西北地区抽水蓄能电站稳定运行的设计措施

段宏江

（中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司，陕西省西安市 710065）

0 引言

西北地区风光资源富集，是我国西电东送直流外送省份最多的供给端区域电网，近年来新能源装机容量呈现跨越式增长，2022年底西北地区的新能源总装机容量将超过火电，成为西北地区第一大电源，西北电网将建成我国的首个新型电力系统的区域电网。西北地区能源禀赋各省差异较大，西北电网内部网架结构为东西走向长链型结构，发电与负荷中心在地理上分布不均，从西端的新疆到最东端陕西存在一定的时差，主力调峰电源以黄河上游水电为主，省际间电力电量相互调剂作用明显。按照“十四五”规划，我国将建设松辽、冀北、金沙江上游、金沙江下游、雅砻江等九大清洁能源基地，其中就包含西北地区的黄河几字湾、河西走廊、黄河上游、新疆四个清洁能源基地，随着西北地区大型风电光伏基地项目的陆续投产，西北电网晚高峰期电力缺口日益持续增大，日间调峰能力严重不足，外送特高压输送通道容量日益断面受阻，2022年5月甘肃省弃风率攀升至18.3%，青海省弃光率上升至16.3%。现有黄河水电的深度调节能力难以抵消新能源出力的随机波动性，水电机组的运行方式持续恶化，作为主力调峰调频电站的李家峡、拉西瓦水轮机转轮先后相继出现转轮裂纹，严重影响水电机组的安全稳定运行。新能源外送基地大规模长距离对安全稳定运行提出了更高的要求，特高压直流弱送端地区系统动态电压支撑不足问题日益凸显，西北地区新能源大发展给电网带来了持续增长的消纳压力，急需增加灵活性调节电源的容量。

抽水蓄能技术是目前世界公认的技术最成熟、应用最为广泛的储能技术，对优化电网电源结构、缓解电网调节压力、提高当地风光等新能源消纳具有重要作用。西北地区中长期纳规的抽水蓄能装机高达15900MW，全国占比19.5%，是抽水蓄能规划占比最大的区域性电网，中长期抽水蓄能规划站点总计121 个，规划电站装机规模约1.5 亿kW，重点实施项目74 个，规模约1 亿kW[1]。西北地区气候干旱少雨，降水稀少但蒸发旺盛，全区多年平均降水量2300mm，而水面蒸发量高达1000～2600mm 以上，是全国唯一降水量极度少于农田作物和天然植被需水量的地区。抽水蓄能站点的上水库一般多选择在山顶洼地、冲沟沟源等处建坝成库，基本没有天然径流补给；下库一般修建在小溪小沟上游河基，形成目标单一的专用库，或山前坡地围填成库的岸边库。大多数通过人工补水来弥补水库蒸发和渗漏，水资源分配相对紧张，部分站点需要置换工农业用水水权，库岸地下水位或相对隔水层较普遍较低，需作大面积防渗处理，导致单体投资规模较大成为制约抽水蓄能建设的重要因素。西北五省区抽水蓄能项目正在施工建设包含陕西的镇安、新疆的阜康和哈密、宁夏的牛首山、甘肃的张掖与皇城6 个抽水蓄能电站，总计只有7600MW，后续大规模的开发潜力巨大。

1 水泵水轮机的设计选型

水头在50～800m 范围内，抽水蓄能机组广泛采用技术成熟的单级混流可逆式水泵水轮机，是用一个转轮和一套流道完成抽水和发电两个工况，水力设计要兼顾水泵工况和水轮机两种设计，参数的选择和平衡匹配十分重要，相对于常规混流式水轮机的设计选型有更高的要求，设计单位前期的选型设计直接影响着后续机组的研发制造。目前设计院的选型设计，前期参数的选择主要基于以往的经验和统计公式，设计方法积累尚不完善，选型方案的拟定十分依赖于设计的经验，在没有取得制造厂提供的模型曲线时，一般只能根据统计曲线和估算公式来初步拟定参数，统计参数和公式是基于对以往统计数据的归纳和总结，但是高水头抽水蓄能机组设计复杂通用性较差，机组中标后厂家才能给出准确的参数范围，由于设计周期的紧张，电站前期设计的水头抽发比、机组主要技术参数、输水发电系统的布置都会在可行性研阶段基本确定，后期的机组招标只能在已有布置方案上进行水力设计，所以可能因为前期选型参数的不合理造成后续机组安全可靠运行的隐患。本文只限于从设计者的角度，对部分抽水蓄能电站前期设计工作采用的方法进行阐述，希望对前期选型设计方案的选择提供一些思考。

