楊洪濤

（江西洪屏抽水蓄能有限公司，江西省靖安縣 330603）

0 引言

抽水蓄能電站綜合效率是反映抽水蓄能電站的重要能效指標(biāo)[1]。一般情況下，抽水蓄能電站設(shè)計(jì)綜合效率在75%左右，就是常說(shuō)的“4度換3度”[2]。近幾年，隨著抽水蓄能技術(shù)的發(fā)展和電站調(diào)峰、填谷作用的發(fā)揮，大型抽水蓄能電站綜合效率有了明顯提高。筆者統(tǒng)計(jì)了全國(guó)20余座抽水蓄能電站2017年度電站綜合效率，平均值為78.63%，其中洪屏抽水蓄能電站為最高，達(dá)到了82.18%，最低的僅為72.92%，二者之間差距較大。由于影響抽水蓄能電站綜合效率的因素較多，且較為復(fù)雜，因此，本文將結(jié)合洪屏抽水蓄能電站實(shí)際參數(shù)和運(yùn)行指標(biāo)對(duì)電站和機(jī)組的綜合效率進(jìn)行系統(tǒng)分析，探討提高抽水蓄能電站綜合效率的有效措施。

1 電站基本特性[3]

洪屏抽水蓄能電站位于江西省靖安縣境內(nèi)，緊靠江西省用電中心。電站規(guī)劃裝機(jī)容量2400MW，分兩期開(kāi)發(fā)建設(shè)。電站一期裝機(jī)容量1200MW，安裝4臺(tái)單機(jī)功率300MW的立軸混流可逆式機(jī)組，以一回500kV線路接入夢(mèng)山變電站，為周調(diào)節(jié)抽水蓄能電站。電站設(shè)計(jì)年發(fā)電量17.43億kWh，年抽水用電量22.93億kWh，綜合效率76%。2016年12月，電站4臺(tái)機(jī)組全部投產(chǎn)。

1.1 水力特性參數(shù)

洪屏抽水蓄能電站上水庫(kù)總庫(kù)容2960萬(wàn)m3，調(diào)節(jié)庫(kù)容2031萬(wàn)m3，水位變幅17m；下水庫(kù)總庫(kù)容6163萬(wàn)m3，調(diào)節(jié)庫(kù)容3479萬(wàn)m3，水位變幅18m。引水系統(tǒng)采用一洞兩機(jī)的布置方式，引水系統(tǒng)長(zhǎng) 1369.50～1400.60m，其中鋼襯長(zhǎng)度918.9～887.8m，引水隧洞洞徑6.0～5.2～4.8～4.4m、支洞洞徑3.0m。尾水系統(tǒng)采用兩機(jī)一洞布置方式，尾水系統(tǒng)長(zhǎng)1227.8～1277.3m，尾水管（支洞）洞徑4.4m，尾水隧洞洞徑6.5m。

1.2 水泵水輪機(jī)參數(shù)

水泵水輪機(jī)型式為立軸單級(jí)混流可逆式，水輪機(jī)容量為306MW，水泵最大入力309MW，額定水頭540m，額定轉(zhuǎn)速500r/min，額定發(fā)電流量62.09 m3/s，水輪機(jī)工況加權(quán)平均效率合同保證值不小于92.13%，水泵工況加權(quán)平均效率合同保證值不小于93.19%。

1.3 電動(dòng)發(fā)電機(jī)參數(shù)

電動(dòng)發(fā)電機(jī)型式為立軸、三相、空冷、傘式可逆式同步電動(dòng)發(fā)電機(jī)，發(fā)電工況額定容量300MW，電動(dòng)工況額定容量325MW，發(fā)電電動(dòng)機(jī)額定電壓18kV，額定功率因數(shù)（發(fā)電/電動(dòng)工況）0.9（滯后）/0.975（超前），發(fā)電機(jī)工況加權(quán)平均效率合同保證值不小于98.70%，電動(dòng)機(jī)工況加權(quán)平均效率合同保證值不小于98.94%。

1.4 主變壓器參數(shù)

電站主變壓器型號(hào)為SSP-360000/500的三相雙圈強(qiáng)油循環(huán)水冷、高壓側(cè)帶無(wú)勵(lì)磁分接開(kāi)關(guān)的銅繞組升/降壓電力變壓器，額定電壓525kV±2×2.5%/18kV，變壓器空載損耗≤140kW，負(fù)載損耗≤870kW，效率99.719%（合同保證值）。

