2022水电站自动化技术监控常见问题

2022水电自动化技术监控常见问题作者：职场人水电厂热工技术监督包括两个方面的内容，一是按照国家电网公司热工技术监督规定，单机容量20万千瓦及以上火电机组和4万千瓦及以上水电机组的AGC性能，采用数字电液调节系统的发电机组的一次调频功能是涉网技术监督的范围，主要关系到电网的稳定；二按属地原则，电厂委托我们对并网（联网）运行的发电机组其他热工技术监督工作，主要是关系到机组的安全稳定运行。在2022年度技术监督检查中，本专业主要强调四个方面的工作，一是热工仪表的安装和校验工作；二是吸取“8.17”事故的教训，落实反事故措施；三是提高水机保护和其它控制逻辑的可靠性；四是规范计算机监控系统和自动化装置的检修项目和试验记录。在技术监督检查中发现各电厂存在的主要问题有：一、热工标准装置和量值传梯中存在的问题：（1）部分电厂的热工标准仪器不全，试验室场地不符合要求，量值传梯工作依靠检修（预试）单位进行。（2）部分电厂的热工标准装置存在问题，有压力校验台在打压时密封件漏油，压力维持不住，影响校验工作正常进行。相当部分电厂配备的水槽只能检测到100℃，不满足变压器油温的检测，还有二次部分当时是按照二线制热电阻配置的，需要对标准进行升级。（3）关于试验和检测仪器的配置，如果检修项目全部外委，考虑到实际需要，在电厂需要配置必要的试验和检测仪器。热工方面，建议配置压力校验台和几块精密压力表，温度方面配备ALTEK211（热电阻信号源）和标准电阻箱，只用于日常的事故处理，也提供给检修单位使用。(4)现场检查时，发现部分压力开关因故障予以了更换，但是更换上去的压力开关上没有贴有关校验合格证，需进行改进，针对此问题，建议电厂在机组检修时，由试验中心校一批备品留用；二、热工技术监督的基础工作（1）目前电厂的热工自动化专业的设备台帐内容不全面，基本上是热工仪表周期检定表，应尽快完善。水电厂的热工设备应包括热工一次元件和自动装置、量值传递、监控系统和水机保护、辅助设备等自动控制系统。以高压气系统为例，设备台帐上不仅要有压力表、压力变送器等，还应包括控制机柜内的PLC和触摸屏，电源开关和软启动器、显示表等。（2）设备台帐和图实相符工作，设备台帐应该包括设备的主要情况和修校、试验和缺陷记录，各专业的设备台帐合起应包括全厂的所有设备。部分电厂的控制逻辑和流程进行了比较大的修改，图实相符的清理工作没有完成。（3）部分机组监控系统中的轴瓦温度标识不规范，名称采用了发电机端子编号，建议电厂按照机械的图纸，利用机组检修的机会，核实各轴瓦温度的安装位置，规范标识。（4）电厂应根据监控系统和自动化元件方面的规程规范的要求，编写电厂自己的检修规程、设备日常维护规程，作为检修质量控制的依据。（5）部分电厂没有经过批准的定值通知单，建议全厂所有自动化设备的运行情况进行一次全部清理，根据原设计及运行的实际情况重新下达自动化整定值通知单（和继电保护的一起），作为运行操作和检修的依据。（6）机组保护系统一次元件，如压力开关，每次检修都进行了检验，但机组转速测量装置，特别是齿轮测速装置，机组投产以来，一直没有进行过检验，在保护系统设备台帐中也没有齿轮测速装置的记录。建议电厂弄清该测速装置的原理、型号，在设备台帐中予以补充，下次机组检修时送有资质的单位进行校验。希望电厂举一反三，明确好和检修（预试）单位的工作范围，特别是一些二次仪表的校验，不要存在工作的死区的问题。(7)机组热工保护系统技术台帐内容不全面，没有将所有停机保护统计进来，保护定值应注明延时时间，没有保护逻辑图，建议完善。三、热工仪表的安装和校验工作方面：（1）目前相当一部分电厂开关站的SF6压力仪表没有采用逆止阀接头，电气设备主体气室与SF6压力仪表之间的管道上没有安装阀门，给校验工作的正常开展造成困难。个别500KV的电厂自投产以来一直没有校验，存在比较大的隐患。如果开关压力较低，SF6密度计失灵，对电厂可能造成开关爆炸，对电网可能造成失步等事故，建议各电厂将SF6压力表的改造纳入整改计划，利用检修排气时安装逆止阀。SF6压力仪表下一步将是电气设备热工技术监督的主要工作。