Система мониторинга силовых трансформаторов. Требования к мониторингу трансформатора

Авг 7, 2019 Публикации

Система мониторинга силовых трансформаторов

Современное состояние электроэнергетики в нашей стране и мире в целом характеризуется ростом потребляемых мощностей. При этом повышенные требования предъявляются к силовому электрооборудованию, в частности к силовым трансформаторам. Общемировой тенденцией становится внедрение автоматизированных систем управления с функциями оперативной диагностики на базе микропроцессорных устройств, которые позволяют решить следующие задачи:
• своевременно обнаруживать неисправности и снижать вероятность аварийных отказов за счет выявления начальной стадии развития дефекта;
• сокращать инвестиционные затраты на необоснованное обновление оборудование;
• снижать расходы на проведение ремонтов в результате организации мероприятий по реальному состоянию оборудования вместо календарного;
• сокращать трудозатраты на обслуживающий персонал в результате внедрения автоматизированных методов контроля и диагностики;
• увеличить время эксплуатации оборудования на основании фактических значений критических параметров оборудования.

Компания «ТЕКОН» занимается разработкой, поставкой и внедрением систем мониторинга силовых трансформаторов на территории Российской Федерации.

Цели создания системы мониторинга:
• повышение эффективности эксплуатации трансформаторного оборудования и сокращение случаев сбоев энергообеспечения по вине отказа оборудования за счет выявления начальной стадии развития дефекта и/или предаварийных и аварийных режимов в контролируемом оборудовании;
• сокращение инвестиционных затрат на необоснованное обновление оборудования;
• снижение расходов на проведение ремонтов в результате организации ремонтов по реальному состоянию оборудования вместо календарного;
• сокращение трудозатрат персонала в результате внедрения автоматизированных методов контроля и диагностики;
• увеличение времени эксплуатации оборудования на основании фактических значений критических параметров трансформаторного оборудования;
• снижение рисков причинения экологического ущерба из-за выхода из строя трансформаторного оборудования;
• уменьшение затрат на страхование.

Назначение системы мониторинга:
• контроль состояния и анализ работы узлов трансформаторного оборудования (система охлаждения, высоковольтные ввода, РПН и т.д.);
• непрерывное измерение, сбор, обработка, анализ, отображения, хранение основных параметров трансформаторного оборудования в нормальных, предаварийных и аварийных режимах;
• прогнозирование технического состояния трансформаторного оборудования;
• хранение диагностической информации об «истории жизни» трансформаторного оборудования;
• передача собранной диагностической информации для дальнейшего анализа на верхний уровень АСУ ТП.

Функционал системы мониторинга:
• контроль электрических и энергетических параметров трансформатора;
• контроль допустимых систематических и аварийных перегрузок, температуры наиболее нагретой точки обмотки, старения изоляции обмоток;
• контроль температуры верхних и нижних слоев масла, на входе и выходе охладителей, окружающей среды;
• контроль влагосодержания масла и твердой изоляции;
• контроль состояния и анализ работы системы охлаждения;
• контроль содержания газов, растворенных в трансформаторном масле и выявление на ранних стадиях быстроразвивающихся дефектов;
• контроль небаланса токов проводимости и tg ? изоляции высоковольтных вводов;
• контроль срабатывания технологических и электрических защит;
• формирование сигналов предупредительной и аварийной сигнализации по всем контролируемым параметрам;
• создание и хранение базы данных технического состояния контролируемого объекта, срабатывания аварийной и предупредительной сигнализации с метками времени, привязанными к единому системному времени;
• формирование экспертных оценок и прогнозов технического состояния оборудования на основе расчетных моделей в режиме реального времени и сохранение результатов расчетов в базе данных;
• интеграция с АСУ ТП энергообъекта по стандартным протоколам связи с функциями мониторинга с автоматизированного рабочего места (АРМ) оперативного персонала АСУ ТП энергообъекта;
• самодиагностика системы;
• формирование архивов долговременного хранения диагностической информации, с возможностью передачи архивов в программно-технический комплекс (ПТК) верхнего уровня.

Система мониторинга трансформаторного оборудования включает математические модели, обеспечивающие первичную обработку информации от датчиков в масштабе реального времени. Математические модели разработаны в соответствии с требованиями нормативно-технической документации РФ и документами МЭК.

В системе мониторинга реализованы следующие модели:
• расчет энергетических параметров, а также токовой нагрузки обмоток;
• расчет перегрузочной способности и прогнозирование предельно допустимой нагрузки в зависимости от длительности;
• регистрация количества, величины и длительности перенапряжений;
• расчет температуры наиболее нагретой точки обмотки трансформатора;
• определение старения изоляции;
• расчет содержания влаги в твердой изоляции;
• контроль работы системы охлаждения;
• контроль работы РПН;
• контроль состояния изоляции высоковольтных вводов.

Структура
Система построена по трехуровневой схеме на базе современных программно-технических средств, реализующих основные информационные функции.

Трехуровневая модель имеет следующее функциональное разделение:
Уровень I (нижний уровень):
• первичные датчики, приборы и измерительные системы (приборы газосодержания и влагосодержания масла, датчики температуры и т.п.) предназначенные для измерения первичных технологических параметров состояния трансформатора с различными видами интерфейсов и протоколов:

— аналоговые (4. 20 мА, 0. 5 В и др.);
— контактные («сухой» контакт реле);
— цифровые (Modbus ASCII, Modbus RTU, Modbus TCP, IEC 60870-5-101 и IEC 60870-5-104).

Уровень II (средний уровень):
• преобразование сигналов и предварительная обработка, полученная от первичных датчиков уровня I;
• информационный обмен с уровнем III.
Уровень II системы мониторинга выполнен на базе современных контроллеров производства Группы компаний «ТЕКОН».
Применяемые контроллеры соответствуют ГОСТ Р 51841-2001 и относятся к изделиям государственной системы промышленных приборов и средств автоматизации, а также имеют специальные средства защиты для применения в условиях сильных промышленных помех по ГОСТ Р 51318.24-99 (СИСПР 24-97), внутреннюю диагностику встроенного ПО и аппаратной части.
Уровень III (верхний уровень):
• серверные функции — обмен данными с устройствами среднего уровня, консолидация, хранение, обработка полученных данных, а также интеграция в другие АСУ энергообъекта (поддержка стандартных интерфейсов и протоколов связи);
• функции операторской станции — визуализация состояния контролируемых и рассчитываемых параметров трансформаторного оборудования, отображения сигналов срабатывания аварийной и предупредительной сигнализации, обеспечения работы с накопленными архивами и журналами.

Достоинства системы:
• система гибкая и масштабируемая, пригодна к дальнейшему расширению, как по количеству объектов контроля, так и к развитию функциональности;
• система построена на базе промышленных программируемых контроллеров, обеспечивающие требуемые показатели надежности и имеющих сертификат о соответствии типу СИ Госстандарта РФ;
• контроллеры имеют энергонезависимую память для хранения операционной системы, прикладного программного обеспечения (ПО) и архивных данных;
• обеспечена возможность горячей замены модулей ввода-вывода, без отключения оборудования;
• предусмотрено резервирование каналов связи между компонентами системы мониторинга;
• обеспечена возможность интеграции с АСУ ТП энергообъекта;
• использован модульный принцип построения технических и программных средств, прикладного и технологического ПО.

