纯抽水蓄能电站装机容量选择研究

戚海峰

（中核新华黄龙抽水蓄能发电有限公司，甘肃天水 741020）

1 引言

当前，抽水蓄能电站在电网中作用显著，可为电网提供调峰、调压等服务。 随着经济稳定发展，抽水蓄能电站规模增大，对电网供电安全要求明显提升。 抽水蓄能电站的出现，对电网的优化重组起到了促进作用， 但基于对抽水蓄能电站稳定性的考虑，需明确电站装机容量选择方法，借此维护抽水蓄能电站的整体品质。

2 工程概况

黄龙站点位置特殊，位于甘肃省天水市，距市公路里程约370 km。 从图纸勘测结果可知，上水库地质环境复杂，在清水县史沟村附近，与五马河和两流水沟形成上水库。 而该抽水蓄能电站的下水库位于麦积区上游庙坪沟内，下水库主要由沟口筑坝库内开挖构成。 电站装机容量（重要参数）初选210 万kW，与此同时安装6 台立轴混流可逆电机组（单机容量35 万kW），连续满发6 h。 规划设计上水库正常蓄水位1 895 m，下水库蓄水位1 260 m，均备日调节能力。 先拟在上下水库之间科学搭建地下输水发电系统，施工总工期78 个月。 纯抽水蓄能电站示意图如图1 所示。

图1 纯抽水蓄能电站示意图

3 装机容量选择思路

抽水蓄能电站应用广泛，属于经济性较强的调峰电站，电站优势已被多个国家证实。 抽水蓄能电站使用灵活，不仅工作中爬峰（卸荷）速度快，且拥有其他电站不可比拟的调荷幅度大等优点，该电站是最能适应负荷变化的电力系统[1]。经证实，在电力系统中启用该类型电站能起调峰填谷作用， 可改善系统运行条件，最大限度地节省燃料。 抽水蓄能电站的功能发挥与装机容量选择关系密切。

纯抽水蓄能电站建设要求较混合型抽水蓄能电站标准略高，要求有充足的蓄能库容，这是最基本的保障。 同时，上水库和下水库的选址很关键，均要有必要的蓄能库容，以维持供电稳定。 上水库可筑坝形成，或结合现有地形条件在高处围建人工水库，以满足蓄水需求；下水库可以是河流上早已存在的河川水库或选用最佳地点（在电站上游适当地点）围建出小水库，如果自然条件允许，也可利用天然湖泊[2]。 从一些外文资料了解到，国外已建的电站中多选用岩洞、废矿井等作为下水库。纯抽水蓄能电站运行中，充足的抽水能源是必须具备的，其能源有两种：第一，利用核电站运行机组稳定提供电能，将其作为日抽水蓄能方式，起到调峰填谷的作用，确保电网的持续稳定；第二，利用洪水期水电站具体特征和季节性电能，作为主要的抽水蓄能方式，在此基础上充分利用水能，为季节性电能的提供夯实基础[3]。 在装机容量选择过程中需做好规划，并进行抽水能源检验，检验时要满足条件：

式中，η综为电站的综合效率，是重要参数，大型电站该项参数为0.70～0.75；t抽为可供抽水蓄能的有效时间，h；t发为发电时间，h；NT为发电机容量，kW；Np为电动机容量，kW， 两者均需处于抽水工况下。

现实中，将有关数据代入公式，得到检验时具体的条件，用公式表示为：

应补充说明：在纯抽水蓄能电站运转中，负荷低谷处是重要节点， 并不是每小时均能保持相同的电动机效率进行抽水蓄能，基于此，需得到折算值，约等于每小时可完成的抽水容量总和。 如果蓄能电站调峰时产生的发电容量不是常数，此时公式中的t发表示发电时间，也应是折算值。

4 装机容量初选的具体实现过程

4.1 电力系统需求分析

根据甘肃电网建设条件及外送通道需求分析， 按照计划设计水平年，2030 年， 该地区蓄能电站需求规模区间大致为1 000～1 200 万kW。 目前，甘肃省尚无已建或在建同类项目，经电力电量平衡分析发现， 现拟3 个装机容量方案， 分别是180 万kW，210 万kW 和240 万kW，皆效益显著，均为电网必需容量。 不同装机容量下，该地区可利用电量增长明显，从1 970 亿kW·h 增长至1 979 亿kW·h。 与此同时，系统发电煤耗总量（科学衡量指标）从4 392 万t 降低至4 368 万t。 该项目计划目标是优化甘肃电网调峰能力，同时促进新能源发展，借此保障电网运行可靠性。 因此在建设中，黄龙抽水蓄能电站装机规模越大越有利。

4.2 地形地质条件

4.2.1 上水库

上水库位置特殊，位于北屿沟附近，同时邻近两流水沟上游沟段，上水库区域整体处于低山地貌区，主要为花岗岩。 因自然条件优越， 上水库地形封闭条件可满足蓄电站功能使用要求，仅局部存在渗漏问题，基于此施工中建议进行局部防渗处理。 经研究发现，3 个装机容量方案所对应的最低蓄水位为1 893 m，最高蓄水位1 897 m，中间水位差较大，除此之外，各比较方案地形等条件大致相同。

