抽水蓄能电站泥沙问题研究综述

余天尘

（河海大学，江苏 南京 210000）

1 研究背景

抽水蓄能电站是我国重要的能源基础设施，具有调峰填谷、调频调相、事故备用、新能源储能和黑启动的作用，对于我国经济社会发展具有重要意义。近年来，我国抽水蓄能电站建设大幅提速，截至2020 年底，全国抽水蓄能电站在运规模超3 000 万kW，装机容量居世界第一。

泥沙对抽水蓄能电站的危害主要集中在机组叶片磨损和上、下水库有效库容减少两个方面。

与常规水电不同，抽水蓄能电站在运行中存在上下游水流交换，电站的水轮机工况、水泵工况更易受到来水泥沙的影响，其中高水头水泵水轮机对过机含沙量要求普遍较高[1]。2002 年的统计数据显示，我国大中型电站水轮机存在泥沙磨蚀问题的规模累计达1 200万kW 以上（除三峡外），30%的中小型水电站受到泥沙磨蚀的影响[2]。我国建成的大量水库中也有部分因为进库泥沙的淤积使得库容减少，运行效益下降。大量泥沙问题使抽水蓄能电站的发电效率降低，经济效益降低，运行、维修成本升高，因此，有效防止泥沙对抽水蓄能电站的危害尤为重要。目前的治理措施主要包括防沙、排沙工程措施，优先减少进入上、下水库水流的泥沙总量；其次，减轻水库泥沙淤积对有效库容和进出水口高程的影响，降低输水系统中水流含沙量，减少泥沙对机组的磨损破坏；提升设备性能，从选型、运行、维修上降低设备损耗，保证电站的正常、高效运行。

南方地区天然河道水流含沙量较北方地区少，但是多年平均入库径流量大，抽水蓄能电站50 年运行期泥沙总淤积量较大，泥沙问题也不容忽视。因此，南方地区采用较大的死库容，在选择最低死水位时必须满足运行期泥沙淤积要求。北方地区天然河道水流含沙量普遍较大，不能直接引入上、下水库，需要采取一定的工程措施或利用已建水库工程蓄清排浑来解决入库泥沙问题。

我国黄河流域及以北地区，由于降雨稀少、植被较差，水土流失严重，天然河道水流含沙量较大。一般而言，在含沙河流引水或溪流上修建电站,泥沙对抽水蓄能电站的危害较常规水电站大。对于补水水源取水口河道，当主河槽位置变化较大时，可考虑建立物理模型和一维数学模型进行河道演变分析。由于河流来沙和电站运行情况较复杂，泥沙分析计算只能粗略预估工程泥沙的数量和淤积趋势，模型实验成为研究泥沙的主要途径，但天然河流与实验室水槽的来沙条件不太一致，常常不能准确反映工程的实际情况，因此，可通过工程借鉴的方法，因地制宜采取治沙、防排沙或避沙、水库排沙调度等措施，以减少泥沙对水库有效库容的淤积，降低进/出水口前泥沙淤积高程和过机含沙量，尽量减少机组运行期间的不必要磨损。

2 研究内容

抽水蓄能电站上库多建于山顶、沟源，汇流相对较少，南方地区抽水蓄能电站泥沙主要来自于上、下水库；北方地区抽水蓄能电站泥沙主要是下库抽水时携带而来[3]。目前关于抽水蓄能电站泥沙问题的研究主要涉及两个方面，一是水文泥沙条件的研究方法，二是电站泥沙问题的解决措施。

2.1 水文泥沙条件的研究方法

我国对抽水蓄能电站泥沙情况开展了大量模拟实验，通过计算过机含沙量、泥沙淤积量等对水库泥沙特征进行分析和预测，目前物理模型实验技术较为成熟，泥沙数学模型较少[4]。

