CC BY
83
УДК 621.311.042.52-83-7 ББК З277.1-082.051
ВС. ГЕНИН, Э.Н. МАРКАРОВА
ТЕХНИЧЕСКАЯ ДИАГНОСТИКА ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
Ключевые слова: электрооборудование, диагностика техническая, мониторинг, эксплуатация, непрерывный контроль, прогнозирование.
Дан краткий обзор задач эффективного использования автоматизированных систем для контроля параметров сетевого электрооборудования. Цель мониторинга заключается в своевременном определении ухудшения состояния оборудования и снижении риска возникновения аварии. В зависимости от типа контролируемого оборудования и его роли и значения в системе электроснабжения может быть применена соответствующая по своим функциональным возможностям система диагностики. Для получения количественной оценки результата мониторинга, например в виде расчетной оценки остаточного ресурса, необходимо кроме трека контроля функциональных параметров иметь сведения по таким условиям эксплуатации, как нагрузка, климатические и другие воздействия. Задачами дальнейшего развития автоматизированного контроля оборудования являются создание, внедрение и развитие экспертных систем, соответствующих современным требованиям, и компонентов, их составляющих.
Известный опыт эксплуатации показывает, что в результате несвоевременного выявления развивающихся дефектов оборудования увеличивается вероятность тяжёлых последствий при авариях, возрастает объём ремонтных работ. В связи с этим важным условием эффективного обслуживания крупного парка электрооборудования является наличие необходимого информационного обеспечения системы обследования состояния трансформаторных подстанций (ПС).
Для диагностики оборудования в целом необходимы системы мониторинга, охватывающие всю ПС. В зависимости от типа контролируемого оборудования и его роли и значения в системе электроснабжения может быть применена соответствующая по своим функциональным возможностям система диагностики. Исходя из этого, можно конкретизировать структурную схему системы диагностики и состав её подсистем и произвести её технико-экономическое обоснование. Объёмы телемеханизации электроустановок определяются отраслевыми или ведомственными положениями и устанавливаются совместно с объёмами автоматизации.
Современные технические средства и информационные технологии позволяют осуществлять диагностику оборудования путём постоянного контроля и оценки состояния оборудования в режиме реального времени. При этом средства мониторинга и телемеханизации должны использоваться для сбора информации о режимах работы, состоянии основного коммутационного оборудования, изменениях при возникновении аварийных режимов или состояний, а также для контроля за выполнением распоряжений по производству переключений (плановых, ремонтных, оперативных) или ведению режимов [5].
Целью мониторинга оборудования является обнаружение повреждений на ранней стадии их развития и методов обоснованного прогноза работоспо-
собности, в конечном счёте - оценки состояния электрооборудования и его остаточного ресурса. Последнее особенно актуально для отечественной электроэнергетики, в которой до 70% оборудования выработало свой нормативный срок службы.
Прогнозирование состояния одного из базовых элементов подстанций -силовых трансформаторов - производится на основе контроля нескольких десятков параметров в соответствии с требованиями ГОСТов, документами МЭК, рекомендациями СИГРЭ и результатами авторитетных исследований. Для отечественной электроэнергетики приказом ОАО «ФСК ЕЭС» № 140 от 18 апреля 2008 г. утверждён стандарт «Системы мониторинга силовых трансформаторов и автотрансформаторов. Общие технические требования». Его назначение - совершенствование нормативно-технической базы электросетевого комплекса в области проектирования ПС, а также ускорение внедрения систем мониторинга маслонаполненного электрооборудования.
Данные непрерывного контроля являются оперативной базой для постановки диагноза, при этом треки ранее зарегистрированных значений результатов контроля позволяют полнее оценить и прогнозировать состояние оборудования. К настоящему моменту широкий охват контролируемых параметров, наибольшую глубину проработки и опыт эксплуатации имеют многие системы, например, такие как TPAS (США), система компании Siemens (ФРГ) или система ABB Secheron (Швейцария).
