水利水电工程 初步设计阶段

抽水蓄能电站动能大纲范本

水利水电勘测设计标准化信息网

1997年8月

     水电站技术设计阶段

抽水蓄能电站动能大纲

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        勘测设计研究院

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目    次

1.引  言    4

2.设计依据文件、规范和要求     4 

3.基本资料     5

4.主要设计内容和方案比较与选择    8

5.供电地区经济与能源    9

6.水利动能计算    11

7.装机容量选择    14

8.机组机型选择    16

9.输水系统条数及断面尺寸选择    16

10.确定电站及水库运行方式    17

11.效益计算    18

12.应提供的设计成果    18

1  引  言

1.1  工程概况

提示：(1)说明本工程地理位置，所属河流，社会经济概况及工程区自然条件；

(2)工程所在河流(或河段)上、下游水利水电工程现状及规划，与本工程建设的关系以及综合利用要求；

确定抽水蓄能电站的任务、规模及其特征值，拟定抽水蓄能电站运行方式，阐明抽水蓄能电站经济合理性及工程效益。

提示：(1)根据地区国民经济发展与电网运行要求，按合理利用能源资源及保证工程安全运行的原则，结合需要与可能以及从技术经济等方面进行综合分析；

(2)水利动能设计必须重视水文、气象、泥沙、地形、地质、电网电源与负荷特性以及有关社会经济等方面的基本资料。基本资料的精度应满足设计要求。方案比较时计算精度应一致；

2.1  设计依据文件

2.1.1  有关本工程的设计文件

(1)  规划选点报告；

(2)  站址方案选择报告；

(3)  预可行性研究报告；

(4)  设计阶段审查、审批意见书；

(5)  本阶段设计任务书。

2.1.2  其他有关文件

(1)  有关水利水电工程已建及拟建项目的运行及设计文件；

(2)  电网规划报告及其对本工程的要求；

(3)  与本工程有关的函文及其附件；

(4)  与有关单位、部门的协议文件。

2.2  主要规程规范

(1)  GB 50201-94    防洪标准

(2)  SDJ 12-78    水利水电工程等级划分及设计标准(山区、丘陵区部分)(试行)及其补充规定；

(3)  SL 26-91    水利水电工程技术术语标准；

(4)      水电工程预可行性研究报告编制暂行规定    (试行)；

(5)  DL 5020-93    水利水电工程可行性研究报告编制规程；

(6)  DL 5021-93    水利水电工程初步设计报告编制规程；

(7)  SL44-93    水利水电工程设计洪水计算规范；

(8)  DL/T 5015-1996    水利水电工程动能设计规范；

(9)  DL/T 50-1996    水电工程水库淹没处理规划设计；

(10)  计投资[1993]530号    建设项目经济评价方法与参数(第二版)；

(11)    水电建设项目经济评价实施细则；

    (注：其中财务评价部分停止使用)

