一、电力系统基本概念 1-1 什么是电力系统负荷
电力系统用电负荷是电力系统中某一时刻所有各种用电设备，如电动机、电热、照明等消耗电力的总和。
电力系统的用电负荷加上网络中消耗的功率称为供电负荷，再加上各发电厂厂用功率总称为电力系统的发电负荷。
电力负荷是电力系统规划、设计、运行和调度的主要依据，因此，系统负荷数据资料的搜集、积累、分析和预测工作很重要。 1-2 什么是基荷、腰荷、峰荷和峰谷差
基荷是日负荷曲线图(见图1)最小负荷Pmin以下的部分。承担基荷的发电机组可以连续运行。
腰荷是在日负荷曲线图平均负荷P和最小负荷Pmin之间的部分，它在一天内是有间断的，承担腰荷的机组一般需要间歇运行，如图1所示。
峰荷是日负荷曲线图平均负荷P以上的部分，一般电网在一天内有2个或3个尖峰负荷，如图1所示。承担峰荷的机组需要具有起停方便、能快速带上或卸掉负荷的能力。
峰谷差是日负荷图上负荷最高点Pmax和最低点Pmin的差值，近代电力系统呈现峰谷差愈来愈大的特征。
图1 电力系统日负荷图
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1-3 什么是日负荷率、平均负荷率、最小负荷率
日负荷率是一天内的平均负荷与最高负荷的比率，也就是平均负荷率。对于同样的用电量，如果日负荷率高，则所需投入远行的机组容量比较小；最高负荷与最低负荷的差额(峰谷差)必然小，多数机组可接近额定容量运行，因而可提高运行的经济性。
最小负荷率是一天内最小负荷与最大负荷的比率。如最小负荷率的数值低，则表示电力系统的高低负荷之间差别大，也就是峰谷差大。采用抽水蓄能这种方式来储备电网负荷低谷时的电能，到负荷高峰时发电，是一种提高电力系统运行经济性的好措施。 1-11 什么是必需容量
在电源规划中，水电站的装机容量由必需容量和重复容量两大部分组成。必须容量是维持电力系统正常供电所必需的容量，由工作容量和备用容量(负荷备用容量、事故备用容量和检修备用容量)所构成。
水电站的工作容量是指担任电力系统正常负荷的容量，亦即水电站按水库调节后的水流出力运行时对电力系统所能提供的发电容量，其值与水电站日平均出力、所在电力系统日负荷特性和它在电力系统日负荷图的工作位置有关，故在年电力平衡图(表)上各月均不相同。因水电站一般能担负系统的尖峰负荷，故其工作容量往往为日平均出力若干倍，是评价水电站经济性的主要依据和设计电站的重要参数。
电力系统在发电和输变电设备发生事故时，保证正常供电所需要设置的发电容量称为事故备用容量；为担负一天内瞬时的负荷波动，计划外负荷增长所需设置的发电容量称为负荷备用容量；利用电力系统一年内低负荷季节，不能满足全部机组按年计划检修而必须增设的发电容量称为检修备用容量。 1-12 什么是替代容量
凡能替代电力系统某一类电站必需容量的装机容量称为替代容量。如水电站提供了这些容量，其他类型电站就可以少装同等数量的容量；从运行角度上看，水电站在电网中的作用和功能优于其他类型电站。 1-13 什么是水电必要的重复容量
重复容量是在水能规划中，为提高洪水期水量利用率，减少弃水，多发季节性电能所增加的容虽。这部分容量在枯水期因缺水而不能满负荷运行，不能担负系统中工作容量；但在季节性发电时，可以替代火电发电量，减少火电站的燃料消耗。
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二、我国电力工业概况
2-5 电力系统调峰主要有哪几种手段
电力系统调峰主要有常规水电调峰、燃煤火电机组调峰、燃汽轮机调峰和抽水蓄能电站调峰等几种手段。
1)常规水电：凡具有日调节性能以上的水电站均可用作调峰，特点是运行成本低又无空气污染，是一种灵活可靠的调峰电源。若常规水电站仅具有日、周调节性能，上游又无调节性能好的龙头水库，则水电站往往在汛期失去调峰能力。因而具有年调节性能以上的水电站或具有龙头水库(年调节性能以上)的梯级水电站，才具备较好的调峰能力。常规水电的调峰能力为0~100％。
2)燃煤火电：燃煤火电机组调峰可采用开停机、增减负荷、空转等方式进行调峰运行，是目前火主电网解决调峰的主要措施。但是燃煤火电机组调峰满足不了系统负荷急剧变化的要求，与水电相比，设备事故较多、影响电网安全运行，发电煤耗上升，厂用电率高，设备损伤严重，检修费用增加，发电成本高。
3)燃汽轮机：燃汽轮机效率高、启动迅速、调峰性能好。单循环的燃汽轮机调峰运行范围一般在尖峰运行，年利用小时在800h以下较为合理；联合循环的燃汽轮机在腰荷运行较为合适，年利用小时在3000~4000h较为合理。
4)抽水蓄能电站：抽水蓄能电站是世界公认的可靠调峰电源，启动迅速、爬坡卸荷速度快、运行灵活可靠，既能削峰又可填谷。抽水蓄能电站并能很好地适应电力系统负荷变化，改善火电和核电机组远行条件，提高电网经济效益，同时亦可作为调频、调相、紧急事故备用电源，提高供电可靠性。 2-8 核电现在我国电力系统中的作用是什么
核电站在我国处于起步阶段，核电站与抽水蓄能电站有互补性，需要不断提高技术和积累经验。目前我国的电力发展政策是适当发展核电，在南部和东部沿海地区，建设一些核电站，缓解能源和电力不足的状况。
我国目前已建成的有广东大业湾核电站(2×900MW)、浙江泰山一期核电站(1×300 MW)；正在建设中的有江苏连云港核电站(2×1000MW)、广东岭澳核电站(2×1000MW)、浙江泰山二期核电站(2×600MW)和三期核电站(2×700MW)；此外山东胶东核电站(2×1000MW)和广东阳江核电站(2×1000MW)正在积极筹建，将于“十五”期间开工。
核电是一种安全、可靠和清洁的能源，其原理是利用核粒子重新组合和排列(放射性衰变、裂变和聚变过程)时释放出核能，能量由冷却剂带出，经热交换器产生蒸汽，推
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动汽轮发电机组发电。核燃料的能量密度极高，释放出的热能相当于同等重量标准煤燃烧产生热能的280万倍，因而按标准煤计算的核燃料价格相对较低。
我国有丰富的核能资源，天然铀及其加工能力已初具规模，核燃料循环工业的各个环节相互配套，核电发展前途良好。根据有关方面的投资计算都经济分析，在不考虑环保、社会等因素条件下，核电虽然运行费用低，但投资相对较大，建设周期较长，现阶段核电的经济性比不上煤电。从长远的、全局的观点出发，国家还是需要发展核电的。随着科学技术的发展，核电设备国产化的推进，投资具有下降趋势。在国家对环保提出更高要求的条件下，不久的将来，核电在经济上也会有一定的竞争力。
从技术上讲，核电在其燃料周期的前80％时间内可以调峰，在最后的20％宜作基荷运行。国外核电常用来调峰，其最小出力可达额定出力的50%；但国内为了确保核电的安全运行，目前不允许核电调峰而只作为基荷平稳运行。 2-10 风力发电现在我国电力系统中占什么地位
