Автоматизированный контроль и управление режимами работы трансформаторов тяговых подстанций Сузгаев Максим Валерьевич

Содержание к диссертации

Введение

Глава 1. Мониторинг режимов работы и технического состояния трансформаторов 11

1.1. Необходимость мониторинга оборудования систем тягового электроснабжения 11

1.2. Анализ методов комплексного обследования и использования стационарной системы мониторинга 14

1.3. Возможности снижения аварийности трансформаторов на основе использования результатов комплексного обследования или внедрения системы мониторинга 19

1.4. Экономическая эффективность комплексного обследования трансформаторов 20

1.5. Комплексные системы непрерывного контроля трансформаторов 20

1.6. Основные задачи мониторинга тяговых трансформаторов 23

1.7. Методы исследований состояния изоляции трансформаторов и формирование системы мониторинга 25

Глава 2. Разработка аналитической модели старения изоляции и методов теплового контроля трансформаторов 29

2.1. Факторы, определяющие тепловое старение изоляции трансформаторов 29

2.2. Влияние коротких замыканий и токов нагрузки на старение изоляции обмоток трансформаторов 30

2.3. Учет влияния высших гармоник на тепловое старение витковой изоляции трансформаторов 36

2.4. Контроль остаточного ресурса обмоток трансформатора на основе обобщенной модели износа 46

2.5. Оптимизация периода дискретизации при аппаратном контроле трансформаторов по тепловому критерию 50

Глава 3. Формирование ретроспективной модели старения изоляции трансформаторов 60

3.1. Обоснование закона распределения токов тяговых подстанций 64

3.2. Учет внутри-суточной неравномерности тяговой нагрузки для оценки износа изоляции 71

3.3. Определение эффективных нагрузок для оценки износа изоляции на основании данных АСКУЭ 75

3.3.1. Алгоритм расчета эффективных нагрузок по получасовым значениям расхода электроэнергии 80

3.4. Алгоритм восстановления графика изменения тока и расчета отработанного ресурса тяговых трансформаторов 82

3.5. Расчет «стартового» числа отработанного ресурса трансформатора 85

Глава 4. Аппаратная реализация теплового контроля трансформаторов тяговых подстанций 88

4.1. Выбор основных элементов системы контроля 88

4.2. Описание работы системы 90

4.3. Управление режимами работы трансформаторов 96

4.4. Защита от высоковольтных помех 97

4.5. Принцип измерения температуры 98

4.6. Канал связи измерительной системы с компьютером 100

4.7. Программирование микроконтроллера 102

Заключение 106

Библиографический список 108

• Анализ методов комплексного обследования и использования стационарной системы мониторинга
• Влияние коротких замыканий и токов нагрузки на старение изоляции обмоток трансформаторов
• Учет внутри-суточной неравномерности тяговой нагрузки для оценки износа изоляции
• Описание работы системы

Введение к работе

Актуальность темы. Увеличение масс грузовых поездов является одним из основных средств повышения пропускной способности железных дорог (ЖД). На некоторых участках ЖД организовано движение поездов весом до 8000 тонн. Продолжается работа по увеличению количества поездов весом более 5900 тонн. Повышение веса поезда положительно сказывается на экономике дороги и ОАО «РЖД» в целом. Однако движение тяжеловесных поездов создает значительные нагрузки на элементы системы тягового электроснабжения (СТЭ), увеличивая износ изоляции тяговых трансформаторов и другого электрооборудования. Кроме того, в отдельные моменты времени, например, при восстановлении графика движения в послеоконный период, имеют место режимы сгущения поездов, которые создают пиковые нагрузки на трансформаторы тяговых подстанций (ТП), значительно превышающие номинальные. Перегрузка трансформатора, допустимая в течение определенного времени, вызывает увеличение скорости старения твердой изоляции. Силовой трансформатор - один из важнейших элементов СТЭ, определяющих надежность электроснабжения. Кроме того, он является одним из наиболее дорогостоящих устройств СТЭ, поэтому своевременное диагностирование трансформатора, способное обеспечить детальную информацию о состоянии объекта, является актуальной задачей.

Величина и гармонический состав токов в обмотках силовых трансформаторов ТП зависит от тяговых токов электровозов. При повышении веса грузовых поездов уровень высших гармоник токов, протекающих по обмоткам тяговых трансформаторов, также увеличивается. В результате дополнительного нагрева, вызываемого гармониками, ускоряется износ оборудования и повышаются потери электроэнергии. Следовательно, учет дополнительного старения изоляции трансформаторов от воздействия высших гармоник также является актуальным.

В период спада размеров движения в 90-е годы были снижены объемы ремонтов устройств электроснабжения. Последнее десятилетие характеризовалось низким уровнем инвестиций в техническое перевооружение тяговых подстанций и электрических сетей. Все это привело к резкому росту изношенного электротехнического оборудования. В настоящее время на сети железных дорог России находятся в эксплуатации около 4500 силовых трансформаторов, в том числе около 2200 трансформаторов 110-220 кВ. Более 50 % из них отработали установленный стандартами нормативный ресурс 25 лет. На Красноярской дороге общее количество трансформаторов 110 - 220 кВ составляет 77. Из них 33 трансформатора имеют срок эксплуатации 25 лет и более. Тринадцать трансформаторов отработали более 20 лет. Таким образом, более половины трансформаторов отработали установленный ресурс. Так как трансформаторы являются одним из наиболее дорогостоящих элементов системы электроснабжения, то наряду с плановой заменой устаревшего оборудования встает задача продления срока их эксплуатации. Решить данную задачу возможно методом ретроспективного анализа отработанного ресурса изоляции трансформаторов. При этом стало бы возможным определить остаточный ресурс изоляции каждого трансформатора и на основе методов прогнозирования определить вероятную дату его замены. Существующие методики не учитывают изменения свойств твердой изоляции трансформатора в зависимости от отработанного времени, поэтому разработка методов ретроспективного анализа износа изоляции также является актуальной задачей.

Эксплуатация технических средств железнодорожного транспорта, обеспечивающая безопасность движения поездов и высокую эффективность процесса перевозок, невозможна без объективной информации об их фактическом состоянии. Диагностика состояния электрооборудования СТЭ и контроль параметров его режимов предполагает сбор, передачу и обработку большого объема информации. Поэтому исследования по оптимизации объема выборки информации с соблюдением требований необходимой точности являются также актуальными.

Цель работы заключается в разработке комплекса методов и средств автоматизированной оценки теплового старения твердой витковой изоляции трансформаторов, а также методов ретроспективного анализа ее износа.

В соответствии с поставленной целью в диссертационной работе решались следующие задачи:

1. Разработка аналитической модели теплового старения изоляции и методов контроля трансформаторов с учетом дополнительного старения от влияния высших гармоник.

2. Оптимизация периода дискретизации процессов изменения параметров, характеризующих режим работы трансформатора, для формирования системы автоматизированного контроля теплового старения изоляции.

3. Разработка модели ретроспективного анализа теплового старения витко- вой изоляции тяговых трансформаторов с учетом внутрисуточного изменения нагрузки.

4. Разработка методов оценки теплового старения витковой изоляции трансформаторов на основании данных автоматизированной системы контроля и управления электропотреблением (АСКУЭ).

Методы исследований. При решении поставленных задач использовались методы теории автоматического управления, имитационное моделирование, математическая статистика и спектральный анализ.

Достоверность результатов полученных в диссертационной работе, подтверждена экспериментальной проверкой основных положений, а также их сопоставления с результатами исследований других авторов.

В диссертации впервые получены и составляют предмет научной новизны следующие результаты:

1. Разработана модель старения витковой изоляции с учетом дополнительного нагрева от высших гармонических составляющих.

2. Определен оптимальный интервал дискретизации для автоматизированного контроля витковой изоляции трансформатора с соблюдением требований необходимой точности.

3. Разработана методика ретроспективного анализа износа изоляции трансформаторов.

4. Предложен метод определения эффективных нагрузок на основании данных АСКУЭ для оценки износа изоляции.

Практическая значимость.

Учет дополнительного старения от влияния высших гармоник позволяет уточнить износ изоляции трансформатора, особенно в период максимальных нагрузок.

Оптимизация периода дискретизации процессов изменения тяговой нагрузки и температуры масла трансформатора существенно сокращает объем выборки при соблюдении требований необходимой точности.

Метод ретроспективного анализа износа изоляции трансформаторов позволяет определить отработанный ресурс изоляции трансформаторов, длительно находящихся в эксплуатации, и определить вероятную дату их замены.

Алгоритм определения эффективных нагрузок на основании данных АСКУЭ позволяет производить непрерывный контроль отработанного ресурса изоляции трансформатора и формировать воздействия для управления режимами его работы.

Положения, выносимые на защиту:

модель износа изоляции обмоток трансформатора с учетом значимых факторов;

метод оценки старения витковой изоляции, вызванного нагрузочными токами и токами короткого замыкания;

методика учета влияния высших гармоник на тепловое старение изоляции;

уточненная методика определения температуры наиболее нагретой точки (ННТ) обмотки на основе данных о температуре верхних слоев масла;

методика оптимизации объема выборки при аппаратном контроле изоляции трансформатора с соблюдением требований необходимой точности;

алгоритм и программа ретроспективного анализа износа изоляции трансформатора;

метод определения эффективных нагрузок на основании данных АСКУЭ для оценки износа изоляции.

система контроля витковой изоляции тяговых трансформаторов на основе микроконтроллера.

Реализация результатов работы.

Программный продукт для ретроспективной оценки износа изоляции внедрен на Абаканской дистанции электроснабжения Красноярской железной дороги. Там же внедрена система контроля витковой изоляции тяговых трансформаторов на основе микроконтроллера.

Апробация работы. Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на международных научно-технических конференциях «Энергетика и энергоэффективные технологии», Липецк, 2006, 2007; Всероссийской научно-практической конференции «Проблемы и перспективы развития транссибирской магистрали в XXI веке», Чита, 2006; международном симпозиуме «Элтранс-2007», Санкт-Петербург, 2007.

Публикации. По результатам выполненных исследований опубликовано восемь статей. Одна из них опубликована в издании, рекомендованном ВАК для опубликования научных положений диссертационных работ.

Структура и объем работы. Работа состоит из введения, четырех глав, заключения, библиографического списка и приложений. Работа представлена на 151 странице, включает 29 рисунков, 12 таблиц, библиографию из 123 наименований и 6 приложений.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы исследования, сформулированы цель работы, научная новизна и практическая ценность диссертации.

В первой главе на основе проведенного анализа показана необходимость мониторинга трансформаторов. Выполнено сравнение диагностических возможностей комплексного обследования и использования стационарной системы мониторинга. Показано, какие системы обладают наибольшей эффективностью в предупреждении аварий трансформаторов. Описаны методы оценки технического состояния трансформаторов.

Вторая глава посвящена разработке аналитической модели старения изоляции и методов теплового контроля трансформаторов. Дана методика расчета износа изоляции в режиме короткого замыкания (КЗ). Сформирована модель учета дополнительного старения изоляции трансформатора от влияния высших гармоник. Показана необходимость непосредственного измерения температуры, верхних слоев масла трансформатора. Проведен анализ спектра гармоник для каждой фазы тяговых подстанций Абаканской дистанции. Проведены исследования скорости изменения температуры масла трансформатора и его нагрузки.

В третьей главе формируется ретроспективная модель старения витковой изоляции тяговых трансформаторов. Проведено обоснование закона распределения токов тяговых подстанций. Предложена методика учета внутри-суточной неравномерности тяговой нагрузки для оценки износа изоляции. Разработан алгоритм определения эффективных нагрузок на основании данных АСКУЭ для оценки износа изоляции. Предложен алгоритм восстановления графика суточного изменения тока. Разработана программа ретроспективной оценки теплового износа твердой витковой изоляции тяговых трансформаторов.

