抽水蓄能知识

抽水蓄能的概念

抽水蓄能电站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。它在用电低谷时用过剩电力将水从下水库抽到上水库储存起来，然后在用电高峰时将水放出发电，并流入下水库。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而在低谷压负荷、停机这种情况来的便宜，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。所以，抽水蓄能电站是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，发展抽水蓄能电站是非常必要的。

有人说抽水蓄能是“用4度电换3度电”，是划不来的。这种看法有何不对？

发布时间：2013-05-09文章来源：null

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运行时的电能，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，由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，可以改善火电或其它电机组的运行条件，使其能为均匀的出力在最优状况下运行，即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

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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。

什么是抽水蓄能电站的静态效益？

发布时间：2013-05-09文章来源：null

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，负担电网尖峰容量；用电低谷时段，则可作为电网用户，吸收低谷电量抽水蓄能，减少负荷峰谷差。因此抽水蓄能电站可减少火电机组的日出力变幅，使其在高效区运行，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。

抽水蓄能电站适用于哪些电力系统

发布时间：2013-05-09文章来源：null

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

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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。

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，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1000~2000千米甚至2500千米以上，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。

什么是抽水蓄能电站的动态效益？

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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：

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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，出力变化可以从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，其负荷跟随很快，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，但因其水库库容较小，起到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：抽水蓄能机组由于其结构上的优点，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。

抽水蓄能电站的运营管理和投资回报

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从目前已运行的抽水蓄能电站来看，主要有以下四种经营模式： （一）电网统一经营方式，如十三陵抽水蓄能电站。

十三陵抽水蓄能电站投入运行后，一直作为华北电网公司直属电厂管理，采用电网统一经营方式。在财务上，主要对材料费、检修维护费、管理费等几

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个关键指标进行考核，以前还包括发电量，但由于受电站在电网中作用发挥的影响，发电量变化较大，近来电量已很少，年利用小时约500小时左右，已不作为考核指标；在运行上，电站在京津唐电网主要承担日常调峰、调频、紧急事故备用等任务，由华北电网公司直接调度；在技术上，主要对机组可用率、等效可用系数、电压稳定等指标进行考核。十三陵抽水蓄能电站电网统一经营方式的主要优点是：

（1）可以简化管理关系，减少电厂和电网的矛盾。在当前发电侧没有实行峰谷电价（或峰谷电价还不到位）的情况下，发电越多，损失越大，如果独立运作，电厂和电网公司会产生较大的利益矛盾。

（2）可以利用电网调度优势，实施经济调度，实现电网公司和蓄能电厂整体利益的最大化。

（3）可以保证电厂的还本付息。蓄能电厂投资大，每年需要大量的还本付息资金。电网公司现金充裕，可以确保还贷，有效克服单一电厂还贷风险高的缺点。

（4）可以利用电网的资信和支持，降低财务费用。

（二）单一电量电价独立经营方式，如响洪甸抽水蓄能电站。

响洪甸抽水蓄能电站实行单一电量电价独立经营。2000年国家计委计价格[2000]1097号文批准上网电价为1.00元/kWh，省物价局以皖价服字[2000]376号文核定相应的上网电量为0.5313亿kWh，抽水电价按天荒坪的0.214元/kWh执行。2002年省物价局以皖价服字[2002]220号文将上网电价调整为0.85元/kWh，对应的上网电量为1.0626亿kWh，抽水电价维持不变。2003年，省物价局以皖价函[2003]33号批复响蓄机组超过基本电量的发电量按照抽水发电成本0.37元/千瓦时结算。2004年，省物价局以皖价服字[2004]186号文核定上网电价0.85元/kWh，对应上网电量1.3亿kWh。由于采用单一电量电价经营，风险较大。按照以上的电价经营，2004年以前，年年亏损。经过多方努力，从2004年开始，电价保持不变，基本电量从10626万kWh调增至13000万kWh，经营局面才得到扭转。

（三）两部制电价委托电网经营方式，如天荒坪抽水蓄能电站。

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天荒坪抽水蓄能有限公司依据公司法建立了公司章程，按照章程确定的运转机制进行运转，同时董事会又委托华东电网公司对电站进行日常生产经营操作。1998年，双方签订了委托生产经营合同，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、机构定员设置等方面进行管理。电费由有限公司与华东电网公司直接结算，而华东电网公司在联络口子上与三省一市电力公司进行结算。电站容量和所发电量由华东电网公司统一调度，根据“谁投资，谁用电”的原则，综合平衡后分配给三省一市电力公司（三省一市容量分配比例为6：5：5：2，相应的容量分配为：上海600MW，占33.3%；江苏和浙江各为500MW，各占27.8%；安徽200MW，占11.1%。抽水容量分配与发电比例相同）。委托生产经营方式使得蓄能电站和电网的关系更加紧密，电站的发用电计划和电费结算只和华东电网公司发生关系，大大降低了工作难度。2002年天荒坪抽水蓄能公司与华东电网公司续签了合同，目前各方面运转良好。天荒坪电站机组投运初期，由于临时结算电价不甚合理，曾造成电站一度亏损，自2000年实施正式核准两部制电价后，电站扭亏为盈。两部制电价委托经营方式有两部制电价独立经营的一般特征，并且由于代理生产经营管理的电网公司在调度和计划方面处于有利地位，因而电站比实行两部制独立经营时的经营风险更小。不过，正是由于委托经营的管理方式使电站在电力计划和调度方面受益，因此，两部制电价的作用需要客观评价；此外，天荒坪抽水蓄能电站一直按较为固定的曲线运行，特别是在缺电的情况下，有时仍进行抽水运行，在某种程度上损害了天荒坪抽水蓄能电站调峰、调频等综合效益的发挥。[FS:PAGE]

