Дослідження методів визначення місця короткого замикання в обмотках тягових трансформаторів. 
Розрахунок оптимальної частоти для проведення діагностичних ви

МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ, МОЛОДІ ТА СПОРТУ УКРАЇНИ Дніпропетровський національний університет залізничного транспорту імені академіка В. Лазаряна Кафедра «Електропостачання залізниць»

«ДО ЗАХИСТУ»

Завідувач кафедри

_________ Сиченко В.Г.

«___» ________ 2012 р.

ДИПЛОМНА РОБОТА на здобуття ОКР «магістр»

Галузь 0507 Електротехніка та електромеханіка Спеціальність 8.5 070 103 «Електротехнічні системи електроспоживання»

Дослідження методів визначення місця короткого замикання в обмотках тягових трансформаторів. Розрахунок оптимальної частоти для проведення діагностичних випробувань Керівник дипломної роботи доцент _______ Ляшук В.М.

Нормоконтролер доцент _______ Дьяков В.О.

Виконавець, студент групи 8- ЕП _______ Кревуш О.В.

Дніпропетровськ

Дніпропетровський національний університет залізничного транспорту імені академіка В. Лазаряна Факультет «Електрифікація залізниць» кафедра «Електропостачання залізниць»

Спеціальність 8.5 070 103 «Електротехнічні системи електроспоживання»

«ЗАТВЕРДЖУЮ»

завідувач кафедри ЕПЗ

__________ Сиченко В.Г.

«___» _________ 2012 р.

ЗАВДАННЯ до дипломної роботи на здобуття ОКР «магістр»

студента групи 8-ЕП Кревуш Олег Володимирович

1 Тема дипломної роботи: Дослідження методів визначення місця короткого замикання в обмотках тягових трансформаторів. Розрахунок оптимальної частоти для проведення діагностичних випробувань затверджена наказом по університету від «22 «лютого 2011 р. № 127ст.

2 Розділи та консультанти

КАЛЕНДАРНИЙ ПЛАН

Дата видачі завдання: «22 «лютого 2012 р.

Термін подання студентом закінченої роботи: «» листопада 2012 р.

Керівник дипломної роботи доцент __________ Ляшук В.М.

Завдання прийняв до виконання __________ Кревуш О.В.

РЕФЕРАТ Пояснювальна записка містить у собі:

· Сторінок ;

· Малюнків ;

· Таблиць ;

· Джерел — 12

Розглянуті основні методи визначення місця короткого замикання в обмотках тягових трансформаторів, методи випробування ізоляції силових трансформаторів, представлені схеми для випробувань трансформаторів.

Запропоновано метод визначення місця короткого замикання, шляхом подачі напруги синусоїдальної форми, через високовольтний конденсатор, на обмотку трансформатора. Змінюючи частоту генератора до виникнення резонансу, вимірюється добротність контуру на цій частоті. Це значення записується в паспорт трансформатора. Надалі, вимірюючи добротність контуру, у складі якого включена обмотка трансформатора, можна робити висновки про наявність чи відсутність пошкоджень трансформатора. Для визначення в якій з обмоток є ушкодження, необхідно провести вимірювання добротності всіх обмоток трансформатора.

ЗмІСТ ВСТУП

1. Аналіз пошкоджень і несправностей тягових агрегатів

2. Дослідження методів визначення місця короткого замикання в обмотках тягового трансформатора

2.1 Огляд існуючих методів дослідження несправності що виникають в обмотках тягового трансформатора

2.2 Обґрунтування необхідності визначення місця короткого

2.3 Хроматографічний метод

2.4 Алгоритм діагностування стану тягового трансформатора

2.5 Випробування індукованою напругою

3. Методи визначення місця короткого замикання тягового трансформатора

4. Методика розрахунку частоти генератора, що підключається до обмотки трансформатора, що тестується

4.1 Визначення наявності короткозамкнених витків в обмотці трансформатора без відключення напруги живлення

4.1.1 Застосування послідовного коливального контуру

4.1.2 Застосування паралельного коливального контуру

4.2 Розрахунок оптимальної частоти генератора

4.2.1 Вибір принципової схеми

4.2 Електричний розрахунок схеми Висновок Список бібліографічних джерел

ВСТУП

В даний час розгорнена довжина електрифікованих залізничних ліній України складає 9407,2 км., причому при питомій вазі в загальній протяжності залізниць 42,74% на них виконується 83,% об'єму перевезень. Витрати на перевезення при електричній тязі в 1,6 разу менше, ніж при тепловозній. Це свідчить про високу економічну ефективність, що дозволяє розглядати електрифіковані лінії як найважливіший елемент ресурсозберігаючої і маловитратної технології перевізного процесу, що робить позитивний вплив на економічне зростання народногосподарського комплексу країни.

Сьогодні найбільш актуальним завданням є ремонт і відновлення працездатності пристроїв електропостачання, багато з яких вже вичерпали встановлений ресурс, морально і фізично застаріли. Особливо несприятливе положення склалося на устаткуванні тягових і трансформаторних підстанціях. Аналіз показав, що частка пошкоджень, пов’язаних із старінням і зносом її основних елементів, неухильно росте. Тому для ефективної роботи тягових підстанцій потрібна комплексна модернізація. Основні зусилля повинні бути направлені на заміну застарілого устаткування, при неможливості його заміни — вживання заходів по збільшенню терміну служби устаткування.

Проведемо детальний аналіз систем діагностування стану пристроїв електропостачання, зокрема тягових підстанцій залізниць України і визначимо основний напрям в розробці нових сучасних методів діагностування тягових агрегатів та особливо трансформаторів що встановлені на підстанціях. Реалізація наявних технічних рішень дозволить істотно поліпшити і здешевити технологічний процес ремонту, обслуговування тягової підстанції і продовжити термін експлуатації устаткування.

1. Аналіз пошкоджень і несправностей тягових агрегатів Відомо, що несправності тягових агрегатів складаються з пошкодження обмоток трансформаторів, напівпровідникових перетворювачів та ін.

Особлива увага до маслонаповненого обладнання тягових підстанцій обумовлено його особливою значущістю в створенні надійної роботи систем електропостачання, високою вартістю, небезпекою виникнення ушкоджень зі значними наслідками. Перелік маслонаповненого обладнання (МНО) у розглянутому випадку включає тягові трансформатори, маслонаповнювальні вводи трансформаторів і масляних вимикачів 110, 220 кВ.