2 影響抽水蓄能電站效率因數(shù)分析

2.1 從電量因素分析

抽水蓄能電站在發(fā)電工況下，將水能經(jīng)過(guò)上水庫(kù)、引水系統(tǒng)，由水泵水輪機(jī)將其轉(zhuǎn)換為機(jī)械能，帶動(dòng)發(fā)電機(jī)進(jìn)行發(fā)電，機(jī)端電量經(jīng)過(guò)主變壓器、開(kāi)關(guān)站，形成上網(wǎng)電量；在抽水工況下，將下網(wǎng)電量經(jīng)過(guò)開(kāi)關(guān)站、主變壓器輸送到電動(dòng)機(jī)側(cè)，然后電動(dòng)機(jī)將電能轉(zhuǎn)換為機(jī)械能，通過(guò)水泵將下水庫(kù)的水能經(jīng)過(guò)尾水系統(tǒng)、蝸殼、引水系統(tǒng)抽至上水庫(kù)蓄能。

根據(jù)抽水蓄能電站的運(yùn)行原理，抽水蓄能電站能量流向如圖1 所示。在抽水工況時(shí)，其能源流向?yàn)椋弘娔堋鷻C(jī)械能→水位體能；在發(fā)電工況時(shí)，其能源流向?yàn)椋核惑w能→機(jī)械能→電能。在能量的轉(zhuǎn)換過(guò)程中，能量損耗主要表現(xiàn)在勢(shì)能→電能能量損失、電能→勢(shì)能能量損失、主變壓器損耗和廠用電消耗[4]。

因此，一般情況下，電站綜合效率和機(jī)組綜合效率可用式（1）、式（2）進(jìn)行計(jì)算。

對(duì)于上水庫(kù)庫(kù)容較大，且又有天然來(lái)水的抽水蓄能電站，在計(jì)算電站和機(jī)組實(shí)際綜合效率時(shí)，應(yīng)考慮上水庫(kù)年初、年末的庫(kù)容差、天然來(lái)水量、上水庫(kù)蒸發(fā)量及滲漏量、引水系統(tǒng)滲漏量等因素影響，將上述各因素影響導(dǎo)致的上水庫(kù)水量變化除以發(fā)電工況額定耗水率，即可得到Δ發(fā)電量，該值可能為正值，也可能為負(fù)值。因此，電站實(shí)際發(fā)電量應(yīng)為：

將上述實(shí)際發(fā)電量替換式（1）、式（2）中的上網(wǎng)電量和機(jī)組發(fā)電量即可得到電站和機(jī)組實(shí)際綜合效率。

圖1 抽水蓄能電站的能量流向Figure 1 Eergy flow on pumped storage power station

2.2 從損耗因素分析

在機(jī)組發(fā)電、抽水能量轉(zhuǎn)化中，水能損失主要包括上庫(kù)的蒸發(fā)滲漏量、輸水系統(tǒng)的水頭損失、滲漏損失等，電量損失主要包括主變壓器損耗、直接廠用電、勵(lì)磁損耗等，能量轉(zhuǎn)化損失主要包括水泵水輪機(jī)和電動(dòng)發(fā)電機(jī)損失。發(fā)電和抽水能效影響分析如圖2和圖3所示。

圖2 發(fā)電工況能效影響分析Figure 2 Analysis on the effect of energy efficiency in generation

對(duì)于上水庫(kù)的蒸發(fā)量與天然來(lái)水量與上水庫(kù)選址相關(guān)，一般可以按設(shè)計(jì)提供值考慮；上水庫(kù)壩體滲漏、上水庫(kù)天然滲漏和水道滲漏與設(shè)計(jì)和施工因素相關(guān)，可以通過(guò)相關(guān)試驗(yàn)、監(jiān)測(cè)進(jìn)行測(cè)量；前面幾種因素的影響可通過(guò)水量折算成Δ發(fā)電量，直接體現(xiàn)到機(jī)組發(fā)電量、上網(wǎng)電量中。

