| 标准编号 | NB/T 10342-2019 (NB/T10342-2019) | | 中文名称 | 水电站调节保证设计导则 | | 英文名称 | (Guidelines for design of hydropower station regulation assurance) | | 行业 | 能源行业标准 (推荐) | | 中标分类 | P59 | | 字数估计 | 32,311 | | 发布日期 | 2019-12-30 | | 实施日期 | 2020-07-01 | | 发布机构 | 国家能源局 | NB/T 10342-2019: 水电站调节保证设计导则
NB/T 10342-2019 英文名称: (Guidelines for design of hydropower station regulation assurance)
中华人民共和国能源行业标准
水电站调节保证设计导则
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
主编部门：水电水利规划设计总院
批准部门：国 家 能 源 局
施行日期：2 0 2 0 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。
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，尚应符合国家现行有关标准的规定。
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。
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：
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/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。
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，有压管道系统惯性时间常数 wT 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 wT 、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。
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。
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 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GD2。
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。
6.0.3 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。
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
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值取值不应大于计算控制值。
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......
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