емкостной ток что это
Расчет емкостного тока сети
В электротехнике существует такое понятие как емкостный ток, более известный в качестве емкостного тока замыкания на землю в электрических сетях. Данное явление возникает при повреждении фазы, в результате чего возникает так называемая заземляющая дуга. Для того чтобы избежать серьезных негативных последствий, необходимо своевременно и правильно выполнять расчет емкостного тока сети. Это позволит уменьшить перенапряжение в случае повторного зажигания дуги и создаст условия для ее самостоятельного угасания.
Что такое емкостный ток
Емкостный ток возникает как правило на линиях с большой протяженностью. В этом случае земля и проводники работают аналогично обкладкам конденсатора, способствуя появлению определенной емкости. Поскольку напряжение в ЛЭП обладает переменными характеристиками, это может послужить толчком к его появлению. В кабельных линиях, напряжением 6-10 киловольт, его значение может составить 8-10 ампер на 1 км протяженности.
В случае отключения линии, находящейся в ненагруженном состоянии, величина емкостного тока может достигнуть нескольких десятков и даже сотен ампер. В процессе отключения, когда наступает момент перехода тока через нулевое значение, напряжение на расходящихся контактах будет отсутствовать. Однако, в следующий момент вполне возможно образование электрической дуги.
Если значение емкостного тока не превышает 30 ампер, это не приводит к каким-либо серьезным повреждениям оборудования в зоне опасных перенапряжений и замыканий на землю. Электрическая дуга, появляющаяся на месте повреждения, достаточно быстро гаснет с одновременным появлением устойчивого замыкания на землю. Все изменения емкостного тока происходят вдоль электрической линии, в направлении от конца к началу. Величина этих изменений будет пропорциональна длине линии.
Для того чтобы уменьшить ток замыкания на землю, в сетях, напряжением от 6 до 35 киловольт, осуществляется компенсация емкостного тока. Это позволяет снизить скорость восстановления напряжения на поврежденной фазе после гашения дуги. Кроме того, снижаются перенапряжения в случае повторных зажиганий дуги. Компенсация выполняется с применением дугогасящих заземляющих реакторов, имеющих плавную или ступенчатую регулировку индуктивности.
Настройка дугогасящих реакторов выполняется в соответствии с током компенсации, величина которого равна емкостному току замыкания на землю. При настройке допускается использование параметров излишней компенсации, когда индуктивная составляющая тока будет не более 5 ампер, а степень отклонения от основной настройки – 5%.
Выполнение настройки с недостаточной компенсацией допустимо лишь в том случае, когда мощность дугогасящего реактора является недостаточной. Степень расстройки в этом случае не должна превышать 5%. Главным условием такой настройки служит отсутствие напряжения смещения нейтрали, которое может возникнуть при несимметричных емкостях фаз электрической сети – при обрыве проводов, растяжке жил кабеля и т.д.
Для того чтобы заранее предупредить возникновение аварийных ситуаций и принять соответствующие меры, необходимо рассчитать емкостный ток на определенном участке. Существуют специальные методики, позволяющие получить точные результаты.
Пример расчета емкостного тока сети
Значение емкостного тока, возникающего в процессе замыкания фазы на землю, определяется лишь величиной емкостного сопротивления сети. По сравнению с индуктивными и активными сопротивлениями, емкостное сопротивление обладает более высокими показателями. Поэтому первые два вида сопротивлений при расчетах не учитываются.
Образование емкостного тока удобнее всего рассматривать на примере трехфазной сети, где в фазе А произошло обычное замыкание. В этом случае величина токов в остальных фазах В и С рассчитывается с помощью следующих формул:
Модули токов в этих фазах Iв и Iс, учитывая определенные допущения С = СА = СВ = СС и U = UА = UВ = UС можно вычислить при помощи еще одной формулы: 
Значение тока в земле состоит из геометрической суммы токов фаз В и С. Формула целиком будет выглядеть следующим образом: 
При проведении практических расчетов величина тока замыкания на землю может быть определена приблизительно по формуле: 
, где Uср.ном. – является фазным средненоминальным напряжением ступени, N – коэффициент, а l представляет собой суммарную длину воздушных и кабельных линий, имеющих электрическую связь с точкой замыкания на землю (км). Оценка, полученная с помощью такого расчета, указывает на независимость величины тока от места замыкания. Данная величина определяется общей протяженностью всех линий сети.
Как компенсировать емкостные токи замыкания на землю
Работа электрических сетей, напряжением от 6 до 10 киловольт, осуществляется с изолированной или заземленной нейтралью, в зависимости от силы тока замыкания на землю. Во всех случаях в схему включаются дугогасящие катушки. Нейтраль заземляется с помощью дугогасящих катушек, для того чтобы компенсировать токи замыкания на землю. Когда возникает однофазное замыкание на землю, работа всех электроприемников продолжается в нормальном режиме, а электроснабжение потребителей не прерывается.
