等功能，为华东电网的安全稳定运行起了关键的作用，并取得了良好的经济效益和社会效益，为股东带来了回报，为社会作出了贡献。

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

2020年前后抽水蓄能电站已建在建规划项目一览表

2020年前已建在建拟建抽水蓄能项目

22个省区选点规划抽水蓄能电站日前，随着国家能源局批复福建、海南等22个省（区）59个站点的抽水蓄能电站选点规划，我国新一轮抽水蓄能电站规划选点工作基本完成。这也为到2020年，我国抽水蓄能电站7000万千瓦的规划装机容量奠定了良好的基础。截至2013年底，全国抽水蓄能电站投产容量已达2154.5万千瓦，在建容量1424万千瓦，保持稳定增速。业内普遍认为，届时完成7000万千瓦装机目标问题不大。但抽水蓄能电站建设运行中存在的电价机制不够科学，投资运营主体单一等问题将制约其发展。选点规划注重因地制宜随着风电、光伏等新能源大规模集中并网，电力系统调峰压力加大，迫切需要抽水蓄能电站发挥移峰填谷、事故备用等作用，这也带动了抽水蓄能电站的发展。

“世界上抽水蓄能电站的建设与运行已有100多年的历史，目前国外的发展情况相对比较成熟，像日本抽水蓄能电站的装机容量已经超过了常规水电的装机容量。”中国水力发电工程学会副秘书长张博庭告诉记者，我国对于抽水蓄能电站的需求是由以煤电为主、缺少油气电站，调节性能差的发电结构所决定的。据介绍，常规火电机组每分钟能调整的额定容量在1%~2%之间，而抽水蓄能电站从启动到满负荷发电不超过2分钟，调峰调频的作用十分明显。从20世纪60年代后期我国就开始研究开发抽水蓄能电站，并相继兴建了广州抽水蓄能、天荒坪和北京十三陵等一批大型抽水蓄能电站。在本轮选点规划伊始，国家能源局组织规划设计单位、电网公司等进行了座谈，结合“十二五”能源发展规划,按照距负荷中心近、地形地质条件和技术指标优越的原则,以省或区域(电网)为单位，全面系统地开展了全国22个省(市、自治区)抽水蓄能选点规划工作。 “本轮抽水蓄能电站的选址规划更加注重因地制宜，本着适应当地电网需求、新能源发展、紧急事故备用等原则做了大量的工作。”国网新源控股有限公司发展策划部陈同法向记者介绍，以河北丰宁抽水蓄能电站的选点规划为例，需要着重考虑河北千万千瓦风电基地的调峰作用以及保卫首都电网的紧急事故备用。能源结构调整带来发展机遇 “从目前我国的电源构成及布局看，抽水蓄能电站的比重依然偏低，占总装机容量只有1.76%。”张博庭表示，要实现规划的装机目标，需要从投资建设、电价等方面打破体制机制束缚。目前，抽水蓄能电站投资运营主体主要为电网企业，占到总容量的90％以上。根据政策规定，不允许电网企业与发电企业（或潜在的发电企业）合资建设抽水蓄能电站项目，也限制了其他投资主体。电价则是限制抽水蓄能电站发展的另一个重要原因。由于目前百万千瓦级的抽水蓄能电站大多采用租赁费“包干”模式，由电网企业自己消化成本，影响了企业积极性。对此，国家能源局专门下发了《关于加强抽水蓄能电站运行管理工作的通知》，要求研究完善抽水蓄能运行管理机制和措施，积极探索电力系统辅助服务政策，推动发电侧分时电价机制建立，充分调动蓄能电站低谷抽水蓄能和高峰发电顶峰的积极性，促进抽水蓄能电站作用有效发挥。

抽水蓄能电站项目部质量奖罚实施细则(试行)