（四）容量租赁经营方式，如广州抽水蓄能电站。

广州抽水蓄能电站装机容量2400MW，由广东省电力集团公司（占54%股份）、国家开发投资公司（占23%股份）和广东核电投资公司（占23%股份）共同投资建设，1993年6月第一台机组投运，2000年3月一、二期全部建成投产，并成立广东抽水蓄能联营公司进行管理，享有独立的法人资格，对内享有自主经营管理权，对外以自身财产承担有限责任。

运行初期，广蓄采用了来电加工的经营模式，即由广东电网提供低谷电，经加工为高峰电并考虑损耗后交回电网，电网按每度高峰电支付加工费，加工费是经过省物价局批准的，它包括电站成本、税收、还贷付息和利润。1994年广蓄电站在广东电网实际发电量仅为4.82亿kWh，大大低于设计值10亿

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kWh。尽管1994年广蓄支出较正常年份已减少近三分之一，但仍出现经营亏损。为解决广州抽水蓄能电站的经营亏损问题，从1995年5月29日起广蓄电站一期工程50%的容量开始实行租赁经营（另50％的容量使用权出售给香港抽水蓄能发展有限公司，按双方互惠原则，出售容量使用权的单价为3500港元/千瓦，低于香港用作调峰的其它电源成本，但高于广蓄的实际建设投资；运行管理由广蓄承担，由港方支付低于国际水平而又高于广蓄实际需要的运行管理费用）。由广东核电集团和广电集团公司联合租赁，合同规定：广电和核电各出资50%，年租赁费按广蓄电站一年的运行成本、还本付息、利润和税收（营业税和附加）以及股东的回报确定，约280元/kW.年。租赁后的容量由广东电网统一调度，广电集团公司支持核电长期不调峰安全稳定运行。广蓄按照调度要求运行，以充分发挥抽水蓄能电站的作用，实现其经济效益，在1995年当年即扭亏为盈，走上了比较正常的运营轨道。由于租赁经营成功，广蓄二期4台30万千瓦机组于2000年投入商业运行后，全部被广电集团公司单独租赁。多年来，广州抽水蓄能公司取得了不错的经济效益。

从广州抽水蓄能电站的经验看，电站租赁经营风险较小；并且，电站租赁后，电网也可以将电站作为车间根据电力系统需要运行，随时为电网提供调峰、填谷、调频、调压等服务，保证电网安全稳定运行。

综上所述，从抽水蓄能电站目前四种经营方式的经营风险看，电网统一经营的风险最低，其余依次应为容量租赁经营、委托电网经营管理、两部制电价独立经营、单一电量电价独立经营方式；从是否有利于充分发挥抽水蓄能电站的调频、调相、事故备用等维护电网安全稳定及经济运行等方面的作用来看，四种经营方式的排序和经营风险的排序基本一致，但委托电网经营方式由于受利益驱动的影响，有时电网为追求代理效益的最大化，难以从电网的实际需要来考虑电站的合理运行，不利于发挥抽水蓄能电站在维护电网安全稳定运行等方面的综合效益。

为什么风电较集中的电网也需要抽水蓄能电站？

发布时间：2013-05-09文章来源：null

在风电较集中的或准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

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分利用当地资源，在发展风电的同时，配备一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；而且可为电网提供风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。

抽水蓄能电站选点规划的原则是什么？

发布时间：2013-05-09文章来源：null

抽水蓄能电站的选点规划是在负荷中心的附近地区寻找可能开发的站址，可选面广，不像常规水电站那样只能沿着河流（包括干流和支流）寻找合适的站址。通过普查，摸清给定区域范围内所有可开发蓄能电站站址的基本建设条件，经过比较，从中选出若干个建设条件较好的站址，然后进行规划阶段的勘测设计工作，通过技术经济论证，最后确定第一期开发工程和开发顺序。

进行抽水蓄能电站选点规划工作，首先应弄清所在电网对于调峰电源的需求状况，建设必要性的论证是整个前期工作阶段的主题。装机规模要适应负荷发展需要，合理的装机规模取决于系统负荷增长速度、负荷特性、电源结构和抽水蓄能电站本身的技术经济条件。其次应考虑与负荷中心的距离，宜选在经济发达地区负荷比较集中的地点，特别应靠近工业比较集中的大城市。然后要注意水源问题，尤其在水资源比较贫乏的地区，水源是抽水蓄能电站能否建成的关键问题，应引起足够的重视。在这基础上，应选择可建造上、下水库的合适地形，并要求上下两水库之间有足够的高差，水平距离较短，即距离比（L/H）较小的站址。另外，由于抽水蓄能电站水库水位变化频繁而急剧，对于没有天

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然水源的上水库，其中水量是消耗电能抽上去的，因而防渗要求高。对厂房和输水道都置于地下的电站，地址条件的好坏对工程费用影响也很大。

