抽水蓄能电站技术概况简介
安徽省电力试验研究所倪安华
1989年7月
1抽蓄能电站的作用
抽水蓄能电站是水力发电站的一种特殊形式。它兼具有发电及蓄能功能。抽水蓄能电站有上、下两个水库(池)。当上库的水流向下库时，就如常规的水力发电站，消耗水的位能转换为电能；相反，将下库的水输到上库时就是抽水蓄能，消耗电能转换为水的位能。由于机械效率和各种损耗的原因，在同样水位差和同样水流量的条件下，抽水时所消耗的电能总
是大于发电时产生的电能。那末，建设抽水
蓄能电站的经济效益表现在哪里呢?
众所周知，随着工业化水平的发展和
人民生活用电的增加，电网用电负荷的峰谷
差愈大。图1是典型的日负荷曲线。在上午
8：00左右开始和晚上19：00左右开始为两
个高峰负荷，此期间电网的发电出力必须满
足P max的要求；晚上23：00以后为低谷负荷，
电网的发电出力又必须限制在P min。
也就是说，发电出力必须满足调峰要求。随着电网的发展，大机组在电网中的比重将增加，用高压高温高效率的大机组来调节负荷不仅在经济上是不合算的，而且对设备的安全和寿命也有影响。今后核电机组更要求带固定负荷。因此，电网调峰将更为困难。抽水蓄能电站的作用就是在低谷负荷期间吸取电网中的电能将水抽至上库，积蓄能量；而在高峰负荷期间再将上库的水发电。亦即在图l中增加了“V”部分的用电负荷，使常规机组负荷不必降到P min。而在高峰负荷时，“P”部分的负荷由抽水蓄能机组承担，使常规机组的负荷不需要升高到P max塞。V的面积必然是大于P的面积，在电能平衡上是要亏损的，：然而却减小了大机组的调峰幅度，降低了大机组由于带峰荷而引起的额外的燃料消耗，提高了大机组的利用率。从全电网来衡量经济效益是显著的。
抽水蓄能电站的综合效率一般在65—75％，这—数字包括了抽水和发电时所损耗的机械效率。然而，大火电机组利用率的提高即意味着煤耗的降低。如火电厂在30—40％酌额定工况远行时，其煤耗约比额定工况增加35％，而且低负荷远行可能要用油助燃，厂用电率也要比正常增加1—2个百分点。煤耗和厂用电的减少也可认为是在同样的能耗时发电量的增加。
此外，常规水力发电站虽然也具备调峰功能，但其发电出力往往与灌溉、防洪等矛盾。因为常规水电站的水库调度是一个综合的系统工程。而抽水蓄能电站的发电量及蓄水量是可以按日调节的，可以做到按日平衡，不影响水库的中长期调度。
综上所述，抽水蓄能电站的优越性可以归纳为以下几点：
(1)对电网起到调峰作用，降低火电机组的燃料消耗、厂用电和运行费用。
(2)提高火电机组的利用率，火电装机容量可有所降低。
(3)避免水电站发电与农业的矛盾，有条件按电网要求进行调度。
(4)作为事故备用起动快，抽水工况与发电工况可以迅速转变，并可以调相，调频。
(5)无环境污染。
因此，国际上已经广泛地采用抽水蓄能站，并向大容量发展。抽水蓄能电站的容量有的国家已经占装机容量的7一10％，占常规水电站装机容量的20—30％。
2抽水蓄能电站的构成
抽水蓄能电站应有上水库(池)、高压引水系统、主厂房、低压尾水系统和下水库?：池)。其构成如图2。
按水文条件来看，如果上库没有流域
面积或流域面积甚小，没有天然入流量，则
这一类抽水蓄能电站称为“纯抽水蓄能电
站”，厂房内安装流量基本相同的水轮机和
(或)水泵。如果上库有天然入流量，则这一
类抽水蓄能电站称为“混合式抽水蓄能电
站”’厂房内除安装抽水蓄能机组外，尚可增
装常规的水轮发电机，其容量与来水量相匹配。此外，下库还可另安装常规迳流水轮发电机，其容量与上、下水库总来水量相匹配。此类电站可获得较佳的经济效果。
水库的开发方式主要取决于站址的自然条件。可以有几种方式：
(1)上、下两库均由人工围建。此种方式是只能建纯抽水蓄能电站。自然条件主要是地形上能建设合适库容和站址距电网的经济距离。水文条件是次要的。上库的调节库容量一般考虑5一l0小时的蓄放水量，而水位变化辐度不超过水轮机工作水头的10一20％。
(2)上库由人工围建，下库则利用天然河道、湖泊、海弯或利用已经建成的水库。此种开发条件与(1)相同。
(3)人工围建下库，而上库则为已建成的水库。即对原有的常规水电站进行改造，成为混合式抽水蓄能电站。建站规模主要由下库的地形和库容来决定。
(4)上、下两库均利用相近的天然河道或湖泊。这种站址比较难选，而且上、下库之间的水位差也不会很大。
(5)在地形比较平坦的场合，只有上水库是露天的，而下水库、电站厂房及管道全部设在地下，也可利用报废的矿井。这种蓄能电站的水头可达1000米以上，可安装大容量、高水头、高效率的水轮机。
抽水蓄电站一般采用高水头以达到高效率低水耗，因此，压力引水管也同样承受高压。高压管道除了进入厂房部份采用大口径压力钢管外，其余部分均采用隧洞或竖井。洞的内部衬砌是影响压力的重要因素，一般情况下采用钢板衬砌。当地质条件较好时可将部份内水压力传递至周围岩石上，以减少—钢板用量及工程费用。为增强衬砌刚度，防止压曲，对衬砌钢板再加焊劲环或劲带。为了防止水锤的发生，调压井的设置与常规水电站相同，特别要考虑过渡工况下的负水锤和涌流。如调压井的位置选择困难，亦可采用气垫式调压室，它与常规调压井起到同样的作用。抽水蓄能的水泵需要有正的吸入扬程，因此与常规水电站不同，尾水管道也是有压力的。
常规水电站的进水口有拦污栅。抽水蓄能电站的进水口又是蓄能工况时的出水口。因此栏污栅的设计是一个专门问题。
抽水蓄能电站的厂房一般采用地下式。厂房的标高应低于下库最低水位以下30—50米，以保证抽水工况时有一定的吸水扬程，防止气蚀。近年来各种高效施工机械的发展，以
及隧洞施工方法的改进，突破了在恶劣地质条件下修建地下洞室的困难，地下厂房最大断面积可达1500m2以上，能满足大型机组的安装和维修。此外，采用地下厂房方案，使许多缺少适宜的地面厂房位置的优良站址得到了修建的可行性。对环境及旅游也是一种保护。
3抽水蓄能电站的机电设备
机电设备是抽水蓄能电站的核心设备。早期的抽水蓄能电站分别选用水轮机一一发电机组和水泵一一电动机组。即所谓“四机式”这种方式设备投资大，厂房面积大。
现今抽水蓄能电站的机电设备有两种方式：即“三机式”和“两机式”。“三机式”是一台水轮机，一台水泵和一台兼作发电机和电动机的三相同步电机。这三台机又可分为横铀串联TUH(Tanden unit With Horizontal shaft)和竖轴串联TUV(Tanden Unit With Vertical Shaft)。“两机式”是一台兼作水泵又作水轮机的水力机和一台兼作发电机和电动机的三相同步电机，又称为可逆式水泵水轮机PT(Pump—Turbine)。
“三机式”因为水泵和水轮机的参数选择与设计可以按各自的运行工况来决定，在发电工况和抽水工况都能保证有最高的效率。由于泵和水轮机旋转方向一致，简化了电气接线，便于操作，又可利用水轮机来起动水泵机组，工况转变和反应时间较快等优点。但泵和水轮
机有各自的涡壳，设备尺寸较大，管道阀门投资
大，土建工程大，且泵或水轮机在空转时有一定
损耗。这类机组最大出力在300MW左右。其横断
面见图3：
“两机式”机组只有一套水力机械，水泵和
水轮机合二为一。有两个旋转方向，当它以一个
