抽蓄电站介绍

抽蓄电站介绍※概论※抽蓄电站的组成※抽蓄电站设备简介※抽蓄电站工况转换※抽蓄电站的作用※抽蓄电站的发展前景目录一、概论(一)抽水蓄能电站的历史抽水蓄能电站具有上下水库，是将电力系统负荷处于低谷时的多余电能通过专门的设备、设施和系统把下水库的水抽到上水库内转换为水的势能，在电力系统负荷处于高峰需要电力时再从上水库至下水库进行发电、又将势能转换为电能的水电站。抽水蓄能电站的发展大体经历了两个阶段。早期的发展是以蓄水为目的。西欧山区国家，利用工业多余的电能把汛期河中的水抽到山上水库中贮存起来，到枯季再放下来发电，这称为季调节型抽水蓄能电站。这些电站曾用过单独工作的抽水机组和发电机组，抽水和发电各自独立运行。其后出现过将水泵与水轮机和一台兼做电动机和发电机的电机联接在一起而形成一种组合式机组，又称为三机式机组。随着机器制造能力的发展，蓄能机组结构出现了将水泵和水轮机合并为一体的可逆式水泵水轮机，称为两机式机组。抽水蓄能电站受两次能量转换的影响，运行效率较低，但在电力系统调峰、调频中能起着重大作用。可减少火电机组开停机次数，使核电站平稳运行，节省火电机组低出力运行的高燃料耗费和机组起停的额外燃料耗费，增长火电和核电机组运行寿命。在以火电、核电为主的电力系统中，修建适当比例的抽水蓄能电站还是经济的。国外抽水蓄能开发情况

抽水蓄能电站的建设与运行已有一百多年的历史，世界上最早的抽水蓄能电站建于1882年，是瑞士苏黎世的奈特拉电站，扬程153m，功率515kW，是一座季节型抽水蓄能电站。抽水蓄能电站在上世纪六十年代后得到迅速发展。据统计，1960年至2000年全世界抽水蓄能电站总装机容量从350万千瓦发展到11328万千瓦，短短40年间增加了32倍，平均年增长9.1%，比常规水电的发展速度快得多。世界上抽水蓄能电站发展最快、装机容量最多的国家是日本，其次是美国、意大利、德国、法国、西班牙等。目前世界上部分国家的抽水蓄能机组占全国装机的比重已超过10%，按1999年统计数据，奥地利达到16%，瑞士达12%，意大利达11%，日本达10%。日本学者曾使用规划论方法分析得出，抽水蓄能电站在系统中的合理比例为8%－14%之间。我国抽水蓄能电站建设起步较晚，1968年和1973年才分别在河北岗南和北京密云两座常规水电站上安装了1.1万千瓦和2.2万千瓦抽水蓄能机组。由于对抽水蓄能电站在电力系统中的作用和经济效益认识不够，我国抽水蓄能电站的发展较慢。20世纪80年代中期以后，随着社会经济的发展和电网规模的扩大，电网峰谷差不断加大，电网调峰矛盾日益突出。特别是以火电为主的华北、华东电网，随着大容量火电机组的投入，电网供需矛盾逐步由缺电量转为缺调峰容量，且受地区资源的限制，可供开发的水电站很少，电网缺乏调峰手段，因此，建设抽水蓄能电站解决以火电为主电网的调峰问题逐步成为共识。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，制定了相应的发展规划，抽水蓄能电站的建设开始加快。我国抽水蓄能发展情况