Например, по данным [2], в национальной энергокомпании Италии Enel автоматизированная система такого рода установлена на автотрансформаторе 420/130 кВ мощностью 250 МВА. В систему вводятся данные о напряжениях и токах, давлении масла, температуре окружающего воздуха, сердечника, верхних слоёв масла, охладителей на входе и выходе, концентрации горючих газов в масле, положении коммутационных аппаратов и устройства РПН, срабатываниях защиты и сигнализации. Система состоит из двух блоков - обработки данных (вблизи трансформатора) и сопоставления данных (в помещении управления подстанцией). Блоки соединены волоконно-оптическим каналом связи с возможностями передачи сигналов со скоростью 2,5 Мбит/с.
Датчиками системы MS 2000 компании Alstom Schorch Transformatoren служат трансформаторы тока на вводах, измерительные отпайки вводов, накопители максимальных воздействий, измерители температуры верхних сло-ёв масла и окружающего воздуха, индикаторы содержания газов (водорода) и влаги в масле. Система обеспечивает сбор, обработку, запоминание, визуализацию и дальнейшую передачу данных. Имеются модули: допустимой перегрузки, старения изоляции, управления вентиляторами. Регулирование режима охлаждения направлено на удлинение срока службы. Используется принцип стабилизации уровня масла в расширителе.
Развитием автоматизированного контроля электрооборудования являются экспертные системы для постановки диагноза и выдачи рекомендаций персоналу. Одной из первых такого рода систем для трансформаторов является диагностическая информационная система Insite™ компании Doble Engineering (США).
Примерами отечественных автоматизированных систем непрерывного контроля параметров силовых трансформаторов могут служить система СДИСТ (СКТБ Мосэнерго), система для Трипольской ГРЭС, система TDM, системы, разработанные Ивановским государственным энергетическим университетом и Санкт-Петербургским государственным политехническим университетом. Однако одной из наиболее глубоко проработанных представляется система АСУ ТП, разработанная ГНЦ РФ ФГУП «ВЭИ» [4]. Во всех системах имеется возможность объективной оценки состояния трансформаторов на основе непрерывного контроля температур, токов, напряжений, концентрации водорода и влаги в масле. Системы контроля рассчитаны как на новое оборудование, так и на оборудование, уже эксплуатирующееся длительное время.
Наиболее удобным инструментарием для анализа является лист событий (рисунок). Когда лист событий открывается на мониторе, файлы регистрации считываются с жёсткого диска и их содержимое располагается в хронологическом порядке. Для того, чтобы воспроизвести выборочные события, например сгенерированные от определённого присоединения, пользователь может применить предопределённые фильтры или задать свои [1].
Эффективность мониторинга заключается в своевременном определении ухудшения состояния оборудования и снижении риска возникновения аварии. Для получения количественной оценки результата мониторинга, например в виде расчетной оценки остаточного ресурса, необходимо кроме трека контроля функциональных параметров иметь сведения по таким условиям эксплуатации, как нагрузка, климатические и другие воздействия.
Согласно [3], вероятность определения различных развивающихся 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 ~4% от стоимости нового трансформатора. С учётом ущерба при отключении потребителей, а также экономии на ремонте по состоянию экономический эффект может оказаться и выше. В настоящее время в отличие от предыдущих лет предлагаются системы непрерывного контроля трансформаторов для мощностей, начиная уже от 10 МВА.
Для более полного использования получаемых в процессе мониторинга данных и получения обоснованных результатов должны использоваться: стандарты и нормативные документы; эксплуатационная документация; опыт эксплуатации как контролируемого, так и аналогичного оборудования.
Реализовать это возможно с использованием ресурсов экспертной системы. В связи с этим интерес представляют, например, такие комплексы, как экспертно-диагностическая информационная система «Альбатрос» ООО «Энерго-Диагностика и Аналитика», предназначенная для анализа состояния силовых и измерительных трансформаторов, вводов, кабелей и другого электрооборудования. Достаточно интенсивные работы по созданию и внедрению подобных систем ведутся и другими отечественными предприятиями, а также ведущими зарубежными компаниями.
Автоматизация контроля оборудования с широким применением вычислительной техники привела к разработке комплексов сбора, обработки, анализа и отображения данных контроля. Задачами дальнейшего развития автоматизированного контроля оборудования являются создание, внедрение и развитие соответствующих экспертных систем, отвечающих современным требованиям, и компонентов, их составляющих.