方向旋转时，则作为电动机和水泵用，而向另一
个方向旋转时，则作为水轮机和发电机用。这种
可逆机组设备尺寸小，投资降低，更适宜于地下
厂房的安装，只需要较小的洞室，节省土
建工程量，且管道阀门亦简化。但机组效
率受同一机械的限制，不能两者兼顾，此
外机组运行中受多次重复应力的作用，造
成一些电器和机械设备问题。可逆机组又
分为导水机构可调节的单级机组和导水
机构不能调节的多级机组。单级机组的应
用受到运行水头的限制，最大水头约为
600—700米，单机容量300-400MW。多级
机组运行水头可达1200米，由于不能调
节，单机容量都不超过160MW。多级可逆
机组的断面见图4：
近年来，水力机械已向高水头、高
转速、大容量发展。高水头具有很多优点，
一般说来水头愈高，则：①可使用较高的
转速，减小外形尺寸，增大单机容量，减
小工程投资；②减小引用水量，使上下库
容减小，采用较小的管道直径；③由于引
用水量小，减小库内水位波动，使机组可
在高效点运行。采用高转速可提高机械效率，泵的比转速已向ηq＝30-50方向发展。由于高的比转速会加速汽蚀，因此要求有较大的淹没深度。采用大的单机容量，可减小台数；降低基建费用和运行费用。目前国外已开始设计l000一1500米水头的可调式抽水蓄能机组。单
机容量达600—700MW，在技术上认为是可
行的。
抽水蓄能电站的电气设备与常规电站
基本相同。对电机而言，三相同步发电机兼
作三相同步电动机在原理上和技术上都是
可行的。蓄能电站对电机的特殊要求是起动
频繁，增减负荷速度要求高。如电站水头变
化大，应采用双速电机。此外，主机应有专
用励磁装置供同步起动，或有专用的同轴起
动电动机，或变频起动装置。在主结线方面，
如果是可逆机组，则应设有相序转换开关等。
图5抽水蓄能电站典型主结线
T常规水轮发电机
PT可逆式抽水着能机组
S转向倒换开关
B同步起动母线
4抽水蓄能电站的运行
4.1抽水蓄能机组的起动
由于单机容量大，静态起动会使电网波动。起动有以下几种方法：
4.1。l水力起动法
适用于“三机式”机组。水泵侧用压缩空气排水或关闭进出口阀门，水轮机则用水力起动，直到同步转速。并网后使水泵接带负荷，水轮机压水充气。这种方法起动时间约需100秒以上，但对电网没有冲击。
4.1.2起动电机起动法
在主机同轴安装一台专供起动用的电动机，该电动机的极数应少于主电机的极数，使其转速能高于主机的同步转速，电动机的功率一般为主机功率的6—8％。起动时间约需5—8分钟。主机正常运行时，起动电机空转。这种起动方法适用于各类机组。起动电动机还可以作制动用。
4.1.3同步起动法
即所谓“背靠背起动”。适用于混合式抽水蓄能电站。起动时，将待起动机组的定子通过起动母线与常规水轮发电机的定子相联结，然后分别加励磁，水轮发电机以同步方式带着起动机组升速，达到同步转速时用准同期方式并网。起动机的容量应大于主机容量的15—20％，起动时间约需2—4分钟。
4.1.4变频起动
安装一台专供起动用的可控硅变额电源，机组起动时将变频电源送至主机的定于。然后调整顿率使转速逐步上升，到同步转速时退出变频电源，用自同期方式并网。
4.1.5降压异步起动法
用升压变压器的抽头或串接降压电抗器，以异步电动机方式起动，当转速达80％额定
转速时加入励磁电流，使主机拉入同步转速。此种方法对电网冲击较大，适用于小机组。4.2抽水蓄能机组工况转换
从抽水工况快速转换为发电工况，是抽水蓄能机组的一大特点，以适应电网的应急需要。为了实现快速转换，要求机组具有制动功能，使惰走时间减小一半以上。电气制动的措施是解列后迅速将定于绕组三相短路或经过外加电阻短路，转子继续励磁(用专用的励磁电源)，使定子产生电流加大有功损耗。另外，如果机组设有起动电动机，则将该电机反接，增加阻力距。
“三机式”机组及“两机式”机组在运行中进行转变的典型时间(秒)如下：
工况转变三机式两机式
从静止至水轮机满载 80 80
从水泵满载至水轮机满载 60 120
从静止至水泵满转 120 300
从水轮机满载至水泵满载 40 400
4.3抽水蓄能电站的调度
抽水蓄能电站的调度是牵涉面很广的不统工程。对抽水蓄能电站的机组来说，调度决定是开机还是停机，是抽水工况还是发电工况，至于机组的负荷—般是固定在额定出力运行，不作调整。因为额定出力运行效率最高。对于一个抽水蓄能电站来说调度的任务是决定同一工况下开机的台数，一个站内不可能出现不同工况同时运行。至于混合式抽水蓄能电站，则调度的任务是分别决定常规水轮发电机开机的台数和抽水蓄能机组发电的台数。
对于抽水蓄能电站调度的依据也是多方面的。如高峰时的功率、高峰持续时间，高峰电量；低谷时的功率、低谷持续时间；基荷向各电厂的分配、系统中的旋转备用量；各抽水蓄能电站上下库的水位；各火电机组的微增煤耗值；系统负荷潮流；峰谷的电价；次日是否节假日或星期日……这么多因子一般是非常难于全面考虑的。使用电子计算机实现优化调度，达到系统的最经济运行是研究的方向。
5我国抽水蓄能近况
我国抽水蓄能电站的建设起步较晚，技术储备不多。已经选点的有广东的从化，北京的十三陵，浙江的天荒坪，安徽的琅那山和响洪甸。这些项目有的已经开工，有的已开始初设，有的已通过可行性研究。现将华东地区的三个点简单介绍如下。
华东地区目前峰谷差已达3000MW，大机组比重较高，秦山核电站即将投产，调峰任务艰巨，抽水蓄能电站的建设巳很迫切。天荒坪位于浙江北部的安吉县，它是一个人工围建上、下库的纯抽水蓄能电站，能承担3600MW的调峰能力。琅琊山位于安徽东部的滁州市，它是利用已有的城西水库作为下库，人工修建上库的纯抽水蓄能电站，能承担900MW的调峰能力。响洪甸位于皖西的金寨县，它是利用已建成的响洪甸水电站的水库作为上库，人工修建下库，改造后成为混合式的抽水蓄能电站，包括原有40MW的水轮发电机在内，其调峰能力有200MW。三个点的主要参数如下：
6法国大屋抽水蓄能电站简介
笔者考察过法国大屋(GRAND MAISON)抽水蓄能电站。该站主要技术概况如下：
该站位于法国东南部阿尔卑斯山脉西麓，是一座混合式抽水蓄能电站。装机容量1800MW，接在400kV电网上。上库有效库容为1.32亿立方，流域面积50km2，年入流水量1.O；亿立方。下库有效库容为0.14亿立方，流域面积115km2，年入流水量1.4亿立方。正常工作水头927m。压力引水管是7100m隧洞，直径7.7m。主厂房分为上室和下室。上室比下库水位高出20m，安装四台l50MW冲击式水轮发电机，为半地下厂房；下室位于上室正下方，比下库水位低60m，安装八台150MW可逆式四级水泵水轮机，为地下式厂房。下库坝下另有一台10.75MW水轮发电机组。该站年发电量为13.4亿千瓦时，抽水年耗电量为17，2亿千瓦时。发电最大出力为1800MW，填谷为1200MW，调峰能力为3000MW。由于八台可逆式机组不能调节，起动时对电网影响较大，因此采用背靠背同步起动。该站已于1985年投入运行。
