卞正富，朱超斌，周躍進，徐雨農

(1.中國礦業(yè)大學 環(huán)境與測繪學院，江蘇 徐州 221116；2.中國礦業(yè)大學 深部巖土力學與地下工程國家重點實驗室，江蘇 徐州 221116)

習近平總書記在第75 屆聯(lián)合國大會上提出“中國二氧化碳排放力爭于2030 年前達到峰值，爭取在2060 年前實現(xiàn)碳中和”[1]。據(jù)國際能源機構(IEA)統(tǒng)計，2021 年，與能源相關CO2排放量達到363 億t，煤炭使用產生的碳排放占全球CO2排放增量的40%以上，達到153 億t，均創(chuàng)歷史新高。中國CO2排放量達到119 億t，約占全球碳排放總量的33%[2]。2021 年10 月，國務院印發(fā)《2030 年前碳達峰行動方案》，提出“構建新能源占比逐漸提高的新型電力系統(tǒng)，推動清潔電力資源大范圍優(yōu)化配置”。當前我國正構建以光、風、水、核為主體的新能源電力系統(tǒng)，并推動電力行業(yè)從高碳向低碳、從以化石能源為主向以清潔能源為主的發(fā)展方向[3-4]。在新能源電力系統(tǒng)發(fā)展過程中，風、光等可再生能源存在強間歇性、隨機性與波動性等諸多問題[5]，迫切需要建設儲能電站，保障電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性與安全性。在諸多儲能方式中，抽水蓄能電站是促進新能源大規(guī)模利用、實現(xiàn)多能互補、打造安全可靠與經(jīng)濟靈活電力系統(tǒng)的最可靠方法[6]。

抽水蓄能電站具有技術成熟、容量大、能源效率高、使用壽命長等優(yōu)點，然而其建設受到地形、土地可利用性和較高的資金成本的限制，同時易對周邊生態(tài)環(huán)境產生負面影響，因此，抽水蓄能電站選址成為亟待解決的重要科學問題。針對礦產資源開發(fā)過程中形成的大小、形態(tài)不一的巷道、硐室及采空區(qū)等地下空間[7]，袁亮、謝和平、顧大釗等院士和專家提出了廢棄礦井抽水蓄能電站利用的戰(zhàn)略構想[8]。廢棄礦井巷道具有空間大、結構簡單等特點，進行簡易加固密封后即可使用，是建設抽水蓄能電站地下水庫的理想場所[9]，為抽水蓄能電站選址提供了新的方向。利用廢棄礦井建設抽水蓄能電站可以減少土地占用和景觀破壞，降低電站建設投資[10]，縮短建庫周期[11]，具有良好的經(jīng)濟、社會和環(huán)境效益。

伴隨煤炭供給側結構性改革的不斷深化，黃河流域九省區(qū)均推行煤炭行業(yè)化解過剩產能政策，關閉了數(shù)量眾多的資源枯竭型或落后產能煤礦，形成了大量廢棄礦井地下空間。為實現(xiàn)空間資源高效利用，筆者開展廢棄礦井抽水蓄能利用潛力評估，提出一種廢棄礦井抽水蓄能選址評價指標體系，并進行典型廢棄礦井抽水蓄能電站實例分析，以2016-2020 年黃河流域九省區(qū)關閉煤礦資料為基礎，對黃河流域廢棄礦井抽水蓄能電站利用潛力進行動靜態(tài)效益定量計算分析，以期為黃河流域九省區(qū)廢棄礦井抽水蓄能電站建設提供參考。

