变频器调速技术与应用（下篇共上中下3篇）

1.知识目标（1）掌握高压变频器工作原理（2）掌握高压变频器应用（3）掌握高压水泵工作原理（4）掌握发电厂给水泵变频器控制2.技能目标（1）掌握变频器水泵应用参数选择与调试。（2）会根据需要选择高压变频器。3.

内容导读本项目主要分析高压变频器结构原理、热力发电厂动力设备、变频器在给水泵上应用。项目导读知识准备8.1高压变频器结构原理与应用8.1.1高压变频器概述1.我国交流电压的划分我国电网供电分为发电、输电和配电，发电机直接发出的电压较低，为6.3kV~10.5kV。为了并入国家电网远距离输送，就要进行升压，电压越高电损耗越小。近距离输电电压为35kV、110kV；跨省输电为220kV、330kV。到用电地电压要降为35kV或10kV，称为变配电电压。用户电压一般为10kV以下。将10kV电压进行降压及进行分配，称为配电。（1）配电电压的划分①配电标准电压范围为：0.22kV，0.38kV，3kV，6kV，10kV，该配电电压为民用和一般应用。②配电扩展标准电压范围为：0.22kV，0.38kV，0.660kV，1.140kV，3.3kV，6kV，10kV。该电压为企业、厂矿等生产设备常用电压。（2）低压和高压的划分在配电线路中，1kV以下为低压，1kV到10kV以下为中压，10kV以上为高压。对变频器而言，工作在1200V以下的都称为低压变频器；工作在3~6kW称为中压变频器；工作在10kV称为高压变频器。3~10kV的变频器在结构和原理上区别不大，也模糊称为高压变频器。2.高压变频器结构高压变频器由于工作电压高、输出功率大，其体积和结构与低压变频器不同。图8-1是高压变频器外形图，是由多组控制柜组成，根据功能不同控制柜可分为4组：高压进线柜、移相变压器柜、功率单元柜和控制柜。

图8-1高压变频器外形图（1）高压进线柜因为高压进线需要高压断路器控制，还有避雷等保护装置，需要安装在独立的开关柜中，人不能触及，柜门不能随意打开。（2）移相变压器柜移相变压器是为功率单元提供“移相”电压的电源。移相变压器具有多个输出绕组，根据变频器的“功率单元”来确定。移相变压器工作中会产生大量的热，柜顶的冷却风机将热量抽走。

（3）功率单元

功率单元是集三相整流和单向交流逆变为一体的功率部件，是变频器的核心部件之一。功率单元工作中会产生大量的热，柜顶的冷却风机将热量抽走。（4）控制柜是变频器的控制核心，包括功率单元的控制信号，移相变频器的保护信号，对变频器的控制指令信号等都是来自控制柜内的控制器。同时各个功率部件的电流检测信号、电压检测信号、温度检测信号都由控制柜内的控制器处理，显示或报警。由于控制柜距离被控部件距离较远，控制电缆会受到电磁干扰，影响变频器正常工作。所以控制电缆改为“光纤”，光纤需要将电信号转换为“光信号”，因此控制柜中又多了一块光电转换板。3.变频器功能框图图8-2变频器控制框图（1）移相变压器图中三相10kV高压交流电加在三相变压器的1次绕组上，2次绕组为多绕组结构。并且每相2次绕组都有一定的移相，移相的目的是整流产生的谐波互补，使整流产生的谐波低于5%的国家标准。每组2次绕组均为独立绕组，由该绕组整流后得到640V直流电压，再由功率单元逆变为单相交流电。图中，“功率单元”工作电压为640V，如果需要变频器输出线电压为6kV，可以采用“每相”串联5个功率单元；如果需要变频器输出线电压为3kV，可以“每相”串联3个功率单元。图中“输出电流检测”和“输出电压检测”是检测的“相电流”和“线电压”，用于“功率单元”的工作监控。图中“主控制板”是CPU，是变频器的控制核心。“变频器所有的控制信号都要通过“主控制板”进行处理。由图中可见，“功率单元”为“双箭头”指向，意为由“主控制板”对“功率单元”进行控制；“功率单元”又将工作状态向“主控板”汇报。“主控制板”的外围电路除了检测信号是单向箭头指向“主控板”，其它外围电路都是双向箭头，和“主控制板”进行数据交换。凡是双向箭头指向的“框图”，也都含有CPU，否则不能进行数据交换。8.1.2“移相”变压器工作原理1.电磁干扰的消除变频器整流电路会产生大量的高次谐波，低压变频器三相整流电路，整流电流每个周期有6个小波峰，称为“6脉波整流”，产生的谐波含量为总电流的43%。如果采用每个周期有12个小波峰的“12脉波整流”，则谐波含量为总电流的15%。可见增加每个周期整流电流的“波峰数”，就可以降低谐波的含量。高压变频器每相电压是由多个功率单元串联得到的，每个功率单元又都是变压器上的独立绕线供电，如果将多绕组变压器上的每组绕组的相位岔开，就可以得到多“脉波整流”。表8-1是“整流脉波”和谐波的关系。2.变压器“移相”原理我们知道，三相交流电星形（Y）连接和三角形（△）连接，电流在相位上相差30°，星形连接超前三角形连接30°，由此，可以通过“绕组的延边”，来控制电压“移相”。图8-3是变频器控制框图，图中变压器是延边结构，图中“△”是三相绕组“△”型连接，没有“延边”移相；图中“

”是有延边，为“-”移相；图中“

”为有延边，为“+”移相。通过“正移相”和“负移相”，可得到60°的移相范围。图中，每个功率单元的控制信号是由光纤传递，解决了高压变频器控制信号的电磁干扰问题。图8-3是变频器控制框图8.1.3功率单元工作原理1.整流电路工作原理图8-6功率单元原理图图8-6是功率单元原理图，由图中可见，三相整流滤波电路和低压变频器整流电路相同，就是通过VD1~VD6整流，将三相交流电整流为直流电，再通过滤波电路将小波峰滤除。图8-7是整流滤波波形图，由图（a）中可见，三相全波整流电压为线电压的最大值，即有效值的

。假如线电压有效值为460V，则整流后的电压为460×1.414=650V。图（b）是电容滤波，当小波峰上升，电容充电，当小波峰下降，电容放电，通过电容充放电将波谷拉平，得到平滑的直流电。（a）整流波形

（b）滤波波形

图8-7整流与滤波2.逆变与旁路电路工作原理（1）逆变电路图8-6中的VT1~VT4组成逆变电路，在驱动信号的作用下处于开关状态。用图8-8的等效电路来加以说明。在图（a）中，L1连接上一级功率单元；L2连接下一级功率单元。（a）逆变

（b）旁路图8-8逆变与旁路电路当VT1、VT4闭合，在U+电压作用下，电流i1+流出L1，进入上一级功率单元；i1-电流由L2流进，通过VT4流进U-。当VT3、VT2闭合，在U+电压作用下,电流i2+流入L2，进入下一级功率单元；i2-电流由L1流进，通过VT2流进U-。由上述分析可见：VT1、VT4同时动作；VT2、VT3同时动作，控制电流流出或流进，得到交流电。VT1~VT4通过“PWM”脉宽控制，可得到正弦交流电。（a）逆变

（b）旁路图8-8逆变与旁路电路（2）旁路原理图8-8（b）是旁路原理图，正常情况下晶闸管T处于关断状态，VD11~VD14不导通。当功率单元出现故障，变频器CPU发出切断信号，晶闸管T导通，VD11~VD14导通，功率单元被旁路。（a）逆变

