| dc.description.abstract | Ved normal stans av synkrongeneratoren blir først effektbryteren koblet ut, og med sikker utmelding fra effektbryter legger feltbryteren ut. På denne måten blir synkrongeneratoren raskere avmagnetisert, grunnet vekselretting. Ved feil i anlegget legger effektbryter og feltbryter ut samtidig. Når dette skjer, vil ikke synkrongeneratoren kunne nytte seg av vekselretting og strømmen blir utladet i en utlademotstand. Dersom effektbryteren ikke løser ut mens feltbryteren løser ut vil generatoren risikere asynkron drift, dette kan være skadelig for generatoren.
Rapporten er i hovedsak bygd opp i tre deler. Del én er et laboratorieforsøk som fokuserer på konsekvensene av asynkron drift og når dette oppstår. Del to er simulering som ser nærmere på utkobling av feltet og hvordan verdiene for strøm, spenning, aktiv effekt, reaktiv effekt og turtall oppfører seg. Her vil det i tillegg bli sett på forsinkelser av utkobling av feltbryteren. Siste del inneholder feilstatistikk fra Statnett og vurdereringer av denne statistikken opp mot hvilke vern og vernfunksjoner som er relevante for forsinket utkobling av feltbryter.
Ved laboratoriet ble det funnet ut at synkronmaskiner med utpregede poler vil kunne driftes synkront selv om feltet har blitt koblet ut, men dette gjelder bare ved lave pådrag. Grunnen til dette er fordi synkronmaskiner med utpregede poler har et reluktansmoment som er uavhengig av feltstrømmen. Reluktansmomentet vil da holde generatoren synkron. For synkrongeneratoren på 1kW ved laboratoriet, holdt generatoren seg synkron helt opp til omtrent -3,0Nm. Selv om den er synkron, trekker den store mengder reaktiv effekt når feltet ikke er inne. Dersom pådraget øker nok til at reluktansmomentet ikke greier å holde generatoren synkron, vil maskinen gå over til asynkron drift og turtallet vil akselerere. Dette vil medføre pendlinger i effekten. Dette skjedde med pådrag over -3,0Nm, ca. -3,5 til -4,0Nm. I motsetning til maskin med upregede poler har ikke maskiner med sylindrisk rotor noe reluktansmoment som hindrer asynkrondrift ved lave pådrag. Dersom feltstrømmen fjernes, vil den uansett pådrag gå over til asynkron drift.
Det er bygget en simuleringspakke basert på tre modeller. En nettmodell, der utgangspunkt for effektflyt og ønsket innmating fra maskinen stilles. Nettmodellen ordner en spenning og vinkel som føres inn i neste modell, maskinmodellen, her settes frekvens, spenning, effekt, turtall, effektfaktor og reaktanser inn. Siden det ikke er tilgang til magnetiseringskretsen i denne modellen, må elektriske parameter hentes ut fra denne, og settes inn i neste modell, som er rå-data modellen. Her er det tilgang til magnetiseringskrets, og det er satt opp fem bryte-funksjoner. Disse brytefunksjonene representerer at jordfeil legges inn, effektbryter legges ut, ulineær motstand legger inn, feltbryter legges ut og at regulatorer setter referanser til null. Med denne pakken ser vi hva som skjer med maskinen sine effekter, spenning og turtall ved jordfeil på en fase, både ved å ha den på lavspent side og i et annen situasjon på høyspent side. I feilsituasjonen trekker transformatoren reaktiv effekt, turtallet går ned, dette gjør at transformator går i metning. Det er målt og sett på feltspenning og feltstrøm. Her er det sett at ved en feilsituasjon så vil regulatorer justere opp spenning for å kompensere for skjeve spenninger i fasene. Da øker feltstrømmen, og feltbryteren må bryte en høyere strøm enn nominell drift strøm hvis den legger ut rett etter effektbryter. Siden regulatorer kjører seg ned til null i det effektbryteren går, viser at feltstrømmen vil synke etter en tid, og da kan det være mer hensiktsmessig å legge ut feltbryter.
Bryting av feltet selv om effektbryter ligger inne er også simulert i denne pakken, her blir det observert at maskinen klarer å holde seg stabil ved lave pådrag, selv om feltet blir tatt. Ved høyere pådrag vil maskinen få problemer med utkoblet felt. Levert effekt begynner å svinge, og maskinen kan gå over i asynkron drift.
