4月11日，从浙江省庆元抽水蓄能电站预可行性研究报告审核检查会传来好消息，庆元抽水蓄能电站预可研报告相关设计内容通过评审，为项目开展后续可研设计和核准创造有利条件。
据了解，庆元抽水蓄能电站已纳入国家《抽水蓄能中长期发展规划(2021~2035)》。电站位于五大堡乡和岭头境内，距县城约10公里，距拟接入的500kV丽西变约60公里。计划安装4台300MW立轴可逆混流式水泵水轮机组，总装机容量1200MW；设计年抽水电量22.4亿kW.h，年发电量16.8亿kW.h。工程静态投资约65亿元，单位千瓦造价5368元/千瓦，投运后将年节约标准煤31万吨，减少CO2排放83万吨。
抽水蓄能电站到底是怎样的电站？抽水蓄能的原理是什么？抽水蓄能未来的发展愿景又是如何？本报为您详细解读。
抽水蓄能电站相当于特高压清洁能源输送的“蓄电池”，具有促进新能源消纳，减少污染排放等优点。它是利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发电的水电站。将电网负荷低时的多余电能，转变为电网高峰时期的高价值电能，有力地保障电力系统安全。此外，因启停灵活而成为保障电力系统调频、调相、黑启动等电网操作的首选电源，被称为水电“皇冠上的明珠”。因而抽水蓄能电站既是电源点，又是电力用户；并成为电网运行管理的重要工具，是确保电网安全、经济、稳定生产的支柱。抽水蓄能电站有发电和抽水两种主要运行方式，在两种运行方式之间又有多种从一个工况转到另一工况的运行。
1.发电功能。常规水电站最主要的功能是发电，即向电力系统提供电能，通常的年利用时数较高，正常的情况下为3000-5000h。蓄能电站本身不能向电力系统供应电能，它只是将系统中其他电站的低谷电能和多余电能，通过抽水将水流的机械能变为势能，存蓄于上水库中，待到电网需要时放水发电。蓄能机组发电的年利用时数一般在800～1000h之间。蓄能电站的作用是实现电能在时间上的转换。经过抽水和发电两种环节，它的综合效率为75%左右。
2.调峰功能。具有日调节以上功能的常规水电站，通常在夜间负荷低谷时不发电，而将水量储存于水库中，待尖峰负荷时集中发电，即通常所谓带尖峰运行。而蓄能电站是利用夜间低谷时其他电源(包括火电站、核电站和水电站)的多余电能，抽水至上水库储存起来，待尖峰负荷时发电。因此，蓄能电站抽水时相当于一个用电大户，其作用是把日负荷曲线的低谷填平了，即实现填谷。填谷的作用使火电出力平衡，可降低煤耗，从而获得节煤效益。蓄能电站同时能使径流式水电站原来要弃水的电能得到利用。
3.调频功能。调频功能又称旋转备用或负荷自动跟随功能。常规水电站和蓄能电站都有调频功能，但在负荷跟踪速度(爬坡速度)和调频容量变化幅度上蓄能电站更为有利。常规水电站自起动到满载一般需数分钟。而抽水蓄能机组在设计上就考虑了快速起动和快速负荷跟踪的能力。现代大型蓄能机组可以在一两分钟之内从静止达到满载，增加出力的速度可达每秒1万kW，并能频繁转换工况。最突出的例子是英国的迪诺威克蓄能电站，其6台300MW机组设计能力为每天起动3-6次；每天工况转换40次；6台机处于旋转备用时可在10s达到全厂出力1320MW。
4.调相功能。调相运行的目的是为稳定电网电压，包括发出无功的调相运行方式和吸收无功的进相运行方式。常规水电机组的发电机功率因数为0.85～0.9，机组能够更好的降低功率因数运行，多发无功，实现调相功能。抽水蓄能机组在设计上有更强的调相功能，无论在发电工况或在抽水工况，都能轻松实现调相和进相运行，并能在水轮机和水泵两种旋转方向进行，故其灵活性更大。另外，蓄能电站通常比常规水电站更靠近负荷中心，故其对稳定系统电压的作用要比常规水电机组更好。
5.事故备用功能。在电网出现故障和负荷迅速增加时,要求有发电站能起紧急事故备用和负荷调整的作用,由于抽水蓄能电站快速灵活的运行特点,很容易实现这一功能。
6.黑启动功能。黑启动已成为事故后系统恢复正常运行的重要措施之一。提供黑启动服务的关键是启动电源,即具有黑启动能力的机组,抽水蓄能电站可在无外界帮助的情况下,迅速自启动,并通过输电线路输送启动功率带动其他机组,从而使电力系统在最短时间之内恢复供电能力。
7.作系统特殊负荷和保证特殊用电要求功能。由于抽水蓄能电站机组既可作为电源又可作为负荷,因此对电网调度组织功率特别方便简易,同时还肩负着保证电殊用电的任务。
去年下半年，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》(以下简称《规划》)。《规划》指出，当前我国正处于能源绿色低碳转型发展的关键时期，风电、光伏发电等新能源大规模高比例发展，对调节电源的需求更加迫切，构建以新能源为主体的新型电力系统对抽水蓄能发展提出更高要求。
《规划》提出了坚持生态优先、和谐共存，区域协调、合理地布局，成熟先行、超前储备，因地制宜、创新发展的根本原则。在全国范围内普查筛选抽水蓄能资源站点基础上，建立了抽水蓄能中长期发展项目库。对满足规划阶段深度要求、条件成熟、不涉及生态保护红线等环境制约因素的项目，按照应纳尽纳的原则，作为重点实施项目，纳入重点实施项目库，此类项目总装机规模4.21亿千瓦；对满足规划阶段深度要求，但可能涉及生态保护红线等环境制约因素的项目，作为储备项目，纳入储备项目库，这些项目待落实相关条件、做好与生态保护红线等环境制约因素避让和衔接后，可滚动调整进入重点实施项目库，此类项目总装机规模3.05亿千瓦。
《规划》要求加快抽水蓄能电站核准建设，各省(区、市)能源主管部门依据中长期规划，结合本地区真实的情况，统筹电力系统需求、新能源发展等，按照能核尽核、能开尽开的原则，在规划重点实施项目库内核准建设抽水蓄能电站。到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右；到2035年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。
《规划》提出了抽水蓄能发展主要任务。一是做好资源站点保护，为抽水蓄能预留发展空间；二是加强规划站点储备和管理，滚动开展抽水蓄能站点资源普查和项目储备工作；三是积极地推进项目建设，加强项目优化布局和工程建设管理；四是因地制宜开展中小型抽水蓄能建设，探索推进水电梯级融合改造，加强科技和装备创新；五是建立行业监测体系，按年度发布抽水蓄能发展报告。
《规划》提出了落实好本轮规划的要求。一是建立了滚动调整机制。对储备项目库中的项目，在落实相关条件、做好与生态保护红线等环境制约因素避让和衔接后，可调整进入重点实施项目库。此外，各省(区、市)也可根据自身的需求在不同五年计划中前后调整项目。二是促进市场化发展。规划提出研究简化储能新技术示范项目审批程序，稳妥推进以招标、市场竞价等方式确定抽水蓄能电站项目投资主体，鼓励社会资本投资建设抽水蓄能。
