水电站调节保证计算工况的选取

刘春燕，韩伶俐

(1.广西壮族自治区水利电力勘测设计研究院，广西南宁530023；2.水电水利规划设计总院，北京100120)

0 前 言

调节保证是指在水电机组增减负荷、甩负荷等调节过程中，对水轮发电机组的最大转速、输水系统及水轮机过流部件内的最大、最小压力以及调压室最高、最低涌浪水位不超过允许值的保证。调节保证计算是研究机组突然较大幅度改变负荷时系统过渡过程的特性，分析和协调调节保证控制参数与电站输水系统、水轮发电机组和输出电能质量之间的矛盾，选定水轮机导水机构合理的启闭规律和调节时间，使机组和水工建筑物安全可靠又经济合理。

水电站机组设备和电气设备故障导致的机组甩负荷具有多样性和不可预测性，比较严重的是同一压力管(尾水)道、共用送出线路或高压配电装置(母线)的相关机组同时丢弃全部负荷工况，更为严重的是同一压力管(尾水)道机组先增后甩和相继甩负荷等组合工况。雷击、地质、洪水和冰雪等灾害均可能导致输电线路中断，即使电站设有自动重合闸装置，仍有不少电站因送出线路故障导致所有机组同时甩负荷。溪洛渡、向家坝水电站均曾因变电站故障导致多次大范围切机。

目前，大型水电站和抽水蓄能电站越来越多地承担电力系统调峰，机组调节频繁，不稳定工况也相应增多。运行经验表明，水电站水力机械部分的事故，大多是在过渡过程中发生的，此时水轮机进入异常的过速和制动工况，系统中产生的动负荷大，水流的不稳定性增高，引起强烈的压力脉动、振动和水击，影响机组设备的安全稳定运行和使用寿命。

根据DL/T 5186—2004《水力发电厂机电设计规范》的规定，大型水电厂、输水系统复杂的水电厂、抽水蓄能电厂的调节保证计算应采用计算机仿真分析方法进行计算。国内许多高校、研究机构及设计院都开发了调节保证计算和分析程序。机组调节保证涉及水工、机电、自动调节和计算机等专业，计算的边界条件多(包括水电站输水系统布置、机组型式和特性、水轮机进水阀和调速器、电网、电气主接线、上下游水位组合(水头/扬程)等)，机组运行工况具有多样性，增加了水力过渡过程计算工况选择的难度。对于给定的水电站输水系统布置及机电设计，计算工况的选择是调节保证计算的难点之一。

1 调节保证计算工况的选择

目前，针对调保设计的专业规范《水电站输水发电系统调节保证设计导则》正在编制中，现行的《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》(以下简称《调节保证暂行规定》)、《水力发电厂机电设计规范》、《水电站压力钢管设计规范》、《水电站调压室设计规范》、《抽水蓄能电站设计导则》等规范对调节保证计算工况如何选取均有所提及，有待完善。在工程设计中，采用成都勘测设计研究院有限公司刘保华和河海大学、武汉大学等高校开发的调节保证计算和分析程序，进行了大量常规水电站和蓄能电站的调节保证计算工作。水电站建成后的竣工安全鉴定、验收等工作，积累了大量水电站运行资料。

本文将水电站各种可能发生的过渡过程工况进行归纳分类，水轮机设计工况可分为机组甩负荷工况、增负荷工况、先增后甩工况；蓄能电站水泵设计工况可分为机组抽水断电工况和先增加抽水机组再断电工况。水轮机校核工况可分为相继甩负荷工况、分段关闭失灵、一台机组导叶拒动、连续开机、洪水位时机组增负荷或甩负荷或先增后甩工况；蓄能电站水泵校核工况为导叶拒动工况。另外，需特别说明的是，洪水位特指上游大坝设计洪水位、校核洪水位和下游厂房校核洪水位，因出现频率较低，故建议作为校核工况；下游厂房设计洪水位出现频率较高，故一般建议作为设计工况。

