抽水蓄能发电机组状态监测与诊断技术规范（征求意见稿）

1抽水蓄能发电机组状态监测与诊断技术规范本文件规定了抽水蓄能发电机组的状态监测与诊断技术、状态监测与诊断模型和状态评价技术。本文件适用于抽水蓄能发电机组的状态监测系统设计、故障诊断推理机方案拟定、状态监测与诊断模型建立和状态评价报告生成。2规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T28570-2012水轮发电机组状态在线监测系统技术导则GB/T36550-2018抽水蓄能电站基本名词术语GB/T43188-2023发电机设备状态评价导则DL/T556-2016水轮发电机组振动监测装置设置导则DL/T722-2014变压器油中溶解气体分析和判断导则DL/T1197-2023水轮发电机组状态在线监测系统技术条件3术语与定义下列术语和定义适用于本文件。3.1抽水蓄能发电机组pumpedstoragepowerunit能向上水库抽水蓄能的设备,一般用于电网的调峰、调频、调相及事故备用。[来源：GB/T36550-2018，有修改]3.2知识knowledge通过学习、实践或探索所获得的认识、判断或技能。[来源：GB/T23703.2-2010,2.1]3.3知识库knowledgebase知识库接入知识并实现汇聚与共享,为用户提供知识、经验、案例，实现知识的复用和共享。[来源：GB/T42406-2023]3.4抽水蓄能发电机组状态监测系统statemonitoringsystemforpumpedstoragepowerunit监测抽水蓄能发电机组各部位运行状态的测量系统。[来源：GB/T28570-2012]4抽水蓄能发电机组状态监测与诊断技术4.1状态监测系统4.1.1全景监测全景监测模块应以设备为中心，通过三维立体图、主监视图、接线图、数值表、波形图、频谱图、趋势图、棒图、饼图及其他专业图谱，全方位、多维度展示设备的状态信息。系统应根据需要定制综合2T/GSEEXXXX-XXXX监测分析界面，实时监测各电站机组及其他设备的运行状态、报警信息、当前发电抽水负荷、运行台数、厂用电率、指标看板等，通过厂内缺陷汇总界面全面掌握所有监测设备的报警状态。4.1.2发电机监测发电机监测模块应对发电机各部振动、摆度、定转子空气间隙、发电机定子绝缘、轴瓦温度、定子温度、转子温度、液位等参数进行监测、告警，并结合机组的机端电压、电流、功率、水头、导叶开度、流量等参数及离线数据（试验数据、仿真数据等对发电机状态进行分析和评估。监测参量应包括上机架水平/垂直振动、下机架水平/垂直振动、定子机架水平/垂直振动、定子铁芯振动、上导摆度、下导摆度、轴向位移、定转子空气间隙、发电机局部放电、轴瓦温度、推力瓦温、定子铁芯温度、定子线棒温度、各种油温、液位、冷却系统温度/流量、各开关和刀闸状态，以及机组的机端电压、电流、功率、水头、流量等工况参数。发电机的振动监测装置设置应符合DL/T556-2016的相关要求。4.1.2.1发电机稳定性a）发电机稳定性监测系统应以结构示意图、棒图、表格、实时趋势等形式实时显示所监测的相关参数，并能在线显示振动、摆度、压力脉动等快变参数的波形、频谱图，摆度轴心轨迹图等；b）应通过监测导轴承摆度及其支撑机架的振动信号，结合导轴承瓦温和油温数据，实时监测和判断各轴承异常状态的故障或缺陷，如：轴承间隙过大或过小、不对中、轴瓦松动等；c）应通过上导X/Y向摆度、下导X/Y向摆度、水导X/Y向摆度、键相等监测信号，利用大轴上的轴心轨迹，描绘出空间轴线图，直观掌握大轴的空间运动，并配合工况参数，了解大轴的静态弯曲和各工况下的动态弯曲情况，并判断大轴异常状态的故障或缺陷；d）应通过监测上机架X/Y/Z向振动、下机架X/Y/Z向振动、定子机座X/Y向振动、定子铁芯水平/垂直振动等振动监测信号，结合机组运行工况进行分析，反映各支架振动随负荷/时间变化的趋势特性，并初步判断支撑部件的损伤情况；e）应通过机组在正常运行过程中相同工况下定子铁芯振动的频率成分幅值的变化分析定子铁芯的松动情况。