某大型泵站故障停机分析及对策

唐文富

（南水北调中线干线工程建设管理局北京分局，北京 100038）

1 引言

某泵站是一长距离调水工程上唯一一座大型加压泵站，担负着某一特大型城市供水的重要任务，2008年9月实现小流量供水，2015年5月开始启泵加压供水，至目前最大日供水量达430万m3，已成为该城市供水的主力水源，为保证该城市供水安全、改善生态环境、促进经济社会发展做出了突出贡献。泵站自加压运行5年多来，共发生了36次突发故障停机，造成泵站供水流量减少、上游水位壅高、设备零部件损坏等不利后果。总结、分析故障停机原因，采取针对性措施，消除安全隐患，以确保泵站安全稳定运行和受水城市供水安全，不仅具有现实的经济价值和社会效益，同时具有重要的政治意义。

2 工程概况

泵站为大Ⅰ型Ⅰ等工程，设计流量60 m3/s，扬程58.2 m，总装机容量58.4 MW，共安装8台卧式单级双吸离心泵，6工2备，单泵流量10 m3/s，配套电动机功率7 300 kW，每台电动机均配有一台变频器，用以驱动机组作变速运行，以满足不同输水流量要求。

泵站上游为渠道、下游为两条PCCP管道，每条管道长约56.4 km，进口处安装4台机组和1根旁通管，出口汇入一个调压池。当输水流量不大于20 m3/s时，采用旁通管重力自流供水；当输水流量大于20 m3/s时，采用单管2台或3台机组并联调速运行方式加压供水。

泵站建有110 kV变电站，110 kV进线采用同塔双回架空线路，站内安装110/10 kV-40 MVA主变两台，110 kV侧采用内桥式接线，10 kV侧采用单母线双分段接线，设母联断路器，正常分段运行，每段母线分别带4台机组。

3 故障停机统计分析

自2015年5月开始启泵加压供水至2020年12月期间，共发生了36次故障停机，具体情况如下：

3.1 按时间统计

按年、月统计发生的故障停机情况分别见图1、图2。

图1 故障停机年度分布

图2 故障停机月度分布

从图1可以看出，投运初期停机频次较高，其主要原因：①机组试运行结束后未停机消缺即投入正式运行，部分设备带病运行；②随着运行时间的增长，在试运行期间未暴露的部分设备缺陷陆续暴露；③运行规章制度、操作规程等尚不健全、完善，运行管理处于摸索阶段；④运行人员主要为工程建设人员，运行经验不足，处于人机磨合阶段。

3.2 按故障停机原因统计

经综合分析，造成故障停机的原因总体可分为电力设施故障、站内设备故障、误操作及其他等4大类，各类故障停机情况见图3。其中站内设备故障是造成停机的主要因素，其原因主要为设备老化、设备本身缺陷和功能不完善等。

图3 故障停机原因统计图

3.3 按故障设备统计

由设备故障导致的停机情况见图4。

图4 设备故障停机统计图

由图4可看出，水泵电动机组等主机组设备故障少，而外电源、变频器、液控蝶阀及技术供水系统等辅助设备的故障率较高。

3.4 按同时停机台数统计

同时停机台数情况见图5。

图5 故障停机台数分布

从图5可看出，停1台机组占绝大部分，表明故障的偶发性、单一性，同时也反映出故障形式多样性、复杂性。

4 故障停机原因分析

4.1 外部电源故障

泵站两回110 kV线路供电电源均取自同一220 kV变电站，并采用同塔架设，变电站电源故障、线路故障等直接影响泵站正常供电并导致停机。泵站两回110 kV线路分别T接自220 kV变电站的两回某一铁路牵引站出线上，铁路牵引站负荷不稳定、谐波大等影响泵站供电电能质量，另外，雷电、大风、暴雨、暴雪、雾霾等恶劣天气以及候鸟迁徙站停线路等引起的线路瞬间接地也会造成电网电压瞬时波动或失压，而泵站机组变频器对电能质量要求高，保护灵敏度高，瞬时电能质量（如电压）下降超出变频器保护定值范围即触发泵站内变电站或10 kV保护装置动作，并引发停机。