圖3 抽水工況能效影響分析Figure 3 Analysis on the effect of energy efficiency in pumping

直接廠用電主要與電站機(jī)電設(shè)備選型和機(jī)組發(fā)電、抽水啟動(dòng)次數(shù)和運(yùn)行時(shí)間相關(guān)，主要由固定荷載和動(dòng)態(tài)荷載兩部分組成。固定荷載主要包括電站照明、通風(fēng)、空調(diào)、排水、消防、直流等公用荷載，動(dòng)態(tài)負(fù)載則是與機(jī)組啟動(dòng)和運(yùn)行相關(guān)的負(fù)荷，主要包括機(jī)組技術(shù)供水、冷卻油泵、高壓油減載等機(jī)組自用荷載。抽水蓄能電站廠用電率可用式（4）計(jì)算：

從各系統(tǒng)損耗因素考慮，在發(fā)電工況時(shí)，水頭損失、水輪機(jī)損失、發(fā)電機(jī)損失（勵(lì)磁損耗一般包含在發(fā)電機(jī)損耗中）是直接影響機(jī)組發(fā)電效率的主要因素；在水泵工況時(shí)，電動(dòng)機(jī)損失、水泵損失、水頭損失是直接影響機(jī)組抽水效率的主要因素。機(jī)組總的轉(zhuǎn)換效率則是機(jī)組發(fā)電效率和抽水效率的乘積。機(jī)組發(fā)電和抽水工況效率可分別表示為：

其中：ηfd為發(fā)電機(jī)效率，ηfs為水輪機(jī)效率，ηfh為發(fā)電工況引水系統(tǒng)效率；ηpd為電動(dòng)機(jī)效率,ηps為水泵效率，ηph為抽水工況引水系統(tǒng)效率。

因此，電站和機(jī)組的理論綜合效率可用式（7）、式（8）進(jìn)行計(jì)算：

其中：ηF為機(jī)組發(fā)電效率，ηP為機(jī)組抽水效率，ηT為主變壓器效率，ηC為廠用電率。

上面分別從不同的角度得出了機(jī)組和電站綜合效率的計(jì)算公式，式（1）、式（2）是一種最直接的方式，但前提是已知機(jī)組發(fā)電量、抽水電量和電站上網(wǎng)電量、下網(wǎng)電量。式（7）、式（8）反映的是電站生產(chǎn)環(huán)節(jié)中能量損耗，主要是從電站水工和機(jī)電設(shè)備特性來(lái)分析。從理論上講，兩種不同方式計(jì)算的結(jié)果應(yīng)相近。

3 電站實(shí)際綜合效率分析

3.1 2017年運(yùn)行數(shù)據(jù)分析

洪屏抽水蓄能電站2017年全年機(jī)組發(fā)電量130712萬(wàn)kWh（機(jī)端側(cè)），機(jī)組抽水電量156019萬(wàn)kWh（機(jī)端側(cè)）；電站上網(wǎng)電量129522萬(wàn)kWh（500kV出線關(guān)口側(cè)），電站下網(wǎng)電量157269萬(wàn)kWh（500kV出線關(guān)口側(cè)）。在不考慮電站上水庫(kù)年初、年末庫(kù)容差、天然徑流量和滲漏對(duì)機(jī)組和電站綜合效率影響的情況下，根據(jù)式（1）～式（3）計(jì)算得出：

機(jī)組綜合效率（ηg）= 83.78%

電站綜合效率（ηs）= 82.36%

電站廠用電率（ηc）= 0.85%

（含主變壓器損耗及其他一次損耗）

3.2 Δ發(fā)電量影響分析

3.2.1 上水庫(kù)年初、年末水位影響

電站2017年1月1日00:00上庫(kù)水位727.71m，2017年12月31日24:00上庫(kù)水位730.76m，水位差3.05m。根據(jù)上水庫(kù)庫(kù)容曲線可知，上水庫(kù)水位727.71m時(shí)，對(duì)應(yīng)庫(kù)容為1811萬(wàn)m3；上水庫(kù)水位730.76m時(shí)，對(duì)應(yīng)庫(kù)容為2234萬(wàn)m3，上水庫(kù)年初與年末庫(kù)容量差約423萬(wàn)m3。

3.2.2 上水庫(kù)天然來(lái)水量與蒸發(fā)量

根據(jù)設(shè)計(jì)資料，電站上水庫(kù)庫(kù)區(qū)總控制流域面積為6.67 km2，多年平均降雨量1631mm，多年平均來(lái)水量672萬(wàn)m3，年平均蒸發(fā)量約為52萬(wàn)m3。2017年電站上水庫(kù)區(qū)域年降雨量為1815mm，較多平均降雨量多11.28%。因此，2017年電站上水庫(kù)天然來(lái)水量可以按比多年平均來(lái)水量多12%考慮，即為753萬(wàn)m3，扣除蒸發(fā)量，則上水庫(kù)實(shí)際天然來(lái)水量為701萬(wàn)m3。