工况编号的前两位字母SJ、JH分别表示设计工况、校核工况，第三个字母T、P分别表示水轮机工况、水泵工况。

1.1 水轮机设计工况

推荐的水轮机设计工况共13个，计算目的及推荐理由如下：

(1)SJT1工况。同一压力主管相关的机组在额定水头下额定输出功率运行，全甩负荷，机组导叶正常关闭。计算机组最大转速上升率；导叶正常关闭时，机组最大转速升高率通常在水轮机额定水头甩负荷时发生，此时过机流量最大。

(2)SJT2工况。上游正常蓄水位，额定水头或最大发电水头时，同一压力主管相关的全部机组额定输出功率运行，同时全甩负荷，机组导叶正常关闭。计算机组蜗壳最大内水压力和上游调压室最高涌波水位。

(3)SJT3工况。上游正常蓄水位，共用上游调压室(以下简称“上调”)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额定输出功率运行后，上调涌波水位最高时，全部机组同时丢弃全部负荷，机组导叶正常关闭。计算机组最大转速上升率和机组蜗壳最大内水压力。先增后甩工况，机组蜗壳最大内水压力可能超过同时甩负荷工况，这主要是涌波叠加造成机组水头(或出力)加大所致；机组转速上升也可能超过同时甩负荷工况，主要是机组流量加大所致。

(4)SJT4工况。上游正常蓄水位，共用上调的全部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理想输出功率(当前水头机组最大出力)运行后，流入上调流量最大时，全部机组同时甩全部负荷，机组导叶正常关闭。计算上调最高涌波水位和机组最大转速上升率。上调最高涌浪在上游高水位时水轮机工况出现，此时上调起始水位最高。工况变化导致水位叠加后出现上调最高涌波水位。受上游调压井最低涌波水位的限制，同水道的全部机组一般不考虑同时带上满负荷，故考虑涌波叠加时按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理想输出功率运行后。先增后甩工况，机组转速上升可能超过同时甩负荷工况，主要是机组流量加大所致。

(5)SJT5工况。长输水系统电站，上游正常蓄水位，一台水轮机在最大水头下带1/2额定输出功率运行，同一水力单元的其他机组停机；运行的一台机甩全部负荷，机组导叶正常关闭。计算机组蜗壳最大内水压力；长输水系统电站，水道损失大，水轮机在最大水头下运行时，损失小，初始压力高，突甩1/2额定负荷，关闭时间短，有的转轮在此工况可能出现机组蜗壳最大内水压力。

(6)SJT6工况。最低尾水位下共尾水隧洞相关的各台机组同时甩全负荷。计算尾水管进口最小内水压力。

(7)SJT7工况。相应下游低水位时，共下游调压室(以下简称“下调”)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理想输出功率运行，在调压室涌波水位最低时，甩全部负荷，机组导叶正常关闭。计算尾水管进口最小内水压力；先增后甩工况，调压室涌波波动较大，在调压室涌波水位最低时全部机组甩负荷，尾水管进口最小压力可能出现极值，主要是涌波叠加造成下游内水压力降低所致。

(8)SJT8工况。常规电站上游死水位，同一水力单元(或共用上调)全部n台机组由n-1台增至n台，或全部机组由2/3额定输出功率运行同时突增至理想输出功率运行；蓄能电站上库事故备用水位，同一水道系统全部n台机组由n-1台增至n台。计算引水系统上游侧最低内水压力和上调最低涌波水位。引水系统上游侧最低内水压力均在上游低水位时出现，此时上游输水洞初始内水压力小，水轮机工况开机时内水压力下降，可能出现引水系统上游侧最低内水压力。常规电站在上游死水位增负荷时，上调起始水位低，工况变化导致水位叠加后出现最低涌波水位。除电网对电站有特殊要求外，应考虑由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理想输出功率运行作为设计工况。

(9)SJT9工况。仅用于常规水电站，SJT8工况增负荷至理想输出功率后，流入上调流量最大时，全部机组同时甩全部负荷，机组导叶正常关闭。计算上调最低涌波水位；上调涌波水位的第2振幅(波谷)可能是上调最低涌波水位。

