黑山峡水利枢纽装机容量优化调整研究

宋天华，张 权，乔一帆，虎 珀

（1.宁夏大柳树水利枢纽工程前期工作中心，宁夏 银川 750001；2.黄河勘测规划设计研究院有限公司，河南 郑州 450003）

0 引言

黑山峡水利枢纽是黄河水沙调控工程体系、防洪防凌工程体系、水资源配置工程体系的关键节点工程，是筑牢黄河生态安全屏障、促进流域高质量发展系统工程的重要组成部分，也是国家水网南水北调西线的骨干调蓄工程，具有承上启下、协调全局的战略地位［1］。进入中国特色社会主义新时代，为推动黄河流域生态保护和高质量发展重大国家战略实施，根据《黄河流域生态保护和高质量发展规划纲要》要求，以及促进西部大开发形成新格局、建立更加有效的区域协调发展新机制和加快形成国内大循环为主体、国内国外双循环相互促进的新发展格局等国家战略的要求，按照国家骨干水网建设布局，水利部已将黑山峡水利枢纽列入“十四五”优先开发的重点工程。

新时期黑山峡河段功能被赋予新的更高定位，黑山峡水利枢纽工程不可替代的重大作用愈加凸显。作为建设清洁能源基地的重要基础工程，按照习近平总书记提出的“力争2030 年前二氧化碳排放达到峰值，努力争取2060 年前实现碳中和”要求，在加强节能减排和国际国内双循环的背景下，以黑山峡水利枢纽工程为依托，利用河段两岸广袤的荒漠资源、丰富的风光资源，可建设集风电、光电、水电、抽水储能为一体，超2 000 万kW 级别的国家多能互补清洁能源基地，优化能源结构，支撑黄河流域生态保护和高质量发展，减少碳排放，助力实现碳达峰碳中和战略目标［2］。

根据以往研究成果和甘肃省关于该河段开发的意见，黑山峡河段开发存在着大柳树高坝一级开发、小观音高坝二级开发和四级开发等3 种方案［3］。本次研究以大柳树高坝一级开发方案为依托。大柳树高坝一级开发方案为在黑山峡峡谷出口以上2 km 的大柳树坝址修建混凝土面板堆石坝，水库正常蓄水位1 380 m，汛限水位1 365 m，死水位1 330 m，总库容114.5 亿m3，原始调节库容85.3 亿m3，长期调节库容67.4 亿m3（淤积50 a），可基本满足南水北调西线一期工程生效后对水资源调蓄的需求。该方案水库最大坝高为163.5 m，电站装机容量2 000 MW。

黄河“几”字弯河段以黑山峡水利枢纽为中心和主电源，通过对现状及规划的水风光抽蓄边界条件分析，提出多能互补清洁能源基地布局方案，构建“一点一廊两区”的黑山峡河段多能互补清洁能源基地格局，形成“一点”支撑“一廊”带动“两区”、多地联动（宁夏、甘肃、华中、华东）、整合区域、辐射全国的黑山峡河段清洁能源发展新态势［4］。考虑到这一新的功能定位，通过增加其装机容量，合理缩减利用小时数，可充分发挥水电的容量作用，更好地满足电力系统调峰、新能源消纳的需求，本文对其装机容量优化调整进行了深入研究。

1 多能互补运用边界条件分析

黑山峡河段附近区域生态环境脆弱，水安全需求强烈。宁蒙河段防洪、减淤、防凌以及流域整体水沙调控、区域水资源配置等对黑山峡河段开发与水库调度提出一系列要求，对水库与电站的多能互补运用设定了边界与约束。

1）黄河水沙调控体系对黑山峡水库运用的需求。现状工程体系中，上游以龙羊峡、刘家峡水库为主的水量调控体系在对流域水资源调配的同时，因汛期大量蓄水、减少大流量过程而使下游冲积性河道尤其是宁蒙河段主槽严重淤积萎缩，威胁宁蒙河段防凌安全。协调的水沙关系是宁蒙河段冲淤的关键，需要通过建设黑山峡水库对龙羊峡、刘家峡水库的发电流量进行反调节，在汛期尤其是主汛期塑造有利于宁蒙河段输沙和中水河槽维持的流量过程。