除上述情况外，还应注意周围的环境条件。一般情况下，抽水蓄能电站的建设对自然环境的影响比常规水电站要小，然而由于其位置大多紧靠负荷中心，建在用电集中的大城市附近，有时靠近、甚至位于风景名胜区，因而选点时应充分注意对周围环境的影响。利用已建水库或天然湖泊作为下水库（或上水库），既有有利的一面，也有处理相关问题复杂的一面，应做全面的经济比较和利弊分析，并在此基础上进行决策。由于抽水蓄能电站水泵水轮机组水头（扬程）高，过机流速大，故机组对泥沙磨损较为敏感。

为什么有些水电丰富的地区仍需要抽水蓄能电站？

发布时间：2013-05-09文章来源：null

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，水电调节性能较差，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？我们可从以下几个方面进行分析：

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峰。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

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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。

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，抽水蓄能电站投运后，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，其它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。

抽水蓄能电站有哪些组成部分？各部分都起什么作用？

发布时间：2013-05-09文章来源：办公室

抽水蓄能电站有上水库、输水系统、安装有机组的厂房和下水库等建筑物组成。

抽水蓄能电站的上水库是蓄存水量的工程设施，电网负荷低谷时段可将抽上来的睡储存在库内，负荷高峰时段由水库放下来发电。输水系统式输送水量的工程设施，在水泵工况（抽水）吧下水库的水量输送到上水库，在水轮机工况（发电）将上水库放出的水量通过厂房输送到下水库。厂房是放置蓄能机组和电气设备等重要机电设备的场所，也是电厂生产的中心。抽水蓄能电站无论是完成抽水、发电等基本功能，还是发挥调频、调相、升荷爬坡和紧急事故备用等重要作用，都是通过厂房中的机电设备来完成的。抽水蓄能电站的下水库也是蓄存水量的工程设施，负荷低谷时段可满足抽水的需要，负荷高峰时段可蓄存发电放水的水量。

抽水蓄能电站和常规水电站有哪些不同？

发布时间：2013-05-09文章来源：办公室

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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是，经常进相吸收无功功率。调节库容较大的或设置事故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）

从在电网中德地位来看，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，由于谁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。

抽水蓄能电站在增进能源利用上有什么作用？

发布时间：2013-05-09文章来源：null

抽水蓄能电站的调峰填谷效益主要体现在提高电网中火电及其它能源的负荷率，使火电和其它电源的能量得到更充分地利用。电网中有了抽水蓄能电站，可使火电尽可能承担负荷曲线图上基荷和部分腰荷，从而使火电机组安全、

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稳定地运行，提高了利用小时，并减少频繁起动，节约能源，降低煤耗；核电站可担任基本负荷稳定运行（负荷因子达到70%~80%），借以提高电网和核电站本身的经济性和安全性；水电比重较大的电网可减少常规水电站汛期的弃水调峰，借以提高水能资源的利用率；风电比重较大的电网，可增加系统吸收的风电电量，使随机的不稳定的风电电能变成可随时调用的可靠电能。

总之，有了抽水蓄能电站后，火电和其它类型电源所发电量的利用率都得到提高，也使电能的质量提高了。

抽水蓄能电站在增进能源利用上有什么作用？

发布时间：2013-05-09文章来源：null

抽水蓄能电站的调峰填谷效益主要体现在提高电网中火电及其它能源的负荷率，使火电和其它电源的能量得到更充分地利用。电网中有了抽水蓄能电站，可使火电尽可能承担负荷曲线图上基荷和部分腰荷，从而使火电机组安全、稳定地运行，提高了利用小时，并减少频繁起动，节约能源，降低煤耗；核电站可担任基本负荷稳定运行（负荷因子达到70%~80%），借以提高电网和核电站本身的经济性和安全性；水电比重较大的电网可减少常规水电站汛期的弃水调峰，借以提高水能资源的利用率；风电比重较大的电网，可增加系统吸收的风电电量，使随机的不稳定的风电电能变成可随时调用的可靠电能。

总之，有了抽水蓄能电站后，火电和其它类型电源所发电量的利用率都得到提高，也使电能的质量提高了。

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？

发布时间：2013-05-09文章来源：办公室

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。

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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，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。

（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，无论在发电工况活着抽水工况，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。

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（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矿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。

水轮机工矿发电及停机 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

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抽水蓄能电站与核电站配合运行有哪些效果？

发布时间：2013-05-09文章来源：null

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到了巨大的作用，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到了重要作用。

（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115亿千瓦时，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16%。

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（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很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2600兆瓦）建成后会使电网调峰容量缺口增加1200兆瓦，因此建议同步建设有1000兆瓦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。

抽水蓄能电站与核电站配合运行有哪些效果？

发布时间：2013-05-09文章来源：null

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到了巨大的作用，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到了重要作用。

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（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115亿千瓦时，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16%。

（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很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2600兆瓦）建成后会使电网调峰容量缺口增加1200兆瓦，因此建议同步建设有1000兆瓦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。