(12)    水电建设项目财务评价暂行规定(试行)；

(13)  SL 72-94    水利建设项目经济评价规范。

2.3  设计要求

(1)  符合国家方针及有关规程规范，遵守与执行所在地区有关规定；

(2)  依据审查意见及建设单位意见，进一步分析论证，提出可信的设计成果，并满足设计深度要求；

(3)  重视对基本资料的收集与整理，经分析论证，合理选用；

(4)  结合工程特点，学习国外建设抽水蓄能电站的经验，运用新技术、新方法，重视设计质量，提高设计水平；

(5)  计算数据无误，成果可靠，报告编写层次分明、条理清楚、技术用语及计量单位准确、论证充分、重点突出、结论正确；

(6)  设计说明系统、完整，报告附件、附图、附表的编制与绘制无误。

3.  基本资料

3.1  地区经济资料

(1)  地区经济现状及远景发展规划；

(2)  地区水利水电工程现状及河流(或河段)综合利用要求与规划、水电规划以及与本电站的关系和要求等。

3.2  电网资料

3.2.1  电网现状

(1)  电网供发电负荷及其特性；

(2)  电源构成(水电、火电各类电站机组机型、单机容量)；

(3)  调峰措施及调峰途径；

(4)  电网现状网络结构；

(5)  运行中存在的问题。

3.2.2  电网发展规划

(1)  电网负荷预测、电源建设(水、火电装机容量及装机顺序)；

(2)  电力电量平衡及调峰容量平衡；

(3)  设计水平年各月最大负荷及平均负荷曲线；

(4)  逐月典型日负荷曲线；

(5)  水、火电站运行特性及其年运行费率、厂用电率；

(6)  线损率；

(7)  火电机组最小技术出力，不同出力单位电度煤耗率等。

3.2.3  替代电站，包括燃汽轮机及燃煤火电机组等，主要指标：

(1)  建设工期；

(2)  电站投资；

(3)  运行费率；

(4)  燃料价格；

(5)  煤耗特性曲线。

3.2.4  抽水电源安排及其技术经济指标

3.3  上、下水库所在河流水文资料

3.3.1  气象资料

(1)  气温资料

(2)  风向及风速资料；

(3)  水面蒸发资料；

(4)  结冰期及冰冻厚度资料。

3.3.2  径流资料

(1)  历年逐月径流系列及其特征值；

(2)  丰、平、枯水年代表年径流过程或代表时段等径流资料；

(3)  径流调节资料。

3.3.3  洪水资料

(1)  设计洪水特征值；

(2)  不同频率洪水过程线；

(3)  泄洪方式及水库防洪运用要求。

3.3.4  河道输沙量、含沙量及水库泥沙淤积资料以及水库回水曲线等

3.3.5  坝址下游水位流量关系曲线

3.4  综合利用资料

已建水电站运行资料及已建水库综合利用供水、用水资料等。

3.5  工程区地形地质资料

3.5.1  地形资料

(1)  工程所在地区(省、地、县)行政图、交通图；

(2)  河流(河段)纵横剖面图；

(3)  工程区地形图(比例尺：1/5万、1/1万及1/5000等)、库区地形图(比例尺1/50001/1000)。

提示：(1)属于峡谷河道水库时，应取大比例尺测图(1/1000)；

(2)水库区处在宽浅河段时，应取略小比例尺测图(1/20001/5000)；

(1)  工程区范围地质资料；

(2)  水文地质资料；

(3)  矿产资源调查统计资料。

3.6  有关专业应提供的资料

3.6.2  水库资料

(1)  水库各特征水位(含方案选择阶段)；

(2)  淹没对象、实物指标及费用；

(3)  水库淹没处理措施；

(4)  工程永久占地。

3.6.3  环评专业

(1)  水库环境影响调查、预测资料；

(2)  环境保护费用；

(3)  环评结论意见。

3.6.4  勘测专业

(1)  有关地质测绘成果；

(2)  库区渗漏成果；

(3)  库区等范围地形测量成果。

3.6.5  水工专业

(1)  特征水位比较方案工程量及投资；

(2)  装机容量比较方案工程量及投资；

(3)  输水系统方案选择等工程布置；

(4)  各建筑物主要指标及工程量；

(5)  泄洪建筑物泄流曲线；

(6)  输水系统(抽、发工况)水头损失曲线。

3.6.6  机电专业

(1)  机组机型方案主要指标；

(2)  机组(抽、发工况)特性曲线；

(3)  安装高程；

(4)  各方案机电设备、金属结构及输变电投资等。

3.6.7  施工专业

(1)  电站施工条件；

(2)  材料用量；

(3)  施工进度安排等。

3.6.8  概算专业