Четвертая глава посвящена аппаратной реализации теплового контроля трансформаторов в непрерывном технологическом процессе. Разработана система контроля старения витковой изоляции трансформаторов в непрерывном технологическом процессе с применением микропроцессоров. Произведено описание системы, принцип ее работы.

1. МОНИТОРИНГ РЕЖИМОВ РАБОТЫ И ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ

ТРАНСФОРМАТОРОВ

1.1. Необходимость мониторинга оборудования систем тягового электроснабжения

Существующая экономическая ситуация не оставляет надежд на полномасштабное обновление электрооборудования СТЭ в ближайшие десятилетия. Поэтому на первый план выдвигаются задачи продления срока его службы путем определения фактического износа и оценки остаточного ресурса с тем, чтобы выработать рациональную стратегию эксплуатации и ремонтов. Эффективней и экономически выгодней выполнение капитального ремонта и обновления технических средств с учетом их фактического состояния.

В последние годы все отчетливее прослеживается переход от планово- предупредительного ремонта (ППР) к обслуживанию оборудования по его фактическому состоянию. Теоретической и методической базой ППР являлись методы и средства, отраженные в нормативных документах на конкретные виды электрооборудования, а для планирования ремонтно-профилактических работ оборудования по его фактическому состоянию требуется новый подход.

Анализ публикаций [1,2,3,5,6,8,52,53,58,59,64,69,88,89,97,98,114,122] показывает, что на протяжении последних лет ведется интенсивный поиск способов продления сроков службы электрооборудования. Большое внимание уделяется контролю и диагностированию электрооборудования тяговых подстанций [4,11,18,21,30,47,49,51,108,119]. Выявление дефектов в работе оборудования на ранней стадии их развития, своевременное принятие решений по ликвидации дефектов до возникновения аварийных ситуаций не только предотвращает значительные ущербы, но и сокращает время простоя, снижает затраты на ремонты и продляет срок службы. Рациональное обслуживание предполагает комплексы и системы мероприятий [5,37,59,64,81]:

уход и обслуживание для обеспечения нормальной работы оборудования;

10. профилактика, включающая комплекс предупредительных мероприятий, поддерживающих оборудование в рабочем состоянии;

11. контроль состояния, заключающийся в проверке соответствия параметров нормативным значениям и выявление дефектов;

12. контроль режима, состоящий в слежении за соответствием параметров режима работы оборудования заданным пределам;

13. диагностирование, заключающееся в определение вида и интенсивности дефектов, степени работоспособности оборудования по результатам контроля состояния и контроля режима.

Обычно под диагностированием понимается процедура получения и обработки информации о состоянии технических систем или объектов с целью обнаружения их неисправностей и выявления тех элементов, ненормальное функционирование которых может привести к возникновению аварий. При этом решается задача определения технического состояния объекта на настоящий момент времени. Решение задачи диагностирования, предполагает построение математической модели объекта, выбор и оптимизацию диагностических процедур и их реализацию аппаратным или программным путем [14,32]. Для рациональной, безопасной и эффективной эксплуатации электрооборудования и перехода к планированию его ремонтов по фактическому состоянию требуются дополнить существующие системы диагностирования рядом специальных методов и технологий, позволяющих учитывать статистику состояний конкретного оборудования. При этом необходимо иметь в виду конечные цели: определение фактического износа и оценку остаточного ресурса для составления прогноза и выработки стратегии эксплуатации и ремонта [3,53,58,117].

При диагностировании модель составляется в виде функционального или структурного описания объекта для различных состояний: исправное или неисправное, работоспособное или неработоспособное, функционирующее правильно или неправильно. При прогнозировании нужна модель процесса эволюции технических характеристик объекта во времени. Если главным показателем качества систем диагностирования являются гарантируемые ими полнота обнаружения и глубина поиска дефектов, то для мониторинга это: достоверность, надежность и своевременность оценки прогнозируемого параметра, а также относительная стоимость прогноза.

Одним из эффективных подходов к решению проблемы продления срока службы оборудования является внедрение высокоэффективных методов и средств обнаружения дефектов на ранней стадии их развития [5,8,81]. Эффективный контроль, оптимизация профилактических мероприятий и своевременный вывод оборудования в ремонт зачастую позволяет отказаться от закупки нового оборудования [87].

Переход от простых технологий контроля и диагностирования, позволяющих локализовать дефекты, к системе мониторинга как средству прогноза безаварийной работы оборудования, является объективным процессом, подготовленным уровням современного состояния компьютерных технологий, а также успешным применением экспертных систем [3,5,52,53,58,59,87,91,117].

Особенно остро стоит проблема безопасной эксплуатации формально неисправного, но сохраняющего работоспособность оборудования в определенных режимах. Традиционная система профилактического контроля, закрепленная в действующих нормативных документах не позволяет решать подобные задачи, так как по своей идеологии относится к системам тестового диагностирования.

В настоящее время согласно «Нормам испытания электрооборудования» [90] и инструкциям заводов-изготовителей электрооборудование подвергается большому количеству различных проверок и испытаний, как при монтаже, так и в период текущей эксплуатации. Сроки проведения этих проверок, профилактических мероприятий и ремонтов жестко устанавливаются практически независимо от фактического состояния оборудования. Учет динамики развития дефектов, полученной при мониторинге, позволяет отказаться от задаваемых графиком сроков обслуживания и ревизии электрооборудования и перейти к установке этих сроков на основе оценки его фактического состояния.

Любое изделие на стадии проектирования рассчитывается на определенный срок службы (ресурс) в строго оговоренных условиях и режимах эксплуатации, что гарантируется конструкцией, технологией, количеством и качеством материалов. Конструкционная надежность включает технологическую составляющую и подтверждается теоретическими и экспериментальными исследованиями при типовых испытаниях. Эксплуатационная надежность электротехнических изделий зависит от ряда факторов, важнейшими из которых являются:

14. качество активных и конструкционных материалов;

15. качество изготовления;

16. условия окружающей среды при эксплуатации;

17. квалификация обслуживающего персонала.

К предпосылкам практической реализации мониторинга электрооборудования следует отнести:

18. наличие нормативно-технической литературы [90,95,96], а также стандартов и методических указаний на конкретные виды оборудования и испытания,

19. большие возможности современных средств автоматизации по сбору, передаче, хранению и обработке информации на базе микроконтроллеров и ЭВМ,

20. доступность универсального математического обеспечения, позволяющая с минимальными затратами реализовать сложные вычислительные и логические процедуры, например, в полном объеме выполнить этап прогнозирования в системе мониторинга.

Таким образом, к настоящему времени имеются реальные условия для перехода от обслуживания электрооборудования по регламенту к обслуживанию по его фактическому состоянию.

1.2. Анализ методов комплексного обследования и использования стационарной системы мониторинга

Вопросы диагностирования приобретают в последнее время все большую актуальность. Во-первых, увеличение единичных мощностей оборудования приводит к увеличению объема разрушений при их отказе. Во-вторых, развитие энергетических систем приводит к возрастанию количества оборудования, а, следовательно, и к увеличению количества аварий этого оборудования. В-третьих, рост стоимости оборудования приводит к необходимости наиболее полного использования его ресурса.

Исходя из этого, диагностирование состояния оборудования должно выявлять и идентифицировать развивающиеся дефекты и процессы износа, определять степень их развития, оценивать ожидаемое время до отказа оборудования и выводить информацию о состоянии оборудования в удобном для оперативного и эксплуатационного персонала виде.

Исследования твердой изоляции трансформатора. В течение всего времени службы силовой трансформатор должен противостоять многочисленным воздействиям. Эти воздействия имеют тепловой, электрический и механический характер и приводят к деградации бумажно-масляной изоляции [45,115]. Деградация означает снижение качества изоляции. Местные разряды могут вести к поломкам, а наиболее нагретые точки - к ускоренному старению. Тепловое старение бумаги при отсутствии других внешних воздействий практически не меняет кратковременную электрическую прочность. Считается, что изоляция, полностью потерявшая свою эластичность, сохраняет довольно высокую электрическую прочность. Однако в реальных условиях эксплуатации изоляция подвергается воздействию механических усилий, особенно при коротких замыканиях. Поэтому снижение механической прочности бумаги в результате теплового старения непременно приводит к механическому повреждению изоляции и уже, как следствие, к электрическому пробою.

Анализ явления деградации требует использования информации для оценки состояния с привлечением количественных показателей. Объективным показателем для оценки степени износа бумажной изоляции является степень полимеризации, характеризующая физико-химическое разрушение изоляции в процессе эксплуатации, а именно, ее механическую прочность на растяжение и излом. При этом снижение степени полимеризации бумажной изоляции имеет монотонную зависимость в течение всего срока эксплуатации, что определяет высокую диагностическую ценность данного показателя.

В [101] и других источниках указывается, что для оценки состояния бумажной изоляции обмоток силовых трансформаторов целесообразно измерение степени полимеризации ее образцов, закладываемых в бак трансформатора. При этом отмечается, что ресурс бумажной изоляции обмоток считается исчерпанным при снижении степени полимеризации бумаги до 250 единиц. При оценке состояния изоляции обмоток трансформатора комплексное обследование дает по заключению экспертов лучшие результаты. Эти исследования связанны с изучением свойств образцов, закладываемых в трансформатор и находящихся в тех же условиях, что и работающая изоляция. Отбор образца витковой изоляции может быть выполнен на отключенном трансформаторе, как при капитальном ремонте, так и через люки при осуществлении подслива масла. С внешней стороны обмотки вырезается образец массой 2...5 г, затем делается подмотка изоляции высушенной бумагой или лакотканью. Образец витковой изоляции должен быть взят из наиболее нагретого места в одной из верхних катушек.

Как это следует из выполненного анализа диагностирование витковой изоляции при комплексном обследовании хотя и эффективна, но сложна и дорогостоящая. В этой связи такой подход не рекомендуется для СТЭ.

Решение этого вопроса наиболее целесообразно в упомянутых условиях организацией текущего контроля изоляции (мониторингом) с привлечением косвенного метода.

Исследования масла в баке трансформатора. Анализ газа в масле - самая важная особенность системы контроля состояния трансформаторов. В случаях перегрева, частичного разряда или местной поломки в трансформаторе выделяются некоторые газы и растворяются в масле. Если номинальная скорость генерации газа превышена, возникают газовые пузырьки. Эти газовые пузырьки могут вызвать местную поломку, если они входят в области системы изоляции с высокой электрической напряженностью. Самый серьезный дефект в трансформаторе отражают газы СО, С0₂, СН4, С₂Н₂, С2Н4, С₂Н₆ и СзН₈. В каждом случае при внутренней поломке будет выделяться Н₂. Содержание индивидуальных газов зависит от вида дефекта. Таким образом были разработаны методы, которые позволяют выявить дефект, оценивая состав газов, выделенных в результате внутреннего дефекта. Недостатком этого метода является то, что он показывает уже произошедшие изменения физико-химических свойств изоляции.

Водные молекулы возникают из-за многих процессов деградации бумажно- масляной изоляции. Таким образом, степень влажности - мера состояния изоляции масла и материала витковой изоляции.

Достоверность получаемых результатов по качеству масла более высока при комплексном обследовании. Даже если в системе стационарного мониторинга будут использованы специализированные приборы стационарного контроля растворенных газов, например «Hydran» или «Morgan Schaffer», окончательное диагностическое заключение может быть получено только после проведения стандартного хроматографического и химического анализа масла.

