NB T 10342-2019 水电站调节保证设计导则.pdf

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1、 ICS 27.140 P 59 中华人民共和国能源行业标准 P NB/T 103422019 水电站调节保证设计导则 Guide for Hydraulic Transient Guarantee Design of Hydropower Stations 2019 12 30 发布 2020 07 01 实施 国家能源局 发布 中华人民共和国能源行业标准 水电站调节保证设计导则 Guide for Hydraulic Transient Regulation Guarantee Design of Hydropower Stations NB/T 10342-2019 主编部门：水电水利规

2、划设计总院 批准部门：国 家 能 源 局 施行日期： 2 0 20 年 7 月 1 日 中国水利水电出版社 2020 北 京 国 家 能 源 局 公 告 2019 年 第 8 号 国家能源局批准小水电机组励磁系统运行及检修规程等152项能源行业标准（附件1） 、 Code for Safe and Civilized Construction of Onshore Wind Power Projects等39项能源行业标准英文版（附件2） ，现予以发布。 附件：1. 行业标准目录 2. 行业标准英文版目录 国家能源局 2019 年 12 月 30 日 附件 1： 行业标准目录 序号 标准编号

3、标准名称 代替标准 采标号 批准日期 实施日期 . 19 NB/T 10342-2019 水电站调节保证 设计导则 2019-12-30 2020-07-01 . 前 言 根据国家能源局关于下达 2012 年第一批能源领域行业标准制（修）订计划的通知 （国 能科技201283 号）的要求，导则编制组经广泛调查研究，认真总结实践经验，并在广泛 征求意见的基础上，制定本导则。 本导则的主要技术内容是：基本规定、水力过渡过程计算控制值确定、计算工况选择、 水力过渡过程计算、调节保证设计值确定、调节保证设计成果及应用。 本导则由国家能源局负责管理，由水电水利规划设计总院提出并负责日常管理，由能源 行业

4、水电水力机械标准化技术委员会负责具体技术内容的解释。执行过程中如有意见或建议， 请寄送水电水利规划设计总院（地址：北京市西城区六铺炕北小街 2 号，邮编：100120） 。 本导则主编单位：水电水利规划设计总院 中国电建集团北京勘测设计研究院有限公司 本导则参编单位：中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司 本导则主要起草人员： 赵 琨 苟东明 易忠有 周振忠 郑冬飞 韩伶俐 李 冰 王建华 李仕宏 王雨会 张昊晟 郭喜兵 蒋逵超 黄 昱 朱茹莎 李高会 汪德楼 本导则主要审查人员：戴康俊 方光达 刘功梅 陈顺义 苑连军 段 彬 付国锋 张 强 蒋登云 陈宏川 李月彬 武赛波 王建华 陈 东 杨

5、加明 石清华 覃大清 邵保安 张云海 王宪平 王大胜 陈梁年 彭烁君 杜 刚 曾镇铃 游 超 刘 洁 袁延良 桂绍波 宫让勤 周庆大 李仕胜 目 次 1 总则 . . 1 2 术语 . . 2 3 基本规定 . . 4 4 水力过渡过程计算控制值确定 . 5 4.1 水力过渡过程大波动计算控制值 . 5 4.2 水力过渡过程小波动计算控制值 . 5 4.3 水力过渡过程水力干扰计算控制值 . 6 5 计算工况选择 . . 7 6 水力过渡 过程计算 . . 8 7 调节保证 设计值确定. . 9 8 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

6、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 . . 20 Contents 1 General Provisions . 1 2 Terms . 2 3 Basic Requirements . 4 4 Determination of Calculation Control Values for Hydraulic Transient Process . 5 4.1 Large Oscillation Calculation Control Values for Hydraul

7、ic Transient Process . 5 4.2 Small Oscillation Calculation Control Values for Hydraulic Transient Process . 5 4.3 Hydraulic Disturbance Calculation Control Values for Hydraulic Transient Process . 6 5 Selection of Calculation Conditions . 7 6 Hydraulic Transient Process Calculation . 8 7 Determinati

8、on of Hydraulic Transient Guarantee Design Values . 9 8 Results and Application of Hydraulic Transient Guarantee Design . 10 Appendix A Large Oscillation Calculation Condition for Hydraulic Transient Process . 11 Appendix B Small Oscillation Calculation Condition for Hydraulic Transient Process . 15

9、 Appendix C Hydraulic Disturbance Calculation Condition for Hydraulic Transient Process. . 16 Explanation of Wording in This Guide . 17 List of Quoted Standards . 18 Addition: Explanation of Provisions . 19 1 1 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，

10、尚应符合国家现行有关标准的规定。 2 2 术 语 2.0.1 调节保证设计 hydrauli c transient guarantee design 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 water co nveyance and generating system 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 hydraulic transient process 输水发电系统从某一稳定运行状态转换到另一稳定

11、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 calculat ion control values for hydraulic transient process 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 calculat ion values for hydraulic transient process 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 hydraulic transie nt guarantee design value 根据

12、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 calculat ion conditions for hydraulic transient process 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 design condition 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

13、工况 check condition 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 small oscillation 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 large oscillation 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 hydrauli c disturbance 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 3 程。 2.0.13 主波 major wave 设置调压室的水电站在发生负

14、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 stern wave 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。 4 3 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

15、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

16、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。 5 4 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 100

17、m300m 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 -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

18、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

19、现行行业标准水电站调压室设计规范NB/T 35021 和水电 站气垫式调压室设计规范NB/T 35080 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。 6 4.2.4 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准应满足下列规定： 1 对无调压室的水电站，有压管道系统

20、惯性时间常数 w T 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 24 w T 、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/T 7894 的有关规定。 7 5 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

21、下游水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/T 35080的有关规定。 8 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

22、 长输水系统洞径、糙率。 2 调压室型式、截面积、阻抗孔的尺寸和流量系数等参数。 3 机组的飞轮力矩GD 2 。 4 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.

23、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。 9 7 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

24、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

25、值取值不应大于计算控制值。 10 8 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

26、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。 8.0.5 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

27、内进行。 11 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 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

28、 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，

29、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 尾水管进口最小压力 DT7 上游正常蓄水位

30、， 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

31、压室涌波先升后 降，波谷叠加可能出现最低涌波水 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

32、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， 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 12 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

33、机组甩全部负 荷时若同一水力单元的一台机组导 叶拒动，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

34、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，

35、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

36、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

37、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 13 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

38、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，导叶紧急关闭，在流出下游调压室的流量最 大时，其余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小值 下游调压室最低涌波水位 注： 1 工况编号的第一个字母 D、 C 分别表示设计工况、校核工况，第二个字母 T 表示水轮机工况。 2 同一水力单元包括共用引水、共用尾水、共用同一上游调压室或共用同一下游调压室。 3 计算上、下游调压室最低涌波水位的

39、工况应同时关注引水、尾水系统各断面最高点处的最小压力。 A.0.2 抽水蓄能电站水力过渡过程大波动计算工况可按表 A.0.2 的规定选取。 表 A.0.2 抽水蓄能电站水力过渡过程大波动计算工况 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

40、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 DT4 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

41、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

42、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 14 工况编号 计算工况 说 明 计算目的 单元的机组在最小扬程抽水时，突然断电，导 叶紧急关闭 下游调压室最高涌波水位 尾水系统各断面最大压力 DP2 上水库死水位，下水库正常蓄水位，同一