白山抽水蓄能电站建设运行分析总结

路振刚，张正平，李铁成，赵文发

（1.国网新源控股有限公司，北京市 100761；2.白山水电站，吉林省桦甸市 132400；3.中国电建西北勘测设计研究院，陕西省西安市 710065）

白山抽水蓄能电站建设运行分析总结

路振刚1，张正平1，李铁成2，赵文发3

（1.国网新源控股有限公司，北京市 100761；2.白山水电站，吉林省桦甸市 132400；3.中国电建西北勘测设计研究院，陕西省西安市 710065）

利用现有水电站址，通过增建可逆机组方式与常规水电结合混合式开发，具有开发实施容易、建设周期短、水库淹没环境影响小、投资省等投资建设优点。扩建成混合式抽水蓄能电站，使常规水电站具备抽水蓄能的功能，在电力系统中承担储能、调峰填谷、事故备用、调频、调相、黑启动等作用；增建的可逆机组还可改善常规水电机组的运行方式，提高电站运行水头，在汛期减少弃水调峰现象，避免水资源浪费[1]，增加电站发电效益；另外通过利用抽水蓄能电站上库的调节性能，对水量进行重新分配，可使入库径流具备人工调节能力。结合常规水电进行混合式抽水蓄能开发，具有较好的开发利用前景及调峰发电等众多效益。

混合式抽水蓄能；白山抽水蓄能电站；工程建设；工程运行；运行效益

0 引言

随着国民经济的快速发展，各行各业用电需求的节节攀升，以及风电、太阳能等可再生能源的大规模开发，电网中调峰容量的需求日益扩大。考虑到一些地区可开发水电资源已近枯竭以及常规水电受规划设计所处时代的经济技术条件限制，常规水电站增容扩机将为解决此类问题提供一种有效途径。将常规水电扩建为混合式抽水蓄能电站不仅在电站建设中具有众多优势，而且可以为电网提供调峰、调频、调相和备用服务，还可以通过科学合理的调度运行增加电站效益，为抽水蓄能电站建设提供了新方向。

1 工程概述

白山抽水蓄能电站位于吉林省东部长白山区桦甸市、靖宇县交界处，座落于松花江上游，距吉林市约300km，下游距红石水电站39km、丰满水电站250km。[2]电站利用已建的白山水库作上库、红石水库作下库，安装2台150MW抽水蓄能可逆机组，总装机容量300MW。工程规模为大（2）型，主要由引水系统、地下厂房及附属洞室、通风洞和上下库进/出口等水工建筑物组成。电站建成后投入东北电网，主要承担系统的调峰、填谷及事故备用等任务。[3]

白山抽水蓄能电站设计年抽水量17.65亿m3，年平均抽水耗电量6.24亿kWh；蓄能电站最大水头为123.9m，最小水头为105.8m，设计水头采用最小水头105.8m；最大扬程为130.4m，最小扬程为108.2m，设计扬程为126.7m。抽水蓄能电站最低发电水位403m，最低抽水水位395m。抽水蓄能机组分别于2005年11月和2006年8月投产，通过与白山常规水电站共用2回220kV线路送出。

2 电站建设分析

（1）混合开发的内涵是蓄能机组泵工况与常规机组发电联合运行。

在已建梯级水电站扩建抽水蓄能电站（或泵站），其抽水发电的电量转换效率远高于纯抽水蓄能电站。这种混合式开发的关键点是：利用蓄能机组的泵工况抽水，抽上去的水要通过原电站的常规机组来发电，即蓄能机组（抽水工况）与常规机组联合运行。由此提高了原常规水电站全部入库（上水库）水量（或年径流量）的发电水头，增加了发电量，这种混合式开发带来的综合电量效益最大化，其电量转换效率远高于纯抽水蓄能电站（75%～80%）的电量转换效率。

（2）结合常规电站已有条件进行混合式抽水蓄能电站建设。

白山抽水蓄能电站工程是白山水电站进行综合技术改造项目，电站开发条件比较优越，利用已建白山、红石水库为上、下库等，节省了土建工程量，没有淹没赔偿和库区移民安置问题。抽水蓄能电站还可利用白山常规水电的送出工程，不需新建输电线路。因此，该项目是一个投资少、工期短、见效快的常规水电结合混合式抽水蓄能电站的成功典范，对研究水电与抽水蓄能结合开发的技术经济可行性具有重要的借鉴意义。

