卢兆辉，张盛勇，张正平
（1.保定易县抽水蓄能有限公司，保定市 074200；
2.中电联人才评价与教育培训中心，北京市 100053；
3.国网新源控股有限公司，北京市 100052）
目前，随着我国确立了2030年碳达峰和2060年碳中和的“双碳”目标，大力发展清洁能源正如火如荼。作为有效消纳清洁能源并保障电网安全稳定运行重要手段的抽水蓄能电站也正处于加快建设的高峰期[1]。在国家“十四五”规划和“2035年远景目标纲要”中明确提出要加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用。因此，国家能源局发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021～2035年）》中制定了八大重点任务。其中，第六条任务“探索推进水电梯级融合改造，鼓励依托常规水电站增建混合式抽水蓄能”受到了广泛关注[2][3]。实际上，依托常规水电站增建混合式抽水蓄能并不是一种新的理念和做法，早在1968年，我国就建成了第一座混合式抽水蓄能电站——岗南水电站[4]。近半个多世纪以来，该类型的储蓄电站发展情况如何，尚缺乏相关分析。新时期，混合式抽水蓄能电站面临着怎样的机遇与挑战，有必要进行深入探讨。
鉴于此，本文首先对联合运行式抽水蓄能电站的特点、优势进行分析，接着对我国混合式抽水蓄能电站的发展现状及存在问题进行了分析讨论，最后针对新时期的发展需求，对联合运行式抽水蓄能电站的建设提出了参考建议与对策。
1.1 联运式抽水蓄能的内涵定义
如图1（a）所示，为纯抽水蓄能电站示意图。当前正在大量建设的抽水蓄能电站选址条件基本是具备新建上水库和下水库的地形地质条件，下库一般位于有径流的河道上或邻近河道或有补给水源，两库之间山体具备开挖地下洞室群的地质条件，地下厂房安装可逆式抽水蓄能机组。两个库盆间高程差（水头）可在几百米范围，但两个库盆间的水平距离和垂直距离之比（距高比）一般是越小越好。为了与联合运行式抽水蓄能泵/电站名称加以区别，本文把这种建设形式的抽水蓄能电站称为“纯抽水蓄能电站”。纯抽水蓄能电站是独立成站，其内涵是抽水工况和发电工况由可逆式水泵水轮机机组独立完成。
如图1（b）所示，为联合运行式抽水蓄能电站示意图。联合运行式抽水蓄能泵/电站是结合已建常规梯级水电站进行扩建，即利用常规梯级电站两个相邻梯级的水库分别作为上库和下库，在两岸山体内选择适宜地质条件开挖输水系统和地下厂房并安装大型水泵或可逆式抽水蓄能机组。在联合运行式抽水蓄能电站内，既安装有常规水电机组，利用江河径流发电；
又安装有抽水蓄能泵/机组，在电网负荷低谷时，用大型水泵或抽水蓄能机组的泵工况抽水，把下梯级水库的水抽到上梯级水库，在电网负荷高峰时，用上梯级电站已有的常规水电机组发电。本文把这种由抽水蓄能电站泵工况抽水与常规水电机组发电两种联合运行方式开发的抽水蓄能电站称为“联合运行式抽水蓄能泵/电站”。其内涵是抽水工况和发电工况由不同机组联合运行来完成。
图1 纯抽水蓄能电站与联运式抽水蓄能示意图Figure 1 Schematic diagram of pure pumped storage station and combined operation pumped storage pump/power station