1、编制目的为贯彻落实工程局（公司）质量方针，加强溧阳抽水蓄能电站地下厂房工程施工过程质量管理，确保质量目标的实现，特制定本实施细则。 2、编制依据 2.1中国水利水电第三工程局有限公司《质量手册》、《程序文件》。 2.2《水利水电基本建设工程单元质量等级评定标准》（SL176-2007）。 2.3《溧阳抽水蓄能电站地下厂房工程质量管理办法》。 3、适用范围本细则适用于溧阳抽水蓄能电站地下厂房工程中国水利水电第三工程局有限公司承建的所有合同标段。 4、职责 4.1本细则由项目部经理授权工程质检部组织编制，并全权负责修订。 4.2本细则由项目部经理授权工程质检部负责具体实施与考评。 4.3本细则的解释权属溧阳抽水蓄能电站地下厂房工程项目部。 5、奖惩细则 5.1、一般规定 5.1.1本工程施工过程质量奖惩分四部分进行：根据开仓合格证，按单元工程备仓验收次数予以奖罚；单元工程质量评定结束后，按评定优良率的高低程度予以奖罚；对单元工程出现的质量事故按事故的性质、大小、损失金额、对工程进度影响程度予以处罚。优良分部工程和单位工程的奖罚，分部工程质量评定结束后，对评定达到优良的进行奖励，单位工程评定中优良分部工程达到80%以上的，进行奖励，达不到80%以上的进行处罚。 5.1.2奖励基金项目部设立质量专项奖励基金，每月根据项目质量考核情况进行兑现，单月总奖金不突破壹万元。质量罚款由项目部财务部根据工程质检部开出的罚款单（罚款通报）及金额，直接从各工区及施工队当月结算中扣除，项目部机关罚款由财务部从个人工资中

扣除，所有质量罚款由财务纳入奖励专用资金。质量奖励由项目部工程质检部考核达到奖励标准后，工程质检部写出奖励通报（奖励单），项目部领导同意后，财务部根据工程质检部开出的奖励通报（奖励单）从奖励专用资金中进行当月兑现奖金发放。 5.1.3奖罚对象单元工程优良率奖惩主要对工区、施工队及班组，根据各队、班组完成工程量的质量情况进行奖惩。工区、施工队负责生产、技术、质量的主要领导与技术质检人员与本单位当月完成工程量情况一起参与考核，施工局领导按当月单元工程优良率的综合评定情况予以奖罚，工程质检部有关领导及质检人员除参与工程优良率考核外还视其工作质量进行考核。质量事故奖罚主要对现场主管领导、事故责任工区负责人、施工队负责人、事故直接责任人、项目部领导以及技术负责人、质量负责人等。单元工程备仓验收一次合格奖励、多次不合格处罚主要对责任工区、施工队。质量评定资料的奖罚主要对对工区、施工队、班组以及工程质检部等。 5.1.4奖罚标准 5.1.4.1单元工程优良率奖罚按如下划分：隐蔽工程、重要部位工程按“元/m3”奖罚；土石方明挖单元工程按“元/m3”奖罚；土石方回填单元工程按“元/m3”奖罚；锚杆单元工程按“元/根”奖罚；锚索单元工程按“元/束”奖罚；钢支撑（钢格栅）工程按“元/榀”奖罚；挂网支护、喷砼支护单元工程按“元/m2”奖罚；干砌石、浆砌石单元工程按“元/m3”奖罚；砼工程单元工程按“元/m3”奖罚；回填灌浆、接触灌浆单元工程按“元/m2”奖罚；帷幕灌浆、固结灌浆单元工程按“元/延米”奖罚；金属结构安装单元工程按“元/t”奖罚；

