沙河抽水蓄能電站機組轉換效率分析

朱小山，蔣建剛

（江蘇沙河抽水蓄能發電有限公司，江蘇 溧陽 213333）

1 簡介

1.1 機組轉換效率

機組能量轉換效率，是抽水蓄能電站的一個重要參數，它能體現出電站的總體設計是否合理，是否夠能最優的發揮抽水蓄能的作用，直接反映抽水蓄能在電力系統中的運行效率。抽水蓄能電站的循環效率受機組效率、水道效率、水庫滲漏、水庫蒸發等其他因素的影響，在實際生產中機組轉換效率計算公式是：η=發電量/抽水電量×100%。

1.2 全廠綜合效率

全廠綜合效率是全廠發電上網電量除以抽水受網電量。η=發電上網電量/抽水受網電量×100%。

2 歷年轉換效率分析

歷年轉換效率曲線見圖1。

圖1 歷年轉換效率曲線

（1）圖1中數據取自歷年發電量和抽水電量計算所得。

（2）從圖1曲線可以看出，機組轉換效率總體呈逐年下降態勢。

（3）2006～2011年，機組轉換效率保持在78.5%以上，呈緩慢下降趨勢，年平均降幅約0.05%。

（4）機組轉換效率下降降幅較大的年份發生在2012年和2014年，2012年下降0.49%，2014年下降達0.39%。

（5）2015～2019年，機組轉換效率平均年下降0.12%。

3 影響機組轉換效率的因素

3.1 水頭對機組轉換效率的影響

由水輪機效率曲線可知，水輪機效率隨機組運行水頭和所帶負荷的降低而降低。機組運行時負荷設定值隨上庫水位變化而調整，高水頭高負荷發電效率高，低水頭低負荷發電效率低，一庫水發電運行，發電機效率高低相差1.5%～2.0%，偏差隨著下庫水位的變化而變化。

通過查效率曲線，可統計出下庫各水位下水輪機運行效率值，可知，下庫水位越高，機組運行水頭區域下移，水輪機平均效率越低，且下降速率逐步加大。

由水泵效率曲線可知，機組水泵工況效率隨運行水頭的升高而提高，高低水位抽水效率差值約為0.8%。下庫水位升高時，水泵工況運行效率區整體下移，水泵效率線性下降，下庫水位每升高1 m，電動機效率下降0.025%。經統計，下庫各水頭下水泵工況平均效率見圖2。

圖2 水泵效率曲線

綜合水輪機和水泵效率，單純下庫水位變化引起的機組效率的變化計算結果見表1。

表1 下水庫水位轉換效率對照表

如圖3所示，下水庫水位除2011年和2014年上半年下水庫在相對低水位運行，其他年度全年水位走勢基本重合，然而2014年機組效率是大幅下降的。由此可見下庫水位不是機組效率下降的主要因素。

圖3 各年度下庫水位趨勢對比圖

從圖4可以看出2011年～2020年下庫水位和效率變化圖形混亂，2012年、2013年、2015年、2016年有反比關系，其他年度成正比關系。由此可知，下庫水位不構成影響效率的決定性因素。

圖4 各年度下庫平均水位趨勢對比圖

A修前后6年時間下庫水位變化對效率的影響大小見表2。

表2 A修前后機組轉換效率統計

由表2可知，A修前6年機組平均效率為78.74%，A修后6年平均效率為77.30%，效率下降1.44%，其中包含了A修因素導致的效率下降為0.97%，下庫水位不同（水位上升1.06 m）導致的效率下降0.47%，即下庫水位上升1 m導致效率下降約為0.44%（0.47×1.0/1.06）。

3.2 1號機A修對轉換效率的影響

機組A修對轉換效率的影響可以通過統計A修前后月度轉換效率來反映。表格中數據以每日電量為基礎，剔除其中多抽多發、單機運行等非常規運行狀態，保留其中兩臺機一次抽一庫水的情況下的轉換效率月度平均值。

