静态励磁机（精选7篇）
静态励磁机 篇1
现代的大小发电机组, 为了和DCS系统兼容, 均采用了静态励磁系统, 尤其是大型发电机组, 为了提高自动化程度, 都采用了兼容性较好的静态励磁系统。现在的励磁系统, 尤其是大型的静态励磁系统均由灭磁电阻和保护柜, 灭磁开关柜, 硅整流及其保护柜, UPS及其保护柜, 电源控制及其就地控制柜几部分组成。
但是大型机组的静态励磁为了适应机组负荷要求, 其体积很大, 转化效率也很高, 散热效率也很高, 尤其是在夏季或者气候炎热的地区, 或者在赤道附近的电厂, 必须采取强有力的散热措施。
因此在现场安装大型或者中型空调器就成了必要的降温措施。
虽然采取了上述措施, 但是着火现象还是时有发生。为此必须查清原因, 从根本上解决问题。
首先, 静态励磁装置属于精密电子设备, 半导体技术应用广泛, 新型电子技术应用更新速度快。但是电子产品的热特性比较强, 在特性曲线变动大的时候, 发热严重。所以静态励磁机在地球不同的温度区域内必须采取温度控制措施。否则极易引起火灾。通过以下机组火灾前后的图片, 可以深刻了解这种危害的存在。
随着中国机电工业的飞速发展, 中国成套电厂项目在海外市场取得了一个个成套订单。随着成套项目的安装与运转, 对于关键技术的静态励磁机如何适应项目所在地环境问题成了关键的事情。因为地球的温度区域大, 环境温差, 环境湿度等因素各不相同, 因此就必须研究和解决静态励磁设备在这些区域的使用、火灾预防和故障处理方法, 才能保障发电机组的安全稳定运行, 发挥现代大型火电机组的优势。
对于不同温度区域内发挥静态励磁机的最好办法是加装“工业空调器”, 尤其是在热带和亚热带地区及其靠近地球南北两极的广大区域, 显得尤为重要, 因为在这些区域温度高热, 高寒, 或者温度变化范围大, 湿度也大, 所以在静态励磁机室内采用“工业空调器”, 可以使静态励磁机内的整流部分快速发热超温现象得到有效遏制。在高寒区域内采取同样方法“可以使静态励磁整流部分的低温曲线保持在正常状态, 能够延长设备寿命, 稳定机组的可调节能力。
在静态励磁装置的实际使用中, 发电机并网前将空调器温度调整在20℃ (±1℃) 为最佳点, 机组解裂停机后温度调整至23℃ (±1℃) , 超过这个范围, 容易产生下列问题:
(1) 励磁母线在湿度大的区域容易产生凝结水露珠, 地面容易产生湿露, 对设备危害大。
(2) 励磁电阻器温度会快速升高, 在26℃时候, 运行中的静态励磁柜子内部温度已经达到42℃, 其他发热原件的温度更高, 所以必须控制好环境温度。
(3) 在每次停机后, 都应该对静态励磁系统进行检查, 电容, 整流桥原件, 电阻器, 二次连接线等。
(4) 在每次停机后, 都应该对励磁系统的碳刷进行检查, 并对碳粉及时吹扫。
当励磁系统出现火灾或者其他故障的处理, 应该遵循快速, 安全的原则进行处理。
(1) 发现励磁系统着火或者其他故障, 应该迅速打闸, 停机。
(2) 发电机解裂后, 值班人员应该将励磁系统交流进线电源停掉, 开关断开。
(3) 断掉电源后, 使用干粉灭火器进行灭火, 禁止使用水。
(4) 待火灾消除后, 用吸尘器将设备上的干粉吸收干净, 检查火灾后设备的受损情况, 做好记录和清点, 为维修做准备。
综合上诉情况, 静态励磁机在不同温度区域内使用, 必须针对本地区实际温度、湿度情况, 做好火灾的预防和处理, 才能保证安全生产工作。
参考文献
[1]火电厂电气设备启动调试运行与故障诊断检修技术手册.
[2]邓庆生, 周世平主编.300MW火电机组调试技术.
[3]陈家斌主编.电气设备运行维护及故障处理.
[4]陈家斌主编.电气设备检修及试验.
静态励磁机 篇2
如今, 大部分发电厂都在使用静态励磁系统, 静态励磁系统的优劣直接影响到发电机的运行状态与发电量。静态励磁系统能促进火电企业的发展, 提高火电厂的发电量, 为社会发展提供充足的能源。故而, 火电厂应对静态励磁技术有更为深入地了解, 以便在实际工作当中更为熟练地运用这一技术。
1 励磁
励磁是发电机装置中的一种, 主要负责将转子电源提供给发电机转子。通常情况下, 励磁指根据电磁感应原理由发电机转子形成旋转磁场的过程。按照直流电机励磁方式的差异, 励磁可分为他励磁、串励磁、复励磁等多种方式。直流电机在转动过程当中, 励磁可通过控制定子电压使直流电机发生磁场变化, 从而改变直流电机转速。励磁主要有三大作用:一是使发电机端电压在给定值保持稳定, 若发电机负荷产生波动能对磁场强弱进行调节, 使机端电压达到恒定状态;二是使并列运行机组彼此产生的无功分配更为合理;三是使电力系统的静态、动态及暂态稳定性都得到增强。
励磁按照整流方式的不同可分为旋转式励磁与静止式励磁两种。其中, 旋转式励磁可分为直流交流励磁与无刷励磁两种;而静止式励磁可分为电势源静止励磁机与复合电源静止励磁机两种。
2 励磁系统组成
2.1 调节器
EXC9000励磁系统结构如图1所示, 采用双微机三通道调节器作为系统调节器, 通道A及通道B都是微机通道。该调节器使用32位总线T控机作为核心控制器件, 将通道C作为模拟通道。系统设计中, 通道A为主要通道, 利用第一套电流互感器TA1及电压互感器TV1获取系统所需的测量信号;而通道B作为备用通道, 利用第二套电流互感器TA2及电压互感器TV2获取测量信号。3个通道所用的电压信号相同, 都是通过励磁变副边获取的三相同步电压信号。此外, 3个通道共同使用由励磁变副边电流互感器所获取的励磁电流信号。调节器采用三通道双模拟冗余结构, 该结构由通道A及通道B组成的自动通道与手动通道C共同构成, 通道C、通道A及通道B自测量回路至脉冲输出整个过程都是独立进行的, 彼此不存在干扰。
2.2 功率柜
EXC9000励磁系统采用智能化功率柜作为部件, 为3台功率柜并联的工作模式。其中, 每台功率柜包括6组晶闸管组件、6个快速熔断器且带有接点指示、6个耐压值较高的脉冲变压器、1套集中阻断式阻容保护装置。此外, 该系统还包括三相交流风机4台、风压限位开关4组、功率控制板1台、触摸式LCD显示器1台、霍尔变送器2个、脉冲功放板1台、电流传感器3个、测温电阻2个。