风是空气流动的现象，又是一种天然的用之不尽的清洁再生能源。利用风能发电在国外起源于20世纪70年代，其技术成熟于80年代。90年代以来，风电进人到大发展阶段，单机容量兆瓦级风电设备已投入商业化运行，投资主体发生了较大的变化，国家、地区、电力部门、金融机构、国际财团和企业集团等也纷纷筹资用于风电的开发建设，使全世界的风电每年以约10％的速度增长，统计到1999年为止，全世界风电装机容量达到1345.5万kW(13.455GW)。
在我国，可开发利用的风能资源总量约为1.6亿kW(160GW) 主要分布在两大风带：—是东南沿海、山东、辽宁沿海及其岛屿的沿海风带；另一是内蒙古北部、甘肃、新疆北部以及松花江下游的内陆风带。另外，我国有1.8万多公里的海岸线，沿海岸的滩涂也可以开发建设风电；海上的风速比陆地上大20％左右，发电量可增加70％左右；因此沿海的海上风能资源可开发储量不会低于内陆地区。在沿海结合海岛与滩涂开发建设大型风电场，将成为风电发展的新热点。
我国具有丰富的风能资源，国家和一部分风能资源丰富地区的地方政府出台了鼓励风电发展的政策，风电机组设备制造技术日臻成熟，经济竞争力有所提高，使风电得到了一定程度的发展。由于风电与常规能源相比仍处于十分不利的地位，因此需要人们的认识相接受，也需要国家政策的支持与保护。为了进一步开发利用风能资源，应按照产业化、商业化发展的一般规律逐步加大建设规模．开展规模经营；进一步加快风机国产化步伐，降低成本，不断提高其在电力市场上的竞争力，使其真正成为电力构成中的一
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文重要力量，在保护环境、优化结构、实施可持续发展战略方面发挥其重要作用。
三、抽水蓄能电站的规划 3-1 什么是抽水蓄能电站
电力的生产、输送和使用是向时发生的，一般情况下又不能储存，而电力负荷的需求却瞬息万变。一天之内，白天和前半夜的电力需求较高(具中最高时段称为高峰)；下半夜大幅度地下降(其中最低时段称为低谷)，低谷有时只及高阵的一半甚至更少。鉴于这种情况，发电设备在负荷高峰时段要满发，而在低谷时段要压低出力，甚至得暂时关闭，为了按照电力需求来协调使用有关的发电设备，需采取一系列的措施。
抽水蓄能电站就是为了解决电网高峰、低谷之间供需矛盾而产生的，是间接储存电能的一种方式。它利用下半夜过剩的电力驱动水泵，将水从下水库抽到上水库储存起来，然后在次日白天和前半夜将水放出发电，并流人下水库。在整个运作过程中，虽然部分能量会在转化间流失，但相比之下，使用抽水蓄能电站仍然比增建煤电发电设备来满足高峰用电何在低谷时压荷、停机这种情况来得便宜，效益更佳。除此以外，抽水蓄能电站还能担负调频、调相和事故备用等动态功能。因而抽水蓄能电站既是电源点，又是电力用户；并成为电网运行管理的重要工具，是确保电网安全、经济、稳定生产的支柱。 3-2 抽水蓄能电站适用于那些电力系统
由于能源在地区分布上的差别，电网的构成也有所不同，大致可分为两类：一类是以火电(包括核电)为主；另一类是以水电为主或水、火比例大致相当。根据我国各地区、各电网的具体情况，抽水蓄能电站适用于以下情况：
1) 以火电为主的、没有水电或水电很少的电网。如京、津、沪、苏、鲁、皖、冀、辽等8个省、市，近期水电装机比例都在5%以下，远景常规水电全部开发完成后，水电比例会降到2%以下。这些电网需要抽水蓄能电站承担调峰填谷、调频、调相和紧急事故备用。
2) 虽然有水电，但水电的调蓄性能较差的电网。如粤、赣、闽、湘、浙、琼、黑、豫、晋等省，都有不同比例的水电，但具有年调节及以上能力的水电站比例较小，枯水期可利用水电进行调峰，汛期水电失去调节能力，若要利用水电调峰，则只能被迫采取弃水调峰方式。在这样的电网，配备了抽水蓄能电站后，可吸收汛期基荷电，将其转化为峰荷电，从而减少或避免汛期弃水，提高经济效益并改善水电汛期运行状况，较大地改善电网的运行条件。
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3) 沿海地区的省份，不但火电比例较大，而且还有核电站。如广东已有大亚湾核电站、浙江已有秦山核电站，江苏的连云港核电站正在建设，辽宁、山东、福建等省正在筹建核电站。我国的核电站多是按基荷方式运行设计的，一则是为保证核电机组的安全，再则是为提高利用小时数，降低上网电价。为此，必须有抽水蓄能电站与之配合运行，如广州抽水蓄能电站与大亚湾核电站配合的成功经验。
4) 远距离送电的受电区。如我国正在实施“西电东送”工程，西部电源点和东部受电区之间的距离都在1000～2000km甚至2500km以上，除保证安全供电外，还应考虑经济效益问题。输电距离远到一定限度后，送基荷将比送峰荷经济，特别是电价改革后，上网峰谷电价差增大，受电区自然要求买便宜的低谷电，但不能解决缺调峰容量的矛盾。如在受电当地自建抽水蓄能电站后，可将低谷电加工成尖峰电，经济效益更好。 5) 风电比例较高或风能资源比较丰富的省(自治区)。如内蒙、新疆等自治区，已有一定比例的风电；还有广东、福建等省，目前风电比例不大，但计划筹建的风电场规模较大。这些电网配备了抽水蓄能电站后，可把随机的、质量不高的电量转换为稳定的、高质量的峰荷。
3-3 有人说抽水蓄能是“用4度电换3度电”，是划不来的。这种看法为何不对
有些人认为，抽水蓄能电站用4度电抽水只发3度电，反而亏了1度电，是得不偿失的。事实上，抽水蓄能电站是利用了电网低谷远行时的电能，不仅提高了电网运行的经济性，而且也提高了电能的质量。当电网高峰运行时，抽水蓄能电站发电，也解决了电网高峰需电的问题，因而“用4度电换3度电”是协调电网供需矛盾的过程、可比喻为“废铁炼好钢”的过程。
实际上，出现这样的言论并不奇怪，出于一部分人对抽水蓄能电站的认识还停留在表面，没有进行全面的分析。因为抽水蓄能电站效益不体现在其本身的发电量上，而主要反映在电网和火电站或其它电站的运行效益之中，需要从全网的角度来分析、评价、核算抽水蓄能的经济效益。抽水蓄能电站灵活的调峰功能和抽水时的填谷作用，可以改善火电或共它电机组的运行条件，使其能以均匀的出力在最优状况下运行，既可提高设备利用率和运转效率，延长机组寿命，又能减少运行维护费用，尤其是可降低火电站的发电煤耗。
太原工业大学唐英彪等学者提出了抽水蓄能电站系统效率的概念和相应的计算模型，从理论上分析了它在电力系统中的作用。抽水蓄能电站的系统效率，就是因其投入运行而使系统产生的能耗变化率。系统效率作为一个量化指标，可用输入与输出能量的
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比值来表示，输入能量是以相应标煤耗量表示的由蓄能电站吸收的低谷电量；而输出能量包括以等效煤耗量表示的由蓄能电站发出的峰荷电量和因蓄能电站投入运行而使系统减少的能耗。系统减少的能耗可用有、无抽水蓄能电站的两种情况下电力系统能耗的差来表示。系统效率一般大于1，说明抽水蓄能电站投入系统后是节煤的，节煤量的大小与所在电力系统的负荷特性和电源组成有关，也与抽水蓄能电站在系统中的运行方式有关。(关于抽水蓄能电站的综合效率请参看4-8问) 3-4 什么是抽水蓄能电站的静态效益
