Автоматизированная система мониторинга и диагностики оборудования подстанции. Часть 1. Общие технические требования

Автоматизированная система мониторинга и диагностики оборудования подстанции

Часть 1. Общие технические требования

Леонид ДАРЬЯН, д.т.н., проф. НИУ «МЭИ», ЗАО «Техническая инспекция ЕЭС»,
Роман ОБРАЗЦОВ, к.т.н., ЗАО «Техническая инспекция ЕЭС»;
Елена ИЛЬИНА, ОАО «МОЭСК»;
Константин СИПАЧЁВ, ЗАО «КРОК инкорпорейтед»

Автоматизированные системы мониторинга и диагностики (СМиД) оборудования электроэнергетических объектов, в том числе и оборудования подстанций (ПС), активно внедряемые во всём мире в течение последних двух десятилетий, показывают свою техническую и экономическую эффективность. Сегодня уже ни у кого не вызывает сомнений необходимость оснащения высоковольтного электротехнического устройства системами мониторинга состояния оборудования и диагностики [1], поскольку вероятность обнаружения развивающихся повреждений в оборудовании, которое оснащено СМиД, гораздо выше, чем при проведении традиционных видов диагностики на работающем оборудовании.

Своевременное обнаружение повреждений, предотвращение катастрофических отказов, оперативное реагирование на изменение технического состояния эксплуатируемого оборудования, повышение достоверности результатов контроля технического состояния за счёт перехода от точечных измерений к анализу трендов, исключение «человеческого фактора», связанного с недостатком опыта и навыков персонала, а также освобождение персонала от рутинных операций — это неполный перечень достоинств эксплуатации СМиД электротехнического оборудования. В то же время следует отметить, что до настоящего времени в Российской Федерации отсутствует нормативно-техническая документация, регламентирующая требования как к АСМД ПС в целом, так и к отдельным видам основного оборудования ПС — высоковольтным выключателям, измерительным трансформаторам, комплектным распределительным устройствам с элегазовой изоляцией (КРУЭ), ограничителям перенапряжений (ОПН) и другим видам оборудования. Исключением являются силовые трансформаторы (автотрансформаторы). В 2008 году в ОАО «ФСК ЕЭС» был введён в действие стандарт организации [2], в котором впервые были систематизированы требования, на основании которых внедрялись автоматизированные системы мониторинга трансформаторного оборудования. Однако до сегодняшнего дня этот документ остаётся единственным, охватывает только один вид оборудования, и, как показал анализ опыта эксплуатации АСМД [3, 4], перечень приведённых в стандарте организации [2] требований не в полной мере отвечает современному состоянию дел и должен быть расширен, что также следует, например, из [5, 6].

В настоящее время наблюдается определённое отставание по разработке и внедрению автоматических систем мониторинга для других видов подстанционного оборудования. Некоторый прогресс наблюдается в создании систем автоматического мониторинга коммутационного оборудования. При этом отсутствуют апробированные СМиД измерительных трансформаторов, ограничителей перенапряжений (ОПН), КРУЭ, газоизолированных линий (ГИЛ) и других видов подстанционного оборудования, хотя в последние годы наблюдается активность в разработке и реализации проектов по системам мониторинга и диагностики коммутационного оборудования [7—9]. При этом уместно отметить, что у некоторых из перечисленных видов оборудования поток отказов значительно выше, чем у силовых трансформаторов.

Целесообразность применения тех или иных систем, методов и средств диагностики базируется в настоящее время на оценке риска утраты оборудования при авариях и технологических нарушениях, потерь от недоотпуска электроэнергии, затрат на диагностику и выгод от её внедрения, нарушения безопасности, экологии, угрозы жизни и здоровью.

Следует отметить, что парк высоковольтного электротехнического оборудования, эксплуатируемого в энергетической системе страны, имеет большую долю отработавшего установленный стандартами срок службы, что приводит к росту частоты отказов оборудования [10]. В этих условиях особо следует выделить вопрос технико-экономического обоснования внедрения СМиД. До настоящего времени не проводилось технико-экономического обоснования выбора из предлагаемого сегодня на рынке спектра современных технических решений СМиД оборудования станции или подстанции. Целесообразность внедрения автоматизированных систем мониторинга как элемента системы управления активами электроэнергетических компаний также не была ранее обоснована с экономической точки зрения. Однако очевидно, что конструкторско-технологические решения АСМД должны обеспечивать максимальную информативность диагностических параметров при разумных затратах. Таким образом, задача успешного внедрения СМиД оборудования ПС не может быть успешно реализована без разработки нормативных документов, регламентирующих все аспекты проектирования, разработки, внедрения и эксплуатации СМиД оборудования ПС, в том числе и методики расчёта экономической эффективности.

