摘要：本文通过案列形式总结了燃煤发电厂高压变频器使用中常见的故障特点，分析了变频器与厂用电系统间的交互影响，针对高压变频器的设备现状给出了技术完善思路，总结了高压变频器的运行优化与设备管理思路
关键词：电厂；变频器；故障；对策；措施
1前言
1.1 火力发电厂中，三大风机、水泵等都是厂用电耗能较大的负载，在机组的正常运行中，其电动机总是处于不全载情况下运行。风机系统中流量的调节常采用改变挡板开度的方式，在挡板上产生了附加的压力及节流损失，凝结水泵也是类似原理，由于机组负荷率随时变化，靠阀门开度改变流量浪费了大量能源。 风机、泵类设备均属平方转矩负载，流量与转速成正比，压力与转速的平方成正比，轴功率与转速的立方成正比。而电机转速正比于其工作电源输入频率，通过改变电源频率将直接改变电机转速，而改变电机转速来改变风机或泵的流量，且电机电流处于较大的经济电流运行，可以节省厂用电能。
1.2 近几年，许多燃煤火电厂对于机组的凝结水泵及引风机等随机组负荷率变化明显的设备进行了变频节能改造。高压变频器普及使用，既是节能减排，利国利民的好事，但是由于变频器的电子技术复杂、现场环境恶劣、系统穿越故障、冷却支持系统复杂、及故障率凹底曲线的客观存在，高压变频器所带负载都是重要的辅机，一旦变频器故障，都会给机组带来减负荷或跳机隐患，给变频器运行、维护带来新的课题。
2 高压变频器故障形式及其对机组运行的影响
2.1 变频器的故障几率定性计算：
设变频器系统有m个功能模块组成，如变压器、功率单元模块、控制器、冷却系统等，每一功能模块里有n个单元及器件组成。设每个单元的故障率为Ps，则某一模块的故障率为Pn及变频器的总故障率为Pm，可由下式计算
以上可见，复杂的高压变频器必须保证所有的部件完全完好，否则其故障的几率很大。
2.2 现场使用的高压变频器故障类型：
可以简单的分为重故障与轻故障。重故障为影响变频器正常运行的故障，比如功率模块损坏。轻故障则是允许变频器继续运行一段时间，比如冷却系统故障，功率柜温度超温等，需要维修人员尽快干预。轻故障处理不及时会影响变频器工作效能，导致元器件老化，导致进一步发展为重故障。
2.3 高压变频器故障对于机组的影响：
2.3.1变频器重故障导致变频器退出运行，主要辅机的非正常停运，对机组运行是个重大扰动，很容易导致机组出力锐减，甚至跳机。为了更清楚的说明这一问题，举几个真实案例如下，其中前三例为笔者亲身参与检查处理。
例1 2013年7月10日，某公司630MW机组一次风机2A跳闸，机组RB动作正常。经检查，一次风机2A变频器重故障报警，导致一次风机2A电源进线开关QF跳闸；就地检查我们发现变频器控制器发“PLC没有响应”故障，变频器处于跳闸状态； PLC本体SF红色指示灯报警，显示为系统出错/故障。此案例为变频器PLC故障引起电源开关跳闸。
例2 2015年04月24日，某公司630MW机组#1机负荷490MW，一次风机1B跳闸，RB保护动作，负荷锐减至310MW。现场检查发现此故障变频器主控板通讯故障，更换变频器主控板和监控器，并设定参数，检查无误后模拟启动该变频器，检查指令与反馈信号（至DCS）均正常。此案例为变频器主控板和监控器通讯故障引起变频器电源跳闸。
例3 2015年06月17日，某公司#3机组负荷420MW，凝泵3B变频器运行中跳闸，就地检查发现功率模块A1、A2、A3、A5、A6、A7、B1电源故障，A4、A8过压，其余模块正常，凝泵变频器小室无异味。分析故障记录，变频器重故障跳闸的主要原因是功率模块C2驱动故障，在变频器跳闸过程中，导致了A1、A2、A3、A5、A6、A7、B1电源故障及A4、A8过压故障信号的出现，上述信号不影响变频器的再次投运，同时，对变频器所有功率模块内整流桥、IGTB进行了测试，未发现异常。（变频器运行6年）
