变频器跳闸或异常防范措施及处理（共3篇）
1.变频器跳闸或异常防范措施及处理 篇一
由于种种原因，使发电机定子绕组及其内冷水系统发生异常运行情况，最终造成发电机定子绕组绝缘破坏的故障时有发生，对此，国家电网公司颁发的《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中，针对水冷汽轮发电机定子绕组及其内冷水系统的安全运行提出了明确的要求。
一、异常运行分析及处理
A发电厂#2发电机是上海电机厂制造的600MW汽轮发电机其定子绕组为水内冷
1定子绕组异常运行情况简介
1.1 2004年7月16日投产前作短路试验时，线棒间出水温差高达15℃.投产后，在额定负荷下线棒间温差长期在12℃以上。并有时随运行时间增长而温差增大的趋势。其中以#9下和#39上线棒最为严重。
1.2在60%额定负荷左右时，各线棒间出水温差属正常范围，当负荷增加到额定负荷的80%以上时，个别线棒的出水温度开始与负荷的增加成正比升高，此时与其对应的线棒温度也升高，使线棒间温差达6℃以上，其中以#9下和#39上线棒表现最为突出。
1.3出水温度偏高的线棒全都在定子绕组水平中心以下位置，其中以上层线棒;:#34、#37、#39、#40和下层线棒#5、#7、#8、#9的出水温度为最高，其它位于定子绕组水平中心以下的线棒的出水温度也全都偏高。
1.4投产运行至今近三个月以来，定子绕组进出口内冷水压差与长期稳定不变的特点。
2异常运行情况分析处理
2.1从上述异常运行情况的各种表现可断定，该发电机从168试运前短路试验时开始，定子绕组个别线棒已经与机械杂质堵塞，从定子近出口水压差能长期保持稳定不变这一事实，更说明是个别线棒堵塞。
2.2运行中切换滤网，投入从未运行过的滤网，发现期内部有较多细颗粒状机械杂质和体积较大（约1.2×1.5×2.0mm）数量较少，质地柔韧的深褐色不规则形状杂物，另外，还有从滤网破损脱落下来的毛绒状纤维物。
停机后，首先作热水流试验，发现各线棒出水降温曲线分散性较大，但与运行中出水温度偏高的线棒无明显对应关系。在进行定子绕组整体正向冲洗前后检查滤网时，发现有少量细颗粒状机械杂质。在进行反向冲洗后检查滤网时，发现有很多细颗粒状机械杂质和较多大块貌似氧化皮状杂物，其中最大的体积约0.3×4×5㎜.经化验认为这些杂物的主要成分是氧化铜和四氧化三铁生成的。焊后这些氧化物没有彻底清除，运行中铜导体与氧化层之间产生膨胀差，最终使氧化层脱落被水冲走至滤网里或卡滞在线棒空心导线内。另外，还有发现滤网破损脱落下来碎片及毛绒状纤维物，其中最大的碎片体积约2×5×12㎜。
拆开发电机，对出水温度的个别线棒单根分别用氮气、凝结水、氮气加凝结水（即水锤法）先后进行反复数次正反向冲洗，直至杂质异物彻底清除和水流量测试合格为止。这些个别线棒的槽号分别是:上层#33、#34、#37、#39和下层#5、#7、#8、#9共8根线棒。
恢复绕组线棒水路后，发电机进行整体正反向冲洗，检查滤网未发现异物和杂质，然后作热水流试验，发现各线棒出水温度下降曲线比较集中一致。
发电机重新投入运行后，在50%负荷时，线棒间出水温差达5℃左右，属不正常现象，当在额定负荷时，线棒间出水温差：上层#39与#6之间达10℃，下层#9与#39之间达7℃，其它各线棒温度及线棒间温差，线棒出水温度及线棒间出水温差分布情况与停机处理前的分布情况有较大变化，即有的原来温度低的温度变高了，温差也变大了，也有原来温度高的温度变低了，温差也变小了。唯独不变的是原来出水温度偏高的上层#39线棒和下层#9线棒的温度仍然偏高。可是上层#39线棒间出水温差由本次处理前的13℃减小到10℃，而下层#9线棒则由本次处理前的13℃减小到7℃，它们的温差比较对象即槽号都变了。
该发电机于投产前，定子绕组及其内水系统中存在机械杂质异物，运行中随着水循环进入并堵塞个别线棒，使这些被堵塞的线棒不断加重堵塞和可能产生其它新的被堵塞的线棒。这就是随着运行时间的增长，线棒及线棒出水温度和温差有所升高趋势的成因。
