《水电站定价机制研究》课题组
2008年9月19日《水电站定价机制研究》课题系列报告 6
目录
1 概述 (1)
1.1 抽水蓄能电站的经营管理模式 (1)
1.2 课题研究的背景和目的 (4)
2 抽水蓄能电站在电网中的作用分析 (6)
2.1 抽水蓄能电站技术经济特性分析 (6)
2.2 抽水蓄能电站在电网中的作用 (10)
2.3 小结 (15)
3 抽水蓄能电站合理规模分析 (16)
3.1 国内外抽水蓄能电站建设情况 (16)
3.2 抽水蓄能电站建设规模的影响因素分析 (18)
3.3 抽水蓄能电站的合理规模分析 (19)
3.4 小结 (20)
4 抽水蓄能电站租赁制度研究 (22)
4.1 租赁费分摊理论 (22)
4.2 租赁费分摊方案设计 (23)
4.3 抽水电量招标方案设计 (26)
4.4 小结 (30)
5 实例分析 (33)
5.1 标的抽水电价测算 (33)
5.2 对电网公司的影响 (34)
5.3 对电网中非抽水蓄能机组的影响 (36)
5.4 对用户的影响 (36)
5.5 小结 (37)
6 结论与建议 (38)
附录国内外抽水蓄能电站经营管理模式介绍 (41)
1 概述
1.1 抽水蓄能电站的经营管理模式
目前国内外抽水蓄能电站的经营一般采取以下三种模式：电网统一经营、独立经营以及租赁经营，这三种经营管理模式各有其优缺点和适用范围。
1.1.1 电网统一经营
十三陵抽水蓄能电站和南非札肯斯堡抽水蓄能电站均采用的是电网统一经营模式。在这种模式下，电网经营企业将抽水蓄能电站视为电网公司的一个分公司或一个车间，由电网公司负责抽水蓄能电站的资金筹措、建设管理，抽水蓄能电站的资产所有权和经营权都归电网公司。在运行上，由电网公司直接调度抽水蓄能电站，主要承担日常调峰、调频、事故备用等任务；在技术上，由电网公司对抽水蓄能电站的机组可用率、等效可用系数、电压稳定等主要指标进行考核；在财务上，抽水蓄能电站的成本及投资回报进入电网公司成本，由电网公司统一核算，通过计入输配电价或销售电价回收，电网公司对抽水蓄能电站的材料费、检修维护费、管理费等几个关键指标进行考核。
该经营模式的优点为：
电网公司作为抽水蓄能电站的资产所有者和经营者，可以统一调度抽水蓄能电站生产与运行，有利于充分发挥抽水蓄能电站的静态和动态效益，优化电网运行，有效提高电网的经济性与安全稳定运行水平。
该经营管理模式的主要缺点为：
（1）不利于调动社会其他投资方参与抽水蓄能电站建设，对电网公司资金要求较高。在当前电网迅速发展，电网建设资金紧缺的情况下，会进一步加大电网公司的资金压力。
（2）不利于提高抽水蓄能电站管理和运行水平。由于抽水蓄能电站投资与运营风险由电网公司承担，抽水蓄能电站自身缺少提高管理和运行水平的动力。（3）电网统一经营时，电网公司并不是通过市场竞争获得抽水蓄能电站提供的
辅助服务，因此不利于推进辅助服务市场的建设。
1.1.2 独立经营
浙江天荒坪抽水蓄能电站和英国迪诺威克抽水蓄能电站均采用的是独立经营模式。在独立经营模式下，抽水蓄能电站按照《公司法》的要求，成立独立的抽水蓄能电站有限责任公司，各投资方按出资额的比例分享权力和义务。组建的抽水蓄能公司作为一个独立的发电商，以独立法人身份参与电力市场，购售电量或销售其他服务。
根据抽水蓄能电站上网电价机制的不同，独立经营模式又可分为以下两种形式：
（1）独立经营，实行单一制上网电价
该经营模式的优点为：
1）投资方同时拥有抽水蓄能电站的管理权、经营权，电站的运营状况直接影响经营者能否在激烈的市场竞争中生存。因此，能充分调动抽水蓄能
电站强化自身管理的积极性，促进其降低运行成本，提高管理水平。
2）抽水蓄能电站采用独立经营模式更易于参与辅助服务市场，也会有力推动辅助服务市场的建立。
该经营模式的缺点为：
1）抽水蓄能电站收益存在着较大风险：
i.电量效益风险：一方面，由于抽水蓄能电站的发电量随着所处电网的
电源结构、负荷特性、供需情况以及市场运营状况等因素而变化，很
不稳定；另一方面，峰谷电价价差可能过小或者由市场所决定的抽水
电价和上网电价波动可能很大。因此，当以发电量和购销电价作为衡
量其收益水平的重要经营指标时，抽水蓄能电站的收益存在很大风
险。
ii.动态效益风险：动态效益定量核算及相关价格的研究尚无普遍认可的方法，而且因地、因网、因时而异。但是动态效益又恰恰是抽水蓄能
电站价值的重要体现，若所处电网未建立竞争的辅助服务市场，或提
供辅助服务的补偿不到位时，会减少抽水蓄能电站的收益。
2）由于抽水蓄能电站经营风险难以控制，因此不利于吸引多方投资。
3）抽水蓄能电站有其自身的经营目标，在辅助服务补偿不到位的情况下，为获得较高的经济效益需要提高上网电量，这样易引发电站与电网之间
的矛盾，也不利于电网调度运行。
（2）独立经营，实行两部制上网电价
该经营模式的优点，除包含单一制上网电价模式下的优点外还包括：
1）有利于抽水蓄能电站控制经营风险。两部制电价将抽水蓄能电站的容量和电量分开计价，体现了抽水蓄能电站的成本特性，实现了风险的合理
分担。容量电费补偿了抽水蓄能电站的容量价值，降低了投资方风险；
同时电站还可以获得电量电费收益，电站经营风险相对可以控制。
2）较单一电量电价经营模式，该模式有利于发挥抽水蓄能电站综合效益，有利于保证电网安全稳定和经济运行。
该经营模式的缺点为：两部制电价分容量、电量计量和结算，因此计量和结算系统复杂。
1.1.3 租赁经营
租赁经营方式实际上也是独立经营方式的一种，广州抽水蓄能电站和美国Summit抽水蓄能电站均采用租赁模式。在租赁模式下，抽水蓄能电站作为独立公司，负责电站的建设和建成后的管理与还贷，电站建成后租赁给电网公司运营，租赁方支付给抽水蓄能公司租赁费。抽水蓄能电站由电网统一调度，其租赁费进入租赁方成本，由租赁方承担。
该经营模式的优点为：
（1）电站经营风险相对较低。只要抽水蓄能电站能保证可用容量、启动成功率、强迫停运率等指标，就能获得相应的租赁收入，保证了电站的合理收益。（2）电网公司对抽水蓄能电站拥有经营权或容量支配权，抽水蓄能电站的运行受电网统一调度，可以充分发挥其调峰、负荷跟踪、备用等静态、动态效益。
（3）租赁费与机组的可用容量、启动成功率等指标密切相关，有利于促进电站经营管理者提高电站管理及运行水平。
该经营模式的缺点为：
（1）合理的租赁费可以保证抽水蓄能公司的还贷和稳定收益。但租赁费作为其主要收入，回报稳定，在风险小的同时收益也可能较小。租赁合同确定后，也将同时失去参与市场竞争带来的更多收益机会，与独立经营模式相比，难以获取超额利润。
（2）租赁费用如果不能在销售电价得以解决，将挤占电网公司输配电价空间，增加电网公司的经营风险。
（3）抽水蓄能电站完全按照电网公司的调度运行，电网公司并不是通过市场竞争获得抽水蓄能机组提供的辅助服务，因此不利于推进辅助服务市场的建设。