4.1.2.2发电机局部放电发电机局部放电监测系统应通过局放特征数据表格、局放二维图、局放三维图连续自动监测局部放电脉冲的各相放电量、放电相位、放电次数，给出发电机定子绕组各相的最大局部放电量，并指示当前绝缘状态（绕组绝缘良好、稳定或绕组绝缘正在恶化）。4.1.2.3发电机温度a）发电机温度监测系统应通过三维图、热力图等综合展示发电机轴瓦温度、润滑油温度、冷却系统温度、定子铁芯温度、定子线棒温度等，计算温度偏差，评价发电机状态；b）应通过监测冷却器进、出风温度，计算进出风温差，结合冷却水流量等参数，计算冷却器的冷却效率。4.1.3水轮机监测水轮机监测模块应对水轮机相关参数，包括顶盖水平/垂直振动、水导摆度、过流部件压力脉动、水导瓦温、油温、液位、主轴密封温度/流量、冷却系统温度/流量等参数进行监测，并结合机组的机端电压、电流、功率、水头、流量等参数及离线数据（如试验数据、仿真数据等），对水轮机状态进行分析和评估等。水轮机的状态监测软硬件要求应符合DL/T1197-2023的相关规定。4.1.3.1水轮机稳定性监测水轮机稳定性监测应以结构示意图、棒图、表格、实时趋势等形式实时显示所监测的相关参数，并能在线显示振动、摆度、压力脉动等快变参数的波形、频谱图，摆度轴心轨迹图等，具体如下：a）系统应通过监测导轴承摆度及其支撑机架的振动信号，结合导轴承瓦温和油温数据，实时监测和判断各轴承异常状态的故障或缺陷，如：轴承间隙过大或过小、不对中、轴瓦松动等；3b）应通过水导X/Y向摆度、键相等监测信号，利用大轴上的轴心轨迹，描绘出空间轴线图，直观掌握大轴的空间运动，并配合工况参数，了解大轴的静态弯曲和各工况下的动态弯曲情况，并判断大轴异常状态的故障或缺陷；c）应通过对水轮机顶盖振动的分析，反映多种故障信息，尤其是水力对机械结构振动的影响，通过振动频谱成分的变化分析，反映支架松动、裂纹等故障；d）应通过监测相关压力脉动信号，自动计算出对应测点的压力值及其脉动情况，并通过对这些脉动做频谱分析，判断可能引发水力脉动的原因。4.1.3.2水轮机温度监测水轮机温度监测系统应通过三维图、热力图等综合展示水导轴瓦温度、润滑油温度、冷却系统温度，计算并分析温度偏差，评价水轮机状态。4.1.3.3水轮机能量特性监测水轮机能量特性监测系统应通过采集流量、功率、上下游水位等信息，利用科学的计算，实现对机组能量特性的实时监测，显示发电机及水轮机的当前运行工况。4.1.3.4水轮机辅助设备监测水轮机辅助设备监测系统应通过集成主进水阀相关监测数据，获取球阀开关时间、转轮回水液压阀动作时间、各种关键阀门的动作时间、各种重要泵的启动次数和运行时间及各种液位，结合预试定检、缺陷处理等离线数据，以示意图、表格、趋势图等对相关数据进行监测、分析并实现主进水阀设备状态评估和预警。4.1.4调速器监测a）调速器监测模块应对调速器相关参数，包括导叶开度、控制电流、调速器油泵启停、集油箱压力及液位、压力油罐压力及液位、各回路传感器动作等进行监测和分析，并对调速器系统状态进行综合评估；b）应根据导叶开启关键节点情况，转速变化情况，水头值，机组功率、机端电压、机端电流等特征量分析机组启动过程中可能存在的异常情况；c）应根据单导叶开度变化趋势，导叶控制电流值，开度给定值，导叶差值，转速和功率变化情况等特征量进行导叶不同步跳机原因分析；根据调速器PID闭环控制各环节特征量，分析由调速器引起的机组启动流程超时的具体原因，确认是由具体的某个环节给定值或反馈值有误引起异常；d）应对调速器全过程状态进行分析，根据全过程控制环中相关变量的状态，分析调速器可能存在的异常情况；利用调速器模型进行动态仿真，与设备实际运行情况进行对比，提供运维建议。4.1.5励磁系统监测励磁系统监测模块应对转子电压、转子电流及定子电压、定子电流、频率，转子绝缘电阻，转子温度等励磁系统相关参数进行监测，结合红外测温、预试定检、缺陷处理等离线数据，以示意图、表格、趋势图等对相关数据进行分析并对励磁系统状态进行综合评估。