【科研】抽水蓄能(一)

【科普】抽水蓄能(上) 图片配文:城镇用电相对集中,相对起伏也较大。特别到冬季,照明、取暖用电叠加到工业用电等,所以晚上18点左右会出现较大的用电高峰。

负荷有峰有谷

我们都知道,很多用电设备是开开停停的,家里的电器是这样,工厂里的车床、电动吊车等也是这样,不过这些用电器不是同时开停,单机用电量也不是很大,对电网不会有很大影响。但有时用电量会有较大起伏,特别是突然变化,如突发事件或事故,则会给电网造成很大的冲击。即使是一般性起伏,电网也必须积极应对,才能保证用电的平稳与安全。

周期性用电起伏是多样性的,有的周期长,有的周期短。比如有些行业是季节性生产,像茶厂和糖厂等就是这样,开工时需要大量电力,季节过了就几乎不再需要电力。再比如,大多数单位是白天工作,用电较多,晚上休息,用电较少;而冬季和夏季由于供热设备和制冷设备的使用,用电需求有明显增加,春季和秋季由于温度适中,人们无需借助电力设备来进行温度调节,用电需求就相对减小……除了固定的周期性起伏,还有很多非固定的用电需求变化。

为了更明确地表示用电需求随时间的变化过程,一般将负荷和时间作为变量编制一条负荷曲线,根据时间段的取值不同可以分为日负荷曲线、周负荷曲线和年负荷曲线等。从负荷曲线上看,无论是年负荷曲线、周负荷曲线,还是日负荷曲线,均不是一条平稳的直线,而是随时间变化的,有高值有低值,通常我们将高值附近凸出部位称为“高峰”,将低值附近的凹陷部位称为“低谷”。以京津及冀北电网为例,一年内一般可出现夏季和冬季两个高峰。夏季高峰在78月,主要是因为夏季气温比较高,空调用电量增加;冬季高峰主要出现在12月份,主要是因为12月天气寒冷,供暖用电增加,再加上有些单位年底为了完成当年生产任务,工业生产的用电量也有增加,加大了冬季的用电峰值。用电低谷大多出现在45月份,主要原因是天气逐渐变暖,居民的供热用电和空调用电等需求量很小。一天之内,也会出现高峰、低谷,最大值一般出现在用电集中的早高峰(如京津及冀北电网夏季上午11点左右负荷最大)或晚高峰(冬季18点左右负荷最大),最小值一般出现在用电较少的夜间45点左右。

电力系统最大负荷和最小负荷之间的差值叫峰谷差。导致峰谷差的主要因素有用电负荷的组成、季节的变化和节假日等,不同类型电网(城市电网或农村电网,省级电网或区域电网)的峰谷差的大小均有所不同。例如,上海某年一个典型的日最大负荷为2080万千瓦,最小负荷为1240万千瓦,峰谷差为840万千瓦,占最大负荷的比重为40%;福建省相应的典型日最大负荷为2400万千瓦,最小负荷为1600万千瓦,峰谷差为800万千瓦,占最大负荷的比重为33%

发电能力根据尖峰负荷设计

电能生产的数量是由国民经济各部门及人民生活的用电需求决定,用电需求少,电量生产就少;用电需求多,就要多发电。要保证用电需求,就要有相应的电的生产能力,也就是发电能力。这个能力一般为用电需求的高限,只有这样才能保证最大需求时有电可供。

从整个电网来看,发电能力也就是全网的装机容量。截至2014年末,我国的总发电能力,也就是总装机容量为136019万千瓦(其中,水电30183万千瓦,火电91569万千瓦,核电1988万千瓦,风电9581万千瓦,以及光伏等其他电源2000多万千瓦),达到了较高的水平。从用电负荷曲线图中可以看到,日负荷有尖峰负荷,每周有尖峰负荷,每年也有尖峰负荷。为满足尖峰负荷的需求,发电能力设计要满足年尖峰负荷时的需要。这样,在非尖峰负荷时段,就要限制电力的生产。如果发电能力不足,在尖峰负荷时段局部地区就要拉闸限电。我国经济快速发展初期,常常因电力不足而局部拉闸限电。近年来电力有了较快的发展,网间联系加强,基本不再有拉闸限电的情况。

