调速器频繁抽动原因分析及解决办法

马剑滢，牛喜贵

（甘肃电投大容电力有限责任公司，甘肃 兰州 730030）

调速器频繁抽动原因分析及解决办法

马剑滢，牛喜贵

（甘肃电投大容电力有限责任公司，甘肃 兰州 730030）

通过对某水电站机组调速器频繁抽动的原因分析，采取改造调速器接力器开度反馈装置、改变机组关闭规律等一系列措施，成功解决了此问题。

调速器；抽动；机组飞车；调保计算；处理

1 概述

水电站3台调速系统设备为YWT-3000步进电机式，每套包括电调柜1面、压油泵控制柜1面、7.5 kW压油泵2台、中间补气罐2个（各10 L），压油罐1个（额定工作压力为2.5 MPa），敞开式集油箱1台，导叶反馈采用角位移传感器。3台调速器于2007年4月相继投入使用。在使用过程中存在以下主要问题：

调速器抽动频繁，幅度大，在自动开机时，机组经常出现过速停机现象，只能采用手动开机流程；引导阀在冬季经常出现卡涩现象，机组无法正常运行；引导阀内漏现象严重，在正常调整过程中，流油量由最初的滴漏，形成连续不断地线性下漏。油压装置压力油罐油气比例不能满足要求，补气量不足（电站无中压气系统，调速器补气采用中间补气罐补气的方式补气，补气效果不佳）；调速器中间罐罐头磨损过快（一个中间罐需两年更换一个罐头）油压装置中的滤油器滤芯无备件，截止目前从未更换过，滤芯已经无法正常工作。

2 电站简介

水电站位于甘肃省迭部县白龙江一级支流多儿河上，距迭部县县城65 km处，是白龙江干流尼什峡至沙川坝段梯级开发规划的13座水电站之一。厂房位于多儿河汇入白龙江汇口下游500 m处的白龙江右岸，总装机容量30 MW，安装3台10 MW水轮发电机组。电站工程主要建筑物由拦河大坝、溢洪道、泄洪排沙洞、发电引水洞、调压井、压力钢管、水电站厂房及变电站等建筑物组成，电站工程为Ⅳ等小（I）型工程。泄水建筑物由开敞式溢洪道、泄洪排沙洞组成，均布置于右坝肩，校核洪水泄量382.3 m3/s，设计洪水泄量265.5 m3/s。引水发电隧洞位于多儿河右岸山体中，低压引水隧洞总长6 319.953 m（桩号0-006.872～6+313.081 m），高压引水隧洞总长333.325 m（桩号6+313.081～6+646.406 m），压力钢管总管长126.961m，岔管为卜型岔管，最长36.403m。电站设计引用流量24 m3/s，设有阻抗式调压井，井筒内径8 m，井高44 m。水库正常蓄水位1 986 m，总库容813万m3。电站主要任务是水力发电，于2007年4月投产发电。