由于该型式发电机定子绕组两侧汇流管上的总进出口水管是设计在最高顶点处，这样一来，内冷水中的杂质异物在汇流管内是自上而下的漂浮沉降，而定子绕组水平中心的线棒端部都位于水平中心以上，易接收杂质异物而被堵塞，所以，实际上，凡是出水温度偏高的线棒基本上都位于定子绕组水平中心一下。
发电机定子绕组及其内冷水系统一旦有杂质异物，且线棒已经有个别堵塞现象情况出现后，经验证明，只靠正反冲洗，不可能彻底解决此问题，这时必须要整台绕组线棒单根正反冲洗才能凑效，同时还要彻底清扫检查内冷水系统，否则只单根正反向冲洗温度异常偏高的个别几根线棒，即使达到了目的，那么，当定子绕组及其内冷水系统装复后，做整体正反向冲洗时或投入运行内冷水进入循环状态时，由于没进行单根正反向冲洗的大多数线棒内杂质异物的存在，还可能使业已吹扫干净的单根线棒重新被堵塞或将来本能通畅的线棒产生新的堵塞，因此，对已经被杂质异物堵塞和污染的定子绕组，建议要施以整台线棒单根正反向冲洗方法，才能收到确切的彻底清扫效果。
二、防止定子绕组及其内冷水系统异常运行的防范措施
在认真贯彻落实国家电网公司颁发的《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中针对型汽轮发电机定子绕组及其内冷水系统运行的补充意见，融进“重点要求”中，作为防范措施供参考。
1定子绕组内冷水箱上方加装氢气含量在线监测装置，防止因主绝缘磨损，空心导线磨损漏水或定子绕组其它原因的漏水故障发展扩大成为绕组短路事故。
2严格控制定子绕组进口内冷水压力与发电机间的压差，即氢气压力比内冷水压力高0.03-0.05Mpa，为此内冷水压力表应安装在位于发电机定子绕组进水汇流管水平中心线的标高处。
3发电机定子绕组内冷水箱充氮装置和水封装置必须保证连续正常投入运行，防止内冷水过高溶氧而加速氧化腐蚀定子绕组。
4定子绕组内冷水的水质应按照∕801-2002《大型发电机内冷水质及系统技术要求》，严格控制规定范围，为减缓铜空心导线的氧化腐蚀，必须控制pH值在7.0-9.0之间。
5加强对内冷水泵维护检修，禁止使用石棉盘根，采用可靠的机械密封，杜绝因动静部分磨损下来的粉末杂物进入定子绕组的故障发生。
6完善定子绕组内冷水反冲洗系统，定期进行反冲洗，经实际运行考察，若认为现用的滤网没有确定的可靠性，就要更换比原来数目大的激光打孔的不锈钢板制成的新型滤网，防止滤网破碎进入定子绕组。
7完善定子绕组内冷水进出口旁路管道，凡在发电机外部内冷水系统进行解体大修后，内冷水必须首先经旁路管道循环12h以上，确认水质合格后，方可使内冷水进入定子绕组。
8扩大发电机内部两侧汇流排污口径，并安装不锈钢法兰，以便检查和清除汇流管中的杂质，特别是其下部的沉积杂质和异物。
9内冷水系统中原是橡胶密封垫圈的应全部更换成聚四氟乙烯垫圈，防止橡胶密封垫圈老化龟裂掉渣而堵塞定子绕组的故障发生。
10大修时，或必要时应对定子绕组线棒分路做单根水流量试验，以检查有无杂质异物堵塞故障。
11发电机定子绕组线棒作单根水流量试验，要用稳压水源装置（自行设计制作），试验用水源压力和测取流量时间按厂家规定统一执行，试验时所用管道口径和长度一致，以便作历次试验分析比较。
12运行中，对定子绕组线棒层间测温元件之间的温差和对定子绕组线棒同层（上层的或下层的）的出水温差，要加强监视。
温差控制值应按制造厂的规定，制造厂无明确规定的，应按以下限额执行：定子绕组线棒层间最高与最低温差达8℃或定子绕组线棒出水温差达8℃时报警，应及时查明原因，此时可将低负荷。定子绕组线棒温差达14℃或定子绕组线棒出水温差达12℃，或任一定子绕组线棒槽内层间测温元件温度超过90℃，或任一定子绕组线棒出水温度超过85℃时，在确认测量元件无误后，应立即停机处理。
参考文献
[1]万书亭, 李和明, 许兆风, 李永刚.定子绕组匝间短路对发电机定转子径向振动特性的影响[J].中国电机工程学报, 2004, 24 (04) .