Ввода трансформатора. Достоверное заключение о состоянии изоляции маслонаполненных вводов трансформатора может быть получено только при приложении к вводу номинального рабочего напряжения. Это говорит в пользу использования систем мониторинга. Следует отметить, что только стационарная система контроля вводов обеспечивает оперативную защиту. С другой стороны, общие и специальные анализы проб масла, отбираемые из вводов, иногда позволяют выявить или уточнить некоторые опасные дефекты. Диагностическая достоверность обоих методов контроля состояния вводов примерно одинакова, однако специалистами отмечается большая возможность диагностирования вводов на основе комплексного обследования.

Контроль геометрической формы обмоток. Диэлектрические дефекты в изоляции обмотке или главной изоляции могут произойти из-за механических смещений обмоток во время динамического удара от токов короткого замыкания. В настоящее время ведется научный поиск действенных методов контроля такого вида повреждений. Применяются методы анализа геометрической формы обмоток, основанные на сравнении параметров до и после короткого замыкания. Различия указывают на изменения в трансформаторе, например, смещение обмотки.

Большая часть существующих в настоящее время методов контроля изменения формы обмоток, возникающих после воздействия на них сквозных токов короткого замыкания, предназначена для использования на отключенном и рас- шинованном трансформаторе. Это метод использования низковольтных импульсов, метод анализа резонансных колебаний после ударного воздействия. По этой причине, преимущество имеет комплексное обследование трансформатора. Однако существует метод контроля изменения формы обмоток трансформатора, основанный на измерении полного сопротивления короткого замыкания обмоток Ъ^. Достоверность этого метода подтверждена экспериментами и проверена практикой ряда фирм.

В заключение по данному пункту следует признать, что оба метода оценки технического состояния трансформатора, комплексное обследование и установка системы мониторинга, равнозначны.

Система охлаждения. Для диагностики состояния элементов системы охлаждения трансформатора, вентиляторов и насосов, предпочтительнее использовать систему постоянного мониторинга. Только она позволяет оперативно отслеживать техническое состояние этих устройств трансформатора. В процессе проведения комплексного обследования также удается наделено диагностировать состояние элементов системы охлаждения, но эти результаты менее полезны для организации эксплуатации трансформатора, так как интервал времени, в течение которого может произойти развитие дефекта до критического значения, много меньше реального времени между двумя комплексными обследованиями.

Система РПН. Система мониторинга позволяет более корректно отслеживать состояние РПН, так как кроме снятия стандартных характеристик позволяет отслеживать наработку РПН на каждом рабочем положении. В режиме мониторинга лучше контролировать состояние контактов, локальные перегревы, частичные разряды в баке РПН при помощи акустического датчика. Контроль работы механического привода РПН, выполняемого по потребляемому току или мощности приводного электродвигателя, имеет одинаковую информативность при обоих вариантах контроля состояния трансформатора.

Влияние экстремальных режимов на работу трансформатора. В этом вопросе преимущество за использованием системы мониторинга. Она позволяет в полной мере оценить влияние импульсных токов, перенапряжений и перегревов трансформатора на величину его остаточного ресурса. При комплексном обследовании большая часть этой информации, обычно является потерянной, так как в стандартной комплектации оборудование контроля возникновения экстремальных режимов если и присутствует, то в очень ограниченном объеме. В результате не удается корректно учесть влияние рабочих и экстремальных режимов на состояние обследуемого трансформатора.

Х.З. Возможности снижения аварийности трансформаторов на основе использования результатов комплексного обследования или внедрения системы мониторинга

В плане снижения общего количества аварий трансформаторного оборудования, уменьшения итогового ущерба использование системы мониторинга дает больший эффект, чем проведение комплексных обследований трансформаторов. Это объясняется тем, что реакция системы мониторинга на изменение технического состояния трансформатора происходит за время, от нескольких минут до часа, в зависимости от того, какая конкретная диагностическая подсистема обнаружит признаки предаварийной ситуации. Благодаря этому имеется возможность надежно предотвратить те аварии, «инкубационное» время которых больше или равно указанному интервалу времени. Положительным является то, что отключение оборудования может быть выполнено в автоматическом режиме, что многократно снижает ущерб от возникающей аварийной ситуации. В случае использования итогов проведенного комплексного обследования трансформатора, время, от момента проведения теста, до получения критического заключения, может достигать, от нескольких дней до месяцев. За это время целый ряд аварийных ситуаций с контролируемым трансформатором уже может произойти.

По этому аспекту можно заключить, что использование системы мониторинга является наиболее действенным и эффективным средством снижения до 50...80 % от общего количества аварий, происходящих с трансформаторным оборудованием.

1.4. Экономическая эффективность комплексного обследования трансформаторов

Стоимость комплексного обследования трансформатора зависит от большого количества факторов и составляет по оценкам экспертов от 0,15 до 0,5 миллиона рублей. Проводя сравнение двух подходов к диагностике трансформаторов, можно сказать, что на деньги, затрачиваемые на поставку одной «стандартной» системы мониторинга, можно выполнить «стандартное» комплексное обследование до 4...8 трансформаторов. В этом вопросе комплексное обследование более экономично. Более важным является то, что реально можно снизить аварийность трансформаторного оборудования на 15...20 %. При этом стоимость всех затрат, уже через 7... 10 лет применения такой технической стратегии сравняется с вариантом монтажа на всех трансформаторах систем мониторинга.

При использовании систем мониторинга эффективность предупреждения аварийных ситуаций и снижения потерь от их возникновения существенно выше, чем при комплексном обследовании.

1.5. Комплексные системы непрерывного контроля трансформаторов

Аппаратные средства системы контроля трансформатора имеют модульную структуру, которая состоит из двух главных компонентов: модуль сбора данных и персональный компьютер. Модули сбора данных с четырьмя аналоговыми и четырьмя цифровыми вводами связаны интерфейсом друг с другом и с конвертером интерфейса. Этот конвертер соединен последовательно с интерфейсом компьютера. Специальный промышленный компьютер, который соответствует высоким экологическим требованиям, используется для обработки, просмотра и архивирования данных.

За рубежом система контроля существует в двух вариантах. Первый вариант предполагает, что и компьютер, и модуль сбора данных расположены непосредственно в баке трансформатора. Во втором система контроля разнесена. Компьютер расположен в диспетчерской, а аппаратные средства сбора данных установлены в баке трансформатора. Чтобы избежать внешних помех может использоваться оп- тоэлектронный интерфейс. Специальный бак, содержащий главные аппаратные компоненты, оборудован нагревателем и вентиляторами для того, чтобы избежать критических температурных условий. И нагреватель, и вентиляторы управляются на основе данных о температуре и влажности в баке.

Платформа контроля программного обеспечения - Microsoft Windows 95 или NT. Контроль программного обеспечения реализуется системой управления, обработкой, архивированием и просмотром данных.

Первый шаг - получение данных. Каждую минуту производится выборка из всех измеренных величин. После этого рассчитываются фактические параметры: напряжение, ток или содержание газа в масле. Для каждого из этих параметров могут быть определены предельные значения.

На следующем шаге проверяется, превышают ли одна или более измеренных величин свой предел. Если пределы превышены, начинается сигнальная процедура, которая состоит из двух частей. На первом шаге создается сигнальный файл, содержащий детальную сигнальную информацию и дополнительно измеренные значения параметров за последние 2 часа. На втором шаге модемом посылается сигнальная информация. После этого начинается процесс уплотнения данных. Этот процесс приводит к накоплению данных о трансформаторе в объеме 3 мегабайтов за год. На жестком диске компьютера создается архив с почасовыми значениями, но также существует поминутный архив, который содержит измеренные величины, записанные за 30 дней. После 30 дней самый старый набор данных удаляется. Поминутный архив полезен для того, чтобы анализировать данные специального испытания или данные, зарегистрированные в течение процедуры включения трансформатора.

Одна из самых важных особенностей современной системы контроля силового трансформатора - передача данных к удаленным объектам. Это реализовано программным обеспечением дистанционного управления в сочетании с модемным подключением. Пользователь имеет доступ к завершенным функциональным данным системы контроля и может их анализировать.

Новая система контроля силового трансформатор была установлена на сетевых трансформаторах 300 МВ-А и на генераторных трансформаторах 200 МВ-А немецких заводов в 1997 году. Формы кривой напряжения и тока дают информацию о режиме работы. Анализ полученных данных показал температурное различие верхней и нижней границы охладительного аппарата в 2С. Также установлена взаимосвязь между влажностью воздуха в расширителе и содержанием влаги в масле. Влажность воздуха уменьшается с нагревом трансформатора приблизительно от 1...20 процентов. Влажность масла увеличивается, когда трансформатор возбуждается. Это процесс распространения воды из горячей обмотки в масло. Таким образом, содержание влаги в масле - грубая копия нагрузки. Объем масла увеличивается с повышением температуры согласно ее температурному коэффициенту. Таким образом, уровень масла в расширителе характеризует нагрузку.

В основном система контроля трансформатора предназначена для новых трансформаторов, но может быть использована для трансформаторов, которые эксплуатировались в течение многих лет. Во многих случаях доступны термометры контроля температуры масла, а дополнительные датчики требуются только для контроля газа в масле, влажности, и скорости масляного потока. Эти устройства могут быть приварены к трубе радиатора.

Риск в работе трансформатора увеличивается после 10 лет службы, так что желательна ранняя система предупреждения. Из литературы известно о некоторых случаях, в которых трансформатор был сохранен ранним предупреждением, вызванным газовой тревогой. В этих случаях внутренняя поломка, которая была быстро найдена, привела бы к повреждению, если бы трансформатор не выключили немедленно.

Рассмотрим вопросы реализации отдельных наиболее значимых элементов мониторинга трансформаторов ТП, так как применение комплексных систем на тяговых подстанциях железных дорог является экономически нецелесообразным ввиду высокой стоимости.

1.6. Основные задачи мониторинга тяговых трансформаторов

Трансформаторы тяговых подстанций электрических железных дорог являются одним из наиболее дорогостоящих элементов системы электроснабжения. Режим их работы характеризуется большим диапазоном изменения нагрузки и частыми систематическими перегрузками. Помимо этого, преобразователи электроподвижного состава и другие нелинейные нагрузки, получающие питания от общей электроэнергетической системы, являются мощными источниками гармоник. Известны случаи, когда высшие гармоники приводили к преждевременному старению изоляции, что выражалось в крайней ее хрупкости и малой эластичности. Эти обстоятельства не позволяют предсказать момент времени, к которому ресурс изоляции трансформатора будет исчерпан без специальных методов контроля. Поэтому встает вопрос оценки состояния изоляции. Особую актуальность этот вопрос приобретает при реализации передовых технологий эксплуатации. Такая эксплуатация предполагает создание инфраструктуры обслуживания подстанций и систем электроснабжения малым контингентом специалистов.

Исходя из вышеизложенного, сформулирована следующая постановка задачи - разработать систему мониторинга, осуществляющего функции:

22. контроля старения витковой изоляции от нагрузочных токов и токов короткого замыкания.

23. контроля кратности и длительности перегрузки.

24. контроля температуры наиболее нагретой точки обмотки.

25. учета дополнительного теплового старения от высших гармоник;

уточнения температуры наиболее нагретой точки на основе данных о температуре верхних слоев масла трансформатора.

Проблема мониторинга является достаточно сложной и успешное ее решение возможно при помощи аппаратно — программных методов. При этом на аппаратную часть возлагается снятие и передача информации о факторах, определяющих режимы работы и техническое состояние трансформатора, а на программную — статистический анализ и аналитический расчет параметров, являющихся объективной оценкой состояния контролируемого объекта.

Система контроля трансформатора должна иметь высокую надежность в течение всего срока службы трансформаторов. Она должна быть обеспечена информацией для оценки срока службы трансформатора. Данные о параметрах должно быть доступно пользователю за множество лет.

