5ОСОБЕННОСТИ МОДЕЛИРОВАНИЯ ИЗНОСА ИЗОЛЯЦИИ СИЛОВЫХ
ТРАНСФОРМАТОРОВ
Бобомурод Курбонович Авазов
Ташкентский государственный транспортный университет, ассистент
Сардор Бобоярович Нуриддинов
Ташкентский государственный транспортный университет, ассистент
Фозил Фарход ^ли Хасанов
Ташкентский государственный транспортный университет, ст. пред.
Каримберди Тавбаевич Каршиев
Ташкентский государственный транспортный университет, ассистент
ВВЕДЕНИЕ
Содержание технических средств железнодорожного транспорта на высоком эксплуатационном уровне, обеспечивающем безопасность движения поездов и высокую эффективность процесса перевозок, невозможно без объективной информации об их фактическом состоянии. Объекты железнодорожного транспорта содержат большое количество устройств, длительная эксплуатация которых без надлежащего диагностирования технического состояния может привести к выходу их из строя и значительному материальному ущербу. Для реализации эффективного диагностирования этих устройств необходимы современные методики и технические средства контроля.
ЛИТЕРАТУРА И МЕТОДОЛОГИЯ
Одним из наиболее дорогостоящих и ответственных элементов системы тягового электроснабжения являются силовые трансформаторы: тяговые (СТ) и районные понизительные (РПТ). Многие из этих трансформаторов отработали нормативный ресурс. Процедуры оценки состояния изношенных трансформаторов находятся на стадии становления. В дистанциях электроснабжения филиалов ОАО «УзЖД» имеется современная вычислительная техника, которая обеспечивает информационную поддержку функционирования железной дороги. В частности, внедрение автоматизированных систем
October, 2022
524
учета электроэнергии позволяет в режиме реального времени получать информацию о получасовых расходах активной и реактивной электроэнергии на тягу поездов и по вводам распредустройств районных потребителей 6 - 10 кВ. Эта информация может быть использована для мониторинга состояния силовых трансформаторов.
При мониторинге целесообразно контролировать следующие параметры:
> кратность и длительность перегрузки;
> степень несимметрии токов;
> температуры наиболее нагретой точки масла и обмоток;
> степень старения витковой изоляции;
> состав газов, выделяющихся при неисправностях с помощью хромотографического анализа;
> потери электрической энергии.
Структура системы мониторинга СТ и РПТ представлена на рис. 1. В качестве исходной информации для определения степени старения витковой изоляции используются данные о полу часовых расходах электроэнергии и показания датчиков температуры. Определение остаточного ресурса изоляции осуществляется по методике, изложенной в работе [1].
Общий износ изоляции обмоток состоит из динамического и теплового износов, взятых со своими весовыми коэффициентами. Определение этих коэффициентов представляет собой трудоемкую задачу, требующую большого статистического материала за продолжительное время. Такой материал может быть получен на основе систем мониторинга. По мере накопления статических массивов будет совершенствоваться и сама модель оценки состояния витковой изоляции.
В задаче контроля износа витковой изоляции трансформатора есть два существенных аспекта: исходные данные представлены в виде получасовых значений расхода активной и реактивной электроэнергии по трехфазным вводам; тяговая нагрузка характеризуется существенной несимметрией.
Первый аспект ввиду малой постоянной времени нагрева обмотки (порядка 6 мин) обусловливает необходимость перехода к эффективным получасовым значениям тока, а второй аспект требует пофазного учета нагрузок. Одному из возможных путей преодоления этих трудностей и посвящена настоящая статья.
Ограничивая рассмотрение наиболее
распространенными трехфазными трехобмоточными трансформаторами, можно определить связь эффективной
October, 2022
525
(нагревающей) мощности сетевой обмотки со средними значениями мощностей тяговой и районной обмоток по формулам работы [2]:
(1);
Рэв = + Р'срГ J( РсрТ + РсрР ) +[Р?рТ(^|АТ -1) + РфР^фАР "I)]
Озв = + О'срГ ^срТ + QcpP ) + [^рТ^фАТ " 1) + <?2рР(^фАР - 1) ] (2).
