从俄罗斯萨扬电站事故探讨加强水电站运行管理

陈 杰

(二滩水力发电厂,四川 攀枝花 617000)

1 萨扬电站概述

萨扬电站位于西伯利亚大草原东部的叶尼塞河水系上,主要为发电、兼有航运效益。电站首台机组于 1978年 12月投入运行,最后一台机组于1985年 12月投运,1988年 1月成为西伯利亚电网的主力调频、调峰电厂。电站厂房为坝后式,长288m、宽 36 m。电站装机 10台,单机容量 64万kW(试验中达到 72万 kW且运行稳定),保证出力为 2120万 kW,平均年发电量 234亿 kW·h,是俄罗斯最大的水力发电站、世界第四大水力发电站。电站挡水建筑物为单圆心混凝土重力拱坝,坝长 1066m,坝高 246 m,坝宽(基底处)110 m,最高允许水位高程 220 m。电站进水口宽 7.5 m、高 11.5m,设有快速闸门。

2 萨扬电站水轮发电机组的相关情况

萨扬水电站机组为单机单引水管道,压力钢管为外包混凝土坝后背管,直径 7.5m。发电机组为 СВФ1285/275-42УХЛ4伞式同步水力发电机组。水轮机为立式混流式 PO-230/833-B-677,转轮直径 6.77m,重 156 t,共有 16个转轮叶片,为当时前苏联设计的最大出力的转轮。水轮机顶盖上有推力支架,设定了水冷却和转子强迫风冷却。水轮机的特性为:Ⅰ区域为容许运行区域,动力特性线的水平一般,但水轮机效率较低;Ⅱ区域为不建议运行区域,过水部件将伴有强大的水锤和噪声,动力特性线差;Ⅲ区域为推荐运行区域,该区域效率高,过流部分的压力脉动最小,振动状况良好;区域Ⅳ(出力限制线以外)为禁止运行区域。电站设计额定水头为 194 m,最大水头为 220 m,机组转速为 142.86 r/min,单机设计流量为 358.5 m3/s。机组额定功率为 640 MW,最大出力为 73.5 MW。

水轮机组的导水机构有 20片活动导叶,每个活动导叶有一个单独的直轴式接力器,座环有 19片固定导叶。机组的轴系为两段,水轮机轴直接与发电机转子中心体连接,在上端轴上安装励磁机 (图 1)。

图1 转轮运转特性曲线图

2#机组于 1979年 11月投产。刚投产时 1#、2#机组使用的是临时转轮,后来相继更换为永久转轮。2#机组于 1986年 11月更换为永久转轮。水轮机厂家设计的使用寿命为 30年。根据俄罗斯的国家标准,机组寿命为 40年。

3 事故发生的详细情况

萨扬电站的 2#机组于 2009年 1～3月开展了计划性中修,检修后试验情况良好。电站于2008年 7月投入 AGC系统;2009年投入 AVC系统。事故发生前,9台机组处于运行状态,总出力为 4400 MW,6#水轮机停机检修。水库处于高水位运行。2009年 8月 16日,萨扬电站带基负荷运行(因水利枢纽泄水要求),因当时担负系统频率和出力过电流调节的电站(布拉茨克水电站)发生火灾,与电网通信中断后自动调节功能退出。按系统调度指令,8月 17日 04时 12分,萨扬电站的 AGC/AVC投系统侧自动控制(1#、2#、4#、5#、7#、9#受系统控制 ,其余 3台带基荷,6#机组检修停机),2#机组设定为负荷调节的首选机组(电站运行人员设定)。至 8时 12分共约 6次跨越振区运行,8月 17日 8时 00分,机组带负荷 60万kW(水导轴承振动 600μm),8时 12分带负荷57.5万 kW,8时 13分控制系统自动将负荷调整到 47.5万 kW(运转特性的Ⅱ区域,为不推荐区域,水导轴承振动 840μm),机组振摆急剧增减,顶盖把合螺栓的螺母部分松退,顶盖螺栓部分疲劳断裂,在约2MPa水压力作用下,机组旋转部件带着水轮机顶盖以及上机架向上弹射蹿升 10m,倒在发电机层楼板上。水轮机流道密封被破坏,巨大的高压水柱从 2#机组的水轮机机坑空腔处喷射而出,大量的涌水迅速淹没厂房(淹没高程达 335.0 m)。在高压水的作用下,2#机组旋转的飞出部件破坏了 2、3和 4#机组段的边墙;10台机组及其它附属设备被水淹并损毁严重,3台变压器 15.75 kV导线受损,8台发电机组的线圈发生短路,7#和 9#机组段被破坏。电站出力下降到零,造成局部停电(包括厂用电源);电站进水口工作门在坝顶被手动关闭,从而截断了冲入厂房的水流。

