原理与分类

抽水蓄能是集抽水与发电于一体的一种储能方式，其实现的是势能和电能之间的转换。抽水蓄能电站的工作原理如图，在满足地质和水文等条件的前提下，分别在上、下游设置水库，在电力负荷低谷时，将低地势的下水库抽到高地势的上水库中，将电能转换为势能；在用电高峰时，再将上水库的水释放，驱动水轮发电机组发电，将势能转换为电能。抽水蓄能技术比较成熟，储存能量巨大，设备的使用寿命可长达30-40年，综合效率在70%~85%之间，已广泛应用于电力系统中在调峰填谷、调频、调相、紧急事故备用、黑启动以及为系统提供备用容量等方面，甚至发挥着不可替代的重要作用，是电网安全、经济运势的有效调控手段。

抽水蓄能的发展趋势

抽水蓄能作为一种技术较为成熟，且市场应用较成功的大容量储能技术，受到了世界各国的高度重视，但每个国家都有不同的环境，并面临不同的现实情况，需要有针对性地制订发展计划，解决发展过程中遇到的各种问题。在我国，抽水蓄能站址资源较为丰富，能够满足各地区电网自身发展的需要。经初步技术经济分析，抽水蓄能电站前期选址总量可达1.5亿kw以上，这些抽水蓄能站址主要分布在南方电网、华东电网、华中电网和华北电网内，占据已知全国抽水蓄能站址容量的80%。抽水蓄能电站的发展思路如下:

(1)加强抽水蓄能关键技术的攻关

抽水蓄能电站的关键技术包括大型抽水蓄能电站选址技术、高坝工程技术、高水头大容量水泵水轮机和发电电动机，以及智能调度与运行控制技术。抽水蓄能电站的建设对地理条件的要求很高，因此选址十分重要，需要考虑的因素包括地理位置(是否靠近供电电源和负荷中心)、地形条件(上下水库落差、距离等)、地质条件(岩体强度、渗透特性等)、水源条件(同水源距离等)、环境影响(淹没损失、生态修复等)等，需要对抽水蓄能电站的选址进行多方面综合考虑，选择最优的方案。高坝工程技术包括高坝工程防洪安全、抗震安全及结构安全评价方法和工程措施等。智能调度与运行控制技术包括电站工况状态定义、转换控制流程、起动停机流程、信息交换技术、厂网协调控制技术、运行设备仿真技术、电站就地单元控制装置和电站监控系统等。

(2)加强抽水蓄能电站的统一规划

抽水蓄能电站的建设必须结合电源结构和布局、电网发展、负荷特点以及全国联网等相关因素，以及送受端抽水蓄能电站功能的合理定位，确定抽水蓄能电站的合理比重、布局和建设时序。随着我国新能源的大规模开发利用，抽水蓄能电站的配置将由过去单一的侧重于用电负荷中心逐步向用电负荷中心、能源基地、送出端和落地端等多方面发展。风能、核能等新兴能源快速发展需要加速抽水蓄能电站的配套建设。

风电作为清洁的可再生能源是国家鼓励发展的重要产业，然而风能是一种随机性、间歇性的能源，风电场不能提供持续稳定的功率，发电稳定性和连续性较差，这就给风电并网后电力系统实时平衡、保持电网安全稳定运行带来巨大挑战，同时风电的运行方式必将受到电力系统负荷需求的诸多限制。抽水蓄能电站具有起动灵活、爬坡速度快等常规水电站所具有的优点和低谷储能的特点，可以很好地缓解风电给电力系统带来的不利影响。核电机组运行费用低，环境污染小，但核电机组所用燃料具有高危险性，一旦发生核燃料泄漏事故，将对周边地区造成严重的后果；同时，由于核电机组单机容量较大，一旦停机，将对其所在电网造成很大的冲击，严重时可能会造成整个电网的崩溃。在电网中必须要有强大调节能力的电源与之配合，因此建设一定规模的抽水蓄能电站配合核电机组运行，可辅助核电在核燃料使用期内尽可能地用尽燃料，多发电，不但有利于燃料的后期处理，降低了危险性，而且有效降低了核电发电成本。

(3)建立确保抽水蓄能电站投资收益的电价机制

在我国目前厂网分开的体制下，电力市场尤其是辅助服务市场尚未建立，输配电价机制尚不完善，按照“谁受益，谁负担”的原则，抽水蓄能电站的建设、运行费用应由发电企业、电网企业和用户合理分摊。其中，电网企业分摊部分应进入电网企业运行成本费用统一核定，在输配电价中体现；发电企业分摊部分可以体现在降低抽水蓄能电站的抽水电价，采用政府指定常规电厂部分上网电量以低谷电价作为抽水蓄能电站的抽水电量，或由电网企业按市场化方式(如招标)组织抽水电量，与发电企业协商确定抽水电价的方式解决；用户分摊部分应走电力销售价格，合理反映抽水蓄能电站为用户带来的提高供电质量的效益。

抽水蓄能电站的发展还包括大容量机组、高水头水泵水轮机、高转速大容量发电机、变速调节控制、无人化智能控制与集中管理、信息化施工、隧道掘进机开挖技术、新型钢材和沥青混凝土技术等。