抽水蓄能电站是具有调峰、填谷、调频、调相和事故备用等多种作用的特殊电源，对确保电力系统安全、稳定和经济运行具有重要作用。为了更好地满足电网经济运行和电源结构调整的要求，甚至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。我国目前建成并投入运行的大型抽水蓄能电站主要有广州抽水蓄能电站(8×300MW)、浙江天荒坪抽水蓄能电站(6×300MW)和北京十三陵抽水蓄能电站(4×200MW)、浙江桐柏(4×300MW)、山东泰山(4×250MW)等。近年来，随着系统供电的日益紧张、电网调峰能力严重不足和人们对抽水蓄能电站作用的认识不断提升，抽水蓄能电站开始迅速发展，并列入了各区域电网的发展规划，在建的大型抽水蓄能电站有安徽琅岈山(4×150MW)、河北张河湾(4×250MW)、河南宝泉(4×300MW)、江苏宜兴(4×250MW)等。(二)抽水蓄能电站的工作原理电力的生产、输送和使用是同时发生的，一般情况下又不能储存，而电力负荷的需求却瞬息万变。一天之内，白天和前半夜的电力需求较高(其中最高时段称为高峰)；下半夜大幅度地下跌(其中最低时段称为低谷)，低谷有时只及高峰的一半甚至更少。鉴于这种情况，发电设备在负荷高峰时段要满发，而在低谷时段要压低出力，甚至得暂时停掉部分机组，为了按照电力用户的需求来协调使用有关的发电设备，需采取一系列措施来解决电力负荷的峰谷差矛盾。抽水蓄能电站一般分为纯抽水蓄能电站和混合式抽水蓄能电站两类。纯抽水蓄能电站，如图所示。其上池没有水源或天然水流量很小，需将水由下池抽到上池储存，用于电力系统负荷处于高峰时发电。水在上池、下池循环使用，抽水和发电的水量基本相等。流量和历时按电力系统调峰填谷的需要来确定。纯抽水蓄能电站，一般没有综合利用的要求，仅用于调峰、调频，故不能作为独立电源存在，必须与电力系统中承担基本负荷的火电厂、核电厂等电厂协调运行。混合式抽水蓄能电站，如图所示。其上水库有一定的天然水流量，下水库按抽水蓄能需要的容积在河道下游修建。在混合式抽水蓄能电站内，既安装有普通水轮发电机组，利用江河径流调节发电；又安装有抽水蓄能机组，可从下水库抽水蓄能发电，进行蓄能发电，承担调峰、调频、调相任务。如图所示，在电力系统低谷负荷时抽水蓄能电站利用系统多余电能由机组把下水库的水抽到上水库储存，上水库处于高水位。如图所示，在白天电力系统尖峰负荷时将上水库的水放下由机组发电供给系统，上水库处于低水位。(一)从电站的枢纽布置来看，抽水蓄能电站有上、下两个水库。常规水电站一般仅有一个水库。(二)从安装的机组来说，抽水蓄能电站有四机分置式(装有水泵和电动机、水轮机和发电机)、三机串联式(即电动发电机，与水轮机、水泵连结在一个直轴上)和二机可逆式(一台水泵水轮机和一台电动发电机联结)。而常规水电站仅装有水轮机和发电机。(三)抽水蓄能电站和常规水电站的不同

(三)从静态功能来说，抽水蓄能电站既能发电调峰，又能抽水填谷，而常规水电站仅能发电调峰。从动态功能来说，抽水蓄能电站和常规水电站均能承担调频、调相和事故备用等任务。但抽水蓄能电站在发电或抽水过程中，均可进行调频、调相，尤其是在抽水工况调相时，经常进相吸收无功功率。(四)从投资构成来看，由于大型抽水蓄能电站的机组目前主要依靠国外技术或从国外进口，机电设备价格较高，往往机电设备的投资占总投资的一半或更多；而常规水电站的机组一般国内都能自已制造，机电设备投资大约占总投资的四分之一左右。(五)从在电网中的地位来看，由于抽水蓄能电站具有多种功能，电网常把它作为综合管理的工具，往往在负荷中心附近寻找有条件的站址建设抽水蓄能电站。常规水电站受自然条件影响更大，在负荷中心附近不是到处能找到可以开发的站址的，由于水能资源丰富的地区往往远离负荷中心，电站建成后需远距离输送电能到用电地区。(六)设备和运行方面的不同1、双向旋转。由于可逆式水泵水轮机作水轮机和水泵运行时的旋转方向是相反的，因此电动发电机也需按双向运转设计。在电气上要求电源相序随发电工况和驱动工况而转换；同时电机本身的通风、冷却系统和轴承结构都应能适应双向旋转工作。2、需有专门启动设施。可逆式电动发电机作电动机运行时，而必须采用专门的启动设备(SFC)，从电网上启动，或采用背靠背方式各台机组间同步启动。

