工程科技

2015-03-06

近期，中国大坝协会联合中国电建集团北京勘测设计研究院有限公司、中国水利水电科学研究院、中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司和中国南方电网调峰调频发电公司等四家会员单位，联合策划编写了《科学世界》杂志“抽水蓄能”专刊。本栏特此转载全文，希望这一内容能够得到大家的关注，以使广大职工更好地了解抽水蓄能电站、了解电力行业。同时，希望您能帮助我们，一起将知识传播开来。

“抽水蓄能”专刊共分为四部分。第1部分：电力系统；第2部分：抽水蓄能的优势；第3部分：建设抽水蓄能电站；第4部分：未来的蓄能电站。如果喜欢，请您转发和收藏。

 

抽水蓄能

将富余的电能转化为水的势能，按需释放

各种电器都需要电，插电就用，非常方便。你知道吗，我们在用电时，发电厂必须在发电才行。电是不能储存在电网中的，大家都不用电时，发电厂就要空转或者停机。因此，为保证电网平稳运行，想用电时有电用，就必须安装储能设备，把暂时富余的电以另一种方式存起来，在用电高峰时再释放出来。蓄能电站除了削峰填谷，还担负着调频、调相、稳定频率和电压、应对事故等作用。当然，也可以用其他方法把电能转化为动能、热能、弹性势能、化学能等储存起来，比较而言，抽水蓄能电站目前还是最佳选择。让我们来看看抽水蓄能电站在电网中是如何工作的。

第1部分电力系统

1.1 电网是发电与用电之间的桥梁

电能是最好用的能源，从我们家居的各种器具，到工厂的各种机械设备，都可以用电来驱动，非常方便。所以自从发现了电磁感应原理以来，电气化发展非常迅速，由此引发了近代史上第二次技术革命，如今电已经广泛地渗透到人类日常生活的各个层面。

电力系统把发电、输电和用电组合在一起

电能属于二次能源，是从其他能源转化而来的。所有（一次）能源都可以转化为电能，而电能又能转化为人们所需的动能、热量等，为人们生产和生活提供动力。各种能量转化为电能之后就可以通过导线输送到需要能量的地方，然后就连接到我们的用电器了。原则上电能可以从发电机直接送到用电器，但实际上，必须要经过电网来实现。由发电厂、电网（输电、变电、配电）和用电等环节组成电力系统，保证了用电的平稳和安全。

发电厂，顾名思义是产生电能的场所，主要是将各种形式的能量在适当的地点转化为电能，然后接入电网，送到有用电需求的地方。目前我国电力系统中火力发电厂占主导地位，其次是水电站。火力发电厂是把燃料（煤、石油、天然气、生物质燃料等）的化学能转化为电能，水电站则是把水的势能转换为电能。近年来，随着发电技术的突破，除水电外，如核能、风能、太阳能等也开始受到人们的青睐，一些新型的发电厂，如核电厂、风电场、太阳能光伏（热）电站、地热电站等应时而生，对于一些规模比较大的发电厂，其所产生的电能只有并入电网才能加以充分利用。由于发电厂类型多样，“品质”不一，也给电网的安全稳定运行带来挑战。

电网是电力网的简称，主要由变电站和线路组成，一般可分为输电网和配电网，是电力系统的骨架。它把各种来源的电能集纳起来，进行相应的“加工”，运送并分配给各种不同的用户，比如矿山、工厂、城镇和居民。

发电厂一般建在能源相对丰富的地方，比如，水电站必须建在水力资源比较丰富的河流上；虽然火电厂原则上可建在任何地方，但实际上更适合建在燃料比较丰富的地区。然而，这些地区往往都距离电能用户比较远，为了给用户供电，就必须建设输电网。发电厂所发出的电能经过变压器把电压升高，经输电网输送到临近用电中心的枢纽变电站，在那里降压后送到配电网。而配电网主要是从输电网或者当地发电厂接受电能，然后通过配电设施逐级分配给用户。

