江西洪屏抽水蓄能电站综合效率分析

杨洪涛

（江西洪屏抽水蓄能有限公司，江西省靖安县 330603）

0 引言

抽水蓄能电站综合效率是反映抽水蓄能电站的重要能效指标[1]。一般情况下，抽水蓄能电站设计综合效率在75%左右，就是常说的“4度换3度”[2]。近几年，随着抽水蓄能技术的发展和电站调峰、填谷作用的发挥，大型抽水蓄能电站综合效率有了明显提高。笔者统计了全国20余座抽水蓄能电站2017年度电站综合效率，平均值为78.63%，其中洪屏抽水蓄能电站为最高，达到了82.18%，最低的仅为72.92%，二者之间差距较大。由于影响抽水蓄能电站综合效率的因素较多，且较为复杂，因此，本文将结合洪屏抽水蓄能电站实际参数和运行指标对电站和机组的综合效率进行系统分析，探讨提高抽水蓄能电站综合效率的有效措施。

1 电站基本特性[3]

洪屏抽水蓄能电站位于江西省靖安县境内，紧靠江西省用电中心。电站规划装机容量2400MW，分两期开发建设。电站一期装机容量1200MW，安装4台单机功率300MW的立轴混流可逆式机组，以一回500kV线路接入梦山变电站，为周调节抽水蓄能电站。电站设计年发电量17.43亿kWh，年抽水用电量22.93亿kWh，综合效率76%。2016年12月，电站4台机组全部投产。

1.1 水力特性参数

洪屏抽水蓄能电站上水库总库容2960万m3，调节库容2031万m3，水位变幅17m；下水库总库容6163万m3，调节库容3479万m3，水位变幅18m。引水系统采用一洞两机的布置方式，引水系统长 1369.50～1400.60m，其中钢衬长度918.9～887.8m，引水隧洞洞径6.0～5.2～4.8～4.4m、支洞洞径3.0m。尾水系统采用两机一洞布置方式，尾水系统长1227.8～1277.3m，尾水管（支洞）洞径4.4m，尾水隧洞洞径6.5m。

1.2 水泵水轮机参数

水泵水轮机型式为立轴单级混流可逆式，水轮机容量为306MW，水泵最大入力309MW，额定水头540m，额定转速500r/min，额定发电流量62.09 m3/s，水轮机工况加权平均效率合同保证值不小于92.13%，水泵工况加权平均效率合同保证值不小于93.19%。

1.3 电动发电机参数

电动发电机型式为立轴、三相、空冷、伞式可逆式同步电动发电机，发电工况额定容量300MW，电动工况额定容量325MW，发电电动机额定电压18kV，额定功率因数（发电/电动工况）0.9（滞后）/0.975（超前），发电机工况加权平均效率合同保证值不小于98.70%，电动机工况加权平均效率合同保证值不小于98.94%。

1.4 主变压器参数

电站主变压器型号为SSP-360000/500的三相双圈强油循环水冷、高压侧带无励磁分接开关的铜绕组升/降压电力变压器，额定电压525kV±2×2.5%/18kV，变压器空载损耗≤140kW，负载损耗≤870kW，效率99.719%（合同保证值）。

2 影响抽水蓄能电站效率因数分析

2.1 从电量因素分析

抽水蓄能电站在发电工况下，将水能经过上水库、引水系统，由水泵水轮机将其转换为机械能，带动发电机进行发电，机端电量经过主变压器、开关站，形成上网电量；在抽水工况下，将下网电量经过开关站、主变压器输送到电动机侧，然后电动机将电能转换为机械能，通过水泵将下水库的水能经过尾水系统、蜗壳、引水系统抽至上水库蓄能。

根据抽水蓄能电站的运行原理，抽水蓄能电站能量流向如图1 所示。在抽水工况时，其能源流向为：电能→机械能→水位体能；在发电工况时，其能源流向为：水位体能→机械能→电能。在能量的转换过程中，能量损耗主要表现在势能→电能能量损失、电能→势能能量损失、主变压器损耗和厂用电消耗[4]。

