Статьи и аналитикаБиблиотекаОбразованиеМероприятия  
Каталог

Разработка и внедрение интеллектуальной системы диагностики мощных силовых трансформаторов

А.Р. Титов, Д.Н. Колушев, А.В. Широков, филиал ОАО «Сетевая компания», г. Казань

 

В настоящее время выработка нормативного ресурса установленного высоковольтного оборудования составляет в среднем около 70%. В условиях ограничения материальных и финансовых средств энергетики переходят от регламентных ремонтно-профилактических работ к ремонту по фактическому состоянию агрегатов. 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. При этом на первый план выходит не только выявление остаточного ресурса, но и его прогнозирование.

Одним из средств выявления и прогнозирования ресурса является автоматизированная интеллектуальная система непрерывного  компьютерного контроля и диагностики силовых трансформаторов (АСКДТ). Она обладает расширенным комплексом датчиков, охватывающим все его узлы и системы, и позволяет на ранней стадии зафиксировать начало деструктивных процессов. Такие процессы необратимы, но их развитие можно контролировать и прогнозировать, применяя метод упреждающей многопараметрической диагностики (МПД), который в каждый момент времени производит совокупную оценку трендов контролируемых параметров. Интеллектуализация системы сбора данных дает возможность расчета параметрического состояния объекта, которое может возникнуть через интервал времени Δ t. Функция прогнозирования состояния относит МПД к упреждающей диагностике, которая через выдачу управляющих воздействий (УВ) способна предотвратить нежелательное развитие событий на объекте управления. В качестве УВ используются сообщения эксплуатационному персоналу о необходимых действиях и сигналы регулирования рабочего режима, вплоть до отключения трансформатора для упреждения разрушительных процессов.

Непрерывное измерение, позволяет эксплуатационному персоналу следить за деградацией параметров и приближением к запретным рабочим зонам. Вхождение параметров в эти зоны означает начало деструктивных процессов. Рабочие зоны параметров системы устанавливаются экспертами по существующим критериям и заносятся в базу знаний (БЗ). Эти критерии определяют недопустимые состояния оборудования и позволяют своевременно предупредить персонал о необходимости определенных действий по сохранению ресурса трансформаторов.

Разрабатываемая АСКДТ, является первой в российской практике интеллектуальной системой, реализованной полностью на отечественной приборной базе и имеющей функции непрерывного сбора и интеллектуальной обработки данных, управления в реальном масштабе времени (РМВ), защиты, прогнозирования состояния оборудования.

Согласно Концепции научно-технической политики развития диагностики в ФСК ОАО «РАО ЕС России» на 2005 – 2009 г.г. [ 1 ]:

  • «для повышения эксплуатационной надежности функционирования основных электроаппаратов особое значение приобретают системы управления и мониторинга с использованием современных информационных технологий на базе усовершенствованных и доработанных методов и средств контроля и диагностики состояния трансформаторного оборудования;
  • для получения оперативного доступа к информации о состоянии оборудования должны быть внедрены единые информационно-диагностические системы, использующие интеллектуальные (экспертные) способы оценки;
  • в основе системы диагностики и мониторинга должны лежать методы контроля изоляции в рабочем состоянии, т.е. без отключения напряжения (п.4.1.4)»),

техническим руководством Казанских электрических сетей было принято решение о разработке, монтаже и апробации интеллектуальной системы контроля и диагностики трансформаторной группы АТ-4 500/220 кВ. ПС «Киндери» на базе существующей системы диагностики TDM (TransformerDiagnosticsMonitor), укомплектованной дополнительно датчиками масла, изготовленными ООО «Дискон», г. С.-Петербург.