TDM – комплексная система мониторинга и диагностики состояния силовых трансформаторов

Комплексная система мониторинга и диагностики марки «TDM» (Transformer Diagnostics Monitor) предназначена для:

  • контроля соответствия текущих параметров работы трансформатора нормативным требованиям;
  • проведения автоматизированной экспертной диагностики дефектов и оценки технического состояния трансформатора;
  • передачи системой в АСУ-ТП более высокого уровня первичной и обработанной информации для использования в более сложных интегрированных системах контроля.
  • 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. Элементы этого ПО устанавливаются в первичных модулях мониторинга, в АРМ трансформатора, АРМ подстанции, АРМ территориального энергетического предприятия. Иерархическая структура ПО INVA позволяет комплексно решать задачи управления эксплуатацией трансформаторов.
    • Наличие в программном обеспечении INVA системы TDM набора эффективных экспертных алгоритмов, позволяющих проводить углубленную оценку технического состояния контролируемого трансформатора.
    • Организация мониторинга трансформаторов при помощи системы TDM

      Модульная структура технических средств, основанная на общей информационной шине, что позволяет оперативно создавать системы мониторинга и диагностики с необходимыми свойствами. Это позволяет минимизировать экономические затраты на организацию диагностического мониторинга.

      Кроме модулей системы TDM в состав комплексной системы мониторинга могут быть включены любые приборы регистрации и контроля параметров масла и растворенных газов и других дополнительных диагностических параметров.

      В зависимости от требований технического задания для конкретного контролируемого трансформатора в состав системы TDM могут входить до 20 диагностических модулей, к которым может быть подключено до 100 первичных датчиков различного типа, измеряющих различные технологические параметры работы.

      По итогам работы диагностических алгоритмов в программе INVA рассчитывается единый коэффициент текущего технического состояния трансформатора. Этот коэффициент комплексно отражает состояние трансформатора, поэтому его максимально удобно использовать в системах управления эксплуатацией высоковольтного оборудования более высокого уровня.

      Коэффициент текущего технического состояния Kттс не следует путать с широко применяемым и нормированным в настоящее время индексом технического состояния Итс. Индекс технического состояния оборудования описывает состояние оборудования в условиях полного жизненного цикла оборудования, который обычно включает в себя несколько межремонтных периодов.

      Эти два коэффициента описывают разные аспекты текущего технического состояния оборудования, их значения на момент проведения измерений и контроля состояния обычно не совпадают и достаточно слабо коррелируют друг с другом, как это показано на рисунке.

      Коэффициент технического состояния оборудования изменяется в пределах одного межремонтного цикла, а индекс технического состояния обычно монотонно уменьшается, незначительно изменяясь при возникновении и устранении дефектных состояний.

      Технические особенности системы TDM

      В основу разработки технических средств системы TDM был положен универсальный модульный принцип:

    • Основной элемент технических средств – отдельный диагностический модуль с набором датчиков.
    • Модуль реализует один диагностический метод для контроля всего трансформатора или набор методов для диагностики состояния отдельной подсистемы трансформатора.
    • Все модули TDM работают как составные элементы общей системы мониторинга и диагностики.
    • Основой для интеграции отдельных модулей в систему является общая информационная шина, проходящая через все модули.
    • Информация, регистрируемая одним модулем, по общей шине доступна для использования другими модулями.
    • В системе TDM реализован комплексный подход к диагностике состояния трансформатора, когда итоговая оценка состояния трансформатора производится на основании обобщающего анализа результатов работы, полученных экспертными программами всех модулей системы.

      Конструктивное исполнение системы TDM

      Все модули системы TDM рассчитаны на работу в промышленном диапазоне температур от 40°С без использования элементов подогрева.

      Стандартно система TDM поставляется в защитном шкафу из нержавеющей стали, в котором монтируются все необходимые модули и устройства. В шкафу устанавливается система подогрева, предназначенная для поддержания необходимого климатического режима работы электронного оборудования. Для обеспечения работы системы в экстремальных условиях в шкафу монтируется дополнительная система подогрева, или кондиционер, в зависимости от технического задания.

      Такое универсальное исполнение системы TDM позволяет монтировать диагностическое оборудование непосредственно рядом с контролируемым трансформатором, уменьшая длину сигнальных кабелей.

      Для передачи информации в локальную вычислительную сеть АСУ-ТП более высокого уровня в системе TDM используются оптический кабель, витая «медная» пара, или радиоканал.

      Система TDM – интеллектуальный элемент общей системы управления эксплуатацией высоковольтного оборудования энергосистемы

      Технические и алгоритмические решения системы TDM соответствуют решениям, принятыми фирмой «ДИМРУС» при создании других систем мониторинга, например, для КРУЭ (система GIS-DM), высоковольтных кабельных линий (системы КМК и CDM), и т. д.

      Универсализация систем мониторинга дает возможность оперативно обмениваться первичной информацией между различными системами мониторинга и оценивать состояние всего комплекса высоковольтного оборудования.

      Это позволяет эффективно и быстро создавать обобщенные системы мониторинга технологически связанного высоковольтного оборудования, реализуя принцип комплексного мониторинга узла или транзита электроэнергии.

      Перечень и основные функции модулей системы TDM

      Основные диагностические модули системы TDM
      Марка Наименование Описание функций модуля
      PS Блок питания Универсальный источник питания модулей системы TDM и первичных датчиков.
      M0 Главный модуль Главный технический и программный модуль TDM. Он управляет работой всех диагностических модулей, собирает с них информацию и передает ее на уровень АРМ подстанции.
      M1 Монитор температуры Модуль для расширенной регистрации температуры трансформатора и окружающей среды. Позволяет проводить оценку эффективности работы системы охлаждения.
      M2 Аварийный регистратор Модуль регистрации переходных и предаварийных режимов работы трансформатора. Позволяет фиксировать броски токов и напряжений обмоток трансформатора.
      M3 Монитор вводов Мониторинг технических параметров высоковольтных вводов. Контроль величины тока проводимости, емкости C1, расчет тангенса угла потерь (абсолютного или относительного).
      M3.1 Модуль расширения Предназначен для оперативного подключения переносных приборов регистрации ЧР (при отсутствии модуля M4).
      M4 Монитор ЧР (ВЧ) Модуль регистрации частичных разрядов в диапазоне частот 0,1 ? 30,0 МГц. Анализ распределения импульсов ЧР, определение типа дефекта в изоляции трансформатора.
      M4.1 Монитор ЧР (СВЧ) Модуль регистрации частичных разрядов в диапазоне частот 400 ? 1500,0 МГц. Используются встроенные в бак трансформатора датчики, поэтому модуль имеет хорошую помехозащищенность.
      M5 Монитор РПН Модуль предназначен для контроля технического состояния устройства РПН трансформатора. Контролирует количество коммутаций по ступеням и процесс коммутации.
      M6 Монитор ЧР (ультразвук) Модуль регистрации частичных разрядов в ультразвуковом диапазоне частот 30 ? 300 кГц. Позволяет проводить локацию места дефекта внутри бака трансформатора.
      M7 Монитор вибрации Регистрация вибрации бака в диапазоне 10 ? 1000 Гц. Позволяет оценивать качество прессовки трансформатора.
      M8 Регистратор перенапряжений Модуль регистрации высокочастотных импульсных перенапряжений в сети в диапазоне частот до 10,0 МГц. Оценка влияния перенапряжений на состояние трансформатора.
      M9 Модуль входов Дополнительный модуль входов. Позволяет расширить количество регистрируемых параметров трансформатора.
      M10 Монитор Zk Модуль регистрации токов и напряжений первичной и вторичной обмоток трансформатора, используемых для расчета параметра Zk, оценивающего наличие изменений формы обмоток.
      Дополнительные и сервисные модули
      M20 Переходный модуль Модуль расширения информационной шины системы TDM при большом количестве диагностических модулей, которые располагаются в шкафу в два ряда.
      M21 Модуль БИТТ Модуль изолирующих трансформаторов 0,1 / 0,1А для развязки цепей прибора и токов проводимости высоковольтных вводов.
      M22 Модуль токовых преобразователей Модуль изолирующих трансформаторов для развязки измерительных цепей 5А трансформаторов тока.
      M23 Модуль времени Модуль для синхронизации внутренних часов системы TDM с системой глобального позиционирования GPS/GLONASS.
      TDM-Oil Интегральный датчик в масле Интегральный датчик, встраиваемый в бак трансформатора. Позволяет контролировать влагосодержание в масле, температуру, вибрацию, ЧР в СВЧ диапазоне частот.
      Специальные версии системы мониторинга TDM
      TDM-M Мониторинг силовых трансформаторов с напряжением 110 кВ Система TDM минимальной конфигурации для мониторинга силовых трансформаторов 110 кВ.
      TDM-10 /0,4 Мониторинг силовых трансформаторов 10/0,4 кВ Система TDM (комплексный датчик) для организации мониторинга силовых распределительных маслонаполненных трансформаторов с рабочим напряжением 10 кВ.
      Системы управления охлаждением трансформаторов, интегрированные с TDM
      TDM-TR Система управления охлаждением Система управления охлаждением трансформаторов сравнительно небольшой мощности (до 4 групп вентиляторов).
      TDM-TS Система управления охлаждением Система управления охлаждением трансформаторов средней и большой мощности. Позволяет управлять 12 (24) группами маслонасосов и вентиляторов.

