调相压水过程的失效原因分析及处理

马锦彪，孙 永

（国网新源控股有限公司潘家口蓄能电厂，河北 唐山064309）

1 潘家口调相压水系统简介

1.1 调相压水系统的组成

潘家口电厂调相压水系统由水机设备、尾水管水位测量系统（压水浮子）、压缩空气供气系统、压气及排气阀门系统以及其控制系统、水环形成、排放及其控制系统等组成，其系统组成图见图1，管路示意图见图2。

图1 调相压水系统组成图

1.2 潘家口电厂机组调相压水控制介绍

潘家口电厂水泵水轮机及其辅助设备为苏尔寿（现安德里茨）公司提供，水泵额定出力为67MW或90MW，水泵额定转速为125/min或142.8r/min，转轮标称直径为5600mm，调相压气气源采用中压气系统，额定气压为6.0MPa，各机组配置2个调相气罐补气，机组补气罐通过2个公用气罐补气（设有单相阀），公用气罐通过4台中压空压机补气，正常运行时，为保证各个机组压水气源的充足，各机组间调相气罐互相独立。

图2 管路示意图

机组调相压水及回水阀门包括调相压气进气阀（375）、调相压水排气阀（376），调相压水过程中还须操作的阀门有迷宫喷水阀（373）、水环排水阀（374）；压水浮子布置于尾水锥管室，分为压水水位高（跳机接点），压水水位正常接点（抽水开机条件判断接点），开压水进气阀接点（补气接点，最初程序中无此点，机组调试期间发电调相时水位上升导致跳闸后新加接点），关压水进气阀接点（停止补气），压水水位低（报警接点）组成。

当监控系统发出由停机转抽水运行令时，程序首先判断调相气罐压力以及压水水位正常后，流程同时打开迷宫喷水阀（373）与水环排水阀（374），当373打开和374打开后立即开启调相压水进气阀（375）进气压水，由于转轮直径较大，进气采用从顶盖进气和尾水进气两种方式进入转轮室，排气则仅由顶盖排出。其中压水进气阀正常情况通过延时模块实现关闭，时间整定为60s，为了防止压水过度，当压水水位压到关压水进气阀接点时则关闭压水进气阀（现场实际压气时间一般在5～10s内）。在压气同时通过变频器拖动机组在空气中旋转，转速达到额定转速后，程序发令关闭水环排水阀，同时打开调相压水排气阀，并监视水环压力。由于我厂抽水含2种转速，故水环处压力定值同样采取2套定值，当进行125r/min抽水时，采取第1组定值（0.4MPa），当进行142.8r/min抽水时，采取第2组定值（0.6MPa），当水环压力达到动作值压力开关动作后，即发出关闭压水排气阀和迷宫喷水阀信号，上述2个阀门关闭后立即打开导叶，进入抽水稳态，整个压水及排气过程结束。

1.3 水环的作用、形成及特点

水环的作用是在调相压水运行过程中，在转轮室与蜗壳间形成一层水密封，防止大量气体进入蜗壳。潘家口电厂水环形成方式是利用压力差使压力钢管内水通过导水叶的立面和端面间隙形成水环，但在实际运行中，由于转轮旋转时产生的离心力，将上下迷宫冷却水供水同样甩向了蜗壳座环处，造成了潘家口电厂水环过厚，水环过厚将导致机组振动加大，迷宫温度上升，因此必须采取一定的排水措施防止水环过厚。为确保可靠的减少水环厚度，潘家口电厂通过设置水环排水管路方式，使多余的水排向尾水管，由于以上特点造成了潘家口电厂水环排水管路直径（DN400）远大于上下迷宫供水管直径（DN150）。且电站也曾多次出现过由于导叶漏水量过大而导致抽水启动失败的案例，但若是盲目加大水环排水管路管径，又会造成水环过薄导致水环无法形成，大量气体将直接进入蜗壳，造成启动不成功。此问题一直困扰潘家口电厂多年，故在此提醒类似低水头抽蓄机组在设计时注意水环的形成方式与水环厚度的控制方式，以免出现类似问题。

2 2号机组抽水导致3号主变跳闸过程简述

在2018年3月27日，潘家口电厂2号机组A修结束后在进行抽水启动试验时，2号机组经3号机组背2号机组BTB抽水启动成功后，2号机组抽水运行，3号机组在停机过程中，突然3号主变处发出巨响，且3号主变出口开关2203开关跳闸，监控系统报“3号主变差动保护动作”、“3号主变出口2203开关跳闸”。跳闸后3号主变处存在大量积水（本日天气晴，非雨水导致地面积水）。

3 跳闸问题原因分析

事故发生后立即组织了人员对3号主变差动保护回路进行检查和对保护装置进行校验，检查与校验结果均正常，而后通过保护录波及故障录波看出了3号主变高压侧C相电压瞬间降低且电流明显增大。通过保护装置调取波形C相电流二次有效值达到了68.416A，单相差流超过主变差动保护启动定值（0.9A）从而导致差动保护动作，差动保护动作正确，故障持续时间为56ms。

对主变消防系统进行了检查，消防主机无主变喷淋启动记录，且对现场消防喷淋头进行检查无喷淋动作痕迹，确认了现场积水非主变喷淋动作后导致C相接地以及地面积水。

对现场水印进一步观察，发现喷水来自坝上，查看工业电视监控历史录像发现为2号机组调压管出口处喷水，而2号机组调压管出口恰好布置于3号主变高压侧母线上方，故确定跳闸原因为调压管喷水淋到母线上造成3号主变高压侧C相接地导致跳闸。

