聯合運行式抽水蓄能電站的建設運行現狀及發展思考

盧兆輝，張盛勇，張正平

（1.保定易縣抽水蓄能有限公司，保定市 074200；2.中電聯人才評價與教育培訓中心，北京市 100053；3.國網新源控股有限公司，北京市 100052）

0 引言

目前，隨著我國確立了2030年碳達峰和2060年碳中和的“雙碳”目標，大力發展清潔能源正如火如荼。作為有效消納清潔能源并保障電網安全穩定運行重要手段的抽水蓄能電站也正處于加快建設的高峰期[1]。在國家“十四五”規劃和“2035年遠景目標綱要”中明確提出要加快抽水蓄能電站建設和新型儲能技術規模化應用。因此，國家能源局發布的《抽水蓄能中長期發展規劃（2021～2035年）》中制定了八大重點任務。其中，第六條任務“探索推進水電梯級融合改造，鼓勵依托常規水電站增建混合式抽水蓄能”受到了廣泛關注[2][3]。實際上，依托常規水電站增建混合式抽水蓄能并不是一種新的理念和做法，早在1968年，我國就建成了第一座混合式抽水蓄能電站——崗南水電站[4]。近半個多世紀以來，該類型的儲蓄電站發展情況如何，尚缺乏相關分析。新時期，混合式抽水蓄能電站面臨著怎樣的機遇與挑戰，有必要進行深入探討。

鑒于此，本文首先對聯合運行式抽水蓄能電站的特點、優勢進行分析，接著對我國混合式抽水蓄能電站的發展現狀及存在問題進行了分析討論，最后針對新時期的發展需求，對聯合運行式抽水蓄能電站的建設提出了參考建議與對策。

1 聯合運行式抽水蓄能泵/電站概述

1.1 聯運式抽水蓄能的內涵定義

如圖1（a）所示，為純抽水蓄能電站示意圖。當前正在大量建設的抽水蓄能電站選址條件基本是具備新建上水庫和下水庫的地形地質條件，下庫一般位于有徑流的河道上或鄰近河道或有補給水源，兩庫之間山體具備開挖地下洞室群的地質條件，地下廠房安裝可逆式抽水蓄能機組。兩個庫盆間高程差（水頭）可在幾百米范圍，但兩個庫盆間的水平距離和垂直距離之比（距高比）一般是越小越好。為了與聯合運行式抽水蓄能泵/電站名稱加以區別，本文把這種建設形式的抽水蓄能電站稱為“純抽水蓄能電站”。純抽水蓄能電站是獨立成站，其內涵是抽水工況和發電工況由可逆式水泵水輪機機組獨立完成。

如圖1（b）所示，為聯合運行式抽水蓄能電站示意圖。聯合運行式抽水蓄能泵/電站是結合已建常規梯級水電站進行擴建，即利用常規梯級電站兩個相鄰梯級的水庫分別作為上庫和下庫，在兩岸山體內選擇適宜地質條件開挖輸水系統和地下廠房并安裝大型水泵或可逆式抽水蓄能機組。在聯合運行式抽水蓄能電站內，既安裝有常規水電機組，利用江河徑流發電；又安裝有抽水蓄能泵/機組，在電網負荷低谷時，用大型水泵或抽水蓄能機組的泵工況抽水，把下梯級水庫的水抽到上梯級水庫，在電網負荷高峰時，用上梯級電站已有的常規水電機組發電。本文把這種由抽水蓄能電站泵工況抽水與常規水電機組發電兩種聯合運行方式開發的抽水蓄能電站稱為“聯合運行式抽水蓄能泵/電站”。其內涵是抽水工況和發電工況由不同機組聯合運行來完成。

圖1 純抽水蓄能電站與聯運式抽水蓄能示意圖Figure 1 Schematic diagram of pure pumped storage station and combined operation pumped storage pump/power station