目录 宝泉抽水蓄能电站 (3) 概况 (3) 工程建设 (3) 湖北白莲河抽水蓄能电站 (3) 简介 (3) 枢纽布置 (4) 丹东蒲石河抽水蓄能电站 (4) 电站概况 (4) 电站枢纽 (5) 上下水库 (5) 响水涧蓄能电站 (5) 广州抽水蓄能电站 (6) 简介 (6) 枢纽布置 (6) 水泵水轮机特性 (7) 工程相关信息 (7) 惠州抽水蓄能电站 (9) 电站概况 (9) 工程意义 (9) 枢纽布置及水工建筑物 (10) 机组参数 (10) 天荒坪抽水蓄能电站 (11) 简介 (11) 构成 (12) 桐柏抽水蓄能电站 (12) 河北张河湾抽水蓄能电站 (13) 简介 (13) 工程概况 (13) 清远抽水蓄能电站 (14) 概述 (14) 效益 (14) 仙居抽水蓄能电站 (15) 概述 (15) 地理位置 (15) 装机容量 (15) 功能 (15) 开工建设 (15) 泰安抽水蓄能电站 (16) 电站概述 (16) 上水库 (16) 下水库 (16) 电站建设 (17)
电站效益 (17) 阳江抽水蓄能电站 (17) 概述 (17) 枢纽 (18) 建设 (18)
宝泉抽水蓄能电站 概况 宝泉抽水蓄能站位于河南省辉县市薄壁镇大王庙以上2.4km的峪河上。电站与新乡市、焦作市和郑州市的直线距离分别为45km、30km和80km，对外交通十分便利。电站装机容量120万kW，年发电量20.10亿kW·h，年抽水耗电量26.42亿kW·h，综合效率0.76。电站建成后，在电网中主要担任调峰、填谷任务，同时还兼有事故备用、调频、调相等功能。 工程建设 电站的主要建筑物包括上下水库大坝、引水道、地下厂房洞群系统及地面开关站等。 上水库位于宝泉水库峪河左岸支流东沟内，距宝泉村约1km，引水道进/出水口位于水库左岸，距大坝左坝头约200m。 下水库比较了峡口下库方案和宝泉下库方案，选定了宝泉水库作为宝泉抽水蓄能电站的下水库，下水库进／出水口位于宝泉水库左岸，距宝泉水库大坝约1km。输水道在上水库进／出水口后转了一个35.8゜的角度后直达下水库。 上水库档水建筑物为混凝土面板堆石坝，下水库是利用峪河上已建成的宝泉水库，但要对大坝加高、加固。原宝泉水库大坝为浆砌石重力坝。档水坝段坝顶高程252.1m，溢流堰堰顶高程244.0m，总库容4458万m，工程等别为三等，规模为中型，大坝按3级建筑物设计。加高后堰顶高程为257.5m，堰顶上再加设2.5m橡胶坝。大坝加高后基本维持原总体布置不变，即坝轴线不变，坝顶高程268.0m，坝顶长为535.5m，其中：左岸挡水坝坝长277.0m，右岸档水坝段长197.5m。其工程等别提高为一等，规模为大（1）型，大坝按一级建筑物设计。 宝泉抽水蓄能电站引水道主洞直径为 6.5m，上游调压井前、后段及尾水段洞径均为6.5m，岔管段洞径为4.5m；上水库正常蓄水位为788.6m，下水库死水位220.0m，最大毛水头为568.6m；上水库死水位为758.0m，下水库正常蓄水位为260.0m，电站最小毛水头为498m；上水库总库容为827万m，发电库容620万m；下水库总库容6750万m，灌溉兴利库容3575万m，扩大兴利库容515万m；防洪标准为100年一遇洪水设计，1000年一遇洪水校核，最大泄量分别为3530m3/s和6760m3/s。 湖北白莲河抽水蓄能电站 简介 湖北白莲河抽水蓄能电站工程位于黄冈市罗田县境内,离武汉市公里距离为
溪口抽水蓄能电站工程特点与关键技术研究 水利部农村电气化研究所李志武 八十年代末期，中国用电紧张的局面有所缓和，但电力供需矛盾并未根本缓解，不少电网电力供需矛盾由缺电量转为主要缺电力。特别是在东南沿海地带，由于经济高速发展，电网峰谷差越来越大，而电网调峰能力有限，难以满足电网日益增大的调峰要求，严重影响了沿海地区持续、稳定发展。 在90年代初，中国已准备进行大型抽水蓄能电站建设，但由于一些地方电网所需调峰电量较小，技术经济比较后只需建设中小型抽水蓄能电站。 中国第一座中型纯抽水蓄能电站——溪口抽水蓄能电站，于1994年2月开工建设，1997年12月首台机组并网发电，1998年5月全部机组并网发电并投入商业运行。电站充分发挥了调峰填谷的作用，在改善地方电网运行质量，提高电网运行安全、可靠性方面发挥了重要作用。 溪口抽水蓄能电站建成之后，中国又建成5座中小型抽水蓄能电站，还有的正在建设和规划中。因此，溪口抽水蓄能电站对促进中国中小型抽水蓄能电站的开发起到了良好的示范作用。 1.工程规模及效益 宁波溪口抽水蓄能电站位于浙江省奉化市溪口镇，距负荷中心宁波
市仅39km，距奉化市25km，距奉化至宁波110kV输电线路奉化变电所13km。溪口镇距上水库4km，距电站厂房及下水库2km。电站总装机容量为80MW，由2台单机容量为40MW竖轴混流可逆式水泵水轮发电机组组成。 电站发电最大、最小（净）水头分别为268m和229m，设计水头为240m，发电最大引用流量19.69m3/s,水泵最大、最小扬程分别为276m和242m。日发电量为40×104kW.h，日抽水用电量为54.8×104kW.h，日发电历时（折合满发）为5h，日抽水历时（折合满抽）为6.85h，年发电量为1.26×108kW.h，年抽水用电量1.72×108kW.h，总投资33500万元，每千瓦投资为4188元。 2.枢纽布置及主要建筑物 工程枢纽主要建筑物有上水库、输水系统、厂房、升压开关站和下水库五部分组成，电站输水道总长与水头比值（L/H）为4.7。 1）上水库 上水库坝型为钢筋混凝土面板石坝，最大坝高48.5m，坝顶长153.9m，坝顶宽6m。上游坝坡1:1.4，下游坝坡1:1.3--1:1.4。总库容103×104m3，正常发电调节库容67.05×104m3，备用库容9.95×104m3，用以特枯水年枯水期补充上下库的蒸发和渗漏损失。正常运行时水位日变幅为13.92m。
抽水蓄能电站工程建设施工中安全风险管理体系研究 发表时间：2019-11-27T10:15:47.357Z 来源：《基层建设》2019年第24期作者：杨溢 [导读] 摘要：抽水蓄能电站的主要作用是调峰填谷，为我国电源长期发展、改善电能质量提供了帮助，有利于优化调整电源结构，使得跨区送电具有安全性。 湖南黑麋峰抽水蓄能有限公司 摘要：抽水蓄能电站的主要作用是调峰填谷，为我国电源长期发展、改善电能质量提供了帮助，有利于优化调整电源结构，使得跨区送电具有安全性。因此，必须要认识到抽水蓄能电站工程建设施工的重要性，把握施工中可能存在的安全风险，并建立安全管理体系。 关键字：抽水蓄能电站；工程建设施工；安全风险管理 近年来，经济发展使得社会用电负荷快速增长，所以必须要进行能源缓解，大力发展抽水蓄能电站。目前我国抽水蓄能电站建设进入高峰期，但是在抽水蓄能电站的建设施工过程中，必须要重视其中的风险，做好安全监管，保证施工质量。 一、抽水蓄能电站工程建设施工中的安全风险 抽水蓄能电站工程建设施工中有下库工程、引水工程、地下厂房工程和上水库工程四个工程。在评估施工建设的安全性时必须要结合这四个工程开展，与其工程施工特点相结合。在进行施工安全风险辨识时，施工依据就是工程施工的整体规划和施工图纸，施工单位还要与历史资料和以往的施工经验结合起来，这样对危险源的划分才更加科学，需要与危险源的审查结果和相应的程度评价进行，并对相应的风险识别结果表进行编制。