Литература
1. Автоматизированная система управления технологическими процессами подстанции 220/110/10/6 кВ. Руководство пользователя. М.: Восточные электрические сети филиал ОАО «МОЭСК», 2012.
2. Алексеев Б.А. Контроль состояния (диагностика) крупных силовых трансформаторов. М.: НЦ ЭНАС, 2002. 216 с.
3. Бедерак Я.С., Богатырев Ю.Л. Мониторинг состояния силовых трансформаторов напряжением 35 кВ и выше мощностью 25000 кВА и выше // Электропанорама. 2009. № 4. С. 58-59.
4. Бушуев В.М. К вопросу непрерывного дистанционного контроля и управления оборудованием электроустановок предприятий связи // Технологии и средства связи. 2006. № 5.
5. Правила устройства электроустановок. 6-е изд., доп. с испр. М.: ЗАО «Энергосервис»,
2008. 242 с.
ГЕНИН ВАЛЕРИЙ СЕМЕНОВИЧ - доктор технических наук, профессор кафедры автоматики и управления в технических системах, Чувашский государственный университет, Россия, Чебоксары (v.s.g.auts.chgu@mail.ru).
МАРКАРОВА ЭЛЕОНОРА НИКОЛАЕВНА - магистр по направлению подготовки «Агоринженерия», дежурный диспетчер, МОЭСК, Россия, Москва (eleonora-mar@mail.ru).
V. GENIN, E. MARKAROVA
TECHNICAL DIAGNOSTICS OF POWER GRID EQUIPMENT
Key words: electrical equipment, technical diagnostics, monitoring, maintenance, continuous monitoring, forecasting.
The short review of the problems of automated systems efficient use for the control parameters of electrical network is given. The effectiveness of monitoring is to timely determine the equipment deterioration and reduce accident risks. Depending on the type of the equipment being monitored and of its role and value in the power system, some respective functionality diagnostic system can be applied. For quantitative evaluation of the monitoring result, such as the estimated residual life evaluation, it is necessary besides the track control function parameters to have information on the operating conditions such as load, climatic conditions and others. The tasks of further development of the automated monitoring of the equipment are creation, implementation and development of relevant expert systems, corresponding to modern requirements, and components and their constituents.
References
1. Avtomatizirovannaya sistema upravleniya tehnologicheskimi processami podstancii 220/110/10/6 kV. Rukovodstvo pol'zovatelya [Automated process control system for substation 220/110/10/6 kV. User guide]. Moscow, 2012.
2. Alekseev B.A. Kontrol' sostoyaniya (diagnostika) krupnyh silovyh transformatorov [Condition monitoring (diagnostics) of large power transformers]. Moscow, 2002, 216 p.
3. Bederak Ya.S., Bogatyrev Yu.L. Monitoring sostoyaniya silovyh transformatorov na-pryazheniem 35 kV i vyshe moshhnost'yu 25000 kVA i vyshe [Monitoring of power transformers of 35 kV and above power of 25,000 kVA and above]. Elektropanorama, 2009, no. 4, pp. 58-59.
4. Bushuev V.M. K voprosu nepreryvnogo distancionnogo kontrolya i upravleniya oboru-dovaniem elektroustanovok predpriyatii svyazi [On the issue of continuous remote monitoring and control of electrical communications equipment business]. Tehnologii i sredstva svyazi, 2006, no. 5.
5. Pravila ustroystva elektroustanovok. Shestoe izdanie. Dopolnennoe s ispravleniyami [Rules for Electrical Installation. The sixth edition. Enhanced with corrections]. Moscow, 2008. 242 p.
GENIN VALERY - Doctor of Technical Sciences, Professor, Department of Control and Automatic Technical Systems, Chuvash State University, Russia, Cheboksary.
MARKAROVA ELEONORA - Master Degree, Manager on Duty, MOESK, Russia, Moscow.
Ссылка на статью: Генин В.С., Маркарова Э.Н. Техническая диагностика электросетевого оборудования // Вестник Чувашского университета. - 2017. - № 1. - С. 213-217.
