绕组电流（共6篇）
绕组电流 篇1
1 前言
电流互感器广泛应用于电力系统中, 其作用是将电力系统中的一次大电流变换成二次小电流, 然后输入到测量仪表或继电保护及自动装置中进行检测判别。电流互感器的极性采用减极性原则进行标注, 其目的是为了保证二次设备 (例如保护装置) 感受到的电流方向要与一次电流方向保持一致。如图1所示, 以P1、K1分别表示一、二次绕组的极性端, 以P2、K2分别表示一、二次绕组的非极性端, 通常电流互感器极性端P1会靠近母线侧。
当发生区内故障时, 一次故障电流I1从P1端流入, 二次电流I2从极性端K1流出, 进入保护装置的极性端A1, 然后从保护装置非极性端A2流出回到电流互感器二次绕组非极性端K2, 形成完整的电流回路, 此接法称为正极性接法;若此时电流互感器P1、P2反向装设即一次故障电流由P2端流入P1端流出时, 为保证保护装置感受到的电流方向与一次电流方向一致, 保护装置电流回路极性端A1应与电流互感器二次K2端连接, 非极性端A2应与电流互感器二次K1端相连接, 这种方式则称为反极性接法。
电流互感器二次绕组之所以存在正极性与反极性两种不同的接法, 其原因在于同一电流互感器存在多个二次绕组, 分别用于不同的保护装置, 其保护要求不同造成的。
对于差动保护, 通常采用的是基于采样值的比率制动式电流差动保护, 保护动作判据的依据是基尔霍夫第一定律, 即:“任一时刻, 流入任何一个节点的各支路电流之和为零”。采用瞬时采样值的比率制动电流差动保护方案, 其动作方程如下:
undefined
式中K为制动系数, Id0为差动门槛, Ii式为各连接元件电流瞬时值, i=1, 2, …m。
对于线路保护, 通常采用功率方向元件来判别故障方向, 如图2, d1处短路对保护2为正方向, d2处短路对保护2为反方向。
d1处短路时
d2处短路时
因此:利用判别短路功率方向, 就可以判别发生故障的方向。
为保证保护能正确的进行故障判别, 电流互感器二次绕组极性接法的选择就特别重要。笔者认为:电流互感器二次绕组极性接法与被保护元件发生区内故障时故障电流的流向有关, 当故障电流方向与P1→P2方向一致时, 应采用正极性接法;故障电流方向与P1→P2方向相反时, 应采用反极性接法。下面就以电流互感器各保护绕组为例, 说明其极性问题, 其他绕组可参照分析。
2 常规线路保护
图3为110kV常规线路间隔电流互感器二次绕组分布图, 图中电流互感器极性端P1靠近母线侧, 其保护绕组主要用于线路保护及母线保护。对于线路保护绕组, 其作用是用于线路保护故障判别, 当线路发生区内故障 (K1点) 时, 故障电流I1由母线流向线路, 与P1→P2方向一致, 因此应采用正极性接法。
3 母线保护
电流互感器母线保护绕组, 其作用是用于母线保护故障判别, 通常与线路保护绕组交叉排布, 避免存在死区。图3中母线发生区内故障 (K2点) 时, 故障电流I2由线路流向母线, 与P1→P2方向相反, 本应采用反极性接法, 但由于母线保护故障判别采用矢量和叠加原理, 各母线保护均要求各支路极性端在母线侧, 因此在现场实际中母线各支路母线保护绕组与线路保护绕组一样采用正极性接法。
4 变压器保护
图4为220kV变压器电流互感器二次绕组分布图, 其高、中、低三侧电流互感器极性端P1均装设于各母线侧。变压器保护应配置双重化的主、后备一体保护, 因此其电流互感器绕组也采用主。
后备保护共用同一个绕组, 且三侧电流互感器均有两个绕组用于保护以满足双重化配置的要求。对于差动保护, 其保护范围为变压器及三侧电流互感器内, 当发生区内故障 (K3点) 时, 故障电流 (I3H、I3M、I3L) 方向与各侧电流互感器P1→P2方向一致, 故三侧电流互感器差动保护绕组均应采用正极性接法;对于高后备保护, 其主要作为变压器内部故障的后备保护及其中、低压侧母线故障的后备保护, 其保护方向指向变压器, K3点故障时故障电流I3H与高压侧P1→P2方向一致, 其绕组也应采用正极性接法;而对于中后备保护则主要作为中压侧引出线、中压侧母线及中压侧相邻线路的后备保护, 其保护方向指向中压侧母线。图3中发生K4点故障时, 故障电流I4与中压侧电流互感器P1→P2方向相反, 此时应采用反极性接法, 与主保护极性相反, 那么中压侧主保护与后备保护采用同一绕组应采用正极性接法, 因为各变压器保护厂均指定差动保护与后备保护所用各侧电流互感器以母线侧为极性端, 同时在后备保护中提供复压方向过流及零序方向过流方向控制字选项 (可选择指向母线或指向变压器) , 采用软件间接实现主保护与后备保护同一绕组不同极性接法。因此, 该变压器三侧电流互感器保护绕组均应采用正极性接法, 同时将高压侧复压方向过流及零序方向过流方向控制字选择为指向变压器, 中压侧复压方向过流及零序方向过流方向控制字选择为指向母线, 对于低后备保护国网设计规范要求配备不带方向的复压过流保护, 也就不存在方向与极性接法问题。
5 3/2接线方式
对于3/2接线方式, 其边断路器电流互感器绕组分布相对于常规接线方式而言基本一致, 所有绕组均采用正极性接法即可。现重点分析一下中断路器电流互感器绕组极性情况。如图5所示, 中断路器电流互感器P1端靠近DL2断路器, P2端靠近DL3断路器, 该电流互感器有9个二次绕组, 其中保护用绕组5个, 线路1保护用绕组2个, 线路2保护用绕组2个, 中断路器失灵保护绕组1个 (因失灵保护仅判别电流大小, 不判别方向, 其绕组极性无严格规定) , 为避免存在死区现象, 线路1与线路2保护绕组交叉排布。当线路1发生区内故障 (K5点) 时, 对于中断路器电流互感器而言此时故障电流I5的方向为P2→P1, 故线路1保护绕组1、2应采用反极性接法;当线路2发生区内故障 (K6点) 时, 对于中断路器电流互感器而言此时故障电流I6的方向为P1→P2, 故线路2保护绕组1、2应采用正极性接法。此外, 现场实际中内桥接线方式与3/2接线方式类似, 其电流互感器绕组极性也可同理进行分析。
6 结论
随着继电保护行业的快速发展, 各类保护装置日益先进, 对电流回路极性的要求也不尽相同。因此, 电流互感器二次绕组极性的选取应优先考虑保护装置对电流回路极性要求, 再根据该绕组所对应的保护对象发生区内故障时故障电流的流向与电流互感器一次侧P1→P2方向相比较, 综合考虑后确定其极性接法。
