杨振立  王海政

（规划处）

   [摘  要]  南阳回龙抽水蓄能电站是河南省第一座抽水蓄能电站，目前已开工建设。本文通过多方面比较，论证了回龙电站的装机容量、输水洞径、正常蓄水位、死水位、额定水头等指标。

   [关键词] 抽水蓄能  工程规模  装机容量  特征水位 额定水头

1  概述

回龙抽水蓄能电站位于河南省电网的南阳供电区内，装机容量120MW。抽水蓄能电站具有快速启动、跟踪负荷的特性，在电网中既可调峰填谷，又可调频、调相，在满足电网运行可靠性要求方面比利用燃煤火电调峰优越，是可靠的调峰电源。

河南电网现状缺乏调峰容量，火电综合调峰能力30％左右，调峰十分困难，目前主要采用200MW以下机组启停调峰，200MW以上机组投油助燃压负荷运行，增加了电力系统运行成本，并使火电机组事故率增加。南阳供电区缺乏水电调峰电源，调峰同样十分困难，迫切需要建设调峰电源。根据电力系统负荷预测，2005年、2010年河南电网分别需调峰容量6294MW、8115MW。考虑小浪底水电站、宝泉抽水蓄能电站按期投入情况下，且火电经济调峰能力按25％计算，无回龙抽水蓄能电站时，2005年、2010年分别缺调峰容量2315MW和1501MW。南阳供电区无回龙抽水蓄能电站时，2005年、2010年分别缺乏调峰容量299MW、373MW。因此，从河南电网现状和宝泉建成前的调峰需要，以及南阳供电区的调峰需要讲，迫切需要建设回龙抽水蓄能电站。

    从调峰经济比较指标来看，建设回龙抽水蓄能电站，比建设燃煤火电方案节省投资13072万元，节省年运行费822万元，节省燃料费208万元；比建设燃气轮机方案节省投资22747万元，节省年运行费1209万元，节省燃料费386万元。电源优化扩展规划也表明，回龙抽水蓄能电站越早投入越有利，且能按其最早可能投产年份投入电网。回龙电站推迟2年投入，将使电力系统总折现费用增加7425万元。

    综上所述，建设回龙抽水蓄能电站，缓解2005年南阳供电区调峰问题(仍需南阳境内火电机组调峰比达41.7％)，不仅是必要的，而且是经济的。

2 装机容量选择

2.1 供电范围

回龙抽水蓄能电站装机容量120MW。南阳供电区位于河南电网的西南部，目前区内有鸭河口、蒲山等火电站，总装机容量在1000MW以上，2005年需火电装机容量1250MW。回龙抽水蓄能电站投入后，2005年南阳供电区富裕电力不多。若考虑火电站按经济调峰，2005年南阳供电区富裕的调峰容量也不多。因此，回龙抽水蓄能电站供电范围以南阳供电区为主。

2.2 电力电量平衡

    由于回龙电站上库库区西南部为单薄分水岭,岭上基岩强烈风化,当装机容量大于120MW时,需要库容也大,单薄分水岭处理的措施较复杂，副坝工程量和投资也增加较多。根据南阳供电区的调峰要求，拟定电站装机容量分别为2×40MW、2×50MW和2×60MW三个方案进行技术经济比较，三方案单机额定流量分别为12.39m³/s、15.47m³/s、18.36m³/s。

    南阳供电区电力电量平衡结果表明，有、无回龙抽水蓄能电站南阳供电系统均无空闲容量出现。从典型日电力电量平衡来看，回龙抽水蓄能电站有合适的尖峰工作位置，且有充足的抽水电量。对于120MW方案，有、无回龙抽水蓄能电站，系统火电机组装机容量相差125.7MW，有较好的容量替代作用，且回龙抽水蓄能电站的电力和电量能够就地平衡，无空闲、富裕。说明回龙抽水蓄能电站的装机容量在南阳供电区能够得到充分利用。

2.3 装机容量经济比较

装机容量80MW、100MW和120MW的投资(1993年价格水平)分别为18166.21万元、19952.00万元和22110.20万元（装机容量120MW方案1999年上半年价格水平静态投资为41081万元），单位千瓦投资分别为2271元、1995元和1843元。以装机120MW方案为准，在同等满足电力电量要求下，装机80MW和100MW方案需要补充火电容量分别为44MW和22MW(初步设计报告时火电投资采用2500元/kW)，补充燃料费用分别为34.8万元和20.4万元。经济比较表明，装机120MW方案年费用最小。在火电投资减少12％及抽水蓄能电站投资增加20％的条件下，仍以装机120MW方案年费用最小。