（3）结合抽水蓄能电站建设，优化、改造原有电站。

结合白山抽水蓄能电站工程进/出水口位置确定及进/出水口水流条件改善，在坝下游设置消能塘，提高了消能率，降低可溅水雾化危害程度，改善了坝下游水流流态，减小了涌浪上岸机会，解决泄洪冲刷对泵站进水口淤积的问题、解决泄洪飞石对两岸影响。

（4）避免施工建设对常规水电站的影响。

白山抽水蓄能电站在施工过程中，已有建筑物交叉干扰大，增加施工难度，为减少施工爆破对已有建筑物等的影响，采用微差爆破或植被覆盖等措施，避免了因施工对已有常规电站正常运行、坝体等安全造成影响。

（5）寒冷地区施工经验总结。

白山抽水蓄能电站地处东北，工程对混凝土的抗冻耐久性要求较高，按设计要求通过反复试验，确定不同施工部位的混凝土配比。[4]同时，白山抽水蓄能电站进水管的保温处理，以及在冬季运行中如何防止进水管结冰等技术，都可以推广到其他高寒地区，为保障施工期工程建设、保证抽蓄机组安全运行提供参考。

3 电站运行分析

3.1 东北电网电源特点

2007～2012年，东北电网总装机容量逐年增加，由5687.58万kW增加到10774.36万kW，增长89%。2007～2012年东北电网各年装机情况见表1。分析东北电网电源发展趋势可以发现，东北电网火电、水电装机比例逐年下降，但电源结构以火电为主；同时在国家政策的大力支持下，该地区风力发电快速发展，风电装机容量占东北电网总装机容量的比例由2.46%升至17.21%。因此，东北电网呈现出以火电为主，风电装机快速增加，电网调峰能力差的特点，是一个典型的以火电为主的大型区域电网。

表1 2007～2012年东北电网全社会装机情况表Tab.1 The total social installation of power grid in northeast China from 2007 to 2012

3.2 东北电网调峰能力

系统调峰能力不足一直是困扰东北电网安全可靠运行的主要矛盾之一，而负荷结构和电源结构问题是系统调峰能力不足的主要原因。[5]一方面东北电网负荷峰谷差不断增大；另一方面，火电机组在供热、供汽期调峰能力大幅下降；水电机组装机比例逐年下降，且受水库来水、保春灌、下游用水及施工工程等原因，调峰能力大幅度下降；风电机组装机快速增加，发展远大于规划，调峰需求迅速增加。因此，东北电网调峰压力逐年增加，亟须调峰电源，特别是具有快速调节能力的水电、抽水蓄能等电源。[6]

3.3 抽水蓄能电站发电运行数据

白山抽水蓄能电站自2007年开始正常运行。2007年1月1日～2012年12月31日，机组抽水用电量15.15亿kWh，发电量1.59亿kWh。蓄能机组平均利用小时884.1小时/（年·台），机组平均运行时间2298.37时/（年·台），机组等效可用系数为85.04%。机组非计划停运1.2次/（年·台），发电启动35.1次/（年·台），抽水启动163.91次/（年·台）、启动成功率99.36%。说明抽水蓄能机组运行以来，配合东北电网，在调峰调频、事故备用等多种功能中已开始显现作用。

3.3.1 抽水用电量分析

风力发电具有随机性、间歇性和不可控性的特点，大规模风电并网会对电网的安全和经济运行产生影响，并随着风电穿透率的提高而加剧。[7]随着东北电网风电的大量并网运行，系统调峰难度越来越大，抽水用电量呈逐年上升趋势，可见白山抽蓄机组在对东北电网吸纳风电能力方面贡献明显。2007～2012年白山抽水蓄能电站抽水用电量见图1。

图1 2007～2012年白山抽水蓄能电站抽水用电量图Fig.1 Baishan pumped storage power station from 2007 to 2012

