大型水电站调速器负荷波动分析与处置

王 刚， 刘 金 华

(雅砻江流域水电开发有限责任公司，四川 成都 610051)

1 概 述

某电站位于四川省雅砻江下游，电站装设6台单机55万kW混流式水轮发电机组，总装机容量330万kW。该电站水轮机调速器由电气控制、机械控制和液压机械三部分组成。调速器电气控制系统采用武汉事达公司生产的WT-SPLC-STARS型调速器，调速器机械控制部分由瑞士HYDRO VEVEY公司制造[1～2]，液压机械部分主要由油压装置、直缸接力器、过速限制装置等组成。调速器主要调节过程为监控系统向调速器电气控制柜下发调节指令，调速器电气控制柜内调速器头将接收到的调节指令通过PID控制算法转换为电转信号[1-2]，输出至调速器机械控制柜内的电液伺服阀，电液伺服阀控制主配压阀通断驱动接力器动作，最终实现水轮机导叶的开启与关闭。机组调速器负荷波动是机组常见故障之一，机组负荷波动主要有三点危害。第一：造成电站出力短时间内大幅变化，引起电网频率波动、潮流断面越限，严重情况下可能导致部分电网线路跳闸，威胁电网安全稳定运行。第二：负荷波动损害电站设备，由于导叶快速开关，压力管道产生水锤效应，对引水管道、导水机构及接力器油管路本身造成损坏；电气上发电机定转子电流、机端电压、发电机磁场过大，可能导致定子线棒烧损或绝缘击穿，铁芯温度升高，定子端部过热等。其他辅助设备，因机端电压剧烈变化，影响厂用设备正常运行。第三：引起事故扩大。由于调速器接力器反复动作，耗油量急剧增加，造成油压装置低油压/低油位动作，保护动作停机并落到进水口闸门，导致事故扩大，机组恢复正常备用所需时间增加。因此要及时准确处置负荷波动，保证机组安全稳定运行。

2 调速器负荷异常波动事件分析

2.1 事件概述

某日，监控系统报“二号机无功测量值故障动作、二号机励磁电压超高限、二号机组超出力运行动作、二号机有功功率612.75 MW、二号机1/2号发变组保护RCS985AW装置报警、二号机1/2号发变组保护过负荷报警、二号机A、B、C三相电流高限报警”等报警信号，检查2号机有功监控实测值685 MW、调速器有功输出值649 MW，导叶开限和开度均为100%。

2.2 故障现象分析

故障前全厂AGC为退出状态，2号机固定负荷466 MW，调速器采用“闭环/自动/功率反馈”的正常模式，1号调速器头主用。故障发生后，2号机负荷大幅上窜，导叶开度实际最大到达100%，负荷升至650 MW，最大上窜至750 MW，监控系统上压导叶开限无效，现地切换调速器头并压导叶开限后，负荷固定。

调速器正常运行时，电气控制柜收到调节指令后发出的电转信号偏离零位电压，动作方向与导叶、功率变化趋势一致，正电压为增大，负电压为减小，且电转信号超前于导叶、功率的变化。

调速器负荷波动时，在外部功率给定不变，机组频率正常情况下，电转信号发生了正电压的突变，0.5秒内电压由0.19 V突变为2.01 V，导叶开始往开启方向动作，导致功率超上限650 MW，调速器报功率故障和调速系统小故障，自动由功率反馈切换为开度反馈。

由于故障前外部给定的调节指令均无变化，而调速器系统电转信号最先突变，导致导叶、功率波动，在主调速器头切至2号调速器头后故障消失，最终确定引起负荷波动的原因为机组调速器控制系统1号调速器头伺服阀放大板QD1在用通道故障。

故障原因为调速器A套伺服阀功率放大板QDI当前运行通道故障，导致电转信号输出异常，机组停机后检修人员更换A套功率放大板输出通道(QD1板件有两个独立的放大元件，由两个不同通道输出，2号机调速器故障元件示意图见图1)，并经空转试验(开机过程中必须选择B套调速器头运行，防止A套不稳定导致开机过速)，对比A、B两套调速器头电转信号输出一致，现地进行调速器头切换，监视A套电转信号输出正常。

图1 2号机调速器故障元件示意图

2.3 报警信号分析

监控系统当时报了主要报警信号：二号机开度反馈控制方式投入、二号机有功闭环调节退出动作、二号机电调手动方式投入、二号机励磁通道1停止/通道2 运行、二号机油压装置备用油位2启泵到达等。

2.3.1 调速器自动切开度反馈

并网机组调速器由功率反馈切开度反馈的条件有：

(1)调速器功率变送器硬件故障，即有功值越上、下限量程(该次自动切开度反馈原因)；

(2)机组由并网转至解列；

(3)调速器进入孤网模式；

(4)调速器切至现地试验方式；

(5)调速器现地方式下，切换模式把手至开度反馈；

(6)调速器远方方式下，CCS发令切至开度反馈。

2.3.2 监控闭环调节退出

并网机组监控有功闭环退出的条件有[3]：

(1)机组并网信号消失；

(2)CCS发令退出闭环；

(3)调速器远方自动方式下，功率反馈故障或有功设定值故障(该次闭环退出原因为功率反馈故障)；

(4)调速器切现地方式；

(5)调速器进入孤网模式。

2.3.3 励磁通道切换[4]

并网机组励磁通道发生切换的条件有(摘选)：

(1)COB板电源消失、D/O驱动板故障、MUB板故障或其电源消失；

(2)励磁故障；

(3)整流桥过热或其电源消失；

(4)通道失磁、通道故障、EGC故障；

(5)V/Hz故障(该次通道切换原因为V/Hz超限)。

2.3.4 备用油位2启泵

由于导叶快速开关，接力器耗油量增大，压力罐压力和油位下降明显，大泵启动并达到备用油位2启泵条件。从曲线看，油压最低至4.94 MPa(低油压4.776 MPa),油位最低1 232.83 mm(低油位903 mm)。如果导叶再一次快速调整，低油压事故将不可避免。由此可见，在机组负荷大幅波动的情况下，及时稳定机组出力，避免低油压/低油位保护停机导致事故扩大显得尤为重要。

2.4 故障处置思路

对于负荷波动类故障[5]，主要的处置思路如下：

首先要立即采取措施控制负荷波动，在故障发生第一时间采取压机组导叶开限方式，控制波动范围。其次要准确判断故障类型，立即现地查看调速器输出电转信号，如电转信号变化与导叶开关反向一致(电转信号为负表示关导叶，反之则表示开导叶)，判断属于调速器控制系统故障，如电转信号变化与导叶开关方向相反，判断属于机械液压回路故障。最后根据故障类型采取相应应对措施，如控制系统故障，采取切换A/B套运行方式或将调速器切电手动方式进行处置，如机械液压回路故障，可尝试切换油过滤器改变油路通流性进行应对。如负荷波动无法控制危及电网系统和电站设备安全，为防止事故扩大，应快速减负荷停机，必要时拍停机组或落门停机。

2.5 故障处置措施

2.5.1 应急处置

(1)报警信号出现后，运行监盘人员迅速查看监控系统2号机机组控制画面中监控实测值685 MW，调速器有功输出值649 MW，导叶开限和开度均为100%，确认机组负荷上窜后在监控系统上压2号机导叶开限，将开限压至故障前开度57%，但操作完成后开限又瞬时返回至100%，监控系统压开限操作无效。

(2)现场检查人员查看机调速器机械部分及油压装置无明显异常，调速器电气控制柜上小故障指示灯闪烁，触摸屏事件记录中有主用PLC故障等报警信息，电转信号在1.5 V左右波动，调速器已切换至远方/开度反馈方式。鉴于电转信号异常大幅度正向增加，导致导叶持续往开启方向动作，由故障现象判断出主用调速器头故障，将调速器切至备用调速器头后导叶开限变为82%，导叶开度变为80%，有功稳定在635 MW，调速器小故障指示灯停止闪烁。

(3)将调速器控制方式切换至现地，在检修人员协助下通过调整导叶开限将有功功率调整至空载后向上级调度申请2号机解列停机。

2.5.2 检查处理

2号机停机后，专业人员将调速器控制系统1号调速器头伺服阀放大板QD1切换至备用通道运行，并经空转试验对比两套调速器头电转信号是否输出一致。现地进行调速器头切换试验，监视1号调速器头电转信号输出正常，确认故障消除。

3 结 语

调速器负荷波动对设备及电网安全运行影响较大，应采取有效的预控措施尽量避免该类故障的发生。在设备管理方面，应加强调速器控制系统运行监视和日常巡检，尽早发现隐患并及时消除。同时，结合机组检修，加强对调速器系统控制回路的检查维护，深入排查设备隐患，研究提高设备可靠性保障措施，确保调速器设备安全可靠运行。在应急处置方面，需编制负荷波动类故障的应急处置方案及处置卡，列出故障处置的关键措施，定期进行应急演练，提升人员应急处置水平。