2.4 装机容量选择结论

    ⑴根据电力电量平衡和调峰容量平衡结果，无回龙抽水蓄能电站时，2005年河南电网缺乏调峰容量2315MW，南阳供电区缺乏调峰容量299MW，回龙装机容量120MW基本能满足南阳供电区2005年调峰容量需要，并可以缓解河南省电网的调峰矛盾，而装机容量100MW和80MW方案不能满足南阳供电区的需要。

    ⑵根据水机专业的机组机型比较，单机容量60MW和50MW相比，若采用同一模型轮曲线计算，比转速前者大于后者，转轮直径、厂房尺寸相差不多，机组重量约增加11％，因此，在电力系统需要的情况下，装机120MW方案优于100MW。

    ⑶从上库地形地质条件看，虽然装机120MW时单薄分水岭的处理措施复杂，但与100MW装机方案相比，正常蓄水位增加2m，工程量及投资增加不多。

    ⑷虽然三方案总投资以120MW方案最大，但单位千瓦投资、燃料消耗及考虑补充火电投资的折算年费用均以120MW方案为优。

综上所述，回龙抽水蓄能电站的装机容量选定为2×60MW。

3 输水洞径选择

    输水系统采用竖井布置形式，隧洞总长1830m左右，其中厂房前包括上库进出水口、上平段、竖井、下缓坡、下平段、渐变段。洞径比较了3.5m，3.2m、2.9m三个方案。

    由于洞径2.9m方案损失发电量和增加抽水耗电量均较大，经济指标较差，预以舍弃；洞径3.2m较3.5m年发电量多损失224.2万kW·h，年抽水耗电量多146.9万kW·h，经济比较结果表明，3.5m洞径方案比3.2m洞径方案经济指标优越。由于厂房后输水系统地质条件相对较差，大部分为Ⅲ、Ⅳ类围岩，洞顶覆盖厚度也相对较小，因此洞径选择为3.2m；厂房前输水系统地质条件好，洞径从3.2m增加到3.5m，工程量增加不多，效益增加较多，因此推荐厂房以上洞径为3.5m，对于减少水击压力是有利的。

4 死水位选择

4.1 进水口底板高程

    水库淤积寿命按50年计，进水口底板高程按50年淤积库容而定。回龙抽水蓄能电站上库年平均入库沙量为86.4t，下库(岳庄，下同)为5175t。

    对于下库，由于设置冲沙孔，考虑排走50％悬移质，50年淤积量为13.8万m³，相应坝前淤积高程为476m。由于下库最低运用水位较高，库尾将形成一定的拦门沙，亦即有一部分泥沙，特别是推移质泥沙淤积在库尾以上，故进水口底板高程可适当降低，为安全起见，下库进水口底板高程定为476.6m，相应库容14.3万m³。对于上库，考虑地形、地质条件，并尽可能提高发电水头，减少水头变幅，上库进水口底板高程定为869.4m，相应库容4.44万m³。

4.2 死水位选择

    电站死水位为水库运行最低水位，特殊运用时，库水位可降低到该水位。为使进水口或出水口水流流态均匀，不产生旋涡或吸气漏斗，进水口淹没深度按二倍洞径计，因此死水位按进水口底板高程加6.4m确定，上库死水位为876.4m，相应库容13.1万m³；下库死水位为483m，相应库容30万m³。

5 正常蓄水位选择

5.1 正常发电需要的库容

    根据电力系统调峰需要，发电所需净调节库容按日满出力发电6h，即电站按正常发电5h，紧急事故备用1h考虑，为留有余地，下库净调节库容按日满出力发电7h计算，以备电力系统或水库下游的特殊需要。则电站满出力发电5h、6h、7h所需的调节库容分别为68.32万m³、81.98万m³和95.65万m³。