值得注意的是，近半个世纪以来，最初采用这种联合运行方式开发的抽水蓄能电站曾被称为混合式抽水蓄能电站。但在后来发展过程中，由于仅从字面上认识，难以理解这种“混合式”开发方式的内涵，很多从事这项工作的专业人员把利用某个常规水电站仅作为纯抽水蓄能电站的上库或下库（如黑龙江荒沟抽水蓄能电站以莲花水电站作为下库）也称为混合式抽水蓄能电站。名称和概念的混淆，在一定程度上也阻碍了人们对这种联合运行方式本质的认识，误导了发展方向。为了避免因名称字面定义不清晰而容易混淆的影响继续存在，本文拟将这种联合运行方式的抽水蓄能泵/电站定义为“联合运行式抽水蓄能泵/电站”（以下简称联运式抽水蓄能泵/电站）。在增建的地下厂房中，若安装泵时称为“联合运行式抽水蓄能泵站”；
若安装可逆式水泵水轮机组时称为“联运式抽水蓄能电站”。联运式抽水蓄能泵/电站是与常规梯级水电站共用上库和下库集结成站，用可逆式水泵水轮机组的泵工况与常规水电机组发电工况联合运行是联运式抽水蓄能泵/电站与纯抽水蓄能电站之间的本质区别。
1.2 联运式抽水蓄能泵/电站的建设现状及建设滞后原因分析
1.2.1 建设现状
截至2021年底，我国已运行抽水蓄能电站装机容量达36390MW，然而，结合常规梯级水电站建设的混合式抽水蓄能电站装机容量仅为751MW，其中联运式抽水蓄能电站的装机容量只有300MW（白山抽水蓄能电站）。结合已建常规梯级水电站开发建设联合运行式抽水蓄能泵/电站有广阔的发展空间，现就其开发现状对我国已建成的混合式抽水蓄能电站进行统计分析见表1。表中可以看出我国混合式抽水蓄能电站发展的三个显著特点。
表1 我国目前已建成的混合式抽水蓄能电站Table 1 Hybrid pumped storage power station build in China
一是起步早，我国的混合式抽水蓄能电站早在半个多世纪前就已建成（在河北省平山县，该县境内岗南村西的岗南水电站被公认为是中国第一座混合式抽水蓄能电站，仅11WM抽水蓄能机组的投产开创了我国混合式抽水蓄能电站发展的先河。
二是发展慢，在岗南水电站建成后的23年，在1992年已运营了11年的潘家口电站改建安装了3台90MW抽水蓄能机组，之后相继建设了西藏羊卓雍湖、安徽响洪甸和白山抽水蓄能电站工程。混合式抽水蓄能电站在近半个多世纪里，发展仍然十分缓慢，数量十分有限。而建设初衷就拟采用与常规水电机组联合运行的抽水蓄能电站只有白山抽水蓄能电站。白山抽水蓄能电站的原始设计是在白山常规水电站扩建白山抽水蓄能泵站[5]。因当时制造150MW大型水泵的技术储备不足，只能用可逆式水泵水轮机的泵工况代替，不得不经过二次核准变更为白山抽水蓄能电站，并通过首台引进、第二台实现单机容量150MW可逆式水泵水轮机设计制造国产化。
三是机组普遍较小，例如最大容量配置的白山抽水蓄能电站仅配备了2台150MM的可逆式水泵水轮机组。
1.2.2 建设滞后原因分析
近半个世纪以来混合式抽水蓄能电站的发展现状呈现出上述特点，笔者分析认为主要归因于以下几个方面的原因：
（1）不是所有常规梯级水电站都具备建设联运式抽水蓄能泵/电站的条件，选址受限不如纯抽水蓄能电站可根据用电负荷需要选址灵活。
（2）对混合式抽水蓄能电站的电能转换效率和社会综合效益的认识有误区，尤其是联运式抽水蓄能泵/电站的综合电能转换率高于纯抽水蓄能电站的原理一直未被深入研究和认识，导致一些专业技术人员认为常规水电站发电水头低，不如建设高水头的纯抽水蓄能电站而进入了认识误区。
（3）由于联运式抽水蓄能电站需要跟已建水电站的常规水电机组联合运行才能获得增发电量效益，导致新扩建的联运式抽水蓄能泵/电站无法单独核算投入产出效益，限制投资方参与这种开发模式的积极性。因此需要国家有关部门出台相关政策才能促进其快速发展。
4）联运式抽水蓄能泵/电站的最大优势是可以有效大规模地消纳风光等清洁能源，在尚未具备条件提倡大力开发使用清洁能源和没有消纳清洁能源需求的时候，联运式抽水蓄能泵/电站也不具备的开发优势。
