在碳达峰、碳中和的目标愿景下，未来水能、光伏、风能等新能源的装机量将会不断提升。与此同时，清洁能源的间歇性、随机性对确保电网安全运行和电力可靠供应带来了巨大的挑战。因此迫切需要通过发展储能等措施提高系统的灵活调节能力。实践证明，抽水蓄能电站是一种清洁高效的可再生能源储存设施,然而由于易受地形、环保、投资等因素的影响，建设抽水蓄能电站将会变得越来越困难^[1-4]。

云南省矿产资源丰富，在矿产资源开发过程中形成了大量的井下采空区及地下空间。矿山开采遗留下来的采空区具有可开发空间大、结构简单、使用方便、水资源充足等特点，这为利用矿山地下空间构建井下抽水蓄能电站奠定了基础^[5-7]。

从生态和环境的角度来看，利用井下废弃空间建设抽水蓄能电站对井下采空区灾害防治和矿山生态修复都具有积极作用；从经济角度来看，矿井抽水蓄能电站建设利用井下原有废弃空间，可大幅降低抽水蓄能电站建设投资^[8]。此外，利用矿井建设抽水蓄能电站相对于露天水库而言，矿井内的水资源蒸发量较小，又有地下水源作为补充，能够较好地解决水源问题。因此将地下废弃矿井建设为抽水蓄能电站具有广阔的应用前景。国外学者在利用废弃矿井建设抽水蓄能电站方面较早地开展了相关理论研究和实例设计。20世纪初，美国注册了一个结合风车的半地下、半地表蓄能装置专利；20世纪末，欧洲建造了许多地表抽水蓄能电站来解决日常需求和核能发电的平衡问题；本世纪美国新泽西州计划建设一个2×10³ MW的霍普山半地下抽水蓄能电站，其上水库是一个人工开挖的面积为22.3 km²的水池，下水库则是地下废弃矿井，初步估算其建设的有效水库容量为6.2×10⁶ m^{3 [9]}；澳大利亚计划利用废弃矿井建设一座每天可运行6 h的抽水蓄能电站（日发电量为1.5×10³ MW·h），来确保当地可再生能源电力系统的顺利运行，但该抽水蓄能电站的上下水库均采用地表露天矿坑，因此该电站与传统的抽水蓄能电站并无太大区别^[10-11]；美国俄亥俄州的新萨米特抽水蓄能电站规划装机1.5×10³ MW，其下水库利用的是废弃矿井^[12]；德国的萨克森州能源研究中心计划利用废弃的Upper Harz金属矿巷道建立全地下的抽水蓄能电站（初拟装机1×10² MW）^[13]。国内学者在矿井建设抽水蓄能电站方面研究较少，谢和平等^[14-16]详细论述了煤矿井下抽水蓄能发电的原理、现状，并提出了利用采空区储水蓄能的设想，同时根据煤矿规模、利用系数以及新中国成立以来煤炭开采总量，估算出截至2016年底，全国煤矿采空区地下空间体积约为1.38×10¹⁰ m³，再加上其他金属、非金属废弃矿山遗留的地下空间，可见，中国废弃矿山地下空间综合利用潜力十分巨大。

本文以云南省矿井地下空间分布为基础，对云南省矿井抽水蓄能电站开发潜力进行了定量计算分析，并对其进行了综合效益评价，为云南省矿井抽水蓄能电站建设提供了一定的理论支撑。

1.   矿井抽水蓄能电站工作原理及结构

抽水蓄能电站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。即在用电低峰的情况下，利用电网的多余电力将下水库的水输送到较高的上水库，在耗电量的高峰时刻，上水库的水自动进入下水库，通过发电机将水的势能转化为电能，并通过发电机输送到电网中，同时，还可以将电网低负荷下的过剩电能转化为高峰时期的高价值电能^[17-20]。利用废弃矿井构建抽水蓄能电站既可以避免地形的限制，易于施工的同时又缩短了建设周期，降低了建设成本，具有良好的经济、社会和环境效益，较好地实现了废弃矿井的二次利用。

本文提出的云南省矿井地下空间群抽水蓄能电站原理如图1所示。由于水头的限制，传统的抽水蓄能电站只能选择建在高山地区以实现抽水蓄能发电。本文提出的云南省矿井地下空间群抽水蓄能电站的构建模型主要由上水库（矿山上部巷道群/采空区）、下水库（矿山下部巷道群/采空区）、矿井主井中布置的压力管道（引水）、地下厂房等组成：1）上下水库，主要用于储水。上水库可根据需要建设在地表沉陷区或井下采空区，下水库可建设在井下采空区/废弃巷道及硐室，井下不同标高的采空区/废弃巷道及硐室为形成高差提供了良好的条件。2）地下厂房，主要用于布置发电机组等设备。3）引水系统，主要用于连接上下水库和发电机组硐室，引水系统一般包括低压引水道和高压压力管道。

