发电机转子绕组（共8篇）
发电机转子绕组 篇1
某电厂定子线组为3相6分支Y形联接, 采用叠绕组结构, 共有21对磁极。发电机经过10余年的运行, 整体运行情况良好, 但还是暴露了一些问题, 发电机定子线棒端部电晕和转子绕组匝间短路就是比较突出的问题。本文通过分析定子线棒端部电晕和转子绕组匝间短路的原因, 并采用新技术、新工艺进行处理, 保证发电机的安全稳定运行。
1 几例故障现象
(1) 2009年2月, 4号发电机多处定子线棒端部侧面出现电晕现象, 线棒表面出现发白现象或者产生白色粉末。从现象来看, 除了大部分属于轻微损伤, 其余少数部分出现了较为明显的电晕腐蚀痕迹。
(2) 2010年1月, 在2号发电机检修过程中, 利用交流阻抗法测量转子磁极, 试验发现15#、19#、33#、36#、41#磁极交流阻抗值较低, 并确定发生匝间短路故障。
2 原因浅析
(1) 一般而言, 发电机外部电晕大部分发生在端部定子线棒槽口处, 发电机端部定子绕组电场分布不均匀, 受运行过程中电、热、机械振动、环境的长期影响, 局部场强过强, 导致附近空气电离, 当放电电场强度达到一定程度时, 出现电晕现象, 电晕发生热效应并产生O3和N2。在一定条件下, O3、N2和空气发生化学作用并生成硝酸类物质的化合物, 损坏局部绝缘。另外, 不均匀强磁场会产生静电吸附, 并积聚油污, 便会严重阻碍散热, 并在线棒表面产生细微的糙化作用, 使得电晕面积不断扩大。
当线棒防晕层受损时, 会改变防晕结构, 电位突变幅度更大, 端部电位不能平稳过渡, 电位的升高会导致发热, 严重时引起电晕。因此, 需要采取措施, 保持线棒防晕层不受损, 减少线棒端部的电势差, 使电势能够平稳过渡, 避免因高电位产生电晕。
(2) 磁极铁芯极身绝缘采用0.24mm环氧多胶玻璃粉云母箔围包10层, 并加热固化;绝缘托板采用聚酯树脂玻璃纤维压制件, 匝间绝缘交错垫二层自粘性浸渍环氧DDS-三氟化硼F级胶的Nomex410, 绝缘厚度为0.26mm, 热压固化成型。
在机组检修过程中, 利用交流阻抗法测量转子磁极, 试验发现15#、19#、33#、36#、41#磁极交流阻抗值较低 (见表1) , 与历年测试值相差较大, 初步怀疑存在匝间短路的可能。进一步进行匝间电压分布测试, 发现磁极电压分布很不均匀, 相差很大, 存在匝间短路现象。原因是安装工艺执行不到位, 在运行过程中受电、热、振动的影响, 磁极匝间积聚了油污、粉尘, 加上制造装配工艺中的缺陷开始显现出来, 致使出现匝间短路。匝间短路会造成转子不平衡, 转子电流显著增加, 无功出力降低, 电压波形畸变, 转子磁极过热, 不能及时散热的话, 严重的会导致膨胀变形, 引起转子振动加剧。
3 故障处理
3.1 线棒出槽口处电晕处理
(1) 用丙酮清理端部线棒, 并晾干。
(2) 涂刷低电阻防晕漆1 3 4, 长度为106mm, 并与定子铁心末端表面接触良好, 涂刷长度不得超过原低电阻防晕层的末端。要求涂刷均匀、无漆瘤, 避免污染线棒其他部位。涂刷完成后在室温下晾干24h。
3.2 转子匝间短路处理
(1) 对于交流阻抗轻微不平衡的磁极, 分解并清洗磁极, 组装磁极线圈, 在托板上、下两端粘贴新的3M粘胶带, 对磁极接头有磨损的, 用砂纸打磨干净, 并涂刷绝缘漆, 待干后紧固。在上托板与铁芯的接缝均匀涂抹罗纳星68胶, 将托板压实紧固。
(2) 对于匝间短路的磁极, 按照实施方案对匝间短路的磁极进行更换。新磁极在定子膛外及吊入膛内后的试验, 转子绕组绝缘电阻、直流电阻测试、交流耐压、交流阻抗测试等的试验结果均合格, 符合《DL/T596-1996电力设备预防性试验规程》要求。在开机试验过程中, 各项指标均合格。
4 结语
分析发电机定子绕组电晕和转子绕组匝间短路等故障的原因, 并采用最新工艺、材料对故障进行了处理。随着机组的运行年限不断增加, 有必要加强发电机的绝缘在线监测, 建立数据库, 进行状态分析, 指导检修;对于易发生绝缘损坏的部位加强检查, 进一步完善事故预案, 发现问题立即处理, 保证发电机组的安全可靠运行。
参考文献
[1]张华.导线胶化、绝缘固化及防晕处理对高压定子线圈质量的影响[J].东方电机, 2002, 30 (3) :231-233.
[2]DL/T596-1996.电力设备预防性试验规程[S].
[3]F.T.Emery.高压发电机定子线棒和绕组的局部放电、介质损耗因素及电晕测试[J].国外大电机, 2006 (4) :15-26.
[4]邱青林.发电机转子匝间短路分析及处理[J].水电站机电技术, 2008 (2) :51-53.
发电机转子绕组 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.
作者简介
发电机转子绕组 篇3
据发电机现场运行情况统计,转子回路接地故障是发电机组最为常见的故障形式。转子一点接地保护不仅能够检测转子绕组本体绝缘下降,其检测范围还包括转子绕组至可控硅之间的电缆、转子绕组至保护之间的电缆、碳刷、集电环等部位,因此,严格意义上,称为励磁回路一点接地保护更为恰当。为便于理解,本文的分析仍沿用习惯叫法。
由于励磁回路的复杂性,转子一点接地故障后,需要排查的环节比较多,接地故障位置测量功能可减少排查时间和工作量,受到电厂用户的青睐。目前,在现场得到广泛应用且具有一点接地位置测量功能的转子接地保护有切换采样式原理(也称为乒乓式原理)和双端注入低频方波电压式原理[1,2]。
文献[3]提出了一种转子绕组接地故障定位原理,并且在某些水电机组上进行了一些试验,验证了稳定接地情况下的可行性。本文将简述其基本原理,并对影响定位准确性的几个因素进行分析。
1 转子绕组接地故障定位原理
转子绕组接地故障定位原理的基本思路如下[3]。
1)由转子绕组的线圈组数g、匝数J、各组线圈的周长D(k)等信息计算出各组导线占转子绕组导线长度的百分比β(k)以及各线圈连接处的位置γ(k):
式中:k为线圈组号,k=1,2,…,g。
将以上结果作为参数设置到转子对地绝缘检测装置中。
2)由切换采样式原理计算出一点接地相对位置α,α以百分比表示,以转子绕组正极或负极为参考点,采用查表法将α值与γ(k)数据表进行逐一比较,确定发生故障的线圈组号。
当γ(m-1)<α<γ(m)时,表明转子绕组在第m组线圈发生接地故障,由此计算该组线圈发生故障的匝号n:
可见,能否准确定位,取决于转子一点接地相对位置α的计算精度。
以下分析中将基于该原理的检测装置称为接地定位装置。
2 不稳定接地对接地故障定位的影响
无论是切换采样式还是注入低频方波式转子接地保护原理,均需要躲过转子对地电容的充放电过程,在泄漏电流达到稳定值之后才能准确计算接地电阻。
转子接地故障按绝缘故障性质可分为稳定接地和不稳定接地。稳定接地是指当转子绕组发生绝缘损坏后,其绝缘电阻与转速、温度等均无关,绝缘电阻值基本为一固定值,这种故障较易查找。不稳定接地有高转速接地、低转速接地、高温时接地、与转速和温度均有关的综合情况接地等[4]。
图1为注入低频方波电压式转子接地保护在稳定一点接地情况下的泄漏电流ixs波形。
图1中,躲过电容的充放电过程后,取泄漏电流的稳态值(即dixs/dt≈0)即可准确计算一点接地电阻值和接地相对位置。
文献[3]提出的原理曾在国内一些水电厂进行了试验,均是以固定电阻进行模拟接地,属于稳定接地。实际上,不稳定接地与稳定接地差异较大,也比较难以准确定位。