2.3.2 笔者查阅公开的文献中也发现高压变频器故障的危害性巨大。
例4 参考文献①中广东某发电厂凝泵变频器，A相功率柜模块故障着火，导致A1、A2功率模块动力电缆接线处短路烧毁、功率单元柜受损。分可能的原因包括熔断器质量问题、IGBT质量问题、模块老化或变频器保护电路损坏不能有效保护问题。
例5 参考文献②中列举了某发电企业发生一起因主控电源模块故障，导致一次风机变频器柜全部烧毁，分析可能是变频器主控与PLC系统失电，或UPS运行过程中损坏无输出，导致变频器主控与PLC系统失电失去了对功率单元开关器件的控制作用。
例6 参考文献④中浙江某电厂高压变频器控制系统在6 min内重启了3次，开关量信号已送至DCS，导致RB不动作。分析电源故障和主控板故障则可能是引起变频器重启的原因。因变频器在短时间内恢复正常，该故障可以断定为瞬时故障。
例7 参考文献⑤中列举了印刷电路板上一滴油导致控制熔丝熔断故障。
2.3.3通过上述案例可以发现，变频器的严重故障主要集中在控制电源模块、控制系统、功率单元模块上，故障具有分散性、隐蔽性、突然性、传递性，未发生故障前难以发现，一旦重故障发现时已经对机组运行造成扰动，需要运行人员敏捷果断处置。对设备管理人员而言，传统的设备管理手段如何巡点检、定期维护、加强监视等无法彻底解决这些隐患，需要定性分析。本文的目的利用多方面的专业角度思考，在做好日常操作与维护的同时，寻找技术革新的支点。
3 高压变频器对厂用电系统的交互影响
3.1 低电压对高压变频器的影响
由于厂用电系统大电机启动时或及区外短路故障时存在低电压穿越问题，参考文献③给出了由于启动时 10kV进线电压大幅降低(可低至9kV)，超出正常供电范围引起了变频器欠电压停机。参考文献⑥列举了多起由于电网短路故障，导致低电压穿越引起发电厂变频器停运故障。参考文献⑦则是对通过对低压变频器进行定量低电压扰动实验，证明了在低电压穿越时，变频器很有可能停运。高压变频器在整流及脉冲调制方面面临的谐波分量比低压变频器更严重，虽然产品技术性能要求里注明了对低电压的要求，但由于低电压扰动的不确定性以及高压变频器难以现场做此类实验。
3.2 变频器对于厂用电系统的谐波反馈影响
笔者现场录波实验发现其电流高次谐波分量瞬时最大可达5%以上，正常运行时小于0.3%，由于发电厂厂用电电缆较多，等效电容滤波效应明显，可不做考虑。⑧对此进行了分析，IEEE519-1992标准规定电流失真应小于5%负载电流。
3.3 变频器对负载电机的影响
影响体现在：一谐波分量导致电机效率降低，二、长期较高的经济电流运行，三、低转速时自带的散热风扇出力降低，导致温升增高。
3.4 电源快速断开对于变频器的影响
对于正在运行的高压变频器来说，当如果变频器电源断路器布置在变频器柜本体上，当其快速断开时，变频器自身（变压器及功率单元）及出线电缆电容、电机形成串联LC震荡回路，最严重是当其波阻抗为1时，变频器自身、出线电缆的储能体系和馈线电动机的反馈电流，在特定的电位角度时，可能瞬时产生较高的操作过电压。参考文献①、②、⑦从现场处理经验角度也提出了严禁直接断开电源开关的操作方式，但是缺少其定量分析依据，目前国内关于这一块的定量研究比较少。
总结以上分析：一、高压变频器控制系统对电源质量要求较高，二、对低电压穿越或低压扰动时，对抗低电压性能存在不确定性。三、变频器谐波对于厂用电系统的影响很小，但是对电机会导致温升升高，四、对于紧靠变频器的电源进线开关断电操作时，高压变频器端可能会产生操作过电压。
4 高压变频器的设备现状及技术完善思路