图  1  矿区地下空间群抽水蓄能电站示意图

Fig.  1  Schematic diagram of pumped storage power stations in mining area-underground space group

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2.   云南省自然能源及能源消费概况

能源是经济社会持续发展的动力，也是人类赖以生存和进步的物质基础。人口、资源和环境是当今世界经济和社会发展面临的三大问题，资源问题更是重中之重，特别是能源资源的可持续发展问题^[21-23]。

云南省具有丰富的能源资源，开发条件优越。云南省是中国水能资源最丰富的省份之一，全省水电资源理论蕴藏量为1.03×10⁸ kW，技术可开发量为1.02×10⁸ kW，经济可开发量为9.78×10⁷ kW，仅次于四川省，居全国第2位。此外，云南省内煤炭、太阳能、生物质能、风能也比较丰富。云南省水能源主要集中于金沙江、澜沧江、怒江三大水系，云南省境内可开发利用的流段占全省可开发装机容量的92%以上，其资源集中，交通便利，径流丰沛稳定，同时具有良好的建造水库的地形、地质条件，调节性能好，电能质量优，是中国水电资源中的“富矿”；煤炭资源丰富，保有储量2.46×10¹⁰ t，约占全国总量的1/4^[24]；云南省太阳能资源异常丰富，可开发的太阳能储量达到75.75%，相当于5.56×10¹⁰ t标准煤燃烧释放的能量，云南省太阳能发电装机可达到1.5×10⁸ kW以上，超过水电可装机容量的50% ^[24]，昆明已成为全国太阳能热利用普及率最高的省会城市；云南省生物质能亦极为丰富，至2020年，生物质能产业已发展成为云南省一大优势产业，将形成年产燃料乙醇3×10⁶ t、生物柴油8×10⁵ t的生产能力，新增工业总产值190亿元，工业增加值68.4亿元^[24]；云南省大多数地区风能分布广泛，地形效应显著，风向稳定，风力发电机安全性高，因此，云南省局部地区，不仅年平均风速超过3.5 m/s，且风季（恰逢干季）风速均达4.5 m/s，目前云南省己建成投产风电厂10个，累计总装机容量430.5 MW，年发电量3.86×10¹⁰ kW·h^[24]，平均利用小时数处于全国较高水平。2018年以来，云南省总发电量逐渐增加，具体情况见表1。2019年，云南省全社会用电量达1.81×10¹¹ kW·h，全年西电东送电量1.40×10¹¹ kW·h，完成对境外送电量2.56×10⁹ kW·h；2020年云南省全社会用电量达2.03×10¹¹ kW·h，新增电力装机及总发电装机容量变化如图2所示。以水电为主的清洁能源装机8.83×10⁷ kW，占比85.4%；火电装机占比14.6%^[25]。总体来看，云南省电力供需呈现发电量、用电量持续增长的特点。由上述特点可知，在不远的将来，云南省电力供需平衡将被打破，供给将会出现明显缺额。因此，加快风光等可再生能源的开发和抽水蓄能电站建设势在必行。

图  2  云南省新增电力装机及总发电装机容量

Fig.  2  New installed power capacity and total installed power capacity of Yunnan Province

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3.   云南省矿山概况

云南省地质构造复杂，成矿条件优越，矿产资源尤其是有色金属极为丰富，被誉为“有色金属王国”。并且，矿种较全，全国162个矿种仅云南就已发现148种，其中已探明储量的有86种。全省已建立国有矿山286座，乡镇及个体矿山10578个，其中共生、伴生矿较多，利用价值较高，全省共生、伴生矿床约占矿床总量的31%^[26]。另外，云南矿产分布较广，金属矿遍及108个县（市），煤矿分布16个县（市），矿山众多，其累积采空区已超过1.5×10⁹ m^3[15]。由于受地形的限制，云南省内矿山主要采用竖井、斜井及其组合方式进行开拓，矿井开采工程存在较大高差。云南省内矿山的开采方法主要以空场采矿法为主，这就在井下形成了大量的老旧空区，因此“大高差、多空区”是云南矿山普遍存在的特点^[27]，该特点为建造井下抽水蓄能电站创造了较好的基础条件。

