储能：新能源发展+政策双轮驱动，三条主线收益，行业步入快车道

（1）V2G概念电动汽车——电网互动技术(Vehicle to Grid，V2G)指以智能电网技术为支撑，电动汽车与电网之间通过双向通信，将处于停驶状态的电动汽车作为可移动的分布式储能单元，实现能量在电动汽车与电网之间双向流动(充、放电)。在电动汽车电池电量不足时，可作为电网的负荷从电网获取电能，在电动汽车电池电量充足且满足用户行驶需求时，电动汽车可作为电网的储能设备或备用电源将剩余可控电能反向输送到电网中，实现电动汽车与电网互动，提供相关调峰调频、黑启动等辅助服务。 V2G 技术是智能电网技术的重要组成部分，可以实现电动汽车与电网间的能量双向、可控和实时运动。电动汽车充放电控制装置需要满足电动汽车和电网的信息交互功能，对交换能量、电网运行状态、电价信号、车辆信息、电池状态、费用等信息在两者间进行传递。因此，V2G 技术是融合了电力电子技术、通信技术、调度和计量技术、需求侧管理等的高端综合应用，V2G 技术的实现将使电网技术向更加智能化的方向发展。

（2）未来规模化的电动汽车充电将给电网的运行带来深远的影响和挑战,新能源接入、电力系统安全经济运行与电动汽车充放电三者之间的相互作用和关系,是新能源电网和电动汽车发展面临的重要问题。为了适应智能电网的要求，提高电网、电动汽车入网运行管理水平，需要构建全面的、协调的、可操作的电动汽车入网调控体系。由于电动汽车具有储存电能的能力，在系统负荷低谷或电价低廉时段电动汽车可以进行充电，在系统负荷高峰或电价较高时段则可以通过充放电装置对电网进行放电，从而达到削峰填谷的作用。电动汽车电池充放电方式的转换速度极快，可以有效平抑由分布式发电单元出力所引发的功率波动以及电压偏移等问题。（3）目前的研究大体有以下几个方面：a: 研究大量电动汽车广泛入网对电力系统安全稳定运行的影响b:建立电动汽车充放电行为的数学模型，提出电动汽车充放电最优调度方案，发展快速有效的计算方法实现电力系统对电动汽车充放电的协调有序控制c:提出电动汽车大规模应用在 交通领域、电力领域和环保领域的经济效益计算模型，评估电动汽车行业的经济价值，为电动汽车的进一步推广应用提供参考。

2022年3月，山东在全国率先实现了独立储能参与电力现货市场交易。当时，省内接近项目的人士曾表示：“山东的独立储能，还没有发挥最大的用途，未来储能还是要靠辅助服务赚钱。”

时间转至2022年8月31日，山东省发改委、山东省能源局、国家能源局山东监管办公室三大部门联合印发《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》的通知（鲁发改能源【2022】749号），有效期至2027年12月31日。

此次通知的印发，乃根据国家发展改革委、国家能源局《关于印发〈“十四五”新型储能发展实施方案〉的通知》、《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》和《山东省电力现货市场交易规则(试行)》等文件精神，为新型储能从先行先试逐步转为规范性发展，奠定了基础。

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图1：上述文件

措施共分三类，12条。三类措施的指导方向分别是：市场化发展、规模化发展、规范化发展。

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图2：整理自文件

从去年12月起，山东省已经进入电力现货连续结算试运行，作为新的电力市场主体，新型电化学储能也要适应政策和规则的变化。

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图3：整理自文件

规则对原有储能的收入——现货价差、容量补偿、租赁收入进行了规定。

如：在进入电力现货市场前后，充电价格有区别；前者直接从电力现货市场中购电，后者按电网代购电价购电。

如：示范项目容量应在山东电力交易中心统一登记并开放，由省内新能源企业租赁使用。新能源企业租赁的储能容量视同企业配建的容量。租赁周期，暂时明确为不低于2年。（整理如下图）

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图4：整理自文件

需要思考的是，本次印发的文件，提到的输配电价和附加的费用问题，与国家政策的说法有别。

文件提及——“在电力现货市场进行售电，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。”而进入电力现货前的放电价格，则暂无详解。

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图5：整理自文件

如本文开头所言，储能发挥的最大作用是提供辅助服务。本次文件，则提出了储能新的收入方向——辅助服务收入，鼓励新型储能利用其响应快的优点在电力运行中发挥调频、爬坡、黑启动等多项作用，更好地提升电力系统的调节能力。

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图6：整理自文件

创新思路促规模化发展方面：

一是提高了新能源入门门槛，除户用和扶贫项目外，要按配置储能容量来决定接网顺序和消纳顺序。

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图7：整理自文件

二是规定了储能进入的门槛，也对存量配建储能如何获取收益，提供了出路。

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图8：整理自文件

三是不再局限于电化学储能，对储热、燃机、储氢的发展，均提供了政策支持。

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图9：整理自文件

通过制度管理，促进新型储能规范化发展部分，规定了备案管理、安全管理工作机制、技术监督、配储考核、调度机制五部分内容。

其中配储考核，明确了新能源的义务——对于未按承诺履行新型储能建设责任，或未按承诺比例租赁新型储能容量的新能源企业，按照未完成储能容量对应新能源容量规模的2倍予以扣除其并网发电容量。

