Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Подходы к оценке состояния силовых трансформаторов . 9
1.1 . Современное состояние парка трансформаторного оборудования в России 9
1.2.Анализ повреждаемости трансформаторов 17
1.3.Анализ существующих подходов и систем диагностирования 20
ГЛАВА 2. Разработка модели силового трансформатора как объекта диагностирования 33
2.1. Разработка структурной модели силового трансформатора 36
2.1.1 .Понятие структурной схемы 36
2.1.2. Представление нескольких технических решений трансформатора в виде И- ИЛИ- дерева 37
2.2. Разработка функциональной схемы трансформатора 42
2.2.1. Понятие функциональной модели 42
2.2.2. Формулирование внешних функций силового трансформатора (I уровень модели) 43
2.2.3. Формулирование функций самостоятельных функциональных частей силового трансформатора (II уровень модели) 44
2.2.4. Формулирование функций деталей (III уровень модели) 47
2.3. Использование функционально-структурной модели трансформатора для целей диагностики 50
2.4. Анализ возможности резервирования работы трансформатора при отказе его элементов с помощью функционально-структурной модели 51
2.5. Выбор оптимальной модели для системы диагностирования 52
Выводы по второй главе 63
ГЛАВА 3. Разработка классификации дефектов в трансформаторе и моделей их развития 64
3.1. Организация контроля состояния трансформатора в эксплуатации 64
3.2. Анализ существующих классификаций дефектов в трансформаторе 67
3.3. Разработка оптимальной классификации дефектов в трансформаторе 71
3.4. Разработка структурных схем развития дефектов, сетей неисправных состояний и деревьев отказов трансформаторов 76
Выводы по третьей главе 99
ГЛАВА 4. Разработка методических рекомендаций по оценке состояния силовых трансформаторов 101
4.1. Алгоритм действия персонала при выявлении дефекта 101
4.2. Алгоритмы действия персонала при выявлении дефектов 107
4.3. Разработка организационных и технических мероприятий на примере предупреждение пожара трансформатора 112
4.4. Разработка и формализация рекомендаций для использования в компьютерных системах оценки состояния трансформаторов 118
Выводы по четвертой главе 124
ГЛАВА 5. Графическое моделирование развития дефектов в силовом трансформаторе . 125
5.1. Задачи графического моделирования 125
5.2. Анализ средств и возможности трехмерного графического моделирования 126
5.3. Особенности графического моделирования для принятия решений при оценке состояния трансформаторов 127
5.4. Интерпретация результатов диагностики трансформаторов на основе графических моделей 132
5.5. Использование графической модели трансформатора в целях обучения 136
Выводы по пятой главе 141
Заключение 142
Библиографический список
- Современное состояние парка трансформаторного оборудования в России
- Представление нескольких технических решений трансформатора в виде И- ИЛИ- дерева
- Организация контроля состояния трансформатора в эксплуатации
- Разработка организационных и технических мероприятий на примере предупреждение пожара трансформатора
Введение к работе
Актуальность темы. Одной из основных составных частей современных электрических систем являются силовые трансформаторы (СТ), суммарная мощность которых из-за многократной трансформации электрической энергии в 5-6 раз превышает генераторную мощность.
СТ - это электрический аппарат, для производства которого требуются дорогостоящие материалы: электролитическая медь, высококачественная холоднокатанная электротехническая сталь, трансформаторное масло высокой степени очистки и др.
Такие СТ требуют также значительных затрат на транспортировку, монтажи, ввод в эксплуатацию.
Несмотря на то, что проектирование и производство СТ в СССР, а затем и в РФ, проводилось на уровне, не уступающем лучшим зарубежным фирмам, в эксплуатации они требуют выполнения комплекса профилактических мероприятий: хроматографических анализов масла, электрических испытаний, текущих и капитальных ремонтов и др.
Из-за того, что не везде эксплуатация СТ проводилась и проводится надлежащим образом, а также из-за физического и морального старения оборудования, вероятность аварий СТ сегодня оказывается достаточно высокой, что нежелательно из-за следующих соображений:
потери объекта, как материальной ценности или потребности больших инвестиций на восстановление оборудования;
вероятности "эффекта домино", когда аварийный процесс затрагивает соседнее оборудование и окружающую среду;
перерывом в электроснабжении потребителей.
