桃江水电站投产初期设备隐患分析及处理doc-桃江水电站投.docx

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1、桃江水电站投产初期设备隐患分析及处理 doc- 桃江水电站投桃江水电站投产初期设备隐患分析及处理陈春发（江西赣州优恩江源电力投资有限公司，信丰，341600）摘要：桃江江水电站自 2006 年 3 月投产以来，两台发电机定子因设备质量原因相继烧坏， 暴露了诸多不安全隐患，如监控系统功能未完全发挥，保护越级跳闸和定值变动， 自动化元件安装不正确，调速器不协联运行，技术供水过脏，水导瓦振动超标，受油器窜油和不定期整体上抬，励磁电缆温度过高， 35kv 送出线路雷击过频，厂区电话、总机、闭路电视、计算机网络多次遭雷击，污油堵塞卡阻阀门和调速器系统等严重威胁机组的安全稳定运行。 通过采取行之有效的处理

2、措施，基本上消除了这些设备隐患， 收到了较好的效果。关键词： 灯泡贯流；水轮发电机组；设备隐患；原因分析处理；桃江水电站1 概况桃江水电站在江西省信丰县铁石口镇，装机212.5MW，采用灯泡贯流式水轮发电机组，转轮直径 3.85m，水头 10.8m，设计年发电量 7790万 kWh。自 2006 年 3 月发电以来暴露了许多不安全隐患： 如监控系统功能未完全发挥， 保护越级跳闸和定值变动，自动化元件安装不正确，调速器不协联运行， 技术供水过脏， 水导瓦振动超标，受油器窜油和不定期整体上抬， 励磁电缆温度过高， 35kv 送出线路雷击过频，厂区电话、总机、闭路电视、计算机网络多次遭雷击，污油堵塞

3、卡阻阀门和调速器系统等。 针对存在的设备管理问题，一方面加强对人员的培训， 使人从认识上着手提高管理水平； 另一方面对机组的结构进行认真识读，并分析多次事故的现象和总结处理经验，进行大量的现场试验，与安装单位、生产厂家、社会专家讨论综合分析找到上述问题的主要原因。通过采取切实可行的治理措施确保了机组的安全稳定运行。2 存在问题、原因分析及处理、处理效果2.1 监控系统功能未完全发挥2.1.1 存在问题：自投产以来监控系统除可开机和停机外，许多功能均不能使用，如 GPS 时钟不同步，各油位指示不正确且没有历史曲3线，温度指示只有整体范围的温度显示， 没有细化到每个点的温度，且没有温度趋势分析曲线

4、，像主变、断路器、发电机、厂用变等没有运行次数和运行时间统计功能，各水位、水压、水头测量表计反应在中控不准或不动，全厂的 on call 不能使用，厂区排涝和渗漏集水井的抽水泵均不能自动抽水， 机组技术供水要人工启动， 中控监测屏上相电压、线电压搞错，没有 400V 的指示，图示意思不清析， 没有转子温度指示， 厂长终端没有安装等。2.1.2 产生的原因及处理方式：产生上述问题的主要原因是厂家、 安装单位、业主人员没有严格履行验收交接程序和交接时许多自动化元件坏，之后厂家和安装单位、 业主人员没有再补交接验收，加上运行人员又不熟悉， 所以在运行一段时间业主人员发现运行不便后再请厂家配合对监控系

5、统进行完善。具体完成了如下工作：（1）更换 GPS 的卫星天线并安装在较高位置，重编校时软件，对全厂的 4 台 LCU 和保护设备统一校时；（ 2）重接高位油箱、低位油箱、轮毂油箱的油位传感器或调整 PLC 接口软件，加装漏油4箱和调速器油箱液位传感器， 并设置成可随时查看的油位柱状图和油位历史曲线， 以便事故分析和运行监测使用。（ 3）重装变压器油温传感器，区分定子温度的铁芯温度、 上游侧线棒温度、 下游侧线棒温度、也区分发电机冷凝器进风温度、出风温度、进水温度、出水温度、水导温度、发导的径向、正推、反推温度、润滑油热交换器进口温油和出口温油以及进口水温和出口水温。 在各温度保护功能上设越限

