见证历史性时刻世界首台300兆瓦级压气储能电站并网发电

文章编号：30 / 分类：互联网资讯 / 更新时间：2024-04-13 11:20:40 / 浏览：次

人有生、老、病、死，是自然规律，用不着伤春，也用不着悲秋，叹老不必，嗟贫无由。---季羡林

生老病死是人生常态，没有人能改变，很多事情，年轻的时候，并不能够完全的理解和懂得，直到随着岁月的流逝，经历了世态炎凉、人情冷暖，才懂得许多人和事。

季羡林老先生也曾给过忠告：人老了，躺在病床上才明白，晚年的靠山，不是老伴、不是儿子，而是这3样！

金钱

季羡林曾写到：人间万千光景，苦乐喜忧，跌撞起伏，除了自渡，其他人爱莫能助。

深以为然。手有存款心不慌，钱在人生中起着重要的作用，尤其是在年迈之后，难免会有一些大病小病，这时钱的重要性变得更加明显。因此，季羡林告诉我们，要提前的、为自己积攒好一定的养老钱，确保自己在退休后有足够的资金储备，以应对各种意外和支出。

健康

季羡林曾说：走运时，要想到倒霉，不要得意得过了头；倒霉时，要想到走运，不必垂头丧气。心态始终保持平衡，情绪始终保持稳定，此亦长寿之道。

健康，是晚年幸福最关键的条件之一，若是没有了健康，即使再有钱也是白搭。正如季羡林所说的，无论你身处青年时期也好，还是中年时期也罢，都要提前保护好自己的健康，懂得通过饮食、运动、等生活方式，保持身体的良好状态。健健康康、平平安安，就是人生最大的福气。

心态

季羡林曾在书中说：每个人都争取一个完满的人生。自古及今，海内海外，一个百分之百完满的人生是没有的。所以我说，不完满才是人生。

晚年是一个体力和精神都面临挑战的时期，随着年龄的增长，有些老人会感到孤独和无助，这就需要一个乐观、积极的心态来应对。季羡林让我们知道，能够保持积极的心态，那么即便是面对困难的时候，也能够保持坚强的内心和充满希望的信念，人生到了最后拼的就是心态。

以上三点就是季羡林告诉我们的智慧，国学泰斗的季羡林经历过人生的大苦大悲，生命的跌宕起伏，到了晚年依然不停思考，他将一生的感悟精华归纳成文，写进了《心安即是归处》中，毫不吝啬地跟我们分享，他的丰功伟绩和人生经历对于我们至今仍有着重要的启示和借鉴意义。

《心安即是归处》里，收录了季羡林先生63篇文章，从谈人生的意义到分别谈读书、处世、行走、当下、孤独、生死等跟大家密切相关的生命话题。

凝聚了季羡林一生的所闻所感。字里行间都透着智慧，若能读懂对你的人生大有裨益！

最值得一提的是，季羡林是生活的哲学家，他的笔下的世界，是烟火人间。他写作从不深奥难懂，只是写写柴米油盐、人间烟火，还有独自听雨的闲暇……却能让人读出他一生的智慧，原来世间的善恶丑美、人性复杂，早落入他眼中。

在这个快节奏、压力大、竞争激烈的社会中，人们往往会迷失自我的心灵寄托。而季羡林所提倡的平和心态和生活方式，则为疲惫的人们提供了寻找内心归宿的建议。

季羡林老先生的书籍畅销多年，原因就在于每个人都能在他的书中看见自己的境遇，对于个人的成功，思维的提升也有很大的帮助。

季羡林的文字犹如一壶好茶，一杯咖啡，需要你放下尘世的俗世，在一个静谧的午后，细细端详，好好品味，这样才能感受到其中的趣味，收获到文字背后的魅力。

而且，这本好书现在价格也不高，不过一顿饭钱，就能让你汲取国学泰斗的百年智慧，可谓是一举两得，如果你正在寻找一本能够平静你的心灵，让你找到内心的安宁和归属感的书籍，那这本书绝对值得一读。

