长洲电站6号机组调速器异常运行检查及处理

陆丁

（广西长洲水电开发有限责任公司，广西 梧州 543002）

长洲电站6号机组调速器异常运行检查及处理

陆丁

（广西长洲水电开发有限责任公司，广西 梧州 543002）

通过对长洲电站6号机组异常振动处理过程中出现的调速器导叶操作不动及运行中异常抽动检查处理情况介绍，分析导叶操作不动及异常抽动原因，总结调速器异常运行处理方法，为同类型调速器故障处理提供借鉴。关键词：调速器；异常；导叶；抽动

1 背景

长洲电厂6号机组为灯泡贯流式机组，单机额定容量为42 MW，调速系统为南京南瑞集团公司SFAR2000调速器，其通过综合模块、伺服阀功放、伺服比例阀组合配置实现对液压系统的电气控制，它引入了伺服阀反馈、主配反馈、接力器反馈实现闭环调节，手动控制时采用接力器反馈做为闭环控制。

其控制原理图见图1。

图1 调速器控制原理图

2 现象

长洲电厂6号机组正常运行过程中，负荷带至18 MW时，受油器X振动达2 000 μm、组合轴承X摆度达1 500 μm，且导叶出现周期性抽动，在停机进行检查后又出现了导叶无法开启现象。

3 分析过程

针对6号机组出现的异常情况，我们需捋清检查思路，逐个解决：导叶操作不动检查→主配抽动检查→机组振动检查。

3.1 导叶操作不动检查

（1）电气回路检查

1）测量伺服比例阀（1 274 Ω）、事故配压阀（1 299 Ω）、切换电磁阀（1 315 Ω）、急停电磁阀（1 350 Ω）线圈直流电阻正常。

2）测量主配压阀反馈、伺服比例阀反馈信号正常。

3）综合模块参数检查正常。

4）功放板检查正常。

（2）机械油路检查

1）切手动，开导叶，主配关腔有回油出来，管路从事故配出来的关腔一直有压力，压力与压力罐等压。开腔在开的过程中压力慢慢上来，主配阀芯也是往开腔动作的。

2）拔掉伺服阀阀头，机械将主配阀芯顶往开腔，主配关腔有回油，接力器不动。

3）将事故配压差变送器拆掉，装上机械压力表。正常情况下6 MPa，动作事故配后，压力降到0。复归后变成6 MPa；拔掉事故配切换阀阀头，动作图拉博后，压力降为0，复归变成6 MPa。

4）拆事故配插装阀C1、C2、C3，没有发现阀芯有卡堵现象，阀芯活动灵活。将C4螺杆压到底，开导叶，仍操作不动。

5）事故配不投入时，手动增加，主配关腔有回油；事故配投入时，手动增加，主配关腔、事故配回油都有回油出来。

6）调速系统消压情况下利用桥机起吊动作控制环，控制环及接力器动作正常。

（3）通过试验初步判断

1）事故配C3插装阀有渗油。

2）控制油源压力不足。

3）事故配内部油孔堵塞。

（4）处理过程

1）将C2压力表拆开，往里吹空气，将C3端盖拆开，事故配未动作时，1、2口都有气出来；投入事故配后，只有1口有气体排出，证明事故配油孔未堵塞（图2）。

图2

2）将控制油总滤过器至事故配段油管路进行吹扫，未见堵塞。

3）将C1 C3插装阀对调回装后导叶可以操作。

3.2 主配抽动检查

（1）现象：在空载情况下，导叶在自动往关方向动作时，开腔管路剧烈震动，控制环会发出异常声响，但是切手动操作时，未见异常。

处理步骤：

进行导叶副环试验（检验反馈追踪给定情况，检查自动控制回路参数），检查主配电气零点有偏移，调整零点，优化稳零及PID参数，KgP由10改为8、KgD由1改为2、GDB由3改为2、Gvs由9AD改为B00，使副环扰动效果得到改善，再次模拟空载态扰动和发电态增减负荷，调速器均运行正常。

（2）现象：机组额定负荷运行过程中，调速器抽动，造成导叶开度发生2～3个开度的变化。

处理步骤：

机组停机态下，手动开导叶至5%开度，测量主配反馈电压量有1.05 V电压（正常反馈电压0.01 V以下），主配中位明显偏移，考虑主配中位刚刚进行定位，初步判断主配压阀阀套偏移，经分解主配压阀发现阀套定位销变形，且主配阀套移位7 mm（图3）。

经重新加工定位销固定阀套，并校验主配中位及进行导叶副环试验，机组并网带负荷运行正常。

（3）现象：机组额定负荷运行过程中，调速器抽动，导叶开度未发生变化，但会周期性抽动并伴随管路剧烈震动。

图3

处理步骤：

1）南瑞调速器原理调节框图见图4。

图4

①在开度模式下

主环环节导叶给定由3部分组成：PID输出，机组负荷给定PGV，空载开度YNLD.