Значительная протяженность городских кабельных сетей приводит к образованию в них большой емкости, поскольку каждый кабель является своеобразным конденсатором. В результате, однофазное замыкание в подобных сетях, может привести к увеличению тока на месте повреждения до нескольких десятков, а в некоторых случаях – и сотен ампер. Воздействие этих токов приводит к быстрому разрушению изоляции кабеля. Из-за этого, в дальнейшем, однофазное замыкание становится двух- или трехфазным, вызывая отключение участка и прерывая электроснабжение потребителей. В самом начале возникает неустойчивая дуга, постепенно превращающаяся в постоянное замыкание на землю.
Когда ток переходит через нулевое значение, дуга сначала пропадает, а затем появляется вновь. Одновременно на неповрежденных фазах возникает повышение напряжения, которое может привести к нарушению изоляции на других участках. Для погашения дуги в поврежденном месте, необходимо выполнить специальные мероприятия по компенсации емкостного тока. С этой целью к нулевой точке сети подключается индуктивная заземляющая дугогасящая катушка.
Схема включения дугогасящей катушки, изображенная на рисунке, состоит из заземляющего трансформатора (1), выключателя (2), сигнальной обмотки напряжения с вольтметром (3), дугогасящей катушки (4), трансформатора тока (5), амперметра (6), токового реле (7), звуковой и световой сигнализации (8).
Конструкция катушки состоит из обмотки с железным сердечником, помещенной в кожух, наполненный маслом. На главной обмотке имеются ответвления, соответствующие пяти значениям тока для возможности регулировки индуктивного тока. Один из выводов включается в нулевую точку обмотки трансформатора, соединенной звездой. В некоторых случаях может использоваться специальный заземляющий трансформатор, а соединение вывода главной обмотки осуществляется с землей.
Таким образом, для обеспечения безопасности выполняется не только расчет емкостного тока, но и проводятся мероприятия по его компенсации с помощью специальных устройств. В целом это дает хорошие результаты и обеспечивает безопасную эксплуатацию электрических сетей.
Однофазные замыкания на землю. Компенсация емкостных токов замыкания на землю. ДГР
1. Основные характеристики ОЗЗ
В сетях, где используется заземленная нейтраль, замыкание фазы на землю приводит к короткому замыканию. В данном случае ток КЗ протекает через замкнутую цепь, образованную заземлением нейтрали первичного оборудования. Такое повреждение приводит к значительному скачку тока и, как правило, незамедлительно отключается действием РЗ, путем отключения поврежденного участка.
Электрические сети классов напряжения 6-35 кВ работают в режиме с изолированной нейтралью или с нейтралью, заземленной через большое добавочное сопротивление. В этом случае замыкание фазы на землю не приводит к образованию замкнутого контура и возникновению КЗ, а ОЗЗ замыкается через емкости неповрежденных фаз.
Величина этого тока незначительна (достигает порядка 10-30 А) и определяется суммарной емкостью неповрежденных фаз. На рис. 1 показаны схемы 3-х фазной сети в режимах до и после возникновения ОЗЗ.
Рисунок 1 – Схема сети с изолированной нейтралью а) в нормальном режиме; б) при ОЗЗ
Такое повреждение не требует немедленного отключения, однако, его длительное воздействие может привести к развитию аварийной ситуации. Однако при ОЗЗ в сетях с изолированной нейтралью происходят процессы, влияющие на режим работы электрической сети в целом.
На рис. 2 представлена векторная диаграмма напряжений.
Рисунок 2 – Векторные диаграммы напряжений а) в нормальном режиме; б) при ОЗЗ
При ОЗЗ происходит нарушение симметрии линейных фазных напряжений, напряжение поврежденной фазы снижается практически до 0, а двух “здоровых” фаз поднимаются до уровня линейных. При этом линейные напряжения остаются неизменными.
2. Последствия ОЗЗ
Несмотря на преимущества изолированной нейтрали, такой режим работы имеет ряд недостатоков:
Несмотря на перечисленные недостатки ОЗЗ не требует немедленного ликвидации повреждения. Согласно ПУЭ, при возникновении ОЗЗ возможно эксплуатация сети без отключения аварии в течении 4 часов, которые выделяются на поиск поврежденного участка.
3. Расчет суммарного тока ОЗЗ
При замыкании на землю фазы одной из нескольких ЛЕП, что включенные к общему источнику, суммарный ток в месте замыкания за счет емкостных токов всех ЛЕП можно рассчитать несколькими методами.
Первый метод заключается в использовании удельных емкостей ЛЭП. Этот способ расчета даст наиболее точный результат и является предпочтительным. Удельные емкости ЛЭП можно взять из справочной литературы, или же из технических характеристик кабеля, предоставляемых заводом-изготовителем.
