Системы мониторинга силового автотрансформатора
Системы мониторинга силового автотрансформатора
Требование ФСК к системам мониторинга силовых трансформаторов и автотрансформаторов
Назначение и область применения системы мониторинга
Система мониторинга силовых трансформаторов и автотрансформаторов (СМ) предназначена для:
• непрерывного измерения, регистрации и отображения основных параметров трансформаторов классов напряжения 220-750 кВ в нормальных, предаварийных и аварийных режимах;
• оценки и прогнозирования технического состояния трансформаторов.
Система мониторинга устанавливается на трансформаторы и автотрансформаторы мощностью от 167 МВА.
Структура и состав систем мониторинга
Система мониторинга должна строиться по трехуровневой схеме.
Уровень I включает в себя первичные датчики и измерительные системы (датчики температуры, газосодержания масла, влагосодержания масла и т.д.).
Уровень II - блок мониторинга (далее - БМ) является совокупностью контроллеров, обеспечивающих сбор и обработку сигналов, полученных от первичных датчиков уровня I. Кроме того, БМ осуществляет информационный обмен с уровнем III подсистемы. Допускается аппаратное совмещение уровней I и II.
Допускается использование одного БМ для контроля состояния трех однофазных трансформаторов трехфазной группы.
Уровень III выполняется в виде единого централизованного ПТК для всего трансформаторного оборудования подстанции и предназначен для:
- математической обработки;
- расчетно-аналитических задач;
- дистанционного конфигурирования и проверки исправности аппаратуры нижних уровней;
- шлюзовые функции;
- связи с верхним уровнем управления (АСУ ТП), если эти функции не обеспечены ресурсами АСУ ТП.
Для подстанций, не оснащенных АСУ ТП, уровень III должен также обеспечивать визуализацию состояния контролируемых и рассчитываемых параметров трансформаторного оборудования, отображение сигналов срабатывания аварийной и предупредительной сигнализации, накопление баз данных параметров, обеспечение работы с накопленными архивами и журналами и передачу информации на удаленные верхние уровни управления.
Связь между устройствами уровней II и III должна быть выполнена с помощью цифровых каналов с использованием проводных (витая пара в экране) или волоконно-оптических линий связи. По стандартам протоколов обмена данными и требованиям к устойчивости к воздействию электромагнитных помех каналы связи должны соответствовать требованиям настоящих технических требований.
Функции системы мониторинга
СМ должна обеспечивать для каждой единицы трансформаторного оборудования выполнение следующих функций (табл. 2.1):
- функции прямого измерения и контроля состояния диагностических параметров объекта;
- функции определения диагностических параметров объекта по расчетно-аналитическим моделям. Расчетно-аналитические модели должны быть реализованы по НТД ОАО «ФСК ЕЭС».
Таблица 2.1.