1 廢棄礦井抽水蓄能電站發(fā)展現(xiàn)狀與工作原理

20 世紀初，美國麻省注冊了一個結合風車的半地下、半地表蓄能裝置[12]，但該前瞻性想法在之后幾十年并未實現(xiàn)。20 世紀60 年代起，以美國、德國為主的許多國家開始進行地下抽水蓄能電站的基礎研究[13-15]。1960 年，R.D.Harza[16]提出可使用地下或露天礦山建設抽水蓄能電站。美國提出建設Mount Hope 抽水蓄能電站項目[17]，其上水庫是在地面開挖的人工水池，下水庫則是利用地下約760 m 深處廢棄的礦井空間，但該項目并未成功利用廢棄礦井作為下水庫。隨著理論與技術的不斷完善，廢棄礦井抽水蓄能電站逐步由理論走向工程實踐。奧地利在阿爾卑斯山的Nassfeld 成功建造首個真正意義的半地下抽水蓄能電站，上水庫為2 km 的人工隧道群，下水庫為天然湖泊[18]，為廢棄礦井抽水蓄能電站工程建設奠定了基礎。澳大利亞計劃用露天金礦建設抽水蓄能電站，儲能規(guī)模預計為250 MW[19]，并于2021 年舉行Kidston 抽水蓄能發(fā)電站破土動工典禮。南非規(guī)劃利用Fast West Rand 區(qū)廢棄的深井金礦建設一個大型全地下抽水蓄能電站[20]，目前該項目正在做大量詳細的數(shù)據(jù)分析及可行性分析。德國正在利用廢棄的Prosper-Haniel 煤礦改建為半地下抽水蓄能電站，若項目實施成功將成為世界第一個廢棄煤礦抽水蓄能電站，同時下薩克森州能源研究中心也在規(guī)劃將廢棄金屬礦巷道改建為全地下的抽水蓄能電站[21-22]，當前進行試驗型抽水蓄能電站建設。國外廢棄礦井抽水蓄能電站工程設計參數(shù)見表1。

表1 國外部分廢棄礦井抽水蓄能電站工程設計參數(shù)[23]Table 1 Engineering design parameters of some pumped storage power plants using abandoned mines abroad[23]

當前國內學者在廢棄礦井建設抽水蓄能電站方面研究較少。2010 年，神東大柳塔礦建設煤礦地下分布式水庫示范工程[24]，顧大釗院士團隊建立了煤礦地下水庫理論框架和技術體系[25]，為廢棄礦井抽水蓄能地下水庫建設提供了借鑒。2015 年，謝和平院士團隊全面闡述了煤礦井下抽水蓄能發(fā)電的概念與技術[26]。2021 年中煤能源大屯煤電公司對2022 年底即將閉坑的江蘇沛縣龍東煤礦抽水儲能電站建設項目開展前期可行性研究。2022 年山東省地礦局八〇一隊與中國華電集團山東公司、山東省科學院合作，在淄博市啟動廢棄礦井抽水蓄能發(fā)電多能互補能源綜合體項目，計劃利用閉坑煤礦建設分布式礦坑水抽水蓄能電站及供暖能源站，開啟我國廢棄礦井抽水蓄能電站工程應用新篇章。

廢棄礦井抽水蓄能電站工作原理與常規(guī)抽水蓄能原理一致，其不同之處在于水庫建設采用礦井原有的塌陷區(qū)或巷道群。當電網(wǎng)在負荷低谷期時，利用富余電能將下水庫水抽至上水庫，當電網(wǎng)處于負荷高峰期時，將上水庫水放至下水庫發(fā)電。依據(jù)國內外現(xiàn)有廢棄礦井抽水蓄能電站工程實踐規(guī)劃與工作原理，黃河流域九省區(qū)廢棄礦井建設抽水蓄能電站構建原理如圖1 所示。本文提出黃河流域九省區(qū)廢棄礦井抽水蓄能電站建設的2 種模式：第一種為半地下式，上水庫利用塌陷區(qū)，下水庫利用巷道群(圖1a)；第二種為全地下式，上下水庫為處于不同水平的回風巷道群與運輸巷道群(圖1b)。廢棄礦井抽水蓄能電站模型主要由上水庫(礦山巷道群/塌陷區(qū))、下水庫(礦山下水平巷道群/上水平巷道群)，及在礦井主/副井中布置的引水系統(tǒng)與地下廠房等組成。

圖1 廢棄礦井抽水蓄能電站建設模式Fig.1 Construction modes of pumped storage power plant using abandoned mine

