NB∕T 10342-2019 水电站调节保证设计导则.docx

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1、目次1总则.12术语.23基本规定.44水力过渡过程计算控制值确定.54.1水力过渡过程大波动计算控制值.54.2水力过渡过程小波动计算控制值.54.3水力过渡过程水力干扰计算控制值.65计算工况选择.76水力过渡过程计算.87调节保证设计值确定.98调节保证设计成果及应用.10附录A水力过渡过程大波动计算工况.11附录B水力过渡过程小波动计算工况.16附录C水力过渡过程水力干扰计算工况.17本导则用词说明.18引用标准名录.19附：条文说明.20Contents1GeneralProvisions.12Terms.23BasicRequirements.44DeterminationofCa

2、lculationControlValuesforHydraulicTransientProcess.54.1LargeOscillationCalculationControlValuesforHydraulicTransientProcess.54.2SmallOscillationCalculationControlValuesforHydraulicTransientProcess.54.3HydraulicDisturbanceCalculationControlValuesforHydraulicTransientProcess.65SelectionofCalculationCo

3、nditions.76HydraulicTransientProcessCalculation.87DeterminationofHydraulicTransientGuaranteeDesignValues.98ResultsandApplicationofHydraulicTransientGuaranteeDesign.10AppendixALargeOscillationCalculationConditionforHydraulicTransientProcess.11AppendixBSmallOscillationCalculationConditionforHydraulicT

4、ransientProcess.15AppendixCHydraulicDisturbanceCalculationConditionforHydraulicTransientProcess.16ExplanationofWordinginThisGuide.17ListofQuotedStandards.18Addition:ExplanationofProvisions.191总则1.0.1为规范水电站调节保证设计工作，制定本导则。1.0.2本导则适用于新建、改建和扩建的水电站调节保证设计。1.0.3水电站调节保证设计，除应符合本导则外，尚应符合国家现行有关标准的规定。12术语2.0.1调

5、节保证设计hydraulictransientguaranteedesign结合水电站安全运行基本要求，以工程的技术经济合理为目标，通过水力过渡过程分析研究，确定输水发电系统水力过渡过程控制性参数及相应的机组运行条件。2.0.2输水发电系统waterconveyanceandgeneratingsystem由完成水体输送的输水建筑物和实现水能与电能相互转换的设备组成的系统。2.0.3水力过渡过程hydraulictransientprocess输水发电系统从某一稳定运行状态转换到另一稳定运行状态随时间变化的过程。2.0.4水力过渡过程计算控制值calculationcontrolvaluesf

6、orhydraulictransientprocess根据机组类型、特性参数及在电网中的作用，结合工程布置特点和类似工程实践，在计算前确定的水力过渡过程计算限制值。2.0.5水力过渡过程计算值calculationvaluesforhydraulictransientprocess由计算得出的输水发电系统水力过渡过程参数值。2.0.6调节保证设计值hydraulictransientguaranteedesignvalue根据选定控制工况的水力过渡过程计算值，进行修正后确定的设计参数，并在实际运行中应满足的水力过渡过程限制性参数。2.0.7水力过渡过程计算工况calculationcondit

7、ionsforhydraulictransientprocess由输水发电系统水力过渡过程前的初始边界条件、扰动、机组运行操作方式构成，根据水电站输水发电系统布置、上下游特征水位、机组型式和参数、主接线型式、接入电力系统方式等拟定。2.0.8设计工况designcondition包含正常运行操作、1次偶发事件及正常运行操作和1次偶发事件组合的水力过渡过程计算工况。2.0.9校核工况checkcondition包含2次相互独立的偶发事件的水力过渡过程计算工况。2.0.10小波动smalloscillation机组突增或突减不大于10%额定负荷时引起的输水发电系统水力过渡过程。2.0.11大波动l

8、argeoscillation机组突增或突减10%以上额定负荷或突甩全部负荷及其组合时引起的输水发电系统水力过渡过程。2.0.12水力干扰hydraulicdisturbance同一水力单元中部分机组增减负荷或突甩全部负荷时引起的输水发电系统水力过渡过2程。2.0.13主波majorwave设置调压室的水电站在发生负荷扰动时，由压力管道水击压力波动所产生的高频振荡，周期短、衰减快。2.0.14尾波sternwave设置调压室的水电站在发生负荷扰动时，由调压室水位波动所产生的低频振荡，周期长、衰减慢。33基本规定3.0.1水电站输水发电系统调节保证设计应遵循确保安全、经济合理的原则。3.0.2对

