某核电厂主泵变频器故障分析与可靠性提升1

郑海龙，宋光耀，田士蒙

（山东核电有限公司，烟台 265116）

主冷却剂泵采用大容量全密封式的屏蔽电动泵是我国引进的某三代大型压水堆核电机组的特点之一。该堆型每台机组设置四台主泵，每台主泵须配置一台变频器（VFD）。标准电站与我国电站的主泵供电接线图如图1所示。由于主泵电机按60 Hz设计，而我国交流电工频为50 Hz，因此，目前我国机组的变频器不仅在主泵启动过程中运行，而且在机组正常运行期间需要与主泵电机同时运行，这样才能使主泵维持在额定转速。因此，我国机组需采用具备高可靠特征的高压变频器。

图1 某三代核电主泵供电接线图Fig. 1 Power diagram of RCP in a third generation NPP

本文从主泵变频器的可靠性设计入手，分析保证主泵变频器可靠性的关键措施，结合某核电厂变频器历史故障，提出提升主泵变频器可靠性的措施，对于主泵变频器的设计优化、设备制造、运行维护都具有重要意义。

1 可靠性设计

1.1 可靠性设计要求

主泵变频器是非IE级、抗震Ⅱ类设备，按60年寿命设计。根据电厂设备发电可靠性分级方法，主泵变频器为R-I类设备。电厂设计方在设备规范书中要求：供货商应尽可能提供理论上最高可靠性的设计，在其核心技术上应具有至少10年的产品制造经验；在18个月的运行期内目标可用性应该高于0.9999；变频器的设计须满足在任一功率器件失效的情况下，实际的平均修复时间（MTTR）小于1 h；变频器的平均无故障时间（MTBF）应大于100000 h。

1.2 可靠性保证措施

我国引进项目采用西门子生产的水冷完美无谐波变频器（WCⅢ-HA型）。该机组针对不同发电可靠性等级的设备提出了发电可靠性保证措施，分为三个层次［1］：第一，变频器设计、制造、试验等采用核电厂设计方给出的UL、ANSI、NEMA、IEEE、EN、CSA、EPRI、NFPA和IEC等标准规范；第二，供货商提供变频器的运行经验报告（Operating Experience，OPEX）。报告内容包括设备关键特性、应用业绩以及设备图纸，特别说明了从INPO获得变频器在核电厂的运行故障及解决方案等情况；第三，供货商提交故障模式和影响 分 析（Failure Mode and Effects Analysis，FMEA）报告。利用故障树方法（FTA）建立变频器故障的数学模型，将变频器失效作为顶上事件，对元器件故障进行逻辑分析，并对变频器失效的各种故障进行概率计算，得出变频器的整体可靠性和故障概率。在电气回路、冷却系统和控制系统采取冗余设计、容错设计的基础上，计算得出变频器在18个月运行期内的可靠性为95.6%，相当于33.5年运行期内发生一次跳闸。FMEA分析得出对变频器失效的主要贡献因素依次是冗余控制器之间的光纤转换开关失效、FPC柜热交换器失效、输出母线失效和冷却泵共因失效等。

1.3 可靠性设计措施

可靠性的定量设计分析方法的应用需要大量的基础数据，而准确的可靠性基础数据难以获得，因此，可靠性的定性设计分析方法非常重要。在产品设计和开发中制定和实施可靠性设计准则，是提高设计开发产品可靠性最为有效的方法。设计人员常用的可靠性设计方法有降额设计、简化设计、冗余设计、热设计、耐久性设计、标准化与模块化设计等。WCⅢ-HA型变频器采用了延边三角形多重结构、宽脉冲调制技术，选用高性能的IGBT电力电子器件，输出波形良好，不会给主泵电机带来附加发热、转矩脉动、噪声、共模电压、电压闪变等问题［2，3］。除此之外，变频器还采用了以下冗余设计、容差设计：变频器控制系统采取冗余设计、功率单元采用旁路及中性点偏移技术、采用冗余的双路冷却环路等，以保证其可靠性［4］。

