天荒坪抽水蓄能电站水泵水轮机

天荒坪抽水蓄能电站

水泵水轮机特点

华东天荒坪抽水蓄能有限责任公司游光华

浙江安吉313302

摘要天荒坪抽水蓄能电站的水泵水轮机组由挪威KVAERNER公司提供，是我国较早从国外引进的大型可逆式机组，自首台机组投产至今已有7年多。本文总结分析了水泵水轮机7年多的运行中出现了一些问题，以供参考借鉴。

主题词天荒坪抽水蓄能水泵水轮机性能“S”形特性不稳定轴向水推力抬机导叶关闭规律

天荒坪抽水蓄能电站安装有6台300MW水泵水轮机组，为单级、立轴、混流可逆式，额定净水头为526米，运行毛水头（扬程）为526米~610.2米，水轮机安装高程为225米，淹没深度为-70米，是目前国内已投产运行的水头和变幅最大的单级可逆式机组，在国际上也较罕见，为使其达到满意的效率和良好的运行稳定性，设计难度大，没有现成的经验可供借鉴。水泵水轮机的参数如下：

水轮机工况：水泵工况：额定容量：306MW 333MW

最大轴出力（入力）： 338MW 333MW

额定流量：67.7m3/s 58.80m3/s（最大）

43.00m3/s（最小）

额定转速：500RPM 500RPM

旋向（俯视）：顺时针逆时针

转轮水轮机进口直径：4030mm

转轮水轮机出口直径：2045mm

最大瞬态飞逸转速：720 r/min

最大稳态飞逸转速：680 r/min

水泵水轮机及其辅助设备由挪威GE 公司提供。水泵水轮机大修拆卸方式采用中拆方式。首台机组于1998年9月30日投入运行，2000年12月25日所有机组投产，投产以来运行情况表明，机组性能良好，效率较高，但也出现了一些问题，在技术人员的努力下，通过采取措施，相关问题已得到了较好的解决。

1水泵水轮机的性能和结构特点

1.1效率

按照合同规定，水泵水轮机的效率按照模型试验来验收，合同要求水轮机工况的最高效率≥ 92.20％，加权平均效率≥ 90.41％，水泵工况最高效率≥ 91.70％，加权平均效率≥91.52％。根据模型试验报告，水轮机工况的模型最优效率为90.61%，折算为原型其整个运行范围内的最优效率为92.28%，加权平均效率为90.317%，而水泵工况下模型最优效率为89.84%，折算原型最优效率为92.17%，加权平均效率为92.01%，除水轮机工况加权平均效率略低于保证值0.083％外，其余均达到合同要求。为了检验真机效率，我们于2001年5月在5号机组上进行了部分水头（扬程）的热力法效率试验，测得水轮机工况下在试验平均净水头566.23 m时，机组出力为210~304.06 MW,水轮机最高效率为92.11％，相应机组出

力272.00 MW；水泵工况试验平均净扬程为542.09 m，水泵平均效率为88.99％。从上述结果可以看出，水轮机工况的最高效率已接近模型推算值，水泵工况效率偏低，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。

1.2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。

1.3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150μm，顶盖垂直振动不大于1.8mm/s。据运行资料，1#水泵水轮机大轴摆度较大，发电工况约为240μm，抽水约为160μm ，3#、4#水泵水轮机发电工况次之，约为170μm，其余机组、工况均小于150μm。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300μm即符合规范要求。顶盖垂直振动基本小于合同要求。

1.4机组结构特点

天荒坪抽水蓄能电站的水泵水轮机由蜗壳、座环（含固定导叶）、导叶及导水机构、水导轴承、顶盖、主轴密封（含检修密封）、主轴、中间轴、转轮、底环、尾水管等部件组成，水泵水轮机检修的拆卸方式设计为中拆方式，水车室机墩开有宽5.8米的运输孔，转轮、顶盖等水轮机大件从水轮机层拆出，从球阀吊孔吊运至安装间，而不影响发电机的检修工作，但是在机墩开孔较大将在一定程度上影响机墩的结构强度。天荒坪电站也保留了部分下拆的方式，尾水直锥管可以从尾水管拆出，底环能够下落至尾水管混凝土基础上，导叶、迷宫环等可以直接拆出更换，抗磨板可以直接修补而不需拆卸顶盖和大轴，这样节省了检修时间。从投产至今，我厂抗磨板修补和抬机后更换上迷宫环的检修工作均采用下拆方式，目前我厂还未用过中拆的方式检修机组。设计认为，机组采用下拆方案将增加尾水管的噪音和振动，事实上，天荒坪机组的尾水管噪音在离尾水管1米处的噪音为100db左右。因尾水管非人员长期工作区，对人员不会造成大的伤害。从目前机组运行来看，我们未发现因尾水管振动原因造成设备损坏的情况。

2投产以来出现的问题和解决办法

2.1机组低水头空载运行不稳定

模型试验报告显示，在低于560m水头的空载开度（约为4~6°）下，机组处于或接近全特性的“S”区运行，机组出现不稳定。由于制造厂当时对该问题认识不足，设计上未采取任何措施，导致1#机组投产试运行期间，当水头较低空载运行时转速来回摆动，自动并网困难、发电并网后出现逆功率跳机、机组甩负荷后不能转至空载稳定运行而跳机等现象，为此制造厂借鉴国外有关电厂的经验，在水泵水轮机的5#、18#导叶上加装了两套非同步预开装臵，设定当水头低于560水头、发电空载启动或发电转调相时，当导叶开度处于2~10°时投入，或者当机组发电甩负荷后也立即投入，此时这两只导叶开度在其它导叶开度的基础上再增加26°的开度，但不能超过32°。采取此措施后，基本解决了上述机组低水头空载不稳定的现象，但是非同步预开装臵投入时，水轮机的摆度、振动和噪音将增大，因为投入时间短，对机组短期运行危害不大，长期运行影响需要监测总结。

2.22#机组转动部分向上抬起

2003年初，2#机组检修后调试期间，晚峰发电发生200MW转300MW运行时转动部分抬

起的现象。根据有关资料，由于甩负荷引起向上轴向水推力不平衡而抬机的现象比较常见，而正常增减负荷时抬机现象较为罕见，试验表明，机组甩负荷时轴向水推力向下，机组表现为较大的下沉。经专家分析认为，本次抬机由向上水推力过大引起，并具有很大的偶然性。影响轴向水推力的因素有流道畅通情况、迷宫环间隙、导叶开关速度和开度、水头、流量、尾水管空化、平压管特性、流道内残留空气等，引起本次向上轴向水推力过大的主要因素目前还不很清楚。为防止机组转动部分抬起而损坏有关部件，我们在机组上加装了抬机量保护装臵，机组相对抬起2mm延时2秒跳机。

