Цифровая парадигма и энергоэффективные трансформаторы

Статья посвящена вопросам мониторинга технического состояния энергоэффективных распределительных трансформаторов в рамках цифровой парадигмы. Проанализирован общий перечень контролируемых параметров трансформаторов, сформулированы требования к диагностическому оборудованию и рассмотрены конкретные аппаратные средства реализации цифровой парадигмы применительно к трансформаторам:

• волоконно-оптические датчики тока и напряжения,
• система контроля растворенных газов,
• контроль механического состояния трансформаторов,
• флюорооптическая технология измерения температуры.

Введение

Сегодня развитие электроэнергетики определяется фактором объединения электросетевой и информационной инфраструктуры. При этом цифровые технологии однозначно изменяют электрораспределительный комплекс. Трендом этих изменений является создание, в конечном счете, интеллектуальных («умных») электрических сетей. «Умные» сети позволяют решить три главных задачи:

• объединение в единую энергетическую систему самые разнородные объекты генерации независимо также и от разделяющего их расстояния;
• обеспечение непрерывного контроля состояния оборудования, распределения и перераспределения электроэнергии;
• реализация реверса электроэнергии (потребление при нехватке — отдача при избытке).

Но цифровизация должна идти рука об руку с внедрением энергоэффективного оборудования и с решением проблем информационной безопасности «умных» трансформаторных подстанций, потому что в рамках новой парадигмы развития подстанционного комплекса логично и применение нового поколения силовых трансформаторов, какими являются энергоэффективные распределительные трансформаторы.

В настоящей статье обсуждаются вопросы мониторинга технического состояния энергоэффективных распределительных трансформаторов (номинальной мощностью до 2500 кВА) в плане их интегрирования в цифровую подстанцию (ЦПС). Тема актуальна потому, что ЦПС является частью активно-адаптивной (интеллектуальной) электрораспределительной сети в системах контроля, защиты и управления которой при передаче информации используется цифровой формат[1]. Трансформатор, в свою очередь, также является частью ЦПС, к тому же, основной её частью. Так как энергоэффективный распределительный трансформатор имеет более высокую цену, то сохранение его работоспособности в течение всего нормативного срока эксплуатации является крайне важной задачей. Решить эту задачу без мониторинга состояния трансформатора невозможно.

Мониторинг состояния силового трансформатора, как составная часть обеспечения его надежности, предусмотрен всеми нормативными документами (в частности, Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей ПТЭЭП, глава 2.1), касающимися эксплуатации. И в классическом варианте мониторинг предусматривает использование любых методов оценки (измерения) рабочих параметров трансформатора, а именно:

• аналоговые количественные измерения,
• визуальные интервальные измерения (например, уровень масла),
• аудио- и зрительный контроль «на глазок» (загрязненность, шум при работе).

Необходимо отметить и еще один очень важный момент. Многие авторы полагают, что мониторинг состояния трансформатора целесообразен только для трансформаторов IV — VIII габарита[2]. Однако если речь идет о новой парадигме в развитии подстанционного комплекса, о цифровых подстанциях, а тем более о применении энергоэффективного трансформаторного оборудования, то мониторинг должен охватывать все трансформаторы, независимо от габарита трансформатора.

Существующие способы мониторинга силовых трансформаторов

С конца 60-х годов XX века одновременно в разных странах началась активное создание способов мониторинга и диагностики трансформаторов, основанных на различных физических принципах. Разработанные на данный момент способы мониторинга могут быть применены для различных целей. Стоимость может варьироваться, так как затраты требуются и на установку, и на обслуживание этих систем персоналом. Все существующие системы мониторинга, которые предлагаются различными фирмами на рынке, можно условно разбить на четыре группы (см. схему на рис. 1).

Первую группу составляют методы, предполагающие использование стационарных датчиков, которые могут определять содержание газов в трансформаторном масле. Это довольно простой и дешевый метод для определения только возникающих признаков неисправностей. Так как в большинстве методов используется естественная циркуляция масла, то техническое обслуживание самих датчиков практически не требуется, стоимость установки и эксплуатации подобных систем невысока. Однако большинство датчиков, в зависимости от принципа их работы, могут определять только уровень содержания водорода либо суммарное содержание характерной комбинации растворенных в масле газов для определения уровня превышения над допустимой концентрацией. К тому же подобные датчики не отличаются высокой степенью точности измерения, а для такого анализа неисправности потребуются, как минимум, лабораторные исследования масла. Однако несмотря на это, подобные системы получили широкое распространение.

Вторая группа методов использует портативное контрольно-измерительное оборудование, которое позволяет избавиться от некоторых недостатков, присущих первой группе, а также расширить возможности по видам и точности измерений. Но главным является то, что результаты анализов могут быть получены практически сразу же после взятия образцов и проведения измерений. Обычно портативное контрольно-измерительное оборудование используют в тех случаях, когда установка датчиков и использование лабораторий по экономическим причинам невыгодно. Так как портативные приборы не применяются для непрерывного контроля оборудования, то это относится к недостаткам использования данной группы методов мониторинга. Многие методы не имеют возможности представления достаточной информации о содержании водорода, однако датчики для определения газов в масле это могут это сделать.

Третья группа методов использует лаборатории. Их преимуществом является то, что они способны выполнять высокоточные анализы содержания газа и воды в трансформаторном масле. Недостатком лабораторий является высокая стоимость анализов.

Четвёртая группа методов объединяет системы мониторинга и диагностики непрерывного характера. Главным отличием данной группы методов мониторинга от трёх вышеперечисленных методов является отсутствие встроенных датчиков и наличие внешних датчиков, которые контролируют различные параметры работы трансформатора. При установке подобных систем большинство датчиков уже присутствуют на трансформаторе или могут быть установлены позже. Помимо этого, требуется также обеспечение каналами связи. Основной недостаток подобных систем — высокая стоимость установки.

Общим для перечисленных четырех групп существующих систем для мониторинга и диагностики трансформаторов напряжением 6 (10) кВ является то, что в ряде случаев использование их экономически не оправданно.

Цифровизация мониторинга

Цифровизация мониторинга — это, в конечном итоге, получение потока цифровой информации, которая количественно и объективно отражает состояние трансформатора. Такой поток интегрируется и преобразуется в ходе дальнейшей обработки в управленческие решения, касающиеся всей электрораспределительной системы. Следовательно, при рассмотрении проблем мониторинга параметров силового трансформатора в рамках «цифровой» парадигмы, должна быть предусмотрена совместимость протоколов диагностических приборов с протоколами всей системы цифровой энергетики. Наиболее целесообразными решениями для диагностических приборов являются такие решения, которые при выполнении первичных основных измерений параметров электросети формируют цифровой информационный поток, передаваемый по оптоволоконным кабелям в систему управления.

В наиболее общем случае контролю и управлению должны быть подвергнуты следующие параметры и системы энергоэффективного распределительного трансформатора:

• напряжения и токи ВН и НН;
• мощности (активная мощность, реактивная мощность, полная мощность, коэффициент мощности);
• перегрузки и перенапряжения трансформатора;
• температуры наиболее нагретых точек;
• состояние системы охлаждения и управление ей;
• содержание газов в трансформаторном масле бака трансформатора (водород, окись и двуокись углерода, ацетилен);
• влагосодержание в трансформаторном масле;
• содержание газов в трансформаторном масле бака РПН (водород, окись и двуокись углерода);
• механическое состояние трансформатора;
• параметры окружающей среды;
• положения и состояния РПН;
• состояние системы аварийной сигнализации.

Обработанные данные должны быть интегрированы в два информационных пула и обеспечивать проведение самодиагностики системы мониторинга трансформатора.

• Первый информационный пул — это экспертные оценки технического состояния силового трансформатора и прогнозы этого состояния.
• Второй информационный пул — это формирование БД (базы данных) мониторинга.

