第一篇：電廠變頻器低電壓穿越改造方案

****電廠

給煤機/空氣預熱器變頻器 低電壓穿越改造方案

目錄

一、火力發電廠給煤/粉機及空預器系統現狀分析......................................................................2

二、網源協調對火電廠關鍵輔機變頻器低穿能力要求...............................................................4

三、電廠關鍵輔機變頻器低穿能力梳理核查...............................................................................6

（一）廠用負荷分類...............................................................................................................6

（二）廠用負荷繼電保護動作特性.......................................................................................6

（三）廠用負荷變頻器低穿能力要求原則...........................................................................7

（四）低電壓對現有廠用負荷的影響分析...........................................................................7

四、技術改造方案...........................................................................................................................9

（一）大慣性類負荷變頻器...................................................................................................9

（二）給煤機、給粉機類負荷變頻器...................................................................................9

（三）各種技術方案特點及對比分析.................................................................................12

五、SCS-230火電機組輔機電源控制系統.................................................錯誤！未定義書簽。

（一）系統原理.....................................................................................錯誤！未定義書簽。

（二）系統特性.....................................................................................錯誤！未定義書簽。

（三）支撐方式.....................................................................................錯誤！未定義書簽。

（四）SCS-230火電機組輔機電源控制系統兩種技術方案..............錯誤！未定義書簽。

（五）檢驗方法.....................................................................................錯誤！未定義書簽。

（六）SCS-230火電機組輔機電源控制系統檢測報告......................錯誤！未定義書簽。

一、火力發電廠給煤/粉機及空預器系統現狀分析

隨著電力電子技術的發展,變頻器以其調速精確、使用簡單、保護功能齊全等優點逐步代替傳統的調速控制裝置而得到廣泛應用。但由于電網電壓不穩定，導致變頻器在使用中產生了新的問題：變頻器低壓保護跳閘。低電壓通常都是瞬時和短時的,對傳統的控制系統影響較小，而對變頻器則會產生低壓保護跳閘導致電機停機，影響生產和安全。

目前，火電廠煤粉爐的給煤、給粉系統成為自動化程度最低的薄弱環節，特別是電廠內部控制給煤給粉機的變頻器低電壓保護跳閘問題，對電廠影響尤為嚴重。在實際使用過程中，因為電網發生低電壓穿越或備自投切換時，廠用電電壓瞬時或短時低于變頻器低電壓保護整定值(根據變頻器型號不同該值也不同)時，給煤給粉機變頻器低壓保護會動作，并同時會給FSSS(鍋爐安全監控系統)發出停止信號，引起MFT動作，而廠用電和給煤給粉機母線低電壓保護整定值通常低于變頻器低電壓保護整定值，線路中的其它設備還在正常工作，變頻器跳閘，迫使FSSS停爐，給電廠帶來很大的經濟損失，也成為現在電廠安全事故的高發區，同時也是目前電廠面臨的比較大的問題，只有很好的解決該問題，才能保證電廠安全、可靠、高效的正常運行，避免停爐事故發生。

空氣預熱器電源系統由變頻器和拖動電機組成。各種故障造成的電力系統電壓跌落，導致空氣預熱器系統停運，進而造成發電機組停機脫網的惡劣事故。

分析空氣預熱器系統脫網的過程，與給煤給粉機變頻相同主要有兩個原因可誘發此問題：變頻器功率回路（變頻器動力部分）和控制電源（控制部分）。變頻器的功率回路均由整流模塊、直流環節、逆變模塊組成，如下圖所示。

圖 變頻器結構示意圖 變頻器的進電端子(R/L1，S/L2，T/L3)，經不控整流（TM1，TM2，TM3）到直流DC，再經過逆變(TM4，TM5，TM6)到U/T1，V/T2，W/T3交流，實現頻率變換。當低電壓發生時，R/L1，S/L2，T/L3電壓變低，直流母線電壓隨之降低，無法提供逆變模塊所需要的能量，觸發變頻器保護。此保護為變頻器內置的硬件保護，無法通過修改定值進行規避。

在變頻系統中，變頻器并非獨立運行，有相應的控制電路板、采樣反饋系統、繼電器和接觸器與其配合工作，這些部件均需穩定的控制電源供電。電力系統發生低電壓故障時，控制電源也會發生跌落，進而造成控制系統與繼電器系統的癱瘓，變頻器同樣無法正常運行，導致給煤機、給粉機、空預器變頻停止運行。

二、網源協調對火電廠關鍵輔機變頻器低穿能力要求

發電機組低電壓穿越的概念最早來源于風力發電，特指風力發電機并網點發生一定幅度、時間范圍內的電壓跌落時，風機機組維持運行不脫網，支持電網恢復，直到電網恢復正常。在我國，國家電網公司對風電場的低電壓穿越能力提出了明確的要求。要求風電場內的風電機組，具有在并網點電壓跌至20%額定電壓時能夠保證不脫網連續運行625ms的能力。與此同時，當風電場并網點電壓在發生跌落后2s內能夠恢復到額定電壓的90%時，風電場內的風電機組應能夠保證不脫網連續運行。

