电厂变频器低电压穿越改造方案

第一篇：电厂变频器低电压穿越改造方案

****电厂

给煤机/空气预热器变频器 低电压穿越改造方案

目录

一、火力发电厂给煤/粉机及空预器系统现状分析......................................................................2

二、网源协调对火电厂关键辅机变频器低穿能力要求...............................................................4

三、电厂关键辅机变频器低穿能力梳理核查...............................................................................6

（一）厂用负荷分类...............................................................................................................6

（二）厂用负荷继电保护动作特性.......................................................................................6

（三）厂用负荷变频器低穿能力要求原则...........................................................................7

（四）低电压对现有厂用负荷的影响分析...........................................................................7

四、技术改造方案...........................................................................................................................9

（一）大惯性类负荷变频器...................................................................................................9

（二）给煤机、给粉机类负荷变频器...................................................................................9

（三）各种技术方案特点及对比分析.................................................................................12

五、SCS-230火电机组辅机电源控制系统.................................................错误！未定义书签。

（一）系统原理.....................................................................................错误！未定义书签。

（二）系统特性.....................................................................................错误！未定义书签。

（三）支撑方式.....................................................................................错误！未定义书签。

（四）SCS-230火电机组辅机电源控制系统两种技术方案..............错误！未定义书签。

（五）检验方法.....................................................................................错误！未定义书签。

（六）SCS-230火电机组辅机电源控制系统检测报告......................错误！未定义书签。

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/T 5153-2002）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Ｕ ＰＳ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。

第二篇：“低电压”台区改造培训总结

辽宁当凯电力有限公司

农网“低电压”台区改造培训总结

一、农网“低电压”台区改造工程设计思路：

1、需改造台区的供电半径不超过500米，总用户数不超过100户，不满足以上两点应进行分台设置；

2、应保证台区内居民的用电质量，入户电压范围（7%～-10%）；以220VAC用户为例，即入户电压不低于198VAC；

3、低电压用户多出现在供电半径较远地区，为改善低电压用户的用电质量，故进行台区改造。

二、农网“低电压”台区改造工程设计步骤：

1、线路改造优先采用原路径，当此台区需要进行分台设计时，需先找出10KV线路架设路径，并且选择新增变台位置，根据新台区所带负荷选择变压器容量； 2、10KV线路延伸方式：

1）可以新建10KV路径进行延伸，适当选择迂回方式进行线路规划； 2）可以参考当地周围其他10KV线路进行T接形式；

3）遇到当地情况不适宜迂回或者新建10KV线路的，可以选择高低压同杆架设的方式； 3、10KV线路改造电杆选型及导线选型：

1）10KV线路杆的高度以B1912杆型为起点，当遇到土质松软地区需要在基坑增加底盘防止电杆下沉；在普通土等地区需要在直线杆基坑增加卡盘（仅用于直线杆）防止电杆侧倾；（0.4KV电杆基坑不增加底盘或卡盘。）

2）10KV导线线径可以采用240mm²裸导线水平排列，选用B2312杆，挡距范围为60-80米；当挡距大于100米时应采用三角形排列方式布线；挡距大于150米时，（线径120mm²以上）可以采用门型杆排列方式；挡距大于200米时，可以采用铁塔或钢管杆。

3）10KV新线路架设时需考虑对地、对上、水平等范围的安全距离。

4）10KV新线路宜选择地势较为平坦，普通土区，交通方便，便于施工，车辆运输方便，少占用耕地等位置。

3、“低电压”台区改造分台原则：

当此台区供电半径大于500米或者供电用户超过100户时，以低电压用户范围为参考依据，根据现场实际情况考虑分台，原已经进行“高耗能”或“中心村”台区改造的工程不在此次台区改造范围内。

4、“低电压”台区改造分台相关要求：

1）考虑新建10KV线路至新增台位置（尽量靠近负荷中心），建议选择10KV线路新建迂回或者其他10KV线路T接，尽量不考虑高低压同杆架设的方式，避免运行维护困难等问题。

2）0.4KV线路尽量延续原路径，只进行电杆和导线的更换；尽量避免跨房等重要建筑物，考虑对地的安全距离。

3）0.4KV线路的挡距以典设40-60米范围为宜，接户线距离不应大于25米，接户线径不能小于16mm²导线。

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4）改造后的线路均采用三相四线制水平排列方式，即A/B/C/N，这样利于调节每相负荷平衡。

