Системы мониторинга силовых трансформаторов реферат

Обновлено: 04.07.2024

Система мониторинга силовых трансформаторов и автотрансформаторов (СМ) предназначена для:

• непрерывного измерения, регистрации и отображения основных параметров трансформаторов классов напряжения 220-750 кВ в нормальных, предаварийных и аварийных режимах;

• оценки и прогнозирования технического состояния трансформаторов.

Система мониторинга устанавливается на трансформаторы и автотрансформаторы мощностью от 167 МВА.

Структура и состав систем мониторинга

Система мониторинга должна строиться по трехуровневой схеме.

Уровень I включает в себя первичные датчики и измерительные системы (датчики температуры, газосодержания масла, влагосодержания масла и т.д.).

Уровень II - блок мониторинга (далее - БМ) является совокупностью контроллеров, обеспечивающих сбор и обработку сигналов, полученных от первичных датчиков уровня I. Кроме того, БМ осуществляет информационный обмен с уровнем III подсистемы. Допускается аппаратное совмещение уровней I и II.

Допускается использование одного БМ для контроля состояния трех однофазных трансформаторов трехфазной группы.

Уровень III выполняется в виде единого централизованного ПТК для всего трансформаторного оборудования подстанции и предназначен для:

- дистанционного конфигурирования и проверки исправности аппаратуры нижних уровней;

- связи с верхним уровнем управления (АСУ ТП), если эти функции не обеспечены ресурсами АСУ ТП.

Для подстанций, не оснащенных АСУ ТП, уровень III должен также обеспечивать визуализацию состояния контролируемых и рассчитываемых параметров трансформаторного оборудования, отображение сигналов срабатывания аварийной и предупредительной сигнализации, накопление баз данных параметров, обеспечение работы с накопленными архивами и журналами и передачу информации на удаленные верхние уровни управления.

Связь между устройствами уровней II и III должна быть выполнена с помощью цифровых каналов с использованием проводных (витая пара в экране) или волоконно-оптических линий связи. По стандартам протоколов обмена данными и требованиям к устойчивости к воздействию электромагнитных помех каналы связи должны соответствовать требованиям настоящих технических требований.

Функции системы мониторинга

СМ должна обеспечивать для каждой единицы трансформаторного оборудования выполнение следующих функций (табл. 2.1):

- функции прямого измерения и контроля состояния диагностических параметров объекта;

№	Функция	Описание и назначение
Контроль теплового состояния трансформаторного оборудования, в том числе: а) контроль температуры верхних слоев масла; б) контроль температуры наиболее нагретой обмотки (по максимально загруженной стороне ВН, СН, НН или общей обмотки); в) определение кратности и длительности допустимых перегрузок.	Определение кратности и длительности допустимых перегрузок и температуры наиболее нагретой обмотки по публикации МЭК 60076-7:2005.
Контроль газосодержания масла.	Оценка тенденции и диагностика состояния изоляции трансформатора.
Контроль влагосодержания масла.	Оценка тенденции и диагностика состояния изоляции трансформатора.
Контроль текущего номера отпайки РПН	Оценка результата переключения РПН и отсутствия рассинхронизации.
Контроль состояния высоковольтных вводов (только по отдельному решению ОАО «ФСК ЕЭС).	Контроль тока утечки, емкости С1 и tgδ изоляции вводов на сторонах ВН и СН для вводов класса 220 кВ и выше, а для маслонаполненных вводов -
№	Функция	Описание и назначение
дополнительно давления масла, оценка текущего состояния вводов и тенденций.
Степень старения изоляции. (только по отдельному решению ОАО «ФСК ЕЭС)	Расчёт старения изоляции по температуре наиболее нагретой точки обмотки и расчётному влагосодержанию твёрдой изоляции. Прогноз старения и общего износа по МЭК 60076-7:2005.
Температура образования пузырьков. (только по отдельному решению ОАО «ФСК ЕЭС).	Расчет по содержанию влаги в изоляции и температуре обмотки: определение температуры конденсации влаги, запас по температуре образования пузырьков.

