Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Состояние проблемы обеспечения работоспособности распределительных электрических сетей 10 кв сельскохозяйственого назначения 12
1.1. Общая характеристика проблемы обеспечения работоспособности РЭССхН-10 кВ 12
1.2. Существующие системы обслуживания РЭСсхН-10 кВ 15
1.3. Постановка цели и задач исследования 26
Глава 2. Анализ отказов изоляционных элементов рэссхн-10 кв, методов и средств их диагностирования 29
2.1. Метод обработки статистической информации по отказам элементов распределительных сетей 29
2.2. Анализ отключений сельских распределительных сетей ЮкВ 35
2.3. Анализ безотказности элементов распределительных электрических сетей 10 кВ 42
2.4. Анализ отказов силовых трансформаторов распределительных сетей 59
2.5. Обоснование закона распределения наработок между отказами электрооборудования 70
2.6. Анализ методов и средств диагностирования внешней изоляции РЭСсхН-10 кВ и их сравнительная оценка 76
2.7. Анализ методов и средств диагностирования силовых трансформаторов 99
2.8. Выводы 112
Глава 3. теорЕтическое обоснование диагностических признаков состояния изоляционных элементов РЭСсхН-10 кВ 115
3.1. Процесс образования высокочастотных сигналов в дефектной изоляции 115
V* 3.2. Электромагнитные волны на линиях электропередачи при разрядах в дефектном изоляторе 124
3.3. Моделирование распространения импульсных сигналов по од нопроводной и трехпроводной линиям 127
3.3.1. Распространение импульсных сигналов по однопроводной линии 127
3.3.2. Распространение импульсных сигналов по трехпроводной линии 132
3.4. Обоснование диагностических признаков силовых трансформаторов 148
3.5. Исследование влияния изменения собственных частот обмоток силовых трансформаторов на амплитудно-частотные характеристики 157
3.6. Выводы 173
Глава 4. Экспериментальные исследования по обос нованию диагностических признаков внешней и внутренней изоляции элементов рэссхн 10 кв. методика диагностирования 175
4.1. Экспериментальные исследования ВЧ-сигналов внешней изоляции гальваническим и антенным методами в лабораторных условиях при моделировании различных видов дефектов 175
4.2. Исследование ВЧ-сигналов при поверхностных разрядах на внешней изоляции 194
4.3. Экспериментальные исследования распространения ВЧ-сигналов по проводам ВЛ 10 кВ 200
4.4. Алгоритм обработки результатов исследований ВЧ-сигналов 215
4.5. Методика диагностирования внешней изоляции РЭСсхН-10 кВ с использованием полученных экспериментальных результатов и математического моделирования 222
4.6. Методика диагностирования изоляции силовых трансформаторов 10/0,4 кВ 223
4.7. Выводы 236
Глава 5. Мероприятия по обеспечению работоспособности элементов РЭССХН-10 кв 240
5.1. Прогнозирование резерва запасных элементов РЭСсхН-10 кВ 240
5.1.1. Прогнозирование резерва запасных элементов на основе регрессионного анализа 240
Ф 5.1.2. Вероятностное прогнозирование резерва запасных элементов распределительных сетей 10 кВ 270
5.1.3. Сравнительный анализ комплектования резервов запасных элементов существующими и предлагаемым методами 286
5.2. Обоснование периодичности диагностирования изоляционных элементов РЭСсхН-10 кВ 289
5.2.1. Обоснование периодичности диагностирования внешней изоляции распределительных сетей 10 кВ 289
5.2.2. Обоснование периодичности диагностирования внутренней изоляции силовых трансформаторов 10/0,4 кВ 296
5.3. Обоснование стратегии обслуживания элементов РЭСсхН-10 кВ 299
5.4. Выводы 306
Глава 6. Экономическая эффективность обеспечения работоспособности РЭСсхН-10 кВ 307
6.1. Экономическая эффективность от применения метода и средств диагностирования РЭСсхН-10 кВ регистрацией ВЧ-излучений 307
6.2. Экономическая эффективность от применения метода и средств оценки состояния силовых трансформаторов с использованием АЧХ 312
6.3. Выводы 315
Основные выводы 316
сПисок литературы
- Существующие системы обслуживания РЭСсхН-10 кВ
- Анализ безотказности элементов распределительных электрических сетей 10 кВ
- Моделирование распространения импульсных сигналов по од нопроводной и трехпроводной линиям
- Исследование ВЧ-сигналов при поверхностных разрядах на внешней изоляции
Введение к работе
Актуальность темы. Обеспечение надежного электроснабжения агропромышленных приемников в значительной мере зависит от состояния изоляционных элементов распределительных электрических сетей 10 кВ сельскохозяйственного назначения (РЭСсхН-10 кВ), которые включают в себя внешнюю и внутреннюю изоляцию. Основными ее элементами являются: штыревая изоляция воздушной линии (ВЛ), опорная изоляция аппаратов, проходная изоляция комплектных (КТП) и закрытых (ЗТП) трансформаторных пунктов, вводы высокого (ВН) и низкого (НН) напряжения, а также главная (маслобарьерная) и витковая изоляция силовых трансформаторов. С позиции надежности, это слабые звенья РЭСсхН-10 кВ.
