电力系统的可再生能源出力预测常采用什么方法，情尽量详细点，谢谢了

在发电企业与电网企业的共同努力下，以风电为代表的新能源，正在努力突破制约其发展的瓶颈。

用“爆发性增长”这个词来形容中国当前的风电行业再恰当不过了，从2004年到2008年，中国风电装机容量连续3年增长超过100%。2008年，中国的风电装机容量首次超过500万千瓦，提前完成了国家发改委提出的，要在2010年实现全国1000万千瓦风电装机容量的预期目标。从新增的风机容量的角度看，中国目前在全球排名第二，按照总装机容量计算，中国在全球排名第四。

但是，风作为一种不受人控制的自然资源，它时有时无、忽大忽小。当它作为一种电源接入到电力系统当中时，它的间歇性和随机性增大了电力系统的调峰难度，也给整个系统带来了新的不稳定因素，使得风电的大规模发展面临瓶颈。而以风电功率预测系统为基础的风电调度管理技术、智能电网等为代表的技术手段，正在尝试让风电像传统电源那样可观、可控。

调峰——制约风电最大障碍

电力系统最大的特点是实时动态平衡，也就是要保证每一个时刻所发出来的电与所消耗的电刚好平衡，才能保证电力系统的稳定和安全。在风力发电接入电力系统之前，电力系统面对的是可以预测的负荷和可以控制的电源，在负荷预测的基础上，通过对发电的调度控制来保证电力系统的实时动态平衡。

而作为一种自然资源的风，本身具有间歇性和随机性，当风电作为一种电源接入到电力系统的时候，如果不做预测和调度管理，就需要在电力系统当中留有与风电容量相等的备用容量。这也就是要保证，当无风或者少风的时候，电力系统中的其他电源能够“顶”上来，保证电力系统的正常运行；当有风的时候，其他电源能够“让”下去，使风电接入电网。

这其实造成了很大的浪费，“留备用的方式使其他的火电机组平均负荷率、平均出力下降，从而使得火电厂效率下降、煤耗上升，那么风电省下来的煤，可能由于其他火电厂的效率下降而又消耗掉了。”中国电力科学研究院新能源研究所副总工程师刘纯说。随着我国风电产业发展正在进入快速发展的阶段，按照2007年9月我国发布的《可再生能源中长期发展规划》，到2010年我国风电总装机容量为500万千瓦，2020年达到3000万千瓦。并且由于近几年，中国政府出台了一系列鼓励政策和战略举措，使风电进入了规模发展阶段。

但是，随着风电在电源中比例的增加，电力系统的峰谷差进一步变大，这就需要进行更大幅度的调峰，如果仍然采用电力系统留全部风电容量备用的方式，电力系统将无法正常运行。

“中国的电源结构与国外有非常大的区别。”刘纯说。在欧洲风电发达国家，例如西班牙、德国，它的燃气装机和水电装机容量一直都是大于风电的，这就使得调峰变得更容易，因为燃气、水电机组能够做到百分之百调峰，同时调节速度很快。但是在中国，80%以上是火电机组，其最低调峰极限大致在50%~60%，也就是说如果电力系统的峰谷差大于系统最低调峰极限的时候，如果不对风电进行控制，风电就不能接入到电力系统中来。

因此，电力系统的调峰是制约风电发展最大的问题之一，但是“电力系统的调峰特性是由负荷特性和电源结构决定的，调峰问题虽然反应在电网部门的调度运行上，然而它却不是电网的问题，而是整个电力系统的问题，主要是我国的电源结构问题。”刘纯说。

“预知”风的波动

要解决风电发展的问题，需要改善电源结构，“这是解决问题的根本措施”，增加调峰电源的数量，比如多一些水电的开发，建设一些抽水蓄能电站，每建设一个千瓦的抽水蓄能电站，能够为电力系统提供两个千瓦的调峰能力。在电力系统低谷的时候，抽水蓄能电站可以吸收电力，在高峰的时候放出电力，建设一部分抽水电站可以极大地改善电力系统的调峰能力。

另外，还需要从政策上给予补偿，不仅是对风电产业，还包括其他参与调峰的发电厂，需要建立一种补偿的机制，对为风电调峰的其他发电厂，包括常规火电厂和抽水蓄能电站给予一定的补偿，激励火电厂参与调峰，同时也引导加快抽水蓄能电站的建设，改善电源结构。

