2013年6月份设备设施分析.doc

2013年6月份设备设施分析一、 6月份安全生产指标情况6月份，公司系统机组运行情况基本正常，发生机组开机失败两次（张河湾 6月10日， 1号机抽水调相转抽水过程中，因主变大差保护动作，5002开关跳闸，机组电气跳机；6月24日，西龙池4号机发电启动过程中，励磁变差动保护动作，主变500kV侧跳闸，机组事故停机）。1. 抽水蓄能生产指标6月份统计抽水蓄能机组60台，机组运行平稳，发电方向启动1259台次，启动成功率99.92%，发电量6.48亿千瓦时，发电电量较上月增加6%；抽水启动765台次，启动成功率99.87%，抽水电量7.41亿千瓦时。6月份抽蓄机组启动次数较多的是回龙和天荒坪，分别启动336台次和285台次，台均启动次数较多的是回龙和蒲石河，分别启动168台次和61.75台次。2. 常规水电生产指标6月份统计常规水电机组45台，机组运行平稳，发电启动852台次，总发电量12.03亿千瓦时，较上月减少17.7%。6月份常规机组启动次数较多的是松江河和白山，分别启动190台次和176台次，台均启动次数较多的是松江河和莲水，分别启动31.67台次和27.67台次。二、 检修计划执行情况1. 6月份机组检修情况6月份公司系统共有14台机组检修，大部分于6月上旬结束。其中B修1台（张河湾1号机），C修8台，D修5台。6月份发生2起非计划检修事件（机组启动失败）。2. 7月份机组检修计划7月份无计划机组检修。三、主要缺陷、隐患情况1.缺陷情况；6月份，公司系统发现一类缺陷3项，已消除2项（一项为张河湾1号机抽水方向开机不成功，已消除；一项为白莲河水电2号机下导油槽溢油，已消除；一项为西龙池4号机发电开机励磁变差动动作，原因在分析中）；发现二类缺陷2项，均已消除（一项为白山抽水7号机顶盖排气阀液压阀漏油，一项为白山4号机组转轮存在裂纹。）；发现三类缺陷261项，已消除219项。2.隐患情况：6月份，公司系统新增二类隐患16项，新增三类隐患93项。本月消除三类隐患44项。公司系统现存定级隐患440项，其中，一类隐患1项（丰满大坝病坝），二类隐患49项，三类隐患391项，均为可控状态。四、本月水工设备设施及水情、汛情情况6月份，各电站水工建筑物运行正常，各项监测数据变化符合正常规律。常规水电厂各水库以发电为主,丰满、新安江水库月度来水总量为多年同期均值的125%和170%，白山、富春江水库月度来水总量略少于历年同期平均值。新安江流域本月降雨量470mm，为历年同期均值的154%，期间，6月7日和27日，新安江流域日降雨量分别为107mm和121mm，均达到大暴雨量级。其他常规水电厂水库流域降雨量与历年同期均值基本持平。受流域普降大到暴雨以及新安江电厂满发运行的影响，富春江水库本月发生两次弃水，第一次泄洪时间：6月3日至4日，泄洪总量0.38亿立方米；第二次泄洪时间：6月27日至7月2日，泄洪总量6.87亿立方米。五、本月设备问题分析1. 张河湾 6月10日00:20 ， 1号机抽水调相转抽水过程中，因主变大差保护动作，5002开关跳闸，机组电气跳机。现象：00:18 1号机抽水调相并网。00:20 1号机组由抽水调相向抽水工况转换，球阀完全开启，平压信号收到，调速器开启，负荷上升至-200MW;00:20 1号机抽水工况跳机，5002开关跳开，1号机GCB分开，FCB01跳开，1号厂变开关SCB01跳开。厂用电系统备自投动作正常，1001开关跳开，1003开关合闸，10kV I母由1003开关供电。