2.3 灭磁及过压保护单元
灭磁及过压保护单元是EXC9000励磁系统的重要组成部分之一, 主要负责在接收到发电机保护或系统内部为保护励磁系统而下达跳闸命令时, 关闭磁场断路器, 同时断开与脉冲的连接。此时, 励磁电流会流经反相二极管, 通往灭磁电阻。灭磁电路中安装有反向晶闸管。灭磁及过压保护单元除关闭磁场断路器、断开与脉冲的连接外, 还需驱动晶闸管跨接器以便与灭磁电阻相连。按照上述措施实施后, 励磁变副边交流电压被叠加到磁场断路, 这样便能确保能量稳定转移, 同时也缩减了灭磁所用的时间。不仅如此, 过电压在实施保护动作的同时, 还能借助监测电流互感器CT电流信号将对应的指示信号传输至监控系统。
2.4 起励单元
通常情况下, 励磁系统可同时应用机组残压起励以及外部辅助电源起励两种方式。若励磁系统选用机组残压起励功能, 则机组残压起励能利用调节柜中人机界面的功能按键实施投退。若10s后残压起励尚未成功, 励磁系统就会自行启用外部辅助电源起励回路。当机端电压升高至额定电压的10%, 起励回路便会自行退出, 并及时开启软起励过程, 将机端电压控制在预设的电压值范围内。若残压起励与辅助起励均未成功, 且15s之后, 内建压也未成功, 则发送“起励失败”的信号。
3 静态励磁的应用
3.1 励磁变压器
励磁变压器是火电厂发电机中必不可少的装置之一, 能为发电机励磁系统供应三相交流励磁电源。发电机中, 励磁系统能利用可控硅将三相电源转换成电机转子直流电源, 从而产生发电机励磁磁场。发电厂工作人员利用电磁系统对可控硅触发角进行调整, 以便调节电机端电压及无功。该设备通常位于发电机的出口端, 由于电机出口处电压过低, 因此发电机需要安装降压变压器对电压进行调节。用于发电机的励磁变压器具有使用安全、运行稳定的特点, 同时也是自并励静态励磁机组工作状态稳定的基础, 对发电机组稳定且满负荷发电具有积极意义。
若要发电机在1.1倍额定励磁电流下长期运行, 就必须确保励磁变压器二次侧额定电压能满足要求。若发电机机端电压降低至80%额定电压, 二次侧额定电流则会为发电机供应2倍强励电流。整流桥呈三相全控桥状态, 其中最小的控制角α=15O。此时, 测定变压器的二次电压为:
式中, uf N为发电机额定的励磁电压, 通常取431.1V;ΔuT为电流回路中的线路压降, 包含可控硅总压降和电缆压降, 通常取6V;c为倾斜系数, 三相全控桥取0.5;Im/In为强励过程中二次电流和额定二次电流的比值, 取2;xT为变压器漏抗, 取0.06;cosα为最小控制角余弦值, 取0.966。由于变压器应预留一定容量, 发电机在额定工作状况下的阻抗压降并不高于额定值, 因此u2N=890V。
若要发电机组在1.1倍额定励磁电流下长期运行, 则励磁变压器容量为:
由于还需预留10%的容量, 因此Sn=3950.7×1.1=4345.8k VA。
由于励磁变压器自身具备过载的特性, 在2倍过载状况下能持续运行50s, 因此火电厂应选用3组1450k VA变压器, 使其总容量达到4350k VA。
3.2 灭磁电阻
发电机中的励磁绕组实际是带有大量电感的线圈。通常情况下, 发电机转子中的励磁电流会形成磁力较大的磁场。若发电机出现故障, 则需及时断开励磁电流, 消除发电机产生的磁场, 以免出现较为严重的事故。然而电路中的电流具有强大的电感, 利用开关不可能短时间断开。不仅如此, 直接断开励磁电流, 会使得绕组两端形成极高的电压, 开关触头无法承受, 有可能会出现损坏。故在断开励磁回路前, 需先将灭磁电阻接于转子两个端口 (如图2所示) , 再断开励磁回路, 灭磁电阻便能及时吸纳磁绕组所产生的磁能, 逐渐降低转子电流的变化速度, 达到控制转子过电压及灭磁的目的。
在以静态励磁技术为基础设计的励磁系统中应用灭磁电阻时, 需考虑在最恶劣工作情况下会产生极高的灭磁电压, 若要对其进行控制, 则应选择并联冗余作为连接方式。若要满足最小的冗余度要求, 可选择四并方案, 但是并联总数应取值NRP=5, 此时灭磁时间相对较快。由于串联组数不宜过高, 因此串联总数可取值NRS=2。故火电厂中励磁系统内部灭磁电阻应按照两串五并的方式连接。此时, 单组灭磁电阻容量ERS=1.15MJ, 工作能容ER=NRP×NRS×ERS=2×5×1.15=11.5MJ, 还应顾虑冗余原则, 即发电机故障一个并联支路退出时, 灭磁电阻能容极限为ERL=NRP× (NRS-1) ×ERS=5.75MJ, 因此应选择能容极限为8MJ的灭磁电阻接入励磁系统, 以维持发电机的安全以及稳定性。
4 结语
励磁技术的应用有助于提高火电厂发电机的稳定性与安全性, 对提高发电厂发电量, 确保发电机安全稳定运行具有积极意义。
参考文献
[1]常鹏飞, 徐星星, 王宝安.发电机自并励静态励磁系统谐波特性分析[J].水电自动化与大坝监测, 2011, (03) :30-33
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静态励磁机 篇3
发电机作为电能生产的核心设备之一,在整个电力系统中扮演着不可或缺的角色,发电机的稳定运行是整个电能生产的重要一环。然而轴电压是机组稳定运行的一大隐患,这个问题目前无法完全避免。过高的轴电压会击穿发电机轴与轴承之间的润滑油膜,而产生放电现象,造成电腐蚀现象,损害轴承等发电机部件,加速机械磨损,缩短发电机寿命,严重时甚至会造成机组停机,影响到整个电网系统,造成不必要的损失[1,2]。
尤其是静态励磁系统在大型发电机中广泛应用之后,静态励磁系统会产生一个新的轴电压源,这种轴电压波形具有复杂的谐波脉冲分量,且通常幅值较大,对油膜绝缘有很大的危害。因此,对轴电压成因及抑制措施进行研究具有十分重要的意义。
1 轴电压的产生原因与危害
轴电压的产生原因主要有以下几种[1,2,3,4]:
1) 磁通不对称引起的轴电压。磁通不对称的产生主要是发电机本体出现问题。因磁通不对称,产生磁通脉动,旋转的转轴切割这些脉动的磁通,就会在轴两端产生感应电压。
2) 轴向磁通引起的轴电压。由于转子绕组不对称或转子绕组发生匝间短路及两点接地短路使磁势不能全部抵消,会产生轴向不平衡磁通,使转轴磁化,发电机旋转时,在转轴两端产生感应电压,其原理和单极发电机一样,故也称单极电势。
3) 静电荷引起的轴电压。在汽轮机低压缸内,汽轮机叶片高速旋转,和蒸汽剧烈摩擦而产生静电荷,静电荷积累而形成能量很大的电压,其直流分量就是轴电压的基础。
4) 静态励磁引起的轴电压。目前,大型汽轮发电机组普遍采用静态励磁系统,一般是将交流电压通过晶闸管整流输出直流电压工作,因此不可避免在励磁系统的输出中含有脉动分量。而转子绕组和大轴之间存在耦合电容,运行中大轴会因电磁感应现象而产生交流耦合电容电压。
由电磁感应产生的轴电压,如果闭合回路中的阻抗很低,那么不需要很大的轴电压就可以产生很大的轴电流,从而损坏轴承。
静态励磁系统的广泛应用产生了一个新的轴电压源,它虽然不会产生很大的轴电流,但是会产生高频大幅值的轴电压,过高的轴电压会击穿发电机轴与轴承之间的润滑油膜而产生放电现象,造成电蚀,严重损害轴承等电机部件。
2 静态励磁产生的轴电压
静态励磁系统引发的轴电压幅值很高且具有高频波动,是一种相当大的轴电压源,也是整个轴电压中的高频分量所在,在轻负荷时其峰值脉冲比重负荷时高得多,需要重点防护。
以三相全控桥整流励磁系统为例,如图1所示。其中,Ct为励磁绕组对转子铁心电容,CW为中性点对地电容,CS为轴对地电容,U1和U2为整流输出侧正极A和负极B相对中性点C的电压,则直流输出励磁电压为Ud=U1- U2,共模电压为UC= ( U1+ U2) /2[2]。
共模电压的典型波形为3倍基频的电压跳变矩形波,在对称的情况下,只有共模电压UC影响轴电压US,其等效电路如图2所示。共模电压UC等效为一个电压源,通过三个电容Ct,CW,CS构成一个闭合回路,轴电压为轴对地电容CS上的分压。由图2得:
式( 1) 表明,减小轴电压,一是要控制好励磁回路中各电容的比值; 二是要使共模电压尽可能小。
3 轴电压仿真模型
通过运用Matlab/Simulink下的电力系统仿真工具箱Sim Power System库,对一台额定功率为1 000MW的超临界机组的励磁系统进行仿真建模,主要包括静态励磁系统、励磁绕组系统和转子轴系统这三个子系统。如图3所示,它们构成了一个完整的发电机静态励磁轴电压仿真模型。仿真选用ode23tb算法,利用powergui模块进行定步长离散采样。
静态励磁子系统模型如图4所示。采用三相全控桥式整流。6脉冲发生器由阶跃信号的下降沿触发同步,将三相交流电压变换为6脉冲直流电压,共阴极组的脉冲依次差120°,共阳极组也依次差120°。所以六个晶闸管的触发脉冲相位依次差60°,同一相的上下两个桥臂的脉冲相差180°。三相桥电路模块用的是Universal Bridge模块。CW为中性点对地电容。
发电机运行时,励磁绕组端部的漏磁通会随着运行状态的变化而改变,为了考虑端部漏磁场的影响,对绕组端部的两个线圈单独建模,中间线圈影响不大,只需集中处理即可。励磁绕组子系统仿真模型如图5所示。端部两个线圈均由一个电感和两个电容的π型电路模拟每匝导线绕组。中间12个线圈也由π型电路模拟,但是每个π型电路均模拟半个线圈。第一个线圈之后与最后一个线圈之前分别接有一个无源R - L回路,用以表示相应的励磁绕组损耗。
转子轴系子系统仿真模型如图6所示。定子铁心内转子的同心度决定了与频率相关的轴系状态,在一定的频率范围内,与频率相关的阻抗用无源R - L电路估计。在汽轮机部分,两个低压缸、一个中压缸、一个高压缸分别用一个相应的电感模拟即可。
4 仿真分析
4. 1 共模电压与轴电压
仿真中不采取任何轴电压防护措施,将触发角分别设置为30°,并对其进行FFT频谱分析,结果如图7所示,可见轴电压波形与共模电压波形基本一致,从而应证了式( 1) 。从频谱图可见150 Hz处的幅值远大于其他谐波频率处,由此可知轴电压的主要成分是3倍基频频率( 基频为50 Hz) 。
4. 2 汽侧接地电刷后的轴电压
仿真中,在汽侧接一个500Ω的接地电刷,触发角设为30°,轴电压波形如图8所示。图7中两个轴电压幅值均为180 V左右,图8中汽机侧轴电压幅值已经变得非常小,最大幅值仅为5 V左右,励侧轴电压幅值有了明显的下降,但相对汽侧轴电压而言幅值仍然很高,大概在100 V左右。通过频谱分析可知150 Hz处的幅值有明显下降,但是仍然大于别的频率,此时轴电压主要成分是3倍、9倍、15倍基频频率。
仿真表明汽侧接地可以有效抑制汽机侧轴电压,对励磁侧轴电压也有很好的抑制效果,但其效果不如汽机侧。
4. 3 励磁侧 RC 接地的轴电压
仿真中,在汽机侧电刷接地的基础上,励磁侧采用RC回路接地,电阻阻值选择500Ω,并联电容取10μF左右,轴电压波形如图9所示。加装励磁侧RC回路接地后,励磁侧轴电压幅值降至11 V左右,汽侧轴电压幅值也略微下降,略低于4 V。频谱分析结果与汽侧电刷接地的频谱分析结果基本一致,此时轴电压依然以3倍、9倍、15倍基频频率为主。
由此可见励磁侧RC回路接地对静态励磁引起的轴电压抑制效果是很明显的,但是整流器换流时的脉冲轴电压只能有效抑制,并不能完全消除,在发电机运行的复杂工况下,不一定能够保证脉冲轴电压幅值在安全范围内。
5 结论
静态励磁机 篇4
励磁调差作为发电机励磁控制的一个附加控制环节,主要用来调节发电机电压,优化发电机无功出力。基于这个观点,国内外对发电机有功功率与调差之间的相互影响以及调差对发电机动态稳定的影响研究较少,而且其研究结论并不一致[1,2,3,4,5,6,7,8,9]。当电压调差率较小时,固然可以忽略其对动态稳定的影响,但与此同时,调差对无功功率的调节效果影响也较小。随着对电力系统稳定水平要求的提高,越来越多的单元接线发电机被要求采用较大的负的电压调差率,调差对发电机动态稳定的影响必然增大,所以有必要进行相应的研究。