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绕组电流 篇2
在单一发电机供电系统或简单的系统网中, 阻尼绕组能对同步发电机的振荡起稳定作用, 提高系统的动态稳定性[4]。但是, 阻尼绕组的存在会影响发电机短路电流的大小。文献[3-4]分析了同步发电机不同负载下, 突然三相短路时定/转子电流、电磁转矩和扭矩的变化规律;文献[5]指出电机对称短路时, 最大短路电流发生在短路发生后的后半个周期左右, 并与短路发生时的相位有关。但以上文献均没有考虑阻尼绕组对短路电流的影响。文献[6]分析了阻尼绕组采用不同连接形式和不同材料对削弱负序磁场、降低电压波形正弦畸变率的影响;文献[7]仿真分析了不同短路类型下发电机阻尼绕组的负面影响, 指出阻尼绕组的存在会导致短路电流的增加和高次谐波问题, 但文中只是对仿真现象进行了总结, 并没有从影响机理的角度进行深入分析。
本文从磁势与电流关系的角度, 分析了同步发电机三相短路的物理过程和阻尼绕组对同步发电机定转子短路电流的影响机理, 并基于MATLAB/Simulink搭建了仿真模型。
1 原理
1.1 同步电机基本方程
在静止坐标系下, 由于转子的旋转, 使得直流磁势对应的磁阻不同。为了使得磁阻恒定, 方便于对电流进行求解, 需要将转子“静止”, 也即采用同步坐标系, 并将电机参数变换到dq坐标系下。
具有阻尼绕组的同步电机在dq坐标下电压方程为[2]
磁链方程为
式中:ud、uq为d、q轴定子电压;id、iq为d、q轴定子电流;ψd、ψq为d、q轴定子绕组磁链;ufd为励磁绕组电压;ifd为励磁绕组电流;ψfd为励磁绕组磁链;i1d、i1q为d、q轴阻尼绕组电流;ψ1d、ψ1q为d、q轴阻尼绕组磁链;r为定子绕组电阻;Rfd为励磁绕组电阻;R1d、R1q为d、q轴阻尼绕组电阻;p为微分算子;w为转子电角速度;xd、xq为d、q轴同步电抗;xad、xaq为d、q轴电枢反应电抗;Xffd为励磁绕组电抗;Xf1d=X1fd为励磁绕组与d轴阻尼绕组间的互电抗;X11d、X11q为d、q轴阻尼绕组电抗。
当不计及阻尼回路时, 变量ψ1d、ψ1q、i1d、i1q及其所在的方程不存在。无阻尼和含阻尼绕组时的磁路分布如图1所示。从图1中可以看出, 阻尼绕组的存在改变了定子直流磁链的磁路, 使其仅仅通过气隙, 很少部分通过转子锻件。由于气隙的磁导远小于铁磁材料, 对应的电感和电抗就小很多, 因此, 含阻尼绕组的次暂态过程中, 磁路为定子漏抗、气隙阻抗、阻尼绕组漏抗和转子漏抗。无阻尼绕组的暂态过程中, 磁路为定子漏抗、气隙阻抗和转子漏抗。二者对比, 含阻尼绕组时磁路更长。
1.2 同步电机空载突然三相短路过程分析
同步发电机空载突然短路过程中, 原有的电压平衡、磁链平衡被打破。
突然短路导致机端电压突变, 电枢中产生空间位置不变、大小随时间衰减的突变磁势。根据电压与磁势的关系, 可知与该磁势对应的电流正比于磁势与磁阻的比值。电枢直流磁势通过极靴和气隙与定子构成磁路, 根据转子的物理结构, 对于凸极机来说, 交直轴磁路的磁阻不同, 电枢中的直流在不同时刻、不同转子位置是不一样的。综上, 电枢电流可以分解为一个衰减的直流和一个倍频变化的交流。二者由定子直流磁势产生, 所以持续的时间都为定子的时间常数。
根据磁链守恒原理, 转子中突变出与电枢直流磁势大小相等、方向相反的磁势, 该磁势与转子相对静止, 相对定子做工频旋转。转子直流磁势与转子转速同步, 大小随时间衰减, 会在定子电枢中因相对运动产生工频交流电流, 且其幅值也随时间衰减。而转子中也会相应产生一个衰减的直流, 二者的衰减时间常数都为转子时间常数。
定子直流磁势相对于转子表面产生相对运动, 所以会在转子绕组中产生工频交流分量, 其衰减时间常数亦为转子时间常数。
1.3 定子电流的计算
在分析突然三相短路时, 可以利用叠加原理, 认为不是发生了突然短路, 而是在电机机端突然加上了与电机短路前端电压大小相等、方向相反的三相电压。这样考虑时, 同步电机的突然三相短路问题就变成了两种工作情况的综合问题:1) 与短路前一样的稳态运行状况;2) 突然在电机机端加上与短路前的端电压大小相等、方向相反的三相电压[3]。
电机突然三相短路后的定子电流可分为两部分来计算。将它们合并后, 即得同步发电机突然三相短路后的实际电流为
阻尼绕组会导致x″d<xd, yd变大, iq变小。
变换到uvw坐标下, 令短路前空载, 有δ=0, U=E。
有阻尼时u相电流为 (初始值为E″/x″d, 稳态值为E/xd)
无阻尼时u相电流为 (初始值为E'/x'd, 稳态值为E/xd)
式中:δ为同步发电机功角;T″d为纵轴超瞬变电流的衰减时间常数;T'd为纵轴瞬变电流的衰减时间常数;Ta为定子非周期电流的衰减时间常数;U为同步发电机机端的相电压有效值。
1.4 转子电流的计算
突然三相短路后, 电机转子中的电流也可分成两部分来计算:1) 原来稳态三相对称运行时的转子电流;2) 突然在电机机端加上与短路前的端电压大小相等、方向相反的三相电压所引起的转子电流[3]。
有阻尼时励磁绕组短路电流为
无阻尼时励磁绕组短路电流为
2 仿真分析
2.1 仿真模型
利用MATLAB/Simulink仿真软件搭建如图2所示的仿真系统, 电机设置如图3所示。
选择恒转速模式, 以模拟突然短路过程中转子转速因惯性来不及变化;Rotor type选择round, 为隐极机。在parameters选项中, 对于含有阻尼的同步电机, 从上文看出xd″<xd', 对于隐极机, 二者近乎相等, 更改该参数可以模拟阻尼绕组的效果。
阻尼绕组实际结构如图4所示, 是以铜条或铝条在转子端部将转子大小齿加以连接。
未加阻尼绕组时, D轴方向也就是大齿上可近似为多条导体构成的导电网, 该网作用与D轴阻尼绕组近似。加阻尼绕组之后, Q轴方向也就是小齿之间通过阻尼导条构成了导电通道, 此时有了Q轴阻尼绕组。根据上述特点可以判定:无阻尼机组Q轴时间常数很大, 近似开路;含阻尼机组Q轴时间常数与D轴时间常数处于同一数量级, 但是要大于后者。因此, 在DQ轴时间常数中, D轴开路 (open circuit) 为无阻尼, DQ均短路 (short circuit) 为含阻尼。
