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1、抽水蓄能机组原理与运行,1-2 抽水蓄能技术,抽水蓄能电站是一种具有储能功能的发电方式，兼有发电与储能的特性。与常规发电方式相比，抽水蓄能不能利用一次能源发电，不能增加电力系统的电能供给，具有其他发电方式没有的储能功能。与其他储能方式相比，抽水蓄能是当前技术最成熟、最经济的大规模电能储存装置。抽水蓄能与其他主要发电方式和储能装置的具体比较如下：表 1,抽水蓄能技术,1 抽水蓄能,从表1中可以看出，在所有发电方式中，抽水蓄能的最大调峰能力最大，启动升负荷速度最快，是唯一具有填谷功能的电源，抽水蓄能是各种电源中运行方式最灵活的发电方式。抽水蓄能具有储能功能，解决了电能发供用同时进行、不易存储的矛盾
2、，有效调节了电力系统发供用的动态平衡。储能功能是抽水蓄能电站调峰填谷、调频、调相、事故备用、黑启动等功能和在电力系统中多种作用发挥的基础。电力系统中的主要储能技术详见图1，技术特点比较详见表2。从以上数据可以看出，目前大规模的储能装置除抽水蓄能外，仅有压缩空气储能、部分化学电池储能装置。大规模压缩空气储能，对地下洞室的地质条件、严密性等要求比较苛刻，同时需要燃气轮机配合运行，在国外处于示范运行阶段，在我国尚没有应用实例。化学储能存在深度充放电时间长、效率衰减快和单位投资高、在作环境要求较高等问题，且目前批量生产能力有限。,抽水蓄能技术,抽水蓄能技术,图 1 电力系统主要储能技术分类图,抽水蓄能
3、技术,表 2 抽水蓄能与各储能方式技术特点对比表,各化学储能电池的单位千瓦造价：液流电池2.5 万元/kW，钠硫电池2.8 万元/kW，锂电池1 万元/kW，寿命周期与充放电次数有关，一般不大于15 年;工作过程中对环境温度有较高要求，必须配备空调降温。与这些储能装置相比，抽水蓄能电站投资较低，单位千瓦造价3000-5000 元;使用寿命长，机组使用寿命25 年，水工建筑物使用寿命达百年以上;能量转换效率稳定，不存在衰减问题。因此，抽水蓄能是目前电力系统中最成熟、最实用的大规模储能方式。,抽水蓄能技术,2 新形势下我国抽水蓄能的作用近年来，世界政治经济形势和能源格局深刻变化，以电力为中心的新一
4、轮能源革命的序幕已经拉开。电网被赋予更多新的功能定位，除传统的输送功能之外，电网更是资源优化配置的载体，是现代综合运输体系和网络经济的重要组成部分，电网发展面临新的挑战，见图2。为应对新的挑战，迫切需要提高电网运行的灵活性，保障电网安全稳定经济运行。受一次能源条件制约，我国油气资源短缺，常规水电多为泾流式且受季节性影响，地处西南，远离负荷中心，以煤电为主的电力系统调峰有最低负荷限制，负荷调节速度慢。大规模开发抽水蓄能已成为我国当前的必然选择。,抽水蓄能技术,抽水蓄能技术,图2 电网发展面临的挑战,配合火电机组运行，实现电力系统节能减排 抽水蓄能电站调峰填谷具有明显的节煤作用，一是减少了火电机组
5、参与调峰启停次数，提高火电机组负荷率并在高效区运行，降低机组的燃料消耗。二是在经济调度情况下，低谷电由系统中煤耗最低的基荷机组发出，而高峰电由系统中煤耗最高的调峰机组发出。抽水蓄能电站用高效、低煤耗机组发出的电，来替代低效高煤耗机组发出的电。目前国内先进超超临界机组的供电煤耗在270克/千瓦时以下，考虑抽水蓄能机组的效率(75%以上)影响，如果替代火电调峰机组的煤耗在360克/千瓦时以上，就可以实现电力系统有效节能减排。,抽水蓄能技术,据测算，泰安抽水蓄能电站装机100 万千瓦，每年调峰填谷节煤24 万吨，减少SO2（二氧化硫）排放1.5 万吨，减少氮氧化物排放2475 吨，减少烟尘排放7 吨
6、，减少CO（一氧化碳）排放55 吨，减少燃油消耗13.3 万吨，每年节省投资及运行费用5010 万元。如果由泰安抽水蓄能电站来替代山东电力系统的事故备用容量，则仅此一项年节煤量44000 吨，减少SO2 排放25.32 吨，减少氮氧化物排放326 吨，减少烟尘排放1 吨，减少CO 排放7.3 吨。,抽水蓄能技术,保证电力系统安全稳定运行水平，提高供电质量我国电力系统装机以煤电为主。煤电机组的调峰幅度相对较小、调峰能力相对较差，虽能满足系统正常运行要求，但远不能保障电力系统事故情况下的快速调节要求。抽水蓄能电站具有适应负荷快速变化的特性，从抽水工况到满负荷运行一般只有2-3min，可以快速大范围
