汽轮发电机定子绕组

汽轮发电机定子绕组（共8篇）

汽轮发电机定子绕组 篇1

摘要：本文通过对大型汽轮发电机定子绕组端部振动原因分析, 并进一步阐述了相应的改进策略, 旨在为减少大型汽轮发电机定子绕组端部振动起到借鉴作用。

关键词：大型汽轮,发电机定子,端部绕组,振动

1 概述

随着科学技术不断进步, 汽轮制造工业水平有了明显提升, 其主要表现就是在发电机容量上逐渐增加, 大型发电机的研究与使用, 促进了大型汽轮制造业全面发展。然而, 随着大功率电机的大批量使用, 也带来了汽轮发电机定子端部绕端部振动导致各类问题, 成为了社会讨论的热点话题。因此, 我们在追求大容量电机在大型汽轮制造应用的同时, 也要给予其电机定子绕组端部振动问题高度重视, 本文对大型汽轮发电机定子端部绕组的振动问题进行研究, 这是一次很有远见的研究, 从中能够获取一些意想不到的收获。由于电机定子绕组端部振动影响因素有很多, 研究过程会很困难, 所以我们要合理的划分其研究内容, 这样才能使得研究极具条理性。

2 对发电机定子绕组端部振动问题探究

定子铁心处于气隙磁场中, 它很容易受到场内范围电磁力影响, 其影响程度与气隙磁场大小有直接关系。通常为了研究方便, 需要将电磁力划分为切向与径向两个分量, 切向分量作用在电枢齿上会与点此距产生的反作用力相互抵消, 在其交叉区域内会产生更大的电磁振动, 而径向分量使得铁心作椭圆型振动。绕组在不承载条件下, 虽然电流流量不大, 但是还会引起线棒振动明显, 这部分振动是因铁心导致的。绕组在槽内某些载流导体会因垂直于槽壁的横向磁场作用形成径向作用力, 因为主磁场大部分要流经磁阻相对不大的齿, 槽内径向磁场也不大, 所以槽内线棒形成的切向作用力也不会太大。与电机其他构件相比, 绕组端部会凸显在磁场外部, 它的形状不规则、内部磁场分布物规律, 想要对绕组端部受力情况分析难度较大。概括的说, 发电机定子绕组端部除了需要承受地磁力作用外, 还需承受槽内部分与定子铁心振动影响, 而产生振动的关键原因就是径向力和切向力存在。

如果槽内线棒设置稳定, 就算是受到电磁力影响其振动效果也不会很明显, 通过对电机定子绕组端部分析, 在渐开线起始位置固定比较容易, 当鼻端固定时难度加大, 其刚性不好, 通常情况下, 在此处振动表现明显, 为此鼻端更要做好振动保护措施。如果在端部绕组加上特定频率为100Hz时, 会产生共振现象, 此状态如果时间持续较长, 那么增大定子端部构件间摩擦力, 加大构件磨损率, 减少使用寿命。值得注意的是, 在电机定子安装过程中, 一定要提高注意力, 很多电机定子端部故都是由于安装过程中人员粗心所致, 比如螺母拧不紧, 就会导致端部绕组绝缘面破坏, 致使绕组构件件相连而出现电路短路, 造成重大事故。

3 固有频率发生变化的原因分析

3.1 温度差异导致端部模态变化

当发电机处于工作状态时, 其自身的温度会会远远超出周围环境温度, 并会受负荷变化不断发生变化。发电机在工作条件下, 机内温度会持续上升, 其内部各构件在温度较高条件下, 端部整体的刚度有所下降, 模态频率也会逐渐下降, 所以电流频率是会受到温度会受温度影响而发生变化。通过对多次试验数据研究得知, 通常情况下温度对不用范围内频率影响程度相差较大。机组结构形式差异对其影响也会很明显, 比如利用氢气冷却的发电机, 它的端部绕组是处于氢气制冷条件下, 冷却效果明显高于普通制冷方式。所以电机端部绕组固有模态频率基本保持不变。

3.2 绝缘老化度引起模态变化

对于长期使用的大型汽轮发电机损耗严重, 如果不对其进行定期检修, 难免导致其绝缘皮老化程度加剧, 导致机器内部构件间不能充分连接, 机械强度降低、整体性能达不到要求, 模态指标呈逐渐减弱趋势, 并且随着发电机使用年限继续增加, 端部模太频率下降趋势表现更加明显, 此外, 振幅会逐渐增大, 因此, 在对大型汽轮发电机检修时, 要对各个工序都要给予高度重视, 确保各部分零件都能够得到妥善养护。

3.3 引线问题引发模态发生变化

大型汽轮发电机定子绕组的引线通常是六根, 且全部由励磁机侧引出。汽侧的端部绕组在结构上通常是呈轴对称, 而励侧是定子绕组引线处, 所以结构相对较复杂, 过渡引线通常为半圆型, 固定于绝缘支架背面上, 它达到了强化整个端部固定性的目的。由于汽励两侧的端部绕组结构上存在差异, 导致其模态也会有所不同, 而引线处正好为相带重合处, 端部的汽励两侧分别为相同线棒的两个末端, 彼此间关联紧密, 所以汽励两侧的模态会相互制约。

4 大型汽轮发电机定子绕组端部振动改进策略

4.1 对机组进行定期维护

对机组进行及时合理的维护, 这是大型汽轮发电机定子绕组端部正常运行的前提。在汽轮发电机定子绕组端部要采取特殊的保护措施, 例如增设支撑板与绝缘支撑结构等, 这样能够确保定子运转摩擦力减少, 有更好的性能, 对其绝缘性材料选择要遵循不断裂、不走形、耐腐等原则。

4.2 重视辅助工作

有些辅助工作往往是造成大型汽轮发电机定子绕组端部振动的主要原因, 例如引线太长、支撑点不够等结构, 常常被人们所忽视。为了保证大型汽轮发电机稳定运转, 在对机组进行大修时, 要适当设置一些支撑梁等设施, 对于轴线位置偏离的定子, 要进行及时的纠正或采取加固措施。

4.3 合理确定工作频率

汽轮发电机定子绕组端部一定要避开固有频率, 电机厂也对每一次电机振动模态测试结果准确记录, 并及时将相关信息转交给发电厂, 为后期上级检查节省时间;对于根据实际要求调整过的发点机组要对其特殊部位进行反复检查, 将机组附加不同的测试条件, 对其振幅与频率测量后结构必须符合规范要求。

4.4 改进引线手包的成型工艺

改进引线手包的成型工艺可以有效减少发电机定子内部短路造成的事故。要提高手包绝缘段的完整性与结合性, 对机组建立工作要严格执行, 确保机组高质量, 对重要的工序要拍专业人士管理, 对不规范施工行为要进行严格处理。

4.5 优化发电机内部工艺

发电机“弓”形连接线应选取绝缘夹板固定方式与其它合理措施来固定;发电机定子绕组槽口垫块和定子绕组端部处, 一定需用涤玻绳加固, 缺少该项措施的要及时改进。

结语

综上所述, 随着我国社会主义不断进步, 对大型汽轮发电机的使用量会呈上升趋势, 而受各种条件影响, 大型汽轮发电机定子绕组端部振动问题严重, 也由此而引发了很多事故发生, 从某种程度上说, 这给我们指明了大型汽轮发电机未来的研究方向, 要通过对其不断的理论研究与实践相结合, 探索出一条最佳的解决此问题途径, 这样就能够为我国型汽轮发电机长远的发展打下坚实的基础, 相信在党的英明指导下, 再加上相关研究人员的不懈努力, 我们一定会迎来大型汽轮发电机更加美好的明天。

参考文献

[1]陈伟梁, 徐博侯, 黄磊.大型汽轮发电机定子绕组端部的振动分析[J].浙江大学学报 (工学版) , 2010, 9 (8) :123-125.

[2]徐佩伟.大型燃气透平发电机绕组端部事故的预防措施[J].上海大中型电机, 2011, 15 (2) :89-91.

