Hydroenergydesigncodeforsmallhydropowerprojects中华人民共和国行业标准小水电水能设计规程SL76-94主编单位；水利部、能源部农村电气化研究所批准部门：中华人民共和国水利部　　中华人民共和国水利部关于发布《小水电水能设计规程》SL76—94的通知水科教［1994］118号根据水利水电技术标准制修订计划，由水利部水电及农村电气化司主持，农村电气化研究所主编的《小水电水能设计规程》，经审查，批准为水利行业标准，其编号为SL76－94。该标准从一九九四年五月一日实施，实行中如发现问题，请及时向主编单位反映；该规程由水利部水电及农村电气化司负责解释；由水利电力出版社出版发行。一九九四年三月二十八日1.总则1.1为了加强小水电建设的宏观指导和宏观控制，促进小水电的合理开发，提高小水电的经济效益，加快农村电气化进程，特制订本规程。1.2本规程适用于装机容量25000kW以下的小水电站的可行性研究和初步设计(扩大初步设计)阶段的水能设计；以小水电为主体的河流(河段)开发规划中的水能设计；以及相应小水电供电地区电力系统规划中的水能设计。容量较小的电站及小河流的水能设计可以适当简化。1.3小水电水能设计的基本任务应以河流(流域或河段)规划为基础，根据各开发目标的要求和工程本身安全要求，经综合分析和论证，选定工程规模及特征值。对于骨干电站，应研究水电站投产初期运行方式和水库蓄水过程，根据电力系统要求确定水电站在设计水平年的调度原则和运行方式。1.4小水电水能设计必须遵循和贯彻国家的有关政策和行业产业政策，贯彻执行《水法》，符合有关专业的规程规范要求。1.5小水电水能设计应在广泛收集和分析本地社会经济、自然资源、电力系统、生态环境以及综合利用的基本资料和基本要求的基础上进行，其精度应满足各设计阶段的要求。2中小河流的水能规划2.1中小河流规划中的水能设计应贯彻执行国家有关政策法令，并根据有关规程规范，结合流域开发、生态保护、国土整治以及水利多目标开发统筹进行。2.2中小河流水能理论蕴藏量与可开发量应用多年平均电能和出力两个指标表示。计算河流水能理论蕴藏量可通过绘制河流水能理论蕴藏量图进行，具体办法见附录A。2.3中小河流的水能可开发量应根据河流水能理论蕴藏量图，结合当地地形、地质、施工、输电距离、系统要求、水库淹没以及交通运输等技术经济指标、环保要求等条件并结合具体布置站点及设备条件等因素确定。2.4中小河流水能开发应遵循统筹规划、梯级开发的原则，并尽可能兴建有一定调节能力的上游水库或“龙头”水库，以发挥较大的调节效益。当梯级开发中有若干座水库时，应考虑梯级联合调度、补偿调节作用，搞好梯级之间的衔接，并尽可能增加系统保证出力。2.5中小河流水能规划必要时可考虑跨流域引水的可能性和可行性，兴建集水网道工程，在技术经济条件许可时广开水源，实行低扬程抽水，高水头发电，实行水量、水头合理利用，以获得较大的开发效益。2.6在河流统一规划之前，已兴建有某些工程时，河流规划应尽可能结合已有工程进行，若需要废弃已有工程时，应有充分论证，并依法申报批准。3水能指标计算3.1水能指标计算的内容应包括出力计算和电量计算，提供电站的出力保证率曲线或出力历时曲线，计算保证出力、保证电能及多年平均电量等指标。3.2水能指标计算必须在收集与分析下列基本资料的基础上进行。3.2.1水文资料：(1)水电站取水口处的径流资料，包括年径流系列、典型年年径流按月分配资料(用于有年调节(含不完全年调节)以上性能电站)或典型年年径流按日分配资料(用于无调节电站和日调节电站)，再根据水能计算的目的，确定所需的内容。(2)电站下游流量水位关系曲线，包括洪、枯水位变化情况。(3)历年各月水库库区陆面蒸发和水面蒸发以及渗漏资料。(4)其它有关的资料。3.2.2水库水位容积、水位面积关系曲线。3.2.3综合利用部门的需水资料，包括水库上、下游取水部门的用水资料。3.3无调节或日调节水电站的水能指标计算由上游来水过程决定。