4 萨扬电站事故主要原因浅析

通过对萨扬电站全部公开资料进行分析后可以得出明确的结论:转轮特性先天不足的 2#机组在带病运行的情况下,操作人员错误的将缺陷机组设置为优先调整负荷的机组,在自动控制系统自动分配下,机组在非推荐区域运行,振动严重超标,剧烈的振动导致顶盖部分把合螺栓螺母松退,大部分把合螺栓疲劳断裂,在达到临界状态后就连剩余的顶盖把合螺栓亦被拉断,失去束缚的顶盖飞出,水从机坑空腔喷出,导致水淹厂房。

4.1 2#机组存在先天缺陷,没有及时处理,埋下了严重的隐患

2#机组于 1979年 11月投产,当时采用临时转轮运行。自投产运行之时起,因转轮的水力不平衡,一直存在轴振动超标,最大达 2mm,并多次导致轴瓦移位、轴衬护面开裂、轴瓦损坏、轴瓦固定螺栓断裂以及因振动造成顶盖螺栓 1颗断裂的情况(1982年 3月 24日),1986年 11月更换为永久转轮后,情况有所好转。该机组在 2005年 9月历经 3个月的大修,对轴线和机组旋转中心进行了调整;2009年 1月历经 2个月的中修,对发现的 1 m长的蜗壳焊缝裂纹进行了处理,并更换了新的电调。机组维修后进行了振动测试,满足标准要求(水头 191m左右,测得机组的振动为 120～130μm左右,按照俄罗斯的标准,该转速对应的振动上限为 160μm)。但在随后 4～7月的运行中,机组振动幅值不断攀升,最大超过标准值的4倍。在 8月 17日水流的冲击下,顶盖螺栓性能加速劣化,发生大量的断裂。从此情况看,2#机组稳定性运行一直极差,多次导致相关设备损坏,而电站却没有采取有效的处理办法,仍带病、非优工况运行,从而埋下严重的安全隐患,是事故的直接原因。顶盖螺栓断裂的再次出现是必然的,只不过系统的调节变化促使事故提前发生。

根据统计结果,在 2009年的 1～8月,2#机组跨振区运行 232次(4#机组跨振区运行490次),2#机组在振区运行的时间为 2784 s(4#机组在振区运行的时间为 5880 s),均处于 10台机组中的中间水平。2006年 1月至 2009年事发月统计在网工作时间表明,2#机组在网时间为 207630.57 h(最长的 1#机组在网时间为 21989.1 h),相对比较算较长的机组。从这些统计数据看,事故发生的关键还是 2#机组运行的稳定性远差于其它机组。

4.2 自动控制系统参数设定不合理,导致设备常在不稳定区运行

该转轮的特性限制了在当时的水头下,其允许运行区域狭窄,因此,在给定总负荷下会有机组运行在不良工况区,而负荷分配策略又没有对此进行限制,以至于在自动分配负荷时会运行在不推荐区域。这也是触发事故的根本原因之一。

4.3 工作人员思想麻痹,错误的设置加剧了事故恶化的速度

2#机组自投产以来,运行情况一直较差。因转轮水力因数不佳,运行中常出现振动超标,在没有得到有效处理前,长期的报警使得工作人员神经已经麻痹,对异常的振动视而不见,已形成“都已经 30年的运行了,实践检验不会出问题”的思想。这种思想直接导致在设定调整负荷机组优先级的时候不加思索的就将 2#机组设为优先调整机组。在非推荐区运行时,既使振动幅值已经超标准 4倍,他们也没有及时和调度取得联系,将机组手动调整到稳定运行区域。不过这一切仅是加快了事故出现的时间。

4.4 管理混乱,各种问题长期存在

根据有关资料,该电站自投运以来,陆续发生重大设备、设施的损毁情况。无论是体制原因,还是管理结构原因,一些问题长期得不到领导层的重视和落实,已经形成的管理文件形同虚设,长期得不到落实。原定的对运行情况欠佳的 2#机组进行不间断跟踪监视工作也没有及时开展,从而使问题机组处于失控状态。

5 电站运行检修中应采取的对策

在电站实际运行中,机组与电网系统连接,因系统情况变化复杂多样,机组需要随时响应系统变化并作出相应的调节。机组的工况变化多样,会频繁的跨越振区或在振区附近运行等,机组的稳定性也会有较大的变化,如果振摆有超过上限值或长时间恶化发展,需要及时进行检查、分析、处理,采用合理的对策,否则可能酿成重大事故。

