静态励磁系统

2024-07-15

静态励磁系统（精选4篇）

静态励磁系统篇1

洪江水电厂机组励磁系统采用的是自并激可控硅静止励磁系统, 具体由励磁变压器、功率整流装置、数字式励磁调节器、交直流励磁电源、辅助单元、起励装置、励磁控制、保护装置、变送器、电力电压互感器等部分组成。励磁装置为ABB UNITROL 5000双通道数字式微机励磁装置, 该励磁调节器具有响应速度快、调节精度高、调节和保护功能完善、结构紧凑、抗干扰能力强、数字化免维护、可靠性高等特点。

1 励磁系统的配置及改进

1.1 同步发电机励磁系统的任务[1]

(1) 控制电压和分配无功:在电力系统正常运行时, 励磁控制系统能够维持发电机的端电压在整定水平。当发电机因负荷变化而极端电压发生变化时, 励磁系统能使之维持在给定水平并保证一定的精度要求。

(2) 提高电力系统的稳定性:提高静态稳定性;提高动态稳定性;提高暂态稳定性。

1.2 调节器电源

调节器与励磁系统配合运行可以实现众多不同功能。按功能可分为4类:系统功能、工艺功能、保护功能、自检测和诊断功能。[2]由于调节器是励磁系统的核心调节部分, 所以励磁调节器电源采用交、直流双冗余电源设计理念, 即交流回路经滤波器、开关电源后与经开关电源后的直流回路并联, 其中直流回路取自厂用220 V直流控制电源, 交流回路取自励磁变压器低压侧通过一交流变压器降压的交流电源。

洪江电厂对调节器电源回路进行的改进:

(1) 调节器交流电源变压器T05 (变比为463 V/230 V, 无抽头) 更换为同容量带中间抽头的变压器, 工作电源由中间抽头提供 (变比463 V/170 V) 。经ABB实验室测试, 调节器电源模块的最佳输入电压为170 V。

(2) 将励磁调节器电源24 V负极接地:将励磁调节器工作电源负极接地有利于防止励磁变高压侧电流对电源直流侧造成干扰, 故将电厂励磁调节器电源直流侧负极在屏内接地。

1.3 起励

水电厂励磁系统配置有2种起励方式, 即残压起励和辅助交流起励, 其中辅助交流电源取自电厂400 V交流电源系统。在起励过程中, 在可控硅整流器的输入端仅需要约10～20 V的电压即可正常工作。如果电压低于10～20 V, 可控硅整流器就会被连续地触发 (二极管工作模式) 以达到该值。如果在5 s内残压起励失败, 则起动辅助交流起励回路。这个辅助回路通过起励接触器完成起励。在机端电压达到发电机电压的10%时, 整流桥也能接管励磁控制, 辅助起励回路自动退出, 立即开始软起励过程并建压到预定的电压水平。整个起励过程和顺序控制是通过AVR软件实现的。

洪江电厂励磁装置起励回路的改进:

(1) 起励回路的限流电阻由原来的单个10Ω更换为2个5.6Ω电阻并联, 改动的原因是单个10Ω电阻在大起励电流的情况下可能会烧坏, 为了避免此情况, 故更换为2个5.6Ω电阻并联, 当单个电阻烧坏时, 可保证还有一个仍可继续工作, 避免起励失败。

(2) 将起励电源断路器更换, 容量将由原来的10 A改为20 A, 更换的原因是有些电厂在机组检修期间反接了发电机励磁绕组的极性, 以减小转子铁芯上的剩磁, 这样会造成起励回路提供的励磁电流过大, 起励电源断路器跳闸, 从而导致起励失败;同时限流电阻减小, 起励电流增大, 要求断路器容量也增大。

1.4 灭磁

洪江电厂励磁装置采用的是交流灭磁, 包括安装于整流桥交流侧的磁场断路器、晶闸管跨接器Crowbar (图1) 、灭磁电阻以及脉冲闭锁回路等。

跨接器动作需要被触发, 触发装置一般被称为BOD。跨接器的触发回路有2个功能:一是在跳闸令发出时触发跨接器灭磁可控硅, 该功能对应于原磁场断路器的灭磁触头。二是在转子因某原因出现过电压时触发相应的跨接器可控硅, 也是防止第一功能失败的后备措施。