天荒平抽水蓄能电站综合效率分析

冰蓄冷空调“移峰填谷”能效折算系数的研究与确定（征求意见稿）浙江清华长三角研究院建筑节能研究中心杭州华电华源环境工程有限公司 2009年4月25日

目录第1章课题研究背景 ----------------------------------------------- 1 1.1 冰蓄冷技术与节能----------------------------------------------------------------------------------------- 1 1.1.1 我国节能事业的战略背景----------------------------------------------------------------------- 1 1.1.2 冰蓄冷技术的节能原理、发展过程和现状 ------------------------------------------------- 1 1.1.3 明确鼓励和推广冰蓄冷技术的政策文件 ---------------------------------------------------- 5 1.2 评价冰蓄冷节能效果的难点 ---------------------------------------------------------------------------- 6 1.2.1 直接节能效益法的局限性----------------------------------------------------------------------- 6 1.2.2 全生命周期能耗效率的对比研究方法 ------------------------------------------------------- 6 1.2.3 本课题的解决思路 -------------------------------------------------------------------------------- 7 第2章抽水蓄能电站的全生命周期能耗效率 --------------------------- 8 2.1 抽水蓄能电站的发展概况 ------------------------------------------------------------------------------- 8 2.2 典型抽水蓄能电站的能耗效率计算 ------------------------------------------------------------------- 8 2.2.1 天荒坪抽水蓄能电站基本情况----------------------------------------------------------------- 8 2.2.2 抽水蓄能电站综合能源效率的计算方法 ---------------------------------------------------- 9 2.2.3 天荒坪抽水蓄能电站的重要基础数据 ------------------------------------------------------- 9 2.2.4 天荒坪抽水蓄能电站的生命周期综合能效 ------------------------------------------------ 11 2.3 典型抽水蓄能电站综合能效的敏感性分析--------------------------------------------------------- 11 2.4 小结----------------------------------------------------------------------------------------------------------- 12 第3章冰蓄冷空调的生命周期能耗效率 ------------------------------ 13 3.1 典型冰蓄冷空调系统概况 ------------------------------------------------------------------------------ 13 3.1.1 典型冰蓄冷空调系统的基本参数 ------------------------------------------------------------ 13 3.1.2 典型设计日逐时负荷情况---------------------------------------------------------------------- 13 3.2 典型冰蓄冷空调系统的生命周期能耗效率--------------------------------------------------------- 13 3.2.1 浙江地区计算方法（中午有两小时低谷电）--------------------------------------------- 13 3.2.2 其他地区计算方法（中午没有两小时低谷电）------------------------------------------ 14 3.2.3 冰蓄冷空调系统的平均综合效率 ------------------------------------------------------------ 14 3.3 其他冰蓄冷项目的综合能耗效率研究--------------------------------------------------------------- 14 3.3.1 江苏省镇江市某项目 ---------------------------------------------------------------------------- 14 3.3.2 江苏省南京市某项目 ---------------------------------------------------------------------------- 15 3.3.3 浙江省杭州市某项目 ---------------------------------------------------------------------------- 15 3.3.4 其他项目的平均综合能耗效率---------------------------------------------------------------- 16 3.4 小结----------------------------------------------------------------------------------------------------------- 16

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

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。

抽水蓄能电站的发展趋势

抽水蓄能电站的探讨导读：抽水蓄能电站财务内部控制体系研究，抽水蓄能电站调速器的原理及应用，抽水蓄能电站电气主接线设计浅析，抽水蓄能电站岩锚梁开挖及锚杆施工技术，抽水蓄能电站中的应用，抽水蓄能电站的发展前景，抽水蓄能电站的发展趋势，抽水蓄能电站的效益及作用。中国学术期刊文辑（2013）