2 某核电厂故障统计与分析

2.1 故障统计

某核电厂1、2号机组的8台主泵变频器在送电调试至首次大修期间频繁发生故障，主要包括：3次控制系统故障导致主泵非预期停运，1次功率单元短路导致主泵非预期停运，3次隔离变压器内部冷却铜管漏水导致停机，3次控制系统非预期切换，3次失去控制器或通讯冗余， 4次功率单元旁路，以及多起其他元器件故障等。部分故障直接导致机组瞬态、主泵跳闸、机组停堆小修、大修提前等，给机组的安全稳定运行带来了较大影响。

2.2 原因分析与应对措施

2.2.1 控制系统故障

控制板卡是控制系统的主要执行器件，每个板卡在CPU的统一管理下相互配合，共同实现变频调压、监测保护的功能。综合分析板卡的结构、安装方式、工作原理、寿命和现场运行环境，引发控制系统缺陷的可能原因如下：变频器房间温湿度和清洁度控制不好；板卡插接不牢，接触不良，如图2所示：板卡版本老旧，稳定性差。

图2 变频器Modulater板卡部分被绝缘层覆盖Fig.2 Modulater board partially covered with insulation

2018年9月首次出现控制系统非预期切换后，维修人员分析是由板卡脏污导致。因此，编制了变频器控制系统专项检查维护方案：要求每次停堆窗口都要对板卡进行重新插拔并清洁，但两台机组在小修后重启时都遇到了多次变频器不能成功预充电的情况，此后仅使用压缩空气清洁板卡，而不对板卡重新插拔。

2019年6月维修人员在对1号机组EV61变频器跳闸消缺时，发现控制系统的板卡背板插槽夹持不牢，不同插槽的加持力存在较大差异，分析认为这是导致板卡接触不良、工作不稳定、保护误动等控制系统故障的直接原因。机组第一次大修时将主泵变频器的控制系统背板全部更换。

2.2.2 隔离变压器铜管漏水

设备供货商认为隔离变压器铜管断裂或出现漏点的缺陷是变频器在运输或吊装时遭受冲击造成的。将漏水变压器送至国内变压器厂家进行解体检查时发现绕组内部的铜管存在接缝，漏水点位于焊接处的铜管套管上（如图3所示）。对拼接铜管取样进行材料分析，确定是套管在拼接处的焊缝因钎料填充不足导致缝隙腐蚀而穿孔漏水。变频器厂家从2014年开始使用无拼接点的整根铜管导线，但2014年之前生产的变压器无此要求。因此，该核电厂一期工程主泵变频器隔离变压器的冷却铜管可能都存在接缝的情况。临时应对措施为加强巡检，由运行人员巡检并记录冷却水箱液位，若发现异常，及时通知维修人员进行检查处理。

图3 隔离变压器绕组铜管接头处漏水Fig.3 Water leakage at copper pipe joint of isolation transformer winding

为彻底解决隔离变压器漏水问题，该核电厂采购了8台隔离变压器备件，新隔离变压器的高低压绕组所用铜管为整根铜管，铜管壁厚综合考虑了设备60年运行寿命及冷却水腐蚀、金属材料的振动疲劳、机械强度等因素。采购方对设备制造进行了监造并见证了隔离变压器绕组绕制、铜管弯管加工等重要制造活动，制定了详细的包装要求和运输要求，在包装箱及隔离变压器单元内装设了三维加速度检测仪。

2.2.3 功率单元故障

当出现通讯故障或控制异常时，功率单元可旁路切除，而功率单元交流输入侧与隔离变压器二次绕组直连，一旦变频器出现内部故障，将导致主保护动作——变频器跳闸。目前，该核电厂已制定功率单元旁路后的运行决策，并积极与供货商研究功率单元的定期检测手段，在检修时对功率单元进行测试，发现异常及时更换，以确保元器件性能稳定可靠。

2.2.4 冷却系统漏水

变频器冷却系统的漏水缺陷主要是由垫片失效、安装接口卡箍松动、接口处的螺纹密封胶失效等导致，如图4所示。螺纹密封胶的使用年限一般为5～10年，变频器从出厂至今，螺纹密封胶已达使用寿命。供货商在冷却水系统管道设计上使用了较多的接头，但冷却系统与电气设备不同，少量的泄漏不影响设备运行，可以通过加快补水频度的方式保证设备的冷却。维修部门针对厂家的工艺制造问题制定了变频器保养方案，并完善预防性维修内容，对垫片和冷却水管定期抽查。

