发电机试验站

发电机试验站（精选十篇）

发电机试验站 篇1

随着能源供应的渐趋紧张,以及环保问题的日益突出,可再生能源越来越被重视。风力发电作为一种清洁的可再生能源,同时又是新能源发电技术中最成熟和最具规模开发条件的发电方式之一,因此在世界各地得到迅速发展。我国有丰富的风力资源,近几年来也得到了很快的发展,风电产业可以说是一种朝阳产业,具有广阔的发展前景。

目前风力发电机组正在向大型化方向发展,主流机型的容量都是兆瓦级以上,风力发电机等风电设备结构复杂、投资较大,需要经过试验研究并取得足够的准确数据和可靠的试验结论,才能进一步投入批量生产。此外,风力发电设备的认证检测、质量监督检验都需要通过独立的第三方实验室来完成。因此,建设兆瓦级风力发电机检测实验室,为风电行业提供技术研发和产品检测服务平台,对于规范市场,促进产业发展具有非常重要的意义。

本文将着重介绍3.6 MW风力发电机试验站建设的必要性、技术方案、测试项目和试验实例。

1 试验站建设的必要性

在能源危机、环保压力、技术创新、政府支持等多种因素的推动下,风电行业呈现井喷式发展,在这种形势下,也出现了一些不尽如人意的问题,有些企业为加快投资回收而降低质量标准。同时,制造商与采购商对质量标准的判别不统一,质量合格与否没有清晰的界定标准,出现买卖纠纷。因此,规范和统一质量标准,建立专门的质量检测机构,显得十分迫切。同时,风力发电机组的质量问题是电网安全潜在的威胁,亟需国家对风力发电机组进行产品质量认证,从源头上杜绝不合格的风力发电机组接入电力系统。因此,建设3.6 MW风力发电机试验站,开展风力发电机、风电变流器等设备的相关认证检测工作非常重要。

目前,我国风电检测站大多建在生产企业及有关高校,主要用于企业生产的自检和高校及其他单位的科学研究,能够符合风力发电机组及部件认证检测要求的第三方实验室极少。这主要是因为风力发电设备的技术综合程度高,产品结构复杂,体积庞大,质量较重,检测设备投资巨大,基础设施建设投入较多,国内很多检测机构不具备这样或那样的条件。已经建成的实验室有中国电力科学研究院的可再生能源发电实验室、中国科学院风力发电系统质量检测中心,这两家实验室可以部分开展风力发电机组和部件的检测。

目前,国内开展风力发电机组及部件产品认证的机构有北京鉴衡认证中心有限公司、中国船级社、华信技术检验有限公司,他们都建有产品认证实施规则,规定产品的检验要求和试验项目。显然,加强认证市场的监管,严格产品质量控制的要求,可以提高我国风电企业产品质量。

2 试验站总体设计及试验能力

3.6 MW风力发电机试验站建成后,应能满足风力发电机、风电变流器相应国家标准及能源行业标准的检测要求,满足风电设备认证检测和行业质量监督检验的要求,完成3.6MW及以下风力发电机、风电变流器的全项目试验,其最大典型产品如下:

(1)单速异步风力发电机:1.5 MW/690 V。

(2)双速异步风力发电机:1.5 MW/690 V。

(3)双馈异步风力发电机:3.6 MW/690 V。

(4)低速永磁同步风力发电机:3.6 MW/690 V。

(5)双馈风电变流器:3.6 MW/690 V。

(6)全功率变流器:3.6 MW/690 V。

试验站电力主系统原理如图1所示。

2.1 低速永磁同步风力发电机试验

低速永磁同步风力发电机的试验采用同型号、同规格两台电机以对拖方式进行试验。试验时,由变频器1BQ给陪试永磁同步发电机PZF供电,驱动被试永磁同步发电机BZF发电,试验能量通过变频器2BQ、整流变压器2B回馈至6 k V交流网侧。

2.2 异步风力发电机试验

异步风力发电机的试验采用同型号、同规格两台异步风力发电机以对拖方式进行试验。试验时,由低速永磁同步风力发电机试验用拖动变频器1BQ,经正弦波滤波器ZLQ1滤波后为拖动用异步风力发电机PYF提供调频调压正弦波拖动电源,驱动被试异步风力发电机BYF进行试验。试验能量通过正弦波滤波器ZLQ2、双馈风力发电机试验用转子变频器3BQ、整流变压器2B回馈至6 k V交流网侧。由双馈风力发电机试验用转子变频器3BQ、正弦波滤波器ZLQ2及多绕组试验变压器3B向被试异步风力发电机提供50 Hz低压大电流或者0～1.3Ue可调正弦波试验电源,作为被试异步风力发电机空载特性及堵转试验之用。

2.3 双馈风力发电机试验

双馈风力发电机试验采用变频调速异步电动机YD驱动被试双馈风力发电机进行试验。试验时,采用直驱永磁同步风力发电机试验用的变频器1BQ,不经滤波器直接给变频调速异步电动机YD供电,变频调速异步电动机YD驱动被试双馈风力发电机BSF进行试验。双馈风力发电机BSF定子通过计算机控制自动并车至690 V电网上,将试验能量通过整流变压器2B回馈至6 kV电网。转子通过挂在690 V电网上的双馈风力发电机转子专用变频器3BQ,一方面为双馈风力发电机提供激磁,同时也可将转子侧有功能量通过整流变压器2B回馈至6 k V电网。

2.4 风电变流器试验

在进行风电变流器试验时,以被试变流器BPQ2或者BPQ3代替试验站的变频器2BQ、3BQ,以低速永磁同步风力发电机BZF或者双馈风力发电机BSF作为被试变流器的直接负载,进行与低速永磁同步风力发电机和双馈风力发电机有关配套试验。加载过程及能量返馈与风力发电机试验完全相同。与之不同的是,此时测试的是变流器网侧与输出侧的有关参数和变流器的性能。

2.5 低压变频器试验

利用双馈风力发电机的试验回路,对普通低压变频器进行全部电性能试验。试验时,将被试普通低压变频器BPQ1代替双馈风力发电机试验拖动变频器1BQ,变频调速拖动电机YD作为被试变频器BPQ1的直接负载,调节双馈风力发电机的发电容量来调节被试变频器BPQ1的负载。

3 测量与控制系统

3.1 测量系统要求

电参量测量首先应满足低压三相、六相(六相同相位和六相不同相位)永磁同步风力发电机试验、异步风力发电机试验、双馈异步风力发电机试验定子50 Hz正弦波、转子变频电源非正弦波的同步测试的要求。同时也应满足风力发电机自带变流器试验的网侧及发电机侧的同步测试要求。

应满足普通工业用工频50、60 Hz正弦波供电异步电动机、同步电机及PWM波变频调速异步电动机试验的测试要求。

试验数据采集、处理、存储及试验报告的生成等均可采用自动或手动方式完成,可自由选择。

3.2 测量系统精度

1)电压测量精度:0.2%;

2)电流测量精度:0.2%;

3)功率测量精度:0.5%;

4)频率测量精度:0.1%。

基于智能宽带传感器和宽带功率分析仪的电量测量系统,能够对连接发电机的变频器电压、电流、功率和功率因数等电参量进行高精度测量,为发电机试验数据的准确性提供了保证。

3.3 分布式测控系统要求

采用分布式测试系统测量和监视被试电机试验过程中的温度。一路转速、一路扭矩、两路冷却水温度及流量、四路润滑温度及流量。

温度传感器采用PT100,采集系统采用YH-TC1001分布式采集模块组成。采集温度包括:进风、出风、前轴承、后轴承、机壳、线圈、室温、三路水温、五路油温等温度,根据需要可增减,温度测量误差小于或等于±1℃。

3.4 试验过程控制

风电产品试验项目如表1所示[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10,11,12]。

由自动化试验台计算机与可编程逻辑控制器PLC(含试验控制软件)控制变频数字电源、宽带测量系统、开关柜等试验设备,对被试产品按国家标准规定的试验方法进行各项试验。自动化试验台根据试验项目要求,设定试验参量,宽带测量系统测量被试、陪试品的电参量,试验控制软件根据设定的条件对数字电源进行闭环或开环控制,自动完成项目试验。此外,采用计算机对数字电源及测量系统的主要参数、试验系统的开关状态、供油、供水系统的流量及温度、实施实时在线监视。试验人员可通过电脑屏幕实时了解整个试验系统的主要参数,如试验电压、频率、负载电流、负载功率、油温、水温、供水量、被试机温度等信息。各重要参数达到一定值则报警、超过设定值则自动停机保护。

4 试验实例

由国家电器产品质量监督检验中心按照上述技术方案建成的风电试验站进行了有关风力发电机和风电变流器的试验。实际试验表明,上述技术方案行之有效。由于各类产品的试验项目很多,这里仅列出部分产品的部分试验项目情况。

双馈风力发电机的空载试验主要是测定电机空载电流I0和空载输入功率P0与外施电压U0的标幺值(UO/UN)的关系曲线,UN为额定电压。3.1MW/690 V双馈风力发电机空载试验参数如表2所示,空载特性曲线如图2所示。

低电压穿越试验要求变流器在并网点电压跌至20%额定电压时,能够保持并网运行625 ms。3.1 MW/690 V双馈风电变流器低电压穿越试验波形如图3、图4所示。

5 结语

提高风电设备的检测能力,并掌握关键测试技术,是保证产品质量的基础。采用智能宽带测试技术,建设第三方的大功率风力发电机试验站,通过试验平台获取科学、准确的数据,将为优化提高风力发电机组的性能起到重要作用。

随着我国新能源产业的快速发展,先进、公正、独立的第三方试验平台建设非常必要。本文的3.6 MW风力发电机试验站的成功建设,可以为以后行业新产品研发和产品质量持续改进及认证检测提供试验条件。

参考文献

[1]GB/T19071.1—2003风力发电机组异步发电机第1部分:技术条件[S].