Требования к датчикам входной информации

Набор контролируемых и обрабатываемых СМ величин, интервалы их опроса и допустимые погрешности должны задаваться из перечня, приведенного в табл. 2.2. Текущие значения токов обмоток трансформаторного оборудования по сторонам ВН, СН и НН передаются в систему мониторинга из АСУ ТП. Перечень входных сигналов для конкретного трансформатора должен уточняться по согласованию с заказчиком и с заводом-изготовителем трансформатора в зависимости от его конструктивных и схемных особенностей и требований по выполняемым функциям.

Требования к аппаратно-программным средствам

2.2.5.1. Общие требования к программно-техническим средствам

СМ должна строиться на базе современных измерительных датчиков, программируемых контроллеров и промышленных компьютеров. АРМ реализуются в соответствии с требованиями к средствам АСУ ТП.

Технические средства системы должны быть оснащены средствами самодиагностики с точностью определения неисправности до единицы замены. Система должна передавать всю информацию по результатам самодиагностики в систему верхнего уровня и отображать ее на местных средствах индикации.

Технические средства верхнего уровня системы должны содержать стандартные интерфейсы, обеспечивающие интеграцию в АСУ по проводным и/или оптоволоконным линиям связи или выдачу информацию на верхний уровень управления.

Технические и программные средства среднего и верхнего уровня системы должны поддерживать стандартные протоколы обмена, принятые для 8 промышленных ЛВС, в том числе Modbus, Fieldbus, Profibus, МЭК-60870-5-10Х, OPC, МЭК 61850.

Внутрисистемные коммуникации на всех уровнях между компонентами различного назначения и разных производителей должны быть реализованы с использованием указанных стандартных международных протоколов.

Для физической реализации указанных коммуникаций СМ должна иметь

изолированные от собственных вычислительных средств интерфейсы. Изоляция между электрическими цепями СМ и цепями интерфейса RS-485 должна выдерживать без пробоя при нормальных условиях эксплуатации в течение 1 минуты испытательное напряжение переменного тока частоты от 45 до 65 Гц с действующим значением 2000 В (по ГОСТ 21657-83).

Программные и технические средства должны обеспечивать возможность формирования релейных сигналов предупредительной и аварийной сигнализации.

Программные средства всех уровней системы должны обеспечивать возможность параметризации и конфигурирования. Обеспечение этого требования должно выполняться без вывода системы из режима работы.

Программные средства системы должны включать в себя средства тестирования на объекте эксплуатации.

Программные средства системы должны предусматривать сервисные функции, такие как калибровка и метрологическая аттестация измерительных каналов, проверка исправности УСО дискретного ввода/вывода, последовательных каналов связи, часов реального времени и т.п.

Требования безопасности

Технические средства должны обеспечивать защиту обслуживающего персонала от поражения электрическим током в соответствии с требованиями ГОСТ 12.2.003 и ГОСТ 12.2.007.0.

По способу защиты человека от поражения электрическим током технические средства СМ должны соответствовать классу 01 по ГОСТ 12.2.007.0. По условиям пожаробезопасности технические средства СМ должны соответствовать нормам ГОСТ 12.1.004 и ГОСТ 12.2.007.0. 13

Требования к математическому обеспечению

2.2.6.1 Общие требования

Математическое обеспечение должно поддерживать выполнение функций СМ, реализуемых программным путем, в том числе:

• алгоритмов приема и обработки входной информации о состоянии контролируемого оборудования, в том числе, программную фильтрацию с настраиваемыми параметрами фильтров, проверки достоверности и статистическую обработку входной информации;

• алгоритмов математических моделей, диагностирующих текущее состояние оборудования и формирующих прогноз по остающемуся ресурсу;

• алгоритмов защиты информации от несанкционированного доступа;

• алгоритмов формирования и работы с долгосрочными архивами (при реализации СМ в виде самостоятельной подсистемы с собственным АРМ);

• алгоритмов диагностики состояния и выявления неисправностей и отказов составных частей СМ с точностью до единицы замены;

• алгоритмов реализации связи СМ подсистемами верхнего уровня.

Требования к функциональности программного обеспечения

Программное обеспечение СМ должно обеспечивать выполнение следующих функций:

отображение в реальном времени данных от первичных датчиков и результаты расчетов по математическим моделям;

ввод информации в диалоговом режиме;

контроль выхода сигнала за установленные пределы (предупредительный, аварийный и т.д.) и возврат сигнала в норму для каждого

работу с базой данных.

