励磁绕组（精选5篇）
励磁绕组 篇1
0 引言
励磁绕组一点接地是发电机励磁回路常见的故障,在发生励磁绕组一点接地时,由于没有形成回路电流,励磁电压仍然可以保持正常,因此发电机可以正常运行。但是励磁绕组一点接地很容易发展成为两点接地故障,将给发电机和系统带来严重危害。因此研究发电机励磁绕组两点接地保护对发电机励磁回路保护具有非常重大的意义,采用改进后的切换式保护原理,对一点接地和两点接地进行分析,通过大量的仿真数据,判断保护构成完善的保护判据。
1 外加直流电源的切换式转子接地保护原理分析
1.1 考虑励磁电压变化的切换式励磁绕组一点接地保护
发电机的励磁回路大多都是采用切换式励磁绕组一点接地保护[1,2,3],在励磁电压为零的状况下,接地电阻的大小和位置无法计算。利用外加直流电源来克服这个缺点,其基本原理如图1所示。
图1中,U是额定励磁电压(分别用UL和U′L表示它在不同切换采样时刻的变化)、R为测量电阻、RX为接地电阻、K为接地位置距离转子负极的电气百分距离百分比。U0为注入的直流电源,I1(I′1)、I2(I′2)为不同切换采样时刻的检测电流,转子绕组的直流电阻很小,可以忽略不计。
计算原理如下:
当S1接通,S2断开时:
U0+KUL=I1(R+RX)-I2RX (1)
UL=(2I2+I1)R (2)
当S1断开,S2接通时:
U0+KU′L=I′1(2R+RX)-I′2RX (3)
U′L=(2I′1+I′2) (4)
在实测采样后取得I1、I2、I′1、I′2,联立式(1)、(2)、(3)、(4),就可以计算得出不包含UL和U′L的K和RX的表达式为:
undefined
计算出接地电阻RX就可以决定保护的动作行为。由式(5)可以看出接地电阻RX与故障点位置K无关,灵敏度不随故障点的位置而改变;RX,K不包含UL和U′L,解决了因励磁电压变化带来的接地电阻计算的误差问题;为励磁回路接地电阻RX提供了更高的计算精度;由于直流电压源U0的注入,在电机停机或者无励磁的状态时仍能检测发电机励磁回路绕组接地故障。
1.2 考虑励磁电压变化的切换式励磁绕组两点接地保护
励磁绕组发生一点接地后,相继发生两点接地,设它们分别经过渡电阻RX和RY接地,J为第二点接地位置距K电气距离百分比,其它参数同图1,两点接地原理如图2所示。
当S1接通,S2断开时:
U0+KUL=I1(R+RX)-I3RX (7)
JUL=(RX+RY)I3-RXI1-RYI2 (8)
UL=(2I2+I1)R (9)
当S1断开,S2接通时:
U0+KU′L=I′1(R+RX)-I′3RX (10)
JU′L=(RX+RY)I′3-RXI′1-RYI′2 (11)
U′L=(2I′2+I′1)R (12)
联立式(7)、(8)、(9)、(10)、(11) 、(12),可以计算得出不包含I3和I′3的J和RY的表达式为:
undefined
式中undefined为I1、I2、I′1、I′2构成的表达式,当UL为零时,由于有直流电流U0的注入仍然可以对RY和J进行计算。在发生一点接地故障后,必须连续2～3次计算过渡电阻RX和故障点位置K,确认一点接地故障存在的问题,此后若发生转子两点接地故障, 利用励磁回路两点接地故障的计算程序,可计算RY和J。将计算的RY与整定值比较,当其值超过整定阈值保护装置就确认为已发生转子两点接地故障,发电机延时跳闸。
2 动作判据
2.1 一点接地动作判据
RX≤RX.set (17)
式(17)中,RX.set为一点接地过渡电阻的整定值。一般可取为5 kΩ至50 kΩ或者更大。当一点接地故障发生后,根据整定判据(17),保护装置动作。
2.2 两点接地动作判据
a.电流判据
两个接地点的短路电流ID=I3或
undefined
式(18)中,ID.SET为按躲过转子绕组两点接地保护投入时,还没有发生两点接地短路的计算电流整定值; KK为可靠系数,保护延时动作于跳闸和灭磁延时停机的时间[4]。
b.电阻判据
RY≤RY.SET (19)
式(19)中,RY.SET为两点接地过渡电阻整定值, 保护动作于跳闸和灭磁、停机的时间。上述延时跳闸时间由机组允许振动限度及允许减少无功出力大小作为整定判据。
3 灵敏度分析
3.1 一点接地分析
在实际运行中,保护灵敏度受很多因素影响:a.直流电流测量电路的精度限制,包括直流测量芯片的最大线性度、AD 转换芯片精度等;b.保护电路元件因素,包括注入电压的大小、电子开关的正向压降和处于截止状态时的泄漏电流等;c.其它因素,包括发电机励磁系统中的谐波电压分量等。[5,6]取电流的最小准确测量值为0.25 A,以U=500 V(额定运行电压)、R=20 kΩ、U0=50 V为例进行讨论。不计其它相关因素的影响,则保护能检RX.max为:316.6 kΩ,这表明一点接地的保护灵敏度很高,但仅是在理想的状态下的情况才能达到的。在实际运行中,由于电路因素和谐波电压的影响,保护的灵敏度很难达到这样的要求,但测试结果表明,保护灵敏度能充分满足实用性的要求。
3.2 两点接地分析
由于RY与K,J,UL有关,三个参数的变化都会影响RY的精确度,故采用反映接地位置变化(ΔK)的两点接地保护转子一点接地时,根据切换采样式一点接地保护计算出接地点的K值,若发生转子两点接地,测得的K值有变化,转子两点接地保护的动作方程为
undefined
当第二点接地故障为金属性短路时(RY=0),|ΔK|=|J|;当第二点接地故障为非金属性短路时(RY≠0),|ΔK|<|J|。因此,当RY较大时,Δα数值将偏小,且与J值偏差较大。
4 仿真分析