傳統意義上認為火電或水電機組為可控發電能源，機組本身有勵磁調節系統，在系統故障期間可穩定維持機端電壓，因而不存在低電壓穿越問題。但近年來，隨著火電廠內部輔機變頻器的大規模使用，全國各級電網均出現過電網發生瞬時電壓波動引起機組跳閘的問題。發生以上事故的主要原因是輔機（特別是磨煤機、給煤機和引風機等）變頻器不具備低電壓穿越能力，當電網由于故障造成電壓降低時，輔機變頻器不能躲過系統保護隔離故障元件時間，而經由低壓保護動作跳閘，進而造成機組跳閘或鍋爐滅火。因此，火電廠輔機系統變頻器不具備高、低電壓穿越能力的問題已經成為威脅電廠主設備安全運行的重要隱患，若造成機組跳閘或出力大幅降低還將影響電網的穩定運行。東北電網公司于2011年首次于伊敏煤電公司組織召開了由五大發電集團公司相關派駐機構、東北各網省電力公司、東北電力設計院、東北各省電力設計院等單位參加的“東北電網火電廠輔機低電壓穿越能力改造工作現場會”，參會各單位一致認為：應對火電廠輔機低電壓穿越能力問題予以高度重視，必須立即著手限期加以徹底解決。2012年，國家電力調度控制中心專門下文對火電廠內變頻器的低電壓穿越能力進行核查，東北電網、西北電網、內蒙古電網等先后開展了區內火電廠低電壓穿越性能核查與整改工作。

目前，給地區對火電廠關鍵輔機變頻器低穿能力要求參照國網公司的《大型汽輪發電機組一類輔機變頻器高、低電壓穿越技術規范》技術條件執行(見下圖): 1.變頻器在進線電源電壓跌落到不小于20%額定電壓，持續時間不大于0.5s 的區域內,能夠可靠供電，保障供電對象的安全運行； 2.變頻器在進線電源電壓跌落到不小于60%額定電壓，持續時間不大于5s的區域內,能夠可靠供電，保障供電對象的安全運行；

3.變頻器在進線電源電壓不小于90%額定電壓時能夠長期可靠供電，保障供電對象的安全運行；

4.變頻器進線電壓升高到不大于額定電壓的1.3倍,持續時間不大于0.5秒，變頻器應能夠保障供電對象的安全運行。

三、電廠關鍵輔機變頻器低穿能力梳理核查

（一）廠用負荷分類

廠用電負荷按生產過程中的重要性可分為三類：

一類負荷：短時停電可能影響人身或設備安全，使生產停頓或發電量大量下降的負荷。

二類負荷：允許短時停電，但停電時間過長，有可能損壞設備或影響正常生產的負荷。

三類負荷：長時間停電不會直接影響生產的負荷。

汽輪發電機組一次風機、二次風機、引風機、送風機、電動給水泵、凝結水泵,循環水泵、給煤機、給粉機、空氣預熱器、增壓風機、空冷島冷卻風機等均屬于一類負荷。

（二）廠用負荷繼電保護動作特性

火電廠廠用繼電保護裝置對高壓、低壓廠用電動機負荷的保護設置中，涉及低電壓保護特性。

根據《火力發電廠廠用電設計技術規定》（DL/T 5153-2002）相關要求： 對于一類電動機負荷，當裝有自動投入的備用機械時、或為保證人身和設備安全，在電源電壓長時間消失后須自動切除時，均應裝設9S-10S時限的低電壓保護，動作于斷路器跳閘。

為了保證接于同段母線的一類電動機自啟動，對不要求自啟動的二類、三類電動機和不能自啟動的電動機裝設0.5S時限的低電壓保護，動作于斷路器跳閘。

電動機負荷低電壓保護定值

（三）廠用負荷變頻器低穿能力要求原則

變頻器的低電壓穿越能力應根據電廠主設備及一類輔機設備能力、電網安全運行要求、變頻器安全經濟能效比等因素統籌兼顧來確定。

變頻器的低電壓穿越能力不應超越主設備和供電對象的能力，也不應束縛主設備和供電對象的能力，應在適當考慮變頻器安全經濟能效比的條件下，充分發揮變頻器對電網安全的支撐能力。

根據上述原則，變頻器低壓穿越性能應與主機低壓性能相配合，宜與電廠一類輔機的低電壓保護定值相配合。

（四）低電壓對現有廠用負荷的影響分析 1.廠用繼電保護反應

根據現有的火電廠廠用電繼電保護特性，在國網公司的《大型汽輪發電機組一類輔機變頻器高、低電壓穿越技術規范》文件中提到的“暫態低電壓穿越區”、“動態低電壓穿越區”的維持時間（0.5S、5S）小于繼電保護動作時限（9S-10S），一類負荷的繼電保護均不會動作跳閘。2．二類、三類負荷

火電廠中廠用電的二類、三類負荷不對機組并網安全穩定運行造成直接威脅，不涉及低電壓穿越問題，在此不做討論。3.無變頻器一類負荷

電動機類負荷，低電壓過程中出現微小波動，可以正常過度，實現低電壓穿越。

4.有變頻器一類負荷（1）風機、水泵類大慣性負荷

在低電壓穿越區內，變頻器可短時中斷輸出保護自身設備，在電源恢復之后，當電動機仍在運轉時，機組仍在運行時，可以跟蹤電動機轉速再啟動（即所謂飛車啟動功能）。從調研情況來看，高壓變頻器基本均帶有此功能。（2）給煤機、給粉機類負荷

在低電壓穿越區內，會觸發變頻器保護閉鎖，電機拖動皮帶，慣性很小，電機瞬時停轉，造成機組停機。如采用強制再啟動，也會造成鍋爐風煤配比失調，爐膛壓力劇烈波動，存在爆爐風險。