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心安即是归处季羡林百年生命智慧央视《朗读者》

浅析压缩空气储能

压空属于物理储能方式的一种，它与抽水蓄能齐名，无论是存储时间、放电功率、还是运行寿命，都有着卓越的表现，但它同样有着自身的缺点，比如系统复杂，比如受地域影响等。一压缩空气原理压缩空气的基本原理很简单，在电网负荷低谷期将电能用于压缩空气，将空气高压密封在报废矿井、储气罐、山洞、过期油气井或新建储气井中，在电网负荷高峰期释放压缩空气推动汽轮机发电的储能方式，原理如下图所示。若需要更近一步解释，你只需锁定储气罐内的空气即可，两个动作，充气时储存能量，膨胀时释放能量。然而，如果你在此处宣布已经掌握了压空技术，为时过早。要知道，原理不能解决任何问题，需要在原理的基础上舔砖加瓦，优化利用，才能达到合理的应用标准。于是，压空的各种变异横空出世，为了便于理解，我温度、压力、容积等方面着手，一步步深入介绍。 1.1 温度我先强调一点：温度是一种能量。对于压缩机而言，压缩过程温度越低，耗费电能越少；与之相反，对于膨胀机而言，膨胀起始点温度越高，膨胀过程中得到的有用功越多。所以，降低压缩温度，或者提高膨胀进气温度，是提高系统效率的一种重要而有效的手段。请看下图变异1，在压缩机的出口增加了冷却器，以回收压缩热，在膨胀机（或涡轮机）的入口增加回热器，以提高进气温度。回热器的热量可由冷却器供给，如果必要，涡轮机的出口废弃也可以进一步回收，这取决于废弃的温度品味。该系统叫称为回热式系统。相较于原理型系统，回热系统储电效率有所增加，然而它的不足在于，冷却器和回热器分开设置，在热量回收过程中存在较大热损失。为解决这一问题，有人提出绝热压缩空气系统，变异2，参照下图。将压缩过程中产生的热量存储起来，然后在发电过程中用这部分热量预热压缩空气，冷却器和回热器合为一体，对外进行绝热处理，业内称作先进绝热压缩空气储能系统（AA-CAES），该系统面临的最大挑战是如何经济、有效地设计和制造出压力工作范围大的压缩机、涡轮机和除热器。一切比较完美，但还忽略一点，即使100%回收利用，压缩过程中产生的热量不足以使涡轮机持续长时间稳定运行，换句话说，只靠自身的热回收很难保持系统抵抗外部负荷波动。热量不够怎么办？引进额外热源，天然气，将天然气与来自储气罐的高压空气混合燃烧，推进涡轮机旋转发电。请看下图，变异3。对比以上系统，它的可靠性最高，稳定性最强，灵活性最优，所以在德国1978年建造首套压空储能电站时，果断采用这种方案。然而，变异3的引发的问题在于：消耗化石能源，增加温室气体排放。于是在国内做压空系统的高校研究所想方设法消除对外在热源的利用，比如清华大学的卢强院士，推非补燃压空系统。此处必须加句评论，难度都很大，不用补燃，系统复杂程度会提高，可靠性也会有波动，平衡各个功能单元，是一件技术含量很高的工作。 2 压力谈到这里，如果你站起来宣布掌握了压空技术，我会告诉你又早了。除了温度之外，还有一个参数没有讲，压力！与温度相比，压力的影响更加多元。压缩阶段，压力越高，同等温度下空气密度越大，同等体积的储罐储存的空气量更多，储能密度更高；膨胀阶段，初始入口压力越高，出口压力越低，有用功输出越高。现在的问题来了，能不能只使用一台压缩机，比如从1个大气压直接压缩到100个atm？膨胀过程从40个atm膨胀到1atm？我可以负责任的告诉你，理论上可以，但如果你真敢这么做，保证系统电-电转换效率会低的让你下不来台！如何解决这一问题？热力学给出的指引是多级压缩，中间冷却，可显著降低压缩过程中的电力消耗；多级膨胀，中间加热，可显著增加膨胀过程中的发电量，综合起来，储电效率必然显著提高。下图为非补燃多级压缩系统图，可以看出，在每台压缩机后加装热回收器，通过回热系统将热量传递到各级膨胀机的入口处。当系统采用绝热压缩时，综合多级压缩和多级膨胀，组成的系统如下图所示。采用燃气补热的系统，多级压缩阶段与非补燃一致，不同的是在各级膨胀机入口加装燃烧室，详见下图。 1.3 容积压空系统的技术痛点在于气体的密度太低，常压下空气密度为1.25kg/m3，即使在10Mpa高压下密度也只有100kg/m3左右，相比水的1000kg/m3，差了足足十倍，这意味在相同储存质量下，空气的罐子要比水大十倍。要解决大规模空气存储的方法至少有3个，方法一，就地取材，寻找废弃的矿井，进行密封承压方面的改造，然后将空气压入其中，这种方法既经济又可靠，而且储量惊人，比如德国的Huntorf压空电站可储存30万立方的空气，但是，这种方式受制于地形限制，灵活性差，比如我想在南京建一座压空电站，即使金坛的溶洞再优越，我也用不上。方法二，高压储气罐，该方式操作灵活，完全不受地域地形限制，比如中科院在廊坊的示范项目，采用2个直径2.4m，长10m的储罐，每个储存45m3的高压空气，储罐压力10Mpa，储罐设备属于特种设备范畴，无论从制造，安装还是运行，都要经过严格的检查，成本相对较高。方法三，空气液化。为了进一步减小储罐体积，有专家想到了变态，将气体液化，密度将增加上百倍，于是体积减少上百倍，通过设计，使膨胀机出口的空气温度低于78.6K（-196.5℃）时，空气被液化，系统流程见下图，这种系统的特点是体积小，管路复杂，效率低。我在一次讲座上跟东大热能所的肖睿教授聊天时得知，他测算过液化压空储能的理论效率60%，实际效率能打七折就已经很不错了。 1.4 冷热电三联供在储能领域，压空算是个另类，不能用传统的评价标准衡量它，比如只追求电-电存储效率，压空肯定毫无优势，非补燃机组能达到40%已算很不错了。但它在发电的同时，还能兼顾供冷和供热，俗称冷热电三联供，其实原理没有任何改变，只是将压缩过程产生的热量用于供热，膨胀机出口的低温空气用于制冷，膨胀产生的有用功用于发电，详见下图。冷热电三联供的特点是能源利用效率高，若以热能利用为基础测算，系统效率可达70-85%。二系统特点在储能家族中，压空和抽水蓄能属于一个阵营，即是一种可以大功率，长时运行的物理储能技术，各种技术对比见下图（CAES），技术特点如下：（1）输出功率大（MW级），持续时间长（数小时）；（2）单位建设成本低于抽水蓄能，具有较好的经济性；（3）运行寿命长，可循环上万次，寿命可达40年；（4）环境友好，零排放。