采用matlab软件构建励磁绕组接地故障仿真模型[7],励磁绕组用4段π型等效电路来表示,采用三峡左岸电厂ALSTOM机组参数[8],额定电压为475.9 V,空载电压为191.8 V,电阻Re=0.102 9 Ω,电感Le=1.59 mH,对地电阻Ry=5 MΩ,对地电容Cy=1.264 μF。开关S1、S2的切换周期为1 s。阻容吸收回路参数为Rs=20 Ω,Cs=0.1 μF。其它参数为:一点接地故障位置K=0.4,一点接地电阻RX=30 kΩ;Re1=0.25Re;Re2=0.15Re;Re3=0.10Re;Le1=0.25Re;Le2=0.15Re;Le3=0.10Re;Ry1=8Ry;Ry2=4Ry;Cy1=0.125Cy;Cy2=0.25Cy。
仿真模型如图3所示。
4.1 一点接地故障实验
当R、RS取不同值时,以测量R的电流I1为例,见图4。
从仿真波形可以看出:R的大小可以影响励磁绕组的暂态过程。当R的阻值越小,由励磁绕组对地电容充放电引起暂态现象就越明显;暂态过程时间明显缩短。如图5所示。
从仿真波形可以看出:外加直流注入电源后,克服了在UL为零时,无法测量接地电阻的不足。R=20 kΩ,RX为一点接地电阻,R′X为编写接地电阻程序求出的值。通过大量的仿真试验,改变UL、U0观察测量结果,如表1所示。
表1结果表明:序号1～4表明在励磁电压UL和外加电源U0不变的情况下,保护灵敏度满足要求;序号5～8表明在励磁电压UL和外加电源U0变化的情况下,对接地电阻有一定的影响,但保护灵敏的也满足要求[9];序号9～12表明在无励磁的情况下,一点接地电阻是可以得到计算的,但其计算误差会增大。
4.2 两点接地故障实验
其它参数不变,由开关控制模拟第二点接地故障。两故障点之间的电气距离为0.4。T=1.5 s时,开关投入,R=20 kΩ、RX=20 kΩ、RY=20 kΩ时。其电流波形如图6所示,R′Y为编写接地电阻程序求出的值,通过改变测量值RX、RY、K、J观察两接地点间电流I3、I′3。如表2所示。
表中第1、第2组当一点接地电阻为1 Ω、5 Ω时,第二点接地的误差很大,电阻判据失效,故此时改为电流判据作为保护依据;第3～5组当K、J的位置不变时,一点接地电阻RX对第二点接地电阻RY有影响,当RX增大时,RY的精度提高;第5～7组,在当RX、RY保持不变时,接地位置越靠近两边,精度则降低;第7 组的J值为负,说明在K的前方(如J= - 0.3,说明J的距负极的电气距离百分比为0.3处)。结果表明:一点接地的大小和两接地点位置均对第二点接地的大小有所影响,在精确度范围内,满足要求。
5 结论
发电机转子微机励磁回路接地保护算法简单、可靠性高。该保护可检测的最大电阻RX.max=316.6 kΩ转子一点接地故障,灵敏度极高,因而可在线监测发电机升压的全过程及正常运行中的转子绕组的绝缘[10]。一点接地的灵敏度不随故障点位置改变。大量仿真的结果表明,只要转子第1点接地电阻RX≥1 kΩ,转子第2点接地电阻RY都有很高的检测灵敏度。然而,当第1点接地电阻很小,不能准确测量第2点接地电阻RY时,此时两接地点中的电流却很大,因此,利用反应两接地点之间的电流构成的判据可以灵敏地反应。这正是目前采用的切换采样原理不能克服的死区。反应两接地点之间的短路电流ID构成的转子微机励磁回路接地保护,具有灵敏度高、无死区的特点,再与反应转子第2点接地故障电阻RY原理的保护一起使发电机转子微机励磁回路接地保护更加完善。
参考文献
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柴油发电机励磁绕组的改进 篇2
经过对施工环境、发电机使用情况的调查和对故障的分析研究，满载运行时间过长、负载功率因素低、三次以上的高次谐波严重、三相负载严重不平衡、频繁起动较大功率的异步电动机、发电机及负载短路、保安装置失灵或不完善以及高温高湿环境连续作业等是造成发电机温升过高、从而最终导致励磁绕组被烧毁的主要原因。
1 改进措施
拆除烧损的励磁绕组，按原线径匝数采用高强度聚脂漆包线重新下线，绕组浸漆(常用1032三聚氰胺醇酸树脂漆或1012耐油清漆适用于E级或B级绝缘)，经用500伏兆欧表测量，绝缘电阻达100MΩ以上。参考各类发电机励磁系统，结合具体情况分析原励磁系统设计上的缺陷和不足，我们重新设计了励磁恒压系统。采用单相半波可控整流，整流电压最大值为103V，导通角≤180°。
根据设计计算采用3CT50/500V可控硅代替原3 C T 1 0/5 0 0 V的可控硅，经试运转及电路测量、元件调整，各项指标均符合要求，达到了改进目的。励磁电流为26A，励磁电压为64V，当外负载变化时，瞬态电压调整率≤±25%，瞬态频率调整率≤±8%，电压稳定时间≤1.5s，频率稳定时间≤6s，稳态电压调整率≤±5%，稳态频率调整率≤±6%，电压频率波动率≤±0.6%，接近新品指标。
2 使用控制措施
1)严格控制发电机温升(以气温40℃为基准)不超过50℃。运行中经常以触摸感觉、温度计检测的方式，当发现轴承外圈温度超过95℃、润滑脂有稀释流出现象，或轴承有沙沙磨擦声时，均应立即停车查明原因，排除故障后方可运行。
2)保持调速器良好，稳定发电机转速在1 500r/min，使周波达50Hz，运行中发现周波有变化，应及时调整柴油机油门稳定周波，并检查调速器是否运行正常。
3)发电机二级保养时斟情更换润滑脂，润滑脂数量应为轴承空隙的1/2～2/3左右。应按使用说明书规定仔细检查轴承，如果滚珠或轴承内、外圈等处出现蓝紫色时，说明轴承受热退火，应注意使用或更换。更换轴承时，轴承内外孔和轴及机体配合应符合规定的过盈量，太松时应在轴承内外圈挂锡，精磨后装配;过紧时应用00号砂纸细心打磨后装配，既防止轴承配合过松打滑、磨擦生热，又防止过紧时减小轴承游隙，增大磨损，增加温升。