四、技術改造方案

參照國網公司的《大型汽輪發電機組一類輔機變頻器高、低電壓穿越技術規范》技術條件，從應用角度對電廠用的變頻器提出改造措施。

（一）大慣性類負荷變頻器

電廠中應用的輔機變頻器絕大部分屬于此類，空氣預熱器、增壓風機、凝結水泵、空冷島冷卻風機、引風機、送風機、一次風機、二次風機、給水泵、凝結水泵等設備的變頻器均可以采用失壓重啟方法或降轉速恒磁通方法v/f控制方法。

1.失壓重啟方法

對于大慣性負載，可采用動力電源部分采用失壓重啟方法，同時將變頻器的控制電源接到 UPS電源。當低電壓發生時，變頻器可短時中斷輸出，對自身進行保護；在電源恢復之后，電動機仍在運轉時，機組仍在運行時，可以跟蹤電動機轉速再啟動。

2.降轉速恒磁通 v/f控制方式

對于允許短時負載波動的應用，此類負載所使用的變頻器，可以采用降轉速恒磁通 v/f控制方式如允許降低轉速，則用本方法可使傳動設備在三相電壓較大幅度暫態跌落期間繼續運行。采用這種方法時必須考慮三相電壓暫態跌落的最大幅值、擾動最長持續時間、生產過程中允許的轉速降低的程度和負載特性。

（二）給煤機、給粉機類負荷變頻器

給煤機、給粉機的變頻器可以采用在變頻器前端串聯交流不間斷電源（UPS）方法或外加并聯直流電源方法。

1.在變頻器前端串聯交流不間斷電源（UPS）方法

外加串聯交流不間斷電源 UPS采用這種方法可做到無干擾運行,但是受限于 UPS的容量。2.外加直流端外加電容或電池方法

外加變頻器直流母線的電容或電池，增加對變頻器內部直流母線的儲能能力，提高變頻器內部承受低電壓的能力。3.外加并聯直流電源方法

在變頻器直流母線上外加一路直流電源（直流穩壓電源、蓄電池電源、電廠保安電源等），當外部擾動引起常用電源短時中斷或短時電壓降落時，外加直流電源繼續供給變頻器，不影響終端電動機的正常運行；當工頻電源再度恢復正常供電時，變頻器改為工頻電源供電。4.增設穩壓電源方案

通過設置變頻器低電壓穿越電源裝置，使其在系統低電壓故障期間有效動作，保障變頻器拖動系統的連續穩定運行，進而確保生產安全。1）變頻器低電壓穿越電源裝置構成

變頻器低電壓穿越電源拓撲如下圖所示。

圖 系統拓撲示意圖

該設備的主功率輸入為系統三相交流電源，主功率輸出一路或多路直流電源。

交流三相電源分為兩路為變頻器進行供電：一路為交流供電通路，可通過原有送電線路或設置旁路開關，將三相交流電直接送入變頻器A/B/C三相交流輸入端子；另一路為直流供電通路，三相交流電能經手動斷路器QF1送入二極管整流橋TM1-3構成的整流回路，再經過電控開關KM1變換為直流電能并儲存于電容C1和C2。電感L1與IGBT構成BOOST型式的升壓斬波電路，可將C1/C2上的直 流電能變換為電壓等級更高的直流電能儲存于電容C3/C4，并經二極管防反回路和熔斷器后，送入變頻器的直流輸入端子。電動開關KM1與電阻YR1構成預充電回路，當預充電結束之后閉合KM1，實現在裝置初始上電時為電容C1/C2/C3/C4的平穩充電功能。

在現場改造施工中，變頻器低電壓穿越電源并接在系統三相380V電源與變頻器之間，無需對變頻器的配置、設置做任何改動，并可利用現場已鋪設的電纜，無需新增任何電力線纜。

2）變頻器低電壓穿越電源工作原理

變頻器低電壓穿越電源裝置的控制目標為在系統電壓跌落時保證變頻器及其拖動電機系統的轉速、功率、轉矩不變。其工作原理介紹如下。

裝置掛網運行時，斷路器QF1與電動開關KM1均處于閉合狀態。在系統電壓正常的狀態下，電能通過交流送電回路送入變頻器交流輸入端子，裝置中的電力電子器件均處于旁路狀態，不參與裝置運行。

在系統電壓發生跌落，進而造成C1/C2上整流得到的直流電壓跌落時，裝置內置的控制系統實時監測到此電壓跌落趨勢，將電感L1與IGBT構成的BOOST斬波升壓回路快速投入運行，保證在A/B/C三相電壓跌落期間，C3/C4上的直流電壓被舉高，維持到可保證變頻器輸出功率、電機轉矩、電機轉速均不變的電壓水平。

在系統電壓跌落結束，系統電壓恢復正常后，IGBT停止運行，BOOST回路退出工作狀態，變頻器的供電仍由三相交流送電回路提供。

裝置中，交流送電通道與直流送電通道的切換由電力電子器件（SCR）完成，切換動作時間小于1ms，為無縫切換，對變頻器的穩定運行不會造成沖擊。３）改造工程實施方案

根據現場應用需要，采取兩部分措施。

措施一，直流動力電源改造。在變頻器直流母線上，加設大功率變頻器低電壓穿越電源裝置。維持原有變頻器供電線路不變，為變頻器低電壓穿越電源裝 置引入AC380V的交流動力電源。將變頻器低電壓穿越電源裝置的直流輸出接入變頻器的直流母線。線路連接如下圖所示，圖中紅色部分為工程接線部分，黑色為原線路予以保留。