(1)  各有关方案选择；

(2)  选定方案的工程投资；

(3)  分年度(安装工程、设备项目)投资。

4.  主要设计内容和方案比较与选择

4.1  内  容

4.1.1  论证供电范围、确定电站设计水平年、比较与选择电站规模及其特征值。制定水库与电站的运行方式、阐明工程效益。

4.1.2  选择上、下水库库容，确定特征水位；选择机组机型及输水系统条数、断面尺寸。

4.1.3  论证抽水蓄能电站在电网中的作用，改善电网运行条件，节省燃料及费用等效益；论证建设的必要性及可行性。

4.2  方案比较与选择

提示：动能设计涉及有关因素较多，对外涉及自然与社会等条件、国民经济等部门

要求，特别是供、用电部门；对内涉及到有关专业。因此，电站规模及主

要特征值的确定必须在有关专业配合下，采取多方案经技术经济比较综合

分析予以选择。

(1)方案比较是选择电站规模的必要手段。对主要指标，应根据实际情况拟

定方案，进行经济计算，结合其他因素，详加比较与论证，做出抉择；

 (2)经济计算结果是方案比较与选择的主要依据。不同方案比较原则上应与

国民经济评价结合进行，在不与国民经济评价结果矛盾的条件下，也可

通过财务评价结果确定；

(3)方案选择可按各方案的全部因素计算其经济效益和费用，进行对比;

也可选择其中主要影响因素，计算工程相对经济效益和费用，进行局部

的对比。全因素对比采用差额投资内部收益率法、净现值法、年值法或净

现值法；以主要因素对比，可采用最小费用法；

(4)抽水蓄能电站的敏感性分析以及国民经济评价、财务评价等，参照《初

5.1  经济概况

通过调查了解本工程供电地区的经济状况，人口、土地、矿产、能源等，工农业、交通运输的现状与发展计划，能源开发和供求现状，以及对兴建本工程的要求。

5.2  电力发展

根据电力供应现状和发展规划，以电源构成、负荷特性、分析确定本电站在电网中的任务与作用。论证供电范围、设计水平年等。

5.3  确定供电范围

根据国家能源、电力及调峰需求与可能，与有关单位协同确定供电范围。

提示：(1)抽水蓄能电站应首先满足负荷中心地区的需要，其次通过网络联系解决网

内负荷调峰要求；

(2)当扩大供电范围或跨电网长距离输送调峰容量，需结合网络建设潮流及线

损增加等详加分析与论证，据以说明其合理性与经济性；

(3)抽水蓄能电站距负荷中心及距抽水电源，分别在100km150km及150 km

200km以内为宜；

(4)当电站规模较大，且建设条件优越时，除为本供电范围提供调峰容量外，

可研究外送的经济合理性，若输送距离过长，必须进一步详加论证，并与

提示：(1)设计水平年是指设计抽水蓄能电站能达到设计值的年份。与常规水电站设

计相同，一般可按第一台机组投产运行后的5年10年选取。所选取的

设计水平年应尽可能与国民经济五年计划年份相一致；

(2)当具备有开发较大规模电站的条件时，除满足上述(1)调峰要求外，当增

加第二个设计水平年时，还需作综合分析和论证；

(3)电站规模大于负荷(设计水平年时)要求而增设第二个设计水平年时，要

结合增加投资与所增加的效益等方面进行论证；也可研究预留机组或分

提示：(1)在设计水平年内参与电网运行的水电站，一般选取丰、平、枯三个代表年

进行电力电量平衡和调峰容量平衡；

(2)丰水年指年保证率为1020；平水年为4550；枯水年可选取与

电网规划综合供电保证率相一致的保证率，其值应在95以上；

(3)调节性能较高的水电站，经水库调节后，确定各代表年逐月出力；对于

提示：(1)可根据供电地区各行业用电特性、发展速度及水平以及电力发展规划，

与所在电网的电力局(电管局)共同确定各水平年最高负荷及其特性、逐

月最高及平均负荷以及逐月典型日负荷曲线和负荷特性。对于预测的负

荷值要考虑一定的变化范围；

(2)设计水平年负荷水平及其特性是确定电站规模主要依据之一，负荷预测

的准确程度将对电站规模等有重大影响。为此，应有预测方案及其相应

值，当有多个负荷预测方案成果时，基本方案应采用电网最可能实现的

6.1  水利计算

6.1.1  抽水蓄能电站水利计算

(1)  上、下水库所在河流(河段)径流特性分析；

(2)  水库调节性能确定；

(3)  径流调节计算(包括日调节发电、抽水工况)；

(4)  洪水调节计算等。

提示：水利计算以及涉及到有关综合利用水库水利计算细节，可参考《水力发电工程

依据本电站规模及其在电网中的重要性，参照《水利水电工程动能设计规范》确定抽水蓄能电站设计保证率。在电网中承担主要调峰任务的大型抽水蓄能电站，设计保证率一般为8090。

