电厂变频器低电压穿越改造方案汇总学习资料.docx

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电厂变频器低电压穿越改造方案汇总学习资料

****电厂

给煤机/空气预热器变频器

低电压穿越改造方案

一、火力发电厂给煤/粉机及空预器系统现状分析

随着电力电子技术的发展,变频器以其调速精确、使用简单、保护功能齐全等优点逐步代替传统的调速控制装置而得到广泛应用。

但由于电网电压不稳定，导致变频器在使用中产生了新的问题：

变频器低压保护跳闸。

低电压通常都是瞬时和短时的,对传统的控制系统影响较小，而对变频器则会产生低压保护跳闸导致电机停机，影响生产和安全。

目前，火电厂煤粉炉的给煤、给粉系统成为自动化程度最低的薄弱环节，特别是电厂内部控制给煤给粉机的变频器低电压保护跳闸问题，对电厂影响尤为严重。

在实际使用过程中，因为电网发生低电压穿越或备自投切换时，厂用电电压瞬时或短时低于变频器低电压保护整定值（根据变频器型号不同该值也不同）时，给煤给粉机变频器低压保护会动作，并同时会给FSSS（锅炉安全监控系统）发出停止信号，引起MFT动作，而厂用电和给煤给粉机母线低电压保护整定值通常低于变频器低电压保护整定值，线路中的其它设备还在正常工作，变频器跳闸，迫使FSSS停炉，给电厂带来很大的经济损失，也成为现在电厂安全事故的高发区，同时也是目前电厂面临的比较大的问题，只有很好的解决该问题，才能保证电厂安全、可靠、高效的正常运行，避免停炉事故发生。

空气预热器电源系统由变频器和拖动电机组成。

各种故障造成的电力系统电压跌落，导致空气预热器系统停运，进而造成发电机组停机脱网的恶劣事故。

分析空气预热器系统脱网的过程，与给煤给粉机变频相同主要有两个原因可诱发此问题：

变频器功率回路（变频器动力部分）和控制电源（控制部分）。

变频器的功率回路均由整流模块、直流环节、逆变模块组成，如下图所示。

图变频器结构示意图

变频器的进电端子（R/L1，S/L2，T/L3），经不控整流（TM1，TM2，TM3）到直流DC，再经过逆变（TM4，TM5，TM6）到U/T1，V/T2，W/T3交流，实现频率变换。

当低电压发生时，R/L1，S/L2，T/L3电压变低，直流母线电压随之降低，无法提供逆变模块所需要的能量，触发变频器保护。

此保护为变频器内置的硬件保护，无法通过修改定值进行规避。

在变频系统中，变频器并非独立运行，有相应的控制电路板、采样反馈系统、继电器和接触器与其配合工作，这些部件均需稳定的控制电源供电。

电力系统发生低电压故障时，控制电源也会发生跌落，进而造成控制系统与继电器系统的瘫痪，变频器同样无法正常运行，导致给煤机、给粉机、空预器变频停止运行。

二、网源协调对火电厂关键辅机变频器低穿能力要求

发电机组低电压穿越的概念最早来源于风力发电，特指风力发电机并网点发生一定幅度、时间范围内的电压跌落时，风机机组维持运行不脱网，支持电网恢复，直到电网恢复正常。

在我国，国家电网公司对风电场的低电压穿越能力提出了明确的要求。

要求风电场内的风电机组，具有在并网点电压跌至20%额定电压时能够保证不脱网连续运行625ms的能力。

与此同时，当风电场并网点电压在发生跌落后2s内能够恢复到额定电压的90%时，风电场内的风电机组应能够保证不脱网连续运行。

传统意义上认为火电或水电机组为可控发电能源，机组本身有励磁调节系统，在系统故障期间可稳定维持机端电压，因而不存在低电压穿越问题。

但近年来，随着火电厂内部辅机变频器的大规模使用，全国各级电网均出现过电网发生瞬时电压波动引起机组跳闸的问题。

发生以上事故的主要原因是辅机（特别是磨煤机、给煤机和引风机等）变频器不具备低电压穿越能力，当电网由于故障造成电压降低时，辅机变频器不能躲过系统保护隔离故障元件时间，而经由低压保护动作跳闸，进而造成机组跳闸或锅炉灭火。

