CC BY
121
УДК 621.311.426 п. В. РЫСЕВ
В. К. ФЕДОРОВ В. О. КРОПОТИН В. И. НОВОСЕЛОВ
Омский государственный технический университет, г. Омск
Тобольский индустриальный университет, филиал Тюменского индустриального университета, г. Тобольск
ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ СИЛОВЫХ МАСЛЯНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПУТЕМ УЛУЧШЕНИЯ ТЕПЛООТДАЧИ
Рассмотрены различные методы оценки надежности трансформатора, основанные на анализе статистических данных и логическом методе дерева отказов. Для того чтобы проанализировать наиболее частые отказы, учитывается зависимость характеристик обмоток трансформатора от температуры и от эффективности охлаждения. Произведен расчет теплоотдачи трансформатора ТРДН-25000/110 У1 и найдена зависимость коэффициента теплоотдачи от количества трубок в охладителе. Вычисления производились по методике Голунова А. М. Полученные результаты исследования базируются на основе теоретических расчетов и позволяют контролировать показатели надежности и ресурс трансформаторов.
Ключевые слова: надежность, коэффициент теплоотдачи, маслоохладитель, силовые масляные трансформаторы, дерево отказов, нагрев оборудования.
Круг вопросов, связанных с повышением надежности работы трансформаторов, весьма разнообразен. Отказ трансформатора влечет, как правило, дорогостоящий ремонт и, в зависимости от схемы сети, может приводить к длительным перерывам в электроснабжении.
Трансформатор может отказать по многим причинам, поэтому для повышения надежности трансформатора необходимо классифицировать причины повреждений и виды отказов.
Основные виды отказов трансформаторов классифицируют по:
— степени внезапности (внезапный, постепенный);
— связи с отказами других объектов (независимый, зависимый);
— стадии возникновения причины отказа (конструкционный, производственный, эксплуатационный, деградационный);
— устойчивости неработоспособности (самоустраняющийся, перемежающийся);
— способу обнаружения (явный, скрытый).
Можно выделить следующие причины отказов
трансформаторов: неисправность изоляции обмоток вследствие коротких замыканий, повреждения сердечника, повреждения вводов, отказ в системе регулирования напряжения под нагрузкой, внешние воздействия, перегрузка по току, перенапряжения, неплотные соединения в баке и масляных магистралях, загрязнение масла.
Уровень внезапных отказов в течение нормальной эксплуатации трансформаторов (после приработки) является малоизменяющимся, характеризующимся практически постоянной величиной интенсивности отказов. Часто при моделировании надежности на данном этапе жизненного цикла оборудования интенсивность отказов принимают постоянной. Данное допущение вполне справедливо, однако с течением времени оборудование изнашивается и, на наш взгляд, при моделировании надежности систем электроснабжения в течение периода нормальной эксплуатации необходимо учитывать не только внезапные, но и постепенные отказы. Одной из основных причин постепенных (износовых) отказов трансформаторов являются перегрузки по току обмоток и, как следствие, перегревы масла и изоляции обмоток.
Отказ трансформатора вследствие перегрузок обусловлен повышением температуры обмоток, верхних слоев масла из-за повышения тока и перегрева [1]. Нагрев может быть весьма интенсивным, особенно в послеаварийных и ремонтных режимах подстанции (при отключении одного из трансформаторов). Для повышения эксплуатационной надежности необходимо исследовать механизм отказов, а также рассмотреть методы их оценки.
В исследовании были рассмотрены следующие методы теории надежности.