5）国网公司规定普通用户按2.2KVA考虑，一般动力用户以5KVA计算，其它以现场实际勘测为准。

6)根据当前台区的用户数目计算变压器容量，供选择型号为：50KVA/100KVA/200KVA/315KVA，型号为S13。

7）导线线径选择，315KVA变压器主干线宜采用JKLYJ-1KV-240型号，其分支可以选用120 mm²及以下型号线径；200KVA变压器主干线宜采用JKLYJ-1KV-120型号，其分支可以选用70 mm²线径；100KVA及以下变压器主干线宜采用JKLYJ-1KV-70型号，其分支可以选用70 mm²线径；（绘制图纸时，以直接连接变压器出线侧为主干线，用A/B/C/D进行编号）

三、农网“低电压”台区改造工程注意事项：

1、台区内由于单一用户造成供电半径过大，在不影响用户用电质量的情况下，只考虑改造线路不进行分台处理。

2、在绘制草图时，应以施工角度进行设计，少跨越、少砍伐、少占用、可操作性高的原则为准。3、10KV线路（不宜采用绝缘导线）采用裸导线架设时，以边线5米范围内的遮挡需要清除，砍伐树木时需标注树木种类、数量等信息。（经济类树木不宜砍伐需修剪）4、0.4KV线路中采用杆型为：B1910/ B1912/ B1915系列电杆（稍径190、杆高10米、12米、15米）均为非预应力杆。5、10KV线路中采用杆型以B1912为起点，均为非预应力杆。6、10KV线路跨越点对公路等安全距离为6.5米，对房屋等建筑物垂直距离为3米，水平距离1.5米。（0.4KV线路跨越点对公路安全距离为6.5米）

7、此次改造工程中使用表箱均按2/4/6/9位考虑，不考虑裕度。

8、绘制图纸时，变压器出线侧需挂接地环，终端杆位置需挂接地环，有可能出现倒送电位置挂接地环。

9、本次改造工程，入户线若需增加接户杆，材料均利旧，但是在绘制图纸中应体现数量（方便计算安装费）。

10、本次改造工程默认变压器台为正装，均采用H台。

11、变压器台分为主杆和副杆，图纸中只标注一基杆号，统计时需注意数量，并且以B1912杆型起步。

12、如遇计划用户（申请还未批复的用户）以现场实际情况为准，没有挂表箱的用户在图纸中不标注。

13、现场实际绘制草图时，应根据实际地形初步选用杆型：终端杆D、直线杆Z、十字杆ZK/N、Y字形杆NJ2/D、T字形杆F、转角小于45°选用NJ1、转角大于45°选用NJ2；（由于角度不易判断，故一般转角杆均选用NJ2型）

14、台区表箱均利旧，但图纸需注明数量，只计安装费用等，不计入材料费。

15、拆旧物资：只列出导线、金具、变压器、变台台架等，导线按最小线径统计，按原有的85%回收。

16、进行分台区后，每个台区变压器所带户数不应过少。

17、绘制图纸时，应体现低电压用户数量及其位置。（图纸中低电压用户数量应适宜）

第三篇：电厂设备改造表扬信

XXXXXXXX限公司：

在XXXXXXXX项目的施工中，作为本工程的主要调试部门，贵公司工程部在XXX领导的带领下及XXXX等优秀员工的共同努力及贵公司技术部的大力支持下，克服了调试过程中面临的时间紧、任务重等诸多困难，安全、高效、优质的圆满完成了XXX设备的调试任务。在此，特向贵公司各级领导及全体参加此次项目的员工表示衷心的感谢和诚挚的问候!

