第6章 抽水蓄能技术
6.1 抽水蓄能技术的基本原理和发展历史概述
6.1.1 抽水蓄能技术的基本原理
抽水蓄能技术（pumped hydro storage），又称抽蓄发电，是迄今为止世界上应用最为广泛的大规模、大容量的储能技术。它将“过剩的”电能以水的位能（即重力势能）的形式储存起来，在用电的尖峰时间再用来发电，因而也是一种特殊的水力发电技术。简言之，抽水蓄能技术包括下水库、电动抽水泵/水轮发电机组和上水库三个主要部分，其基本原理如图6-1所示。当电力生产过剩时，剩电会供于电动抽水泵，把水由下水库输送至地势较高的上水库，对电网而言，这时它是用户。待电力需求增加时，把水闸放开，水便从高处的上水库依地势流往原来电抽水泵的位置，借水势能推动水道间的水轮重新发电，对电网而言，这时它又是发电厂。相比其他储能技术，抽水蓄能电站具有技术成熟、效率高、容量大、储能周期不受限制等优点[1]。但另一方面抽水蓄能电站需要合适的地理条件建造水库和水坝，建设周期长、初期投资巨大。
图6-1 抽水蓄能技术原理示意图
抽水蓄能系统抽水时把电能转换为水的位能，发电时把水的位能转化为电能，显而易见，在每一次抽水-发电的能量转换循环中，蓄能的效率为二者的比值。在抽水过程中，电动抽水泵的能耗为：
（6-1）
式中，Ep为电动抽水泵的能耗；ρ为水的密度；g为重力加速度；h为抽水高度，即水头；V为所抽水的体积；εp为电动抽水泵的效率。
同理，在发电过程中水轮发电机组的产生的电能为：
Eg=ρghVεg （6-2）
式中，Eg为水轮发电机组产生的电能；εg为水轮发电机组的效率。
由此可见，抽水蓄能系统的效率为电动抽水泵的效率和水轮发电机的效率的乘积：
ε=εpεg （6-3）
事实上，抽水蓄能过程中的能量损失还包括管道渗漏损失、管道水头损失、变压器损失、摩擦损失、流动黏性损失、湍流损失等。除去储能过程中所有这些损失，抽水蓄能系统的综合效率一般可以达到65%～80%。
抽水蓄能电站的电气设备与常规电站基本相同。对电机而言，三相同步发电机兼作三相同步电动机在原理上和技术上都是可行的。蓄能电站对电机的特殊要求是启动频繁，增减负荷速度要求高。如电站水头变化大，则应采用双速电机。此外，主机应有专用励磁装置供同步启动，或有专用的同轴启动电动机，或变频启动装置。在主结线方面，如果是可逆机组，则应设有相序转换开关等。近年来，水力机械已向高水头、高转速、大容量方向发展。高水头具有很多优点，一般说来水头愈高，则：①可使用较高的转速，减小外形尺寸，增大单机容量，减小工程投资；②减小引用水量，使上下库容减小，采用较小的管道直径；③由于引用水量小，减小库内水位波动，使机组可在高效点运行。采用高转速可提高机械效率，泵的比转速已向ηq=30～50方向发展。由于高的比转速会加速汽蚀，因此要求有较大的淹没深度。采用大的单机容量，可减小台数，降低基建费用和运行费用。目前国外已开始设计1000～1500m水头的可调式抽水蓄能机组，单机容量达600～700MW，在技术上认为是可行的。
6.1.2 抽水蓄能的功率和容量
功率和容量是衡量抽水蓄能系统的具体应用中最重要的两个技术指标。由式（6-1）和式（6-2）可知，在抽水蓄能系统中抽水消耗的功率和发电功率均与体积流量及水头成正比，而抽水蓄能系统的蓄能容量取决于上水库的总蓄水量以及水头的高度。有效水头越高，所需的流量和水库容量就越小，单位造价也就越小，故抽水蓄能电站的造价随水头增大而降低。世界各国虽然对水头的高度没有统一的规定，但一般地可以按照发电水头的大小分为高水头抽水电站、中水头抽水电站和低水头抽水电站，并且一般称水头200m以上的抽水电站为高水头电站，水头70～200m的抽水电站为中水头电站，水头70m以下的抽水电站为低水头电站。我国的大部分抽水储能电站为高水头水电站，一般建设在河流上游的高山地区。这种水电站由于上下游水位相对稳定，水头变化幅度相对不大，它的出力和发电量基本可以通过水量来控制，综合效益较高。
