定子故障范文

定子故障范文（精选8篇）

定子故障 第1篇

异步电动机定子绕组匝间短路故障往往导致相间短路或接地短路等恶性故障,必须对其进行检测,特别是早期检测。

文献[1]以定子负序视在阻抗,即定子负序电压与定子负序电流幅值之比作为故障特征量对异步电动机定子绕组匝间短路故障进行检测,该方法对供电电源不对称具备鲁棒性。文献[2]通过测量异步电动机定子电流负序分量判断匝间短路故障是否发生及其严重程度。文献[3]指出:定子负序视在阻抗是可靠并兼具良好灵敏度的定子绕组匝间短路故障特征量,进而根据其低通滤波值进行故障检测。文献[4-5]分别将多参考系理论、磁场空间矢量不定振荡理论应用于定子绕组匝间短路故障检测,亦取得良好效果。

从本质角度而言,上述的异步电动机定子故障检测方法均基于正序-负序-零序对称分量理论。因此,定子电流负序分量是基本性的异步电动机定子故障特征量,而异步电动机定子故障检测方法的成功与否在很大程度上取决于定子电流负序分量算法。特别是在进行定子故障早期检测时,由于故障程度、故障特征量轻微,因而必须保证高灵敏度。为此,需要从定子电流负序分量中进一步提取残差(故障)成分[2]。这就要求定子电流负序分量算法务必准确。

常规的定子电流负序分量算法一般应用单(多)周期滑动窗傅里叶变换方法,该方法本身已经成熟,但在实际计算定子电流负序分量时,往往需要低通滤波等辅助、改进措施。例如,文献[3]指出:对一台实际电机而言,定子电流含有谐波分量,它们将对基波分量形成调制,从而导致定子电流负序分量随时间波动并对定子故障检测造成不利影响,为此应对其做低通滤波处理。此外,对一台实际电机而言,由于定子三相绕组、三相供电电源均不可能理想对称,因此即使其处于健康状态,定子电流负序分量仍然存在。文献[2]从定子电流负序分量中进一步提取残差(故障)成分以真实反映定子故障并保证故障检测的灵敏度与可靠性。

显然,异步电动机定子故障检测方法研究已经取得长足进展。应用文献[1-5]方法已经可以避免供电电源不对称、供电电源谐波以及负荷波动等因素对定子故障检测的不利影响。

但是,异步电动机转子故障(断条、偏心)对定子故障检测同样存在不利影响,甚至导致故障误判[6,7]。根据文献[6-7]可知:异步电动机存在转子故障时,在定子电流中将出现负序分量,且其数值伴随转子故障的进一步发展而增大。因此,以定子电流负序分量作为故障特征量的异步电动机定子故障检测方法可能将转子故障误判为定子故障。

另一方面,异步电动机转子故障是渐进性的,在其发展初期,异步电动机仍可继续运行。而且,异步电动机转子故障发生概率较高(以断条为例,大约10%)。这表明:在异步电动机已经发生转子故障的情况下进行定子故障检测存在可能性。

因此,研究异步电动机在转子故障情况下的定子故障检测问题具有必要性,关键在于改进定子电流负序分量算法。截至目前为止,据笔者所知,尚未有相关研究成果见诸文献。现即以这一问题作为研究重心,转子故障以断条为例(偏心与之类似)。

首先,在文献[6-7]基础上,进一步讨论了转子故障对定子故障检测的影响问题;其次,基于频谱分析与校正、自适应滤波技术,提出了计及转子故障时的定子电流负序分量新算法,并以仿真与实验结果做了验证。

1 转子故障对定子故障检测的影响

根据文献[6-7]可知:异步电动机转子故障对定子故障检测存在不利影响。此处,以转子断条故障为例进行分析,转子偏心故障与之类似。

基于多回路数学模型,对一台2极、3相、50 Hz、3 k W笼型异步电动机(Y100L-2型)进行定子故障与转子断条故障瞬态仿真,具体方法参见文献[6,8]。这里假定电机为理想电机且其供电电源理想对称。

图1表示电机在满载且定子a相绕组1匝金属性短路情况下的定子故障仿真结果。显然,异步电动机发生定子故障之后,在其定子电流中将出现负序分量id2,这就是文献[1-3]定子故障检测方法的基础之所在。根据图1(d)可知:在假定电机为理想电机且其供电电源理想对称这一前提下,常规的定子电流负序分量算法是准确的。

图2表示电机在满载且转子1、2、3号导条持续断裂情况下的仿真结果。显然,异步电动机发生转子断条故障之后,在其定子电流中将出现负序分量,且其数值伴随转子断条故障的发展而增大。这与文献[6-7]结论吻合。

需要指出,此处“定子电流负序分量”的成因在于:异步电动机发生转子断条故障后,在其定子电流中将出现(1±2 s)f1频率的附加分量(s为转差率,f1为供电频率)[6,8],并且该附加分量紧邻定子电流主要分量]f1频率分量(电机正常运行时的转差率s很小)。因此,在应用通常的负序电流算法计算定子电流负序分量时,定子三相电流不同频率分量彼此之间相互作用,例如,a相电流f1频率分量、b相电流(1-2 s)f1频率分量与c相电流(1+2 s)f1频率分量相互作用,导致计算结果出现“负序分量”。自然,由于定子电流(1±2 s)f1频率分量的调制作用,该“负序分量”是以频率2 s f1交变的。此处,f1=50 Hz,s≈0.05,2 s f1≈5 Hz,参见图2(d)。

由于定子电流负序分量是定子故障特征量之一[1,2,3],故转子断条故障对定子故障检测存在不利影响。在进行定子故障检测时,必须适当改进定子电流负序分量算法以避免误判。

2 基于频谱分析与校正、自适应滤波技术的定子故障检测新算法

根据上文可知,转子故障对定子故障检测的影响本质源于定子电流(1±2 s)f1频率附加分量的存在。为了解决这一问题,可以先行滤除该附加分量,但必须尽可能地避免衰减定子电流主要分量f1频率分量。由于电机正常运行时的转差率s很小(0.005~0.05),定子电流(1±2 s)f1频率附加分量紧邻定子电流主要分量f1频率分量,因此常规的模拟或数字滤波器无法实现这一目的。频谱分析与校正技术、自适应滤波技术的发展与应用为该问题的解决提供了捷径。

2.1 频谱分析与校正

傅里叶变换频谱分析及其校正技术已经广泛应用于数字信号处理领域,其目的在于:通过频谱图分析某一时域信号的频率组成。详细信息请参阅文献[9-10],此处不予赘述。

文中引入频谱分析与校正技术的目的在于:准确测量异步电动机定子电流信号中(1±2 s)f1分量的频率、幅值与相位,进而应用自适应滤波技术予以滤除。因此,应预先估计异步电动机转差率当前数值,判断(1±2 s)f1分量与f1分量之间隔,根据其值是否大于4个频率分辨率确定采用文献[10]或者文献[11]方法。至于异步电动机转差率当前数值的估计,可以采用定子电流转子齿槽谐波方法[12]。

频谱校正技术对于提高异步电动机定子故障检测的可靠性具有重要意义。借助频谱校正技术可以准确确定定子电流(1±2 s)f1分量的频率、幅值与相位,据此形成参考信号,以对定子电流信号做自适应滤波处理。

2.2 自适应滤波

自适应滤波技术通过动态调整自身参数以达到最优的滤波效果。详细信息请参阅文献[13-14],此处不予赘述。

采用自适应滤波技术可以抵消电机定子电流信号中的(1-2 s)f1分量与(1+2 s)f1分量,避免转子故障对定子故障检测产生不利影响。当然,出于可靠之目的,应重复进行自适应滤波,以滤除电机定子电流(1-2 s)f1分量、(1+2 s)f1分量及其他分量。

2.3 定子故障检测新算法

本文将频谱分析与校正、自适应滤波技术有机结合,提出了异步电动机定子故障检测新算法,基本步骤如下:

a.采集定子a、b、c三相电流瞬时信号,分别记为ida、idb、idc;

b.对ida做傅里叶频谱分析与校正,确定(1-2 s)f1分量的频率、幅值和相位,据此形成自适应滤波所需参考信号us;

c.根据us对ida做自适应滤波,抵消其(1-2 s)f1分量,结果记为eta;

d.对eta做傅里叶频谱分析与校正,确定(1+2 s)f1分量的频率、幅值和相位,据此形成参考信号us′;

e.根据us′对eta做自适应滤波,抵消其(1+2 s)f1分量,结果记为eta′;

f.对idb、idc做类似处理,获得etb′、etc′;

g.根据eta′、etb′、etc′计算定子电流负序分量,检测定子故障。

2.4 仿真与实验结果

应用该方法对Y100L-2型电动机进行故障检测仿真与实验。

文中图2已经提供电机在满载且转子1、2、3号导条持续断裂情况的仿真结果。图3为采用2.3节新方法所计算出的定子电流负序分量,其数值远小于常规方法的计算值,参阅图2(d)。对比图2(d)与图3可知,新方法可以避免转子故障对定子故障检测的不利影响。

需要指出,图3中仍然存在定子电流负序分量,这是由于未完全滤除电机定子电流(1-2 s)f1分量、(1+2 s)f1分量及其他分量。出于可靠之目的,应重复进行自适应滤波,以滤除这些分量。