我国需要哪些措施才能使抽水蓄能得到更大发展？

发布时间：2013-05-09文章来源：null

从抽水蓄能电站诞生和发展的历史来看，它是经济增长并发展到一定程度的产物。世界各国是这样，我国也是这样。当前，我国电力工业形势已经发生了实质性的变化，电力供需紧张关系渐趋缓解，除少数地区仍有拉闸限电外，全国大部分地区已从缺电的困境中解脱出来，电力市场开始从“卖方市场”转向“买方市场”。在这样的条件下，建设抽水蓄能电站是电网提高供电质量，赢得用户的重要措施之一。为了优化电网电源结构，适应用电构成变化的要求，提高电网管理水平，应大力发展抽水蓄能电站。

为了使抽水蓄能电站得到更大的发展，应解决以下问题：

（1）加强调查和分析研究工作，提高对抽水蓄能电站的认识。如有人认为抽水蓄能电站只是给核电配套的，没有核电的地区就不需要建设抽水蓄能电站；也有人认为火电机组也能调峰，调峰深度能达到50%，甚至70%，另建抽水蓄能电站不合理；还有人认为水电比重大的电网，只是丰水期缺调峰容量，对是否要建抽水蓄能电站表示怀疑：如此等等。产生上述看法，主要是对蓄能电站的功能了解不全面。

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对于水电很少或水电调蓄性能不佳的电网，配置抽水蓄能电站后，系统年运行费降低，煤耗减少，供电可靠性和质量提高，系统的经济效益、社会效益和环境效益都好。这些需要宣传、沟通，逐步统一认识。

（2）抽水蓄能电站除调峰填谷外，还具有调频、调相和紧急事故备用等动态功能，因而年发电量较少，年利用小时大多只有800~1000小时；抽水蓄能电站创造的动态效益，在保证火电、核电正常运行以及系统供电安全和提高电能质量方面作用显著，却又得不到经济补偿，仅体现在社会效益上。

上述情况致使抽水蓄能电站国民经济评价结论很好，而财务评价结论却不够理想。这是由于抽水蓄能电站的效益在电网，不在电站本身，以及现行的电价体制基本采用单一电量核算方法，难以衡量电能的质量，更无法计及动态效益。既然抽水蓄能电站的效益主要体现在电力系统和火电厂（或核电厂）之中，故应从全网的角度来分析、评价、核算其经济效益，电价体制应逐步改革。

（3）目前大部分抽水蓄能电站的运行管理模式难以适应现行政策，应找到一个好的经营模式，使抽水蓄能电站的公司能够盈利，至少不亏本，就能加快抽水蓄能电站的建设步伐。除了广州抽水蓄能电站建成后采取租赁模式租赁给广东电网公司外，还有的公司提出来将抽水蓄能电站和火电厂“捆绑”在一起。“捆绑”后，火电厂增加了利用小时，降低了单位煤耗；抽水蓄能电站以燃料成本价来计算抽水电价，也降低了成本，是一个双赢的方案。

（4）抽水蓄能电站水工建筑工程量较小，而机组的投资比重大，约占总投资的50~60%。现在运行的大型抽水蓄能机组的主要部分靠进口，其投资较高，使还贷电价更高，无疑在一定程度上影响了抽水蓄能电站的发展。我国抽水蓄能电站的发展前景广阔，抽水蓄能机组需求量较大，应大力推进机组的国产化和本土化。采用在我国生产的机组，造价就可降下来，从而提高抽水蓄能机组的经济效益。

“西电东送”（大容量远距离输电）为何需要抽水蓄能电站？

发布时间：2013-05-09文章来源：null

西部大开发战略推动了“西电东送”的实施，带来了水电大发展的历史机遇，加快了全国联网的步伐。为保证电网的安全稳定运行，在“西电东送”受电端的

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负荷中心附近建设抽水蓄能电站，是众多措施中的最佳选择。“西电东送”的电源点，大部分距离东部负荷中心地区比较远，需要架设远距离、超（特）高压输电线路，将西部水电、坑口电站丰富的电能送往东部，因而“西电东送”将促进东、西部联网，在这基础上实现全国联网。联网后除可取得电力电量效益外，还可取得电力补偿、互为备用等多种效益。因此，在实现联网后是否还需要抽水蓄能电站，届时抽水蓄能电站将发挥何种作用，这些都是需要探讨的问题。

西欧联合电网是世界上联网最紧密的地区，又是抽水蓄能电站起步最早、发展较快、比重较大的地区。各国出自技术、经济和运行管理等方面的考虑，无论是在火主电网还是水主电网，均建有一定比重的抽水蓄能电站。这说明联网与抽水蓄能电站并不排斥，而应合理地组合，以取得最大的经济效益。

国内外的实例均说明了电网越大，保证电网安全稳定运行的难度越大，一旦出现事故，造成的损失也越大。抽水蓄能电站的快速反应特性和一系列动态功能，是电网排除重大事故和安全稳定运行的保障。因而，“西电东送”促进了联网，联网更需要抽水蓄能电站。

巴西的水能资源集中在西南部巴拉拉河，工商业发达区在东南部，两地相距约1000~1500千米，也存在“西电东送”的问题。面对这一基本情况，西部水电基地的电源点以何种方式向东部送电呢？这里有两种情况，一种是向东部送峰荷，则水电站装机容量要加大，不但工程造价会增加，同时输变电规模和相应投资也会增加；另一种情况是向东部送基/腰荷，然后在负荷中心选择合适的站址修建抽水蓄能电站，通过调峰填谷，把基荷转换为峰荷，这样可以减少西部水电厂房、机组和输电线路的投资，用来修建抽水蓄能电站。巴西有关部门对此曾按照上述两种情况做过电力规划和经济比较，结论是送水电基荷加抽水蓄能电站要比送水电峰荷来得便宜。

