水电站调速器电气部分典型故障处理

电站位于黄河北干流托龙段尾部（内蒙古托克托至），是黄河水利枢纽的配套工程。电站共装设4台单机容量100MW的轴流转桨式水轮发电机组用于晋蒙电网调峰，1台单机容量20MW的混流式机组用于非调峰期向河道泄放基流并参与基荷运行。

水电站调速器主要包括调节控制器和机械液压系统，用以保证水轮发电机频率稳定、维持电力系统负荷平衡，并根据操作控制命令完成自动开停机、负荷调节等自动化操作。目前，水轮发电机调速器均采用较高可靠性的可编程控制器等作为调节器，配合少量的外围信号电路，电气部分故障率总体相对较低，偶尔出现的异常故障现象，大部分是由于信号线接触不良、程序设计考虑不足、产品寿命质量问题以及机械液压部件杂质堵塞造成的[1]。

4台轴流转桨式机组均采用长江控制研究所研究生产的WDST-100型调速器，该型调速器控制部分采用完全独立的交叉冗余配置，原理框图如图1所示。

图1 调节器原理示意图

1 主配压阀抽动 1.1 故障现象

3号机组调速器多次出现抽动现象，现场观察主配压阀频繁上下动作；压油装置油压低信号频报，主泵启动频繁；机组有功功率在给定值附近持续波动[2]。某次抽动监控系统历史曲线记录如图2所示：抽动前机组有功功率65MW，调节输出始终稳定为67.28%(转速波动尚在死区限制范围内)，抽动后导叶开始在66.96%~67.84%范围内频繁开闭，机组转速及有功功率波动均显著。运行人员在现场的应急处理措施通常为将调速器切换至纯机械手动运行，此时抽动现象可消失。但机械手动运行方式为开环调节，调节精度差，只能试验或短时应急使用。

图2 3号机组抽动历史曲线

1.2故障原因分析

通过调节器和比例阀的交叉配置试验，初步判断抽动现象由A比例阀相关部分引起。导叶开度调节信号和协联控制调节信号在对应的比例阀驱动板处与导叶开度反馈信号作差，有差值时，驱动板对比例阀开机或关机侧线圈励磁，进而控制主配压阀使主接力器向开机方向或关机方向运动。其中，平衡表显示调节器输出和导叶开度反馈的差值。机械部分故障时平衡表常单偏指示，电气部分故障时则表现为在零刻度两侧不停地动作[3]。3号机组调速器抽动时平衡表指针在零刻度两侧来回摆动，因此，问题直接指向电液转换电气部分，即比例阀驱动板部分。

比例阀驱动板是WDST-100型调速器电液转换核心部件，用来将控制器调节信号与接力器位移信号的差值转换为控制比例阀动作的电信号，涉及到开关机补偿、开度反馈信号调零调幅、放大倍数以及震动分量等关键参数，调整方式均为设备维护人员调整电位器实现各参数整定，暂无定量调整依据。现场观察导叶开度反馈机构固定良好，随接力器动作反应灵敏，测值准确；三角波振动分量频率为253Hz，满足100HZ-500HZ的要求范围，且比例阀未有共振声；触摸屏观察，在线调节器调节输出信号和导叶开度反馈信号偏差较大，远超0.5%规定范围。综上，抽动故障原因集中在比例阀驱动板开关机补偿部分。

1.3故障处理

调速器再次发生抽动时，现场对A比例阀驱动板上对应的开关机补偿电位器分别往减小补偿方向适量调整，抽动现象随即消失，故障消除后的历史曲线如图3所示，各项参数特别是导叶开度波动范围大幅减少。观察运行至今，3号机组运行稳定，未再发生之前的抽动现象。另外应注意，在进行比例阀驱动板死区补偿调整时，应配合放大倍数电位器一起调整。一般先调整好死区再提高放大倍数，若系统不抽动，则要尽量提高放大倍数。

图3 3号机组在线调整参数后历史曲线

2 自动水头未投入 2.1故障现象

轴流转桨式双调节机组调节过程中，导叶和桨叶之间通过最优协联控制以增加水轮机高效率区域宽度，使水轮机组具有最好的运行效率，协联控制即某时刻的水头信号和导叶开度共同确定桨叶开度。长期以来，由于水头测量回路误差较大，电站运行人员根据水库上下游水位值手动修改调速器侧水头值参与协联控制，无法满足调速系统对水头值的实时要求，不能及时反映机组实际工作水头变化，从而使机组长期偏离最优工况运行[4]。

2.2 故障原因分析

按照设计，电站水轮机工作水头是通过测取水轮机蜗壳进口压力与尾水管出口压力后计算而得。机组投产发电后，随着水库泥沙含量增多，各机组蜗壳进口压力和尾水管出口压力测量管路被泥沙不同程度淤堵，各压力表计输出数据与实际压力值相差较大，上述水头测量方式已不能为机组调速器提供准确的实时水头数据[5]。

2.3 故障处理

新的水头信号采集设计采用由机组拦污栅后水位和下游水位在机组LCU（现地控制单元）中相减得到实时水头。其中，机组拦污栅后水位现有液位传感器至机组LCU的硬接线回路，电站下游水位属于全厂公用LCU中现有的采集信号。各机组LCU通过监控系统网络互取功能完成下游水位值实时调用并参与水头信号运算，运算后的水头信号通过原有模拟量输出通道至调速器侧参与实时调节，水头信号数据流向如图4。实际运行结果表明，机组水头信号采集过程经零物质条件投入方式修改后，进一步提高了机组自动化水平，解决了人工修改水头的繁琐以及人工水头对机组运行效率的影响，在一定程度上实现了节能目的，对同类水电厂调速器顺利实现自动水头投入功能具有一定借鉴意义。