因此，火电厂辅机系统变频器不具备高、低电压穿越能力的问题已经成为威胁电厂主设备安全运行的重要隐患，若造成机组跳闸或出力大幅降低还将影响电网的稳定运行。

东北电网公司于2011年首次于伊敏煤电公司组织召开了由五大发电集团公司相关派驻机构、东北各网省电力公司、东北电力设计院、东北各省电力设计院等单位参加的“东北电网火电厂辅机低电压穿越能力改造工作现场会”，参会各单位一致认为：

应对火电厂辅机低电压穿越能力问题予以高度重视，必须立即着手限期加以彻底解决。

2012年，国家电力调度控制中心专门下文对火电厂内变频器的低电压穿越能力进行核查，东北电网、西北电网、内蒙古电网等先后开展了区内火电厂低电压穿越性能核查与整改工作。

目前，给地区对火电厂关键辅机变频器低穿能力要求参照国网公司的《大型汽轮发电机组一类辅机变频器高、低电压穿越技术规范》技术条件执行（见下图）:

1.变频器在进线电源电压跌落到不小于20%额定电压，持续时间不大于0.5s的区域内,能够可靠供电，保障供电对象的安全运行；

2.变频器在进线电源电压跌落到不小于60%额定电压，持续时间不大于5s的区域内,能够可靠供电，保障供电对象的安全运行；

3.变频器在进线电源电压不小于90%额定电压时能够长期可靠供电，保障供电对象的安全运行；

4.变频器进线电压升高到不大于额定电压的1.3倍,持续时间不大于0.5秒，变频器应能够保障供电对象的安全运行。

三、电厂关键辅机变频器低穿能力梳理核查

（一）厂用负荷分类

厂用电负荷按生产过程中的重要性可分为三类：

一类负荷：

短时停电可能影响人身或设备安全，使生产停顿或发电量大量下降的负荷。

二类负荷：

允许短时停电，但停电时间过长，有可能损坏设备或影响正常生产的负荷。

三类负荷：

长时间停电不会直接影响生产的负荷。

汽轮发电机组一次风机、二次风机、引风机、送风机、电动给水泵、凝结水泵,循环水泵、给煤机、给粉机、空气预热器、增压风机、空冷岛冷却风机等均属于一类负荷。

（二）厂用负荷继电保护动作特性

火电厂厂用继电保护装置对高压、低压厂用电动机负荷的保护设置中，涉及低电压保护特性。

根据《火力发电厂厂用电设计技术规定》（DL/T5153-2002）相关要求：

对于一类电动机负荷，当装有自动投入的备用机械时、或为保证人身和设备安全，在电源电压长时间消失后须自动切除时，均应装设9S-10S时限的低电压保护，动作于断路器跳闸。

为了保证接于同段母线的一类电动机自启动，对不要求自启动的二类、三类电动机和不能自启动的电动机装设0.5S时限的低电压保护，动作于断路器跳闸。

电动机负荷低电压保护定值

（三）厂用负荷变频器低穿能力要求原则

变频器的低电压穿越能力应根据电厂主设备及一类辅机设备能力、电网安全运行要求、变频器安全经济能效比等因素统筹兼顾来确定。

变频器的低电压穿越能力不应超越主设备和供电对象的能力，也不应束缚主设备和供电对象的能力，应在适当考虑变频器安全经济能效比的条件下，充分发挥变频器对电网安全的支撑能力。

根据上述原则，变频器低压穿越性能应与主机低压性能相配合，宜与电厂一类辅机的低电压保护定值相配合。

（四）低电压对现有厂用负荷的影响分析

1.厂用继电保护反应

根据现有的火电厂厂用电继电保护特性，在国网公司的《大型汽轮发电机组一类辅机变频器高、低电压穿越技术规范》文件中提到的“暂态低电压穿越区”、“动态低电压穿越区”的维持时间（0.5S、5S）小于继电保护动作时限（9S-10S），一类负荷的继电保护均不会动作跳闸。

