高坝洲水电厂轴流转桨式水轮机组调速器抽动故障研究分析

张兴斌，黄安国，孙 勇

(湖北清江水电开发有限责任公司，湖北 宜昌 443000)

高坝洲水力发电厂位于清江梯级电站最下一级，是隔河岩水力发电厂的反调节电站，安装有3台90 MW的水轮发电机组，总装机容量270 MW，设计年发电量8.98亿kW·h。3台机组均为东方电机股份有限公司生产的ZZD231-LH-580型水轮机，为轴流转桨式机组，有12片导叶、5片桨叶。

水轮机调速器型号均为能事达MGC3000型电动自复中式微机调速器，是采用奥地利贝加莱公司制造的32位可编程计算机控制器PCC控制的并联智能PID电液调速器。主要由机械液压系统、测频装置、电/机转换装置、交流伺服电机装置和微机调节器等组成。该型号调速器具有转速和加速度检测、转速调节、导叶开度限制、机组频率跟踪控制、变参数变结构、自诊断和稳定性功能，可实现对机组在各种运行工况下的远方自动或手动控制；还可通过MB口等与电站计算机监控系统连接，对机组进行网络监视与控制。

调速器采用AC220V和DC220V互为备用、共同供电的方式保证可靠性，电源经过整形和隔离滤波后送至开关电源，整合成DC24V供柜内自动化元件使用。该型号调速器系统有关技术参数如表1所示。

表1 高坝洲水力发电厂调速器系统参数表

1 水轮机调速器抽动故障概述

由于水轮机微机调速系统是一个非线性、时变、非最小相位的系统，故想保证在不同的工况下都具有优良的动态品质是非常困难的。

调速器抽动故障是水轮机组在空载或并网运行状态时，导叶接力器、引导阀及主配压阀出现等幅或非等幅的周期性快速往复移动，从而引起一系列故障联动的现象。其外在表现为：主配压阀上下抽动、导叶接力器抽动、桨叶开度跳变、液压油泵启动频繁、机组有功波动等现象[1-3]。

调速器抽动故障属于偶发性故障，在处理上具有一定难度，加上水力、机械、电气、环境等各种不确定因素的综合影响，仅仅依靠优化调速器的控制策略、控制算法，无法将其有效根除。

但是一旦这种故障不断累积，最后爆发，就可能使水轮机调速器因振动造成损坏，进而造成极其严重的安全事故。因此，要尽量避免水轮机调速器抽动故障，就需对调速器系统的硬件、软件、控制策略、运行环境等进行全面合理的调整及优化。

水轮机微机调速器抽动故障的外在表现为：主配压阀上下抽动、导叶接力器抽动、桨叶开度跳变、液压油泵启动频繁、机组有功波动等现象。

2 高坝洲水力发电厂微机调速器抽动故障分析及处理方法

2014年以来，高坝洲水力发电厂曾出现过负荷波动、桨叶开度跳变、负荷无法达到指定功率等故障，均伴有液压油泵频繁启动、主配压阀抽动等现象。经过分析，都属于调速器抽动故障，但产生的原因不尽相同，处理措施也相应不同。

2.1 有功功率调整过程中调速器抽动

2014-10-16日11:58，高坝洲水力发电厂2号机组在有功功率从84 MW调整至40 MW的过程中出现负荷波动，波动范围为38～42 MW，同时出现油泵频繁启动等调速器抽动故障现象。将负荷调整至70 MW后波动消失。2015年1月再次出现该问题，通过调整负荷的方式仍无法消除，将调速器手动/自动切换一次后故障消失。此后多次出现该现象，均通过负荷调整或进行手动/自动切换消除故障。

根据经验，引起有功功率波动的原因有很多，如：一次调频系统的影响、水力系统波动的影响、系统振荡的影响、AGC系统的影响、无功功率波动的影响、调速器控制的影响等。

结合当时的实际情况，首先，出现故障时电网系统频率稳定，机组一次调频未动作，可以排除一次调频系统的影响；第二，高坝洲水力发电厂机组属中水头机组，发生故障时上游来水量均匀无突变，且机组调整负荷对水头的影响甚小，水头保持在33 m左右，因此水力系统波动的影响也可以排除；第三，故障期间，电网系统稳定，未有振荡事件发生，对机组的影响也可以忽略不计；第四，故障发生时，AGC系统正常投入，无异常变化。因此，电厂技术人员对最后两个因素进行了重点分析。