由圖5可知，2012年機組A修前，機組轉換效率平均為78.19%，A修后，機組轉換效率平均為77.93%，轉換效率下降0.26%。由此推測1號機A修一定程度上降低了機組轉換效率，原因為轉輪裂紋維修后，轉輪特性有所變化，水輪機/水泵效率有所下降。

圖5 2012年月度轉換效率曲線

3.3 2014年轉換效率異常下降

2014年機組轉換效率曲線見圖6。

圖6 2014年轉換效率曲線

曲線分析：

（1）2014年機組轉換效率總體呈下降趨勢，與典型年度曲線不一致。

（2）2014年5月，將上水庫低限水位由120 m調整至120.5 m，減少了機組在低水頭低效率區運行時間，理論上機組轉換效率應該提升，但通過曲線未有體現。

（3）綜上分析，2014年效率下降仍然是轉輪裂紋維修所致。

3.4 機組運行方式對效率的影響

沙河電站屬于日調節電站，正常情況下夜間抽水，白天發電，典型循環日為一抽兩發，兩臺機組運行時間基本相同。根據電網需要，循環日會出現一日多抽，單機連續運行等非常規運行方式，這些方式下機組轉換效率會發生變化，可通過統計來分析其規律（表3）。

表3 單、雙機電量、效率表電量單位：kW·h

在機組運行條件基本一致的情況下，統計數據可以看出，下午單機運行循環日機組循環效率稍有提高，分析可能原因有：①單機運行比雙機運行減少了開停機次數，減少了開停機過程的流量損失，相應的增加了發電量。②單機運行時，水輪機凈水頭提高（同等條件下提高0.9 m），機組效率提高，發電量相應增加。

3.5 無功調節對效率的影響

2015年底之前，沙河電站機組發電和抽水基本不進行無功調節。2016年以后，電網加大對并網電廠系統電壓的考核，為適應新形勢下電網需求，電站制定了《220 kV母線電壓調節管理規定》，并及時調整系統電壓，經過運行數據統計，機組無功調節基本都發生在夜間抽水時段，基本以發出無功為主。機組抽水時發出無功功率，勵磁電流增大，機端計量的抽水電量將增加，進而將降低機組轉換效率。下表是同等條件下機組抽水電量的統計表，可反映抽水電量與無功負荷之間的關系。

表4 無功、抽水電量對照表

同時，對比2015年8月和2016年10月電量數據，機組除了無功外運行條件基本一致，2015年8月，機組抽水工況不進行無功調節，日均抽水電量66.4萬kW·h；2016年10月，機組抽水工況頻繁進行無功調節，單機平均帶10 Mvar無功運行，日均抽水電量67萬kW·h，日抽水電量比2015年增加6 000 kW·h左右。

3.6 變壓器損耗的影響

計算用抽水電量取自機端，電量中包含有變壓器損耗、勵磁變、廠用電等使用電量，因此主變損耗的大小將直接影響機組轉換效率。已知兩臺主變空載損耗分別為48 kW和46.4 kW，兩臺主變每日空載損耗電量2 265.6 kW·h。

由于主變損耗無法直接測量，可通過歷史上的機組停運日（或不發電少抽水日）的受網電量和廠用電量的差值間接推測。同時，沙河電站廠用電計量表計安裝在廠變低壓側，此差值包含主變損耗、廠用變損耗和勵磁變損耗，統計數據見表5。

表5 變壓器損耗統計表單位：kW·h

以上數據反映2臺主變空載損耗未有增加跡象，數值上也與主變銘牌數據吻合，可排除機組轉換效率下降是由主變損耗增加引起。

3.7 水泵工況導葉協聯曲線的影響

機組抽水工況下，調速器根據水頭協聯曲線選擇相應的開度，如水頭測量發生偏差，將導致抽水時導葉開度發生變化，進而影響水泵抽水流量，而此時電動機從電網吸收的有功功率基本不變，隨之機組抽水效率將發生改變。表6統計了近年來機組在各水頭下導葉開度數據，經對比分析，兩臺機抽水工況下水頭協聯曲線未發生變化，對機組轉換效率的下降基本沒有影響。