2.3导叶关闭规律

本厂采用上游输水道采用一管三机的连接方式，设计要求压力钢管的压力上升值不大于8.7MPa，机组转速上升值不大于680rpm。由于水泵水轮机在运行区域内存在“S”特性，导致调保计算的水击压力上升值、转速上升值与实际值相差较大，导叶关闭规律很难通过计算来确定。天荒坪电站1#、2#、4#、5#机组目前采用的发电工况的导叶关闭曲线（曲线7）是制造厂在1#机组上进行了22次甩负荷试验而获得的，根据试验结果，当单机甩负荷和一管两机同时甩负荷时，压力上升值和转速上升值均不会超过设计值，但一管两机（1#、2#机）同时甩负荷时的压力上升值达8.4MPa，如果仍采用原因导叶关闭规律，一管三机同时甩负荷时的压力钢管的压力上升值就可能超过设计值8.7MPa。由试验录波曲线可以发现，机组发电工况甩全负荷后，压力钢管压力曲线存在两个压力波峰，其中第一个压力波峰产生在导叶关闭规律的拐点处，第二个压力波峰发生在最高转速后约1秒钟，且第二个压力波峰值要大于第一个压力波峰值（拐点位臵应大于350mm接力器行程），而通过改变拐点的位臵就可以改变最高转速发生的时刻，为此，我们在5#、6#机组上再次进行了多次甩负荷试验，最终确定在3#、6#机组上采取另外的导叶关闭曲线（曲线9），通过第二个压力波的峰谷相互

响机组运行的稳定性因素之一，给天荒坪电站的正常生产造成了巨大的压力，特别在迎峰渡夏期间，更是如此。其间制造厂也多次对主轴密封进行了多次改造，但效果不能令人满意。制造厂和天荒坪电站有关技术人员经过分析认为下库水位变化太大（达到49.5米）、运行工况多、工况转换等造成主轴密封处的压力变化太快、制造厂对上述条件估计不足造成原主轴密封结构设计不合理是主轴密封不能正常运行的主要原因，因此在2002年6月，华东天荒坪抽水蓄能有限责任公司要求求制造厂重新设计主轴密封，于2003年初在1#机组上试验取得了成功，2003年6月前所有的机组已更换成新型主轴密封。新型密封与旧密封相比有如下优点：1. 结构简单，安装方便。移动环压紧力随尾水变化而自动调整，运行稳定可靠，工况转换时不需要人员调整压力，可节省运行人员的人力；2. 更换后安装磨合期短，经首次开机约10分钟磨合就可投入运行，且温度不高（磨合期比冷却水温高5℃左右）；3. 防转动装臵安装在主轴密封外部，更换方便，不用拆卸外环而重新打压,同时磨损指示装臵不再穿过操作腔，因而不会造成泄压而密封抬起；4. 密封环被磨损后，对其冷却润滑水回路不构成影响，而旧的主轴密封的密封环被磨损后，移动环进入密封环的槽内将恶化其冷却润滑效果，造成主轴密封密封环的恶性循环磨损，且大轴的摆动将加剧密封环的破裂，导致主轴密封的使用寿命降低；5. 新型主轴密封的密封环高度降低，将意味着可磨损量的减小，但将明显提高其刚度，如密封面保持良好地液体摩擦，密封环的磨损将保持在较低的水平。另外，旧的密封环中间开有冷却水沟，将削弱其结构强度，且当密封环被磨损后，不锈钢移动环将嵌入密封环，机组旋转时大轴摆动将对其进行不停的撞击，导致其破裂。而新型的密封内采用水孔通水，且密封环境优美被磨损后仍将处于自由状态而不受大轴摆动的影响。因此主轴密封的寿命不但不会缩短，反而将得到延长；6. 移动环压力调节采用压紧弹簧的形式，容易造成各弹簧的受力不均匀，且调整压紧力时需要作较多的防转动隔离措施，采用调节气缸后，供气压力取自同一压力源，保证了移动环六个方向受力均匀，同时压力调整装臵可以放在水车室外，因而调整方便。主轴密封经改造后，运行稳定性比旧的密封有很大提高，经过了发电、发电调相、抽水、抽水调相等工况的6小时热运行试验及工况转换试验，各种工况下，密封运行温度比冷却水温约高2~3℃，同时也经过了夏季高温天气的考验，2003年夏季冷却进口水温最高达到33℃（设计最高水温为28℃），而主轴密封在各工况下的运行温度也未超过36℃，也未出现温度突升的情况。

2.5导叶上下窜动

制造厂最初设计导叶支撑时，只设计了限制导叶向下运动的止推装臵，导叶端面间隙由止推装臵进行调整，而未设计导叶向上运动的限制装臵，原因是他们认为由于导叶本身存在700公斤的重量，导叶不应向上运动。事实上，导叶上、中、下轴承均为水润滑轴承，下端导叶轴和大部分上部轴与导叶叶片一样均泡在流道内的压力水中，为防止流道内的砂子等机械杂质损伤轴承，在导叶叶片的上、下与轴连接根部，安装有开口的圆形橡胶密封条，由于流道内的水压脉动和水压分布并不均匀，且上下端部轴承腔的空间不相等，在机组运行时，特别是在机组甩负荷时，挡砂用密封圈的开口在水压的作用下闭合，并在上、下轴承腔内形成一个压力差，使导叶向上顶起，使导叶与顶盖抗磨板发生摩擦而拉伤。原导叶的止推装臵的锁定螺母比较单薄，在机组运行时易产生松动，从而使导叶向下移动，在轴承腔压力差的作用下同样产生导叶与底环抗磨板发生摩擦而拉伤。现导叶摩擦装臵对止推装臵进行了改造，使其既能够防止导叶向上移动，也能防止其向下移动，同时加强了止推装臵的锁定的防松动措施。另外，制造厂对挡砂条的压板也进行了改造，材料从橡胶改为青铜，并在其上加开了四条泄压沟，使轴承腔的压力泄至流道内。实践证明，采取上述措施后，导叶上下窜动的现象大为改善，基本未再发生导叶与抗磨板对磨损伤的现象。

3结语

综上所述，经过投产以来的技术改造，我们成功地解决了机组空载运行不稳定、并网后

机组逆功率、主轴密封运行不稳定、导叶上下窜动等问题，并在一管三机甩负荷和机组轴向水推力抬机等方面采取了一系列的防范措施后，水泵水轮机的运行稳定性和安全性得到很大的改善，因此我们认为天荒坪抽水蓄能电站的水泵水轮机的总体设计是成功的，能量、汽蚀性能和运行稳定性是令人满意的，达到了国内、国际先进水平，检修拆卸检修方便，为高水头、大变幅、大容量抽水蓄能电站水泵水轮机的设计和制造提供了成功的范例。通过参与机组的安装调试，我厂的技术人员很好地消化吸收了国外厂家的先进技术，提高了技术水平，成功地为我国在建的抽水蓄能电站的建设提供了良好的技术服务和生产技术人员的培训。