（2）对于各厂机组拦污栅差压测量不正确问题，某电厂的做法是利用老厂原有的上游水位和新机组蜗壳压力进口压力值，进行等值变换运算处理，成功解决因测量管道堵塞而无法自动测量压差的缺陷。（3）部分电厂的漏油箱、调速器油箱和轴承油箱没有油位模拟量信号，从下一步的无人值班考虑，建议增加这些油箱的油位模拟量信号（现在的LCU有多余的模拟量通道）。（4）自动化元件的现场安装存在的问题，一是流量测量，在流量开关的两侧安装检修阀门，这是不正确的，造成直管道不够长，二是安装位置的选择存在问题，不满足前面至少三倍直管道的要求。二是压力表和压力变送器采用垂直方向取样，存在水管道内的空气产生扰动的问题，三是部分厂家配套的部分就地压力表选择的量程偏大，型号不对，没有采用防震结构。接力器位置反馈装置的杆子安装架上开的是一条开口槽，机组运行过程中可能存在振动等原因导致杆子螺母松动，杆子脱开。应该整改成一个安装孔，确保反馈装置杆子安装的同心度良好。（5）目前电厂的压油槽和轴承油槽都采用有机玻璃管型磁珠液位计，并没有油位模拟量信号，按照《国家电网公司发电厂重大反事故措施（试行）》中防止水轮发电机组(含抽水蓄能机组)事故的要求，压油槽应选择钢质磁翻板液位计（应带油位模拟量信号）或其它不易老化破裂的原料生产的液位计，由于机组投产时间比较长了，建议尽快整改。从下一步的无人值班考虑，建议轴承油槽也应增加油位模拟量信号。（6）高低压气机出口安装的压力表没有二次门，存在安全隐患，需要尽快整改。检查中发现，整个高低压气系统的压力仪表都没有二次门，这是基建存在的问题，建议上报公司防止在其它项目再次出现。（7）机组在没有开机时，个别振动有70um，建议重点注意一下电缆屏蔽的问题，检查中发现在水轮机柜中，振动和摆度探头延伸电缆的屏蔽是断开的，为减少干扰，从探头到在线检测装置的电缆的屏蔽都要相联，接地点就是装置的信号地。（8）检查中发现中压气系统采用了电子式压力开关，由于电子式压力开关存在失电接点不能闭合的问题，中压气机的额定气压是8MPa，储气罐的设计压力7MPa，存在安全风险，建议增加一个高精度的机械式压力开关用于停气机，避免因传感器故障引起系统过压事故。低压气系统也要增加一个机械式压力开关用于停气机。（9）电厂机组的温度测点，老机还可以，新机有大量的发电机线圈温度和铁芯温度是坏点，不便于运行人员真实了解设备状况，由于机组短时间不会大修，对这些缺陷可以封闭，同时应采取其它适当监测发电机线圈和铁芯温度的变化情况。对于这些坏了的温度测点，其屏蔽或绝缘可能已经破坏，建议电厂在机组运行时，测量计算机监控系统温度模块上这些信号的交流分量，如果交流分量异常，就需要解开热电阻的信号线。（10）机组的在线监测系统，日常要做好以下工作：探头需要进行定期校验；全面检查安装地点是否正确，安装支架是否牢固（防止共振）；安装后检查间隙电压是否满足要求；二次仪表部分进行检测；特别注意电缆的屏蔽和接地，减少干扰。检查中发现在线监测柜中，振动和摆度探头延伸电缆的屏蔽是断开的，为减少干扰，从探头到在线检测装置的电缆的屏蔽都要相联，接地点就是装置的信号地。四、在吸取“8.17”事故的教训，落实反事故措施方面（1）相当一部分电厂中控室没有配备机组紧急停机电磁阀和下闸（旁通阀）的手动操作按钮，一般采用在上位机做一个软操作按钮的方法，当监控系统故障时，紧急停机的只能到就地LCU机柜上去操作。个别有按钮的电厂，操作试验也做得比较少。（2）目前电厂正在进行中控室下闸门手动按钮的改造工作，闸门室的控制电源已采用了UPS电源，满足要求。但手动按钮的信号接入常规水机保护的一个中间继电器，然后一路信号启动紧急停机流程，一路在常规水机保护中下闸，这个接线方法是错误的。当机组电源（常规水机保护）丧失时，中间继电器是不能动作的，下闸门的手动按钮至少有一个接点应直接接入下闸电磁阀的动作回路中。从可靠性的角度考虑，下闸门的手动按钮回路建议采用不同的走向（有一个下闸信号从中控室直接到闸门室接入下闸电磁阀的动作回路中，一个到机组监控系统中启动启动紧急停机流程和进入常规水机组保护），防止机组事故时造成常规水机保护回路断开，不能下闸。