1. Статистические методы обработки информации о надежности оборудования. Данные методы
Таблица 1
Статистика отказов трансформаторов ТРДН-25000/110 У1 (количество наблюдаемых трансформаторов — 100. Время наблюдения — 15 лет)
Дата Отказавший элемент Дата Отказавший элемент Дата Отказавший элемент
21.02.00 Междуфазная изоляция 09.10.05 Вводы 29.09.10 Витковая изоляция
31.07.00 Бак 12.12.05 Бак 08.10.10 Переключатели
01.11.00 Вводы 03.04.06 Обмотки и изоляция 19.07.11 Витковая изоляция
29.06.01 Радиаторы 26.08.06 Витковая изоляция 25.08.11 Обмотки изоляция
01.09.01 Обмотки и изоляция 01.01.07 Вводы 06.10.11 Токоведущие части
04.11.01 Токоведущие части 05.02.07 Междуфазная изоляция 08.04.12 Вводы
07.01.02 Переключатели ответвлений 03.06.07 Активная сталь 12.12.12 Обмоткии изоляция
12.03.02 Витковая изоляция 18.01.08 Витковая изоляция 11.01.13 Вводы
15.05.02 Обмотки и изоляция 25.09.08 Переключатели 12.05.13 Витковая изоляция
18.07.03 Переключатели 15.12.08 Обмотки и изоляция 27.07.13 Переключатели
20.09.03 Отводы 03.01.09 Вводы 30.09.14 Обмотки и изоляция
23.11.03 Витковая изоляция 12.05.09 Переключатели 05.10.14 Бак
31.03.04 Обмотки и изоляция 26.10.09 Обмотки и изоляция 08.11.14 Вводы
06.08.05 Вводы 04.05.10 Токоведущие части 08.09.15 Обмотки и изоляция
Таблица 2
Поврежденный узел Число повреждений, шт. Число повреждений, % %
Междуфазная изоляция 2 4,45
Обмотки и изоляция 10 22,23
Витковая изоляция 7 15,55
Переключатели ответвлений 6 13,33
Активная сталь 1 2,23
Вводы 8 17,77
Отводы 1 2,23
Токоведущие части 3 6,66
Бак 3 6,66
Радиаторы 1 2,23
Прочие 3 6,66
Итого 45 100
устанавливают средствами математической статистики на основе изучения результатов наблюдений закономерности, которым подчинены отказы оборудования. При этом решаются две задачи.
Первая — указание способов сбора и группировки статических сведений, получаемых в результате наблюдений и в результате специально поставленных экспериментов.
Вторая — разработка методов анализа статистических данных в зависимости от целей исследования (оценка неизвестной вероятности события и функции распределения, оценка параметров вероятностного распределения).
Статистика отказов трансформаторов ТРДН-25000 У1 сведена в табл. 1 и 2.
2. Метод деревьев отказов (рис. 1). Дерево отказов лежит в основе логико-вероятностной модели причинно-следственных связей отказов системы с отказами ее элементов и другими событиями. При анализе возникновения отказа дерево отказов со-
стоит из последовательностей и комбинаций нарушений и неисправностей, представляя собой многоуровневую графологическую структуру причинных взаимосвязей, полученных в результате прослеживания опасных ситуаций в обратном порядке, для отыскания возможных причин их возникновения [2].
Преимущества и ограничения применения.
В этом способе реализован дедуктивный метод, что наделяет метод самыми серьезными возможностями по поиску основных причин событий для статичных систем, так как дает наглядную и подробную схему взаимосвязей элементов инфраструктуры и событий, влияющих на их надежность.
Для анализа отказов, вызванных перегрузками, возьмем силовой масляный трехфазный трансформатор ТРДН-25000/110 У1, с параметрами, сведенными в табл. 3.
Это один из наиболее распространенных типов трансформаторов. Обмотки выполнены из медного провода, циркуляция масла — естественная, циркуля-
Отказ трансформатора
Отказ переключателя РПН (ПБВ)
Оплавление контактной
поверхности Термическое воздействие токов КЗ
Замена переключатели
Рис. 1. Общий вид метода деревьев отказов (а) и пример отказа на основе метода дерева отказов (б)
а
б
Таблица 3
Технические характеристики ТРДН-25000/110-У1
Номинальная мощность 25000 кВА
Номинальные напряжения Обмотка ВН 115 кВ
Обмотка НН1 6,3 кВ
Обмотка НН2 6,3 кВ
Номинальные токи Обмотка ВН 125,5 А
Обмотка НН1 1146 А
Обмотка НН2 1146 А
Схема и группа соединений обмоток Ун/Д-Д-11-11
Номинальная частота 50 Гц
Напряжение короткого замыкания 10,52 %
Масса активной части 27000 кг
съемной части бака 3922 кг
масла 15000 кг
полная 52000 кг
транспортная 44000 кг
ция воздуха — принудительная с помощью вентиляторов обдува.
Металлические части трансформатора могут без повреждения продолжительное время выдерживать довольно высокие температуры, а изоляция трансформатора и, в частности, изоляция обмоточных проводов не может. Установлено [3], что электрическая прочность бумажной изоляции, которая в современных масляных трансформаторах играет основную роль, не снижается до тех пор, пока сохраняется ее механическая прочность. При работе трансформатора бумажная изоляция постепенно изнашивается, стареет. Процесс износа характеризуется тем, что изоляция со временем становится настолько неэластичной и хрупкой, что под влиянием вибраций и динамических усилий, появляющихся в трансформаторе, начинает трескаться и повреждаться. В связи с этим происходит резкое снижение электрической прочности, что приводит к пробою и повреждению трансформатора [3].