Сложившаяся ситуация и специфические условия эксплуатации РЭСсхН-10 кВ приводят к значительному числу отказов электрооборудования. Отказы электрооборудования и перерывы в электроснабжении предприятий агропромышленного комплекса вызывают как прямой экономический ущерб, связанный с восстановлением этого электрооборудования, так и технологический, обусловленный порчей сельхозпродукции.
Концепция развития электрификации сельского хозяйства России, разработанная под руководством академиков Россельхозакадемии Бородина И.Ф., Кормановского Л.П., Краснощекова Н.В., Стребкова Д.С. и одобренная Президиумом Российской Академии сельскохозяйственных наук в 2001 году, предусматривает создание стратегии развития электрификации и энергетики сельского хозяйства, обеспечивающей эффективное и надежное электроснабжение потребителей во всех регионах, повышение надежности электроснабжения до уровня показателей развитых стран (снижение числа и продолжительности отключений в 10 раз), отработку и освоение системы эффективной эксплуатации электрооборудования.
Современное состояние сетей в сельской местности характеризуется их старением: более 30% воздушных линий и трансформаторных подстанций
отработали свой нормативный срок службы. В условиях значительной протяженности распределительных сетей (более 2,5 млн км сетей 10...0,4 кВ), большого количества трансформаторных пунктов (513 тыс. ТП) и ограниченности материальных ресурсов обеспечение работоспособности может быть достигнуто за счет своевременного технического обслуживания с использованием средств диагностирования.
Применяемые методы контроля состояния изоляции выполняются при снятом напряжении и не выявляют дефектов на начальной стадии их развития. Результаты контроля, полученные на отключенном трансформаторе, не отражают истинного состояния изоляции.
Практика эксплуатации РЭСсхН-10 кВ показывает, что обслуживание сетей основано на плановом или послеаварийном принципе. Это обусловлено невозможностью получения информации о техническом состоянии РЭСсхН-10 кВ из-за недостаточности современных средств их контроля.
Таким образом, в настоящее время проблема повышения длительности сохранения работоспособного состояния РЭСсхН-10 кВ является актуальной и должна решаться за счет повышения качества проведения профилактических работ при обслуживании этих сетей.
Цель исследования. Обеспечение длительности сохранения работоспособного состояния распределительных электрических сетей 10 кВ сельскохозяйственного назначения путем выбора рациональной стратегии обслуживания на основе разработанных методов и средств диагностирования и оптимизации комплектования запасными элементами.
Из поставленной цели вытекают задачи исследования:
Определить наиболее характерные отказы элементов РЭСсхН-10 кВ для региона Средней Волги, провести анализ применяемых методов диагностирования слабых элементов этих сетей.
Теоретически обосновать новые диагностические признаки технического состояния слабых элементов РЭСсхН-10 кВ, способствующие раннему выявлению в них дефектов.
3. Разработать методы и средства диагностирования слабых элементов
РЭСсхН-10 кВ и обосновать периодичность оценки их технического состояния.
4. Разработать метод прогнозирования отказов слабых элементов элек
трических распределительных сетей 10 кВ на основе модели многофактор
ных повторяющихся сезонных климатических воздействий и обосновать не
обходимое количество запасных элементов для обслуживания этих сетей.
5. Разработать рациональную стратегию обслуживания РЭСсхН-10 кВ
на основе информации о техническом состоянии ее элементов.
Объект исследования. Методы оценки технического состояния изоляционных элементов РЭСсхН-10 кВ, процесс диагностирования, методы планирования резерва запасных элементов и выбора рациональной стратегии обслуживания.
Предмет исследования. Закономерности, связывающие процессы изменения технического состояния изоляционных элементов РЭСсхН-10 кВ с сопутствующими диагностическими признаками, резервом этих элементов и стратегией их обслуживания.
Научная новизна результатов исследований состоит в следующем.
Систематизированы и обобщены климатические факторы для региона Средней Волги, влияющие на работоспособность РЭСсхН-10 кВ, проанализированы отказы в распределительных сетях и определены наиболее характерные из них.
Впервые теоретически обоснованы диагностические признаки слабых элементов РЭСсхН-10 кВ (для изоляторов сетей В Л - изменение значений параметров высокочастотного электромагнитного излучения (ВЧЭМИ) при разрядных процессах в зависимости от частоты тока, генерируемой дефектным изоляционным элементом, для силовых трансформаторов - изменение значения амплитуды выходного напряжения на разных частотах и смещение резонансных частот в зависимости от состояния главной и витковой изоляции).
3. Установлен диапазон спектра частот, генерируемых дефектным изо
лятором, в зависимости от характера дефекта и его расположения, положен
ный в основу разработанного метода диагностирования, позволяющего выяв
лять месторасположение дефектного изолятора на линии.
