抽水蓄能电站

抽水蓄能电站（Pumped Storage Power Station）是一种利用势能和电能之间的转换实现电网调峰的水电站^[2][3]，其在电力负荷低谷时使用电能抽水至上水库进行存储，在电力负荷高峰期再放水至下水库进行发电^[2]，可实现电能的有效存储，并具备启停迅速、运行灵活可靠、可快速响应负荷变化等优势^[10][11]。

抽水蓄能电站起源于19世纪，迄今已有超过140年的历史。世界上第一座抽水蓄能电站于1882年在瑞士苏黎士建成，其装机容量为515千瓦，水头达到150米^[12][13]。西欧地区的国家最早发展抽水蓄能电站，20世纪60年代以前在世界上占主要地位，其抽水蓄能电站容量占据世界总装机容量的35%~40%^[14]。20世纪60年代后，随着工业化来临，美欧日等发达国家和地区迅速发展抽水蓄能电站^[15][16]。在其之后的20世纪70~80年代，兴建抽水蓄能电站的国家从欧美等少数工业化国家和地区扩展到全球各地^[14]。20世纪90年代以后，西方发达国家的经济增速有所放缓，导致抽水蓄能电站建设速率有所下降，而进入21世纪后，中国、韩国等亚洲国家经济增长速度提升，开始大力发展水电资源，也推动了全球抽水蓄能电站的装机容量的增长^[15][16]。截至2021年底，全世界抽水蓄能电站装机容量达16500万千瓦，中国装机容量3669万千瓦，占世界装机容量的22.2%，其次为日本和美国，分别为2750万千瓦和2200万千瓦^[17]。

抽水蓄能电站主要由上下水库^[6][7]、输水系统^[7] 、电站厂房^[8][9]、抽水蓄能机组^[2] 和开关站等组成^[6][7]，能够按天然径流条件^[18][19][20]、水库调节周期^[21][22][23]和机组型式^[20][10]等方式进行分类；其中，按天然径流条件可分为纯抽水式^[18]、混合式^[19]和调水式^[20]。抽水蓄能电站主要在电力系统中起到调峰填谷、调频、调相、事故备用和黑启动等功能^[4][5]，基于这些功能，其不仅能产生容量效益和能量转换效益等静态效益^[24][25]，还能因承担调频、调相等动态任务从而产生动态经济效益^[26][27]。

电力生产和使用之间存在供需不匹配问题。通常情况下，由于电力需求在白天和前半夜较高（最高时段称为高峰），而在下半夜显著下降（最低时段称为低谷），发电设备需要在高峰时段提供最大输出，在低谷时段降低产能甚至可能关闭，以避免过负荷运行、能源浪费和电网安全等风险。因此，需要采取适当的调控措施来有效协调发电设备的使用，抽水蓄能电站应运而生^[2]。

抽水蓄能电站起源于19世纪，迄今已有超过140年的历史。世界上第一座抽水蓄能电站于1882年在瑞士苏黎士建成，其装机容量为515千瓦，水头达到150米^[12][13]。20世纪上半叶，抽水蓄能电站发展缓慢，而之后的20世纪50年代是抽水蓄能电站开始迅速发展的起步阶段，年均增加装机容量不足300兆瓦^[14]。截至1950年底，全球共建成31座抽水蓄能电站，总装机容量约为1300兆瓦，部分混合式电站按泵工况最大入力统计，主要分布在瑞士、意大利、德国、奥地利、捷克、法国、西班牙、美国、巴西、智利和日本等国家，其中最早采用可逆式机组的是西班牙于1929年建成的乌尔迪赛电站，其装机容量为7.2兆瓦^[15][16]。20世纪50年代以后，电站的技术水平也不断提高，机组由四机式发展到二机式，单机混流式水泵水轮机组可使用的水头不断增大^[10]。1956年，美国田纳西河流域的海沃西水电站扩建为抽水蓄能电站时，采用一台60000千瓦的水轮机与抽水机合一的大型可逆式机组，此后，这种二机合一的抽水蓄能电站在世界各地得到推广^[28]。

从第二次世界大战后经济复苏期结束到1973年世界石油危机前，美欧日等发达国家和地区经历了长达20余年的经济高速增长期，随着工业化来临，带来了电力需求迅速增长和电力负荷峰谷差加大等问题，因此，抽水蓄能电站因其良好的调峰填谷性能也得到了迅速发展^[15][16]，工业和电力系统的增长也推动了抽水蓄能技术的进步，抽水蓄能机组开始朝着高水头、大容量方向发展^[29]。

到1960年，全球抽水蓄能电站的装机容量为3420兆瓦，占全球总装机容量的0.64%^[14]，此后，装机容量年均增长1259兆瓦，到1970年，全球抽水蓄能电站装机容量增至16010兆瓦，已占总装机容量的1.42%^[15][16]。其中，美国抽水蓄能电站装机容量自60年代起急剧增加，年均增长率高达45.5%，每年约增加360兆瓦，至1970年，其装机容量已达3690兆瓦，跃居世界第一^[13]。