（4）当在同一电网中同时存在独立经营和租赁经营的抽水蓄能电站时，可能会造成采用租赁经营模式的抽水蓄能电站过度使用，不仅增加了采用租赁经营模式的抽水蓄能电站的运行维护成本，也影响了采用独立经营模式的抽水蓄能电站的收益。
1.2 课题研究的背景和目的
2007年，国家发展改革委就抽水蓄能电站的经营和定价问题发布了《国家发展改革委关于桐柏、泰安抽水蓄能电站电价问题的通知》（发改价格[2007]1517号）文件，文件明确：“在《国家发展改革委关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》（发改能源[2004]71号）下发后审批的抽水蓄能电站，由电网经营企业全资建设不再核定电价，其成本纳入当地电网运行费用统一核定；发改能源[2004]71号文件下发前审批但未定价的抽水蓄能电站，作为遗留问题由电网企业租赁经营，租赁费由国务院价格主管部门按照补偿固定成本和合理收益的原则核定”。同时，文件指出：“核定的抽水蓄能电站的租赁费原则上由电网企业消化50%，发电企业和用户各承担25%。发电企业承担的部分通过电网企业在用电低谷招标采购抽水电量解决；用户承担的部分纳入销售电价调整方案统筹解决”。该政策文件颁布后，政府部门、发电企业以及电网企业对抽水蓄能电站租赁费的分摊问题争论很大，一部分人认为“抽水蓄能电站相当于电网中的一个变压器，主要是为电网企业提供服务，因此租赁费应全部由电网企业承担”。
针对上述问题，本课题重点研究抽水蓄能电站租赁费分摊方式。研究思路是：通过分析抽水蓄能电站在电力系统中的作用，进而分析电网租赁和运行抽水蓄能电站的受益者，并根据经济学原理论证抽水蓄能电站的租赁费分摊方式，包括抽水蓄能电站租赁费的承担者、分摊比例和抽水电量的招标方案设计。
本报告论述的主要内容包括：
（1）抽水蓄能电站在电网中的作用及合理规模分析；
（2）抽水蓄能电站租赁制度研究，包括：租赁费分摊的理论分析、租赁费分摊方案设计以及抽水电量招标机制设计；
（3）实例分析：论证报告所设计的抽水电量招标机制的可行性，分析租赁抽水蓄能电站对电网公司、发电公司以及用户的影响。
2 抽水蓄能电站在电网中的作用分析
2.1 抽水蓄能电站技术经济特性分析
2.1.1 抽水蓄能电站技术特性分析
抽水蓄能电站是电力系统中一种比较特殊的电源，主要有两方面的作用：一是调峰填谷；二是担任调频、调相和系统事故备用等辅助服务功能。与常规电站相比，其独特的填谷蓄能作用和快速灵活的机组启停特性，使其成为系统中承担调峰、调频、调相和事故备用的重要手段，同时它的黑启动能力可以保证在紧急事故情况下拉动系统的快速恢复。抽水蓄能电站与其他技术特性的比较如表2－1所示。
表2－1 电站技术特性比较
2.1.2 抽水蓄能电站经济特性分析
从表2－1可以看出，抽水蓄能机组与燃煤机组、燃气（油）机组相比具有更好的调峰技术特性，本节将分析抽水蓄能机组、燃煤机组以及燃气/油机组参与系统调峰的经济性。
2.1.2.1 模型描述
以固定成本和可变成本表征机组年成本费用函数：
E C C C V
F +=
（2－1）
其中：
F C 为机组的年固定成本（元）
； V C 为机组的单位发电量可变成本（元/千瓦时）
； E 为机组年发电量（千瓦时）；
C 为机组年发电总成本（元）。
为方便不同类型机组之间的比较和选择，式（2－2）将总成本分摊到机组的单位装机容量上，得到单位装机容量的成本A C （元/千瓦）：
max A C C T C C P E
C P C V AF N
V F N +=+=＝ （2－2）
式中：
N P 为机组装机容量（千瓦）
； AF C 为单位装机容量的固定成本（元/千瓦）； max T 为机组最大发电利用小时数（小时）
。 由式（2－2）可以看出：A C 取决于AF C ，V C 和max T ；对特定机组而言，AF C ，
V C 均为一固定值1，A C 仅为max T 的线性函数，用图形表征如下：
1
不考虑燃料等价格的随机变动，而以当前值或期望值计算
图2－1中描述了两类机组的成本曲线，在纵轴上的截距为各自的单位装机容量固定成本，斜率为可变成本。可见，当两种电源中固定成本较高的机组2可变成本较低时，两曲线相交于*C ，显然，当T <*T 时，机组1的单位成本相对较低，其运营经济性是高于机组2的；反之，当T >*T ，机组2单位成本相对较低。由此可知，当为满足负荷增长所需要新建机组的利用小时数小于*T 时，应选择投资建设机组1；反之选择投资建设机组2。
2.1.2.2 燃煤机组、燃气/油机组和抽水蓄能机组调峰经济性分析
本节采用上节所述模型和以下数据，对燃煤机组、燃气机组、燃油机组和抽水蓄能机组调峰的经济性做定量分析。
分析中仅以燃料价格计算其变动成本，以机组单位造价来计算其固定成本。
Q i i
C n
AF ?+--)
1(1＝ （2－3） 其中：Q 为机组单位造价（元/千瓦）；i 为贴现率，取5％；n 为使用年限。 燃油/气机组单位造价以3300元/千瓦计，燃油成本约0.92元/千瓦时2，燃气成本约为0.41元/千瓦时3；燃煤机组单位造价以30万千瓦机组的单位造价计约为
2广东省重油价格4500元/吨，发电标准油耗205克/千瓦时，折算燃料价格为0.92元/千瓦时。
3
广东省燃气价格2.07元/立方米，气耗率取0.2立方米/千瓦时，折算燃料价格为0.41元/千瓦时。
图2－1 机组成本曲线示意图
（a ）
C C AF C
3700元/千瓦，燃煤成本约0.26元/千瓦时4；抽水蓄能机组单位造价以3500元/千瓦计，假设以燃煤机组提供抽水电能，以抽水蓄能机组转换效率75％计，抽水成本约为0.35元/千瓦时。数据如表2－2所示。
表2－2 各类机组成本数据
反映在成本曲线图上，如图2－2所示。
注：max
T
为抽水蓄能电站在实际运行中受系统可供抽水电量等因素决定的最大利用小时数
因此，对应于不同的电网，系统高峰负荷持续时间不同，采用抽水蓄能电站调峰的经济性也不同。从表2－3可以看出，在报告所选择的参数水平下，当系统高峰负荷持续时间在769小时之内，抽水蓄能电站是最经济的调峰电源。
表2－3 机组调峰经济性比较
C
491=T
图2－2 机组成本曲线示意图
（a ）
燃油机组 抽蓄 燃煤机组 769=T
燃气机组
T （小时）
2.2 抽水蓄能电站在电网中的作用
由于电网电源结构、负荷特性、调峰能力等客观条件的差别，抽水蓄能电站在不同电网中的作用有所不同。本节以广州抽水蓄能电站（以下简称广蓄）在广东省电网中的作用为例进行分析。
2.2.1 调峰填谷
抽水蓄能电站在广东省电网中调峰填谷的作用不可替代。从广蓄2003年－2006年的抽水电量和发电量数据可以看出，广蓄的抽水量和发电量持续增长，为缓解广东省电网调峰压力起到重要作用，2006年广蓄的调峰容量占到广东省总调峰容量的19％5。图2－3为广蓄2003年－2006年逐年抽水电量和发电量的情况。
