某大型水电站机组非计划停运风险分析及对策

2021-03-20唐武强邹林峰黎学文

水电站机电技术 2021年2期

唐武强，邹林峰，黎学文

（中国长江电力股份有限公司白鹤滩电厂，四川凉山 615400）

1 引言

发电机组非计划停运（以下简称“非停”）是电厂安全可靠性指标管理中的一个重要指标，“非停”既是安全问题，也是经济问题。机组“非停”会带来电量损失、设备维护费用、设备使用寿命损耗，也会破坏电网稳定。因此，在电力生产环节，机组年“非停”台次是电站安全生产考核重要指标之一。本文从机电设备方面，对可能导致机组“非停”事故的风险进行具体分析，并提出相应的防范对策，提高机组运行可靠性，尽可能降低机组“非停”风险。

按照《发电设备可靠性评价规程》行业标准规定，根据停运的紧迫程度，机组“非停”分为五类，其中1类～3类“非停”状态称为强迫停运，本文涉及的“非停”分析主要为强迫停运。“非停”分类详见表1所示。

表1 机组“非停”种类

2 电站基本概况

该大型水电站位于金沙江上，左、右岸地下厂房各装设8台混流式水轮发电机，单机容量1 000 MW，电站总装机容量为16 000 MW，多年平均发电量624亿kW·h左右，是国家中部“西电东送”通道的骨干电站，主要供电华东电网，并兼顾当地电网的用电需要。该电站在解决华东地区能源短缺，缓解煤炭运输压力，减轻东部地区的环境污染，实现全国资源的优化配置和经济可持续发展中起着重要作用。大型水电机组的安全可靠运行，不仅关系到水电站枢纽发电、防洪、航运等功能实现，而且对电网的稳定及骨干电源的保障也起着至关重要的作用。

3 风险分析及防范对策

3.1 发电机出口隔离刀闸

3.1.1 风险分析

发电机出口设置断路器、隔离刀闸等设备。断路器用于机组的并网、离网及切除故障，隔离刀闸用于电气一次设备之间的明显分断点。机组开机前，先将隔离刀闸合上；机组全停后，将隔离刀闸拉开。隔离刀闸采用三相联动连杆机构，刀闸位置由靠近电机侧C相分/合闸位置节点进行反馈，当发生因紧固螺母松动而导致连杆脱落时，刀闸A、B两相可能并未合闸到位，在持续增加机组出力时，最终可能因GCB开关三相差流过大而导致机组事故跳闸。

图1 刀闸连杆机构拐臂脱落

3.1.2 防范对策

（1）为避免发电机出口隔离刀闸传动连杆机构脱落，在发电机出口隔离刀闸连杆拐臂上加装挡板并采用新工艺的连杆结构；

（2）为方便辨识连杆机构的连接销是否存在位移偏差，对连接销位置进行标识，定期检查，发现错位时，及时更换插销并调整连杆位置；

（3）隔离刀闸分/合操作过程中，现场通过发电机隔离刀闸观察窗查看发电机出口隔离刀闸实际状态，同时检查连杆机构是否完好，有无脱落、变形等现象；

（4）机组开机并网后，检查三相电压、电流是否平衡。

3.2 发电机推力轴承油外循环冷却系统

3.2.1 风险分析

发电机推力轴承用于承受水轮发电机组所有转动部分的重量和水轮机轴向水推力，推力轴承浸没在油槽中得到润滑和冷却。推力轴承外循环冷却系统配置6台油泵，油泵将油槽中油送至冷却器进行冷却后送回油槽。为保证机组正常运行，需至少4台外循环泵（即4台冷却器）同时工作。在原设计中，3台外循环泵电源取自发电机辅助设备电源柜I段母线，另外3台取自II段母线。当发电机辅助设备电源柜任一段母线电源掉电时，冷却器油泵只有3台运行，不满足机组正常运行时冷却器运行台数要求，会导致轴承瓦温逐渐升高，有事故停机的风险。