4.1.6主变压器监测主变压器监测模块应对主变压器设备相关参数进行监测、分析，对设备状态进行评估，根据主变压器在线监测数据，实现主变压器关键运行数据的分析和判断，定期形成报告，为检修策略提供参考；应将异常情况及时通知主变压器运维人员，及早发现缺陷，避免重大故障的发生，保证主变压器的安全运行。4.1.6.1变压器套管监测a）变压器套管监测系统应采集套管电容、介损、电压、泄露电流等数据，以示意图、表格、棒图、趋势图等多种方式对数据进行显示和分析；b）对套管电容和介损等数据进行综合分析，根据数据变化趋势和告警阈值提前预告警。T/GSEEXXXX-XXXX44.1.6.2油色谱监测a）油色谱监测系统应采集油中特征气体的含量（包括O2、H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2、CO、CO2等以示意图、表格、棒图、趋势图等多种方式对数据进行显示和分析；b）应对特征气体的含量监测数据进行综合分析，根据数据变化趋势和告警阈值提前预告警；计算油中特征气体含量产生速率，对产气进行趋势分析，根据数据变化趋势和告警阈值提前预告警；c）应采用三比值法或大卫三角法等分析方法对数据进行分析，判断变压器是否存在故障，并给出初步的故障类型判断结果。4.1.6.3铁芯接地电流监测铁芯接地电流监测系统应采集变压器铁芯接地电流并进行显示，对铁芯接地电流值监测数据进行综合分析，根据数据变化趋势和告警阈值提前预告警。4.1.6.4变压器直流偏磁监测变压器直流偏磁监测系统应采集中性点电流直流分量的大小和持续时间并以示意图、表格、趋势图等多种方式进行显示；对中性点电流直流分量监测数据进行综合分析，根据数据变化趋势和告警阈值提前预告警。4.1.6.5变压器温度监测变压器温度监测系统应采集变压器高低压绕组温度、油温等数据并以示意图、表格、趋势图等多种方式进行显示；对温度数据进行综合分析，根据数据变化趋势和告警阈值提前预告警。4.1.6.6变压器运行电压和电流监测变压器运行电压和电流监测系统应采集变压器高低压侧电压和电流并以示意图、表格、趋势图等方式进行显示和分析。4.1.6.7冷却器监测冷却器监测系统应采集冷却器进出水口温度、主变压器运行时间、主变压器负载、主变压器油温和绕组温度等数据，以示意图、表格、趋势图等多种方式进行显示；根据监测数据综合评估冷却器冷却效率；统计各台冷却器运行时间，根据各冷却器投运时间和已运行时间来评估油泵运维策略。4.1.7GIS设备监测GIS设备监测模块应对GIS局部放电量、放电频次、六氟化硫气压、六氟化硫密度、操作气体压力等数据进行监测和分析，并结合离线数据（如试验数据等）对GIS设备运行状态进行评估。主要图谱应包括结构示意图、数值表、趋势图、二维(φ-q，q-t，n-t、n-φ、q-n）放电图谱、三维(φ-q-n，φ-q-t）放电谱图等。4.1.8机组出口开关监测机组出口开关监测模块应通过集成断路器在线监测系统数据，获取断路器分合闸电压、断路器操作机构各项参数、电量参数等在线监测量和红外测温、预试定检、巡维数据、技术参数、缺陷及处理数据等离线监测量，对断路器操作机构、断路器本体状态进行综合评估。4.1.9电容式电压互感器监测电容式电压互感器监测模块应通过集成电容式电压互感器在线监测系统数据，获取电容式电压互感器电容量、介质损耗、泄露电流、电量等在线监测量和红外测温、预试定检、巡维数据、技术参数、缺陷及处理数据等离线监测量，对电容式电压互感器运行状态进行综合评估。4.1.10独立式避雷器监测独立式避雷器监测模块应通过集成避雷器在线监测系统数据，获取避雷器泄露电流、容性电流、计数器动作次数、电量等在线监测量和红外测温、预试定检、巡维数据、技术参数、缺陷及处理数据等离线监测量，对避雷器运行状态进行综合评估。54.1.11高压电缆监测高压电缆监测模块应通过集成高压电缆在线监测系统数据，获取高压电缆油压及油温监测、外护层温度及泄露电流、电量参数等在线监测量和屏蔽层绝缘、外护层对地电阻、红外测温、油的DGA分析、巡维数据、技术参数、缺陷及处理数据等离线监测量，对高压电缆运行状态进行综合评估。