600MW超临界机组引风机变频器的故障分析及处理
火电厂600MW超临界机组锅炉风机常见故障处理及原因分析
正常 ，此时 引风机Ｂ 就地指示开度 比引风机Ａ大５ ％左
右 ，电流偏大将近 １Ａ。 ０ １ 故障原因分析 。 ４ 造成 引风机入 口静叶调节故障的原 因很复杂 ，分 析主要有以下几点 ： （） １静叶调节框架滚轮 中心度偏差 引风机在执行入 口静叶调节时 ，由于滚轮在运行 中与入 口风壳不 同心 、造成个别滚轮与风道之 间 （ 在 某一位置 ）的间隙有过盈现象 ，造成卡涩 ，相对运动 困难 ；或间隙过小 ，机壳受热膨胀 ，造成机壳与滚轮 卡涩等均能使入 口静叶在某一开度卡涩。 （） １静叶叶片轴 向间隙过小 ２入 ７ １ 人 口静叶轴 向间隙过小 ，在风机运行期 间，由于 受 １０ ３ ℃左右温度的烟 气加 热 ，入 口叶片轴 向膨胀 ， 造成叶片轴 向卡涩 ，周 向运动受阻 ，使入 口静叶在某
就地和远控方式下 对静叶片开度进行了开关对位 ，静
两 台风机并联运行 ，虽然入 Ｉ静叶开 度一致 ，但 Ｚ ｌ
叶片开关 自如 ，无卡涩 、机械摩擦声 ，且实际开关位
与仪控执行机构开关位相吻合 。
实际所受风道 阻力不完全一样 ，风机的出 口风量 、风 压不一致。其 中一 台出力低于 另一台 ，该台风机 出 口
进行 了润滑。就地 手动盘动静叶执行机构力矩仍较大
无法盘动。 为 了排除执行机构故障 ，把风机入 口静 叶开度 固 定在６ ％开度 ，脱开执 行机构 与静 叶调节连杆后 ，执 ０ 行机构开关 自如、无卡涩 、跳动现象。用链 条葫芦牵 把静叶开度向开大 的方 向牵引 ，力矩仍表现偏大。 分析原因为入 口静叶叶片轴 向间隙过小 ，在受热 膨胀时存在部分叶片卡涩现象 。检修人 员又分 别对单 个叶片解开脱离支撑框架，手动盘动叶片 ，未发现叶 片有卡涩 、蹩劲现 象 ，随之将风机停运 以进一步查 明
超临界机组引风机变频器的故障分析及处理策略
１ １ 变频 器 的总体结 构 ． 变频 器 的总体结 构包 括如 下几 个部 分 ： 入 变压 器 、 流 单元 、Ｇ Ｔ逆变 单 元 、Ｈ 输 整 ＩＢ Ｉ Ｖ滤 波器 单 元 及 控制 单元 等部 分 。
收 稿 日期 ：０ ０ １ ． ５ ２ １ －０ ０
２１ ０ １年 ３月 Ｍａ ｈ２ １ ｒ ０ ｃ １
超 临界 机 组 引风 机 变 频 器 的故 障分 析及 处 理 策 略
张 瑜， 刘 岗
铜陵 ２４ ５ ） ４ １３ （ 电铜 陵发 电有 限公 司 ， 徽 国 安
摘
要： 本文 首先 阐述 了 高压 变 频 器在 国 电铜 陵 电厂 ２×６ ０ Ｗ 机 组 引 风机 中的 改 造 方案 ， ０Ｍ
体 出力 。为改善 引风 机系 统 的出力 不 足 现 象 ， 电铜 陵 电厂 进 行 了两 台机 组 引 风机 的变 频 改造 工 作 。 国
变频 调速 装置 可优化 电动 机 的运行 状态 ， 幅提 高其 运行 效 率 ， 到节 能 目的 。但 是 ， ｌ 国 内高 压 变 大 达 Ｅ前
频技 术 尚未完全 成熟 ， 变频 器 投运后 多 次 出现 报警 和跳 闸 的现象 。 ｌ 引风 机变频 改造 方案 改造 前 ， 引风机 原控 制方式 为 ： 利用 人 口挡板 调节 开度 的 大小 来 控制 风 烟系 统 的风 量 （ １中的 实 图 线部分 ） 。改造后 （ １中增 加 的虚线 部分 ） 系统结 构发 生 了变化 ， 图 ， 引风 机 的控 制模 式也 由原来 的挡板 控制模 式 改为挡 板 １ ０ Ｐ Ｎ状 态 。 ０ ％Ｏ Ｅ
然后 简述 了相 关运行 方 式、 控制 逻辑 ， 最后 针 对改 造后 引风机 变频 器在 运行 中 出现 的异 常情 况 进行 分析 ， 并且提 出 了具 体的 处理 策略 。
600MW机组引风机失速、喘振异常的分析与探讨