本文研究励磁调差的构成,并基于单机无穷大系统研究发电机有功功率对调差的影响,从而为研究调差对发电机动态稳定的影响打下基础。
1 自然调差
励磁中的调差称为电压调差或者无功调差。中国电力系统国家标准[10]对电压调差率的定义是:发电机在功率因数等于0的情况下,无功电流从0变化到额定定子电流值时,发电机端电压的变化率。发电机电压调差分为自然调差和附加调差2个部分。自然调差与附加调差之和为总调差。
首先研究自然调差,即发电机无附加调差。根据调差定义可得其表达式为:
式中:x为总调差率;Vt0为空载时发电机机端电压;VtN为功率因数等于0、无功功率等于发电机额定容量SN时的发电机机端电压。
设空载工况时发电机内电势为Efd0、励磁电压为Ufd0,额定工况时发电机内电势为EfdN、励磁电压为UfdN。以上变量均取标幺值。因此有:Ufd=Efd。根据发电机向量关系有:
式中:Vt为发电机机端电压;Q为发电机无功功率;P为发电机有功功率;Xd为发电机直轴(d轴)电抗。
因为电压调差率的定义要求有功功率为0,则式(2)变为:
因在空载工况时Q=0,所以,
对应任一Q均有:
式中:K为励磁系统静态放大倍数。
单机无穷大系统逻辑控制框图如图1所示。
图中:ΔTM为机械转矩增量;ΔTe为电磁转矩增量,ΔTe=ΔTe1+ΔTe2;Δω为转速增量;Δδ为功角增量;ΔVt为机端电压增量;ΔVref为参考电压增量;ΔEfd为励磁电势增量;ΔEq′为q轴暂态电势增量;Td0′为发电机空载直轴暂态时间常数。
将式(3)和式(4)代入式(5),得到:
整理可得:
只要式(8)成立,式(7)便有解。
设Vt0=1,SN=1。取Xd=1.8,将不同的K值代入式(7)可得到表1,表中Vt和Q为标幺值。
由表1可见,当K=0时,Q增加导致Vt下降非常明显,只要Q>0.139,Vt便无解。随着K值增大、Q增加时,Vt下降幅度相应减小,自然调差率xn便减小。例如:K=50时,根据式(1)得到xn=3.7%;K=100时,xn=1.8%;K=180时,xn=1.0%;K=200时,xn=0.9%。
式(7)中若K足够大,使QN=SN时,V
由式(9)可见,K越小,则VtN越小,根据式(1)则x越大;相反,K越大,则x越小。当没有附加调差时,x即为xn。
根据国家标准要求:在工程应用中,当电压静差率ε小于1%时可视为xn=0[1]。而ε≈Xd/(K+1),所以只要K>100Xd,即可认为xn=0。一般,水轮机的Xd为1.0左右,汽轮机的Xd为2.0左右。而当K较小时,自然调差作用明显,不可忽略。
2 附加调差
引入附加调差率xc,则式(5)可写成:
Efd-Efd0=K(Vt0-Vt-Qxc) (10)
将式(3)和式(4)代入式(10),整理可得:
设Vt0=1,SN=1。取xd=1.8,xc=-5%,将不同K值代入式(11),可得表2,表中Vt和Q为标幺值。
由表2可见,当K=0时,Q增加导致机端电压Vt下降非常明显,只要Q>0.139,Vt便无解。随着K值增大,Q增加时,Vt上升幅度相应增大(由于采用负的附加调差,所以Q增加时Vt上升),负的总调差率x增大。例如:K=50时,根据式(1)得到x=-1.4%;K=100时,x=-3.2%;K=180时,x=-4.0%;K=200时,x=-4.1%。
如果xc>0,由于自然调差总为正,总调差率x为xn和xc两者之和,那么K越小,则xn越大,相应地x也越大。另外,如果励磁调节器含有纯积分环节,则其K值理论上可达到无穷大。那么,xn=0,此时x=xc。
3 发电机有功功率对调差的影响
以上分析是基于调差的定义进行的,定义中规定发电机有功功率为0,那么当发电机有功功率不为0时,会对调差产生什么影响?根据式(2),当P≠0且Q=0时有:
将式(2)和式(12)代入式(5),可得:
比较式(6)和式(13)可见:Q一定时,P的存在必然影响Vt。下面将根据单机无穷大系统分析不同K值时发电机有功功率对自然调差的影响。
单机无穷大系统中发电机带本地负荷,见图2。系统参数如下:
发电机参考电压设为1.0,通过切除不同的纯电容负荷D来观察系统稳定时发电机的无功出力、机端电压。
3.1当K=10时
由于K较小,所以xn较大,观察在这种情况下发电机有功功率变化对自然调差的影响。分别在P=0,P=50%PN(PN=300 MW),P=PN这3种情况下,观察Q由低增加到SN附近时Vt的变化,然后对这3种情况进行比较,得出有功功率对自然调差的影响。计算结果如表3~表5所示,表中Vt为标幺值。
由表3可见,当P=0时,Q由34 Mvar增加到355 Mvar,导致Vt由1.004降低到0.788,降幅为0.216。由表4可见,当P=50%PN时,Q由41 Mvar增加到371 Mvar导致Vt由1.004降低到0.792,降幅为0.212。由表5可见,当P=PN时,Q由66 Mvar增加到358 Mvar导致Vt由1.003降低到0.838,降幅为0.165。
在这3种情况下,发电机初始电压基本相等,而且Q的变化幅度基本相当。但是由于P值的不同,导致Vt变化幅度明显不同:P由0增加到PN时,Vt由0.216减小到0.165。P越大,Vt降幅越小,自然调差越小。
比较表3~表5可见:当K较小时,P值的不同对自然调差影响显著,所以此时有功功率对调差的影响不可忽略。
3.2当K=100时
由于K较大,所以自然调差很小,观察在这种情况下发电机有功功率变化对自然调差的影响。同样分别在P=0,P=50%PN(PN=300 MW),P=PN这3种情况下进行计算,结果如表6~表8所示,表中Vt为标幺值。
由表6可见,当P=0时,Q由29 Mvar增加到357 Mvar导致Vt由1.000降低到0.982,降幅为0.018。由表7可见,当P=50%PN时,Q由37 Mvar增加到363 Mvar导致Vt由1.000降低到0.983,降幅为0.017。由表8可见,当P=PN时,Q由62 Mvar增加到374 Mvar导致Vt由1.000降低到0.985,降幅为0.015。