1.3 联运式抽水蓄能泵/电站的优势分析
1.3.1 电能综合转换效率显著提高
（1）机组设计制造原则变化带来的综合转换效率提高。
随着可逆式水泵水轮机国产化后设计制造水平的不断提高，抽水与发电的电能转换效率已达80%左右，即纯抽水蓄能电站的实现了5kW·h换4kW·h；
在联运式抽水蓄能泵/电站的运行中，其泵工况为常用工况，则可在设计制造时以泵工况效率最优为原则，其效率达到95%以上。容量在100MW以上的常规水电机组的发电效率现都能达到95%以上，两种效率都在95%的工况联合运行，考虑各种效率损失，其综合转换效率可达90%左右，即5kW·h换4.5kW·h。
（2）年径流量提高发电水头带来增加电量。
联运式抽水蓄能泵/电站在电网负荷低谷时用泵工况抽水，在电网负荷高峰时用常规水电机组发电。如图2所示，假设增建抽水蓄能泵/电站前的上水库原水位为H，年径流量Q通过常规机组发出的电量为QH；
增建联运式抽水蓄能泵/电站后，泵工况每天后夜负荷低谷时抽水，抽水后上水库水位增高Δh，白天负荷高峰时只用常规水电机组发电运行，此时常规机组发电水头为（H+Δh），则年径流量Q通过常规机组发出的电量为Q（H+Δh）。因此，联合运行后，上库水电站的年径流量因提高发电水头Δh而增加的发电量为QΔh。可称QΔh为年径流量增发电量。因此，泵工况抽水后，水库天然来水产生的径流量越多，因提高Δh而通过常规机组增加的发电量也越多。如Q足够大，则QΔh增加的发电量会大于抽水用电量，即抽水和发电的综合转换效率大于1。这种联合运行方式可以在电能转换过程中引发年径流量和提高发电水头的叠加效应，产生叠加溢出电量，使其综合电能转换效率远高于纯抽水蓄能电站。
图2 联合运行式抽水蓄能电站电能转换叠加效应示意图Figure 2 Schematic diagram of superposition effect of electric energy conversion of combined operation pumped storage power station
例如白山抽水蓄能电站，是利用松花江上的白山水电站水库作为上水库，其下一梯级红石水库做下水库，在白山水电站大坝左岸山体内开挖输水隧洞和地下厂房，安装2台单机容量为150MW的抽水蓄能机组。当电网负荷低谷时，用抽水蓄能机组的泵工况从下一梯级红石水电站抽水到上一级白山水电站；
当电网负荷高峰时，用白山水电站常规水电机组调峰发电。抽水蓄能机组泵工况和白山常规水电机组联合运行完成电能转换。采取这种联合运行方式后，白山常规水电机组获得的增加发电量已大于抽水蓄能机组泵工况的抽水用电量，能量转换效率大于1。计算方法如下：假定每天2台150MW机组泵工况抽到上库的水量约636m3看作是水库区域每天的天然降雨量，将这个降雨量叠加到已有实测水文系列中，再重新进行调洪演算和水量平衡分析。依据调洪演算和水量平衡分析计算结果绘制水库调度图，编制新的水库运行方式，优化水库调度运行。计算拟定年抽水按300天（扣除汛期65天）计，年累计抽水量约19亿m3。按上述方法，经计算白山水电站的新水库运行方式比原水库运行方式的年平均运行水位抬高约1m，即流经白山水电站约300亿m3的年径流量通过白山常规水电机组发电时，其年平均发电水头均提高约1m，增发电量效益显著。在丰水、平水和枯水年的电量转换率计算结果分别为109.06%、100.69%、95.75%，平均达103.0%，充分展现了联运式抽水蓄能电站在电能综合转换效率上的特有优势[6][7][8]。
