唐卫平

（湖南省电力公司科学研究院，湖南 长沙 410007）

结合2011年湖南省电力公司科学研究院对省内统调水电厂开展的技术服务工作，就技术监督网内主要水电厂发生的缺陷及障碍进行初步分析，提出了应对措施。

1 发电设备缺陷及故障类型

2011年技术监督网内水电厂较典型的机组异常及障碍共计18台次,综合分析引起机组异常的发电设备的缺陷及障碍的原因有4类。

1.1 设备本身存在先天缺陷或安全隐患

（1）2011年2月19日，凌津滩水电厂1号机组C修过程中发现发电机定子线棒槽底垫条、槽衬纸窜出线槽，定子铁心齿压条移位等问题。经分析，该重大缺陷是由于设计、安装等方面存在先天性缺陷所导致，并在运行中逐渐发展，非突发性，经电厂组织现场检查讨论初步确定机组可以监视运行。消除该缺陷的根本办法是将发电机定子铁心重新收紧，并对线圈在槽内的嵌装工艺进行改进。

（2）2011年5月13日，黑麋峰抽水蓄能水电厂2号机组消防管出现裂纹，由于机组消防管取水来自机组尾水管，处理裂纹需要将尾水管排水后方能进行，2号机组被迫退出备用。

（3）2011年6月15日，凌津滩水电厂5号机组转轮室环法兰焊缝出现渗水，检查发现5号机组环法兰焊缝共20 m左右，其中有16 m范围出现了大量超标裂纹，严重影响机组安全运行，成为影响电厂安全生产的重大安全隐患，机组被迫申请转临时检修处理。通过现场全面检查、原因分析和处理方案分析研讨，结合现场振动试验及模态仿真计算结果，确认凌津滩4～9号机组排水环设计刚度不足，加之当时加工条件限值导致机组运行工况排水环振动过大，因振动引起焊缝的疲劳破坏导致大量裂纹产生。

（4）2011年8月15日，空洲水电厂1T 310断路器炸裂，开关柜起火。10.5 kV母差保护动作引起10.5 kV I母失压，切1G、2G，1T复合电压闭锁低压侧过流保护动作跳闸。对故障进行原因分析，发现1T 310断路器在投产时受当时条件局限，只能选择容量小于设计值的3000 A的断路器，运行期间由于电流大，接头发热导致温度偏高，最终发生炸裂引起开关柜起火，解决措施为将310断路器更换为容量为5000 A的隔离刀闸。电厂对此类问题未引起足够重视，没有及时更换存在先天不足的设备，导致类似问题再次发生。2010年8月30日342断路器真空瓶炸裂导致10 kV II母母差保护动作跳320、332、342断路器，342断路器转检修处理。

1.2 设备运行维护管理不到位

（1）2011年3月17日，五强溪水电厂5号机组由于差动保护动作引起机组跳机。分析原因为差动保护用TA二次回路绝缘击穿，电流二次回路外绝缘损坏，运行中对地放电导致差动保护误动作。

（2）2011年4月7日，空洲水电厂3G漏油泵出口密封损坏，机组退出备用处理。

（3）2011年4月15日，黑麋峰抽水蓄能水电厂3G励磁变电缆间歇性放电，3T不能维持运行，3T事故转冷备用处理。

（4）2011年4月15日，碗米坡水电厂3号机组3T跳闸。疑为3号机组停机过程中，谐振过电压引起零序过电压保护动作跳3号主变630断路器。

（5）2011年6月6日，东坪水电厂1号机组发生水导烧瓦事件。经分析，水导轴承高压顶起回路压力降低，轴承润滑油膜厚度不够，造成水轮机主轴与水导轴承瓦发生干摩擦，是造成水导轴承轴瓦烧损的直接原因。调查发现:2011年5月29日～30日期间以及2011年6月1日～2日期间，3号、1号机组运行时水导摆度超限报警信息均较少，从2011年6月5日17:00～2011年6日2:00，1号机组运行中水导一直频发摆度过大报警soe信息，水导瓦干摩擦已引起水导摆度超限，但未引起重视。对机组振动摆度过大报警后运行人员如何干预问题，应作出明确规定并实施。

（6）2011年8月17日，近尾州水电厂1号机组C级检修开工，8月22日进行转轮盘车时发现有异常的金属撞击声。8月27日解体转轮锥形端盖、泄水锥后，发现4片桨叶操作机构双连板圆柱销的8颗压板螺栓 （M20×70）有5颗被齐头剪断，造成圆柱销脱出撞击轮毂发出异常的金属撞击声。该问题由于及时发现并处理正常，避免了运行中重大事故的发生。

（7）白渔潭水电厂7号机组在2011年3季度的检修中，3号机组检修完毕开机后，发现桨叶到一定开度后不能继续打开，停机检查发现桨叶耳柄与操作架的联接螺杆断裂。经检查分析，联接螺杆断裂的主要原因是由于设备投运时间长，机组许多部件存在老化或达到寿命期限，运行几十年从未对其进行检验和更换。