3、频繁启停。抽水蓄能电站在电力系统中担任调峰填谷、调频调相及事故备用的作用，一般每天要启停多次。天荒坪抽水蓄能电站每台机组每天启停8—12次，广州蓄能水电厂机组启停则更加频繁。4、保护配置不同。与常规水力机组相比，蓄能机组多了相序监测、低频保护、低功率保护、逆功率保护和低频过流保护等特有的保护。5、运行方式不同。常规水电站最主要的功能是发电，即向电力系统提供电能。蓄能电站不仅可以发电，还可在电网用电低谷时进行抽水，把多余的电能转化为势能储存起来。抽水蓄能机组在设计上有更强的调相功能，无论在发电工况或在抽水工况，都可以实现调相和进相运行，并且可以在水轮机和水泵两种旋转方向进行，故其运行灵活性更大。此外，蓄能机组如果在抽水时遇电网发生重大事故，则可以由抽水工况快速转换为发电工况，即在一两分钟内，停止抽水并以同样容量转为发电。6、黑启动功能。黑启动是指出现系统解列事故后，要求机组在无电源的情况下迅速起动。常规水电站一般不具备这种功能，抽水蓄能电站一般都有此功能。二、抽蓄电站的组成1.上水库。抽水蓄能电站的上水库是蓄存水量的工程设施，电网负荷低谷时段可将抽上来的水储存在库内，负荷高峰时段由水库放下来发电。输水系统是输送水量的工程设施，在水泵工况(抽水)把下水库的水量输送到上水库，在水轮机工况(发电)将上水库放出的水量通过厂房输送到下水库。2.输水系统连接上下水库，由上库进/出水口及事故检修闸门井、隧洞或竖井、压力管道和调压室、岔管、分岔后的水平支管、尾水隧洞及检修闸门闸门井和下水库进/出水口组成。抽水蓄能电站有抽水和发电两种工矿，上(下)池的进水口在发电时是出(进)水口，但到抽水时变成进(出)水口，故称进/出水口。3.地下厂房。地下厂房包括主、副厂房、主变洞、母线洞等洞室。厂房是放置蓄能机组和电气设备等重要机电设备的场所，也是电厂生产的中心。抽水蓄能电站无论是完成抽水、发电等基本功能，还是发挥调频、调相、升荷爬坡和紧急事故备用等重要作用，都是通过厂房中的机电设备来完成的。主厂房主变室尾水闸门洞地下厂房洞室群地下工程洞室群包括主厂房、副厂房、安装场、主变洞、尾水闸门洞、母线洞、主变运输洞、交通洞和排风竖井等洞室。4.500KVGIS开关站

及出线场5.下水库。抽水蓄能电站的下水库也是蓄存水量的工程设施，负荷低谷时段可满足抽水水源的需要，负荷高峰时段可蓄存发电放水的水量。天荒坪抽水蓄能电站工程示意图天荒坪抽水蓄能电站枢纽布置上水库输水系统地下厂房

开关站下水库张河湾电站三维立体透视图张河湾电站地下工程立体图三、抽蓄电站设备简介发电电动机是既可用做发电机也可用做电动机的同步电机。作发电机用时，其运行原理如下:当励磁绕组通以直流电源后，电机内就会产生磁场。水轮机带动转子转动，则磁场与定子线棒之间有相对运动，就会在定子线棒中感应出交流电势。这些线棒联成三相绕组，则可在绕组出线端产生交流电动势。作同步电动机运行时，则在定子三相绕组加以交流电，三相交流电流通过定子绕组时就会在电机内产生一旋转磁场，当转子上的励磁绕组加上励磁电流，旋转磁场就带动转子，并按旋转磁场的转速来旋转。由于水泵水轮机二种运行工况的水流方向相反，所以发电电动机二种运行工况旋转方向必须相反。为此应使电动机运行时其旋转磁场的旋转方向与发电机运行时的旋转磁场方面相反，这就需改变三相绕组相序排列，所以发电电动机需加装相应的换相设备(换相刀闸)。1.