2007年,国内某大型水电站2台机组投运初期曾先后发生过转子绕组不稳定接地故障,机组轻载时一切正常,当负载增加到70%以上时,转子负极到第1个磁极的引线(汇流排)由于支撑强度不够,在离心力的作用下发生变形,导致绝缘距离不够,产生接地放电,而当机组停机后,汇流排又与接地点分离,接地故障消失。转子不稳定接地时,保护装置记录的泄漏电流波形如图2所示。
由图2可见,不稳定接地过程中,由于绝缘电阻的阻值剧烈变化,导致泄漏电流波形严重畸变,使得一点接地电阻和接地相对位置计算值产生误差。
图2所示的不稳定接地故障时,接地电阻值在0～17 kΩ之间波动,接地相对位置测量值在0%～28%之间波动[5]。在此基础上再进行故障定位,必然是不准确的。
2010年11月,四川某165 MW水电机组转子绕组正、负极碳刷因碳粉污染导致绝缘下降,转子接地故障定位装置显示的相对百分比为70%左右,定位结果为磁极44与磁极45之间,误导了故障排查的方向。
3 碳刷接触不良对故障定位的影响
3.1 接地碳刷与大轴之间接触不良对故障定位的影响
文献[1]分析了接地碳刷与大轴间接触电阻对几种典型转子接地保护的影响。接地碳刷和大轴滑环是转子接地保护测量回路中的一部分,当两者接触不良时,会导致转子接地测量电阻值偏离实际值。同理,接地位置α的计算值在此过程中也会产生偏差。由此α值再去进行故障定位,必然会导致定位误差,误差的大小与接触电阻的大小以及碳刷接触不良的性质有关。当接触电阻表现为放电性质时,接触电阻处于变化状态,定位的误差会比较大。
3.2 电刷与滑环之间接触不良对故障定位的影响
文献[6]分析了旋转励磁机组电刷与滑环之间接触不良对转子接地电阻测量值的影响。对于切换采样式原理,在离电刷近端发生接地故障时,接地电阻测量值随电刷与滑环之间接触电阻的增大而减小;在离电刷远端发生接地故障时,接地电阻测量值随电刷与滑环之间接触电阻的增大而增大。可见,电刷与滑环之间接触不良会使接地电阻测量值产生误差,同样也会使接地相对位置α测量值产生误差,从而导致故障定位不准。
4 励磁变低压侧单相接地故障对接地故障定位的影响
如图3所示,励磁变低压侧发生单相接地故障时(假设b相为故障相),整流电路采用6脉动桥式全控整流电路,其输出直接与转子绕组相连。图中,Ur+和Ur-分别为转子正端和负端对地电压。
由于励磁变低压侧的电缆b相接地,当VD3导通时,相当于转子绕组正端接地;当VD4导通时,相当于转子绕组负端接地,在一个周期(20 ms)时间窗内,转子绕组的正端和负端各有三分之一的时间(0.667 ms)接地[7]。
某电厂125 MW机组励磁变低压侧b相金属性接地时的录波数据如图4所示。图中,Ur+,Ur-,Ur分别为转子正端对地电压、负端对地电压及转子电压,波形特征与前面的理论分析相吻合。
图4对应的接地故障,切换采样式原理的转子接地电阻计算值为0 Ω,接地相对位置α计算值为50%。由此α值再进行故障定位,会误导故障排查的方向。
5 接地定位装置与接地保护的配合
接地定位装置与转子接地保护均需接入转子绕组正、负端以及大轴,将转子绕组正、负端均固定接入2种装置,而大轴的接入则采用图5的配合关系。
正常运行时,将大轴接入接地定位装置,通过其控制的继电器接点将大轴与转子接地保护断开,此时相当于转子接地保护退出工作,单独由接地定位装置实现转子绝缘监测;当转子对地绝缘电阻低于50 kΩ时,接地定位装置控制继电器将大轴切换给转子接地保护,退出接地定位装置,投入转子接地保护,由转子接地保护继续判断是否报警或跳闸。
接地电阻值大于50 kΩ时,往往处于绝缘电阻下降的暂态过程中,接地电阻和接地相对位置的计算值误差较大,故障定位的结果对故障排查的参考价值不大。
此外,在定位装置或控制切换继电器出现异常时,有可能导致转子接地保护无法投入,存在一定的安全隐患。转子绕组的正、负端均需接入接地定位和接地保护装置,也增加了转子回路的复杂性。
6 结语
本文重点分析了影响文献[3]提出的转子绕组接地故障定位原理准确性的几个因素。结果表明:不稳定接地会影响转子绕组接地故障定位的准确性;碳刷接触不良会影响转子绕组接地故障定位的准确性;励磁变低压侧单相接地故障时,转子绕组接地故障定位原理会误定位。
接地定位装置对准确排查故障的指导意义不大,没有必要专门配置。实际上,碳刷接触不良和转子绕组外回路绝缘下降是比较常见的接地故障形式,而转子绕组本体发生接地故障的概率相对较低。因此,建议优先排查转子绕组外回路,在确认外回路绝缘良好的情况下,再对转子绕组本体进行检查。
摘要：介绍了发电机转子绕组接地故障定位原理,其精确性取决于转子一点接地相对位置的计算精度。分析了影响接地故障定位精确性的几个因素。转子不稳定接地、碳刷接触不良均会使得转子接地相位位置计算产生偏差,从而导致故障定位不准。励磁变压器低压侧单相接地故障时,也会导致转子接地电阻计算值下降,由此接地相对位置计算值进行故障定位,必然会导致定位错误。研究结果表明,转子接地故障定位结果仅能作为定性参考,没有必要配置专门的转子接地定位装置。
关键词：发电机转子,接地保护,故障定位,接触电阻,转子大轴,励磁变压器
参考文献
[1]陈俊,王光,严伟,等.关于发电机转子接地保护几个问题的探讨[J].电力系统自动化,2008,32(1):90-92.CHEN Jun,WANG Guang,YAN Wei,et al.Study on issuesof generator rotor earth fault protection[J].Automation ofElectric Power Systems,2008,32(1):90-92.
[2]王光,温永平,陈俊,等.注入方波电压式转子接地保护装置的研制及应用[J].江苏电机工程,2009,28(2):74-77.WANG Guang,WEN Yongping,CHEN Jun,et al.Development and application of device of injecting-step-voltagerotor ground protection[J].Jiangsu Electrical Enginering,2009,28(2):74-77.
[3]曾广.发电机转子绝缘在线监测接地定位方法及装置:中国,CN101551442A[P].2009-10-07.
[4]马宏忠.电机状态监测与故障诊断[M].北京:机械工业出版社,2007.
[5]李平,郭丽颖.龙滩水轮发电机转子动态接地故障分析及处理[J].广西电力,2009,32(1):21-26.LI Ping,GUO Liying.Analysis and treatment of rotor dynamicground fault of hydro generator in Longtan[J].Guangxi ElectricPower,2009,32(1):21-26.
[6]郑茂然,陈建玉,吴崇昊.电刷接触不良对旋转励磁回路接地保护性能的影响[J].电力系统自动化,2007,31(20):94-97.ZHENG Maoran,CHEN Jianyu,WU Chonghao.Impacts ofbrush’s bad contact on the performance of grounding protectionof generator rotating excitation loop[J].Automation of ElectricPower Systems,2007,31(20):94-97.