2．二类、三类负荷

火电厂中厂用电的二类、三类负荷不对机组并网安全稳定运行造成直接威胁，不涉及低电压穿越问题，在此不做讨论。

3.无变频器一类负荷

电动机类负荷，低电压过程中出现微小波动，可以正常过度，实现低电压穿越。

4.有变频器一类负荷

（1）风机、水泵类大惯性负荷

在低电压穿越区内，变频器可短时中断输出保护自身设备，在电源恢复之后，当电动机仍在运转时，机组仍在运行时，可以跟踪电动机转速再启动（即所谓飞车启动功能）。

从调研情况来看，高压变频器基本均带有此功能。

（2）给煤机、给粉机类负荷

在低电压穿越区内，会触发变频器保护闭锁，电机拖动皮带，惯性很小，电机瞬时停转，造成机组停机。

如采用强制再启动，也会造成锅炉风煤配比失调，炉膛压力剧烈波动，存在爆炉风险。

四、技术改造方案

参照国网公司的《大型汽轮发电机组一类辅机变频器高、低电压穿越技术规范》技术条件，从应用角度对电厂用的变频器提出改造措施。

（一）大惯性类负荷变频器

电厂中应用的辅机变频器绝大部分属于此类，空气预热器、增压风机、凝结水泵、空冷岛冷却风机、引风机、送风机、一次风机、二次风机、给水泵、凝结水泵等设备的变频器均可以采用失压重启方法或降转速恒磁通方法v/f控制方法。

1.失压重启方法

对于大惯性负载，可采用动力电源部分采用失压重启方法，同时将变频器的控制电源接到UPS电源。

当低电压发生时，变频器可短时中断输出，对自身进行保护；在电源恢复之后，电动机仍在运转时，机组仍在运行时，可以跟踪电动机转速再启动。

2.降转速恒磁通v/f控制方式

对于允许短时负载波动的应用，此类负载所使用的变频器，可以采用降转速恒磁通v/f控制方式如允许降低转速，则用本方法可使传动设备在三相电压较大幅度暂态跌落期间继续运行。

采用这种方法时必须考虑三相电压暂态跌落的最大幅值、扰动最长持续时间、生产过程中允许的转速降低的程度和负载特性。

（二）给煤机、给粉机类负荷变频器

给煤机、给粉机的变频器可以采用在变频器前端串联交流不间断电源（UPS）方法或外加并联直流电源方法。

1.在变频器前端串联交流不间断电源（UPS）方法

外加串联交流不间断电源UPS采用这种方法可做到无干扰运行,但是受限于UPS的容量。

2.外加直流端外加电容或电池方法

外加变频器直流母线的电容或电池，增加对变频器内部直流母线的储能能力，提高变频器内部承受低电压的能力。

3.外加并联直流电源方法

在变频器直流母线上外加一路直流电源（直流稳压电源、蓄电池电源、电厂保安电源等），当外部扰动引起常用电源短时中断或短时电压降落时，外加直流电源继续供给变频器，不影响终端电动机的正常运行；当工频电源再度恢复正常供电时，变频器改为工频电源供电。

4.增设稳压电源方案

通过设置变频器低电压穿越电源装置，使其在系统低电压故障期间有效动作，保障变频器拖动系统的连续稳定运行，进而确保生产安全。

1）变频器低电压穿越电源装置构成

变频器低电压穿越电源拓扑如下图所示。

图系统拓扑示意图

该设备的主功率输入为系统三相交流电源，主功率输出一路或多路直流电源。

交流三相电源分为两路为变频器进行供电：

一路为交流供电通路，可通过原有送电线路或设置旁路开关，将三相交流电直接送入变频器A/B/C三相交流输入端子；另一路为直流供电通路，三相交流电能经手动断路器QF1送入二极管整流桥TM1-3构成的整流回路，再经过电控开关KM1变换为直流电能并储存于电容C1和C2。

电感L1与IGBT构成BOOST型式的升压斩波电路，可将C1/C2上的直流电能变换为电压等级更高的直流电能储存于电容C3/C4，并经二极管防反回路和熔断器后，送入变频器的直流输入端子。

电动开关KM1与电阻YR1构成预充电回路，当预充电结束之后闭合KM1，实现在装置初始上电时为电容C1/C2/C3/C4的平稳充电功能。

在现场改造施工中，变频器低电压穿越电源并接在系统三相380V电源与变频器之间，无需对变频器的配置、设置做任何改动，并可利用现场已铺设的电缆，无需新增任何电力线缆。