2.1.1 无功功率波动的影响

受机组功率因数的影响，机组有功功率和无功功率之间是相互影响的。如图1所示，机组出现有功功率波动时，无功功率同时出现波动。但从时序上来看，无功功率的波动滞后于有功功率的波动，可以得知无功的波动是由有功波动引起。

因此可以排除本次有功功率波动是由无功功率波动引起的可能。

图1 机组出现有功功率波动时的机组P-Q录波图

2.1.2 调速器控制的影响

由图2和图3可看出：机组负荷调整过程中，导叶开度先是动作至协联曲线确定的开度，维持约20 s后略微增大。

由此可以认为，在机组有功给定从84 MW调整为40 MW时，导叶回关出现了少量的超调，桨叶随动导叶，也发生了轻微超调，使得机组负荷达到42 MW，超出了功率死区。为控制机组有功功率，导叶开度随即变小，桨叶随动，但桨叶动作较慢，当桨叶动作到位后，机组负荷又跨过了功率死区，如此循环。于是，导叶、桨叶开度就出现了如图3所示的P-Y-R等幅振荡。

图2 机组出现有功功率波动时的P-Y录波图

图3 机组出现有功功率波动时的P-Y-R录波图

为进一步探究调速器对机组负荷的影响，电厂对调速器进行了空载上扰和空载下扰试验。试验结果如图4和图5所示，可以看出，2号机组调速器导叶在上扰过程中无超调现象，在下扰过程中存在超调现象，但在合理的范围内。试验结果与机组在减负荷过程中出现有功功率波动时导叶出现少量超调现象相吻合。

图4 高坝洲水力发电厂2号机组调速器空载上扰试验录波波形图(48～52 Hz)

图5 高坝洲水力发电厂2号机组调速器空载下扰试验录波波形图(52～48 Hz)

通过以上试验可知，此次2号机组有功功率的波动是由机组调速器引起的。主要因为导叶在回关过程中出现了超调，桨叶的随动进一步放大了超调对机组负荷的影响。

原因找到之后，电厂就开始着手进行具体故障设备的排查，排查步骤如下。①当桨叶控制系统出现抽动故障时，将机组导叶控制方式切至“机手动”，观察桨叶抽动是否消失。若消失，则桨叶抽动原因是跟随导叶协联，桨叶系统为正常，需进一步排查导叶系统。②当导叶控制系统出现抽动故障时，将机组导叶控制方式切至“机手动”，观察机组频率值。若机组频率跳变值<0.05 Hz为正常，大于跳变值则需进一步检查测频系统。③以上两个步骤均未解决该故障时，则需将导/桨叶控制方式同时切至“机手动”，观察导/桨叶开度值是否有大波动。若跳变数值<0.20%，则为正常值；若跳变大于正常值，则需检查传感器屏蔽线接地是否正常或是否存在干扰信号，同时检查传感器有无松动。④将导/桨叶控制方式同时切至“机手动”后，还需观察导/桨叶主配压阀中位显示值是否为零点值。如不为零点值请重新校核主配中位零点。⑤将导/桨叶控制方式同时切至“机手动”后，需对机械漂移进行监视观察。若10 min内导/桨叶开度值漂移量在<0.5%，则为正常；若超过正常值，则需重新调整机械零点。

通过以上步骤的排查，初步认定调速器存在传感器老化、机械零点漂移、透平油优质不佳、控制策略不完善等故障。

因此，利用机组检修期间，电厂对此进行了针对性检查，发现问题如下。①导叶、桨叶引导阀位置传感器不满足运行要求。对主配压阀进行解体检修后发现主配压阀上的导叶、桨叶引导阀位置传感器老化严重，自复中装置并没有准确回归零位。这就造成机组导叶、桨叶引导阀中性点调整时间过长，产生漂移，使主配压阀零位不准确，导致压力泄漏、自复中装置判断错误、接力器位置偏离，进而引起负荷波动和液压油泵频繁启动。电厂将该引导阀位置传感器更换为较先进的电磁感应式非接触继电器。②油质不佳，导致电液转换器堵塞严重。为避免此类因素，电厂对透平油进行了更换，并增设了滤油装置。③控制策略不满足实际要求。由于轴流转桨式机组调速器需要对导叶、桨叶进行双调，其控制策略、控制算法不能太简单，只采用基础的PID运算并不满足现场需要。电厂将此次故障现象反馈给调速器生产厂家，建议生产厂家更新升级调速器控制策略，使用更复杂和及时的控制算法，来使调速器更加“智能”，更加满足多变的现场需求。