在其之后的20世纪70~80年代，兴建抽水蓄能电站的国家从欧美等少数工业化国家和地区扩展到全球各地^[14]，主要促因是1973年和1979年的两次石油危机使燃油电站的比重下降，与此同时，常规水电的比重也下降，导致电网调峰能力下降，而由于低谷富裕电量大增，迫切需要具有优越的调峰填谷性能的抽水蓄能电站^[15][16]。全球抽水蓄能电站的装机容量增加量在20世纪70年代和80年代分别达到3051兆瓦和4036兆瓦^[14]，年均增长率分别达到11.26%和6.45%^[15][16]。20世纪80年代中，单机规模最大的是美国的巴斯康蒂水蓄能电站，装机容量为6×350千瓦^[10]。

20世纪60~80年代的30年里，全球抽水蓄能电站的装机容量年均增长率大约是全球总装机容量增长率的两倍左右^[14]，截至1990年底，全球抽水蓄能电站的容量增至86879兆瓦，占全球总装机容量的3.15%^[13][14]。到1998 年时，全世界抽水蓄能电站总装机容量增长至98273兆瓦，已占总电源装机容量的3.03%^[30]。在这期间，随着可调速电机、水泵水轮机及电力电子技术的发展与进步，由日本于1981年率先着手进行可变速抽水蓄能机组的研究。1987年，日本关西电力公司的成出电站投运了第一台可变速抽水蓄能机组，容量为22兆瓦，随后不断总结经验，使得可变速抽水蓄能技术越来越成熟，投运的可变速抽水蓄能机组也越来越多^[31]。

20世纪90年代以后，西方发达国家的经济增速有所放缓，导致抽水蓄能电站建设的年均增长率从80年代的6.45%降至2.75%，截至2000年，全球抽水蓄能电站装机容量达到114000兆瓦^[15][16]。而在这期间，日本由于水力资源丰富，长期以来一直以水力发电为主，其抽水蓄能电站发展也非常迅速^[32][33]，在1990年超过美国成为抽水蓄能电站装机容量最大的国家^[13]。日本抽水蓄能发展经历了水头由低到高、容量逐渐递增的渐进过程。水泵水轮机组不仅限于向高水头、大容量发展，提高蓄能机组水力性能、扩大稳定运行范围也是其技术研究的重点方向之一。针对高水头水泵水轮机技术参数特点，开发了单级水泵水轮机分流式叶片转轮，而针对更大稳定运行范围、更大扬程变幅的抽水蓄能技术参数则采用可变速抽水蓄能机组^[29]。

进入21世纪后，中国、韩国等亚洲国家经济增长速度提升，开始大力发展水电资源，也推动了全球抽水蓄能电站的装机容量的增长^[15][16]。2005年，全球抽水蓄能电站的总装机容量已达到120000兆瓦，年均增长率为9.1%，远远超过常规水电的发展速度^[13]。2010年，全世界抽水蓄能电站装机容量达到135000兆瓦，年均增长率为1.71%，2020年达到159490兆瓦，年均增长率为1.68%^[15][16]。截至2021年底，全世界抽水蓄能电站装机容量达16500万千瓦，中国装机容量3669万千瓦，占世界装机容量的22.2%，其次为日本和美国，分别为2750万千瓦和2200万千瓦^[17]。

中国抽水蓄能电站的建设起步较晚，建设始于20世纪60年代后期^[13]，也在这时才开展对抽水蓄能机组的研究^[31]。1968年，中国首次在河北省石家庄市附近的岗南水电站装置一台由日本引进的蓄能机组，容量为11兆瓦。1972年又在北京市郊区的密云水电站安装了两台中国国产的类似机组，容量为22兆瓦，但由于水库调度和试制机组的质量问题，没有很好地发挥作用^[32][33]。自1978年改革开放以来，随着经济的持续、稳定发展，对电力的需求急剧增长，在京津唐和华东等以火电为主的电力系统中，缺乏调峰电源的矛盾日益突出，抽水蓄能电站的建设和规划选点工作的步伐大大加快^[15][16][33]。

20世纪80年代起的二十多年时间里，中国的抽水蓄能电站有了较快的发展，开始在广东、华东和华北等经济发展较快的地区建设了十三陵（800兆瓦）、广蓄（2400兆瓦）、天荒坪（1800兆瓦）等一批大中型抽水蓄能电站^[13]。其中，1981年，台湾省兴建了第一座抽水蓄能电站--明湖电站，装机容量为4×250兆瓦，于1985年建成并网送电，随后，再以日月潭为上水库建明潭抽水蓄能电站^[32]。到20世纪末，中国广州抽水著能电站建成投产，为当时最大的单站抽水蓄能电站^[10]。截至2000年底，中国抽水蓄能电站的装机总容量达到5520兆瓦，该阶段电站单机容量、装机规模已达到较高水平，但机组设计制造严重依赖进口。^[15][16]