提示：(1)抽水蓄能电站的水库(上库或下库)水源应有保证、经调节计算应能满足水位

变化要求，上、下水库水位变化应能够满足电站水头变化(合理确定额定水

头)时，电站运行的保证程度较高；

(2)当利用已建水库(水位变幅较大)作为抽水蓄能电站的上水库(或下水库)，应

研究分析最小水头出现机率(即水头保证率)；

(3)当利用已建综合利用水库作为电站水库之一且水库水位变化比较大时，需

根据电网日、周、季负荷变化，结构电源构成和各类电站运行条件(或调荷过程及程度)以及电网对本电站的运行要求。研究本电站调峰时段和调峰周期，据以确定水库调节性能。

提示：(1)火主电网，水电资源缺乏，调峰措施差，每日内出现较多的剩余电量，抽水

蓄能电站以解决日调峰、填谷为主，确定日调节水库，及其电站的日调峰

小时数；

(2)火主电网，当周内负荷变化较大，除满足日调峰要求外，有条件时，应研

究周内调峰问题，据以确定水库周调节性能；

(3)水主电网且水库调节性能差，或多为径流式水电站，在地形条件较好时，

应研究兴建季调峰要求的抽水蓄能电站，与水电互补运行，并论证其经济

提示：(1)水库特征水位的确定应考虑所在河流输沙措施及其淤积对电站运行的影响；

对淤积严重的水库，除研究可行的排沙措施外，有条件时应考虑采用河

段内封闭型水库，可在库外或岸边设置输沙工程；水库调节应满足电站

运行要求，水源不足时应采取补水或充水措施，以满足水库蓄水及蒸发

渗漏损失为下限；

(2)做好水源条件的分析与论证；

(3)增加排沙、输沙措施以及补水措施，其工程量费用及其设备应列入电站

建设项目中，应在经济分析评价中予以反映；

(4)利用已建综合利用水库作为抽水蓄能电站的上或下水库时，应分摊原水

库工程的资产现值；分析对原水库任务及效益的影响程度，必要时需增

加库容调整水位予以解决，所增加的工程费用列入电站工程费用中；

 (5)当水库库容受地形条件(不宜增加工作深度时)，可研究通过库区开

挖(工作深度范围内)增加调节库容，开挖料可用作建坝材料，并减少外运

6.4.1  发电工况的特征水头

(1)  最大水头；

(2)  最小水头；

(3)  设计(额定)水头。

提示：(1) 最大、最小水头分别由上水库的正常蓄水位、下水库的死水位及上水库的

死水位、下水库的正常蓄水位之差，并减去相应的水头损失所确定，并据

以确定电站发电工况水泵水轮机对运行水头变化的适应性；设计水头(额定

水头)是确定水轮机最优运行工况及电站最大引用流量、选择水轮机诸参数

主要依据之一；

(2) 为适应水轮机工况的工作范围，对于混流式水泵水轮机，最大扬程与最

小水头之比以不超过1.2为宜，最不利的不能超过1.4，否则将影响机组运

行工况和降低电站经济效益；

(3) 设计水头的确定，应在方案比较的基础上，结合本电站的工作位置、负荷

提示：(1)在水泵水轮机抽水工况工作范围的上、下限分别以最大、最小扬程示出，

它是确定水泵运行参数的依据之一；

(2) 6.4.16.4.2所列水头、扬程，均指电站全机组满出力及入力运行时抽水蓄

能电站的水头与扬程(当以单机满出力及入力标出时应注明)；

(3) 电站最大、最小毛水头，分别为最大、最小毛扬程，分别计入抽水时相应

流量的输水系统阻力升高后，即为最大、最小净扬程，简称最大、最小扬

提示：抽水蓄能电站装机规模与所处地形地势(电站水头)和引用流量有关，发

(1)  死库容；

(2)  调节库容；

(3)  调洪库容(必要时)；

(4)  总库容。

提示：(1) 调节库容由发电库容和紧急事故备用库容组成；

(2) 当水源来自下水库，在一般情况下应尽量减少上水库的死库容以减少工程

量和投资；

(3) 当上(或下)水库处在多沙河流时，在考虑泥沙淤积情况下，研究减少死库

容的可能性；

(4) 当水库淤积和负荷水平年的负荷等方面难以确切计算和变化时，在确定调

节库容时应留有余地；