2020年前后抽水蓄能电站已建在建规划项目一览表

2020年前已建在建拟建抽水蓄能项目

22个省区选点规划抽水蓄能电站 日前，随着国家能源局批复福建、海南等22个省（区）59个站点的抽水蓄能电站选点规划，我国新一轮抽水蓄能电站规划选点工作基本完成。这也为到2020年，我国抽水蓄能电站7000万千瓦的规划装机容量奠定了良好的基础。 截至2013年底，全国抽水蓄能电站投产容量已达2154.5万千瓦，在建容量1424万千瓦，保持稳定增速。业内普遍认为，届时完成7000万千瓦装机目标问题不大。但抽水蓄能电站建设运行中存在的电价机制不够科学，投资运营主体单一等问题将制约其发展。 选点规划注重因地制宜 随着风电、光伏等新能源大规模集中并网，电力系统调峰压力加大，迫切需要抽水蓄能电站发挥移峰填谷、事故备用等作用，这也带动了抽水蓄能电站的发展。

“世界上抽水蓄能电站的建设与运行已有100多年的历史，目前国外的发展情况相对比较成熟，像日本抽水蓄能电站的装机容量已经超过了常规水电的装机容量。”中国水力发电工程学会副秘书长张博庭告诉记者，我国对于抽水蓄能电站的需求是由以煤电为主、缺少油气电站，调节性能差的发电结构所决定的。 据介绍，常规火电机组每分钟能调整的额定容量在1%~2%之间，而抽水蓄能电站从启动到满负荷发电不超过2分钟，调峰调频的作用十分明显。从20世纪60年代后期我国就开始研究开发抽水蓄能电站，并相继兴建了广州抽水蓄能、天荒坪和北京十三陵等一批大型抽水蓄能电站。 在本轮选点规划伊始，国家能源局组织规划设计单位、电网公司等进行了座谈，结合“十二五”能源发展规划,按照距负荷中心近、地形地质条件和技术指标优越的原则,以省或区域(电网)为单位，全面系统地开展了全国22个省(市、自治区)抽水蓄能选点规划工作。 “本轮抽水蓄能电站的选址规划更加注重因地制宜，本着适应当地电网需求、新能源发展、紧急事故备用等原则做了大量的工作。”国网新源控股有限公司发展策划部陈同法向记者介绍，以河北丰宁抽水蓄能电站的选点规划为例，需要着重考虑河北千万千瓦风电基地的调峰作用以及保卫首都电网的紧急事故备用。 能源结构调整带来发展机遇 “从目前我国的电源构成及布局看，抽水蓄能电站的比重依然偏低，占总装机容量只有1.76%。”张博庭表示，要实现规划的装机目标，需要从投资建设、电价等方面打破体制机制束缚。 目前，抽水蓄能电站投资运营主体主要为电网企业，占到总容量的90％以上。 根据政策规定，不允许电网企业与发电企业（或潜在的发电企业）合资建设抽水蓄能电站项目，也限制了其他投资主体。 电价则是限制抽水蓄能电站发展的另一个重要原因。由于目前百万千瓦级的抽水蓄能电站大多采用租赁费“包干”模式，由电网企业自己消化成本，影响了企业积极性。 对此，国家能源局专门下发了《关于加强抽水蓄能电站运行管理工作的通知》，要求研究完善抽水蓄能运行管理机制和措施，积极探索电力系统辅助服务政策，推动发电侧分时电价机制建立，充分调动蓄能电站低谷抽水蓄能和高峰发电顶峰的积极性，促进抽水蓄能电站作用有效发挥。

抽水蓄能电站项目部质量奖罚实施细则(试行)

1、编制目的 为贯彻落实工程局（公司）质量方针，加强溧阳抽水蓄能电站地下厂房工程施工过程质量管理，确保质量目标的实现，特制定本实施细则。 2、编制依据 2.1中国水利水电第三工程局有限公司《质量手册》、《程序文件》。 2.2《水利水电基本建设工程单元质量等级评定标准》（SL176-2007）。 2.3《溧阳抽水蓄能电站地下厂房工程质量管理办法》。 3、适用范围 本细则适用于溧阳抽水蓄能电站地下厂房工程中国水利水电第三工程局有限公司承建的所有合同标段。 4、职责 4.1本细则由项目部经理授权工程质检部组织编制，并全权负责修订。 4.2本细则由项目部经理授权工程质检部负责具体实施与考评。 4.3本细则的解释权属溧阳抽水蓄能电站地下厂房工程项目部。 5、奖惩细则 5.1、一般规定 5.1.1本工程施工过程质量奖惩分四部分进行： 根据开仓合格证，按单元工程备仓验收次数予以奖罚； 单元工程质量评定结束后，按评定优良率的高低程度予以奖罚； 对单元工程出现的质量事故按事故的性质、大小、损失金额、对工程进度影响程度予以处罚。 优良分部工程和单位工程的奖罚，分部工程质量评定结束后，对评定达到优良的进行奖励，单位工程评定中优良分部工程达到80%以上的，进行奖励，达不到80%以上的进行处罚。 5.1.2奖励基金 项目部设立质量专项奖励基金，每月根据项目质量考核情况进行兑现，单月总奖金不突破壹万元。 质量罚款由项目部财务部根据工程质检部开出的罚款单（罚款通报）及金额，直接从各工区及施工队当月结算中扣除，项目部机关罚款由财务部从个人工资中

扣除，所有质量罚款由财务纳入奖励专用资金。 质量奖励由项目部工程质检部考核达到奖励标准后，工程质检部写出奖励通报（奖励单），项目部领导同意后，财务部根据工程质检部开出的奖励通报（奖励单）从奖励专用资金中进行当月兑现奖金发放。 5.1.3奖罚对象 单元工程优良率奖惩主要对工区、施工队及班组，根据各队、班组完成工程量的质量情况进行奖惩。 工区、施工队负责生产、技术、质量的主要领导与技术质检人员与本单位当月完成工程量情况一起参与考核，施工局领导按当月单元工程优良率的综合评定情况予以奖罚，工程质检部有关领导及质检人员除参与工程优良率考核外还视其工作质量进行考核。 质量事故奖罚主要对现场主管领导、事故责任工区负责人、施工队负责人、事故直接责任人、项目部领导以及技术负责人、质量负责人等。 单元工程备仓验收一次合格奖励、多次不合格处罚主要对责任工区、施工队。 质量评定资料的奖罚主要对对工区、施工队、班组以及工程质检部等。 5.1.4奖罚标准 5.1.4.1单元工程优良率奖罚按如下划分： 隐蔽工程、重要部位工程按“元/m3”奖罚； 土石方明挖单元工程按“元/m3”奖罚； 土石方回填单元工程按“元/m3”奖罚； 锚杆单元工程按“元/根”奖罚； 锚索单元工程按“元/束”奖罚； 钢支撑（钢格栅）工程按“元/榀”奖罚； 挂网支护、喷砼支护单元工程按“元/m2”奖罚； 干砌石、浆砌石单元工程按“元/m3”奖罚； 砼工程单元工程按“元/m3”奖罚； 回填灌浆、接触灌浆单元工程按“元/m2”奖罚； 帷幕灌浆、固结灌浆单元工程按“元/延米”奖罚； 金属结构安装单元工程按“元/t”奖罚；