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在新能源发电中，风能、太阳能发电具有间歇性、不稳定性的特点。储能设备可与新能源进行配套，跟踪计划出力，减少弃风弃光对发电企业影响；优化新能源电站出力，平抑波动；解决微电网系统可靠供电保证问题。通过储能系统快速充放电能力，可以快速响应电网系统对新能源系统出力的要求，在新能源限发时储能系统进行充电，解除限发后储能系统放电，减少弃风弃光对发电企业影响。通过储能系统快速充放电，实现大功率动态调节，减少外部条件对新能源发电系统影响，实现新能源电力可控性，减少对电网冲击。光伏、风电等新能源发电单元通过与储能系统结合，可以可靠的解决偏远无电地区的供电问题。储能技术主要分为物理储能，电化学储能，电磁储能三类。电化学储能可应用于可再生能源并网，用户侧分布式以及微电网系统支撑。

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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。

从80年代末起，以英国为首，国际上许多国家进行了电力工业管理体制的改革，其目标都是开放电力市场，引入竞争机制，降低发电成本，合理利用资源，并最终使用户获利。从1998年开始，我国也确定在电力行业实行“厂网分开、竞价上网”的改革，并确定山东、上海、浙江及东北的辽宁、吉林、黑龙江6个电网为首批“厂网分开”的试点单位。2000年1月山东、上海、浙江发电侧电力市场正式投入商业化运行，东北三省电力市场将在2000年4月正式投运。通过各试点单位的市场化运作，以期在发电侧引入市场机制，竞价上网，并积累经验，逐步向完善的电力市场靠近。

1 中国电力市场的回顾

改革开放以后，中国国民经济开始腾飞，仅靠中央一家投资办电远不能满足国民经济发展的需要。在这种形势下，一系列集资办电和多渠道筹资办电政策的出台，促进了电力工业的发展和独立发电企业的形成，使我国电力工业的改革迈出了重要的一步，同时这也是我国电力市场的萌芽。

我国最早出现的集资电厂是山东龙口电厂，于1981年底开始建设，1984年投产发电。1988年，国务院明确了“政企分开、省为实体、联合电网、统一调度、集资办电”的20字方针，为独立电厂的发展提供了依据。同年，国务院批准了全国征收“2分钱”的电力建设基金后，各种形式的合资电厂纷纷建立。至此，我国电力行业首先在发电环节上逐渐开放。至1998年，总发电量达1 167 TW*h，其中国家电力公司全资及控股电厂的发电量为596.2 TW*h，占51.08％；全国装机容量达275 GW；发电量及装机容量均仅次于美国，居世界第2位。

进入1996年以后，由于经济结构的调整，用电量的增长逐年下降，发电机组的利用小时逐年降低，全国发电机组的设备平均利用小时从1994年的5 233 h下降到1998年的4 501 h，预计1999年的利用小时还会进一步下降。由于我国发展独立电厂的一系列改革都是为适应长期严重缺电的局面而形成的，因此在1996年后，当电力工业逐渐从“卖方市场”转向“买方市场”时，集资办电合同中的高发电利用小时数、高投资回报率、短折旧期和短还贷年限等现象，在电力供应逐步趋于缓和的情况下，负面影响较为明显。各种类型的发电机组争发电量的情况严重，同时电价上涨速度也过快。在这种形势下，如何实现“公平、公正、公开”调度，受到了政府、独立发电企业及社会各界的关注。

为加强内部管理和核算，并为进一步建立发电侧电力市场做好准备，用市场的机制来实行调度的“三公”，1997年11月，国家电力公司召开会议，正式启动建立内部模拟电力市场。所谓的模拟电力市场就是在电力企业内部，用市场的办法进行管理，将自己的发电厂、供电局变成一个相对独立的“企业”，并对其进行考核管理。

最早出现的省级内部模拟市场是浙江省。浙江电网从1995年1月开始进入模拟市场运行；安徽从1995年2月开始模拟电力市场的运作；1998年后，在大部分省、市电力公司都相继开展了内部模拟市场的运作。但内部模拟电力市场的建立，只是按市场方式进行运作的雏形，虽然为电力市场的真正运营打下了一定的基础，积累了一定的经验，但始终是一种内部管理的模式，仍不能真正实现“公正、公平、公开”地对待各个发电企业。因此，网厂分开，建立真正意义上的发电侧电力市场势在必行。

1998年6月，国家电力公司提出了“实行网厂分开，建立发电侧电力市场的实施方案框架”，明确了山东、上海、浙江3个省（市）为试点单位；同年11月，国务院转发了国家经贸委“关于深化电力工业体制改革有关问题的意见”，并将辽宁、吉林、黑龙江三省与山东、上海、浙江同时列为网厂分开、竞价上网的试点单位。这也标志着政府积极推进建立发电侧电力市场工作的正式启动和电力工业继续深化改革，以期打破垄断，形成统一、开放、有序的电力市场的开始。

2 中国电力市场的现状及特点

目前，经过1年多的准备，山东、浙江、上海3个试点已投入试运行，辽宁、吉林、黑龙江3个试点单位正处于积极的筹备阶段。从几个试点单位的情况看，中国电力市场现阶段的发展有以下特点。