600MW机组引风机失速、喘振异常的分析与探讨摘要：大型锅炉引风机运行的稳定性和可靠性会对电力生产的效率及经济效益产生影响，而失速、喘振作为大型锅炉引风机最为常见的异常故障，对其进行研究就显得尤为重要。
笔者结合大型锅炉引风机的工作特点，就失速、喘振等异常情况进行了分析，总结了风机型号选择、运行方式等方面存在的问题，希望可以为大型锅炉引风机相关异常的处理提供借鉴。
关键词：大型锅炉；引风机；失速；喘振国家环境保护部在2011年颁布《火电厂大气污染物排放标准》，要求燃煤机组燃烧排放的烟气中氮氧化物浓度不能超过100mg/m3，现在全国各电厂陆续进行更为严格的超低排放改造，电力企业纷纷对锅炉低氮燃烧器、分级配风及加设SCR脱硝装置改造，实现对氮氧化物排放的有效控制，这种改造需要在烟道中安装两层催化剂，烟道阻力约增加1000Pa。
引风机作为火力发电厂主要辅机设备，其耗电量占机组厂用电率的比重较大，加装SCR系统的机组大量喷氨降低氮氧化物，氨逃逸率过大使硫酸氢铵大量增加，而在160-230℃温度区间，硫酸氢铵是一种高粘性液态物质，粘附烟气中的飞灰颗粒板结在空预器换热元件上，导致空预器阻力增加，进一步增大了引风机出力，而且按原来风烟系统阻力选型的引风机调整范围变窄，易引起风机喘振等现象。
一、锅炉引风机失速、喘振异常概述1.1引风机失速、喘振异常的发生原理首先引风机失速即叶片叶弦的夹角和气流方向被称为冲角，会使进入风机叶栅的气流冲角随着开得过大的风机动叶而增大，一旦冲角超过临界值，叶片背面尾端立即会出现涡流区，冲角超过临界值越多则表示失速越严重，同时会加大流体阻力，进而堵塞流道，降低风机风压后引发喘振。
其次轴流风机运行中喘振是最特殊的现象，风机风量与出口压力不对应是造成风机喘振的原因。
喘振指风机在运行于不稳定区域内并引起电流、风量和压力的大幅度脉动及管道和风机剧震动的现象。
高压头，大容量风机发生喘振的危害很大，会直接损坏设备和轴承，锅炉的安全运行也会受风机事故的直接影响，总而言之，失速是发生喘振的基本因素，然而失速却不一定会是喘振，它只是单纯地失速恶化表现。
600MW超临界机组锅炉事故处理
一、送风机A出口门卡涩到零现象：1、10S后炉膛负压增大、“FAN STALL”报警，又自动复归。
“炉膛压力低”“FDF A”“IDF A”“RB”“F磨”“D磨”报警发出。
炉膛负压到-700Pa左右。
再热汽温下降较快，545度. 处理：1、检查A送风机跳闸其出口档板关闭动叶关闭，A引风机联跳正常其进、出口档板关闭、静叶关闭；2、立即派巡检就地检查，汇报在值长，联系检修检查。
联系脱硫注意设备运行情况。
3、检查RB动作正常，F、D磨煤机跳闸，负荷快速下降，机组运行方式由滑压切至定压运行，压力设定值14MPa，CCS负荷指令减至300MW；4、检查B送、引风机动叶、静叶自动开大，电流***在额定值内，无失速报警。
氧量、风量正常，炉膛负压正常；（83%以上超电流）5、关闭F、D磨冷、热风门及出口快关门，相应二次风门关到正确位置；6、检查A层油枪投入，稳定锅炉燃烧。
7、检查运行吸风机（电流振动温度入口风压等）运行正常，炉负压调整稳定。
8、检查运行送风机运行正常（电流振动温度出口风压风量）氧量正常。
9、调整主汽温度正常，维持合适的水煤比，中间点过热度合适，调节减温水量合适，检查储水箱无水位。
10、调整再热汽温正常，调节烟气挡板，必要时使用事故喷水；7、检查除氧器、热井水位正常；8、检查汽泵运行正常；否则强开再循环；9、检查轴封压力、温度正常，检查主机振动、轴移、差胀等参数正常；判断：根据风机跳闸首发，判断事故为：A送风机出口门误关造成A送跳闸。
因为吸送风机几乎同时联跳，所以必须关注报警信号哪个先发，还要检查风机跳闸的原因，如热工保护：振动温度油压出入口门等，电气保护如：差动速断等。
本故障主要问题是氧量不够了。
本故障处理关键点：RB动作是否正常（否则造成磨不跳，油不投，CCS指令定滑压方式不切）-投油助燃（投中间磨）-未跳闸风机出力达最大（电流不超）。