调试期间，贵公司团队处处为业主着想，能够积极主动地接受业主的检查与督导，积极配合监理工作，大力发扬“不怕苦，不怕累，全力打造精品工程”的服务理念，克服了任务重、作业环境复杂等诸多困难，出色地完成了调试任务。调试关键时期，贵公司严格按照我方统一协调与安排，勇担重任，所有员工统一思想、统一步调、科学组织、精心部署，严格按照技术步骤完成各项试验，不断加大人员投入，全力以赴做好各项工作，扭转了前期施工的被动局势，尤其在168试验期间，调试人员24小时现场值班，及时处理运行过程中出现的问题，在技术层面给予我方最大的支持，确保了168试验的顺利完成。贵公司团队表现出来的无私奉献、顽强拼搏的施工风范和一心为业主服务的理念给我公司留下了深刻印象，赢得了业主及各方的高度称赞。

对此，我们对贵公司真正为我方着想，对我方工作的大力支持深表感谢，希望贵公司继续保持优良的施工风范及服务理念，并衷心祝愿我们在今后的工作中能精诚合作，共铸辉煌！

第四篇：变频器故障处置方案

变频器故障处置方案

1.故障确认：变频器出现报警信号停止运行；远程无法控制变频器，信息反馈不准确。

2.检查运行情况：确认现场变频器具体情况，初步判断故障原因。

3.通知与汇报：联系维修车间，说明故障现象并将具体情况向上级汇报。

4.故障查找：技术人员根据故障现象逐一排查引起故障的原因，并修复；必要时向设备供应商请求支援。

5.故障排除：对查出的故障逐一进行排除修复，试运行，必要时联系生产厂家派人员支援。

6.就地模式运行：故障排除后，技术人员开展现场就地控制模式试运行。

7.恢复正常运行：通知现场运行人员，故障已排除，运行状态已转接到远程模式，现场运行稳定。

8.汇报：汇报领导简要说明故障原因及处置状况。

9.分析与记录：组织相关召开事关分析与处置过程经验总结会议，并做好记录，必要时对应急方案进行完善。

第五篇：电厂汽轮机改造调研报告

协鑫太仓电厂汽轮机改造调研报告

一、设备概况

汽轮机为上海汽轮机厂生产的引进型、亚临界一次中间再热、反动凝汽式汽轮机，产品型号：N300-16.7/538/538型；该型汽轮机与我公司的汽轮机的主要不同之处是我公司采用了冲动式汽轮机，高中压转子没有设置平衡盘，所有推力依靠结构型式及推力瓦进行平衡。

