«Санкт-Петербургский государственный электротехнический университет
«ЛЭТИ» им. В.И.Ульянова (Ленина)»
(СПбГЭТУ “ЛЭТИ”)
Направление
13.04.02 «Электроэнергетика и
электротехника»
Автоматизированные электромеханические комплексы и системы
Электротехники и автоматики
РАПС
Профиль
Факультет
Кафедра
М.П. Белов
ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА
МАГИСТРА
ТЕМА: Разработка метода оценки состояния обмоток силовых
трансформаторов на основе исследования их параметров
Студентка
0403
И.Е. Ерошенко
подпись
Руководитель
Консультанты
Г.В. Комарова
к.т.н., доцент
(Уч. степень, уч. звание)
подпись
Л.П. Козлова
к.т.н., доцент
(Уч. степень, уч. звание)
подпись
А.Н. Иванов
к.т.н., доцент
(Уч. степень, уч. звание)
подпись
Санкт-Петербург
2016
15
К защите допустить
Зав. кафедрой
2
ЗАДАНИЕ
НА ВЫПУСКНУЮ КВАЛИФИКАЦИОННУЮ РАБОТУ
Утверждаю
Зав. Кафедрой РАПС
____________ М.П. Белов
«___»______________2016г.
Студентка
Ерошенко И.Е
Группа 0403
Тема работы: Разработка метода оценки состояния обмоток силовых трансформаторов на основе исследования их параметров
Место выполнения ВКР: кафедра РАПС
Исходные данные (технические требования):
Исследуемый объект: силовой трансформатор. Диагностические признаки и
контролируемые параметры ТР
Содержание ВКР:
Введение. 1.Обзор литературы по вопросам, рассматриваемым в диссертации. 2.Выбор метода построения диагностической модели и параметров для
оценки состояния обмоток ТР. 3.Измерение и допустимые уровни отклонений контролируемых параметров. 4.Разработка диагностической модели обмоток ТР. 5. Практическое использование метода оценки состояния обмоток
ТР. 6. Анализ требований нормативных документов к «состоянию обмоток»
трансформаторов. Заключение. Список литературы.
Перечень отчетных материалов: иллюстративный материал; магистерская
диссертация; презентация; отзыв руководителя и рецензия.
Дополнительные разделы: Специальные вопросы обеспечения безопасности
Дата выдачи задания
«15» марта_2016г.
Студентка
Руководитель
Дата представления ВКР к защите
«7» июня 2016 г.
И.Е. Ерошенко
к.т.н., доцент
(Уч. степень, уч. звание)
Г.В. Комарова
3
КАЛЕНДАРНЫЙ ПЛАН ВЫПОЛНЕНИЯ
ВЫПУСКНОЙ КВАЛИФИКАЦИОННОЙ РАБОТЫ
Утверждаю
Зав. Кафедрой РАПС
____________ М.П. Белов
«___»______________2016г.
Студентка
Ерошенко И.Е
Группа
0403
Тема работы: Разработка метода оценки состояния обмоток силовых трансформаторов на основе исследования их параметров
№
Наименование работ
п/п
1 Обзор литературы по теме работы
Составление диагностической модели по выбранным
2
параметрам
Проведение опытов с использованием разработанной
3
модели
4 Разработка рекомендаций по эксплуатации
5 Оформление пояснительной записки
6 Оформление иллюстративного материала
Студентка
Руководитель
Срок выполнения
Апрель 2016
Апрель 2016
Апрель 2016
Май 2016
Май 2016
Май 2016
И.Е. Ерошенко
к.т.н., доцент
(Уч. степень, уч. звание)
Г.В. Комарова
4
Реферат
Пояснительная записка 80 с., 6 ч., 25 рисунков, 16 табл., 32 источника,.
НЕИСПРАВНОСТИ;
ОТКАЗ;
КОНТРОЛИРУЕМЫЕ
ПАРАМЕТРЫ;
ДИАГНОСТИКА; ДИАГНОСТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ; МЕТОДИКА.
Объектом исследования является энергетическое оборудование (трансформатор), функционирующее на большинстве электростанций, для которого
проводят мониторинг наиболее важных эксплуатационных параметров.
Цель работы – разработка методики оценки и прогнозирования состояния обмоток трансформатора на основе контролируемых параметров.
Для достижения поставленной цели решены следующие задачи: изучены
типовые структуры и средства технического диагностирования; выявлены основные неисправности трансформатора; определены контролируемые параметры; рассмотрены виды испытаний трансформатора в зависимости от неисправностей и поход к составлению диагностических моделей; составлена модель
диагностирования состояния обмоток ТР; разработаны рекомендации к диагностической модели.
5
Abstract
The explanatory note 80 p., 6 c., 25 figures,16 tables, 32 sources.
RELIABILITY; FAILURE; CONTROL PARAMETERS; STRUCTURAL;
DIAGNOSTIC MODEL ; METHODS .
The object of research is the energy equipment (transformer), operating in most
power plants which are monitoring the most important operational parameters.
The aim of a master’s thesis is to develop methodology for assessing and forecasting the state of the transformer windings based on the monitored parameters.
To achieve this goal following tasks: typical studied the structure and technical
diagnostics tools; the basic fault of the transformer; identified controlled parameters;
the types of transformer testing, depending on the fault and a trip to the preparation of
diagnostic models; the model of diagnosing the state of transformer windings; developed recommendations.
6
Оглавление
Список допустимых сокращений .......................................................................... 7
Введение ................................................................................................................... 8
1 Обзор литературы по вопросам, рассматриваемым в
диссертации………………………………………………………………………10
2 Выбор метода построения диагностической модели и параметров для
оценки состояния обмоток трансформатора ...................................................... 32
2.1 Анализ неисправностей обмоток и построение схемы причинноследственных связей ............................................................................................. 32
2.2 Выбор и характеристика контролируемых параметров .............................. 37
3 Измерение и допустимые уровни отклонений контролируемых
параметров………………………………………………………………………..40
4 Разработка диагностической модели обмотки трансформатора ................... 50
4.1 Методика оценки состояния обмоток ........................................................... 50
4.2 Разработка блок-схемы этапов диагностирования ...................................... 51
4.3 Построение ориентированного графа ........................................................... 55
5 Практическое использование метода оценки состояния обмоток
трансформатора ..................................................................................................... 58
5.1 Обработка результатов измеренных параметров и
постановка диагноза.............................................................................................. 58
5.2 Разработка рекомендаций по применению метода...................................... 64
6 Анализ требований нормативных документов к «состоянию обмоток»
трансформаторов ................................................................................................... 68
Заключение ............................................................................................................ 77
Список литературы ............................................................................................... 78
7
Список допустимых сокращений
ВН – высшее напряжение;
ДМ – диагностическая модель;
КЗ – короткое замыкание:
НН – низшее напряжение;
ОД – объект диагностирования;
ПУЭ – правила устройства электроустановок;
РПН – регулирование под нагрузкой;
СД – система диагностирования;
СЕ – структурная единица;
СН – среднее напряжение;
СТД – средства технического диагностирования;
ТР – трансформатор;
ТСД – технические средства диагностирования;
ХХ – холостой ход;
ЧО – человек-оператор;
ЧР – частотные разряды;
ЭВМ – электронно-вычислительная машина;
ЭО – электрооборудование;
ЭТС – электротехнические системы.
8
Введение
Вопрос определения состояния трансформаторов с каждым днем становится всё более актуальным и прямо пропорционален динамике износа парка
оборудования, которое находится в эксплуатации. В настоящее время около
60% действующего оборудования отработало свой эксплуатационный срок, и
требует замены. На сегодняшний день, 40% трансформаторного оборудования
имеет средний возраст от 18 лет, и требуют проведение капитального ремонта.
Незамедлительная, полная оценка состояния трансформатора дает возможность
продолжать его эксплуатацию, проведение диагностики позволяет избежать не
только финансовых затрат, но и потерь, связанных с аварийным отключением
электроснабжения.
Для продления срока жизни трансформатора, а также, его дальнейшего
эксплуатирования необходимо точное и своевременное диагностирование, то
есть определение технического состояния.
Техническая диагностика как область знаний, занимается теорией, методами и средствами обнаружения и поиска дефектов, под которыми следует
понимать любое отклонение характеристик объекта от заданных. Установление
несоответствия параметров и характеристик объекта – одна из задач диагностирования.
В настоящее время развиваются и внедряются в различные области деятельности современные сложные электротехнические системы (ЭТС.
Повышенные требования к надежности, безотказности и безопасности
эксплуатации сложных электротехнических систем обуславливают разработку
и применение новых методов и средств их контроля.
Методы диагностирования разнообразны, но особый интерес возникает к
моделированию с использованием графов. Граф-модель, построенная с использованием теории графов позволяет проводить анализ и диагностику оборудования, упрощает анализ и делает информацию визуально восприимчивой. В ра-
9
боте под граф - моделью понимается класс граф объектов, имеющих вид помеченных графов, с заданным на нем отношением эквивалентности.
Цель магистерской диссертации: разработка метода оценки состояния
обмоток силовых трансформаторов на основе исследования их параметров.
Задачи, рассматриваемые в диссертации:
• обзор литературы по построению диагностических моделей;
• анализ причин потери работоспособности трансформатора;
• выбор контролируемых параметров диагностической модели;
• обработка данных измерений параметров.
• определение зависимости между параметрами и типом дефекта;
• выбор метода построения диагностической модели;
• создание граф-модели для обмоток силовых ТР;
• разработка рекомендаций для работы с диагностической моделью.
10
1 Обзор
литературы
диссертации
по
вопросам,
рассматриваемым
в
Одним из наиболее распространенных электротехнических устройств является трансформатор (ТР), который представляет собой электромагнитное
устройство, с двумя, а также более индуктивно связанными обмотками и предназначенное для преобразования одной (первичной) системы переменного тока
в другую (вторичную) систему переменного тока.
Трансформаторы находят широкое применение в энергетике, измерительной технике и быту.
Трансформаторы классифицируются по следующим признакам:
-по виду охлаждения - с воздушным (сухие трансформаторы) и масляным
(масляные трансформаторы) охлаждением;
-по числу фаз - однофазные, трехфазные и многофазные;
-по форме магнитопровода - стержневые, броневые, бронестержневые;
-по числу обмоток - одно-, двухобмоточные и многообмоточные;
Обмотки трансформаторов различаются взаимным расположением на
стержне, направлением и способом намотки, числом витков, классом напряжения, схемой соединения концов обмоток между собой [8, 10].
-по величине выходного напряжения - повышающие, понижающие, разделительные.
Силовые трансформаторы применяются в: системах передачи и распределения электроэнергии, для установок со статическими преобразователями при
преобразовании переменного тока в постоянный (выпрямители) или постоянного в переменный (инверторы), а также для получения требуемых напряжений в
цепях управления электроприводами [10, 11].
В диссертации объектом диагностирования выбран силовой трёхфазный
трехобмоточный трансформатор
(рисунок 1.1),Трансформатор, имеющий
три основные гальванически не связанные обмотки. К первичной обмотке подводится электрическая энергия, а вторичные обмотки связанны с потребителем.