圖 動力電源改造示意圖

措施二，控制電源改造。將廠內備用UPS電源引入變頻器控制柜，為控制柜中的控制器、接觸器、繼電器等器件提供控制電源。線路連接如下圖所示。

圖 控制電源改造示意圖

（三）各種技術方案特點及對比分析 1.失壓重啟及降速恒磁V/F 此類方法最大的優點是不用添加額外的硬件設備，只需在軟件配置上適當調整即可（需要原變頻器廠的配合）。但此兩種方法使用只適用于大慣性負載的情況，對于給煤、給粉機等應用場合不適用。2.加裝ＵＰＳ方案

在變頻器前端串聯交流不間斷電源（UPS）方法可做到無干擾運行,但是受限于UPS的容量。如采用工業級大ＵＰＳ，工程布線工作量將很大，而且需要為Ｕ ＰＳ建造空調房，工程量大；如采用商用級小ＵＰＳ，可靠性將遠不如工業級大ＵＰＳ。

3.連接直流保安電源方案

電廠的直流保安電源一般電壓等級為ＤＣ１１０Ｖ或ＤＣ２２０Ｖ，而變頻器的直流環節是ＤＣ５４０Ｖ，依然需要外加裝置進行電壓變化。

另外，電廠直流保安電源上連接都是電廠里的關鍵負荷，一旦低穿裝置本身的輸入短路或電源與裝置的連接線路發生故障，將直接導致直流電源系統崩潰。

多臺低穿裝置連接在直流保安電源上，一旦發生低電壓，多臺變頻器總容量對應的負荷會在瞬間切換到電池上，對直流電源造成巨大沖擊，風險過大。4.加裝蓄電池組、電容組方案

在變頻器直流環節上加裝蓄電池組、電容組等儲能器件也可以實現變頻器的低電壓穿越。該方案的優點是原理簡單，缺點包括以下方面： 1）需配備安全要求極高的蓄電池室

蓄電池直流支撐解決方案的核心部件為蓄電池組，由于蓄電池對溫度的敏感性，需配備溫度可控的密閉蓄電池室安放蓄電池組。蓄電池組由大量蓄電池串聯而成,蓄電池在充電或放電過程中會析出相當數量的氫氣,同時產生一定的熱量。氫氣和空氣混合能形成爆炸混合物,且其爆炸的上、下限范圍較大,因此蓄電池室具有較大的火災、爆炸危險性。對于存放蓄電池的房間，通風、控溫要求極高，同時必須達到很高的防火、防爆安全等級。2）現場施工量大

蓄電池直流支撐解決方案為集中供電式方案，蓄電池組及其電力電子設備配備安放在獨立的蓄電池室中，由1臺蓄電池直流支撐裝置為多臺給煤機變頻器同時供電。現場改造時，需在蓄電池組與變頻器間鋪設長距離輸電線纜和線纜橋架。用戶除蓄電池裝置費用，需承擔線纜費用、橋架費用、施工費用，整體改造工程成本大幅提高。同時現場施工量較大，工期較長。3）整體式供電解決方案，全系統癱瘓概率高

蓄電池直流支撐解決方案為集中供電式方案，這種方式下，任意一臺給煤機 變頻器發生故障、任意連接線纜發生破皮短路、蓄電池充電系統故障或蓄電池管理系統故障，都有可能觸發蓄電池組的相關保護，引發蓄電池直流支撐裝置退出運行，進而造成所有給煤機變頻器集體喪失低電壓穿越功能。在此情況下，若發生電力系統低電壓故障，將會引發發電機組跳機的惡劣結果。4）受運行溫度限制大，運行壽命短，電池串聯風險高

蓄電池直流支撐解決方案中，解決方案中的核心部件為蓄電池，其對于運行環境溫度極為敏感。一方面，在低溫環境下蓄電池會出現容量下降現象，嚴重時會出現整機失效；另一方面過高的環境溫度會造成蓄電池整體壽命的下降。理論上環境溫度每提高10℃，電池的使用壽命將減小50%。通常情況下，蓄電池標稱的使用壽命均為25℃情況下評估得到的，而給煤機系統臨近鍋爐，其常態環境溫度有可能達到50℃以上，以55℃計算，蓄電池的壽命將僅為理想情況的12.5%，通常小于一年，電池更換頻率將極高。

同時，蓄電池直流支撐方案中，需240節以上蓄電池進行直接串聯，遠多于普通電廠內常備電源中蓄電池的串聯個數。如此多的電池串聯，將造成電池單體間電壓的極度不均衡，進而體現為電池串的整體壽命和可靠性大幅度下降。5）裝置本體安全可靠性低

蓄電池直流支撐解決方案中，蓄電池平時多處于浮充狀態，即其配備的充電機經常處于工作狀態。充電機為電力電子裝置，電力電子裝置的運行故障率比電動機本體運行故障率高很多。蓄電池解決方案中的充電機的使用，將極大增加給煤機系統的故障率。6）運行維護復雜

蓄電池直流支撐解決方案中，為保證蓄電池的壽命，需對蓄電池進行定期（通常3個月）的全充全放維護。此維護過程耗時較長，維護中需對給煤機系統進行人為切換電源，極易觸發變頻器的停機故障，給系統安全連續運行帶來風險。同時，常規蓄電池支撐解決方案，不具備自檢和故障自診斷功能，一旦發生故障，無法有效的上送故障報警信息，不利于現場故障的及時發現與排查。5.穩壓電源方案 1）更高的安全可靠性

保留原有送電線路或設置旁路開關作為旁路電路，在系統電壓正常的情況下，裝置工作于旁路模式，變頻器由電力系統直接供電，電源變換模塊部分處于休眠狀態，不參與裝置運行。由此降低裝置中電力電子器件投入使用的工作時間，從而降低故障概率。