4)发电机使用时应尽量使用电设备合理分配，三相功率平衡(其中整流励磁的A相已消耗电力2kW)，三相不平衡不应超过20%。尽量使用三相电焊机，使用两相对焊机时应停用其它设备，并间歇对焊。工作中密切注视机体温度，如果温升过高，应立即停机降温。
5)发电机在高温、高湿环境下作业应采取降温和除湿措施，如采用吹风机改善通风条件、间歇运行，使之冷却，控制机体温度不超过90℃，或减轻负载不超过发电机容量的85%，作好发电机顶部密封，防止雨淋。
6)原则上禁止发电机过载使用，特殊情况过载使用时，如使用发电机进行钢筋对焊时，应间歇作业，并严格控制发电机温升，一旦温升过高，应立即停机采用吹风机冷却，待降温后再投入使用。负载电动机最大容量不应超过发电机容量的40%，间断起动电动机间隔时间不应低于1min，尽量避免频繁起动。
7)发电机运行中应密切观察励磁电流，若超过额定值时应减轻负载。若调整无效应停机检查励磁绕组是否因绝缘下降(发电机冷态低于2MΩ，热稳定状态低于0.5MΩ)而严重漏电或短路接地，不可强制运行以免造成机器损坏。
8)发电机若长期不用，使用前应将定子采用稳态短路电流法对绕组进行烘干驱潮，当绝缘大于2MΩ以后方可使用。
3 效果
重新设计、安装了新的励磁恒压系统，并实施了一系列措施，严格执行操作规程，加强设备管、用、养、修工作，经过一段时间检验，设备状态良好，消除了类似故障。我们又陆续对其他几台有故障的75kW～250kW柴油发电机励磁系统进行设计改装,并在全集团公司进行推广，改造、安装新装置，改善了技术性能和各项经济指标,充分发挥了设备的使用性能，提高了设备完好率、利用率，保证了施工生产的顺利进行，取得了较好的经济效益。
摘要：本文介绍了柴油发电机组励磁系统出现的故障及原因,设计了新的励磁装置,并制定了使用控制措施,通过实践检验,排除了类似故障,从而保证了工程施工的安全、质量、进度和效益,取得了较好的经济效益。
励磁绕组 篇3
发电机励磁回路接地是指励磁绕组与转子铁芯之间的绝缘损坏或者击穿,它包括励磁回路一点接地和两点接地故障。在发生励磁回路一点接地时,由于没有形成电流回路,励磁电压仍然正常,因此对发电机无害。但是励磁回路一点接地很容易发展成为两点接地故障,给电机和系统带来严重危害。现在普遍采用以励磁电压为参量的乒乓式励磁保护[1,2,3,4,5,6],但是在发电机停机励磁消失状态下,由于励磁电压很小或等于零,乒乓切换式保护将无法检测到励磁绕组接地故障。为解决这个问题,文献[7]针对模拟式转子一点接地保护方式提出了改进方案,但其分析是在假设励磁电压不变的情况下进行的,当励磁电压变化时,将对计算带来较大误差,本文采用一种乒乓切换式微机保护的改进方案,并对其原理、灵敏度和应用中的若干问题进行分析。
1 乒乓式励磁回路一点接地保护基本原理
目前,发电机的励磁回路大量采用了乒乓式励磁回路一点接地保护,其原理图如图1所示[8]。
其中:UL为转子绕组电压;R为降压电阻;Rm为测量电阻;K为接地位置距离转子正极的电气百分距离。假设励磁电压UL在开关切换过程中不变,R、Rm已知,U1和U2为保护的测量电压。转子绕组的直流电阻很小,可以忽略。
其基本原理如下:
S1接通,S2断开时:
S2接通,S1断开时:
可以推导出:
该保护的保护范围为整个励磁绕组。这种保护不受励磁回路绕组对地电容及接地点位置的影响,调试、整定很方便,正确动作率高,优点突出。但存在以下不足:
(1)电机停机或者无励磁状态时不能检测发电机励磁回路绕组接地故障的问题。
(2)故障距离和接地电阻值是在励磁电压不变的情况下计算得到,励磁电压变化时,故障距离和接地电阻值无法由计算得到。
2 改进方案
2.1 单端注入直流电压源的乒乓式励磁回路一点接地保护[7]
针对上述问题,文献[7,9]采用了在励磁回路单端叠加辅助直流电源的方式,其原理图如图2所示。
在励磁电压UL不变的情况下,S1接通,S2断开时,可得:
S1断开,S2接通时:
由此可以推导出:
在UL=0、开关S1接通时,外加直流电压源U0、Rm、R、Rg形成回路,通过测量Rm的压降U1和列解回路方程可求取Rg的值。解决了电机停机或者无励磁状态时不能检测发电机励磁回路绕组接地故障的问题。从式(8)可以看出:k由外加直流源电压、换路后的电流变化和励磁电压共同决定。在外加电压很小时,换路后电流的变化很小,不利于计算。在外加电源很大时又会使回路电流很大,易烧毁器件,同时也会使励磁电压变化。励磁电压变化时,该保护的故障距离和接地电阻值也无法由计算得到。假设开关在一次切换过程中励磁电压分别UL和UL′,此时可求得接地电阻值为:
用式(8)减去式(9)可得:
由式(10)可以画出函数关系曲线如图3所示。
由曲线可知,如果按照励磁电压不变来计算接地电阻值,会带来较大的误差。
2.2 考虑励磁电压变化的乒乓式励磁绕组一点接地保护
由图1可知该电路在考虑励磁电压变化的情况下,列解的数学方程有两个,但存在KUL、Rg、和KUL′三个未知量,无法计算。如果要由运算得到励磁电压变化,必须增加方程数量,而单独增加一条支路,不但增加了开关数量,在开关轮流切换时也增加了新的变量,仍无法求解。可以采用在不增加开关数量的同时,采用增加网孔数,来增加求解方程数,同时方程的未知量不变。故对图1电路做如图4改进。
图4中:U是额定励磁电压(考虑它的变化不同切换采样时刻分别用UL和UL′表示);R为测量电阻;Rg为过渡电阻;K为接地位置距离转子负极的电气百分距离。
其原理如下:
S1接通,S2断开时:
S1断开,S2接通时:
在实测采样取得U1、U2、U1′、U2′后,联立式(11)~式(14),可以计算得出不包含UL和UL′的K和Rg的表达式为:
计算出过渡电阻Rg就可以决定保护的动作行为。由式(15)可以看到Rg与故障点位置K无关,灵敏度不随故障点位置改变。解决了因励磁电压变化带来的接地电阻计算的误差问题,为励磁回路接地电阻Rg提供了更高精度的计算;由于直流电压源U0的注入,在电机停机或者无励磁状态时仍能检测发电机励磁回路绕组接地故障;由于没有固定的平衡点,保护不存在死区。一点接地的动作判据为:
Rg.set为一点接地过渡电阻整定值。一般可取为5~50 kΩ或者更大。当一点接地故障发生后,根据整定判据,保护装置可以动作于信号。
3 灵敏度分析
在实际运行中,保护灵敏度受以下因素影响:(1)直流电压测量电路的精度限制,包括直流测量芯片的最大线性度、AD转换芯片精度等;(2)保护电路元件因素,包括注入电压的大小、电子开关的正向压降和处于截止状态时的泄漏电流等;(3)其它因素,包括发电机励磁系统中的谐波电压分量等[10]。取电压的最小准确测量值为0.25 V,以U=500 V(额定运行电压)、R=20 kΩ、U0=50 V为例进行讨论。不计其它相关因素的影响,则保护能检Rg.max为:
由上式可见,该保护可以检测Rg=316.6 kΩ的一点接地故障,灵敏度很高。
4 算例
取U=500 V(额定运行电压)U0=50 V、R=20 kΩ,Rg为一点接地电阻,R′g为编写接地电阻程序求出的值。
(1)改变Rg的大小检测保护的精度和灵敏度,结果如表1所示。表1仿真结果表明:随着Rg的增加测量误差增大。表格中的误差数据在Rg≤5 kΩ时用绝对误差,Rg>5 kΩ时用相对误差。
(2)励磁电压为零,注入50 V直流电压,测试在电机停机或励磁消失情况下接地电阻计算结果。
表2结果表明:在发电机停机或无励磁的情况下,通过双端叠加直流电压源可以解决接地电阻无法计算的问题。
5 仍需考虑的若干问题分析
5.1 接地电阻计算方法
发电机转子的偏心使得励磁绕组上不可避免地存在交流分量;由于采用可控硅励磁调节器,不同的导通角下也有交流分量。由于交流分量的存在,转子绕组接地电阻的测量会产生误差。为了消除交流分量的影响,可以采用傅里叶算法对测量电阻mR上电压U1(U1′)的采样值进行滤波[1,11]。假如采样频率为600 Hz,经T1后读取Uk,1,Uk,2,…,Uk,N-1,Uk,N,Uk,N+1。可以按下式计算U1(U′1);
如果|U1,N+1-U1,N|≤ε,Rm上的测量电压U1取U1,N+1。
5.2 励磁电压反向危害
为了防止励磁电压反向时的反向高电压对开关S1、S2的危害,可以增设RC串联支路,其测量回路如图5。
这样可以防止保护特性受励磁电压波动的影响和测量误差增大问题。
5.3 电机启动对保护的影响
仿真结果表明,励磁电压突然升高,计算出的接地电阻值将小于实际的接地电阻值,当发电机启动的时候,励磁调节器自动加励磁,励磁电压从零升到额定电压,调节时间为2~3 s,而保护开关的切换周期为1~2 s,电机的启动将影响保护的计算周期,此时可以采用多次计算再出口的方式以防止保护误动。
6 结论
本文的改进方案对于一点接地保护,接地电阻的计算不受故障位置和励磁电压变化的影响。解决了因励磁电压变化带来的接地电阻计算的误差问题,为励磁回路接地电阻Rg提供了更高精度的计算;解决了单端注入直流电源时保护灵敏度在励磁绕组正负端接地相差很大的问题;解决了原有保护在电机停机或者无励磁状态时不能检测发电机励磁回路绕组接地故障的问题。保护的精度和灵敏度满足实际需要。
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励磁绕组 篇4
近年来,中国水电事业得到了迅猛发展,水电站的建设规模及单机容量都在不断增大,人们对水轮发电机的安全可靠运行提出了越来越高的要求。励磁绕组匝间短路是发电机时常发生的电气故障,会造成发电机励磁电流增大、输出无功减小,短路点处局部过热,还可能使其演化为转子接地故障[1]。同时,短路会引起气隙磁场的畸变[2],加剧发电机的振动[3],给机组安全稳定运行带来巨大威胁。
利用发电机运行中的电气量实现对励磁绕组匝间短路故障的实时在线监测与保护不需附加装置,也不需对电机进行改造,是今后研究的方向[4,5,6]。利用多回路分析法已实现对发电机励磁绕组匝间短路故障的计算,并经过了实验验证[7],迈出了对励磁绕组匝间短路故障研究关键的一步。但较之汽轮发电机,大型水轮发电机的定子绕组连接复杂且连接方式多种多样,目前对其故障特征及其机理的研究(特别是分数槽发电机)还不够充分,对故障时气隙磁场及定、转子各电气量稳态谐波特征的分析还较模糊。
本文以三峡左岸VGS发电机为例,同时结合常见的水轮发电机定子绕组连接方式,从分析故障时励磁绕组和定子绕组产生的磁动势性质及其在气隙磁场中的相互作用入手,推导了定、转子电流的稳态谐波次数的一般性通式。并利用多回路方法进行计算,验证了分析方法的正确性。本文的研究加深了对励磁绕组匝间短路故障特征及其机理的认识,为故障在线检测与保护奠定了理论基础。
1 三峡VGS发电机定子绕组连接形式分析
附录A为三峡VGS发电机的主要参数。该发电机采用分数槽波绕组,定子槽数Z=510,极对数P=40,每极每相槽数q=17/8,每个单元电机由分布在8个极下的51槽组成,共10个单元电机。
根据定子绕组连接表得到A相绕组分布如图1所示。分析可知,定子每相的5个分支在空间上依次互差2π/5机械弧度(5个分支均匀分布在整个电机圆周)。同时,不同相的对应分支在空间上依次互差2π/15机械弧度(未在图中示出)。
