張 怡

(浙江水利水電學院 電氣工程學院，浙江 杭州 310018)

伴隨浙江經濟轉型升級，浙江省電力行業(yè)持續(xù)保持健康發(fā)展態(tài)勢，浙江省2016年用電量為3 873億kW·h(增長8.98%)，增幅在東部沿海各省中排名第一.根據(jù)《浙江省電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，預計到2020年浙江全社會用電量將達4 320億kW·h，最大負荷將達到8 030萬kW.與此同時，負荷特性變化導致浙江電網的峰谷差在逐年增大，2015—2017年最大用電峰谷差分別達到2 339萬kW、2 372萬kW、2 642萬kW.隨著風、光發(fā)電等具有不確定運行特性的新能源在浙江省的快速發(fā)展[1]，浙江電網主力火電機組的調峰壓力在進一步增大.

三門、秦山等大型核電基地的開發(fā)建設，賓金、靈紹特高壓直流投產后受電規(guī)模的擴大，都需要浙江電網具備充足的調峰、調頻、無功支撐及事故備用能力.抽水蓄能電站除具備以上能力外，還可作為局部受端電網的支撐電源，在配合風、光、核等電源并網運行的同時，為電網安全穩(wěn)定經濟運行發(fā)揮著重要作用[2-7].隨著浙江經濟社會發(fā)展對用電需求的不斷增長，加快發(fā)展核電、風光等可再生能源發(fā)電以及接受區(qū)外受電是浙江電力發(fā)展的主要途徑.伴隨核電、新能源的大規(guī)模投產以及區(qū)外受電的大幅增加，浙江電網對調峰容量的需求增長明顯，調峰難題將更加凸顯，建設抽水蓄能電站是解決浙江電網調峰矛盾及確保電網安全穩(wěn)定運行的必要措施和有效途徑.

1 抽水蓄能發(fā)電基本原理

抽水蓄能電站主要由上水庫、輸水管道、廠房(多為地下)、尾水調壓室、尾水隧洞、下水庫、控制室、開關站及配套送出線路等幾個主要部分構成，其機組兼具水泵和水輪機兩種工作方式，是目前電力系統(tǒng)中壽命周期最長、容量最大、最為經濟可靠的大型儲能系統(tǒng)[8].基本工作原理是在電力負荷低谷時機組運行在水泵工作方式，將下水庫的水抽到上水庫進行存儲；電力負荷高峰時機組運行在水輪機工作方式，將上水庫的水放到下水庫進行發(fā)電，其能量轉換過程(見圖1)[9].

圖1 抽水蓄能電站能量轉換簡要示意圖

抽水蓄能電廠一次抽水發(fā)電的循環(huán)過程中，其抽水用電量EC與發(fā)電量EF分別表達為：

(1)

(2)

式中，V—實際庫容，m3；

H—平均揚程(抽水工況)或平均水頭(發(fā)電工況)，m；

ηF—運行效率(發(fā)電工況)，%；

ηC—抽水效率(抽水工況)，%.

由以上公式可以得出，當抽水蓄能電站一個循環(huán)過程中發(fā)電量EF一定時，發(fā)電水頭H和實際庫容V成反比，也就是水頭H越大則所需庫容V越小，這意味著一般來說投資就越省.所以，抽水蓄能電站建設是向高水頭方向發(fā)展.另外，抽水蓄能電站通過兩次能量轉換將電網低谷時期的電能，轉換成峰荷時期的電能，也就是先用電能抽水到上水庫，再將水放到下水庫來發(fā)電，其過程必然伴隨能量損耗，也就是發(fā)電量EF必然比抽水用電量EC小.

η定義為抽水蓄能電站綜合效率：

ηF·ηC=η1·η2·η3·η4·η5·η6·η7·η8

(3)

式中：

η1、η2、η3、η4—輸水系統(tǒng)、水輪機、發(fā)電機和變壓器的工作效率(發(fā)電工況)；

η5、η6、η7、η8—變壓器、電動機、水泵和輸水系統(tǒng)的工作效率(抽水工況).