电是不能储存的

我们都用过电视机、洗衣机等家用电器吧，电源线插在插座上，开机就可以运转，好像电网中充满电能，随取随用。实际上，你在电网用户端用电的同时，供电端的发电厂要发出与你所用电量同样多的电（忽略损耗）。如果供电端没有发电机在运转的话，电网中就不会有电能，电器等设备就不会运转了。如果用电端不使用电，供电端的发电机只能在空转，或者就要停机。

所以，电能的生产和消费是同时进行的，其生产、输送、分配和消耗始终处于动态平衡中。生产和消耗是严格平衡的，也就是发电厂任何时刻发出的电能必须等于该时刻用电设备消耗和电网损失的电能之和。电能用户的用电量决定电能的生产量，发电量随着用电量的变化而变化。

所以，发电厂的发电能力是根据总用电需求设计的，原则上有多大的用电需求，就要具备多少（发电厂）发电能力。不过，用电需求是随时变化的，电能用户如何用电、何时用电及用多少电，对于电能生产都具有特别大的影响。电力系统的供用电过程是非常短暂的，供电系统中出现任何问题或故障，几乎立刻就会影响到供用电设备；如果电能供需出现不平衡，将会导致电源频率出现偏差，需要发电设备及时调节发电机的出力（发电能力）来维持电能的供需平衡。为了保障供电安全，电网需配备一定规模的备用电源。

1.2 用电需求是不断变化的

如前所述，电能的生产是由用电需求决定的，而电网中的用电类型众多，如工厂、矿山、交通、市政、商贸、居民生活等，不同用户的用电时间和用电特性差别比较大，造成了电力系统的用电需求随时都在变化。

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7～8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4～5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4、5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克/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元/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

 

第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4～6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3部分 建设抽水蓄能电站

3.1 抽水蓄能电站是根据电网的需要发展起来的

1882年，首座抽水蓄能电站诞生在瑞士，装机容量仅为515千瓦，汛期将河流多余水量（下库）抽蓄到山上的湖泊（上库），供枯水期放水发电用，是一座季调节型抽水蓄能电站。其初衷仅仅是单纯的蓄水，以配合常规水电运行。

随着抽水蓄能电站工程技术的发展及其在电网中实际运行的表现，它逐渐显示出更多的优势，被赋予了更多的职责——调峰填谷、调频调相、事故备用、配合风电储能等。而这一漫长转变，长达百余年的历史。可以说，从世界角度看，抽水蓄能电站并不是新鲜事物，而是被广泛接受且认可的综合性电站。

抽水蓄能电站的开发程度与其经济发展水平直接相关，发达国家（尤其是欧洲部分国家、美国、日本等）在核电的开发、风能的利用和蓄能配套方面已有一定成功经验，其中日本、美国和欧洲诸国的抽水蓄能电站装机容量占全世界抽水蓄能电站总和的80%以上，而且核电、风电装机比重较大的国家，均建有一定规模的抽水蓄能电站以配合核电和风电等运行。

世界抽水蓄能发展逐渐向亚洲转移

世界抽水蓄能电站发展的黄金时期是20世纪的七八十年代，50年代抽水蓄能电站年均增加装机容量不足30万千瓦，而70年代装机容量年均增加305.1万千瓦，年均增长率为11.26%；80年代年均增加403.6万千瓦，年均增长率也有6.45%，在这一时期，蓄能电站的装机容量增长率比世界总装机容量增长率要高1倍左右，到1990年，全世界抽水蓄能电站增至8687.9万千瓦，占世界总装机容量的3.15%。

但进入20世纪90年代后，抽水蓄能电站发展速度明显减缓，其根本原因是发达国家的经济增长速度放慢，导致电力负荷增长速度放缓，世界总装机容量增长率随之下降，进而影响到抽水蓄能电站的建设。

然而此时，亚洲抽水蓄能电站的建设而却处于蓬勃发展期。中国、印度、韩国、日本的装机容量不断攀高，特别是身为发达国家的日本，并未因经济衰退而减缓抽水蓄能电站的建设，在建规模达到712万千瓦，居世界第二位。