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[3]田庆, 林湘宁, 刘沛.高压发电机内部故障仿真研究[J].中国电机工程学报, 2006, 26 (05) .
[4]屠红梅, 于存湛, 王健军.绥中发电有限责任公司1号发电机定子绕组水流堵塞故障分析[J].东北电力技术, 2004.
2.变频电机启动异常故障分析及处理 篇二
阻垢剂计量泵电机主回路由空开、变频器、变频电机组成, 控制回路由模拟信号线、启动继电器、万能转换开关等组成。变频电机控制回路如图1所示。
2 故障现象描述
某日, 远方启动阻垢剂计量泵电机B几秒后, 系统发“阻垢剂计量泵B故障”报警并自动切换至阻垢剂计量泵电机A运行, 且就地阻垢剂计量泵B故障灯不亮。复位阻垢剂计量泵B后, 再次切换至阻垢剂计量泵电机B运行, 结果阻垢剂计量泵B再次报故障。
3 原因分析和处理
3.1 变频器故障
为避免故障扩大, 首先检查电源电压, 若输入电源电压低则变频器会报“UNDER VOLTAGE”, 若输入电源缺相、三相不平衡则变频器会报“INPUT PHASE LOSS”故障。合上电源开关, 测量电源三相电压分别为392.6、392.2、391.9V, 正常。
随后, 对变频器进行空载试验, 以判断变频器是否存在故障。在端子排解开变频器至电机的动力电缆后, 合上电源开关QF1, 将就地/远方选择开关打至就地位置, 按下就地启动按钮SBQ1, 对变频器进行空载试验。就地调节频率电位器使频率上升, 输出电压正常, 据此可判定变频器不存在故障。
3.2 电机负载故障
首先, 判断电机是否存在转动轴卡住故障。通常, 电机轴承卡死或泵体轴承卡住后, 电机电流会大幅上升, 且变频器会报“电机堵转”故障。用手盘动电机转轴, 无机械卡涩情况, 转动正常。
然后, 测量电机三相直流电阻和电机绕组对地绝缘 (连同电缆) , 以此来判断电机是否正常。用500V兆欧表测得的电机 (连同电缆) 相间及对地绝缘见表1, 用万用表测得的电机定子绕组三相直流电阻 (连同电缆) 见表2。
由以上测试结果可知, 电机的直流电阻、绝缘电阻正常, 转轴无卡涩, 加之就地故障指示灯不亮, 说明电机负载无故障。
3.3 回路故障
变频器空载试验正常, 说明就地回路无故障, 因此主要从远方控制回路来寻找故障原因。首先进行远方启动, 依据主回路启动情况来分析故障。将就地/远方选择开关打至远方位, 测得PLC启动按钮KO两端202与203间的电压为220V。进行远方启动, KO常开点闭合, 继电器KA21和KA22动作 (继电器上绿色工作指示灯亮) , 变频器启动, 频率缓慢上升至30Hz (频率设定最低30Hz) , 4s后, 继电器断开, 变频器停运, “阻垢剂计量泵B故障”报警。
根据远方启动现象, 作以下分析。
(1) 现场与PLC有联系的有6个开关量和2个模拟量。开关量包括阻垢剂计量泵电机合闸命令、分闸命令、就地/远方反馈、运行反馈、停止反馈、故障反馈。
(2) 远方启动故障可能在KA23和KC, 而远方可启动4s, 即KA23无故障, 因此最有可能存在故障的是KC。
(3) 电机启动逻辑:若开机条件满足, 就地/远方反馈信号、停止反馈信号正常, 则在合闸命令发出 (KO闭合) 后, KA21动作引起KA22动作, KA22辅助接点 (运行反馈信号) 反馈给PLC, 回路正常启动;若合闸命令发出5s内PLC收不到运行反馈信号, 则PLC显示故障报警, 同时发出分闸命令 (KC点断开) 。