不同模式的廢棄礦井抽水蓄能電站各有其優(yōu)缺點，半地下式抽水蓄能電站優(yōu)點在于地下空間需求較少和改建要求相對較低，缺點是上水庫的建造需利用沉陷區(qū)或工程開掘，且存在水的蒸發(fā)損失；全地下抽水蓄能電站的優(yōu)點是減少了上水庫的土地占用、減輕了水資源的蒸發(fā)損失，缺點是對地下水庫要求較高，既要保持上下水庫的有效庫容大致相當，又需避免上下水庫串通。黃河流域礦區(qū)生態(tài)以綠色、穩(wěn)定和可持續(xù)發(fā)展為導向，許多礦區(qū)采用綠色采礦方法防止形成塌陷區(qū)，同時加強了礦區(qū)土地復墾與生態(tài)恢復工作，該區(qū)蒸發(fā)強烈。據(jù)此，全地下式模式更適合黃河流域九省區(qū)廢棄礦井抽水蓄能電站的建設。

2 黃河流域九省區(qū)電力與礦產資源概況

2.1 電力情況

2016-2020 年，黃河流域九省區(qū)總發(fā)電裝機容量與發(fā)電量全國占比均在36%以上，發(fā)電裝機容量增速與發(fā)電量變化如圖2 所示。從圖2a 來看，黃河流域呈現(xiàn)用電量持續(xù)增長的特點，但火電依舊占據(jù)主體地位。由圖2b 可知，5 年間黃河流域九省區(qū)發(fā)電裝機容量增速均高于全國平均水平，反映出黃河流域九省區(qū)在全國能源發(fā)展中的重要戰(zhàn)略地位。其中，火、電裝機容量增速處于全國領先水平，風、光等可再生能源裝機容量增速較快，但水電裝機容量增速僅在2017 年高于全國平均值，而最近2 年增速不到1%，水電發(fā)展陷入桎梏階段。在碳達峰碳中和(“雙碳”)目標下，火電企業(yè)紛紛轉型為新能源電力運營商，黃河流域九省區(qū)電力供需結構將會被打破，必將構建以風、光、水電等清潔能源為主體的電力系統(tǒng)。黃河流域九省區(qū)加快風光等可再生能源開發(fā)和抽水蓄能電站建設勢在必行。

圖2 2016—2020 年黃河流域九省區(qū)電力發(fā)展情況Fig.2 Electricity development in nine provinces of Yellow River Basin in 2016—2020

2.2 礦產資源概況

目前我國主要的能源礦產是煤炭、石油與天然氣，其中，黃河流域九省區(qū)的煤炭儲量全國占比70.9%，石油占比34.6%，天然氣64.2%，是我國能源生產的重要戰(zhàn)略地帶(表2)。

表2 2020 年黃河流域九省區(qū)主要能源礦產儲量情況Table 2 Main energy mineral reserves in the nine provinces of Yellow River Basin in 2020

煤炭作為黃河流域九省區(qū)最重要的一次能源，在區(qū)域經(jīng)濟發(fā)展中起到了關鍵作用。隨著資源枯竭和國家政策等原因，大量礦井被關閉或廢棄[27]。據(jù)統(tǒng)計，2016-2020 年黃河流域九省區(qū)關閉煤礦數(shù)量達到1 314 個，其中，小型礦井數(shù)量占79%，中型礦井占17%，大型礦井占4%，總規(guī)模達38 896 萬t/a(表3)。黃河流域九省區(qū)廢棄煤礦具有體量大、分布廣泛等特征，為建造廢棄礦井抽水蓄能電站創(chuàng)造了良好的基礎條件。

表3 2016—2020 年黃河流域九省區(qū)關閉煤礦情況Table 3 Closed coal mines in the nine provinces of Yellow River Basin from 2016 to 2020

3 廢棄礦井抽水蓄能選址評價指標體系

3.1 選址評價指標體系的建立

廢棄礦井抽水蓄能電站目前處于探索發(fā)展階段，并非所有廢棄礦井都適宜于建設抽水儲能電站，在工程建設時首先需要綜合考慮各種因素，從廢棄礦井中選擇適宜建設的礦井。以廢棄礦井抽水蓄能電站建設過程中地下水庫庫容、地下水循環(huán)、圍巖穩(wěn)定性與水質因素這4 個關鍵科學問題[8]為基礎，考慮廢棄礦井區(qū)域的經(jīng)濟、社會與資源條件因素，綜合大量研究文獻[28-37]，確定用于選址問題的一級指標(B)6 個，二級指標(C)24 個，具體如圖3 所示。

圖3 廢棄礦井抽水蓄能電站選址要素Fig.3 Factors for site selection of pumped storage power plant using abandoned mine

