水電站機電調試中的常見問題及處理措施

彭金寧，翟 鵬，馬晨原，龐宏強

(西安熱工研究院有限公司，西安 710061)

1 調試整定問題

水輪發電機組的有水調試中，調速系統、勵磁系統、繼電保護系統、控制系統等設備都需要根據設計參數或現場試驗數據進行整定，以期獲得機組的最佳運行狀態。

1.1 電網低頻振蕩與水輪機一次調頻速率

某電網主力電廠機組發生有功功率振蕩，振蕩周期為13 s，振蕩頻率約0.08 Hz，約4 min內一次調頻動作34次，后隨著該廠兩臺機組發生事故低油壓動作停機，系統頻率逐漸恢復。有功功率振蕩過程如圖1所示。從圖1中可見在一次調頻動作幾個周期后，機組的調頻功率和網頻出現了同向疊加，功率和網頻逐漸發生增幅振蕩。

圖1 某電廠機組功率和網頻振蕩波形

經計算該廠兩臺機組在事故中，調速器系統為電網提供了負阻尼作用。為了使調速系統產生的機械轉矩在0.08～2.0 Hz區間落在Δδ～Δω坐標平面的正阻尼區域內。故重新整定調速器一次調頻PID參數，由Kp=8，Ki=8，KD=0.66減弱為Kp=1.0，Ki=0.2，KD=1。后重新進行一次調頻試驗。試驗結果機組一次調頻動作速率減慢，所引起的水壓脈動明顯減小，機組的調頻功率和網頻不再出現同向疊加。

1.2 發電機三次諧波定子接地誤動

某水電站1、2號機組進相試驗過程中，當發電機無功功率進相至20 MVar左右時，發電機保護柜均發出三次諧波定子接地保護動作，發報警信號，檢查發電機定子無異常，確認定子接地保護為誤動。

該機組發電機中性點經變壓器高阻接地，發電機保護采用許繼電氣有限公司生產的WFB-801A型微機保護裝置，發電機定子接地保護由基波電壓定子接地和三次諧波定子接地構成100%定子接地。三次諧波定子接地保護，根據機組空載及帶負荷工況下，發電機機端和中性點電壓三次諧波實際值現場整定。進相試驗過程中，分析發電機機端和中性點電壓三次諧波實際值，已達到該保護整定值導致保護動作。可判斷保護定值現場整定過小，將保護定值的可靠系數由1.1調整至1.2，重新整定保護裝置，在3號機的進相試驗過程中，未發生保護誤動現象。

1.3 自動控制流程中設備配合問題

某混流式機組，自動開機流程進行至主軸密封水流程時，程序報單步超時，開機流程退出，造成開機失敗。

該機組主軸密封潤滑水取自技術供水，當技術供水采用電站壓力鋼管取水時，機組LCU接收到技術供水示流繼電器動作信號后，啟動主軸密封潤滑水電磁閥。由于技術供水取水閥全開時間約為5 min，在此時間內，潤滑水未能達到額定壓力，導致主軸密封潤滑水啟動失敗。

將主軸密封水子流程中“技術供水母管壓力正常”單步的監視時間由5 s改為310 s，重新試驗，自動開機流程正常。開機流程中技術供水與主軸密封水流程關系如圖2所示。

圖2 部分開機流程圖

1.4 發電機并網沖擊電流過大

某水輪發電機組額定電流1 221.9 A，額定電壓10.5 kV，首次并網瞬間，機組有明顯沖擊，合閘相角差6.82°，沖擊電流達到1 516 A。并網對機組有明顯沖擊，可調整同期裝置的參數，提高機組的并網品質。引起沖擊的主要原因是并網時刻相角差偏大，將同期裝置中的最大允許相角由原來的6°整定為3°，進行發電機并網試驗，錄波圖如圖3所示，機組無明顯沖擊，相角差3.04°，沖擊電流顯著降低至545 A。

圖3 機組并網錄波圖

1.5 調試整定問題的應對措施

水電機組有水調試過程中，現場調試整定是機組調試的重要內容之一。這些問題可分為兩類：一類是為了保證機組能夠正確安全的運行(例如開/停機流程、事故/緊急停機流程等)，必須進行的調整問題。處理這類問題，需要多專業技術人員互相配合，熟悉機組及各輔助設備工作原理等，對調試人員的綜合素質要求較高。另一類是屬于優化機組性能而進行調試整定(例如調速系統、勵磁系統、同期裝置等參數整定)。由于機組性能的好壞沒有定量的衡量，這就要求工作人員要有較深專業理論水平，豐富的工作經驗及很好的職業素質。

2 試驗操作問題

試驗操作問題主要是調試人員和運行人員在試驗過程中，對設備操作或試驗臨時措施處置不當導致的問題。

2.1 機組啟動中備自投動作致使廠用電失電

某水電站3號發電機組帶主變升壓的過程中，廠用電源突然失去，3號機組勵磁臨時電源失去，3號機組磁場開關跳閘，機組停機。運行人員迅速恢復10 kV廠用母線的母聯斷路器，廠用電恢復正常。

該水電站廠用系統采用10 kV單母雙分段方式，1、3、5號主變低壓側分別T接1、2、3號高壓廠變，作為10 kV廠用系統1、2、3號工作電源進線，另配有一路外接電源(4號進線)作為備用電源，如圖4所示。10 kV廠用系統采用備自投裝置，進行事故電源切換和自動恢復。正常運行狀態為1、2、3號高壓廠變分別帶Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ母運行。3號機組帶主變升壓過程中，2號廠變電壓也逐步升高，電壓升至80%額定電壓，到達備自投自恢復電壓，備自投動作，斷開5QF，合2QF，但此時2QF處于試驗位置，操作電源斷開，未能合閘，因此導致Ⅱ、Ⅲ段失電。這次事故主要是3號機組調試人員在試驗前未做好安全措施所致。

圖4 某廠用電源示意圖

2.2 機械過速試驗失敗

某貫流式機組機械過速試驗中，由于試驗人員對機械過速保護的整定值及機組飛逸轉速值不了解，當將機組轉速升至170.5%額定轉速時，操作人員心理緊張，未繼續增加機組轉速，而按調速器緊急停機按鈕停機，機械過速保護裝置未動作，致使試驗失敗。重新進行機械過速試驗，當機組轉速升至173.1%額定轉速，機械過速保護裝置動作，觸發事故配壓閥動作，事故停機，試驗正常。整個試驗過程中，機組振動及擺度無異常，水力參數均在正常范圍內。

2.3 勵磁系統它勵電源失電

某水電站1號機組在進行發電機短路試驗過程中，當發電機定子電流接近額定電流時，勵磁系統突然跳開磁場開關，并發勵磁系統故障信號，導致機組停機。檢查發現，勵磁變高壓側臨時它勵電源的10 kV斷路器跳閘，綜合保護裝置的過流保護動作，檢查連接電纜、勵磁變、勵磁功率柜等相關一次回路，未發現過流痕跡。分析綜合保護裝置動作記錄，在發電機升流過程中，勵磁變高壓側電流已經達到了綜保動作定值，所以保護跳閘。這次保護動作是由于臨時定值整定過小而導致保護誤動，屬于試驗過程中臨時措施不到位導致的停機故障。

2.4 試驗操作問題的防范措施

試驗操作引起問題，主要出現在有水調試階段的動態試驗過程中。由于新建機組啟動試驗項目多、操作復雜、時間長，況且不同的試驗采取不同的臨時措施，機組運行工況也隨試驗要求而變化。對試驗操作引起的問題，需要制定嚴密的試驗方案及措施，并做好事故預想，加強試驗人員的責任心，避免問題發生。

作為運行人員，應該嚴格按照試驗方案操作，嚴格執行“兩票三制”，防范漏項，對每一項操作結果進行確認，正確無誤后方可執行下一步操作。作為調試人員應加強對機組整個系統的學習，深入了解各項試驗的原理及操作方法。不同專業間加強溝通，特別是監控與電氣及調速器有聯系的部分，應在試驗前做好技術交底工作，對可能出現的操作失誤，以及由此產生的后果，采取有效的防范措施，杜絕此類問題發生。

3 安裝質量問題

由于安裝人員技術水平不一，工藝要求不嚴，主機、電氣一次設備、二次回路、輔機設備以及油、水、氣管路等安裝常常會出現這樣或者那樣的問題。

3.1 轉子絕緣低

某水電站軸流轉漿式機組，在1號發電機短路升流試驗前，用1 000 V絕緣表檢查發電機轉子對地絕緣0.2 MΩ。在轉子靜止狀態下，通過勵磁系統向轉子加入300 A電流(直流電壓75 V)，烘烤轉子2 h，停止勵磁后檢查轉子絕緣電阻無改善。

將與轉子相關的一次回路分解，分別檢查各部絕緣，發現發電機轉子支架上支撐勵磁引線的支柱絕緣子未清理干凈，致使發電機轉子絕緣降低。對所有引線連接處絕緣套進行清洗后恢復接線，測試轉子絕緣電阻為31.3 MΩ。

3.2 調速器操作油開/關機管路連接錯誤

某軸流轉漿式機組，在進行調速器靜態試驗時，接力器動作異常，導葉無法正常開/關。檢查發現事故配壓閥開/關機腔管路與接力器開/關腔接錯。將事故配壓閥的開/關機腔外蓋螺母對換，使帶有調節螺桿的外蓋裝置在原開機腔，使事故配壓閥開/關機腔調換，解決了調速器管路接錯的問題，同時避免了重新配管，節省了工作量。該型號調速器配置事故配壓閥為插裝閥，原理如圖5所示。

圖5 某調速器操作油系統原理圖

3.3 槳葉開度位移傳感器標定不準確

某水電站3號機組(20 MW貫流式機組)首次啟動，水頭滿足機組空轉要求，逐步增加導葉開度，機組開始轉動，但導葉開度達到80%，機組仍未達到額定轉速，機組導葉與槳葉已進入協聯，同時，流道發出連續劇烈爆破聲，試驗人員迅速關閉導葉停機。

檢查發現槳葉位移傳感器拉線松動，導致調速器采集到的槳葉開度數值與槳葉實際開度不一致，致使開機過程中槳葉無法達到空載開度，同時使得導葉和槳葉協聯關系發生錯誤，機組無法達到額定轉速。

3.4 分段關閉閥卡塞拒動

某水電站1號水輪機導葉采用分段關閉，分段關閉閥由安裝在接力器推拉桿上的楔形板觸發動作，分段關閉的拐點設置在55%導葉開度左右。機組滿負荷運行，導葉開度達到69%，當甩100%負荷試驗時，楔形板已觸發，而分段關閉閥未動作，導葉以快關速率直接關閉。拆開分段關閉閥檢查，發現閥體內殘存較多粉末鐵屑，造成閥芯卡塞，致使兩段關閉閥拒動。經清理后組裝，分段關閉閥動作正常。

水電新機組安裝過程中，由于工藝要求不嚴格，設備、管道清掃不徹底，主配壓閥、事故配壓閥、分段關閉閥等卡塞的現象時有發生。安裝單位應嚴格按照工藝要求施工，嚴把質量關，以杜絕此類事件的發生。

3.5 設備安裝問題的防范

安裝質量帶來的問題，首先要靠安裝階段安裝單位技術員自查；其次，調試人員在無水調試階段通過復查、靜態試驗等方法，將問題解決在有水調試之前；最后在有水調試階段，通過啟動試驗，進一步檢驗機組是否還存在問題。對于安裝的問題，應盡量解決在無水調試階段，避免帶入有水調試，造成設備損毀。作為調試人員，在設備安裝完成后，應及時進行復查，尤其是對經常可能發生的、比較隱蔽的設備安裝缺陷要重點檢查。

4 設計問題

對于新建水電機組來說，設計的重大問題應在設計聯絡會時被提出和解決，但在新機組調試過程中仍會發現各種影響機組正確、安全、穩定運行的問題。大部分設計問題在無水調試階段會被發現并解決，但也有部分問題只有在有水調試階段或機組運行后才會暴露出來。

(1)調速器緊急停機按鈕不觸發監控緊急停機流程。某貫流式機組調速器電柜/機柜緊急停機按鈕動作，僅觸發緊急停機電磁閥動作及調速器關閉導葉，而不能觸發監控緊急停機流程，造成緊急停機事故條件項發生后事故配壓閥，GCB等設備不能立即動作。

調速器按鈕僅觸發緊急停機電磁閥并關閉導葉，而不觸發監控停機流程，無法緊急停止機組的其他系統及設備，給機組安全帶來隱患。增加調速器緊急停機按鈕觸發監控停機流程的硬接線回路，經過無水和有水階段試驗驗證，保護動作正確。

(2)事故配壓閥未設計復歸指令。某水電站混流式機組，監控系統緊急停機流程觸發事故配壓閥動作，其閥芯離開工作位置，致使操作油遮斷，而無法遠方復歸。該機組事故配壓閥的電磁閥為兩位四通雙電控電磁閥，設計院只設計電磁閥投入指令，而未設計電磁閥復歸指令。需增加監控系統遠方復歸事故配壓閥電磁閥指令硬接線回路，并將該指令集成在監控遠方復歸按鈕命令中，使操作員在監控畫面可遠方復歸事故配壓閥。

(3)發電機保護用電壓互感器選擇不合理。某軸流轉漿式機組無水調試期間，調試人員在檢查電壓互感器銘牌配置時，發現發電機出口10 kV母線上4組電壓互感器銘牌變比不一致，PT1銘牌變比為10 kV/100 V，PT2～PT4銘牌變比為10.5 kV/100 V，并且PT1和PT2電壓分別接入雙重配置的發電機保護A柜和B柜，不利于保護定值整定及保護運行的管理。

(4)發電機上導瓦燒損。某水電站I級站和II級站的1號機組(懸式混流式機組)首次啟動，穩定在額定轉速空轉運行半小時后，發電機上導瓦溫突升，被迫停機檢查，發現上導軸瓦燒損嚴重，鎢金瓦面有擠壓脫落現象。

經分析，造成這次上導瓦燒損的原因主要為：①推力頭甩油孔(如圖6所示)直徑設計過小，機組運行中出油量不夠，不能產生足夠的動能強迫循環，致使上郵箱的溫度快速升高。②由于上導瓦底部絕緣板與推力頭外圓間隙過大，致使上、下油箱不能完全封閉，上油箱熱油未經過回油管進入下油箱的冷卻器進行冷卻并有效循環，而直接通過間隙進入下油箱頂部，再被甩油孔吸入參與上導軸承潤滑及冷卻，致使上導溫度迅速上升。

圖6 某機組上機架裝配略圖

將推力頭圓周分布的12個直徑16 mm的甩油孔擴大為直徑22 mm，使其面積增大近一倍；重新制作上導瓦底部絕緣板，減小其與推力頭之間的間隙，不超過2 mm。按以上方案處理后，機組運行正常，上導瓦溫度下降并保持在35 ℃左右。該問題是由于主機設計時，未全面計算分析上導潤滑油系統的冷卻效果及油循環系統回路，造成燒瓦的損失，并耽誤了機組的投運工期。

(5)一次調頻功率變化異常。某水電廠1號機組一次調頻試驗過程中，當頻率階躍信號撤銷后，功率的變化速率發生明顯異常，如圖7所示。

圖7 一次調頻功率變化異常

經分析，由于調速器開度模式下監控功率調節程序設計不合理，導致監控功率調節與一次調頻形成反調。從LCU程序中取消監控功率調節器連續調節功能，功率死區設置為±2 MW，當功率設定值與實際值偏差進入該死區后，達到調節目標，功率調節器自動退出調節。

程序修改之后進行試驗，試驗結果滿足一次調頻動作要求，如圖8所示。

圖8 一次調頻功率變化正常

(6)機組甩負荷引發緊急停機。某燈泡貫流式機組在甩25%額定負荷試驗過程中，觸發了 LCU中“115%額定轉速+主配拒動”的條件，機組緊急停機流程啟動，機組非正常停機，本次甩負荷試驗失敗。

機組甩負荷過程中導葉的動作規律，一般由調速器生產廠家提前預設的調速器控制邏輯決定。本機組甩25%額定負荷過程如圖9所示，甩負荷后機組轉速迅速上升，導葉快速關閉至預設開度，等待轉速下降至設定值，故出現圖中所示的導葉停頓區間。此區間內主配壓閥行程不變，所以發主配拒動信號至LCU，此時機組轉速大于115%額定轉速， LCU啟動了緊急停機流程停機。本次非正常停機主要是由于“主配拒動”信號邏輯不完善所致。修改“主配拒動”信號邏輯為：轉速上升過程中，主配壓閥行程不變時，發“主配拒動”信號，轉速不變或下降過程中，即使主配壓閥行程不變，也不發“主配拒動”信號。邏輯修改后，機組甩負荷試驗正常。

圖9 機組甩負荷各參數變化趨勢圖

(7)設計問題的處理措施。水電機組設 計帶來的現場問題，涉及設計院設計與設備廠家設計配合問題、系統功能是否完善問題、設計本身是否滿足規范要求的問題、主/輔設備本身設計問題等等，有些問題可以在調試階段發現并解決，有些問題則要在機組運行過程中才能暴露出來。對于設計問題，一方面，調試單位應盡早介入工程，參與方案的討論及圖紙的審查。另一方面，在工程現場施工、調試過程中，調試人員既要尊重設計，也要勇于質疑設計，不能盲目迷信。對于可能存在的設計問題，應及時與業主、監理及現場設計工地代表溝通，同時應分析原因并給出解決處理的建議。

5 結 語

本文介紹了作者近年來在水電機組調試過程中常見的調試整定問題、試驗操作問題、安裝質量問題及設計問題一些實際案例，分析了不同問題產生的原因，提出了問題的處理措施。水電機組調試中出現的問題，看似紛亂無章，且有偶然性，其實是有一定規律可循的。在實際的調試工作中，應從眾多的現場問題中總結規律、汲取經驗教訓，對于不同的問題，采取不同的防范及處理措施，防止類似問題的再次發生。

□

[1] DL/T507-2014，水輪發電機組啟動試驗規程[S].

[2] DL/T827-2014，燈泡貫流式水輪發電機組啟動試驗規程[S].

[3] DL/T1245-2013，水輪機調節系統并網運行技術導則[S].

[4] 中國南方電網自動發電控制(AGC)技術規范[S].

[5] 魏守平.水輪機調節[M].武漢:華中科技大學出版社，2009.