抽水蓄能電站綜合效率η是衡量其技術經濟特性的重要指標之一，也稱為抽水蓄能電站總效率，對于目前主流的大中型抽水蓄能電站η值在一般在0.67～0.8之間，也就是抽水蓄能發(fā)電領域通常表述的“抽水用三度電換二度發(fā)電”或者“抽水用四度電換三度發(fā)電”.

2 國內外抽水蓄能電站發(fā)展概況

抽水蓄能電站可在電網中承擔調峰、填谷、調頻、調相及緊急事故備用等任務.世界上第一座抽水蓄能電站是一百多年前建造于瑞士的蘇黎世抽水蓄能電站，其裝機容量為515 kW.20個世紀60年代開始，抽水蓄能電站得到迅速發(fā)展.據(jù)統(tǒng)計，1960年全世界抽水蓄能電站總裝機容量350萬kW，2000年達到11 328萬kW，40年增加了32倍，平均年增長9.1%.世界上抽水蓄能電站發(fā)展最快、裝機容量最多的是日本，其次是美國、意大利、德國、法國、西班牙等，日本和美國抽水蓄能電站總裝機容量均已超過2 000萬kW.

我國則是在20世紀60年代后期才開始研究抽水蓄能電站的開發(fā)，于1968年和1973年先后建成崗南和密云兩座小型混合式抽水蓄能電站，裝機容量分別為11 MW和22 MW，相對于歐美、日本等發(fā)達國家和地區(qū)，我國抽水蓄能電站的建設起步較晚.一直到20世紀90年代，隨著社會進步和經濟的快速發(fā)展，我國的抽水蓄能電站建設才隨之步入快速發(fā)展的快車道.中國抽水蓄能電站經過多年的發(fā)展,實現(xiàn)了裝機從0到超過2 000萬kW、單機容量從幾兆瓦到35萬kW、技術力量從國外引進到自主化的逐步突破,其在電力系統(tǒng)中的作用和效益已得到廣泛認可.截至2017年12月，中國抽水蓄能電站裝機容量已居世界第一，在運規(guī)模2 849萬kW，在建規(guī)模達3 871萬kW；到2020年，運行總容量將達4 000萬kW.

2016年11月29日國家能源局發(fā)布的《水電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》提出，發(fā)展水電是能源供給側結構性改革、確保能源安全、促進貧困地區(qū)發(fā)展和生態(tài)文明建設的重要戰(zhàn)略舉措，要在保護好生態(tài)環(huán)境、妥善安置移民的前提下，積極穩(wěn)妥發(fā)展水電，科學有序開發(fā)大型水電，嚴格控制中小水電，加快建設抽水蓄能電站.規(guī)劃提出，“十三五”期間，全國新開工常規(guī)水電和抽水蓄能電站各6 000萬kW左右，新增投產水電6 000萬kW，2020年水電總裝機容量達到3.8億kW，其中常規(guī)水電3.4億kW，抽水蓄能4 000萬kW.縱覽《規(guī)劃》，加快開發(fā)抽水蓄能電站建設無疑是“十三五”期間水電發(fā)展的重頭戲.一方面，加快推進規(guī)劃站點建設，即加快開工建設一批距離負荷中心近、促進新能源消納、受電端電源支撐的抽水蓄能電站；另一方面，研究試點海水抽水蓄能，加強關鍵技術研究，推動建設海水抽水蓄能電站示范項目，填補我國該項工程空白.從“十三五”抽水蓄能電站發(fā)展布局上看，華東地區(qū)獨占鰲頭，重點布局在浙江、福建和安徽，規(guī)劃2020年裝機規(guī)模1 276萬kW，“十三五”期間開工規(guī)模約1 600萬kW.從宏觀形勢來看，浙江抽水蓄能電站建設將進入快速發(fā)展期.

3 浙江抽水蓄能電站主要作用及現(xiàn)狀

抽水蓄能機組的運行工況主要有：停機、發(fā)電、抽水、旋轉備用、發(fā)電(調相)、抽水(調相)等.抽水蓄能機組運行工況轉換組合相比常規(guī)火電機組更為復雜.同時，其機組運行調節(jié)特性優(yōu)良，工況間轉換的速率遠較火電機組為快，調節(jié)性能火電機組難以比擬.圖2給出了抽水蓄能機組各工況的主要轉換流程圖.