[2]GB/T19071.2—2003风力发电机组异步发电机第2部分:试验方法[S].

[3]GB/T23479.1—2009风力发电机组双馈异步发电机第1部分:技术条件[S].

[4]GB/T23479.2—2009风力发电机组双馈异步发电机第2部分:试验方法[S].

[5]GB/T25389.1—2010风力发电机组低速永磁同步发电机第1部分:技术条件[S].

[6]GB/T25389.2—2010风力发电机组低速永磁同步发电机第2部分:试验方法[S].

[7]GB/T25387.1—2010风力发电机组全功率变流器第1部分:技术条件[S].

[8]GB/T25387.2—2010风力发电机组全功率变流器第2部分:试验方法[S].

[9]GB/T25388.1—2010风力发电机组双馈式变流器第1部分:技术条件[S].

[10]GB/T25388.2—2010风力发电机组双馈式变流器第2部分:试验方法[S].

[11]NB/T31014—2011双馈风力发电机变流器制造技术规范[S].

发电机试验站 篇2

批 准：康 龙

审 定：任义明

复 审：陆永辉

初 审：浦占财

编 制：徐丽宏

电气检修分场

2006年08月22日

1号发电机A级检修交、直流耐压试验方案 试验目的

检查发电机大修前后定子绕组绝缘状况,及时发现绝缘缺陷，确保机组在修后能够安全稳定运行。2 试验标准

依据DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》

大修前直流耐压试验电压为2.5Ｕ N=50kV。

大修前交流耐压试验电压为1.5Ｕ N=30kV。

大修后直流耐压试验电压为2.0Ｕ N=40kV。3 试验前应具备的条件

3.1 大修前的交、直流耐压试验应在停机后清除污秽前热状态下进行。

3.2 大修后的直流耐压试验应在发电机定子、转子及两侧端盖装配完毕后进行。3.3 定子绕组通满水,保持循环,且水质化验合格。

3.4 发电机氢置换完毕，化验氢气含量应在3%以下时方可进行试验，严禁在氢置换过程中进行试验。3.5 定子绕组吸收比不低于1.3，汇水管对地绝缘大于30k，汇水管对绕组绝缘大于100 k。3.6 定子绕组引出线、中性点出线与封闭母线联结处断开。3.7 发电机转子停止转动，即要求盘车处于静止状态。4 试验技术、安全措施

4.1 将封闭母线、发电机转子短路接地。4.2 联系热工有关专业人员将测温设备解除。4.3 被试相应首尾短路加压,非被试相短路接地。4.4 将所有试验设备外壳可靠接地。

4.5 试验现场装设围栏,向外悬挂“止步,高压危险”牌, 有关通道派人看守。

4.6 试验过程中操作人员、监护人员以及读表人员精力必须集中，如发现异常现象应立即停止试验, 查找原因妥善处理,然后再继续进行试验。5 直流耐压试验

5.1 试验接线见附图(一)5.2 仪器名称及选择

ZGS-S型水内冷发电机直流耐压试验装置

Ｋ： 带过流保护的空气开关 5.3 试验方法及步骤

5.3.1 全面检查试验结线,表计倍率、量程，电压调节按钮的零位及仪表的开始状态。

5.3.2 化验内冷水:导电率要求小于1.5s/cm，PH值为7—8，同时做好记录。5.3.3 记录定子温度，环境温度，空气湿度，内冷水水压、水温、流量。5.3.4 对试验回路进行空载升压, 记录空载时的泄漏电流值。5.3.5 若存在极化电势，测量其极性进行补偿消除。

5.3.6 测量汇水管对地，汇水管对绕组，绕组对地的绝缘电阻，应达到要求，否则应处理待之合格为止。

5.3.7 接上被试相，合上空气开关K及仪器电源开关，调节仪器面版上电压调节旋钮 ,均匀升压,分别在10kV、20kV、30kV、40kV、50kV下各停留一分钟,读取微安表及毫安表数值,并做记录。(大修后分别在10kV、20kV、30kV、40kV各停留一分钟)5.3.8 待试验时间到,降低电压至零,断开仪器电源开关及空气开关Ｋ,对试品进行充分放电。5.3.9 复测被试相的绝缘电阻,并记录。5.3.10 对试验数据的分析判断

5.3.10.1 泄漏电流的最大值与最小值的差别不应大于最小值的100%，当最大泄漏电流在20µA以下时，各相间差与历次试验结果比较，不应有显著变化。5.3.10.2 泄漏电流不应随时间的延长而增大。

5.3.10.3 试验过程中若有异常放电现象时, 应立即停止试验,断开电源进行检查。5.3.11 综合分析试验数据合格后，进行下一相的试验。6 交流耐压试验

6.1 试验接线见附图(二)6.2 仪器名称及选择

串联谐振耐压装置

Ｋ： 带过流保护的空气开关 T: 调压器 B： 升压变

L1、L2：串联电抗器 A： 安培表 MA： 毫安表 V： 电压表 6.3 试验方法及步骤

6.3.1 在直流耐压试验合格后，方可进行此项试验。6.3.2 进行试验前要对试验接线进行一次全面检查。

6.3.3 检查表计倍率、量程，调压器零位及仪表的开始状态。

6.3.4 化验内冷水:导电率要求小于1.5s/cm,PH值为7—8，同时做好记录。

6.3.5 记录定子温度，环境温度，空气湿度，内冷水水压，水温，流量。6.3.6 测量被试绕组绝缘电阻, 绝缘电阻合格后方可进行试验。

6.3.7 将试验变压器高压引线接至被试相，被试相应首尾短路，非被试相及转子线圈均短路接地。6.3.8 一切正常后,合上空气开关Ｋ及变频调节装置电源开关,调节调压器，均匀升压至5kV左右时停止升压，调节变频操作箱，使电压值达到最大后，调节调压器，当电压升到20kV时，停留片刻，观察发电机定子线圈有无异常现象，若无问题读取各表计数值，做好计录。再次调节变频装置，使电压达到最大值，并记录此时的频率，然后继续调节调压器升压，直至升到最高试验电压30kV,停留一分钟，读取各表计数值，做好记录。

6.3.9 待试验时间到,降低电压至零,拉开空气开关Ｋ及变频装置电源开关。6.3.10 复测各绝缘电阻，并记录。

6.3.11 综合判断试验数据，合格后进行另一相试验。

6.3.12 全部试验结束后，拆除转子短路接地线，通知热工人员恢复测温设备运行。7 试验所需的其它设备

7.1 ZCD--2051型水内冷发电机绝缘电阻测试仪 7.2 放电棒及绝缘板 7.3 对讲机及秒表 8 试验人员分工: 安全负责人：刘会英

宿凤玲 技术负责人：

徐丽宏 试验现场指挥：李延民 试验负责人：宿凤玲

试验组成员：杨明

张学哲

张毅

彭建华

王淼

刘晓云

常青

限流电阻定子绕组等效水电阻汇水环空气开关ZGS--S机箱过压中频输出线倍压保380伏高压测量线装置护装置接地线定时按钮高压通按钮高压断按钮分合汇水环线极化补偿电压调节电源开关

附图

一、直流耐压试验接线图

转子绕组

空气开关K定子绕组等效水电阻变频操作箱TBL1L2汇水环电容分压380伏器VmAA

附图

二、交流耐压试验接线图

发电机试验站 篇3

【关键词】发电机；直流耐压试验；泄漏电流增大；原因分析

0.概述

江苏华电句容发电有限公司1号发电机采用上海发电机厂制造的THDF125/67型号，发电机的定子绕组采用无盐水直接冷却，转子绕组、定子相间联接线（定子端部弓形引线）和出线套管、过渡引线均采用氢气直接冷却。发电机其它部件的损耗，如铁芯损耗、风摩损耗以及杂散损耗所产生的热量，均由氢气带走。发电机机座能承受较高压力，且为气密型，在汽端和励端均安装有端盖。氢冷却器为串片式热交换器，垂直安装布置在汽侧冷却器罩上的冷却器室内，冷却端上端通过螺栓固定就位，而下端用定位块限位。发电机励磁采用“机端变压器——静止可控硅整流的自并励励磁系统”，其电源取自发电机出口。