因此，一般情况下，电站综合效率和机组综合效率可用式（1）、式（2）进行计算。

对于上水库库容较大，且又有天然来水的抽水蓄能电站，在计算电站和机组实际综合效率时，应考虑上水库年初、年末的库容差、天然来水量、上水库蒸发量及渗漏量、引水系统渗漏量等因素影响，将上述各因素影响导致的上水库水量变化除以发电工况额定耗水率，即可得到Δ发电量，该值可能为正值，也可能为负值。因此，电站实际发电量应为：

将上述实际发电量替换式（1）、式（2）中的上网电量和机组发电量即可得到电站和机组实际综合效率。

图1 抽水蓄能电站的能量流向Figure 1 Eergy flow on pumped storage power station

2.2 从损耗因素分析

在机组发电、抽水能量转化中，水能损失主要包括上库的蒸发渗漏量、输水系统的水头损失、渗漏损失等，电量损失主要包括主变压器损耗、直接厂用电、励磁损耗等，能量转化损失主要包括水泵水轮机和电动发电机损失。发电和抽水能效影响分析如图2和图3所示。

图2 发电工况能效影响分析Figure 2 Analysis on the effect of energy efficiency in generation

对于上水库的蒸发量与天然来水量与上水库选址相关，一般可以按设计提供值考虑；上水库坝体渗漏、上水库天然渗漏和水道渗漏与设计和施工因素相关，可以通过相关试验、监测进行测量；前面几种因素的影响可通过水量折算成Δ发电量，直接体现到机组发电量、上网电量中。

图3 抽水工况能效影响分析Figure 3 Analysis on the effect of energy efficiency in pumping

直接厂用电主要与电站机电设备选型和机组发电、抽水启动次数和运行时间相关，主要由固定荷载和动态荷载两部分组成。固定荷载主要包括电站照明、通风、空调、排水、消防、直流等公用荷载，动态负载则是与机组启动和运行相关的负荷，主要包括机组技术供水、冷却油泵、高压油减载等机组自用荷载。抽水蓄能电站厂用电率可用式（4）计算：

从各系统损耗因素考虑，在发电工况时，水头损失、水轮机损失、发电机损失（励磁损耗一般包含在发电机损耗中）是直接影响机组发电效率的主要因素；在水泵工况时，电动机损失、水泵损失、水头损失是直接影响机组抽水效率的主要因素。机组总的转换效率则是机组发电效率和抽水效率的乘积。机组发电和抽水工况效率可分别表示为：

其中：ηfd为发电机效率，ηfs为水轮机效率，ηfh为发电工况引水系统效率；ηpd为电动机效率,ηps为水泵效率，ηph为抽水工况引水系统效率。

因此，电站和机组的理论综合效率可用式（7）、式（8）进行计算：

其中：ηF为机组发电效率，ηP为机组抽水效率，ηT为主变压器效率，ηC为厂用电率。

上面分别从不同的角度得出了机组和电站综合效率的计算公式，式（1）、式（2）是一种最直接的方式，但前提是已知机组发电量、抽水电量和电站上网电量、下网电量。式（7）、式（8）反映的是电站生产环节中能量损耗，主要是从电站水工和机电设备特性来分析。从理论上讲，两种不同方式计算的结果应相近。

3 电站实际综合效率分析

3.1 2017年运行数据分析

洪屏抽水蓄能电站2017年全年机组发电量130712万kWh（机端侧），机组抽水电量156019万kWh（机端侧）；电站上网电量129522万kWh（500kV出线关口侧），电站下网电量157269万kWh（500kV出线关口侧）。在不考虑电站上水库年初、年末库容差、天然径流量和渗漏对机组和电站综合效率影响的情况下，根据式（1）～式（3）计算得出：

机组综合效率（ηg）= 83.78%

电站综合效率（ηs）= 82.36%

电站厂用电率（ηc）= 0.85%

（含主变压器损耗及其他一次损耗）

3.2 Δ发电量影响分析

3.2.1 上水库年初、年末水位影响

电站2017年1月1日00:00上库水位727.71m，2017年12月31日24:00上库水位730.76m，水位差3.05m。根据上水库库容曲线可知，上水库水位727.71m时，对应库容为1811万m3；上水库水位730.76m时，对应库容为2234万m3，上水库年初与年末库容量差约423万m3。