1.3 新能源对电网的挑战

用电起伏对电网有一定影响,发电能源的性质对电网的供电质量也有影响。我国主要电力来源于火电和水电,火电的发电量取决于煤炭的供应,充足时其发电量几乎不受其他条件的影响。而水电不同程度受到丰水和枯水变化的影响。我国的火电主要是煤电,且总量巨大,空气污染和温室气体排放是必须要面对的问题。

为了承担与经济发展相适应的社会责任,我国提出了自己的减排目标,一是到2020年非化石能源在能源消费中的比重达到15%,二是2020年的单位GDP二氧化碳排放量比2005年减少40%45%。为此我国加大了发展可再生能源的力度,特别是在风电和太阳能发电方面,近几年发展速度较快。风能、太阳能受自然因素的影响比较大,是随机性、间歇性的能源,因此,风电场、光伏电站的发电稳定性和连续性较差。这样的新能源接入电力系统后,会对电力系统的稳定、安全、经济运行产生较大的影响。

风电是间歇式能源

我国地域辽阔,海岸线长,风能资源是比较丰富的。据国家气象局估算,风能资源的总储量为32.26亿千瓦,陆上可开发风能资源约为2.53亿千瓦,近海可开发利用的风能资源约为7.5亿千瓦。其分布也具有明显的地域性,主要集中在西北、华北、东北的北部、东北的东部和东南沿海及岛屿这几大地带。目前我国规划有八大千万千瓦级风电基地,分别是甘肃酒泉、新疆哈密、内蒙古西部、内蒙古东部、河北、吉林、江苏沿海地区、山东沿海地区风电基地。

风,是一种自然现象,受地形和空气状态的影响较大,每时每刻每秒的风速均不相同。而利用风力来发电,必然受自然因素的影响,目前还不能对其出力(发电能力)进行安排和控制,其出力的大小取决于天然风速。风电并网需要电网有强大的调峰功能

虽然我国风能资源非常丰富,但是风能的间歇性、随机性和不可控性给风电的开发、利用,尤其是并网带来了很大的困难。

大中型风力发电厂(5万千瓦及以上)一般需要直接接入输电网,但由于风电的出力过程一直处于不稳定的状态,风电场的功率波动会给当地电网的稳定运行造成一定的影响,使电力系统的电压波动,灯光会产生闪烁。尤其是当电力系统中风电的比重比较大的时候,电网的调频、调峰压力剧增,频繁波动的风电出力将会对局部电网产生比较大的冲击,容易引发电网的供电事故,严重时会发生溃网,造成大面积停电。

风电场的输出特性往往与电力系统的用电需求有着很大的差别,大多数情况,傍晚时分风速较小,相应的风电出力也比较小,然而此刻是电网的用电需求高峰;而当凌晨风速较大,风电可以多发的时候,正是电网用电需求最少的时候。因此,风力发电不仅稳定性和连续性较差,且出力过程与电力系统负荷变化存在时间差,这使风电在电力系统中不具备任何“容量价值”,而且给电力系统实时平衡、保持电网安全稳定运行带来巨大挑战

1.4 怎样保证电网安全稳定运行?

从前面的介绍中我们知道,接入电网的电源多种多样,用电对象的用电量需求随时间反复变化(尖峰、低谷)。面对如此多的因素,电网怎样保证用电需求和电力生产之间的匹配,又如何保障安全可靠的运行呢?

电网中可用的调峰电源

我国目前主要的发电电源包括火电(含燃煤火电、热电、燃气轮机发电)、水电(含常规水电、蓄能电站)、核电、新能源电源(包括风电、光伏发电等),能担任电力系统调峰的电源仅有燃煤火电、燃气轮机发电和水电(包括蓄能电站)等。从安全性考虑,核电一般不承担电网的调峰,仅承担基荷用电需求;供热机组在冬季有供热任务,也基本不承担电网的调峰;新能源电源由于其间歇性、随机性和不可控性,不仅不能承担调峰任务,而且为防止其对电网的冲击,还要为其多配备调峰电源,例如风电,就要配备其装机规模40%50%的调峰电源。

燃煤火电机组调峰 燃煤火电机组的调峰幅度取决于机组的最小出力与最大出力之比,而机组的调峰能力又取决于锅炉对于高低负荷的适应能力。虽然目前大容量燃煤火电机组的调峰幅度可达50%以上,但由于燃煤使用与设计煤种有时差别较大,火电机组很难达到设计的调峰幅度。