1.1送风机出口门卡到10%。
现象：炉膛负压增大、“FAN STALL”报警信号发出。
600MW级机组调试运行中出现的部分问题分析
600MW级机组调试运行中出现的部分问题分析摘要：超临界压力火力发电技术已被证实是一种经济又可靠的的发电方式，技术逐渐趋于完善和成熟。
本文介绍了某电厂600MW级超临界机组调试运行过程中，存在的一些问题并进行了探讨，提出一些针对性的优化措施，以避免此类问题的再发生，从而保证生产设备安全经济运行。
关键字：超临界参数结焦空预器氢冷系统机组RB 并泵在参加陕西北部某电厂600MW级机组调试运行过程中，遇到一系列问题，现在就这些问题做了总结，以避免此类问题的在发生。
该厂一期#1、2锅炉型号为DG2100/25.4-Ⅱ2，是东方锅炉集团制造的国产超临界参数变压直流本生型锅炉，一次中间再热、单炉膛、尾部双烟道结构、采用烟气挡板调节再热汽温、平衡通风、封闭布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。
锅炉燃烧器采用BHK技术设计的低NOx旋流式煤粉燃烧器（HT-NR3），前、后墙对冲布置。
#1、#2机组汽轮机为东方汽轮机厂生产的NZK660-24.2/566/566，超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式，设计额定功率为660MW，最大连续出力712.9MW。
#1、#2机组发电机为东方电机股份有限公司生产的 QFSN－660-2-22型全封闭、自通风、强迫润滑、水/氢/氢冷却、圆筒型转子、同步交流发电机。
1锅炉专业的相关问题1.1结焦调试之初发现机组结焦严重，通过分析煤样、焦样，发现煤种是负荷参数设计的，但是煤燃烧不充分。
通过调配风煤比，改变风量，适当改变层间配风，调整炉膛火焰中心位置，加强锅炉吹灰，提高磨煤机分离机电流增加煤粉细度，调整燃烧，仍无效果。
最后经过检查是磨煤机分离机电机接线问题，造成调节失灵。
后调整磨煤机分离机电机接线，煤的结焦情况大大改善了。
该机组处于北方，冬季季候寒冷，机组调试运行结束投入运营后，#1机组#1一次风机出力下降该风机电流逐渐下降，出口压力逐渐降低，进入冬季后明显出力不够，锅炉停炉后检查风机电机，风机动叶和风机进口通道都未发现问题，打开风道人孔门检查发现风道内大量冰块堵住住了大部分风道，后检查发现原因是锅炉结焦空预器堵灰冲洗过程中，冲洗水阀门内漏，时值冬季，大量水结冰造成风道堵塞。
600MW超临界机组的机端励磁变铁芯接地故障原因分析与处理方案
600MW超临界机组的机端励磁变铁芯接地故障原因分析与处理方案摘要：分析了600MW超临界机组的机端励磁变铁芯接地故障原因，结合生产现场实际情况，提出了三套解决方案。
关键词：机端励磁变、铁芯接地故障、绝缘1、引言我公司1号机组机端励磁变为中国金曼克集团生产的AN冷却方式（封闭式自然循环风冷）干式变，型号为:ZLSC9—6600/20。
在本次停机临检工作中，检查发现励磁变上部铁芯，过热现象加重，表面绝缘漆呈块状龟裂、并有局部脱落现象。
试验检查该变压器绕组直阻、绝缘正常，铁芯对地绝缘低，500V对地绝缘0.3MΩ，万用表测量34K，汇报专业。
严重影响所属负荷安全运行，本文着重分析1号机组机端励磁变铁芯接地故障原因，并结合现场实际，提出解决方案。
2、名词解释：励磁变压器、铁芯、绝缘“励磁变压器”是一种专门为发电机励磁系统提供三相交流励磁电源的装置，励磁系统通过可控硅将三相电源转化为发电机转子直流电源，形成发电机励磁磁场，通过励磁系统调节可控硅触发角，达到调节电机端电压和无功的目的。
“铁芯”是变压器中主要的磁路部分。
通常由含硅量较高，表面涂有绝缘漆的热轧或冷轧硅钢片叠装而成。
铁芯和绕在其上的线圈组成完整的电磁感应系统。
电源变压器传输功率的大小，取决于铁芯的材料和横截面积。