Выражение для определения тока ОЗЗ:
,
где С∑ – суммарная емкость фазы всех ЛЕП, причем С∑ = Суд l;
Суд – удельная емкость фазы сети относительно земли, Ф/км;
l – общая длина проводника одной фазы сети.
Второй метод применим для сетей с кабельными ЛЭП. Ток замыкания на землю для такой сети можно определить по эмпирической формуле:
,
Кроме этих методов для расчета суммарного тока ОЗЗ, можно использовать значения емкостных токов каждого кабеля взятых из справочной литературы.
4. Компенсационные меры защиты
Из-за распределённой по воздушным и кабельным линиям электропередач ёмкости, при ОЗЗ в месте повреждения протекает ёмкостный ток. В наиболее тяжелых случаях, возможно возникновение электрической дуги, горение которой может приводить к переходу ОЗЗ в двух- или трёхфазное замыкание и отключению линии релейной защитой. Вследствие этого потребитель электроэнергии может временно лишиться электроснабжения.
В соответствии с положениями ПУЭ в нормальных условиях работы сети должны предприниматься специальные меры защиты от возможного пробоя на землю.
Для предотвращения возникновения дуги и уменьшения емкостных токов применяют компенсацию емкостных токов. Значения емкостных токов, при превышении которых требуется компенсация согласно ПУЭ и ПТЭ, приведены табл. 1.
Таблица 1 – Значения токов требующие компенсации
| Напряжение сети, кВ | 6 | 10 | 20 | 35 |
| Емкостный ток, А | 30 | 20 | 15 | 10 |
При более низких уровнях токов считается, что дуга не загорается, или гаснет самостоятельно, применение компенсации в этом случае не обязательно.
5. Дугогасящий реактор
Для ограничения емкостных токов в нейтраль трансформатора вводится специальный дугогасящий реактор (рис. 3).
Рисунок 3 – Дугогасящий реактор
Этот способ является наиболее эффективным средством защиты электрооборудования от замыканий на землю и компенсации емкостного тока. С его помощью удаётся снизить (компенсировать) ток однофазного замыкания на землю, возникающий сразу после аварии.
6. Основные характеристики ДГР
Дугогасящий реактор (ДГР) – это электрический аппарат, предназначенный для компенсации емкостных токов в электрических сетях с изолированной нейтралью, возникающих при однофазных замыканиях на землю (ОЗЗ). Главным нормативным документом регламентирующим работу, установку и надстройку ДГР является Р 34.20.179.
Дугогасящие реакторы должны подключаться к нейтралям трансформаторов, генераторов или синхронных компенсаторов через разъединители. В цепи заземления реакторов должен быть установлен трансформатор тока. Рекомендуемые схемы подключения ДГР представлены на рис. 4.
Рисунок 4 – Схема подключения ДГР: а) подключение ДГР к трансформаторам СН; б) подключение ДГР к нейтрале силового трансформатора
Индуктивность ДГР подбирается из условия равенства емкостной проводимости сети и индуктивной проводимости реактора. Таким образом, происходит компенсация ёмкостного тока. Ёмкостный ток суммируется в месте замыкания равным ему и противоположным по фазе индуктивным, в результате остается только активная часть, обычно очень малая, это утечки через изоляцию кабельных линий и активные потери в ДГР (как правило, не превышают 5 А), которой недостаточно для возникновения электрической дуги и шагового напряжения. Токоведущие цепи остаются неповреждёнными, потребители продолжают снабжаться электроэнергией.
Современные ДГР имеют различные конструктивные особенности и производятся для огромного диапазона мощностей. В таблице 2 приведен ряд параметров дугогасящих реакторов разных производителей.
Однофазные замыкания на землю. Компенсация емкостных токов замыкания на землю. ДГР
В электротехнике существует такое понятие как емкостный ток, более известный в качестве емкостного тока замыкания на землю в электрических сетях. Данное явление возникает при повреждении фазы, в результате чего возникает так называемая заземляющая дуга. Для того чтобы избежать серьезных негативных последствий, необходимо своевременно и правильно выполнять расчет емкостного тока сети. Это позволит уменьшить перенапряжение в случае повторного зажигания дуги и создаст условия для ее самостоятельного угасания.
1. Основные характеристики ОЗЗ
Одним из наиболее частых видов повреждений на линиях электропередачи является однофазное замыкание на землю (ОЗЗ) — это вид повреждения, при котором одна из фаз трехфазной системы замыкается на землю или на элемент электрически связанный с землей. ОЗЗ является наиболее распространенным видом повреждения, на него приходится порядка 70-90 % всех повреждений в электроэнергетических системах. Протекание физических процессов, вызванных этим повреждением, в значительной мере зависит от режима работы нейтрали данной сети.