      Программное обеспечение INVA для мониторинга и автоматизированной диагностики состояния трансформаторов

      Совместно с техническими средствами системы TDM, предназначенными для регистрации и первичной обработки информации, фирмой «ДИМРУС» поставляется уникальное программное обеспечение «INVA».

      Состав и функции программного обеспечения INVA

      В состав ПО INVA входит набор алгоритмов и программ, решающих вопросы, связанные со сбором первичной информации, ее хранением, экспертной обработкой и формированием итоговых диагностических заключений о состоянии контролируемого трансформатора.

      Элементы программного обеспечения INVA работают на разных уровнях реализации системы TDM.

      Модули системы TDM

      Информация от датчиков сбора первичной информации, смонтированных на трансформаторе, регистрируется, обрабатывается и хранится в необработанном виде в функциональных диагностических модулях. Управление работой каждого модуля производится встроенной программой на микропроцессорном уровне. В этой программе осуществляется основная параметрическая диагностика состояния трансформатора, формируются сигналы о превышении пороговых значений критических параметров.

      Основной модуль M0 системы, работающий по сигналам программного обеспечения INVA, управляет работой всех диагностических модулей, собирает от них первичную информацию, интегрирует ее и передает на уровень АРМ подстанции (трансформатора).

      В составе каждого модуля системы реализована специализированная экспертная система, результатом работы которой является диагностическое заключение о текущем техническом состоянии контролируемой подсистемы трансформатора.

      АРМ подстанции – основной уровень мониторинга состояния трансформатора.

      Этот уровень является основным для сбора, визуализации, хранения и экспертной обработки информации о состоянии трансформатора.

      Вся необходимая информация о работе трансформатора, как первичная, так и специально обработанная экспертными программами в модулях, отображается на экране компьютера АРМ в цифровом значении и в виде стандартных светофоров состояния — «зеленый», «желтый», «красный», предназначенных для оперативного персонала.

      При оценке текущего состояния трансформатора в INVA на уровне АРМ подстанции учитывается информация от дополнительных диагностических приборов (контроль растворенных газов, параметров энергопотребления и т.д.), а также используется необходимая информация из системы АСУ ТП более высокого уровня.

      Специальный диагностический персонал при необходимости может, используя программные средства АРМ трансформатора, проводить углубленный анализ и обработку всей имеющейся информации.

      Оценка технического состояния трансформатора

      Мониторинг технического состояния и экспертная оценка состояния трансформатора являются основной целью применения систем TDM.

      В связи со сложностью и взаимосвязанностью процессов в трансформаторе итоговая диагностическая процедура является многопараметрической, комплексной, поэтому выполняется в программном обеспечении INVA на нескольких алгоритмических уровнях и в несколько этапов.

    • Оперативная параметрическая оценка состояния трансформатора в основном производится в диагностических модулях TDM и частично в АРМ трансформатора (подстанции). Такая оценка проводится на основании сравнения измеренных величин с пороговыми значениями критических параметров трансформатора, для которых существуют эти значения.
    • Экспертная оценка состояния трансформатора и диагностика дефектов.
    • Для формирования комплексных диагностических заключений в экспертной программе используются сложные диагностические модели, в которых характерные параметры используются от нескольких диагностических моделей отдельных подсистем трансформатора.

      Диагностические заключения по несвязанным подсистемам контролируемого трансформатора ранжируются по интенсивности развития выявленных дефектов, по степени их опасности для эксплуатации оборудования. Такие дефекты приводятся в виде простого списка.

      На формирование комплексных диагностических заключений оказывают влияние дополнительные встроенные модели: для определения наиболее нагретой точки обмотки, оценка эффективности работы системы охлаждения, комплексного влагосодержания в масле и в твердой изоляции, и т. д.

      Формирование отчетов о состоянии и управление эксплуатацией трансформатора

      По результатам параметрической и экспертной диагностики программой INVA в автоматическом режиме производится формирование отчетов о состоянии трансформатора. Отчеты представляются в формате Word, что дает возможность экспертам при необходимости уточнять и корректировать информацию.

      Созданные отчеты включают в себя данные об информационно важных первичных параметрах трансформатора, сведения о выявленных экспертными алгоритмами дефектах.

      В отчетах приводится дополнительная информация, описывающая вероятные сроки развития дефектных состояний до критического уровня. Для этого в программном обеспечении INVA используются уникальные адаптивные модели развития дефектных состояний. Параметры этих математических моделей оперативно уточняются программой для каждого трансформатора по мере набора информации.

      Для удобства анализа состояния трансформатора как элемента узла (подстанции) или составной части транзита энергии, программой INVA рассчитывается обобщенный коэффициент технического состояния трансформатора. Это дает возможность использования результатов работы системы TDM в диагностике типа «поиск слабого звена».

      Математические модели и диагностические алгоритмы

      В программном обеспечении модулей системы TDM и в ПО INVA реализованы многоуровневая параметрическая диагностика и автоматизированная экспертная оценка состояния трансформатора на основе математических моделей и алгоритмов.