4.1.12厂用电系统监测厂用电系统监测模块应通过集成厂用电系统数据，获取变压器绕组及铁芯温度、断路器操作次数、电动机壳体温度、电量等在线监测量和振动及噪音测量、红外测温、预试定检、巡维数据、技术参数、缺陷及处理数据等离线监测量，实现对厂用变压器、厂用电开关、电动机等设备的关键运行参数进行实时监测分析，及时发现厂用电系统的故障和隐患，提高厂用电系统可靠性。4.2数据采集技术进行状态监测系统数据采集前，应了解抽水蓄能电厂运维中存在的各种数据源和输入方式，例如传感器数据、监测设备数据、运维记录等。针对每个数据源，应收集相关文档、接口规范以及实际数据样本。数据源调研与采集是故障诊断与状态检测的关键步骤，应通过仔细分析和采集可用的数据源，获取适用于故障诊断的高质量数据。针对水轮机、发电机、调速系统、励磁系统、变压器设备以及GIS设备这六个抽水蓄能电站的主要对象，数据采集的具体方案宜如下：a）水轮机状态监测：应确定水轮机相关的数据源，如水压、水位、转速、温度等传感器的输出数据。应考虑传感器的安装位置、传感器类型和数量，以及数据的采样频率和存储方式，水轮机的数据采集应符合GB/T28570-2012的相关要求；b）发电机状态监测：应确定发电机的监测数据源，包括电流、电压、功率因数、绝缘电阻等。应使用发电机保护继电器、传感器和在线监测系统来获取这些数据；c）调速系统监测：调速系统涉及到转速控制和负荷控制，应获取相关的数据源，如转速传感器、负荷变送器、控制器输出等，用于判断转速是否稳定、负荷变化是否正常等；d）励磁系统监测：励磁系统对发电机产生励磁电流，影响发电机的电压输出。相关的数据源应包括励磁电流传感器、励磁控制器的输出等，用于检测励磁系统是否正常工作；e）变压器设备运行状态监测：应对变压器进行状态监测，包括温度、油位、液位、绝缘电阻等指标的监测，应考虑使用温度传感器、湿度传感器、油位传感器等设备采集相关数据；f）气体绝缘开关设备（Gasinsulatedswitchgear，GIS）监测：GIS是高压输电线路中常用的设备，监测其状态时，应考虑压力、温度、SF6气体密度等参数的采集，应使用相应的传感器和监测系统来获取这些数据。4.3推理机技术对抽水蓄能发电机组进行状态监测时，应提供一套针对发电机组及相关设备运行状态的故障诊断系统，能对水轮机、发电机和主变压器等多种设备进行故障诊断。当机组发生预警报警时，系统应自动调用故障诊断系统进行诊断，分析故障原因、故障部位，结合历史数据分析判断故障发展趋势，并提出针对性的检修维护建议。系统应采用故障诊断推理机技术对具有明确分析诊断机理的故障进行分析与诊断。推理机应结合正反向混合推理机制，基于机组的实时特征数据、历史特征数据以及运行工况，结合故障诊断知识库，对机组的异常状态进行推理判断，最终得出诊断结果和推理解释，生成诊断分析报告，为机组故障处理提供有效支持。推理机的运行机理见图1，具体如下：a）系统应编辑和完善知识库，从而构建机组稳定性故障诊断知识库、发电机故障诊断知识库、水轮机故障诊断知识库及辅助设备故障诊断知识库；b）推理机应将这些知识库与状态监测数据库、监控参量数据库及巡检数据库进行匹配、识别和比较，得出最终的诊断结论及解释；c）系统应向用户提供简单易懂的解释，确保诊断结论直观、明确且有据可循；d）系统在给出诊断结论时，应包含事实证据、适用规则和故障机理。T/GSEEXXXX-XXXX6图1推理机的运行机理示意图4.4故障诊断知识库对于抽水蓄能发电机组，故障诊断时所用到的知识库应具有良好的开放性，可供用户结合自身积累的经验，对知识库进行扩充、修改、更新，以增强专家系统诊断的正确性，为状态检修服务。故障诊断专家系统诊断知识库应涵盖各种常见故障。4.4.1发电机故障诊断知识库系统应提供一套针对发电机故障的专家诊断知识库，结合振动、摆度、空气间隙、大轴姿态分析、轴瓦温度等，对发电机故障进行诊断，包括但不限于：a）转子质量不平衡；b）转子磁极/磁轭松动；c）转子磁极伸长；d）转子绕组匝间短路；e）转子匝间短路；f）转子绝缘故障；g）磁拉力不平衡；h）气隙不均匀；i）瓦隙调整过大/过小/不均衡；j）机架刚性不足、机架支撑松动等；k）主轴弯曲；l）轴不对中；m）部件摩擦；n）集电环接触面过热；o）线棒松动；p）三相电流不平衡；q）推力轴承润滑不良；r）定转子不圆；s）定子局部放电；t）定子铁芯压紧螺栓松动；u）定子热变形不均匀；v）定子铁芯局部过热。