圖7 抽水工況水頭、開度協聯曲線

表6 機組水頭、導葉抽樣開度統計表水位、水頭單位：m

3.8 環境溫度對效率的影響

統計2006年以來機組轉換效率月度曲線可以看出，典型年度轉換效率曲線為中間高兩頭低，與年度氣溫度變化曲線一致。由此推測，機組轉換效率隨氣溫的升高而增高，隨著氣溫的降低而降低。歷年均值比較，年度最高和最低相差0.4%。分析造成此規律的原因有：①根據機組發電能量轉換方式氣溫升高時，水的密度ρ降低,同等功率、水頭和流量下機組發電效率增高。②迎峰度夏期間，白天會增加抽水，機組增加高效率區運行時間，也增加了機組轉換效率。

機組發電時能量轉換方程為

式中，P為發電機輸出有功功率（kW）；ρ為水的密度（103kg/m3）；g為當地的重力加速度（m/s2）；Q為發電流量（m3/s）；H為水輪機凈水頭，ηt為水輪機效率；ηg為發電機效率。

圖8 機組轉換效率月度曲線

圖9 歷年轉換效率月度均值

3.9 水道損耗的影響

抽水蓄能電站上、下庫的位置和地形條件決定了電站水頭和電站輸水水道的長度。在電站水頭損失中，水道水頭損失占一定比例，且損失大小與水道的長度成正比，水道越短水頭損失越小，水道的效率越高。沙河電站上游引水隧洞長670 m。近年來，電站監測水道孔隙壓力呈逐年下降趨勢，故可認為電站水道損失未發生變化。

圖10 輸水管道孔隙壓力

3.10 水庫降雨和蒸發的影響

沙河電站上水庫位于北半球亞熱帶和暖溫帶的過渡地帶，屬季風型氣候，干濕冷暖四季分明，雨量豐沛，日照充足，氣候宜人。據溧陽市氣象局50年氣象觀測記錄資料顯示：年平均降水量1 133.6 mm，雨133 d。上水庫總集雨面積為17.8萬m2，折合發電量59.63萬kW·h。2016年常州地區降水量達創紀錄的2 165.2 mm，折合發電量113.89萬kW·h。

根據溧陽市氣象站資料統計，多年平均年水面蒸發量為946.5 mm，年內以7月份蒸發量最大，達到154.4 mm，1月份最小，僅34.6 mm。正常蓄水136 m時的水庫面積為14.5萬m2，折合發電量40.56萬kW·h。

3.11 水庫滲漏的影響

沙河電站上水庫正常蓄水位136 m，正常消落水位120 m，死水位116 m，總庫容262.27萬m3，有效庫容236.20萬m3，死庫容26.07萬m3。上水庫多年觀測數據穩定，量水堰觀測平均滲漏量為4.85 L/s，可以粗略計算出年滲漏量為15.29萬m3，折合年發電量損失45.2萬kW·h。

圖11 上庫壩角滲漏曲線

4 轉換效率下降綜述

抽水蓄能電站的循環效率受機組效率、變壓器損耗、水道損耗、水庫滲漏、水庫蒸發等各種因素綜合影響。通過以上分析，變壓器損耗、水道損耗等機組以外因素未發生明顯惡化跡象，可推測轉換效率下降由機組效率下降引起。對電站機組轉換影響較大的有：①機組A修轉輪裂紋修復后，轉輪特性發生改變，是機組效率下降的主要因素；② 機組轉換效率隨下庫水位的變化而變化；③運行方式的調整，無功負荷的大小也產生一定的影響。

5 建議

1號機轉輪于2021年進行了國產化技術改造，2號機轉輪計劃于2023年進行國產化技術改造，建議A修前后進行單機效率試驗，以掌握更精確的數據。

（1）與調度溝通協調，盡量在較高水頭運行。

（2）與沙河水庫溝通協調，盡量維持沙河水庫在低水位。