| № | Функция | Описание и назначение |
| Контроль теплового состояния трансформаторного оборудования, в том числе: а) контроль температуры верхних слоев масла; б) контроль температуры наиболее нагретой обмотки (по максимально загруженной стороне ВН, СН, НН или общей обмотки); в) определение кратности и длительности допустимых перегрузок. | Определение кратности и длительности допустимых перегрузок и температуры наиболее нагретой обмотки по публикации МЭК 60076-7:2005. | |
| Контроль газосодержания масла. | Оценка тенденции и диагностика состояния изоляции трансформатора. | |
| Контроль влагосодержания масла. | Оценка тенденции и диагностика состояния изоляции трансформатора. | |
| Контроль текущего номера отпайки РПН | Оценка результата переключения РПН и отсутствия рассинхронизации. | |
| Контроль состояния высоковольтных вводов (только по отдельному решению ОАО «ФСК ЕЭС). | Контроль тока утечки, емкости С1 и tgδ изоляции вводов на сторонах ВН и СН для вводов класса 220 кВ и выше, а для маслонаполненных вводов - | |
| № | Функция | Описание и назначение |
| дополнительно давления масла, оценка текущего состояния вводов и тенденций. | ||
| Степень старения изоляции. (только по отдельному решению ОАО «ФСК ЕЭС) | Расчёт старения изоляции по температуре наиболее нагретой точки обмотки и расчётному влагосодержанию твёрдой изоляции. Прогноз старения и общего износа по МЭК 60076-7:2005. | |
| Температура образования пузырьков. (только по отдельному решению ОАО «ФСК ЕЭС). | Расчет по содержанию влаги в изоляции и температуре обмотки: определение температуры конденсации влаги, запас по температуре образования пузырьков. |
Требования к датчикам входной информации
Набор контролируемых и обрабатываемых СМ величин, интервалы их опроса и допустимые погрешности должны задаваться из перечня, приведенного в табл. 2.2. Текущие значения токов обмоток трансформаторного оборудования по сторонам ВН, СН и НН передаются в систему мониторинга из АСУ ТП. Перечень входных сигналов для конкретного трансформатора должен уточняться по согласованию с заказчиком и с заводом-изготовителем трансформатора в зависимости от его конструктивных и схемных особенностей и требований по выполняемым функциям.
Требования к аппаратно-программным средствам
2.2.5.1. Общие требования к программно-техническим средствам
СМ должна строиться на базе современных измерительных датчиков, программируемых контроллеров и промышленных компьютеров. АРМ реализуются в соответствии с требованиями к средствам АСУ ТП.
Технические средства системы должны быть оснащены средствами самодиагностики с точностью определения неисправности до единицы замены. Система должна передавать всю информацию по результатам самодиагностики в систему верхнего уровня и отображать ее на местных средствах индикации.
Технические средства верхнего уровня системы должны содержать стандартные интерфейсы, обеспечивающие интеграцию в АСУ по проводным и/или оптоволоконным линиям связи или выдачу информацию на верхний уровень управления.
Технические и программные средства среднего и верхнего уровня системы должны поддерживать стандартные протоколы обмена, принятые для 8 промышленных ЛВС, в том числе Modbus, Fieldbus, Profibus, МЭК-60870-5-10Х, OPC, МЭК 61850.
Внутрисистемные коммуникации на всех уровнях между компонентами различного назначения и разных производителей должны быть реализованы с использованием указанных стандартных международных протоколов.
Для физической реализации указанных коммуникаций СМ должна иметь
изолированные от собственных вычислительных средств интерфейсы. Изоляция между электрическими цепями СМ и цепями интерфейса RS-485 должна выдерживать без пробоя при нормальных условиях эксплуатации в течение 1 минуты испытательное напряжение переменного тока частоты от 45 до 65 Гц с действующим значением 2000 В (по ГОСТ 21657-83).
Программные и технические средства должны обеспечивать возможность формирования релейных сигналов предупредительной и аварийной сигнализации.
Программные средства всех уровней системы должны обеспечивать возможность параметризации и конфигурирования. Обеспечение этого требования должно выполняться без вывода системы из режима работы.
Программные средства системы должны включать в себя средства тестирования на объекте эксплуатации.
Программные средства системы должны предусматривать сервисные функции, такие как калибровка и метрологическая аттестация измерительных каналов, проверка исправности УСО дискретного ввода/вывода, последовательных каналов связи, часов реального времени и т.п.
Требования безопасности
Технические средства должны обеспечивать защиту обслуживающего персонала от поражения электрическим током в соответствии с требованиями ГОСТ 12.2.003 и ГОСТ 12.2.007.0.
По способу защиты человека от поражения электрическим током технические средства СМ должны соответствовать классу 01 по ГОСТ 12.2.007.0. По условиям пожаробезопасности технические средства СМ должны соответствовать нормам ГОСТ 12.1.004 и ГОСТ 12.2.007.0. 13
Требования к организации электропитания, контуров защитного заземления, к прокладке силовых и сигнальных кабелей технических средств - в соответствии с РД 153-34.1-35.137-00 (СО 34.35.137-00) «Технические требования к подсистеме технологических защит, выполненных на базе микропроцессорной техники».