天荒平抽水蓄能电站综合效率分析

冰蓄冷空调“移峰填谷”能效折算系数 的研究与确定 （征求意见稿） 浙江清华长三角研究院建筑节能研究中心 杭州华电华源环境工程有限公司 2009年4月25日

目录 第1章课题研究背景 ----------------------------------------------- 1 1.1 冰蓄冷技术与节能----------------------------------------------------------------------------------------- 1 1.1.1 我国节能事业的战略背景----------------------------------------------------------------------- 1 1.1.2 冰蓄冷技术的节能原理、发展过程和现状 ------------------------------------------------- 1 1.1.3 明确鼓励和推广冰蓄冷技术的政策文件 ---------------------------------------------------- 5 1.2 评价冰蓄冷节能效果的难点 ---------------------------------------------------------------------------- 6 1.2.1 直接节能效益法的局限性----------------------------------------------------------------------- 6 1.2.2 全生命周期能耗效率的对比研究方法 ------------------------------------------------------- 6 1.2.3 本课题的解决思路 -------------------------------------------------------------------------------- 7 第2章抽水蓄能电站的全生命周期能耗效率 --------------------------- 8 2.1 抽水蓄能电站的发展概况 ------------------------------------------------------------------------------- 8 2.2 典型抽水蓄能电站的能耗效率计算 ------------------------------------------------------------------- 8 2.2.1 天荒坪抽水蓄能电站基本情况----------------------------------------------------------------- 8 2.2.2 抽水蓄能电站综合能源效率的计算方法 ---------------------------------------------------- 9 2.2.3 天荒坪抽水蓄能电站的重要基础数据 ------------------------------------------------------- 9 2.2.4 天荒坪抽水蓄能电站的生命周期综合能效 ------------------------------------------------ 11 2.3 典型抽水蓄能电站综合能效的敏感性分析--------------------------------------------------------- 11 2.4 小结----------------------------------------------------------------------------------------------------------- 12 第3章冰蓄冷空调的生命周期能耗效率 ------------------------------ 13 3.1 典型冰蓄冷空调系统概况 ------------------------------------------------------------------------------ 13 3.1.1 典型冰蓄冷空调系统的基本参数 ------------------------------------------------------------ 13 3.1.2 典型设计日逐时负荷情况---------------------------------------------------------------------- 13 3.2 典型冰蓄冷空调系统的生命周期能耗效率--------------------------------------------------------- 13 3.2.1 浙江地区计算方法（中午有两小时低谷电）--------------------------------------------- 13 3.2.2 其他地区计算方法（中午没有两小时低谷电）------------------------------------------ 14 3.2.3 冰蓄冷空调系统的平均综合效率 ------------------------------------------------------------ 14 3.3 其他冰蓄冷项目的综合能耗效率研究--------------------------------------------------------------- 14 3.3.1 江苏省镇江市某项目 ---------------------------------------------------------------------------- 14 3.3.2 江苏省南京市某项目 ---------------------------------------------------------------------------- 15 3.3.3 浙江省杭州市某项目 ---------------------------------------------------------------------------- 15 3.3.4 其他项目的平均综合能耗效率---------------------------------------------------------------- 16 3.4 小结----------------------------------------------------------------------------------------------------------- 16

水泵水轮机资料

宁蓄电站水泵水轮机 采用单级、单速、混流可逆式水泵水轮机。由瑞士苏尔寿爱雪维斯（SEWZ）设计、制造和配套供应。 一水泵水轮机主要参数： 转轮直径： 2248 mm 转轮叶片数： 9 最大毛水头： 271 m 最小毛水头： 240 m 极端运行最小毛水头： 236.6 m 额定水头： 240 m 额定流量： 19.6 m3/s 额定转速： 600 r/min 额定出力： 41.5 MW 瞬态飞逸转速： 885 r/min 稳态飞逸转速： 830 r/min 吸出高度： -23 m 水轮机工况最优比转速： 90.3 mkw 水泵工况最优比转速：144.6 mkw 机组俯视旋转方向：水轮机工况逆时针方向；水泵工况顺时针方向 最大轴向水推力： 113t（包括所有转动部分的重量） 二水泵水轮机主要结构特征 1总体布臵形式 1.1 水泵水轮机型式为立轴、单级、混流可逆式水泵水轮机，水轮机轴通过中间轴与发电电动机连接。 1.2 和常规水轮机类似，本电站水泵水轮机也是由可拆卸部件既转轮、主轴、水导轴承、轴承支座、顶盖、导水叶、导水叶操作机构、接力器、主轴密封装臵和预埋部件既蜗壳、座环/底环、尾水管、机坑里衬等组成。其中可拆卸部件可利用厂房内起吊设备及机坑内起吊设备通过水轮机机坑旁侧通道进行拆卸，既能实现“中拆”方式。 下面将介绍上述各组成部件的构造、作用、工作原理、参数、安全监测装臵等内容：2.1 转轮 我厂水泵水轮机是立轴、单级、混流可逆式。它是水能转变为机械能又是将机械能转变为水能的部件。其主要尺寸材料如下： 转轮直径： 2248mm 材料： A743CrCA6NM 叶片数： 9片水轮机工况转向：逆时针方向 重量： 5.25吨上迷宫环间隙: 0.8 mm 下迷宫环间隙: 0.8 mm 转轮采用不锈钢铸焊结构,另外在转轮的上冠和下环设有止漏环,止漏环采用与转轮一同整体铸造的结构,转轮拆装用厂家提供的专用工具。 2.2 主轴 水泵水轮机轴和中间轴的直径均为Ф500mm，用优质锻钢锻制而成。材料为A688CL.D。水轮机轴重量为3.15吨，中间轴重量为3.95吨。 水泵水轮机轴一端联接转轮，另一端联接中间轴；中间轴两端都带有连接发兰，分别与水轮机轴和发电机轴联接。所有连接面均涂有金刚砂以增加摩擦，所有联接螺栓均经预应力处理并用LOCTITE粘接剂固定以防松脱。 水泵水轮机轴与中间轴的接合面高程为34.98m，中间轴与发电机轴的接合面高程为37.05m。水泵水轮机轴与中间轴配有拆装专用工具，可以从水轮机机坑侧道拆出。 2.3主轴密封 主轴密封是水轮机结构中重要组成部分，它的作用是通过顶盖在主轴处设臵主轴密封，以防止水泵水轮机转动部件与固定部件之间的漏水。主轴密封分工作密封和检

抽水蓄能电站的发展趋势

抽水蓄能电站的探讨 导读：抽水蓄能电站财务内部控制体系研究，抽水蓄能电站调速器的原理及应用，抽水蓄能电站电气主接线设计浅析，抽水蓄能电站岩锚梁开挖及锚杆施工技术，抽水蓄能电站中的应用，抽水蓄能电站的发展前景，抽水蓄能电站的发展趋势，抽水蓄能电站的效益及作用。 中国学术期刊文辑（2013）