在实际施工时，施工单位需要落实安全风险管理工作，结合抽水蓄能水电站建设的独特属性制定生产工艺条件的复杂程度、设备本质的安全情况、施工设备的使用情况等安全管理措施，所以必须要在施工建设工作开始前进行[1]。同时施工单位要重点管理施工人员的技术能力、检测事故的技术能力和施工现场的整体环境，不断细化安全施工管理工作，提高工作中施工安全风险管理的针对性。 二、抽水蓄能电站工程建设施工中安全风险管理体系 （一）强化业主管理职能 目前我国蓄能电站工程中的建设管理体系的核心是“项目法人制”，施工过程中工程建设周期长、涉及面广、不确定因素多、风险大，所以抽水蓄能电站必须要进行目标定位，业主必须要组织落实政策处理，做好资金的筹措、工程与采购招标等工作。业主也要对包括质量、安全和环境管理体系的导入、施工组织总设计的编制、施工总平面布置的规划与控制等在内的项目总体管理策划进行负责。因此，要不断强化工程建设过程中业主对项目的计划、组织、管理和协调的宏观控制职能，发挥业主在工程实施全过程中的安全文明施工控制作用，保证抽水蓄能电站工程的安全文明施工[2]。 （二）健全管理体系 在抽水蓄能电站项目开工前，结合工程特点和管理重点，要促进三合一项目管理体系的形成，将导入质量、职业健康安全和环境管理体系纳入进来，并制定统一的抽水蓄能电站工程质量安全管理计划。企业也要做好组织评审，定期进行体系内外部的评审，评价分析工程施工中的危险源和环境因素，就每一个影响因素发生的频率和危险程度来制定管理措施。同时也要制定相应的管理方案，进行重大危险源、重大质量和环境影响因素的管理，做好技术、管理、责任人、完成时间和费用等内容的统筹，并在完成管理方案后进行效果评审。对于超标准洪水、火灾等不可预见的危险源，要提前制定应急预案，通过组织演习来对其有效性和适用性进行检验。在工程的进展和管理方案评审结案过程中，需要同时辨识、评价和管理后续施工项目的危险源和环境影响因素。在标准化管理过程中，也要强化传统的安全管理，注重其分包管理，并建立安全资格预审和年检制度，对于不合格承包商要拒绝其进场。而且也要实行安全一票否决制，如果施工作业出现严重违章，且不听劝告，就要责令其整改完毕后复工，在年度安全文明施工考核范围中也要进行重点考察，这样才可以发挥安全生产的重要性和安全监察部门的作用。施工过程中也要规范其安全管理行为，实时动态监控重要的工程现场或危险的工作面，安装多个工业电视监控装置。而且安全检查中进行整改和复检闭环很有必要，工程的安全施工离不开规范化和制度化的安全管理活动[3]。区域安全管理也有利于提高其安全监察的效率，要结合施工区域进行施工现场划分，指定每个区域的负责单位、部门和安监责任人，为区域内的安全工作的日常检查提供保障。在统一区域检查和管理性检查的基础上，安全绩效的过程监测也得到了强化。 （三）进行安全目标分解 抽水蓄能电站工程建设施工中存在很多危险源和不确定的因素，安全管理受到水电承包商的综合经济实力和管理水平参差不齐的影响难度较大。因此，要根据其工程施工阶段、年度和单位分解成量化的控制目标来确定其危险源和环境因素。这一过程中需要实施安全管理的风险抵押金制度，通过安全管理风险抵押合同、爆炸物品管理责任状和电力承发包工程安全管理等协议的签订来确定责任。工程的建设施工考核要设立安全文明施工奖励基金，并结合设计、监理和承包商的年度安全管理情况和目标指标完成情况进行，提高其积极性。更重要的是强化参建各方的安全管理意识，提前制定统一的安全设施标准，这样安全技术措施才可以更好的落实。施工过程中要进行安全检查、专业性检查、日常例行安全巡查和隐患的整改闭环等手段的规范，并提前制定重大危险源的管理方案和应急预案，为安全总体目标的实现提供保障。 （四）转变观念和意识 抽水蓄能电站工程建设施工中要改变传统的观念和意识，在招标文件中就要对安全目标、安全管理制度、重大的危险因素及其管理要求、卫生设施要求和标准、生产生活临建标准等详细要求进行明确，增加安全文明施工的评分权重，保证承包商的管理层也重视安全文明施工管理要求。在承包商进点后，全体人员的安全文明管理交底工作需要由管理方安监工程师进行，班组长以上的施工人员到工程学习取经进行分批分阶段地组织，使得施工现场整齐划一，真正改变水电人的管理观念。同时也要定期举办专业技能，将工程施工、安全和环保专家邀请到工地就危险因素的控制与防范进行讲解，让施工人员在事故案例分析中增加自我保护意识，不断强化全员的安全防范意识和环境保护意识。目前抽水蓄能电站工程中的承包商安监力量比较薄弱，电力培训中心就要积极开展相关安全员培训，在壮大安监队伍的基础上，提高其安监水平。通过安全风险管理体系构建来创建安全文明施工样板单位工程，促进项目内部参建单位之间良性竞争环境的形成。 结语 抽水蓄能电站工程建设施工中必须要加强施工现场施工建设环节的管理，特别是电站建设的安全风险管理，因为抽水蓄能电站具有特殊性。因此，要结合抽水蓄能电站工程建设施工中的安全风险进行探索，通过强化业主管理职能，健全管理体系，进行安全目标分解，转
1.福建省高峰抽水蓄能电站简介 1.1 前言 高峰季调节抽水蓄能电站位于福建省邵武市晒口镇附近，距邵武市区约15km，距220kV固县变约12km。电站装机容量200MW，下水库拟在富屯溪干流安家渡村下游建低堰形成，正常蓄水位174.0m，形成调节库容137.6万m3，上水库拟利用高峰农场所在的两相邻高山盆地筑坝连通形成，水库正常蓄水位500m，调节库容为13896万m3。 根据水规总院的安排，在福建省计委、电力局和地方政府的大力支持下，华东勘测设计研究院于1991年开始进行福建省抽水蓄能电站普查工作，并于1993年2月提出《福建省抽水蓄能电站普查报告》，当时针对福建省水电比重大、调节性能差、枯水期出力不足及丰水期弃水电量大等特点，选择并推荐了邵武高峰、泰宁开善、永泰梧桐等3处季调节抽水蓄能电站站址，其中邵武高峰站址：①下库富屯溪截雨面积大，丰水期有充沛水量可供抽水；②上水库库容大，水头较高，电站蓄能电量较多；③下游有已建的千岭、沙溪口、水口等梯级水电站，高峰电站的建成相当于为这些电站增加了一个库容较大的上游龙头水库，减少了这些电站的汛期弃水，增加了这些电站的保证出力和枯水期发电量。由于具有以上等优点，高峰电站成为季调节抽水蓄能电站的首选站址。1993年9月福建省电力局与华东勘测设计研究院共同对高峰站址进行了复勘，于1993年12月提出的《福建省抽水蓄能电站复勘报告》中选择推荐高峰季调节抽水蓄能电站站址为进一步