тестирование и самодиагностику компонентов технических и программных средств;

обеспечение санкционированного доступа к информации, защита от несанкционированного доступа:

формирование отчетных документов;

организацию внутрисистемных коммуникаций между компонентами СМ;

организацию информационного обмена с верхним уровнем.

отказы и сбои в работе приложений не должны приводить к отказам в работе операционных систем;

Информационная база данных должна содержать:

оперативный раздел, отражающий текущее состояние контролируемого объекта;

оперативный раздел, отражающий состояние аварийных и предупредительных сигналов;

состояние сигналов управления;

состояние объектов управления;

ретроспективный раздел, содержащий данные для анализа и статистической обработки.

Должно использоваться только лицензионное базовое программное обеспечение с предоставлением соответствующих сертификатов и лицензий.

Все входящее в комплект СМ программное обеспечение должно быть полностью русифицировано.

Требования к реализации III уровня СМ

• единообразное представление информации для оперативного персонала в соответствии с требованиями АСУ ТП, АСДТУ и АСТУ;

• получение оперативным персоналом на АРМ ОП (в составе АСУ ТП) дополнительной информации, позволяющей персоналу уточнить оценку текущего состояния трансформаторного оборудования;

• локальный и удаленный доступ к данным СМ с использованием ресурсов АСУ ТП, АСДТУ и АСТУ в том числе, WEB - доступ.

Информационное взаимодействие между II и III уровнями СМ проводится в соответствии с требованиями одного из следующих интерфейсов:

- физический интерфейс Ethernet, протокол TCP/IP, скорость 10/100 Мб/с;

- физический интерфейс RS-485.

Должен быть также предусмотрен непрерывный контроль состояния цифровой связи между уровнями, как со стороны АСУТП, так и со стороны СМ.

Необходимо обеспечить автоматическое восстановление связи после обрыва связи и при перезапусках, как ПТК АСУТП, так и контроллеров М.

Системы мониторинга силового автотрансформатора

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.

Опора деревянной одностоечной и способы укрепление угловых опор: Опоры ВЛ - конструкции, предназначенные для поддерживания проводов на необходимой высоте над землей, водой.

Введение. Силовые трансформаторы являются одним из значимых элементов энергосистемы, от которых зависит надёжность подачи электроэнергии. На данный момент реализовано множество методов защиты, диагностики, а также мониторинга силовых трансформаторов.

Выделим основными параметры силовых трансформаторов, которые необходимо контролировать.

Газы, растворенные в масле, и влагосодержание масла. Увеличение объёма растворённых газов в масле ведёт к снижению изоляции ввиду тепловой перегрузки изоляции, а также разрядных процессов. Такие параметры можно определить с помощью хромотографического анализа пробы масла, которые отбираются на протяжении длительного промежутка времени. Влажность для силового оборудования, находящимся в рабочем состоянии является очень опасным явлением.
Ток, напряжение, мощность. Перечисленные параметры характеризуют нагрузку трансформатора, а также являются входными величинами для моделей теплового баланса трансформатора.
Коммутационные и атмосферные перенапряжения. Перенапряжения характеризуют нагрузку системы изоляции. А возникающие неисправности служат факторами подтверждающими или опровергающими образование дефекта.
Частичные разряды. Увеличения уровня разрядной активности служит причиной снижения характеристик твердой изоляции, которое ведёт к пробою и короткому замыканию.
Температура масла. Определение температуры масла характеризуют результативность системы охлаждения трансформатора, а также являются входными величинами для расчета наиболее нагретой точки обмотки трансформатора [1].

Наиболее важными контролируемыми параметрами силового оборудования являются: содержание влаги и температура масла.

Существующие способы мониторинга силовых трансформаторов.

С конца 60-х годов XX века одновременно в разных странах началась активное создание способов мониторинга и диагностики трансформаторов, основанных на различных физических принципах. Некоторые способы были введены в стандарт IEEE-standard. Разработанные на данный момент способы мониторинга могут быть применены для различных целей. Стоимость может варьироваться, так как затраты требуются и на установку, и на обслуживания этих систем персоналом. Все существующие системы мониторинга, которые предлагаются различными фирмами на рынке можно условно разбить на четыре укрупненные группы.