(5) 发电库容以电站调峰需要水量，并与电站装机容量选择同时确定；

(6) 分析电网出现事故时间的长短确定紧急事故备用库容，鉴于抽水蓄能电站

上或下水库容积相对较小，无条件预留较多的备用库容以及备用机组，一

般以电站运行的0.5h1.0h确定(日调节时)，对于周、季调节性能的水库，

(1)  上、下水库死水位；

提示：(1) 在满足泥沙淤积及电站进出水口布置的情况下，应尽量降低死水位(含死

库容)。依据电站发电的水量和备用水量初步确定调节库容及其相应的正

常蓄水位。据以确定电站的最大、最小毛水头；

(2) 上下水库水位变幅之和谓最大工作深度，是最大与最小水头变化范围，

当最大工作深度超过水泵水轮机正常运行水头变化范围时，需进一步调

整上、下水库的水位：上水库工作深度大于下水库工作深度，须研究抬

高上水库死水位和正常蓄水位，或死水位不变化时，以增加库区开挖量、

降低正常蓄水位，以满足电站对库容和工作深度的要求；但需综合分析

进行论证；

(3)当利用已建水库时，因水库淤积影响电站进出水口布置，须研究增

设排沙设施或抬高死水位，经方案比较后，与有关单位协商确定。

(4) 水库泥沙淤积计算可参考《抽水蓄能电站泥沙冲淤计算大纲范本

提示：(1) 选择水库正常蓄水位时，需进行回水计算，结合地形地质条件及社会经济

条件以及电站装机容量选择等，经综合分析论证后选定；

(2) 在多泥沙河流建库必须重视泥沙淤积对正常蓄水位选择的影响以及对水泵

(4)  校核洪水位(必要时)；

(5)  发电保证水位(有综合利用任务的水库)。

7  装机容量选择

7.1  电力、调峰容量平衡

提示：根据电网调峰需要和工程建设的可能情况，对设计水平年负荷发展和电源构

成进行电网的电力及调峰容量平衡(考虑其他类型电站和机组的可调能力)，

提示：(1) 最大发电负荷为电网用电最大负荷与各电厂厂用电及电网线损功率之和；

(2) 备用容量包括负荷备用、事故备用、检修备用等，一般取最大发电负荷

的2025。其中，负荷备用为25，事故备用为810，检修备

提示：电网中各类电站的机组技术最小出力之和应满足发电最小负荷的要求(要考虑

最小负荷的波动和变化情况)，以使调峰能力(容量)得以平衡。当发电最小出力

大于最小负荷时，需增加调负荷幅度大的机组，

即增建抽水蓄能电站予以满足调峰需要。据以初步确定抽水蓄能电站需要的装

机容量。

(1) 各类电站机组的最小技术出力(供参考)如下：

  1) 普通火电机组：为额定出力的7075；

  2) 可调火电机组：占额定出力的5060；

  3) 供热式机组：满足供热运行，不考虑调峰；

  4) 核电机组：机组出力宜稳定运行，无调整负荷能力；

  5) 水电机组：为可调式机组，可即时停止担荷，当径流式水电站或有综合

   利用供水的水电站，其最小出力由最小供水的发电流量确定；

  6) 抽水蓄能机组：发电与水电机组相同，在负荷低谷时，作为用电户，

    吸收电网剩余电量抽水，以提高火电机组运行效益，节约煤耗，

    提高电网安全稳定供电程度。

(2) 初定抽水蓄能电站装机容量依据电力及调峰容量平衡式进行：

提示：装机容量方案除包括上一设计阶段选定方案和本阶段的基本方案外，依据负荷

及电源等情况，经综合分析，共拟定34个方案，以同等工作深度，进行工程

布置建筑物设计和机电设备选择等，提出各方案的动能指标，以及输水系统各

建筑物规模、尺寸、工程量，依据施工条件

抽水蓄能电站是电网电源建设的重要组成部分，其主要任务是承担电网调峰与填谷，并有调频、调相、事故备用等功能。依据设计水平年负荷及其特性和各类电站诸机组运行特性(包括已建及拟建的水火电站)，根据电力、电量平衡及调峰容量平衡，计算各装机容量方案的容量、电量、调峰、填谷以及节煤等效益，从电网整体出发，以总费用现值或年费用最小为准则，通过经济分析和综合比较选定电站装机容量。