Установлены значения коэффициента передачи и разность напряжений при высоких частотах в зависимости от состояния главной и витковой изоляции трансформатора.
Разработан метод прогнозирования отказов РЭСсхН-10 кВ и на его основе - методика создания резерва запасных элементов для обеспечения бесперебойной работы их с учетом сезонных климатических воздействий.
Разработан критерий оценки эффективности стратегии обслуживания РЭССХН-10 кВ.
На защиту выносятся:
новые диагностические признаки и регрессионные зависимости, используемые для идентификации вида дефекта и степени его развития;
методы диагностирования изоляционных элементов РЭСсхН-10 кВ, разработанные на основе новых диагностических признаков технического состояния;
вероятностно-статистические и полиномиальные модели прогнозирования отказов элементов РЭСсхН-10 кВ, положенные в основу оптимизации резерва этих элементов;
критерий оценки эффективности стратегии обслуживания РЭСсхН-10 кВ на основе предложенных методов и средств диагностирования.
Практическая значимость и реализация результатов работы
Создана методологическая база для реализации системы обеспечения работоспособности РЭСсхН-10 кВ, позволяющая оперативно прогнозировать и предотвращать отказы, связанные с изоляционными элементами рассматриваемых сетей.
Обобщен экспериментальный материал по оценке параметров ВЧЭ-МИ, генерируемых дефектными внешними изоляционными элементами, и
9 полученных частотных характеристик главной и витковои изоляции силовых
трансформаторов при моделировании различных видов дефектов, позволяющий создать теоретическую базу для проектирования технических средств диагностирования и обосновать новые диагностические признаки технического состояния элементов РЭСсхН-10 кВ, способствующие раннему выявлению в них дефектов.
Разработан метод определения расстояния от места измерений до места расположения дефектного элемента РЭСсхН-10 кВ с использованием анализа спектра частот 9, 27, 40 МГц и результатов измерения напряженности электромагнитного поля с последующим сравнением с данными калибровки сети, значительно сокращающий время поиска дефектных элементов.
Разработаны четыре типа устройств диагностирования состояния изоляции силовых трансформаторов по частотным характеристикам перед включением в работу, после ремонта и в период технического обслуживания трансформаторов при снятом напряжении и под напряжением, позволяющие выявить дефекты на начальной стадии их развития и снизить трудоемкость диагностирования.
Результаты диссертационной работы внедрены на агропромышленных и электросетевых предприятиях Республики Марий Эл, ГУПЭП «Коммунэнерго», Иошкар-Олинской ТЭЦ-1, инженерных центрах «Свердловэнергоремонт», «Чувашэнерго», «Кировэнерго», «Нижновэнерго».
6. Материалы теоретических и экспериментальных исследований вне
дрены в учебный процесс Марийского государственного университета по
специальностям 100400 - «Электроснабжение», 05.09.03 - «Электротехниче
ские комплексы и системы» и 05.20.02 - «Электротехнологии и электрообо
рудование в сельском хозяйстве».
Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы обсуждены в 1978-2005 годах на следующих международных, всесоюзных, всероссийских симпозиумах, совещаниях, конференциях и школах-семинарах: 2-й, 3-й международные симпозиумы по энергетике, окружающей среде и
10 экономике (Казань, 1998, 2001); международный симпозиум «Теоретические
и электрофизические проблемы повышения надежности и долговечности изоляции сетей с изолированной и резонансно-заземленной нейтралью» (Таллинн, 1989); международная межвузовская школа-семинар «Методы и средства технической диагностики» (Ивано-Франковск, Йошкар-Ола, 1990-2004); всесоюзная конференция «Современные направления развития технологии производства и повышения качества электроизоляционных материалов» (Волжск, 1986); всесоюзный научный семинар «Научные и электрофизические проблемы повышения надежности сетей 6-35 кВ» (Челябинск, 1987); V Всероссийский научно-методический семинар «Энергосбережение, сертификация-99» (Чебоксары, 1999); научно-техническая конференция «Повышение эксплуатационной надежности электрооборудования» (ЧИМЭСХ -ЧГАУ, Челябинск, 1978-2003); научно-техническая и методическая конференция «Электрооборудование, электроснабжение, электропотребление» (Москва, 1995, 1996); научно-техническая конференция «Энергосбережение, электроснабжение, электрооборудование» (Санкт-Петербург, 1999); научно-техническая конференция «Электроснабжение, энергосбережение, энергоремонт» (Новомосковск, 2000); научно-техническая конференция по итогам научных работ Марийского государственного университета, секция электроэнергетики (Йошкар-Ола, 1982-2004).
Разработанные диагностические средства по оценке технического состояния элементов РЭСсхН-10 кВ демонстрировались в Выставочном центре Москвы в 2003-2005 годах, отмечены серебряной медалью, четырьмя дипломами Министерства энергетики, Министерства промышленности, науки и технологии Российской Федерации, Департамента науки и промышленной политики г. Москвы, золотым дипломом Международного форума по проблемам науки и техники Академии Наук о Земле и рекомендованы к внедрению.