汽轮发电机定子绕组 篇2

【关键词】发电机；测试；定子绕组；绝缘

1、设备概况

#2号发电机的型号：2013年4月安装投运，主要技术参数如下：

1）型号：QFSN-600-2-22D；2）输出功率：600MW；3）电压：22KV；4）定子电流：17495.5A；5）接法：YY；6）冷却方式：水氢氢；7）生产厂家：东方电机股份有限公司。

2013年12月进行#2发电机组检修时，试验人员在测量发电机定子各相间的直流电阻时，发现相间最大互差超标，测量具体结果见表1（电阻值均换算到75℃）

由表1可以看出，发电机相间直流电阻互差达5.05%。根据中华人民共和国电力行业标准《DL/T596-2005电力设备预防性试验规程》要求：汽轮发电机各相或各分支的直流电阻值，在校正了由于引线长度不同而引起的误差后相互间的差别以及与初次（出厂或交接时）测量值比较，相差值不得大于最小值的2%，超出要求者，应查明原因，消除设备异常，确保发电机安全运行。

2、原因分析

2.1初步原因分析

#2发电机于2013年4月投入运行以来，发电机电气参数运行正常，未发现温度高、电流大等异常情况，发电机运行良好。发电机三相电流输出平衡。首先考虑测试数据是否真实准确，检查是否因测试设备不准确或测试接线接触不良等外部原因导致，试验人员与省电研院联系，他们带着试验设备进行了第二次测试，测试结果见表2（电阻值均换算到75℃。）。

根据省电研院试验设备测试数据来看，结果无明显变化，该发电机直流电阻确实超差。通过对这两次的测试数据比较来看，C相的不平衡数值较大。初步判断导致发电机定子绕组直流电阻超差原因是：C相的直流电阻值偏大引起的，对不平衡数值较大的C相接头绝缘层打开进行检查，发现其螺丝紧固不松动，连接处没有明显过热痕迹，外包绝缘表面不存在过热痕迹。随后进行绝缘处理后。测试结果见表3（电阻值均换算到75℃）。

C相直阻虽然有所下降，但仍是三相中最高的，还是不合格。我们又进一步进行了分析。

2.2进一步原因分析

#2发电机出厂试验数值，见表4。

（1）#2发电机的出厂试验数值合格，此数值只是定子绕组的阻值，不包括绕组出线的各连接面的接触电阻。2013年4月投入运行以来，发电机电气参数运行正常，未发现温度高、电流大等异常情况，发电机运行良好。发电机三相电流输出是平衡，并且对C相接头绝缘层进行处理后，C相的直流电阻值有所下降，初步判断发电机内部定子绕组三相直阻值误差是合格的。

（2）发电机直阻为毫欧级别，直阻很小。若导电回路接触面氧化、连接不紧固或接触面有油污等原因，再加上测量仪器的误差，发电机定子绕组直阻测量有误差是不可避免的。

（3）#2发电机于2013年4月投入运行，各部正处于磨合阶段，发电机出线连接部位螺丝紧固情况不一样，运行中由于设备振动造成螺丝轻微松动等有可能造成接触紧密度的变化，都会引起发电机直阻的增大。

（4）发电机引线连接处接触面不平整，制造工艺差，运行中受温度影响，缓慢氧化，影响发电机定子绕组直阻偏大的一个方面。

根据以上分析，结合实际情况，初步认定为#2发电机C相引线接头接触不良造成C相阻值偏大，从而导致#2发电机直流电阻试验不合格。

3、处理过程

（1）对发电机出线手包绝缘外观进行检查，未发现明显过热、绝缘层有汽泡、绝缘层松散及脱落等情况。

（2）对手包绝缘进行电位外移试验测试，结果是合格的，结合外观检查，手包绝缘电气绝缘性能和强度是可靠的。

（3）对#2发电机进行测量，并用橡胶锤对C相用橡皮锤进行敲击试验，敲击过程中C相直阻存在变化，忽大忽小，很不稳定，当不敲打时数值又缓慢回升，而其他两项不存在变化，确定是C相绕组引线接头阻值变化引起误差超标。

（4）打开#2发电机C相出线软连接处绝缘，未发现螺栓松动；打开#2发电机C相套管上引线连接螺栓检查，发现螺栓紧固不到位，对其螺丝紧固处理。

（5）再次进行直阻测量，测量结果如表5（电阻值均换算到75℃）。

经计算三相相间直阻偏差为1.3%，不超规定值2%，发电机直阻合格，恢复手包绝缘，缺陷消除。

4、结语

通过该发电机的预防性试验、检修，及时发现电力设备存在的异常、隐患并消除，防止设备事故的发生，可以看出大型电力设备定期预防性试验是保证安全运行的有效手段。

参考文献

[1]中华人民共和国电力行业标准.DL/T596-2005电力设备预防性试验规程[S].

[2]柴冠英.汽轮发电机定子绕组直流电阻不平衡故障诊断[J].科技资讯，2006，（7）：14-15.

[3]600MW发电机组典型缺陷分析.河北兴泰发电有限责任公司，人力资源部.

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汽轮发电机定子绕组 篇3

大型汽轮发电机一变压器组保护共分三路出口 (86-1、86-2及86-3) , 其中第一、第二路为主要保护双重化配置, 且感受元件接自于不同的回路 (如不同的TA、不同的TV) , 保护工作电源采用独立的直流电源, 出口到500kV断路器的不同的跳闸线圈, 以提高保护的可靠性, 第三路保护作为机务方面引起的故障及电气非主要故障的出口。厂总变保护分二路出口 (86-4及86-4A) , 86-4出口到发变组500kV断路器跳闸线圈, 跳灭磁开关41F, 停汽机, 跳中压厂用母线工作电源开关, 合中压厂用母线备用电源开关, 停主变压器及厂总变压器冷却系统。86-4A出口到发变组500kV断路器跳闸线圈, 跳灭磁开关41F, 停汽机, 跳中压厂用母线工作电源开关, 但闭锁中压母线备用电源快速切换。发变组保护装置是由ABB公司提供的成套设备, 为模件式集成电路和电磁型继电器组合的保护装置, 所有模件都插入安装在规范化的支架上, 并与端子底板相接, 该保护装置可靠、动作速度快, 抗干扰性能好。发变组保护屏共有五块, 安装在电子室内[1]。

2 大型汽轮发电机定子端部绕组典型故障

2.1 发电机差动保护 (87G) 。

作为相间故障保护, 其保护范围为发电机出口套管与中性点套管TA之间, 保护装置RADSG是具有20%制动比率的高速差动继电器, 能在1-3ms内检测出内部故障, 并在10ms内动作出口。

2.2 主变压器差动保护 (87MT) 。

保护范围为主变压器500kV断路器的套管TA与主变压器低压侧套管TA之间, 保护装置RADSB制动特性强, 灵敏度高。

2.3 发电机-主变压器大差动保护 (87GMT) 。

保护范围从发电机中性点套管TA至厂总变压器高压侧套管TA及主变压器500kV断路器TA之间。

2.4 主变压器高压侧接地保护 (50N-MT) 。

接于主变压器高压侧中性点TA, 经延时出口。

2.5 变压器本体保护。

重瓦斯、压力释放装置、高低压线圈温度高均瞬时动作出口跳闸, 轻瓦斯动作报警, 变压器油温高报警[2]。

2.6 过激磁保护 (95H、95L1、95L2) 。

该保护专门设计用于保护变压器及发电机定子铁芯, 以防止因过励磁而引起的热损坏。过励继电器RXLK2H/RALK采用V/F的原理, 同时监视电压和频率, 按V/Hz常数起动的过励继电器具有反时限特性, 在V/F=1.05情况下可连续运行, 在V F>1.05的情况下, 根据保护反时限的特性曲线动作跳闸。