发电机转子绕组 篇4
人工神经网络是人脑神经网络的数学模型,具有如下特点:(1)高度的全局并行性;(2)高度的全局非线性作用;(3)良好的容错性与联想记忆功能;(4)具有很强的自适应、自学习功能。应用人工神经网络进行故障诊断,不需要为专业知识与专家启发性的知识转化、知识形成、知识表达方式和知识库构造做大量的工作,而只需以领域专家所提供的大量和充分的故障实例,形成故障诊断模型的训练样本集,运用一定的学习算法对样本集进行训练。由于人工神经网络具有较强的自组织、自学习能力,鲁棒性高,免去了推理机的构造,且推理速度与规模大小无明显的关系,很快引起人们的重视,使得基于人工神经网络的故障诊断研究也日益广泛。
神经网络主要在以下三个方面用于故障诊断:模式识别、信号预处理和专家系统知识处理。故障模式识别神经网络主要有Hopfield网、Hamming网、感知器网(BP网)、自适应共振网,包括自组织神经网(ART)和自组织特征映射网(Kohonen)。BP网是目前最常用的一种多层感知器算法。其优点是简单、比较成熟;缺点是收敛速度慢,目前针对这个问题已提出许多改进算法。神经网络用于信号预处理主要有两个方面,即特征提取和噪声消除。用于特征提取的神经网络算法主要有Qja算法、Sanger算法和Kohonen学习子空间法等。用于信号噪声消除的神经网络算法有自适应线性器件Aadline和Madalint,其算法有基于快速下降规则的μ-LMS算法和sigmoid Aadline的自适应BP算法,以及基于误差修正规则的α-LMS算法、Mays算法[1]。
基于人工神经网络电机故障诊断方法通常利用人工神经网络来实现学习与分类决策的功能。为了能够对模式进行分类,往往需要学习,通过学习将系统参数或结构固定下来,这也就完成了训练的过程。待识别信息经已训练的人工神经网络进行处理,即可自动根据某一判别原则对被识别对象进行分类,最后给出准确、及时的故障诊断结论。
2 造成匝间短路的原因
造成发电机转子绕组匝间短路故障的原因很多,现场运行经验表明,发电机转子绕组匝间短路故障多发生在绕组端部,尤其是在有过桥连线的一端居多,分析其原因为:设计不合理,如端部弧线转弯处的曲率半径过小,运行中在离心力的作用下,匝间绝缘被压断,造成了匝间短路;制造质量不良,绕组铜导线加工工艺方面的缺陷造成的不严格倒角与毛刺等;转子端部绕组固定不牢,垫块松动;绕组端部残余变形引起匝间短路,有的发电机在运行中长期受电、热和机械应力的作用,绕组端部发生残余变形,引起匝间短路;冷态起动后转子电流突增使转子变形或局部绝缘损伤等;空气湿度过大引起线圈短路等等[2]。
3 转子匝间短路电磁特性分析
在一定的运行条件下,如果存在转子匝间短路,由于励磁绕组的有效匝数减少,为满足气隙合成磁通条件,励磁电流必然增大。机组正常运行时,当略去开槽造成磁势的少许不连续性,转子磁势的空间分布非常接近于梯形波。转子的短路效应将会导致磁势局部损失,从而使有短路磁极的磁势峰值和平均值减少[3]。造成的磁势损失可用一个解析模型简便表示,将匝间短路认为是退磁的磁势分布,它反向作用在有短路磁极主磁场的磁势上,为正常条件下的磁势减去由短路引起的磁势突变,采用叠加原理,可求出合成磁势的大小,磁势的损失使得更倾向于线性变化,故可忽略主磁通回路的饱和。简单的矢量表示为:F=F0-△F0。式中,F0表示正常条件下转子绕组磁势,△F0表示短路线匝产生的磁势,F表示匝间短路合成磁势。有效磁场的减弱,会使对应的内电势较正常时有明显的下降,在发电机端电压保持恒定的情况下,无功损耗会相应下降。因此,转子绕组匝间短路引起励磁电流增大而无功却相对减少。所以,发电机转子绕组匝间短路时,因励磁绕组有效匝数减少。为了满足气隙合成磁通条件,励磁电流必然增大,而无功相对减少,这可以作为识别转子绕组匝间短路故障的一个特征。因此,可求出发电机不同负载所对应的励磁电流,从而实现发电机匝间短路故障诊断。
4 人工神经元网络诊断方法及仿真
采用三层BP神经网络,首先根据网络当前的内部表达,对输入样本进行前向计算,然后比较网络的输出与期望输出之间的误差,若误差小于规定值,则训练结束;否则,将误差信号按原有的通路反向传播,逐层调整权值和阈值,如此前向计算和反向传播反复循环,直至达到误差精度的要求。其实现过程流程如图1所示。
根据人工神经元网络的特点,在进行诊断时不需要精确的数学模型及发电机的诸多参数,在不干扰发电机运行的情况下,只需要准确地测量发电机的机端参数,然后依靠大量的训练样本及充分的网络训练就可以诊断不同方式下的故障。如果存在有故障样本则除了可诊断出故障,还可以进一步进行故障严重性的估计。发电机运行时,额定电压U假定其不变,根据发电机磁场分析,一定的极对数P、槽数Q对应一定的磁势,即安匝ωfIf,所以P、Q和If之间的关系可以体现匝间故障短路情况,以P、Q和I,作为人工神经元网络的输入,匝间短路匝数占总匝数的比例α%作为输出。
为了获取训练样本,假定发电机额定运行状态下发生匝间短路故障时,短路前后有功、无功和电压保持不变,通过分析可知磁势维持不变,设短路匝数占转子绕组总匝数的α%,则得到故障后励磁电流If=IIN/(1-α%),IIN为励磁电流的额定值。通过改变α可得到不同状况下的故障样本。
取某型发电机正常运行和故障运行的参数为样本,见表1和表2,网络训练后诊断故障如表3。人工神经元网络采用三层BP神经网络。MATLAB仿真结果见表3。可以得出结论:用BP神经网络诊断结果与实际情况基本相符,匝数比例误差在2%以内。
5 小结
由以上的讨论可知,由于神经网络具有很强的非线性映射能力、良好的学习能力、独特的联想记忆能力等特点,因此十分适用于复杂电机系统的故障诊断。现今,基于神经网络的电机故障诊断方法已经成为较通用的解决方案。
摘要：人工神经网络是基于模仿人类大脑的结构和功能而构成的一种信息处理系统,具有很多与人类智能相似的特点,应用人工神经网络可以实现准确、及时的故障诊断,因而人工神经网络在电力等系统的故障定位、故障类型识别等故障诊断中有着很好的应用。
关键词：人工神经网络,发电机转子绕组,匝间短路,故障诊断
参考文献
[1]盛兆顺,尹琦岭.设备状态监测与故障诊断技术发展及应用[M].北京:化学工业出版社,2003.
[2]沈标正.电机故障诊断技术[M].北京:机械工业出版社,1996.
发电机转子绕组 篇5
随着中国并网风力发电机组安装容量日益增加, 以及海上风电的发展, 如何提高和保障风力发电机组的运行可靠性已经成为国内外关注的焦点[1]。双馈风力发电机组是风力发电系统中的主流机型[2,3]。统计资料表明[4], 双馈风力发电机的故障主要发生于定子、转子、轴承、气隙 (偏心) 等处, 其中38%的故障是由定子引起的[5]。因此, 研究双馈风力发电机定子绕组的故障诊断对提高机组运行可靠性和利用率具有重要的现实意义。
目前, 国内外学者对发电机定子绕组故障的诊断监测已经做了一些研究[6]。文献[7]分析了定子绕组匝间短路故障时发电机定转子径向振动特性, 指出了发电机径向振动特性与发电机电参数一样, 可作为诊断发电机绕组故障的依据, 但此方法需要外加振动传感器, 对运行中的双馈风力发电机技术上存在困难, 同时也增加了风电场的运行成本。文献[8]提出采用转子侧电流频谱信号来监测双馈风力发电机定子绕组故障, 找到了不受负载因素影响的特征频率。文献[9]提出采用转子电流调制信号来监测双馈风力发电机定子绕组故障。文献[10]建立了双馈风力发电机定子绕组匝间短路故障多回路模型, 并验证了故障情况下在定子、转子电流中会产生特定频率的谐波分量, 通过监测这些谐波分量来确定故障发生与否。文献[8-10]提出的方法不需要外加传感器与硬件设备, 减少了监测成本, 但由于其特征频率的表达式中都含有转差s, 对转差s的跟踪、计算精度提出很高要求, 计算量大;另有学者采用轴向磁通[11]、定子负序电流[12]、小波分析[13,14]等方法来监测定子绕组故障, 但其灵敏度与可靠性还有待验证。
本文从理论分析的角度说明了采用转子瞬时功率谱来诊断双馈风力发电机定子绕组故障的可行性。它不仅具有无需外加传感器与硬件支持, 减少监测成本的优点, 而且由于其特征频率为2f (f为电网基频) , 不受转差s的影响, 在转差发生轻微改变或存在计算误差时, 特征频率不会随之改变, 具有很强的抗干扰能力。
1 基于转子瞬时功率谱的双馈风力发电机定子故障诊断理论分析
定义正常状态下双馈风力发电机转子侧单相瞬时功率为[15,16]:
式中:ua为双馈风力发电机转子相电压的瞬时值, 仿真中相电压为直接测量所得, 实验中则通过所测量的三相线电压换算得到;ia为双馈风力发电机转子相电流的瞬时值;pa为双馈风力发电机的转子单相瞬时功率。
正常情况下的双馈风力发电机, 转子侧电流、电压均为理想的正弦波, 可分别写成 (以A相为例) :
式中:ω1为转子侧基波电压的角频率, ω1=sω, 其中ω为定子侧角频率;Uma为基波相电压的幅值;Ima为基波相电流的幅值;φ为基波电流落后于电压的相位角。
将式 (2) 代入式 (1) 中, 可得正常双馈风力发电机转子侧A相瞬时功率为:
式 (3) 表明, 转子侧A相瞬时功率为一频率为2f1的分量和一个恒定分量 (f1=sf) 。