监控出现如下报警=U01-JB02 COMM ELEC TRIP-B；=U02-JA02 COMM.ELEC.EQUIP.TRIP-B00:23 现地检查1号主变保护B盘报警灯亮，有870 overall diff L1/L2/L3 Protection TRIP （1号主变大差保护）报警；2号机组保护B盘报警灯亮，有27-B under volt prot TRIP（低电压保护）报警。00:40 恢复公用盘、自用盘失压脱扣开关。处理：第一步、检查一次系统：主变外观检查正常、SFC 支路、厂变支路、励磁支路均无异常。第二步、检查二次系统：首先通过保护动作信号以及故障录波找到动作的保护装置，对其二次回路的端子检查（重点检查了主回路和SFC分支回路），发现端子没有松动，接线没有错误。然后对保护装置中软件的设定值进行逐一排查，最终确定是主变大差动保护7UT635装置中的抽水方向“CT二次侧中性点是否指向被保护对象”变量设置错误导致软件中的CT极性反向，在正常通过负荷电流的情况下判断为区内故障从而导致保护跳闸。06:10完成1号主变保护变量修改工作。10:145002开关合上，主变送电完成。13:44完成机组抽水工况试验，验证CT极性正确，机组投入正常备用。原因分析：主变大差动保护采用三端差动，三端在装置内部定义分别为主变高压侧(M1)、发电机机端（M2+M4，M2为发电方向，M4为抽水方向）、SFC及厂变分支（M3），M1、M2、M3、M4在软件内部分别有其对应的CT配置，西门子保护装置采用CT二次侧中性点是否指向被保护对象来对电流方向进行标的，从而去配置差动保护电流方向。1号机B 级检修于6月9日完成，6月10日1号机抽水工况为修后首次该工况运行。因B修中1号机组负荷开关改造，需要对1号主变大差保护软件内部进行重新设置，该工作由西门子保护厂家进行，张河湾电站安排人员配合此项工作。在本次工作中，厂家在没有提前通知电站工作负责人的情况下修改了一个变量，其具体名称是： “CT二次侧中性点是否指向被保护对象”（差动保护电流流向标的，该变量不在本次保护装置改造的工作范围之内，属于厂家私自进行的工作），从而造成1号机抽水启动时，抽水方向下主变大差动保护的二次电流M1、M4电流相加（绝对值相加），超出保护定值，主变大差动保护动作。暴露问题：一是张河湾公司机组检修后未严格按照试验规程进行试验，检修作业过程中W/H点验收把关不严；二是电站对于施工方人员行为的管理欠缺，不能完全控制施工人员的行为；三是技术壁垒导致运维人员对于复杂系统的理解有欠缺。防范措施：（1）对于施工方严格其行为，再次强调进行定值修改等重要工作时必须通知电站人员。（2）要求所有外包公司（包括南京西门子公司）严格执行我厂规定，将其工作的内容圆满完整的交待给电站人员，不能以技术机密为由不告知电站人员。2. 西龙池6月24日4号机发电开机过程中，励磁变差动保护动作，主变5012，1013开关跳闸，4号机转停机。现象：6月24日，西龙池电站4号机组应调度指令发电工况启动，19时47分40秒机组升速至498r/min时同期装置启动，19时47分48秒，4号机组励磁变差动保护87E动作，此时机组开关804未合闸，4号机组转停机流程，励磁变差动动作联动500kV 5012、5013开关正常跳闸。厂用电切换正常。原因分析及处理过程：对故障时波形分析，知故障前励磁变高压侧电流非标准正弦波，谐波分量较大；对监控趋势图分析，在保护动作前约5秒钟时，机端电压已经开始下降，励磁电流下降；通过保护日志分析，判断保护为高次谐波引起的保护动作。一次设备检查无异常。检查出可控硅除第二组中有一只未能正常导通，已更换，测试数据正常。至于引起励磁变高压侧电流谐波分量较大的原因，经多方咨询分析，可能原因：一是由于单只可控硅没有导通（已更换）；二是CPU控制板（AB通道）异常，造成励磁系统不能正常工作；具体原因仍在分析中。