我国西部水电基地要实施“西电东送”，从黄河上游向京津唐，从金沙江向华东以及从澜沧江向广东，输电距离一般大于1000千米，甚至在1500~2000千米以上。若参照巴西的情况做电力规划和经济比较，估计也会得到同样的结论。西部煤炭基地建设坑口电站往东部送点，基本上是基荷，如不在东部负荷中心附近建设抽水蓄能电站，就必须建设安装燃油（或燃气）机组的电厂。因而将西部电力送往东部，无论是送水电还是火电，最佳的选择是在东部受电区建设抽水蓄能电站配合。

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在已有水库上增建抽水蓄能电站应有哪些考虑？

发布时间：2013-05-09文章来源：null

在抽水蓄能电站的建设中，利用已有水库或天然湖泊作为下水库（或上水库），既有有利的一面，也有不利的一面，对于两方面的问题都应认真考虑。因而利用已建水库或天然湖泊建设抽水蓄能电站，应做全面的经济比较和利弊分析，并在次基础上最后决策。

1）利用已有水库或天然湖泊作为抽水蓄能电站的下水库（或上水库），可以节省一个水库的建设费用，这是显而易见的事情，但有可能增加其它方面的费用。如何利用已有水库工程（或天然湖泊）的有力条件，降低抽水蓄能电站的工程投资，是保证抽水蓄能电站顺利建设和正常运行的关键问题。

2）利用已有水库或天然湖泊作为抽水蓄能电站的下水库（或上水库）虽然不存在水源问题，但应注意协调新的矛盾。尤其是北方水资源缺乏的地区，在有一定径流的河道上，往往已建有水库，抽水蓄能电站站址页希望选在这些水库附近。若抽水蓄能电站需占有发电库容，影响已有水库其它综合利用部门的用水量，则应协调好各综合利用部门之间的关系，并研究可能的补偿措施。此外，还应注意对环保和水质的要求。

3）如要利用已有水库或天然湖泊作为上水库或下水库，而水库周围无更合适的地形，则可能造成蓄能电站设计的困难。若已有水库与新建水库距离较远，水库水位变幅大，将直接影响蓄能机组的水头和运行效率。若已有水库为中、小型水库，改建成大型抽水蓄能电站的下水库（或上水库）后，建筑物级别要提高，相应的大坝安全系数、泄洪标准、施工质量要求等也要提高；另外，原建筑物可能留有一些隐患，需加固处理。

什么叫纯抽水蓄能电站？

发布时间：2013-05-09文章来源：办公室

纯抽水蓄能电站的特征是只有很少甚至没有天然径流进入上水库，在调节时段内水量通过引水系统和厂房在上、下水库之间往复循环，只由于抵消蒸发和渗漏的损失，需要补充少量水源，厂房内安装的机组全部是抽水蓄能机组。

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纯抽水蓄能电站要求有足够的蓄能库容，在建设时，有的利用现有水库为上水库（下水库），新建另一水库、引水系统和厂房；也有的利用不上现有水库，完全依靠新建上，下两个水库，引水系统和厂房。

纯抽水蓄能电站一般选择在负荷中心或重要的电源点附近，以减少电站在送电和受电时输电线路的电能损失。我国已建成的广州、十三陵和天荒坪抽水蓄能电站，以及在台湾的明湖、明谭等都属于纯抽水蓄能电站。

促进抽水蓄能电站良性发展 构筑电力系统安全、节能的坚固基石——崔继纯在“积极推进我国抽水蓄能发展高层论坛暨2006年抽水蓄能专委会年会”上的讲话

发布时间：2013-05-09文章来源：null

自1882年首台抽水蓄能电站投产以来，抽水蓄能电站在世界范围内已得到了广泛发展。20世纪50年代以前，西欧各国始终领导着世界抽水蓄能电站建设的潮流，其抽水蓄能电站装机容量占世界抽水蓄能电站总装机的35%～40%。到60年代后期，美国抽水蓄能电站装机容量跃居世界第一，并保持了20多年。进入90年代后，日本后来居上，超过美国成为抽水蓄能电站装机容量最大的国家，并保持至今。迄今为止，日本、美国和西欧诸国抽水蓄能电站装机容量之和已占世界抽水蓄能电站总装机容量的80%以上。

抽水蓄能电站建设在我国起步较晚，1968年我国首台南岗抽水蓄能电站建成。上世纪80年代起，才在广东、华东和华北等东部经济发展较快、以火电为主的地区开工建设一批大中型抽水蓄能电站，从而使20世纪90年代成为我国抽水蓄能电站建设的第一个高潮。2005年底，国家电网公司对经营区域内的抽水蓄能资源进行集团化运作和集约化管理，使我国抽水蓄能电站建设进入了一个新阶段。

截至2005年底，全国抽水蓄能电站投产规模为624.5万千瓦（不含已停用的北京密云抽水蓄能电站2.2万千瓦机组和台湾省），占全国总发电装机容量的1.2%。2005年底国家电网公司经营区域内抽水蓄能电站容量为372万千瓦。