6、报警和超上限跳闸， 并做成历史曲线供运行状态监测和事故分析。（4）编制监控软件使中控显示屏上指示出各主变、厂用变、开关、发电机、压油泵、水泵、空压机的运行次数和累计运行时间。（ 5）更换渗漏和防涝集水井的液位计，也更换技术供水泵输出压力传感器， 疏通两台机流道内的 20 个测压探头预埋通道，更换部分坏的测压传感器， 更换水头和拦污栅差压传感器， 变换在中控显示的压力参数单位， 使中控可以看到全厂的流道系统， 技术供水系统， 两集水井的水位和压力。（6）重装oncall 系统软件，购置专用5GSM 短信卡，使电站的管理人员可以收到发电机的所有开关动作和保护动作情况， 并可查询任何一个开关的开闭状

7、态和电压、 电流、功率等参数的值，可定时发送发电量统计数字、 设备运行情况信息。（ 7）重新调整校验渗漏和排涝集水井的控制仪和水泵启动回路，恢复了自动抽水。（ 8）检修自动技术供水泵控制电路，更换输出压力传感仪，使技术供水泵可以自动启动。（ 9）依运行需要重新调整中控显示屏的界面，使之有 400V 等级的电流、电压和功率显示，并调整单位出错的画面和重布更适合的画面。（ 10）更换励磁屏的励磁电压变送器， 使中控的显示屏上可看到励磁电压和通过励磁电压、电流推算出的转子温度。（ 11）接好到厂长室光缆接头，安装厂长终端，使厂长在办公室便可监控到电站所有运行状态。2.1.3 整改效果：通过整改后运行

8、的 10 个多月来看，运行方便多了， 可免去每天几次的人工现地手动抽水启动和每次开机前的技术供水泵的人工现地手动启动。 能准确监测到各液位和压6力、电气参数，加强了油、气、水的温度和定子温度监控保证了发电机的安全运行。 同时有了厂长终端显示厂长可及时掌控全站的运行状态。 on call 系统让所有生产技术人员了解设备运行状态。监控系统功能的发挥为全厂的安全运行打下了良好的基础。2.2 保护乱跳闸和定值发生变动2.2.1 存在问题：投产运行近两年半来保护经常动作，主要有逆功率保护动作了十几次， 导叶随动、网频故障数十次报故障跳闸， 定子一点接地报警，每次动作故障录波均不启动， 35kv 送出线路

9、雷击后越过线路侧断路器和主变断路器跳发电机出口侧断路器， 定值混乱，励磁电气故障不断等。2.2.2原因分析、处理方案及效果。（ 1） 逆功率保护动作原因经查为两种原因引起，一是监控厂家在更换通讯模块 MCU 时，将倍率多乘了十倍； 二是现场逆功率动作的功率定值由 19.6w 变成了 10.12w，t2 时段的时间定值由 60s 变成了 1s，后来通过调整通讯模块的功率倍数和修改回原定值，至今未再出现故障。（ 2） 导叶随动和网频故障， 厂家分析为通7讯干扰，为防止再出现跳闸将电气故障跳闸线解除之后对油进行过滤， 对调速器的导叶反馈和轮叶反馈电位器更换， 故障报警次数明显减少， 但故障仍然存在，

10、有待进一步观察确认是否为一次电缆与二次通讯和控制电缆耦合干扰， 当故障消除后再将跳闸线接回。（3）定子一点接地故障，经过对线发现是图纸画法不规范存在错误， 误导安装人员在 P 柜侧未接公用接地端的连线， 反映在 2 台发电机保护屏侧的感应电压高达 7-8v。CT 柜侧二次线接入后故障消除。（4） 故障录波为厂家软件不完善， 后经重装软件、消除历史记录和对装有录波的工程师站禁止无关人员进入等措施， 现已可以准确故障录波。（5）35kv 线路保护越级跳闸，经分析发现 35kv 线路保护电流 I a= I b=1/2I c，再查发现接线错误，是并网的信丰电力公司改动 35kv 线路计量表接线时动过二