Последнее обстоятельство в условиях рыночной экономики может сопровождаться значительным ущербом, что в итоге может превысить экономические потери от первых двух причин. Проблема усугубляется тем, что в
современных электрических сетях продолжается и будет продолжаться эксплуатация оборудования исчерпавшего или давно исчерпавшего свой нормативный ресурс.
Таким образом, можно утверждать, что любые исследования и разработки, направленные на повышение надежности эксплуатации стареющего трансформаторного оборудования, являются актуальными.
Целью рассматриваемой работы является классификация и исследование дефектов и аварийных процессов в СТ для повышения эффективности мероприятий при оценке их состояния и, в конечном итоге, увеличению надежности электроснабжения.
Основные задачи исследования. Для достижения поставленной цели в диссертации решались следующие задачи:
разработка новой классификации дефектов, позволяющая иллюстрировать переходы СТ из одного состояния в другое;
построение схем развития дефектов, позволяющие анализировать и выявлять пути перехода GT в состояние отказа;
~ разработка алгоритмов раннего выявления дефектов, которые позволяют облегчить и ускорить выбор мероприятий, направленных на повышение надежности СТ или их восстановление;
— формирование деревьев отказов СТ и сети неисправных состояний,
начиная с причин (инициирующих событий) и дальнейшего развития дефектов
и неисправностей, вплоть до отказа СТ;
- формализация условий при принятии решений для реализации автоматизированного диагностирования СТ;
— создание моделей графической визуализации развития дефектов для по
вышения эффективности принятия решений руководящим и оперативным
персоналом, а также процесса обучения специалистов по диагностике
электрооборудования.
Последний раздел работы предполагает создание в будущем фильмотеки дефектов в СТ, что в определенной степени согласуется с тенденциями по визуализации дефектов в других видах электрооборудования.
Основные методы научных исследований. При выполнении работы были использованы следующие математические методы и теории: теория принятия решений; теория графов; теория поискового конструирования; математические методы компьютерного конструирования; методы математической статистики и теории вероятности, методы технической диагностики.
Научная новизна работы:
Разработаны структурные схемы развития дефекта от начальной стадии его возникновения до отказа СТ.
Созданы модели структурного и функционального описания СТ для целей диагностирования.
Предложен и разработан новый подход к классификации дефектов, к анализу и выявлению переходов СТ от работоспособного состояния к состоянию отказа.
Разработаны формализованные описания развития дефектов для персонала, занимающегося эксплуатацией электротехнического оборудования (в виде алгоритмов) и для создания компьютерных диагностических систем (в виде правил на языке Z+).
Создана фильмотека возможных дефектов в СТ.
Достоверность основных научных положений и выводов работы подтверждается совпадением данных, полученных на математических моделях, и результатами эксплуатационных испытаний и экспертных оценок квалифицированных специалистов. Обоснованность результатов подтверждает практика их успешного использования в проектных, образовательных и промышленных организациях.
Практическая ценность данной работы состоит:
- в повышении эффективности принимаемых решений при эксплуатации и
техническом обслуживании силовых трансформаторов за счет автоматизации
проведения экспертных оценок, получаемых на основе предложенных автором
алгоритмов;
- формировании рекомендаций для эффективного функционирования
систем оценки состояния силового трансформатора, в частности
ДИАГНОСТИКА +;
- разработке универсальной графической модели трансформатора,
позволяющей моделировать процессы развития дефектов, происходящих как в
объекте в целом, так и в отдельных его элементах;
создании динамических моделей процессов развития дефектов СТ на основе структуризации и создания универсальной графической модели трансформатора;
разработке электронного комплекса для изучения принципа действия, конструкции и процессов разрушения в трансформаторе, что повышает эффективность обучения студентов и персонала энергопредприятий и требует меньших ресурсных затрат.