9、调节保证设计工况，输水发电系统水力过渡过程中出现的参数极值不应超过调节保证设计值；对调节保证校核工况，应保证机组和输水建筑物的结构不产生破坏。3.0.3预可行性研究阶段，应根据初步拟定的机组参数和输水建筑物参数等，针对大波动工况提出水电站调节保证设计初步成果。3.0.4可行性研究阶段，应结合输水发电系统水力过渡过程计算成果，对机组参数、输水建筑物体型、尺寸等进行技术经济比选与优化；应根据选定的机组参数、输水建筑物参数、主接线型式及接入系统方式等提出调节保证设计值及相应的水电站运行操作规则，并评价其水力过渡过程条件下的安全性和运行稳定性；对输水系统复杂的大型水电站和抽水蓄能电站，应至少采用两种不

10、同的水力过渡过程计算软件进行计算对比分析，并进行专门研究。3.0.5施工详图阶段，应根据确定的输水系统参数和水轮发电机组特性复核调节保证设计成果。3.0.6输水发电系统参数有变化时，应复核调节保证设计成果。3.0.7机组甩负荷导叶正常关闭工况，进水阀不应参与输水发电系统水力过渡过程流量调节。3.0.8在取得水电站的水轮机/水泵水轮机特性曲线前，水力过渡过程计算时导叶关闭规律宜采用直线关闭。3.0.9轴流式及贯流式水电站水力过渡过程计算时宜计入水体惯性矩的影响，并应包括反水击计算。44水力过渡过程计算控制值确定4.1水力过渡过程大波动计算控制值4.1.1机组甩负荷的蜗壳进口最大压力升高率计算控制

11、值，其基准值为上游正常蓄水位与机组安装高程之差，应满足下列规定：1贯流式机组，宜为100%60%。2轴流式机组，宜为70%50%。3混流式机组，额定水头小于100m时，宜为60%30%；额定水头为100m300m时，宜为30%25%；额定水头大于300m时，不宜大于25%。4冲击式机组，不宜大于25%。5混流可逆式蓄能机组，不宜大于30%，大于30%时应进行技术经济比选。4.1.2机组甩负荷时，尾水管内的最小压力按海拔高程进行修正后应满足下列规定：1尾水管进口最小压力不应小于-0.08MPa。2对于抽水蓄能电站尾水管最小压力计算控制值，考虑压力脉动和计算误差的修正后，尾水管进口最小压力不宜小于

12、-0.08MPa。已取得水电站的水泵水轮机特性曲线，计算误差修正可适当减小或不进行修正。4.1.3机组甩负荷导叶正常关闭时，最大转速升高率计算控制值宜满足下列规定：1混流式机组最大转速上升率宜小于60%。其中，大型机组最大转速上升率宜小于55%，最大水头大于300m的水电站或有调频任务的水电站的机组最大转速上升率宜小于50%。2轴流式机组最大转速上升率宜小于55%。其中，有调频任务的水电站，机组最大转速上升率宜小于50%。3贯流式机组最大转速上升率宜小于65%。4冲击式机组最大转速上升率宜小于30%。5混流可逆式蓄能机组最大转速上升率宜小于45%。4.1.4输水建筑物水力过渡过程计算应满足下列

13、规定：1有压输水系统全线各断面最高点处的最小压力不应小于0.02MPa。2调压室涌波水位应符合现行行业标准水电站调压室设计规范NB/T35021和水电站气垫式调压室设计规范NB/T35080的有关规定。4.2水力过渡过程小波动计算控制值4.2.1小波动计算应对机组和调压室由负荷阶跃引起的水力过渡过程等工况进行分析。4.2.2机组在负荷阶跃扰动的条件下，应对机组频率的最大偏差、衰减度、超调量，以及进入稳定带宽的调节时间和振荡次数进行分析。4.2.3机组在负荷阶跃扰动的条件下，应对调压室水位波动的收敛性进行分析。54.2.4小波动过渡过程计算宜按单机孤网运行模式进行。4.2.5小波动过渡过程评价标