1.试验方案

（1）发电机直流耐压及泄漏电流试验分吹水条件下试验（优点是所需试验设备简单，容量较小，读数准确而且不受水质情况影响；缺点是机组结构所致，吹水十分耗时）和通水条件下试验（优点是不用吹水设备，省去了吹水时间；缺点是所需设备容量较大，直流脉动系数大，易使微安表波动，烧坏表头）两种。在与制造厂家、安装公司协商后，结合现场实际情况确定发电机直流耐压及泄漏电流试验在吹水条件下试验，试验电压为DC68kv。（制造厂家推荐电压）。

（2）测试定子绕组绝缘合格。

（3）按照试验原理接线图接好线，检查无错误。

（4）试验电压按每级0.5Un分阶段升高（即13.5kv，27kv，40.5kv，57kv，68kv）共5点，每阶段停留1min，泄漏电流随电压不成比例显著增加时，应立即停止试验，分析原因后才能继续开展工作。

（5）为保证设备的安全，泄漏电流超过3mA时，应立即停止试验，查明原因后再做决定。

试验前的准备工作。

（1）拆除发电机出口及中性点之间的连接线。

（2）发电机转子接地。

（3）发电机的测温元件及CT二次侧全部短接接地。

2.常规试验进行

常规试验。

试验时间为2013年4月11日10点30分，环境温度24℃，环境湿度60%，试验数据见表二。

表1 发电机出厂试验数据

表2

使用仪器：日本公立5000V摇表ZC25B-3/7。

高压直流发生器ZGS-80kv/3mA 苏州华电。

从试验数据可知该机U、W相试验与制造厂家出厂试验数据（表一）比较结果正常，但是V相在电压升至50KV时，泄漏电流迅速上升至280μA，并且电压自动掉了下来，降压放电后，测量V相对UW相及地的绝缘电阻值为6.6MΩ，并没有完全击穿，因此首先怀疑发电机外部的出线套管以及相关部位脏污受潮。决定使用有机溶剂擦拭各相出线套管及引线等相关部位后重新进行试验。

3.结束语

引起发电机泄漏电流异常的常见原因如表4所示，可供分析判断时参考。

表3 引起泄漏电流异常的常见原因

泄漏电流和直流耐压的试验接线和测量方法是一致的，所加的电压也一样。但两者侧重考核的目的不一样。直流耐压主要考核发电机的绝缘强度如绝缘有无气隙或损伤等。而泄漏电流主要是反应线棒绝缘的整体有无受潮，有无劣化，也能反应线棒端部表面的洁净情况，通过泄漏电流的变化能更准确予以判断。

【参考文献】

发电机试验站 篇4

关键词：风力发电机,功率因数,馈网,同步,异步,过励磁

1 异常现象

近期,某公司试验中心在进行1台风力发电机出厂试验时,高压供电变压器负载侧连续发生故障跳闸,这在该试验站建成5年以来还是首次发生。试验中心供电系统属于二类负荷,在设计上采用1台5 000kVA变压器供电。经现场检查是过电流引起的保护动作跳闸。接着对整个试验站系统及附属设备进行全面、仔细地检查,未发现任何问题后送电,整个系统恢复正常运行。

2 异常原因

为找出变压器过流跳闸的原因,检查了各负载保护回路、试验台直流拖动机电源系统和开关操作机构,无异常。又对调压器、变压器绕组、试验线路等设备进行了详细地检查和试验,也没有发现局部短路和接地现象。详细询问试验人员得知跳闸过流保护现象基本发生在电机温升试验初期。该试验站设计试验能力为2.5MW,而这次试验的风力发电机仅为2WM,从容量关系上分析试验台所用设备完全能够满足试验要求。唯一不同的是,以往2MW风力发电机试验采用双馈发电方式馈网,即电机的定子绕组对电网馈网发电的同时,转子绕组通过变频器也对电网馈电。由于变频器选用IG-BT控制模块,试验时可调节风力发电机电网侧功率因数达0.95以上。而近期试验是将电机转子绕组直接进行短接,使电机作为异步交流发电机进行馈网发电,这相对于双馈馈网方式电机的功率因数要低很多,电网需要提供较大的无功电流。

为证实是由于将风力发电机作为异步发电机进行馈网试验而引起试验站功率因数下降,导致电网无功电流增加,从而引发变压器过流保护跳闸,再次将电机转子绕组接入变频器进行双馈网发电,并将变频器馈网功率因数调至0.95以上。整个试验过程中,变压器均未出现过流跳闸现象,由此基本确定将2MW双馈风力发电机改为异步交流电机进行馈网试验是造成10kV变压器试验站侧电流增加,引起过流保护跳闸的主要原因。

3 系统结构

试验主接线如图1所示。试验站2台2 150kVA整流变压器、1台3 150kVA调压器分别接在10kV高压配电间,通过高压开关GYG接入配电间的上一级,再经1台5 000kVA供电主变压器接在110kV母线上。

2台晶闸管整流器(1 600kVA)分别由2台2 150kVA整流变压器(双绕组12脉波)供电,各自驱动1台直流电机(风力发电机试验拖动机),再由这2台直流电机通过齿轮箱共同驱动被试风力发电机。被试风力发电机定子绕组通过并网开关(变频器内控)接入馈网变压器,再通过调压器馈电到10kV电网;其转子绕组通过滑环引出后接入馈网变频器与定子绕组一起馈电到10kV电网。由于线路采用回馈方式,5 000kVA变压器仅提供整个试验所需损耗,通常情况下,高压开关GYG电流在180～200A,因此设定过流保护定值为285A。

4 原因分析

通过分析可知,影响线路功率因数的主要设备为1台3 150kVA调压器、2台2 150kVA整流变压器、2台1 600kVA晶闸管整流器以及被试电机,其中晶闸管整流器功率因数较低,这主要是由于调速装置采用了谐波严重、功率因数低、价格便宜的晶闸管为整流元件。在整流过程中,只有当输入交流电源的瞬时值大于直流母线电压时,晶闸管才会导通,呈现出不连续的脉冲波形。这种非正弦波具有很强的高次谐波成分,无功分量较大。虽然整流电路中采用12脉冲整流技术时,输入的功率因数理论上可达0.9,但实际测量值与之相差甚远。由于本试验站同时使用了2套晶闸管整流装置,使试验站负载功率因数进一步降低,实际测量值仅为0.6～0.7,大大降低了整流变压器电网侧功率因数,当被试风力发电机由双馈方式改为异步方式进行试验时,将再一次降低试验站的功率因数,因此5 000kVA供电变压器需要提供更多的无功功率,从而造成电流超过保护设定值(285A),引起高压开关GYG跳闸。

5 解决措施

通过分析变压器异常跳闸原因,提出以下解决措施:

(1)适当加大供电变压器10kV侧过流保护定值;

(2)将现有由晶闸管整流构成的调速装置更换为采用IGBT控制的整流调速装置,以提高调速装置的功率因数;

(3)在10kV线路端接入电容器组与试验线路并接,来补偿线路的无功消耗,适当减轻开关和电缆的负担;

(4)采用同步电机提高功率因数。

由同步电机原理可知,同步电机消耗的无功功率取决于转子中的励磁电流大小,在欠激状态下定子绕组向电网“吸取”无功,在过激状态下定子绕组向电网“送出”无功。因此,只要调节电机的励磁电流,使其处于过激状态,就可使同步电机向电网“送出”无功功率,减少电网输送给试验站的无功功率,从而提高试验站的功率因数。

电网无功补偿的方法有很多种,应根据具体情况确定。由于该试验站设备已确定,且被试电机的异步发电方式是用户的特殊要求,数量并不多,因此只需采取一定的补救措施即可。选用方案(1)需与供电部门协商,后因试验中心用电功率因数不能过低而放弃,最终选用方案(4)。即启用试验中心1套闲置的用于为其它项目试验提供单相正弦电源的同步机组,在电机试验前将同步机组事先并入风电试验站10kV电网(如图2所示),调节同步机组励磁使其处在空载过励磁状态,待其运行平稳后,再起动风电试验站各设备。

采用上述措施后,在随后进行的同类型风力发电机异步发电温升工况试验项目中,高压开关GYG再未发生过流跳闸现象,检测的实际电流约为190～200A,较以前降低了近100A,取得了较好的效果。