工作研究对象。 1996年5月，福建省电力局委托我院开展高峰抽水蓄能电站的专题研究工作，重点论证福建省建设季调节抽水蓄能电站的必要性及高峰电站的建设规模和效益，进行初步的工程枢纽布置、投资估算及初步经济评价。我院在承接任务后，即组织专业人员进行现场查勘和调研收资工作，并委托福建省测绘局航测大队完成工程区25km2的1／5000航测地形图，地质专业于1996年9月进行了地质查勘外业工作，水库专业于1 996年1 0月进行了水库调查外业工作。同时设计内业方面加紧做了大量工作，在福建省电力局计划处，水调中心和邵武市地方有关部门的大力帮助和密切配合下，已完成专题研究阶段各项工作并正提出专题研究报告。现将本工程主要情况简述如下，仅供参考。 1．2工程建设必要性 1．2．1 电网及水电弃水现状 截止1995年底，福建省全网水火电总装机容量6358MW，其中水电装机容量3881Mw，占全网总装机容量的61％，火电装机容量2477Mw，占全网总装机容量的39％。福建省目前电源结构不合理，全网水电中，装机100MW及以上的只有水口、沙溪口、古田、安砂、池潭等5处，其余多为25MW以下的小水电。现有水电调节性能差，除古田具有年调节性能、池潭具有不完全年调节、安砂具有季调节、水口具有不完全季调节性能外，其余大多为调节性能差的或径流式水电站，电量受天制约因素大，丰水期、枯水期出力严重不均，在目前
抽水蓄能电站技术概况简介 安徽省电力试验研究所倪安华 1989年7月 1抽蓄能电站的作用 抽水蓄能电站是水力发电站的一种特殊形式。它兼具有发电及蓄能功能。抽水蓄能电站有上、下两个水库(池)。当上库的水流向下库时，就如常规的水力发电站，消耗水的位能转换为电能；相反，将下库的水输到上库时就是抽水蓄能，消耗电能转换为水的位能。由于机械效率和各种损耗的原因，在同样水位差和同样水流量的条件下，抽水时所消耗的电能总 是大于发电时产生的电能。那末，建设抽水 蓄能电站的经济效益表现在哪里呢? 众所周知，随着工业化水平的发展和 人民生活用电的增加，电网用电负荷的峰谷 差愈大。图1是典型的日负荷曲线。在上午 8：00左右开始和晚上19：00左右开始为两 个高峰负荷，此期间电网的发电出力必须满 足P max的要求；晚上23：00以后为低谷负荷， 电网的发电出力又必须限制在P min。 也就是说，发电出力必须满足调峰要求。随着电网的发展，大机组在电网中的比重将增加，用高压高温高效率的大机组来调节负荷不仅在经济上是不合算的，而且对设备的安全和寿命也有影响。今后核电机组更要求带固定负荷。因此，电网调峰将更为困难。抽水蓄能电站的作用就是在低谷负荷期间吸取电网中的电能将水抽至上库，积蓄能量；而在高峰负荷期间再将上库的水发电。亦即在图l中增加了“V”部分的用电负荷，使常规机组负荷不必降到P min。而在高峰负荷时，“P”部分的负荷由抽水蓄能机组承担，使常规机组的负荷不需要升高到P max塞。V的面积必然是大于P的面积，在电能平衡上是要亏损的，：然而却减小了大机组的调峰幅度，降低了大机组由于带峰荷而引起的额外的燃料消耗，提高了大机组的利用率。从全电网来衡量经济效益是显著的。 抽水蓄能电站的综合效率一般在65—75％，这—数字包括了抽水和发电时所损耗的机械效率。然而，大火电机组利用率的提高即意味着煤耗的降低。如火电厂在30—40％酌额定工况远行时，其煤耗约比额定工况增加35％，而且低负荷远行可能要用油助燃，厂用电率也要比正常增加1—2个百分点。煤耗和厂用电的减少也可认为是在同样的能耗时发电量的增加。 此外，常规水力发电站虽然也具备调峰功能，但其发电出力往往与灌溉、防洪等矛盾。因为常规水电站的水库调度是一个综合的系统工程。而抽水蓄能电站的发电量及蓄水量是可以按日调节的，可以做到按日平衡，不影响水库的中长期调度。 综上所述，抽水蓄能电站的优越性可以归纳为以下几点： (1)对电网起到调峰作用，降低火电机组的燃料消耗、厂用电和运行费用。 (2)提高火电机组的利用率，火电装机容量可有所降低。 (3)避免水电站发电与农业的矛盾，有条件按电网要求进行调度。
我国抽水蓄能电站存在的问题及前景展望 摘要：抽水蓄能电站在电网中承担着调峰、填谷、调频、调相、事故备用、配 合风电储能等工程任务，抽水蓄能电站建设和调度运行，有利于更好地利用新能源，有利于提升电力系统综合效益。在对我国当前抽水蓄能电站现状情况总结的 基础上，分析了我国抽水蓄能电站面临的挑战，从投资主体、电价机制、生态环保、调峰手段等角度，分析了我国抽水蓄能电站的发展前景。 关键词：抽水蓄能电站；问题；发展前景 1国内抽水蓄能电站存在的问题 1.1 开发需求与站址资源间的协调 我国抽水蓄能电站站址资源分布不均，部分地区面临调峰需求大但站址资源 少的矛盾。在目前调峰手段多元化的新形势下，抽水蓄能电站选址可进一步研究 具有投资小、建设周期短、节省站址资源等优点的混合抽水蓄能电站；此外，可 研究废弃露天矿坑、矿洞新型抽水蓄能电站，实现废弃资源利用，达到社会、环 境和经济综合效益最大化。我国各地正在积极开展生态保护红线划定工作，部分 地区抽水蓄能电站规划选点及前期工作中所面临的生态保护红线影响更加突出。 新形势下，对于蓄能电站还未建成且调峰需求较大的地区，抽水蓄能电站的选址 和建设应更加重视对生态保护红线的研究，协调好开发与保护的关系；对于蓄能 电站布局受生态保护红线影响较大的区域，应适时调整选址思路及规划站点布局。 1.2 综合利用开发模式的完善 新形势下，抽水蓄能电站选址思路正在不断拓展，以寻求适合我国电网分布 及需求的新型抽水蓄能电站建设方式，如混合抽水蓄能、海水抽水蓄能、废弃矿 洞抽水蓄能等。目前，我国混合抽水蓄能、海水抽水蓄能、废弃矿洞抽水蓄能等 电站建设和研究尚处于起步阶段。仅混合抽水蓄能试点建成白山、潘家口等电站。从实际运行情况看，混合抽水蓄能电站具有投资小、建设周期短、节省站址资源 等优点，可成为常规抽水蓄能电站的有益补充。海水抽水蓄能、废弃矿洞抽水蓄 能等新型抽水蓄能电站虽有广阔的发展前景，但在技术方面、效益量化等方面仍 需不断完善。 1.3 电力系统调节能力的提升 随着技术创新不断进步，国家出台了相关政策，鼓励火电机组灵活性改造、 电化学储能电站建设等提升电力系统调节能力。由于调峰手段的多元化，火电机 组灵活性运行、电化学储能等技术发展将对未来抽水蓄能发展产生一定影响。火 电灵活性改造由于缺乏配套政策和市场机制，实际改造进度与规划目标仍有较大 差距，抽水蓄能电站仍有建设空间；电化学储能由于经济性和安全性的制约，仍 无法实现大规模推广，一定时期内无法取代抽水蓄能电站。 2国内抽水蓄能发展前景分析 2.1 蓄能需求空间较大 随着国家对风电、太阳能、核电等新能源的大力开发，为配合新能源消纳以 及核电并网运行，对电网调节能力提出了更高要求。另外，随着我国城镇化水平、工业化水平、电能替代水平的提升，电力系统中调节性电源建设需求仍会增加。 因此，具有良好调节性能的抽水蓄能电站仍有很大发展空间。目前，全国运行、 在建和待开发抽水蓄能规模约为 1.3 亿 kW，现有抽水蓄能规划资源基本能够满足项目开发需求。但由于生态红线的影响，新一轮抽水蓄能电站选点规划能够成立 站点有限，远期蓄能规划资源储备乏力。