Рис. 1. Существующие методы мониторинга силовых трансформаторов

Первая группа представляет собой использование стационарных датчиков, которые могут определять содержание газов в трансформаторном масле. Это довольно простой и дешевый метод для определения только возникающих признаков неисправностей. Так как в большинстве методов используется естественная циркуляция масла, то техническое обслуживание самих датчиков практически не требуется, стоимость установки и эксплуатации подобных систем невысока. Однако, большинство датчиков, в зависимости от принципа их работы, могут определять только уровень содержания водорода, либо суммарное содержание характерной комбинации растворенных в масле газов для определения уровня превышения над допустимой концентрацией. К тому же подобные датчики не отличаются высокой степенью точности измерения, а для такого рода анализа неисправности к тому же потребуются, как минимум, лабораторные исследования масла. Но, несмотря на это, подобные системы получили широкое распространение.

Вторая группа методов использует применение портативного контрольно-измерительного оборудования, которое позволяет избавиться от некоторых недостатков, присущих первой группе, расширить возможности по видам и точности измерений, а главное это то, что результаты анализов могут быть получены практически сразу же после взятия образцов и проведения измерений. Обычно портативное контрольно- измерительное оборудование используют в тех случаях, когда установка датчиков и использование лабораторий по экономическим причинам невыгодно. Так как портативное оборудование не применяется для непрерывного контроля оборудования, то этот факт отнести к недостаткам использования данной группы методов мониторинга. Многие методы не имеют возможности представления достаточной информации о содержании водорода, однако датчики для определения газов в масле справляются с этим недостатком.

Третья группа методов использует лаборатории. Преимуществом лабораторий является их возможность проведения большого количества высокоточных анализов содержания газа и воды в масле. Недостатком использования лабораторий является высокая стоимость анализов. А также велика стоимость установки лабораторий и последующего их обслуживания.

Четвёртая группа методов применяют системы мониторинга и диагностики непрерывного характера. Главным отличием данной группы методов мониторинга и от вышеперечисленных методов является отсутствие встроенных датчиков и присутствие внешних датчиком, которые способны контролировать различные параметры, которые были описаны выше.

При установке подобных систем большинство датчиков уже присутствуют на трансформаторе или устанавливаться позже, ввиду того что поставленных перед данными системами задачи могут быть различными. Помимо этого, требуется также обеспечение каналами связи. Основной недостаток подобных систем — это высокая стоимость установки [2].

Однако применение существующих систем мониторинга и диагностики для трансформаторов напряжением 6 (10) кВ в ряде случаев экономически не оправданно.

Все это свидетельствует как о перспективности развития данного направления, так и о необходимости решения ряда вопросов: снижение стоимости систем применение их в различных видах трансформаторов, повышение точности моделирования, а также внедрение новых типов датчиков, основанных на использовании оптоволокна.

Внешние датчики для контроля состояния трансформатора. Для каждой системы мониторинга выбор используемых датчиков определяется при проектировании системы мониторинга, а на этапе эксплуатации не совершенствуются.

Внешние датчики могут контролировать различные параметры и их количество для каждой системы конкретно не определено и может варьироваться.

Далее приведены функции внешних датчиков, применяемые системами мониторинга для трансформаторов 6–10 кВ.

Датчик для измерения масла в баке имеет возможность определять мониторинг температуры при её превышении (рисунок 2). Для этого применяется термометр Pt 100 резисторный, фиксируемый в отделение для термометра на трансформаторе. При изменении сопротивления температуры изменяется сопротивление самого датчика, которое переводится в аналоговый сигнал.

Рис. 2. Температурный датчик для измерения масла в баке

Внешний температурный датчик, определяющий содержание масла в системе охлаждения (рисунок 3). Датчик использует измерения температур на входе и выходе охладителей, для регулирования тепловых процессов. Другой вид информации получают, используя дополнительные датчики. Система мониторинга, использующая данный вид датчика имеет возможность отключать либо включать оборудование систем охлаждения.

Рис. 3. Температурный датчик для измерения масла в системе охлаждения

Внешний датчик для регулирования напряжения, представленный как соединение конденсаторов (рисунок 4). Значения, получаемые с данного вида датчика, определяют ресурсы изоляции обмоток, которые остаются.

