国内水电机组状态监测和故障诊断技术现状

刘 娟，潘罗平，桂中华，周 叶

(中国水利水电科学研究院，北京 100038)

1 引言

水电机组是水电厂的关键设备，运行状态的好坏直接影响水电厂的安全运行。同时，随着水轮发电机组单机容量的不断增大，对机组的检修、维护、运行、管理提出了更高的要求，实施水轮发电机组运行状况的状态监测，对机组故障进行及时预测预报、分析原因，对于大中型水轮发电机组的安全运行具有重要的意义。另一方面，随着现代监测技术和管理模式的不断发展和完善，电厂的设备维修方式正在逐渐从过去的以时间为基础的定期“预防性维修”向今天的以状态监测为基础的“预测性维修”方式过渡，正逐渐向着无人值班，少人值守的管理模式发展[1,2]。实施水电机组的状态监测和故障诊断，在此基础上对水电机组实施“状态检修”已成为水电机组运行保障技术发展的必然趋势。

三峡总公司为适应现代化电厂运行管理、检修技术发展的趋势，同时也为满足流域、梯级开发的发展需求，计划建立一个具有国际领先水平的、全面的、可扩展性的大型水电机组远程监测和故障诊断中心，为实现电厂的状态检修策略提供科学、全面、及时的技术支持和依据。为此，针对国内大中型水电厂（三峡电厂、葛洲坝电厂、二滩电厂、广蓄电厂等）水电机组状态监测、故障诊断和状态检修技术的应用现状，开展了广泛、系统的文献调研和实地考察。本文以此次文献调研和实地考察结果为主要依据，对我国水电机组的状态监测、故障诊断技术的应用现状和发展前景进行了全面分析和总结，以便为我国电厂状态检修工作的全面实施提供有力的技术支持和理论依据。

2 国内水电机组状态监测和故障诊断技术现状

现代机械设备监测与诊断技术的研究，起源于二十世纪60年代，由航天、军事工业的需要而发展起来的，二十世纪70、80年代逐步完善并开始应用，到了二十世纪90年代，状态监测技术在石油、化工、交通、电力、冶金、航空、核工业、能源等领域逐步跨入了实用化时代。近十几年来，国内外已有大量的生产厂家和研究机构针对水电机组的状态监测技术开展了相关研究，并开发了相应的产品成功应用于电厂。从已开发和应用的水电机组状态监测系统来看，普遍具有较好的分析功能，但很多还没有诊断功能，且监测对象大都仅局限于机组某方面的或某部分，没有一个是针对机组的全状态监测，更没有形成多个区域多台机组的监测诊断的网络系统出现。建厂时间越晚的一些现代化、大型电厂，如三峡电厂、葛洲坝电厂等，其机组设备状态监测系统更为全面、应用效率更高、管理也更为科学；但是大多数早期建立的电厂，在设备状态监测产品的应用和管理方面还存在很大完善空间。总体而言，国内水电机组状态监测与故障诊断技术的研究及应用状况存在以下几个特点：

(1)监测系统产品的研制取得了一定的进展，从过去的单一的振动、摆度监测发展到现在振动、摆度、压力、温度、气隙与磁场强度、局放、油气等多种项目的监测。

(2)水轮发电机组稳定性(包括振动、摆度和压力脉动)监测技术基本成熟；已能对气隙、局放、油气等进行初步监测，但监测技术还有待进一步完善。例如，如何降低局放监测中的噪声干扰；水轮发电机组低频振动、空化空蚀、关键部件应力与裂纹、发电机转子绕组温度在线监测等还是国内外尚未解决的技术难题。

(3)专家系统技术和神经网络技术是水轮发电机组故障诊断技术研究的热点，但多年停留在方法的汇合、算法的改进上，始终未能成功地给出工程性的实用产品。相对来说专家系统技术的应用较神经网络技术要好，有一些初级不太成熟的故障诊断专家系统投入了试用。