4.   云南省矿井抽水蓄能潜力评估及经济效益分析

云南省老旧采空区较多，采空区累积已达1.5×10⁹ m³，考虑到矿井的区位便捷性、围岩稳定性、系统安全性、技术复杂性、开发潜力及电站的站址选择等多种因素，预估建设矿井抽水蓄能电站的可利用空区约为1.2×10⁸ m³（占比约8%）^[15]。因此本文利用该空间建设矿井抽水蓄能电站并对其蓄能和损耗进行计算，进而分析其潜力和技术经济的可行性。基本计算流程分为抽水耗能和输水蓄能两部分。按照电站年利用小时数为1 825 h，云南省可利用空区1.2×10⁸ m³（可分为上下水库均为6×10⁷ m³），净水头高度为600 m，根据发电量计算公式（ ${W_{{{\rm{z}}}{\rm{f}}}} = {H_2}{{V{{g}}}}\rho {\eta _{\text{2}}} $ ），可预估云南省每年利用抽水蓄能电站最大可发电3.29×10¹⁰ kW·h。

根据抽水蓄能电站电能消耗与发电量之比为4∶3，表面上看是一种无法盈利的效益，但实际上是一种行之有效的节能措施^[28]，因为生产和社会生活规律决定了一天24小时的电力消耗是不平衡的，如图3所示，其可按正弦函数表示，高峰段与低峰段阴影面积可代表其用电量的多少。计算可知，每天在低峰段与高峰段时的用电量约为1∶1，电力系统可根据调峰来解决电力盈缺现象。调峰必须增加费用，增加后备容量。文献[28]表明，抽水蓄能发电作为补充电源比燃煤发电更为经济，抽水蓄能电站的综合效率为75%左右，但因峰谷电价相差较大，实际经济效益并不低。

图  3  峰谷时段划分示意图

Fig.  3  Division of peak and valley periods

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云南省电网销售电价为0.447元/(kW·h),电价成本为0.282元/(kW·h)^[24]，每年可发电3.29×10¹⁰ kW·h，静态效益为5.43×10⁹ 元，其动态效益更为可观，主要体现在以下几个方面：

1）抽水填谷：在电网用电低谷期，为了确保核电和大型电网机组安全、经济地运行，通过抽水方式存储了低电网值的电能消耗，减小了电网负荷的峰谷差。

2）调频：抽水蓄能单元的输出能量根据负荷的瞬时变化而调整，迅速适应系统的负荷要求，从而使网络的频率保持在规定的范围内。

3）调相：抽水蓄能机组可以进行发电和抽水调相，即某地区负荷较低、电压较高而无法控制，或负荷较高、电压较低而损坏设备时，进行调相可控制电压，使其处于标准范围内。

4）负荷调整：抽水蓄能机组能随时将出力在50%～105%的范围内进行调整，以适应电网需求。

5）提高电网可靠性：由于抽水蓄能电站具有较高的灵活性和快速启动能力，可以减少系统被迫停机的次数和时间，从而提高系统的电能质量，提高系统的可靠性^[28]。

6）电解水制氢：氢能是未来发展中必不可少的一个重要能源，抽水蓄能电站可利用清洁能源电解水制氢，较好地解决了风能、太阳能等清洁能源受昼夜变化、气候因素影响的间歇性问题。

5.   矿井抽水蓄能电站建设关键技术

作者提出的云南省矿井地下空间群抽水蓄能电站组成及需要解决的关键技术如图4所示。

图  4  矿井抽水蓄能电站组成及关键技术路线图

Fig.  4  Composition and key technology roadmap of mine pumped-storage power stations

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5.1   矿井抽水蓄能电站站址选择

矿井抽水蓄能电站的布局首先要满足地区电网调峰的要求^[29]，其站址选择还应考虑以下主要因素。

1）矿山地质条件。所选矿山地质构造简单、水文地质条件清晰，不处于喀斯特地貌区域，且无暗河，应尽量避免选择完全无地下水的矿山。

2）矿区位置。矿井抽水蓄能电站选址时尽量选择接近供电点即提供电力的基础发电站和分布式光伏、风能发电站，以减少输电线路的建设投资和建成后的输电损耗。

3）井下采空区（地下空间）分布与围岩状态。所选矿山应为废弃矿山或即将退役的矿山，且在开采历史上无重大安全事故发生记录。井下采空区（地下空间）相对连续、体积适合，处于稳定状态。对于围岩的稳定性与矿井抽水蓄能电站建设的复杂性而言，金属矿一般优于煤矿；云南省金属矿数量和可利用地下空间远超煤矿，在建设矿井抽水蓄能电站时可优先选择具有稳定巷道、采空区和围岩的金属矿山。