Рис. 4. Датчик для регулирования напряжения

Для измерения содержания водорода и воды используется датчик AMS 500 Calisto (рисунок 5). Процедура измерения водорода происходит в два действия. Для начала используя зонт извлекается водород из масла, далее измеряется количество присутствующего водорода на основе высокоточной технологии. Измерение воды осуществляется при наличие емкостного тонкопленочного датчика. Calisto- датчик устанавливается на трансформаторе внутри главного корпуса.

Рис. 5. Датчик AMS 500 Calisto

Анализатор Transfix для определения содержания газов с помощью фотоакустической спектроскопии. Он имеет возможность определять содержание восьми газов и содержание влаги [3].

Рис. 6.Датчик Transfix

На данный момент набирают популярность оптоволоконные датчики, которые решают значительную часть проблем, существующие у действующих систем мониторинга.

Вывод. Силовой трансформатор является одним из самых важных элементов энергосистемы. Поэтому на данный момент существует большое разнообразие методов мониторинга силовых трансформаторов. Существует большое разнообразие датчиков, применяемых системами мониторинга. Однако применение оптоволоконных датчиков решает значительное количество проблем.

1. Живодерников, С. В. Зарубежный опыт мониторинга состояния маслонаполненного оборудования [Текст] / Материалы четвертого научно-практического семинара Общественного Совета специалистов Сибири и Востока по проблемам мониторинга трансформаторного оборудования и диагностики электрических установок, Белокуриха, 20–24 апреля 2009 / С. В. Живодерников, А. Г. Овсянников, В. А. Русов // Новосибирск, ГЦРО, 2009. — С.7–22.

2. Кириченко, Н. В. Системы мониторинга и диагностики силовых трансформаторов [Текст] / Н. В. Кириченко, С. С. Гиршин, Т. С. Тривайлов // Современные технологии в энергетике. — Омск: ОмГТУ. — 2013г. — с.160–163.

3. Чичёв, С. И. Информационно — измерительная система электросетевой компании [Текст] / С. И. Чичёв, В. Ф. Калинин, Е. И. Глинкин: — М.: Спектр, 2011. — 156 с.

Основные термины (генерируются автоматически): датчик, система мониторинга, AMS, группа методов, измерение масла, температура масла, трансформатор, большинство датчиков, силовое оборудование, температурный датчик.

Похожие статьи

Способы контроля силовых трансформаторов | Молодой ученый

Появившиеся точечные и распределённые датчики определяют температуру в самих обмотках.

Методики измерения норм электрических параметров микросхем.

При параметрических измерениях применяется источник-измеритель или прецизионный источник-измеритель в.

Исследование и разработка устройства для измерения больших.

Бесконтактные методы контроля толщины стенки изделия.

Для выявления питтинговых повреждений преимущественно применяют методы неразрушающего контроля.

Системы защиты трансформаторов. Микропроцессорная защита.

При повышении температуры масла в баке силового трансформатора будет работать защита от перегрева.

Существующее методы мониторинга силовых трансформаторов.

Анализ применения метода акустической эмиссии для диагностики.

Силовые трансформаторы являются наиболее дорогими и важными составляющими любой энергетической системы.

Лабораторные испытания ТЭГ системы выпуска двигателя.

Система управления технически обеспечивает подключение датчиков и исполнительных

В качестве микропроцессорной системы использовалась система National Instruments CompactRIO.

Наименование параметра. Единицы измерения. Измеренное значение.

Портативный амперометрический датчик для измерения.

Предлагается амперометрический метод и датчик для измерения суммарной антиоксидантной активности веществ.