（3）为提高紧急工况下水机保护的可靠性，尽快完善机组快速闸门的电源配置，如果不设置大坝直流电源，可以考虑快速闸门的控制电源由两路供电，一路是原来的机组直流电源，一路采用坝顶变电源，安装一个热备用的UPS电源。（4）目前电厂的调速器不具备失电关闭导叶的功能，紧急停机电磁阀采用220VDC，旁通阀采用24VDC的都是带电动作，根据《GB/T15468-2006水轮机基本技术条件》标准，当机组控制电源消失时，需要启动紧急停机事故保护。电监会在萨扬事故的通报中特别提出其导水机构不能在失电时自动关闭的问题，针对这个情况，建议电厂参考《水电厂无人值班的若干规定（国电发2002年685号）》的要求，将其中一个改成失电动作，同时配合必要的防止误动的技术措施。（5）目前各电厂水机保护的动作对象，如下闸电磁阀、调速器急停电磁阀、事故配压阀的冗余配置还刚刚起步，与GCB开关、灭磁开关普遍配备了双线圈回路相差甚远。五、在提高水机保护和其它控制逻辑的可靠性；（1）机组部分一般机械保护的投入情况不理想，主要是机组设计时太理想化了，造成了一些不必要的误动。这一项工作主要是要优化保护逻辑，提高保护的可靠性。（2）机组温度保护需要优化，原来的轴瓦温度保护设计不合理，保护信号采用A1200温度变送器的信号，容易引起误动，目前轴瓦温度热电阻已经进行了改造，解决了温度测量的问题，建议采用进LCU中轴瓦温度取2或3点的保护方式，可以直接在监控系统中启动停机流程就可以了，以解决目前温度保护不全的问题。(3)机组检修中进行了保护系统测量元件的检定，但是没有进行保护系统试验，应通过试验验证从现场测量到保护系统出口，接线是否正确、保护逻辑执行是否正确、保护出口执行机构动作是否可靠，建议定期进行保护系统试验，并要保存试验记录；（4）机组的水机保护的设计原来是按照《DL/T619-1997水电厂机组自动化元件及其系统运行维护与检修试验规程》和《GBT11805-1999水轮发电机组自动化元件(装置)及其系统基本技术条件》的要求实施的（同时机组没有事故配压阀）。建议根据2009年3月1日开始实施的《GB/T11805-2008水轮发电机组自动化元件(装置)及其系统基本技术条件》要求，以及电厂准备安装事故配压阀的情况，对水机保护进行优化。（5）电厂目前采用的SPCT1/3-6测速装置输出接点按照说明书只能接在220VAC或者24VDC回路中，但现在水机保护接受该接点信号的中间继电器是220VDC工作电源。建议在该中间继电器（还包括115％超速中间继电器）线包上反向并联一个二极管或将这些信号在常规水机保护回路中用24VDC的中间继电器进行扩展。（6）电厂目前的机组一级过速（配压阀拒动作）保护没有投入，对于已经进行调速器和转速继电器改造的8号机组，一级过速的逻辑可以考虑为115％过速＋“调速器结合各种情况判断的主配拒动”（由厂家编写程序）＋机组出口开关分，再经过延时。对于其它机组应采取有效的措施，确保机组甩负荷时，调速器主配压阀拒动时的安全性。（7）检查中发现电气过速保护采用调速器的输出的信号，是通过2路齿盘测速判断的，机组转速在甩负荷时有时没有显示或出现转速测量故障信号。考虑到重要保护需要采用两种不同的测量原理的设备，为提高过速保护的可靠性（目前机组没有115%的一级过速保护），建议增加一个转速测控装置，一路残压（机组停机时由于三相短路，但只要启动就有残压的），一路齿盘，作为第二路电气过速保护（可以和调速器的过速值略有不同）和甩负荷时监视机组的转速。（8）目前电厂的调速器压油槽没有油位模拟量信号（其它油箱基本都有了），建议增加压油槽油位模拟量信号，因为按《GB/T11805-2008水轮发电机组自动化元件（装置）及其系统基本技术条件》，压油槽油位低需要做保护，要通过保护的可靠性，需要考虑采用模开信号相结合的方法。对于部分辅机控制中存在的问题，启停泵信号可以采用模开信号相结合的方法，以提高控制的可靠性。