В сетях, где используется заземленная нейтраль, замыкание фазы на землю приводит к короткому замыканию. В данном случае ток КЗ протекает через замкнутую цепь, образованную заземлением нейтрали первичного оборудования. Такое повреждение приводит к значительному скачку тока и, как правило, незамедлительно отключается действием РЗ, путем отключения поврежденного участка.
Электрические сети классов напряжения 6-35 кВ работают в режиме с изолированной нейтралью или с нейтралью, заземленной через большое добавочное сопротивление. В этом случае замыкание фазы на землю не приводит к образованию замкнутого контура и возникновению КЗ, а ОЗЗ замыкается через емкости неповрежденных фаз.
Величина этого тока незначительна (достигает порядка 10-30 А) и определяется суммарной емкостью неповрежденных фаз. На рис. 1 показаны схемы 3-х фазной сети в режимах до и после возникновения ОЗЗ.
Рисунок 1 – Схема сети с изолированной нейтралью а) в нормальном режиме; б) при ОЗЗ
Такое повреждение не требует немедленного отключения, однако, его длительное воздействие может привести к развитию аварийной ситуации. Однако при ОЗЗ в сетях с изолированной нейтралью происходят процессы, влияющие на режим работы электрической сети в целом.
На рис. 2 представлена векторная диаграмма напряжений.
Рисунок 2 – Векторные диаграммы напряжений а) в нормальном режиме; б) при ОЗЗ
При ОЗЗ происходит нарушение симметрии линейных фазных напряжений, напряжение поврежденной фазы снижается практически до 0, а двух “здоровых” фаз поднимаются до уровня линейных. При этом линейные напряжения остаются неизменными.
Явление растекания
В 3-х фазной питающей сети, работающей по схеме с так называемой «изолированной» нейтралью, о замыкании фазы на землю можно судить по показаниям подключённого к ней индикаторного прибора (вольтметра). Для организации таких измерений его контрольные щупы подсоединяются к контактам вторичной обмотки измерительного трансформатора типа НТМИ, способного выдерживать длительные перенапряжения.
При непосредственном или прямом замыкании проводника на землю обмотка измерительного трансформатора накоротко замкнута, а показания соответствующего ей вольтметра будут нулевыми.
Одновременно с этим суммарный магнитный поток (индукция) в двух других обмотках НТМИ увеличится в √3 раз, а соответствующими вольтметрами вместо фазного измеряется линейное напряжение.
В случае практического измерения емкостного тока замыкания на землю используют метод «подбора». Его суть заключается в умышленных смещениях нейтрали (подача переменного напряжения в нейтраль) и измерении возникающих при этом токах.
Метод применяется только в сухую погоду к сетям не более 10 кВ. Проводить замеры тока замыкания на землю могут те работники, которые получили допуск.
Расчетный ток замыкания на землю определяется как геометрическая сумма его емкостных составляющих во всех рабочих жилах согласно следующей формуле:
С ростом протяжённости сети её емкость, естественно, возрастает и, согласно формуле, увеличивается аварийный ток утечки. Одновременно с этим в соответствии с требованиями ПУЭ величина тока в цепи не должна превышать следующих значений:
Для выполнения указанного требования в 3-х фазных питающих цепях должна быть принудительно организована компенсация емкостного тока замыкания на землю.
Последствия ОЗЗ
Несмотря на преимущества изолированной нейтрали, такой режим работы имеет ряд недостатоков:
Несмотря на перечисленные недостатки ОЗЗ не требует немедленного ликвидации повреждения. Согласно ПУЭ, при возникновении ОЗЗ возможно эксплуатация сети без отключения аварии в течении 4 часов, которые выделяются на поиск поврежденного участка.
Выключатель утечки на землю
Выключатель утечки на землю непосредственно определяет ток утечки и предотвращает травмы людей и животных в результате поражения электрическим током. Это устройство, чувствительное к напряжению, которое недавно было заменено автоматическим выключателем остаточного тока (RCCB), который является устройством, чувствительным к току. Это специальный тип запирающего реле, которое подключено к основному источнику питания. Когда ток повреждения течет от провода под напряжением к проводу заземления внутри установки, катушка ELCB измеряет напряжение и отключает питание. Это требует ручного сброса процесса, чтобы работать снова. RCCB определяет ток утечки и посылает сигнал на отключение системы.
Расчет суммарного тока ОЗЗ
При замыкании на землю фазы одной из нескольких ЛЕП, что включенные к общему источнику, суммарный ток в месте замыкания за счет емкостных токов всех ЛЕП можно рассчитать несколькими методами.
Первый метод заключается в использовании удельных емкостей ЛЭП. Этот способ расчета даст наиболее точный результат и является предпочтительным. Удельные емкости ЛЭП можно взять из справочной литературы, или же из технических характеристик кабеля, предоставляемых заводом-изготовителем.
