抽水蓄能电站水能设计.docx

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1、抽水蓄能电站水能设计初期建设的抽水蓄能电站采用水轮机与水泵分开布置，后来随着水力机械制造技术的进步，逐步采用可逆式机组（发电电动机一一水泵水轮机组），最早采用可逆式机组的是西班牙于1929年建成的乌尔迪塞托抽水蓄能电站，该电站装机容量7.2MW,最大扬程420m。20世纪60年代以后，抽水蓄能电站大量采用可逆式机组，目前单级水泵水轮机的最大扬程已达778m（日本葛野川电站），最大单机容量已达475MW（美国的腊孔山电站）。世界抽水蓄能电站迅速发展的主要原因归纳起来有以下几点。（1）电力负荷迅速增长，特别是用电结构的变化，使负荷率下降，高峰负荷与低谷负荷差距加大，要求有更多的运行灵活的电站来承担

2、调峰任务。而一些国家和地区可供经济开发的常规水电已开发殆尽，不能满足电力系统安全、经济运行需要。（2）普通火电机组参加调峰运行技术上难以完全适应电力负荷急剧而频繁变化，频繁大幅度变出力运行容易引起故障，增加检修维护费用，同时机组效率降低，能耗增加，也加大了运行费用。而专门设计的用来担任调峰运行的所谓尖峰火电机组制造技术复杂，价格昂贵，运行成本高。（3）新型高参数大容量火电机组大量投入，核电站日益增多，从安全和经济的角度出发都要求这些机组尽可能在高效率区稳定运行。抽水蓄能电站正好能配合这些电站联合运行，既可提高电力系统的运行可靠性，又能降低电力系统运行成本，经济效益和社会效益明显。（4）随着科学

3、技术的进步，机组制造水平不断提高，高扬程、大容量可逆式机组得到广泛应用。而扬程高、水头大，相应的调节库容、输水道直径、机组和厂房尺寸都可以大为减小，工程造价随之降低，单位千瓦投资接近或低于火电。同时与常规水电相比，抽水蓄能站具有发电调节水量少、水库规模小淹没损失小、外协问题较易处理、施工导流不复杂等优点。并且可供选择的站址较多，有可能找到建设条件优越的站址。（5）由于实行分时电价，高峰、低谷电价差距逐步拉大，抽水蓄能电站可以做到低价进（指抽水购电）高价出（指发电售电），财务上有优势。特别是从电网公司整体利益出发，抽水蓄能电站可以为电力系统获得数量可观的静态效益和动态效益，足可抵偿电站建设及运行

4、资金支付和弥补抽水蓄能在能量转换过程中造成的损耗。（6）有的国家所处地理位置优越，国内又有丰富的建设条件和优良的抽水蓄能站址，建设抽水蓄能电站吸收邻国低谷廉价电力，向国外出售高峰电力，提供调频、调相、旋转备用等服务，从中获得可观利润。即为了经济目的而开发抽水蓄能电站。1.3抽水蓄能电站的开发方式和分类1.3.1 按上水库调节水量来源分1 .纯抽水蓄能电站纯抽水蓄能电站上水库没有天然入库径流，其发电用水量（包括发电调节水量、蒸发损失及渗漏损失）与抽水量基本相等，蓄能发电所需全部调节水量在上、下水库中循环使用。电站本身不直接生产电能，只改变电力系统电能在时间上的分配，如图1.4所ZjsO图1.4纯

5、抽水蓄能电站示惹图2 .混合式抽水蓄能电站混合式抽水蓄能电站上水库有一定天然入库径流，其发电用水量大于抽水量，电站的发电总量由两部分组成，一部分为由电网低谷电能转换成的高峰电能，另一部分为利用上水库入库径流所发出的电能。此类电站通常由常规水电站加装抽水蓄能机组改建而成。一般是因为该常规水电站的调节水库承担综合利用任务，例如除了发电以外尚有灌溉、航运等任务，发电运行方式受到一定的限制。为了充分发挥电站的调峰作用，加装抽水蓄能机组，将其改建成混合式抽水蓄能电站，例如岗南混合式抽水蓄能电站。另外当天然径流年内分配不均匀性很大，水库调节容量有限时，为了充分利用丰水期径流发电，加装抽水蓄能机组，丰水期常