但是不管是改变电源结构，还是制定一系列的政策，目前还很难一蹴而就。因此目前以风电功率预测为基础的风电调度管理是“目前投入最少、能够解决问题的方法”，虽然这些技术手段不能从根本上解决风电调峰问题，但在现阶段可以有效缓解风电对电力系统调峰的影响。

其中的一项基础性的技术就是风电功率预测系统。中国的第一个风电功率预测系统是由中国电力科学研究院新能源研究所研发的。国内第一套用于电网调度的风电功率预测系统已经在吉林电网投入运行，这一开发研究项目2008年4月正式启动，2008年9月投入试运行，并于2009年3月19日通过专家验收。

风电功率预测系统是利用由气象部门提供的数值天气预报，作为系统的输入，通过建立风电预测模型，用物理方法和统计方法的预测模型来预测未来某一个时刻、某一片区域的风电场输出的功率。

2008年9月，风电功率预测系统已经在吉林电网投入试运行，到2008年11月全面交由吉林调度中心运行，通过历史数据的不断积累，到2009年3月，整个系统已经进入到了比较稳定的运行状态。“目前整个吉林省预测的平均绝对误差大概在9%左右，效果还是不错的。”刘纯评价道。

未来，这套系统将在黑龙江、辽宁、甘肃、新疆、江苏、河北等省推广应用，“预计到2009年年末2010年年初，这8套系统就能够投入运行。”刘纯说。

当然，风电功率预测系统的应用目前还需要解决一定的政策支持问题。由于电网调度部门面临着风电调峰带来的巨大压力，因此他们对于预测有强烈需求，首先开发了风电功率预测系统并投入运行，“其实整个系统应该从电场做起，因为电场本身有更多的信息，更好的方法应该是由风电场来预测的。”刘纯说。

其实进行风电功率预测不仅会给整个电力系统带来价值，也会给单一的风电场带来效益。首先，对于整个电力系统来说，可以通过预测合理地安排第二天的火电和其他常规发电机组的发电计划，合理安排备用容量，使火电机组负荷率提高，煤耗下降，以提高整个电力系统的运行效益。其次，通过合理安排电网的运行方式，可以保证整个电力系统和风电场的安全运行。第三，风电场可以根据预测的结果来合理安排检修的时间，减少风机检修损失电量，提高经济效益。

在西班牙，风电场的风电功率预测是强制执行的，它与电价挂钩，如果风电场希望获得更高的上网电价，那么它就必须进行预测。同时风电预测的结果对电价也有影响，如果预测超过一定的偏差，将面临着高额的罚款。“所以我们也希望国家能够出台有关政策规定，要求风电场进行风电功率预测，并参与考核。只有通过政策的激励机制，调动风电场参与预测的积极性，这项技术才能有更好的应用效果”。

除了风电功率预测系统之外，“风能实时监测也是非常重要的”，风能的实时监测是风电功率超短期预测的基础，应用这个系统首先就要建一些实时测风塔。以风能实时监测和风电功率预测为基础，开发风电的调度管理和风电的区域控制系统，“这些系统构成了风电调度支撑系统，目前我们正在研发。”刘纯说。

风电的“救命稻草”

2009年5月21日，国家电网公司首次向社会公布了智能电网的发展计划，并初步披露了其建设的时间表。根据此项计划，智能电网在中国的发展将分为3个阶段，最终的目标是到2020年，全面建成统一的坚强智能电网。

之所以说智能电网是风电发展的“救命稻草”，是因为它能够解决风电并网的远距离传输，以及调度控制问题，这两点目前都是制约风电发展的瓶颈。

通过建设坚强智能电网，实现可再生能源集约化开发、大规模、远距离输送和高效利用，改善能源结构，促进资源节约型、环境友好型社会建设。通过建设坚强智能电网，实现各类集中/分布式电源、储能装置和用电设施并网接入标准化和电网运行控制智能化，提高电力系统资产的运营效益和全社会的能源效率，促进经济社会的可持续发展。

“我国统一的坚强智能电网具有‘坚强可靠、经济高效、清洁环保、透明开放、友好互动’的特点，与欧美等国的智能电网一样，我国统一的坚强智能电网建设也充分考虑了对可再生能源和新能源的支撑作用。”刘纯说，“通过建设坚强智能电网，实现可再生能源集约化开发、大规模、远距离输送和高效利用，实现各类集中/分布式电源、储能装置和用电设施并网接入标准化和电网运行控制智能化，能够为包括风电在内的可再生能源发展提供强大的支撑。”