Одна из самых важных особенностей системы контроля трансформатора - современная стратегия передачи данных. Очевидно, что система контроля и учета отработанного ресурса изоляции предполагают сбор, передачу и обработку большого объема информации, полученной от соответствующих датчиков. В связи с чем, необходимы исследования по оптимизации объема выборки информации с соблюдением требований необходимой точности.

В ряде случаев может возникнуть неопределенность, обусловленная тем, что вследствие длительной эксплуатации трансформатора есть сомнения в достаточности его ресурса на срок действия плана усиления. Это обусловлено тем, что существующие методики не учитывают изменения свойств твердой изоляции трансформатора в зависимости от уже отработанного времени. Разрабатываемые в настоящее время средства аппаратурного контроля отработанного ресурса твердой изоляции трансформатора интегрируют текущий износ изоляции, начиная с момента их установки. Проблема может быть решена, путем создание методов и средств ретроспективного анализа состояния изоляции уже находящихся в эксплуатации трансформаторов. Точность решения этой задачи зависит от степени точности восстановления графика нагрузки трансформатора за период его работы.

Проблема определения остаточного ресурса изоляции трансформатора может быть расчленена на отдельные задачи, а именно:

26. восстановление графика нагрузки;

27. расчет отработанного ресурса изоляции к моменту поверки;

28. прогнозирование графика нагрузки на период перспективного плана усиления;

29. определение момента времени, соответствующего полному износу изоляции.

1.7. Методы исследований состояния изоляции трансформаторов и формирование системы мониторинга

Для организации эксплуатационного контроля и прогноза остаточного ресурса целесообразно создание модели износа обмоток трансформатора с учетом значимых факторов. Известно, что старение и нарушение электрической прочности твердой волокнистой изоляции происходит под действием двух основных факторов:

30. теплового старения, сопровождающегося потерей эластичности и механической прочности изоляции;

31. окончательного ее механического разрушения под влиянием вибраций и динамических усилий, возникающих в трансформаторе при рабочих и аварийных режимах.

Контроль состояния витковой изоляции должен быть текущим в процессе всего периода работы трансформатора. Понятно, что выполнить такой контроль в процессе его работы прямыми методами не представляется возможным. В связи с этим применяются методы математического моделирования в темпе реального времени, позволяющие решить поставленную задачу косвенным путем. При этом все основные факторы, определяющие старение изоляции и являющиеся аргументами модели, снимаются аппаратно при помощи датчиков.

Как упоминалось ранее, контроль состояния витковой изоляции трансформаторов в СТЭ предполагает сбор, передачу и обработку большого объема информации. Поэтому необходимы исследования по определению оптимального интервала дискретизации. Для этого необходимо выполнить исследования скорости изменения процесса во времени. Данную задачу можно решить методом спектрального анализа корреляционной функции, описывающей степень статической связи значений случайного процесса, взятых в различные моменты времени. Конечно, интервал дискретизации зависит от скорости изменения процесса, поэтому период квантования необходимо подбирать таким, что бы по дискретным отчетам было возможно максимально точно восстановить исходную характеристику процесса.

Контроль отработанного ресурса изоляции уже находящегося в работе оборудования средствами аппаратурного контроля решить не представляется возможным, поскольку они интегрируют текущий износ изоляции, начиная с момента их установки. Поэтому необходим ретроспективный анализ износа изоляции трансформатора. Точность решения задачи ретроспективного анализа зависит от степени точности восстановления графика нагрузки трансформатора за период его работы.

Структура задач и методов оценки режимов работы и технического состояния трансформаторов приведена на рис. 1.1.

Задачи автоматизированного контроля технического состояния трансформаторов ТП

Контроль состояния элементов

Оптимизация системы контроля

Контроль параметров режима

Прогнозирование

Токи обмоток

Кратность и дпительност! прегрузки

Остаточный срок службы

Потери электроэнергии

Несимметрия токов

Методы автоматизированного контроля технического состояния трансформаторов ТП

Аппаратные

Аналитические

Имитационные

Отработанный ресурс

Токи обмоток

Моделирование в реальном времени

— Задачи, методология решения которых разработана а диссертации ^ | — Задачи, методология решения которых усовершенствована в диссертации

Рис. 1.1 Структура задач и методов оценки режимов работы и технического состояния трансформаторов


Выводы:

1. Анализ состояния основного электрооборудования (ЭО) СТЭ показал, что средних срок его службы превышает 20 лет. Более половины выработало свой ресурс. Существующая экономическая ситуация не позволяет выполнить полномасштабное обновление оборудования.

2. Сравнение диагностических возможностей комплексного обследования и стационарной системы мониторинга показало более высокую актуальность диагностических заключений, получаемых системой мониторинга. В ряде направлений непрерывные системы мониторинга выше эффективности комплексного обследования.

3. Система мониторинга должна иметь высокую надежность в течение всего срока службы трансформатора. Кроме того, необходимо применение коммерчески доступных аппаратных и программных компонентов в модульном исполнении, чтобы иметь возможность заменить их по истечению многих лет службы.

4. Сформирована структура задач и методов мониторинга режимов работы и технического состояния трансформаторов.

2. РАЗРАБОТКА АНАЛИТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ СТРАРЕНИЯ ИЗОЛЯЦИИ И МЕТОДОВ ТЕПЛОВОГО КОНТРОЛЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ

2.1. Факторы, определяющие тепловое старение изоляции

трансформаторов

Работа силовых трансформаторов тяговых подстанций сопровождается выделением в обмотках и магнитопроводах тепловых потерь. Выделенная энергия приводит к нагреванию обмоток и изоляции трансформатора. В материале изоляции при нагревании происходят необратимые процессы, в результате которых снижается ее механическая прочность и диэлектрические свойства. С ростом температуры снижение прочности происходит почти равномерно. Пределом допускаемого значения снижения прочности изоляции принимают величину соответствующую 20 % от начальной [36,79].

/

Сроком службы силового трансформатора является время, по истечении которого его дальнейшая эксплуатация невозможна из-за утраты способности выполнять функции какими-либо отдельными элементами. Наиболее узким местом является витковая изоляция обмоток. Как указывалось выше, она подвержена необратимым физико-химическим изменениям, которые приводят к ее деградации, то есть утрате изоляционных свойств и снижению прочности изоляции. Процесс снижения прочности изоляции называют старением или износом изоляции. Таким образом, ресурсом трансформатора можно считать время, по истечению которого изоляция утратит свои свойства и остаточный ресурс изоляции должен составлять примерно 20% от начального.

Одним из важнейших факторов определяющих старение является температура наиболее нагретой точки изоляции трансформатора. Поскольку доступ к ННТ чрезвычайно сложен, оценку температуры можно произвести косвенным путем через нагрузку трансформатора, его тепловые характеристики и температуру верхних слоев масла трансформатора

Достаточно полная модель старения изоляции трансформатора сформирована в работах [6,14,17,32,33,64,78,79]. Следует учитывать, что отдельные ее составляющие могут быть уточнены только в процессе эксплуатации системы мониторинга путем накопления статистического материала о вкладе различных факторов в процесс старение изоляции.

Структура модели учитывает все основные факторы, влияющие на старение изоляции:

тепловое старение изоляции от токов нагрузки;

старение изоляции от токов КЗ;

тепловое старение изоляции от дополнительного нагрева, вызванного несинусоидальностью тока.

Старение изоляции от тока короткого замыкания имеет двойственный характер — с одной стороны токи короткого замыкания могут вызвать очень высокую степень нагрева и скорость старения изоляции, а с другой постепенную утрату динамической стойкости в результате усилий, возникающих при КЗ. Ниже проанализирована степень влияния обоих этих факторов с целью упрощения модели старения трансформатора.

2.2. Влияние коротких замыканий и токов нагрузки на старение изоляции

обмоток трансформаторов

Короткие замыкания характеризуются, с одной стороны, значительными токами, а с другой - непродолжительностью их действия вследствие отключения поврежденного элемента сети релейной защитой. Наибольшая кратность тока короткого замыкания, которую должен выдерживать трансформатор, в соответствии с ГОСТ равна 25 при длительности действия Зс. Для этих условий превышение температуры обмотки над температурой окружавшей среды может быть значительным, определяя большую скорость старения изоляции. При высокой температуре проводников обмоток увеличивается их сопротивление, и превышение температуры обмоток с учетом увеличения их сопротивления определяется выражением [33]:

0 = (^_о +0„)(е^г/"' -1) (2.1)

где 0_Н - коэффициент, имеющий размерность С, и определяющий свойства проводникового материала обмотки; 5 = ——~——^ - температурный коэффициент; С - удельная теплоемкость материала проводников обмоток; у_п - удельный вес материала проводников; — начальная температура обмотки; р_н - удельное электрическое сопротивление проводов обмотки; 1_КЗ — плотность тока короткого замыкания.

Коэффициент В не зависит от начальной температуры обмотки и равен для

меди 1,95-10"¹⁷; —, где и_кз - напряжение короткого замыкания транс-

и кз

форматора, %; 1 — номинальная плотность тока, А/м , для трансформаторов с об-

с п

мотками из медного провода 1=3 10 А/м .

Если принять, что короткое замыкание произошло к моменту, когда установившаяся температура обмотки достигла номинального значения (согласно ГОСТ 98С), то справедливо соотношение:

0₍ = (235 + 98)^е¹'⁹⁵¹⁰"^П —

0,=ЗЗз(е'^1О97"-1) (2.2)

Абсолютная температура обмотки равна:

₀5, = ^о + = ⁹⁸ + 33з(е'^1097/1 -1) (2.3)

Отработанный ресурс изоляции за время короткого замыкания может быть определен по формуле:

(2.4)

(=1

где А? - шаг дискретизации; 0_об| - текущее значение температуры обмотки; _н -
номинальная температура обмотки - 98 С.

Отработанный ресурс изоляции при охлаждении после отключения КЗ определяется по выражению:

Функции Х'^Т'Ф

(«Я,

(2.5)

где х ~ относительная скорость старения изоляции при установившейся температуре; т - постоянная времени нагревания обмоток, для силовых трансформаторов тяговых подстанций т =6 минут; Э_н - Э_к - соответственно начальная и конечная температуры.

табулированы и приведены в работе [33].

В условиях тяговых подстанций электрифицированных магистралей кратность токов КЗ значительно ниже двадцатипятикратного значения, а их длительность ограничивается действием защит и составляет в среднем 0,2 с. Наибольшую кратность тока при трехфазном коротком замыкании определяют параметры трансформатора и_к - напряжение короткого замыкания и Эн - номинальная мощность. Принимая наиболее тяжелые условия Хс =0, где Х_с - сопротивление системы питающей сети, можно записать:

/_я= (2.6)

л]3и_ки_нш

где 11_срш - напряжение на шинах в момент короткого замыкания; II_к — напряжение короткого замыкания, %; V_нш - номинальное напряжение на шинах; - номинальная мощность трансформатора.

Наибольший ток короткого замыкания для принятых условий имеет место для самых мощных трансформаторов, применяемых на тяговых подстанциях. Наиболее мощный тяговый трансформатор имеет следующие параметры: 8_н=40000кВА; С/^=10.0%, что соответствует номинальному току 840 А, приведенному к стороне 27.5 кВ. Таким образом, согласно формуле (2.6), I_кз = 8400А,


то есть кратность тока короткого замыкания составляет примерно 10. Тогда для условия работы тяговых подстанций формула (2.2) преобразуется к виду: 0, =333(е'^от'¹ -l) (2.7)

Используя выражения (2.3) и (2.4), можно вычислить отработанный ресурс изоляции в период короткого замыкания для трансформаторов тяговых подстанций. На основе выражения (2.5) можно определить износ для режима охлаждения, полагая t = 5r. Результаты расчетов приведены в табл. 2.1 и проиллюстрированы рисунками 2.1...2.3. В этой же таблице для сопоставления приведены результаты расчета старения изоляции для условий, оговоренных ГОСТ для аналогичного трансформатора.