11
Рассматриваемый силовой стержневой трансформатор имеет трехфазные
обмотки - высшего (ВН), среднего (СН) и низшего (НН) напряжения, в каждую
из которых входят по три фазные обмотки, или фазы. Таким образом, трехфазный трансформатор имеет девять независимых фазных обмоток и 18 выводов с
соответствующими зажимами, причем начальные выводы фаз обмотки высшего
напряжения обозначают буквами A, B, С, конечные выводы - X, Y, Z, а для аналогичных выводов фаз обмотки низшего напряжения применяют такие обозначения: a,b,c,x,y,z.
Рисунок 1.1 - Трехфазный трансформатор
Кроме обмоток основной функциональной частью трансформатора является магнитопровод, предназначенный для прохождения магнитного потока.
По роду изоляции и охлаждения трансформаторы подразделяются на
масляные, с негорючим заполнением и сухие.
Необходимость определения состояния трансформаторного оборудования
появилась при создании первых трансформаторов закрытого типа (масляных
трансформаторов). Для того чтобы осмотреть какой-либо внутренний узел,
12
надо было произвести отключение, слить масло, выполнить контрольные измерения и затем снова залить масло. Все это необходимо выполнять с соблюдением многочисленных правил, иначе перед включением потребуется еще и
сушка трансформатора. Когда
трансформаторов,
началась массовая эксплуатация масляных
ремонты со вскрытием предписывалось производить как
можно чаще. Связанные с этим неудобства и трудности заставили искать и развивать такие методы контроля состояния трансформатора, которые не требовали бы вскрытия и слива масла. К тому же было замечено, что чем чаще без особой на то нужды трансформатор вскрывается, тем более вероятным становится
его повреждение. Под диагностикой трансформатора понимается система мероприятий, проводимых с помощью различных технических средств, проверки и
оценки состояния трансформаторов. Могут использоваться простейшие визуальные, механические, физические, химические и другие способы контроля состояния, а также их комбинации. Например, увлажнение трансформаторного
масла может быть определено по изменению цвета индикаторного силикагеля
или путем химического анализа. Наличие частичных электрических зарядов в
масле или твердой изоляции может быть определено непосредственным измерением с помощью индикатора частичных разрядов либо при хромотографическом анализе растворенных в масле газов. Обычно для практических целей из
всех возможных способов контроля того или иного параметра выбирают простейший, и лишь для более тщательной проверки, уточнения места и характера
дефекта применяют более сложные способы.
Контроль состояния трансформатора носит комплексный характер.
Обычно он начинается еще на стадии изготовления. Именно тогда проверяют
качество изоляционных и активных материалов, отдельных деталей и узлов, качество сборки. Готовый трансформатор подвергают комплексной проверке на
испытательной станции завода-изготовителя, оснащенной всеми необходимыми средствами диагностики. При транспортировке трансформатора осуществляют контроль его герметичности, а в некоторых случаях и контроль за воздействием механических усилий. Прибывший трансформатор также требует кон-
13
троля его состояния, как при хранении, так и в процессе монтажа в соответствии с руководящими техническими материалами "Трансформаторы силовые.
Транспортирование, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию". После окончания монтажа перед вводом в эксплуатацию с целью диагностики состояния трансформатор испытывается в объеме, предусмотренном «Правилами
устройств электроустановок» (ПУЭ).
Однако наибольший объем работ по проверке состояния трансформаторов осуществляется в процессе эксплуатации. В дальнейшем рассмотрим применяемые способы контроля состояния обмоток трансформатора и особо остановимся на том, как по полученным результатам оценить состояние трансформатора и сделать вывод о возможности его последующей эксплуатации.
Основными эксплуатационными требованиями являются электрическая и
механическая прочность и нагревостойкость как обмоток, так и других частей и
всего трансформатора в целом. Изоляция обмоток и других частей трансформатора должна выдерживать без повреждений коммутационные и атмосферные перенапряжения, которые могут возникнуть в сети, где трансформатор будет работать. Механическая прочность обмоток должна гарантировать их от
механических деформаций и повреждений при токах КЗ., многократно превышающих номинальный рабочий ток трансформатора. Нагрев обмоток и других
частей от потерь, возникающих в трансформаторе при нормальной работе и КЗ
ограниченной длительности, не должен приводить изоляцию обмоток и других частей, а также масло трансформатора к тепловому износу или разрушению
в сроки более короткие, чем обычный срок службы трансформатора (20—25
лет). Общие эксплуатационные требования, предъявляемые к трансформаторам
и их обмоткам, регламентированы соответствующими стандартами ГОСТ на
силовые трансформаторы общего назначения, на различные специальные
трансформаторы, на электрические испытания изоляции трансформаторов.
Практически электрическая прочность изоляции обмоток достигается правильно-разработанной конструкцией, правильным выбором изоляционных промежутков и изоляционных материалов и прогрессивной технологией обработки
14
изоляции. Требование механической прочности обмотки удовлетворяется путем тщательного расчета поля рассеяния, т. е. правильного выбора типа и конструкции обмотки и расположения ее витков и катушек с таким расчетом, чтобы возникающие в этой обмотке механические силы были по возможности меньшими, а механическая стойкость возможно большей [4, 5, 6].
Основные элементы трансформатора и причины отказов приведены на
рисунке 1.2. Рисунок 1.2 представляет собой схему причинно-следственных
связей элементов конструкции трансформатора и его диагностических признаков.
На основе эксплуатационных данных можно выделить следующие причины потери работоспособности ТР:
- повышенный нагрев трансформатора, вызванный нагревом металлических частей, вихревыми потоками, перегрузками и перенасыщением магнитопровода, их старением;
- нарушение изоляции между элементами конструкции;
- увлажнение изоляции;
- наличие газа в масле в процессе газовыделения в местах повышенного
нагрева или повышенной напряженности электрического поля (частичные разряды);
- старение изоляции под действием катализаторов, кислорода и электрического поля;
15
Рисунок 1.2 – Схема причин отказов
16
-частичные деформации обмоток при КЗ;
- витковые замыкания обмоток;
- увлажнение вводов;
- частичные разряды в изоляции.
В результате многолетней эксплуатации трансформаторов установлены
типичные виды повреждений основных элементов трансформатора. Статистика
показывает, что две трети повреждений возникают в результате неудовлетворительного ремонта, монтажа и эксплуатации, а одна треть — вследствие заводских дефектов.
Для магнитопровода при наличии дефекта в листовой изоляции возможен
перегрев, вызываемый вихревыми токами. В случае конденсации влаги на поверхности масла она попадает на верхнее ярмо, проникает между пластинами
активной стали в виде водомасляной эмульсии, разрушает межлистовую изоляцию и вызывает коррозию стали. По этим причинам ухудшается состояние
масла, то есть понижается температура вспышки, повышается кислотность и
увеличиваются потери холостого хода.
Наиболее характерным видом повреждений в обмотках трансформатора
является витковое замыкание. Причиной его может быть разрушение изоляции
из-за старения вследствие её естественного износа или из-за продолжительных
перегрузок трансформатора при недостаточном охлаждении обмоток. Нарушение изоляции витков может произойти так же вследствие механических повреждений при КЗ. Признаками витковых замыканий являются повышенный
нагрев и различие в сопротивлениях фаз постоянному току.
Перечисленные повреждения вызывают разложение масла и выделение
газа, что приводит к срабатыванию газовой защиты. Так же о характере повреждения можно судить по результатам химического анализа газа.
Один из важнейших методов оценки состояния трансформатора - хромотографический метод, который оценивает содержание растворенных в масле
газов установлены связи между выделяемыми в масло газами и причинами их
появления.
17
Например, выделение водорода (Н2) свидетельствует о наличие в ТР искровых и дуговых частичных разрядов; ацетилена (С2Н2) – о наличии электрической дуги и искрения; этилена (С2Н4) – о местных нагревах масла; метана
(СН4) – о местных нагревах изоляции или о сопровождающих нагрев частичных
разрядах; этана (С2Н6) – о местных нагревах масла и изоляции в пределах
573…673 К; оксида и диоксида углерода (СО, СО2) – о старении и увлажнении
масла и твердой изоляции.
В магистерской работе рассматриваются неисправности и контролируемые параметры обмоток.
Оценка состояния обмоток проводится методами технического диагностирования.
Процесс диагностирования обычно начинается после обнаружения отклонений в поведении объекта во время проведения штатных или нештатных
проверок его состояния. О наличии такого отклонения свидетельствует сравнение текущих значений контролируемых параметров с их эталонными значениями, которые устанавливают технической документацией, по результатам приемочных испытаний или на основе статистического анализа данных.
Диагностирование может осуществляться различными методами, включающими совокупность операций и действий, приводящих к заключению о состоянии объекта [2, 3, 14].
В ходе технического диагностирования решаются задачи контроля работоспособности объекта, поиска места и причин неисправности и прогнозирования изменения его состояния.
Для оценки технического состояния объекта необходимы критерии, которые в основном являются параметрами объекта. Критерии связаны с неисправностями объекта. Основные и дополнительные параметры должны соответствовать требованиям, обусловленным технической документацией на объект. Если
они соответствуют техническому заданию и техническим условиям, то объект
функционирует штатно.
18
Диагностирование оборудования может осуществляться разными способами. Системы диагностирования,
В общем виде система диагностирования (СД) включает три основных
элемента: объект диагностирования (ОД), средства технического диагностирования (СТД) и человека-оператора (ЧО), рисунок 1.3 [2, 3, 16].
Рисунок 1.3 – Схема диагностирования
Объекты диагностирования могут подразделяться на непрерывные, состояния которых можно описать непрерывно во времени дифференциальными
или алгебраическими уравнениями, дискретные и гибридные, представляющие
собой комбинацию непрерывных и гибридных устройств.
Объект должен иметь диагностическое обеспечение, включающее диагностические признаки неисправностей, контролируемые параметры, алгоритмы и средства обнаружения повреждений.
Оператор (ЧО) может в разной степени влиять на процесс диагностирования, отсюда система диагностирования может быть ручной, автоматической и
автоматизированной.
Оператор, как любой элемент системы, обладает таким показателем как
надежность, которая может изменяться в широком диапазоне. Работа оператора
зависит от присущих ему свойств и органов (зрение, слух, центральная нервная
19
система, память, речь, органы движения), а также от условий, в которых он оказался (внешние факторы).
Системы технического диагностирования включают в себя программные
средства, ремонтно-эксплуатационную документацию и технические или аппаратурные средства.
Программные средства, это пакеты программ и алгоритмов.
Ремонтно-эксплуатационная документация представляет собой таблицы
дефектов и ремонтные схемы, в которых изображены вид сигналов в различных контрольных точках, и приведено структурное разбиение системы на
функциональные узлы [2, 3, 16].
Технические средства диагностирования (ТСД) – это прибор или система,
с помощью которых осуществляется сам процесс диагностирования.
Построение ТСД во многом определяется задачами, которые решаются в
процессе диагностирования: контроль работоспособности, поиск причины и
места неисправности и прогнозирование дальнейшего состояния.
ТСД подразделяются на активные и пассивные; встроенные и внешние;
по способу обработки информации: последовательного, параллельного и смешанного действия; универсальные и специализированные.