2 电站水头变幅与抽发比

西北地区抽水蓄能站点大多是日调节抽水蓄能，大多数选择高度较高山地平台或天然沟脑挖填成库，下库利用小河小溪的成库，由于泥沙问题和移民等问题，专用库或岸边库较多，目前设计的抽水蓄能电站多属于近期重点开发的站点，水头相对较高。水泵水轮机的最高工作水头是水泵工况的最大扬程，最小工作水头是发电工况的最小水头，近年来水泵水轮机的水力设计的难度主要体现在水泵驼峰区和水轮机S区稳定问题，抽水蓄能机组的扬程/水头变幅与机组的稳定性密切相关，所以业内习惯采用Hpmax/Htmin（抽发比）参数来确定抽水蓄能电站的水头变幅，水头越高的转轮对抽发比的要求越严，过大的抽发比可能造成水轮机工况空载不稳定[2]、脉动过大、水泵高扬程振动、调保设计不过关等，水机专业希望采用较低的抽发比来保证水泵水轮机的水力开发难度，水工专业往往希望通过增加抽发比来降低工程投资，往往因为意见不统一产生争执。

西北勘测设计研究院（以下简称西北院）目前在前期设计的设计选型时，考虑现在抽水蓄能电站大规模快速建设的具体情况，首先把水泵水轮机的安全稳定作为考虑的首要因素，同时考虑抽水蓄能大发展阶段主要制造厂的制造周期，参考NB/T 10072—2018《抽水蓄能电站设计规范》、国网新源控股有限公司《抽水蓄能电站工程通用设备（水力机械分册）》来初步确定水头抽发比，在2022年上半年西北院与各大主机厂进行了技术交流，并对其中十个有代表性的站点技术方案参数进行了研讨，对我国已建成投运或在建抽水蓄能电站相关问题进行了剖析，制定了西北院《抽水蓄能电站定速机组水头变幅暂行规定》见表1，要求设计人员根据额定水头的大小采用插入法来确定抽水蓄能电站的水头变幅，并规定因为抽水蓄能电站水库成库条件、电站投资、业主偏好等因素，当水头变幅最大值采用超出暂行规定中的限制范围时，应结合工程特点由院级专业技术委员会进行裁决确定。

表1 《西北院抽水蓄能电站定速机组水头变幅暂行规定》Table 1 Provisional regulations on head variation of fixed speed units in pumped storage power stations

《西北院抽水蓄能电站定速机组水头变幅暂行规定》主要考虑以额定水头的大小为评判标准进行确定抽发比，在电站前期设计阶段，额定水头是由水机专业与规划专业考虑多重因素后确定的，在电站的方案决策阶段使用起来不够直观。2022年10月水电水利规划总院根据抽水蓄能电站的发展趋势，结合国内两大制造厂推荐值、电站实际运行统计值及国内几大设计院经验值，总结提出最大运行水头和相应的水轮机比转速下的抽发比限值速查表[2]来确定水头变幅。