Проведений аналіз, а також вивчення досвіду роботи спеціалізованих підприємств у системі РАО «ЄЕС Росії» дозволили сформулювати наступні завдання комплексної діагностики маслонаповненого обладнання з урахуванням зазначених вище пріоритетів:

1. Оцінка стану вводів;

2. Оцінка вологості твердої ізоляції

3. Оцінка старіння і деструкції твердої ізоляції;;

4. Оцінка забруднення твердої ізоляції трансформатора

5. Оцінка стану магнітної системи;

6. Визначення наявності і місця часткових розрядів;

7. Оцінка динамічного стану обмоток;

8. Визначення якості трансформаторного масла;

9. Оцінка стану системи охолодження;

10. Оцінка стану РПН і контактної системи.

Перелік методів комплексної діагностики включає в себе як традиційні, так і нетрадиційні методи випробувань і вимірювань трансформаторів. В його основу покладено такі принципи:

· у повному обсязі перелік повинен вирішувати весь набір завдань діагностики маслонаповненого обладнання;

· * при визначенні обсягу випробувань устаткування зроблена орієнтація на ті методи діагностування, які вже розроблені і пройшли експлуатаційну перевірку.

Як показує аналіз відмов, надійність трансформатора визначається станом ізоляції, обмоток і магнітопровода. Розглянемо методи та засоби діагностування твердої ізоляції.

Методи та засоби діагностування твердої ізоляції.

В даний час немає практично придатних прямих методів визначення вологості та ступеня старіння твердої ізоляції. Тому застосовуються непрямі методи — контроль ізоляційного масла і індикація часткових розрядів.

Аналіз масла дозволяє виявити процеси його старіння, поява забруднень і вологи. За результатами аналізу масла можна виявити до 90% дефектів, що розвиваються. Індикація часткових розрядів необхідна, оскільки під їх дією відбувається дуже швидкий розвиток пошкодження ізоляції, яке не встигає відбитися на стані масла через мале виділення масел.

Стан масла характеризується кількома параметрами. Ступінь зволоження масла може бути визначена по його куту діелектричних втрат tgд (рис. 1.1), але лише при великих кількостях вологи. Це пояснюється малим впливом на tgд масла розчиненої в ньому води, різке зростання tgд відбувається при виникненні емульсії.

tgд*10−2

50 100 зволоження, г/т Рис. 1.1 Залежність tgд масла від зволоження В результаті старіння масло окислюється. Наявність продуктів окислення в маслі визначається його кислотним числом Кч, яке характеризує стабільність масла.

Діелектричні втрати вимірюються мостовою схемою. Кислотне число вимірюється кількістю гідроксиду калію (у міліметрах), витраченого для нейтралізації кислих сполук, витягнутих з масла розчином етилового спирту (ГОСТ 5985−79).

Під впливом інтенсивних місцевих нагрівів, потужних електричних розрядів і дуги відбувається термічне розкладання масла (крекінг), що призводить до зниження температури спалаху суміші парів масла з повітрям. Температуру спалаху визначають при нагріванні масла в закритому тиглі з перемішуванням, випробування на спалах повторюють через певні інтервали часу.

Тверді ізоляційні матеріали при старінні виділяють гази: водень, низькомолекулярні вуглеводні, окис і двоокис вуглецю. Всього виділяють сім діагностичних газів. З досвіду експлуатації випливає, що, якщо швидкість збільшення концентрації діагностичного газу перевищує 10% на місяць, то це свідчить про розвиток небезпечного дефекту.

Для аналізу газів застосовуються методи визначення загальної горючості, мас-спектрометричний та хроматографічний. Найбільшого поширення набув метод газової хроматографії. Існуючі методики передбачають три способи добування газів з проби масла: барботировання, під вакуумом і статичну. Барботируваням називається процес вилучення газів за допомогою продування через пробу масла повітря. Апаратура для барботування громіздка і вимагає до 3л масла. Під вакуумом гази витягуються з масла під тиском не більше 133 Па (1 мм рт. ст.), Прискорення вилучення досягається за рахунок спінювання. Цей спосіб вимагає визначати ступінь вилучення кожного газу з масла, що пов’язано з великими похибками. При статичному методі виділення газу використовують медичний шприц на 50 мл. Частина об'єму заповнюється маслом, частина-газом. Потім проба витримується при постійній температурі протягом 15 … 20 хв. з періодичним погойдуванням.

Після виділення газів з масла вони надходять через дозатор (рис. 1.2) в розділову колонку. Для просування досліджуваної суміші використовується газ-носій, інертний по відношенню до досліджуваних газів. Розділова колонка містить адсорбент-пористу речовину з сильно розвиненою поверхнею. Внаслідок фізико-хімічної взаємодії окремих компонентів з поверхнею адсорбенту відбувається розділення суміші газів. Відмінності в фізико-хімічних властивостях окремих газів суміші викликають розбіжності у швидкості їх просування через адсорбент. На виході колонки різні гази будуть з’являтися в різні моменти часу.

Якщо відомі властивості газів, швидкість руху газу-носія і температура розділової колонки, то можна точно визначити послідовність (час) виведення їх з колонки. В якості адсорбенту, наприклад, може застосовуватися активоване вугілля, а в якості газоносія — аргон або азот. Тип адсорбенту і газоносія визначається тим, які гази аналізуються. Вихідні з розділовою колонки гази разом з газом-носієм надходять в детектор. Застосовуються два типи детекторів — по теплопровідності або по іонізації в полум'ї. Детектор по теплопровідності - катарометр містить чутливі елементи терморезистори, включені в плечі моста і нагріваються протікаючим по них струмом. Два резистора обтікаються газом з колонки, два інших — чистим газом-носієм. При появі на виході з колонки досліджуваного газу змінюється теплопровідність суміші, умови охолодження резисторів також змінюються. Напруга на діагоналі моста записується реєстратором. У полум’яно-іонізаційних детекторах газ з розділювальної колонки змішується з воднем і спалюється. Утворені при цьому іони під дією напруги, прикладеної до розташованих в камері згоряння електродів, створюють струм.

Електрохімічний сигналізатор водню вбудовується в систему охолодження масла (Рис. 1.2).

Рис. 1.2 Сигналізатор водню Датчик реагує на СО, С2Н4, С2Н2. Гази, розчинені в маслі, проникають крізь напівпроникну мембрану в сірчанокислий паливний елемент, де в присутності кисню повітря генерується електричний струм.