6、规和蓄能机组同时发电，增加季节性电能，枯水期利用蓄能机组抽水发电，提高枯水期供电能力，例如潘家口混合式抽水蓄能电站，如图1.5所示。图1.5混合式抽水蓄能电站示意图3 .非循环式抽水蓄能电站当上水库位于两条河流的分水岭，分水岭两边河谷具有不同的高差，且高差小的一边有足够的天然径流来源。可在高差小的一边建下水库或取水口，设置抽水站，在分水岭建上水库，同时在另一边建常规水电站，将下水库的水抽到上水库，再通过常规水电站放到其下游发电。这样从下水库抽上来的水量不再返回下水库，而是流到另一条相邻河流。这是跨流域引水发电的一种特殊方式。由于抽水扬程小于发电水头，因而也是一种有利的开发方式。例如，奥地利赖斯

7、采克抽水蓄能电站，最大抽水扬程为1070m,最大发电水头为1773m,最大抽水功率为18MW,最大发电出力为67MW。其具体布置如图1.6所示。图1.6非循环式抽水蓄能电站示意图1.3.2按调节周期分1 .日调节抽水蓄能电站承担调节一昼夜电力负荷不均匀任务，其上、下水库水位变化的循环周期为一日的抽水蓄能电站。电力系统日负荷曲线是变化的，如图1.7(a)所示，夜间负荷减少，要求电力系统减少电力供应，迫使火电厂降低出力运行，这对火电厂运行是不利的。日调节抽水蓄能电站此时抽水，增加电力需求，也就是提高火电厂的低谷负载率，避免压负荷运行，改善火电厂的运行条件。次日负荷需求增大时，日调节抽水蓄能电站改为

8、发电运行，又可增加电力系统负荷高峰时的供电能力。图1.7日、周调节抽水蓄能电站运行方式示意图(a)日调节；(b)周调节2 .周调节抽水蓄能电站承担调节一周内电力负荷不均匀任务，其上、下水库水位变化的循环周期为一周的抽水蓄能电站。每日仍抽水和发电一次，只是周末负荷低落时抽水时间加长，储蓄更多电能，以增加下周工作日电力供电能力，如图1.7(b)所示。3 .季调节抽水蓄能电站承担调节年内丰、枯季节之间电力负荷不均匀任务，其上下水库水位变化的循环周期为一年，但主要是抽蓄汛期水量的抽水蓄能电站。此类电站要求上水库调节库容必须能够调节枯水季节发电所需水量，因而所需库容较大。通常可不建下水库，只要具备取水条

9、件即可(同时承担日调节任务者除外)。此类电站在常规水电站较多且调节性能较差，季节性电能较多，或弃水电量较大的情况下建设较为有利。例如目前福建省水电比重达50%,多数水电站调节性能较差，季节性电能和弃水电量都比较大，华东勘测设计研究院在该省进行抽水蓄能电站选点普查时，找到了3个季调节抽水蓄能站址，其中高峰抽水蓄能电站是建设条件较好的。正如福建省高峰抽水蓄能电站专题研究报告中提出，高峰抽水蓄能电站具有以下优点：下水库位于富屯溪上，其集水面积大，丰水期有充沛水量可供抽水；上水库库容大，水头较高，电站蓄能电量较多；下游有已建的千岭、沙溪口、水口等梯级水电站，高峰电站的建成相当于为这些电站增加了一个库容

10、较大的上游龙头水库，减少了这些电站的汛期弃水，增加了这些电站的保证出力和枯水期发电量，因而是十分有利的。另外我国已建的西藏羊卓雍湖抽水蓄能电站，也属季调节抽水蓄能电站。其上水库利用总库容为150亿?（相应湖水位4440.5m）的羊卓雍湖，从雅鲁藏布江取水。之所以采用抽水蓄能方案是出于羊卓雍湖流域面积较小（仅6100km2）,为确保湖区生态平衡，保护羊卓雍湖水位不再持续降低，并利用羊八井地热电厂夜间剩余电能。1.3.3按机组配置方式分1 .四机分置式电站机组由电动机、水泵、水轮机、发电机组成，抽水机组与发电机组分开布置。这是早期发展的纯抽水蓄能电站所采用的机组组合形式。由于厂房布置复杂，工程投资

11、大，逐步被淘汰。此方式因水泵和水轮机分开布置，便于使水泵、水轮机都按最佳效率运行。例如，奥地利赖斯采克抽水蓄能电站，采用的就是四机式布置，最大发电水头1773m,最大扬程1070m,为年调节电站，发电最大功率为67MW,抽水最大功率为18MW,首台机组于1957年建成投产。2 .三机串联式电站机组中的电动机与发电机合并为一个电机，蓄能机组由发电电动机、水泵、水轮机组成，电机与水轮机及水泵串联在一根轴上。对于小型机组可采用横轴布置，水泵和水轮机分别布置在电机的两侧。对于大型机组，通常采用立轴布置，水泵装在水轮机下面，发电工况运行时，通过联轴器脱开水泵运行。前述羊卓雍湖抽水蓄能电站即为此种型式。图

