抽水蓄能电站简介

抽水蓄能电站是指利用单向或可逆式水泵在系统负荷低落时把大量的水抽到高处储蓄起来，供以后电力系统负荷高峰时补充用电之需。这种装置称抽水蓄能电站，也叫水力蓄能电站（简称蓄能电站）。图12-32是利用电力系统空闲电能，转化为水的位能，加以临时储蓄，以备需要时，通过反向水轮机再发电，供系统负荷高峰之用。它是系统中解决电站群调峰能力不足时的一个有效方法。抽水蓄能有季节性蓄能和昼夜间蓄能两种。前者是把夏季多余电能以水的位能存蓄，供枯季高峰负荷之用；后者为昼夜间调节，利用电力系统中日负荷图多余容量发电，以水的位能形式储蓄，供填补高峰负荷之用（见图12-33）。图中N火为火电站工作容量，以均匀出力工作，其中阴影部分电能是供水泵抽水之用。N1Nl线以上的峰荷部分可由蓄能电站担任。

图12-32　蓄能电站示意图

图12-33　蓄能电站在日负荷图上工作情况

在电力系统中，蓄能电站除平缓负荷变化（充满负荷低谷部分）外，和日调节水电站一样，可提高系统运行的可靠性。能承担系统负荷备用和瞬时事故备用，改善电力系统调频调压条件，而且蓄能电站无论以水泵或水轮机工作时，都能起着这种作用。

日调节水电站是直接存蓄天然径流，而蓄能电站是利用火电站多余电能抽水存蓄，相当于二次用电。这样，日调节水电站生产电能成本就比蓄能电站便宜得多，因为后者通过水泵抽水要消耗能量，此部分能量就是火电站电力成本中的燃料部分。因此有调节性能的水电站一般比蓄能电站经济。但电力系统中若水电站的比重较小而不足以担任全部峰、腰荷时，或有调节水电站距负荷中心很远，不便于电力潮流长距离往复输送时，由蓄能电站担任部分峰、腰荷，其经济效益是肯定的。因燃煤火电站适宜于基荷工作，任峰荷的机组效率就差得多。例如，目前高效率火电机组均匀工作时每kW.h耗煤量约为340g，而在峰荷低效率工作时每kW.h总耗煤量（包括开、停机、热备用等）约为556g。而目前蓄能电站综合经济效率已达70%～75%，即用1kW.h抽的水可发电0.7～0.75kW.h。若以0.7kW.h计，相当于火电站峰荷时煤耗为486g，则蓄能电站每发1kW.h可节约用煤70g，所以运转费用比火电站任峰荷时为低。至于基建投资，以国内某一容量为60万kW的蓄能电站估计，在5～10年内也可回收。

世界上第一个抽水蓄能电站1882年建于欧洲。1920年美国在罗克河装上第一台蓄能电站，此后其他国家也陆续兴建，但数量不多，规模不大。20世纪50年代以后，在工业发达的欧美各国由于现代化大电网的形成，大容量的火电、核电机组大量投入，以及电网负荷峰谷差日趋扩大，调峰电源的需求更为迫切，抽水蓄能电站进而以调峰、调频、承担系统事故备用为主要任务，并得到迅速的发展。据不完全统计，抽水蓄能电站装机容量：1960年为350万kW，1970年为1600万kW，1980年为4600万kW，1990年为9000万kW。至1988年底，已建成和部分建成的抽水蓄能电站有270座，总装机容量达8700万kW。正在施工的有26座，拟建有65座，几年内又将有4000万kW容量投入运行。

与此同时，由于可逆式机组制造水平的不断提高，抽水蓄能电站的综合效率从初期的40%提高到目前的70%～75%，而抽水蓄能电站建设规模和单机容量也迅速增大。特别是高水头大容量的蓄能机组，具有运行灵活、造价低等特点，在已建蓄能电站中这类机组占很大比重。据1986年不完全统计，世界上水头大于300m、单机容量大于20万kW的蓄能机组，共计119台，总容量为3420万kW，比重达50%。

至1994年底，世界上规模最大的抽水蓄能电站是美国的巴斯康蒂（BathCounty）电站，装机210万kW；单机容量最大的抽水蓄能电站是美国的赫尔姆斯（Helms）电站，单机容量为41.4万kW；水头最高的抽水蓄能电站是意大利的圣菲拉诺（San Fiorano）电站，其发电水头高达1417m。

