Online condition monitoring of synchronous generator using shaft signals

Abstract

Nesten 100% av Norges elektrisitet produseres med vannkraft. Vannkraftprodusentene i Norge bruker i hovedsak generatorer av typen synkrongenerator med utpregede poler (SGUP). En sikker drift av disse generatorene er viktig for å ikke få uplanlagte stopp i produksjonen som kan føre til økning i produksjonskostnadene. Ulike feilsituasjoner som kan gi slike stopp bør unngås.

Noen av feilene som kan forekomme i en generator av denne typen kommer av forstyrrelser i det symmetriske fluksfeltet i akselen, som kan forårsake indusert spenning. Kontinuerlig måling av akselspenningen kan avsløre slike feil på et tidlig tidspunkt. Måling av akselspen- ning er en ikke-inngripende metode som brukes på ulike typer maskiner, men det har ikke blitt så mye brukt på SGUP. To vanlige feil på en SGUP er feil av typen statisk eksentrisitet og kortslutninger mellom vindingene i feltviklingen.

I denne oppgaven har det blitt undersøkt om måling av akselspenning kan brukes til å oppdage de to nevnte feiltypene, og også om det kan brukes til å avsløre alvorlighetsgraden av disse. Forsøk er gjort ved hjelp av Finite Element Modelling (FEM) og eksperimentelle målinger utført ved 100 kVA-generatoren som ligger i NTNUs Smart Grid laboratorium. For å kunne oppdage en frekvensstørrelse eller en tidsfrekvensstørrelsemønster, er signal- prosesseringsmetoder som Fast Fourier Transform (FFT) og Continues Walwet Transform (CWT) anvendt.

FEM-analyse av generatoren uten belastning avslørte at det er spesifikke frekvenser relatert til statisk eksentrisitet og kortslutninger mellom vindingene i feilutviklingen. I kortslutnin- gene mellom vindingene er sporingsfrekvensen den mest fremtredende komponenten, og den ser ut til å ha potensial til å skille mellom en kortslutning på 2, 9% på en pol og en normal situasjon. Det var også mulig å skille mellom 10% statisk eksentrisitet ved å se på 50 Hz- komponenten. CWT ser derimot ikke ut til å gi noen nyttig informasjon.

Laboratoriemålinger med belastning på maskinen avslørte at lasten påvirker akselspen- ningen. Det var imidlertid mer utfordrende å skille mellom 0 og 2, 9% kortslutning. Kon- klusjonen er at det er mulig å bruke akselspenning når det kjøres uten belastning, og å bruke variabilitet til spesifikke frekvenser.

Hydropower generators produce almost 100% of Norway’s electricity. The primary type of generator is the Salient pole synchronous generators (SPSG). A steady operation of the SPSGs in hydroelectric power plants is essential to avoid unplanned stoppages that can give substantial cost increases in the production. One of the factors that ensures a steady operation of the SPSGs is to avoid faults.

When a fault occurs in an SPSG, the symmetrical flux field in the shaft is disturbed, and this causes an induced voltage. A way to discover faults at an early stage, can be to continuously measure the shaft voltage. Shaft voltage is a non-invasive method that has been utilized on other types of machines, but not that much on SPSGs. Two prominent faults on the SPSG are Static eccentricity (SC) and Inter-Turn Short Circuit (ITSC).

This thesis investigates whether shaft voltage can be used to identify the two fault types SC and ITSC, and the severity of the fault(s). The investigation is done by Finite element modeling (FEM) and experimental measurement on the 100 kVA laboratory SPSG located in the NTNU smart grid laboratory. In order to reveal a frequency-magnitude or time- frequency-magnitude pattern the signal processing methods such as Fast Fourier transform (FFT) and Continues wavelet transform (CWT) have been used.

FEM analysis of the generator with no load revealed that there are specific frequencies related to SC and ITSC. In ITSC, the slotting frequency is the most prominent component, and it seems to have the potential to distinguish between an ITSC of 2.9% on one pole and a healthy situation. It was also possible to distinguish between 10% static eccentricity by looking at the 50 Hz component. CWT, on the other hand, seems to not give any useful information.

Laboratory measurements with a load on the machine did reveal that the load impacts the shaft voltage. However it was more challenging to distinguish between 0 and 2.9% ITSC. The conclusion is that it is possible to use shaft voltage while running in no-load or use the variability of specific frequency.