2.3　抽水储能技术

抽水储能技术发展历史很长，1882年，世界上第一座抽水储能电站建造于瑞士的苏黎世。抽水储能技术成熟度高，具有储能容量大、运行寿命长、成本低等特点，占据了储能市场装机容量的绝大部分份额。抽水储能技术是电网调峰、调幅、调频和核电站削峰填谷的主要配套解决方案，也是解决风电场弃风问题的有效技术手段。

2.3.1　抽水储能技术的原理

图2-2给出了抽水储能水库的俯瞰照片。抽水储能电站通常安装有抽水/发电两用机组，既能抽水，又能发电。在用电高峰，上水位水库放水，水通过两用机组，此时两用机组起发电机作用，将上水位水库的水的势能转换为电能，向电网供电，补充电网在用电高峰时电力不足的问题；在电网用电低谷时，抽水/发电两用机组发挥抽水机的作用，利用电网中的电能，将下水位水库的水抽到上水位水库，即在用电低谷时把电网中的电能转化为水的势能储存在上水位水库中。在电网用电高峰，上水位水库向下水位水库放水，又将水的势能通过发电机转化为电能，向电网输送。水库中的水可反复多次使用，与两个机组一起，完成电能的储存与释放转化。利用抽水机，让上水位水库储存了大量下水位水库的水，相当于储存电网中多余的电能，解决了电能不能储存的问题。抽水储能电站的供电时间可以从数小时到数天不等，综合能量效率在75％左右［2］，由于用电高峰和低谷的电价不同，用电高峰电价高，用电低谷电价低，这样可以提高抽水储能电站的经济效益。抽水储能电站主要用于电力系统的调峰填谷、调频、调幅、紧急事故应急及备用电站等。

抽水储能电站可按不同情况分为不同的类型。例如，按是否有自然补充水源，抽水储能电站可分为以下两类。一类是纯抽水储能电站，没有或只有少量自然水流进入上水位水库，以补充蒸发、渗漏损失，而作为能量载体的水体基本保持一个定量，只是在一个循环周期内，在上水位、下水位水库之间往复利用。其主要功能是削峰填谷和应急、备用电站等任务，而不承担常规发电和综合利用等功能。另一类是混合式抽水储能电站，其上水位水库具有自然水流汇入，来水流量已达到能安装常规水轮发电机组来承担电网的负荷。因而其电站厂房内所安装的机组，一部分是常规水轮发电机组，另一部分是抽水储能机组。相应的这类电站的发电量也由两部分构成：一部分为抽水储能发电量；另一部分为天然径流发电量。所以这类水电站的功能，除了调峰填谷和承担电网系统应急、备用电站等功能外，还有常规发电和满足综合利用等功能。

按电站调节规模，抽水储能电站可分为三种。一种是日调节抽水储能电站，其运行周期呈日循环规律，在用电低谷时用电网的电抽水，用电高峰时用水发电供应电网。储能机组每天支撑一次用电高峰负荷，将上水位水库的水放空、下水位水库储满；在负荷低谷时利用电网系统的电能，再将下水位水库的水抽至上水位水库。纯抽水储能电站大多为日调节抽水储能电站。另一种是周调节抽水储能电站，运行周期呈周循环规律。在一周的5个工作日中，抽水储能机组如同日调节储能电站一样工作，但每天的发电用水量大于储水量，在工作日结束时上水位水库放空，在双休日期间由于电网系统负荷降低，此时利用电网的电能进行抽水储水，至周一早晨上水位水库储满。再一种是季节性调节抽水储能电站，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，抽到上水位水库储存起来，在枯水季内放水发电，以增补天然径流的不足。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，这类电站多为混合式抽水储能电站。

按电站建设的地理位置，抽水储能电站还可分为传统的江河大坝高、低水位水库方式和新型海水、地下储水方式。前者受地理条件、地形及环境的制约较大，后者受环境及地形的制约较小，建设成本低，近年来受到了高度重视。在江河上建设的电站需要设置“高水位水库”和“低水位水库”两个水库。海水电站的“低水位水库”是大海。将海水抽到高水位水库储存即可。与淡水相比，海水不需要建设“低水位水库”，节省建设费用，但由于使用海水，所以对水管及抽水设备和发电设备的耐腐蚀性和防止海生生物附着方面有特殊要求。

综上所述，通过抽水储能电站，可实现电能的有效储存，有效调节电力系统生产、供应、使用三者之间的动态平衡。抽水储能技术是能够实现储存大容量电能的储能技术，抽水储能电站是用以对电力系统安全、稳定、经济运行进行有效调节的设施。另外，抽水储能电站具有削峰填谷功能，在电网中配合火电机组运行，可以实现电力系统的节能减排。通常，火力发电机组在额定设计功率下运行其效率最高。通过调峰储能电站的运行，一方面减少了火电机组参与调峰启停次数，使得火电机组功率输出过程平稳，提高负荷率并在高效区运行，降低机组的燃料消耗；另一方面，在经济调度情况下，低谷电可由火电机组中耗煤较低的机组提供。通过减少火电机组参与调峰启停次数降低机组燃料消耗，减少硫化物、氮氧化物、粉尘及一氧化碳等的排放，实现节能减排目标。

随着风能、太阳能等可再生能源规模化普及应用，在电力系统中建设适当规模的储能电站，可以充分发挥与风能、太阳能发电运行的互补性，提高电力系统消纳风能、太阳能等可再生能源发电的能力，减少弃风。在电网系统电力供应剩余时抽水储能，在电网系统电力供应不足时放水发电，保持电网供电的稳定性，发挥电站既可以平衡可再生能源发电量的不均衡性，又可以参加电网运行调幅、调频的优点，减少可再生能源发电并网对电网的冲击，解决风电、太阳能发电与电网并网困难的实际问题。

