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抽水蓄能电站技术概况简介一、抽水蓄能电站原理抽水蓄能电站是通过两个水库之间的高差来储存与释放能量。
在电力需求低谷时，利用电动泵将下游低水库的水抽到上游高水库中，当电力需求高峰到来时，通过水流的形式将水从上游高水库中释放到下游低水库中，并通过水轮发电机将水流动力转化为电能。
二、主要设备1.上游高水库：负责储存水能，并通过上游输水管道供给下游低水库。
2.上游输水管道：将上游高水库中的水引导到下游低水库。
3.下游低水库：接收上游输水管道的水，并在需要时释放水压能。
4.下游放水管道：将下游低水库中的水流引导到水轮发电机组。
5.水轮发电机组：通过水流驱动轮叶旋转，将水流动能转化为电能。
6.电动泵组：负责将下游低水库的水抽到上游高水库中。
三、工作过程1.就地供能状态：此时电力系统负荷较低，上游高水库储存着水能。
电动泵组开始运行，将下游低水库的水抽到上游高水库中，通过上游输水管道实现供给。
2.高峰供能状态：随着电力需求的增加，上游高水库中的水位逐渐上升。
当电力需求达到高峰时，下游放水管道打开，将上游高水库中的水流下注至下游低水库，同时驱动水轮发电机组产生电能供给电力系统。
3.电力需求下降：当电力需求逐渐下降，持续相对较低时，抽水蓄能电站进入再次储能的状态。
电动泵组开始运行，将下游低水库中的水抽到上游高水库，为下一次高峰供能状态做准备。
四、优势与应用1.节能环保：抽水蓄能电站利用了水的高低差能量转化，不会产生二氧化碳等污染物，对环境影响较小。
2.调峰填谷：抽水蓄能电站能够根据电力需求实时调控水位，满足电力系统的调峰填谷需求。
3.储能可靠：水能储存方便可靠，电站启动迅速，对电力系统提供稳定的储备能源。
4.当地水资源利用：抽水蓄能电站将当地的河流水利用起来，实现了对水资源的合理利用。
5.可持续发展：抽水蓄能电站属于可再生能源发电方式，具备可持续发展的特点。
抽水蓄能电站在电力系统调峰填谷和能源储备方面起到了重要作用。
2024年抽水蓄能电站发电市场分析现状简介抽水蓄能电站是一种利用电能储存和释放的可再生能源发电技术。
其通过低谷电能储存（抽水）和高峰电能释放（蓄能）的方式，实现电网负荷平衡和储能调度。
本文将对抽水蓄能电站发电市场的现状进行分析。
发展概况抽水蓄能电站是目前储能技术中容量最大、效率最高、成本最低的一种形式。
据统计，截至2020年，全球已建成的抽水蓄能电站容量超过150 GW，年发电量约1000 TWh。
大部分抽水蓄能电站分布在欧美、亚太地区，中国也是全球抽水蓄能电站建设最活跃的国家之一。
市场竞争格局抽水蓄能电站市场存在一定的竞争格局，主要集中在国内外电力巨头和新能源企业之间。
国内电力巨头如中国水电、华能集团等在抽水蓄能电站建设和运营领域积累了丰富经验，具有较强的竞争优势。
而新能源企业如三峡集团、国电集团等利用其在风、光等能源领域的技术优势，也开始参与到抽水蓄能电站市场中。
市场驱动因素抽水蓄能电站发电市场的发展受到多种因素的驱动。
首先，电力系统对于储能技术的需求逐渐增加，特别是可再生能源的快速发展，增加了电网的不稳定性，需要储能技术实现能源的平衡和调度。
其次，新能源电站的接入和扩容对于电力系统的稳定运行提出了新的要求，需要储能技术来调整电力供需平衡。
此外，政府对于可再生能源的政策支持和扶持措施也是抽水蓄能电站市场发展的重要驱动因素。
市场挑战与机遇抽水蓄能电站发电市场在发展过程中面临一些挑战。
首先，抽水蓄能电站建设需要大规模的投资和长周期的回收期，这增加了投资者的风险偏好。
其次，抽水蓄能电站的环境影响和生态保护问题也需要重视和解决。
另外，抽水蓄能电站建设所需的地理条件和水资源等要素限制了其在一些地区的推广应用。