7、调节出力。抽水蓄能电站对于提高电力系统安全稳定运行水平，保证供电质量具有重要作用。,抽水蓄能技术,一是抽水蓄能电站启停灵活、反应快速，具有在电力系统中担任紧急事故备用和黑启动等任务的良好动态性能，可有效提高电力系统安全稳定运行水平。二是抽水蓄能电站跟踪负荷迅速，能适应负荷的急剧变化，是电力系统中灵活可靠的调节频率和稳定电压的电源，可有效地保证和提高电网运行频率、电压稳定性，更好地满足广大电力用户对供电质量和可靠性的更高要求;三是抽水蓄能电站利用其调峰填谷性能可以降低系统峰谷差，提高电网运行的平稳性，有效地减少电网拉闸限电次数，减少对企业和居民等广大电力用户生产和生活的影响。,抽水蓄能技术,配合
8、风电等可再生能源大规模发展，提高电力系统对风电等可再生能源的消纳能力根据国家风电发展规划，2020 年我国将建成哈密、酒泉、河北、吉林、江苏沿海、蒙东、蒙西七个千万千瓦风电基地，各基地规划情况详见表3。预计到2020 年，我国风电、太阳能的发展规模将达到1.5 亿千瓦、2000 万千瓦。我国新能源资源与能源需求在地理分布上存在巨大差异，风电、光伏发电等新能源电源远离负荷中心，必须远距离大容量输送，新能源发电集中开发和集中接入的特点非常明显，风电消纳情况详见表4。风电受当地风力变化影响，发电极不稳定，对系统冲击非常大。,抽水蓄能技术,电力系统建设适当规模的抽水蓄能电站，可以充分发挥抽水蓄能与风电
9、运行的互补性，利用抽水蓄能电站既平滑风电、太阳能发电出力，减小其随机性、波动性，提高输电线路的经济性，又可以平衡风电发电量的不均衡性、参加电网运行调频的优点，减少风电对电网的冲击，解决当前风电开发送出困难的实际问题。据了解，为适应风电等清洁能源发展，我国计划2020 年投运抽水蓄能5300 万千瓦，其中国家电网公司经营区域内4200 万千瓦、南方电网公司1100 万千瓦，约占全国总装机17.56 亿千瓦的3%。,抽水蓄能技术,配合核电大规模发展，减少系统调峰调频压力根据国家核电发展规划，2020 年我国核电装机规模将超过4000 万千瓦。根据现有发展趋势，预计2020 年我国核电装机将达到70
10、00-8000 万千瓦。核电适宜长期稳定带基荷运行，大规模发展核电将给以煤电为主的电力系统调峰带来极大压力。建设适当规模的抽水蓄能电站与核电配合运行，可解决核电在基荷运行时的调峰问题，提高核电站的运行效益和安全性。广州抽水蓄能电站对大亚湾核电站的调节是当前我国抽水蓄能与核电配合运行的成功范例。,抽水蓄能技术,特高压输电的安全保障，是智能电网的有机组成部分特高压电网是我国优化能源资源配置、保障国家能源安全和促进国民经济发展的重要工具。在特高压电网的受电端、中间落点，甚至起点建立适当规模的抽水蓄能电站，可以充分发挥抽水蓄能电站独有的快速反应特性，有效防范电网发生故障的风险，防止事故扩大和系统崩溃。
11、在特高压取得重大突破的基础上，国家电网公司提出加快建设以特高压电网为骨干网架，各级电网协调发展，以信息化、自动化、互动化为特征的坚强智能电网，努力实现我国电网从传统电网向高效、经济、清洁、互动的现代电网的升级和跨越，积极促进清洁能源发展，为实现经济社会又好又快发展提供强大支撑。抽水蓄能电站启停迅速，运行方式灵活，是实现高度智能化电网调度的可靠保证，是坚强智能电网建设的重要有机组成部分。坚强智能电网建设，迫切需要在不同电压等级、不同电网结构、发输配用的各个环节配置不同调节性能、不同规模大小的抽水蓄能，满足电力系统新的需要，详见图3。,抽水蓄能技术,抽水蓄能技术,图3 抽水蓄能在智能电网中的作用示
