Опыт эксплуатации систем мониторинга ... · 2015-10-19 · - прибор основанный на методе газовой хроматографии

Москва, 2014 г.

Опыт эксплуатации систем мониторинга

высоковольтного оборудования на объектах

ОАО «ФСК ЕЭС»

Гук

Александр Александрович

Руководитель группы диагностики

Департамента управления

производственными активами

2

ОАО «ФСК ЕЭС»

В зоне ответственности ФСК состоянием на 01.01.2014:

- 136,2 тыс. км. высоковольтных магистральных ЛЭП;

- 919 подстанций;

- 332,7 тыс. МВА суммарная мощность энергообъектов.

ОАО «ФСК ЕЭС» – естественная монополия в секторе передачи электроэнергии, владеет и управляет ЕНЭС (сети 220кВ и выше) 76 регионов покрытия общей обслуживаемой площадью ~14,8 млн. кв.км.

Исполнительный аппарат

9 филиалов (8 МЭС, 1 ЦТН)

41 филиал ПМЭС

Учебный центр «Белый

Раст»

11 ДЗО (с долей участия в

уставном капитале 100%)

10 ДЗО (с долей участия в

уставном капитале менее 100%)

Основы диагностирования

В ОАО «ФСК ЕЭС» развитая система технического обслуживания и диагностирования.

Регулярно обновляется парк диагностического оборудования, проводятся плановые обучения,

тренировки, обмен опытом между профильным персоналом.

В основу системы диагностирования заложены нормативные общефедеральные требования,

регламентирующие объем и нормы диагностических испытаний электрооборудования:

Актуальная, современная нормативная база диагностической деятельности -

фундаментальная основа построения эффективной системы диагностики.

Постоянное развитие номенклатуры, типоисполнения элестрооборудования в соответствии с

требованиями электробезопасности, экологической политики, требованиями в сфере наилучших

доступных технологий формируют новые задачи и пути решения в области методологии, объема

и периодичности диагностирования.

«Объем и нормы испытаний электрооборудования» (РД 34.45-51.300-97),

«Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской

Федерации» (2003г.),

Типовая инструкция по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением

35 – 800 кВ (РД 34.20.504-94),

а также документы, дополняющие указанные стандарты.

При этом, не нормируется практическая ценность результатов

диагностирования, в т.ч. требования к средствам и методам ведения отчетности,

регистрации и учета комплексных оценок технического состояния, ведение баз

данных результатов диагностики.

3

Техническая политика в области диагностирования

Основным программным документом, регулирующим техническую политику ОАО «ФСК ЕЭС», является

Положение о Единой технической политике в электросетевом комплексе» (далее - ПТП), утвержденное

Советом директоров ОАО «ФСК ЕЭС» 27 декабря 2013 года.

Приоритетной задачей ПТП в области диагностики и контроля технического

состояния электросетевого оборудования является построение интеллектуальной

системы диагностирования, основанной на применении средств и систем

автоматизированного диагностирования электрооборудования при его эксплуатации.

Важным требованием ПТП (р.2.3.7.), является применение на вновь строящихся

и реконструируемых ПС электрооборудования в конструктивном исполнении,

обеспечивающем возможность организации диагностического мониторинга под

рабочим напряжением без его отключения.

4

Силовое оборудование – наиболее важное и капиталоемкое

звено энергосистемы.

Не зависимо от типа, конструкции и условий эксплуатации

силового оборудования, повреждаемость узлов, как правило

общая.

По данным ОАО «НТЦ ФСК»:

5 - 6 % парка силового оборудования имеет критические

дефекты.

15 -20 % оборудования имеет дефекты, приводящие к

ускоренному старению.

Основные причины повреждаемости силовых трансформаторов (автотрансформаторов)

Узел % повреждаемости

Дефекты вводов 24,0%

Повреждение обмотки 16,0%

Дефекты РПН 14,5%

Система охлаждения 10,0%

Факторы риска повреждаемости

Газовыделение в масло 9,1%

Увлажнение изоляции 4,3%

Другие причины 22,1%

Применение средств и систем автоматизированного

диагностирования является проблеммно-ориентированным

5

Цель применения систем автоматического диагностирования

Основные цели применения систем автоматического диагностирования:

Оперативность в принятии решений, исключающих неконтролируемое развитие

аварийного дефекта;

Снижение человеческого фактора в процессе подготовки объекта к испытаниям, при

выполнении испытаний и формировании протоколов испытаний, за счет

использования стационарных схем автоматических измерений и

автоматизированного протоколирования результатов диагностики

(электробезопасность профильного персонала);

Контроль характера и локации дефекта эксплуатируемого оборудования под

рабочим напряжением, что не всегда возможно выявить регламентными

испытаниями. Исключается необходимость вывода оборудования из эксплуатации.