Кількісні дані вмісту газів в досліджуваній суміші визначаються за площею піків хроматограми.

За складом і концентрацією розчинених в маслі газів складено перелік виявлених дефектів. Гази, найбільш характерні для певного виду дефекту:

· Водень — дефекти електричного характеру (часткові розряди, іскрові і дугові розряди);

· Ацетилен — іскріння, електрична дуга, нагрів вище 700 °C;

· Етан — термічний нагрів масла і паперово — масляної ізоляції в діапазоні температур до 300 °C;

Етилен — високотемпературний (вище 300 °С) нагрів масла і паперово-масляною ізоляції.

Склад розчинених в маслі газів залежить від характеру дефекту що розвивається.

При аналізі складу розчинених у маслі газів для діагностики експлуатаційного стану трансформатора необхідно враховувати умови його експлуатації за попередній проміжок часу і фактори, що викликають зміни цього складу розчинених у маслі газів нормально працюючих трансформаторів.

Експлуатаційні фактори, що викликають збільшення концентрації розчинених у маслі газів бездефектних трансформаторів:

· збільшення навантаження трансформатора;

· перемішування свіжого масла із залишками старого, насиченого газами, що знаходяться в системі охолодження, баках РПН, розширювача і т.д.;

· доливка маслом, яку уже було в експлуатації і містить розчинені гази;

· проведення зварювальних робіт на баку;

· пошкодження масляного насоса з неекранованим статором;

· перегріви через дефекти системи охолодження (засмічення зовнішньої поверхні охолоджувачів, відключення частини масляних насосів та ін);

· перегрів масла теплоелектронагрівачами при його обробці в дегазаційних та інших установках;

сезонні зміни інтенсивності процесу старіння і т.п.

Експлуатаційні фактори, що викликають зменшення концентрації розчинених у маслі газів бездефектних трансформаторів:

· зменшення навантаження трансформатора;

· заміна силікагелю;

· тривале відключення;

· дегазація масла;

· доливка дегазованим маслом;

часткова або повна заміна масла в баку трансформатора і д.р.

Для визначення складу газової суміші використовується хроматографи: ЛХМ-80, «Модель 370», Агат, Колір-100, Колір-200, Колір-500, і т.д.

В аварійних режимах роботи для швидкого виявлення перегріву обмоток застосовують волоконно-оптичний датчик, що розміщується всередині бака. Діапазон вимірювання 0 … 200 °C, з точністю ± 2 °C. Оптичний люмінесцентний датчик являє собою диск, спресований з порошку люмінофору. Діаметр датчика 0,4 мм, товщина 0,13 мм. Він висвітлюється ультрафіолетовими променями через оптичне волокно діаметром 0,4 мм. Джерело променів розташована за межами трансформатора. Ультрафіолетове випромінювання викликає флуоресценцію люмінофора у видимій частині спектру. Інтенсивність лінії спектра залежить від температури датчика. Видиме світіння люмінофора передається через те ж волокно в вимірювальний прилад. За допомогою інтерференційних фільтрів виділяються і вимірюються необхідні довжини хвиль.

Напруженість електричного поля в газових включеннях (дефектах) ізоляції перевищує напруженість в навколишньому діелектрику. Електрична міцність газу нижче, ніж діелектрика — відбувається пробій газового включення або частковий розряд. Часткові розряди викликають подальше руйнування діелектрика. Часткові розряди не руйнують фарфор, скло, слюду та інші діелектрики неорганічного походження.

Часткові розряди можуть виявлятися акустичними методами або по електромагнітному випромінюванню в широкому діапазоні частот. Для виявлення часткових розрядів в ланцюг шини заземлень баків встановлюють високочастотні трансформатори струму (рис. 1.3). На корпусі бака розміщують акустичні датчики, що перетворюють звук в електричний сигнал.

Рис. 1.3 Контроль часткових розрядів в трансформаторі

Виявлення деформацій обмоток Найважливішими характеристиками трансформатора є:

· опір ізоляції обмоток;

· тангенс кута діелектричних втрат обмоток;

· відношення С2 / С50 и? С / С.

При прикладанні до діелектрика різниці потенціалів відбувається поляризація — переміщення електричних зарядів, на це витрачається енергія поля, що розсіюється потім в об'ємі діелектрика. Відомі кілька видів поляризації: електронна, іонна та поляризація між шарами та ін. При поляризації між шарами на поверхні розділу різних шарів ізоляції накопичуються вільні заряди. Переміщення цих зарядів створює струм абсорбції, що і може бути виявлено при діагностуванні.

Для вимірювання абсорбційних характеристик:

· геометрична ємність (ємність ізоляції на частоті 50 Гц) С50;

· абсорбційна складова Д С;

· різниця ємностей на частотах 2 і 50 Гц С2 — С50;

Використовуються прилади: печи-2 і У 268

Вимірювання зазначених параметрів проводяться двічі: до і після закінчення ремонту.

Опір обмоток вимірюються мегомметром на напругу 2500 В двічі через 15 і 60 с після початку обертання його ручки. Нормуються як найменші значення опорів, так і їх відношення. Тангенс кута діелектричних втрат визначається за допомогою моста змінного струму. Ємності обмоток вимірюються двічі на частотах 2 і 50 Гц за допомогою приладів: ПКВ-7 або ПКВ-8. Цими ж приладами вимірюють ємність обмоток «С» і її приріст ДС.

При протіканні великих струмів в трансформаторі можлива деформація обмоток, що може призвести до замикань між витками і втрати стійкості обмоток (вібрації).

Деформації обмоток змінюють їх часткові ємності, а також власні і взаємні індуктивності. Щоб виявити зазначені зміни застосовують методи імпульсів, частотних характеристик, короткого замикання і вібраційних характеристик.

Метод імпульсів заснований на аналізі та порівнянні струмів перехідного процесу в обмотках при прикладанні коротких імпульсів напруги. Осцилограми знімаються перед першим включенням трансформатора в роботу і в міру необхідності діагностування. Недоліками методу є великі похибки вимірювань форми і амплітуди імпульсів.

Метод частотних характеристик заснований на знятті амплітудно-частотної характеристики (АЧХ) трансформатора на частотах до 500 кГц. Вимірювання проводяться перед першим включенням трансформатора в роботу і в міру необхідності діагностування. Діагноз ставиться на основі порівняння АЧХ.

