抽水蓄能电站概论.docx

《抽水蓄能电站概论.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《抽水蓄能电站概论.docx（19页珍藏版）》请在第一文库网上搜索。

1、1概论.抽水蓄能电站发展历史概况从最早的原始装置算起，抽水蓄能电站已有上百年的历史，但是具有近代工程意义的设施，则是近几十年才出现的。抽水蓄能建设早期的发展是以蓄水为目的，在西欧一些多山的国家里，利用工业多余电能把汛期的河水抽到山上的水库储存起来，到枯水季节再放下来发电。这些是季调节型的抽水蓄能工程。抽水蓄能电站的建设起始于欧洲I。1882年瑞士建成了世界上最早的抽水蓄能电站一一苏黎世奈特拉抽水蓄能电站，功率515kW,扬程153m,1909年又建成了沙夫豪森抽水蓄能电站，装机容量2000kW,扬程154m。随后意大利于1912年利用两个天然湖泊之间的156m落差建成维罗尼抽水蓄能电站，装机容

2、量7600kW0时隔12年法国建成贝尔维尔抽水蓄能电站，装机容量18000kW,水头达542m。接着德国于1926年建成施瓦森巴克沃克抽水蓄能电站，装机容量增加到4300OkW,扬程为340m。1931年日本建成了小口川第三电站，该电站为混合式抽水蓄能电站，其蓄能装机14000kW,额定水头621.2mo此后西方发达国家又相继修建了一批抽水蓄能电站。电站装机规模逐渐增大，其中以德意志联邦共和国于1943年建成投产的维茨瑙抽水蓄能电站装机220MW为最大。根据WaterPower&DamConstruction2001年年刊所载世界抽水蓄能电站调查表统计到1950年，全世界建成抽水蓄能电站28座

3、，投产容量约1994.01MW。进入20世纪60年代，美国、日本、西德、法国等发达国家加快了抽水蓄能电站的建设步伐，稍后发展中国家，例如南非、印度、巴西、哥伦比亚等也开始建设抽水蓄能电站，投入运行的抽水蓄能电站迅速增加。据不完全统计，截至2004年全球已有38个国家和地区修建了抽水蓄能电站，到2004年投入运行的抽水蓄能电站317座，装机总容量为122078.81MWo其中装机容量最多的国家是日本，其次是美国，第三位是俄罗斯，中国名列第七位。目前已经全部建成或首台机组投产的装机容量达到或超过IOooMW的抽水蓄能电站有43座。其中最大的是俄罗斯的卡涅夫抽水蓄能电站，装机容量为3600MW,第一

4、台机组于1993年建成发电；其次是我国的广州抽水蓄能电站，装机容量为2400MW,第一期4X300MW于1994年建成发电，第二期4X300MW于2000年建成投产。早期建设的抽水蓄能电站采用水轮机与水泵分开布置，后来随着水力机械制造技术的进步，逐步采用可逆式机组。最早采用可逆式机组的是西班牙于1929年建成的乌尔迪塞托抽水蓄能电站，该电站装机容量7.2MW,最大扬程420m。20世纪60年代以后，抽水蓄能电站大量采用可逆式机组，目前单级水泵水轮机的最大扬程已达778m（日本葛野川电站），最大单机容量已达475MW（美国的腊孔山电站）。世界抽水蓄能电站迅速发展的主要有以下几点原因：（1）电力负

5、荷迅速增长，特别是用电结构的变化，使负荷率下降，高峰负荷与低谷负荷差距加大，要求有更多的运行灵活的电站来承担调峰任务。（2）普通火电机组参加调峰运行技术上难以完全适应电力负荷急剧而频繁变化，且频繁大幅度变出力运行容易引起故障，增加检修维护费用，同时机组效率降低，能耗增加。而专门设计的用来担任调峰运行的所谓尖峰火电机组制造技术复杂，价格昂贵，运行成本高。（3）新型高参数大容量火电机组大量投入，核电站日益增多，从安全和经济的角度出发都要求这些机组尽可能在高效率区稳定运行。抽水蓄能电站正好能配合这些电站联合运行，既可提高电力系统的运行可靠性，又能降低电力系统运行成本，经济效益和社会效益明显。（4）随

