![]() Главная страница Случайная страница КАТЕГОРИИ: АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника |
Существующие проблемы и направления развития ⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 3
Одной из главных проблем для полного перехода к цифровому обмену информацией применительно к трансформаторному оборудованию является раздача заинтересованным абонентам сигналов о мгновенных и действующих значениях токов обмоток трансформатора. Для коммутационного оборудования и ошиновки подстанции в настоящее время идет интенсивное внедрение цифровых трансформаторов тока с катушками Роговского или волоконно-оптическими датчиками тока, работа которых основана на эффектах Фарадея и Поккельса [2-4]. Такие датчики обеспечивают высокую точность и линейность в широком диапазоне значений токов (вплоть до токов к.з.). Поэтому один и тот же датчик может использоваться для снабжения информацией как устройств релейной защиты, так и систем мониторинга, технического и коммерческого учета электроэнергии. При этом оправданным является использование универсальных объединяющих блоков, передающих в ЛВС информацию о токах и напряжениях одного присоединения [5]. Для встроенных в трансформаторное оборудование трансформаторов тока (ТТ), по крайней мере в ближайшие годы, вряд ли можно ожидать отказа от обычных электромагнитных трансформаторов тока.. Поэтому для каждой об- ЭЛЕКТРО 5/2010 мотки потребуется как минимум три ТТ - два для резервированных комплектов защит и один для точных измерений. Сигналы первых двух в соответствии со стандартом МЭК 61850-9.21_Е [6] оцифровываются с дискретностью 80 точек за период частоты в сети, сигналы третьего - с дискретностью 256 точек за период. У типовых автотрансформаторов, например, контролируются токи четырех обмоток - на сторонах ВН, СН, НН и в общей обмотке. Для общей обмотки, как правило, контролируется только действующее значение тока для определения температуры наиболее нагретой точки этой обмотки, которая часто бывает самой «горячей» в автотрансформаторах. Поэтому мгновенные значения токов этой обмотки можно в другие подсистемы не передавать. Таким образом, для такого автотрансформатора потребуется 9 объединяющих блоков. Технически и экономически вряд ли целесообразно при этом выполнять отдельные объединяющие блоки для выдачи в ЛВС каждой трехфазной группы токовых сигналов, как это предлагается, например, в [7]. Правильнее было бы выполнять концентрацию мгновенных измеренных значений токов вместе с другими быстрыми сигналами в общем блоке управления и мониторинга трансформатора [8]. Предлагаемая структура включения интеллектуального трансформатора в систему автоматизации подстанции показана на рисунке.
С целью полного дублирования функций защиты предусмотрено дублирование сегментов шины процесса. К одному сегменту подключаются первый комплект защит и один комплект трансформаторов тока, ко второму - второй комплект защит и трансформаторов тока. Третий комплект трансформаторов тока и напряжения подключается к отдельному сегменту шины процесса, через который оцифрованные данные пере- даются в устройства коммерческого учета электроэнергии, контроля ее качества и регистрации переходных и аварийных процессов. Расчеты показывают, что по сегменту обычно используемой в настоящее время сети ЕЦпегпет. с пропускной способностью 100 Мбит/с можно передать информацию не более чем 5 групп трехфазных сигналов тока и напряжения [8]. В нашем случае к одному сегменту подключаются три группы сигналов от встроенных в контролируемый трансформатор ТТ. К этому же сегменту могут быть, например, подключены выходы объединяющих блоков, подключенных к трансформаторам тока двух выключателей. Для других трансформаторов с их выключателями и для других зон схемы подстанции должны предусматриваться отдельные сегменты шин процесса. Подключение третьего комплекта ТТДН может также осуществляться по сегменту сети 100 Мбит/с. Возможен в дальнейшем переход на более быструю шину 1 Гбит/с. В этом случае может быть реализована одна общая третья шина для всей подстанции. Для подстанций 330 кВ и выше по требованиям надежности эта шина также может быть дублирована. В принципе, необходимость в реализации третьей шины может быть исключена, если функции учета и контроля качества электроэнергии и регистрации аварийных процессов реализовать в самом блоке управления и мониторинга трансформатора. Основным препятствием для этого является особый юридический статус подсистемы АСКУЭ с особыми нормами доступа. Кроме того, потребуется периодический доступ к соответствующей аппаратуре, расположенной на открытом воздухе непосредственно у трансформатора, для ее поверки, что также вряд ли целесообразно. Кроме указанных сигналов, в блоке управления и мониторинга трансформатора формируется большой объем данных мониторинга, в том числе результаты работы аналитических моделей контроля состояния трансформатора. Эти данные должны передаваться непосредственно на верхний уровень системы автоматизации через шину подстанции по протоколу МЭК 61850-8.1, также дублированную. Таким образом, с учетом будущего совершенствования локальных сетей цифровых подстанций блок управления и мониторинга интеллектуального трансформатора должен иметь не менее 6 сетевых оптических интерфейсов ЕШегпе! 