Deteksjon av rotorfeil under drift i vannkraftgeneratorer

Abstract

Denne masteroppgaven har undersøkt hvordan rotorfeil kan oppdages i vannkraftgeneratorer ved å måle klemmespenning og ankerstrøm. Det ble gjennomført forsøk på en 100 kVA laboratoriegenerator med 14 poler der vindinger i feltviklingen kunne kortsluttes. Resultatene fra laboratorieforsøkene ble sammenlignet med resultater fra en numerisk modell laget i ANSYS Maxwell, der både kortslutning mellom vindinger i feltviklingen og eksentrisitet ble simulert. Det ble også utviklet analytiske modeller som beskrev vindingskortslutning i feltviklingen, statiske eksentrisitet, dynamiske eksentrisitet og vindingskortslutning i ankerviklingen. De analytiske modellene ga en god indikasjon på hvilke frekvenser som kunne forventes i spenningsspekteret til en bestemt generatortopologi. Resultatene fra de to modellene stemte til dels overens med resultatene fra den fysiske laboratoriegeneratoren. I visse henseender kan modellene brukes for å predikere frekvensspekteret en rotorfeil vil gi i ankerstrøm og klemmespenning, men det viste seg å være vanskelig å bedømme feilgraden med sikkerhet. Lave feilgrader var vanskelig å detektere. Store feilgrader av kortslutning i feltviklingen kan trolig oppdages ved å sammenligne resultatene med en numerisk eller analytisk modell. Oppdagelse av mer moderate feilgrader fordrer historiske data å sammenligne med. Eksentrisitetsfeil ble ikke eksplisitt testet på laboratoriegeneratoren, men målingene antydet at det både kunne være statiske og dynamisk eksentrisitet i laboratoriegeneratoren. Den statiske eksentrisiteten så ut til å forandre seg med varigheten av hvert enkelt forsøk, trolig på grunn av termisk ekspansjon. Det ble brukt to forskjellige oscilloskop. De tolket signalene noe forskjellig. Dette gjorde det vanskelig å sammenligne resultatene på tvers av oscilloskopene. Prøvene fra begge oscilloskopene viste de samme trendene. Frekvensspekteret til strøm og spenning ble analysert ved å bruke diskret Fouriertransformasjon (DFT/FFT). Signalet ble behandlet og manipulert på flere forskjellige måter for å undersøke hvilken effekt dette hadde på analysen. Fokuset lå på frekvensområdet null til 200 Hz, men forsøkene utelukker ikke at høyere frekvenskomponenter kan egne seg for deteksjon av rotorfeil. Det ble også tatt strøm- og spenningsprøver fra to vannkraftgeneratorer på 2.1 MW og 2.9 MW. Disse var, i motsetning til laboratoriegeneratoren, koblet til et stivt nett. Dette hadde innvirkning på resultatene. Instrumenteringen fungerte problemfritt. Det var enkelt å koble seg til eksisterende 110 V/5 A kontrollanlegg.

This master’s thesis investigates the possibility of detecting rotor faults by measuring current and voltage of the armature winding. A 100 kVA laboratory generator with the ability to short circuit the turns in the field winding was studied. The laboratory results were compared with results from a numerical model and several analytical models, that described inter-turn short circuits in the field winding, as well as static and dynamic eccentricity. The analytical models gave a valuable estimation of the frequency spectrum for specific generator topologies. The numerical and analytical models had there similarities and dissimilarities compared to the results from the laboratory generator. The models could be used to predict the faulty signatures to some extent, but it was hard to get a confident estimation of the fault severity. Faults of low severity were difficult to detect. Severe inter-turn short circuits in the rotor, however, can probably be easily detected. Detecting faults of moderate severity require historical data to compare with. Eccentricity was not explicitly tested, but the laboratory generator appears to have some eccentricity, both static and dynamic. The eccentricity seems to have changed over the testing period. Two different oscilloscopes were used. They recorded the signals differently. This made comparison between results from the different oscilloscopes problematic. The Discrete Fourier transform (DFT/FFT) was used to analyse the current and voltage frequency spectra. The signals were manipulated in different ways to investigate the effect on the analysis. The frequency range in focus was 0 to 200 Hz. Current and voltage samples from two hydroelectric power plants were investigated. The 2.1MW and 2.9MW generators were connected to a stiff grid, in contrast to the laboratory generator. The stiff grid had an impact on the results. It was fairly easy to take the voltage and current samples from the station control system.