4.2 设备老化

泵站设备为2006年前后制造、2008年底安装完成，至2014年9月外电源系统建成投运并开始设备调试，设备停放长达6年之久，在2015年7月泵站正式运行时，设备年限已近10年，部分电气及自动化设备如电气元器件、传感器、仪表等存在绝缘老化、接头氧化接触不良、测量数据漂移、显示异常等情况，随着时间的推移，泵站设备运行逐渐进入故障集中高发期，停机隐患增大。

4.3 设备缺陷

部分设备缺陷在试运行阶段就已显现，如主水泵出口液控蝶阀开关阀时间不稳定、液压系统保压时间短等问题，影响机组安全稳定运行。部分设备缺陷在运行期间陆续暴露，如变频器辅助电源主备切换开关不能快速投切、变频器技术供水循环泵短暂失电后不能自启动等，引发不应该的停机。

4.4 设备功能不完善

部分停机源判据条件设置不尽合理，如机组冷却水流量低报警180 s后即触发停机，没有考虑轴承、定子绕组温升等因素，曾出现流量开关接触不良等误报流量低而导致不应该停机的情况。部分保护回路、保护参数、控制程序等设置不尽合理，如曾发生机组由停机备用态转检修态过程中，手动分机组10 kV断路器时分闸线圈拒动而跳10 kV母线进线开关，造成该母线上所有运行机组停机。

4.5 外部环境

机组及变频器技术供水采用集中供水方式，水源取自泵站前池，在高温季节，渠道中藻类繁殖，堵塞取水口及滤水器滤网、热交换器等，造成冷却水流量低，电机及变频器温度高而引发停机。

4.6 违规行为

运行初期，运行制度、操作规程等不健全、不完善，且采用委托运行管理模式，现地运行操作人员为原机电设备安装施工人员，不但缺乏运行经验，而且存在主人翁意识不强、责任心不强、“两票制”执行不严格等问题，导致误操作引发停机。

5 主要应对措施

针对故障停机的原因，采取了以下主要措施，避免或减少故障停机事件发生。

5.1 加强设备日常巡视和问题整改

（1）除运行、维护人员例行的设备巡视及日常维护外，还组织运行管理人员开展“两个所有”（即所有人查所有问题）问题查改，每天安排2～3人组成问题查改小组，每半个月对泵站全部设备排查至少一遍。巡查人员发现问题后立即拍照并上传工程巡查APP，通知维护人员等及时处置。

（2）加强汛期、冰期等特殊时期的设备巡查，特别是在雷电、大风、暴雨、暴雪、雾霾等恶劣天气时，增加泵站110 kV输电线路巡查频次，及时发现隐患；同时安排应急保障人员及设备现场驻防，一旦发生故障立即抢修，尽最大可能保障泵站110 kV供电可靠性。

（3）在泵站110 kV输电线路杆塔上增设防鸟刺，减少或避免候鸟迁徙站停线路引发的故障。

5.2 开展全面排查和定期检修

充分利用冬季供水需求相对较低的时机，每年开展专项检修。检修前，对泵站设备设施进行全面排查、评估。对排查发现的问题、隐患及运行过程中发现并需停机才能处理的问题实施集中整改消缺，按照检修规程、规范等的规定对设备设施实施定期维护检修、仪器仪表率定及电气设备预防性试验，根据设备生命周期对临近使用寿命的设备、元器件等进行有计划的更换。

5.3 开展技术改造、系统升级及功能完善

针对使用年限长、老化、故障率高的设备，因设备更新换代原产品已停产而新产品不兼容导致无法及时维修的设备，以及存在功能缺失、设计不合理的设备等，进行更新改造、系统升级和功能完善。