“绝缘”，物理学名词，指使用不导电的物质将带电体隔离或包裹起来，以对触电起保护作用的一种安全措施。
良好的绝缘对于保证电气设备与线路的安全运行，防止人身触电事故的发生是最基本的和最可靠的手段。
3、铁芯接地故障原因分析该励磁变为AN冷却方式（封闭式自然循环风冷）干式变，原冷却风机启动温控定值为100℃，冷却风机没有及时启动，运行中箱体上部平均温度较高，上部铁芯运行中超温，导致上部铁芯过热变形绝缘漆脱落，硅钢片有波浪鼓起。
铁芯变形处与铁芯夹件直接接触，铁芯接地。
（铭牌绝缘系统温度为F级，温升限值80K）。
铁芯发热原因分析：励磁变属于特种变压器，负载为经励磁整流柜整流后的感性负载，工作电流非正弦量，且发电机励磁电流很高，因此励磁变的二次侧电流含有大量的高次谐波分量，将产生附加的涡流损耗和杂散损耗，尤其是在机组低负荷状态下，整流柜内晶闸管导通较小，波形畸变严重，谐波分量更大，再加上正常基波产生的损耗，发热量较常规干式变大很多。
600MW超临界机组轴流一次风机失速分析及措施
600MW超临界机组轴流一次风机失速分析及措施介绍了600MW超临界机组风烟系统中轴流一次风机失速过程，及针对性的实验分析。
阐述了所采取的运行调整措施。
从而有效预防失速的发生，使一次风机运行可靠性得到提高。
标签：轴流一次风机；失速；压力；磨煤机；预防措施0 引言某电厂一期工程采用两台600MW超临界直流锅炉。
其一次风系统中配套两台沈阳鼓风机厂生产的AST-1750/1250型双级动叶可调轴流风机，风机的主要特性参数见表1：两台风机自投产以来运转正常，2015年10月17日及25日分别发生两次失速。
1 两次失速的过程在2015年10月17时01时的负荷是365MW，02时的负荷为340MW，由于运行人员把原来的四台磨运行改成三台磨运行，使得一次风机出现失速，表2主要是对其失速前后的一段时间内的一次风机和制粉系统的运行参数。
从表2可以看出，在1时37分，运行人员逐渐将B磨的负荷风门关闭，且此前已经将B磨的冷风门全部打开，而热风们则全部关闭，约在1点42分两负荷风门关闭。
1时43分10秒时，将B磨的一次风隔离门开始关系，在进行这一操作的同时，A磨的一次风机在1时43分18秒出现失速。
在这一过程中，工持续了49min30s，当两个一次风机电流调平之后，出口的压力较为稳定并安全运行。
而两个风机的开度是29.2%、22.9%，电流是80A 左右，出口压力是9.66Kpa左右，二者并联安全稳定运行。
而就表盘参数来看，运行人员在10月25日的05时46分，将四磨运行改成三模运行，并在46分29秒时就将E磨电源切断。
而从54分07秒开始，由运行人员将E磨的冷风门关闭，且两风机的出口压力在升高之后快速下降，且A磨的一次风机的电流出现骤降，使得其一次风机出现失速。
当失速之后，由运行人员进行干预，把两台一次风机的人口调节门关小，首先将A风机关小，再对B风机关小，直到A侧风机正常恢复运行，把两风机的电流调平。
而到了06时03分时，两个一次风机的开度分别是29.61%、23.42%，而电压是83.81A，出口压力是9.397kPa、9.293kPa，此时两台风机已经安全稳定的并联运行。
风机变频器常见故障及处理方法
风机变频器常见故障及处理方法风机变频器是现代工业生产中常用的一种设备，它可以通过调节电机的转速来控制风机的风量和风压，从而满足不同生产环境的需求。
然而，在长期的使用过程中，风机变频器也会出现一些常见的故障，影响其正常的工作效率。
本文将介绍几种常见的风机变频器故障及相应的处理方法。
一、风机变频器无法启动当风机变频器无法启动时，可能是由于电源电压不稳定、电机绕组短路、电机轴承过紧等原因导致的。
此时，可以采取以下措施：1.检查电源电压是否正常，如电压过低或过高，应及时调整电源电压。
2.检查电机绕组是否短路，如发现短路现象，应及时更换电机绕组。
3.检查电机轴承是否过紧，如发现过紧现象，应及时调整电机轴承。
