水電站計算機監控系統的故障分析

周莎莎

[摘 ? ?要]隨著智能化水平的提高，水電站利用計算機監控系統實現“少人值班、無人值班”的越來越多。由于與計算機監控系統關聯的設備較多、出現故障的可能性增大、處理故障的復雜度相應提升，尤其是在機組投運年限長、設備機構老化、可靠性降低的水電站，如何更快速地處理設備故障、總結經驗，確保設備安全運行顯得尤為重要。針對水電站在實際運行中出現的故障，分享相關處理經驗。

[關鍵詞]計算機監控系統;故障處理;經驗

[中圖分類號]TV736 [文獻標志碼]A [文章編號]2095–6487（2022）05–0–03

Failure Analysis of Computer Monitoring System of Hydropower Station

Zhou Sha-sha

[Abstract]With the improvement of the level of intelligence， more and more hydropower stations use computer monitoring systems to achieve "less on duty， no one on duty". Due to the large number of equipment associated with the computer monitoring system， the possibility of failures increases， and the complexity of handling failures increases accordingly， especially in hydropower stations with long operating years， aging equipment and reduced reliability， this set of system equipment It is particularly important for the maintenance personnel to deal with equipment failures more quickly， summarize experience， and ensure the safe operation of equipment. Aiming at the failures of hydropower stations in actual operation， this paper shares the relevant processing experience.

[Keywords]computer monitoring system; troubleshooting; experience

南水電站位于廣東省韶關市。其中3臺機組為立式混流式機組，于1971年8月全部投入運行，現總裝機容量為3×34 MW。該監控系統與南瑞集團共同開發設計而成，于2018年改造完成，為南水電站第三代使用的計算機監控系統。

1 計算機監控系統配置

南水電站3臺機組現地控制單元（LCU）和公用現地控制單元均安裝于地下廠房，上位機監控系統和開關站現地控制單元安裝于運行監控樓。根據《水力發電廠計算機監控系統設計規范》（DL/T 5065—2009）[1]的要求，上位機監控系統與LCU是采用雙以太網實現數據通信。上位機應用軟件是基于Red Hat Linux 操作系統平臺的全開放全分布式的NC2000 Ver3.0，并配置畫面顯示、報表、簡報、曲線查詢等交互式圖形顯示和操作功能。LCU是采用南瑞集團研發的MB80系列PLC，程序軟件為南瑞自主開發的MB80 pro Ver5.3。

2 常見故障分析處理

由于機組導葉端立面間隙過大及盤根老化，導葉漏水大，且水車室空間小，潮濕的水汽無法自然排出，尤其地處韶關，遇南風天時，空氣濕度加大，水車室常年潮濕，導致水車室運行的電氣設備可靠性

降低。

2.1 水車室剪斷銷信號器頻繁誤報故障信號現象分析處理

（1）原因分析：每臺機組有20個剪斷銷。剪斷銷信號器是用于監測剪斷銷是否剪斷的自動化元件，采用的是常開接點。所有信號器并聯至一條位于水車室蓋板下的信號線上，在各剪斷銷信號器接至該信號線處均采用絕緣膠布纏繞，該信號線匯總輸出至水車室的轉接端子箱，至LCU進行監視。但在機組漏水大的工況下，剪斷銷信號器和轉接信號線均泡在水里，且存在20個轉接點，任何一個剪斷銷信號器絕緣下降誤動作，一般處理方式是將整個信號線全部拆出，逐個進行信號器絕緣測量，將故障信號器更換后重新安裝。但在這樣處理后，再次發生故障的間隔短，且維護時間長。

（2）防范措施：信號器匯總線位于水車室蓋板下，接有20個信號器，且常年在比較惡劣潮濕的環境，依靠絕緣膠布的防水能力不足。所以處理思路是將剪斷銷信號器直接引出至水車室墻面端子箱，保證端子箱密封干燥，在端子箱上進行信號器并聯;且按照實際位置將20個剪斷銷信號器平均分布在4個轉接端子箱中，再進行轉接端子箱之間的信號的連接;這樣處理后，沒有暴露在水車室空氣或者水中的轉接點，剪斷銷信號回路的絕緣下降的可能性變低，可靠性增強;而且一旦出現剪斷銷剪斷故障，能以最快的速度區分開來是哪個端子箱對應的剪斷銷故障，處理速度加快。

2.2 機組頂蓋水位過高誤動作導致事故停機事件分析處理

電站每臺機組水車室均配置兩個頂蓋水位計，立式安裝在水車室的左右兩側。水位計分為報警點和過高停機點。當任何一個水位計水位過高報警點動作，監控即發報警信號;當兩個水位計過高停機點同時動作，監控則啟動緊急停機流程。

（1）事件發生過程：14點53分10秒，南水3號機報頂蓋水位過高停機動作事故信號。

14點53分11秒，南水3號機啟動緊急事故停機流程，3號機進入緊停過程。

14點54分30秒，南水3號機主閥全關。

14點58分32秒，南水3號機完成事故停機。

（2）初步原因分析：檢查3號機水車室，實際水位僅為3號機的漏水水位，與頂蓋水位計停機動作值相距甚遠;檢查上位機簡報窗口，3號機頂蓋水位過高事故停機動作前，未發現有頂蓋水位過高報警信號。故能判斷頂蓋水位過高停機保護為誤動作，需檢查頂蓋水位過高停機保護回路是否正常。

頂蓋水位計示意圖，如圖1所示。

（3）檢查處理：切斷3號機LCU的交、直流電源，用萬用表電壓檔檢查LCU交直流電源確已斷開。

進行原頂蓋水位過高停機回路檢查：首先進行頂蓋水位過高停機回路絕緣檢查。斷開水輪機端子箱處頂蓋水位計2停機接點接至3號機LCU的2KZ6繼電器的接線端子，斷開頂蓋水位計1停機接點接24 V-的接線端子。根據DL/T619—2012《水電廠自動化元件（裝置）及其系統運行維護與檢修試驗規程》[2]的要求，對3號機LCU繼電器2KZ6側進行對地絕緣測量，為50 MΩ，該側回路絕緣正常;對水車室頂蓋水位計側回路進行對地絕緣測量，小于0.1 MΩ，水車室頂蓋水位計側回路絕緣不合格。

斷開水車室端子箱處頂蓋水位計1停機接點、頂蓋水位計2停機接點轉接至水輪機端子箱的轉接電纜，對該轉接電纜進行對地絕緣測量，為30 MΩ，該轉接電纜絕緣正常。

在上述回路均斷開之后，分別對3號機水車室左側頂蓋水位計和右側頂蓋水位計停機接點回路進行對地絕緣測量，均小于0.1 MΩ，故能判斷事故為水車室左側頂蓋水位計和右側頂蓋水位計絕緣降低所致。

更換3號機兩側頂蓋水位計，并進行頂蓋水位計報警及停機試驗，動作正常、信號正常。

原頂蓋水位過高停機回路原理圖如圖2所示。

（4）防范措施：更改1、2、3號機頂蓋水位過高停機回路：由于原頂蓋水位過高停機回路原理圖無法監測每個頂蓋水位計的動作情況，故增加停機回路繼電器1KS11、1KS12，并在3號機LCU第三個開關量板增加停機動作報警點。增加如圖3所示的1KS11、1KS12繼電器常開接點為動作報警點，用于分別監視兩個頂蓋水位計的停機動作情況，便于日后運行監視、維護。

做好頂蓋水位計接線端的線頭壓接工作，利用防水膠布做好頂蓋水位計出線側防水。

進行頂蓋水位計廠家調研，以使用頂蓋水位計引出線電纜防水強度更高的設備。

更改后頂蓋水位過高停機回路原理如圖3所示。

2.3 水導瓦溫溫度過高故障分析處理

（1）故障現象：2020年3月28日，3號機在運行過程中于8：50上位機發“3F水導軸承瓦溫越高限”信號，瞬間復歸。上位機顯示：水導瓦溫1溫度為60.5°。檢查3號機外部無異常，檢查3號機水導油盆油位正常，油質無明顯乳化現象。9：40再次發上述信號，瞬間復歸，再次檢查無其他異常。運行值班員進行3號機停機。