三系统结构一套完整的压空系统五大关键设备组成：由压缩机、储气罐、回热器、膨胀机以及发电机，结构详图如下。 3.1 压缩机压缩机是一种提升气体压力的设备，见下图。压缩机的种类和压缩方式各不相同，但设计者会更关心它的进出口压力参数，表征为四个参数，一是工作压力区间，二是压缩比，即进出口压力比值，三是进出口温度或绝热效率，四是压缩功率与流量。清华大学卢强院士的500kw压空系统中所用其中一台压缩机参数为：进气压力1atm，25℃，排气压力3.5atm，143℃，压缩比3.5，轴功率76.7kw。 3.2 储气罐储气罐是高压空气的出厂场所，说白了就是一个岩洞或者一个罐子。这里还是要强调，温度是一种能量，60℃和20℃条件下，空气的能量大不一样，所以有必要对储罐进行保温处理，尽量维持罐内温度一致，减小对流损失。尺寸与耐压等级等制造问题，交给工厂。 3.3 回热器回热器是热交换器的统称，包括预热器，冷却器，换热器等等，回热器的功能是通过温差传热回收热量，达到节能效果。 3.4 膨胀机膨胀机的英文名字叫“turbine”，又叫透平，也有叫涡轮机的，它的功能是通过膨胀，将空气的内能转化为动能，推动与之相连的发电机，又将动能转化为电能，见下图。标定膨胀机的参数有进出口压力与温度，膨胀系数等。 3.5 发电机发电机是一种发电设备，将各种形式的能量转化成电能，此处略过。四压空系统应用领域（1）调峰与调频。大规模压空系统最重要的应用就是调峰和调频，调峰的压空电站分为两类，独立电站以及与电站匹配的压空系统。（2）可再生能源消纳。压空系统可将间断的可再生能源储存起来，在用电高峰期释放，可显著提高可再生能源的利用率。（3）分布式能源。大电网和分布式能源系统结合是未来高效、低碳、安全利用能源的必然趋势。由于压空具备冷热电联供的优点，在分布式系统中将会有很好的应用。五性能评价指标为了更清楚表达工作过程的能量传递，我借用了哈佛大学Azziz教授论文中的一张图，见上图。其中W为电功，Q为热量，箭头向内代表进入系统，向外表示系统输出，流程箭头代表空气流向。一目了然，比如压缩机工作消耗的电能来自于电网，膨胀时向电网输出电能，都能直观看到，并且判断：系统用电越小越好，回收的热量越多越好，向外输出的电能越大越好。在我看来，表征系统性能的参数主要有两个，一个是电能存储效率，另一个是系统能量效率。电能存储效率是电能输出与输入的比值，这对电网运营至关重要；系统能量效率是输出的电能+热能与输入之比，表征整个系统的总效率，这对压空系统至关重要。六国内外压空项目 6.1 德国Huntorf Huntorf是德国1978年投入商业运行的电站，目前仍在运行中，是世界上最大容量的压缩空气储能电站。机组的压缩机功率60MW，释能输出功率为290MW。系统将压缩空气存储在地下600m的废弃矿洞中，矿洞总容积达3.1×105m，压缩空气的压力最高可达10MPa。机组可连续充气8h，连续发电2h。该电站在1979年至1991年期间共启动并网5000多次，平均启动可靠性97.6%。电站采用天然气补燃方案，实际运行效率约为42%，扣除补燃后的实际效率为19%。 6.2 美国McIntosh 美国Alabama州的McIntosh压缩空气储能电站1991年投入商业运行。储能电站压缩机组功率为50MW，发电功率为110MW。储气洞穴在地下450m，总容积为5.6×105m，压缩空气储气压力为7.5MPa。可以实现连续41h空气压缩和26h发电，机组从启动到满负荷约需9min。该电站由Alabama州电力公司的能源控制中心进行远距离自动控制。与Huntorf类似的是，仍然采用天然气补燃，实际运行效率约为54%，扣除补燃后的实际效率20%。 6.3 日本上砂川盯日本于2001年投入运行的上砂川盯压缩空气储能示范项目，位于北海道空知郡，输出功率为2MW，是日本开发400MW机组的工业试验用中间机组。它利用废弃的煤矿坑（约在地下450m处）作为储气洞穴，最大压力为8MPa。 6.4 中国我国对压缩空气储能系统的研究开发开始比较晚，大多集中在理论和小型实验层面，目前还没有投入商业运行的压缩空气储能电站。中科院工程热物理研究所正在建设1.5MW先进压缩空气储能示范系统，该系统为非补燃方案，理论效率41%，实际运行效率33%。在建的项目有江苏金坛压缩空气储能电站，利用盐穴储气，占地60.5平方公里，最大容腔体积32万㎡。七国内企业和机构 7.1 中科院热物理所中科院工程热物理所在10MW先进压缩空气储能系统研发与示范方面，已完成10MW先进压缩空气储能系统和关键部件的设计，基本完成宽负荷压缩机、高负荷透平膨胀机、蓄热（冷）换热器等关键部件的委托加工，正在开展关键部件的集成与性能测试；全面展开示范系统的集成建设，于2016年6月完成。 7.2 清华大学电机系清华大学电极控制理论与数字化研究室，由卢强，梅生伟等带头，该团队主要研究智能微电网，压缩空气储能等，压空方面的主要路线为非补燃型压缩空气储能技术。 7.3 澳能（毕节）澳能集团有限公司简称澳能工业，成立于2011年，是在与中国科学院工程热物理所合作开发超临界压缩空气储能技术，利用电网负荷低谷期的余电或可再生资源发电不能并网的废电将空气压缩到超临界状态并存储压缩热，利用系统过程存储的冷能将超临界空气冷却液化存储（储能）；在发电过程中，液态空气加压吸热至超临界状态（同时液态空气中的冷能被回收存储），并进一步吸收压缩热后通过涡轮膨胀机驱动发电机发电（释能）。通过系统热能和冷能的存储、回收，实现系统效率的提高。超临界压缩空气储能利用空气的超临界特性，同时解决了传统压缩空气储能依赖大型储气室和化石燃料的两个技术瓶颈。关于微控新能源深圳微控新能源技术有限公司（简称微控或微控新能源）是全球物理储能技术领航者。公司全球总部位于深圳，业务覆盖北美、欧洲、亚洲、拉美等地区，凭借“安全、可靠、高效”的全球领先的磁悬浮能源技术，产品与服务广泛受到华为、GE、ABB、西门子、爱默生等众多世界500强企业的信赖。面向未来能源“更清洁、高密度、数字化”的三大趋势，公司持续致力于为战略性新兴产业提供能源运输、储存、回收、数据化管理提供系统解决方案。