原来，这与日本电力体制有关，日本电力公司分地区组成发电、输电、配电统一的经营公司，各公司必然重视电网安全及电力质量，从而注重抽水蓄能电站建设，而且日本核电机组所占比例也比较大，这也是日本蓄能电站建设规模较大、较快的原因。

可以说，随着世界经济中心的逐步转移，亚洲已经成为了新的蓄能电站建设中心。据统计，日、美、欧在抽水蓄能电站建设的高速发展期，当时的人均GDP约为2000美元。目前，亚洲多个国家和地区的经济发展都已经越过这个层次，进入了高耗电的重工业化和家用电器普及化阶段。在经济高速发展的驱动下，抽水蓄能电站建设发展很快。

 

上图为美国落基山（Rocky Mountain）抽水蓄能电站

3.2 我国抽水蓄能电站的建设发展迅速

我国抽水蓄能电站的发展，始于20世纪60年代后期。1968年，河北岗南水库电站安装了一台容量1.1万千瓦的进口抽水蓄能机组。1973年和1975年，北京密云水库白河水电站改建并安装了两台国产1.1万千瓦抽水蓄能机组，总装机容量2.2万千瓦。这两座小型混合式抽水蓄能电站的投运，标志着我国抽水蓄能电站建设拉开序幕。

经过20世纪70年代的初步探索，80年代的深入研究论证和规划设计，我国抽水蓄能电站的兴建逐步进入蓬勃发展时期。以火电为主的华北、华东、广东等电网的调峰供需矛盾日益突出，通过兴建抽水蓄能电站解决调峰问题逐步成为共识，一批大型抽水蓄能电站应需而生。1988年开工的广州抽水蓄能电站，总装机容量240万千瓦，于2000年建成；1992年开工的北京十三陵抽水蓄能电站，装机容量80万千瓦，于1997年建成；1992年开工的浙江天荒坪抽水蓄能电站，装机容量180万千瓦，于2000年建成。

从我国抽水蓄能电站的发展趋势来看，在时间上呈现为年代波浪式发展，空间上则呈现为跨区辐射式发展。

从时间上看，我国抽水蓄能电站建设起步较晚，80年代末才开始第一座混流式大型抽水蓄能电站技术的研究工作，90年代中期建成了第一批大型抽水蓄能电站（广州抽水蓄能电站一期和北京十三陵抽水蓄能电站）。在21世纪初期，我国抽水蓄能电站迎来了第二个建设高潮，有19座抽水蓄能电站陆续开工建设。截至2014年底，我国投产运行的装机容量已经达到了2211万千瓦（未包括港澳台地区，下同），位居世界第一，不过仍仅占我国总装机容量的1.7%。随着经济的继续发展，对电网供电可靠性的要求必然进一步提高，对新能源大规模发展所需要的储能调节等要求也会越来越突出，因此，未来我国抽水蓄能电站必然迎来新的建设高潮。

从空间上看，我国的第一批抽水蓄能电站主要分布在经济较为发达的东部地区和以火电为主的中部地区。然而，随着我国能源政策的调整，以风能为代表、位于内蒙古东、西部及吉林、甘肃等地的新能源基地规划建设，迫切需要在发电端配套调峰能力强、储能优势突出、经济性好，且能提高输电线路经济性的抽水蓄能电站。此外，华北、东北地区的经济发展，也对电网安全稳定运行提出了更高的要求。

我国开展抽水蓄能电站建设已经四十余年。在这期间，基于大型水电建设所积累的技术和工程经验，加上引进和消化吸收国外先进技术，及一批大型抽水蓄能电站的建设实践，已让我国累积了丰富的建设经验，掌握了较先进的机组制造技术，电站的整体设计、制造和安装技术更是达到了国际先进水平。例如，已建成的西龙池电站是世界上水头最高（640米）的抽水蓄能电站之一，而在建的丰宁电站（360万千瓦）则将是世界上装机规模最大的抽水蓄能电站。可以说，我国抽水蓄能电站建设已有较高的起点，抽水蓄能机组设备的已建总装机规模和单个电站的装机规模均位居世界前列。