2）高效的定期自檢與故障自診斷，免維護應用

裝置采用免維護設計，其使用過程中無需工作人員對其進行任何操作和維護。該裝置集成定期自檢功能，對于自檢中發現的問題，具備強大的故障自診斷功能，并可將故障診斷結果通過硬接點、通訊等多種方式上送至后臺管理系統，方便故障的統計與記錄。3）寬溫度范圍，長運行壽命

核心部件為目前世界上最先進的第五代IGBT，其結溫耐受能力達到150℃以上。裝置整機的穩定運行溫度范圍可達到-20℃～+55℃?？蓪崿F各種惡劣工況下的長壽命運行。

4)分布式供電解決方案，提高系統整體可利用效率

可以為每臺變頻器配備獨立的裝置，任意一臺變頻器的故障均不會影響到其他變頻器系統的安全運行，提高了系統整體的可利用效率與可靠性。同時在安裝方式上，裝置與變頻器就近安裝，最大限度的縮短了電纜連接線的長度，極大的降低了連接線路短路風險。

5）缺點：一是造價成本較高（但相較于各類儲能電源方案并不居于劣勢）；二是不能解決零電壓穿越問題。6.建議

以上方案各有利弊，從網源協調要求角度出發，并考慮成本、布置、工程難度問題，建議對于慣性負荷，采用失壓重啟及降速恒磁V/F方式，對于給煤機類負荷，采用穩壓電源方案有一定優勢。

第二篇：“低電壓”臺區改造培訓總結

遼寧當凱電力有限公司

農網“低電壓”臺區改造培訓總結

一、農網“低電壓”臺區改造工程設計思路：

1、需改造臺區的供電半徑不超過500米，總用戶數不超過100戶，不滿足以上兩點應進行分臺設置；

2、應保證臺區內居民的用電質量，入戶電壓范圍（7%～-10%）；以220VAC用戶為例，即入戶電壓不低于198VAC；

3、低電壓用戶多出現在供電半徑較遠地區，為改善低電壓用戶的用電質量，故進行臺區改造。

二、農網“低電壓”臺區改造工程設計步驟：

1、線路改造優先采用原路徑，當此臺區需要進行分臺設計時，需先找出10KV線路架設路徑，并且選擇新增變臺位置，根據新臺區所帶負荷選擇變壓器容量； 2、10KV線路延伸方式：

1）可以新建10KV路徑進行延伸，適當選擇迂回方式進行線路規劃； 2）可以參考當地周圍其他10KV線路進行T接形式；

3）遇到當地情況不適宜迂回或者新建10KV線路的，可以選擇高低壓同桿架設的方式； 3、10KV線路改造電桿選型及導線選型：

1）10KV線路桿的高度以B1912桿型為起點，當遇到土質松軟地區需要在基坑增加底盤防止電桿下沉；在普通土等地區需要在直線桿基坑增加卡盤（僅用于直線桿）防止電桿側傾；（0.4KV電桿基坑不增加底盤或卡盤。）

2）10KV導線線徑可以采用240mm2裸導線水平排列，選用B2312桿，擋距范圍為60-80米；當擋距大于100米時應采用三角形排列方式布線；擋距大于150米時，（線徑120mm2以上）可以采用門型桿排列方式；擋距大于200米時，可以采用鐵塔或鋼管桿。

3）10KV新線路架設時需考慮對地、對上、水平等范圍的安全距離。

4）10KV新線路宜選擇地勢較為平坦，普通土區，交通方便，便于施工，車輛運輸方便，少占用耕地等位置。

3、“低電壓”臺區改造分臺原則：

當此臺區供電半徑大于500米或者供電用戶超過100戶時，以低電壓用戶范圍為參考依據，根據現場實際情況考慮分臺，原已經進行“高耗能”或“中心村”臺區改造的工程不在此次臺區改造范圍內。

4、“低電壓”臺區改造分臺相關要求：

1）考慮新建10KV線路至新增臺位置（盡量靠近負荷中心），建議選擇10KV線路新建迂回或者其他10KV線路T接，盡量不考慮高低壓同桿架設的方式，避免運行維護困難等問題。

2）0.4KV線路盡量延續原路徑，只進行電桿和導線的更換；盡量避免跨房等重要建筑物，考慮對地的安全距離。

3）0.4KV線路的擋距以典設40-60米范圍為宜，接戶線距離不應大于25米，接戶線徑不能小于16mm2導線。

遼寧當凱電力有限公司

4）改造后的線路均采用三相四線制水平排列方式，即A/B/C/N，這樣利于調節每相負荷平衡。

5）國網公司規定普通用戶按2.2KVA考慮，一般動力用戶以5KVA計算，其它以現場實際勘測為準。

6)根據當前臺區的用戶數目計算變壓器容量，供選擇型號為：50KVA/100KVA/200KVA/315KVA，型號為S13。

7）導線線徑選擇，315KVA變壓器主干線宜采用JKLYJ-1KV-240型號，其分支可以選用120 mm2及以下型號線徑；200KVA變壓器主干線宜采用JKLYJ-1KV-120型號，其分支可以選用70 mm2線徑；100KVA及以下變壓器主干線宜采用JKLYJ-1KV-70型號，其分支可以選用70 mm2線徑；（繪制圖紙時，以直接連接變壓器出線側為主干線，用A/B/C/D進行編號）