Таблица 2.1

Результаты расчета старения изоляции трансформаторе 40 МВА тяго

вой подстанции в режиме короткого замыкания

1.2 1 0.8 0.6 0.4 0.2 0

99,2 - 9998,898,698,498,29897,897,60,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 0,14 0,16 0,18 0,2

Время, С

0.02 0.04 0.06 0.08 0.1 0.12 0.14 0.16 0.18 0.2

Время, с

Рис. 2.1. Приращение температуры обмотки при коротком замыкании

Рис. 2.2. Температура ННТ


0.02

Время, с

0.015 1

0 0.02 0.04 0.06 0.08 0.1 0.12 0.14 0.16 0.18 0.2

Рис. 2.3. Относительный износ Результаты расчета показывают, что при коротких замыканиях наибольшую долю износа дает режим охлаждения от максимальной температуры, достигнутой в конце процесса КЗ.

В общем случае отработанный ресурс за время короткого замыкания и за период охлаждения обмотки трансформатора после его отключения может составлять несколько лет, однако для тяговых подстанций тепловое старение изоляции в указанный период незначительно (порядка 30 минут) и им можно пренебречь в целях упрощения модели.

0.025

Согласно ГОСТ по нагрузочной способности, трансформаторы допускают перегрузки в течение определенного периода времени, однако в эти периоды времени имеет место интенсивный износ твердой изоляции трансформаторов. Согласно [33], повышение или снижение температуры обмотки трансформатора на 6 С вызывает соответственно сокращение или увеличение срока службы трансформатора в два раза, независимо от начального значения температуры наиболее нагретой точки обмотки трансформатора. Это означает, что за периоды перегрузки отрабатывается ресурс изоляции, во много раз, превосходящий календарное время, в течение которого трансформатор работает с перегрузом. В работе [13] приведены примеры, которые показывают, насколько важным является контроль времени работы трансформатора в периоды наибольших нагрузок, особенно то
гда, когда они приближаются или превосходят номинальное значение для рассматриваемого трансформатора.

При организации контроля старения трансформатора по тепловому критерию температура обмотки воспроизводится на основании данных о температуре окружающей среды, тепловых характеристик трансформатора и его нагрузке [44,79]. На первом этапе находится перепад температуры между температурой окружающей среды и температурой масла. Причем зависимости позволяющие решить данную задачу имеют допущения, вносящие погрешности в результат расчета. На втором этапе определяется перепад температур между температурой наиболее нагретых слоев масла и температурой наиболее нагретой точки трансформатора и, так же как и в первом случае вносится своя погрешность. Исключив первый этап вычислений в результате организации непосредственного измерения температуры масла, можно исключить и погрешности первого этапа. Кроме того, точность повысится и потому, что при определении перепада температуры между температурой окружающей среды и масла никак не учитывается фактор включения обдува при повышенных нагрузках. При непосредственном измерении температуры масла влияние обдува учитывается автоматически.

2.3. Учет влияния высших гармоник на тепловое старение витковой изоляции трансформаторов

При контроле действующих значений тока регистрирующими приборами, дополнительные потери в проводниках обмоток трансформатора от высших гармонических составляющих учитываются автоматически программой контроля старения. Однако высшие гармоники приводят к дополнительному нагреву не только от изменения формы кривой, но также вследствие поверхностного эффекта, дополнительных потерь в изоляции и стали [111,113]. Эти факторы требуют учета при определении дополнительного нагрева трансформатора и, следовательно, при оценке теплового старения изоляции [9,26,27,28,61,107].

На первом этапе создания мониторинга старения, упомянутые факторы
предлагается учитывать на основе методики, полученной в результате исследований, описанных в [5, 6].

Гармоники тока могут привести к повреждению трансформатора, сконструированного для работы при частоте 50 Гц [5,55,56,62,86,123]. Для таких трансформаторов при наличии гармоник следует снижать их номинальную нагрузку, либо применять трансформаторы, специально сконструированные для эксплуатации в условиях несинусоидальной нагрузки. Эти трансформаторы должны обладать следующими особенностями:

1. иметь пониженную расчетную плотность тока;

2. иметь электромагнитный экран между первичной и вторичной обмотками на каждом сердечнике;

3. сечение нейтрального провода должно быть в два раза больше сечения фазных проводников с учётом увеличенных токов в нейтрале из-за гармоник, кратным трём;

4. обмотки трансформаторов конструируют в виде параллельно соединённых проводников меньшего сечения для уменьшения скин-эффекта от высокочастотных гармоник;

5. поскольку гармоники приводят к заметным дополнительным потерям [48], то в конструкции трансформаторов предусматривают специальные виды изолирования и транспозиции проводников.

.Трансформаторы, предназначенные для работы в условиях протекания токов гармоник, за рубежом принято ранжировать по так называемому к-фактору. В работе [5] дан справочный материал по таким трансформаторам.

Это фактор может выступать в качестве целесообразного критерия для описания дополнительного нагрева трансформатора, питающего нелинейную нагрузку:

/А

(2.8)

А=1

V

где Ь - номер гармоники; II - действующее значение тока первой гармоники. Нормализованный к-фактор определяется по формуле:


Нч,)²

_ _ _А=1

У/² /²

/-(''л 'с/:

(2.9)

~ (/_с,//,)^{2 -}' 1+гяе>²

где 1_СК — среднеквадратичное значение тока.

Коэффициент гармонических искажений: 1

^ТНГ)1 = —йх

I V '

7 V' (^2Л)

Л=2

V Л У

УоТНО, =

Среднеквадратичный поток:

I,

= 71 + 7Ж₇²_з (2.11)

За рубежом трансформаторы, сконструированные для питания нелинейных нагрузок, имеют маркировку, указывающую на величину допустимого к-фактора. Стандартом предусмотрены следующие его значения: 4, 8, 13, 20, 30, 40, 50. Если, к примеру, при питании нелинейной нагрузки к-фактор превышает 4, возникает необходимость использования трансформатора с соответствующим к-фактором или снижать нагрузку трансформатора.

Понижающий коэффициент, называемый О-рейтингом, вычисляется следующим образом:

В= ^1,15 , (2.12)

1 + 0.15Я"

Таким образом, если, например, К=4, то 0=0,718. При этом можно использовать стандартный трансформатор с максимальной нагрузкой не более 71,8 % или применять трансформатор, сконструированный под к-фактор, равный 4.

Дополнительный нагрев от протекания токов гармоник можно оценить по величине Б. Ток величиной 0,7181_НОМ приводит к такому же нагреву и, соответственно, износу, что и номинальный ток без гармоник. Следовательно, действую
щие значение тока, по которому должен оцениваться износ трансформатора, следует пересчитывать по формуле:

(2.13)

расч

Расчётные значения Э можно отслеживать посредством замера тока гармоник, протекающих через обмотки трансформатора. Если гармонический состав тока фидеров тяговой нагрузки стабилен, величину Б следует вычислить заранее, а контроль гармоник тока фидеров тяги не проводить.

Очевидно, что в границах электрических железных дорог имеются регионы, характеризующиеся различными значениями к-фактора, что обусловлено, помимо источников гармоник от преобразователей электроподвижного состава, наличием мощных нелинейных нагрузок, например, алюминиевых заводов. С целью районирования к-фактора выполнены исследования спектра гармоник для каждой фазы тяговых подстанций Абаканской дистанции электроснабжения. Эксперимент выполнялся на компьютерной модели, сформированной в среде Ма1:ЬаЬ. Моделирование СТЭ проведено с учетом внешней сети. В результате компьютерных экспериментов получены значения коэффициентов гармонических составляющих токов по фазам тяговых подстанций и коэффициенты искажения токов. Для определения влияния величины тяговых нагрузок на коэффициенты искажения и к-фактор моделирование выполнялось для двух значений нагрузок: 300 А и 600 А. Результаты моделирования сведены в табл. 2.2..2.4 и проиллюстрированы диаграммами, приведенными на рис. 2.4..2.6.

Таблица 2.2

I расч

Результаты компьютерного эксперимента по определению к-фактора на подстанциях Абаканской дистанции при токе 300 А

Таблица 2.3

1ск — среднеквадратичное значение тока, К(3_13) - гармонические составляющие соответственно 3-13 гармоники.

Результаты компьютерного эксперимента по определению к-фактора на под

станциях Абаканской дистанции при токе 600 А

Таблица 2.4

И-рейтинг для тяговых подстанций Абаканской дистанции

фаза А

Рис. 2.4. Значения к-фактора для фазы «А» при средней нагрузки 300 А и 600 А

»111.1 Ш В00А Ж 300 А

фаза В

Рис. 2.5 Значения к-фактора для фазы «В» при средней нагрузки 300 А и 600 А

фаза С

Рис. 2.6 Значения к-фактора для фазы «С» при средней нагрузки 300 А и 600 А

Исследования коэффициентов искажения синусоидальности К.1 и коэффициентов гармонических составляющих Кц„) токов сетевых обмоток тяговых трансформаторов выполнялись с использованием модели системы тягового и внешнего электроснабжения, разработанной средствами 81М1ЛЛМК и 51тРо\уегзуз1ет5 Ма^аЬ.

Модель системы тягового и внешнего электроснабжения имеет иерархическую структуру и содержит ряд подсистем, рис. 2.7. Разработанная модель базируется на схемных и режимных параметрах соответствующих участков Красноярской ЖД. Наиболее крупными объектами верхнего уровня каждой модели являются подсистемы дистанций электроснабжения (ЭЧ). На Красноярской железной дороге 7 дистанций. Две дистанции имеют в своем составе по девять тяговых подстанций, две по пять, две по четыре и одна дистанция имеет в составе одну тяговую подстанцию с примыкающими подстанционными зонами. Общее количество тяговых подстанций на Красноярской дороге 37. Количество подстанций на моделируемом участке - девять.

Discrete system Ts=1 5&-QQ5

О—^

Koshurnikovo Kuragino

Kr up skaya Tasluba Kamlshta

Out1

Рис. 2.7 Схема модели внешнего и тягового электроснабжения Абаканской дистанции электроснабжения

В состав каждой из моделей подстанции входят вводы и выводы двухцеп- ной ВЛ 220 кВ, тяговый трансформатор, районная (нетяговая) нагрузка, цепи ВЛ от данной ТП до примыкания к соседней ТП, трехфазный блок для измерения напряжений и токов первичной обмотки тягового трансформатора. Тяговая нагрузка межподстанционной зоны создается набором из пяти выпрямительных агрегатов ЭПС. В состав каждого выпрямительного агрегата ЭПС (на рис. 2.8 это ЭПС1 - ЭПС5) входит трансформатор и выпрямитель на неуправляемых вентилях. Выпрямитель работает на модель двигателя постоянного тока (ЯД^ - цепь, соединенную последовательно с управляемым источником противо-ЭДС двигателя). В составе модели ЭПС имеется система регулирования, обеспечивающая поддержание действующего значения тока сетевой обмотки трансформатора ЭПС на заданном уровне.