3.3.1根据电站取水口处多年日平均流量系列绘制日流量历时曲线或日流量保证率曲线，当资料缺乏或为了简化工作量可采用丰、平、枯三个典型年的日平均流量资料绘制日流量历时曲线或日流量保证率曲线，其计算方法见州、型水力发电站水文计算规范》SL77—94。3.3.2无调节或日调节水电站的保证出力计算应根据日流量历时曲线，按各种流量时的相应水头和选择的出力系数，计算出力并绘制出力历时曲线或出力保证率曲线。对应于电站设计保证率的出力即为保证出力。3.3.3无调节或日调节水电站的保证电量应为电站设计保证出力对应的电量。3.3.4无调节或日调节水电站多年平均发电量的计算应根据电站出力保证率曲线，计算绘制装机∽发电量关系曲线，并结合电站装机容量的选择确定，具体计算方法可参见附录B。3.4年调节水电站的水能指标计算可根据丰、平、枯三个典型代表年的来水过程进行计算，必要时也可用长系列来水过程进行计算。3.4.1当已知典型年的天然来水过程和水库特性、要求计算出力和发电量指标时，可采用等流量调节计算，具体方法参见附录C。3.4.2当已知水电站按负荷图工作的出力变化过程、其它用水部门用水量及水库特征水位(正常蓄水位或死水位)，要求确定所需兴利库容及水库蓄泄过程；或者已知兴利库容，要求计算水库蓄泄过程和出力保证程度时，可用试算法列表进行计算，具体方法参见附录D。3.4.3年调节水电站保证出力和保证电量计算可按下述方法进行。(1)长系列法计算。即根据某一正常蓄水位方案，确定出水库极限工作深度，用列表法求出各年枯水期平均出力，并作出枯水期平均出力保证率曲线，计算相应保证出力和枯水期保证电量。(2)设计枯水年法计算。即根据长系列资料绘制枯水期水量或调节流量保证率曲线，用设计保证率查出相应枯水期水量，选择一个接近的设计年份，将其修正到设计值，并作为设计枯水年来水流量资料，列表计算其出力，确定其相应于电站设计保证率的保证出力和枯水期保证电量。3.4.4年调节水电站多年平均发电量的计算可根据年水量频率曲线，确定丰、平、枯三个典型年的来水量，在年径流资料中选出相近年份，按水量加以修正后得到三个代表年份的来水过程，并用列表法进行能量指标计算，求出各种典型年的发电量后取其平值确定。3.5多年调节水电站水能指标的计算可采用时历法或数理统计法进行。3.5.1时历法计算可采用列表法或水量差积曲线法进行，其保证出力可按相应于设计保证率的连续供水年组电站发出的平均出力计算。3.5.2数理统计法进行径流调节计算采用查曲线图法进行，具体方法参见附录E。3.6灌溉为主或有其它供水任务的水库水电站水能指标的计算，应根据国民经济发展需要，分清主次、合理安排，在水量分配上统筹兼顾，确定综合用水量及综合利用水库的兴利库容，以及水电站的用水过程，然后用列表法进行水能计算。3.7梯级水电站水能计算应充分考虑上、下游梯级之间的衔接关系(流量、流程和水位关系)以及梯级之间的互相补偿效用，具体方法参见附录F。3.8小水电站的设计保证率应根据设计水电站占当地电力系统比重，系统中有调节能力水电站所占比重等因素确定，当该电站在系统中的比重大于20％且电网以水电为主时，可按表3.8选择。表3.8水电站设计保证率

包括本电站系统中有调节比力水电站点比重()	25以下	25-50	50以上
水电站设计保证率()	90-95	85-90	80-85

当电站所占系统比重小于20％时允许适当降低。3.9以灌溉为主或有其它供水任务的水库水电站，其设计保证率应按主要用水部门的要求选择。3.10丰、平、枯三个典型代表年的频率分别按P丰＝l0％∽20％；P平＝50％；P枯＝l00％一P丰选择。3.11小水电站水库调度设计的基本原则应为：在保证水利枢纽安全的前提下，分清各用水目标之间的主次关系，进行统一调度，并按调度图操作、计算，校核水能指标。具体可用确定性来水条件下的时历法绘制基本调度线的方法进行。4负荷预测4.1负荷预测是选择电源方案、确定供电方式、进行电力电量平衡和潮流分布计算的基础，也是确定电力系统发展速度和水电站分期开发计划编制的依据，应在详细收集和分析有关资料的基础上进行，并与国民经济各部门发展相协调。4.2通过负荷预测应提供如下成果：4.2.1设计水平年系统供、用电力电量指标。(1)系统内各类用电设备容量。