Выражение для определения тока ОЗЗ:
где С∑ – суммарная емкость фазы всех ЛЕП, причем С∑ = Суд l; Суд – удельная емкость фазы сети относительно земли, Ф/км; l – общая длина проводника одной фазы сети.
Второй метод применим для сетей с кабельными ЛЭП. Ток замыкания на землю для такой сети можно определить по эмпирической формуле:
где UНОМ – номинальное линейное напряжение сети, кВ; li – длина кабельной линии, км; qi – сечение жилы кабеля, мм2.
Кроме этих методов для расчета суммарного тока ОЗЗ, можно использовать значения емкостных токов каждого кабеля взятых из справочной литературы.
4. Компенсационные меры защиты
Из-за распределённой по воздушным и кабельным линиям электропередач ёмкости, при ОЗЗ в месте повреждения протекает ёмкостный ток. В наиболее тяжелых случаях, возможно возникновение электрической дуги, горение которой может приводить к переходу ОЗЗ в двух- или трёхфазное замыкание и отключению линии релейной защитой. Вследствие этого потребитель электроэнергии может временно лишиться электроснабжения.
В соответствии с положениями ПУЭ в нормальных условиях работы сети должны предприниматься специальные меры защиты от возможного пробоя на землю. Для предотвращения возникновения дуги и уменьшения емкостных токов применяют компенсацию емкостных токов. Значения емкостных токов, при превышении которых требуется компенсация согласно ПУЭ и ПТЭ, приведены табл. 1.
Таблица 1 – Значения токов требующие компенсации
| Напряжение сети, кВ | 6 | 10 | 20 | 35 |
| Емкостный ток, А | 30 | 20 | 15 | 10 |
При более низких уровнях токов считается, что дуга не загорается, или гаснет самостоятельно, применение компенсации в этом случае не обязательно.
2.Централизованная защита с параллельным опросом каналов.
За счет применения микропроцессорных систем и специальных физических элементов для устройств релейной защиты появилась возможность реализовать параллельное сравнение токов нулевой последовательности между каждым присоединением. Первые такие системы сравнивали амплитуды переходных токов, но в дальнейшем как показала практика данные системы имели ложные срабатывания из-за несинхронности или несинфазности сравниваемых сигналов, поскольку частоты и фазы переходных токов в повреждённом и неповреждённых присоединениях могут различаться между собой.
Дугогасящий реактор
Для ограничения емкостных токов в нейтраль трансформатора вводится специальный дугогасящий реактор (рис. 3).
Рисунок 3 – Дугогасящий реактор
Этот способ является наиболее эффективным средством защиты электрооборудования от замыканий на землю и компенсации емкостного тока. С его помощью удаётся снизить (компенсировать) ток однофазного замыкания на землю, возникающий сразу после аварии.
1.Токовая защита нулевой последовательности.
Наиболее простой и распространенной из защит от ОЗЗ является токовая индивидуальная защита нулевой последовательности, реагирующая на ток нулевой последовательности (далее НП) рабочей частоты. Однако для обеспечения условия селективности действия эти защиты должны отстраиваться от собственного ёмкостного тока фидера, что с учетом бросков ёмкостного тока в момент замыкания ограничивает чувствительность защиты.
В целом индивидуальные ненаправленные токовые защиты от ОЗЗ могут быть эффективны лишь в установках, с большим количеством подключенных к секции присоединений, каждое из которых имеет малый емкостный ток. Тогда отстройка от этого тока не приведет к недопустимому снижению чувствительности. Этот случай характерен, например, для цехов предприятий с большим количеством маломощных электродвигателей, включенных через короткие кабели. Однако если в такой сети установлен дугогасящий реактор, то защита, построенная на данном принципе не способна обеспечить устойчивость функционирования, так как емкостной ток 50 Гц поврежденного присоединения будет скомпенсирован.
6. Основные характеристики ДГР
Дугогасящий реактор (ДГР) – это электрический аппарат, предназначенный для компенсации емкостных токов в электрических сетях с изолированной нейтралью, возникающих при однофазных замыканиях на землю (ОЗЗ). Главным нормативным документом регламентирующим работу, установку и надстройку ДГР является Р 34.20.179.
Дугогасящие реакторы должны подключаться к нейтралям трансформаторов, генераторов или синхронных компенсаторов через разъединители. В цепи заземления реакторов должен быть установлен трансформатор тока. Рекомендуемые схемы подключения ДГР представлены на рис. 4.
