基本介紹
- 中文名：水力蓄能
- 外文名：Hydraulic energy storage
- 作用：填谷調峰
- 蓄能方式：抽水蓄能電站
- 分類：開發方式、蓄能周期分類
- 其它蓄能方式：機械、熱能、電磁、化學能量儲能
簡介,背景及目的,抽水蓄能電站,優點,開發方式分類,調節周期分類,電站組成,發展簡史,其它蓄能方式,機械能量蓄能,熱能蓄能,電磁能量蓄能,化學能量蓄能,
簡介
利用電力系統用電負荷低谷時多餘的電量，通過水泵電動機將下庫較低的水抽到上庫較高的水庫中，消耗電能以水能形式儲存起來，待到電力系統用電負荷高，需要電能補充時，將上庫的水通過水輪發電機組放回下庫，將水能轉化成電能送回電網，以補充不足的用電量，滿足系統的調峰要求。
背景及目的
隨著社會的發展，電力工業發展迅速，發電設備裝機容量越來越大。但是人們生活用電和生產用電的時間與發電設備平穩發電的矛盾越來越突出，即：人們生活用電和生產用電集中在白天和晚上，這段時間電廠電力負荷較大，發電機必須滿發電或加大發電設備的裝機容量以滿足人們在此段時間的用電的需要，在夜間人們用電和生產用電較少，發電設備裝機容量較大而發電機不能滿發電，嚴重威脅著發電設備運行安全和影響著發供電企業經濟效益。
因此，利用電網中負荷低谷時的電力，由下級水庫抽水到上級水庫蓄能，待電網負荷高峰時，上級水庫放水發電。
抽水蓄能電站
利用電力系統低谷負荷時的剩餘電力抽水到高處蓄存，在高峰負荷時放水發電的水電站。
抽水蓄能電站是電力系統唯一的填谷調峰電源。在負荷低谷時，吸收電力系統的有功功率抽水，這時它是用戶。在負荷高峰時，向電力系統送電，這時它是發電廠。常規水電機組和燃氣輪機組也是調峰性能較好的電源，但都沒有填谷作用。抽水蓄能電站抽水是把電能轉換為水能的過程；發電是把水能轉換為電能的過程。在每一次抽水發電的能量轉換循環中，都有能量損失，使發電量小於抽水的耗電量，二者之比是抽水蓄能電站循環效率，或稱抽水蓄能電站綜合效率，一般為0.7～0.75。
20世紀50年代以後，抽水蓄能電站發展很快。1950年世界各國抽水蓄能電站裝機容量總計1600 MW，1960年為3420MW，1970年為16640 MW，1980年為46520 MW，1990年為80680 MW。每10年內的平均年遞增率分別為7.89%，17.14%，10.8%和10.6%。
優點
抽水蓄能電站與火電、核電配合運行，因其填谷作用，可節省火電機組低出力運行的高燃料耗費和機組起停的額外燃料耗費，減少火電機組開停機次數，使核電站平穩運行，因而增長火電和核電機組運行壽命。在以火電、核電為主的電力系統中，修建適當比例的抽水蓄能電站是經濟的。抽水蓄能電站有起停靈活、增減工作出力快的優點，從全停到滿載發電約5 min，從全停到滿載抽水約8 min，從滿載發電或滿載抽水到與電網解列約1min。此外，抽水蓄能電站還可承擔電力系統的負荷備用、事故備用和調頻、調相任務。抽水蓄能電站不但可提高電力系統運行的經濟性，且有助於降低系統事故率、提高供電可靠性。
開發方式分類
按可分為純抽水蓄能電站、混合式抽水蓄能電站和調水式抽水蓄能電站3類。
純抽水蓄能電站其發電量絕大部分來自抽水蓄存的水能。發電的水量基本上等於抽水蓄存的水量，重複循環使用。僅需少量天然徑流，補充蒸發和滲漏損失。補充水量既可來自上水庫的天然徑流來源，也可來自下水庫的天然徑流來源。如美國的勒丁頓(Ludington)抽水蓄能電站，裝機容量1872 MW，其上水庫在密執安湖東岸不遠處的山頂上，用高52m，長9.6 km的土堤圍成，下水庫為密執安湖。
混合式抽水蓄能電站廠內既設有抽水蓄能機組，也設有常規水輪發電機組。上水庫有天然徑流來源，既可利用天然徑流發電，也可從下水庫抽水蓄能發電。其上水庫一般建於河流上，下水庫按抽水蓄能需要的容積覓址另建。如中國的潘家口抽水蓄能電站，裝機容量420 MW，裝有1台單機容量為150MW的常規機組和3台單機容量為90 MW的抽水蓄能機組，平均年發電量6.2億kW·h.其中3.89億kW·h為天然徑流發電量，2.31億kW·h為抽水蓄能發電量。
調水式抽水蓄能電站上水庫建於分水嶺高程較高的地方。在分水嶺某一側攔截河流建下水庫，並設水泵站抽水到上水庫。在分水嶺另一側的河流設常規水電站從上水庫引水發電，尾水流入水面高程最低的河流。這種抽水蓄能電站的特點是：①下水庫有天然徑流來源，上水庫沒有天然徑流來源。②調峰發電量往往大於填谷的耗電量。如中國湖南省慈利縣慈利跨流域抽水蓄能工程，見圖3。在沅江支流白洋河上源渠溶溪設水泵站引水至趙家埡水庫，年抽水1670萬m。趙家埡水庫後設3級水電站共12300 kW，尾水流入澧水支流零溪河。該項工程年抽水用電量340萬kW·h，年發電量1390萬kW·h。
調節周期分類
季抽水蓄能電站以季為運行周期的抽水蓄能電站。將汛期多餘水量抽至上庫供枯水期使用。但不多見。