3.2.2 上水库天然来水量与蒸发量

根据设计资料，电站上水库库区总控制流域面积为6.67 km2，多年平均降雨量1631mm，多年平均来水量672万m3，年平均蒸发量约为52万m3。2017年电站上水库区域年降雨量为1815mm，较多平均降雨量多11.28%。因此，2017年电站上水库天然来水量可以按比多年平均来水量多12%考虑，即为753万m3，扣除蒸发量，则上水库实际天然来水量为701万m3。

3.2.3 渗漏量

通过安全监测数据可知，电站上水库平均渗漏量约为20L/s，两条引水系统渗漏量分别为1.74L/s、1.54L/s，因此年总渗漏量约为73万m3。

3.2.4Δ发电量

从上分析可知，2017年电站上水库天然来水量与上水库年初、年末库容差、渗漏量相差值约为204万m3。按机组额定发电流量为62.09 m3/s计算，Δ发电量为 -275万kWh。

因此，机组实际应发电量130437万kWh，电站实际上网电量应为129247万kWh。根据式（1）、式（2）计算得出：

机组实际综合效率（ηg）= 83.60%

电站实际综合效率（ηS）= 82.18%

4 电站各系统损耗对综合效率影响分析

前面根据电站实际发电量和用电量得出了机组和电站实际综合效率。下面根据电站实际参数和相关试验数据来计算、分析各系统损耗对电站综合效率的影响，并计算出电站和机组的理论综合效率。

4.1 水头损失分析

引水发电系统的水头损失由局部水头损失和沿程损失组成，其分别由式（9）、式（10）计算[5]：

其中，g为依据规范查得有关损失系数，A、Q分别为引水管道断面面积和流量，n、L、R分别为引水管道糙率、长度、水力半径。

总水头损失为：

根据电站水力参数，引水发电系统水头损失计算结果见表1[6]。

因此，引水系统效率分别为：

发电工况引水系统效率（ηfh）= 98.46%

抽水工况引水系统效率（ηph）= 98.96%

4.2 水泵水轮机效率分析

根据电站实际运行情况，分别在水轮机工况和水泵工况选择 2 个电站运行最多的净水头进行效率测量。在水轮机工况，每个净水头下测量6个不同的负荷工况（50%、60%、70%、 80%、90%、100%），具体测量数据与合同保证值见表2、表3。

测量结果显示，在540m测量水头，最优效率产生在90%负荷下，最优效率值为 93.45%；在545m测试水头下，最优效率产生在100%负荷下，最优效率值为93.26%。在水泵工况，在556m测量水头下，最优效率为93.93%；在564m测量水头下，最优效率为93.56%。

考虑对应试验水头的加权因子，水轮机工况效率为92.40%，对应合同保证值为92.13%；水泵工况效率为93.64%，对应合同保证值为93.19%。因此，电站水轮机和水泵工况效率值：

表1 水头损失计算结果Table 1 Calculation results of head loss

水轮机效率（ηfs）= 92.40%

水泵效率（ηps）= 93.64%

4.3 发电电动机机效率分析

根据电站发电电动机效率试验结果，发电电动机效率与合同保证值对比见表4。发电电动机效率中已经将励磁系统损耗考虑在其中。因此，电站发电机和电动机效率值分别为：

发电机效率（ηfd）= 98.72%

电动机效率 （ηpd）= 99.00%

表2 水轮机效率试验结果与合同保证值比较[7]Table 2 Comparison of hydraulic turbine efficiency test results with contract guarantee value

表3 水泵效率试验结果与合同保证值比较Table 3 Comparison of pump efficiency test results with contract guarantee value

4.4 主变压器效率分析

根据主变压器出厂试验数据，主变压器在额定分接下空载损耗为123.22kW，负载损耗为867.82kW，因此可计算出主变压器实际效率（ηT）为 99.72%。

4.5 机组和电站理论综合效率

在对各系统损耗分析基础上，得出了引水系统、水泵水轮机、发电电动机和主变压器的效率，将相关数据代入式（7）即可计算出机组理论综合效率（ηg’）在82.39%，与机组实际的综合效率（ηg）83.60%接近。二者之间存在误差的主要原因是受水泵水轮机运行效率和机组运行工况影响。

