浅谈水力发电设备中状态检修的重要性

在我国长期以来，水力发电设备检修都是以预防为主来进行计划检修。这在计划经济体制下，尤其是在电力系统缺电的情况下，尽量避免发电设备被迫停机，保证向用户不间断供电，减少拉闸限电次数，曾起到了一定的积极作用。然而，这种检修方式的时间间隔、工期、检修项目等基本是建立在传统经验的基础上，千篇一律，对设备的实际状况考虑较少，工作具有一定的盲目性，存在着检修周期短、工期长、费用高、项目针对性少的问题，已越来越不适应技术水平大大提高了的水电设备，已越来越不适应大电网、高电压、大机组、高参数、高自动化的电力系统，已越来越不适应市场经济体制改革和电力体制改革的要求。

1、状态检修的必要性

随着设备健康水平的不断提高，设备状况越来越好，如果继续执行计划检修，就有可能在机组状况尚好的情况下，盲目大拆大换，既浪费人力、物力、财力，又降低了机组的可用率，在某些情况下甚至还会损害机组的健康水平。特别是进口设备，大都质量良好，质量保证期较长，其安装工艺和精度都有一定的要求。有些厂家在产品说明书中还注明，有些部件不得随意拆卸，如果非要拆卸必须有厂家代表在场指导，否则，质量难以保证;有些部件虽可拆卸，但拆卸次数有限。所以，必须改革计划检修模式，以适应水电设备技术水平的变化。

另外，随着设备自动化程度、人员技术水平的不断提高和“无人值班”(少人值守)制度的逐步推行，以及电力体制改革的不断深入，减人增效，推进检修体制改革已势在必行。国家电力公司1997年专文下发了“关于全面实行新厂新办法，逐步进行检修体制改革，进一步推进减人增效的若干意见”明确指出，要积极推进检修体制改革，条件成熟的，要实行集中检修，梯级水电厂要通过技术改造实行集中管理。要减人增效，必须改变运行人员越来越少、检修人员相对越来越多、检修任务越来越不饱满的局面，精减检修队伍。同时，水电要实行流域、梯级开发，实现集中管理、集中检修，水电厂的检修人员也必然会减少或取消，这样，势必打破原有计划检修格局。所以，必须改革计划检修模式，以适应水电厂人员的变化。

状态检修是通过运用综合性的技术手段，准确掌握设备状态，预测设备故障发生、发展趋势，借助技术经济分析，进行检修决策的一种现代化的设备检修模式。特点是检修时机和工期是预知的，检修项目是明确的，是一种科学、合理、经济的检修模式，对提高设备的可用率、降低设备检修损耗具有十分重要的作用。部颁《发电厂检修规程》规定，应用诊断技术进行状态检修是设备检修的发展方向，应在条件成熟的电厂进行试点工作，积累经验，逐步推广。因此，水电设备应积极实行状态检修，以适应设备、人员、改革的需要，克服计划检修的诸多弊端。

2、状态检修的可能性

随着生产的发展，电网装机容量不断增大，备用容量也随之增加。2006年以来，宏观电力供需基本平衡，这就使得水力发电设备的检修在选择时机和持续工期上可以更为灵活，从而为状态检修提供了较为宽松的外部环境和时间条件。

随着计算机技术、传感技术、信号检测、信号处理技术以及专家系统的发展和应用，特别是许多水电厂已经投运的计算机监控系统，为设备状态监测及诊断提供了坚实的技术基础和物质保证。

水电设备在设计、安装、运行、管理、维修等方面的长期经验积累和不断完善的设备管理制度以及丰富的运行、检修资料，为设备诊断专家系统提供了较为明确的分析、判断、决策依据。

近几年，水电厂运行人员文化水平和工作经验普遍得到提高，知识面越来越广，很多水电厂已开始培养全能值班员，这就为正确判断水电设备的运行状态和诊断设备的好坏提供了人员保证。

水电厂相对火电厂来说，生产环节简单、设备较少、自动化水平较高，这也是水电设备实行状态检修的一个有利条件。

3、状态检修应注意的几个问题

(1)坚持安全第一的思想，有计划、有步骤、积极稳妥地开展水电设备状态检修。应从客观实际出发，根据水电厂的设备现状、管理水平、人员素质选定具有一定条件的厂、机组、设备开展试点工作，要在试点的基础上，再逐步推开。现阶段的状态检修应融合故障检修、计划检修为一体，以设备具有最大可靠性和最低维修成本为目标，既要积极探索状态检修，又要防止盲目延长检修间隔而造成设备失修。