2.1.1 物理模型

动床浑水模型是目前抽水蓄能电站水沙关系研究中主要参考的物理模型。张羽等[5]（2018）分析电站的水沙关系，建立了河道模型和过流建筑物模型，通过借鉴已有的动床浑水模型经验，开展了上下游库区物理模型的分析计算，经验证结果良好。张国良等[6]（2017）针对天池抽水蓄能电站涉及水利枢纽库区河段的边界情况和来水来沙特点，进行了浑水动床模型实验，验证了电站建筑物布设和运行调度的合理性，提出了进一步的优化措施。

2.1.2 数学模型

一维水沙数值模拟长系列年的河道冲淤演变的运算效率高、模拟结果良好[7]，可为大多数抽水蓄能电站泥沙条件计算选择。

由于常规水库一维恒定流水沙数学模型的理论成熟，应用广泛，陶亮等[4]（2019）在此基础上，针对抽水蓄能电站上水库和下水库之间水流变化、泥沙交换的特点，建立数学模型，采用非耦合解法，计算成果规律性良好。

针对不同的环境和库区位置，研究人员展开了大量关于一维非恒定水流泥沙数值模拟的研究，孙昭华等[8]（2007）针对受到径流和潮流影响的长江下游近河口段（大通至徐六泾），根据其河床边界和水动力条件建立了具有局部河网结构的一维水沙数学模型，模拟非恒定水沙运动；孙羽等[9]（2018）针对天池抽水蓄能电站下库区地形、来水来沙特点及工程运用条件，基于MIKEll 建立了一维非恒定的水沙数学模型，采用六点隐格式求解方程组，模型验证效果良好。

2.2 电站泥沙问题的解决措施

2.2.1 南方地区抽水蓄能电站

南方地区河流泥沙含量较小，一般根据实测泥沙资料，计算运行期50 年上、下水库泥沙淤积总量，判断泥沙淤积形态和计算坝前泥沙淤积高程，为输水系统进出水口设置拦沙设施提供设计依据。

1）泥沙淤积形态及淤积高程

首先，泥沙在库内淤积形态可根据下式进行判别：

式中 α——淤积形态判别系数；

V——调节库容（万m3）；分别计算上、下水库调节库容；

W——上、下水库多年平均入库径流量（万m3）。当α<0.3 时，为锥体淤积；当α>0.3 时，为三角洲淤积。

其次，采用目前使用较多的谢鉴衡判别式判别水库淤积是否上延，当公式达到下列判别程度时，则产生“翘尾巴”。

式中 JK——淤积平衡比降（‰）；

J0—河床原比降（‰），上、下水库分别计算；

Hk—为淤积平衡后相应于造床流量的平衡水深（m）；

H—水库蓄水后坝前正常水深（m）。在已知淤积形态以及是否产生翘尾巴现象的基础上，根据50 年运行期水库泥沙淤积总量，采用经验面积减少法计算坝前淤积高程，其基本公式为：

式中 Vr——坝前淤积面以下的相对淤积体积（m3）；

V0——坝前淤积面以下的淤积体积（m3）；

H——坝址河床以上的水深（m）；

Vs——水库50 年总淤积量（m3）；

A0——当h=h0处的淤积面积（m2）；

a0——当h=h0处的相对淤积面积（m2）。

（h0——坝前淤积面以下的淤积深度）

最后，在上、下水库输水系统进出水口前均设置拦沙坎，拦沙坎顶高程一般高于坝前泥沙淤积高程1.5 m左右。通过上述方法和措施，基本上解决了南方地区抽水蓄能电站泥沙问题。

2）过机含沙量

过机含沙量包括两部分：一是水流中悬浮泥沙含沙量，二是上下水库进出水口平均流速大于泥沙启动流速进入水流中的泥沙。根据进出水口布置和电站运行状态计算上、下水库水流流速，再根据泥沙颗粒级配试验成果对应的分组平均粒径，计算不同粒径的沉降速度、启动速度和水流携沙能力，统计过机水流中泥沙含量得到过机含沙量成果。

