抽水蓄能电站建设及可逆式水泵水轮机的若干技术问题
抽水蓄能电站建设及可逆式水泵水轮机的若干技术问题端润生【摘要】从混流可逆式水泵水轮机的选型问题、水泵水轮机全特性曲线、水轮机工况额定水头的选择、水力-机械过渡过程计算、上水库充水问题和首台机组首次启动方式等7个方面对中国抽水蓄能电站建设及可逆式水泵水轮机的若干技术问题进行了综述和分析,并就问题的解决提出了建议和对策.%Some technical problems of reversible pump turbine and in the construction of pumped-storage power stations in China are summarized and analyzed from seven aspects of the selection of Francis reversible pump turbine, the complete characteristics curve of pump turbine, the selection of rated head at turbine mode, the calculation of hydraulic-mechanical transition process, the water filling of upper reservoir and the first start -up mode of first unit. The suggestions and countermeasures for dealing with above problems are also put forward.【期刊名称】《水力发电》【年(卷),期】2012(038)012【总页数】5页(P47-50,83)【关键词】水泵水轮机;全特性曲线;选型设计;上水库充水;首机首次起动;抽水蓄能电站【作者】端润生【作者单位】水利部发展研究中心,北京 100038【正文语种】中文【中图分类】TV7430 概述蓄能机组利用电网低谷时的多余电力将水抽到上水库，以水为介质，将电能储存，高峰负荷时送回电网，大大改善电力系统的运行条件和提高其经济性。
就调峰功能而论，蓄能电站是比常规水电站更加稳定的调峰电源，蓄能机组启动并网爬坡速度快，能起到事故备用作用。
抽水蓄能电站已成为当今世界各国公认的最合理、最经济和最可靠的调峰电源。
建设抽水蓄能电站是满足电网调峰需求增长和消耗电网剩余电能的可靠措施，是改善电网结构、运行条件和降低运行成本的需要，是增强电网紧急事故备用能力的需要，是配合核电站和风电等运行的需要，建设抽水蓄能电站具有较大的生态和环境效益，建设抽水蓄能电站工程投资较少、工期较短。
我国当前电力系统的电量供需矛盾已趋于缓和，但峰谷差较大，电力供需矛盾在一些电网仍然突出，需要大力发展抽水蓄能电站。
抽水蓄能和常规水电一样是清洁能源，它可以替代相同规模的火电站，不存在排放SO2、CO2等有害气体而导致环境污染并进而造成地球温室化问题。
建设蓄能电站，一般不存在或只有少量移民问题，有利于保护生态环境。
1 混流可逆式水泵水轮机的选型问题[1，2]单级混流可逆式水泵水轮机，是用一个转轮完成抽水和发电两个任务。
其优点是机组本身结构紧凑，其引水和尾水管路及阀门共用1套。
由于可逆式转轮的水泵最优工况区和水轮机最优工况区不重合，故选择机组参数时应特别注意两种工况在实际工作范围内的配合，这比常规水电机组的选型设计有更高的要求。
在同样转速情况下，泵轮直径要比水轮机的大1.4倍左右才能产生同样的水头。
据统计，实际生产的可逆机的转轮直径相当于同样比转速水轮机转轮直径的1.35～1.40倍。
