洛宁抽水蓄能电站额定水头比选研究

2019-02-12宋敏，刘霞

水电与抽水蓄能 2019年5期

宋敏，刘霞

（中国电建集团中南勘测设计研究院，湖南省长沙市 410014）

0 引言

抽水蓄能电站额定水头的确定直接关系到电站运行的稳定性和经济性，而它的选择与常规电站水轮机额定水头的确定既有相似之处、又有不同之处[1-3]。因此，充分考虑各方面的制约因素，正确拟定比选方案，全方位进行比选对于额定水头的选择至关重要[4，5]。

洛宁抽水蓄能电站设计装机容量1400MW，电站具有日调节性能，水库按连续满发小时数6h设计，上水库正常蓄水位1230.00m、死水位1204.00m，调节库容634万m3；下水库正常蓄水位620.00m、死水位588.00m，调节库容639万m3。水头运行范围为570.00~641.90m，算数平均水头为605.95m。本文分析了该电站额定水头方案拟定的制约因素，拟定了5种额定水头方案，从多方面对方案进行了比选，比选结果为其他类似抽水蓄能电站额定水头的选择提供了一定的参考。

1 额定水头方案拟定

1.1 电力系统需求

河南电网装机容量控制月份为7月份，调峰问题最为突出，从2025年河南电力系统模拟运行的情况来看，7月份洛宁抽水蓄能电站在早晚两个高峰时段均要进行调峰运行，日连续满发小时数约为4h。从满足洛宁抽水蓄能电站在系统尖峰时段容量效益充分发挥的角度考虑，额定水头选取在装机满发4h左右对应的水头附近较为合适（约593m）。因此，本阶段额定水头比选以592m为额定水头下限方案。

1.2 机组稳定性及运行效率要求

从水力机械专业角度考虑，对于水头变幅较大的抽水蓄能电站，额定水头不宜小于算术平均水头；对于水头变幅较小的抽水蓄能电站，额定水头可略低于加权平均水头和算术平均水头。根据国内外工程实例和设计经验，统计出了机组额定水头Htr与消落深度系数K之间的关系见式（1）：

式中K——消落深度系数；

Htr——额定水头；

Htmax、Htmin——发电工况最大、最小水头。

当K＞0.5时，表示额定水头高于电站算术平均水头；当K＜0.5时，表示额定水头低于电站算术平均水头。600m水头段类似电站水头参数及K值的统计值见表1。

从表1可以看出，国外抽水蓄能电站额定水头选取普遍较高，600m水头段K值为0.55~0.78，在满足电网调度要求的条件下，对机组稳定运行因素考虑更多些。国内抽水蓄能电站的建设由于起步较晚，电力系统的调峰压力较大，系统调度对抽水蓄能电站的依赖性强，电站在选择额定水头时通常更注重其容量效益，尽可能减少出力受阻，因此其额定水头的选择与国外电站相比通常偏低。但通过对国内近期在建和拟建600m水头段抽水蓄能K值统计，已呈现出逐步提高的趋势，如绩溪、阳江和平江抽水蓄能电站，K值均在0.5左右选取。

从机组运行方面考虑，根据日本制造厂介绍的经验，尽可能使Htr/Htmax值在0.9以上为宜，由于本电站的水头变幅范围较大（Htmax/Htmin=1.14），在国内外所有已建及在建600m水头段抽水蓄能电站中属较高的，因此额定水头不宜取得太低。从此角度，本阶段额定水头比选时以608m方案为额定水头上限方案。

表1 600m水头段类似电站水头参数及K值统计表Table 1 Parameters and K value statistics for similar power station with water head at around 600m

1.3 额定水头方案拟定

本阶段结合本电站日运行特性，兼顾水泵水轮机运行稳定性，拟定了592m、596m、600m、604m、608m共5个额定水头方案进行比较，各额定水头方案机组参数见表2。

表2 各额定水头方案机组参数表Table 2 Unit Parameters for each water head scheme

续表

2 方案比选分析

2.1 容量受阻计算分析

对洛宁抽水蓄能电站各额定水头方案进行连续满发6h分层计算，以分析不同额定水头方案的容量受阻差别。

根据河南电网典型日负荷特性，日内尖峰负荷持续时间一般在3~6h。因此，以满发第3~6h的时段末受阻容量来分析各额定水头方案的容量效益差别。各额定水头方案容量受阻情况见表3。

由表3可见，额定水头592m方案、596m方案、600m方案、604m方案和608m方案可分别保证电站日调节运行4h、3.6h、3.2h、2.8h和2.4h不受阻。方案1~方案5连续满发第3h末受阻容量分别为0MW、0MW、0MW、6.6MW、20.6MW，第4h末受阻容量分别为0MW、10.8MW、24.9MW、39.2MW、52.3MW，第5h末受阻容量分别为30.6MW、44MW、57.3MW、71.4MW、83.7MW，第6h末受阻容量分别为64.9MW、77.1MW、89.7MW、103.5MW、115MW。