发电电动机发电电动机主要由定子、转子、上机架、下机架、推力轴承、导轴承、制动系统、高压减载装置、冷却系统等部分组成。水泵水轮机包括水轮机和调速器、球阀等附属设备和冷却水系统、高压气系统等辅助设备。水泵水轮机本体由以下几大部件构成：转轮、主轴密封、水导轴承、导水机构、导叶、水轮机轴、中间轴、蜗壳、座环、顶盖、底环、尾水管等。水泵水轮机的水机的调相运行系统分压水系统、水环排水系统、蜗壳排气系统和尾水水位测量系统。2.水泵水轮机在水轮机过水系统中，装置在水轮机蜗壳前的阀门统称水轮机进水主阀。抽水蓄能电站一般都具有水头高，压力大的特点，进水主阀一般为过流球形形式，即球阀。进水主阀的作用：(1)对于一洞多机岔管引水的水电站，检修时隔离机组与上游水道，保证机组检修安全与其它机组正常运行。(2)对于高水头水电站，因其水头高，压力大，导叶漏水量大，设置进水主阀可减少能量损失。当机组发生故障时，迅速关闭进水主阀，截断水流，防止发生飞逸事故。(3)对于长引水管道的水电站，因其充水时间长，延长了机组的启动时间。装设进水主阀可缩短重新启动时间，提高机组运行的灵活性和速动性。(4)投产初期，用做未投产机组压力钢管的堵头，保证厂房安全。3.进水主阀主进水阀示意图球阀由以下几个部分构成：进水球阀控制部分带两个双作用接力器的操作机构。接力器由球阀的油压系统给相应的控制引导阀提供压力油进行操作。上、下游密封。下游密封是工作密封，随进水球阀的开关由控制系统自动操作而退出或投入，上游(检修)密封在隔离机组时或检修下游密封时投入。旁通管及其旁通阀。用于平压和下游管路充水。4.调速器系统水轮机调节系统是由水轮机调速器和调节对象(包括引水系统、水轮机、发电机及负载)共同组成的。调节的任务是根据负荷的变化不断地调节水轮发电机组的有功功率输出，以维持机组转速(频率)在规定范围内。对调速器必需的要求是保证调节系统的稳定性和相当好的速度调节过程质量。近年来，新投产的机组都采用了数字式电液调速器即微机调速器。调节参数的整定和修改都非常方便，运行状态的查询和转换也很灵活。机组的开、停机规律可方便地用软件程序实现。即停机过程可根据调保计算要求，灵活地实现折线关闭规律；开机过程可根据机组增速及引水系统最大压力降的具体要求进行设定。而且便于直接与厂级或系统级上位机相连接，实现全厂的综合控制，提高水电厂的自动化水平。调速器的调节部分组成主要有：测速单元综合放大单元、软反馈单元、硬反馈调差单元、液压放大执行单元和电液转换单元等。发电工况，具有空载和单机运行时的频率自动调节，并网运行时的负荷自动调节，以及机组的开停机控制和事故时的自动紧急停机控制。水泵工况，水泵水轮机调速器的任务是根据水头、系统频率计算最优的导叶开度，并将导叶开到最优开度，以保证水泵效率最高。测速单元

机组转速Y

微机型电气液压调速器方块图

转速给定微分(D)硬反馈调差单元

综合放大电液转换单元辅助接力器主配压阀主接力器位移传感器位移传感器

功给___比例(P)积分(I)微机部分

4.压缩空气系统压缩空气系统由空气压缩装置(空气压缩机及其辅助设备)、管道系统和测量控制元件三部分组成。水电站压缩空气的使用主要有以下几个方面：电站油压装置压力油罐充气，是水轮机调节系统和球阀控制系统的能源；机组停机时的机械制动用气；机组作调相运行时转轮室压水用气；检修维护室风动工具及吹污清扫用气；离相封闭母线的微增压用气和水轮机主轴检修密封供气等。按照空压机出口压力等级，压缩空气系统可分为高压压缩空气系统、中压压缩空气系统和低压压缩空气系统。水泵水轮机在抽水之前，机组必须先作抽水调相工况运行。