小型变速恒频水电机组双馈变流器技术规范

1本文件规定了小型变速恒频水电机组双馈变流器的工作条件、性能规范，以及设备的使用、试验要本文件适用于装机总装机容量50MW及以下水电站的机电设备。本文件适用于双馈式变速恒频小型水电发电机组交直交电压型变流器，即双馈变流器。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，标注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不标注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T191包装储运图示标志（ISO780，MOD）GB/T2900.25电工术语旋转电机(IEC60050-411，IDT)GB/T2900.32-1994电工术语电力半导体器件GB/T3859.1半导体变流器通用要求和电网换相变流器第1-1部分：基本要求规范GB/T3859.2-2013半导体变流器通用要求和电网换相变流器第1-2部分：应用导则GB/T4798.3环境条件分类环境参数组分类及其严酷程度分级第3部分：有气候防护场所GB/T5226.1机械电气安全机械电气设备第1部分：通用技术条件GB/T12668.501-2013调速电气传动系统第5-1部分：安全要求电气、热和能量GB/T13384机电产品包装通用技术条件GB/T14549电能质量公用电网谐波GB/T17627电压电气设备的高压试验技术定义、试验和程序要求、试验设备GB/T20641低压成套开关设备和控制设备空壳体的一般要求GB/T25388.1-2021风力发电机组双馈式变流器第1部分：技术条件GB/T25388.2-2021风力发电机组双馈式变流器第2部分：试验方法GB/T36995风力发电机组故障电压穿越能力测试规程GB/T50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准NB/T42041小水电机组安装技术规范3术语、定义和符号GB/T2900.25、GB/T2900.32、GB/T3859.1界定的以及下列术语和定义适用于本文件。与双馈发电机转子相连接的实现整流、逆变的功率变换单元。与电网相连接的实现整流、逆变的功率变换单元。由电机侧变流器、电网侧变流器和直流环节组成，具备实现发电机转子和电网之间能量双向流动，以及实现对发电机定子绕组并网控制功能的系统，并匹配水力发电机各种工况。水电机组总并网功率，即发电机定子侧与电网侧变流器馈入电网功率之和。电网侧额定电压、电网侧额定频率时，水电机组在额定转速、额定功率下最小功率因数运行时发电机定子侧与电网侧变流器馈入电网的总容量。水电机组在电网电压工作范围下限值、电网侧额定频率、额定转速、额定功率、单位功率因数运行时，电网侧变流器输出的基波电流均方根值。水电机组适配的升压变压器低压侧与电网侧变流器之间导线标称线电压基波的均方根值。电网侧额定电压和电网侧变流器额定电流值时，电网侧变流器的视在功率。电网侧额定电压下限值、电网侧额定频率、变流器额定功率、单位功率因数以及发电机额定转速运行条件下，电机侧变流器交流侧基波电流均方根值。3电机侧变流器适配的水电机组运行转速范围下，电机侧变流器交流侧基波电压的频率范围。电网侧额定电压和电机侧变流器额定电流值时，电机侧变流器的视在功率。水电机组输出的有功功率与视在功率的比值。在额定运行条件下，电网侧变流器输出有功功率与电机侧输入有功功率的比值。注：用百分数表示。双馈发电机定子绕组并入电网时所产生的定子电流的最大峰值。在某一时间、空间内变流器的每两次相邻故障之间的工作时间的平均值，按式（1）计算：M=T/F……………(1)其中:M——MTBF时间值，单位是小时（h）；T——变流器总有效运行时间，即在此区间变流器运行时间减去故障时间，单位为小时（hF——此区间变流器总故障次数。