抽水蓄能电站在电网中由顶峰填谷作用而产生的经济效益，称为静态效益。包括： 1)容量效益：抽水蓄能电站是调节电网负荷曲线高峰和低谷之间差距的有效措施、负荷高峰时段。它可以作为水电站发电，担负电网尖峰容量；用电低谷时段．则可作为电网用户，吸收低谷电量抽水羞能，减少负荷峰谷差。因此抽水蓄能电站可减少火电机组的口出力变幅，使其在高效率区运行，增加发电量，并使核电和大型火电机组稳定经济运行。抽水蓄能电站一般无防洪、灌溉、航运等综合利用要求，建设成本低．建设周期比常规水电站要短，运行费用比火电站要低。在电网中缺少调峰电源时，建设抽水蓄能电站可减少火电或其它类型电源的装机容量，改变能源结构，减少总的电力建设投资。
2)能量转换效益：抽水蓄能电站通过能量转换，将成本低的低谷电能转换为价值高的峰荷电能。
3)节煤效益：抽水蓄能机组的投入，使电网负荷分配得到调整，火电尽量担负基荷和腰荷，从而使火电总平均煤耗下降。 3-5 什么是抽水蓄能电站的动态效益
抽水蓄能电站具有调峰、调频和调相等作用，还可承担紧急事故备用，保证电网安全、稳定运行：这些动态效益高于其静态效益，主要包括：
1)调峰效益：抽水蓄能机组因为结构简单，控制方便，可以随需要增加功率或减少功率，因而有效地减轻了火电机组(包括燃气轮机机组)的调峰负担。
2)调频效益：抽水蓄能机组调节灵活，出力变化可从0到100％，可以快速起动，随时增荷或减荷，起到调整周波的作用，有助于保持频率并提高电网的稳定性。
3)负荷跟随效益：电网负荷总是在不断的变化，当负荷急剧变化时，抽水蓄能机组与火电或其它类型机组相比，其负荷题随很快，爬坡能力较强。
4)旋转备用(事故备用)效益：抽水蓄能机组作为水力机组可以方便地处于旋转备用状态，以利快速地承担事故备用。抽水蓄能电站能够快速启动机组，迅速转换工况，但
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因其水库库容较小，所起作用与具有较大库容的常规水电站有所区别，一般只能担任短时间的事故备用。在发电工况下，可利用抽水蓄能电站运行中的空闲容量，短时间内加大出力；在停机状态下，亦可紧急启动，从而达到短时应急事故备用的目的。在水泵工况下，可停止抽水，快速切换至发电工况。
5)调相效益：抽水蓄能机组出于其结构上的优点，可以方便地做调相运行。不但在空闲时可供调相用，在发电和抽水时也可调相，既可以发出无功功率提高电力系统电压，也可以吸收无功功率降低电力系统电压，尤其是在抽水工况调相时，经常进相吸收无功功率，有时进相很深，持续时间很长，这种情况是其他发电机组达不到的，只有抽水蓄能机组才能做到。另外，抽水蓄能机组在调相运行完成后可以快速地转为发电或抽水。
最能体现动态效益的是抽水蓄能机组的事故备用功能：据美国有关资料统计，1993—1997年8月，电力系统发生主要事故137起，由电厂引起的仅9起，而93.4％的事故是由输配电设施引起的。抽水蓄能机组不仅可调相运行(发出或吸收无功功率)，为电网提供电压支持，避免出现电压崩溃和热过载，而且由于其工况转换迅速，应变能力强，在一系列的重大电网事故中能在短时间内从任何工况下转为满负荷发电，从而防止事故扩大和系统瓦解。
英国和法国间通过两条额定容量为1000MW的直流输电线路连接，联网后虽可互为备用，但也使最大甩负荷风险由660MW增加到1000MW，备用容量也要相应增加。迪诺威克抽水蓄能电站(1800MW)设计时考虑能在10s内发出1320MW出力，以适应紧急事故备用的需要。
广州抽水蓄能电站投产后，在电网中发挥了紧急事故备用作用。1994年5月至1996年年底期间，在核电机组跳机、火电机组甩负荷和西电解列等66次事故中，由于广蓄电站迅速投入防止了事故的扩大，帮助电网及时恢复正常供电。十三陵抽水蓄能电站投产以来，对京津唐电网的安全、稳定运行起到了关键作用。尤其是1999年3月，因连续十多天的大雾阴雨天气使供电线路不断出现电网朽闪、线路闪络掉闸等事故，在此期间，十三陵抽水蓄能电站均能做出快速反应，六天内共开机48次，紧急启动成功率100％，避免了事故造成的损失。
3-9 为什么有些水电丰富的地区仍需要抽水蓄能电站
在有些水电丰富的地区建设抽水蓄能电站，其经济性的评价要比火电为主的电网更加复杂，至今人们对水电丰富地区的电网中建设抽水蓄能电站的必要性还存在较大争议。对于缺少常规水电的电网，无论是从调峰还是从紧急事故备用方面看，都需配备一
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定数量的抽水蓄能机组，这已逐步得到大家的公认；而在常规水电丰富的地区，径流式水电站较多，水库调节性能较差，系统负荷峰谷差较大，是否也应建设一定规模的抽水蓄能电站呢？可从以下几方面进行分折：
(1)抽水蓄能机组吸收电力系统低谷电量，正好克服了系统内径流式水电站多的缺点，减少水电汛期弃水调蜂。将负荷低谷时段的水电电量转化为高峰时段可使用的调峰电量，而在负荷高峰时段则可以替代火电调峰。
(2)抽水蓄能机组在负荷高峰时可以替代火电机组发电，负荷低谷时可以抽水填谷，减少火电站的出力变幅，使大型火电机组在高效区运行，降低发电成本。由于抽水蓄能机组运行灵活、工况变换迅速、具有抽水和发电双向功能，除了承担调峰外，还可担负紧急事故备用等任务。
(3)抽水蓄能电站投入水电丰富但调节性能差的电网，经济效果显著。建设时以低于火电投资的建设费用替代相当规模的火电必需容量，运行时将改善水、火电站运行工况，节省系统煤耗，从而达到节省系统运行费用的效果；同时也是减少污染、保护环境的需要(参看3-12)。
(4)水电丰富而调节性能差的电网，尤其是“西电东送”的受电端，抽水蓄能电站投入运行后，可调整超高压电网的电压，并具有调整电网频率的功能，是维护电网安全、稳定运行的需要。
(5)在某些水电比例不低的电网，随着时间的推移，常规水电资源基本开发完后，电网中水电的比重将逐步减少。而抽水蓄能电站的运用不受天然来水条件的影响和制约，其他综合利用要求也较少，与常规水电站相比，建设中碰到的问题相对简单。建设一定规模的抽水蓄能电站可满足电网中电源结构优化的需要，是经济可行的办法。(参看5-3) 3-10 为什么风电较集中的电网也需要抽水蓄能电站
在风电较集中的或推备大规模开发风电的电网，需要建设抽水蓄能电站，把随机的、质量不高的风电电量转换为稳定的、高质量的峰荷电量。如目前风电比重较大的新疆、内蒙和正在准备大规模开发风电的东南沿海省份，为了充分利用当地资源，在发展风电的同时，配备—定比重的抽水蓄能电站，是非常必要的。