Время, в течение которого изоляция изнашивается настолько, что становится непригодной к даль-
нейшей работе (наступает предельное состояние), зависит от температуры ее нагрева. С увеличением температуры при прочих равных условиях срок службы трансформатора уменьшается.
В общем виде зависимость срока службы изоляции от температуры имеет вид [4]:
= Л- ехр (-у9),
(1)
где Ьст — срок службы изоляции, год; 0 — температура нагрева, °С;
у — коэффициент, определяющий степень старения; АТ — условная величина, характеризующая срок службы изоляции.
Конкретные зависимости, выведенные для различных электротехнических устройств, имеют более сложный вид.
Для трансформаторов отечественного производства принята такая допустимая температура нагрева изоляции, при которой обеспечивается срок службы трансформаторов 20 — 25 лет. Для силовых масляных трансформаторов средней мощности опытным путем
установлено, что наивысшая температура, которую выдерживает в масле бумажная изоляция без заметного снижения своих изоляционных свойств, 105 °С.
Применение трансформаторного масла в качестве теплопередающей среды исключительно эффективно. По опытным данным теплоотдача от единицы поверхности при масляном охлаждении в 6 — 8 раз больше, чем при отдаче тепла непосредственно воздуху [4]. При масляном охлаждении поверхности обмоток и магнитопровода можно сделать значительно меньшими, чем у такого же по мощности сухого трансформатора с воздушным охлаждением.
Однако поверхность бака, с которой тепло отводится в воздух, должна быть при этом достаточно большой, иначе температура масла станет выше допустимой. Таким образом, для улучшения охлаждения необходимо обеспечить достаточную площадь поверхности бака трансформатора.
Площадь поверхности можно повысить, увеличивая линейные размеры бака. Этот путь ведет к увеличению общих размеров трансформатора и поэтому применяется редко. Чаще необходимую площадь поверхности бака получают путем применения волнистых стенок, труб, ввариваемых в его стенки, или трубчатых охладителей (радиаторов), специально пристраиваемых к баку трансформатора.
Температура масла трансформатора связана с его геометрическими параметрами, способом отвода тепла [4].
Чтобы рассчитать максимальную температуру, которой достигает масло, необходимо узнать начальное сопротивление обмоток [5]. Выразим площадь поперечного сечения обмотки. Для обмотки ВН /=126 A, J = 3,5 А/мм2, р = 0,018 Ом.мм2/м, m = 2990 кг (данные приведены для трансформатора ТРДН-25000/110-У1).
F = L, J
(2)
Ro :
PiL
F '
(3)
= S ■ cos j • I 1—h | = 375 кВт ; 1 100
I R + 2/ R = P
вн вн нн нн потерь '
(4)
(5)
R - R0
aT„, =-
R
(6)
где а — температурный коэффициент, равный 0,004 1/°С [6].
Получаем, что обмотка ВН нагревается до 111,18 градуса, а обмотка НН — 110,98 градуса.
Исходя из условия теплового баланса:
Q =Q ,
полученное отданное'
запишем
c -m T —c -m T =
м1 m M1 M2 M M2 =C02m0T02 - (2С01т0ннТ01нн+ ^0^0^'
(8)
где см1 — удельная теплоемкость нагретого масла; см2 — удельная теплоемкость охлажденного масл; Тх1 — максимальная температура нагретого масла, Тм2 — температура охлажденного масла; с02 — удельная теплоемкость охлажденных обмоток; т0 — суммарная масса обмоток; Т02 — температура охлажденных обмоток.
Решая уравнение, определяем, что температура нагрева масла равна 100 градусам.
Рассмотрим подробнее систему охлаждения. Выберем ее параметры по методике Голунова [7]. Приведем некоторые параметры охладителя. Охладитель состоит из труб, внутри которых алюминиевые трубки со спирально-накатным ребрением. Средний внутренний диаметр:
dmo=(16,9+15,9)/2 =16,4 мм.
(9)
где I — ток в обмотке, а J — номинальная плотность тока. После этого находим сопротивление обмотки:
Компоновка охладителя:
а) число рядов трубок Z=16
б) количество трубок в ряду пр = 20
в) общее число трубок птр = п^= 16.20 = 320
г) шаг по фронту а = 48 мм
д) шаг по глубине Ь = 41,6 мм
е) длина труб или высота трубного пучка h = = 1990 мм
ж) число ходов по маслу п = 5
Определим эффективное сечение одного хода масла:
/, ,. = Пm p pdm °- = 0,01356 м2. (10)
где р — удельное сопротивление меди, 1 — длина обмотки. Для рассматриваемого случая Я = 4,37 Ом.