4.4.2水轮机故障诊断知识库系统应提供一套针对水轮机故障的专家诊断知识库，结合振动、摆度、压力、大轴姿态分析、轴瓦温度等，对水轮机故障进行诊断，包括但不限于：7a）泄水锥松动或脱落；b）尾水管涡带振动大；c）高频压力脉动（卡门涡共振）；d）水轮机转子质量不平衡；e）水力不平衡；f）涡带激振g）顶盖刚度不足；h）大轴弯曲或不对中；i）转动部件摩擦；j）导水部件故障；k）导轴承间隙调整不当；l）导轴承轴瓦磨损；m）导轴承润滑不良；n）弹性油箱下沉；o）导叶叶片开口不均匀。4.4.3变压器故障诊断知识库系统应提供一套针对主变压器的专家诊断知识库，结合主变压器油色谱、主变压器温度等，对主变压器故障进行诊断，包括但不限于：a）变压器油中溶解气体、微水上升；b）铁芯接地电流或夹件接地电流升高；c）变压器出现局部放电；d）变压器温度异常上升；e）变压器套管及其引线温度上升；f）变压器铁芯（夹件）无接地等。4.4.4辅助设备故障诊断知识库系统应建立辅助设备故障诊断知识库，结合有关数据，对机组油、水、气等辅助系统以及厂用电、中压气、低压气、检修泵、渗漏泵、闸门等公用设备进行故障分析及诊断。5抽水蓄能发电机组状态监测与诊断模型5.1转子质量不平衡主要异常振动分量是转频时，应考虑的故障类型是动不平衡，同时也必须考虑到轴承、不对中、支承刚度差异等其它故障。应将动不平衡从中区别出来，具体应当作以下三点判断：a）查转频振动趋势图，观察振动值能否回落到原来正常运行时的数值。若转子发生了机械脱落损伤或者结垢，原有的动平衡状态受到了破坏，振动值会恢复到原来数值；对于轴承工作不良所产生的振动，若轴承合金未发生严重磨损，振动值可恢复到原振值；b）查半频或低频趋势图，观察半频及低频分量是否活跃。转子动不平衡只会增加轴承的载荷，不会影响到轴承油膜失稳（除非发生极其强烈的振动时即转频增大不会引起低频增大；而轴承工作不良，尤其是油膜状态不稳定的振动，半频及低频分量十分活跃，也会引起转频的增大；c）查转频相位趋势图，观察转频幅值变化时，相位是否同时发生变化。若转频变化由动不平衡引起，则造成平衡状态变化的不平衡量相位与原残余不平衡量相位不会完全重合，转频的相位必然变化。而轴承（尤其是引起转频增大的轴承间隙故障）、不对中、支承刚度故障的共同特点是转频的相位为一固定方向，甚至转速变化时转频的相位也不改变。因此，只要振动值回不到原振值、低频不活跃、特别是转频的相位发生了变化，则必然发生了由动不平衡所引起的转频增大。T/GSEEXXXX-XXXX8应根据转子动不平衡的故障类型，即机械损伤脱落、结垢、初始不平衡和热弯曲，进一步区别各具体类型，通过查看转频趋势图进行判断。应重点观察转频幅值及相位趋势曲线的变化形貌，即转频的幅值及相位是否发生了瞬时的突变，判断应在转速稳定的前提条件下。若转频的幅值及相位趋势出现一段垂直于时间坐标的直线（干扰信号也是直线，瞬间上升后又即刻回到原位；而机械损伤是变化后不回原位应考虑转子动平衡状态的变化过程极为短暂，即发生了突变。此时应考虑有物体从转子上突然脱落（或者极少发生的异物嵌入叶轮），导致转子发生了永久性机械损伤。5.2磁拉力不平衡对于水轮发电机，应考虑由于制造质量和安装不当造成的转子偏心或运行时转子励磁绕组故障造成的部分磁极短路失磁，在定转子间将产生单边不平衡磁拉力。应考虑不平衡磁拉力作用于轴系时引起机组振动等问题。磁拉力不平衡的诊断模型应如下：a）磁拉力不平衡度与气隙偏心度呈线性相关关系；b）在空载情况下，当偏心度一定时，不同励磁电流引起的不平衡磁拉力也将不同，随着励磁电流的增加，不平衡磁拉力也随之增大，但由于励磁电流增加时，磁路的饱和程度提高，磁拉力的增速小于励磁电流的增加速度；c）转子部分磁极励磁绕组短路时水轮发电机组的一种典型故障，当部分磁极发生短路时，这些磁极下的励磁电流将为0，造成气隙磁场不平衡而引起强烈的不平衡磁拉力，这类故障机组摆度突变，且以1X频为主，相位可能突变。