6 结束语

对于大功率整流设备,在资金条件允许的情况下,整流器应尽可能采用PWM控制方式以及IGBT功率元件,这样其高功率因数可节省电能,同时又有效降低用电设备对电网的谐波污染。使用晶闸管整流调速装置时,应充分了解设备的实际使用功率因数,适当加大供电电源的功率及电流保护限值,避免频繁跳闸造成不必要的电网冲击。

参考文献

[1]张崇巍,张兴.PWN整流器及其控制[M].北京:机械工业出版社.2003

发电厂电气预防性试验的作用 篇5

设备维护部电气检修班

张伟

【摘要】本文介绍了电气设备预防性试验的内容，及对保证电气设备安全可靠运行的必要性，同时介绍了电气设备预试中要求注意的技术要点，及其在处理电气设备缺陷中所起的作用。列举了变压器预防性试验的方法、要求、目的。

【关键词】试验

变压器

直阻

预防性试验是电力设备运行和维护工作中的一个重要环节，是保证电力系统安全运行的有效手段之一。随着电力生产规模的扩大和技术水平的提高，电力设备品种、参数和技术性能都有了较大的发展，相应的预防性试验要求及项目也发生的改变。为了保证电气设备的安全可靠运行，定期进行设备绝缘的预防性试验，通过测量绝缘电阻、泄露电流、介质损耗等非破坏性试验，以及必要时的耐压试验，能够及时发现和检查出设备绝缘的缺陷，进行检修处理，防止事故的发生。我们这里主要谈谈发电厂变压器的预防性试验。变压器绝缘分为内绝缘和外绝缘，内绝缘是指变压器等邮箱外壳内的绝缘部分，包括固体、液体、气体绝缘，内绝缘不受大气条件的影响，但必须考虑过电压作用及累积效应，同时还应考虑到运行温度对绝缘强度的影响，外绝缘是指变压器等油箱外部的空气绝缘部分和设备的固体绝缘的外漏部分。内绝缘大部分是夹层绝缘，在直流电压作用下，会产生多种极化，从开始到完成需要相当长时间，通常利用夹层绝缘的绝缘电阻随时间变化的关系作为判断绝缘状态的依据。电力变压器的预防性试验一般有：油中溶解气体色谱分析，绕组直流电阻，绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数，交流耐压试验等。

Ⅰ 绝缘电阻和吸收比测量 1.测量绝缘电阻和吸收比时，使用手摇兆欧表（以下简称摇表），达到额定转数后再接通火线（未带电）。测量完毕后，先将火线端离开被测设备，然后再停止转动摇表，以免被测设备的电容在测量时所充的电荷经摇表放电，损坏摇表。

2.测量时空气相对湿度较大时，表面吸收潮气，增大电导电流，会使绝缘电阻降低。

3.每测完一次绝缘后，充分放电，放电时间应大于充电时间，否则含有剩余电荷影响而造成吸收比减小，绝缘电阻增加的虚假现象。4.若测得的绝缘电阻值过低或三相不平衡时应查明原因。

5.接屏蔽线时，被测试品上的屏蔽环应接近加压的火线，远离接地部分，减少表面泄露。

Ⅱ 油中溶解气体色谱分析

充油变压器正常运行时，在电和热的作用下，其绝缘油和有机绝缘材料会逐渐老化并分解出少量各种低分子的烃类和一氧化碳，二氧化碳等气体。当内部过热，放电时，会加速气体的产生和数量。当变压器发生严重故障时气体积到一定量使瓦斯保护动作。在故障初期，气体不足以使保护动作，如及时分析油中气体组分，含量及发展趋势，可及时查出变压器你不潜伏的故障。

我公司＃3.＃4厂高变是昌吉特种变压器厂2002年4月生产的，2002年10月投产运行。型号：SFF9-31500/20000-20000KVA

电压：15.75+2*2.5%/6.3/6.3KV

接线组别：D,do-do

分接位置为5个位置，额定为3分接，分接开关为无载分接开关，厂家为武汉某厂。＃3.＃4厂高变自投产运行了两年多时间期间进行了两次预防性试验，运行期间，各项指标数据均正常，对变压器进行预防性试验也正常。2006年在进行定期变压器绝缘油中溶解气体分析时，化学人员发现绝缘油中溶解气体含量总烃值超标，并且有微量的乙炔存在。化学人员发现此种异常后及时通知相关人员，采取措施进行分析判断。

1.缩短变压器绝缘油中溶解气体分析周期，加强对异常变压器的监视，收集近期变压器运行参数，试验数据进行分析寻找异常原因。

2.减少异常变压器的运行负荷，观察变化 3.将异常变压器空载运行，观察变化

采取一系列的措施后发现，变压器绝缘油中溶解气体总烃值和乙炔任在升高，但随着负荷的变化发生相应的变化，因此基本判断为变压器内部可能有局部发热现象。变压器内部故障主要有热性故障和电性故障两类，热性故障：造成热性故障的主要原因是分接开关接触不良，铁芯多点接地和局部短路，导线过电流或接头焊接不良，电磁屏蔽不良导致漏磁集中等。上述故障会导致变压器内部局部过热，如引起绝缘油分解时会产生C2H4和CH4，随着故障温度的升高，C2H2所占比例会增长，其次是C2H6和H2。过热性故障通常不产生C2H2，只有当严重故障时，才会产生微量C2H2，当过热涉及绝缘材料时，还要产生大量的CO和CO2。电性故障：是在高电场作用下发生的，可分为电弧放电，火花放电，局部放电等。电弧放电，火花放电产生的气体只要是H2和C2H2，但一般这种故障发生迅猛，气体量大，直接动作于瓦斯保护。局部放电大都发生在导电回路和磁导体部件的棱角部位，产生的气体主要是H2 和CH4，只有在放电能量相当高时，才会产生少量C2H2。经过对变压器异常情况的分析，初步判断为热性故障。

利用一次停机机会对异常变压器进行了变压器的预防性试验，测试变压器的绝缘及绕组直流电阻。通过测量直流电阻，发现异常变压器高压侧运行分接的直流电阻严重不平衡，经过反复测量比较分析，并逐项活动ABC三相分接开关，最后确定我厂＃3厂高变高压侧BC相分接开关接触不良。变压器分接开关是变压器常见故障部位之一，在运行中多有发生，我们已经知道，变压器分接开关分无载调压和有载调压两种，常见的故障有：

（1）由于长时间靠压力接触，会出弹簧压力不足，滚轮压力不匀，使分接开关连接部分的有效接触面积减小，以及连接处接触部分镀银层磨损脱落引起分接开关在运行中发热烧坏，这种事列较为多见。

（2）分接开关接触不良，引出线连接和焊接不良，经受不住短路电流的冲击而造成分接开关在变压器向外供出瞬间短路过电流时被烧坏而发生故障。

（3）为了监视分接开关的接触好坏和回路的接同情况，变压器大修后应测分接开关所有位置的直流电阻值，小修后测运行分头的直流电阻值，用以和原始情况进行比较，看其数据有无大的变化，是否满足规程要求。在试验与检修工作中，一定要严格核实分头位置（分相操作的要各项一致，运行分头测直流电阻后一般不再改动）。实现中，由于套管不善，调乱分头或工作脱节造成分接开关故障的事列也有发生。

进行＃3厂高变大修时发现，＃3厂高变高压侧BC相分接开关动静触头均已烧伤，烧伤部位因放电已有熔融现象。更换高压侧BC相分接开关后，由电科院测量变压器直流电阻合格，变压器送电运行后各项参数数据正常，定期作变压器绝缘油中溶解气体分析也在正常范围内。此次事件是通过对异常现象的准确分析，及时判断出故障地点，避免了一次重大设备事故的发生。

变压器是电网中的重要设备之一。由于内部 结构复杂、电场及热场不均等诸多因素，事故率仍然很高。因此变压器的预防性试验对变压器的正常运行起到重要作用，使电力供应更加安全可靠。