监控系统网络公用系统 8LCUAI通道100M双以太网AO实时水头*号机组 *LCU*号机组调速器*号机组拦污栅后水位计下游水位计 图4 水头信号采集数据流向示意图

3 调节器在线机频繁切换 3.1 故障现象

WDST-100型水轮机调速器以双冗余控制器结合电气部分其他冗余配置构成了具有交叉冗余特性的调速系统。2015年6月15日以来，3号机组在停机状态且为A比例阀在线工况下多次发生在线机切换为B机而在线阀未发生切换现象，并同时报出电气故障信号。

3.2 故障原因分析

电气故障为调速器电气部分故障中较为严重且影响在线机运行的故障，导致在线机电气故障的原因如图5，当在线机出现电气故障后，调节器自动完成在线机切换，且在线机切换指令与在线阀切换指令同步下发，在线阀切换指令需要比在线机切换指令保持更多的时间以完成复杂的切换动作。

并网工况机频1、2均故障A阀在线导叶反馈1断线切至B阀B阀在线导叶反馈2断线切至A阀≥1在线机电气故障非在线机无电气故障&A/B机自动切换 图5 在线机自动切换原理

现场通过拆除信号线方式模拟了导叶反馈1断线(A阀在线)，调速器在线机能够正确判断该电气故障，同时正确执行了在线机切换和在线阀切换。上述验证过程说明，在线机自动切换极有可能由瞬时干扰信号引起，瞬时信号持续了足够完成在线机切换的时间，却未持续至完成在线阀切换的时间。

为了验证上述猜想，在调节器程序中添加三个相应的故障计数器，分别用于监视引起在线机电气故障并自动切机的具体原因。停机工况下，数日内现场先后捕捉到数次调节器自动切换在线机动作，且均为A阀在线工况，历次动作信号均小于20ms。至此，可以充分肯定导致A机和B机频繁自动切换的原因是导叶反馈1信号断线。切机不切阀则是由于该类故障信号持续时间短，瞬时干扰信号仅完成了切机中间继电器短时励磁，但没有足够时间励磁

比例切换阀线圈。

3.3 故障处理

为了确定故障点，对两路导叶反馈信号进行比例阀驱动板输入前和输出后录波，如图6所示，U1、U2为导叶反馈1经比例阀驱动板调整前后信号，U3、U4为导叶反馈2经比例阀驱动板调整前后信号。导叶全关位，U2出现较大幅值波动，且负向部分幅值远远超出导叶反馈断线判断阈值(-0.076V)。将比例阀驱动板执行反馈信号处理的核心器件LM324更换后重新录波如图7所示，该波形图已没有较大幅值的波动现象，负向幅值均小于0.01V，远远小于导叶反馈判断条件。采用上述措施处理后，机组调速器至今未再发生在线机频繁自动切换现象[6]。

图6 故障处理前导叶反馈信号录波

图7故障处理后导叶反馈信号录波

4 小网标志频繁动作 4.1 故障现象

按照《华北电网发电机组一次调频运行管理规定》要求，机组调速器正常调节模式为PI调节的一次调频模式。小网标志动作后机组退出一次调频模式进入小网工况运行，小网工况是采用PID调节的频率调节模式，目标是快速对频率变化做出响应，稳定频率变化，但单纯的频率调节模式对机组当时负荷稳定产生不利影响。

机组发电状态时上位机监盘发现机组频报小网标志动作、复归信号，动作周期小于1s；停机工况下，偶尔也会发生小网标志动作、复归信号；小网标志动作时刻，故障录波器、监控系统以及机组功角测量装置的频率采集值并未发现超过小网标志阈值的记录。

4.2 原因分析

机组并网工况下调速器频率越过小网阈值（机组频率大于50.50 Hz或小于49.50Hz）即进入小网工况，置PID调节参数。当机组频率恢复正常（进入50.20~49.80 Hz范围），退出小网模式。大网至小网工况的切换转移完全由小网标志动作与否确定，而决定小网标志动作与否的是机频测值是否上下越过小网阈值。经过对比其他对频率动作有记录功能设备的历史曲线，在调速器小网标志动作时刻均未发现任何异常动作记录。由此考虑到，现场电力生产环境干扰不可避免，虽然在机频信号采集硬件回路中已采取了抗干扰措施，如硬件滤波、信号电缆屏蔽等技术，但是由于在应用程序中直接通过判断机组频率是否超出阈值来确定信号动作与否的方法不能排除现场噪声与瞬时干扰因素导致的误判，从而引起小网标志频繁动作复归现象。

4.3 处理方法

针对现场生产环境中难以完全避免的机频信号瞬时干扰问题，采用了延时判断方法以消除干扰突变，新增流程如图8所示[7]。其中，JF为机频采样值。程序增加此防瞬时干扰程序段后，小网标志信号频繁动作现象消失。该方法可推广适用于各种模拟量阈值判断控制场合，对各类控制设备实现定值准确判断和控制具有重要意义。

开始JF>50.5Hz或JF<49.5Hz否是计时器累加否计时器>1s?是一次调频动作转入小网模式计时器保持>1s计时器清零保持大网模式延时判断程序结束

图8 防瞬时干扰程序流程图

5 总结

水轮机调速器是水电站的重要基础控制设备，对发电机组安全稳定运行意义重大。通过对厂内调速器几起典型电气故障的分析、处理及总结整理，为其他电站调速器维护人员迅速判断故障原因并及时消除故障提供了参考。