当机组抽水或抽水调相启动时，需要靠SFC或BACBTOBACK进行逐步拖动，此时，利用压缩空气强制压低转轮室水位，使转轮在空气中旋转，可以减少阻力，即减少电能的消耗，同时机组的振动也可以相应的减轻，机组转速能快速达到额定转速进行同期并网。机组调相运行中，需要转向抽水时，转轮室排气之后打开导叶,工况即可转换，提高了机组的响应时间。机组作调相运行时的有功损耗与发无功功率有关，发电调相满发时，转轮在水中旋转约为额定有功功率的15%左右，在空气旋转则为4%左右，由此可见，调相压水的经济效益是很大的。机组调相时的压缩空气是从专用的气罐中引来，强制压低尾水管中的水位。气罐最小压力，必须等于转轮室所要求压低的水位与下游水位之差。调相压水系统静止变频器起动是利用可控硅变频装置(SFC)产生从零到额定频率的变频起动电源，将发电电动机起动并同步拖动起来。静止变频器起动适用于容量大、机组台数多的大型抽水蓄能电站。因变频器都是静止元件，维护工作量小，工作可靠性高，设备布置比较灵活，每台机组可公用一套。静态变频器的主要优点是无级变速、启动平稳、反应速度快，具有很强的自诊断能力，但其所需控制设备比较复杂，元件质量要求高。静止变频器(SFC)用于机组抽水(抽水调相)工况启动，主要由输入单元、变频单元、输出单元、控制单元、保护单元及辅助单元几部分组成。5.静止变频启动装置(SFC)输入单元包括输入开关、输入变、输入限流电抗器、滤波器、滤波器开关、避雷器等。变频单元包括网桥(整流桥)、机桥(逆变桥)和直流回路平波电抗器等。输出单元包括输出负荷闸刀、输出开关、输出电抗器、避雷器等。控制单元包括可编程逻辑控制器PLC、可编程数字控制器PNC、测量单元、脉冲单元等。保护单元包括输入变的保护、变频单元的保护、冷却水回路的保护等。辅助单元包括SFC冷却单元、输入变冷却单元及其它辅助设备等。SFC机组可控硅变频装置产生从零到额定频率值的变频电源，同步地将机组拖动起来。由于全控桥在机组启动初期交流电压太低时不能自动换相，SFC运行时分为低速运行阶段和高速运行阶段。为了使整个SFC在整个频率范围内正常工作，低速运行阶段工作频率上限应高于高速运行阶段的工作频率的下限。低速运行阶段：采用脉冲耦合工作方式，机组正常在启动初期的电势太低，SFC的机桥不能自动换相。此时由转子位置传感器决定何时由哪两组可控硅导通。换相时强制网桥全逆变截止回路中的电流，待电流为零时，取消网桥的全逆变的同时发脉冲至下一组待触发的可控硅。高速运行阶段：此阶段属于同步运行方式，由于电动机电压的自然交替SFC可控硅可以通过自动换相来控制机网桥的触发脉冲，调节SFC输出的起动电流频率至49.5HZ或与电网频率相同。SFC的工作原理SFC闭环控制原理图SFC的启动程序SFC附助设备起动过程：启动输入变油泵、冷却单元去离子水泵、整流桥风扇、逆变桥风扇等附助设备；SFC准备过程：打开外部冷却水，合上输入断路器；SFC的启动过程：投励磁，解除脉冲闭锁，建立电流回路，开始拖动，分低速和高速两个阶段。SFC的备用过程：拖动完成后，SFC自动进入备用状态。SFC附助设备停止过程：SFC在备用状态时，收到“停止”命令后，断开输入断路器，停下全部附助设备。SFC拖动电气轴电力变压器的基本结构主要分为四个部分1)铁心：铁心是变压器的磁路，通常用含硅量约为5%表面涂有绝缘漆的硅钢片叠成。2)线圈：绕组是变压器的电路部分，一般由外面包有绝缘纸的铝线或铜线绕制而成。3)绝缘结构：变压器绝缘主要指外部绝缘和内部绝缘。外部绝缘指高、低压绕组引出油箱外时用的瓷套管，它是带电的引线与接地的油箱间的绝缘。套管装在油箱盖上。