抽水蓄能泵站的发展摘要：抽水蓄能泵站的主要特点是调峰填谷的作用。

抽水蓄能泵站在国内国外的发展都非常迅速。

抽水蓄能泵站是我国电源长期发展、电源结构优化调整、改善电能质量、提高服务水平、提高跨区送电安全性的必然选择。

关键字：抽水蓄能电站特点发展现状发展前景分析蓄能泵站是将水从低处冲送到高处并供用电高峰期时发电的泵站。

这种泵站有时也称为抽水蓄能电站。

抽水蓄能电站的主要特点：抽水蓄能电站的主要作用是解决电网峰谷之间的供需矛盾，其主要工作原理是通过电能、水能的转化达到储蓄和释放电能可控的目的，有人把他形象的比为“电力储备粮库”。

早电力系统低谷负荷时，抽水蓄能电站的机组作为水泵运行，往上池蓄水；在电力系统高峰负荷时，作为发电机组运行，理由上池的蓄水发电，将储备的水能转化为电能送往电力系统，达到调峰填谷的目的。

从世界抽水蓄能电站运行的数据的统计来看，抽水蓄能电站的能量转化比率一般在75%左右，小号4千瓦时电能抽蓄的水量，能发出水能3千瓦时，俗称“抽四发三”。

与常规发电机组相比，抽水蓄能电站有几个特别之处：第一，抽水蓄能电站能够适应电网的不同需求，扮演“发电厂”和“电力用户”双重角色。

在发电运行时是发电厂，抽水运行时是电力用户，“调峰填谷”作用明显;第二，抽水蓄能电站能够适应负荷的急剧变化，机组出力调整灵活，符合调整范围大，调频、调相性能好，是电力系统中出色的调频、稳定电源。

第三，抽水蓄能电站运行灵活，启停方便，从启动到满负荷秩序1-2分钟，由抽水运行转化到发电工况仅需3-4分钟，是电力系统最佳的紧急事故备用和“黑启动”电源。

世界以及中国的抽水蓄能电站的发展抽水蓄能电站1882年首先诞生于瑞士，至今有百余年历史。

早期以蓄水为主要目的，主要用于调节常规水电站的季节性不平衡，大多是汛期蓄水，枯期发电。

20世纪50年代是抽水蓄能电站迅速发展的起步阶段，年均增加容量不足300MW，1960年全世界抽水蓄能电站装机总容量3420MW，仅占世界总装机容量的0.62%。

20世纪60至80年代约30年间，是抽水蓄能电站蓬勃发展的时期，尤其是70年代和80年代可谓是抽水蓄能电站发展的黄金时期。

60年抽水蓄能电站装机容量年均增减1259MW而70年代和80年代各增加了3051MW和4031MW，30年间全世界抽水蓄能电站装机容量年均增长率都比全世界总装机容量增长率高一倍左右。

到1990年时，全世界抽水蓄能电站装机容量增至86879MW，已占总装机容量的3.15% 。

进入20世纪90年代后，发达国家经济增长速度大大放慢，GDP增长率由80年代的平均3.4%减到90念得2.3%，几年降低了1/3左右。

抽水蓄能电站建设也不例外，年均增长率从80年代的6.45%猛降至1.55%。

而我国的抽水蓄能电站建设起步比较晚，1968年和1973年分别建成岗南和密云两座小型混合型抽水蓄能电站。

岗南水电站抽水蓄能机组容量11MW，密云水电站抽水蓄能机组容量22MW。

80年代起在广东、华东和华北东部经济发展较快的地区且以火电为主的电网开工建设一批大中型抽水蓄能电站。

90年代是我国抽水蓄能电站建设的第一个高潮。

到2002年这批电站全部建成，我国抽水蓄能电站装机容量达到5735MW,已超过法国和西班牙等国家，跃居世界第五。

发展虽快，但抽水蓄能机组容量占总装机容量的比例还很低，仅1.8%左右。

跨入21世纪后，中共十六大提出到2020年GDP再翻两番的宏伟目标，我国经济建设进入又进入了一轮新的发展期。

重工业与高新技术产业迅猛发展，以及可能空调等家电的普及化导致电力负荷迅猛增加并且峰谷差也不断扩大。

而第一批建成的抽水蓄能电站投入运行并发挥了很好的作用，使人们对抽水蓄能电站有了进一步到的认识，从1999年起又一批共11座抽水蓄能电站陆续开工建设，建设规模达到11220MW抽水蓄能电站分布范围也从东部沿海地区扩展到华中和东北地区。