进入21世纪后，由于经济建设进入新一轮快速发展期，电力负荷迅速增长，多省市出现缺电现象，因此调峰需求进一步加大。为满足需求，从1999年起，中国陆续开工建设了11座抽水蓄能电站，总建设规模达到11220MW，其中惠州、宝泉和白莲河三座电站开始实现机组国产化^[15][16]。到2005年底，中国建成的抽水蓄能电站共13座（不含台湾省，其中北京密云抽水能电站22兆瓦机组已停用），装机容量达到5845兆瓦，已超过法国和西班牙等国，位居世界第五^[13]。

得益于抽水蓄能建设的快速发展和国家的大力支持，中国的发电设备制造业在水泵-水轮机研发、设计、制造等方面取得了在长足进步，通过技术引进、合作设计、合计生产，实现了由单一制造到合作开发到独立研制的转变，已经掌握了抽水蓄能机组设计开发的核心技术，并在工程建设中取得了很好的效果^[29]。截至2005年，中国有10个抽水蓄能电站正在建设中，可新增装机容量达3000万千瓦。中国正在建设的西龙池抽水蓄能电站，最大扬程达704米，达到了世界上已投运的单级混流式抽水蓄能机组中扬程最高的先进水平；天荒坪与广州抽水蓄能电站单机可逆式水泵水轮机组的单机容量为300兆瓦，设计水头在 500米以上，均为世界先进水平^[10]。

截至2010年底，随着张河湾、西龙池、桐柏、泰安、宜兴、琅琊山等大型抽水蓄能电站相继投产，中国抽水蓄能电站装机容量达到14510MW^[15][16]。2017年，中国超越了日本，装机容量达到28490兆瓦，成为全世界抽水蓄能电站规模最大的国家，截至2020年底，中国运行抽水蓄能电站32座、31490兆瓦，在建抽蓄装机45450兆瓦。^[15][16]截至2022年底，中国已建抽水蓄能装机容量4579万千瓦^[34]。为实现“碳达峰、碳中和”等目标，中国国家能源局于2021年在《抽水蓄能中长期发展规划（2021~2035年）》提出加快建设一批生态友好、条件成熟、指标优越的抽水蓄能电站，发展抽水蓄能现代化产业的措施规划，预计到2025年，抽水蓄能投产总规模达到62000兆瓦以上；到2030年达到120000兆瓦左右。^[35]

2024年8月16日，由东方电气集团自主研制的国家能源局能源领域首台（套）重大技术装备项目——300兆瓦级变速抽水蓄能机组发电电动机1:1转子顺利通过飞逸试验，标志着中国变速抽水蓄能机组自主研制取得重要突破。^[36]

抽水蓄能电站通过抽水和放水过程实现能量存储和利用，它主要由上游水库、下游水库、输水系统、电站厂房、抽水蓄能机组和开关站等部分组成^[6][7][8]。

抽水蓄能电站的上水库用于储蓄能量，而下水库用于储蓄上水库发电过程放下来的水。上水库容量应能满足电站最大发电所需的水量并留有一定的备用库容，以应对上水库的渗漏和蒸发损耗^[6]。抽水蓄能电站中，上水库高程高于下水库，目的是存储提高了高程的水，实现蓄能作用。下水库则用于储存发电后的下泄水，防止流失，并可将其再次注入上水库进行蓄能^[7]。上水库可以利用已建水库或天然湖泊，也可新建。下水库除可利用已建水库、天然湖泊或新建外，也可利用海洋或河道作下水库^[6][7]。

上水库有正常蓄水位和死水位，正常蓄水位是水库最高水位，死水位是水位的最低极限，它们之间的高程差被称为水库工作深度，包含的库容是蓄能库容。下水库通常也有正常蓄水位和死水位，但如果下水库是大湖泊等，水位变化很小，可以认为下游侧的水位是常数^[33]。

抽水蓄能电站的输水系统是电站储蓄的水在上水库与下水库之间双向流动的传输通道^[6]，主要包括两部分：在上水库和厂房之间的为引水部分（高压部分）；在厂房和下水库之间的为尾水部分（低压部分）^[7]。

引水部分包括上水库进（出）水口、引水道和上调压室，引水道采用压力隧洞或者压力管道，引水道一般将上水库的水引到发电厂房附近，再通过压力管道将水引流入水轮发电机组发电^[6]。引水道和调压室的构造均与常规水电站相同，进（出）水口发电时为进水口，抽水时为出水口，按双向水流设计^[2][8]。进（出）水口既要防止出流时流速过大分布不匀，引起拦污栅振动破坏，又要防止进流时产生吸气漩涡，压力管道的岔管也要考虑双向水流，使损失最小^[7][9]。

尾水部分包括下水库进（出）水口、尾水道等，尾水道一般将水轮发电机组发电后的水引入下水库^[6]。地下电站的尾水部分（低压部分）也是有压的，通常也做成圆断面的隧洞^[2]。设计中要特别注意过渡过程中可能出现的负压，如隧洞较长，一般需在机组下游修建尾水调压井。因为引水系统高压部分的造价比低压部分高，故现在趋向于将厂房向上游动，也就是尾水隧洞将更长，更容易产生负压^[8][9]。