 

在建的丰宁抽水蓄能电站，周调节蓄能电站，总装机规模360万千瓦，将是世界上最大规模的抽水蓄能电站，也是华北电网不可多得的优良站址。

 

西龙池抽水蓄能电站是中国已建的水头最高的大型抽水蓄能电站。位于山西省五台县境内，装机容量4×30万千瓦，额定水头640米。2003年8月主体工程开工，2008年11月28日第一台机组发电。

3.3 不同的抽水蓄能电站起着不同的作用

十三陵抽水蓄能电站——保障首都明亮的最后一根火柴

十三陵抽水蓄能电站位于北京市昌平区,距市中心约40公里，为我国最早开展勘测设计工作的大型抽水蓄能电站。它安装了4台单机容量为20万千瓦的可逆式混流发电机组，总装机容量80万千瓦。工程从1989年开始筹建，1995年8月开始蓄水，1997年6月，4台机组全部建成。从规划选点到全部建成发电，前后历时24年，充分反映出了我国抽水蓄能电站建设起步的艰辛。

十三陵抽水蓄能电站投产以来，为华北电网的调峰填谷、调频、调相、事故备用及保证首都用电等方面起到显著作用。

2011年12月21日，华北电网张家口地区因大风吹起异物引起线路相间短路跳闸，导致张北沽源地区13个风电场的782台风机和41个光伏单元脱网，甩掉负荷98.8万千瓦。此时，十三陵电厂的4台机组相继发电启动，协助电网抵御了这次事故造成的冲击。2012年11月3～5日，华北地区遭受大面积大风雨雪天气，7条500千伏线路发生了26次跳闸，而十三陵电厂按照调度指令随调随启，累计发电启动18台次，配合华北网调完成线路抢通恢复供电，保障了首都供电安全。

十三陵抽水蓄能电站是北京市唯一的抽水蓄能电站，在重要节日和重大活动期间，该电站对于保证首都用电起到了重要作用。例如1997年香港回归、2008年北京奥运会期间，十三陵抽水蓄能电站在负荷高峰时，两台机组作抽水工况运行，在电网中当负荷使用，而一旦电网出现事故，机组可在3分钟内由抽水工况转换为满负荷发电工况，这样可使系统增加160万千瓦的有效发电容量，为保证电网安全发挥出更大作用。2008年奥运会期间，京津唐电网负荷中电视机负荷约为1750万台，在开幕式、闭幕式等特殊时间段形成电网负荷波动，幅度大约在100万千瓦，十三陵电厂快速跟踪负荷，发电出力调整幅度在10万～80万千瓦，成功地将电网频率稳定在49.96～50.06赫兹之间，保障了电网的安全稳定运行。

广州抽水蓄能电站——核电稳定运行的保障电源

广州抽水蓄能电站位于广东省从化市，距广州市90公里，安装8台单机容量为30万千瓦的可逆式混流发电机组，总装机容量240万千瓦。

该电站为广东电网和香港九龙电网服务。由于广东及香港地区的电网负荷峰谷差较大，加之大亚湾核电站的运行，迫切需要抽水蓄能电站与之配套运行。从核电运行的安全性考虑，核电机组最好是以额定指标稳定运行，承担电网的基本负荷。广州抽水蓄能电站不仅为核电创造了良好的运行环境，使核电不必参与调峰、实现稳定运行，而且可以辅助核电提高燃料利用率，降低核电发电成本。经统计，大亚湾核电站在这个电站的配合下，年均发电量达到合同电量的1.2～1.5倍。