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目前全国在建抽水蓄能电站12座，在建规模为1250万千瓦，其中国家电网公司经营区域内在建抽蓄项目规模1010万千瓦。预计到2010年国家电网公司经营区域内投产抽水蓄能电站装机容量将达到1322万千瓦。

在建设资源节约型、环境友好型社会主义和谐社会的大环境下，抽水蓄能电站已成为我国电力工业节能、安全运行及可持续发展不可或缺的组成部分，并将成为提供优质电力的最佳保障。下面就抽水蓄能电站在我国电力系统中的作用、地位、规划、发展、运营机制及存在的问题与大家一起探讨，以期达成共识，共同促进我国抽水蓄能电站的良性发展，构筑电力系统安全节能的坚固基石，为我国经济发展做出更大的贡献。

一、优化抽水蓄能电站发展具有广泛的经济环保效益

我国是一个以煤炭消耗为主的国家，煤炭资源占我国能源探明储量的86.8%，占我国能源经济可开发储量的55.1%，煤炭消费在一次能源消费结构中一直高居60～70%。受一次能源结构制约，我国的电源结构以燃煤火电机组为主，到2005年底，火电约占总装机容量的75.7%，多数地区需要燃煤机组进行深度调峰或启停调峰，增加了燃煤机组的煤耗率，给资源和环境带来很大的压力。在清洁能源短缺的资源条件和现实煤电技术水平下，适度建设抽水蓄能电站，优化电源结构，促进能源节约以及环境保护、可再生能源发展就成为我国的必然选择。

抽水蓄能电站的调峰填谷具有明显的节煤作用。在经济调度下，低谷电由系统中煤耗最低的基荷机组发出，而高峰电由系统中煤耗最高的调峰机组发出。抽水蓄能电站的作用就是用高效、低煤耗机组发出的电，来替代低效高煤耗机组发出的电，其实质是以煤换煤。在满足同样用户电力需求的情况下，抽水蓄能电站所节省的煤耗为低效调峰机组与高效机组的耗煤之差。目前在我国，低效调峰机组的煤耗率高达500～600克/千瓦时，而先进超超临界机组的煤耗率在270克/千瓦时以下，超临界机组的煤耗也仅300克/千瓦时左右，扣除抽水蓄能电站的效率影响，在合理规模下抽水蓄能电站具有显著的节煤效益。

抽水蓄能电站还具有显著的环保效益，它能减少硫化物、氮氧化物、粉尘及一氧化碳等的排放，其中氮氧化物、粉尘及一氧化碳的减排是通过节煤实现的，而硫化物的减排不仅仅是由其节煤实现。由于抽水蓄能电站在正常运行时耗用的是先进的超临界、亚临界机组的电量，这些机组一般都装有脱硫装置，

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所以抽水蓄能电站在抽水时耗用电力燃煤的污染物排放很低；而抽水蓄能电站在发电时所替代的机组是系统中最落后的中高压机组，一般都没有安装脱硫装置，所以抽水蓄能电站的环保效益不仅仅是节煤所减少的污染物排放效益，而是全部替代中低压机组发电耗煤的污染物排放所减少的污染物排放效益。对于我国日益严峻的生态环境来说，抽水蓄能电站具有至关重要的作用。

我国具有数量巨大的风能等间歇性可再生能源，这些能源是我国未来能源利用的发展方向。由于风能发电的不可调节性，这些间歇性可再生能源大规模并网后产生的一个问题就是，不利于电网的安全调度，增加了供电系统的不稳定性。系统中配置一定容量的抽水蓄能电站后，可以充分发挥其蓄能作用，确保电网的安全稳定运行。风能等可再生能源的利用又有利于减少化石能源的消耗，有利于生态环境的保护。

随着我国核电的快速发展，因其经济和安全特性也需要建设配套的抽水蓄能电站。

综上所述，抽水蓄能电站调峰填谷作用减少了火电机组参与调峰启停次数，使得火电机组出力过程平稳，提高其负荷率并在高效区运行，降低机组的燃料和检修维护等费用，减少了污染物排放，为燃煤电厂降耗和社会环保带来巨大效益。同时，抽水蓄能电站可以替代部分常规火电机组，减少常规火电调峰电源的建设，减少火电机组备用容量，可以使火电和核电机组更多地承担系统的基荷和腰荷。抽水蓄能电站的建设，有利于我国能源节约和环境保护，有利于促进可再生能源的发展，与可持续发展及循环经济的理念相一致。抽水蓄能电站的发展，必将成为促进我国电力节能深化发展的必要环节。

二、优化抽水蓄能电站发展，准确把握其在电力系统中的定位

抽水蓄能电站高发低吸，用系统的低谷电抽水，高峰时发电，它本身不能利用一次能源产生电力，使其在电力系统中无法成为一种独立的发电方式，必须依靠其他发电方式才能存在，其在系统中所有的效益都是通过它为电力系统的服务来实现。

抽水蓄能电站本身耗能，没有产生节能和环保效益，其节能降耗和环保等的效益，主要是通过不同煤耗机组间的煤耗差转换作用来实现，这些效益的产生体现在整个系统中的火电机组中。说明了抽水蓄能电站是为发电机组的节能