套管中心穿有导电杆，下端伸进油箱，与绕组引线相连，上端露出油箱外，以便与外部电路连接。高压引线一般用充油式或电容式套管。4)油箱及其它部件：油浸式变压器油箱具有容纳器身、变压器油及散热冷却作用，它用钢板焊成，呈椭圆桶状。油箱内的变压器油既是绝缘介质，又是冷却介质。6.主变压器抽蓄电站一般容量比较大，主变采用强迫油循环水冷(OFWF)，每台主变有四台冷却器，运行由PLC实现自动控制。主变正常运行时，应在规定的冷却条件下按照铭牌规定的范围运行；异常情况下，主变可以过负荷运行，但要按照IEC354来确定，绕组和油温应加强巡视和记录。计算机监控系统是以微机为基础，以数据总线为通信介质，能远方监控，自动运行的智能型分层分布的开放式控制系统，整个系统由调度级、电站控制级和现地单元控制级组成。7.监控系统调度端控制系统与总调的EMS(能量管理系统)系统交换信息，EMS通过调度端控制系统接受电站计算机监控系统发送的遥测量和遥信量，并通过设在调度端控制系统下发设定控制命令，实现电站的自动发电控制。调度EMS系统通过调度端控制系统间接管理整个电站，管理机组，完成机组的启停和工况转换。电站控制级的硬件配置主要包括数据服务器、操作员工作站、工程师工作站、厂长工作站、远方操作员工作站、网关机、通信计算机、报警设备、终端服务器、GPS时钟同步系统、培训机系统、打印机、事故记录针式打印机、模拟屏和UPS等设备(部分为冗余配置)。电站控制级给运行人员提供人机接口，通过它可实现对电站的控制、监视和通讯功能进行管理和操作。现地控制级设有现地控制单元(LCU)，由各类PLC等装置组成，直接面向生产过程，负责对现场数据的采集和预处理，能够独立或按上层控制级的命令完成对机组及其附属设备、电站公用设备和配电装置等的控制。渗漏排水系统包括渗漏集水井、排水泵和配套水位计等设备。渗漏排水的特征是排水量小，不集中，而抽蓄电站一般采用地下厂房，位置较低，积水不能靠自压排出。因此需要设置集水井将渗漏水收集起来，然后用水泵抽出，从而保证厂房不致积水、潮湿。抽蓄电站渗漏排水集水井的水源主要有厂房围岩渗水、SFC冷却排水、机组顶盖排水、高压空压机冷却排水、主变压器空载冷却排水、蜗壳排气/排水管来水、滤水器冲污排水等。8.渗漏排水系统调度端控制系统与总调的EMS(能量管理系统)系统交换信息，EMS通过调度端控制系统接受电站计算机监控系统发送的遥测量和遥信量，并通过设在调度端控制系统下发设定控制命令，实现电站的自动发电控制。调度EMS系统通过调度端控制系统间接管理整个电站，管理机组，完成机组的启停和工况转换。电站控制级的硬件配置主要包括数据服务器、操作员工作站、工程师工作站、厂长工作站、远方操作员工作站、网关机、通信计算机、报警设备、终端服务器、GPS时钟同步系统、培训机系统、打印机、事故记录针式打印机、模拟屏和UPS等设备(部分为冗余配置)。电站控制级给运行人员提供人机接口，通过它可实现对电站的控制、监视和通讯功能进行管理和操作。现地控制级设有现地控制单元(LCU)，由各类PLC等装置组成，直接面向生产过程，负责对现场数据的采集和预处理，能够独立或按上层控制级的命令完成对机组及其附属设备、电站公用设备和配电装置等的控制。四、抽蓄电站工况转换稳态：包括停机、发电、发电调相、抽水调相、水泵五种；特殊状态和顺序：包括水泵拖动、线路充电和黑启动；；特定的暂态：不能作为操作员选择目标，静止；暂态：不能作为操作员选择目标，热备用。上述状态在监控系统中有定义，必需满足定义的条件才能叫达到该种状态。稳态是机组转换的前提，即机组除停机稳态可在任何条件选择外，其它稳态在顺控过程中不可选。