Целесообразность внедрения интеллектуальной компьютерной системы контроля и диагностики вызвана следующими причинами:

  1. Необходимость в продлении срока службы ответственного оборудования трансформаторной группы АТ-4, превысившей нормативный предел эксплуатации.
  2. В условиях растущего дефицит квалифицированных специалистов, диагностирование текущего состояния всех узлов трансформатора потребовало интеллектуализации TDMна основе экспертной базы знаний и математического аппарата обработки данных. Данный способ совокупной обработки и анализа всех измеряемых параметров называется методом упреждающей многопараметрической диагностики (МПД)..
  3. Необходимость накопления информации в БЗ для совершенствования подобных систем
  4. Уникальность и ценность для экспертов компьютерных архивов накопленной информации с трансформаторов, превысивших нормативный срок эксплуатации
  5. Апробация и совершенствование всего комплекса используемого программного (ПО) и технического обеспечения (ТО) системы.
  6. Стоимость АСКДТ по предварительным оценкам не будет превышать 5% от стоимости нового оборудования, а штрафные санкции при отказе АТ могут превысить ее в несколько раз.
  7. К настоящему времени в России разработаны современные дешевые отечественные микропроцессорные модули и датчики для компьютерного сбора и обработки диагностических параметров; сформирована концепция мониторинга ответственного высоковольтного оборудования.

Существующие способы контроля эксплуатационных характеристик трансформаторов заключаются в трудоемкой периодической проверке их величин при плановых отключениях с привлечением квалифицированного персонала. Эти методы относятся к тестовой диагностике. При таком контроле, в случае появления недопустимых значений параметров исключена возможность своевременного принятия предупредительных мер, предотвращающих снижение эксплуатационного ресурса оборудования. В процессе эксплуатации трансформаторов происходит деградация конструкции и материалов, с ухудшением их эксплуатационных свойств. Это определяется множественными деструктивными процессами, протекающими под воздействием внешних факторов, а также техническим состоянием самого трансформатора. Все эти процессы и факторы их интенсификации являются факторами однонаправленного действия, приводящими к снижению ресурса. Поэтому только системы непрерывного компьютерного контроля позволяют следить за скоростью их изменения, прогнозировать время наступления необходимых ремонтных работ для его продления и предотвращать неминуемый отказ оборудования. Такой подход позволяет контролировать системой эксплуатационный режим и продлевать сроки между капитальными ремонтами оборудования [ 2 ].

Система TDM, на базе которой разрабатывается АСКДТ, реализована специалистами ПВФ «Вибро-Центр», г. Пермь, и предназначена для непрерывного мониторинга технического состояния силовых трансформаторов. Она позволяет собирать и анализировать параметры состояния основных подсистем трансформатора. Для формирования оперативного диагноза в ней анализируются:

- состояние изоляции маслонаполненных вводов;

- состояние изоляции трансформатора;

- регистрация перенапряжений и токовых воздействий на обмотки;

- вибрационные процессы магнитопровода и обмоток

- изменение геометрии обмоток на основании результатов оперативного расчета Zк;

- температурный режим работы системы охлаждения;

- техническое состояние насосов и вентиляторов;

- работа РПН;

- регистрация работы защитных систем трансформатора.

Датчики системы TDMустанавливаются на трансформатор без функционального ущерба для конструкции. Подобные системы контроля и диагностики стремительно дешевеют и становятся экономически целесообразными для внедрения.

Разрабатываемая система должна выполнять следующие функции:

  • контроль параметров масла (влагосодержание, мехпримеси, содержание водорода и горючих газов);
  • контроль влагосодержания твердой изоляции;
  •  контроль изоляции высоковольтных вводов;
  • регистрация работы защитных систем трансформатора;
  • регистрация перенапряжений и токовых воздействий на обмотки;
  • вибродиагностика работы РПН и акустический контроль дуговых разрядов в баке РПН;
  • управление переключением РПН;
  • вибродиагностика магнитопровода и обмоток в баках фаз;
  • Индукционный и акустический контроль твердой изоляции по ЧР с определением места их возникновения (локацией) внутри бака;
  • контроль изменения геометрии обмоток на основании результатов оперативного расчета Zк;
  • контроль температурного режима системы охлаждения и управление работой насосов и вентиляторов;
  • контроль технического состояния насосов и вентиляторов;
  • прогнозирование остаточного эксплуатационного ресурса трансформатора;
  • многопараметрическая обработка поступающей информации и выдача заключения о состоянии трансформатора, а также управляющих воздействий, вплоть до отключения.