1.3.2 利用已建梯级水电站存量资源、建设周期短并节省投资
由于联运式抽水蓄能泵/电站利用已建成的常规梯级水电站做上库和下库，只是进行输水系统和地下厂房等洞室开挖及安装泵或可逆式水泵水轮机组，建设周期比之纯抽水蓄能电站更短。常规抽水蓄能电站建设周期约为6～7年，联运式抽水蓄能电站扩建可在3～4年内建成投产。同时，由于上库和下库已形成，泵/电站建设不改变原梯级水库的水位特征参数，没有新增淹没用地和移民，节省土地和林业资源。
此外，由于不用新建上库和永久进场交通运输道路，下库根据现场实际情况，直接使用或对下一级库尾进行改造形成下库，没有库区淹没补偿，除建设期临时征地外和部分永久征地外，征地移民费用相对较少，可节省大量工程投资。还以吉林白山抽水蓄能电站为例，单位千瓦投资约为2700元，与同期建设的辽宁蒲石河（纯）抽水蓄能电站（约5000元/kW）相比节省投资约46%。
1.3.3 所在流域的水资源得到进一步充分有效利用、社会经济效益显著
对于常规水电机组调峰发电时上库流入下一级水库的水量，下一级水库需要留存一部分水量用于夜间泵工况把水再抽回一部分存到上库，避免了其入库水量全部发电再流入更下一级水库。因此，可使全流域的水资源被延滞下泄，对于年调节或多年调节水库，意味着可减缓所在流域在一年或多年周期内水资源下泄的流失速度。这在很大程度上增加了水资源的利用量和利用时长，使水资源得到进一步的充分有效利用，社会综合经济效益显著。
大型常规水电站除具有发电功能外，还有更重要的功能是满足防洪和灌溉及沿岸工业居民用水需求。如丰满水电站机组调峰时的发电下泄流量远高于下游用水量需求，部分水量损失；
不发电时河道无水又满足不了下游工农业及居民用水量的巨大需求，2000年前后在下游建设了永庆反调节水库以满足下游均衡供水需求。在丰满水电站重建方案前期讨论时，曾设想拟把6台单机容量为200MW常规机组中的1台或2台改为可逆式水泵水轮机组，但由于丰满水电站下一级的永庆反调节水库库容不够而放弃。如永庆反调节水库库容足够大，那丰满水电站重建就可安装1～2台抽水蓄能机组。如是，在每天丰满水电站调峰发电的大流量时段，永庆水库可多留存500万～1000万m3的水量用于抽水蓄能机组泵工况在负荷低谷时把水再抽回丰满水库。以全年抽水300天计，2台单机容量为200MW抽水蓄能机组年抽水量为30亿m3。再加之上游已有的白山抽水蓄能电站的年抽水量19亿m3，流域内全年累计将有49亿m3的水量（相当于约丰满水电站百亿m3库容的一半）缓存于白山和丰满水电站及永庆反调节水库内。这部分水量可暂缓流入黑龙江并延滞入海，可有效缓解该流域在春季枯水期下游工农业居民用水紧张的局面。通过联运式抽水蓄能电站的开发，可使水资源循环有效利用，对流域内的工农业生产间接带来巨大的社会经济效益。同时，因泵工况循环抽水而减小河道下泄流量的峰值，提高河道流量均衡度，优化河道运行环境。
随着清洁能源的大量快速开发建设和对巨型电网安全稳定经济运行要求的不断提高，最有效消纳清洁能源并确保电网安全稳定运行的抽水蓄能电站的开发建设成为迫切需求。但是随着纯抽水蓄能电站建设速度的加快，剩余的优良站址越来越少，环境因素也越来越复杂，项目开发建设条件更是越来越苛刻。特别是西南、西北和东北地区，清洁能源资源禀赋好，抽水蓄能规模需求大，可开发的纯抽水蓄能电站优质资源较少，且都远离负荷中心，难以满足电网系统需求。这些地区恰又是大型常规梯级水电站开发程度高的区域，因此结合常规梯级水电站开发建设联运式抽水蓄能泵/电站是一件功在当代、利在千秋的选择，其必要性主要体现在以下三个方面：
2.1 抽水蓄能电站建设是消纳清洁能源和维护电网稳定运行的要求