根据相关资料,单机30万千瓦以下的火电机组实际技术可调峰幅度为30%40%30万~60万千瓦火电机组实际技术可调峰幅度为40%50%60万千瓦以上的火电机组实际技术可调峰幅度为50%60%。考虑到电网内各类火电机组的权重及实际技术可调峰幅度,一般电力系统火电的综合最大技术调峰幅度约为45%

然而,在这种深度调峰的过程中,设备要承受剧烈的温度变化和交变应力,这会给设备带来疲劳损坏,缩短设备的使用寿命。尤其是锅炉的汽包、省煤器、过热器、水冷壁内的压力和温度产生较大幅度的变动时,会产生热应力,而反复启停就会造成汽包的压力和温度场的周期性变化,使金属材料承受低周疲劳,对设备寿命损耗较大。

另外,燃煤机组深度调峰对煤耗的影响也很大。一般处于基荷的燃煤火电,煤耗约为320/千瓦时,而随着调峰幅度的增加煤耗逐渐增加,当调峰幅度大于35%以后,煤耗增加幅度变大。根据相关资料统计与分析,按平均煤价600/吨计算,60万千瓦及以上机组深度调峰每度电发电成本增加0.018元,35万千瓦机组深度调峰每度电发电成本增加0.084元。燃煤机组深度调峰平均每度电发电成本增加1.3分钱。

由此可见,虽然火电机组的技术可调峰幅度较高,但从系统和火电自身安全、稳定、经济运行的角度考虑,火电机组的调峰幅度不宜过高。一般电力系统中火电机组的系统综合经济调峰幅度约为35%

燃气机组调峰 燃气轮机是以空气为介质,靠高温燃气推动涡轮连续做功的大功率、高性能动力机械,它具有启动迅速,运行灵活的特点,可以参与电网调峰运行。但是从资源合理利用以及电力的长远发展考虑,燃气机组建设规模不会很大。首先是发电的燃料成本较高,其次是本地燃气资源有限,而燃气机组消耗量又较大,大规模地发展燃气机组会加速本地天然气资源的枯竭,因此从合理有效地利用本地天然气资源的角度考虑,单纯依靠燃气机组来解决电网的调峰可能性不大。

水电调峰 水电(包括抽水蓄能电站)是可再生、无污染、运行费用低的清洁能源。除发出电能外,水电还能承担电网的调峰、调频、调相、事故(旋转)备用,带来整个电网运行的经济效益。

水力发电的主要动力设备是水轮发电机组,不仅效率较高而且启动、操作灵活,它可以在几分钟内从静止状态迅速启动投入运行;在几秒钟内完成增减负荷的任务,能及时适应电力负荷的变化进行调整,且不会造成能源损失。

常规水电机组容量可全部用于调峰,调节性能明显优于燃煤火电。在实际运行过程中,可根据来水情况适时调整电力系统的工作情况。如在洪水期间,应充分利用水量,使全部机组投入运行,实现满发、多供,承担电力系统基荷用电;在水库供水期间运行时,应尽量利用水头,承担电力系统的腰荷和尖峰负荷,充分利用可调出力,起到系统的调频、调峰和事故备用的作用。

抽水蓄能电站是最佳储能调峰电源

抽水蓄能电站是一种特殊的水电站,它能在负荷低谷时把多余电能转化为水的势能储存,抬高系统的最小负荷,达到“填谷”的效果;在负荷高峰时将水的势能转化为电能,降低系统的最大负荷,达到“削峰”的效果,这“一抽一发”,起到了双倍调峰的作用。

抽水蓄能电站一般与火电、核电、风电等配合运行,因其有调峰、填谷和承担旋转备用的作用,可减少火电机组开停机次数,节省额外的燃料消耗,减小了事故率,使核电站平稳运行,延长核电机组运行寿命;增加风电的入网容量,充分利用清洁的可再生能源。此外,抽水蓄能电站还可承担电力系统的调频、调相、黑起动等任务。抽水蓄能电站造价不高,根据电力系统负荷、电源的分布情况,合理布置抽水蓄能电站,可减小电网潮流,在降低系统事故率、提高供电可靠性的同时,节省电力系统总运行费用。接下来将详细介绍抽水蓄能电站。

