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基于综合利用水库建设抽水蓄能电站的额定水头选择探讨

2023-12-25 27 上传者：管理员

摘要：常规新建上、下水库的抽水蓄能电站额定水头一般在算术平均水头附近选取即可在电力系统中发挥较好的容量效益，而利用综合利用水库的抽水蓄能电站，在综合利用水库的调节周期和新建抽水蓄能电站的调节周期不一致的情况下，若额定水头在算术平均水头附近选取，当下水库(综合利用水库)处于高水位运行状态时，电站出力受阻严重。文章以宜都抽水蓄能电站为例，在考虑机组稳定性的前提下，初拟不同额定水头方案，通过蓄能量计算，分析了下水库(熊渡水库)不同运行水位电站的受阻容量，从更充分发挥电站容量效益的角度下选取宜都抽水蓄能电站额定水头464m。

关键词：
受阻容量
抽水蓄能电站
水库综合利用
调节周期
额定水头
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抽水蓄能电站具有调峰、调频、储能、调压、系统备用和黑启动等多种功能，是电力系统的优秀调节电源。目前煤炭和天然气供应紧张，且处于价格高位状态，大规模新能源的并网，快速消耗电力系统的调节性能，为满足电网日益增长的调节性能需求，大量抽水蓄能电站被规划建设。

额定水头是抽水蓄能电站的重要特征参数，额定水头的选择直接关系到电站的经济性和运行的稳定性，需综合考虑电力系统需求和机组稳定性等因素。电站额定水头降低有利于更大程度发挥抽水蓄能电站的容量效益，但过低的额定水头将加大机组过流量，偏离水轮机最优工况区较远，低水头、部分负荷运行时效率较低，且部分抽水蓄能电站在低水头运行时出现无法并网的现象，高水头部分负荷运行时易出现叶道涡，低水头工况易出现压力脉动及空载不稳定等现象。因此，选择较高的额定水头有利于提高水泵水轮机的效率和运行稳定性。根据NB/T 10072—2018《抽水蓄能电站水能规划设计规范》,额定水头的选择，应研究电力系统要求和机组运行特性，拟定比较方案，分析各方案的效益与费用，进行技术经济综合比选。根据国内、外经验，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；对于水头变幅较小电站，额定水头可略低于加权平均水头或算术平均水头。

对湖北电力系统负荷特性进行分析，湖北电网年内负荷表现为夏季大、冬季较大、春秋小，年负荷曲线呈“W”形，年最大负荷一般出现在7～8月份。受高温天气影响，空调负荷对湖北电网影响较大，2030年湖北省夏季日负荷曲线基本呈现双峰型，最高负荷出现在晚间灯峰时间22∶00左右，次高峰出现在下午14∶00～15∶00。2030年全省光伏装机容量将达到3700万kW,随着光伏大规模的接入，根据湖北光伏电站出力特性，午高峰时抽水蓄能电站将以水泵工况工作，晚高峰抽水蓄能电站将发挥调峰作用，以水轮机工况工作。对湖北省连续满发小时数为6h的新建上下库的抽水蓄能电站进行统计，在选择算术平均水头为电站额定水头一般可满足3.0h左右不受阻，在电力系统中已经可以较好的发挥容量效益。

区别于常规新建上、下水库的抽水蓄能电站调节周期与上水库、下水库调节周期一致，利用综合利用水库建设抽水蓄能电站，在满足抽水蓄能电站所需调节库容的同时，往往不改变其原有调节性能，即综合利用水库的调节周期和新建抽水蓄能电站的调节周期不一致。对于具备季调节以上性能的综合利用水库，其水位往往日内、周内变幅较小，但整个调节周期变幅较大，在利用其进行抽水蓄能电站建设的情况下，若额定水头的选择不分析已建综合利用水库运行特性，选择算术平均水头作为电站额定水头，在下水库处于高水位时，电站的容量效益可能受到较大影响。

以湖北宜都抽水蓄能电站为例，在考虑机组稳定性运行的前提下，进行蓄能量计算，分析不同额定水头在下水库(已建熊渡水库)不同运行水位保证率情况下的受阻时长和有效容量，从技术选择的角度出发，选择宜都抽水蓄能电站额定水头为464m, 分析成果可供相关研究、设计参考。

1、概况

宜都抽水蓄能站址位于湖北省宜都市潘家湾土家族乡境内。电站上水库位于潘家湾乡梁山村杨家湾一不规则椭圆形溶蚀洼地，集水面积约2.29km2;下水库利用已建熊渡水库，熊渡水库位于湖北省宜都市聂家河镇境内、长江二级支流渔洋河中下游，系渔洋河流域梯级开发的龙头水库，具有发电、灌溉为主，兼有防洪等综合效益。