参考文献

电力设备预防性试验规程

新疆电力科学研究院检测报告

定稿时间：

发电机试验站 篇6

关键词： 振动； 压电陶瓷； 液压压电； 发电装置

中图分类号： TM 619文献标志码： Adoi： 10.3969/j.issn.10055630.2014.04.016

引言随着各种微电子产品迅速发展及远程无线技术的快速兴起，对器件的自供电技术提出了更高的要求，如今研制一种稳定、高效、简易的并且无污染的微型发电装置已成为一个研究热点[14]。目前应用中主要有电磁发电装置、静电发电装置以及压电发电装置等[56]，其中基于压电陶瓷的正压电效应[7]而发展的压电发电装置，由于结构简单、无电磁干扰、易于制作及无污染等特点被广泛应用于汽车工业、航空航天、生物工程和光学工程等领域[34]。但是由于压电陶瓷本身较脆易碎，在变形过大或受力过大时都将导致永久性失效，使得压电陶瓷应用受限。目前没有好的方法能直接吸收利用汽轮发电机、汽车减震系统、航空发动机等产生的高强度的振动[1]。为了克服上述限制，扩大压电发电装置的应用范围，提高高强度、低频率振动能量的回收能力和振动控制效果，提出了一种基于压电流体耦合作用的新型压电晶片式液压发电装置[12]，即通过流体与压电体的耦合作用转换运动并传递动力，将振动能量转换成电能，以此来构造一个体积小、结构紧凑、通用性强、功率大以及性能可靠的发电装置。本文阐述了压电晶片式液压发电装置的原理及结构，并以单片双晶圆形压电陶瓷设计制作了样机并进行了试验。1发电装置的原理和结构现有的压电振动控制及发电装置大多数是利用单体压电振子直接与振动主体相互作用，如叠堆型和悬臂梁型等压电发电装置，一般无法用于振动强度大，冲击大及频率较低的场合。故提出一种将液压传动技术和压电发电技术结合起来的发电装置，图1为压电晶片式液压发电装置结构原理图[1]。该装置主要由激振器、液压缸、平衡弹簧、蓄能器、压力计、压电换能器、截止阀和流体导管组成。工作时，首先将截止阀打开，使各个流体腔流体压力与蓄能器预置压力相等，压电陶瓷不发生变形，液压缸在质量块、流体压力和平衡弹簧的作用下处于平衡位置后，将截止阀关闭。当合适的激励频率输入时，液压缸的活塞就会在质量块的作用下发生上下运动，引起流体腔中压力的大小变化，使得压电陶瓷产生相应的弯曲变形，即液压缸活塞与压电陶瓷之间通过流体的作用传递运动和能量，从而实现机电能量的相互转换。而且本装置可扩展利用多个压电陶瓷一起发电，增加输出功率，提高可靠性，扩展应用范围[1]。

3试验及数据分析实验选择的工作介质为水，激振器激励电压为正弦信号，主要采用单因素法。单因素法所用的相对固定参数为：压电陶瓷直径60 mm，厚度1.6 mm（压电晶片及基板厚度分别为0.6 mm和1.0 mm，自由电容Cf=0.042 μF）以及液压缸直径16 mm，高度50 mm等。实验主要研究了激励频率、加载质量、激励电压及系统背压等因素对压电晶片式液压发电装置的性能的影响。测试结果如图4所示，图4（a）表明，在0.2 MPa背压下，激励频率在27 Hz左右时压电晶片式液压发电装置的发电能力最强，而激励频率过高或者过低发电量都会大幅度减小，所以该装置可以用于低频振动能量的吸收及发电。图4（b）主要表明了背压与输出电压之间的关系，整个系统背压较低时，输出电压曲线相对不规则，而随着系统背压增加，输出曲线相对更加光滑和有规律，且输出电压的增加非常明显，如激励频率为27 Hz时测试结果如图4（d）所示。图4（c）表明，在一定激励频率和背压条件下，随着加载质量块的增加发电能力也稳定地增长，所以在一定的范围内，提高加载质量可以增大发电量。图4（e）表明，输出电压随着激励电压的增加而增加，且线性关系也较好。激励电压表征振动的强度，即表明该装置能够吸收高强度的振动能量。根据上述分析可得，该压电晶片式液压发电装置的发电性能和激励频率、加载质量、激励电压及系统背压有着密切的关系。

4结论本文提出一种基于压电流体耦合作用的压电晶片式液压发电装置，并设计制作了样机，试验分析了其输出电压在不同激励频率、加载质量、激励电压及系统背压条件下的变化情况，表明压电晶片式液压发电装置可以实现低频率，高强度振动的发电，但在后续控制电路、发电能效及结构优化等方面还需要更多的努力与研究。论文验证了将压电流体耦合作用用于振动能量回收是可行的，拓宽了压电发电的应用范围，如可利用汽轮发电机、汽车减震系统、航空发动机等振动进行压电发电。

参考文献：

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发电机试验站 篇7

苏州电器科学研究院股份有限公司(简称苏州电科院)大容量试验室安装有5台3 500 MVA短路发电机,根据短路试验容量的不同,需要2~5台短路发电机并联运行,为一台试品做短路试验,因此需要短路发电机并联技术。苏州电科院创新的是当前4种并网技术之外的第5种并网技术。

1发电机并网有4种方法

1) 自动准同期并网,是当前主流并网方法, 计算机检测待并联运行的发电机的频率、相位、相序、电压与电网频率、相位、相序、电压相同时发出断路器合闸指令,发电机 - 变压器组无扰动并入电网运行。

2) 手动准同期并网,20世纪90年代以前的并网方法。人工观测同期表,待并联运行的发电机的频率、相位、相序、电压与电网频率、相位、相序、 电压相同时,手动操作合闸指令开关发出断路器合闸指令。发电机无扰动并入电网运行。

3) 灯泡指示准同期并网,农村小水电低成本并网方法。人工观测3个灯泡的明、暗,显示待并联运行的发电机的频率、相位、相序、电压与电网频率、相位、相序、电压相同时,手动操作合闸指令开关发出断路器合闸指令。发电机基本无扰动并入电网运行。

4) 自同期并网,农村小水电并网方法,对电网有冲击。发电机启动到额定转速,转子励磁绕组接限流电阻,定子出口断路器合闸,投励磁回路。

2苏州电科院新技术优势

苏州电科院发明的短路试验发电机低电压自同期并联技术,独立于前述的4种并网技术。

如果按常规并网技术,需要购买4套微机自动并网装置,还要接线调试。

苏州电科院发明的多台短路试验发电机出口母线并联技术,不用添置任何专用并网设备,不用并网调试,简单易行。

3多台机组并联的条件

苏州电科院创造的适用于电器产品大容量试验室多台短路试验发电机出口母线并联技术,其特征在于需要并联运行的短路试验发电机必须是由异步感应电动机拖动。同步电机拖动不在此例。苏州电科院创新的第5种并网技术其5机并联主回路原理图如图1所示。

励磁装置是同一型号,软件版本统一。需要并联的发电机励磁系统的投、退励磁;增、减励磁;及逆变功能具备同步操作能力。

励磁调节器自动升压软件需要按慢—快—慢S形进行,机端电压升速0~20%按10 s,20%~90%按12 s,90%~100%按7 s设置为宜。5台机组相同设置。

4自同期原理

多台机组启动后,关合待并联机组出口断路器、隔离开关、选相开关、操作断路器。并网初期是异步运行,在多台机组同时加10%~20%空载励磁电流,建立20%~30%机端电压,各机组电压相位不同,各机组之间产生不超过额定定子电流值的环流,此环流产生同步转矩,多台机组在2 s内被牵入同步。

5发电机保护

发电机需要投入失磁保护,当某台机组励磁没有投入,发电机进相运行,要求保护跳闸,再重新投励磁。

6实际操作方法

待并联的机组启动到额定转速,发电机定子出口断路器、隔离开关、选相开关、操作断路器先关合接入并联母线,再同时投入待并联运行的数台发电机的励磁,当励磁电流上升到10%~20%的励磁电流,此时待同步的发电机的机端电压相同,旋转方向相同,相序正确,只是相位不同,在几台发电机定子绕组产生不超过额定值的环流,在该环流产生的电磁转矩的作用下,发电机被牵入同步状态,定子绕组环流减少至接近零电流,该过程需要2 s,之后继续同步提升发动机机端电压到额定值。

7结语

发电机试验站 篇8

关键词：无功功率,调差率,无功间接调整法

励磁调节器是励磁系统的核心控制部分, 它根据发电机及电力系统运行的要求, 自动调节功率单元输出励磁电流,在发电机出力变化和系统故障等工况下, 维持发电机机端电压稳定。 现在较大型电厂都是几台发电机变压器组在同一条母线下并列运行, 改变其中任何一台机组的励磁电流不仅影响该机组的无功电流,而且还影响其它并联运行机组的无功电流,从而引起母线电压的变化。 为了防止各台机组间无功功率的无序分配,励磁调节器中引入了附加电压调差的功能, 发电机的附加电压调差功能可以保证机组间无功功率的合理分配,提高电力系统运行的稳定性。

1发电机电压调差定义

发电机电压调差功能对励磁系统调节发电机无功功率有着重要的作用, 反映了在励磁调节器自动调节下发电机机端电压Ug随发电机无功输出变化关系[1]。 发电机电压调差特性用调差率K来表征, 发电机在功率因数为0的情况下,机端电压、无功功率、电压给定的关系为:

式(1)中:Uref为电压给定值,可在调节器中设定;K为电压调差率;Ug* 为实际机端电压标幺值;Q*为无功功率标幺值。

由式(1)可知,在电压给定Uref不变的情况下,调差率K有3种特性。 K > 0为正调差特性,发电机机端电压随无功电流增大而降低;K < 0为负调差特性,发电机机端电压随无功电流增大而上升;K = 0为无差特性,发电机机端电压不随无功电流的变化而改变。