风力发电是一种清洁可再生的能源，不污染环境，没有燃料运输、废料处理等问题。建设周期短，运行管理方便。风能资源丰富的省、市和自治区，可充分利用当地资源，发挥这一优势。由于风能存在随机性和不均匀性，只有电网装机容量大的时候这种影响才会减小，因此发展风电必然要受到电网规模的限制。抽水蓄能电站是解决电网调峰填
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谷的手段，国内外已有成熟的经验，在运行实践中，已显示其在改善电网运行条件，提高经济效益方面的优越性。对于风电较集中的或风电资源丰富准备大规模开发的电网，在大力发展风电的同时，建设一定规模的抽水蓄能电站，实现风蓄联合开发，是该地区能源资源优化配置的具体体现。风蓄联合开发，可利用抽水蓄能电站的多种功能和灵活性弥补风力发电的随机性和不均匀性，不仅可以打破电网规模对于风电容量的限制，为大力发展风电创造条件；而且可为电网提供更多的调峰填谷容量和调频、调相、紧急事故备用的手段，改善其运行条件。
3-11 抽水蓄能电站与核电站配合运行有哪些效果
我国大亚湾核电站与广州抽水蓄能电站一期是同步建设的，广州抽水蓄能电站对提高大亚湾核电站的功能起了巨大作用，是抽水蓄能电站发挥效益的一个典型实例，其效果主要有以下几方面：
(1)抽水蓄能电站保证了核电站按基荷方式运行。核电机组在电网中要带基荷运行，必须解决调峰问题。广东电网各电站的老机组、小机组很多，调峰能力仅为20％~30％，电网中可调峰的水电机组容量比例也不大，而抽水蓄能机组在电网中担任调峰，是核电机组实现满载基荷运行的可靠保证。大亚湾核电站商业运行以来，随着蓄能机组可用率的提高，以及电网对调度核电机组和蓄能机组方式的日臻完善，核电站满载基荷运行已成事实。
(2)抽水蓄能机组有助于提高核电站的安全性。核电机组投资大，投入运行以后一回路设备将带放射性，使核电机组维修及设备失效的后处理费用很高。有了蓄能机组的配合，避免核电机组频繁升降负荷调峰，大大节省了瞬变消耗，也就是说，设备的安全裕度加大了。另外有了蓄能机组，可保证核电机组长期稳定运行，有助于保持燃料组件包壳的完好性，也就是提高了核电站的安全性。
(3)抽水蓄能电站有助于电网的安全。大亚湾核电机组容量大，一旦甩负荷对电网冲击很大。在机组调试阶段，各种计划的和非计划的跳机次数较多，如1995年1、2号机均经过了1000多次的试验，其中有4个系统的试验带有较高跳机风险。这些试验都是依靠蓄能机组快速承担负荷的能力来完成的，所以蓄能机组的投入对维护整个电网的安全起了重要作用。
(4)蓄能机组有助于提高核电站的经济效益。在我国目前的电价制度下，对于任何一类的发电站，发电量高经济效益就高，对核电站来说这个效果就更明显。核燃料费在核电站生产成本中所占比重很低，据20年预测．核燃料费只占生产成本的12.2％。所以
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可以说，核电站的经济效益几乎与发电量成正比。大亚湾核电站头3年实际每年上网电量分别为107、100和115亿kWh，比可行性研究报告预测年上网电量(当时尚无同步建设抽水蓄能电站的计划)分别高出51％、15％和26％。
(5)蓄能电站与核电站同步建设是明智的决定。1996年电力规划部门对华东地区的核电站需要多少抽水蓄能容量进行了规划研究。初步结论是秦山核电站二、三期(共2600MW)建成后会使电网调峰容量缺口增加1200MW，因此建议同步建设有1000MW调峰能力的抽水蓄能电站，与核电机组容量之比为0.385。考虑到华南电网的实际情况并留有裕量，建议华南地区蓄能与核电容量比取0.45~0.5。
四、抽水蓄能电站的类型和应用
4-1 抽水蓄能电站有哪些类型，各适用于什么场合
抽水蓄能的类型，按开发方式可分为纯抽水蓄能电站、混合式抽水蓄能电站和调水式抽水蓄能电站；按调节周期分，可分为日调节、周调节和季调节等；按水头分，可分为高水头和中低水头；按机组类型分，可分为四机分置式、三机串联式和二机可逆式；按布置特点分，可分为地面式、地下式和特殊布置形式(人工地下水库)。
(1) 纯抽水蓄能电站厂内安装的机组全部是抽水蓄能机组。其发电量绝大部分来自于抽水蓄存的水能，发电的水量基本上等于抽蓄的水量，重复循环使用。在运行中，仅需少量天然径流，补充蒸发和渗漏损失，补充水量既可来自上水库的天然径流，也可来自下水库的天然径流。混合式抽水蓄能电站厂内既安装有抽水蓄能机组，也安装有常规水轮发电机组。上水库有天然径流来源，既可利用天然径流发电，也可从下水库抽水蓄能发电。其上水库一般是天然来水形成的，下水库按抽水蓄能需要的容积在河道下游修建。调水式抽水蓄能电站的上水库建于分水岭高程较高的地方，在分水岭某一侧拦截河流建下水库，并设水泵站抽水到上水库；在分水岭另一侧的河流建常规水电站从上水库引水发电，尾水流入水面高程最低的河流。这种类型的抽水蓄能电站，其下水库有天然径流来源，上水库没有天然径流来源，调峰发电量往往大于填谷的耗电量。
(2) 抽水蓄能电站的运行分为抽水和发电两种工况：在抽水过程中，下水库由满库至空库，上水库则由空库至满库；在发电过程中，上水库由满库至空库，下水库则由空库至满库，完成一个循环周期。如该周期历时一昼夜，则称为日调节抽水蓄能电站；如历时一周，则称为周调节抽水蓄能电站；如历时更长，可在年内蓄丰补枯，则称为季调节抽水蓄能电站。一般纯抽水蓄能电站大多进行日调节和周调节，混合式抽水蓄能电站
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有时可进行季调节。
(3) 抽水蓄能电站的有效水头越高，所需要的流量和库容越小，单位造价就可减少，故抽水蓄能电站的造价随水头增大而降低。我国高水头抽水蓄能电站如广蓄、十三陵和天荒坪等利用水头已达400～600m，国外使用单级水泵水轮机的水头(扬程)已达700m以上，而使用多级水泵水轮机的水头已达1300m 左右。国内的羊湖抽水蓄能电站多级泵最大扬程达853m。抽水蓄能电站水头200m 左右及以下称中低水头，如已建的溪口和建设中的泰安抽水蓄能电站就是安装200m水头段的机组。我国混合式抽水蓄能电站受天然落差限制，水头一般较低，如岗南、密云、潘家口和响洪甸等混合式抽水蓄能电站都是水头在100m以下的电站。
(4) 从机组类型来说，四机式机组是较早期的抽水蓄能电站所用的结构方式，装有由水泵与电动机组成的抽水机组和由水轮机与发电机组成的发电机组，现一般已不再选用。三机式机组的发电机兼用作电动机，称为电动发电机(或发电电动机)，水轮机和水泵连结在一个轴上，发电时由水轮机带动电机，抽水时则由电机驱动水泵。二机式机组包括一个可逆式水泵水轮机和一个可逆式电动发电机，这种机组在电站中的布置与常规水电站的机组相似。
(5) 从抽水蓄能电站的水工建筑物与地面所处的相对位置来说，地面式电站则指全部建筑物布置在地面上，除大坝、厂房外，常采用露天式压力水管。地下式电站除上、下水库设在地面外，整个输水系统和厂房均布置在地下。