(2)水电设备状态检修应实行全过程管理。水电设备状态检修是一项复杂的系统工程，要搞好这项工作，必须从设计选型、制造安装、运行管理、科学研究等各个方面，积极为状态检修创造条件。在设计选型时，应选择质量好、可靠性高、便于监测、易于检修的设备;在制造安装时，应考虑设备的诊断措施，配备相应的监测设备，预留相应位置;在运行管理时，应加强设备维护，加强设备消缺，保证设备完好性。定期进行设备运行状态分析，注意横向、纵向比较和发展趋势走向，加强运行资料的保存、整理;同时，应加强状态检修的科学研究，在理论上、实现方法上、诊断设备的研制上不断探索，积极进行状态检修工作的国内、国外技术交流。

(3)应制定相应的技术标准和管理制度。水轮发电机组状态的好坏既影响机组的安全经济运行，又决定机组的检修时机和工期。如何正确判断水轮发电机组的运行状态，更大限度地使其正常运行，充分发挥机组的运行能力，防止盲目停机检修，又做到应停即停，该修必修，修理项目明确，是状态检修首先需要解决的问题。对水电设备而言，就是必须明确表征水电设备状态的量有哪些?这些量的临界状态是什么?即这些量在什么情况下正常?在什么情况下不正常?应该采取什么样的在线监测系统监测这些量?如何对这些量进行诊断和趋势分析?如何判定机组在什么情况下必须进行大修、小修或临修?修理哪些项目等等，应尽早制定符合我国国情的状态检修技术标准和有关法规、条例，使状态检修有据可依。

状态检修工作尚处于探索阶段，从管理制度上，要营造良好的外部环境，消除状态检修的后顾之忧;要对现有的检修管理制度、安全管理制度、可靠性管理制度等进行完善，形成状态检修的激励机制。

(4)应充分利用计算机监控系统资源，避免重复建设。现在，绝大部分水电厂都具备计算机监控系统，在进行状态检修诊断系统建设时，要积极利用或经过一定的转换引用其监测资源，节省投资，避免布线和布置设备拥挤或重复，在建设监控系统时，要考虑为诊断系统留有接口。

(5)加强技术人员培训和技术资料整理，积极为状态检修作好“软件”准备。

4、国内外状态检修工作概况

4.1国外状态检修概况

目前，国外在状态检修技术研究与实践应用方面都取得了较多的成功经验，比较突出的有美国、德国、日本、法国等国家，比较着名的机构有美国电力研究院诊断检修中心(EPRIM&DCenter)和美国CSI公司(1996年，CSI和M&D合并)，日本发电设备检修协会，以及一些仪器仪表公司，如ENTEK—IRD公司、BMAAdvanceMaintenance&Cleaning公司(西马力)等，它们已将多种诊断和检修系统运用于电厂锅炉、汽轮机、发电机、辅机以及输变电网站上。1984年成立的CSI公司是全球领先的可靠性检修设备制造商，它已经成功地为美国国内外60多家大型电力公司提供了状态检修服务，使这些公司的电厂、电网中80%的设备可实施状态检修。国外统计资料表明，状态检修可使设备大修周期从3～5年延长到6～8年，甚至10年，一般1.5～2年即可收回实施状态检修所增加的投资，其效益主要有以下几个方面：提高发电机组效率和可用系数，效益约占效益总额的30-50%;提高发电机组出力，效益约占效益总额的10-30%;延长设备使用寿命，效益约占效益总额的10-15%;降低检修费用，效益约占效益总额的30～50%。

西班牙IBERDR0LA水电厂、葡萄牙EDP水电厂已经研制成功远程维护预知系统，并投入了使用。就维护系统本身而言，它使用了预知维护技术，且可远程控制，如西班牙IBERDROLA水电厂，可在马德里作远程用户维护，此外，该系统与电厂原有的SCADA及MIS系统相互通信和联结，从而构成一个CMMS系统。