二、风机变频器输出电压不稳定当风机变频器输出电压不稳定时，可能是由于电容老化、电路板损坏、电源电压不稳定等原因导致的。
此时，可以采取以下措施：1.检查电容是否老化，如发现老化现象，应及时更换电容。
2.检查电路板是否损坏，如发现损坏现象，应及时更换电路板。
3.检查电源电压是否稳定，如电压不稳定，应及时调整电源电压。
三、风机变频器频率不稳定当风机变频器频率不稳定时，可能是由于电源电压不稳定、电容老化、温度过高等原因导致的。
此时，可以采取以下措施：1.检查电源电压是否稳定，如电压不稳定，应及时调整电源电压。
2.检查电容是否老化，如发现老化现象，应及时更换电容。
3.检查风机变频器的散热器是否正常，如发现温度过高现象，应及时清洗散热器。
四、风机变频器电机过热当风机变频器电机过热时，可能是由于电机负载过大、电机绕组短路、电机轴承过紧等原因导致的。
此时，可以采取以下措施：1.检查电机负载是否过大，如负载过大，应及时降低负载。
2.检查电机绕组是否短路，如发现短路现象，应及时更换电机绕组。
3.检查电机轴承是否过紧，如发现过紧现象，应及时调整电机轴承。
总结：风机变频器是现代工业生产中不可或缺的设备，但在使用过程中也会遇到一些故障。
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600MW超临界机组引风机变频器的故障分析及处理张 瑜,刘 岗(国电铜陵发电有限公司,安徽铜陵244153)摘 要 阐述了西门子完美无谐波高压变频器在国电铜陵电厂2 600MW机组引风机改造中的应用情况,介绍了相关运行方式,控制逻辑,针对改造后引风机变频器在运行中出现的异常情况进行分析,提出了具体的处理策略。
关键词 600MW机组 引风机 变频器 异常分析 处理策略1 前言由于机组设备的老化现象日趋严重,机组的漏风率逐年增加,引风系统的出力需求日渐增加,在负荷需求高峰期,挡板控制模式下的引风机有时会出现出力不足现象,从而直接影响到了机组的整体出力。
为改善引风机系统的出力不足现象,国电铜陵发电有限公司对两台2 600MW机组引风机进行了变频改造。
变频调速装置可优化电动机的运行状态,大幅提高其运行效率,达到节能目的。
但是,目前国内高压变频技术尚未完全成熟,变频器投运后出现多次报警和跳闸的现象。
结合故障现象进行分析、研究、改进,使变频器设备稳定运行。
2 引风机变频改造方案国电铜陵发电有限公司引风机变频器采用的是美国罗宾康公司(2005年被西门子公司收并)生产的空冷型完美无谐波系列高压变频器。
改造前,引风机控制方式为:利用入口挡板调节开度的大小来控制风烟系统的风量(图1中的实线部分)。
改造后(图1中增加的虚线部分),系统结构发生了变化,引风机的控制模式也由原来的挡板控制模式改为挡板100%OPEN状态。
2.1 变频器的总体结构变频器的总体结构包括:输入变压器,整流单元,I GBT逆变单元,I H V滤波器单元及控制单元等部分,见图2。
2.2 DCS控制中增加以下内容a. 通过DCS系统实现高压变频器启停操作;b. 通过DCS控制高压变频器转速实现变频的手自动控制;c. 在DCS系统的显示报警中增加高压变频器轻故障报警块、重故障报警块。
3 运行方式及控制逻辑的说明3.1 引风机高压变频器的运行方式高压变频器运行方式分为就地及远方控制两种。
变频器受DCS控制时分自动和手动方式。
手动状态时,运行人员通过改变画面转速控制块控制高压变频器转速,实现负压调节。
3.2 引风机变频涉及的相关跳闸保护a. 单侧风机的变频跳闸联跳相应一侧的送风机,并关闭相应挡板及静叶。
b. 双侧风机的变频跳闸后,相应的两侧风机高压开关联跳,主保护PLC控制器中的MFT跳闸回路不变。
4 变频器投运以来的故障记录系统经过调试后,于2009年10月正式投运。
热电技术 2010年第4期(总第108期)但是投运不久,四台引风机变频器频繁出现故障报警甚至跳闸现象,给机组的安全稳定运行带来严重的威胁。