值得注意的是，近半個世紀以來，最初采用這種聯合運行方式開發的抽水蓄能電站曾被稱為混合式抽水蓄能電站。但在后來發展過程中，由于僅從字面上認識，難以理解這種“混合式”開發方式的內涵，很多從事這項工作的專業人員把利用某個常規水電站僅作為純抽水蓄能電站的上庫或下庫（如黑龍江荒溝抽水蓄能電站以蓮花水電站作為下庫）也稱為混合式抽水蓄能電站。名稱和概念的混淆，在一定程度上也阻礙了人們對這種聯合運行方式本質的認識，誤導了發展方向。為了避免因名稱字面定義不清晰而容易混淆的影響繼續存在，本文擬將這種聯合運行方式的抽水蓄能泵/電站定義為“聯合運行式抽水蓄能泵/電站”（以下簡稱聯運式抽水蓄能泵/電站）。在增建的地下廠房中，若安裝泵時稱為“聯合運行式抽水蓄能泵站”；若安裝可逆式水泵水輪機組時稱為“聯運式抽水蓄能電站”。聯運式抽水蓄能泵/電站是與常規梯級水電站共用上庫和下庫集結成站，用可逆式水泵水輪機組的泵工況與常規水電機組發電工況聯合運行是聯運式抽水蓄能泵/電站與純抽水蓄能電站之間的本質區別。

1.2 聯運式抽水蓄能泵/電站的建設現狀及建設滯后原因分析

1.2.1 建設現狀

截至2021年底，我國已運行抽水蓄能電站裝機容量達36390MW，然而，結合常規梯級水電站建設的混合式抽水蓄能電站裝機容量僅為751MW，其中聯運式抽水蓄能電站的裝機容量只有300MW（白山抽水蓄能電站）。結合已建常規梯級水電站開發建設聯合運行式抽水蓄能泵/電站有廣闊的發展空間，現就其開發現狀對我國已建成的混合式抽水蓄能電站進行統計分析見表1。表中可以看出我國混合式抽水蓄能電站發展的三個顯著特點。

表1 我國目前已建成的混合式抽水蓄能電站Table 1 Hybrid pumped storage power station build in China

一是起步早，我國的混合式抽水蓄能電站早在半個多世紀前就已建成（在河北省平山縣，該縣境內崗南村西的崗南水電站被公認為是中國第一座混合式抽水蓄能電站，僅11WM抽水蓄能機組的投產開創了我國混合式抽水蓄能電站發展的先河。

二是發展慢，在崗南水電站建成后的23年，在1992年已運營了11年的潘家口電站改建安裝了3臺90MW抽水蓄能機組，之后相繼建設了西藏羊卓雍湖、安徽響洪甸和白山抽水蓄能電站工程。混合式抽水蓄能電站在近半個多世紀里，發展仍然十分緩慢，數量十分有限。而建設初衷就擬采用與常規水電機組聯合運行的抽水蓄能電站只有白山抽水蓄能電站。白山抽水蓄能電站的原始設計是在白山常規水電站擴建白山抽水蓄能泵站[5]。因當時制造150MW大型水泵的技術儲備不足，只能用可逆式水泵水輪機的泵工況代替，不得不經過二次核準變更為白山抽水蓄能電站，并通過首臺引進、第二臺實現單機容量150MW可逆式水泵水輪機設計制造國產化。

三是機組普遍較小，例如最大容量配置的白山抽水蓄能電站僅配備了2臺150MM的可逆式水泵水輪機組。

1.2.2 建設滯后原因分析

近半個世紀以來混合式抽水蓄能電站的發展現狀呈現出上述特點，筆者分析認為主要歸因于以下幾個方面的原因：

（1）不是所有常規梯級水電站都具備建設聯運式抽水蓄能泵/電站的條件，選址受限不如純抽水蓄能電站可根據用電負荷需要選址靈活。

（2）對混合式抽水蓄能電站的電能轉換效率和社會綜合效益的認識有誤區，尤其是聯運式抽水蓄能泵/電站的綜合電能轉換率高于純抽水蓄能電站的原理一直未被深入研究和認識，導致一些專業技術人員認為常規水電站發電水頭低，不如建設高水頭的純抽水蓄能電站而進入了認識誤區。

（3）由于聯運式抽水蓄能電站需要跟已建水電站的常規水電機組聯合運行才能獲得增發電量效益，導致新擴建的聯運式抽水蓄能泵/電站無法單獨核算投入產出效益，限制投資方參與這種開發模式的積極性。因此需要國家有關部門出臺相關政策才能促進其快速發展。