2.7 发电机失磁保护 (40L1、40L2、40S) 。

当发电机失磁后, 将过渡到异步运行, 此时, 定子电流增大, 定子电压下降, 有功功率下降, 机组从系统吸取大量无功, 失磁保护继电器RAGPC根据上述工况进行动作。该保护装置包含方向过流继电器, 低电压继电器和过流继电器, 当无功功率反方向, 发电机机端电压低于85%额定电压或发电机定子电流大于110%额定电流时, 保护经电压断相闭锁延时出口。

2.8 发电机负序保护 (46-l、46-2) 。

该保护用于防御定子三相电流不平衡所引起的转子表层过热。

2.9 发电机定子接地保护。

1) 定子接地一次保护方式 (27G3/37G59G) , 保护区为100%。RAGEK型保护装置感受于发电机中性点接地变压器二次绕组的电压, 其中定子绕组95%-100%的保护是由测量三次谐波分量的27G3实现, 定子绕组95%的保护由测量50Hz分量的59G来实现, 37G感受于发电机定子电流, 它作为发电机刚启动低负荷时或停机时, 三次谐波分量未达到保护正常工作的预定值前闭锁27G3, 以避免误报警。定子接地95%的保护投跳闸, 95%-100%的保护投信号。2定子接地二次保护方式 (64G) , RXEG21型继电器感受于发电机出口TV二次开口三角形电压, 保护动作于跳闸。

2.1 0 发电机转子接地保护 (59F) 。

当发生转子接地时, 励磁绕组绝缘电阻降低, 集控室GCB屏上安装了监视表计, 可测是正接地还是负接地, 转子接地保护继电器RXNB装置动作出口后, 先跳汽机, 再通过逆功率保护动作来解列发电机。

2.1 1 发电机阻抗保护 (21) 。

阻抗保护采用RAKZB型继电器, 该继电器为三相、高速、偏移方向式阻抗继电器, 其主要作用是作为发电机出口至厂总变高压侧及主变压器低压侧封闭母线相间故障的后备保护, 其次作为发电机定子绕组相间短路后备保护, 经电压断相闭锁延时出口[3]。

3 大型汽轮发电机定子端部绕组故障的防范措施

3.1 发电机厂用电源控制屏上共设有10只断路器的控制, 2只

500kV断路器, 4只中压厂用母线工作电源开关, 4只中压厂用母线备用电源开关, 均需经同期合闸。发电机500kV断路器同期设有手动同期和自动同期二种方法。

3.2 当发电机进行自动准同期并列时, 将同期开关打至“自动”位置。

发电机的速度调节由汽机的电液控制系统EHC执行, EHC中的速度匹配器 (LSM) 比较汽机转速与系统的频率, 并将汽轮发电机的速度调节到符合并列的同步速度, 电压的调节, 由自动电压平衡继电器60 (TBV2D-NG5) 检测发电机和系统的电压差值, 其输出一路送至自动准同步继电器去作为电压差闭锁信号, 当Al/大于整定值时, 将其闭锁, 另一路将电压调节信号送入AVR, 调节发电机电压和系统电压趋于相等, 然后由自动速度匹配继电器15 (TBF2D-FG5) [4]。

3.3 当发电机进行手动准同期并列时, 将同期开关打至“手动”位

置, 手动控制GCB屏上的汽机调速按钮, 调节发电机频率、相角, 同时手动调节发电机的电压与系统电压一致, 人工监视同步表, 判断符合同期并列条件后, 人为输出脉冲, 并经手动同期检定继电器鉴定后, 出口合闸。

3.4 厂用电正常切换时, 都采用同期切换, 切换后自动跳开原供电

开关, 厂用电的快速切换, 是当发电机主变压器和厂总变压器保护动作出口跳中压厂用母线工作电源开关的同时, 也向中压母线备用电源开关发出合闸指令, 迅速自动合上中压母线备用电源开关, 若快速切换不成功, 厂用电还设有慢速切换, 保证了事故时厂用电的可靠供电。

参考文献

[1]江建明, 濮峻嵩, 马辉, 刘曦, 曹军.150MW空冷汽轮发电机定子绕组端部磨损动态特性试验分析[J].大电机技术, 2009 (02) :142-145.

[2]潘龙兴, 张莉, 房鑫炎.300MW火力机组发变组保护改造研究[J].华东电力, 2005.12:24-25.

[3]王益轩;朱继梅.大型汽轮发电机定子端部绕组的动态优化设计[J].机械科学与技术, 2008.02:115-120.

汽轮发电机定子绕组 篇4

关键词：发电机,定子绕组,直流电阻不平衡,故障诊断和处理

1 概述

1.1 发电机设计参数

紧水滩电站4号发电机型号:SF-K50-30/6400,额定容量:58800kVA,额定出力:50000kW,额定电压:105kV,额定电流:3235A,额定频率:50Hz,功率因素:0.85(滞后),额定励磁电压:165V,额定励磁电流:1087A,额定相数:3相,定子槽数:324槽,定子温升:85-120℃,绝缘等级:B/B,绕组接法:2Y,接地方式:经消弧线圈接地,冷却方式:无风扇双闭路自循环空冷,生产厂家:杭州发电设备厂。

1.2直流电阻不平衡产生原因

紧水滩电站4号发电机,在测量定子各分支间的直流电阻时,发现相间最大互差达到20%。根据规程要求:水轮发电机定子绕组各相或各分支的直流电阻值,在校正了由于引线长度不同而引起的误差后,相互间互差与初次(出厂或交接时)测量值比较,相差不得大于最小值的1.0%。通过测量定子绕组的直流电阻,可有效地分析和判断接头焊接质量及端部接头因填充不好、松散振动而产生的断股;发现因定子绕组端部及引线切向和径向振动而产生的疲劳断股和导线换位编花处因应力集中、电磁力作用及松散导线相互摩擦而产生的磨断和疲劳断裂的缺陷。一般来讲,定子绕组的直流电阻的变化主要反映接头焊接质量不良如焊接断股、脱锡和虚焊等问题,线棒铜导线和引出线电阻,变化很小。由于定子焊接头在运行中长期通过工作电流,还可能发生短时承受短路电流及冲击电流,因此在发电机定子线棒的接头虚焊和股线应力集中处的断股将会在运行过程中,逐步暴露出直流电阻的不平衡现象。因此说明机组定子绕组存在直流电阻不平衡的缺陷。

2 定子绕组直流电阻不平衡故障诊断常用方法

2.1 直流电桥法

将被试绕组按要求接入直流双臂电桥,并打至测量位置,调节电桥到平衡状态,用木榔头或胶皮锤轻轻敲击有疑点绕组的端部接头,观察检流计有无反应,以此来判断接头是否良好。缺点是不能找到电阻准确的故障接头。

2.2分段优选法

直流电焊机:将直流电焊机电流通入定子故障相绕组,钻孔探针测压降。将故障相绕组分段,用钻孔探针测压降,测量每段直流电阻,对比分析,筛选出故障绕组。缺点是电焊机电流难以稳定,数据分散性大,测量所需的电流较大,绕组有温升,间隔较长时间时测得的数据难以对比。变压器直阻仪:针对电焊机的缺点,我们可采用变压器直阻仪来测量,直阻仪的电流线接在定子绕组,电压线用钻孔探针搭在测量部位,这种方法可以直接读出电阻数值,精度比电焊机高。

2.3 红外测温法

利用红外线热像仪,测量定子线棒接头温度,对超出平均温升较高的接头,再结合以上的方法进一步测试和诊断。

3 紧水滩电站4号发电机直流电阻不平衡情况

3.1 历年的直流电阻测试情况:(如下表电阻均已折算到75℃)

表中的电阻值均包括了定子外部引线的电阻,因此表格中的不平衡系数与规程中规定的不平衡系数不能进行直接的比较,只能作为参考。从表中可以看出,不平衡系数以1997年为界,1997年前在1.5%左右,1997年后在1.9%左右,有较明显的增长趋势。

3.2修前进一步定位确认

对定子线棒接头进行检测,发现三个支路直流电阻较大,A上偏大1.5%,B上偏大2.2%,B下偏大0.9%,对A上和B上的利用分段优选法确定了A上电阻偏大的接头在60-70的范围(包括接头60,接头70,桥69-79),B上电阻偏大的接头在186-197范围(包括接头186,接头197,桥206-195),B下未进行定位。

3.3 红外线测温情况

紧水滩电站4号机定子线棒接头红外线测温

查图纸,3个接头的焊接都是在工地施工的,186,196接头属于B上分支,194接头属于B下分支。

3.4 故障诊断定位的简要过程

3.4.1 对紧水滩电站4号发电机6个分支,排除引线电阻,进行测试,数据如下

基本确定有问题的分支是A上、B上、B下。

3.4.2 对4号机发电机的每个分支,分成

6段测试,每段实测电阻除以它包含的线棒数量,算出每支线棒的平均电阻值,与正常每支线棒的平均电阻(94微欧)进行对比。由此确定有问题的分支和大概的位置,根据测试结果,找出有问题的部分如下表(电阻单位为微欧):

3.43按分段优选法对有问题的分支作进一步的测试,把每个故障部位的电阻偏大的数值折算成百分比,再和该分支总的电阻偏大的百分比对照,数据基本吻合。结果如下:

3.5 故障处理的工艺要求和简要过程

3.5.1 工艺准备:

清理场地、保持清洁,工器具、材料堆放整齐,石英粉放烘箱内烘干,烘箱温度不得超过100℃。用剪刀将银铜焊片按60×60mm规格进行剪切。因银铜焊片较脆,剪切时要小心、缓慢,避免出现裂口、破碎现象。制作规格为150×65×5mm的铜排,将两个长直角边倒45℃斜角,用0#砂皮将铜排一侧表面及各边角修理平整。

3.5.2 拆除连接接头

用白胶带做好所要拆的线棒接头记号。用凿子凿去接头环氧盒,并将并头套外面、线棒间的环氧处理干净。严禁将线棒端部绝缘层和导电体凿伤。用电工刀割去连接桥的接头绝缘层,割除长度为100mm。严禁将线棒和连接桥端部导电体凿伤。线棒底部用浸湿了石棉布披上。线棒上、下端部的绝缘层重点保护。用银铜焊机将连接桥接头接头锡焊熔开,取下连接桥;然后将并头套锡焊熔开,并通过专用工具取下并头套。

3.5.3 接头处理

用挫刀、砂皮、风轮等工具对接头表面进行修整处理,除去表面的锡,并使表面平整。用整形工具将接头矫正,使对应的接头表面平齐。用风管将接头部位、周围环境清扫干净。

3.5.4 焊接处理

准备好银铜焊机、连接铜排、银铜焊条、银铜焊片。用浸湿的石棉布条将线棒端部绝缘层包扎好,防止受热损伤。用大力钳将连接两块铜排夹在上、下层线棒连接头两边,将银铜焊片塞入铜排与线棒连接头之间,调整好位置后,将银铜焊机的焊接头夹在两块铜排外侧,2人准备好银铜焊条。间断性加电流,待连接头发红,用银铜焊条在铜排与线棒连接头连接的边缘修补,以保证焊接良好,待银铜焊片全部熔化、边缘修补完整后,断开电流,并松开银铜焊机焊接头。

3.5.5浇注环氧和绝缘包扎

上端环氧盒套入线棒连接头,并在环氧盒与连接头间夹两根Φ4mm的橡皮筋。下端环氧盒分两组并按连接头间距分别放置在平平板上,并用两只千斤顶将平板顶住,放置在线棒连接头的正下方30mm处。环氧盒上部应与其它的环氧盒平齐。

盛适量搅拌好的环氧从上端环氧盒的开口处灌入环氧盒,过程要缓慢,以使环氧盒内的空气全部排出,并注意底部的腻子出现渗漏现象。下端环氧盒内的环氧统一灌入1/2环氧盒高度,然后用千斤顶统一将环氧盒顶上去,过程也要缓慢,以使空气全部排出,一直顶到与其它环氧盒平齐。同时要用人在对环氧外部溢出的环氧进行清除。用云母带按半叠式包扎引线接头和连接桥,每包扎2层刷一道环氧,共包扎16层,然后外部包扎2层玻璃丝带并刷一道环氧。

4 测试结果和结论

4.1 重新对定子各分支的直流电阻进行测量和比对结果如下:

处理后的测试结果符合规程要求。

4.2结论

用分段优选法进行水轮发电机定子绕组直流电阻不平衡诊断,可以有效地找到所有故障点。

用变压器直阻仪代替直流电焊机测量,不仅方便,而且提高了测量精度。

参考文献

汽轮发电机定子绕组 篇5

发电机定子绕组出槽口处、通风槽口、端部线棒之间电场强度非常不均匀, 容易使空气局部游离而发生电晕放电。定子绕组端部电晕放电与绕组绝缘状况有着密切的联系, 由于发电机端部绝缘长期受电、热、机械应力及其环境因素的影响, 导致发电机绝缘老化, 防晕层防晕效果变差和起晕电压降低, 使得发电机在正常运行情况下产生电晕放电。由于电晕放电将加速破坏防晕层和主绝缘, 若任其继续扩大与发展, 则会导致端部绝缘击穿, 对于大型发电机来说电晕放电是绕组防晕体系受到破坏的重要症状[1,2,3]。

目前针对发电机定子绕组电晕检测的方法有两种, 一是通过暗室目测观察发电机的电晕放电;二是通过日盲型紫外成像装置进行观测[4,5,6];本文首先对容易产生电晕放电的发电机端部进行电场强度理论分析, 现场通过日盲型紫外成像装置对大量发电机进行检测得出起晕电压、放电点数、放电强度, 并且利用这些特征参量去评估端部防晕层的老化情况, 最后总结了防晕层的处理方法。

2 定子绕组端部电场分析

发电机定子绕组端部经过防晕处理后, 泄漏电流大部分沿着表面防晕层进入铁芯, 等效分布参数电路如图1所示。出槽口部位最大场强为[7]:

式中:ρs为防晕层的电阻率, 经过多年的发展, 端部防晕层一般采用具有非线性电阻特性的碳化硅, 其电阻率随外施场强的增加而降低, 具有调节场强的能力, 表面电阻率为:

式中:ρ0为场强为0时碳化硅防晕层的表面电阻率;β为随外施场强呈非线性变化的系数。

发电机定子绕组端部防晕材料的选择是非常重要的, 如果选择不当或防晕层受到污染和遭到破坏, 则会引起局部场强过高, 导致端部电晕放电和主绝缘老化[8,9,10,11,12,13,14]。图2为发电机定子绕组端部遭到破坏或污染时的电场分布。

3 发电机定子绕组端防晕层状态分析

发电机定子绕组端部防晕层的破坏和老化情况, 目前尚无缺陷定级, 端部电晕放电的处理方式主要是针对某个放电点或放电比较集中的地方进行防晕处理, 再者是进行整机端部防晕处理或更换线棒。由于发电机定子绕组的绕制方式和现场的条件, 现有的测试方式无法精确的获得全部电晕放电的部位, 甚至只能获得少量的上端部电晕放电点, 这样的处理方式存在较大盲目性。为了降低端部防晕层维护和处理的这种盲目性, 减缓端部主绝缘的老化速度, 提高发电机安全运行水平。文中利用日盲型紫外成像技术对多台次水轮发电机定子绕组上端部上层绕组防晕层进行检测, 通过归纳总结将其应用于整个发电机定子绕组端部防晕层运行状态分级, 并将端部防晕层运行状态分为四级:良好、注意、一般、严重, 如表1, 提出了基于发电机定子绕组端部防晕层运行状态的维修和处理方法。

