抽水调相转抽水过程溅水压力超时故障分析与处理

随着新能源在电力系统中的消纳 占比不断提升 ,抽蓄机组成为保障电网稳定运行的重要调节工具 。抽水调相转抽水作为抽蓄机组常见的工况转换过程 ,任何一个环节出现问题都可能引发故障 ,影响机组乃至电网的安全运行[1]。本文针对3号机组在抽水调相转抽水过程中出现的溅水压力超时故障 , 从现场处置情况、缺陷处理过程、故障原因分析、故障机理复原、暴露的问题以及防控措施等方面进行全面且深入的探讨 , 旨在为同类机组类似故障的处理与预防提供参考依据。

1   缺陷情况

故障发生前 ,500 kV系统合环运行 , 1、2、3、4号主变空载运行,1、2号机组停机备用,4号机组A级检修,3号机组处于抽水工况启动过程中。3号机组转轮室排气阀打开后69 s监控报抽水调相转抽水过程溅水压力超时机械故障紧急停机,3号机组抽水启动失败。

2   现场处置情况

2.1    值守处置

故障发生后 , 电站监控系统发出3号机组跳机故障报警信号 ,值守人员观察机组各关键部位的运行参数 ,在确认机组已跳机且无其他故障报警后 ,立即向电网调度中心汇报故障情况并申请2号机组顶出力 ,调度同意电站紧急启动2号机组以弥补3号机组跳机造成的电力缺口 ,有效保障了电网的稳定供电 ,最大限度降低了3号机组跳机对电网运行造成的影响。

2.2    oncaII处置

值守人员第一时间通知oncall人员现场检查 ,详细了解故障发生时的具体情况 ,包括报警信号出现的先后顺序、机组在故障前的运行参数变化趋势等 。并调取机组流程事件记录 ,发现故障发生时溅水压力测点的压力值未达到设定值 ,初步判断故障可能与溅水压力信号采集环节相关 , 为后续的缺陷处理明确了方向。

3   缺陷处理

3.1    故障可能原因梳理

通过对3号机组事件流程的全面分析 ,维修人员梳理出导致溅水压力开关动作信号未收到的三类可能原因: 一是信号回路故障 , 包括回路中的接线松动 、电缆绝缘损坏等 , 这些问题可能导致压力开关动作信号无法正常传输至控制系统;二是压力开关故障 ,如压力开关内部机械结构卡涩、触点接触不良等 ,会造成压力开关在达到动作压力时无法正常动作发出信号;三是测压管路故障 ,例如管路堵塞 、渗漏等 ,会影响压力的正常传递 ,导致压力开关无法收到实际的溅水压力。

3.2    信号回路传动检查

为排查信号回路是否存在故障 , 维修人员对溅水压力开关至控制系统的信号回路进行了传动试验 。按照信号回路图纸 ,模拟压力开关动作信号 ,发现控制系统均能准确、及时地接收到信号 ,且信号传输过程中无延迟、丢失现象 。这表明信号回路的接线、端子排以及电缆等部件均正常 ,排除了信号回路故障的可能性。

3.3    压力开关校验

在排除信号回路故障后 , 维修人员将重点转向压力开关本身 。按照规程规范要求 ,将3号机组的溅水压力开关拆下 ,进行现场检验 ,该压力开关的动作定值与设定值的偏差在允许范围以内 ,返回定值也符合设计要求 ,且在压力变化过程中 ,开关触点动作灵活、可靠 ,无卡涩、粘连等现象。校验结果表明压力开关本身无故障 ,进一步缩小了故障排查范围。

3.4    测压管路现地检查

测压管路分布在机组顶盖内部及外部 ,部分管路处于较为隐蔽的位置 ,检查难度较大。维修人员首先对机组外部的测压管路进行了全面检查 ,经过检查未发现异常。随后 ,维修人员对顶盖内的测压管路进行仔细检查 ,检查过程中发现顶盖内溅水压力测压管路的一处接头存在漏水现象 ,这一发现为故障定位提供了关键线索 。测压管路接头漏水部位如图1所示。