蒲石河抽水蓄能电站——电网调峰器

蒲石河抽水蓄能电站位于辽宁省宽甸县，距丹东市60公里，电站安装了4台单机容量为30万千瓦的可逆式混流发电机组，总装机容量120万千瓦。

东北电网是以火电为主的电网，加之内蒙古东部、吉林千万千瓦级风电基地的建设，风电比例逐年升高，电网对调峰电源、储能电源的需求大幅度增加，冬季调峰难度日益加大。由于东北地区冬季寒冷，供热机组所占比例较大，而且要求出力稳定，因此几乎没有调节能力。另外，冬季风能资源丰富，特别是夜间的风速较高，这部分风电在电力系统用电低谷时出力较大，但电网难以消纳，只得弃风限电。蒲石河抽水蓄能电站可在夜间负荷低谷时加大抽水量，减小其他火电机组的调峰压力，并与风电配合，促进风能资源有效利用。仅以它的4号机组为例，在投入运行后的50天里，共发电69次、抽水52次，最长持续运行11小时，消纳了风电机组的发电容量，减少了电网对风电机组的发电限制。抽水蓄能电站的这种大规模储能的能力，为稳定东北地区电网起到了重要作用。

天荒坪抽水蓄能电站——事故救助员

天荒坪抽水蓄能电站位于浙江省安吉县，距杭州57公里，至上海175公里，至南京180公里 。电站安装了6台30万千瓦可逆式抽水发电机组，总装机容量180万千瓦，年发电量30.14亿千瓦时，抽水电量（填谷电量）41.04亿千瓦时，为日调节纯抽水蓄能电站。该电站自2000年全部建成投产以来，在华东电网中紧急事故备用作用十分突出。

以2009～2011年的实际运行情况来看，该电站仅“机组紧急发电为系统顶出力”一项，3年中就有28次之多。华东电网数次险些发生较为严重的较大范围停电事故（2003年9月4日、2007年7月27日和2011年7月26日等），天荒坪电站都发挥出了独特的事故备用功能，它紧急、迅速启动机组发电，为华东地区供电稳定、避免重大经济损失发挥了显著的作用，其综合效益难以估量。

3.4 创新发展抽水蓄能电站技术

从技术角度看，我国的抽水蓄能电站不论从土建设计还是施工技术，均已处于世界先进水平。目前，蓄能机组设备的国产化进程正在加快，设备安装水平也在继续提高。

引进技术，自主创新

抽水蓄能电站建设的主要难点在于水泵水轮机的制造，这是因为该机组要同时具备水泵（抽水）和发电机（发电）的功能。由于水泵水轮机在水泵工况和水轮机工况运行时要使用同一转轮，因此两种工况是相互关联的，试图单独去改变水泵或水轮机工况的运行特性将是非常困难的，也不可能使水轮机和水泵同时在各自的最优效率范围内运行。如图所示，水泵水轮机在水泵工况和水轮机工况运行时，均无法达到各自的最优工况。

为让机组在两种工况下均有良好的运行特性，只能通过参数选择，使其在水泵和水轮机工况下，在相对合理的范围内运行。而这些参数的选择，必须基于大量的设计实验和工程经验。

为了加快推广抽水蓄能电站建设，2003年在“引进技术、合作生产”的策略指引下，我国的电机厂以惠州、宝泉、白莲河三个电站项目为契机，引进吸收了国外的成熟技术，对大型抽水蓄能电机重要部件的研究、设计和制造方面的关键问题进行了研究。目前，国内厂家已获得了研发、设计、制造抽水蓄能机组所必须的全部技术，具备了和国际同行竞争的能力。

从机组制造的技术突破来看，我国已经攻克了高水头（700米级）、大容量机组（单机40万千瓦）的设计、制造难关，正在实现机组设计制造的国产化，这将从根本上降低抽水蓄能电站的工程造价。

探索可变速机组，增强调节能力

目前我国投产的蓄能机组均为定速机组，即处于水泵工况时，水泵只能满抽（如单机30万千瓦的蓄能机组抽水时，只能以30万千瓦的入力抽水，而不能从小到大创新发展抽水蓄能电站技术地逐步增加抽水入力，也不能根据电力系统负荷变化而调节抽水入力），这有可能会对局部电网产生一些影响。