美国的电力生产居世界各国的首位，抽水蓄能电站装机容量也居世界首位，至1985年蓄能机组容量已达1636万kW，预计2000年将达4980万kW。美国大型抽水蓄能电站较多，装机容量超过100万kW的电站有8座，总容量达1103万kW，占美国抽水蓄能电站总装机容量的2/3。如上所述，目前世界上电站规模最大的和单机容量最大的抽水蓄能电站均在美国，这与美国电网规模大和大型电站大型机组每千瓦投资较低有关。

日本由于水力资源丰富，长期以来电力系统一直以水电为主。20世纪60年代以后，由于经济空前增长，经济的坝址大都已开发完毕，因而火电迅速发展，大容量火电成为主要电源，为了解决调峰问题，开始兴建抽水蓄能电站。20世纪70年代以后开始发展核电，更加迫切需要建设大型抽水蓄能电站。这时期兴建蓄能电站，水头200～500m，单机容量20万～30万kW。至1987年抽水蓄能电站总装机容量达到1616万kW，占水电总装机的46%，其中100万kW以上大型抽水蓄能电站6座，使日本成为世界上按人口平均抽水蓄能电站容量最多的国家。日本通过研究认为，在以火电和核电为主的电力系统中，抽水蓄能电站合理的容量比重应是10%～15%。

日本是一个岛国，海岸线长，从20世纪60年代即开始研究海水抽水蓄能电站的开发，现已查明海岸有许多有利的开发点，可能装机容量为1600万kW。由于海水抽水蓄能不需建下水库，水位基本不变，流量大，管道短，一旦技术上取得突破，将大大降低工程造价。

前苏联水能资源丰富，但经济发达的欧洲部分只占18.4%，且经济坝址几乎已开发利用完了，新增发电设备主要是大型凝汽式火电站和核电站，考虑到远距离输送水电调峰电力在技术上和经济上存在问题，因而从20世纪60年代开始，欧洲部分水电开发重点转移到抽水蓄能电站的建设上，先后建成库班、基辅（Kiev）等抽水蓄能电站。20世纪80年代在建和拟建超过100万kW的抽水蓄能电站有6座，总装机容量1200万kW。其中卡涅夫（Kanev）抽水蓄能电站，装机360万kW，是当今世界上在建的最大抽水蓄能电站。

前苏联为满足电力需求，建设了许多动力联合体，包括火电站、核电站、常规水电站和抽水蓄能电站，颇具特色。例如抽水蓄能电站与核电站组成动力联合体，抽水蓄能电站的水库，便是核电站的冷却水池，可节省投资。在抽水蓄能电站建设中，前苏联的另一个重要特点是发展标准化设计和施工，即主要结构采用标准化设计，设备成批生产，从而降低造价及设计、施工费用。例如正在施工和准备施工的3座蓄能电站，均采用设计水头100m，单机容量20万kW，电站规模增大时，只增加机组台数。前苏联建设抽水蓄能电站的经济分析表明：在以核电为基荷的电网中，担任峰荷的抽水蓄能电站每天发电4～5h，抽水7h，每千瓦投资不超过火电厂的4～5倍，则从经济上看就是合算的。

意大利是抽水蓄能电站最多的欧洲国家，它利用进口欧洲电网中负荷低谷时廉价电力（主要是法国的核电）抽水蓄能，在峰荷时放水发电，高价出售，经济效益相当好。由于地形特点意大利抽水蓄能电站的一个显著特征是高水头、小流量，从而降低工程造价。

法国电力工业以核电为主。由于它位处西欧联合大电网的中心，电力交换十分方便，它向邻国低价出口核电，进口峰荷电力来满足电网调峰需求，同时利用经济手段调节负荷，制定了详细的种类繁多的分时电价，峰谷电价差最大可达10倍。在法国抽水蓄能电站中，很多上水库有天然入流，形成较大蓄能库容，以混合式开发为主（占57%），周调节为主。