（b）旁路图8-8逆变与旁路电路3.功率单元输出电压（1）功率单元连接图8-9是功率单元在三相功率电路中串联连接图。图中，共采用了15个功率单元，“每相”由5个功率单元串联组成，5个功率单元分别连接在不同移相角度的三相绕组上，目的是消除电网出现的高次谐波。功率单元串联时，L1、L2端口按图示连接，即L2端子连接“0V”或低压端，L1端子连接上一级的高压端。通过电压串联，得到高输出电压值。（2）输出电压变频器的“每相”输出电压是由5个功率单元串联叠加得到的，图8-10是变频器输出相电压波形图，由图中可见：变频器的输出电压波形是由5个电压相叠加，叠加波形在周边是“PWM”波，在中心部分是连续电流，也就是变频器的输出波形中高次谐波含量要比低压变频器低很多，总谐波低于5%。由此可见，变频器的输入、输出谐波含量都很低，在工作中不用再串联电抗器或电磁滤波器。人们将该变频器称为“完美无谐波变频器”。图8-10变频器输出电压波形（3）功率单元实体图图10-11是功率单元实体图，功率器件安装在一个铁制外壳内。除了整流和逆变电路之外，还有驱动板和单元控制板，驱动板是驱动VT1~VT4逆变模块的；单元控制板是控制旁路单元、信号检测等。驱动板和单元控制板的控制信号是由“主控板”通过“光纤”传递，因为光纤传递的是“光信号”，不受电磁干扰。图8-11功率单元实体图8.1.4“主控制板”功能分析图8-12是主控制板结构框图，由图中可见，主控制板就是由CPU组成的控制核心，即智能控制器。在主控制板外围还有三块控制板向CPU控制器传递数据。“光纤板”主要是通过光纤向功率单元传递控制信号；“通信板”又称通信接口，是将通信数据按照通信协议的格式进行编排，参与通信的设备是按指令发送或接收。“信号调整板”是处理输入信号和输出信号的，主要功能是将输入的“模拟”信号转换为“数字”信号，或将输出的“数字”信号转换为模拟信号输出。图8-12主控制板结构框图1.CPU板（1）CPU板结构CPU板见图8-13所示。CPU是变频器的控制核心。主要由处理器、程序存储器、参数存储器、现场可编程门阵列以及信息传递接口组成。（2）CPU板的功能①通过串行口或接口板，接收和处理来自工控机及PLC的控制命令，同时向外发送自身的状态信息。②CPU产生功率单元的PWM驱动信号。③采集和处理所有功率单元反馈回来的故障信息，通知人机界面进行故障记录，通知PLC实施系统的报警和保护。图8-13CPU控制板2.光纤板光纤板如图8-14所示，图中上端为连接CPU板的接口插排，下端为传递光信号的光纤接口，图中C1~C8是光纤信号处理芯片。光纤板将CPU对功率单元的PWM驱动信号、对电源电压电流的检测信号，通过光纤板处理后，实施对功率单元的控制。图8-14光纤板实体图（1）光纤信号发射与接收图8-15（a）是光缆实体图，光纤是由玻璃加工成的细丝，外加保护层，和一根硬钢丝封装在一起，防止折断。当一端受到光照射，另一端得到光信号。图（b）是光纤输入接口，输入的是电流信号，加在“VT”三级管的基极b和集电极c之间，发射极e为射极输出器，具有跟随特性。输入电流上升，流过“发光二级管”的电流上升，发光量上升；输入电流下降，流过“发光二级管”的电流下降，发光量下降，即将电流脉冲信号转换为光脉冲信号。当光信号照射到光纤接口，光信号由光纤传递到光纤另一端，另一端连接光纤接收口。图8-15b发射端

图8-15c

接收端图8-15a光纤实体图（2）光纤应用变频器的“控制柜”距离“功率单元”较远，如果直接采用电缆传递信号，电磁干扰很难克服，采用光纤传递不存在电磁干扰问题。现在所有高压变频器“功率单元”均用光缆传递控制信号。3.通信板通信板是处理“通信信号”的电路板。图8-16（a）是通信板实体图，图中“接线排插口”通过插线排连接到CPU的“接线插排”，和CPU进行数据传递。传递的数据经过“通信板”进行“格式”转换，转换为“通信格式”，再由通信接口和PLC以及智能系统进行“通信”控制。在通信板上的“下面”集中了多个RS232和RS485通信接口，实施通信控制。图（b）是带接口的通信电缆。

（a）通信板

（b）通信电缆

图8-16通信板实体图4.信号调整板图10-17是信号调整板实体图，图中有2排端子插排。左边连接CPU，右边连接输出接口。信号调整板的功能就是“数/模”和“模/数”转换。CPU是数字电路，模拟信号不辨认，必须通过“模/数”转换电路转换为数字信号，才能上传到CPU进行处理；CPU下传到信号调整板的是数字信号，当需要模拟信号，要通过“数/模”转换电路转换为模拟信号，才能进行现场控制。

图8-17信号调整板8.1.5变频器外接端子外接端子是变频器应用时的控制和指示端子，端子数量的多少是根据变频器的功能和控制需要设置的。外接端子分4种：数字量输入端子和数字量输出端子；模拟量输入控制端子和模拟量输出指示端子。图8-18是森兰SBH系列高压变频器外端子连接图。1.数字量输入控制端子（1）强电控制柜控制端子高压变频器通断电要按照高压控制流程进行控制，高压变频器都有专用高压配电柜，柜内高压开关人不能直接接触，通过控制柜的指令端子或人机界面发送控制信号。图8-18中是由人机界面发出控制指令，由变频器的“允许高压进线开关合闸”执行进线开关的通断。在通电前如果柜门没有关闭、变压器过热没有消除等报警，人机界面就不能通电。（2）数字控制端子X1~X5是多功能控制端子，X6为PF1脉冲输入端子和FWD、REV正反转控制端子。多功能端子可用于多段速切换、升降速控制、点动等功能。2.模拟量输入控制端子分为模拟电流和模拟电压输入控制端子，AI1I、AI2I、AI3I为模拟电流端子，电流信号为4~20mA；AI1U、AI2U、AI3U为模拟电压端子，电压信号为0~10V。该模拟端子可输入模拟控制指令信号或反馈模拟信号。3.数字量输出指示端子有3个继电器输出指示端子，分别为1T、2T、3T。这3个数字输出端子为多功能，如运行中、故障报警、抱闸使能等几十项功能。4.模拟量输出指示端子分为3个电流输出和3个电压输出，AO1I、AO2I、AO3I为电流输出，输出电流为0~20mA；AO1U、AO2U、AO3U为电压输出，输出电压为0~10V。8.1.6总结

1.高压变频器用途高压变频器广泛应用于各个行业的大功率设备上，如发电厂、钢铁厂、水泥厂、煤矿、码头以及重型加工厂等。多用于水泵、风机、压缩机、轧钢机等大功率设备。2.高压变频器的特点高压变频器具有起动平稳、调速范围广、精准控制、扩展性强、节能环保等特点。高压变频器是智能控制的“结晶”，将控制器、PLC、HMI集于一体，工作时变频器安装在控制室，电动机和被控制设备安装在车间，变频器无人值守。3.高压变频器选用高压变频器是根据工程需要进行选用。380V交流电动机最大功率为315kW，690V交流电动机最大功率为450kW。超过1000kW的电动机一般为高压电动机。在工程上很多场合应用高压电动机，就得配备高压变频器。高压变频器在使用方法上和低压变频器区别不大。8.2热力发电厂的动力设备8.2.1

热电厂生产流程1.热动力发电我国热电厂发电过程为：以煤为燃料，通过锅炉产生高压蒸汽，由高压蒸汽驱动汽轮机、汽轮机带动发电机进行发电。自从1765年瓦特发明了蒸汽机到今天的汽轮机发电，人们一直在探索蒸汽机的工作效率。水变为蒸汽需要100oC以上的温度，高于100oC的蒸汽才能膨胀和储存动能。要想提高蒸汽机的效率，必须提高蒸汽的温度和压力。现在世界水平是：蒸汽温度700oC，压力22MPa。我国现在新建电厂是蒸汽温度540℃，蒸汽压力16.7MPa。提高蒸汽温度和压力，受到当前材质和制造技术多方面的制约，压力过高会引起锅炉爆炸、温度过高会引起汽轮机叶片变形。但人们在科学的道路上始终在攀登。2.