(4)国内目前还没有出现一个多区域多机组的监测、诊断、管理、维修一体化的网络系统。现有水电机组监测系统的分析功能还不够强大；个别采用专家系统技术提供了初级故障诊断功能，但缺乏来自故障机理的深层次的理论和技术支持，且缺少大量宝贵的现场实际诊断经验，与工程实际应用存在较大差距；状态检修功能几近空白。

2.1 水轮机系统的状态监测技术现状

为保证电厂的高效和安全运行，电厂主要应从两个方面对水轮机系统相关物理量和参数展开状态监测：(1)水轮机稳定性方面：主要包括主轴摆度，机组结构振动、水压力脉动的状态监测。(2)水轮机状态方面：包括水轮机能量效率、水轮机空化与泥沙磨损状态、水轮机主要部件的应力与裂纹的状态监测。

稳定性监测：目前，水轮机稳定性的在线监测技术相对比较成熟，主要应用的传感器有位移传感器、低频振动传感器、压力传感器等，所用传感器都可以在后续安装。其中摆度监测产品的开发和应用相对成熟；低频振动监测技术方面，由于传统惯性式低频振动传感器其输出信号信噪比低的固有缺陷，低频振动测量在负荷变化时还存在测不准的问题；测量压力脉动通常采用压力传感器，要求所选用的压力传感器具有良好的动态特性。但目前压力传感器的安装存在较大的问题，通常经过很长的取压管路后安装，使压力脉动有所衰减或管路共振，给测量带来较大的误差。

应用比较广泛、成熟的稳定性监测系统主要有华科同安TN8000、华水机HJS系统、Vibro-Meter®VM600振动监测系统、创为实S8000监测系统、以及一些国外机组自带（瑞士Vibro-Meter系统）的监测系统等。

水轮机状态监测：能量效率监测已有研究，主要对机组过流量、工作水头、有功功率、接力器行程、无功功率、蜗壳进出口断面压力等参数进行采集测量，除流量外，其他参数在大中型水电厂已实现了自动监测采集，数据具有较高的精确度。主要传感器有功率变送器、差压传感器、转速传感器等。国内水电厂的效率监测已初步实现，但需要在实用性和精确性上做进一步的开发和完善。近年来，超声波测流技术在水轮机流量的监测方面已有应用，但在测量精度和稳定性方面有待提高，应加强流量在线监测方法和技术的研究。

目前水轮机空化、泥沙磨损、水轮机主要部件的应力与裂纹监测技术尚属空白，有待进一步研究。空化空蚀振动属于高频振动，振动源不好判断，位置不好确定。同时没有特别明显的频段能够决定是否存在空化及其严重程度；由于水轮机结构的问题，空化监测设备装置的安装固定也非常困难，目前国内空化监测的研究还不多，也没有比较成熟的产品可以直接加以利用。需要从空化监测方法和监测传感器选择及布置等方面对空化监测进行研究。近年来，葛洲坝电站利用超声波和加速度传感器对空化监测进行了试探性地研究，积累了一些数据，但目前技术不太成熟，监测数据参考价值不大。由于受到监测手段和监测方法的限制，国内外对水轮机关键部件疲劳裂纹的监测，还停留在根据机组异常振动停机观察的随机察看阶段，还没有相对比较完善的监测技术。因此，分析水轮机关键部位裂纹产生原因和特征信号表征，并对易产生裂纹部位的应力进行在线监测，及时处理转轮缺陷、消除事故隐患，也是下一步需要进行研究的技术难点之一。

2.2 发电机系统的状态监测技术现状

发电机系统主要监测项目包括：发电机定子振动、发电机定子线棒振动、发电机空气气隙与磁场强度、绝缘与局部放电参数、定子线棒温度、定子铁芯温度、转子磁极温度、转子线棒温度。