4）聯運式抽水蓄能泵/電站的最大優勢是可以有效大規模地消納風光等清潔能源，在尚未具備條件提倡大力開發使用清潔能源和沒有消納清潔能源需求的時候，聯運式抽水蓄能泵/電站也不具備的開發優勢。

1.3 聯運式抽水蓄能泵/電站的優勢分析

1.3.1 電能綜合轉換效率顯著提高

（1）機組設計制造原則變化帶來的綜合轉換效率提高。

隨著可逆式水泵水輪機國產化后設計制造水平的不斷提高，抽水與發電的電能轉換效率已達80%左右，即純抽水蓄能電站的實現了5kW·h換4kW·h；在聯運式抽水蓄能泵/電站的運行中，其泵工況為常用工況，則可在設計制造時以泵工況效率最優為原則，其效率達到95%以上。容量在100MW以上的常規水電機組的發電效率現都能達到95%以上，兩種效率都在95%的工況聯合運行，考慮各種效率損失，其綜合轉換效率可達90%左右，即5kW·h換4.5kW·h。

（2）年徑流量提高發電水頭帶來增加電量。

聯運式抽水蓄能泵/電站在電網負荷低谷時用泵工況抽水，在電網負荷高峰時用常規水電機組發電。如圖2所示，假設增建抽水蓄能泵/電站前的上水庫原水位為H，年徑流量Q通過常規機組發出的電量為QH；增建聯運式抽水蓄能泵/電站后，泵工況每天后夜負荷低谷時抽水，抽水后上水庫水位增高Δh，白天負荷高峰時只用常規水電機組發電運行，此時常規機組發電水頭為（H+Δh），則年徑流量Q通過常規機組發出的電量為Q（H+Δh）。因此，聯合運行后，上庫水電站的年徑流量因提高發電水頭Δh而增加的發電量為QΔh。可稱QΔh為年徑流量增發電量。因此，泵工況抽水后，水庫天然來水產生的徑流量越多，因提高Δh而通過常規機組增加的發電量也越多。如Q足夠大，則QΔh增加的發電量會大于抽水用電量，即抽水和發電的綜合轉換效率大于1。這種聯合運行方式可以在電能轉換過程中引發年徑流量和提高發電水頭的疊加效應，產生疊加溢出電量，使其綜合電能轉換效率遠高于純抽水蓄能電站。

圖2 聯合運行式抽水蓄能電站電能轉換疊加效應示意圖Figure 2 Schematic diagram of superposition effect of electric energy conversion of combined operation pumped storage power station

例如白山抽水蓄能電站，是利用松花江上的白山水電站水庫作為上水庫，其下一梯級紅石水庫做下水庫，在白山水電站大壩左岸山體內開挖輸水隧洞和地下廠房，安裝2臺單機容量為150MW的抽水蓄能機組。當電網負荷低谷時，用抽水蓄能機組的泵工況從下一梯級紅石水電站抽水到上一級白山水電站；當電網負荷高峰時，用白山水電站常規水電機組調峰發電。抽水蓄能機組泵工況和白山常規水電機組聯合運行完成電能轉換。采取這種聯合運行方式后，白山常規水電機組獲得的增加發電量已大于抽水蓄能機組泵工況的抽水用電量，能量轉換效率大于1。計算方法如下：假定每天2臺150MW機組泵工況抽到上庫的水量約636m3看作是水庫區域每天的天然降雨量，將這個降雨量疊加到已有實測水文系列中，再重新進行調洪演算和水量平衡分析。依據調洪演算和水量平衡分析計算結果繪制水庫調度圖，編制新的水庫運行方式，優化水庫調度運行。計算擬定年抽水按300天（扣除汛期65天）計，年累計抽水量約19億m3。按上述方法，經計算白山水電站的新水庫運行方式比原水庫運行方式的年平均運行水位抬高約1m，即流經白山水電站約300億m3的年徑流量通過白山常規水電機組發電時，其年平均發電水頭均提高約1m，增發電量效益顯著。在豐水、平水和枯水年的電量轉換率計算結果分別為109.06%、100.69%、95.75%，平均達103.0%，充分展現了聯運式抽水蓄能電站在電能綜合轉換效率上的特有優勢[6][7][8]。

1.3.2 利用已建梯級水電站存量資源、建設周期短并節省投資

由于聯運式抽水蓄能泵/電站利用已建成的常規梯級水電站做上庫和下庫，只是進行輸水系統和地下廠房等洞室開挖及安裝泵或可逆式水泵水輪機組，建設周期比之純抽水蓄能電站更短。常規抽水蓄能電站建設周期約為6～7年，聯運式抽水蓄能電站擴建可在3～4年內建成投產。同時，由于上庫和下庫已形成，泵/電站建設不改變原梯級水庫的水位特征參數，沒有新增淹沒用地和移民，節省土地和林業資源。

此外，由于不用新建上庫和永久進場交通運輸道路，下庫根據現場實際情況，直接使用或對下一級庫尾進行改造形成下庫，沒有庫區淹沒補償，除建設期臨時征地外和部分永久征地外，征地移民費用相對較少，可節省大量工程投資。還以吉林白山抽水蓄能電站為例，單位千瓦投資約為2700元，與同期建設的遼寧蒲石河（純）抽水蓄能電站（約5000元/kW）相比節省投資約46%。

1.3.3 所在流域的水資源得到進一步充分有效利用、社會經濟效益顯著

對于常規水電機組調峰發電時上庫流入下一級水庫的水量，下一級水庫需要留存一部分水量用于夜間泵工況把水再抽回一部分存到上庫，避免了其入庫水量全部發電再流入更下一級水庫。因此，可使全流域的水資源被延滯下泄，對于年調節或多年調節水庫，意味著可減緩所在流域在一年或多年周期內水資源下泄的流失速度。這在很大程度上增加了水資源的利用量和利用時長，使水資源得到進一步的充分有效利用，社會綜合經濟效益顯著。

大型常規水電站除具有發電功能外，還有更重要的功能是滿足防洪和灌溉及沿岸工業居民用水需求。如豐滿水電站機組調峰時的發電下泄流量遠高于下游用水量需求，部分水量損失；不發電時河道無水又滿足不了下游工農業及居民用水量的巨大需求，2000年前后在下游建設了永慶反調節水庫以滿足下游均衡供水需求。在豐滿水電站重建方案前期討論時，曾設想擬把6臺單機容量為200MW常規機組中的1臺或2臺改為可逆式水泵水輪機組，但由于豐滿水電站下一級的永慶反調節水庫庫容不夠而放棄。如永慶反調節水庫庫容足夠大，那豐滿水電站重建就可安裝1～2臺抽水蓄能機組。如是，在每天豐滿水電站調峰發電的大流量時段，永慶水庫可多留存500萬～1000萬m3的水量用于抽水蓄能機組泵工況在負荷低谷時把水再抽回豐滿水庫。以全年抽水300天計，2臺單機容量為200MW抽水蓄能機組年抽水量為30億m3。再加之上游已有的白山抽水蓄能電站的年抽水量19億m3，流域內全年累計將有49億m3的水量（相當于約豐滿水電站百億m3庫容的一半）緩存于白山和豐滿水電站及永慶反調節水庫內。這部分水量可暫緩流入黑龍江并延滯入海，可有效緩解該流域在春季枯水期下游工農業居民用水緊張的局面。通過聯運式抽水蓄能電站的開發，可使水資源循環有效利用，對流域內的工農業生產間接帶來巨大的社會經濟效益。同時，因泵工況循環抽水而減小河道下泄流量的峰值，提高河道流量均衡度，優化河道運行環境。

2 開發建設聯運式抽水蓄能泵/電站的必要性分析

隨著清潔能源的大量快速開發建設和對巨型電網安全穩定經濟運行要求的不斷提高，最有效消納清潔能源并確保電網安全穩定運行的抽水蓄能電站的開發建設成為迫切需求。但是隨著純抽水蓄能電站建設速度的加快，剩余的優良站址越來越少，環境因素也越來越復雜，項目開發建設條件更是越來越苛刻。特別是西南、西北和東北地區，清潔能源資源稟賦好，抽水蓄能規模需求大，可開發的純抽水蓄能電站優質資源較少，且都遠離負荷中心，難以滿足電網系統需求。這些地區恰又是大型常規梯級水電站開發程度高的區域，因此結合常規梯級水電站開發建設聯運式抽水蓄能泵/電站是一件功在當代、利在千秋的選擇，其必要性主要體現在以下三個方面：

2.1 抽水蓄能電站建設是消納清潔能源和維護電網穩定運行的要求

我國確立了2030年碳達峰和2060年碳中和的“雙碳”目標，要想實現這一宏偉目標，就必須大力發展清潔能源，而清潔能源如風能、太陽能及潮汐能等發出的電能其隨機性和穩定性對電網安全穩定運行帶來巨大的隱患，尤其是在負荷低谷時電網如何把風光發出的電盡可能多地及時消納存儲，必須配套建設相應規模的儲能設施，以避免棄風棄光。

電網對儲能設施需求巨大，在化學、壓力罐、地下空間及海水等各種儲能方式及設施目前還難以滿足電網對可靠性和安全性及儲能容量規模要求的客觀條件下，抽水蓄能電站目前還是電網消納清潔能源和確保電網安全穩定運行最重要手段，抽水蓄能電站是可靠性和安全性兼備及儲能容量規模滿足電網需求的成熟完備儲能設施，加快建設抽水蓄能電站是勢在必行。

2.2 聯運式抽水蓄能電站可作為純抽水蓄能電站優良站址的重要補充來源

近十幾年純抽水蓄能電站得到了快速開發，目前已投入運行容量36390MW，在建60000MW，另有已簽約或正在開展前期工作的項目超過60000MW。根據《抽水蓄能中長期發展規劃（2021～ 2035）》（見圖 3），到2025年（“十四五”）抽水蓄能投產總規模62000MW以上，到2030年（“十五五”）投產總規模達到120000MW左右[2]。隨著未來可供開發的純抽水蓄能電站優良站址逐漸減少，結合常規梯級水電站開發建設聯運式抽水蓄能泵/電站可以作為純抽水蓄能電站優良站址的補充來源。目前我國已開發的常規（梯級）水電站規模約達3.6億kW，存量優勢巨大。聯運式開發模式已被事實證明技術可行、經濟合理、運行可靠，且儲能過程中電能轉換增量顯著，綜合電能轉換效率高。

圖3 抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035）Figure 3 Medium and long term development objectives of pumped storage

2.3 水資源得到更有效充分的利用

從全國的水資源分布看，大部分經濟區域呈水資源匱乏態勢。每個流域的水資源是有限的，尤其是降水量偏少的北方大部分地區，水資源更顯寶貴。這種聯運式抽水蓄能泵/電站開發方式可使水資源得到更有效的充分利用，可延長全流域年徑流量流存河道的時間，延滯流域內水資源的流失速度，提高水資源循環利用率，可為流域沿岸的工農業生產和居民用水帶來巨大的社會經濟效益。

3 常規梯級水電站擴建聯運式抽水蓄能泵/電站需具備的條件

3.1 常規梯級水電站可作上庫的條件

水庫特性最好是多年調節或不完全多年調節，但底線至少是年調節水庫，不完全年調節水庫需專門論證。徑流式水電站不宜做聯運抽水蓄能電站上庫；庫容較大為好，趨勢是越大越好。庫容越大，儲能轉換過程中的疊加溢出效益越大。若庫容特小時，效益需經過專門分析論證；年徑流量大為優，趨勢是越大越好，年徑流量不大時需專題進行效益分析論證開發的必要性。年徑流量均勻與否都可，但年徑流量不均勻時，聯運式開發方式可改善年徑流量的不均勻性，提高河道流量平衡度及水資源利用效率。年徑流量越不均勻，改善效果和提高程度越顯著；上庫壩后尾水位宜與下一梯級的正常運行水位相銜接。若不銜接，其與下庫正常運行水位回水距離不宜太遠。太遠時可考慮上庫壩后新建小型水庫作為下庫，如潘家口抽水蓄能電站。

3.2 常規梯級水電站可做下庫的條件

下庫正常運行水位宜與上庫發電尾水相銜接，或年平均運行水位庫末回水與上庫壩址間的距離不宜太遠；下庫調節庫容有裕量，即下庫年平均運行水位或正常高水位與校核洪水位之間的調節庫容裕量要滿足裝機容量在泵工況滿負荷連續抽水6h的水量要求。這個量不是很大，一般水庫都能滿足這個要求。