各台变频器的故障记录见表1~4。
表1#1A变频器故障记录故障时间故障内容采取的应对措施2009-11-14调试过程中出现旁路电源故障更换新的旁路电源板2009-11-20I OC故障更换I/O板2009-11-20A1DC bus over vo ltag e故障更换A1CCB2009-12-15A1over te m p alar m报警更换A1单元温度传感器2010-09-08I OC故障;13个单元的超温故障更换I/O板、M B板表2 #1B变频器故障记录故障时间故障内容采取的应对措施2009-11-14调试过程中出现旁路电源故障更换新的旁路电源板2009-11-23I OC故障更换I/O板2009-12-27U PS故障更换新的UP S2009-12-09A2over te m p alar m报警更换A2CCB(L09062034BL)表3 #2A变频器故障记录故障时间故障内容采取的应对措施2009-10-11调试中发现速度给定信号由于干扰波动较大增加信号隔离器解决干扰问题2009-10-13B3cap sha re故障更换B3CCB2009-10-31I OC故障由于程序里已经增加I O C自复位程序,因此没有更换任何备件2009-11-16I OC/B1/B4/B3DC Bus O ver V o lt故障更换I/O板,修改SOP程序2010-06-09A4cap share故障更换A4CCB(L09061953BL) 2010-6-15B2L I NK故障更换B2CCB(L09062045BL) 2010-08-18变频器C2Cap Share报警更换C2CCB板表4 #2B变频器故障记录故障时间故障内容采取的应对措施2009-10-11调试中发现速度给定信号由于干扰波动较大;在送高压电的时候,旁路电源板熔丝经常被烧毁增加信号隔离器解决干扰问题;更换旁路电源板2009-10-13B3cap sha re故障更换B3CCB2009-11-17I OC/B1/B4/B3DC Bus O ver V o lt故障更换I/O板,修改SOP程序2009-12-24C2over te mp a lar m报警更换C2CCB(L09031173BL)热电技术 2010年第4期(总第108期)故障时间故障内容采取的应对措施2010-06-07ce lls li nk故障报警,L i ne Ov er V o ltage F au lt故障报警,IOC故障报警,Excessive D r i ve l osses故障报警,Input One Cy cle故障报警更换I/O板,升级系统软件从4.1.0到5.0.02010-06-14B2cap sha re故障用户更换B2CCB后投运正常2010-06-14C4cap share故障报警,O utput G round F ault故障报警,C3DC Bus Low W arn i ng故障报警,C5DC BusLow W a rning故障报警,Input One Cyc l e故障报警,Ex cessi v e D r i ve l o sses故障报警,A2DC Bus O ver V o lt故障报警,A3DC Bus O ver V olt故障报警,A1DCBus O ve r V olt故障报警,Input Protec tion F au lt故障报警,C4L i nk故障报警检查发现C4功率单元内部放电,整体更换C4功率单元2010-08-18变频器A2O ver T emp W arn i ng报警更换A2CCB板5 变频器故障分析针对变频器投运后出现的一系列问题,技术人员对变频器进行了彻底检查,给出了故障分析和具体处理策略,以下是一些故障处理情况的归纳:5.1 单元超温报警投运以来故障率最高的!单元超温报警∀现象引起了大家的高度重视,技术人员首先分析了出现超温报警的可能原因,诸如#温度传感器检测不准确;∃应答给M B板的信号状态位错误;%环境温度偏高且散热不畅。