目录 一、理论篇 分析抽水蓄能电站电气设备发热量确定 1 丰宁抽水蓄能电站开工建设本刊 2 丰宁抽水蓄能电站开工建设本刊编辑部 3 佛子岭抽水蓄能电站地下厂房围岩分类 4 复杂料源条件下仙游抽水蓄能电站下水库堆石坝填筑技术 8 高水头抽水蓄能电站机组冷却水系统压力振荡 11 高压帷幕灌浆在喀斯特地区抽水蓄能电站中的应用 15 高压压水试验在呼和浩特抽水蓄能电站中的应用 18 高压压水试验在呼和浩特抽水蓄能电站中的应用周敏 23 广东清远抽水蓄能电站地下厂房岩体结构面直剪试验 28 广东清远抽水蓄能电站水环境保护设计 32 广东阳江抽水蓄能电站征地移民生产安置方案研究 38 国电南自成功进入抽水蓄能电站市场 40 二、发展篇 国家重点工程清远抽水蓄能电站年底开始蓄水本刊 41 含混合式抽水蓄能电站的梯级水电站群调度规则建模方法 42 河南国网宝泉抽水蓄能电站下水库浆砌石重力坝三维有限元分析 52 呼和浩特抽水蓄能电站下水库拦河坝固结灌浆试验分析金良智 1 55 呼和浩特抽水蓄能电站下水库拦河坝固结灌浆试验分析金良智 58 惠州抽水蓄能电站黏土心墙坝黏土碾压试验研究 61 惠州抽水蓄能电站球阀动水关闭试验研究 64 江苏溧阳抽水蓄能电站大坝填筑质量分析 68 江苏沙河抽水蓄能电站厂用电监控系统改造 72 溧阳抽水蓄能电站水泵水轮机模型验收试验 74 溧阳抽水蓄能电站通风洞塌方的处理 77 蒲石河抽水蓄能电站地下厂房围岩地质条件分析 80 蒲石河抽水蓄能电站发电电动机推力轴承设计 83 浅谈深圳抽水蓄能电站交通洞明挖边坡土钉墙支护技术 88 清远抽水蓄能电站地下厂房岩体变形试验研究 89 世界上首座海水抽水蓄能电站上库的设计与施工 93 桐柏抽水蓄能电站座环蜗壳的安装 100 西龙池抽水蓄能电站直流系统浅析高敏 105 仙居抽水蓄能电站上下库连接公路施工布置规划 107 响水涧抽水蓄能电站水泵水轮机洛桑模型验收试验 110 响水涧抽水蓄能电站水淹厂房应急排险施工 115 宜兴抽水蓄能电站水泵水轮机主要结构特点和调试结果严丽 117 宜兴抽水蓄能电站尾水洞裂缝处理 121

天荒坪抽水蓄能电站实习报告

天荒坪抽水蓄能电站实习报告 一、实习概况： 1．实习地点：浙江安吉天荒坪抽水蓄能电厂 2．实习时间：2011年4月11日——2011年4月15日 3．实习人员：电子信息工程专业08级全体同学 4.实习指导人员:电厂沈斌学校李东新、储荣 二、实习内容及目的： 1．参观天荒坪水电站上水库和下水库，了解抽水蓄能电站的实际操作方式以及上下水库大坝的监测情况。 2．参观地下发电厂房，了解抽水蓄能电站的概况、发电原理和机组工作情况等。 3．了解电厂生产的安全规则以及电厂为安全、经济、长期发供电而采取的主要措施等。 三、实习过程： 2011年4月11日上午，电子信息工程专业全体同学怀着无比激动的心情从南京出发，乘校车开往浙江省湖州市安吉县天荒坪镇，进行为期5天的实践体验活动。经过几个小时的车程，中午我们抵达了公司旁边的大洋酒店。 4月11日下午：我们到酒店安顿好后，就去公司的会议厅集中，听抽水蓄能电站基建管理的讲座并观看有关的视频介绍。听完讲座我们对抽水蓄能电站有了大致的了解。抽水蓄能电站，顾名思义既能抽水又能发电的水电站。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。 天荒坪抽水蓄能电站位于浙江省安吉县境内，直线距离至杭州57 km，至上海175 km，至南京180 km 。抽水蓄能电站装有可以兼做水泵和水轮机的抽蓄机组，在电力系统低谷负荷时利用系统多余电能由机组把下水库的水抽到上水库储存，在电力系统尖峰负荷时将上水库的水放下由机组发电的。以两回 500 kV 出线 34 km 输电线路接入华东电网 500 kV 瓶窑变电所，输电线路短、且接近华东电网的负荷中心，地理位置十分优越。电站安装6台300 MW可逆式抽水发电机组，总装机容量1800 MW，年发电量30.14亿kw·h，抽水电量（填谷电量）41.04亿kw·h，为日调节纯抽水蓄能电站，设计综合效率为0.74。 电站以及独特的山区风貌，优越的地理位置，具有较高的知名度和良好的社会效益，享誉海内外。电站前期准备工作于1992年6月启动，1994年3月1日正式动工，1998年1月第一台机组投产，总工期八年，于2000年12月底全部竣工投产。天荒坪电站雄伟壮观，堪称世纪之作，是我国目前已建和在建的同类电站单个厂房装机容量最大、水头最高的一座；也是亚洲最大、名列世界第二的抽水蓄能电站，电站主要设备均从国外引进。电站枢纽主要包括上水库和下水库、输水系统、中央控制楼和地下厂房等部分组成。

水泵水轮机全特性

水泵水轮机全特性 1．水泵水轮机全特性曲线 抽水蓄能电站的水泵水轮机均设有活动导叶，通过导叶调节水轮机运行时的流量，故水泵水轮机的特性曲线一般为一组不同导叶开度下的全特性曲线，其区域的划分与水泵的全特性区域划分一样，只是习惯上以正常水轮机运行工况的各参数为正。同时抽水蓄能电站一般H 也总是正值，即在实际工程中实用也就是5个工况区，即水轮机工况、水轮机制动工况、水泵工况、反水泵工况、水泵制动工况。 水泵水轮机全特性曲线表示方法通常采用1111~n Q 和1111~n M 来表示。图3-7和图3-8所示为某抽水蓄能电站水泵水轮机的四象限特性曲线。 图3-7 水泵水轮机流量特性曲线 图3-8 水泵水轮机力矩特性曲线

2．水泵水轮机全特性曲线的特点 通过对不同水泵水轮机的全特性分析可以看出，水泵水轮机全特性有着下述的规律与特点： （1）在水泵工况，大开度等导叶开度曲线汇集成一簇很窄的交叉曲线，说明在此区域水泵扬程与导叶开度的关系不大，开度的改变不会造成单位转速及单位力矩的很大的变化。当导叶开度较小区域时随着导叶开度的减小其流量曲线及力矩曲线则加速分又，说明此时的导水机构可看作是节流装置，水头损失急剧增大，从而对水泵的力矩及流量产生较大的影响。在水泵实际运行中导叶开度将随着扬程的变化而沿各导叶开度特性曲线的外包络线变化，使得水力损失最小，也即使得水泵的效率在此工况最高。此外，随着单位转速的增大，也即水泵扬程的减小，水泵的流量及水力矩将快速增大，所以在水泵及电动机设计时应充分考虑此时水泵的力矩特性，电动机容量应根据可能的正常运行最低扬程工况进行设计，并留有一定的裕量；同时根据导叶小开度区域力矩分散的特性，在异常低扬程起动时（如初次向上水库异常低扬程充水时）可采取关小导叶开度来限制其水力矩，即限制水泵的入力在一定范围以内。

