福堂水電站位于阿壩州汶川縣玉龍至福堂壩溝口的岷江干流上，采用低閘引水式開發(fā)，主要任務為發(fā)電。電站裝機為4臺，單機容量為90MW，總裝機容量為360MW，保證出力為133.4MW，年發(fā)電量為22.7億kW?h，年利用小時數(shù)為6305h。電站于2004年投產(chǎn)發(fā)電，于2013年進行全站二次系統(tǒng)改造。

電站二次系統(tǒng)改造前機組過速保護采用機組轉速115%額定轉速+主配拒動為機組第一級過速保護；140%額定轉速電氣過速為第二級過速保護；150%額定轉速機械過速為第三級過速保護。115%額定轉速+主配拒動第一級過速保護由于其主配位置接點動作不可靠，在機組正常的甩負荷過程中，會直接引起保護誤動作使機組緊急事故停機，從而無法確保在事故情況下機組帶廠用電源的正常供電。

福堂電站地處“5.12”汶川大地震的重災區(qū)，震后電站相繼經(jīng)歷了“8.13”、“7.10”、“7.20”泥石流災害，電站送出輸電線路薄弱。在電站與系統(tǒng)解網(wǎng)后，如何利用機組、以確保站內廠用電安全是設計院重點考慮的問題。

為此，在2013年電站二次技改過程中，設計院采用了機組轉速115%額定轉速+調速器事故為機組第一級過速保護；145%額定轉速為電氣過速第二級過速保護；150%額定轉速為機械過速第三級過速保護。

1 福堂電站機組過速保護存在的安全隱患

2013年電站進行了站內設備的二次系統(tǒng)改造工作，監(jiān)控系統(tǒng)由南瑞集團的NC2000系統(tǒng)改造為中水科H9000系統(tǒng)，調速系統(tǒng)由武漢能事達的DFWT- 100-6.3-STARS可編程微機調速器升級為MGC4004比例閥+伺服電機自復中雙微機調速器。

MGC4004調速器投運后，由于油質及其他原因，導致比例閥工作不正常，出現(xiàn)溜負荷的情況，因此電站一直采用伺服電機運行。

2013年11月6日電站運行人員在執(zhí)行正常停機流程時，上位機發(fā)3#機組由“空轉”轉“停機”令，調速器接到停機令后進行關導葉操作，導葉關閉至3.5%左右時，由于機組導葉關閉不嚴，導致導葉不能全關至零，監(jiān)控系統(tǒng)起動關蝶閥流程，機組導葉開度維持在3.5%開度27s后，使導葉突然打開（導葉開度由3.5%上升至70%，持續(xù)時間17s），機組轉速由85%上升至152%，機組轉速大于115%額定轉速接點動作，145%電氣過速保護及150%機械過速保護均動作，致使事故配壓閥動作，機組起動緊急事故停機流程，關閉蝶閥，導葉全關到位。

機組監(jiān)控系統(tǒng)記錄的導葉位移曲線和機組轉速曲線分別如圖1和圖2所示。

圖1 導葉位移曲線圖

圖2 機組轉速曲線圖

事故發(fā)生時，機組處于“空轉”轉“停機”流程，導葉未全關，調速器將導葉開度由3.5%瞬間往全開的方向開起，直至機組電氣及機械過速保護動作停機為止（監(jiān)控記錄數(shù)據(jù)為：16:37:58機組轉速115%接點動作，16:38:04機組轉速145%接點動作，16:38:05機組轉速150%接點動作）。

福堂電站為“一井雙管四機”的布置方式，根據(jù)河海大學的水力過渡過程計算成果，水輪機導葉關閉采用二段直線關閉，第一段直線關閉時間為5s，第二段直線關閉時間為10s，拐點開度為30%，全關閉時間為15s。

當4臺機同時甩全負荷時，蝸殼的最大壓力升高率◆max為17.1%，機組的最大轉速升高率◆max為42.9%，尾水管進口的最大真空度為4.4mH2O，其結果符合SDJ 173—85《水力發(fā)電廠機電設計技術規(guī)范》有關調保計算的規(guī)定（ max＜30%， max＜45% 及GB/T 9652.1—1997《水輪機調速器與油壓裝置技術條件》。

但電站引水隧洞長度達19.33km，壓力管道主管長為357.841m，支管長為48.597m，機組在調速器失控后，由于調壓井的涌浪及機組慣性而導致機組轉速上升較快，在機組電氣過速保護動作1s后使機組機械過速保護動作。機組115%額定轉速+調速器事故第一級過速保護未動作，該情況對機組的安全運行極為不利。