图2－3 2003－2006年广蓄抽水量和发电量
2.2.1.1 2007年广东省电网低谷调峰现状
根据《2007年南方电网运行方式》，2007年广东省电网电力略有富余，峰荷时段的调峰问题基本解决，本报告主要研究广东省电网低谷负荷调峰情况，如下表所示：
表2－4 广东省电网低谷负荷调峰情况单位：兆瓦
从表2－4可以看出，广东省电网低谷调峰形势严峻，若没有抽水蓄能电站在负荷低谷期抽水蓄能，2007年广东省电网全年大部分时间均无法满足最低负荷调峰的要求。因此抽水蓄能电站是广东省电网不可或缺的调峰电源。
2.2.1.2 2010年广东省电网调峰能力预测
（1）调峰容量需求
系统所需调峰容量以系统最大峰谷差来衡量。“十五”期间广东省电网各年统调最大峰谷差和最大负荷如下表所示
表2－5 广东省电网统调最大峰谷差及最大负荷单位：兆瓦
数据来源：2001年－2005年广东省电网运行方式
由表2－5可知，“十五”期间广东省电网统调最大峰谷差率平均值约为0.45，由于没有全社会最大峰谷差数据，因此本次分析中取2010年广东省全社会最大峰谷差率为0.45。
（2）各类机组调峰容量
广东省电网中调峰电源主要包括：水电机组、抽水蓄能机组、燃气/油机组。西电东送电量虽可参与系统调峰，但是不确定性大；常规燃煤机组仅从技术角度而言也可参与系统调峰，但是以牺牲经济性为代价。此外，广东省电网在高峰调峰容量紧缺的形势下还购部分香港电力进行调峰。本次分析中各类电源调峰容量按下述方法选取：
1）水电：水电站可调出力的100%均可参与系统调峰。但由于水电站可调出力受到水电站调节性能、检修情况、来水情况等多种因素的影响，因此水电机组可调出力不好确定。本次分析以2006年广东省电网水电调峰容量与水电总装机容量的平均比值来测算2010年水电站的调峰容量。
表2－6 2006年广东省电网水电调峰能力单位：兆瓦
数据来源：《南方电网2006年运行方式》
从表2－6可以得出，广东省电网水电调峰容量占水电装机容量比例的平均值为0.42。
2）火电：受欠发、检修等因素影响，2006年广东省电网统调火电机组的调峰容量与装机容量的平均比值为0.31，随着新投运机组调峰性能的提高，这一数值将有所上升。因此，在本次分析中取值0.35。
表2－7 2006年广东省电网火电调峰能力单位：兆瓦
数据来源：《南方电网2006年运行方式》
3）抽水蓄能：理论上，抽水蓄能机组调峰容量可达到其可调出力的200%。广州抽水蓄能电站的部分容量租赁给香港，且受检修等因素影响，其可调出力与其装机容量存在一定差额，本次分析中广蓄调峰容量取2006年平均值2730兆瓦；新建抽水蓄能电站的调峰容量取为装机容量的200％。
4）西电：由于西电中水电比重较大，受来水限制调峰率不确定性较大，本次
分析中分别取西电综合调峰率15%，25%和40%6进行测算。
5）港电：港电全负荷参与调峰。
6）核电：核电不参与调峰。
（3）预测结果
根据《南方电网“十一五”发展规划和2020年远景目标总报告》，广东省电网2010年电源规划及全社会最大负荷如下表所示：
表2－8 广东省电网2010年电源规划及最大负荷单位：兆瓦
注：全社会最大负荷取南方电网五省（区）电力需求预测中方案
按照上节所选取的数据，2010年广东省电网调峰情况预测如表2－9所示：表2－9 2010年广东省电网调峰供需情况预测单位：兆瓦
*注：系统旋转备用率按8%考虑7，调峰容量需求＝1.08×最大负荷－最小负荷
方案1：西电调峰率为15％；方案2：西电调峰率为25％；方案3：西电调峰率为40％。
从表2－9可以看出，广东省电网2010年调峰形势依然很严峻，只有在西电调峰率为40％的情况下，广东省电网调峰容量才略有盈余。因此，仍然需要充分发挥抽水蓄能电站的调峰能力。
2.2.2 事故备用
2007年广东省电网购西电最大电力14220兆瓦，占广东省电网全部可调出力的28.4%8，2010年广东省电网将购西电最大电力22380兆瓦，占广东省电网全部
6陈允鹏（南网计划发展部主任），《发展抽水蓄能电站——电网调峰和经济运行的选择》
7《广东省电网调峰电源规划研究》
8南方电网2007年运行方式
统调装机容量的23.4%9。
由于西电东送通道事故概率较大，网络安全性问题比较突出，西电东送通道故障可能对广东省电网产生较大冲击，甚至对整个南方电网互联系统运行安全造成威胁，因此要求广东省电网具有足够的事故备用容量，当故障出现时快速响应以维持系统电压和频率稳定，保证电网运行安全。虽然广东省电网中的燃油机组、燃气机组从技术上都可作用事故备用电源，但是由于燃油的价格很高使得燃油机组的运行成本很高，而燃气的供应存在不确定性，使得燃气机组的运行并不可靠，因此响应迅速、运行方式灵活的抽水蓄能电站是广东省事故备用电源的最好选择。
广蓄自投入运行以来，平均每年紧急启动16.5次。例如：2001年3月8日15:58，天广交流天平线Ⅰ、Ⅱ回线路突然跳闸，广东省电网频率由事故前的50Hz 下降到49.44Hz，通过紧急抢开香港1台抽水蓄能机组，使系统在16:04时恢复50Hz。
2.2.3 稳定电压
抽水蓄能机组可方便地调相运行。不但在空闲时可供调相用，在发电和抽水时也可调相，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，这是其他发电机组很难达到的。
表2－10 广蓄2003－2006年调相情况
数据来源：南方电网调峰调频公司
从表2－10可以看出，广蓄在发电工况调相次数和时间逐年减少，但在抽水工况下调相次数和时间逐年增加。
9南方电网十一五规划
2.2.4 做特殊负荷运行
由于抽水蓄能机组既可作电源又可作负荷，因此对电网调度组织功率特别方便简单，如大功率核电、火电机组调试期间甩负荷实验、满负荷震动实验，都需要有抽水蓄能机组配合。大亚湾电站900兆瓦核电机组、沙角C厂660兆瓦煤电机组甩负荷实验时都由广蓄机组水泵运行作为负荷，一旦甩负荷，广蓄机组便低周切机和自动关机，使核电、沙角C厂试验得以顺利进行。
2.3 小结
通过以上分析可以得到以下结论：
（1）通过对各类电源调峰经济性的比较分析，在报告所选取的参数水平下若电网中高峰负荷持续时间在769小时以内，采用抽水蓄能机组调峰最为经济。（2）虽然燃油机组、燃气机组从技术上都可作用事故备用电源，但是由于燃油的价格很高使得燃油机组的运行成本很高，而燃气的供应存在不确定性使得燃气机组的运行并不可靠，因此抽水蓄能电站是电网事故备用电源的最好选择。
（3）在不同的电网中抽水蓄能电站所发挥的主要作用不同。在调峰容量供不应求的电网中，抽水蓄能电站主要发挥的是调峰填谷的作用，在调峰容量很充足的电网中抽水蓄能电站主要发挥的是事故备用作用和稳定电压作用。
3 抽水蓄能电站合理规模分析
3.1 国内外抽水蓄能电站建设情况