2发电机电压调差的作用

当2台及以上的机组并列运行在同一条母线上时,总的无功功率将由各台机组共同分担。 无调差特性时,发电机组之间的无功功率是任意分配的,机组会处于不稳定的运行状态。 当有调差特性时,由于机组是并列运行于同一段母线, 因此各台机组机端电压Ug大小相同,在各机组调差率K相同、电压给定Uref接近的情况下,由式(1)可知,各台机组之间的无功分配就会非常接近,不会出现无功功率无序分配的现象。

3调差率的整定原则

对于单元接线的发电机组,由于主变压器自然调差率(变压器阻抗)较大,为了提高发电机组对系统的电压 (无功)支撑能力,一般励磁调节器中电压调差率选择为负,用以补偿变压器的电压降[2],但补偿压降不能超过变压器实际压降。 电压调差率宜按下列方法整定:

(1) 并列点(主变高压侧)的电压调差率KT宜按照5%~10%整定,在无功分配稳定的情况下取小值,同一条母线下的电压调差率应相同[3]。

(2) 发电机电压调差率应考虑变压器电抗压降,变压器电抗压降标幺值为:

式(2)中:PN*为发电机额定功率标幺值 ;RT*为主变电阻标幺值;QN*为发电机无功功率标幺值;XT*为主变电抗标幺值;U*为发电机额定电压标幺值。

发电机电压调差率最终值为:

需要特别注意的是, 为补偿主变电抗产生的压降, 虽然要求发电机励磁系统的电压调差特性为负调差,但当选择负调差时,调差率必须小于主变的压降 ,即发电机无功功率与电网电压的关系曲线必须是下降特性。

4调差率的测定

机组投入运行后,还需要对调差率进行测定,以便观察它的设定值与设计值是否一致。根据大型汽轮发电机励磁系统技术条件的相关规定,有甩无功负荷法和推算法[4]。

(1) 甩无功负荷法。 保持给定值不变,在功率因数为0情况下,甩50%~100%额定无功功率,测量甩负荷前后发电机机端电压,按如下公式求得电压调差率:

式(4)中:U0,U1为甩负荷前后的机端电压,k V;IQ,IN为甩负荷前无功电流值和额定定子电流值,A;UN为发电机额定电压,k V。

(2) 推算法。 在功率因数为0、50%~100%额定无功功率负荷下测得机端电压U1和电压给定值Uref后,在发电机空负荷试验中相同调节器增益下测量的Uref对应的机端电压U0,然后按式(4)计算。

上述2种试验方法均需要发电机处于零功率因数工况,对于现代大型汽轮机组,机组并网后就必须带一定初始有功功率,要保持零功率因数工况比较困难。 对此,可以采用无功间接调整法。

(3) 无功间接调整法。 在励磁调节器中实现调差功能的基本原理是:在电压给定值之外附加一个与发电机功率(主要为无功功率)成一定比例关系的值 ΔU:

由式(5,6)得:

式(7)中:Uref为电压给定值;Ug* 为机端实际电压标幺值;Q* 为发电机无功功率标幺值;P* 为发电机有功功率标幺值。

无功间接调整法的试验步骤:保持试验机组的电压给定值Uref和有功功率不变,通过改变相邻机组的无功功率来间接改变试验机组的无功功率,记录试验机组无功功率变化前后的机端电压Ug1,Ug2及无功功率Q1,Q2。

由于无功变化前后电压给定值Uref及有功功率P不变,由式(7)可得出:

式(8)中:Ug1* 为无功变化前的机端电压标幺值;Ug2* 为无功变化后的机端电压标幺值;Q1* 为无功变化前的无功功率标幺值;Q2* 为无功变化后的无功功率标幺值。

进一步可得出公式:

转换成有名值为:

式(9,10)中:SN为发电机额定容量,MV·A;UN为发电机额定电压,k V。

由式(8)可知,只要记录试验机组无功变化前后的的机端电压Ug1,Ug2及无功功率Q1,Q2,即可根据该公式计算出电压调差率。 由于无功间接调整法不需要机组有功功率为0,只要试验过程中机组有功功率保持稳定即可,解决了大型机组保持零功率因数工况比较困难的问题,目前大部分试验已开始采用无功间接调整法。

5无功间接调整法测定调差率的注意事项

(1) 试验机组无功功率的改变是通过相邻机组的无功调整实现的,多个电厂、不同容量机组的试验数据表明,相邻机组无功增加一定值时,试验机组无功减少量远低于相邻机组的增加量, 一般约为相邻机组的40%甚至更少,当相邻机组无功变化幅值较小时 ,试验机组无功及机端电压变化均不明显,直接影响了发电机电压调差率测定的精度,因此相邻机组的无功调整幅度应尽量大,上升或下降无功幅值视当时机组无功情况来定,原则上要求相邻机组及试验机组输出无功功率上限不超额定无功,下限保证低励限制不动作。 对于有多台相邻机组的,可以采用同时调整多台机组无功改变试验机组无功的方法, 最大限度的改变试验机组的无功功率。 试验发现,当试验机组无功变化幅值在额定无功容量15%时,就能完全满足试验的要求,可保证试验结果的准确性。

(2) 试验时,试验机组的电压给定值及有功功率均应保持不变,为防止外部自动装置(如AVC,AGC等) 在试验时调节机组的电压及有功功率, 试验机组的AVC及AGC均应向调度部门申请临时退出。

(3) 试验过程中,调整机组无功时,应密切监视相关机组的机端电压及厂用电压,防止电压过高或过低影响到机组的安全。

(4) 试验过程中,调节机组无功,应尽量按照单方向调整,即单向上升或下降,避免由于电网系统运行方式的变化和励磁系统的静差率等因素,影响试验记录数据的准确性。

(5) 如测量的电压调差率与设定值存在一定误差, 原因可能是记录机端电压的精确度不够,根据现场测试经验,如果将机端电压记录准确到小数点后3位,将使测得的数据更准确,因此现场测量电压用的表计必须使用0.2级或更高精度的电压测量仪表。

6结束语

发电机励磁系统的电压调差直接关系到电力系统的电能质量及机组的稳定。 大型机组大都是发电机变压器组单元制接线, 发电机电压调差率应采用负调差,但调差率不能大于变压器的压降。 发电机电压调差率的试验是新投机组的必须试验, 可以采用规程推荐的甩无功法及推算法, 但上述2种方法均需要发电机在零有功工况下,对于大型机组很难实现这一工况,无功间接调整法不需要机组有功功率为零, 很好地解决了这一问题,建议试验时采用无功间接调整法。 无功间接调整法,在几个不同的电厂、不同容量的机组测试中均得到了非常准确的调差率数据,对于分析出现系统波动时, 各台机组之间无功分配的合理性,有一定的应用价值。

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发电机励磁调节器的动态试验研究 篇9

为促进励磁调节与控制工程实践应用的进一步开展, 并最终提高现代大型电力系统的安全稳定性和运行质量, 本文将结合设备在陕西省宝鸡第二发电有限公司的具体运用实例说明这一研究领域的核心问题所在, 试图在试验参数的选取、回路设计、试验方案等方面问题上作以说明, 以更好的解决励磁机在实际电厂的应用。

1 发电机励磁调节器动态试验条件

1.1 WKKL-2000 微机励磁调节器运行参数及主要保护功能

WKKL-2000 微机励磁调节器为中国电力科学研究院并生产的第二代微机励磁调节器。它继承了第一代WKKL系列微机励磁调节器的全部调节、控制及限制保护功能, 并结合了WKKL系列微机励磁调节器300余台套的现场运行经验的基础上开发研制的升级换代产品。WKKL-2000 微机励磁调节器在计算速度、抗电磁干扰, 可靠性以及使用的方便性上都有了很大的提高。WKKL-2000适用于从三机励磁到自并励等各种方式的可控硅励磁, 是现代大、中型同步发电机理想的励磁调节装置。

WKKL-2000 发电机励磁调节器的基本任务是维持发电机的机端电压恒定, 通过合理的调差设置保证并列运行的机组间无功功率的合理分配, 通过快速的励磁响应提高电力系统的暂态稳定和静态稳定。除了以上基本的控制调节功能外, WKKL-2000还具有故障录波、事件记录、系统自检、智能调试等辅助功能。本文发电机WKKL-2000励磁调节器参数如下:

注:A、B柜参数相同

低励限制和保护 (进相运行试验) :励磁调节 A柜B柜 低励限制和保护正确, 40MW 发信号 50MW (1.25倍) 切手动, 延时2秒跳至Q4, Q5开关。#3发电机有功功率在200Mw左右, #3发电机允许进相吸收电网无功65Mw;#3发电机有功功率在300Mw左右, #3发电机允许进相吸收电网无功50M。