2.1 发电侧电力市场

目前我国电力市场的改革取向是“网厂分开、竞价上网”，即将电网经营企业拥有的发电厂与电网分开，建立规范的、具有独立法人地位的发电实体，市场也只对发电侧开放。发电侧电力市场的市场主体是各独立发电企业与电网经营企业，电网经营企业负责组织各发电公司间的竞争，政府负责对电力市场进行监督管理。与英国、澳大利亚等国的电力市场不同，中国电力市场继续保持着输、配一体的管理模式，保留供电营业区，每个供电营业区只有一个指定的供电机构向终端用户供电。同时，根据“省为实体”的方针，我国的电力市场以省级电力市场为主，各省电力公司是其省内电力市场竞争的组织者。

从现有试点单位的运作情况看，在网厂分开的初期有3个特点：①将原电网经营企业拥有的发电厂变为独立的发电实体，只是一种经营权的转移，并不改变产权关系，电网经营企业仍根据其所占产权的多少享受投资者的权益及相应的回报；②电网经营企业可保留部分调峰、调频性能好的发电机组，以保证电网的运行安全；③水电、核电、新能源、热电联产及企业自备机组暂不参与市场竞争。

2.2 单一购买者模式

我国现行发电侧电力市场的模式是“1＋N”模式，“1”是指电力市场的单一购买者，即电网经营企业；“N”是指参与市场竞争的各个独立发电企业。用户不能与发电厂签订购电合同，只能由电网经营企业采用趸售或零售的方式供电。在这种模式下，电网经营企业必须每时每刻做到供需平衡，并收购所有电力，以保证对用户供电。这种管理方式与国外发、输、配完全分开的模式相比，电网经营企业责任较大。所以，为了防范供电不足或购电电价过高的风险，电网经营企业必须与发电公司签订一定数量的长期合同。

2.3 部分电量竞价上网

在市场建立的初期，几个试点单位全部采用了部分电量竞价上网的方式。一般安排当年市场需求的10%～20％作为竞争电量，其余作为基本电量（或合约电量）。对于后一部分电量的处理，采用了2种形式：一是必须首先保证这一部分电量的完成，然后再考虑竞价电量；二是在市场中安排全部电量参与竞价，但在结算时考虑对这一部分电量的补偿。

2.4 双轨制竞价体系

在开展竞价上网时遇到的最大问题是如何处理原有的购售电合同问题。由于前几年我国电力装机严重不足，为鼓励投资者建设电厂，出台了一系列包括保证机组年利用小时数和上网电价的优惠政策，这种合同一般有效期限较长。为解决这一关键问题，各试点单位在建立电力市场的探索中提出了包括“差价合约”、“履行合约，竞价超约”等在内的多种实施方案，其目的是既要考虑原有的还本付息政策的延续，又要引入竞争机制，推动电力市场的发展。这些方案的核心是双轨制竞价体系，即基本电量部分按国家批准的合同电价结算，竞争电量部分按竞价电价结算。这基本上解决了原有的合同问题。目前所有试点单位均准备采用该方法进行市场结算。

对于竞价电价，各试点单位大多采用了按满足负荷预测的最后一台机组出力对应的报价作为结算的竞价电价，这种方法具有简便易行、促进竞争、提供信息清晰的特点，比较适合刚刚起步的中国电力市场。同时，为规范市场行为，防止购电费用过高和恶性竞争，对发电公司的报价设置了最高限价和最低限价。但如何科学、合理地制订最高限价和最低限价，还需进一步研究。

2.5 交易类型

电力市场的交易，一般分为长期合同、现货交易、实时交易、辅助服务交易和输电权交易。现各试点单位主要采用了前3种交易方式。

在单一购买者模式下的发电侧电力市场，组织发电公司竞争的电网经营企业担负着保证向用户供电的义务。所以，电网经营企业为了防止严重缺电或电价急剧升高的风险，必须与发电公司签订一定数量的长期合同。目前，各发电公司保留原有合同80%左右的电量，作为电力市场的长期合同。这种长期合同是原先合同的延续，随着市场的发展与完善，其比例将逐渐减小，并最终由市场决定的长期交易合同所取代。

现货交易是指按照发电机组的报价，提前1天确定的第2天的发电计划。各试点单位的现货交易主要采用2种方式：一种方式是将长期合同看做是一个经济合同而非物理合同，在编制第2天的发电计划时，按照各发电厂的申报数据，编制交易计划，如果现货市场的发电计划与长期合同不一致，采用经济手段进行补偿；另一种方式是将长期合同看做是物理合同，长期合同确定的电量在现货市场首先安排，其余部分作为交易电量编制计划。

实时交易是指在交易日当天确定的发电计划。由于电力工业的特点，要求发电与负荷实时平衡。不管采用什么方式，由于存在负荷预测误差及系统运行状况的变化，提前1天编制的发电计划与实际的负荷需求间存?/td>

：一是作为长期合同和现货交易的补充，在负荷预测与实际负荷出现偏差后，达到发电与负荷平衡的目的；另一方面，实时交易可以提高竞争的力度。目前英国电力市场正在进行的第2次改革，其中一项重要内容就是增加实时交易。在我国，由于处于由传统的管理方式向市场经济转变的初始阶段，同时受电力市场技术支持系统的约束，实时交易基本是作为长期合同和现货交易的补充。