В 2005 году основные разделы диссертации обсуждены и одобрены на кафедрах: электроснабжения Ивано-Франковского национального техниче-
ского университета нефти и газа; электроснабжения Чувашского государственного университета; электроэнергетики и техники высоких напряжений Санкт-Петербургского государственного политехнического университета; техники высоких напряжений Уральского государственного технического университета; диагностики энергетического оборудования Санкт-Петербургского электроэнергетического института повышения квалификации Минэнерго РФ; электроснабжения Московского энергетического института; на научно-технических советах: СибНИЭ, Министерства сельского хозяйства и продовольствия Республики Марий Эл, Магистральных электрических сетей ОАО «Мариэнерго», Инженерных центров ОАО «Чувашэнерго», ОАО «Свердловэнергоремонт», «Кировэнерго», «Нижновэнерго» и «Челяб-энерго».
Публикации. По материалам диссертации опубликовано 118 научных работ, в том числе пять монографий. Получены два авторских свидетельства и два патента.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, заключения, списка литературы и семи приложений. Она изложена на 356 страницах машинописного текста, включая 110 рисунков, 54 таблицы, список литературы из 264 наименований.
Автор выражает глубокую благодарность научным консультантам: доктору технических наук, профессору В.П.Калявину, доктору технических наук, профессору В.А.Буторину, коллективам кафедр электроснабжения МЭИ (ТУ), электрических машин и эксплуатации электрооборудования в сельском хозяйстве ЧГА У.
Существующие системы обслуживания РЭСсхН-10 кВ
Решению вопросов совершенствования профилактического обслуживания технических систем посвящены работы научных школ МЭИ, ИЭИ, ЧАГУ, МАГУ, института энергосбережения АН Украины, ВИЭСХ и др.
Некоторые задачи совершенствования профилактики были решены в исследованиях российских и зарубежных ученых: Е.Ю. Барзиловича, Р. Барлоу, Ю.Х. Беляева, Н.Г. Бруевича, Б.В. Васильева, Е. Велкера, И.Г. Герцбаха, Г.А. Голикевича, Г.В. Дружинина, Г.И. Разгильдеева, А.И. Селиванова, А.Б. Шора, Р.Я. Федосенко.
В настоящее время в различных отраслях промышленности находит все большее применение система обслуживания по техническому состоянию оборудования. Для оценки его технического состояния необходимо дальнейшее развитие средств диагностирования.
В решение задач технической диагностики в области электроэнергетики значительный вклад внесли коллективы ОРГРЭС, НИИПТ, ВНИИЭ, СибНИИЭ, а также ведущие специалисты: Р.С. Ахметшин, С.А. Бажанов, И.Г. Беляков, В.П. Вдовико, Ч.А. Джуварлы, Ю.Н. Львов, А.Е. Монастырский, А.Г. Овсянников, А.С. Кудратилаев, В.Н. Осотов, B.C. Поляков, П.М. Сви, В.В. Смекалов, В.В. Соколов.
Эффективность работы АПК определяется безотказной работой электрооборудования. Поэтому необходим постоянный контроль и поддержание требуемых показателей надежности электрооборудования, что невозможно без надлежащей организации работ по техническому обслуживанию. Данные работы на предприятиях проводятся в настоящее время в условиях старения оборудования (износ 50%), отсутствия достаточных средств у предприятий на замену отработавшего свой срок оборудования, недостаточной обеспеченности запасными элементами и оборудованием.
В 1987 году вышла в свет «Система планово-предупредительного ремонта и технического обслуживания электрооборудования сельскохозяйст венных предприятий» (ППРЭсх) [215]. Специфика сельского хозяйства накладывает отпечаток на систему технического обслуживания электрооборудования. Существующая система ППРЭсх предусматривает регламентированные виды работ, включая техническое обслуживание с периодическим контролем. Система ППРЭсх содержит рекомендации по типовым составам работ по техническому обслуживанию и текущему ремонту, трудоемкости и периодичности выполнения профилактических мероприятий, по нормам расхода запасных элементов, аппаратов, оборудования и материала на эти работы.
Система ППРЭсх явилась попыткой объединить в масштабе всей страны имеющиеся сведения и положения, нормы и нормативы по организации проведения технического обслуживания и ремонта в едином сборнике. Поэтому появилась возможность более глубокого научного подхода к решению проблем ТО и ТР в связи с продолжающимся развитием научно-технического прогресса и переходом к рыночной экономике. К сожалению, в разработанной системе не учитывались региональные особенности (климатические факторы, условия эксплуатации и др.), что приводило к неоптимальному использованию имеющихся ресурсов.
В настоящее время известно большое число стратегий по оптимизации обслуживания в различных отраслях промышленности.
