Информационный портал  "TRANSFORMаторы"

ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНЫЕ СВЕРХПРОВОДН

 Диагностический мониторинг в распределительных сетях

 

ГЕНИН B.C., КОЗНОВ В.В., ФЕЛЬДМАН С.О.

На объектах электроэнергетики России в настоящее время выявилась стойкая тенденция «старения» парка электрооборудования. Это обусловливает необходимость внедрения достоверных и эффективных диагностических решений. К сожалению, внедрение на распределительных подстанциях специализированных систем диагностического мониторинга не всегда экономически оправдано. В то же время на таких подстанциях уже достаточно широко внедряются современные терминалы РЗА и АСУ, в связи с чем актуально использовать эти средства для мониторинга основного оборудования. Рассмотрены возможности организации диагностического мониторинга оборудования распределительных подстанций по IEC 60076-7:2005 с использованием средств автоматизированной системы управления (АСУ) и первичных датчиков релейной защиты и противоаварийной автоматики (РЗА). Проведен анализ возрастания ошибок в оценках температуры верхних слоев масла (ВСМ) и наиболее нагретой точки обмотки (ПИТ) трансформатора по IEC 60076-7:2005 при использовании в качестве первичных датчиков трансформаторов тока и напряжения РЗА. Показано, что: при номинальной нагрузке трансформатора ошибка расчета, например, температуры ВСМ менее 2,5%, однако следует учитывать, что обычно трансформатор эксплуатируется с коэффициентом нагрузки менее 1; абсолютные ошибки в расчетах значений темпе­ратуры ВСМ и температуры ИНТ, вызванные погрешностями в контроле коэффициента нагрузки, не зависят от температуры окружающей среды; рассматриваемые расчетные модели более чувствительны к погрешностям первичных изме­рений при повышении коэффициента нагрузки тогда, когда возникает угроза перегрева.

Диагностический мониторинг, задачей которого является оперативная оценка технического состояния оборудования, становится актуальным не только для крупных подстанций, но и для распределительных сетей среднего напряжения. Если до настоящего времени надежность электроснабжения обеспечивается, в основном, за счет резервного оборудования и системы  плановопредупредительных  ремонтов, то в последние годы появляются новые управленческие  концепции  и  подходы,  направленные улучшить обслуживание электрооборудования в эксплуатации  [1].  К таким подходам в организации технического обслуживания и ремонтов относят, например, обслуживание электрооборудования по техническому состоянию или обслуживание, ориентированное на надежность (RCM Reliability Centered Maintenance). Обращает на себя вни­мание нацеленность технического обслуживания и ремонтов на минимизацию бюджета без риска увеличения аварийности и избежание или минимизацию возможных последствий дефектов. Одной из основ новых технологий и является диагностический мониторинг.

Если технологический мониторинг (наблюдение с целью управления работой оборудова­ния), являющийся базовой функцией систем диспетчерского  управления,  уже достаточно распространен в распределительных сетях, то диагностический мониторинг, задачей которого является оперативная оценка технического состояния оборудования, до настоящего времени внедряется редко. Это объясняется тем, что специализированная система диагностиче­ского мониторинга имеет относительно высокую стоимость и при этом лишь желательна, а потребность в ней зависит от стоимости силового оборудования и ущерба при аварии, поскольку мониторинг осуществляется, главным образом, в целях снижения риска отказа оборудования и повышения надежности электроснабжения.

Основными задачами современных систем диагностического мониторинга силового обо­рудования являются:

мониторинг трансформаторов с контролем газо- и влагосодержания масла, системы охлаждения, температуры масла и обмоток, устройств РПН и др.;

мониторинг коммутационного оборудования;

технический учет выработки ресурса оборудования;

контроль за состоянием ЛЭП (механической и токовой нагрузки, провеса проводов), определение  и локализация повреждений в них.

В целом, информационно-диагностический комплекс (ИДК) подстанции должен охваты­вать все оборудование и непрерывно работать в автоматическом режиме, диагностируя его без вывода из работы. Например, на ПС следовало бы осуществлять мониторинг:

силовых и измерительных трансформаторов;

высоковольтных выключателей и их приводов;

отделителей, короткозамыкателей, разъединителей и их приводов;

изоляции высоковольтных цепей;

устройств компенсации реактивной мощности и фильтрокомпенсирующих устройств;

цепей вторичной коммутации;

цепей собственных нужд постоянного и переменного тока;

контура заземления.

Нужно отметить, что со временем ситуация, касающаяся мониторинга, изменяется. Так, Положением ОАО «Россети» о единой технической политике в электросетевом комплексе для силовых (авто)трансформаторов и шунтирующих реакторов ПО кВ и выше предусматривается обеспечение преимущественно непрерывного контроля состояния под рабочим напряжением. Для этого оборудование должно оснащаться необходимыми датчиками, кроме того, необходимо для целей мониторинга предусматривать один из встроенных трансформаторов тока.

Эффективность мониторинга заключается в том, чтобы своевременно определить ухудшение   состояния  оборудования  и  уменьшить риск аварии. Например, по данным [2] вероятность определения различных дефектов при мониторинге силовых трансформаторов ориентировочно составляет от 70 до 95%. В упомянутом источнике приводится приблизительная оценка, основанная на опыте применения мониторинга в Германии: система диагностического мониторинга силового трансформатора 245 кВ в результате предотвращения большинства отказов в течение 10 лет должна позволить сэкономить примерно 4% от стоимости нового трансформатора. С учетом ущерба при отключении потребителей, а также экономии на ремонте по состоянию экономический эффект, вероятно, может оказаться и выше.

