《抽水蓄能电站水力过渡过程计算分析导则》编制说明

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/T5186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％。

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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

蜗壳最大静水头设计值/最大

电站名称额定水头（m）保证值（m）设计值(m)

（m）静水头

琅琊山126181.8239.6239.61.32

白莲河195267326.2329.31.23

桐柏244344.21428.1428.11.24

蒲石河308394509.7509.71.29

张河湾305394530.1530.11.35

宜兴363474.56406401.35

十三陵4305356906901.29

宝泉510639.6800864.51.35

呼和浩特5216609009001.36

天荒坪526680.28878871.3

西龙池640769.5101510151.32

仙游4305326727281.37

黑糜峰2953855005001.3

响水涧190274.053523591.31

清远470570.57807801.37

泰安2253093983981.29

仙居4475687467841.38

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（压力脉动修正值、计算误差）

对压力脉动裕量及计算误差的取值，不同的厂家有着不同的经验。对于欧洲厂家，一般对蜗壳

最大压力在计算值的基础上考虑10%压力上升作为计算误差，5%～7%的压力脉动峰峰值作为压力脉

动裕量，而最大转速上升则不进行修正。对于日本厂家，蜗壳进口最大压力取10%的压力上升作为

计算误差，甩负荷前净水头的7%作为压力脉动裕量；对于尾水管最小压力，取甩负荷前净水头的3.5%

或甩入力前净扬程的2%作为压力脉动裕量；对于最大转速上升，增加计算值与额定转速差值的5%

作为计算误差余量。

国内部分已建抽水蓄能电站的现场过渡过程实测数据与过渡过程计算值见下表：

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国内部分已建抽水蓄能电站的现场双机甩负荷实测数据与过渡过程计算值对比表

张河湾西龙池仙游蒲石河琅琊山

项目

录波值计算值录波值计算值录波值计算值录波值计算值录波值计算值

1#1#3#3#1#1#1#1#2#2#

上库正常蓄水位（m）8108101492.51492.5741741392392171.8171.8

上库水位(m)796.288101470.51470.5730.25730.25387.7392171.8171.8

下库水位(m)465.71488808.35808.35286.23286.2362.986225.7422

安装高程(m)416416723723201201-2-2-10-10

阀前最大静压力(m)394769.5769.5540540394394181.8181.8

蜗壳初始压力（m)382.91725.51435.87325.68169.39176.26

蜗壳最大压力(m)508482.93992.653923.564680.54619.56493.4451.25224.49203.7

7%静压（脉动）27.5853.8737.827.5812.73

10%的压力升高(安全)1019.8118.3712.562.74

计算+脉动+安全520.51997.244675.73491.39219.17

尾水管最小压力(m)2052.2733.26547.64437.5453.7427.439.812.6514.5

3%静压（脉动）11.8223.0916.211.825.45

10%的压力降(安全)1.973.773.152.421.75

计算-脉动-安全38.4820.78434.3925.567.3

升速率(%)4444.483335.138.339.6339.637.7438.437.46

注：张河湾计算工况与试验工况水位略有差别，上水库水位差13.72m，下水库水位差22.17m，甩前毛水头差8.45m。

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我国抽水蓄能电站过渡过程计算机仿真计算及试验案例还不够全面覆盖所有扬程范围的

抽水蓄能机组，现场试验测试工况与原过渡过程计算工况大多又存在一定的差别，从目前掌

握的资料来看，抽水蓄能电站蜗壳最大压力及尾水管最小压力的计算值与试验值存在的差异

较大，需进行修正；转速计算值差别较小，可不做修正。故本导则建议目前阶段参考初步统

计值及国外有关厂家做法，对抽水蓄能电站的过渡过程计算值暂按下表进行修正确定调节保

证设计值：

1）压力脉动裕量

工况增加到计算结果中的压力脉动

甩负荷工况时压力钢管的最大压力阀前最大静水头的7%

甩负荷工况时尾水管的最小压力阀前最大静水头的2%～3.5%

甩入力工况时压力钢管的最小压力甩入力前净扬程的2%

甩入力工况时尾水管进口(转轮出口)处的最大压力甩入力前净扬程的3%

2）计算误差

工况余量

任何工况的压力增加或减少计算值与初始压力差值的5%～10%

任何工况的转速不做修正

对于常规水电站,一般用静水头（即上游水位与尾水位之差）作为计算蜗壳压力升高率的

基准值，但对于埋深很大的高水头抽水蓄能电站,这样做相对误差就太大了，因此建议用上库

正常蓄水位与蜗壳进口中心线高程差（即蜗壳进口中心线的静水压）作为计算蜗壳压力升高

率ξ的基准值。

（3）机组转速上升率

在条件相同的情况下，水泵水轮机组飞逸转速与额定转速比值nk较常规机组的比值nk小。

例如宁波溪口抽水蓄能电站水泵水轮机组的比值nk为1.38，水头与它相近的渔子溪水电站常

规机组的比值nk为1.64。我国部分已建和在建的高水头水泵水轮机组的比值nk见下表。

国内部分已建、在建抽水蓄能电站的水泵水轮机组的nk值

电站名称西龙池天荒坪广蓄二期十三陵张河湾蒲石河宁波溪口泰安

飞逸转速680667690681469425830433

额定转速500500500500333.33