这就导致了相同水头下可逆机水轮机工况和常规水轮机工况参数间的差异：可逆机水轮机工况的比转速要略大一些，其单位流量只有常规机的55%～60%，而单位转速则比常规机的高35%～40%。
对可逆机的两种工况，虽然可用数学方法做些解析，但由于不易计算各种工况下的损失分布，所以目前还是靠模型试验方法来判定两种工况的外特性。
可逆机选型就是根据有关资料，算出两套性能参数，反复验算和综合判断而最终确定合适的转轮直径、转速和吸出高度等主要参数。
同时要满足两个平衡：一是容量平衡（发电与抽水视在功率相等，以充分利用电机容量）；二是水量平衡（对于纯抽水蓄能电站，在规定时段内，抽水水量宜等于发电水量加上蒸发、渗漏等耗水量）。
IEC 标准允许水泵有±5%制造误差（有的制造厂允许±3%），电动机额定容量应略大于水泵工况所需的最大容量，两种工况功率因数也不同，为了安全起见，采用电机的水泵工况最大入力可比水轮机工况最大功率大10%左右。
水泵工况的要求比水轮机工况苛刻得多，要先满足水泵工况要求。
因为可逆机问题主要出在水泵工况，表现为噪声过大、振动较烈、电机发烧、抽不上水以及部件损坏等。
单级混流可逆式机组实际应用水头范围一般在120~700 m，最高已接近800 m，目前正向着高水头、大容量和高转速化方向发展。
混流可逆机比转速一般用水泵工况最低扬程下的值表示或。
式中，H为水泵扬程，n为水泵转速，Q为水泵流量，Kq为比速系数。
在给定水头下，比转速的提高将导致可达到的效率水平降低、同步转速较高、机组尺寸较小、机组成本较低、空化系数增加而导致较大的淹没深度、比速系数增加。
20世纪80年代以来，500～600 m水头段混流可逆机的比转速有了明显提高，广蓄一期、二期和天荒坪蓄能电厂分别为35.6、35.3和33.1 m·m3/s，均为世界先进水平。
目前常用比速系数来表示可逆机的设计制造水平，广蓄和天荒坪蓄能电厂比速系数均超过3 800，接近日本专家预计的上限值4 000，处于世界最高水平。
因此,应综合各种因素慎重研究和确定比转速。
一般情况下，出于经济性的考虑，宜选择较高的比转速。
2 水泵水轮机全特性曲线[1,3]可逆式水泵水轮机的全特性曲线有水泵、水泵制动、水轮机、水轮机制动和反水泵5个工况区。
水泵水轮机全特性曲线常用流量特性曲线和转矩特性曲线，且将水轮机工况的流量和转速定为正值，放在第一象限，则水轮机工况的输出力矩和水泵工况的反作用力矩也为正值。
在水泵工况与制动工况的分界处流量为0，此时泵工况力矩最小，故各开度线的力矩值在此处都出现下凹状。
水轮机飞逸时力矩为零，故两条曲线上力矩为0的各点在单位转速坐标上是对应的。
从全特性曲线图上可以看到，最大力矩发生在正、反水泵工况区，正水泵工况区是正常工作区域，设计和制造上必须满足；事故情况下应尽量避免机组进入反水泵区太深。
高水头混流可逆机的空载工况应尽量避开不稳定的“S”特性区以防并网困难或不能并网。
因为在“S”区域内、同一单位转速下可以有3个不同的单位流量，其中还有个负值，流量瞬时反向对导叶受力是很不利的。
形成“S”特性是因为可逆机的转轮直径较大，离心力作用大，进入转轮的水流速度很快下降，致使开度线显著向下弯曲。
而常规水轮机开度线在飞逸区附近变化较平缓，不会进入反水泵区。
在模型试验中，需要对“S”特性部分进行准确测量和分析，要求试验台应有相应的试验手段（增加阻尼装置）。
以往有些试验台受条件限制，不能进行稳定的“S”特性部分试验是个遗憾。
例如天荒坪蓄能电厂模型验收试验中受试验台条件限制，没有进行这种测试，而在真机上出现了发电工况空载不能并网的情况，只好临时采取导叶预开启方法并增加导叶不同步装置，解决了发电并网问题。
解决“S”特性有3种方法：（1）调速器增加压力反馈回路稳定低频摆动。
（2）进水阀节流控制，部分开启，改变水道的水头与流量关系特性，加大导叶开度，使空载转速趋于稳定。