图4 变频器冷却系统铜管漏点Fig.4 Copper tube leakage point of VFD cooling system

2.2.5 通讯类故障

通讯故障发生后，重启就能恢复正常，因此，故障可能是由通讯系统内PLC及通讯模块短时工作中断造成的，并非元器件的原因。但WCⅢ型变频器并没有在线重启后恢复的设计，导致一旦出现异常，设备就立刻失去冗余，可靠性降低。

参考自动化控制行业的做法，控制系统和通讯系统可以做到单系统消缺后可继续恢复备用，即来回切换的冗余设计。设备厂家正在研究对原控制系统进行升级换代，以解决控制系统、通讯系统消缺后不能恢复备用的问题。

2.2.6 元器件故障

主泵变频器于2011年完成制造，大多数元器件已使用十年左右，而且真正上电运行时间不长，因此，故障率较高。除与变频调压核心功能相关的元器件外，其余元器件均为供货商外购，外购部件质量较差，选型老旧。目前，维修部门考虑将塑壳开关、阀门、按钮指示灯等元器件进行国产化替代。

3 可靠性提升措施

（1）改善变频器的运行环境。将变频器安装区域隔离成为独立的房间，增设空调，按仪控设备电子间的环境要求对变频器房间温湿度进行控制，保证设备的工作环境良好。

（2）优化变频器检修规程。根据维修经验与同行良好实践，完善主泵变频器保养方案和检修规程，加强日常巡检、保养，机组大修期间对变频器进行全面的检查和功能试验，并在每次主泵启动前进行控制系统切换试验。

（3）加强设备可靠性管理。建立故障报告、分析和纠正措施制度（FRACAS），对发生的所有硬件故障和软件错误，采用“质量问题双五条归零”管理方法，即技术归零五条（定位准确、机理清楚、问题复现、措施有效、举一反三）和管理归零五条（过程清楚、责任明确、措施落实、严肃处理、完善制度）［5］。通过设备可靠性管理，探索设备运行状态监测手段，防止类似故障再次发生，并为后续新产品的研发提供借鉴。

（4）逐步实现设备的升级。在机组大修期间将隔离变压器全部更换为冷却铜管无中间接头的新产品。推动供货商升级变频器控制系统，使用更可靠的专用工控主板，实现控制器在线消缺和回切等功能；合作研制功率单元测试装置，研究功率单元在线更换技术，实现功率单元性能测试、在线修复、在线更换。

（5）推动变频器的国产化。与国内设计院所和制造厂家合作，对主泵变频器进行全面升级或国产化。可以通过对国内高压级联变频器运行、维护数据进行可靠性分析，得出系统可靠性分配方案，确定系统的设计改进措施，如采用三主控冗余控制、优化控制系统和功率单元的硬件选型与测试等，研制出具有更高可靠性的变频器［6］。

（6）探索主泵供电新方案。与国内设计院所合作，研究增设一组电动发电机组，将50 Hz/10 kV厂用电变换为60 Hz/6.9 kV电源的可行性，以实现主泵启停期间由变频器驱动，正常运行期间旁路至60 Hz厂用电源，摆脱主泵在机组功率运行期间对变频器的依赖。

4 结论

本文通过分析某三代压水堆机组主泵配置变频器的可靠性设计和历史故障，总结运行维修经验，提出可靠性改进方向，可进一步降低变频器失效率，提升该堆型机组的可用率。主要结论：

（1）设计方面，设计方与供货商采用OPEX和FMEA方法分析计算变频器的整体可靠性和故障概率，进而针对变频器失效的主要贡献因素制定可靠性设计措施。

（2）实际运行中，变频器的控制系统、功率单元、冷却系统等故障频发，直接降低了变频器的可用性，是变频器可靠性的薄弱点。

（3）核电厂可通过改善运行环境、优化检修规程、强化可靠性管理、推动设备升级换代及国产化等措施逐步提升变频器可靠性。