辅助服务交易是电力市场中重要的交易方式之一。辅助服务的内容主要包括调频、调峰、无功与黑启动。目前，辅助服务指标的量化、辅助服务成本的计算以及付费等比较复杂，世界上各国电力市场的做法也不尽相同。在我国现有电网结构比较薄弱的条件下，为保证电网运行安全，各试点单位基本上未考虑辅助服务交易，均采用了由调度指定、无偿提供的方式。

目前省级电力市场内尚未出现输电权的交易。

2.6 生产调度与市场交易一体化

目前国际上电力市场的运行有2种方式：一种是美国加州ISO(independent system operator)与PX(power exchange)形式，即电网运行调度与市场交易分立；另一种是大多数电力市场所采用的调度与市场交易一体化的形式。我国由于电网本身的特点，各试点单位大多采用了后一种市场运行方式。在这种运行方式下，调度部门作为电网经营企业的核心，必须坚持“三公”，努力做到公正和透明。

2.7 技术支持系统尚处于初始阶段

电力市场的正常运行需要技术支持系统的支持，在这方面我们仍缺乏经验。尤其是在电力市场的条件下，如何进行电网安全约束的闭环校核、启停机费用及最佳机组组合的计算、最优潮流等，还有待进一步研究。

3 中国电力市场的前景展望

我国正在进行的电力市场改革是从原有的计划管理模式向完善的市场模式的过渡。在电力市场初期，要考虑可操作性和平稳过渡，如原有合同的化解、新老机组的还贷及电价问题、网络不发达情况下的系统安全等。发电侧电力市场、单一购买模式等特点，适应了中国电力市场初期的要求，但同时也是不完整和不成熟市场的体现。随着电力体制改革的深入，电力市场将不断完善，主要体现在以下几方面。

3.1 允许用户参与电力市场的竞争

依据国家电力公司的改革方案，2010年以后，将试行用户参与电力市场竞争的方式，允许用户自由购电。

电力市场向用户开放，将取消原有的供电营业区的概念，产生新的电力销售商。电力销售商不必拥有配电网络，可以直接从发电厂或市场中购电，并向用户或电网售电；用户也可以自由地选择向发电厂购电、向市场购电、向当地的供电部门购电或向电力销售商购电。

3.2 双边交易成为电力交易的主要形式

允许用户参与市场，电网经营企业不再是单一购买者，电网经营企业与发电厂间的购销合同将大为减少，取而代之的是大量的用户（包括电力销售商）与发电厂的双边合同。

3.3 实时交易的份额增加

实时交易不再是长期合同和现货交易中供需不平衡量的补充。随着技术支持系统的发展，在交易日内提前较短的时间（如2 h～4 h）进行交易匹配，编制发电计划将成为可能。

3.4 出现期货交易

当电力长期合同可以买卖、转让、交换时，就变成了期货交易。期货交易市场的出现，将使得发电商和用户开展电力交易的方式更加灵活，同时也会出现电力期货的经纪人，交易的风险和获利可能性同时并存。

3.5 调度的作用和地位进一步提高

完善的电力市场对运行调度提出了更高的要求。电力市场要求尽量减少安全约束对电力交易的影响和更加实时、灵活的交易方式。这就要求调度部门在保证电网安全和供电可靠性的前提下，使各种形式的电力交易变为可能。

3.6 辅助服务和转运费、阻塞管理

为体现发电厂间的公平竞争，应量化辅助服务的指标，核算成本，并合理付费。但其前提必须是完善电价体系，购电价格与售电价格联动。

由于允许用户直接向发电商购电，电网经营企业必须公开转运费的收费标准，同时，输电权的交易及线路实时可用传输容量的交易也将成为现实。

输电阻塞是电力系统运行不可避免出现的情况。电网经营企业在制订转运费收费标准时，不仅要考虑网损、输电网的投资回收等费用，还应考虑输电阻塞问题。

3.7 全国联网及全国电力市场的形成

随着全国联网工程的筹备和逐步开展，将出现更多的跨区电网。三峡电站的建成，将形成连接八省两市的中部互联电网。由于跨区电网空间跨度较大，电网内不同地区间的能源分布、负荷密集程度、劳动力价格、负荷高峰出现时间等差别较大，电力交易将带来更大的社会效益和经济效益。传统的依靠行政指令安排电力交换的计划方式，将不能适应市场的要求。采用经济手段，促进跨区（省）电网间的电力交换，达到最大范围内的资源优化配置，并降低成本，是建立全国电力市场的最终目的。

3.8 用户电价结构更加合理，用户销售价格与发电厂上网电价联动

改善用户电价结构，鼓励用户优化用电方式，将大大降低供电成本。如不同供电可靠性电价(包括可中断电价)，使得用户能够为电力系统提供备用容量；实时变化的用户电价，使得部分用户得到明确的用电信号，避开用电高峰，从而使得负荷曲线趋于平缓。同时，由于电网经营企业不再是电力的单一购买者，用户可以参与电力市场，这样，当用户直接到电力市场购电时，用户电价将取决于电力市场中发电厂的上网电价。

4 结语

我国电力市场的发展尚处于初始阶段，有许多内部因素和外部条件尚不具备，还需进一步完善。从国际上看，各国的电力市场也正处于发展阶段，并各具特色。相信通过我们的不断摸索，必将会走出一条适合于中国电网实际情况的电力市场化之路。■