机组的控制是通过选择不同的稳态运行状态、线路充电或水泵拖动等来完成的，而不是选择转换顺序，但是机组从一种稳态工况转换到另一种稳态工况的各种顺序都有其相应的预条件，预条件不满足时，则无法进行工况转换。定义这些预条件主要是为了保证机组及公共系统设备的安全。机组工况介绍蓄能机组工况转换工况转换的程序机组顺序控制方式有单步控制和自动控制两种方式，其中：当选择开关在“现地/单步”时，为手动控制方式，也称单步式控制，只能在机组现地LCU上进行。单步控制时，每步操作可方便地停留在机组顺序控制的任何一步上，并且只有在满足每步操作预条件后，由操作员确认后方可继续顺序执行。单步控制主要用于机组调试。机组自动控制是正常机组顺控方式，有两种方式，可以通过机组控制盘LCU上的选择开关来确定。当选择开关放在“远方/自动”或“现地/自动”时，为全自动控制方式，并可在中控室CCR、现地LCU上实现；一般完成顺控只须一个指令，如是水泵方向运行，尚须选择相应拖动设备(拖动机或SFC)。机组顺序控制方式：机组由停机转发电过程：机组由停机转发电过程(11步)：1.检查预条件；2.发出球阀、调速器控制系统工作在发电模式命令及励磁工作在发电模式、换相刀选择发电方向；3.合换相刀；4.打开球阀；5.球阀开度大于20%后，增加负荷限制至启动位置；6.电调启动；7.当机组转速大于90%后，加励磁；8.当电压大于90%，启动同期装置；9.合GCB；10.增加负荷限制至100%；11.给调速器发增负荷命令至机组额定负荷的50%，检查发电工况稳态条件。机组由停机转抽水调相过程：机组由停机转抽水调相过程(13步)：1.检查预条件；2.给球阀、调速器的控制系统工作在泵工况，励磁系统工作在SFC模式，换相刀选择P模式；3.合换相刀；4.启动母线的联络刀闸符合拖动要求；5.合SFC输出刀闸6.合机组被拖动刀，发出SFC准备拖动的命令；7.发出励磁投入命令；8.此时SFC输出开关合上，加励磁，电气回路建立；9.机组开始转动，当转速大于15%时，开始压水，打开水环排水阀、蜗壳排气阀、压水阀，压水阀延时关闭；10.当转速大于90%，电压大于90%，启动同期装置，合GCB11.SFC调节停止，输出开关断开12.发出SFC输出刀闸及被拖动刀分命令(若启动母线的联络刀闸合的话，也将打开)13.检测机组在抽水调相稳态。机组由抽水调相转抽水过程：1.检查转换预条件；2.关闭主压气阀和补气阀；3.打开蜗壳排气阀，对转轮室进行回水排气，关闭迷宫还冷却水供水阀；4.关闭水环排水阀，检测到转轮室充水完成后，发球阀开启令；5.关排气阀，打开导叶；6.检测机组在抽水稳态。五、抽蓄电站的作用抽水蓄能电站具有削峰和填谷的双重作用，因此它的调峰能力为其装机容量的2倍，机组从备用达到满负荷运行仅需120s到150s，比常规水电站和调峰机组的调峰能力要好得多。抽水蓄能机组具有起停迅速，改变工况快的特点，是理想的紧急事故备用电源。在日本、意大利等国家，有些抽水蓄能电站年利用仅500h，绝大部分处于备用状态。改善火电和核电运行条件。抽水蓄能电站与核电配合运行所发电量成为可满足电网负荷变化要求的优质电能。如电力系统日最小负荷率为0.6，系统为纯火电机组时，还得一些机组频繁地起停运行。如果加入10%的抽水蓄能机组，则火电机组的调荷能力只需20%或稍多一点即可，同时“解放”了绝大部分火电机组，让它们在高效率区间运行。对于核电站而言，尤其需蓄能电站配合改善其运行条件。抽水蓄能电站在电网中的作用发挥线路的输电能力。