Личный вклад автора определяется постановкой цели и задач исследования, разработкой различных методов описания СТ для целей диагностирования, типовых структурных схем развития дефекта от начальной стадии его возникновения до отказа СТ, рекомендаций по принятию решений, моделированием дефектов в динамике на базе ПК.
Автор защищает:
Способ оценки текущего технического состояния СТ и прогнозирование изменения этого состояния во времени с помощью типовых структурных схем развития дефекта.
Рекомендации по выдаче заключения по результатам технического диагностирования СТ.
Структурное, функциональное и функционально-структурное описание СТ для целей диагностирования.
Классификацию дефектов в СТ с учетом процессов, протекающих в нем.
Алгоритмы действия персонала при выявлении дефекта.
Графические модели развития дефектов в динамике.
Реализация результатов работы. Научные и практические результаты работы используются в составе комплексной системы оценки состояния электрооборудования "ДИАГНОСТИКА+" и внедрены на двух предприятиях электроэнергетики: ТЭЦ-2 города Иваново и Костромской ГРЭС. Результаты работы применены в информационном интернет-портале по трансформаторному оборудованию . Также, они могут найти применение ив учебном процессе ИГЭУ для подготовки студентов по специальностям 140204 «Электрические станции» и 140201 «Высоковольтная электроэнергетика и электротехника».
Апробация работы. Основные результаты работы докладывались и обсуждались:
На международной научно-технической конференции «Состояние и перспективы развития электротехнологии» (XI Бернардосовские чтения) (Иваново, 2003);
межвузовской научно-технической конференции аспирантов и студентов «Молодые ученые - развитию текстильной и легкой промышленности» (Иваново, 2005);
второй межрегиональной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Информационные технологии, энергетика и экономика» (Смоленск, 2005).
международной научно-технической конференции «Состояние и перспективы развития электротехнологии» (XII Бернардосовские чтения) (Иваново, 2005);
Публикации по работе. По результатам исследований опубликовано 10 печатных работ.
Объем и структура работы. Диссертация работа изложена на 145 страницах, включает 62 рисунка, 26 таблиц, состоит из введения, пяти глав, заключения и библиографического списка, включающий 107 источников, и 2 приложений. Общий объем работы составил 158 страниц.
Современное состояние парка трансформаторного оборудования в России
В СССР относительно высокий уровень качества крупных трансформаторов был достигнут путем жесткой специализации заводов. Все крупные силовые трансформаторы изготавливал Запорожский трансформаторный завод (ЗТЗ). В настоящее время основная часть мощных трансформаторов для российской электроэнергетики поставляет Московский электрозавод (МЭЗ) [I].
Опыт эксплуатации показывает, что силовые трансформаторы производства СССР и РФ по надежности находятся примерно на уровне трансформаторов зарубежных фирм. Однако технический уровень выпускающейся в СССР по ГОСТ 12965-85 и ГОСТ 17544-85 трансформаторного оборудования по массогабаритным показателям и потерям уступает мировой практике, особенно в части потерь холостого хода [1].
В настоящее время парк силового трансформаторного оборудования напряжением 110-750 кВ составляет около 30000 единиц, общей мощностью около 570 ГВ А, в том числе мощностью 120 МВ А и более - около 2500 единиц. В 2005 г. около половины трансформаторов превысит 25-летний срок службы.
Тяжелые повреждения трансформаторов, изготовленных до 1970 году, составляют 1% , для трансформаторов более позднего изготовления - около 0,2%. Анализ за последний 5 лет показал, что удельная повреждаемость трансформаторов составляет 0,45% в год [1].
Около 33% отказов трансформаторов приходится на вводы, причем основную долю составляют очень тяжелые повреждения с взрывом ввода и обычно с пожаром, из-за перекрытия по желтому налету на внутренней по верхности нижней покрышки ввода. Около 23,5% отказов приходятся на устройство регулирования под нагрузкой (РПН).