5.3.1 技术供水系统改造

（1）技术供水系统冷源改造

原技术供水系统为集中供水开式系统，从泵站前池取水，经技术供水泵加压后，一路供电机管壳式空水冷却器及稀油站油水冷却器，另一路供变频器内水循环冷却板式换热器，换热后排水至前池。

为解决技术供水水源中藻类絮状物及悬浮物堵塞取水口、滤水器、冷却器等引发停机问题，同时解决高温季节渠道内水温超过技术供水冷却水最高设计水温28 ℃的风险问题，对技术供水系统进行技术改造，将原技术供水系统改造为密闭循环系统[1，2]，采用闭式循环水取代前池水。其中：

1）变频器技术供水采用冷水机组加冷却塔的复合冷源间接冷却方式的密闭循环系统，工艺流程见图6。图6中a点水温高于28 ℃时开启冷水机组降温，a点水温低于28 ℃时则采用冷却塔降温。

图6 变频器技术供水复合冷源间接冷却系统流程简图

2）结合变频器技术供水系统改造及运行情况，优化机组技术供水系统改造方案，采用了自然冷却风冷冷水机组闭式循环系统方案。自然冷却风冷冷水机组有压缩机工作模式和氟泵工作模式（其原理见图7），可根据室外温度由机组自身控制系统确定工作模式。当室外温度高于21 ℃时，采用压缩机工作模式；当室外温度低于或等于21 ℃时，采用氟泵工作模式。氟泵功率仅0.55 kW，与压缩机功率相差较大，冬季、过渡季节采用氟泵工作模式，其节能效果明显。

图7 自然冷却风冷冷水机组原理简图

（2）技术供水支管流量控制阀门改造

将每台变频器及每台机组的技术供水支管上的电磁阀改为电动球阀，使电磁阀的长期带电运行方式改为电动球阀的短时通电方式，既可满足机组启停自控要求，也消除了因电磁阀线圈长期带电发热烧毁造成的机组和变频器冷却水突然中断引发的故障停机隐患。

（3）技术供水支管增设流量计

为实时监测每台变频器及每台机组的技术供水流量，便于运行值班人员远程监控技术供水系统运行状态，在每台变频器及每台机组的技术供水支管上均分别增加了1个电磁流量计。

（4）优化变频器技术供水系统供电及控制方式

变频器技术供水系统冷冻水循环泵和冷却水循环泵为8台变频器共用，供电电源分别接自400 V站用电的两段母线上。当一段母线失电，母联开关自动闭合，由另一段母线供电，但循环泵不能来电自启动，特别是带冷却水循环泵的母线失电，将造成所有变频器外部冷却水中断，导致变频器温度超限停机。对此，增设循环泵双电源配电柜，采用末端双电源供电，双电源自动转换开关采用自投不自复工作方式，以保证循环泵供电可靠性。同时，对技术供水系统控制方式进行优化，实现设备自启动功能，当断电后立即来电时，自动（或由值班人员）进行PLC远控启动，恢复各设备断电前运行状态，保障变频器冷却水不中断。

5.3.2 主轴密封供水系统改造

原主轴密封供水水源为各自水泵出口压力水，同样存在水中藻类等杂质堵塞滤水器、流量计等问题，对此，新建一套独立的主轴密封供水系统集中供水，水源取自泵站生活供水系统（井水），并在高于机组安装高程的主厂房内设备间设置2个容积为25 m3的水箱和1套变频供水设备。

5.3.3 主水泵出口液控蝶阀改造

基于液控蝶阀原电磁阀、节流阀等液压元件加工精度不够，工作稳定性、可靠性不高，对液控蝶阀原液压及电气控制系统进行整体改造升级。采用电液比例阀自动调速代替机械调速，采用带粘度、温度、负载补偿的调速阀代替普通节流阀，更换油泵、蓄能器和溢流阀，并对控制程序进行优化，提高了开关阀时间的准确性、稳定性和液压系统保压时间，保证了液控蝶阀运行稳定、可靠，基本消除了液控蝶阀故障引发停机的隐患。