(10)SJT10工况。仅用于常规水电站，下游设计洪水位时，共用下调的全部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理想输出功率运行。计算下调最高涌波水位；常规电站在下游高水位增负荷时，下调起始水位高，工况变化导致水位叠加后出现下调最高涌波水位。

(11)SJT11工况。仅用于常规水电站，下游设计洪水位时，开机增至满负荷后，流出调压室流量最大时，全部机组瞬间丢弃全部负荷的第2振幅(波峰)。计算下调最高涌波水位和引水系统下游侧最高内水压力。

(12)SJT12工况。共下调的全部机组在满负荷及相应下游发电水位(蓄能电站下库最低水位)时，全部机组同时甩全部负荷，机组导叶正常关闭。计算下调最低涌波水位；下调最低涌波水位在下游低水位时水轮机工况出现，可能是最大水头，也可能是额定水头。

(13)SJT13工况。相应下游低水位(蓄能电站下库最低水位)时，共下调的全部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理想输出功率运行，流出下调的流量最大时，全部机组同时甩全部负荷，机组导叶正常关闭。计算下调最低涌波水位和尾水管进口最小内水压力。先增后甩工况，调压室涌浪波动较大，在流出调压室流量最大时刻全部机组甩负荷，尾水管真空可能出现极值，主要原因在于，调压室流出流量最大说明隧洞所需要的补水量最大，也是流速梯度变化比较剧烈的时刻，此时甩负荷会进一步加剧尾水管进口最小压力。

1.2 水轮机校核工况

推荐的水轮机校核工况共11个，计算目的及推荐理由如下：

(1)JHT1工况。同一压力主管相关的机组在额定水头下额定输出功率运行，全甩负荷，其中一台机组导叶拒动，其他机组导叶正常关闭。计算机组最大转速上升率。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，其他机组导叶正常关闭，则会加剧拒动机组的过流量，使得机组转速上升率更高。水泵断电后导叶拒动，发生倒流反转时的飞逸转速一般比水轮机工况低，故机组最大转速升高发生在水轮机飞逸工况。

(2)JHT2工况。负荷变化条件同SJT2工况，常规电站上、下游为设计洪水位或校核洪水位；蓄能电站上库为设计洪水位或校核洪水位，下库为死水位。计算机组蜗壳最大内水压力和上调最高涌波水位。

(3)JHT3工况。负荷变化条件同SJT3工况，上游为设计洪水位或校核洪水位。计算机组蜗壳最大内水压力。

(4)JHT4工况。上游正常蓄水位，同一压力主管(或同一上调)相关的各台机组相继甩负荷，机组导叶正常关闭。计算机组蜗壳最大内水压力和机组最大转速上升率。以一洞二机为例，同一压力钢管上的机组相继甩负荷(间隔3～8 s)，机组蜗壳压力出现极值，主要是水击造成机组水头和出力加大所致。对常规水电站，若压力管道分别与上调直接相接，1号机甩负荷后2号机在调压室涌浪最高时甩负荷，机组蜗壳内水压力也可能出现极值，主要是涌浪叠加造成机组水头或出力加大所致。相继甩负荷工况，机组转速上升率可能超过同时甩负荷工况，主要是水击造成机组出力加大所致。

(5)JHT5工况。上游正常蓄水位，同一压力主管相关的各台机组额定输出功率运行，同时甩全部负荷，1台机组分段关闭失灵，导叶直线关闭，同一水力单元的其他机组导叶正常关闭。计算机组蜗壳最大内水压力和尾水管进口最小内水压力。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。若经论证不会发生分段关闭失灵，也可不计算此工况。

(6)JHT6工况。最低尾水位下共尾水隧洞(或同一下调)相关的各台机组相继甩负荷。计算尾水管进口最小内水压力。以二机一洞为例，同一尾水管道上的机组相继甩负荷，1号机组甩负荷后水击造成尾水压力降低，2号机组水头和出力加大，此时2号机组甩负荷，尾水管最小内水压力出现极值。若尾水管道分别与下调相连、调压室前不设岔管，1号机甩负荷后2号机在调压室涌波水位最低时甩负荷，尾水管进口最小内水压力也可能出现极值，主要是涌波水位叠加造成下游压力降低所致。