Метод короткого замикання є стандартним. Діагностичним параметром служить відносна зміна опору короткого замикання. Кордон поля допуску призначається в межах від 3 до 5%. У літературі є рекомендації по визначенню опору короткого замикання при подачі на трансформатор пониженого до 0,4 кВ напруги. Результати випробувань наводяться до номінальних шляхом множення на відповідні масштабні коефіцієнти. Таким методом можна виявити деформацію обмоток не тільки після аварійних режимів, але і після транспортування трансформаторів з заводу виробника. Якщо виміряне значення опору короткого замикання на 1,5 — 3% відрізняються від паспортних, то потрібен регулярний контроль після кожного короткого замикання.

Вібраційні характеристики визначаються при вимірюванні вібрації поверхні бака в 10 … 15 точках по периметру і в 3 … 4 перерізах по висоті. Порівнюючи результати вимірів по різних трансформаторах, можна виявити ослаблення кріплень, зменшення зусилля пресування і т. п.

2. Дослідження методів визначення місця короткого замикання в обмотках тягового трансформатора

2.1. Огляд існуючих методів дослідження несправності, що виникають в обмотках тягового трансформатора Паралельно до обмотки трансформатора підключають певну ємність і на отриманий контур подають прямокутний імпульс. По осцилограмі спостерігають характер загасання власних коливань. Якщо спостерігається 5−6 періодів, значить контур високо-добротний, а добротність контуру визначається в першу чергу добротністю індуктивності. Для визначення місця короткого замикання застосовуються індуктивні датчики[2].

Типи індуктивних перетворювачів і їх конструктивні особливості. За схемою побудови індуктивні датчики можна розділити на одинарні і диференціальні. Одинарний індуктивний датчик містить одну вимірювальну гілку, диференційний — дві. У диференціальному індуктивному датчику при зміні вимірюваного параметра одночасно змінюються індуктивності двох однакових котушок, причому зміна відбувається на одну і ту ж величину, але з протилежним знаком.

Як відомо, індуктивність котушки:

де W-число витків; Ф — пронизуючий її магнітний потік; I — струм що проходить по котушці. Струм пов’язаний з МДС співвідношенням:

Звідки отримуємо:

де Rm = HL / Ф — магнітний опір індуктивного датчика. Розглянемо, наприклад, одинарний індуктивний датчик. В основу його роботи покладено властивість дроселя з повітряним зазором змінювати свою індуктивність при зміні величини повітряного зазору.

Індуктивний датчик складається з ярма 1, обмотки 2, якоря 3 — утримується пружинами. На обмотку 2 через опір навантаження Rн подається напруга живлення змінного струму. Струм в ланцюзі навантаження визначається як:

де rд — активний опір дроселя; L — індуктивність датчика. Т.к. активний опір ланцюга величина постійна, то зміна струму I може відбуватися тільки за рахунок зміни індуктивної складової XL = IRн, яка залежить від величини повітряного зазору д.

Кожному значенню д відповідає певне значення I, створює падіння напруги на опорі Rн: Uвих = IRн — являє собою вихідний сигнал датчика. Можна вивести аналітичну залежність Uвих = f (д), за умови що зазор досить малий і потоками розсіювання можна знехтувати, і знехтувати магнітним опором заліза Rмж в порівнянні з магнітним опором повітряного зазору Rмв.

Наведемо кінцевий вираз:

У реальних пристроях активний опір ланцюга набагато менше індуктивного, тоді вираз зводиться до вигляду:

Залежність Uвих = f (д) має лінійний характер (у першому наближенні). Реальна характеристика має вигляд:

Відхилення від лінійності на початку пояснюється прийнятим допущенням Rмж << Rмв. При малих d магнітний опір заліза сумірний з магнітним опором повітря. Відхилення при великих d пояснюються тим, що при великих d RL стає сумірною з величиною активного опору — Rн + rд. В цілому розглянутий індуктивний датчик має ряд істотних недоліків:

· не змінюється фаза струму при зміні напрямку переміщення;

· при необхідності вимірювати в обох напрямках переміщення потрібно встановлювати початковий повітряний зазор і, отже, струм I0, що незручно;

· струм у навантаженні залежить від амплітуди і частоти живлячої напруги;

· в процесі роботи датчика на якір діє сила тяжіння до магнітопроводу, яка нічим не врівноважується, і значить вносить похибку в роботу датчика.

Диференціальні (реверсивні) індуктивні датчики (ДІД) Диференціальні індуктивні датчики являють собою сукупність двох нереверсивних датчиків і виконуються у вигляді системи, що складається з двох магнітопроводів із загальним якорем і двома котушками. Для диференціальних індуктивних датчиків необхідні два роздільних джерела живлення, для чого зазвичай використовується розділовий трансформатор 5.

За формою магнітопроводи можуть бути диференційно-індуктивні датчики з магнітопроводом Ш — подібної форми, набрані з мостів електротехнічної сталі (при частотах вище 1000Гц застосовуються залізонікелеві сплави — пермалой), і циліндричні з суцільним магнітопроводом круглого перетину. Вибір форми датчика залежить від конструктивного поєднання його з контрольованим пристроєм. Застосування Ш — образного магнітопроводу обумовлено зручністю збірки котушки і зменшенням габаритів датчика. Для живлення диференційно-індуктивного датчика використовують трансформатор 5 із виведенням середньої точки на вторинній обмотці. Між ним і загальним кінцем обох котушок включається прилад 4. Повітряний зазор 0,2−0,5 мм. При середньому положенні якоря, коли повітряні зазори однакові, індуктивні опори котушок 3 і 3 однакові отже величини струмів в котушках дорівнюють I1 = I2 і результуючий струм в приладі дорівнює 0.

При невеликому відхиленні якоря в ту або іншу сторону під дією контрольованої величини Х змінюються величини зазорів і індуктивностей, прилад реєструє різницю струмів I1-I2, він є функцією зсуву якоря від середнього положення. Різниця струмів зазвичай реєструється за допомогою магнітоелектричного приладу 4 (мікроамперметра) з випрямною схемою В на вході. Характеристика індуктивного датчика має вигляд:

Полярність вихідного струму залишається незмінною незалежно від знака зміни повного опору котушок. При зміні напрямку відхилення якоря від середнього положення змінюється на протилежну (на 180 °) фаза струму на виході датчика. При використанні фазо-чуттєвих випрямних схем можна отримати індикацію напрямку переміщення якоря від середнього положення. Характеристика диференціального індуктивного датчика з ФЧВ має вигляд:

Похибка перетворення індуктивного датчика

Інформативна здатність індуктивного датчика в значній мірі визначається його похибкою перетворення вимірюваного параметра. Сумарна похибка індуктивного датчика складається з великого числа складових похибок.