磁拉力不平衡模型的有效性应通过以下方式进行验证：a）历史案例验证：选取已知存在磁拉力不平衡问题的机组运行案例，提取其运行数据，将实际观测数据与模型预测结果进行比对，验证模型判断的一致性；b）仿真数据对比：基于有限元电磁仿真平台构建磁拉力不平衡场景，通过仿真获得不同偏心度和励磁条件下的不平衡力变化曲线，校验模型中的线性关系与非线性饱和特性；c）现场试验比对：在部分可控机组上实施励磁电流阶跃实验，监测摆度与振动变化情况，进一步验证模型推断逻辑的合理性。5.3水力严重不平衡在水力严重不平衡诊断模型中，应考虑的不平衡因素有：a）水轮机固定部件如蜗壳、座环引水不对称造成相对于主轴中心的径向不对称力，方向是固定的，该不对称力随导叶开度增大而增加，造成一个频率与转速相同的交变作用力，从而出现水轮机导轴承的偏磨现象；b）水轮机转动部件转轮叶片过流断面不对称或不均匀，造成一个相对于转轮中心的径向不对称力，方向随转轮的旋转而改变，该不对称力随流量增加而增大，随其旋转而作用在导轴承及其机座上，而使轴线状态变差，导致主轴摆度或振动增大。对于水力不平衡的分析应如下：a）水流作用力（成力偶）是常量时不会造成随机振动，而是量纲（强度和刚度）的设计计算，但在实际运行过程中，随着机组运行工况切换，水流作用力是随时间变化的，或它的量纲会随时间变化。把水力的固有频率和转速变化率引起的动态特性联系在一起分析，把水力的变化频率和机组过渡过程的动态特性联系在一起分析，即水力不平衡分析；b）在复杂而带有局限性的低效率区，应采用水流作用力是“固有频率”的分析方法，尤其是对混流式转轮，特别是高比转速（80～100）转轮，对低负荷工况运行比较多时(≤40%额定负荷）应认真分析；c）混流式水轮机水流环量形成的“涡带”影响为重点对象，应分析转轮出口的流速和水流旋转状况，可能造成负荷的大幅度波动，有时会造成过负荷，甚至事故。水力严重不平衡模型应通过以下方式进行有效验证：a）典型故障案例复现：收集历史运行中出现因水力不对称引发的导轴承偏磨或振动突变案例，提取其导叶开度、压力脉动、主轴摆度等数据，与模型诊断逻辑进行对应分析；9b）CFD仿真验证：使用计算流体力学工具对蜗壳、水轮机过流部件建模，模拟不对称流场引起的径向不平衡力，量化其作用趋势并与模型推论进行验证；c）试验平台验证：在试验台架或部分机组调试阶段设置非对称导叶或不均匀负荷工况，通过测点数据对比判断模型识别不平衡水力作用的准确性。5.4水轮发电机温度冷却异常5.4.1发电机过载运行a）水轮发电机运行时，若负载过大，则会导致机端电压和机端电流增加，机端电压使得电机铁损增加，机端电流增加则会使得电机铜损增加；b）励磁电流过大、功率因素等参数降低，会影响转子线圈的温升；c）发电机产生的热损耗增加，致使电机发热与散热不平衡时，会使空冷器水管出水口温度上升，转子线圈和定子线圈产生的热量得不到疏散并长期于过热状态下运行，极大程度的降低绝缘寿命，最终导致短路或接地故障；d）对于发电机过载运行问题，应减小负载至额定功率下运行。5.4.2发电机三相电流不平衡发电机三相电流不对称时，会产生负序磁场，负序磁场扫过转子表面，转子表面会产生二倍工频电流增大转子热损耗，同样使散热增加，空冷器冷却水管温度上升，此外反向磁场产生的附加力矩还会使电机出现振动，导致发电机产生附加损耗，危及其安全运行。对于发电机三相电流不平衡问题，应首先诊断是否为传感器等检测装置灵敏度不足而导致的检测数据异常。排除检测装置的问题后应减少发电机的有功出力，以降低电流至可控范围内，水轮发电机的三相电流之差不得超过额定电流的20%，同时任何一相的电流，不得大于其额定值，负序电流不得大于额定电流的12%。5.4.3通风冷却系统故障通风冷却系统故障，是一种水电站常见的设备故障，通风冷却系统故障应考虑如下因素：a）空气冷却器冷却功率不足；b）冷却水管中有泥沙等杂质堵塞，冷却水流量降低导致冷却系统散热性能下降，电机温度升高；c）风道密封性降低，存在漏风；d）空冷器通风设计不达标、风道严重积灰等原因导致风道堵塞，通风不良；e）空冷器冷却水管漏水导致水压降低。当空冷器异常时，发电机定子、转子在机组正常运行过程中的热损耗没有及时的疏散，致使发电机长期在高温环境中运行，线棒绝缘损伤，会严重降低发电机工作效率甚至影响正常工作。因此，必须对发电机空冷器进行故障诊断，以确保发电机安全、稳定运行，并延长发电机的使用寿命。对于通风冷却系统故障，首先应对整体通风冷却系统进行检查，包括通风沟、气隙是否有杂质堵塞、进出水口温度是否在规定范围内、空冷器进出风口温度是否正常等；其次对测温元件进行核查，排除传感器元件出问题的可能；最后对空冷器冷却水管进行检查，观察进出水管冷却水流量是否一致，应通过管路上的流量传感器进行判断。如上述排查都没有问题，应考虑通风系统总风量是否能满足电机散热要求。5.4.4短路、振动、绝缘损坏机组发生单相短路或两相短路时，线路电流增大从而导致发热增加，最终导致系统各部件温度上升，从而破坏线路的绝缘，严重故障时甚至可能烧毁设备。对于设备因短路、振动、绝缘损坏导致的发电机温度过热，应做到平时日常检查仔细，出现问题及时解决，陈旧老化的线路必须及时更换。5.5部件摩擦在主要异常振动分量是工频、低频、二倍频以外的其它某一个频率时，应进行以下考虑：a）是否为高次谐波频率，即是否为叶轮通过频率、导叶通过频率等；T/GSEEXXXX-XXXXb）是否为底座、基础、管道等等的固有频率；c）是否为50Hz。若能排除以上频率，同时在频谱图上显示的频率成份很多，从低频到高频几乎各种频率成份都存在，低频成分丰富，高频成分、尤其是各倍频之间极少出现的频率成份都同时较多、甚至较密时，则表明转动部件与固定部件发生了摩擦。水轮发电机组转动部件与固定部件摩擦应考虑以下部位：a）各导轴承轴瓦与主轴轴瓴之间碰摩；b）导轴承内外油挡与主轴摩擦；c）定转子摩擦；d）止漏环摩擦。除了根据振动特性分析以外，应综合部件温度综合分析是否存在碰摩故障，往往发生碰摩的区域温升会加剧。对于油挡类碰摩，大轴摆度可能出现爬升现象，同时瓦温产生爬升现象，其振动一般影响不5.6轴线不对中若主要异常振动分量是二倍频，则应考虑的故障类型是轴系热态不对中，同时也存在部件松动以及极少发生的转子出现横向裂纹等其它故障的可能性。不对中分为轴系（联轴器）不对中、轴颈与轴承不对中，不对中通常指轴系不对中。轴系不对中指的是转子轴线之间存在偏移或倾斜，不能光滑过度。根据轴线之间的偏差状态，轴系不对中可具体分为平行不对中（轴线相互平行位移）、角度不对中（轴线相互倾斜构成一角度）、平行角度组合不对中（轴线相互既平移、又倾斜）三种情况。热态不对中，指轴系在运行状态下的不对中，并非是检修、安装时的不对中（冷态不对中）。在停机前30转左右大轴弯曲量超过设定值时，可进行冷态不对中检测。同型式的联轴器会因为不对中具体情况的不同，使转子在旋转一周的过程中受力的次数及方向有所不同，因而使转子产生不同的振动频率及相位差。例如，刚性联轴器平行不对中为二倍频、反相，角度不对中为工频、同相；齿式联轴器角度不对中时为二倍频、反相；金属挠性联轴器（叠片、膜盘）角度不对中时为n倍频（n为螺栓数，此时n为偶数）或2n倍频（n为奇数时）。但是，由于大型水轮发电机组使用的联轴方式几乎都是刚性联轴，水轮发电机组不对中故障的特征频率一般是二倍频，往往还同时伴有工频及3倍频、4倍频、5倍频、…、n倍频。5.7上机架支撑件松动a）模型所需信息量：上机架X/Y向水平振动转频幅值、相位和频谱，上导X/Y摆度转频幅值和相位；b）模型机理：上机架某一方位支撑件松动时，该方位的水平振动将明显大于另一方位的水平振动。如上机架支撑件整体松动时，较小的上导部位大轴绝对摆度（上机架水平振动与上导摆度的转频矢量之和）将会导致各方位较大的上机架水平振动，振动频率主要为转频；c）诊断原理和逻辑：上机架X向水平振动转频幅值大于预警值，且大于Y向水平振动3倍；或者上机架Y向水平振动转频幅值大于预警值，且大于X向水平振动3倍；或者上导部位大轴绝对摆度正常，且瓦温正常，且上机架水平振动预警，且振动主要为转频成分，且机组质量不平衡较小；d）定值获取方法：数据应来源于振摆监测系统、监控系统，上导部位大轴绝对摆度和机架水平振动预警值根据正常运行时的统计数据加50%，但不能超过相关国家标准报警值的0.8倍。