在这3种情况下,发电机初始电压相等,而且Q的变化幅度基本相当。P增加时,导致Vt下降幅度略微减小,相应自然调差略微减小:P由0增加到PN时,Vt由0.018减小到0.015。然而由于K较大,P对Vt下降幅度和自然调差的影响明显减小,约为K=10时Vt降幅的1/10,即Vt降幅大致与K成反比。
比较表6~表8可见:当K较大时,P值的变化对自然调差的影响明显变小。如果按照第1节分析,当K>100Xd时,P对自然调差的影响更加微小,在工程上可以忽略。
4 结语
综上所述,在单机无穷大系统中,当K较小时,自然调差较大,附加调差的影响被大大减弱,发电机有功功率P的变化对Vt影响较大。
当K足够大时,使得自然调差足够小,那么总调差率x近似等于附加调差率xc。P的变化对Vt的影响非常小,当K满足国家标准要求时,P对Vt的影响可以忽略。
当K足够大时(例如K>100Xd或励磁调节器含纯积分环节),可忽略自然调差,只考虑附加调差的影响即可。
参考文献
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某电厂#4机励磁变跳闸分析 篇5
某电厂#4发电机组经#4主变接入500 k V系统, 所带负荷为400 MW, #4发电机励磁系统 (自并励) 由#4励磁变供电。2013-09-06T07:48, 励磁变高压侧电流速断保护动作, 7.2 ms励磁变过流保护动作, 7.4 ms发变组保护全停Ⅰ出口, 11 ms系统保护动作联跳动作, 428 ms发电机过激磁保护动作, 518.6 ms发电机定子接地保护动作。事后调取的温控器记录数据显示, 铁芯温度为112℃, A相温度为91℃, 变压器温升正常。
2 保护动作行为分析
某电厂#4发电机组励磁变为广东顺特电气有限公司产品, 励磁变高压侧额定电流212 A (折合二次值0.424 A, CT变比500/1) 。励磁变高压侧速断保护由两段构成, 其中瞬时速动段定值为5.5 A, 延时0 s;短延时速动段定值2.1 A, 延时0.15 s, 动作于发变组全停;励磁变过流保护定值为0.9 A, 延时0.5 s;励磁变过负荷保护定时限定值0.37 A, 延时12 s报警;励磁变过负荷反时限启动值为0.37 A, 程序跳闸。发电机过激磁保护采用相电压判别元件, 设有定时限和反时限段, 定时限设两段, Ⅰ段定值为1.07 pu, 延时0.5 s发信, Ⅱ段定值为1.19 pu, 延时1 s, 反时限启动值为1.08 pu, 动作于解列灭磁;发电机定子接地保护定值为13.8 V, 延时0.5 s, 动作于发变组全停。
从图1分析, 励磁变高压侧A相电流二次有效值为3.674 A, B相电流二次有效值为1.838 A, C相电流二次有效值为1.832 A, 且B、C相电流同相位 (由此可以分析出是励磁变低压侧ca相间短路) , 超过励磁变高压侧速断电流动作值2.1 A, 满足励磁变高压侧速断保护动作条件, 07:48:24.574, 动作于发变组全停。07:48:24.995, 发电机机端B、C两相电压在励磁变A相故障后升为线电压88 V (1.53 pu) , 大于发电机过激磁保护值;07:48:25.085, 发电机中性点二次电压为85.7 V, 大于定值13.8 V, 定子接地保护动作。
#4主变差动保护未动作分析:#4主变保护装置为GE公司T35装置, 主变差动特性曲线如图2所示。
主变差动保护定值如下:启动值为0.27 pu, 拐点0为0.675 pu, 斜率1为0.4, 拐点1为1.8 pu, 拐点2为3.5 pu, 斜率2为0.6, 取故障过程中差流最大时刻计算 (07:48:24.557) , #4发电机机端A相电流1.735 A, #4主变高压侧A相电流0.188 A, 折算到机端 (基准侧) 为1.508 A (0.188×13.899/1.732, 其中13.899/1.732为转换系数) , A厂变高压侧A相电流为0.077 A, B厂变高压侧A相电流为0.061 A, 计算出差流为0.089 4 A (0.017 88 pu) , 未达到差动启动值0.27 pu, 故主变差动保护未动作。
综上分析, 继电保护正确动作。
3 故障原因分析
#4励磁变采用分相式组装, 即A、B、C三相分别为单相两芯柱变压器, 然后用母线排将三相连接成Yd11方式, 具体如图3所示。
图4故障录波图中1、2、3表示励磁变高压侧的A、B、C三相线 (相) 电流, 即图5中的IA、IB和IC。图4中4表示高压侧中性点电流I0, 有中性点电流是因为电流互感器采用完全星型接线。图4中5、6、7表示励磁变低压侧的a、b、c三相线电流, 即Ia、Ib和Ic。根据故障录波图的特性, 将故障分为三个阶段进行分析。
3.1 故障录波第一阶段分析
发生故障后, 故障电流周期基本保持为50 Hz。在第一阶段中电流幅值变化方式为小—大—小—大, 最后小变大的幅值变化比较大, 幅值最大有效值在最后一周期, A相为2.669 k A, B相为1.336 k A, C相为1.319 k A, 相应的低压侧相电流Iax为42.39 k A, Iby为21.22 k A, Icz为20.95 k A, 低压侧相电流相对额定相电流是非常大的。相位上分析有B、C相同相位, A相与B、C两相差180°, 而低压侧则有幅值和相位都正常。
出现上述这种情况的主要原因为A相低压侧发生匝间短路引起, 但发生匝间短路的回路为单匝或少数。在发生匝间短路的回路上会感应出很大的电流, 发热后可将铜熔化并进一步发展, 但由于单匝或少数几匝短路现象, 励磁变本身的短路阻抗受到的影响较小, 整体而言对于非匝间短路线圈所感应的电流还是符合相序条件, 所以对于低压侧的线电流影响不是很大, 即幅值和相位正常。
又由于励磁变连接组别为Yd11型, 即零序电流在高压侧不能形成回路, 但低压侧内部 (三角形) 可形成零序回路, 同时高压侧线 (相) 电流与低压侧相电流相序相同。内部发生匝间短路后, 也就相当于励磁变负载的不平衡, 因而会在低压侧内部形成比较大的零序电流, 高压侧零序电流则为0。
同时, 发生匝间短路后, 会在短路匝线圈内感应出很大的反极性磁通, 即A相线圈对外表现不再是电感, 而是有一定阻抗的导电体, 即图3中的变低ax发生高阻性短接, 从而使高压侧AO产生比较大的电流IA, 它经绕组BO、CO流回系统, 所以就有高压侧B、C的相位和幅值基本相同的情况。
3.2 故障录波第二阶段分析
通过图3分析, 出现了中性点电流I0, 且幅值为13.99 k A, 且当IA的幅值变小, 反而IB、IC幅值增加到6.16 k A, 且相位与中性点电流I0相位基本相同。
出现上述情况的主要原因是随着匝间短路继续发展, 造成了更多的匝间短路, 由于高压侧采用Y型接线, 零序电流无法流通, 所以在中性点O处的对地电位升高, 又由于A相线圈破皮接地, 非故障相由相电压变线电压, 而中性点的电压升为相电压15.6 k V, 最后造成中性点对地闪络, 形成中性点接地, 接地电流为13.99 k A, 并将中性点连接线烧断。
出现了IA的幅值变小, IB、IC幅值增加且与中性点电流相位基本相同的原因是A相里面和中性点X接地, 此时发电机出口的A相电压Ua降低且接近0, B、C相升为线电压水平, 也使A相相当于被地短接, 所以A相电流是比较小的。在A相和中性点X接地后, 相当于B、C两相发生了相间接地短路, 所以中性点的电流I0基本上为B、C两相之和, 相位也相同。
3.3 故障录波第三阶段分析
从图4可以看出, 中性点电流消失后A相电流迅速增加, 且相位与B、C两相相反, 其基本与第一阶段相同, 只是电流幅值有大幅增加, A相电流IA为11.982 k A, 但低压侧A相的相电流由于匝间短路现象是非常大的, 肯定大于所折算过来的电流值190.27 k A。因开关跳闸和发电机的转动惯量, 电流幅值逐步衰减, 大约持续了12 s后A相电流IA降为1.561 k A。
出现上述问题的原因是由于中性点X被烧断后入地的中性点电流消失, 在A相匝间短路的回路增多的情况下, A相的相 (线) 电流IA肯定会突然增大。
4 结论
通过上述分析, 故障相可确定为低压线圈引起, 故障原因为A相低压侧发生了严重的匝间短路。
对于树脂浇注式干式变压器, 其材料本身就有阻燃性, 具有离火即熄的特点。通过故障录波分析, 故障时低压侧的电流达到了数万安, 匝间回路电流更大, 也足以将线圈烧蚀, 但造成大面积严重烧蚀情况的主要原因是励磁变高压侧与发电机出口母线为死连接, 当开关动作后发电机还存在转动惯量, 从而使#4励磁变高压侧还有电压存在, 并足足持续了20 s时间才停止。
造成此次匝间短路现象因素较多, 主要有低压线圈 (中下部) 对铁芯或屏蔽放电、导线出现毛刺、绝缘强度不够等。
5 防范措施
(1) 强化设备制造过程质量监督工作, 严把线材、绝缘材料质量检查关, 杜绝不合格材料进入设备制造过程, 严格验收新设备出厂。
(2) 强化设备运行环境管理, 特别要做好励磁变工作场地的排风工作, 使空气有效对流。及时处理缺陷, 发现励磁变有电晕现象, 应采取涂防电晕漆等措施。
(3) 由于励磁变未配置差动保护, 本次低压侧故障切除慢, 最终发展为高压侧接地故障。近年来励磁变发生过多次故障 (干式变绝缘、结构设计等要求高) , 宜配置差动保护。
(4) 对于未配差动保护的励磁变 (包括低压侧未安装CT的励磁变) , 其速断过流保护应对励磁变低压侧母线短路有灵敏度, 速断过流保护与励磁柜熔断器的电流及时间定值配合。
(5) 某电厂过激磁保护应改用线电压接线, 尽快完成保护升级工作, 防止保护误动。
摘要：近年来励磁变在很多电厂发生过故障, 对机组的安全稳定运行造成了重大影响。现介绍某电厂#4机励磁变故障经过, 分析保护动作行为、故障原因, 并提出防范措施。
关键词：励磁变,故障,保护,防范措施
参考文献
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静态励磁机 篇6
1 励磁机常见故障的原因
励磁机在运行中最常见的故障为电刷发热、产生火花、严重的烧损电刷刷握及换向器。从产生故障的原因看, 主要有以下几方面:
1.1 由于通风不良导致的发热:
通风不良主要是因为冷却风道堵塞, 换向器表面通风沟、通风孔堵塞、风扇风量下降等原因, 尤其是当运行中的换向器表面温度过高时, 导致电刷磨损加剧, 碳粉积聚增加, 有可能会堵塞上述换向器表面的散热通道。因此在大小修时, 应对换向器表面通风沟、孔以及冷却风道进行清理, 保持通畅。
1.2 由于接触电阻过大或分布不均匀而产生的发热:
换向器和电刷是通过相互滑动接触导通励磁电流的, 电刷由于接触电阻的不同, 电流分配的差异, 会导致发热的不均匀, 有以下几种原因:a.电刷与换向器表面接触电阻、电刷与刷辫接触电阻、刷辫与刷架引线接触电阻过大。b.电刷压力不均匀或不符合要求, 可能有电刷过短、弹簧由于过热变软老化失支弹性等原因。c.换向器与转子引线接触电阻过大。d.电刷材质不良、导电性能差、使用的型号不符合要求或者是使用不同型号的电刷。
1.3 由于机械及磨擦等原因造成的过热:
a.电刷接触面研磨不良或运行中一次更换过多的电刷。b.电刷与换向器接触面过小。c.电刷在刷握内不能上下移动。d.刷握与换向器表面间隙过大。
正是由于以上诸方面原因, 最后都造电刷及换向器过热, 形成环火, 烧断刷辫, 换向器烧伤, 出现许多小坑, 最终导致励磁机烧损, 给我厂安全生产带来极大的威助。因此, 对励磁机大修后的维护显得非常重要。
2 励磁机的维护
2.1 励磁机大修后随时检查绝缘电阻, 用500伏兆欧确定绕组对地绝缘电阻, 如果绝缘电阻低于0.5兆欧, 则不允许启动, 须进行干燥处理。
2.2 励磁机的干燥处理
2.2.1 热空气干燥法:
将端盖上的窗孔打开, 用500伏兆欧表测量绝缘电阻, 温度计测量温度, 须2~3小时, 温度控制不超过+60℃, 其后约6~8小时, 温度控制不超过+90℃, 待绝缘电阻稳定4~5小时后, 则认为干燥完成。
2.2.2 电流干燥法:
:将端盖上的窗打开, 转动励磁机或外加风扇吹扫均可, 使潮湿从励磁机内部驱去, 其方法分两类:a.励磁绕组通电法:机座可靠接地, 电枢线路断开, 将主极绕组接通可调的直流电源, 调节绕组电压, 使温度升高, 但不能超过+90℃, 干燥方法的控制与热空气干燥法相同。b.电枢绕组通电法:机座可靠接地, 主极绕组断开, 电枢回路内附加一电阻, 将电枢绕组接通直流电源, 使电流不超过额定电流50~60%, 共干燥控制方法与此相同。
采用电流干燥法, 要严格注意温度, 不得超过规定定值, 最好采用热空气干燥法。
2.3 励磁机随时保持清洁, 不得有水或油灌入, 特别是换向器, 线圈连接和引出线部分应该常以压缩空气小于2个大气压或手风箱清扫, 一般情况下每月不得少于一次。
2.4 换向器的维护:
a.正常使用的换向器, 不应有擦伤和灼伤的痕迹。b.换向器在长期运转下, 将产生一层坚硬的氧化薄膜, 一般情况下不得使用粗砂纸去研磨换向器, 必须保护薄膜, 以增加换向器的耐磨程度。c.若发现换向器表面有灼痕或粗糙不圆时, 方可用No:00号细密的玻璃砂纸研磨之。d.若换向器表面过于不平, 则必须用切削速度最好为150~180转/分, 进刀不得大于0.06~0.09mm/转, 车削时不得有轴向位移。e.换向片间云母极刻槽处深度小于1mm, 应下刻至经车削后仍能保持在1~1.5mm。f.检查换向器, 如磨损到极限位置记号孔时 (相距120℃三片换片上的钻孔) , 应换上新的换向器。g.刻槽、切削、研磨换向器时, 必须防止切削沫或铜沫浸入电枢内部。h.若换向器有油垢, 应用少许沾点汽油的布擦之, 并用柔软无毛头的布或羊皮擦干换向器。
2.5 电刷的维护:
a.电刷用D104, 单位压力为150~220克/cm2。b.每只电刷上的压力尽可能调到一致, 由于电流分配不均, 可能出现个别电刷过热或火花现象, 当电刷逐渐磨损时, 应经常调整其压力。c.电刷一般在磨到高度1/3时, 就需要更换新电刷, 每次更换时, 必须全体换掉, 在同一台电机上, 绝对不允许同时使用两种或两种以上不同型号的电刷。d.换用了新电刷在使用时, 应当用细密的玻璃砂纸在其工作面上, 按接触弧面方向抽拉研磨, 直致电刷与换向器面基本上吻合为止, 接触面至少不得小于电刷面积的75%, 清除粉沫, 空转半小时, 应施加25%负荷运转到接触完好, 才能投入正常运转。
2.6 测量机座的振动, 不得大于0.05mm (0.05mm为两倍振幅值) 。
3 励磁回路一点接地保护:
励磁回路一点接地故障可通过定期检测正极, 负极对地电压的大小来反应, 这是一种最单的方法, 各极对地绝缘电阻可间接用一个直流电压表定期测量励磁回路正极、负极对地电压来确定。当泄漏电阻均匀分布时, 电压表测量的正、负极对地电压相等, 并且每极对地电压等于励磁电压的一半, 在此情况下即认为励磁回路处于正常运行状态。当某一极的电阻降低时, 该极的对地电压即降低, 则另一极对地电压升高。
假设ULC为励磁电压, U1为正极对地电压、U2为负极对地电压, r1和r2分别为正极和负极对地等效电阻:则
当r1=r2时, 则u1=u2=0.5uLc
如果励磁回路任意一点发生一点接地时, 这时正极和负极对地等效电阻不相等, 测得的电压值也不等, 即:
由上可知, 根据电压的读数可检测励磁回路绝缘的完好情况, 同时又可根据u1和u2的差别和大小来判断接地点的位置。
但有一点必须指出, 当励磁绕组的中部发生一点接地故障时, 电压表的读数不会发生变化, 故该绝缘监视装置有死区存在。为了使在励磁绕组中部附近发生一点接地故障时, 保证有足够的灵敏度, 电压表的内阻必须适当 (2000~3000欧) 。
4 励磁回路两点接地保护:
励磁回路发生一点接地时, 应将该两点接地保护投入运行。
保护装置中, 装设了一个额定电压为300毫伏的电压表, 保护投入后, 并调解分压电阻器滑动头, 待电压表指示零时, 表示电桥达到平衡状态, 之后将路闸连接片接通。
为了防止杂散电流通过电流继电器而引起误动作, 保护装置经过一个专用电刷与发电机的大轴连接, 从而使保护的接地与发电厂的接地回路彼此分开。
为了防止短时间出现两点接地时引起保护动作, 在保护装置中加装了时间继电器, 使保护带有1~1.5秒的延时。
根据我厂运行经验, 励磁回路发生一点接地故障后, 允许继续运行一段时间, 根据系统具体情况, 选择适当的时机进行停机维修, 因此要求一点接地保护运作于信号, 两点接地保护作用于停机。
摘要：介绍了ZLG-70-30励磁机的故障和大修后的维护, 并提出励磁回路接地保护方法。
静态励磁机 篇7
在能源短缺的今天,作为可再生能源的风能成为研究热点之一。
传统的风力机都含有增速齿轮箱,用于把风轮较低的转速增速到电机发电所要求的转速。风力机在自然环境下运行,一些特殊的气象将会导致风力机故障,整个传到系统的动力匹配和扭转振动因素总是反映在风力机最薄弱的环节上。大量实践证明,这个环节往往就是风力机的齿轮箱。而电励磁直驱风力发电机去掉了传动风力机中常见的齿轮箱,让风力机直接拖动电机转子运转在低速状态,这样就没有了齿轮箱所带来的噪声、故障率高和维护成本大等问题,从而提高了运行的可靠性[1,2,3]。风力机的动态特性直接影响着其的稳定性和可靠性。
本文在建立实体模型的基础上,利用大型通用有限元分析软件Ansys Workbench,首先对1.5 MW电励磁直驱风力机结构系统进行不考虑风载作用的自由固有特性计算,得到了自由模态下的固有频率与振动形态。然后再对考虑风载作用而产生预应力效应的风力机结构系统进行固有特性计算,得到了预应力下风机系统的固有频率和振动形态。对比自由模态特性结果与预应力模态特性结果,发现考虑预应力时,由于应力刚化效应的存在,使得风力机结构系统的固有频率提高了,并且这种效应在高阶模态表现更加明显。