4使用条件4.1环境条件变流器主要冷却方式有风冷型和液冷型，变流器的运行环境条件应符合GB/T4798.3及GB/T3859.2的规定，具体要求如下：4.1.1海拔根据海拔高度的不同，分为普通型、高海拔型和超高海拔型，工作海拔条件如表1所示。表1工作海拔高度变流器类型普通型高海拔型超高海拔型工作海拔高度≤2000m2000m~3000m3000m~5000m4.1.2环境温度环境温度要求如下：a)工作环境温度为-20℃~45℃。当超过规定的最高值不大于15℃时，为保证变流器运行安全，应按照GB/T3859.2中4.12节的规定使用；b)工作环境温度超过以上范围，需方应向供方申明或协商。4.1.3空气相对湿度4.1.4尘埃应在空气清洁及无爆炸危险的环境中使用，并且周围空气中无足以腐蚀金属和破坏绝缘的气体及导应根据不同的安装场地考虑防尘措施，特别是在施工初期和现地控制单元分期投运时应采取临时保护措施。使用场地尘埃参数的参考值为：尘埃粒度大于0.5μ的个数小于18000粒/L。4.2供电条件在下述供电电源电压及频率范围内应能长期连续稳定运行：b)直流220/110V系统，电压允许偏差为额定值的-15%～10%。4.3电气条件4.3.1网侧频率范围电网频率允许变化范围为±2.5Hz。4.3.2网侧电压范围变流器连接的升压变压器低压侧电网电压偏差在-10%～+10%范围内，变流器应能连续正常运行。当电网电压偏差在-20%～-10%范围内，变流器可降额运行。4.3.3电网故障穿越范围当连接电网侧变流器变压器低压侧电网电压跌至标称电压的20%时，维持并网≥625ms，变流器应能通过注入≥1.1倍额定电流的无功支撑电压恢复。当连接电网侧变流器变压器低压侧电网电压升至标称电压的130%时，维持并网≥500ms。注：短时间内电压的变化超过以上规定值可能引起工作中断或跳闸。若需要连续工作，用户和制造商应进行协商。4.3.4电网电压不平衡度在电网电压不平衡度不超过5%时，变流器就能够正常并网运行，当电网电压不平衡度大于5%且小于8%时，变流器可保持在网运行。54.3.5电压总谐波畸变率（THD）当电网电压总谐波畸变率小于5%，变流器应能正常运行。电网电压各次谐波满足GB/T14549的要4.4其他条件特殊应用场景的电气条件需要供需双方充分协商后决定。5技术规范5.1功能要求5.1.1主要功能5.1.1.1基本功能变速恒频控制：通过变流器协同调速器调节水轮发电机转速，使水电机组在不同水头/负荷下保持定子输出频率恒定为50Hz（或60Hz）。并网同步：通过控制电机侧变流器，实现同期并网。Crowbar保护电路：变流器应配置Crowbar保护电路，用于电网故障、工况切换及异常运行状态下泄放水电机组转子侧暂态过流。Chopper保护电路：变流器应配置Chopper保护电路，用于吸收电网故障、水电机组甩负荷、工况切换过程中的功率失衡能量，稳定变流器直流母线电压。5.1.1.2电网支持功能当变流器电网侧有频率、电压支撑能力要求时，变流器应能采取适宜的运行控制策模式，并配合协同控制策略，使其频率、电压响应能力满足系统要求。a)动态频率调节：能够实时响应电网频率的波动，通过定子和转子协同调节有功功率输出，为系统提供频率支撑；b)无功功率支撑：能够动态调节无功功率，为系统提供电压支撑。5.1.1.3优化运行功能a)水能利用率最大化：通过变速运行优化水轮机效率，适应水头变化（如低水头工况扩展高效运行区；b)阻尼振荡抑制：抑制水力-机械-电气耦合引起的低频振荡，提高水电机组及电网的稳定性。5.1.2控制功能5.1.2.1协同控制功能变流器应具备协同控制能力，电机侧、电网侧变流器能够接受主控制器协同控制指令，并配合主控制器协同控制策略完成发电机组和变流器的协调控制。