Систему АСКДТ планируется ввести в эксплуатацию в два этапа. На первом этапе будут смонтированы модули сбора, первичной обработки и выдачи информации о состоянии трансформаторной группы на дисплей системного компьютера. В ходе разработки, в систему TDM включили обработку данных с датчиков влагосодержания масла, растворенных газов и мехпримесей в масле, влагосодержания твердой изоляции, акустических датчиков локации источника частичных разрядов в изоляции. На втором этапе планируется разработка интеллектуальной экспертно-диагностической подсистемы, получающей информацию с TDMи данные результатов испытаний из ЭДИС «Альбатрос». На основании анализа и математической обработки совокупности этих данных будет получена наиболее достоверная информация о текущем состоянии оборудования.

Разрабатываемую систему планируется использовать как полигон для отработки и совершенствования этого вида диагностики, пополнения экспертной базы знаний (БЗ), проверки надежности применяемых датчиков и аппаратуры. Превращение компьютерной системы сбора данных в интеллектуальное средство обработки информации даст возможность использовать его для эффективной защиты трансформатора, подключив выходные цепи системы к цепям управления коммутационного аппарата. Подобные интеллектуальные средства диагностики в дальнейшем должны вытеснить существующие средства защиты трансформаторов, превратив КИВы и газовые защиты в резервные.

Внедряемая система подсоединяется к цепям действующего оборудования и не влияет на работу релейной защиты и автоматики. Опыт эксплуатации используемых в системе модулей, внедренных в США, Канаде, Казахстане, Туркмении и России (республика Дагестан), убедительно доказывает отсутствие каких-либо отрицательных функциональных факторов.

Система АСКДТ разрабатывается по плану НИОКР, со стоимостью первого этапа 2 млн. 150 тыс. руб. Финансирование второго этапа разработки предполагалось провести в течение трех лет. Переход ПС «Киндери» в собственность ФСК остановил финансирование работы и её завершение повисло в воздухе. В качестве экспертов для реализации заключительного этапа предполагалось участие ведущих специалистов Совета по диагностике высоковольтного оборудования среднего Урала во главе с В.Н. Осотовым.

Предлагаемое нами техническое решение (ТР) обеспечивает совокупный непрерывный оперативный контроль основных параметров и характеристик непосредственно в процессе эксплуатации. Такой контроль относится к функциональной МПД диагностике и достигается за счет снятия сигналов  состояния непосредственно с датчиков, стационарно смонтированных на трансформаторе. Сигналы поступают на микропроцессорные блоки, содержащие схемы для измерения и преобразования в цифровой вид, передаваемый для визуализации оператору на экран центрального компьютера. Вся совокупность собранных данных в каждый момент времени передается в интеллектуальный программный модуль, который после сравнения каждого параметра с нормативными пределами, формирует код состояния объекта, состоящий из совокупного множества индикаторов допустимых и недопустимых эксплуатационных значений. Индикация в коде генерируется по типу "00", - нормальная зона сигнала, -"01", - зона внимания к изменению сигнала, "11"- выход сигнала за эксплуатационные пределы в аварийную зону. Границы допустимых зон измеряемых параметров определяются экспертами в эксплуатационном диапазоне температур и записываются в базу знаний (БЗ), которая является пополняемым множеством известных эксплуатационных состояний трансформатора. Идентификация текущего состояния определяется поиском его кода в БЗ. При появлении «неизвестного» кода он определяется экспертами и заносится в БЗ. Таким образом, происходит обучение системы и подстройка её под объект. Пополнение БЗ на основе собираемых данных позволяет не только уточнять диагностирование состояния, но и проводить обучение обслуживающего персонала. Математическая обработка трендов каждого полученного параметра позволит определить функцию, по которой он изменяется во времени. По этой функции можно прогнозировать изменение параметра во времени. Зная прогноз каждого из параметров можно получить прогнозируемый код совокупности и определить в БЗ будущее состояние оборудования через некоторый промежуток времени, интересующий оператора.