抽水蓄能电站的厂房既是抽水蓄能电站的核心，也是运行人员进行生产和活动的场所。电站厂房包括厂房建筑（主厂房、副厂房、主变洞等）、抽水蓄能的发电电动机和开关站等。主厂房主要放置抽水蓄能发电电动机，该电机在抽水和发电阶段分别作为电动机和发电机运行。副厂房则用于电站的运行、控制、监视、通信、试验、管理以及工作场所，其中包括放置电气设备、控制设备、配电装置和公用辅助设备等，而主变洞用于安装主变压器^[6]。

抽水蓄能电站的厂房分为地面和地下两种类型。通常，纯抽水蓄能电站采用地下厂房，因为水泵和可逆式机组的吸出高度较低，通常为-25至-70米，但混合式抽水蓄能电站布局较为复杂，装有两种机组，抽水蓄能机组的安装高程低于常规机组很多，不过也可以把抽水蓄能机组和常规机组分别布置在两个厂房里^[7]。中低水头抽水蓄能电站可以是坝后式或引水式，其中水泵和水轮机排水和吸水直接连通到尾水渠。高水头蓄能电站几乎都使用地下厂房，而许多中低水头电站也采用地下厂房。这些地下厂房需要特殊设计来应对管道压力和防渗漏问题，通常还需要开挖洞室来安装变压器。在一些情况下，电站可能需要建造尾水调压井，将多台机组的尾水闸门连接成第三个洞室^[8][9]。

抽水蓄能机组主要分为四机式、三机式和可逆式（二机式）等三种。现在使用最多的是可逆式机组，称为水泵-水轮机。这种机组正向运行时为水轮机，反向运行时为水泵。发电-电动机要变方向旋转，故在工况变换时要改变相序。可逆式机组两种工况的运行转速也可能不同，如果用两种转速，电动发电机要变换极对数^[7]。

抽水蓄能机组是水电机组，起动快速，适用负荷范围广，在电力系统中能很好地替代火电机组担任调峰作用。作为水电机组，抽水蓄能机组有很强的负荷跟随能力，在电网中可起调频作用。抽水蓄能机组的利用时数不很高，随时可以作为系统的备用机组^[2]。

开关站是装设高压开关、高压母线和保护措施等高压电气设备的场所。抽水蓄能电站发出的电能通过主变压器升压后送到开关站，再经高压输电线输送至用户^[6]。100万千瓦以上的抽水蓄能电站一般要用超高压输电线路连接到负荷中心，这样可以用较少输电回路满足要求，即使距负荷中心很近也是如此^[7]。

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^[3]。抽水蓄能电站的工作原理如图所示，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，利用可以兼作水泵和水轮机的蓄能机组，在电力负荷低谷时（夜间）以抽水的方式运行，将低地势的下水库抽到高地势的上水库中贮存起来，将电能转换为势能；在电力负荷高峰时（白天）以发电方式运行，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^[3][37]。

由于存在输水、发电、抽水的损失，显然放水发电的能量将小于抽水用去的电能，两者的比值称为抽水蓄能电站的综合效率系数^[38]。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^[3][38]。

抽水蓄能电站凭借其灵活调节、工况快速转换、大容量存储等优良特性，可有效调节电力系统的供需，大幅度提高电网的运行安全运行水平和供电质量，具体功能包括调峰填谷、调频（快速跟踪负荷）、调相（调压）、事故备用和黑启动等^[4][5]。

（1）调峰填谷功能：在电力系统用电负荷高峰时段，抽水蓄能电站会释放上水库储存的水，通过涌流引发水轮机发电，将势能转化为电能并注入电力系统，以缓解电力供应，相当于削平电力负荷曲线的尖峰（调峰）；在电力系统用电负荷低谷时段，抽水蓄能电站能够将电力系统的多余电能利用起来，通过将水抽升至高处的蓄水池中，将电能转化为势能储存起来，相当于填平电力负荷曲线的低谷（填谷）^[4]。这种调峰填谷作用（能量存储和释放）使得抽水蓄能电站成为调节电力供需平衡的重要手段，可以在电力系统负荷波动较大时提供灵活的调节能力，实现电量在空间和时间上的转移^[4][5]。

（2）调频功能：电网频率的稳定性是电网供电质量的重要指标。抽水蓄能电站具备快速响应负荷变化的能力，可以迅速调整输出功率以满足电力系统的实时需求^[4]。当电力系统负荷突然增加时，抽水蓄能电站能够迅速释放储存的水能，增加发电功率，以满足系统的需求。反之，当电力系统负荷突然减少时，抽水蓄能电站可以减少发电功率，将多余的电能转化为势能储存起来，以供日后需求，有助于维持电网有功功率实时平衡，发挥调频效益^[5]。

（3）调相功能：抽水蓄能电站的调相功能又称为调压功能，其具有较强的调相功能，可以调节无功功率，对电力系统的电压进行调节和稳定。电力系统无功功率不足会导致电压下降，影响电力系统的供电质量和运行安全。通过吸收或产生感性无功功率，抽水蓄能电站可以调节稳定电网的电压，保持电力系统的电压质量在合适范围内^[4][5]。