3.1.1 国外抽水蓄能电站建设情况
抽水蓄能电站的建设与运行已有一百多年的历史，上世纪六十年代后得到迅速发展。据统计，1960年全世界抽水蓄能电站总装机容量3500兆瓦，1970年为16000兆瓦，1980年为46000兆瓦，1990年为83000兆瓦，2000年达到113280兆瓦，40年间增加了32倍，平均年增长9.1%，比常规水电的发展速度快得多。从目前看，抽水蓄能电站的发展速度比上世纪六、七十年代相对有所降低，但在建与拟建抽水蓄能电站的装机容量仍然相当可观，继续保持了快速发展的势头。
目前国外大部分国家都发展了一定规模的抽水蓄能机组，部分国家抽水蓄能电站占全国装机的比重已超过10%，按1999年统计数据，奥地利达到22.3%，意大利达11.5%，西班牙达10.9%，日本达10.8%，瑞士达10.3%。
表3－1 1999年部分国家的抽水蓄能电站装机比例
从表3－1可以看出，大部分国家抽水蓄能电站装机容量占全国装机的比重为3％－12％。
美国是世界上抽水蓄能容量最多的国家。抽水蓄能电站始建于60年代初，70年代后由于核电、热电等基荷电源的大量投入，抽水蓄能电站得以迅速发展；日本早期兴建的多为低水头混合式抽水蓄能电站，70年代以后，随着高效率、大容量火电机组和核电的建设，开始兴建高水头、大容量的纯抽水蓄能电站；意大利抽水蓄能电站的建设起步较早，始建于20世纪初。早期由于系统中的水电比重较大，具有足够的调峰能力，建设抽水蓄能电站的目的是利用径流式电站的多余电能抽水进行季节性调节。进入60年代后，随着电网中水电的比重下降，以调峰为主要目的的大型抽水蓄能电站得到迅速发展。
从以上国家抽水蓄能电站发展过程可以看出，抽水蓄能电站发展有以下几方面的原因：
（1） 不宜调峰或调峰性能不好的核电机组、可再生能源机组以及热电联产机组
的大量发展，需要抽水蓄能电站与其联合运行。
（2） 水电资源的充分开发利用，造成可开发的水电资源日益减少，电网中的常
规水电比重逐渐降低，系统的调峰能力也随之降低，需要抽水蓄能电站提高系统的调峰性能。
3.1.2 国内各区域电网抽水蓄能电站建设情况
截至2005年底，全国已建抽水蓄能电站5870兆瓦，占全国总装机容量的1.15%。“十一五”期间规划新增11750兆瓦，2010年~2020年间规划新增12900兆瓦，规划2020年抽水蓄能电站装机容量占全国总装机容量2.6%。相比于世界
挪威 美国 韩国 澳大利亚 英国 法国 波兰 葡萄牙 德国 希腊 爱尔兰 比利时 捷克
瑞士 日本 西班牙 意大利
奥地利 卢森堡
3％以下
3％－4％
4％－5％ 5％－6％ 6％－10％ 10％－12％ 12％以上
图3－1 部分国家抽水蓄能电站装机比例
其他国家，我国抽水蓄能电站所占比例较低。
表3－2 各区域电网抽水蓄能电站建设情况单位：兆瓦
3.2 抽水蓄能电站建设规模的影响因素分析
抽水蓄能机组与其他类型机组相比各有其优缺点，为保证电力系统安全经济运行，应根据各类电源的运行特性，找到合理的比例，使各类电源运行在负荷曲线上最合适的工作位置。影响抽水蓄能电站在电力系统中的合理比例的因素很多，如所在地区的能源蕴藏和开发情况、电网的电源结构、负荷特性、抽水蓄能电站的自身开发条件、各类电站的投资和运行费用等。下面对电源结构和负荷特性这两个关键因素进行定性分析。
3.2.1 电源结构
（1）火电为主的电网
在以火电为主的电网中，由于严重缺乏水电，仅仅依靠极少量的水电来调峰是不可能的。而单纯依靠火电调峰可能既不经济也不能满足系统调峰的需要，特别是需要抽水蓄能电站提供黑启动功能。这时就必须在系统中配置一定量的抽水蓄能电站，使之与火电站配合运行，不仅可以满足系统调峰需要，提高系统运行安全可靠性，还可以减少火电机组的运行费用、降低系统的燃料消耗。
在以火电为主的电网中，火电机组的平均调峰能力是确定抽水蓄能电站容量合理比例的决定性因素之一。火电机组的平均最小技术出力越低，其系统调峰能力越好，机组的运行灵活性越高，不需或只需设置较小比例的抽水蓄能电站；反
电商运营服务协议 甲方（公司全称）： 联系人： 手机： 电话： 传真： 邮件： 通讯地址： ------------------------------------------------------------------------------- 乙方（公司全称）： 联系人： 手机： 电话： 传真： 邮件： 通讯地址： 品牌名称及店铺全称： ------------------------------------------------------------------------------- 甲乙双方本着互相尊重、平等互利、长期合作的原则，为共同推广乙方品牌和商品，拓展其网店销售业务，甲乙双方经友好协商：就乙方委托甲方对乙方所投资的网络商城平台（包括但不限于天猫商城、京东商城、淘宝C店、1号商城、亚马逊商城，QQ商城等）进行运营服务事宜达成协议。 问题： 1、淘宝C店建设费用少，非官方旗舰店或企业店，公信力不足。 A店淘宝聚划算分站（电商加盟）保证金30-50万后期会更多 B店天猫商城(企业开店)保证金1万 C店集市(个人开店)保证金1000 2、现在已经没有QQ商城，QQ商城就是京东商城
解决办法：规定每个平台所开店铺属性，如：在淘宝上是开旗舰店或、企业店 第一条委托服务内容 （一）服务期限： 乙方委托甲方在平台开展网络运营托管维护服务，期限一年，自年月日起至年月日止。在合作期间内，双方确认甲方系乙方唯一合法网络服务商，就本协议约定之品牌、店铺，未经甲方书面同意乙方不得自行或委托其它第三方服务商开展相关的电子商务活动；期限到期，可续签合作协议。 问题：无自行开展电子商务权，电子商务范围非常广，例如：自建微信商城、下设经销商或代理商无法在淘宝开店 解决办法：界定及明确甲方为某个平台的某个店铺属性的唯一服务商，不能一概而论，更不能禁止我方开展电子商务活动。 （二）服务内容： 1、乙方应指定专人负责与甲方就此次项目合作进行对接，提供产品及仓储物流，负责提供产品库存数据。甲方负责组建支持乙方所委托平台的策划运营团队，委派专门的项目主管负责此次项目合作，视不同情形按需提供店铺图片处理、运营策划推广、美工设计、统计分析、分销管理、论坛帮派维护、软件营销、优化推广等运营服务中的若干项或全项，以及客服服务。 问题：网上店铺的所有权问题 解决办法：网上店铺及相关数据、资料的所有权因归乙方所有。 2、乙方需提供充足的库存产品及物流配送，甲方根据库存情况制定合适的推广方案。若因乙方未备足库存产品及提供物流配送，相关销售额仍应计入甲方帮助乙方实现的销售额，并支付佣金。 问题：1、物流费、仓储费用归我方所出，这些费用，也应该算在整体的电商运营中。 2、销售额界定不清，仓储、物流会出现一些不可控因素，如过年期间物流停运等，会导致公司实际销售和网上店铺销量不等。 解决办法：1、明确仓储、物流费用成本。 2、规定实际销售额，应以我方实际收款金额为准，而不是以店铺销量为准。 3、甲方根据乙方的产品定位、产品风格，提供项目合作期内网络店铺首页装修，并配合平台的活动策划出不同的营销内容，以达到最佳的推广效果。