目前，西北院在项目前期执行情况来看，新拟定抽发比的速查值与原来的暂行规定基本相当，高水头段的抽发比的要求相对严格一些，为了契合工程的实际情况，水电水利规划总院的新规定也预留了一定变量，当工作水头比取值超过限值1%范围以内时，建议分析研究对机组长期运行的稳定性和经济性，如果当前水头范围和单机容量国内已经有成熟可靠的投运机组可以借鉴，略超规定的抽发比经过技术论证是可以采用的；当工作水头比取值在超过限值1%范围时，建议在取得制造厂水力设计CFD 分析或初步模型开发的研究成果基础上进行研究，需要仔细慎重地专题论证。对于一些混合式抽水蓄能由于受到利用河道水库水能参数的影响，如雅砻江上的两河口混合抽水蓄能，采用两河口上库和牙根一级下库的布置方案，两河口因为年调节水库消落达到80m，抽发比Hpmax/Htmin达到1.536，远超出国内外同水头段水泵水轮机的Hpmax/Htmin比值上限，最后经过国内两大厂的CFD 研究和初步模型试验的开发，最终确定的技术方案为水泵工况扬程全覆盖，发电工况196m（对应Hpmax/Htmin=1.38）及以上水头全覆盖，混合式抽水蓄能电站与常规电站联合运行的开发模式。快速便捷地采用水头变幅速查表对于快速拟定工程方案，减少将来水泵水轮机的水力开发难度有一定积极意义（见表2）。

表2 定转速水泵水轮机最大扬程与最小水头比限值表Table 2 Maximum head to minimum head ratio limits for fixed speed water pump turbines

3 额定水头与机组稳定性

水泵水轮机额定水头的选择首先考虑水泵水轮机本身的运行特性及稳定运行的要求，按照NB/T 10072—2018《抽水蓄能电站设计规范》要求，水泵水轮机额定水头要求略低于加权平均水头或算术平均水头。目前各设计院在核算算术平均水头时存在一定的歧义，规划专业通常按照电站平均毛水头再减去额定水头对应的管路损失来确定算术平均水头，水机专业经常采用最大发电净水头和最小发电净水头的平均值来确定算术平均水头，其中对于最大发电进水头部分设计院采用了一台机满发流量来核算，再加上水道水力损失因为月牙肋钢叉管局部损失系数处理方式的差异，所以即便同一个电站也会因为不同设计人员原因造成算数平均水头的较大差异。按照NB/T 10072—2018《抽水蓄能电站设计规范》的定义，水泵水轮机一台机空载流量对应的发电水头才是发电工况的最大水头。国内部分电站的水头统计见表3，从表中看水泵水轮机Hr/Hcp在0.98～1.01 范围内，水库利用系数k值在0.36～0.51 范围内，对于周调节的抽水蓄能机组（丰宁）或混合式抽水蓄能的水泵水轮机额定水头，在满足机组稳定运行条件下，额定水头适当低一些，更有利于电网事故备用容量灵活调度。最大水头与额定水头的比值Hmax/Hr宜在1.04～1.10之间选取，600m 以上的额定水头要特别关注Hmax/Hr取值对水轮机工况稳定性的影响。确定额定水头方案时要兼顾考虑减少受阻出力又不过分强调受阻出力，装机出力受阻的计算是水能专业按照上下库的库容曲线退减流量的方式进行估算，在首先考虑水轮机稳定运行前提下，额定水头以上的水库满发的时间不少于2.5～3h 较为合适。

表3 我国部分已建、在建抽水蓄能电站额定水头统计Table 3 Rated head statistics of some built and under construction pumped storage power stations in china

由于单级可逆式水泵水轮机本身的转轮特性，发电工况的水轮机整个运行范围往往偏离最优效率区，水轮的额定水头的选择主要影响到运行水头/扬程范围内的效率和两种工况的流量匹配，从水轮机综合模型曲线上看，选取高一点的额定水头不但有利于改善水轮机的加权平均效率，使其运行范围向最优工况靠近见图1，而且能够改善最低水头所在的压力脉动，对于水轮机S 形曲线的安全余量也得到了改善，水轮机工况最小水头随额定水头提高而提高，电站最小水头越高，单位转速n11就越小，意味着运行区远离不稳定“S”区。随着额定水头的提高水轮机额定水头及以下水头工况向稳定范围偏移，而对于最大水头运行范围无大的影响。同时水泵工况的驼峰、压力脉动和空化性能也基本不会受到影响。额定水头的选择和机组的运行稳定性密切相关[3]，额定水头的合理选择可改善水轮机与水泵工况的参数匹配关系，所以设计时考虑较高的水轮机额定水头应对应到水泵工况偏向小流量方向，可以获得较好的运行综合稳定性。特别是在电站的水头超过600m 或/抽发比大于表2 规定的限值大小时，额定水头的对应流量匹配的合理程度将对机组的运行稳定产生很大影响。