福建仙游抽水蓄能电站工程概况 仙游抽水蓄能电站位于福建省莆田市仙游县西苑乡，距县城约33km。为周调节的抽水蓄能电站。电站安装四台单机容量为300MW的混流可逆式水泵水轮发动机组，总装机容量为1200MW（4×300MW）。本工程属大（1）型一等工程，主要永久性建筑物按1级建筑物设计，次要永久性建筑物按3级建筑物设计。枢纽主要由上水库、输水系统、地下厂房系统、地面开关站和下水库等建筑物组成。 上水库工程主要包括主坝、湾尾副坝、虎歧隔副坝、库盆、拦渣坝及环库公路等。主坝为钢筋混凝土面板堆石坝，坝顶高程747.6m，坝轴线长337.24m，最大坝高72.6m；虎歧隔副坝坝轴线长70m，最大坝高14m，为分区土石坝；湾尾副坝坝顶全长27m，最大坝高3m，亦为分区土石坝。 输水系统连接上、下水库，为二洞四机布置方式，由上库进/出水口、2条引水洞、4条引水支管、4条尾水支管、2个尾水调压井、2条尾水洞和下库进/出水口等组成。其中单条输水隧洞总长约2254m（指1#输水系统长度，下同）；单条引水隧洞总长约1103m，衬砌内径6.5m，上斜井段上、下高差270.11m，倾角50°，单条斜长约381m（包括上、下弯段）；下斜井段高差219.40m，倾角502，单条斜长318m（包括上、下弯段）；单条尾水隧洞总长约1105m，衬砌内径7.0m，其中927m长尾水洞纵
坡为7.7%。 地下厂房系统主要由主/副厂房洞、进厂交通洞、母线洞、主变洞、主变运输洞、尾闸洞、出线斜井、通风兼安全洞及排水廊道等洞室群组成，另有开关站、中控楼等地面建筑物。主/副厂房洞尺寸为162.0m×24.0m×53.3m(长×宽×高)，厂内安装四台单机容量为300MW的混流可逆式水泵水轮机发电机组；主变洞尺寸为135.0m×19.5m×22.0m（长×宽×高）。厂房区域的围岩为晶屑凝灰熔岩与花岗斑岩，岩石新鲜、坚硬、完整，无大的断层破碎带通过，围岩类别为II类，工程地质条件较好。 下库坝址位于西苑乡半岭村上游1km处溪口溪峡谷中，河谷呈“V”字型，主要包括大坝、溢洪道、导流放水洞及库盆等。主坝为钢筋混凝土面板堆石坝，坝顶高程299.9m，坝轴线长276.97m，最大坝高74.9m。溢洪道位于右岸，在右岸坝肩位置开挖而成。导流放水洞布置在左坝头山体内，利用前期导流隧洞改建而成。 本工程主体工程施工开始至第一台机组投产的工期为54个月（包括三个月施工准备期），总工期66个月。
达摩岭抽水蓄能电站投资建设项目可行性研究报告 (典型案例〃仅供参考) 广州中撰企业投资咨询有限公司 地址：中国·广州
目录 第一章达摩岭抽水蓄能电站项目概论 (1) 一、达摩岭抽水蓄能电站项目名称及承办单位 (1) 二、达摩岭抽水蓄能电站项目可行性研究报告委托编制单位 (1) 三、可行性研究的目的 (1) 四、可行性研究报告编制依据原则和范围 (2) （一）项目可行性报告编制依据 (2) （二）可行性研究报告编制原则 (2) （三）可行性研究报告编制范围 (4) 五、研究的主要过程 (5) 六、达摩岭抽水蓄能电站产品方案及建设规模 (6) 七、达摩岭抽水蓄能电站项目总投资估算 (6) 八、工艺技术装备方案的选择 (6) 九、项目实施进度建议 (6) 十、研究结论 (6) 十一、达摩岭抽水蓄能电站项目主要经济技术指标 (9) 项目主要经济技术指标一览表 (9) 第二章达摩岭抽水蓄能电站产品说明 (15) 第三章达摩岭抽水蓄能电站项目市场分析预测 (15) 第四章项目选址科学性分析 (15) 一、厂址的选择原则 (15) 二、厂址选择方案 (16) 四、选址用地权属性质类别及占地面积 (17) 五、项目用地利用指标 (17) 项目占地及建筑工程投资一览表 (17) 六、项目选址综合评价 (18)
第五章项目建设内容与建设规模 (19) 一、建设内容 (19) （一）土建工程 (19) （二）设备购臵 (20) 二、建设规模 (20) 第六章原辅材料供应及基本生产条件 (20) 一、原辅材料供应条件 (20) （一）主要原辅材料供应 (21) （二）原辅材料来源 (21) 原辅材料及能源供应情况一览表 (21) 二、基本生产条件 (22) 第七章工程技术方案 (23) 一、工艺技术方案的选用原则 (23) 二、工艺技术方案 (24) （一）工艺技术来源及特点 (24) （二）技术保障措施 (24) （三）产品生产工艺流程 (25) 达摩岭抽水蓄能电站生产工艺流程示意简图 (25) 三、设备的选择 (26) （一）设备配臵原则 (26) （二）设备配臵方案 (27) 主要设备投资明细表 (27) 第八章环境保护 (28) 一、环境保护设计依据 (28) 二、污染物的来源 (29) （一）达摩岭抽水蓄能电站项目建设期污染源 (30) （二）达摩岭抽水蓄能电站项目运营期污染源 (30)
关于抽水蓄能电站的几点认识 邓建 摘要抽水蓄能电站的建设已有近百年的历史，但在近三四十年才出现具有近代工程意义上的大容量抽水蓄能电站，这是现代电网发展的必然产物。电网愈大，调峰填谷问题、提高水火电站利用率和减少系统能耗问题以及提高供电质量和安全可靠度问题都愈趋重要，大容量抽水蓄能电站正好可以起到调峰填谷作用、提高火（核）水电站设备利用率和担负调频调相旋转备用以改善电网供电质量，并提高电网的灵活性和可靠性，从而成为电网中不可或缺的组成部分。 我国水电资源丰富，居世界首位，但不仅开发程度低，而且资源分布集中在西南、西北地区，华北、华东、广东、东北的水电资源相对缺乏，而这些地区都是我国工农业最发达地区。随着经济的进一步发展，特别是生活用电水平的提高，电力负荷的发展将很快，峰谷差不断增大，核电的投入将使调峰填谷问题更为突出，抽水蓄能电站的发展也就成为必然选择。伴随而来的经济效益、社会效益以及未来的发展方向也越来越受到人们的关注。 关键词必要性作用经济效益发展方向 一、建设抽水蓄能电站的必要性 改革开放初期，为了解决较长时期的全国性严重缺电问题，国家采取了一系列行之有效的重大措施加快电力工业发展，集中力量建设了一批能够多产电量的电厂，尤其是燃煤电厂，来满足国民经济发展和人民生活用电的需要。在这种情况下，只要有电用就满足了，对用电负荷的要求和电能的质量要求就难以顾及了。进入80年代后期，电力工业突飞猛进地发展，全国性的缺电状况得到了缓解，甚至出现了供大于求的情况，电力市场已由卖方市场转变为买方市场，当然也就取消了限制用电的规定，不仅如此，而且开始研究如何开拓电力市场，如何改善电网的运行条件，如何调峰填谷，如何运行才能更经济等问题了。 尽管缺电状况得以缓解，但存在的普遍问题是负荷高峰时仍然缺电，造成高峰负荷时发生低周波运行，甚至拉闸限电。为了解决高峰缺电问题，最初的认识和想法是：①进一步发展电源，多建一些能够多产电量的燃煤电厂，同时对在运行的火电机组进行技术改造即安装多功能燃烧器，以提高火电机组的调峰能力，来满足高峰用电的需要。但这样做既不客观又不经济，因为高峰负荷时段的持续时间相对较短，为此建设的燃煤电厂的年运行时数必然很低，还可能造成低谷时段高周波运行，窝电现象严重，电力系统势必损失巨大，而且污染严
