Назначение и область применения системы мониторинга

Система мониторинга силовых трансформаторов и автотрансформаторов (СМ) предназначена для:

• непрерывного измерения, регистрации и отображения основных параметров трансформаторов классов напряжения 220-750 кВ в нормальных, предаварийных и аварийных режимах;

• оценки и прогнозирования технического состояния трансформаторов.

Система мониторинга устанавливается на трансформаторы и автотрансформаторы мощностью от 167 МВА.

 

Структура и состав систем мониторинга

Система мониторинга должна строиться по трехуровневой схеме.

Уровень I включает в себя первичные датчики и измерительные системы (датчики температуры, газосодержания масла, влагосодержания масла и т.д.).

Уровень II - блок мониторинга (далее - БМ) является совокупностью контроллеров, обеспечивающих сбор и обработку сигналов, полученных от первичных датчиков уровня I. Кроме того, БМ осуществляет информационный обмен с уровнем III подсистемы. Допускается аппаратное совмещение уровней I и II.

Допускается использование одного БМ для контроля состояния трех однофазных трансформаторов трехфазной группы.

Уровень III выполняется в виде единого централизованного ПТК для всего трансформаторного оборудования подстанции и предназначен для:

- математической обработки;

- расчетно-аналитических задач;

- дистанционного конфигурирования и проверки исправности аппаратуры нижних уровней;

- шлюзовые функции;

- связи с верхним уровнем управления (АСУ ТП), если эти функции не обеспечены ресурсами АСУ ТП.

Для подстанций, не оснащенных АСУ ТП, уровень III должен также обеспечивать визуализацию состояния контролируемых и рассчитываемых параметров трансформаторного оборудования, отображение сигналов срабатывания аварийной и предупредительной сигнализации, накопление баз данных параметров, обеспечение работы с накопленными архивами и журналами и передачу информации на удаленные верхние уровни управления.

Связь между устройствами уровней II и III должна быть выполнена с помощью цифровых каналов с использованием проводных (витая пара в экране) или волоконно-оптических линий связи. По стандартам протоколов обмена данными и требованиям к устойчивости к воздействию электромагнитных помех каналы связи должны соответствовать требованиям настоящих технических требований.

Функции системы мониторинга

СМ должна обеспечивать для каждой единицы трансформаторного оборудования выполнение следующих функций (табл. 2.1):

- функции прямого измерения и контроля состояния диагностических параметров объекта;

- функции определения диагностических параметров объекта по расчетно-аналитическим моделям. Расчетно-аналитические модели должны быть реализованы по НТД ОАО «ФСК ЕЭС».

 

 

Таблица 2.1.

№	Функция	Описание и назначение
	Контроль теплового состояния трансформаторного оборудования, в том числе: а) контроль температуры верхних слоев масла; б) контроль температуры наиболее нагретой обмотки (по максимально загруженной стороне ВН, СН, НН или общей обмотки); в) определение кратности и длительности допустимых перегрузок.	Определение кратности и длительности допустимых перегрузок и температуры наиболее нагретой обмотки по публикации МЭК 60076-7:2005.
	Контроль газосодержания масла.	Оценка тенденции и диагностика состояния изоляции трансформатора.
	Контроль влагосодержания масла.	Оценка тенденции и диагностика состояния изоляции трансформатора.
	Контроль текущего номера отпайки РПН	Оценка результата переключения РПН и отсутствия рассинхронизации.
	Контроль состояния высоковольтных вводов (только по отдельному решению ОАО «ФСК ЕЭС).	Контроль тока утечки, емкости С1 и tgδ изоляции вводов на сторонах ВН и СН для вводов класса 220 кВ и выше, а для маслонаполненных вводов -
№	Функция	Описание и назначение
		дополнительно давления масла, оценка текущего состояния вводов и тенденций.
	Степень старения изоляции. (только по отдельному решению ОАО «ФСК ЕЭС)	Расчёт старения изоляции по температуре наиболее нагретой точки обмотки и расчётному влагосодержанию твёрдой изоляции. Прогноз старения и общего износа по МЭК 60076-7:2005.
	Температура образования пузырьков. (только по отдельному решению ОАО «ФСК ЕЭС).	Расчет по содержанию влаги в изоляции и температуре обмотки: определение температуры конденсации влаги, запас по температуре образования пузырьков.

 

Требования к датчикам входной информации

Набор контролируемых и обрабатываемых СМ величин, интервалы их опроса и допустимые погрешности должны задаваться из перечня, приведенного в табл. 2.2. Текущие значения токов обмоток трансформаторного оборудования по сторонам ВН, СН и НН передаются в систему мониторинга из АСУ ТП. Перечень входных сигналов для конкретного трансформатора должен уточняться по согласованию с заказчиком и с заводом-изготовителем трансформатора в зависимости от его конструктивных и схемных особенностей и требований по выполняемым функциям.

 

Требования к аппаратно-программным средствам

2.2.5.1. Общие требования к программно-техническим средствам

СМ 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.

Технические и программные средства среднего и верхнего уровня системы должны поддерживать стандартные протоколы обмена, принятые для 8 промышленных ЛВС, в том числе Modbus, Fieldbus, Profibus, МЭК-60870-5-10Х, OPC, МЭК 61850.

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. Изоляция между электрическими цепями СМ и цепями интерфейса RS-485 должна выдерживать без пробоя при нормальных условиях эксплуатации в течение 1 минуты испытательное напряжение переменного тока частоты от 45 до 65 Гц с действующим значением 2000 В (по ГОСТ 21657-83).

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 и т.п.