我国抽水蓄能电站的兴建，比欧、美、日等国较晚，20世纪60年代起步至今，进展缓慢。在国外抽水蓄能电站大发展的20世纪70～80年代，我国大陆未建成一座大型抽水蓄能电站，时至今日，高水头大容量蓄能机组，还依靠进口。造成我国抽水蓄能技术落后的主要原因在于：我国自1970年以来就逐渐形成全国性持久缺电的严峻局面；再加上我国长期以来主要实行单一电价制，峰荷、低谷电价一个样。在这种情况下，兴建抽水蓄能电站、以“三度电换二度电”或“四度电换三度电”认为是不经济不合算的，而拉闸限电倒成为一种“可行的”人工调峰措施。

1968年，为解决石家庄地区调峰问题，在原岗南水电站3号机坑位置，改装了一台从日本进口的单机容量为1.1万kW的斜流可逆机组，这便是我国第一座混合式抽水蓄能电站。1973年和1975年，天津发电设备厂仿制了两台岗南电站可逆机组，安装在密云水电站1号与2号机坑中，但运行不到5年，发生了严重事故，2号机叶片由于材料质量问题，全部损坏。为此1号机也停止运行。自此之后，兴建抽水蓄能电站无人问津。(www.xing528.com)

进入20世纪80年代，随着改革、开放，我国经济进入持续、稳定、高速发展阶段，人民生活水平日渐提高，负荷结构发生重大变化，峰谷差越来越大，以火电为主的华东、华北、东北和广东等电网，调峰容量严重不足，兴建抽水蓄能电站势在必行。同时，我们对国外抽水蓄能电站迅速发展的现实及其在电网中的作用也有了更多的了解，对兴建抽水蓄能电站的经济性的认识有了突破，从而促使我国加快发展抽水蓄能电站，开始进行抽水蓄能电站的资源普查、规划选点和可行性研究工作，开创了我国抽水蓄能电站建设的新局面。1981年，河北潘家口混合式抽水蓄能电站第1台常规机组投产，接着从意大利引进的3台9万kW抽水蓄能机组相继投入电网运行。至1994年底，广州抽水蓄能电站第一期工程4台30万kW机组全部投入商业运行，装机4×30万kW的第二期工程已在施工。在2000年投产的抽水蓄能电站计有：北京郊区的十三陵抽水蓄能电站，水头430m，装机4×20万kW。浙江天荒坪抽水蓄能电站，水头510m，装机6×30万kW。西藏的羊卓雍湖抽水蓄能电站，水头841.5m，装机4×2.25万kW。目前正在规划设计的抽水蓄能电站计有：黑龙江的三间房、荒沟，辽宁的青石岭、浦石河，北京的板桥峪，河北的张河湾、雾灵山。山西的西龙池、坪上，山东的泰安，天津的桃花寺，安徽的琅琊山、响洪甸，江苏的青石山等；这些已初步规划的抽水蓄能电站，总装机规模达到1000万kW以上。

蓄能电站与日调节水电站不仅性质上相似，而且在规划设计、计算方法上也类似（见图12-34）。若电力系统中水电站的比重较小，只能任图中N1Nl线以上的峰荷部分，而火电站和蓄能电共同承担N1N1线以下负荷时，怎样求得它们各自的工作容量呢？令图中N火为火电站工作容量，E1为蓄能电站任腰荷时的电能，E2为火电站抽水电能（图中阴影部分），由此可绘制N火与K0（=E1/E2）关系曲线，如图中右边部分。有此曲线，只要求得K0，即可确定火电站的位置和相应的蓄能电站的工作容量N蓄=N1-N火。该比值就是蓄能电站的总效率系数，可由下列关系得出：

当蓄能电站发电时

图12-34　蓄能电站工作容量

式中　K1——机组效率和摩阻系数；

　　　H——发电水头；

　　　W——相应的发电水量（即抽水量）。

当蓄能电站抽水时

式中　K2——水泵效率及摩阻系数；

　　　H——抽水水头（它一般比式（12-24）中的H略大）；

　　　E2——抽水电能；

　　　W——意义同前。

将两式合并（取两H近似相等）可得：

式中　K0——蓄能电站总效率系数，由此值在图12-34N火—K曲线上查得相应的N火值，即为火电站的工作容量。蓄能电站的工作容量N蓄=N1-N火。

以上简单介绍单个蓄能电站工作容量的计算。通常是蓄能电站和水电站需同时考虑，这种计算较为复杂，此处不另介绍。