（4）事故备用功能：抽水蓄能电站具有灵活调节性和工况转换能力，可作为电力系统中的优质备用电源，在电力系统突发故障或其他电源失效时，能够迅速启动并提供稳定的电力输出。通过调整抽水蓄能电站的出力，可以在短时间内增加或减少供电能力，以满足电力系统的紧急需求，提高电力系统的供电可靠性，减少事故损失^[4][5]。

（5）黑启动功能：抽水蓄能电站辅助设备简单，启动速度快、爬坡能力强、工况转换快速，可作为电力系统中优质的黑启动电源，其可以在不依赖外部电源的情况下启动并发电，同时带动其他机组启动，快速恢复电力系统的供电^[5]。黑启动是保障电力系统安全运行的重要措施之一，可以使系统在短时间内恢复带负荷能力。若无任何黑启动措施，则会使停电时间延长，从而造成更加严重的损失^[4]。

纯抽水蓄能电站的特点是它们通常位于没有天然径流来源的上水库^[39]，不依赖天然河道的落差和径流，而是通过人工方式建造上池，并使用小型水库作为下池。这些电站通常选址在水头较高且岩石质量较好的地方。高水头意味着上池容积和建筑物如机组、厂房和管道可以较小，而岩石质量好意味着可以经济地建造地下厂房和压力管道^[18][19]。勒丁顿抽水蓄能电站就属于纯抽水蓄能电站，位于美国东北部密歇根湖（密执安湖）东岸，距勒丁顿市9.4千米，装机容量1872兆瓦，上水库布置在离密歇根湖不远的山顶上，用土堤围成，下水库直接利用天然的密歇根湖^[40]。

混合式抽水蓄能电站由常规水电站和抽水蓄能电站结合而成，通常是将部分常规水力发电机组改建为抽水蓄能机组或在常规水电站上扩装抽水蓄能机组，也有极少数情况是在规划常规电站时一并考虑抽水蓄能电站，这类电站的特征是上水库有天然入库径流^[39]，既可利用天然径流发电，也可从下水库抽水蓄能发电^[19][20]。潘家口抽水蓄能电站是典型的混合式抽水蓄能电站，它位于河北省迁西县洒河桥镇上游10千米处的滦河干流上，电站设计总装机容量420兆瓦，多年平均年发电量5.64亿千瓦时，抽水蓄能发电量为2.08 亿千瓦时^[40]。

调水式抽水蓄能电站的特点是抽水站和发电站分设两处，故有时也称分建式抽水能电站。调水式抽水蓄能电站的上水库建于分水岭高程较高的地方，在分水岭某一侧拦截河流建下水库，并设水泵站抽水到上水库^[20][39]。在分水岭另一侧的河流设常规水电站，从上水库引水发电，尾水流入水面高程最低的河流。这种抽水蓄能电站的下水库有天然径流来源，上水库没有天然径流来源，其调峰发电量往往大于填谷的发电量^[19][20]。

例如慈利跨流域抽水蓄能电站工程，其建于湖南省慈利县境内，在阮江直流白洋河上源渠溶溪设水泵站，引水送至赵家垭水库，年抽送水量1670万立方米。赵家垭水库下面设3级水电站，总装机容量12300千瓦，其尾水流入支流零溪河，该工程年抽水量为 340万千瓦时，年发电量为1390万千瓦时^[40]。

日调节即利用每日夜间的剩余电能抽水蓄能，然后在白天高负荷时放水发电的方式，这取决于系统条件在以火电和核电站为主的地区修建这种形式的抽水蓄能电站非常必要^[21][22]。

周调节是利用周负荷图低谷（星期日或节假的低负荷）时抽水蓄能，以一周为运行周期，利用这48至60小时低荷期间的有利条件抽水，然后在其他工作日放水发电的方式。如能利用天然湖泊或与一般水电站相结合，将更为经济，与日调节电站相比，上水库必须有更大的蓄水库容^[21][22]。

季调节是利用洪水期多余的水电或火电将下游水库中的水抽至上游水库，以补充上水库枯水期的库容并加以利用，以增加季节电能的调节方式，当上游水库高程较高，下游又有梯级水电站时，更为有利^[21][22]，较上述两种蓄能电站大得多，一般利用径流式电站丰水期季节性电能作抽水电源^[39]。

年调节抽水蓄能电站大多数采用混合式抽水蓄能电站模式，它在夏季丰水期持续抽水蓄能，而在高峰负荷的冬季枯水期连续发电，以平衡年度负荷曲线^[23]。为了满足数月的蓄水需求，上水库需要具有巨大的库容，而下水库的容积通常足够储存数小时的入流量即可，但必须确保有足够的来水量以满足连续抽水的需求。这种抽水蓄能电站不仅能够实现高度调节性，还可以同时满足较低性能的调节需求^[22][41]。

分置式抽水蓄能电站将水轮发电机组和由电动机带动的水泵机组分开设置，只共用输水管路系统和输电设备。这样的设计使抽水和发电操作完全分离，水轮机和水泵均可在高效区运行，提高了运行的便捷性和机械效率，但由于机械设备昂贵且需要大面积的厂房，因此现在很少采用^[20][10]。只有将抽水站和发电站分别设置在分水岭上池两侧时，这种方式才会被采用^[41]。