2.2 含阻尼绕组的同步电机突然三相短路仿真分析
含阻尼绕组的同步电机在突然短路的暂态过程中, 定子电流中包含如下4个分量:
1) 以定子时间常数衰减的直流分量;
2) 以定子时间常数衰减的倍频分量;
3) 不衰减, 持续到故障消失的工频分量;
4) 以转子时间常数衰减的工频分量。
转子电流中包含如下2个分量 (排除正常的励磁电流) :
1) 以转子时间常数衰减的直流分量;
2) 以定子时间常数衰减的工频分量。
仿真3 s时同步电机突然三相短路, 定子短路电流和转子短路电流仿真曲线如图5所示。
从图5中可以看出, 定子短路电流的dq分量中都存在直流分量, 这是因为定/转子都在短路暂态过程中产生随时间衰减的直流磁势, 定子直流磁势相对定子静止, 而转子直流磁势相对转子静止, 相对定子为额定转速。直流磁势周期性地经过不同的磁路产生定子倍频电流。而短路瞬间的直流磁势为直轴磁势, 周期性变化的磁阻也仅有直轴磁阻, 所以可以看出倍频分量仅存在于d轴, 运行结果与原理相一致。根据dq坐标变换, 工频分量、倍频分量的dq分量为直流, 而直流经过dq坐标变换为工频电流。
2.3 含阻尼和无阻尼同步电机突然三相短路对比分析
有阻尼和无阻尼的短路电流对比如图6所示。初步对比两个电流, 含有阻尼绕组时, 短路电流幅值更大, 符合理论分析。
电流中各个分量的变化情况, 还需要进一步分析。静止UVW坐标系下, 有无阻尼绕组U相短路电流衰减工频分量、倍频分量、直流分量对比如图7—图9所示。
由图7—图9可以初步验证, 阻尼绕组的存在会使短路电流暂态最高值增大, 但基本不影响短路电流稳态值。具体的影响过程需要借助dq0坐标系下, d轴与q轴的相互作用进行分析。
含阻尼绕组时定子dq轴短路电流和磁势的变化曲线如图10所示。
对比图10波形中d轴电流和d轴磁势, 波形走势相同, 说明电流的变化源于磁势的衰减和变化。定子电流衰减的时间, d轴约为1.32 s, q轴约为0.34 s, 等于定子磁场衰减的时间, 取决于定子时间常数。这与电机的参数是相互吻合的, 印证了上文的物理过程。
含阻尼和无阻尼下的励磁绕组短路电流对比如图11所示。
由图11可以看出, 含阻尼绕组的情况下, 电流ifd中按时间常数Td衰减的部分一般为负值, 因此其非周期分量曲线的开始阶段具有下弯的特点。这是因为阻尼绕组分担了一部分转子感应电流, 使得转子初始短路电流与无阻尼时相比经历了大幅降低过程, 暂态电流的恢复时间与阻尼绕组的时间常数有关。
3 结论
1) 对定子短路电流来说, 阻尼绕组改变了暂态磁通对应的磁路, 使磁路拉长、磁阻增大, 形成的磁路对应的次暂态电抗小于暂态电抗, 造成短路电流直流分量、倍频分量的增大。在dq坐标系上, 阻尼绕组的存在增大了d轴磁路的磁阻, 其定子短路电流d轴分量明显提高。短路暂态直流磁势的空间位置固定在d轴, 所以未在q轴发现直流分量, 这与短路初始状态相关, 若短路前同步电机不处于空载状态, 短路后q轴也将出现直流分量。
2) 对转子短路电流来说, 阻尼绕组的存在使得转子暂态电流有了很大的变化。由于阻尼绕组分担了一部分转子感应电流, 使得转子初始短路电流与无阻尼时相比经历了大幅降低过程, 暂态电流的恢复时间与阻尼绕组的时间常数有关。
3) 阻尼绕组与转子绕组并联, 构成了定子暂态磁势、暂态电流的衰减通道, 与单纯的转子绕组相比, 阻尼绕组的存在不仅降低了转子绕组中的电流, 还加速了能量的衰减。
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绕组电流 篇3
3#发电机在2012年预防性试验中发现存在缺陷,具体数据为:①定子绕组绝缘电阻:A相→B、C相及地为R15"/R60"=352/1020MΩ、B相→A、C相及地为R15"/R60"=357/1 010MΩ、C相→A、B相及地为R15"/R60"=351/960 MΩ;②定子绕组泄漏电流和直流耐压试验数据见表2。
从预防性试验数据看,3#发电机定子绝缘电阻合格,泄漏电流和直流耐压试验31.5 kV时A相泄漏电流39μA、B相泄漏电流约17μA、C相泄漏电流约18μA、可以看出A相的泄漏电流与其他两相比较超过1 00%,不符合《电力设备预防性试验规程》(DL/T 596—1996)和《电力设备交接和预防性试验规程》(Q/CDT 107 001—2005)中的规定。
2 3#发电机定子故障点查找
准备工作:①测量前要把所有发电机出口电压互感器拉出或拆掉电压互感器的一次保险、发电机出口CT二次绕组短路接地。定子线圈检温元件在接线端子处接地;②将所有绕组充分放电;③分相或分支测量时,并将非被试绕组、转子绕组连接至机壳接地;④试验结束将被测绕组回路对接地的机壳作电气连接5 min以上使其充分放电;⑤根据发电机的额定电压确定试验电压,并根据试验电压和发电机容量选择适合电压等级的电源设备、测量仪表和保护电阻。
由于3#发电机定子泄漏电流A相的泄漏电流与其他两相比较超过100%,但绝对值并不大,绝缘电阻近1 000 MΩ,故障点很可能不靠近铁芯或在槽外端部;针对这种情况,我们分析决定把A相的A1支路与A2支路分开,分别对A1支路和A2支路逐步加压试验,结果发现是A2支路存在故障。那有没有较为简单可行的方法先排除A2支路端部是否有问题呢?对于火电机组有“发电机手包绝缘表面电位外移试验及直流耐压试验处理方法”,但目前水轮发电机尚没有“电位外移法”测试标准,而且水轮发电机和汽轮发电机的绝缘结构和安装形式也不完全相同,所以水轮发电机直流耐电压试验过程中出现三相泄漏电流不平衡的问题时,工程技术人员难以直接找到解决问题的依据和测试标准。对于水电机组端部手包绝缘没有先例、国标及预防性试验规程也没有这项目,因为水电机组发电机定子有几百甚至上千个槽,并且端部手包绝缘及接线盒距离很窄、很难包锡薄纸包、工作量极大。结合我们以往在处理火电机组发电机定子泄漏电流不平衡的成功经验,可以考虑借鉴火电机组的处理方法先排除A2支路端部是否有问题。测量接线图如图1所示。