5.1.2.2电机侧变流器控制电机侧变流器应具备最大功率追踪控制模式；宜具备“有功备用”运行方式，并能配合电网侧变流器控制模式以及主控制器协同控制策略具备参与系统频率支撑的能力。在水电机组起动及并网过程中，电机侧变流器应能配合完成定子电压建立和并网同步控制。5.1.2.3电网侧变流器控制电网侧变流器应具备配合主控制器协同控制策略及电机侧变流器控制模式参与系统频率和电压支撑的能力。5.1.2.4远方、就地及试验控制变流器应具备远方、当地试验启动及控制模式。5.1.3保护功能5.1.3.1短路保护当变流器网侧或机侧发生对地或相间短路故障时，变流器应能快速启动保护停机。5.1.3.2瞬时过流保护当变流器网侧或机侧电流超过设定的瞬时过电流阈值时，变流器应能快速启动保护停机。5.1.3.3过/欠压保护当变流器网侧、机侧或直流环节工作电压超过/低于允许的工作电压阈值时，馈变流器应能快速启动保护停机。5.1.3.4过/欠频保护当变流器网侧电压频率高于/低于变流器设定的阈值时，变流器启动保护并工作至设定容忍持续时5.1.3.5断相保护当变流器网侧或机侧出现断相故障时，变流器应能快速启动保护。5.1.3.6相序错误保护当变流器网侧或机侧出现相序错误时，变流器应能快速识别并启动保护。5.1.3.7电网断电保护当电网断电时，变流器应能快速识别并启动保护停机。5.1.3.8过载保护当变流器功率超过设定值持续一段时间时，变流器应能快速启动保护停机。5.1.3.9发电机过速/欠速保护当发电机转速超过变流器设计的超速阈值时，变流器启动保护并工作至设定容忍持续时间后，自动减载停机。7在并网运行过程中，当发电机转速低于变流器欠速保护阈值时，变流器应能按照保护机制触发欠速5.1.3.10过电流保护当变流器网侧或机侧工作电流超过设定的过电流阈值时，变流器启动保护并工作至设定容忍持续时5.1.3.11电压不平衡保护当网侧或机侧电压不平衡度超出设定的阈值时，变流器启动保护并工作至设定容忍持续时间后，自动减载停机。5.1.3.12通讯故障保护当变流器通讯系统与主控制系统通讯出现故障或异常时，变流器应能识别并通知主控系统，同时启动保护并工作至设定容忍持续时间后，自动减载停机。5.1.3.13冷却系统故障及过温保护当变流器冷却系统故障或工作异常，以及工作温度异常升高超过设定阈值时，变流器应能识别并启动保护工作至设定容忍持续时间后，自动减载停机。5.1.4通讯和监测5.1.4.1数据采集功能除控制电源掉电等异常工况外，变流器控制器应具备不间断数据采集、计算、统计和并具备掉电数据恢复的能力。5.1.4.2事故顺序记录及录波变流器应具备采集、存储关键故障及过程信息的能力，并能够实时观测正常运行时的数据及波形。当发生故障或需要监测时，能够自动录波存储关键信息及时间标签，其录波精度及长度应能满足事后故障或过程分析的需要。5.1.4.3对时和实时通讯功能CAN、RS-485等，同时应预留以太网接口以满足数据上传及远程监控需要。5.2技术和性能要求5.2.1主要技术要求5.2.1.1电气性能变流器功率容量应保证满足覆盖水轮发电机组的转差功率范围。电机侧变流器电流范围应满足适应水轮机转速变化范围要求，频率范围应满足适应水轮机变速范围电网侧变流器输出电压、频率与电网一致。5.2.1.2电网适应性变流器在网侧电压、频率剧烈波动时，应具备一定的高、低压及高、低频穿越能力。5.2.1.3特殊要求变流器需具备宽转速范围的适应能力，能够实现宽范围转子输入电压/频率的稳定双向转换。在亚同步、同步及超同步转速范围内，变流器应能稳定运行并实现平滑切换。5.2.2性能指标5.2.2.1并网切入电流变流器对异步发电机进行定子并网控制时，并网切入电流应不超过发电机定子额定电流峰值的三分5.2.2.2系统频率及电压响应（频率、电压支撑能力）当变流器网侧有频率电压支撑能力要求时，变流器需具备快速频率响应和动态电压调节功能，以应电压响应能力满足系统以下性能指标要求。