水冷高压变频器的故障分析及防范措施

朱宝峰

（中电建甘肃能源崇信发电有限公司，甘肃 平凉 744200）

0 引言

高压变频器在超临界火电机组主要辅机中的应用越来越广泛，其对降低火电机组厂用电率的贡献非常明显。尤其是当前火电机组普遍处于深度调峰运行方式下时，主要辅机采用变频运行方式有调节迅速、节能显著等多个优点。因此研究影响变频辅机运行可靠性的相关因素，避免因变频器故障造成辅机RB 甚至机组非停显得尤为重要。

采用水冷方式的高压变频器会配置独立的闭式水冷却系统。冷却水用于对功率单元中IGBT 等发热元件的冷却，部分高压变频器的移相变压器绕组也采用水冷方式。由于采用去离子水（除盐水）进行闭式循环，因此冷却水的水质、流量、水位等工质参数也成了影响高压变频器可靠运行的因素之一。部分高压变频器控制逻辑中也将冷却水系统参数异常纳入变频器报警、跳闸保护条件中。

水冷高压变频器除了自身重故障引起变频辅机跳闸外，其冷却水系统、高压连接电缆等附属设备的故障也会造成同样的后果，而单台变频辅机故障跳闸后如果因电气保护、热控逻辑不完善，也会造成事故进一步扩大，以至电气母线失压或跳闸、运行参数失稳造成热工保护动作等。因此该文将从以下三个方面进行分析。

1 高压变频器自身故障分析及防范措施

1.1 水冷高压变频器结构组成及故障统计

水冷高压变频器一般由变压器、功率单元、闭式冷却水系统和控制系统组成。高压变频器自身故障主要体现在功率单元故障、控制板件或UPS 故障等。功率单元故障情况一般有熔断器故障、驱动故障、单元过热、单元过压、光纤故障等。功率单元的原理图如图1 所示。功率单元输入电源端R、S、T 接变压器二次侧，三相二极管全桥整流为直流环节供电，直流母线上的电压提供给由IGBT 组成的H 桥逆变电路。功率单元通过光纤接收信号，采用空间矢量正弦波脉宽调制（SVPWM）方式，控制IGBT 的导通和关断，输出单相脉宽调制波形。每个功率单元内有独立的一块控制板和一块驱动板，控制板通过光纤与控制器通信，驱动板主要用于驱动IGBT。

从图1 中可以看出，每个功率单元就是一个单独的整流逆变电路，构成功率单元的元器件有很多，每个元器件都有可能成为一个故障点，任何一个出现问题都将导致该单元出现故障。由于元器件的质量参差不齐、电流耐受能力不同，个别元器件的稳定性并不能很好地满足变负荷运行的需要，无法使变频器稳定地处于长期运行的状态，也容易导致系统出现故障。通过某电厂8 台水冷高压变频器实际故障统计来看，在14 次变频器故障中，有7 次是因功率单元故障引起的。如表1 所示。

表1 某电厂近年来辅机高压变频器故障统计表

图1 功率单元原理图

1.2 水冷高压变频器故障分析

该文对7 次水冷方式变频器功率单元故障和6 次空冷方式变频器功率单元故障原因进行分析，基本为IGBT 故障引起短路造成单元过压/驱动故障/熔断器故障等，故障较轻时，具有单元旁路的功能变频器可以在旁路故障单元继续运行，但同时会造成变频器的输出电流、电压有一定的不平衡性，谐波也会变大，其他功率单元的负载也会增大，不利于变频器长期运行。但故障较重时，如发生“单元过压”等故障则无法旁路，造成变频器直接跳闸。此时不仅故障元件本身损坏，还会造成熔断器、电容器等其他元器件一同损坏，并有一定概率损伤IGBT 的驱动板，因此在更换维修时应一并检查更换。

根据对功率单元故障情况及控制单元报警记录统计来看，水冷变频器没有发生过因“单元过热”造成的跳闸[1]。一般来说，闭式冷却水系统水质符合要求，冷却水系统正常运行，没有发生冷却水泵出口流量低或开式冷却水故障造成闭冷水水温升高等问题，其对IGBT 等发热元件的冷却均可满足满负荷运行的要求。因此基本避免了水冷变频器IGBT因过热劣化产生故障的问题。

从上述功率单元故障后的现场勘查痕迹来看，基本为IGBT 内部击穿、炸裂等情况居多，可以认为多数情况的故障均是由于IGBT 自身质量不佳、大电流能力耐受不足造成。由于IGBT 为集成化元器件，建议采取加强其性能检测、备件储存，储备备用功率单元的防范措施，来保证故障情况下可以及时维修或替换，恢复功率单元投入运行，防止辅机长期停运失备，影响安全生产。同时，如果功率单元故障旁路运行[4]，变频器每相串联单元数量减少，额定输出电压和额定容量都将降低，在停运更换功率单元之前，一定要限制频率（上限）运行，防止其他功率单元过载。