3.2.3 滲漏量

通過(guò)安全監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)可知，電站上水庫(kù)平均滲漏量約為20L/s，兩條引水系統(tǒng)滲漏量分別為1.74L/s、1.54L/s，因此年總滲漏量約為73萬(wàn)m3。

3.2.4Δ發(fā)電量

從上分析可知，2017年電站上水庫(kù)天然來(lái)水量與上水庫(kù)年初、年末庫(kù)容差、滲漏量相差值約為204萬(wàn)m3。按機(jī)組額定發(fā)電流量為62.09 m3/s計(jì)算，Δ發(fā)電量為 -275萬(wàn)kWh。

因此，機(jī)組實(shí)際應(yīng)發(fā)電量130437萬(wàn)kWh，電站實(shí)際上網(wǎng)電量應(yīng)為129247萬(wàn)kWh。根據(jù)式（1）、式（2）計(jì)算得出：

機(jī)組實(shí)際綜合效率（ηg）= 83.60%

電站實(shí)際綜合效率（ηS）= 82.18%

4 電站各系統(tǒng)損耗對(duì)綜合效率影響分析

前面根據(jù)電站實(shí)際發(fā)電量和用電量得出了機(jī)組和電站實(shí)際綜合效率。下面根據(jù)電站實(shí)際參數(shù)和相關(guān)試驗(yàn)數(shù)據(jù)來(lái)計(jì)算、分析各系統(tǒng)損耗對(duì)電站綜合效率的影響，并計(jì)算出電站和機(jī)組的理論綜合效率。

4.1 水頭損失分析

引水發(fā)電系統(tǒng)的水頭損失由局部水頭損失和沿程損失組成，其分別由式（9）、式（10）計(jì)算[5]：

其中，g為依據(jù)規(guī)范查得有關(guān)損失系數(shù)，A、Q分別為引水管道斷面面積和流量，n、L、R分別為引水管道糙率、長(zhǎng)度、水力半徑。

總水頭損失為：

根據(jù)電站水力參數(shù)，引水發(fā)電系統(tǒng)水頭損失計(jì)算結(jié)果見(jiàn)表1[6]。

因此，引水系統(tǒng)效率分別為：

發(fā)電工況引水系統(tǒng)效率（ηfh）= 98.46%

抽水工況引水系統(tǒng)效率（ηph）= 98.96%

4.2 水泵水輪機(jī)效率分析

根據(jù)電站實(shí)際運(yùn)行情況，分別在水輪機(jī)工況和水泵工況選擇 2 個(gè)電站運(yùn)行最多的凈水頭進(jìn)行效率測(cè)量。在水輪機(jī)工況，每個(gè)凈水頭下測(cè)量6個(gè)不同的負(fù)荷工況（50%、60%、70%、 80%、90%、100%），具體測(cè)量數(shù)據(jù)與合同保證值見(jiàn)表2、表3。

測(cè)量結(jié)果顯示，在540m測(cè)量水頭，最優(yōu)效率產(chǎn)生在90%負(fù)荷下，最優(yōu)效率值為 93.45%；在545m測(cè)試水頭下，最優(yōu)效率產(chǎn)生在100%負(fù)荷下，最優(yōu)效率值為93.26%。在水泵工況，在556m測(cè)量水頭下，最優(yōu)效率為93.93%；在564m測(cè)量水頭下，最優(yōu)效率為93.56%。

考慮對(duì)應(yīng)試驗(yàn)水頭的加權(quán)因子，水輪機(jī)工況效率為92.40%，對(duì)應(yīng)合同保證值為92.13%；水泵工況效率為93.64%，對(duì)應(yīng)合同保證值為93.19%。因此，電站水輪機(jī)和水泵工況效率值：

表1 水頭損失計(jì)算結(jié)果Table 1 Calculation results of head loss

水輪機(jī)效率（ηfs）= 92.40%

水泵效率（ηps）= 93.64%

4.3 發(fā)電電動(dòng)機(jī)機(jī)效率分析

根據(jù)電站發(fā)電電動(dòng)機(jī)效率試驗(yàn)結(jié)果，發(fā)電電動(dòng)機(jī)效率與合同保證值對(duì)比見(jiàn)表4。發(fā)電電動(dòng)機(jī)效率中已經(jīng)將勵(lì)磁系統(tǒng)損耗考慮在其中。因此，電站發(fā)電機(jī)和電動(dòng)機(jī)效率值分別為：