a）频率支撑能力：—响应时间：检测到频率偏差后≤2s内调节功率；—调节范围：±10%额定功率。—虚拟惯性时间常数：≥2s（模拟同步发电机惯性—动态频率调节精度：偏差≤0.1Hz。3）有功功率阶跃响应时间：≤100ms。动态无功调节：—功率因数范围：0.95（超前0.95（滞后—无功响应时间：≤20ms（电压跌落至90%时—无功电流注入能力：≥1.1倍额定电流（低电压期间）。5.2.2.3故障穿越能力低电压穿越（LVRT）：电网电压跌至20%标称电压时，维持并网≥625ms，并提供≥1.1倍额定电流的无功支撑；高电压穿越（HVRT）：电网电压升至130%标称电压时，保持并网≥500ms；5.2.2.4保护变流器应具备过流、短路、过压、欠压、过频、欠频等保护功能。a）过流/短路保护动作时间：≤2ms；b）过压/欠压、过/欠频保护动作时间：≤10ms。5.2.2.5效率在额定运行条件和工况下，变流器效率应不小于97%。注：变流器效率为在额定运行条件下，电网侧变流器输出有功功率与机侧输入有功功率的比值，用百分数表示。95.2.2.6过载能力在额定电压下，变流器适配的发电机110%过载时，变流器应具备长期运行的能力。用户有特殊工况要求时，过载幅值和持续时间可由供需双方协商确定。5.2.2.7控制精度在对应的运行模式下，有功、无功功率的控制偏差应不大于±2.5%，网侧变流器电压、频率控制偏差应不大于±0.5%~±1%。5.2.2.8电流总谐波畸变率（THDi）在额定运行条件下，水电机组输出电流总谐波畸变率应不大于5%，各次谐波电流应满足GB/T5.2.2.9直流电流含量在额定运行条件水电机组馈入电网的直流电流含量不超过0.5%的额定电流。5.2.2.10直流电压纹波在额定运行条件和工况下，变流器向电网馈送的直流电流含量应不超过额定功率运行时电网入口处5.2.2.11直流电压纹波系数在额定运行条件下，直流母线电压纹波系数应小于2%。5.2.2.12差模、共模及机侧电压变化率（dU/dt）变流器应匹配发电机差模、共模电压耐受水平。变流器应设计dU/dt滤波器，滤波器大小应考虑电机侧变流器至发电机转子侧的实际电缆长度和发电机匝间所能承受的最大应力，发电机转子侧最大值应不超过1000V/μs。特殊应用场景和要求的可根据实际应用和供货商协商确定。5.2.2.13电网侧变流器不平衡度在电网侧变流器单位功率因数运行模式，且额定运行条件和工况下，变流器网侧负序电流与正序电流之比不超过5%。5.2.2.14电网电流不平衡在电网电压不平衡度允许范围内，变流器应控制机组并网点三相电流最大偏差应不大于机组额定电流的5%。5.2.2.15稳定运行及平均故障间隔时间（MTBF）变流器在正常工况下应能长期稳定运行，其MTBF一般不小于18000小时。特殊要求时需供需双方协商确定。5.2.2.16噪声在正常运行条件和工况下，变流器运行噪声不大于80dB。当噪声超过80dB时，应在整机外壳粘贴明显的噪声危害标识警示。5.3一般要求5.3.1柜体设计及关键部件要求变流器柜体应满足GB/T20641一般规定和要求，充分考虑变流器与机端和网侧连接安装维护的需求，应有必要的减震措施，并满足安全接地的要求。变流器所用电力电子开关器件应满足GB/T3859.1的要求，柜体内部其他关键部件应遵循GB/T5.3.2电气连接要求应保证变流器内部各个部件电气连接的正确性，电缆和导线的敷设和连接应符合GB/T5226.1相关5.3.3安全要求5.3.3.1绝缘强度变流器的输入、输出电路对地应能承受国标规定的工频1min（或对应的直流电压）试验电压，且不发生击穿、飞弧现象。具体试验电压的选取应参照GB/T12668.501中4.3.6.2的要求。