Меню

Система мониторинга трансформаторов напряжения

Существующее методы мониторинга силовых трансформаторов

Рубрика: Технические науки

Дата публикации: 17.06.2016 2016-06-17

Статья просмотрена: 1987 раз

Библиографическое описание:

Файфер, Л. А. Существующее методы мониторинга силовых трансформаторов / Л. А. Файфер. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2016. — № 12 (116). — С. 412-415. — URL: https://moluch.ru/archive/116/31770/ (дата обращения: 27.03.2021).

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

Выделим основными параметры силовых трансформаторов, которые необходимо контролировать.

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

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

Существующие способы мониторинга силовых трансформаторов.

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

Рис. 1. Существующие методы мониторинга силовых трансформаторов

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Рис. 2. Температурный датчик для измерения масла в баке

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

Читайте также:  Что называют электрическим напряжением формула

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

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

Рис. 4. Датчик для регулирования напряжения

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

Рис. 5. Датчик AMS 500 Calisto

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

Рис. 6.Датчик Transfix

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

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

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

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

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

Источник



Цифровая парадигма и энергоэффективные трансформаторы

Статья посвящена вопросам мониторинга технического состояния энергоэффективных распределительных трансформаторов в рамках цифровой парадигмы. Проанализирован общий перечень контролируемых параметров трансформаторов, сформулированы требования к диагностическому оборудованию и рассмотрены конкретные аппаратные средства реализации цифровой парадигмы применительно к трансформаторам:

  • волоконно-оптические датчики тока и напряжения,
  • система контроля растворенных газов,
  • контроль механического состояния трансформаторов,
  • флюорооптическая технология измерения температуры.

Введение

Сегодня развитие электроэнергетики определяется фактором объединения электросетевой и информационной инфраструктуры. При этом цифровые технологии однозначно изменяют электрораспределительный комплекс. Трендом этих изменений является создание, в конечном счете, интеллектуальных («умных») электрических сетей. «Умные» сети позволяют решить три главных задачи:

  • объединение в единую энергетическую систему самые разнородные объекты генерации независимо также и от разделяющего их расстояния;
  • обеспечение непрерывного контроля состояния оборудования, распределения и перераспределения электроэнергии;
  • реализация реверса электроэнергии (потребление при нехватке — отдача при избытке).

Но цифровизация должна идти рука об руку с внедрением энергоэффективного оборудования и с решением проблем информационной безопасности «умных» трансформаторных подстанций, потому что в рамках новой парадигмы развития подстанционного комплекса логично и применение нового поколения силовых трансформаторов, какими являются энергоэффективные распределительные трансформаторы.

В настоящей статье обсуждаются вопросы мониторинга технического состояния энергоэффективных распределительных трансформаторов (номинальной мощностью до 2500 кВА) в плане их интегрирования в цифровую подстанцию (ЦПС). Тема актуальна потому, что ЦПС является частью активно-адаптивной (интеллектуальной) электрораспределительной сети в системах контроля, защиты и управления которой при передаче информации используется цифровой формат[1]. Трансформатор, в свою очередь, также является частью ЦПС, к тому же, основной её частью. Так как энергоэффективный распределительный трансформатор имеет более высокую цену, то сохранение его работоспособности в течение всего нормативного срока эксплуатации является крайне важной задачей. Решить эту задачу без мониторинга состояния трансформатора невозможно.

Мониторинг состояния силового трансформатора, как составная часть обеспечения его надежности, предусмотрен всеми нормативными документами (в частности, Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей ПТЭЭП, глава 2.1), касающимися эксплуатации. И в классическом варианте мониторинг предусматривает использование любых методов оценки (измерения) рабочих параметров трансформатора, а именно:

  • аналоговые количественные измерения,
  • визуальные интервальные измерения (например, уровень масла),
  • аудио- и зрительный контроль «на глазок» (загрязненность, шум при работе).

Необходимо отметить и еще один очень важный момент. Многие авторы полагают, что мониторинг состояния трансформатора целесообразен только для трансформаторов IV — VIII габарита[2]. Однако если речь идет о новой парадигме в развитии подстанционного комплекса, о цифровых подстанциях, а тем более о применении энергоэффективного трансформаторного оборудования, то мониторинг должен охватывать все трансформаторы, независимо от габарита трансформатора.

Существующие способы мониторинга силовых трансформаторов

С конца 60-х годов XX века одновременно в разных странах началась активное создание способов мониторинга и диагностики трансформаторов, основанных на различных физических принципах. Разработанные на данный момент способы мониторинга могут быть применены для различных целей. Стоимость может варьироваться, так как затраты требуются и на установку, и на обслуживание этих систем персоналом. Все существующие системы мониторинга, которые предлагаются различными фирмами на рынке, можно условно разбить на четыре группы (см. схему на рис. 1).