把A2支路的132个槽上下端部全部260多个定子线棒接线盒及相关端部过渡线都用锡薄纸包好。按上述测量接线图对A2支路逐步加压到15.75 kV直流电压,逐一测试200多个接线盒及相关端部过渡线的泄漏电流。试验结果发现A2支路的第56槽下部接线盒泄漏电流达71μA,其他接线盒及相关端部过渡线的泄漏电流都在1μA左右,比较平衡,说明故障点在第56槽下部接线盒。
4月中旬,检修班拆开第56槽线棒接线盒,更换好新接线盒,A2支路试验已没问题、定子A、B、C三相绝缘试验也没问题。
3 3#发电机定子接线盒更换后直流耐压试验
试验步骤:①测量前要把所有发电机出口电压互感器拉出或拆掉电压互感器的一次保险,发电机出口CT二次绕组短路接地,定子线圈检温元件在接线端子处接地;②将所有绕组充分放电;③试验前先空载分段加压至试验电压以检查试验设备绝缘是否良好、接线是否正确;④将直流电源输出加在被试相或分支绕组上,从零开始升压,试验电压按0.5 Un分阶段升高,每阶段停留1 min,并记录每段电压开始15 s和60 s时微安表的电流值;⑤试验过程中,如发现泄漏电流随时间急剧增长、有绝缘烧焦气味、冒烟或发生响声等异常现象时,应立即降低电压,断开电源,停止试验,将绕组接地放电后再进行检查。
3#发电机定子更换好新接线盒、绝缘电阻测试结果合格后,进行定子绕组泄漏电流和直流耐压试验,结果见表3。
因此,3#发电机定子更换好新接线盒后绕组泄漏电流和直流耐压试验测试结果合格。
4 3#发电机定子接线盒更换后交流耐压试验
4.1 进行3#发电机定子交流耐压试验
2012年4月17日进行3#发电机定子交流耐压试验,本次试验条件为:拆开发电机中性点软连接,分相进行试验;发电机各测温元件短接接地。
4.2 根据实际情况选择谐振
随着发电机容量的不断增大、发电机定子绕组的对地或相间电容量大大增加;由于发电机定子绕组的对地或相间电容量大,如果采用常规试验设备,设备笨重,短路容量大,一旦发电机定子绕组绝缘被击穿时故障点短路电流大,就会造成烧损铁芯,使发电机难以修复导致经济损失。因此,大型发电机交流耐压试验时需采用谐振耐压。可根据实际情况选择并联或串联谐振。串联谐振电路在发生被试品击穿时,立即脱谐,相当于立即串入了一个大的限流电抗器,随着击穿的发生,电流立即下降为正常试验电流的1/Q (Q为试验回路品质因数,一般Q=10～50),可确保击穿后定子铁芯绝对安全。
(1)并联谐振:是由试验变压器励磁电流与被试发电机电容电流激起的。并联电抗器:可使用定值电抗器组或可调电抗器,必要时也可二者组合使用。额定电压应高于试验电压Us(kV);电感量用下式估算:
式(1)中:F指试验电源频率,通常为50 Hz;Cx指被试绕组对地等效电容(F)。
电抗器额定电流应大于试品所需电流Is,其中Is可按下式估算:
试验变压器:高压侧额定电压Un高于Us,容量和高压侧额定电流In可用下式估算:
式(3)中:Q指试验回路的品质因数,Q=2πfL/R,对于空冷发电机Q值为5～20,对于水内冷发电机为5～10;R指回路的等值损耗电阻(Ω)。
调压器:容量与试验变压器匹配。
(2)串联谐振:是由被试发电机电容和试验变压器的漏抗激起的。
串联电抗器:耐压应高于试验电压Us (kV);电感量和额定电流估算同并联谐振。
试验变压器:额定电流In大于试品所需电流Is (估算公式);容量和高压侧额定电压Un可用下式估算:
调压器:容量与试验变压器匹配。
定子交流耐压试验接线原理如图2所示:
4.3 试验步骤
①测量前要把所有发电机出口电压互感器拉出或拆掉电压互感器的一次保险,发电机出口CT二次绕组短路接地,定子线圈检温元件在接线端子处接地;②将所有绕组充分放电;③接好线后,在空载条件下调整保护间隙,其放电电压为试验电压的110%～115%(如采用串联谐振需要另外的变压器调整保护间隙),试验前先空载分段加压至试验电压以检查试验设备绝缘是否良好、接线是否正确;④试验电压值从达到75%Us起,以每秒2%Us的速率升压,升至试验电压后维持1 min,记录各表计数据;⑤在试验过程中,如果发现电压表指针摆动很大,电流表指示急剧增加,有绝缘烧焦气味、冒烟、发生响声等异常现象时,应立即降低电压,断开电源,被试绕组接地放电后再进行检查。
试验时,环境温度:24.4℃;环境相对湿度:67%。
4.4 定子绕组耐压前绝缘电阻
A相→B、C相及地为R15"/R60"=206/663 MΩ、B相→A、C相及地为R15"/=R60"=203/612 MΩ、C相→A、B相及地为R15"/R60"=205/619 MΩ。
4.5 定子绕组交流耐压试验数据(见表3)
4.6 定子绕组耐压后绝缘电阻
A相→B、C相及地为R15"/R60"=215/670 MΩ、B相→A、C相及地为R15"/R60"=212/611 MΩ、C相→A、B相及地为R15"/R60"=211/626 MΩ。
因此,3#发电机定子更换好新接线盒后交流耐压试验数据未发现异常,符合相关规定值,试验结果合格。
5 3#发电机定子接线盒更换后短路、空载特性试验
5.1 发电机短路特性试验
5.1.1 试验步骤
①将励磁电源改为他励电源(用临时电缆将6 kV厂用电连接到励磁变高压侧);②在发电机出口接好短路排(或在主变高压侧接好短路排);③接好试验线路;④励磁调节器改为手动调节,并置于输出最小位置;⑤退出发电机过流保护,退出强励装置;⑥按运行规程启动发电机并维持额定转速,合上励磁开关和灭磁开关;⑦调节励磁调节器的输出电流,使发电机定子电流逐渐增加,并同时检查盘表的指示值是否正确,一直达到1.2倍额定定子电流值,录取定子电流、转子电流数据;⑧逐步减小励磁电流以减小定子电流,在定子电流分别为1.2、1.1、1、0.95、0.8、0.6、0.5、0.3、0.2倍额定电流下记录定子电流和励磁电流值。
5.1.2 短路特性试验数据(见表4),短路特性曲线(如图3所示)
5.2 发电机空载特性试验
5.2.1 试验步骤
①发电机出口开路或带主变时主变高压侧开路;②励磁调节器为手动调节,并置于输出最小位置;③投入发电机过流保护和差动保护,退出发电机过压保护;④按规程启动发电机并维持额定转速,合上励磁开关和灭磁开关;⑤单方向调节励磁调节器,使定子电压升高至最大试验电压(水轮发电机为1.3Un、汽轮发电机为1.2 Un、带发变组为1.05 Un),录取定子电压、转子电流数据;⑥单方向调节励磁调节器,使定子电压逐步降低,分别记录9～11组定子电压、转子电流数据,同时检查盘表;⑦跳开灭磁开关。