3.2.2 防范对策

为提高油泵供电可靠性，避免因发电机辅助设备电源柜任一段母线掉电，造成推力轴承冷却系统油泵运行台数减半而导致机组非停风险，将推力外循环泵动力电源优化为：发电机辅助设备电源柜I、II段母线各带1台油泵，机组自用电I、II段母线各带2台油泵。另外，将机组推力瓦油外循泵运行台数小于4台，设置为监控系统报警事件，当油泵运行台数异常减少时，便于监屏人员及时发现。

3.3 励磁同步变压器高压侧熔断器

3.3.1 风险分析

励磁系统功率柜把三相交流电整流成直流电后，再通过引线将直流电引送至发电机转子磁极绕组，形成发电机励磁磁场。励磁系统功率柜中同步变压器用于整流器晶闸管的导通角控制，导通角的计算起点与主电路的交流电压的过零点同步，该过零点由同步变压器隔离后送到控制回路，用于控制晶闸管将交流电整流成直流电。实际情况表明，励磁系统同步变压器高压侧熔断器由于长时间运行发热而熔断的故障率较高，该故障使同步信号紊乱，励磁功率柜直流电输出异常，存在导致机组失磁的风险。

3.3.2 防范对策

为保证励磁功率柜同步变压器性能可靠，减少机组失磁风险，取消同步变压器高压侧熔断器。

图2 励磁系统同步变压器

3.4 主变压器冷却器系统

3.4.1 风险分析

该电站机组采用发电机-变压器单元接线方式。主变为三相变压器，每相配置4台冷却器，冷却器系统设置两路交流动力电源，用于冷却器油泵电机、阀门电机供电。主变冷却器全停延时启动条件为：当两路动力电源掉电或4台冷却器都故障时，主变冷却器瞬时报“冷却器全停报警”信号，延时t1且变压器顶层油温达到T℃时，或冷却器全停报警后延时t2（t2>t1），启动主变冷却器全停跳闸信号。

图3 冷却器全停主变跳闸逻辑

由于主变压器4台冷却器故障信号由PLC开出的软接点控制，故存在由于PLC程序故障导致误报冷却器故障的可能，将会造成变压器跳闸，导致机组事故停运。

3.4.2 防范对策

（1）针对上述问题，对主变冷却器控制系统PLC程序进行优化：

（2）当主变冷却器控制系统PLC程序发生故障时，其报出的冷却器全停信号不启动，冷却器全停主变跳闸信号；

（3）当主变冷却器因掉电、损坏等原因4台冷却器同时故障时，冷却器全停信号回路能绕过故障PLC，正常启动冷却器全停主变跳闸信号。

3.5 导叶位置传感器

3.5.1 风险分析

机组调速器用于控制活动导叶的开度，调节机组有功和频率。调速器调节系统采用两套（A套、B套）独立、相同的PCC控制器实现调速器的双通道控制。在原设计中，A套、B套调节器各取1路导叶位置传感器，相互独立，设计原理如图4所示。当送调节器的位置传感器故障，同时另一套调节器故障时，调速器将无法正常工作，不能进行有功功率调节，影响机组的稳定运行。

图4 导叶位置传感器信号原设计

3.5.2 防范对策

为提高调速器控制系统可靠性，增加第3路导叶位置传感器，其经隔离变送器扩展后分别送A套、B套调节器，即确保每套调节器有两路导叶位置传感器信号，降低了单套调节器故障的可能性。

图5 导叶位置传感器信号优化方案

3.6 调速器主配压阀

3.6.1 风险分析

调速器主配压阀用于油路与导叶接力器的接通，控制接力器实现导叶的开启和关闭。造成调速器主配压阀抽动的原因很多，主要为调速器系统管路压力油的精度不够，机组转速装置测量的数值存在漂移，电网事故时机组的负荷频繁波动，水电机组的超低频振荡，AGC与一次调频之间的相互干扰等。主配抽动易造成步进电机及驱动器发热、压油泵加载频繁、机组频率频繁波动、电力系统静态稳定和动态稳定破坏，影响系统安全，造成机组事故停机。

