調速器頻繁抽動原因分析及解決辦法

馬劍瀅，牛喜貴

（甘肅電投大容電力有限責任公司，甘肅 蘭州 730030）

調速器頻繁抽動原因分析及解決辦法

馬劍瀅，牛喜貴

（甘肅電投大容電力有限責任公司，甘肅 蘭州 730030）

通過對某水電站機組調速器頻繁抽動的原因分析，采取改造調速器接力器開度反饋裝置、改變機組關閉規律等一系列措施，成功解決了此問題。

調速器；抽動；機組飛車；調保計算；處理

1 概述

水電站3臺調速系統設備為YWT-3000步進電機式，每套包括電調柜1面、壓油泵控制柜1面、7.5 kW壓油泵2臺、中間補氣罐2個（各10 L），壓油罐1個（額定工作壓力為2.5 MPa），敞開式集油箱1臺，導葉反饋采用角位移傳感器。3臺調速器于2007年4月相繼投入使用。在使用過程中存在以下主要問題：

調速器抽動頻繁，幅度大，在自動開機時，機組經常出現過速停機現象，只能采用手動開機流程；引導閥在冬季經常出現卡澀現象，機組無法正常運行；引導閥內漏現象嚴重，在正常調整過程中，流油量由最初的滴漏，形成連續不斷地線性下漏。油壓裝置壓力油罐油氣比例不能滿足要求，補氣量不足（電站無中壓氣系統，調速器補氣采用中間補氣罐補氣的方式補氣，補氣效果不佳）；調速器中間罐罐頭磨損過快（一個中間罐需兩年更換一個罐頭）油壓裝置中的濾油器濾芯無備件，截止目前從未更換過，濾芯已經無法正常工作。

2 電站簡介

水電站位于甘肅省迭部縣白龍江一級支流多兒河上，距迭部縣縣城65 km處，是白龍江干流尼什峽至沙川壩段梯級開發規劃的13座水電站之一。廠房位于多兒河匯入白龍江匯口下游500 m處的白龍江右岸，總裝機容量30 MW，安裝3臺10 MW水輪發電機組。電站工程主要建筑物由攔河大壩、溢洪道、泄洪排沙洞、發電引水洞、調壓井、壓力鋼管、水電站廠房及變電站等建筑物組成，電站工程為Ⅳ等小（I）型工程。泄水建筑物由開敞式溢洪道、泄洪排沙洞組成，均布置于右壩肩，校核洪水泄量382.3 m3/s，設計洪水泄量265.5 m3/s。引水發電隧洞位于多兒河右岸山體中，低壓引水隧洞總長6 319.953 m（樁號0-006.872～6+313.081 m），高壓引水隧洞總長333.325 m（樁號6+313.081～6+646.406 m），壓力鋼管總管長126.961m，岔管為卜型岔管，最長36.403m。電站設計引用流量24 m3/s，設有阻抗式調壓井，井筒內徑8 m，井高44 m。水庫正常蓄水位1 986 m，總庫容813萬m3。電站主要任務是水力發電，于2007年4月投產發電。

3 技術參數

3.1 上游水位

校核洪水位：1 989.00 m

設計洪水位：1 986.90 m

正常蓄水位：1 986.00 m

死水位：1 974.00 m

3.2 下游尾水位

廠房校核尾水位（Q=1 390 m3/s，含干流流量）：1 844.30 m

廠房設計尾水位（Q=1 000 m3/s，含干流流量）：1 842.70 m

3臺機滿發尾水位（Q=72 m3/s，含干流流量）：1 836.30 m

2臺機滿發尾水位：1 835.94 m

1臺機滿發尾水位：1 835.58 m

半臺機發電尾水位（Q=28.4 m3/s，含干流流量）：1 835.40 m

3.3 機組資料

4 原因分析

通過對電站設備及原始設計資料核查，分析造成調速器問題的原因主要有以下幾點：

（1）調速器的接力器行程位移量反饋單元形式復雜，位移量經過兩次轉化縮放，難以準確反映精確位置。

經查機械液壓系統圖可知，調速器的接力器位移量反饋單元工作原理：首先利用反饋斜塊的斜度將接力器的水平直線位置轉化成反饋桿的垂直位移量。反饋桿的位移量傳遞給位移傳感器。接力器活塞全行程為245mm,反饋斜塊的斜面低側高度為55mm，高測為75 mm，斜面水平長度為255 mm。反饋過程中將245 mm水平位移量，轉化為20 mm的垂直位移量。位移量首次轉化是方位轉化，即水平位移轉化為垂直位移，第二次轉化是數值縮放，將245 mm的水平位移值縮減成20 mm的垂直位移值。在第一次的方位轉化過程中，反饋桿與反饋斜塊間通過滾珠聯系，滾珠裝在反饋桿末端，滾珠在反饋斜面上滾動，實現方向轉化。在轉化的過程中，滾珠以及反饋桿在斜面上移動，始終承受一個摩擦力的水平分力，此水平分力影響反饋桿的垂直位移，并且在從滾珠到反饋桿再到傳感器的傳遞過程中經過多個部件連接形成，中間誤差較大，最終位移量數值受到影響。此外，位移量的數值轉化過程中，接力器實際的位移量為245 mm時，傳感器接收到的位移量僅為20 mm,也就是說傳感器實際行程為12.25 mm時，反饋信號接收位移量僅為1 mm，反饋精度大大縮小。傳遞過程中產生的系統誤差又被放大了12.25倍。反饋信號不能準確反映接力器實際行程，是造成接力器抽動頻繁的主要原因。

（2）電站引水系統過長,調壓井設計時阻抗孔面積過小,造成調保數值無法滿足規范要求。

本電站引水系統總體長度3號機組為6837.4m，2號機組為6 842.60 m，1號機組為6 847.15 m，進水口至調壓室處的長度為6 334.053 m，管徑當量為3.39 m，水體慣性較大；而本電站阻抗孔面積僅為壓力引水道的17.06%，相對于調壓室規范（2014版，25%～45%）較小，壓力管道反射水擊波效果不充分，且調壓室后壓力管道約1 km，相對較長，這就造成蝸殼壓力上升值較大。電站設計要求最大壓力升高值≤195 m、轉速上升率≤34%同時得到滿足。調節保證計算無法同時滿足此項要求，電站在實際操作過程中，為確保引水系統安全，人為規定只要機組轉速升高超過10%，就強迫機組停機。這樣就造成機組整個系統抗干擾能力低，在機組自動升、降負荷的過程中也常常出現機組過速停機的問題，電站只有采用人為手動開停機、升降負荷操作。

（3）采用的步進電機調速器液壓系統原理冗余綿長，結構繁瑣，執行元件多，配套不合理。

本系統為了實現復中功能，增加有調中裝置、引導閥組等液壓元件。使得結構復雜，執行元件增多，無形中增加了許多中間環節，增大了系統誤差。

調速系統所采用的電液轉換元件為步進電機，型號為90BF006，相數為5相，步距角0.360/0.720。生產廠家為常州寶成電機有限公司。步進電機的控制方式：首先，步進電機是通過接受微機發出的控制脈沖一步一步運行的，不是連續不間斷運行方式。其次，步進電機自身特性決定電機的起動力矩較小，起動比較慢，反應相對遲緩。這是造成機組起動容易發生過速的直接原因。

在此過程中就要求步進電機的精度與微機發出的脈沖相匹配，才能達到精準控制接力器的目的。原有系統采用的控制器為貝加萊公司生產的可編程計算機控制器PCC，由于此種設計為微機型調速器較早期的方案，調速器控制特性較差、功能單一。控制器與步進電機的產品品質存在差異，使得整體的調節精度不高。

（4）油壓裝置系統在設計初期未考慮檢修后補氣的實際需求，中間補氣罐僅僅作為日常的少量補氣使用，不能滿足日常運行維護需要。

（5）目前原有設備制造廠家已經倒閉不復存在，無法購買易損件，無法進行設備升級改造。

5 解決方案

5.1 方案確定

根據上述原因分析，要解決以上問題，必須對現有設備進行技術改造，從根本上加以解決。提出兩套總體解決方案。

方案一：技術改造調速器接力器位移傳感器、電氣調節部分及電液轉換部分，保留原有的調速器接力器，油壓裝置。調速系統壓力等級仍然保留2.5 MPa不變。為解決補氣的問題，增加一套中壓氣系統（包括空壓機、儲氣罐、連接管路等附件）。

方案二：調速器進行整體更換，僅保留調速軸支架以便新舊結合。壓油系統改造為液氮儲能罐的形式，壓力等級為16 MPa，無需增加中壓氣系統。

通過對改造技術方案、施工難易程度、改造后期預期效果等因素綜合分析比對，最終選擇采用方案二，以徹底改造調速器設備缺陷。

5.2 設備選型

改造后的調速器采用數字比例伺服閥微機型，額定操作油壓：16 MPa。調節器采用德國西門子S7-300可編程控制器。電液轉換元件采用高精度、高可靠性的原裝進口電液比例閥（德國HYTOS公司PRM型），機械柜內無油管和調節桿件。調速系統無機械反饋，導葉反饋采用進口高精度傳感器作為電氣反饋元件。當機組甩負荷時，調速器將自動關至空載狀態等待下一命令。調速器關機時，具有分段關閉功能。

改造后的調速器為組合式結構(含電氣部分、機械部分以及油壓裝置)。具有出力控制、轉速控制、開度控制、電力系統頻率自動跟蹤、自診斷和容錯、穩定等功能。調速器應能現地和遠方進行機組的自動、手動開、停機和事故停機；并應提供與電站計算機監控系統連接的通信接口，包括硬件和軟件。通過優化選型解決原調速器存在的上述4項設備主要問題。

5.3 調節保證計算

電站原有調保計算采用一段關閉規律進行調節機組甩負荷操作，而一段調保計算結果原本就不能滿足規范要求，長期以來給電站安全穩定運行造成隱患。在此次改造過程中特意就調保計算提出專項研究，以解決速率上升、壓力上升超標問題。通過反復演算、優化關閉規律，經過3個階段的推進，得到在不改變現有水工建筑物的條件下，轉速上升、壓力上升達到最低、并且能夠滿足規范要求的計算結果。

在計算過程中，第一階段采用原調速器技術協議參數的一段直線關閉規律及導葉直線關閉時間≤4.29 s的要求，進行計算，滿足機組最大轉速上升率≤34%的控制標準，蝸殼最大壓力計算值為215.75 m，超過195 m的控制標準。

圖1 第一階段關閉規律下蝸殼壓力上升率

第二階段計算時將關閉時間進行了調整，導葉一段直線6.58 s有效關閉規律，最大蝸殼壓力為209.34 m，最大轉速上升率為41.71%，雖然滿足最新計算控制標準，但是仍然無法滿足合同文件中壓力上升不大于195 m的要求。

導葉關閉規律示意圖如圖2所示。

圖2 第二階段導葉關閉規律示意圖

第三階段，摒棄了一段關閉的限制，將關閉規律調整為兩段關閉，即采用先快后慢的關閉規律，關閉曲線見圖3。

圖3 第三階段導葉關閉規律

圖4 各部關閉規律曲線

從圖4中可以看出：

蝸殼末端最大壓力值為198.42 m，3臺機組甩全負荷，不滿足機組技術協議中蝸殼最大壓力≤195m的控制標準，但滿足蝸殼最大壓力≤210 m的新標準。

機組最大轉速上升率為41.13%，不滿足機組技術協議中最大轉速升高率βmax≤34%的控制標準，但滿足機組最大轉速上升率≤45%的新標準。

尾水管進口最小壓力值為2.25 m，在最不利時刻，3臺機同時甩全負荷，該工況下尾水管進口處不會產生空化。

調壓室最高涌浪為2001.58m，在最不利時刻，3臺機同時甩全負荷，低于調壓室頂部高程2002.2m。

通過以上3個階段的計算分析，在不改變現有水工建筑物及機組構件的前提下，采用導葉分段關閉規律將蝸殼的最大壓力升高值、機組最大轉速上升率均控制在合理的區間內，達到最佳的匹配關系。

6 實施步驟

實施步驟分為兩部分，即拆除階段和安裝調試階段。

拆除時主要有以下幾點需要注意的事項：

（1）分解前，將機組調整為檢修停機態，蝶閥全關，按“兩票三制”規范要求做好各項防范措施；

（2）按照“安規”要求，做好安全防護措施；

（3）由于調速器采用的是調速軸傳遞扭矩的控制方式，調速軸在此次技改中不需要改動，故前期拆解前，須將調速軸固定穩定，保證調速軸不發生位移和傾斜。

（4）在排除油壓裝置內的操作潤滑油前，須將壓力儲氣罐內的壓力降至0 MPa；

（5）電氣線路拆解前，將各線號標記清楚，標號準確并做好防止脫落的措施；

（6）按照審核下發的實施方案進行施工，不得隨意更改施工工藝。

調速器的拆解以及安裝調試工作，按照《水輪發電機組安裝技術規范》要求執行，在此不再贅述。

7 改造效果

電站2號機組調速器改造工作于2016年5月4日完成安裝調試工作，并投入使用，截至目前已經運行一個完整發電周期，調速器改造后各項性能達到預期效果，技術改造取得階段性成果。電站的1號、3號機組調速器也于2017年3月相繼投入使用。電站整體改造任務順利完成，實踐證明此次技術改造技術方案正確，改造實施步驟完備，安裝、調試工作扎實有效，各項措施到位是此次技術改造取得圓滿成功的保障。

TV738

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1672-5387（2017）08-0068-04

10.13599/j.cnki.11-5130.2017.08.020

2017-06-07

馬劍瀅(1974-)，男，高級工程師，從事水電站機電設備檢修維護管理工作。