На повреждения из-за недостаточной стойкости обмоток при КЗ приходится 5,36% отказов, причем этот дефект в конструкции наиболее часто проявляется в автотрансформаторах (AT) 330 и 500 кВ. Ежегодно одно-два (4%) повреждения происходили из-за дефектов главной изоляции (в том числе из-за заусенцев на проводе обмотки) и др. Современные AT имеют КПД выше 99,5% (в AT 500 и 750 кВ КПД выше 99,7%) и малую повреждаемость.
Для повышения надежности работы и технического уровня эксплуатации трансформаторного оборудования целесообразно [ 1 ]: применять приборы для измерения температуры масла, по которым определяют тепловую загрузку трансформаторов, с автоматическим управлением устройствами охлаждения вместо используемых в настоящий момент термосигнализаторов; использовать зарубежную практику применения устройства для измерения температуры обмоток. Это позволяет в необходимых случаях вести контроль за перегрузками, а также косвенно следить за тепловым износом изоляции; существенно повысить уровень диагностического обслуживания трансформаторного оборудования, в том числе в режиме On - Line.
Ситуация с трансформаторами приведена из рис 1.1. В настоящее время выработали свой ресурс около 35% трансформаторов, установленные в МЭС Центра и Северо-Запада, через 5 лет доля таких аппаратов в указанных МЭС увеличится соответственно до 65 и 58%.
Выработали свой ресурс 25% измерительных трансформаторов МЭС Северо-Запада и 35% ТН МЭС Центра. Через 6 лет их количество увеличится до 80%на подстанциях МЭС Центра и Северо-Запада (рис 1.2).
На рис. 1.3-1.6 указан процент трансформаторов, реакторов, трансформаторов тока и напряжения, проработавших на ПС 500 кВ МЭС Центра, Волги, Сибири, Урала и Востока РАО «ЕЭС» не менее какого-то периода.
Как видно из рис. 1.3, к настоящему времени выработали свой ресурс 45% трансформаторов МЭС Сибири, 27-28%) трансформаторов МЭС Центра и Волги, 18% МЭС Урала и Востока. Более 30 лет отработали 20% трансформаторов МЭС Центра и Волги. Существенно ухудшится ситуация через 5 лет, когда выработают свой ресурс от 40 до 45% трансформаторов МЭС Центра, Волги и Урала, 65% трансформаторов МЭС Востока и 85% трансформаторов МЭС Сибири.
Из рис. 1.4 следует, что к настоящему времени повсеместно выработали свой ресурс примерно 15% установленных реакторов. Однако в дальнейшем ситуация складывается по-разному. Через 6 лет выработают свой ресурс 80% реакторов МЭС Востока, в то время как для МЭС Волги - не более 20%, а для МЭС Урала и Центра - 25%.
Ситуация с трансформаторами тока видна из рис. 1.5. В настоящее время выработали свой ресурс около 40% трансформаторов тока, установленных в МЭС Центра, Урала, Сибири, причем через 5 лет практически на всех ПС 500 кВ РАО «ЕЭС» 50% всех трансформаторов тока выработают свой ресурс, но уже сейчас 12% трансформаторов тока МЭС Центра отработали более 40 лет.
Выработали свой ресурс от 20 до 30%) трансформаторов напряжения, через 5 лет их количество увеличится от 40 до 60%) (рис. 1.6). Уже проработали 30 лет и больше 10% трансформаторов напряжения МЭС Центра и 20% аппаратов МЭС Волги и Урала. МЭС 330 кВ РАО «ЕЭС» включает 8 подстанций МЭС Центра, 18 ПС МЭС Северо-Запада и 12 ПС МЭС Юга.
Срок эксплуатации оборудования на ПС колеблется в широких пределах. На рис. 1.7-1.9 приводятся данные, характеризующие длительность эксплуатации различного оборудования.
