增压风机变频器故障分析及系统改进对策探讨

沈 杰

（宝山钢铁股份有限公司，上海 200941）

1 故障简况

2021 年5 月28 日上午8：51，某电厂4 号发电机组正常运行中突发“BBF（锅炉燃烧用高炉煤气增压风机）异常”“BFG（高炉煤气）密封氮气压力异常”等报警，同时BFG（4A）增压风机振动值突升至20 mm/s，电流由85 A 上升至214 A，后下降至0 A，风机跳闸。其他2 台BFG 增压风机（4B、4C）电流分别由87 A、80 A上升至205 A、158 A，转速上升至955 r/min。

08：52 消防控制柜出现增压风机变频器室火灾报警，变频器室环境温度由24 ℃上升至30 ℃。运行人员至现场查看，发现变频器室有黑烟外冒，随即紧急安排灭火通风降温。

待明火和浓烟散尽后，检查发现，4 号机A 增压风机变频器18 个功率单元中8 个功率单元已明显烧黑，其中A2、A4、A5、A6 单元损毁严重，如图1所示。

图1 损毁的多个功率单元

2 故障原因分析

2.1 设备概况及系统构成

BFG 增压风机变频器为变频节能改造合同能源项目（EMC 项目），于2015 年2 月投运，变频器型号为HIVERT-Y06/220，容量为1 800 kVA，相应电动机工频额定电压6 kV，额定电流190 A，额定功率1 650 kW。

BFG 增压风机变频器一次系统构成如图2 所示。该系统由6 kV开关室内的增压风机6 kV开关、变频室内的变频器进线闸刀QS1、接触器KM1、出线闸刀QS2、接触器KM2、工频旁路接触器KM3 和变频器组成。

图2 BFG增压风机变频器一次系统构成图

2.2 故障动作过程

故障过程中，发电机组DCS控制系统记录的4A增压风机变频器电流和相关状态信号时序变化见表1。

表1 4A增压风机变频器相关信号变化时序表

通过表1可以看出，故障发生时，电动机电流从原先的85 A 突增至210 A，超过了电机和变频器的额定电流，持续1 s 后，降低至160 A 左右（小于额定电流）。但在电流突增后，8：52：03 变频器室内温度开始快速上升，由此可以判断此时变频器柜内已有发热源（或明火）产生，但此时变频器本身没有发出任何故障报警。发热将近30 s 后，8：52：26 变频器运行信号（ON）失去，变频器停运。DCS 系统检测到变频器停运后，8：52：29 联锁触发变频器上级6 kV开关电源跳闸。

2.3 原因分析

故障后，对变频器系统的一次、二次回路和设备进行检查，发现变频系统至电动机现场的6 kV 出线电缆B相的外皮和绝缘层被桥架转角处锋利金属片磨破，已形成放电现象，推测这种损坏是在电缆敷设施工时，由于施工方法不当及保护措施缺乏造成的，损坏部位实物图见图3。随即对损坏部分外包绝缘修复。

图3 B相电缆绝缘层磨破

根据DCS 系统记录及故障现象分析，本次故障是由于施工造成6 kV 出线电缆B 相绝缘破损，长期运行后出现对地放电，击穿绝缘，发生单相接地故障。较长时间的放电引起接地过电压，造成多个功率单元绝缘破坏，形成多点接地，损坏功率单元。

造成此次故障扩大的两个原因：

（1）电缆单相接地故障出现后，变频系统未能发出接地报警，人员未能及时发现、切除，导致故障持续时间较长。

（2）变频系统输出的故障报警信号存在延时。

3 系统存在问题

3.1 接地故障问题

3.1.1 缺少接地故障报警

根据《电力系统变频器保护技术规范》（GB/T 34123—2017），变频器系统应配置接地保护。变频器6 kV 出线电缆及电动机回路发生单相接地故障时，变频器控制器应发出故障报警信号，并可根据实际情况考虑是否设置跳闸保护。经查，由于设计上功能缺失，本变频系统缺少6 kV 系统接地检测及报警功能，导致无法及时发现故障并切除故障，造成故障扩大。

3.1.2 功率单元主回路对地耐压问题

当变频器6 kV 出线电缆及电动机回路发生单相接地故障时，其非接地相对地电压升高至原来对地电压的倍，因此，功率单元主回路设计时，应考虑此种情况。但与厂家确认，实际设备设计时未考虑该情况，从而导致了故障加剧。

3.2 变频器故障时的自动切换问题

BFG 增压风机变频器是属于发电机组的一类辅机变频器，当变频器发生故障时，会影响发电机组的安全运行，所以对于重要辅机变频器，有必要设计故障时自动切换至工频运行的功能。但本系统BFG 增压风机变频器故障时，系统未自动切换至工频运行，经与厂家确认，设计上无此功能。