欧美等国的可再生能源开发模式大多数是分散式开发，因此他们的智能电网更多考虑的是配电网，以方便各类分散式电源的灵活接入。

我国的可再生能源开发模式与欧美等国不同，由于资源中心与负荷中心的严重偏离，未来将在新疆、甘肃、内蒙等西部地区建设若干个千万千瓦级风电基地，将电能转输到华北、华东、华中电网等负荷中心消纳。因此我国的智能电网就必须有一个可以跨区域优化配置的特高压的网架，才能支持风电的大规模开发。同时，还需要通过智能电网的智能调度，来解决风电接入后的电力系统调频和调峰问题。因此“只有当电网足够坚强、灵活时，才能够支撑可再生能源规模化、可持续发展。”刘纯强调。

智能电网也并不像它的字面含义看起来只涉及到电网，实际上，它包含着发电、输电、变电、配电、用电、调度等几大环节，其中不仅涉及到电网公司，也涉及到发电企业和用户。需要智能电网发电环节的风电，也是智能电网的一部分，其自身在调节控制性能、信息传输和互动等方面也要满足智能电网的要求。

【法律分析】：（一）项目确认。国家对按照程序完成备案，项目建成投产，符合并网相关条件，并完成并网验收等电网接入工作胡分布式光伏发电项目按电量给予补贴，补贴资金通过电网企业转付给分布式光伏发电项目单位（含个人）。

（二）补贴标准。补贴标准综合考虑分布式光伏上网电价、发电成本和销售电价等情况确定，并适时调整。

1、对分布式光伏发电实行按照全电量补贴的政策，电价补贴标准为每千瓦时0.42元（含税，下同），通过可再生能源发展基金予以支付，由电网企业转付；其中，分布式光伏发电系统自用有余上网的电量，由电网企业按照当地燃煤机组标杆上网电价收购。

2、对分布式光伏发电系统自用电量免收随电价征收的各类基金和附加，以及系统备用容量费和其他相关并网服务费。

（三）补贴电量。电网企业按用户抄表周期对列入分布式光伏发电项目补贴目录内的项目发电量、上网电量和自发自用电量等进行抄表计量，作为计算补贴的依据。

（四）资金拨付。中央财政根据可再生能源电价附加收入及分布式光伏发电项目预计发电量，按季向国家电网公司预拨补贴资金。电网企业根据项目发电量和国家确定的补贴标准，按电费结算周期及时支付补贴资金。

年度终了后1个月内，国家电网公司对经营范围内的项目上年度补贴资金进行清算，经省级财政、价格、能源主管部门审核同意后报财政部、国家发展改革委、国家能源局。财政部会同国家发展改革委、国家能源局审核清算。

【法律依据】：《中华人民共和国可再生能源法》 第四条 国家将可再生能源的开发利用列为能源发展的优先领域，通过制定可再生能源开发利用总量目标和采取相应措施，推动可再生能源市场的建立和发展。国家鼓励各种所有制经济主体参与可再生能源的开发利用，依法保护可再生能源开发利用者的合法权益。

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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11545MW，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)10400MW，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1×111968.511

2密云北京密云混合式2×111973.1122

3潘家口河北迁西混合式3×901991.9270

4寸塘口四川彭溪纯蓄能2×11992.112

5广州一期广州从化纯蓄能4×3001994.31200

6十三陵北京昌平纯蓄能4×2001995.12800

7羊卓雍湖西藏贡嘎纯蓄能4×22.51997.590

8溪口浙江奉化纯蓄能2×401997.1280

9广州二期广州从化纯蓄能4×3001999.41200

10天荒坪浙江吉安纯蓄能6×3001998.91800

11响洪甸安徽金寨混合式2×402000.180

12天堂湖北罗田纯蓄能2×352000.1270

13沙河江苏溧阳纯蓄能2×502002.6100

14回龙河南南阳纯蓄能2×602005.9120

15白山吉林桦甸纯蓄能2×1502005.11300

16泰安山东泰安纯蓄能4×2502006.71000

17桐柏浙江天台纯蓄能4×3002005.121200

18琅琊山安徽滁州纯蓄能4×1502006.9600

19宜兴江苏宜兴纯蓄能4×2502008.121000

20西龙池山西五台纯蓄能4×3002008.12300

21张河湾河北井陉纯蓄能4×2502008.121000

22惠州广东惠州纯蓄能8×3002009.5300

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24500MW，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11400MW，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17500MW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。