（8）2011年9月12日，贺龙水电厂1号机正常运行中，由于励磁调节器故障，无功进相到-22.8 MV·A，发电机失磁保护动作跳机，后联系厂家将励磁调节器的板子更换后正常。以往机组进相试验表明，机组额定负荷情况下最多只能进相-2 MV·A。该问题反映出电厂励磁调节器可靠性降低，1号机组励磁调节器运行时间长达7 a，经常出现故障，日常运行中需加强对老旧设备的检查和试验检查，必要时进行更新改造，以确保设备的安全运行。

（9）2011年9月25日，鱼剑口水电站3号机励磁调节器故障，励磁调节器处于失去恒电压运行方式的正常备用工况，造成机组安全运行隐患。分析故障原因为:一是3台发电机励磁调节器装置已运行近7 a，各类集成电路板都开始不同程度的老化变质；二是电站各次大、小检修均没有对调节器各类集成电路板进行除灰清扫和干燥处理，造成了集成电路板加速老化变质。

1.3 技术管理工作不细致

（1）2011年3月11日、14日，铜湾水电厂3号机组连续出现2次由于调速器逆功率保护动作造成机组跳机。分析原因为主配压阀在运行中出现发卡的现象 （偏关侧），机组并网运行时导叶关闭导致机组逆功率保护动作跳机。

（2）2011年6月15日铜湾水电厂出现2号机组由于空冷器冷风回路测温故障引起机组跳机，10月5日铜湾水电厂出现3号机组由于空冷器热风回路测温故障引起机组跳机，经检查分析原因为机组温度保护逻辑有问题。

针对上述故障，建议电厂对水机保护逻辑开展全面检查，对诸如空冷器冷风温度异常即作用于停机这样的保护合理优化，避免机组非停的发生。

1.4 其他因素 （外力破坏、环境影响等）

2011年7月27日，关门岩水电厂110 kV江关线15号杆下由于树木倾斜，影响线路正常运行，被迫将线路转检修处理。

2 发电设备缺陷及障碍中安全生产的薄弱环节

2.1 全过程技术监督及管理

全过程技术监督及管理涉及到设计、选型、制造质量控制、出厂检验及验收、现场安装、投运后性能评价、运行维护、检修、状态评价、技术改造、退运等诸多环节，每个环节均应有完善的质量控制和技术监督措施，并逐项跟踪落实。对于各类缺陷及障碍中涉及到设备先天缺陷或安全隐患的，说明在建设初期对设备质量控制、运行可靠性的掌控方面存在缺失，必须从源头加强安全和质量控制。对关键部件的结构设计、技术参数确定、设备选型及运行中可能出现的问题应进行技术分析，必要时要进行模态仿真计算，复核强度和安全。2011年出现的定子铁心齿压条移位、转轮室环法兰焊缝出现裂纹渗水、断路器炸裂、消防管出现裂纹等问题在很大程度上与结构设计、设备选型选材等有一定关系，必须加强设计、制造及建设初期的技术监督，做好事前预控。

2.2 设备的精细化管理

技术监督 （控）网内各水电厂生产人员普遍偏少，工作任务重，压力大，在设备的管理上，对宏观、较明显的问题一般较重视，但在设备的精细化管理方面还存在较大的差距。主要表现在各厂不同程度地存在保护定值单中定值与现场实际整定值不符、AGC参数设置与实际不符、现场设备标示不规范、试验及试验报告的完整性和准确性不够等问题。在日常维护和管理中，对由于设备运行环境较差（潮湿、灰尘、振动等），可能引起个别保护误动、拒动、启停设备的保护定值产生漂移等现象估计不足，未在两次检修间隔期间根据实际情况开展关键设备和装置的定期检查、检验；对易损坏、易引起机组停运的密封件重视不够，未规范密封件的定期检查、定期更换工作；对本厂各类紧固件、联接件、预埋件未建立明晰台帐，对关键部位的联接螺栓的型号、规格、材质、运行时间、检查周期、检验方法、更换等未能有效掌控，导致在设备的运行维护方面存在死角，必须重点加强设备的精细化管理，确保设备的运行安全。

2.3 缺陷及反措的清理整改

俄罗斯发生水电站特大事故后，各水电厂不同程度加强了设备缺陷和不符合反措的清理，但存在缺陷清理不全面、整改措施不具体、跟踪闭环不到位现象，发电设备缺陷及障碍频发，安全风险时刻存在，这方面以新投运电厂、技术监督工作起步较晚电厂、技术管理或技术力量薄弱的电厂问题较为突出。新投运机组运行初期问题较多有其客观原因，设备处于磨合期，但对运行中出现多次的重复性缺陷，应予以高度重视，要根据实际情况，联合设计、厂家和有资质的技术机构开展专项研究，制定切实可行的整改措施并跟踪落实。对保护设计配置不符合实际，个别保护流程存在缺陷和不足，保护逻辑不合理的各类涉及到机组安全稳定运行的保护应进行全面清理，优化保护配置和逻辑流程。