防范措施：（1）近期4号机开启过程中，注意观察励磁电压、励磁电流、机端电压及机端电压调节控制(90R)趋势。（2）日常维护中，对所有可控硅触发线缆插头进行紧固。（3）检修过程中增加励磁系统的相关试验。即利用机组D修或C修修后的试运中，选择时机模拟单只可控硅故障，观察励磁系统运行情况。（4）近期在1、2、3号机组运行中，检测各可控硅运行情况（通过检测每只可控硅均流方式进行）。（5）由于西龙池励磁变低压侧电流在励磁系统和故障录波装置中未接入故障录波，对事件分析有一定的影响。将结合机组C修将四台机组的励磁变低压侧电流回路接入故障录波器。（6）整理相关资料，将向制造厂商进行技术咨询，从设计和定值等角度提供分析意见。3. 莲水公司 6月26日，白莲河水电2号机发电中检查发现下导油槽溢油现象：三台机发电运行，9时10分，运行当班值长对设备巡检时发现：二号机下导油槽溢油，油流向大轴，造成大轴旋转过程中甩油。为了保障设备安全运行，经报请分管领导同意，9时25分，申请中调将二号机停机检查处理，9时26分，2号机组停机，9时45分汇报新源公司生产技术部。处理：11时17分，维护人员排尽油槽透平油，拆卸下导油槽下盖板、油冷却器、挡油筒、供排油管、供排水管等设备，对冷却器进行0.4MPa严密性水压试验，对供油阀进行严密试验，发现冷却器未渗漏，供油阀关闭严密，然后对挡油筒结合面进行检查，发现挡油筒-Y方向结合面密封橡皮垫弹性不足，导致连接螺栓松动。13时5分，维护人员更换挡油筒结合面密封橡皮垫，紧固连接螺栓。14时，维护人员回装挡油筒、油冷却器、下导油槽下盖板、供排油管、供排水管等设备。19时开机空载试运行，机组空载试运行至22时20分停机，在此期间检查未发现下导油槽溢油及其它异常情况。23时20分，消缺工作终结，2号机恢复备用。23时44分，中调令2号机并网发电。23时47分，机组并网发电正常。原因分析：经检查发现，下导油槽分半挡油筒-Y方向结合面密封橡皮垫弹性不足，导致连接螺栓松动，结合面密封不严，油槽透平油从挡油筒结合面内侧渗漏至挡油筒结合面外侧，渗漏的油流至大轴连接法兰保护罩上，造成大轴旋转过程中甩油。暴露问题：密封橡皮垫材质较差。防范措施：（1）严把材料采购关，加强备品备件管理。（2）加强机组设备巡视检查与维护，防止类似事件发生。六、上月设备运行趋势分析5月份随着气温逐渐上升，各电站机组各部温度随气温水温进一步上升，均在正常范围内；各电站机组振动及摆度情况基本正常。对部分电站需关注的一些情况反应发下： 富春江电厂：5月份机组某些部位振动和摆度值超过了上限值，机组整体振动摆度情况良好。（富春江电厂根据往年经验，汛期拦污栅容易堵塞，造成机组振动摆偏大，运行人员需要根据实际情况作出处理）（1）2号机本月运行时间较多，出力主要在50-60MW之间，水导X向摆度值、上机架垂直振动值部分时段超过上限值主要集中在开停机及带负荷过程中，在出力带满的部分时段有越限情况发生，但越限时间都不长，现场监视振动噪音正常,水导Y向摆度值正常；（2）4号机：上导Y向摆度值、水导Y向、水导X向、下导X向摆度值越限主要集中在开停机以及带负荷过程中，以及带满负荷时。顶盖垂直振动值较好；（3）5号机：摆度值越限主要集中在开停机以及带负荷过程中。在发电水头较低、带满负荷时有部分时段越限，运行人员通过巡检、监视发现5号机在水头低负荷高地时候现场声音较响。在能满足负荷的情况下，通过压电气开限的方式，勤调整，总体振动摆度情况良好；（4）6号机：本月6号机出力基本在50MW左右运行，在21高程加装了振摆保护，尚未投跳闸，目前在中控室装设振摆主机，可查看相关数据。联机法兰X、Y向摆度越限主要集中在开停机以及带负荷过程中，另外在单机高水头运行及水头低于14米时联机法兰X、Y向摆度值越限，水位在14-16米时运行正常，随着水头不断上升摆度值恢复正常，总体振动摆度情况良好。 