共享充电宝多了，但是租金却涨了。“我在航洋的一家餐厅吃饭，租了一个充电宝给手机充电，等吃完饭还回去时，发现租金要9元钱，比以前贵多了。”南宁市民潘先生向记者吐槽。

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据介绍，从今年起，多家共享充电宝悄然涨价，记者走访发现，共享充电宝的租金普遍为1.5元/半小时，在酒吧、景区等场所还会达到2元/半小时，甚至更贵。而几年前共享充电宝刚投入市场时，租金价格较低，1元/半小时起步，有的品牌对新用户还有优惠，价格并不高。

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除了租金涨价，丢失充电宝的赔偿金额也引发了消费者吐槽。南宁市民陈女士不久前弄丢了某品牌的共享充电宝，没办法归还。当她咨询客服时，客服回应称，如果充电宝丢失无法归还，系统会持续计费4天多，达到封顶金额99元才会停止计费，届时消费者需要支付相应费用；如果后续找回了充电宝，可以自己留着使用。

“这就相当于我要赔99元钱给企业。”陈女士说，她觉得这个赔偿金额太高了，毕竟市面上一些知名品牌同样容量的充电宝，价格普遍在50元左右。

酒吧靠出租充电宝月入万元

某经营共享充电宝企业的李经理告诉记者，今年以来，因为对共享充电宝的需求量大了，所以各大充电宝企业都悄然提高了价格，几乎都是1.5元/半小时。

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▲在南宁一家商场，一名女子正在扫码借共享充电宝。南国早报记者苏华摄

充电宝租金的定价并不是统一的，因为涉及到与商家的分成，所以人流量大的商场等，租金就高；此外，在节假日，一些景区里的充电宝还会提高租金，比如平时租金是1.5元/半小时，到了节假日要上调至3元/半小时。

另一家充电宝企业也称，租金是1.5元/半小时，从租借时间起24小时内封顶计费20元，单笔订单最多计费至99元，但在景区等特殊区域的充电宝机柜，定价要高一些，具体要留意租借页面。

记着了解到，充电宝企业与商家一般是三七分成，这对商家来说也是一笔不小的收入。在南宁民歌湖酒吧，充电宝的租金较高，加上泡吧的顾客一泡就是六七个小时，租一次花上十几二十元很常见。所以，有些生意好的酒吧，一个月可以通过共享充电宝赚到上万元。相信品牌的力量，相对而言，无论是技术还是实力都比杂牌的产品要好，劣质充电宝发生的安全事故已经很不少了。而且在网络上购买，又要比实体专卖店价格更实惠。电芯选这是谁没有办法忽视质量的一个关键话题，也是关乎着我们人身安全，在购买时一定要选择锂聚合物电芯，这种电芯比其它电芯使用更加安全。 充电宝容量一般手机用户，建议选择5000毫安容量就行。虽然有些人以为充电宝容量越大越好，事实上，容量越大对技术的要求越高，生产控制不好的话可能是更大的安全隐患。因此选择合适的就好，不要盲目求大，也不要只看颜值。

抽水蓄能是当前技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的灵活调节电源。抽水蓄能电站在用电低谷时，利用富余的电能把下水库的水抽到上水库储存起来；在用电高峰时，再利用上水库的水进行发电，弥补电网的供电缺口。抽水蓄能电站作为城市电网的重要调节手段，具有运行灵活、反应快速等优点，被誉为大电网的“调节器”“稳压器”“充电宝”。

此次加快推进的南宁等3座抽水蓄能电站均为国家“十四五”规划重点建设项目。其中，南宁抽水蓄能电站是广西境内首座抽水蓄能电站，总装机120万千瓦，总投资约80亿元，年设计发电量16亿千瓦时，力争2025年全部建成投产，建成投运后可实现与广西区域新能源联合协调运行，将充分发挥机组起停快速、容量调节范围大、运行方式灵活等特点，为推动广西清洁能源大规模开发利用提供强有力保障。同时，大幅提升广西电网调峰空间，推动广西能源低碳化发展，更好地为经济社会高质量发展提供绿色动能，进一步提升广西电网黑启动能力，增强电网抵御严重自然灾害的能力。共享充电宝是共享经济的产物，刚推出时，被不少人认为是“伪需求”，有分析指出：人手一个充电宝，谁还花钱租充电宝？但现如今，对很多人来说，共享充电宝已经是“刚需”，很多消费者由于自带充电宝太沉而选择共享充电宝。

记者在南宁市古城民族路口的某便利店店门一侧，看到了4个不同品牌的免押金共享充电宝。店主陈女士说，这些共享充电宝是品牌方主动与经营者联系，并支付相关费用后陈设在这里的。三年前只有一家，随着共享充电宝行业日益发展，陆续有不同共享充电宝品牌方看上了她家的“风水宝地”。有些共享充电宝已经发展得比较高端了，本身内部就有一个主板和联网装置，通过互联网付费和计算次数，这时只要它一联网，就有可能会被黑客攻破充电宝的系统，控制充电宝获取到我们手机里的信息，使用共享充电宝是有较高隐私风险的。无论是读取我们的信息，还是开摄像头麦克风或者获取定位，除了把东西偷走，还有可能把东西放进来，就比如放一个木马程序进来，我们在登录网银输入密码时，木马程序可能就读取到键盘上输入的信息，从而获取到我们的密码。