发电机定子振动和定子线棒振动监测与水轮机稳定性监测同属主机稳定性监测项目，相关物理参数和信号的监测手段和方法相同，监测技术相对比较成熟。

发电机空气气隙与磁场强度、绝缘与局部放电参数的监测国内外已有研究，相关监测产品在我国水电机组中也有所应用。我国一般都是在机组安装调整过程中，用塞尺对气隙作定点静态测量，而对运行中发电机的气隙监测还很少，三峡（加拿大VibroSystM系统）、葛洲坝（HOMIS监测系统集成）、岩滩等少数几个电站配置了气隙监测装置，目前国内在气隙监测技术及应用方面还相对落后，如何根据气隙监测数据进行气隙偏心诊断，判定问题磁极位置，发现发电机潜在故障，还需要进行更深层次地研究。

局部放电的测量通常选用一个窄频带装置测量放电频率，其范围在几千赫兹至几兆赫兹之间，如绝缘有空隙或裂纹，则放电电压脉动幅值较大、频率较高。目前采用的传感器主要有电容传感器、电流传感器，及定子槽藕合器等。发电机内部局部放电信号通过两条途径传播到发电机外：①发电机出线；② 发电机绕组中性点接地线。从这两条途径检测到的局部放电信号都受到外部电磁干扰的影响，如何消除外部的电磁干扰，这是当前发电机局部放电在线监测面临的一大难题[3]。如安装在广蓄电厂的IRIS局放监测设备，就在应用中发现了一些问题，核心问题是不能确定测到的信号是否为局放信号，如果局放监测中抗干扰问题不能得到解决，局放监测就不能取得很好的效果，监测到的结果就只能作为检修工作中的参考，而不能作为依据。三峡部分机组上安装了瑞士 PDTech公司MICAMAXXTM Plus局放在线监测设备，对定子线圈的局放进行了在线的实时监测。应用过程中发现该系统采用传统的泄漏电流的监测，并通过经验丰富的专业技术人员对采集的波形型态进行分析，才能确定设备局放的状态，系统分析功能较弱，对分析人员的经验要求较高。如何提高水轮发电机组局放监测的抗干扰能力，以及从大量局放监测信号中正确识别、分离局放信号、定位局放信号是一个急需解决的技术难题，需要进行深入地研究。从目前应用情况看，局放监测信号的抗干扰和信噪分离等相关技术还需进一步研究。

定子线棒温度、定子铁芯温度的在线监测多已预埋传感器，可接监控系统信号。发电机转子温度监测，一种方法是采用埋入测温电阻，则需装设很多小碳刷将信号引出，给发电机运行带来隐患，且工艺上实现也很困难；另一种方法是利用励磁电流和励磁电压的关系求出转子线圈电阻，计算转子温度。但这种间接方法所获得的是线圈的平均温度，而且由于运行表盘的表计及其附件的精度等级较低，表盘刻度单位较大，结果误差也较大。这些方法各有优缺点，但都很难做到多点同时监测，抗干扰能力较差。目前，监测大型发电机转子温度的直接测试手段尚在研究之中，国外曾报道过利用荧光体的光学特性测量发电机转子温度的研究报告，该方法的困难之处是难以找到合适的荧光物质[4]。

2.3 轴承系统的状态监测技术现状

随着我国水电事业的发展，大型机组的投产，各种容量机组数量增多，轴承运行状态及故障，特别是推力轴承的运行故障，对水电机组的安全稳定性运行影响越来越大。我国近年建成投运的大型水电厂的大型水电机组都曾发生过推力轴承瓦面温度升高，瓦面磨损的故障现象（含弹性金属塑料瓦），直接影响到机组的可靠运行[5]。

轴承系统的状态监测对象主要包括：推力轴承、上导轴承、下导轴承、水导的轴承瓦温、油槽油温、冷却水量、进出口水温、推力负荷、油位、油混水等。上述大部分监测量可从监控系统中获取，相应传感器已安装，其中推力轴承运行特性的状态监测中尚有部分监测量需做进一步地研究。

根据推力轴承运行特性及故障特征，通常测量的参数为：推力轴承润滑参数，即轴瓦的油膜厚度，油膜压力，油膜温度（瓦温）和瓦体温度（油温）；当推力轴承为水冷瓦结构时，还需测量水冷瓦的能量特性；具有高压油顶起装置的轴瓦还需增测轴瓦油室压力和摩擦系数。如此多的监测参数，测点数量相当多，其测点布置是相当繁杂的。现在应用的主要有以下三种方法：

