水電站調(diào)速器電氣部分典型故障處理

1、水電站調(diào)速器電氣部分典型故障處理電站位于黃河北干流托龍段尾部（內(nèi)蒙古托克托至），是黃河水利樞紐的配套工程。電站共裝設(shè)4臺單機容量100MW的軸流轉(zhuǎn)槳式水輪發(fā)電機組用于晉蒙電網(wǎng)調(diào)峰，1臺單機容量20MW的混流式機組用于非調(diào)峰期向河道泄放基流并參與基荷運行。水電站調(diào)速器主要包括調(diào)節(jié)控制器和機械液壓系統(tǒng)，用以保證水輪發(fā)電機頻率穩(wěn)定、維持電力系統(tǒng)負荷平衡，并根據(jù)操作控制命令完成自動開停機、負荷調(diào)節(jié)等自動化操作。目前，水輪發(fā)電機調(diào)速器均采用較高可靠性的可編程控制器等作為調(diào)節(jié)器，配合少量的外圍信號電路，電氣部分故障率總體相對較低，偶爾出現(xiàn)的異常故障現(xiàn)象，大部分是由于信號線接觸不 良、程序設(shè)計考慮不足、產(chǎn)品

2、壽命質(zhì)量問題以及機械液壓部件雜質(zhì)堵塞造成的1。4臺軸流轉(zhuǎn)槳式機組均采用長江控制研究所研究生產(chǎn)的WDST-100型調(diào)速器，該型調(diào)速器控制部分采用完全獨立的交叉冗余配置，原理框圖如圖1所示。V M* *冃4*HlMW 韋 31eI I. . q Ml .i-?電 i. -M< | II圖1調(diào)節(jié)器原理示意圖1主配壓閥抽動1.1故障現(xiàn)象3號機組調(diào)速器多次出現(xiàn)抽動現(xiàn)象，現(xiàn)場觀察主配壓閥頻繁上下動作；壓油裝置油壓低 信號頻報，主泵啟動頻繁；機組有功功率在給定值附近持續(xù)波動2。某次抽動監(jiān)控系統(tǒng)歷史曲線記錄如圖2所示：抽動前機組有功功率 65MW，調(diào)節(jié)輸出始終穩(wěn)定為 67.28%（轉(zhuǎn)速波動 尚在死區(qū)限制

3、范圍內(nèi)），抽動后導(dǎo)葉開始在 66.96%67.84%范圍內(nèi)頻繁開閉，機組轉(zhuǎn)速及有 功功率波動均顯著。運行人員在現(xiàn)場的應(yīng)急處理措施通常為將調(diào)速器切換至純機械手動運行， 此時抽動現(xiàn)象可消失。但機械手動運行方式為開環(huán)調(diào)節(jié)，調(diào)節(jié)精度差，只能試驗或短時應(yīng)急 使用。M.-IWIE-MB4H卜:BWflic HrfTl| 1 -1JKiilif Hia ilid； * airdi 4i|r a - r a i«fl i bH- » uh* JrE . 1巨II : * |-H_i|ii.» fit i i4" «i i -ii! n-11*. *M 嚴I&#

4、171;ilHi MV)|i iy4i-i* i'-J- f-PJS-CIM丄mi滬軒-圖23號機組抽動歷史曲線1.2故障原因分析通過調(diào)節(jié)器和比例閥的交叉配置試驗，初步判斷抽動現(xiàn)象由A比例閥相關(guān)部分引起。導(dǎo)葉開度調(diào)節(jié)信號和協(xié)聯(lián)控制調(diào)節(jié)信號在對應(yīng)的比例閥驅(qū)動板處與導(dǎo)葉開度反饋信號作差， 有差值時，驅(qū)動板對比例閥開機或關(guān)機側(cè)線圈勵磁，進而控制主配壓閥使主接力器向開機方向或關(guān)機方向運動。其中，平衡表顯示調(diào)節(jié)器輸出和導(dǎo)葉開度反饋的差值。機械部分故障時平衡表常單偏指示，電氣部分故障時則表現(xiàn)為在零刻度兩側(cè)不停地動作3。3號機組調(diào)速器抽動時平衡表指針在零刻度兩側(cè)來回擺動，因此，問題直接指向電液轉(zhuǎn)換電

5、氣部分，即比例閥驅(qū)動板部分。比例閥驅(qū)動板是 WDST-100型調(diào)速器電液轉(zhuǎn)換核心部件，用來將控制器調(diào)節(jié)信號與接力器位移信號的差值轉(zhuǎn)換為控制比例閥動作的電信號，涉及到開關(guān)機補償、開度反饋信號調(diào)零調(diào)幅、放大倍數(shù)以及震動分量等關(guān)鍵參數(shù)，調(diào)整方式均為設(shè)備維護人員調(diào)整電位器實現(xiàn)各參數(shù)整定，暫無定量調(diào)整依據(jù)。 現(xiàn)場觀察導(dǎo)葉開度反饋機構(gòu)固定良好，隨接力器動作反應(yīng)靈敏，測值準確；三角波振動分量頻率為253Hz，滿足100HZ-500HZ的要求范圍，且比例閥未有共振聲；觸摸屏觀察，在線調(diào)節(jié)器調(diào)節(jié)輸出信號和導(dǎo)葉開度反饋信號偏差較大，遠超 0.5%規(guī)定范圍。綜上，抽動故障原因集中在比例閥驅(qū)動板開關(guān)機補償部分。1.3