      Параметрическая диагностика основана на контроле значений критических параметров трансформатора, для которых имеются нормативные пороги состояния. Параметрическая диагностика строится на анализе трех значений критических параметров:

    • Текущие установившиеся значения критических параметров.
    • Скачок критических параметров, отражающий быстрые изменения состояния трансформатора.
    • Тренд изменения критических параметров, отражающий медленные изменения технического состояния трансформатора.
    • Диагностика на основе встроенных математических моделей предназначена для выявления дефектных и предаварийных состояний контролируемого трансформатора при помощи экспертных алгоритмов. Эта диагностика выполняется с использованием адаптированных к системе TDM эффективных экспертных алгоритмов, реализованных в программном обеспечении системы мониторинга, расположенных на уровнях обработки информации II, III и IV.

      Модель Назначение математической модели, получаемые результаты
      Расчет температуры наиболее нагретой точки обмотки
      • Расчет температуры наиболее нагретой точки обмотки по температуре верхних слоев масла и нагрузке.
      • Расчет старения изоляции по температуре наиболее нагретой точки обмотки и расчетному влагосодержанию твердой изоляции.
      Влагосодержание в масле и в твердой изоляции.
      • Контроль влагосодержания в масле трансформатора.
      • Расчет влагосодержания в масле с учетом предшествующих режимов работы трансформатора.
      • Определение температуры закипания влаги в масле.
      • Расчет влагосодержания в твердой изоляции в местах перегрева.
      Анализ растворенных газов в масле
      • Определение типа дефектов в трансформаторе по концентрации и сочетанию растворенных в масле газов. Точность таких расчетов зависит от марки используемого прибора контроля концентрации газов.
      Наличие и распределение частичных разрядов
      • Регистрация частичных разрядов в диапазонах HF, UHF и ультразвуковом.
      • Определение наличия и типа дефектов в изоляции трансформатора.
      • Локация места возникновения дефекта внутри бака трансформатора.
      Совместный анализ растворенных газов и частичных разрядов
      • Совместный анализ растворенных газов и частичных разрядов для уточнения диагнозов и для разделения дефектов внутри бака трансформатора и во вводах.
      Состояние вводов трансформатора
      • Расчет параметров основной изоляции высоковольтных вводов (тангенс угла диэлектрических потерь, емкость), и их изменения.
      • Определение дефектного ввода и типа дефекта в нем.
      Влияние импульсных перенапряжений
      • Регистрация высокочастотных импульсных перенапряжений.
      • Оценка воздействия импульсных высокочастотных перенапряжений, выявление изменений состояния трансформатора.
      Состояние устройства РПН
      • Расчет перепада температур в основном баке и баке контактора РПН.
      • Определение механического и электрического износа контактов.
      Комплексная оценка состояния трансформатора
      • Комплексная оценка технического состояния трансформатора на основе всех диагностических моделей.
      • Рекомендации по стратегии эксплуатации контролируемого оборудования с учетом требований РД 34.45-51.300-97.
      Нагрузочная способность трансформатора
      • Расчет нагрузочной способности трансформатора по ГОСТ 14209-97 (МЭК 354-91), МЭК 60076-7, МЭК 60076-2.
      • Допустимые расчетные величины и время перегрузки.
      Оценка влияния трансформатора на работу транзита
      • Определение влияния технического состояния трансформатора на надежность работы транзита энергии (для уровня IV в программном обеспечении INVA).

      Многоуровневая реализация технических и программных средств

      Программные и технические средства системы TDM включают в себя несколько уровней регистрации, обработки информации, мониторинга и диагностики технического состояния трансформатора.

      Стандартная поставка технических и программных средств системы TDM включает в себя до 4 уровней регистрации, обработки информации и принятия решения о техническом состоянии контролируемого трансформатора.

      Уровень I (уровень первичных датчиков) – технический уровень сбора исходной информации. Он включает в себя все первичные датчики системы TDM, а также все дополнительные датчики и приборы, контролирующие состояние трансформатора.

      Уровень II (уровень модулей системы TDM) – технический и программный уровень первичной обработки данных от датчиков, уровень осуществления параметрической диагностики работы трансформатора.

      Уровень III (диагностический уровень подстанции) – программный уровень комплексной экспертной оценки технического состояния трансформаторов. Представляет собой автоматизированное рабочее место (АРМ). Уровень III технически реализован в виде отдельного шкафа АРМ с компьютером и средствами связи.

      Уровень IV (диагностический уровень энергопредприятия) – технический и программный уровень визуализации информации о состоянии оборудования всех подстанций энергопредприятия. Представляет собой шкаф — автоматизированное рабочее место (АРМ). При необходимости на этом уровне диагностики производится оценка рисков возникновения дефектов в наиболее ответственном оборудовании. На этом уровне возможно проведение интегральной диагностики влияния состояния трансформатора (трансформаторов) на состояние транзита электроэнергии.

      Уровни программного обеспечения INVA

      Программное обеспечение INVA, поставляемое с системами TDM для мониторинга трансформаторов, включает в себя базовые математические и диагностические модели для уровней IV, III и частично II. Набор дополнительных экспертных модулей и математических моделей для этих уровней, например, для сравнительной оценки влияния состояния трансформатора на техническое состояние общего транзита энергии (уровень IV), оговаривается при заказе системы отдельно.

      Программное обеспечение INVA обеспечивает передачу и интеграцию информации в систему АСУ ТП уровней III и IV с использованием протокола МЭК 60870-5-104. Это позволяет оперативно и безопасно использовать существующие информационные сети заказчика.

      Технические средства мониторинга силовых трансформаторов с пониженным индексом технического состояния

      Для новых трансформаторов и трансформаторов, находящихся в нормальном состоянии, основной целью системы мониторинга является выявление дефектных состояний на ранних стадиях, что позволяет минимизировать затраты на эксплуатацию за счет того, что все ремонтные и сервисные воздействия на трансформатор будут осуществляться вовремя и в минимальном объеме. Технические и программные средства таких систем мониторинга должны быть ориентированы на глубокую и чувствительную диагностику дефектных и преддефектных состояний трансформатора.

      Для трансформаторов, имеющих низкий индекс технического состояния, обычно уже находящихся в критическом состоянии, вопрос о выявлении дефектных состояний не стоит – проблемы явно присутствуют и развиваются. Чаще всего основным вопросом, который должна помочь решить установка системы мониторинга, является вопрос прогнозирования – сможет ли контролируемый трансформатор безаварийно доработать определенный период времени, например год. Этот интервал времени зависит от того, когда появится реальная возможность модернизировать трансформатор, а в большинстве случаев просто заменить его.

      Технические, а особенно программные средства таких систем мониторинга, должны быть ориентированы на анализ возможных сценариев развития технического состояния трансформатора, чтобы в нужный момент сформировать обоснованные рекомендации о возможности или невозможности дальнейшей эксплуатации трансформатора.

      Требования к техническим средствам системы мониторинга

      Выбор технических средств, позволяющих создать систему мониторинга критических силовых трансформаторов, отличается от выбора технических средств для новых трансформаторов и имеет отличительные особенности.

      Во-первых, поскольку система мониторинга критических трансформаторов не требует проведения надежной диагностики дефектов на самых ранних этапах возникновения, требования к техническим средствам упрощаются. Основной их задачей является контроль уже существующих дефектных состояний и выявление новых, но только существенных дефектов. Поэтому объем и стоимость технических средств такой системы могут быть минимальными.

      Технические средства системы мониторинга трансформаторов с низким индексом технического состояния должны обеспечивать контроль только критических параметров, непосредственно влияющих на возможность их дальнейшей эксплуатации.