Для обмотки НН 1= 1376А, J=3,5 А/мм2, р = 0,018 Ом-мм2/м, т = 2990 кг. Яо = 0,0367 Ом.
Найдем потери в обмотках, учитывая, что обмоток НН две.
5 = 25000 кВА, со8ф = 0,75; ^ = 98 %.
4 n
Определим эффективное сечение для прохода воздуха
= hf п =1,99.0,247.20 = 0,985м 2, (11)
Ж.В Щ р ' ' ' ' у '
где Щ = 0,247 м2.
Скорость масла в трубках охладителя:
J =■
Q
= 2,631 м/с.
Решая простое уравнение, получаем, что Яш = = 7,87 Ом, а Яш = 0,066 Ом. Найдем по температурной зависимости сопротивлений значения температур.
(12)
Дальше выбираем вентиляторы серии 06-320 № 7 в количестве 4 штук. Их параметры:
ОВ = 11000 м3/ч — расход воздуха; НВ = 22 мм водного столба — напор вентилятора; Рдв = 1,7 кВт — мощность двигателя; Н = 0,6 — коэффициент полезного действия. Определим температуру воздуха после охладителя
AS,
Q
3600/,., g
_180■860_
3600 ■ 0,24 ■ 1,146 ■ 8,2 ■ 0,985
= 25,7 °С,
(13)
где св = 0,24 кКал/кг.°С воздуха [8].
удельная теплоемкость
■ 3600
P
Таблица 4
Проверив вентилятор на сопротивление воздуха (Нв = 18,5), найдем весовую скорость
J. =
Q в n
3600f
11000 • 4 3600 • 0,985
= 12,4 °С,
(14)
где п — число вентиляторов.
Найдем температуру воздуха после маслоохладителя
£ в 2 = Д£ в + £ в 1 = 25 ,7 + 35 = 60,7 °С, (15)
где О в1 — температура окружающего воздуха рядом с трансформатором.
После этого определим весовую скорость воздуха:
Jвgв = 12,4 • 1,105 = 13,72 кг/м-с2,
(16)
где ув =1,105 кг/м3 — удельная масса воздуха.
После выбора вентиляторов и насосов производим тепловой расчет охладителя
DJ м = -
Q D P
3600hg м f„J м
_375 • 860_
3600 • 0,52 • 850 • 2,8 • 0,01356
= 5,6 °С.
(17)
После этого смотрим на температуру масла после охладителя
J м. 2. = Тм,! -DJ м / 2 = 94,4 °С.
(18)
Определив весовую скорость, по методике Голу-нова находим коэффициент теплоотдачи ¿ = 583.
Определим среднелогарифмический температурный напор
DJ =
(Тм. 1 -Jв. 1) - (Jм. 2 -J .. 2 )
2,3 lg
Тм.1 - JB.1 Jм.2 - JB.2
(100 - 35) - (94,4 - 60,7)
2,3 lg
100 - 35
: 47 °С.
(19)
94,4 - 60,7 Проверяем теплоотдачу охладителя DJk DP
P =
860
= 1339,5 кВт.
(20)
Затраты мощности на 1 кВт отводимых потерь
(21)
P /DP = 4 - N_/DP
дв в
4-1700/375: 31,5 Вт/кВт.
В результате расчетов была получена зависимость коэффициента теплоотдачи от количества трубок в маслоохладителе (табл. 4), отмечено, что изменение количества рядов и трубок в них влияет на теплоотдачу охладителя.
Выводы.
В статье рассмотрена взаимосвязь степени износа изоляции трансформаторов с тепловыми процессами.
Показано, что увеличение коэффициента теплоотдачи является одним из важных параметров повышения надежности, изменив который, можно влиять на интенсивность износовых отказов обмоток трансформатора.
Изменение теплового режима обмоток трансформатора — лишь один из способов повысить надежность работы устройства, но данный способ позволяет увеличить не только надежность, но и ресурс трансформатора, делая время наступления предельного состояния как можно более поздним.
Помимо рассмотренного способа регулирования теплоотдачи существуют и другие. Все они находят применение на практике. Выбор способа изменения теплоотдачи должен определяться путем технико-экономического сравнения вариантов.
Библиографический список
1.Лизунова С. Д. Силовые трансформаторы. М.: Энерго-издат, 2004. 17с.
2. ГОСТ Р ИСО/МЭК 31010-2011. Менеджмент риска. Методы оценки риска. URL: http://www.internet-law.ru/gosts/ gost/51721/ (дата обращения: 10.10.2016).