(6) 随着特高水头机组的应用，国外已经有电站在地下深处筑一个人工地下水库，厂房也设在地下，只有上水库和输电设备留在地面。
4-2抽水蓄能电站有哪些运行方式，与常规水电机组有哪些不同
抽水蓄能电站有发电和抽水两种主要运行方式，在两种运行方式之间又有多种从一个工况转到另一工况的运行转换方式。正常的运行方式具有以下功能：
(1) 发电功能。常规水电站最主要的功能是发电，即向电力系统提供电能，通常的年利用时数较高，一般情况下为3000－5000h。
蓄能电站本身不能向电力系统供应电能，它只是将系统中其他电站的低谷电能和多余电能，通过抽水将水流的机械能变为势能，存蓄于上水库中，待到电网需要时放水发电。蓄能机组发电的年利用时数一般在800～1000h 之间。蓄能电站的作用是实现电能在时间上的转换。经过抽水和发电两种环节，它的综合效率为75%左右。
(2) 调峰功能。具有日调节以上功能的常规水电站，通常在夜间负荷低谷时不发电，
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而将水量储存于水库中，待尖峰负荷时集中发电，即通常所谓带尖峰运行。而蓄能电站是利用夜间低谷时其他电源(包括火电站、核电站和水电站)的多余电能，抽水至上水库储存起来，待尖峰负荷时发电。因此，蓄能电站抽水时相当于一个用电大户，其作用是把日负荷曲线的低谷填平了，即实现\"填谷\"。\"填谷\"的作用使火电出力平衡，可降低煤耗，从而获得节煤效益。蓄能电站同时可以使径流式水电站原来要弃水的电能得到利用。 (3) 调频功能。调频功能又称旋转备用或负荷自动跟随功能。常规水电站和蓄能电站都有调频功能，但在负荷跟踪速度(爬坡速度)和调频容量变化幅度上蓄能电站更为有利。
常规水电站自起动到满载一般需数分钟。而抽水蓄能机组在设计上就考虑了快速起动和快速负荷跟踪的能力。现代大型蓄能机组可以在一两分钟之内从静止达到满载，增加出力的速度可达每秒1 万kW，并能频繁转换工况。最突出的例子是英国的迪诺威克蓄能电站，其6 台300MW 机组设计能力为每天起动3～6 次；每天工况转换40 次；6 台机处于旋转备用时可在10s达到全厂出力1320MW。
(4) 调相功能。调相运行的目的是为稳定电网电压，包括发出无功的调相运行方式和吸收无功的进相运行方式。常规水电机组的发电机功率因数为0.85～0.9，机组可以降低功率因数运行，多发无功，实现调相功能。
抽水蓄能机组在设计上有更强的调相功能，无论在发电工况或在抽水工况，都可以实现调相和进相运行，并且可以在水轮机和水泵两种旋转方向进行，故其灵活性更大。另外，蓄能电站通常比常规水电站更靠近负荷中心，故其对稳定系统电压的作用要比常规水电机组更好。
(5) 事故备用功能。有较大库容的常规水电站都有事故备用功能。
抽水蓄能电站在设计上也考虑有事故备用的库容，但蓄能电站的库容相对于同容量常规水电站要小，所以其事故备用的持续时间没有常规水电站长。在事故备用操作后，机组需抽水将水库库容恢复。同时，抽水蓄能机组由于其水力设计的特点，在作旋转备用时所消耗电功率较少，并能在发电和抽水两个旋转方向空转，故其事故备用的反应时间更短。
此外，蓄能机组如果在抽水时遇电网发生重大事故，则可以由抽水工况快速转换为发电工况，即在一两分钟内，停止抽水并以同样容量转为发电。所以有人说，蓄能机组有两倍装机容量的能力来作为事故备用。当然这种功能是在一定条件下才能产生的。 (6) 黑启动功能。黑启动是指出现系统解列事故后，要求机组在无电源的情况下迅
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速起动。常规水电站一般不具备这种功能。现代抽水蓄能电站在设计时都要求有此功能。 抽水蓄能机组的正常运行和工况转换可能有下列的多种操作方式。可见蓄能机组的运行方式是相当复杂的，同时也说明蓄能机组的功能是很完善的。 水轮机工况发电及停机2种操作方式 水泵工况抽水及停机2种操作方式 发电转调相及返回2种操作方式 抽水转调相及返回2种操作方式
停止至发电方向调相及停机2种操作方式 停止至抽水方向调相及停机2种操作方式 发电转空载转抽水1种操作方式 抽水转空载转发电1种操作方式 抽水直接转发电1种操作方式 黑启动1种操作方式
4-3抽水蓄能电站和常规水电站有哪些不同
从电站的枢纽布置来看，抽水蓄能电站有上、下两个水库。上水库的进出水口，发电时为进水口，抽水时为出水口；下水库的进出水口，发电时为出水口，抽水时为进水口。常规水电站一般仅有一个水库，仅有一个发电进水口和一个出水口。
从安装的机组来说，抽水蓄能电站有四机分置式(装有水泵和电动机、水轮机和发电机)、三机串联式(即电动发电机，与水轮机、水泵连结在一个直轴上)和二机可逆式(一台水泵水轮机和一台电动发电机联结)。而常规水电站仅装有水轮机和发电机。 从静态功能来说，抽水蓄能电站既能发电调峰，又能抽水填谷，而常规水电站仅能发电调峰。从动态功能来说，抽水蓄能电站和常规水电站均能承担调频、调相和事故备用等任务。但抽水蓄能电站在发电或抽水过程中，均可进行调频、调相，尤其是在抽水工况调相时，经常进相吸收无功功率。调节库容较大的或设置事故备用库容的常规水电站在承担电力系统事故备用时可持久一些，而抽水蓄能电站仅能承担短时的紧急事故备用。
从投资构成来看，由于大型抽水蓄能电站的机组目前主要依靠国外技术或从国外进口，机电设备价格较高，往往机电设备的投资占总投资的一半或更多;而常规水电站的机组一般国内都能自己制造，机电设备投资大约占总投资的四分之一左右(另一原因是常规水电站的水工建筑物费用相对较高)。
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从在电网中的地位来看，由于抽水蓄能电站具有多种功能，电网常把它作为综合管理的工具，往往在负荷中心附近寻找有条件的站址建设抽水蓄能电站。常规水电站受自然条件影响更大，在负荷中心附近不是到处能找到可以开发的站址的，由于水能资源丰富的地区往往远离负荷中心，电站建成后需远距离输送电能到用电地区。 4-9 当今抽水蓄能电站发展的特点是什么
当今世界各国发展抽水蓄能电站的情况，可以归纳出如下特点：
(1)随着抽水蓄能电站在世界各国的大量兴建，抽水蓄能机组制造技术有很大进步，从而促进了抽水蓄能机组向高水头、大容量方向发展。如美国的巴斯康蒂抽水蓄能电站装机容量为2l00MW，安装了世界上单机容量最大的可逆混流式水泵水轮机(6×350MW)，转轮直径为6.35m；我国最大也是全世界最大的广州抽水蓄能电站，总装机容量2400MW(8×300MW )，转轮直径为3.985m。