那么，我们该如何判断充电宝是否有问题？从哪些方面可以保护隐私呢？

广西大学计算机与电子信息学院博士 李道丰

如果是安卓系统的话 把它禁用USB调试模式，或者ADB开发模式， 把它停止、禁用，把手机网络关掉；那么IOS的苹果的手机，如果我们使用这个共享充电宝过程当中，如果会出现有这样的提示，是否信任此设备的时候呢，我们就把它确定不信任，那么，这样木马这些不会有权限能够植入到我们的手机里面。

1、我国最大的火电机组容量100万KW-------玉环电厂

我国最大的水电机组容量70万KW--------三峡水电站

我国最大的核电机组容量100万KW-------田湾核电厂

最大的火电发电厂容量454万KW-----------邹县电厂

最大的水电发电厂容量1820万KW---------三峡水电厂

最大的核能发电厂容量305万KW---------秦山核电厂（自主研发设计）

最大的抽水蓄能发电厂240万KW---------广东抽水蓄能电厂

2，新能源发电类型：风力发电，海洋能发电，地热发电，太阳能发电，生物质能发电，磁流体发电，电气体发电

3、火力发电厂的的生产过程：概括地说将煤中的化学能转化成电能的过程，

三个阶段1，燃料的化学能在锅炉中燃烧转变成热能，加热锅炉中的水，使之变为蒸汽（燃烧系统）2，锅炉中产生的蒸汽进入汽轮机，冲击汽轮机的转子旋转，将热能转变为机械能（汽水系统）3，由汽轮机的转子旋转的机械能带动发电机旋转，把机械能变为电能（电气系统）

4、热电厂，以热定电的运行方式。

抽水蓄能电厂在电力系统中的作用：调峰，填谷，事故备用，调频，黑启动，蓄能

汽轮发电机的特点：转速高，多采用隐极式，卧式，不能快速启动，只宜承担电力系统的基荷

水轮发电机的特点：转速低，极数多， 多采用凸极式转子，立式能快速启动易于承担峰荷

5、一次设备：通常把生产，变换，输送，分配和使用电能的设备，如发电机，变压器，断路器等称为一次设备。

1， 生产和转化电能的设备（发电机，变压器）

2， 接通和断开电路的开关电器（断路器，隔离开关，负荷开关，接触器，熔断器）

3， 限制故障电流和防御过电压的保护电器（电抗器和避雷器）

4， 载流导体

5， 互感器（电压互感器，电流互感器）

6， 无功补偿设备（并联电容器，串联电容器，并联电抗器）

7， 接地装置

6、二次设备：对一次设备和电力系统的运行状态进行测量，控制，监控，和起保护作用的设备，称为二次设备。（测量表计，继电保护，直流电源负荷，操作电器，信号设备及控制电缆）

7、发热对电气设备的影响：

1，使绝缘材料的绝缘性能下降

2，使金属材料的机械强度下降

3，使导体的接触部分的接触电阻增大

8、温度限制：导体正常最高温度一般不允许超过70℃

钢芯铝绞线及管型导线不允许超过80℃

导体表面镀锡不允许超过85℃

导体表面镀银不允许超过95℃

9、提高导体载流量的措施：

a) 减小导体的电阻（①最好采用电阻率低的材料②，减小接触电阻③，增加截面积 ）

b) 增加导体的换热面

c) 提高换热系数

10、长期发热，指正常工作时电流长期通过而引起的发热，长期发热的热量，一部分分散到空气中去，另一部分使导体的的温度升高 ，发热功率与散热功率相互平衡。

11、短时发热：指载流导体发生短路时，短路开始至短路切除这段时间内导体发热的现象，其特点：一短路电流很大，导体内产生的热量来不及向周围扩散，可以认为在短路电流持续的时间内所产生的热量全部用来提升导体的温度，是一个绝热的过程。

二短路时导体温度变化范围很大，它的电阻和电容不能再视为常数，应为温度的函数。

12、导体电动力的计算公式： =1.73×10-7 × ×ish2 × 其中 当三相平行时，中间相最大，短路后的0.01秒 达到最大值

电动力与（电流，导体形状，布置方式）有关------动稳定校验

13、电气主接线设计的基本要求：

1， 可靠性是主接线设计的首要要求

2， 灵活性（操作方便，调度方便，扩建方便）

3， 经济性（节省投资，占地面积小，电能损耗小）

14、断路器和隔离开关的区别：

1， 断路器具有开合电路的专用灭弧装置，可以开断和闭合负荷电流和开断短路电流。隔离开关没有灭弧装置，其开合电流能力极低，只能用作设备停运和退出工作时的断开电路，保证与带电部分隔离，起着隔离电压的作用。