Моделирование ресурса и нагрузочной способности электрооборудования, на

основе фактически измеренных эксплуатационных параметрах с учетом режима и

условий эксплуатации оборудования и автоматизированного расчета

математических моделей, характеризующих процессы, возникающие при

эксплуатации оборудования.

Ведение и накопление архивной диагностической информации (функция «черного

ящика»), необходимой при рассмотрении и анализе нештатных режимов работы

оборудования.

Автоматизированный учет результатов диагностирования, влияющих на принятие

решения о последующей эксплуатации, техническом обслуживании и ремонте

электрооборудования.

6

Опыт эксплуатации систем мониторинга

По состоянию на 01.11.2014 г. в ОАО «ФСК ЕЭС» эксплуатируется 432 единицы силового оборудования класса

напряжения 110 кВ и выше, [включая 255 силовых трансформаторов (автотрансформаторов), 107 шунтирующих

реакторов, 24 КРУЭ 110-220 кВ, 46 КЛ 110кВ в изоляции из сшитого полиэтилена] которые оснащены средствами

автоматизированного диагностирования.

Опыт ОАО «ФСК ЕЭС» с 2003г. по эксплуатации систем мониторинга показывает, что технические

возможности, закладываемые в комплексные системы мониторинга предоставляют широкие возможности для

анализа и контроля технического состояния, но на практике, как правило, избыточные.

Функции, которые являются избыточными:

- регистрация и контроль гармонического состава токов и напряжений до 63-й гармоники;

- осциллографирование токов и напряжений при переходных процессах;

- функции управления (наличие панелей управления);

- избыточные параметры ввода в систему мониторинга релейных сигналов технологических

защит и сигнализации.

Наиболее востребованными данными, получаемыми от систем мониторинга силового

трансформаторного оборудования, являются:

- контроль качества изоляции вводов ВН, СН с регистрацией абсолютных значений тангенса угла

диэлектрических потерь (tgδ1), емкости изоляции (С1) и их изменений (Δ tgδ1, ΔС1/С1);

- регистрация и анализ температурных показателей (обмотки, верхних/нижних слоев масла, на входе/выходе

охладителей);

- регистрация и контроль горючих газов и влагосодержания в трансформаторном масле;

- регистрация и контроль допустимых систематических и аварийных перегрузок;

- регистрация и анализ пусковых токов двигателей привода РПН, маслонасосов, вентиляторов.

7

Системы мониторинга силовых трансформаторов

(автотрансформаторов), шунтирующих реакторов

Комплексные системы мониторинга силовых трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих

реакторов реализованы по трехуровневой схеме, в соответствии с действующими в обществе стандартами.

1-й уровень: первичные датчики, устанавливаемые непосредственно на

контролируемом оборудовании.

2-й уровень: блок мониторинга (БМ), является совокупностью

контроллеров, обеспечивающих сбор и обработку преобразования,

накопления, измерительных сигналов, полученных от первичных

датчиков уровня 1. БМ осуществляет информационный обмен с уровнем

3. Допускается аппаратное совмещение уровней 1 и 2.

3-й уровень: единого централизованный ПТК, для всего

трансформаторного оборудования подстанции и предназначен для

математической обработки, расчетно-аналитических задач, -

дистанционного конфигурирования, проверки исправности аппаратуры

нижних уровней, выполнения шлюзовых функций, связи с верхним

уровнем управления.

Наиболее эффективными элементами уровня 1 в оценки технического

состояния силового трансформаторного оборудования являются: Приборы КИВ, основанные на регистрации абсолютных значений tgδ1, С1 и их

изменений (Δ tgδ1, ΔС1/С1);

Приборы, регистрирующие абсолютные значения газов и влаги в

трансформаторном масле:

- прибор проточного типа Calisto 2 (регистрация Н2, СО, Н2О);

- прибор основанный на методе газовой хроматографии Serveron TM8 (8 газов).

Перспективное решение, влияющее на точность определения ресурса изоляции -

измерения температуры наиболее нагретой обмотки оптоволоконными датчиками,

устанавливаемыми в обмотку при производстве оборудования.

8

№ Наименование

диагностического метода

Практическая реализация и возможности

метода Возможные недостатки

1 Регистрация акустических

сигналов частичных

разрядов.

- Регистрации акустических сигналов от

источника частичных разрядов в диапазоне

частот десятки-сотни килогерц, как правило в

соединительных муфтах и концевых разделках

- Низкая помехозащищенность.

- Вероятность снижения чувствительности.

- Техническая сложность в локализации места

возникновения дефекта в изоляции.

