浙江抽水蓄能电站的现状与发展分析

张 怡

(浙江水利水电学院 电气工程学院，浙江 杭州 310018)

伴随浙江经济转型升级，浙江省电力行业持续保持健康发展态势，浙江省2016年用电量为3 873亿kW·h(增长8.98%)，增幅在东部沿海各省中排名第一.根据《浙江省电力发展“十三五”规划》，预计到2020年浙江全社会用电量将达4 320亿kW·h，最大负荷将达到8 030万kW.与此同时，负荷特性变化导致浙江电网的峰谷差在逐年增大，2015—2017年最大用电峰谷差分别达到2 339万kW、2 372万kW、2 642万kW.随着风、光发电等具有不确定运行特性的新能源在浙江省的快速发展[1]，浙江电网主力火电机组的调峰压力在进一步增大.

三门、秦山等大型核电基地的开发建设，宾金、灵绍特高压直流投产后受电规模的扩大，都需要浙江电网具备充足的调峰、调频、无功支撑及事故备用能力.抽水蓄能电站除具备以上能力外，还可作为局部受端电网的支撑电源，在配合风、光、核等电源并网运行的同时，为电网安全稳定经济运行发挥着重要作用[2-7].随着浙江经济社会发展对用电需求的不断增长，加快发展核电、风光等可再生能源发电以及接受区外受电是浙江电力发展的主要途径.伴随核电、新能源的大规模投产以及区外受电的大幅增加，浙江电网对调峰容量的需求增长明显，调峰难题将更加凸显，建设抽水蓄能电站是解决浙江电网调峰矛盾及确保电网安全稳定运行的必要措施和有效途径.

1 抽水蓄能发电基本原理

抽水蓄能电站主要由上水库、输水管道、厂房(多为地下)、尾水调压室、尾水隧洞、下水库、控制室、开关站及配套送出线路等几个主要部分构成，其机组兼具水泵和水轮机两种工作方式，是目前电力系统中寿命周期最长、容量最大、最为经济可靠的大型储能系统[8].基本工作原理是在电力负荷低谷时机组运行在水泵工作方式，将下水库的水抽到上水库进行存储；电力负荷高峰时机组运行在水轮机工作方式，将上水库的水放到下水库进行发电，其能量转换过程(见图1)[9].

图1 抽水蓄能电站能量转换简要示意图

抽水蓄能电厂一次抽水发电的循环过程中，其抽水用电量EC与发电量EF分别表达为：

(1)

(2)

式中，V—实际库容，m3；

H—平均扬程(抽水工况)或平均水头(发电工况)，m；

ηF—运行效率(发电工况)，%；

ηC—抽水效率(抽水工况)，%.

由以上公式可以得出，当抽水蓄能电站一个循环过程中发电量EF一定时，发电水头H和实际库容V成反比，也就是水头H越大则所需库容V越小，这意味着一般来说投资就越省.所以，抽水蓄能电站建设是向高水头方向发展.另外，抽水蓄能电站通过两次能量转换将电网低谷时期的电能，转换成峰荷时期的电能，也就是先用电能抽水到上水库，再将水放到下水库来发电，其过程必然伴随能量损耗，也就是发电量EF必然比抽水用电量EC小.

η定义为抽水蓄能电站综合效率：

ηF·ηC=η1·η2·η3·η4·η5·η6·η7·η8

(3)

式中：

η1、η2、η3、η4—输水系统、水轮机、发电机和变压器的工作效率(发电工况)；

η5、η6、η7、η8—变压器、电动机、水泵和输水系统的工作效率(抽水工况).

抽水蓄能电站综合效率η是衡量其技术经济特性的重要指标之一，也称为抽水蓄能电站总效率，对于目前主流的大中型抽水蓄能电站η值在一般在0.67～0.8之间，也就是抽水蓄能发电领域通常表述的“抽水用三度电换二度发电”或者“抽水用四度电换三度发电”.

2 国内外抽水蓄能电站发展概况

抽水蓄能电站可在电网中承担调峰、填谷、调频、调相及紧急事故备用等任务.世界上第一座抽水蓄能电站是一百多年前建造于瑞士的苏黎世抽水蓄能电站，其装机容量为515 kW.20个世纪60年代开始，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350万kW，2000年达到11 328万kW，40年增加了32倍，平均年增长9.1%.世界上抽水蓄能电站发展最快、装机容量最多的是日本，其次是美国、意大利、德国、法国、西班牙等，日本和美国抽水蓄能电站总装机容量均已超过2 000万kW.