（3）采用几个导叶预开启的方法，配置特殊的操作机构。
例如天荒坪等电厂所采用的那样。
3 水轮机工况额定水头的选择[4]选择水轮机工况额定水头，应综合考虑电力系统对蓄能电站实际的调峰要求、电站正常运行范围的水头变化及水头损失特性，协调水轮机工况的效率和运行稳定性等要求，拟定不同额定水头的比较方案，通过技术经济比较后确定。
选择中，应注重研究额定水头降低对机组稳定运行、效率及预想出力降低对系统电力平衡的影响。
在正常运行水头变幅不大时，可按最小的上、下水库的水位差减去相应的水头损失来选择额定水头，即很接近水轮机工况的最小水头。
只要机组一并网运行就可以满发，基本上不存在出力受阻问题，这往往是电网所希望的。
当正常运行水头变幅较大时，宜适当提高水轮机工况额定水头。
若额定水头定低了，虽然能较好地适应电网调峰要求，但水泵水轮机易产生空蚀，振动增大，效率降低，影响安全稳定运行，同时还加大了机组设计制造难度；随着额定水头的提高，年发电量会略有减少，受阻容量、年受阻电量和年正常发电受阻时间增加，但却可以改善水轮机工况的效率，扩大其稳定运行范围，有利于机组长期安全运行，延长使用寿命。
对选择出的额定水头，可用水轮机工况的最大水头与额定水头之比来帮助判断机组的水力性能和稳定性，当此比值在约1.1及以下时，机组性能一般是较好的。
反过来用此关系也可帮助初选额定水头，这种经验做法可供参考。
对于初选的、水头变幅过大的蓄能电站，往往要研究使用双转速或变速运行机组的可能性，这会大大增加造价和复杂性，应慎重考虑。
4 水力-机械过渡过程计算[1,3-4]水泵水轮机的全特性曲线是过渡过程计算的重要依据，全特性曲线可以用模型试验方法得到，有些部分曲线很陡或有交叉现象，需转换成便于计算的形式。
蓄能电站的水力-机械过渡过程包括输水道中的水力过渡过程和水泵水轮机的机械过渡过程，两者相互影响和相互依存。
水力-机械过渡过程仿真计算是非常复杂的，与常规水电站相比，蓄能电站机组具有工况多样而复杂、转换频繁等特点。
正常运行时可逆机主要有水轮机、水泵、同步调相和旋转备用4种稳定运行工况。
当可逆机组起动或从一种稳定工况转换到另一种稳定工况以及正常停机或事故停机时，可能出现20多种过渡过程。
除了与常规水电机组相同的过渡过程外，其独特的过渡过程主要有7种：水泵工况启动、水泵工况正常停机、水泵功率（或流量）的增加或减少、水泵工况事故断电（包括导叶正常关闭和拒动情况）、从水泵工况转换到水轮机工况、从水轮机工况转换到水泵工况和从水泵工况转换到调相工况。
为便于过渡过程计算，需将具体的蓄能电站归纳成典型计算图形，能够计算在一根压力钢管上接1～4台机组及上、下游有或无调压室的各种情况，并对管道系统、调压室、转轮和调速系统等建立数学模型。
例如，对调速系统是将常采用的PID调速器的传递函数通过拉氏变换写成代数方程或微分方程，再与其他方程联解，用以求解小波动和带调速器的大波动过渡过程。
现在使用的计算程序主要是为校核运行工况点、验证系统结构及参数设计的合理性，即预估系统运行中可能出现的极值工况和某些参数的极值，以在工程上采取相应对策。
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。
抽水蓄能工程的可持续发展与技术创新
抽水蓄能工程的可持续发展与技术创新抽水蓄能工程作为一种重要的能源储存技术，不仅在电力系统中起到平衡供需的作用，还对促进可再生能源的发展、提升电网稳定性做出了巨大贡献。
随着全球对可持续发展和绿色技术的重视，抽水蓄能工程的技术创新与发展逐渐成为热点话题。
在当今社会，能源的可持续利用愈发重要。
抽水蓄能作为一种“储水发电”的方式，通过在电力需求低时将水抽至高处储存，在需求高峰时释放水流发电，能够有效应对电力需求波动。
