某大型水電站機組非計劃停運風險分析及對策

唐武強，鄒林峰，黎學文

（中國長江電力股份有限公司白鶴灘電廠，四川 涼山 615400）

1 引言

發電機組非計劃停運（以下簡稱“非停”）是電廠安全可靠性指標管理中的一個重要指標，“非停”既是安全問題，也是經濟問題。機組“非?！睍黼娏繐p失、設備維護費用、設備使用壽命損耗，也會破壞電網穩定。因此，在電力生產環節，機組年“非?！迸_次是電站安全生產考核重要指標之一。本文從機電設備方面，對可能導致機組“非?！笔鹿实娘L險進行具體分析，并提出相應的防范對策，提高機組運行可靠性，盡可能降低機組“非?！憋L險。

按照《發電設備可靠性評價規程》行業標準規定，根據停運的緊迫程度，機組“非?！狈譃槲孱?，其中1類～3類“非?！睜顟B稱為強迫停運，本文涉及的“非停”分析主要為強迫停運。“非停”分類詳見表1所示。

表1 機組“非停”種類

2 電站基本概況

該大型水電站位于金沙江上，左、右岸地下廠房各裝設8臺混流式水輪發電機，單機容量1 000 MW，電站總裝機容量為16 000 MW，多年平均發電量624億kW·h左右，是國家中部“西電東送”通道的骨干電站，主要供電華東電網，并兼顧當地電網的用電需要。該電站在解決華東地區能源短缺，緩解煤炭運輸壓力，減輕東部地區的環境污染，實現全國資源的優化配置和經濟可持續發展中起著重要作用。大型水電機組的安全可靠運行，不僅關系到水電站樞紐發電、防洪、航運等功能實現，而且對電網的穩定及骨干電源的保障也起著至關重要的作用。

3 風險分析及防范對策

3.1 發電機出口隔離刀閘

3.1.1 風險分析

發電機出口設置斷路器、隔離刀閘等設備。斷路器用于機組的并網、離網及切除故障，隔離刀閘用于電氣一次設備之間的明顯分斷點。機組開機前，先將隔離刀閘合上；機組全停后，將隔離刀閘拉開。隔離刀閘采用三相聯動連桿機構，刀閘位置由靠近電機側C相分/合閘位置節點進行反饋，當發生因緊固螺母松動而導致連桿脫落時，刀閘A、B兩相可能并未合閘到位，在持續增加機組出力時，最終可能因GCB開關三相差流過大而導致機組事故跳閘。

圖1 刀閘連桿機構拐臂脫落

3.1.2 防范對策

（1）為避免發電機出口隔離刀閘傳動連桿機構脫落，在發電機出口隔離刀閘連桿拐臂上加裝擋板并采用新工藝的連桿結構；

（2）為方便辨識連桿機構的連接銷是否存在位移偏差，對連接銷位置進行標識，定期檢查，發現錯位時，及時更換插銷并調整連桿位置；

（3）隔離刀閘分/合操作過程中，現場通過發電機隔離刀閘觀察窗查看發電機出口隔離刀閘實際狀態，同時檢查連桿機構是否完好，有無脫落、變形等現象；

（4）機組開機并網后，檢查三相電壓、電流是否平衡。

3.2 發電機推力軸承油外循環冷卻系統

3.2.1 風險分析

發電機推力軸承用于承受水輪發電機組所有轉動部分的重量和水輪機軸向水推力，推力軸承浸沒在油槽中得到潤滑和冷卻。推力軸承外循環冷卻系統配置6臺油泵，油泵將油槽中油送至冷卻器進行冷卻后送回油槽。為保證機組正常運行，需至少4臺外循環泵（即4臺冷卻器）同時工作。在原設計中，3臺外循環泵電源取自發電機輔助設備電源柜I段母線，另外3臺取自II段母線。當發電機輔助設備電源柜任一段母線電源掉電時，冷卻器油泵只有3臺運行，不滿足機組正常運行時冷卻器運行臺數要求，會導致軸承瓦溫逐漸升高，有事故停機的風險。

3.2.2 防范對策

為提高油泵供電可靠性，避免因發電機輔助設備電源柜任一段母線掉電，造成推力軸承冷卻系統油泵運行臺數減半而導致機組非停風險，將推力外循環泵動力電源優化為：發電機輔助設備電源柜I、II段母線各帶1臺油泵，機組自用電I、II段母線各帶2臺油泵。另外，將機組推力瓦油外循泵運行臺數小于4臺，設置為監控系統報警事件，當油泵運行臺數異常減少時，便于監屏人員及時發現。