      Например, в такой системе мониторинга нет никакой необходимости контролировать восемь растворенных в масле газов. Для корректной оценки технического состояния трансформатора вполне достаточно контроля содержания водорода и суммы горючих газов. При этом нужно учитывать, что критический трансформатор уже находится на учащенном периодическом контроле растворенных газов при помощи хроматографов. И тем более, что в большинстве случаев диагностические возможности метода контроля растворенных в масле газов в режиме «on-line» перекрываются возможностями другого, более дешевого метода контроля частичных разрядов в изоляции.

      В то же время контроль влагосодержания в масле трансформатора является обязательным, поскольку это критический параметр, однозначно характеризующий стойкость масла к электрическому пробою. Эта функция должна входить в состав современных приборов контроля растворенных газов в масле трансформатора.

      При выборе технических средств для системы диагностического мониторинга критических трансформаторов необходимо таким же образом анализировать и оптимизировать технические средства каждого диагностического метода.

      Во-вторых, для систем мониторинга критических трансформаторов иначе стоит вопрос о сроке службы технических и программных средств самой системы мониторинга.

      Если система мониторинга устанавливается на новом трансформаторе, то автоматически предполагается, что она будет работать в течение всего срока эксплуатации трансформатора. Обычно это время исчисляется десятками лет.

      Если система мониторинга устанавливается на критическом трансформаторе, то она тоже должна служить весь срок эксплуатации трансформатора, но в этом случае этот срок будет на порядок меньше, не более одного – нескольких лет.

      Возможны два варианта оптимизации этой ситуации – или создание для критических трансформаторов «одноразовых и дешевых» систем мониторинга, или создание условно «мобильных» систем мониторинга, которые можно было бы достаточно оперативно монтировать и демонтировать на критических трансформаторах.

      Для силовых трансформаторов, этих дорогих и ответственных элементов энергетического транзита, лучшим вариантом является создание условно мобильных систем мониторинга, так как термин «дешевая одноразовая система» обычно практически однозначно соответствует термину «система уменьшенного срока службы и пониженной надежности».

      Требования к программным средствам системы мониторинга

      Программные средства системы мониторинга критических трансформаторов должны обладать иерархической структурой и включают в себя несколько уровней регистрации, обработки информации, мониторинга и диагностики технического состояния трансформатора, выработки и принятия решений.

      Стандартная поставка технических и программных средств такой системы включает в себя 4 (максимум до 5) уровня регистрации, обработки информации и принятия решения о техническом состоянии контролируемого трансформатора.

      Уровень I (уровень первичных датчиков)

      Технический уровень сбора исходной информации для мониторинга. Он включает в себя все первичные датчики системы мониторинга, а также все установленные на трансформаторе дополнительные датчики и приборы, контролирующие состояние трансформатора.

      Уровень II (уровень модулей и приборов системы мониторинга)

      Технический и программный уровень первичной обработки данных от датчиков, уровень осуществления параметрической диагностики работы трансформатора. Этот уровень диагностики реализован на основе программных возможностей модулей и приборов.

      Уровень III (диагностический уровень подстанции)

      Программный уровень комплексной экспертной оценки технического состояния трансформаторов. Представляет собой автоматизированное рабочее место (АРМ). Уровень III технически реализован в виде отдельного шкафа АРМ с компьютером и средствами связи, устанавливаемого в щитовом помещении подстанции.

      Уровень IV (диагностический уровень энергопредприятия)

      Технический и программный уровень визуализации информации о состоянии оборудования всех подстанций энергопредприятия. Представляет собой шкаф — автоматизированное рабочее место (АРМ). При необходимости на этом уровне диагностики производится оценка рисков возникновения дефектов в наиболее ответственном оборудовании. На этом уровне возможно проведение интегральной диагностики влияния состояния трансформатора (трансформаторов) на состояние транзита электроэнергии.

      Уровень V (уровень контроля транзита энергии)

      Самый высокий уровень интеграции информации от систем мониторинга. Это даже может быть САЦ РОССЕТИ в г. Москва. На этом уровне собирается информация от всех систем мониторинга, установленных в энергосистемах России.

      Программное обеспечение, поставляемое с системами мониторинга трансформаторов, должно включать в себя базовые математические и диагностические модели.

      Для решения всех задач, связанных с мониторингом критических трансформаторов, получаемая диагностическая информация должна оперативно пересылаться на более высокие уровни АСУ-ТП. Программное обеспечение должно обеспечивать подготовку и интеграцию информации в систему АСУ ТП с использованием протокола МЭК 60870-5-104. Это позволяет оперативно и безопасно использовать существующие информационные сети заказчика.

      Требования к средствам передачи результатов работы системы мониторинга на уровень АСУ-ТП

      Основными задачами, решаемыми при интеграции системы мониторинга в АСУ ТП, являются:

    • Получение в АСУ ТП оперативной информации о состоянии трансформатора в объеме, необходимом для оценки оперативным персоналом текущей ситуации и принятия решений.
    • Возможность получения первичной информации о состоянии трансформатора от других подсистем АСУ ТП без использования в системе мониторинга дополнительных датчиков.
    • Локальный доступ удаленным пользователям к «разрешенным» первичным данным и результатам работы системы мониторинга с использованием ресурсов АСУ ТП, в том числе WЕВ-доступ.
    • Удаленный контроль правильности функционирования и исправности технических и программных средств системы мониторинга.
    • Всем этим требованиям соответствует программное обеспечение мониторинга критических трансформаторов iNVA, работающее с приборами и модулями серии TDM.

      Варианты систем мониторинга трансформаторов с низким индексом технического состояния

      При выборе оптимального состава технических средств для организации мониторинга трансформаторов с низким индексом технического состояния необходимо ориентироваться на следующие критерии:

      Конфигурация технических средств должна обеспечивать необходимые диагностические свойства при минимуме экономических затрат.

      Выбранные технические средства системы мониторинга должны оперативно устанавливаться (переустанавливаться) на контролируемом трансформаторе «без изменения его конструкции», т. е. не требовать разработки технического проекта и быть легко и безопасно монтируемыми.

      Результаты работы экспертной части системы мониторинга должны быть представлены на верхний уровень АСУ-ТП в виде минимального объема информации, отражающего текущее техническое состояние трансформатора, а также имеющиеся тенденции в изменении состояния трансформатора с элементами прогнозирования будущих изменений.

      Ниже приведены четыре варианта технических средств системы мониторинга трансформаторов с использованием оборудования отечественных фирм ДИМРУС и ИНТЕРА. Все они отвечают общим требованиям, предъявляемым к системам мониторинга трансформаторов с низким индексом технического состояния, но различаются «глубиной диагностических заключений» и соответственно стоимостью.

      Вариант 1 — система мониторинга на основе прибора TDM-Oil

      Система мониторинга трансформатора создается на основе одного компактного измерительного прибора марки TDM-Oil производства фирмы ДИМРУС. Этот прибор вставляется в бак трансформатора через переходный фланец, монтируемый на сливном кране бака трансформатора.

      Прибор TDM-Oil имеет четыре датчика, которые располагаются непосредственно внутри бака:

      1. Датчик влагосодержания в масле бака трансформатора. При помощи этого датчика контролируется очень важный параметр — электрическая прочность масла.