负荷备用容量一般有哪些电站承担?急！！十分钟！

中文名称：负荷备用英文名称：load reserve 定义：由于用电负荷预测的误差和负荷的可能变化，系统要设置一定的可快速调用的发电备用容量。定义：所谓负荷备用，是指调整系统中短时的负荷波动并担负计划外的负荷增加而设置的备用。负荷备用容量大小负荷备用容量的大小应根据系统负荷的大小、运行经验并考虑系统中各类用电的比重确定。一般为最大负荷的2%~5%，大系统采用较小值，小系统采用较大值。抽水蓄能电站求助编辑百科名片从化抽水蓄能电站抽水蓄能电站利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发电的水电站。又称蓄能式水电站。它可将电网负荷低时的多余电能，转变为电网高峰时期的高价值电能，还适于调频、调相，稳定电力系统的周波和电压，且宜为事故备用，还可提高系统中火电站和核电站的效率。我国抽水蓄能电站的建设起步较晚，但由于后发效应，起点却较高，近年建设的几座大型抽水蓄能电站技术已处于世界先进水平。查看精彩图册目录发展历史发展现状发展趋势分类1.按电站有无天然径流分2.按水库调节性能分3.按站内安装的抽水蓄能机组类型分4.按布置特点分5.抽水蓄能电站的运行工况6.启动方式抽水蓄能电站发展呈现特点容量增幅大，发展速率高在系统中发挥了重要作用具有了较为成熟的设计、施工和管理经验运行管理方面抽水蓄能电站与常规水电站相比我国抽水蓄能电站建设现状我国几个抽水蓄能电站简介辽宁蒲石河抽水蓄能电站潘家口、十三陵抽水蓄能电厂广州抽水蓄能电站天荒坪抽水蓄能电站抽水蓄能电站的世界之最展开发展历史发展现状发展趋势分类1.按电站有无天然径流分2.按水库调节性能分3.按站内安装的抽水蓄能机组类型分4.按布置特点分5.抽水蓄能电站的运行工况6.启动方式抽水蓄能电站发展呈现特点容量增幅大，发展速率高在系统中发挥了重要作用具有了较为成熟的设计、施工和管理经验运行管理方面抽水蓄能电站与常规水电站相比我国抽水蓄能电站建设现状我国几个抽水蓄能电站简介辽宁蒲石河抽水蓄能电站潘家口、十三陵抽水蓄能电厂广州抽水蓄能电站天荒坪抽水蓄能电站抽水蓄能电站的世界之最展开编辑本段发展历史国外抽水蓄能电站的出现已有一百多年的历史，我国在上世纪60年代后期才开始研究抽水蓄能电站的开发，于1968年和1973年先后建成岗南和密云两座小型混合式抽水蓄能电站，装机容量分别为11MW和22MW，与欧美、日本等发达国家和地区相比，我国抽水蓄能电站的建设起步较晚。 [1]上世纪80年代中后期，随着改革开放带来的社会经济快速发展，我国电网规模不断扩大，广东、华北和华东等以火电为主的电网，由于受地区水力资源的限制，可供开发的水电很少，电网缺少经济的调峰手段，电网调峰矛盾日益突出，缺电局面由电量缺乏转变为调峰容量也缺乏，修建抽水蓄能电站以解决火电为主电网的调峰问题逐步形成共识。随着电网经济运行和电源结构调整的要求，一些以水电为主的电网也开始研究兴建一定规模的抽水蓄能电站。为此，国家有关部门组织开展了较大范围的抽水蓄能电站资源普查和规划选点，制定了抽水蓄能电站发展规划，抽水蓄能电站的建设步伐得以加快。 1991年，装机容量270MW的潘家口混合式抽水蓄能电站首先投入运行，从而迎来了抽水蓄能电站建设的第一次高潮。 [1]上世纪90年代，随着改革开放的深入，国民经济快速发展，抽水蓄能电站建设也进入了快速发展期。先后兴建了广蓄一期、北京十三陵、浙江天荒坪等几座大型抽水蓄能电站。 “十五”期间，又相继开工了张河湾、西龙池、白莲河等一批大型抽水蓄能电站。 [1]编辑本段发展现状据统计，至2009年底我国投产的抽水蓄能电站共22座，总容量MW，其中大型纯抽水蓄能电站11座(包括北京十三陵、广东广州一期与二期、浙江天荒坪与桐柏、吉林白山、山东泰安、安徽琅琊山、江苏宜兴、山西西龙池、河北张河湾)MW，其余11座1145MW，在建的8座，装机容量9360MW。我国已建、在建抽水蓄能电站见下表。 [1]我国已建、在建抽水蓄能电站统计表 1岗南河北平山混合式1×.511 2密云北京密云混合式2×.1122 3潘家口河北迁西混合式3×.9270 4寸塘口四川彭溪纯蓄能2×.112 5广州一期广州从化纯蓄能4×. 6十三陵北京昌平纯蓄能4×. 7羊卓雍湖西藏贡嘎纯蓄能4×22..590 8溪口浙江奉化纯蓄能2×.1280 9广州二期广州从化纯蓄能4×. 10天荒坪浙江吉安纯蓄能6×. 11响洪甸安徽金寨混合式2×.180 12天堂湖北罗田纯蓄能2×.1270 13沙河江苏溧阳纯蓄能2×.6100 14回龙河南南阳纯蓄能2×.9120 15白山吉林桦甸纯蓄能2×. 16泰安山东泰安纯蓄能4×. 