3.2 基于AHP 的選址步驟

由于廢棄礦井抽水蓄能選址影響因素的模糊性，選用AHP(層次分析法)確定各指標的影響權重，該方法是將復雜問題分解為多個組成因素，并將這些因素按支配關系分組形成遞階層次，進行定性、定量分析評價[38]。具體評估步驟如下：

第一步：確定標度和構造判斷矩陣。邀請5 位廢棄礦井抽水蓄能相關領域專家對選址因素進行重要性評判，采用1-9 標度打分法對各影響指標兩兩比較，構造判斷矩陣。

第二步：計算各層次指標所占的權重。計算各判斷矩陣的最大特征值及對應的特征向量，利用一致性指標、隨機一致性指標和一致性比率進行一致性檢驗。

一致性指標CI 為：

式中：λmax為矩陣最大特征根；n為判斷矩陣階數(shù)。

隨機一致性比率CR 為：

式中：RI 為平均隨機一致性指標。

第三步：一致性檢驗分析。當CR＜0.1，表明通過一致性檢驗，反之則沒有通過一致性檢驗。當一致性檢驗未通過時，需返還給專家檢查是否存在邏輯問題，重新判斷，再次錄入判斷矩陣進行分析。

3.3 選址因素權重計算

通過5 位專家對各項指標的重要性進行評判，建立準則層對目標層(一級指標對目標層)、分析層對準則層(二級指標對一級指標)各自的判斷矩陣，采用加權平均方法并進行一致性檢驗，求得廢棄礦井抽水蓄能選址體系中各影響因素權重。所得一致性檢驗與權重結果見表4-表5。

表4 一致性檢驗結果Table 4 Consistency test results

表5 廢棄礦井抽水蓄能選址各指標權重Table 5 Weights of each index for site selection of pumped storage plant using abandoned mines

綜合以上計算結果可知：C1(巷道空間體積)、C3(上下水庫水位差)、C5(巷道圍巖穩(wěn)定性)、C6(巷道圍巖滲透率)、C12(地下水循環(huán)特征)是選址的重要指標。其中，上下水庫水位差影響著抽水蓄能電站的經(jīng)濟效益和發(fā)電效率、裝機容量等；巷道空間體積則決定著上下水庫容量；巷道圍巖穩(wěn)定性和巷道圍巖滲透率影響廢棄礦井抽水蓄能電站地下空間重構；地下水循環(huán)特征影響水庫環(huán)保性與機組設備效率。這些指標對于抽水蓄能電站建設的可行性、經(jīng)濟性、安全性與環(huán)保性等有著舉足輕重的影響，是工程選址過程中需要考慮的關鍵因素。

4 黃河流域典型廢棄礦井抽水蓄能電站設計實例

利用廢棄礦井抽水蓄能選址評價方法，依據(jù)專家對黃河流域九省區(qū)5 座廢棄礦井綜合評價結果，選取得分最高的某礦建立全地下式抽水蓄能電站(圖4)。該礦地下空間充足，地表土地并未形成塌陷區(qū)，采取全地下式抽水蓄能電站設計。電站上水庫選用一采區(qū)回風巷與運輸大巷聯(lián)合構建，并選取2 條聯(lián)絡巷保證2條巷道之間較好的水體流動性。下水庫由三采區(qū)東西兩翼運輸巷道組成，同樣采用車場與聯(lián)絡巷作為水體流動性保障。電站采用軌道上下山與地表相連接，采用運輸斜巷、二采區(qū)運輸上山、二采區(qū)車場、三采區(qū)運輸上山等組成輸水通道，通過井巷參數(shù)確定該抽水蓄能電站主要參數(shù)(表6)。假設廢棄礦井抽水蓄能電站所產生的電力均并入電網(wǎng)并出售，抽水時間和發(fā)電時間為6 h，巷道所建地下水庫不考慮死庫容，水庫運行期間全部排空。

表6 廢棄礦井抽水蓄能電站基本參數(shù)Table 6 Basic parameters of pumped storage power plant using abandoned mine

圖4 黃河流域某廢礦廢井全地下式抽水蓄能電站設計Fig.4 Design of full-underground pumped storage power plant of an abandoned mine in Yellow River Basin