6、故障處理調(diào)速器再次發(fā)生抽動時，現(xiàn)場對A比例閥驅(qū)動板上對應(yīng)的開關(guān)機補償電位器分別往減小補償方向適量調(diào)整， 抽動現(xiàn)象隨即消失， 故障消除后的歷史曲線如圖 3所示，各項參數(shù)特 別是導(dǎo)葉開度波動范圍大幅減少。觀察運行至今，3號機組運行穩(wěn)定，未再發(fā)生之前的抽動現(xiàn)象。另外應(yīng)注意，在進行比例閥驅(qū)動板死區(qū)補償調(diào)整時，應(yīng)配合放大倍數(shù)電位器一起調(diào)整。一般先調(diào)整好死區(qū)再提高放大倍數(shù)，若系統(tǒng)不抽動，則要盡量提高放大倍數(shù)。on 1 Am irP i4 v d i l-d1!u II >r "«中 III ' rft-is*:Err-Mi宀幅劭Si和d日沖« 11? APOk&

7、gt; * t.iv 1a i i“4X4 抽吃由，口 臥Iv i 1 "414*1jr rim=* Hu十Mhri * 1>.口1. >!1円j圖3 3號機組在線調(diào)整參數(shù)后歷史曲線2自動水頭未投入2.1故障現(xiàn)象軸流轉(zhuǎn)槳式雙調(diào)節(jié)機組調(diào)節(jié)過程中，導(dǎo)葉和槳葉之間通過最優(yōu)協(xié)聯(lián)控制以增加水輪機高效率區(qū)域?qū)挾?，使水輪機組具有最好的運行效率，協(xié)聯(lián)控制即某時刻的水頭信號和導(dǎo)葉開度共同確定槳葉開度。長期以來，由于水頭測量回路誤差較大，電站運行人員根據(jù)水庫上下游水位值手動修改調(diào)速器側(cè)水頭值參與協(xié)聯(lián)控制，無法滿足調(diào)速系統(tǒng)對水頭值的實時要求，不能及時反映機組實際工作水頭變化，從而使機組長期偏離

8、最優(yōu)工況運行4。2.2故障原因分析按照設(shè)計，電站水輪機工作水頭是通過測取水輪機蝸殼進口壓力與尾水管出口壓力后計 算而得。機組投產(chǎn)發(fā)電后，隨著水庫泥沙含量增多，各機組蝸殼進口壓力和尾水管出口壓力測量管路被泥沙不同程度淤堵，各壓力表計輸出數(shù)據(jù)與實際壓力值相差較大，上述水頭測量方式已不能為機組調(diào)速器提供準確的實時水頭數(shù)據(jù)5。2.3故障處理新的水頭信號采集設(shè)計采用由機組攔污柵后水位和下游水位在機組LCU （現(xiàn)地控制單元）中相減得到實時水頭。其中，機組攔污柵后水位現(xiàn)有液位傳感器至機組LCU的硬接線回路，電站下游水位屬于全廠公用LCU中現(xiàn)有的采集信號。各機組LCU通過監(jiān)控系統(tǒng)網(wǎng)絡(luò)互取功能完成下游水位值實時

9、調(diào)用并參與水頭信號運算，運算后的水頭信號通過原有模擬量輸出通道至調(diào)速器側(cè)參與實時調(diào)節(jié)，水頭信號數(shù)據(jù)流向如圖4。實際運行結(jié)果表明，機組水頭信號采集過程經(jīng)零物質(zhì)條件投入方式修改后，進一步提高了機組自動化水平，解決了人工修改水頭的繁瑣以及人工水頭對機組運行效率的影響，在一定程度上實現(xiàn)了節(jié)能目的，對同類水電 廠調(diào)速器順利實現(xiàn)自動水頭投入功能具有一定借鑒意義。圖4水頭信號采集數(shù)據(jù)流向示意圖3調(diào)節(jié)器在線機頻繁切換3.1故障現(xiàn)象WDST-100型水輪機調(diào)速器以雙冗余控制器結(jié)合電氣部分其他冗余配置構(gòu)成了具有交叉 冗余特性的調(diào)速系統(tǒng)。2015年6月15日以來，3號機組在停機狀態(tài)且為A比例閥在線工況下多次發(fā)生在線

10、機切換為 B機而在線閥未發(fā)生切換現(xiàn)象，并同時報出電氣故障信號。3.2故障原因分析電氣故障為調(diào)速器電氣部分故障中較為嚴重且影響在線機運行的故障，導(dǎo)致在線機電氣故障的原因如圖5,當在線機出現(xiàn)電氣故障后，調(diào)節(jié)器自動完成在線機切換，且在線機切換 指令與在線閥切換指令同步下發(fā)，在線閥切換指令需要比在線機切換指令保持更多的時間以完成復(fù)雜的切換動作。現(xiàn)場通過拆除信號線方式模擬了導(dǎo)葉反饋1斷線（A閥在線），調(diào)速器在線機能夠正確判斷該電氣故障，同時正確執(zhí)行了在線機切換和在線閥切換。上述驗證過程說明， 在線機自動切換極有可能由瞬時干擾信號引起，瞬時信號持續(xù)了足夠完成在線機切換的時間，卻未持續(xù)至完成在線閥切換的時間