2 Регистрации частичных

разрядов в диапазоне

ультрафиолетовых

излучений.

- Регистрация импульсов частичных разрядов в

ультрафиолетовом спектре на внешней

изоляции электрооборудования при помощи

стационарных или переносных приборов.

- Технические решения по стационарному

ультрафиолетовому контролю капиталоемкие,

и не обеспечивают одновременных контроль

всех элементов оборудования.

3 Регистрация частичных

разрядов в диапазоне

высоких частот десятки

килогерц – единицы

мегагерц.

- Регистрация импульсов частичных разрядов

при помощи высокочастотных

трансформаторов тока, установленных на

поводках заземления брони кабеля и муфт.

- Локация места возникновения дефекта.

- Сравнительно низкая помехозащищенность.

- Необходимость подавления высших гармоник

переходных процессов, вызванных, например

коммутациями выключателей КРУЭ.

4 Регистрации частичных

разрядов в диапазоне

ультра высоких частот

(УВЧ), сотни - тысяч

мегагерц.

- Регистрация импульсов частичных разрядов

при помощи высокочастотных

трансформаторов тока, смонтированных на

внешней поверхности кабельных линий и муфт.

- Локация места возникновения дефекта.

- Максимально возможная длина

контролируемой кабельной линии.

- Вероятность влияния высших гармоник

переходных процессов, вызванных, например

коммутациями выключателей КРУЭ.

Методы диагностирования КРУЭ и КЛ с ИСП

9

Системы мониторинга на подземных подстанциях ОАО «ФСК ЕЭС»

Первый опыт применения систем мониторинга на силовом «элегазовом» (SF6) оборудовании

получен в 2012-2013 гг на уникальных, подземных подстанциях 220 кВ «Сколково» и «Союз».

Внешний вид ПС 220кВ «Сколково»

На каждой ПС применено следующее оборудование:

по 2 элегазовых трансформатора 63МВА, 220/20/20,

производства Тошиба;

КРУЭ 220кВ, производства Сименс;

система мониторинга КРУЭ и ТР, основанная на регистрации

частичных разрядов в диапазоне УВЧ, производства Квалитрол.

Пульт управления ПС 220кВ «Сколково»

1

0

Импульсы ЧР вызывают многократные широкополосные

резонансные сигналы в камере КРУЭ. Эти резонансные УВЧ-

сигналы фиксируются чувствительными УВЧ-сенсорами,

установленными на каждой фазе.

УВЧ-сигнал поступает от сенсоров в блок оптического

преобразования (БОП) по специальному УВЧ кабелю с двойным

экраном. Отсоединение кабеля от ограничителя перенапряжений

фиксируется системой.

УВЧ-сенсоры подключаются к блокам, выполняющим первичную

обработку сигнала – БОП, установленным в непосредственной

близости от КРУЭ.

Функционально БОП выполняет следующие задачи:

- формирование УВЧ-сигнала (масштабирование и фильтрация);

- фиксацию/определение УВЧ-сигнала (логарифмическая);

- оцифровку сигнала;

- синхронизацию данных с периодами питающей сети.

Системы мониторинга КРУЭ и «элегазовых» трансформаторов

11

Опыт эксплуатации систем мониторинга КРУЭ и КЛ с ИСП в Сочинском регионе

В Сочинском регионе применены системы мониторинга КРУЭ и КЛ с ИСП, основанные на регистрации

частичных разрядов в ВЧ диапазоне.

Одновременно контролируется и выводится на единый пульт управления данные от 9 КРУЭ, 15 КЛ с ИСП, 20 ТР.

Система мониторинга КРУЭ и КЛ с ИСП позволяет:

Регистрировать импульсы ЧР в широком диапазоне частот- от 50кГц

до 1ГГц;

Реализовывать локации дефектов в изоляции по 2-м методам:

- на основе анализа рефлектограмм распределения импульсов ЧР

- на основе анализа разницы времен прихода высокочастотного

импульса от дефекта к «концам» контролируемой линии

Встроенная экспертная диагностическая система «PD-Expert»,

позволяющая автоматически определять тип дефекта в изоляции и

степень его развития.

12

В рамках реализуемой в ОАО «ФСК ЕЭС» программы в 2014 году силами ОАО «Электросетьсервис ЕНЭС»

проводится установка систем мониторинга в филиалах ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Востока, МЭС Северо- Запада,

МЭС Центра: 13 КРУЭ, 35 КЛ с ИСП.

Установка систем мониторинга КРУЭ и КЛ с ИСП

Для контроля ЧР в изоляции КРУЭ используются датчики – антенны.

