提高抽水蓄能电站机组投产初期设备质量关键因素分析

李 毅，马 程，李德芳，万 波，俞家良，胡文兴

(1.深圳蓄能发电有限公司，广东 深圳 518115；2.调峰调频发电公司工程建设管理分公司，广东 广州 510630)

0 引 言

深圳抽水蓄能电站(以下简称“深蓄电站”)位于广东省深圳市盐田区和龙岗区的交界处，在香港、大亚湾核电站、岭澳核电站核心圈内，处于广东的电力负荷中心，同时又是西电东送的落点和粤港电网的连接点。电站装机容量为4×300 MW，主机设备全面实现国产化，水泵水轮机和发电电动机分别由东电、哈电设计制造，2013年7月签订设备供货合同，2017年11月30日首台机组投入商业运行，历时46个月，2018年9月4台机组全部建成投入商运。

研究表明，国内抽水蓄能电站在投产初期2年内设备故障率较高[1]，经过不断技改和消缺，设备状态才稳定下来，主要故障发生在自动化元件、SFC、主轴密封和转动部件。2016年某新投产蓄能电站发生电力安全事件11起，第2年降低到2起，降幅高达81.8%[2]。从南方电网2013年～2017年抽水蓄能和常规水电统计数据可以看出，自动装置和自动化元件引起的五级以上电力事件占比达到56%～67%。因此，提升自动装置和自动化元件健康水平是缺陷管理的重点，也是影响投产初期设备质量重大因素。

机电设备的故障模式符合浴盆曲线，针对早期故障期(即投产初期)，深蓄电站从设计制造、优化设计、参与联合开发、安装调试和生产运行缺陷管理等方面着手，管控各个环节的重大影响因素，显著提高了投产初期的设备质量，从首台机组试运行到全部投入商业运行，未发生设备损坏、影响电网安全稳定等异常事件。2018年投入商运后，机组启动成功率达到99.82%。

1 关键设备管控

1.1 技术措施

1.1.1测温RTD设计优化改进

测温是机组使用范围和数量较多的元件之一，通过对同类电厂调研，确定整体方案。对安装在定子、轴瓦等不可更换或难以更换部位，采用RTD元件双封装的技术方案，造价只增加约20%，而可靠性提高了1倍。

全部RTD采用芯片式/绕制式感温元件，激光焊接，防止振动环境下的焊点松动或脱落。引线按照不同环境和设备结构采取弹簧管、波纹管、铠装丝等不同的保护结构。接线方式由二线制改进为三线制，提高测量精度。与RTD一起定制配套屏蔽电缆，避免中间接头，耐油耐高温，三芯特制电缆导体直流电阻误差≤0.1 Ω/km[3]，降低电阻偏差对测温误差的影响。每台机组安装使用211个RTD，稳定性好，投运后至今未发生过RTD本体故障的缺陷。

1.1.2LCU分层分布架构优化改进

原招标设计中LCU集中安装，所有控制对象通过硬接线或通信方式接入LCU。经过比较和优化，依托LCU本身可靠的Profinet总线通信专用电缆连接，LCU采用分层分布结构方案。机组LCU分层分布结构优化见图1。机组LCU分为发电机层现地LCU、中间层远程LCU、水轮层远程LCU，并与球阀、油压装置控制PLC组成环形网络，尽可能靠近现场设备元件，充分利用通信专用电缆优良屏蔽性能，降低或避免电磁干扰对通信的影响，提高测量、信号和控制的整体可靠性。同时，节省了大量硬接线电缆，有利于减少项目投资。

图1 机组LCU分层分布结构优化

1.1.3厂用电模块化功能集成

原设计方案中，10 kV和400 V备用自动投切系统采用独立专用PLC控制，经过架构改进在监控系统实现。充分利用统一的监控平台实现数据通信，现场布线可以就近接入相应的公用远程LCU，把系统各个备自投程序集成为LCU的功能模块，省去了独立专用PLC硬件设备，在LCU统一编程平台下方便编程和管理，双冗余配置的高性能LCU也大幅提高10 kV和400 V备自投系统的整体可靠性。

1.1.4机组同期控制优化

抽水蓄能机组存在发电、BTB抽水、SFC抽水3种同期方式。研究发现，抽水蓄能机组发电方向同期、BTB拖动同期、SFC拖动同期等3种并网方式存在一定程度的差异，如果采用与常规水电类似的单对象同期模式，存在同期失败的风险。为此，选用多对象同期装置，并对每一种同期模式设置不同的控制参数。机组LCU同期选择回路见图2。同期控制原理见图3。

图2 机组LCU同期选择回路

图3 机组同期装置控制回路

多对象同期方式优化方案在深蓄电站应用实践效果良好，机组同期过程冲击小，同期成功率100%。除机组同期外，深蓄电站在设备成套前，还对多个项目改进了原设计方案，如发电机空冷器漏水自动检测、尾闸和进水阀等液压系统通过动态仿真校正工作参数、高压油顶起回路优化等。

