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。本公众平台（“大坝新闻”微信）特此转载全文，希望这一内容能够得到大家的关注，以使广大读者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。
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。
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。
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。
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）