江西洪屏抽水蓄能電站綜合效率分析

楊洪濤

（江西洪屏抽水蓄能有限公司，江西省靖安縣 330603）

0 引言

抽水蓄能電站綜合效率是反映抽水蓄能電站的重要能效指標[1]。一般情況下，抽水蓄能電站設計綜合效率在75%左右，就是常說的“4度換3度”[2]。近幾年，隨著抽水蓄能技術的發展和電站調峰、填谷作用的發揮，大型抽水蓄能電站綜合效率有了明顯提高。筆者統計了全國20余座抽水蓄能電站2017年度電站綜合效率，平均值為78.63%，其中洪屏抽水蓄能電站為最高，達到了82.18%，最低的僅為72.92%，二者之間差距較大。由于影響抽水蓄能電站綜合效率的因素較多，且較為復雜，因此，本文將結合洪屏抽水蓄能電站實際參數和運行指標對電站和機組的綜合效率進行系統分析，探討提高抽水蓄能電站綜合效率的有效措施。

1 電站基本特性[3]

洪屏抽水蓄能電站位于江西省靖安縣境內，緊靠江西省用電中心。電站規劃裝機容量2400MW，分兩期開發建設。電站一期裝機容量1200MW，安裝4臺單機功率300MW的立軸混流可逆式機組，以一回500kV線路接入夢山變電站，為周調節抽水蓄能電站。電站設計年發電量17.43億kWh，年抽水用電量22.93億kWh，綜合效率76%。2016年12月，電站4臺機組全部投產。

1.1 水力特性參數

洪屏抽水蓄能電站上水庫總庫容2960萬m3，調節庫容2031萬m3，水位變幅17m；下水庫總庫容6163萬m3，調節庫容3479萬m3，水位變幅18m。引水系統采用一洞兩機的布置方式，引水系統長 1369.50～1400.60m，其中鋼襯長度918.9～887.8m，引水隧洞洞徑6.0～5.2～4.8～4.4m、支洞洞徑3.0m。尾水系統采用兩機一洞布置方式，尾水系統長1227.8～1277.3m，尾水管（支洞）洞徑4.4m，尾水隧洞洞徑6.5m。

1.2 水泵水輪機參數

水泵水輪機型式為立軸單級混流可逆式，水輪機容量為306MW，水泵最大入力309MW，額定水頭540m，額定轉速500r/min，額定發電流量62.09 m3/s，水輪機工況加權平均效率合同保證值不小于92.13%，水泵工況加權平均效率合同保證值不小于93.19%。

1.3 電動發電機參數

電動發電機型式為立軸、三相、空冷、傘式可逆式同步電動發電機，發電工況額定容量300MW，電動工況額定容量325MW，發電電動機額定電壓18kV，額定功率因數（發電/電動工況）0.9（滯后）/0.975（超前），發電機工況加權平均效率合同保證值不小于98.70%，電動機工況加權平均效率合同保證值不小于98.94%。

1.4 主變壓器參數

電站主變壓器型號為SSP-360000/500的三相雙圈強油循環水冷、高壓側帶無勵磁分接開關的銅繞組升/降壓電力變壓器，額定電壓525kV±2×2.5%/18kV，變壓器空載損耗≤140kW，負載損耗≤870kW，效率99.719%（合同保證值）。

2 影響抽水蓄能電站效率因數分析

2.1 從電量因素分析

抽水蓄能電站在發電工況下，將水能經過上水庫、引水系統，由水泵水輪機將其轉換為機械能，帶動發電機進行發電，機端電量經過主變壓器、開關站，形成上網電量；在抽水工況下，將下網電量經過開關站、主變壓器輸送到電動機側，然后電動機將電能轉換為機械能，通過水泵將下水庫的水能經過尾水系統、蝸殼、引水系統抽至上水庫蓄能。

根據抽水蓄能電站的運行原理，抽水蓄能電站能量流向如圖1 所示。在抽水工況時，其能源流向為：電能→機械能→水位體能；在發電工況時，其能源流向為：水位體能→機械能→電能。在能量的轉換過程中，能量損耗主要表現在勢能→電能能量損失、電能→勢能能量損失、主變壓器損耗和廠用電消耗[4]。