В литературе [70,91,217] рассматриваются задачи определения оптимальных сроков замены однородных элементов. Схема решения заключается в следующем. Имеется система, обладающая определенными характеристиками надежности: наработкой на отказ, средним временем восстановления или стоимостными показателями эксплуатации. Решение о проведении тех или иных восстановительных работ принимается по оптимизации показателей, характеризующих качество функционирования системы. Задачи оптимизации технического обслуживания различаются по ряду признаков, причем к основным относится критерий оптимальности качества эксплуатации. Крите рий выбирается исходя из целевого назначения оборудования или условий эксплуатации. К критериям оптимальности относятся следующие: - экономические критерии; - критерии, оптимизирующие тот или иной показатель надежности или технические характеристики эксплуатации оборудования.
Оптимизация технического обслуживания по критериям надежности рассмотрена в работах [24,26,27,51,85,91,92,132,143,217]. В работе [217] исследуется обобщение второй модели Барлоу применительно к трем видам планового ремонта (капитального, среднего, текущего). Показатель эффективности ремонтов определяет среднее время пребывания системы в состоянии простоя при ремонтах, но не учитывает интегральные затраты на эксплуатацию систем.
В работе [218] в качестве эффективности обслуживания принят коэффициент технического обслуживания Ки . Следует отметить, что максимум функции Ки не всегда определяет оптимальное условие эксплуатации по затратам, т.к. вполне может сложиться такая ситуация, при которой затраты, необходимые для достижения максимального значения Ки, значительно больше выигрыша от его увеличения.
Периодичность профилактики электрооборудования по критерию безотказности его работы рассмотрена в литературе [240]. Периодичность профилактики ід определяется из условия Рд = Р(Тд), где Рд - допустимая по условию обеспечения электробезопасности вероятность безотказной работы электрооборудования.
Анализ безотказности элементов распределительных электрических сетей 10 кВ
Исследования и анализ причин отказов элементов распределительных электрических сетей были проведены по 1150 аварийным отключениям.
Причины отказов элементов устанавливались на основании актов расследования аварий и браков в работе. Под причиной отказов понимается событие случайного или неслучайного характера, в результате которого произошло аварийное отключение (гроза, гололед, ураган, наводнение, наезд, перенапряжения - коммутационное или грозовое и т.д.). Характер отказа -изменение работоспособности элемента, вызванное пробоем, перекрытием и разрушением изоляции, обрывом, падением, схлестыванием проводов и т.д. [98,165,203].
Безотказность проводов ВЛ 10 кВ. Анализ работоспособности проводов выполнен с учетом распределения обрывов по месяцам года с указанием причин их повреждений (табл. 2.4).
Распределение показывает, что основное число обрывов (41,9%) приходится на зимние месяцы. Значительное число обрывов зимой происходит из-за некачественного монтажа В Л 10 кВ: перетяжки проводов при монтаже, некачественной вязкой, весной - из-за недостаточного заглубления опор в грунте и плохой трамбовки. В результате некачественного монтажа происходит в целом 20,4% обрывов.
Средняя частота аварийных отключений на 100 км линий Яср = 2,6 отключений в год, минимальное значение Ят(п = 1 ав.откл./ЮО км в год, максимальное значение Ятах = 4,5 ав.откл./ЮО км в год. Распределение интенсивности отказов провода приведено на рис. 2.6. Средняя длительность одного отключения, вызванная обрывом провода, составляет 5,6 ч.
Безотказность изоляторов ВЛ 10 кВ. Изучение причин отказов изоляторов позволяет найти соответствующие методы обнаружения и устранения отказов, более рационально организовать эксплуатацию РЭСсхН 10 кВ.
Изолятор - один из наиболее ответственных, но и наиболее часто разрушающихся элементов распределительной сети. Для электрических сетей напряжением 10 кВ чаще всего применяют линейные штыревые изоляторы. В соответствии с ГОСТ штыревые изоляторы маркируются буквами ШФ-10 или ШС-10 (в зависимости от материала диэлектрика: фарфор, стекло) и на-пряжения линии [58,67].
Даже такие надежные изоляционные материалы, как фарфор и стекло, не всегда соответствуют требованиям эксплуатации по устойчивости против различных внешних воздействий.
На практике к изоляционным материалам предъявляют самые различные требования, общее число которых достигает 50. Для оценки качества изго товленных изоляторов обычно используют пять-десять основных свойств, к которым относятся электрические, механические, тепловые, химические и прочие, приведенные в соответствующих нормативных материалах и ГОСТ [59,61,63,66]. Все эти свойства изоляции или часть из них с течением време ни изменяются, как правило, ухудшаются. Старение неорганического мате риала (фарфора и стекла) при нормальных условиях эксплуатации происхо дит медленно, поэтому свойства материала меняются незначительно. В то же время отказ изоляторов или заметное снижение их параметров при эксплуа тации зачастую происходит за относительно небольшие промежутки времени, что, видимо, связано с дефектами монтажа и критическими значениями внешних воздействий (воздействие экстремальных или повторяющихся стихийных явлений) [233].