12、意图,抽水蓄能技术,抽水蓄能电站存在的主要问题及影响,目前抽水蓄能电站的投资机制、经营模式和电价政策方面还存在一些不尽合理的地方。主要表现在以下几个方面：(一)抽水蓄能电站缺乏统一规划、统一管理，不利于社会资源的优化配置抽水蓄能电站投资巨大，百万千瓦级的抽水蓄能电站投资在40亿元左右。由于建设抽水蓄能电站对地方经济的拉动和对GDP增长的推动，加之现行电价机制的影响，使得各地上马抽水蓄能电站项目的积极性极高。据初步调查，目前全国绝大多数省区都有一定的抽水蓄能电站资源储备,可建抽水蓄能电站站址247处，规模约3.1亿千瓦，个别省仅选点就达三十几个，这些项目的前期开发投入，少则上百万元，多则上千万元
13、甚至上亿元，造成资源的极大浪费。,(二)部分政策不到位、不明晰，影响了抽水蓄能电站综合效益的发挥。通过近期对国内数座百万千瓦级的抽水蓄能电站的调研发现，采取“国家核定租赁费模式”的抽水蓄能电站在实际运营过程中还存在一定的问题，这些问题甚至已经影响到抽水蓄能电站综合效益的发挥。这一点从各抽水蓄能电站的年利用小时数上可见一斑。在已经转入商业运营的抽水蓄能电站中，执行“国家核定租赁费模式”的部分抽水蓄能电站年利用小时数较低，大多在100200小时左右，最低的仅28小时，其主要作用体现在迎峰度夏、特殊时期保电和紧急备用上。在调研过程中发现，执行“国家核定租赁费模式”的抽水蓄能电站问题主要有：,抽水蓄能
14、技术,（1）抽水蓄能电站运行费用分摊原则不明。由于抽水蓄能电站的能量转换过程中存在25的能量损失，而且抽水蓄能电站启停次数越多，利用小时数越高，发挥的作用越大，产生的损耗自然也就越多。“国家核定租赁费模式”保证了抽水蓄能电站的还本付息和合理收益，但没有明确规定抽水蓄能电站运行费用(主要为运行过程中产生的电能损耗)如何分摊，这个问题目前已经成为影响抽水蓄能电站发挥综合效益的一个重要因素。目前，抽水蓄能电站运行费用有由发电企业承担和由电网企业承担两种方式。发电企业认为按照国家有关规定承担租赁费外，额外承担运行费用违反国家有关规定，利益受损；由电网企业承担运行费用无形中增加了网损，影响调度使用抽水蓄
15、能电站的积极性，由于目前电力调度机构归属电网公司，从经济利益出发，电力调度机构对抽水蓄能电站自然采用了“能不用就不用”的调用方式。,抽水蓄能技术,（2）发电侧抽水电量价格较低。由于核定的发电企业抽水电价较低，发电企业认购抽水电量积极性不高。国家在核定文件中均明确了发电企业的抽水电量指导价，如山西0.260元千瓦时，山东0.296元千瓦时等，并强调由发电企业自行决定是否参加投标发电。但近年来电煤价格大幅上涨和煤质的下降大大增加了发电企业的发电成本。在这种情况下，原国家核准的发电企业抽水电价甚至无法弥补发电企业的变动成本，自然导致部分省份发电企业认购抽水电量积极性不高，抽水电量招标认购工作难以开展
16、，个别地区只能由电网企业按照各发电企业年度发电量计划或装机容量等比例分配。,抽水蓄能技术,（3）抽水电费测算基准不明确。国家有关核定抽水蓄能电站租赁费的文件虽然明确了发电企业抽水电价，但没有明确究竟应该以哪个电价为标准来测算价差，进而计算发电企业应承担的抽水电费。目前，各地执行情况存在较大差异，或以平均上网电价为基准，或以燃煤机组标杆电价为基准，或以中标发电企业的上网电价为基准，这三个价差计算方式存在差异，不同的测算基准得出的应招标抽水电量数额自然差别较大。如2009年山东省平均上网电价为0.419元千瓦时，燃煤机组标杆电价为0.3974元千瓦时，前者需要发电企业认购抽水电量9.329亿千瓦时，后者则需要认购11.317亿千瓦时。,抽水蓄能技术,(三)部分经营模式通过上网电价和抽水电价之间差价保证抽水蓄能电站运行成本的回收，造成能源浪费。“单一电量电价模式”，“两部制电价模式”下，抽水蓄能电站运行成本的回收是通过上网电价高于抽水电价实现的，考虑到抽水蓄能电站“抽四发三”的能量转换比率，上网电价一般需要比抽水电价高出33以上，此时电站抽水越多，发电越多，收益就越高。因此，这种经营模式下的电价机制就驱使抽水蓄能电站投资运营者争取多抽水、多发电，通过两者差价赚取更多利润，而不是考虑按电网实际需求提供抽水发电服务，导致不必要的能源浪费。,抽水蓄能技术,
