典型案例：某电厂引风机变频器过压保护故障分析-变频器学习-工控课堂

正文：

关于某电厂引风机变频器过压保护故障案例

一、事件分析

机组编号#5停机时间07月18日 21 :29

设备简况：

#5机组为135MW循环流化床机组，上海电气生产的QF-135-2型空冷发电机，东方汽轮机厂生产的N135-13.24/535/535型汽轮机，上海锅炉厂制造的SG－440/13.7－M563型循环流化床锅炉。DCS、DEH系统为杭州和利时公司的MACSV6系统。

#5炉A、B引风机变频器，型号：SWdrive-MV-10/2000,厂家：北京国电四维

事前工况：

7月18日21:07分，#5机组负荷102MW，主汽压力10.3MPa，炉膛压力-30Pa，主蒸汽流量354t/h，给水流量349t/h，汽包水位-6mm。A、B引风机变频运行，A引风机变频指令36.8%，入口挡板开度96.5%, B引风机变频指令36.8%，入口挡板开度96.5%，一、二次风机运行正常。

事件经过：

21:08:41，A、B引风机变频器“重故障”信号发出，切工频运行，炉膛压力急速下降；

21:09:26 锅炉MFT发出，首出“炉膛压力低低”（-2000Pa）；

21:09:43 炉膛压力低-3000Pa，引风机跳闸，联跳一、二次风机；

21:09:50，运行人员将机组切至功率回路控制，快速降负荷；

21:10:21 汽包水位降至-46mm，给水流量由331t/h(蒸汽流量356 t/h)升高至375t/h(蒸汽流量336t/h)，21:11:29给水流量再次降至328 t/h时,解除给水自动；

21:15:53 汽包水位降至-60mm，增加给水流量至267t/h后水位开始升高时，给水流量减少至64t/h（汽包水位119mm，蒸汽流量132 t/h）；

21:19:18 依次启动A、B引风机、二、一次风机；

21:24:30汽包水位继续升高至154mm后，快速下降，逐步增加给水流量；

21:25:49汽包水位降至0时，给水流量增至97t/h，蒸汽流量120t/h；

21:28:12汽包水位降至-100时，给水流量增至122t/h，蒸汽流量108t/h；

21:28:55汽包水位降至-160时，给水流量增至170t/h，蒸汽流量96t/h，汽包水位仍快速降低；

21:29:22汽包水位低，-230mm机组跳闸；

21:42 锅炉投油点火；

23:09机组并网发电。

原因分析：

经分析判断造成#5机跳闸的原因是引风机变频器切工频运行，炉膛压力快速下降，锅炉MFT，运行人员调整过程中汽包水位低保护动作，机组跳闸。

变频器跳闸切工频原因分析：#5炉A、B引风机高压变频器重故障信号发出，过压保护动作变频器切工频运行，原因为模块直流电压大于过压定值（定值1200V，无延时）。查阅报警历史记录（见附图2.1），故障前模块直流电压约为1000V，故障时多个模块直流电压超过1200V。

变频器过电压原因分析：查阅厂用故障录波器波形，21:08:36，6KV ⅤA、ⅤB段A、C相电压出现2.5ms波形畸变，C相电压最高值达到3.89KV,见附图4.12(#5炉A、B引风机电源分别接至6KV ⅤA、ⅤB段母线，该两段母线通过电源进线开关并接于#5高厂变低压侧),是造成A、B引风机变频器同时过电压的原因。

6KV ⅤA、ⅤB段A、C相电压畸变原因：经排查，21:08:36，三期输煤系统A1细碎机开关运行中跳闸（与电压波动同时发生），经检查A1细碎机开关（反转，正常运行）C相、A2细碎机开关（正转，停运）A相保险熔断，接线图见附图1.1。对其电机、电缆绝缘、耐压试验合格，A2细碎机开关A相真空包耐压不合格（试验电压升至20KV时击穿，耐压标准33.6KV，见附图2.4），是造成6KV A、C相瞬间闪络，6KV电压波形畸变的原因。（三期细碎机为正反转；2014年9月22日进行了开关耐压试验合格，见附图2.2；2017年5月3日开关进行了清扫检查，未发现问题，见附图2.3）。

综上所述，三期A2细碎机开关A相真空包耐压不合格，6KV A、C相瞬间闪络造成6KV电压波形畸变，A、B引风机高压变频器过压保护动作切工频运行的原因。

锅炉MFT动作原因：DCS系统改造后引风机变频切工频情况下进口挡板门自动开度使用原逻辑。引风机随超低排放改造进行增容，功率增大，逻辑未进行相应更改(见附图3.4，附图3.5)。当机组负荷大于100MW时，开度对应100%，机组负荷小于100WM时，开度对应50%。A、B引风机变频切工频时，机组负荷为104MW，引风机进口挡板门为全开状态，导致炉膛压力快速下降，锅炉MFT动作。

机组跳闸原因：#5炉MFT后，机组快减负荷速率慢，导致汽包压力快速下降，造成汽包虚假水位。发生虚假水位后，运行人员仅根据汽包水位高，调整减小给水流量，未对照蒸汽流量进行调整，当汽包水位高于110mm时，锅炉停止上水，造成锅炉实际缺水。一次风机启动后，床料流化、床温回升,汽包水位升高至154mm后快速下降，运行人员及时增加了给水量，但给水流量低于主蒸汽流量，给水流量不足。当汽包水位降至-150mm，再加大给水量，大量未饱和水进入汽包，汽包水位快速下降，造成汽包水位低保护动作机组跳闸。

暴露问题：

1、检修管理不到位，未发现6KV开关设备隐患并消除。

2、变频器保护定值管理不到位，过压保护延时不合理，未能躲过6KV电压瞬时波动；

3、对公司通报事故案例重视程度不够，具体措施未落实到实处，只是传达、学习，未与生产现场相结合进行反事故演练。

4、运行人员的专业技术水平、风险防控和应急处理能力不足，未能考虑到机组负荷、压力快速降低造成汽包虚假水位时如何调整。

5、运行规程缺乏各专业事故处理连贯性及综合处理细节。

6、异常处理指挥协调沟通不力，对跳机的重要参数汽包水位的调整未重点关注。

7、引风机变频切工频挡板自动开度逻辑不合理，引风机增容改造后按照机组负荷设置挡板自动开度逻辑，未细化负荷对应自动开度函数。

防范措施：

1、加强检修技术管理，针对本次三期A2细碎机开关A相真空包耐压不合格，结合外围设备轮修计划，重点对6KV开关进行耐压试验，提高设备健康水平。加强6KV开关检修的质量监督和验收，消除因设备绝缘降低给系统带来的隐患。

2、加强变频器保护定值管理，排查全厂变频器保护配置合理性，完善技术台账，会同变频器厂家确定过压保护定值完善方案。

3、运行部加强风险预控、技能操作水平的培训，提高运行人员风险防控意识及业务技能水平。