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.