油膜厚度（位移传感器）的测量方法，如光干涉法、电涡流法及电容法等。

油膜压力（压力传感器）测量方法，为了保证测量数据的精度，消除温度对压力传感器输出的影响，要对每只传感器都做温漂曲线，在工作温度条件下进行标定根据各测点的温度逐一修正。另外测量一块瓦的压力分布，传感器安装在瓦上，所用的传感器数量不少于9 只。这种安装方法对于巴氏合金瓦推力轴承没有问题，而对于弹性金属塑料瓦推力轴承，要考虑测压孔的横向泄漏问题。测量一套瓦的压力分布，传感器安装在镜板上，呈径向分布，传感器数量3～5只，但测试技术较复杂。

温度（温度传感器）测量方法，测量瓦和镜板温度的传感器采用灵敏度高的半导体温度传感器，也可以采用热敏电阻，热电偶或热电阻。每个传感器都要标定，以保证测量结果的精度。测量一块瓦的瓦面温度分布，传感器安装在瓦上，所用的传感器数量不少于16 只。

每种测量方法都各有优缺点，但都存在精度不高、传感器数量要求较多、测试技术不够直接简便的问题；另外温度传感器体积较大，与瓦体接触不良，热响应速度慢，又仅凭经验选择埋设位置，测量瓦体温度误差较大，很难推断出轴瓦表面的准确温度值，常引起烧瓦事故。

2.4 辅机系统的状态监测技术现状

辅机系统的状态监测对象主要包括发电机冷却系统、调速系统、励磁系统、主变压器、GIS等辅助系统。

主要测点有空冷机组的风温、水温、水量；水冷机组风温、冷却器水温、冷却器水量、纯水系统水温、纯水系统进出口水量（线棒漏水量）、纯水泵故障；调速器报警、调速器正常；励磁电压、励磁电流；主变主油箱油温、主变冷却水量、水温、进出口水压、主变冷却器故障；GIS的A相气隔SF6密度异常、B相气隔SF6密度异常、C相气隔SF6密度异常、断路器气隔SF6密度过低以及主轴密封水流量等。这些参数可以从监控系统中取得。

电力变压器的内部故障主要有过热性故障、放电性故障及绝缘受潮等多种类型，通过对变压器油中气体的色谱分析，是发现变压器内部的某些潜伏性故障及其发展程度的早期诊断最有效的方法。主变色谱在线监测系统就是通过在线监测变压器等油浸式高压设备油中溶解的故障特征气体的含量及其增长率，并通过故障诊断专家系统早期预报设备故障隐患信息，避免设备事故，减少重大损失，提高设备运行的可靠性。

国内采用的主变油色谱在线监测系统产品主要有Serveron公司的TM8系统（三峡电厂）、三菱绝缘油含气量在线监测仪C-TCG-6C（二滩）、美国GE的HYDRAN 201R油气监测系统（广蓄）。这些监测系统的核心是气相色谱仪，可以检测甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、氢气、一氧化碳、二氧化碳、氧气、油温、油中水分等。具备一定的组网和WEB发布功能，能够较好地反映含气量的变化趋势，但在线测量与离线测量比较，存在较大偏差。如何提高油色谱监测设备的精度，将是未来推行油气在线监测的关键。

2.5 水电机组故障诊断技术现状

国内在故障诊断技术方面的研究起步较晚，二十世纪70年代末开始研究和尝试应用诊断技术，二十世纪90年代开始进行智能化故障诊断的研究工作，研究方法集中在模糊逻辑法、故障树分析法、专家系统技术、人工神经网络技术等，其中专家系统技术和神经网络技术是应用的热点。许多监测诊断系统也开始投入使用，但大都集中在汽轮机以及其他旋转机械设备的监测与故障诊断，针对水电机组的应用很少。这主要由于水电机组转速低，对机组的安全运行没有给予足够的重视，使得水电机组在线监测和故障诊断技术的研究落后于其他（大型）旋转机械。