圖2 抽水蓄能機組運行工況及轉換圖

基于以上運行工況，從目前浙江電網實際運行情況來看，抽水蓄能電站的主要作用有：

(1)削峰填谷，提高浙江電網調峰能力，降低負荷峰谷差.浙江電網近年來調峰壓力持續(xù)凸顯，2015—2017年統(tǒng)調日最大峰谷差率分別為44.46%、48.23%、48.56%，呈增大趨勢.預計2018年最大峰谷差率將達到48.5%以上，峰谷差將達到2 750萬kW(2016年為2 642萬kW)，日均峰谷差1 920 萬kW(2017年為1 858萬kW)，給電網運行和電力平衡帶來較大困難.適量抽水蓄能電站調峰容量接入系統(tǒng)可以實現(xiàn)削峰填谷，可以有效降低負荷峰谷差，緩解浙江以及華東電網調峰壓力[10-11].

(2)提高電網運行靈活性和安全可靠性。抽水蓄能電站運行靈活、啟動快、動態(tài)效益顯著，可參加網內調頻、調相、緊急事故備用，對優(yōu)化浙江電網電源結構、提高無功電壓支撐水平、保證電網安全穩(wěn)定運行具有重大作用.抽水蓄能電站投運后，可以有效解決不同運行方式下重要輸電通道潮流超限問題，提高電網運行穩(wěn)定性和靈活性，并緩解光伏、風電等新能源大量接入電網后功率預測和調度管理困難問題.

(3)提高電網動態(tài)無功儲備，改善電壓穩(wěn)定水平.抽水蓄能電站投產后可以充分挖掘其機組的動態(tài)無功儲備，機組正常運行時可以增加浙江電網的動態(tài)無功調節(jié)能力，有效增強系統(tǒng)的動態(tài)無功支撐，實現(xiàn)電網事故后的緊急無功支援，提高電網抵御故障和快速恢復的能力，改善電壓穩(wěn)定水平.

(4)改善火電機組運行條件，推進清潔能源示范省建設.燃煤火電機組可以為電網深度調峰運行，但深度調峰經濟性較差，且適應負荷變化能力較差，無法滿足電網運行經濟調度的發(fā)展趨勢.抽水蓄能電站投產后，可以減輕省內燃煤機組的調峰壓力，避免燃煤機組頻繁或深度調峰，改善其運行條件和減小機組煤耗，提高電網運行的經濟性，有效促進浙江省創(chuàng)建國家清潔能源示范省.

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)四座抽水蓄能電站，其中服務浙江電網的容量分別為天荒坪500 MW，桐柏540 MW，仙居1 310 MW，溪口80 MW，其余服務于華東電網.2014年長龍山抽水蓄能電站(天荒坪二期，2100MW，其中700 MW服務浙江電網)已開工建設.截至2017年底，浙江省已建、在建抽水蓄能電站總裝機容量為6 680 MW，其中服務浙江電網容量為3 130 MW(計及長龍山).抽蓄電站為浙江電網安全穩(wěn)定運行發(fā)揮了重要作用，也為華東電網做出了重要貢獻.此外，浙江寧海抽水蓄能電站(1 400 MW)、縉云抽水蓄能電站(1 800 MW)已進入前期建設階段；磐安抽水蓄能電站(規(guī)劃1 200 MW)，衢江抽水蓄能電站(規(guī)劃1 200 MW)兩項目前期工作基本完成，即將進入開工核準階段.浙江已建、在建、規(guī)劃的主要抽水蓄能電站簡表(見表1).