4）可继续使用的基础设施。建设过程中，矿山原有的重要基础性设施（如交通和通信系统、变电站、开拓等）应继续使用，实现废弃矿井资源的最大化利用，进而降低建设投资。

5.2   地下空间的选择

在矿山开采过程中，会形成大量的地下空间，这些地下空间主要由3部分构成：井巷工程、采空区、地下硐室。对于支护良好且处于稳定状态的地下巷道、硐室等地下空间群可作为蓄能电站的储水空间。采空区可能存在大量的自由、连续或间歇性空间，难以加固和防渗。因此，对于地下抽水蓄能电站，一般不考虑将未经处理的采空区作为蓄水库。但在矿山开采时，可通过留设矿柱、采空区局部充填等方式使采空区处于稳定状态进而用作蓄水库。

5.3   地下空间围岩支护

利用矿井建设抽水蓄能电站的关键在于作为上下水库和围岩的长期稳定性、安全性和相对密闭性。因此对围岩的支护必不可少，在设计时，首先应对地下空间围岩的稳定性进行研究与分析，根据其多场耦合作用下的强度衰减规律、裂隙扩展特性、渗流特性等分析其边界变化条件，确定其稳定性。因此，对于地下空间具有永久支撑的区域，如井下主巷道、井底车场等，由于这些区域具有稳定的支护、良好的密闭性和较长的使用寿命，对其进行简单的加固和防渗，即可作为地下抽水蓄能电站水库的首选。

5.4   地下空间防渗

上、下水库蓄水过程中，由于渗漏等原因导致水库水量的增加或减少，将降低发电量，增加补给和排水成本，降低电站的综合效率，影响工程的安全。与常规抽水蓄能电站不同的是矿山空间分为蓄水和非蓄水区，因此应对上、下水库进行封堵和防渗。可用沥青混凝土衬砌与面板坝结合进行密封，排水系统则采用钢筋混凝土衬砌形式防渗。

此外，建设时还应考虑巷道围岩的时效性。相关研究表明，几乎各类岩石都存在遇水软化现象，在含水条件下，其抗压强度与相关力学指标均比干燥条件下有所降低^[30]。因此用于蓄水的巷道服务年限比正常情况下更短。设计装机容量时需考虑水库空间的利用程度，抽水时由于无法利用的矿坑水而导致的水库水量降低或水库与地下水系能够相连通而导致水量增加，都会影响到装机容量的大小；同时在不断抽放水循环作用下，水流的冲击作用会使围岩产生大量的裂隙、裂纹，对围岩的力学性能和破坏模式产生显著影响，导致在应力水平较低时有可能发生破坏^[31-34]。

6.   矿井抽水蓄能电站实例分析

以云南省某矿为例，选择地质条件较好、巷道布置方式简单且围岩稳定的区域为井下抽水蓄能建设地段^[35]。该矿井抽水蓄能电站参数如表2所示，其基本计算流程分为抽水和输水两部分^[36]。

6.1   计算耗电量

抽水流量为：

式中：V为上水库蓄能库容，为6.197×10⁵ m³；t为抽水时间，为1.8×10⁴ s，可计算得到Q=34.43 m³/s。

沿程水头与局部水头损失为：

式中：H_f为计算沿程水头损失（克服沿程摩擦阻力做功而损失的水头，它随着流程长度的增加而增加），m；μ为沿程阻力系数，0.02；l为计算段长度，为1 956 m；ν为经济流速，取2.4 m/s；d为输管直径，取0.5 m；g为重力加速度，取9.8 m/s²；ξ为局部水头损失系数，水库的ξ值为1.0；v为流速，m/s，为1.75 m/s；由此可得到沿程水头损失H_f为22.99 m，局部水头损失H_j（在流动局部地区因边界急剧改变引起流动急剧调整、消耗能量而损失的水头）为0.15 m。

抽水工况水头损失：

式中：H_j为局部水头损失，为0.15 m；H_p为抽水工况水头损失，为23.14 m。

抽水工况的平均扬程为：

式中：Z_s为上水库平均水位，为1 108 m；Z_x为下水库平均水位，为774 m；H_p为抽水工况水头损失，为23.14 m；H₁为抽水工况的平均扬程（水泵所能够扬水的平均高度），经计算可得H₁为357.14 m。