三、農網“低電壓”臺區改造工程注意事項：

1、臺區內由于單一用戶造成供電半徑過大，在不影響用戶用電質量的情況下，只考慮改造線路不進行分臺處理。

2、在繪制草圖時，應以施工角度進行設計，少跨越、少砍伐、少占用、可操作性高的原則為準。3、10KV線路（不宜采用絕緣導線）采用裸導線架設時，以邊線5米范圍內的遮擋需要清除，砍伐樹木時需標注樹木種類、數量等信息。（經濟類樹木不宜砍伐需修剪）4、0.4KV線路中采用桿型為：B1910/ B1912/ B1915系列電桿（稍徑190、桿高10米、12米、15米）均為非預應力桿。5、10KV線路中采用桿型以B1912為起點，均為非預應力桿。6、10KV線路跨越點對公路等安全距離為6.5米，對房屋等建筑物垂直距離為3米，水平距離1.5米。（0.4KV線路跨越點對公路安全距離為6.5米）

7、此次改造工程中使用表箱均按2/4/6/9位考慮，不考慮裕度。

8、繪制圖紙時，變壓器出線側需掛接地環，終端桿位置需掛接地環，有可能出現倒送電位置掛接地環。

9、本次改造工程，入戶線若需增加接戶桿，材料均利舊，但是在繪制圖紙中應體現數量（方便計算安裝費）。

10、本次改造工程默認變壓器臺為正裝，均采用H臺。

11、變壓器臺分為主桿和副桿，圖紙中只標注一基桿號，統計時需注意數量，并且以B1912桿型起步。

12、如遇計劃用戶（申請還未批復的用戶）以現場實際情況為準，沒有掛表箱的用戶在圖紙中不標注。

13、現場實際繪制草圖時，應根據實際地形初步選用桿型：終端桿D、直線桿Z、十字桿ZK/N、Y字形桿NJ2/D、T字形桿F、轉角小于45°選用NJ1、轉角大于45°選用NJ2；（由于角度不易判斷，故一般轉角桿均選用NJ2型）

14、臺區表箱均利舊，但圖紙需注明數量，只計安裝費用等，不計入材料費。

15、拆舊物資：只列出導線、金具、變壓器、變臺臺架等，導線按最小線徑統計，按原有的85%回收。

16、進行分臺區后，每個臺區變壓器所帶戶數不應過少。

17、繪制圖紙時，應體現低電壓用戶數量及其位置。（圖紙中低電壓用戶數量應適宜）

第三篇：電廠設備改造表揚信

XXXXXXXX限公司：

在XXXXXXXX項目的施工中，作為本工程的主要調試部門，貴公司工程部在XXX領導的帶領下及XXXX等優秀員工的共同努力及貴公司技術部的大力支持下，克服了調試過程中面臨的時間緊、任務重等諸多困難，安全、高效、優質的圓滿完成了XXX設備的調試任務。在此，特向貴公司各級領導及全體參加此次項目的員工表示衷心的感謝和誠摯的問候!

調試期間，貴公司團隊處處為業主著想，能夠積極主動地接受業主的檢查與督導，積極配合監理工作，大力發揚“不怕苦，不怕累，全力打造精品工程”的服務理念，克服了任務重、作業環境復雜等諸多困難，出色地完成了調試任務。調試關鍵時期，貴公司嚴格按照我方統一協調與安排，勇擔重任，所有員工統一思想、統一步調、科學組織、精心部署，嚴格按照技術步驟完成各項試驗，不斷加大人員投入，全力以赴做好各項工作，扭轉了前期施工的被動局勢，尤其在168試驗期間，調試人員24小時現場值班，及時處理運行過程中出現的問題，在技術層面給予我方最大的支持，確保了168試驗的順利完成。貴公司團隊表現出來的無私奉獻、頑強拼搏的施工風范和一心為業主服務的理念給我公司留下了深刻印象，贏得了業主及各方的高度稱贊。

對此，我們對貴公司真正為我方著想，對我方工作的大力支持深表感謝，希望貴公司繼續保持優良的施工風范及服務理念，并衷心祝愿我們在今后的工作中能精誠合作，共鑄輝煌！

第四篇：變頻器故障處置方案

變頻器故障處置方案

1.故障確認：變頻器出現報警信號停止運行；遠程無法控制變頻器，信息反饋不準確。

2.檢查運行情況：確認現場變頻器具體情況，初步判斷故障原因。

3.通知與匯報：聯系維修車間，說明故障現象并將具體情況向上級匯報。

4.故障查找：技術人員根據故障現象逐一排查引起故障的原因，并修復；必要時向設備供應商請求支援。

5.故障排除：對查出的故障逐一進行排除修復，試運行，必要時聯系生產廠家派人員支援。

6.就地模式運行：故障排除后，技術人員開展現場就地控制模式試運行。

7.恢復正常運行：通知現場運行人員，故障已排除，運行狀態已轉接到遠程模式，現場運行穩定。

8.匯報：匯報領導簡要說明故障原因及處置狀況。

9.分析與記錄：組織相關召開事關分析與處置過程經驗總結會議，并做好記錄，必要時對應急方案進行完善。

第五篇：電廠汽輪機改造調研報告

協鑫太倉電廠汽輪機改造調研報告

一、設備概況

汽輪機為上海汽輪機廠生產的引進型、亞臨界一次中間再熱、反動凝汽式汽輪機，產品型號：N300-16.7/538/538型；該型汽輪機與我公司的汽輪機的主要不同之處是我公司采用了沖動式汽輪機，高中壓轉子沒有設置平衡盤，所有推力依靠結構型式及推力瓦進行平衡。