从式（8）可知，电站理论综合效率主要受机组理论综合效率、主变压器效率和厂用电率影响，机组理论综合效率、主变压器效率从上面分析已知。但由于影响厂用电率的因素较多，特别是受电站机组发电电量和下网电量影响较大，根据电站投产运行数据分析，当电站发电量达到设计值50%以上，厂用电率（含主变压器及一次设备损耗）为0.80%～0.85%。因此可计算出电站理论综合效率（ηS’）应在 81.70%～82.75%之间，与电站实际的综合效率82.18%接近。

表4 发电电动机效率试验结果与合同保证值比较[8]Table 4 Comparison of efficiency test results and contract guarantee value of generator-motor

5 提高电站综合效率的有效措施

影响电站综合效率的因素较多且复杂，并存在一定的关联性，下面结合洪屏抽水蓄能电站设计、机电设备选型、施工等特点进行分析。

5.1 电站上下水库库容大，调节能力强，机组长期运行在较高效率区

电站上水库正常运行水位716～733m，调节库容2031万m3；下水库正常运行水位163～181m，调节库容3479万m3，满足4台机组连续22h发电能力。电站投产运行以来，上、下水库长期运行水位在726～732m、173～180m之间，水位变幅相对较小，保证了机组长期运行在较高效率区间。

5.2 机组设计、制造质量较好，机组效率高

电站主机设备选型较好，设计、制造质量高。尽管主机设备合同中水泵水轮机和电动发电机效率保证值均要求较高，但在主机厂家的精心设计、制造下，经过机组性能试验检测，水泵水轮机和电动发电机效率指标不仅完全满足了合同保证值，并在机组额定运行水头区域，水泵、水轮机效率均提高了0.5%左右，与可研设计值比较分别提高了2.20%和1.64%。

5.3 上水库及引水系统设计、施工质量好，渗漏量远小于设计值

针对上水库断层发育、库盆面积大、渗透特性复杂等不利因素，上水库采用分区复合防渗技术，有效解决了复杂水文地质条件下的防渗难题，上水库实测渗漏量较设计值减少150L/s；两条引水系统施工质量良好，实测渗漏量较设计值减少8.72L/s。因上水库和引水系统渗漏量较设计值大量减少，致使电站每年多发电量约672万kWh，电站综合效率约提高了0.43%。

5.4 地下厂房防渗及照明设计合理，有效降低了厂用电率

针对电站地下水丰富特点，电站地下厂房区域采用了5层排水方案，形成了封闭的排水系统，对地下水形成了有效阻隔，生产期地下厂房最大总渗水量较设计值减少48.3L/s，每年可节省抽水电量近95万kWh。电站照明全部改用LED照明，每年可节省照明用电约160万kWh。仅此两项节省厂用电率10%左右，节能效果明显。

5.5 机组运行方式选择合理

电站机组投产以来，每天根据调度负荷要求，合理选择机组运行方式。如果调度安排负荷小于60万kW，电站运行人员优先选择不同流道的两台机机组运行，如1号和3号机组或2号和4号机组，可有效减少同一流道水头损失，提高引水系统效率，并避免了同一流道双机甩负荷风险。如果调度安排负荷大于60万kW，则根据不同机组的水头损失和机组运行效率特性曲线，合理选择运行机组，从表1可知，机组优先启动顺序应为2、4、1、3号机组。由于电站上下水库库流域面积较大，能根据不同的季节，结合水情调度和机组负荷计划安排，合理调节上下水库的实际运行水位，尽量保证机组运行在额定水头附近，确保水泵水轮机运行在高效率区。

6 结束语

洪屏抽水蓄能电站在建设期，充分考虑了电站投产后的节电、节水、节能等措施。尽管在建设过程中，可能会增加一些投入，但电站投产后，因电站综合效率的提升，每年可为公司增加丰厚的效益。如果按电站设计年发电量17.43亿kWh计算，电站综合效率为82.18%，电站每年可节省抽水电量1.72亿kWh，为公司节约购电成本5333万元。因此，提高抽水蓄能电站综合效率，符合国家绿色产业发展的要求，作为抽水蓄能电站建设、运营管理者，应充分挖掘抽水蓄能电站的潜力，创造更大的社会价值。