因此，一般情況下，電站綜合效率和機組綜合效率可用式（1）、式（2）進行計算。

對于上水庫庫容較大，且又有天然來水的抽水蓄能電站，在計算電站和機組實際綜合效率時，應考慮上水庫年初、年末的庫容差、天然來水量、上水庫蒸發量及滲漏量、引水系統滲漏量等因素影響，將上述各因素影響導致的上水庫水量變化除以發電工況額定耗水率，即可得到Δ發電量，該值可能為正值，也可能為負值。因此，電站實際發電量應為：

將上述實際發電量替換式（1）、式（2）中的上網電量和機組發電量即可得到電站和機組實際綜合效率。

圖1 抽水蓄能電站的能量流向Figure 1 Eergy flow on pumped storage power station

2.2 從損耗因素分析

在機組發電、抽水能量轉化中，水能損失主要包括上庫的蒸發滲漏量、輸水系統的水頭損失、滲漏損失等，電量損失主要包括主變壓器損耗、直接廠用電、勵磁損耗等，能量轉化損失主要包括水泵水輪機和電動發電機損失。發電和抽水能效影響分析如圖2和圖3所示。

圖2 發電工況能效影響分析Figure 2 Analysis on the effect of energy efficiency in generation

對于上水庫的蒸發量與天然來水量與上水庫選址相關，一般可以按設計提供值考慮；上水庫壩體滲漏、上水庫天然滲漏和水道滲漏與設計和施工因素相關，可以通過相關試驗、監測進行測量；前面幾種因素的影響可通過水量折算成Δ發電量，直接體現到機組發電量、上網電量中。

圖3 抽水工況能效影響分析Figure 3 Analysis on the effect of energy efficiency in pumping

直接廠用電主要與電站機電設備選型和機組發電、抽水啟動次數和運行時間相關，主要由固定荷載和動態荷載兩部分組成。固定荷載主要包括電站照明、通風、空調、排水、消防、直流等公用荷載，動態負載則是與機組啟動和運行相關的負荷，主要包括機組技術供水、冷卻油泵、高壓油減載等機組自用荷載。抽水蓄能電站廠用電率可用式（4）計算：

從各系統損耗因素考慮，在發電工況時，水頭損失、水輪機損失、發電機損失（勵磁損耗一般包含在發電機損耗中）是直接影響機組發電效率的主要因素；在水泵工況時，電動機損失、水泵損失、水頭損失是直接影響機組抽水效率的主要因素。機組總的轉換效率則是機組發電效率和抽水效率的乘積。機組發電和抽水工況效率可分別表示為：

其中：ηfd為發電機效率，ηfs為水輪機效率，ηfh為發電工況引水系統效率；ηpd為電動機效率,ηps為水泵效率，ηph為抽水工況引水系統效率。

因此，電站和機組的理論綜合效率可用式（7）、式（8）進行計算：

其中：ηF為機組發電效率，ηP為機組抽水效率，ηT為主變壓器效率，ηC為廠用電率。

上面分別從不同的角度得出了機組和電站綜合效率的計算公式，式（1）、式（2）是一種最直接的方式，但前提是已知機組發電量、抽水電量和電站上網電量、下網電量。式（7）、式（8）反映的是電站生產環節中能量損耗，主要是從電站水工和機電設備特性來分析。從理論上講，兩種不同方式計算的結果應相近。

3 電站實際綜合效率分析

3.1 2017年運行數據分析

洪屏抽水蓄能電站2017年全年機組發電量130712萬kWh（機端側），機組抽水電量156019萬kWh（機端側）；電站上網電量129522萬kWh（500kV出線關口側），電站下網電量157269萬kWh（500kV出線關口側）。在不考慮電站上水庫年初、年末庫容差、天然徑流量和滲漏對機組和電站綜合效率影響的情況下，根據式（1）～式（3）計算得出：

機組綜合效率（ηg）= 83.78%

電站綜合效率（ηs）= 82.36%

電站廠用電率（ηc）= 0.85%

（含主變壓器損耗及其他一次損耗）

3.2 Δ發電量影響分析

3.2.1 上水庫年初、年末水位影響

電站2017年1月1日00:00上庫水位727.71m，2017年12月31日24:00上庫水位730.76m，水位差3.05m。根據上水庫庫容曲線可知，上水庫水位727.71m時，對應庫容為1811萬m3；上水庫水位730.76m時，對應庫容為2234萬m3，上水庫年初與年末庫容量差約423萬m3。