各类电源关机8小时后启动时间示意图


2部分 抽水蓄能的优势

2.1 利用水的重力势能把电储存起来

顾名思义,抽水蓄能电站是通过把低处的水抽到高处来蓄集能量,待电力系统需要时再发电的水电站。它把电网负荷低谷时多余的电能转化为水的势能储存起来,在负荷高峰时将水的势能转化为电能,实现了电能的有效存储,进而提高系统中火电、核电以及风电的运行效率及资源利用率,有效调节了电力系统生产、供应、使用之间的动态平衡。由于它是以水为介质的清洁能源电源,并具备启、停迅速,运行灵活、可靠,对负荷的急剧变化能做出快速反应的优势,适合承担系统调频及快速跟踪负荷、备用、无功调节和黑启动等辅助服务任务。可以说,抽水蓄能电站,是电力系统的储能器、发电器,也是电网辅助服务器。

抽水蓄能电站结构

既然是利用水的势能,就要有足够的水,并且要形成足够大的落差。所以,抽水蓄能电站通常由具有一定落差的上、下水库和输水发电系统组成。原则上来说,水量和落差越大,储能就越多。

上水库一般建在高程较高、库盆封闭性比较好、库周边平顺、库岸山体雄厚、库周边垭口少、库区开阔、坝址河谷较窄的地方。例如丰宁抽水蓄能电站上水库位于永利村上游滦河左岸灰窑子沟顶部,为一天然大库盆,水库四周地形具有良好的封闭性。

下水库一般由挡水建筑物和泄水建筑物组成,有时可利用已有的水库。例如丰宁下水库利用已有的丰宁水库作为专用库。另外,由于丰宁入库泥沙含量大,加设了拦排沙设施(即拦沙坝和泄洪排沙洞)。

连接上下水库的就是水道系统,一般由(上水库)进出水口、引水隧洞、引水调压室、高压管道、尾水调压室、尾水隧洞、(下水库)进出水口等组成。水道一般沿着山体埋设在地下。根据装机台数,水道系统可以是单管道,也可以是多管道;可以是单管单机,也可以是单管多机或多管多机。

核心区是电站的厂房系统,一般包括主厂房、副厂房、主变压器室、开关站及出线场,以及母线洞、出线洞、进厂交通洞、通风洞、排水廊道等附属洞室等。主厂房、副厂房、主变压器室等常置于地下,开关站及出线场布置于地面或地下洞室。

2.2 抽水蓄能电站如何工作?

抽水蓄能电站与常规水电不同,它既是发电厂,又是用电户。在电网用电最少的时候,即通常所说的负荷低谷时段,利用电网内部消耗不掉的电能将下水库的水抽到上水库,转换成水的势能储存起来,此时抽水蓄能电站是电网内的一个用户;到电网用电高峰的时候,转化为水轮发电机模式,将上水库的水放到下水库来发电,从而完成水的势能到电能的转换,达到弥补用电缺口的目的。这时,抽水蓄能电站是电网内的一个发电站。抽水蓄能电站通过能量转换可有效减小系统峰谷差,将系统价值低、多余的低谷电能转换为价值高、系统需要的高峰电能。

电力系统通过抽水蓄能电站的能量转换,将电能在时间上重新分配,从而可以协调电力系统的发电和用电在时间上和数量上的不一致性。对抽水蓄能电站自身而言,能量转换的过程也是上下水库水位变化的过程。抽水蓄能电站的上、下水库水位随发电、抽水工况的转换而有所变动,在整个能量转换过程中基本不耗水,但损失部分能量。2.3 抽水蓄能电站可以分为不同的类型

抽水蓄能电站可按不同地理位置、不同结构、不同功能等分为各种不同的类型。

纯抽水蓄能电站和混合式抽水蓄能电站

按开发方式,电站可划分为纯抽水蓄能电站和混合式抽水蓄能电站。纯抽水蓄能电站发电量绝大部分来自抽水蓄存的水能。发电的水量基本上等于抽水蓄存的水量,重复循环使用。仅需少量天然径流,补充蒸发和渗漏损失。补充水量既可来自上水库的天然径流,也可来自下水库的天然径流。我国已建的十三陵、张河湾、天荒坪等大部分抽水蓄能电站均是这种类型的电站。

混合式抽水蓄能电站的厂内既设有抽水蓄能机组,也设有常规水轮发电机组。上水库有天然径流来源,既可利用天然径流发电,也可从下水库抽水蓄能发电。其上水库一般建于河流上,下水库按抽水蓄能需要的容积觅址另建,或利用已建水库。潘家口、岗南抽水蓄能电站等就是这样的电站。