电力系统的电压等级与规定 1、用电设备的额定电压 要满足用电设备对供电电压的要求，电力网应有自己的额定电压，并且规定电力网的额定电压和用电设备的额定电压相一致。为了使用电设备实际承受的电压尽可能接近它们的额定电压值，应取线路的平均电压等于用电设备的额定电压。 由于用电设备一般允许其实际工作电压偏移额定电压±5%，而电力线路从首端至末端电压损耗一般为10%，故通常让线路首端的电压比额定电压高5%，而让末端电压比额定电压低5%。这样无论用电设备接在哪一点，承受的电压都不超过额定电压值的±5% 2、发电机的额定电压 发电机通常运行在比网络额定电压高5%的状态下，所以发电机的额定电压规定比网络额定电压高5%。具体数值见表4.1-1的第二列。 表4.1-1 我国电力系统的额定电压 网络额定电压发电机额定电压 变压器额定电压 一次绕组二次绕组 3 6 103.15 6.3 10.5 3及3.15 6及6.3 10及10.5 3.15及3.3 6.3及6.6 10.5及11 13.8 15.75 18 20 13.8 15.75 18 20 35 110 220 330 500 35 110 220 330 500 38.5 121 242 363 550 3、变压器的额定电压 根据功率的流向，规定接收功率的一侧为一次绕组，输出功率的一侧为二次绕组。对于双绕组升压变压器，低压绕组为一次绕组，高压绕组为二次绕组；对于双绕组降压变压器，高压绕组为一次绕组，低压绕组为二次绕组。 ①变压器一次绕组相当于用电设备，故其额定电压等于网络的额定电压，但当直接与发电机连接时，就等于发电机的额定电压。 ②变压器二次绕组相当于供电设备，再考虑到变压器内部的电压损耗，故当变压器的短
抽水蓄能电站水泵调相工况转水泵工况控制流程优化 发表时间：2018-03-15T16:04:19.830Z 来源：《防护工程》2017年第31期作者：朱益鹏 [导读] 随着我国电力系统的逐渐完善，对于电力设备的使用也需要不断的全面。 江苏国信溧阳抽水蓄能发电有限公司江苏 213334 摘要：随着我国电力系统的逐渐完善，对于电力设备的使用也需要不断的全面。水泵调相工况转水泵工况是抽水蓄能电站重要而常见的工况转换，本文介绍了在抽水蓄能电站该过程调试中遇到的问题，并对其进行分析，在此基础上优化了控制流程，满足了机组控制要求。关键字：抽水蓄能电站；水泵调相工况；转水泵工况；控制流程优化 引言 抽水蓄能电站的主要作用是对电网进行用电负荷的调峰填谷，以缓解峰谷差所带来的用电矛盾。与常规水电厂相比，抽水蓄能电站一个最大的不同就是具有发电和抽水可逆式运行的特点，因此机组工况转换非常频繁。要想让这些工况转换快捷有序，安全可靠地进行，就必须对监控系统控制进行科学设计，以实现监控系统对机组的有效科学控制。 1水泵调相工况转水泵工况的过程分析 水泵调相工况转水泵工况是抽水蓄能机组一种常见的工况转换过程。抽水蓄能机组必须被SFC或拖动机组从静止状态拖动至水泵调相工况后才能继而转换至水泵工况。因此水泵调相工况转水泵工况是机组转轮由在空气中转动变为在水中转动，并带满负荷抽水的过渡过程，其中关键问题是机组排气回水的过程与主进水阀、水泵水轮机导叶的打开时间以及励磁和调速器等分系统工作模式转换的配合。机组在水泵调相工况时，主进水阀、导叶处于全关状态，尾水水位被高压压缩空气压至水泵水轮机转轮以下，转轮在空气中向水泵方向旋转。当工况转换开始以后，机组监控系统首先调用排气回水流程，停止向转轮内充入压缩空气，关闭充气阀和补气阀，然后关闭蜗壳平衡阀。在上述过程完成后打开排气阀，使转轮内的空气排出，尾水锥管内的水位逐渐上升，当水位上升至与转轮相接触后，机组便进入造压阶段。当造压至满足抽水工况条件时，打开导叶，水泵水轮机将下库来水泵至上库，机组转至水泵工况运行。 2水泵水轮机的性能和结构特点 2.1效率 水轮机工况的最高效率已接近模型推算值，水泵」一况效率偏低，我们认为主要是水泵工况的试验扬程较低所致。因测量范围有限和测量误差，我们不能全面判断最高效率和加权平均效率能否达到模型试验的推算结果，但从多年来的抽水电量与发电电量统计表明，全厂的综合效率接近80%，由此可反映机组的效率比较高。 2.2汽蚀 合同要求水泵水轮机汽蚀量为机组运行3000小时转轮材料的失重量不大于2公斤。据统计，目前失重最多的一台机组运行12000小时，汽蚀补焊焊条约4.0公斤，汽蚀性能优于合同规定。我们现场检查发现，汽蚀一般发生在转轮叶片的水泵工况进口，且多发生在正压面，由此推断汽蚀多由水泵工况运行产生，说明水泵工况的汽蚀性能比水轮机工况要差。 2.3振动 合同要求水泵水轮机的大轴相对振动(即大轴摆度)不大于150um，顶盖垂直振动不大于1.8mm/so据运行资料，1#水泵水轮机大轴摆度较大，发电工况约为240um，抽水约为160um，3#,4#水泵水轮机发电工况次之，约为170um，其余机组、工况均小于150um。最新的《水轮发电机组安装技术规范GB/T8564-2003》规定大轴运行摆度应小于导轴承总间隙的75%。天荒坪电站水导轴承的总间隙为0.40、0.50mm 左右，照此标准，只要大轴运行摆度小于300um即符合规范要求。顶盖垂直振动基本小于合同要求。 3调试过程问题分析 如上所述，抽水蓄能电站水泵调相工况转水泵工况的初始流程设计中“停止充气压水”和“调用排气回水”两步分别对充气压水和排气回水两个子流程进行操作，在此工况转换过程中主要用到的排气回水子流程。在现场试验过程中，排气回水子流程被开始调用后便按初始设计顺序执行，对充气、排气执行过程中的相关设备进行操作，并在各设备正确动作后将“排气回水成功”状态变量返回给主流程。排气回水初始流程中考虑造压阶段的机组特性，造压成功判据设定为机组有功功率小于-40MW或转轮与导叶之间的压力大于25Bar。但在试验过程中，排气阀打开瞬间，转轮与导叶之间的压力迅速上升至33Bar，造压成功条件满足，子流程延时10s后关闭排气阀，并向主流程发送“排气回水成功”状态变量。主流程收到“排气回水成功”标志以后打开主进水阀，并在开度达到40%时打开水泵水轮机导叶。但导叶打开后，机组负功率没有明显增大，且上位机功率显示及转轮以下磁翻板水位计均出现水位大幅波动现象，机组振动显著增大，工况转换失败。工况转换失败的原因是排气进水子流程中造压条件不正确，排气过程时间过短，在排气回水试验中机组正常的排气时间大约需要60s，本次试验中排气时间明显不足，而造压成功时造压功率仅为-21MW。