到2005年全国（不计台湾）已建成抽水蓄能电站总装机容量达6122MW。

预计到2010年总装机容量将达到17500MW左右。

表1 到2009年底我国已建成的抽水蓄能电站情况下面简要的介绍一下几个抽水蓄能电站：1、广州抽水蓄能电站该电站是中国最大的抽水蓄能电站，装机2400MW，在系统中发挥着重要作用。

他的主要作用表现在：使核电实现不调峰稳定运行，广蓄电站的调峰填谷作用使香港中华电力公司无需多开两台66万KW煤机，而且在负荷低谷期可以更多接受核电。

大亚湾两台900MW核电机组于1994年投入运行，分别向广电和中电两个电网供电。

由于两个电网都有抽水蓄能容量供调度使用，为核电创造了良好的运行环境，使核电不作调峰，实现稳定运行。

2、十三陵抽水蓄能电站十三陵抽水蓄能电站系利用已建十三陵水库为下库，在蟒山后上寺沟头修建上库，上下库落差 430m 。

电站装机容量为 80 万 kW （4×20 ），设计年发电量 12 亿kW·h 。

其主要任务是：担负北京地区调峰和紧急事故备用电源，改善首都供电质量；接入华北电力系统，与京津唐电网联网运行；减少火电频繁调整出力和开启，改善运行条件，降低煤耗，同时兼有填谷、调频和调相等功能。

据推算，该电站投入运行后，每年可为电网节省煤炭 22 ． 5 万 t 。

其经济评价，设计年抽水用电量约 16 亿kW·h ，按 1987 年补充初设资料，内部回收率为 27 ％。

十三陵水库控制流域面积为 223km 2 ，多年平均径流量 3100 万 m 3 ，经多年运行证明，丰、平水年可保持高水位运行。

由于库尾存在大宫门古河道渗漏通道，为确保蓄能电站遇连续枯水年能正常运行，采用堵漏防渗及补水相结合的方案，即在库区中部修建防渗墙堵漏，遇枯水年需由白河堡水库向十三陵水库补水，年补水量约 220 万 m 3 ，引水工程已于 1986 年建成，设计流量 4 ． 3m 3 /s ，能满足补水要求。

上、下水库年蒸发损失约 220 万 m 3 。

3、天荒坪抽水蓄能电站该电站装机容量达1800MW，运行综合效率最高达80.5％，超过一般抽水蓄能电站4度换3度的指标。

电站自首台机组投产以来，对保证华东电网的安全、稳定运行发挥了重要作用。

自1998年投产至2003年6月底，已为电网应急调频或事故备用23次。

它还被电网指定为系统瓦解时，恢复电网的黑启动电源。

同时，蓄能电站也成为系统调试的重要工具。

天荒坪抽水蓄能电站投入华东电网运行后，对保证华东电网的安全稳定、经济运行发挥了不可替代的作用。

4、溪口抽水蓄能电站溪口抽水蓄能电站位于浙江省宁波市奉化溪口镇，距负荷中心宁波市仅30km，装机容量80MW，是宁波地区电力系统现阶段唯一的中型调峰填谷电站。

电站由宁波市自筹资金兴建，工程建设实行业主责任制、建设监理制、招投标承包制。

电站由上水库、下水库、输水系统、圆形竖井半地下式厂房及升压开关站等组成，厂房内安装2台立轴单级单速可逆混流式水泵水轮机，发电电动机为立轴悬式、空冷、可逆式三相同步电机。

该电站上、下水库之间水平距离L与水头H之比(L/H)为4∶1，技术经济指标优越，设计年发电量为12610万kW·h，年抽水电量为17280万kW·h，抽水—发电循环电站的综合效率为73%。