对某电厂型号为SF700-40/12700, 额定容量为777.8 MVA, 额定电压为18 k V的发电机进行电晕检测, 通过对定子绕组上端部电晕检测结果, 评估整个端部防晕层运行情况。定子绕组为40极八分支并联结构的双层波绕组, 发电机定子绕组槽数每台有480槽, 每槽内布置两根线棒, 共有线棒960根, 绝缘等级F级, 绝缘材料主要为环氧云母粉, 冷却方式为密闭自循环空气冷却。表2为被测水轮发电机端部防晕层状态数据;图2为0.8 UN测试电压下端部紫外电晕照片。

注:表中P为发电机定子绕组的极数, Uφ相电压, UN为线电压, n为光子数大于100的放电点数目。

由表1~2可以看出, 该发电机定子绕组端部防晕层运行状态为“注意”。

4 防晕层缺陷处理方法及检测周期

通过大量的现场实测和总结分析, 总结出了不同绝缘状况下的防晕层缺陷处理方法和检测周期。

1) “良好”状态的水轮发电机定子绕组端部防晕层不必进行防晕处理, 但需要检查发电机端部是否存在较大毛刺和残留物;电晕检测周期为2~3年。

2) 注意状态, 对定子线棒端部进行彻底清洁, 防晕层表面不得有油污及灰尘;电晕检测周期为1~2年。

3) 一般状态

*对定子线棒端部进行彻底清洁;

*使用锉刀或砂纸打磨端部绕组、端箍表面存在毛刺和尖角的地方, 清理放电痕迹, 对相邻区域做好防护, 并用吸尘器吸走打磨过程中产生的粉尘。

*采用高阻漆、环氧红磁漆喷涂整个绕组端部, 必须保证喷涂均匀且到位, 减缓端部绝缘老化速度。

处理后不必再进行电晕放电复测, 电晕检测周期为1年。

4) 严重状态

*完成线棒端部彻底清洁, 打磨端部绕组、端箍表面的毛刺和尖角, 吸走打磨过程中的粉尘。

*检查端部垫块是否有损伤或端部绕组之间的距离是否满足要求, 如不满足要求, 应按要求增加绑扎垫块。

*浸渍涤纶毡、绑绳完全固化好后, 清理绑扎处的毛刺、尖角, 并清理表面灰尘。

*对整个绕组端部喷涂2~3遍高阻漆, 干燥后喷涂一遍红磁漆。

5 结束语

汽轮发电机定子绕组 篇6

关键词：空冷式水轮发电机,中频感应钎焊,影响因素,对策

0引言

中频感应钎焊是通过交变磁场—电场感应原理,利用交变磁场在工件上的涡流效应对工件进行加热,使钎料熔化填充间隙从而实现钎焊的一种方法。与其他钎焊方法相比,中频感应钎焊具有加热速度快、氧化脱碳少、加热效率高、工艺重复性好等优点,而且焊接后金属表面只有很轻微脱色,轻微打磨后就可使表面恢复光亮,且母材焊接后焊口能有效获得恒定一致的材料性能。

在大型发电机定子绕组安装过程中,定子绕组端部和引出线的焊接头数量可多达上千个,焊接头不仅要有良好的导电性能,而且还要承受发电机正常运行时的振动应力和短时强大的机械应力,焊接质量要求极高。现场焊接安装过程中,具体的钎焊温度、钎焊时间、焊接材料、焊接稳定性、线棒间的焊接密封强度及相应工艺标准都有很高的要求,尤其是加热温度和时间的把握。虽然中频感应钎焊具有温度控制精度高、加热均匀、焊点能快速达到熔点所需温度等优点,但在空冷式水轮发电机定子绕组接头焊接工程实际中,各接头焊接加热时间长短不一,加温时间重复性较差,如何提高定子绕组接头的焊接效率一直是现场工程人员研究的课题。

1发电机线棒接头焊接的影响因素

要保证母材焊口焊接质量,任何焊接材料钎焊工艺方案的选择都必须遵循焊接面表面清洁度的控制、焊料的选择及焊缝间隙的控制、钎焊温度的控制这几个要点。

1.1焊接面表面清洁度的控制

为保证线棒并头块的清洁度,要求每根线棒钎焊部位都要完全清除导线胶和氧化皮。在下线过程中,定子线棒清洁完成后应用洁净的塑料膜或白布包裹,防止二次污染。并头块在钎焊前用酒精或者丙酮清洗,焊接过程中检查焊料应无油污和严重的氧化皮。

1.2焊料的选择及焊缝间隙的控制

根据发电机定子绕组接头的结构特点制定母材并头块钎焊的工艺方案,选择适应母材的焊料。为了保证线棒焊后其升高、节距和总长都在允许的误差范围内,应结合母材接头的结构尺寸制作相应的感应器线圈,同时配合线棒钎焊工装设计制作相对应的接头限位块。

1.3钎焊温度的控制

钎焊温度控制的好坏直接影响接头的焊接效果,在焊接加温过程中应观察发热是否均匀。以定子线棒端部接头焊接工艺为例,若焊接过程中发现焊口有发白的亮点,表明焊接位置局部温度已超过1 000℃,若继续加温,将烧坏线圈和并头块,应立即停止加热,调整好感应线圈位置后再继续。若发热均匀,应持续通电,尽量使线棒接头在最短的时间内达到焊接温度(约700℃),此时在焊缝中预放的银铜焊片开始熔化,可迅速使用银铜焊条向焊缝中填加焊料,应上下左右全面填充,使焊缝全部填满无间隙,在补充焊料过程中应短时点动焊机保持温度,停留时间不能太长,防止过热。焊接完成后不应立即松开钳口,待焊接区域温度降低到500℃左右(待被焊工件成铁灰色),方可松开夹钳,冷却水套应待焊接处温度降130℃左右时才能拆除。

2发电机定子线棒钎焊加温的影响

某电厂2号水轮发电机型式为立轴半伞式结构,冷却方式为全空冷式。定子绕组采用双层布置,定子绕组由条式线棒组成,“Y”形连接,8支路并联,共有960根线棒。线棒接头及铜环引出线连接均采用银铜焊,涉及线棒接头焊接的主要有:上端部并接头共计48个引线头,采用叠焊;斜连接72块,每块2个焊接面,共144个连接面,采用叠焊;线棒七子头连接上端部360个,下端部480个,采用对焊。共计840个接头对焊,192个接头叠焊。在现场实际焊接过程中,为保证焊接质量,在严格执行焊接工艺标准的情况下,单个对接接头从感应线圈的布置到焊完成需要11~18 min,单个叠焊接头需要13~20 min。

2.1影响焊接时间的调查

为调查影响发电机定子线棒并头焊接时间的原因,在施工现场对定子绕组线棒并头焊接的耗时进行统计,如表1所示。

通过表1分析可知,线棒焊接过程中加温时间占接头焊接时间的一半以上,约占该工序60%的耗时。现场检查感应线圈的布置及接头位置的固定均满足工艺标准要求。

2.2影响焊接加温时间的调查

现场对3只新焊机感应线圈(现场采用非镀瓷感应线圈)用云母带包扎,编号1、2、3号,1号感应线圈半叠绕2层、2号感应线圈半叠绕4层、2号感应线圈半叠绕8层,分别对相同材质的铜板进行感应加温至360℃,统计其时间如表2所示。

原因分析:感应线圈宽度设计不合适,焊接时焊口温度不易掌控。采用云母带叠包可减小感应线圈钳口与母材的间距,但感应线圈叠包过厚将影响母材的涡流效应,进而影响加温效率。

3结语

汽轮发电机定子绕组 篇7

1定子绕组端部电晕实例及原因分析

水电站700MW大型水轮发电机在运行一年后, 检修时发现其定子绕组端部表面出现不同程度的放电情况, 每隔八根线棒中有两根线棒放电较严重。在定子绕组上分相施加19.8k V工频交流电压并采用紫外成像仪对定子绕组进行了检测, 可见明显紫外线发生, 局部产生紫外线强烈。

由于定子绕组出现放电痕迹部位集中在线棒间电位差较大处, 说明定子绕组电晕产生前提是线棒间电位差达到一定值。产生放电痕迹有规律但并不出现在所有电位差较大的线棒间, 电位差较大定子绕组线棒间端部绑扎也并不是都有放电痕迹, 说明发电发生原因与线棒表面状态也有一定关系。