主进水阀和导叶打开以后，由于排气阀提前关闭，大量气体无法顺利排出，造成气混水现象，致使功率、水位及压力表现的极为不稳定，图中转轮与导叶之间压力、转轮与顶盖之间压力以及转轮以下水位等曲线均出现剧烈波动。由于转轮在气水混合物中转动，与水接触不充分，水泵水轮机无法将水泵至上库，负功率曲线也始终没有增大至水泵满负荷的趋势，工况转换失败。 4程序优化 由上述分析可知，排气进水子流程中造压成功条件去除了压力判断，只保留功率小于-40MW条件。另外为缩短流程时间，加快排气过程，考虑到主进水阀打开过程需要的过渡时间，在主流程中将主进水阀打开时间提前，增加充气阀、补气阀、平衡阀的位置判断，达到全关位置后便开启主进水阀，使主进水阀的开启与排气回水过程同时进行。迷宫环冷却水阀现场设计为电动阀，打开关闭执行时间较长。迷宫环冷却水阀打开是调相压水的必要条件，但排气回水时，因为管路安装有逆止阀，其关闭位置信号不必作为排气回水成功的必要条件，检查到其收到控制命后开始关闭，不在全开位即可。程序修改后重新进行试验，各参数曲线如图2所示，图中转轮与导叶之间压力、转轮与顶盖之间压力以及转轮以下水位等曲线趋势变化平稳，导叶打开后负功率增大至-306MW。工况转换时间较之以前也明显缩短，工况转换成功。根据抽水蓄能机组水泵调相工况转水泵工况的实际试验情况，对出现的问题和现象进行了分析研究，并进行了科学实用的优化改
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。
电商运营服务协议 合同编号（）律师版本 ------------------------------------------------------------------------------- 甲方（公司全称）： 联系人： 手机： 电话： 传真： 邮件： 通讯地址： ------------------------------------------------------------------------------- 乙方（公司全称）： 联系人： 手机： 电话： 传真： 邮件： 通讯地址： 品牌名称及店铺全称： ------------------------------------------------------------------------------- 甲乙双方本着互相尊重、平等互利、长期合作的原则，为共同推广乙方品牌和商品，拓展其网店销售业务，甲乙双方经友好协商：就乙方委托甲方对乙方所投资的网络商城平台（包括但不限于天猫商城、京东商城、淘宝C店、1号商城、亚马逊商城，QQ商城等）进行运营服务事宜达成协议。 问题： 1、淘宝C店建设费用少，非官方旗舰店或企业店，公信力不足。 A店淘宝聚划算分站（电商加盟）保证金30-50万后期会更多
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国内电网电压等级划分 局民用电是220V，工业用电是380V，为什么同样是变电站出来的电，到了用户端就不同呢？高压与低压有什么不同呢？ 工业用电与居民用电 工业用电其实就是我们经常提到的三相交流电（由三个频率相同、电势振幅相等、相位差互差 120 °角的交流电路组成的电力系统），而民用电采用的是单相220V对居民供电。 三相交流电可以使电机转动，当三相交流电流通入三相定子绕组后，在定子腔内便产生一个旋转磁场。转动前静止不动的转子导体在旋转磁场作用下，相当于转子导体相对地切割磁场的磁力线，从而在转子导体中产生了感应电流(电磁感应原理)。这些带感应电流的转子导体在磁场中便会发生运动，因此工业用电都是三相交流电。 民用电的火线与零线之间电压为220V ，工业用电则是各相线间电压380V ，相地之间电压220V。民用电其实就是三相之中的一相。电厂到居民变电站都是3相5线，变电站的作用之一就是把电分成很多个1相3线给居民使用。 高压与低压的分界线 根据GB/T 2900.50-2008中定义2.1规定，高[电]压通常指高于1000V（不含）的电压等级，低[电]压指用于配电的交流电力系统中1000V及以下的电压等级；国际上公认的高低压电器的分界线交流电压则是1000V（直流则为1500V）。 在工业上也有另外一种说法，电压为380V或以上的称之为高压电，因此我们习惯上所说的220V、380V都是低压，高于这个电压都是高压；再之前的电业规程中规定分界线为250V，虽然新的《电业安全工作规程》已经出台，但很多地方执行的还是以前的标准。 高压电器的通俗分类 1、所谓的高压、超高压、特高压并无本质区别（随着电压增高，绝缘要求、安全要求会有不同），只是人们的叫法不同而已，其分界线也是约定俗成，并无明确规定。 2、电网就是指整个供配电系统，包括发电厂，变电站，线路，用电侧。
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
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)
广告费用分摊协议书 甲方：有限公司 乙方： 乙方为提高甲方产品的知名度及市场占有率，同时也为了对甲方工作的支持，经双方协商，就产品广告宣传达成如下协议： 第一条产品广告宣传方式 （一）墙体广告牌 在协议期内乙方在自己控制场地范围内为甲方提供产品宣传位置，悬挂规格的彩色户外墙体广告牌或店堂内墙体广告牌。 （二）宣传单、宣传册、宣传横幅、彩虹拱门、易拉宝、宣传展板 在协议期内乙方根据甲方需求，在临时特项活动中，委托他人印制宣传甲方产品的宣传单、宣传册、宣传横幅、彩虹拱门、易拉宝、宣传展板。分发给客户或放置于会场抑或乙方日常经营场所。 （三）经营目录彩色插页 乙方在年度中为甲方印制宣传甲方产品或企业形象的彩页。彩页为大16K 铜版纸。安排在经营目录的前面或后面及中间。 （四）出库单广告 在协议期内乙方在日常业务流程中使用印有甲方产品或企业形象的出库单，宣传甲方产品或企业形象。出库单规格为349.9mm*93.5mm。 （五）网络广告 在协议期内乙方将甲方的产品消息、形象及其他信息，发布在乙方集团所属九州通医药网，供他人浏览。广告形象设计和方式由乙方根据实际情况确定，征得甲方同意。 （六）车体广告 在协议期内乙方将已方所拥有或控制使用的货车车厢体提供给甲方做产品或企业形象宣传广告。 第二条所有广告宣传形式，如需审批，由甲方负责给乙方提供宣传内容及