5.2.2 空载特性试验数据(见表5),空载特性曲线(如图4所示)
以上发电机短路、空载特性试验,结果符合《电力设备交接和预防性试验规程》(Q/CDT 107 001—2005)和《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》(GB 50150—2006)中的规定值,结果合格。
至此我们顺利完成乐滩水电厂3#发电机定子直流泄漏电流不平衡分析查找,经过仔细查找,终于找到并处理好故障隐患点,解决了困扰电厂多年的隐患问题。
6 结语
综上所述,对于水轮发电机定子绕组绝缘电阻合格泄漏电流不平衡故障点查找,传统方法是直接对发电机定子绕组施加交流或直流、将高阻性接地降为低阻性接地并观察故障点放电、冒烟等现象来查找,但该方法也会导致故障扩大、处理起来更困难、修复成本更大、机组恢复时间更长等缺点。在乐滩电厂3#发电机定子故障点查找处理中,我们率先借鉴火电机组的处理方法来排查水电机组端部手包绝缘是否存在缺陷,结果我们很快找到A2支路的第56槽下部接线盒存在缺陷,不需要更换定子线棒,缩短了定子绕组故障点处理时间,降低了修复成本,3#机组以最快的时间恢复并网发电,创造了很大的社会及经济效益。
摘要：为了查找乐滩电厂150MW水轮发电机定子绕组泄漏电流不平衡故障点,针对水轮发电机组定子端部绝缘状况判断测试工作进行了探讨,首先对此缺陷的产生原因及处理过程进行了分析,为水轮发电机定子绕组直流泄漏三相不平衡的原因查找及处理提供了新的思路和方法。更换发电机线棒接线盒后,发电机所有试验项目均符合相关规程要求。
关键词：发电机,定子,泄漏电流,不平衡,故障,查找
参考文献
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绕组电流 篇4
直流输电是目前世界上电力大国解决高电压、大容量、远距离送电和电网互联的重要手段。换流变压器是直流输电系统的重要组成设备之一,它在直流系统中的作用是向换流器供给交流功率(整流)或从换流器接受交流功率(逆变),并且在网侧与阀侧间进行电压变换[1],其可靠安全运行是直流输电系统可靠安全运行的基础。但在实际运行中,其绕组电流中含有大量高次谐波,并在绕组和金属结构件中产生谐波漏磁场和高次谐波损耗[2],使得局部过热问题严重。对于更高等级的特高压直流输电,其绕组电流更大,由此产生的磁场、损耗及其局部过热现象更加严重。要准确深入地研究换流变压器内部温度及其局部热点分布情况,换流变压器内部谐波磁场及其损耗的分析成为一个重要的研究课题,而计算谐波磁场及其损耗,又需要对换流变压器在不同工况下的绕组电流及其谐波分量进行分析。
目前,有很多文献资料研究换流变压器磁场及其损耗的问题,以及换流变压器绕组电流的谐波分量:在文献[1,2,3,4]中,关于额定运行条件下换流变压器磁场及谐波损耗的计算问题被进行大量研究;文献[5]基于三峡-常州输电系统在额定运行状态下,对换流变压器的负载损耗进行了实例计算,分析了谐波对换流变压器负载损耗的影响;文献[6]基于贵州一广东第二回±500 kV直流输电系统,完成了换流变压器总损耗(固定损耗、可变损耗和谐波损耗)在不同运行方式下的比较分析;同样,刘旸等人模拟±500 kV容量为320 MVA的换流变压器运行中的谐波电流波形,计算了谐波损耗,并对换流变压器内部漏磁场进行分析[7];而文献[8]以一台单相双绕组换流变压器为实例,计算了额定运行时总的运行负载损耗;文献[9]对换流变压器在不同直流偏磁量情况下的励磁电流谐波分量及空载损耗进行了系统的分析;在文献[10]中,在额定运行条件下,彭琼等人研究了不同型式换流变压器的绕组电流谐波分量及其比较;文献[11]对换流站交流侧电流进行傅里叶变换,并分析了当换流变压器为Y/Y型且变比为1时,交流网侧和阀侧电流的谐波分量;文献[12,13,14]分析了额定和一些故障状态下换流站交流侧母线电流和直流侧电压的谐波分量情况。但这些文献都只是针对额定、某些故障状态或不同运行方式进行分析,而对换流变压器在过负荷运行条件下的磁场及其损耗、绕组电流谐波分量的分析及与额定运行条件下的比较分析却少有研究。因此,研究分析短时过负荷运行下换流变压器的绕组电流及其谐波分量具有重要意义。
为了研究±500 kV换流变压器在不同工况下的谐波损耗,本文基于±500 kV三峡—常州输电系统,对换流变压器实际工作中在额定运行和短时过负荷运行时的绕组电流进行仿真,并对电流的谐波分量进行分析,为进一步研究±500 kV换流变压器谐波磁场及其损耗奠定了基础。
1 直流输电系统的建模
三峡—常州直流工程主要解决三峡水电站向华东电网的送电问题,加强华中与华东电网的非同期联网。该工程额定电压为±500 kV,额定直流电流为3 000 A,额定容量为3 000 MW。直流架空线路从三峡电站附近的龙泉换流站到江苏常州的政平换流站,全长共890 km。本文模型采用双极双12脉动阀组接线方式,每个换流站有正负2极,每极由2个12脉波换流器串联组成,12脉波换流器由2个6脉波换流器串联而成,以减少谐波成分,提高直流电压质量。龙泉换流站的仿真模型采用4台三相双绕组变压器,单台容量892.5 MVA,接线型式为Y0/Y及Y0/Δ2种,使得2个6脉动换流器的交流侧得到相位相差30°的换相电压,网侧绕组额定电压525 kV,阀侧绕组额定电压210.4 kV,换流阻抗0.16Ω[15,16]。政平换流站的仿真模型采用4台三相双绕组变压器,单台容量850.8 MVA,接线型式为Y0/Y及Y0/Δ2种,网侧绕组额定电压500 kV,阀侧绕组换流阻抗0.16Ω,额定电压200.4 kV[16]。根据三峡—常州直流输电工程的实际工程参数,采用电力系统电磁暂态仿真软件(Power Systems Computer Aided Design/Electro Magnetic Transient in DC System,PSCAD/EMTDC),建立了交流系统、换流变压器、换流阀、交直流滤波器、平波电抗器、输电线路和控制系统的准确模型,其模型如图1所示。
2 直流输电系统的仿真分析