3.5    漏水管路更换与结构恢复

明确漏水位置后 , 维修人员立即制定了处理方案 。首先关闭测压管路的来水阀门 ,切断压力源 ,在拆卸过程中 ,维修人员发现该段管路由之前的机组稳定性试验进行了改动 ,增加了一个备用取压口 ,管路的原有结构被破坏 ,接头处的受力情况发生改变 ,这可能是导致管路漏水的重要原因 。维修人员按照原有管路设计图纸将增设的备用取压口拆除 ,重新布置管路走向 , 同时对管路进行固定 ,避免因机组振动导致管路位移或损坏 。测压管路接头恢复原有结构如图2所示。

3.6    管路漏水检查

管路更换与恢复完成后 , 维修人员打开测压管路阀门 ,缓慢向管路内充压 ,充压过程中密切观察管路各部位的密封情况 。采用肥皂水涂抹在各接头处的方式 ,检查是否有气泡产生 , 以此判断是否存在渗漏。经过多次充压、检查 ,所有接头处均未出现气泡 ,表明测压管路无渗漏现象 , 管路恢复工作达到了预期效果。

3.7    机组启动验证

在完成上述处理工作后 , 维修人员向调度中心汇报了缺陷处理情况 ,请求进行机组启动验证。根据调度指令 ,3号机组按照正常流程进行抽水启动操作。在启动过程中 ,维修人员实时监视溅水压力测点的压力值变化 ,发现压力值能够快速上升至设定值 ,满足机组运行要求。机组成功启动后 ,各项运行参数均正常 ,未再出现溅水压力超时的故障报警 ,表明本次缺陷处理工作取得了成功。

4   故障原因分析

4.1   测压管路增加取压口后破坏了管路运行的稳定性

在机组稳定性试验过程中 , 为了获取更多的压力监测数据 ,工作人员在3号机组顶盖内的溅水压力测压管路上增加了一个备用取压口[2]。原有测压管路的设计充分考虑了机组运行过程中的振动 、压力变化等因素 ,能够保证压力在管路内的稳定传递。而增加备用取压口后不可避免地对管路的结构完整性造成了破坏 。同时 ,取压口的增加改变了管路的受力状态 。新增取压口后 ,管路的重心发生变化 ,在机组运行产生振动时 ,管路的振动频率和振幅会随之改变 ,使得管路与周边设备部件的碰撞、摩擦加剧。这是引发本次溅水压力超时故障的直接原因。

4.2    设备变动后检查周期不合理

在3号机组测压管路增加备用取压口这一设备变动后 I 电站未能及时调整该管路的检查周期 ,导致设备检查不到位[3]。按照电站原有的设备检查周期 I测压管路的常规检查周期为每月一次 ,但在管路增加取压口后 I其运行环境变得更为复杂 , 原有的检查周期已无法满足设备安全运行的需求。

5   故障机理复原

在本次3号机组抽水调相转抽水过程中 I机组按照正常程序完成了工况转换的前期操作 I机组开关合闸 ,尾水水位监测装置退出 ,转轮室排气阀按时打开。然而 , 由于顶盖内溅水压力测压管路存在漏水现象 ,溅水压力无法正常传递至压力开关。在排气阀打开69 s后 ,溅水压力不满足 [4] ,控制系统根据保护逻辑判断满足紧急停机条件 , 随即执行了机械事故紧急停机流程 , 导致3号机组事故转停机 ,这与现场观察到的故障现象和事件记录完全相符。

6   暴露的问题

6.1    改造不充分

在机组稳定性试验过程中 ,为了满足试验需求 ,工作人员在3号机组溅水压力测压管路上增加了备用测压接头 ,但在试验结束后 ,未能及时按照原设计要求恢复管路的原有结构 。这种改造后的收尾工作不彻底 ,使得管路长期处于非设计状态下运行 ,为故障的发生埋下了隐患 。对于顶盖这一机组高振动区域的管路改造 ,缺乏针对性的防护措施设计 , 没有充分认识到振动对管路接头性能和结构稳定性的影响 , 导致改造后的管路在运行过程中容易出现渗漏等问题 ,这是本次故障发生的重要根源。