На рис. 2.7 приведена зависимость интенсивности отказов линейных изоляторов от срока эксплуатации по месяцам года за десятилетний период наблюдений, по данным электросетевых предприятий Республики Марий Эл. В [198,199,205] отмечается, что 54% всех аварийных отключений линий в летний период происходит из-за отказов изоляторов. Этот факт также отражается в статистике наших наблюдений (см. табл. 2.2, 2.5).
Проверка состояния снятых с линии фарфоровых изоляторов показала, что за 25 и более лет их механическая прочность снизилась более чем в 1,5 раза. При разрушении фарфор изоляторов крошился и рассыпался на мельчайшие частицы, что указывает на изменение его структуры в процессе длительной эксплуатации. При нагреве фарфорового изолятора до 200-500С токами замыкания в фарфоре возникает термодиффузионный ток, связанный с ионной проводимостью, так как электропроводность фарфора осуществляется ионами щелочных металлов. Ионы эти являются слабосвязанными в твердых телах, часть из них находится в закрепленном состоянии и совершает колебательные движения около положения равновесия, другая часть находится в диссоциированном состоянии. Последние могут совершать поступательное движение. Число диссоциированных ионов зависит от температуры и оценивается по формуле [243] _WQ n = f(N)-e kT, (2.5) где N - количество слабосвязанных ионов в единице объема; Wo - энергия, необходимая для перехода в диссоциированное состояние; f(N) - некоторая положительная функция, удовлетворяющая условию f(Ni) {(N2) при Nj N2-Суммарный ток состоит из двух составляющих: I = 1к +1т.д, (2.6) где 1к - концентрационный ток; 1т.д - термодиффузионный ток.
Часть ионов выходит на поверхность, где нейтрализуется и окисляется. Происходят постепенное выщелачивание фарфора и уменьшение слабо связанных ионов, что способствует изменению структуры фарфора. Ток растет с увеличением температуры по экспоненциальному закону и не зависит от вида электродов.
Моделирование распространения импульсных сигналов по од нопроводной и трехпроводной линиям
Экспериментальные исследования показали, что разряд стримера (разряды при положительной полярности провода) больше заряда импульса Три-чела (разряды при отрицательной полярности провода) в 85 раз, или на 38 дБ [90].
Импульс тока разряда в дефектном изоляторе возбуждает в окружающем пространстве и проводах самой линии электромагнитное поле, характеристики которого определяются параметрами системы провода линии - земля. Электромагнитное поле распространяется в обе стороны вдоль провода от места разряда и одновременно излучается в пространство. Полная картина возбуждения электромагнитного поля ВЧЭМИ, его распространения вдоль линии чрезвычайно сложна и до настоящего времени изучена недостаточно. Важно определить, какие как возбуждаются электромагнитные колебания и как они регистрируются.
В ряде работ электромагнитные колебания возможны в про 125 странстве при наличии системы вытянутых проводников над поверхностью земли как возбуждаются электромагнитные колебания и как они регистрируются.
В ряде работ, рассматривается поле бесконечно длинного одиночного цилиндрического проводника, находящегося в неограниченном пространстве, заполненном диэлектриком, при отсутствии влияния земли. Параметры электрического Е и магнитного Н полей убывают с расстоянием Z вдоль линии по экспоненциальной зависимости [84] exp Lj(cot-yz)], (3.21) где у - коэффициент распространения (волновое число), характеризующий фазовую скорость движения волны ю/у.
Для определения этого параметра устанавливаются граничные условия: непрерывность тангенциальных составляющих поля на поверхности провода с радиусом г = а. Поэтому для определения у используется трансцендентное уравнение U\nU=u, (3.22) 2 /SoM где u = -jS /2- ka, Во, Цо Ц диэлектрические и магнитные посто ві Фо янные воздуха и провода; U = (Sp2/2j)2 при р0=л/ко-у2а ир = ук2-у2а; к, ко - коэффициенты распространения электромагнитных волн в материале провода и вакууме соответственно; In S = 0,577 - постоянная Эйлера.
Электрическое поле основной волны в точке, отстоящей от оси провода на расстоянии г а, оценивается зависимостью [84]: Е = Г ,I о , (-1- (3-23) 2 к0 Н,2( 2-у2))а где а - проводимость провода; Нп2 - функция Ханкеля второго рода п-го порядка. 126 Эту зависимость можно упростить: Е= - (q - соу2)1, (3.24) где ql - часть поля, порождаемая изменениями магнитного потока, которая определяется вектор-потенциалом; ca/l - составляющая, порождаемая полем заряда на поверхности провода и определяемая скалярным потенциалом.
На линиях конечной длины, кроме основной волны, необходим учет дополнительных волн. Полное решение с учетом дополнительных волн проводится по формулам I(z) = I0exp j(cot-yz) + EIk exp[j(cot-ykzk)] (3.25) U(z) = Z0I0 exp j(cot-yz) + ZkIk exp[j(cot-ykzk)] (3.26)
Первые слагаемые представляют основную волну, которая характеризуется коэффициентом распространения у и волновым сопротивлением Z0; вторые (суммы п) - дополнительных волн с амплитудами Д, коэффициентом распространения у и волновым сопротивлением Zk.