抽水储能电站占据了储能市场装机容量的绝大部分份额，是电网调峰、调幅、调频和核电站削峰填谷的主要配套解决方案，也是解决风电场弃风问题的有效技术手段。但是，我国丰富的风电资源主要分布在西北、东北和华北，即三北地区，而这些地区为缺水，甚至是严重缺水地区，不具备大规模建设抽水储能电站的条件。类似的情况也出现在光伏发电基地的建设过程中，近年来建设的大规模集中式光伏发电基地多设在干旱的戈壁，在这样的地理环境建设抽水储能电站显然是不切实际的。发展利用海水以及近岸自然条件建设大规模抽水储能电站，可以为近岸的风力资源开发提供配套储能解决方案，可能成为发展的热点。

抽水储能电站的建设受地形、生态环境等条件的限制，如站址的选择上需要具有水平距离小，高、低水位储水池高度差大的地形条件，岩石强度高、防渗性能好的地质条件，以及充足的水源条件以保证储能用水的需求，而且高、低水位储水池的库区淹没问题、水质和气候环境变化以及库区土壤盐碱化等一系列环保问题也需要全面考虑。抽水储能电站如图2-3所示。

2.3.2　抽水储能技术现状

世界上第一座抽水储能电站1882年建造于瑞士的苏黎世，在20世纪60年代之后得到了迅速发展，以美国、日本和西欧各国为代表的工业发达国家带动了抽水储能电站的大规模发展。日本规定，建设一座核电站时必须同时建设一座用于削峰填谷的电站。

据欧洲风能协会研究报告的观点［3］，电网接纳更多风电是经济性和政策性的问题，不是技术水平和运行的问题，西欧濒海国家对风电并网以及电网如何适应做了深入研究，结论是电网中风能发电容量所占的比例可超过总电量的20％，配合改善电能质量和结构，是促进风电发展的主要经验。

在欧盟国家中，电网中风能发电所占的比例较大。西班牙风电装机容量占总装机容量的20％，发电量占8.7％，抽水储能约占10％；德国风电占总装机容量的17％，发电量占7％，水电比例很低，消纳风电措施除与欧洲电网相联外，建设的抽水储能电站超过总装机容量的10％；丹麦风电装机容量已达总容量的25％，发电量占16％，规划2025年风电比例达50％，全国电网与北欧电网相联，利用北部水电大国挪威的错峰储能，很好地实现匹配调峰，从而提高丹麦的风电利用率［4］。

我国抽水储能电站建设起步较晚，20世纪60年代后期才开始建设，1968年和1973年先后在中国华北地区建成岗南和密云两座小型抽水储能电站，但之后出现停顿。90年代初，随着中国国民经济的高速发展，推动了中国抽水储能电站的迅速发展，到2004年底全国已建成并投入运行的抽水储能电站共10座，装机容量达到570万千瓦。例如，1968年在河北岗南常规水电站上安装1.1万千瓦的抽水储能机组；1992年建成27万千瓦抽水储能机组的河北潘家口混合式抽水储能电站；1997年建成80万千瓦的北京十三陵抽水储能电站；1994年和2000年建成共240万千瓦的广州抽水储能电站一期及二期工程；1997年建成9万千瓦的羊卓雍湖抽水储能电站；1998年建成8万千瓦的浙江溪口抽水储能电站；2000年建成装机规模180万千瓦的天荒坪抽水储能电站和8万千瓦的安徽响洪甸抽水储能电站；2002年建成10万千瓦的江苏沙河抽水储能电站和7万千瓦的湖北天堂抽水储能电站。

截至2005年底，我国抽水储能电站投产规模已达624.5万千瓦，约占全国总发电装机容量的1.2％。到2009年底，我国抽水储能装机容量占电力总装机容量的比例还很低，仅为1.66％，而世界发达国家的抽水储能装机容量占电力系统总装机容量的比重一般在3％～10％之间［5］。到2010年底，我国抽水储能电站投产装机容量达到16345MW，总规模跃居世界第三位，但抽水储能电站占电力系统总装机的比例仍然很低。随着我国国民经济的发展和人民生活水平的不断提高，对电力的需求日益增加，对供电质量的要求也不断提高，特别是风能、太阳能等可再生能源发电及大型核电站的快速发展，在有条件的地区，建设抽水储能电站对推进我国风能、太阳能等可再生能源的大规模开发利用和智能电网建设十分必要。

2.3.3　抽水储能技术发展趋势

目前，抽水储能电站的机组由早期的四机、三机式机组发展为水泵水轮机和水轮发电电动机组成的二机式可逆机组，大幅度减少土建和设备投资。施工已采用沥青混凝土面板防渗、高强度钢结构、斜井全断面隧洞掘进机开挖、上水位水库和地下厂房信息化施工等先进技术。为进一步提高整体经济性，机组正向高水头、高转速、大容量方向发展，现已接近单级水泵水轮机和空气冷却发电电动机制造极限，今后的重点将立足于对振动、空蚀、变形、止水和磁特性的研究，着眼于运行的可靠性和稳定性，在水头变幅不大和供电质量要求较高的情况下使用连续调速机组，实现自动频率控制。提高机电设备可靠性和自动化水平，建立统一调度机制以推广集中监控和无人化管理，并且结合各国国情开展海水和地下式抽水储能电站关键技术的研究［6］，这两种新型抽水储能电站可能成为传统抽水储能电站的有效补充，但在短期内，受技术成熟度、适用范围和经济成本等限制，只能作为能源体系中的微调节和补充［7］。