表1 浙江已建、在建、規(guī)劃的主要抽水蓄能電站簡況

4 浙江抽水蓄能電站發(fā)展方向

4.1 政策支持

國家發(fā)展改革委《關于抽水蓄能電站建設管理有關問題的通知》(發(fā)改能源[2004]71號)和《關于促進抽水蓄能電站健康有序發(fā)展有關問題的意見》(發(fā)改能源[2014]2482號)兩份文件，明確了大型抽水蓄能電站原則上由電網經營企業(yè)建設和管理，具體規(guī)模、投資與建設條件由國務院投資主管部門嚴格審批，其建設和運行成本納入電網運行費用統(tǒng)一核定.同時要逐步建立引入社會資本的多元市場化投資體制機制，積極開展抽水蓄能電站建設運營管理體制機制創(chuàng)新研究和改革試點.浙江作為抽水蓄能電站建設任務重、新能源開發(fā)集中的省份，被國家列為深入開展抽水蓄能電站建管體制和運營機制創(chuàng)新改革研究的試點省份，按照“誰受益、誰承擔”的市場經濟規(guī)則走出一條抽水蓄能市場化的道路，這為抽水蓄能電站在浙江的建設發(fā)展帶來了重大機遇[12].

4.2 浙江抽水蓄能電站運行模式

經過多年的發(fā)展，抽水蓄能電站已經根據(jù)我國電力體制和自身運營特點，摸索出一些適合自身生存發(fā)展的運營管理模式，積累了一些經驗.國內抽水蓄能電站運營模式目前有三種：

(1)獨立經營：抽水蓄能電站作為獨立的發(fā)電公司，按國家批準的上網電價和計劃發(fā)電量運營，自負盈虧；

(2)租賃：抽水蓄能電站建成后，以租賃形式交付給電網公司或網內主要發(fā)電公司運營，保證電站正常的還本付息；

(3)電網統(tǒng)一經營：抽水蓄能電站由電網企業(yè)建設和運營，作為整個電網的一部分進行管理.

從目前來看，國內選擇獨立經營模式的抽水蓄能電站，普遍具有相對良好的收益能力.考慮抽水蓄能電站在浙江的發(fā)展實際，浙江已投運的抽水蓄能電站大多采取獨立經營為主的運營模式，其優(yōu)點主要有：

(1)有利于廣泛快速吸收借鑒國內外抽水蓄能電站成功運營經驗.此模式下電站作為獨立發(fā)電公司擁有充足的生產自主權，具備完整的成本核算體系和較強的電價補償機制，有利于激發(fā)電站的生產積極性；

(2)有利于作為獨立法人單位從省內主管部門處爭取到合理的銷售電價.可參照發(fā)電企業(yè)的定價原則，按照合理的投資及經營成本加合理利潤的定價模式確定電站的投資回報，進而在省公司的銷售電價中予以明確；

(3)有利于強化成本管理，提高系統(tǒng)運營效率.通過自主經營，獨立核算，可以有效增強抽水蓄能電站的經營能力，強化成本控制，最終體現(xiàn)為系統(tǒng)效率的提高.

4.3 浙江抽水蓄能電站電價制度

從電價制度來看，抽水蓄能電站電價模式，實施由物價管理部門核定的具有獨立上網電價和抽水電價的電價模式.現(xiàn)行抽水蓄能電站有兩種電價核算方式.

(1)一部制電價

國家按照長期邊際成本法計算核定抽水蓄能電站的抽水電價、上網電價和年度發(fā)電計劃.以此為基準以純電量作為計價標的，蓄能電站根據(jù)純發(fā)電量獲得利潤，并承擔一定的電價審批和市場變化的風險.若抽水蓄能電站所在電網的峰谷電價較大，采用此種方式比較適宜.這種核算方式只反映抽水蓄能電站部分靜態(tài)效益(調峰效益)，要求發(fā)電商承擔所有風險，對抽水蓄能電站發(fā)展較為不利.

(2)兩部制電價

抽水蓄能電站電價由容量電價和電量電價兩部份構成.容量電價為發(fā)電機組容量電價，主要考慮電站固定成本和合理收益來確定，是蓄能電站獲取收入的主要來源.電量電價為抽水蓄能發(fā)電量產生的收益，主要考慮電站抽水電費、維護等變動成本和一小部分固定成本來確定，是蓄能電站收入的另一部分來源.此電價模式可較為充分體現(xiàn)抽水蓄能電站的動態(tài)效益，有力激發(fā)各方資金對投資建設抽水蓄能電站的積極性.目前，兩部制電價在浙江省天荒坪、溪口抽水蓄能電站均已得到成功應用.