發(fā)電機(jī)效率（ηfd）= 98.72%

電動(dòng)機(jī)效率 （ηpd）= 99.00%

表2 水輪機(jī)效率試驗(yàn)結(jié)果與合同保證值比較[7]Table 2 Comparison of hydraulic turbine efficiency test results with contract guarantee value

表3 水泵效率試驗(yàn)結(jié)果與合同保證值比較Table 3 Comparison of pump efficiency test results with contract guarantee value

4.4 主變壓器效率分析

根據(jù)主變壓器出廠試驗(yàn)數(shù)據(jù)，主變壓器在額定分接下空載損耗為123.22kW，負(fù)載損耗為867.82kW，因此可計(jì)算出主變壓器實(shí)際效率（ηT）為 99.72%。

4.5 機(jī)組和電站理論綜合效率

在對(duì)各系統(tǒng)損耗分析基礎(chǔ)上，得出了引水系統(tǒng)、水泵水輪機(jī)、發(fā)電電動(dòng)機(jī)和主變壓器的效率，將相關(guān)數(shù)據(jù)代入式（7）即可計(jì)算出機(jī)組理論綜合效率（ηg’）在82.39%，與機(jī)組實(shí)際的綜合效率（ηg）83.60%接近。二者之間存在誤差的主要原因是受水泵水輪機(jī)運(yùn)行效率和機(jī)組運(yùn)行工況影響。

從式（8）可知，電站理論綜合效率主要受機(jī)組理論綜合效率、主變壓器效率和廠用電率影響，機(jī)組理論綜合效率、主變壓器效率從上面分析已知。但由于影響廠用電率的因素較多，特別是受電站機(jī)組發(fā)電電量和下網(wǎng)電量影響較大，根據(jù)電站投產(chǎn)運(yùn)行數(shù)據(jù)分析，當(dāng)電站發(fā)電量達(dá)到設(shè)計(jì)值50%以上，廠用電率（含主變壓器及一次設(shè)備損耗）為0.80%～0.85%。因此可計(jì)算出電站理論綜合效率（ηS’）應(yīng)在 81.70%～82.75%之間，與電站實(shí)際的綜合效率82.18%接近。

表4 發(fā)電電動(dòng)機(jī)效率試驗(yàn)結(jié)果與合同保證值比較[8]Table 4 Comparison of efficiency test results and contract guarantee value of generator-motor

5 提高電站綜合效率的有效措施

影響電站綜合效率的因素較多且復(fù)雜，并存在一定的關(guān)聯(lián)性，下面結(jié)合洪屏抽水蓄能電站設(shè)計(jì)、機(jī)電設(shè)備選型、施工等特點(diǎn)進(jìn)行分析。

5.1 電站上下水庫(kù)庫(kù)容大，調(diào)節(jié)能力強(qiáng)，機(jī)組長(zhǎng)期運(yùn)行在較高效率區(qū)

電站上水庫(kù)正常運(yùn)行水位716～733m，調(diào)節(jié)庫(kù)容2031萬(wàn)m3；下水庫(kù)正常運(yùn)行水位163～181m，調(diào)節(jié)庫(kù)容3479萬(wàn)m3，滿足4臺(tái)機(jī)組連續(xù)22h發(fā)電能力。電站投產(chǎn)運(yùn)行以來(lái)，上、下水庫(kù)長(zhǎng)期運(yùn)行水位在726～732m、173～180m之間，水位變幅相對(duì)較小，保證了機(jī)組長(zhǎng)期運(yùn)行在較高效率區(qū)間。

5.2 機(jī)組設(shè)計(jì)、制造質(zhì)量較好，機(jī)組效率高

電站主機(jī)設(shè)備選型較好，設(shè)計(jì)、制造質(zhì)量高。盡管主機(jī)設(shè)備合同中水泵水輪機(jī)和電動(dòng)發(fā)電機(jī)效率保證值均要求較高，但在主機(jī)廠家的精心設(shè)計(jì)、制造下，經(jīng)過(guò)機(jī)組性能試驗(yàn)檢測(cè)，水泵水輪機(jī)和電動(dòng)發(fā)電機(jī)效率指標(biāo)不僅完全滿足了合同保證值，并在機(jī)組額定運(yùn)行水頭區(qū)域，水泵、水輪機(jī)效率均提高了0.5%左右，與可研設(shè)計(jì)值比較分別提高了2.20%和1.64%。