基里隆III：由于集电环存在椭圆问题，旋转过程中与主轴不同心造成。其他各部分振动和摆度基本正常。位 置 项 目报警值跳闸值#1#2集电环摆度200-495.97496.622号机组的定子线圈和铁芯温度9温度稍微高一些达到了83.60度，分析主要是由于在更换槽楔过程中，槽楔结构发生了改变，存在轻微的通风槽堵塞。 潘家口电厂：5月份，2、4号机组水导X/Y摆度超过报警值，分析原因为机组轴线调整、大轴法兰螺栓连接及轴承间隙有差异，在机组导叶打开瞬间振动大造成，导叶全开后查阅表单参数在规程规定范围内。（4月2、3、4号机均超限）报警/跳闸定值#2机#3机#4机ATG0PO( 42极）G0PO(42极）G0P0(42极）水导X摆400500244420100176392796水导Y摆40050026443094240390845 响水涧公司：1号机发电时下导+X和+Y方向及下机架+Y方向振动摆度较上月值变化很大，虽振摆值尚在允许范围之内,但电站应进行具体分析。1号机组振摆趋势（最大值） 单位：m稳态60分钟后上导+X上导+Y下导+X下导+Y水导+X水导+Y上机架+X上机架+Y下机架+X下机架+Y04月发电171.4178.267.072.9108.9119.432.541.842.323.505月发电161.4178.9115.6117.5103.6122.434.346.752.356.904月抽水180.9164.446.751.585.978.525.326.144.514.605月抽水175.1162.472.174.986.780.527.028.138.614.3附件1：张河湾6月10日1号主变大差保护动作附件2：莲水6月26日2号机发电中下导油槽溢油附件1：张河湾 6月10日1号机转抽水中主变大差保护动作缺陷简题1号机调相转抽水工况运行时大差动保护动作导致5002开关跳闸缺陷发生时间2013年06月10日00时20分处理完毕时间2013年06月10日13时 44分一、缺陷情况报告00:14 省调张宗杰令1号机抽水启动。00:18 1号机抽水调相并网。00:20 1号机组由抽水调相向抽水工况转换，球阀完全开启，平压信号收到，调速器开启，负荷上升至-200MW;00:20 1号机抽水工况跳机，5002开关跳开，1号机GCB分开，FCB01跳开，1号厂变开关SCB01跳开。厂用电系统备自投动作正常，1001开关跳开，1003开关合闸，10kV I母由1003开关供电。监控出现如下报警=U01-JB02 COMM ELEC TRIP-B；=U02-JA02 COMM.ELEC.EQUIP.TRIP-B00:21 向省调田浩、网调庞伟汇报： 1号机组抽水调相转抽水工况转换失败，1号主变保护动作导致5002开关跳开，具体原因待查。00:23 现地检查1号主变保护B盘报警灯亮，有870 overall diff L1/L2/L3 Protection TRIP （1号主变大差保护）报警；2号机组保护B盘报警灯亮，有27-B under volt prot TRIP（低电压保护）报警。00:24 通知王国柱、ONCALL人员进厂房处理。00:24 向省调田浩汇报： 1号机组抽水调相转抽水工况转换失败，1号主变大差保护三相动作，导致5002开关跳开，1号厂变开关SCB01跳开、FCB01跳开，1号机电气跳机，厂用电备自投动作正常。00:35 汇报王风怡副总经理、张鑫副总工、杨战营主任00:40 李国宾恢复公用盘、自用盘失压脱扣开关。00:40 王国柱、徐桅、任刚、高怀、李军进厂房处理。