При недостатке собираемой информации для постановки диагноза система по сети может связаться с существующей экспертно-диагностической информационной системой ЭДИС «Альбатрос», содержащей результаты периодических испытаний, и уточнить текущее состояние трансформатора.

Функционально-структурная схема взаимодействия системы АСКД с объектом и другими системами автоматизации управления представлена на Рис 1:

Рис. 1. Функционально-структурная схема взаимодействия  АСКД группы АТ-4.

 

 В основании пирамиды, - нижний уровень системы, представленный контроллерами и датчиками, установленными на АТ-4. Информация с датчиков поступает в контроллеры, являющиеся модулями нижнего уровня системы, смонтированными в шкафу около АТ-4. На нижнем уровне системы производится сбор информации с датчиков, который предусматривает «одновременное» получение и доступ ко всем параметрам, их обработку, расчет и передачу на средний уровень объекта диагностирования.

К аналоговым и дискретным сигналам, принимаемым с датчиков объекта на нижнем уровне в модули сбора и первичной обработки информации, относятся следующие параметры:

  1. Давление вводов 220 и 500 кВ для 3-х фаз (А, В, С), (6 шт.);
  2. Концентрация выделяющегося в масле водорода Н2, (3 шт.);
  3. Суммарная концентрация выделяющихся в масле горючих газов (3 шт.);
  4. Содержание мехпримесей в масле (3 шт.).
  5. Влагосодержание масла (3 шт.).
  6. Влагосодержание твердой изоляции (3 шт.).
  7. ток утечки вводов 220 кВ (1 шт.);
  8. ток утечки вводов 500 кВ (1 шт.); ,
  9. Уровень и интенсивность частичных разрядов для ввода 220 кВ (3 шт.);
  10. Уровень и интенсивность частичных разрядов для ввода 500 кВ (3 шт.);
  11. Уровень и интенсивность частичных разрядов обмоток фаз А, В, С с нейтрали (3 шт.);
  12. Акустические сигналы индикации и локации частичных разрядов (АЧР) в баках (12 шт).
  13. Температура масла на входе и выходе охладителей (12 шт.).
  14. Температура верхних слоев масла у крышки бака. (3шт.)
  15. Температура нижних слоев масла у днища бака. (3шт.)
  16. Температура окружающего воздуха. (1 шт.).
  17. Влажность воздуха (1 шт.).
  18. Вибрация бака АТ (3 шт.)
  19. Рабочие токи фаз ВН и СН трансформатора (6шт.).
  20. Рабочие напряжения ВН и СН трансформатора (6шт.).
  21. Ток двигателей маслонасосов и вентиляторов (36 шт.).
  22. Напряжение 0.4 кВ на шинах питания обдува ( в ШАОТ)  (3 шт.).
  23. Вибрация РПН (3 шт.).
  24. Температура масла в баке РПН (3 шт.);
  25. Акустический сигнал, определяющий наличие и время горения дуги в баке РПН (3 шт.);
  26. Сигнал N положения РПН (3 шт.).
  27. Напряжение и ток привода РПН (6 шт.).
  28. Дискретный сигнал пуска электродвигателей маслонасосов и вентиляторов (36 шт.);
  29. Сигнал управления переключением РПН (6 шт.).
  30. Сигналы срабатывания блок-контактов отключения выключателей АТ-4 (4 шт.).
  31. Сигналы срабатывания предохранительных клапанов АТ-4 (3 шт.).
  32. Сигналы системы РЗА, получаемые на среднем уровне АСКД дополнительно по программному опросу с сервера РЗА (28 шт.):

- газовые реле на сигнал                              (3 шт.);

- газовые реле на отключение                    (3 шт.);

- струйные реле                                           (3 шт.);

- КИВ 500 на сигнал                                    (1 шт.);

- КИВ 500 на отключение                          (1 шт.);

- сигнал срабатывания диффзащиты       (1 шт.);

- уровень масла в баке верхний                   (3 шт.);

- уровень масла в баке нижний                  (3 шт.);

- уровень масла в РПН верхний                  (3 шт.);

- уровень масла в РПН нижний                  (3 шт.);

- сигнал срабатывания МТЗ                       (1  шт.);

- положение отсечного клапана                (3 шт.).