В процессе работы в системах электроснабжения (СЭС) электрооборудование подвергается многочисленным внешним и внутренним электромагнитным и другим эксплуатационным воздействиям, а также сами непосредственно влияют на окружающие объекты и среду. Поэтому в настоящее время большое внимание уделяется создания условий для нормальной безаварийной работы и эффективной работы электрооборудования СЭС. Таким электрооборудованием являются прежде всего силовые трансформаторы (СТ). Силовые трансформаторы, хотя и являются в эксплуатации весьма надежными аппаратами благодаря отсутствию вращающихся частей, но неисправности и аварии для них являются не редкостью, что оказывает большое влияние на надежность работы энергосистемы. Определить фактическое состояние позволяет применение комплексного диагностического обследования трансформаторов. Это позволяет оценить их реальный остаточный ресурс, вкладывать средства в профилактику, ремонт и замену проблемного оборудования.
Перспективным средством выявления и прогнозирования ресурса являются автоматизированные методы диагностики силовых трансформаторов, которые благодаря расширенному комплексу датчиков, охватывающим все его узлы и системы, позволяют на ранней стадии зафиксировать начало негативных процессов. Применение автоматизированных методов диагностики силовых трансформаторов позволит продлить ресурс силовых трансформаторов и поможет оперативному персоналу своевременно принимать решения на основе полноты получаемой информации.
В ходе выполнения данной работы будут рассмотрены вопросы, которые касаются изучения автоматизированных систем диагностики и мониторинга силовых трансформаторов и автотрансформаторов.

Зарегистрируйся, чтобы продолжить изучение работы

2 Комплексная автоматизированная система TPAS
Комплексная автоматизированная система TPAS (Transformer Performance Analysis System) – первая система контроля состояния силовых трансформаторов и предназначена для выявления максимального количества видов дефектов на ранней стадии их развития, разработана в Массачусетском технологическом институте США [2] .
Система TPAS выявляет возникающие при работе трансформатора дефекты: частичные пробои изоляции, снижение механической прочности из-за коротких замыканий, точки перегрева обмоток и магнитной системы, повреждение устройств РПН и вводов. Системой через короткие промежутки времени контролируются наиболее важные параметры, отражающие состояние трансформатора.
В системе TPAS наряду с датчиками, контролирующими влагу в масле, газы в масле, частичные разряды, температуру наиболее нагретых точек обмоток и сердечника, уровень вибрации и т.д., используются измерительные трансформаторы тока и напряжения для контроля режима работы, датчики положения устройства РПН, включения и отключения вентиляторов и насосов, сведения о геомагнитных возмущениях при геомагнитных бурях. Структурная схема работы системы TPAS представлена на рисунке 1.
Система TPAS использует математических моделей поведения отдельных узлов трансформатора (концепция Model Based Monitoring). Модели содержат постоянные и переменные коэффициенты, которые зависят от рабочего режима трансформатора, для прогнозирования характеристик трансформатора при определенных условиях эксплуатации. Работа математической модели TPAS приведена на рисунке 2.

Рисунок 1 - Структурная схема работы системы TPAS [2]

Рисунок 2 - Структурная схема модуля с математической моделью [2]

По мере накопления опыта эксплуатации установок TPAS, продолжается их совершенствование в направлении применения более чувствительных датчиков для контроля устройств РПН и вводов, усовершенствования алгоритмов обработки сигналов (особенно частичных разрядов), использования метода искусственных нейронных сетей для интерпретации тревожных сигналов и для проверки состояния датчиков, расширения набора моделей процессов, происходящих в трансформаторе (миграции влаги, образования пузырьков, статической электризации потоком масла). Ведутся разработки по усовершенствованию датчиков непрерывного контроля газа, применения виброконтроля распрессовки обмоток и магнитопровода, неразрушающих испытаний прочности масла, оптических датчиков температуры наиболее нагретых точек обмоток и сердечника силового трансформатора.

Рисунок 3 – Внешний вид системы TDM [3]

Перечислим основные технические и программные особенности системы TDM
Практическая реализация модульной структуры технических средств системы, когда гибкий набор функционально дополняющих друг друга диагностических модулей позволяет оперативно создавать систему мониторинга трансформатора любой сложности.
Единое многоуровневое программное обеспечение INVA, реализующее функции мониторинга и автоматизированной диагностики

В последнее десятилетие за рубежом все более активно разрабатываются и внедряются средства непрерывного контроля (мониторинга) и диагностики трансформаторного оборудования.

Основные причины — экономические. Аварийный выход из строя крупного трансформатора, стоимость которого может достигать 10 млн долл., грозит энергокомпаниям убытками в сотни млн долл. из-за перерывов в энергоснабжении.