4.1存在潜在过电压问题及控制电源可靠性问题
现状：目前国标GB/T50064中最高电压为7.2KV的6KV~220KV系统，工频过电压按照1.1*1.732p.u限制，对于操作过电压按照1.732p.u限制，对于过电压能力只有+15%的变频器来说，形成过电压损坏很有可能,查阅几大变频器厂家资料，虽然过电压保护比较成熟，但是由于制造工艺的复杂及元器件老化，对于不同复杂电压等级MOA、FC模块存在过电压与绝缘配合及选型问题，而目前现场用户无法对每一个功率模块的过压保护功能进行试验（过高的电压试验极易造成IGBT控制回路击穿）。
完善思路：在靠近变频器端高压侧安装对应电压等级的MOA，MOA选择参照GB/T 50064《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》4.2章
4.2 控制电源稳定性及可靠性问题
现状：现场高压变频器控制回路由双回路供电，其中外部交流控制电源一般简单的通过一个小UPS来稳压。实际工作中我们发现小功率UPS由于免维护，其可靠性并不高。另外控制回路电源板长期工作，其电阻元器件长期发热，现场运行六年以上的高压变频器电源板，一般都会轻微变色，大量的参考文献中引起重故障的原因中对电源这一块都有提及。
完善思路：将变频器自带的控制电源小UPS接入到机组的UPS上，增加可靠性。定期（不超过十年）更换电源板等易老化板件。
4.3 冷却系统故障问题
现状：会导致频繁的轻故障报警，不及时处理很有可能引起重故障跳闸。
一、现场环境恶劣，一般都处于室内，环境温度很容易超过40度，因此室内的降温很重要；二、冷却系统产生大量的冷凝水，疏水通道必须经常检查，一旦水飞溅到功率单元，极有可能引起功率单元烧毁，三、冷却压缩机工作环境恶劣，表现在空气质量差滤网极易堵塞，压缩机过载停机；四、冷却控制系统故障率高，由于高压变频器厂商在制冷方面远逊于专业空调制冷厂商，变频器制冷大多采用采用PLC控制，逻辑程序设计不尽完善。
完善思路：与专业空调厂商合作，改进冷却系统，完善制冷控制系统，完善密封系统，加大冷凝水流出通道，增加冷凝水流出备用通道，增加室外机的制冷裕度，给室外机增加自动滤网清洗功能，比如引入压缩空气，定期自动吹扫。
4.4 控制系统及功率单元故障问题
现状：此类故障会导致停运及严重设备损坏。表现在：一、控制单元本身故障会导致重大隐患；二、内部模块通讯故障，导致模块失去控制风险；三与DCS失去通讯，让运行人员无法知晓现场情况错过人为干预最佳时机风险；四功率单元模块内部监视缺少自动调节手段。
完善思路：控制模块、控制电源板双冗余设计，优化算法，提供更多的功率单元冗余设计，能够在功率单元故障时自动屏蔽该单元，做成在极端失去控制电源与通讯的情况下，系统自动平稳运行或者停机，严防烧毁这样的严重故障。
5高压变频器的运行优化与设备管理
笔者结合现场工作经验，对于在线运行高压变频器从运行方式及设备管理方面总结如下：
5.1 严格按照厂家说明书，会同运行人员、设备管理人员、厂商服务人员，编写高质量的运行操作规程，现场运行操作严格按照规程执行。
5.2 停运后应检查变频器内部电缆间的连接可靠及变频器柜内所有接地应可靠，接地点无生锈。所有电气连接的紧固性，查看各个回路是否有异常的放电痕迹，是否有怪味、变色，裂纹、破损等现象，修完进行绝缘检查，杜绝遗留物。
5.3 设备本体维修质量控制，利用检修机会，除了正常的维修检查项目，重点要求变频器厂家对主控电源和PLC进行相关绝缘试验、逻辑试验。对于变频器主回路整流桥、平滑电容器、滤波电容器、逆变桥、限流电阻、接触器等元器件都要全面检查。