(2)系统逐月用电综合最大负荷、用电量和年总用电量。(3)系统逐月供电综合最大负荷、供电量和年总供电量。(4)系统综合网损率，各种电站厂用电率以及负荷增长率等。4.2.2设计水平年系统具有代表性的典型日负荷图、逐月综合最大供电、用电负荷图，逐月用电量和供电量图。在可行性研究和初步设计(或扩大初步设计)阶段应编制2—4个典型日负荷曲线。4.2.3设计水平年系统各种负荷特征指标，包括日平均负荷率、日最小负荷率、月不均衡率、年最大负荷利用小时数等。4.3当系统内有季节性用户或有必要规划季节性负荷时，应收集分析季节性负荷资料，对季节性负荷进行预测，并编制相应的用电负荷曲线。4.4系统负荷应选择几种方法进行预测，互相校验其结果，一般情况下，综合需用系数法、单耗法等可作为基本预测方法。4.5典型日负荷图的编制可采用如下方法：4.5.1现有图形修正法。当设计水平年与设计基准年相比用电构成和负荷特性变化不大时，可使用现有的典型日负荷图进行分析整理，按比例放大后作为设计水平年的典型日负荷图。4.5.2综合典型图法。若某些行业的用电构成变化比较大，则可将这些行业超过原比例关系的那——部分负荷，按其所属行业的特II点绘出典型日负荷图，然后与用现有图形修正法求得的设计水平年典型日负荷图相加，得出设计水平年的典型日负荷图。4.5.3迭加法。若设计水平年系统由几个孤立系统连接而成，缺乏统一的典型日负荷图，或可以将各用电项目分开计算和统计时，可先利用现有图形修正法或综合典型图法分别绘出各孤立系统或各用电项目的设计水平年典型日负荷图，然后迭加，得出设计水平年典型日负荷图。4.6逐月供电综合最大负荷图的编制亦可采用现有图形修正法和综合典型图法进行。当设计水平年逐月用电量指标计算出之后，也可将月电量折算为月平均负荷，再利用下式计算出各月最大负荷，并编为逐月供电综合最大负荷图。Pymax=Pypj/rσ(4.6)式中Pymax——月最大负荷，kW；Pypj——月平均负荷，kW；r——日平均负荷率；σ——月不均衡率。4.7系统设计水平年供、用电指标之间的关系为Pgz=Pyz/1-ξ(4.7.1)Eg=Ey/1-ξ(4.7.2)Ef=（Eg-Ewg）/1-η(4.7.3)式中Pgz——系统供电综合最大负荷，kW；Pyz——系统用电综合最大负荷，kW；Eg——系统供电量，kW·h；Ey——系统用电量，kW·h；Ef——系统发电量，kW·h；Ewg——系统外购电量，kW·h；ξ——系统综合网损率，应不大于11；η——系统综合厂用电率（即各电站综合平均厂用电率，小水电站可取η=0.5~1.05装机容量选择及电力电量平衡5.1小水电站的装机容量必须在充分研究水库的调节性能、综合利用要求、系统负荷水平及其特性、水电站供电范围、系统调节性能的基础上，计算各装机方案的有效电量、发电效益和相应费用，结合电力电量平衡，分析比较后合理确定。5.2小水电站装机容量选择按其各自的特点进行。5.2.1并入孤立小水电网中运行的小水电站，其装机容量必须在全网电力电量平衡的基础上选择。5.2.2并入小水电网中运行的小水电站，当小水电网与国家电网联网时，其小水电站的装机容量选择应在小水电网电力电量平衡的基础上，结合国家电网吸收电力、电量的能力和经济分析比较后确定。5.2.3与以水电为主的国家电网联网运行的小水电站，其装机容量选择除需采用方案比较经济评价确定合理规模外，还需结合小区域的电力电量平衡确定其装机容量。5.2.4与以火电为主的国家电网联网运行的小水电站，其装机容量选择可根据当地电力需求实际情况，采用经济评价和方案比较的方法确定，而不必进行电力电量平衡。5.3所占系统比重不大的小水电站和微型水电站的装机容量选择，允许采用简化的方法进行。5.3.1装机在100一500kW的水电站装机容量选择可不进行电力电量平衡，根据水能计算参数结合经济评价与方案比较方法确定其合理的装机容量。5.3.2对于容量较大的系统，当水电站装机容量占系统总装机容量比例在2％以下时亦可不进行电力电量平衡，根据水能参数结合经济评价与方案比较方法确定合理的装机容量。