 При обработке и анализе информации на нижнем уровне предусмотрена реализация алгоритмов расчета следующих параметров, перечисленных ниже:

  1. Временные повышения напряжения на стороне ВН и СН с анализом и регистрацией по ГОСТ 15112.3-96 г
  2. Электрическая нагрузка с постоянной регистрацией тока и напряжения.
  3. Температура и перегрев обмоток с расчетом точек перегрева по стандартам МЭК и IEEE.
  4. Содержание влаги в изоляции (масло и бумага) с непрерывным расчетом точки росы в масле по его влагосодержанию и количеству ароматики, сравнением с текущей температурой (предупреждение пробоя при выпадении росы в масле);
  5. Температура вскипания масла (по газосодержанию масла и температуре обмотки).
  6. Старение изоляции (экспертная оценка по МЭК или IEEE) и ее общий износ.
  7. Сопротивление Zк обмоток ВН + СН (6шт.);
  8. tgδугла диэлектрических потерь изоляции вводов 220 и 500 кВ. (6 Шт);
  9. Емкость С1 изоляции вводов 220 и 500 кВ. (6 Шт);
  10. Состояние изоляции ввода (экспертная оценка) по расчетным характеристикам  (tgδ, электрическая. ёмкость вводов С1, ток небаланса по изоляции) с прогнозом их ухудшения;
  11. Состояние и эффективность системы охлаждения (экспертная оценка по IEEE) с расчетом температуры верхних слоев масла и её сравнением с фактической;
  12. Состояние устройства РПН с расчетом его параметров (номер положения, количество переключений, ток двигателя привода, температура масла);
  13. Оценка внутренних потерь в трансформаторе ( в т.ч. Рхх и Ркз );

Дополнительно, к перечисленным, вычисляются следующие параметры, характеризующие текущее состояние оборудования, приведенные ниже:

А)     Высоковольтные вводы: абсолютное изменение емкости (С1); скорость изменения емкости (С1), абсолютное изменение tgδ, скорость изменения tgδ.

Б)      Система охлаждения: моточасы вентиляторов (по группам), моточасы маслонасосов, разница температур на входе и выходе охладителя, допустимое время работы трансформатора при потере охлаждения, расход электроэнергии на охлаждение, экономия электроэнергии при раздельном управлении электродвигателями.

В)      РПН: продолжительность работы на каждой отпайке, общее количество переключений, количество переключений для каждой отпайки, продолжительность переключения.

Г)      Основная изоляция: фактический и календарный ресурсы, текущая скорость старения изоляции, интегральная скорость старения изоляции, влагосодержание обмотки, соответствие уровня масла в баке температуре масла.

Д)      Режимные параметры: гистограммы перегрузок (ВН) – годовые, общая за весь срок службы, гистограмма перенапряжений (ВН), гистограмма токов КЗ (количество в зависимости от амплитуды) – годовые и общая за весь срок службы, допустимое время работы с данной перегрузкой, допустимое время работы в данном режиме при отключении системы охлаждения, несимметрия фазных токов, коэффициент нагрузки, моточасы для трансформатора в целом, скорость возрастания нагрузки, основные потери в трансформаторе.

С нижнего уровня информация по волоконно-оптической линии связи (ВОЛС) поступает на средний уровень системы в сервер АСКД, на котором производится прием данных, обработка, диагностика каждого параметра, предоставление их оператору на экран АРМ дежурного оператора для принятия решения, а также архивация данных для последующего анализа и передачи через ОИК руководству КЭС и Сетевой Компании. Система обеспечивает необходимый уровень представления информации для оперативного и административного персонала подстанции в технологической базе данных ПС «Киндери» и передает требуемую информацию для доступа с автоматизированных рабочих мест пользователей ОИК в диспетчерской (ОДС), изоляционной службе (СИЗП) и на административном уровне в КЭС и Сетевой Компании.