当双馈风力发电机发生定子绕组故障时, 转子侧的特征信息会比定子侧显著, 且转子侧电气量的故障特征频率成分为 (2-s) f[10]。则此时转子侧A相电压可表示为:
此时, 转子侧A相的故障电流分量可以表示为:
式中:Ipa为A相故障电流分量幅值;φpa为其初相位。
此时的转子侧A相瞬时功率为:
由式 (6) 可以看出:当双馈风力发电机定子绕组发生故障时, 转子侧瞬时功率谱中, 除了产生与正常状态相同的2f1的分量和一个恒定分量外, 还产生了频率为2f和2 (1-s) f的定子绕组故障分量。理论分析表明, 特征频率2f和2 (1-s) f均可作为故障特征量, 不过由于双馈风力发电机的转差s受风速影响, 具有实时变化性。为了避免转差s的跟踪和计算误差引起特征频率的计算偏差, 选择频率2f作为故障特征频率, 具有很好的诊断可靠性。故本文选取转子瞬时功率谱的2f频率处的幅值作为定子绕组故障的特征量。
2 诊断模型的建立与仿真分析
2.1 诊断模型的建立
在电机故障诊断的研究中, 需要明确故障诊断内容与继电保护内容的区别。继电保护主要针对电机的瞬变故障如绕组相间金属性短路等;而故障诊断主要针对缓变故障 (一些轻微的缓变故障, 电机可以继续运行较长时间) , 如电机绕组匝间非金属性短路 (高阻短路) 等。因此, 本文主要针对定子绕组高阻短路等各种轻微缓变故障。
双馈风力发电机定子绕组匝间高阻短路为其主要故障形式之一, 它会引起定子阻抗的三相不平衡及气隙磁场的畸变[6]。考虑实验的方便性, 本文通过在定子绕组的一相串接阻抗或电阻方式模拟定子绕组三相不平衡。此方法虽然不能准确模拟内部短路故障引起的气隙磁场的变化, 但可以模拟定子三相不平衡及其影响。
本文从仿真和实验两个角度说明转子瞬时功率谱法在双馈风力发电机定子绕组故障诊断中的优越性。首先在PSCAD的仿真环境中建立了双馈风力发电机的故障模型, 如图1所示。
仿真模型采用异步电机接变频器的方式模拟双馈风力发电机。在异步电机输入端, 连接风速模拟单元, 模拟风速的实时变化。发电机出口处经变压器变压后接入无穷大系统, 实现风力机并网运行。在正常及故障情况下测量转子侧的电流电压为后续的分析做准备。
其中发电机参数如下:额定容量为2 MVA, 额定线电压为0.69kV, 基频为50 Hz, 定转子匝数比为0.333, 定子电阻为0.010 8 (标幺值) , 转子电阻为0.012 1 (标幺值) , 互感为3.362mH, 定子漏感为0.102mH, 转子漏感为0.11mH。
2.2 故障模拟与仿真分析
在定子A相设定故障电阻为2 mΩ、电感为0.1mH来模拟定子绕组故障。通过快速傅里叶变换得到转子电流谱、电压谱及瞬时功率谱在正常及故障时的对比图如图2至图4所示 (此时转差s=0.14, 输出线电压为0.69kV、线电流为0.92kA, 有功功率为0.86 MW) 。
由图可知, 转子电流谱特征频率处幅值故障前后变化了4.5dB, 变化率为3.61%;转子电压谱特征频率处幅值故障前后变化了3.64dB, 变化率为4.45%;而转子瞬时功率谱特征频率处幅值故障前后变化了51.9dB, 变化率为55.01%。显然, 当双馈风力发电机定子绕组发生轻微故障时, 转子电流、电压谱变化并不明显, 而转子瞬时功率谱变化则要明显得多, 更有利于诊断双馈风力发电机定子绕组的早期故障。
3 诊断模型实验与分析
3.1 实验平台的搭建
本实验在河海大学动态模拟实验室进行。实验采用的双馈风力发电机系统线路见附录A图A1。双馈风力发电机通过升压变压器、输电线和降压变压器对无穷大系统供电。
双馈风力发电机定子绕组故障模拟图和实物图见附录A图A2、图A3。其中风力机特性模拟装置用于调节电机转速, 风力机励磁控制屏用于调整转子侧控制器和电网侧控制器的启停及参数变化, 实时显示转速、有功功率、无功功率及定子电压等。模拟定子绕组故障通过在定子A相串接电阻R来完成, 该方法无需破坏性实验, 简易可行, 是模拟定子绕组故障的常用方法[8,17]。
采集装置由电流、电压传感器和电力故障录波器组成。定子侧选用的电压互感器变比为400V/100V, 电流互感器型号为ML-6.0, 变比为30 A/1A。转子侧电流频率为sf, 为低频信号, 使用工频互感器会超出其频率应用范围, 产生新的误差。本系统采用霍尔电流传感器及低频电压测量装置进行测量。霍尔电流传感器的型号为HZIA-C06, 它基于霍尔效应、开环测量原理将转子电流转换成跟随输出的电压信号, 交流、直流、混合电流均可测量, 具有高线性度、高精确度、长期工作稳定等优点。相应的数据采集装置选用中元华电定制的ZH-2B电力故障录波器。
YZR160M-4电机主要参数如下:定子额定电压为380V, 定子额定电流为12.5A, 转子额定电压为184V, 转子额定电流为20A, 电机额定功率为5.5kW, 额定转速为1 445r/min。直流电动机型号为Z2-51, 额定功率为5.5kW, 额定电压为220V, 额定电流为30.9A, 额定转速为1 500r/min。
3.2 实验结果分析
为了验证转子瞬时功率谱法在双馈风力发电机定子绕组故障诊断中的有效性, 在系统并网运行情况下, 在定子A相串联电阻模拟定子绕组故障, 通过改变串联电阻阻值来改变定子绕组故障严重程度。同时, 通过改变电动机转速来模拟风速变化, 以验证在不同转速下, 转子瞬时功率谱法在诊断定子绕组故障中的有效性。
转速为1 425r/min时, 正常并网及定子绕组串联电阻R=Rs (Rs为定子电阻) 时的功率谱变化情况如图5所示。由图可知, 故障前后, 功率谱2f处幅值变化了18.256dB, 变化率为68.81%。由此可以看出, 功率谱特征频率2f处幅值随故障变化明显, 对故障发生具有很好的敏感性。
应当注意的是, 电机定子三相不平衡度一般通过定子负序电流的大小来反映。文中为了清楚反映负序电流大小的程度, 使用负序电流的标幺值来衡量定子绕组不平衡度 (其中, 负序电流的标幺值=负序电流/额定电流) 。如表1第2列所示, 为4种工况下定子负序电流的标幺值。正常情况下定子A相负序电流为0.165 A, 负序电流标幺值为0.013 2, 此负序分量可能来源于电机自身存在一定的固有不对称以及互感器测量误差等。转速为1 425r/min时, 不同故障严重程度下的转子侧电流谱、电压谱及功率谱特征频率处幅值变化情况见表1。可知, 1倍故障时, 负序电流标幺值大小为0.065 8, 电流谱特征频率处幅值变化为35.73dB, 变化率为39.90%;电压谱特征频率处幅值变化为36.92dB, 变化率为38.23%;而功率谱特征频率处幅值变化为18.256dB, 变化率为68.81%。从幅值变化来看, 电流、电压谱变化更大, 但从变化率上看, 功率谱变化则要大得多。
图6所示为归一化 (所有幅值均除以初始幅值的绝对值) 后, 转子电流、电压、功率谱等3种频率谱对比图。可以看出, 功率谱2f处幅值随着定子负序电流标幺值 (三相不平衡度) 的增加, 其变化最为明显。说明转子瞬时功率谱法在诊断定子绕组故障时比转子电流、电压谱都更具敏感性。
表2所示为考虑不同转速及不同故障严重程度时, 转子瞬时功率谱2f处的幅值变化情况。其中故障严重程度用定子负序电流标幺值大小表示。
由表2可以看出, 在不同转速下转子瞬时功率谱特征频率处的幅值都随着故障严重程度的增加而增大。因此, 选取转子瞬时功率谱的特征频率2f处幅值作为定子绕组故障诊断的特征量, 能够更好地反映故障信息。其对故障的敏感性与可靠性均优于转子侧电流、电压谱, 且兼有无需外加传感器、硬件设备的优越性。
4 结语
本文从瞬时功率的定义出发, 导出了双馈风力发电机在定子绕组故障时, 其故障特征在转子瞬时功率谱中的表现形式。公式表明, 功率谱的特征频率为2f, 不受转差s轻微变化的影响, 对转差s的跟踪精度要求不高, 减小了计算量。同时, 在PSCAD中的仿真表明, 在双馈风力发电机定子绕组故障较轻微时, 转子电流、电压谱特征频率处幅值变化并不明显, 而转子瞬时功率谱2f处幅值变化显著;在动模实验室中的实验结果表明, 当双馈风力发电机定子绕组故障较为严重时, 转子电流、电压谱特征频率处幅值变化较大, 而转子瞬时功率谱2f处幅值变化则更为明显。
综上, 将转子瞬时功率谱2f处幅值作为双馈风力发电机定子绕组故障的特征量, 其灵敏度与可靠性均可得到保证。在实际的风电场风力发电机组状态监测过程中, 可以通过设置一定的阈值报警机制来实现数字化控制。由实验结果可以看出在同步运行情况下, 转子瞬时功率谱变化率最小, 为45.78%。故可以设置超过正常值的30%为报警值, 且幅值增加越多, 说明故障越严重。
附录见本刊网络版 (http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx) 。
摘要：提出一种基于转子瞬时功率谱分析的双馈风力发电机定子绕组故障的在线监测与诊断新方法。理论分析表明, 与常见的电流或电压谱诊断方法相比, 转子瞬时功率谱法既具有无需外加传感器与硬件设备的优点, 又由于其特征频率不受转差的影响, 当转差存在一定的跟踪或计算误差时, 特征频率不会改变, 具有很强的抗干扰能力。在PSCAD软件中建立了双馈风力发电机并网模型, 对正常及故障状态进行仿真分析, 得出转子瞬时功率谱法在双馈风力发电机定子绕组故障诊断中更具敏感性的结论。在动模实验室建立了定子绕组故障诊断的实验平台, 进一步证明了转子瞬时功率谱法在双馈风力发电机定子绕组故障诊断中的可行性。