水泵水轮机特点

天荒坪抽水蓄能电站 水泵水轮机特点 华东天荒坪抽水蓄能有限责任公司游光华 浙江安吉313302 摘要天荒坪抽水蓄能电站的水泵水轮机组由挪威KVAERNER公司提供，是我国较早从国外引进的大型可逆式机组，自首台机组投产至今已有7年多。本文总结分析了水泵水轮机7年多的运行中出现了一些问题，以供参考借鉴。 主题词天荒坪抽水蓄能水泵水轮机性能“S”形特性不稳定轴向水推力抬机导叶关闭规律 天荒坪抽水蓄能电站安装有6台300MW水泵水轮机组，为单级、立轴、混流可逆式，额定净水头为526米，运行毛水头（扬程）为526米~610.2米，水轮机安装高程为225米，淹没深度为-70米，是目前国内已投产运行的水头和变幅最大的单级可逆式机组，在国际上也较罕见，为使其达到满意的效率和良好的运行稳定性，设计难度大，没有现成的经验可供借鉴。水泵水轮机的参数如下： 水轮机工况：水泵工况：额定容量：306MW 333MW 最大轴出力（入力）：338MW 333MW 额定流量：67.7m3/s 58.80m3/s（最大） 43.00m3/s（最小） 额定转速：500RPM 500RPM 旋向（俯视）：顺时针逆时针 转轮水轮机进口直径：4030mm 转轮水轮机出口直径：2045mm

最大瞬态飞逸转速：720 r/min 最大稳态飞逸转速：680 r/min 水泵水轮机及其辅助设备由挪威GE 公司提供。水泵水轮机大修拆卸方式采用中拆方式。首台机组于1998年9月30日投入运行，2000年12月25日所有机组投产，投产以来运行情况表明，机组性能良好，效率较高，但也出现了一些问题，在技术人员的努力下，通过采取措施，相关问题已得到了较好的解决。 1水泵水轮机的性能和结构特点 1.1效率 按照合同规定，水泵水轮机的效率按照模型试验来验收，合同要求水轮机工况的最高效率≥92.20％，加权平均效率≥90.41％，水泵工况最高效率≥ 91.70％，加权平均效率≥ 91.52％。根据模型试验报告，水轮机工况的模型最优效率为90.61%，折算为原型其整个运行范围内的最优效率为92.28%，加权平均效率为90.317%，而水泵工况下模型最优效率为89.84%，折算原型最优效率为92.17%，加权平均效率为92.01%，除水轮机工况加权平均效率略低于保证值0.083％外，其余均达到合同要求。为了检验真机效率，我们于2001年5月在5号机组上进行了部分水头（扬程）的热力法效率试验，测得水轮机工况下在试验平均净水头566.23 m时，机组出力为210~304.06 MW,水轮机最高效率为92.11％，相应机组出力272.00 MW；水泵工况试验平均净扬程为542.09 m，水泵平均效率为88.99％。从上述结果可以看出，水轮机工况的最高效率已接近模型推算值，水泵工况效率偏

水轮机英语

2.1 水力机械 hydraulic machinery 2.2 水轮机 hydraulic turbine 2.3 蓄能泵 storage pump 2.4 水泵水轮机 reversible turbine，pump-turbine 2.5 旋转方向 direction of rotation 2.6 机组 unit 2.13 立式、卧式和倾斜式机组 vertical，horizontal and inclined unit 2.14 可调式水力机械 regulated hydraulic machinery 2.15 不可调式水力机械 non-regulated hydraulic machinery 2.16 主阀 main valve 3.1 水轮机 3.1.1 反击式水轮机 reaction turbine 3.1.2 混流式水轮机 Francis turbine，mixed-flow turbine 3.1.3 轴流式水轮机 axial turbine 3.1.4 轴流转桨式水轮机Kaplan turbine，axial-flow adjustable blad propeller turbine 3.1.5 轴流调桨式水轮机 Thoma turbine 3.1.6 轴流定桨式水轮机 Propeller turbine 3.1.7 贯流式水轮机 tubular turbine，through flow turbine 3.1.8 灯泡式水轮机 bulb turbine 3.1.9 竖井贯流式水轮机 pit turbine 3.1.10 全贯流式水轮机 straight flow turbine，rim-generator unit 3.1.11 轴伸贯流式水轮机（S形水轮机） tubular turbine（S－type turbine） 3.1.12 斜流式水轮机 diagonal turbine 3.1.13 斜流转桨式水轮机 Deriaz turbine 3.1.14 斜流定桨式水轮机 fixed blade of Deriaz turbine 3.1.15 冲击式水轮机 impuls turbine，action turbine 3.1.16 水斗式水轮机 Pelton turbine，scoop turbine 3.1.17 斜击式水轮机 inclined jet turbine 3.1.18 双击式水轮机 cross-flow turbine 3.2 蓄能泵 3.2.1 混流式（离心式）蓄能泵 centrifugal storage pump，mixed-flow storage pump 3.2.2 轴流式蓄能泵 propeller storage pump，axial storage pump 3.2.3 斜流式蓄能泵 diagonal storage pump 3.2.4 多级式蓄能泵 multi-stage storage pump 3.3 水泵水轮机（又称可逆式水轮机） 3.3.1 单级水泵水轮机 singal stage pump-turbine 3.3.2 多级水泵水轮机 multi-stage pump-turbine 3.4 主阀与阀门 3.4.1 蝴蝶阀 butterfly valve 3.4.2 平板蝶阀 biplane butterfly valve，through flow butterfly valve 3.4.3 圆筒阀 cylindrical valve，ring gate 3.4.4 球阀 rotary valve，spherical valve 3.4.5 盘形阀 mushroom valve，hollow-cone valve，howell-Bunger valve

2020年前后抽水蓄能电站已建在建规划项目一览表

2020

22 个省区选点规划抽水蓄能电站 日前，随着国家能源局批复福建、海南等22 个省（区）59 个站点的抽水蓄能电站选点规 划，我国新一轮抽水蓄能电站规划选点工作基本完成。这也为到2020 年，我国抽水蓄能电站7000 万千 瓦的规划装机容量奠定了良好的基础。 截至2013年底，全国抽水蓄能电站投产容量已达万千瓦，在建容量1424万千瓦，保持稳定增