近年来，国内在水电机组故障诊断领域的研究取得了一些进展[6,7]，但主要还处于理论研究阶段，还没有成功应用的工程系统，国内现已配备的智能诊断系统应用的效果并不理想，其中较好的具有可靠的数据存储管理和分析功能，绝大多数没有到达在线自动诊断的功能目标，不能向运行人员和生产管理人员提供有效的诊断结果。远不能满足水电厂状态检修的实际需要，其主要原因如下：

（1）缺乏来自故障机理的深层次的理论和技术支持；

水力机械的振动故障复杂，除了考虑机械方面的原因外，尚需考虑流体、动压力以及发电机电磁力的影响，且某些故障机理及特征表现形式还没有很好地被研究透彻，如泥沙磨损与空化等，增加了故障诊断的难度。

（2）缺乏将大量宝贵的现场实际诊断经验有效地融入诊断的推理系统；

故障诊断是一实践性极强的技术，研究人员必须结合从事现场实际诊断工程技术人员以及具有丰富领域知识的专家来建立尽可能接近实际的规则，并将推理机制与实际诊断思维方法、诊断信息相结合，才能建立接近人工诊断的推理系统机制。但多数研究人员缺乏对现场实际诊断过程和特点的了解。

（3）人工智能与专家系统知识获取和应用上还存在一定的问题；

人工智能与专家系统在工程应用方面还未达到人们期望的水平，其中问题的症结仍是知识获取和知识应用问题，即如何很好地结合领域知识、如何推理以及如何提高自学习能力，因此，应加强专家系统的实现方法和规则研究。

3 国内水电机组检修现状及发展

当代世界各国水电站实行的设备预防性维修制度，主要有两大体系：一是以原苏联为代表的、以周期结构和修理系数等整套定额标准为主要支持的计划预修制度；二是以欧、美国家为代表的、以日常监测和定期检查为基础的预测性的维修体制。

我国水电厂设备维修是设备综合管理的基础。我国水电厂是在引用原苏联水电厂的维修制度的基础上，建立并形成了具有中国特点的定期保养和修理制度，并不断修改补充，到2002年《SD230-87发电厂检修规程》仍是我国各水电厂设备维修的基本法规。该检修规程仍以"预防为主、计划检修"和"到期必修，修必修好"为主要方针，是定期预防维修的规程，其体系仍然属于苏式的设备计划预修制度。我国水电厂现有的扩大性大修、大修、小修、临检等定期维护形式，是沿用原苏联计划性维修的经验总结。

基于国内外设备诊断技术的迅速发展，到二十世纪90年代初，以水轮发电机组振动监测和分析为主的系统（含离线或在线监测）在水电厂中开始实施应用，对运行机组的稳定性监测和故障分析发挥了较好作用。其中葛洲坝、二滩、三门峡等电站在实施机组部分系统状态检修中的探索和初试，为我国水电站实施真正意义上的状态检修开辟了良好的开端[8-10]。

我国水电厂实施状态检修，将计划检修逐步过度到预测维修制度，经过近20年的研究和实践，随着水电厂"无人值班（少人值守）"工作深入，水电厂运行管理和设备管理，积累了丰富的经验，有了很大的提高，在利用计算机、监测诊断技术、研制开发水电机组状态监测及故障诊断系统方面取得较好的成绩，为状态检修奠定了良好的基础。但是应该看到，由于水电厂状态检修起步较晚，真正实施状态检修还有一定的距离。

4 总结

目前，几乎国内所有的大中型电厂都对其水电机组的水轮机、发电机、轴承及辅机系统的设备性能实施了全面或部分的在线监测，但一些监测系统的可靠性和准确度还有待提高；由于受传感技术、监测仪器等技术发展的限制，一些诸如低频振动、空化空蚀和转子温度的在线监测等技术还没有实现；由于缺乏一套行之有效的故障推理机理和故障案例库，机组的故障诊断基本还停留在人工诊断阶段；在检修策略上，所有电厂还停留在从“计划检修”模式向“状态检修”过渡的阶段，没有实现真正意义上的状态检修。

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