3.3.2 开停机次数分析

白山抽水蓄能机组抽水启停次数逐年增加，发电次数波动较大，说明电网对机组的削峰填谷需求较大；发电次数则根据增发季节性电量的需求，呈现不规则的增减，也与白山电厂统一发电调度运行有关。抽水小时上升趋势明显，说明白山抽水蓄能电站对电网吸纳风电、改善电网调峰填谷作用明显。总体来说，抽水启停次数远大于发电次数，这与抽水蓄能机组满足系统削峰填谷需求有关，也与抽水水量部分通过常规机组发电有关。2007～2012年白山抽水蓄能电站开停机次数见图2。

3.3.3 典型年运行数据分析

图2 2007～2012年白山抽水蓄能电站开停机次数柱状图Fig.2 Statistics of the number of shutdown times of baishan pumped storage power station from 2007 to 2012

在白山抽水蓄能电站2007～2012年运行期内，选择2010、2011、2012年分别作为丰水年、枯水年、平水年的典型年进行分析。白山抽水蓄能电站投产后，通过抽水改变了天然径流特性，天然来水量和抽水流量相叠加，形成了新的水文系列，这样就有了实际入流和天然入流两个水文系列。[8]2010～2012年白山水库实际水位与天然来水位对比图见图3～图5。

图3 2010年实际水位与天然来水位对比图Fig.3 The actual water level compares with the natural water level in 2010

图4 2011年实际水位与天然来水位对比图Fig.4 The actual water level compares with the natural water level in 2011

图5 2012年实际水位与天然来水位对比图Fig.5 The actual water level compares with the natural water level in 2012

由图3～图5可以看出，抽水蓄能电站投产后，丰水年、平水年、枯水年的实际运行水位，均明显高于天然来水水位，从而增加常规水电站发电水头，水库运行效益增加。另一方面，随着东北电网对于抽水蓄能电站调峰的需求逐年增加，天然来水水位与抽水后实际水位的差值也随抽水工况运行次数的增加而增加。

根据逐日实际入库、出库流量，按照水量平衡原理，结合水库调度原则，计算出抽水后最优的水位过程线及相应的运行参数，最终得到结合开发后电站的水能转化率。[8]白山混合式抽水蓄能电站能量转化率为：

式中，ΔE增、ΔE蓄、ΔE季和ΔE耗分别为抽水蓄能机组投入运行和不运行时的白山水电站年发电量的增值、白山水电站年末蓄能电量、抽水蓄能电站季节性增发电量和抽水蓄能机组抽水耗电量。

2010～2012年白山抽水蓄能电站实际运行后运行参数见表2，水能转换率见表3。

从表2中可以看出，抽水蓄能运行后，计算代表年白山水库抬高平均水位3.92m，平均降低耗水率0.12m3/kWh，计算结果表明白山抽水蓄能运行后白山水库水位平均升高1m，天然降雨的势能在此基础上产生叠加效应，使耗水率下降0.03m3/kWh。[9]从表3中可以看出，由于白山抽水蓄能的运行，白山水电站电量增加，获得了水量效益和水头效益，增加了水能利用率，选择丰、平、枯年份计算电站水能利用率平均值91.14%，远大于纯抽水蓄能75%的能量转化率。同时，随着东北电网填谷需求，抽水蓄能抽水电量逐年增加。

表2 白山抽水蓄能电站实际运行后运行参数表Tab.2 Operating parameters after actual operation of Baishan hydropower Station

表3 白山抽水蓄能电站实际运行后水能转化率表Tab.3 Water energy conversion rate after actual operation of Baishan hydropower station

3.4 抽水蓄能电站向电网提供服务情况总结

结合抽水蓄能电站的运行工况，电站参与电网调度运行的情况如下。

（1）抽水工况：由于东北地区风电的大规模开发，进一步加重了电网填谷调峰困难。为增强电网填谷调峰的综合能力，根据东北网填谷调峰需求，随时启动削峰填谷。

（2）发电工况：汛期水量大时，为减少常规水电机组弃水，蓄能机组利用富余水量发电，增发季节性电量；非汛期或汛期水量小时，电站根据规程规定机组允许备用时间，按电网调度要求，随时启动机组发电调峰运行。