这种灵活性使其成为应对大规模可再生能源接入的重要工具。
技术创新是推动抽水蓄能工程可持续发展的关键。
近年来，随着材料科学、控制技术、信息技术等领域的不断进步，抽水蓄能工程的设计与运行效率得到了显著提升。
新型水轮机的研发使得发电效率更高，扬水时的能量损失显著降低。
智能化监控系统的发展提升了运营效率与安全性，确保了工程在高强度、高负荷条件下的可靠性。
在环境保护方面，抽水蓄能工程的环保性能具有独特优势。
其运行过程中，水体的蒸发和污染少，与火力发电、核电等方式相比，能够显著降低碳排放。
而通过优化水电存储过程，可提升对周边生态环境的保护。
多功能的水库不仅提供电力储存，同时还可用于灌溉、供水等，实现了水资源的综合利用。
面对全球气候变化的挑战，抽水蓄能的研究与开发显得尤为重要。
通过与风能、太阳能等可再生能源相结合，构建“风、光、蓄一体化”的绿色能源体系，将有助于提升可再生能源的利用效率。
这种整合不仅为低碳经济的发展提供了可能，还推动了区域经济的整体发展。
在国际上，许多国家都在积极推进抽水蓄能工程的建设。
例如，中国在这一领域的投入与发展尤为迅速，已建成多座大型抽水蓄能电站，有效提升了全国电力调度能力。
欧美地区也通过政策支持与技术研发，加快了抽水蓄能项目的进展。
在这一过程中，国际间的技术交流与合作成为推动行业发展的重要动力。
未来，抽水蓄能工程在可持续发展和技术创新方面将面临更多机遇与挑战。
如何在提升经济效益的保证生态环境与水资源的科学管理，将成为行业发展的重要课题。
抽水蓄能大发展面临的几个问题
抽水蓄能大发展面临的几个问题“双碳目标”和“新型电力系统建设”的东风，抽水蓄能热的不得了，各个主体、各路资本争相跑步进场，抽水蓄能开始密集上马。
按照2030年碳达峰的目标，我国风光新能源装机将达到12亿千瓦，而要实现碳中和，风光新能源装机规模需要达到50亿千瓦。
据此测算，2030年以前，风光装机年均增长约1.2亿千瓦；2030年到2040年，年均新增装机1.3亿千瓦；2040年到2060年，大概每年新增装机0.9亿千瓦。
但是新能源有其与生俱来的尴尬——极热无风、晚峰无光，尖峰负荷时难出力。
新能源上网越多，给电网带来的峰谷波动冲击就越大，供电安全风险就越大。
未来10年，抽水蓄能市场新增投资将超万亿元。
毫无疑问，抽水蓄能产业将成为各电网电源企业、电建类企业、勘测设计企业、装备制造企业乃至地方政府竞相追逐的一条新热门赛道。
要跟上新能源发展的步伐，抽水蓄能面临以下几个问题;1. 抽蓄电站投资大、建设周期长，一座100万千瓦的抽蓄电站建设周期至少需要7-8年。
抽水蓄能这种储能方式选址困难，需建造水库、厂房和水坝，前期工程费用巨大，总造价也较高；而且，抽蓄站的选址因受到地形的限制，建设难度大、建设周期长。
2. 抽水蓄能电价机制有待进一步理顺。
2021年5月7日，国家发改委下发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明确坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策。
电量电价部分，按用电量收取电费，发多少度电收取多少电费，不发电不收取电费；容量电价部分，按用电容量计算的电费，按照资本金内部收益率6.5%的收益核价，即使不发电也可获得为系统做备用、调频等的费用。
随着电力市场化改革的推进，很有必要建立健全市场机制，让储能既要“有效”，也要“有利”，为储能投资主体提供可持续的投资回报机制，形成以市场起决定性作用的抽水蓄能电站运营机制，这是大势所趋。
这一方面需要规划引领，严格项目审批，保持合理开发建设节奏；同时，需要完善电价机制，形成成本分摊和疏导机制，缓解建设运营压力，并保障电站获得合理收益，在抽水蓄能电站大规模建设、多方投资参与发展态势下，投资收益将逐步成为关注的焦点。