6.2    运检规程编制不完善

发生3号机组测压管路增加备用取压口这一设备异动后 , 电站相关部门未能及时对运检规程中的日常维护项目进行修编 , 导致维护人员在日常工作中仍按照原有的维护要求对该管路进行管理 ,无法针对改造后的管路特点开展有效的维护工作 。电站并未根据设备的实际情况调整检查周期 , 导致巡检人员对顶盖内测压管路的检查不到位 , 未能及时发现管路渗漏等潜在缺陷。

6.3    反措排查不到位

反事故措施中明确规定:“水轮机高振区域避免使用卡套式接头 。”3号机组顶盖内部属于典型的高振区域 ,该区域内的溅水压力测压管路部分接头采用的是卡套式接头 ,按照反措要求应及时进行改造。

7    防控措施

7.1    恢复原设计结构并优化管路防护

拆除顶盖内增设的测压口 ,彻底消除非原设计部件对顶盖内部结构的干扰 , 同步按原厂标准恢复测压管配置 ,并对测压管路实施针对性加固 ,减少机组高振工况下的刚性碰撞;对管路中段及接头处加装不锈钢限位卡扣 , 降低振动导致的管路位移量 ,从结构层面保障压力监测的稳定性。

7.2    全面排查管路并动态更新维护

对所有机组测压管路开展“全生命周期排查 ”:重点检查高振区的管路壁厚、接头密封性及固定固件松紧度 ,对存在磨损、渗漏或卡扣松动的管路立即更换 ,严格恢复测压管路的原有走向与固定方式 ,杜绝因管路形变、接口漏水导致的压力信号失真。

7.3    建立常态化管路维护机制

将测压管路专项检查纳入机组“每周定期工作清单 ”, 明确检查内容:包括管路外观完整性 、压力表指针稳定性等; 同步记录各测点压力数据 ,通过对比历史数据 , 提前识别压力异常苗头 , 实现“被动维修 ”向“主动预防 ”转变[5]。测压管路振动值记录如表1所示。

7.4    强化实时监测与巡检联动

值守人员通过监控系统对顶盖内测点压力实施“动态重点监视 ”,在机组抽水调相转抽水过程中重点监视溅水压力值和时间变化 。巡检人员需重点巡视顶盖内外测压管路漏水情况及高振区振动和固定情况,定期测量振动值,分析趋势变化,确保压力异常早发现、早处置。

8结束语

随着新能源发电渗透率持续提升,电网对灵活性调节资源的依赖度显著增强,其工况转换的稳定性直接关系到电网调频调压精度与供电可靠性,而抽蓄机组抽水调相转抽水作为典型转换工况,其溅水压力相关故障的防控更具现实意义。因此,必须加强高振区管路维护和监测,对设备结构进行改造应经过充分论证,保障原有结构稳定性不受破坏,从而提高抽蓄机组可靠性。

[参考文献]

[1]樊万昌.新能源并网下变电一次设备智能检修技术优化研究[J].能源新观察,2025(7):108—109.

[2]金鑫,王越,许秀,等.自动检测技术与仪表控制系统[M].北京:化学工业出版社,2023.

[3]周长俊.综合维修构架下电务安全生产管理及全天窗维修模式的研究[J/0L].铁道通信信号,1—6 (2025—07—09)[2025—08—21].https://link.cnki.net/urlid/11.1975.U.20250708.1731.004.

[4]王海涛,陈善贵,康文喆,等.水泵水轮机抽水造压阶段无叶区压力脉动特性[J].中国农村水利水电,2024 (12):142—150.

[5]冯万平,张晓亮,袁明新,等.深调机组冷端优化改造方案[J].阀门,2024(12):1419—1423.

《机电信息》第22期第14篇