水电站计算机监控系统的故障分析

周莎莎

[摘    要]随着智能化水平的提高，水电站利用计算机监控系统实现“少人值班、无人值班”的越来越多。由于与计算机监控系统关联的设备较多、出现故障的可能性增大、处理故障的复杂度相应提升，尤其是在机组投运年限长、设备机构老化、可靠性降低的水电站，如何更快速地处理设备故障、总结经验，确保设备安全运行显得尤为重要。针对水电站在实际运行中出现的故障，分享相关处理经验。

[关键词]计算机监控系统;故障处理;经验

[中图分类号]TV736 [文献标志码]A [文章编号]2095–6487（2022）05–0–03

Failure Analysis of Computer Monitoring System of Hydropower Station

Zhou Sha-sha

[Abstract]With the improvement of the level of intelligence， more and more hydropower stations use computer monitoring systems to achieve "less on duty， no one on duty". Due to the large number of equipment associated with the computer monitoring system， the possibility of failures increases， and the complexity of handling failures increases accordingly， especially in hydropower stations with long operating years， aging equipment and reduced reliability， this set of system equipment It is particularly important for the maintenance personnel to deal with equipment failures more quickly， summarize experience， and ensure the safe operation of equipment. Aiming at the failures of hydropower stations in actual operation， this paper shares the relevant processing experience.

[Keywords]computer monitoring system; troubleshooting; experience

南水电站位于广东省韶关市。其中3台机组为立式混流式机组，于1971年8月全部投入运行，现总装机容量为3×34 MW。该监控系统与南瑞集团共同开发设计而成，于2018年改造完成，为南水电站第三代使用的计算机监控系统。

1 计算机监控系统配置

南水电站3台机组现地控制单元（LCU）和公用现地控制单元均安装于地下厂房，上位机监控系统和开关站现地控制单元安装于运行监控楼。根据《水力发电厂计算机监控系统设计规范》（DL/T 5065—2009）[1]的要求，上位机监控系统与LCU是采用双以太网实现数据通信。上位机应用软件是基于Red Hat Linux 操作系统平台的全开放全分布式的NC2000 Ver3.0，并配置画面显示、报表、简报、曲线查询等交互式图形显示和操作功能。LCU是采用南瑞集团研发的MB80系列PLC，程序软件为南瑞自主开发的MB80 pro Ver5.3。

2 常见故障分析处理

由于机组导叶端立面间隙过大及盤根老化，导叶漏水大，且水车室空间小，潮湿的水汽无法自然排出，尤其地处韶关，遇南风天时，空气湿度加大，水车室常年潮湿，导致水车室运行的电气设备可靠性

降低。

2.1 水车室剪断销信号器频繁误报故障信号现象分析处理

（1）原因分析：每台机组有20个剪断销。剪断销信号器是用于监测剪断销是否剪断的自动化元件，采用的是常开接点。所有信号器并联至一条位于水车室盖板下的信号线上，在各剪断销信号器接至该信号线处均采用绝缘胶布缠绕，该信号线汇总输出至水车室的转接端子箱，至LCU进行监视。但在机组漏水大的工况下，剪断销信号器和转接信号线均泡在水里，且存在20个转接点，任何一个剪断销信号器绝缘下降误动作，一般处理方式是将整个信号线全部拆出，逐个进行信号器绝缘测量，将故障信号器更换后重新安装。但在这样处理后，再次发生故障的间隔短，且维护时间长。

（2）防范措施：信号器汇总线位于水车室盖板下，接有20个信号器，且常年在比较恶劣潮湿的环境，依靠绝缘胶布的防水能力不足。所以处理思路是将剪断销信号器直接引出至水车室墙面端子箱，保证端子箱密封干燥，在端子箱上进行信号器并联;且按照实际位置将20个剪断销信号器平均分布在4个转接端子箱中，再进行转接端子箱之间的信号的连接;这样处理后，没有暴露在水车室空气或者水中的转接点，剪断销信号回路的绝缘下降的可能性变低，可靠性增强;而且一旦出现剪断销剪断故障，能以最快的速度区分开来是哪个端子箱对应的剪断销故障，处理速度加快。