抽水蓄能电站建设
抽水蓄能电站建设
一、概述
抽水蓄能电站是一种采用先抽取河水，经过坝址上的泵给水后，将水
储存于上游水库后，在需要时再由下游坝址开启水闸，把水从下游水库泄
入下游河流，通过水轮机变换能量，以达到调节电网系统负荷调节的目的
而设计建设的混合能源电站。
抽水蓄能电站作为一种混合能源电站，具有能够满足负荷变化的快速
调节能力、充分利用水资源、改善降低水环境负荷等优点，能够实现并网、互联合作等快速发电，具有工程经济性、操作灵活性较高、投资少、运行
维护简单等优点，发电能力在1MW～600MW之间，具有规模化、技术多样化、效率高等特点。
二、抽水蓄能电站的优势
①抽水蓄能电站的建设及投资成本较低，投资成本仅为垂直蓄能电站
的50%—80%；
②抽水蓄能电站可以通过调节水位来实现调峰调节容量，较好地满足
负荷变化；。
探究抽水蓄能电站关键技术
探究抽水蓄能电站关键技术摘要：随着社会的发展速度不断地加快，导致不管是人们的生活还是生产对水量的需求都在逐渐的增加，所以要想保障电力系统能够正常的对工厂和人们日常生活供水，那么就应该重视抽水蓄能电站的建设，但是抽水蓄能电站在实际建设过程中还是会有很大难度的，并且所使用的技术也相对较为复杂，因此要想保障抽水蓄能电站的质量，那么相关的工作人员一定要重视对施工关键技术进行相应的分析和研究，选择正确的施工技术进行施工，进而才能够将抽水蓄电站的建设作用充分的展现出来，才可以使得抽水蓄电站安全稳定的运行。
促进社会实现良好的发展。
关键词：抽水蓄能电站；关键技术；分析探究前言：不管是人们的日常生活还是生产等等离不开水资源的使用。
随着社会的发展速度不断地加快，在一定程度上推动了社会各行各业的发展，这在一定程度上也就表示对水资源的需求量不断地增加，要想使得水资源能够满足社会的实际需求，那么就应该合理的建设抽水蓄能电站，但是其本身在建设过程中会包含很多的环节和施工内容，并且也会使用很多相关的技术。
其技术的使用情况在一定程度上直接会对抽水蓄能电站的整体施工质量造成影响，因此相关的工作人员在施工前一定要对关键技术进行全面的调查和了解，然后结合实际情况合理的选择施工技术，保障所建设的抽水蓄能电站的作用能够充分的展现出来，保障电力系统可以更加安全稳定的运行，这样才可以使得人们的生活和社会的生产能够得到保障。
推动社会整体实现更好的发展。
一、抽水蓄能电站的定义抽水蓄能电站也被人们称作蓄能式水电站，其主要工作原理就是通过电力负荷低谷时的电能将水资源抽到上水岸，然后当电力负荷出现高峰期时在把水资源合理的放置下水库发电的水电站中保障人们用水需求。
抽水蓄能电站能够把电网负荷低时的剩余电能合理的转化成电网出现高峰时的有用电能，并且也可以进行相应的调频和调相，此外也能够对电力系统的周波和电压进行相应的稳定，在出现事故时抽水蓄能电站也可以当做备用，在一定程度上能够有效的增强系统中火电站和核电站的工作质量还有工作效率。
关于抽水蓄能机组机械设备问题的研究与思考
水电与抽水蓄能Hydropower and Pumped Storage第1卷 第3期（总第3期）2015年10月20日Vol.1 No.3(Ser.3) October,20,2015关于抽水蓄能机组机械设备问题的研究与思考邓 磊，周东岳，周 攀（国网新源控股有限公司技术中心，北京市 100161）摘 要 本文对抽水蓄能机组在调试期间和生产期间出现的一些机械设备问题进行了研究和总结。
同时提供了相应的解决方法，以避免出现类似问题，可供相关专业人员参考。