发电机转子绕组 篇6
同步电机采用无刷励磁是同步电机结构上的重大改革,它不仅取消了直流机励磁系统中的机械整流部分,而且也取消了半导体励磁系统中的炭刷和集电环。但是,由于取消了滑环和炭刷,使转子接地故障监视较困难[1,2]。通常同步电机转子绕组是不接地运行的,当转子绕组发生一点接地时,对发电机的运行不会产生影响和损害。但若未能及时处理,一旦发生两点接地故障。这将严重威胁同步电机的安全,因此大中型同步电机需装设转子一点、两点接地保护[3~6]。
目前无刷同步电机转子绕组接地检测主要采用传统的方式,主要有电桥式、叠加直流电压式、叠加交流电压式(利用导纳继电器)以及乒乓切换采样变电桥式等[3~9]。针对无刷同步电机的特殊结构,有必要探究一种适于无刷同步电机转子绕组接地检测方法。由于无刷同步电机转子绕组接地检测电路一般是安装在高速旋转的转子上,针对这一情况,无刷同步电机转子绕组接地监测电路必须要求简单、可靠。在传统的转子绕组接地检测方法中,电阻平衡电桥接地检测满足简单、可靠。但它存在死区,而且灵敏度受励磁电压变化的影响。若要把电阻平衡电桥接地检测应用到无刷励磁同步电机上,必须对其进行改进。
针对电阻平衡电桥接地检测存在的问题,本文提出了一种基于有源电阻电桥原理的无刷同步电机转子绕组接地检测新方法。
1 有源电阻电桥原理
由于利用电阻平衡电桥原理构成的同步电机转子绕组接地监测,转子一点接地时,在转子绕组中点附近即使发生金属性接地故障,接地监测存在死区;转子两点接地时,接地监测也存在死区,并且接地监测死区受接地电阻的影响。而且这两种接地故障对于不同的励磁电压,其灵敏度也不相同。从电阻平衡电桥一点接地监测原理的分析来看,接地监测的死区发生在同步电机转子绕组中心点附近,若要消除此死区,此时只要抬高电桥中点的电位,打破此时的电桥平衡,就可以克服接地监测的死区。因此,若在接地信号检测臂上外加一个直流电压,人为地抬高电桥中点的电位,就可克服电阻平衡电桥接地监测的死区。通过理论分析,这种作法是可以的。无刷同步电机转子绕组接地检测新原理的原理如图1所示。
1.1 一点接地分析
当在励磁绕组中发生一点接地时,其等值电路如图2所示。设k点距转子绕组正极端的距离为α,同步电机的励磁电压为Uf,接地信号采样电阻为cR,接地检测臂上外加直流电压为U。
由电路原理知识可得一点接地时的网孔电流方程:
由式(1)可得:
接地信号采样电阻cR上的电压为:
为了考察一点接地时,接地监测是否存在死区,令Uc=0,由式(3)可得:
由于0≤α≤1,因此,由式(4)可得:
也就是说,当时,总有一接地点位置α使得Uc=0,即接地监测存在死区。若要使Uc≠0总是成立,则只要即可。也就是说只要信号检测臂上外加直流电压就可克服一点接地监测的死区。
1.2 两点接地分析
转子绕组一点接地后,又发生另一点接地,这样就形成了转子绕组两点接地。其等值电路如图3所示。
设k点距转子绕组正极端的距离为α,接地电阻为Rg1,m点距转子绕组正极端的距离为β,接地电阻为Rg2,同步电机的励磁电压为Uf,接地信号采样电阻为cR,接地检测臂上外加直流电压为U。
由电路原理知识可得两点接地时的网孔电流方程:
由式(6)可得:
接地信号采样电阻cR上的电压为:
为了考察两点接地时,接地监测是否存在死区,令Uc=0,则由式(8)可得:
由式(9)可得:
由于0≤α≤1、0≤β≤1,因此,由式(10)可得:
也就是说,当时,总有一接地点位置α、β使得Uc=0,即接地监测存在死区,并且接地监测死区受接地电阻Rg1、Rg2和的影响。若要使Uc≠0总是成立,则只要即可。也就是说只要信号检测臂上外加直流电压就可克服两点接地监测的死区。这与克服一点接地死区的条件完全吻合。
1.3 消除接地检测灵敏度受励磁电压的影响
一般情况下,同步电机的励磁电压有三种特定状态,即空载、额定和强励励磁电压。由于强励时的励磁电压约为额定励磁电压的2倍,额定励磁电压约为空载励磁电压的2.5倍。由上面的分析可知,只要满足条件,接地检测无死区,为了消除接地检测的灵敏度不受励磁电压的影响,使信号检测臂上外加直流电压U随励磁电压线性变化,即为常数。因此,在整个励磁电压范围内保护不存在死区。
转子绕组一点接地时,由式(3)可以看出,当接地点位置α和接地电阻gR不变时,接地信号采样电阻cR上的电压Uc随同步电机励磁电压Uf线性变化。为了克服励磁电压Uf对接地监测灵敏度的影响,对式(3)如下处理:在式(3)等式两边同时除以同步电机的励磁电压Uf,由此可得:
由式(13)可知,在不同励磁电压时,只要信号检测臂上外加直流电压U*为常数。这样接地信号采样电阻cR上的电压cU*就与同步电机励磁电压Uf的大小无关。也就是说对于不同的励磁电压Uf,接地监测的灵敏度是相同的。
转子绕组两点接地时,为了克服不同的励磁电压其灵敏度不相同的缺点,处理方法与一点接地时一样,由式(8)可得:
令则由式(14)可得:
由式(15)可知,两点接地时,采取这样处理后,对于不同的励磁电压Uf,接地监测灵敏度是相同的,从而克服了其灵敏度受励磁电压Uf的影响。
2 仿真和实验分析
设仿真数据如下:励磁电压Uf=100 V,励磁绕组电阻Rf=0.4Ω,桥电阻R=50 kΩ,接地信号采样电阻Rc=480Ω,接地电阻Rg1=15k、Rg2=20kΩ。
2.1 接地故障的仿真分析
当时,取信号检测臂上外加直流电压U=40 V;当时,取信号检测臂上外加直流电压U=60V。
(1)发生一点接地时,接地点位置α不同时的仿真波形如图4(a)、(b)所示。
(2)发生两点接地时,接地点位置α、β不同时的仿真波形如图5(a)、(b)所示。
由图4和图5可看出,当时,接地检测存在死区;当时,接地检测不存在死区。仿真分析与理论分析相吻合。
2.2 消除灵敏度受励磁电压影响的仿真分析
在条件下,采用1.3的方法可以消除接地检测灵敏度受励磁电压的影响,其仿真分析如下:
(1)一点接地时,接地点位置α=0,接地电阻Rg=20 kΩ,其它仿真数据同上,仿真波形如图6所示。
(2)两点接地时,接地点位置α=0、接地电阻Rg1=20 kΩ、Rg2=15 kΩ,其它仿真数据同上,仿真波形如图7所示。
由图6和图7可看出,在空载、额定和强励励磁电压时,只要外加直流电压U随励磁电压线性变化,即为常数。接地信号采样电阻cR上的电压U*c就与同步电机励磁电压Uf的大小无关。也就是说对于不同的励磁电压Uf,接地监测的灵敏度是相同的。
2.3 电网故障对接地检测影响的仿真分析
由于电网的突然短路是对同步电机有严重威胁的过渡过程,其中三相突然短路是最为严重的事故[9]。因此,分析突然短路对接地监测的影响有重要意义。在此只考虑在转子绕组绝缘正常时,电网突然发生三相短路,在其过渡过程中接地监测是否发生误动作。设仿真数据如下:
(3)线路参数:电阻0.012 73Ω/km,电抗0.351 82Ω/km,110 k V,同步电机经过200 km单回线与无穷大电网相联。在线路末端突然发生三相短路。
(4)其它参数:励磁电压Uf=100 V,励磁绕组电阻fR=0.4Ω,励磁绕组电感fL=1×10-3H,桥电阻R=50 kΩ,接地信号采样电阻cR=480Ω,正常时转子绕组对地绝缘电阻gR=5 MΩ,信号检测臂上外加直流电压U=60 V,接地点位置α=0。当t=0.4 s时,发生突然三相短路,t=0.42 s时,故障切除。接地信号采样电压Uc的仿真波形如图8所示。
由图8可看出,当电网发生三相突然短路时,接地信号采样电压的最大冲击值为6 m V,小于接地监测的最小整定值40 m V[对应接地电阻Rg=500 kΩ,转子绕组正端发生接地故障(由于此接地点位置是接地监测灵敏度最低位置)]。由此看来,在电网发生三相突然短路时,接地监测不会发生误动作。
2.4 实验分析
实验数据如下:励磁电压为40 V,励磁绕组电阻为0.4Ω,电阻桥的电阻值为50 kΩ,接地信号监测臂上的外加直流电源电压为24 V,接地信号采样电阻值为1.5 kΩ。
一点接地时,接地点位置α不同,接地电阻为0,即金属性接地时,实验与仿真数据如表1所示。
两点接地时,接地点位置α、β不同,接地电阻为0,即金属性接地时,实验与仿真数据如表2所示。
由表1和2可看出,接地监测的灵敏度受接地点位置的影响,转子绕组负端的灵敏度最高,正端的灵敏度最低,在整个区间内不存在接地监测死区。
3 总结
目前无刷同步电机转子接地检测广泛采用在转子回路与大地之间外加一个低频信号电源,正常运行时,此信号电源很少或不产生电流,而当发生接地故障后,产生相应频率的接地电流使保护动作。但这种低频信号源都是按编码的方式间歇注入到转子回路中的,这对电源的可靠性和性能有很高的要求,装置的现场调试复杂而且价格昂贵,且外加电源的内阻会影响保护的灵敏度。而本文提出的无刷同步电机转子绕组接地检测新原理,经过原理分析和仿真分析,在满足的条件下,接地检测不存在死区。并且通过合理的处理后,接地监测灵敏度不受励磁电压的影响。另外,当电网发生三相突然短路时,在过渡过程中,接地监测不会发生误动作。因此,本文提出的接地检测新原理为无刷同步电机接地检测系统的设计和工程应用提供了理论基础和依据。
参考文献