Различают два вида диагностирования: рабочее и тестовое.
Диагностическая модель, разработанная в магистерской работе, предназначена для рабочего диагностирования.
Типовые структурные схемы систем рабочего диагностирования представлены на рисунках 1.4 и 1.5. На рисунке 1.4, диагностирование осуществляется для объекта непрерывно функционирующего.
ТСД выполняет пассивную роль в диагностировании: осуществляют
20
Рисунки 1.4 и 1.5 – Системы рабочего диагностирования
приём и переработку полученной информации от объекта. Оператор не имеет
прямого контакта с объектом диагностирования.
Объект диагностирования получает рабочие сигналы, непрерывно ведется
их обработка. ТСД, которые играют пассивную роль, перерабатывают информацию и передают оператору, который не может влиять непосредственно на
объект диагностирования, например из-за большой удаленности ОД от ЧО. Это
диагностирование чаще всего в энергетике.
Работу таких объектов диагностирования невозможно прерывать.
Вторая структурная схема рабочего диагностирования, рисунок 1.5, характерна для ОД, диагностируемых в специальном режиме, в интервале времени между использованием объекта по назначению.
Оператор имеет доступ для включения объекта диагностирования и соответствующих переключений при диагностировании. В такой структуре объект диагностирования не участвует в рабочем процессе.
При тестовом диагностировании структура СД представлена схемами рисунков 1.6 и 1.7, где ТСД-1 – активные средства, генераторы тестовых воздействий, которые по заданной программе вырабатывают специальные сигналытесты, поступающие в ОД и вызывающие его реакцию.
Тестовые воздействия могут повторять рабочие сигналы, поступающие
обычно в ОД при его использовании, или быть особенными, предназначенными
только для диагностирования.
21
ТСД-2 – пассивные средства, которые воспринимают и перерабатывают
информацию с объекта.
.
Рисунок 1.6 – Схема тестового диагностирования без связи ОД и ЧО
На рисунке 1.6, ТСД 1 и ТСД 2 связаны между собой, что позволяет согласовать режимы их работы: время включения и выключения, параметры тестовых сигналов, уровни схем сравнения. ЧО не имеет контакта с ОД, его
функции сводятся к управлению ТСД 1 и к восприятию с ТСД 2 информации о
состоянии объекта допускающего перевод в специальный режим диагностирования, но расположенного в труднодоступном месте.
На рисунке 1.7 приведена ещё одна структура СД при тестовом диагностировании оборудования. Оператор может управлять ОД (сплошная линия).
В этом случае, к ОД имеется свободный доступ. Возможность доступа к
ОД позволяет установить связь между ТСД 1 и ТСД 2.
Оператор также может непосредственно снимать информацию о состоянии ОД, что повышает достоверность диагноза и упрощает средства диагностирования.
Рисунок 1.7 – Схема тестового диагностирования с дополнительным контролем ЧО
22
Пассивные ТСД выполняют анализ информации о состоянии оборудования, для чего воспринимают, обрабатывают и оценивают диагностические признаки [3, 16].
Выбор диагностических признаков и параметров трансформатора можно
осуществить, построив схему причинно-следственных связей (рисунок 1.8) и
таблицу неисправностей, таблица 1.
23
Рисунок 1.8 – Связь возможных неисправностей и контролируемых параметров
24
Таблица 1 Неисправности и контролируемые параметры трансформатора
25
Диагностирование проводится на всех этапах жизненного цикла ЭО: при
проектировании, изготовлении и эксплуатации. При проектировании решаются
вопросы организации СД, разработки диагностического обеспечения и оценки
эффективности СД. При изготовлении объекта проводится монтаж, наладка,
контроль и поиск неисправности. Решение задач технической диагностики целесообразно начинать в процессе проектирования объекта. Исходя из условий
использования и эксплуатации проектируемого объекта, разрабатывают диагностические модели, эффективность которых в значительной мере зависит от
степени приспособленности конструкции объекта к техническому диагностированию, а также применяемых методов и средств технической диагностики.
Оптимальные решения задач технической диагностики сложных объектов
могут быть получены только в результате анализа множества его состояний, в
которых эти объекты могут находиться в период эксплуатации. В связи с этим
требуются специальные методы для теоретического анализа множества возможных состояний сложных технических объектов. Подобные методы основываются
на
исследовании
аналитических
описаний
или
графическо-
аналитических представлений основных свойств технических объектов, как
объектов диагностирования, которые могут быть названы их диагностическими
моделями. Их классификация представлена на рисунке 1.9
Дискретные модели определяют состояние объекта только для последовательности дискретных значений независимой переменной, например, времени,
но без учета характера протекания процесса в промежутках.
26
Рисунок 1.9 – Классификация диагностических моделей
27
Непрерывные диагностические модели (ДМ) представляют состояние ОД
непрерывно изменяющимся во времени.
Непрерывные модели включают:
 алгебраические уравнения;
 дифференциальные уравнения;
 схемы замещения;
 передаточные функции;
 характеристические уравнения.
Специальные ДМ можно подразделить на информационные и функциональные.
Непрерывные модели составляют наибольшую группу, так как основные
процессы изменений качества технических объектов носят непрерывный характер. Аналитические модели широко используются для описания объектов любых типов, например, механических, электрических, электромеханических или
пневмогидравлических. При этом неисправности объекта моделируются как
недопустимые изменения значений параметров диагностирования. Однако
большой класс технических объектов не допускает использования аналитических методов моделирования по своей структуре, или же создание полной аналитической модели бывает затруднительно из-за отсутствия соответствующей
информации. В этом случае для решения задачи различимости дефектов объектов предлагается использовать топологическую модель.
Топологическая модель задается в пространстве параметров совместным
представлением совокупности физических свойств объекта и его топологии в
виде графа или матрицы с указанием причинно-следственных связей между физическими свойствами.
Если модель представляется в виде графа, то вершинам соответствуют
параметры объекта (выходные и входные, основные и вспомогательные, структурные параметры), а дугам – известные аналитические или статистические зависимости и качественные соотношения между параметрами. Поэтому так важ-
28
но выявить диагностические признаки и параметры позволяющие найти дефект
в объекте. Совокупность диагностических параметров эффективна для диагностирования, если они удовлетворяют следующим требованиям:
 описание дефектов;
 чувствительность к отклонению значений параметров;
 минерализация состава;
 доступность контроля и измерения;
 минимум стоимости и времени контроля всех параметров;
 разделимость при распознавании отдельных дефектов.
Наряду с топологическими моделями широкое распространение при решении задач технической диагностики получили двузначные логические модели, охватывающие большой класс реальных технических объектов, представленных блочной функциональной или структурной схемами. При построении
логической модели каждому функциональному элементу ставится в соответствие совокупность логических блоков так, чтобы выход каждого логического
блока характеризовался только одним параметром, и при этом оставляются
только те входы, которые формируют данный выход. Применение логической
модели основывается на применении допусковых способов диагностирования,
характеризующихся тем, что заключение о правильности функционирования
объекта делается на основании качественной оценки некоторой совокупности
диагностических параметров. Если значение сигнала находится в допустимых
пределах, то значение данного выходного сигнала полагается равным 1, в противном случае – 0.
Способ построения диагностических моделей (ДМ) во многом определяется видом модели. В связи с большим разнообразием ДМ электрооборудования существует множество различных способов их построения, включающие
следующие:
1) упрощение ПФ;
2) усечение характеристического уравнения;
29
3) представление в виде матрицы;
4) переход от структурной схемы к ориентированному графу;
5) преобразование структурной (функциональной) схемы.
Способы можно сгруппировать, учитывая их направленность и особенности.
В диссертации в качестве модели диагностирования целесообразно выбрать граф - модель в виде логического дерева, так как вершины графа представляют возможные состояния объекта, вызванные нештатными ситуациями, а
дуги представляют соответственные причинно-следственные связи.
Ориентированные графы дают одно из наиболее наглядных представлений об объекте диагностирования. Если объект диагностирования можно описать системой линейных алгебраических уравнений, то его можно представить
функцией-диаграммой прохождения сигналов на основе функциональных зависимостей между отдельными блоками. В основе любой функциональной схемы
заложена логическая модель, с помощью которой ведётся построение графов [5,
19].
Диагностическая модель должна отражать совокупность операций, выполняемых оборудованием и его отдельными частями или структурными единицами (СЕ) в процессе функционирования. Такие модели рассматриваются
как схемы связей между отдельными СЕ, диаграммы прохождения сигналов
(ориентированные графы) или алгоритмы функционирования.
Диагностическая модель в виде схемы связей представляет собой объединение СЕ, имеющих много входов и только несколько выходов, как представлено на рисунке 1.10.
Рисунок 1.10 - Диагностическая модель в виде схемы связей
30
Состояние каждой СЕ описывается двумя состояниями: 0– неработоспособна, 1 – работоспособна. Состояние каждой СЕ определяется соответствующей проверкой при подаче на объект диагностирования всех входных воздействий.
Один из способов построения ДМ – например, преобразование структурной (функциональной) схемы. Если определена совокупность отдельных частей
ОД, из которых он будет состоять, и связи между ними
(рисунок 1.11 а), то
ДМ может быть представлена в виде схемы связей СЕ (рисунок 1.11 б).
Рисунок 1.11 - Диагностическая модель построенная путем преобразования
структурной схемы
Стрелки в модели (рисунок 1.11) показывают направление прохождения
входных хi и выходных yi сигналов в СЕ. В качестве выходных сигналов могут
рассматриваться любые параметры, характеризующие изменения в состоянии
СЕ. Состояние каждой СЕ оценивается в двоичной системе по выходам. Если
выходной сигнал удовлетворяет установленным требованиям, то состояние
оценивается 1, в противном случае – 0. В ходе анализа диагностической модели
СЕ, в зависимости от глубины обнаружения дефекта, могут дробиться на более
мелкие или объединяться в более крупные. При этом необходимо соблюдать
условие, чтобы у каждой СЕ был только один выход [2, 3].
При переходе от структурной схемы к ориентированному графу схему соединения блоков можно заменить эквивалентным ориентированным графом
(рисунок 1.12). Блоки заменяются вершинами, а связи между блоками –
направленными ветвями с сохранением направления прохождения сигналов.
31
Рис.1.12 - Ориентированный граф
Графические методы обладают большой наглядностью и могут служить
как для непосредственного анализа, так и для иллюстрации аналитических методов. Графические методы полезны для исследования параметров и характеристик оборудования. Среди графических методов особое место занимают методы, основанные на теории ориентированных или неориентированных графов.
Особенно удобны при моделировании ориентированные графы, так как они
позволяют наглядно и последовательно проследить закономерность изменения
параметров. При исследовании структурных свойств графов, удобно и наглядно использовать матричные представления.
32
2 Выбор метода построения диагностической модели и параметров
для оценки состояния обмоток трансформатора
2.1 Анализ неисправностей обмоток и построение схемы причинноследственных связей
В электротехнических установках, а также в энергетических системах передачи и распределения электроэнергии применяют силовые трансформаторы,
посредством которых изменяют величину переменного напряжения и тока. При
этом число фаз, форма кривой напряжения (тока) и частота остаются неизменными [6, 10, 13].