V/Hz限制:将参数设定的V/Hz限制定值设为1.15倍。将发电机电压加到大于1.15倍小于1.2倍, V/Hz限制动作, 加到大于1.2倍切手动, 1.5秒后退出。

过励限制:发电机转子励磁电流大小与两柜退出运行关系如下:

1.2 RCS-9400发电机励磁调节器运行参数发电机RCS-9400励磁调节器参数

2 发电机励磁调节器动态试验试验项目

2.1 阶跃响应试验

维持发电机机端电压在16kV左右, 分别做5%、10%、20%阶跃响应试验, 观察发电机机端电压在阶跃过程中调节器的动态性能, 记录试验波形。

通道电压控制参数:Kr= 300 , Ta= 4 , Tb= 40 , Tc= 0.30 , Td= 0.02 。

2.2 电力系统稳定器 (PSS) 试验

励磁系统滞后特性测量:PSS退出运行, 80% Pn, 无功尽可能少带, 在PSS输出信号迭加点输入白噪声信号, 用动态信号分析仪测量发电机电压对于PSS输出信号迭加点的相频特性即励磁系统滞后特性。

PSS超前滞后参数整定:根据励磁系统滞后特性和PSS的传递函数计算满足PSS相位补偿特性要求的PSS相位补偿参数。

PSS临界增益测量:从Kpss=0.8, 开始逐步增加PSS的增益, 观察发电机转子电压和无功功率的波动情况, 确定PSS的临界增益。

PSS增益整定PSS的实际增益取临界增益的20%～30%。

发电机电压给定阶跃试验:80% Pn, 无功尽可能少带, 在PSS投入和退出两种情况下进行发电机电压2%阶跃试验并录波, 比较PSS投入和退出两种情况下有功功率的波动情况。

反调试验:机组带60%Pn, 少量无功, 在PSS投入的情况下, 电厂正常运行情况下最快速度的增加有功功率, 同时, 录取发电机有功无功波形, 观察发电机无功功率无明显功振荡现象。

2.3 励磁调节器进相运行及低励限制功能试验

整定调节器无功低励定值为-10MVar, 减发电机无功至限制区域, 调节器无功低励限制正确动作。

2.4 灭磁试验及通道切换试验

A/B通道切换试验:检查自动柜控制方式在电压方式, A套为主通道运行, 操作增减磁把手, 使发电机机端电压升至18kV, 切调节器通道选择把手至B主, 检查调节器运行稳定, 再切调节器通道选择开关至A主。

电压环/电流环切换试验:励磁调节装置运行正常, 置调节器控制方式开关于恒电压闭环运行。切调节器控制方式开关至If投入。检查调节器运行稳定, 切调节器控制方式开关至恒电压运行。

电压环/恒角度开环切换试:励磁调节装置运行正常, 置调节器控制方式开关于恒电压闭环运行, 切调节器控制方式开关至恒角度开环运行。检查调节器运行稳定, 切调节器控制方式开关至恒电压闭环运行。

3 WKKL-2000、RCS-9400励磁调节器的运行

(1) WKKL-2000、RCS-9400微机励磁调节器均设有A柜和B柜, 每柜均有自动运行和手动运行方式可供选择, 发电机并网发电时, 以双柜均流运判断故障方式运行。

(2) 调节器的正常运行方式是双柜并列运行方式。A、B柜并列运行的目的不仅是每柜输出电流减小一半, 同时也是两个调节器柜工作处于主辅工作方式, 单柜故障退出时不影响发电机正常运行。

(3) 在A、B自动运行的情况下, 人为地切除或发生故障自动切除任一柜都不会引起发电机无功波动, 另一柜自动承担励磁电流输出。

(4) 自动柜与手动柜并列运行方式不是好的运行方式, 因为手动输出将影响自动柜的调节能力, 所以操作时应尽量避免这种方。

(5) 微型双自动励磁调节器的退出:双柜运行退出一柜检修:将待退出柜的励磁切换开关打至“切除”位置, 再根据需要停用1QS, 2QS, 及可控硅的输入和输出开关将调节器退出。正常停机时, 将励磁切换开关切至“切除”位置即可。

(6) WKKL-2000手动、自动切换试验:调节器在手动输出电流下稳定30秒以上进行手动、自动切换, 否则容易发生较大的输出波动。

(7) 微型励磁调节器一般故障处理。故障后装置一般会切至手动位运行, 切手动后, 及时将控制柜上的切至自动动位, 以保持与装置运行状态同步。根据故障信号指示, 查看装置液晶屏上所显示的故障, 排除故障, 复归故障信号, 把方式控制开关切至自动位运行。功率单元故障时, 相应的功率单元面板上的指示灯点亮, A、B柜任一柜装置自检故障时退出该调节柜运行。信号复归, 使用面板上的复归按钮, 该按钮只复归信号, 不复归程序。RCS-9400上位机故障时, 不影响#4发电机励磁调节器调节功能, 上位机功能为监控和故障分析。

4 动态试验结果分析

WKKL-2000发电机励磁调节器进相运行试验的参数设定既满足发电机运行工况技术要求, 又维持了电网电压稳定。

反调试验波形如图1、2所示, 说明PSS环节中抗“反调”功能正常。

进相运行及低励限制功能试验波形如图3所示, 限制动作后发电机运行稳定。

RCS-9400发电机励磁调节器阶跃响应试验波形图如图4、5、6、7所示, 5%、10%、15%阶跃实验的调节时间依次增大, 发电机并网信号由发电机出口开关辅助接点状态来判断, 接点状态长距离电缆传输使时间延滞。发电机电压给定阶跃试验波形图如图8、9所示, 有PSS情况下振动次数有减少, 峰值与谷值差值略有减小。

电压环/电流环切换试验波形如图8所示, 切换过程发电机电压平稳, 无波动。

电压环/恒角度开环切换试波形如图9所示, 切换过程发电机电压平稳, 无波动。

光电隔离较弱, 接口线路励磁调节过负荷, 影响到发电机的抗干扰性与稳定性。

三相短路灭磁时间测定曲线图如图10所示。

A/B通道切换试验波形如图11所示, 切换过程发电机电压平稳, 无波动。

5 发电机机组改进方案

通过以上试验及试验结果分析, 给出发电机机组改进方案

(1) 半导体可控硅选用300A管子, 代替原200A 可控硅管子, 因为可控硅管子不需要强迫通风冷却即能满足发电机额定运行工况, 减少可控硅故障率以及和冷却风机引起的一次、二次设备积灰引起的设备损坏几率。

(2) 励磁调节装置工作电源采用永磁机机端电压和Dc220V双电源供电, Q4、Q5、开关及相关开入量采用DC24V双电源控制, 解决了直流电源消失或直流系统异常对励磁调节器的影响。

(3) 主励转子回路采用了非线性ZnO电阻灭磁技术, 击逆变灭磁技术能有效的吸收主励转子能量防止操作过电压对主励转子绝缘的危害。

(4) 增加Q4、Q5开关, KQD1、KQD2开关联跳Q7开关回路。取消了原主励磁机过负荷减励磁的接线, 由励磁调节装置自动根据转子电流大小来判断, 以及机端电压来自动调节。

(5) 发电机并网信号原由发电机出口开关辅助接点状态来判断, 现改为由发电机定子电流大小来判断, 发电机并网信号作为辅助判据, 解决了接点状态长距离电缆传输所带来的干扰问题, 以及并网信号消失导致的机组甩负荷故障发生。电压检测两柜均采用0.5级的 (1YH) 仪用PT二次电压, 提高测量电压的精度解决了PT一、二次回路断线对调节器输出稳定性的影响。

(6) 发电机解裂灭磁原由发电机出口开关辅助接点状态来判断, 现改为由发电机Q7开关辅助接点状态及发电机电流来判断, 并实现了光电隔离, 提高了抗干扰能力和运行稳定性。

6 结语

WkkL-2000、RCS-9400发电机励磁调节器能实现发电机恒机端电压和恒转子电流调节的两种调控方式运行, 并能相互跟踪实现无扰切换。同时, 设有欠励、过励、V/H限制及保护功能, 并满足发电机组进相运行的要求, 及PSS电力系统稳定器投入要求。

励磁系统的应用在供电系统中非常广泛, 尤其对于处于超高压电网连接枢纽位置, 超高压系统的潜供电流在系统低载的电网, 合理应用励磁控制系统, 以维持系统稳定及电压水平。通过对发电机励磁调节系统的技术改造, 励磁调节参数测定, 进相运行参数测定, PSS电力系统稳定器参数差测定, 电厂系统运营过程中线路故障明显下降, 电网电压水平趋于合理, 使系统得以优化和完善, 为当地带来了诸多经济效益、社会效益和安全效益。

参考文献

[1]刘取.电力系统稳定怀及发电机的励磁控制[M].北京:中国电力出版社, 2007:267-270.