2.2 有功功率稳定、桨叶开度波动

2016-01-29日，高坝洲水力发电厂2号机组负荷稳定状态下，液压油泵启动间隔为38 min左右，明显缩短；而停机状态下油泵启动间隔为5 h左右，无明显变化。现地检查机组油系统未发现明显漏油点，调速器伺服电机驱动器及PLC装置正常，但油系统管路、压力油罐、回油箱各部温度较高，交流伺服电机温度较高。

调出机组桨叶开度曲线(见图6)，发现桨叶开度有持续漂开及跳变现象，约5 min 0.3个开度，漂开1个开度后，跳变回原有开度，往复循环。

图6 高坝洲水力发电厂2号机组桨叶开度跳变图

经现场检查，排除了调速器控制程序不完善、阀门卡涩、自复中装置偏移、电磁干扰等原因。但出现该故障时，调速器伺服电机频繁转动，温度偏高(超过45℃)。这说明伺服电机长期保持在处理脉冲信号的状态，脉冲信号可能存在积累。

技术人员发现导致此现象的原因有两个：一是伺服电机驱动器与伺服电机之间控制电缆过长，且无滤波装置，长时间运行造成静电积累致使伺服电机收到的脉冲信号不完整且无法及时释放；二是机组桨叶开度反馈元件位置设置不合理，受到的振动干扰较大，造成调节器收到的桨叶开度值不准确。

为解决该故障，电厂采取了以下措施：

1)针对静电积累的问题，在检修之前，为满足机组正常运行，电厂每隔规定时间将机组调速器控制方式“手动/自动”切换一次，释放控制脉冲，借以消除累积的静电，可暂时缓解脉冲积累和调速器抽动现象，并将其临时列入定期工作。之后利用机组检修期机会，将该控制光缆进行了更新，优化了架设方向，有效缩短了铺设长度，并增加了滤波装置。

2)针对桨叶开度反馈元件位置设置不合理的问题，电厂将该测量反馈元件更换为可有效屏蔽振动干扰的可靠型式，安装在远离振动中心的区域，有效避免了振动干扰。

2.3 有功给定不变时，有功功率、桨叶开度同时波动

2018-07-04日，高坝洲水力发电厂2号机组开机并网后，有功功率给定83 MW，但机组有功功率实发值在81～84 MW之间波动，且2台液压油泵启停间隔时间缩短至约10 min。

此故障与2.1节中故障类似，不同的是，此次故障是在有功功率给定未调整的情况下，同时出现了有功功率波动和桨叶开度波动。同样的，通过调取历史数据和波形图，分析得知无功功率波动、水力系统波动、电网系统频率波动均不是此次产生有功功率波动的原因。

现地检查、试验发现，机组有功功率给定为84 MW时，导叶开度维持在87%左右，未发生明显变化，而桨叶实际开度往复出现了2%左右的小幅跳变；有功功率给定为75 MW时，有功功率实发值在72～77 MW之间波动，桨叶开度在75%～80%之间波动；有功功率给定为70 MW及以下时，有功功率实发值与给定值之间差异较小，桨叶开度波动较小，油系统运行趋于稳定。由此可初步判断，在负荷较高的情况下，桨叶开度的波动容易引起机组负荷的波动值超出功率死区，进一步导致导叶、桨叶协联动作，从而引起调速器抽动故障，增加油压装置用油量。

于是，初步判断该故障与一次调频功率叠加和桨叶位移反馈波动两个因素有关。

经检查，技术人员发现桨叶位移传感器磁滑块有上下抖动的现象，同时历史记录显示桨叶开度的波动量在0.4～0.7之间，且持续漂开。

电厂随即对2号机组进行了低水头条件下桨叶开度与出力的关系的测试。测试将2号机组调速器导叶、桨叶切至机手动，有功给定设置为84 MW。试验发现，10 min内桨叶开度漂开3.5个开度，同时有功增大1 MW，不满足《水轮机调节系统并网运行技术导则》DL/T1245-2013 5.1.11条“接力器在机械手动稳定位置时30 min内位移漂移量，应不大于1%”的要求。