В дипломной работе рассматривается силовой трехфазный трехобмоточный трансформатор класса 110 кВ, с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН), с системой охлаждения вида «масляное охлаждение с дутьем и естественной циркуляцией масла», предназначенный для работы на электрических
сетях с глухозаземленной нейтралью. Обмотки имеют соединение звездатреугольник-треугольник. Класс изоляции нейтрали равен 35кВ.
Для диагностирования трансформаторов необходимо соответствующее
обеспечение, которое позволяет зная параметры, провести следующие испытания: проверку коэффициента трансформации и группы соединения обмоток;
измерение сопротивления обмоток постоянному току; проверку потерь и
напряжения короткого замыкания и потерь и тока холостого хода; измерение
сопротивления нулевой последовательности и гармонического состава тока
холостого хода; определение диэлектрических параметров и испытания
электрической прочности изоляции; проверка превышений температуры
контактов съемных вводов и контроль маркировки [1, 2, 6, 10, 11,
Процесс диагностирования начинается после обнаружения отклонений в
поведении объекта во время проведения запланированных или незапланированных проверок его состояния. О наличии отклонения свидетельствует сравнение текущих значений контролируемых параметров с их значениями, кото-
33
рые устанавливают на основе опыта эксплуатации, по рекомендациям изготовителя, по результатам приемочных испытаний или на основе статистического
анализа данных.
Значения контролируемых параметров могут быть получены прямым измерением после обработки результатов измерений [6].
Диагностические признаки исследуемого объекта формируются при: изменении контролируемого параметра; отсутствии его; изменении режима работы.
Для диагностирования технического состояния силового трансформатора
необходимо выбрать метод диагностирования параметры, изменения которых
позволяют судить о наличии неисправностей.
Исходя из существующих типов диагностических моделей, в магистерской диссертации выбраны специальные модели, которые делятся на: информационные и функциональные.
Интерес представляют два основных подхода в определении технического состояния обмоток:
 расчетные методы, которые обычно автоматизированы, не требуют
изучения причин вызвавших отказы, но требуют больших массивов
информации;
 b) экспертные методы, основой которых являются модели неисправностей и модели нормального функционирования ОД.
Этим двум методам соответствуют диагностические модели:
 модель «неисправность - диагностические признаки», которая позволяет обнаружить неисправность, но не ищет причину её возникновения;
 модель «дерево причинно-следственных связей», которая выявляет
основную причину и составляет прогноз, дальнейшего функционирования объекта диагностирования.
34
Именно этот метод может представлять интерес для создания ДМ в магистерской диссертации. Подход к диагностированию при использовании модели
связей неисправности с её диагностическими признаками представлен на рисунке 2.1.
Рисунок 2.1 - Модель «неисправность - диагностические признаки»
При таком моделировании соотношения между неисправностями и диагностическими признаками в диагностической модели носят ассоциативный
характер.
Подход на основе модели «неисправность - диагностические признаки»
не может быть применен в случае необходимости получения более глубоких
знаний о механизме возникновения и развития неисправности.
Задачей магистерской диссертации является оценка технического состояния наиболее важной функциональной части трансформатора – обмоток.
Чтобы построить «дерево причинно-следственных связей» необходимо
выбрать диагностические признаки различных видов дефектов обмоток трансформатора, рисунок 2.2.
35
Рисунок 2.2 – Диагностические признаки различных дефектов обмоток трансформаторов
36
В соответствии с диагностическими признаками дефектов обмоток (рисунок 2.2), выбраны параметры, которые традиционно измеряются в ТР в соответствии с нормативной системой испытаний силовых трансформаторов.
Каждая неисправность и параметр оцениваются по их критичности, то
есть по нанесению ущерба всему трансформатору и системе, в которой он работает. Оценка такой критичности может быть проведена в виде расчета, но в
нашем случае эта оценка строилась на статистических данных и опыте работы с
этим видом электрооборудования.
Наиболее частым видом повреждений в обмотках является витковое замыкание. Причиной его может быть как разрушение изоляции из-за старения
вследствие её естественного износа, так и продолжительные перегрузки трансформатора при недостаточном и неравномерном охлаждении обмоток. Нарушение изоляции витков может так же произойти при механических повреждениях при КЗ. Признаками витковых замыканий являются срабатывание газовой
защиты, повышенный нагрев, различие в сопротивлениях фаз постоянному току.
Для модели, разрабатываемой в диссертации, выбран граф. Вершины
графа представляют возможные состояния трансформатора, вызванные нештатными ситуациями, а дуги представляют собой причинно-следственные
связи.
Оценка технического состояния трансформатора проводится между рабочими периодами по схеме рабочего диагностирования.
Нормативная система испытаний силовых трансформаторов включает в
себя такие измерения:
 тангенс угла диэлектрических потерь;
 сопротивление обмоток постоянному току;
 потери холостого хода;
 ёмкость изоляции обмоток;
 сопротивление изоляции обмоток (относительно корпуса).
37
В данной работе моделью диагностирования выбрана граф - модель в виде логического дерева, так, вершины графа представляют возможные состояния
объекта, вызванные нештатными ситуациями, а дуги представляют соответственные причинно-следственные связи.
2.2 Выбор и характеристика контролируемых параметров
Значения контролируемых параметров могут быть получены либо прямым измерением, либо после обработки результатов измерений. Контролируемые параметры часто предпочитают исходным данным измерений по причине
их большей селективности. Чем выше селективность контролируемых параметров, тем выше селективность диагностических признаков и, соответственно,
тем проще поставить диагноз. Селективность контролируемых параметров позволяет уменьшить число рассматриваемых гипотез при выводе заключения о
виде неисправности по наблюдаемым диагностическим признакам.
Измерение параметров обмоток трансформатора в нашем случае, может
проводиться при различных видах ремонта или между ремонтами при рабочем
диагностировании.
В ходе выполнения работы, выбраны основные испытания выявляющие
параметры необходимые для диагностирования устройства:
 измерения tg δ изоляции обмоток;
 измерение сопротивления обмоток постоянному току;
 измерение потерь холостого хода;
 измерение сопротивлений короткого замыкания;
измерение сопротивления изоляции обмоток.
Система диагностирования должна учитывать возможные ситуации, возникающие в зависимости от соотношения между величинами периодов диагностирования и использования оборудования, рисунок 2.3.
38
Рисунок 2.3 – Параметры комплексного диагностирования обмоток ТР
В таблице 2.1 перечислены наиболее типичные неисправности обмоток
трехфазных масляных трансформаторов и параметры по результатам измерений, которых можно судить о появлении той или иной неисправности.
Таблица 2.1 – зависимость неисправности от контролируемого параметра
Трансформатор
Контролируемый параметр
Неисправность
Rпост. току
Витковое замыкание в
Rизол. обмоток
*
tgδ
Zкз
*
Pх.х
*
обмотках
Обрыв в обмотках и
*
пайках
Пробой
*
Деформация обмотки
*
*
*- указывает диагностический признак или контролируемый параметр для неисправности данного вида.
Для определения состояния обмоток трансформатора необходимо выявление допустимых пределов основных контролируемых параметров, при которых сохраняется работоспособность обмоток.
39
Для составления графической модели построено «дерево причинноследственных связей» неисправностей, возникающих в обмотках трансформатора
Рисунок 2.4 – Причины отказов диагностические признаки и параметры обмоток трансформатора
При построении «дерево причинно-следственных связей» введены данные обозначения:
- вид отказа (неисправности);
- диагностический признак;
- контролируемый параметр;
- порождающая связь;
- влияющая связь.
40
3 Измерение и допустимые уровни отклонений контролируемых
параметров
При проведении анализа неисправностей трансформатора было выявлено,
что данные испытания позволяют с большой точностью определить состояние
обмоток трансформатора могут следующие испытания:
 измерения tg δ изоляции обмоток;
 измерение сопротивления обмоток постоянному току;
 измерение потерь холостого хода;
 измерение сопротивления изоляции обмоток;
.
 измерение сопротивлений короткого замыкания.
Известно что, не для всех вариаций трансформаторов установлены значения tg ∆ изоляции обмоток. Произвести оценку состояния изоляции по значению tg ∆ изоляции обмоток, к примеру, возможно только у трансформаторов
с классом напряжения до 35 кВ включительно после монтажных работ (таблица
3.1) [9]. Допустимые значения tg ∆ изоляции обмоток установлены практически на все напряжения, для трансформаторов, прошедших капитальный ремонт
(таблица 3.2) [9].
Таблица 3.1 - Допустимые значения tg ∆ только у трансформаторов
напря-
жением до 35 кВ включительно
Мощность трансформатора
Значения tg ∆ ,% при температуре обмотки, °С
кВА
10
20
30
40
50
60
70
Не более 6300
1,2
1,5
2,0
2,5
3,4
4,5
6,0
10 000 и более
0,8
1,0
1,3
1,7
2,3
3,0
4,0
41
Таблица 3.2 - Допустимые значения tg ∆ у трансформаторов
напряжением
более 35 кВ
Характеристика
Значения tg ∆ , %,
трансформатора
при температуре обмотки, °С
(напряжение и мощность)
10
20
30
40
50
60
1,8
2,5
3,5
5,0
7,0
10,0 14
1,0
1,3
1,6
2,0
2,5
3,2
70
35 кВ мощностью более
10000 кВА
110-150 кВ
220-500 кВ
4,0
Оценка ухудшения состояния изоляции производится путем сравнения
результатов испытаний с первоначальными значениями.
Проведя эксперимент, была установлена граница контролируемого параметра tg ∆ 1%.
Существуют основные требования для измерения сопротивления обмоток постоянному току при различных видах испытаний: приемосдаточных испытаниях, испытаниях после проведения капитального ремонта: "Величины сопротивлений трехфазных трансформаторов, полученные на одинаковых ответвлениях разных фаз при одинаковой температуре не должны отличаться
друг от друга более, чем на 2 %. При добавлении в паспорт трансформатора
из-за его конструктивных особенностей записи о расхождении, возможно отклонение более 2 %, но при данных обстоятельствах необходимо учитывать величину расхождения, указанную в паспорте. Величины сопротивлений полученные таким образом не должны иметь различия в 5 % и более от значений,
указанных в паспортных данных трансформатора [16].
Существует большой выбор методов для измерения сопротивлений обмоток трансформаторов, но на практике испытательные станции в России, при
42
проведении испытаний силовых трансформаторов применяют наиболее известные два метода:

метод измерения сопротивления вольтметром-амперметром;

метод измерения сопротивлений - мостовой.
При проведении измерения контролируемого параметра относительные
изменения составляют около 2 %, и необходимо максимально свести к минимуму погрешности данного метода которые могут возникнуть при проведении
испытания.
Погрешности чаще всего бывают вызваны:

внутренними сопротивлениями измерительных приборов и их погрешностями;

влиянием переходного контакта при подключении прибора к обмотке в месте
его подключения;

большими перепадами температур сопротивлений обмоток.
Если методом измерения сопротивления обмоток выбран метод ампер-
метра-вольтметра, тогда приборы должны иметь класс точности 0,5 и 0,2. Мостовой метод стоит применять, когда необходимо обеспечение намного более
высокого класса точности, если нужно обеспечить необходимую точность измерений до 0,00001 Ом [1].