      2. Датчик частичных разрядов СВЧ диапазона частот. Этот встроенный в бак датчик позволяет регистрировать частичные разряды в изоляции с высокой степенью достоверности, так как он экранирован от внешних помех баком трансформатора. При помощи датчика контролируется наличие разрядов в трансформаторе, что практически полностью заменяет диагностику на основе анализа растворенных газов, в некоторых случаях даже с большей достоверностью.

      3. Датчик температуры бака трансформатора. При помощи этого датчика производится контроль тепловых режимов работы и оценка эффективности работы системы охлаждения.

      4. Датчик вибрации в баке трансформатора. При помощи этого датчика контролируется общее техническое состояние конструкции трансформатора и качество прессовки обмоток и сердечника.

    • Минимальный объем первичной информации, достаточный для проведения комплексной оценки состояния трансформатора.
    • Минимальная стоимость технических средств системы мониторинга.
    • Простота монтажа и демонтажа.
      • Крепление TDM-Oil на переходном фланце сливного крана бака трансформатора, что конструктивно невозможно при наличии на баке крана вентильного типа.
      • Вариант 2 — система мониторинга на основе прибора TDM-M

        Эта система мониторинга трансформатора создана на основе измерительного прибора марки TDM-M (последняя модификация прибора TIM-3) производства фирмы ДИМРУС. Прибор TDM-M монтируется в защитном шкафу рядом с контролируемым трансформатором.

        Вариант системы мониторинга трансформаторов с низким индексом технического состояния на основе прибора TDM-M может поставляться в двух технических модификациях – минимальной и полной.

        Минимальная конфигурация TDM-M включает в себя:

        1. Датчик температуры бака трансформатора. При помощи этого датчика производится контроль тепловых режимов работы и оценка эффективности работы системы охлаждения.

        2. Датчик тока нагрузки трансформатора. При помощи информации с этого датчика, с учетом измеренной температуры бака трансформатора, рассчитывается температура наиболее нагретой точки обмотки. Такая информация позволяет контролировать остаточный ресурс изоляции обмотки.

        3. Датчик частичных разрядов ВЧ диапазона частот, устанавливаемый в цепи нейтрали первичной обмотки трансформатора. Этот датчик позволяет регистрировать частичные разряды в изоляции трансформатора (такая установка одного датчика ЧР обладает низкой помехозащищенностью).

        4. Датчик вибрации бака трансформатора. При помощи этого датчика контролируется общее техническое состояние конструкции трансформатора и качество прессовки обмоток и сердечника.

        Полная конфигурация TDM-M дополнительно включает в себя:

        5. Датчики токов проводимости трех высоковольтных вводов трансформатора (DB-2). При помощи этих датчиков производится оперативный контроль технического состояния высоковольтных вводов трансформатора.

        6. Датчики токов проводимости вводов DB-2 являются одновременно датчиками частичных разрядов. Совместное использование с датчиком ЧР в цепи нейтрали первичной обмотки трансформатора позволяет достаточно эффективно отстраиваться от внешних высокочастотных помех.

        Достоинства использования TDM-M:

      • Достаточный объем первичной информации, позволяющий проводить комплексную оценку состояния трансформатора.
      • Сравнительно низкая стоимость технических средств системы мониторинга.
      • Система может монтироваться на трансформаторах любой конструкции.
    • Использование внешнего шкафа затрудняет монтаж и демонтаж системы мониторинга.
    • Вариант 3 — система мониторинга трансформатора на основе приборов TDM-M и ГИДРОМЕР

      Вариант системы мониторинга отличается тем, что в нем, дополнительно с прибором контроля основных параметров марки TDM-M, на сливном кране бака трансформатора монтируется прибор ГИДРОМЕР производства фирмы ИНТЕРА.

      Измерительный прибор марки ГИДРОМЕР, наряду с контролем влагосодержания в масле бака трансформатора, контролирует содержание водорода и CO в масле, что позволяет более достоверно оценивать техническое состояние контролируемого трансформатора.

      Достоинства использования системы в составе двух приборов TDM-M и ГИДРОМЕР:

    • Сравнительно высокая стоимость системы мониторинга, состоящей из двух измерительных приборов.
    • Крепление прибора ГИДРОМЕР на переходном фланце сливного крана бака трансформатора затруднено и даже невозможно при наличии на баке крана вентильного типа.
    • Дополнительная информация по приборам TDM-M и ГИДРОМЕР

      Вариант 4 — система мониторинга на основе приборов TDM-M и ИнтеГаз

      Этот вариант системы мониторинга критических трансформаторов отличается от предыдущих тем, что совместно с прибором мониторинга марки TDM-M рядом с трансформатором монтируется прибор ИНТЕГАЗ производства фирмы ИНТЕРА. Он устанавливается в специальном защитном шкафу и соединяется с баком трансформатора при помощи двух масляных трубопроводов.

      Прибор ИНТЕГАЗ, наряду с оперативным контролем влагосодержания в масле бака трансформатора, контролирует содержание водорода и сумму горючих газов в масле, что позволяет лучше и достовернее оценивать техническое состояние контролируемого трансформатора.

      Достоинства использования системы мониторинга трансформаторов, состоящей из двух приборов марки TDM-M и ИНТЕГАЗ:

    • Больший объем первичной информации, позволяющий проводить комплексную оценку состояния трансформатора.
    • Возможность монтажа оборудования на практически любом трансформаторе.
    • Высокая стоимость системы мониторинга.
    • Использование внешнего шкафа (в котором могут монтироваться оба прибора) и дополнительные масляные трубопроводы от бака трансформатора существенно затрудняют монтаж и демонтаж такой системы мониторинга.
    • Дополнительная информация по приборам TDM-M и ИНТЕГАЗ

      Требования к мониторингу трансформатора

      СИСТЕМЫ ДИАГНОСТИЧЕСКОГО МОНИТОРИНГА СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

      Русов В.А. ПВФ «Вибро-Центр», г. Пермь

      Под общим термином «система мониторинга силового трансформатора» разработчиками разных фирм может рассматриваться оборудование, радикально различающееся по своему функциональному назначению и цене. Это может быть и комплексная система контроля состояния всего трансформатора, и простая система, контролирующая, например, только работу защитных реле. И первое, и второе техническое устройство разработчиками называется одинаково — система мониторинга трансформатора. Такое смещение понятий приводит к тому, что эксплуатационному персоналу часто не просто определиться с выбором диагностического оборудования, соответствующего требованиям повышения эксплуатационной надежности при минимальных экономических затратах.

      В данной статье рассматриваются системы диагностического мониторинга, целью работы которых является оценка технического состояния контролируемых трансформаторов, выявление опасных и развивающихся дефектов. Важным является понимание, что необходимо не только зарегистрировать некоторый набор параметров, но и провести внутри системы мониторинга их оценку, подготовив конкретную ин формацию для эксплуатационного персонала. Только по результатам работы таких систем удается оптимизировать затраты на эксплуатацию трансформаторов, реально организуя их обслуживание по техническому состоянию.

      Полный перечень параметров состояния транс форматора, которые могут контролироваться в ре жиме диагностического мониторинга и которые рекомендуют контролировать различные нормативные документы, превышает сотню. При внимательном рассмотрении каждого из них приходится соглашаться с необходимостью контроля данного пара метра, так как он при определенных условиях будет полезен для оценки технического состояния транс форматора. Но, с другой стороны, понятно, что простое следование таким рекомендациям приводит к созданию громоздких и дорогих систем мониторинга, экономическая эффективность которых в большинстве случаев как минимум сомнительна.