Рисунок 4 – Схема подключения ДГР: а) подключение ДГР к трансформаторам СН; б) подключение ДГР к нейтрале силового трансформатора
Индуктивность ДГР подбирается из условия равенства емкостной проводимости сети и индуктивной проводимости реактора. Таким образом, происходит компенсация ёмкостного тока. Ёмкостный ток суммируется в месте замыкания равным ему и противоположным по фазе индуктивным, в результате остается только активная часть, обычно очень малая, это утечки через изоляцию кабельных линий и активные потери в ДГР (как правило, не превышают 5 А), которой недостаточно для возникновения электрической дуги и шагового напряжения. Токоведущие цепи остаются неповреждёнными, потребители продолжают снабжаться электроэнергией.
Современные ДГР имеют различные конструктивные особенности и производятся для огромного диапазона мощностей. В таблице 2 приведен ряд параметров дугогасящих реакторов разных производителей.
Таблица 2 – Параметры ДГР
| Тип реактора | РДМР | РЗДПОМ | РУОМ | ASR, ZTC | TRENCH |
| Охлаждение | Масляное | Масляное | Масляное | Масляное | Масляное, |
При выборе дугогасящего реактора рекомендуется следующий порядок; определяется максимальный емкостный ток замыкания на Землю; определяется суммарная мощность реакторов из условия полной компенсации емкостного тока (резонансная настройка); определяется число реакторов (если IС > 50 А, рекомендуется применять не менее двух реакторов);
(495)315-29-54
Введение
Эксплуатационная надежность электродвигателей, как в промышленности, так и в энергетике, является технически и экономически важной задачей. В большинстве развитых стран двигатели потребляют 40-50% всей вырабатываемой электроэнергии [1]. Имеющаяся статистика по повреждениям двигателей [2, 3] дает следующие данные по относительной повреждаемости узлов двигателя:
Представление об основных видах повреждений дает рис.1, на котором по [4] приведены также расширенные данные по удельной доле дефектов, определяемых диагностикой, для большего числа узлов. Учитывая значимую повреждаемость двигателей, для них развиты методы диагностики, как в отключенном состоянии, так и в рабочих условиях (на холостом ходу, в пусковом режиме, на номинальной мощности). Наиболее эффективной является многопараметрическая диагностика, т.е. одновременный контроль тепловых, электрических и механических дефектов на рабочем напряжении [4].
При этом применяются:
Указанные методы позволяют определить факт появления дефекта, сопровождающегося электромагнитными (ЧР в изоляции, искрения в контактах, искрения в пакете сердечника), тепловыми (тепловыделения в замкнутых контурах и контактах) и вибрационными явлениями (механические повреждения).
Однако чаще всего [4,5] дефект сопровождается несколькими явлениями, например, тепловыми и электрическими. Это обстоятельство является важным, так как позволяет более надежно определить и локализовать дефект.
В практическом приложении можно рассматривать раннюю диагностику [5], основанную на измерениях и локации слабых электроразрядных явлений в изоляции обмоток, в проходных изоляторах в клеммной коробке, подводах, повреждений клемм, элементов кабеля, а также искрений в пакете активной стали. Более 20 лет применяются методы диагностики предпробойных явлений, основанные на измерениях тока и вибрации [6, 7]. Для развитых дефектов в [1, 5] описано определение предпробойных явлений. Для этого используется метод анализа гармоник питающего двигатель тока, т.е. определяются особенности, так называемого, «автографа спектра» [1, 8]. Причем «автограф спектра» коррелирует с данными вибродиагностики и позволяет определять предпробойные дефекты [9] (это следует из сопоставления спектров токов, питающих двигатель, без дефектов и для модели дефекта на двигателе), которые выявляются гармоническим анализом.
Гармонический анализ показывает, что причиной появления спектральных линий в токе в области основных гармоник частоты сети (2-я, 3-я,…., 7-я), является фактический спектральный состав питающего напряжения. Спектры напряжения при постоянной величине комплексного сопротивления двигателя определяют спектры питающих токов, только при наличии дефектов появляются другие спектральные линии, которые и будут признаком дефектов.
В настоящий момент активно используются анализ гармоник питающих двигатель токов [1,8,6,7], а также анализ гармоник емкостных токов на землю [4,12], который ранее эффективно применялся для силовых трансформаторов.
Анализ гармоник питающих двигатель токов (MCSA-Technology). При наличии дефекта (даже искусственного) в спектре тока возникает ряд новых спектральных линий, собственно это и является «автографом спектра» для данного дефекта, включая субгармоники, гармоники и интергармоники между спектральными линиями оборотной частоты – fоб. При наличии гармоник оборотной частоты (fоб, 3fоб, 5fоб) будет иметь место несоосность или непараллельность валов двигателя и механизме. При нескольких одновременных дефектах валопровода появляются половинные и четвертные гармоники (¼fоб, ½fоб, fоб, 1,5fоб).