2.2 机组顶盖水位过高误动作导致事故停机事件分析处理

电站每台机组水车室均配置两个顶盖水位计，立式安装在水车室的左右两侧。水位计分为报警点和过高停机点。当任何一个水位计水位过高报警点动作，监控即发报警信号;当两个水位计过高停机点同时动作，监控则启动紧急停机流程。

（1）事件发生过程：14点53分10秒，南水3号机报顶盖水位过高停机动作事故信号。

14点53分11秒，南水3号机启动紧急事故停机流程，3号机进入紧停过程。

14点54分30秒，南水3号机主阀全关。

14点58分32秒，南水3号机完成事故停机。

（2）初步原因分析：检查3号机水车室，实际水位仅为3号机的漏水水位，与顶盖水位计停机动作值相距甚远;检查上位机简报窗口，3号机顶盖水位过高事故停机动作前，未发现有顶盖水位过高报警信号。故能判断顶盖水位过高停机保护为误动作，需检查顶盖水位过高停机保护回路是否正常。

顶盖水位计示意图，如图1所示。

（3）检查处理：切断3号机LCU的交、直流电源，用万用表电压档检查LCU交直流电源确已断开。

进行原顶盖水位过高停机回路检查：首先进行顶盖水位过高停机回路绝缘检查。断开水轮机端子箱处顶盖水位计2停机接点接至3号机LCU的2KZ6继电器的接线端子，断开顶盖水位计1停机接点接24 V-的接线端子。根据DL/T619—2012《水电厂自动化元件（装置）及其系统运行维护与检修试验规程》[2]的要求，对3号机LCU继电器2KZ6侧进行对地绝缘测量，为50 MΩ，该侧回路绝缘正常;对水车室顶盖水位计侧回路进行对地绝缘测量，小于0.1 MΩ，水车室顶盖水位计侧回路绝缘不合格。

断开水车室端子箱处顶盖水位计1停机接点、顶盖水位计2停机接点转接至水轮机端子箱的转接电缆，对该转接电缆进行对地绝缘测量，为30 MΩ，该转接电缆绝缘正常。

在上述回路均断开之后，分别对3号机水车室左侧顶盖水位计和右侧顶盖水位计停机接点回路进行对地绝缘测量，均小于0.1 MΩ，故能判断事故为水车室左侧顶盖水位计和右侧顶盖水位计绝缘降低所致。

更换3号机两侧顶盖水位计，并进行顶盖水位计报警及停机试验，动作正常、信号正常。

原顶盖水位过高停机回路原理图如图2所示。

（4）防范措施：更改1、2、3号机顶盖水位过高停机回路：由于原顶盖水位过高停机回路原理图无法监测每个顶盖水位计的动作情况，故增加停機回路继电器1KS11、1KS12，并在3号机LCU第三个开关量板增加停机动作报警点。增加如图3所示的1KS11、1KS12继电器常开接点为动作报警点，用于分别监视两个顶盖水位计的停机动作情况，便于日后运行监视、维护。

做好顶盖水位计接线端的线头压接工作，利用防水胶布做好顶盖水位计出线侧防水。

进行顶盖水位计厂家调研，以使用顶盖水位计引出线电缆防水强度更高的设备。

更改后顶盖水位过高停机回路原理如图3所示。

2.3 水导瓦温温度过高故障分析处理

（1）故障现象：2020年3月28日，3号机在运行过程中于8：50上位机发“3F水导轴承瓦温越高限”信号，瞬间复归。上位机显示：水导瓦温1温度为60.5°。检查3号机外部无异常，检查3号机水导油盆油位正常，油质无明显乳化现象。9：40再次发上述信号，瞬间复归，再次检查无其他异常。运行值班员进行3号机停机。