2有限元法计算定子绕组端部电场

根据以上分析利用有限元法计算了线棒间电场强度和局部表面状态不良时对电场强度的增强作用。

有限元法利用变分原理对电场计算中的拉普拉斯方程和泊松方程进行转换, 即将连续的求解区域离散成一组网格的组合体, 用在每个网格内假设的近似函数来分片的表示求解域上待求的未知场函数, 近似函数离散为未知场函数及其导数在单元各节点的数值插值函数来表达。从而使一个连续的无限自由度问题变成离散的有限自由度问题。

定子绕组电晕发生点为电场强度集中点计算重点考虑线棒端部平行段间电场情况, 定子绕组端部线棒结构相同, 沿定子整个圆周对称分布, 所以只需对相邻两个线棒之间的电场进行计算。考虑线棒间电位不同, 不考虑单根定子线棒端部防晕层时, 计算模型简化为线棒导线、定子线棒主绝缘、定子绝缘绕组端部绑扎结构及线棒周围空气。根据某型高压水轮发电机设计尺寸, 设定计算模型线棒间距为20mm, 线棒主绝缘为5mm, 介电常数为5。

计算电压峰值为4.498k V时线棒电位分布, 为垂直线棒方向通过线棒和绑扎结构内部的电位分布, 垂直线棒方向通过线棒及周围空气内部的电位分布曲线。线棒间电位差为4.498k V时线棒及绑扎结构和周围空气中的电场强度分布。计算结果可以看出定子绕组绑扎材料与线棒间夹角处电场强度最大, 最大值为0.2724k V/mm, 低于空气击穿场强, 正常情况下不会发生电晕, 实际观察发现相同相线棒表面状况良好时也观察不到电晕现象的发生。

计算线棒间施加电压差峰值为1.6221k V时线棒电位分布情况, 垂直线棒方向通过线棒和绑扎结构内部的电位分布, 垂直线棒方向通过线棒及周围空气内部的电位分布曲线, 电压峰值为1.6221k V时线棒及其周围空气中电场强度, 线棒绑扎结构处电场强度分布, 可以看出线棒绑扎结构与线棒结合部位电场强度较大, 为1.127k V/mm。

3定子绕组端部不规则形状处电场计算

定子绕组安装为胶漆类绑扎带固定结构, 较难避免定子绕组端部产生不规则形状, 定子绕组端部绑扎带刷胶固化后绑扎带边缘产生毛刺状形状, 定子安装线棒表面胶漆类涂刷胶在线棒表面, 计算时定子绕组端部主绝缘和绑扎固定结构介电常数取为5。

线棒安装后表面可能存在毛刺, 胶漆形成的小凸起, 所示模型为模拟线棒间存在毛刺, 小凸起等不规则形状时电场强度。由此可见在毛刺和小凸起顶端附近电场强度最大, 达到2.37k V/mm。

计算结果所示为线棒间存在半圆形凸起时线棒电场强度分布情况, 由计算结果可见电场强度最大处在半圆形凸起的顶端, 达到1.233k V/mm。

计算结果所示为定子绕组端部绑扎结构和线棒交接处存在毛刺时线棒电场强度分布情况, 由计算结果可见, 电场强度可达3.185k V/mm。

经过计算得出定子绕组线棒间存在4.498k V和1.6621k V电压时定子线棒及周围最大场强分别为0.2724k V/mm和1.127k V/mm。定子线棒端部绑扎结构处电场强度最大。在定子绕组端部线棒间存在1.6621k V电压时, 线棒表面不规则形状毛刺和半圆形凸起处电场强度最大值分别为2.37k V/mm和1.233k V/mm, 定子线棒端部绑扎结构和线棒结合处表面有毛刺时电场强度最大, 达到3.185k V/mm。

在标准情况下, 空气的击穿电场强度工程上计算为3k V/mm, 空气中电场强度大于此值, 空气将开始发生局部放电, 其起始阶段即称为电晕。电压达到一定值时, 线棒端部绑扎结构处存在毛刺时最易发生电晕放电, 线棒表面形状不规则处电场强度也较大, 在空气介质击穿电场强度降低的状态下也可能发生电晕放电。为了防止发生电晕放电, 建议机组设计时尽量增大线棒距离, 机组安装过程中避免线棒及绑扎结构处出现毛刺, 尤其是线棒绑扎结构处毛刺应严格控制。处理定子绕组端部电晕方法即为清除线棒表面不规则形状。

4结束语

文章通过有限元方法计算了定子绕组运行时线棒间电位差较大时电场分布情况, 线棒表面不规则形状处电场强度。得出了运行电压较大的线棒表面不规则形状为定子绕组表面产生电晕的主要原因。

参考文献

[1]戴利波.紫外成像技术在高压设备带电检测中的应用[J].电力系统自动化, 2003, 27 (20) :97-98.

[2]迟殿林, 曾庆立.用紫外成像检测电气设备外绝缘状况[J].东北电力技术, 2005.

[3]严璋, 朱德恒.高电压绝缘技术[M].北京:中国电力出版社, 2002.

汽轮发电机定子绕组 篇8

关键词：匝间短路,不对称运行,同步发电机,定子绕组,故障检测

0 引言

同步发电机定子绕组匝间短路故障是一种常见的、破坏性很强的故障[1,2,3,4],对发电机、乃至电力系统的安全运行都将带来一系列严重的影响,有效地判断出该故障是否发生具有十分重要的意义。文献[5]将定子绕组正序3次谐波电动势作为定子绕组发生匝间或相间短路时的故障特征。文献[6]研究定子绕组短路对发电机定子绕组并联支路环流特性的影响,得出定子绕组故障将引起定子绕组并联支路之间的基波环流,且幅值随短路程度的增加而增大。此方法需要在定子绕组并联支路内装设传感器,但不易实现。文献[7]通过测量励磁机电枢电流的谐波成分来检测发电机定子绕组故障,将励磁机电枢电流的400 Hz谐波分量作为故障特征。文献[8]研究定子绕组匝间短路对发电机定、转子径向振动特性的影响,得出定子垂直方向频率为2倍基频的振动速度变大的结论。文献[9]应用R/S分析和小波变换,将定子绕组匝间短路时发电机相电压、相电流暂态波形在一定尺度下低频分量的分形维数曲线作为故障特征来识别3种不同类型的匝间短路,但结论缺乏一般性。

大型同步发电机定子绕组内部同分支匝间短路,特别是匝数很小的短路,短路环中的电流很大,但发电机端和中性点侧电流变化很小[10],这就增加了故障检测的难度。并且当发电机接有容量较大的不对称负荷或是由于系统中出现短路故障、非全相运行等异常状态时,都会造成发电机的不对称运行。而发电机不对称运行时出现的故障特征与定子绕组匝间短路的故障特征相似。发电机的负序功率方向保护可以区分上述2种故障,但是在外部系统发生对称或不对称的暂态过程中,或者在系统发生单相短路的单相跳闸、单相重合于永久故障继而三相跳闸的全过程中可能发生频率偏离,极易造成误动。本文针对上述问题,借鉴多回路理论[11,12,13]的思想,应用交流电机绕组理论[14]深入分析了定子绕组同分支小匝数的匝间短路对发电机定子绕组侧和转子绕组侧的电磁影响,得到了适用于一般电机结构的,区别于发电机不对称运行的故障特征规律。最后通过算例分析和实测故障模拟发电机的试验数据对理论分析进行了验证。

1 研究对象与分析方法

本文分析的交流电机的定子绕组为常用的三相双层叠绕组,每极每相槽数为整数,相带为60°电角度。单层绕组为整距绕组,属于双层绕组的特例,因此,文中不再对单层绕组单独进行理论分析。叠绕组的线圈组之间连接线较长,实际同步发电机中相邻线圈组相互串联连接组成并联支路。转子绕组以纵轴为中心对称分布,由一系列同心线圈串联而成。凸极电机的励磁绕组为集中式绕组,结构比隐极电机的励磁绕组简单,以下也不再单独讨论。本文采用传统的谐波分析方法,假定电机铁心未饱和,忽略齿槽效应,气隙均匀,其导磁系数为常数,从而构成线性磁路。