(1) 当需要灭磁时, 励磁调节器或保护装置发出磁场断路器跳闸指令, 该指令作用于跨接器触发回路, 将灭磁可控硅的门极通接到转子负极, 随后灭磁开关动作, 将励磁绕组中的电流转移到跨接器回路中。由灭磁电阻消耗转子能量。

(2) 如果不能启动跨接器, 磁场断路器将首先开断, 产生弧压, 转子电压方向翻转后加在触发板压敏器件BOD的两端, BOD导通, 以类似于继电器接点闭合的方式触发跨接器所有灭磁可控硅导通, 将励磁绕组中的电流迅速转移到跨接器回路中。转子出现反向过电压时的过电压保护动作与此相似。

当滑极异步运行时, 如果产生的过电压达到或超过BOD的阀值电压, BOD导通, 以相似的方法将跨接器正向过压保护用可控硅的门极连接到转子正极, 使该可控硅触发导通, 通过为转子绕组反向电流提供通路的方法抑制转子正向过压。

2 励磁系统现场运行出现的问题及分析

2.1 调节器COB板故障

洪江电厂机组励磁装置断电后重启时曾频繁出现调节器报“E02 (RAM存储器试验错误) ”告警信号, 即在RAM存储器电路发生故障[3], 重新启动UNITROL 5000系统后故障仍未排除, 更换COB板后恢复正常。但更换了COB板上电后调节器可能会出现“F18”和“F13”故障代码, 解决方法为:选择11201通道, 在该通道中选择“SAVE PARAM1 SET”和“SAVE PARAM2 SET”将ROM导入RAM, 这时“F18”故障消失, 出现“F13”故障, 再检查参数2504是否为1, 如不为1, 则将该参数修改为1, 选择11201通道对参数进行保存。分析故障原因发现:调节器停电次数多、静电影响等都有可能导致“E02”故障。故建议尽量不要频繁地投退装置的电源以免影响集成电路板的寿命, 再者在励磁装置检修时必须要戴上防静电手环, 以免损坏电子元件。

2.2 励磁系统通道切换造成机组运行不稳定

某水电厂一机组并网运行后, B通道运行正常, 由B通道切换到A通道运行时发现有功、无功功率、励磁电压、电流、发电机电压发生大幅波动, 严重影响发电机组的安全运行。

检查励磁系统建压后, 比较A、B通道的采样, 发现A通道的电压采样明显偏低, 在B通道电压二次值为104.56 V时, A通道的电压二次数值为98.33 V, 实际机端电压二次值为104.5 V。因此怀疑是由于A通道的电压采样偏低造成的。通过和厂家联系, 了解到采样数值可以通过采样板的电位器进行零漂校正, 在静态情况下, 对两通道加入同样大小的电压量, 对A通道的W10采样电压电位器进行零漂校正, 使得2个通道电压采样值一致。校正后再次进行了空载下面的起励、逆变试验以及通道切换试验, 励磁装置恢复正常。

2.3 励磁系统频发备用通道模拟量故障告警信号

洪江电厂在机组空载情况下检查励磁各模拟量通道均显示正常, 只有在机组带满负荷的情况下励磁系统频发备用通道模拟量故障告警信号, 所以怀疑是干扰导致误发告警信号。经检查, 电缆的屏蔽线都接地可靠, 各接地点都接地可靠, 最后检查发现是由于励磁电缆与模拟量电缆是敷设在同一电缆桥架内的同一层内, 在机组带满负荷时励磁大电流对模拟量电缆有所干扰导致频发故障信号, 电厂将励磁电缆与模拟量电缆分层敷设后, 励磁系统运行正常, 未再出现过备用通道模拟量故障告警信号。