综上分析认为, KA22辅助接点 (运行反馈信号) 没有闭合造成PLC判断故障。远方反馈继电器KA22已动作, 说明可能存在触点接触不良。
拆下继电器KA22检查, 发现有一常开触点有生锈、氧化现象, 造成触点接触电阻过大, 闭合电阻有100kΩ。更换继电器KA22后再次进行远方启动, 一切正常, 未再出现故障报警现象。
4 经验
本文对一起低压变频电机运行中报警停机故障进行了原因分析和故障处理, 为以后此类故障的消缺积累了经验。
(1) 变频器故障报警后, 应及时去现场查看并记录变频器故障信息, 为分析故障原因、处理故障做好准备。本案例中, 变频器启动时间过短, 未提供故障代码。设备故障后, 不应再次启动, 以避免故障扩大化。
(2) 处理故障中, 要综合分析各种现象。看, 运行继电器指示灯亮, 变频器频率上升, 就地故障指示灯不亮;听, 继电器动作声音;问, 问运行人员当时的故障现象, 变频器启动下限频率;闻, 现场设备有无焦味等。
(3) 电机远方控制由PLC实现时, 应综合分析控制图中远方信号的逻辑关系, 一层一层地分析故障原因。首先就地启动, 锁定故障范围, 将主回路断开, 试验控制回路。将远方/就地转换开关置于就地, 若能正常启动, 则说明远方控制回路有问题, 否则说明远方和就地启动的公共回路有问题。然后远方启动, 分析查找故障原因, 若远方不能启动, 则检查远方合闸命令有没有过来或启动条件有没有满足, 若远方可以启动但几秒后停止, 且报警, 则可能是运行反馈信号没有闭合或故障信号动作。
摘要：针对一起变频电机启动异常故障, 根据电机启动原理进行故障分析, 找出故障原因。
关键词：计量泵,变频电机,启动,反馈信号
参考文献
[1]李方圆.变频器原理与维修[M].北京:机械工业出版社, 2010
[2]曹辉, 霍罡.可编程序控制器过程控制技术[M].北京:机械工业出版社, 2006
[3]张燕宾.变频调速的应用实践[M].北京:机械工业出版社, 2000
3.变频器跳闸或异常防范措施及处理 篇三
汕尾电厂#2机组锅炉型号为DG1900/25.4-Ⅱ2;汽轮机型式为TC4F-40冲动式、单轴三缸四排汽再热凝汽式汽轮机;发电机型号为QFSN-600-2-22A,水-氢-氢冷却方式汽轮发电机。集散控制系统(Distributed Control System,DCS)为由爱默生公司提供的OVATION分散控制系统,该系统能实现工艺系统的全过程控制,满足各种运行工况的要求,确保机组安全、高效运行。机组主给水系统配置2台50%容量的汽动给水泵,以满足正常运行的需要;另配置1台30%容量的电动调速给水泵,作为机组启动和汽动给水泵故障时的备用泵。除氧器型号为GC-2000/GS-235,卧式布置。
2 事故经过
2008年7月13日2号机组小修后,在机组启动过程中,当负荷为126MW,这时主汽压力为11.3MPa,主蒸汽温度为520℃,主要辅机的状态分别为电动给水泵运行,B汽动给水泵运行,A汽动给水泵备用。除氧器为辅助蒸汽加热方式,除氧器水位为2546mm。
20时59分42秒运行人员开启四段抽汽至除氧器电动门,进行除氧器供汽汽源的切换。
21时0分37秒第3路除氧器水位开始产生波动,21点0分42秒第2路除氧器水位开始产生波动,21点0分49秒三个除氧器水位测量值分别为2364mm、2886mm和2660mm,除氧器水位的三个测量值两两偏差大于200mm,三取二逻辑模块判断除氧器水位测量值不可信,变为坏点,三取二水位信号输出为0。
