某#5 机组抽水调相运行时跳机故障原因分析与处理

张国洋

（广东蓄能发电有限公司，广东 广州 510950）

0 引 言

广东蓄能发电有限公司坐落在广州市从化区吕田镇，共有8 台水泵水轮机组，总装机容量2 400 MW。机组的主要功能是抽水蓄能发电。抽水蓄能机组共有5种状态：停机状态、发电状态、抽水状态、发电调相状态和抽水调相状态。抽水蓄能机组既可以向电网系统发出有功、无功，也可以吸收电网系统的有功、无功。抽水蓄能机组在电网中有着调峰填谷、事故备用、稳定系统电压以及配合大型机组做甩负荷试验等功能。如果运行中的机组跳机，会对电网的安全稳定运行造成一定的影响，因此对机组跳机的故障处理的分析显得尤为重要。

1 故障情况简要介绍

2019 年11 月18 日00:19，广东中调启动#5 机组CP 工况，成功并网。机组CP 工况稳态运行时，吸收无功的范围为-160～+80 MWar，吸收有功约为4 MW。吸收无功的多少根据广东中调的要求执行。

04:58 广东蓄能发电有限公司上位机出现机组上下迷宫环水流量丢失、振动成组故障、水导摆度告警。值班员查看模拟图发现，#5 机组CP 稳态运行时水导振动较大，各轴承瓦温有上升趋势。值班员将相关的信息汇报值班长，同时持续跟进#5 机组CP 工况的运行情况，及时关注振动、温度的变化趋势，并于05:06观察到机组振动值较高且有上升的趋势时，向广东中调申请换机。

05:10#5 机组水导振动增大至跳机值，保持时间超过15 s，#5 机组跳机。

#5 机组CP 工况稳态运行时跳机后，值班人员启动事故事件汇报流程，并进厂房开展故障处理。现地检查一次设备状态、机组转速、注油泵启动、球阀导叶关闭、各刀闸位置状态、各液压阀门位置状态是否正确。经过现地检查确认一次设备状态正常后，正式进入#5 机组CP 稳态运行跳机故障分析处理阶段。

2 故障原因分析

本次故障采用的故障分析模型为“5WHY”分析法，也可称之为根本原因分析法。“5WHY”分析法是对一个问题点连续以5个“为什么”自问，以追究其根本原因。虽为5 个为什么，但使用时不限定只做“5 次为什么的探讨”，主要是必须找到根本原因为止。有时可能只要3 次，有时也许要10 次甚至更多次。图1 为“5WHY”分析法模型图。

图1 “5WHY”分析法模型图

2.1 本次故障处理分析思路

#5 机组CP 工况跳机后，故障处理主要从两个方面展开分析：一方面是根据机组跳机前设备出现的报警及现场观察到的现象进行分析；另一方面是根据广东蓄能发电生产管理系统eventlog 信息进行分析。

从#5 机组CP 工况跳机前设备出现的报警及现场观察到的现象进行分析。#5 机组跳机前，#5 机组已在CP 运行接近5 h，跳机前10 min#5 机组出现水导振动、摆度等相关报警，并各轴承、轴承油的瓦温都有一定程度的升高但还未达到报警值，因此未上报警站，直至水导摆度（见图2）达到跳机值，延时15 s 后跳机。故障后查看#5 机组各导轴承振动有明显的增大，各导轴承瓦温、油温均有明显上升。根据该现象，判断可能原因为各轴承瓦及其相关部件松动或者水泵水轮机轴线发生偏移，导致机组运行时摆度、振动增大，进而引起瓦温、油温升高。按照现象分析，可能存在这种原因，但是否最终原因还需进行试验验证或者机组退备后进行检查。具体如何处理措施还需进行详细分析，防止盲目决策造成更严重的后果。

图2 #5 机组水导摆度曲线

对#5 机组CP 工况运行前后eventlog 信息进行分析，#5 机组CP 运行后期，#5 机组频繁出现转轮室水位高、非常高信号并短暂复归的报警，该报警不上报警站。正常机组CP 工况运行时，转轮室水位在转轮以下位置[3]。随着转轮室气体的变化，转轮室水位会有一定程度的变化。当转轮室水位升高时，压水保持进气电磁阀开启给转轮室补气，转轮室水位降低至正常水位后，压水保持进气电磁阀停止给转轮室补气。#5机组跳机后，查看机组CP 工况正常运行时吸收有功为4 MW，跳机前15 min 吸收有功为20 MW，跳机前 5 min 吸收有功54 MW。机组CP 运行时吸收有功增大无报警，不上报警站。查看eventlog 发现，机组出现转轮室水位高、非常高报警时，压水保持进气电磁阀开启命令发出后，该电磁阀未再进行动作，与正常运行时不符。由此可以分析，此次故障时压水保持阀本身可能存在问题，但是否因为压水保持阀本身的原因导致此次跳机还需进行验证。

2.2 本次故障处理过程

经过原因分析后，初步确定各导轴承瓦及相关部件松动或者水泵水轮机轴线发生偏移，以及压水保持进气电磁阀故障引起的机组CP 运行时补气不足，导致转轮室水位上升，进而振动摆度增大，可能导致机组跳机。

对于各导轴承瓦及相关部件松动或者水泵水轮机轴线发生偏移的可能原因，因排查此原因需要机组退备排水进行详细检查，检查时间至少需要7 天。考虑到7 天时间对于公司考核指标的要求，该项检查不首先做，待其他原因排查完毕后再最终确定此项目的检查情况。

对于压水保持进气电磁阀故障的情况，实施安全措施后对该电磁阀试验，发现该电磁阀开启的命令发出后，进气管路无明显的气流声，压水气罐的压力也未见明显的降低。现地将该电磁阀更换后再次进行试验，进气管路有明显的气流声，压水气罐的压力也有明显的降低。拆解该电磁阀后发现，#5 机组压水保持进气电磁阀阀杆处缺少了电磁阀线圈的限位螺母，导致#5 机组压水保持进气电磁阀不能正确动作，进而不能及时补气。

经分析，跳机原因初步分析为#5 机组CP 运行时压水保持进气电磁阀故障，导致尾水水位上升至转轮位置引起转轮甩水，进而有功增大，振动及摆度随之增大，导致机组跳机。

鉴于检查轴瓦及轴线的工期较长，影响考核指标，为进一步排除原因，在更换压水保持进气电磁阀后，对#5 机组进行单步升速试验，观察各转速状态下的振动、摆度、温度等参数是否正常，以验证机组轴瓦及轴线是否有问题。经过单步升速试验，发现#5 机组升速过程中各项参数正常，遂将#5 机组交回系统备用。#5 机组交回系统备用后，多次启动机组发电、抽水、抽水调相等工况，运行均正常。

为彻底排除利用#5 机组轴瓦及轴线的问题，利用#5 机组检修窗口进一步检查#5 机组轴瓦及其相关部件、轴线的状态，检查结果均正常。

3 结 论

通过本次故障处理，可总结如下经验：分析故障原因时，要全面排查故障发生时的现象及信息，根据情况制定针对性的原因分析方向；处理故障时不盲目进行决策，要根据排查原因的难易程度逐个进行排查。