![]() Главная страница Случайная страница КАТЕГОРИИ: АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника |
Состояние вопроса
Оперативная диагностика трансформаторов - это ключ к значительному уменьшению затрат и увеличению надежности энергоснабжения. В прошлом большая часть работ по обслуживанию силовых трансформаторов подстанций выполнялась по регламентам обслуживания и ремонта. Ремонтные бригады проверяли трансформатор через установленные интервалы времени, основываясь на сроке эксплуатации и данных о работе оборудования в прошлом. Такой подход к оценке состояния трансформаторного оборудования приводит к излишней проверке (следовательно, к неоправданным затратам средств на диагностику) нормально работающего оборудования с одной стороны и к еще большим затратам в случае некачественно проведенной диагностики - с другой, так как в этом случае должны проводиться ремонтно-восстанови-тельные мероприятия. С целью снижения затрат на проведение оценки состояния трансформаторов в режиме опИпе и повышения надежности электроснабжения, энергетические компании на протяжении по- ИССЛЕДОВАНИЯ И РАЗАРАБОТКИ следних двух десятилетий начали вкладывать деньги в разработку контрольно-измерительных приборов для мониторинга состояния оборудования подстанций и в первую очередь - силовых трансформаторов. Для решения задач мониторинга и диагностики трансформатор должен обладать способностью анализировать полученную информацию и выдавать рекомендации о состоянии. По-видимому, отсюда и пошел термин «интеллектуальный трансформатор». К сожалению, до настоящего времени в литературе не существует однозначного определения термина «интеллектуальный трансформатор». Из ряда публикаций [1] следует, что под интеллектуальным трансформатором понимается трансформатор, оснащенный устройством сбора и обработки информации от первичных датчиков (объединяющий блок - «глегдтд итт»), передающий информацию в другие подсистемы по протоколу МЭК 61850-9.2. По мнению авторов, «интеллектуальным» следует называть трансформатор, обеспечивающий максимально возможный контроль состояния всех систем трансформаторного оборудования (активной части, масла, вводов, системы охлаждения, РПН, технологических защит), самодиагностику и выдачу рекомендаций по дальнейшим действиям в случае появления развивающегося повреждения или ненормированного воздействия на трансформатор. Принципиально важно, что при этом трансформатор должен обеспечивать все режимы управления своими регулируемыми устройствами (РПН, система охлаждения) - автоматический, ручной местный и ручной дистанционный, в том числе из удаленных центров управления, с полным контролем правильности исполнения команд. Последнее обстоятельство становится особенно важным при использовании трансформаторного оборудования в «умных сетях» с необслуживаемыми подстанциями. Предложения о создании «интеллектуального» трансформаторного оборудования сформулированы авторами еще в 2003 г. Эти предложения были поддержаны ОАО «ФСК ЕЭС» и вошли в документы «Концепция построения АСУТП на подстанциях ЕНЭС» (2003 г.) и «Концепция диагностики электротехнического оборудования и линий электропередачи электрических сетей ОАО «ФСК ЕЭС», одобренные Правлением компании. В соответствии с этими документами под руководством и при непосредственном участии авторов были разработаны, изготовлены и успешно внедрены в промышленную эксплуатацию в 2005 - 2006 гг. системы управления, мониторинга и диагностики трансформаторного оборудования подстанций «Алюминиевая», «Новгородская» и «Фрунзенская». Эти системы реализованы как элементы цифровых подстанций. Весь обмен информацией осуществлен только по цифровым каналам связи (на тот момент - в стандарте МЭК 60870-5-104). Системы реализуют углубленный контроль состояния систем охлаждения и РПН, диагностику перегрузочной способности трансформаторов, регистрацию повышений напряжения и т.д., а также автоматическое и ручное (местное и дистанционное) управление РПН и системами охлаждения. Для обеспечения надежности функционирования и возможности автономной работы при нештатных ситуациях в АСУТП каждая система имела свое полнофункциональное рабочее место, компьютер которой одновременно выполнял функции шлюза для интеграции в АСУТП. Накопленный опыт внедрения таких систем позволил в дальнейшем отказаться от собственного АРМ и ограничиться лишь установкой шлюзового компьютера. Жизнеспособность такой высокой степени интеграции систем управления, мониторинга и диагностики трансформаторного оборудования в АСУТП подстанций подтверждена опытом эксплуатации таких систем на ПС «Черкесск», «Южная», «Юго-Западная», «Соболи» и др. В зависимости от объема контролируемого оборудования и географических размеров подстанций использовались как проводные (В3485), так и волоконно-оптические каналы связи, а в зависимости от особенностей реализации АСУТП объектов - разные протоколы обмена информацией (МосИэиз РГШ, МЭК 60870-5-104 или ОРС). Таким образом, «интеллектуальные» в указанном выше смысле трансформаторы на сегодня не только разработаны, но и успешно эксплуатируются на объектах ЕНЭС. Традиционными, однако, остались способы подключения сигналов от трансформаторов тока обмоток и выходов технологических защит трансформатора (реле Бухгольца, предохранительные и отсечные клапаны и т.д.) к системе РЗА подстанции. Задачей сейчас является переход на организацию всех внутриподстанционных коммуникаций по стандарту МЭК 61850.
|