提示：(1) 电站所在电网为纯火电电网时，仅考虑抽水蓄能电站与火电站共同配合运

行，进行电力、电量及调峰容量平衡运行要求；

(2) 所在电网有已建或拟建水电站时，考虑各水电站的调节性能，调荷能力，

依据其丰、平、枯水年各月工作出力，计入三个代表年的水电出力，进

行电力、电量及调峰容量平衡，平衡中以枯水年的成果为主；

(3) 在电网内，当水电占有一定比例时，分别以枯水年、平水年分析抽水蓄能

电站的容量效益和电量效益；

(4) 所在电网内当再生能源所占比重较大，确定电站装机容量时要充分研究各

8.1  机组台数选择

提示：在装机容量已定情况下，拟定机组台数方案应考虑电网运行的灵活方便、厂家

制造能力、机组造价和厂房工程、投资等，经方案比较选定电站机组台数。

提示：(1)电站水头在200m700m范围内，宜选用单级混流可逆式机型，即水泵—水

轮机和电动机—发电机，承担抽水与发电两种运行工况(水头超过700m可

选用多级可逆式水泵水轮机)。提出两种运行工况下主要参数及特性曲线；

(2) 当套用现有机组机型时，虽然可以节省投资，但机组参数及特性应符合本

9.1  输水系统条数选择

提示：(1)电站输水系统承担双向水流条件。一般由引水隧洞(低压段)、高压管道(高压

段)及尾水洞三部分组成。输水系统条数选择取决于地质条件、电站引用流

量及电站运行的要求等。当引用流量较少，从减少抽、发工况的水力损失

考虑，引水隧洞及高压管道选择一条为宜；

(2)电站规模较大，且引用流量也大时，选择一条又超过了地质条件的承受能

力，引水隧洞可取两条，而高压管道可在24条中经技术经济比较和运行

提示：抽水蓄能电站输水系统(引水隧洞及高压管道)直径由发电流量确定。应拟定

提示：(1)初步确定高压管道直径，选择引水隧洞直径。组成23个方案计算：

  1) 各方案发电工况的水头损失、出力损失、电量损失及抽水工况的阻力增加，

   功率增加及耗电量增加；

  2) 计算各方案工程量及投资；

  3) 以总费用现值最小为原则选定引水隧洞直径。

(2)当电站采用两条引水隧洞及高压管道时，每条承担总发电量的一半计算；

(3)当高压管道围岩条件较好或采用钢衬时，可采用较大的流速，初定时一般

由选定的引水隧洞直径，在经济流速范围内拟定不同高压管道直径组成23个方案，经动能经济比较选定高压管道直径。

提示：(1) 电站地下厂房为首部或中部布置而尾水洞较长时，断面尺寸选择可参照引水

隧洞直径选择原则进行；

(2) 电站地下厂房为尾部布置且为一机一洞(尾水洞)时，断面尺寸由有关专业确

9.6  绘制水头(阻力)损失曲线

依据水泵水轮机两种工况的特性曲线，以及选定的输水系统条数及直径，绘制水头(阻力)损失曲线，对发电水头、流量及抽水扬程、流量进行核定。

10  确定电站及水库运行方式

10.1  电站运行方式：依据设计水平年负荷及其负荷曲线，进行逐月电力、电量及调峰能力平衡，确定其工作位置，运行过程，绘制逐月典型日运行方式图。

10.2  水库运行方式，根据电站任务和运行方式，对典型日(周和季)进行水库调节计算(包括发电与抽水两种工况)，进行水库水量平衡，并阐述水库水位日(周和季)变化过程。