因目前国内外已建抽水蓄能电站机组缺乏在含沙水流中运行的相关实测资料及分析成果，参照SL 269-2001《水利水电工程沉沙池设计规范》，对于混流式水轮机，发电水头600 m 左右设置沉沙池的判别条件为多年平均过机含沙量大于0.08 kg/m3。一般认为，南方抽水蓄能电站过机泥沙含量及粒径符合规范要求。

2.2.2 北方地区

1）减少水流入库泥沙量

北方地区河流泥沙含量较大，不能直接作为抽水蓄能电站的水源。根据抽水蓄能电站站址附近河道水流情况，具体问题具体分析。一种情况是，利用已建水利工程泄洪冲沙、蓄清排浑后拦蓄的清水库容作为抽水蓄能电站补水水源，如甘肃玉门抽水蓄能电站。另外一种情况是，电站所在河道断面控制流域面积较大、泥沙总量大，可利用弯曲河道挖填形成下水库，并在下水库上游新建拦沙坝和拦沙水库，如河南洛宁抽水蓄能电站、内蒙古呼和浩特抽水蓄能电站、内蒙古芝瑞抽水蓄能电站、陕西镇安抽水蓄能电站。

内蒙古呼和浩特抽水蓄能电站位于多沙的哈拉沁沟上，电站下水库河道以上流域面积621 km2；为减少泥沙对有效库容的淤积，降低进/出水口前泥沙淤积高程和过机含沙量，改善机组磨损条件，在哈拉沁水库下游再设置拦沙坝将下水库分隔为拦沙库和蓄能专用下水库。拦沙库的主要任务是拦洪排沙，通过泄洪排沙洞使上游洪水和泥沙不进入呼和浩特抽水蓄能电站下水库，保证下水库始终为清水状态。拦沙库拦沙坝不设过水设施，1 000 年一遇校核洪水标准以下天然洪水不进入蓄能电站下水库，通过拦沙坝前的泄洪排沙洞泄洪到下水库拦河坝下游河道。同时，通过埋设在拦沙坝内的2 根DN700 的补水钢管在初期蓄水和运行期向下水库补充清水，拦沙库补水水量悬移质含沙量应小于0.02 kg/m3，这就保证了过机含沙量处于很低的水平，不会对机组叶片产生大的损害，保证机组叶片大修时间间隔满足规范要求。这种布置方式可供多沙河流建设抽水蓄能电站参考。

河南洛宁抽水蓄能电站上水库集水面积0.69 km2，水库形态呈盆状，泥沙主要淤积在死水位以下；下水库集水面积25.9 km2，上、下水库多年平均悬移质含沙量分别为2.97 kg/m3、3.05 kg/m3，为减小泥沙入库和淤积量，降低过机泥沙含量，在下水库设置拦沙坝和泄洪排沙洞，利用下水库库尾河段的弯道，设置拦沙坝和泄洪排沙洞将下水库分隔成完全封闭的电站专用下水库，拦沙坝及泄洪排沙洞负责拦洪排沙，采用“补清排浑”运行方式，即在没有发生洪水时通过埋设在拦沙坝坝体内的补水钢管向下水库补水；在洪水期进行敞泄排沙，将洪水期水沙通过泄洪排沙洞排至下水库大坝下游。

陕西镇安抽水蓄能电站[10]通过在下水库拦河坝上游设置拦沙坝，坝前设置泄洪排沙洞，保证了下水库的水质，使下水库成为有利于电站运行的清水水库，满足电站对过机水流含沙量的要求；丰宁抽水蓄能电站[11]根据当地地形条件在水库中部设置了拦沙坝，将下水库分成满足电站正常运行的专用下水库和用于汛期排沙的拦沙库，通过拦沙库溢洪道将两库连接，并在右岸设置了泄洪排沙洞，满足电站的用水需求。此外，还可以对进水口和出水口的高度进行适当调整，通过蓄清排浑和低水位排沙的方法减少上水库和下水库出现泥沙淤积的情况[12]。在防沙和排沙过程中应统筹调度，保证综合效益，提升治沙效果。此外，采用抗磨材料降低泥沙磨损对机组的危害。