微型抽水蓄能电站项目可行性研究报告 核心提示：微型抽水蓄能电站项目投资环境分析，微型抽水蓄能电站项目背景和发展概况，微型抽水蓄能电站项目建设的必要性，微型抽水蓄能电站行业竞争格局分析，微型抽水蓄能电站行业财务指标分析参考，微型抽水蓄能电站行业市场分析与建设规模，微型抽水蓄能电站项目建设条件与选址方案，微型抽水蓄能电站项目不确定性及风险分析，微型抽水蓄能电站行业发展趋势分析 提供国家发改委甲级资质 专业编写： 微型抽水蓄能电站项目建议书 微型抽水蓄能电站项目申请报告 微型抽水蓄能电站项目环评报告 微型抽水蓄能电站项目商业计划书 微型抽水蓄能电站项目资金申请报告 微型抽水蓄能电站项目节能评估报告 微型抽水蓄能电站项目规划设计咨询 微型抽水蓄能电站项目可行性研究报告 【主要用途】发改委立项，政府批地，融资，贷款，申请国家补助资金等【关键词】微型抽水蓄能电站项目可行性研究报告、申请报告 【交付方式】特快专递、E-mail 【交付时间】2-3个工作日 【报告格式】Word格式；PDF格式 【报告价格】此报告为委托项目报告，具体价格根据具体的要求协商，欢迎进入公司网站，了解详情，工程师（高建先生）会给您满意的答复。 【报告说明】 本报告是针对行业投资可行性研究咨询服务的专项研究报告，此报告为个性化定制服务报告，我们将根据不同类型及不同行业的项目提出的具体要求，修订报告目录，并在此目录的基础上重新完善行业数据及分析内容，为企业项目立项、上马、融资提供全程指引服务。
可行性研究报告是在制定某一建设或科研项目之前，对该项目实施的可能性、有效性、技术方案及技术政策进行具体、深入、细致的技术论证和经济评价，以求确定一个在技术上合理、经济上合算的最优方案和最佳时机而写的书面报告。可行性研究报告主要内容是要求以全面、系统的分析为主要方法，经济效益为核心，围绕影响项目的各种因素，运用大量的数据资料论证拟建项目是否可行。对整个可行性研究提出综合分析评价，指出优缺点和建议。为了结论的需要，往往还需要加上一些附件，如试验数据、论证材料、计算图表、附图等，以增强可行性报告的说服力。 可行性研究是确定建设项目前具有决定性意义的工作，是在投资决策之前，对拟建项目进行全面技术经济分析论证的科学方法，在投资管理中，可行性研究是指对拟建项目有关的自然、社会、经济、技术等进行调研、分析比较以及预测建成后的社会经济效益。在此基础上，综合论证项目建设的必要性，财务的盈利性，经济上的合理性，技术上的先进性和适应性以及建设条件的可能性和可行性，从而为投资决策提供科学依据。 投资可行性报告咨询服务分为政府审批核准用可行性研究报告和融资用可 行性研究报告。审批核准用的可行性研究报告侧重关注项目的社会经济效益和影响；融资用报告侧重关注项目在经济上是否可行。具体概括为：政府立项审批，产业扶持，银行贷款，融资投资、投资建设、境外投资、上市融资、中外合作，股份合作、组建公司、征用土地、申请高新技术企业等各类可行性报告。 报告通过对项目的市场需求、资源供应、建设规模、工艺路线、设备选型、环境影响、资金筹措、盈利能力等方面的研究调查，在行业专家研究经验的基础上对项目经济效益及社会效益进行科学预测，从而为客户提供全面的、客观的、可靠的项目投资价值评估及项目建设进程等咨询意见。 可行性研究报告大纲（具体可根据客户要求进行调整） 为客户提供国家发委甲级资质 第一章微型抽水蓄能电站项目总论 第一节微型抽水蓄能电站项目背景 一、微型抽水蓄能电站项目名称 二、微型抽水蓄能电站项目承办单位 三、微型抽水蓄能电站项目主管部门 四、微型抽水蓄能电站项目拟建地区、地点 五、承担可行性研究工作的单位和法人代表
桐柏抽水蓄能电站工程的安全文明施工管理 方元山 浙江省电力建设总公司桐柏项目部 摘要：结合抽水蓄能电站的特点和施工难度，通过四年多的管理实践与探索，桐柏项目在安全文明施工管理方面积累了一定经验。本文介绍了桐柏工程的安全文明施工管理特点，重点阐述了管理的手段、方法以及施工总布置、施工进度、设计优化、提高作业环境和管理观念的转变与统一等方面的策划和引导在安全文明施工管理中的重要性，为同类项目的管理提供借鉴，共同提高。 关键词：桐柏抽水蓄能电站安全文明施工管理管理特点。 1 工程建设概况 2000年5月，桐柏抽水蓄能电站(4×300MW)工程的主厂房顶拱施工支洞开始施工。同年底，完成地下厂房施工招标和“四通一平”、顶拱施工支洞、首级控制网以及部分临时设施等工程，主体工程具备了高标准的开工条件。2001年8月，主厂房第一层开始正式开挖，2003年6月15日开挖支护结束，历时22.5个月，此阶段是开挖和填筑工程的施工高峰期。包括地下厂房在内的68个隧洞的开挖支护、上下库大坝填筑、上下库进出水口开挖、下水库导流工程和开关站工程的施工全面铺开。至目前累计完成全部明挖、洞挖96％，填筑98％，混凝土50%。2003年7月6日，主副厂房工作面正式移交安装，工程的施工重心由土建转向机电安装,同时,土建的施工重心由开挖和填筑转向混凝土浇筑。目前，四台机组的安装已全面铺开。 2 安全文明施工管理特点 2.1 强化业主管理职能 针对我国目前推行以“项目法人制”为核心的工程建设管理体制以及水电工程建设周期长、涉及面广、不确定因素多和风险大的特点以及浙江省电力公司要把桐柏工程“建设成全国一流的抽水蓄能电站”目标定位，业主在组织落实好政策处理、资金筹措、工程与采购招标和生产准备的同时，委托浙江省电力建设总公司进行工程建设全过程管理。负责项目的总体管理策划，包括质量、安全和环境管理体系的导入、施工组织总设计的编制、施工总平面布置的规划与控制，“四大控制”目标的建立。有效地强化了业主在工程建设阶段对项目的计划、组织、管理和协调的宏观控制职能，强化了业主对工程实施全过程安全文明施工控制能力，为桐柏工程的安全文明施工的管理奠定了坚实的基础。 2.2 推行标准化管理体系，强化传统安全管理 项目开工前，导入质量（ISO9001）、职业健康安全（OHSMS）、环境（ISO14001）管理体系，结合工程特点和管理重点，并有机融合形成三合一项目管理体系。实施统一的《桐柏抽水蓄能电站工程质量、职业健康安全与环境管理计划》和《桐柏抽水蓄能电站工程质量、职业健康安全与环境管理制度》。定期组织体系内外部评审，定期开展工程施工危险源和环境因素辩识和评价分析，根据每一个影响因素发生频率和危险程度，制定相应的管理措施。对重大危险源、重大质量和环境影响因素，制定相应的管理方案，管理方案包括技术措施、管理措施、责任人、完成时间和费用等，管理 220
浙江宁海抽水蓄能电站项目情况说明 浙江宁海抽水蓄能电站位于浙江宁海县城东北面大佳何镇境内，上水库位于茶山林场穹窿的中心部位，下水库位于大佳何镇涨坑村,下水库坝址距宁海县城公路里程约24km，距离宁波、绍兴、温州、杭州公路里程分别约98km、240km、216km、299km。本电站为日调节纯抽水蓄能电站，主要承担浙江电网的调峰、填谷、调频、调相及事故备用等任务，电站建成后将提高浙江电力系统的调峰能力，进一步改善电网的供电质量，维护电网安全、经济、稳定运行。电站总装机容量1400MW（4×350MW），上水库正常蓄水位，死水位，有效库容万m3，下水库正常蓄水位，死水位，有效库容万m3。电站枢纽建筑物主要由上水库、下水库、输水系统、地下厂房和地面开关站等组成。 电站上库区附近现有茶山林场道路通过，下库区已有当地四级公路与S311省道相接，并通过S311省道接入宁海县城附近的省/国道网和高速公路网。工程附近的铁路干线为甬台温线，坝址周边货运火车站主要有三门站、宁波站等多个站点。工程区附近所在城市水运较为发达，周边现有强蛟码头、三门核电站码头、宁波北仑港码头等多个中、大型水运码头。 该项目从2009年选点规划以来，各项工作进展顺利，2015年2月，浙江省发展和改革委员会同意浙江宁海抽水蓄能电站开展前期工作,2016年初该项目被浙江省列入全省2016年重大项目前期攻坚计划。 一、上水库 上水库库区位于茶山穹窿的中心部位，主要建筑物为挡水大坝、环库公路、库盆防渗与防护等。 上水库流域面积仅km2，上水库大坝采用混凝土面板堆石坝，坝顶高程，防浪墙顶高程，最大坝高，坝顶长度，坝顶宽度。坝体上游面坡比1：，下游面坡比1：~1：。在下游面、、分别设置宽度的马道。 二、输水系统 上下水库进/出水口之间输水系统总长约（沿3#机），其中引水系统长约，尾水系统长约。