所需审批的相关材料。如果未能审批通过，由甲方承担全部责任。不限于乙方为此已实际支付的所有花费损失。 第三条所有宣传形式的制作发布，由乙方委托他人实施，费用由甲乙方双方共同承担，通常双方各承担50%。 第四条甲、乙双方通过协商确定，由乙方通过第一条规定的形式，对甲方产品或企业形象进行宣传。 第五条甲、乙双方约定的广告宣传期限2014年1月1日至2014年12月31日，乙方向甲方收取的广告费在乙方提供的宣传形式经甲方验收后由甲方一次性支付。具体分摊金额由双方确定后以开发票的形式开给甲方。甲方支出给乙方。 第六条对于需要长时间保存的宣传画面，由乙方负责日常维护，保持画面清晰、完整、清洁。 第七条本协议未尽事项，双方友好协商解决。协商不成，在甲方所在地仲裁或诉讼解决。 本协议一式两份双方各执一份，双方签字盖章后生效。本协议传真件有效。甲乙双方应客观、全面的履行本协议。 甲方：有限公司乙方： 代表人：代表人： 委托代表人：委托代表人： 2014年01 月01 日 100000元（大写：壹拾万元整）
电力系统的电压等级 额定电压：各用电设备、发电机、变压器都是按一定标准电压设计和制造的。当它们运 行在标准电压下时，技术、经济性能指标都发挥得最好。此标准电压就称为~。 一、电力系统的额定电压等级 1、电力系统的额定电压等级（输电线路的额定线电压） 220，kV 380 220，kV 110，kV 330，kV 500， 10，kV 60，kV 6，kV 3，kV 35，kV 1000 750，kV kV 一般来说：110kv以下的电压等级以3倍为级差：10kv 35kv 110kv 110kv以上的电压等级，则以两倍为级差：110kv 220kv 500kv 确定额定电压等级的考虑因素： 三相功率S和线电压U、线电流I的关系是UI =。 S3 当输送功率一定时，输电电压越高，电流越小，导线等载流部分的截面积越小，投资越小； 但电压越高，对绝缘的要求越高，杆塔、变压器、断路器等绝缘的投资也越大。 所以，对应于一定的输送功率和输送距离应有一个最合理的线路电压。 但从设备制造的角度考虑，线路电压不能任意确定。规定的标准电压等级过多也不利于电 力工业的发展。 2、发电机、变压器、用电设备的额定电压的确定 1）用电设备的额定电压=线路额定电压 允许其实际工作电压偏离额定电压% ± 5 2）线路的额定电压： 指线路的平均电压（Ua+Ub）/2， 线路首末端电压损耗为10% ；因为用电设备允许的电压波动是±5% ，所以接在始端的 设备，电压最高不会超过5%；接在末端的设备最低不会低于-5% ； 3）发电机的额定电压 总在线路始端，比线路额定电压高5%；3kv的线路发电机电压为3.15kv。
惠州抽水蓄能电站工程安全监测自动化系统 摘要：本文简略介绍了惠州抽水蓄能电站工程安全监测自动化系统，阐述了系统的总体功能、网络构建、软件及功能等方面内容，为同行们提供参考。 关键词：惠州抽水蓄能电站；安全监测；自动化系统 Abstract: this paper briefly introduces the huizhou pumped storage power plant project safety monitoring automation system, this paper expounds the functions of the whole system, network construction, software and function of content, to provide reference for colleagues. Keywords: huizhou pumped storage power plant; Safety monitoring; Automation system 1 概述 惠州抽水蓄能电站（以下简称惠蓄）位于广东省博罗县城郊，距广州约112km，距惠州20km，装机容量2400MW，平均水头532.40m，电站服务于广东省电网枢纽工程，工程为Ⅰ等工程，主要建筑物如上水库挡水泄水建筑物、下水库挡水泄水建筑物、输水系统建筑物、主副厂房、主变洞、母线洞、高压电缆洞及开关站等为1级建筑物，次要建筑物如地下厂房的交通洞、通风洞、排水廊道、自流排水洞及尾调通气洞等为3级建筑物。 惠蓄安全监测的对象包括：上水库大坝、输水系统、地下厂房系统、下水库大坝等建筑物。安全监测自动化系统按上库主坝和副坝及部分输水监测项目、地下厂房及部分输水监测项目、下库主坝和副坝及其余输水监测项目。各现场网络具有相对的独立性，可以单独运行，分别进行管理，以满足各建筑物施工期及运行期的安全监测要求。 2安全监测自动化系统 2.1 总体功能 自动化系统的总体功能包括： (1)监测数据采集功能：系统能采集本工程所选用的各类传感器监测数据，能实现对各类传感器按指定方式自动进行数据采集。 (2)数据通信功能：监测数据通信包括现场级通信和监测管理中心级通信。 (3)系统操作、应用功能：在监测服务器、监测工作站上可实现有关监视操作、输入/输出、显示打印、报告当前测值状态、调用历史数据等功能。
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
抽水蓄能电站SFC系统研制及应用 闫伟[1]，石祥建[1]，龚翔峰[2]，牟伟[1]，施一峰[1]，吴龙[1]，刘为群[1] （[1] 南京南瑞继保电气有限公司，江苏省南京市 211102； [2] 江苏沙河抽水蓄能发电有限公司，江苏省溧阳市 213333 ）Development and application of SFC system in pumped storage plant YAN Wei, SHI Xiang-jian, GONG Xiang-feng, MU Wei, SHI Yi-feng, WU Long, LIU Wei-qun ([1] NR Electric Co., Ltd., Nanjing 211102, Jiangsu Province, China [2] Jiangsu Shahe Pumped Storage Generation Co., Ltd. Liyang 213333, Jiangsu Province, China) 摘要：本文介绍了大型抽水蓄能机组SFC（静止变频器）系统的组成、控制原理、不同工作阶段的控制特点及静止变频系统的保护配置，以及在此基础上研制的PCS-9575型静止变频系统各组成部分的特点、功能及应用。 关键词：抽水蓄能电站；SFC(静止变频器)；脉冲换相；负载换相 Key words: pumped storage plant; SFC(static frequency converter); pulse commutation; load commutation 1 前言 可逆式抽水蓄能电站机组经常运行在，该工况下机组处于电动机运行方式。抽水工况机组启动过程实质上是大型电动机的启动过程。目前，电站大都采用以变频启动为主，以背靠背启动为备用的启动方式[1, 2]。 SFC：静止变频器（Static Frequency Converter)，是大型抽水蓄能电站机组作为抽水电动机运行时的主要启动设备，其安全稳定运行对整个抽水蓄能电站的正常生产至关重要[3]。 