串联式抽水蓄能电站的水泵和水轮机共用一台发电电动机，不论横轴和立轴如何布置，水泵、发电电动机、水轮机三者置于同一轴上。水泵和水轮机仍各自独立，分别按照要求设计，因此，能够保证各自高效率运行。同时，这种布局使得水泵和水轮机都以相同方向旋转，无需停机即可进行工况转换，提高了机组的灵活性^[41]。由于三机式电站可使用多级水泵提升水的扬程，因此在较高的水头条件下也可以应用^[20][10]。

可逆式抽水蓄能电站的水泵与水轮机合为一体，与发电电动机连在同一轴，即形成所谓的二机式，这是当前最常见的类型。当机组顺时针转动时为发电运行工况，逆时针转动时则成为抽水运行工况，它的主要优点是结构简单、造价低^[41]。由于二机式的机组比三机式高度要低，厂房尺寸也较小，可节省土建投资，故可逆式机组得到了很大的发展^[20][10]。

抽水蓄能电站还可以按照水库座数及其位置、发电厂房形式、水头高低及装机容量等方式分类，如下表所示：

灵活性强：抽水蓄能电站具有启动/停机迅速和运行灵活的特点，能够快速响应电力系统的需求^[10][11]。

站址选择灵活：抽水蓄能电站的站址选择相对灵活，不需要大水源，容易找到高水头的地点，在站址的选择上比常规电站的限制少。当没有比较合适的站址时，也有可能将蓄能电站修在距离负荷中心较远的地方^[8]。

节能环保：抽水蓄能电站以水为介质，是一种清洁的能源转换方式，有助于减少燃料消耗和环境污染；可以提高系统对风电、太阳能发电等波动性电源的消纳能力，充分利用清洁的可再生能源^[11][43]。

负荷调节功能强：抽水蓄能电站可以进行调峰、调频、调相和紧急备用，即有效存储电能并在需要时重新分配，有助于维持电力系统的动态平衡。当电力系统负荷处于低谷时，抽水蓄能，消耗系统剩余电能，起到“填谷”作用；发电时，则起到“削峰”作用^[10][11]。

发电成本较低：与同容量的一般水电站比较，水工建筑物的工程量小，淹没土地少，单位千瓦投资也少，发电成本低，送电容量不受天然径流量丰枯的影响^[10][44]。

建设成本高：抽水蓄能电站需要建造大规模的水库和基础设施等，建设周期较长、成本相对较高^[45]。

地理限制性大：抽水蓄能电站需要合适的地理条件建造水库和水坝，即需要合适、可用的蓄水池，这限制了其在一些地区的可行性和适用性^[45][46]。

易发生失稳和渗漏情况：抽水蓄能电站的调节周期短，随电站的运行和工况的转换，上、下水库的水位有大幅度的快速升落，需要特别关注坝体和库坡的稳定性，以及水库的渗漏问题^[8]。

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）、进出水口要求等，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。抽水蓄能电站的选址技术的作用在于确保电站的建设和运行能够最大限度地发挥其多种功能，同时最大程度地确保经济性和安全性，实现可持续发展和清洁能源利用的目标。通过科学合理的选址，可以提高抽水蓄能电站的能效和经济效益，为当地和整个电力系统提供可靠的清洁能源支持^[47][48]。

抽水蓄能机组技术是抽水蓄能电站进行储能和发电的关键技术，其具体硬件结构通常由水轮发电机组和水泵组成，并逐渐向高水头、大容量的水泵水轮机发展。抽水蓄能机组技术采用高水头可以实现较高机组转速，减小机组尺寸或在尺寸不变的条件下增大单机容量，同时减少水库容量和压力管道直径，提高机组工作效率；而电站采用更大单机容量可以降低成本、简化控制系统，以获得更好的经济效益^[7][49]。

抽水蓄能机组主要有定速和变速两类技术路线，而作为抽水蓄能领域重要的技术进步之一，变速机组在水轮机工况下的高效运行区间更广，在水泵工况下一定范围内入力可调，对电力系统的响应速度更快、调节能力更强、支撑效果更好，已成为研究热点^[50]。抽水蓄能机组技术的应用使得抽水蓄能电站具有快速启动和停止的特点，可以迅速响应电力系统的需求，调节电网负荷，填补电力缺口，以及应对峰谷电力需求的变化等^[51]。

抽水蓄能电站是一种具有调峰填谷功能特性的能源设施，可以在负荷高峰时段充当电网的供电峰值容量，能够有效地调节电网负荷曲线高峰和低谷之间的差距。通过调节作用，可以减少火电机组的日出力变幅，使其在高效区域运行，提高发电效率，降低燃料消耗和排放量^[24][25]。此外，抽水蓄能电站建设相对成本较低，建设周期较短，并且运行费用也相对较低。因此，在电网中缺少调峰电源时，通过建设抽水蓄能电站可以有效地承担系统的工作容量和备用容量，从而可减少火电或其他类型电源的装机容量，节省电力系统的投资和运行费用，由此产生的经济效益称为容量效益^[24][52]。