Накладной датчик ЧР монтируется на внешней поверхности КРУЭ (на

разделительные барьеры или смотровые окна), в зоне стыка двух трубчатых

корпусов между собой через изоляционную прокладку (insulating spacer),

одновременно выполняющую роль внутреннего поддерживающего

высоковольтного изолятора.

При измерении ЧР основными параметрами являются мощность (PDI) и

амплитуда (Q02, Qmax) импульсов, рассчитанные по амплитудно-фазовому

распределению ЧР.

Контроль электромагнитных импульсов выполняется в диапазоне частот:

(3-30)МГЦ, (300-1500)МГц. Датчик трансформаторного типа для регистрации высокочастотных импульсов в проводе, заземляющем броню кабеля.

Датчик работает в ВЧ диапазоне и имеет максимальную чувствительность к дефектам, которые возникают на удалении до нескольких километров.

Конструкция датчика позволяет проводить его установку без разрыва цепей заземления.

13

Доля высоковольтного оборудования ОАО «ФСК ЕЭС», оснащенного средствами автоматизированного диагностирования

14

Распределение установленных систем мониторинга по регионам

15

Структурная схема использования данных систем автоматического диагностирования

Высоковольтное

оборудование

• первичные датчики и приборы

• устройства сбора и обработки

информации

Служба диагностики

МЭС

ССПТИ→

«АСУДиагностика

»

→АСУТОиР

Профильные структуры

ИА

АРМ оператора(формирования диагностической информации)

УровеньУровень РУРУ ПСПС

• Непрерывный автоматический сбордиагностической информации.

• Хранение, функции «черногоящика».

• Обработка.• Выдача измеренной информации.

УровеньУровень ГЩУГЩУ ПСПС• Формирование сообщений изаключений о техническомсостоянии оборудования.

• Рекомендации по эксплуатацииоборудования.

• Формирование расширеннойдиагностической информации.

• Данные о техническом ресурсеоборудования.

УровеньУровень ПМЭСПМЭС

УровеньУровень МЭСМЭС• Формирование сводных данных отехническом состоянииконтролируемого оборудования.

• Формирование рекомендаций остратегии обслуживания.

• Формирование стратегииэксплуатации и обслуживанияоборудования.

Служба диагностики ПМЭС

УровеньУровень ИАИА

СистемаСистеманепрерывногонепрерывногоконтроляконтроля

Высоковольтное

оборудование

• первичные датчики и приборы

• устройства сбора и обработки

информации

Служба диагностики

МЭС

ССПТИ→

«АСУДиагностика

»

→АСУТОиР

Профильные структуры

ИА

АРМ оператора(формирования диагностической информации)

УровеньУровень РУРУ ПСПС

• Непрерывный автоматический сбордиагностической информации.

• Хранение, функции «черногоящика».

• Обработка.• Выдача измеренной информации.

УровеньУровень ГЩУГЩУ ПСПС• Формирование сообщений изаключений о техническомсостоянии оборудования.

• Рекомендации по эксплуатацииоборудования.

• Формирование расширеннойдиагностической информации.

• Данные о техническом ресурсеоборудования.

УровеньУровень ПМЭСПМЭС

УровеньУровень МЭСМЭС• Формирование сводных данных отехническом состоянииконтролируемого оборудования.

• Формирование рекомендаций остратегии обслуживания.

• Формирование стратегииэксплуатации и обслуживанияоборудования.

Служба диагностики ПМЭС

УровеньУровень ИАИА

СистемаСистеманепрерывногонепрерывногоконтроляконтроля

Единое информационное пространство,

сопровождающее диагностическую деятельность

• Результаты автоматической диагностики

• Протоколы испытаний/измерений

• Испытания элементов ЛЭП

• Результаты комплексных обследований

17

Перспективные планы по развитию автоматизированного диагностирования

3. Доработать систему учета и контроля использования

эффективных технических решений в области

автоматического диагностирования.

4. Инициировать пересмотр нормативных требований в

области объема и периодичности диагностирования с

учетом накопленного опыта эксплуатации систем

мониторинга.

5. Сформировать условия для использования параметров

диагностирования в области применения наилучших

доступных технологий с учетом от Федерального закона от

21.07.2014 №219-ФЗ «О внесении изменений в

Федеральный закон «Об охране окружающей среды».

В ближайшей перспективе запланировано решение следующих задач:

1. Накопить и оценить опыт эксплуатации систем мониторинга КРУЭ, КЛ.

2. Сформировать базу данных методов, алгоритмов и программно-технических средств в

области автоматического диагностирования высоковольтного оборудования ОАО «ФСК ЕЭС».

18

Спасибо за внимание!

19

Пример установки датчика ЧР на КРУЭ