控制板件故障[1]在变频器整体故障统计中占比并不高，高压变频器室的运行环境一般均能满足GB/T 34123 的要求，其冗余配置的工业空调可以抵消变频器功率单元、移相变压器满负荷运行造成的温升，因此控制板件因运行环境不佳（如高温、潮湿等）产生故障的概率较小。由于各类控制板与控制器、功率单元之间一般采用光纤通信，表1 中统计的3 起控制板件故障中有2 起通是由通信板或通信插件故障引起的。控制板故障较为明显时，基本在板件元器件上能够找到故障点，如果为瞬时故障或间歇性故障，建议采用排除法更换备用板件以查找故障原因。如某台引风机变频器运行中报“变频器过流”跳闸，经就地检查发现变频器控制面板输入电压、输入电流有大幅度跳变现象，检查发现变频器“信号板”IC4 集成块有击穿痕迹，判断为信号板故障造成。

而UPS 故障原因也以UPS 老化居多。部分品牌控制系统采用UPS 防止电源切换时PLC 重启，这也使UPS 故障成为影响变频器可靠运行的重要因素之一。对上述故障采取的防范措施如下：一方面应加强停运期间控制板件、UPS 的检测、维护及性能试验，及时发现隐患。如在检修期间应对UPS 的电压稳定度、频率稳定度、波形失真度进行检测，对备用电源切换时间小于5ms、外部电源失去情况下不小于30min 的连续供电时间、最大负荷下保证30%的容量裕量等性能指标进行测试，以确保UPS 可靠投入运行；另一方面对控制板件、UPS 的寿命进行准确预估，根据故障情况及时进行预防性更换，必要时缩短预防性更换周期，如2～3 年。某些品牌的UPS 具有自动定期充放电试验功能，即在正常运行时，UPS 自动切换至内置电池接待负荷，一旦测试不满足要求则发出报警并切回旁路运行，实际证明该UPS 在切换至旁路过程中时间超过5ms，无法避免PLC 等控制器重启的问题，造成变频器误停运。因此必须禁止该功能定期启动或不采用具有此项功能的UPS。

2 高压变频器附属设备故障分析及防范措施

2.1 变频器冷却水系统故障分析

从表1 中来看，高压变频器附属设备故障主要集中在冷却水系统和一次电缆上。冷却水系统一般由循环泵、换热器、补水箱、滤网、离子交换器、水温调节阀、循环水管路以及热工测点组成。冷却水系统采用流量、液位、温度、压力、电导率等热工测点实现冷却水系统的自动控制及运行，而对会造成变频器保护联锁动作出口的热工测点，必须熟知其组成逻辑及仪表工作原理，加强仪表定期检验、维护，并在检修及消缺过程中做好安全措施。如某次检修人员处理给水泵变频器冷却水补水箱磁翻板液位计花屏时，在没有解除液位低保护前误使用磁铁对液位计翻板进行调整，造成补水箱液位低开关信号闭合，出现“水箱液位低”保护动作，造成变频器在运行中跳闸。

对变频器冷却冷水水质应加强监测，在冷却水电导率到达报警值以前更换去离子罐树脂。定期监测水中铜离子含量和冷却水pH 值以符合变频器制造商对冷却水质的要求，避免加剧铜离子腐蚀。同时应根据系统补水频次，及时检查功率单元有无漏水情况[3]。实际运维情况证明，个别功率单元冷却水铜管T 型接头处因铜腐蚀产生漏电，因此运行5 年以上的水冷变频器应加强该情况的监测与检查。

2.2 变频器冷却水系统故障防范措施

对冷却水系统热工仪表及测量装置应进行选型分析，采用性能可靠、运行稳定的产品。并在变频器停运检修时进行综合校验和传动试验，确保仪表测量准确、动作可靠。

对用于热工保护的测点应防止采用单信号。对采用单信号的热工保护，应设法增加测点或增设相关联的可靠判据，防止单信号测点故障造成保护误动或拒动。

根据冷却水电导率上升趋势，提前更换去离子罐树脂。更换前应使用除盐水对树脂充分冲洗，去除树脂表面杂质。待冲洗水水质电导率降至0.1us/cm 及以下时，可进行更换。防止更换新树脂后发生电导率突升造成保护动作的情况。

对进入换热器的开式冷却水（冷源水）滤网定期清洗，加强冷源水流量监视，防止因滤网堵塞造成冷却效果下降，使闭式水温升高的异常情况发生。

对冷却水系统流量、压力、液位等保护测点进行检修或消缺时，应退出相应的保护或联锁条件，无法退出保护及联锁的，应将辅机停运或退出运行后，再进行检修作业。

2.3 变频器一次电缆故障分析及防范措施

一次电缆故障多发于电缆终端接头部位。新改造的变频器或运行年限较长的变频器均应加强一次电缆的检查与预防性试验。表1 中3 次电缆故障引起的变频器跳闸均为电缆终端接头在制作时未按照工艺要求进行，使该处绝缘逐渐劣化造成击穿，引起开关零序保护动作。如某台引风机变频器至电机电缆终端制作过程未按照安装说明书进行操作，应力管安装位置错误，使电场分散不足，半导体层断口处电应力过于集中，在运行中绝缘逐步劣化，在引风机工频启动时的冲击下绝缘击穿发生接地。虽然DL/T 5161.5-2018《电气装置安装工程质量检验及评定规程 第5 部分：电缆线路施工质量检验》中已取消电缆终端接头制作30%旁站检查验收的规定，但在实际技改项目中还应予以重视和恢复。并对该项目设置主控验收（H）点，以确保电缆终端制作工艺满足要求。

