País | porcelana |
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Provincia | Guangdong |
Ciudad subprovincial | Guangzhou |
Distrito de la ciudad | Conghua |
Nombre (en idioma local) | 广州 抽水 蓄能 电站 |
Información del contacto | 23 ° 45 ′ 52 ″ N, 113 ° 57 ′ 12 ″ E |
Corriente de agua | Liuxihe |
Vocación | Almacen de energia |
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Operador | Grupo CLP |
Fecha de inicio del trabajo | Mayo de 1989 |
Fecha de Terminación | Marzo de 1997 |
Fecha de puesta en servicio | Junio de 2000 |
Costo | 5,8 mil millones de yuanes |
Altura (fundación) |
68 metros |
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Largo | 318,5 metros |
Volumen | 24,08 millones de m³ |
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Área | 1,2 ha |
Tipo de planta | Almacenamiento bombeado |
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Altura de caída | 535 metros |
Número de turbinas de bomba | 8 x 300 MW |
Tipo de turbinas de bombas | Francis reversible |
Energía instalada | 2.400 MW |
Producción anual | 3,8 TWh / año |
Sitio web | www.clpgroup.com |
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La central hidroeléctrica de Guangzhou , también llamada planta de bombeo de Guangdong , es una central hidroeléctrica de bombeo (o STEP ) a Lutian, en el distrito de Conghua , a 120 km al noreste de Cantón (o Guangzhou ) en la provincia de Guangdong , en el sur de China . El agua utilizada por la planta proviene del río Liuxi, un afluente del río Pearl cuya cuenca se encuentra al noreste de Cantón .
Con una capacidad instalada de 2.400 MW , ocupa clase 2 ª plantas más grandes bombeados a China y 3 º lugar en todo el mundo.
La construcción de la fase I (primeras 4 turbinas , importadas de Francia: Neyrpic ) comenzó enMayo de 1989 y terminó en Marzo de 1994 ; los primeros cuatro grupos se pusieron en funcionamiento en 1994 (fase I) .
El trabajo en la fase II (4 turbinas, importadas de Alemania: Voith ), comenzó enSeptiembre de 1994, terminó en diciembre de 1998 ; se pusieron en servicio los grupos 5, 6 y 7Diciembre de 1999en marzo de 2000 al 8 º junio de 2000.
La planta fue construida por la empresa conjunta de almacenamiento por bombeo de Guangdong (GPSJVC) establecida en 1988 por tres accionistas: Guangdong Power Holding Company (GPHC; 54%), Guangdong Nuclear Investment Company (GNIC; 23%) y State Development and Investment Company ( 23%).
Parte de la electricidad producida se vende (25%) a China Light and Power , la compañía eléctrica de Hong Kong .
La central es abastecida de agua por un embalse superior, retenido por una presa de escollera sellada por un muro de hormigón , de 68 m de altura , 318,5 m de longitud y 7 m de espesor en su base; la superficie del cuerpo de agua alcanza los 1,2 km 2 . Su área de captación es de 5,2 km 2 , la altura máxima de su cuerpo de agua es de 816,8 my su volumen de almacenamiento es de 24,08 millones de m³; su altura mínima es de 797 my el volumen mínimo es de 23,40 millones de m 3 .
El agua del tanque superior se transfiere a través de las 2 compuertas a la planta de energía, ubicada m bajo tierra, donde produce electricidad, luego se descarga en el tanque inferior.
El embalse inferior, con una capacidad de 23,4 millones de m³, está retenido por una presa de hormigón compactado con rodillos (BCR) , de 43,5 m de altura , 153 m de longitud y 7 m de espesor ; la superficie de la masa de agua es de 1,6 km 2 . Su cuenca tiene una superficie de 13,2 km 2 , la altura máxima de su cuerpo de agua de 287,4 my su volumen de almacenamiento de 23,42 millones de m 3 ; su altura mínima es de 275 my el volumen mínimo es de 0,63 millones de m 3 .
Las turbinas / bombas vuelven a bombear el agua de las turbinas al tanque superior para su reutilización.
Las dos compuertas de acero revestidas de hormigón se ramifican a su llegada a la central en cuatro conductos cada una para suministrar agua a las ocho turbinas.
La central subterránea consta de una cueva de 21 m × 48,7 m × 152 m , equipada con 8 turbinas de bombeo de 300 MW cada una; la capacidad instalada total es por tanto de 2.400 MW . Una segunda cueva medición de 17,2 m x 17,3 m x 138,1 m contiene los transformadores. La planta está conectada a la red de 500 kV en la estación Zengcheng .
El costo de la fase II fue de US $ 424 millones , un 7% menor que el costo estimado durante la preparación del proyecto; este costo de US $ 352 / kW instalado es mucho menor que el de proyectos comparables en China ( US $ 660 / kW ) y a fortiori en países desarrollados ( US $ 1.000 / kW ). El Banco Asiático de Desarrollo financió US $ 228 millones , o el 54% del total, mediante un préstamo a 15 años.
La producción bruta anual de electricidad de la planta ascendió a 1,1 TWh en 1995, tras la puesta en servicio de la primera fase, a 2,9 TWh en 2000, poco antes de su finalización, ya 3,8 TWh desde la entrega total.