热电厂生产流程图（1）蒸汽发电图8-19是燃煤热电厂工作流程图。图8-19燃煤热电厂工作流程图由图的左边锅炉燃烧部分开始分析：先将燃料煤磨成煤粉，才能投入到锅炉燃烧。煤粉由鼓风机吹入炉膛进行燃烧，炉膛温度控制在1000~1300oC之间。为了充分利用炉膛温度，在炉膛的四周安装“水冷壁”，水冷壁是由成排的水管组成，水冷壁中的水是由“给水泵”提供，“给水泵”将水压入“水冷壁”进行预热，预热后进入“汽包”（见图左边绿色箭头线）。图8-19燃煤热电厂工作流程图进入汽包的水已经气化为过饱和蒸汽，由“汽包”进入“过热器”，通过“过热器”再次加温，温度达到540oC，压力达到16.7MPa，称为“过热蒸汽”。过热蒸汽进入汽轮机，气体膨胀做功，驱动汽轮机转动，带动发电机发电。“过热蒸汽”的温度和压力是需要控制的物理量，关系到汽轮机发电的稳定性。一般由“给水泵”进行控制。（2）余热处理炉膛的热量大部分被“水冷壁”和“过热器”吸收，还有一部分余热需要排放，在排放的“烟道”中安装有“给水预热器”和“空气预热器”；“给水预热器”就是“给水泵”的预热水管，“空气预热器”就是“鼓风机”的预热风管，通过“预热管”将烟道中的余热吸收并再利用。为了使“烟道”中的余热流动回收，在烟道中安装“引风机”，通过引风机的吸力使烟道中的气体流动，余热被回收，烟雾通过烟囱排出。（3）回水处理进入汽轮机的蒸汽做完功之后，尾气进入“冷凝器”，进入“冷凝器”的气体没有了动能，但是温度较高，通过“冷却塔”冷却，变为液化水。该液化水经过“凝结水泵”泵入“除氧器”，将“氧气”除掉后，由“给水泵”为“水冷壁”加水，蒸汽用水为循环应用。3.给水泵工作分析（1）压力分析由图8-19中可见，“冷凝器”中的水通过“凝结水泵”泵升到“除氧器”，“凝结水泵”扬程（H）为320m；给水泵又将“除氧器”中的水泵升到16.7MPa（扬程为1670m），为“汽轮机”供气。给水泵实际泵升压力为：1670m-320m=1358m。图8-20多级高压水泵图1.—联轴器；2.—泵轴；3.—前轴承体；4.—吸入段；5.—泵进口；6.—穿杠；7.—中段；8.—“平衡管”；9.—压出段；10.—泵出口；11.—后轴承体（1）泵轴组件图10-21是水泵轴组件，各个组件的功能为：①锁紧螺母。是防止轴上的“套件”轴向窜动，进行锁紧。②平衡盘。是平衡轴上的轴向力。叶轮在吸水口产生吸力，造成泵轴出现轴向力。为了平衡轴向力，将产生吸力端的高压水通过“平衡管”引到平衡盘，通过平衡盘平衡转轴两端的轴向力。③叶轮。在泵轴的高速旋转下，叶轮对水产生离心力，形成高压水。水在叶轮组中串联增压，形成超高压水。图8-21水泵轴组件1.—锁紧螺母；2.—泵轴；3.—轴承挡套；4.—密封填料轴套；5.—“平衡盘”；6.—叶轮（2）“中段”结构中段就是分级单元（见图8-22），由叶轮、隔板、密封环和“导叶”组成。“导叶”相当于单级泵的蜗壳；隔板是中段和中段之间的隔离。隔板上的“密封环”是和泵轴之间进行密封的。工作时隔板和导叶均不动，泵轴在隔板的“孔”中转动，“密封环”和转轴之间即不能接触，又要防止高压水泄漏，可见密封环的加工精度是很高的。1—隔板；2—密封环（口环）；3—“导叶”；4—叶轮图8-22中段示意图2.轴向力的消除与防漏水封（1）消除轴向力多级高压离心水泵工作时会产生巨大的轴向力，是轴承不能承受的。消除轴向力“有平衡盘法”和“对称布置叶轮法”。本例是“平衡盘法”，就是将高压端的水通过平衡管引到低压端，低压端有受压面较大的“平衡盘”，通过平衡盘达到转轴两端的轴向压力平衡。图8-23叶轮对称布置图10-23是“对称布置叶轮法”。图中“进水口”放在泵体的中间位置，水从进水口流进后，依次进入右边的分段单元进行升压。当从最右端的分段单元流出后，流进“高压回水管”，由“高压回水出”从左边的第一个分段单元流进，依次流进到左边的最后一个分段单元流出。右边的分段单元产生的轴向力向左；左边的分段单元产生的轴向力向右，两个方向的轴向力大小相等方向相反，轴向力被抵消。图8-23叶轮对称布置（2）防漏水封由图10-23可见，水泵轴两端泵壳中是“高压回水腔”和“高压出水腔”，其水压为20MPa以上，巨大的水压必然会使水在泵轴和外壳的缝隙中喷发。防漏是必须的也是一个科学问题。图10-24是水封外形图，图（a）是水封的主视图和左视图，水封是弧形结构，又称“水封瓦”，两片“水封瓦”对接是正圆形，正好抱住泵轴。“水封瓦”和泵轴之间有0.01mm的间隙，间隙太小，会产生抱轴，间隙太大，泄漏加强。（a）水封视图

（b）泵轴与水封图8-24“锯齿形”水封

高压水泄漏是水的动能释放的过程，为了减少泄漏，必须消耗水的动能。消耗的方法就是在水封瓦上加工出“齿槽”，改变水的泄漏路径，使水在泄漏中处于“碰撞”状态，水的动能逐渐被消耗，压力也就消失了，泄漏也就停止。（a）水封视图

（b）泵轴与水封图8-24“锯齿形”水封3.离心水泵总结（1）低压离心水泵离心泵是一种用于输送液体的设备，工作中没有污染，结构简单，运行噪音低，效率高，可以长期稳定运行。离心泵可以输送清水、带有颗粒的液体以及含有短纤维的流体物料。离心泵可以用于民用清水、水处理工业、石油、化工、电力、冶金、制药、食品、纺织等凡是需要用水的行业。（2）高压离心水泵高压离心泵通过叶轮串联，可以得到很高的输出水压，广泛应用于发电厂、化工厂、矿山、钢铁、建筑、消防等领域。离心泵优点是：叶轮工作时不用润滑，不会造成二次污染，这对于自来水厂、制药厂以及需要清水的企业尤其重要。结构简单，制造方便，经久耐用。离心泵的效率高，在80%以上，是泵类中最高的。在没有特殊要求均选择离心泵。离心泵的缺点是：密封性较差，容易造成泄漏，水泵轴承受轴向力，容易损坏轴承。在输送腐蚀性液体、高温液体、易燃易爆液体要进行特殊处理。任务实施