再者，随着电网中核电、燃气发电及联合循环电厂等稳定供电电源和风电、光伏发电等间歇性可再生能源的大规模利用及其在电网中所占比例日渐增大，导致电网的稳定运行（尤其是夜间频率控制）变得更为困难。核电在电网中的比重增加后，夜间也将满负荷运行，这就导致可以调整出力的其他机组在夜间将被停运，由此会产生夜间负荷调整困难及频率波动的问题。定速蓄能机组以水泵工况运行，不能调节输入功率，因此无法满足电网快速、准确进行电网频率调节的要求。对此，可变速蓄能机组就是解决这一问题的办法之一。

从20世纪60年代开始，国外水电行业就开始了可变速抽水蓄能机组的研究及试验工作，日本、欧洲均进行了深入的工作，其中日本是研发、制造和应用可变速交流励磁蓄能机组最早且最多的国家。根据已投运的日本电站（如矢木泽、高见、大河内、盐源、奥清津、冲绳、小丸川等电站）和德国金谷电站的变速机组运行情况总结的相关资料，它们对电力系统运行的经济性和稳定性起了非常重要的作用。此外，同一电站或区域已投运的可变速机组的调用率远高于定速机组，而变速机组在多方面的优越性能，决定了它为电网提供的优质电能和为运营方创造的效益方面远远超过了定速机组。

我国建设可变速抽水蓄能电站机组，可通过提高自身调节性能、提高机组自身运行稳定性来延长机组使用寿命，这不仅有利于促进坚强智能电网的建设，提高特高压输电系统的安全稳定性，还可有效降低电站机组启停对局部电网的冲击性，并提高资源利用率。

然而，由于可变速机组的机组设备投资是定速机组的1.5倍左右，故工程总的静态投资要比定速机组约高出20%～50%。虽然我国目前尚未建设一个可变速机组的抽水蓄能电站，也未能掌握可变速机组制造的关键技术，但仍正在积极进行着相关方面的预研，不久将来我国会建设一批可变速蓄能机组。

 

第4部分未来的蓄能电站

4.1 多种方式都可以储存能量

采、发、输、配、用、储，这是电网运行的六大环节。随着间歇性可再生能源比重的不断提高，在需求侧和配电网加强“储”能系统的构筑，必将提高供给侧和需求侧的进一步配合乃至融合。因此，储能技术的研究越来越受到重视，它的应用也必将为传统的电力系统设计、规划、调度、控制等方面带来重大变革。

说到储能，大家很容易想到电池。但是，现有的电池不论在储能能力、运行寿命还是后期处理方面，均难以满足电网大规模储能的要求。

所谓电力储能系统，是将电能通过一定介质转换成其他能量存储起来，在需要时再将所存能量转换为电能释放出来。储能系统一般要求储能密度高、充放电效率高、单位储能投资小、存储容量和储能周期不受限制等。

储能技术，也是目前制约可再生能源大规模利用的最主要瓶颈之一。当前主要的可再生能源（如风能、太阳能、潮汐能等）存在两个致命的问题，一是间歇性，二是稳定性差。因此，如何利用储能技术将这些间歇式能源“拼接”起来，并形成稳定的输出，是提高可再生能源比例和大规模利用的关键问题。

从能量转换的角度来看，电能可以转换为机械能、化学能、电磁能、热能等形态存储，储能系统因而也可以分为机械能储能、电磁储能、电化学储能和热储能四大类型。其中，机械能储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能；电磁储能主要包括超导储能、电容器和超级电容；电化学储能主要包括钠硫电池、液流电池、铅酸电池、锂电池；热储能主要指熔融盐蓄热储能。

 

其中，压缩空气储能是基于燃气轮机技术发展起来的一种能量存储系统。它利用非高峰电力或可再生能源电力，把空气压缩到地下结构或地上系统，然后在改进的燃气轮机中让压缩空气与天然气混合、燃烧和膨胀做功，以此来发电。目前，世界上只有德国和美国的两座大规模压缩空气储能电站投入了商业运行，我国对压缩空气储能的研究还处于实验研究阶段。

飞轮储能通过电动机拖动飞轮，使飞轮本体加速到一定的转速，由此将电能转化为动能。在需要能量释放时让飞轮减速，电动机作发电机运行，动能就可以转化为电能。飞轮储能技术在国际上已有成功应用案例，但总体储能密度较低。我国的飞轮储能技术仍处于理论研究阶段。

超导磁储能系统利用超导线圈，通过变流器将电网能量以电磁能的形式储存起来，需要时再通过变流器馈送给电网或其他装置。我国在863计划中，启动了高温超导磁储能系统应用技术项目，由于受技术和成本的制约，目前仍处于开发和试验阶段。

超级电容器储能可以分为“双电层电容器”和“法拉第准电容器”两大类。双电层电容器，利用电极和电解质之间形成的界面双电层来存储能量；法拉第准电容器，则是在电极表面或体相中的二维或准二维空间上，通过电活性物质进行欠电位沉积，发生化学吸脱或氧化还原反应，产生与电极充电电位有关的电容。然而，超级电容器的能量密度较低，目前主要应用在电动汽车、电子电源及某些军事和工业等需要低容量、高峰值功率输出的场合。总体来看，超级电容器储能技术目前还处于前沿探索阶段。

电化学储能的装置是电化学电源，又称电池，是一种能将化学能直接转变成电能的装置。它通过化学反应，消耗某种化学物质并输出电能。电化学储能主要应用于通信、铁路、牵引等诸多领域及汽车启动等用途。该类储能单体（电池）的容量仅能达到千瓦级别，难以满足电网的大规模储能需求，因此在电力系统中，仅在发电厂和变电站中充当备用电源。

熔融盐蓄热储能则利用熔融盐使用温区大、比热容高、换热性能好等特点，通过传热工质和换热器，将热量导入并加热熔融盐，以此将热量存储起来。需要时，再通过换热器、传热工质和动力泵等设备，将储存的热量取出以供使用。大规模熔融盐蓄热技术的应用和发展，与太阳能热发电技术的应用息息相关。太阳能热发电在国外已获得广泛应用，但是受技术水平、经济和社会障碍等因素的制约，在国内还没有商业运行的热电站，大规模熔融盐蓄热技术也仍然处于实验研究阶段。

根据储能的容量等级，可分为“分布式储能技术”和“大规模储能技术”。其中的分布式储能技术以分散形式应用，单台机功率一般在1瓦～10万千瓦之间，储能容量在1瓦时～1万千瓦时之间，其中的钠硫电池、液流电池和锂离子电池很具有应用发展前景。大规模储能技术，则是指系统本身功率在5万千瓦以上，储能容量在10万千瓦以上的储能系统。目前，仅有抽水蓄能电站和大型压缩空气储能系统能够满足这个苛刻的要求。

目前，我国应用于电力系统的储能技术只有抽水蓄能和电化学储能，但是电化学储能规模远小于抽水蓄能，只适用于独立区域电网，且现阶段以发电厂和变电站的备用电源为主，未来应用范围有限。当前技术条件下，如机械储能、化学储能等储能系统与抽水蓄能电站相比，电能转化效率提高不到20%，但单位千瓦投资是抽水蓄能的4.8～7.6倍；运行寿命不足其2/5，且最大储能能力也只有抽水蓄能的约1/18。可以说，在现阶段，抽水蓄能电站是唯一兼备技术成熟、规模大、寿命长、造价低等优势的储能电源，是任何其他储能电源所不可替代的。