抽水蓄能电站的独特功能就是进行能量转换，能量转换效益是指将电网的低谷电能转换为峰荷电能并替代昂贵的峰荷火力发电时产生的效益，主要体现在调峰效益和填谷效益上^[25]。

调峰效益指的是抽水蓄能电站能够在负荷高峰时段释放储存的水能，提供额外的电力供应，从而减轻火电机组等其他发电设备的负荷压力，使其能够更加高效地运行，减少发电机组的启停频率，提高发电效率，延长机组寿命。填谷效益则指的是抽水蓄能电站利用低谷时段的多余电能，将其转化为水能进行储存，在负荷高峰时期，将储存的水能释放出来进行发电，填补电力供应缺口。这样可以有效平抑负荷峰谷差，提高电力系统的稳定性，减少对昂贵的峰荷火力发电的需求，从而降低运行维护费用和燃料消耗，进而实现节能减排的效益^[25]。

电力系统由于负荷波动和计划外负荷增减，均会导致系统频率的变化。而抽水蓄能电站在电力系统的调频过程中体现出的效益称为调频效益，它能够通过灵活的增减负荷、快速响应负荷变化等特点，对电网频率稳定起到关键作用。与火电机组相比，抽水蓄能电站能够更有效地减少燃料费用和检修费用，并且在承担调频任务时也能降低火电机组的启停次数，进而减少机组的损耗。当抽水蓄能电站承担调频任务时，虽然会产生一定的能量损耗，但整体来看，其对于系统的调频效益仍然是正向的。此外，抽水蓄能电站的使用也有助于提高电力系统的灵活性和稳定性，对于应对负荷波动和突发情况具有重要意义^[26]。

电力系统中的无功功率是非常重要的，它对电网的稳定运行和供电质量有着直接的影响，承担无功负荷会对电厂造成投资增加，能量损耗，设备维修、磨损等影响。为了解决无功功率不足或过剩的问题，经常利用抽水蓄能电站来调节，在这个过程中体现出的效益称为调相效益^[26]。

随着电网容量的扩大，对无功容量的需求也在增加，电网无功功率不足，会造成系统电压下降，无功功率多余时，会造成系统电压上升。通过调节无功功率，抽水蓄能电机可以有效地控制电网的电压波动。当电网的电压下降时，抽水蓄能电机注入无功功率，提高电网的电压；而当电压上升时，抽水蓄能电机可以吸收无功功率，降低电网的电压。这样可以确保电网的供电质量达到要求，减少电力设备的损坏和故障发生的可能性^[4][26]。

抽水蓄能电站因为承担事故备用任务所产生的效益称为事故备用效益。利用抽水蓄能机组的启动迅速、升荷速度快的特点，将其作为旋转备用机组，可以在系统发生事故时迅速代替火电机组，减少事故过程中的缺供电力、缺供电量和缩短事故进程。一旦系统发生事故，它可以立即停止水泵的运行，减轻系统的供电负荷，如果需要，它还可以转变为水轮发电机进行发电。同时，当机组不运行时，抽水蓄能电站可作为最佳的冷备用，只需几分钟即可满载应对紧急事故^[4][26]。

抽水蓄能电站承担事故备用任务的方式有两种。第一种方式是将抽水蓄能电站装机容量中的一部分专门用来承担事故备用任务，而不参与静态发电任务。这种方式可以减少火电机组的装机容量或开机容量，从而降低系统投资或燃料消耗。第二种方式是在抽水蓄能电站优先承担静态发电任务后，利用其不发电的剩余容量向系统提供事故备用。无论采用何种方式，抽水蓄能机组都能够快速代替火电机组承担事故备用，提供紧急备用和冷备用，改善火电机组运行条件，保持高效率运行，减少燃料消耗，对供电可靠性和系统稳定起到重要作用，减少停电和限电对社会经济造成的损失^[4][26]。

电力系统的发电与供电必须保持平衡，但电网负荷是不断变化的。因此，在任何时刻，系统可提供的出力变化速率必须大于负荷变化速率。但由于负荷最高的机组无法进行调整，增加负荷功能需要依靠运行在压荷状态下的机组，发电系统的出力变化速率等于所有处于压荷运行状态的机组出力变化速率之和。当无法满足上述要求时，可以使用抽水蓄能机组短时替代火电机组运行，抽水蓄能机组具有快速负荷跟随和较强的爬坡能力，以使火电机组能够适应负荷变化速率，这个过程产生的效益被称为负荷跟随效益^[25][27]。

黑启动是电力系统中的一项重要辅助服务，其效益主要体现在紧急情况下的应急恢复能力。通过抽水蓄能电站的黑启动功能，可以在电力系统出现重大故障导致停电或电力供应短缺的情况下，迅速自启动并提供电力支持，帮助电网快速恢复供电能力。这不仅缩短了停电时间，减少了对用户和关键设施的影响，还提高了整个电力系统抵御事故的能力^[24][25]。