表3 各额定水头方案受阻容量表（单位：MW）Table 3 Capacity obstruction for each water head scheme

2.2 系统装机控制月份高峰负荷时段末发电水头分析

河南电网装机容量控制月份为7月份，根据河南电网设计水平年2025年洛宁抽水蓄能电站7月典型日模拟运行发电出力过程，求得7月份高峰负荷时段末洛宁抽水蓄能电站的发电水头，计算成果见表4。

可见，7月份最末高峰负荷出现在20：00点，对应出力为1105.3MW，时段末水头为603.73m，因此，为了保证控制月份7月份最高负荷时段容量效益能充分发挥，额定水头不宜高于603.73m。

2.3 额定水头对水泵水轮机稳定性的影响

常规电站定义的额定水头，是水轮机发满额定出力的最小水头，额定水头一旦确定，转轮直径也就基本确定。抽水蓄能电站额定水头关系到水轮机和水泵两种工况的运行特性。常规水轮机额定水头一般在平均水头以下选择，而抽水蓄能电站的额定水头希望对应到水泵工况偏向小流量方向（即高水头区），以获得较好的运行稳定性。从水泵水轮机运行稳定性方面来看，以选取较高的额定水头有利。

2.4 额定水头对水泵水轮机加权平均效率的影响

基于水泵水轮机的设计原理，水轮机效率在靠近高水头范围效率变化一般比较平缓，额定水头的提高，其运行区域也相应向最优效率区靠近，可以获得较高的加权平均效率。

表4 7月份典型日洛宁抽水蓄能电站水头过程表Table 4 Typical heading process of the Luoning pumped storage power station in July

参照绩溪抽水蓄能电站转轮模型综合特性曲线，根据不同的额定水头方案绘制水轮机工况运行范围（见图1）。

根据图1，初步估算各额定水头方案加权平均效率，592m、596m、600m、604m及608m方案水泵水轮机初估加权平均效率分别为89.9%、90.03%、90.1%、90.2%及90.3%。可见额定水头提高时，水泵水轮机的加权平均效率亦有所提高。

图1 各额定水头方案水轮机工况运行范围Figure 1 Turbine operating range of each rated head scheme

2.5 方案经济比较

各方案在同等满足系统电力需求的前提下，按年费用法进行比较。

各方案费用包括设计电站、补充电站的投资和运行费用。各方案容量效益差由燃煤火电替代补充，火电投资取为4100元/kW，设计抽水蓄能电站、补充火电（不含燃料费）年经营成本分别按其固定资产投资的2.5%、4.5%计；计算期取37年，其中建设期7年，正常运行期30年，社会折现率为8%。

各额定水头方案经济比较成果见表5。

额定水头越高，年费用越高，经济性越差。方案5相较于方案1，年费用增加了1521万元，方案4增加了1132万元，方案3增加732万元，方案2增加了322万元。

3 额定水头选择

从电站运行效益来看，抽水蓄能电站以提供调峰容量效益为主。因此，额定水头的选择应在经济合理的前提下，尽可能减少电站的受阻容量。根据各额定水头方案满装机连续发电模拟计算成果，额定水头592m、596m、600m、604m、608m方案可分别保证电站日调节运行4h、3.6h、3.2h、2.8h和2.4h不受阻，额定水头越低，电站容量效益越大。608m水头方案仅能满足满装机发电2.4h，容量效益较差。另外，从电网装机容量控制月份高峰负荷时段末发电水头分析，为了保证控制月份7月份最高负荷时段容量效益能充分发挥，额定水头不宜高于603.73m。因此，608m方案相较于其他方案明显较差。

从机组运行稳定性考虑，对于水头变幅较大的抽水蓄能电站，额定水头不宜小于算术平均水头；对于水头变幅较小的抽水蓄能电站，额定水头可略低于加权平均水头和算术平均水头。洛宁抽水蓄能电站的算术平均水头为605.95m，从水泵水轮机运行稳定性方面来看，本电站额定水头宜在算术平均水头605.95m附近选取。592m方案和596m方案额定水头相较于算数平均水头偏小较多，对机组运行稳定性不利。另外，从机组运行效率角度考虑，额定水头越高，加权平均效率越高。因此，从机组运行稳定性和运行效率角度考虑，592m和596m方案相对较差。

从经济性分析，随着额定水头的抬高，主要水机设备投资减少，额定水头600m方案和604m方案相比，后者投资减少638万元；但随着额定水头的抬高，年费用呈递增趋势，额定水头604m方案年费用比600m方案增加400万元。