对星形接线Y100L-2型异步电动机进行定子绕组匝间短路与转子断条故障实验,具体方法参见文献[3,6,8]。

图4表示电机在满载且定子b相绕组6匝经过渡电阻短路情况下的实验结果,过渡电阻阻值为1.791Ω,匝间短路环电流为5 A。

对一台实际电机而言,定子电流中含有谐波分量,它们将对基波分量形成调制,从而导致定子电流负序分量随时间波动。这对定子故障检测是不利的,为此对其做数字低通滤波处理,如图4(d)、4(e)所示,具体参阅文献[3]。

另外,对一台实际电机而言,其定子三相绕组不可能理想对称。同时,三相供电电源亦存在一定程度的不对称性,必然存在定子电压负序分量。因此,一台实际电机,即使处于健康状态,定子电流负序分量仍然存在。为了保证定子故障检测的灵敏度与可靠性,必须从定子电流负序分量中进一步提取残差(故障)成分,如图4(f)所示,具体方法请参阅文献[2]。

在图4中,定子电流负序分量采用常规的单工频周期滑动窗快速傅里叶变换计算。图5表示与之对应的采用2.3节新算法计算出的定子电流负序分量。

根据图4(f)与图5(c)可知:相对于常规的定子绕组匝间短路故障检测方法,文中所提出的新算法同样可以正确检测该故障。

图6表示电机在满载且转子1、2、3号导条断裂情况下的实验结果(稳态)。

在图6中,定子电流负序分量采用常规的单工频周期滑动窗快速傅里叶变换计算。图7表示与之对应的采用第2.3节新算法计算出的定子电流负序分量。

对比图4(f)与图6(f)可知:在定子故障与转子故障2种情况下,常规的定子故障检测方法所计算出的定子电流负序分量(残差)基本相等,因而可能对转子故障做出误判。对比图5(c)与图7(c)可知:在定子故障与转子故障2种情况下,采用本文新算法所计算出的定子电流负序分量(残差),后者远小于前者,因而可以避免将转子故障误判为定子绕组故障。

以上仿真与实验结果表明,文中所提出的异步电动机定子故障检测新算法是切实可行的。

4 结论

定子绕组匝间短路是异步电动机常见故障之一,因此研究其检测方法具有重要意义。

首先,进行了异步电动机定子绕组匝间短路与转子断条故障瞬态仿真并对仿真结果做了分析,指出:异步电动机转子故障对定子故障检测存在不利影响,甚至导致故障误判。其原因在于:异步电动机发生转子断条故障后,在定子电流中将出现(1±2 s)f1频率的附加分量(s为转差率,f1为供电频率),并且该附加分量紧邻定子电流主要分量即f1频率分量,从而导致常规的定子电流负序分量算法准确性降低。

定子故障 第2篇

【关键词】行波理论；行波电流；水轮发电机；定子接地；差动保护；故障选相

随着现代科学技术理论研究的不断深入，暂态行波技术在工程项目中的应用越来越广泛。近年来，电力系统中关于行波故障分析的研究越来越多，行波故障分析将行波信号与信号处理技术进行了整合，行波故障信号属于暂态故障信息，在电力系统、发电机、变压器等设备中普遍存在，暂态行波故障在线检测与外加高频检测具有一定差别，但实质上都是利用行波故障信号进行的故障分析。大型水轮发电机经常出现定子绕组单相接地的故障，传统的双频式保护稳定性差、反应周期长，已经难以满足我国水轮发电机的快速发展。

1.水轮发电机行波故障检测的应用

大型水轮发电机定子绕组接地瞬时电流远远大于稳态电流，通过采集瞬时电流的暂态行波，可以有效提高故障检测的灵敏度，除此之外，对暂态行波信号进行分析处理，有利于快速实现故障定位，对提高设备稳定性具有实际意义。目前，我国关于行波故障分析在传输电路中的应用已经十分成熟，很多理论研究成果已经用于实际工程项目中，但水轮发电机的绕组结构更加复杂，影响行波故障分析的因素太多，建立行波故障分析模型的难度较大，需要保证模型的准确度，避免发出错误故障信息，造成设备运转中断。

2.水轮发电机行波故障检测的理论基础

根据已有的文献，行波故障分析领域已有的成果包括行波功率信息故障检测、外用高频脉冲故障检测等，但这些研究都具有一定局限性。（1）行波功率信息故障检测理论主要针对了电机定子绕组接地保护，该理论充分利用了故障行波的功率方向信息对发电机组中的选择性，利用故障行波的功率方向信息区分接地故障的区域，基于行波功率信息故障检测理论建立的波阻模型以及行波网格图可以模拟出行波的特征，利用这一模型可以区分故障位于机外或者机内，同时可以记录现场实验数据。但该理论仍然存在较大的漏洞，建立的数学模型没有基于实际波动，导致与实际应用存在较大差距，不能直接用于行波故障分析。（2）外用高频脉冲故障检测利用外部施加的行波信号检测电动机定子的绝缘性，同时可以将电机转子绕组的短路检测纳入故障分析中，外用高频脉冲故障检测理论已经用于实际项目中，并取得了较好的实验效果，该理论证实了行波故障信号分析的可行性。

本文将以电压理论中的电机定子绕组内部暂态行波信号特征为基础，在已有的传输线行波故障信号分析模型基础上进行改进，建立针对水轮发电机定子绕组接地的行波故障信号分析模型。具体的研究手段包括：（1）利用MATLAB模拟大型水轮发电机定子单相绕组接地，通过数学模型取得相关的行波故障信号。（2）利用Karebauer矩阵对采集的数据进行处理，具体处理包括相模转换。（3）利用小波多分辨分解器，提取模量数据中的高频暂态部分，将行波零模拟信号的高频暂态部分作为继电器保护的动作信号，同时利用模量的波动特征进行故障定位分析。

3.水轮发电机定子绕组的行波信号模型

3.1 行波故障信号传播的电路模型

水轮发电机定子绕组的电路模型可以简化为分布参数电路模型，大型水轮发电机的定子绕组单相接地模型类似三相输电线路的单相接地，可以将大型水轮发电机的定子绕组单相接地的模型直接等效为分布参数电路模型。大型水轮发电机定子绕组采用了波绕组形式，由若干规律排布的电气元件组成，所有的电气元件均由定子内槽与端头组成，大型水轮发电机定子绕组的电磁载荷较大，因此绕组的形式为单匝双层线棒结构形式，单匝绕组的电阻较小，但线棒的电阻却很大，可以忽略线棒的电阻。对水轮发电机定子绕组线棒参数进行傅里叶转换，行波故障信号传播的电路模型如图1所示。

图1 水轮发电机定子绕组的行波故障信号传播电路模型

3.2 行波故障信号的数学模型

将水轮发电机定子绕组的单位长度记作，可以推导出电压、电流的行波故障信号的数学模型，具体数学模型如下：

（1）

（2）

经过拉普拉斯变换可以得到：

（3）

（4）

其中为行波阻抗，行波的传播速度为，行波的正向电压波为，行波的负向电压波为，数学模型的具体解需要给定边界条件或者初始值。图2是行波故障信号的传播示意图

图2 行波故障信号的传播示意图

4.利用行波故障信号进行故障定位

4.1 差动保护的数学模型

行波的差动保护与故障选相是本文的研究重点，也是水轮发电机定子绕组单相接地故障分析的基础理论，由表达式3、4可以导出长度为L的绕组的前行波与反行波式。如果参数已经确定则可以得出Bergeron方程组：

（5）

（6）

其中，、为t时刻n 端的行波电流、电压；、为t时刻m端的行波电流、电压；τ为在绕组mn间波的行进时间，。通过式5、6可以判断行波从绕组一端传导到另一端的变化情况，由此可以导出：

（7）

（8）

有上述模型可以得出水轮发电机定子绕组故障的判断依据， 时，水轮发电机定子绕组无故障。根据数据模型，原理相当于在水轮发电机定子绕组发生故障前接入了大小相同、方向相反的虚拟电源，可以作为行波故障信号分析的判断依据，将原有的三相绕组模拟成为三个独立的绕组，每个绕组都有相应的模量。

4.2 故障选相的数学模型

假定水轮发电机定子绕组发生故障时的短路电路为，可以建立模量数据转换矩阵，如下：

（9）

其中，α、β、0代表了模分量，a、b、c代表了相差。Bergeron模量变换矩阵为：

A相接地时、、都不等于零，B相接地时、都不等于零，C相接地时、都不等于零，由此可以接地故障的绕组，B、C绕组的故障分析也可以按照上述流程进行，但故障不是绕组接地造成的，则零模分量的数值为零，该数学模型不再适用。

5.小波变换的多分辨率分析

小波变换的多分辨率分析可以为行波保护提供准确的参数，包括行波极性、幅值等，除此之外，小波变换的多分辨率分析具有较好的适应性，可以同时对时域与频域进行分析，小波变换小波函数位移后在不同尺度下与信号进行内积。小波变换的多分辨率分析可以根据实际分析要求对行波信号进行细化，逐步观察信号特点。频域方面，可以简化为基本频率的带通滤波器在不同尺度下的信号滤波过程，选择合适的尺度对于小波变换的多分辨率分析十分重要，综合本文的研究需求选择db1型小波作小波变换的多分辨率分析，db1型小波具有较好的分频能力，同时具备局域性，在仿真模拟分析中运用较多，小波变换的多分辨率分析可以准确描述出行波信号的幅值，为继电器差动保护提供动作信号。

6.利用数学模型的仿真分析

本文选择了我国西北某水电站的大型水轮发电机作为分析对象，该大型水轮发电机的参数如下，，每相有六个分支绕组并联，每个分支绕组有27匝线圈组成，每匝线圈的槽内长度为5766mm，端部的长度为644mm，每个分支绕组的长度为173.07m，水轮发电机的详细参数如表1所示。

表1 水轮发电机的详细参数

利用MATLAB对已经建立的数学模型进行仿真，仿真时间0.05s，数据采样频率为200kHZ。首先提取暂态高频行波信号，对行波进行差动保护分析，之后采集接地模量信号，判断故障位置。需要注意的是由于信号来着单元接线的变压器，必须将变压器的波阻数值设置偏大，采集的行波电流没有实际意义。实际应用中行波信号容易被反射，必须在电压器前侧采集数据，一般情况下会使电压器短路。本文的数学模型属于定性分析，与具体数值无关，因此简化了数值因素对模型的影响，保证了数学模型的准确性。

7.总结

基于行波的故障分析已经成为电力系统的发展趋势，基于行波的故障分析可以根据行波故障信息对大型水轮发电机定子绕组进行过继电保护，同时快速定位故障。将现有的传输线行波故障检测理论应用于大型水轮发电机定子绕组接地故障检测，以定子绕组接地瞬时的暂态行波模分量为差动保护触发依据。本文建立了行波传播的电路模型、行波故障信号的数学模型，同时利用行波差动保护原理与行波故障选相原理进行故障定位，最后结合实际案例模拟分析了数学模型的准确性，希望本文的研究有利于我国水轮发电机故障检测领域的快速发展。

参考文献

[1]毕大强.大型水轮发电机定子绕组单相接地故障及保护方案的研究[D].清华大学，2003.