3.2.2 上水庫天然來水量與蒸發量

根據設計資料，電站上水庫庫區總控制流域面積為6.67 km2，多年平均降雨量1631mm，多年平均來水量672萬m3，年平均蒸發量約為52萬m3。2017年電站上水庫區域年降雨量為1815mm，較多平均降雨量多11.28%。因此，2017年電站上水庫天然來水量可以按比多年平均來水量多12%考慮，即為753萬m3，扣除蒸發量，則上水庫實際天然來水量為701萬m3。

3.2.3 滲漏量

通過安全監測數據可知，電站上水庫平均滲漏量約為20L/s，兩條引水系統滲漏量分別為1.74L/s、1.54L/s，因此年總滲漏量約為73萬m3。

3.2.4Δ發電量

從上分析可知，2017年電站上水庫天然來水量與上水庫年初、年末庫容差、滲漏量相差值約為204萬m3。按機組額定發電流量為62.09 m3/s計算，Δ發電量為 -275萬kWh。

因此，機組實際應發電量130437萬kWh，電站實際上網電量應為129247萬kWh。根據式（1）、式（2）計算得出：

機組實際綜合效率（ηg）= 83.60%

電站實際綜合效率（ηS）= 82.18%

4 電站各系統損耗對綜合效率影響分析

前面根據電站實際發電量和用電量得出了機組和電站實際綜合效率。下面根據電站實際參數和相關試驗數據來計算、分析各系統損耗對電站綜合效率的影響，并計算出電站和機組的理論綜合效率。

4.1 水頭損失分析

引水發電系統的水頭損失由局部水頭損失和沿程損失組成，其分別由式（9）、式（10）計算[5]：

其中，g為依據規范查得有關損失系數，A、Q分別為引水管道斷面面積和流量，n、L、R分別為引水管道糙率、長度、水力半徑。

總水頭損失為：

根據電站水力參數，引水發電系統水頭損失計算結果見表1[6]。

因此，引水系統效率分別為：

發電工況引水系統效率（ηfh）= 98.46%

抽水工況引水系統效率（ηph）= 98.96%

4.2 水泵水輪機效率分析

根據電站實際運行情況，分別在水輪機工況和水泵工況選擇 2 個電站運行最多的凈水頭進行效率測量。在水輪機工況，每個凈水頭下測量6個不同的負荷工況（50%、60%、70%、 80%、90%、100%），具體測量數據與合同保證值見表2、表3。

測量結果顯示，在540m測量水頭，最優效率產生在90%負荷下，最優效率值為 93.45%；在545m測試水頭下，最優效率產生在100%負荷下，最優效率值為93.26%。在水泵工況，在556m測量水頭下，最優效率為93.93%；在564m測量水頭下，最優效率為93.56%。

考慮對應試驗水頭的加權因子，水輪機工況效率為92.40%，對應合同保證值為92.13%；水泵工況效率為93.64%，對應合同保證值為93.19%。因此，電站水輪機和水泵工況效率值：

表1 水頭損失計算結果Table 1 Calculation results of head loss

水輪機效率（ηfs）= 92.40%

水泵效率（ηps）= 93.64%

4.3 發電電動機機效率分析

根據電站發電電動機效率試驗結果，發電電動機效率與合同保證值對比見表4。發電電動機效率中已經將勵磁系統損耗考慮在其中。因此，電站發電機和電動機效率值分別為：

發電機效率（ηfd）= 98.72%

電動機效率 （ηpd）= 99.00%

表2 水輪機效率試驗結果與合同保證值比較[7]Table 2 Comparison of hydraulic turbine efficiency test results with contract guarantee value

表3 水泵效率試驗結果與合同保證值比較Table 3 Comparison of pump efficiency test results with contract guarantee value

4.4 主變壓器效率分析

根據主變壓器出廠試驗數據，主變壓器在額定分接下空載損耗為123.22kW，負載損耗為867.82kW，因此可計算出主變壓器實際效率（ηT）為 99.72%。

4.5 機組和電站理論綜合效率

在對各系統損耗分析基礎上，得出了引水系統、水泵水輪機、發電電動機和主變壓器的效率，將相關數據代入式（7）即可計算出機組理論綜合效率（ηg’）在82.39%，與機組實際的綜合效率（ηg）83.60%接近。二者之間存在誤差的主要原因是受水泵水輪機運行效率和機組運行工況影響。