任务

变频器在热电厂锅炉给水泵上应用一、

控制组态与调试1.1热电厂需要节能增效1.话题引入自从1891年德国建成世界上第一座三相火力交流发电厂，至今已有130多年的历史，技术已经非常成熟，各种设备已经定型。如用量最大的风机和水泵，因为转矩特性线为减转矩特性，起动时不用繁琐的降压起动，工作时可以用挡板微调出风和出水流量，当发电机工作在额定状态，其发电效率是最高的。如高压供水泵，电动机通过“液力耦合器”进行转矩控制，液力耦合器由德国著名企业生产，质量无可挑剔。近年来高压变频器异军突起，动摇了液力耦合器的霸主地位。液力耦合器在发电厂满负荷工作时，损耗小，工作稳定，设备寿命长。当发电厂工作不满载，轻载工作时，液力耦合器损耗增加，给水泵的损耗也增加。现在我国发电厂进入计划发电时代，按照电网的用电量来确定发电厂的发电量，大部分发电机都不是满载工作。在一些大型企业，均有自己的发电厂，其发电量浮动很大，并不都是工作在额定状态。大多数的发电机工作在额定负荷的65%~75%之间，“液力耦合器”控制以及直接控制的风机和水泵，产生的“电损”大大超出了允许的范围。2.节能增效发电厂发电的同时，还有风机、水泵、给煤机等辅助设备为发电机服务，这些设备也要耗电，辅助设备的耗电和总发电量之比，称为“厂内自用电率”。（GB/T19098-2003）定义了发电厂厂用电率的标准，核电厂厂用电率不得超过8%。，燃煤发电厂厂用电率不得超过6%，。经过近20年的发展我国厂用电率已经降到了4.6%。这里边有高压变频器应用的功劳。电厂主要自用电设备是：送风机、引风机、增压风机；除渣泵、凝结泵、给水泵等高耗能设备。这些设备其输出功率不能随着机组的负荷变化而变化，只能通过改变挡板或阀门的开度来调整，造成了大量的能量消耗在“节流板”上。给水泵作为锅炉的主要辅机，其耗电量很大，达到发电量的2.5%，直接影响发电成本及能源消耗，因此，对给水泵进行优化改造是十分必要的。3.改造方案（1）以某发电厂为例改造分析某电厂300MW燃煤发电机组，机组锅炉给水系统由1台“凝水泵”和1台“给水泵”串联给水。“凝水泵”采用工频直接控制，“给水泵”采用“液力耦合器”转矩控制。另有1台备用“给水泵”，由“液力耦合器”控制。给水泵参数为：功率5000kW、流量641m3/h、扬程2392m、转速5880r/min。采用5000kW/10kV、转速1490r/min电动机控制。液力耦合器为德国VOITH公司生产，型号为：R16K400M。凝水泵参数为：功率1120kW，流量745m2/h、扬程321m。采用1200kW/6kV、1486r/min电动机驱动。系统整体示意图如图8-25所示。图8-25液力耦合器示意图图中由点划线圈起来的部分是液力耦合器，液力耦合器由增速齿轮、润滑油泵、工作油泵和耦合器4部分组成，润滑油泵是为增速齿轮提供润滑，工作油泵是为耦合器提供工作油。液力耦合器在工作时，通过调整“耦合器”上的主动片和被动片之间的摩擦力来控制被动片的转矩，来达到调速目的。图8-25液力耦合器示意图（2）确定改造方案先介绍一下“除氧器”。锅炉中的水是循环应用，在汽化时会分离出氧气，当凝结为水时，水中就会含有氧气。氧气是以“气泡”的形式存在于水中，因为气体具有可压缩性，在经过水泵的离心叶轮时，气泡先是被压缩，然后膨胀释放动能，损坏水泵叶轮的内表面，称为“气蚀”。时间长了叶轮被“蚀穿”。气蚀是水泵失效的主要原因之一，尤其是热电厂的核心设备，严格杜绝“气蚀”现象。因此要采用“除氧器”除氧，除氧原理就是将“水”打碎，分割为细小的“水”珠，使水中的气体析出。同时“凝水泵”的转速不合适，也会影响“除氧器”的除氧效果。通过比较分析，凝水泵在应用中没有造成“给水泵”的气蚀现象，但是当用水量下降时，凝水泵需要采用挡板节流，造成能量损失，故此“凝水泵”选用高压变频器控制。变频器功率为1200kW/6kV。给水泵有两种改造方案：一是保留液力耦合器，将液力耦合器调整到最大输出转矩，当作离合器用，用变频器进行调速。这种方法液力耦合器仍然处在工作状态，消耗机械功率，系统稳定性差。二是将液力耦合器拆除，另外加装增速齿轮箱，这是彻底的改造方案。最后通过电厂权衡，选择加装增速齿轮箱，由齿轮箱厂家定制。1级圆柱增速齿轮箱（3）变频器选择变频器选用国产森兰高压变频器，凝结泵配置型号为SBH-100-1120，额定功率1400kW，额定电流84A；给水泵配置型号为SBH-100-5000，额定功率6300kW，额定电流360A。森兰高压变频器外形图8.3.2变频器控制实施两台变频器的控制原理和控制方法相同，以给水泵变频器为例进行分析。1.采用“一拖一”限流方案图8-26是“一拖一”限流方案，“一拖一”即为1台变频器拖动1台电动机，“限流”即为起动时在电路中串联“限流电阻”，限制起动时“功率单元”中的储能电容充电电流对“整流二极管”的冲击（见图8-6功率单元原理图，见图2-4整理电路，对限流电阻做了说明）。此方案为一拖一的典型方案。图8-26“一拖一”限流方案图图中QS1、QS2为隔离开关，在通电之前，先将隔离开关闭合。系统高压通电时（即闭合QF），电流首先通过“限流电阻”对系统进行充电，当系统充电完毕后断路器QF1自动闭合，短路限流电阻，系统完成通电。隔离开关的作用：当变频器需要检修或维护（清扫积灰、检查电缆连接）时，将QS1、QS2断开，变频器与电气主回路之间产生明显的断点，确保工作人员的人身安全和设备的安全（因为留有一套“液力耦合器”控制系统作为备用，当变频系统出现问题时由备份系统工作）。图8-26“一拖一”限流方案图2.变频器功能选择变频器工作中要完成水泵的压力稳定控制，要处理变频器内部设备中的电压、电流、温度等物理量显示和控制；处理电动机以及水泵的相关问题等。图8-27是森兰高压变频器的接口图，图8-27森兰高压变频器的接口图，

图中有8个数字输入端子，其中：FWD和REV为正反转端子已经固定，不用另行设置。其它6个数字端子是多功能端子。其中X1设置为变频器复位、X2设置为“移相变压器”过热检测；X3设置为“开关柜”过热检测；X4设置为“电动机”过热检测。

图中数字指示端子有2个，继电器输出指示端子有5个。数字输出指示端子Y1设置为“移相变频器”过热保护；Y2为“功率柜”过热保护。继电器输出指示端子T1、T2为进线高压开关专用，T3为指示“运行中”，T4为指示变频器故障。T5为指示“电动机”过热。图中模拟控制端子共6个，选择AI1作为现场压力信号反馈输入端，其它端子空置。模拟输出指示端子共8个，选择了2个用于指示输出频率和输出电流。在图8-27中看到一个现象：变频器将变压器、功率柜的温度检测信号加在了变频器的数字输入端，在数字输出端就是对变压器、功率柜的温度控制信号，这个功能是PLC才有的功能。再有就是变频器的数字输出端口T1、T2，是闭合、打开“QF1”断路器的，在通电时，“充电”完成才自动合闸；当断电时，是由变频器给出“断电信号”，由变频器进行逻辑判断后才能实施。“PLC”是安装在变频器控制柜中，作为变频器的控制单元，其功能在变频器出厂之前已经设置，不用另行编写PLC程序。HMI也是如此，通信接口、各种参数的“矢量”连接出厂前都已经完成，用户直接应用。变频器采用压力PID控制，在水泵的输出管道上安装压力传感器，压力传感器的压力量程按照需要压力进行设置，水泵出口压力为24MPa，选择25MPa压力量程传感器，应用压力在13~16MPa内选择（水温540oC）。变频器选择的功能都要通过参数进行确认，表8-3是变频器参数选择表。表8-3变频器参数选择表续表：续表：8.3.3变频器调试1.HMI人机界面HMI是高压变频器的重要组成部分，其主要任务是发布命令、参数读写、监视管理等工作。HMI自身具有“显示功能”，在通信控制时访问的是被控设备的指令“原码”，从根本上了解被控设备的工作状态，控制信息量大、监控数据丰富、显示直观。图8-28是森兰HMI功能图和登录窗口，下面分别加以介绍。（a）功能图