二、改造内容

1.喷嘴组的更换

1.1.对新喷嘴的通流面积进行适当调整，以提高机组的整体性能。

1.2.此项工作由北京龙威发电技术有限公司负责实施，西安热工院负责负责对设计图纸进行审查、确认；并对现场实测数据方式及结果进行确认并进行安装技术指导；

2.高压缸汽封改造

2.1.高压进汽平衡活塞5圈、高压排汽平衡活塞3圈、中压进汽平衡活塞2圈共10圈，每圈汽封中一道高齿改为刷式汽封。

2.2.此项工作由南京信润科技有限公司负责实施。西安热工院负责对设计图纸进行审查、确认；负责对现场实测数据方式及结果进行确认；对汽封的加工工艺及质量进行监理。

3.低压缸汽封改造

3.1.低压端部轴封：低压端部轴封左右对称,共8（2*4）道全部改成蜂窝汽封。

3.2.低压隔板：第2、3、4、5、6、7六级每级迎汽侧后面一道齿改为刷式，两侧共12圈。

3.3.低压叶顶汽封：第1、2、3、4、5级叶顶汽封每级迎汽侧后面一道齿改为刷式，共10圈。

3.4.此项工作由南京信润科技有限公司负责实施。西安热工院负责对设计图纸进行审查、确认；负责对现场实测数据方式及结果进行确认；对汽封的加工工艺及质量进行监理。

4.中压缸、小机轴端汽封采用蜂窝汽封技术进行改造：

4.1.中压2至9级隔板汽封8环；

4.2.中压1至9级叶顶汽封9环；

4.3.高中压缸轴端汽封电端、调端内侧汽封各4环，共8环；

4.4.每台小机（共两台）前后轴封最外端各3环，每台6环，共计 12环。

4.5.上述共计37环更换为蜂窝汽封。

5.其它改造

5.1.高压缸内外缸夹层在挡汽环处加装阻汽片。

5.2.高压静叶持环动、静叶汽封分别为2×11道、3×11道共计55道重新镶齿、调整。

5.3.低压一号内缸横向结合面加密封键（共四道，现场施工）。

5.4.A、B小机汽缸横向结合面加密封键（共四道，现场施工）。

5.5.4～8项工作由秦皇岛五洲电力设备有限公司负责实施，西安热工院负责对现场实测数据方式及结果进行确认；对汽封的加工工艺及质量进行监理。

6.疏水系统及冗余系统改造

6.1.主、再热蒸汽系统

6.1.1.主蒸汽管道疏水合并：实施方案：取消主蒸汽管道三通前疏水门（016-SV2503）和其门前手动隔离门（015-HR250006）及其管道，扩容器侧加堵头。取消主蒸汽管道三通后A侧主蒸汽管疏水门（020-SV2505）和其门前隔离手动门（018-HR250008）及其管道，扩容器侧加装堵头。以上两疏水管路合并后再与B侧主蒸汽管疏水管在手动隔离门（HR250007）前合并。注：取消主蒸汽管道三通前疏水门（SV2503）和主蒸汽管道三通后A侧主蒸汽管疏水门（SV2505）控制系统。

6.1.2.高旁减温水管路：实施方案：在高旁减温水调整门（002-CV2611）后，加装手动截止球阀一个，取消电动门前后管道放水、放气，高旁减压阀前加装电动闸阀。

6.1.3.高排逆止门后管道疏水：实施方案：取消冷再热蒸汽管疏水门（004-SV2514），手动隔离门（005-HR25015），取消高排逆止门后疏水气动门（008-SV2510）和手动门（009-HR25012）将管路在原高排逆止门后疏水手动门（009-HR25012）前合并。

6.1.4.热再蒸汽管道疏水：实施方案：取消再热蒸汽管疏水门（022-SV2506）及前手动隔离门（021-HR25018），取消再热蒸汽管2号疏水门（024-SV2508）及前手动隔离门（023-HR25020），将两管路在1号中主门前疏水手动门（013-HR25019），与1号中主门疏水管合并。合并位置位于3米平台，阀门也布置在3米平台。注：热工拆除取消的原热再蒸汽蒸汽管道疏水气动阀控制系统；

6.1.5.高压门杆漏汽：实施方案：高压门杆漏汽小集管在12.6m水平段由原来的ф60×6mm改为ф89×7mm后接至再热主气门前管道。

6.2.抽汽系统

6.2.1.抽汽管道疏水：实施方案：取消各段抽汽电动门与逆止门之间疏水。注：热工拆除取消的原抽汽电动门与逆止门之间疏水气动阀控制系统。

6.2.2.抽汽管道放气：实施方案：取消各段抽汽管道放空气门。

6.2.3.原高排通风阀管道：实施方案：在二段抽汽接口管道底部接疏水管路至高排逆止门前疏水罐，在竖直管段处，接入快冷进汽。高压缸快冷排气由取消的轴封安全门排大气管路接入。

6.2.4.将高压外缸疏水、高压第一级疏水接入高排母管。

6.3.轴封供汽系统

6.3.1.轴封供汽滤网：实施方案：取消轴封供汽排污滤网，同时取消放水管路。取消轴封供汽安全门，在原排汽管接入高压缸快冷排气。

6.3.2.在低压轴封供汽管加装手动调整门及压力表

6.3.3.主汽至汽机汽封系统管路：实施方案：取消主汽至汽机轴封系统管路及所属疏水阀门组，在隔断处加堵头。注：热工拆除取消的主汽供轴封系统气动阀及其控制元件。

6.3.4.冷再供轴封系统：实施方案：取消冷再供轴封管路，在隔断处加堵头。注：热工拆除取消的冷再供轴封系统气动阀及其控制系统。

6.3.5.轴封溢流：实施方案：轴封溢流分开两路，原旁路仍接至凝汽器，原主路改接至八段抽汽温度测点后，更换原气动门，门尽量靠近凝汽器，门前管道φ133，门口φ159。在气动门后加装疏水。

6.3.6.轴封管路疏水：实施方案：铺设两路疏水集管DN50，以轴封母管减温器为界，减温器前所有疏水直接接入一路疏水集管，减温器后所有疏水接入另一路疏水集管。两路疏水集管就近接入轴封溢流门后至凝汽器的管道。辅汽至轴封供汽旁路加装自动疏水器及疏水旁路作为热备用。