图1 某电站水泵水轮机四象限曲线图Figure 1 Quadrant curve of a pump turbine in a power plant

4 比转速与转轮尺寸

水泵水轮机比转速及其比速系数是衡量水轮机能量特性、经济性和先进性的综合性指标，随着水泵水轮机设计制造水平的提高，尽管近年来水泵水轮机比转速和比速系数不断提高，但是在选型设计时还是应该把机组运行安全和稳定作为前提，合理选择比转速，不宜单纯追求高参数。由于水泵水轮机的水头较高，机组转速可选择的系列间隔较大，且受制于发电机结构的影响机组转速选择一般不超过500r/min，在电站特征水头及机组出力已定的条件下，额定转速的选择实际上就是比转速的选择。抽水蓄能机组水头变幅抽发比确定以后，水泵水轮机一般以水泵工况的为主进行设计，尽可能在满足驼峰裕度的情况下使水泵运行在高效区，对于镇安抽水蓄能电站这样400～500m 水头段一般把水泵的最优点位置放置最高扬程和最低扬程的中间区域（见图2），对于超过 700m 水头段水泵最优工况的设计点只能尽量取到最小扬程附近，这样的设计使得水轮机运行范围才能偏向高效区并获得较大S 区裕量，如何均衡设计是考验机组制造商水力设计水平的关键技术。有研究认为单级水泵水轮机水泵工况比转速≤30（m·m/s）时，其效率明显下降，因此水泵水轮机的技术发展方向之一是在提高机组工作水头（扬程）的同时尽量不降低其比转速。最小扬程越偏离泵工况的设计最优点，导致效率下降而对应的抽水流量越大，最小扬程对应比速系数Kp=nr×Qp0.5会比较大，由于最小扬程对应的比速系数在整个水泵工况中最大，所以我们习惯采用低扬程Kp=nq×Hmin0.75来判定水泵工况的设计合理性，东芝公司推荐最小扬程对应的比转速系数不超过3500，部分厂家国产推荐最小扬程对应的比转速系数不超过3700。图2 中粗红线为水泵工况比转速与最低扬程的统计线，近年来投运的最低扬程水泵工况的最大比转速均在其附近。

图2 水泵水轮机最小扬程 VS 水泵比转速统计曲线Figure 2 Statistical curve of the most effective head of a water pump turbine VS the specific speed of a water pump

水泵水轮机的最大扬程取决于决定于转轮的线速度（110～180r/min），离心泵的线速度主要取决于转轮直径和泵的转速[4]，在前期设计中把以后机组运行稳定性放在首位，合理匹配各类技术参数，确保压力脉动稳定指标，不过分追求综合效率指标，在电站水轮机额定出力、最大扬程、额定水头确定以后，则转轮高压侧直径D1和水轮机额定单位流量也初步确定，与常规的混流机组直径的计算方法不太一致，转轮的高压侧直径D1通常采用水泵的最大扬程进行初步估算（见图3），准确地确定D1将为设计院进行厂房尺寸估算和计算机组重量奠定良好的基础，转轮叶片低压侧D2主要是受的确定受流量控制，流量与叶片翼型和导叶高度相关，同时要影响水泵的驼峰和空化性能，设计院向各个制造商咨询的机组最终的目标参数高压侧直径D1的差别不会超过3%，在装机容量比较时最大扬程Hpmax、转速nr一样转轮高压侧直径应该差不多，差别主要是叶栅的布置和D2的差别，在水轮机额定出力、额定水头、转轮直径D1确定以后，则水轮机额定单位流量也基本确定，水轮机额定单位流量选择Q11r是否合理，关乎水泵和水轮机是否能较好地匹配。需要指出的水泵水轮机四象限的单位流量的计算时是按照D2计算的，当需要利用单位流量计算高压侧直径D1时需要转换。

图3 水泵水轮机最大扬程 VS 高压侧直径D1 估算曲线Figure 3 Estimation curve of maximum head VS high pressure side diameter D1 of pump turbine