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降耗服务的，实现整个电力系统内发电机组的节能降耗是抽水蓄能电站的一项主要静态功能。

与静态效益相对应的，抽水蓄能电站更重要作用是动态效益。抽水蓄能电站由于启停迅速，运行灵活，出力变速快、变幅大，跟踪负荷能力强，因而特别适宜在电力系统中承担调频、调相、旋转备用和事故备用等“动态”任务，满足系统运行上的需要，该功能对避免发生类似莫斯科、纽约大停电而带来的巨大经济损失所产生的间接的社会效益是无法估量的。所以抽水蓄能电站也是为电网安全稳定服务的。

随着我国风电等间歇性可再生能源的大规模并网利用，以及用户对供电质量要求的不断提高，抽水蓄能电站的动态功能将日益凸显，抽水蓄能电站将成为提高用户供电质量的最佳的选择。所以抽水蓄能电站也是为用户服务的。

由此可见，抽水蓄能电站是为包括发电、电网、电力用户的整个电力系统及广大用户服务的一种发电方式，它以一定的能源消耗为代价，实现整个系统的节能降耗、电网的安全稳定、用户供电质量的提高等效益。

抽水蓄能电站在系统中服务性的定位，明确了它与其他发电方式相辅相承的关系，理顺了其与各种发电机组、电网及用户的关系，有助于确定其在电源结构中的适“度”规模，有助于确定其合理的运营机制和回报机制，从而促进抽水蓄能电站的进一步良性发展。

三、优化抽水蓄能电站发展，要从全局出发对其进行合理规划、优化选址 由于抽水蓄能电站是用系统中的电能生产电能，是对短时富裕电能的储存，其节能效益是在与系统中的其他类型机组配合中产生，所以抽水蓄能电站在系统中有一个适度的容量，过与不及，均不能产生最佳的效益。

对抽水蓄能电站进行合理规划，要作到：收集电力系统电力负荷现状及远景预测成果，分析规划设计水平年系统负荷水平、负荷特性及系统调峰需求；收集电力系统电源组成现状及远景规划资料，根据地区能源资源条件和电力发展规划，分析规划设计水平年电源结构；对于接受区外送电或有核电的电力系统，应根据外来电源的特性及调节能力、核电及风电的规模及运行特性，分析其对电力系统运行的影响；根据电力系统的用电结构、负荷特性及水电调节能

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力，分析电力系统对抽水蓄能电站调节性能的要求；根据电力系统负荷特性和电源组成，从安全、稳定、经济运行等方面分析电网对抽水蓄能电站的需求；根据地区条件，分析电力系统可能采取的其他调峰措施，通过初步的技术经济比较，论述建设抽水蓄能电站的必要性及经济性，并提出规划设计水平年电力系统对抽水蓄能电站的需求规模。

社会或电力系统对抽水蓄能电站的需求有静态需求和动态需求。静态需求是系统内火电机组节能降耗的需要，动态需求是保证电网安全稳定运行、提高用户供电质量的需求。这两种需求随社会经济发展的阶段不同是变化的。在社会经济发展的初级阶段，对供电质量要求不高，对抽水蓄能电站建设更多的是考虑其静态需求；当社会经济发展到一定程度后，对供电质量的要求将不断提高，对抽水蓄能电站的动态需求将不断增加。

在对抽水蓄能电站进行规划时，确定系统中抽水蓄能电站的适度规模，考虑社会对抽水蓄能电站的各种需求，既要满足对抽水蓄能电站静态效益的需求，也要满足对抽水蓄能电站动态效益的需求，实现抽水蓄能电站的规划与实际需求相一致。抽水蓄能电站的动静态容量分别规划，静态容量由当地平衡，满足负荷中心的静态需求；动态容量由区域电网统一平衡，确保整个电力系统的供电质量和可靠性。

在确定了抽水蓄能电站的合理规模的情况下，还应对抽水蓄能电站的站址进行优化。抽水蓄能电站的站址不同，其单位造价变化相差很大。对抽水蓄能电站进行优化选址，既要有利于其各项效益的发挥，又要有利于降低造价成本，以最小的成本满足最大需求，发挥最大效益。对达不到一定经济技术指标的站址不能进行前期开发，避免资源的无度浪费和前期投资风险。在市场经济条件下，投资主体成为市场的独立主体，站址的经济性将决定抽水蓄能电站未来生存和发展能力。

四、集约化管理为抽水蓄能电站提供良好的发展空间

抽水蓄能电站具有广泛的动静态效益，它是为包括发、供、用的整个电力系统服务的，在电力系统中必须与其他电源进行有机结合，发挥作用。目前，从国内外正在运行的抽水蓄能电站的情况来看，抽水蓄能电站的主要功能已从调峰填谷逐渐向担负调频、调相、事故备用及黑启动等职能即电网动态管理工具转换。随着角色的转变，由电网企业建设和经营抽水蓄能电站的方式已被国

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际和国内普遍认同。电网企业根据电网规划制定抽水蓄能电站规划，统一建设、统一管理、统一调度，有利于抽水蓄能电站各项效益、作用的充分发挥。