При включении проводов к измеряемому сопротивлению следует позаботиться о качестве контактов. Необходима высокая надежность контактов
надежными, правильная форма, а также чистота поверхности. Не правильно
подготовленный контакт даст дополнительное сопротивление около 1-3 Ом.
При измеряемом сопротивлении, 0,004 - 0,005 Ом, то наличие неподходящего
контакта исказит результаты испытаний на 20 - 25 % [15].
Если трансформатор, находится долгое время в отключенном состоянии
при неизменной средней температуре окружающей среды, то за температуру
его обмоток стоит брать температуру окружающего воздуха.
43
В остальных случаях температурой обмотки долгое время не работающего трансформатора возможно считать температуру верхних слоев масла трансформатора [15].
Расчет сопротивлений обмоток с первой температуры (t1) на вторую (t2)
возможно произведить по выражениям:
R 2  R1 
R 2  R1 
235  t 2
235  t 1
245  t 2
245  t 1
(для меди);
(для алюминия).
Обычно сопротивления обмоток приравнивают к температуре (75 °С или
20 °С) или к температуре номинальных испытаний.
Измерение сопротивлений проводят на обмотках и ступенях регулирования [15].
Линейные сопротивления замеряют (между линейными вводами) для всех
ответвлений обмоток всех фаз. Если имеется нулевой ввод, проодят измерения
одного из фазных сопротивлений (дополнительно).
Если есть возможность измерения нулевого ввода, тогда возможно измерение фазных сопротивлений,
однако если сопротивление нулевого ввода
меньше или равно 2 % фазного сопротивления обмотки. В таком случае сопротивление нулевого ввода возможно определить при дополнительном измерении линейного сопротивления.
Если трансформаторов имеет параллельные ветви обмотки ВН, которые
выведены на верхнюю часть бака, необходимо измерение сопротивлений
каждой ветви.
При измерении потерь ХХ в трехфазном трансформаторе необходимо
провести три опыта, каждый из которых заключается в поочередном приведении трехфазного трансформатора к однофазному трансформатору, замыкая
накоротко одну из его фазу и возбуждение двух других (рисунок 3.1). Закорачивание одной обмотки, необходимо провести чтобы избавится от магнитного
потока в данной фазе и не иметь в этой фазе потерь. Если закоротить фазу c и
44
подавать напряжение на остальные фазы обмотки НН, то определенные потери
покажут затрату энергии на возбуждение этих фаз .
0
А
*
*
c
С
в
В
а
А
W
~
V
Закорочена фаза C
0
*
*
С
c
А
W
~
V
В
в
А
а
Закорочена фаза A
*
*
А
~
c
С
0
в
В
а
А
W
V
Закорочена фаза B
Рисунок 3.1 - Измерение потерь ХХ
Данные потери, учитывая, что замыкание происходило на фазе C запишем, как PC. Если дефектов в силовом трансформаторе нет, тогда потери РА и
РС, которые были измерены последовательным закорачивании фаз a и c, будут
иметь отличия до 2 - 3 %, а потери на фазе B РВ, измеренные при закорачивании средней фазы, превышают потери РА и РС примерно около 38 % [8].
Данный феномен обуславливается различием длины пути замыкания магнитного потока при возбуждении трансформатора. Если известны значения потерь
на разных фазах, то возможно определить, что трансформатор не имеет дефектов.
При возникновении какого-либо короткозамкнутого витка вокруг основного магнитного потока одного из стержней магнитопровода соотношение потерь, измеренных по этим схемам, изменится, причем появление короткоза-
45
мкнутого витка вызывает увеличение потерь, поэтому дефектной будет та фаза, при закорачивании которой будут измерены наименьшие потери. Эта закономерность используется для выявления дефектной фазы [12].
Неисправности могут возникать при монтаже, а также капитальном
ремонте трансформатора. Из-за этого в нормативных документах [11] рекомендуется проводить измерения потерь ХХ при приемосдаточных испытаниях и после капитального ремонта.
Для трехфазных трансформаторов перед вводом в эксплуатацию и во
время капитального ремонта отношение потерь на различных фазах должно
быть в пределах 5% друг относительно друга.
Метод короткого замыкания базируется на проведении измерения тока
одной из
обмоток трансформатора закорачивая
выводы другой обмотки.
Опыт необходимо проводить при низком напряжении. Имея результаты измерения необходимо рассчитать сопротивления короткого замыкания Zк.
Необходимо помнить, что на Zк не влияет значение напряжения, но сопротивления короткого замыкания может отличаться из-за различия его подачи
[13].
Проводя измерения необходимо помнить следующее:
1. Измерение Zк необходимо производить с использованием амперметров и
вольтметров, которые должны быть подключены к схеме измерения, трансформаторе должен быть отключен от работы. Напряжение сети - 380 В, класс точности имерительных приборов выше либо равен 0,5.
2. Измерения Zк трехфазных трансформаторов следует производить со
стороны обмотки, с соединением “звезда” и нулевым проводом (рисунок 3.2).
46
А
А
а
B
b
C
c
V
Рисунок 3.2 – Измерение Zк
3. Измеряя, напряжение нужно подавать на все фазы, измерение тока и
напряжения проводить пофазно, необходимо использование
нулевого провода. Измеряя сопротивления КЗ на обмотках НН соединение
должно быть - “треугольник”.
4. Значение тока для измерения следует Выбирать, обеспечивая нормальный отсчет показаний по приборам (амперметру и вольтметру), стрелка приборов должна быть на второй половине шкалы. Zк необходимо определять по
формуле:
Zк 
U
,Ом
I
5. Закорачиваемое сечение на выводах, представляет собой более 30% сечения проводов обмотки трансформатора. Сечение проводов обмотки принято
определять учитывая значения номинального тока, по средней плотности тока в
обмотке, равной 3 А/мм2.
6. Паспортное значение для Zкп вычисляется по формуле:
Zк п
где
U н о м U к
,Ом
100  I н о м
Uн
- номинальное фазное напряжение питаемой обмотки, В;
Uк
- напряжение КЗ для рассматриваемой пары обмоток, указанное
в паспорте, %;
Iном - номинальный фазный ток питаемой обмотки, А.
47
7. Для получения более точного состояния трансформатора, результаты Zк
стоит произвести на трех ступенях регулирования напряжения: при номинальном и двух других. Номинальный ток ответвления обмотки (I’ном) определяется
по формуле
I н о м 
где Sном
-
Uном -
Sн о м
3 Uном
,
номинальная мощность трансформатора, кВА;
номинальное линейное напряжение ответвления обмотки, кВ.
8. также проводя испытания нужно отмечать частоту питающей сети. Если
измеренная частота сети отличается от номинальной (50 Гц), полученные значения Z’к следует привести к номинальной частоте:
Zк 
50  Z к
.
f
9. Оценка состояния обмоток трансформатора производится сравнением
значений Zк по фазам с ранее измеренными значениями или паспортными
данными. Изменение Zк:
 Zк 
Zк  Zк б
100,
Zк б
где Zкб - базовое значение сопротивления КЗ, по отношению к которому
определяется отклонение Zк.
Значение Zк  3% показывает что, в обмотках имеются недопустимые
деформации. Сравнивая с паспортными данными, Zк, показывающее наличие деформации обмоток, должно быть 5%.
Измеряя сопротивления изоляции,
проверку необходимо производить
мегаомметром, с напряжением более 2500 В с верхним пределом измерения от
10000 МОм. На трансформаторах с высшим напряжением 10 кВ и ниже допускается измерение сопротивления изоляции производить мегаомметром на 1000
В с верхним пределом измерения не ниже 1000 Мом [22].
48
Перед началом каждого измерения испытуемая обмотка должна быть заземлена не менее 2 мин. Сопротивление изоляции R6o"- не нормируется, и показателем в данном случае является сравнение его с данными заводских или
предыдущих испытаний. Коэффициент абсорбции также не нормируется, но
учитывается при комплексном рассмотрении результатов измерения.
Обычно при температуре 10 - 30°С для неувлажненных трансформаторов
он находится в следующих пределах: для трансформаторов менее 10000 кВА
напряжением 35 кВ и ниже - 1,3, а для трансформаторов 110 кВ и выше - 1,5 - 2.
Для трансформаторов, увлажненных или имеющих местные дефекты в изоляции, коэффициент абсорбции приближается к 1[ 22].
В связи с тем, что при приемосдаточных испытаниях приходится измерять трансформаторов при различных температурах изоляции, следует учитывать, что значение коэффициента изменяется с изменением температуры. Для
сравнения сопротивления изоляции необходимо измерять при одной и той же
температуре и в протоколе испытания указывать температуру, при которой
проводилось измерение. При сравнении результаты измерений сопротивления
изоляции при разных температурах могут быть приведены к одной температуре
с учетом того, что на каждые 10 °С понижения температуры R6o" увеличивается примерно в 1,5 раза[ 22].
В инструкции на этот счет даются следующие рекомендации: значение
R6o" должно быть приведено к температуре измерения, указанной в заводском
паспорте, оно должно быть: для трансформаторов 110 кВ - не менее 70 %, для
трансформаторов 220 кВ - не менее 85 % значения, указанного в паспорте
трансформатора.
Все представленные в третьем разделе результаты измерения параметров
ТР проводились в Иваново [22].
После обработки контролируемых параметров можно выявить границы
их отклонения, а значит, в дальнейшем неисправности обмоток трансформатора.
49
На основе этих вышеизложенных испытаний составлена таблица 3.3,
показывающая границы ∆.
Таблица 3.3 - границы ∆
Параметр
Границы для определения неисправности
∆1, сопротивление обмоток по-
2%.
стоянному току
∆2,tgδ диэлектрических потерь
1%
∆3, потери х.х
5%
∆4,
сопротивление
изоляции 35 кВ и ниже - 1,3МОм; 110 кВ и выше - 1,5
обмотки
∆5, сопротивление к.з
– 2МОм
3%
Также большое значение при диагностировании имеет своевременное
предупреждение отказа. Такое состояние можно отследить при проведении диагностических испытаний. Если полученное значение находится в диапазоне
±1 % от границы определения неисправности.
50
4 Разработка диагностической модели обмотки трансформатора
4.1 Методика оценки состояния обмоток
В методику оценки состояния обмоток трансформатора входят следующие этапы:
1. Анализ неисправностей обмоток:
• сбор информации об отказах;
• выявление неисправностей и их причин.
Данный пункт подробно представлен в первом и втором разделах диссертации.
2. Построение схем причинно-следственных связей неисправностей обмоток ТР (эти схемы позволяют связать неисправности и диагностируемые
параметры);
Наиболее понятными и простыми в эксплуатации являются схемы причинно-следственных связей. Они позволяют наглядно проследить зависимость
повреждения, неисправности и контролируемого параметра. Схемы подробно, с
иллюстрациями, представлены во втором разделе.