（b）系统登录窗口2.系统登录窗口用户等级：共分3个用户等级：用户级（User）、管理员级（Admin）、厂家维护级（Master）。用户级和管理员级的默认密码分别为：1111和2222。用户级可进行简单的操作，但不能修改变频器和触摸屏的功能；管理员级可修改变频器和触摸屏的功能设置，可以更改用户级的密码。厂家维护级可修改变频器和触摸屏的功能设置，可以更改用户级、管理员级的密码。为方便“用户级”用户登录，可在“系统设置”窗口下设置是否允许显示“User”按钮。如果不显示“User”按钮，用户级登录需要输入密码。（a）功能图

（b）系统登录窗口3.监视窗口当完成系统登录，点开监视窗口，见图8-29所示。该窗口具有以下功能：①加速按钮：当变频器的频率给定来自触摸屏时，可以通过加速或减速按钮修改变频器的给定频率。图8-29窗口快速切换栏②启动按钮：启动变频器。③停机按钮：停止运行中的变频器。④复位按钮：当变频器出现故障时，在停机按钮的位置上显示为复位按钮。⑤重选按钮：重新选择需要的监视项。上述功能和低压变频器“控制面板操作”的功能相同。图8-29窗口快速切换栏4.单元状态窗口当点击了图8-29中的“AC/AC”图框，出现“单元状态窗口”，如图8-30所示。通过该窗口可以观察到实时单元状态和主控板端子的状态。当“点击”了“数据监视”图标，可以观察到其它数据的状态（见图8-31）。图8-30单元状态窗口5.参数设置当点击任务栏中的“参数设置”，进入“参数设置”界面，见图8-32所示。进入后可对变频器更改参数。由图中可见，变频器参数从F0~F9共有10个参数大类，可以点击“参数设置”分页设置。表8-3中变频器参数选择表中的参数通过该界面进行设计。图8-32参数设置6.故障记录点击任务栏中的“故障记录”，查看故障情况。见图10-33（a）。图中记录了最近一次故障、倒数第二次故障、倒数第三次故障、倒数第四次故障、倒数第五次故障时故障的发生时间、单次运行时间、故障时单元的状态、故障时的运行频率、给定频率、输出电流、输出电压、输出功率、输入电流、输入电压、直流母线电压以及故障时的端子状态。（a）故障记录7.运行记录详细记录了变频器发生故障、运行、停机的时间。清除记录需要用户等级高于User。清除记录系统需要重启，见图8-33（b）所示。（b）运行记录8.3.4变频器改造后经济效益1.加装高压变频器为了节能高压变频器在风机和水泵上应用，基本上是基于节能。风机和水泵是减转矩负载特性，可以采用绕线转子电动机直接起动，起动之后如果出水量或出风量没有限制，就不用加装变频器。热电厂中的风机和水泵之所以采用变频器控制，是因为出风量或出水量过剩，造成很大的浪费。本项目中选择了1200kW和5000kW变频器，设备投资为800万元，给水泵进行变频器改造后，每年节电产生的经济效益达300余万元。3年就收回了成本。现在新建电厂，风机、水泵均为变频器控制。2.变频器提升了设备自动化程度变频器具有通信控制功能，通过HMI监视屏就可以监视变频器的工作状态，发电厂的车间基本上无人值守。现在国家电网是智能调度，并网发电厂的发电设备首先要智能化，才能网络化，才能接受国家电网的统一调度。因此，供水泵变频器控制也是并网控制的需要。8.4项目总结1.高压变频器（1）高压变频器的结构高压变频器采用功率单元串联结构，“每相”由多组功率单元串联。每组功率单元需要1组独立的电源供电，由多绕组移相变压器供电。为了消除整流电路出现的干扰，变压器每相绕组采用移相连接，相位互补，消除了整流电路产生的电磁干扰。（2）HMI作为指令源高压变频器体积大重量重，一般安装在机房。为了控制方便，采用HMI作为指令源。因为HMI和变频器是通信控制，可以安装在控制室或方便操作的场合，方2.

高压变频器在热电厂给水泵上的应用（1）高压变频器知识点①功率单元串联高压变频器称为完美无谐波变频器，工作中不用考虑电磁干扰问题。②高压变频器采用“功率单元串联”获得高输出电压具有启发性，低压变频器为了得到大的输出电流，可以采用“功率单元并联”。现在光伏发电厂的“逆变器”即采用“功率单元并联”获得大输出电流。（2）项目的代表性①现在大量的高压变频器应用于风机和水泵，并且都是PID闭环控制。该项目就是应用模板，供同类设备参考。②高压变频器属于重点工程核心设备，采用先进的DSP智能芯片控制，具有良好的组网和网络控制性能。该项目代表了高压变频器的应用。1.知识目标（1）掌握分布电源并网的基本要求（2）掌握光伏发电原理（3）掌握光伏发电并网原理2.技能目标（1）能对光伏设备正确使用和维护（2）能排除光伏设备的简单故障3.

内容导读本项目主要分析电力“调峰”技术、光伏太阳能发电技术、光伏电源逆变器并网发电等。项目导读知识准备9.1电力“调峰”技术9.1.1电力调峰技术的兴起1.分布式电源入网（1）分布电源近年来，风力发电、太阳能光热发电、光伏发电发展迅速，发电量越来越大，分布在全国各地。这些分布在全国各地的电源称为“分布式电源”。这些分布式电源并不都是就地应用，而是并入国家电网。大量分布式电源接入配电网，因其波动性和不确定性给电网的能源调度和平衡带来了巨大影响。为了解决这一问题，“储能调峰”技术应运而生。（2）分布式储能随着储能技术的进步和成本降低以及需求侧的演化发展，分布式储能是未来电网发展的必然趋势。分布式储能安装地点灵活，与集中式储能比较，减少了集中储能电站的线路损耗和投资压力，但相对于大电网的传统运行模式，目前的分布式储能接入及出力具有分散布局、可控性差等特点。从电网调度角度而言，目前缺乏有效的调度手段，如任其自发运行，相当于接入一大批随机性的扰动电源，它们的无序运行无助于电网频率、电压和电能质量的改善，也造成了储能资源的较大浪费。（3）分布式储能电源的管理在配电网中合理地规划分布式储能，并调控其与分布式电源和负荷协同运行，不但可以通过削峰填谷起到降低配电网容量的作用，还可以弥补分布式出力随机性对电网安全和经济运行的负面影响。分布式储能和分布式电源捆绑应用，解决分布式电源的“不确定性”，为电网电能的“调度”奠定了基础。2.智能调度和控制系统的应用分散电源通过储能调峰，可以得到稳定的上网电源。但是，众多的分散电源上网供电，给统计管理带来了麻烦。现在电能进入市场化管理，用电和发电是定点定量定时供需。解决管理问题尤为突出。现在进入智能时代，电网智能管理是解决问题的最好方法。图9-1是电网智能管理路线图，通信网线连接到每个“逆变器”，根据电网的平衡状态实时控制“逆变器”的上网功率流量；每个发电站都备有“储能设备”，保证发电厂24小时正常发电。图9-1智能调度管理路线图3.储能调峰调频技术的发展电网智能控制拉动了储能调峰调频技术的发展，储能调峰调频技术不仅可以提高电力系统的供能效率，还能够促进可再生能源的发展和应用。许多国家和地区已经开始制定相应的能源市场和环境政策，支持储能调峰调频技术的推广。未来，在“可再生能源”普及和电力系统负荷需求增加的背景下，储能调峰调频技术将会得到更广泛的应用（图9-2为现场储能电池）。中国的调峰技术已经走出了国门。图9-2储能电池9.1.2储能技术1.储能分类储能方式有多种，表9-1是储能分类，根据不同的用途进行开发应用。表9-1储能方式分类（1）抽水储能这是一种古老的储能方式，在三相交流电网出现时就有了。当电网的电能需要储存时通过高扬程水泵将水泵升到高处，当用电量大时通过水轮机驱动发电机发电补网。储能效率高，技术成熟，但条件要求苛刻，必须要有一定高度和容量的蓄水池。只能因地制宜。（2）压缩空气储能将电网多余的电能通过空气压缩机将气体压缩为高压气体，储存在“山洞”或储气“仓”中，需要补网发电时由汽轮机将高压气体转化为机械能，驱动发电机发电。技术很成熟，转化效率高，但条件要求苛刻，必须要有能储存高压气体的“大容量保温高压容器”，最好就是“山洞”。（3）热储能太阳光热发电采用的是熔盐为热介质，核能发电采用的是钾钠金属为热介质，技术已经成熟；现在有采用“热石”储能，将玄武岩加工为豌豆大小的石子，作为储能“介质”，由流动的高温水加热储能。比熔盐成本低、没有腐蚀性，已经到实用阶段。（4）电化学类储能电化学可充放电电池体积小，容量大，寿命长，效率高。现在用量最大的就是锂离子充电电池，其充放电效率达到90%，是现在电网调峰的主要储能设备。储能电池体积可大可小，安装位置不限，缺点就是气温低于零下容量会下降。2.储能电池与管理风力发电和太阳能光伏发电直接输出的是电能，采用电池储能直接储存效率高、设备成本低。图9-3是比亚迪储能电池柜外形图，型号为CP36-B2800-A-R1M01。该柜长11m，重31T，在一个100MW的中型光伏发电厂需要几十组电池柜。图9-3比亚迪储能电池柜

该储能柜参数见表9-2，电池电压为638.4~820.8V，可为电网提供380V的交流电压。表9-2比亚迪储能电池柜参数表电池柜的内部控制见图9-4所示。图中电池的温度采用智能空调进行控制，当环境温度低时，空调加热，环境温度高时空调降温。空调为智能变频空调，由“BMC”电池管理系统进行控制；柜中设置“消防系统”，当电池柜出现事故时，由“单元管理器”及时消除。“智能管理系统”是电池柜的总控制器，设有“以太网”通信接口，由电网的“调度中心”进行控制。图9-4电池柜控制框图

9.2光伏太阳能发电技术9.2.1半导体的光伏特性1.PN结原理PN结是制造光伏电池的基础材料，因为PN具有单向导电性、热电特性、光伏特性等，广泛应用于电子芯片、光伏电池、各种传感器等等。（1）单晶硅半导体是指原子结构为四价元素的一类材料，如硅、锗等。这些材料的单晶体是共价键结构，即每个原子最外层的4个电子与相邻的4个原子共用，绕着原子核公转。相当于每个原子最外层有8个电子，根据原子理论，最外层有8个电子公转的原子最稳定，电子不会丢失或增加，即导电能力很差。图9-5（a）所示是单晶硅共价键示意图，即原子核最外层的4个电子即绕着自己的原子核转动，还绕着相邻的4个原子转动，称为单晶硅或本征半导体。（a）共价键

（b）N型半导体

（c）p型半导体①N型半导体。人为在单晶硅中掺入五价元素磷（见图b，五价元素就是核外有5个电子公转的元素，五价元素还有很多），在共价键结构中多出1个电子，这个电子受原子核的束缚力很小，当受到外界能量的干扰，很容易形成自由电子跑掉。这种由电子导电的半导体，称N型半导体。②P型半导体。人为在单晶硅中掺入三价元素硼（见图c），在共价键结构中少了1个电子形成空穴，这个空穴对电子很有吸引力，当受到外界能量的干扰，自由电子被吸引而和空穴复合。以空穴导电的半导体，称为P型半导体。（b）N型半导体（c）p型半导体（3）PN结当将P型和N型材料对接在一起，就出现一个PN结。图9-6是将P、N材料对接在一起，在对接界面上出现载流子扩散现象。扩散就是载流子从浓度高的地方向浓度低的地方移动的现象。N区的电子扩散到P区和空穴复合，使原子带“-”电；P区的空穴扩散到N区和电子复合，使原子带“+”电，在PN材料的结合处周围形成了空间带电区，称为“PN结”。图9-6半导体扩散

由于在PN结两端出现了电子堆积，从而形成了内电场，内电场达到一定的值，就阻止了扩散的继续进行。见图9-7（a）所示。硅材料PN结内电场为0.5V，“锗”材料PN结内电场为0.2V。（a）PN结加正向电压导通

（b）PN结加反向电压截止2.“PN结”特性（1）“PN结”具有单向导电性

当PN结加上外电场，具有单向导电的特性。如图9-7(a)所示，给PN结加P端为正、N端为负的外电压，称为正向电压（也称正向偏置），扩散到P区的电子和扩散到N区的空穴将被外电场所吸收，PN结变窄，扩散又能继续进行，PN结处于正向导电状态。（a）PN结加正向电压导通

当给PN结加上P端为负，N端为正的反向电压（也称反向偏值），如图9-7(b)所示，PN结加宽，扩散运动更难以进行，PN结处于截止状态。由此可见，PN结具有单向导电的特性。由1个PN结制造的电子器件称为“二极管”，用箭头符号：“”表示。（b）PN结加反向电压截止（2）“PN结”具有光伏特性如果用光对PN结照射，PN结中的载流子（电子或空穴）获得了能量，挣脱原子的束缚能力加强，就可以继续扩散，在PN结两端加上导线，就有电流输出。每个PN结的导通电压为0.5V，电流为20mA左右。电流的大小和光照强度成正比。光伏电池图中光伏电池由60个PN结串联，总电压为30V，输出电流为20mA左右。通过大量的PN结串联和并联，就可以得到高电压、大电流的电池板。9.2.2太阳能电池种类太阳能光伏电池有多种形式，但核心就是PN结，只有PN结才具有光伏效应。1.单晶硅太阳能电池单晶硅太阳能电池就是用单晶硅通过掺杂形成PN结，当PN结受到阳光照射，出现发电效应。图9-8（a）是单晶硅太阳能电池板外形图；单晶硅太阳能电池是以纯度高达99.999%的单晶硅棒为原料（是制造半导体芯片的材料），采用复杂的半导体制造工艺制造的。单晶硅太阳能电池的光电转换效率为23%–25%‌。（a）实际光伏板