日调节、周调节、季调节抽水蓄能电站

按调节周期可分为日调节、周调节、季调节抽水蓄能电站。日调节抽水蓄能电站以一天作为一个调节周期,在日负荷低谷时抽水运行,吸收系统内的低谷电量,在负荷高峰时放水发电,满足电网调峰需求。根据电网的需求,抽水蓄能电站一天中完成一次或多次抽水、发电过程。日调节的抽水蓄能电站在电力系统中主要承担日负荷的调峰、填谷及备用任务,其装机满发利用小时数一般为46小时。

周调节抽水蓄能电站是以一周为一个运行周期,除每日按系统负荷变化的需要进行抽水和发电运行外,在周一到周五工作日时段,可利用其较多的蓄水尽可能多的配合系统调峰;周末系统负荷降低,利用系统内多余电量延长抽水时间,储备更多蓄水能量,用以增加工作日调峰出力,或延长担任调峰的时间。因此,周调节蓄能电站所需要的调节库容比较大,也具有更强的调节能力。我国已建的仙游抽水蓄能电站、在建的丰宁抽水蓄能电站等均是周调节抽水蓄能电站。

季调节抽水蓄能电站的运行方式主要是利用常规水电站将汛期多余的电量(如弃水调峰电量、后夜低谷电量)用来把水抽到上水库储存起来,在枯水期常规水电站出力不足时放水发电。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,所需要的上水库库容较大,同时其下水库也应具备充足的水源以满足长时间的抽水要求。目前我国还没有季调节的抽水蓄能电站。2.4 抽水蓄能具有多重效益

抽水蓄能电站不仅具有调峰填谷的静态效益,而且由于其启动迅速,运行灵活,特别适宜在电力系统中承担调频、调相、负荷备用和事故备用等“动态”任务,以满足系统运行上的需要,从而产生动态效益。另外,抽水蓄能电站运行减少了电网燃料消耗,也就相应减少了污染物排放及其治理费用,不仅自身清洁,而且具有一定的环境效益;由于抽水蓄能电站具有调相功能,可相应减少系统需要配置的无功补偿设备,从而减少相应设备的建设费用。

抽水蓄能电站的静态效益

抽水蓄能电站的静态效益包括容量效益和调峰填谷节煤效益。

容量效益 抽水蓄能电站能有效地担任系统的工作容量(主要是尖峰容量)和备用容量,从而可减少其他火电站的装机容量,节省电力系统的投资和运行费用,由此而产生的经济效益称为容量效益。

抽水蓄能电站的单位千瓦静态投资通常大大低于常规水电站,与燃煤火电基本持平,建设相对容易。在调峰需求大的情况下,建一座抽水蓄能电站,可以少建一座火电厂。除了减少投资外,还可以节省固定运行费。由于抽水蓄能电站自动化程度高,运行人员远远低于火电厂的定员水平,加之抽水蓄能电站的水工建筑物和机电设备维修费用比火电要低,因此,抽水蓄能电站固定运行费率一般为其投资的1.5%2.5%。而燃煤火电厂一般为3.5%4.5%。可见,抽水蓄能电站固定运行费率要比燃煤火电厂少一半左右。

调峰填谷节煤效益 抽水蓄能电站投入电网与火电联合运行,由于其调峰填谷作用而产生了能量转换效益(调峰填谷节煤效益)。

抽水蓄能电站能有效地承担系统的调峰任务,从而替代了煤耗率高、发电成本贵的调峰火电机组,使系统燃料消耗减少,这部分燃料的节约称为调峰节煤效益。

另外,抽水蓄能电站在系统负荷低谷时,利用腰荷火电机组空闲容量所发出的电能作为抽水电源,从而使这部分腰荷转变成基荷,使这部分火电机组能在均匀、稳定的负荷下高效率的运行,即改善了火电机组的运行条件,提高了机组设备利用率,降低了厂用电率和煤耗率,这部分燃料的节约称为填谷节煤效益。

抽水蓄能电站投入系统运行后,虽然由于抽水用电,增加燃料消耗;但由于顶替火电调峰和改善火电机组的运行条件,降低了煤耗率,从而减少了燃料消耗,总体上产生明显的调峰填谷节煤效益。

抽水蓄能电站的动态效益

抽水蓄能电站的“动态”任务因电网特性和需要而定,进而产生动态效益。这主要包括事故备用、调频、调相、黑启动、提高系统可靠性等几个方面。

担任系统备用为了保证电力系统安全可靠运行,必须预留一定数量的负荷备用容量和事故备用容量,其中的大部分必须处于旋转运行状态,这部分容量称为旋转备用容量或同期备用容量。火电站承担的旋转备用容量常分散于抽水蓄能具有多重效益系统中的若干机组上,即这些机组处于空转或压负荷运行状态,因而热效率很低,燃料消耗量增加,代价很高。