电站于1998年6月8日正式投入商业运行，通过对6、7、8三个月实测，电站的综合效率达到77.7%，经济效益较好。

该电站的建成对缓解宁波地区电力系统日益严重的峰谷矛盾，提高供电的可靠性，改善供电质量起到了很大作用。

5、黑糜蜂抽水蓄能电站黑糜峰抽水蓄能电站位于湖南省望城县桥驿镇境内，工程枢纽主要由上水库、输水发电系统和下水库三大建筑物组成，装4台单机容量为300MW的可逆式水轮水泵机组，总装机1200MW，为一等大(1)型工程。

上水库工程位于黑麋峰西侧坡，主要建筑物包括主坝1、主坝2、副坝1、副坝2及上水库进出水口，其中主坝1、主坝2、副坝2均为混凝土面板堆石坝，副坝1为埋石混凝土重力坝。

下水库位于杨桥东侧湖溪冲原杨桥电站附近，于冲谷口修建大坝。

枢纽建筑物主要包括钢筋混凝土面板堆石坝和左岸泄洪洞。

蓄能电站发展前景分析1 我国电源长期发展的必然选择抽水蓄能电站建设规模与一次能源开发利用和电源结构有关。

从我国今后电源发展看, 预计2010年我国的发电装机将达到9 亿kW, 2020 年将达到13 亿kW 上。

我国以煤为主的能源格局决定了未来的装机构成中仍将以煤电为主。

从系统经济性和安全性的角度考虑, 系统需要配置3%～5% 的抽水蓄能电站[2], 因此, 到2020 年我国需要建设4 000万～6 000 万kW的抽水蓄能电站。

2 电源结构优化调整的必然选择为减少化石能源消耗, 控制大气污染物排放,应积极优化我国的电源结构。

长远来看, 国家将大力发展核电、风电及其他可再生能源发电。

从经济与安全运行的角度, 核电应当尽可能避免调峰, 主要承担基荷。

风电等可再生能源发电的可控性较差,具有反调节特性, 往往给调峰带来更大的困难。

因此, 随着核电、风电及其他可再生能源发电比重的不断提高, 为提高系统运行的安全性与灵活性, 必须配置相应规模的调峰电源。

我国水电资源丰富但存在地区上分布不均的特点, 80% 集中在西部地区, 中东部负荷中心水电资源较少, 且大部分已开发完毕,进一步开发的潜力非常有限, 我国天然气资源并不十分丰富, 加之优先满足居民与化工应用, 发电用气供应将非常有限,另一方面, 随着燃气价格的不断上涨, 天然气发电的市场竞争力也受到很大影响, 因此, 未来我国大规模建设天然气电站的不确定性较大。

相比而言,中东部负荷中心具有一些建设条件优越的抽水蓄能电站站址, 可因地制宜建设一定规模抽水蓄能电站以解决调峰问题或弃水问题[3, 4], 是系统配置调峰电源较好的选择。

3 改善电能质量、提高服务水平的必然选择英国、美国、日本等国家电源构成中调峰性能优越的天然气发电机组比重分别达到33% 、22% 和25% , 但抽水蓄能电站仍然占有相当比重。

美国抽水蓄能机组占全国装机的比重超过2%, 英、法等国均超过4% , 日本超过10% , 一定程度上验证了抽水蓄能电站不仅仅具有调峰的作用, 还具有其他机组所无法替代的动态效益随着我国经济社会的快速发展, 为满足用户对电力供应安全和质量要求的不断提高, 发挥抽水蓄能电站的动态效益, 建设适当比例的抽水蓄能电站显得十分必要。

4 提高跨区送电安全性的必然选择我国东部经济发展较快而缺乏资源, 决定了必须进行大范围的资源优化配置,大力推进西电东送与全国联网。

随着未来特高压电网的逐渐形成, 跨区送电规模将大大增加。

为保证受端电网的电压支撑、解决送电线路故障带来的稳定问题、克服故障工况下受端电网的有功和无功不足等问题, 应在受端负荷中心建设适当规模的抽水蓄能电站担当紧急事故备用的保安电源, 化解电网运行风险, 提高系统运行安全性。