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.
Достоинства:
- Минимальный объем первичной информации, достаточный для проведения комплексной оценки состояния трансформатора.
- Минимальная стоимость технических средств системы мониторинга.
- Простота монтажа и демонтажа.
Недостатки:
- 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.
Недостатки:
- Использование внешнего шкафа затрудняет монтаж и демонтаж системы мониторинга.
Дополнительная информация по прибору TDM-M
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:
- Больший объем первичной информации, позволяющий проводить комплексную оценку состояния трансформатора.
Недостатки:
- Сравнительно высокая стоимость системы мониторинга, состоящей из двух измерительных приборов.
- Использование внешнего шкафа затрудняет монтаж и демонтаж системы мониторинга.
- 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.
Недостатки:
- 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