[2]杨经超.巨型水轮发电机故障暂态仿真及发变组保护研究[D].华中科技大学，2004.

[3]党晓强.大型发电机内部故障在线诊断及其行波应用新原理[D].四川大学，2006.

[4]曾耿晖.同塔线路故障分析及其对继电保护影响研究[D].华南理工大学，2012.

定子故障 第3篇

一定子绕组受潮故障

电动机存放地点或者工作场所中, 若湿度很高, 电动机有可能受潮。所以在湿度很高时, 存放时间较长的电动机当需使用时, 先应该用兆欧表, 测量电动机的绝缘电阻。如果测得的绝缘电阻小于0.5兆欧时, 则认为电动机绕组已受潮, 须进行烘干处理。对于一些电动机由于绝缘已开始老化, 绝缘电阻很难保持正常值, 对这样的电动机可以考虑重新浸次绝缘漆, 以增加绝缘强度。

二定子绕组接地故障

对于一些电动机的绝缘电阻已降至零值或接近零值, 虽经过烘干处理, 绝缘电阻仍然上不来, 这时即可认为定子绕组已处于接地状态。绕组接地就须找出接地的部位, 这时须将三相绕组打开, 分别找出是哪一相接地。

1. 冒烟法。

在电动机的定子铁心和绕组之间, 加以一个低电压, 使接地点发热冒烟, 有时也可能出现火花, 以此找到接地点, 注意电流不能过大。

2. 磁针法。

有时可以用磁针法找到接地点, 其方法是将故障与一相绕组的两个头接起来, 通入直流电流, 并用小磁针在被测绕组的槽口移动, 如果在某处小磁针的偏转方向突然改变, 或偏转幅度突然变小, 或偏转幅度突然变大, 通常该处即是接地故障点。对于更新嵌线的电动机, 如发现有接地的现象, 则往往是槽口的槽绝缘被卡坏之故, 这时只要在两个端部找到接地点, 然后川绝缘纸将它垫好。

三定子绕组短路检查与修理

绕组短路的主要原因, 是电流过大, 导线绝缘受损, 绝缘漆的质量差等原因造成的。由于部分线匝短路, 导致三相绕组不对称, 气隙磁场不均匀, 电动机运行时振动, 有杂音甚至发热冒烟等现象。实践经验证明, 绕组短路多见于匝间短路。可以采用外表检查、用短路侦察器检查短路、电流对称法来检查。

通常短路的常见部位是在同极间相、相邻两个线圈及上下层的线圈间的槽外部分等等。如果故障部位是能看得见的话, 则可用划线片将故障处拨开, 在其中间垫好绝缘材料, 并扎紧, 涂上绝缘漆。如果短路比较严重, 则可将这个线圈拆去。方法是将电动机加热到80l00℃, 使绝缘材料软化。然后将这个线圈两端剪断, 用钳子将导线拉上来, 再换上新的槽绝缘和线圈。也可以采用跳接的方法, 将故障线圈跳接过去, 并且将故障线圈的一个端部剪断。用绝缘材料将断头包好, 但这样的修理方法会破坏绕组的平衡, 将带来运转性能的下降。电动机修理应当了解到这一点。

四绕组断路修理

电动机绕组内部断开, 或者是引出线的接头没有焊牢等种种原因, 都可能使电动机绕组断路。断路捡查可以用万用表测量绕组的几个引出线, 将断路的绕组查出来。找出断路的部位之后就可以采取措施。如果是断在电动机槽外部位, 则可采用锡焊的方法将断处焊好;如果是断在槽内也可以采用跳接的办法, 将断路的线圈跳接掉。

五电动机三相绕组首、尾端的判别

三相绕组的三个首端和三个层端, 只有在全部弄清楚之后才能将电动机绕组正确连接成星形或三角形, 否则易使绕组首、尾接错, 导致起动困难, 并伴有异常噪音, 严重时甚至无法起动。以下介绍用万用表判别首、尾端的两种方法, 供参考使用。

1. 首、尾端判别方法之一

此法用万用表毫安档进行判别, 左侧两个首端和一个尾端相接, 右侧两个尾端和一个首端相接, 用手转动转子时, 因三相绕组中感应电势的矢量和不等于零, 故万用表指针摆动。若将线端对调, 左侧为三个首端相接, 右侧为三个尾端相接, 转动转子, 此时因三相绕组中感应电势的矢量和为零, 故万用表指针不动。 (若电机铁心中无剩磁, 则此法无效。这时可用12伏或24伏汽车电瓶仅仅与一相绕组的两个线端连接, 通电12秒钟进行充磁, 然后重复上述试验) 。

2. 首、尾端判别方法之二:

此法用万用表毫安档, 并需一节1.5伏1号干电池配合试验, 试验接线图如图:

当合上开关s的瞬间, 如万用表指针摆向大于零的一边, 这说明电池正极所接U相绕组的线端和万用表负端所接的W相绕组的线端同为首端 (或同为负端) , 再将万用表接到V相绕组的两个线端上进行测试, 即可确定各相的首、尾。

但是, 在许多现象中可能是由一种故障造成的, 也可能是由不同的故障造成相同的故障现象。所以, 在许多故障现象中, 怎样来正确而且迅速找到故障的原因, 就必须对电动机的故障做出全面的分析研究。

参考文献

[1]张建文, 姚奇, 朱宁辉, 杨丽, 鲁庆.异步电动机定子绕组的故障诊断方法[J].高电压技术.2007 (06)

[2]李和明, 孙丽玲, 许伯强, 孙俊忠.异步电动机定子绕组匝间短路故障检测新方法[J].中国电机工程学报.2008 (21)

定子故障 第4篇

随着并网运行的风电机组容量不断增大, 风力发电在整个电网中所占的比重急剧增加, 电网发生故障时风电机组对电网的影响已不容忽视, 当前, 针对风电机组在电网故障下低电压穿越能力方面的研究多针对电网对称性故障情况, 而实际运行中, 电网发生的多为诸如单相、双相接地故障以及相间短路故障等不对称性故障, 这些故障均会引起电网电压的不平衡。因此, 研究风电机组在电网电压不平衡时的运行控制显得更为重要。

定子双绕组感应电机 (DWIG) 风力发电系统作为一种新兴的风电系统, 其发电机采用坚固无刷的笼型转子结构, 在1∶4的转速范围内均可输出恒定的高压直流, 而励磁变换器的容量仅为机组额定的三分之一, 且电机本体成本低廉, 诸多优势和特点使其得到了广泛的关注和深入研究[1,2,3]。DWIG风力发电系统与直驱永磁同步风力发电机组相同, 采用全功率变流器并网运行, 直流母线是能量转换的中间环节, 母线电压的稳定和安全将影响整个系统。

直驱永磁同步风电系统中全功率变流器通常采用电压电流双闭环控制策略[4], 当电网发生不对称故障时, 如果继续采用传统三相平衡电压时的控制策略, 负序分量转换至正序同步坐标系下将变为2倍工频的交流量, 不但会使母线电压出现大幅的2次波动, 还会使电流发生畸变, 破坏风电系统的稳定工作, 严重时会损坏变流器, 甚至会“飞车”[5,6,7,8,9]。对于直驱永磁同步风电机组而言, 在电网不对称故障时实现低电压穿越, 除了需要在直流侧安放卸载单元或者储能保护电路以消除功率不平衡引起的过电压之外[10,11,12], 还需通过特殊的控制策略消除负序电流的影响, 抑制直流侧电压的2次波动。

DWIG风电系统与直驱永磁风电系统相比有其独特之处, 直流侧母线电压的控制在发电机侧完成, 网侧变流器不需要电压闭环, 所以系统中全功率变流器的控制策略与直驱永磁机组不同, 采用的是功率电流双闭环控制, 因此系统在电网故障下的运行特性与直驱永磁机组完全不同。本文基于Matlab/Simulink7.1构建了DWIG风电系统的仿真模型, 在不增加卸载单元及其它任何硬件电路的情况下, 专门针对系统在电网不对称故障下, 电压跌落时的穿越性能及控制进行全面的仿真研究。

