Существующие проблемы и направления развития

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.
На основе показаний датчиков расчетным путем

определяются следующие показатели:

• абсолютное влагосодержание твердой изоляции;

• допустимые длительность и кратность перегрузок;

• остаточный срок службы твердой изоляции по
степени ее деполимеризации.

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,
3. Ноа'а'ег, Сопз1с! егаТюп5 Тог 1ЕС 61850 Ргосезз Виз Оер1оу-
тепТ т Реа1-\л/ог1с1 РгоТесТюп апа¹ СопТго! ЗузТетз: а Ьизюезз
апа1уз! з. Рарег В5-102, С1СВЕ42с1 зеззюп, Рапз, 2008.

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
ный специалист ООО «АСУ-ВЭИ»
(495) 7858826 сдт@ази-уе1.ги