В 2014 году ЗАО «Техническая инспекция ЕЭС» совместно с ЗАО «КРОК инкорпорейтед» в рамках Программы инновационного развития ОАО «МОЭСК» выполнена работа, направленная на создание нормативно-технического обеспечения в части общих технических требований и типовых технических решений для СМиД оборудования подстанций ОАО «МОЭСК».В указанной работе были поставлены и решены следующие задачи:

• анализ существующих требований к АСМД оборудования ПС, в том числе патентный поиск;
• формулирование функций и структуры систем автоматического мониторинга оборудования ПС;
• обоснование перечня видов оборудования ПС ОАО «МОЭСК», предлагаемых к оснащению СМиД;
• разработка подходов и проведение оценки экономической эффективности применения СМиД для отдельных видов оборудования и ПС в целом;
• выбор контролируемых параметров для каждого вида оборудования на основании проведённого анализа аварийности оборудования ПС ОАО «МОЭСК»;
• разработка общих технических требований к СМиД оборудования ПС ОАО «МОЭСК»;
• разработка типовых технических решений для СМиД оборудования ПС ОАО «МОЭСК».

В настоящей статье основное внимание уделено вопросам разработки общих технических требований к автоматическим системам мониторинга оборудования ПС, и в частности ПС ОАО «МОЭСК».

АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ ТРЕБОВАНИЙ К СМИД ОБОРУДОВАНИЯ ПС, В ТОМ ЧИСЛЕ ПАТЕНТНЫЙ ПОИСК

На основании проведённого обзора накопленного зарубежного опыта внедрения и эксплуатации автоматизированных систем мониторинга и диагностики подтверждены необходимость и обоснованность автоматизации мониторинга и диагностики оборудования ПС в режиме реального времени. Показано, что АСМ оборудования подстанции — это часть инфраструктуры в дополнение к системе АСУ ТП, РЗА, необходимая для обнаружения технологических нарушений и предотвращения повреждений оборудования по причине проявления развивающихся в их узлах и системах дефектов.

СМиД предоставляют эксплуатационному персоналу доступ к своевременной и точной информации об операционных параметрах и техническом состоянии всего контролируемого высоковольтного оборудования ПС. Установка АСМ оказывает минимальное влияние на существующие схемы подстанций и может быть оперативно выполнена. Автоматизированные системы мониторинга могут быть установлены как на новое оборудование, так и на оборудование, находящееся в эксплуатации. Современные СМиД позволяют производить предварительную обработку, форматирование и сбор данных путём настройки конфигурации под конкретную единицу оборудования, использования оптоволоконных систем связи, устойчивых к электромагнитным помехам и обеспечивающих высокую скорость передачи данных, настройки систем диагностики для сопровождения оборудования в эксплуатации.

Объектом патентных исследований явились функциональные и технические требования, а также технические решения для создания СМиД оборудования ПС.

Задачи патентных исследований:

• обзор основных технических решений СМиД;
• анализ объектов интеллектуальной собственности (ОИС), применяемых в АСМ согласно международному патентному классификатору (МПК);
• исследование направлений развития СМиД оборудования ПС;
• сопоставление активности эмитентов патентных документов в области СМиД.

К основным техническим решениям СМиД, регистрируемым в качестве ОИС, относятся схемные решения построения многоуровневой СМиД, технические решения по организации информационного обмена, технические решения по организации сбора и предварительной обработки информации, технические решения по получению и преобразованию первичных данных о значениях контролируемых параметров основного оборудования ПС.В отношении систем мониторинга и диагностики основного оборудования подстанций ключевыми группами ОИС согласно МПК выступают.

H02J13/00:

• устройства для определения электрических свойств;
• устройства для определения местоположения электрических повреждений;
• устройства для электрических испытаний, характеризующихся объектом, подлежащим испытанию, не предусмотренным в других подклассах;

H02J13/00:

• схемы устройств для обеспечения дистанционной индикации режимов работы сети, например одновременная регистрация (индикация) включения или отключения каждого автоматического выключателя сети;
• схемы устройств для обеспечения дистанционного управления средствами коммутации в сетях распределения электрической энергии, например включение или выключение тока потребителям энергии с помощью импульсных кодовых сигналов, передаваемых по сети.