PID输出：只有在一次调频投入且超出死区设置的情况下才会有输出，现场实际情况为频率在死区范围内，且无一次调频动作信号，所以PID输出无开出。

机组负荷给定PGV：只有在监控外部给定增减令的情况下，才会发生变化，此时监控无增减开出，所以PGV无变化。

空载开度YNLD为一定值，不会发生变化。

所以导叶给定为一个定值。

②副环环节

给定会与导叶反馈做差，直至最后为0，导叶保持稳定。

在这一环节中，涉及的变量主要有3个：

a副环扰动上位机侧的比例和积分；

b机械柜内的综合控制模块的PID参数；

c导叶反馈的反馈信号。

现场做了如下测量：

a控制输出，机组在抽动时，无变化；

b导叶反馈，机组在抽动时，电压基本稳定；

c主配反馈，机组在抽动时，电压也基本稳定；

d伺服阀反馈，机组抽动时，电压发生变化。

由于控制输出无变化，所以在副环环节，导叶给定与导叶反馈之间做差应该为0，即调速器并未发出调节指令。

2）现场发生抽动时均是在油泵启动，油压从5.8～6.3 MPa升高的过程中和过程后发生，且主配动作唯一途径为伺服阀动作而引起。故推断为伺服阀在油压升高后P口一直憋压或其他情况，造成了阀芯的来回移动，导致主配发生抽动情况。

图5

伺服阀工作原理：电磁铁5和6不带电时，弹簧3和4将控制阀芯2保持在中位。比例电磁铁得电后，直接推动控制阀芯2，例如，电磁铁b（6）得电，控制阀芯2被推向左侧，压在弹簧3上，位移与输入电流成比例。这时，P口至A口及B口至T口通过阀芯与阀体形成节流通道。电磁铁6失电，2被3重新推回中位。弹簧3、4有两个任务：一是电磁铁5和6不带电时，将控制阀芯2推回中位；二是电磁铁5或6得电时，其中一个作为力—位移传感器，与输入电磁力相平衡，从而确定阀芯的位置。

3）现场更换或清洗伺服比例阀，将静态的零位调整试验，定位试验和副环扰动试验重新完成后，静态模拟发电态启停油泵来观察无问题后，再次发电观察。

4）通过进行导叶副环试验（检验反馈追踪给定情况，检查自动控制回路参数），检查主配电气零点有偏移，调整零点，优化稳零及PID参数，KgP由10改为8、KgD由2改为1、GDB由2改为0.3、Gvs由B00改为A78，使副环扰动效果得到改善，再次模拟空载态扰动和发电态增减负荷，调速器均运行正常。

3.3 机组振动检查

（1）进行了协联曲线的检查及PID参数检查未见异常。

（2）检查转轮体、上流道水平支撑、垂直支撑、导叶叶片，均未见异常。

（3）毛水头13.8 m时机组带负荷18 MW，受油器X振动达2000μm、组合轴承X摆度达1500μm，但其他负荷段未见异常。

（4）毛水头13.1 m时机组各负荷段未见异常。

通过以上检查处理过程，可得出：

（1）导叶操作不动为事故配C3阀有渗漏造成。

（2）导叶主配压阀抽动为伺服比例阀长时间调节，灵敏度下降所致。

（3）导叶副环效果可以通过主配位移传感器进行优化，但在现场调整效果不佳情况下，可通过调整导叶稳零参数进行补偿。

（4）机组工况恶化为当时水头下机组振动区造成。

4 结论

通过对长洲电厂6号机组检查处理，对南瑞调速器主环控制环节、副环控制环节电气控制回路及液压操作系统有了全面了解，理顺其调节原理，为类似故障的查找提供借鉴。

TK730.4+1

B

1672-5387（2016）10-0064-03

10.13599/j.cnki.11-5130.2016.10.019

2016-04-15

陆 丁（1986-），男，工程师，从事电力生产技术研究工作。