抽水蓄能电站水力过渡过程计算分析导则-编制说明.docxVIP

PAGE PAGE 2 4 基本规定 4.1 抽水蓄能电站水力过渡过程直接关系关系着电站的安全与投资，故计算应遵循确保安全、经济合理的原则。 4.2 在预可行性研究阶段，输水系统及机组特性均没有最终确定，此阶段只提出初步设计成果。 4.3 在可行性研究阶段，一方面输水系统布置及各个建筑物体型、尺寸等需比选、优化后确定，另一方面，根据确定的输水系统布置，提出调节保证设计值的要求，作为下阶段招标设计的基础。 4.4 对于蓄能电站，机组特性对过渡过程计算影响十分敏感，故在招标与施工详图阶段获得机组特性后，应进行过渡过程复核计算，必要时可根据复核结果对输水发电系统进行局部修改。 4.5 在电站建设调试阶段，需进行单机甩负荷及同一水力单元的多机甩负荷试验，为控制风险，应在同一试验条件下，对过渡过程试验结果与水力过渡过程计算结果进行对比分析，结合对比分析预测单机甩全负荷或同一水力单元多机甩全负荷结果，以确保电站安全。 4.6 输水发电系统管径、长度、机组转动惯量、机组特性等为影响过渡过程结果有重要因素，故当有变化时，应对水力过渡过程计算成果进行复核。 4.7 一般情况下，进水阀只作为截断水流的安全设施，如参与过渡过程调节，其关闭速度大幅减小，进水阀将产生剧烈振动，不利于电站的长期安全可靠运行。 5 计算控制值及第8节调节保证设计值的选取 2013年10月，水电水利规划设计总院以“水电规机电[2013]12号”文“关于印发水电站输水发电系统调节保证设计专题报告编制暂行规定（试行）的通知”，提出调节保证设计的参数分为水力过渡过程计算控制值、水力过渡过程计算值、调节保证设计值等。其中水力过渡过程计算控制值是以现行规范推荐值为基础、结合工程实际与经验确定的水力过渡过程计算时的限制性参数值；水力过渡过程计算值是针对选定工况进行水力过渡过程计算得出的成果值；调节保证设计值是对水力过渡过程计算值进行修正后确定的设计成果。修正值包括计算误差及压力脉动裕量两部分，其中计算误差主要考虑计算模型与输水发电系统存在一定偏差，如机组特性、输水系统特性等；而压力脉动目前尚无精确的计算模型，在过渡过程计算机仿真计算时无法计算。 （1） 蜗壳进口最大压力升高率（计算控制值、调节保证设计值） 在DL/T 5186中，对常规机组甩负荷时的蜗壳最大压力升高保证值规定如下： 额定水头小于20m时，宜为70％～100％； 额定水头在20m～40m时，宜为70％～50％； 额定水头在40m～100m时，宜为50％～30％； 额定水头在100m～300m时，宜为30％～25％。 对于抽水蓄能电站，水头一般较高，同时水泵水轮机进出口直径相差也大，在甩负荷时机组水力制动效应更加明显，在机组甩负荷过渡过程中更加容易进入反水泵区或进入反水泵区更深，从而使得蜗壳进口至尾水管进口处水流异常紊乱，产生较大的压力脉动。在近期已建抽水蓄能电站中，水力过渡过程计算控制值是以现行规范推荐值为基础，为满足尾水管进口最小压力要求，同时考虑到抽水蓄能机组压力脉动的影响，蜗壳压力升高率保证值呈现增大的趋势，由此适当放宽压力升高的要求。根据国内部分已建、在建抽水蓄能电站蜗壳最大压力保证值统计，大部分蓄能电站的蜗壳最大压力保证值已经超过30%，达到35%～38%。国内部分已建、在建抽水蓄能电站蜗壳最大压力保证值统计见下表。 国内部分已建、在建抽水蓄能电站蜗壳最大压力保证值表 电站名称 额定水头（m） 蜗壳最大静水头 （m） 保证值（m） 设计值(m) 设计值/最大静水头 琅琊山 126 181.8 239.6 239.6 1.32 白莲河 195 267 326.2 329.3 1.23 桐 柏 244 344.21 428.1 428.1 1.24 蒲石河 308 394 509.7 509.7 1.29 张河湾 305 394 530.1 530.1 1.35 宜 兴 363 474.5 640 640 1.35 十三陵 430 535 690 690 1.29 宝 泉 510 639.6 800 864.5 1.35 呼和浩特 521 660 900 900 1.36 天荒坪 526 680.2 887 887 1.3 西龙池 640 769.5 1015 1015 1.32 仙游 430 532 672 728 1.37 黑糜峰 295 385 500 500 1.3 响水涧 190 274.05 352 359 1.31 清远 470 570.5 780 780 1.37 泰安 225 309 398 398 1.29 仙居 447 568 746 784 1.38 由此，本条建议计算控制值按不大于30%控制，而保证值则以计算值为基础经修正后得到。 (2)压力修正值（压力脉动