Приведенные цифры показывают, что в настоящее время специализированные системы мониторинга [3, 4] в связи со своей относительно высокой стоимостью могут быть эффективно использованы лишь для мониторинга дорогостоящего оборудования, эксплуатирующегося на ответственных объектах. Например, стоимость трансформатора напряжением ПОкВ     VI-го     габарита    достигает     60— 70 млн. руб., а стоимость подсистемы контроля технического состояния такого оборудования — 1—2 млн. руб. без учета затрат на привязку к оборудованию, монтаж и пусконаладку или около 3—5% цены трансформатора. Это, в целом, соответствует приведенным выше соот­ношениям. В то же время, стоимость силового трансформатора распределительных сетей на напряжение 35 кВ мощностью 4—10 МВ-А со­ставляет от 2 до 6 млн. руб., стоимость выключателя на отходящей линии 6 (10) кВ составляет около 100 тыс. руб., и 5% от этих сумм не всегда позволяют оснастить оборудование специализированными системами мониторинга. При этом далеко не всегда отечественные компании имеют возможность изыскать даже такие,  относительно  небольшие суммы.

Однако откладывать решение проблемы экономически эффективного мониторинга оборудования распределительных сетей, вероятно, не следует. Это актуально, исходя хотя бы из того, что на сегодня это оборудование в российских сетях в подавляющем большинстве случаев вырабатывает или уже выработало нормативный срок эксплуатации и очевидно нуждается в контроле своего состояния. К тому же, часто уже внедренные современные средства технологического мониторинга, такие как   микропроцессорные   терминалы   РЗА, АСУТП, позволяют решать и некоторые задачи диагностического мониторинга.

Для подстанций распределительных сетей представляется более рациональной интегрированная в АСУТП система диагностического мониторинга, снабженная минимальным набо­ром специализированных датчиков, а также программных и технических средств для сбора и обработки информации в режиме квазиреального времени. При этом она не нуждается в собственных технических средствах верхнего уровня, а использует для визуализации, архивирования и документирования средства АСУ. Возможность удешевления системы диагностического мониторинга в распределительных сетях также основывается на том, что для диагностирования   оборудования   напряжением ПО кВ и ниже допустимо уменьшить число диагностических параметров. Например, требования, предлагаемые для систем мониторинга силовых трансформаторов и автотрансформаторов с рабочим напряжением стороны ВН ПО   кВ   [5],   содержат   перечень   основных свойств  системы  диагностического  мониторинга в зависимости от мощности трансформатора (табл. 1). Исходя из них, показано, что система диагностики трансформатора ПО кВ мощностью до 40 МВА может ограничиться относительно малым числом диагностических параметров.

Мониторинг каждого вида оборудования ПС достаточно специфичен. Например, при мониторинге вакуумных выключателей 6-35 кВ необходимо контролировать работу не столько контактной системы, которая у современных выключателей в режиме нормальных коммутаций имеет весьма высокую изно­состойкость, но и ток среза, и работу механизма привода. Для этого использования одних только средств РЗ, повидимому, недостаточно. Необходимы дополнительные специфические датчики и решения, которые позволили бы уложиться в критерии экономической эффективности.

Частичный мониторинг других составных частей подстанции, таких как установок компенсации реактивной мощности, систем собственных нужд постоянного или переменного тока, цепей вторичной коммутации, может выполняться с использованием встроенных средств самоконтроля. Все эти вопросы невоз­можно охватить в рамках одной публикации. Основные же выводы представленной работы сводятся к следующим положениям:

наиболее рациональной представляется интеграция средств мониторинга распределительных подстанций в АСУТП с микропроцессорными терминалами;

для уменьшения влияния систематических погрешностей первичных датчиков, каналов измерений и ошибок расчетов следует отслеживать изменения контролируемых параметров;

новое оборудование должно иметь в своем составе встроенные средства самоконтроля или мониторинга.

Список литературы

1.   Положение о технической политике ОАО «ФСК ЕЭС» (утверждено    Советом    директоров    ОАО    «ФСК    ЕЭС»
08.02.2011). 
http://www.fsk-ees.ra/media/Files/evolution_technology /techpolicyl.pdf.

2.   Бедерак Я.С., Богатырев Ю.Л. Мониторинг состояния силовых трансформаторов напряжением 35 кВ и выше мощно­
стью   25000   кВА   и   выше   //   Електропанорама.   2009. № 4. С. 58-59.

3.  Мордкович А.Г., Туркот В.А., Филиппов А.А., Цфасман Г.М. Система управления, мониторинга и диагностики транс­форматорного оборудования СУМТО // Электро. 2007. № 6. С. 23-29.

4.  Русов В.А. Системы диагностического мониторинга силовых трансформаторов // Электро. 2008. № 6. С. 35—37.

5.   Организация диагностического мониторинга высоковольтного оборудования. Перевод оборудования на обслуживание по техническому состоянию / ООО «Димрус»    http://dimrus.ra/download/category/36-common.html?download=65%3AaHmonitoring.

6.  СТО 56947007-29.200.10.011-2008. Системы мониторинга силовых трансформаторов и автотрансформаторов. Общие технические требования» (утверждены приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 18.04.2008 № 140 с изменениями от 16.06.2010. Приказ ОАО «ФСК ЕЭС» № 423).

7.  IEC 60076-7:2005. Power transformers. Part 7: Loading guide for oil-immersed power transformers.

 

Полное содержание материала Вы можете найти в первоисточнике

ГЕНИН B.C., КОЗНОВ В.В., ФЕЛЬДМАН С.О. ,  Диагностический мониторинг в распределительных сетях
 
ЭЛЕКТРО
ТЕХНИКА. - 2015, № 2. - С. 35-40

Материал размещен на
www.transform.ru: 18.03.2015 г.

 

Перейти в форум для обсуждения

  ©  TRANSFORMаторы 2004—2010


Рейтинг@Mail.ru Яндекс.Метрика ??????????? ????