2）宁蒙河段防凌对黑山峡水库运用的需求。受中水河槽淤积萎缩影响，目前宁蒙河段的冰下过流能力偏小，同时凌情复杂，河防工程标准低，水库防凌调度压力大。要求黑山峡水库防凌调度遵循“月控制、旬调整”、保持“前大后小，中间变化平缓，加强封、开河期流量适时控制”的原则，具体为：在封河期，黑山峡水库调整下泄流量过程，适当加大灌区冬灌引水期流量，避免小流量封河的现象，适当减小冬灌退水期的下泄流量，尽量消除冬灌引、退水造成的流量波动；在稳封期，进一步控制下泄流量，避免下泄流量过大和流量忽大忽小，以减少槽蓄水增量和防止冰上过流；在开河期，进一步控泄运用，尽量减小下泄流量，避免形成“武开河”的动力［5］。

3）水资源合理配置与社会经济发展对黑山峡水库运用的需求。黄河流域属于资源性缺水流域，随着黄河流域经济的迅速发展和人民生活水平的提高，水资源严重短缺的局面进一步加剧。面对水资源供需矛盾日益突出、经济社会与生态文明发展严重受限的局面，以及黑山峡河段周边地区自然生态环境恶化、草场退化、土地沙化的形势，要求黑山峡水库在保障地区供水安全、生态安全、改善民生等方面承担重要作用。

黑山峡水库功能定位是针对上述综合利用需求的，一方面需要通过科学论证其工程规模来满足，另一方面需要通过工程合理运用来实现，其径流调节过程与出力过程是在考虑上述要求的前提下得到的，已体现了减淤、防凌、供水等要求。在多能互补运用中，部分需求对发电调度产生约束，主要体现为下泄流量的控制，即需考虑水库下泄的各类流量，包括黑山峡至河口镇河段用水流量、河口镇以下河段社会经济与生态用水流量、坝址生态基流与防凌流量［6］。综合考虑河段用水需求、防凌控泄流量等，令每月河口镇生态流量为250 m3／s、黑山峡水库坝下生态基流为300 m3／s，黑山峡水库泄放流量过程要求见表1。每年11 月—翌年3 月为凌汛期，水库下泄流量要尽量均匀，在缺反调节库容的情况下，黑山峡电站不能调峰运用，以免下泄的流量忽大忽小影响防凌安全，11 月—翌年3 月泄放流量要求按防凌流量控制，其他时段为黑山峡—河口镇用水流量与河口镇生态流量之和，且不小于黑山峡坝下生态基流。

表1 黑山峡水库泄放流量过程要求 m3／s

2 装机容量优化调整研究

2.1 调峰指标模型

平均可调出力的意义是作为电站平均调峰容量，而装机容量与基荷的差值作为短时最大调峰容量，同时考虑凌汛期水库下泄需避免流量波动不能调峰。平均可调出力与平均日内峰荷发电时长计算公式为

式中：T为平均日内峰荷发电时长，Nt为时段平均可调出力，C为装机容量，Nb为基荷为径流调节得到的平均出力。

2.2 装机容量现状

黑山峡大柳树高坝一级开发方案在考虑水库供水、防洪防凌等综合运用条件下，年均发电量66.8 亿kW·h，装机年利用时长3 340 h，其典型年出力过程见图1。现状装机容量方案出力与调峰指标见表2。丰水年发电与调峰指标最好，平均出力96.8 万kW，全年平均可调出力42.2 万kW，非凌汛期可调出力72.4万kW；平水年平均出力69.0 万kW，全年平均可调出力15.2 万kW，非凌汛期可调出力26.1 万kW。由于枯水年平均出力小，可调出力小，因此大柳树电站调峰能力受枯水年发电情况制约，主要分析枯水年调峰指标。大柳树电站在枯水年的平均出力为56.1 万kW，全年平均可调出力仅8.6 万kW，非凌汛期平均可调出力为14.8 万kW，最大调峰容量144.7 万kW，峰荷发电时长2.6 h，电站调峰能力有提高空间。