周抽水蓄能電站以周為運行周期的抽水蓄能電站。除日夜發電、抽水各一次外，利用假日的剩餘電能多抽水供工作日使用。
日抽水蓄能電站以日為運行周期的抽水蓄能電站。夜間抽水蓄能，日間放水發電。
電站組成
抽水蓄能電站主要由上水庫、下水庫、引水系統、廠房、開關站等部分組成。
上水庫和下水庫：上水庫的高程高於下水庫，其作用在於把提高了高程的水體蓄存起來，達到蓄能的目的。下水庫的作用在於蓄存發電下放的水量，不使流失，以便再度將其泵入上水庫進行蓄能。上水庫可以利用已建水庫或天然湖泊，也可新建。下水庫除可利用已建水庫、天然湖泊或新建外，也有利用海洋或河道作下水庫的情況。中國台灣省的明湖抽水蓄能電站和明潭抽水蓄能電站，都是利用天然湖泊日月潭作為上水庫。英國狄諾維克抽水蓄能電站的上下水庫都是築壩壅高天然湖泊水位形成的。
上下水庫間的高程差愈大，電站水頭愈高，對同等規模的電站而言，所需水庫庫容愈小，流量愈小，水工建築物的工程量相應減小，造價降低，機組設備的投資也有所降低。上、下水庫間的輸水道愈短，則輸水系統工程量和水頭損失愈小，工程造價和運行費用都會降低。可用輸水道長度(L)與水頭(H)之比來粗略衡量其經濟性，許多抽水蓄能電站的L/H都小於10。對於新建的上水庫或下水庫，防滲漏是一個重要問題，需妥善處理。
輸水系統：包括兩部分：在上水庫和廠房之間的為引水部分;在廠房和下水庫之間的為尾水部分。引水部分包括進(出)水口、引水道，引水道長度較長時，須設引水調壓室。引水道和調壓室的構造均與常規水電站相同。進(出)水口，發電時為進水口，抽水時為出水口，應按雙向水流設計，既要防止出流時流速過大，分布不勻，引起攔污柵振動破壞，又要防止進流時產生吸氣漩渦。壓力管道的岔管，也要考慮雙向水流，使水頭損失最小。尾水部分如果較長，須設尾水調壓室，其進(出)水口也應按雙向水流設計。
廠房：抽水蓄能電站的廠房有地麵廠房和地下廠房。由於水泵和可逆式機組的吸出高度為較大的負值，一般可達-25～-70 m，因而多數大中型純抽水蓄能電站都是地下廠房。混合式抽水蓄能電站，裝有兩種機組，抽水蓄能機組的安裝高程低於常規機組很多，故布置上較為複雜。也有把抽水蓄能機組和常規機組分別布置在兩個廠房裡的，如法國的大屋抽水蓄能電站把4台常規機組布置在地麵廠房內，把8台可逆式機組布置在地下廠房內。
開關站：抽水蓄能電站一般具有輸電迴路較少、距負荷中心近的特點。俄羅斯扎戈爾斯克抽水蓄能電站，總裝機1200 MW，用500 kV超高壓輸電線路接入莫斯科地區電力系統，所需線路長度只有15 km。又如中國廣州抽水蓄能電站，一期裝機1200 MW，距廣州90 km，用2回500 kV輸電線路接入系統。超高壓開關站一般為屋外式或氣體絕緣金屬封閉電器。
發展簡史
瑞士蘇黎世的奈特拉抽水蓄能電站建於1882年，是世界上最早的抽水蓄能電站。該電站抽水揚程153 m，容量515 kW，是一座年調節抽水蓄能電站。20世紀50年代以後，隨著核電站和大容量火電機組大批投產，為提高電力系統電源的調峰能力和減少調峰費用，興建了許多抽水蓄能電站。電站的技術水平也不斷提高。機組由四機式發展到二機式(可逆式)。單級混流式水泵水輪機組可適用的水頭逐漸增大，如日本的葛野川抽水蓄能電站的單級混流可逆式機組的抽水揚程已達778 m，發電最大水頭728 m。該電站單機最大輸出功率412 MW。利用水頭最高的是奧地利的賴斯采克(Reiszeek)抽水蓄能電站，採用四機式機組，水頭1773 m。單站規模也不斷增大。80年代單站規模最大的是美國的巴斯康蒂(Bath-County)抽水蓄能電站，裝機容量6×350 MW。中國廣州抽水蓄能電站一期、二期合計總裝機2400 MW，1999年全部投產後，為單站最大的抽水蓄能電站。
中國抽水蓄能電站建設起步較晚。1968年在崗南水庫安裝了第一台斜流可逆式機組，由日本製造，單機11 MW。1975年在密雲水庫安裝了2台中國製造的單機11 MW的可逆式機組，轉輪直徑2.5 m，最大水頭64 m。1989年潘家口抽水蓄能電站的第一台機組投產，單機90 MW。全電站共安裝3台可逆式機組和1台單機150 MW的水輪發電機組。廣州抽水蓄能電站一期(4×300 MW)、十三陵抽水蓄能電站(4×200MW)、天荒坪抽水蓄能電站(6×300 MW)和廣州抽水蓄能電站二期(4×300 MW)等大型抽水蓄能電站均已投產發電。台灣省已投運的有明湖抽水蓄能電站(4×250 MW)和明潭抽水蓄能電站(6×267 MW)。
其它蓄能方式
機械能量蓄能
熱能蓄能
電磁能量蓄能
它包括：①用於存貯電能的電容器；②用於電磁能量存貯的超導蓄能發電站。
化學能量蓄能
它包括：①存貯電氣化學能量的蓄電池；②存貯化學能量的合成然料、化學蓄能技術等；③存貯物理化學能量(如熔解、稀釋、混合等)的濃度差發電機。