2）变频器低电压穿越电源工作原理

变频器低电压穿越电源装置的控制目标为在系统电压跌落时保证变频器及其拖动电机系统的转速、功率、转矩不变。

其工作原理介绍如下。

装置挂网运行时，断路器QF1与电动开关KM1均处于闭合状态。

在系统电压正常的状态下，电能通过交流送电回路送入变频器交流输入端子，装置中的电力电子器件均处于旁路状态，不参与装置运行。

在系统电压发生跌落，进而造成C1/C2上整流得到的直流电压跌落时，装置内置的控制系统实时监测到此电压跌落趋势，将电感L1与IGBT构成的BOOST斩波升压回路快速投入运行，保证在A/B/C三相电压跌落期间，C3/C4上的直流电压被举高，维持到可保证变频器输出功率、电机转矩、电机转速均不变的电压水平。

在系统电压跌落结束，系统电压恢复正常后，IGBT停止运行，BOOST回路退出工作状态，变频器的供电仍由三相交流送电回路提供。

装置中，交流送电通道与直流送电通道的切换由电力电子器件（SCR）完成，切换动作时间小于1ms，为无缝切换，对变频器的稳定运行不会造成冲击。

３）改造工程实施方案

根据现场应用需要，采取两部分措施。

措施一，直流动力电源改造。

在变频器直流母线上，加设大功率变频器低电压穿越电源装置。

维持原有变频器供电线路不变，为变频器低电压穿越电源装置引入AC380V的交流动力电源。

将变频器低电压穿越电源装置的直流输出接入变频器的直流母线。

线路连接如下图所示，图中红色部分为工程接线部分，黑色为原线路予以保留。

图动力电源改造示意图

措施二，控制电源改造。

将厂内备用UPS电源引入变频器控制柜，为控制柜中的控制器、接触器、继电器等器件提供控制电源。

线路连接如下图所示。

图控制电源改造示意图

（三）各种技术方案特点及对比分析

1.失压重启及降速恒磁V/F

此类方法最大的优点是不用添加额外的硬件设备，只需在软件配置上适当调整即可（需要原变频器厂的配合）。

但此两种方法使用只适用于大惯性负载的情况，对于给煤、给粉机等应用场合不适用。

2.加装ＵＰＳ方案

在变频器前端串联交流不间断电源（UPS）方法可做到无干扰运行,但是受限于UPS的容量。

如采用工业级大ＵＰＳ，工程布线工作量将很大，而且需要为ＵＰＳ建造空调房，工程量大；如采用商用级小ＵＰＳ，可靠性将远不如工业级大ＵＰＳ。

3.连接直流保安电源方案

电厂的直流保安电源一般电压等级为ＤＣ１１０Ｖ或ＤＣ２２０Ｖ，而变频器的直流环节是ＤＣ５４０Ｖ，依然需要外加装置进行电压变化。

另外，电厂直流保安电源上连接都是电厂里的关键负荷，一旦低穿装置本身的输入短路或电源与装置的连接线路发生故障，将直接导致直流电源系统崩溃。

多台低穿装置连接在直流保安电源上，一旦发生低电压，多台变频器总容量对应的负荷会在瞬间切换到电池上，对直流电源造成巨大冲击，风险过大。

4.加装蓄电池组、电容组方案

在变频器直流环节上加装蓄电池组、电容组等储能器件也可以实现变频器的低电压穿越。

该方案的优点是原理简单，缺点包括以下方面：

1）需配备安全要求极高的蓄电池室

蓄电池直流支撑解决方案的核心部件为蓄电池组，由于蓄电池对温度的敏感性，需配备温度可控的密闭蓄电池室安放蓄电池组。

蓄电池组由大量蓄电池串联而成,蓄电池在充电或放电过程中会析出相当数量的氢气,同时产生一定的热量。

氢气和空气混合能形成爆炸混合物,且其爆炸的上、下限范围较大,因此蓄电池室具有较大的火灾、爆炸危险性。

对于存放蓄电池的房间，通风、控温要求极高，同时必须达到很高的防火、防爆安全等级。

2）现场施工量大

蓄电池直流支撑解决方案为集中供电式方案，蓄电池组及其电力电子设备配备安放在独立的蓄电池室中，由1台蓄电池直流支撑装置为多台给煤机变频器同时供电。

现场改造时，需在蓄电池组与变频器间铺设长距离输电线缆和线缆桥架。

用户除蓄电池装置费用，需承担线缆费用、桥架费用、施工费用，整体改造工程成本大幅提高。

同时现场施工量较大，工期较长。

3）整体式供电解决方案，全系统瘫痪概率高

蓄电池直流支撑解决方案为集中供电式方案，这种方式下，任意一台给煤机变频器发生故障、任意连接线缆发生破皮短路、蓄电池充电系统故障或蓄电池管理系统故障，都有可能触发蓄电池组的相关保护，引发蓄电池直流支撑装置退出运行，进而造成所有给煤机变频器集体丧失低电压穿越功能。