发电机定子绕组匝间短路后,定子绕组的磁动势可看作短路前的定子绕组磁动势和短路线圈通过反向电枢电流产生的磁动势的叠加量[7,15,16]。由于前者是完全对称的,只需对短路线圈产生的脉振磁动势进行分析即可。该磁动势可分解为一系列转速不同、转向相反的旋转磁动势,将在转子绕组和定子绕组上感应一系列谐波电动势,形成不同的谐波电流。而发电机不对称运行时,定子绕组的三相负序电流仅在气隙中产生转速与转子转速相同、转向与转子转向相反的旋转磁动势。该磁动势仅在转子绕组上感应出2倍基频的谐波电动势。若忽略2种故障情况下发电机定子绕组对转子绕组的谐波电枢反应,则定子绕组匝间短路时转子绕组上将产生区别于发电机不对称运行时的谐波电动势。

本文从短路线圈产生的脉振磁动势出发,依次分析定子绕组和转子绕组上感应的谐波成分。分析过程中依据先分解后综合的原则,即在分析定子绕组的感应电动势时把单个线圈作为基本单位,然后按照线圈组、并联支路的顺序依次综合分析。在分析转子绕组的感应电动势时把转子绕组的单个线圈作为基本单位,然后按照每极线圈组、并联支路的顺序依次综合分析。同理将定子绕组短路匝产生的脉振磁动势分解为一系列谐波磁动势,先分析某一次谐波磁动势对定子绕组侧和转子绕组侧的影响,然后将各次谐波磁动势产生的电磁影响进行叠加。

2 定子绕组匝间短路时定子绕组感应电动势谐波分析

设定子绕组短路匝流过的反向电枢电流为I sinωt,短路线圈的跨距为yd(单位为机械弧度),短路匝数为Nd,则定子绕组短路线圈产生的脉振磁动势Fd(x)可分解为

从式(1)可看出,定子短路线圈产生的脉振磁动势可分解为一对对转速为30ω/(πn)(r/min),转向相反的旋转磁动势之和。它们在气隙中以不同的速度旋转,将在定子绕组上感应电动势。

设定子绕组单个线圈的节距为yc机械弧度,在t=0时刻A相线圈1的一个有效边处在正向旋转的第n次旋转磁动势N极的中心底下,磁动势向线圈1的另一个有效边方向旋转。则线圈1产生的感应电动势Et1为

其中,Nc为线圈匝数;λ为气隙的导磁系数;l为定子铁心长度;v(m/s)为第n次旋转磁动势的旋转速度;sin(nyc/2)为线圈的短距系数,当nyc/2=kπ,k=1,2,3,…时,Et1=0。令Et1=Asinωt,A为Et1幅值。

大多数电机绕组从电动势和磁动势计算来看属于等元件绕组。因此设每个线圈组由q个匝数相同、节距相等、在空间上等距离分布的线圈串联而成。设发电机转子实际极对数为p。则A相线圈组1的感应电动势Eq1为

其中,q为每极每相槽数,q=Z/(6 p);Z为定子槽数。

分布系数kqv1为

当n=6 pk,k=1,2,3,…时,Eq1=0。令Eq1=A1sin(ωt-α1),则A1为Eq1的幅值,A1=qAkqv1。

双层绕组每相有2 p个线圈组,最大并联支路数为2 p。假设其并联支路数为M,则A相第j个并联支路的感应电动势Ebj为

分布系数kqv2为

kqv2=M sinπ/(p+n)/M/{2 pcos[nπ/(2p)]}(6)其中,0≤kqv2≤1。当kqv2≠0时,每条并联支路感应电动势的相位差为-(2π/M)(p+n)。因为KM=2 p,K为整数,所以各并联支路感应电动势的相位差为-(Kπ+2nπ/M)。由式(2)~(6)可知,并联支路感应电动势的幅值A2为

定子绕组匝间短路时短路线圈产生极对数为1,2,3,…,n,…的旋转磁动势对。对于第n次正向旋转的旋转磁动势,当线圈的短距系数,分布系数kqv1、kqv2不为零时,定子A相绕组的并联支路中的感应电动势具有以下3点特征规律。

a.感应电动势的频率为发电机电枢电流的基频。

b.由式(7)可知,感应电动势的幅值同定子绕组的短路匝数和电枢电流成正比,由于式(7)中v与n成反比,所以感应电动势的幅值同脉振磁动势Fd(x)的谐波次数n2成反比。

c.各并联支路感应电动势的相位差为-(Kπ+2nπ/M)。随着谐波次数n的不同,并联支路间感应电动势的相位差会发生变化,并联支路间可能会形成正序或负序的环流,也可能当发电机负载运行时形成同相位的谐波电流。因此,当发电机空载或负载运行时,定子绕组匝间短路引起的定子绕组的感应电动势都会产生定子谐波电流。

同理可得,定子B、C相绕组的并联支路感应电动势也有相同的故障特征,只不过比A相对应的并联支路感应电动势分别滞后2nπ/(3p)、4nπ/(3p)电角度。定子绕组短路时产生的反向旋转的第n次旋转磁动势,也会在定子绕组并联支路中产生相同故障特征,但三相绕组相应的并联支路感应电动势的相位次序为负序。

3 定子绕组匝间短路时转子绕组感应电动势的谐波特征

设在t=0时刻,转子某一极的纵轴处在第n次旋转磁动势对的N极的中心底下,如图1所示。设转子绕组每极有L个线圈,线圈的匝数为Nf。线圈1的节距为α1机械角度,线圈j+1与j+2的线棒间距为α2机械角度,j=0,1,2,…,L-1。

若第n次旋转磁动势相对转子绕组的转向与转子实际转向相同,相对转速为v1(m/s),则在该极绕组上的感应电动势Er1为

其中,ω1为感应电动势的角频率,ω1=p-nω/p。

分布系数kqv3为

其中,0≤kqv3≤1。kqv3≠0时,令Er1=B1kqv3sinω1t。转子有2 p个极绕组相互串联,则励磁绕组上感应的电动势Er为

分布系数kqv4为

其中,当n=(2k+1)p,k=0,1,2,…时,kqv4=1;当n取其他值时,kqv4=0。因此,励磁绕组感应电势的幅值为

频率为发电机电枢电流基频的2k倍,k=0,1,2,…。同理可得,若第n次旋转磁动势相对转子绕组的转向与转子实际转向相反,相对转速为v2(m/s),将在转子绕组上感应电动势,其频率为发电机电枢电流基频的2k+2倍,k=0,1,2,…。将式(12)中的v1替换成v2即为该感应电动势的幅值。

当定子绕组匝间短路时,转子绕组在结构上是完全对称的。从式(11)可见,当n=2kp,k=0,1,2,…时,转子绕组上不会感应出谐波电动势,这与文献[17]得到的结论是一致的。但是文献中电机模型为凸极式转子,其励磁绕组为集中式绕组,结构较为简单。当转子为隐极式结构时,除了kqv4≠0外,还要保证kqv2≠0,这就与励磁绕组线圈的节距和极绕组的串联线圈数有关。当kqv3≠0且kqv4≠0时,对应第n次旋转磁动势对,将在励磁绕组上产生频率为p±nω/(2πp)的感应电动势,其幅值与定子绕组的短路匝数、励磁线圈匝数、旋转磁动势转速和电枢电流幅值成正比。因此,同为第n次旋转磁动势,转向与转子转向相反的磁动势在转子绕组上产生的感应电动势幅值比转向相同的磁动势产生的感应电动势幅值要大。