Создание ОИС в области СМиД оборудования ПС осуществляется по направлениям информационных технологий, использования сетевых ресурсов, совершенствования алгоритмической базы диагностики технического состояния оборудования, разработки новых и совершенствования имеющихся датчиков и приборов первичных измерений, а также оптимизации количества контролируемых показателей.

Организация сбора данных с датчиков и преобразователей направлена, как правило, на унификацию и стандартизацию значений физических величин в цифровом формате в соответствии со стандартом МЭК 61850, а также объединение на основе единой шины передачи данных с отказоустойчивой топологией с помощью специальных протоколов резервирования. В качестве средств повышения помехоустойчивости и безопасности каналов связи передачи данных предлагается использовать оптические кабели и шифрование данных.

Наибольшее количество патентов за последние три года зарегистрировано в Китае (27 шт.), что с учётом темпов развития электроэнергетического строительства в этой стране подтверждает востребованность АСМД оборудования ПС. По количеству зарегистрированных в Российской Федерации патентов в области технических требований и решений СМиД (9 шт.) можно сделать заключение о том, что данное направление в стране успешно развивается.

Автоматизированные системы управления (АСУ) и современные ИТ системы, включая технологии деформационного мониторинга, играют ключевую роль в развитии и применении АСМ.

ФОРМУЛИРОВАНИЕ ЗАДАЧ, ФУНКЦИЙ И СТРУКТУРЫ СМИД ОБОРУДОВАНИЯ ПС

Основные задачи, решаемые СМиД оборудования ПС [2]:

• получение количественных показателей о темпах изменения функциональности оборудования ПС, на основе которых следует выполнять анализ технического состояния ПС;
• формирование достаточного обоснования для выработки управляющих воздействий с целью обеспечения требуемой надёжности ПС, качества её функционирования, техногенной, экологической и экономической безопасности;
• получение информации, необходимой для повышения наблюдаемости ПС.

Функционально СМиД оборудования ПС можно представить как технологическую расчётную информационную систему, интегрированную в систему АСУ ТП. Ниже представлены функции СМиД получения и сбора данных контроля и измерений:

• обработки и управления данными;
• представления результатов обработки данных пользователям;
• взаимодействия со смежными технологическими и корпоративными информационными системами;
• предоставления доступа и сервисов пользователям.

Как правило, структура СМиД представляется в виде трёх функциональных уровней [2, 11].

Уровень I (так называемый нижний уровень) включает в себя первичные датчики и измерительные системы.

Уровень II — блок мониторинга — является совокупностью контроллеров, обеспечивающих сбор и обработку сигналов, полученных от первичных датчиков уровня I. Кроме того, блок мониторинга осуществляет информационный обмен с уровнем III подсистемы. Допускается аппаратное совмещение уровней I и II.

Уровень III выполняется в виде единого централизованного ПТК для всего трансформаторного оборудования подстанции и предназначен для:

• математической обработки;
• расчётно-аналитических задач;
• дистанционного конфигурирования и проверки исправности аппаратуры нижних уровней;
• шлюзовых функций;
• связи с верхним уровнем управления (АСУ ТП), если эти функции не обеспечены ресурсами системы АСУ ТП.

Для подстанций, не оснащённых системой АСУ ТП, уровень III должен также обеспечивать визуализацию состояния контролируемых и рассчитываемых параметров трансформаторного оборудования, отображение сигналов срабатывания аварийной и предупредительной сигнализации, наполнение баз данных значениями параметров, обеспечение работы с накопленными архивами и журналами и передачу информации на удалённые 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.

ПЕРЕЧЕНЬ ВИДОВ ОБОРУДОВАНИЯ ПС, ПРЕДЛАГАЕМЫХ К ОСНАЩЕНИЮ СМИД

Общие технические требования к СМиД разработаны для следующих видов оборудования.

• силовые трансформаторы;
• высоковольтные выключатели;
• трансформаторы тока маслонаполненные;
• трансформаторы тока элегазовые;
• трансформаторы напряжения маслонаполненные;
• трансформаторы напряжения элегазовые;
• ограничители перенапряжений;
• КРУЭ;
• кабельные муфты.

