马新红 齐慧卿 李继承 毋飞翔 邢侃侃
(山东电力工程咨询院有限公司 山东济南 250000)
抽水蓄能电站建设水平逐步提高，高水头大容量的特征显现，配套输水系统管径的控制直接影响系统运行效果和电站投资。管径选择是一项系统性的工作，需要考虑电量价格、水头损失、水击压力等多项因素，应尽可能地以统筹兼顾的理念进行管径的合理化选择。管径偏小，成本降低，但输水系统水头损失现象异常明显，输水系统工作状态下的稳定性不足，抽水蓄能泵站欠缺灵活性；
管径过大，有利于输水系统乃至抽水蓄能泵站的整体运行，但成本投入高，缺乏经济效益。因此，经济管径的合理选择至关重要，需要在此方面做定量分析，确定最具可行性的管径，保证基础设施的有效运行和成本的强化控制效果，提升综合效益。
某抽水蓄能电站，机组额定水头为640 m，配置的是300 MW竖轴单级混流可逆式水泵水轮机组。输水系统总长约1 850 m，在距厂房约54 m 处规划高压岔管，引水系统供水方式为“一管两机”。尾水隧洞“一机一洞”，立面布置上、下两处斜井，各自与水平面夹角分别为56°、60°[1]。斜井、高压管道与尾水隧洞的上平段施工均采用后张法无粘结预应力混凝土衬砌，除其他结构外以钢板为基础材料建设成型。
（1）以日调节或周调节的方式居多，对水源的需求量较少，因此在选址时无须过多地考虑水源供应问题。由于选址的制约条件减少，易寻找到水头较高的站址。
（2）可逆式蓄能机组适用的水头范围较大，适应能力强。电站输水管道及机电设备的成本得到有效控制。随着应用水头的提高，单位千瓦的蓄能电站建造成本降低，经济效益优势突出。因此，从成本控制的角度来看，蓄能电站将逐步朝着高水头方向发展[2]。
（3）大直径、高水头的输水道建设方式多样化，常见有平整衬砌、预应力混凝土衬砌等方法，根据实际建设条件做合理的选择，有效减少高水头输水道的建设成本。
（4）电力系统的输电电压达到500 kV 乃至更大，电能向较远用户输送过程中的线路损耗较小，资源浪费量较少。因此，若由于条件限制而缺乏适宜的站址时，可以考虑在距离负荷中心较远区域修筑蓄能电站的方法。
（5）蓄能机组需有足够的淹没深度，普遍达-70 m，地面厂房施工的难度增加，在此建设环境下，抽水蓄能电站更多的是采用地下厂房。
（6）抽水蓄能电站的库水位变化频繁，通常以山顶开挖的方式形成上水库，使用过程中可能有渗漏现象。
对电站规模、建设期等带来影响的参数均是抽水蓄能电站参数分析的重点考虑对象。抽水蓄能电站无径流电能，主要根据电力系统对装机容量的要求确定电站规模，并选择合适的位置进行引水系统和抽水蓄能电站的修建，确保建设成型的电站同时满足装机容量、水库库容等方面的要求。
上水库和下水库是抽水蓄能电站的重要组成部分。上水库的特征水位：一是正常蓄水位，指的是正常状态下蓄水的最高水位；
二是死水位，即水库水位消落的极限值，两者的高程差则指的是水库深度，水位间的库容为蓄能库容。对于下水库，绝大部分情况下也存在正常蓄水位和死水位两种特征水位，部分下水库采用的是大规模的湖泊，水位虽然有所变化但幅度较小，因此可将水位视为常数，不特定区分蓄水位和死水位[3]。
抽水蓄能电站关键参数的选择是一项系统性的工作，所需考虑的因素丰富，需要富有条理地进行分析，例如考虑主次关系，针对确定的参数做精细化的修正，最终确定合适的参数方案。
（1）上水库正常蓄水位和死水位的变化范围根据建筑物的布置形式、现场地形、地质、技术经济指标等因素而定，即设定正常极限正常蓄水位和极限死水位，在此基础上确定最大可能蓄能库容值。同理，也需明确下水位的极限正常蓄水位和极限死水位。在确定上、下水库的两项基础指标后，协调各自的库容值、极限正常蓄水位值，目的在于使蓄能库容基本保持一致。