Поэтому естественно стремление контролировать состояние трансформаторного оборудования, выявлять развивающиеся дефекты и аномальные режимы работы и своевременно формировать необходимые рекомендации персоналу. Успешному развитию этого направления электроэнергетики в большой степени способствовали успехи в области промышленных средств вычислительной техники, информационных технологий и появление на рынке широкого спектра первичных датчиков.

Для электроэнергетики России использование систем мониторинга и диагностики является тем более актуальным, что примерно 50 % эксплуатируемых в ЕЭС трансформаторов и реакторов выработали свой ресурс, и продление их срока службы без внедрения современных средств контроля практически невозможно.

Система сертифицирована Госстандартом России, сдана межведомственной комиссии, созданной ОАО ФСК, и освоена в серийном производстве. В представляемую систему входят:

• шкаф (шкафы) управления и мониторинга типа ШУМТ-М (рис. 1);

• датчики температуры масла в верхних слоях и на выходе системы охлаждения;

• датчики температуры масла в баке РПН; • датчики температуры окружающего воздуха;

• датчики тока нагрузки:

• бесконтактные датчики положения РПН; • датчик влажности масла;

• датчик концентрации газов, растворенных в масле;

• каналообразующая аппаратура и кабельная продукция;

• АРМ обслуживающего и оперативного персонала для подстанций, не оснащенных АСУ ТП или программно-техническими средствами интеграции в АСУ ТП;

• программное обеспечение АРМ для управления, конфигурирования, параметризации, визуализации, документирования и архивирования. Центральным ядром системы является шкаф ШУМТ-М, выполняющий следующие функции:

• сбор и первичная обработка информации от первичных датчиков;

• управление и контроль состояния системы охлаждения трансформатора;

• определение энергопотребления системы охлаждения;

• контроль исправности первичных датчиков;

• самодиагностику всех элементов системы; • контроль состояния газового реле;

• контроль питания и состояния отсечных клапанов;

• контроль исправности шин 0,4 кВ силового питания (основных и резервных);

• связь с АСУ ТП или с АРМ. Технические характеристики ШУМТ-М представлены в таблице.

По требованию заказчика допускается увеличение числа входных аналоговых и дискретных сигналов.

Конфигурация системы управления и мониторинга определяется на стадии разработки проекта привязки системы к конкретному трансформатору.

При этом параметризация ШУМТ-М под требования конкретного проекта осуществляется дистанционно с помощью программных средств АРМ. Основные задачи, выполняемые системой

1. Управление системой охлаждения и обеспечение оптимального соотношения между температурой масла и энергопотреблением.

Примененные технические и программные средства обеспечивают плавное включение электродвигателей маслонасосов и вентиляторов обдува, снижая в 3-5 раз броски пусковых токов. При возникновении неполнофазных режимов, заклинивании подшипников и других неисправностях включение электродвигателей блокируется.

Реализована возможность включения такого количества маслонасосов и вентиляторов, которое обеспечивает равенство температуры верхних слоев масла заданной уставке.

2. Контроль состояния охладителей и эффективности системы охлаждения.

Оценка производится путем контроля токов всех двигателей маслонасосов и вентиляторов обдува, а также по разности температур на входе и выходе системы охлаждения.

3. Контроль температуры верхних слоев масла методом прямого измерения.

4. Контроль температуры масла в баке РПН.

5. Контроль загрузки трансформатора методом прямого измерения фазных токов первичной обмотки.

6. Расчет температуры обмотки по измеренным значениям токовой нагрузки и температуры верхних слоев масла.

7. Контроль текущего номера ответвления РПН.

8. Контроль тока привода РПН.

10. Контроль влажности масла. 11. Контроль концентрации горючих газов, растворенных в масле.

Полученная информация передается в АСУ ТП или на АРМ оперативного персонала энергопредприятия. На рис. 2 приведены экранные формы отображения информации для одного из типоисполнений системы.

Система внедрена в эксплуатацию на Выборгском предприятии Магистральных электрических сетей Северо-Запада на шести однофазных трансформаторах 135 МВА и на двух сглаживающих реакторах в составе АСУ ТП подстанции.

Автор: Валуйских А.О., Мордкович А.Г., канд. техн. наук, Цфасман Г.М., канд. техн. наук, ГУП ВЭИ им. В.И. Ленина

Читайте также: