ЗАО НПО "Измерительные системы"

Контроль состояния рабочего оборудования под напряжением.

Необходимость контроля состояния рабочего оборудования вытекает из участившихся случаев крупных аварий во всем мире. Так, например: 25 мая 2005 произошла авария на подстанции в Чагино, по оценке вице-спикера Госдумы Владимира Пехтина экономический ущерб от обесточивания Москвы и ряда областей составил от 600 миллионов до 1,2 миллиарда рублей; 15 августа 2003 – произошла авария в Нью-Йорке, ущерб около 2 миллиардов $. По оценке РАО ЕЭС, в мире произошло около 30 только крупных аварий в энергетической отрасли за 2006 г., не считая мелких.

Рост аварий высоковольтного оборудования объясняется по крайней мере двумя основными причинами: изношенностью имеющегося оборудования и ростом производства электроэнергии (7 месяцев 2006 г. производство электроэнергии в России увеличилось на 4,7 %).

По информации департамента ГИЭС РАО «ЕЭС России»:

Распределение отказов силовых трансформаторов по номинальному напряжению приведено в таблице 1, а распределение отказов силовых трансформаторов по узлам - в таблице 2.

Таблица 1.

Таблица 2.

По данным статистики наиболее слабым местом высоковольтного оборудования является ввод (рис. 1). Часто при взрывах фарфоровых вводов происходит повреждение рядом стоящего оборудования. Например, из материалов селекторных совещаний «ОАО "Башкирэнерго", взорвавшийся ввод стоимостью около 200 т.руб. на подстанции "Ашкадар" вывел из строя выключатель стоимостью около 2 млн.руб.»

Тот факт, что практически во всех случаях, повреждение ввода приводит к повреждению трансформатора или выключателя, задача обеспечения надежности вводов объявлена отраслевой.

Основные контролируемые параметры ввода – тангенс угла диэлектрических потерь и емкость.

Рис. 1 Высоковольтный ввод в разрезе и его электрическая схема.

Обеспечение надежности функционирования высоковольтного оборудования возможно путем проведения непрерывного мониторинга. Такие системы мониторинга, с дистанционной передачей информации разрабатываются в ряде стран, например, в Бразилии уже внедрена система мониторинга высоковольтного оборудования (рис. 2).

Рис. 2 Бразильская система мониторинга высоковольтного оборудования

Основные задачи мониторинга:

- оптимизация режимов работы оборудования и на этой основе продление срока его службы;

- осуществление контроля и регистрации текущих и предельных значений рабочих параметров оборудования;

- регистрация информации о нормальных, предаварийных и аварийных событиях, работы защитных и контрольно-измерительных приборов;

- минимизации влияния человеческого фактора на процессы сбора, обработки, передачи и хранения информации.

Решение задач мониторинга позволит:

- продлить срок службы вводов и исключить аварии, связанные с высоковольтными вводами;

- предотвратить полное разрушение ввода и находящегося рядом оборудования при достижении параметров изоляции критических значений;

- существенно сократить потери, связанные со штрафами за недоотпуск электроэнергии, и снизить расходы на страхование.

В России также разрабатываются системы мониторинга, например в Перми изготавливается измеритель R1500 (рис. 3) и устройство его присоединения к вводу (рис. 4).

Рис. 3 Измеритель разности фаз вводов R1500

Рис. 4 Устройство присоединения к вводу

Указанный измеритель обладает рядом существенных недостатков:

– Принцип действия основан на суммировании токов фаз:

       (1)

Суммарный ток зависит от амплитуд и фаз токов в линиях А, В и С, следовательно, нет информации о каждом из названных параметров в отдельности, поэтому непонятно,  изменился из-за неравномерной нагрузки или из-за ухудшения свойств изоляции.

Кроме этого, сигнал обрабатывается в аналоговой форме и поэтому подвержен существенному влиянию климатических факторов, поэтому у измерителя имеются возможность подбора аддитивных и мультипликативных коэффициентов.

И третье, присоединение осуществляется кабелем, длина которого может достигать десятка метров, что приводит к наведению электромагнитной помехи на входные цепи измерителя и к снижению надежности устройства из-за возможного наведения высоковольтных импульсов на входные цепи.

Тем не менее, система показала эффективность мониторинга высоковольтного оборудования. На рис. 5 представлена диаграмма прогнозирования отказов высоковольтного оборудования.

 SHAPE  \* MERGEFORMAT

Рис. 5 Диаграмма прогнозирования отказов

1 – незначительные изменения, продолжение мониторинга, в настоящее время ничего предпринимать не требуется;

2 – умеренное изменение, дополнительные измерения при ближайшем регламентном отключении, ТО;

3 – значительное изменение, необходимы дополнительные испытания, если рост продолжается – замена ввода;

4,5 – аварийные изменения, ухудшение изоляции продолжается с опасной скоростью – замена ввода;

6 – замыкание обкладок, проведение измерений с отключением, если диагноз подтверждается – замена ввода;

7 – tgd весьма высок, однако рост ухудшения изоляции незначителен, надежность снижена, проведение дополнительных измерений при ближайшем регламентном отключении;

8 – достигнута стабильность, но на опасном уровне, надежность значительно снижена, подготовиться к замене ввода;

9 – рост стабилизировался после значительного роста, надежность снижена;

10 – достигнута стабильность после небольшого роста, действия не требуются.

Экономический эффект от внедрения системы R1500

Стоимость малой системы мониторинга на 1 трансформатор/3 ввода до 200 т.руб., есть возможность установки системы на 6 каналов/две группы вводов, стоимость до 260т.руб.

При этом:

Стоимость нового ввода 110 кВ составляет 180-200 т.руб, при аварийной поставке дороже.

Стоимость работ по плановой замене 1 ввода примерно 100 т.руб, а трех 200 т.руб.

В 30-50% случаев отказ ввода приводит к повреждению трансформатора. Стоимость силового трансформатора (от 4$/кВА, с монтажем до 10$/кВА), например: 6300кВА от 900 т.руб., 63МВА от 8 млн.руб.

При серьезных повреждениях высоковольтных вводов высока вероятность нарушения энергоснабжения потребителя и недоотпуск энергии. (Пример: Потеря связи 25000кВА*0,5р/кВт*ч=12,5 т.руб/час или 300 т.руб/сутки). Кроме упущенной выгоды, возможны штрафные санкции.

Для вводов оборудованных системой мониторинга исчезает необходимость профилактических испытаний связанных с отключением трансформатора – уменьшение расходов на эксплуатационный контроль.

Как уже отмечалось, высоковольтное оборудование является повышенным источником шумов, при этом погрешность определения тангенса угла диэлектрических потерь должна составлять 10^-4 рад, а погрешность определения емкости ­ единицы пикофарад. Поэтому при проектировании контрольно-измерительной аппаратуры предпринимаются специальные меры по фильтрации входных сигналов, а также подавлению наводок и выбросов. Все эти меры усложняют конструкцию, и, тем не менее, не позволяют однозначно избавиться от помех.

Появившиеся в последнее десятилетие методы многомасштабного анализа позволяют подойти к решению этой проблемы на принципиально новом уровне. Применение принципов многомасштабного анализа на практике позволяет, в частности, разрабатывать измерители сдвига фаз с высокой разрешающей способностью, обладающие высокой помехоустойчивостью, в том числе к комплексным, слабопредсказуемым помехам.

Экспериментальный образец измерителя тангенса угла диэлектрических потерь был разработан ЗАО НПО «Измерительные системы» и основан на непосредственном восстановлении векторной диаграммы с применением линейной свертки (рис. 6).

Рис. 6 Векторная диаграмма

Для определения фазовых характеристик переменного сигнала измеритель использует методику вейвлет-анализа [1], которая обладает достаточно высокой помехоустойчивостью. Кроме того, вместо известных методов статистической обработки, в измерителе используется оригинальная методика вероятностного анализа, существенно повышающая точность определения разности фаз.

Рис. 7 Схема измерителя

На рис. 7 элементы  и  характеризуют входные цепи двух измерительных каналов. В канал «0» включен образцовый конденсатор с известной емкостью и тангенсом угла диэлектрических потерь, на векторной диаграмме (рис. 2) ему соответствует канал «А», в канал «Х» включен измеряемый объект, на векторной диаграмме канал «В».

Пассивные элементы  и  являются контролируемыми параметрами, первый из которых характеризует активные потери в диэлектрике, а второй параметр это собственно емкость изолятора или измерительной ячейки с загруженной пробой трансформаторного масла.

Созданный образец прибора представляет собой электронный блок, представленный на рис. 8.

Рис. 8 Электронный блок измерителя тангенса угла диэлектрических потерь

Цифровая часть выполнена на одной микросхеме (FPGA) и является системой на кристалле (System-on-Chip) в состав которой входят:

– Процессор общего назначения;

– DSP-сопроцессор;

– Математический сопроцессор.

Прибор эффективно использует особенности FPGA – параллельную обработку, различных процессов и возможность построения фильтров высоких порядков (32768 и выше) с большой разрядностью аккумулятора (48 и выше).

Унифицированный подход к проектированию обеспечил повторное использование наработок (reusable cores):

– Ядро линейной свертки;

– Управляющий процессор;

– Аппаратная поддержка статистического анализа;

– Цифровые интерфейсы.

Описанный подход позволил создать измеритель, работающий от сетевого питания и не чувствительный к коронному разряду близлежащих высоковольтных цепей, с разрешающей способностью – 10^-6 рад. Внешний вид измерителей приведен на рис. 9 и 10.

Рис. 9 Внешний вид измерителя и сертификат, удостоверяющий регистрацию в государственном реестре средств измерения под № 32526-06

Рис. 10 Внешний вид моста переменного тока МЕП-6ИС и свидетельство об утверждении типа измерительного средства под № 44621-10

Стоимость измерителя при массовом производстве может составлять менее 10 тыс. рублей.

Разработано описание устройства на языке описания аппаратуры VHDL, который принят в качестве стандарта многими странами, в том числе и Россией. Это обстоятельство позволяет с минимальными усилиями изготовить чип с теми же функциями и с той же точностью измерения сдвига фаз.

Специализированный чип можно дополнительно снабдить устройством беспроводной связи для синхронизации замеров и передачи амплитуды и фазы тока. Весь измеритель с каналом связи размещается вместо устройства присоединения, на вводе (рис. 4). Измерительный ток ввода составляет десятки, и даже сотни миллиампер и может быть использован для питания всего устройства. Подобные датчики легко объединяются в сенсорные сети, которые могут обслуживать как удаленные трансформаторы, так и подстанции целиком (площадь подстанции может составлять единицы и даже десятки га).

Таким образом:

1. Предлагается внедрить систему постоянного мониторинга состояния изоляции вводов, состоящую из датчиков, объединенных в беспроводную сеть.

2. Для реализации системы имеется сертифицированный измеритель тангенса угла диэлектрических потерь, работающий по принципу восстановления полной векторной диаграммы контролируемых сигналов.

3. Оптимизации расходов на производство, установку и эксплуатацию можно добиться, реализовав систему мониторинга в виде заказной микросхемы, выполненной по технологии «система-на-кристалле».

Оценка объемов рынка:

528 млрд. кВт*ч электроэнергии выработано в России за 6 месяцев 2011 года. Для ее передачи настоящее время эксплуатируется 4 млн. трансформаторов различной мощности. В зависимости от номинального напряжения и мощности высоковольтные трансформаторы имеют 3 или 6 высоковольтных вводов, т.е. на сегодняшний день имеется порядка 12÷24 млн. высоковольтных вводов. Кроме вводов, указанную систему можно использовать для контроля параметров трансформаторных масел, изоляции трансформаторов тока, измерительных трансформаторов напряжения, высоковольтных переключателей, высоковольтных маслонаполненных кабелей и т.д.

А главное, финансовые потери при аварийном повреждении высоковольтных вводов в большинстве случаев значительно превосходят затраты на установку и эксплуатацию системы непрерывного мониторинга. Более того, даже без учета потерь при аварии, срок окупаемости системы мониторинга за счет продления эксплуатации “проблемных” вводов и снижения расходов на эксплуатационный контроль составляет менее 1 года.

1. Потехин Д.С., Тарасов И.Е., Тетерин Е.П. Влияние коэффициентов и пределов интегрирования вейвлет-функции Морле на точность результатов анализа гармонических сигналов с нестационарными параметрами. //Научное приборостроение, 2002, т.12, №1, стр.90-95, ISSN 0868-5886.

2. Потехин Д.С. Интеллектуальные датчики для мониторинга высоковольтного оборудования. [Текст] / Д.С.Потехин. // Современные технологии в физическом эксперименте: Сб. науч. ст. – Ковров: ГОУ ВПО «КГТА им. В.А. Дегтярева, 2007 - 96 с., с 80-84.

3. Потехин Д.С. Интегральный метод восстановления векторной диаграммы в системах цифровой обработки данных. [Текст] / Д.С.Потехин // Системы управления и информационные технологии, №2.1(44), 2011. – С. 161-164.

4. Потехин Д.С. Использование метода восстановления векторной диаграммы для цифрового измерителя тангенса угла диэлектрических потерь изоляции. [Текст] / Д.С.Потехин // Системы управления и информационные технологии, №3(45), 2011. – С.86-90.