本文利用PSCAD/EMTDC仿真软件,针对图1所示三峡—常州±500 kV直流输电系统,调节参数分别模拟换流变压器额定运行和短时过负荷运行条件下网侧和阀侧绕组电流,得出其稳定运行后2种工况下换流变压器网侧和阀侧绕组的电流波形,并对其1个周期内的电流进行频谱分析(以正极Y0/Δ换流变压器A相为例)。
2.1 额定运行
额定运行为换流变压器的基本运行状态,稳定运行后其整流侧和逆变侧换流变压器绕组电流的仿真结果分别如图2和图3所示,对本模型的仿真直流电压、电流如图4、图5所示。
图4和图5表明,额定运行时双极直流电压分别约为500 kV和-500 kV,双极直流电流分别约为3.1 kA和-3.1 kA,接近三—常高压直流输电系统实际额定运行时的电压值和电流值[16,17,18,19,20,21,22,23,24]。因此,该模型能准确地模拟三—常直流输电系统。
2.2 短时过负荷运行
过负荷运行时调节直流侧电流的幅值,使其达到额定运行电流的1.1倍。在三峡一常州直流系统模型中,可通过改变晶闸管的触发角来改变直流电流的数值,即在其控制系统模型中,对整流侧电流反馈过程加入一个乘积环节,使反馈电流变为额定运行时的0.91 (1/1.1)倍,来模仿短时过负荷运行。其整流侧和逆变侧换流变压器绕组电流稳定运行后的仿真结果如图6和图7所示,对本模型仿真直流电压、电流如图8、图9所示。
图8和图9表明,过负荷运行时本模型双极直流电压分别约为500 kV和-500 kV,双极直流电流分别约为3.4 kA和-3.4 kA,大小约为额定运行时直流电流的1.1倍,符合仿真前设置的过负荷运行直流电流值,进一步验证了模型的准确性。
2.3 谐波分量频谱分析
由以上仿真结果可以看出,由于滤波装置通常连接在交流系统侧,换流器所产生的谐波电流全部通过换流变压器,致使换流变压器绕组电流含有大量谐波分量,电流波形发生了畸变,导致阀侧和网侧电流波形都呈现非正弦,且由于换流变压器采取Y0/Δ接线方式,换流变压器匝数比不是1:1,导致网侧和阀侧电流谐波的次数、大小及相位可能不同,所以2侧电流波形不同。由于换流阀触发延迟角不平衡、在稳态运行时由并行的交流线路感应到直流线路上的基频电流、及交流侧母线含有正序二次谐波电压等原因,换流变压器绕组电流中产生直流分量。非正弦电流在换流变压器中产生的损耗带来的影响远远大于正弦电流产生损耗带来的影响,而计算非正弦电流带来的损耗及换流变压器磁场时,需要知道直流分量及其各次谐波分量的具体值,且整流侧与逆变侧换流变压器绕组电流的波形基本一致,因此选取整流侧A相为例,分别对2种工况换流变压器网侧、阀侧1个周期内的电流进行频谱分析,电流频谱图分别如图1 0和图11所示。
分析图10和图11网侧和阀侧绕组电流谐波分量可知,谐波分量主要以特征谐波分量为主,由于直流电流中存在波纹等原因,绕组电流也产生一些非特征谐波分量,但由于非特征谐波分量较小,不再逐一列出,直流分量和特征谐波分量的具体值及其占基波的比例如表1和表2所示。
从表1和表2所示的频谱分析数据可以看出,2种工况下,换流变压器绕组电流所含谐波次数基本相同,且网侧和阀侧含有的特征谐波次数也相同,主要含有5,7,11,13,17,19等6k±1次特征谐波,这是由于一个脉动数为p的换流阀,在它的交流侧即换流变阀侧产生pk±1次的特征谐波,而此模型采用6脉动换流阀,因此产生了6k±1次的特征谐波,但由于2侧某些次数谐波的符号(或相位)相反,导致图2、图3、图6和图7中网侧和阀侧的电流波形不完全相同,阀侧电流波形在峰值处更平缓一些,这也充分说明了仿真结果的准确性。随着谐波次数的增大,幅值越来越小,占基波的比例也越来越小,由此可以得出,谐波对换流变压器损耗的影响程度也会随谐波次数的不同而变化。额定运行和过负荷运行电流特征谐波分量均为5次谐波含量最大,7次次之;2种工况下,无论是低次谐波还是高次谐波,占基波的比例相差甚小,接近相同。很明显,在2种运行工况下,绕组电流也都含有很小的直流分量,且过负荷运行时直流分量大于额定运行时的直流分量,但当直流经过换流变压器两侧绕组时,在换流变压器铁心内产生一恒定直流磁通,造成直流偏磁现象,致使铁心饱和程度增加,漏磁增加,因此造成的损耗是不可忽略的。同时可得,虽然各次谐波电流的幅值与基波相比很小,但各次谐波带来的损耗是不容忽视的,仍是课题研究的重点。
3 结论
(1)换流变压器绕组电流中除含有基频交流分量外,还含有直流分量、特征谐波分量和非特征谐波分量。特征谐波主要以25次以内的6k±1次谐波为主,第n次谐波的幅值在1/n倍的基波幅值左右。
(2) 2种工况下,同次谐波电流幅值不同,但各次谐波占基波比例相差不大,且占基波比例都随着谐波次数的增加而减少。
(3)换流变压器网侧和阀侧绕组电流所含谐波次数相同,但各次谐波幅值和相位不同,所以换流变压器两侧电流波形不同。
(4)从数据看出,各次谐波分量所占比重不大,直流分量不显著。
基于仿真得到的电流数据,为分析±500 kV换流变压器在额定和过负荷运行下的谐波磁场及损耗奠定了基础。
摘要：在高压直流输电系统中,换流变压器作为高压直流输电系统的核心部分,实现由交流系统到直流系统再到交流系统的能量传递,它的运行状况直接影响整个直流输电系统甚至交流系统的安全性和稳定性。为具体研究±500 kV换流变压器不同工况下的谐波磁场和损耗,在PSCAD/EMTDC环境下搭建了三峡-常州直流输电工程仿真模型,首先仿真分析了额定运行时电压和电流,仿真结果与实际直流线路的电压电流值吻合较好,验证了仿真模型的有效性,然后调节参数模拟了换流变压器短时过负荷运行下网侧绕组和阀侧绕组的电流,并对额定运行和短时过负荷条件下的绕组电流的谐波分量进行了分析,所得数据为计算换流变压器谐波磁场和损耗提供了数据支持。
绕组电流 篇5
定子绕组泄漏电流测量及直流耐压是电动机绝缘试验中必不可少的项目。它不仅可以从电压和电流的对应关系中判断主绝缘的状态, 而且大多数情况下, 在绝缘尚未击穿以前, 能够发现和找出缺陷, 同时在试验时还能够较交流耐压试验更为有效地发现端部缺陷和间隙性缺陷, 所以必须认真研究电动机的直流耐压试验方法和外部条件对试验结果的影响。
1 试验方法和注意事项
(1) 试验原理图。图1为直流耐压试验原理图。图中, K为刀闸;TYB为自耦调压器;SB为试验变压器;D为高压硅堆;R1、R2为保护电阻;V1为电压表;V2为静电电压表;μA为微安表;A、B、C均为定子绕阻。