1预应力模态分析算法
预应力的模态是二次算法:第一次是接触静态分析,求出典型载荷下接触面的应力状态;第二次是把接触面黏接在一起,然后计算预应力条件下的模态。模态计算的时候,如果把静态计算的应力作为附加刚度考虑进去,就是预应力的模态[4]。
分析系统的动态行为采用的是刚度-阻尼-质量系统建立动力学模型,此模型的基本动力学方程为:
[M]{¨x}+[C]{6)x}+[K]{x}={F(t)}(1)式(1)中:[M]、[C]和[K]分别为结构的质量矩阵、阻尼矩阵和刚度矩阵;自由模态分析求解的是固有频率和振型参数固有模态,与外载荷无关,忽略结构阻尼的影响,系统无阻尼自由振动运动方程为:
[M]{¨x}+[K]{x}={0}(2)
其对应的特征方程为:
([K]-ωi2[M]){x}={0}(3)
这是一个关于{x}的n元线齐次代数方程组,该方程组有非零解的充要条件是它的系数行列式等于0,即:
|kij-ωi2mij|=0(4)
式(4)称为系统频率方程,该行列式称为特征行列式。
若系统的质量矩阵与刚度矩阵都是正定的实对称矩阵,在数学上可以证明,在这一条件下,频率方程|kij-ωi2mij|=0的n个根均为正实根,它们对应于系统的n个自然频率,这里假定各根互不相等,即没有重根,因而可以由小到大按次序排列为ω1<ω2<…<ωn。将求得的ωu(u=1,2,…,n)分别代入方程(3)求得相应的δu={xu},这就是系统的模态向量即振型向量。
当考虑预应力的影响时,基于静态分析的应力刚化矩阵[S]将被考虑,即:
[σ0]→{S}(5)
最后得到预应力模态算法方程:
([K+S]-ωi2{M}){δi}=0(6)对于预应力模态算法方程(6),其固有圆周频
率ωi和振型δi都能由矩阵方程式计算得到。
2有限元模型的建立
风力机的结构比较复杂,首先利用Solidworks建立了电励磁直驱风力机的三维模型。由于风力机电磁转子线圈等部分组件模型复杂,在本文的分析里面,在保证计算准确性的前提下,对个别部件进行了等效和转化,以提高有限元计算效率。同时,在ANSYS WORKBENCH有限元分析软件中,对风力机各个连接部件之间设定接触关系。WORK-BENCH模态分析过程是线性行为,程序只识别初始接触状态的刚度特性,因此,根据风力机实际工作情况,轴承滚子与内外圈采用有摩擦的Frictional接触设置,并赋予摩擦系数;其它接触关系采用Bonded接触设置,这样确定了风力机各个接触部件之间的初始刚度特性。
为了提高计算精度,在有限元软件里面尽量采用六面体网格划分方法。风力机叶片采用壳体单元,并且根据实际情况赋予具有各向异性的材料属性。叶片材料属性比较复杂,在这里不予以列出,直驱风力机的其它主要部件的材料属性如表1所示。
3自由模态特性计算
模态分析的最终目标是识别系统的模态参数,为系统的振动特性分析、振动故障诊断和预报及结构动力学特性的优化设计提供依据[6,7]。
本文对模型采用Lanczos算法,结构振动可由每阶固有振型的线性组合表示,其中低阶固有振型较高阶固有振型对结构的振动影响较大,低阶振型对结构的动态特性起决定作用。在对整机自由模态分析时提取了风力机的前12阶频率,然后利用ANSYS进行求解得到其前12阶的频率,将数据导出,得到各阶频率的数据如表2所示。
从表1可以看出,该模型的1阶固频为0.331 Hz,这是整机发生共振的主要频率,应避免该机在该工况条件下工作。
振型的大小表征的是各点在某一阶固有频率上振动量值的相对比值,反映该固有频率上振动的传递情况[8]。
图2～图7是计算得出的1.5 MW直驱风力发电机前六阶振型。由图可知,该直驱风力发电机第一阶振型是以整机的左右摆振为主;第二阶以整机做前后摆振为主;第三阶以整机做旋转振动为主;第四阶至第六阶都是以叶片的挥舞摆振为主。共振时,叶片为薄弱部位。
4预应力模态特性计算
主轴承是1.5 MW电励磁直驱风力机的主要传动和受力部件之一。风力机在自由静止状态下,主轴承只承受来自风力机自身的重量,可以认为轴承只有径向变形量。当风力机受到与叶轮垂直的风载时,轴承还产生轴向位移和应力,该应力产生的应力刚化效应可能对工作状态下风力机的固有特性产生一定的影响,因此,有必要考虑对风力机在预应力下的固有特性进行分析[9,10]。
在有限元分析软件WORKBENCH里面,可以先对直驱风力机进行静态分析,得到风力机的静态应力值,然后在此基础上进行模态分析,可以得到风力机在考虑预应力时的模态特性。如表2所示。
5自由模态与预应力模态对比
为考察预应力对直驱风力机整机结构固有频率特性的影响,本文进行了风力机在预应力作用下的模态分析,计算其前12阶固有频率,并与自由模态结果进行对比,如图8所示。
由图8可知,自由状态时,直驱风力机系统的一阶固有频率是0.331 Hz;而考虑预应力作用下风力机的一阶固有频率是0.392 Hz,两者相差不大,但在4阶频率后两者的相差则越来越明显。原因是风力机预应力的作用突然提升,应力刚化作用更加明显,提高了高阶固有频率值。
6结论
利用ANSYS Workbench软件对直驱风力机进行了整机动态特性分析,分别计算出风力机的自由模态特性和考虑预应力下的模态特性:
(1)1.5 MW直驱风力机的前6阶段振型主要是以摆振、旋转和挥舞这三种振动形式为主。共振时,叶片是共振薄弱部位。
(2)自由模态时,直驱风力机系统的一阶固有频率是0.331 Hz;而考虑预应力作用下直驱风力机的一阶固有频率是0.392 Hz,两者相差不大,但在4阶频率后两者的相差则越来越明显。原因是风力机预应力的作用突然提升,应力刚化作用更加明显,提高了高阶固有频率值。因此在计算分析时,应考虑风力机在预应力对风力机结构系统固有特性的影响。
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