有了蓄能电站，相当于一条高速公路变成了两条高速公路——低谷时，线路可以满载运行，而高峰时，在主网线路满载运行的情况下，蓄能电站依然可以供给周围的高峰负荷，从而减轻了主网线路的压力。显著的动态效益。从国外的研究成果看，抽水蓄能的动态效益主要体现在承担短负荷、事故备用、调频、调相、提高系统运行可靠性等方面。抽水蓄能电站的调相运行功能可减少电网无功补偿设备，从而节省电网投资及运行费用。节省电力投资费用。研究表明，兴建抽水蓄能电站，其投资比常规水电站少、工期短。抽水蓄能电站可大大提高电网运行的安全性。抽水蓄能机组起停速度快，改变工况速度快，是电力系统的“快速反应部队”，对电力系统的安全运行和事故备用都可起到安全保障作用。抽水蓄能电站在电网中的作用抽水蓄能的静态效益：抽水蓄能电站在电网中由顶峰填谷作用而产生的经济效益，称为静态效益。包括：1.容量效益：抽水蓄能电站是调节电网负荷曲线高峰和低谷之间差距的有效措施。负荷高峰时段，它可以作为水电站发电，担负电网尖峰容量；用电低谷时段，则可作为电网用户，吸收低谷电量抽水蓄能，减少负荷峰谷差。因此抽水蓄能电站可减少火电机组的日出力变幅，使其在高效区运行，增加发电量，并使核电和大型火电机组稳定经济运行。2.能量转换效益：抽水蓄能电站通过能量转换，将成本低的低谷电能转换为价值高的峰荷电能。3.节煤效益：抽水蓄能机组的投入，使电网负荷分配得到调整，火电尽量担负基荷和腰荷，从而使火电总平均煤耗下降。抽水蓄能的动态效益：抽水蓄能电站具有调峰、调频和调相等作用，还可承担紧急事故备用，保证电网安全、稳定运行。这些动态效益高于其静态效益，主要包括：调峰效益：抽水蓄能机组因为结构简单，控制方便，可以随需要增加功率或减少功率，因而有效地减轻了火电机组(包括燃气轮机机组)的调峰负担。调频效益：抽水蓄能机组调节灵活，出力变化可以从0到100%，可以快速起动，随时增荷或减荷，起到调整周波的作用，有助于保持频率并提高电网的稳定性。负荷跟随效益：电网负荷总是在不断的变化，当负荷急剧变化时，抽水蓄能机组与火电或其它类型机组相比，其负荷跟随很快，爬坡能力较强。旋转备用(事故备用)效益：抽水蓄能机组作为水力机组可以方便地处于旋转备用状态，以利快速地承担事故备用。抽水蓄能电站能够快速启动机组，迅速转换工况，但因其水库库容较小，所起作用与具有较大库容的常规水电站有所区别，一般只能担任短时间的事故备用。在发电工况下，可利用抽水蓄能电站运行中的空闲容量，短时间内加大出力；在停机状态下，亦可紧急启动，从而达到短时应急事故备用的目的。在水泵工况下，可停止抽水，快速切换至发电工况。调相效益：抽水蓄能机组由于其结构上的优点，可以方便地做调相运行。不但在空闲时可供调相用，在发电和抽水时也可调相，既可以发出无功功率提高电力系统电压，也可以吸收无功功率降低电力系统电压，尤其是在抽水工况调相时，经常进相吸收无功功率，有时进相很深，持续时间很长，这种情况是其他发电机组达不到的，只有抽水蓄能机组才能做到。另外，抽水蓄能机组在调相运行完成后可以快速地转为发电或抽水。最能体现动态效益的是抽水蓄能机组的事故备用功能。广州抽水蓄能电站投产后，在电网中发挥了紧急事故备用作用。1994年5月至1996年年底期间，在核电机组跳机、火电机组甩负荷和西电解列等66次事故中，由于广蓄电站迅速投入，防止了事故的扩大，帮助电网及时恢复正常供电。十三陵抽水蓄能电站投产以来，对京津唐电网的安全、稳定运行起到了关键作用。尤其是1999年3月，因连续十多天的大雾阴雨天气使供电线路不断出现电网污闪、线路闪络掉闸等事故，在此期间十三陵蓄能电厂均能做出快速反应，六天内共开机48次，紧急启动成功率100%