4.1 電站耗電量

(1) 平均水頭(即為上下水庫的平均高程差)：

式中：Hd為上水庫和下水庫的自然高程差，338 m；Hsd、Hud分別為上下水庫死水位，0 m；Hsg、Hug分別為上下水庫儲水深度，分別取值92、4.5 m。計算可得平均水頭為381.75 m。

(2) 抽水流量：

式中：V為上水庫庫容，34 600 m3；t為抽水時間，6 h；計算抽水流量Q為1.60 m3/s。

(3) 輸水路管道直徑：

式中：Qmax為管道最大水流量，取抽水流量1.60 m3/s[39]；v為輸水管中的水流速度，取經(jīng)濟流速2.4 m/s[40]。計算得出輸水路管道直徑d約為0.9 m。

(4) 抽水總水頭損失量Hp，主要包括沿程水頭損失量(Hf)與局部水頭損失量(Hj)：

式中：β為輸水管糙率系數(shù)，取值0.018[41]；l為輸水巷道長度，2 016 m；g為重力加速度，9.8 m/s2；ξ為局部水頭損失系數(shù)，取值1[40]。

通過計算得出沿程水頭損失量為11.85 m，局部水頭損失量為0.29 m，抽水總水頭損失量為12.14 m。

(5) 水泵最大耗電量：

式中：Wpc為水泵最大耗電量，J；ρw為水的密度，1.0×103kg/m3；η1為電力系統(tǒng)的整體機械效率，取值87%。

水泵的最大耗電量為1.535×1011J，相當于42 644 kW·h，在抽水時長為6 h 的模式下，電機的平均功率為7 107 kW。

4.2 電站發(fā)電量

(1) 最大發(fā)電量：

式中：Wpg為最大發(fā)電量；Ht為發(fā)電總水頭損失，假設其近似與抽水總水頭損失相同[40]；η2為發(fā)電系統(tǒng)的整體機械效率，取值87%。

電機最大發(fā)電量為1.162×1011J，相當于32 277 kW·h，在發(fā)電時長為6 h 情況下，平均發(fā)電機功率為5 380 kW。

(2) 發(fā)電效率：

式中：η0為廢棄礦井抽水蓄能電站發(fā)電效率，%。

計算得到該抽水蓄能電站發(fā)電效率為75.7%，可媲美常規(guī)抽水蓄能電站。

綜上可知，該廢棄礦井抽水蓄能電站裝機容量可以選擇為5 000 kW(考慮死庫容情況和預留庫容情況水庫庫容會減少)，按照每天運行6 h，每月3 d 停運檢修計算，發(fā)電效率約為75.7%，則年發(fā)電量可達7.47×106kW·h。如果建設成本在可控制范圍內，則該小型廢棄礦井抽水蓄能電站方案具有一定的可行性。

5 廢棄礦井抽水蓄能電站運行效益

5.1 靜態(tài)效益

對于廢棄礦井抽水蓄能電站靜態(tài)效益的評價可以從容量效益、調峰填谷效益、排放效益等[42]方面進行分析。

1) 容量效益

容量效益，是指廢棄礦井抽水蓄能電站投入后，減少同規(guī)?；痣婋娬窘ㄔO投入節(jié)約的效益。其計算公式[43]如下：

式中：Bc為抽水蓄能電站每年的容量效益，萬元；C0為火電機組固定運行費用，萬元；I0為火電機組的建設費用，萬元；A為年終支付金額，萬元；P為凈值，萬元；i為年利率；y0為火電機組成本回收周期，年；C1為抽水蓄能機組運行費用，萬元；I1為抽水蓄能機組建設成本，萬元；y1為抽水蓄能機組成本回收周期，年。

2) 調峰填谷效益

抽水蓄能重要作用之一就是調峰填谷，其中，調峰效益指抽水蓄能機組運行時減少常規(guī)調峰機組燃料所獲得的效益；填谷效益是指用電低谷期抽水蓄能電站為保持功率平衡，消耗富余電量進行抽水，避免火電機組降負荷運行，提升火電機組燃料利用率所帶來的效益。綜合計算公式[42]如下：

式中：Bp為廢棄礦井抽水蓄能電站每年調峰填谷效益，萬元；分別為調峰時火電機組在調峰時段和非調峰時段燃料消耗量；分別為填谷時火電機組在非填谷時段和填谷時段的燃料消耗量；ω為市場實時煤炭價格。