5 叶栅选择与动静干涉

目前，水泵水轮机的叶栅组合（叶片数+活动导叶数）比较多：7+20（西龙池）、9+20（张河湾）、9+22（镇安）；5+5+16（阜康）、6+6+16（天台）、11+22（厦门）、13+22（金寨）等，尽管单纯的叶栅组合不是机组稳定性的决定性因数，但是张河湾、蒲石河抽水蓄能电站的转轮改造实践证实，叶栅组合选择对于防止机组无叶区的压力脉动和局部厂房结构共振至关重要。在设计前期阶段如果能够选择合适转轮叶片数、导叶数、导叶圆分布直径、蜗壳进口直径、蜗壳进口偏心距、引水钢岔管的位置，可以提前从厂房结构上提前进行一些避振降噪设计措施，对于机组将来的安全稳定必然有好处。最佳的叶栅组合的选择包含选定导叶数、叶片数、导叶分布圆直径，然后由制造商优化固定导叶和活动导叶型线、相对位置及其安放角等水力设计，选择最佳的叶栅组合可以最大限度地降低转轮发生共振的可能性，要兼顾机组的安全可靠和高效率指标，十分考验制造商的技术累积和设计水平。2010年前，我国大部分打捆招标的ALSTOM 技术的水泵水轮机大多采用（9+20）叶栅组合，2005年日本在神流川抽水蓄能电站、葛野川抽水蓄能电站开始投运长短叶片的机组，长短叶片方案由于高压侧叶栅稠密强化了整流能力，能够有效地控制部分负荷高压侧的二次回流，整体上可实现部分负荷下的效率提高1%～2%，部分负荷下的压力脉动降低50%[5]。2015年国内首台套长短叶片（5+5+16）机组在清远抽水蓄能电站投运，清远抽水蓄能电站运行以后的稳定性和可靠性被南方电网总调高度评价[6]，国内高水头抽水蓄能电站开始采用长短叶片的转轮，东方电机有限公司在绩溪、敦化应用长短叶片运行稳定，哈尔滨电气集团在阳江、天台上创新研究了大扭转翼型的长短叶片，西北院在中长期规划抽水蓄能选型方案中，大多数选择成熟可靠的长短叶片的单级定速混流式水泵水轮机作为基础转轮。早期的抽水蓄能电站设计水泵水轮机导叶分布圆直径比D0/D1通常为1.15～1.20 之间，张河湾抽水蓄能电站设计之初水泵水轮机的导叶分布圆相对直径为1.167，后来发生厂房共振进行改造将导叶分布圆相对增加到1.197[7]，同时进水边也是向轴向深挖以增加无叶区宽度，后来经过改造证实增加无叶区导叶圆相对直径可以显著降低无叶区动静干涉的幅值，丰宁抽水蓄能电站的导叶圆相对直径1.26、梅州抽水蓄能电站1.23、绩溪抽水蓄能电站1.252、天台抽水蓄能电站1.28，近期为了追求无叶区压力脉动的稳定性指标，新建部分抽水蓄能机组导叶圆相对直径有加大的趋势。

动静干涉（RSI）是指水轮机的转动系统（转轮）与静止系统（导叶）之间的相互影响，在转轮与活动导叶之间的无叶区形成周期性振动现象。动静干涉引起的水力激振力强度相对较大，频率相对较高，可以引起顶盖、转轮、活动导叶和固定导叶等相关部件以及电站厂房局部结构的动力响应，导致机组振动、噪声超标，部件结构疲劳破坏，厂房结构共振，甚至限制机组的正常运行，严重影响到电站的安全稳定运行。按照NB/T 35011—2016《水电站厂房设计规范》机组的主要激振频率需要与厂房结构标准频率ABS 错开20% 以上，目前设计院在进行厂房数值计算时通常把厂房及机组段作为一个整体，其厂房整体结构的整体基频一般较低（一般前20 阶小于50Hz），根据有关研究对于抽水蓄能电站地下厂房，研究厂房的整体自振特性已无工程实践意义，而应重点分析厂房各局部结构自振特性[8]，抽水蓄能地下建筑结构中间楼板层的刚度较小，各层立柱的水平自振频率其前10 阶大多处于30～110Hz，比较接近动静干涉引起的共振阶次频率，加上各种运行中产生的迷宫水力激振，要完全避开所有激振频率的确很难，所以最近投运的部分电站依然出现了压力脉动难以满足招标要求、厂房局部构件振动偏大和噪声超标的问题。设计单位在早期的选型设计过程中，有必要关注包含厂房及枢纽的避振降噪设计、转轮及主要过流部件的抗振防裂设计，以保证将来机组的安全稳定运行。在叶栅组合（活动导叶数Zg和转轮叶片数Zr）的选择上充分考虑动静干涉和相位共振可能带来的严重后果，转轮叶片与导叶之间的动静干扰将以一定的相滞和时滞出现在转轮周边处，动静叶片干涉导致的水压脉动可以简化为线性的理论公式确定[5]：