Представление нескольких технических решений трансформатора в виде И- ИЛИ- дерева
Необходимую и достаточную информацию о конкретном трансформаторе дает его описание в виде иерархической древовидной структуры, включающей упорядоченное перечисление элементов трансформатора и их признаков, соединенных вершинами И. Техническое решение (ТР) какого-либо другого трансформатора имеет часть элементов и признаков, отличных от первого. Чем больше одинаковых элементов и признаков имеют оба ТР, тем меньше они отличаются друг от друга, а деревья их ТР имеют больше одинаковых вершин и дуг. Это позволяет представить оба ТР в виде одного дерева, содержащего кроме вершины И также и вершины ИЛИ: Последние объединяет несколько альтернативных элементов или признаков, характеризующих индивидуальные особенности трансформаторов. Таким образом можно составить дерево ТР для обобщенного понятия трансформатора.
Рассмотрим пример построения дерева четырех ТР. Исходные данные для построения этого дерева, приведенного на рис. 2.2, взяты из действующего каталога [12]. Построение дерева осуществлялось в следующей последовательности:
1. Выбираются два трансформатора, близкие по функциональным и конструктивным особенностям.
2. Принимается, что число уровней разбиения трансформаторов на функциональные элементы должно быть не более трех (в любом случае, разбиение можно продолжать и далее, если оно имеет смысл).
3. Вначале строится дерево ТР для первого трансформатора. Поскольку у данного трансформатора все признаки относятся к разным группам признаков, то эти признаки объединяются вершиной И.
4. К построенному дереву ТР присоединяются альтернативные элементы и признаки второго трансформатора, которые на рисунке выделены курсивом. Второй трансформатор отличается от первого типом переключающего устройства и системой охлаждения.
К построенному дереву двух ТР можно, согласно приведенной выше последовательности операций, добавить ТР третьего трансформатора и т.д. до получения дерева ТР интересующей нас группы трансформаторов.
Построение дерева ТР позволяет выполнить анализ влияния на надежность и контролепригодность (диагностируемость) трансформатора следующих факторов:
1) взаимного расположения физического эффекта (ФЭ) поэлементно (передача тепла, наведение потенциалов, нагрев элементов потоками рассеяния, смещение токоведущих частей и т.д.);
2) взаимосвязи элементов, обеспечивающие функциональное единство (обрыв цепи заземления элементов, обрыв цепи токоведущих частей и т.д.);
3) особенности конструктивного исполнения (вид изоляции, вид системы охлаждения, вид крепления обмоток).
Преимуществами использования И- ИЛИ- дерева ТР также являются следующие:
1) значительная экономия при запоминании и хранении информации в базе данных при автоматизированном подходе к оценке состояния трансформаторов, т.е. дерево ТР является средством компактного представления и хранения информации о многих известных ТР по трансформаторам;
2) дерево ТР может стать основой для разработки классификатора, включающего классификацию дефектов, диагностических признаков, методов испытаний, ущерба при неисправностях и отказах.
3) дерево определяет связи и иерархию конструктивных элементов трансформатора, а значит, позволяет отыскать дефекты в узлах методом от общего к частному.
Разработка дерева ТР должна сопровождаться созданием следующих документов: 1) словаря терминов, описывающих элементы трансформатора и его признаки; 2) каталога графической информации о ТР по трансформаторам; 3) перечня документов, обработанных и введенных в состав дерева ТР; 4) журнала регистрации, дополнений и изменений в общем И - ИЛИ -дереве; 5) записи общего И- ИЛИ- дерева на магнитных носителях; 6) специального фонда стандартных элементов трансформаторов.
Организация контроля состояния трансформатора в эксплуатации
Ряд контрольно-измерительных устройств входит в конструкцию трансформатора [14]:
1) Маслоуказатель - позволяет проверить уровень масла, а в случае необходимости регулировать объем масла в трансформаторе.
2) Термометрически и сигнализатор (манометрический термометр) -обеспечивает контроль температуры масла в верхних слоях.
3) Газовое реле - предзначено для своевременного предупреждения (сигналом) или отключения; трансформатора: при внутренних повреждениях активной, части, сопровождающихся: разложением; масла т изоляционных материалов, а также сигнализирует при спуске хмасла из трансформатора.
4) Струйное и реле давления - используется для; защиты устройств РПН размещаемых в отдельном баке, вне основного бака трансформатора.