21时00分54秒除氧器水位低于500mm保护动作值时,除氧器水位低保护动作,触发电动给水泵和B汽动给水泵跳闸,锅炉动作,机组跳闸,首出为“给水泵全停”,21时01分10秒除氧器水位恢复正常。故障发生后热工人员对除氧器水位变送器一次门、二次门、排污门开关位置进行了认真检查,各门位置并无渗漏现象。对测量回路做电磁干扰测试,除氧器水位测量正常。
21时45分解除除氧器水位低跳给水泵保护信号,21点51分锅炉重新点火,2008年7月14日1时19分机组并网发电。在除氧器汽源切换过程中,做除氧器扰动试验发现除氧器压力发生波动,但除氧器水位基本稳定在2546mm,无明显波动,未重现前一次除氧器水位波动现象。
3 事故原因分析
3.1 事故直接原因分析
除氧器供汽汽源由辅助蒸汽切至四段抽汽时,除氧器内局部压力波动,导致同一取样点的除氧器水位第2路和第3路测量变送器正压侧取样平衡罐内的恒定压力降低,差压变小,出现虚假测量,因第2路和第3路除氧器水位所用的平衡罐位于同一取样管两侧,在受到外界压力干扰时,两侧的平衡罐内的恒定压力波动不一致,引起同一取样点的第2路和第3路除氧器水位出现偏差,在16秒内引起除氧器水位三取二信号偏差大于设定值200mm,三取二逻辑模块判断除氧器水位测量值不可信,变为坏点,三取二水位信号输出为0,除氧器水位低于500mm保护动作值时,除氧器水位低保护动作,触发电动给水泵和B汽动给水泵跳闸,锅炉MFT动作,机组跳闸,这是造成2号机组跳闸的直接原因。
根据除氧器水位波动前后数据报表及SOE(事故历史记录)记录分析可知,除氧器1路水位没有真正波动,水位正常,除氧器2路水位和除氧器3路水位测量回路反映的是假水位。故障发生后,对除氧器水位测量装置进行检查未见异常,且除氧器水位故障后能迅速恢复,因此可以判断测量回路无问题;对测量回路做电磁干扰测试,除氧器水位测量显示正常,即可排除干扰原因,由此判断问题出在除氧器水位变送器取样管路上。水位变送器取样管路负压侧与除氧器水箱联通,压力与水箱保持一致,因此确定问题出在正压侧。“水位-差压”转换装置(平衡容器)为反向换算,即差压越低水位越高。由于除氧器水位波动为正方向波动,水位升高,引起除氧器水位升高的原因是平衡容器正压侧压力瞬间降低,而引起平衡容器正压侧压力瞬间降低的原因是:
(1)除氧器汽源切换时,四抽蒸汽进入除氧器时,引起除氧器汽侧空间压力场的扰动,第2路除氧器水位和第3路除氧器水位取样点处(共用一个取样点)压力瞬间下降引起平衡容器正压侧压力瞬间降低,从而引起第2路除氧器水位和第3路除氧器水位升高。
(2)辅助蒸汽向四抽切换过程中,除氧器水位正压侧取样连通管路瞬间窜入气泡或堵塞导致平衡容器正压侧压力降低,引起除氧器水位波动。
3.2 事故间接原因分析
(1)专业技术人员对特殊工况下除氧器水位测量可能出现的异常情况没有具体防范措施。
(2)在机组启动时,除氧器供汽汽源由辅助蒸汽切至四段抽汽时,对除氧器水位控制可能出现的风险评估不够,危险辨识不足,控制措施不完整。
4 防范措施
(1)制定除氧器水位保护逻辑的修改方案并实施修改,为防止保护误动,在除氧器水位保护逻辑中加入测点品质监测信号,在水位测量故障时自动将保护切除并发告警信号,当测量故障消失时,保护自动投入。
(2)制定机组启动过程中除氧器水位的安全技术防范措施。
(3)针对第2路除氧器水位和第3路除氧器水位取样共用一个取样点的问题,制定安全技术措施,在机组大修时将取样点分开,实现各自独立测量。
(4)组织专业技术人员对除氧器水位保护的测量回路和逻辑进行核对、检查,做好风险预控。
(5)举一反三,将所有水位保护(如高加、低加、凝汽器等水位的测量回路和逻辑进行核对、检查),做好风险评估。
5 结束语