3. Выбор контролируемых параметров;
Контролируемые параметры позволяют с высокой точностью отследить
наличие неисправности и предупредить выход из строя оборудования. В третьем разделе были выбраны данные параметры и их допустимые уровни отклонений
4. Выбор метода измерения и сбор данных измерений параметров обмоток
ТР;
5. Установка допустимых уровней отклонения выбранных параметров;
6. Разработка диагностической модели
• разработка блок-схемы этапов диагностирования состояния обмоток ТР;
• построение графа прохождения информации;
51
• составление зависимостей, связывающих входную и выходную информацию по контролируемым параметрам.
Данный и последующие пункты подробно представлены в разделах четыре и пять.
7. Обработка результатов определения состояния обмоток и постановка диагноза;
8. Прогнозирование состояния обмоток ТР.
4.2 Разработка блок-схемы этапов диагностирования
Способ построения диагностических моделей (ДМ) во многом определяется видом модели. В связи с большим разнообразием ДМ электрооборудования существует множество различных способов их построения. Однако эти
способы можно сгруппировать, учитывая их направленность и особенности.
Так, при построении непрерывной ДМ предусматривается большое число способов упрощения дифференциального или алгебраического сравнения высокого
порядка, описывающего диагностируемое оборудование, до порядка, позволяющего описывать процессы с допустимой погрешностью.
Диагностическая модель должна отражать совокупность операций, выполняемых оборудованием и его отдельными частями в процессе функционирования. Такие модели рассматриваются как схемы связей между отдельными
СЕ, диаграммы прохождения сигналов (ориентированные графы) или алгоритмы функционирования.
Графические методы обладают большой наглядностью и могут служить
как для непосредственного анализа, так и для иллюстрации аналитических методов. Эти методы полезны для исследования быстропротекающих процессов
или характеристик оборудования. Среди графических методов особое место занимают методы, основанные на теории ориентированных или неориентированных графов.
52
Проанализировав неисправности и установив их взаимосвязь с контролируемыми параметрами, была составлена блок-схема (рисунок 4.1).
Блок-схема представляет собой совокупность символов, соответствующих этапам работы алгоритма и соединяющих их линий. В независимости от
назначения блок-схемы, она обязательно имеет начальный и конечный блок,
называемый терминатор. Тело блок-схемы состоит из блоков ввода и вывода,
блоков операций и блоков условий.
Разработанная блок-схема показывает зависимость между проводимым
испытанием, контролируемым параметром, (который удовлетворяет или не
удовлетворяет обнаружению неисправности), а также показывает цикличность
испытаний. После измерения параметра мы проверяем, выходит ли он за границы работоспособности, если он выходит, происходит проверка дальнейших
испытаний для определения неисправности. Если параметр не выходит за границы работоспособности, переходим к проверке следующего параметра.
На основе построенной блок-схемы (рисунок 4.1) и дерева причинноследственных связей (рисунок 2.5) представленного во втором разделе, можно
составить блок-схему обнаружения неисправностей в обмотках трансформатора
(рисунок 4.2). Эта блок-схема представляет собой схематическое изображение
разработанной диагностической модели. Выявлены основные неисправности
обмоток трансформатора: витковое замыкание, обрыв цепи, пробой, деформация обмоток. Данная схема показывает прохождение всех этапов диагностирования до выявления результата. Блоки условий показывают, находятся ли отклонение в пределах работоспособности объекта.
53
Начало
Измерение параметра
Определение диапазона параметра
Удовлетворяет
и или нет диапазону параметра
нет
да
Добавление результата в базу
Наличие дальнейших испытаний
нет
да
Анализ данных
Определение неисправности
Конец
Рисунок 4.1 – Общая блок-схема
54
начало
сопротивление обмоток
постоянному току
нет
∆1≥2%
да
сопротивление изол.
обмоток
да
tgδ угла диэлектрических
потерь
нет
∆4 табл.
да
нет
∆2≥1%
да
да
да
потери холостого хода
∆3≥5%
Обрыв цепи
Неисправностей
не обнаружено
нет
да
да
Витковые замыкания
Замыкание на
корпус (пробой)
Рисунок 4.2 - Блок-схема определения неисправности
Контролируемые параметры: ∆1, ∆2, ∆3, ∆4- значения, полученные в ходе
эксперимента.
55
4.3 Построение ориентированного графа
Переход от блок-схемы выявления неисправностей к ориентированному
графу, осуществляется заменой: блоки заменяются вершинами, а связи между
блоками – направленными ветвями с сохранением направления прохождения
сигналов.
Для блок-схемы, представленной на рисунке 4.2, ориентированный граф
будет иметь следующий вид (рисунок 4.3). Связи с четными номерами свидетельствуют о том, что выхода за пределы нет, с нечетными номерами - выход за
пределы имеется. Вершины показывают принадлежность к контролируемому
параметру.
Граф-модель с ориентированными связями между параметрами позволяет
наглядно определить необходимое количество испытаний для выявления контролируемых параметров.
Рисунок 4.3 – Диагностическая модель
Обозначения на рисунке:
 x1 - входной сигнал;
 y1, y2, y3, y4 - выходные сигналы;
 а1, а2, а3, а4, а5, а6, а7, а8 – значимость i-го элемента.
56
На основе спроектированной ДМ получим блок выражений (4.1):
y1=∆1•a1+∆2•a2;
y2=∆1•a1+∆2•a3+∆3•a6;
y3=∆1•a4+∆4•a5 +∆2•a3 +∆3•a7;
(4.1)
y4=∆1•a4+∆4•a8.
Ориентированный граф может быть заменен матрицей, которая также используется как ДМ.
Матрица является квадратной и имеет вид:
С  [cij ], i  1, n; j  1, n,
где n – число блоков (СЕ).
 1, когда блоки i и j непосредственно соединены,
cij  
0, когда блоки i и j непосредственно не соединены.
Строками в этой матрице служат конечные результаты уравнений (неисправности), столбцами параметры диагностирования (∆).
С=
∆1•а1
∆1•а1
∆1•а4
∆1•а4
∆2•а2
∆2•а3
∆2•а3
0
0
∆3•а6
∆3•а7
0
0
0
∆4•а5
∆4•а8
При обнаружении таких неисправностей, как: витковое замыкание и пробой, желательно производить проверку сопротивления короткого замыкания.
При отклонении параметра zк. можно судить о таком дефекте, как деформация
обмоток (рисунок 4.4).
Деформация обмоток наступает из-за протекания сверх токов и сопутствуется обильным выделением тепла. При деформации обмоток повышается
шанс возникновения дополнительных неисправностей в изоляции, а также в
магнитопроводе.
57
Витковое замыкание
да
да
Zk
Деформация
обмоток
Пробой
да
нет
Деформации
обмоток не обнаружено
Рисунок 4.4 - Обнаружение деформации обмоток
Разработанная модель диагностирования выявляет основные неисправности в обмотках силовых трансформаторов:




обрыв;
пробой;
витковое замыкание;
деформация обмотки.
58
5 Практическое использование метода оценки состояния обмоток
трансформатора
5.1 Обработка результатов измеренных параметров и
постановка диагноза
Проверка метода диагностирования осуществлена на основе данных
трёхфазного трансформатора. Контролируемыми параметрами для данного
объекта выбраны:
• сопротивление постоянному току;
• tg∆ диэлектрических потерь;
• потери холостого хода;
• сопротивление изоляции обмоток (относительно корпуса).
Для рассматриваемых параметров установлены допустимые уровни отклонения, показывающие состояние обмоток, таблица 5.1.
Таблица 5.1 – Уровни отклонения контролируемых параметров.
Контролируемый параметр
Допустимые уровни для определения неисправности
∆1, сопротивление обмоток по-
2%.
стоянному току
∆2,tgδ диэл.потерь
1%
∆3, потери х.х
5%
∆4,
сопротивление
обмоток
изоляции
1,3МОм при U<=35 kB;
1,5 – 2 МОм при U>=110 кВ
В предыдущем разделе была разработана диагностическая модель, построенная на основе ориентированного графа.
59
Диагностическая модель, составленная по контролируемым параметрам,
имеет вид, рисунок 5.1.
Рисунок 5.1- Диагностическая модель на основании ориентированного графа
Составленная диагностическая модель позволяет выявить основные
неисправности обмоток трансформатора:
 обрыв;
 пробой;
 витковое замыкание;
 деформация обмотки.
На основе спроектированной ДМ получим выражения, обеспечивающие
связь между входными и выходными параметрами, где yi –выходной сигнал, ∆ отклонение контролируемого параметра, аi – значение связи:
y1=∆1•a1+∆2•a2;
y2=∆1•a1+∆2•a3+∆3•a6;
y3=∆1•a4+∆4•a5 +∆2•a3 +∆3•a7;
y4=∆1•a4+∆4•a8.
Для упрощения метода диагностирования, на основе диагностической
модели и получения выражений, составлена матрица определения неисправно-
60
сти. Строками в этой матрице служат конечные результаты уравнений (неисправности), столбцами параметры диагностирования (∆).
Матрица имеет вид:
∆1•а1 ∆2•а2 0
С=
0
∆1•а1 ∆2•а3 ∆3•а6 0
∆1•а4 ∆2•а3 ∆3•а7 ∆4•а5
∆1•а4 0
0
∆4•а8
Для проверки работоспособности модели проведем ряд экспериментов.
Исходные данные для вычислительного эксперимента взяты из Иваново
[22].
Опыт 1.
Из построенной модели, видно, что первое испытание для определения
неисправности - измерение сопротивлений обмоток постоянному току.
Проведя замеры, выявлено, что сопротивление обмотки каждой из двух
здоровых фаз 0,010 Ом. Сопротивление дефектной фазы 0,01222 Ом, т.е. на
22 % больше. Различие на фазах больше 2%, следовательно, неисправность
есть.
Как можно наблюдать из ДМ следующее испытание измерение tg ∆.
Значение фактического tg ∆ изоляции обмоток составляет:
tg  
tg 
0,95
 0,45  K м2 
 0,45  0,2  0,78%
K1
109
,
Значение фактического tg ∆ изоляции обмоток превышает значение tg ∆
изоляции обмоток при заводских испытаниях на 1 % , но находится в допустимых пределах. Составлена модель эксперимента рисунок 4.2.
Из диагностической модели видно, что если tg ∆ изоляции обмоток находится в допустимых пределах, а измерение сопротивлений обмоток постоянному току показало наличие дефекта, то данной неисправностью является - обрыв цепи.
61
Аналогичным путем, имея значения контролируемых параметров, можно
точно и в короткие сроки установить состояние обмоток трансформатора.
Рисунок 5.2 – Определение обрыва цепи
- данный символ показывает, что для обнаружения неисправности
«Обрыв цепи», параметры потери холостого хода и сопротивление изоляции
обмотки не требуются.
Опыт 2.
Проведя замеры, выявлено, что сопротивление обмотки каждой из двух
исправных фаз 0,010 Ом. Сопротивление дефектной фазы 0,01222 Ом, т.е. на
22 % больше. Разница сопротивлений на фазах больше 2%, следовательно, неисправность есть.
Как можно наблюдать из ДМ следующее испытание измерение tg ∆.
Значение фактического tg ∆ изоляции обмоток составляет:
tg 
tg
1,95
 0, 25  K“ 2 
 0, 25  0, 2  1, 73%
K1
1, 09
62
Значение tg ∆ изоляции обмоток превышает значение tg ∆ изоляции обмоток при заводских испытаниях на 1,73 % , и не находится в допустимых пределах.