3) 排放效益

排放效益是指廢棄礦井抽水蓄能電站發(fā)電量替代火電站同等發(fā)電量時所減少的有害氣體排放量，主要通過減少的二氧化碳、二氧化硫與氮氧化物等排放量進行量化。

4) 建設成本節(jié)約效益

建設成本節(jié)約效益是指利用廢棄礦井進行改建所節(jié)約的建設成本，當前常規(guī)抽水蓄能電站投資標準為5 000～6 000 元/kW。目前關于廢棄礦井抽水蓄能電站成本有2 種預測結果：第一種利用煤礦建設抽水蓄能電站工程投資為17 959 元/ kW[44]；第二種基于廢棄礦井改造的抽水蓄能電站的投資為2 982 元/ kW[39]。這2 種建設投資成本差距在于廢棄礦井地下空間重構。對于巷道加固密閉所需成本存在爭議，因此，目前對于廢棄礦井抽水蓄能電站建設成本預估方案，需待廢棄礦井抽水蓄能地下空間穩(wěn)定性與密閉性問題的進一步解決。

5.2 動態(tài)效益

抽水蓄能電站具有適應負荷快速變化的特性，機組運行快速靈活，負荷調整范圍大，調頻、調相性能好，可滿足系統(tǒng)運行需要，提高電網(wǎng)安全可靠性，由此產生的效益為動態(tài)效益。廢棄礦井抽水蓄能動態(tài)效益主要體現(xiàn)在調頻效益、調相效益、備用效益與黑啟動效益。

1) 調頻效益

調頻效益是抽水蓄能電站代替小型火力機組進行增減荷，以保持頻率并提高電網(wǎng)的穩(wěn)定性，由此帶來的減少能源損耗的效益。實際工程中存在一些不確定參數(shù)，計算過程中結合經(jīng)驗值及實際情況進行取值，其公式[42]如下：

式中：Bf為廢棄礦井抽水蓄能電站的調頻效益；c1i為第i臺調峰火電機組啟停時煤炭的消耗量，g/(kW·h)；xi為第i臺火電機組每日啟動次數(shù)；c2i為第i臺機組調頻耗煤量；Ti為第i臺機組參與調頻的總時長，h；Di為第i臺機組的機組容量，萬kW；V0為機組啟動時消耗水量；H為機組的平均工作水頭，m；η為水輪機效率；zi為廢棄礦井抽水蓄能電站日啟動次數(shù)；mi為廢棄礦井抽水蓄能電站機組數(shù)量；js為當前電價，元/(kW·h)。

2) 調相效益

調相效益是廢棄礦井抽水蓄能機組替代火電機組，為系統(tǒng)提供調相時節(jié)約的火電動態(tài)成本[43]。其計算公式為：

式中：Bt為廢棄礦井抽水蓄能電站年調相效益；P0為不考慮視在容量時機組的單位有功容量投資；U為機組無功容量；cosθ為額定功率因數(shù)；is為社會折現(xiàn)率；es為廢棄礦井抽水蓄能電站設計使用期限。

3) 備用效益

備用效益是指廢棄礦井抽水蓄能機組替代火電機組，為系統(tǒng)提供旋轉備用所節(jié)約的火電動態(tài)成本[43]。其計算公式如下：

式中：Bs為廢棄礦井抽水蓄能電站備用效益；E為抽水電站總裝機容量；σ為廢棄礦井抽水蓄能電站綜合效率系數(shù)。

4) 黑啟動效益

發(fā)電廠在失去電源時自行啟動，稱“黑啟動”服務，確保在電力系統(tǒng)局部或整體瓦解時系統(tǒng)重新運行，其對電網(wǎng)產生的經(jīng)濟效益稱為黑啟動效益[45]。黑啟動效益與電網(wǎng)全部停電概率、電網(wǎng)平均負荷、黑啟動時間等條件相關，其經(jīng)濟效益屬于廣義范疇，暫無具體的計算公式。