РАЗРАБОТКА ПОДХОДОВ И ПРОВЕДЕНИЕ ОЦЕНКИ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ СМИД ДЛЯ ОТДЕЛЬНЫХ ВИДОВ ОБОРУДОВАНИЯ И ПС В ЦЕЛОМ

В основе подходов к оценке экономической эффективности использования СМиД высоковольтного оборудования лежат методы экономических оценок эффективности реализации инвестиционных проектов [12] по следующим направлениям:

• экономия (время, ресурсы, материалы, финансы, персонал);
• снижение или исключение экономических потерь (минимизация упущенных выгод) — увеличение времени полезного использования и объёма полезного отпуска электроэнергии потребителям;
• снижение длительности отключений потребителей и частоты таких отключений;
• предотвращение катастрофических аварий (исключение и снижение частоты аварий, связанных с утратой основного оборудования подстанций);
• снижение объёмов выплат, компенсаций и пр. при возникновении ущерба у третьих лиц.

Кроме того, авторами использован подход СИГРЭ [13], согласно которому ежегодный экономический эффект от использования СМиД трансформаторов складывается из следующих четырёх составляющих:

• стоимость снижения частоты отказов при наличии СМиД;
• выгоды от дополнительной сгенерированной электроэнергии при использовании СМиД;
• годовая выгода от расчётно-доставляемой мощности с учётом применения СМиД;
• годовая выгода от допустимых перегрузок благодаря СМиД.

Из прибыли от использования вычитается стоимость самой СМиД, затраты на её установку и обслуживание.

Не останавливаясь подробно на деталях методики расчёта, приведём несколько зависимостей по видам оборудования, наглядно демонстрирующих эффективность внедрения СМиД в зависимости от соотношения стоимости СМиД к стоимости оборудования.

Из построенных аналогично приведённым на рис. 1 и 2 зависимостям для других видов оборудования можно сделать следующие выводы по экономической целесообразности использования СМиД:

• силовые трансформаторы: СМиД стоимостью до 4% от стоимости основного оборудования имеют расчётный срок окупаемости до 10 лет (см. рис. 1). Рассмотренный вариант СМиД с относительной стоимостью 1,1% имеет срок окупаемости 3 года;
• автотрансформаторы: СМиД стоимостью до 4,5% от стоимости основного оборудования имеют расчётный срок окупаемости до 10 лет. Рассмотренный вариант СМиД с относительной стоимостью 1,4% имеет срок окупаемости 3,8 года;
• высоковольтные выключатели: СМиД стоимостью до 6% от стоимости основного оборудования имеют расчётный срок окупаемости до 4,5 лет (см. рис. 2);• измерительные трансформаторы тока и напряжения: СМиД стоимостью до 4% от стоимости основного оборудования имеют расчётный срок окупаемости до 10 лет;
• ОПН: СМиД стоимостью до 9% от стоимости основного оборудования имеют расчётный срок окупаемости до 10 лет;
• КРУЭ: СМиД стоимостью до 3% от стоимости основного оборудования имеют расчётный срок окупаемости до 8,5 лет.

ВЫБОР КОНТРОЛИРУЕМЫХ ПАРАМЕТРОВ ДЛЯ КАЖДОГО ВИДА ОБОРУДОВАНИЯ НА ОСНОВАНИИ ПРИВЕДЁННОЙ СТАТИСТИКИ АВАРИЙНОСТИ ОБОРУДОВАНИЯ ПС ОАО «МОЭСК»

Выбор контролируемых параметров для АСМД оборудования ПС осуществлён с учётом формализованных критериев, статистики аварийности для каждого вида оборудования ПС ОАО «МОЭСК», предлагаемого к оснащению данными системами, а также существующих возможностей в части выбора тех или иных датчиков, измерительных преобразователей и т.д.

Анализ статистики аварийности оборудования ПС ОАО «МОЭСК» классов напряжения 110—220 кВ за последние восемь лет позволил составить перечни наиболее часто встречающихся дефектов для всех видов оборудования, оснащаемых СМиД. Это обстоятельство позволяет оптимизировать количество контролируемых параметров, что в свою очередь приводит к снижению стоимости СМиД (табл. 1).

Приведённый пример оптимизации конфигурации СМиД с учётом анализа аварийности в ОАО «МОЭСК» показывает возможность снижения стоимости СМиД примерно на 30% по сравнению с максимально возможной конфигурацией. При этом срок окупаемости СМиД сократится примерно на 20%.