[1]Sottile J,Trutt F C,Leedy A W.Condition Monitoring of Brushless3-phase Synchronous Generator with Stator Winding or Rotor Circuit Deterioration[J].IEEE Trans on Industry Applications,2001,42(5):1209-1215.
[2]GAN Zhi-jun,Khincha H P,et al.New Ground Fault Protection System for the Field Winding of a BrushlessGenerator[J].Electric Machines and Power Systems,1997,(5):475-483.
[3]毕大强,徐振宁.发电机励磁回路接地保护新原理的研究[J].继电器,2000,28(7):37-40.BI Da-qiang,XU Zhen-yu.A Study into a New Ground Fault Protection Criterion for Field Winding of Generator[J].Relay,2000,28(7):37-40.
[4]郭光荣.发电机转子励磁绕组接地保护[J].电力系统自动化,2003,27(20):73-76.GUO Guang-rong.The Earth Fault Protection for Generator Rotor Field Coil[J].Automation of Electric Power Systems,2003,27(20):73-76.
[5]颜卓胜,李振然.微机型发电机励磁回路一点接地保护实验研究[J].电力系统自动化,1997,21(11):39-41.YAN Zhuo-sheng,LI Zhen-ran.Experimental Study on Microcomputer-based Earth Fault Protection of Generator Field Circuit[J].Automation of Electric Power Systems,1997,21(11):39-41.
[6]Kulkami A S,Ei-sharkawi M A,Marks R J,et al.Development of a Technique for On-line Detection of Shorts in Field Windings of Turbine-generator Rotor Circuit Design and Testing[J].IEEE Trans on Energy Conversion,2000,15(1):8-13.
[7]夏勇军,尹项根,杨经超,等.发电机乒乓式转子接地保护电路设计[J].电力自动化设备,2004,24(12):52-55.XIA Yong-jun,YIN Xiang-gen,YANG Jing-chao,et al.Circuitry Design of Ping-pong Type Grounding Fault Protection for Generator Rotor[J].Electric Power Automation Equipment,2004,24(12):52-55.
[8]徐习东,金宁,郭晓明.一种切换采样原理转子接地保护算法的研究[J].电工技术学报,2005,20(6):41-45.XU Xi-dong,JIN Ning,GUO Xiao-ming.Study of Rotor Earth-fault Protection with Switch Sampling Principle[J].Trans of China Electrotechnical Society,2005,20(6):41-45.
发电机转子绕组 篇7
发电机转子是发电机的两大部件之一, 由于工作在高速旋转的状态下, 同时受到机、电、热等多种复杂因素的影响, 其故障分析诊断技术比较复杂, 一直是发电机检修技术的难点。
近几年来, 大型发电机转子频繁出现匝间短路故障, 转子早期匝间短路故障特征并不明显, 如果匝间短路故障不能及时发现, 则这类故障会产生很大的危害, 短路点局部过热会导致绝缘烧损接地、线棒过热会导致变形或烧熔, 进一步发展会造成烧坏护环、大轴磁化, 或烧伤轴颈和轴瓦等, 甚至会造成转子烧损事故, 转子匝间短路故障的早期检测是相当重要的[1]。
2 故障情况及诊断
2.1 故障情况
某电厂#4发电机在运行中转子存在振动异常现象。主要表现为转子运行中其振动幅值有些偏大, 且与负荷、无功及励磁电流之间存在着较强的正相关性特征, 怀疑该转子存在匝间短路故障。
2.2 诊断过程
2.2.1 停机前的试验检测
为了检查是否存在故障隐患, 该机组利用停机机会对转子进行了降速过程和盘车状态的交流阻抗及损耗试验和RSO试验, 试验数据绘制成曲线, 如图1和图2所示。图1是阻抗随转速变化的关系曲线, 图2则是损耗随转速变化的关系曲线。
从图1和图2可以明显看出, 在转子转速下降过程中, 转子绕组的阻抗及损耗存在着一定的突变现象, 表明转子绕组可能存在着不稳定的相对位移。
如表1交流阻抗及损耗试验结果所示, 将盘车状态测试数据与该机组调试期间的数据相比较, 发现4#发电机转子目前的交流阻抗变小了 (5.83-5.491) =0.339Ω, 变化率为5.81%;损耗也由5 000 W增大为6 015.2 W, 变化率为20.3%。由于转子冲转后的交流阻抗及损耗值均会有所变化, 因此, 表1中的数据变化是否属于冲转后的正常变化, 或是由于其它原因 (如匝间短路故障) 引起的异常变化, 尚且不能下定论[2,3]。
RSO试验结果显示转子在盘车状态下内部不存在金属性或非金属性的匝间短路故障, 如图3, 可以看到正、负极两条响应曲线几本完全重合, 两条曲线的电压差几乎为一条电压为零的水平直线[4]。
2.2.2 大修期间的试验结果
为了进一步查明情况, 在发电机大修期间又对转子进行了膛外的绝缘电阻、直流电阻、两极电压平衡、两极电压分布试验, 测量出的转子绕组直流电阻值与出厂值相比几乎一致, 转子绕组两极电压差与最小值相比相差1.2%, 也在合格范围内, 当差值小于3%时可认为转子不存在匝间短路故障) 。但直流电阻和两极电压分布试验都存在一定的局限性, 无论机械式或电子式的直阻仪在测量直流电阻时都容易受接触导线的电阻和转子温度的影响使测量结果存在一定的误差, 而极平衡试验在当两极同时存在对称的匝间短路点, 此时电压也会接近相等。
最后通过做转子两极电压分部试验, 可以更全面的了解转子绕组短路情况, 把两极电压分布试验的结果的数据绘成曲线, 如图4所示。正常情况下, 两极的对应线圈上的电压是十分接近的。从图4可以看出, 3号线圈的两极电压曲线有所偏差, 达到 (13.13-12.77) =0.36 V。根据JB/T8446-2005《隐极式同步发电机转子匝间短路测定方法》中的有关规定, 各对应线圈的电压差应不大于最大值的3%, 3号线圈的电压差0.36 V与最大值相差0.36/13.13=2.7%。虽然没有超过标准值但已相当接近, 说明极1的3号线圈匝间绝缘可能存在着一定程度的匝间短路隐患。
2.2.3 发电机检修后运行情况
由于试验数据都在合格范围内, 故此次检修未对转子进一步处理。发电机修后并网投运时继续观察了其运行情况 (如图5) , 发现10#瓦 (定子励侧) 的振动依然明显与负荷的变化成正相关性, 其中Y轴方向振动偏大 (满负荷时达到113.8) 。说明了转子的振动是受到不均匀的电磁力影响, 且随着励磁电流的变化而变化, 这也是匝间短路的典型特征[5,6,7,8]。
3 结束语
从试验结果来看, 转子内部不存在金属性的匝间短路故障, 这与动态下的判断互相矛盾。其实, 只要确认转子在动态下确实存在开头说的匝间短路动态特征, 就不必怀疑静态下查不到匝间短路故障的诊断结论。因为发电机实际带负荷运行下, 转子处于3 000 r/min的高速旋转中, 转子绕组不仅承受着巨大的离心力的作用, 同时还承受着巨大的电磁力、以及数千安培励磁电流所产生的热应力 (转子绕组会膨胀) 的作用。因此, 转子绕组同一线圈之间的各匝之间不仅受离心力作用压得非常紧, 而且相互之间可能还会有一定的相对位移。当转子处于盘车或者静止状态时, 上述各种应力都会大大减弱甚至消失, 原来由于离心力及热应力所造成的线圈之间的位移也完全可能发生显著的改变。因此, 在转子带负荷运行状态下因某两匝之间发生挤压摩擦造成匝间短路的故障部位, 在不同转速或负载状态下可能会自行消除短路状态。1 000 MW机组转子在运行中振动幅度明显和负荷的变化呈正相关性, 机组解列降速过程中的交流阻抗及损耗值存在着一定突变现象, 膛外交流电压分布试验显示3号线圈的两极电压有明显偏差。所以我门认为虽然试验数据都在合格范围内, 但综合分析可以看出:发电机转子依然存在一定的匝间短路隐患, 只是短期内还未发展到故障阶段。
参考文献
[1]张征平, 刘石, 姚森敬, 等.大型发电机转子故障分析与诊断[M].北京:中国电力出版社, 2011.