图1 现状方案典型年出力过程

表2 现状装机容量方案出力与调峰指标

2.3 装机容量调整

多能互补基地的运行特性要求除光伏与风电外的其他电源有足够大的调峰能力，以适应光电与风电出力的大幅波动，从而弥补其自身峰谷差。水电装机容量的增加一方面可提高多能互补能源基地内部的调峰性能与发电稳定性，另一方面可增加水电站的发电量、保证出力以及调峰能力［7］。对黑山峡电站装机容量调整进行分析，以枯水年电站调峰能力为主要控制指标，同时结合电站自身发电指标对备选装机容量进行对比。

选取220 万、240 万、260 万kW 共3 个装机容量进行比选，计算枯水年平均可调出力、最大调峰容量、峰荷发电时长等调峰性能指标，同时计算各方案水电站自身发电指标，包括发电量、保证出力、装机利用时长，将计算结果与现状方案进行对比，见表3。

表3 黑山峡水利枢纽工程不同装机容量发电与调峰指标对比

计算结果显示，随着电站装机容量的增加，其调峰能力相应增加，其中枯水年的全年平均可调出力指标，现状方案与方案1～3 分别为8.6 万、9.0 万、9.4 万、9.7万kW，方案1～3 依次增加0.4 万、0.4万、0.3 万kW（分别对比现状方案、方案1、方案2，下同），非凌汛期分别为14.8 万、15.4 万、16.1万、16.7 万kW，方案1～3依次增加0.6 万、0.7 万、0.6 万kW。主要原因是各方案基荷基本相同，装机容量增加后可调出力随平均出力增加。最大调峰容量与装机容量直接相关，该指标在不同装机容量方案之间的变化也具有上述特征。这表明增加装机容量，水电站调峰能力有直接的提升，装机容量越大越有利于多能互补基地与电站自身调峰。

对比枯水年峰荷发电时长，240 万kW 与260 万kW 装机容量方案中，该指标在非凌汛期分别为2.2 h和2.0 h。考虑到平水年与丰水年该指标还将变大，这两个方案在调峰能力和装机利用率之间相对平衡，是比较合适的。

黑山峡水电站装机容量增加后发电量逐步增加，但增加量逐步减小，240 万kW 装机容量方案的保证出力指标最大，而装机容量增加至260 万kW 后保证出力减小。同时装机容量增加至260 万kW 后装机利用时长降为2 738 h，装机利用率较低。从水电站自身装机利用与调峰角度看，240 万kW 装机容量方案较优。

综合对比各指标后，从提高多能互补基地调峰能力与电站自身发电效益角度考虑，将黑山峡电站装机容量由200 万kW 提高至240 万kW 是比较合适的。装机容量调整后年发电量增加3.1 亿kW·h，保证出力增加0.04万kW，枯水年平均可调出力在全年和非凌汛期分别增加0.8 万kW 和1.3 万kW，最大调峰容量在全年和非凌汛期分别增加23.3 kW 和40.0 万kW。

3 结论

1）黑山峡水利枢纽在新时期被赋予新的更高定位，作为建设黑山峡清洁能源基地的重要中心，通过增加黑山峡装机容量，合理缩减利用小时数，可充分发挥水电的容量作用，更好地满足电力系统调峰、新能源消纳的需求。

2）黑山峡河段的开发受宁蒙河段防洪、减淤、防凌，以及流域整体水沙调控、区域水资源配置等的制约，电站发电需考虑宁蒙河段用水需求、防凌控泄流量和河口镇生态流量等调度边界条件。

3）本文计算了丰、平、枯年电站出力与调峰指标，其中丰水年发电与调峰指标最好，枯水年因平均出力小、可调出力小而制约大柳树电站调峰能力。经研究分析，大柳树电站在枯水年的平均出力为56.1 万kW，全年平均可调出力仅8.6 万kW，非凌汛期平均可调出力为14.8 万kW，最大调峰容量144.7 万kW，峰荷发电时长2.6 h，电站调峰能力有提高空间。

4）综合对比装机容量调整方案，从提高多能互补基地调峰能力与电站自身发电效益角度考虑，将黑山峡电站装机容量由200 万kW 提高至240 万kW 是比较合适的。装机容量增加后年发电量增加3.1 亿kW·h，保证出力增加0.04 万kW，枯水年平均可调出力在全年和非凌汛期分别增加0.8 万kW 和1.3 万kW，最大调峰容量在全年和非凌汛期分别增加23.3 万kW 和40.0 万kW，可带来较好的发电效益。