在此情况下，若发生电力系统低电压故障，将会引发发电机组跳机的恶劣结果。

4）受运行温度限制大，运行寿命短，电池串联风险高

蓄电池直流支撑解决方案中，解决方案中的核心部件为蓄电池，其对于运行环境温度极为敏感。

一方面，在低温环境下蓄电池会出现容量下降现象，严重时会出现整机失效；另一方面过高的环境温度会造成蓄电池整体寿命的下降。

理论上环境温度每提高10℃，电池的使用寿命将减小50%。

通常情况下，蓄电池标称的使用寿命均为25℃情况下评估得到的，而给煤机系统临近锅炉，其常态环境温度有可能达到50℃以上，以55℃计算，蓄电池的寿命将仅为理想情况的12.5%，通常小于一年，电池更换频率将极高。

同时，蓄电池直流支撑方案中，需240节以上蓄电池进行直接串联，远多于普通电厂内常备电源中蓄电池的串联个数。

如此多的电池串联，将造成电池单体间电压的极度不均衡，进而体现为电池串的整体寿命和可靠性大幅度下降。

5）装置本体安全可靠性低

蓄电池直流支撑解决方案中，蓄电池平时多处于浮充状态，即其配备的充电机经常处于工作状态。

充电机为电力电子装置，电力电子装置的运行故障率比电动机本体运行故障率高很多。

蓄电池解决方案中的充电机的使用，将极大增加给煤机系统的故障率。

6）运行维护复杂

蓄电池直流支撑解决方案中，为保证蓄电池的寿命，需对蓄电池进行定期（通常3个月）的全充全放维护。

此维护过程耗时较长，维护中需对给煤机系统进行人为切换电源，极易触发变频器的停机故障，给系统安全连续运行带来风险。

同时，常规蓄电池支撑解决方案，不具备自检和故障自诊断功能，一旦发生故障，无法有效的上送故障报警信息，不利于现场故障的及时发现与排查。

5.稳压电源方案

1）更高的安全可靠性

保留原有送电线路或设置旁路开关作为旁路电路，在系统电压正常的情况下，装置工作于旁路模式，变频器由电力系统直接供电，电源变换模块部分处于休眠状态，不参与装置运行。

由此降低装置中电力电子器件投入使用的工作时间，从而降低故障概率。

2）高效的定期自检与故障自诊断，免维护应用

装置采用免维护设计，其使用过程中无需工作人员对其进行任何操作和维护。

该装置集成定期自检功能，对于自检中发现的问题，具备强大的故障自诊断功能，并可将故障诊断结果通过硬接点、通讯等多种方式上送至后台管理系统，方便故障的统计与记录。

3）宽温度范围，长运行寿命

核心部件为目前世界上最先进的第五代IGBT，其结温耐受能力达到150℃以上。

装置整机的稳定运行温度范围可达到-20℃～+55℃。

可实现各种恶劣工况下的长寿命运行。

4）分布式供电解决方案，提高系统整体可利用效率

可以为每台变频器配备独立的装置，任意一台变频器的故障均不会影响到其他变频器系统的安全运行，提高了系统整体的可利用效率与可靠性。

同时在安装方式上，装置与变频器就近安装，最大限度的缩短了电缆连接线的长度，极大的降低了连接线路短路风险。

5）缺点：

一是造价成本较高（但相较于各类储能电源方案并不居于劣势）；二是不能解决零电压穿越问题。

6.建议

以上方案各有利弊，从网源协调要求角度出发，并考虑成本、布置、工程难度问题，建议对于惯性负荷，采用失压重启及降速恒磁V/F方式，对于给煤机类负荷，采用稳压电源方案有一定优势。