然而，抽水蓄能电站市场也存在巨大的发展机遇。
随着可再生能源发电规模的不断扩大，抽水蓄能电站作为一种理想的储能技术，将在电力系统中发挥重要的作用。
此外，新技术的应用和创新将带来更高效、更环保的抽水蓄能电站，为市场发展带来新的机遇。
抽水蓄能电站介绍抽水蓄能电站（Pumped Storage Hydroelectricity，简称PSH）是一种利用水循环原理来储存和产生电能的设施。
它通过水泵将水从低水位水体抽运至高水位水体，并在需求峰值时通过涡轮机将储存的水放回低水位水体，从而发电。
这种形式的储能电站已被广泛应用于各个国家和地区，对于电力系统的稳定运行和应对峰谷负荷均有重要意义。
1.上游水库和下游水库：抽水蓄能电站的核心是由两个水库组成，一个位于高海拔地区，作为“上游水库”，用于储存抽运的水；另一个位于低海拔地区，作为“下游水库”，用于接收抽运回来的水。
2.上游水泵站：上游水泵站通常位于上游水库附近，可以通过水泵将水从下游水库抽运到上游水库，起到储存电能的作用。
在电力需求低谷时，上游水泵站可以利用廉价的电力将水抽回上游水库，以便在需求峰值时再次发电。
3.下游发电站：下游发电站通常位于下游水库附近，通过涡轮机和发电机将下游水库中的水流转化为电能。
当电力需求高峰时，下游发电站会从上游水库中放回原先抽运的水，以产生电能。
4.转换器和变压器：抽水蓄能电站中的转换器和变压器用于将发电产生的电能转化为适用于输电和供电的电能。
这些设备确保了电力系统的正常运行和高效利用。
1.能量储存：抽水蓄能电站具有较高的能量储存效率。
由于季节性和日常负荷等不同因素的影响，电力系统需要具备大规模的能量储存和调度能力。
抽水蓄能电站能够根据电力需求的峰谷波动，将电能转化为水能储存，并在需要时通过涡轮机转化为电能。
2.调峰能力：抽水蓄能电站具有较强的调峰能力，能够满足电力系统在用电高峰时期的需求。
由于电力的供需平衡至关重要，特别是对于峰值需求而言，抽水蓄能电站通过将储存的水能快速转化为电能，能够迅速满足电力系统的需求。
3.协调可再生能源：随着可再生能源的快速发展，如太阳能和风能等，抽水蓄能电站具有协调可再生能源的能力。
这些可再生能源的产生具有间歇性和不确定性，抽水蓄能电站可以根据可再生能源的供应情况储存和释放电能，以平衡电力系统的稳定性。
抽水蓄能电站控制介绍抽水蓄能电站（Pumped Storage Hydroelectric Power Plant）是一种具有能源调峰和储能功能的电力设施，是一种重要的储能技术。
它通过两个位于不同高度的水库之间的水流进行能量转换，实现储能和释能的过程。
下面将对抽水蓄能电站的控制系统进行详细介绍。
1.水库：抽水蓄能电站通常需要两个位于不同高度的水库。
上游水库高度较高，下游水库高度较低。
水库的设计容量要根据需要平衡电网能量需求和电力供应的能力。
2.管道/隧道：水库之间的水流通过一条管道或隧道进行输送。
管道的设计要考虑到流量和水压的要求，以及输电损耗的控制。
一般来说，管道的设计应该最大限度地减少摩擦阻力，提高输送效率。
3.水轮机/发电机组：抽水蓄能电站通常搭配具有可调节功率输出能力的水轮机/发电机组。
水轮机的设计要考虑到水流的调节能力，以实现灵活的能量转换和调峰功能。
控制系统是抽水蓄能电站的核心组成部分，它确保电站的安全、高效运行，以及对电力系统供能的可靠性。
控制系统主要包括以下几个方面：1.调度控制：调度控制系统根据电网的需求和电力供应的能力，制定抽水蓄能电站的运行策略。
通过对水流、水位、水压等参数的监控和调节，实现对电站的灵活控制。
2.自动化控制：自动化控制系统负责实时监测和控制电站设备的运行状态，包括水泵、水轮机、发电机等。
通过传感器和执行器的配合，实现对设备的自动控制，提高电站的稳定性和可靠性。