（2）特征水头值按照以下思路确定：最小毛水头，上水库极限死水位与下水库正常蓄水位的差值；
最大毛水头，上水库正常蓄水位与下水库极限死水位的差值。在确定两个特征水头后，进一步明确平均水头。双向水流的水力损失根据初步规划的水道系统进行计算，进而确定水泵水轮机的工作水头。
（3）在明确蓄能库容值和平均水头后，计算最大可能蓄能量Es。从日负荷图低谷中确定最大抽水容量值，以保证抽水蓄能功能的正常实现。
在电网中，抽水蓄能电站的功能包含填谷、调峰、调频等，电站的经济性主要受到自身运行能力和建设阶段投资两项因素的影响，其中运行能力着重指的是在电网负荷发生波动时电站所具备的响应性能。水泵水轮机组转速调节是适应不同工况的方式，要求调节具有稳定性，而达到此效果的关键在于保证输水系统布置方式、机组特性等的合理性[4]。
评价输水系统的调节性能至关重要，基本思路是确定高压管道中水击压力允许值和导叶关闭时间Ts，根据两项指标进行判断。常规电站水头通常在200 m以内，按照如下公式计算，确定未相水击压力（hm）：
基于式（1）、式（2），确定惯性时间常数Tw。
水轮机甩负荷工况是决定抽水蓄能电站最高水击压力的关键因素，过渡过程计算可采用与常规电站一致的方法。抽水蓄能电站的水头较高，从成本控制的角度来看，经济水头通常达到300～400 m，输水系统水击类型以第一相水击居多，有如下公式：
式（4）中：h1为第一相水击压力相对值；
a为水击波波速；
τ0为导叶的起始相对开度。
按公式（6）计算，确定惯性时间常数Tw：
μτ0＜1 时为未相水击，μτ0＞1 时为第一相水击，μτ0＝1时两相水击压力一致。导叶关闭时间相同时，水击压力保持一致，Tw值由于水击类型的不同而发生变化，具有第一相水击的Tw低于未相的特点。换言之，蓄能电站输水系统必须具有突出的调节性能，为之增设的调压井稳定可靠，在此方面比常规电站的配置方式更加严格。
电网负荷发生变化后，抽水蓄能电站需根据当前工况及时进行响应，需根据输水系统、机组与控制设备参数选择进行迅速响应能力的控制。为保证响应的及时性和有效性，着重做好机组加速时间常数Ta和Tw两项参数的设计工作[5]。参考《水电站调压井规范》，根据规范给出的调速性能推荐区间和工程项目的具体状况进行合理的参数取值，但调节性能的控制必须比常规电站更加严格，以保证调节的有效性。在设定输水系统的参数后，需要保证输水系统具备优越的调节性能[6]。
根据工程类比和机组技术咨询资料确定机组加速时间常数Ta，参考《水电站调压井规范》推荐的调速性能控制区间，经过对比分析后合理设定调压井间的[Tw]，再基于此设定结构计算初拟管径方案的Tw，对两项指标做对比分析，若具备Tw＜[Tw]的关系，表明方案具有可行性，否则加以调整，直至达到Tw＜[Tw]的要求为止。
抽水蓄能电站输水系统的水头较高，为保证成本控制效果，在设计高压管道时通常采用的是多种管径相组合的方案。综合考虑输水系统的布置、地质条件、长度、对过渡过程适应性等因素，确定合适的管径变化次数，协调好每次管径变化的位置。经验表明：变径次数为2～4次较为可行。
根据经验公式初拟管径，按照电站设计水头的2%～5%控制输水系统水头损失，确保建设成型后的输水系统的实际水头损失不超过该区间。在获得初拟管径的参数后，生成多组管径方案，供对比分析使用。
不同管径方案的配置方式存在差异，各自的水头损失不尽相同。具体至抽水用电量、发电量、土建费用各项细分指标方面，也存在一定程度的差异。计算各方案的费用限值，从电站综合效率、运行稳定性、输水系统水头损失多方面做对比分析，经过优中选优后确定最为合适的方案。在可行性研究阶段，对输水系统做划分处理，以便针对各部分做出相应分析（上平段、尾水隧洞及上下斜井）。经过管段划分后，分别拟定各管段的管径方案，根据综合应用效果最佳化的原则进行组合应用，确定最佳的方案。各方案的具体情况见表1。