3.3 勵磁同步變壓器高壓側熔斷器

3.3.1 風險分析

勵磁系統功率柜把三相交流電整流成直流電后，再通過引線將直流電引送至發電機轉子磁極繞組，形成發電機勵磁磁場。勵磁系統功率柜中同步變壓器用于整流器晶閘管的導通角控制，導通角的計算起點與主電路的交流電壓的過零點同步，該過零點由同步變壓器隔離后送到控制回路，用于控制晶閘管將交流電整流成直流電。實際情況表明，勵磁系統同步變壓器高壓側熔斷器由于長時間運行發熱而熔斷的故障率較高，該故障使同步信號紊亂，勵磁功率柜直流電輸出異常，存在導致機組失磁的風險。

3.3.2 防范對策

為保證勵磁功率柜同步變壓器性能可靠，減少機組失磁風險，取消同步變壓器高壓側熔斷器。

圖2 勵磁系統同步變壓器

3.4 主變壓器冷卻器系統

3.4.1 風險分析

該電站機組采用發電機-變壓器單元接線方式。主變為三相變壓器，每相配置4臺冷卻器，冷卻器系統設置兩路交流動力電源，用于冷卻器油泵電機、閥門電機供電。主變冷卻器全停延時啟動條件為：當兩路動力電源掉電或4臺冷卻器都故障時，主變冷卻器瞬時報“冷卻器全停報警”信號，延時t1且變壓器頂層油溫達到T℃時，或冷卻器全停報警后延時t2（t2>t1），啟動主變冷卻器全停跳閘信號。

圖3 冷卻器全停主變跳閘邏輯

由于主變壓器4臺冷卻器故障信號由PLC開出的軟接點控制，故存在由于PLC程序故障導致誤報冷卻器故障的可能，將會造成變壓器跳閘，導致機組事故停運。

3.4.2 防范對策

（1）針對上述問題，對主變冷卻器控制系統PLC程序進行優化：

（2）當主變冷卻器控制系統PLC程序發生故障時，其報出的冷卻器全停信號不啟動，冷卻器全停主變跳閘信號；

（3）當主變冷卻器因掉電、損壞等原因4臺冷卻器同時故障時，冷卻器全停信號回路能繞過故障PLC，正常啟動冷卻器全停主變跳閘信號。

3.5 導葉位置傳感器

3.5.1 風險分析

機組調速器用于控制活動導葉的開度，調節機組有功和頻率。調速器調節系統采用兩套（A套、B套）獨立、相同的PCC控制器實現調速器的雙通道控制。在原設計中，A套、B套調節器各取1路導葉位置傳感器，相互獨立，設計原理如圖4所示。當送調節器的位置傳感器故障，同時另一套調節器故障時，調速器將無法正常工作，不能進行有功功率調節，影響機組的穩定運行。

圖4 導葉位置傳感器信號原設計

3.5.2 防范對策

為提高調速器控制系統可靠性，增加第3路導葉位置傳感器，其經隔離變送器擴展后分別送A套、B套調節器，即確保每套調節器有兩路導葉位置傳感器信號，降低了單套調節器故障的可能性。

圖5 導葉位置傳感器信號優化方案

3.6 調速器主配壓閥

3.6.1 風險分析

調速器主配壓閥用于油路與導葉接力器的接通，控制接力器實現導葉的開啟和關閉。造成調速器主配壓閥抽動的原因很多，主要為調速器系統管路壓力油的精度不夠，機組轉速裝置測量的數值存在漂移，電網事故時機組的負荷頻繁波動，水電機組的超低頻振蕩，AGC與一次調頻之間的相互干擾等。主配抽動易造成步進電機及驅動器發熱、壓油泵加載頻繁、機組頻率頻繁波動、電力系統靜態穩定和動態穩定破壞，影響系統安全，造成機組事故停機。

3.6.2 防范對策

（1）主配壓閥安裝過程中，加強安裝工藝監督，防范設備安裝過程中越流程、少部件等現象的粗糙安裝；

（2）強化調速器系統壓力油油質管理，定期對油質進行檢查，發現油質不合格時，對油進行過濾或者更換合格的新油；

（3）進行調速器系統性能試驗時，合理設置調速器調節參數，保證調速器主配壓閥及其他設備穩定正常工作；

（4）電網頻率波動，機組一次調頻投入時，關注機組頻率、功率、導葉開度及電網頻率、電壓、電流等特征量的變化，及時發現調速器主配壓閥抽動現象并進行相應處置。

3.7 機組進水口快速閘門快閉手動閥

3.7.1 風險分析

機組進水口設置快速門，用于機組引水管事故、機組異常過速、調速器導葉失控、機組蠕動等故障時動水閉門，防止事故擴大。進水口快速門液壓系統設置快閉手動閥，快閉手動閥開啟時，快速閘門不受電控系統控制將直接落至全關位置，隔斷機組進水水流。該快閉手動閥未設置防誤操作裝置，存在人員及工器具誤操作、誤碰的風險，造成閘門快速關閉，機組水流中斷，進而導致運行機組事故停機。

3.7.2 防范對策

為防止人員及工器具對快速門液壓系統快閉手動閥門操作手柄的直接誤碰，在快閉手動閥上加裝安全防護罩。另外，在快閉手動閥的操作手柄上懸掛警示牌，防止人員誤操作該閥門。

3.8 快速門控制單元PLC

3.8.1 風險分析

快速門控制系統通常設計三級下滑位置開關，分別用于快速門PLC自動提升閘門、閘門下滑報警、閘門下滑事故停機。監控系統中設計有機組快速門異常下滑保護邏輯，即當快速門下滑至事故位，且進水口閘門小于90%開度時觸發機械事故停機流程，全關快速門。原設計中，該電站快速門僅設計一級下滑位置開關，不能準確判斷閘門實際故障狀態，且當快速門開度跳變時，容易報出“閘門異常下滑”信號，造成停機保護誤動作。

3.8.2 防范對策

在快速門控制系統PLC程序中設置三級異常閘門下滑獨立位置開關（下滑提升位置、下滑告警位置、下滑事故落門位置），閘門三級位置開關信號送至監控系統，當快速門出現下滑現象時可提前發現，并及時進行異常處置，防止閘門落至事故位導致機組“非?！薄Ａ硗?，在PLC程序中做好閘門開度模擬量跳變的閉鎖邏輯，防止閘門開度跳變，誤報開度異常信號。

3.9 機組頂蓋平壓管

3.9.1 風險分析

為了減輕機組運行中的軸向水推力，提高機組推力軸承運行的安全可靠性，混流式水輪機的頂蓋設置平壓管，將轉輪與頂蓋腔內的水排出。該電站機組水輪機頂蓋內設置有8根平壓管，平壓管采用夾筋板結構，與機坑里襯埋管連接處采用伸縮節式結構，密封采用“O”型圈+盤根結構。機組運行過程中長期的振動可引起平壓管連接處密封圈老化磨損、水管焊縫破裂導致平壓管大量漏水至機組頂蓋，造成水淹水導的嚴重后果。

3.9.2 防范對策

在每輪的機組檢修期間，對水輪機頂蓋平壓管連接處的密封圈更換，同時對平壓管進行探傷檢測，發現裂紋及時處理；另外，巡檢、趨勢分析關注機組頂蓋水位變化，及時發現平壓管漏水現象。

3.10 發電機空氣冷卻器排氣閥

3.10.1 風險分析

發電機定子鐵心、定子繞組、轉子繞組采用密閉自循環全空氣冷卻方式。發電機定子機座外圍均勻布置空氣冷卻器，冷卻器內設置水管，用于熱風冷卻?？绽淦黜敳吭O置冷器水管路排氣孔和排氣閥，設備檢修后首次充完時通過排氣孔將管路中的空氣排出。當冷卻器頂部排氣閥誤開啟發生噴水時，存在噴水散落至發電機定子線棒的風險，造成定子絕緣降低，定子短路或接地，進而導致機組事故跳閘。

圖6 發電機空氣冷卻器

3.10.2 防范對策

為防止發電機空氣冷卻器頂部排氣閥損壞噴水，在排氣閥上加裝水管，將水引至空氣冷卻器底部的排水溝。另外，機組檢修后發電機空氣冷器水管充水并排氣完成時，將空氣冷卻器排氣手動閥關閉。

4 結語

通過對水電站機組機電設備進行具體分析，及時發現設備缺陷，對設備進行改進優化并采取有效風險防范對策，有效消除機組“非停”風險，大幅提升機組安全穩定運行能力，為創建本質安全型電站奠定堅實基礎。