(2) 试验步骤:
(1) 按照被测电动机铭牌参数 (额定电压UN、额定电流IN) 要求选择电压表和电流表的量程, 电动机定子绕组按铭牌要求采用星形或三角形接法, 根据《电力设备预防性试验规程》规定, 选定直流耐压值为3UN (全部更换绕组时为3UN;大修或局部更换绕组时为2.5UN) 。
(2) 对试验相定子绕组测量绝缘电阻, 其值应大于1000MΩ。
(3) 按照试验原理接线图接好线, 并检查无误。
(4) 将三相交流调压器调至电压为零, 接通电源开关K, 调节调压器的输出, 将试验电压按每级0.5UN分阶段升压 (即0.5UN、1UN、1.5UN、2UN、2.5UN、3UN6段) , 并每阶段停留1min。如果泄漏电流随电压升高而不成比例显著增加时, 应立即停止试验, 降低电压至0, 并对绕组充分放电, 分析原因后才能继续升压。
(5) 在进行直流耐压过程中, 为保证设备的安全, 泄漏电流超过3m A时, 应立即停止试验, 查明原因后再进行试验。
(6) 最后将试验测量记录、绕组温度、环境温度和湿度计入表1中。
(3) 试验规定。在规定的试验电压下, 泄漏电流应符合下列规定:
(1) 各相泄漏电流的差别不应大于最小值的100% (交接时为50%) , 当最大泄漏电流在20μA以下, 各相间差值与出厂试验值及历次测试结果比较不应有明显差别。
(2) 泄漏电流不应随时间延长而增大。
(3) 泄漏电流随电压不成比例地显著增长。
(4) 任一级试验电压稳定时, 泄漏电流的指示不应有剧烈摆动。
(4) 试验注意事项。泄漏电流测量和直流耐压试验是用来检查设备绝缘缺陷的试验。当试验电压加至规定电压值时, 保持规定的时间后, 如试品无破坏性放电, 微安表指针没有突然向增大方向摆动, 则可以认为直流耐压试验合格。需要注意的是, 泄漏电流的数值不仅和绝缘的性质、状态有关, 而且和绝缘的结构、设备的容量、环境温度、湿度, 设备的脏污程度等有关。因此不能仅从泄漏电流绝对值的大小来判断绝缘是否良好, 重要的是观察其温度特性、时间特性、电压特性以及与历年试验结果比较;与同型号设备互相比较;同一设备相间比较来进行综合判断。
当出现以下情况时, 应引起注意:
(1) 泄露电流过大应检查试验回路设备状况和屏蔽是否良好, 消除客观因素的影响;泄露电流过小则应先检查接线是否正确, 微安表回路是否正常。
(2) 测试中若发生微安表指针来回摆动, 摆动幅度比较小, 则可能有交流分量流过, 应检查微安表的保护回路和滤波电容;若指针发生周期性摆动, 幅度比较大, 则可能试品绝缘不良, 发生周期性放电, 应查明原因。
(3) 若试验过程中, 指针向减小方向摆动, 可能电源不稳引起波动;若指针向增大方向突然摆动, 则可能是被试品或试验回路闪络。
(4) 若读数随时间逐渐上升, 则可能是绝缘老化。
(5) 如果在热状态下测得的各相泄漏电流不平衡度较大, 而常温下测试结果基本平衡或不平衡程度较小, 说明绝缘有隐形缺陷。在以后的运行中应加强监视, 缩短试验周期, 及时查找出缺陷。
2 影响泄漏电流测试准确性因素
(1) 测试接线的影响。测试时, 微安表应接在高电位处, 并对出线套管表面加以屏蔽, 以消除表面泄漏电流和杂散泄漏电流的影响。
(2) 温差的影响。由于温度对泄漏电流值影响较大, 所以多次测量应在相近的温度下进行测试。对不同温度下的测试结果进行比较时, 应进行温度换算。
(3) 交流与直流耐压顺序的影响。经验表明, 在同一温度下, 交流耐压前后的直流泄漏电流测试结果是有差别的, 在绝缘受潮情况下, 差别更加明显, 但这种差别没有规律, 有的变大, 有的变小, 每相变化也不一致。目前, 一般先做直流耐压试验, 再做交流耐压试验。在必要情况下, 也可以在交流耐压前后各进行一次直流耐压, 以利于分析。
(4) 绕组引出线端子板的影响。经验表明, 绕组引出线端子板对测试结果也往往会产生影响, 尤其在环境较潮湿时更严重。因此, 可以采取烘干、拆除等措施, 以排除影响。
(5) 中断试验的影响。应尽量避免在试验过程中中断试验, 因为如果在短期内重新升压试验, 即使经过了放电, 也会使泄漏电流有所变化。
3 案例分析
如某大型电动机大修前, 在2.5UN下测得A、B、C三相泄漏电流分别为65μA、6600μA、4000μA。计算相间泄漏电流差别分别为:
因△I1和△I2均远大于100% (△I1和△I2为相间泄漏电流差别) , 可见B、C相绕组绝缘存在严重问题, 其原因为:
(1) 该电机曾在线棒端部表面不恰当地喷涂了半导体漆层, 降低了它的绝缘性能。
绕组电流 篇6
关键词：双馈风力发电机,转子绕组故障,变流器网侧电流,实验平台
近年来随着风电机组装机容量的逐渐增大,以及海上风电的发展,对风力发电机组进行预防性的维护变得非常重要。这不仅保证了风电机组运行可靠性,而且也有效降低了运行和维护费用,其中海上风电场中的运行和维护费用约占总能源投资成本的30%。双馈风电机组是目前应用于风力发电的一种主流机型,转子绕组通过电刷和滑环由三相变频双向背靠背变流器接到电网进行励磁。发电机本身的故障和背靠背变流器故障都可能造成电机不能正常运转。对这条支路上设备状态检测和诊断的最好方案是通过对变流器网侧电流的检测来实施对设备的状态监测[1]。双馈风力发电机组10%的故障是由转子绕组引起的,当发生早期的不平衡故障时,机组仍可继续运行,但若不能及时检测而导致故障严重程度加剧时,将会使转子电流显著增大,转子绕组温度升高,还会引起发电机转速、有功功率等产生振荡,甚至被迫停机。因此,利用变流器网侧电流诊断转子绕组故障,可以更加全面地反映系统的故障信息。
目前国内外针对双馈风力发电机转子绕组故障诊断的研究比较少,还处于起步阶段。文献[2-4]都是针对异步电机转子绕组早期故障进行研究,再根据合适的特征方法和特征信号诊断出故障;文献[5]提出采用转子电流、转子电压信号来诊断转子绕组的不平衡故障。文献[6]进一步分析了转子变换器不同的控制策略与选取故障特征信号的关系。考虑到背靠背变流器的故障率比较高,以及网侧电流在实际工程中更易于提取,故文中采用网侧电流作为转子绕组故障分析的特征信号,同时它还能反映出变流器的故障信息。利用电力系统电磁暂态仿真软件(PSCAD)建立转子绕组的故障模型,通过仿真分析出变流器网侧电流的特征频率;搭建双馈风力发电机的故障实验平台,对录波数据进行频谱分析验证网侧电流的故障特征频率,从而诊断出转子绕组早期的不平衡故障。