Современные системы мониторинга основаны на достижениях в области создания соответствующего диагностического оборудования: для контроля параметров тока и напряжения, газового анализа, температурного контроля.

Мониторинг параметров тока и напряжения

Диагностическими приборами, которые в полной мере соответствуют требованиям интеграции в архитектуру цифровой подстанции, являются волоконно-оптические датчики тока и напряжения[3]. Общий вид такого датчика представлен на рис. 2[4].

Мониторинг содержания влаги и газов

Одной из инновационных систем контроля растворенных в трансформаторном масле газов и влаги является SmartDGA[5]. Схема анализа представлена на рис. 3.

Упрощенно технологию SmartDGA можно описать следующими процессами. Собранный в газовую ячейку газ облучается инфракрасным излучением. Далее фильтр выделяет поддиапазон поглощения выбранного для анализа газа. Сигнал с детектора пропорционален поглощенному количеству энергии выбранного газа и преобразуется в уровень концентрации газа.

Мониторинг механического состояния трансформатора

Механическое состояние трансформатора — это, прежде всего, характеристика усилия осевой прессовки обмоток, которое определяет динамическую стойкость обмоток к токам КЗ, возникающих в аварийных режимах[6]. При эксплуатации усилие прессовки ослабевает и контролировать его необходимо для обеспечения надежной работы трансформатора.

Контроль осуществляется виброметрами. Схема расположения датчиков показана на рис. 4.

Мониторинг теплового состояния трансформатора

Известно несколько принципов измерения температуры с помощью оптического волокна. Один из них основан на использовании люминесценции кристаллов АИГ — флюорооптическая технология[7]. Здесь на конце оптоволокна расположен датчик, который является термочувствительным и при этом фосфоресцирует. Световые импульсы красного спектра, передаваемые по оптоволокну, возбуждают датчик и заставляют его фосфоресцировать. Обратная пропорциональность времени затухания фосфоресценции температуре датчика позволяет определять температуру. Схема расположения термодатчиков приведена на рис. 5.

Комплексная система мониторинга состояния трансформатора

Все вышеперечисленные подсистемы объединяются в комплексную систему мониторинга технического состояния трансформатора, которая в свою очередь интегрируется в программно-технический комплекс цифровой подстанции.

Сравнительное построение структуры классической и цифровой подстанций приведено на рис. 6.

Выводы

Новая цифровая парадигма российской энергетики влечет за собой инновационное развитие всех ее компонентов, в том числе и распределительных подстанций.

Цифровизация трансформации — это комплексное внедрение и инновационного трансформаторного оборудования, и внедрение инновационных систем его мониторинга.

Безусловно, стоимость такого оборудования значительно выше существующего. Но синергия от таких инноваций позволит повысить энергетическую безопасность регионов страны путем создания новых инфраструктурных возможностей и обеспечить новый уровень качества жизни населения благодаря новым стандартам обслуживания.

Выражаю искреннюю благодарность ведущим специалистам ООО «Трансформер» к.т.н. Печенкину В.И. и к.т.н. Стулову А.В. (г. Подольск), главному конструктору ООО «Трансформер» Трофимовичу И.А. за предоставленные материалы и за конструктивное обсуждение данной статьи.

Список литературы

1. Новая парадигма «цифровой подстанции». [Электронный ресурс].
2. Зарубежный опыт мониторинга состояния маслонаполненного оборудования. [Электронный ресурс].
3. Оптические трансформаторы и преобразователи тока. Принципы работы, устройство, характеристики. [Электронный ресурс].
4. Вся правда об оптических трансформаторах. [Электронный ресурс].
5. Новая система онлайн-мониторинга газов/влаги в трансформаторах и РПН. [Электронный ресурс].
6. Вибрационная диагностика как способ оценки технического состояния трансформаторов. [Электронный ресурс].
7. Система температурного контроля силовых трансформаторов. [Электронный ресурс].