100/1000 Мбит/с. Кроме того, должен быть предусмотрен как минимум один интерфейс Я3485 со стороны объекта для подключения интеллектуальных датчиков (приборы контроля газо- и влагосодержания масла, контроля состояния изоляции вводов, контроля частичных разрядов, контроля вибраций трансформатора, мониторинга состояния РПН и т.д.). Интеллектуальный трансформатор (автотрансформатор) должен обеспечивать выполнение: • профилактической диагностики (самодиагностики) с использованием аналитического программного обеспечения на основе показаний датчиков; • автоматического управления системой охлаждения; • регулирования напряжения под нагрузкой. ИССЛЕДОВАНИЯ И РАЗАРАБОТКИ В настоящее время разработаны и предлагаются многими компаниями устройства (или первичные датчики), задача которых заключается в обеспечении сбора информации, которую можно использовать для диагностики состояния трансформаторов. При этом основными параметрами, обеспечивающими возможность проведения оперативной диагностики трансформаторов являются: • содержание газообразных продуктов разложения изоляции, растворенных в трансформаторном масле; • влагосодержание трансформаторного масла; • параметры теплового режима трансформатора (температура обмотки, температура верхних и нижних слоев масла, температура на входе и выходе охладителей, температура окружающей среды, температура масла в баке РПН); • уровень частичных разрядов; • характеристики вибрации бака трансформатора; • токи электродвигателей маслонасосов и вентиляторов обдува; • скорость потоков масла от каждого маслонасоса; • ток проводимости, {дб и емкость С1 высоковольтных вводов; • ток или мощность электродвигателя привода РПН; • уровни масла в баке трансформатора и в баке РПН. определяются следующие показатели: • абсолютное влагосодержание твердой изоляции; • допустимые длительность и кратность перегрузок; • остаточный срок службы твердой изоляции по В настоящей работе не рассматривается задача выбора первичных датчиков для получения необходимых данных. Датчики всего лишь предоставляют подчас гигантский объем информации в реальном времени. Требуется еще и механизм для анализа этих данных и их переработки в диагностическую информацию о состоянии оборудования. Этим механизмом во многом определяется «интеллект» трансформатора. Анализ данных от первичных датчиков может быть простым, как например установление предельных значений для определенных параметров, например, газо- или влагосодержания трансформаторного масла. Этот подход (пороговый анализ) применяется в настоящее время на многих подстанциях за рубежом, а также на объектах ОАО «ФСК ЕЭС». На основании порогового анализа можно говорить о возможности выявления некоторых повреждений в трансформаторе, в том числе и развивающихся. Однако учитывая то обстоятельство, что трансформатор относится к устройствам с нелинейным динамическим поведением в эксплуатации, характеризующимся изменяющимися отношениями между системными переменными, определяющими нормальное и аварийное состояния, то простой пороговый анализ во многих случаях является недостаточным для выявления дефекта в трансформаторе. Например, увеличение рабочей температуры трансформатора может идентифицироваться как наличие дефекта в новом трансформаторе, но не в старом. В связи с этим обработка данных от первичных датчиков требует применения более сложных методов определения характера этих изменяющихся взаимоотношений измеряемых параметров. Для того, чтобы избежать проблемы, когда экспертная система оказывается неэффективной из-за недостаточности заложенных в нее данных, проводятся многочисленные исследования в области анализа данных на основе аналитических методов и технологии искусственного интеллекта. В рамках этих методов используются модели и методы искусственного обучения систем искусственного интеллекта для анализа динамики работы трансформатора. Аппаратура мониторинга состояния трансформатора должна также обеспечивать формирование предупредительной и аварийной сигнализации и формирование архива аналоговых сигналов и дискретных