14、准应满足下列规定：1对无调压室的水电站，有压管道系统惯性时间常数Tw值不宜大于4s，进入允许频率变化带宽的调节时间不宜大于24Tw、衰减度宜大于80%、超调量宜小于10%、振荡次数不宜大于2次。允许频率变化带宽宜在-0.4%+0.4%范围内。2对有调压室的水电站，主波应满足无调压室的评价标准要求，尾波进入允许频率变化带宽的调节时间不宜大于调压室水位波动周期的一半。4.3水力过渡过程水力干扰计算控制值水力过渡过程水力干扰中，定子过电流倍数与相应的允许过载时间应符合现行国家标准水轮发电机基本技术条件GB/T7894的有关规定。65计算工况选择5.0.1水力过渡过程计算工况选择应全面、合理，上下游水

15、位与机组运行参数应合理匹配，应根据输水发电系统布置、电气主接线等确定。拟定计算工况时可不考虑3次及以上相互独立的偶发事件引起的过渡过程。5.0.2水力过渡过程大波动计算工况可按本导则附录A的规定选取。5.0.3水力过渡过程小波动计算工况可按本导则附录B的规定选取。5.0.4水力过渡过程水力干扰计算工况可按本导则附录C的规定选取。5.0.5气垫式调压室水力过渡过程计算工况应符合现行行业标准水电站气垫式调压室设计规范NB/T35080的有关规定。73机组的飞轮力矩GD。6水力过渡过程计算6.0.1大波动过渡过程计算可根据项目不同设计阶段、工程特点进行选择，宜考虑下列因素：1长输水系统洞径、糙率。2

16、调压室型式、截面积、阻抗孔的尺寸和流量系数等参数。24水轮机、水泵水轮机、蓄能泵特性。5导叶启、闭规律。6.0.2输水建筑物水力过渡过程计算结果合理性分析时宜包括下列内容：1调压室布置、型式和结构尺寸。2输水隧洞、动力渠道的断面形状和尺寸。3溢流式调压室的退水建筑物。4无压输水系统压力前池的底坎高程、调节容积等参数，以及退水建筑物、动力渠道的断面、坡度等参数。5变顶高尾水隧洞的纵坡、断面形状、通气措施及其布置等参数。6小库容、有梯级联合运行要求水电站的运行控制方式、进水口底坎高程等参数。6.0.3根据水力过渡过程计算结果，对水轮机安装高程宜进行合理性分析。6.0.4装设调压阀的机组，应对调压阀

17、直径、安装位置、启闭时间、控制方式进行合理性分析。6.0.5水力过渡过程计算所需要的基本资料应包括工程概况、水位参数、水头参数、输水系统资料、机组参数、机组特性曲线、电气资料等。87调节保证设计值确定7.0.1水电站调节保证设计值取值，应根据工程特点及类似工程经验确定。对抽水蓄能电站应根据计算值进行修正后确定，已取得水电站的水泵水轮机特性曲线，计算误差修正可适当减小或不进行修正。7.0.2抽水蓄能电站蜗壳进口最大压力调节保证设计值取值，应在水力过渡过程设计工况计算值的基础上，按甩前净水头的5%7%和压力上升值5%10%进行压力脉动和计算误差的修正。7.0.3尾水管进口最小压力调节保证设计值不应

18、小于-0.08MPa。7.0.4抽水蓄能电站尾水管进口最小压力调节保证设计值取值，应在水力过渡过程计算值的基础上，按甩前净水头的2%3.5%和5%10%压力下降值进行压力脉动和计算误差的修正，其调节保证设计值取值不应小于-0.08MPa。7.0.5抽水蓄能电站尾水管最大压力调节保证设计值取值，应在水力过渡过程计算值的基础上，按甩前净水头1.5%3.5%和5%10%压力上升值进行压力脉动和计算误差的修正。7.0.6机组转速上升率调节保证设计值取值不应大于计算控制值。98调节保证设计成果及应用8.0.1水力过渡过程大波动计算结果及分析，应包括各水力单元大波动工况初始值及计算结果汇总表、典型工况各种