1.1.5监控系统联合开发

计算机监控系统是全厂的控制核心，机组LCU采用SIEMENS的417系列CPU。深蓄电站技术人员在厂家全程参与机组LCU、厂用电LCU等系统的开发过程，包括拓扑结构、I/O点表、原理图设计、控制流程、工况转换、参数整定、流程测试、监控画面等全过程。在共同开发过程中，技术人员有充足的时间和机会掌握核心技术，为现场安装调试打下良好的基础，也为将来的运维创造非常有利的条件。在联合开发过程，深蓄电站技术人员与厂家共同完成几项重大优化：

(1)通过搭建模拟环境对监控系统LCU网络拓扑可靠性进行充分测试发现，当LCU的主用CPU机架网卡出故障时，会出现其他LCU无法读取其数据的现象。经过优化分析，在每套LCU增加2块网卡后解决了该问题。

(2)为统一通信方式，方便与外部设备实现通信连接，经过对机组LCU拓扑结构进行比较，现场总线由原方案profibus改成profinet网络总线，数据传输速度达到100 Mbps，实现与事故后备PLC、主变冷却器、尾水闸门、调速器油压系统、球阀等设备通信，且不增加费用。

(3)原设计中，SFC抽水和BTB抽水协调控制流程在机组公用LCU中。经优化后，将流程移入到机组LCU，通过桥回路由机组LCU直接控制SFC或BTB拖动，不再依赖于机组公用LCU协调，控制变得更为直接、简单，也提高了可靠性。

1.2 优化管理模式

1.2.1自动化元件统一品牌

蓄能电站所有系统都是由电气、机械和自动化元器件构成，并通过接线联结在一起，再由程序或控制逻辑形成一个系统。自动化元器件是所有组成系统的基础也是关键，所有的检测、控制都是通过自动化元件来完成。深蓄电站自动化元器件随着主机设备招标采购，存在相同类型和功能的元件供货品牌过多的问题。在招标、合同谈判及后续设计联络会议阶段，对全厂的PLC、电源模块、继电器、按钮、信号灯、压力(压差)、测温、液位、流量、油混水、位置(行程)、控制阀等元器件品牌进行整合统一，既规范了设备安装，也有利于减少库存备品备件种类和数量，减少占用资金。深蓄电站自动化元件统计见表1。

表1 深蓄电站自动化元件

1.2.2严控设备出厂质量

主机设备(包括球阀)于2014年6月启动监造，设在德阳、成都和哈尔滨3个点，由EDF和电能(北京)工程监理有限公司组成EDC联合体进行监造，电能(北京)负责驻厂监造，EDF主要负责监造报告审查和派出法方专家对关键点见证进行把关(巡检)。监造范围及标准主要依据《中国南方电网设备监造作业指导书第二分册(发电厂主设备)》。

监造过程发现，1号球阀铸件阀体15处裂纹、2号机座环MT检验发现16处表面缺陷、3号和4号机上下机架Q235B钢板屈服强度双倍复验值仍不合格等各种问题，都在出厂前得到妥善处理。主机设备安装调试期间未发生由于重大缺陷需要返厂的情况，为提高设备可靠性奠定了扎实的基础。

2 现场安装及调试

2.1 机组定子铁芯叠片质量影响RTD安装

1号机组定子铁芯叠片及铁损试验合格后，在对定子铁芯RTD测温元件试装时发现，安装槽预留尺寸过小，无法装入RTD。定子铁芯RTD位于第37段铁芯轭部，第37段铁芯铁片为特殊片，此铁片轭部带有RTD安装槽(见图4)，设计图安装槽尺寸为5.5 mm×12 mm(高×宽)，实际预留3 mm×12 mm。施工现场采取两班作业，交接班过程未将重点注意事项交代到位，接班人员凭经验估计测量安装槽，未按实际图纸要求施工。

图4 定子铁芯RTD安装(单位：mm)

由于定子铁芯叠装及铁损试验合格后下线工作也接近完工，拆除铁芯重新叠装需投入大量的人力物力，并且耽误工期，影响里程碑进度计划。考虑到定子组装后RTD更换困难，深蓄电站机组定子铁芯测温均采用双RTD冗余的薄膜式整体封装结构，制造工艺复杂，每台机组定子铁芯共安装21个RTD。经讨论提出2个方案：一是采用单RTD结构，无备用RTD；二是采用更小的双RTD元件冗余结构，但造价增加。为了不改变原有的RTD设计结构形式，现场确定采用后1个方案，重新订做29个新型双元件薄膜式RTD，21个用于安装，8个作为备件。1号机组在调试期间及投入商运后，定子铁芯RTD测温运行良好，对比其他机组定子铁芯的测温数据，1号机组采用更小尺寸RTD元件的双冗余结构其性能也是稳定可靠的。

表2 部分问题汇总

2.2 安装调试资料维基系统管理

按照国家规范和南方电网档案管理规定，施工前对责任单位开展档案交底。安装调试和试运行过程督促检查资料整理，包括数据核对、审核签字、扫描后录入维基系统等程序，供存档和查阅，书面资料则用于归档。