式中：Zg——活动导叶的数量；

Zr——转轮叶片的数量；

k——因动静叶片干涉而产生的水压脉动的模式所拥有的直径节数；

n、m——任意的整数，谐振的阶次。

在理论公式（1）中固有频率的节径数k提供了共振的目标频率，当实际振动模式中节径数k值较小时容易产生共振，节径数k绝对值越大，振动能量越小，一般重点关注节径数k绝对值小于4 具有较高能量的水力激振，抽水蓄能电站典型叶栅组合的动静干涉共振频率表见表4，其中包含阜康抽水蓄能电站水泵水轮机采用的Zg+Zr（5+5+16）、镇安抽水蓄能（9+22）、张河湾抽水蓄能（9+20），在前期设计阶段如何预防可能产生的机组过流部件的振动及厂房振动？首先通过分析计算风险因子将相位共振风险系数降低到安全值25%以下；然后要求制造商在进行转轮设计过程中，转轮在水中的固有频率及其振型要尽可能避开所选叶栅组合产生的激振模式，进行抗振防裂纹设计，顶盖、底环、活动导叶结构等固定部件的固有频率以及各部件在水介质下自振频率避开转频、叶频，以及水力激振的共振频率，对于发电机顶罩和基坑里衬进行防振降噪专门设计；厂房局部结构部件的固有频率与水力激振力频率需要避开的ABS 比率≥15%以防发生共振。国内针对张河湾、蒲石河、黑麋峰等抽水蓄能电站的振动问题的研究表明，为了要提高机组的运行稳定性，需要在不影响机组综合能量性能的前提下，尽可能减小无叶区压力脉动幅值进行必要的抗振设计是十分必要的。

表4 抽水蓄能电站典型叶栅组合的动静干涉共振频率表Table 4 Table of dynamic and static interference resonance frequencies of typical cascade combinations in pumped storage power plants

6 防沙措施与过机泥沙

西北抽水蓄能电站很多站点选址在多泥沙的河流上，因其植被稀疏部分河流的含沙量大或硬度较大。部分站点引水水源由于水权分配的原因，水资源分配相对紧张，且多数被工农业用水分配殆尽，初期蓄水和永久补水水源成为制约站点建设的关键因素。可行性研究阶段补水方案需要根据水权要求进行置换工农业用水，根据置换来的汛期水量落实补水月份泥沙分配表，很多补水水源的河流和水库还承担了居民田地农业灌溉的职责，如果采用混合库导致水库水调和机组运行的调度关系十分复杂。目前西北抽水蓄能设计的很多工程采用采取避沙措施主要是新建下库独立库，河基下库主要是主河道新建拦沙坝和泄洪排沙洞的专用库，如米粮、曹坪采用通过泄洪排沙洞绕过下库的下泄的方式解决汛期洪水和生态流量问题，泄洪排沙洞根据下库的水文情况保证千年一遇的洪水不入库；部分站点采用新建与原河道彻底分开的下库岸边库，如张掖和黄龙利用调水工程解决补水问题和泥沙问题。根据西北院黄河流域、甘肃地区、新疆地区等多泥沙河流常规混流水轮机防泥沙磨蚀设计经验，西北地区一部分的抽水蓄能电站存在一定的泥沙问题，如陕西富平抽水蓄能电站补水水源采用洛西干渠灌溉用水，取水口处李家八级站退水渠中水平均含沙量为14.90kg/m3，汛期含沙量为34.40kg/m3，悬移质莫氏硬度7 石英占比达到49%，施工用水水质和下库补水水质难以满足工程需求。需要设计单位因地制宜采取各种泥沙处理的工程措施，以降低或限制进／出水口前淤积高程和过机含沙量。