從式（8）可知，電站理論綜合效率主要受機組理論綜合效率、主變壓器效率和廠用電率影響，機組理論綜合效率、主變壓器效率從上面分析已知。但由于影響廠用電率的因素較多，特別是受電站機組發電電量和下網電量影響較大，根據電站投產運行數據分析，當電站發電量達到設計值50%以上，廠用電率（含主變壓器及一次設備損耗）為0.80%～0.85%。因此可計算出電站理論綜合效率（ηS’）應在 81.70%～82.75%之間，與電站實際的綜合效率82.18%接近。

表4 發電電動機效率試驗結果與合同保證值比較[8]Table 4 Comparison of efficiency test results and contract guarantee value of generator-motor

5 提高電站綜合效率的有效措施

影響電站綜合效率的因素較多且復雜，并存在一定的關聯性，下面結合洪屏抽水蓄能電站設計、機電設備選型、施工等特點進行分析。

5.1 電站上下水庫庫容大，調節能力強，機組長期運行在較高效率區

電站上水庫正常運行水位716～733m，調節庫容2031萬m3；下水庫正常運行水位163～181m，調節庫容3479萬m3，滿足4臺機組連續22h發電能力。電站投產運行以來，上、下水庫長期運行水位在726～732m、173～180m之間，水位變幅相對較小，保證了機組長期運行在較高效率區間。

5.2 機組設計、制造質量較好，機組效率高

電站主機設備選型較好，設計、制造質量高。盡管主機設備合同中水泵水輪機和電動發電機效率保證值均要求較高，但在主機廠家的精心設計、制造下，經過機組性能試驗檢測，水泵水輪機和電動發電機效率指標不僅完全滿足了合同保證值，并在機組額定運行水頭區域，水泵、水輪機效率均提高了0.5%左右，與可研設計值比較分別提高了2.20%和1.64%。

5.3 上水庫及引水系統設計、施工質量好，滲漏量遠小于設計值

針對上水庫斷層發育、庫盆面積大、滲透特性復雜等不利因素，上水庫采用分區復合防滲技術，有效解決了復雜水文地質條件下的防滲難題，上水庫實測滲漏量較設計值減少150L/s；兩條引水系統施工質量良好，實測滲漏量較設計值減少8.72L/s。因上水庫和引水系統滲漏量較設計值大量減少，致使電站每年多發電量約672萬kWh，電站綜合效率約提高了0.43%。

5.4 地下廠房防滲及照明設計合理，有效降低了廠用電率

針對電站地下水豐富特點，電站地下廠房區域采用了5層排水方案，形成了封閉的排水系統，對地下水形成了有效阻隔，生產期地下廠房最大總滲水量較設計值減少48.3L/s，每年可節省抽水電量近95萬kWh。電站照明全部改用LED照明，每年可節省照明用電約160萬kWh。僅此兩項節省廠用電率10%左右，節能效果明顯。

5.5 機組運行方式選擇合理

電站機組投產以來，每天根據調度負荷要求，合理選擇機組運行方式。如果調度安排負荷小于60萬kW，電站運行人員優先選擇不同流道的兩臺機機組運行，如1號和3號機組或2號和4號機組，可有效減少同一流道水頭損失，提高引水系統效率，并避免了同一流道雙機甩負荷風險。如果調度安排負荷大于60萬kW，則根據不同機組的水頭損失和機組運行效率特性曲線，合理選擇運行機組，從表1可知，機組優先啟動順序應為2、4、1、3號機組。由于電站上下水庫庫流域面積較大，能根據不同的季節，結合水情調度和機組負荷計劃安排，合理調節上下水庫的實際運行水位，盡量保證機組運行在額定水頭附近，確保水泵水輪機運行在高效率區。

6 結束語

洪屏抽水蓄能電站在建設期，充分考慮了電站投產后的節電、節水、節能等措施。盡管在建設過程中，可能會增加一些投入，但電站投產后，因電站綜合效率的提升，每年可為公司增加豐厚的效益。如果按電站設計年發電量17.43億kWh計算，電站綜合效率為82.18%，電站每年可節省抽水電量1.72億kWh，為公司節約購電成本5333萬元。因此，提高抽水蓄能電站綜合效率，符合國家綠色產業發展的要求，作為抽水蓄能電站建設、運營管理者，應充分挖掘抽水蓄能電站的潛力，創造更大的社會價值。