论常蓄混合式水电站

刘 恒，贺雨阳，刘新鹏

（1.新疆水利发展投资（集团）有限公司，新疆 乌鲁木齐 832000；2.天津市热力有限公司，天津 300070）

新疆电力系统是以火电为主的电源结构，火电装机容量严重过剩，环境压力大；新疆的风电、光电发展很快，存在弃风、弃光，风电、光电消纳困难，发展受阻的问题。天山北坡的河流都是典型的内陆季节性山溪性小河流，按常规水电站型式开发水电资源，都是中、小型水电站，而且多是小型水电站，对满足当前和将来大容量能源电力需求作用不大，对大规模区域电网调峰、能源革命、生态文明建设起不到重要作用。天山北坡由于当地资源特性，造成火电规模大，重化工产业密集，区域性环境污染问题严重，天山北坡实现碳达峰和碳中和难度很大。如果按照常蓄混合式水电站型式开发天山北坡众多山溪性河流的水电资源，可以降低抽水蓄能产业供给成本，对天山北坡电力系统优化电源结构、优化用电结构，稳定强化电网、平抑峰谷差，消纳风、光清洁能源、促进疆电高效率、高质量外送，促进新疆碳达峰和碳中和，推动以电力为核心的能源体系实现多种能源的高效转化和利用，建设区域性新型电力系统“源网荷储”综合枢纽平台发挥更加重要的关键性作用。

1 常蓄混合式水电站及装机容量、蓄能库容的确定

1.1 常蓄混合式水电站

在进行河流水电规划设计、开发时，或者老水库电站除险加固、增容改造时，充分利用水力发电水体的带能作用及其可逆性，将梯级水电站上下游两个水库用压力隧洞连接起来，利用部分库容作为抽水蓄能[1]日循环库容，在保持原有水库调节功能、常规水力发电机组工作容量规模的基础上融合抽水蓄能扩大装机容量，将部分机组设计成可逆式抽水蓄能机组，这样的水库电站可以充分利用自身水能条件增加装机规模，同时具有更大规模的常规水电站和纯抽水蓄能电站的全部功能。根据“源网荷储”各方面安全生产的需要适时适量及时转变角色，准确灵活的进行常规水力发电和抽水蓄能发电，从而保障电力系统电量容量的动态平衡、安全稳定运行。这样就形成了常规水电站与抽水蓄能电站为一体的混合式水电站，简称常蓄混合式水电站。这种水电站在理论界被称作混合式抽水蓄能电站，由于是在常规水库电站基础上拓展水力发电可逆性利用功能，常规水库电站原有的正向调蓄供水发电作用是主要基础功能，抽水蓄能逆向供水作用和填谷削峰电量容量转化保障作用是重要拓展功能，可以成为新水电开发、老水库电站改造主要开发运用模式，通过广泛的大规模运用，在新时代为实现碳达峰和碳中和、促进能源革命发挥关键性作用，故称常蓄混合式水电站。常蓄混合式水电站主机设备由常规水轮发电机组和抽水蓄能可逆式水泵水轮机电动发电机组组成，年发电量由常规径流发电电量和抽水蓄能转换发电电量两部分组成，丰水期一般以常规泄洪发电为主，枯水期一般以蓄能转换电能发电为主。由于利用了已有的上游、下游水库，只是增加了装机容量，有些电站距高比虽然较大，工程造价投资增加不多，而发电量和容量效益可以大幅度提高。常蓄混合式水电站汇集了常规水电站和纯抽水蓄能电站各自的优点，装机容量规模主要由水头和日调节蓄能库容以及地形条件决定，相对受径流量影响减小。全国联网、电网规模的扩大，用电质量要求的提高，用电量的增大，电网用电对装机容量规模希望越大越好，这样工程设计更加简便。常蓄混合式水电站装机规模虽然增大，运行发电设备年利用小时数仍然高于同等规模的常规水电站或纯抽水蓄能电站，经济技术指标明显优化。我国抽水蓄能事业起步，就是从投资省、方便建设的常蓄混合式水电站开始探索实践的。我国最早投产的3 座抽水蓄能电站岗南、密云、潘家口水电站都是常蓄混合式水电站，潘家口水电站属于大型常蓄混合式水电站、总装机容量42 万kW。这些水电站长期的运行实践和经验教训为我国抽水蓄能技术发展积累了宝贵经验，也充分证明了常蓄混合式水电站的优越性。