根据式（1）～（5），计算所得平均水头、抽水流量等参数，以及厂商提供水泵机组参数，可选择适宜水泵，由水泵型号、级数、轴功率以及耗电量等参数，确定相应匹配的电机型号。

水泵最大耗电量为：

式中：W_zh为水泵的最大耗电量；H₁为平均扬程，为357.14 m；V为上水库总容积，为6.197×10⁵ m³；ρ为水的密度，为1.0×10³ kg/m³；g为重力加速度，取9.8 m/s²；η₁为水泵的机械效率，取87%。经以上数据计算可得一次装满上水库（无水）的耗电量为5.24×10⁵ kW·h。

6.2   计算发电量

抽水蓄能电站输水发电时和抽水耗电时的流量是一致的，其工况水头损失一致，故不作重复计算。

发电工况平均水头为：

式中：Z_s为上水库平均水位，为1 108 m；Z_x为下水库平均水位，为774 m；H_t为发电工况水头损失，为23.14 m；H₂为发电工况平均水头，经计算可得为310.86 m。

发电机一次性最大发电量为：

式中：W_zf为发电机的最大发电量；H₂为发电工况平均水头，为310.86 m；V为上水库总容积，为6.17×10⁵ m³；ρ为水的密度，为1.0×10³ kg/m³；g为重力加速度，取9.8 m/s²；η₂为发电机的机械效率，取92%。经以上数据计算可得出上水库一次性全部放水条件下的最大发电量为4.82×10⁵ kW·h。

装机容量为：

式中：P为装机容量，kW；H为发电工况平均水头，为310.86 m；Q为流量，为34.43 m³/s；η₃为效率系数（9.8×η₄）；η₄为综合效率，一般取0.80～0.90，此处取0.85。经以上数据计算可得，装机容量为9.91×10⁴ kW,由于矿山的实际有效可用空间与计算有些出入，可选择该矿山的装机容量为1.0×10⁵ kW。

由上述计算结果可知，此矿山可选择装机容量为1.0×10⁵ kW，按照电站年循环365次发电，年利用小时数为1 825 h，年发电量可达1.76×10⁸ kW·h。如不考虑人员及设备所需费用，则抽水蓄能电站每年都能够盈利，由此可见根据对比修建抽水蓄能电站的成本和收入情况，可得出修建抽水蓄能电站的方案具有一定的可行性。

7.   结　论

通过收集整理已有矿井抽水蓄能电站资料，对云南省矿井抽水蓄能电站潜力进行了推断性评估，随着以后对云南省矿井抽水蓄能电站的勘察推进和实测资料的补充，矿井抽水蓄能电站的潜力评价结果将更加具有有效性和精确性，主要结论与展望如下：

1）云南省矿产资源丰富，矿山众多，发展矿井抽水蓄能电站有非常良好的条件基础。利用矿井建设抽水蓄能电站，不仅为其他能源的大规模开发创造必要条件，如风能和太阳能，而且还利用了已存在的地下空间。这将对未来的现代化、生态化矿山、节能采矿和环境发展产生深远的影响。

2）云南省建设矿井抽水蓄能电站开发潜力巨大，其矿井可利用空区约为1.2×10⁸ m³，进而可预估云南省最高每年利用抽水蓄能电站发电3.29×10¹⁰ kW·h。

3）通过对某矿山具体实例分析，可得到矿山可选择机组装机容量为1.0×10⁵ kW，年发电量为1.76×10⁸ kW·h，由此可见，该矿山修建抽水蓄能电站的方案具有一定的可行性，对矿井抽水蓄能电站的发展有着一定的促进作用和指导意义。

4）矿井抽水蓄能电站的建设受井下空间结构、容积、地质条件等的影响，其循环蓄放水条件下围岩损伤机理及流固耦合作用等相关技术需要进一步研究与深化，同时针对具体情况，需要不同的创新性技术设计方案，此外，一方面矿井抽水蓄能电站的发展未能全面实施，可见其在技术方面尚未完全成熟；同时，其经济效益也需进一步量化，找到合理的商业模式和机制，建立一个长期安全性评价标准，使电站能够长期稳定的运营，为良好的市场提供空间。

5）矿井建设抽水蓄能电站的发展可与智慧矿山相结合，以抽水蓄能数字化、信息化为前提和基础，对抽水蓄能电站进行实时调控、自动分析、快速处理，建设智慧抽水蓄能电站，最终实现抽水蓄能一体化建设。