关键词：抽水蓄能；主轴密封；调相压气；调速器；进水阀；机械刹车0 引言国内抽水蓄能事业目前正处于快速发展阶段，前期已投产机组在调试期间和运行期间也暴露出了一些问题，对前期已经暴露的问题进行一定的反思和总结，有助于未来新投产机组设备和投产多年计划改造的机组设备吸收经验，避免重复发生类似问题。
本文总结了部分机械设备问题、解决方法和对相应问题的思考。
1 机械设备问题思考1.1 主轴密封水源目前抽水蓄能电站工作密封的冷却水源来源有两种方式，且均有实际投运经验。
第一种方式为：工作密封供水水源一路来自上游压力钢管减压供水，一路来自机组单元技术供水总管，互为备用；第二种方式为：采用主轴密封增压泵的方式，两路均来自机组技术供水，互为备用。
上游压力钢管减压供水的方式有两种，采用减压阀减压供水或采用减压环管减压供水。
采用上游减压供水方式的好处有水源来自于上游，不需要增压泵即可工作，而且能保证稳定的压力，但工作前提是减压阀工作正常。
据调研，已投运的高水头常规电站和抽水蓄能电站在主轴密封减压供水方面均出现过减压阀工作异常的情况，从检修处理角度而言，对处理高压管路上的阀门总是有安全上的担心；采用减压环管供水时，水需要保持在流动状态才能减压，对于抽水蓄能电站而言上游的水是花钱抽上去的，从经济上不划算；减压环管供水设置有安全阀时，由于主轴密封处的水压在暂态过程时波动较大（现场可观察到工作密封冷却水管表计大幅摆动），有可能引起安全阀长时间动作不能复归，有较大的噪声。
抽水蓄能发电技术思考题
抽水蓄能发电技术思考题1 电力系统调峰主要有哪几种手段？火电机组调峰、燃气轮机组调峰、内燃机组调峰、抽水蓄能机组调峰2 什么就是抽水蓄能电站？抽水蓄能电站在电力系统中有什么作用在电网用电高峰时，将海拔高得上水库水放至下水库，将水势能转化为电能输送电网；用电低谷时将下水库得水抽到上水库，将电能以势能形式存储下来，消纳电网中多余得电量。
发挥“调峰填谷”作用得水电站。
1对改善电网运行得作用（1）发电调峰一个供电系统得负荷每时每刻都在变化。
一般电网在发电设备容量与用电负荷基本平衡得情况下，每天都会出现两个用电高峰，即早高峰与晚高峰。
电网用电高峰时负荷上升速率较快，而火电等电源不能满足负荷上升速率要求，需要抽水蓄能电站进行发电调峰，以缓解电网供电之不足。
抽水蓄能电站承担电网调峰运行得优势在于：与煤电相比，开、停机迅速、灵活，负荷跟踪性能好；可替代火电容量或降低火电机组得调峰深度，与油电（燃汽轮机）相比，它节省了燃料消耗，降低了运行费用，调峰能力强，能提高电网运行得可靠性与经济性；与常规水电相比，它不仅能调峰，而且能填谷。
（2）抽水填谷在用电低谷时，电网内大量得富裕电能无法利用，而电能又不能储存，系统必须减少发电设备得出力，以保证电网内电能得供需平衡，同时还需保证电网得供电安全与供电质量。
对于以火电为主得电网，火电机组因受机组技术最小出力得限制，一般最小负荷可降低到机组额定容量得50％～70％，如降低得幅度超过机组技术最小出力，就容易造成机组灭火停机事故，这就就是通常所说得火电机组压负荷调峰。
对于以水电为主得电网，可停运部分水电机组。
对于调节性能不好得水电站，特别就是径流式水电站，就会造成大量得弃水。
有了抽水蓄能电站就能以水作为载体将电网得富裕电能转化为势能。
达到储存电能得目得，这样可减少火电机组压负荷调峰与水电站弃水。
调峰得问题，减少火电机组因压负荷运行所增加得煤耗。
当以水电站作为抽水电源时，可减少电站弃水，增加电站效益，还可使火电机组得运行状态大大改善。
抽水蓄能电站技术重点
1,抽水蓄能电站分类，按上水库调节水量，调节性能，机组类型和布置特点？答：1.按上水库调节水量分为：纯抽水蓄能电站，混合式抽水蓄能电站，非循环式抽水蓄能电站。
2按调节性能分为：日调节抽水蓄能电站，周调节抽水蓄能电站，季调节抽水蓄能电站。
3按机组类型分为：四机分置式抽水蓄能电站，三机串联式抽水蓄能电站，二机可逆式抽水蓄能电站。