6、着科学技术的进步，机组制造水平不断提高，高扬程、大容量可逆式机组得到广泛应用。而扬程高、水头高，相应的调节库容、输水道直径、机组和厂房尺寸都可以大为减小，工程造价随之降低，单位千瓦投资接近或低于火电。同时与常规水电相比，抽水蓄能站具有发电调节水量少、水库规模小淹没损失小、施工导流不复杂等优点，并且可供选择的站址较多。（5）由于实行分时电价，高峰、低谷电价差距逐步拉大，抽水蓄能电站可以做到低价进（指抽水购电）高价出（指发电售电），财务上有优势。特别是从电网公司整体利益出发，抽水蓄能电站可以为电力系统获得数量可观的静态效益和动态效益，足可抵偿电站建设及运行资金支付和弥补抽水蓄能在能量转换过程中造成

7、的损耗。（6）有的国家所处地理位置优越，国内又有丰富的建设条件和优良的抽水蓄能站址，建设抽水蓄能电站吸收邻国低谷廉价电力，向国外出售高峰电力，提供调频、调相、旋转备用等服务，从中获得可观利润。我国研究开发抽水蓄能电站始于20世纪60年代。1968年在河北省的岗南水电站安装了1台可逆式机组，建成我国第一座混合式抽水蓄能电站。该电站装机容量41MW,2台15MW常规水电机组，1台IIMW抽水蓄能机组，最大水头64m,可逆式机组由日本引进。1973年和1975年又在北京密云水电站相继安装了2台可逆式机组，其发电额定出力13MW,抽水最大功率15MW,最大水头64m,机组由天津水力发电设备制造厂仿造。

8、电站投入运行后调峰填谷作用明显，在改善系统火电运行条件及缓和发电与其他用水矛盾方面取得了良好的效果。改革开放以后，随着国民经济的快速发展，在电力负荷急剧增长的同时，负荷特性也因用电结构的改变而发生很大变化，总的趋势是负荷水平迅速提高，负荷率下降，峰谷差逐渐加大。在严重缺电的形势下，各地加快了电源建设，特别是火电工程上得快，一些地区随着火电投产容量不断增加，致使水电容量在电网中的比重迅速下降，调峰问题日益严重，拉闸限电频繁，出现了白天低周波、夜间高周波运行，电网安全受到威胁。这种情况在京津唐、华东和广东等电网表现尤为突出。为了解决电网调峰问题，上述地区加快了对建设抽水蓄能电站的必要性、可能性和经

9、济性的调查研究，开展了抽水蓄能电站的站址选择和规划工作。于1980-1985年相继选出了第一批大型抽水蓄能站址。进入20世纪90年代以后，“广州”、“十三陵”、“潘家口”、“天荒坪”及“羊卓雍湖”等大中型抽水蓄能电站相继开工建设。1991年京津唐系统较大规模的潘家口混合式抽水蓄能电站第一台机组建成投产。该电站装机容量420MW,其中1台常规水电机组，容量为150MW,3台可逆式机组，单机容量：发电90MW,抽水82MW,最大发电水头和抽水扬程均为86mo1993年3台蓄能机组全部建成发电。1993年6月广州抽水蓄能站第一台机组建成投产。该电站为大型日调节纯抽水蓄能电站，总装机容量2400MW,

10、最大发电水头536m,最大抽水扬程550m,分两期建设，第一期4300MW,1994年3月4台机组全部建成投入商业运行。接着于1994年9月开工建设第二期4X300MW工程，并于2000年3月全部建成投产。1995年12月十三陵抽水蓄能电站第一台机组投产发电，1996年6月、1996年12月、1997年6月另外3台机组陆续建成投产。该电站为大型日调节纯抽水蓄能电站，总装机容量800MW,安装4台200MW机组，最大发电水头477m,最大抽水扬程490m。1998年羊卓雍湖抽水蓄能电站第一台机组建成投产。该电站利用羊卓雍湖作为上水库、雅鲁藏布江作为下水库，为季调节抽水蓄能电站，最大发电水头816

11、m,最大抽水扬程847m,总装机容量90MW,安装4台22.5MW三机式机组（电机、水轮机、水泵同轴）。1998年9月华东电网第一座大型日调节纯抽水蓄能电站一一天荒坪抽水蓄能电站的第一台机组建成投产，电站总装机容量1800MW,安装6台300MW水泵水轮发电电动机组。最大发电水头567m,最大抽水扬程614m0其余5台机组分别于1998年12月、1999年9月、1999年12月、2000年3月及2000年12月陆续建成，2000年底全部并网发电。上述几座大型纯抽水蓄能电站建成投产，标志着我国抽水蓄能电站建设由初期的低水头、小容量、混合式开发，进入高水头、大容量、纯抽水蓄能开发的新阶段。在进行上