速。业内普遍认为，届时完成7000 万千瓦装机目标问题不大。但抽水蓄能电站建设运行中存在的电价机制不够科学，投资运营主体单一等问题将制约其发展。 选点规划注重因地制宜 随着风电、光伏等新能源大规模集中并网，电力系统调峰压力加大，迫切需要抽水蓄能电站发挥移峰填谷、事故备用等作用，这也带动了抽水蓄能电站的发展。 “世界上抽水蓄能电站的建设与运行已有100 多年的历史，目前国外的发展情况相对比 较成熟，像日本抽水蓄能电站的装机容量已经超过了常规水电的装机容量。”中国水力发电 工程学会副秘书长张博庭告诉记者，我国对于抽水蓄能电站的需求是由以煤电为主、缺少油气电站，调节性能差的发电结构所决定的。 据介绍，常规火电机组每分钟能调整的额定容量在1%~2%之间，而抽水蓄能电站从启动 到满负荷发电不超过 2 分钟，调峰调频的作用十分明显。从20 世纪60 年代后期我国就开始研究开发抽水蓄能电站，并相继兴建了广州抽水蓄能、天荒坪和北京十三陵等一批大型抽水蓄能电站。 在本轮选点规划伊始，国家能源局组织规划设计单位、电网公司等进行了座谈，结合“十二五”能源发展规划, 按照距负荷中心近、地形地质条件和技术指标优越的原则, 以省或区域（电网）为单位，全面系统地开展了全国22 个省（市、自治区）抽水蓄能选点规划工作。 “本轮抽水蓄能电站的选址规划更加注重因地制宜，本着适应当地电网需求、新能源发展、紧急事故备用等原则做了大量的工作。”国网新源控股有限公司发展策划部陈同法向记者介绍，以河北丰宁抽水蓄能电站的选点规划为例，需要着重考虑河北千万千瓦风电基地的调峰作用以及保卫首都电网的紧急事故备用。 能源结构调整带来发展机遇 “从目前我国的电源构成及布局看，抽水蓄能电站的比重依然偏低，占总装机容量只有%。”张博庭表示，要实现规划的装机目标，需要从投资建设、电价等方面打破体制机制束缚。 目前，抽水蓄能电站投资运营主体主要为电网企业，占到总容量的90％以上。 根据政策规定，不允许电网企业与发电企业（或潜在的发电企业）合资建设抽水蓄能电站项目，也限制了其他投资主体。 电价则是限制抽水蓄能电站发展的另一个重要原因。由于目前百万千瓦级的抽水蓄能电站大多采用租赁费“包干”模式，由电网企业自己消化成本，影响了企业积极性。 对此，国家能源局专门下发了《关于加强抽水蓄能电站运行管理工作的通知》，要求研究完善抽水蓄能运行管理机制和措施，积极探索电力系统辅助服务政策，推动发电侧分时电价机制建立，充

天荒坪抽水蓄能电站电气设计的若干问题

天荒坪抽水蓄能电站电气设计的若干问题 余国铨 （华东勘测设计研究院杭州310014） 摘要本文介绍了天荒坪抽水蓄能电站电气主接线、SFC的配置等，并就抽水蓄能电 站的 调压方式、发电电动机通风冷却等问题提出了建议。 关键词水电站电气设计天荒坪抽水蓄能电站 I 500kV侧的接线方式 天荒坪抽水蓄能电站500kV侧，为什么采用不完全单母线二分段接线（所谓“不完全”是指有一回进线未装设断路器）。参见图1天荒坪抽水蓄能电站电气主 接线图。之所以采用这种接线方式，县有个演变过程。 图1天荒坪电站电气王摄线圈 由于电站的设计进度比系统接人设计进度提前，故天荒坪电站初设要完成 时，电站接人系统方案尚未能审定。系统设计部门提供7个方案，其中可能性较大有2个方案：即电站以二回500kV输电线接入瓶窑变电站或以三回500kV输电线二回接人瓶窑变电所，一回接人苏南斗山变电所。 为满足1989年底完成初步设计的要求，我院只能先假定一个接入系统方案进行设计。考虑到天荒坪电站是华东三省一市与国家共同集资兴建的项目，影响接入系统的因素很多，初设为了留有余地，我院决定暂按三回500kV出线的方案进 行设计。至于发变组合，经过技术经济比较，选定与联合单元接线。这样电站 6 台300MW机组共组成三个联合单元，也即500kV有三回进线。 初设时为节约工程投资，500kV配电装置的位置选择在上水库东南侧850m 高程比较开阔的地方，并选用敞开式设备。主接线经过多方案比较和可靠性计算，由于

三回路出线使电站环入华东500kV主网，对500kV接线要求严格，故选定为1 个半断路器接线。 初设审查期间（1990年5月），为了选定主接线方案，要求系统接入设计的方 案必须先审定。故会议期间临时召开了系统接人设计讨论会，暂定为二回500kV 出线的方案（系统接人设计审查会直至1991年3月才召开，正式决定采用二回出线 的方案）。审查会上电站建设部门认为开关站布置在上水库离厂房太远，主张改用 进口GIS,将开关站布置在下水库附近。由于这些变化，且二回出线均接人同一变电 所，电站不环入主网，同时又采用可靠性高的GIS，故接线可简化，审查时选定双 内桥接线方案。鉴于500kV隔离开关无法切除空载变压器，为避免切除空载变压器 而断开桥开关，所以还决定参照英国迪诺威克抽水蓄能电站（也是6台300MW机 组），在三回进线回路上各加装1台负荷开关，以便利用它来切除空载变压器，而 不影响双桥形接线，参见图2天荒坪招标阶段500kV侧接线图。1992年天荒坪电站 主机招标时就附上这接线方式。 1,2号机号捉5出号机 除合单元呱合单元联合单元 图2天荒坪招标阶段500kV侧接线图 当采用上述的接线方式时，我院即提出，世界上制造500kV GIS的厂家，均 不生产500kV负荷开关，采用这样的接线不落实。但因时间关系，决定暂按该接线 进行主机招标，同时抓紧与外商联系，落实500k v负荷开关的制造，最终待在 500kV设备招标时再决定接线方式。 经过技术交流，外商均不同意专门生产500kV负荷开关，所以决定对500kV 主 接线进行修改。 在修编初设概算时，500kV负荷开关系按断路器价格2/3估算的。修改主接线 方案时，我们需考虑尽可能不影响概算；同时主机标已签合同，发变组的继电保 护已定，也应考虑接线方式尽可能不要有大的变动。因此我们决定将1#、2#机和 5#、6#机二个联合单元进线的负荷开关改为断路器，而将3#、4#机联合单元进线 的负荷开关取消。这样修改的主接线既没有大变动，且概算也基本不变，只是在

可逆式抽水蓄能机组与厂房

可逆式抽水蓄能机组与厂房Reversible Unit and Underground Hydropower House 本节介绍可逆式（两机式）抽水蓄能电站，二级可逆式水泵水轮机机组与抽水蓄能电站地下厂房。 二机可逆式水泵水轮机机组 可逆式（两机式）抽水蓄能电站由一台水泵水轮机与一台电动发电机组成，组成的机组称为二机可逆式水泵水轮机机组，电动发电机在上方，水泵水轮机在下方，二机轴通过联轴器连接，见图1。 图1 二机可逆式水泵水轮机机组