3. Аншин В. Ш. Трансформаторы для промышленных электропечей. М.: Энергоиздат, 1984. 47 с.
4. Фокин Ю. А., Туфанов В. А. Оценка надежности систем электроснабжения. М.: Энергоатомиздат, 1981. 224 с.
5. Нагрев и охлаждение трансформатора. URL: http:// leg.co.ua/ transformatori/praktika/nagrev-i-ohlazhdenietransfor-matora.html (дата обращения: 09.10.2016).
6. Допустимая температура частей трансформатора. URL: http://forca.ru/spravka/spravka/dopustimaya-temperatura-chastey-transformatora.html (дата обращения: 12.10.2016).
7. Голунов А. М. Охлаждающие устройства масляных трансформаторов. М.: Энергия, 1964. С. 139-145.
8. Сопротивление и проводимость проводников. URL: http:// servomotors.ru/documentation/electrical_engineering/2/02_9.html (дата обращения: 14.10.2016).
61
РЫСЕВ Павел Валерьевич, кандидат технических наук, доцент кафедры электроснабжения промышленных предприятий Омского государственного технического университета (ОмГТУ). ФЕДОРОВ Владимир Кузьмич, доктор технических наук, профессор кафедры электроснабжения промышленных предприятий ОмГТУ. КРОПОТИН Владимир Олегович, студент гр. Э-141 энергетического института ОмГТУ.
НОВОСЕЛОВ Виктор Иванович, кандидат физико-математических наук, доцент кафедры электроэнергетики Тобольского индустриального университета, филиал Тюменского индустриального университета, г. Тобольск.
Адрес для переписки: kropotin_vl@mail.ru
Статья поступила в редакцию 22.11.2016 г. © П. В. Рысев, В. К. Федоров, В. О. Кропотин, В. И. Новоселов
УДК 621.316.1
В. Ю. МИРОШНИК Д. В. БАТУЛЬКО А. А. ЛЯШКОВ
Омский государственный технический университет, г. Омск
МЕТОДЫ И АЛГОРИТМЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТА ОДНОФАЗНОГО ЗАМЫКАНИЯ НА ЗЕМЛЮ В СЕТЯХ 6-35 КВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПАРАМЕТРОВ АВАРИЙНОГО РЕЖИМА
Проведен обзор и анализ существующих методов и алгоритмов определения ра с-стояния до места однофазного за мыкания н а землю в сетях 6—35 кВ с использованием параметров аварийного режима. Сформулированы достоинства, недостатки рассмотренных методов и алгоритмов. Рассмотрены способы повышения точности определения расстояния до места однофазного за мыкания н а землю. Приведено описание наиболее перспективных методов и алгоритмов применяемых в современных микропроцессорных устройствах защиты и автоматики.
Ключевые слова: распределительная сеть, од нофазное за мыкание н а землю, определение расстояния до места однофазного замыкания, микропроцессорные устройства защиты.
Однофазные замыкания на землю (далее — ОЗЗ) — наиболее часто встречающийся вид повреждений в распределительных сетях напряжением 6 — 35 кВ. Длительное ОЗЗ представляет опасность для людей, животных и может перерасти в двух- и трехфазное короткое замыкание.
В связи с этим оперативное устранение опасной ситуации и определение расстояния до места однофазного замыкания на землю в сетях 6 — 35 кВ является актуальной задачей.
На сегодняшний день разрабатываются и производятся различные устройства [1—4], в которых реализованы методы и алгоритмы для определения места повреждения линий. Наиболее актуальными являются методы и алгоритмы, позволяющие определять место однофазного замыкания на землю без отключения линии и подключения специального оборудования. В таких методах и алгоритмах для определения места ОЗЗ предлагается использовать параметры аварийного и установившегося режимов. При этом актуальной задачей является выбор оптималь-
ного алгоритма расчета расстояния до места повреждения по параметрам аварийного режима (далее — ПАР) [4].
В данной статье представлены результаты анализа методов и алгоритмов для определения расстояния до места ОЗЗ, рассмотрены особенности их применения.
Методы определения места повреждения по ПАР классифицируют по направлению сбора аварийной информации (рис. 1).
Двусторонний метод использует синхронный замер с обоих концов линии и применяется для нахождения места повреждения линий между подстанциями в сетях напряжением 110 кВ и выше. Актуальным вопросом при этом является обеспечение синхронности измерений, а также сбор и обработка результатов измерений в одной точке. Измерения и обработка результатов производятся, как правило, в цифровых микропроцессорных устройствах (терминалах).
В одностороннем методе используются результаты измерений только с одной стороны линии.