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

Читайте также:  Увеличенное напряжения сети 2110

Вторая группа методов использует портативное контрольно-измерительное оборудование, которое позволяет избавиться от некоторых недостатков, присущих первой группе, а также расширить возможности по видам и точности измерений. Но главным является то, что результаты анализов могут быть получены практически сразу же после взятия образцов и проведения измерений. Обычно портативное контрольно-измерительное оборудование используют в тех случаях, когда установка датчиков и использование лабораторий по экономическим причинам невыгодно. Так как портативные приборы не применяются для непрерывного контроля оборудования, то это относится к недостаткам использования данной группы методов мониторинга. Многие методы не имеют возможности представления достаточной информации о содержании водорода, однако датчики для определения газов в масле это могут это сделать.

Рис. 1

Рис. 1. Существующие методы мониторинга силовых трансформаторов

Третья группа методов использует лаборатории. Их преимуществом является то, что они способны выполнять высокоточные анализы содержания газа и воды в трансформаторном масле. Недостатком лабораторий является высокая стоимость анализов.

Четвёртая группа методов объединяет системы мониторинга и диагностики непрерывного характера. Главным отличием данной группы методов мониторинга от трёх вышеперечисленных методов является отсутствие встроенных датчиков и наличие внешних датчиков, которые контролируют различные параметры работы трансформатора. При установке подобных систем большинство датчиков уже присутствуют на трансформаторе или могут быть установлены позже. Помимо этого, требуется также обеспечение каналами связи. Основной недостаток подобных систем — высокая стоимость установки.

Общим для перечисленных четырех групп существующих систем для мониторинга и диагностики трансформаторов напряжением 6 (10) кВ является то, что в ряде случаев использование их экономически не оправданно.

Цифровизация мониторинга

Цифровизация мониторинга — это, в конечном итоге, получение потока цифровой информации, которая количественно и объективно отражает состояние трансформатора. Такой поток интегрируется и преобразуется в ходе дальнейшей обработки в управленческие решения, касающиеся всей электрораспределительной системы. Следовательно, при рассмотрении проблем мониторинга параметров силового трансформатора в рамках «цифровой» парадигмы, должна быть предусмотрена совместимость протоколов диагностических приборов с протоколами всей системы цифровой энергетики. Наиболее целесообразными решениями для диагностических приборов являются такие решения, которые при выполнении первичных основных измерений параметров электросети формируют цифровой информационный поток, передаваемый по оптоволоконным кабелям в систему управления.

В наиболее общем случае контролю и управлению должны быть подвергнуты следующие параметры и системы энергоэффективного распределительного трансформатора:

  • напряжения и токи ВН и НН;
  • мощности (активная мощность, реактивная мощность, полная мощность, коэффициент мощности);
  • перегрузки и перенапряжения трансформатора;
  • температуры наиболее нагретых точек;
  • состояние системы охлаждения и управление ей;
  • содержание газов в трансформаторном масле бака трансформатора (водород, окись и двуокись углерода, ацетилен);
  • влагосодержание в трансформаторном масле;
  • содержание газов в трансформаторном масле бака РПН (водород, окись и двуокись углерода);
  • механическое состояние трансформатора;
  • параметры окружающей среды;
  • положения и состояния РПН;
  • состояние системы аварийной сигнализации.

Обработанные данные должны быть интегрированы в два информационных пула и обеспечивать проведение самодиагностики системы мониторинга трансформатора.

  • Первый информационный пул — это экспертные оценки технического состояния силового трансформатора и прогнозы этого состояния.
  • Второй информационный пул — это формирование БД (базы данных) мониторинга.

Современные системы мониторинга основаны на достижениях в области создания соответствующего диагностического оборудования: для контроля параметров тока и напряжения, газового анализа, температурного контроля.

Мониторинг параметров тока и напряжения

Диагностическими приборами, которые в полной мере соответствуют требованиям интеграции в архитектуру цифровой подстанции, являются волоконно-оптические датчики тока и напряжения[3]. Общий вид такого датчика представлен на рис. 2[4].

Рис. 2

Рис. 2. Волоконно-оптический датчик тока

Мониторинг содержания влаги и газов

Одной из инновационных систем контроля растворенных в трансформаторном масле газов и влаги является SmartDGA[5]. Схема анализа представлена на рис. 3.

Рис. 3

Рис. 3. Принципиальная схема инновационной системы анализа SmartDGA

Упрощенно технологию SmartDGA можно описать следующими процессами. Собранный в газовую ячейку газ облучается инфракрасным излучением. Далее фильтр выделяет поддиапазон поглощения выбранного для анализа газа. Сигнал с детектора пропорционален поглощенному количеству энергии выбранного газа и преобразуется в уровень концентрации газа.

Мониторинг механического состояния трансформатора

Механическое состояние трансформатора — это, прежде всего, характеристика усилия осевой прессовки обмоток, которое определяет динамическую стойкость обмоток к токам КЗ, возникающих в аварийных режимах[6]. При эксплуатации усилие прессовки ослабевает и контролировать его необходимо для обеспечения надежной работы трансформатора.

Контроль осуществляется виброметрами. Схема расположения датчиков показана на рис. 4.