由于抽水蓄能电站基本都采用高水头（400m以上）工作方式，故水泵水轮机都是混流式水泵水轮机。图中水泵水轮机为单级，只有一个转轮，目前单级水泵水轮机的工作水头最高可达800m，一般混流式水泵水轮机工作范围在500m左右。 多级可逆水泵水轮机 对于超过800m的抽水蓄能电站的混流式水泵水轮机要采用多级水泵水轮机，多级水泵水轮机相当于多个单级水泵水轮机串联使用，相邻二级水泵水轮机之间用水道连接，所有转轮共用一根转轴，图2是二级水泵水轮机的结构示意图。 图2 二级可逆式水泵水轮机

两个转轮共用一根转轴，转轴下端安装在推力轴承上，推力轴承承担转轮的重量与水的推力，转轴上端有导轴承，防止转轴晃动。每个转轮有一套导水系统，由各自的接力器驱动。 多级水泵水轮机一般按每级200m至300m设计，目前已有4至6级的多级水泵水轮机工作水头达1000m至1400m。多级水泵水轮机很难在每级转轮安装导水机构，采用无导水机构结构，无导水机构结构对抽水无影响，但作水轮机运行时无法进行调节会使效率下降。 在图3中用浅蓝色箭头线表示在水轮机工况时的水流方向，在抽水工况时则相反。水轮机工况时顺时针旋转（顶视），抽水工况时反时针旋转（顶视）。 图3 二级可逆式水泵水轮机水流向图

水泵水轮机选型(已看)

国产抽水蓄能机组水泵—水轮机选型中 若干问题探讨 高道扬 天津市天发重型水电设备制造有限公司 摘要：本文着重分析了可逆式水泵—水轮机模型转轮及抽水蓄能电站水泵—水轮机主要技术参数的特点，并在此基础上提出根据抽水蓄能电站水泵—水轮机的技术要求初步筛选水泵—水轮机模型转轮及水泵—水轮机方案的方法。 随着我国社会主义建设事业的发展，特别是电力工业的飞速发展，抽水蓄能电站的建设高潮已经到来，在国家有关政策的坚强支持下，抽水蓄能机组国产化、本土化的工作业已全面展开。因此如何根据可逆式水泵—水轮机模型转轮的主要技术特点并在抽水蓄能电站对水泵—水轮机技术要求的基础上优选水泵—水轮机模型转轮及水泵—水轮机方案已成为众多水泵—水轮机选型工作者的首要工作，作者根据多年工作经验对选型工作中的若干问题作一初步探讨。 1 水泵—水轮机模型转轮主要技术参数特点 叶片式水力机械具有可逆性，即它既可以做水轮机运行也可以做水泵运行，但是由于中、高比速的水轮机进口角β1T较大，当它反向旋转做水泵工况运行时，由于出口角太大，导致水流的不稳定，在H-Q曲线上出现多处大驼峰并且泵工况的效率比正常水轮机工况大幅下降，因而中、高比速水轮机显然不适合作为可逆式水泵——水轮机转轮的研究基础（70年代初北京密云电站曾用HL211-LJ-225水轮机做反向旋转的泵工况现场实验未能取得满意效果）。理论分析和实验证明具有较长叶片和缓慢扩散流道的离心泵叶轮，其泵的叶片出口水流角β2P较小，出口相对流速W2P和绝对流速V2P都较小，因而水流进入涡壳后水力损失较小，当离心泵反转做水轮机运行时进口相对流速W1T也比较小，符合常规水轮机要求，因而离心泵叶轮在水泵工况和水轮机工况都有较好的性能，现代可逆式水泵—水轮机转轮就是以离心泵叶轮为基础逐步发展起来的。 1.1水泵—水轮机模型转轮与常规水轮机模型转轮相比具有以下特点：由于混流式水轮机的β1T较大，其（V1u/U1）T约为0.9，而离心泵的β2P较小，（V2u/U2）P约为0.6，由此可以推算出在同样的水头和转速条件下，可逆式水泵—水轮机的转轮直径约为常规水轮机转轮直径的 1.4倍，即：D P/D T=1.4。在同一额定水头下，水泵—水轮机与水轮机模型转轮比转速n s(m kw)相近，但单位转速为水轮机的1.25～1.3倍，而单位流量为水轮机的0.6～0.65倍。 1.2水泵—水轮机模型转轮的水泵工况与水轮机工况相比，在通常条件下，由于高压边速度三角形既不相等亦不相似（泵工况出口因为水流的偏转出口水流角β2p比安放角βd小一些，而水轮机工况进口在无撞击的条件下，进口角βIT与βd相等），因而经实验研究及理论分析证明两种工况具有以下特点： 1.2.1 在最优工况点，水泵工况的单位转速是水轮机工况的单位转速 1.10～1.18倍，即n10P/n10T=1.10～1.18（理论分析为1.12～1.16）。 139

天荒坪抽水蓄能电站建设

天荒坪抽水蓄能电站建设 华东勘测设计研究院 科技信息部 提 要：本文回顾了天荒坪抽水蓄能电站的建设历程，对电站概况及枢纽布置做了较为详细水蓄能电站2005年获国家第十一届优秀工程设计金奖，和国家第九届优秀工程勘察金奖，工程蓄能电站勘测设计的许多关键技术，文中概述了这些成果。天荒坪抽水蓄能电站竣工后，在电巨大的作用。 关键词：抽水蓄能电站 枢纽布置 关键技术 经济和社会效益 1 概述 天荒坪抽水蓄能电站是华东地区第一座大型的抽水蓄能电站，安装6台300MW机组，总容量建和在建的单个厂房装机容量最大、水头最高、电站综合效率达到80％以上的抽水蓄能电站。＃机组)已于1998年9月30日投产，2＃、4＃、5＃和3＃机组先后于1998年12月底、1999年8月旬及2000年3月上旬投运，最后一台机组于2000年12月发电。 天荒坪抽水蓄能电站为“八五～九五”期间国家重点建设工程。 1980年华东院在规划选点中发现天荒坪站址，1984年开始可行性研究，1987年开始初步设施设计，1994年3月1日主体工程开工，2001年至2003年分别通过了国家规定的防火、环境保护卫生、档案、枢纽、财务审计等六个专项竣工验收（水库移民免验）。 天荒坪抽水蓄能电站是利用世界银行贷款引进外资的项目，采用国际竞争性招标。外资主外采购及部分土建工程的国际招标。主要机电设备如水泵水轮机、发电电动机、主阀、计算机500kV GIS高压组合电器设备、500kV高压电缆等均采用国际招标采购。工程的土建部分除上水为国际招标外，其余均采用国内招标。 电站的建设资金由国家开发银行、华东电力集团公司、上海市、江苏省、浙江省及安徽省坪抽水蓄能电站的建设过程中施行了新的建设管理体制——业主负责制、招标投标制、建设监境保护的各项工作在设计阶段、世行评估阶段和施工期，都得到了充分的重视。 天荒坪抽水蓄能电站2005年在中国第十一届优秀工程设计评选中获国家金质奖，同时亦在程勘察评选中获工程地质勘察国家金质奖。 2 建设历程 回顾天荒坪电站的建设历程，确实走过了一段不平凡的路。 华东电网的抽水蓄能电站规划选点工作开始于1974年。1979年我院正式接受华东电网抽水