Рис. 2.8 Схема модели межподстанционной зоны

Принятая в исследованиях расчетная тяговая нагрузка 300 А примерно соответствует средней тяговой нагрузке межподстанционной зоны Абаканского участка Красноярской ЖД. Другой расчетный вариант нагрузки 600 А соответствует двукратному превышению средней тяговой нагрузки. В расчетной модели тяговые нагрузки всех межподстанционных зон приняты одинаковыми. Размещение тяговых нагрузок во всех расчетах принято равномерным по длине зоны и одинаковым для всех МПЗ. При таком размещении тяговых нагрузок все трансформаторы тяговых подстанций имеют одинаковую загрузку по плечам питания. Возможны и иные варианты размещения тяговых нагрузок. Всего в модели системы тягового электроснабжения установлено 40 выпрямительных нагрузок с индивидуальными системами автоматического выведения токов ЭПС на заданные значения. Нагрузки районных обмоток трансформаторов установлены по данным учета. Имеется возможность ввода дополнительных измерений для расчета гармоник тока ЭПС и гармоник тока тяговых обмоток трансформаторов ТП.

Расчеты на модели разделены на 2 этапа. На первом этапе проводилось определение мгновенных значений токов фаз первичных обмоток тяговых трансформаторов, в режиме динамического моделирования с использованием решателя обыкновенных дифференциальных уравнений СЮЕ231 или СЮЕ231:Ь, предназначенных для «жестких» систем. В связи с большой размерностью модели процесс динамического моделирования занимает достаточно много времени. С целью ускорения расчета производится дискретизация модели, однако для исключения вычислительной неустойчивости необходимо устанавливать малый шаг дискретности моделирования, не превышающий 10...20 микросекунд. Данный этап расчета занимает минимум три-четыре часа машинного времени и завершается записью в файлы мгновенных значений фазных токов за время моделирования 0,5 сек. Следующий этап расчета — вычисление коэффициентов К1 и К^п). Этот этап осуществляется с использованием более быстрого решателя СЮЕ45, так как исходные данные для расчетов извлекаются из файлов, сформированных на первом этапе моделирования.

Анализ результатов показывает, что нельзя однозначно указать фазу с наибольшим влиянием гармоник и токовой нагрузки на старение изоляции. Это определяет необходимость теплового контроля всех фаз трансформатора.

Предложенный алгоритм учета влияния высших гармоник на старение следует использовать для проведения сравнительного анализа по тепловому старению, который предусматривает двукратное вычисление отработанного ресурса изоляции - при Б-рейтинге, равном 1, и действительном Б-рейтинге. Это позволит количественно оценивать ущерб от ускоренного старения трансформатора. Кроме того, алгоритм следует использовать для оценки ущерба от дополнительных потерь энергии по ранее разработанному алгоритму представленному в работе [13] за расчетный период при Б-рейтинге, равном 1 (отсутствие гармоник), и действительном Б-рейтинге. Предлагается разницу в потерях использовать для оценки «вклада» в потери энергии от высших гармоник тока, расчета экономического ущерба, принятия решения о целесообразности мер подавления гармоник и их технической реализации.

2.4. Контроль остаточного ресурса обмоток трансформатора на основе

обобщенной модели износа

В настоящее время общепризнанным обобщающим диагностическим признаком трансформатора является газосодержание масла, определяемое периодическим хроматографическим анализом [38,84,92,93,94]. Однако этот признак, несмотря на высокую информативность, не дает представления о выработке ресурса изоляции по тепловому износу и не позволяет контролировать такой постепенно развивающийся дефект как снижение или полная потеря динамической прочности обмоток. Иначе говоря, он не позволяет прогнозировать остаточный ресурс обмоток трансформатора.

Учитывая эти соображения, Уральским отделением ВНИИЖТ была разработана методика, необходимая аппаратура и даны предложения по нормированию и аппаратному контролю ресурса динамической прочности тяговых трансформаторов на участках переменного тока, которые по динамическому воздействию находятся в особо тяжелых условиях. Принцип контроля состоит в систематическом учете с помощью регистратора-сумматора ударных токов, амплитуд токов короткого замыкания, воздействующих на трансформатор и в оценке остаточного относительного ресурса его динамической прочности R_flno формуле: /

Я_д= l-J±l = l-6 (2.14)

>V>0

где i_}j - ударный TOKj-ro короткого замыкания в процессе эксплуатации; 1, 2, J...L - число коротких замыканий за рассматриваемый период; i_y0 — наибольший допускаемый данным трансформатором ударный ток глухого короткого замыкания на вторичной стороне; п₀ — допустимое число коротких замыканий максимальной кратности с током i ; 8_Д — относительный износ динамической прочности.

Величина i ₀ определяется по ГОСТ в зависимости от мощности трансформатора, его параметров и мощности короткого замыкания на шинах питающего напряжения. Значение параметра п₀ зависит от конструкции трансформатора. Оно должно устанавливаться на основе заводских испытаний или многолетних наблюдений и обобщения опыта эксплуатация трансформаторов конкретного конструктивного исполнения. На основе исследования трансформаторов, поставлявшихся на электрифицированные участки до 1972 года, можно принять п₀ = 250, а для трансформаторов ТДТНЖ, выпускаемых после 1972 года, п₀ = 150.

Стоящее в знаменателе формулы (2.14) произведение n₀i²_y0 представляет собой исходный ресурс нового трансформатора, который, например, для трансформатора мощностью 31,5 МВ-А при п₀ = 250 равен 58500 кА . Числитель формулы (2.14) - сумма квадратов имевших место ударных токов короткого замыкания представляет собой наработку трансформатора за рассматриваемый период. Величина Л_д<0 свидетельствует, что ресурс динамической прочности трансформатора практически исчерпан, необходимы его вскрытие и ремонт.

Работы по математическому моделированию теплового износа изоляции тяговых трансформаторов выполнены в МИИТе и ВЗИИТе. В итоге разработан алгоритм расчета средней скорости и величины относительного износа изоляции за время эксплуатации в зависимости от величины и характера тяговой нагрузки с учетом температуры окружающей среды. На основе этих работ ниже разработана программа мониторинга теплового износа изоляции, дополненная моделью динамического износа, что позволило сформировать обобщенную модель старения в виде:

Хг=^Кд-Хд+К_т-х_т (2.15)

где Хд>Хт - соответственно динамическое и тепловое старение изоляции; К_ДК_Т —

коэффициенты, учитывающие долевое участие каждого вида старения в общий износ изоляции.

Известно, что старение и нарушение электрической прочности применяемой в трансформаторах твердой волокнистой изоляции происходит под действием двух факторов:

теплового старения, сопровождающегося потерей эластичности и механической прочности изоляции;

окончательного механического разрушения под влиянием вибраций и динамических усилий, возникающих в трансформаторе при рабочих и аварийных режимах. Считается, что волокнистая изоляция, полностью потерявшая свою эластичность, но не имеющая механических повреждений, сохраняет довольно высокую электрическую прочность.

Выражение (2.15), являющееся математической моделью относительного суммарного износа, предполагает, что в основу построения общей модели износа изоляции трансформатора, можно взять один из следующих принципов.

I. Общий износ изоляции обмоток Хч. состоит из двух составляющих: динамического Хд ^и теплового Хт износов, взятых со своими весовыми коэффициентами. Тогда можно записать:

Хоб=^Кд'Х_д^+Кт-Хт> (^2Л6)

/

Х_об = !г- + К_т А/Е^г. (2.17)

"оЬо ¹

где Хд^Хт " средний относительный динамический и тепловой износ за промежуток времени Ы; Кд и К_т — весовые коэффициенты теплового и динамического износа.

Очевидно, К_д + К_т = 1 и задача заключается в том, чтобы правильно определить значения этих коэффициентов.

Утверждение о том, что изоляция, полностью потерявшая свою эластичность под действием температуры, но не подвергавшаяся вибрациям и динамическим нагрузкам, сохраняет свою электрическую прочность, дает основание считать, что К_Т<К_Д. Это соотношение представляется обоснованным еще и потому, что при полном отсутствии теплового износа под действием многократных динамических усилий обмотки деформируется и эластичная изоляция, в конце концов, перетирается, получает механическое повреждение, ее электрическая прочность нарушается.

Точное количественное определение этих коэффициентов — задача чрезвычайно сложная. В первом приближении для ее эксплуатационной проверки можно взять К_т = 0.4; К_д= 0.6.

II. За основу математической модели износа обмоток трансформатора принимается выражение, определяющее динамический износ, а степень теплового износа учитывается введением зависимости параметра п₀ от ^. В этом случае:

^(2Л8)

"о \Л ;¹уо

Здесь % вычисляется по модели теплового износа, и задача заключается в исследовании и определении зависимости п₀(х).

III. За основу математической модели износа обмоток трансформатора принимается выражение, определяющее тепловой износ, а степень динамического износа учитывается коэффициентом К'_д, учитывающим степень влияния на общее старение динамического износа:

т

= (2.19)

Очевидно, что решение проблемы программно-аппаратного контроля ресурса обмоток трансформатора на основе общей модели износа возможно только с применением микропроцессорной техники. На основе изложенного предлагается в системе мониторинга заложить альтернативный вариант оценки старения изоляции на основе выражения (2.16) и в процессе эксплуатации оценить поправку, вносимую динамическим старением путем сравнения результатов по (2.16) с К_х =1 , ЬСд=0 и другим соотношение (например, К_т=0.4 и К_д=0.6).

2.5. Оптимизация периода дискретизации при аппаратном контроле трансформаторов по тепловому критерию

Для контроля трансформаторов тяговых подстанций по тепловому критерию необходима информация о температуре наиболее нагретых слоев масла, тепловых характеристиках трансформатора и его нагрузке. Кроме того, при решении вопросов о старении изоляции, перегреве обмоток необходима информация о времени существования критических параметров режима [25]. Очевидно, что система контроля и учета отработанного ресурса изоляции предполагают сбор, передачу и обработку большого объема информации, полученной от соответствующих датчиков.

Исследованию закономерностей изменения токов тяговых нагрузок посвящен ряд работ, например [7,67,70,72,77,82,83,104,110], в которых при статистической обработке данных используется модель некоррелированной случайной выборки. Авторы приходят к выводу о целесообразности описания законов распределения токов тяговых нагрузок, законом Пирсона 1 типа. Однако в этих работах не рассмотрено влияние зависимости соседних элементов временного ряда на искомые характеристики.

Рассмотрим вопрос о выборе вероятностной модели, достаточно полно описывающей процесс изменения параметров тяговых нагрузок, имеющих случайный характер. Выбор вероятностной модели в первую очередь определяется целью исследования, характером получаемой информации и требуемой точностью оценок вероятностных характеристик.

В [29,50,65,77] отмечается, что для решения вопросов, связанных с последовательностью возникновения определенных режимов и их временных характеристик, следует рассматривать изменение тяговых нагрузок как случайный процесс. Для анализа свойств и характеристик случайного процесса, а также различных его преобразований необходимо задать математическую модель этого процесса. Такая модель может представлять собой описание возможных реализаций процесса в сочетании с указанием относительной частоты их появления. Конечно, полное описание случайного процесса дает ансамбль реализаций. Однако для решения практических задач часто достаточно более простых характеристик, выражающихся в виде числовых параметров и детерминированных функций. В связи с этим, для определения оптимального интервала дискретизации необходимо выполнить исследования скорости изменения процесса во времени. Эту задачу, можно выполнить при помощи интегрального преобразования Фурье, однако как указывалось ранее, изменение тяговых нагрузок является случайным процессом и представляет собой случайное изменение параметра во времени, а особенности случайных процессов не позволяют применить к ним непосредственно интегральные преобразования. Преобразование Фурье, как инструмент анализа, используется применительно к корреляционной функции, описывающей степень статической связи значений случайного процесса, взятых в различные моменты времени и определяет спектральную плотность мощности случайного процесса [35,100].

При анализе случайного процесса измеряются его характеристики автокорреляционной функции и спектральной плотности мощности. Указанные характеристики используются для определения других, необходимых при анализе случайного процесса. Как правило, эти характеристики определяются как дискретные функции времени и частоты. Кроме того, дискретные характеристики случайного процесса получаются также и при цифровой обработке колебаний.