1 双馈风力发电机转子绕组故障模型
1.1 DFIG的数学模型
假设发电机为三相对称的理想电机,按照电动机正方向的规定,不计零轴分量,在d,q轴坐标系下,建立双馈异步发电机的数学模型[7],电压方程:
磁链方程:
电磁转矩方程:
转子运动方程:
式中:u,i,Ψ分别为电压、电流、磁链;np为电机极对数;Rs,Rr分别为定子、转子电阻;ω2=ω1-ωr为转差电角速度,ω1为d,q轴坐标系相对于定子的电角速度,ωr为转子的电角速度;Lss=Ls+Lm,Lrr=Lr+Lm,Ls,Lr分别为定子、转子漏感,Lm为定转子互感;Te,Tm分别为电磁转矩和机械转矩;J为转动惯量;p为微分算子。
1.2 转子变换器的矢量控制
转子变换器的控制目标是实现双馈感应电机定子侧有功功率和无功功率的解耦控制,文中选用定子磁链定向,取定子磁链方向与d轴重合,则:
将式(7)代入式(4)中,有:
忽略发电机的定子电阻及暂态过程,并将磁链方程代入电机的定子电压方程有:
已知定子侧有功功率和无功功率表达式:
将式(8)、(9)代入式(10)中,即有:
由式(11)可知,定子有功功率和无功功率分别与转子电流的转矩分量irq和励磁分量ird成线性关系,通过独立调节转子电流的转矩分量、励磁分量,即可对发电机输出功率进行解耦控制。
1.3 网侧变换器的矢量控制
网侧变换器的控制采用基于电网电压定向的矢量控制,该方案用于电网与电网侧变流器之间传输的有功功率和无功功率的解耦控制。网侧变换器必须将直流侧电容电压维持在设定值,并且还要保证变换器运行在单位功率因数上[8,9]。
图1所示为网侧变流器的拓扑结构,R和L分别为网侧变流器串联的电阻和电感。
由图1得电感两侧的电压方程如下:
式中:ua,ub,uc和uga,ugb,ugc分别表示电网三相电源电压和网侧变换器三相电压;iga,igb,igc表示网侧变换器三相电流;id和iL分别表示网侧变换器、转子变换器的直流电流;C为直流母线电容;udc为电容电压。
在同步旋转d,q轴坐标下,电感两侧的电压方程转变为:
当坐标变换矩阵为等幅值变换矩阵时,网侧变换器从电网吸收的有功功率和无功功率分别为:
采用电网电压定向矢量控制时,参考坐标系d轴和电网电压矢量一致,q轴沿电压矢量旋转方向超前d轴90°,即:
把式(14)代入(15)中,有:
由式(16)可知,在电网电压为恒定值时,网侧变换器与电网交换的有功功率与网侧交流电流直轴分量成比例,网侧变换器与电网交换的无功功率与网侧交流电流交轴分量成比例。因此根据电网电压矢量定向控制策略可以实现网侧变流器与电网交换有功功率和无功功率的解耦控制。
双馈风力发电机转子绕组严重的瞬变电气故障,包括绕组相间金属性短路、绕组单相金属性短路接地等,这些故障会引起继电保护装置动作,从而迅速切除故障。文中主要针对转子绕组早期缓变的轻微电气故障,通常包括转子绕组不平衡、转子绕组匝间短路等,这些故障都会引起气隙磁场的畸变,进而导致转子阻抗的三相不平衡。通过在转子a相串接电阻Ra来实现不平衡,该方法简单易行,不需要进行破坏性实验,是模拟转子绕组故障的常用方法[5,10]。
2 基于网侧电流的转子绕组故障仿真分析
结合模拟转子绕组故障的方法,在PSCAD的仿真环境中建立了双馈风力发电机的故障模型。其中双馈发电机参数如下:额定容量2 MV·A;额定线电压0.69 k V;基频50 Hz;定转子匝数比0.333;定子电阻0.010 8 p.u.;转子电阻0.012 1 p.u.;互感3.362 H;定子漏感0.102 H;转子漏感0.11 H;转子故障电阻0.001Ω;转子故障电抗0.002 H。
图2、图3分别为次同步状态和超同步状态下正常与转子绕组故障时变流器网侧电流的频谱,对比可知,当出现转子绕组早期不平衡故障时,无论双馈风力发电机运行于次同步或超同步状态,网侧电流都会出现(1±2s)f的边频分量,其中s为转差率,f为基频,由此可作为故障的特征频率用于诊断转子绕组故障。
3 基于网侧电流的转子绕组故障实验验证
3.1 实验平台的搭建
实验平台由直流电动机、绕线式异步电机、模拟风力机特性的仿真装置、双馈风力发电机励磁控制装置、负载和故障录波器等组成。图4(a)为双馈风力发电机转子绕组故障模拟系统(图中数据为额定运行参数),其中风力机特性仿真装置能调节电机转速,从而模拟风力场变化的风速。风力发电机励磁控制装置可调整转子侧控制器和电网侧控制器的起、停及参数变化。图4(b)为双馈风机经过升降变压器和输电线路接入负载的接线,文中的负载用灯泡来替代。
采集装置由电流、电压传感器和故障录波器组成。由于转子侧电流、电压是低频信号,使用工频互感器会产生较大误差不能满足测量要求。实验使用霍尔电流传感器,它基于霍尔效应和开环测量原理能精确测量转子电流。转子电压由于数值不大,直接接入定制的低频信号测量装置中。
3.2 实验数据分析
实验中采集的数据由电力故障录波器进行相应的录波,利用Matlab R2011b数学分析软件对采集的数据进行分析,得到实际测量的正常与转子绕组故障时的网侧电流频谱图,并分析了故障严重程度对特征频率提取的影响。
图5、图6分别为双馈风力发电机运行于次同步和超同步状态时转子绕组正常以及2种故障状态时变流器网侧电流的频谱,由图5、图6对比可知,当转子绕组发生早期故障,变流器网侧电流会出现(1±2s)f的边频分量,这与仿真结论相一致。进一步分析可知,当转子绕组故障严重程度加剧时,边频分量(1±2s)f的幅值会增大,由此验证了它可以作为双馈风力发电机转子绕组故障诊断的特征频率。
4 结束语
根据双馈风力发电机的数学模型和转子绕组故障模拟方法,在软件PSCAD仿真环境中建立了转子绕组的故障模型,通过仿真分析出变流器网侧电流的故障特征频率;然后搭建了双馈风力发电机的故障实验平台,对不同运行状态和不同故障程度下的录波数据进行了频谱分析,由此验证了边频分量(1±2s)f可以作为转子绕组故障的特征频率,且当故障严重程度加剧时,故障特征频率的幅值会增大。
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