РАЗРАБОТКА ОБЩИХ ТЕХНИЧЕСКИХ ТРЕБОВАНИЙ К СМИД ОБОРУДОВАНИЯ ПС ОАО «МОЭСК»

В качестве основы для разработки общих технических требований к СМиД оборудования ПС приняты технические требования к программно-техническим комплексам для АСУ ТП подстанций классов напряжения 110—750 кВ. При разработке СМиД оборудования подстанций наряду с требованиями к АСУ ТП ПС также учитывались требования к АСУ ТП тепловых электростанций и требования к АСУ ТП гидроэлектростанций.

Необходимость учёта такого рода требований возникает вследствие того, что СМиД является программно-техническим комплексом, к которому предъявляются требования в части как приборно-технического, так и программно-аналитического обеспечения.Общие технические требования должны учитывать основные принципы построения СМиД оборудования ПС, это позволит организовать систему на современном уровне развития техники и информационных технологий.

Основными принципами, заложенными в общие технические требования к СМиД оборудования ПС, являются:

• принцип достаточности — использование минимального количества датчиков и других элементов СМиД, обеспечивающих решение поставленных задач;
• принцип информационной полноты — диагностические параметры, используемые в СМиД, должны обеспечивать обнаружение большинства неисправностей, характерных для объекта мониторинга. Использование СМиД не только для оперативного мониторинга и диагностики, но и для сбора, консолидации статистической, справочной и архивной информации из смежных подсистем по технологическим нарушениям и режимам работы оборудования подстанции на протяжении всего жизненного цикла;• принцип инвариантности — диагностические параметры должны быть инвариантны к конструкции диагностируемого оборудования и форме корреляции с его неисправностями;
• принцип самодиагностики — проверка правильности функционирования СМиД при вводе и в процессе эксплуатации, например при помощи специальных тестовых сигналов с их последующим анализом на выходе каналов;
• принцип дружественности интерфейса при максимальной информационной ёмкости — быстрое и лёгкое восприятие оператором информации о диагностируемом оборудовании;
• принцип многоуровневой организации — количество уровней в архитектуре СМиД должно определяться количеством уровней управления данным объектом. Внедрение решений, предполагающих возможность масштабирования СМиД как по составу функций, так и по количеству информации;
• принцип коррекции — применение вычислительных методов для обеспечения, например, необходимых метрологических характеристик СМиД;
• принцип интеграции — возможность интегрирования СМиД в систему информационного обмена электроэнергетического объекта. Создание СМиД как распределённой по всем уровням технологического управления информационно-аналитической системы с высокой степенью интеграции с внешними технологическими и корпоративными информационными системами. Использование открытых международных стандартов, зарекомендовавших себя в подобных системах, в частности стандартов Общей информационной модели (CIMмодели) на основе серии стандартов МЭС 61970/61968.

Реализация указанных принципов позволяет расширить и оптимизировать объём общих технических требований к СМиД оборудования ПС (табл. 2).

Необходимо отметить, что СМиД могут быть эффективно реализованы при дополнении технических требований к основному оборудованию ПС требованиями к следующему:

• посадочные места на основном оборудовании ПС для датчиков СМиД;
• материалы некоторых элементов основного оборудования ПС;
• элементы крепления датчиков СМиД на основном оборудовании ПС.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Разработаны общие технические требования к СМиД оборудования подстанций ОАО «МОЭСК», в которых реализован современный подход к онлайн контролю технического состояния оборудования, позволяющий существенно снизить трудоёмкость и стоимость реализации СМиД, обеспечивающий переход к обслуживанию эксплуатируемого оборудования по его фактическому состоянию.В разработку общих технических требований СМиД оборудования ПС заложен ряд принципов и подходов, отвечающих современным требованиям, в частности учтены принципы оптимального взаимодействия распределённых технологических подсистем.Проведён расчёт экономической эффективности применения СМиД для всех видов основного оборудования ПС, позволяющий оценить срок окупаемости СМиД.Выполненная работа является важным шагом по обобщению и систематизации технических требований к СМиД оборудования ПС. Результаты выполненной работы могут явиться основой для разработки нормативно-технического обеспечения автоматизированных систем мониторинга и диагностики основного оборудования подстанций.

Оригинал статьи: Автоматизированная система мониторинга и диагностики оборудования подстанции. Часть 1. Общие технические требования