提示：有综合利用要求的水库，根据水库任务的主与次，以及各部门的要求进行水库运

11.1  抽水蓄能电站的效益在电网运行中的体现

包括：(1)  电站的容量效益；

(2)  节煤效益；

(3)  动态效益等。

11.2  容量效益

电站装机容量确定后，从电网整体出发，以有该抽水蓄能电站为设计方案和以无抽水蓄能电站为替代方案，按同等满足电网运行要求，进行电力、电量及调峰能力平衡。替代方案与设计方案的投资差，即所节省的电力投资即为本抽水蓄能电站的容量(包括电量节省)效益，阐明建设本抽水蓄能电站的经济合理性。

提示：为使调峰能力得以平衡，替代方案宜选择火电机组调荷范围较大者，即应以选用

     调峰火电机组与常规火电机组相配合，经电力电量与调峰能力平衡，分别确定两种

以“11.2”中两种方案进行耗煤量计算；替代方案与设计方案总耗煤量的差值，为抽水蓄能电站投入运行后的年节煤效益。

提示：(1) 动态效益是指除能准确地以数量表示的效益(静态)外，抽水蓄能电站尚有启停

快、迅速跟踪负荷变化的优点，对电网尚具有调频、调相、旋转备用、负荷

调整、提高供电可靠性以及快速爬坡等功能。这些功能统称为动态效益，是

抽水蓄能电站总效益中的重要的一部分；

(2)抽水蓄能电站虽不增加发电量，但它具有多种潜在的效益，计算中应多作分

  析，但要防止重复计算。潜在效益，目前难以计算，可结合调度现状，投入

12.1  抽水蓄能电站动能设计报告

12.2  抽水蓄能电站方案比较、方案选择等专题的计算说明书

12.3  抽水蓄能电站动能指标

抽水蓄能电站动能指标见表1。

表1   中心抽水蓄能电站动能指标表

(1)  抽水蓄能电站地理位置图(含现状及规划水利水电工程位置)

(2)  电网地理接线图(含现状电站及拟建电站位置)

(3)  典型年来水、用水过程线(有综合利用要求时)及水量平衡图

(4)  上下水库面积、库容曲线(包括天然状态开挖成库，以及泥沙淤积等)

(5)  上下水库所在河段纵剖面图及回水曲线(必要时)

(6)  上下水库相对位置示意图

(7)  设计水平年逐月最大、平均负荷图、各月典型日负荷曲线。以及典型周负荷曲线(必要时)

(8)  火电站各类机组额定出力及不同出力煤耗曲线

(9)  设计水平年电力、电量及调峰容量平衡图、典型日调峰容量平衡图

(10)  水泵水轮机特性曲线及机组(台数)运转特性曲线

(11)  输水系统发电工况水头损失曲线及抽水工况阻力增加曲线(包括不同机组不同出力运行时)。

12.5  附  表

(1)  火电站装机容量及机组型式台数特性表

(2)  水电站装机容量及机组特性表

(3)  水电站丰、平、枯水年各月工作出力表(已建及拟建)

(4)  抽水蓄能电站装机容量选择各方案主要动能指标比较表

(5)  抽水蓄能电站选定装机容量(设计方案)与替代电站(替代方案)调峰容量平衡表

(6)  抽水蓄能电站输水系统条数、各洞径选择方案、比较表

12.6  抽水蓄能电站动能设计中有关专题研究报告下载本文