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(fā)電機組非計劃停運（以下簡稱“非?！保┦请姀S安全可靠性指標管理中的一個重要指標，“非?！奔仁前踩珕栴}，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(wěn)定。因此，在電力生產環(huán)節(jié)，機組年“非停”臺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“非停”事故的風險進行具體分析，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(fā)電設備可靠性評價規(guī)程》行業(yè)標準規(guī)定，根據(jù)停運的緊迫程度，機組“非?！狈譃槲孱?，其中1類～3類“非停”狀態(tài)稱為強迫停運，本文涉及的“非停”分析主要為強迫停運?！胺峭！狈诸愒斠姳?所示。

表1 機組“非?！狈N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(fā)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(fā)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?shù)仉娋W的用電需要。該電站在解決華東地區(qū)能源短缺，緩解煤炭運輸壓力，減輕東部地區(qū)的環(huán)境污染，實現(xiàn)全國資源的優(yōu)化配置和經濟可持續(xù)發(fā)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(fā)電、防洪、航運等功能實現(xiàn)，而且對電網的穩(wěn)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(fā)電機出口隔離刀閘

3.1.1 風險分析

發(fā)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(lián)動連桿機構，刀閘位置由靠近電機側C相分/合閘位置節(jié)點進行反饋，當發(fā)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(xù)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(fā)電機出口隔離刀閘傳動連桿機構脫落，在發(fā)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(fā)現(xiàn)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(xiàn)場通過發(fā)電機隔離刀閘觀察窗查看發(fā)電機出口隔離刀閘實際狀態(tài)，同時檢查連桿機構是否完好，有無脫落、變形等現(xiàn)象；

（4）機組開機并網后，檢查三相電壓、電流是否平衡。

3.2 發(fā)電機推力軸承油外循環(huán)冷卻系統(tǒng)

3.2.1 風險分析

發(fā)電機推力軸承用于承受水輪發(fā)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(huán)冷卻系統(tǒng)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(huán)泵（即4臺冷卻器）同時工作。在原設計中，3臺外循環(huán)泵電源取自發(fā)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(fā)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(shù)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(fā)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(tǒng)油泵運行臺數(shù)減半而導致機組非停風險，將推力外循環(huán)泵動力電源優(yōu)化為：發(fā)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(shù)小于4臺，設置為監(jiān)控系統(tǒng)報警事件，當油泵運行臺數(shù)異常減少時，便于監(jiān)屏人員及時發(fā)現(xiàn)。

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(tǒng)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(fā)電機轉子磁極繞組，形成發(fā)電機勵磁磁場。勵磁系統(tǒng)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(tǒng)同步變壓器高壓側熔斷器由于長時間運行發(fā)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(tǒng)同步變壓器

3.4 主變壓器冷卻器系統(tǒng)

3.4.1 風險分析

該電站機組采用發(fā)電機-變壓器單元接線方式。主變?yōu)槿嘧儔浩?，每相配?臺冷卻器，冷卻器系統(tǒng)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(tǒng)PLC程序進行優(yōu)化：

（2）當主變冷卻器控制系統(tǒng)PLC程序發(fā)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(jié)機組有功和頻率。調速器調節(jié)系統(tǒng)采用兩套（A套、B套）獨立、相同的PCC控制器實現(xiàn)調速器的雙通道控制。在原設計中，A套、B套調節(jié)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(jié)器的位置傳感器故障，同時另一套調節(jié)器故障時，調速器將無法正常工作，不能進行有功功率調節(jié)，影響機組的穩(wěn)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(tǒng)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(jié)器，即確保每套調節(jié)器有兩路導葉位置傳感器信號，降低了單套調節(jié)器故障的可能性。

圖5 導葉位置傳感器信號優(yōu)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(xiàn)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(tǒng)管路壓力油的精度不夠，機組轉速裝置測量的數(shù)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(fā)熱、壓油泵加載頻繁、機組頻率頻繁波動、電力系統(tǒng)靜態(tài)穩(wěn)定和動態(tài)穩(wěn)定破壞，影響系統(tǒng)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(jiān)督，防范設備安裝過程中越流程、少部件等現(xiàn)象的粗糙安裝；

（2）強化調速器系統(tǒng)壓力油油質管理，定期對油質進行檢查，發(fā)現(xiàn)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(tǒng)性能試驗時，合理設置調速器調節(jié)參數(shù)，保證調速器主配壓閥及其他設備穩(wěn)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(fā)現(xiàn)調速器主配壓閥抽動現(xiàn)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(tǒng)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(tǒng)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(tǒng)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(tǒng)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(jiān)控系統(tǒng)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(fā)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(tài)，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(tǒng)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(jiān)控系統(tǒng)，當快速門出現(xiàn)下滑現(xiàn)象時可提前發(fā)現(xiàn)，并及時進行異常處置，防止閘門落至事故位導致機組“非停”。另外，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(jié)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(fā)現(xiàn)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(fā)現(xiàn)平壓管漏水現(xiàn)象。

3.10 發(fā)電機空氣冷卻器排氣閥

3.10.1 風險分析

發(fā)電機定子鐵心、定子繞組、轉子繞組采用密閉自循環(huán)全空氣冷卻方式。發(fā)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。空冷器頂部設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(fā)生噴水時，存在噴水散落至發(fā)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(fā)電機空氣冷卻器

3.10.2 防范對策

為防止發(fā)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(fā)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(fā)現(xiàn)設備缺陷，對設備進行改進優(yōu)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(wěn)定運行能力，為創(chuàng)建本質安全型電站奠定堅實基礎。