11、。為了驗證上述猜想，在調(diào)節(jié)器程序中添加三個相應(yīng)的故障計數(shù)器，分別用于監(jiān)視引起在線機電氣故障并自動切機的具體原因。停機工況下，數(shù)日內(nèi)現(xiàn)場先后捕捉到數(shù)次調(diào)節(jié)器自動切換在線機動作，且均為 A閥在線工況，歷次動作信號均小于20ms。至此，可以充分肯定導(dǎo)致A機和B機頻繁自動切換的原因是導(dǎo)葉反饋1信號斷線。切機不切閥則是由于該類故障信號持續(xù)時間短，瞬時干擾信號僅完成了切機中間繼電器短時勵磁，但沒有足夠時間勵磁比例切換閥線圈。3.3故障處理為了確定故障點，對兩路導(dǎo)葉反饋信號進行比例閥驅(qū)動板輸入前和輸出后錄波，如圖6所示，U1、U2為導(dǎo)葉反饋1經(jīng)比例閥驅(qū)動板調(diào)整前后信號，U3、U4為導(dǎo)葉反饋2經(jīng)比例閥驅(qū)動板調(diào)

12、整前后信號。導(dǎo)葉全關(guān)位，U2出現(xiàn)較大幅值波動，且負向部分幅值遠遠超出導(dǎo)葉反饋斷線判斷閾值（-0.076V）。將比例閥驅(qū)動板執(zhí)行反饋信號處理的核心器件LM324更換后重新錄波如圖7所示，該波形圖已沒有較大幅值的波動現(xiàn)象，負向幅值均小于0.01V,遠遠小于導(dǎo)葉反饋判斷條件。采用上述措施處理后， 機組調(diào)速器至今未再發(fā)生在線機頻繁自動切換現(xiàn)象。圖6故障處理前導(dǎo)葉反饋信號錄波4小網(wǎng)標志頻繁動作4.1故障現(xiàn)象按照華北電網(wǎng)發(fā)電機組一次調(diào)頻運行管理規(guī)定要求，機組調(diào)速器正常調(diào)節(jié)模式為PI調(diào)節(jié)的一次調(diào)頻模式。小網(wǎng)標志動作后機組退出一次調(diào)頻模式進入小網(wǎng)工況運行，小網(wǎng)工況是采用PID調(diào)節(jié)的頻率調(diào)節(jié)模式， 目標是快速對

13、頻率變化做出響應(yīng)， 穩(wěn)定頻率變化，但單 純的頻率調(diào)節(jié)模式對機組當時負荷穩(wěn)定產(chǎn)生不利影響。機組發(fā)電狀態(tài)時上位機監(jiān)盤發(fā)現(xiàn)機組頻報小網(wǎng)標志動作、復(fù)歸信號，動作周期小于1s；停機工況下，偶爾也會發(fā)生小網(wǎng)標志動作、復(fù)歸信號；小網(wǎng)標志動作時刻，故障錄波器、監(jiān) 控系統(tǒng)以及機組功角測量裝置的頻率采集值并未發(fā)現(xiàn)超過小網(wǎng)標志閾值的記錄。4.2原因分析機組并網(wǎng)工況下調(diào)速器頻率越過小網(wǎng)閾值（機組頻率大于50.50 Hz或小于49.50Hz）即進入小網(wǎng)工況，置 PID調(diào)節(jié)參數(shù)。當機組頻率恢復(fù)正常（進入 50.2049.80 Hz范圍），退出 小網(wǎng)模式。大網(wǎng)至小網(wǎng)工況的切換轉(zhuǎn)移完全由小網(wǎng)標志動作與否確定，而決定小網(wǎng)標志動作與否的是機頻測值是否上下越過小網(wǎng)閾值。經(jīng)過對比其他對頻率動作有記錄功能設(shè)備的歷史曲線，在調(diào)速器小網(wǎng)標志動作時刻均未發(fā)現(xiàn)任何異常動作記錄。由此考慮到，現(xiàn)場電力生產(chǎn)環(huán)境干擾不可避免， 雖然在機頻信號采集硬件回路中已采取了抗干擾措施，如硬件濾波、信號電纜屏蔽等技術(shù)，但是由于在應(yīng)用程序中直接通過判斷機組頻率是否超出閾值來確定信號 動作與否的方法不能排除現(xiàn)場噪聲與瞬時干擾因素導(dǎo)致的誤判，從而引起小網(wǎng)標志頻繁動作復(fù)歸現(xiàn)象。4.3處理方法采用了延時判斷方法以消針對現(xiàn)場生產(chǎn)環(huán)境中難以完全避免的機頻信號瞬時干擾問題，除干擾突變，