5) Манометры (дифманометры) - предназначены для контроля за перепадом давления воды и масла в охладителе: масловодяной системы охлаждения, за повышением давления масла над давлением воды, а также для фиксации давления масла в герметичных вводах.
6) Релейная защита - предназначена для сокращения длительности воздействия токов короткого замыкания; и своевременного вывода; трансформатора из работы. Она бывает следующих видов: дифференциальная защита-для защиты при повреждениях обмоток, вводов и ошиновки трансформатора; токовая отсечка мгновенного действия - для; защиты при повреждениях ошиновки, вводов и части обмотки со стороны источника питания; максимально токовая и максимально токовая направленная защита -реагирует на фазные токи и на токи нулевой и обратной последовательности; дистанционная защита. Защита силового масляного трансформатора может быть как внешней, так и внутренней [15]. Ряд контрольно-измерительных устройств входит в конструкцию трансформатора [14]:
1) Маслоуказатель - позволяет проверить уровень масла, а в случае необходимости регулировать объем масла в трансформаторе.
2) Термометрически и сигнализатор (манометрический термометр) -обеспечивает контроль температуры масла в верхних слоях.
3) Газовое реле - предзначено для своевременного предупреждения (сигналом) или отключения; трансформатора: при внутренних повреждениях активной, части, сопровождающихся: разложением; масла т изоляционных материалов, а также сигнализирует при спуске хмасла из трансформатора.
4) Струйное и реле давления - используется для; защиты устройств РПН размещаемых в отдельном баке, вне основного бака трансформатора.
5) Манометры (дифманометры) - предназначены для контроля за перепадом давления воды и масла в охладителе: масловодяной системы охлаждения, за повышением давления масла над давлением воды, а также для фиксации давления масла в герметичных вводах.
6) Релейная защита - предназначена для сокращения длительности воздействия токов короткого замыкания; и своевременного вывода; трансформатора из работы. Она бывает следующих видов: дифференциальная защита-для защиты при повреждениях обмоток, вводов и ошиновки трансформатора; токовая отсечка мгновенного действия - для; защиты при повреждениях ошиновки, вводов и части обмотки со стороны источника питания; максимально токовая и максимально токовая направленная защита -реагирует на фазные токи и на токи нулевой и обратной последовательности; дистанционная защита.
Защита силового масляного трансформатора может быть как внешней, так и внутренней [15].
Система внешней защиты трансформатора состоит из средств защиты от прямых ударов молнии в распределительное устройство, от волн грозовых перенапряжений, набегающих с линий электропередачи.
Средствами внешней защиты наряду с молниеотводами, защитой подходов воздушных линий электропередачи, заземлителями и разрядниками являются также и устройства релейной защиты и автоматики.
Для защиты распределительных устройств используются стержневые молниеотводы. При этом зона защиты молниеотводов выбирается исходя из вероятности прорыва не более 10" , причем силовые трансформаторы должны находится в глубине зоны защиты, так как поражение их молнией наиболее опасно. В комплекте эксплуатационной документации должны находиться схемы с очертаниями зон защиты молниеотводов.
Система внутренней защиты состоит из средств защиты от внутренних перенапряжений.
Вентильные разрядники и ограничители перенапряжений являются самым универсальным средством защиты трансформаторов от атмосферных и внутренних перенапряжений. С помощью вентильных разрядников должны быть защищены как все обмотки трансформатора, так и его нейтраль (если она изолирована); защитные характеристики этих аппаратов должны соответствовать уровню изоляции обмоток и нейтрали.
Благодаря рассмотренным средствам защиты, влияние внешних воздействий на трансформатор сводится к минимуму.
Комплекс испытаний трансформатора, согласно рис.3.1 направлен на выявление внутренних аномальных процессов, которые проявляются в виде дефектов. Назначение различных испытаний трансформатора подробно приводится в [2].
Разработка организационных и технических мероприятий на примере предупреждение пожара трансформатора
В данном параграфе рассмотрен подход к формализации предложенных рекомендаций для системы ДИАГНОСТИКА + [28].