5.3.4 变频器检修、改造、升级

泵站变频器为ABB的ACS6000有源整流静止型中压变频器，变频器作为泵站机组运行控制的核心设备，在每年的冬季专项检修中均委托ABB进行专业检测、深度维护和升级改造。

（1）原厂维护

对变频器进行全面系统性检查、清洁，紧固各电气连接、冷却水回路连接头，测试电容、功率模块等部件性能及传输光纤衰减度，更换使用年限到期的电容、IGCT及其门极触发电路板、电源模块、内水循环水泵轴密封、去离子罐等部件。

（2）参数优化、软件升级及功能完善

针对电网出现欠电压波动（电压暂降）引发的停机，在难以改变泵站110 kV供电电能质量现状的情况下，改善变频器抗电压扰动能力，即增强变频器的失电穿越能力，是减少泵站机组故障停机的关键，同时也是降低变频器IGCT损坏率的唯一手段[3,4]。对此，对变频器系统软件进行升级，并调整、优化部分参数设定（见表1）。自变频器参数优化以来，变频器已多次成功实现低电压穿越，保护IGCT不被损坏，保障机组未因外电源电压异常波动而停机。

表1 ACS6000变频器参数优化表

（3）辅助动力电源改造

变频器冷却水单元配备2台内水循环泵，一工一备，采用双电源供电，其中主电源接自泵站机组110 kV供电电源下的400 V站用电分段母线上，备用电源接自泵站单独引接的10 kV电源低压侧的400 V母线上，主备电源在机组配电柜内通过双电源自动切换开关（施耐德WATSGD-160型）进行投切。在实际运行中，当主电源故障、切换到备用电源时，变频器却出现故障引发机组停机。经测试，WATSGD-160型双电源自动切换开关的最小切换时间为1.5 s，已超变频器内水循环泵允许中断供电0.5 s的时间限值，即内水循环泵断电后0.5 s，变频器故障报警并强制保护性停机。对此，将原双电源自动切换开关更换为切换时间为90 ms的溯高美socomec ATySpM 160 A型产品，经多次切换试验，切换时间在设计范围内，变频器也未发出停电报警，安全渡过双电源切换过程。

5.3.5 计算机监控系统改造、升级和功能完善

针对泵站计算机监控系统元器件故障、模块插件氧化接触不良、经常死机、存储容量不够及部分元器件已停产而新产品不兼容导致损坏后无备件修复等问题，对计算机监控系统上位机、下位机进行整体更新，更换为目前主流设备、最新产品；对上位机软件NC2000进行升级，并优化数据库的结构；增加上位机频率调整限制幅度及双人确认功能，避免频率调整错误；将主机服务器与历史存储服务器分开配置，并保证历史数据库服务器5年内不会出现硬盘存满现象；将每套LCU由双机双网模式改成双机四网模式，使PLC具备双机热备功能，保证在CPU主从切换过程中通信不中断，实时数据传输不丢失，实现现地 PLC控制主备无扰动切换；对停机流程进行优化，以减少不应该的停机，在电机、变频器冷却水流量中断的停机条件中分别增加流量计最低限流量信号，并与流量开关断开180 s一起作为故障停机判据，另外，取消电机测温屏事故报警2 s后停机的单独判据，并将其作为电机轴承油温过高、电机轴承温度过高、定子温度过高触发停机的前提条件，以避免流量开关、电机测温屏等设备自身故障、信号传输问题等造成的误触发停机。

5.3.6 继电保护系统改造、升级

泵站变电站110 kV综自监控系统、保护和测控设备出厂已12年，已到达使用年限[5]，存在器件老化、动作不可靠等问题，且行业产品也已更新数代，现有设备难以满足变电站运行、安全防护的新要求。对此，对继电保护系统进行了整体更换升级，同时为了缩短线路故障的处理时限，避免分析事故时人员需到变电站现场调取数据，在泵站中控室增设1套保护后台调试主机和故障录波分析主机，其功能与变电站现场设备一致。