抽水蓄能电站在环境方面具有节煤和环保等多重效益。作为清洁能源驱动的设置，其本身基本不产生污染，有效避免了一部分火电厂燃煤产生的烟尘排放，从而节约了煤炭资源并降低了二氧化碳、硫化物、氮氧化物、粉尘及一氧化碳等污染物的排放量。同时，抽水蓄能电站还能起到美化环境、提供旅游资源的作用，例如中国广东省惠州市就以抽水蓄能电站为主体构建特色旅游项目，推动地区经济发展^[53]。在系统调峰和填谷时，抽水蓄能电站替代小容量火电机组的作用，降低系统的煤耗率，提高火电机组的利用率和运行效率，改善运行条件，减少发电机组停用和启动次数，进而减少污染物排放，随之产生环保效益^[54]。

发展中小型抽水蓄能电站设计和建设技术

利用中小型抽水蓄能站点资源丰富、布局灵活、距离负荷中心近、与分布式新能源紧密结合等优势，因地制宜规划建设中小型抽水蓄能电站，探索与分布式发电等结合的小微型抽水蓄能技术研发和示范建设^[35]，解决场站级、低成本的分布式抽水蓄能电站快速选址、设计和施工难题，满足风电和光伏就地储能的需求^[55]。

结合常规水电开发混合式抽水蓄能电站技术

混合抽水蓄能电站具有投资小、建设周期短、节省站址资源等优点，可成为常规抽水蓄能电站的有益补充。研究结合常规水电开发的混合式抽水蓄能电站技术，包括常规电站改建抽水蓄能电站、梯级水电站或常规电站与抽水蓄能电站结合等^[56]。利用已建水电站增建可逆机组或扩大装机容量，使常规水电站具备抽蓄的功能，缩短建设周期，减小水库淹没和环境影响，节省投资，提高水能利用效率，有效补充电力系统对灵活电源的需求^[35][55]。

发展海水抽水蓄能电站技术

研究海水抽水蓄能电站关键技术，利用海水作为能量储存的介质，通过解决其规划设计、海水条件下库盆和输水系统防渗及水工建筑物、金属结构防腐、防附着技术与材料选型、环境影响评估与生态修复等技术难题，推动海水抽水蓄能电站的建设，促进沿海地区新能源的开发，构建安全、稳定、清洁能源供应体系，从而保障了新型电力系统的建设^[35][55][57]。

开发废弃矿坑抽水蓄能电站建设技术

废弃矿洞抽水蓄能电站利用废弃的矿井作为能量储存的场所，通过研究关键技术，解决站址选择、工程布置、衬砌支护及防渗处理、运营模式等难题，可以充分利用废弃矿洞资源，促进资源的再利用，改善生态环境，推动循环经济的发展，此外，还可以有效补充电力系统对灵活电源的需求^[55]。

中国抽水蓄能电站设计应按照所在电力系统调峰、填谷、调频、调相、紧急事故备用等方面的需求，使电力系统获得高效安全稳定的运行效果。根据电力系统需要及工程建设条件，抽水蓄能电站可按日、周、年调节运行方式设计，各阶段勘测设计工作的具体内容及深度要求应符合现行行业标准《抽水蓄能电站选点规划编制规范》NB/T 35009、《水电工程预可行性研究报告编制规程》DL/T 5206、《水电工程可行性研究报告编制规程》DL/T 5020和《水电工程招标设计报告编制规程》DL/T 5212 的有关要求。抽水蓄能电站设计，除应符合《抽水蓄能电站设计规范》外，尚应符合国家现行有关标准的规定^[58]。

苏黎世奈特拉电站是世界上最早的抽水蓄能电站，建于1882年，位于瑞士苏黎世，其扬程153米，功率515千瓦^[64]，汛期将河流多余水量（下库）抽蓄到山上的湖泊（上库），供枯水期发电用，是一座季节型抽水蓄能电站^[65]。

截至2022年，丰宁抽水蓄能电站是世界上在建容量最大的抽水蓄能电站，始建于2013年5月，位于中国河北省承德市丰宁县^[66]，其总装机360万千瓦，居世界首位；12台机组满发利用小时数达到10.8小时，一次最大储能近4000万千瓦时，储能能力世界第一；地下厂房单体总长度414米，高度54.5米，跨度25米，是最大的抽水蓄能地下厂房；地下洞室群规模世界第一，丰宁电站地下洞室多达190条，总长度逾50千米，地下工程规模庞大^[65]。

截至2023年8月31日，丰宁抽水蓄能电站已完成共十台机组的商业投产运行（1号-10号机），已投产容量300万千瓦，剩余11号机组完成转子整体耐压试验、12号机组开展整组启动调试筹备工作，2024年投产2台变速机组（11号、12号），实现全部并网发电^[67]。

巴斯康蒂抽水蓄能电站始建于1977年，于1985年建成并投入运行，位于美国弗吉尼亚州西北部，在当时的装机容量为210万千瓦^[68][69]，2004年至2009年进行扩容，单台发电机容量增加到50.05万千瓦，抽水工况增加到48万千瓦，当六台发电机全功率运行时，它可以产生3000.3万千瓦的电力^[69]。