Известно, что одной из причин перехода СТ в неработоспособное состояние является такой дефект, как радиальная деформация обмоток, возникающая при коротких замыканиях (рис.3.7). Наиболее характерный вид повреждения — волнообразная деформация (рис.4.7), при которой меняется объем межобмоточного пространства (рис.4.8).
Геометрией напряжение короткого замыкания Uk, который входит в состав его паспортных данных. В эксплуатации этот параметр может быть определен на основе достаточно простых измерений в опыте к.з. обмотки Причем измеряется сопротивление к.з. Zk (рис.4.9), которое связано с Uk простой зависимостью 7-ї (4.1), ТТ= к ія-100,% Uk U.H где UK- напряжение короткого замыкания; UH, 1н - номинальные обмоточной системы, определен такой параметр трансформатора, как фазные напряжения и ток обмотки, на которую подается напряжение Ui в опыте к.з.
Статистикой установлено, что изменение Zk больше чем на 3 % по сравнению с паспортным значением или значением определяемым при вводе трансформатора в работу (AZk), а также различие в фазных Zk трехфазного трансформатора (AZk) также больше чем на 3 % свидетельствуют о возможной деформации обмоток. Таким; образом AZk и AZk являются важными диагностическими параметрами.
Предположим поставлена задача - оценить вероятность повреждения обмоток конкретного трансформатора. Тогда будет необходимо следующая информация: тип трансформатора и его паспортные данные. По типу трансформатора можно определить схему расположения обмоток. Например, анализируется состояние автотрансформатора АТДЦТН-125000/330/110. Для него схема расположения обмотки представлена на рис.4.10. Далее пользователь должен занести данные в таблицу (табл.4.5), содержащую основные параметры измерения. Она должна быть заполнена по результатам проведенных испытаний.
На основе введенной информации выполняется расчет Zk, AZk и AZk для каждой схемы измерения. Результаты могут войти в протокол испытаний, однако главное их назначение - использование в правилах экспертной системы, в которых выполняется анализ возможных деформаций одной или нескольких обмоток. Наиболее просто этот анализ выполняется в двухобмоточным трансформаторе. Для нескольких обмоток (рис.4.11) анализироваться должна каждая их пара, которая- характеризуется своим значением Uk. Правила должны строиться на основе анализа электромагнитных процессов в трансформаторе, а также разнообразных дополнительных аспектах, о которых шла речь выше.
Учитывая все это, приведем набор методических рекомендаций, который в последствии будет формализован: чем больше AZk и (или AZk ), тем больше деформация обмотки (обмоток); не всегда наличие даже сравнительно больших значений AZk (AZk ) свидетельствует о дефекте; здесь также возможно влияние плохого качества закоротки обмоток, наличие петли индуктивности соединительных проводов; и т.д.; если какая-либо из обмоток деформирована, то в многообмоточном трансформаторе для любой пары, куда она входит, будут иметь место отклонения по Zk от паспортных или определенных до повреждения значений; например, если в трёхобмоточном трансформаторе (рис.4.10) дефект имеется в первой от стержня обмотке, то появятся значения AZki_2 и AZk(.3, a AZk2-3=0; причем AZk.2 должно быть больше AZk\.з; поскольку но статистке однофазные к.з. происходит значительно чаще, то это обусловливает повреждаемость соответствующей обмотки только одной фазы и следовательно наличие значения AZk ; в случае повреждения внутренней (ближайшей к стержню) обмотки величина AZk положительна для любой пары с ее участием, например, AZk,_2 0, AZki.3 0, AZk,.4 0 (рис. 4.9); если повреждена не внутренняя обмотка, то для всех пар с ее участием, в которые входят внутренние по отношению к рассматриваемой обмотки, AZk 0; для пар с внешними обмотками - AZk 0; например, повреждена вторая обмотка (рис. 4.10), тогда AZki.2 0, AZk2.3 0, AZk24 0; при повреждении внешней обмотки, что статически менее вероятно, о знаке AZk для любой пары судить затруднительно; если при проведении измерений имеет место существенное отклонение от исходных Zk (более 3 %) во всех схемах и фазах, то весьма вероятна инструментальная погрешность.