我国确立了2030年碳达峰和2060年碳中和的“双碳”目标，要想实现这一宏伟目标，就必须大力发展清洁能源，而清洁能源如风能、太阳能及潮汐能等发出的电能其随机性和稳定性对电网安全稳定运行带来巨大的隐患，尤其是在负荷低谷时电网如何把风光发出的电尽可能多地及时消纳存储，必须配套建设相应规模的储能设施，以避免弃风弃光。
电网对储能设施需求巨大，在化学、压力罐、地下空间及海水等各种储能方式及设施目前还难以满足电网对可靠性和安全性及储能容量规模要求的客观条件下，抽水蓄能电站目前还是电网消纳清洁能源和确保电网安全稳定运行最重要手段，抽水蓄能电站是可靠性和安全性兼备及储能容量规模满足电网需求的成熟完备储能设施，加快建设抽水蓄能电站是势在必行。
2.2 联运式抽水蓄能电站可作为纯抽水蓄能电站优良站址的重要补充来源
近十几年纯抽水蓄能电站得到了快速开发，目前已投入运行容量36390MW，在建60000MW，另有已签约或正在开展前期工作的项目超过60000MW。根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021～ 2035）》（见图 3），到2025年（“十四五”）抽水蓄能投产总规模62000MW以上，到2030年（“十五五”）投产总规模达到120000MW左右[2]。随着未来可供开发的纯抽水蓄能电站优良站址逐渐减少，结合常规梯级水电站开发建设联运式抽水蓄能泵/电站可以作为纯抽水蓄能电站优良站址的补充来源。目前我国已开发的常规（梯级）水电站规模约达3.6亿kW，存量优势巨大。联运式开发模式已被事实证明技术可行、经济合理、运行可靠，且储能过程中电能转换增量显著，综合电能转换效率高。
图3 抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035）Figure 3 Medium and long term development objectives of pumped storage
2.3 水资源得到更有效充分的利用
从全国的水资源分布看，大部分经济区域呈水资源匮乏态势。每个流域的水资源是有限的，尤其是降水量偏少的北方大部分地区，水资源更显宝贵。这种联运式抽水蓄能泵/电站开发方式可使水资源得到更有效的充分利用，可延长全流域年径流量流存河道的时间，延滞流域内水资源的流失速度，提高水资源循环利用率，可为流域沿岸的工农业生产和居民用水带来巨大的社会经济效益。
3.1 常规梯级水电站可作上库的条件
水库特性最好是多年调节或不完全多年调节，但底线至少是年调节水库，不完全年调节水库需专门论证。径流式水电站不宜做联运抽水蓄能电站上库；
库容较大为好，趋势是越大越好。库容越大，储能转换过程中的叠加溢出效益越大。若库容特小时，效益需经过专门分析论证；
年径流量大为优，趋势是越大越好，年径流量不大时需专题进行效益分析论证开发的必要性。年径流量均匀与否都可，但年径流量不均匀时，联运式开发方式可改善年径流量的不均匀性，提高河道流量平衡度及水资源利用效率。年径流量越不均匀，改善效果和提高程度越显著；
上库坝后尾水位宜与下一梯级的正常运行水位相衔接。若不衔接，其与下库正常运行水位回水距离不宜太远。太远时可考虑上库坝后新建小型水库作为下库，如潘家口抽水蓄能电站。
3.2 常规梯级水电站可做下库的条件
下库正常运行水位宜与上库发电尾水相衔接，或年平均运行水位库末回水与上库坝址间的距离不宜太远；
下库调节库容有裕量，即下库年平均运行水位或正常高水位与校核洪水位之间的调节库容裕量要满足装机容量在泵工况满负荷连续抽水6h的水量要求。这个量不是很大，一般水库都能满足这个要求。