где, Р3в, О3в - эффективные активные и реактивные мощности сетевой обмотки, РсрТ, РсрР, ОсрТ, ОсрР - средние активные и реактивные мощности соответственно тяговой и районной обмоток; кфАТ, кфРТ, кфдр, кфРР -получасовые коэффициенты формы графиков активных и реактивных нагрузок соответственно тяговой и районной обмоток. Значения коэффициентов формы тяговой нагрузки определяются графиками движения поездов и в рамках задачи моделирования износа изоляции считаются внешними данными. Получасовые коэффициенты формы районной нагрузки ввиду сравнительной ее стабильности целесообразно принять равными единице. Формулы (1) и (2) необходимо применять для каждой фазы отдельно; значения на пряжений разных фаз можно считать одинаковыми, а токи фаз тяговой обмотки можно получить по формулам, аналогичным приведенным в работе [1].
Рис. 1. Структура системы мониторинга тяговых трансформаторов.
October, 2022
526
На рис. 2 показана схема трехфазного трансформатора без отображения районной обмотки, нагрузка которой предполагается симметричной. При отсчетах фаз относительно фазы АХ сетевой обмотки формулы для напряжений и токов фаз записываются следующим образом:
0 = 0 е1 0 ; 011 = 0Г е" 16 0 = Их (0.5-] 0.866);
Оса = 0Г е;180 = - 0Г ;
0аЬ = 0ге'' 6 0 = 0Г ( 0 . 5 + у 0 .866) ;
0Ьс = 0Г е" 1 6 0 = 0Г (0 . 5 -у 0 .866) ;
Рис. 2. Схема трехфазного трансформатора
+ \ i я;
Pt-JQT
ía — з i/ + з i / / i i Ь — 3 i / + 3 i / /> i с — — gi/ — 3 i
la = I/ + Л/ — Л
i// — /'/; + y//; — Ли
0.5PT - 0.866QT -y(0.866PT + 0.5QT)
где SТ, PТ, QТ - полная, активная и реактивная мощности по вводу 27.5 кВ, ^ - коэффициенты распределения мощности ввода 27.5 кВ по плечам питания; остальные величины обозначены на рис. 2. Получить эти коэффициенты можно посредством использования программного комплекса имитационного моделирования систем тягового электроснабжения FAZONORD, разработанного в Иркутском государственном университете путей сообщения [3]. С помощью комплекса FAZONORD на основе данных о поездной работе следует выполнить
October, 2022
527
имитацию работы рассматриваемого участка, что позволит определить искомые коэффициенты.
Токи фаз тяговой обмотки можно найти следующим образом:
; _ 2+ кп(0.5Рт - 0.866QT)
in Л ».
3 ип
—2kjQT - kn(q.Q66QT + 0.5PT) a~ 3 UT
, ~kIPT + ku0.SPT - ku0.866QT
Wn
n kßj - ки0.866Рт - 0.5кпРт
f' — 1 и —
Wn
—kjPT - kn0.SPT + 1.732knQT
I с =
Wn
_ кДт + 1.732кпРт + к/<?т с 3 и т
а мощности фаз определятся равенствами следующего вида:
$Та — $Тас — Рта + jQт а = ~ ]1'а)'>
$ть = $таь = ит(0.3Гъ + 0.8667/й +У1/Г(0.54 - 0.866//;); ¿тс = ¿ТЬс = ит(0.5/£ - 0.866Д0 +№(-0.5/£ - 0.866//с");
С учетом смены знаков при приведении генерации тяговой обмотки к нагрузке сетевой обмотки можно записать.