针对信号干扰洪江电厂还对机组励磁装置屏柜内脉冲总线加装了屏蔽层, 并将该屏蔽层接地, 该屏蔽层使用薄铜片制成。

3 结语

洪江水电厂励磁装置是ABB UNITROL5000双通道数字式微机励磁装置, 具有可控硅动态智能均流、低残压快速起励等新的精巧功能;该励磁调节器具有响应速度快、调节精度高、调节和保护功能完善、结构紧凑、抗干扰能力强、数字化的免维护特性、可靠性高等特点。本文对该电厂励磁系统的配置进行了介绍并结合现场设备运行情况作了简单概括和分析, 总结了现场运行、维护经验, 对其他发电企业同类型励磁系统的设计和维护有一定的借鉴意义。

参考文献

[1]朱振青.励磁控制与电力系统稳定[M].中国电力出版社, 1994

[2] (俄) 尤尔甘诺夫, 科日夫尼科夫著.同步发电机的励磁调节.王晓玲, 常林译.中国电力出版社, 2000

[3]ABB UNITROL 5000励磁装置说明书

静态励磁系统篇2

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:

$x = \frac{V_{t 0} - V_{t Ν}}{V_{t 0}} \times 100 ％ (1)$

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:

$E_{f d} = \sqrt{(V_{t} + \frac{Q X_{d}}{V_{t}})^{2} + (\frac{Ρ X_{d}}{V_{t}})^{2}} (2)$

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:

$E_{f d} = V_{t} + \frac{Q X_{d}}{V_{t}} (3)$

因在空载工况时Q=0,所以,

$E_{f d 0} = V_{t 0} (4)$

对应任一Q均有:

$E_{f d} - E_{f d 0} = Κ (V_{t 0} - V_{t}) (5)$

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:

$V_{t} + \frac{Q X_{d}}{V_{t}} - V_{t 0} = Κ (V_{t 0} - V_{t}) (6)$

整理可得:

$V_{t} = \frac{V_{t 0} + \sqrt{V_{t 0}^{2} - \frac{4 Q X_{d}}{Κ + 1}}}{2} (7)$

只要式(8)成立,式(7)便有解。

$Q < \frac{Κ + 1}{4 X_{d}} V_{t 0}^{2} (8)$

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 $_{t 0}^{2}$ -4QNXd/(K+1)>0,则有:

$V_{t Ν} = \frac{V_{t 0} + \sqrt{V_{t 0}^{2} - \frac{4 Q_{Ν} X_{d}}{Κ + 1}}}{2} (9)$

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:

$V_{t} = \frac{V_{t 0} - \frac{Κ Q x_{c}}{Κ + 1} + \sqrt{(V_{t 0} - \frac{Κ Q x_{c}}{Κ + 1})^{2} - \frac{4 Q X_{d}}{Κ + 1}}}{2} (11)$

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:

$E_{f d 0} = \sqrt{V_{t 0}^{2} + (\frac{Ρ X_{d}}{V_{t 0}})^{2}} (12)$

将式(2)和式(12)代入式(5),可得:

$\begin{array}{l} \sqrt{(V_{t} + \frac{Q X_{d}}{V_{t}})^{2} + (\frac{Ρ X_{d}}{V_{t}})^{2}} - \sqrt{V_{t 0}^{2} + (\frac{Ρ X_{d}}{V_{t 0}})^{2}} = \\ Κ (V_{t 0} - V_{t}) (13) \end{array}$

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: $\dot{V}_{S} = 0.98 ∠ 0 °, Κ_{A} = 100, Τ_{A} = 0.02 s, X_{d} = X_{q} = 1.8 (X_{q}$ 为发电机交轴(q轴)电抗),Xd′=0.202,Td0′=8.61 s,Tj=10.81 s,变压器电抗XT=0.151,线路电抗XL=0.1,发电机额定容量SN=353 MVA,额定有功功率PN=300 MW。令Xe=XT+XL,XdΣ=Xd+Xe,XdΣ′=Xd′+Xe。以上各参数未标明单位的均为标幺值,以SN为功率基值。考虑发电机阻尼绕组,次暂态电抗和时间常数取典型值。

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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静态励磁系统篇3

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.

静态励磁系统篇4

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

【静态励磁系统】推荐阅读：

静态励磁机08-13

机组励磁05-10

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