3.3 缺少功率单元温度保护

变频器柜内已有发热源（或明火）产生，但由于电动机电流小于额定值，变频器未达到过流保护动作值，系统未能及时跳闸动作切除故障。针对此种情况，变频器功率单元应设置温度保护配置，以确保在发热源（或明火）产生时，及时报警、切除故障。

3.4 低压监控器的安全隐患

本次故障中，由于变频系统监视及报警的监控显示器安装于功率单元的柜门上，与高压功率单元无物理隔绝，使得功率单元烧损的同时也烧损了监控显示器，见图4。这种门板监控显示器的布置，容易在检查人员查看故障信息时引发意外人身伤害。

图4 烧损的监控显示器

4 改进对策

本次故障后，通过行业调查、查阅资料，了解发电厂及相关行业对高压变频器各类故障的发生及处理情况［1-4］，提出了以下改进对策，以期从设计上完善变频系统的保护功能，提高发电机组辅机高压变频系统的可靠性。

4.1 增加接地故障检测方案

从行业内来看，近年高压变频器的推广应用越来越广泛，各类变频器配或不配接地保护，所配备的接地保护构成也各不相同［5］，高压变频器输出侧配置单相接地保护也无明确的技术规范。如需在变频器6 kV 出线电缆及电动机回路增加接地故障检测，关键是要确定接地检测采样方案，通常可采用以下两种方案。

（1）方案一

变频器输出主回路并联一个高阻抗电阻接地检测回路，其三相电阻采用星型接线，中性点直接接地。为提高系统安全性，每相接地电阻采用大电阻R0与小电阻RD串联的方式，RD的对地电压为系统接地检测采样电压。正常运行时，U、V、W 三相的采样电阻RD上获得较小的三相对称采样电压。当发生单相接地故障时，故障相的采样电压将减小，非故障相的采样电压将增大，由此控制器经过信号处理发出相应的接地保护动作联锁，实现保护功能。为了减少保护误动而提高设备的可靠性，保护动作可设置为两段，第一段保护仅报警，第二段保护经延时动作跳闸。该方案变频器6 kV 出线接地检测原理图见图5。

图5 方案一变频器6 kV出线接地检测原理图

（2）方案二

变频器输出主回路并联一个三相接地变压器，高压侧绕组为星型连接，低压侧绕组为开口三角形串联一电阻R0，RO的电压为系统采样零序电压。正常运行时，RO的电压为三相不平衡电压，其值接近零。当发生单相接地故障时，RO的零序电压将增大，由此控制器经过信号处理发出相应的接地保护动作联锁，实现保护功能。保护动作可设置为两段，第一段保护动作报警，第二段保护经延时动作跳闸。该方案变频器6 kV 出线接地检测原理图见图6。

图6 方案二变频器6 kV出线接地检测原理图

4.2 提高对地绝缘水平

增加单相接地故障检测保护功能后，功率单元等元件选型及回路出线设计时，应将每相对地耐压水平由相电压提高至线电压，即对地耐压水平升高至为原来对地电压的倍，以满足承受短时单相接地故障的能力。

4.3 自动切换功能设计

变频器故障时自动切换至工频运行，需考虑以下方面问题。

（1）因变频器进线接触器及旁路接触器切除短路电流容量有限，应更换成断路器。

（2）电动机或其高压电缆区域内发生相间短路故障，与变频器出口区域发生相间短路故障，两者应判断辨析，以避免因错误切换而加剧故障。

（3）自动切换应避免对工艺系统的扰动。

（4）减少对电动机的冲击。

鉴于上述问题的存在，在系统设计时，制造厂通常不考虑实施自动切换功能，但从实际工程应用出发，可采用以下方案。

4.3.1 主回路接触器更换为断路器

为达到切除短路电流的要求，应将一次回路（图2 中）接触器KM1、KM2 及KM3 更换为满足短路容量的断路器。

4.3.2 增加电流互感器

在变频柜与旁路柜汇流后的高压电缆处（图2中A 点），增加一组电流互感器（CT），采用电流送变频器控制柜，这样可以用故障电流有效判断故障区域。在图2 中A 点与电动机线圈的中性点侧分别配置CT，设计构成电动机差动保护，也可以有效判断故障区域，避免因错误切换而加剧故障。

4.4 增加功率单元温度保护

变频器在设计选型时，应增加功率单元的温度监测元件而实现温度保护功能，在温度升高后报警、跳闸，同时应对故障录波提出相应要求，为后续故障分析提供有利条件。

4.5 提高二次系统设备的布置安全水平

变频器在设计选型时，应充分考虑柜内器件布置的合理性，从操作、检修维护及安全等多方面考虑，特别是二次控制器件与一次器件应进行有效隔离，消除潜在的安全隐患。

5 结语

通过实际故障案例分析，剖析高压变频系统设计上存在的问题，提出增加接地故障检测、提高绝缘水平、增加自动切换功能等有效对策，以提高系统的可靠性，防止故障扩大，减少经济损失，为日后新设备选型或设备改造，提供了有力的技术支撑。