Следующее испытание определит отклонение потерь х.х. Все измерения
производились при частоте 50 Гц. Напряжение (525 В) составляет 5% от номинального. Потери приборов составили 20 Вт.
Потери, приведенные к номинальному напряжению обмотки НН:
Pприв.С = Pприв.A =(428 - 20)  (10500 / 525)1,8 = 89,64 кВт
Pприв.B = (554 - 20)  (10500 / 525)1,8 = 121,7 кВт
P0 прив = (Pприв.С + Pприв.B + Pприв.A) / 2 = (89,64 + 89,64 + 121,7) / 2 = 150,5
кВт,
что 0,5% больше заводских потерь холостого хода.
Потери Pприв.С и Pприв.A равны между собой, а Pприв.B больше потерь
Pприв.С и Pприв.A:
PB PB 121,7


 1,358.
PA PC 89,64
Все это указывает, что контролируемый параметр трансформатора находится в допустимых приделах. На основе проведенных испытаний выявленная
неисправность – пробой.
Опыт 3.
Проведя замеры на следующем объекте, выявлено, что сопротивление
обмотки каждой из трех фаз 0,011 Ом. Дефектной фазы или фаз (различие на
фазах больше 2%) не выявлено, следовательно, можно переходить по графу к
следующему испытанию.
Для принятия решения о возможности дальнейшей эксплуатации трансформатора проводится, комплексный анализ измеренных значений параметров
изоляции, сопоставление измеренных абсолютных значений параметров с ранее
измеренными значениями, а также анализируется динамика изменений этих параметров. Сопротивление изоляции обмоток 1,3МОм при U<=35 kB. Проведя
испытание, мегомметр показал 1,25 Мом - неисправность не выявлена, это
63
свидетельствует о полной работоспособности трансформатора и не требует дополнительной диагностики.
При проведении испытаний и выявлении таких неисправностей как: витковое замыкание, пробой, рекомендуется провести дополнительное испытание,
которое позволит выявить деформацию обмотки. Результаты измерений на
трансформаторе, показали, что имеются существенные изменения Zк, причем
наибольшая несимметрия по фазам выявлена в схемах измерений с участием
обмотки СН.
Дополнительный контроль показал наибольшие изменения Zк между регулировочной обмоткой и обмоткой СН (СН - РО), таблица 5.2. Положительные
значения изменений Zк должны соответствовать деформациям, увеличивающим расстояние между соответствующими обмотками; отрицательные - их
сближению. Знаки изменений Zк соответствуют взаимному
обмоток в диагностируемом трансформаторе.
Таблица 5. 2 – Постановка диагноз: деформация обмотки СН
Схема из-
Фаза
Zк, Ом
мерения
ВН - СН
ВН - НН
СН - НН
СН - РО
Zкб,
Zк,%
Ом
A
86,3
3,5
B
88,1
C
90,6
8,6
A
272
- 4,9
B
277
C
272
- 4,9
A
22,0
- 3,1
B
22,0
C
21,0
- 7,5
A
12,9
- 5,1
B
12,7
C
12,2
83,4
286
22,7
13,6
5,6
- 3,1
- 3,1
- 6,6
- 10,3
расположению
64
Для учета возможных неточностей измерений с целью получения достоверного результата в алгоритме предусмотрена возможность корректировки
браковочного норматива по сопротивлению короткого замыкания. В качестве
исходного значения, берется значение 3(5)% для всех возможных сочетаний
обмоток. В случае, если Zк по абсолютной величине превосходит браковочный норматив для всех пар обмоток, то в алгоритме предусмотрено его увеличение с шагом 0.5% до тех пор, пока хотя бы одно из обмоточных сочетаний
этому нормативу не будет удовлетворять.
5.2 Разработка рекомендаций по применению метода
Разработанная граф-модель проста в применении и позволяет в короткие
сроки и с минимальными затратами установить точное состояние обмоток
трансформатора.
Для применения на практике разработанной модели необходимы: персональный компьютер, данные испытаний и измерений параметров, паспортные
данные трансформатора.
Первоначально необходимо определить находится ли параметр сопротивления обмоток постоянному току в границах работоспособного состояния или
имеются его отклонения. В зависимости от результата первого испытания проверка (сопротивление постоянному току) идет проверка сопротивления обмоток
либо коэффициента угла диэлектрических потерь. Контролируемый параметр,
определяющий потери холостого хода, проверяется при отклонении tgδ и в зависимости от своего результата свидетельствует о наличии виткового замыкания или пробоя.
Дополнительные результаты можно получить, проведя проверку параметра сопротивления короткого замыкания. Данный параметр позволяет выявить деформацию обмотки (при превышении значения zк). В режиме КЗ токи
обмоток ограничиваются только внутренним сопротивлением трансформатора,
соответствующего параллельному включению сопротивлений Z0 и Zк , или
65
только Zк, или только Хк, которое обычно примерно на порядок меньше сопротивления нагрузки. Поэтому токи КЗ приблизительно на порядок больше рабочих токов трансформатора и являются аварийными. Трансформатор должен
быть способен выдерживать динамическое и термическое действие этих токов в
течение нескольких секунд, пока он не будет отключен релейной защитой.
При значениях близких к границе контролируемого параметра, но свидетельствующих о работоспособности необходимо проверить процент различия с
верхней границей контролируемого параметра. Ели он равен одному проценту
1% и меньше, требуется незамедлительный ремонт данной части во избежание
более дорогостоящих поломок.
Результаты проверки состояния обмоток можно получить при использовании программы описанной ниже, либо вручную пройдя по вершинам графмодели и зафиксировав результаты в матрице обнаружения неисправности.
Здесь представлены четыре матрицы.
Первая матрица показывает наличие обрыва цепи, вторая витковое замыкание, третья замыкание на корпус (пробой) и четвертая показывает отсутствие
неисправностей:
С1=
С2=
∆1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
∆1
0
0
0
0
∆2
0
0
0
∆3
0
0
0
0
0
0
66
С3=
С4=
0
0
∆1
0
0
0
∆2
0
0
0
0
0
0
0
∆4
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Представленные матрицы можно использовать как шаблоны при определении неисправностей. Где: С1- обрыв цепи, С2- витковое замыкание, С3- пробой, С4- работоспособен.
Упростить процесс оценки состояния обмоток поможет алгоритм, написанный на языке C++.
#include // стандартный ввод и вывод
#include // графические функции
#include // математические функции
int (float a)
if ( a > 2 ) { int (float b)
if ( b >1 ) { return “обрыв”}
else { int (float d) if (d >5 )
return “замыкание на корпус”}
else {return “пробой”}
} else { int (float c)
if ( с>1, 5& c<=1.3 ) { return “исправен”}
else { int (float d) if (d >5 )
return “замыкание на корпус”}
else {return “пробой”}
67
main ()
}
На практике чаше всего встречается повреждения обмоток трансформатора.
Граф - модель на основе ориентированного графа можно расширить, за
счет дополнительных контролируемых параметров и связи между ними, тогда
она может выявлять неисправности связанные не только с обмотками, но и с
магнитной системой трансформатора, отводами, трансформаторным маслом и
остальными частями ТР.
При увеличении контролируемых параметров данная модель усложнится, но не потеряет своей наглядности, что является одним из основных преимуществ граф - моделей.
68
6
Анализ требований нормативных документов к «состоянию
обмоток» трансформаторов
Обмотки трансформатора являются основополагающей частью, и именно
не их счет приходит большинство поломок. Неисправности в обмотках трансформатора могут нанести большой физический и материальный урон объекту.
Поэтому очень важно поддерживать работоспособность и исправность данного
узла трансформатора.
Для продления срока жизни трансформатора, а также, его дальнейшего
эксплуатирования необходимо точное понимание объекта, а также знание норм
работоспособности трансформатора.
В настоящие время для силовых трансформаторов устанавливают следующие показатели надежности:
- безотказная наработка - 25000 часов и более;
- безотказной работы за 8800 часов – с наработкой не менее 0,995;
- срок службы не менее 12 лет перед первым капитальным ремонтом.
Обмотки трансформатора являются его основополагающей частью. Основные требования и нормы в отношении обмоток трансформаторов приведены
в ГОСТ 11677-85, РД 153-34.3-46.304-00 и РД ЭО 0410-02.
Для надежной и безотказной работы необходимо соблюдение норм, требований, а также стандартизации обозначения. Схемы, а также группы соединения обмоток, должны соответствовать представленным в таблицах 6.1-6.9.
69
Таблица
6.1
-
Схемы
и
групп
соединения
обмоток
трехфазных
трансформаторов
Схема соединения обмоток
ВН
НН
Диаграмма векторов напряжения холостого хода
ВН
НН
Условное обозначение
У/Ун-0
Ун/У-0
У/Д-11
Ун/Д-11
У/Zн-11
Д/Ун-11
Д/Д-0
70
Таблица
6.2
-
Схема
и
группа
соединения
обмоток
однофазных
двухобмоточных трансформаторов
Диаграмма векторов напряжения холо-
Схема соединения обмоток
ВН
стого хода
НН
ВН
Условное обозначение
НН
1/1-0
Таблица
6.3
-
Схемы
и
группы
соединения
обмоток
трехфазных
трехобмоточных трансформаторов
Диаграмма векторов напряжения
Схема соединения обмоток
ВН
СН
холостого хода
НН
ВН
Условное обозначение
СН
НН
Ун/Ун/Д-0-11
Ун/Д/Д-11-11
Таблица
6.4
-
Схема
и
группа
соединения
обмоток
трехфазных
трехобмоточных автотрансформаторов
Диаграмма
Схема соединения обмоток
ВН и СН
векторов
напряжения холостого хода
НН
ВН и СН
НН
Условное обозначение
Ун авто/Д-0-11
71
Таблица
6.5
-
Схема
и
группа
соединения
обмоток
однофазных
трехобмоточных автотрансформаторов
Диаграмма
Схема соединения обмоток
напряжения
векторов
холостого Условное
хода
ВН и СН
НН
ВН и СН
обозначение
НН
1 авто/1-0-0
Таблица 6.6 - Схема и группа соединения обмоток трехфазных двухобмоточных
автотрансформаторов
Диаграмма векторов
Схема соединения обмоток
напряжения
стого хода
ВН и НН
холо- Условное
обозначение
ВН и НН
Ун авто
Указанные в таблицах 6.1-6.8 схемы соединения обмоток не относятся к
действительному расположению отводов активной части и вводов на крышке
бака трансформатора.
72
Таблица
6.7
-
Схема
и
группа
соединения
обмоток
однофазных
двухобмоточных трансформаторов с расщепленной обмоткой НН
Диаграмма векторов напря-
Схема соединения обмоток
ВН
жения холостого хода
НН
ВН
Условное
обо-
значение
НН
1/1-1-0-0
Таблица
6.8
-
Схемы
и
группы
соединения
обмоток
трехфазных
двухобмоточных трансформаторов с расщепленной обмоткой НН
Диаграмма
Схема соединения обмоток
векторов
напряжения
холостого хода
ВН
НН
ВН
Условное
обозначение
НН
Ун/Д-Д-1111
Д/Д-Д-0-0
Схемы соединения обмоток ВН указаны со стороны отводов обмотки ВН,
а схемы соединения обмоток СН и НН - со стороны отводов обмотки НН
73
Примечание - Схемы и группы соединения обмоток однофазных трансформаторов для работы в трехфазной группе указывают в НД на эти трансформаторы.
