云南省废弃矿山改造为抽水蓄能电站发展前景研究

＊吴玉鲲

（云南省节能监察中心 云南 650041）

1.引言

根据云南省发展和改革委员印发的《云南省“十四五”生态退化地区绿色发展实施方案》[1]，各地可以在综合考虑环境、市场与成本等因素下，稳步发展抽水蓄能、风电、光伏、生物质能源等可再生资源。为了提高电力运行质量与水平，政府支持有水资源保证和成库条件的县域，建设发展抽水蓄能电站，提高电网调节能力。

云南省大力发展抽水蓄能的前提是前期在矿产开发过程中遗留下了大量的采空区及地下空间，具有空间大、安全可靠的特点，又因为云南本地水资源相对充足，为利用废弃矿山空间发展井下抽水蓄能电站打下了基础[2]。

在云南省因地制宜开展抽水蓄能工作，通过合理拦蓄和利用水资源，不仅能够提升当地水环境治理水平，提高所在区域水土资源利用率；还可以提高矿山生态修复能力，最大限度减少矿山开采活动对生态资源造成的影响和破坏[3]。通过建设抽水蓄能电站，可以提高原有系统的灵活性和快速启动能力，可以减少系统停机造成的经济损失，从而提高电网用电品质，提升系统的稳定性。

2.云南省抽水蓄能电站发展模式

根据云南特有的地形特点和现有的抽水蓄能发展模式，可以将抽水蓄能电站分为全地表露天矿坑模式、半地表塌陷矿井模式和全地下废弃矿井利用模式[4]。

(1)露天矿坑全地表模式

图1 全地表抽水蓄能模式[6]

废弃的露天矿坑，可以根据当地的地形特点，作为抽水蓄能电站的上水库或下水库进行改造利用[5]。具体为，在露天矿坑附近较低洼或较高的位置修建相配套的下水库或上水库，机房安防在上水库和下库之间，内置有可逆式抽水蓄能机组；通过引水隧洞将上水库和机房连通，在引水隧洞上游或下游的机房内安置调压室；拦污栅安放在引水流道的上下水库接口处；采用尾水隧洞将机房与下水库连通；采用通风和运输系统将机电硐室与地面连通，便于加强机电硐室与地面的换气以及人员物资的输运。

一般而言，全地表抽水蓄能发展模式受经济、安全和法律法规等因素的制约较少，选址和改造较为简单。广州抽水能电站作为我国第一座大型全地表抽水能电站起到了示范作用。为我国辽宁阜新海州、河北滦平小营乡露天矿坑等的设计提供了参考。经验表明，露天废弃矿坑附近是否拥有与相对应的水库或湖泊作为抽水蓄能电站的下水库或上水库，还需要结合附近地质和空间条件考察是否能够建设蓄水池。相比于露天煤矿，露天金属矿具有更加优越的地质条件，内部支护条件更好，更具经济性。

(2)塌陷矿井半地表模式

一些废弃矿坑具有典型的多层地下结构，其地表部分的结构出现塌陷，但是矿井地下工程结构保存完好，可以将露天地表作为上水库，地下完好的采空区作为下水库。比如，德国北威州鲁尔区就在一座废弃的煤矿中建设半地下抽水蓄能电站，进行可行性研究。

图2 半地下矿坑发展模式

(3)废弃矿井全地下利用模式

对于结构保持良好、空间充足、未出现坍塌的废弃矿井，可以利用其不同层高的开采巷道作为上下水库。在利用半地表和全地下的废弃矿井结构进行抽水蓄能电站的改造时，需要充分考虑废弃矿井结构是否拥有足够的改造空间，同一高度水平的不同巷道应该具有较小的高低差，并且保证具有良好的连通性。

中国国家能源集团在神东煤矿建设了国内首个全地下抽水蓄能电站，累计建成了3条地下水库。华电淄川多能互补能源综合体项目对淄川废弃矿区矿坑进行改造，计划建设光储氢热一体化智慧能源项目，地表建设30万千瓦风光互补电站，地下建设22万千瓦抽水蓄能电站，项目计划总投资33亿元，首期投资5亿元，配套搭建水源热泵供暖系统，构建以新能源为主体的全新电力系统，构建集生态农业、光伏发电、抽水蓄能、水源热泵为一体的能源利用新模式，助力碳达峰、碳中和目标的实现，为全国废弃矿区升级改造提供样板[7]。

图3 全地下发展模式

3.废弃矿山抽蓄电站的计算实例

以空场采矿方法为主是云南省内矿山主要特征，该方法会造成井下具有大量的采空区，因此，其“大高差、多空区”的特点为云南省抽水蓄能系统的建设提供了便利。选取云南省某废弃矿山及周围有地势高度差的山体建设上、下水库。采用露天矿坑全地表模式，以废弃矿坑作为下水库，对现有山体进行部分改造作为上水库，抽水蓄能机组的原理图如图4所示。

图4 抽水蓄能机组

选取上水库上水平标高为980m，上水库下水平标高为920m，则上水库平均水位为950m，下水库水平标高为780m，下水库正常蓄水水位为820m，下水库平均水位800m。输水巷道长度为1500m。抽水蓄能电站装机容量为1MW时，选用单级混流可逆式水泵水轮机，计算上下水库所需容量。

沿程损失为：

式中：Hf为计算沿程水头损失，m；μ为沿程阻力系数，0.02；l为设计段长度，为1500m；v为水流流速，取2.4m/s；d为输水管直径，取0.5m。

局部水头损失为：

式中，Hj为局部水头损失，m；ξ为局部水头损失系数，ξ值为1.0；v为水流流速，值为1.75m/s。

发电工况的水头损失为：

抽水工况的水头损失为：

发电工作的平均水头为：

抽水工况下的扬程为：

式中：Zs为设计上水库的平均水位，m；Zx为下水库的水位，m；Ht为发电工况下的损失，m；Hp为抽水工况水头损失，m。

输水发电及抽水耗电时的流量为：

式中：V为上水库蓄能库容，m3；t为抽水/输水时间，取1.8×104s；Ht为发电工况水头损失，m。

发电机最大发电量为：

Wzf=H2Vgρη2（8）

式中：Wzf为发电机最大发电量，kW·h；H2为发电时的平均水头，m；V为上水库总容积，m3；g为重力加速度，取9.8m/s2；ρ为水的密度，为1.0×103kg/m3；η2为发电机的机械效率，取92%。

装机容量为：

P=H2Qη3（9）

式中：P为装机总容量，kW；H2为发电工况平均水头，m；η3为效率系数（9.8×η4）；η4为系统综合效率，一般取0.80～0.90。

水泵耗电量为：

式中：Wzh为水泵的耗电量，kW·h；H1为平均扬程，m；V为上水库总容积，m3；g为重力加速度，取9.8m/s2；ρ为水的密度，为1.0×103kg/m3；η1为水泵的机械效率，取87%。

在上下水库平均水位差为150m时，计算得到沿程水头损失为17.63m，局部水头损失为0.16m，发电工作平均水头为132.21m，抽水工况的平均扬程为167.79m，抽水时间为18000s，抽水流量为9.46m3/s，上水库蓄能库容为170182.39m3，下水库库容为170182.39m3，发电机一次性最大发电量为56350kW·h，水泵最大耗电量为89347.45kW·h。

4.发展前景分析

云南省目前可以用于建设抽水蓄能电站的矿井采空区约为1.2×108m3，按照抽水蓄能电站年工作1825h，净水头高度为600m计算[8]，云南省抽水蓄能电站年最大发电量可以达到3.29×1010kW·h。

按照云南省每度电售价为0.447元，抽水蓄能每度电发电成本为0.282元计算，系统年发电量为3.29×1010kW·h，综合收益为5.43×109元。

通过建设抽水蓄能电站能够减少电网负荷峰谷差，能够适应系统负荷要求，对电网进行调频、调相和负荷调整，具有灵活启动和快速响应的能力，还可以与风能、光伏等可再生能源相结合，能够减弱气候、昼夜等因素对电网造成的冲击，根据负荷的瞬时变化快速调节调整，使系统适应负荷变化的要求，从而达到稳定电网频率的要求，能够提高系统运行的可靠性。