событий на время как минимум достаточное для сохранения информации при нештатных режимах оборудования АСУТП или локальных сетей подстанции (время от 2 суток до одной недели должно быть, очевидно, достаточным). На первом этапе, при частичном переходе к организации коммуникаций на подстанциях по стандарту МЭК 61850, целесообразно предусмотреть возможность выдачи в систему РЗА сигналов от технологических защит, а также сигналов предупредительной и аварийной сигнализации в виде «сухих» контактов. Особого рассмотрения требует вопрос места установки блока (шкафа) управления и мониторинга трансформатора и его включения в комплект поставки трансформатора. Максимальная степень готовности «интеллектуального» трансформатора к вводу в эксплуатацию на объекте, сокращение времени монтажных и пускона-ладочных работ, снижение трудозатрат при разработке рабочего проекта подстанции и исключение ошибок в проекте могут быть достигнуты при установке шкафа управления и мониторинга непосредственно на трансформаторе и выполнении всех необходимых связей этого шкафа с датчиками и подсистемами трансформатора на заводе-изготовителе. Однако при этом должны быть решены вопросы виброустойчивости шкафа управления, например, путем применения виброгасящих амортизаторов в точках крепления шкафа к трансформатору. В заключение авторы хотели бы отметить, что для получения максимального эффекта от внедрения на объектах ЕНЭС интеллектуального оборудования, в том числе трансформаторов, требуется реализовать целый комплекс инфраструктурных проектов, в том числе: • проведение НИОКР, направленных на создание новых и уточнение существующих формализованных математических описаний для расчетно-математиче-ских моделей систем мониторинга; • уточнение технических требований к оборудованию с учетом его работы совместно с системами мониторинга и диагностики; ЭЛЕКТРО 5/2010 • разработка программы повышения квалификации оперативного и обслуживающего персонала подстанций и создание обучающего центра, снабженного тренажерами и имитаторами; • создание руководящей нормативной документации-по работе с интеллектуальным оборудованием как в части его обслуживания, так и интерпретации полученных результатов. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. НагаПЬег - шина процесса согласно МЭК 61850. Брошюра ОЕ МиШНпк: [сайт] 1Ш1_: пТТр: //\ллллл/.десПд|Т.а1епегду. сот/ргос1исТз/ЬгосТшгез/Нага'Р1Ьег_ги.ра'Т 2. К. ВоТтегТ, Р. Оаоиз, Н. ВгапсПе, А. Кпап, " НЬег-ОрТю СиггепТ апс! УоИаде Зепзогз Тог ИТдН-УоШаде ЗиЬзТаТюпз", 1п-у|Тес1 рарег аТ 16Тп 1пТетаТюпа1 СопТегепсе оп ОрТюа! Р|Ьег Зепзогз, ОсТоЬег 13-17, 2003, Мага, ^рап, Тесппюа! 0|дезТ, рр 752-754. иР1: п«р: //уталл/05.аЬЬ.сот/д1оЬа1/зсоТ/зсо1232. пзТ/уепТусИ5р1ау/са407Ь96аТа'724еас125703с00426638/$Р| 1е/1262334_Е01_Пеу.-Р1Ьег-орТю%20сиггепТ.ра'Т 3. Р. Ваптайап, Л. В1аке, АррНсаТюпз оТ ЬМдп-УоШаде Н- Ьег ОрТю СиггепТ Зепзогз. 1ЕЕЕ РЕ5 Оепега! МееТтд, 2006. УР1: пТТр: //\/у\ллллпхТрпазе.сот/рс1Т5/РаптаТ1ап%20еТ%20 а1%20-%20Арр%20ОрТ.юа1%20СТз, %20Рта1.ра'Т 4. Р. Ваптайап, 0ез1дп апа1 АррПсаТюп оТ ОрТюа! УЫТаде апс1 СиггепТ Зепзогз Тог Ве1ау1пд. Ромег ЗузТетз СопТегепсе апа1 ЕхрозШоп, 2006. РЗСЕ '06. 2006 1ЕЕЕ РЕЗ, р.532-537. 11Н1_: пТТр: // 1ееехр1оге.1еее.огд/ 1е15/4075697/4075698/04075809.рс1Т 5. и.ЗсИггма', М. Зспитаспег, 1ЕС 61850 Мегдтд 11пИ Тог Тпе Упмегза! СоппесТюп оТ СопуепТюпа! апс! 1Чоп-сот/епТюпа1 1пзТгитепТ ТгапзТогтегз. Рарег АЗ-306, СЮРЕ 426 зеззюп, Рапз, 2008. 6.1ЕС61.850-9-21Е(идптеа'1Тюп)" 1тр1етепТаТюпОи1с1е1|пеТог 01д|Та1 1пТегТасе То 1пзТгитепТ ТгапзТогтегз из1пд 1ЕС 61850-9-2", 11СА 1пТегпаТюпа1 изегз Огоир. 11В1_: \ллллллиса1пТетаТ.юпа1.огд. 7. М. Ас1ат1ак, В. КазгТеппу, 0. Магегееи\л/, й. Мсдтп, 8. 1_. Ноззеп1орр, й. СпаТгеТои, О.Тгю1от1ег, Э.Р. Вш, Рго-сесс Ьиз: Ехрепепсе апа11трасТ оп ТиТиге зузТет агспШэсТигез. Рарег В5-104, СЮРЕ 42а1 зеззюп, Рапз, 2008. 9. Оге\л/ Ва: депТ, МагкАс1ат1ак, Ра1рп Маск1е\л/Ю2, Сотти-пюаТюп №Тшогкз апа1 ЗузТетз т ЗиЬзТаТюпз: Ап Оуеп/1е\л/ Тог 1)зегз. ОЕ МиШНпк, 2009. иРипТТр: //рт.детс1изТпа1.сот/Тад/ с1оситепТ5/депега1/1ЕС61850.рс1Т Русский перевод (компания «Комплексные энергетические решения»): Протокол МЭК 61850. Коммуникационные сети и системы подстанций. Общий обзор для пользователей: [сайт] 11В1_: НТТр: //пос1]епТ.пагос1.ги/ООШШАО/1ЕС_61850.рс1Т Дарьян Леонид Альбертович - докт.техн. наук, и.о. начальника Департамента реализации инфраструктурных проектов ОАО «ФСК ЕЭС» (495) 7109203 ПапапШзк-еез.ги; 1бапап@гатЫег.ги Мордкович Анатолий Григорьевич - канд. техн. наук, зам. генерального директора ООО «АСУ-ВЭИ» (495) 7858826 тад@ази^е1.ги Цфасман Григорий Матвеевич - канд. техн. наук, глав
|