4.4 浙江抽水蓄能電站發(fā)展預期

根據(jù)《浙江省“十二五”電力發(fā)展規(guī)劃》，2020年全社會最高負荷為10 200萬kW，峰谷差將高達3 700萬kW左右.通過對全省調峰容量平衡，2020年前在考慮已、在建抽水蓄能機組容量的基礎上尚需再新增抽水蓄能機組3 700～7 000 MW左右.此外，浙江省抽水蓄能站址資源和建設條件較好，而鄰近上海市無蓄能資源、江蘇蓄能資源條件較差，初步測算，2020年前浙江省擬新增外供抽水蓄能機組容量2 600 MW.綜合分析，浙江省抽水蓄能電站在現(xiàn)已建、在建4 580 MW的基礎上，需新增3 700～7 000 MW容量，再考慮新增外送2 600 MW，2020年前共需新增抽水蓄能電站容量6 300～9 600 MW(其中含長龍山電站2 100 MW).浙江新建抽水蓄能電站宜采用獨立發(fā)電商管理模式，電價上采用兩部制電價模式.此模式符合國家電力體制改革方向，電網企業(yè)能夠得到亟需的調峰容量，發(fā)電企業(yè)也可以取得合理的回報，抽水蓄能行業(yè)可以實現(xiàn)良性、可持續(xù)發(fā)展，實現(xiàn)多方共贏.

5 展 望

浙江省抽水蓄能站址資源十分豐富，裝機容量在30萬kW以上的站址共47處，可建總規(guī)模達6120萬千瓦，其中裝機容量100萬kW以上的站址36處，浙江省抽水蓄能站址總量、建設條件和技術經濟指標在國內首屈一指.根據(jù)浙江電網2025年調峰容量平衡分析預計，抽水蓄能容量合理的配置規(guī)模約為10 000 MW左右，浙江在已有的6 680 MW容量基礎上尚需新增較大規(guī)模的抽水蓄能容量.浙江省抓緊規(guī)劃建設新一輪抽水蓄能電站已顯非常必要和緊迫.

抽水蓄能電站由于運行工況多樣，切換快速靈活，可作為削峰填谷、調頻調壓、正常和事故備用以及完成黑啟動等多種功能的特殊電源，是目前電力系統(tǒng)最具經濟性的大規(guī)模儲能設施.總體來說，浙江未來抽水蓄能電站的發(fā)展趨勢是：

(1)高水頭化

高水頭可以帶來更高的轉速，增大單機容量和減小機組尺寸，實現(xiàn)投資節(jié)省.在抽水蓄能建設勘探設計階段，只要條件允許就應選擇水頭盡可能高的站址，確保后續(xù)抽水蓄能電站具有較高的效益.

(2)大容量化

電網規(guī)模的擴大、調峰難題的出現(xiàn)都需要抽水蓄能機組具有更大的單機容量.同樣電站容量下，單機容量大則機組臺數(shù)就少，有利于減少機電設備造價和簡化電站控制系統(tǒng)，為電站后期運維打下良好基礎.

(3)高轉速化

相比傳統(tǒng)常規(guī)水電，抽水蓄能機組的轉子運行速度高很多.較高的水輪機線速度取決于采用較大的轉輪直徑或較高的轉速，轉輪直徑過大意味著配套投資加大，現(xiàn)代設計趨勢是控制轉輪直徑尺寸而盡量提高轉速，這也是未來抽水蓄能機組發(fā)展方向.

適量配置抽水蓄能電站，可降低調峰機組的運行維護費用、延長其機組壽命；可減輕風光等隨機電源并網運行對電網安全運行的影響，提高電網對風光等新能源的消納水平和電網安全穩(wěn)定性.浙江省抽水蓄能站址資源豐富，抽水蓄能電站在未來浙江電網運行中將大有可為.