2， 送电时先合隔离开关，再合断路器。停电时，先停断路器，再停隔离开关。

15、限制短路电流的措施：

（1）选择适当的主接线形式和运行方式

（2）加装限流电抗器

（3）采用低压绕组分裂绕组变压器

其中主接线及运行方式中包括

a，在发电厂中尽量选择单元接线的形式和运行方式

b，在降压变压所中，采用电压器低压侧分裂运行的方式

c，对具有双回路的用户，采用线路分开运行方式

d，对环形供电网络，在环网中穿越功率在低处开环运行

16、厂用电的类型：工作电源，备用电源，启动电源，事故保安电源

17、厂用电负荷分类：

Ⅰ类厂用负荷：短时停电会造成主辅设备损坏，危害人身安全，主机停止运行及出力下降的厂用负荷（给水泵，凝结水泵，循环水泵，引风机，送风机，给粉机以及水电厂的调速器，压油泵，润滑油泵）

Ⅱ类厂用负荷：允许短时停运，不至于造成生产紊乱，但长时间停电会损坏设备，影响机组的正常运行的厂用负荷（工业水泵，疏水泵，灰浆泵，输煤设备，化学水处理，以及水电厂中的大部分电动机）

Ⅲ类厂用负荷：较长时间停电不会直接影响生产，仅造成生产上不方便的厂用负荷。（实验室，汽配厂，油处理室）

OⅠ类厂用负荷：一般的电源切换系统已无法满足要求，所以专门用不停电电源供电。

OⅡ类厂用负荷：直流保安负荷 0Ⅲ类厂用负荷：交流保安负荷

18、厂用电自启动的概念：若电动机失去电压以后，不与厂用电源断开，在其转速未下降很多或尚未停转前，在很短的时间内，厂用母线电压又恢复正常则电动机自动化加速斌恢复到稳定状态，这一过程成为电动机的自启动。

19、保证电动机自启动的措施：

（1）限制参加自启动电动机的数量

（2）负载转矩为定值的重要电动机，因它只能在额定电压下启动，也不参加自启动，可采用低电压保护，和自动重合闸装置。

（3）对于重要的厂用机械设备，应选用较高启动转矩，和允许过载倍数较大的电动机与其配套。

（4）在不得已的情况下，或增大常用变压器的容量，或结合限制短路电流的的问题一起考虑时适当减少厂用变压器的阻抗值。

20、电气设备选择的一般条件：

1，按正常工作条件选择电气设备（1），额定电压，一般可按照电气设备的电压不低于装置地点电网电压（ ）（2），额定电流，长期允许电流不小于该回路在各种合理运行方式下的最大持续电流（ ）（3），环境条件对设备选择的影响（温度，风速，污秽，海拔高度，地震烈度，覆冰厚度等）

2、 按短路状态校验：（1）短路热稳定校验（2）电动力稳定校验

21母线选择的项目：（一）材料，截面形状，布置方式 （二）母线截面积的选择：（1）按最大持续工作电流，（2）按经济电流密度 （三）点晕电压校验 （四）热稳定校验 （五）动稳定校验

22、电弧的形成与熄灭：

电弧产生过程（1）强电场发射电子（2）热发射，在高温下产生热自由电子（3）碰撞游离形成电弧 （4）热游离维持电弧燃烧

23、灭弧方法：游离作用小于去游离作用，增强游离作用而削弱游离作用。

(1)增大近极电压降。

(2)增大弧柱电压的顺轴梯度。

(3)增大电弧长度。

(4)改善灭弧介质，增大弧隙间的电绝缘强度。

24、交流灭弧的条件：决定熄弧的根本因素是弧隙的介质强度恢复强度恢复过程和加在弧熄上的弧隙电压恢复过程。

25，交流电弧比直流电弧易于切断，阻性电弧比感性电弧易于切断，交流电弧的特点：（1）每周有两次过零，瞬间可以产生高恢复电压，（2）容易发生振荡现象，（3）电弧过零时，如果总有介质强度恢复过程高于弧隙电压恢复过程，则电弧熄灭，反之电弧复燃。

26、六氟化硫断路器的优点：1，开断能力强，全开短时间短，断口开距小，体积小，质量轻，维护工作量小，噪声低，寿命长。

缺点：结构复杂，金属消耗量较大，制造工艺，材料和密封要求高，价格昂贵在电弧作用下产生低氟化合物。

真空断路器的优缺点：真空断路器具有开断能力强，灭弧迅速，触头不易氧化，运行维护简单，灭弧室不用检修，结构简单，体积小，质量轻，噪声低，寿命长，无火灾核爆炸危险。缺点：制造工艺，材料和密封要求高，开断电流和断口电压不能做得很高。

27、互感器的作用：将一次回路的高电压，大电流变为二次回路的标记电压（100V, 100 ）小电流（5A，1A），这样使测量仪表，和保护电压线圈及其装置标准化和小型化，使二次回路采用低电压，小电流控制电缆，实现远方测量和控制。二次设备与高压部分隔离，且互感器二次均接地，保障了人身和设备的安全。使二次回路不受一次回路的限制，接线灵活，维护调试方便。

28，电流互感器的精度等级：在规定二次负荷变化范围内，一次电流为额定电流误差百分数。

稳态保护（P）：P,PR 暂态保护TP：TPX,TPY,TPZ

29、安全净距：是以保障不放电为条件下，该段电压所允许在空中的物体边缘最小的电气距离。

A1：带电部分对接地部分的之间的空间最小安全净距。

A2：不同相的带电部分之间的空间最小安全净距

30、屋内配电装置形式：单层式，二层式，三层式，其特点：（1）由于允许的安全净距小和可以分层布置而使占地面积小，（2）维修，巡视，操作在屋内进行，可以减轻工作量，不受气候影响（3）外界污秽空气对电器影响较小，可以减小工作量。（4）屋内建设投资较大，建设周期长，但可以采用价格较低型的屋内设备。