(2)抽水蓄能电站的建设是与电网的发展联系在一起的。随着电网中大型火电机组和核电机组的投入以及负荷峰谷差的进一步加大，抽水蓄能电站已成为电源构成中不可缺少的组成部分和电网综合管理的有力工具，也是电网安全、稳定运行的保证。 (3)世界上不仅以火电为主或拥有大量核电的国家在大力发展抽水蓄能电站，就是那些水力资源比较丰富的国家，如前苏联和巴西，由于水力资源分布不均衡，考虑到远距离输送调峰电力在技术上和经济上所存在的问题，也加速在负荷中心地区修建抽水蓄能电站；我国实施“西电东送”战略，为了保证东部受电地区电网的安全、稳定运行，也将在东部地区修建一定规模的抽水蓄能电站。
(4)由于抽水蓄能电站运行灵活，除了担任调峰填谷以外，还可承担调频、调相和紧急事故备用等作用。英国迪诺威克抽水蓄能电站，其主要作用之一是在系统中担任调频任务，以保证系统对频率稳定的严格要求。我国的十三陵抽水蓄能电站．称为京津唐电网的“第一调频电站”。广州抽水蓄能电站无论在发电工况还是在抽水工况运行都可为电力系统调相，尤其在节日期间，更为电力系统单独开机，利用抽水蓄能机组进相运行方式吸收多余无功功率，对稳定500kV电网运行电压取得相当理想的效果；另外，广蓄还为大型火电机组、核电机组和“西电东送”电源提供了及时的紧急事故备用容量，减少甚至避免了事故造成的损 失。
五、国外抽水蓄能电站的建设情况
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六、我国抽水蓄能电站的建设情况
七、抽水蓄能电站的投资和效益
7-2 抽水蓄能电站各个组成部分在总投资中各占多少比例，和常规水电站有何不同 根据国内几个已建抽水蓄能电站总投资构成的分析，各个组成部分在总投资中的比重大致如下：建筑工程的投资约占总投资的20％左右，其中上水库工程和抽水工程约占一半左右；机电设备及安装工程(含金属结构设备及安装工程)的投资约占总投资的50％左右；临时工程的投资占总投资的比例不到10％；水库掩没处理补偿投资占总投资的比例不足1％；其它投资约占总投资的10％~20％。
抽水蓄能电站与常规水电站相比，建筑工程(土建部分)的投资占总投资的比重较小，水库淹没处理补偿投资约占总投资的比重更小，而机电设备及安装工程的投资占总投资的比重较大，一般可占总投资的50％，甚至更多。 7-3 抽水蓄能电站的经济效益有哪些算法
抽水蓄能电站的运行与电网的组成状况密不可分，其作用与效益也体现在整个电网中。为正确分折与合理评价其经济效益，可遵循以下的原则和方法：
(1)从电力系统整体出发，通过“有”、“无”抽水蓄能电站两种情况下电力系统的电源构成、各类电站的运行方式及技术经济指标、系统总费用的变化来分拆计算抽水蓄能电站在电网中的经济效益。
(2)在拟定电力系统比较方案及进行电力电量平衡时，应根据电力系统特性及各类电站的调峰能力，重点进行调峰容量的供求平衡，选择等效的系统电源规划方案(包括有抽水蓄能和无抽水蓄能)进行经济比较。
(3)在分析计算抽水蓄能电站效益时，应根据各类电站在电力系统中的工作位置与运行方式的差别，反映出各类电站在运行特性指标(包括发电煤耗、用电率、年运行费率等指标)方面的区别与变化，计算不同系统比较方案在装机规模、投资与运行费、系统煤耗总量等方面的差别。
1999年3月，国家电力公司颁发了《抽水蓄能电站经济评价管行办法实施细则》，使抽水蓄能电站的经济评价工作有了统一的标准。抽水蓄能电站在国民经济评价中，应以替代方案法为主，以替代方案的费用作为设计方案的效益，测算其国民经济内部回收率R，若R大于12％，则国民经济评价可行；若R小于12％，则国民经济评价不可行。财务评价以动态分析为主，静态分析为辅。其上网电价应合理体现容量和电量效益，宜
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采用电力系统发电市场预测的容量、电量两部制电价，可根据电力系统的可避免容量成本和电量成本，按边际理论测算。上述计算方法比以前有所深入，前进了一大步，但抽水蓄能电站的部分动态效益还没有充分体现出来，尚有待不断总结经验，研究并开拓新的方法。
7-4 我国的几座抽水蓄能电站运行以来经济效益如何，采用什么经营管理模式 自1968年5月在已建的岗南水电站安装了斜流可逆式水泵水轮机组，我国出现了第一座混合式抽水蓄能电站以来，又先后建成了密云、潘家口、广蓄、十三陵、天荒坪、溪口、羊湖、沙河、天堂、响洪甸等抽水蓄能电站。其中密云、潘家口、响洪甸为混合式抽水蓄能电站，其余为纯抽水蓄能电站。现将潘家口混合式抽水蓄能电站和广蓄、十三陵、天荒坪三座大型纯抽水蓄能电站运行以来的基本情况简单介绍如下：
(1)潘家口混合式抽水蓄能电站。华北电网以火电为主，电网调峰十分困难，不得不采取外停高温高压机组调峰或采用拉闸限电等手段，使电网的安全、经济运行受到很大影响。为了解决这一问题，在潘家口水电站安装了3台90MW的抽水蓄能机组，于1989年底安装完毕投入运行。投产以来，可使电网减少270MW的火电装机容量，另有1530MW的火电机组由峰/腰荷转入基荷运行，并为电网节约燃料费。此外还可减少火电调峰机祖的开停机次数，延长设备的寿命，提高电网的周波合格率，保证电网、机组及用电设备的安全，提高工业产品的质量。另外，蓄能机组还有开停机方便，不与别的部门争用燃料，不对环境造成污染等优点。潘家口混合式抽水蓄能电站的运行实践已经证明具有很大的经济效益。
(2)广州抽水蓄能电站。广州抽水蓄能电站是我国第一座高水头、大容量抽水蓄能电站，
一期装机120万kW。从1993年6月第一台机组投入运行以来，为广东电网和香港中华电力公司电网调峰、填谷、调频、调相，与核电配合运行，并承担紧急事故备用，发挥了应有的作用。
广蓄的投入使核电站多发基荷电，实现不调峰稳定运行。因为广蓄和核电都是向广东和香港电网供电，由于广蓄的调节作用，核电从未用作调峰，实现稳定运行，不但满载，而且可以超载运行。在电网中无论是火电机组甩负荷还是核电机组跳机或西电解列，均对电网安全影响很大，而广蓄电厂的可逆式机组，能快速启动，在各种运行工况之间迅速转换，及时起到事故备用容量的作用，对防止电网事故扩大，恢复正常供电起着显著作用。广蓄电厂的可逆式机组无论在发电工况还是在抽水工况运行都能进行调相，既
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可发出无功功率提高电力系统电压，也可吸收无功功率降低电力系统电压。尤其是在抽水工况调相时，经常进相吸收无功功率，有时进相很深，持续时间很长，这种作用，核电、火电做不到，常规水电也难以做到。由于抽水蓄能机组既可作电源又可作负荷，运行十分灵活，调度方便简易，核电机组和火电机统调试期间的甩负荷试验、满负荷振动试验，均需蓄能机组配合。
广蓄电厂运行初期以电量作为经营的唯一指标，出现了亏损局面。1995年下半年改为按容量租赁给电网，租赁制实施后，电力系统可完全按照自己的意图调度广蓄各台机组，核电稳发满发得到进—步保障。广蓄联营公司也具备了财务生存和还贷能力，在扣除成本、税金和还贷款后，还有利润，并以此滚动扩建了广蓄二期。一、二期电站共装机2400MW，成为世界上最大的抽水蓄能电站。