(7)JHT7工况。仅用于蓄能电站，下库最低水位，水轮机工况时同尾水的全部机组同时甩最大负荷，一台机导叶拒动而其余机组导叶正常关闭。计算尾水管进口最小内水压力。同水道的多数机组突然关机使下游压力下降，如此时有拒动机组发生振荡性的飞逸将使流量随转速的振动而剧烈波动，因而可能使下游侧产生最小内水压力。

(8)JHT8工况。负荷变化条件同SJT4工况，上游为校核洪水位。计算上调最高涌波水位。

(9)JHT9工况。仅用于常规电站，上游死水位，连续开机(间隔1个或2个振荡周期)。计算上调最低涌波水位和引水系统上游侧最低内水压力。间隔1个振荡周期连续开机，上调涌浪最低，但开机可以人为控制，故此工况仅列为校核工况，并提出开机间隔时间。

(10)JHT10工况。仅用于常规电站，负荷变化条件同SJT10工况，下游为校核洪水位。计算下调最高涌波水位和引水系统下游侧最高内水压力。

(11)JHT11工况。仅用于常规电站，负荷变化条件同SJT11工况，下游为校核洪水位。计算下调最高涌波水位和引水系统下游侧最高内水压力。

1.3 蓄能电站水泵计算工况

推荐的蓄能电站水泵设计工况共3个、校核工况共5个。计算目的及推荐理由如下：

(1)SJP1工况。上库最低水位，共用上调的机组在最小扬程抽水时，突然断电，机组导叶正常关闭。计算上调最低涌波水位；蓄能电站在最低扬程抽水断电时，上调起始水位低，工况变化导致水位叠加后出现最低涌波水位。

(2)SJP2工况。上库最低水位，共用调压室的全部n台机组n-1台抽水增至n台，当流出上调的流量达最大时发生断电机组导叶正常关闭。计算上调最低涌波水位；蓄能电站在实际运行中，水泵不会同时启动，计算其上调最低涌波水位时，只须考虑n-1台增至n台工况。

(3)SJP3工况。上库死水位，下库正常蓄水位，共用调压室的全部n台机组由n-1台抽水增至n台，当流入下调的流量达最大时发生断电，机组导叶正常关闭。计算下调最高涌波水位；蓄能电站在最低扬程抽水断电时，下调起始水位高，工况变化导致水位叠加后出现下调最高涌波水位。

(4)JHP1工况。水泵工况在最低扬程时，共引水系统的全部机组同时断电，一台机组导叶拒动而其余机组导叶正常关闭。计算引水系统上游侧最低内水压力和上调最低涌波水位；泵工况和水轮机工况均只考虑一台机拒动。

(5)JHP2工况。首台机泵工况启动，上游水位很低时，机组断电，导叶拒动。计算引水系统上游侧最低内水压力和上调最低涌波水位；此时上游水位非常低，需复核计算，调试时做好应对措施。

(6)JHP3工况。水泵工况时，共尾水的全部机组在最低扬程时全部断电，一台机组导叶拒动而其余机组导叶正常关闭。计算引水系统下游侧最高内水压力和下调最高涌波水位；引水系统下游侧最高压力均在下游高水位时出现，此时下游初始压力大，压力上升与初始值叠加后可能产生下游侧最大内水压力。

(7)JHP4工况。负荷变化条件同SJP2，其中一台机组导叶拒动。计算上调最低涌波水位和引水系统上游侧最低内水压力。

(8)JHP5工况。下库正常蓄水位或设计洪水位，共用调压室的全部n台机组由n-1台抽水增至n台，在流入下调流量最大时突然断电，一台机组导叶拒动而其余机组导叶正常关闭。计算下调最高涌波水位和引水系统下游侧最高内水压力。根据调压室规范，要求计算下库校核洪水位时，共用调压室的机组水泵工况抽水突然断电，导叶全部拒动工况。考虑到校核洪水位发生概率低，导叶拒动概率低，可进行复核计算。