Рис. 4

Рис. 4. Схема расположения вибродатчиков

Мониторинг теплового состояния трансформатора

Известно несколько принципов измерения температуры с помощью оптического волокна. Один из них основан на использовании люминесценции кристаллов АИГ — флюорооптическая технология[7]. Здесь на конце оптоволокна расположен датчик, который является термочувствительным и при этом фосфоресцирует. Световые импульсы красного спектра, передаваемые по оптоволокну, возбуждают датчик и заставляют его фосфоресцировать. Обратная пропорциональность времени затухания фосфоресценции температуре датчика позволяет определять температуру. Схема расположения термодатчиков приведена на рис. 5.

Рис. 5

Рис. 5. Схема расположения температурных датчиков

Комплексная система мониторинга состояния трансформатора

Все вышеперечисленные подсистемы объединяются в комплексную систему мониторинга технического состояния трансформатора, которая в свою очередь интегрируется в программно-технический комплекс цифровой подстанции.

Сравнительное построение структуры классической и цифровой подстанций приведено на рис. 6.

Рис. 6

Рис. 6. Сравнение структурных схем классической и цифровой подстанций.

Выводы

Новая цифровая парадигма российской энергетики влечет за собой инновационное развитие всех ее компонентов, в том числе и распределительных подстанций.

Цифровизация трансформации — это комплексное внедрение и инновационного трансформаторного оборудования, и внедрение инновационных систем его мониторинга.

Безусловно, стоимость такого оборудования значительно выше существующего. Но синергия от таких инноваций позволит повысить энергетическую безопасность регионов страны путем создания новых инфраструктурных возможностей и обеспечить новый уровень качества жизни населения благодаря новым стандартам обслуживания.

Выражаю искреннюю благодарность ведущим специалистам ООО «Трансформер» к.т.н. Печенкину В.И. и к.т.н. Стулову А.В. (г. Подольск), главному конструктору ООО «Трансформер» Трофимовичу И.А. за предоставленные материалы и за конструктивное обсуждение данной статьи.

Список литературы

  1. Новая парадигма «цифровой подстанции». [Электронный ресурс].
  2. Зарубежный опыт мониторинга состояния маслонаполненного оборудования. [Электронный ресурс].
  3. Оптические трансформаторы и преобразователи тока. Принципы работы, устройство, характеристики. [Электронный ресурс].
  4. Вся правда об оптических трансформаторах. [Электронный ресурс].
  5. Новая система онлайн-мониторинга газов/влаги в трансформаторах и РПН. [Электронный ресурс].
  6. Вибрационная диагностика как способ оценки технического состояния трансформаторов. [Электронный ресурс].
  7. Система температурного контроля силовых трансформаторов. [Электронный ресурс].
Читайте также:  Реле регулятор напряжения генератора для чего нужен

Источник: Ю.М. Савинцев, к.т.н., независимый эксперт

Источник

Система управления, мониторинга и диагностики трансформаторного оборудования

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

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

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

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

Отметим также, что реализация своевременных и амбициозных проектов ОАО «ФСК ЕЭС» полной автоматизации подстанций и дальнейшего перевода их в необслуживаемый режим однозначно требует оснащения всего (в том числе трансформаторного) оборудования системами мониторинга и диагностики.

Система управления мониторинга и диагностики трансформаторного оборудования 1

В настоящее время на отечественном рынке потребителям предлагают свои системы управления, мониторинга и диагностики трансформаторного оборудования фирмы Sterling Group, Alstom, Siemens, General Electrik. Ниже рассматривается отечественная система управления, мониторинга и диагностики трансформаторного оборудования, разработанная при непосредственном участии авторов в ГУП ВЭИ и ОАО «Энергосетьпроект». По своим техническим характеристикам и выполняемым функциям система превосходит представленные в России зарубежные образцы, при этом ее стоимость в полтора раза меньше, чем у аналогов.

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

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

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

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

• датчики тока нагрузки:

• бесконтактные датчики положения РПН; • датчик влажности масла;

• датчик концентрации газов, растворенных в масле;

• каналообразующая аппаратура и кабельная продукция;

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

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

• сбор и первичная обработка информации от первичных датчиков;

• управление и контроль состояния системы охлаждения трансформатора;

• определение энергопотребления системы охлаждения;

• контроль исправности первичных датчиков;

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

• контроль питания и состояния отсечных клапанов;

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

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

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

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

В проекте задаются тип и основные технические характеристики каждой единицы трансформаторного оборудования, номенклатура, места установки и количество подключаемых датчиков. Для реализации различных вариантов рабочих проектов ШУМТ-М выполнен как «открытый» программно-аппаратный комплекс, позволяющий принимать информацию от датчиков с аналоговым, дискретным выходом или оснащенных последовательным интерфейсом стандарта RS-485.

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

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

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

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

Система управления мониторинга и диагностики трансформаторного оборудования tabl1

2. Контроль состояния охладителей и эффективности системы охлаждения.

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

3. Контроль температуры верхних слоев масла методом прямого измерения.

4. Контроль температуры масла в баке РПН.

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

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

7. Контроль текущего номера ответвления РПН.

8. Контроль тока привода РПН.

9. Контроль состояния привода РПН и выявление отказов типа «самоход», «отказ в переключении», «застревание», «потеря синхронизма».

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

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

Система управления мониторинга и диагностики трансформаторного оборудования 2

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

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

Источник