19、参量的变化过程线等，并对大波动过渡过程安全性进行评价。8.0.2水力过渡过程小波动计算结果及分析，应包括各水力单元小波动工况初始值及计算结果汇总表、典型工况各种参量的变化过程线等，并对小波动过渡过程的稳定性评价。8.0.3水力过渡过程水力干扰计算结果及分析，应包括各水力单元水力干扰工况初始值及计算结果汇总表、典型工况各种参量的变化过程线等，评判同一水力单元部分机组甩负荷对其它正在运行机组的影响，并对水力干扰过渡过程的安全性、稳定性进行评价。8.0.4输水系统压力线或水面线，应包括各水力单元压力线或水面线计算结果汇总表、变顶高、明满流尾水隧洞中分界面变化过程等，并对输水系统的安全性进行评价。8.

20、0.5调节保证设计应根据计算工况的选择和调节保证设计值的确定，经技术与经济比较，提出水电站机组运行条件，包括机组开机规律、同一水力单元不同机组相继开机时间间隔、机组甩负荷后可再次开机的时间、机组增减负荷速率及方式等。8.0.6输水发电系统设计应满足调节保证设计值的要求。8.0.7小波动过渡过程计算结果应满足机组运行范围内的稳定性和调节品质的要求。8.0.8现场甩负荷试验应在设计工况范围内进行。10工况编号计算工况说明计算目的一水轮机设计工况DT1同一水力单元的全部机组在额定水头下额定功率运行，同时甩负荷，导叶紧急关闭额定水头应考虑可能出现的上游最高发电水位,及下游可能出现的最低发电水位机组转速

21、上升率机组蜗壳最大压力上游调压室最高涌波水位下游调压室最低涌波水位DT2同一水力单元的全部机组在最大发电水头下额定功率运行，同时甩负荷，导叶紧急关闭对有超出力要求的机组，应计算机组在最大功率运行的工况机组转速上升率机组蜗壳最大压力上游调压室最高涌波水位下游调压室最低涌波水位DT3上游正常蓄水位，共用上游调压室的全部n台机组由n-1台增至n台，或全部机组由2/3相应水头最大输出功率运行突增至相应水头最大输出功率运行后，上游调压室涌波水位最高时，全部机组同时甩负荷，导叶紧急关闭机组转速上升率机组蜗壳最大压力上游调压室最高涌波水位DT4长输水系统水电站，一台水轮机在最大水头下50%、75%额定功率运

22、行，同一水力单元的其他机组停机，甩负荷，导叶紧急关闭长输水系统水电站，水头损失大，水轮机在最大水头下部分负荷运行时，损失小，初始压力高，突甩负荷，关闭时间短，此工况可能出现机组蜗壳最大压力的控制工况机组蜗壳最大压力DT5上游最低发电水位，共用上游调压室全部n台机组由n-1台增至n台，或全部机组由2/3相应水头最大输出功率运行同时增至相应水头最大输出功率运行引水系统各断面最高点处的最小压力上游调压室最低涌波水位DT6相应下游低水位，共用下游调压室的全部n台机组由n-1台增至n台，或全部机组由2/3额定输出功率运行突增至相应水头最大输出功率运行后，在调压室涌波水位最低时，同时甩负荷，导叶紧急关闭尾

23、水管进口最小压力DT7上游正常蓄水位，共用上游调压室的全部n台机组由n-1台增至n台，或全部机组由2/3额定功率运行突增至相应水头最大输出功率运行后，流入上游调压室流量最大时，全部机组同时甩负荷，导叶紧急关闭应分别考虑额定水头及其它可能出现的高于额定水头工况压力引水道的糙率取可能的最小值机组转速上升率机组蜗壳最大压力上游调压室最高涌波水位DT8上游最低发电水位，共用上游调压室全部n台机组由n-1台增至n台，或全部机组由2/3相应水头最大输出功率运行同时增至相应水头最大输出功率运行后，流入上游调压室流量最大时，全部机组同时甩负荷，导叶紧急关闭甩负荷时上游调压室涌波先升后降，波谷叠加可能出现最低涌