      Актуальность контроля и оценки технического со стояния тех или иных функциональных подсистем, из которых состоит трансформатор, может изменяться в зависимости от обстоятельств. Не касаясь особых случаев эксплуатации трансформаторов, в целом, по своей важности, необходимость контроля отдельных систем трансформатора располагается в следующем порядке.

      1. Изоляционная система транс форматора. для корректной оценки ее состояния необходимо контролировать параметры масла, растворенные газы, со стояние вводов, состояние твердой изоляции обмотки трансформатора.

      2. Система охлаждения трансформатора. для оценки эффективности ее работы контролируется температурный режим работы трансформатора, техническое состояние маслонасосов и иногда — состояние вентиляторов обдува.

      З. Контроль целостности конструкции транс форматора. Эффективным средством оценки состояния конструкции трансформатора является вибрационный контроль хотя бы на поверхности бака трансформатора. В этом разделе достаточно важным является контроль нарушения формы обмоток.

      4. Контроль состояния дополнительных систем транс форматора. В основном это касается необходимости контроля работоспособности устройства РПН.

      5. Контроль переходных и аварийных процессов в трансформаторе и в энергосистеме. Контроль этих параметров помогает в ряде случаев лучше оценить остаточный ресурс трансформатора.

      6. Параметрический контроль режимов эксплуатации транс форма тора, контроль токов и напряжений. Это позволяет оценивать нагрузку трансформаторов, но в большинстве случаев приносит мало пользы при оценке технического состояния трансформатора.

      Очевидно, что чем дороже и ответственнее контролируемый трансформатор, тем более сложная и дорогая система диагностического мониторинга может быть эффективно использована для его контроля. В каждом конкретном случае при внедрении системы мониторинга для трансформатора приходится решать задачу выбора оптимального набора диагностических параметров, отвечающих требованиям экономической эффективности.

      Возможны два подхода к решению этого вопроса — созданию систем мониторинга с конфигурацией, максимально соответствующей требованиям эксплуатации: или использовать технические средства с модульной конфигурацией, позволяющей легко создавать индивидуальные системы из диагностических модулей, или иметь набор систем мониторинга не скольких стандартных модификаций.

      Рассмотрим особенности практического приме нения мониторинга на примере двух систем производства фирмы «Вибро-Центр». Это системы «ТIM – 3» (Transformer Insulation Monitor) и «TDM — 3» (Transformer Diagnostics Monitor).

      Система ТIМ-3 специально разработана для диагностического мониторинга силовых трансформаторов с рабочим напряжением 110-330 кВ. Этот класс трансформаторов является наиболее массовым, но в наименьшей степени оснащен средствами диагностики и защиты, особенно трансформаторы на напряжение 110 кВ.

      Система ТIМ-3 имеет одну стандартную конфигурацию, параметры которой выбраны применительно к вы бранному классу трансформаторов. При ее создании на первом плане стояли вопросы минимизации цены и максимальной простоты в монтаже и эксплуатации. Все упрощения системы делались при максимальном увеличении эффективности работы диагностических алгоритмов, что обеспечило «ТIМ-З»наилучшее соотношение параметра «цена диагностические свойства».

      Для осуществления непрерывного контроля состояния трансформатора при помощи «ТIМ-3» на нем монтируется 10 первичных датчиков:

      — три датчика марки OD -2 на ПИН высоковольтных вводов, предназначенных для регистрации токов проводимости вводов и частичных разрядов (№ 1-3).

      — три датчика для регистрации токов фаз трансформатора. Эти кольцевые датчики надеваются на провода вторичных цепей штатных трансформаторов тока ( № 4-6).

      — два датчика в цепи нейтрали первичной обмотки для регистрации тока и частичных разрядов (№7 и №8).

      — два датчика (термосопротивления) для контроля температуры верхней и нижней части бака трансформатора (№9 и №10).

      Кроме того, для повышения достоверности проведения измерений и получения диагнозов в «ТIМ-З» дополнительно регистрируются параметры окружающей среды влажность и температура воздуха.

      При помощи такого набора первичной информации в «ТIM-3» реализовано несколько диагностических методов, позволяющих комплексно оценивать техническое состояние трансформатора.

      Конструктивно реле «ТIМ-З выполнено в виде законченного модуля размером 220 х 200 х 50 мм. Поскольку оно рассчитано на работу в индустриальном диапазоне внешних температур, реле может монтироваться рядом с контролируемым трансформатором обычно без использования устройств подогрева.

      С системой «ТIM – 3» как и с системой «ТDM» предлагается использовать приборы контроля параметров масла, предназначенных для анализа влаги и растворенных газов. Наибольшее распространение имеют зарубежные системы «Сalisto» фирмы «Моrgan Schaffer» и «МINITRANS» фирмы «Kalman». Существу ют и отечественные разработки таких приборов, на пример фирмы «Интера» и фирмы «Дизкон», которые также могут быть использованы с нашими системами мониторинга. достоинства и недостатки этих систем в данной статье не рассматриваются.

      Система диагностического мониторинга транс форматоров «ТDM» создана по другому принципу, она является универсальной и выполнена на основе набора диагностических модулей, которые быстро монтируются на общей информационной шине. В состав набора модулей системы входят 8 диагностических блоков, каждый из которых решает за дачу диагностики состояния различных элементов трансформатора.

      В зависимости от типа контролируемого трансформатора и от целевой функции создаваемой системы мониторинга она может собираться из любого набора модулей, причем возможна установка до 6 диагностических модулей каждого вида, всего в системе может быть до 32 диагностических модулей.

      Каждый модуль, решающий задачу диагностики элемента трансформатора, включает в себя полный набор средств и функций и является законченным устройством. Все функции обмена информации моду лей между собой и с системой АСУ-ТП решаются при помощи главного модуля, в котором сосредоточены средства коммуникации.

      Модуль 0 — главный модуль системы мониторинга, контроль дополнительных параметров трансформатора: давление во вводах, вибрации бака транс форматора. Отвечает за все внешние и внутренние коммуникации системы.

      Модуль 1 — контроль, управление и диагностика состояния элементов, отвечающих за температурные режимы трансформатора.

      Модуль 2 — регистратор аварийных и переходных режимов работы трансформатора. Хранение архива переходных процессов в трансформаторе.

      Модуль 3 — контроль состояния изоляции вводов трансформатора.

      Модуль 4 — регистрация и анализ частичных разрядов во вводах и в главной изоляции транс форматора.

      Модуль 5 — контроль, управление и диагностика состояния РПН трансформатора.

      Модуль 6 — контроль и локация мест возникновения дефектов в изоляции при помощи акустических датчиков на поверхности бака трансформатора.

      Модуль 7 — дополнительный набор датчиков вибрации.

      Система «ТDM» обычно используется для диагностики состояния наиболее ответственного оборудования, силовых трансформаторов с рабочим напряжением 500 кВ и более. Только для таких трансформаторов экономически целесообразно создавать сложные и дорогие системы мониторинга.

      ETMS система мониторинга силовых трансформаторов

      ETMS система мониторинга силовых трансформаторов

      Оперативно доставляем по всей России и Казахстану!