3 变频辅机热工保护联锁问题分析

变频辅机跳闸后一般会触发相应辅机联锁启动或跳闸[2]，如相关联锁逻辑不完善、相关参数调整不当，极易将故障扩大，甚至造成机组非停事件。如某电厂一次风机变频器故障造成一次风量低导致低保护动作，触发锅炉主燃料跳闸（MFT）。除功率单元故障造成变频器跳闸外，未设计一次风机变频器自动切工频逻辑和一次风机RB 逻辑也是锅炉MFT的主要原因。

锅炉轴流风机如送、引风机采用高压变频器时，一般会保留两种自动调节方式，一种为变频调节，另一种为工频方式采用原有的动（静）叶调节。当变频器故障辅机转为工频运行时，应注意动（静）叶自动调节相关逻辑无扰切换及动静叶执行的巡回检查。

在自动调节逻辑切换方面，应考虑异常状态下两种自动控制逻辑的无扰切换。如某引风机变频器运行过程中“变频运行”信号误丢失，造成变频器频率指令归零，出口电动门联动关闭，导致变频器停运指令发出（变频器实际无故障）。后该风机转工频启动运行，而为防止抢风，另一台引风机转静叶调节时，由于无扰切换逻辑有误，因此静叶自动指令下降，对系统造成一定扰动。针对以上问题，应制定以下防范措施：对“变频运行”信号的质量判断增加关联判据（如变频器电流等）或增加开关量信号数量；将加强质量判断后的“变频运行”信号引入自动调节器“切手动”逻辑判断中。同时引入其他联锁逻辑中，如停运信号判断等。还应对两种自动调节器无扰切换逻辑进行核查，由于两台引风机采用接受公共指令控制，当一台引风机跳闸后，在选用静叶调节器投入自动时，应在公共指令计算中及时对单台引风机运行状态进行补偿，防止指令错误造成静叶自动调节器投入后执行器误关。

在全国众多执行机构故障案例中，风机动（静）叶执行器连杆/拐臂脱落造成机组非停的事件不在少数。特别是风机采用变频调节后，其工频模式下的调节机构及控制逻辑容易成为被忽视的对象。如某机组A 变频引风机事故跳闸，机组快速降负荷运行，整个烟风系统对B 引风机形成较大的短期冲击，B 变频引风机出、入口压力发生较大变化，烟道中产生了较大的冲击气流作用在B 引风机静叶挡板上。但由于静叶执行器处于手动控制，指令恒定，相当于电动执行器此时是在限制挡板正向或反向运动，因此内部静叶挡板在变工况冲击下形成了交替作用力。作用力产生抖动通过连杆传递至减速机曲柄和电动执行器，造成减速机曲柄发生移位至传动轴末端位置后脱开，使静叶挡板连杆失去支撑逐渐关闭，对机组运行造成极大扰动。针对该类问题，可制定的防范措施如下：对执行器减速机传动轴端部加装挡板，对曲柄位移产生止推作用。对不能加装挡板的，应定期对连接件锁紧螺母、销子进行检查，必要时维修更换，尤其是单台风机跳闸后，应增加运行设备的巡检频次，加大关键部位设备的状态检查力度。

4 结语

高压变频器在火电辅机中应用得越来越广泛，在获得显著的节能效益的同时，采用高压变频器的辅机故障概率明显提高，加强高压变频器的设备管理与维护，提高其运行可靠性显得尤为重要。根据该文的研究分析，在应对高压变频器故障，保证机组可靠运行方面的措施可总结如下。

在高压变频器投入前的设计、施工、调试阶段，应对变频器送出的“运行”、“停运”信号进行冗余配置，提高DCS系统对辅机状态信号的判断质量；在施工阶段对变频器一次电缆终端制作设置主控点（H点），实行过程旁站验收，确保其按工艺要求制作。

在水冷高压变频器日常运行中，应加强冷却水系统的水质及相关保护测点的监测与维护，保证被冷却元件的工作寿命。同时做好控制板件、UPS 的定期检测与维护，必要时缩短其预防性更换周期。对功率单元的IGBT、整流模块、电容器及IGBT 驱动板加强检测，并做好材料备件和备用功率单元储备，及时更换故障功率单元，避免辅机处于失备或减出力运行的状态。

应完善变频辅机DCS 控制逻辑。保证高压变频器跳闸触发机组RB 时不会造成故障扩大。尤其是运用在锅炉送风机、一次风机及引风机时，应注意动（静）叶调节自动与变频自动的无扰切换，注意动（静）叶调节执行器联锁动作以及执行器连杆、拐臂的检查维护。