5.8转子质量不平衡a）模型所需信息量：开停机过程上机架X/Y向水平振动、上导X/Y向摆度、下导X/Y向摆度的转频幅值和转频相位；b）模型机理：当机组存在质量不平衡时，在开停机过程中，上机架X/Y向水平振动、上导X/Y向摆度、下导X/Y向摆度的转频变化量和转速平方成正比关系；c）诊断原理和逻辑：上机架X/Y向水平振动、上导X/Y向摆度、下导X/Y向摆度转频中至少有1个参数超过预警值，且上机架X/Y向水平振动、上导X/Y向摆度、下导X/Y向摆度的转频变化量和转速平方基本成正比关系，且开停机过程上机架X/Y向水平振动、上导X/Y向摆度、下导X/Y向摆度的转频变化量相位基本一致；d）定值获取方法：数据应来源于振摆监测系统，预警值根据正常运行时的统计数据加上50%，但不能超过相关国家标准报警值的0.8倍。5.9变压器铁芯局部过热a）模型所需信息量：变压器油中C2H2、C2H4、CH4、H2、C2H6气体成分；b）模型机理：当变压器铁心局部过热时，将会导致油分解产生烃类气体。根据气体成分三比值法和TD图判断铁心过热。当C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6比值编码为001、020和021时说明存在过热故障；c）诊断原理和逻辑；CH4、C2H4报警或增长速度过快；C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6比值编码为001，说明存在低于150℃的过热故障；C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6比值编码为020，说明存在150℃-300℃的低温过热故障；C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6比值编码为021，说明存在300℃-700℃的高温过热故障；d）定值获取方法：数据来源于油色谱监测系统，CH4、C2H4报警值按照DL/T722-2014设置。6抽水蓄能发电机组状态评价技术6.1状态评价技术架构状态评价技术的统计分析算法和各项结论数据及其相关资源操作的程序均有清晰界面，其技术架构设计见图2，接口功能相关参数宜如下：a）输入参数：算法编号，相关测点id，时间范围；b）返回参数：控制信息（包括算法运行情况、异常信息、输入参数返回值等数据包（包括时刻值（宜返回data或long格式的值）、数据值）、策略参数（有效范围、正常范围等应采用json格式。图2状态评价技术架构设计6.2定期状态评价定期状态评价系统应按预先设定的周期（周、月、年等）定期自动生成状态评价报告。定期状态评价的内容应包括但不限于：a）基于算法中台构建发电机、水轮机、调速器、励磁、机组流程、辅机分析、公用设备等各类设备系统定期状态评价报告；b）定期执行定期评价报告，并结合多级智能钻取应用展示报告结论；c）统计相应时间段内设备运行工况，从整体上对设备运行状态进行直观了解，分析把握设备运行规律，评价设备的运行习惯对自身状态的影响（如长期在振动区运行将降低机组寿命）；d）分析设备关键参数（如振动、摆度、压力脉动、温度等）在相同工况下的发展变化趋势，判断参数有无明显的趋势性改变；e）将当前参数值与健康样本数据进行比较，分析变化率，判断其是否发生了明显变化，进而判断设备状态是否发生改变；T/GSEEXXXX-XXXXf）健康样本数据应选取设备运行稳定、工况明确、历史未发生异常的时间段作为样本采集周期，应覆盖设备主要运行模式，可参考行业标准及运维单位经验建立健康样本参数阈值；g）分析振动、摆度、压力脉动、空气间隙等参数随水头、负荷的变化趋势，对设备运行特性进行分析；h）根据算法模型，对特定的运行流程参数进行巡检，在异常形成早期，及时发现与异常征兆相关的状态参数的变化。状态报告的数据应