第一步、检查一次系统：主变外观检查正常、SFC 支路、厂变支路、励磁支路均无异常。第二步、检查二次系统：首先通过保护动作信号以及故障录波找到动作的保护装置，对其二次回路的端子检查（重点检查了主回路和SFC分支回路），发现端子没有松动，接线没有错误。然后对保护装置中软件的设定值进行逐一排查，最终确定是主变大差动保护7UT635装置中的抽水方向“CT二次侧中性点是否指向被保护对象”变量设置错误导致软件中的CT极性反向，在正常通过负荷电流的情况下判断为区内故障从而导致保护跳闸。06:10完成1号主变保护变量修改工作。10:145002开关合上，主变送电完成。13:44完成机组抽水工况试验，验证CT极性正确，机组投入正常备用。二、缺陷原因分析与处理1、原因分析：经过对1号主变保护装置内部事件记录及录波进行仔细分析，判断此次跳闸原因为主变大差动保护87O机端CT在装置软件内设置不正确。具体分析如下：主变大差动保护采用西门子公司7UT635微机保护，详见下图：主变大差动保护采用三端差动，三端在装置内部定义分别为主变高压侧(M1)、发电机机端（M2+M4，M2为发电方向，M4为抽水方向）、SFC及厂变分支（M3），M1、M2、M3、M4在软件内部分别有其对应的CT配置，西门子保护装置采用CT二次侧中性点是否指向被保护对象来对电流方向进行标的，从而去配置差动保护电流方向。本次1号机组负荷开关改造，需要对1号主变大差动保护软件内部进行重新设置，该工作由西门子保护厂家进行，我厂安排人员配合此项工作。在本次工作中，厂家在没有提前通知我厂工作负责人的情况下修改了一个变量，其具体名称是： “CT二次侧中性点是否指向被保护对象”，且修改后也没有汇报（已经与厂家通电话确认）。该变量不在本次保护装置改造的工作范围之内，属于厂家私自进行的工作。1号机抽水启动时，在调相转抽水过程中，主回路电流增加很快，抽水方向下主变大差动保护的二次电流M1、M4电流相加（绝对值相加），超出保护定值，主变大差动保护动作。张河湾公司为保证改造完成后机组正常投入运行所做的工作如下：1、公司领导高度重视本次B级检修工作：充分考虑到同时进行负荷开关改造、保护压板改造以及原来安装期的缺陷消除工作（CT位置不正确）的难度。在负荷开关改造等工作完成之后组织技术人员专门进行了一系列的试验：包括升流、升压试验、黑启动试验、发电并网试验、以及抽水调相并网试验。详细叙述如下：1) 2013年06月07日 14:00-20:10 #1机带主变升流、带厂变升流试验以及升压完成。2) 2013年06月09日 09:00-11:20 #1机组黑启动试验完成。3) 2013年06月09日 16:00-16:20 #1机组发电并网试验完成。4) 2013年06月09日 16:20-16:40#1机组抽水调相并网试验完成。2、经过细致的检查和分析，得出结论：尽管在1号机组负荷开关改造完成后进行了机组带主变升流试验、机组带厂变分支升流试验，但通过这些试验却无法验证抽水方向下的CT极性，必须通过抽水方向的试验方能进行CT极性的正确性。2、缺陷处理：发现问题之后我厂人员立即对变量进行了修改，详述如下： 1、更改变量：将主变保护B盘相应保护变量“二次侧中性点是否指向被保护对象”由“NO”改为“YES”。2、检查变量：检查主变保护A盘相应保护变量“二次侧中性点是否指向被保护对象”为“NO”。三、暴露的问题1、对于施工方人员行为的管理还有所欠缺，没有做到完全的控制施工人员的行为。2、技术壁垒导致运维人员对于复杂系统的理解有欠缺，待今后进一步提高发现问题和解决问题的能力。四、防控措施1、对于施工方严格其行为，再次强调进行定值修改等重要工作时必须通知我厂人员。2、要求所有外包公司（包括南京西门子公司）严格执行我厂规定，将其工作的内容圆满