1.2 常蓄混合式水电站装机容量、蓄能库容的确定

常蓄混合式水电站总装机容量=常规机组装机容量＋抽水蓄能可逆式机组装机容量。

常规机组装机容量按常规水电站规划设计的工作容量、季节容量确定规模，保持水库原有的调节性能和发电功能[2]。老水库电站改造只需保留原常规机组装机容量，增加蓄能机组装机容量即可。

蓄能机组装机容量按照水泵运行状态抽水所需功率确定规模，根据其设计抽水流量及日运行小时数确定蓄能库容。常蓄混合式水电站最大发电容量按照总装机容量控制运行，最大发电流量为常规机组额定流量与蓄能机组发电额定流量之和。

确定常蓄混合式水电站蓄能装机容量、库容：

根据新疆电网日峰平谷时段划分确定抽水填谷运行时间和蓄能库容：

高峰时段：10：00～13：00，19：30～00：30 （8 h）；

平时段：08：30～10：00 ，13：00～19：30（8 h）；

低谷时段：00：30～08：30（8 h）。

我国东西最大时差3 h，各地区峰平谷时段出现从东向西逐渐推迟。

常蓄混合式水电站按蓄能机组容量低谷时段满负荷填谷运行8 h 抽取的水量就是蓄能库容，也是最大蓄能库容。调峰发电按照常规机组和蓄能机组总容量在早上和晚上高峰时段8 h 内变化运行。

蓄能机组装机容量：水泵运行状态抽水所需功率计算公式

蓄能库容：日蓄能库容计算公式

V蓄—水库蓄能库容/万m3；

N—水泵水轮电动发电机组输出功率/kW；

H—抽水扬程，近似于发电水头/m；

Q抽—水泵抽水流量/m3/s；

η—水泵效率，约为85%～93%，取值0.89。

按照以上公式可以计算绘制出中高水头、中小型常蓄混合式水电站蓄能装机容量、库容、水头关系表和曲线图，见图1、表1。计算绘制出高水头、大型常蓄混合式水电站蓄能装机容量、库容、水头关系表和曲线图，见图2、表2。

表1 中高水头、中小型常蓄混合式水电站蓄能装机容量、库容、水头关系表

表2 高水头、大型常蓄混合式水电站蓄能装机容量、库容、水头关系表

图1 中高水头、中小型常蓄混合式水电站蓄能装机容量库容关系曲线

图2 高水头、大型常蓄混合式水电站蓄能装机容量库容关系曲线

2 采用常蓄混合式水电站开发的思路和方案

玛纳斯河是天山北坡流入准噶尔盆地最大的河流，玛纳斯河流域位于天山北坡经济带中心地带，地缘优势显著。玛纳斯河干流山区按照常规式水电专业规划，肯斯瓦特水利枢纽以上河段规划有呼斯台、喀拉萨依、哈熊沟3 座高水头梯级水库电站，总装机容量39.5 万kW，年总发电量11.95 亿kW·h，总投资34.33 亿元。

2.1 融合抽水蓄能增容按三级开发形成优化方案1

融合抽水蓄能按三级增容开发，原规划3 座梯级水库电站中的两座中坝日调节中型水库需要加高坝体、增加相应蓄能调峰库容，3 座梯级水库电站都要增加发电洞压力管直径、水道断面积，土建工程按蓄能电站厂房（内置常规机组）、尾水设计。呼斯台水电站常规水轮发电机组装机容量18 万kW、抽水蓄能可逆式机组装机容量为120 万kW，总装机容量138 万kW。喀拉萨依水电站常规水轮发电机组装机容量12.5 万kW、抽水蓄能可逆式机组装机容量为90 万kW，总装机容量102.5 万kW，独立运行需要加高坝体、增加蓄能库容841 万m3。哈熊沟水电站常规水轮发电机组装机容量9 万kW、抽水蓄能可逆式机组装机容量为60 万kW，总装机容量69 万kW，独立运行需要加高坝体、增加蓄能库容870 万m3。3 座梯级水库电站常规水轮发电机组规模保持原规划39.5 万kW，抽水蓄能可逆式机组扩大装机容量为270 万kW，总装机容量309.5 万kW增加684%，常规发电量由11.95kW·h 增加到17.07 kW·h、增长42.8%，蓄能发电量40.5 kW·h、年总发电量57.57 亿kW·h、增加382%，消纳风电、光电、电网低谷电量57.24 亿kW·h，虽然距高比较大，单位kW、单位电能造价和其他技术经济指标会更加优化。3 座梯级水电站最大发电流量由61.8 m3/s增加到451 m3/s，出库水量除去生态基流、排沙流量、一般洪峰流量可以全部用于常规发电[3-5]。

2.2 融合抽水蓄能按二级开发形成优化方案2

融合抽水蓄能原规划3 座梯级水库电站也可以优化为二级开发，玛纳斯河哈熊沟下游红沟河段河床与河岸有700 m 的高差，可以将喀拉萨依水电站和哈熊沟水电站合并为一级开发，喀拉萨依水电站和哈熊沟水电站合并为一座水库、一个电站，可以集中利用水头为460 m，喀拉萨依中水电站常规水轮发电机组装机容量21.5 万kW、抽水蓄能可逆式机组装机容量为150 万kW，总装机容量171.5 万kW，独立运行需要加高坝体、增加蓄能库容852.5 万m3。常规发电量由6.68 亿kW·h 增加到8.6 亿kW·h、增长28.7%，增加蓄能发电量22.5 亿kW·h，年总发电量31.1 亿kW·h、增加466%。消纳风电、光电、电网低谷电量31.8 亿kW·h。呼斯台水电站按方案1 不变，二级开发总装机容量309.5 万kW。这样优化有利于保障减流河段生态基流，梯级开发更加经济高效，喀拉萨依水电站和哈熊沟水电站合并为一级开发，总装机容量不变，虽然距高比较大，减少一座中型大坝、一座调压井、一座厂房尾水池，建设投资、运行维护成本进一步降低。

3 常蓄混合式水电站的优势

常蓄混合式水电站克服了常规水电站以及纯抽水蓄能电站局限性，拓展了他们的优势，综合效益价值增值显著，水能利用、水资源配置更加充分高效。

3.1 中、小型河流，常规中、小型水库电站条件也可以建设大、中型常蓄混合式水电站

按照常规式水电站的规划设计方法，装机规模在一定的水头条件下、主要由年径流量决定，一般情况下，大、中型河流可以建设大、中型水电站，中、小型河流只能建设中、小型水电站[6]。按照常蓄混合式水电站规划设计方法，装机规模主要由水头、日调节库容决定，中、小河流也可以建设大、中型的常蓄混合式水电站。河流季节性越强越需要开发常蓄混合式水电站，使季节性较强、经济技术指标不太好的水电资源也具有开发价值。常蓄混合式水电站的上下库、压力输水道、可逆式水泵水轮机电动发电机等工程设备组成一座完整的可逆式供水系统，在一条河流上按常蓄混合式水电站梯级开发或改造水库电站，还可以实现流域内上下游水量的逆分配；水量丰富的下游也可以向水量小、缺水的上游逆向补水，这种功能意义更加重要，可以深入研究。建设一座常蓄混合式水电站，相当于建设一座更大规模的常规水电站、一座纯抽水蓄能电站[7]，一座可以逆向供水的大型扬水站，一举多得、一役而多役济。

3.2 解决常规式水电开发中的问题

以往的水电开发中，为了更多地利用季节性电能，规划、设计常规水电站的装机规模越来越大，造成水电站的年利用小时数降低，枯水期水电站机组容量大量闲置，在汛期仍然会失去调峰能力。把水电站部分季节容量和全部备用容量设计成抽水蓄能可逆式机组，扩大总装机容量，泄洪发电能力增强而减少水库弃水多发电，枯水期抽水蓄能发电，克服了常规水电站因季节性容量增加，发电年利用小时数降低的问题。汛期增加调峰能力，使水电站丰水期发电量增加的同时，低谷发电量减少、高峰发电量增加，优质电能增加，既增加电能电量效益又增加电力填谷削峰容量效益。还可以减少常规机组台数，节约投资、并节省运行维修成本，潘家口水电站只安装一台15 万kW 常规机组就实现了常规正向水能利用。

3.3 解决防洪安全与发电兴利的矛盾，提高洪水的资源化利用

常蓄混合式水电站扩大了装机容量，水电站的发电泄洪能力增大，有利于重新研究提高汛限水位增加运行水头，提高了季节性水量及洪水电能的利用率，有利于减小下游洪水危害、化灾为利，提高洪水的资源化利用程度。有利于水库防洪安全并减轻高速水流对泄洪设施的冲刷磨损破坏，减少运行维护费用。有利于水库合理安排冲沙、泄洪，有效解决安全泄洪与蓄水发电的矛盾。对于多沙河流、高水头水电站，常蓄混合式水电站扩大装机规模，减少机组台数，单机容量增大，机组转速降低，有利于减轻机组泥沙磨损。

3.4 降低抽水蓄能成本、扩大综合利用功能和效益

纯抽水蓄能电站是在水源条件满足的情况下，需要建造专用的上下水库，必须有较高的水头才能建设，一般纯抽水蓄能电站的经济水头在300～600 m，为降低造价、要求距高比必须越小越好，国外一般要求距高比L/H＜4～10，国内要求距高比L/H＜5.8～11.6、水头低于100 m 则不建抽水蓄能电站。这样，纯抽水蓄能电站的建设选址就受到一定的限制。纯抽水蓄能电站专用的上下库及库盘防渗使得造价投资、运行维护成本都比较高，一定程度上增加了电网应用抽水蓄能技术的成本。纯抽水蓄能电站自身不产出电能、完全依附电网，每天运行规律基本是一样的，运行方式主要为日循环，以日调节削峰填谷运行为主。常蓄混合式水电站只要调节库容满足，距高比可以适当放大，高、中、低水头，大、中、小型规模都可以建设；既可以自身产出电能，又能将电力系统低谷容量转移为高峰容量；还可以利用上游控制性大型水库进行多年调节、年调节、季调节、月调节、周调节、日调节，充分发挥日、周、月、季、年、多年循环等多种循环周期运行方式的作用。利用已建成或已规划水库电站建设常蓄混合式水电站，可以充分利用原有的工程、设备、人员、道路、勘测资料等条件，不需要全库盘防渗，不改变与电力系统的联系并升级改造，基本不增加生产管理人员，征地、移民、环保、入网手续容易办理，实现抽水蓄能低成本高质量快速发展。

4 结论

上善若水，水利万物而不争，常蓄混合式水电站对于“源网荷储”各个环节，无论在时间上还是空间上只做对电网、其他类型电源、用电户、用水户有利的事，常蓄混合式水电站全面具备水的优秀品质。常蓄混合式水电站型式的开发模式有资格、有条件成为今后水电资源开发利用的主要开发方式。我国是多山国家，不缺乏大小河流、山川沟壑、峡谷落差，无论是老水库电站改造，还是新水库电站开发，采用常蓄混合式水电站型式开发水电资源与其他清洁能源相配套，由风、光、常规水电等清洁能源主要满足电力系统增长的电量数量需求，由常蓄混合式水电站、纯抽水蓄能电站主要满足电网不断增长的安全稳定电力容量需求。这样，在实现可再生清洁能源逐步替代化石能源、促进绿色低碳可持续发展的同时，保证新型电力系统安全稳定运行，充分发挥“源网荷储”一体化综合枢纽平台作用。一个由上下游衔接常蓄混合式梯级水库电站群组成的流域河道就是一条双向水流、电流高速公路和优质航道，可以在流域内上下游、跨流域跨区域灵活高效配置水、电、运输资源，为新时代稳妥实现碳达峰、碳中和，促进地方、流域、区域、国家水资源、水生态、水环境、水灾害等水问题的空间均衡、系统治理发挥重要作用。