5.3.3装机在100kW以下的微型水电站，其装机容量可按年利g用小时数控制，一般年利用小时数不应低于3000小时。5.4灌溉和供水为主的水库电站，其装机容量的选择应以灌溉和供水流量过程为主要依据，选择若干个装机方案，进行技术经济比较，结合设计水平年电力电量平衡确定。5.5当设计水电站有较多季节性电量受负荷限制不能充分利用时，则应研究发展季节性用户的可能性和合理性。5.6当系统中有若干座水电站同时规划设计时，应将新设计的水电站统一考虑，按照系统总体平衡的原则，确定装机规模，然后按各电站的具体情况，按费用最小准则在各电站间进行装机容量合理分配。5.7存在下列情况时，应研究预留机组的经济性和合理性。5.7.1预计上游将有调节性能较好的水库投入运行，可以提高本电站的出力。5.7.2预计本工程有可能增加坝高和有效库容。5.7.3本电站有较强的调节能力，远期有可能担负更多的尖峰负荷。5.7.4本电站考虑分期建设和分期蓄水，或在设计水平年和供电范围内，设计电站径流利用程度较低，而远景由于系统或综合利用部门用水方式发生变化，可提高其装机容量。5.8选择梯级水电站装机容量时，应在经济合理的原则下协调上、下梯级电站的引用流量，并考虑当上游水电站检修或发生事故时对下游梯级的影响。5.9小水电装机容量由工作容量、负荷备用容量、事故、检修备用容量及重复容量组成。5.9.1工作容量一般应按照设计枯水条件，通过电力电量平衡确定，对于低水头电站还应用丰水年进行校核。5.9.2负荷备用容量一般由系统中某些电站担负，需由设计电站担负负荷备用容量时，各电站担负的负荷备用容量总和按系统综合最大负荷的3％一5％计算。5.9.3小水电的检修和事故备用容量可按系统综合最大负荷的工0.2％一4％计算，对规模较小的县电网，可不考虑检修和事故备用容量。5.9.4重复容量根据电力系统用户情况、经济比较与电力电量平衡确定。5.10装机容量选择应与水轮发电机组型号同时选定，机型选择包括型式、台数；转轮直径、额定转速、出线电压以及安装高程的选择；对于冲击式水轮机还应选出转轮数、喷嘴数及射流直径，对于定桨式水轮机尚应选择叶片的角度和导叶的最大开度等。5.11小水电电力电量平衡应在绘制系统设计水平年逐月供电量，逐月供电综合最大电力负荷、典型日负荷图的基础上针对几种不同水文代表年的发电情况分别进行。5.12通过电力电量平衡应确定出电站在系统负荷图上的位置，以及装机进度，合理安排系统备用容量和检修次序，确定季节性负荷规模，编制系统电力电量计划。5.13小水电站的设计水平年可参照系统国民经济五年计划以及本电站的规模及其在系统内的比重确定，容量较大的骨干电站一4I般可采用第一台机组投产后的4—7年为电站设计水平年。5.14电力电量平衡，一般可按丰、平、枯三个水文代表年的电站出力和电量与负荷进行平衡。丰、平、枯水文代表年的频率可按如下方法选择。5.14.1枯水年频率P枯可选为与规划要求的电力系统综合供电保证率相一致；5.14.2平水年频率P干选为50％。5.14.3丰水年频率P丰可按P丰＝100％一P枯确定。在电力电量平衡分析中，无调节和日调节水电站流量按对应保证率的来水过程中各月的最小旬平均流量计算。5.15电力电量平衡所采用的设计水平年日负荷图可根据系统实际运行情况，在各月中选出矛盾最为突出的2—4个月份，绘制其典型日负荷图，进行电力电量平衡。5.16当电力电量平衡比较困难时，应考虑采取调整负荷、抽水蓄能、安排季节性负荷等措施，以提高系统经济效益和解决供需平衡矛盾。5.17选定电站装机容量后，应结合系统电力电量平衡结果，计算分析电站的有效电量，以作为电站经济评价决策的依据。对于容量较小的小水电站，无法确定其有效电量时，可采用有效电量系数折算有效电量，参见《小水电建设项目经济评价规程》SLl6—92。5.18小水电站的有效电量分为跨季调节电量、调峰电量、可靠电量和季节性电量，各种电量的划分办法见附录G。6抽水蓄能6.1小水电抽水蓄能电站水能设计应包括：6.1.1小水电抽水蓄能电站在系统中的调峰填谷、改善系统运行条件的效益计算，论证其必要性和可行性。6.1.2选择电站装机和机组型号以及抽水电源。