目前国内已建成投产的南方地区抽水蓄能电站过机含沙量都非常小，尚未发现严重泥沙磨损情况，有部分北方地区抽水蓄能存在库区周边地表土壤疏松，遇强降雨形成地表径流携带大量泥沙水库的情况，如2016年7月，张河湾抽水蓄能电站所在区域受强降雨影响，山洪携带大量泥沙进入水库，下库水质迅速恶化，致使过滤器、冷却器、测压管路堵塞等设备管路堵塞严重，甚至造成部分设备损坏，机组被迫停运。但是大多数时段基本能满足机组的运行要求，对于汛期激流的张河湾、宝泉等抽水蓄能电站采取短期避沙运行方式解决。据研究，水轮机的实际泥沙磨损破坏程度与水轮机出口相对速度的n（n≥3.4）次方成正比，根据统计水泵水轮机工况转轮出口相对速度Vr约48.7m/s～70m/s，水泵工况出口流速Vu约94.2m/s～106m/s，远大于常规混流机组的要求的转轮出口相对速度，按照GB/T 22581—2008《混流式水泵水轮机基本技术条件》中规定的水轮机一般水质下水泵水轮机的大修周期TBO 不小于8年，按照最新的泥沙磨损评估规范IEC 62364—2019《Hydraulic machines -Guidelines for dealing with hydro-abrasive erosion in kaplan，francis，and pelton turbines》的规定，混流式水轮机过流部件的平均磨损深和过机含沙量、水流相对速度、泥沙颗粒属性、磨损的历时、水轮机材料等因素有关。水泵水轮机可以参照IEC 62364—2019 附录建议的计算方法公式（2）进行评估，要求的磨损保证值来保证水轮机叶片出水边不应磨穿，普遍磨损的最大深度不应超过4mm 的要求进行核算[9]，初步确定水泵水轮机的过机泥沙的要求。

式中：S——平均磨损深度，mm；

C——平均过机含沙量，kg/m3；

W——水流相对速度，m/s；

K——泥沙的粒径、硬度、形状等；

TS——转轮的磨损时间，h；

∈m——与过流部件的材料相关的系数。

对于在含沙水流上兴建抽水蓄能电站，国内外都采用各种工程措施来控制过机泥沙含量，西北院根据IEC 62364—2019《Hydraulic machines - Guidelines for dealing with hydroabrasive erosion in kaplan，francis，and pelton turbines》的规定估算抽水蓄能水泵水轮机转速500r/min 及以下的过机泥沙含量控制标准估算见表5，对于不满足过机泥沙要求的，拟采用拦沙坝、进水口拦沙坎、给水处理等措施对入库泥沙进行控制，在可行性研究阶段根据实测的上下库矿物组成成分及悬移质颗粒级配表计算过机泥沙含量，并针对详细的水质分析确定泥沙磨损系统性的预防方案。

表5 水泵水轮机最大扬程与过机泥沙速查表Table 5 Maximum head of water pump turbine and quick reference table for sediment passing through the turbine

7 结束语

根据水利水电规划设计研究总院发布的《抽水蓄能产业发展报告 2021》，2021年抽水蓄能电站机电设备及安装工程费用占比整个投资的26.1%居各专业首位，抽水蓄能机电设备的安全稳定运行是电站能否发挥主要功能的核心，国内已投产部分抽水蓄能机组在稳定性方面暴露出很多问题，我国抽水蓄能机组制造技术打捆引进只有十几年时间，很多设计方法还有待于进一步完善，加上目前国内抽水蓄能电站的大规模开发导致主要制造厂水力设计的开发周期被极大压缩，我们需要将无叶区高强度压力脉动、压力钢管振动、高分贝噪声、水轮机工况低水头空载稳定性、水泵工况高扬程运行稳定性等方面纳入重点关注的范畴，保证新建的抽水蓄能机组有较好的安全性、可用率指标，达到稳定与高效运行的平衡统一。