5.4 高压变频器的工作环境温度，应低于40℃，移相变压器F级绝缘的最高工作温度不能超过130℃。目前现场高压变频器小室的制冷需要关注，对变频小室及柜体温度设置远程DCS监视，加强巡点检，在高温季节更是要对空调进行经常性保养维护，确保制冷效果，空调电源来自两路以上电源确保电源可靠，做到能及时发现异常温度异常，能及时降温处理。
5.5 控制电源回路，考虑自带的小UPS不够可靠，将其改由机组UPS供电，电源板受热变色的及时检查更换。
5.6完善故障报警信号，将变频器的主要故障报警信号全部接人DCS，以便运行监视及事后故障分析。运行中，应随时监视负载运行情况，出现不正常情况应及时采取措施直至停机。
5.7 用于触发跳闸的硬接点一定要定期检查，试验其逻辑完好性，严防接点氧化接触不良或者绝缘下降震动等导致误动，梳理硬接线启停回路，尽量简化接线，降低误动几率。
5.8 优化高压变频器设备运行操作流程：停运变频器时，必须先给出变频器停机指令，禁止直接断开变频器输入6kV开关电源，防止操作过压造成变频器损坏。
5.9 一些部件长期运行后性能降低，如高温环境中的电容回路等、冷却风扇等，极易存在隐患，需定期检查，定期更换。
5.10 环境维护，变频器柜门上的防尘滤网每半月应清扫一次，确保周围空气中不含有过量的尘埃，酸、盐、腐蚀性及爆炸性气体，空调及制冷室外机滤网每周巡点检，实时清灰。必要时假装清洗压缩空气管道，确保制冷可靠。
5.11 经常跟踪同类型设备兄弟单位运行情况，对于重点跟踪事故处理、技改革新、操作优化、维护优化、零部件寿命等情况，逐步改进本公司高压变频器的技术性能、提高安全可靠性、优化参数配置、合理技术更新、消除设备隐患、优化运行方式、提高维护效率。
6结语
高压变频器在燃煤火力发电厂风机、水泵节能改造中大显身手，但是我们也要充分了解此设备的潜在风险，大机组安全稳定非常重要，一次非正常减负荷甚至跳机将造成巨大损失，而高压变频器导致的事故往往处理起来费时费力，在安全及经济性上公司付出很高的高昂的机会成本，需要我们在设计、运行管理、设备管理等方面采取相应的保障措施，总结提高，防微杜渐。近年来大数据、人工智能、神经元执行器等新的自控理论也进入高压变频器的研发应用领域，对此也应关注以便于未来的技术升级，让高压变频器做到真正的安全、可靠、稳定、高效、经济、节能。
参考文献：
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[6]浅谈电压穿越对发电厂敏感负荷重要辅机变频器的影响及应对策略，作者：王京 马洪波 ，刊 名：机电工程技术，卷(期)：2016, 45(4)
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[8]变频器谐波干扰及解决办法，作者：谭波 李燕林，刊 名：电气时代，卷(期)：2004, (1)
[9]基于遗传算法优化神经网络的直驱式风力发电机变频器故障诊断研究，作者：胡立锦 [1] 张新燕 [1] 王维庆 [1] 常喜强 [2]，刊 名：水力发电 ，卷(期)：2011, 37(12)
[10]江苏国信扬州发电有限公司运行规程、检修规程，作者：李春华 李世国、谢志平等
作者简介:
马庆锐 江苏国信扬州发电有限公司 电气工程师 电子邮箱：vigilmail@163.com 0514-87772438
李春华 江苏国信扬州发电有限公司 设备部 电气经理 0514-87772431
论文作者:马庆锐,李春华
论文发表刊物:《电力设备》2017年第18期
论文发表时间:2017/10/30
标签：变频器论文; 故障论文; 高压论文; 过电压论文; 功率论文; 电源论文; 机组论文; 《电力设备》2017年第18期论文;