2）减少上下水库库周入库泥沙量

北方地区建设抽水蓄能电站，一般在库尾和库周布设截水沟，把库盆边坡以上暴雨降水产生的洪水、泥沙拦截在库外，如牛首山蓄能电站，上、下水库形成相对独立封闭的水库，电站运行不受洪水、泥沙影响。上、下水库洪水主要来自天然降雨，库面所形成的洪量不大，均考虑拦蓄在水库当中。

3 前景与展望

3.1 随着新能源开发利用和电网自身建设需要，抽水蓄能电站建设迎来持续发展周期

1）新能源加快开发利用

随着我国领导人提出2030 年碳达峰、2060 年碳中和的二氧化碳排放目标，对发展低碳经济、重塑我国能源体系具有重要意义。2030 年水平年我国非化石能源占一次能源的消费比重将达25%左右；2030 年我国风电、太阳能发电总装机容量达12 亿kW 以上，由于大量风、光可再生能源上网，且其随机性、波动性对电网安全稳定运行提出了更高要求，需要配套建设一定规模的抽水蓄能电站平抑其波动性，提高电网消纳风电和太阳能的能力。

2）电网自身建设需要

国民经济持续发展对电力需求增加，电网规模不断扩大，对调峰能力的需求、电源结构优化、智能电网建设等都对抽水蓄能电站建设带来了发展机遇。

3.2 新的发展理念有助于减少河流总体的含沙量

“绿水青山就是金山银山”从根本上打破了发展与保护对立的束缚，坚持生态优先的发展理念。可以预计，未来我国对水土流失防治、沙漠治理和生态环境保护的力度会不断加强，进入河流的泥沙总体上处于减少趋势，有助于降低抽水蓄能电站水库入沙量。

3.3 采用工程措施可以满足机组过机含沙量的要求

首先，采取工程措施减少进入上、下库的泥沙；其次是采取工程措施减少进入输水系统中的泥沙。

南方地区建设抽水蓄能电站，上、下水库一般位于山区，植被较好，水流含沙量较低，50 年运行期进入水库泥沙总量相对较少，水库死水位选择时预留的死库容就要求满足运行期泥沙淤积要求，而且，在上、下水库输水系统进出水口设立拦沙坎，进一步减少泥沙进入输水系统。

北方地区，尤其是西北地区建设抽水蓄能电站，上、下水库集水面积天然径流很小，植被很差，不但需要考虑水流带来的泥沙，还要考虑沙尘暴和风蚀进入上、下水库的泥沙。抽水蓄能电站初期蓄水用水量较多，运行期只需要补充电站上下水库蒸发渗漏增损水量，这对抽水蓄能电站泥沙处理是相对有利的一面。多数情况下电站用水需要从临近水利工程选择补水水源抽取，可通过已经建成的水库对入库泥沙调节后少沙水流作为抽水蓄能电站的补水水源，减少入库总泥沙量。补水水源泥沙分析显得十分重要，利用临近流域已建水库泄洪冲沙功能，避开下泄水流含沙量较高时段，把取水时段安排在水库灌溉和生产生活供水时段；同时，在河道取水口采用渗管大口经建筑物形式，进一步减少水流含沙量。

如西北某抽水蓄能电站补水水源取水口上游控制性水库多年平均入库水流含沙量为3.45 kg/m3，经水库泄洪冲沙调度后灌溉放水期水流最大含沙量为0.193 kg/m3；把抽水蓄能电站补水期安排在灌溉放水期，可以避开水流高含沙量时段，减少入库泥沙量。

另外，随着我国材料工业的进步，水泵水轮机叶片抗冲刷能力会相应提高，对抽水蓄能电站发展建设也是有利的。

综上所述，目前，我国抽水蓄能电站泥沙问题可以通过采取相应的工程措施加以解决，满足过机含沙量的要求。随着生态环境保护力度的加强和材料工业的进步，抽水蓄能电站的泥沙问题将会得到更好的解决。