我国则是在20世纪60年代后期才开始研究抽水蓄能电站的开发，于1968年和1973年先后建成岗南和密云两座小型混合式抽水蓄能电站，装机容量分别为11 MW和22 MW，相对于欧美、日本等发达国家和地区，我国抽水蓄能电站的建设起步较晚.一直到20世纪90年代，随着社会进步和经济的快速发展，我国的抽水蓄能电站建设才随之步入快速发展的快车道.中国抽水蓄能电站经过多年的发展,实现了装机从0到超过2 000万kW、单机容量从几兆瓦到35万kW、技术力量从国外引进到自主化的逐步突破,其在电力系统中的作用和效益已得到广泛认可.截至2017年12月，中国抽水蓄能电站装机容量已居世界第一，在运规模2 849万kW，在建规模达3 871万kW；到2020年，运行总容量将达4 000万kW.

2016年11月29日国家能源局发布的《水电发展“十三五”规划》提出，发展水电是能源供给侧结构性改革、确保能源安全、促进贫困地区发展和生态文明建设的重要战略举措，要在保护好生态环境、妥善安置移民的前提下，积极稳妥发展水电，科学有序开发大型水电，严格控制中小水电，加快建设抽水蓄能电站.规划提出，“十三五”期间，全国新开工常规水电和抽水蓄能电站各6 000万kW左右，新增投产水电6 000万kW，2020年水电总装机容量达到3.8亿kW，其中常规水电3.4亿kW，抽水蓄能4 000万kW.纵览《规划》，加快开发抽水蓄能电站建设无疑是“十三五”期间水电发展的重头戏.一方面，加快推进规划站点建设，即加快开工建设一批距离负荷中心近、促进新能源消纳、受电端电源支撑的抽水蓄能电站；另一方面，研究试点海水抽水蓄能，加强关键技术研究，推动建设海水抽水蓄能电站示范项目，填补我国该项工程空白.从“十三五”抽水蓄能电站发展布局上看，华东地区独占鳌头，重点布局在浙江、福建和安徽，规划2020年装机规模1 276万kW，“十三五”期间开工规模约1 600万kW.从宏观形势来看，浙江抽水蓄能电站建设将进入快速发展期.

3 浙江抽水蓄能电站主要作用及现状

抽水蓄能机组的运行工况主要有：停机、发电、抽水、旋转备用、发电(调相)、抽水(调相)等.抽水蓄能机组运行工况转换组合相比常规火电机组更为复杂.同时，其机组运行调节特性优良，工况间转换的速率远较火电机组为快，调节性能火电机组难以比拟.图2给出了抽水蓄能机组各工况的主要转换流程图.

图2 抽水蓄能机组运行工况及转换图

基于以上运行工况，从目前浙江电网实际运行情况来看，抽水蓄能电站的主要作用有：

(1)削峰填谷，提高浙江电网调峰能力，降低负荷峰谷差.浙江电网近年来调峰压力持续凸显，2015—2017年统调日最大峰谷差率分别为44.46%、48.23%、48.56%，呈增大趋势.预计2018年最大峰谷差率将达到48.5%以上，峰谷差将达到2 750万kW(2016年为2 642万kW)，日均峰谷差1 920 万kW(2017年为1 858万kW)，给电网运行和电力平衡带来较大困难.适量抽水蓄能电站调峰容量接入系统可以实现削峰填谷，可以有效降低负荷峰谷差，缓解浙江以及华东电网调峰压力[10-11].

(2)提高电网运行灵活性和安全可靠性。抽水蓄能电站运行灵活、启动快、动态效益显著，可参加网内调频、调相、紧急事故备用，对优化浙江电网电源结构、提高无功电压支撑水平、保证电网安全稳定运行具有重大作用.抽水蓄能电站投运后，可以有效解决不同运行方式下重要输电通道潮流超限问题，提高电网运行稳定性和灵活性，并缓解光伏、风电等新能源大量接入电网后功率预测和调度管理困难问题.

(3)提高电网动态无功储备，改善电压稳定水平.抽水蓄能电站投产后可以充分挖掘其机组的动态无功储备，机组正常运行时可以增加浙江电网的动态无功调节能力，有效增强系统的动态无功支撑，实现电网事故后的紧急无功支援，提高电网抵御故障和快速恢复的能力，改善电压稳定水平.