2 系统结构及工作原理

DWIG风力发电系统运行转速低于有刷双馈机组, 采用单级增速齿轮, 相比而言, 齿轮箱的故障和维护成本较低。DWIG通常采用双三相定子绕组, 一套为功率绕组, 输出接有交流励磁电容, 通过整流桥输出直流电能;另一套为控制绕组, 串联滤波电感后与励磁变换器相连。DWIG风力发电系统的结构框图如图1所示, 为了充分利用低风速下的风能, 将励磁变换器与功率侧整流桥的直流母线端通过功率二极管并接起来, 两侧母线的额定电压设计成相同值。

低风速时, DWIG功率绕组的端电压过低, 功率侧的不控整流桥被阻断, 系统通过控制绕组侧励磁变换器的泵升作用, 从其直流母线侧输出额定高压直流, 往外输出电能, 此时并接的功率二极管处于导通状态;高风速时, 当绕组端电压升至额定值, 转由功率绕组侧的整流桥输出电能, 而励磁变换器直流母线电压维持原值不变, 保证励磁变换器的正常工作, 此时功率二极管被阻断[13]。可见, 系统在宽风速范围内均能输出稳定的高压直流, 提高了低风速下的风能利用, 直流母线可与网侧变流器直接相连, 省去升压和稳压装置, 并且网侧变流器的控制器中无需电压闭环控制。

发电机侧的励磁无功功率由控制侧的励磁变换器和功率侧的交流励磁电容共同提供, 通过调节励磁变换器提供的无功电流来改变发电机内部磁通。系统采用控制绕组端电压定向[2], 通过调节控制绕组电流在同步旋转坐标系上的有功和无功分量, 以达到对电磁转矩和磁链的控制, 进而保证系统的稳定运行和发电机侧输出恒定的直流电压[14]。网侧变流器采用功率外环电流内环的控制策略, 功率外环的有功给定取决于当前发电机转速, 再由发电机最优输出功率曲线和最大风能追踪算法综合给出, 无功给定则取决于系统需求, 正常运行时无功给定为0;电流内环实现有功功率和无功功率的解耦控制, 通过调节d轴和q轴电流, 可使网侧变流器运行在不同功率因数状态。网侧变流器的具体控制策略见图2。

3 电网不平衡故障下的穿越运行

DWIG风力发电系统采用全功率的网侧变流器并网, 网侧变流器将DWIG和电网隔离开来, 发电机侧控制直流侧电压的恒定, 网侧控制系统输送至电网的功率。当电网发生不对称故障引起电压不平衡跌落时, 网侧变流器的输出功率会受到限制, 并且由于负序分量的存在会产生2次波动, 从而导致直流侧功率无法平衡, 进而引起母线电压产生大幅的2次波动。

本文主要讨论系统在最高转速运行及输出最大功率状态下的故障穿越能力, 此时电网故障对系统的影响最大。在此运行状态下, DWIG由其功率侧的整流桥母线输出电能, 励磁电容提供的无功功率多于系统所需, 由控制侧励磁变换器抽取多余部分的无功, 控制规律如下[14]:

式中:Up DC为功率侧输出的直流母线电压;f1为发电机的同步频率;Wp为功率绕组每相串联匝数;Kwp为绕组因数;Φp为功率绕组每级主磁通;Tems为控制绕组电磁转矩;np为极对数;isd为控制绕组有功电流分量;Ψs为控制绕组磁链幅值。

DWIG的两套定子绕组共享同一磁场, 通过励磁变换器调节控制绕组每级磁通Φs来调节Φp, 可达到控制Up DC的目的, 同时亦可改变Ψs, 控制Tems (功率绕组电磁转矩控制同理) 。因此, 当电网发生不对称故障时, 系统可通过快速有效地调节发电机内部磁通, 维持直流母线电压的恒定, 同时还可迅速改变电磁转矩, 降低发电机侧的输出功率, 抑制直流侧电压的泵升及波动, 实现故障穿越。下面就系统实现电网不对称故障穿越作进一步的深入分析。

DWIG风电系统采用无中线并网, 故零序分量为0, 这种情况下将三相不平衡电网电压 (eaebec) T与不平衡三相输入网侧电流 (iaibic) T运用对称分量法分别分解成正序分量 (eaPebPecP) T, (iaPibPicP) T和负序分量 (eaNebNecN) T, (iaNibNicN) T。再将电压、电流的正负序分量变换至两相静止坐标系可表示为

式中:EeP, EeN为两相静止坐标系中的电压;IeP, IeN为两相静止坐标系中的电流。

若再将其变换至正负序同步旋转坐标系中, 则可表示为

其中

式中:ω为电网电压角频率, 逆时针为正方向;EPedq, ENedq为正负序同步旋转坐标系下的电压;IPedq, INedq为正负序同步旋转坐标系下的电流。

由此, 可得并网逆变器的输出复功率

其中, 分解后的有功P和无功分量Q为

其中

由以上推导可知, 当电网电压不平衡时, 网侧变流器输出至电网的功率会含有2次谐波分量, 而理想情况下发电机侧的输出功率应恒为直流量, 不含2次谐波。

由图1的系统结构, 再依据电工理论, 可知在电网电压发生跌落时, 由直流侧功率不平衡造成电容上的功率增量为

式中:Pin为直流侧输入功率;Pout为直流侧输出功率。

由式 (11) 可知, 若DWIG风电系统在电网电压跌落时, 通过发电机侧快速弱磁同时瞬时减小直流侧输入功率Pin, 即可保持跌落期间直流侧UDC恒定不变, 使得式 (11) 中PC=0。若电网电压为不对称跌落, 则可将式 (8) 的有功功率表达式代入式 (11) , 此时直流侧电容上功率增量表达式变为

由此可得直流侧的输入输出功率:

由式 (13) 可知, 若能在电网电压不对称跌落时控制UDC保持恒定不变, 那么直流侧电流IDC将会呈2倍工频波动, 这对于输出恒定直流电压的系统发电机侧而言, 完全可看做是2倍工频的负载波动。而DWIG发电系统拥有出色的动态性能, 完全能够应付突加突卸负载的变化[15], 这种频率的负载变化完全无碍系统的正常运行, 同时, 直流侧母线电压的恒定也可保证网侧变流器的正常运行, 不会产生任何的影响。可见, DWIG风电系统采取原有的控制策略, 在不增加任何硬件设备的情况下, 即可实现电网不对称故障的穿越。

4 仿真结果

本文运用Matlab/Simulink7.1工具箱, 对DWIG风电系统在电网不对称故障下的穿越能力进行仿真研究, 验证系统在不增加任何硬件设备的情况下, 能否成功限制直流侧电压的2倍工频大幅波动, 从而成功实现穿越。由于DWIG为新兴的风力发电机, 尚未研制大功率的样机, 为了保证仿真结果的正确性, DWIG模型的参数与实验室的样机参数保持完全一致, 具体的系统仿真参数为:额定功率20 k W, 额定转速750 r/min, 最高转速1 200 r/min, 直流侧额定电压600 V, 交流励磁电容160μF, 直流侧滤波电容6 800μF, 发电机侧和网侧滤波电感4 m H, 励磁变换器开关频率10 k Hz, 网侧变流器开关频率5 k Hz。

为了实现系统穿越电网不对称故障, 采用了将不对称电网电压的正、负序分量分离的数字锁相环, 以保证锁相环检测的准确性, 具体可参见图2。仿真的初始状态为系统输出功率18 k W, 工作在单位功率因数状态, 当运行至5 s时网侧电压开始不对称跌落, 为了能够看清楚仿真结果, 故本文不对称跌落持续的时间设为0.2 s, 网侧电压于5.2 s恢复正常, 网侧变流器的电流最大限幅为1.5倍, 跌落幅度选择我国电网运行标准中的最大幅度80%。针对网侧电压单相跌落80%和两相跌落80%进行仿真, 结果分别如图3和图4所示。

从仿真结果可以看出, 网侧电压不管是单相跌落80%还是两相跌落80%, 在电流控制器的限幅作用下, 三相输出电流均没有超出限幅值, 但是网侧变流器输出的有功和无功都存在2倍工频的波动, 只是单相和两相跌落时波动幅度有所不同。直流侧电压在发电机侧控制器的调节作用下, 可基本维持恒定, 只有少量的波动, 但是非2倍工频, 而是属于PI调节器的正常调节过程, 在单相跌落时仅有2 V, 0.3%幅度的波动, 两相跌落时波动速度稍大, 为5 V, 0.8%。正因为直流侧电压的稳定, 导致了直流侧的电流产生了2倍工频的波动, 从而证明了对DWIG风力发电系统穿越电网不对称故障运行分析的正确性。

5 结论

DWIG风电系统在不增加任何硬件电路的情况下, 在网侧电压不对称跌落时具备出众的LVRT能力。虽然网侧电压的不对称跌落产生的负序分量会引起输出功率的波动, 但是通过发电机侧励磁变换器快速调节发电机内部磁通, 可维持直流侧电压恒定, 跟直驱永磁机型相比, 不会出现直流侧电压的2倍工频大幅波动, 对滤波电容频繁充放电, 根据功率平衡原理, 直流侧的电流将会出现2倍频的波动, 但是这完全可以看成是系统并网输出功率的2倍工频变化, 这样频率的功率突增和突减对于发电机侧和网侧变流器都是完全能够胜任的, 不会影响系统的正常稳定运行。

定子故障 第5篇

水牛家电站是火溪河一库四级梯级开发的龙头水库电站, 大坝高108m, 库容1.4亿m3。厂房内安装2台35MW立轴混流式水轮机发电机组, 均为东方电气集团东方电机有限公司制造, 型号为SF35-12/3840, 额定功率35MW, 额定电压10.5kV, 额定电流2199A, 定子绕组接线方式为Y接线, 额定功率因素0.875, 额定转速500r/min, 于2007年5月1日投产。