12、述电站建设的同时，还建成了一批中小型抽水蓄能电站，例如浙江省装机容量为80MW的溪口抽水蓄能电站、江苏省装机容量为IOOMW的沙河抽水蓄能电站及安徽省装机容量为80MW的响洪句抽水蓄能电站。与此同时，我国沿海诸省及内陆地区都开展了抽水蓄能电站选点规划工作，又有一批大型抽水蓄能电站开工建设，例如浙江的桐柏（1200MW）、江苏的宜兴（1000MW）安徽的琅哪山（600MW）、山东的泰安（IOOOMW）河南的宝泉（1200MW）、河北的张河湾（1000MW）.山西的西龙池（1200MW）、湖北的白莲河（1200MW）、湖南的黑糜峰（1200MW）、广东的惠州（2400MW）等。1.2抽水蓄能电站的

13、工作原理抽水蓄能电站利用可以兼具水泵和水轮机两种工作方式的蓄能机组，在电力负荷出现低谷时（夜间）做水泵运行，用基荷火电机组发出的多余电能将下水库的水抽到上水库贮存起来，在电力负荷出现高峰时（下午及晚间）作水轮机运行，将水放下来发电。一座抽水蓄能电站具有如图1-1（a）所示的几个基本组成部分。抽水蓄能机组可以和常规水电机组安装在一座电站内，这样的电站既有电网调节作用又有径流发电作用，称为常蓄结合或混合式电站。有的蓄能电站是专为电网调节修建的，与径流发电无关，则称为纯抽水蓄能电站。抽水蓄能电站可以按照计划发电，在电网中承担峰荷或腰荷，而其更大的作用是在电网中担负不定时的调峰和调频任务。另外,抽水蓄

14、能机组也可以担负调相任务，在事故备用（包括旋转备用）方面更具有优势。现在电力系统中使用的发电机组容量越来越大，我国已在生产单机容量为600MW的热力机组，并已使用由国外引进的核电站900MW热力机组。但由于结构上的原因，这些巨型的热力机组和核电机组很不适于在变化负荷下运行，并且有最小技术出力限制（大型火电机组为额定出力的70%左右，核电机组为80%90%）,故均不适于在低负荷下运行。为了使发电能力和用户负荷平衡，需要有调节能力很强的设备，在电力有剩余时把能量贮存起来，在电力不足时把能量释放出来，抽水蓄能机组正好具有这种功能。1234图1-1(a)抽水蓄能电站的基本组成部分1一上水库，2地面控制

15、室，3出线洞，4一压力管道，5一下水库，6一尾水隧道，7一尾水词压室，8一地下厂房，9一主阀室图1-1(b)抽水蓄能电站的上、下水库目前我国以热力机组为主的发电系统的组成是：使用单机容量很大、经济性很高的燃煤机组来承担负荷中不变的部分（基荷），使用调节性能较好的燃煤或燃油调峰机组和某些水电机组来承担负荷中有规律变化的部分（腰荷），使用水电机组或燃气轮机来承担负荷中变化频繁的部分（峰荷）。电力系统如装有抽水蓄能机组，则可以用来替代承担腰荷及峰荷的热力机组。按电力系统在24h之内电力负荷的实际变化规律绘制的图形称为日负荷图。从图上可以看出，每天夜间是负荷的低谷时段；上午负荷急速上升；到午后达到顶点

16、；到晚间又逐渐下降，回到低谷处，最低点负荷约为最高点的44%。尽管电力系统的总容量不断增加，但是每天负荷的相对变化规律却十分相象。为便于分析，将电力系统的日负荷图简化，如图12所示。图中最大的负荷值为匕奴，最小的负荷值为匕加，按能量计算的平均负荷为巨。现在用负荷率的概念来表征负荷波动的程度，将负荷率定义为:最小负荷率=PnJPmia平均负荷率z=P/Pmax时刻图1-2电力系统日负荷图在以热力机组为主的电力系统中，根据运行经济性的要求，希望日最小负荷率夕值不小于0.70.75,日平均负荷率y值不小于0.850.9.但是我国电网实际的负荷率都远远低于这些数值，所以为提高电力系统的功能，除了装设基荷的发电机组外，还必须有一定数量能起调节作用的调峰和调频机组。从图1-2上看，如果只装设调峰热力机组、燃气轮机或常规水电机组，所需的总装机容量为匕以-匕加，而在此容量内有些