6.3.7.辅汽至轴封供热减温站移位：辅汽至轴封供热减温站移位到原冷再供轴封系统的位置。

6.4.凝结水系统

6.4.1.取消凝结水至储水箱管路及阀门。

6.4.2.取消凝结水泵进出口安全门

6.4.3.更换五号低加出口至除氧器流量孔板：实施方案：提供孔板设计参数：压力：1MPa；温度：130℃；流量量程：0～900t/h，对应孔板差压：0～100kPa，管道尺寸为φ325×8。

6.5.汽轮机本体疏水系统。

6.5.1.取消1号、2号调门后汽轮机放气及其管路。

6.5.2.高压调门疏水：实施方案：取消1、2号高压调门孔板后疏水阀门，将管路在与3号～6号调门孔板疏水在手动门前合并。

6.5.3.四段抽汽管上开孔加装疏水集管，位置在抽汽电动门前。

6.5.4.高中压缸平衡管疏水管路阀门取消，管道接至四段抽汽疏水集管。

6.5.5.再热汽门控制阀漏汽改接至四抽管路上的疏水集管上。

6.5.6.合并再热蒸汽导管疏水管路，保留B侧，取消A侧管道、阀门

6.5.7.原高中压缸冷却蒸汽管取消，高中压外缸 两端和中压内上缸、中压平衡盘汽封套处分别封堵。

6.5.8.取消中压外下缸中部疏水管（1╳2），在距下缸外表面100mm处切开，封堵。扩容器侧加堵头。

6.5.9.取消中压外下缸排汽区疏水（1╳2），在距下缸外表面100mm处切开，封堵。扩容器侧加堵头。

6.5.10.高中压缸平衡管（1╳4），取消法兰及孔板，直管接通。

6.5.11.中压外上缸法兰（高中压平衡盘加平衡块）堵板开孔接入原中压缸冷却蒸汽处快冷，同时割除堵板处加平衡块的导向管。

6.6.小机供汽系统：

实施方案：拆除主汽供轴封系统相关的阀门和管道。

6.7.高、低加疏水放气系统

6.7.1.取消各高、低加所有汽侧启动排汽门和相应管道。

6.7.2.取消各高、低加所有化学清洗、充氮系统的阀门和相应管道

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气阀门和相关管道。

6.7.4.各高加危急疏水调整门前手动门改为电动门，并做下列联锁：1）加热器水位高Ⅰ值时发报警并联开此电动门。2）加热器水位低于高Ⅰ值时联关此电动门。

6.7.5.六号低加至七号低加疏水管路安装走向变更：实施方案：重新铺设的管道与原疏水调整门前管径一致，吊架视空中钢架结构位置灵活设置。取消气动门后手动门。阀门靠近七号低加疏水口。

6.7.6.七号低加至八号低加疏水管路安装走向变更：实施方案：重新铺设的管道与原疏水调整门前管径一致，取消气动门前后手动门，气动门布置靠近八号低加疏水口。

6.7.7.八号低加正常疏水：实施方案：取消8号低加正常疏水调整门前后手动门及其放水，将疏水调整门移位至0米层，尽可能靠近凝汽器热水井。

6.7.8.1号、2号、3号高加，5号、6号、7号、8号低加水位控制整体抬高200mm。

6.7.9.1号、2号、3号高加运行排汽一次门、5号、6号低加运行排汽总门改为球阀。

6.8.低压门杆漏汽至轴加系统：实施方案：在低压门杆漏汽至轴加手动门前接管路加装手动门接至改造后的轴封溢流至8号低加调整门后。

6.9.取消锅炉5%启动旁路至高疏扩一路管道及阀门，在5%旁路至定排管道上封

堵。

6.10.高压旁路阀前加装电动闸阀：实施方案： 将高压旁路阀向冷再管道方向移动1000mm左右,给水减温水管道做相应移动，将高压旁路阀前支吊架取消，在此位置加装电动闸阀，重新设计支吊架。

三、改造后实施效果

以#6机300MW机组为例，通过汽轮机改造，在300MW情况下，汽轮机热耗由8682.2kJ/(kW·h)下降至8067.6 kJ/(kW·h)，供电煤耗由340 g/(kW·h)降为316 g/(kW·h)。节能效益非常可观。