При обработке характеристик случайного процесса возникает ряд задач:

2000. выбор интервала дискретизации характеристик случайного процесса;

2001. установление соотношений между дискретными характеристиками случайного процесса;

2002. восстановление непрерывных характеристик случайных процессов по дискретным отчетам.

При определении характеристик процесса становится очевидным, что уменьшение интервала дискретизации А? при ограниченной длительности реализации Т повышает точность определения. При этом учитываются случайные и неслучайные факторы, влияющие на изменения ряда Х(Х). Увеличения интервала At при ограниченной длине Т приводит соответственно к снижению ее представительности и уменьшению достоверности получаемой информации о характеристиках случайного процесса. В свою очередь, уменьшение интервала &, при значительной длине Т, приводит к существенному увеличению объема выборки N. Это затрудняет практическое применение интервала дискретизации. Следовательно, чтобы выяснить какой требуется Д1 для получения достоверных результатов оценки состояния объекта в процессе работы необходимо выполнить исследования скорости изменения процесса во времени.

Преобразование Фурье, используемое при анализе детерминированных характеристик, связывает временную функцию, описывающую процесс,, и спектральную плотность этого процесса..При анализе случайных процессов преобразование Фурье устанавливает связь между автокорреляционной функцией и спектральной плотностью случайного процесса. Эта аналогия позволяет перенести некоторые выводы в отношении детерминированных сигналов на характеристики случайных процессов.

Каждая отдельно взятая- реализация случайного процесса представляет собой детерминированную функции^ и соответственно к ней можно применить преобразование Фурье. Конечно^ при этом различные реализации будут, естественно, иметь различные спектры. Среднее значение спектральной плотности случайного процесса согласно [100] определяется следующим образом:

со .оо со*' V-

5Дй>)= -рСОе-^Л = Ж, (2.20)

⁴ —со —со ' " —со

Усредненнаяхпектральная плотность случайного процесса представляет собой спектр его, детерминированной составляющей (математическое ожидание); Математическое ожидание значений спектральной характеристики центрированного стационарного случайного процесса равно нулю на всех частотах т_х{Г) ~ О,

соответственно: ^(г») = 0. Таким образом, усредненное значение спектральной плотности не несет никакой информации о случайной составляющей процесса. Другими словами;, спектральной характеристики центрированного стационарного . случайного процесса не существует. Это говорит о том, что фазы спектральных составляющих в ,различных реализациях процесса случайны и независимы. В связи с этим, под спектрами случайных процессов или спектральной плотностью при интегральном преобразовании Фурье повсеместно понимается не преобразования Фурье собственно случайных функций, а преобразования Фурье функций мощности случайных процессов, поскольку функции мощности не зависят от соотношения; фаз спектральных составляющих процессов;

Рассмотрим спектральную плотность мощности случайного процесса для чего из реализации случайного процесса выделим любую реализацию х(^ ограничим ее интервалом [-Т/2; Т/2], и, применив к этой реализации прямое преобразование Фурье, найдем ее спектральную плотность Х_т(со).

Энергия рассматриваемого отрезка согласно равенства Парсеваля из [50]:

Г/2 _{1 я}

Е_т= \х² (t)dt = — J]x_r ( dco, (2.21)

-Г/2

Анализ методов комплексного обследования и использования стационарной системы мониторинга

Вопросы диагностирования приобретают в последнее время все большую актуальность. Во-первых, увеличение единичных мощностей оборудования приводит к увеличению объема разрушений при их отказе. Во-вторых, развитие энергетических систем приводит к возрастанию количества оборудования, а, следовательно, и к увеличению количества аварий этого оборудования. В-третьих, рост стоимости оборудования приводит к необходимости наиболее полного использования его ресурса.

Исходя из этого, диагностирование состояния оборудования должно выявлять и идентифицировать развивающиеся дефекты и процессы износа, определять степень их развития, оценивать ожидаемое время до отказа оборудования и выводить информацию о состоянии оборудования в удобном для оперативного и эксплуатационного персонала виде.

Исследования твердой изоляции трансформатора. В течение всего времени службы силовой трансформатор должен противостоять многочисленным воздействиям. Эти воздействия имеют тепловой, электрический и механический характер и приводят к деградации бумажно-масляной изоляции [45,115]. Деградация означает снижение качества изоляции. Местные разряды могут вести к поломкам, а наиболее нагретые точки - к ускоренному старению. Тепловое старение бумаги при отсутствии других внешних воздействий практически не меняет кратковременную электрическую прочность. Считается, что изоляция, полностью потерявшая свою эластичность, сохраняет довольно высокую электрическую прочность. Однако в реальных условиях эксплуатации изоляция подвергается воздействию механических усилий, особенно при коротких замыканиях. Поэтому снижение механической прочности бумаги в результате теплового старения непременно приводит к механическому повреждению изоляции и уже, как следствие, к электрическому пробою.

Анализ явления деградации требует использования информации для оценки состояния с привлечением количественных показателей. Объективным показателем для оценки степени износа бумажной изоляции является степень полимеризации, характеризующая физико-химическое разрушение изоляции в процессе эксплуатации, а именно, ее механическую прочность на растяжение и излом. При этом снижение степени полимеризации бумажной изоляции имеет монотонную зависимость в течение всего срока эксплуатации, что определяет высокую диагностическую ценность данного показателя.

В [101] и других источниках указывается, что для оценки состояния бумажной изоляции обмоток силовых трансформаторов целесообразно измерение степени полимеризации ее образцов, закладываемых в бак трансформатора. При этом отмечается, что ресурс бумажной изоляции обмоток считается исчерпанным при снижении степени полимеризации бумаги до 250 единиц. При оценке состояния изоляции обмоток трансформатора комплексное обследование дает по заключению экспертов лучшие результаты. Эти исследования связанны с изучением свойств образцов, закладываемых в трансформатор и находящихся в тех же условиях, что и работающая изоляция. Отбор образца витковой изоляции может быть выполнен на отключенном трансформаторе, как при капитальном ремонте, так и через люки при осуществлении подслива масла. С внешней стороны обмотки вырезается образец массой 2...5 г, затем делается подмотка изоляции высушенной бумагой или лакотканью. Образец витковой изоляции должен быть взят из наиболее нагретого места в одной из верхних катушек.

Как это следует из выполненного анализа диагностирование витковой изоляции при комплексном обследовании хотя и эффективна, но сложна и дорогостоящая. В этой связи такой подход не рекомендуется для СТЭ.

Решение этого вопроса наиболее целесообразно в упомянутых условиях организацией текущего контроля изоляции (мониторингом) с привлечением косвенного метода.

Исследования масла в баке трансформатора. Анализ газа в масле - самая важная особенность системы контроля состояния трансформаторов. В случаях перегрева, частичного разряда или местной поломки в трансформаторе выделяются некоторые газы и растворяются в масле. Если номинальная скорость генерации газа превышена, возникают газовые пузырьки. Эти газовые пузырьки могут вызвать местную поломку, если они входят в области системы изоляции с высокой электрической напряженностью. Самый серьезный дефект в трансформаторе отражают газы СО, С02, СН4, С2Н2, С2Н4, С2Н6 и СзН8. В каждом случае при внутренней поломке будет выделяться Н2. Содержание индивидуальных газов зависит от вида дефекта. Таким образом были разработаны методы, которые позволяют выявить дефект, оценивая состав газов, выделенных в результате внутреннего дефекта. Недостатком этого метода является то, что он показывает уже произошедшие изменения физико-химических свойств изоляции.

Водные молекулы возникают из-за многих процессов деградации бумажно- масляной изоляции. Таким образом, степень влажности - мера состояния изоляции масла и материала витковой изоляции.

Достоверность получаемых результатов по качеству масла более высока при комплексном обследовании. Даже если в системе стационарного мониторинга будут использованы специализированные приборы стационарного контроля растворенных газов, например «Hydran» или «Morgan Schaffer», окончательное диагностическое заключение может быть получено только после проведения стандартного хроматографического и химического анализа масла.

Ввода трансформатора. Достоверное заключение о состоянии изоляции маслонаполненных вводов трансформатора может быть получено только при приложении к вводу номинального рабочего напряжения. Это говорит в пользу использования систем мониторинга. Следует отметить, что только стационарная система контроля вводов обеспечивает оперативную защиту. С другой стороны, общие и специальные анализы проб масла, отбираемые из вводов, иногда позволяют выявить или уточнить некоторые опасные дефекты. Диагностическая достоверность обоих методов контроля состояния вводов примерно одинакова, однако специалистами отмечается большая возможность диагностирования вводов на основе комплексного обследования.

Контроль геометрической формы обмоток. Диэлектрические дефекты в изоляции обмотке или главной изоляции могут произойти из-за механических смещений обмоток во время динамического удара от токов короткого замыкания. В настоящее время ведется научный поиск действенных методов контроля такого вида повреждений. Применяются методы анализа геометрической формы обмоток, основанные на сравнении параметров до и после короткого замыкания. Различия указывают на изменения в трансформаторе, например, смещение обмотки.

Влияние коротких замыканий и токов нагрузки на старение изоляции обмоток трансформаторов

В общем случае отработанный ресурс за время короткого замыкания и за период охлаждения обмотки трансформатора после его отключения может составлять несколько лет, однако для тяговых подстанций тепловое старение изоляции в указанный период незначительно (порядка 30 минут) и им можно пренебречь в целях упрощения модели.

Согласно ГОСТ по нагрузочной способности, трансформаторы допускают перегрузки в течение определенного периода времени, однако в эти периоды времени имеет место интенсивный износ твердой изоляции трансформаторов. Согласно [33], повышение или снижение температуры обмотки трансформатора на 6 С вызывает соответственно сокращение или увеличение срока службы трансформатора в два раза, независимо от начального значения температуры наиболее нагретой точки обмотки трансформатора. Это означает, что за периоды перегрузки отрабатывается ресурс изоляции, во много раз, превосходящий календарное время, в течение которого трансформатор работает с перегрузом. В работе [13] приведены примеры, которые показывают, насколько важным является контроль времени работы трансформатора в периоды наибольших нагрузок, особенно то гда, когда они приближаются или превосходят номинальное значение для рассматриваемого трансформатора.

При организации контроля старения трансформатора по тепловому критерию температура обмотки воспроизводится на основании данных о температуре окружающей среды, тепловых характеристик трансформатора и его нагрузке [44,79]. На первом этапе находится перепад температуры между температурой окружающей среды и температурой масла. Причем зависимости позволяющие решить данную задачу имеют допущения, вносящие погрешности в результат расчета. На втором этапе определяется перепад температур между температурой наиболее нагретых слоев масла и температурой наиболее нагретой точки трансформатора и, так же как и в первом случае вносится своя погрешность. Исключив первый этап вычислений в результате организации непосредственного измерения температуры масла, можно исключить и погрешности первого этапа. Кроме того, точность повысится и потому, что при определении перепада температуры между температурой окружающей среды и масла никак не учитывается фактор включения обдува при повышенных нагрузках. При непосредственном измерении температуры масла влияние обдува учитывается автоматически.

При контроле действующих значений тока регистрирующими приборами, дополнительные потери в проводниках обмоток трансформатора от высших гармонических составляющих учитываются автоматически программой контроля старения. Однако высшие гармоники приводят к дополнительному нагреву не только от изменения формы кривой, но также вследствие поверхностного эффекта, дополнительных потерь в изоляции и стали [111,113]. Эти факторы требуют учета при определении дополнительного нагрева трансформатора и, следовательно, при оценке теплового старения изоляции [9,26,27,28,61,107].