Рта = ± [2 /Рт + кп( 0 . 5 Рт - 0.866 (■)];
(та = ± [ 2 к + кц ( о . 5 рт + о . 5 ад ]; Рть = ^ [/( о . 5 Рт - 0.8 66 ( г) - к„Рг] ( ть = ; [к ( о .8 66 ( т + 0 . 5 ( т) + кя(т] Ртс = \ [к( 0 . 5 Рт + 0.8 66 ( т) + 2 к„Рт]
( тс = \ [к ( - 0.8 66 ( т + 0 . 5 Рт) + 2 к;( т]
При одинаковых номинальных мощностях обмоток активные сопротив-ления фаз обмоток, приведенные к стороне высокого напряжения, равны.
(3)
(4)
(5)
(6)
(7)
(8)
October, 2022
528
Ка = К2 = йз = ^ (9).
где Ub - номинальное напряжение фазы ВН, Sh - номинальная мощность, ДРк - потери короткого замыкания трансформатора. Потери мощности в фазе тяговой обмотки можно вычислить так: n
А РТа = Ril?а = Щг1 = 1 А^к (10)-
где кэТа = - коэффициент загрузки фазы тяговой обмотки.
Аналогично определяются потери для фаз районной и сетевой обмоток трансформатора.
АРРа = i АРкк2эР;
_ 1 2
А^ва — £ APfc/c3Ba;
где кэР = —f- - коэффициент загрузки всей районной обмотки (в предполо-жении симметрии районной нагрузки), кэва = 3 Бва / Sn - коэффициент
загрузки фазы сетевой обмотки, SM = Vfsa + Qва •
Выражения для потерь реактивной мощности из-за различия напряжений короткого замыкания выглядят несколько иначе. Реактивные сопротивления катушек, приведенные к напряжению сетевой обмотки, определяются напряжениями короткого замыкания [3]:
3 и2 III
= 2005н + UnP _ U(11);
3 и2 III
= (UnT — UnP + UTp) (12);
*P=^|( - U;T+<p+<p) (13).
, о Л00А 7
где и ¿у = /и ¿у — (—-—) ^ - напряжение короткого замыкания,
скорректированное на падение напряжения на активном сопротивлении, и -напряжение короткого замыкания трансформатора в процентах. Реактивные потери в фазах обмоток находятся так:
Щта = ХтЦа = ~200£~ (и'пт - и'пР + иТР) = "боо" (и'пТ ~ и'пР + и'тр^'
Н
October, 2022
529
д у-* „ T? 3SPa к
&Qpa — Xpba — 2005 (~unT + unP + UTP) ~ ^~UnT UnP UTp)0-$)>
2 ^ ^'7XCL ill ^ЭНЙ^Н f f f
&Qna — Хт^па — 2005 (UnT UnP ~ U'TP) = ^QO ^U'nT U'nP ~ U'TP^
H
Реактивная мощность холостого хода определяется током холостого хода ix, A Qx = V (ix SJ/ 1 0 0) 2- VPX2 .
Алгоритм расчета эффективных токов фаз сетевой обмотки по получасовым значениям расхода активной и реактивной электроэнергии тяговой и районной обмоток выглядит следующим образом.
1. Получасовые значения расходов электроэнергии по вводам 27.5 кВ и по вводам районной обмотки хранятся в локальной базе данных по электропотреблению (ЛБДЭ), и по команде пользователя производится ее пополнение по всем трансформаторам дороги из базы данных АСКУЭ.
2. Расчеты износа и оставшегося срока службы производятся с использованием информации ЛБДЭ и далее хранятся в локальной базе данных программного комплекса. При запуске программы производится отображение рассчитанного износа в текстовой и графической формах.
3. По получасовым расходам определяются средние получасовые мощности ввода 27.5 кВ и по формулам (3) ... (8) вычисляются мощности фаз тяговой обмотки.
4. По формулам (11), (12), (14), (15) рассчитываются составляющие потерь мощностей фаз тяговой и районной обмоток.
5. Формулы (1) и (2) ввиду добавок потерь в обмотках, потерь в стали и меди используются в следующей форме:
^Э vi
(Рфп + (рр + Арра)) 2 [PfaiksubфЛ Г2 - 1 )]+1 АРХ( 1 7) ;
Qsvi = J (+ A QTi+-3 (Qp + A QPа)) 2 [QIt^Iat - 1)] + \ A Qx
(18).