11、次回路而造成错误。 因厂家在这部分与图纸相比少装了一个 GR-100 电气变送装置，所以这个保护二次接线上是计量和保护共用一个 CT ，当计量接线变动时会引起保护电流8发生变化。另外保护定值也存在两个问题， 一是送信丰大塘变的线路已经延长了 10km 改送信丰土富桥变但定值没有做相应修改， 二是此线路断路器跳闸延迟时间 t1=0.8S，与发电机出口断路器保护动作延迟时间 t1 相同。后通过重新接好二次接线和将 35kv 线路侧断路器保护定值 t1 和电流重新计算设定，问题解决。（ 6）经现场定值与设计定值比较，发现发电机和主变的 12 个点现场定值与设计给定的定值不符，它们是主变二次的额定电流

12、定值从2.677A 变成了 1.339A。差动第二侧平衡系数从1.116变成了 0.558，差动第三侧平衡系数从 0.609 变成了 0.304，发电机的过电压保护时限定值从0.3 秒变成了 0.1 秒，复压过流记忆功能投退从“投入”变成了“退出” 。失磁静稳和异步阻抗 Z1A,Z 1B, Z2A,Z 2B 均存在不同程度的不符， TV断线闭锁电流定值从 4.983A 变成了 5A。后经重设定定值，并对定值设置界面加密后未再出现定值混乱的现象。（ 7）1#发电机励磁柜总报电气故障，且在一秒之内自动恢复， 经厂家技术人员分析， 认为是通讯干扰， 在其它电站也会经常出现， 不对发9电机造成影响，

13、但始终无法解决， 只好等待进一步观测。2.3自动化元件接线或安装不正确。2.3.1 存在问题： 示流器总是不能正常使用，拆下送厂家检修厂家又认为没有坏， 各过滤器的差压传感器也总是没有接入使用， 润滑油泵得人工每四小时到现场切换一次， 灯泡头集水不会告警，油混水传感器不告警。2.3.2 原因分析问题处理及效果（1）桃江水电站示流器均为进口的 Turck 牌传感器，是板式结构，该板块插入管道，当管道内有流体介质流过则推动板块位移， 位移后指示有流量。其流量越大，板位移越多，指示的灯亮的也多。但这种传感器只能在水平管道的 +Y 方向安装，否则，流体内一旦有杂物挂在板上便不可使用。而桃江水电站有许多

14、这种装置安装在垂直管道上， 是安装的失误， 后在每次检修时逐渐将垂直管道上安装这种示流器改装在水平管道上安装。已改装过的示流器未再发生任何故障。（ 2）该站安装的各过滤器的差压传感器有数十个，它们起着提示要清理拦污栅和清洗过滤10器的作用，然而因大家不知它的作用， 而很少注意它。在将这些传感器接入 PLC 并在中控显示后，发现使用很是方便， 有任何阻塞都会及时提醒检修人员该检修的部位。（ 3）润滑油泵长期是四小时切换一次，分析查找原因， 发现是原低位油箱太小， 自动运行后，低位油箱的油会溢出， 故将高位油箱的溢油口调低，以保证运行。 然而后来在低位油箱位加装了一低位副油箱以增加低位油箱容量，

15、但高位油箱溢油口没有及时调回原位， 且自动控制回路也未恢复。后来将高位油箱溢油口调高回原设计高程，更换低位油箱的油过低位无源接点开关，恢复自动运行接线后， 机组润滑油泵可以自动运行。运行效果：机组的润滑油泵可自动运行，且会依 PLC 内置程序每 4 小时自动切换一次，为运行减轻了很多工作量。 但因低位油箱的磁浮子液位计磁性不好， 出现了几次两台泵均无法启动的故障，后均通过人工断开低位油箱油过低位无源接点传感器实现恢复润滑油泵运行。（ 4）灯泡头集水不会告警，经查找发现在灯泡头未装集水检测告警器， 后在灯泡头内， 最11低位置安装解决问题。（5）油混水传感器装在低位润滑油箱底部，一旦油箱中有水，

16、 便会在最底部， 此装置一有水便发出短路信号， 然而现场因为位置较低， 油混水装置无法垂直安装，安装单位便水平安装了，其实此装置只能垂直安装。在 2008 年 5 月清理油箱发现有水， 而实际不会报警， 便在低位油箱边的水泥地面开槽， 降低局部地面高度让油混水传感器可垂直安装，安装后经试验有水时会告警。2.4 调速器的协联运行2.4.1 存在问题：每次开机、关机甚至平时运行机组振动很大，调速器无法协联运行。2.4.2 原因分析和处理通过仔细分析发现， 造成机组不协联运行原因有三：一是调速器水头信号未引入调速器， 二是厂家给的协联曲线是浙江分水江电站的不是桃江水电站的；三是调速器曲线在换算成离散