（3）抽水蓄能机组除可以抽水填谷发电调峰外，停机后还可作为东北电网的事故备用容量，并可以承担电网调频、调相等任务。

3.5 抽水蓄能电站运行效益总结

3.5.1 调峰填谷效益

白山抽水蓄能机组操作灵活、启动迅速，可根据电网要求，随时启动削峰填谷，增加东北电力系统的调峰容量，有利于火电机组的稳定运行、电网的安全运行和保证电网的输电质量。除调峰填谷效益外，还能作为备用容量，为电网提供无功支持，具有黑启动等功能，可承担东北电网紧急事故备用任务。

3.5.2 水库调节效益

白山抽水蓄能电站的运行，相当于在已有白山水库运行中增加了一个人为调节水库的功能，使混合式抽水蓄能电站水库入库径流具备人工调节能力。通过水库调节增加发电效益，同时又不会增加防洪负担。[10]

3.5.3 发电量效益

白山抽水蓄能增加的发电量效益主要来自增加水量、增加水头、增加季节性电量和减少弃水，即“三增一减”四项发电量效益。[9]

3.5.4 环保及其他效益

白山抽水蓄能电站投入运行后，有效减少了火电煤耗，减少了硫化物、氮氧化物、粉尘及一氧化碳的排放量，减轻了大气污染，具有显著的环境效益。

白山抽水蓄能电站运行后，上库因水位变动相对频繁及抽上来的水水温高，使坝区附近水库表面冬季结冰封库现象消失，改善了水库的运行条件。[9]

4 结束语

在抽水蓄能电站站址资源越来越少、开发条件越来越差情况下，开发建设制约因素较多的区域，结合常规水电进行混合式抽水蓄能开发具有重大意义。白山抽水蓄能电站在工程施工期间克服了场地狭窄、立体交叉及限制因素多等不利条件，保证工程建设顺利进行。自2007年常态化运行以来，配合东北电网调峰填谷，并作为负荷备用和事故备用，以应付难以预测的负荷增加和突发性事故，并充分利用白山水库的调节性能，通过“三增一减”，增加了电站发电效益。本文对白山抽水蓄能电站工程建设运行经验进行总结，用于借鉴指导全国其他区域混合式抽水蓄能电站的规划、建设和运行，充分发挥抽水蓄能电站的作用和效益，更好地为电网服务。

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2017-02-15

2017-05-20

路振刚（1964—），男，辽宁人，博士，教授级高工，主要研究方向：水力发电工程。E-mail：luzhengang@yeah.net

张正平（1962—），男，辽宁人，教授级高工，主要研究方向：水电工程设计、施工、建设管理。E-mail：zzp5706@163.com

李铁成（1968—），男，吉林人，硕士，高级工程师，主要研究方向：常规水电站与抽水蓄能电站生产运维管理。E-mail：tiecheng9925@163.com

赵文发（1964—），男，陕西人，注册咨询工程师、教授级高级工程师，主要研究方向：水利水电工程规划及咨询工作。E-mail：zhaowenfa@nwh.cn

Baishan Pumped Storage Power Plant Construction Operation Analysis Summary

LU Zhengang1，ZHANG Zhengping1，LI Tiecheng2，ZHAO Wenfa3
（1.State Grid XinYuan Company Ltd.，Beijing 100761，China ；2.Baishan Hydropower Station，Huadian 132400，China ；3.Northwest Engineering Corporation Limited，Xian 710065，China）

The mixed pumped storage development mode with useing existing hydropower station has many advantages，such as develop and implement easily，short construction period，the reservoir flood small impact on the environment，saving investment and other investment construction advantages.Expansion into hybrid pumped storage power station，make the function of conventional have pumped storage hydropower station，in power system，energy storage，peak shaving filling valley，emergency，frequency modulation，phase modulation，black start，and so on.Build of reversible units can also improve the conventional operation mode of hydropower unit，improve the plant operation，avoid the waste of water resources，increase the profit of the power plant power generation; In addition，by using the regulation performance of the reservoir in the pumped storage power station，the water quantity can be redistributed，which can make the warehousing runoff have the ability of manual adjustment.Combined with conventional hydropower，mixed pumped storage can be developed，with good development and utilization prospect and peak power generation.

mixed pumped storage; Baishan pumped storage power plant; engineering construction; engineering operating; operation efficiency

TK71

A学科代码：480.6030

10.3969/j.issn.2096-093X.2017.04.005

国网新源控股有限公司科技项目（52570015007J）。