3 技术参数

3.1 上游水位

校核洪水位：1 989.00 m

设计洪水位：1 986.90 m

正常蓄水位：1 986.00 m

死水位：1 974.00 m

3.2 下游尾水位

厂房校核尾水位（Q=1 390 m3/s，含干流流量）：1 844.30 m

厂房设计尾水位（Q=1 000 m3/s，含干流流量）：1 842.70 m

3台机满发尾水位（Q=72 m3/s，含干流流量）：1 836.30 m

2台机满发尾水位：1 835.94 m

1台机满发尾水位：1 835.58 m

半台机发电尾水位（Q=28.4 m3/s，含干流流量）：1 835.40 m

3.3 机组资料

4 原因分析

通过对电站设备及原始设计资料核查，分析造成调速器问题的原因主要有以下几点：

（1）调速器的接力器行程位移量反馈单元形式复杂，位移量经过两次转化缩放，难以准确反映精确位置。

经查机械液压系统图可知，调速器的接力器位移量反馈单元工作原理：首先利用反馈斜块的斜度将接力器的水平直线位置转化成反馈杆的垂直位移量。反馈杆的位移量传递给位移传感器。接力器活塞全行程为245mm,反馈斜块的斜面低侧高度为55mm，高测为75 mm，斜面水平长度为255 mm。反馈过程中将245 mm水平位移量，转化为20 mm的垂直位移量。位移量首次转化是方位转化，即水平位移转化为垂直位移，第二次转化是数值缩放，将245 mm的水平位移值缩减成20 mm的垂直位移值。在第一次的方位转化过程中，反馈杆与反馈斜块间通过滚珠联系，滚珠装在反馈杆末端，滚珠在反馈斜面上滚动，实现方向转化。在转化的过程中，滚珠以及反馈杆在斜面上移动，始终承受一个摩擦力的水平分力，此水平分力影响反馈杆的垂直位移，并且在从滚珠到反馈杆再到传感器的传递过程中经过多个部件连接形成，中间误差较大，最终位移量数值受到影响。此外，位移量的数值转化过程中，接力器实际的位移量为245 mm时，传感器接收到的位移量仅为20 mm,也就是说传感器实际行程为12.25 mm时，反馈信号接收位移量仅为1 mm，反馈精度大大缩小。传递过程中产生的系统误差又被放大了12.25倍。反馈信号不能准确反映接力器实际行程，是造成接力器抽动频繁的主要原因。

（2）电站引水系统过长,调压井设计时阻抗孔面积过小,造成调保数值无法满足规范要求。

本电站引水系统总体长度3号机组为6837.4m，2号机组为6 842.60 m，1号机组为6 847.15 m，进水口至调压室处的长度为6 334.053 m，管径当量为3.39 m，水体惯性较大；而本电站阻抗孔面积仅为压力引水道的17.06%，相对于调压室规范（2014版，25%～45%）较小，压力管道反射水击波效果不充分，且调压室后压力管道约1 km，相对较长，这就造成蜗壳压力上升值较大。电站设计要求最大压力升高值≤195 m、转速上升率≤34%同时得到满足。调节保证计算无法同时满足此项要求，电站在实际操作过程中，为确保引水系统安全，人为规定只要机组转速升高超过10%，就强迫机组停机。这样就造成机组整个系统抗干扰能力低，在机组自动升、降负荷的过程中也常常出现机组过速停机的问题，电站只有采用人为手动开停机、升降负荷操作。

（3）采用的步进电机调速器液压系统原理冗余绵长，结构繁琐，执行元件多，配套不合理。

本系统为了实现复中功能，增加有调中装置、引导阀组等液压元件。使得结构复杂，执行元件增多，无形中增加了许多中间环节，增大了系统误差。

调速系统所采用的电液转换元件为步进电机，型号为90BF006，相数为5相，步距角0.360/0.720。生产厂家为常州宝成电机有限公司。步进电机的控制方式：首先，步进电机是通过接受微机发出的控制脉冲一步一步运行的，不是连续不间断运行方式。其次，步进电机自身特性决定电机的起动力矩较小，起动比较慢，反应相对迟缓。这是造成机组起动容易发生过速的直接原因。

在此过程中就要求步进电机的精度与微机发出的脉冲相匹配，才能达到精准控制接力器的目的。原有系统采用的控制器为贝加莱公司生产的可编程计算机控制器PCC，由于此种设计为微机型调速器较早期的方案，调速器控制特性较差、功能单一。控制器与步进电机的产品品质存在差异，使得整体的调节精度不高。

（4）油压装置系统在设计初期未考虑检修后补气的实际需求，中间补气罐仅仅作为日常的少量补气使用，不能满足日常运行维护需要。

（5）目前原有设备制造厂家已经倒闭不复存在，无法购买易损件，无法进行设备升级改造。

5 解决方案

5.1 方案确定

根据上述原因分析，要解决以上问题，必须对现有设备进行技术改造，从根本上加以解决。提出两套总体解决方案。

方案一：技术改造调速器接力器位移传感器、电气调节部分及电液转换部分，保留原有的调速器接力器，油压装置。调速系统压力等级仍然保留2.5 MPa不变。为解决补气的问题，增加一套中压气系统（包括空压机、储气罐、连接管路等附件）。

方案二：调速器进行整体更换，仅保留调速轴支架以便新旧结合。压油系统改造为液氮储能罐的形式，压力等级为16 MPa，无需增加中压气系统。

通过对改造技术方案、施工难易程度、改造后期预期效果等因素综合分析比对，最终选择采用方案二，以彻底改造调速器设备缺陷。

5.2 设备选型

改造后的调速器采用数字比例伺服阀微机型，额定操作油压：16 MPa。调节器采用德国西门子S7-300可编程控制器。电液转换元件采用高精度、高可靠性的原装进口电液比例阀（德国HYTOS公司PRM型），机械柜内无油管和调节杆件。调速系统无机械反馈，导叶反馈采用进口高精度传感器作为电气反馈元件。当机组甩负荷时，调速器将自动关至空载状态等待下一命令。调速器关机时，具有分段关闭功能。

改造后的调速器为组合式结构(含电气部分、机械部分以及油压装置)。具有出力控制、转速控制、开度控制、电力系统频率自动跟踪、自诊断和容错、稳定等功能。调速器应能现地和远方进行机组的自动、手动开、停机和事故停机；并应提供与电站计算机监控系统连接的通信接口，包括硬件和软件。通过优化选型解决原调速器存在的上述4项设备主要问题。

5.3 调节保证计算

电站原有调保计算采用一段关闭规律进行调节机组甩负荷操作，而一段调保计算结果原本就不能满足规范要求，长期以来给电站安全稳定运行造成隐患。在此次改造过程中特意就调保计算提出专项研究，以解决速率上升、压力上升超标问题。通过反复演算、优化关闭规律，经过3个阶段的推进，得到在不改变现有水工建筑物的条件下，转速上升、压力上升达到最低、并且能够满足规范要求的计算结果。

在计算过程中，第一阶段采用原调速器技术协议参数的一段直线关闭规律及导叶直线关闭时间≤4.29 s的要求，进行计算，满足机组最大转速上升率≤34%的控制标准，蜗壳最大压力计算值为215.75 m，超过195 m的控制标准。

图1 第一阶段关闭规律下蜗壳压力上升率

第二阶段计算时将关闭时间进行了调整，导叶一段直线6.58 s有效关闭规律，最大蜗壳压力为209.34 m，最大转速上升率为41.71%，虽然满足最新计算控制标准，但是仍然无法满足合同文件中压力上升不大于195 m的要求。

导叶关闭规律示意图如图2所示。

图2 第二阶段导叶关闭规律示意图

第三阶段，摒弃了一段关闭的限制，将关闭规律调整为两段关闭，即采用先快后慢的关闭规律，关闭曲线见图3。

图3 第三阶段导叶关闭规律

图4 各部关闭规律曲线

从图4中可以看出：

蜗壳末端最大压力值为198.42 m，3台机组甩全负荷，不满足机组技术协议中蜗壳最大压力≤195m的控制标准，但满足蜗壳最大压力≤210 m的新标准。

机组最大转速上升率为41.13%，不满足机组技术协议中最大转速升高率βmax≤34%的控制标准，但满足机组最大转速上升率≤45%的新标准。

尾水管进口最小压力值为2.25 m，在最不利时刻，3台机同时甩全负荷，该工况下尾水管进口处不会产生空化。

调压室最高涌浪为2001.58m，在最不利时刻，3台机同时甩全负荷，低于调压室顶部高程2002.2m。

通过以上3个阶段的计算分析，在不改变现有水工建筑物及机组构件的前提下，采用导叶分段关闭规律将蜗壳的最大压力升高值、机组最大转速上升率均控制在合理的区间内，达到最佳的匹配关系。

6 实施步骤

实施步骤分为两部分，即拆除阶段和安装调试阶段。

拆除时主要有以下几点需要注意的事项：

（1）分解前，将机组调整为检修停机态，蝶阀全关，按“两票三制”规范要求做好各项防范措施；

（2）按照“安规”要求，做好安全防护措施；

（3）由于调速器采用的是调速轴传递扭矩的控制方式，调速轴在此次技改中不需要改动，故前期拆解前，须将调速轴固定稳定，保证调速轴不发生位移和倾斜。

（4）在排除油压装置内的操作润滑油前，须将压力储气罐内的压力降至0 MPa；

（5）电气线路拆解前，将各线号标记清楚，标号准确并做好防止脱落的措施；

（6）按照审核下发的实施方案进行施工，不得随意更改施工工艺。

调速器的拆解以及安装调试工作，按照《水轮发电机组安装技术规范》要求执行，在此不再赘述。

7 改造效果

电站2号机组调速器改造工作于2016年5月4日完成安装调试工作，并投入使用，截至目前已经运行一个完整发电周期，调速器改造后各项性能达到预期效果，技术改造取得阶段性成果。电站的1号、3号机组调速器也于2017年3月相继投入使用。电站整体改造任务顺利完成，实践证明此次技术改造技术方案正确，改造实施步骤完备，安装、调试工作扎实有效，各项措施到位是此次技术改造取得圆满成功的保障。

TV738

B

1672-5387（2017）08-0068-04

10.13599/j.cnki.11-5130.2017.08.020

2017-06-07

马剑滢(1974-)，男，高级工程师，从事水电站机电设备检修维护管理工作。