5.3 上水庫(kù)及引水系統(tǒng)設(shè)計(jì)、施工質(zhì)量好，滲漏量遠(yuǎn)小于設(shè)計(jì)值

針對(duì)上水庫(kù)斷層發(fā)育、庫(kù)盆面積大、滲透特性復(fù)雜等不利因素，上水庫(kù)采用分區(qū)復(fù)合防滲技術(shù)，有效解決了復(fù)雜水文地質(zhì)條件下的防滲難題，上水庫(kù)實(shí)測(cè)滲漏量較設(shè)計(jì)值減少150L/s；兩條引水系統(tǒng)施工質(zhì)量良好，實(shí)測(cè)滲漏量較設(shè)計(jì)值減少8.72L/s。因上水庫(kù)和引水系統(tǒng)滲漏量較設(shè)計(jì)值大量減少，致使電站每年多發(fā)電量約672萬(wàn)kWh，電站綜合效率約提高了0.43%。

5.4 地下廠房防滲及照明設(shè)計(jì)合理，有效降低了廠用電率

針對(duì)電站地下水豐富特點(diǎn)，電站地下廠房區(qū)域采用了5層排水方案，形成了封閉的排水系統(tǒng)，對(duì)地下水形成了有效阻隔，生產(chǎn)期地下廠房最大總滲水量較設(shè)計(jì)值減少48.3L/s，每年可節(jié)省抽水電量近95萬(wàn)kWh。電站照明全部改用LED照明，每年可節(jié)省照明用電約160萬(wàn)kWh。僅此兩項(xiàng)節(jié)省廠用電率10%左右，節(jié)能效果明顯。

5.5 機(jī)組運(yùn)行方式選擇合理

電站機(jī)組投產(chǎn)以來(lái)，每天根據(jù)調(diào)度負(fù)荷要求，合理選擇機(jī)組運(yùn)行方式。如果調(diào)度安排負(fù)荷小于60萬(wàn)kW，電站運(yùn)行人員優(yōu)先選擇不同流道的兩臺(tái)機(jī)機(jī)組運(yùn)行，如1號(hào)和3號(hào)機(jī)組或2號(hào)和4號(hào)機(jī)組，可有效減少同一流道水頭損失，提高引水系統(tǒng)效率，并避免了同一流道雙機(jī)甩負(fù)荷風(fēng)險(xiǎn)。如果調(diào)度安排負(fù)荷大于60萬(wàn)kW，則根據(jù)不同機(jī)組的水頭損失和機(jī)組運(yùn)行效率特性曲線，合理選擇運(yùn)行機(jī)組，從表1可知，機(jī)組優(yōu)先啟動(dòng)順序應(yīng)為2、4、1、3號(hào)機(jī)組。由于電站上下水庫(kù)庫(kù)流域面積較大，能根據(jù)不同的季節(jié)，結(jié)合水情調(diào)度和機(jī)組負(fù)荷計(jì)劃安排，合理調(diào)節(jié)上下水庫(kù)的實(shí)際運(yùn)行水位，盡量保證機(jī)組運(yùn)行在額定水頭附近，確保水泵水輪機(jī)運(yùn)行在高效率區(qū)。

6 結(jié)束語(yǔ)

洪屏抽水蓄能電站在建設(shè)期，充分考慮了電站投產(chǎn)后的節(jié)電、節(jié)水、節(jié)能等措施。盡管在建設(shè)過(guò)程中，可能會(huì)增加一些投入，但電站投產(chǎn)后，因電站綜合效率的提升，每年可為公司增加豐厚的效益。如果按電站設(shè)計(jì)年發(fā)電量17.43億kWh計(jì)算，電站綜合效率為82.18%，電站每年可節(jié)省抽水電量1.72億kWh，為公司節(jié)約購(gòu)電成本5333萬(wàn)元。因此，提高抽水蓄能電站綜合效率，符合國(guó)家綠色產(chǎn)業(yè)發(fā)展的要求，作為抽水蓄能電站建設(shè)、運(yùn)營(yíng)管理者，應(yīng)充分挖掘抽水蓄能電站的潛力，創(chuàng)造更大的社會(huì)價(jià)值。