6.1.3选择上、下水库库容及水源、特征水位。6.1.4选择输水管道尺寸。6.2在进行抽水蓄能电站规划时，应落实抽水电量、抽水电价、抽水水源、发电电价等，在电站运行期水量平衡中应考虑蒸发、渗漏和结冰损失以及枯水期情况等，如有必要时，还要考虑补水措施设计。6.3小水电抽水蓄能电站装机容量选择应在系统电力电量平衡和水量平衡的基础上进行。结合可靠性、经济性分析、机组抽水运行特性对电站填谷运行方式以及蓄能电量和调峰电量的影响综合确定。6.4小水电抽水蓄能机组选择应在研究抽水和发电两种情况的水头及其变化范围，使其满足电站的运行方式的要求、机组周期效率，以及供货条件限制等问题的基础上进行。6.5小水电抽水蓄能机组的发电额定水头应按电站调峰发额定出力时的最小毛水头减去水头损失确定，额定扬程则按填谷抽水时的最大毛扬程加上水头损失计算。6.6小水电抽水蓄能电站的年发电量和抽水电量，应根据下列原则进行计算。6.6.1按设计水电站装机容量在逐月典型日或周负荷图上的工作位置，并结合上、下水库特性和机组运行特性进行计算，在方案比较阶段则可适当简化。6.6.2对于全部计算期中不同年份的年电量，应根据负荷及电源建设情况取若干个水文代表年分别计算，然后取其平均值，容量较小的抽水蓄能电站也可采用设计水平年负荷条件下丰、平、枯水三种代表年份的平均值计算。6.6.3当抽水蓄能电站与常规水电站混合开发或上、下库有天然径流时，应分别考虑其对抽水蓄能电站效益的影响。7综合利用7.1小水电水能设计应贯彻综合利用、综合治理的原则，统一考虑国土整治和国民经济各部门的要求以及流域生态建设等，以为分发挥工程的综合效益。7.2综合利用工程的规模、各用水目标库容及水量分配方案，凶根据各部门用水主次关系和具体要求，拟定比较方案，通过径流调节分析，经技术经济比较确定。7.3防洪标准的选择，应在充分了解洪水特性，防护对象要求的基础上进行，并统一考虑上下游、近远期以及各种防洪设施和措施相结合的问题.，合理确定防洪任务。具体参见《防洪标准》。7.4灌溉用水应考虑灌区土壤、气候、农作物组成等条件，充分利用当地地面、地下水和天然降水资源，按照客观条件确定。7.5城镇供水应考虑当地经济的发展、人口增长和主要工矿企业用水规模以及水价等合理确定。7.6当工程有航运、漂木等其它要求时，亦应按照大中小及近远期相结合的原则确定工程的设计任务。8参数选择计算8.1参数选择计算包括水库特征水位选择、输水系统尺寸估算及日调节他容积计算、水轮发电机组设计水头选择计算等。对任一参数的选择计算均应通过技术经济比较论证后确定。8.2选择水库正常蓄水位除应比较各方案的动能经济指标外，还必须考虑下列因素。8.2.1考虑坝址地形地质、水工布置、施工条件、梯级衔接、环境生态及水资源综合利用等因素。8.2.2考虑库区淹没、浸没、盐碱化损失以及对大片农田、城镇、交通、矿区及重要文物古迹的影响。8.2.3考虑泥沙淤积对回水的抬高及梯级衔接的影响，多沙河流应考虑不同淤积年限对库容、效益以及梯级衔接的影响，并根据水库淤积进程计算其效益的变化。8.3水库死水位的选择除应比较不同方案的电力电量效益(保证出力、发电量)外，还应考虑其它部门对水位、流量的要求、泥沙冲淤、水轮机工况要求等，经综合分析比较后确定。8.4水轮机设计水头应根据电站的开发方式选择，一般可按下列原则确定。引水式电站：HP／HPj＝0.95∽1.0河床式电站：HP／HPj＝0.9坝后式电站：HP／HPj＝0.90∽0.95式中HP——水电站设计水头，m；HPj——水电站加权平均水头，m。8.5水轮机安装高程应结合机组特性、电站运行方式、枢纽布置条件、下游水位变化范围综合分析确定。8.6有压水道的断面或无压输水道的纵坡方案应根据动能经济比较结果确定。各方案在计算费用指标时应计及输水道的水头损失不同的影响。当日(周)调节池容积对电站装机容量影响较大时，其容积应根据设计水平年及相应于设计保证率的流量和可能的日(周)运行方式计算确定，并按1.1一1.2的安全系数考虑。一般情况下，日调节库容可按能满足设计保证率条件下，经调节后能满足4小时高峰负荷所需库容确定。