[2]关建军.大型汽轮发电机转子绕组匝间短路故障的诊断研究[J].大电机技术, 2003, 10 (2) :18-27.
[3]向保录, 左国荣.发电机转子匝间短路试验数据分析[J].发电机设备, 2009, 23 (4) :305-308.
[4]袁亚伟.检测发电机转子匝间短路的RSO实验技术及其应用分析[J].电气技术, 2010, 10 (4) :25-27.
[5]张征平.大型汽轮发电机转子匝间短路故障现状及其分析诊断[C].电气新技术研讨会论文集, 2011, 10:124-134.
[6]李鹏, 张秀阁, 代国超.转子匝间短路引起发电机组振动的分析及处理[J].华中电力, 2008, 21 (2) :8-10.
[7]刘庆河.汽轮发电机转子绕组匝间短路的检测方法[J].大电机技术, 2004, 18 (4) :13-16.
发电机转子绕组 篇8
随着我国经济的飞速发展,各行各业对电力的需求不断增长,发电设备的大型化已经成为必然的趋势。目前国内大型汽轮发电机主流机型采用的是"水-氢-氢"冷却方式,但氢气与适量空气混合容易引起爆炸。俄罗斯将在300～500MW等级容量的发电机上采用不燃爆液冷,500MW以上的全液冷也在发展中,ABB公司正在发展全空冷机组,汽轮发电机内部冷却方式的多样化,说明了各自的局限性。寻找新的冷却介质,研究新的冷却结构,从本质上避免冷却介质对机组可能造成的危害,已成为汽轮发电机的重要研究课题[1]。
蒸发冷却技术利用了冷却介质液体汽化吸热的原理来进行冷却,是一种高效的冷却方式。中科院电工研究所和原上海电机厂联合承担了国家“七五”重点工业性试验项目——50MW蒸发内冷汽轮发电机(定子采用全浸式蒸发冷却技术,转子采用水内冷),1991年该机组在上海超高压输变电公司一次性并网成功,累计运行10余年,它奠定了蒸发冷却技术在汽轮发电机上的工业应用基础。随着大容量汽轮发电机对内冷技术的要求不断提高,迫切需要开展蒸发冷却技术在转子冷却方面的研究,为统一冷却介质、实现定转子全蒸发冷却奠定基础。
根据结构形式的不同,转子蒸发冷却技术可以分为管道内冷、浸润式蒸发冷却以及开放管道内冷[1]。管道内冷的原理是在电机绕组空心导体内部通以冷却液体,吸收损耗产生的热量。这种冷却方式受到蒸发空间的限制,不能充分发挥冷却潜力。浸润式蒸发冷却的原理是选择具有较好的绝缘和传热性能的介质,将电机定子和转子各自做成封闭结构,所有需要冷却的部件均浸泡在冷却介质中。这种方式对密封结构有一定的耐压力要求,限制了其在大容量电机上的应用。开放管道内冷在综合各种方式的优点同时避免了上述的缺点,是一种很有市场应用前景的蒸发冷却结构,尤其在大容量电机上优势更为明显。
1汽轮发电机转子开放管道式蒸发冷却技术简介
日本东京芝浦电气公司在1970年就进行了汽轮发电机转子采用开口导线水蒸发试验[2]。冷却水从轴中心引入,经由供水嘴进入绕组,再分配到各处。转子周围套有绝缘筒,筒内的蒸汽吸入冷凝器进行冷凝,再送回转子。整个冷却系统性能很好,但是由于采用水作为冷却介质,存在水和蒸汽对大轴、导体、绝缘材料的腐蚀作用问题。水质要求也高,否则会产生结垢和沉淀。
中科院电工研究所于20世纪70年代末也提出了汽轮发电机开放管道式转子蒸发冷却技术方案[1,3],如图1所示,其原理如下:转子线圈采用凹形开头导线绕制,冷却液体的来源可以是用外部供给的方式,即从中心孔进液或轴边供液;也可以在密闭自循环系统内由冷凝的液体流入内部。匝间由绝缘或导体本身流出汽道,槽内由绝缘留出汽道,以排出蒸发后的蒸汽,使其不聚集在凹槽内,减小两相流阻。绕组每一层的直线及端部都处于相同半径,从内至外层,半径逐层增大。冷却液体首先供到每套线圈最内层的凹槽内,在离心力的作用下自动分配液体到此层的直线部分及端部。第一层得到液体后,就会在一层至二层的过渡处流向第二层,第二层也得到液体后,再逐层向外流直至最后一层。此外,各层间可根据需要设置溢流口,当某层的液体达到一定高度后,就通过溢流口流向下层,这样就把线圈的液路分段,缩短了液体流动路线的长度,提高冷却能力。开口导线的沟槽深度和溢流口高度的设计,要考虑到下线时可能造成的径向误差和液体流动的截面积,使液体在沟内既畅通流动又不溢出来。
液体内任意两处R2和R1的压力差有如下公式
设沟槽内液位最高为h1=R2-R1(见图 2),这个液位在旋转时产生压差,推动液体流动,称为流动压头Pd:
n为转子转速,当R2,R1一定后Pd∝αn2
液体流动速度决定了液体流量,反映了冷却能力。低速模拟实验结果直接用在真机3000转/分时,有很大潜力。同时,在文献[2]中还介绍了单位面积临界热负荷的经验公式
式中gn——离心惯性加速度,可见转速越高,传热也越好。
这种冷却结构充分发挥了蒸发冷却的特点,克服了长管道内较大的流动阻力以及由此引起较大的温差变化;也克服了盒形全浸式冷却结构工艺上的困难。此方式可用于汽轮发电机转子上,在大容量汽轮发电机上优势更为突出。
2实验模型
本文以电工所的汽轮发电机开放管道式转子蒸发冷却技术方案为依据,设计了转子绕组开口导线内部蒸发冷却的旋转实验模型。进行加电流模拟损耗的传热实验,取得了理想的实验结果。通过实验所取得的冷却介质沿转子绕组半径方向温度分布曲线将为10MW以上容量等级蒸发冷却汽轮发电机试验机的设计和计算提供参考依据。
转子模型中两组导线各由六层“凹”字型铜导体组成,分别为14.8m长,旋转模型外直径840mm,最大转速1000转/分。模型中设置了24点T型热电偶,采用自动切换装置通过5支测量滑环引出全部测量参数[4,5,6]。空心导线通以电流以后发热,在导线内部流动的冷却介质吸收热量,当达到压力对应的饱和温度时就沸腾汽化,带走热量,残余的冷却介质排入静止的排液环,经过冷凝之后回收利用。氟里昂类产品CFC113是目前常用的蒸发冷却电机工质,由于它对环境的危害很大,现在已逐步被淘汰,但目前几种实验中的新型环保冷却介质物性参数不全,且价格较为昂贵,因此综合考虑,本次实验中仍采用CFC113作为实验介质。
3实验结果与分析
转子绕组中开口导线和层间都包有绝热材料,由于排气孔的尺寸都不大,因此可以近似认为铜导线损耗所发散的热量全部由空心导线内的冷却介质带走,而忽略热量向周围空气的散失。通过读取温度数据可以清晰地了解转子绕组沿半径方向的温度分布情况。其中1号代表线圈最外层的绕组(半径330mm),6号代表线圈最内层的绕组(半径280mm),从1号到6号测温点绕组半径依次减小,冷却介质先由绝缘进液盒进入最内层绕组,经过线圈内部循环之后,剩余液体在最外层绕组的端部排出。在各实验过程中冷却介质的入口温度均保持为15℃。表1中给出了不同加热电流密度对应的转子绕组损耗。
3.1加热电流密度对转子线圈半径方向温度分布的影响
图3显示了不同加热电流密度(即不同的负荷)下开放管道式绕组沿半径方向的温度分布,可以看出,当负荷较小的情况下,整个线圈的温度分布是相当均匀的,最高点(最后得到冷却介质的最外侧绕组)和最低点(先得到冷却介质的最内侧绕组)之间的温差小于20K。随着负荷的增加,冷却介质不断地蒸发,在冷却介质的流量保持不变的情况下,最外侧绕组出现了缺液的情况,温度有所升高,但内侧的五层绕组仍保持着温度的均匀,没有超过标准大气压下的CFC113的沸点(47.5℃),最高点和最低点之间的温差小于50K。
3.2冷却介质流量对转子线圈半径方向温度分布的影响