然后一一排除可能性。
单元温度报警可以复位,因此可以排除原因#所述温度传感器检测不准确的可能。
又因为现场冷却风机运转正常,进风量合适,室内气温大概15&左右,符合运行要求,可以排除原因%。
为了保证变频器能正常运行,最后决定更换经厂家检测合格的单元控制板。
5.2 I O C故障报文针对变频器出现I O C故障报文,厂家售后服务人员提出可能的原因有:#负载波动大且电流突变超过1.5倍额定电流;∃输出电流检测回路接线松动;%I/O板功能失效;∋变频器控制系统受到干扰。
经现场检查后,发现引风机用工频运行时负载平稳,无大电流波动现象,因此可以排除原因#所述负载波动的可能性。
针对原因∃所述内容,大家对现场仔细检查后确认检测回路接线无松动,因此也可以排除。
针对原因%所述内容,目前不能肯定,因为目测I/O板,无烧毁现象,但是由于检测回路元件较多,不排除某一元件特性存在早期失效现象。
针对原因∋所述内容,技术人员通过现场实验后发现变频器4~20MA信号有受干扰现象,增加输出隔离器后正常。
说明变频器控制回路受外界干扰影响较大。
因此采取的办法是更换I/O板,更换底板插槽。
5.3 直流母线过电压故障针对直流母线过电压(DC Bus Over V olt)故障,技术人员共同商讨后,提出故障发生的可能原因:#单元控制板检测回路故障;∃信号调制板故障;%I/ O板数据错误,导致实际输出电压超限。
经现场检查后,发现目视单元控制板及插头正常,并且启动正常,因此证明不是检测回路有问题,根据B1、B4、B3功率单元同一时间段报出同一故障的现象,原因#所述检测回路故障可以排除。
根据事件记录,每次出现单元过压故障都是在变频器故障复位后重新启动,在电机上加励磁电压之后出现。
这就表示单元直流母线过电压与这一时间加在电机上的励磁电压有关。
检查SOP程序发现,当变频器发生I O C故障时,程序将在故障复位0. 5s后自动启动变频器。
而此时电机正处于再生感应反电动势状态,一般情况下电机再生感应反电动势将在2s左右迅速衰减到0V。
若电机在自由停机2s 内启动,将有可能出现加到定子上的励磁电压与再生感应反电动势波形叠加,造成定子上的实际电压过大。
若电机实际电压过大,则此电压将进入单元直流母线,会造成单元直流母线过电压故障。
由于2s后重新启机易引起供风量不足,供风量不足会导致脱硫系统跳闸,而0.5s重新启机又出现单元过压(下转第26页)张 瑜等:600MW超临界机组引风机变频器的故障分析及处理在画面上投入!正暖阀位减小保持∀模块。
正暖结束时,!代替常数20∀会自动回复为20,由于正暖结束,调门分配前指令恒等于总阀位,所以本次正暖逻辑自动失效,直到下次正暖才起作用。
从机组正暖控制存在的问题看,解决正暖时高调门过小也是需要的。
增加参数!20∀也可实现,但会使逻辑组态变得复杂,画面操作模块拥挤,更重要的是从防止高缸鼓风摩擦等安全性考虑,没有增加提高!20∀逻辑。
在每个高调门指令输出前,实际还有强制切换块,可人为对指令进行干预,确实需要增加高调门阀位时,维护人员可强制开大高调门,开启速率也可人为控制。
4 结束语鹤壁丰鹤发电有限责任公司的两台600MW超临界机组为新投产机组,DE H正暖逻辑是根据设计启动曲线做的,而实际启动过程中,进汽参数包括进汽量通常是变化的,因此造成机组正暖的不可控。
通过分析组态并找出解决问题关键所在,进而对正暖控制进行优化,从而增加了机组正暖的灵活性,提高了机组正暖的安全性。
汽轮机正暖控制优化后,正暖控制可控性大为提高,机组的安全性得到了保证。
(上接第23页)(重启时风机还在高速旋转,回生能量大),所以统一将重启时间改为1s。
5.4 最大可旁路功率单元数引风机变频器系统中设有!小旁路∀,该回路的功能是当变频器中某一个或几个功率单元出现一些重故障如单元过压、I O C故障报警后,旁路控制板会发出指令将该功率单元短接,使其退出运行。