Analyse av feilstatestikk ble brukt for å kartlegge de mest vanlige driftsforstyrrelsene i vannkraftverk. Feilstatestikken ble innhentet fra Statnett sine nettsider og ved forespørsel på e-post. Feilstatestikken inneholdt to diagrammer, en med informasjon om antall driftsforstyrrelser fordelt på årsak ved produksjonsanlegg, og en med informasjon om antall driftsforstyrrelser fordelt på anleggsdel i vannkraftverk. Sistnevntes figurdata ble videre brukt til en tabell over de hyppigste driftsforstyrrelsene uavhengig av anleggsdel i perioden 2019 til 2021. De syv hyppigste driftsforstyrrelsene ble nærmere diskutert i en diskusjonsdel, med tanke på utløsemetode. En studie fra BC Hydro ble brukt som grunnlag for diskusjonen rundt bruk av forsinket utkobling av feltbryter med vekselretting. Med studiet som grunnlag ble det i denne rapporten konkludert med at alle driftsforstyrrelser, som ikke hindrer sikker vekselretting, anbefales å bruke forsinket utkobling av feltbryter med vekselretting fordi denne metoden gir raskest avmagnetisering av generator. | |
| dc.description.abstract | During normal stop of the synchronous generator the circuit breaker is disconnected, and with “safe disconnect confirmation” from the circuit breaker, the field breaker is disconnected. Using this method, the synchronous generator is demagnetized faster, due to use of inversion. In the event of a fault in the system, both the circuit breaker and the field breaker, switches off at the same time. The synchronous generator will not be able to take advantage of inversion and the current will be discharged through a discharge resistor. If the circuit breaker does not trip while the field breaker trips, the generator will risk asynchronous operation, this can be harmful for the generator.
The report does mainly consist of three parts. The first part is a laboratory experiment that focuses on the consequences of asynchronous operation and when this occurs. The second part is a simulation that looks more closely at switching off the field and how the values for current, voltage, active power, reactive power, and RPM. In addition to delays in switching off the field breaker. The last part contains error statistics from Statnett and assesses these statistics against which protection and protection functions are relevant for delayed switch-off of the circuit breaker.
At the laboratory, it was found that synchronous machines with distinct poles can be operated synchronously even if the field has switched off, but only at low torque. This is because synchronous machines with pronounced poles have a reluctance torque that is independent of the field current, which will keep the generator synchronous. For the 1kW synchronous generator at the laboratory, it was up to approximately -3Nm that the generator remained synchronous. Although synchronous, it draws large amounts of reactive power when the field is not inside. If the application increases enough that the reluctance torque fails to keep the generator synchronous, the machine will switch to asynchronous operation and the RPM will accelerate. This will result in fluctuations in power. This happened with applications above -3.0Nm, approx. -3.5 to -4.0Nm. Unlike machines with unpolished poles, machines with a cylindrical rotor do not have any reluctance torque that prevents asynchronous operation at low applications, so if the field current is removed, it will switch to asynchronous operation regardless of the application.
A simulation package based on three models has been built. A network model, where the starting point for power flow and the desired input from the machine is set. The voltage obtained from the mains model is entered into the next model, the machine model, where frequency, voltage, power, RPM, power factor and reactances are set. Since one does not have access to the excitation circuit in this model, electrical parameters must be retrieved from this, and inserted into the next model, the raw data model. Where it is access to the excitation circuit, and five switching functions have been set up. These switch functions represent that an earth fault is connected, circuit breaker disconnects, non-linear resistance is connected, field breaker is disconnected and that regulators set references to zero. With this package, we see what happens to the machine's effects, voltage, and RPM in the event of a ground fault in a phase, both by having it on the low voltage side and in another situation on the high voltage side of the transformer. In the fault situation, the transformer draws reactive power, the RPM decreases, this causes the transformer to saturate. It is measured and looked at field voltage and current. Here it is seen that in the event of a fault situation, regulators will adjust up voltage to compensate for skewed voltages in the phases. Then the field current increases, and the field breaker must break a higher current than nominal operating current, if it lays out directly after the circuit breaker. Since regulators run down to zero as the circuit breaker runs, it shows that the field current will decrease after a while, and then it may be more appropriate to lay out the field breaker.
Breaking the field even if the circuit breaker is connected, is also simulated in this package, here you see that the machine manages to remain stable at low torque, even if you take the field. At higher torque, the machine will have problems with the disconnected field. Delivered power starts to fluctuate and the machine may go into asynchronous operation.
Analysis of fault statistics was used to map the most common operational disturbances in hydropower plants. The error statistics contained two diagrams, one with information on the number of operational disruptions by cause of production plant, and one with information on the number of operational disruptions distributed by plant part in hydropower plants. The latter figure data were further used for a table of the most frequent operational disruptions independent of the construction part in the period 2019 to 2021. The seven most common operational disruptions were discussed in more detail in a discussion part, with a view to the trigger method. A study from BC Hydro was used as a basis for the discussion about the use of delayed disconnection of field breakers with alternating correction. Based on the study, it was concluded in this report that all operational disturbances, which do not prevent safe alternating rectification, are recommended to use delayed disconnection of the field breaker with alternating rectification as this method provides the fastest demagnetization of the generator. | |