长期以来，国内抽水蓄能电站机组设备全部依赖进口，SFC系统往往直接由主机厂家配套国外产品。近些年随着大容量抽水蓄能电站的大量建设，国家对抽水蓄能机组设备的国产化提出了明确的要求，国内部分主机厂家已经具备制造大容量可逆式水轮发电机组的能力，但是SFC系统仍然只能配套进口设备。 PCS-9575型抽水蓄能静止变频系统是基于高压可控硅应用的大范围变频（0~50Hz）的交-直-交变频器，其研制过程涉及到高压可控硅串联、光纤脉冲传导、高压耦合取能、高压可控硅冷却、整流系统di/dt保护及差动保护等多项电力电子一次系统设计制造技术和二次控制保护技术的研究及应用。 2 SFC系统介绍 SFC系统（也称静止变频器）跟踪同步电机定子转速，向同步电机输入频率逐渐增加的电流，随着定子电流频率的升高，机组转速也逐渐升高，直到同步转速，再由同期装置实现机组并网。这样机组就可以从电网获取功率，实现抽水蓄能或者同步调相。对应机组功率从几十兆到几百兆瓦（如机组功率为300MW），SFC系统的容量相应为几兆到几十兆瓦（如300MW机组对应SFC系统约25MW）。 2.1 SFC系统组成 SFC系统包括一次功率设备和二次控制设备，属于交－直－交变换结构。图1是SFC
惠州抽水蓄能电站工程安全监测自动化系统摘要：本文简略介绍了惠州抽水蓄能电站工程安全监测自动化系统，阐述了系统的总体功能、网络构建、软件及功能等方面内容，为同行们提供参考。 关键词：惠州抽水蓄能电站；安全监测；自动化系统 abstract: this paper briefly introduces the huizhou pumped storage power plant project safety monitoring automation system, this paper expounds the functions of the whole system, network construction, software and function of content, to provide reference for colleagues. keywords: huizhou pumped storage power plant; safety monitoring; automation system 中图分类号：tv743文献标识码：a 文章编号： 1 概述 惠州抽水蓄能电站（以下简称惠蓄）位于广东省博罗县城郊，距广州约112km，距惠州20km，装机容量2400mw，平均水头532.40m，电站服务于广东省电网枢纽工程，工程为ⅰ等工程，主要建筑物如上水库挡水泄水建筑物、下水库挡水泄水建筑物、输水系统建筑物、主副厂房、主变洞、母线洞、高压电缆洞及开关站等为1级建筑物，次要建筑物如地下厂房的交通洞、通风洞、排水廊道、自流排水洞及尾调通气洞等为3级建筑物。 惠蓄安全监测的对象包括：上水库大坝、输水系统、地下厂房
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。
第21卷第6期水利水电科技进展2001年12月 基金项目:江苏省水利动力工程重点实验室研究课题(K99082) 王林锁(1959 ),男,江苏丹阳人,扬州大学水利与工程学院教授,河海大学博士研究生,主要从事水利水电工程研究. 抽水蓄能电站过渡过程特性及调节控制研究综述 王林锁,索丽生,刘德有 (河海大学水利水电工程学院,江苏南京 210098) 摘要:简要介绍水力机组过渡过程特性及阀调节理论研究概况和进展,针对抽水蓄能电站的特点,重点分析和讨论了可逆式水泵水轮机全特性曲线的处理方法和机组导叶运行规律的优化问题,对各种优化导叶运行规律方法进行了比较评价,并就抽水蓄能电站工况调节过渡过程问题提出了研究方向和目标. 关键词:抽水蓄能电站;过渡过程;工况调节;综述 中图分类号:TV743 文献标识码:A 文章编号:1006 7647(2001)06 0005 06 随着社会经济的发展和人民生活水平的日益提高,电力系统的日负荷峰谷差越来越大,且电网越大,调峰填谷、提高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等问题都愈趋重要.大容量抽水蓄能电站具有调峰填谷作用,能提高火(核)电站设备利用率和担负调频调相、旋转备用,可以提高电网供电质量和电网的灵活性及可靠性,它已被证明是各种调峰机组中最经济的一种.目前世界抽水蓄能电站平均年增长超过10%,已建、在建总装机容量已超过1亿kW,其中装机100万kW 以上的大型抽水蓄能电站有40多座,抽水蓄能机组向高水头、大容量发展[1]. 和常规水电站相比,抽水蓄能电站具有水头高、工况转换频繁及输水系统中存在双向水流等特性,其过渡过程除具有一般常规电站特性外,还具有其特殊性: 工况变换复杂,并要求在尽可能短的时间内完成,以满足负荷跟踪事故应急的需要,抽水蓄能机组具有5种基本工况,即静止、发电、发电方向调相、抽水、抽水方向调相,各种工况间的变换排列组合多达24种,实际常见的工况切换有20种; 工况转换频繁,机组需要在较短的时间内经常改变工况以适应电网的不同需要,一般情况下工况变换为1d 数次,有些抽水蓄能电站的工况变化达1h 数次[2].因此,研究抽水蓄能机组各种过渡过程特性,找出合理可靠的调节控制方法,对抽水蓄能电站的稳定、可靠和高效运行有着极重要的意义.1 国内外研究概况及现状分析 目前国内外对水力机构过渡过程的研究主要集 中在单一工况下的水力过渡过程,如抽水工况的启动和停泵,发电工况的甩负荷等过渡过程,而对抽水蓄能电站可逆机组工况转换过渡过程,如抽水工况转向发电或发电工况转向抽水等工况调节过渡过程的研究则不够,同时,研究的重点主要是根据机组和管路等参数及其它边界条件、初始条件进行过渡过程计算,对设计方案进行校核,而对运行工况转换过渡过程的控制问题研究不够.1.1 阀调节理论的研究与发展 抽水蓄能电站机组工况调节过渡过程控制问题实质是在一定的初始条件和边界条件下实现对系统的控制达到预定目标的工程反问题,该反问题的研究起源于阀调节问题,也即在规定了瞬变的持续时间或瞬变中的最大(最小)压力限的情况下计算为完成此任务而需的 S 曲线.关于控制瞬变流的阀门关闭方案的研究工作早在半个多世纪前就已经开始.Knapp [3,4]等建立了阀调节方法:先将注意力集中在系统中的一根管上,并十分仔细地建立它的瞬时变化,然后使系统的其余部分适应这个所选瞬变,同时计算系统的端部边界条件.Ruus [5]和Streeter [6]在20世纪50年代后期也建立了类似的方法.到1963年,一种无摩擦调节的完整处理方法开始建立,它能在阀运动停止后消除最终瞬变.Streeter [7]和W ylie 适当考虑了摩擦,Propson [8]对阀调节方法作了 5