6 廢棄礦井抽水蓄能電站利用效益

由表2 可知，我國主要煤炭資源儲量大多集中在黃河流域九省，由于煤炭資源的不可再生性，未來廢棄礦井數(shù)量將不斷增加。文獻[46]表明2018 年我國共有各類廢棄礦山約9.9 萬座，黃河流域九省作為國家礦業(yè)生產的主要地區(qū)，廢棄礦井數(shù)量十分巨大。本次以2016-2020 年黃河流域各省區(qū)廢棄煤礦為研究對象，計算其可利用地下空間，采用靜態(tài)效益和動態(tài)效益2 個維度，分析其應用潛力。

將表3 數(shù)據(jù)與文獻[47]中的全國煤礦規(guī)模與其井巷可利用的地下空間量的比例系數(shù)相結合，估算得出2016-2020 年黃河流域九省區(qū)廢棄礦井井巷地下空間7 846.47 萬m3。按照煤礦關停后60%的井巷空間可以有效利用估算[47]，黃河流域九省區(qū)5 年來關閉礦井的可有效利用井巷空間為4.7×107m3，如圖5所示。

因廢棄礦井抽水蓄能電站對兩水庫間距有一定要求，所以圖5 中關閉煤礦的井巷可利用空間并非都可以作為廢棄礦井抽水蓄能電站地下水庫載體，需根據(jù)礦井開采情況，對廢棄煤礦抽水蓄能地下水庫可利用巷道進一步估算。根據(jù)現(xiàn)有研究表明：當上下水庫高程差在200～400 m 時，發(fā)電機組與設備成熟，但存在因水頭高度引起的電站發(fā)電效率與經(jīng)濟效益的下降；在400～600 m 時，廢棄礦井抽水蓄能電站效率與效益均較好；在600～800 m 時，電站所需發(fā)電機組及設備難度提升，但其發(fā)電效率和經(jīng)濟效益會增加；當小于200 m，電站效率較低且建設成本較高；當大于800 m 時，現(xiàn)有的高水頭水泵水輪機不能滿足廢棄礦井抽水蓄能電站需求[48-49]。通過調研收集黃河流域九省區(qū)132 座關閉煤礦基本情況，其中小型礦井占比70%，中型礦井占比23%，大型礦井占比7%；關閉礦井采深小于200 m的占比19%，200～400 m 占比30%，400～600 m 占比34%，600～800 m 占比17%(圖6)。依據(jù)黃河流域九省區(qū)關閉礦井調研信息，按照礦井各煤層采深初步劃分為不適宜建設、半地下式和全地下式3 種類型，并按照上下水庫高差進一步劃分，其中，采深小于200 m 且規(guī)模小于3 萬t/a 不適宜建設。半地下式與全地下式模式，根據(jù)各煤層埋深進行上下水庫高差分析。統(tǒng)計結果表明：其中25 座不適宜廢棄礦井抽水蓄能利用，95 座適宜于半地下式抽水蓄能電站建設模式，12 座適宜于全地下式抽水蓄能電站建設模式。具體各省市廢棄礦井建設模式上下水庫高差情況見表7。

表7 黃河流域九省區(qū)部分廢棄礦井抽水蓄能電站建設模式Table 7 Construction mode of some pumped storage power plants using abandoned mines in nine provinces of Yellow River Basin

圖5 2016—2020 年黃河流域九省區(qū)關閉煤礦的井巷可利用地下空間分布(單位：萬m3)Fig.5 Distribution of available underground shaft and drift space of closed coal mines in nine provinces of Yellow River Basin from 2016 to 2020 (unit: 10 000 m3)

圖6 黃河流域九省區(qū)部分廢棄煤礦調研情況Fig.6 Investigation on some abandoned coal mines in nine provinces of Yellow River Basin

本文利用統(tǒng)計學估算的方法，提出各省區(qū)廢棄煤礦抽水蓄能電站各模式井巷資源量估算公式：

式中：vik為i省區(qū)廢棄煤礦抽水蓄能電站建設k模式可利用井巷地下空間體積；Vi為i省區(qū)井巷可利用地下空間總體積；aik為i省區(qū)廢棄礦井抽水蓄能建設k模式所占比；τ為廢棄礦井抽水蓄能電站地下水庫的井巷空間比例，取0.27[9]。