运行中, 出现水牛家2号机组定子C相非直接接地。经多方面检查, 判定为因绝缘制造过程中有夹渣的制造缺陷而致定子线棒存在绝缘薄弱点。

2 故障过程

2.1 故障发生

水牛家水电站2号机组运行过程中, 发出“定子接地故障”报警信号, 申请调度同意后停机检查。通过检查机组WFB-811保护装置和监控系统事件记录:A相电压6.47kV、B相电压7.34kV、C相电压4.55kV, 零序电压27kV。初步判断为发现定子线棒C相存在高阻接地现象。

2.2 故障点的查找

查找发电机定子线棒接地点, 有的简单, 凭肉眼外观就能发现;有的棘手, 常规方法很难找出故障点。在退出发电机出口电压互感器, 解开中性点铜排等措施后, 首先通过2500V摇表摇对地绝缘, A、B相绝缘在20GΩ以上, C相绝缘仍为70kΩ左右, 确认C相接地。外观检查发电机本体、定子上下端部、发电机封母等处, 均没有发现明显损伤和焦黑痕迹。

对于有过渡电阻的水轮发电机组定子接地故障常用的有: (1) 泄漏电流法。直流耐压试验中当直流电压加在线棒上时, 用金属叉具探测存在绝缘缺陷的线棒端部电压, 根据电压或泄漏电流变化来判断; (2) 绝缘破坏法。采用突然加直流高压或加交流电压 (如5kV, 10kV, 20kV逐渐加压) 的办法将经小过渡电阻的接地击穿成直接接地, 加压时在保证安全的情况下, 须派人监视发电机放电点; (3) 二分法。在故障相绕相的1/2处将其并头套打开, 先判断出故障点在哪一半, 再继续用二分法查找故障点, 如此下去最终总能将故障点找到。

如何在最短的时间内找到故障点并将其排除, 对确保电网的安全经济运行具有极大的现实意义。我们当时采用了“电容放电法”查找故障点, 即在前面摇绝缘时解开中心点铜排和断开出口铜排连接基础上, 重新将中性点A、B相串联连接在一起, 在发电机出口铜排处用2500V的摇表对“A+B”串联线棒摇绝缘1min (注意:摇绝缘后暂不放电) , 再用充好电的“A+B”串联线棒对故障C相绕组突然放电, 在机坑内熄灯观察放电火花的方法寻找故障点。采用此方法, 我们顺利地确定了位于上层线棒第127槽上槽口靠齿压板5cm的位置有放电火花和放电声音。放电部位如下图1所示。

3 故障原因分析

为尽快修复线棒绝缘, 现场试图对线棒绝缘损坏点进行进一步的查找和处理, 但清理和削刮放电部位线棒表面后未发现放电故障点。清理和削刮后情况见图2。

由于放电位置靠近下层线棒方向, 在不吊转子的情况下无法进行处理和修复。随后申请水牛家电站2号机组转检修并对缺陷线棒进行更换处理。

在发电机转子吊出后即开展127槽上层线棒故障点查找和分析工作, 拔出上层线棒后, 仔细查看靠近放电槽口的下层线棒表面, 外观找不到任何放电痕迹, 之后用放大镜才找到是比针尖还小的故障点, 放电路径是沿127槽上层线棒表面经铁心阶梯齿处对地放电 (这也是为什么C相呈现高阻接地的原因) 。详见图3、图4。

查阅发电机出厂试验记录及新机投产时所做绝缘、直流电阻、定子绕组直流耐压和泄漏电流、交流耐压、温升等试验数据, 所有试验数据均合格。再结合现场检查放电处虽处于槽口但绑扎垫块紧固, 无电磁力作用线棒运动绝缘受损痕迹等情况, 最终确认线棒击穿的根本原因是127槽上层定子线棒在绝缘制造过程中有夹渣, 存在制造缺陷, 含夹渣的定子线棒在运行一段时间后绝缘劣化到一定程度导致接地。

4 处理措施

处理实施过程中, 试图对绝缘层进行刮削修复, 但经多次抛割打磨仍无法使绝缘恢复。然后, 又试图采用跨接的方式将接地线棒短接的临时处理办法, 由于工作空间狭小, 经一整夜处理进展缓慢, 还存在处理不彻底, 磁场不平衡和振动温升等不确定隐患, 处理时间也较长。

为了避免故障重复发生, 最终决定吊转子查明原因后彻底进行处理。在吊转子后查明根本故障原因是由于127槽上层定子线棒存在夹渣的制造原因后, 立即采取用原随机组供货同步提供的备品线棒更换处理。处理过程中采取完善电机下线、端部固定、绑扎的工艺及质量监控措施, 严控发电机填充物未完全固化就进入下一道工序, 防止铁磁物质及颗粒杂物卡在绑带及线棒间 (以避免在以后运行中电磁力作用下运动磨损绝缘) , 施工现场严格使用清洁鞋、衣, 操作人员穿联体工作服, 进操作区域换穿清洁鞋, 金属物品、使用工具放置箱内, 重点控制定子线棒端部、出线盒等部位杂物, 保证发电机线棒接头焊接质量等措施。

在制造厂和公司生产技术人员的协同努力下, 水牛家2#机组历时5天完成线棒更换工作。做绝缘、直阻、直流耐压和泄漏电流、交流耐压以及“正加压”法测手包绝缘的泄漏电流等试验, 试验数据全部合格后, 进行开机试验, 机组顺利并网发电。

5 防范事件重复发生的对策

在出现了127槽线棒接地故障后, 为了防范类似事故重复发生, 除了采取呆转子对127槽线棒更换工作外, 还采取了以下对策:

(1) 对水牛家两台已投运机组进行全面的检查, 检查定子槽口楔块是否存在松动, 进行吹扫端部颗粒灰尘和清洗油污工作;

(2) 完善质量管理体系, 对后续在建电站发电机严格按DL/586-2008导则进行驻厂监造, 从原材料采购、原材料入厂检验, 加强质量检查和验收管理;

(3) 加强运行监视, 监视运行机组负序电流变化, 特别注意若负序电流增大不返回情况应果断停机处理;

(4) 加强定子绕组温度和层间测温元件温差监视, 若线棒温度超限和任何线棒层间温差达15K, 应采取措施降负荷运行, 待时机成熟检查原因等;

(5) 对同类已投产机组, 利用检修机会对定子端部检查, 还应做整机起晕试验, 发现可疑现象及时处理。

参考文献

[1]李开相, 张辉, 郑淼.水轮发电机定子线圈接地的寻查[J].贵州水利发电, 2010 (04) .

定子故障 第6篇

发电机是电厂电网系统中尤为重要的电气设备,其运行安全可靠性是电厂电网系统稳定经济运行的重要保障基础。伴随电厂单机容量的进一步增大,发电机定子绕组对地电容有所增加,相应定子单相接地电流也不断增大,一旦发电机定子发生单相接地故障,如保护动作不及时可靠,将威胁到定子绕组及铁芯安全,严重时还会从定子单相接地故障演变成相间或匝间短路故障。另外,发电机定子结构和制造工艺变得更加复杂、铁芯检修难度增大,电厂继电保护系统对发电机定子单相接地保护动作的实时性、可靠性、准确性等均提出更高的技术要求[1],装设灵敏度高、可靠性强的100%定子接地保护,已成为大型汽轮机定子接地保护配置研究的重点。大量实践运行经验可知,发电机在运行过程中可能会由于定子冷却水管发生局部堵塞、法兰漏水、紧固端子松动引起电位悬浮等,造成三次谐波电压比值超过定子接地保护整定值,引起100%定子保护动作[2]。

目前,大型汽轮发电机定子单相接地保护,通常设计装设双频式100%保护,即采用由基波零序电压保护和三次谐波电压保护构成的100%接地保护方案。100%保护作为发电机定子接地保护的主保护,在运行过程中针对故障特性如何有效动作,确保发电机定子绕组及铁芯的安全是非常重要的保护性能和功能任务。

1 100%定子接地保护原理及配置

目前,大型汽轮发电机和水轮发电机所采用的100%定子接地保护原理判据有所差别,大型汽轮发电机主要采用双频式100%定子接地保护,而大型水轮发电机则主要采用外加电源(20 Hz或其他低频电源)的注入式100%定子接地保护[3,4]。汽轮发电机双频式100%定子接地保护主要由基波零序电压元件和三次谐波电压元件共同组成。其中,基波零序电压元件主要完成保护发电机定子绕组的5%部位到机端100%部位的定子单相接地短路故障,其保护范围为95%,保护动作判据为U0,op≥U0,set,保护动作整定值设有高整定值、低整定值及每段保护延时值,根据判断结果分别动作于信号或跳闸停机不同保护动作模式;基于三次谐波电压元件的定子接地保护,其主要保护原理是基于发电机正常运行过程中,定子感应生成的电动势中包含有2%~10%的三次谐波电势E3,当定子发生单相接地故障前后其发电机中性点与机端部位的三次谐波电压变化特性具有明显不相同特性,其保护动作区域为中性点部位到机端部位的25%处,其保护动作区域正好可以消除零序电压保护的盲区(或死区)。三次谐波电压差动保护判据方案可靠性和灵敏度均较高,可以实现全绕组接地保护,其保护范围达到100%,有效提高定子接地保护动作可靠性。三次谐波电压差动保护主要动作于信号,但也可以根据用户功能需求结合现场运行工况动作于跳闸停机保护。发电机在正常运行时,其中性点部位的三次谐波电压│UN3│要比机端部位三次谐波电压│US3│大,而当靠近中性点部位的定子绕组发生单相接地故障时,│UN3│要比│US3│小。为了简化分析,假定将发电机定子每相对地电容均等效集中到发电机机端S和中性点N处,即分别为1/2C0F;将发电机机端断路器引出线、升压变压器、电压互感器VT等外接电气元件的对地电容C0W全部等效到发电机机端部位。如果发电机定子接地发生在A点,则发电机中性点和机端三次谐波电动势及对地电容等值简化电路[5],如图1所示。