17桐柏浙江天台纯蓄能4×. 18琅琊山安徽滁州纯蓄能4×.9600 19宜兴江苏宜兴纯蓄能4×. 20西龙池山西五台纯蓄能4×. 21张河湾河北井陉纯蓄能4×. 22惠州广东惠州纯蓄能8×.5300 23宝泉河南辉县纯蓄能4×300在建 24白莲河湖北罗田纯蓄能4×300在建 25佛磨安徽霍山混合式2×80在建 26蒲石河辽宁宽甸纯蓄能4×300在建 27黑麋峰湖南望城纯蓄能4×300在建 28响水涧安徽芜湖纯蓄能4×250在建 29呼和浩特内蒙古纯蓄能4×300在建 30仙游福建仙游纯蓄能4×300在建 31溧阳江苏溧阳纯蓄能6×250在建目前，可行性研究报告已审查通过、待建的抽水蓄能电站有4座，总容量4280MW，预可行性研究报告已审查通过、正在进行可行性研究工作的抽水蓄能电站有16座，总容量MW，另有部分项目正在开展预可行性研究工作，保持了一定的项目储备。 [1]正开展前期设计工作的抽水蓄能电站统计表 1清远广东清远1280待建 2马山江苏无锡600待建 3荒沟黑龙江牡丹江1200待建 4深圳广东深圳1200待建 5板桥峪北京密云1000可研 6丰宁河北丰宁3600可研 7天荒坪二浙江安吉2400可研 8文登山东文登1800可研 9阳江广东阳江2400可研 10敦化吉林敦化1200可研 11红石吉林桦甸1200可研 12通化吉林通化800可研 13五岳河南光山1000可研 14河南天池河南南阳1200可研 15宝泉二期河南新乡1200可研 16桓仁辽宁桓仁800可研 17蟠龙重庆綦江1200可研 18乌龙山浙江建德2400可研 19泰安二期山东泰安1800可研 20双沟吉林抚松500可研我国抽水蓄能电站建设虽然起步比较晚，但由于后发效应，起点却较高，近年建设的几座大型抽水蓄能电站技术已处于世界先进水平。例如：广州一、二期抽水蓄能电站总装机容量2400MW，为世界上最大的抽水蓄能电站;天荒坪与广州抽水蓄能电站机组单机容量300MW，额定转速500r/min，额定水头分别为526m和500m，已达到单级可逆式水泵水轮机世界先进水平;西龙池抽水蓄能电站单级可逆式水泵水轮机组最大扬程704m，仅次于日本葛野川和神流川抽水蓄能电站机组。十三陵抽水蓄能电站上水库成功采用了全库钢筋混凝土防渗衬砌，渗漏量很小，也处于世界领先水平。天荒坪、张河湾和西龙池抽水蓄能电站采用现代沥青混凝土面板技术全库盆防渗，处于世界先进水平。 [1]编辑本段发展趋势随着我国新兴能源的大规模开发利用，抽水蓄能电站的配置由过去单一的侧重于用电负荷中心逐步向用电负荷中心、能源基地、送出端和落地端等多方面发展。 [1]新能源的迅速发展需要加速抽水蓄能电站建设风电作为清洁的可再生资源是国家鼓励发展的产业，核电是国家大力发展的新型能源，风电和核电的大力发展，对实现我国能源结构优化、可持续发展有着不可替代的作用。 [1]风能是一种随机性、间歇性的能源，风电场不能提供持续稳定的功率，发电稳定性和连续性较差，这就给风电并网后电力系统实时平衡、保持电网安全稳定运行带来巨大挑战，同时风电的运行方式必将受到电力系统负荷需求的诸多限制。抽水蓄能电站具有启动灵活、爬坡速度快等常规水电站所具有的优点和低谷储能的特点，可以很好地缓解风电给电力系统带来的不利影响。 [1]核电机组运行费用低，环境污染小，但核电机组所用燃料具有高危险性，一旦发生核燃料泄漏事故，将对周边地区造成严重的后果;同时，由于核电机组单机容量较大，一旦停机，将对其所在电网造成很大的冲击，严重时可能会造成整个电网的崩溃。在电网中必须要有强大调节能力的电源与之配合，因此建设一定规模的抽水蓄能电站配合核电机组运行，可辅助核电在核燃料使用期内尽可能的用尽燃料，多发电，不但有利于燃料的后期处理，降低了危险性，而且有效降低了核电发电成本。 [1]抽水蓄能电站是电力系统中最可靠、最经济、寿命周期长、容量大、技术最成熟的储能装置，是新能源发展的重要组成部分。通过配套建设抽水蓄能电站，可降低核电机组运行维护费用、延长机组寿命;有效减少风电场并网运行对电网的冲击，提高风电场和电网运行的协调性以及电网运行的安全稳定性。 [1]特高压、智能电网的发展需要加速抽水蓄能电站建设目前，国家电网公司正在推进“一特四大”的电网发展战略，即以大型能源基地为依托，建设由1000千伏交流和±800千伏直流构成的特高压电网，形成电力“高速公路”，促进大煤电、大水电、大核电、大型可再生能源基地的集约化开发，在全国范围内实现资源优化配置。同时，将以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网为基础，发展以信息化、数字化、自动化、互动化为特征的自主创新、国际领先的坚强智能电网。