某水电站的调节保证计算过程案例综述
目录
TOC\o1-3\h\u13565某水电站的调节保证计算过程案例综述 1
120331.1调节保证计算控制值 1
139871.2参数计算 1
283861.3大波动过渡过程计算与分析 5
20851.3.1计算工况 5
102501.3.2计算结果 6
123511.3.3结果分析 9
1.1调节保证计算控制值
按照《水力发电厂机电设计规范》（DL/T5186-2004），确定调节保证计算的参数控制值如下：
机组允许最大速率上升：≤55%；
蜗壳进口中心线处的最大压力值：140mH2O
（3）调压室最高涌浪水位以上的安全余量不小于1m，调压室最低涌浪水位与调压室处压力引水道顶部之间的安全高度不小于3m，调压室底板应有不小于1m的安全水深；
（4）压力流道内任何一点不得出现脱流和负压，并留有不小于2mH2
（5）整个系统，包括引水系统、尾水系统、机组、调速器、尾水管应满足稳定要求。更不得出现共振现象。
1.2参数计算
（1）昌波水电站管道系统参数
表1.1昌波水电站管道
位置
管段编号
长度L(m)
当量直径(m)
波速(m/s)
糙率
发电局部水头损失系数
发电岔管水头损失系数
备注
1#水力单元
1#
L1
34.9
13.574
1100
0.014
0.31
0
上库进水口
水力单元引水隧洞
L2
11119.647
13.001
1100
0.014
0.233
0.309
至岔管前
1#机组所在管线
L3
51.603
13.529
1100
0.014
0.193
0
岔管段
L4
266.35
9
1100
0.014
0.19
0
等径管段
L5
70
7.082
1100
0.014
0.008
0
至蜗壳进口
L6
21.335
6.8
1100
0.0001
0
0
蜗壳段
L7
71.832
8.976
1100
0.0001
0
0
尾水管段
L8
69.89
14.638
1200
0.012
0.051
0
尾水管末端至下游闸门中心线
L9
154.88
11.43
1200
0.012
1.1
0.647
至出水口
2#机组所在管线
L10
51.603
13.529
1100
0.014
0.193
0
岔管段
L11
249.763
9
1100
0.014
0.19
0
等径管段
L12
70
7.082
1100
0.014
0.008
0
至蜗壳进口
L13
21.335
6.8
1100
0.0001
0
0
蜗壳段
L14
71.832
8.976
1100
0.0001
0
0
尾水管段
L15
69.89
14.638
1200
0.012
0.051
0
尾水管末端至下游闸门中心线
L16
139.359
11.43
1200
0.012
1.1
0.647
至出水口
2#水力单元
2#
L17
34.9
13.574
1100
0.014
0.31
0
上库进水口
水力单元引水隧洞
L18
10979.523
13.001
1100
0.014
0.233
0.309
至岔管前
3#机组所在管线
L19
51.603
13.529
1100
0.014
0.193
0
岔管段
L20
308.85
9
1100
0.014
0.19
0
等径管段
L21
70
7.082
1100
0.014
0.008
0
至蜗壳进口
L22
21.335
6.8
1100
0.0001
0
0
蜗壳段
L23
71.832
8.976
1100
0.0001
0
0
尾水管段
L24
69.89
14.638
1200
0.012
0.051
0
尾水管末端至下游闸门中心线
L25
123.606
11.43
1200
0.012
1.1
0.647
至出水口
4#机组所在管线
L26
51.603
13.529
1100
0.014
0.193
0
岔管段
L27
292.264
9
1100
0.014
0.19
0
等径管段
L28
70
7.082
1100
0.014
0.008
0
至蜗壳进口
L29
21.335
6.8
1100
0.0001
0
0
蜗壳段
L30
71.832
8.976
1100
0.0001
0
0
尾水管段
L31
69.89
14.638
1200
0.012
0.051
0
尾水管末端至下游闸门中心线
L32
107.854
11.43
1200
0.012
1.1
0.647
至出水口
由上表，取管道总长度L为12000m。
（2）GD2的计算
在第二章中已经进行了计算，发电机飞轮力矩GD
水锤类型的判断
昌波水电站输水系统布置方式为两洞