Можна виділити наступні похибки індуктивного датчика:

1) Похибка від нелінійності характеристики. Мультиплікативна складова загальної похибки. Із принципу індуктивного перетворення вимірюваної величини, що лежить в основі роботи індуктивних датчиків, є суттєвою і в більшості випадків визначає діапазон вимірювання датчика. Обов’язково підлягає оцінці при розробці датчика.

2) Температурна похибка. Випадкова складова. Зважаючи на великі числа залежних від температури параметрів складових частин датчика складова похибка може досягти великих величин і є суттєвою. Підлягає оцінці при розробці датчика.

3) Похибка від впливу зовнішніх електромагнітних полів. Випадкова складова загальної похибки. Виникає через індукування ЕРС в обмотці датчика зовнішніми полями і через зміни магнітних характеристик магнітопроводу під дією зовнішніх полів. У виробничих приміщеннях з силовими електроустановками виявляються магнітні поля з індукцією Тл і частотою в основному 50 Гц.

Оскільки магнітопроводи індуктивних датчиків працюють при індукції 0,1 — 1 Тл, то частка від зовнішніх полів складе 0,05−0,005% навіть у разі відсутності екранування. Введення екрану і застосування диференціального датчика знижують цю частку приблизно на два порядки. Таким чином, похибка від впливу зовнішніх полів повинна прийматися в розгляд тільки при проектуванні датчиків малої чутливості і з неможливістю достатнього екранування. У більшості випадків ця складова похибки не є суттєвою.

4) Похибка від магнітопружного ефекту. Виникає через нестабільність деформацій магнітопроводу при збірці датчика (адитивна складова) і через зміну деформацій в процесі експлуатації датчика (випадкова складова). Розрахунки з урахуванням наявності зазорів в магнітопроводі показують, що вплив нестабільності механічних напруг в магнітопроводі викликає нестабільність вихідного сигналу датчика порядку, і в більшості випадків ця складова може спеціально не враховуватися.

5) Похибка від тензометричного ефекту обмотки. Випадкова складова. При намотуванні котушки датчика в проводі створюються механічні напруги. Зміна цих механічних напружень в процесі

експлуатації датчика веде до зміни опору котушки постійному струму і, отже, до зміни вихідного сигналу датчика.

6) Похибка від з'єднувального кабелю. Виникає через нестабільність електричного опору кабелю під дією температури або деформацій і через наведень ЕРС в кабелі під дією зовнішніх полів. Є випадковою складовою похибки. При нестабільності власного опору кабелю похибка вихідного сигналу датчика. Довжина сполучних кабелів складає 1−3 м і рідко більше. При виконанні кабелю з мідного проводу перерізом опір кабелю менше 0,9 Ом, нестабільність опору. Оскільки повний опір датчика зазвичай більше 100 Ом, похибка вихідного сигналу датчика може скласти величину. Отже, для датчиків, що мають малий опір в робочому режимі, похибку слід оцінювати. В інших випадках вона не є суттєвою.

7) конструктивні похибки. Виникають під дією наступних причин: вплив вимірювального зусилля на деформації деталей датчика (адитивна), вплив перепаду вимірювального зусилля на нестабільність деформацій (мультиплікативна), вплив направляючих вимірювального стрижня на передачу вимірювального імпульсу (мультиплікативна), нестабільність передачі вимірювального імпульсу внаслідок зазорів і люфтів рухомих частин (випадкова). Конструктивні похибки в першу чергу визначаються недоліками у конструкції механічних елементів датчика і не є специфічними для індуктивних датчиків. Оцінка цих похибок провадиться за відомим способам оцінки похибок кінематичних передач вимірювальних пристроїв.

8) Технологічні похибки. Виникають внаслідок технологічних відхилень взаємного положення деталей датчика (адитивна), розкиду параметрів деталей і обмоток при виготовленні (адитивна), впливу технологічних зазорів і натягів в з'єднанні деталей і в направляючих (випадкова). Технологічні похибки виготовлення механічних елементів конструкції датчика також не є специфічними для індуктивного датчика, їх оцінка проводиться звичайними для механічних вимірювальних пристроїв способами. Похибки виготовлення магнітопроводу і котушок датчика ведуть до розкиду параметрів датчиків і до утруднень, що виникають при забезпеченні взаємозамінності останніх.

9) Похибка від старіння датчика. Ця складова похибки викликається, по-перше, зносом рухомих елементів конструкції датчика і, по-друге, зміною у часі електромагнітних характеристик магнітопроводу датчика. Похибку слід розглядати як випадкову. При оцінці похибки від зносу до уваги приймається кінематичний розрахунок механізму датчика в кожному конкретному випадку. На стадії конструювання датчика в цьому випадку доцільно задавати термін служби датчика в нормальних для нього умов експлуатації, за час якого додаткова похибка від зносу не перевищить заданої величини.

2.2 Обґрунтування необхідності визначення місця короткого замикання в обмотках тягового трансформатора Оцінка фактичного стану силового електрообладнання за результатами діагностичних вимірів є на сьогоднішній день складною і актуальною задачею. Його значна частина виробила свій ресурс, але продовжує експлуатуватися через нестачу фінансових коштів на його заміну. Відповідно з кожним роком зростають витрати на проведення комплексних обстежень і діагностики.

Слід зазначити, що трансформатори з дефектами в активній частині можуть нормально експлуатуватися ще в перебігу багатьох років, хоча в місці дефекту йдуть процеси розвитку нагріву, часткових розрядів (ЧР) в ізоляції і, як наслідок, погіршення результатів діагностичних вимірів і аналізів. У подальші роки експлуатації, а також у разі наступного серйозного КЗ, вірогідний аварійний вихід з ладу трансформатора з тяжкими наслідками.