设备老化明显且技术管理或技术力量薄弱的电厂，在缺陷及反措的清理方面尤其要引起电厂及主管部门的高度重视，缺陷整改在措施上要定计划、定人员、定时间；在执行上要分阶段、分步骤落实；在管理上要开展中间检查、阶段验收、改后评价，确保设备的安全。

在防止外力破坏方面，要根据相关反措要求，结合电厂实际开展多层次的安全清查和整改，对各种可能的安全隐患进行事故预想和控制，避免外力破坏事件的发生。

3 保障机组安全稳定运行的措施

（1）加强自动化安全隐患排查和基础自动化元件改造。自动化安全隐患易导致机组非停甚至设备损坏和电网事故的发生，水电厂要重点结合维护和检修，扎实开展自动化安全隐患排查，特别是一些直接涉及到事故停机和紧急事故停机的信号、保护流程和控制逻辑以及各装置的供电情况、电源系统的负载情况等。对使用年限很久的电磁配压阀等自动化元件重点跟踪，一旦出现问题应立即对同批次产品进行处理。对影响保护投运，影响停机的重要自动化元件根据其工作情况进行综合评估，对运行状况不佳的列入检修计划，结合检修期统一处理。

（2）加强与电力调度部门的沟通合作，继续优化完善机组运行方式和AGC控制策略。水电厂AGC的实施存在许多工程化问题，关键点是既要保证电网对负荷响应速度和负荷调节精度的要求，又要保证机组如何避开机组运行 “振动区”，维护其安全运行。因此，必须加强水电厂、电力调度部门、相关技术部门的沟通合作，根据通过现场监测和专项试验确定的各厂机组振动区和 “禁运区”，在水电厂AGC控制策略中，根据水头的变化实时确定所有参与AGC机组的联合振动区，实时上报电力调度部门，调度部门AGC根据各厂上报的联合振动区依据一定的策略合理避开机组 “禁运区”。

（3）规范和加强水电厂机组状态监测的管理和应用。机组状态监测是实时掌握设备状况，维护安全稳定运行的重要手段。技术监督网内各水电厂不同程度存在对机组状态监测的巡视维护死角，缺陷跟踪记录及处理不及时，机组振动过大报警时的分析、干预和处置措施不完善等问题，机组运行的安全风险时刻存在，不容忽视。必须充分利用机组状态监测系统，实时分析掌握设备状况，加强对设备运行状况的掌控，为安全运行提供可靠指导。各厂要持续完善机组振动过大报警时的分析、干预和处置措施，保障设备安全。在精密点检和设备状态评价的基础上，以设备状态为依据，推进发电设备状态检修工作的稳步开展。

（4）高度重视低水头灯泡及轴流式机组的安全稳定运行问题。近年来，低水头轴流及灯泡贯流式机组设备问题较多，主要表现在机组流态不佳，机组振动引发排水环裂纹，导叶及桨叶控制机构关键联接件及螺栓松动、断裂，铜套磨损加剧，漏油现象频繁，过渡过程调节品质不好，协联关系与设计存在偏差等方面，机组的稳定及经济运行受到较大影响。对这些问题的处理一是要加强状态监测分析和跟踪，合理调度机组并优化机组运行方式；二是要加强运行巡视维护，加强检修的质量控制，对重要的联接件、紧固件、预埋件等密切跟踪；三是要从技术和安全上开展优化运行和专项研究，分析问题原因，探讨解决办法，结合检修和技改采取针对性措施，落实整改后的验收和评价。

（5）重视和不断规范检修工作。应加强对检修时发现的设备隐患整改、检修中涉及的重大技改、检修工艺及质量控制、检验试验及检修后性能考核评价等工作。部分水电厂检修采用外委方式，在按规程、标准开展检修中的测试、检修、检验及试验方面资料存在不同程度缺项、无记录现象，应加强这方面的管理，对每项检修工作要做到四有，即“有数据、有标准、有分析、有结论”。确保检修工作质量、检修中的技术安全和检修后一次启动成功。

（6）深化技术培训，不断提高专业人员素质和技术监督水平。近年来，国内水电厂设备的更新改造，新技术的采用和自动化水平的不断提高，均对技术监督专责及专业技术人员的素质提出了更高的要求。部分水电厂技术人员素质及技术水平参差不齐，从业资质、持证上岗还未实现规范管理和步入考核—改进—提升的轨道，不能满足生产和安全工作需要，亟待改进和提高。建议各水电厂结合实际情况，开展多种形式的技术培训，不断提高生产人员专业水平，确保对设备的掌控。