Требования к математическому обеспечению
2.2.6.1 Общие требования
Математическое обеспечение должно поддерживать выполнение функций СМ, реализуемых программным путем, в том числе:
• алгоритмов приема и обработки входной информации о состоянии контролируемого оборудования, в том числе, программную фильтрацию с настраиваемыми параметрами фильтров, проверки достоверности и статистическую обработку входной информации;
• алгоритмов математических моделей, диагностирующих текущее состояние оборудования и формирующих прогноз по остающемуся ресурсу;
• алгоритмов формирования предупредительных, аварийных и диагностических сообщений;
• алгоритмов защиты информации от несанкционированного доступа;
• алгоритмов формирования и работы с долгосрочными архивами (при реализации СМ в виде самостоятельной подсистемы с собственным АРМ);
• алгоритмов диагностики состояния и выявления неисправностей и отказов составных частей СМ с точностью до единицы замены;
• алгоритмов реализации связи СМ подсистемами верхнего уровня.
Требования к функциональности программного обеспечения
Программное обеспечение СМ должно обеспечивать выполнение следующих функций:
отображение в реальном времени данных от первичных датчиков и результаты расчетов по математическим моделям;
ввод информации в диалоговом режиме;
контроль выхода сигнала за установленные пределы (предупредительный, аварийный и т.д.) и возврат сигнала в норму для каждого
регистрируемого параметра;
работу с базой данных.
тестирование и самодиагностику компонентов технических и программных средств;
архивирование информации;
защиту информации;
обеспечение санкционированного доступа к информации, защита от несанкционированного доступа:
формирование отчетных документов;
организацию внутрисистемных коммуникаций между компонентами СМ;
организацию информационного обмена с верхним уровнем.
отказы и сбои в работе приложений не должны приводить к отказам в работе операционных систем;
совместимость обновлений;
Информационная база данных должна содержать:
оперативный раздел, отражающий текущее состояние контролируемого объекта;
оперативный раздел, отражающий состояние аварийных и предупредительных сигналов;
состояние сигналов управления;
состояние объектов управления;
ретроспективный раздел, содержащий данные для анализа и статистической обработки.
Должно использоваться только лицензионное базовое программное обеспечение с предоставлением соответствующих сертификатов и лицензий.
Все входящее в комплект СМ программное обеспечение должно быть полностью русифицировано.
Требования к реализации III уровня СМ
• единообразное представление информации для оперативного персонала в соответствии с требованиями АСУ ТП, АСДТУ и АСТУ;
• получение оперативным персоналом на АРМ ОП (в составе АСУ ТП) дополнительной информации, позволяющей персоналу уточнить оценку текущего состояния трансформаторного оборудования;
• локальный и удаленный доступ к данным СМ с использованием ресурсов АСУ ТП, АСДТУ и АСТУ в том числе, WEB - доступ.
Информационное взаимодействие между II и III уровнями СМ проводится в соответствии с требованиями одного из следующих интерфейсов:
- физический интерфейс Ethernet, протокол TCP/IP, скорость 10/100 Мб/с;
- физический интерфейс RS-485.
При реализации ОРС-протокола должны быть приняты меры по предотвращению потери «коротких» сигналов (длительностью менее 1 сек). Конкретный тип протокола связи между III уровнем СМ и АСУ ТП, а также физическая среда передачи (медь, оптика) согласовывается с поставщиком АСУ ТП на стадии разработки технического задания.
Должен быть также предусмотрен непрерывный контроль состояния цифровой связи между уровнями, как со стороны АСУТП, так и со стороны СМ.
Необходимо обеспечить автоматическое восстановление связи после обрыва связи и при перезапусках, как ПТК АСУТП, так и контроллеров М.
Системы мониторинга силового автотрансформатора