但2号机组运行正常，除开机时振动较大外无其他异常迹象。需进一步分析2号机调压管为何会喷水，检查2号机组进水口快速门并未落下，故不可能因为快速门落下的原因导致水从调压管喷出。

对2号机组开机过程中蜗壳、转轮室压力、水环压力等曲线进行调取查询，发现蜗壳内压力在开机过程中存在较大波动，且水环压力出现明显异常，如图3。

图3 调压井喷水时水环压力曲线

2号机组水环压力仅为0.27MPa左右不再变化，将此次开机水环曲线与其他机组正常开机时水环曲线进行对比，发现了明显不同，正常开机过程中水环压力应是持续上升的过程直到机组导叶打开后再下降，如图4。

图4 水环压力正常曲线

我厂142.8r/min水环压力的定值为0.6MPa，通过曲线看出现场导叶打开时实际水环压力与定值相差太多，现场在水环压力0.27MPa时即打开了导叶，故分析原因可能为水环压力控制单元出现问题而导致未达到定值即打开了导叶。对整个控制回路进行排查后，并未发现异常情况，故对水环压力开关进行了校验，结果如表1。

表1 压力开关校验记录表

现场整定值与定值相差太多，对此回路进一步梳理，如图5。

水环压力开关用于调相压水排气阀关闭动作信号。故进一步对机组调相压水排气阀排气时间进行统计，并与3、4号机组做横向对比，与2号机组做纵向对比（见表 2）。

图5 水环压力控制流程

表2 调相压水排气阀376排气时间统计表

本次2号机组转轮室排气时间明显过短，与正常情况相差达80s左右，因为排气时间过短，导致转轮室内空气并未完全排空，转轮室仍存在大量空气，水环压力在并未达到正常开导叶压力的情况下，由于定值误整定造成导叶提前打开，故导致2号机组在抽水启动过程中导叶振动过大，调相压水排气376与373迷宫喷水阀关闭后，流程将电调直接用于水泵运行，并立即打开导叶，如图6。

图6 压水系统控制流程

故得出结论，调压井喷水原因为机组转轮室压水用气未完全排出，转轮室残留的气体随着抽水水流进入压力钢管，残留气体形成气泡在调压管处聚集，当“气泡”压力达到一定数值时产生爆裂在调压管内产生浪涌。同时因为当前潘家口水库水位处于223.6m的较高水位，调压管内的水位与上水库水位相同，距离调压管排水口下沿仅有1.1m的距离，气泡爆裂产生的浪涌造成调压管喷水，导致处于调压管正下方的3号主变高压侧C相引线接地故障，差动保护动作，导致3号主变出口2203开关跳闸。其喷水过程简图如图7所示。

图7 调压口喷水示意图

4 问题处理与扩展

在将水环压力开关定值进行重新整定后，随后进行抽水启动试验进行验证，结果与推断的原因相符。造成本次事故的根源主要原因为设备责任人工作经验不足，责任心不强，对设备定值掌握不熟练，压力开关校验后验收把关不严，未注重检修全过程管理导致压力开关整定值错误。为防止此类事件再次发生，同时为了预防运行过程中压力开关损坏或定值发生变化，故对调相压水系统流程的设计进行了完善。除判断压力开关的动作信号之外，额外增加一个模拟量的控制信号（水环压力大于0.6MPa），具体控制方式是将水环压力开关动作信号与水环压力模拟信号（模拟信号两路任选其一）串联使用，当两个信号同时满足后程序方执行下一步。

采取此种修改程序的方法虽从侧面上解决了抽蓄机组在抽水启动过程中调压管喷水的问题，但其控制程序繁琐故障率变高且并未从根源上将此缺陷消除，发生此次事故的根源在于调压管与主变出口母线之间的布置方式存在隐患，但造成此隐患原因并非来自机组投运后，而在于电站初期设计导致。故在此提醒新建此类的坝后式电站时注意机组的调压管、母线、主变等设备的布置形式，此次事故虽人员责任较大，但若不采取母线布置于调压管下端的方式，此次事故完全可避免。

虽其他坝后式电站不一定具有抽水启动工况，但调压井喷水的情况还会发生在机组检修完成后首次提进水口闸门对流道进行充水时，若充水阀打开过大且压力钢管较长，同样会导致大量蜗壳、钢管中的气体在回到上游过程中导致调压管喷水。大大加大了日常运维人员的操作风险，并使操作时间大幅度增加。建议采用此种调压方式的电厂结合自身实际对调压管出口进行合理改造，防止出现类似事故，降低运维风险与工作人员难度与时间。我厂现拟对调压井出口进行改造，将出口通过软管接至坝上，从根源上防止此类事故的再次发生。

5 结束语

抽水运行是抽水蓄能机组一个重要的运行工况，机组抽水启动、运行稳定性取决于水机设计和安装、机组运行水头以及调相压水以及回水的控制设计。其中调相压水以及回水的控制系统涉及到监控程序的设计、水机阀门组动作、反馈，辅助系统的运行等等方面。本文从问题出现到问题解决进行了详细地分析研究，对可能存在的问题逐一排查，最终找到发生问题的原因并将问题解决，确保机组抽水启动的安全，并对问题发生的根源进行了进一步的扩展。希望通过本文给存在相似问题的水电厂提供一个解决问题的方向，并提醒设计新建坝后式电站时注意调压井与母线的布置方式。