Основними причинами таких відключень, пов’язаних з внутрішніми КЗ, є знос і пробій ізоляції обмоток і відводів, недостатня електродинамічна стійкість обмоток при КЗ, пробій внутрішньої ізоляції високовольтних вводів, пошкодження РПН. Таким чином, вимальовуються дві основні причини пошкоджуваності - це недостатня стійкість обмоток при КЗ і пробою внутрішньої ізоляції.

Найбільш важливими та ефективними методами діагностики активної частини силового трансформаторного устаткування є метод низьковольтних імпульсів (НВІ), вимірювання опору КЗ (Zk) для контролю механічного стану обмоток після протікання наскрізних струмів короткого замикання (КЗ), а також моніторинг рівня часткових розрядів (ЧР) в ізоляції вводів і обмоток в сукупності з контролем основних ізоляційних характеристик (R ізол., tg д та ін.) Ці кілька методів діагностики дозволяють охопити і стан геометрії обмоток, і стан їх ізоляції, що в сумі дає досить об'єктивну загальну картину «самопочуття» активної частини силового трансформатора в світлі аналізу пошкоджуваності, наведеного вище.

Основним параметром, що визначає безаварійну роботу трансформаторного обладнання, є геометрія обмоток, яка може змінюватися при протіканні наскрізних струмів короткого замикання (КЗ) і приводити до деформацій обмоток, а в подальшому до виткових замикань, вибухів і пожеж із серйозними наслідками і шкодою по недоотпуску електроенергії. Прикладом виникнення залишкових деформацій у результаті впливу наскрізних струмів короткого замикання (КЗ) (рис. 2.1).

Рис. 2.1

Приклад виникнення виткового замикання в обмотці НН трансформатора Методами діагностики, чутливими до зміни механічного стану обмоток, тобто їх геометрії, по праву вважається опір (напруги) КЗ, метод низьковольтних імпульсів (НВІ), метод частотного аналізу (FRA) — Frequency Response Analysis.

Обстеження методом низьковольтних імпульсів необхідно проводити паралельно з вимірюванням опору КЗ (Zk) трансформатора, що може бути достатньо ефективним при постановці діагнозу ушкодження. У зв’язку з цим необхідно пофазно виміряти uk (Zk) на заводі-виробнику, так як в даний час в заводському паспорті наводиться лише одне усереднене по фазах значення uk.

Досвід діагностики показує, що заводський паспорт трансформатора крім стандартних характеристик повинен містити: нормограми НВІ, первинні дані по ЧР, нормограми тепловізійного контролю (головних зразків), зняті під час теплових випробувань і дані по залишковій пресуванні обмоток, отримані віброакустичним методом. НВІ - діагностику необхідно проводити паралельно з вимірюванням опору КЗ (Zk).

Для попередження виникнення аварійної ситуації, що тягне за собою важкі пошкодження обмоток трансформатора, бажано визначати місця порушення ізолюючих властивостей обмотки. Це проводиться шляхом аналізу інформації одержуваної з індуктивних датчиків при подачі напруги прямокутної форми на обмотку трансформатора Рис. 2.2.

короткий замикання тяговий трансформатор Рис 2.2

2.3 Хроматографічний метод

Існують багато методик для оцінки стану силових трансформаторів за наслідками хроматографічного аналізу. Історія розвитку методу налічує вже три десятиріччя. Проте, оцінка стану трансформаторів проводиться в основному по трьох критеріях: граничні концентрації газів, швидкості наростання концентрацій, відношення концентрації характерних пар газів.

Граничні концентрації диференціюють стан ізоляції устаткування на «нормальний» і «можливо дефектний». Граничні концентрації газів встановлюються на основі статистичної обробки результатів аналізу розчинених в маслі газів. При цьому оцінка граничних концентрацій проводиться з урахуванням градації по класу напруги, термінам експлуатації устаткування, марки залитого в трансформатор масла, типу захисту масла і т.д. Деякі енергосистеми встановлюють граничні значення самостійно, хоча, звичайно, при цьому користуються досвідом, накопиченим іншими енергосистемами.

При оцінці стану устаткування по критерію швидкості наростання концентрацій виходять з того, що вона не повинна перевищувати 10% в місяць по тих газах, концентрація яких перевищує граничну.

Співвідношення концентрації характерних пар газів дозволяють ідентифікувати причину дефекту, що обумовлює газоутворення — тепловиділення або електричні процеси. Згідно рекомендаціям МЕК 599, де узагальнені основні існуючі раніше методи інтерпретації результатів газового аналізу, для оцінки характеру дефекту використовується система кодів, заснована на співвідношеннях трьох характерних пар газів: СН4/Н2; С2Н2/С2Н4 і С2Н4/С2Н6.

При цьому вказані критерії застосовуються у тому випадку, коли концентрація хоча б одного газу перевищує граничну. Не дивлячись на те, що

даний метод отримав найбільше розповсюдження у зв’язку з визнанням його міжнародним співтовариством, він має деякі недоліки. Наприклад, не по всіх поєднаннях кодів можна судити про характер пошкодження. У результаті об'єктивний діагноз можна винести тільки в 60−65% випадків. Це спонукало дослідників шукати інші шляхи. Очевидно, що найефективнішим шляхом вдосконалення діагностики МНЕО на основі аналізу розчинених в маслі газоподібних продуктів розкладання ізоляції є використовування комп’ютерної техніки із залученням різних математичних методів для обробки, аналізу і узагальнення даних.

Останніми роками зроблений істотний стрибок на шляху розширення сфери застосування фізико-хімічної діагностики. Діагностика високовольтних введень і вимірювальних трансформаторів струму і напруги побудована на тих же принципах, що і діагностика силових трансформаторів. Істотною відмінністю є та обставина, що в силових трансформаторах має місце примусова циркуляція масла, і, отже, гази, що утворюються і розчиняються в маслі, без затримки розподіляються по всьому об'єму трансформатора. У високовольтних введеннях і вимірювальних трансформаторах примусова циркуляція масла відсутня, і розповсюдження газів за об'ємом сповільнено. Можливі три основні механізми, які впливають на розподіл газів у вказаних об'єктах: конвекція, дифузія і виникнення потоків в прошарках ізоляції конденсаторного типу в результаті вібрації обкладок. Ефективність вказаних механізмів залежить від конструкції апарату і умов експлуатації. Проте у всіх випадках спостерігається «відставання» за часом між подією і його оцінкою. Тому у вимірювальних трансформаторах і введеннях використовуються більш низькі значення граничних концентрацій газів, а це збільшує вимоги до аналізу по чутливості і відтворення аналізу і вимоги до якості пробо відбору.