特高压交流输电系统的无功平衡和电压控制问题比超高压交流输电系统更为突出。利用大型抽水蓄能电站的有功功率、无功功率双向、平稳、快捷的调节特性，承担特高压电力网的无功平衡和改善无功调节特性，对电力系统可起到非常重要的无功/电压动态支撑作用，是一项比较安全又经济的技术措施，建设一定规模的抽水蓄能电站，对电力系统特别是坚强智能电网的稳定安全运行具有重要意义。 [1]储能产业正处起步阶段抽水蓄能建设加速 “储能肯定已到了呼之欲出的时候。保守估计，到2020年，国内整个储能产业的市场规模至少可以达到6000亿元，乐观的话甚至有可能到两万亿。预计未来国家对储能的支持力度会不断加大。 ”中科院工程热物理研究所所长助理、鄂尔多斯大规模储能技术研究所所长谭春青在上月召开的“储能国际峰会2012”上表示。这昭示着储能的巨大魅力与潜力。 [1]对新能源和可再生能源的研究和开发，寻求提高能源利用率的先进方法，已成为全球共同关注的首要问题。对中国这样一个能源生产和消费大国来说，既有节能减排的需求，也有能源增长以支撑经济发展的需要，这就需要大力发展储能产业。 [1]前瞻产业研究院发布的《中国储能行业市场前瞻与投资预测分析报告》显示，日益增长的能源消费，特别是煤炭、石油等化石燃料的大量使用对环境和全球气候所带来的影响使得人类可持续发展的目标面临严峻威胁。据预测，如按现有开采不可再生能源的技术和连续不断地日夜消耗这些化石燃料的速率来推算，煤、天然气和石油的可使用有效年限分别为100-120年、30-50年和18-30年。显然，21世纪所面临的最大难题及困境可能不是战争及食品，而是能源。 [1]近年我国电力系统建设正处于快速发展阶段，用电高峰时的供电紧张、有功无功储备不足、输配电容量利用率不高和输电效率低等问题都有不同程度的存在。同时，越来越多的大型工业企业和涉及信息、安全领域的用户对负荷侧电能质量问题提出更高的要求。这些特点为分散电力储能系统的发展提供了广泛的空间，而储能系统在电力系统中应用可以达到调峰、提高系统运行稳定性及提高电能质量等目的。 [1]抽水蓄能是目前电力系统最可靠、最经济、寿命周期最长、容量最大的储能装置。为了保障电源端大型火电或核电机组能够长期稳定的在最优状态运行，需要配套建设抽水蓄能电站承担调峰调荷等任务。截至2008年，我国已建成抽水蓄能电站20座，在建的11座，装机容量达到1091万千瓦，占全国总装机容量的1.35%。 [1]而一般工业国家抽水蓄能装机占比约在5%-10%水平，其中日本2006年抽水蓄能装机占比即已经超过10%。我国抽水蓄能电站目前占比明显偏低，随着国内核电及大型火电机组的投建，近年来国内抽水蓄能电站建设明显加速。目前在建规模达到约1400万千瓦，拟建和可行性研究阶段的抽水蓄能电站规划规模分别达到1500万千瓦和2000万千瓦，如果以上项目顺利投产，2020年我国抽水蓄能电站总装机容量将达到约6000万千瓦。 [1]前瞻产业研究院储能行业研究员欧阳凌高表示，储能本身不是新兴的技术，但从产业角度来说却是刚刚出现，正处在起步阶段。到目前为止，中国没有达到类似美国、日本将储能当作一个独立产业加以看待并出台专门扶持政策的程度，尤其在缺乏为储能付费机制的前提下，储能产业的商业化模式尚未成形。 [1]编辑本段分类[2]抽水蓄能电站可按不同情况分为不同的类型。 1.按电站有无天然径流分抽水蓄能电站（1）纯抽水蓄能电站：没有或只有少量的天然来水进入上水库（以补充蒸发、渗漏损失），而作为能量载体的水体基本保持一个定量，只是在一个周期内，在上、下水库之间往复利用；厂房内安装的全部是抽水蓄能机组，其主要功能是调峰填谷、承担系统事故备用等任务，而不承担常规发电和综合利用等任务。（2）混合式抽水蓄能电站：其上水库具有天然径流汇入，来水流量已达到能安装常规水轮发电机组来承担系统的负荷。因而其电站厂房内所安装的机组，一部分是常规水轮发电机组，另一部分是抽水蓄能机组。相应地这类电站的发电量也由两部分构成，一部分为抽水蓄能发电量，另一部分为天然径流发电量。所以这类水电站的功能，除了调峰填谷和承担系统事故备用等任务处，还有常规发电和满足综合利用要求等任务。 2.按水库调节性能分（1）日调节抽水蓄能电站：其运行周期呈日循环规律。蓄能机组每天顶一次（晚间）或两次（白天和晚上）尖峰负荷，晚峰过后上水库放空、下水库蓄满；继而利用午夜负荷低谷时系统的多余电能抽水，至次日清晨上水库蓄满、下水库被抽空。纯抽水蓄能电站大多为日设计蓄能电站。（2）周调节抽水蓄能电站：运行周期呈周循环规律。在一周的5个工作日中，蓄能机组如同日调节蓄能电站一样工作。但每天的发电用水量大于蓄水量，在工作日结束时上水库放空，在双休日期间由于系统负荷降低，利用多余电能进行大量蓄水，至周一早上上水库蓄满。我国第一个周调节抽水蓄能电站为福建仙游抽水蓄能电站。（3）季调节抽水蓄能电站：每年汛期，利用水电站的季节性电能作为抽水能源，将水电站必须溢弃的多余水量，抽到上水库蓄存起来，在枯水季内放水发电，以增补天然径流的不足。这样将原来是汛期的季节性电能转化成了枯水期的保证电能。这类电站绝大多数为混合式抽水蓄能电站。 3.按站内安装的抽水蓄能机组类型分（1）四机分置式：这种类型的水泵和水轮机分别配有电动机和发电机，形成两套机组。目前已不采用。（2）三机串联式：其水泵、水轮机和发电电动机三者通过联轴器连接在同一轴上。三机串联式有横轴和竖轴两种布置方式。（3）二机可逆式：其机组由可逆水泵水轮机和发电电动机二者组成。这种结构为目前主流结构。 4.按布置特点分(1)首部式：厂房位于输水道的上游侧。 (2)中部式：厂房位于输水道中部。 (3)尾部式：厂房位于输水道末端。 5.抽水蓄能电站的运行工况（1）.静止（2）.发电工况。抽水蓄能电站(16张)（3）.抽水工况。（4）.发电调相工况。（5）.抽水调相工况。 6.启动方式（1）.静止变频启动(SFC)启动。（2）. 背靠背（BTB）启动。编辑本段抽水蓄能电站发展呈现特点容量增幅大，发展速率高世界上第一座抽水蓄能电站于1882年诞生在瑞士的苏黎世，至今已有一百二十五年的历史。但世界上抽水蓄能电站得到迅速发展，是在六十年代以后的事，也就是说从第一座抽水蓄能电站建成到迅速发展，中间相隔了近80年。中国抽水蓄能电站建设起步较晚，六十年代后期才开始研究抽水蓄能电站的开发，1968年和1973年先后在中国华北地区建成岗南和密云两座小型混合式抽水蓄能抽水蓄能电站电站。在近40年中，前20多年蓄能电站的发展几乎处于停顿状态，九十年代初才开始有了新的发展。至2005年底，全国（不计台湾）已建抽水蓄能电站总装机容量达到6122MW，年均增长率高于世界抽水蓄能电站的年均增长率，装机容量跃进到世界第5位,遍布全国14个省市。在建的抽水蓄能电站装机约MW，预计至2010年，这些电站都将建成，到时抽水蓄能电站的总装机可到MW左右。在系统中发挥了重要作用抽水蓄能电站运行具有几大特性：它既是发电厂，又是用户，它的填谷作用是其它任何类型发电厂所没有的；它启动迅速，运行灵活、可靠，除调峰填谷外，还适合承担调频、调相、事故备用等任务。目前，中国已建的抽水蓄能电站在各自的电网中都发挥了重要作用，使电网总体燃料得以节省，降低了电网成本，提高了电网的可靠性。现举几个电站的运行情况，说明抽水蓄能电站在系统中的作用。具有了较为成熟的设计、施工和管理经验中国抽水蓄能电站建设虽然起步较晚，但有以往大规模常规水电建设所积累的经验，加上近十几年来引进的国外先进技术和管理经验，使中国抽水蓄能电站有较高的起点。尽管目前己建的抽水蓄能电站数目不多，总装机规模也不大，但单个电站规模已居世界前列。如：广州抽水蓄能电站，已是当今世界上装机规模最大的抽水蓄能电站；在建设速度方面，广蓄一期工程全部竣工仅58个月，广蓄二期、十三陵和天荒坪电站主体工程的实际施工工期，与世界经济发达国家相比并不逊色；在单位千瓦装机容量投资方面，一般都不太高,而广蓄电站，还低于世界同类电站水平，其中广蓄还远低于具有一定调峰能力的燃煤电站的单位千瓦投资；中国正在建设的西龙池抽水蓄能电站，最大扬程达704m，进入了世界上已投运的单级混流式抽水蓄能机组中扬程最高的先进水平；天荒坪与广州抽水蓄能电站单级可逆式水泵水轮机组单机容量300MW，设计水头500m以上，均为世界先进水平。中国通过近10几年来建成的第一批抽水蓄能电站的实践，积累了设计、施工和运行管理的经验，在技术上取得了丰硕的成果。在建设管理方面有一套行之有效的制度。普遍实行了以项目法人责任制为中心，以建设监理制和招标承包制相配套的建设管理模式。编辑本段运行管理方面在运行管理方面达到较高水平。抽水蓄能电站可逆式水泵水轮机—发电电动机组运行工况多、监控对象多、自动化元件多、信息量多，计算机监控系统比常规水电站计算机监控系统复杂，操作要求也比常规水电站高。已建成的抽水蓄能电站在运行管理方面都达到较高水平，表现在：（1）人员精炼，基本上做到无人值班或少人值守。（2）综合效率高,电站运行的平均综合效率,一般在75%左右。广蓄平均达78%，天荒坪平均达79.4%，最高达80.6%。（3）可用率和机组启动成功率均达先进水平。编辑本段抽水蓄能电站与常规水电站相比抽水蓄能电站与常规水电站图片相比(7张)除机组特殊外，在水工建筑方面也有它的特殊性，比如对防渗的要求就特别严格，因为它的水是用电换来的，同时机组吸出高度多为负值，厂房多为地下式等等，因此在设计和施工方面都有一定的难度，在已建的抽水蓄能电站中，攻克了这些难关，为今后抽水蓄能电站的建设，取得了成功的经验。如十三陵电站上水库，是人工开挖填筑而成，库盆采用钢筋混凝土面板防护，在北京这样寒冷地区，这样大规模的钢筋混凝土防渗工程在中国是第一个，在国外也少有。天荒坪抽水蓄能电站的上库，也是人工开挖填筑而成，天荒坪电站的防渗措施系采用沥青混凝土衬护，渗漏量很少。这两个工程说明在人工库盆防渗方面，中国已积累了一定的经验。又如地下厂房轻型支护，广州抽水蓄能电站宽21m的大型地下厂房采用喷锚支护，其支护参数在国内外同类工程中是比较先进的。实践证明，中国在地下厂房喷锚支护设计和施工方面都具有成功的经验。广蓄电站厂房400t天车和天荒坪电站厂房500t天车均采用岩壁吊车梁，取代传统的柱式支承吊车梁，既减少厂房宽度，节约投资，又缩短了工期。通过广蓄、天荒坪等电站岩壁吊车梁实践，中国己完全掌握了岩壁吊车梁的设计理论和施工技术。抽水蓄能电站的引水道有竖井和斜井两种布置形式。斜井与竖井相比，斜井水道长度短，水力过渡条件好，具有节省投资、提高电站效率等优势。但斜井的施工难度较大，施工技术比竖井复杂。中国目前己建的广蓄、十三陵、天荒坪等蓄能电站，引水道均采用斜井布置。通过这些斜井施工，己形成了较为成熟的斜井安全快速施工成套技术。编辑本段我国抽水蓄能电站建设现状近十几年来，中国抽水蓄能电站的迅速发展，主要是由于中国国民经济的高速发展，促进了中国抽水蓄能电站的大发展，而这十几年正是中国改革开放经济大发展时期。在这十几年中虽然取得了很大成绩。 2004年底全国已建成投产的抽水蓄能电站10座，装机容量达到570.1万kW（其中60万kW供香港）。其中包括1968年在河北岗南常规水电站上安装的1.1万kW抽水蓄能机组，1992年建成的河北潘家口混合式抽水蓄能电站(其中抽水蓄能机组27万kW)，1997年建成的北京十三陵抽水蓄能电站(80万kW)；广东电网分别于1994年和2000年建成的广州抽水蓄能电站一期、二期工程（共240万kW，其中60万kW供香港）；华东电网1998年建成的浙江溪口抽水蓄能电站（8万kW），2000年建成的装机规模180万kW的天荒坪抽水蓄能电站和安徽响洪甸抽水蓄能电站（8万kW），2002年建成的江苏沙河抽水蓄能电站（10万kW）；华中电网的湖北天堂抽水蓄能电站（7万kW）；拉萨电网于1997年建成的羊卓雍湖抽水蓄能电站（9万kW）。编辑本段我国几个抽水蓄能电站简介辽宁蒲石河抽水蓄能电站蒲石河抽水蓄能电站位于辽宁省宽甸满族自治县境内，距丹东市约40公里，为东北地区第一座大型纯抽水蓄能电站，电站枢纽工程由上水库面板堆石坝、地下厂房及输水系统、下水库混凝土重力坝组成。总装机容量1200MW（4×300 MW），主机设备由法国阿尔斯通(ALSTOM)制造与技术支持，工程总投资45.156亿元。 2006年8月，主体工程开工建设。 2010年12月第一台机组投入运行，2011年12月全部机组投产发电。电站建成后，属国家特大型企业，在东北电网中担任调峰、填谷、调频和事故备用。蒲石河抽水蓄能电站建成后为“无人值班、少人值守”的管理模式，生产调度中心、办公楼、职工住宅及生活福利设施建在丹东市内鸭绿江畔，尚在建设中，预计2009年投入使用。丹东市依山傍水，气候宜人，交通便利，距沈阳市约220公里，距大连市约245公里。主要参建单位：中国水利水电第六工程局有限公司、武警水电部队、水电二局潘家口、十三陵抽水蓄能电厂它们所在的中国京津唐电网是一个以火电为主的电网，电站在电网中的作用主要体现在调频、调峰、填谷、事故备用、黑启动及保证北京用电的稳定性和可靠性等方面。京津唐电网在没有抽水蓄能电站投入以前，电网主要依靠燃煤火电机组调频。由于燃煤火电机组受设备的限制，对电网频率的急剧变化适应能力差。 1993年以前，京津唐电网周波合格率在98%左右。目前电网调频主要以十三陵、潘家口抽水蓄能电厂为主。十三陵抽水蓄能电厂投入运行后，电网周波合格率每年均达到99.99%以上，除了电网供电状况有所好转外，抽水蓄能电站参与电网调频起了很大作用。

应城300mw压缩空气储能电站正常开始施工了没有

截至2023年11月10日，其已经正常开始施工。应城300MW级压缩空气储能电站示范工程项目，是中国能建和国家电网为落实国家“3060双碳”目标与能源战略打造的新型电力系统。项目总投资18.37亿元，总建筑面积平方米。预备建设一台300兆瓦级压缩空气发电机组及配套建设储能发电生产区、辅助生产区及附属基础设施。 2022年7月26日，应承席300MW级空气储能电站举行开工仪式，预计于2024年5月全容量发电投产。