（2）处理过程。

①自动化专业处理过程：查询2020年3月25至28日零点3号机水导瓦温历史曲线，水导瓦温1运行温度是57.7℃，水导瓦温2运行温度是53.4℃，水导油温运行温度为24.2℃。3月28日零点至3月28日8点50分，水导瓦温1运行温度上升由57.7℃至60.5℃，水导瓦温2运行温度由53.4℃上升至54.3℃，水导油温由24.2℃增至25.2℃。3号机停机大于24h后，水导瓦温1温度是25℃，水导瓦温2温度是17.7℃，水导瓦温1比水导瓦温2高7.3℃。

3号机水导瓦温度计由现场转接至水车室温度端子箱，再接至LCU盘后。将水导瓦温度1与水导瓦温度2接线回路全部分解检查，发现水车室温度端子箱处接线端线头存在锈蚀情况，用砂纸对温度线头进行打磨并进行锡焊处理，上位机显示水导瓦温1温度为17.6℃，水导瓦温2温度为17.7℃。

拆除3号机水导瓦温度计，根据《工业铂、铜热电阻检定规程》（JJG229—2010）[3]的要求，进行温度计校验，水导瓦温温度计校验合格，温度计正常。

②机械专业处理过程：拆除水导上油盆盖，对油质进行检查并抽取样本送有资质的油品检测机构进行检测，由于油品质量需等检测结果出具详细检测报告暂时无法确定。通过对上油盆油质的外观检查，没有发现水导冷却油有乳化、水分含量高及明显的杂质等情况。

抽出水导轴承上油盆透平油，对水导轴承冷油器进行检查。解除水导轴承冷油器进、排水管，接入外部试压水管对冷油器进行水压试验。通过水压试验，没有发现冷油器有渗水、冷却水管堵塞等缺陷，且在开机过程中冷油器水压及温度显示正常。

拆除水导轴承上油盆固定螺栓吊起水导轴承上油盆，对水导轴承瓦面进行检查。没有发现瓦面间隙有杂质、锈蚀及瓦面与大轴靠死的情况。测量各点瓦面与大轴间的总间隙正常。

③原因分析：经检查及并网试验，排除是冷油器故障和瓦面间隙问题造成的此次的瓦温升高;通过油质的外观检查，考虑水导轴承间隙与运行环境，排除是透平油品质问题造成的瓦温升高;3号机停机大于24h后，水导瓦温1、水导瓦温2所测量的温度值应是环境值，两者测量的温度值应基本相等，但实际测量温度两者相差7.3℃，且在运行过程中水导瓦温1与水导瓦温2相差4到6℃;经处理后进行并网试验，水导瓦温1和水导瓦温2基本相等。造成此现象的原因为由于水车室常年潮湿，水导瓦温接线端子存在锈蚀现象，造成回路接触不良，接触电阻增大。

由运行记录中可以看到，3号机组相比1、2号机振动摆度偏大，3号机水导温度常年运行温度偏高，导致正常运行温度与报警温度（60℃）相差较小，若测温回路受到干扰或者回路接触不良易造成温度过高报警或者停机。

④防范措施：将机组所有温度计报警回路进行排查，保证接触电阻为最小状态;日常运行过程中加强检查，关注机组各部位瓦温变化情况;在机组大修时调整机组中心轴线，降低机组振动、摆度以降低运行瓦温。

3 结语

（1）计算机监控系统的安全可靠运行与机组的运行年限、设备运行环境息息相关;

（2）计算机监控系统的参数在实际中的运用需要根据机组的工况、状态及时更新或调整;

（3）计算机监控系统在运行多年的中小型水电站遇到的技术难点较多，需及时总结处理经验，提升故障处理速度与能力。

参考文献

[1] DL/T 5065—2009，水力发电厂计算机监控系统设计规范[S].

[2] DL/T 619—2012，水电厂自动化元件（装置）及其系统运行维护与检修试验规程[S].

[3] JJG 229—2010，工业铂、铜热电阻检定规程[S].