Используя трансформаторы с правильным соединением обмоток, мы не
только сэкономим на преждевременном ремонте, но и уменьшим потери холостого хода.
Если трансформатор имеет нейтраль, расщепленную на две части обмоткой НН, номинальная мощность каждой из ее частей должна быть, как правило,
равна 50 % номинальной мощности трансформатора.
Допускается работа трансформаторов 110, 150 и 220 кВ, имеющих испытательное напряжение нейтрали соответственно 100, 130 и 200 кВ, с разземленной нейтралью при условии присоединения к выводу нейтрали вентильного
разрядника соответствующего класса изоляции. В этом случае должны быть
приняты соответствующие меры (с помощью устройств релейной защиты и автоматики, оперативные меры и др.), исключающие возможность работы трансформатора в нормальных режимах на участок сети с изолированной нейтралью,
таблица 6.9.
Таблица 6.9 - Напряжение неиспользуемой обмотки
Напряжение обмотки ВН,
кВ
Напряжение неиспользуемой обмотки, кВ
первой от магнитопровода
между концентрами обмотки ВН
110
15
20
150
20
35
220 и выше
35
35
К обмоткам всех трансформаторов для защиты их от перенапряжений
необходимо присоединять вентильные разрядники согласно ПУЭ, постоянно
обеспечивающие защиту обмоток в соответствии с уровнем их изоляции.
74
Неиспользуемые обмотки низшего (или среднего) напряжения трансформаторов и низшего напряжения автотрансформаторов должны быть соединены в звезду или треугольник и защищены от перенапряжений.
Первая от магнитопровода обмотка защищается заземлением одной фазы
или нейтрали или же вентильными разрядниками соответствующего класса
напряжения, присоединенными к вводу каждой фазы.
Обмотки, расположенные между концентрами обмоток ВН, защищают только
вентильными разрядниками, присоединенными к вводу каждой фазы.
Защита неиспользуемых обмоток не требуется, если к обмотке постоянно (без
коммутационной аппаратуры) подсоединена кабельная линия длиной не менее
30 м, при наличии автоматического повторного включения на подсоединении
обмотки, а также при оперативных переключениях.
Масляные трансформаторы допускают длительную перегрузку каждой
обмотки током, превышающим на 5 % номинальный, если напряжение ни на
одной из обмоток не превышает номинального; при этом для обмотки с ответвлениями нагрузка не должна превышать 1,05 номинального тока ответвления,
если трансформатор не работает с перегрузками, указанными в
У трехобмоточных трансформаторов допускается любое распределение
длительных нагрузок по обмоткам при условии, что ни одна из обмоток не будет нагружена током, превышающим номинальный, а температура верхних
слоев масла также не будет превышать номинальных значений.
Все трансформаторы, кроме имеющих повышенные нагревы элементов
активной части, в зависимости от режима работы допускают систематические
перегрузки, значение и длительность которых регламентируются в ГОСТ.
2.14. Систематические перегрузки трансформаторов допускаются в зависимости от характера, суточного графика нагрузки, температуры охлаждающей среды и недогрузки в летнее время.
Допустимое значение перегрузки и ее продолжительность для масляных
трансформаторов мощностью до 250 MB·А, изготовленных в соответствии с
ГОСТ 11677-65 и 11677-75, устанавливаются по графикам нагрузочной способ-
75
ности согласно ГОСТ 14290-69 «Трансформаторы и автотрансформаторы силовые масляные. Нагрузочная способность». Эти указания распространяются и на
трансформаторы мощностью более 250 MB · А, если в стандартах или технических условиях на такие трансформаторы нет иных указаний по нагрузочной
способности. При этом систематическая перегрузка трансформатора не должна
превышать 50 % номинальной мощности.
Систематические перегрузки более чем 1,5-кратным номинальным током
могут быть допущены только по согласованию с заводом-изготовителем.
Важной частью в работе трансформатора являются перегрузки. Перегрузки обмоток трансформаторов, изготовленных в соответствии с ГОСТ 11677-65
до 1 июля 1970 г., снабженных вводами на напряжение 110 кВ и выше, а также
вводами на более низкие напряжения на номинальный ток 3000 А и более, допускаются током, не более чем на 10 % превышающим номинальный ток указанных вводов.
Допустимые перегрузки масляных трансформаторов, изготовленных по
ГОСТ 401-41, устанавливаются по графикам нагрузочной способности (согласно ГОСТ 14290-69), но эквивалентная температура принимается на 5 °C выше
расчетной для местности, где установлен трансформатор.
Не допускаются перегрузки трансформаторов, изготовленных в соответствии с
ГОСТ 401-41, во время работы их при температуре охлаждающей воды выше
+25 °C или при среднесуточной температуре охлаждающего воздуха выше +30
°C.
Допустимые перегрузки трансформаторов на напряжение до 500 кВ
включительно, изготовленных по техническим условиям до выпуска ГОСТ
11677-65, определяются согласно ГОСТ 14290-69 по графикам нагрузочной
способности, если расчетное превышение средней температуры обмотки составляет 65 °C, и по графикам нагрузочной способности для эквивалентной
температуры на 5 °C выше расчетной для данной местности, если расчетное
превышение средней температуры обмотки составляет 70 °C.
76
Допустимые перегрузки трансформаторов на напряжение 750 кВ определяются согласно указаниям технических условий на эти трансформаторы.
Перегрузки трехобмоточных трансформаторов, указанные выше, относятся к наиболее нагруженной обмотке.
Трансформаторы с расщепленной обмоткой допускают такие же перегрузки каждой ветви, отнесенные к ее номинальной мощности, как и трансформаторы с нерасщепленной обмоткой.
Соблюдая все требования и нормы в отношении обмоток трансформатора, тем самым увеличивается срок службы, уменьшаются потери и перегрузки.
Соблюдение нормативных требований являются важной частью при изготовлении, диагностировании и ремонте трансформатора.
77
Заключение
Результаты и основные положения диссертационной работы:
1.
Для силового трехфазного трансформатора рассмотрены основные
виды неисправностей и отказов.
2.
На основе анализа неисправностей и отказов выбраны диагностиче-
ские признаки и составлен перечень контролируемых параметров. Проведено
ранжирование неисправностей и контролируемых параметров. Построены схемы причинно-следственных связей неисправностей, диагностических признаков и параметров.
3.
Проведен анализ методов построения диагностических моделей ТР.
4.
Разработан принцип построения граф-модели для определения со-
стояния обмоток ТР.
5.
Разработана методика оценки состояния обмоток ТР.
6.
Даны рекомендации по применению разработанной методики.
7.
Представлены примеры практического использования методики
оценки состояния обмоток трансформатора.
8.
Разработана программа обнаружения неисправности в среде C++.
78
Список литературы
1. Сви М. П. Методы и средства диагностики оборудования высокого
напряжения. – М.: Энергия, 1972.
2. Калявин В.П. Рыбаков Л.М. Надежность и диагностика элементов электрооборудования. - СПб.: Элмор, 2009.
3. Калявин В.П. Рыбаков Л.М. Надежность и диагностика электроустановок.
- Йошкар-Ола.: Марийский госуниверситет, 2000.
4. ГОСТ 11677-85. Трансформаторы силовые. Технические условия. - М.:
Межгосударственный стандарт, 1986.
5. ГОСТ 20911–89. Техническая диагностика. Термины и определения. - М.:
Издательство стандартов, 1990.
6. ГОСТ Р ИСО 13379-2009. Руководство по интерпретации данных и методам диагностирования. - М., 2009
7. Забудский Е. Применение регулируемых электромагнитных устройств
для улучшения режимов работы энергосистем.
8. Константинов Б.А., Зайцев Г.З. Компенсация реактивной мощности. - Л.:
Энергия, 1976.
9. РД 34.45-51.300-97 Объем и нормы испытаний электрооборудования. М.: 1997
10.Вольдек А.И. Попов А.С. Электрические машины. - Л.: Энергия, 2001.
11.Филиппишин В.Я., Туткевич А.С. Монтаж силовых трансформаторов. М.: Энергоиздат, 1981.
12. Егорова Т.И Испытания трехфазных трансформаторов: Учебное пособие, СПб, 2010.
13. Хренников А.Ю. Гольдштейн В.Г. Техническая диагностика, повреждаемость и ресурсы силовых и измерительных трансформаторов и реакторов.
- М.: Энергоатомиздат, 2007.
79
14. Кислицын А.Н. Трансформаторы: Учебное пособие по курсу «Электромеханика» , 2001.
15. Соколов В. В., Цурпал С. В., Конов Ю. С., Короленко В. В. Определение
деформаций обмоток крупных силовых трансформаторов. Электрические
станции, 1988.
16. Ананьин А.Д., Михлин В.М., Габитов И.И. Диагностика и техническое
обслуживание машин. - М.: Академия, 2008.
17. Боянич Б, Поляк М.: Измерительные трансформаторы – диагностика как
предпосылка надежной работы. - Кончар.: Электротехнический институт,
2007.
18. "Объем и нормы испытаний электрооборудования. РД 34.45-51.300-97.
шестое издание" (утв. РАО "ЕЭС России" 08.05.1997).
19. Робишо Л., Буавер М., Робер Ж.: Направленные графы и их приложение
к электрическим цепям и машинам, 1964.
20. ГОСТ 19.701–90 (ИСО 5807–85) «Единая система программной документации».
21. Комплексное
обследование
силовых
трансформаторов.
URL:
http://www.diaworld.ru/about/publications/1424/ (дата доступа: 20.04.16)
22. Диагностика силовых масляных трансформаторов. Иваново ,2000.
23. Булгаков Н.И. Группы соединения трансформаторов. - М: Энергия, 1977
24. Тихомиров П.М. Расчет трансформаторов. - М: Энергия, 1980
25. Коганович Е.А. Испытания трансформаторов малой и средней мощности. Москва, 1959.
26. Мониторинг
и
анализ
надежности
трансформаторов.
URL:
http://www.statsoft.ru/solutions/ExamplesBase/branches/detail.php?ELEMENT_ID=279 ( дата доступа: 15.04.16)
27. Котеленец, Н.Ф. Испытания, эксплуатация и ремонт электрических машин. Учебник для вузов. – М.: Издательский центр «Академия», 2003.
28. ГОСТ 24.701-86. Надежность автоматизированных систем управления.
80
29.Комплексы программно-технические измерительные трансформаторного
оборудования «АСМУТ». ТУ 4252-008-27462912-2010 СПБ: Ракурс, 2010.
30. ГОСТ 30848. Диагностирование машин по рабочим характеристикам.
Общие положения.
31. Шишкин, В.Ю. Надежность технических систем. Учебник для студ.
высш. учеб. заведений. – М.: Издательский центр «Академия», 2010.
32. ГОСТ 20911-89. Техническая диагностика. Термины и определения.