24、波水位上游调压室最低涌波水位DT9下游设计洪水位，共用下游调压室的全部n台机组由n-1台增至n台，或全部机组由2/3额定输功率运行突增至相应水头最大输出功率运行压力尾水道的糙率取可能的最大值下游调压室最高涌波水位DT10相应下游低水位，共用下游调压室的全部n台机组由n-1台增至n台，或全部机组由2/3额定功率运行突增至相应水头最大输出功率运行后，流出下游调压室的流量最大时，全部机组同时甩负荷，导叶紧急关闭应分别考虑额定水头及其它可能出现的高于额定水头工况压力尾水道的糙率取可能的最小值下游调压室最低涌波水位尾水管进口最小压力DT11下游设计洪水位，共用下游调压室的全部n台机组由n-1台增至n台，

25、或全部机组由2/3额定输功率运行突增至相应水头最大输出功率运行后，甩负荷时下游调压室涌波先降后升，波峰叠加可能出现最高涌波水位下游调压室最高涌波水位附录A水力过渡过程大波动计算工况A.0.1水电站水力过渡过程大波动计算工况可按表A.0.1的规定选取。表A.0.1水电站水力过渡过程大波动计算工况11工况编号计算工况说明计算目的流出下游调压室流量最大时，全部机组同时甩负荷，导叶紧急关闭压力尾水道的糙率取可能的最大值二水轮机校核工况CT1同一水力单元的机组在额定水头下额定功率运行，同时甩负荷，其中一台机组导叶拒动，其他机组导叶紧急关闭同一水力单元的所有机组甩全部负荷时若同一水力单元的一台机组导叶拒动

26、，其他机组导叶关闭，则会加剧拒动机组的过流量，使得机组转速上升率更高额定水头应考虑可能出现的上游最高发电水位,及下游可能出现的最低发电水位机组转速上升率机组蜗壳最大压力CT2上游为设计洪水位，同一水力单元的全部机组在相应水头最大输出功率运行，同时甩负荷，导叶紧急关闭应考虑上游设计洪水位可能出现的水头工况机组蜗壳最大压力上游调压室最高涌波水位CT3上游最低发电水位，同一水力单元的全部机组同时甩相应水头最大负荷，在流出上游调压室流量最大时，一台机组从空载增至相应水头最大输出功率上游调压室最低涌波水位CT4上游设计洪水位，共用上游调压室的全部n台机组由n-1台增至n台，或全部机组由2/3相应水头最大

27、输出功率运行突增至相应水头最大输出功率运行后，上游调压室涌波水位最高时，全部机组同时甩负荷，导叶紧急关闭机组蜗壳最大压力CT5上游正常蓄水位，同一水力单元的机组额定水头额定功率依次相继甩负荷，导叶紧急关闭相继甩负荷工况的确定需考虑电气主接线型式机组蜗壳最大压力机组转速上升率CT6上游正常蓄水位，同一水力单元的机组额定功率运行，同时甩负荷，1台机组分段关闭失灵，导叶直线关闭，其他机组导叶紧急关闭机组分段关闭失灵，机组导叶直线关闭，关闭时间短，机组蜗壳内水压力比分段关闭大经论证不会发生分段关闭失灵，可不考虑此工况机组蜗壳最大压力机组转速上升率尾水管进口最小压力CT7相应下游低水位，共用尾水隧洞或下

28、游调压室相关的机组额定水头或最大水头额定功率运行，依次相继甩负荷，导叶紧急关闭相继甩负荷工况的确定需考虑电气主接线型式尾水管进口最小压力CT8上游最高发电水位，共用上游调压室的全部n台机组由n-1台增至n台，或全部机组由2/3额定功率运行突增至相应水头最大输出功率运行后，流入上游调压室流量最大时，全部机组同时甩负荷，导叶紧急关闭上游调压室最高涌波水位CT9上游最低发电水位，共用上游调压室的全部n台机组增负荷至相应水头最大输出功率运行考虑上游调压室最低涌波，根据电网要求同时增负荷或相继增负荷时间间隔上游调压室最低涌波水位引水系统各断面最高点处的最小压力提出开机运行条件CT10下游校核洪水位，共用