4按布置特点分：地面式抽水蓄能电站，地下式抽水蓄能电站，特殊布置形式。
2，抽水蓄能电站的工作特点？答；1抽水蓄能电站利用午夜负荷低谷时的多余电能抽水，待早，晚出现高峰负荷时发电。
2抽水蓄能电站将低谷电能转换成高峰电能，电能转换必伴随着能量损失，显然抽水用电量E P必大于发电量E T。
3抽水蓄能电站一般均在实行峰谷时电价的电网中工作，它吸收的是低谷时段的电能，发出的是高峰时段的高价电能，增加了售电收入，具有良好的经济特性。
4抽水蓄能电站的运行特点是其机组既要作发电运行，又要作抽水运行，而且两种工况转换比较频繁。
5抽水蓄能电站启动迅速，运行灵活，工作可靠，特别对负荷的急速变化可作出快速反应。
3，描述电力系统的基本参数有哪些？答：总装机容量，年发电量，最大负荷，额定频率，最高电压等级等。
4，抽水蓄能电站的厂房类型？答；1按机组形式划分：四机式厂房，三机式厂房，两机式厂房。
2按厂房与地面的相对位置划分；地面式厂房，半地下式厂房，全地下厂房。
5,电动发动机的分类情况（按主轴装置形式，运行时转速）？答：1按主轴装置形式分为：立式机组，卧式机组。
立式机组根据推力轴承位置分为悬吊式和伞式。
2按运行时转速分为：恒定转速型，双转速型，变转速型。
6，电动发动机常采用的通风冷却方式有哪些？答：1循环风冷却：无风扇径向通风冷却、电动风扇通风冷却。
2直接水冷却。
3蒸发冷却方式。
7，可逆式水泵水轮机的基本性能参数和基本单位参数有哪些？答：1基本性能参数：水头或扬程，流量，转速，出力（功率）和效率,转轮直径，单位转速和单位流量，比转速，单位飞逸转速。
(建筑电气工程)天荒坪抽水蓄能电站电气设计的若干问题精编.
（建筑电气工程）天荒坪抽水蓄能电站电气设计的若干问题天荒坪抽水蓄能电站电气设计的若干问题余国铨(华东勘测设计研究院杭州310014)摘要本文介绍了天荒坪抽水蓄能电站电气主接线、SFC的配置等，且就抽水蓄能电站的调压方式、发电电动机通风冷却等问题提出了建议。
关键词水电站电气设计天荒坪抽水蓄能电站l500kV侧的接线方式天荒坪抽水蓄能电站500kV侧，为什么采用不完全单母线二分段接线(所谓“不完全”是指有壹回进线未装设断路器)。
参见图1天荒坪抽水蓄能电站电气主接线图。
之所以采用这种接线方式，县有个演变过程。
图1天荒坪电站电气王摄线圈由于电站的设计进度比系统接人设计进度提前，故天荒坪电站初设要完成时，电站接人系统方案尚未能审定。
系统设计部门提供7个方案，其中可能性较大有2个方案：即电站以二回500kV输电线接入瓶窑变电站或以三回500kV输电线二回接人瓶窑变电所，壹回接人苏南斗山变电所。
为满足1989年底完成初步设计的要求，我院只能先假定壹个接入系统方案进行设计。
考虑到天荒坪电站是华东三省壹市和国家共同集资兴建的项目，影响接入系统的因素很多，初设为了留有余地，我院决定暂按三回500kV出线的方案进行设计。
至于发变组合，经过技术经济比较，选定和联合单元接线。
这样电站6台300MW机组共组成三个联合单元，也即500kV有三回进线。
初设时为节约工程投资，500kV配电装置的位置选择在上水库东南侧850m高程比较开阔的地方，且选用敞开式设备。
主接线经过多方案比较和可靠性计算，由于三回路出线使电站环入华东500kV主网，对500kV接线要求严格，故选定为1个半断路器接线。
初设审查期间(1990年5月)，为了选定主接线方案，要求系统接入设计的方案必须先审定。
故会议期间临时召开了系统接人设计讨论会，暂定为二回500kV出线的方案(系统接人设计审查会直至1991年3月才召开，正式决定采用二回出线的方案)。
审查会上电站建设部门认为开关站布置在上水库离厂房太远，主张改用进口GIS，将开关站布置在下水库附近。
可逆式抽水蓄能机组
可逆式抽水蓄能机组励磁系统及变频启动的功能特征目 录1、概述2、抽水蓄能机组运行方式与励磁控制2.1 抽水蓄能机组的运行方式2.2 抽水蓄能机组的励磁控制2.3 抽水蓄能机组励磁系统主回路的选择3、抽水蓄能机组水泵电动机运行方式的启动 3.1 抽水蓄能机组静止变频器SFC的接线方式3.2 天荒坪水电站抽水蓄能机组SFC启动系统3.2.1 功率单元3.2.2 控制和保护单元3.2.3 SFC的控制方式及流程3.2.4 SFC电气轴的建立3.3 天堂水电站抽水蓄能机组SFC启动系统3.3.1 SFC系统的组成3.4 同步启动------背靠背启动方式4、静止变频器SFC的工作原理4.1 SFC的基本工作原理4.2 SFC的电流和转速双闭控制系统4.3 SFC的谐波分量对电站及电力系统的影响 4.3.1 概述4.3.2 抽水蓄能水电站谐波的危害及特征4.3.3 谐波分量的简化计算方法4.3.4 SFC谐波工作状态的改善5、抽水蓄能机组LCU控制程序5.1 概述5.1.1 现地控制单元LCU的配置5.2 机组LCU的控制程序5.2.1 发电运行控制流程5.2.2 水泵电动控制流程5.2.3 控制流程的特征6、抽水蓄能机组励磁系统的功能特征 6.1 天荒坪抽水蓄能机组的励磁系统6.1.1 励磁系统主回路接线6.1.2 励磁系统主要参数6.1.3 励磁系统的组成（1） 励磁变压器（2） 功率整流柜（3） 起励回路及灭磁装置（4） 过电压保护装置（5） 励磁调节器6.2 励磁调节器的附加功能6.2.1 励磁调节器的限制保护功能6.2.2 励磁调节器的操作与切换功能6.2.3 励磁调节器的调试自检功能6.2.4 不同运行方式下的励磁调节(1) 天荒坪抽水蓄能机组发电、发电调相、水泵、水泵调相运行工况（2）水泵运行方式的启动（3）水泵工况运行（4）停机电制动（5）SFC或背靠背启动方式（6）试验模式运行方式6.3 广州抽水蓄能水电站机组的励磁系统6.3.1 采用模拟式励磁调节器的自励励磁系统6.3.2 采用数字式励磁调节器的自励励磁系统6.3.3 数字式励磁调节器的单元结构7、抽水蓄能水电站机组调相运行方式的特征 7.1 发电调相运行方式7.2 抽水水泵调运行方式7.3 抽水水泵调相启动方式与相关设备的协调7.3.1 抽水调相运行对静止变频器启动功率的要求7.3.2 抽水调相启动及运行时对励磁系统的要求8、抽水蓄能机组的灭磁系统8.1 概述8.2 抽水蓄能机组灭磁系统的特征8.2.1 交流灭磁系统的组成8.2.2 交流灭磁系统的功能特征8.3 交流灭磁系统的操作时序9、抽水蓄能机组的电制动9.1 概述9.2 电制动的工作原理9.2.1电制动操作流程9.2.2电制动的基本方程式10、抽水蓄能机组发变组保护的特点10.1 概述10.2 抽水蓄能机组主要保护的特征 10.2.1主变纵联差动保护10.2.2定子单相接地保护10.2.3失磁保护10.2.4定子守电压保护10.2.5定子过负载保护10.2.6带电流记忆的低压过电流保护 10.2.7转子一点接地保护10.2.8转子表面过负载保护10.2.9逆功率保护10.2.10过励磁保护10.2.11低功率保护10.2.12低频保护10.2.13低频过电流保护10.2.14失步保护10.2.15电压相率保护10.2.16相序监视保护10.2.17溅水功率保护10.2.18二次同步保护10.2.19轴电流保护11、抽水蓄能机组的轴电流 11.1 概述11.2 轴电流保护的配置1、概述所谓可逆式抽水蓄能水电机组系指发电机可兼作电动机和水轮机可兼作水泵的水轮发电电动机组，在电力系统用电低谷时（多在夜间），利用可逆式抽水蓄能机组作为水泵运行方式，利用电力系统多余的电力，将下水库的储水提升到上水库，起到消费电力的填谷作用。