抽水蓄能系统最主要的部分是上、下两个水库。上水库的进出水口，发电时为进水口，抽水时为出水口；下水库的进出水口，发电时为出水口，抽水时为进水口。这与常规水电站一般仅有一个水库，仅有一个发电进水口和一个出水口不同。上、下水库的开发方式主要取决于站址的自然条件，具体可以有几种方式：
① 上、下两库均由人工围建。此种方式的自然条件主要是地形上能建设合适的库容和站址距电网的经济距离，而水文条件是次要的。上库的调节库容量一般需考虑5～10h的蓄放水量，而水位变化幅度应不超过水轮机工作水头的10%～20%。
② 上库由人工围建，下库则利用天然河道、湖泊、海湾或利用已经建成的水库。此种开发条件与①相同。
③ 人工围建下库，而上库则为已建成的水库。这种方式一般是对原有的常规水电站进行改造，使其具备抽水蓄能的功能，其建站规模亦主要由下库的地形和库容来决定。
④ 上、下两库均利用相近的天然河道或湖泊。这种方式的站址比较难选，而且上、下库之间的水位差一般来说也不会很大。
⑤ 在地形比较平坦的场合，只有上水库是露天的，而下水库、电站厂房及管道全部设在地下，也可利用报废的矿井。这种蓄能电站的水头可达1000m以上，可安装大容量、高水头、高效率的水轮机。
除上、下水库的选择外，抽水蓄能系统最重要的组成部分为电动抽水泵/水轮发电机组。20世纪20年代抽水储能技术最初兴起时，采用的是四机分置式的电动抽水泵/水轮发电机组。这种类型的抽水泵和水轮机分别配有电动机和发电机，形成两套机组，这种配置目前已不采用。
后来三机串联式的机组代替了四机分置式机组，其特点是抽水泵、水轮机和发电电动机三者通过联轴器连接在同一轴上，在发电或抽水时，水轮机和抽水泵分别和发电电动机连接以发挥专门的作用。这种三机串联式的机组因为水泵和水轮机的参数选择与设计可以按各自的运行工况来决定，因此在发电工况和抽水工况时都能保证有最高的效率。由于泵和水轮机旋转方向一致，简化了电气接线，便于操作，又可利用水轮机来启动水泵机组，工况转变和反应时间较快。但泵和水轮机有各自的涡壳，设备尺寸较大，管道阀门投资大，土建工程大，且泵或水轮机在空转时有一定损耗。这类机组最大出力在300MW左右。
1933年出现了首台二机可逆式机组，其特点是机组由可逆抽水泵水轮机和发电电动机二者组成，是转轮正向旋转时作为水轮机使用[2]，反向旋转时作为水泵使用的可逆式水力机械。这种可逆机组设备尺寸小，投资降低，更适宜于地下厂房的安装，只需要较小的洞室，节省土建工程量，且管道阀门亦简化[3]。但机组效率受同一机械的限制，不能两者兼顾。此外，机组运行中受多次重复应力的作用，造成一些电器和机械设备问题。可逆机组又分为导水机构可调节的单级机组和导水机构不能调节的多级机组。单级机组的应用受到运行水头的限制，最大水头为600～700m，单机容量300～400MW。多级机组运行水头可达1200m，由于不能调节，单机容量都不超过160MW。
6.1.3 抽水蓄能电站的种类
抽水蓄能电站根据利用水量的情况可分为两大类：一类是纯抽水蓄能电站，它是利用一定的水量在上、下水库之间循环进行抽水和发电；其上水库没有水源或天然水流量很小，需将水由下水库抽到上水库储存，因而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，仅用于调峰、调频，一般没有综合利用的要求，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。另一类是混合式抽水蓄能电站，它修建在河道上，上库有天然来水，电站内装有抽水蓄能机组和普通的水轮发电机组，既可进行能量转换又能进行径流发电，可以调节发电和抽水的比例以增加峰荷的发电量。