17、数时误将导叶转角度认为是开度。 为了改变这一现状，于是从主机厂重新取得桃江水电站协联曲线，请调速器厂换算正确的协联曲线离散数并录入调速器，更换有效水头压差传感器， 重新接入12水头信号。2.4.3 处理效果：重录的协联曲线经多个水头下对振动进行监测， 并与手动不协联状态下的振动值进行比较， 证明协联状态下振动最小。 让调速器自动协联运行， 机组稳定。说明现场用的协联曲线比较符合机组的安全运行。2.5 技术供水的过滤器阻塞桃江水电站技术供水和和主轴密封用水均设计从上、下游河道取水，在机组运行2 年后，将 2 个主轴密封用水过滤器， 4 个技术供水过滤器， 2 个油热交换器的冷却水管等打开清洗，发

18、现非常多泥沙， 且滤网基本上堵塞。 于是将发电机空气冷凝器打开清洗，发现 2/3 的冷凝器铜管已经被淤泥堵塞， 用平常资料记载的正冲、 反冲水清洗法根本无法清洗， 最后用硬棒端头绑布条逐根铜管疏通，装回试机发电机温度约下降7-8，效果非常明显。2.6 水导瓦振动的消除2.6.1 桃江水电站 1#机水导瓦自投产以来振动就在 0.71.3mm 之间，先后三根转轴后段（俗称操作油管） 根部开裂，浮动 A 瓦、B 瓦各烧一块。132.6.2 经分析认为是筒式水导瓦的支撑扇形板与支座接触面积不够， 其接触面积只有总相对接触面面积的 20% ，而规范要求的接触面积是大于总相对接触面面积的 70% ，在机组

19、不可以长时间停机的前提下， 采用在扇形板两侧加顶块阻振的方法，控制顶块与水导瓦外支撑间隙0.06mm。2.6.3 实施加顶块后开机，水导瓦的水平振动在 0.15mm 以内，基本达到灯泡贯流式机组水导瓦的振动标准 0.24mm。但因扇形板接触面未达到 70% 仍有明显的振 动且振动频率约为0.5Hz。只有待大修时彻底对扇形板补焊研磨使接触面积达到总相对接触面面积的 70% 。2.7 受油器窜油和整体上抬的处理2.7.1 现象：该站受油器的浮动瓦 A、B、C瓦与转轴之间的设计间隙为 0.080.12mm，而因水导水平振动在 0.7-1.3mm，传导到受油器的振动也较大，所以安装公司在安装时将 A

20、瓦间隙控制在 0.16mm，B 瓦间隙为 0.60mm，C 瓦间隙为 1.60mm。浮动瓦与转轴间隙增大后，漏油增大，导致一方面调速器的压油泵打油频繁。另一方面，漏油泵来不及打油， 经常漏油箱溢油，14迫使浆叶不能调整。最后是将受油器的 A 瓦、B瓦对应的漏油孔焊死。 焊死这两根漏油管调速器压油泵便不会频繁打油， 漏油泵也来得及打油回轮毂油箱，但又引起了新的问题， 即在调整浆叶时，受油整体会向后出现旋转力矩， 表现在受油器下游侧 +y 方向向上抬 0.501.0mm，上游侧向下降 0.50mm。2.7.2 处理：为减少窜油在浮动瓦 A、B、C内圆与转轴接合面车两道密封槽， 在槽中装上耐油密封条

21、回装；另外将原堵的两漏油孔焊开并布管让漏油流回到调速器油箱。2.7.3 效果：经在浮动瓦 A、B、C 内侧各加两道密封后，受油器窜油很少漏油管漏油也很少，调速器压油泵启动也不频繁。 甚至出现漏油箱抽回轮毂油箱的油很少而使轮毂油箱油位下降的现象，后来将接到调速器油箱的 A、B 浮动瓦所对应漏油孔的油也回流到漏油箱， 才使恒压油系统平衡。但又出现新问题，受油器瓦温很高，估计是受油器漏油太小， 瓦之间没有油充分润滑和散热，外壳有近 50，虽已用近一个月，但这种密封在高温下运行， 寿命可能不会超过一年便要更换。此外，将原封堵的 A、B 瓦对应漏油15孔打开后，受油器在调整轮叶时不会出现上抬现象。2.8