5.3.7 直流系统改造、升级与功能完善

泵站直流系统为控制、保护、自动装置供电，是保证泵站正常运转的重要系统。针对设备运行已近12年，存在设备元件老化、技术落后、故障频发及备件采购困难等问题，对系统进行了整体更换升级，并增加绝缘监测模块反交流串入功能避免误告警或误动作，完善保护闭锁避免出现人为误断供电负荷导致停机事故。

5.3.8 优化调整10 kV电动机馈线柜二次回路

为避免泵站10 kV电动机馈线柜正常程控分闸操作时因馈线柜断路器拒动而联跳10 kV进线柜断路器造成不应该的停机，对10 kV电动机馈线柜二次回路进行优化调整，将程控正常分闸回路与事故、故障分闸回路加以区分，并实现如下功能：

（1）正常程控分闸失败后，不联跳上级开关；

（2）机组或电气事故或故障分闸失败后，延时100 ms跳上级开关，保证设备运行的安全性；

（3）新增变频器故障跳10 kV电动机馈线柜断路器拒动后，延时100 ms跳进线开关。

5.4 电气设备加装机械钥匙闭锁系统

为避免因运行人员跳项、漏项操作、误入设备间隔等的误操作造成停电停机事故，在泵站110 kV进线开关断路器及母线、主变压器、10 kV母线、站用变、柴油发电机等电气设备上加装机械钥匙闭锁系统。该系统是一种通过锁具钥匙先后置换从而确保设备严格操作逻辑顺序的物理闭锁装置，即只有当前一步操作正确无误且按正常顺序的条件下才能取出解除闭锁的钥匙进行下一步操作，可彻底杜绝误入设备间隔的可能，尤其注重开关与地刀之间的防误操作功能。

5.5 合理确定设备定期轮换周期

结合设备运行状况、维修养护计划等确定设备定期轮换周期，该泵站主机组为每月轮换一次，设备退出运行后进行日常维护和保养。

5.6 开展运行维护标准化、规范化建设

除开展泵站硬件设施标准化达标创建外，着重在运行管理方面实施规范化建设及安全生产一级达标创建，主要为建立健全运行管理规章制度、安全规程、调度规程、运行规程、检修规程及运行维护技术标准、工作标准、岗位标准和考核标准及应急预案等，实行一岗一清单，严格执行“两票三制”、岗位责任制和考核奖惩制度。并结合运行维护工作实际等情况，总结经验，修订完善，确保制度、规程及标准的实用性，为规范工作行为、提高工作质量提供保障，从而为泵站安全平稳运行保驾护航。

6 结语

通过总结、分析、研究历次故障停机，开展有针对性的检修维护、缺陷处理、设备改造与功能完善，建立、完善和落实管理制度、标准规程，极大地消除了安全隐患，降低了故障停机几率，保证了泵站安全、稳定运行，提高了泵站供水保障率。同时积累了经验，可为类似工程设计、运行提供有益借鉴和参考。其中，加装的电气设备机械钥匙闭锁系统在国内调水工程中属于首创，大大提高了该泵站的电气闭锁水平，有效防止了人为误操作，可供类似泵站、水电站、变电站等采取多种电气设备闭锁措施借鉴和参考；冷水机组（冷却塔）密闭循环技术供水系统，有效地解决了变频器及机组冷却系统出现的难题，可为大型泵站、水电站机组设备冷却系统利用天然江河水库水源的设计、运行提供重要的借鉴和参考。泵站机电设备多，运行复杂，故障点多，而且随着运行时间的增长，设备老化等引发的问题将日渐凸显，只有在运行过程中不断发现问题，及时处理问题，消除安全隐患，才能保证泵站持续安全、稳定运行。