На первом этапе создания мониторинга старения, упомянутые факторы предлагается учитывать на основе методики, полученной в результате исследований, описанных в [5, 6].

Гармоники тока могут привести к повреждению трансформатора, сконструированного для работы при частоте 50 Гц [5,55,56,62,86,123]. Для таких трансформаторов при наличии гармоник следует снижать их номинальную нагрузку, либо применять трансформаторы, специально сконструированные для эксплуатации в условиях несинусоидальной нагрузки. Эти трансформаторы должны обладать следующими особенностями: иметь пониженную расчетную плотность тока; иметь электромагнитный экран между первичной и вторичной обмотками на каждом сердечнике; сечение нейтрального провода должно быть в два раза больше сечения фазных проводников с учётом увеличенных токов в нейтрале из-за гармоник, кратным трём; обмотки трансформаторов конструируют в виде параллельно соединённых проводников меньшего сечения для уменьшения скин-эффекта от высокочастотных гармоник; поскольку гармоники приводят к заметным дополнительным потерям [48], то в конструкции трансформаторов предусматривают специальные виды изолирования и транспозиции проводников. .Трансформаторы, предназначенные для работы в условиях протекания токов гармоник, за рубежом принято ранжировать по так называемому к-фактору. В работе [5] дан справочный материал по таким трансформаторам.

Учет внутри-суточной неравномерности тяговой нагрузки для оценки износа изоляции

Принятая в исследованиях расчетная тяговая нагрузка 300 А примерно соответствует средней тяговой нагрузке межподстанционной зоны Абаканского участка Красноярской ЖД. Другой расчетный вариант нагрузки 600 А соответствует двукратному превышению средней тяговой нагрузки. В расчетной модели тяговые нагрузки всех межподстанционных зон приняты одинаковыми. Размещение тяговых нагрузок во всех расчетах принято равномерным по длине зоны и одинаковым для всех МПЗ. При таком размещении тяговых нагрузок все трансформаторы тяговых подстанций имеют одинаковую загрузку по плечам питания. Возможны и иные варианты размещения тяговых нагрузок. Всего в модели системы тягового электроснабжения установлено 40 выпрямительных нагрузок с индивидуальными системами автоматического выведения токов ЭПС на заданные значения. Нагрузки районных обмоток трансформаторов установлены по данным учета. Имеется возможность ввода дополнительных измерений для расчета гармоник тока ЭПС и гармоник тока тяговых обмоток трансформаторов ТП.

Расчеты на модели разделены на 2 этапа. На первом этапе проводилось определение мгновенных значений токов фаз первичных обмоток тяговых трансформаторов, в режиме динамического моделирования с использованием решателя обыкновенных дифференциальных уравнений СЮЕ231 или СЮЕ231:Ь, предназначенных для «жестких» систем. В связи с большой размерностью модели процесс динамического моделирования занимает достаточно много времени. С целью ускорения расчета производится дискретизация модели, однако для исключения вычислительной неустойчивости необходимо устанавливать малый шаг дискретности моделирования, не превышающий 10...20 микросекунд. Данный этап расчета занимает минимум три-четыре часа машинного времени и завершается записью в файлы мгновенных значений фазных токов за время моделирования 0,5 сек. Следующий этап расчета — вычисление коэффициентов К1 и К п). Этот этап осуществляется с использованием более быстрого решателя СЮЕ45, так как исходные данные для расчетов извлекаются из файлов, сформированных на первом этапе моделирования.

Анализ результатов показывает, что нельзя однозначно указать фазу с наибольшим влиянием гармоник и токовой нагрузки на старение изоляции. Это определяет необходимость теплового контроля всех фаз трансформатора.

Предложенный алгоритм учета влияния высших гармоник на старение следует использовать для проведения сравнительного анализа по тепловому старению, который предусматривает двукратное вычисление отработанного ресурса изоляции - при Б-рейтинге, равном 1, и действительном Б-рейтинге. Это позволит количественно оценивать ущерб от ускоренного старения трансформатора. Кроме того, алгоритм следует использовать для оценки ущерба от дополнительных потерь энергии по ранее разработанному алгоритму представленному в работе [13] за расчетный период при Б-рейтинге, равном 1 (отсутствие гармоник), и действительном Б-рейтинге. Предлагается разницу в потерях использовать для оценки «вклада» в потери энергии от высших гармоник тока, расчета экономического ущерба, принятия решения о целесообразности мер подавления гармоник и их технической реализации.

В настоящее время общепризнанным обобщающим диагностическим признаком трансформатора является газосодержание масла, определяемое периодическим хроматографическим анализом [38,84,92,93,94]. Однако этот признак, несмотря на высокую информативность, не дает представления о выработке ресурса изоляции по тепловому износу и не позволяет контролировать такой постепенно развивающийся дефект как снижение или полная потеря динамической прочности обмоток. Иначе говоря, он не позволяет прогнозировать остаточный ресурс обмоток трансформатора.

Учитывая эти соображения, Уральским отделением ВНИИЖТ была разработана методика, необходимая аппаратура и даны предложения по нормированию и аппаратному контролю ресурса динамической прочности тяговых трансформаторов на участках переменного тока, которые по динамическому воздействию находятся в особо тяжелых условиях. Принцип контроля состоит в систематическом учете с помощью регистратора-сумматора ударных токов, амплитуд токов короткого замыкания, воздействующих на трансформатор и в оценке остаточного относительного ресурса его динамической прочности Rflno формуле: / где - ударный TOKj-ro короткого замыкания в процессе эксплуатации; 1, 2, J...L - число коротких замыканий за рассматриваемый период; iy0 — наибольший допускаемый данным трансформатором ударный ток глухого короткого замыкания на вторичной стороне; п0 — допустимое число коротких замыканий максимальной кратности с током i ; 8Д — относительный износ динамической прочности.

Величина определяется по ГОСТ в зависимости от мощности трансформатора, его параметров и мощности короткого замыкания на шинах питающего напряжения. Значение параметра п0 зависит от конструкции трансформатора. Оно должно устанавливаться на основе заводских испытаний или многолетних наблюдений и обобщения опыта эксплуатация трансформаторов конкретного конструктивного исполнения. На основе исследования трансформаторов, поставлявшихся на электрифицированные участки до 1972 года, можно принять п0 = 250, а для трансформаторов ТДТНЖ, выпускаемых после 1972 года, п0 = 150.

Стоящее в знаменателе формулы (2.14) произведение n0i2y0 представляет собой исходный ресурс нового трансформатора, который, например, для трансформатора мощностью 31,5 МВ-А при п0 = 250 равен 58500 кА . Числитель формулы (2.14) - сумма квадратов имевших место ударных токов короткого замыкания представляет собой наработку трансформатора за рассматриваемый период. Величина Лд 0 свидетельствует, что ресурс динамической прочности трансформатора практически исчерпан, необходимы его вскрытие и ремонт.

Описание работы системы

Для управления измерительным комплексом и первичной обработки данных можно применить микропроцессор А1теа-16 фирмы Айпе1. Это 8- разрядный микропроцессор отличается низкой ценой и энергопотреблением, высокой скоростью и имеет большой ресурс для модернизации. Он имеет 16 кбайт внутрисистемной программируемой ПавЬ-памяти данных. Ее главное достоинство состоит в том, что она построена на принципе электрической перепрограмми- руемости, т. е. допускает многократное стирание и запись информации. Программа заносится во Б Ь-память АVII как с помощью обычного программатора, так и с помощью 8Р1-интерфейса. Гарантированное число циклов перезаписи составляет не менее 1000... 10000 тыс. циклов. Напряжения питания микроконтроллера 1,8...6,0 В. Ток потребления в активном режиме зависит от величины напряжения питания и частоты, на которой работает микроконтроллер, и составляет менее 1 мА для 500 кГц, 5 .. 6 мА для 5 МГц и 8 .. 9 мА для частоты 12 МГц.

Микроконтроллер Atmega-16 имеет свою оперативную память, но из-за большого объема информации возникает необходимость использования внешней памяти. По быстродействию, следует использовать память с параллельным интерфейсом на микросхеме UT621024. Для хранения адреса памяти и расширения портов микроконтроллера необходимо применять буфер обмена данными, выполненный на микросхеме 74НС373.

Для оцифровки значения тока и напряжения используем высокоскоростной АЦП, построенный на микросхеме AD7813, который преобразует аналоговый входной сигнал в 10-разрядные двоичные закодированные цифровые слова. Это 8/10 битный АЦП, с параллельным выходом, внутренним тактовым генератором позволяет получить 400 кило-выборок в секунду. Параллельный интерфейс разработан для простого и надёжного доступа к микропроцессорам. 10-битный результат получается с помощью вывода двух 8-битных операций чтения. Первый байт содержит 8 старших бит, второй два младших бита. Цифровой код сигнала запоминается в статической памяти SRAM. В режиме малого потребления AD7813 автоматически переходит в спящий режим при окончании цикла преобразования.

Для исключения на входе АЦП частот выше половины частоты преобразования, применяется фильтр низких частот (ФНЧ). В качестве ФНЧ следует использовать активный фильтр Чебышева второго порядка, имеющий наиболее крутую характеристику.

Для уменьшения погрешности оцифровывания все измерения сигналов тока и напряжения в виду их симметрии целесообразно производить по одной полуволне, то есть все параметры определять по одному полупериоду. Кроме того, для удобства вычислений, измерения необходимо начинать в момент перехода характеристики через нулевую отметку. Для решения указанной задачи следует использовать компаратор. Кроме того, для уменьшения погрешности АЦП необходимо поддержать уровень сигнала на его входе, для этого следует использовать нормирующий усилитель. Он состоит из двух элементов ЦАП МАХ5480 и операционного усилителя ОР177. ЦАП МАХ5480 простой в управлении, имеет 8-ми разрядный код управления матрицей [Я-2Щ или 256 значений коэффициента усиления. Матрица [К-2Я] имеет одинаковое сопротивление во всем диапазоне.

В качестве датчика температуры масла можно использовать терморезистор, однако его нелинейная характеристика приводит к большим погрешностям. Кроме того, такой датчик выдает аналоговый сигнал, который далее требуется оцифровывать и при большой протяженности линии связи между датчиком и микроконтроллером на него будут ощутимо действовать помехи. Поэтому, в качестве датчика измерения температуры наилучшим образом подойдет интегральный цифровой датчик (ОТ) ТМРОЗ. Эта микросхема не требует калибровки и позволяет измерять температуру от -40 до 120С, с максимальной погрешностью измерения ±2С.

Похожие диссертации на Автоматизированный контроль и управление режимами работы трансформаторов тяговых подстанций



Оптимальное управление режимами работы ТЭС Вьетнама с учетом экологических факторов Ле Куанг Хоа



Управление режимами работы дизельных электростанций в автономных сетях электроснабженияГринкруг Яков Соломонович



Моделирование и управление режимами работы газлифтных скважинСамарин Илья Вадимович

Управление режимами работы котельных установок в автономных системах теплоснабженияКазаков, Максим Юрьевич

Автоматизированный контроль и управление технологическим процессом в руднотермической печи по постоянной составляющей фазного напряженияСуслов, Анатолий Павлович



Автоматизированный контроль и управление уровнем жидких и сыпучих материалов на основе диэлькометрического метода измерения Крапивин Александр Михайлович



Контроль и управление жизнедеятельностью пчелиных семейРыбочкин Анатолий Федорович



Управление процессом выходного контроля терморегуляторов в барокамере автоматизированного стендаДемина, Юлия Александровна



Прогнозирующий контроль и адаптивное управление в функциональных подсистемах теплоэнергетических АСУТПАкчурин Дамир Хусяинович



Автоматизация и управление испытательным комплексом по контролю терморегуляторовДемина Елена Григорьевна