应该看到，我国抽水蓄能电站目前在投资建设与经营管理上还存在以下问题：一是缺乏统一规划，不利于社会资源的优化配置和抽水蓄能电站综合效益的发挥。由于抽水蓄能电站建设对当地经济的拉动和GDP增长是显而易见的，使得当前国内一些地区抽水蓄能项目前期开发存在无序状态，有的一个省的选点就多达几十个，投入了大量的前期费用，造成资源的极大浪费。二是缺乏统一管理，导致抽水蓄能电站的投资、造价、资金、成本等控制不严，影响了抽水蓄能电站的经济效益。三是蓄能电站设备国产化能力不足，电站投资及运行成本较大。

抽水蓄能电站建设的健康、有序和良性发展迫在眉睫。国家电网公司在2005年3月成立了以发展抽水蓄能为核心业务的国网新源控股有限公司，南方电网公司于本月成立了调峰调频电源公司，这标志着我国抽水蓄能的发展开始步入规范化、集约化、专业化发展的轨道。

抽水蓄能电站的建设必须结合经济发展状况、电网规划布局、负荷曲线、用电需求以及站址建设条件、技术指标等进行科学规划布局。新源公司成立后，对抽水蓄能电站实行集约化、专业化规划建设和运营管理体现在：一是通过对抽水蓄能电站实行集约化、专业化规划建设和运营，通过科学规划，更好的集中有限的社会资源，真正使项目的优劣次序与资源投入的优先次序基本一致，有效提高抽水蓄能电站的开发效率。有利于从整体上统一项目建设管理方式，提高管理水平和管理效益，降低工程造价。同时便于协调各项目的前期工作推进速度，有效分配人力和资金、控制前期费用。二是有利于降低融资成本和工程造价，保证工程质量，发挥集约化管理优势和规模效益；通过对设备和技术的打捆招标，降低采购成本，可以集中调配技术和管理人才，形成抽水蓄能电站建设经营管理的专业化队伍，降低建设和运营成本。三是有利于抽水蓄能电站群在布点、检修、生产调度等方面的统一规划和管理，真正形成抽水蓄能电站群与强大电网间相互依存、互惠互利的运行机制和管理模式。集约化管理为抽水蓄能电站提供了良好的发展空间。

五、合理的经营机制对加快抽水蓄能电站建设至关重要

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抽水蓄能电站投资巨大，在电网建设资本金有限的条件下，建立有效合理的电站回收方式和电价机制，对加快我国抽水蓄能电站建设并滚动发展至关重要。

我国目前已投产的抽水蓄能电站由于当时的历史背景不同，其采取的经营模式、电价政策和运行方式也存在较大差异。在制定电站经营模式时，必须要考虑其差异性和不确定性。一是由于蓄能电站的建设受地形影响较大，单位容量造价差异较大，相应电价定价差异也较大；二是蓄能电站的调峰填谷、调频、调相、事故备用和黑启动等辅助服务的收费标准难以确定。因此，在制定我国抽水蓄能电站定价机制时，应充分考虑电站的建设成本、运行成本、费用以及一定的收益。在电网企业控股建设的前提下，也可以允许地方适当参股投资抽水蓄能电站建设。这样，有利于解决电站建设过程中和投产后同地方间的利益冲突；同时有利于繁荣地方经济，增加地方税收和就业，加快所在地方新农村建设和发展，保持社会稳定。

六、解决抽水蓄能电站发展中面临的问题，建设安全、节能的和谐电力系统

抽水蓄能电站在我国发展的时间短，存在着各种各样的问题和困扰，包括认识、技术、运营模式、回报机制、政策机制等方方面面。

由于没有合理的电价机制，已建成的抽水蓄能电站被迫停运，新建的抽水蓄能电站难以为继，严重影响了抽水蓄能电站未来的发展。抽水蓄能这种在国外发达国家得以良好发展的蓄能方式，在国内遭遇到了窘境。从国外经验可以看出，在没有完善的辅助服务补偿机制的情况下，抽水蓄能电站的收入主要来自于电价。在市场经济下，只有对抽水蓄能电站提供的动静态效益给予足够的补偿，才能实现抽水蓄能电站的滚动发展。完善的电价结构应该能够很好地整合各类电厂对于整个电力系统所作的贡献，建立明确的电力风险分摊机制，使抽水蓄能电站得到合理的回报。在我国现阶段，实施政府监管下的两部制电价是一个现实的选择。

要实现抽水蓄能电站的良性发展，建设安全、节能的和谐电力系统，我们就必须正视这些问题，解决这些问题。加强理论研究及舆论宣传，增进对抽水蓄能电站节能等动静态效益的认识；在规划中增加对抽水蓄能电站动态容量的考虑，形成更加完善、合理的规划方法，使抽水蓄能容量的规划与实际应用相

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一致；进一步统一抽水蓄能电站的运营模式及回报机制，实现抽水蓄能电站在系统中的责、权、利相统一。实现抽水蓄能电站的适度发展，使其充分发挥各项效益还有待于社会各界人士的共同努力。

前途任重道远，未来充满希望。在国家电网公司的领导下，国网新源控股有限公司将一如继往，与社会各界领导、专家携手，一起为促进抽水蓄能电站良性发展，构筑电力系统安全、节能的坚固基石而奋斗，为建设和谐的电力系统而奋斗，为中国的和谐社会建设做出更大贡献。

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