5.2 水库蒸发渗漏损失

    上、下库的年蒸发量为7.61万m³。由于水库渗漏情况较严重，采取了防渗措施后，上库渗漏损失水量为183m³/d，下库为710m³/d，引水发电隧洞为279m³/d，合计渗漏损失为1172m³/d，折合年渗漏水量为42.778万m³。总计蒸发渗漏损失为50.388万m³。九江河(下库所在河流)的多年平均水量为301.9万m³，P＝95％枯水年的水量为78.5万m³，水库年来水量可以满足蒸发渗漏损失的需要，但最枯流量为0.0099m³/s，考虑30％误差，则一日内最小来水量为599m³，不能满足蒸发渗漏损失的需要，因此要求考虑为水库蒸发渗漏设置专项库容。考虑汛期7－9水库来水量较大，可以满足蒸发渗漏的水量需要，因此仅需预留库容满足非汛期蒸发渗漏损失需要。非汛期蒸发渗漏损失总水量为37.79万m³，考虑非汛期来水量后和灌溉用水1.5万m³，需为蒸发渗漏损失预留库容为29.34万m³。这部分库容考虑由上、下库分别承担，各承担库容15万m³，在上、下库选定正常蓄水位予以考虑。

5.3 正常蓄水位选择

根据以上要求，并考虑一定的安全裕度后，选定上水库正常蓄水位为899m(基本为单薄分水岭的鞍部高程)，相应库容113.2万m³，其中调节库容100.1万m³，可满出力发电6.7h,正常发电低水位885m；下库正常蓄水位选定为502m，相应库容129万m³，其中调节库容99万m³，可满出力发电7.2h，发电正常低水位487m。

6 额定水头选择

6.1 电站水头指标

    电站发电最大净水头为412.3m(1台机发电)，最小净水头为362.8m(2台机发电)。电站抽水最大扬程为424.2m(2台机抽水)，最小扬程为378.5m(1台机抽水)。根据电站发电出力过程和抽水入力要求，按满出力运行发电5h时计算的最大净水头408.69m，最小净水头371.78m，加权平均水头为386.19m，最大净扬程418.22m，最小净扬程396.86m，加权平均扬程408.23m；按电力系统电力电量平衡要求发电时计算的最大净水头411.95m，最小净水头379.87m，加权平均水头为395.04m，最大净扬程418.62m，最小净扬程394.32m，加权平均扬程408.96m。

6.2 额定水头选择

    从尽量发挥电站容量效益方面讲，为了保证电站在系统需要的任何时间都能满出力发电，即使在承担紧急事故备用任务也如此，则电站的设计水头应等于或略大于360.8m(极限最小净水头)。

    从电站实际运用方面分析，由于电站承担紧急事故备用的机率很小，在电站按实际负荷发电时，绝大多数在379.87m～411.95m。电站设计水头考虑略小于实际发电最小净水头，选定为379.0m时，则在此情况下，电站各时段均可以按要求发电，不存在出力受阻问题。当电站按满负荷发电时，根据电力系统负荷的特点，电站满负荷发电的最后一个小时(一般为夏季21点，冬季22点)，其负荷为当日最大负荷的0.83～0.95，因此在晚峰的最后一个小时，即使电站出力有些受阻，对系统的影响也很小。根据计算结果，按设计水头为379.0m时，电站调峰发电5h时，能够满负荷发电的时间为3.54h，出力受阻时间为1.46h，在第5个小时末的净水头为371.78m，此时电站受阻出力为5.06MW，容量效益下降4.3％，基本上对电力系统调峰没有影响。

    从减少机组造价方面讲，要求额定水头高一些，可以减小转轮直径，降低工程的投资。综上所述，选定额定水头为379m。

7 选定方案能量指标

按电站满负荷发电5h，机组检修按年每台检修一个月考虑，发电电动机效率按0.979计，考虑引水系统水头损失，计算年发电量为20032万kW·h，年抽水耗电量26709万kW·h，电站综合效率0.75。

8 结论

    本文根据各方面论证，选择回龙抽水蓄能电站装机容量120MW，上库正常蓄水位899m，死水位876.4m，调节库容91万m³；下库正常蓄水位502m，死水位483m，调节库容99万m³，单机额定流量18.36m³/s，年发电量20032万kW·h，年抽水用电量26709万kW·h。回龙抽水蓄能电站的建设是必要的，其规模是合适的，也是经济合理的。