(4)改善火电机组运行条件，推进清洁能源示范省建设.燃煤火电机组可以为电网深度调峰运行，但深度调峰经济性较差，且适应负荷变化能力较差，无法满足电网运行经济调度的发展趋势.抽水蓄能电站投产后，可以减轻省内燃煤机组的调峰压力，避免燃煤机组频繁或深度调峰，改善其运行条件和减小机组煤耗，提高电网运行的经济性，有效促进浙江省创建国家清洁能源示范省.

目前，浙江省已建成天荒坪(180 MW)、桐柏(1 200 MW)、仙居(1 500 MW)、溪口(80 MW)四座抽水蓄能电站，其中服务浙江电网的容量分别为天荒坪500 MW，桐柏540 MW，仙居1 310 MW，溪口80 MW，其余服务于华东电网.2014年长龙山抽水蓄能电站(天荒坪二期，2100MW，其中700 MW服务浙江电网)已开工建设.截至2017年底，浙江省已建、在建抽水蓄能电站总装机容量为6 680 MW，其中服务浙江电网容量为3 130 MW(计及长龙山).抽蓄电站为浙江电网安全稳定运行发挥了重要作用，也为华东电网做出了重要贡献.此外，浙江宁海抽水蓄能电站(1 400 MW)、缙云抽水蓄能电站(1 800 MW)已进入前期建设阶段；磐安抽水蓄能电站(规划1 200 MW)，衢江抽水蓄能电站(规划1 200 MW)两项目前期工作基本完成，即将进入开工核准阶段.浙江已建、在建、规划的主要抽水蓄能电站简表(见表1).

表1 浙江已建、在建、规划的主要抽水蓄能电站简况

4 浙江抽水蓄能电站发展方向

4.1 政策支持

国家发展改革委《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》(发改能源[2004]71号)和《关于促进抽水蓄能电站健康有序发展有关问题的意见》(发改能源[2014]2482号)两份文件，明确了大型抽水蓄能电站原则上由电网经营企业建设和管理，具体规模、投资与建设条件由国务院投资主管部门严格审批，其建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定.同时要逐步建立引入社会资本的多元市场化投资体制机制，积极开展抽水蓄能电站建设运营管理体制机制创新研究和改革试点.浙江作为抽水蓄能电站建设任务重、新能源开发集中的省份，被国家列为深入开展抽水蓄能电站建管体制和运营机制创新改革研究的试点省份，按照“谁受益、谁承担”的市场经济规则走出一条抽水蓄能市场化的道路，这为抽水蓄能电站在浙江的建设发展带来了重大机遇[12].

4.2 浙江抽水蓄能电站运行模式

经过多年的发展，抽水蓄能电站已经根据我国电力体制和自身运营特点，摸索出一些适合自身生存发展的运营管理模式，积累了一些经验.国内抽水蓄能电站运营模式目前有三种：

(1)独立经营：抽水蓄能电站作为独立的发电公司，按国家批准的上网电价和计划发电量运营，自负盈亏；

(2)租赁：抽水蓄能电站建成后，以租赁形式交付给电网公司或网内主要发电公司运营，保证电站正常的还本付息；

(3)电网统一经营：抽水蓄能电站由电网企业建设和运营，作为整个电网的一部分进行管理.

从目前来看，国内选择独立经营模式的抽水蓄能电站，普遍具有相对良好的收益能力.考虑抽水蓄能电站在浙江的发展实际，浙江已投运的抽水蓄能电站大多采取独立经营为主的运营模式，其优点主要有：

(1)有利于广泛快速吸收借鉴国内外抽水蓄能电站成功运营经验.此模式下电站作为独立发电公司拥有充足的生产自主权，具备完整的成本核算体系和较强的电价补偿机制，有利于激发电站的生产积极性；

(2)有利于作为独立法人单位从省内主管部门处争取到合理的销售电价.可参照发电企业的定价原则，按照合理的投资及经营成本加合理利润的定价模式确定电站的投资回报，进而在省公司的销售电价中予以明确；

(3)有利于强化成本管理，提高系统运营效率.通过自主经营，独立核算，可以有效增强抽水蓄能电站的经营能力，强化成本控制，最终体现为系统效率的提高.

4.3 浙江抽水蓄能电站电价制度

从电价制度来看，抽水蓄能电站电价模式，实施由物价管理部门核定的具有独立上网电价和抽水电价的电价模式.现行抽水蓄能电站有两种电价核算方式.