4.2 我国抽水蓄能电站仍需大力发展

抽水蓄能电站是现阶段唯一的技术成熟、可靠且较为经济的大型储能电源，储能规模主要看天然地形地质条件和电网需求，理论上无上限。我国在建的丰宁抽水蓄能电站最终装机规模360万千瓦，满发利用小时数10.86小时，蓄能量达到3909.6万千瓦时，该站址不仅是我国不可多得的具备周调节性能的优良站址，也即将是世界上最大规模的蓄能站点。而其他大规模储能技术（如压缩空气储能）尚处于实验示范阶段甚至起步研究阶段，距离大规模推广应用还有较大距离，在可靠性、效率、成本、容量和寿命等方面，也仍存在着诸多制约商业化应用的因素。

可以说，随着风电、太阳能等新能源的大规模并网及核电规模不断加大，2030年以前可以与新能源电源实现联合运用并具备大规模推广的储能技术，也仅有抽水蓄能电站一种。抽水蓄能电站的储能规模大、寿命长且利于节能减排，可以与其他电源联合运行，储能效益显著，因而在现阶段乃至未来几十年，它都将在大规模储能技术方面处于霸主的地位。

积极推进可变速机组

随着我国经济的快速发展，对优质电网的需求日益显著。尤其是在风电大规模地接入电网以后，从电网安全稳定运行的角度考虑，大容量变速机组的应用变得日益迫切。为此，2014年11月，国家发改委明确提出要积极推进可变机组的国产化，提高主辅设备的独立成套设计和制造能力。相信不久的将来，我国自主创新的抽水蓄能设备制造能力，也会再上新的台阶。

已经进入快速发展期

随着我国各个地区产业结构的优化调整和人民生活水平的不断提高，用电负荷的不均衡性会越来越大，而在抽水蓄能规划方面，也面临着越来越多的问题的挑战。比如，随着千万千瓦级风电基地的建设，抽水蓄能电站的建设也开始由负荷中心向送电端扩散，由此带来了新的环境保护要求和泥沙淤积等问题，迫切需要对我国的抽水蓄能规划设计工作需要进行一些调整。

全国性抽水蓄能电站选点规划（2020水平年），在以往工作成果的基础上，针对近期新增抽水蓄能电站建设运行要求的22个省（区、市），开展了全面、系统的选点规划工作，筛选出了一批规模适宜、建设条件较好的抽水蓄能站点，共规划推荐站点59个，总装机容量7485万千瓦（详见全国抽水蓄能电站分布图）。此外，为保证后续良性发展，还明确了14个备选站点，总装机容量1660万千瓦。

《国家发展改革委关于促进抽水蓄能电站健康有序发展有关问题的意见》明确指出，电站建设步伐适度加快，到2025年，全国抽水蓄能电站总装机容量达到约1亿千瓦，占全国电力总装机的比重达到4%左右。

考虑到我国到2014年年底已建抽水蓄能电站为2211万千瓦，在建规模约2198万千瓦左右，远不能达到我国2025年蓄能达到1亿千瓦的总装机规模；目前完成的蓄能电站规划选点，推荐站址虽有7485万千瓦，但既有规划站址随设计阶段的深入，技术可行性有待进一步论证，地方政府、投资方的建设积极性也直接影响抽水蓄能电站的建设进程。因此，现有的抽水蓄能规划成果已不能满足抽水蓄能电站的建设需求，为此国家能源局牵头的新一轮的全国抽水蓄能电站选点工作预计在2015年展开。可以预见，我国抽水蓄能电站建设将迎来新一轮的建设高潮。

急需转变管理体制

我国现行抽水蓄能管理模式存在诸多弊端，如难以体现“谁受益，谁分担”的市场经济原则，蓄能电站的动态效益难以得到合理补偿等，管理体制和运行机制均制约了蓄能电站的发展。鉴于此，2014年，国务院、国家发展改革委分别发文，明确在电力市场形成前的抽水蓄能电站电价核定原则，抽水蓄能电站由省级政府核准，并逐步建立引入社会资本的多元市场化投资体制机制，逐步健全管理体制机制等。

2015年1月，国家能源局发布“鼓励社会资本投资水电站”的指导意见。可以预见，抽水蓄能电站的管理体制改革不断深入，并将进一步促进抽水蓄能电站的良性发展。（全文完）