12、1.8为立轴三机式机组布置图。图1.8三机串联式抽水蓄能机组3 .二机可逆式电站的水泵和水轮机合并为一套水力机械，使蓄能机组进一步简化为水泵水轮机和发电电动机组合。这样反击式水轮机正转为水轮机，反转为水泵。由于布置简化，工程投资省，被广泛采用。可逆式水泵水轮机有4种机型：贯流式水泵水轮机，适用于潮汐抽水蓄能电站；轴流式水泵水轮机，适用于水头小于20m的低水头抽水蓄能电站；斜流式水泵水轮机，适用于3514Om水头的抽水蓄能电站；混流式水泵水轮机，适用于30700m水头的抽水蓄能电站。一般水头超过700m的需采用多级水泵和水轮机或多级水泵水轮机。图1.9单级混流可逆式水泵水轮机（十三陵蓄能电站机组

13、）图1.10二机多级可逆式水泵水轮机（意大利HydrOart公司）我国广州、十三陵、天荒坪等已建大型抽水蓄能电站均采用单级水泵水轮发电电动机组。图1.9、图1.10为单级水泵水轮机和多级水泵水轮机示意图。随着机组制造水平的提高，单级水泵水轮机的最大扬程目前已提高到778m（例如日本葛野川抽水蓄能电站机组）。1.1.1 蓄能电站的工作特性141运行灵活性和可靠性抽水蓄能电站启、停快，工况转换和增、减负荷迅速，运行灵活可靠，强迫停运率较低，跟踪负荷能力强，适宜承担电力系统调频、紧急事故备用和负荷备用，是很好的旋转备用电源。距离负荷中心地区较近的抽水蓄能电站，还可作调相运行，平衡系统无功功率，稳定地

14、区电压，提高电网运行可靠性。例如广州抽水蓄能电站从停机到满发一般只需45min,最快只需160s；从停机到满抽一般也只需45min。天荒坪抽水蓄能电站从满载抽水到满载发电只需490s,紧急情况下只需310s。广州、十三陵及天荒坪等抽水蓄能电站的启动成功率均达到99%以上。表1.5列出了国内外若干抽水蓄能电站的工况转换所需时间。抽水蓄能电站启动成功率是重要的运行考核指标，一般随着机组投运时间加长，指标迅速提高，例如广州抽水蓄能电站1994年刚投产时，发电、抽水启动成功率分别为96.6%和89.4%,1997年即提高到99.3%和96.9%,2000年以后均超过99.5%。十三陵和天荒坪等蓄能电站

15、的启动成功率也都在99.5%以上。1.1.2 运行工况多抽水蓄能电站既可作水轮机工况运行，又可作水泵工况运行；既可发电，又可抽水；既可向电网供电，又可吸收电网的电力；既是发电电源，又是用电负荷；既可增加供电能力，又可提高电网负载率。临近用电负荷中心地区的抽水电站，还可在抽水工况和发电工况下调节电网无功功率，既可向电网输送无功功率，又可吸收电网无功功率，双向调节电网无功功率，稳定供电地区电压，提高电网运行稳定性。由于有这些独特的运行方式，可以在电力系统中发挥调峰、调频、调相及旋转备用等功能，有效改善火电机组运行条件，提高电网运行安全性和经济性。天荒坪抽水蓄能电站设计中考虑有以下14种运行工况：1

16、）停机转发电：停机一空载一同期并网一导叶开大一发电工况；2）停机转发电调相：停机一空载一同期并网一关闭导叶一转轮室压气将水位压至转轮以下一进入发电调相状态；3）发电转发电调相：发电一发电调相；4）发电调相转发电：发电调相一发电，此工况可为系统热备用；5）发电转停机：发电一卸负荷一与系统解列一空载一停机；6）发电调相转停机：发电调相一停机；7）停机转水泵：停机一向转轮室压气一启动水泵一进入水泵零流量状态一转速增到额定值并网一开主阀转轮室排气充水形成水压一打开导水叶进入水泵工况；8）停机转水泵调相：停机一水泵工况程序同7）一带上无功负荷进入水泵调相状态；9）水泵转停机：水泵工况一停机；10）水泵调相转停机：水泵调相一减无功负荷后与系统解列一进入水泵零流量状态一打开排气孔使转轮室充水并停机；11）水泵转水泵调相：水泵工况一水泵调相；