31、屋外配电装置形式：中型配电装置，高型配电装置，半高型配电装置，其特点：（1）土建工作较小费用较低，建设周期短（2）与屋内配电装置相比，扩建比较方便。（3）相邻设备之间距离较大，便于带电作业。（4）与屋内配电装置相比，占地面积较大。（5）受外界环境影响较大，设备故障运行条件差，需加强绝缘。（5）不良气候对设备维修和操作有影响。

按宏观角度，发电厂的控制方式分为：主控制方式和机炉电集中控制方式。

按微观角度，发电厂设备的控制方式分为：模拟信号测控方式和数字信号测控方式。

32、相对编号法：

33、对控制回路的一般要求，（断路器回路必须完整，可靠，）因此必须要满足以下的要求：

1， 断路器的合闸和跳闸回路是按短路时通电来设计的。

2， 断路器既能在远方由控制开关进行手动合闸和跳闸，又能在自动控制装置和继电保护作用下的自动合闸和跳闸。

3， 控制回路应具有反应断路器位置状态信号。

4， 具有防止断路器多次合，跳闸的“防跳”装置。

5， 对控制回路及其电源是否完好，应该进行监视。

6， 对于采用气压，液压，和弹簧操作的断路器，应有对压力是否正常，弹簧是否拉紧到位的监视回路和动作闭锁回路。

34、事故信号：如断路器发生事故跳闸时，立即用蜂鸣器发出较强的音响，通知运行人员进行处理，同时断路器的位置发出闪光。

预告信号：当运行设备出现危及安全运行的异常情况时，例如发电机过负荷，便发出一种有别于事故信号的音响———铃响。同时标有故障的光子牌也变亮。

涉网试验包括考核发电机组指标。需要将发电机并入电网进行试验，例如发电机进相试验等。

发电机试验是预防性试验，是电力设备运行与维护的一个重要环节，是保证电力系统安全运行的有效手段之一。预防发生事故或设备损坏以及安全运行的重要措施。

《建筑法》第五十九条规定：建筑施工企业必须按照工程设计要求、施工技术标准和合同的约定，对建筑材料、建筑构配件和设备进行检验，不合格的不得使用。

扩展资料：

安全注意事项：

（一） 所有试验人员应严格执行《安规》及现场有关安全规定，确保试验工作安全可靠地进行。

（二）  运行人员应在试验过程中，加强运行参数监视，保持机组负荷稳定，对参数的异常情况，应及时汇报，当有危及人身、设备安全的情况，可自行停止功能试验工作，防止事故发生。

（三）  巡检人员应在就地加强巡视，对就地设备的异常情况，应及时汇报，注意保证机组负荷稳定，防止事故发生。

（1）V2G概念电动汽车——电网互动技术(Vehicle to Grid，V2G)指以智能电网技术为支撑，电动汽车与电网之间通过双向通信，将处于停驶状态的电动汽车作为可移动的分布式储能单元，实现能量在电动汽车与电网之间双向流动(充、放电)。在电动汽车电池电量不足时，可作为电网的负荷从电网获取电能，在电动汽车电池电量充足且满足用户行驶需求时，电动汽车可作为电网的储能设备或备用电源将剩余可控电能反向输送到电网中，实现电动汽车与电网互动，提供相关调峰调频、黑启动等辅助服务。 V2G 技术是智能电网技术的重要组成部分，可以实现电动汽车与电网间的能量双向、可控和实时运动。电动汽车充放电控制装置需要满足电动汽车和电网的信息交互功能，对交换能量、电网运行状态、电价信号、车辆信息、电池状态、费用等信息在两者间进行传递。因此，V2G 技术是融合了电力电子技术、通信技术、调度和计量技术、需求侧管理等的高端综合应用，V2G 技术的实现将使电网技术向更加智能化的方向发展。

（2）未来规模化的电动汽车充电将给电网的运行带来深远的影响和挑战,新能源接入、电力系统安全经济运行与电动汽车充放电三者之间的相互作用和关系,是新能源电网和电动汽车发展面临的重要问题。为了适应智能电网的要求，提高电网、电动汽车入网运行管理水平，需要构建全面的、协调的、可操作的电动汽车入网调控体系。由于电动汽车具有储存电能的能力，在系统负荷低谷或电价低廉时段电动汽车可以进行充电，在系统负荷高峰或电价较高时段则可以通过充放电装置对电网进行放电，从而达到削峰填谷的作用。电动汽车电池充放电方式的转换速度极快，可以有效平抑由分布式发电单元出力所引发的功率波动以及电压偏移等问题。（3）目前的研究大体有以下几个方面：a: 研究大量电动汽车广泛入网对电力系统安全稳定运行的影响b:建立电动汽车充放电行为的数学模型，提出电动汽车充放电最优调度方案，发展快速有效的计算方法实现电力系统对电动汽车充放电的协调有序控制c:提出电动汽车大规模应用在 交通领域、电力领域和环保领域的经济效益计算模型，评估电动汽车行业的经济价值，为电动汽车的进一步推广应用提供参考。