Обзор автоматизированных систем диагностики и мониторинга силовых трансформаторов и автотрансформаторов

Введение

В процессе работы в системах электроснабжения (СЭС) электрооборудование подвергается многочисленным внешним и внутренним электромагнитным и другим эксплуатационным воздействиям, а также сами непосредственно влияют на окружающие объекты и среду. Поэтому в настоящее время большое внимание уделяется создания условий для нормальной безаварийной работы и эффективной работы электрооборудования СЭС. Таким электрооборудованием являются прежде всего силовые трансформаторы (СТ). Силовые трансформаторы, хотя и являются в эксплуатации весьма надежными аппаратами благодаря отсутствию вращающихся частей, но неисправности и аварии для них являются не редкостью, что оказывает большое влияние на надежность работы энергосистемы. Определить фактическое состояние позволяет применение комплексного диагностического обследования трансформаторов. Это позволяет оценить их реальный остаточный ресурс, вкладывать средства в профилактику, ремонт и замену проблемного оборудования.
Перспективным средством выявления и прогнозирования ресурса являются автоматизированные методы диагностики силовых трансформаторов, которые благодаря расширенному комплексу датчиков, охватывающим все его узлы и системы, позволяют на ранней стадии зафиксировать начало негативных процессов. Применение автоматизированных методов диагностики силовых трансформаторов позволит продлить ресурс силовых трансформаторов и поможет оперативному персоналу своевременно принимать решения на основе полноты получаемой информации.
В ходе выполнения данной работы будут рассмотрены вопросы, которые касаются изучения автоматизированных систем диагностики и мониторинга силовых трансформаторов и автотрансформаторов.

1 Общие требования
Система мониторинга (СМ) и диагностики должна строиться на базе современных измерительных датчиков, программируемых контроллеров и промышленных компьютеров. АРМ реализуются в соответствии с требованиями к средствам АСУ ТП.
Технические средства системы должны быть оснащены средствами самодиагностики с точностью определения неисправности до единицы замены. Система должна передавать всю информацию по результатам самодиагностики в систему верхнего уровня и отображать ее на местных средствах индикации.
Технические средства верхнего уровня системы должны содержать стандартные интерфейсы, обеспечивающие интеграцию в АСУ по проводным и/или оптоволоконным линиям связи или выдачу информацию на верхний уровень управления.
Внутрисистемные коммуникации на всех уровнях между компонентами различного назначения и разных производителей должны быть реализованы с использованием указанных стандартных международных протоколов.
Для физической реализации указанных коммуникаций СМ должна иметь изолированные от собственных вычислительных средств интерфейсы.
Программные и технические средства должны обеспечивать возможность формирования релейных сигналов предупредительной и аварийной сигнализации. Программные средства всех уровней системы должны обеспечивать возможность параметризации и конфигурирования. Обеспечение этого требования должно выполняться без вывода системы из режима работы.
Программные средства системы должны включать в себя средства тестирования на объекте эксплуатации. Программные средства системы должны предусматривать сервисные функции, такие как калибровка и метрологическая аттестация измерительных каналов, проверка исправности УСО дискретного ввода/вывода, последовательных каналов связи, часов реального времени [1].
Основные цели применения систем автоматического диагностирования:
- оперативность в принятии решений, исключающих неконтролируемое развитие аварийного дефекта;
- снижение человеческого фактора в процессе подготовки объекта к испытаниям, при выполнении испытаний и формировании протоколов испытаний, за счет использования стационарных схем автоматических измерений и автоматизированного протоколирования результатов диагностики (электробезопасность профильного персонала);
- контроль характера и локации дефекта эксплуатируемого оборудования под рабочим напряжением, что не всегда возможно выявить регламентными испытаниями. Исключается необходимость вывода оборудования из эксплуатации;
- моделирование ресурса и нагрузочной способности электрооборудования, на основе фактически измеренных эксплуатационных параметрах с учетом режима и условий эксплуатации оборудования и автоматизированного расчета математических моделей, характеризующих процессы, возникающие при эксплуатации оборудования;
- ведение и накопление архивной диагностической информации (функция «черного ящика»), необходимой при рассмотрении и анализе нештатных режимов работы оборудования;
- автоматизированный учет результатов диагностирования, влияющих на принятие решения о последующей эксплуатации, техническом обслуживании и ремонте электрооборудования.

2 Комплексная автоматизированная система TPAS
Комплексная автоматизированная система TPAS (Transformer Performance Analysis System) – первая система контроля состояния силовых трансформаторов и предназначена для выявления максимального количества видов дефектов на ранней стадии их развития, разработана в Массачусетском технологическом институте США [2]

.
Система TPAS выявляет возникающие при работе трансформатора дефекты: частичные пробои изоляции, снижение механической прочности из-за коротких замыканий, точки перегрева обмоток и магнитной системы, повреждение устройств РПН и вводов. Системой через короткие промежутки времени контролируются наиболее важные параметры, отражающие состояние трансформатора.
В системе TPAS наряду с датчиками, контролирующими влагу в масле, газы в масле, частичные разряды, температуру наиболее нагретых точек обмоток и сердечника, уровень вибрации и т.д., используются измерительные трансформаторы тока и напряжения для контроля режима работы, датчики положения устройства РПН, включения и отключения вентиляторов и насосов, сведения о геомагнитных возмущениях при геомагнитных бурях. Структурная схема работы системы TPAS представлена на рисунке 1.
Система TPAS использует математических моделей поведения отдельных узлов трансформатора (концепция Model Based Monitoring). Модели содержат постоянные и переменные коэффициенты, которые зависят от рабочего режима трансформатора, для прогнозирования характеристик трансформатора при определенных условиях эксплуатации. Работа математической модели TPAS приведена на рисунке 2.


Рисунок 1 - Структурная схема работы системы TPAS [2]


Рисунок 2 - Структурная схема модуля с математической моделью [2]

По мере накопления опыта эксплуатации установок TPAS, продолжается их совершенствование в направлении применения более чувствительных датчиков для контроля устройств РПН и вводов, усовершенствования алгоритмов обработки сигналов (особенно частичных разрядов), использования метода искусственных нейронных сетей для интерпретации тревожных сигналов и для проверки состояния датчиков, расширения набора моделей процессов, происходящих в трансформаторе (миграции влаги, образования пузырьков, статической электризации потоком масла). Ведутся разработки по усовершенствованию датчиков непрерывного контроля газа, применения виброконтроля распрессовки обмоток и магнитопровода, неразрушающих испытаний прочности масла, оптических датчиков температуры наиболее нагретых точек обмоток и сердечника силового трансформатора.

3 Комплексная система мониторинга и диагностики состояния силовых трансформаторов TDM
Комплексная система мониторинга и диагностики марки «TDM» (Transformer Diagnostics Monitor) предназначена для:
- контроля соответствия текущих параметров работы трансформатора нормативным требованиям;
- проведения автоматизированной экспертной диагностики дефектов и оценки технического состояния трансформатора;
- передачи системой в АСУ-ТП более высокого уровня первичной и обработанной информации для использования в более сложных интегрированных системах контроля [3].
Внешний вид системы TDM показан на рисунке 3.


Рисунок 3 – Внешний вид системы TDM [3]

Перечислим основные технические и программные особенности системы TDM
Практическая реализация модульной структуры технических средств системы, когда гибкий набор функционально дополняющих друг друга диагностических модулей позволяет оперативно создавать систему мониторинга трансформатора любой сложности.
Единое многоуровневое программное обеспечение INVA, реализующее функции мониторинга и автоматизированной диагностики