На верхнем уровне системы производится логическая обработка и интерпретация совокупности полученного на среднем уровне множества параметров в виде функционального кода текущего состояния трансформатора, получаемого во время работы. Сравнение текущей комбинации параметров с комбинациями, имеющимися в экспертной базе знаний (БЗ), и поиск в ней аналогичной комбинации, содержащей нужный диагноз состояния среди известного множества различных диагнозов, реализует основную интеллектуальную функцию верхнего уровня - МПД-диагностику объекта. Множество вносимых в БЗ функциональных кодов определяется на основе экспертных оценок соответствующих состояний оборудования, наблюдаемых во время работы.

При обработке и анализе информации на верхнем уровне должна быть предусмотрена реализация следующих алгоритмов контроля и диагностики:

  1. Контроль состояния трансформатора по совокупности диагностических параметров и признаков (МПД) с возможностью его немедленного отключения (если в дальнейшем будет принято решение о работе системы на отключение).
  2. Выдача рекомендаций по объемам и срокам технического обслуживания.

К выходным дискретным сигналам с верхнего уровня системы, выдаваемымна щит по результатам МПД,относятся:

  • "предупреждение" при отклонении (не считающимся аварийным) любого из параметров от    нормы (в виде желтого сигнала светофора на щит );
  • "опасность" принеобходимости принятия срочных мер (красного сигнала светофора на щит);
  • "отключение" при аварийной ситуации для немедленного отключения.

Необходимость проектирования верхнего уровня системы вызвана требованием проведения диагностирования состояния автотрансформатора с использованием унифицированной обработки и интерпретации различных комбинаций входных параметров, возникающих во время работы. Диагностика среднего уровня по предельным значениям некоторых параметров не всегда дает полную картину и не отражает тип и динамику развития деструктивного процесса, наличие которого и скорость его развития надо определить с помощью АСКД. Временнàя последовательность складывающихся из параметров кодов позволяет определить и тип процесса, и характер его развития.

Интерпретированные экспертами коды на основе получаемых параметров должны лечь в основу создаваемой экспертной базы знаний (БЗ) для обеспечения унифицированного доступа к содержащейся там диагностической информации, выдаваемой в виде оперативных инструкций эксплуатационному персоналу.

Перевод разработанной системы АСКДТ в разряд интеллектуальной может быть осуществлен за счет применения математического аппарата обработки получаемых параметров и их формализованной идентификации специалистами-экспертами .для БЗ на основе создания программного обеспечения, позволяющего провести обработку трендов всех параметров, определить функции, по которым происходят их изменения. База формализованных знаний позволит системе автоматически диагностировать состояния трансформатора в процессе работы.

 Выводы:

1. Система АСКДТ продлит ресурс трансформатора и поможет оперативному персоналу своевременно принимать решения на основе полноты получаемое информации.

2. Прогнозируемая системой оценка ресурса трансформаторов поможет эффективно распределять финансовые ресурсы при ремонте и замене оборудования.

3. Внедрение интеллектуальных систем контроля смягчит растущий дефицит квалифицированного эксплуатационного персонала.

 

Литература:

 

  1. Концепция научно-технической политики развития диагностики в ФСК ОАО «РАО ЕС России» на 2005 – 2009 г.г.
  2. Ю.В. Строганов «Мониторинг трансформаторного оборудования», Электрооборудование: эксплуатация и ремонт,  февраль, 2008 г.
Источник: Семинар

Категории статьи:
Эксплуатация и ремонт электрооборудования | Генерация | Магистральные сети | Распределительные сети | Муниципальные сети | Генподрядные организации | Предприятия | Монтажные организации | Проектные институты
Эту страницу просмотрели 6523 раза