目录一、理论篇分析抽水蓄能电站电气设备发热量确定 1 丰宁抽水蓄能电站开工建设本刊 2 丰宁抽水蓄能电站开工建设本刊编辑部 3 佛子岭抽水蓄能电站地下厂房围岩分类 4 复杂料源条件下仙游抽水蓄能电站下水库堆石坝填筑技术 8 高水头抽水蓄能电站机组冷却水系统压力振荡 11 高压帷幕灌浆在喀斯特地区抽水蓄能电站中的应用 15 高压压水试验在呼和浩特抽水蓄能电站中的应用 18 高压压水试验在呼和浩特抽水蓄能电站中的应用周敏 23 广东清远抽水蓄能电站地下厂房岩体结构面直剪试验 28 广东清远抽水蓄能电站水环境保护设计 32 广东阳江抽水蓄能电站征地移民生产安置方案研究 38 国电南自成功进入抽水蓄能电站市场 40 二、发展篇国家重点工程清远抽水蓄能电站年底开始蓄水本刊 41 含混合式抽水蓄能电站的梯级水电站群调度规则建模方法 42 河南国网宝泉抽水蓄能电站下水库浆砌石重力坝三维有限元分析 52 呼和浩特抽水蓄能电站下水库拦河坝固结灌浆试验分析金良智 1 55 呼和浩特抽水蓄能电站下水库拦河坝固结灌浆试验分析金良智 58 惠州抽水蓄能电站黏土心墙坝黏土碾压试验研究 61 惠州抽水蓄能电站球阀动水关闭试验研究 64 江苏溧阳抽水蓄能电站大坝填筑质量分析 68 江苏沙河抽水蓄能电站厂用电监控系统改造 72 溧阳抽水蓄能电站水泵水轮机模型验收试验 74 溧阳抽水蓄能电站通风洞塌方的处理 77 蒲石河抽水蓄能电站地下厂房围岩地质条件分析 80 蒲石河抽水蓄能电站发电电动机推力轴承设计 83 浅谈深圳抽水蓄能电站交通洞明挖边坡土钉墙支护技术 88 清远抽水蓄能电站地下厂房岩体变形试验研究 89 世界上首座海水抽水蓄能电站上库的设计与施工 93 桐柏抽水蓄能电站座环蜗壳的安装 100 西龙池抽水蓄能电站直流系统浅析高敏 105 仙居抽水蓄能电站上下库连接公路施工布置规划 107 响水涧抽水蓄能电站水泵水轮机洛桑模型验收试验 110 响水涧抽水蓄能电站水淹厂房应急排险施工 115 宜兴抽水蓄能电站水泵水轮机主要结构特点和调试结果严丽 117 宜兴抽水蓄能电站尾水洞裂缝处理 121

天荒坪抽水蓄能电站实习报告

天荒坪抽水蓄能电站实习报告一、实习概况： 1．实习地点：浙江安吉天荒坪抽水蓄能电厂 2．实习时间：2011年4月11日——2011年4月15日 3．实习人员：电子信息工程专业08级全体同学 4.实习指导人员:电厂沈斌学校李东新、储荣二、实习内容及目的： 1．参观天荒坪水电站上水库和下水库，了解抽水蓄能电站的实际操作方式以及上下水库大坝的监测情况。 2．参观地下发电厂房，了解抽水蓄能电站的概况、发电原理和机组工作情况等。 3．了解电厂生产的安全规则以及电厂为安全、经济、长期发供电而采取的主要措施等。三、实习过程： 2011年4月11日上午，电子信息工程专业全体同学怀着无比激动的心情从南京出发，乘校车开往浙江省湖州市安吉县天荒坪镇，进行为期5天的实践体验活动。经过几个小时的车程，中午我们抵达了公司旁边的大洋酒店。 4月11日下午：我们到酒店安顿好后，就去公司的会议厅集中，听抽水蓄能电站基建管理的讲座并观看有关的视频介绍。听完讲座我们对抽水蓄能电站有了大致的了解。抽水蓄能电站，顾名思义既能抽水又能发电的水电站。抽水蓄能电站运行具有几大特性：它既是发电厂，又是用户，它的填谷作用是其它任何类型发电厂所没有的；它启动迅速，运行灵活、可靠，除调峰填谷外，还适合承担调频、调相、事故备用等任务。目前，中国已建的抽水蓄能电站在各自的电网中都发挥了重要作用，使电网总体燃料得以节省，降低了电网成本，提高了电网的可靠性。天荒坪抽水蓄能电站位于浙江省安吉县境内，直线距离至杭州57 km，至上海175 km，至南京180 km 。抽水蓄能电站装有可以兼做水泵和水轮机的抽蓄机组，在电力系统低谷负荷时利用系统多余电能由机组把下水库的水抽到上水库储存，在电力系统尖峰负荷时将上水库的水放下由机组发电的。以两回 500 kV 出线 34 km 输电线路接入华东电网 500 kV 瓶窑变电所，输电线路短、且接近华东电网的负荷中心，地理位置十分优越。电站安装6台300 MW可逆式抽水发电机组，总装机容量1800 MW，年发电量30.14亿kw·h，抽水电量（填谷电量）41.04亿kw·h，为日调节纯抽水蓄能电站，设计综合效率为0.74。电站以及独特的山区风貌，优越的地理位置，具有较高的知名度和良好的社会效益，享誉海内外。电站前期准备工作于1992年6月启动，1994年3月1日正式动工，1998年1月第一台机组投产，总工期八年，于2000年12月底全部竣工投产。天荒坪电站雄伟壮观，堪称世纪之作，是我国目前已建和在建的同类电站单个厂房装机容量最大、水头最高的一座；也是亚洲最大、名列世界第二的抽水蓄能电站，电站主要设备均从国外引进。电站枢纽主要包括上水库和下水库、输水系统、中央控制楼和地下厂房等部分组成。

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。

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

2020年前后抽水蓄能电站已建在建规划项目一览表

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22 个省区选点规划抽水蓄能电站日前，随着国家能源局批复福建、海南等22 个省（区）59 个站点的抽水蓄能电站选点规划，我国新一轮抽水蓄能电站规划选点工作基本完成。这也为到2020 年，我国抽水蓄能电站7000 万千瓦的规划装机容量奠定了良好的基础。截至2013年底，全国抽水蓄能电站投产容量已达万千瓦，在建容量1424万千瓦，保持稳定增

速。业内普遍认为，届时完成7000 万千瓦装机目标问题不大。但抽水蓄能电站建设运行中存在的电价机制不够科学，投资运营主体单一等问题将制约其发展。选点规划注重因地制宜随着风电、光伏等新能源大规模集中并网，电力系统调峰压力加大，迫切需要抽水蓄能电站发挥移峰填谷、事故备用等作用，这也带动了抽水蓄能电站的发展。 “世界上抽水蓄能电站的建设与运行已有100 多年的历史，目前国外的发展情况相对比较成熟，像日本抽水蓄能电站的装机容量已经超过了常规水电的装机容量。”中国水力发电工程学会副秘书长张博庭告诉记者，我国对于抽水蓄能电站的需求是由以煤电为主、缺少油气电站，调节性能差的发电结构所决定的。据介绍，常规火电机组每分钟能调整的额定容量在1%~2%之间，而抽水蓄能电站从启动到满负荷发电不超过 2 分钟，调峰调频的作用十分明显。从20 世纪60 年代后期我国就开始研究开发抽水蓄能电站，并相继兴建了广州抽水蓄能、天荒坪和北京十三陵等一批大型抽水蓄能电站。在本轮选点规划伊始，国家能源局组织规划设计单位、电网公司等进行了座谈，结合“十二五”能源发展规划, 按照距负荷中心近、地形地质条件和技术指标优越的原则, 以省或区域（电网）为单位，全面系统地开展了全国22 个省（市、自治区）抽水蓄能选点规划工作。 “本轮抽水蓄能电站的选址规划更加注重因地制宜，本着适应当地电网需求、新能源发展、紧急事故备用等原则做了大量的工作。”国网新源控股有限公司发展策划部陈同法向记者介绍，以河北丰宁抽水蓄能电站的选点规划为例，需要着重考虑河北千万千瓦风电基地的调峰作用以及保卫首都电网的紧急事故备用。能源结构调整带来发展机遇 “从目前我国的电源构成及布局看，抽水蓄能电站的比重依然偏低，占总装机容量只有%。”张博庭表示，要实现规划的装机目标，需要从投资建设、电价等方面打破体制机制束缚。目前，抽水蓄能电站投资运营主体主要为电网企业，占到总容量的90％以上。根据政策规定，不允许电网企业与发电企业（或潜在的发电企业）合资建设抽水蓄能电站项目，也限制了其他投资主体。电价则是限制抽水蓄能电站发展的另一个重要原因。由于目前百万千瓦级的抽水蓄能电站大多采用租赁费“包干”模式，由电网企业自己消化成本，影响了企业积极性。对此，国家能源局专门下发了《关于加强抽水蓄能电站运行管理工作的通知》，要求研究完善抽水蓄能运行管理机制和措施，积极探索电力系统辅助服务政策，推动发电侧分时电价机制建立，充