（b）光伏发电原理

图9-8单晶硅电池板2.多晶硅太阳能电池

多晶硅是生产单晶硅的原料，纯度还没有达到单晶硅的程度。采用“多晶硅”制造太阳能电池节省了单晶硅的提纯等生产成本。其制作工艺与单晶硅太阳电池差不多，因为多晶硅纯度低，含有其它杂质，制成的PN结单向导电能力以及光照的效率都比单晶硅低，其光电转换效率约12%左右。从制作成本上比单晶硅太阳能电池要便宜一些，材料制造简便，节约电耗，总的生产成本较低，因此得到大量应用。但多晶硅太阳能电池的使用寿命要比单晶硅太阳能电池短，性价比也要低于单晶硅太阳能。因为多晶硅的效率低，我国基本上停止多晶硅太阳能电池的生产。3.非晶硅太阳能电池非晶硅太阳能电池是1976年出现的新型薄膜式太阳电池，它与单晶硅和多晶硅太阳电池的制作方法完全不同，工艺过程大大简化，硅材料消耗很少，电耗更低，它的主要优点是在弱光条件也能发电。薄膜太阳能电池实质也是PN结导电原理，但所用材料和结构形式有所不同。薄膜太阳能电池可以使用价格低廉的陶瓷、石墨、金属片等不同材料当“基板”，在基板上制成可产生光电电流的“PN结”，其厚度仅需数μm，节省了大量的单晶硅材料。目前转换效率最高可以达13%（接近多晶硅太阳能电池）。薄膜型太阳能电池除了平面结构之外，也可以制成其它形状（见图9-9（a））。因为非晶硅太阳能电池的“形状”不受限制，可以在不同形状的场景中应用，补充了单晶硅太阳能电池只能“平面”应用的场景，因此，具有广阔的发展前景。（a）非晶硅太阳能电池

（b）“PN结”光伏发电特性线

图9-9非晶硅太阳能电池与I-U特性9.2.3光伏发电系统组态分析1.光伏发电时序特性光伏发电是野外工作，环境气候对发电产生影响。光伏发电是间歇性发电，白天发电，夜晚休息，晴天发电量大，阴天发电量弱。发出的电能和用电不相吻合。现在无论是工业用电还是民用电，要求稳定供电是基本要求。图9-10是光伏发电厂24小时发电时序图，由图中可见，发电量和时间按正态分布，在中午发电量最大，每天发电时间在10个小时左右。由此可见，光伏发电是断续和变化的，自用可以，但不符合上网条件。图9-10光伏发电24h时序图2.光伏发电系统组态（1）太阳能电池板图9-11是光伏发电厂全景图，图中“太阳能电池板”按阵列分布，板中每个“光伏二极管”在光照时产生0.5V电压和十几mA电流的电能，将光伏板中大量的“光伏二极管”进行串联，得到高输出电压；再进行并联，得到大输出电流。通过数万块的“太阳能电池板”进行汇流，即得到发电量为10~100MW的发电厂。

图9-11光伏发电厂全景图（2）光伏发电厂控制流程图图9-12是光伏发电厂控制流程图，图中，“太阳能电池板”发出的电能分为2路，1路进入“直流汇流箱”，另1路给“储能电池”充电。“储能电池”储存的电能在“太阳能电池板”发电量不足时进行补充，保持流入“直流汇流箱”中的电流恒定。图9-12光伏发电流程（3）直流汇流箱“太阳能电池板”发出的是直流电，电压等级为24V、48V、110V、220V或600V。每块光伏电池板有一个直流电流输出口，“直流回流箱”具有多个“输入口”，每个输入口连接1块光伏电池板，将多块光伏电池板的相同电压值的电流汇集在一起（见图9-13），由一个出口输出。回流箱也是保护箱，每路直流电都有熔断保护、防雷保护，直流断路器具有过电流断电保护等，将每块光伏电池板的故障在此被发现和被阻断。图9-13汇流箱内部结构（4）直流配电柜图9-14（a）是直流配电柜外形图，是将多路“汇流箱”的输出电流汇集到“直流配电柜”，直流配电柜将汇集的电流进行分配、检测、保护、电能计量等，是多功能的配电柜。直流电流经配电柜分出1路供厂内负载应用，其它电流进入“并网逆变器”。图9-14a直流配电柜（5）并网逆变柜图9-14（b）为并网逆变柜外形图。该柜为光伏发电的核心设备，通过逆变器完成将直流电逆变为三相交流电的变换。图9-14（b）并网逆变柜（6）交流配电柜交流配电柜是进行交流电分配的控制柜，将厂内用电和“上网电”分开，“上网电”由变压器升压后并入国家电网。图9-14（c）交流配电柜3.光伏电网智能控制光伏发电厂应用了大量的控制设备，这些控制设备共同的目标就是：将“光伏电池”发出的不连续的电流变为稳定连续的电流。这就要求每个控制环节的设备都要在受控情况下工作，因此，在受控设备中要安装智能系统和检测传感器，通过网络通信进行全方位控制。图9-12中的“储能电池柜”是智能控制，充电电流和放电电流由由“主机”通信控制；逆变器是智能电器，工作中由通信控制；各种电气柜也都是智能控制，通过通信进行访问查询，整个光伏发电厂的智能设备由主机进行监视和控制。当电池发电充足时，大部分电能给储能电池柜充电，当电池发电不足或停止发电时，由储能电池柜供电，保持并网电能的恒定。发电厂的内部通信网络和国家电网的调度网络由以太网进行联机，根据国家电网的平衡要求对光伏电厂进行实时调度。图9-12光伏发电流程3.总结光伏发电由于具有断续性和不确定性，不能满足上传到国家电网的条件。首先要解决不确定性问题，再解决断续问题。通过储能电池的充放电，可以解决不确定性问题，如果需要解决10h以上的断续问题，就得加大储能电池的容量。实际上在夜间电网的用电量下降，光伏发电可以退出。任务实施

任务

光伏并网发电一、

光伏电源逆变器并网发电1.1逆变器原理1.逆变单元工作原理图9-15是逆变单元原理图，图中“逆变电路”和变频器相同。也是通过PWM脉宽调制技术，将直流电逆变为三相正弦交流电并入国家电网。对并入国家电网的三相交流电有严格要求，相位要和电网同步，电压幅值要和电网电压相等。逆变器采用PID闭环控制，完成对电网的跟踪。（1）逆变电路全景图逆变电路由泵升电路、直流电路、逆变电路、输出电路几大部分组成。（1）逆变电路图中“逆变电路”和变频器的逆变电路相同。是由VT1~VT6共6只IGBT组成的3个逆变“半桥”，每个“半桥”由上下2只IGBT组成，工作时互补导通。假如VT1导通，VT2截止，电流流进变压器；VT2导通，VT1截止，电流由变压器流进逆变器，相线上得到交流电。3个“半桥”的工作原理相同，即变压器上得到三相交流电。图中“电抗器”具有缓冲和滤波两方面的作用，没有电抗器，逆变器不能工作。（2）同步跟踪逆变器输出的三相交流电和电网上的三相交流电必须频率同步、相位同步。并且输出电压的幅值高于电网电压。①相位跟踪。在图9-15中，“电网相位”为跟踪控制的“目标信号”，“电流相位”为逆变器现场信号，二者的差值作为PID控制的误差信号，用于修正“PWM信号发生器”的“相位角△φ”，保证逆变器输出电流和电网电压同相位。图9-15逆变系统原理图②功率跟踪。“主控制板”将逆变器的额定输出功率作为“目标信号”，将逆变器的输出电流作为“现场信号”，二者的差值作为PID误差信号，控制PWM信号发生器的△U，即控制逆变器的输出功率P。图9-15逆变系统原理图③“泵升”电路。光伏阵列输出电压为600V，低于逆变电路需要的800V。通过VT和升压电抗器组成的“泵升”电路升压为800V，供逆变器工作。下面分析泵升原理。为了清楚起见，将电路做了改画。图9-15a是VT开关管的驱动信号，当矩形脉冲到来，VT导通，L对地短路，Ui电压加在电感L上，电感充电电流如图9-15（c）所示。当矩形脉冲为0，L放电，放电电压为Ui+UL，隔离二极管D1导通，放电电流给电容C充电。由于充电电压为Ui+UL，电容两端电压高于Ui电压，电路即为泵升电路。3.辅助电路

辅助电路主要是将输入电压变换成适合控制电路工作的直流电压。辅助电路还包含多种检测、显示电路。逆变器的显示功能主要包括：直流输入电压和电流的测量值，交流输出电压和电流的测量值，逆变器的工作状态（运行、故障、停机等）。4.保护电路

逆变器的保护电路主要包括输入过压、欠压保护，输出过压、欠压保护，过载保护，过流和短路保护，接反保护，过热保护等。1.2光伏逆变系统

图9-16是逆变系统框图，图中升压变压器是将逆变功率单元输出的三相交流电升到20~35kV。图9-16逆变系统框图图中，因为单个逆变器的输出电压和输出电流有限，需要几十组逆变器并联才能满足输出电流的要求。因此，升压变压器要有多个“一次绕组”。逆变器输出的是“PWM”脉宽调制波，会产生高次谐波，可以采用反向互补进行消除。图中主控制板是逆变器的控制核心，为逆变单元中的IGBT提供驱动信号，又将逆变器的电流、电压、温度等检测信号回传到主控制板。为了防止信号传递中受到电磁干扰，采用光纤传递。变压器的输出电流、输出电压检测信号均传到主控制板，由主控制板处理后在人机界面上显示。RS485、以太网通信接口是和外网通信联系的接口。国家电网的调度信号就通过以太网传输。并网控制柜是控制35kV高压投入到高压电网的投、切控制电路，柜内控制电器有隔离开关、避雷器、高压负荷断路器等高压设备。2.逆变实体单元模块图9-17是逆变单元实体图，看到的“面”是“信号板”，由板中可见，上下有6组接口，这6组接口功能相同，是6只TGBT的驱动信号接口；左边有3组接口，是3相检测信号接口；右边有3组接口，是光纤接口。主控制板将控制信号通过光纤传递到“逆变单元”。图9-17逆变单元实体图1.3光伏发电并网逆变器应用

逆变器就是变频器的逆变部分，工作原理和变频器相同。下面以国产3.125MW逆变器进行分析。1.逆变器系统结构图9-18是并网逆变器系统外形图。由3大部分组成，分别是逆变柜、升压变压器和并网控制柜。该逆变系统参数见表9-3。图9-18并网逆变系统表9-3逆变器参数表输入参数输出参数最大输入电压：1500V（额定输入电压800V）额定输出功率：3125kW最大输入电流：3997A额定电网电压范围：20~35kV,最大直流输入数量：16/18/22/24可选额定电网频率：50Hz，最大输入电流：3997A总电流波形畸变率：

＜3%尺寸(宽×高×深)：5360×2600×2511mm额定输出功率因数：＞0.99重量：

12.5T馈电相数：3/3通信：RS485,以太网，光纤

2.人机界面HMI光伏逆变器人机界面是总控制源，光伏逆变器运行停机、参数设置、工作状态指示都由人机界面来完成。图9-19是HMI主界面，主界面说明见表9-4。图9-19HMI主界面表9-4界面功能说明3.开机/停机逆变器系统涉及到直流柜、交流柜、超高压交流柜及高压变压器；信号控制柜、智能控制柜等，这些控制柜哪一个没有到位，都不能开机。直流柜、交流柜、信号控制柜、智能控制柜等安装在“逆变柜”中。（1）直流柜图9-20是直流柜外形图，直流柜分（a）、（b）两组，每组中安装12个功率单元。图中QS25是交流维护开关，QS2是直流维护开关；QS1和QS3是负荷开关。开关功能见表9-5。（a）

（b）

图9-20直流柜

表9-5开关功能表图9-21交流柜（2）交流柜图9-21是交流柜，交流柜是24组功率单元的输出交流电流处理柜，柜中有24个“电抗器”，一端连接到“功率单元”输出端，另一端连接到“升压变压器”的一次绕组。图中QF1、QF2是交流断路器，起到接通/断开逆变器交流侧的作用。Fuse是防雷器“熔丝”，当电网遭到雷击，“熔丝”熔断保护。（3）智能配电柜智能配电柜（简称“配电柜”）如图9-22所示。图中A是多组微型断路器，QS4是旋转开关。开关作用为接通/断开信号电流。图9-22智能配电柜（4）

开机前检查在完成维护或检修等工作后，需要对逆变器内设备执行开机操作。在开机操作执行前，要仔细核对下列项，确保无误。①所有连接都是根据产品手册和电路图进行的。并且没有遗漏。②逆变单元交流侧防雷器熔丝已安装（要认真核对）。

③设备内部的保护罩已安装牢固（保护罩有两方面作用，一是防止触电，二是防止设备损坏）

④紧急停机按钮处于松开状态

⑤使用合适的测量仪器，检查光伏组件是否存在接地故障（可以采用低压摇表测量）。

⑥使用万用表检测交、直流侧电压是否满足逆变器启动条件，且无过压危险。

⑦使用万用表测量直流侧电压，检查极性是否正确。在满足上述条件下，方可执行开机操作。1.4光伏逆变器参数设置1.光伏逆变器和变频器负载的区别光伏逆变器和变频器从逆变原理和控制原理都是一样的，只是负载不同。光伏逆变器的负载是三相电网，三相电网可等效为内阻为0Ω的电动机，如图9-23所示。我们以电动机负载作比较，分析参数设置。电动机需要设置的参数是额定电压、额定电流、额定功率等，电网的设置参数是额定功率。变频器在位能负载上应用，电动机会出现倒发电，要设置制动电阻；光伏逆变器在工作中，有时电网会突然上升，会出现电流倒灌，称为“高电压穿越”，要进行参数设置。电动机绕组短路、负载重，变频器要进行过电流保护；光伏逆变器当遇到电网“失压”情况，类似于电动机绕组短路，称为“低电压穿越”，光伏逆变器要进行参数设置。图9-23电网等效电路2.逆变器有功功率设置（1）有功功率电网就是逆变器的负载，在下述情况下，需要对逆变器的有功功率输出进行限制：①存在威胁系统安全运行的潜在危险；②逆变器并入的电网支路存在过载风险；③影响稳态电网或动态电网稳定性的风险因素；④频率上升进而威胁到系统稳定性；⑤电网自身维护、修善等工作的需要。（2）设置方法通过人机界面对逆变器的有功功率输出进行调节。操作步骤为：

①在导航栏，点击“设备监控”；②在设备列表栏，选择设备；③点击“运行参数”，进入参数设置页面。

④找到“限制功率（%）”参数项，输入设置值。

⑤在界面右上角，点击“设置”。3.“低电压穿越”和“高压穿越”参数设置（1）低电压穿越《

GB19964-2012光伏发电站接入电力系统技术规定》中规定：大中型光伏电站应具备一定的低电压穿越能力。低电压穿越能力定义：当电力系统发生不同类型故障或扰动引起光伏电站并网点的电压跌落时，在一定的电压跌落范围和时间间隔内，光伏电站能够保证不脱网连续运行的能力。当电网电压跌落为零，逆变器相当于输出短路，理论上输出电流为无穷大，逆变模块IGBT会瞬间损坏，故此要求逆变器关断时间越短越好。但突然关断逆变器是做不到的，要求应能不脱网连续运行0.15s。图中，UT为并网点电压，

Upu为并网点额定电压，图9-24是大型光伏电站低电压耐受能力特性线，图中

T1，T2，U1和U2均为可设参数，设置方法也是点击“运行参数”，进入“参数设置”页面，找到“低电压穿越参数”项，进行参数设置。从逆变器安全的角度着想，电网电压出现“穿越”，“T值”设置时间越短，逆变器越安全。

但是“T值”设置时间短，遇到穿越就跳闸，影响正常工作。图

9-24光伏电站低电压耐受能力特性线（2）“高电压穿越”参数设置《

GB19964-2012光伏发电站接入电力系统技术规定》中规定：光伏