图1中,C1=C2=αC0F/2,C3=C4=(1-α)C0F/2,C5=C0W。α为接地中性点到故障点处的绕组数占全部电压绕组匝数的百分数,相应机端到故障点处的绕组所占百分数为(1-α)。由此可获得接地故障发生时中性点和机端三次谐波电压的近似关系,即:

从式(1)可知,当α≤50%时,满足│US3│≥│UN3│,即接地故障点越接近中性点,其保护动作灵敏度越高。目前,三次谐波电压单相接地保护判据包含两种[6],其中常用的保护为│KPUN3-US3│>Kb│UN3│(KP、Kb为相应调整系数)。此判据条件下,实质上减小接地保护动作量和制动量,具有较高的灵敏性,在汽轮发电机定子接地保护工程中发挥非常重要的作用。

2 定子接地保护动作原因分析

2.1 工程概况

某电厂装有4台汽轮发电机组,容量为300 MW,双水内冷冷却方式;发电机与升压变压器采用单元接线;发电机中性点采用经配电变压器高阻接地方式。各发电机组均配置冗余微机保护装置,其中A、B两屏为电气量保护控制屏,按照双重化模式配置;C屏为非电量保护控制屏,采用双频式100%定子接地保护体系;发电机三次谐波定子接地保护动作于信号,其动作判据按照常用的│KPUN3-US3│>Kb│UN3│保护判据,其中KP为变比平衡系数,Kb为制动系数。

2.2 定子接地故障事件

2010年03月11日08时22分,#2机C屏发出“定子接地”告警信号,突发“发电机定子接地”光子牌,同时检查发变组保护A、B屏,发现发电机“定子接地三次谐波”保护动作出口信号报警灯均处于“亮”状态。运行人员随即对发电机一、二次设备进行相关常规检查,未发现明显异常。为了避免发电机发生的接地故障是瞬时故障,且在一时未查出故障原因的前提下,决定让发电机继续带负荷运行,但要加强对发电机机端、中性点等电气设备运行工况状态的监视,尤其加强对零序电压的监视。

在运行一段时间后,接地告警信号依然存在,故障并未消除,于是可以判断发电机发生的定子接地故障不是瞬时故障。继电保护人员按照相关技术规范要求,分别对四台机组的机端零序电压(含三次谐波)、中性点开口电压等特性值进行测量,获得对应的测量数据结果如表1所示。

从表1可以看出,#2机的机端零序基波电压、中性点开口三次谐波电压与#1、#3、#4机间有很大差异,而机端零序三次谐波电压则相差不大。继电保护人员随后用高压验电笔测量发电机中性点接地变压器(其变比为20 k V/0.23 k V)引出线部位带电,显示值为699 V,即可以推算出其二次电压大约为3 V。因此,初步认为#2机发电机中性点接地变压器或接地电阻存在故障隐患。

2.3 故障现象分析

从图1可知,不论发电机中性点是否经消弧线圈接地,当距发电机中性点绕组所占百分比为α的A点处发生定子绕组单相接地故障时,按照式(1)发电机中性点N与机端S处的三次谐波电压值为:

式(2)的逻辑关系,如图2所示。

图2中,选用US3作为接地保护动作量;UN3作为接地保护制动量,由基波零序电压元件和三次谐波电压元件共同组成双频式100%定子接地保护,即当发电机中性点附近发生接地故障时,三次谐波保护判据具有较高的灵敏度和可靠性,动作于接地告警信号。该发电厂四台发电机组中性点均经配电变压器接地,并网前进行发电机空载调速试验和并网后测得发电机三次谐波US3/UN3的比值范围为0.55~0.76,在整定值设定过程中,参考厂家提出的1.2倍可靠系数进行整定调试,保护动作定值整定为0.9。发电机并网投运后,其三次谐波US3/UN3的比值也基本在0.55~0.76范围内波动。本例中,#2机发生定子接地告警信号时,各机组的三次谐波电压比值为:#1机为0.575;#2机为15.92;#3机为0.605;#4机为0.595,可以看出#1、#3、#4机的三次谐波电压比值均满足整定要求,#2机三次谐波比值远远超过保护动作整定值,发生定子接地保护告警信号,证明#2继电保护装置动作的可靠性和准确性,排除继电保护装置“误动”问题。

2.4 故障查找

继电保护人员在断开中性点接地变压器隔离刀闸,确认定子接地三次谐波保护压板安全退出,并做好相应的安全隔离措施后,发出《#2机发电机中性点接地变压器及回路检查》操作票。经外观检查未发现接地变压器及并联电阻存在明显异常问题,进一步检查发现#2机接地变压器的二次线与接地电子联接部位的固定接头部位存在严重锈蚀问题,在确认中性点接地变压器及并联电阻不存在其它故障问题后,确定该点为此次故障点。本例中,虽然发电机中性点没有发生直接接地故障,但由于中性点接地变压器的二次引出线存在锈蚀松动问题,导致接地保护制动电压UN3发生悬浮,在机端接地保护动作电压US3没有较大波动的条件下,导致三次谐波电压比值大大超过100%定子接地保护动作整定值,进而引起发电机定子接地三次谐波保护动作告警。

3 定子接地故障处理

检查确认#2机中性点接地变压器及并联电阻不存在其他安全隐患和故障后,决定对接地变压器二次引线到接地电阻的联接部位锈蚀隐患进行处理。将二次引线锈蚀部位进行切断处理,根据锈蚀切断部位的长度重新制作导线接线鼻,并按相关要求严格对导线和线鼻子进行打磨整形处理;由现场继电保护质量监督人员校核装配尺寸合格后,紧固连接螺栓;按照#2机接地变压器二次端子接线连接好二次引线,待测试含全部二次接头在内的所有低压绕组直流电阻均符合规范要求,且三相直流电阻处于平衡状态后,进行二次引线绝缘包扎。引线故障彻底处理完毕,待所有条件满足投运要求后,将接地变压器并网投运,检修后测量中性点开口三次谐波电压从故障前0.12 V上升到3.08 V,三次谐波电压比值也由故障前15.92降低到0.586,与出厂值没有明显电气特征变化,同时发变组A、B屏“定子接地三次谐波告警信号”解除,C屏“定子接地”告警信号解除,#2机运行参数正常,说明#2机中性点接地变压器二次引线锈蚀松动故障得到成功处理。

4 结语

发电机定子接地故障发生在中性点附近时,其故障电流的三次谐波分量和三次谐波电压比值将非常大,远远超过接地保护动作整定值,这一点对于继电保护人员在实际检修维护过程中必须引起重视。为了提高继电保护人员故障处理效率和可靠性,除了要熟悉定子接地故障参数特征知识,根据现场故障信号和保护动作情况,灵活采取各种处理方案外,还需注重以下内容[7,8]:(1)继电保护工作除了需要扎实理论知识外,还需要有较强的责任心和耐心,工作认真仔细,否则将会引起故障进一步扩大成事故;(2)认真落实电厂继电保护关于集成型、微机型继电保护装置的调试、整定、抗干扰等技术措施,确保继电保护装置具有较高动作保护性能,避免其出现“拒动”、“误动”等问题;(3)定期检修维护工作中,要牢记定期试验、检定的三要素,即:测绝缘、清灰、紧固端子等。

本例中就是由于接地变压器紧固端子发生锈蚀松动,引起电位的悬浮而引起100%定子接地保护故障告警。要加强一次、二次设备巡检力度,尤其应注重观察运行记录和运算分析各机组处于不同运行工况条件下特征参数的变化特性,一旦发现异常应及时采取有效方法措施予以消除。

摘要：介绍了大型汽轮发电机100%定子接地动作保护基本原理和适用范围,阐述了双频式100%定子接地保护动作区域和保护判据。针对电厂#2机运行中出现的100%定子接地保护信号告警问题,结合发电机100%定子接地保护原理和故障处理原则,分析了可能引起三次谐波电压比值远远超过整定值的故障原因,并根据现场继电保护设备动作特性和测量数据,做出准确判断。经现地检查及故障处理后,#2机中性点接地变压器二次引线锈蚀松动故障得到成功处理。

关键词：大型汽轮发电机,定子,100%接地保护,三次谐波

参考文献

[1]王维俭.电气主设备继电保护原理与应用[M].2版.北京:中国电力出版社,2002.

[2]GB/T14285—2006继电保护和安全自动装置技术规程[S].

[3]张琦雪,陈佳胜,陈俊,等.大型发电机注入式定子接地保护判据的改进[J].电力系统自动化,2008,32(3):66-69.

[4]姚晴林,赵斌,郭宝甫,等.自适应20Hz电源注入式定子接地保护[J].电力系统自动化,2008,32(18):71-73.

[5]张长彦,原爱芳,杨兆阳,等.发电机定子绕组接地保护整定原则[J].电力系统保护与控制,2009,37(17):65-70.

[6]王翔,张成,沈全荣.一次典型的定子接地故障分析与优化保护原理[J].电力系统自动化,2006,30(11):52-55.