(3)十三陵抽水蓄能电站。十三陵抽水蓄能电站自第一台机组投产运行以来，已将近6年。其运行方式是作为京津唐电网的第一调频电厂，在保证电网周波稳定的前提下，为电网提供调峰填谷和紧急事故备用容量。十三陵抽水蓄能电站的投产运行，缓解了电网的调峰紧张状况，改善了燃煤火电机组的运行条件，为电网节约了固定运行费和燃料费用。据初步估算，每年可为电网节约运行费4000万元；另外由于抽水蓄能电站的投入，每年可节省大量的燃料费。当电网发生故障相负荷快速增长时，抽水蓄能机组可紧急启动，快速响应，因而十三陵抽水蓄能电站给电网带来的经济效益是比较可观的，除电量转换效益外，还给电网带来了调频、调峰填谷、旋转备用等效益。
十三陵抽水蓄能电站的经营方式采用了电网统一核算方式，即由电网统一支付其成本、利润、税金并负责还本付息，电站仅负责按电网的调度要求运行。在实施中，首先由电网财务部门采用现行财务评价方法，按来电加工方式核算电站的还贷上网电价，经用电地区物价部门批推并乎摊加价到用户。初步核算，平摊加价到北京地区用户的电价约0.03元／(kWh)。这一情况对电站的运行相当有利，对用户压力也不大。
(4)天荒坪抽水蓄能电站。天荒坪抽水蓄能电站自首台机组投产以来，已有3年多时间。它作为华东电网的主要调峰电源，由上海市和江苏、浙江、安徽三省分配容量分别运用，并保证泰山一期核电站安全稳定运行。由于华东电网存在高峰电力短缺的状况，天荒坪电站用于减少高峰限电所产生的静态效益十分显著。另外，还可承担负荷调整和满足日负荷曲线陡坡部分的变化要求，快速启动，增减负荷，弥补火电机组的不足，节约燃油消耗，减少运行费用。由于其工况转换迅速，承担系统旋转备用，可减小全网火电机组压力，为缓解事故起到重要作用。除此以外，天荒坪抽水蓄能电站还可为系统提
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供很好的调频、调压手段，具备特有的黑启动能力，可以在电网瓦解全部停电的情况下，帮助系统恢复电力供应。
天荒坪抽水蓄能电站实行两部制电价，经国家批准，容量电价为每年470元/kW，电量电价为每年0.264元／kW。在这种情况下，天荒坪电站能维持还本付息并略有盈余，但电网由于建设天荒坪，需相应提高销售电价。
八、抽水蓄能电站的工程特点 8-1 抽水蓄能电站工程有哪些特点
和常规水电站相比较，抽水蓄能电站工程有以下一些特点：
(1) 多数抽水蓄能电站只进行日调节或周调节运行，故不需要很大容量的水库，在站址选择上要比常规电站的限制少，勘测中容易找到水头比较高、成库条件比较好的站址。
(2) 抽水蓄能机组可以应用到相当高的水头范围，因之机电设备以及电站输水道和厂房的造价都可有效地降低，抽水蓄能电站的应用水头越高，则单位千瓦的投资越小，故蓄能电站向高水头发展的趋势很明显。
(3) 在高水头、大直径的输水道中广泛使用不衬砌、普通钢筋混凝土衬砌、预应力混凝土衬砌等衬砌方法，可以有效地降低高水头输水道的造价。
(4) 抽水蓄能电站的地下工程相对较多，故宜建在地震稳定地带。首先应该避开地震烈度过高的地区，也应避开活动性断层。电站位置更宜选在结构完整的坚硬岩体内，以免地下洞室及隧洞、管道的安全受到影响。
(5) 由于水泵水轮机抽水时的要求，蓄能机组要求很大的淹没深度(即水泵水轮机中心在尾水位以下的深度)。我国使用的高水头机组已用到70m淹没深度。这样大的淹没深度对地面厂房施工带来很大难度，因之随地下工程设计和施工技术的提高，近代抽水蓄能电站更多地趋向于使用地下厂房。
(6) 抽水蓄能电站的调节周期短，随电站的运行和工况的转换，上、下水库的水位有大幅度的快速升落，设计时对坝体和库坡的稳定性需要特别注意。
(7) 抽水蓄能电站的水库水位变化频繁，上(水)库很多是在山顶开挖出来的，原有岩土的防渗性并不好，蓄水后渗漏趋势较大，且上水库库存的水是消耗电能抽上去的，故在工程上必须有可靠的防渗措施。
(8) 抽水蓄能电站的机电设备投资占总投资的比重要比常规水电机组所占的比重
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高。
8-5 什么是L／H比，L／H比值是否越小越好
对于抽水蓄能电站，一般用“距高比”来衡量电站的地形条件是否理想。距高比为上、下库之间的水平距离L与上下库水面的落差且之比，又称L／H比。纯抽水蓄能电站的水头包括地形自然高差和筑坝形成高差两部分。由地形高差取得的水头当然是最经济的，故站址应选在既有高落差又不需要修筑太高的上库坝的地点。L／H值小表示输水系统的长度短，工程造价可以节省，但在很多场合地形条件并不一定总是很理想，故不能说L／H比值是越小越好。我国新建的3座大型纯蓄能电站的L／H比值为：广蓄7.12；十三陵4.12；天荒坪2.40。
根据对我国大量蓄能电站普查选点的统计，在中低水头的选点中，小于150m同时L／H比值又小的极少。要寻求L／H比小于4的点，则必须水头大于250m。另外，据若干规划选点的统计，水头小于300m的蓄能电站平均投资比水头大于他的站点要高1／3以上。从这些情况判断，需要到高于250m水头范围内才能选到具有较小L／H比值的纯抽水蓄能电站。
8-10 设计抽水蓄能电站与设计常规水电站有什么不同的考虑
多数纯抽水蓄能电站的应用水头较高，机组安装高程低，因此经常采用地下厂房和地下输水系统：可逆式蓄能机组的最大容量现在已超过400MW，应用水头达到700m以上。主要的输水管道直径可达到8.9m。衡量建造输水管道的难度系数H×D值已达5000以上，这比常规水电站的H×D值要大很多，所以在设计和施工上都比常规水电站有更高的要求。
但是抽水蓄能电站站址选择灵活性较大，常常可选在比常规水电站地质条件更好的地区，如在火成岩或变质岩地区，尽管蓄能电站的水头都较高，但建造输水管道仍可用钢筋混凝土或预应力混凝土衬砌(国外有输水管不用衬砌的实例)，只在靠近厂房的管段使用钢板衬砌。
很多常规水电站建有调压井，调压井的原理是利用水体的重力作用来吸收机组功率变化(小波动)时产生的水力振荡，使水电站得以平稳运行；而更主要的是保证机组在过渡过程(大波动)时不要产生过大的速率上升和压力上升。抽水蓄能电站和常规水电站一样，在采用长引水道的情况下也需建造调压井。地下式蓄能电站一般有较长的尾水管，在机组下游产生负压的趋势比常规水轮机大，故也需要设置调压井。
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九、抽水蓄能电站的机电设备
9-1 衡量水泵水轮机的性能主要有哪几项指标
衡量水泵水轮机的性能指标和衡量常规水轮机的基本一样，就是功率、效率、空化性能和运行稳定性等主要参数。水泵水轮机因为有两种工况，故这些参数应各有两套数值。