六、计算机监控系统存在的一些问题（1）有电厂在发生过失去厂用电后，高顶油泵不能启动，停机流程退出，制动闸没有投入，机组发生惰走的情况，相当部分电厂没有常规水机保护，不能通过硬回路联投制动闸，建议仔细清理和完善相关流程，防止发生同样的问题。（2）根据目前各LCU的网络交换机没有单独的电源，采用本LCU的控制电源，当某个LCU停电时，将导致环网变成总线网，降低了机组检修时系统的可靠性，建议各LCU的交换机采用相邻机组电源互供的方式进行。（3）目前其它电厂监控系统（包括DCS系统）的通讯问题比较多，建议电厂联系厂家是否能够在线检查控制器的CPU负荷率和网络的通讯负荷率，如果不能电厂可以定期利用赫斯曼和思科的网络检测软件（如IndustrialHiVision3.10等）进行网络的端口负荷率和数据丢包率的检测。对于目前出现的上位机与就地LCU的通讯瞬时堵一下的问题还需要联系厂家分析出具体的原因。监控系统系统完成后，建议电厂参照《DL／T822－2002水电厂计算机监控系统试验验收规程》的要求，进行全面的试验，以及时发现和排除LCU系统隐患。（4）据电厂反映，有时4台机组的数据在1个小时都没有刷新，从监控系统的网络结构分析，可能是环网交换机或数据服务器的问题，建议电厂联系厂家进行分析，电厂可以定期利用思科的网络检测软件进行网络的端口负荷率、数据丢包率和环网完整性的检查。（5）检查监控系统机柜，部分机柜没有公共接地板，接地线过细。没有的接地板应按《DL/T578-2008水电厂计算机监控系统基本技术条件》的要求采用截面大于50mm2的铜条，机柜到接地网建议采用大于25mm2的接地线，接地线应直接和电气二次专业的等电位接地网接到一起。（6）上位机系统目前存在的主要问题是简报系统个别测点频繁报警的问题，这与监控系统的所有卡件都是SOE有一定的关系，主要还是报警设置的问题，建议对开关量报警点的设置采用R/S触发器，模拟量可以设置一定的切换差。在目前没有处理好频繁报警的问题的情况下，对报警的记录条数根据情况适当调整，防止机组出现故障时，记录不到事故工况的数据。（7）电厂目前准备进行监控系统的改造，对于即将开展的工作提出五个建议：一是监控系统设计时模件和I/O点的布置要考虑一定的冗余，重要I/O点应考虑采用非同一板件的冗余配置，输出继电器的控制对象如是110VDC和24VDC工作电源，之间需要空一个端子等可以提高系统可靠性的措施；二是要充分发挥监控系统的作用，在设计时根据实际情况，适当减少现场常规仪表的配置（目前现场一些不是很重要的信号，安装了两个压力开关用于报警，一个压力表作为现场显示，一个压力变送器作为监控显示，其实，报警完全可以采用变送器的信号，不是很重要的系统，常规压力表也可以不要）；三是公用系统，特别是水系统、气系统在监控系统中不要做成死画面，水泵风机的运行状况的动态链接都要做好；四是要求监控系统的厂家把系统的控制器、模件、网络的状况，CPU、网络的负荷率这些参数做一个画面，有利于及时发现监控系统的存在的问题；五是改造完成后，建议按照计算机监控系统测试验收规程的要求，对监控系统的电源、网络通讯及负荷率、系统抗干扰能力、SOE分辨力及雪崩处理能力等方面进行系统、全面的测试，以确保改造后的监控系统安全、可靠运行。七、在规范计算机监控系统和自动化装置的检修项目和试验记录方面。（1）检查了监控系统的LCU和监控机房，建议完善监控系统的管理制度。重点做好以下两件工作：一是加强监控系统账户、口令的管理，根据《DL/T1009-2006水电厂计算机监控系统运行及维护规程》的要求，监控系统管理员应将监控系统（包括其它控制系统）所有的账户及其口令进行书面备份，书面备份密封后由上级部门进行保管（根据电厂的实际情况，可以考虑由发电部负责人保管），账户和口令变更后，及时更新书面备份；二是进行一次全面的软件备份，备份的内容至少包括上位机的软件、I/O点表，画面、驱动程序，下位机PLC的组态、触摸屏的程序，以及和其它系统、仪表的通讯程序和IP地址，软件备份最好采用光盘刻录的方式进行，一份备份软件应放置在办公楼里，由发电部的负责人管理。检查中发现监控机房现在采用中央空调，湿度比较大，建议采用更良好的控温和控湿的手段。（2）针