[7]毕大强,王祥珩,王维俭,等.发电机中性点接地装置等效电路的分析[J].继电器,2003,31(1):12-16.

定子故障 第7篇

1 定子绕组的断路故障

断路故障多发生在电动机绕组的端部, 各绕组元件的接线头或电动机引出线端等附近处。故障的原因是:绕组受外力的作用而断裂;接线头焊接不良而松脱、绕组短路或电流过大、过热而烧坏。

1.1 检查方法

检查断路可用摇表或万用表、校验灯等。星形接法的电动机应按图1的方法测试。对于三角形接法的电动机, 必须把三相绕组的接线拆开后, 按图2的方法每相分别测试。

中等容量电动机绕组大多是采用多根导线并绕或多支路并联, 其中如果断掉若干根或断开一路时, 通常采用下列两种方法检查:

(1) 三相电流平衡法。对于星形接法的电动机, 将三相绕组并联后, 通入低电压大电流, 如三相电流值相差5%时, 电流小的一相为断路, 如图3 (a) 所示。对于三角形接法的电动机, 先把三角形接头拆开一个, 然后通入低电压大电流, 用电流表逐相测量每相绕组的电流, 其中电流小的一相为断路, 如图3 (b) 。

(2) 电阻法。用电桥测量三相绕组的电阻, 若三相电阻值相差大于5%时, 电阻较大的一相为断路相。

1.2 故障排除

绕组断路处在铁芯线槽外部时, 分清导线端头将断开的导线联结焊牢, 并包好绝缘;如果是引出线断开, 就更换引出线。如果断路处在铁芯线槽内, 若是个别槽内的线圈, 可用穿绕修补法更换个别线圈。

线圈穿绕修补法:把绕组加热到80℃左右, 使线圈外部绝缘软化, 取出断路线圈的槽楔, 将这个线圈两端剪断, 将坏线圈的上、下层从槽底一根根抽出。原来的槽绝缘不要清除, 另外用一层聚脂薄膜青壳复合纸做成圆桶, 塞进槽内, 用原来规格的导线, 长度比原线圈的长度稍长些, 在槽内来回穿绕到原来的匝数。若最后几匝穿绕有困难时, 可以用比导线稍粗的竹签做成引线棒进行穿绕。若遇到电动机急需使用, 一时来不及修理, 可用跳接法作应急处理, 即把断路线圈的两个线头用导线连接起来。采用这种应急措施, 要适当减轻负载, 用毕, 应按上述方法修理。如果是由于匝间短路、接地等故障造成的绕组断路, 则需要更换绕组。

2 定子绕组接地 (碰壳或漏电)

电动机长期过载运行, 致使绝缘老化;或导线松动, 硅钢片未压紧, 有尖刺等原因, 在震动情况下擦伤绝缘;或因转子与定子相擦使铁芯过热, 烧伤槽楔和槽绝缘;或金属异物掉进绕组内部损伤绝缘;或在重绕定子绕组时损伤绝缘, 使铁芯与导线相碰等。绕组接地后, 会造成绕组过电流发热, 从而会造成匝间短路及电动机外壳带电, 容易造成人身触电事故, 这类故障必须及时修理。

2.1 检查方法

(1) 用500V兆欧表测量相对地绝缘电阻, 兆欧表读数为零时, 表示绕组接地。若指针摇摆不定, 说明绝缘已被击穿。

(2) 拆开电动机端盖, 把接地相线圈的连接线拆开, 然后逐一测定哪一个线圈通地。

2.2 故障排除

如果测定是绕组受潮, 将电动机两端盖拆下, 放在烘箱内烘焙, 烘到其绝缘电阻达到要求, 加浇一层绝缘漆, 以防止回潮。如果测定的是绕组接地或碰相, 要分情况进行修理。对新嵌线的电机, 其接地点往往发生在槽口处, 这是因嵌线不慎引起的, 可用绝缘纸或竹片垫入线圈与铁芯的槽口间。如果发生在端部, 可用绝缘带包扎, 再涂上自干绝缘漆, 如果发生在槽内, 须更换绕组或用穿绕修补法更换线圈。

3 定子绕组短路故障

绕组短路故障主要是由于电动机电流过大、电压过高、机械损伤、重新嵌绕时碰伤绝缘, 绝缘老化脆裂、受潮等原因引起的。绕组短路情况有绕组匝间短路、极相组短路和相间短路。

3.1 检查方法

(1) 外部检查。使电动机空载运行20min, 然后拆卸两边端盖, 用手摸线圈的端部, 如果某一部分线圈比邻近线圈的温度高, 这部分线圈很可能短路;也可以观察线圈有无焦脆现象, 如果有, 该线圈可能短路。

(2) 用兆欧表或万用表检查相间短路。拆开三相绕组的线头, 分别检查二相绕组间的绝缘电阻, 若绝缘电阻很低, 说明二相间短路。

(3) 用电流平衡法检查并联绕组的短路。用图3 (a) 的方法分别测量三相绕组的电流, 电流大的一相为短路相。

3.2 故障排除

(1) 如能明显看出短路点, 可用竹楔插入两线圈间, 把这两线圈短路部分分开, 垫上绝缘。

(2) 如果短路点发生在槽内, 先将该绕组加热软化以后, 翻出受损绕组, 换上新的槽绝缘, 将导损坏部位用薄的绝缘带包好, 重新嵌入槽内, 再进行绝缘处理。

(3) 如果个别线圈短路, 可用穿绕修补法调换个别线圈。如果短路较严重, 或重新绝缘的导线无法嵌入槽内, 或无法进行穿绕修补, 就必须拆下重绕。

(4) 有时遇到电动机急需使用, 一时来不及修理, 可用跳接方法坐应急处理, 把短路的线圈跳不用, 将短路线圈一端割断, 用绝缘材料把两个线头包好, 再把另一端的原来两个线头用导线连接起来。采用这种方法, 应适当减轻负载, 使用完毕后, 应立即进行修理。

4 绕组首尾接反故障

绕组接反后, 会引起电动机震动、发出噪声、三相电流严重不平衡、电动机过热、转速降低, 甚至电动机不转或熔断器熔断。绕组接反有两种情况:一种是外部接线错误;另一种是绕组的某极相组中一只或几只线圈接反, 或极相组接错。

检查方法:检修时, 拆开电动机, 取出转子, 把一相绕组接到3~6V的直流电源上 (对于星形接法的绕组, 须将直流电源两端分别接到中性点或某相绕组的出线头, 对于三角接法的绕组, 则必须拆开三相绕组的连接点) , 用指南针沿着定子内圆周移动, 如绕组没有接反, 则指南针顺次经过每一极相组时, 就南北交替变化;如果指南针经过邻近的极相组时, 指南针的指向相同, 表示该极相组接错;如果指南针经过同一极相组不同位置时, 南北指向交替变化, 则该极相组中有个别线圈接反。这时可以把绕组故障部位的连接线或过桥线加以纠正。如果指南针的指向不清楚, 要适当提高直流电源的电压, 或调换磁性较强的指南针再进行检查。依照此法, 分别测试三相绕组。

摘要：三相异步电动机在运行中经常会出现一些故障, 影响正常使用, 耽误生产。如何快速准确查找并排除故障, 是三相异步电动机检修的关键。本文仅就定子绕组的常见故障进行分析, 并给出故障排除方法。

关键词：定子绕组,短路,断路

参考文献

[1]马宏忠.电机状态监测与故障诊断技术[M].2008, 3.

定子故障 第8篇

同步发电机内部故障属于电气不对称故障的范畴。当电机绕组内部不对称时,其气隙磁场的空间谐波分量很强,这些谐波磁场的转速各不相同,转向也有正有反,因此感应出的绕组电势谐波很多,这是内部故障的突出特点,其分析相当困难,因而需要选择适当的方法建立数学模型。

目前,国内外很多学者对同步发电机内部故障进行了广泛而深入的研究。如Peter P.等提出了以直接相量法来建立模型,并在Matlab上仿真了故障波形;V.A.Kinitsky等把对称分量法引入到内部故障的计算中。清华大学、华中科技大学、东南大学等高校在这方面也做了大量的研究工作,提出了多回路理论等分析方法,取得了很多具有理论意义和使用价值的研究成果[1,2,3,4,5,6,7,8,9]。

文献[10]采用多回路理论对同步电机的暂态过程作了系统的分析,多回路分析法的关键在于故障后回路参数的求取[11,12],目前常用的有气隙磁导法和有限元法。这里采用磁路的气隙磁导分析法来计算电机故障后各电感参数,分析了谐波的计入次数对电感参数计算的影响,并系统地分析了谐波的计入次数对定子绕阻内部故障仿真结果的影响。

1 多回路理论的数学模型

文献[13]给出了正常情况下多回路数学模型:

式中 U为由定子支路电压、转子阻尼回路电压以及励磁绕组电压构成的电压列矩阵;M为由定、转子绕组间的自感及互感构成的矩阵;I为由定子支路电流、转子阻尼回路电流以及励磁绕组电流构成的电流列矩阵;R为由定子支路电阻、转子阻尼回路电阻以及励磁绕组电阻构成的电阻矩阵;p为微分算子。

定子绕组内部故障后,回路发生变化,以发电机定子绕组每相有2条支路,短路发生在A相绕组的第1条支路上为例进行分析,支路与回路进行转换,可得到转换矩阵HC,即

对于其他情况可依此类推,故障情况不同,可得到不同的转换矩阵。

将式(1)两边左乘转换矩阵HC,即可得到:

发电机经过升压变压器与无穷大电网相连,将发电机的外部连接方程作为约束条件引入,并对式(2)进行化简即可得到:

发电机经升压变压器与无穷大电网相连时的电压方程化成矩阵形式,可分别得到HL、Hr以及U′,在Hr中同时加入了定子绕组短路时产生的过渡电阻的影响。

采用4阶龙格库塔解方程组[14],可得到故障后定子各支路电流的瞬态和稳态分量。

2 同步电机回路参数的气隙磁导计算法

采用多回路理论仿真的关键在于故障后回路参数的求取。这里采用气隙磁导计算法求取故障后各回路参数。多回路理论分析中用到的电磁参数并不是电机学中所指的d、q轴电抗和槽部、端部电抗,而是指把电机看作相互耦合的多个回路时各回路的自感系数和互感系数。在回路方程中所用的电机参数是回路(绕组)的自感、互感及电阻参数。这些电感系数具有3个特点[13]。

a.这些参数包括气隙磁场(基波磁场和谐波磁场)和漏磁场所对应的电感系数。由于故障时气隙谐波磁场作用很强,所以必须计及谐波磁场的作用。槽部和端部漏磁所引起的漏感系数将另行考虑。

b.由于转子的旋转,定、转子之间存在相对运动,使得定子绕组的电感系数,定、转子绕组之间的电感系数都是转子位置角的函数,是时变的参数。

c.对于隐极电机,气隙分布均匀,气隙磁导为常数。凸极机气隙不均匀,气隙磁导不是常数。

在进行电感参数计算时,电机回路的磁通从主磁通和漏磁通2个方面考虑,并有如下假设条件:不考虑铁磁饱和的影响,认为磁路的磁阻不随磁通密度的大小而变化;将铁心的磁阻归算到气隙中,即将气隙适当放大来考虑铁心磁阻的影响;不考虑气隙磁阻的齿谐波变化,用气隙的卡氏系数表征电机的齿槽效应;忽略磁滞和涡流等次要因素的影响。

采用文献[13]中的气隙磁导分析法计算故障后各回路的自感及互感参数,这里不再赘述。

3 谐波对故障后各回路电感参数计算的影响

同步电机正常运行时,通过绕组的分布、短距、槽形等措施,气隙磁场中空间谐波分量很小,但是当电机发生故障时,气隙磁场中的空间谐波明显增加。所以在进行电感参数计算时,皆考虑了磁场中的谐波。

为结合以后的电机分析与数据实测,文中以河海大学电气设备健康诊断实验室定做的模拟发电机的实际参数为例进行计算。为叙述方便,本节以符号px表示谐波极对数,等于谐波次数与极对数的乘积[11],在编写程序时,为使各变量之间有所区分,另外用px1表示定、转子单个线圈电感的谐波极对数,用pxsr表示定、转子间互感的谐波极对数。

3.1 计入不同谐波时定子绕组的电感

计入不同谐波次数时,定子绕组的电感将不相同。图1分别给出了谐波极对数px1为2及600的情况下,定子绕组单个线圈的自感及其与其他线圈之间的互感的变化情况。这里以定子绕组第18号线圈为例进行分析,线圈序号的选取具有任意性。图中纵坐标为定子线圈的电感Ls,横坐标为各线圈序号ns。

从图1中可以看出,随着谐波计入次数的变化,定子单个线圈的电感变化很大,谐波的影响很大,不容忽略。在不考虑谐波的影响时,定子单个线圈的电感呈曲线变化,峰值相对较小。当计及较高的谐波时,定子单个线圈的自感比它与其他线圈之间的互感大很多,具有明显的峰值。但是,不论是否计入谐波的影响,0轴上方的面积与0轴下方的面积相等,也从理论上说明了计算结果的正确性。

定子的每条支路就是由单个线圈组成,通过定子绕组的分布,即可以得到定子支路的电感。表1给出了不计谐波以及计入谐波极对数px1分别为2、14、40、600时电机定子支路的自感Ls和互感值Ms。

由表1可以看出,随着计入谐波极对数的增加,电机定子绕组的自感增加,当谐波极对数大于40时,定子的自感随谐波的增加很有限,取更高的谐波极对数当然可以得到更准确的结果,但对计算精度的提高已经不明显,故只需要选取合适的谐波计算次数即可。从表中同时也可以看到,定子绕组的互感随着谐波极对数的增加反而有所减少,当谐波极对数大于14时,定子绕组的互感随着谐波极对数的增加变化非常小。当计入足够的谐波极对数时,定子绕组的自感、互感基本趋于稳定。

3.2 计入不同谐波时转子绕组的电感

转子回路的电感与谐波的关系更大。定做的电机为隐极机,大小齿呈均匀分布。下面讨论转子阻尼绕组各回路之间的电感的关系,任意取转子阻尼绕组第10号回路进行仿真计算,其中横坐标为转子回路序号,纵坐标为对应的电感。这里回路的选取具有任意性,图2给出了谐波极对数px1分别为2和600时,转子阻尼绕组第10号回路自感及与其他各回路之间的互感示意图。图中,纵坐标为转子各阻尼回路的电感Lr,横坐标为各阻尼回路序号nr。

从图2中可以看出计入的谐波极对数对转子互感的计算有很大的影响:当计及较高的谐波时,转子阻尼回路的自感比不同回路间的互感大得多,具有显著的峰值,自感与互感值的分布呈尖顶波形;但不计谐波时,各阻尼回路的自感与互感的分布呈曲线波形,虽然阻尼回路的自感仍比互感大,但已远没有计及谐波时明显。当计及较高的谐波时,转子不同回路之间的互感均为负值,不相邻转子回路间的互感均相等;当不计及谐波时,各阻尼回路间的互感并不相等,有正有负。

表2给出了不计谐波以及计入谐波极对数分别为2、14、40、600时电机转子阻尼回路的自感Lr和互感Mr值。在计入谐波次数较低时,互感有正有负,这里以第10回路与第16回路的互感为例。

从表2中可见当计入谐波极对数为600时,自感变化已不再明显,计入谐波极对数为40时,互感则基本没有变化。变化规律与定子支路电感的变化规律相同。

3.3 计入不同谐波时定、转子绕组之间的互感

定子支路与转子回路之间的互感与它们的相对位置有关,同时也与计入的谐波极对数有关。图3给出了计入不同谐波极对数pxsr时,定子A相1绕组与转子阻尼绕组各回路的互感。图中纵坐标为定、转子间的互感Msr,横坐标为转子各阻尼回路序号nr。可以看出,当不计入谐波时,存在明显的误差,当计入14谐波极对数后误差很小,已经能够满足计算精度的需要。由于互感计算时间很长,为节省时间,通常计算互感的谐波极对数取到一定数值即可。

4 谐波对定子绕组内部故障分析仿真结果的影响

前面分析了计入谐波的次数对电感参数计算的影响,这里将进一步分析计入谐波极对数px对定子绕组内部故障分析仿真结果的影响。图4~6中px=2表示不考虑谐波的影响,px=600表示充分考虑谐波的影响。这里主要以A1绕组单个线圈匝间短路为例进行分析。

将正常时的多回路仿真结果与文献[15]采用模拟仿真方法对同步电机正常时的运行状态的仿真结果进行比较,可证实文中采用多回路模型仿真的正确性。而文献[15]采用d-q-n轴的坐标变换方法建立发电机的模型,此模型具有局限性,它只能仿真对称运行的状态,当定子绕组发生内部故障时,电机的空间结构不再对称,则文献[15]所建立的模型具有很大的局限性,而文中所建立的多回路模型则突破了上述不足,可以分析发电机的各种运行状态。

图4~6分别给出了A1绕组在发生单个线圈匝间短路的情况下,是否计入谐波对同步电机定子电流、阻尼绕组电流的影响。图4、5中(a)(b)表示不考虑谐波的情况,(c)(d)表示考虑谐波的情况,在定、转子绕组的自感计算中,谐波极对数计到600,定、转子绕组互感的计算中,谐波极对数计到14。

图4给出了正常及故障情况下,谐波的计入对定子绕组故障支路的启动电流的影响。从图中可看到在不计入谐波的影响时,故障前后定子电流基本没有变化;考虑谐波的影响后,故障后的电流出现了明显的锯齿波,且电流的幅值出现波动。同时在考虑谐波的影响后,电机进入稳态的时间变长,衰减变快。由于非故障支路电流的变化不如故障支路电流变化明显,这里不作分析。

图5为正常及故障情况下,谐波的计入对转子阻尼回路启动电流的影响。在考虑谐波的影响时,故障后的电流波形畸变增大,锯齿增多,故障特征比较明显。

图6为故障情况下,谐波的计入对定子中性点电流的影响。不论是否计入谐波的影响,正常时中性点电流的幅值都为0,故图中未列出;在考虑谐波的影响时,故障后中性点电流的幅值明显小于不考虑谐波时的情况。

通过上面的分析,得出如下结论:

a.谐波的计入对电流的幅值、波形、衰减速度都有着较大影响;

b.在不考虑谐波的影响时,故障前后各支路电流没有明显变化,故障特征量被弱化,进入稳态的时间较短;

c.在考虑谐波的影响后,故障前后各支路电流的波形出现了明显畸变,进入稳态的时间较长。

5 结论

首先,系统地分析了在进行同步电机各电感参数计算时计入谐波与否以及计入谐波次数的高低与各种电感计算结果的关系,在电感参数计算中必须考虑谐波的影响。并提出了工程中合理的谐波计算次数,这样既能保证计算精度,又可以使计算的工作量不至于太大,从而具有较快的计算速度。