二、改造內容

1.噴嘴組的更換

1.1.對新噴嘴的通流面積進行適當調整，以提高機組的整體性能。

1.2.此項工作由北京龍威發電技術有限公司負責實施，西安熱工院負責負責對設計圖紙進行審查、確認；并對現場實測數據方式及結果進行確認并進行安裝技術指導；

2.高壓缸汽封改造

2.1.高壓進汽平衡活塞5圈、高壓排汽平衡活塞3圈、中壓進汽平衡活塞2圈共10圈，每圈汽封中一道高齒改為刷式汽封。

2.2.此項工作由南京信潤科技有限公司負責實施。西安熱工院負責對設計圖紙進行審查、確認；負責對現場實測數據方式及結果進行確認；對汽封的加工工藝及質量進行監理。

3.低壓缸汽封改造

3.1.低壓端部軸封：低壓端部軸封左右對稱,共8（2*4）道全部改成蜂窩汽封。

3.2.低壓隔板：第2、3、4、5、6、7六級每級迎汽側后面一道齒改為刷式，兩側共12圈。

3.3.低壓葉頂汽封：第1、2、3、4、5級葉頂汽封每級迎汽側后面一道齒改為刷式，共10圈。

3.4.此項工作由南京信潤科技有限公司負責實施。西安熱工院負責對設計圖紙進行審查、確認；負責對現場實測數據方式及結果進行確認；對汽封的加工工藝及質量進行監理。

4.中壓缸、小機軸端汽封采用蜂窩汽封技術進行改造：

4.1.中壓2至9級隔板汽封8環；

4.2.中壓1至9級葉頂汽封9環；

4.3.高中壓缸軸端汽封電端、調端內側汽封各4環，共8環；

4.4.每臺小機（共兩臺）前后軸封最外端各3環，每臺6環，共計 12環。

4.5.上述共計37環更換為蜂窩汽封。

5.其它改造

5.1.高壓缸內外缸夾層在擋汽環處加裝阻汽片。

5.2.高壓靜葉持環動、靜葉汽封分別為2×11道、3×11道共計55道重新鑲齒、調整。

5.3.低壓一號內缸橫向結合面加密封鍵（共四道，現場施工）。

5.4.A、B小機汽缸橫向結合面加密封鍵（共四道，現場施工）。

5.5.4～8項工作由秦皇島五洲電力設備有限公司負責實施，西安熱工院負責對現場實測數據方式及結果進行確認；對汽封的加工工藝及質量進行監理。

6.疏水系統及冗余系統改造

6.1.主、再熱蒸汽系統

6.1.1.主蒸汽管道疏水合并：實施方案：取消主蒸汽管道三通前疏水門（016-SV2503）和其門前手動隔離門（015-HR250006）及其管道，擴容器側加堵頭。取消主蒸汽管道三通后A側主蒸汽管疏水門（020-SV2505）和其門前隔離手動門（018-HR250008）及其管道，擴容器側加裝堵頭。以上兩疏水管路合并后再與B側主蒸汽管疏水管在手動隔離門（HR250007）前合并。注：取消主蒸汽管道三通前疏水門（SV2503）和主蒸汽管道三通后A側主蒸汽管疏水門（SV2505）控制系統。

6.1.2.高旁減溫水管路：實施方案：在高旁減溫水調整門（002-CV2611）后，加裝手動截止球閥一個，取消電動門前后管道放水、放氣，高旁減壓閥前加裝電動閘閥。

6.1.3.高排逆止門后管道疏水：實施方案：取消冷再熱蒸汽管疏水門（004-SV2514），手動隔離門（005-HR25015），取消高排逆止門后疏水氣動門（008-SV2510）和手動門（009-HR25012）將管路在原高排逆止門后疏水手動門（009-HR25012）前合并。

6.1.4.熱再蒸汽管道疏水：實施方案：取消再熱蒸汽管疏水門（022-SV2506）及前手動隔離門（021-HR25018），取消再熱蒸汽管2號疏水門（024-SV2508）及前手動隔離門（023-HR25020），將兩管路在1號中主門前疏水手動門（013-HR25019），與1號中主門疏水管合并。合并位置位于3米平臺，閥門也布置在3米平臺。注：熱工拆除取消的原熱再蒸汽蒸汽管道疏水氣動閥控制系統；

6.1.5.高壓門桿漏汽：實施方案：高壓門桿漏汽小集管在12.6m水平段由原來的ф60×6mm改為ф89×7mm后接至再熱主氣門前管道。

6.2.抽汽系統

6.2.1.抽汽管道疏水：實施方案：取消各段抽汽電動門與逆止門之間疏水。注：熱工拆除取消的原抽汽電動門與逆止門之間疏水氣動閥控制系統。

6.2.2.抽汽管道放氣：實施方案：取消各段抽汽管道放空氣門。

6.2.3.原高排通風閥管道：實施方案：在二段抽汽接口管道底部接疏水管路至高排逆止門前疏水罐，在豎直管段處，接入快冷進汽。高壓缸快冷排氣由取消的軸封安全門排大氣管路接入。