由此可得出桨叶开度波动是机组有功出力波动的主因，且在桨叶开度>70%时，影响更加明显。

为减小2号机组桨叶开度小幅波动对机组有功出力的影响，维护人员调整了该机组调速器控制程序中功率控制区间参数值，将功率调节死区数值由0.8%调整至2%，功率控制目标死区由0.6%调整至1%。同时，更换了桨叶位移传感器磁滑块，调整了安装位置。

调整后，2号机组调速器实际功率与给定功率差值大于90×2%=1.8 MW时，调速器功率模式即会通过PID计算对实际出力进行调整；当调整至实际功率与给定功率差值小于90×1%=0.9 MW时，调速器停止对有功出力的调整，有功实发稳定在允许区间内。调整后，机组桨叶漂开跳变现象得到缓解，有功功率也趋于稳定。

针对这种同时出现负荷波动和桨叶开度跳变的故障，得出结论：当机组负荷较大时(约大于80%)，桨叶开度的变化与机组出力的变化呈强相关性，此特性在2014年由中国电科院完成的调速器建模试验中也被印证。

3 解决措施

结合高坝洲水力发电厂2号机组调速器抽动故障的现场处理经验，可以得出：当水轮机微机调节器出现抽动故障时，必须进行系统性综合分析，确定出现抽动故障的原因，从而采取针对性的消除措施[4-5]。

主要的措施总结如下：

1)采用更智能的控制策略并优化参数。当数字阀调节进入开度死区时，延时停止数字阀输出，修改优化控制参数，可最大限度减少或避免调速器的抽动，保证调节顺畅。更新控制程序，采用更先进更智能的控制策略，分别优化比例伺服阀和数字阀控制状态下的调节参数，消除参数设置上的误差，促使其接近于调速器的目标参数，可有效预防抽动故障。

2)将旧式传感器更新为非接触式传感器。非接触式传感器可有效避免机械磨损造成的测量误差。较好地解决了位移传感器平衡点不准的问题，能够满足水轮机微机调速器长期运行的要求。

3)采用合格的透平油并定期滤油。合格的透平油既满足压力传递的需要，又可有效避免乳化、固化、流动性差等缺陷，为调速器的准确调节提供合适的液压能量。当然，透平油也要设置检测、滤油、更换周期，防止长期运行造成油品下降。

4)对传输信号进行滤波处理。若水轮机微机调速器抽动故障是由于信号干扰造成的，则可采用滤波处理。可通过调整主配压阀，过滤掉影响输出信号的干扰波；也可先将比例伺服阀控制信号清零，再根据调速器的抽动状态进行滤波，采取非频率调节的方法，直至伺服阀的工作状态稳定。

5)减少信号传输距离、更换信号传输线路材质。若水轮机微机调速器抽动故障是由于信号传输距离过长造成的，则根据实际情况采取措施尽量减少传输距离。若水轮机微机调速器抽动故障是由于信号传输线路材质不佳造成的，则可更换为屏蔽性能更好的电缆或采用传输可靠性更高的光纤材质。

6)更换测量元件型式及安装位置。测量反馈元件一般安装在导叶、桨叶等机械部位专门设置的机械支架上。因此，开机后机组的振动造成元件振动，使反馈信号出现波动，导致PLC控制器收到的信号并不代表真正的状态。一般来说，机组运行时产生的振动无法有效改善，只有通过将测量元件更换为更可靠的装置型式，并安装在可有效避免振动的位置，才可减少振动干扰。

7)合理调整功率调节死区。合理设置功率调节死区，会减少调速器调控器调整导叶、桨叶开度的频率，进而避免产生调速器抽动故障。

4 结 语

水轮机调速器系统有其自有特点，所处的运行环境具有不确定性，倘若其中任何一个环节或因素发生障碍，就可能会引起整个调速器系统的不稳定。在实际生产工作中，针对水轮机调速器可能出现的各种故障，尤其是最为常见的抽动故障，应考虑多方面的因素，不断从实践中探索解决方案，尽量避免故障发生，将不稳定因素消除在萌芽状态，提高设备的可靠度，保证水轮机组设备的稳定运行。

经过落实以上措施，高坝洲水电厂机组出现调速器抽动故障的概率大幅降低，有效避免了该故障引起的机械损伤、设备疲劳等隐患，提升了设备健康水平。同时，也为国内轴流转桨式水轮机组如何有效避免出现同类型故障，提供了切实可行的方案。