抽水蓄能电站安全管理研究探讨 发表时间：2018-12-18T10:08:31.040Z 来源：《基层建设》2018年第31期作者：楼易承靳永卫吴小林李昊晏姜羽寒[导读] 摘要：抽水蓄能电站施工建设时期施工环境严苛，建设时间久，施工过程危险性大，不稳定因素多，安全管理至关重要。 浙江缙云抽水蓄能有限公司 摘要：抽水蓄能电站施工建设时期施工环境严苛，建设时间久，施工过程危险性大，不稳定因素多，安全管理至关重要。抽水蓄能电站基础建设时期施工环境差等要素决定了工程建设是否能够顺利实施对工程的质量、投资等都具有重要的影响。本文旨在探析抽水蓄能电站建设施工工程建设特征，综合国内外工程项目实施单位安全管理状况，对施工单位在工程建设管理进程中需要重视的安全管理重点进行了升华，建成了抽水蓄能电站施工建设时期内施工单位的安全管理体制。 关键词：抽水蓄能电站；建设单位；安全管理 抽水蓄能电站工作原理就是把多余的电能转化为水的重力势能储存起来，在需要的时候，再把水的重力势能转变成电能。这有点像人们日常生活中存款和取款的储蓄所，不同的是，抽水蓄能电站在抽水和发电的循环过程中会损失掉一部分能量，也就是说，存进去的能量多，取出来的能量少。即使如此，可算起总账来还是比较合算的。这是因为大部分本来会白白浪费掉的电能被储存了起来，并可以重新得到利用。在电网建设过程中，抽水蓄能电站的容量越来越大，定员越来越少，科技含量越来越高。做好新厂新体制安全监督工作，是新能源企业安全生产前行的必经之路。由于抽水蓄能行业起步较晚，生产管理规章制度的建立制度多采用水电厂或火电厂的行业标准，在实施过程中存在针对性不强等情况。 一、抽水蓄能电站建设工程推进安全风险管理的重要性 从“安全生产法”的这一方面来看，水电站施工安全管理对于“以人为本”这一概念的重要性显而易见，安全风险方面的管理帮助提高水电项目施工的正面效益以及相关的工程施工管理的质量水平，从而保证了工程施工的安全和高效运行。抽水蓄能电站施工往往是一个建设周期较长、建设过程很复杂的整体过程，抽水蓄能水电站本身具备的特点促使电站施工的过程中拥有众多威胁和困境，然而工程施工安全隐患及风险管理则是工程进行中防范未然以及长施工周期安全的保证。除此之外，因为抽水蓄能水电站施工是由许多不同阶段组成，并且还牵涉到许多施工单位和企业，各单位进行安全生产管理的准则、办法、水平等都拥有较大差距，这愈发增强了施工安全风险管理工作的关键性。 二、抽水蓄能电站施工建设的特征 1、周边环境苛刻。抽水蓄能电站施工工程建设位置普遍较偏远，大部分地处山区，交通不方便，施工活动受到气象相关环境影响而导致自然灾害的可能比较大。除此之外，周围环境复杂，也给水电站的建设带来了不小的阻力。 2、工作条件艰难。工程施工建设容易受到周围环境地形、地质等一系列条件的影响，工作条件很艰难，施工进行过程中很容易遭受泥石流、滑坡、坍塌等灾害的威胁，施工地点的安全掌控难度大。 3、水电站的建筑形式拥有多样性和复杂性的特征。抽水蓄能电站的相关建筑物、构筑物，譬如大坝、开关站等必需的建筑，造型多样，建筑工艺繁复，在工程实施生产进程中遭遇的危险及威胁要素情况不一，必需使用不同的安全技术方案对其予以消除或进行控制。因为抽蓄电站大部分水头比较高，引水井深度比较深，工程进行相较一般水电站的难度更大，这是施工工地安全管理的核心控制点。 4、多工种施工、多类型设备使用，生产事故种类多样化。抽水蓄能电站工程牵涉的作业项目繁多，工程工种种类多样化，工作人员多，设备也较为专业，不同工程之间交叉，造成了巨大的干扰。施工对象电站从空间上来说拥有固定性，一部分项目施工空间狭窄，但是施工过程却需要围绕施工对象来进行作业。所以，人员、材料、设备等方面聚集在狭窄有限的空间内进行施工，众多工种进行交叉作业是必然存在的，造成的生产事故种类也呈多样化。 5、施工环境变化以及工作人员不固定。伴随工程建设持续进行，施工项目也在持续发生变化，紧接着带来的是已经验收的项目施工人员的退场和新建设的项目施工人员的进场，频繁的人员变动和施工环境的持续变化，也为施工地点的安全管理造成了很大的阻碍；很多文化素质较低、没有进行长期完备的职业安全培训的施工人员流入施工领域，因为这些人员安全意识不足，为安全生产造成了很大的威胁。 三、加强抽水蓄能电站安全管理措施 1、完善组织机构。为做好电站安全管理工作，建立安委会，安委会成员由各参建单位第一负责人担任，主任由电站总指挥担任。安委会下设安全监察组作为日常工作机构，安全监察组由业主、监理和安全咨询机构的专职人员组成，负责全工地的安全监督作，对业主和安委会负责。各施工单位均建立健全了本单位的安全管理机构及安全网络组织，构成了四级安全网络。安全管理网络覆盖整个电站的生产、生活和办公区域。多层级、多方式开展安全文化讲座，树立安全就是生产力的理念；同时推进安全文化制度和行为建设，建立以人为本的安全管理机制和规章制度。 2、加强安全考核。安全之所以先于一切、重于一切，是因为员工的生命、员工的健康、员工的家庭幸福是第一位的。企业的目标创造效益，但前提是员工的安全、企业的稳定。对于日常安全巡查和检查中发现的问题，安委会安全監察组除采取当场纠正、下达整改通知单、找相关责任人谈话等方式处理外，还可依据《安全文明施工管理实施细则》等制度，对各类不符合标准的现象及各类安全事故进行处罚。 3、加强安全管理教育。通过各种安全学习和安全活动，要在班组中牢固树立全员的安全意识。对个人而言，没有人身的安全，就没有家庭的幸福。要使每个班组成员树立“安全第一，预防为主”的观念，从“要我安全”转变到“我要安全”。 4、建立隐患排查治理长效机制。为最大限度地消除安全隐患，安委会安全监察组每日深入一线现场检查，针对查出的问题，采取当场纠正、下达整改通知单、找相关责任人谈话等多种手段与措施进行处理。同时，结合工程进展，开展以火工产品管理、爆破作业、防火、安全用电以及高空、高边坡、深基坑作业，竖井、斜井开挖等为重点的专项安全检查；针对查出的问题，按照“定要求、定时间、定责任人”的原则下发整改通报要求限期整改，整改到期后进行复查，严格做到闭环管理。 5、加强风险控制。定期进行风险评估，掌握风险评估的方法和步骤，为深入全面开展风险评估工作奠定良好基础。在主体工程开工之初，业主组织各施工单位对电站范围内的活动性和区域性风险进行全面评估，形成电站风险概述，此后每年结合工程进展进行一次系统性回顾，不断进行补充和完善。对已识别和评估的风险严格按照“务必降低高风险，超前控制中风险，持续改善低风险”的风险管理理念进行系统管理，严格监控和落实各项安全防护措施，有效预防了各类安全事故的发生。