Стартовая >> Архив >> Генерация >> Измерение тока ротора генератора с бесщеточным возбуждением

Измерение тока ротора генератора с бесщеточным возбуждением

ОБОРУДОВАНИЕ СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ

Поляков В. И., канд. техн. наук ВНИИЭ
Измерение тока ротора генератора является важной эксплуатационной процедурой. Результаты измерения тока ротора используются в целях контроля за режимом работы генератора, в системах защиты и автоматики. Кроме того, данные по току ротора необходимы для контроля технического состояния обмотки ротора и используются в измерениях температуры обмотки ротора методом сопротивления [1], а также для диагностики витковых замыканий, например, по методике [2]. Измерения тока ротора производятся при снятии характеристик холостого хода и короткого замыкания.
На генераторах с щеточным токосъемом задача измерения тока ротора решается установкой измерительного шунта в неподвижной части силовой цепи обмотки ротора. Применяемые в эксплуатации шунты имеют высокий класс точности, как правило, 0,2 и реже 0,5, что по условию точности измерений обеспечивает успешное решение всех эксплуатационных задач, связанных с измерением тока ротора.
В бесщеточных системах возбуждения (БСВ) вся силовая цепь обмотки ротора вращается. Неподвижной является цепь возбуждения возбудителя. Эти технические особенности усложняют задачу точного измерения тока ротора.
На эксплуатируемых генераторах с БСВ измерения тока ротора производятся с помощью индукционных датчиков. Датчик представляет собой индукционную катушку с разомкнутым сердечником, установленную с зазором в несколько миллиметров вблизи поверхности вала ротора, по которой проходят токонесущие шпильки выпрямленного тока от возбудителя. Преобразованные сигналы датчиков поступают в схемы защиты, автоматического регулирования возбуждения и на измерительные приборы штатных панелей контроля. На показания индукционной системы влияют намагниченность вала ротора, изменения геометрии зазора вследствие тепловых расширений ротора турбоагрегата и другие причины. Поэтому данные индукционной системы не пригодны для целей диагностического контроля.
Для измерения температуры обмотки ротора и настройки индукционной системы в эксплуатации используют косвенный метод измерения тока ротора по зависимости тока ротора if от тока возбуждения возбудителя iff
(1)
Указанная зависимость определяется, как правило, в табличной и графической форме при пусконаладочных испытаниях энергоблока. Измеряются ток возбуждения возбудителя и ток статора генератора в режиме короткого замыкания обмотки статора. Ток ротора определяют косвенным путем по результатам измерений тока статора и заводской характеристике короткого замыкания (ХКЗ). Эталонную ХКЗ определяют достаточно точно на заводском испытательном стенде с использованием щеточного подвода тока ротора и стационарного измерительного шунта.
Точность такого метода также не вполне удовлетворительна для решения задач диагностики, например, невозможна диагностика витковых замыканий по методу [2]. Появление погрешности объясняется непостоянством сопротивления обмотки ротора, на которую работает возбудитель. Сопротивление обмотки ротора зависит от ее температуры и претерпевает существенные изменения в различных режимах нагрузки и при изменении температур охлаждающих сред генератора.
Кроме того, на генераторах проводятся ремонты с заменой обмоток роторов и роторов в целом. Здесь возможны изменения сопротивления обмотки ротора до 10%, что в свою очередь приводит к изменению зависимости (1) приблизительно на 2 - 3%. В этом случае использование предремонт- ной зависимости (1) для измерения температуры обмотки ротора методом сопротивления приводит к ошибке на 9 - 10°С, что неприемлемо. Следует отметить, что уточнить зависимость вида (1) после ремонта с заменой обмотки ротора практически невозможно, так как необходимая для этого ХКЗ генератора может быть получена только на испытательном стенде завода-изготовителя.
Другим фактором, влияющим на точность косвенного метода измерений тока ротора, является непостоянство частоты вращения ротора, которая может существенно отклонятся от номинального значения, особенно в режиме короткого замыкания, во время определения тарировочной зависимости (1).

Точность косвенного метода измерения тока ротора повышается до приемлемого уровня, если ток ротора определять по зависимости
(2)
где Uf - напряжение ротора, измеряемое с использованием штатных измерительных колец обмотки ротора; f- частота вращения ротора, равная частоте тока статора на двухполюсных турбогенераторах.
На рисунке схематично представлен турбогенератор с бесщеточной системой возбуждения. На одном валу находятся ротор турбины 1, ротор турбогенератора 2 с обмоткой ротора 3, измерительные кольца 4 для измерения напряжения обмотки ротора, вращающийся выпрямитель 5, якорь возбудителя 6. Возбудитель представляет собой обращенный синхронный генератор переменного тока, который имеет неподвижную обмотку возбуждения возбудителя 7, подключенную к источнику постоянного тока 8. Элементы БСВ связаны между собой электрическими цепями переменного тока 9 и постоянного тока 10. Для косвенного измерения тока ротора по зависимости (2) необходимо выполнить измерения тока возбуждения возбудителя iff амперметром 11, напряжения ротора Uf вольтметром 13 и измерение частоты вращения ротора f тахометром 14 или частотомером 15, подключенным к обмотке статора 16. Если средства измерений имеют связи 18 с блочной ЭВМ 17 и известна функция (2), то значения тока ротора могут быть отображены на дисплее 19 в режиме реального времени.
Вид функции (2) определяется следующими соотношениями. Возбудитель БСВ представляет собой синхронный генератор, работающий на выпрямительную нагрузку с cos ф, близким к единице. Магнитная цепь генератора БСВ выполнена ненасыщенной для обеспечения форсировки возбуждения турбогенератора при работе защит энергоблока. В условиях отсутствия насыщения магнитной цепи диаграмма Потье в относительных единицах и с учетом возможного изменения частоты [3] дает следующие соотношения между электрическими параметрами режима работы:

где Ep - ЭДС обмотки якоря возбудителя; ив - напряжение возбудителя; Uf - напряжение ротора турбогенератора; 1в - ток возбудителя; if - ток ротора турбогенератора; cos ф - коэффициент мощности возбудителя; г'кз - ток возбудителя, обеспечивающий номинальный ток возбудителя в режиме его короткого замыкания; гхх - ток возбуждения возбудителя, обеспечивающий номинальное напряжение возбудителя в режиме его холостого хода при номинальной частоте вращения fH; f - частота вращения генератора; XP - сопротивление Потье возбудителя.
Подставляя выражения (4), (5), (7) в (6), получаем
(8)
где

В условиях, когда a << 1, так как значение sin ф близко к нулю, с учетом того, что
(9)
можно записать
(10)
где C - постоянная.
Подставляя формулу (10) в (8), получаем окончательное выражение
(11)
Множитель fjf при i^Uf в первых скобках уравнения (8) необходимо сохранить, так как в противном случае погрешность допущения о равенстве fH и f будет слишком велика, в то время как результирующая погрешность упрощенного выражения (10) существенно меньше 1%.
Коэффициент C принимает значения 1 > C « 1 и должен уточняться для каждого возбудителя индивидуально. Коэффициент C целесообразно определять в процессе штатной процедуры снятия ХКЗ турбогенератора, описанной ранее. При этом наряду с током возбуждения возбудителя iff и током статора следует дополнительно измерять напряжение обмотки ротора турбогенератора Uf и частоту вращения вала f После чего коэффициент C находят методом наименьших квадратов (МНК). Значения токов г'кз и г'хх определяются по паспортным данным возбудителя.
Выражение (11) можно представить в виде
(12)
Коэффициенты К1 и К2 также могут быть определены методом МНК по данным измерений ХКЗ. При этом для определения значения К2 с приемлемой точностью необходимо выполнить измерения восходящей ветви ХКЗ, дождаться прогрева обмотки ротора, что увеличит ее сопротивление, и выполнить измерения в процессе снижения тока iff.
Опытная проверка на турбогенераторах типа ТВВ-1000-4 показала, что при применении для измерений в цепи ротора и возбудителя приборов класса точности 0,2 и в цепи статора класса точности 0,5 способ определения тока ротора по зависимостям (11), (12) имеет погрешность порядка 1 + 1,2%. Причем, основная составляющая погрешности имеет случайный характер. Такая точность измерений позволяет успешно решать все упомянутые эксплуатационные задачи технической диагностики обмотки ротора. Так, данные измерения тока ротора по зависимости (12) использовались в практическом опробовании методики диагностики витковых замыканий обмотки ротора [2]. Было установлено, что погрешность определения числа витковых замыканий не превышает 1 витка. Достигнутый показатель точности вполне приемлем для практических целей.
Способ определения тока ротора генератора с БСВ по зависимости вида (2) защищен патентом РФ № 2011203.

Вывод
Способ косвенного определения тока ротора генератора с бесщеточным возбуждением по зависимости вида if — F(iff, Uf,f) обеспечивает погрешность измерений менее 1%, что позволяет успешно решать эксплуатационные задачи технической диагностики обмотки ротора.

Список литературы

  1. РД. 34.45.309-92. Методические указания по проведению испытаний генераторов на нагревание. М.: СПО ОРГРЭС, 1993.
  2. А.с. 1436649 (СССР). Способ определения числа витковых замыканий в обмотке ротора синхронной электрической машины / Цветков В. А., Минаев Е. К., Петров Ю. В., Поляков В. И. Опубл. в Б. И., 1988, № 41.
  3. Поляков В. И., Минаев Е. К. Определение расчетного индуктивного сопротивления синхронного генератора. - Электрические станции, 1986, № 5.
  4. Пат. 2011203 (РФ). Способ измерения тока ротора генератора с бесщеточным возбуждением / Поляков В. И.
 
« Защита от однофазных замыканий на землю в сетях 6 кВ СН ТЭЦ   Испарительная установка энергоблока 800 МВт Сургутской ГРЭС-2 »
электрические сети