励磁绕组匝间短路故障时定子相绕组是完整的,但短路会造成相绕组内部的不平衡[2],因此本文以定子支路为基本单元,分析故障后定、转子电流稳态特征。
2 励磁绕组匝间短路时定子电流特征
2.1 励磁电流直流分量产生的磁动势及磁场分析
励磁绕组匝间短路会造成励磁绕组各极下的结构差异(除非各极发生相同匝数短路),不失一般性,以一极下的励磁绕组发生短路为例进行分析。
同步电机发生励磁绕组匝间短路后,励磁绕组分为正常励磁回路与故障附加回路[7]。不考虑磁路饱和,将故障后励磁磁动势看作正常励磁回路产生磁动势与故障附加回路产生磁动势的叠加。正常励磁回路产生的磁动势在每极下的分布情况相同,而相邻极下由于励磁绕组绕向相反而方向相反,在空间上一对极重复一次,包含空间基波和3次、5次等奇数谐波磁动势。因此只需分析励磁故障附加回路产生的磁动势即可完成对故障后励磁磁动势的分析。
如图2所示,假设第1极下的w匝励磁绕组发生匝间短路,这w匝励磁绕组流过直流电流I时,将产生矩形波磁动势,对其进行谐波分析,在整个电机圆周[-Pπ,Pπ]区间,有
式中:P为极对数;x为建立在转子上的坐标(电角度,原点取在转子d轴上)。
由于矩形波磁动势对转子坐标d轴对称,所以式(1)中只有余弦项。其中:
式中:β为励磁线圈短距比,由于凸极机的励磁绕组可看作集中的整距绕组,因此β=1。
则
从式(3)可以看出,当k为偶数时,Fk=0。因此,励磁故障附加回路产生的磁动势不含偶数次谐波,含基波、奇数次谐波及1/P,2/P等分数次谐波。这些磁动势作用于不均匀气隙中将产生一系列谐波磁场,以k=v/P(v=1,2,…)次磁动势为例:
在不考虑齿、槽影响的前提下,气隙磁导系数[8]为:
因此
从式(6)可知,励磁故障附加回路直流分量电流产生的磁场含基波、奇数次及分数次谐波。其中,含λ0的项表示与励磁磁动势同次的空间磁场,而由于气隙磁导谐波的影响,气隙磁场还含有v/P±2l次谐波,这些磁场都随转子同步旋转。
2.2 励磁磁场在定子各分支感应电流的特征
发电机绕组设计的基本原则是:对应于空间基波磁场,同相各分支位置相同[9]。因此,对于各种多分支同步电机,励磁电流直流分量产生的空间基波及奇数次谐波磁场在同相所有分支都会感应出相同的电动势,联网运行时同相各分支会感应出同相位的基波和奇数次谐波电流。
而空间分数次谐波磁场在同相各分支感应出的电动势相位可能不同,从而产生相应频率的不平衡分支电流,同相各分支之和等于0,所以相电流中没有相应频率的分量。因此,励磁电流直流分量产生的磁场会在定子相绕组内部产生分数次谐波环流。
3 励磁绕组匝间短路时转子电流特征
为便于分析电枢反应磁场在转子绕组感应电流的频率,分别考虑定子相绕组内部不平衡分数次分支电流及三相对称的基波及其他次谐波相电流的影响。
3.1 定子绕组不平衡分支电流产生的一相磁动势
与三峡左岸VGS发电机类似,官地(2P=60,Z=630,a=6)、拉西瓦(2P=42,Z=504,a=7)、龙滩(2P=56,Z=624,a=8)等水轮发电机的同相各支路都均匀分布在整个电机圆周,仅并联支路数不相同。
为得到一般性通用结论,考虑一台极对数为P的发电机,且各相的n个(n>1)分支在空间上依次互差2π/n机械弧度。因此各分支不平衡电流的各次谐波有效值均相等,且时间相位互差2πP/n电弧度,则A相第m支路的μ/P(μ=1,2,…)次电流(m=1,2,…,n)为:
式中:为μ/P次谐波电流的有效值;ω0为同步角频率。
第m支路的μ/P次谐波电流产生的v/P(v=1,2,…)次谐波磁动势为:
式中:为各分支μ/P次电流产生的v/P次磁动势的幅值;α为建立在定子上的空间坐标(电角度,坐标轴与定子A相第1支路轴线重合)。
从而A相绕组产生的合成磁动势为:
利用三角函数积化和差公式将各分支产生的磁势分解为正、反转2个磁势的合成,反转分量为:
当μ+v≠kn(k=1,2,…)时,式(10)为:
当μ+v=kn(k=1,2,…)时,式(10)为:
由上可知,只有当μ+v=kn(k=1,2,…)时,同相各分支不平衡电流产生的合成电枢反应磁动势存在反转分量。同理,只有当|μ-v|=kn(k=0,1,…)时,合成电枢反应磁动势存在正转分量。
3.2 定子不平衡分支电流三相合成电枢反应磁动势
下面将考虑空间上依次互差2π/15机械弧度的不同相对应分支不平衡电流产生的三相合成电枢反应磁动势。同样地,为得到通用的结论,假设电机不同相对应分支在空间依次互差2π/3n机械弧度(满足此条件的发电机不同相对应分支对称)。
由式(7)可知,a1分支的μ/P(μ=1,2,…)次电流为:
由于不同相对应分支对称,各相分支电流各次谐波有效值均相等,则b1,c1分支的μ/P次谐波电流为:
各分支μ/P次谐波电流产生的v/P次磁动势为:
三相合成磁动势为:
仍然以反转分量为例分析。前已得出,只有当μ+v=kn(k=1,2,…)时,同相各分支不平衡电流产生的合成电枢反应磁动势存在反转分量。在这个前提下,分析上式可知,只有当μ+v=3kn(k=1,2,…)时定子相绕组内部不平衡环流产生的三相合成磁动势存在反转分量。同理,只有当|μ-v|=3kn(k=0,1,…)时三相合成磁动势存在正转分量。
3.3 转子绕组附加谐波电流频率
定子μ/P次分支电流产生的v/P次磁动势的极对数(等于磁动势谐波次数乘以电机的极对数)是v,若μ+v=3kn(k=1,2,…),则磁动势为反向旋转,相对定子的转速是-μω0/v,相对转子转速为(μ+v)ω0/v。
与2.1节的分析类似,v/P次反转谐波磁动势作用于不均匀气隙中将产生一系列谐波磁场,以与磁动势同次的空间磁场为例,该磁场在转子绕组(包括励磁绕组和阻尼绕组)中感应电流的频率正比于旋转磁场相对于转子的转速(机械角速度)和旋转磁场极对数的乘积。因此,在转子绕组中感应的电流频率为:
对其他次旋转磁场的分析同上,限于篇幅和推导的繁杂不再一一详述。经过分析发现,尽管v/P次磁动势产生的磁场转向有正转也有反转,且谐波次数多种多样,但它们在转子绕组中感应电流的频率均为(3n/P)kω0(k=1,2,…)。
除定子相绕组内部不平衡分支电流会在转子绕组引起附加谐波电流外,发电机联网运行时定子三相对称的基波及其他次谐波相电流(对应同相各分支相等的分量)产生的某些谐波磁动势也会引起转子谐波电流。由文献[10]可知,该电流会产生6k+μ次正转和6k-μ次反转磁势(μ=1,5,7,…),进而在转子回路中感应出6k次谐波电流。由于2P/n为整数,则6k⊂(3n/P)k。
由上述结论可知,三峡左岸VGS发电机发生励磁绕组匝间短路故障时,除励磁绕组的直流分量电流以外,转子励磁回路和阻尼回路只含3k/8(k=1,2,…)次谐波的交流电流。
3.4 推广与总结
除了类似三峡左岸VGS发电机同相各支路都均匀分布在整个电机圆周的定子绕组空间分布形式外。诸如长河坝(2P=42,Z=504,a=6)、糯扎渡ALSTOM(2P=48,Z=576,a=8)等偶数分支发电机具有另一种定子绕组空间分布方式。图3为长河坝发电机定子绕组空间分布图。
从图3中可看出,A相的6个并联支路分2组对称,a1,a2,a3和a4,a5,a6分别在空间依次互差2π/3机械弧度。
对于这种定子绕组空间分布形式的发电机,也可按照本文的方法进行分析,总结如表1所示。
4 故障的定量计算及分析
为了验证本文所提出的分析方法的正确性,并定量化故障特征为故障的检测及保护提供依据,本文利用经过实验验证的多回路方法[7]计算了三峡VGS发电机额定联网负载工况下发生励磁绕组匝间短路的定、转子各回路电流。
图4列出了励磁绕组发生16极短路(占励磁绕组总匝数的20%,短路电阻RfkL=0)故障的仿真波形,其中每一行左边的波形是故障前后整个过渡过程的波形,在t=40 s时励磁绕组发生匝间短路,那么t<40 s的波形代表故障前的正常稳态运行状态,t>40 s的波形代表发生故障后的过渡过程;右边的图代表故障后的稳态波形。
为定量化分析故障特征,通过傅里叶分解可得稳态电流中各种谐波有效值。表2中列出了励磁绕组发生20%匝间短路(对应图4的稳态波形)及1.25%短路(1极短路)故障前后各电流中主要分量的有效值。
从表2可以看出,虽然定子支路电流出现了1/40次,2/40次,3/40次等分数次谐波(限于篇幅,表中未一一列出),但励磁电流中的交流成分却只包括3/8次,6/8次,9/8次等分数次谐波,这与理论分析完全一致,证明了前文分析方法的正确。
故障后励磁电流直流分量的大小近似与总等效匝数(正常绕组的匝数-短路匝数)成反比,这是在认为励磁回路电压源保持不变且不考虑电源内阻抗的假设条件下得出的,与实际系统可能略有差异。故障前后定子三相电流几乎不变的现象,也是基于该假设条件得出的,因为该情况下匝间短路的励磁绕组产生的基波磁动势几乎没有变化。若考虑电源内阻抗,由于励磁绕组产生的基波磁动势会小于故障前的正常值,会造成定子相电流随短路匝数的增加而减小。尽管如此,故障后的定子相电流仍是三相对称的工频电流。
从表1看到,励磁绕组20%匝间短路时,稳态励磁电流的谐波成分中,幅值最大的是频率接近于100 Hz的15/8次(即75/40次)谐波电流,不过在励磁绕组的正常部分,这个15/8次谐波电流还不到直流分量的1.5%,实际检测会很困难。定子分支电流中幅值最大的谐波分量是频率接近50 Hz的39/40次和41/40次谐波,其大小已超过相电流(基波)的10%。如果提取分支电流的39/40次和41/40次谐波作为参考量,并将动作值取为相电流额定值的5%,理论上可反应这个故障。
但同时也应认识到,除非发生与励磁绕组匝间短路等效的匝数较大的转子两点接地短路,一般较难发生如此多短路匝数的匝间短路故障。而当短路匝数较小时,由于励磁电流产生的磁动势不会造成气隙磁场的明显畸变,对定子分支电流的影响较小,检测起来会比较困难。而大型水轮发电机一般极数很多,发生在某一极绕组内的匝间短路较难通过定子电流的变化来检测。比如三峡VGS发电机共80极,即使1极绕组全部短路,定子分支谐波电流中主要是2/40次谐波,其有效值只有193.56 A,而基波电流达4 764.06 A,实际检测该谐波比较困难。
5 结语
本文从理论分析及定量计算两方面对大型水轮发电机励磁绕组匝间短路的稳态故障特征进行了深入的研究,结论如下:
1)故障后定子各分支电流不再相等,会出现不平衡分数次谐波电流,而故障前后三相电流几乎不变,主要都是三相对称的基波成分。
2)故障后励磁绕组电流直流分量的大小近似与总等效匝数成反比;励磁电流除直流分量外,还包含与定子绕组分布和连接方式有关的交流分量。
这些特征不同于机端外部短路[8]、定子匝间短路[11]、转子偏心[12]等其他故障,可作为励磁绕组匝间短路故障的检测依据。另外,通过本文分析得到的定转子电流谐波特征可应用于对故障稳态计算[13]的进一步简化研究中。另外,从本文的计算中可以看出,小匝数短路的故障特征量不明显,同时定子幅值最大的谐波分量是频率接近50 Hz的39/40次和41/40次谐波,对故障特征的提取与识别将是今后的研究重点。
附录见本刊网络版(http://aeps.sgsgcc.com.cn/aeps/ch/index.aspx)。
励磁绕组 篇5
发电机自动励磁调节装置 (以下简称“AVR”) 通过调节、限制和切换等方法对励磁系统起到限制和保护作用, 主要包括低励磁的限制和保护、励磁过电流的限制和保护、过励磁的限制和保护等。其动作顺序为:先进行限制, 使AVR恢复至正常工作状态;当限制器动作后, AVR仍然无法恢复至正常工况时, 再由AVR的保护延时动作, 将AVR由工作通道切换至备用通道或自动切至手动 (或再经延时将AVR切至50 Hz手动) ;如果仍然无法恢复至正常工况, 由发电机继电保护作用于停机。
发电机具备短时过载能力, 因此, 在极端工况下要有效、充分地利用发电机的过载能力。但由于国内的标准不统一、厂家设计理念有差异、整定方案不同等原因, 当前国内大部分电厂的发变组保护转子过流、定子过流定值和励磁调节器参数的整定中往往忽略了其之间的配合, 造成发变组保护、励磁限制、国标三条反时限曲线错位、动作顺序错误、没有级差。
合理整定励磁系统过励限制和保护定值是关系着机组安全和电力系统稳定的重要问题。美国在1996年和2003年经历了2次大停电, 在电网瓦解的最后时刻都有过励保护动作。由此可见, 在避免电网瓦解的过程中, 需要大量无功的支持, 正确的励磁系统过励限制和过励保护可在保证发电机组安全、可靠运行的前提下, 最大限度地发挥发电机的作用, 从而提高电网的稳定裕度。
2012年, 国网公司牵头开展了并网机组网源协调重要参数专项核查和整改工作, 目的是对照《大型发电机组变压器继电保护整定计算导则》等技术标准和并网管理规定, 对发电机组定子过负荷限制器、定子过负荷保护与发电机定子过负荷能力不匹配, 励磁系统过励限制器单元、发电机转子过负荷保护与发电机过励能力不匹配等问题进行了调查、整改。在国网公司编制的网源协调调查表中, 只针对转子、定子过负荷和励磁调节器限制曲线上的几个点进行了计算, 并不能完整地看到曲线的配合关系和级差情况, 也无法进行精确的调整计算。本文以某电厂为例, 对相关数据进行了精确计算, 绘制了完整的曲线进行分析、调整, 以找到合适的参数和方法整定。
1 发电机定子、转子过负荷能力的确定
1.1 发电机转子绕组的过负荷能力
对于汽轮发电机, 标准中规定了汽轮发电机转子过电流的反时限特性, 发热常数为33.75, 这也是发电机厂家给出的转子过电压 (实际是过电流) 参考曲线, 具体如表1所示。
针对其他的过流值所允许的时间, 标准中给出了具体的函数:
式 (1) 中:If为励磁电流实际值, 标幺值;t为励磁电流持续的时间。
1.2 发电机定子绕组过负荷能力
按照标准, 对汽轮发电机定子绕组过电流能力的要求是:容量小于1 200 MVA及以下发电机允许的过电流时间和过电流倍数由以下函数确定:
式 (2) 中:I为定子电流实际值, 标幺值;t为当前的电流值下所允许的持续时间。
2 案例分析
以某电厂为例, 2×600 MW机组发电机型号为QFSN-600-2, 为上海汽轮机厂生产, 发变组保护采用美国GE生产的G60系列保护装置, 励磁调节器采用瑞士ABB公司生产的UNITROL5000励磁调节系统。
2.1 转子过负荷保护与限制配合分析
2.1.1 发变组的保护原理
发变组保护采用美国GE公司的产品, 转子过负荷以IEEE反时限方程为基础, 出口方式为减励磁。励磁调节器采用ABB公司UN5000励磁调节装置, 采用自己的计算方程, 在发生励磁限制动作后不进行通道切换, 限制失败延时2 s后进行通道切换, 通道切换后限制依然失败后, 再延时3 s切换手动方式, 计算过程如下 (励磁变高压侧CT变比200/1星形接线F35—I和F35—II) :
式 (3) 中:TMD为时间常数;Ipickup为反时限动作特性的启动电流;A取28.2;B取0.121 7;P取2.
根据《大型发电机组变压器继电保护整定计算导则》中的4.5.2, 转子过负荷保护反时限特性的启动电流应按正常运行的额定励磁电流下能可靠返回的条件整定, 计算方式如下:
式 (4) 中:Ie为额定励磁电流;Krel为可靠系数, 取1.05;Kr为返回系数, 取0.85~0.95, 条件允许的情况下应取较大值。励磁变过负荷保护反映的是励磁变高压侧交流电流, 应将折算到励磁变高压侧:
式 (5) 中:CTpri为励磁变高压侧的CT一次额定电流;n为励磁变变比。
以2.08倍为转子过负荷能力的电流倍数, 10 s这个点的计算时间常数为TMD, 再用1.12倍60 s的点进行校核, 计算得到的时间常数是:
TMD常数确定后, 编辑公式计算并绘图。
2.1.2 限制器原理
ABB UNITROL 5000励磁调节器转子电流限制动作特性的公式为:
式 (7) 中:REF_IEMAX为顶值励磁电流 (以额定励磁电流为基准的标幺值百分数) ;REF_IETH为连续励磁电流 (以额定励磁电流为基准的标幺值百分数) ;TIME_IEMAX_SEL为强励时间。
根据标准, 当同步发电机的励磁电压和电流不超过其额定数值的1.1倍时, 励磁系统应能满足能长期运行的要求, REF_IETH应设为110%;励磁系统顶值电流应不超过2倍的额定励磁电流, 允许持续时间应≥10 s, REF_IEMAX应设为200%, TIME_IEMAX_SEL应设为10 s。根据计算绘制出图1, 由图1中可看出, 发变组转子过负荷曲线和AVR转子电流限制曲线高于发电机转子过负荷能力曲线, 无法配合。
2.2 转子过负荷保护和限制配合调整
2.2.1 励磁限制器调整方案
由图1可看出, ABB的公式是存在问题的。ABB方面可以提供软件升级, 由306升级至307版本, 即:
计算结果绘制如图2所示。
由图2可看出, 升级为41_307后, UN 5000和转子过负荷能力曲线仍无法配合, 经过多次调整参数后进行了模拟计算发现, 调整启动值可满足配合要求, 将启动值调整为1.0后绘制了图3.
标准中提到, 发电机机端的电压、频率允许在一定的范围内波动, 则额定功率因数和额定视在功率的工况下对应的励磁电流往往可达到105%~110%.此外, 不能忽略采样误差, 一般而言, 励磁电流110%以下的各类限制和保护不应动作。励磁强励限制的启动值一般设为105%~110%, 1.0的启动值很容易造成误动, 因此, 修改启动值的方法不可行。经过多次与厂方技术人员的探讨, 结合UN 5000控制器强大的编程能力, 考虑在该强励反时限逻辑前加设1个1.1倍转子额定电流的闭锁条件。虽然曲线仍按照1.0的启动值计算, 但只有当具有>1.1倍转子电流时闭锁开放、限制器动作, 这是在不更换设备的前提下解决该问题的切实、可行的方案。
2.2.2 发变组保护调整方案
通过查阅GE保护装置技术说明书和咨询厂家得到的结果是, 目前, 转子过负荷保护采用F35中的极端反时限曲线, 其他3条曲线更无法满足配合要求。此外, F35中还有1条可供自定义的曲线, 即用X (电流倍数) 和Y (动作时间) 组成的密集点坐标构成自定义曲线, 其自由度很高, 且该自定义曲线在定子过负荷保护中也有配置。
自定义曲线坐标值可在图3中已经确定的发电机转子过负荷能力曲线上取点, 并采用人为增加合理时间级差的方法整定, 但增加的级差值要高于励磁限制器的曲线。经过调整曲线后, 可将对应的自定义点的值整定到F35装置中, 具体如表2所示。
当发变组保护和励磁调节器采用上述整改方案后, 重新绘制的曲线如图4所示。
由图4可看出, 3条曲线在规程规定的120 s内, 在不同电流值的工况下均能满足配合并留有级差。图4中发变组坐标值的整定方式是在转子过负荷能力曲线和启动值调整为1.0的励磁限制器曲线确定后, 通过两曲线坐标点的时间差除以2的方法求出级差值, 并叠加在励磁限制器曲线基础上形成的。
2.3 定子过负荷保护与限制配合分析
2.3.1 发变组的保护原理
定子过负荷保护采用GE T60保护的反时限曲线计算, 但只投入了定时限, 出口方式为报警。UN 5000励磁调节器采用与转子电流限制采用相同的方程。在发生励磁限制动作后不进行通道切换, 限制失败延时2 s后进行通道切换, 通道切换后限制仍失败后, 再延时3 s切换为手动方式。
发电机过负荷保护用于对称过流和对称过负荷保护, 采用反时限特性。选发变T60中, Phase TOC1为反时限过流元件, 保护动作用于减出力。根据《大型发电机组变压器继电保护整定计算导则》中的4.5, 即反电限过流保护的动作特性, 过流倍数与相应的允许持续时间的关系由制造厂家提供的定子绕组允许的过负荷能力确定。
标准规定, 发电机定子绕组承受的短时过流倍数与允许持续时间的关系为:
式 (8) 中:Ktc为定子绕组热容量常数, 机组容量SN≤1 200 MVA时, Ktc=37.5 (当有制造厂家提供参数时, 以厂家参数为准。上海汽轮发电机有限公司提供的数据为 (I*2-1) t=37.5 s, 适用范围为10~60 s) ;I*为以定子额定电流为基准的标幺值;t为允许的持续时间。
选IEEE反时限特性为反时限过负荷保护动作特性, 即:
反时限动作特性的启动电流Ipickup按与定时限过负荷保护配合的条件整定:
式 (10) 中:Krel为可靠系数, 取1.05;Kr为返回系数, 取0.85~0.95, 条件允许的情况下应取较大值;Kco为配合系数, 取1.05;Ign为发电机长期允许的最大负荷电流, 取发电机额定电流。
TMD计算由汽轮机厂家给出的反时限过流曲线两端点 (10 s和60 s的对应点) 对应的电流倍数换算为标幺值, 为了使IEEE曲线满足厂家提供的反时限特性曲线要求, 按60 s对应点计算时间常数TMD, 最后校验10 s对应点的时间:
定时限过负荷保护动作电流按发电机长期允许的负荷电流下能可靠返回的条件整定:
取Ipickup为0.81 pu, t=5 s。
2.3.2 限制器的原理
T=[ (I_MACH_EQUIVALENTENT[PU]-0.9REFX_I_MACH_TH) 2/ (I[p.u]-0.9REFX_I_MACH_TH) 2]×TIME_I_EQUIVAL ENTENT I_MACH_EQUIVALENTENT[PU]=1 403=等效定子电流=160%, REFX_I_MACH_TH=1 401=最大连续定子电流1=105%, TIME_I_EQUIVALENTENT=1 404=强励定子电流延时=10 s。通过上述定值计算过程, 绘制出了一期定子过负荷配合关系, 如图5所示。
由图5可看出, 3条曲线互有交叉, 配合关系不正确, 无法满足要求。
2.4 定子过负荷保护与限制配合调整
由图5中看出, 励磁调节器的定子过负荷曲线是符合IEEE和IEC标准的反时限曲线, 并能与发电机定子过负荷能力曲线符合, 无需调整。
2.5 发变组保护的调整方案
由于F35固有曲线均无法满足配合, 仍然采用自定义曲线配合, 方法参照转子过负荷保护, 调整后的曲线如图6所示, F35定子过负荷自定义曲线坐标如表3所示。
由图6可看出, 调整后曲线已能确保配合, 并留有级差。
3 结束语
本文选取了1台具有代表性的600 MW机组, 通过对其励磁转子、定子过负荷保护和限制定值进行精确计算, 绘制了配合关系图, 使之更加直观, 并针对Unitrol 5000励磁系统和GE G60保护的定值配合提出了解决办法。
摘要：大型发电机组发变组转子和定子绕组过负荷保护与励磁调节器转子、定子绕组过负荷限制正确的动作配合关系应为励磁调节器限制功能先于发变组保护动作, 但当前多数机组在进行整定计算时, 容易忽略该配合关系, 常出现整定错误, 一旦发电机组系统出现异常, 则发变组保护会先于励磁限制器动作, 最终导致机组非停。为了避免因整定方法不合理而给机组运行埋下安全隐患, 以某厂机组为分析模型, 针对其不同机组、不同型号的发变组保护, 调节器限制原理, 动作特性进行了详细的计算分析, 并提出了相应的解决方案。