Суммарное поле дополнительных волн - поле радиации и излучения. Вектор Умова-Пойтинга для этих волн направлен в сторону от линии. Основная же волна в этом направлении не дает излучения, однако может отдавать часть своей энергии дополнительным волнам [178].
В приведенных формулах не учтено влияние земли при распространении электромагнитных волн вдоль горизонтального провода, находящегося над поверхностью земли, обладающей конечной проводимостью.
Более полное определение электромагнитного поля основной волны для одиночного провода над поверхностью земли при учете поперечных составляющих поля в земле приведено в [43]. При горизонтальном расположении трех фаз линии уравнения можно записать в следующем виде [137]: !i(qii -а ііУ2) + І2(Чі2 «»і2У2) + Із(Чіз - »ізУ2) = 0; Іі(Ч21-О2іУ2) + І2(Ч22- 22У2) + Із(Я23-0)23У2)ї=0; Іі(Чзі-зіУ2) + І2(чз2-ю32У2) + Із(Чзз-юззУ2) = 0 (3.27) Здесь индексы if отражают реакцию і-го провода на ток BJ -M проводе. Средней фазе соответствует индекс 2.
Для трехпроводной линии можно определить шесть значений коэффициента распространения у: три от падающих волн и три от отраженных волн, т.е. три пары решений, соответствующих трем волновым каналам: все фазы относительно земли; средняя фаза и крайние фазы; фаза - фаза. Для практических целей наиболее полезной информативностью будет обладать решение уравнений три фазы - земля.
Любой дефектный изолятор рассматривается как обычный источник переменного тока [37,116]. На рис. 3.4 представлена эквивалентная схема источника ВЧ-сигналов, где Е - ЭДС источника ВЧ-сигналов; Z, - его эквивалентное внутреннее сопротивление; ZH - эквивалентное внешнее сопротивление нагрузки, подключенной к сети. Е ) Р Z:
От источника ВЧ-сигналы попадают в отходящие от него провода, а через распределенную емкость - и в провода соседних фаз ВЛ, а по ним распределяются на значительные расстояния (например, по ВЛ они передаются на расстояние до нескольких десятков километров). По однопроводной линии ВЧ-сигналы проходят вдоль линии и возвращаются к источнику по зем ле, замыкаясь через нагрузку и распределенную емкость между проводом и землей. По двухпроводной линии сигналы распространяются двумя путями: первый, симметричный, когда ток ВЧ-сигналов, уходя от источника по одному проводу, возвращается к нему по другому (рис. 3.5, а). Второй, несимметричный, когда токи распространяются одновременно по обоим проводам и возвращаются по земле (рис. 3.5, б). ::I:D /симм Источник сигналов Пути распространения токов ВЧ-сигналов
Если от источника сигналов отходят три провода, то всегда между каждой парой существует свое симметричное напряжение, а между каждым проводом и землей - свое несимметричное напряжение. И то, и другое можно измерить измерителем ВЧ-сигналов в любых точках линии. При этом на антенну воздействуют в основном электрические поля, образующиеся между несущим сигнал проводом и землей за счет распространения несимметричных токов. Коэффициент переноса характеризует ослабление сигналов на пути их распространения от проводов ВЛ в антенну; он выражается отношением напряжения между несущим сигнал проводом и землей к напряжению между проводом антенны и землей: K = U„/Ua, (3.28) где UH - напряжение между несущим сигнал проводом и землей; Ua - напряжение между проводом антенны и землей.
Исследование ВЧ-сигналов при поверхностных разрядах на внешней изоляции
Если зафиксировать частоту одной из экспериментальных точек частотной характеристики подачей тестового напряжения стабильной (выбранной) частоты, то с увлажнением или старением внутриобмо-точной изоляции будет соответственно меняться и напряжение в диагностируемой обмотке.
Отсюда вытекает, что разность напряжения также может служить диагностическим признаком состояния внутриобмоточной изоляции.
Если подать тестовое напряжение Ur к выводам обмотки низкого напряжения силового трансформатора, а с выводов обмотки высокого напряжения снимать напряжение, как указывалось выше (плавно меняя частоту от десятков до сотен килогерц), и таким способом снять АЧХ при разных состояниях внутриобмоточной изоляции, то можно отметить, как изменяется разность напряжения AU = /вх-/г в зависимости от увлажнения или старения внутриобмоточной изоляции (рис. 3.30).
Амплитудно-частотные характеристики для других типов трансформаторов, снятые при разных состояниях внутриобмоточной изоляции, находятся в архиве кафедры. Одновременно со снятием АЧХ для разных состояний изоляции трансформаторов по увлажнению их показатели оценивались традиционными методами.