Механические, вибрационные частоты, особенно для высоких гармоник, отличаются от токовых. Вращение ротора с оборотной частотой fоб происходит с меньшей частотой, чем частота вращения магнитного поля fмаг за счет скольжения, т.е. fp
fмаг(1-S), где S – скольжение Информативной, по [8, 9], т.е. «автографом спектра» для повреждения, является 2-я и 21-я гармоники, что соответствует частотам 120 и 1260 Гц. Из анализа результатов [10] также следует, что анализ токов по 21-й гармонике дает диагностический признак по «автографу спектра», также как и при измерении предпробойных явлений.
Однако анализ «автографов спектра» будет абсолютно эффективен только для ХХ. В рабочем режиме номинальные токи будут большой величины со случайным набором частот из-за нелинейности и частотной зависимости тока от механической нагрузки. Случайность и нелинейность нагрузки исполнительного механизма приводит к флуктуативным отклонениям тока от номинального в диапазоне частот. За базовые, необходимые для оценки величины токов и их спектров, можно принять спектры напряжения. Качественная оценка величин амплитуд токов всех гармоник (относительно амплитуды тока на 60 или 50Гц) даны в табл.1 для нескольких диапазонов частот и диапазонов мощности электродвигателя. Указанная таблица будет использоваться для оценки чувствительности.
Анализ гармоник емкостных токов (CTG-Technology). Данный метод [4,12] является новым, но по информативности превосходит гармонический анализ токов, питающих двигатель. В данном методе проводится гармонический анализ емкостных токов на землю. При вибрации емкости изменяются с частотами, соответствующими вибрации активной части в двигателе, т.е. по анализу гармоник можно определить закономерности вибрационных явлений в самом двигателе.
Контроль электроразрядных явлений. Для дефектов, которые сопровождаются излучением электромагнитных волн, информативными являются более высокие частоты. Для этих дефектов ранняя диагностика, т.е. определение признаков дефекта задолго (месяцы – годы) до появления признаков предпробойных явлений, может быть основана на измерениях и локации электроразрядных явлений (ЧР в изоляции, искрений в контактах и в пакете активной стали, дуговых явлений). По [4, 5] это позволяет определить зоны дефектов, по методике «отпечатка пальцев» определить тип электроразрядного явления, таким образом, имеется возможность определения дефектного узла и прогнозирования времени развития дефекта до повреждения.
На рисунках 2 и 3 приведены две разновидности разрядных явлений в изоляции и их Фурье-преобразования для разных разверток, указывающих полосы частот, в которых содержится наибольшая энергия. На рис.2 показана процедура обработки данных для пазового разряда, т.е. показана осциллограмма импульса – кривая 1, быстрое Фурье-преобразование (FFT), выполненное самим осциллографом, — кривая 2. Далее результаты FFT переносились в “Excel”, где происходила окончательная обработка, дополнительная фильтрация, графические преобразования. На рис.3 дана структура импульса от искрения (а) и виброграмма для него (б).
Анализу указанных выше вопросов и посвящена данная работа.
Рис.2 Сопоставление осциллограмм U(t) и результатов гармонического представления U(w) для импульса, соответствующего пазовому разряду: а – экран осциллографа с осциллограммой импульса – кривая 1, и результат быстрого Фурье-преобразования (FFT) – кривая 2; б – спектрограмма, полученная после обработки FFT (кривая 2) и фильтрации с помощью “Excel”.
Рис.3 Сопоставление осциллограммы импульса от «искрения» (короткие 20-30нс) – а, с виброграммой, полученной из этого импульса Фурье-преобразованием, после обработки и фильтрации с помощью “Excel”.
Дефекты в двигателях проявляются на различных диапазонах частот как электрической сети, питающей двигатель, так и собственной частоты от дефекта. Это показано на рис.1, где указаны типичные виды дефектов и полосы частот, где они фиксируются. Характеристики внешних помех (шумов) даны на рисунках спектра (рис.4) на примере промышленной частоты.
1.1 Общие сведения по проведению технического диагностирования
Коротко укажем на некоторые понятия:
1) Наличие дефекта в двигателе определяется по диагностическим характеристикам, можно выделить три вида характеристик:
2) Присутствие дефекта в двигателе проявляется в виде явлений:
3) Съем информации с работающего двигателя может быть осуществлен:
4) Чувствительность, обнаружение дефектов возможно, если чувствительность метода позволяет измерить данный сигнал. Чувствительность – это отношение амплитуды полезного сигнала (Uc) к амплитуде помех (Uш), т.е. S=Uc/Uш. В общем случае чувствительность определится из характеристик, определяющих мощность дефекта, т.е. тока и напряжения, соответствующих мощности дефекта, и мощности естественных флуктуаций тока и напряжения в данном диапазоне частот.