6.2.4.將高壓外缸疏水、高壓第一級疏水接入高排母管。

6.3.軸封供汽系統

6.3.1.軸封供汽濾網：實施方案：取消軸封供汽排污濾網，同時取消放水管路。取消軸封供汽安全門，在原排汽管接入高壓缸快冷排氣。

6.3.2.在低壓軸封供汽管加裝手動調整門及壓力表

6.3.3.主汽至汽機汽封系統管路：實施方案：取消主汽至汽機軸封系統管路及所屬疏水閥門組，在隔斷處加堵頭。注：熱工拆除取消的主汽供軸封系統氣動閥及其控制元件。

6.3.4.冷再供軸封系統：實施方案：取消冷再供軸封管路，在隔斷處加堵頭。注：熱工拆除取消的冷再供軸封系統氣動閥及其控制系統。

6.3.5.軸封溢流：實施方案：軸封溢流分開兩路，原旁路仍接至凝汽器，原主路改接至八段抽汽溫度測點后，更換原氣動門，門盡量靠近凝汽器，門前管道φ133，門口φ159。在氣動門后加裝疏水。

6.3.6.軸封管路疏水：實施方案：鋪設兩路疏水集管DN50，以軸封母管減溫器為界，減溫器前所有疏水直接接入一路疏水集管，減溫器后所有疏水接入另一路疏水集管。兩路疏水集管就近接入軸封溢流門后至凝汽器的管道。輔汽至軸封供汽旁路加裝自動疏水器及疏水旁路作為熱備用。

6.3.7.輔汽至軸封供熱減溫站移位：輔汽至軸封供熱減溫站移位到原冷再供軸封系統的位置。

6.4.凝結水系統

6.4.1.取消凝結水至儲水箱管路及閥門。

6.4.2.取消凝結水泵進出口安全門

6.4.3.更換五號低加出口至除氧器流量孔板：實施方案：提供孔板設計參數：壓力：1MPa；溫度：130℃；流量量程：0～900t/h，對應孔板差壓：0～100kPa，管道尺寸為φ325×8。

6.5.汽輪機本體疏水系統。

6.5.1.取消1號、2號調門后汽輪機放氣及其管路。

6.5.2.高壓調門疏水：實施方案：取消1、2號高壓調門孔板后疏水閥門，將管路在與3號～6號調門孔板疏水在手動門前合并。

6.5.3.四段抽汽管上開孔加裝疏水集管，位置在抽汽電動門前。

6.5.4.高中壓缸平衡管疏水管路閥門取消，管道接至四段抽汽疏水集管。

6.5.5.再熱汽門控制閥漏汽改接至四抽管路上的疏水集管上。

6.5.6.合并再熱蒸汽導管疏水管路，保留B側，取消A側管道、閥門

6.5.7.原高中壓缸冷卻蒸汽管取消，高中壓外缸 兩端和中壓內上缸、中壓平衡盤汽封套處分別封堵。

6.5.8.取消中壓外下缸中部疏水管（1╳2），在距下缸外表面100mm處切開，封堵。擴容器側加堵頭。

6.5.9.取消中壓外下缸排汽區疏水（1╳2），在距下缸外表面100mm處切開，封堵。擴容器側加堵頭。

6.5.10.高中壓缸平衡管（1╳4），取消法蘭及孔板，直管接通。

6.5.11.中壓外上缸法蘭（高中壓平衡盤加平衡塊）堵板開孔接入原中壓缸冷卻蒸汽處快冷，同時割除堵板處加平衡塊的導向管。

6.6.小機供汽系統：

實施方案：拆除主汽供軸封系統相關的閥門和管道。

6.7.高、低加疏水放氣系統

6.7.1.取消各高、低加所有汽側啟動排汽門和相應管道。

6.7.2.取消各高、低加所有化學清洗、充氮系統的閥門和相應管道

6.7.3.取消高、低加正常疏水和危急疏水站的所有疏水排大氣閥門和相關管道。

6.7.4.各高加危急疏水調整門前手動門改為電動門，并做下列聯鎖：1）加熱器水位高Ⅰ值時發報警并聯開此電動門。2）加熱器水位低于高Ⅰ值時聯關此電動門。

6.7.5.六號低加至七號低加疏水管路安裝走向變更：實施方案：重新鋪設的管道與原疏水調整門前管徑一致，吊架視空中鋼架結構位置靈活設置。取消氣動門后手動門。閥門靠近七號低加疏水口。

6.7.6.七號低加至八號低加疏水管路安裝走向變更：實施方案：重新鋪設的管道與原疏水調整門前管徑一致，取消氣動門前后手動門，氣動門布置靠近八號低加疏水口。

6.7.7.八號低加正常疏水：實施方案：取消8號低加正常疏水調整門前后手動門及其放水，將疏水調整門移位至0米層，盡可能靠近凝汽器熱水井。

6.7.8.1號、2號、3號高加，5號、6號、7號、8號低加水位控制整體抬高200mm。

6.7.9.1號、2號、3號高加運行排汽一次門、5號、6號低加運行排汽總門改為球閥。

6.8.低壓門桿漏汽至軸加系統：實施方案：在低壓門桿漏汽至軸加手動門前接管路加裝手動門接至改造后的軸封溢流至8號低加調整門后。

6.9.取消鍋爐5%啟動旁路至高疏擴一路管道及閥門，在5%旁路至定排管道上封

堵。

6.10.高壓旁路閥前加裝電動閘閥：實施方案： 將高壓旁路閥向冷再管道方向移動1000mm左右,給水減溫水管道做相應移動，將高壓旁路閥前支吊架取消，在此位置加裝電動閘閥，重新設計支吊架。

三、改造后實施效果

以#6機300MW機組為例，通過汽輪機改造，在300MW情況下，汽輪機熱耗由8682.2kJ/(kW·h)下降至8067.6 kJ/(kW·h)，供電煤耗由340 g/(kW·h)降為316 g/(kW·h)。節能效益非?？捎^。