4 算例与试验结果分析

按照上文的理论分析方法,以故障模拟试验所用的发电机为对象,分别进行发电机不对称运行和定子绕组同分支匝间短路的故障分析。发电机具体参数如下:额定容量10 kV·A,额定功率8 kW,额定转速nr=1 500 r/min,转子极对数p=2,励磁绕组每极有2个线圈串联,节距分别为45°和75°(机械角度),转子线圈匝数为95匝。定子槽数为36,定子绕组为三相单层交叉式叠绕组,定子线圈匝数为39匝,每相绕组有2个并联支路。设发电机不对称运行(三相负载为74Ω、55Ω、74Ω),发电机不对称运行(三相负载为75Ω、75Ω、46Ω),发电机每相负载为75Ω时,定子绕组线圈3匝短路、7匝短路、10匝短路分别为发电机故障状态F1、F2、F3、F4、F5。计算定子绕组匝间短路故障特征时,取极对数n=1,2,…,10分别计算即可。根据上述试验发电机的结构参数和故障状态,推导结果如表1所示(表中,励磁电流频谱幅值Am的单位按1 A∶900 mV转换成电压单位)。

由表1可看出,发电机不对称运行与定子绕组匝间短路都会使得定子绕组的并联支路内产生基频的环流,并在转子绕组内产生2倍基频的感应电流。基于上述故障特征,无法区分这2种故障。但是定子绕组匝间短路时,转子绕组上将产生幅值较大的频率为200 Hz、300 Hz的感应电动势,其中300 Hz的故障特征最为明显。基于该故障特征,可以有效区别定子绕组匝间短路和发电机不对称运行。

利用发电机故障模拟平台进行了发电机定子绕组短路试验和发电机不对称运行试验。电网通过三相整流桥和可调变压器为发电机的励磁机提供励磁电压。在定子绕组的中性点、A相一条并联支路内第3匝、第10匝处引出3个抽头,模拟定子绕组内部同分支匝间短路故障。发电机定子绕组匝间短路时,发电机带三相对称阻性负载运行,每相负载为75Ω。发电机励磁电流经过电流传感器按比例为1 A∶900 mV转化成电压信号后由数据采集卡采集。应用LabVIEW软件对采集的数据进行分析和处理。

定子绕组正常时,发电机分别带3组阻性负载运行,得到发电机励磁电流频谱如图2所示。图中发电机励磁电流的直流分量幅值分别为4 012 mV、3 995 mV、4 454 mV所对应的值(频谱图中受显示区间限制,直流分量幅值未标出,下同)。3组三相负载分别为75Ω、75Ω、75Ω,74Ω、55Ω、74Ω,75Ω、75Ω、46Ω。可以看出,第一组三相负载为对称负荷,后两组三相负载不对称程度增加。

从图2可见,当发电机正常负载运行时,励磁电流中频率为100 Hz的分量幅值很小。当发电机不对称运行时,励磁电流的100 Hz分量幅值出现较大增长。当发电机负载的不对称程度进一步提高时,频率为100 Hz的谐波励磁电流的幅值所对应的值从55 m V增加到110 mV。而励磁电流其他频率分量的幅值在发电机不对称运行前后几乎没有发生任何变化。因此,仅有频率为100 Hz的励磁谐波电流的幅值能够反映发电机不对称运行的严重程度。理论上该故障特征能够通过气隙、定子绕组多次耦合到励磁绕组从而可能产生100 Hz倍频的谐波励磁电流[18],但从试验结果来看,这些故障频率的幅值太小,不能作为检测发电机不对称运行的主要故障特征。

当发电机带对称负载运行时,分别短接定子绕组线圈的3匝、7匝和10匝,测得发电机励磁电流频谱如图3所示。为了避免短路分支内较大的短路电流,将0.7Ω电阻串入短路回路内。图3中发电机励磁电流的直流分量幅值分别为3 956 mV、4 080 mV、3 973 mV所对应的值。

从图3可以看出,当发电机定子绕组线圈短路3匝时,励磁电流中频率为100 Hz的分量幅值出现小幅增长,但是其他频率分量的幅值没有出现任何变化。当定子绕组线圈短路7匝时,励磁电流中的100 Hz分量幅值出现较大增长,频率为200 Hz、300 Hz的谐波电流幅值均出现小幅增长。当定子绕组线圈短路10匝时,频率为100 Hz的谐波励磁电流的幅值所对应的值从67 mV增加到143 mV,频率为200 Hz、300 Hz的谐波励磁电流的幅值均进一步增长。除100 Hz分量外,频率为300 Hz的谐波励磁电流增长最明显,幅值最大。由以上分析可知,与发电机不对称运行一样,定子绕组匝间短路的主要故障特征为励磁电流的100 Hz频率分量。但区别于发电机不对称运行的是,除了该主要故障特征,定子绕组匝间短路还会引起频率为200 Hz、300 Hz的谐波电流幅值大幅增长,且300 Hz的谐波幅值增长较大。该结论与上文算例的计算结果基本一致。实验结果验证了理论分析的正确性。

根据实验数据可得,5种发电机故障情况下,励磁电流的100 Hz、200 Hz、300 Hz频率分量的幅值如图4所示。

从图4可以看出,励磁电流的100 Hz频率分量对发电机不对称运行和定子绕组匝间短路都十分敏感。但是在定子绕组匝间短路匝数很小时(如F3状态),100 Hz谐波励磁电流的幅值较小,基于励磁电流的定子绕组匝间短路故障检测存在死区。若想消除检测死区,除了提高传感器和采集卡的精度外,还可以在转子上装设额外的检测线圈[17]。发电机不对称运行程度变大时,频率为200 Hz、300 Hz的谐波励磁电流幅值变化不明显。但发电机定子绕组匝间短路程度变大时,频率为200 Hz、300 Hz的谐波励磁电流幅值也逐渐增大,且300 Hz的谐波励磁电流幅值较大,更易于定子绕组匝间短路检测。

在每种发电机故障情况下,励磁电流谐波幅值的计算和实验结果都存在着一定的偏差,这是因为算例计算过程中假设了一些理想条件,与实际发电机运行状态有所区别。另外,励磁电流的谐波成分幅值较小,其实验数据受到检测环境和检测设备的影响较大。但是,从计算和实验结果都可看出,如果定子绕组匝间短路产生的励磁电流2倍基频谐波成分与发电机不对称运行时励磁电流2倍基频谐波成分幅值相当,则励磁电流其他的偶数次基频谐波成分幅值比发电机不对称运行时产生的对应谐波成分幅值要大得多。因此,当检测出励磁电流出现2倍基频的谐波分量时,可以判定发电机不对称运行或者定子绕组匝间短路,进一步检测励磁电流的谐波分量,若6倍基频的谐波励磁电流幅值增长较大,则可以判定为定子绕组匝间短路故障。若4倍或6倍基频的励磁电流谐波幅值增长不明显,则可以判定为发电机不对称运行故障。

5 结论

本文得到了定子绕组内部同分支匝间短路时,适用于一般电机定子绕组结构和转子绕组结构的故障特征规律。

a.定子绕组匝间短路产生极对数为1,2,3,…n,…的转速不同、转向相反的一系列旋转磁动势谐波。这些磁动势谐波都在定子绕组并联支路内产生基频的感应电动势。给出了该感应电动势幅值和相位的近似解析解。随着谐波次数n的不同,并联支路间感应电动势的相位差会发生变化,并联支路间可能会形成正序或负序的环流,也可能当发电机负载运行时形成零序的谐波电流。

b.对应定子绕组短路匝产生的第n次旋转磁动势对,励磁绕组将产生频率为p±nω/(2πp)的感应电动势,给出了该谐波电动势幅值的近似解析解。但是由于转子绕组完全对称的结构,某些故障特征频率的感应电动势会在转子绕组上抵消为零。转子极对数、定子绕组匝间短路产生的旋转磁动势的极对数n、励磁绕组线圈的节距和极绕组的串联线圈数共同影响定子绕组匝间短路时转子绕组侧故障特征的频率成分及其幅值大小。