3.保护控制：保护控制系统负责对电站设备进行监测和故障保护，以确保设备的安全运行。
它包括故障检测、断路器保护、过载保护等功能。
4.通信控制：通信控制系统负责电站与外部电力系统的数据交互和通信，包括与电力系统的能量调度中心的通信、与其他电站的通信等。
通过数据传输和信息共享，实现对电网的协同调度和优化控制。
5.数据管理：数据管理系统负责电站运行数据的采集、存储和处理。
通过对历史数据和实时数据的分析，优化电站的运行策略，提高能源利用效率。
抽水蓄能电站技术概况简介
抽水蓄能电站是一种建于河流洪水波动范围内的大型水电站，是一种
综合利用水力资源的工程，将小型水电站、大型水电站、水库蓄水等工程
联合起来，综合利用洪水潮汐，利用抽水发电技术，在规定的水头汇聚条
件下，通过机组发电，满足用水、发电要求，实现节约资源、经济效益的
可能。
抽水蓄能电站制度由主体水库、稳定坝、抽水机组和输电线路等组成。
主体水库是指蓄水用的坝池及其近岸河道，稳定坝是指在河道蓄洪水要求下，用以防洪控制溃坝和损坏洪水的坝，抽水机组是指将水从水库中抽出
发电的机组，输电线路是指将发电机组发出的电能输送到终端用户的配电
线路。
大型抽水蓄能电站由多个大型水电站和小型水电站组合而成，蓄水量
一般在1000万m3以上，单机发电容量一般在100MW以上。
小型抽水蓄能
电站的蓄水量一般在10万~1000万m3之间，单机发电容量在30MW~100MW
之间。
超大型抽水蓄能电站是由多单元大型抽水蓄能电站构成的超大型水
电站，蓄水量在1000万m3以上，单机发电容量在100MW以上。
抽水蓄能电站技术概况简介概要抽水蓄能电站（Pumped Storage Power Station，简称PSPS）是一种储能技术，通过利用地势高低差和水能将电力转化为潜在能量存储起来，然后在需要时将潜能能量转变为电能并输出到电网，从而实现电力的储存与调节。
下面是抽水蓄能电站技术的概况简介。
首先，抽水蓄能电站由上库和下库两个水池组成，两个水池之间有一条贯通两个水池的水轮机蓄能通道。
这个蓄能通道的上端连接着一台水轮发电机，下端连接着一台水泵机组。
当电力需求不高时，电网将过剩的电能用于驱动水泵，将上库中的水抽到下库中，将电能转化为潜在能量储存。
当电力需求增加时，可以通过开启水泵机组将下库中的水向上库中抽，通过水轮机将潜能能量转化为电能输出到电网。
其次，抽水蓄能电站的优势主要有以下几个方面。
首先，抽水蓄能电站具有较高的储能效率，通常可以达到70%以上。
其次，抽水蓄能电站的响应速度较快，可以在数分钟内完成从储能到输出的切换，具有较好的调节能力。
再次，抽水蓄能电站具有较长的寿命，通常可使用50年以上。
最后，抽水蓄能电站的建设和运行对环境影响较小，不会产生污染物排放和温室气体排放。
另外，抽水蓄能电站的应用领域非常广泛。
首先，抽水蓄能电站可以用于峰谷电价的调节。
在电力供需不平衡的情况下，可以利用抽水蓄能电站将低谷时段的电能储存起来，高峰时段释放输出，达到平衡供需，降低电力成本。
其次，抽水蓄能电站可以用于风力和太阳能发电的储能。
由于风力和太阳能发电具有波动性，利用抽水蓄能电站可以将风力和太阳能在储能时段储存，然后在供电需求高峰时段释放输出，增加可再生能源的可靠性和稳定性。
此外，抽水蓄能电站还可用于调节输电线路的频率和电压，提高电网的稳定性和可靠性。
最后，抽水蓄能电站的发展趋势主要有两个方向。
一方面，随着可再生能源的发展和普及，抽水蓄能电站对可再生能源的储能需求将会增加，更多的抽水蓄能电站将会被建设。
另一方面，随着技术的不断创新和突破，抽水蓄能电站的效率将会进一步提高，新型材料和控制系统的应用将会降低建设和运营成本。
抽水蓄能电站技术概况简介抽水蓄能电站（Pumped hydro storage，简称PHS）是一种利用两个水库之间的高低水位差进行电能转换的储能技术。
在低电负荷时，电站将水从低水库抽到高水库，同时将电能转化为水势能。
在高电负荷时，电站放水使高水库的水通过涡轮发电机组发电，将水势能转化为电能。
抽水蓄能电站是一种可再生储能技术，具有巨大的容量和长周期性。
它能够在短时间内将电能转化为储存，同时又能在需要时以高效率将储存的电能迅速转化为电力供应。
因此，抽水蓄能电站不仅可以用于平衡电网负荷波动，还可以用于电力系统备用、调峰、调频等功能。
1.电能转化为水势能：在低电负荷时，电站通过抽水机将水从低水库抽到高水库；同时，涡轮发电机组充当泵的反向，将电能转化为水势能。
这个过程可以在较长时间内进行。
2.水势能转化为电能：在高电负荷时，电站通过放水阀门将高水库的水流经过涡轮发电机组，驱动涡轮旋转发电，将水势能转化为电能。
3.过剩电能储存：当再生能源发电超过电网负荷需要时，抽水蓄能电站可以将多余的电能转化为储存，将水从低水库抽到高水库，类似于充电的过程。
4.对电网提供调整能力：抽水蓄能电站可以通过控制水流量和发电机的工作，根据电网负荷的变化，平衡供需差，提供调整能力。
1.高效能：抽水蓄能电站的效率通常高达80%以上，是目前储能技术中效率最高的一种。
2.可调度性：抽水蓄能电站可以根据需要进行灵活调度，随时将储存的水势能转化为电能，满足电网的需求。
3.容量大：由于可以利用山谷地形建设大型水库，抽水蓄能电站的容量通常比其他储能技术大得多。
4.储存时间长：抽水蓄能电站可以在较长时间内储存电能，并能够多次循环利用。
5.环保：抽水蓄能电站不会产生温室气体和其他污染物，对环境影响较小。
抽水蓄能电站在能源转型和电力系统调整中发挥着重要的作用，它可以提高可再生能源的可靠性和可用性，平衡电力系统的供需差，并提供安全稳定的电力供应。
随着再生能源的快速发展，抽水蓄能电站在未来将发挥更大的作用，为清洁能源的普及和可持续发展做出贡献。
抽水蓄能电站建设的关键技术分析抽水蓄能电站是一种重要的能源储存方式，其建设涉及多项关键技术。
本文将对抽水蓄能电站建设中的关键技术进行深入分析，探讨其在能源行业中的重要性和发展前景。
原理介绍抽水蓄能电站利用水资源的高位和低位之间的高度差，通过在高峰时段将水抽升至高位蓄能，在需求高峰时释放水流驱动涡轮发电，实现能源的储存和调峰。
其具有储能效率高、调峰能力强等优点，在电力系统中发挥着重要作用。
关键技术分析1.地质勘察技术在选址阶段，需要进行地质勘察，确定水库、厂房等建设位置。
地质勘察技术的准确性和全面性直接影响后续工程的顺利进行。
2.工程建设技术抽水蓄能电站的建设涉及大型水利水电工程，包括水电站建设、水库建设、水轮机安装等。
工程建设技术应确保工程质量和安全。
3.水轮机技术水轮机是抽水蓄能电站的核心设备，其性能直接影响发电效率和稳定性。
水轮机技术包括设计制造、调试等环节。
4.调峰控制技术抽水蓄能电站具有调峰能力，调峰控制技术包括储能阶段的水泵启停控制和发电阶段的水轮机启停控制，能够根据电网需求进行灵活调整。
5.环保技术抽水蓄能电站建设需考虑环保要求，包括生态保护、水资源管理等方面。
环保技术在减少对环境影响的确保电站的可持续发展。
技术抽水蓄能电站建设中的关键技术是保障项目顺利进行和高效运行的基础。
地质勘察、工程建设、水轮机、调峰控制和环保技术的综合运用，能够提升抽水蓄能电站的建设质量和运行效率，推动清洁能源发展，促进能源结构的优化调整。
抽水蓄能电站作为一种重要的储能技术，其建设中的关键技术是确保项目成功的关键。
不断优化提升相关技术水平，将对清洁能源的发展和电力系统的稳定运行产生积极影响。
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。