（2）處理過程。

①自動化專業處理過程：查詢2020年3月25至28日零點3號機水導瓦溫歷史曲線，水導瓦溫1運行溫度是57.7℃，水導瓦溫2運行溫度是53.4℃，水導油溫運行溫度為24.2℃。3月28日零點至3月28日8點50分，水導瓦溫1運行溫度上升由57.7℃至60.5℃，水導瓦溫2運行溫度由53.4℃上升至54.3℃，水導油溫由24.2℃增至25.2℃。3號機停機大于24h后，水導瓦溫1溫度是25℃，水導瓦溫2溫度是17.7℃，水導瓦溫1比水導瓦溫2高7.3℃。

3號機水導瓦溫度計由現場轉接至水車室溫度端子箱，再接至LCU盤后。將水導瓦溫度1與水導瓦溫度2接線回路全部分解檢查，發現水車室溫度端子箱處接線端線頭存在銹蝕情況，用砂紙對溫度線頭進行打磨并進行錫焊處理，上位機顯示水導瓦溫1溫度為17.6℃，水導瓦溫2溫度為17.7℃。

拆除3號機水導瓦溫度計，根據《工業鉑、銅熱電阻檢定規程》（JJG229—2010）[3]的要求，進行溫度計校驗，水導瓦溫溫度計校驗合格，溫度計正常。

②機械專業處理過程：拆除水導上油盆蓋，對油質進行檢查并抽取樣本送有資質的油品檢測機構進行檢測，由于油品質量需等檢測結果出具詳細檢測報告暫時無法確定。通過對上油盆油質的外觀檢查，沒有發現水導冷卻油有乳化、水分含量高及明顯的雜質等情況。

抽出水導軸承上油盆透平油，對水導軸承冷油器進行檢查。解除水導軸承冷油器進、排水管，接入外部試壓水管對冷油器進行水壓試驗。通過水壓試驗，沒有發現冷油器有滲水、冷卻水管堵塞等缺陷，且在開機過程中冷油器水壓及溫度顯示正常。

拆除水導軸承上油盆固定螺栓吊起水導軸承上油盆，對水導軸承瓦面進行檢查。沒有發現瓦面間隙有雜質、銹蝕及瓦面與大軸靠死的情況。測量各點瓦面與大軸間的總間隙正常。

③原因分析：經檢查及并網試驗，排除是冷油器故障和瓦面間隙問題造成的此次的瓦溫升高;通過油質的外觀檢查，考慮水導軸承間隙與運行環境，排除是透平油品質問題造成的瓦溫升高;3號機停機大于24h后，水導瓦溫1、水導瓦溫2所測量的溫度值應是環境值，兩者測量的溫度值應基本相等，但實際測量溫度兩者相差7.3℃，且在運行過程中水導瓦溫1與水導瓦溫2相差4到6℃;經處理后進行并網試驗，水導瓦溫1和水導瓦溫2基本相等。造成此現象的原因為由于水車室常年潮濕，水導瓦溫接線端子存在銹蝕現象，造成回路接觸不良，接觸電阻增大。

由運行記錄中可以看到，3號機組相比1、2號機振動擺度偏大，3號機水導溫度常年運行溫度偏高，導致正常運行溫度與報警溫度（60℃）相差較小，若測溫回路受到干擾或者回路接觸不良易造成溫度過高報警或者停機。

④防范措施：將機組所有溫度計報警回路進行排查，保證接觸電阻為最小狀態;日常運行過程中加強檢查，關注機組各部位瓦溫變化情況;在機組大修時調整機組中心軸線，降低機組振動、擺度以降低運行瓦溫。

3 結語

（1）計算機監控系統的安全可靠運行與機組的運行年限、設備運行環境息息相關;

（2）計算機監控系統的參數在實際中的運用需要根據機組的工況、狀態及時更新或調整;

（3）計算機監控系統在運行多年的中小型水電站遇到的技術難點較多，需及時總結處理經驗，提升故障處理速度與能力。

參考文獻

[1] DL/T 5065—2009，水力發電廠計算機監控系統設計規范[S].

[2] DL/T 619—2012，水電廠自動化元件（裝置）及其系統運行維護與檢修試驗規程[S].

[3] JJG 229—2010，工業鉑、銅熱電阻檢定規程[S].