4 聯運式抽水蓄能泵/電站與聯運式抽水蓄能電站的方案比選

4.1 聯運式抽水蓄能泵/電站方案的優缺點

（1）聯運式抽水蓄能泵/電站即在地下廠房中安裝大型水泵，其最大優點是可以全天候，即每天24h消納清潔能源。最適合結合常規梯級水電站開發建設，尤其是當作為水庫的常規水電站的調節庫容很大，且是不完全多年調節水庫或是多年調節水庫時，其可實現高電能轉換率的優勢巨大，經濟效益好。

（2）同容量的泵造價比抽水蓄能機組低一些，尚無具體量化分析。參照已建白山抽水蓄能電站當時的機組造價對比分析，降低約10%～20%。

（3）泵抽水用電線路可利用原電站的送出線路倒送電，不用新建輸電線路。

（4）泵站沒有調峰能力，不能為電網增加備用容量。

4.2 聯運式抽水蓄能電站方案的優缺點

（1）聯運式抽水蓄能電站即地下廠房安裝可逆式水泵水輪機組。抽水蓄能機組的發電工況一般不用于電網調峰，只是當常規機組檢修維護時可替代被檢修機組發電調峰；在汛期上庫有泄流要求時，抽水蓄能機組發電工況才用于發電，可增發季節電能，減少棄水；還有就是在電網緊急需要時可增加發電出力。

（2）聯運模式下的抽水蓄能機組發電工況一般不用，但因常規水電站的水庫全年有水，抽水蓄能機組的發電工況可全天候作為電網事故備用容量。

（3）抽水蓄能機組的造價比泵高一些，一般約高10%～20%。

（4）根據功能定位確定是否新建與其發電工況容量相匹配的送出線路。如原常規水電站送出線路容量有裕度，也可考慮利用原有送出線路而不新建或部分新建送出線路，這需結合原常規機組的實際運行方式和最大保證出力進行專門分析論證。

5 建設聯運式抽水蓄能電站的難點、對策和建議

5.1 難點分析

綜合上述分析，聯運式抽水蓄能發展的難點主要體現在以下三個方面：

（1）峰谷差電價未完全市場化問題。目前國家尚未完全實行峰時和谷時電價。抽水蓄能電站本質上是通過儲能轉換電網負荷峰谷電能來確保電網安全穩定運行（用來保障特高壓穩定運行的純抽水蓄能電站另論）。沒有峰谷電價差，就無法核算投入產出效益。

（2）體制和機制問題，聯運式抽水蓄能電站開發的關鍵要素是必須要將抽水蓄能電站的抽水工況和常規水電機組的發電工況聯合運行。這樣就導致了抽水工況產生的效益是隱含在常規水電機組的綜合增發電量中。目前國內常規水電站的管轄權及產權屬性極其多樣化，只有當常規水電相鄰兩個梯級電站的資產為一家權屬，開發建設這種聯運式抽水蓄能電站才能進行統一核算。否則，其他投資方想開發建設難度大，且無法進行投入產出效益核算。

（3）聯運式抽水蓄能泵站沒有發電功能。按現行編寫規定范本，可研報告中的經濟評價部分會因項目沒有發電屬性而找不到相應的規定和規范而無法編寫等。

5.2 對策與建議

（1）發揮舉國體制辦大事的優勢。開發建設聯運式抽水蓄能泵/電站涉及方方面面，跨行跨業點多面廣，需由國家層面的有關部門和機構牽頭協調組織實施，發揮舉國體制集中力量辦大事的優勢，從上到下推動落實并逐步實施。

（2）制定相應的政策和法規、編制相關規范和規定。需要國家層面制定相應的政策和法規，行業編制規范和規定，如需要制定符合市場規律的峰谷電價等。

（3）開展聯運式抽水蓄能泵/電站可開發站址普查。因受目前諸多尚未破解的難題制約，全面開發建設聯運式抽水蓄能泵/電站的條件尚不具備，但可在全國范圍內對常規梯級水電站啟動具備這種開發模式的站址普查工作，以摸清可開發容量的現存規模。這個存量規模可作為制定“十五五”計劃或更遠景純抽水蓄能電站發展規劃的站址補充來源，待條件具備時可有計劃地逐步實施開發建設，為實現“雙碳”目標和水資源更有效充分利用發揮更大的作用。