22、 励磁电缆加粗由于桃江水电站两台发电机定子是烧坏后重做的，定子、转子间隙加大了2mm ，励磁电流便也相应加大， 在巡视时发现励磁电缆温度偏高，且因进人孔小， 励磁电缆和出线电缆是紧挨分层密 布， 散 热很 慢，实测 此电 缆温 度达50-60，所以增加一根120mm 2 单芯铜电缆，在加了电缆后此励磁电缆的温度在4045，属正常运行温度。2.935KV 送出线路防雷水平差自电站投产以来送信丰电网的 35KV 线路数十次遭雷击，打破瓷瓶 300 多片，造成 35KV 开关室电缆头爆炸， 爆炸的弧光短路而烧坏四面开关柜。对此经分析认为是避雷措施不到位， 所以除更换雷击瓶外，还进行了三个方面的改造：

23、一是增加瓷瓶，即将雷击次数多的 3#、4#、7#、9#、10#、13#、14#、45#直线杆瓷瓶从 3 片增加为 4 片；二是加装放射状接地网减少接地电阻，即对 2-8#杆，12#、56#杆等雷击次数多的接地线四周各延伸 40m，每个延伸段均匀布 8 根深的角16铁， 40404 角铁与接地网焊牢后回埋；三是加装避雷器，即在 12#杆、 56#杆加装 2 组避雷器。经改造后送电至今还未出现跳闸停机， 但从避雷器的计数器看出避雷器经常动作。2.10 生活区防雷改造电站自基建以来 20052008 年每年都会因雷击打坏电视、电脑、传真机、电话机、调度总机、电灯、水泵电机等，雷电来时各处开关都有放电

24、弧光和放电声， 相当可怕。经过分析进行了组合改造，改造后三个月来未发生过雷击事件。主要改造措施是：（1）在生活区的两主楼屋顶焊接环形避雷网，此环形避雷网接下楼后接入全站的总接地网；（ 2）在三台厂变出线侧和生活区电源进线侧安装四组 400V 避雷器；（ 3）在进电站的所有电话进线盒上中装压敏电阻，防止雷电引入；（ 4）闭路电视线和接线合外壳均可靠接入地网；（ 5）调度总机的接线箱外壳接地，总机出线装防雷接线端子排；17（ 6）全站工业电视户外部分用光缆传输，且设备外壳可靠接地；（ 7）通信光缆进线，包括厂长终端光缆的支撑铁芯线也接入地网；（ 8）生活区到厂房的路灯杆上加装架空防雷钢绞线并接入地

25、网。2.11 调速油和润滑油的处理该站的油系统比较脏， 曾将集水井的回收油过滤后又加到油系统使用， 在 2008 年 2 月 18 日，油化验时发现所有油都不合格， 一度曾欲将所有的油（ 40T）更换，后经过用压力滤油器和真空滤油器两道过滤， 其中真空滤油器还更换了过滤纱棒，过滤后的油经化验合格后投入使用。 然而油系统因为曾使用回收油和受油器浮动瓦磨损较大。在对漏油箱、轮毂油箱、压力油罐、调速器油箱、高位油箱、低位油箱清理时发现很多铜屑和油泥。在低位油箱还发现有约 2cm 高的水份。经各油箱清理和油过滤， 现整个油系统运行稳定。但所有管道内可能还有很多油泥堆集， 曾出现润滑油溢油电磁阀门关闭不密的现象。 同时调速器经常报导叶随动故障， 也可能是调速器主配阀部分孔阻塞所致。183 结束语处理结果表明桃江水电站自投产以来存在的 11 个设备隐患基本得到了解决。机组运行的安全性、稳定性得到了明显提高， 不仅有利桃江水电站的安全运行， 而且有利于赣南电网的安全稳定运行。同时这些现象是一些新投产电站的调试过程中经常遇见的现象， 将它们列出可为新投产电站的运行管理提供经验借鉴。作者简介：陈春发（ 1967- ），男，工程师，从事水电站建设和运行管理工作。联 系 电 话 ： 13313731199E-mail：邮编： 341600通讯地址：江西省信丰县铁石口桃江水电站。19