5) Временные характеристики дефектов. Следует различать следующие разновидности явлений в дефектах:
1.2 Схемы измерений при проведении диагностики
Схемы диагностирования двигателя при измерении на проводе питания двигателя, т.е. характеристик питающей двигатель сети, возможно по двум условным направлениям:
Первое направление – низкочастотный диапазон, «дефекты механического типа», информативной характеристикой механических дефектов являются броски питающего тока в «проводах питания или выводах двигателя», данные дефекты (рис.5) могут быть зафиксированы по следующим методам:
а) по гармоническому анализу питающего тока (MCSA) при «гальваническом» съеме информации с «питающего провода или ввода в двигатель» (рис.5-а).
б) при гармоническом анализе емкостных токов от двигателя на землю (CTG).
в) по измерениям звуковых волн, распространяющихся от дефекта, при виброакустическом контроле (рис.5-б).
Рис.4 Спектральные линии фазного напряжения в индустриальной сети, характеризующие типичный помеховый фон: а – для диапазона 50–1500Гц, б – для диапазона 1,4МГц: 1 – спектральные линии на основных гармониках 50Гц; 2 – общий фон (белый шум); 3 – радиосвязь.
Рис.5 Общая схема диагностики двигателей при контроле «механических дефектов».
Второе направление – для схемы в высокочастотном диапазоне, «дефекты электрического типа», информативной характеристикой дефектов «электрического характера» являются броски напряжения на «проводах питания двигателя» (рис.6), данные дефекты фиксируются следующими методами:
а) по измерениям пульсаций (бросков напряжений) на «проводах питания» двигателя или ввода двигателя» (по МЭК 60270-2000) при гальваническом подключении к ним (рис.6-а);
б) по измерениям амплитуды электромагнитных волн, распространяющихся от дефекта, рис.6-б (по IEEE St.1434-2000).
Рис.6 Общая схема диагностики двигателей при контроле дефектов «электрического характера».
2. Проведение диагностики электродвигателей
Ниже будут рассмотрены особенности дефектов с точки зрения возможности их диагностики электрическими и неэлектрическими методами.
2.1 Определение дефектов электрическими методами
Методы основываются на контроле питающего тока (рис.5) или напряжения на клеммах двигателя. Дефекты искажают рабочий ток двигателя или напряжение на клеммах двигателя по следующим причинам:
2.2 Определение дефектов неэлектрическими методами
Неэлектрическими методами диагностики, позволяющими определить наличие дефекта, являются:
2.3 Электрические измерения механических характеристик дефекта
При возникновении механических дефектов, например, распрессовки обмотки или магнитопровода, возникает вибрация, которая приводит к изменениям полного реактивного сопротивления – импеданса; закон изменения импеданса во времени – Z(t) будет соответствовать геометрическим изменениям узлов конструкции, т.е. определять вибрацию. Методом, позволяющим контролировать вибрацию [11], является измерение гармоник емкостного тока в цепи заземления.
3. Энергетические характеристики дефектов
Учитывая многообразие дефектов и явлений в них, в общем случае сложно определить величины характеристик дефектов в двигателях. По этой причине будем рассматривать это явление с энергетических позиций, т.е. по оценке мощности дефекта, с учетом энергии, потребляемой на активацию дефектов, далее уже оценивать характеристики собственно дефекта.
Любые дефекты, которые возникают в двигателях, в любом случае трансформируют часть подводимой мощности на активацию дефекта, т.е. на его, дефекта, «собственное питание», вследствие чего и возникают:
Таким образом, оценив мощность дефекта, далее можно определить величины диагностических характеристик, т.е. питающих дефект токов и напряжений, полосу частот питающих токов и т.д., т.е. определить принципиальную возможность измерения диагностических характеристик на фоне реальных, т.е. потребляемых двигателем в рабочем режиме, токов и напряжений, а также внешних помех. В табл.1 даны величины амплитуд гармоник питающих двигатель токов, которые могут служить оценкой энергии уровня помех.
В табл.2 приведена оценка диапазона мощности в дефектах, которая может быть оценкой полезного сигнала.
Используя данные таблиц 1 и 2, можно оценить чувствительность измерений при контроле вибрационных и механических дефектов. Из соотношения чувствительности S=Uсети/Uшум или S= Рсети/Ршум. По табл.2 видно, что мощности измеряемых сигналов Рсигн=10-150 Вт, в то же время уровень шумов по табл.1 оценивается Ршум= 1 кВт ¸ 150 кВт, так как в этом случае S
10-3¸10-2, то диагностирование дефектов в мощных двигателях по гармоническому анализу питающих двигатель токов (анализ «автографов токов») невозможно.
Таблица 1 – Качественная оценка амплитуд гармоник питающих двигатель токов для разных диапазонов частот в зависимости от мощности двигателя, в котором отсутствуют дефекты
100 кВт)
500 кВт)
1МВт)
5МВт)
Таблица 2 – Оценка мощности, потребляемой дефектом, и особенности сигнала на них