对于水泵工况(抽水工况)而言，功率就是单位时间内在给定扬程条件下把若干体积的水抽到水库去所需的能量。最大功率值一般发生在蓄能电站扬程最低即水泵流量最大时。机组在整个工作范围内的平均效率应不低于规定的或要求的保证值，发生在某一流量时的最高效率应不低于保证值。水泵工况时最容易发生空化，蓄能电站应能满足机组所要求的最低安装高程(最大淹没深度)。水泵水轮机的运行稳定性在其工作范围内是变动的，制造厂应保证在最不利的运行工况下机组的振动、压力脉动等不超过给定数值。 对于水轮机工况(发电工况)而言，机组的输出功率(出力)应能满足在若干给定点的要求，和常规水轮机一样，水泵水轮机也要求在额定水头下发出一定的功率。水轮机效率同样应不低于要求制造厂保证的数值。和水泵工况相比，水轮机工况的空化趋势要小些。在一般情况下，蓄能机组的安装高程按水泵工况的要求确定后，是能满足水轮机工况要求的。水轮机工况的水力振动主要是由于尾水管内涡带的产生，制造厂也应保证不超过一个最大的限度。
9-2 可逆式水泵水轮机的优缺点是什么
目前在抽水蓄能电站中使用最多的是可逆式水泵水轮机，机组里的转轮向一个方向旋转时抽水，称为水泵工况，向另一方向旋转时发电，称为水轮机工况。传统上水泵和水轮机是两种相互独立的机械，有着不同的设计方法和结构特点。随抽水蓄能电站需求的出现，将水泵和水轮机合并成同一机械，既可抽水，又可发电，是具有开创性的。 可逆式水泵水轮机的优点是在结构上省去了一台主机，使总的体积大为缩小，重量减轻。随着水力设计的发展，可逆式水泵水轮机双向运行的性能都有很大的提高，和单独的机械性能相差无几。其缺点则是一套过流部件要适应两种工况，必然还有不如单一机械的方面，如效率、空化性能和水力振动特性等。 9-3 水泵水轮机和常规水轮机组相比有哪些不同
和常规水轮机相比较，可逆式水泵水轮机在水力性能上有一些明显的特点： (1)可逆式转轮要能适应两个方向水流的要求。由于水泵工况的水流条件较难满足，故可逆转轮一般都做成和离心泵一样的形状，而与常规水轮机转轮的现状相差较多。
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(2)由于水泵水轮机双向运行的特性，水泵工况和水轮机工况的最高效率区并不重合，在选择水泵水轮机的工作点时，一般先照顾水泵工况，因而水轮机工况就不能在最高效率点或其附近运行，在水力设计上，这种情况称为效率不匹配。
(3)由于可逆式转轮的特有形状，在高水头运行时很容易产生叶片脱流而引起压力脉动。水泵工况时水流出口对导叶及固定桨叶的按击也会形成很大的压力脉动，在转轮和导叶之间的压力脉动要比常规水轮机高。总的看来，可逆式水泵水轮机的水力振动特性要略差于常规水轮机。
9-4 为何抽水蓄能机组的安装高程要比常规水电机组低很多
可逆转轮的外缘是高压区，内缘是低压区。运转时水轮机工况的动压降(进口撞击)发生在外缘上，而水泵工况的动压降则在内缘上，因为动压降与内缘的低压区重合，所以水泵工况的进口比水轮机工况的出口更容易发生空化。这就是水泵工况的空化系数必然要比水轮机工况大的原因，也就是我们常说的，水泵的安装深度比相同性能的水轮机要大。抽水蓄能机组为防止运行中发生空蚀，必须满足水泵工况的空化要求，因之机组的安装高程要比常规水电机组低很多。
9-8 抽水蓄能电站使用的电动发电机与常规水轮发电机的不同
在抽水蓄能电站中应用最多的是可逆式水泵水轮机，与之配套的是可逆式电机。这种电机向一个方向旋转为电动机，向另一方向旋转为发电机，故称为可逆式电动发电机。从电气原理上看，同步发电机本身是可以正反旋转的。但与常规水轮发电机相比较，在结构上还有以下不同的特点：
(1) 双向旋转。由于可逆式水泵水轮机作水轮机和水泵运行时的旋转方向是相反的，因此电动发电机也需按双向运转设计。在电气上要求电源相序随发电工况和驱动工况而转换；同时电机本身的通风、冷却系统和轴承结构都应能适应双向旋转工作。 (2) 频繁启停。抽水蓄能电站在电力系统中担任填谷调峰、调频的作用，一般每天要启停数次，如英国迪诺威克抽水蓄能电站是近年建设的蓄能电站中启停频繁、操作要求很高的一个实例，设计每天启停40 次。电动发电机功率调整幅度要求很大，调整也很频繁，大型机组要求有每秒钟增减10MW负荷的能力。
(3) 需有专门启动设施。可逆式电动发电机作电动机运行时，不能像组合式机组那样利用水轮机来启动，而必须采用专门的启动设备，从电网上启动，或采用“背靠背”方式各台机组间同步启动。在采用异步启动方法时需在转子上装设启动用阻尼绕组或使用实心磁极，当采用其他启动方法时均需增加专门的电气设备和相应的电站接线。这些
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措施都增加设备造价，并使操作复杂。
(4) 过渡过程复杂。抽水蓄能机组在工况转换过程中要经历各种复杂的水力、机械和电气瞬态过程。在这些瞬态过程中会发生比常规水轮发电机组大得多的受力和振动，因此对整个机组和水道设计都提出了更严格的要求。
9-9 为何有的抽水蓄能机组要使用双转速，双转速是怎样实现的
低水头蓄能电站常遇到的困难是水头变幅过大，使得可逆式水泵水轮机难于在全部水头变化幅度内保持较好的水力性能。常用的解决办法之一就是使用双速机组。例如，安装在我国潘家口水电站(水头85～35m)和响洪甸水电站(水头64～27m)的水泵水轮机都是双转速。
实现双转速的难点主要在电机上，电机转子磁极需要做成有一部分可以切除的方式。使用全部磁极时机组在低档转速运转，切除一部分磁极后机组就在高档转速运转。在蓄能机组上使用双转速主要是为保持水泵工况的性能：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，而不改变。
双转速电机的缺点是磁极结构复杂，造价高，电气损耗也大，而且需要装设换极设备，同时换极的操作要在停机后才能进行。
9-11 为何可逆式蓄能机组抽水启动时要使用专门的启动设备
抽水蓄能电站使用的电动发电机是一台容量很大的同步电机。在电动机启动时如回路中没有足够的阻抗，就将产生很大的启动电流而对电网形成过大扰动，因此必须采用专门的电气启动设备及操作方法。常用的电气启动方法大致有5 种：即同轴电动机启动；异步启动；同步启动(背靠背启动)；半同步启动；变频启动等。除同轴电动机启动方法外，其他启动方法均需同时向水泵水轮机的转轮室充气压水，以减少启动力矩。
选择启动方式的原则是根据系统和电站的具体条件，采用简单而可靠的启动方式。中、小型机组应优先考虑采用全电压异步或降压异步启动；大、中容量机组应优先考虑利用邻近常规机组进行同步启动；大容量的蓄能机组多数采用以变频装置为主的启动方式，也可能同时具备同步启动的功能。
十、中、小型抽水蓄能电站 十一、抽水蓄能设备的国产化问题 十二、抽水蓄能电站的运行和管理
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