4.2国内状态检修概况

我国电力系统最早提及状态检修问题是在1986年一次检修工作会议上，并在1987年新颁布的《发电厂检修规程》中明确指出，“应用诊断技术进行预知检修是设备检修的发展方向，各主管局可先在部分管理较好且检修技术资料较完整的电厂进行试点，积累经验，逐步推广。”但由于种种原因，这项工作一直未能系统实施。进入20世纪90年代后，随着我国改革形势的不断深入，电力检修体制改革也呼之欲出。近几年，先后有120多位中国专家、领导和科研人员参观了美国电力研究院诊断检修中心，1996年，电力部副部长陆延昌同志在审阅电力部可靠性管理中心组织的一次对美国的考察报告时，批示“状态检修工作应在1997年有突破性的进展”。

1997年3月CSI公司M&D访问了我国电力部及一些省电力局，受电力部邀请，1997年6月4～6日，CSI在北京举行了“状态检修技术交流会”，全国100多位电力行业的专家、领导参加了会议，会后电力部选定华北电管局天津大港电厂从意大利进口的328MW×2机组和华东电管局上海石洞口二厂从美国进口的600MW×2机组作为开展状态检修技术研究的试点。1997年l1月l1～12日，国家电力公司在上海组织召开了“电力设备实施状态检修研讨会”，交流了大连电业局在66kV及以下配电网和山东省电力公司在220kV主网试行状态检修的经验。1997年12月4～5日，为了编制“火电厂发电设备实施状态检修研究与应用可行性报告”，国家电力公司再次召开了研讨会。1998年4月，国家电力公司组织了华北、上海、浙江、山东等电力公司及西安热工研究院的有关人员，对美国一些电力公司、火电厂、电力研究机构和检测设备制造厂商，在火力发电设备检修管理、状态检修工作方法、设备状态检测及分析技术、人员技能素质及状态检修的经济效益等方面进行了考察。

5、水电机组故障诊断特点

水电机组故障诊断主要包括水轮机诊断和发电机诊断，二者互为关联。

水轮机诊断包括：轴系、叶轮、叶片、导轴承、润滑系统、支撑系统、控制系统等部位故障的诊断。主要故障特征包括：油箱油位的升高和降低、油温的升高、轴瓦平均温度升高、轴瓦温度上升率、摆度升高、轴承振动升高、振动和摆度随转速、负荷变化的趋势、有无负荷的振动情况。

发电机诊断包括：定子线圈、定子磁心、转子、轴系等部位故障的诊断。定子线圈的诊断采用局部放电法(脉冲高频容量)用于检测线圈、线棒、线棒支撑的绝缘情况及线圈断路。定子铁芯和转子的诊断运用一组气隙测量传感器监测定子孔径和转子圆周、偏心所造成的动态气隙情况。

检测的参数一般有：机架振动、摆度、温度、电量、气隙、绝缘监测、气蚀、压力脉动等。

对于诊断导轴承、推力轴承以及其它一些复杂的故障，诊断系统要综合考虑分析各检测参数。

水电机组的设计、制造、安装和大修中，都对机组各状态参数提出规定和要求，但由于水电机组在运行过程中存在不规则的水力干扰，不仅不同机型不同容量不同结构的机组，实际运行参数量值及其变化规律不一样，而且同一电站同一机型的几台机组，运行参数实际也难一致。如一般机组瓦温带满负荷时比空载时高3～5℃，而有的机组带负荷后温度并没有上升，甚至略有下降。又如有些机组上机架振动达lmm而能长期运行，有的水导运行摆度达到0.8mm，瓦温却正常，运行也稳定。因此，要在故障诊断推理系统内制定一个统一的标准，难度很大，而且到目前为止，尚未有一个国际性的状态监测标准。

从实际的大修内容看，主要是因空蚀、磨损、腐蚀、老化、疲劳引起的零部件损坏和构件松动，但要直接测量，尤其象橡胶密封老化程度的在线测量是十分困难的，甚至是不可能的。所以在故障诊断推理系统的监控中心中设置人工干预功能，适时补充案例层知识，实现人机结合、智能互补是必要的。而把人融合到整个系统中去，还可以根据各自机组的特点，对某些诊断进行重新设置或修正，形成针对机组特点的智能高效推理机制，以达到对各自机组故障的最精确预测和诊断。

6、结束语

综上所述，水电厂要通过提高人员素质，更新故障诊断手段，早日实行状态检修，以提高经济效益。