2 调节保证值的运用

机组调节保证的三个参数(机组最大转速上升率、蜗壳最大压力上升率和尾水管最大真空度)及调压室最高、最低涌波水位对输水系统的布置和结构设计、压力钢管与水轮机蜗壳以及进水阀门的设计有着直接的影响。《调节保证暂行规定》、NB/T 35056—2015《水电站压力钢管设计规范》、GB/T 15468—2006《水轮机基本技术条件》、NB/T 35021—2014《水电站调压室设计规范》等规范对调节保证设计均有规定。

根据《调节保证暂行规定》要求，输水系统水工结构设计的有关荷载应按现行规范区分持久和偶然状况，分别采用调节保证设计中的设计、校核工况成果；为满足此规定，需要分别提供2套数据给水道设计专业。

《水电站调压室设计规范》对设计工况和校核工况进行了区分，调压室最高最低涌波水位安全要求，设计工况和校核工况相差0.5 m或1 m，一般情况下，校核工况为控制工况。

《水轮机基本技术条件》对正常运行工况和特殊工况对应的应力做了明确规定。对于同一个水电工程，《水电站压力钢管设计规范》对压力钢管结构设计所采用的内水压力的选择与《水轮机基本技术条件》对水轮机蜗壳等部件结构设计内水压力的选择不一致。根据各规范要求，水电站调节保证设计时应根据输水系统水工建筑物、压力钢管和水轮机主要部件等的结构设计要求分别进行分析。

工程应用与理论分析相比，应该在满足设计误差的条件下，清楚易用。对洛宁、金寨、厦门、镇安、阳江5个蓄能电站，采用不同程序、不同转轮计算了各种计算工况下的蜗壳最大压力。统计计算结果表明：设计工况、校核工况和参考工况(特指相继甩负荷工况)最大相差28 m，差异相对值小于3%。机组转速上升率，导叶拒动工况相对较大。尾水管最小压力和调压室涌波水位，无论设计工况和校核工况，均涉及可能破坏建筑物结构问题，对工况进行区分没有太大的意义。

对调节保证值的运用，建议如下：

(1)蜗壳最大压力设计值的选取除分段关闭失灵工况外，满足其余所有工况。

(2)机组转速上升设计值的选取除导叶拒动工况外，满足其余所有工况。

(3)尾水管进口最小压力，对常规电站，必须大于(-8+▽/900)×0.009 7 MPa(▽指安装高程)；对蓄能电站，除相继甩负荷工况外，均应大于(0+▽/900)×0.009 7 MPa。蓄能电站相继甩负荷工况，尾水管进口最小压力计算控制标准可为：按《调节保证暂行规定》考虑计算误差不考虑压力脉动，修正后

的尾水管最小压力大于0米水柱。

(4)上游最低压力，所有工况应满足大于2米的要求。

(5)尾水管进口最大压力设计值的选取应满足所有工况。

(6)调压室涌波水位设计值的选取，应满足所有工况。若同一调压室机组连续开机和校核洪水位工况不能满足要求，则应提出运行限制条件。蓄能电站首台机水泵工况启动，上游水位很低时，若机组断电且导叶拒动，需复核计算上调最低涌波水位和引水系统上游侧最低内水压力，调试时做好应对控制措施，防止发生事故。

综上所述，建议仅将导叶分段关闭失灵、导叶拒动、相继甩负荷工况作为校核工况，并给出不同的设计标准；复核计算同一调压室机组连续开机和校核洪水位工况调压室涌浪能否满足要求，必要时应提出运行限制条件。

3 调节保证计算还应注意的一些问题

调节保证计算的边界条件及其特性会影响调节保证计算成果，调节保证计算还应注意电站在电力系统中的作用及其运行调度方式、水头与上下游水位组合的关系、机组相继甩负荷间隔时间的选取、合理把握可控工况与不可控工况。