当负荷增加的时候,相应地增加冷却介质流量可以保持整个线圈的温度均匀,消除局部的过热点。从图 4可以看出,在负荷固定的情况下,随着冷却介质流量不断增加,原本过热的最外层绕组温度逐渐降低,线圈各层绕组之间的温差逐渐减小。需要注意的是当冷却介质的流量保持在30～40L/h之间时,系统负荷和冷却介质流量之间达到了一个最佳的平衡状态,整个线圈的温度波动被控制在5K以内,最高点温度不超过标准大气压下的CFC113的沸点(47.5℃)。与流量为20L/h时对比可以发现,最内侧绕组的温度并没有随着流量的增加而线性降低。这是因为流量较小时,液体在开放管道内部逐层流动,设计的层间溢流口并没有发挥作用,冷却介质分布到各层线圈有时间上的先后顺序。当流量增大之后,一部分液体在进入内层管道之后没有循环一圈就通过溢流口直接流入了外层线圈,冷却介质在很短的时间内就均匀分布到各层线圈中,因此各层线圈的温度差异较小。随着冷却介质流量的进一步提高,线圈最内侧的绕组温度继续降低,而最外侧绕组的温度基本上保持了冷却介质的流量30～40L/h之间的温度,各层线圈的温差又逐渐增大,而且冷却介质的流量50～60L/h时温度分布基本上没有变化,并没有因为冷却介质流量的增加而得到更好的冷却效果,出现了冷却介质"过剩"的情况,内层绕组多余的冷却介质并没有能够及时分配到外层绕组。因为模型的转速决定了冷却介质流动的速度,当模型转速保持不变时,冷却介质在开放管道内部的流动速度不变,不受外部进入的冷却介质流量的影响,因此在转速不变而冷却介质流量增加时,最内侧的几层绕组集聚了大量的冷却介质,通过溢流口流入外层线圈的液体已经饱和,线圈沿半径方向温差变大,这种现象说明开放管道式转子冷却结构对旋转条件下的液体(特别是低沸点液体)流动以及转子线圈加工工艺都提出了新的课题。
3.3模型转速对转子线圈半径方向温度分布的影响
从式(2)可以看出,冷却介质流动的压力与转动速度的平方成正比,因此当转动速度提高时冷却介质的流动速度也随之提高。本次实验选取了三档转动速度400、600和800转/分,从图 5可以看出随着转动速度的提高,溢流口的作用明显增强,转子线圈从最内层到最外层温度逐渐降低。转速每提高200转/分,平均降温幅度约为8K左右。
4结论
汽轮发电机开放管道式蒸发冷却转子绕组旋转实验,在实验模型的循环系统当中使用了特殊设计的轴边进液装置和开放式的转子导体,取得了很好的实验结果。实验结果表明,开放管道式转子线圈半径方向上的温度分布均匀,在各种实验负荷条件下最大温差均不超过50K,完全符合汽轮发电机的冷却技术要求;实验介质选用的是高绝缘、低沸点的CFC113,对于其它的一些新型高绝缘、低沸点的氟碳化合物也同样适用汽轮发电机的蒸发冷却。该实验为采用开放管道式转子绕组蒸发冷却方式的大容量汽轮发电机的设计和计算提供了依据,对于下一步的中间试验和扩大中间试验有一定的意义。
由于冷却介质温度分布均匀,因此从传热的角度来说,中大容量汽轮发电机转子采用开放管道式蒸发冷却技术是完全可行的,主要的问题将是由于开放式的管道结构而引起的工艺问题和旋转条件下的两相流动问题。
虽然两相流动经常发生在许多工业设备中,但对两相流动的规律性认识还相当不完善,至今没有一整套十分通用的设计计算方法,故而使两相流动和两相传热问题的解决具有极大的理论及实践应用价值。转子绕组处于离心力场的作用下,因此,旋转条件下转子开放管道式蒸发冷却两相流动分析计算,无论是从电机或从流动传热学科来说都是新的课题,解决起来也有相当的难度。该实验也为研究离心力场(尤其是高离心加速度)下的液体流动和传热提供了实验依据。
参考文献
[1]丁舜年(Ding Shunnian).大型电机的发热与冷却(Heatand cooling of large scale electrical machine)[M].北京:科学出版社(Beijing:Science Press),1992.
[2]Koizumi H,Ohshima T.Evaporative cooling of turbinegenerator rotor windings[J].IEEE Trans.on PAS,1971,90(6):2749-2756.
[3]顾国彪(Gu Guobiao).开放式水蒸发转子的流动分析(Fluid flow analysis of open channel water evaporative coolingrotor)[J].中国科学院电工研究所论文报告集(Bulletin IEE CAS),1980,3:101-110.
[4]侯哲,姚涛(Hou Zhe,Yao Tao).蒸发冷却转子多点温度自动检测装置的研究(Study of multi-points temperatureautomatic detection instrument of evaporative cooling rotor)[J].测试技术学报(J Test and Measurement Tech.),2006,20(增刊):203-206.
[5]侯哲,姚涛(Hou Zhe,Yao Tao).多点红外测量技术在蒸发冷却转子温度测量中的应用研究(Applicationresearch of multi-points infrared measuring technology intemperature measurement of evaporative cooling rotor)[J].测试技术学报(J Test and Measurement Tech.),2006,20(增刊):219-222.
[6]姚涛,侯哲(Yao Tao,Hou Zhe).基于DS18B20的旋转体无线测温系统设计(Design of wireless temperaturemeasuring system of whirl based on DS18B20)[J].测试技术学报(J Test and Measurement Tech.),2006,20(增刊):72-76.
[7]温志伟,傅德平,顾国彪(Wen Zhiwei,Fu Deping,GuGuobiao).浸润式混合强迫内冷的蒸发冷却汽轮发电机定子三维温度场的仿真分析(Simulation of 3Dtemperature distribution of immersion evaporative coolingturbo-generator combined with forced inner cooling system)[J].电工电能新技术(Adv.Tech.of Elec.Eng.&Energy),2006,25(3):13-17.
[8]温志伟,顾国彪(Wen Zhiwei,Gu Guobiao).蒸发冷却汽轮发电机负序能力的改进计算(Improving calculating ofthe negative sequence capability of the evaporative coolingturbo-generator)[J].电工电能新技术(Adv.Tech.ofElec.Eng.&Energy),2004,23(4):34-37.
[9]阮琳,顾国彪,傅德平(Ruan Lin,Gu Guobiao,FuDeping).300MW汽轮发电机定子绕组蒸发内冷的试验研究(Experimental research of inner evaporative cooling of300MW turbo generator’s stator windings)[J].电工电能新技术(Adv.Tech.of Elec.Eng.&energy),2002,21(4):9-12.