Page 27 - 2024年第55卷第8期

Ｐ
发电量，ｋＷｈ；Ｔ为混蓄电站抽水时长，ｈ；Ｋ 为混蓄电站抽水运行的综合系数；Ｑ Ｈ １ Ｈ ２ 为混蓄电站抽水
２ ｐｕｍｐ
Ｐ
Ｈ
３
流量，ｍ ?ｓ；Ｓ为混蓄电站抽水扬程，ｍ；Ｔ、Ｔ为水电站发电时长，ｈ；Ｋ 为水电站发电综合出力系
１ ３
Ｈ
Ｈ
３
数；Ｑ 为水电站发电流量，ｍ ?ｓ；Ｓ为水电站发电水头，ｍ。
本文涉及的 ４座混蓄电站均为日调节电站，自下库抽取的水量在一日之内需由上库发电下泄至下
库。４座混蓄电站上库尾水均与下库坝前水位衔接，且其最佳运行工况为将下水库蓄存水量由正常蓄
Ｈ
Ｐ
水位抽水降至死水位，可近似认为该过程中水电站发电水头 Ｓ与混蓄电站抽水扬程 Ｓ近似相同。实
Ｐ
Ｈ
际运行中，发电工况与抽水工况下管道内水头损失不同，Ｓ一般小于 Ｓ。
综上，采用式（２）计算可得龙－ 拉混蓄电站、拉－ 尼混蓄电站、李 － 直混蓄电站、公 － 苏混蓄电站的
抽水发电循环效率理论值近似约为 ７２．３０％、７２．３０％、７０．５６％、７２．３０％，表 １中 ４座混蓄电站抽发循
环效率均位于 ７０％左右，与上述理论推导计算结果相近。
３．２．３ 抽水时长对混蓄电站容量计算结果的影响分析 根据西北电网这一典型新型电力系统的负荷以
及风光出力特性可知，混蓄电站抽水工况发生在每天 ９∶００—１７∶００风光新能源出力大发期间。该阶
段，水电反向调峰能力已达最大，需要混蓄电站抽水消纳新能源，抽水时长共 ８ｈ。考虑到不同电网
风光新能源出力特性、负荷与电源结构皆不同，混蓄电站抽水时长存在一定的变化性，为提高本次研
究所提模型的适应性，基于理论公式推导，讨论混蓄电站抽水时长对混蓄电站装机容量的影响。
由文献［ ２１］可知，整个抽水时段内，混蓄电站总抽水水量遵从 “木桶理论”，即混蓄电站最大抽
水水量等于上水库调节库容与下水库调节库容的最小值：
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Ｗ ＝ Ｑ Ｈ １ Ｈ ２ ·Ｔ ＝ ｍｉｎ（Ｖ ，Ｖ ） （３）
ｐｕｍｐ
ｄｏｗｎ
ｕｐ
３
３
３
Ｐ
式中：Ｗ 为混蓄电站最大抽水水量，ｍ ；Ｖ 、Ｖ ｄｏｗｎ 分别为上水库、下水库的调节库容，ｍ 。
ｕｐ
Ｐ
混蓄电站抽水运行功率 Ｎ 为
Ｐ
Ｐ
Ｐ
Ｎ ＝ Ｋ ·Ｓ·Ｑ Ｈ １ Ｈ ２ （４）
ｐｕｍｐ
Ｐ
Ｐ
不同抽水时长下，为使 Ｎ 达到最大，混蓄电站均应按照最大抽水水量 Ｗ 运行。故此，结合式
（３）与式（４）可得：
Ｗ Ｐ ｍｉｎ（Ｖ ，Ｖ ｄｏｗｎ ）
ｕｐ
Ｐ
Ｐ
Ｐ
Ｐ
Ｐ
Ｐ
Ｐ
Ｎ ＝ Ｋ ·Ｓ·Ｑ Ｈ １ Ｈ ２ ＝ Ｋ ·Ｓ· ＝ Ｋ ·Ｓ·
ｐｕｍｐ
Ｔ Ｔ
３ ３
（５）
ｍｉｎ（Ｖ ，Ｖ ）
ｕｐ
ｄｏｗｎ
Ｐ
Ｐ
Ｐ
Ｐ
Ｐ
Ｐ
Ｅ ＝ Ｎ ·Ｔ ＝ Ｋ ·Ｓ· ·Ｔ ＝ Ｋ ·Ｓ·ｍｉｎ（Ｖ ，Ｖ ）
ｄｏｗｎ
ｕｐ
３
３
Ｔ ３
由式（５）及上文结论可知，不同抽水时长下，混蓄电站抽水水量越多，抽水功率越大，风光新能
源消纳能力越大，但受限于下库调节库容中可抽水量以及上库调节库容可存水量的影响，混蓄电站最
Ｐ
Ｐ
大抽水水量 Ｗ 应等于 ｍｉｎ（Ｖ ，Ｖ ）。不同抽水时长下，混蓄电站抽水扬程 Ｓ近似相同，其变化可
ｕｐ ｄｏｗｎ
Ｐ
Ｐ
忽略不计。由此可得，混蓄电站抽水水量一定情况下，Ｎ 主要受抽水时长 Ｔ变化影响，Ｔ越小，Ｎ 越
３
３
大，混蓄电站规划的装机容量可增加，电网调峰可用容量随之增加。但需要注意的是，混蓄电站抽水
Ｐ
调峰耗电量 Ｅ 不会发生变化，混蓄电站装机容量的增加将导致电站利用小时数成倍比降低。
４ 结论
依托流域梯级水电站、增建以混蓄电站为核心的调节电站是提高区域电网灵活性调峰能力、促进
风光新能源消纳的重要方式。适宜的混蓄电站容量计算模型是横亘在混蓄电站规划建设面前的重大难
题。本文提出了一种混蓄电站容量计算模型，并以黄河上游规划的龙 － 拉混蓄电站、拉 － 尼混蓄电站、
李－ 直混蓄电站与公－ 苏混蓄电站为实例，考虑混蓄电站单独开发、梯级开发、流域混蓄电站群整体开
发三种不同开发模式，推荐了不同开发模式下混蓄电站装机容量，并分析了混蓄电站运行情况，研究
了混蓄电站抽发循环效率以及抽水时长对混蓄电站推荐装机容量的影响。主要结论如下：
（１）建立的混蓄电站容量计算模型嵌套了含混蓄电站的梯级水电站短期调峰模型、考虑短期调峰
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