过程资料分为安装、调试和试运行等3个阶段。其中，调试阶段包括调试进度、调试日志、检查记录、调试方案、调试报告、专题会议纪要、安全交底、站班会问题清单及遗留问题等。全面开展技术资料整理，为验收、投产和质量技术监督做足准备。充分挖掘和利用维基系统功能，将安装调试阶段过程资料，包括技术手册、图纸、调试方案、设备定值、试验记录等分门别类挂入维基系统，既方便共享查询，也为建立7个维度设备台账、体系评审等工作打好基础。安装阶段资料管理见图5。

图5 安装阶段资料管理

2.3 设备消缺清单式管理

在设备调试、投入运行各个阶段，对发现的缺陷按照专业或者专业配合汇总成清单，确定责任部门、工期、工作内容、安全隔离措施等，处理完成后由专业验收组进行验收。通过清单方式进行消号管理，有效提高设备整体健康水平。部分问题汇总见表2。

2.4 阶段性工作分析总结提高

1号机组试运行考核结束后，组织各参建单位召开了机组安装调试、运行管理、消缺等方面工作总结会，分析讨论余下的35项缺陷，有待优化的项目31项。2号机组开始试运行考核后，及时制定3号机组各系统静态调试及各系统跟进人员分工计划，根据前2台机组安装调试情况，整理出3号机组重点关注问题清单共27项，见表3。

表3 3号机组重点关注问题

表4 1号、2号机组在试运行考核和投产初期启动失败

2.5 机组启动失败故障分析及对策

1号、2号机组在试运行考核和投产初期发生4次启动失败(见表4)，简要分析如下：

(1)在首台机组投产初期，周边环境条件比较差，容易造成灰尘堵塞励磁装置滤网，振动环境下也容易发生螺丝松动，在后续的机组投产时都列为重点关注点。

(2)进水阀的插装阀弹簧在使用中反复出现变形，经过现场分析和厂家意见，确定在后续机组中对插装阀换型改造。

(3)SFC输入侧地刀反馈信号不够稳定，存在抖动，在SFC程序中增加防抖动滤波，并检查每次操作后信号。

(4)进水阀的电磁阀组现场安装后经过压力试验，运行中管路接头漏油，说明管路安装过程中存在应力，造成在振动环境中多次操作后发生接头松脱。重新配管并校正接头平直度，继续观察使用情况。

2.6 2019年主设备缺陷处理情况

2019年，按所属设备系统统计共发现缺陷328项(见图6)。其中，水机辅机、球阀、发机辅机、调速器、厂用电系统占缺陷总数的55%，分别是61、34、34、29、22项。截至2019年12月31日，全年发现缺陷已关闭273项，27项正在处理中，其他28项未处理缺陷已安排下次检修/定检时处理。缺陷处理情况见图7。

图6 主设备缺陷定级统计

图7 主设备缺陷处理情况

2.7 关键因素管控成效显著

深蓄电站自2017年9月首台机组投入试运行，2018年9月4台机组全部投产，统计至2020年11月30日，机组投入商运以来，各项指标优良，满足国家相关标准要求，未发生电站设备损坏、影响电网安全稳定等异常情况。各年启动运行情况见表5。

表5 各年启动运行情况

深蓄电站机组全面国产化，2018年完成了2、3、4号机组安装调试，投入商运后，全年启动成功率比考核目标值90%提高了9个百分点，并达到国内进口抽水蓄能机组建成投运后第3年的水平[1]，2019年和2020年机组启动成功率都在显著提升。随着对设备质量因素、设计、安装以及维护等原因进行分类消缺，设备健康状况做到可控在控，2018年和2019年未发生主变压器、断路器强迫停运现象，机组等效可用系数均高于考核指标。机组非计划停运、强迫停运率大幅度下降。机组非计划停运、强迫停运率见表6。

表6 机组非计划停运、强迫停运率

3 结 语

深蓄电站机组设备全面国产化，由东电、哈电联合生产，电站建设方依托南方电网调峰调频公司的专家团队力量，积极主动提前做好谋划，开展优化设计方案、落实驻厂监造、控制设备出厂质量、分专业跟进设备安装调试现场等。在单体调试和联动调试过程中，专人负责提前准备技术方案、试验大纲和记录表格，过程调试充分，尽可能暴露潜在的缺陷和隐患，并进行清单式消号管理。设备投运后，以考核指标为导向，针对设计、安装调试、维护以及设备质量等遗留问题，提前筹划并在计划检修、特巡特维和专项消缺中落实到位。2019年深蓄电站累计发电电量和抽水电量分别为13.201、16.625亿kW·h，全厂综合效率79.41%，全年应急启动19台次，累计应急容量4 680 MW[4]。深蓄电站投入商运以来，为电网调峰调频提供了有力保障，提升了社会公众对抽水蓄能电站绿色能源的认识和认可。