事故發(fā)生后，廠家技術人員對調速器在停機過程中突然全開導葉缺陷進行排查，通過程序進行多方面模擬：停機過程中加發(fā)開機信號，或并網(wǎng)令給調速器；在停機等待時，加發(fā)開機信號，或并網(wǎng)令給調速器；在關機時，使導葉關至3%以上，不繼續(xù)關閉，此時另外在外圍調速器上觀察調速器狀況，未發(fā)現(xiàn)異常。經(jīng)分析認為，在停機過程中伺服電機處于失控狀態(tài)，因此，對PLC至伺服電機回路硬件及電纜全部進行更換。

在此次事故過程中，機組轉速已達到115%額定轉速，且調速器處于失控狀態(tài)，監(jiān)控系統(tǒng)未起動115%額定轉速+調速器事故第一級過速保護，導致了機組轉速達到150%額定轉速，使二、三級過速保護動作的事故。經(jīng)查監(jiān)控系統(tǒng)在機組整個過速期間未收到調速器事故信號，因此，未起動115%額定轉速+調速器事故緊急事故停機流程。

查閱調速器廠家說明書，調速器事故被定義為：導葉接力器反饋故障、電機故障、比例閥故障、比例閥中位反饋故障、殘壓和齒盤測頻同時故障。機組整個停機過程中調速器未報任何故障信號。

從以上事件看出，機組在調速器失控后，調速器往開起方向動作，不會觸發(fā)調速器事故信號，因此，采用115%額定轉速+調速器事故作為第一級過速保護不能起到應有的保護作用。另外，由于引水系統(tǒng)過長及機組慣性，機組二、三級保護整定定值過于接近，導致二級保護動作的同時起動了三級過速保護。

2 福堂電站機組過速保護的解決方案

根據(jù)《GBT 11805—2008水輪發(fā)電機組自動化元件（裝置）及其系統(tǒng)基本技術條件》要求：過速限制系統(tǒng)應能在一級過速（一級過速觸點動作，同時調速器主配壓閥拒動，再經(jīng)延時）及二級過速時準確動作，并能根據(jù)要求調整關閉接力器時間。由于各臺機組機械特性及調速器特性不一致，導致在整定一級過速保護延時時無統(tǒng)一標準，時間整定存在一定的隨意性，可能導致機組在甩負荷過程中使一級過速保護動作。

目前對電站機組三級過速保護分別接入的現(xiàn)地控制單元（local control unit, LCU）信號有：機組一級過速保護（機組轉速測控箱115%額定轉速+調速器事故）、機組二級過速保護（機組轉速測控箱145%額定轉速）和機組三級過速保護（機械過速保護裝置150%額定轉速）。

從本次事故來看，機組一級過速保護未正確動作，機組二級保護正確動作，但由于機組慣性而導致機組二級電氣過速保護動作后1s，使機組三級機械過速保護再次動作。因此，需要對機組一、二、三級過速保護進行優(yōu)化完善。

電站調速器現(xiàn)采用伺服電機驅動主配壓閥閥芯動作，在主配壓閥閥芯處安裝主配位置開關。該開關實際定義為“主配壓閥不在偏關側”，用于在機組甩負荷時判斷主配是否有拒動的信號。

1）一級過速保護解決方案

為了避免在機組甩負荷過程中轉速由高轉速下降（電站甩90MW最高轉速為139%額定轉速）時，此時機組轉速還大于115%額定轉速（由于調速器PID調節(jié)特性和空載開度的設置，這時有可能主配壓閥不在關閉位置，從而誤判為主配壓閥拒動而導致緊急事故停機出口），將監(jiān)控系統(tǒng)中判斷轉速大于115%額定轉速接點修改為115%接點接通后保持2s[10]，將調速器事故點修改為主配拒動點。

2）一級過速保護起動流程圖

圖3 一級過速保護起動流程圖

3）二級過速保護動作定值整定

鑒于電站引水系統(tǒng)的特殊性，結合機組檢修后甩負荷試驗確定機組最大轉速上升率，將機組二級過速保護定值由目前的145%額定轉速修改為技施設計值140%額定轉速，以確保機組一、二、三級過速保護動作的時效性及準確性。

結論

在將機組一級過速保護由115%額定轉速+調速器事故流程修改為115%額定轉速延時2s+主配拒動流程后，在福堂電站4臺機組運行過程中，未出現(xiàn)正常甩負荷導致誤起動緊急事故停機流程的情況，也未出現(xiàn)機組過速后由于調速器故障不能正常起動緊急事故停機流程的情況，保證了設備可靠及安全運行。