[2]竺士章.发电机励磁系统试验[M].中国电力出版社, 2008:80.

沙沱电站发电机定子铁损试验及分析 篇10

沙沱水电站4×28×104k W大型水轮发电机组于2010年至2013年相继投运。定子铁芯采用高导磁、低耗、优质硅钢片叠压而成。为减少附加损耗, 铁芯两端叠成阶梯形, 并采用非磁性压指以及非磁性端箍;定子铁芯采用浮动双鸽尾筋结构的固定方式, 其铁芯采用穿心螺杆进行压紧, 穿心螺杆采用非磁性钢制成, 螺杆外设有绝缘套管, 与铁心绝缘, 在穿心螺杆上端采用蝶形弹簧结构;定子上、下两段铁芯冲片采用刷胶粘接方式, 其压紧采用分段预压并整体热压。

现场进行定子铁芯组装, 定子铁芯装压后, 容易引起片间绝缘损坏造成短路。为了防止运行中因片间短路而引起局部过热, 甚至威胁机组安全运行, 以及考核定子铁芯的设计、制造及现场安装质量等环节, 进行定子铁芯损耗及温升试验, 是综合判断定子铁芯制造及安装质量的一项必要试验。

2 发电机相关参数 (见表1)

3 试验参数计算及接线

3.1 定子铁芯相关参数计算

1) 定子铁芯外径D1:14.370m

2) 定子铁芯内径D2:13.520m

3) 定子铁芯高度L1:2.290m

4) 定子铁芯齿高Hc:0.1772m

5) 定子铁芯通风槽数n:47个

6) 定子铁芯通风槽高度b:0.006m

7) 定子铁芯叠压系数k:0.96

8) 励磁导线单位长度安匝数Ho:2AW/cm

9) 铁芯轭部钢材密度p:7.8×103kg/m3

10) 定子铁芯轭部有效长度:

11) 定子铁芯轭部宽度:

12) 定子铁芯轭部截面积:

13) 电源频率f:50Hz

14) 试验电压U1:10.5k V

15) 铁芯轭部磁通密度B:1T

16) 励磁线圈匝数:

17) 励磁线圈电流:

当B=1时, Ho可取2~2.2A×匝/cm,

18) 测量线圈感应电势:当W2=2时,

19) 铁芯轭部重量:

20) 试验电源容量:

21) 励磁绕组电压U1:

U1选取10.5k V。在实际试验时, 要求油断路器输出侧, 即加至励磁绕组上的电压应是10.5k V, 以保证实验数据的可靠性。

22) 测量线圈匝数Wc, Wc=U2W1/U1=3

式中, U2取值范围取100~300V, 根据测量表计的量程取值, 沙沱现有电压表量程为300V, 因此取值200V, Wc取3匝。

23) 励磁绕组电缆截面积S1

以计算励磁绕组电流为104A, 按励磁绕组每平方毫米铜芯电缆不大于4A电流计算, 励磁绕组电缆截面积S1为:

S1=104A/4 (A/mm2) =34.25mm2沙沱试验S1取35mm2

24) 测量线圈电缆截面积

由于测量线圈只用于测量感应电压, 因此测量回路电流较小, 截面积一般选取2.5mm2或4mm2的软导线即可。

3.2 试验接线及试验步骤

1) 试验接线

在定子上缠绕10k V高压电缆94匝, 并将相关二次线连接到测量仪表上, 试验接线如图1所示。

2) 试验步骤

清扫试验现场, 检查铁芯槽内应无遗留物及铁磁物质, 检查中心柱的回臂应与机座脱开。

在试验现场, 施工电源较多, 提前做好变电所开关保护整定值以及沿途线杆跌落开关的检查, 以确保电源可靠供电。将励磁线圈均匀缠绕在铁芯上, 在线圈经铁芯的棱角处垫绝缘胶皮, 防止破坏线圈绝缘。测量线圈绕在励磁线圈中间, 缠绕时尽量紧贴铁芯。励磁线圈电缆不能采用带铠装及铜护套电缆。

励磁绕组缠绕完毕后, 采用绝缘电阻表, 测量绝缘电阻。随后对10k V绕组做一次整体耐压试验。确保试验过程中, 无接地现象。

按图示接线接好各测量仪表, 低功率因数瓦特表接线时要注意瓦特表的档位以及倍率。

在铁芯内径每隔15°的齿部分上、下用红外线测温仪测量温度, 在铁芯外径每隔60°分上、下用红外线测温仪测量温度, 记录下试验前的初始温度, 试验期间, 每10min读取一次值。

确认各项准备工作完成后, 所有参试人员各就其位, 合励磁电源开始计时, 读取励磁电压值、电流值, 并计算其磁感应强度能否达到设计值。这时计算出的磁通密度若低于0.8T, 则需要将励磁绕组, 减小几匝。若磁通密度大于1.2T, 可以考虑将绕组增加几匝, 具体匝数, 可根据实据情况考虑。

每隔10min记录一次各表计读数, 用手枪式红外线测温仪扫描定子各部位温度。找出最高温度点重点监测。磁密在0.8~1T时可持续90min, 如果在1.2T以上时, 其持续时间为45min。

试验过程中, 下列情况停止试验:铁芯某处发热严重;定子表面温升过快;定子温度超过规定值 (一般为105℃) ;若出现上述情况, 应找出原因后再试验。

4 主要数据统计及计算

由于温度测量点多, 这里只选取最具有代表性的最大、最小温升及最大铁损数据列于表2~表5。

5 试验结论及分析

5.1 试验结论

根据国家标准以厂家试验守则, 铁损试验采用0.8-1.0T的磁通密度, 试验时间持续90min, 铁芯齿部和轭部最大温升不超过25℃, 铁芯齿部和轭部最大温差均不超过15℃, 单位铁损不超过厂家提供的单位铁损的1.3倍, 视为试验合格。从表2~表5可知, 温升和温差均小于国家标准, 最大铁芯损耗1.34W/kg, 小于1.15×1.3为1.49W/kg (厂家提供硅钢片的单位铁损为1.15W/kg) , 均满足国家及厂家标准要求, 此次试验合格。

5.2常见问题分析及注意事项

1) 励磁电流计算值与实际值偏差大, 且实际值远小于计算值。其主要原因是励磁绕组截面积小, 励磁在铁芯上分布不均匀、绕组缠绕过松和绕向不一致硅钢片导电率差。

2) 铁芯实际磁通密度、励磁电压和励磁电流不能同时达到要求值, 引起铁芯铁损、温升和温差太大影响实验数据可靠性。应及时检查试验方法, 使磁通密度、励磁电压和励磁电流实测值与计算值相近。

3) 对大直径发电机进行铁损试验时应使用红外热像仪以确保准确性;在铁芯齿部、轭部适当位置放置酒精温度计 (严禁用水银温度计) 。温度计测温端应处于最低位置并紧贴被测点, 测点处应用石棉或石棉泥保温;校正因励磁绕组分布不均匀致使的铁芯圆周磁通分布不均匀的影响。

4) 实验中若发现任一处温度超过规定值 (一般为105℃) 或个别地方发热严重, 甚至冒烟、发红, 则应立即停止试验。

5) 实验过程中, 若发现有局部过热点, 但温差又不显著, 则可将磁通密度由1T提高到1.4T持续时间由90min降至45min, 以便找出缺陷部位。

6) 采用电流互感器、电压互感器电压和功率损耗, 要注意把CT、PT变比折算到计算中去, 避免由于CT、PT变比不对, 造成计算值相差过大。

7) 实测励磁电流88.5A, 比计算值104A小很多。由此可见, 当B=1时, Ho取值2~2.2这个经验值偏大, 目前可取值1.8左右即可。也可以根据欧姆定律, 先求出磁动势F, 然后再用F/W1, 求出励磁电流, 这样的计算值, 可与实测值差不多。但实际当中, 为了计算方便, 经常采用经验值。略为取小一些即可。

6 结束语

水轮发电机定子铁损试验在机组的安装过程中, 是一项比较重要的电气试验, 对于机组运行的可靠性非常重要。其试验计算相对复杂, 试验中需要注意的问题较多, 只有正确的分析、检查试验方法, 才能保证试验数据的准确性和可靠性。

沙沱电站的定子铁损试验结果小于国家标准, 与厂家设计理论值基本相符, 各测温点的温升、温差正常, 在规范范围内。由此得出结论, 厂家硅钢片的生产制造和现场的安装都比较成功, 为将来机组安全可靠运行, 奠定了良好的基础。

摘要：介绍了水轮发电机定子铁损实验目的、参数计算方法和试验方法, 并对试验中存在的问题进行分析。

关键词：发电机,定子,铁损试验

参考文献

[1]GB/T 8564-2003水轮发电机组安装技术堆范[S].