29、下游调压室的全部n台机组由n-1台增至n台，或全部机组由2/3额定输功率运行突增至相应水头最大输出功率运行位压力尾水道的糙率取可能的最大值下游调压室最高涌波水位尾水系统各断面最大压力CT11下游设计洪水位，共用下游调压室的全部n台机组增负荷至相应水头最大输出功率运行考虑下游调压室最高涌波，根据电网要求同时增负荷或相继增负荷时间间隔压力尾水道的糙率取可能的最大值下游调压室最高涌波水位CT12下游设计洪水位，共用下游调压室相关的机组开机增至满负荷后，流出下游调压室流量最大时，全部机组同时甩负荷，导叶紧急关闭甩负荷时下游调压室涌波先降后升，波峰叠加可能出现最高涌波水位下游调压室最高涌波水位CT13相

30、应下游水位，一台机组由空载增至相应水头最大输出功率运行，在流出下游调压室的流量最大时甩负荷，导叶紧急关闭压力尾水道的糙率取可能的最小值下游调压室最低涌波水位12工况编号计算工况说明计算目的一水轮机设计工况DT1一台机组在额定水头下额定功率运行，甩负荷，导叶紧急关闭机组转速上升率DT2同一水力单元的全部机组在额定水头下额定功率运行，同时甩负荷，导叶紧急关闭机组转速上升率机组蜗壳最大压力DT3上水库正常蓄水位，最大发电水头时，同一水力单元的全部机组额定功率运行，同时甩负荷，导叶紧急关闭对有超出力要求的机组，应计算机组在最大功率运行的工况机组蜗壳最大压力上游调压室最高涌波水位下游调压室最低涌波水位D

31、T4上水库正常蓄水位，共用上游调压室的全部n台机组由n-1台增至n台，或全部机组由2/3相应水头最大输出功率运行突增至相应水头最大输出功率运行后，上游调压室涌波水位最高时，全部机组同时甩负荷，导叶紧急关闭机组转速上升率机组蜗壳最大压力上游调压室最高涌波水位DT5上水库死水位，共用上游调压室全部n台机组由n-1台增至n台，或全部机组由2/3相应水头最大输出功率运行同时突增至相应水头最大输出功率运行引水系统各断面最高点处的最小压力上游调压室最低涌波水位DT6下水库死水位，共用下游调压室的全部n台机组由n-1台增至n台，或全部机组由2/3额定输出功率运行突增至相应水头最大输出功率运行后，在下游调压室

32、涌波水位最低时，同时甩负荷，导叶紧急关闭尾水管进口最小压力下游调压室最低涌波水位DT7上水库正常蓄水位，共用上游调压室的全部n台机组由n-1台增至n台，或全部机组由2/3额定功率运行突增至相应水头最大输出功率运行后，流入上游调压室流量最大时，全部机组同时甩负荷，导叶紧急关闭压力引水道的糙率取可能的最小值上游调压室最高涌波水位机组转速上升率机组蜗壳最大压力DT8上水库死水位，共用上游调压室全部n台机组由n-1台增至n台，或全部机组由2/3相应水头最大输出功率运行同时突增至相应水头最大输出功率运行后，流入上游调压室流量最大时，全部机组同时甩负荷，导叶紧急关闭甩负荷时上游调压室涌波先升后降，波谷叠加

33、可能出现最低涌波水位上游调压室最低涌波水位DT9下水库死水位，共用下游调压室的全部n台机组由n-1台增至n台，或全部机组由2/3相应水头最大输出功率运行突增至相应水头最大输出功率运行后，流出下游调压室的流量最大时，全部机组同时甩负荷，导叶紧急关闭下游调压室最低涌波水位尾水管进口最小压力二水泵设计工况DP1上水库死水位，下水库正常蓄水位，同一水力上游调压室最低涌波水位工况编号计算工况说明计算目的CT14下游设计洪水位，共用下游调压室的全部机组同时甩负荷，在流入下游调压室流量最大时，一台机组从空载增至相应水头最大输出功率运行压力尾水道的糙率取可能的最大值下游调压室最高涌波水位CT15下游相应发电水位，共用下游调压室的全部n台机组发相应水头最大输出功率，1台机组甩负荷，导叶紧