抽水蓄能知识

1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2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3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？发布时间：2013-05-09文章来源：null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：41）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发布时间：2013-05-09文章来源：null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5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。6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，