各省區(qū)廢棄煤礦抽水蓄能電站最大可發(fā)電量估算公式如下：

式中：Wi為i省區(qū)廢棄煤礦抽水蓄能電站發(fā)電總量；分別為i省區(qū)半地下式、全地下式抽水蓄能電站建設k模式平均水頭高；vsk、vak為i省區(qū)半地下式、全地下式抽水蓄能電站建設k模式可利用井巷地下空間總體積；ηsk、ηnk為i省區(qū)半地下式、全地下式抽水蓄能電站建設k模式發(fā)電效率。

通過井巷資源量估算公式計算出，黃河流域九省區(qū)5 年廢棄礦井抽水蓄能電站各建設模式可利用井巷空間為1.34×107m3(表8)。假設上下水庫高差200～400 m 的廢棄礦井抽水蓄能電站平均凈水頭高度為300 m，抽水蓄能效率為70%；400～600 m 的平均凈水頭高度為500 m，抽水蓄能效率為75%；600～800 m 的平均凈水頭高度為700 m，抽水蓄能效率為80%。按照抽水蓄能電站1 年運行329 d，通過式(18)計算得出2016-2020 年黃河流域九省區(qū)廢棄煤礦抽水蓄能電站每年發(fā)電總量約為3.78×109kW·h(圖7)，根據(jù)抽水蓄能電站電能消耗與發(fā)電量之比約4∶3，則每年可消納電能5.04×109kW·h。

圖7 2016—2020 黃河流域九省區(qū)廢棄煤礦抽水蓄能發(fā)電量Fig.7 Power generation of pumped storage power plant using abandoned coal mines in nine provinces of Yellow River Basin

表8 2016—2020 黃河流域九省區(qū)廢棄礦井抽水蓄能電站可利用井巷資源量Table 8 Available shaft and drift resources for pumped storage power plants in abandoned mines in nine provinces of Yellow River Basin in 2016-2020 單位：萬m3

按照2021 年全國平均標準煤耗為302.5 g/(kW·h)計算，2016-2020 黃河流域九省區(qū)廢棄礦井抽水蓄能電站全年發(fā)電量相當于節(jié)約了114.3 萬t 標準煤。2021年，黃河流域九省區(qū)累計棄風電量為123.5 億kW·h，棄光電量為54 億kW·h，總計177.5 億kW·h，如果利用這些廢棄煤礦建設抽水蓄能電站可滿足流域內28.4%的棄風、棄光電量的消納需求。統(tǒng)計2021 年黃河流域九省區(qū)峰谷電價差數(shù)據(jù)(表9)，選用各地區(qū)峰谷電價差平均值與廢棄礦井抽水蓄能發(fā)電量計算，求得2016-2020 黃河流域廢棄煤礦抽水蓄能電站的直接經(jīng)濟效益約達21.2 億元/年。

表9 2021 年黃河流域九省區(qū)峰谷電價差統(tǒng)計數(shù)據(jù)Table 9 Statistical data of peak-to-valley electricity price difference in nine provinces of Yellow River Basin in 2021

7 結論

a.提出黃河流域九省區(qū)廢棄礦井抽水蓄能電站建設的半地下式、全地下式2 種模式，并建立抽水蓄能電站選址決策指標體系，包含6 個一級指標、24 個二級指標，其中，巷道空間體積、上下水庫水位差、巷道圍巖穩(wěn)定性、巷道圍巖滲透率、地下水循環(huán)特征是影響選址的重要因素。

b.開展了黃河流域某礦改建抽水蓄能電站的實例分析，計算出礦山可選擇機組裝機容量為5 000 kW，年發(fā)電量可達7.47×106kW·h，發(fā)電效率可達到75.7%，對廢棄礦井抽水蓄能電站的可行性具有一定的參考價值與指導意義。

c.統(tǒng)計出黃河流域九省區(qū)2016-2020 年能源消耗與關閉煤礦情況，據(jù)此計算出有效利用井巷空間約4.7×107m3，通過統(tǒng)計學分析計算出黃河流域九省區(qū)5 年來廢棄礦井抽水蓄能電站可利用井巷空間為1.34×107m3，進而預估利用其建設抽水蓄能電站每年可發(fā)電3.78×109kW·h，可滿足黃河流域九省區(qū)28.4%的棄風、棄光電量的消納需求，每年直接經(jīng)濟效益約達21.2 億元。