4.1 联运式抽水蓄能泵/电站方案的优缺点
（1）联运式抽水蓄能泵/电站即在地下厂房中安装大型水泵，其最大优点是可以全天候，即每天24h消纳清洁能源。最适合结合常规梯级水电站开发建设，尤其是当作为水库的常规水电站的调节库容很大，且是不完全多年调节水库或是多年调节水库时，其可实现高电能转换率的优势巨大，经济效益好。
（2）同容量的泵造价比抽水蓄能机组低一些，尚无具体量化分析。参照已建白山抽水蓄能电站当时的机组造价对比分析，降低约10%～20%。
（3）泵抽水用电线路可利用原电站的送出线路倒送电，不用新建输电线路。
（4）泵站没有调峰能力，不能为电网增加备用容量。
4.2 联运式抽水蓄能电站方案的优缺点
（1）联运式抽水蓄能电站即地下厂房安装可逆式水泵水轮机组。抽水蓄能机组的发电工况一般不用于电网调峰，只是当常规机组检修维护时可替代被检修机组发电调峰；
在汛期上库有泄流要求时，抽水蓄能机组发电工况才用于发电，可增发季节电能，减少弃水；
还有就是在电网紧急需要时可增加发电出力。
（2）联运模式下的抽水蓄能机组发电工况一般不用，但因常规水电站的水库全年有水，抽水蓄能机组的发电工况可全天候作为电网事故备用容量。
（3）抽水蓄能机组的造价比泵高一些，一般约高10%～20%。
（4）根据功能定位确定是否新建与其发电工况容量相匹配的送出线路。如原常规水电站送出线路容量有裕度，也可考虑利用原有送出线路而不新建或部分新建送出线路，这需结合原常规机组的实际运行方式和最大保证出力进行专门分析论证。
5.1 难点分析
综合上述分析，联运式抽水蓄能发展的难点主要体现在以下三个方面：
（1）峰谷差电价未完全市场化问题。目前国家尚未完全实行峰时和谷时电价。抽水蓄能电站本质上是通过储能转换电网负荷峰谷电能来确保电网安全稳定运行（用来保障特高压稳定运行的纯抽水蓄能电站另论）。没有峰谷电价差，就无法核算投入产出效益。
（2）体制和机制问题，联运式抽水蓄能电站开发的关键要素是必须要将抽水蓄能电站的抽水工况和常规水电机组的发电工况联合运行。这样就导致了抽水工况产生的效益是隐含在常规水电机组的综合增发电量中。目前国内常规水电站的管辖权及产权属性极其多样化，只有当常规水电相邻两个梯级电站的资产为一家权属，开发建设这种联运式抽水蓄能电站才能进行统一核算。否则，其他投资方想开发建设难度大，且无法进行投入产出效益核算。
（3）联运式抽水蓄能泵站没有发电功能。按现行编写规定范本，可研报告中的经济评价部分会因项目没有发电属性而找不到相应的规定和规范而无法编写等。
5.2 对策与建议
（1）发挥举国体制办大事的优势。开发建设联运式抽水蓄能泵/电站涉及方方面面，跨行跨业点多面广，需由国家层面的有关部门和机构牵头协调组织实施，发挥举国体制集中力量办大事的优势，从上到下推动落实并逐步实施。
（2）制定相应的政策和法规、编制相关规范和规定。需要国家层面制定相应的政策和法规，行业编制规范和规定，如需要制定符合市场规律的峰谷电价等。
（3）开展联运式抽水蓄能泵/电站可开发站址普查。因受目前诸多尚未破解的难题制约，全面开发建设联运式抽水蓄能泵/电站的条件尚不具备，但可在全国范围内对常规梯级水电站启动具备这种开发模式的站址普查工作，以摸清可开发容量的现存规模。这个存量规模可作为制定“十五五”计划或更远景纯抽水蓄能电站发展规划的站址补充来源，待条件具备时可有计划地逐步实施开发建设，为实现“双碳”目标和水资源更有效充分利用发挥更大的作用。
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