表1 输水系统管径组合方案表
围绕表1展开分析，从成本控制的角度来看，可直观发现方案3 的费用现值最低。同时，还可明确的内容具体叙述如下。
（1）相比电站设计水头，方案3 的水头损失占6%（38 m），电站的综合效率为0.7。根据经验，水头损失通常控制在电站设计水头的2%～5%区间内，而方案3的水头损失达到6%，超过该区间，因此认为方案3 存在明显的水头损失问题，电站的综合效率较低。
（2）在工程类比的基础上，结合技术交流成果，认为Ta=8.3 s 较为合适。根据《水电站调压井规范》的调速性能区间做对比分析，若输水系统处于推荐的区间内，则Tw不宜超过2.5 s，具体至方案3 中，有Tw=2.7 s，超出规范规定的调速性能良好区间，因此从Tw指标来看方案3 也缺乏可行性，并非本抽水蓄能电站的优质方案。
经过对各项方案的依次分析后，认为方案1、2、3、10、11、19缺乏可行性。从费用现值的角度来看，方案6 最具可行性，此方案下的输水系统水头损失占电站设计水头的3.6%（22.43 m），综合效率为0.7，惯性时间常数Tw=2.3 s＜2.5 s，在具备优良调节性能的同时还彰显出良好的经济效益优势。因此，无论从性能还是成本控制的角度来看，方案6 均是较为合适的抽水蓄能电站管径方案。
抽水蓄能电站的钢板衬砌厚度较大，最大设计内水压在10 MPa 以上，为减小高压管道的PD 值以及降低高压钢管的建造难度，在方案6的基础上加以优化。将直径为3.8 m 的下斜井划分为上、下两段，各段直径分别为4.2 m、3.5 m，在此优化方式下，相比方案6可减少的建造成本达到52 万元；
水头损失由原本的22.3 m减小至20 m，在此方面有一定的改善；
电站综合效率增加至0.8，Tw=2.0 s，PD值降低；
不仅于此，在此优化方式下，高压钢管的设计、制造及安装难度均降低，对工程施工较为友好。经过优化设计后，上平段及上斜井为4.7 m，下斜井下段及下平段为3.5 m，中平段及下斜井上段为4.2 m，尾水隧洞4.3 m，高压支管2.5 m。经过对输水系统管径的复核后，仅将上平段由原本的4.7 m管径调整至5.2 m，除其他部位外并未发生改变，仍采用的是可行性研究阶段的成果。输水系统过渡过程分析结果显示，机组最大转速、最大水击压力的上升率分别为43%、26%，均在许可范围内，方案具有可行性。
经过文章的分析，做如下总结。
（1）相比于常规电站，抽水蓄能电站输水系统的调节性能要求更高。在控制调速性能时，需要参考《水电站调压井规范》，保证建成的抽水蓄能电站的调速性能稳定在合理的区间内。抽水蓄能电站的设计水头超过700 m 时，输水系统对机组转轮的适应性较好，虽然建造成本有所增加，但若工程项目的经济条件允许，电站总体性能将达到最优状态，建设和运行期间输水系统对机组的制约作用减弱，机组的性能优势得以充分发挥。
（2）经济管径的设定是抽水蓄能泵站设计中的重点考虑对象，在拟定经济管径方案后，对比分析各自的调节性能，根据此方面的性能评价方案的可行性。Ta和Tw是重点考虑指标，需加以计算，再进行过渡过程分析。输水系统的调速性能必须合理，根据《水电站调压井规范》予以控制，保证调速性能在合理的区间内。同时，在评价经济管径方案的可行性时，也可以将调速性能作为重点考虑对象，判断是否在《水电站调压井规范》推荐的区间内。
（3）抽水蓄能电站输水系统经济管径对比分析是一项复杂度较高的工作，需要以保证装置性能稳定、可靠为前提进行，强化成本控制，以便取得突出的综合应用效果。
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