5.3.3.2绝缘电阻5.3.3.3电容器放电变流器内的电容器等储能元件，推荐在电网侧变流器主断路器断开之后5s时间内放电到电压低于60V，或者放电到剩余电荷小于50μC。如果由于功能或其他原因不能达到这个放电时间要求，则应在电容器附件的醒目位置设置放电时间标记，并设置放电警告标志。5.3.3.4防触电要求变流器利用柜壳进行直接接触防护，只允许专业维护人员使用专用工具或者在柜内超过60V的带电部分断电之后打开柜门。5.3.3.5接地安全变流器保护接地导体应选择符合规定截面积和材料的接地导体。5.3.3.6热防护要求应采取必要措施，使电气元器件在正常及故障情况下的工作温度，不超过所接触材料的燃点温度，材料或部件的最高温度限值应符合GB/T12668.501的相关条款要求。变流器应能承受GB/T17267中规定的雷击试验要求。11液冷变流器的整体防护等级不低于IP54；风冷变流器的整体防护等级不低于IP23。5.4运行与维护5.4.1运行寿命在规定的使用条件下，变流器运行寿命应不小于20年。5.4.2维护维修变流器结构设计及装配应充分考虑各个部件的可维护性，易损件维护及更换时间不大于1小时，电抗器、变压器等部件维护及更换时间不大于4小时。供货厂商应规定变流器内各关键部件的检验周期、所需监测设备及检验方法等。变流器应具备必要的关键部件的自诊断功能，建议具备一定的状态检修功能。6.1型式试验6.1.1试验及抽样要求变速恒频机组使用的变流器对应型号应通过规定的型式试验，试验样品应在满足出厂试验合格的同型号同批次产品中抽取。6.1.2试验项目试验名称及对应的项目见表2，试验方法参考GB/T25388.2实施。考虑到GB/T25388.2试验项目和方法不能全部涵盖小水电站变速恒频机组变流器的功能和性能试验要求，部分功能和性能试验需要参考异步发电机功能和性能试验方法单独实施。序号试验名称型式试验交接试验1绝缘强度试验√√√2绝缘电阻测定√√√3接地电阻测定√√√4电容器放电时间√5功能试验√√√6并网控制试验√√√7性能试验√√√8效率试验√9并网切入电流试验√10谐波测量试验√11直流电压纹波系数测定√12直流电流含量测定√序号试验名称型式试验交接试验13过载能力测定√14不同运行模式控制精度测定√15稳定性运行试验√16温升试验√17保护功能试验√√√18√19通讯及协同控制试验√√√20高、低温工作试验√21恒定湿热试验√22防护性能试验√23振动试验√24噪声试验√注：考虑到GB/T25388.2试验项目和方法不能全部涵盖小水电站变速恒频机组变流器的功能和性能试验要求，部分功能和性能试验需要参考双馈异步发电机功能和性能试验方法单独实施。组装完成后的变流器应逐台进行出厂试验，满足产品出厂标准及部分型式试验要求，试验项目见表2。试验合格后应进行必要的记录并开具合格证。一台中有一项性能不符合要求，即为不合格，应返工复试，复试仍不合格，则判定试验不合格。。6.3交接试验变流器运抵现场并完成组装后，应根据发电机组运行需要进行必要的交接试验，试验项目见表2。7供货范围和备品备件变流器的供货范围为变流器柜及其合同约定的附属设备。备品备件除非特殊约定，一般为易损件，应包括功率器件、继电器、快速熔断器等，数量不超过实际用量的1/3。8标志、包装、储存和运输8.1标志铭牌的制作材料及刻画方法应能保证其上的字迹在设备的整个使用时期内不易磨灭。变流器铭牌应包括：——产品名称；13——产品型号；——额定容量；——额定效率(%)；——电机侧额定电压（V）、电机侧额定电流（A）；——电网侧额定电压（V）、电网侧额定电流（A）；——电网侧额定频率（Hz）；——电机侧工作频率范围（Hz）；——防护等级；——制造厂名、出厂年月、编号等。8.2包装、运输和储存8.2.1总则包装运输和储存应符合G