Ідеологія і тактика фізико — хімічного діагностичного контролю устаткування цієї діагностичної групи припускає рішення основної задачі: виключення аварійного виходу електроустаткуванні з ладу. Головними методами в досягненні цієї мети є:

1) своєчасний вивід устаткування з експлуатації відповідно до об'єктивних діагностичних свідчень (а не відповідно до плану) для проведення попереджувального ремонту;

2) встановлення безперервного контролю (електротехнічного або фізико — хімічного моніторингу) для потенційно ненадійного устаткування (експлуатація якого, проте, можлива невизначений, тривалий час) з метою своєчасного його відключення по досягненні встановлених меж контрольованих параметрів.

Практична діагностика трансформаторного устаткування і введень виконується однотипно і проводиться по єдиній схемі. Один раз в півроку відбирається проба масла з устаткування для раннього визначення зародження дефекту. Якщо всі значення концентрації газів залишаються нижче за граничні значення, стан устаткування оцінюється як задовільне (нормальна експлуатація), і наступний відбір проби буде проведений через півроку. При перевищенні граничної концентрації виконується повторний аналіз для підтвердження відхилення і розрахунку швидкості розвитку можливого дефекту. Якщо відхилення не підтверджується або відсутня динаміка його розвитку, то може бути ухвалено рішення про нормальну експлуатацію, тим більше, якщо додаткові визначення електричних, фізичних, фізико — хімічних і хімічних характеристик масла не показують істотних відхилень. При підтвердженні проблем визначається припустимий вид дефекту, термічний або електричний, і ухвалюється рішення про подальший контроль за допомогою моніторингу або газо — хроматографічного аналізу, що кінець кінцем закінчується рекомендаціями за об'ємом відновного ремонту.

Для забезпечення максимальної ефективності фізико-хімічної діагностики

необхідне виконання наступних обов’язкових умов:

— забезпечення мінімальної втрати компонентів, розчинених в маслі, при відборі, транспортуванні і зберіганні проб масла;

— використовування високочутливих методів аналізу;

— облік адсорбційних явищ в складній системі ізоляції електроапарата;

— використовування штучного інтелекту для діагностичної інтерпретації результатів аналізу, побудованого на знаннях фахівців високої кваліфікації.

В даний час найбільше розповсюдження в якості пробоотборників трансформаторного масла отримали скляні медичні шприци з триходовим краном. Такі пробовідбірники трансформаторного масла мають, як правило, високу газову густину, тобто забезпечують максимальне збереження газів, розчинених в трансформаторному маслі, за час транспортування. Вони надзвичайно зручні при відборі проби і дозволяють звести до мінімуму як втрати масла, так і ризик попадання атмосферного повітря в пробу масла.

Чутливість хроматографічних методів аналізу для фізико-хімічної діагностики маслонаповненого електроустаткуванні встановлена документами МЕК 567 і 1181. Для забезпечення високої надійності визначення реального значення мінімально визначуваних концентрацій повинні перекриватися принаймні удвічі. Слід використовувати автоматичні прилади аналізу, конструкція яких виключає контакт проби масла з повітрям.

Оскільки деякі компоненти (СО, СО2, Н2О) здатні абсорбуватися папером, розрахунок вмісту їх в папері і загального вмісту цих компонентів в апараті набуває особливого значення як для розуміння отриманих в аналізі значень концентрації в маслі, так і для розрахунку стану найтвердішої ізоляції.

Що стосується використовування штучного інтелекту, то діагностика ще довгий час залишатиметься мистецтвом експертів, але, очевидно, вже зараз основну частину рутинних робіт повинні виконувати комп’ютери. Серед них і ті розрахунки фізико-хімічного стану ізоляції, які відображають її ресурс.

2.4 Алгоритм діагностування стану тягового трансформатора

Існує багато методик для оцінки стану силових трансформаторів за наслідками хроматографічного аналізу. Історія розвитку методу налічує вже три десятиліття. Проте, оцінка стану трансформаторів проводиться в основному по трьом критеріям: граничні концентрації газів, швидкості наростання концентрацій, відношення концентрації характерних пар газів.

Граничні концентрації диференціюють стан ізоляції устаткування на «нормальне» і «можливо дефектне». Граничні концентрації газів встановлюються на основі статистичної обробки результатів аналізу розчинених в маслі газів. При цьому оцінка граничних концентрацій проводиться з урахуванням градації по класу напруги, термінам експлуатації устаткування, марки залитого в трансформатор масла, типу захисту масла і так далі Деякі енергосистеми встановлюють граничні значення самостійно, хоча, звичайно, при цьому користуються досвідом, накопиченим іншими енергосистемами.

При оцінці стану устаткування по критерію швидкості наростання концентрацій виходять з того, що вона не повинна перевищувати 10% у місяць по тих газах, концентрація яких перевищує граничну.

Співвідношення концентрації характерних пар газів дозволяють ідентифікувати причину дефекту, що обумовлює газоутворення — тепловиділення або електричні процеси. Згідно рекомендаціям МЕК 599, де узагальнені основні методи інтерпретації результатів газового аналізу, що існували раніше, для оцінки характеру дефекту використовується система кодів, яка заснована на співвідношеннях трьох характерних пар газів: Сн4/н2;

С2н2/с2н4 і С2н4/с2н6. При цьому вказані критерії застосовуються у тому випадку, коли концентрація хоч би одного газу перевищує граничну. Не дивлячись на те, що даний метод набув найбільшого поширення у зв’язку з визнанням його міжнародним співтовариством, він володіє деякими недоліками. Наприклад, не по всіх поєднаннях код можна судити про характер пошкодження. У результаті об'єктивний діагноз можна винести тільки в 60—65% випадків. Це спонукало дослідників шукати інші шляхи. Очевидно, що найбільш ефективним шляхом вдосконалення діагностики на основі аналізу розчинених в маслі газоподібних продуктів розкладання ізоляції є використання комп’ютерної техніки із залученням різних математичних методів для обробки, аналізу і узагальнення даних. Останніми роками зроблений істотний стрибок на шляху розширення сфери додатку фізико — хімічної діагностики. Діагностика високовольтних введень і вимірювальних трансформаторів струму і напруги побудована на тих же принципах, що і діагностика силових трансформаторів. Істотною відмінністю є та обставина, що в силових трансформаторах має місце примусова циркуляція масла, і, отже, гази, що утворюються і розчиняються в маслі, без затримки розподіляються за всім обсягом трансформатора. У високовольтних введеннях і вимірювальних трансформаторах примусова циркуляція масла відсутня, і розповсюдження газів за об'ємом сповільнене. Можливі три основні механізми, газів, що впливають на розподіл, у вказаних об'єктах: конвекція, дифузія і виникнення потоків в прошарках ізоляції конденсаторного типу в результаті вібрації обкладань. Ефективність вказаних механізмів залежить від конструкції апарату і умов експлуатації. Проте у всіх випадках спостерігається «відставання» за часом між подією і його оцінкою. Тому у вимірювальних трансформаторах і введеннях використовуються нижчі значення граничних концентрацій газів, а це збільшує вимоги до аналізу по чутливості і відтворюваності аналізу і вимоги до якості проб відбору.