Отсюда можно заключить, что экстремальные точки АЧХ ki(f) = Ui , k2(f) = U2 (рис. 3.28), k3(f) = U2/U! (рис. 3.29), k f) = AU (рис. 3.30) смещаются относительно оси абсцисс в зависимости от изменения состояния (увлажнения, старения) витковой, слоевой или междуобмоточной изоляции силового трансформатора. Значение амплитуды напряжения на разных экстремальных точках также изменяется в зависимости от состояния изоляции. Эти параметры молено использовать как диагностические признаки оценивания состояния внутренней (витковой, слоевой) изоляции силовых трансформаторов посредством создания специальных устройств.
Для расчетного значения гг влагосодержание W = 0,003%.
Аналогично определены эквивалентные диэлектрические постоянные zr слоевой изоляции для силовых трансформаторов ТМ-63/10, ТМ-160/10, ТМ-400/10 при разных состояниях увлажнения изоляции, которые приведены в табл. 3.1. Расчетные данные/кр из АЧХ и данные химического анализа проб масла по увлажнению приведены в табл. 3.3.
По полученным результатам построены зависимости эквивалентной диэлектрической проницаемости от влажности изоляции s = FB(W%),
є" = FB(W%), показанные на рис. 3.32, а и б (соответственно для между слоевой изоляции высоковольтной (а) и низковольтной обмоток (б).
По построенным зависимостям гг = F(W%) в практических расчетах можно определять эквивалентную диэлектрическую постоянную слоевой изоляции при известном увлажнении W % проб масла для силовых трансформаторов со слоевыми обмотками.
Выполним расчет собственной частоты основной гармоники низковольтной обмотки фазы А в расчетном режиме по увлажнению (I состояние W % = 0,0028%).
Собственная частота обмотки с незаземленным выводом для схемы замещения (рис. 3.31) рассчитывается по выражению 0А = , =, (3.62) 4V(NLBH+LB)-CB где N = NB/N„ - отношение числа витков высоковольтной обмотки к числу витков низковольтной; LBH и LB - взаимная индуктивность и индуктивность обмоток, которые определяются по напряжению короткого замыкания трансформатора ик % (ек) [40]; 1 1 uK% U2 ЛЛС1 LBH « = 0,051 Гн. вн 3 2тгі 100 S Для сравнения найдем собственную индуктивность высоковольтной обмотки по (3.60): 27tRmN? Асл Lc = Цп —с-— -= 0,072 Гн. с h/p 3 Св =Сб +Сд = 3270 пФ - полная емкость высоковольтной обмотки относительно земли. Емкости CQ И СН при гг =15 (рис. 3.32) определены с учетом допущения, что диэлектрическая постоянная изоляции между высоковольтной и низковольтной обмотками и изоляции «бак-обмотка» равна диэлектрической постоянной слоевой изоляции низковольтной обмотки. Собственная частота обмотки фазы «А» по (3.62):
Таким образом, расчетные резонансные частоты высоковольтных обмоток по схеме эксперимента практически близки к экспериментальным при разных состояниях внутренней изоляции силового трансформатора, погрешности не превышают 8,5%.
Выполним расчет собственной частоты на основной гармонике высоковольтной обмотки фазы А. В качестве проверочного расчета возьмем междуслоевую емкость [49]. Расчет производится для I состояния изоляции: flA= , 1 =, (3.63) (Cg+K/n) где L - индуктивность одной фазы; т 1_ 11 uK% U2 ЛПС1 г L = -Ly= - = 0,051 Гн; 3 32тті 100 S 169 Cg - общая емкость обмотки относительно земли, Cg =С1Н+С6 =3270 пФ; К = К2 = 1,17 10" єг; Ф - междуслоевая емкость (определена ранее). Пользуясь эмпирическими зависимостями єг = F (W) (рис. 3.32) (эквивалентной диэлектрической постоянной неоднородной слоевой изоляции высоковольтной обмотки), находим Qf при W% = 0,0028; сг = 24,4; К = 1,17-10 3єг = 1,17-10 3-24,4 = 28200 пФ и n = 10 - число слоев обмотки: Of = 0,057-106; =- - = 9,12 кГц. 2я
Вычисленная согласно схеме замещения (рис. 3.31) частота обмотки frA = 9,4 кГц. Погрешность расчета по двум вариантам составляет 3% и не превышает допустимых пределов при оценке значений собственных частот обмоток.
Определим собственные частоты основной гармоники для первого состояния по увлажнению (W% = 0,0028) по слоям высоковольтной обмотки. Первый слой - слой, примыкающий к низковольтной обмотке. Емкость слоя относительно земли: С = С;,+ Кб , (3.64) н К + Сб где К = К/(п-1) - полная междуслоевая емкость; К - емкость междуслоевой изоляции; п = 10 - число слоев обмотки; Сн - емкость высоковольтной обмотки относительно низковольтной Сд = 1530 пФ (при W% = 0,0028, є" =15, рис. 3.32); К = 28200 пФ - вычислено ранее; К = 28200/(10-1) = 3133 пФ -емкость междуслоевой изоляции среднего слоя обмотки (при W% = 0,0028, єг = 24,4, рис. 3.32); CQ = 1740 пФ - емкость последнего, 10-го, слоя относительно бака трансформатора.