按照水库调节性能，抽水蓄能电站可以分为日调节抽水蓄能电站、周调节抽水蓄能电站和季调节抽水蓄能电站。其中日调节抽水蓄能电站的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。周调节抽水蓄能电站的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，继而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。季调节抽水蓄能电站则是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，并在枯水季内放水发电，以增补天然径流的不足。通过这样将原来是汛期的季节性电能转化成枯水期的保证电能，这类电站绝大多数为混合式抽水蓄能电站。
6.1.4 抽水蓄能技术的发展历史概述
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135年的历史。但是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。自20世纪50～60年代开始，由于各国的电力系统迅速扩大和发展，电力负荷的波动幅度不断增加，调节峰谷负荷的要求日趋迫切，遂出现了以电网调节为主要作用的抽水蓄能电站，在电力系统中担任调峰和调频的角色。尤其是从70年代开始，核电进入快速发展时期。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，因此通过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，而且可以有效降低核电发电成本。正是由于这样的原因，伴随着核电的发展，抽水蓄能电站得到迅速发展。据统计，1960年全世界抽水蓄能电站总装机容量35GW，1970年为160GW，1980年为460GW，1990年为830GW，30年增加了近24倍。其中在1970～1990年间，美国建成的抽水蓄能总容量超过18GW，约占同一时期其全国发电装机总容量的2.5%，并且抽水蓄能电站的建设与核电的建设非常正相关，如图6-2所示。欧洲的情况也很相似，在这一时期建成的抽水蓄能装机容量为21.5GW，约占欧洲总蓄能容量的70%。
图6-2 20世纪美国核电和抽水蓄能电站的发展
1—Installed Nuclear；2—Culmative Nuclear；3—Installed PHS；4—Culmative PHS
然而自1990年起，抽水蓄能电站在欧美等国的发展明显放缓。在这一时期内，整个欧洲只新建了8个抽水蓄能电站，总容量为4GW，如图6-3所示。造成这一时期抽水蓄能电站发展缓慢的原因是多方面的，其一是从成本上看合适建设抽水蓄能电站的地理条件在逐步减少，而且核电的发展速度在这一时期也明显放缓。其二是以天然气为燃料的燃气轮机发电技术的成本大幅下降，从成本和技术上均可以作为调节高峰负荷的有效手段。这种情况一直持续了近20年，直到近几年来随着化石能源成本的上升和可再生能源的大量接入，电网对大规模的调峰容量需求增加的同时，对大规模低谷电的消纳能力需求也在增加，这就使得建设抽水蓄能电站，特别是通过改造原有的水力发电站使其成为具有“吸收”能力的抽水蓄能电站被大量提上日程，客观上再一次促进了抽水蓄能电站的快速发展。
图6-3 20世纪欧洲抽水蓄能电站的发展
MW Capacity Installed；
Number of Plant
相对于欧美，我国抽水蓄能技术的发展有很大不同。我国抽水蓄能电站建设起步较晚，20世纪60年代后期才开始研究抽水蓄能电站的开发，1968年和1973年先后在华北地区建成岗南和密云两座小型混合式抽水蓄能电站。在近40年中，前20多年蓄能电站的发展几乎处于停顿状态，90年代初随着核电比重大增、电网对调峰容量需求的增大，抽水蓄能电站得到迅速发展。目前，随着国家能源局批复福建、海南等22个省（区）59个站点的抽水蓄能电站选点规划，我国新一轮抽水蓄能电站规划选点工作基本完成。截至2013年底，全国抽水蓄能电站投产容量已达21.545GW，在建容量14.24GW，保持稳定增速。预计到2020年，我国抽水蓄能电站装机容量将达到70GW。