Ідеологія і тактика фізико — хімічного діагностичного контролю устаткування цієї діагностичної групи припускають рішення основної задачі: виключення аварійного виходу електроустаткування з ладу. Головними методами в досягненні цієї мети є: 1) своєчасне виведення устаткування з експлуатації відповідно до об'єктивних діагностичних свідчень (а не відповідно до плану) для проведення попереджувального ремонту;

2) встановлення безперервного контролю (електротехнічного або фізикохімічного моніторингу) для потенційно ненадійного устаткування (експлуатація якого, проте, можлива невизначений, тривалий час) з метою своєчасного його відключення після досягнення встановлених меж контрольованих параметрів.

Практична діагностика трансформаторного устаткування і введень виконується однотипно і проводиться по єдиній схемі. Один раз в півроку відбирається проба масла з устаткування для раннього визначення зародження дефекту. Якщо всі значення концентрації газів залишаються нижчими за граничні значення, стан устаткування оцінюється як задовільне (нормальна експлуатація), і наступний відбір проби буде проведений через півроку. При перевищенні граничної концентрації виконується повторний аналіз для підтвердження відхилення і розрахунку швидкості розвитку можливого дефекту. Якщо відхилення не підтверджується або відсутня динаміка його розвитку, то може бути ухвалене рішення про нормальну експлуатацію, тим більше, якщо додаткові визначення електричних, фізичних, фізико — хімічних і хімічних характеристик масла не показують істотних відхилень. При підтвердженні проблем визначається гаданий вид дефекту — термічний або електричний — і ухвалюється рішення про подальший контроль за допомогою моніторингу або прискореного газохроматографічного аналізу, що кінець кінцем закінчується рекомендаціями за об'ємом відновлювального ремонту. Для забезпечення максимальної ефективності фізико — хімічної діагностики необхідне виконання наступних обов’язкових умов:

— забезпечення мінімальної втрати компонентів, розчинених в маслі, при відборі, транспортуванні і зберіганні проб масла;

— використання високочутливих методів аналізу;

— облік адсорбційних явищ в складній системі ізоляції електроапарата;

— використання штучного інтелекту для діагностичної інтерпретації результатів аналізу, побудованого на знаннях фахівців високої кваліфікації.

В даний час найбільшого поширення як пробовідбірники трансформаторного масла набули скляні медичні шприци з триходовим краном. Такі пробовідбірники трансформаторного масла мають, як правило, високу газощільність, тобто забезпечують максимальне збереження газів, розчинених в трансформаторному маслі, за час транспортування. Вони надзвичайно зручні при відборі проби і дозволяють звести до мінімуму як втрати масла, так і ризик попадання атмосферного повітря в пробу масла.

Чутливість хроматографічних методів аналізу для фізико — хімічної діагностики електроустаткування яке наповнене маслом встановлена документами МЕК 567 і 1181. Для забезпечення високої надійності визначення реальні значення мінімально визначуваних концентрацій повинні перекриватися принаймні удвічі. Слід використовувати автоматичні прилади аналізу, конструкція яких виключає контакт проби масла з повітрям[1].

Оскільки деякі компоненти (З, СО2, Н2О) здатні абсорбуватися папером, розрахунок змісту їх в папері і загального вмісту цих компонентів в апараті набуває особливого значення як для розуміння набутих в аналізі значень концентрації в маслі, так і для розрахунку стану найтвердішої ізоляції.

Що стосується використання штучного інтелекту, то діагностика МНЕО ще довгий час залишатиметься мистецтвом експертів, але, очевидно, вже зараз основну частину рутинних робіт повинні виконувати комп’ютери. Серед них і ті розрахунки фізико — хімічного стану ізоляції, які відображають її ресурс.

Фізико — хімічні характеристики, що визначають якість масла.

1. Принциповий тиск газів і води (розрахунок по концентрації в маслі) у всьому діапазоні робочої температури.

2. Тангенс кута втрат паперу (розрахунок по воді) у всьому діапазоні робочої температури.

3. Провідність паперу (розрахунок по воді) у всьому діапазоні робочої температури.

4. Ступінь полімеризації паперу (розрахунок по фурфуролу в маслі).

5. Знос паперу по воді (для абсолютно герметичного устаткування).

6. Знос паперу по оксидах вуглецю.

7. Температура гарячої області паперу (по оксидах вуглецю).

8. Щільність масла.

9. Поверхневе натягнення масла.

10. Температура спалаху масла.

11. Кислотність масла.

12. Вміст антиоксиданту в маслі.

13. Механічні забруднення в маслі.

14. В’язкість масла.

15. Кольоровість масла та інші

Якнайповнішу діагностику ізоляції трансформаторів проводять в заводських умовах, що вимагає значних витрат по демонтажу і доставці з тягової підстанції.

При спрацьовуванні системи захисту перед подальшим включенням трансформатора, а також при планових заходах бажано проводити діагностику на місці експлуатації.

В даний час відомі різні методи і апаратура, що дозволяють провести діагностику на місці експлуатації трансформаторів. Існуючі методики діагностики вимагають використання великогабаритного устаткування і є енергоємними або не універсальні з погляду визначення різного роду дефектів. Часто контроль ізоляції трансформатора на місці експлуатації зводиться до вимірювання опору ізоляції за допомогою мегомметра, що не дозволяє виявити ряд дефектів, таких, як часткові пробої на корпус, які виявляються при напрузі більшій, ніж 2,5 кВ, пробої між витками.