宜都抽水蓄能电站距离宜昌市直线距离约为50km, 距朝阳500kV变电站直线距离约为28km, 接入系统较便利，交通较方便。电站供电范围为湖北电网，工程开发任务是承担湖北电力系统调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用任务，电站装机容量120万kW,装机4台，单机容量30万kW,连续满发小时数按9h设计。电站上水库正常蓄水位625.00m, 死水位600.00m, 调节库容1064万m3。下水库正常蓄水位144.567m, 死水位125.067m, 调节库容6110万m3。电站最大水头500.05m, 最小水头444.08m。抽水最大扬程与发电最小水头的比值1.14,水位变幅相对较小。

2、电站受阻分析及额定水头选择

2.1 下水库(熊渡水库)运行特性

熊渡水库于1995年完成大坝竣工验收，分析1995—2019年实际运行资料，如图1所示，熊渡水库日内水位变幅较小，月尺度水位变幅较大，呈现明显的年调节特性，水库年内在正常蓄水位144.567m和死水位125.067m之间变动，年内变幅为19.5m, 水库多年平均水位为136.68m, 相应频率为42.2%。抽水蓄能电站建成后，随着发电/抽水运行，日内水位在原运行水位基础上将有小幅升降相应变化。当下水库在死水位附近运行时，引起日内水位变化约4.49m, 水库水位在125.01～129.56m左右变动，下水库在正常蓄水位附近运行时，抽发引起日内水位变化约2.59m, 水位在141.98～144.57m变动。

图1 熊渡水库库水位频率图(1995—2019年)

2.2 受阻分析

宜都抽水蓄能额定水头选择影响因素主要包括电力系统的需求、机组稳定性和运行效率。

(1)宜都抽水蓄能电站抽水最大扬程与发电最小水头的比值1.14,水位变幅相对较小。考虑下水库(已建熊渡水库)具有年调节性能，年内水位变幅较大，日内及周内水位变幅较小，因此参考相关规范和设计，宜都抽水蓄能电站额定水头不宜低于加权平均水头，可略低于算术平均水头。

(2)从满足电力需求的角度分析，选择较低的额定水头有利于抽水蓄能电站在电力系统中的效益发挥。宜都抽水蓄能电站的主要任务为调峰、填谷，因此在兼顾机组稳定运行的同时，增加电站的不受阻时长是有必要的。

(3)额定水头选择分析

本文选择两个额定水头方案进行蓄能量计算，分析宜都抽水蓄能电站不同额定水头对应不同运行水位保证率情况下的受阻时长和有效容量。

方案1:额定水头取算术平均水头472m。

方案2:额定水头取加权平均水头464m。

宜都抽水蓄能电站抽水最大扬程与发电最小水头的比值1.14,水位变幅相对较小，两个额定水头方案机组均能安全稳定运行。

根据蓄能量计算结果见表1,如图2—3所示，方案1不同保证率不受阻时长为0～5.4h,连续发电3.0h有效容量为116.7万kW～120.0万kW,方案2不同保证率不受阻时长为3.0～8.1h,连续发电3.0h有效容量均为120.0万kW。额定水头472m方案不受阻时长较短，464m方案不受阻时长较长。

2.3 额定水头选择

下水库(熊渡水库)为年调节水库，水库日内水位变幅较小，但月尺度、年尺度水位变幅较大，宜都抽水蓄能电站为周调节抽水蓄能电站，电站调节周期与下水库不同，下水库不同运行水位下抽水蓄能电站受阻情况也不相同，因此宜都抽水蓄能电站额定水头选择需在下水库(熊渡水库)运行特性的基础上选择，考虑宜都抽水蓄能电站两个额定水头方案均能满足机组稳定运行需求，从抽水蓄能电站在电力系统中能够充分发挥容量效益的角度分析，额定水头464m方案更优，因此推荐宜都抽水蓄能电站选择额定水头464m为推荐方案。

表1 宜都抽水蓄能电站蓄能量计算

图2 方案1蓄能量计算

图3 方案2蓄能量计算

3、结语

(1)利用已建综合利用水库建设抽水蓄能电站有利于降低投资和缩短工期，但考虑综合利用水库的调节周期和新建抽水蓄能电站的调节周期不一致的情况下，电站额定水头的选择需分析其运行特性，简单选择算术平均水位为额定水头不能够充分发挥电站的容量效益。

(2)本文以宜都抽水蓄能电站为例，提出了分析下水库(熊渡水库)运行特性，在满足机组稳定性的基础上，初拟额定水头464m和472m两个方案进行蓄能量计算，额定水头464m方案能更大程度的满足电力系统需求，因此本文从技术比较方面初选电站额定水头为464m,后续应结合经济比较最终选定电站额定水头。

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