4.2.2 下水库

下水库位于庙坪沟上游，该水库两侧山体雄厚，自然条件优越。 库岸由基岩构成，并有小冲沟发育，沟谷内岸坡整体稳定，地下水位普遍高，存在绕坝渗漏问题。 为此，需进行必要的防渗。 施工中要借助锚喷加固措施，解决局部可能形成的滑塌问题。 分析可知，上下水库地质条件均较理想，但下水库是重要考虑因素，上水库对装机容量选择的限制较小。

4.3 枢纽布置规划

结合以往经验可知， 黄龙抽水蓄能电站在进行装机容量选择时，下水库的地形条件需重点考虑，这是制约装机容量扩展的核心要素之一，不容忽视。 下水库位于庙坪沟，该区域地形狭窄，再加上水库自然边坡较陡，造成库容扩展条件较差，不得不慎重考虑。 下水库的下游坝脚设置需考虑综合因素，受临近330 kV 高压线等限制，坝脚无法延伸（再继续向下游发展），坝轴线已处在极限位置。 随着装机容量增加，在考虑挖料平衡的基础上，水库特征水位需抬高，工程投资也将增加。

与210 万kW 方案相比， 当该蓄电站装机容量选定为240万kW 时，需提高下水库毛开挖填筑比，将其变为2.0。 此时，开挖料弃方量巨大，因场地局限无法就地平衡，因此，寻找渣场处理弃料是首要工作。 高开挖量也会造成较大的边坡支护工程量，使投资进一步增加，也加大了工程风险。 因此，该抽水蓄能电站最佳、最可行的装机规模需控制在210 万kW。

4.4 经济性

研究发现，黄龙蓄能电站在建设时选择的装机容量不同，实际造价费用也不同，180 万kW、210 万kW、240 万kW 装机容量，所对应的费用分别为153.1 亿元、131.1 亿元及127.7 亿元。由此可以看出，随着装机容量增大，其现值逐渐减小。 总体来看，210 万kW 与240 万kW 装机容量方案基本相似。

综上所述，从地质条件、电力系统需求等不同维度进行分析，装机容量210 万kW 的系统设计方案较优。 除此之外，从经济性看，210 万kW、240 万kW 方案差异较小。 综合技术经济比较，选择210 万kW 装机容量最为可行，可保障黄龙蓄能电站最佳的运行效率和经济效益。 各装机容量方案比较情况见表1、表2。

表1 各装机容量投资和工程量比较情况

表2 各装机容量实现的技术条件比较情况

4.5 机组台数初拟

机组台数的选择至关重要， 与电站装机容量有着密切关系。 在项目规划阶段需重点评估黄龙抽水蓄能电站的建设能力，参考其初拟装机容量。 研究发现，如果选用180 万kW 的装机容量，初拟机组台数6 台是比较理想的配套方案；如果初选方案是210 万kW，可拟6 台、8 台进行适配，通过两个比选方案得出最佳的机组台数。 通过上文分析可知，黄龙抽水蓄能电站在3 套装机容量方案中，选定210 万kW 作为最终方案，故可结合单机容量情况初选6 台35 万kW 的配套可逆式水泵水轮机组，确保日常供电。

4.6 额定水头初拟

在完成上述工作外，还需进行额定水头初拟。 根据机组稳定要求，需准确选择额定水头。 水轮机额定水头（Hr）应用原则上应大于或等于最大水头， 基于此， 本项目额定水头应在585 m 以上。

明确额定水头范畴后，参考NB/T 10072—2018《抽水蓄能电站设计规范》的内容，科学评估水头/ 扬程变幅及稳定性等因素。 针对水头变幅较大且情况不稳的抽水蓄能电站需要结合实际调整额定水头，为保障工作效果，额定水头这一重要参数不可小于算术平均水头。 结合实际数据可知，电站最大扬程（科学参数）与最小水头的比值在理想范围内，为1.13，符合额定水头选择要求。 NB/T 10072—2018 《抽水蓄能电站设计规范》中电站水头特征系数K与额定水头有一定关系，用公式表示为：

式中，P1为机组额定水头与电站最小水头之差；P2为机组最大水头与电站最小水头之差。 调查发现，我国已建蓄能电站（纯抽水蓄能电站）K的参数范围为0.2～0.5。基于此，结合黄龙电站初拟额定水头及特征系数K=0.486，可得出电站额定水头为637 m。 电站特征水头（扬程），详情见表3。

表3 电站特征水头m

5 结论

综上所述，纯抽水蓄能电站不同于混合型抽水蓄能电站，在电站建设期间，对装机容量要求较高，理想的装机容量可保障电站的运行效率，消除电站供配电隐患。 本文以黄龙抽水蓄能水电站为例，对电站设备选型、参数优化进行探讨，并从转换效率、可靠性等角度出发，优选装机容量方案。 通过研究发现，电站选择210 万kW 装机容量配合6 台、8 台机组，且额定水头设计为637 m 的方案较优， 并可用于指导黄龙电站的后续运行，保障电站的运行质量。