3.6.2 防范对策

（1）主配压阀安装过程中，加强安装工艺监督，防范设备安装过程中越流程、少部件等现象的粗糙安装；

（2）强化调速器系统压力油油质管理，定期对油质进行检查，发现油质不合格时，对油进行过滤或者更换合格的新油；

（3）进行调速器系统性能试验时，合理设置调速器调节参数，保证调速器主配压阀及其他设备稳定正常工作；

（4）电网频率波动，机组一次调频投入时，关注机组频率、功率、导叶开度及电网频率、电压、电流等特征量的变化，及时发现调速器主配压阀抽动现象并进行相应处置。

3.7 机组进水口快速闸门快闭手动阀

3.7.1 风险分析

机组进水口设置快速门，用于机组引水管事故、机组异常过速、调速器导叶失控、机组蠕动等故障时动水闭门，防止事故扩大。进水口快速门液压系统设置快闭手动阀，快闭手动阀开启时，快速闸门不受电控系统控制将直接落至全关位置，隔断机组进水水流。该快闭手动阀未设置防误操作装置，存在人员及工器具误操作、误碰的风险，造成闸门快速关闭，机组水流中断，进而导致运行机组事故停机。

3.7.2 防范对策

为防止人员及工器具对快速门液压系统快闭手动阀门操作手柄的直接误碰，在快闭手动阀上加装安全防护罩。另外，在快闭手动阀的操作手柄上悬挂警示牌，防止人员误操作该阀门。

3.8 快速门控制单元PLC

3.8.1 风险分析

快速门控制系统通常设计三级下滑位置开关，分别用于快速门PLC自动提升闸门、闸门下滑报警、闸门下滑事故停机。监控系统中设计有机组快速门异常下滑保护逻辑，即当快速门下滑至事故位，且进水口闸门小于90%开度时触发机械事故停机流程，全关快速门。原设计中，该电站快速门仅设计一级下滑位置开关，不能准确判断闸门实际故障状态，且当快速门开度跳变时，容易报出“闸门异常下滑”信号，造成停机保护误动作。

3.8.2 防范对策

在快速门控制系统PLC程序中设置三级异常闸门下滑独立位置开关（下滑提升位置、下滑告警位置、下滑事故落门位置），闸门三级位置开关信号送至监控系统，当快速门出现下滑现象时可提前发现，并及时进行异常处置，防止闸门落至事故位导致机组“非停”。另外，在PLC程序中做好闸门开度模拟量跳变的闭锁逻辑，防止闸门开度跳变，误报开度异常信号。

3.9 机组顶盖平压管

3.9.1 风险分析

为了减轻机组运行中的轴向水推力，提高机组推力轴承运行的安全可靠性，混流式水轮机的顶盖设置平压管，将转轮与顶盖腔内的水排出。该电站机组水轮机顶盖内设置有8根平压管，平压管采用夹筋板结构，与机坑里衬埋管连接处采用伸缩节式结构，密封采用“O”型圈+盘根结构。机组运行过程中长期的振动可引起平压管连接处密封圈老化磨损、水管焊缝破裂导致平压管大量漏水至机组顶盖，造成水淹水导的严重后果。

3.9.2 防范对策

在每轮的机组检修期间，对水轮机顶盖平压管连接处的密封圈更换，同时对平压管进行探伤检测，发现裂纹及时处理；另外，巡检、趋势分析关注机组顶盖水位变化，及时发现平压管漏水现象。

3.10 发电机空气冷却器排气阀

3.10.1 风险分析

发电机定子铁心、定子绕组、转子绕组采用密闭自循环全空气冷却方式。发电机定子机座外围均匀布置空气冷却器，冷却器内设置水管，用于热风冷却。空冷器顶部设置冷器水管路排气孔和排气阀，设备检修后首次充完时通过排气孔将管路中的空气排出。当冷却器顶部排气阀误开启发生喷水时，存在喷水散落至发电机定子线棒的风险，造成定子绝缘降低，定子短路或接地，进而导致机组事故跳闸。