(1)一部制电价

国家按照长期边际成本法计算核定抽水蓄能电站的抽水电价、上网电价和年度发电计划.以此为基准以纯电量作为计价标的，蓄能电站根据纯发电量获得利润，并承担一定的电价审批和市场变化的风险.若抽水蓄能电站所在电网的峰谷电价较大，采用此种方式比较适宜.这种核算方式只反映抽水蓄能电站部分静态效益(调峰效益)，要求发电商承担所有风险，对抽水蓄能电站发展较为不利.

(2)两部制电价

抽水蓄能电站电价由容量电价和电量电价两部份构成.容量电价为发电机组容量电价，主要考虑电站固定成本和合理收益来确定，是蓄能电站获取收入的主要来源.电量电价为抽水蓄能发电量产生的收益，主要考虑电站抽水电费、维护等变动成本和一小部分固定成本来确定，是蓄能电站收入的另一部分来源.此电价模式可较为充分体现抽水蓄能电站的动态效益，有力激发各方资金对投资建设抽水蓄能电站的积极性.目前，两部制电价在浙江省天荒坪、溪口抽水蓄能电站均已得到成功应用.

4.4 浙江抽水蓄能电站发展预期

根据《浙江省“十二五”电力发展规划》，2020年全社会最高负荷为10 200万kW，峰谷差将高达3 700万kW左右.通过对全省调峰容量平衡，2020年前在考虑已、在建抽水蓄能机组容量的基础上尚需再新增抽水蓄能机组3 700～7 000 MW左右.此外，浙江省抽水蓄能站址资源和建设条件较好，而邻近上海市无蓄能资源、江苏蓄能资源条件较差，初步测算，2020年前浙江省拟新增外供抽水蓄能机组容量2 600 MW.综合分析，浙江省抽水蓄能电站在现已建、在建4 580 MW的基础上，需新增3 700～7 000 MW容量，再考虑新增外送2 600 MW，2020年前共需新增抽水蓄能电站容量6 300～9 600 MW(其中含长龙山电站2 100 MW).浙江新建抽水蓄能电站宜采用独立发电商管理模式，电价上采用两部制电价模式.此模式符合国家电力体制改革方向，电网企业能够得到亟需的调峰容量，发电企业也可以取得合理的回报，抽水蓄能行业可以实现良性、可持续发展，实现多方共赢.

5 展 望

浙江省抽水蓄能站址资源十分丰富，装机容量在30万kW以上的站址共47处，可建总规模达6120万千瓦，其中装机容量100万kW以上的站址36处，浙江省抽水蓄能站址总量、建设条件和技术经济指标在国内首屈一指.根据浙江电网2025年调峰容量平衡分析预计，抽水蓄能容量合理的配置规模约为10 000 MW左右，浙江在已有的6 680 MW容量基础上尚需新增较大规模的抽水蓄能容量.浙江省抓紧规划建设新一轮抽水蓄能电站已显非常必要和紧迫.

抽水蓄能电站由于运行工况多样，切换快速灵活，可作为削峰填谷、调频调压、正常和事故备用以及完成黑启动等多种功能的特殊电源，是目前电力系统最具经济性的大规模储能设施.总体来说，浙江未来抽水蓄能电站的发展趋势是：

(1)高水头化

高水头可以带来更高的转速，增大单机容量和减小机组尺寸，实现投资节省.在抽水蓄能建设勘探设计阶段，只要条件允许就应选择水头尽可能高的站址，确保后续抽水蓄能电站具有较高的效益.

(2)大容量化

电网规模的扩大、调峰难题的出现都需要抽水蓄能机组具有更大的单机容量.同样电站容量下，单机容量大则机组台数就少，有利于减少机电设备造价和简化电站控制系统，为电站后期运维打下良好基础.

(3)高转速化

相比传统常规水电，抽水蓄能机组的转子运行速度高很多.较高的水轮机线速度取决于采用较大的转轮直径或较高的转速，转轮直径过大意味着配套投资加大，现代设计趋势是控制转轮直径尺寸而尽量提高转速，这也是未来抽水蓄能机组发展方向.

适量配置抽水蓄能电站，可降低调峰机组的运行维护费用、延长其机组寿命；可减轻风光等随机电源并网运行对电网安全运行的影响，提高电网对风光等新能源的消纳水平和电网安全稳定性.浙江省抽水蓄能站址资源丰富，抽水蓄能电站在未来浙江电网运行中将大有可为.