5.1 把好电站的设计关

在电站设计之初就应充分考虑如何预防类似的事故发生,比如调保计算时应适度留些余量;增加机组振动、摆度超标后应及时停机;厂房跑水后在适当高度时应考虑全厂紧急停运和停电;对于地下厂房低于河道水位的电站,应考虑在每台机组尾水管出口设置一个固定启闭机或单设柴油发电设备,以便及时落下尾水检修闸门。机组选型时,应综合兼顾考虑稳定运行区是否狭窄,以避免后期投运时总负荷给定下难以分配的问题。

5.2 严把制造关

对于关键部位的把合零件,应选择强度高,抗疲劳断裂好的材料进行加工,并且要充分避免退刀槽的应力集中情况;对于旋转部件的连接件(联轴螺栓等)和重要部位的把合件(分半顶盖的组合螺栓,分半转轮的组合螺栓,顶盖的把合螺栓等)在具备条件的情况下开展出厂前的全面探伤,以防止重要件带缺陷进入安装环节。

5.3 精控安装关,保障机组有一个良好的基础

机组运行状态的好与差,除了设计制造重要外,安装中的质量控制尤其关键。特别是机组的轴线和旋转中心的调整方面,在具备条件的情况下一定要追求完美。轴线度影响机组摆度,也直接影响机组各部件的振动。如果机组旋转中心不够优良时,受水力影响将明显,特别是在水头变化较大的电站中。

5.4 做好运行保障,合理优化运行

应对操作人员进行全面的培训,掌握电站每台机组的个性,提高他们对机组振动和摆度危害程度的认识,形成良好的职业敏感。监盘人员要密切关注机组振动情况,及时与调度联系,勤调整负荷,以保证机组运行平稳。对于运行中偶发的振动、摆度突然增大超标的异常,应及时检查确认,必要时经请示后停机处理。

5.5 合理优化机组自动化控制系统参数

随着电网对电厂运行要求的提高,机组AGC、AVC、PSS、调差、低励限制、一次调频功能相继投入运行,提高了电网的稳定和电压、频率品质,为电力系统的安全可靠运行起到了保障作用。鉴于电网辅助服务考核的实施,对电站的电压调节、功率调节响应和频率调节响应提出了更高的要求。在满足电网要求的同时,要兼顾机组控制系统性能和响应速度提高后对水力机械和电气绝缘等设备设施的安全影响,进行机组自动化控制系统的参数优化和状态实时监测,优化参数设置,及时发现和消除安全隐患。如充分考虑引水管道的水击影响(尤其是长引水管道电站),对机械设备的疲劳破坏、磨损等;充分考虑调差运行、深度进相运行对发电设备的影响;考虑因机组参数设置不合理,而导致机组和系统电压和无功大幅波动,进而导致系统稳定破坏的现象发生;对负荷分配系统的振区设定时,一定要建立在对每一个真机全水头试验的基础上,并要留出合理的安全边界。

5.6 加强设备维修管理,为机组本质安全护航

对运行设备的缺陷管理要高度关注,对难以解决的疑难杂症要在充分分析的前提下做好事故预想和把控,并依托外部力量展开技术攻关工作,防止顽症久放就视为正常的情况。经常性的开展发电设备重要参数的发展趋势分析,对不良变化趋势及时收集数据,并予以分析、跟踪,做到大小问题均不放过。

做好机组运行中受交变应力、大载荷部位的监视和检测,如大轴联轴螺栓、顶盖紧固螺栓、尾水管门和蜗壳门紧固螺栓、大轴补气管、接力器活塞杆、高压油管道螺栓、控制环分半把合面及把合螺栓等重要部件的无损检测工作。

5.7 补充完善在线监测装置,随时把控局面

利用机组在线振、摆监测系统,及时把握机组的运行情况。在易跑水位置安装积水监测装置,及时发现异常跑水情况。在关键设备区域安装可视系统,在人员无需到达危险现场的情况下既能及时准确的掌握信息,快速准确的进行合理处置。

5.8 重视电站应急管理,最大限度的减少事故损失

组织专业人员编写实用的精简预案,开展全员培训,定期进行演练,提高员工在异常情况下的快速响应能力,避免紧急情况下的乱中出错,从而有效避免事故的扩大和次生灾害发生。

6 结 语

时值今天,萨扬电站事故已经过去近一年了,但那惨痛的一幕还历历再现。水电站的防垮坝是众所周知的重点,防止水淹厂房也同样需要高度关注,尤其是在系统中担负调频调峰作用的高坝、大库、大机组的地下式厂房电站更需关注。对于机组运行中出现的振动摆动异常情况要高度关注并采取适当措施。对于并入系统的各种电力控制自动系统在优化参数时,要兼顾考虑系统要求和设备的承受能力,避免造成机组的慢性损坏。无论是电站的运行人员,还是电站管理人员,一定要高度关注设备、设施的异常情况,及时进行检查处理,才能有效避免出现类似萨扬电站的重大事故。