抽水蓄能机组启动迅速,运行灵活,增荷速度快,调荷幅度大,是电力系统最理想的备用电源。抽水蓄能机组在发电工况下能快速跟踪系统负荷变化,起到旋转备用(同期备用)的作用。

调频及负荷跟踪 电力系统在实际运行中,由于瞬间负荷波动和短时计划外负荷增减,均会导致系统频率的变化。为了维持系统频率的稳定,要求有一定备用机组处于旋转待命状态,即不满出力运行,预留一定的负荷备用容量,火电机组承担负荷备用任务时就会增加燃料消耗。而抽水蓄能电站自动化程度高,增减负荷灵活,对负荷随机、瞬间变化可做出快速反应,能保证电网周波稳定,起到调频作用。

调相 调相是为使电力系统中各电压中枢点运行电压保持在规定允许范围之内所采取的技术措施。电力系统无功功率不足或过剩,会造成电网电压下降或上升,影响供电质量,危及系统安全运行。为此,在负荷中心要设置无功补偿装置——专用调相机、静电电容器或电抗器,或将同部发电机改作调相机进行增发无功出力,提高功率因数。

抽水蓄能机组可根据电网需要,机组在发电或抽水运行时,通过关进水阀、关导叶和压水等操作,使水泵水轮机转轮在空气中运行,再凭借励磁调节作用,向电力系统输出或吸收无功功率,从而调节电网电压。电网建设抽水蓄能电站可减少设置专门无功补偿设备,节省系统的投资和运行费用。

提高水电供电质量 解决发电与综合利用用水的矛盾。以综合利用为主的水电站,其运行方式常常是“以水定电”,不能满足系统调峰需求,且在非用水季节不能发电。有条件加装抽水蓄能机组后,将电站改建成混合式抽水蓄能电站,则在非用水季节,蓄能机组每日仍可发电,承担系统峰荷,待午夜系统负荷低谷时,再从下水库抽水回到上水库,使其他用水不致因发电而受影响;这样使电站能够全年发电,提高了系统的调峰能力。

黑启动 所谓黑启动,是指整个系统因故障停运后,系统全部停电(不排除孤立小电网仍维持运行),处于全“黑”状态,不依赖别的网络帮助,通过系统中具有自启动能力的发电机组启动,带动无自启动能力的发电机组,逐渐扩大系统的恢复范围,最终实现整个系统的恢复。而抽水蓄能电站就具备黑启动功能,即在电网事故停电后可尽快恢复供电,减少事故造成的经济损失。

抽水蓄能电站环境友好

抽水蓄能电站属于清洁能源,可以使低谷电能或剩余电能变为尖峰时高效的电能,可以减少系统中火电装机,同时还能改变电力系统中火电机组的运行条件,使煤耗减少,从而减少了火电的有害气体排放量,减少了雾霾天气的产生,其环境效益是较为显著的。

抽水蓄能电站在建设时就充分考虑到环境保护,选址上强调因地制宜,以环境友好为原则。抽水蓄能电站一般是依山而建,发电水头高,占地规模小,对于一座纯抽水蓄能电站而言,上、下水库面积多在20万~40万平方米不等,水库占地仅相当于一座较大中学的面积。特别是电站的厂房及输水发电系统一般布置在地下,因此抽水蓄能电站主要呈点状分布在我国的山川之间,对自然环境的影响非常小。

如果你从高空俯瞰抽水蓄能电站,除了能看到两池碧绿的池水外,你很难找到一个“电站”应有的特征,有时候即使你身处其中也不知道它的存在。可能大家去过风景如画的北京十三陵景区吧,或者攀登过泰山,大家有没有想到过在这些著名景区附近也分布有抽水蓄能电站呢。上图为十三陵抽水蓄能电站。以十三陵抽水蓄能电站为例,该电站距北京市区约40公里,是我国最早建设的大型抽水蓄能电站,总装机容量80万千瓦,投产后为北京电网的安全稳定运行起到了关键的作用。十三陵抽水蓄能电站的下水库直接利用已建的十三陵水库,上水库位于水库附近的蟒山山顶,厂房位于蟒山内部,电站建成后与十三陵景区做到了浑然一体。(第2部分完)

文章转载来自:爱玩网

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