где, индекс 1 обозначает фазу обмотки.
6. По полученным значениям мощностей фаз сетевой обмотки с помощью формул (13) и (16) определяются потери в меди в фазах сетевой обмотки и добавляются к мощностям фаз сетевой обмотки.
October, 2022
530
7. Из полученных значений мощностей фаз сетевой обмотки по среднему значению фазного напряжения определяются эффективные токи фаз сетевой обмотки:
^эвi ~
Р2 ■+ О2 ■
ГЭВ1^ ЧЭВ1
^срв
8. По эффективным значениям токов производится расчет относительного износа изоляции за получасовой период работы трансформатора в соответствии со стандартной методикой [4].
ВЫВОДЫ
Расчеты износа предполагается производить в двух вариантах:
- расчеты износа без учета ретроспективы по имеющимся данным получасовых расходов электроэнергии, без отображения оставшегося срока службы;
- расчеты с учетом предыдущей (до запуска АСКУЭ) работы трансформатора по информации о грузообороте и продолжительности окон; предполагается использование регрессионных зависимостей, обновляемых
по мере накопления информации АСКУЭ.
REFERENCES
1. Марквардт К.Г. Электроснабжение электрифицированных железных дорог. -М.: Транспорт, 1982. - 528 с.
2. Шидловский, А.К. Расчеты электрических нагрузок систем электроснабжения промышленных предприятий [Текст] / А.К. Шидловский, Г.Я. Вагин, Э.Г. Куренный. - М.: Энергоатомиздат, 1992. - 224 с.
3. Kurbonovich, Avazov Bobomurod, Nuriddinov Sardor Babayarovich, and Qarshiyev Karimberdi Tavbayevich. "TRANSFORMATOR MOYINI GAZDAN TOZALASHDA KO'CHMA LABARATORIYA MASHINASIDAN FOYDALANISH." (2022): 73-77.
4. Нуриддинов, С. Б. (2020). Анализ отказов тяговых электрических машин НБ-514 локомотивный ремонт завод УП «Узтемирйулмаштаьмир». In Актуальные вопросы экономики транспорта высоких скоростей (pp. 139-142).
5. Nuriddinov, S., Avazov, B., Hasanov, F., & Rakhmonova, Y. (2021). Analysis of the causes of traction electric failures of electric cargo cars operated on railways of the Republic of Uzbekistan. In E3S Web of Conferences (Vol. 264, p. 05041). EDP Sciences.6. Богачков
October, 2022
531
И.М., Савиных Ю.А. Способ очистки трансформаторного масла. Журнал «Нефть и газ», 2011 г., №1, - С.87-91.
6. Салихов Т.П., Кан В.В., Юсупов Д.Т. Метод циркуляционной промывки трансформаторов с использованием адсорбентов и керамических мембран. Научно-технический журнал ФерПИ. 2014. №4. -С.62-66.
7. Avazov B.K., Yusupov D.T. Cleaning of used transformer oil. Journal NX - A Multidisciplinary Peer Reviewed Journal, 2021, p. 719-724.
8. Ковальский Б.И., Безбородов Ю.Н., Фельдман Л.А., Юдин А.В., Петров О.Н. Современные методы очистки и регенерации отработанных смазочных масел. Препринт. — Красноярск: Сибирский федеральный университет, 2011. — 104 с.
9. Валиуллина Д.М., Загустина И.Д., Козлов В.К., Определение качественного состава примесей в отработанном трансформаторном масле. Казанский государственный энергетический университет, г. Казань, Россия. 18 июня 2018
10. Avazov, Bobomurod Kurbonovich, and Karimberdi Tavbayevich Qarshiyev. "TRANSFORMER OIL CLEANING TECHNOLOGY." Academic research in educational sciences 3.TSTU Conference 1 (2022): 199-202.
г.
October, 2022