      Компания «Энергоскан», руководствуясь стандартом ОАО «ФСК ЕЭС» «Системы мониторинга силовых трансформаторов и автотрансформаторов» (СТО 56947007-29.200.10.ххх-2008 ), и анализом специфики условий работы силовых трансформаторов предлагает систему мониторинга силовых трансформаторов

      Назначение. Ключевые параметры контроля

      Система мониторинга служит для непрерывного контроля всех ключевых параметров трансформатора, диагностики его состояния, формирования заключений о состоянии и прогнозов его работы. Основными контролируемыми параметрами являются:

    • Контроль токов и напряжений трансформатора
    • Учет активной, реактивной мощностей, полной мощности и соs ф.
    • Контроль допустимых систематических и аварийных перегрузок
    • Оптоволоконный контроль температуры наиболее нагретых точек обмоток – 6 точек
    • Контроль состояния и управление системы охлаждения
    • Мониторинг и Анализ растворённых газов в баке (H2, CO, CO2, C2H2)
    • Анализ влагосодержания в главном баке (H2O)
    • Мониторинг и Анализ растворённых газов в баке РПН (H2, CO, CO2)
    • Контроль механического состояния трансформатора
    • Регистрация параметров окружающей среды
    • Контроль положения, состояния РПН.
    • Система аварийной сигнализации.
    • Формирование экспертных оценок и прогнозов технического состояния трансформаторов диагностических заключений о состоянии трансформатора
    • Создание базы данных хранения информации мониторинга
    • Самодиагностика системы
    • Особенности и преимущества ETMS при работе на трансформаторах

      Ввиду того, что трансформаторы испытывают повышенные нагрузки при нормальной работе (броски токов), повышается риск возникновения в них дефектов в обмотках (искажения, смещения, короткие замыкания), магнитопроводе (межлистовые замыкания, замкнутые контура, локальные перегревы) и системе прессовки. Для контроля за этими потенциальными дефектами, ООО «Энергоскан» предлагает применение следующих методов контроля:

    • Датчики вибрации на стенках бака
    • Анализ растворённых в масле газов и влагосодержания
    • Прямое измерение температуры обмоток
    • Датчики вибрации на стенках бака

      Установка акселерометров (датчиков вибрации), служит для определение аномалий в режиме работы активной части трансформатора. Отклики от датчиков фиксируются на первичном эпапе эксплуатации трансформатора, затем последующие измерения сравниваются с опорными, на основе чего делается вывод о наличии в трансформаторе дефектов механического характера. По частоте резонансных колебаний также делается вывод о распрессовке обмоток.

      Анализ растворённых в масле газов и влагосодержания (АРГ)

      АРГ давно признан одним из ключевых методов определения состояния трансформатора. Данный метод позволяет заблаговременно оценить состояние сразу нескольких зон трансформатора, включая: обмотки, сердечник, и изоляцию. Традиционные измерения предполагают отбор проб масла, транспортировку в лабораторию, и ее анализ средствами Газовой Хроматографии. В виду того, что метод предполагает периодические отборы проб (период обычно составляет от 6 месяцев до 2 лет), данный подход способен определить только медленно развивающиеся дефекты (т.е. развивающиеся в течение нескольких месяцев или лет). Стремительно развивающиеся дефекты (от нескольких дней до недель) такой подход определить не способен.

      Применение автоматизированных систем отбора и анализа масла решает проблему быстро развивающихся дефектов, т.к. частота отбора проб может устанавливаться от 1 раза в час до 1 раза в неделю.

      Применяемые в составе ETMS датчики SmartDGA производства Lumasence используют передовую технологию недисперсного инфракрасного анализа, избавляя пользователя от проблем, связанных с применением газовой хроматографии или фотоакустики. Учитывая стоимость трансформатора и класс его напряжения, в состав ETMS включается версия SmartDGA Guard, измеряющая 4 газа и влагу в масле. Выбор газов в системе позволяет контролировать наиболее широкий спектр потенциальных проблем трансформатора, включая частичные разряды, разложение минерального масла, деградация целлюлозы, дуговые процессы, термальные дефекты и течи в системе. Прибор не требует калибровочных газов или газов-носителей, а так же не требует специальных мер для повышения вибро-акустической стойкости для получения точных результатов. Газы, измеряемые системой Guard, и их роль в сопровождении дефектов:

      Водород H2 (разложение минерального масла, Термальные дефекты в масле и целлюлозе, частичные разряды, дуга)

      Окись Углерода CO (старение целлюлозы, термальные дефекты в бумаге)

      Двуокись Углерода CO2 (старение целлюлозы, термальные дефекты в бумаге, Течи в маслорасширителе/прокладках/швах)

      Ацетилен C2H2 (разложение минерального масла, термальные дефекты высокой энергии и температуры, дуга)

      Вода H2O (Cellulose aging, Leaks in oil expansion systems/gaskets/welds)

      Устанавливается прибор непосредственно на бак трансформатора, на любой свободный вентиль, при этом не требует дополнительной организации подвода масла и подогрева масляных магистралей.

      Непрерывное измерение влагосодержания позволяет оценивать и прогнозировать деградацию бумажно-масляной изоляции, и способности трансформатора выдерживать перегрузки в течение долгого времени.

      Программное обеспечение позволяет анализировать повреждения следующими методами:

    • Критерии отношений газов
    • Треугольник Дюваля
    • Отношение CO2/CO
    • Критерий ключевых газов
    • Прямое измерение температуры обмоток

      Известно, что срок жизни изоляционного материала напрямую зависит от температуры наиболее нагретой точки обмотки. Старение изоляции значительно ускоряется при температуре, превышающей 85OC, при этом скорость старения бумаги удваивается при повышении температуры на каждые 6 градусов. Таким образом, контроль температуры обмоток трансформаторов является одной из ключевых задач для продления срока службы и поддержания трансформатора в зоне нормальных рабочих режимов.

      Традиционные способы включают установку датчиков, измеряющих температуры масла (обычно два датчика измеряют температуру верхних и нижних слоёв масла, с последующим вычислением температуры наиболее нагретой точки обмоток). Существенным плюсом является простота и дешевизна подобной системы, но минусами будут: требования к периодической калибровке, значительное отставание по времени от реальных изменений температуры обмоток, и высокий уровень полевых отказов. Наконец, требуется пересчет результатов измерения температуры масла в температуру обмотки.

      Развитие современных технологий сегодня позволяет проводить прямое измерение температуры обмоток трансформатора, находящегося под напряжением. Основное ограничение связано с необходимостью закладки датчиков в обмотки на моменте производства или капитального ремонта. Но в случае, если речь идёт о новом трансформаторе, производителю не представляет большого труда и затрат предусмотреть установку температурных датчиков в обмотки.

      Преимущества прямого оптоволоконного измерения температуры:

    • Прямое измерение температуры (нет симуляции и пересчётов)
    • Отсутствие требований к калибровке
    • Раннее обнаружение дефекта
    • Безопасная эксплуатация трансформаторов на пределе нагрузки
    • Обеспечение более эффективного управления охлаждением
    • Применяется для точного рассчета остаточного срока службы в управлении активами
    • Более подробную информацию о приборе , скидках, условиях поставки

      Читайте так же:  Федеральный закон от 14 ноября 2002 г. Федеральный закон о муп

      По admin

      Добавить комментарий

      Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *