36
Май
–
июнь
2014
36
МОНИТОРИНГ
МОНИТОРИНГ
Типичная
подстанция
Hydro-Québec.
Показан
один
из
установленных
сетевых
трансформаторов
.
H
ydro-Québec
имеет
в
эксплуатации
более
2000
сетевых
и
генераторных
трансформаторов
со
средним
сроком
эксплуатации
более
30
лет
и
суммарной
мощностью
более
200
ГВА
.
Основ
-
ной
целью
проекта
является
обновление
парка
транс
-
форматоров
,
которое
по
понятным
причинам
имеет
как
технические
,
так
и
финансовые
ограничения
.
Для
разрешения
данной
ситуации
Hydro-Québec
применило
две
стратегии
для
сохранения
необходимых
трансформаторов
в
эксплуатации
в
ближайшие
годы
.
Первая
стратегия
заключается
в
обновлении
парка
трансформаторов
,
начиная
с
тех
,
состояние
которых
критично
для
энергосистемы
.
Вторая
стратегия
заклю
-
чается
в
сокращении
количества
отказов
с
помощью
удалённого
мониторинга
и
оптимизированного
техниче
-
ского
обслуживания
.
Управление
ресурсом
трансформаторов
Основным
показателем
состояния
трансформа
-
торов
является
результат
анализа
газов
в
трансфор
-
маторном
масле
. Hydro-Québec
ежегодно
производит
отбор
проб
масла
из
трансформаторов
и
комплексный
Мониторинг состояния
трансформаторов
Hydro-Qu
é
bec разрабатывает новые технологии
определения состояния устройств РПН и вводов.
Патрик Пише (Patrick Picher),
Hydro-Qu
é
bec IREQ, и
Клод Райо (Claude Rajotte),
Hydro-Qu
é
bec
Trans
É
nergie
анализ
масла
каждые
четыре
года
.
Эта
процедура
при
-
меняется
с
70-
х
годов
ХХ
века
,
и
база
данных
содер
-
жит
более
40000
результатов
анализов
.
Параллельно
с
проверками
на
месте
установки
Hydro-Québec
при
-
меняет
мониторинг
трансформаторов
,
с
конца
80-
х
—
мониторинг
газов
в
режиме
онлайн
.
Для
этой
цели
при
-
меняется
технология
Hydran
для
всех
существующих
и
новых
трансформаторов
и
реакторов
с
номинальным
напряжением
735
кВ
,
а
также
для
всех
новых
транс
-
форматоров
с
номинальным
напряжением
315
кВ
.
В
середине
90-
х
Hydro-Québec
распространила
дей
-
ствие
программы
на
все
трансформаторы
мощностью
47
МВА
или
с
номинальным
напряжением
120
кВ
и
выше
.
Кроме
того
,
в
конце
90-
х
Hydro-Québec
начала
посте
-
пенно
заменять
механические
указатели
температуры
на
цифровые
контроллеры
и
индикаторы
температуры
масла
и
обмоток
,
составляя
таким
образом
комплекс
по
онлайн
мониторингу
своих
трансформаторов
.
Эти
раз
-
работки
доказали
свою
эффективность
в
определении
зарождающихся
отказов
в
баке
трансформатора
,
улуч
-
шении
системы
охлаждения
трансформатора
и
систе
-
мы
сигнализации
и
защиты
по
температуре
.
Статистика
ремонтов
Hydro-
Québec
показывает
,
что
при
-
чинами
двух
третей
отказов
трансформаторов
являются
устройства
РПН
и
вводы
.
Поэто
-
му
Исследовательский
институт
Hydro-Québec (Hydro-Québec
IREQ)
разрабатывал
технологии
мониторинга
этих
двух
основных
компонентов
,
которые
позволили
бы
перейти
от
систематического
технического
обслуживания
к
тех
-
ническому
обслуживанию
по
не
-
обходимости
и
техническому
об
-
служиванию
,
предотвращающему
отказы
,
используя
лучшие
спо
-
собы
удалённого
мониторинга
.
В
настоящее
время
технологии
находятся
в
процессе
подготовки
к
промышленному
применению
и
переводу
в
ближайшем
будущем
на
коммерческую
основу
партнё
-
рами
Hydro-Québec.
37
Май
–
июнь
2014
37
МОНИТОРИНГ
МОНИТОРИНГ
Классификация
отказов
основных
частей
трансформатора
.
Пример
типичной
акустической
сигнатуры
устройства
РПН
.
Технология
мониторинга
устройства
РПН
Технология
мониторинга
устройства
РПН
исполь
-
зует
токоизмерительные
клещи
на
двигателе
привода
устройства
РПН
в
шкафу
управления
трансформатора
и
вибро
-
акустический
датчик
на
баке
устройства
РПН
,
расположенный
насколько
возможно
близко
к
переклю
-
чателю
устройства
РПН
.
Измеренный
ток
используется
в
качестве
сигнала
для
начала
измерений
в
устройстве
РПН
.
Как
только
результаты
измерений
записаны
от
обоих
сенсоров
,
начинается
обработка
сигналов
и
обоб
-
щённых
данных
для
диагностики
.
Положение
устрой
-
ства
РПН
и
его
температура
также
записываются
,
так
как
эти
данные
влияют
на
результаты
измерений
.
Некоторые
параметры
могут
быть
использованы
для
определения
существенных
изменений
,
которые
могут
стать
причиной
отказа
.
Эти
параметры
позволяют
проверить
время
срабатывания
,
определить
амплиту
-
ду
тока
и
его
график
(
в
частности
,
величину
пускового
тока
),
задержку
между
запуском
двигателя
и
переклю
-
чением
устройства
РПН
и
время
переключения
.
Анализ
вибраций
,
возникающих
при
переключениях
,
позволяет
определить
величину
и
продолжительность
воздей
-
ствий
,
возникающих
при
размыкании
и
замыкании
кон
-
тактов
устройства
РПН
.
Метод
мониторинга
основан
на
двух
уровнях
диагно
-
стики
:
первый
определяет
любые
существенные
изме
-
нения
в
измеренных
величинах
,
второй
производит
бо
-
лее
точный
анализ
состояния
и
позволяет
определить
возможный
отказ
(
например
,
из
-
за
износа
контактов
,
по
-
ложения
контактов
,
возникновения
дуги
или
неисправ
-
ности
двигателя
).
Преимуществами
виброакустической
технологии
диагностики
состояния
устройства
РПН
являются
воз
-
можность
определения
широкого
спектра
неполадок
и
применение
непроникающего
контроля
с
использовани
-
ем
датчиков
,
расположенных
вне
бака
устройства
РПН
.
Разработанные
алгоритмы
и
возможность
срав
-
нения
результатов
предыдущих
измерений
на
том
же
устройстве
РПН
позволяет
существенно
повысить
точ
-
ность
контроля
в
режиме
реального
времени
.
Монито
-
ринг
в
режиме
реального
времени
имеет
следующие
дополнительные
преимущества
:
•
диагностика
в
реальном
времени
в
реальных
усло
-
виях
эксплуатации
;
•
повышенная
точность
по
сравнению
с
периодиче
-
скими
проверками
;
•
выявление
неполадок
,
вызванных
быстрым
ухудше
-
нием
свойств
;
•
соотнесение
результатов
диагностики
с
прочими
данными
,
доступными
на
подстанции
(
например
,
на
-
грузка
и
температура
).
Практический
опыт
Два
прототипа
системы
мониторинга
состояния
устройства
РПН
были
установлены
в
феврале
2010
го
-
да
и
к
настоящему
моменту
были
проконтролированы
23000
переключений
.
Анализ
результатов
измерений
был
произведён
для
определения
поведения
устрой
-
ства
РПН
в
условиях
реальной
эксплуатации
и
опреде
-
ления
требований
для
разработки
точного
и
надёжного
алгоритма
автоматического
мониторинга
.
Алгоритм
мониторинга
основан
на
кратко
-
и
долго
-
срочных
изменениях
,
позволяющих
определить
раз
-
личные
возможные
типы
отказов
.
Отрегулированный
по
времени
метод
позволяет
снизить
естественные
изменения
акустических
сигнатур
устройства
РПН
в
хо
-
рошем
состоянии
.
Влияние
температуры
принимается
в
расчёт
,
так
как
общее
время
переключения
при
низ
-
кой
температуре
может
быть
превышено
при
высокой
температуре
более
чем
на
10%,
что
в
свою
очередь
может
быть
расценено
системой
как
отказ
.
Способ
был
применён
для
новых
устройств
РПН
вакуумного
типа
и
показал
великолепную
повторяемость
результатов
из
-
мерений
.
Новая
технология
мониторинга
вводов
Традиционный
способ
испытания
изоляции
(
на
-
пряжением
10
кВ
)
показывает
ограниченную
способ
-
ность
предотвращать
или
определять
отказы
вводов
трансформаторов
на
начальной
стадии
их
появления
.
Диагностика
в
режиме
онлайн
имеет
преимущество
в
смысле
оценки
состояния
изоляции
при
рабочем
на
-
пряжении
и
рабочей
температуре
.
Кроме
того
,
так
как
измерения
проводятся
в
режиме
реального
времени
,
на
трансформаторе
,
находящемся
в
эксплуатации
,
прове
-
дение
диагностики
позволяет
выявить
неполадки
с
ко
-
ротким
периодом
проявления
.
Практическое
применение
методов
определения
параметров
изоляции
,
таких
как
ёмкость
,
коэффициент
мощности
и
тангенс
угла
диэлектрических
потерь
,
из
-
меренных
на
вводе
,
показывает
,
что
результаты
изме
-
рений
на
вводах
одной
фазы
более
точны
,
чем
метод
38
Май
–
июнь
2014
38
Виброакустические
измерения
на
вакуумном
устройстве
РПН
.
Новая
распределённая
система
измерений
для
вводов
.
МОНИТОРИНГ
МОНИТОРИНГ
суммирования
токов
или
любой
расчёт
по
результатам
измерений
на
разных
фазах
.
Технология
,
применяемая
для
таких
измерений
,
требует
электрического
соединения
между
вводами
,
на
которых
проводятся
измерения
,
и
центральной
из
-
мерительной
системой
,
а
также
синхронной
фиксации
сигналов
от
вводов
для
определения
фазового
угла
.
Кабели
,
необходимые
для
такого
распределённого
из
-
мерения
,
увеличивают
расходы
на
его
применение
и
,
следовательно
,
ограничивают
применение
этого
мето
-
да
мониторинга
вводов
трансформаторов
при
большом
их
количестве
.
Для
разрешения
этой
проблемы
Исследователь
-
ский
институт
Hydro-Québec (Hydro-Québec IREQ)
раз
-
работал
новый
принцип
распределённых
измерений
с
применением
передатчиков
GPS
для
обеспечения
син
-
хронизации
по
времени
.
Это
позволяет
снизить
стои
-
мость
применения
данной
технологии
(
не
нужны
кабели
между
трансформаторам
)
и
обеспечить
требуемую
точ
-
ность
измерений
.
Эти
измерения
требуют
высокоточного
оборудова
-
ния
,
так
как
сдвиг
фазы
примерно
на
одну
десятую
гра
-
дуса
между
двумя
вводами
может
означать
предотказ
-
ное
состояние
одного
из
вводов
.
Высокая
точность
ещё
более
важна
,
если
речь
идёт
о
вводах
сверхвысокого
напряжения
,
так
как
они
имеют
в
своём
составе
мно
-
жество
ёмкостных
элементов
,
соединённых
последова
-
тельно
(
например
,
около
100
в
вводе
735
кВ
).
Новая
система
распределённых
измерений
Децентрализованная
измерительная
система
состо
-
ит
из
устройства
мониторинга
трансформатора
(TMU),
которое
передаёт
атрибутированные
по
времени
GPS-
результаты
измерения
в
устройство
диагностики
транс
-
форматора
(TDU),
используя
имеющуюся
на
подстан
-
ции
коммуникационную
сеть
.
Устройство
мониторинга
трансформатора
подклю
-
чено
к
датчикам
ввода
трансформатора
и
находится
в
шкафу
управления
.
Вход
устройства
мониторинга
трансформатора
также
может
быть
отрегулирован
для
измерения
образцового
сигнала
от
трансформатора
напряжения
.
Антенна
GPS
установлена
на
передатчи
-
ке
сигналов
времени
устройства
мониторинга
транс
-
форматора
.
Устройство
диагностики
трансформатора
,
установленное
в
ОПУ
,
получает
данные
от
устройства
мониторинга
трансформатора
,
вычисляет
тангенс
угла
диэлектрических
потерь
и
амплитудные
значения
ве
-
личин
,
сохраняет
данные
,
производит
тенденционный
анализ
,
производит
локальную
диагностику
и
передаёт
предупреждения
в
центр
мониторинга
.
Модульный
принцип
организации
системы
позволя
-
ет
пользователю
комбинировать
пары
контролируемого
оборудования
на
подстанции
с
помощью
конфигурато
-
ра
устройства
диагностики
трансформатора
.
Это
позво
-
ляет
обслуживающему
персоналу
получать
и
анализи
-
ровать
данные
удалённо
.
Практический
опыт
Система
была
установлена
на
трёх
фазах
одно
-
фазного
автотрансформатора
735/230
кВ
мощностью
370
МВА
,
всего
было
установлено
девять
устройств
,
соединённых
параллельно
.
Ежедневные
изменения
в
децентрализованной
системе
были
близки
к
мгновенно
-
му
разбросу
,
что
показывает
её
высокую
работоспособ
-
ность
по
сравнению
со
стандартным
способом
измере
-
ний
.
Типичная
дневная
стабильность
измерений
тангенса
угла
диэлектрических
потерь
оказывалась
лучше
0,05%
кроме
особых
событий
,
таких
как
переключения
в
сети
или
дождь
.
В
обоих
случаях
тангенс
угла
диэлектри
-
ческих
потерь
изменялся
во
время
события
и
базовая
линия
оказывалась
несколько
иной
,
соответствующей
новым
условиям
эксплуатации
(
например
,
температуре
трансформатора
или
очистке
изоляторов
).
Небольшие
изменения
динамики
также
отмечены
для
амплитудных
значений
измеряемых
величин
.
Во
время
практических
испытаний
системы
дождь
шёл
много
раз
.
Метеорологические
данные
были
со
-
браны
с
метеорологических
станций
,
при
этом
было
замечено
,
что
флуктуации
тангенса
угла
диэлектриче
-
ских
потерь
превосходят
0,15%
во
время
дождя
,
однако
базовая
линия
флуктуаций
соответствует
нормальной
базовой
линии
флуктуаций
в
течение
дня
.
Таким
образом
,
отсечение
внешних
влияний
яв
-
ляется
важным
аспектом
при
разработке
алгоритма
диагностики
вводов
.
Алгоритм
отсечения
основан
на
временном
постоянстве
измерений
по
отношению
к
стандартному
отклонению
после
нескольких
успешных
измерений
отклонения
тангенса
угла
диэлектрических
потерь
.
Результат
измерения
считается
непригодным
,
39
Май
–
июнь
2014
39
Данные
,
полученные
от
трёх
метеостанций
(
красная
,
оранжевая
и
синяя
линии
),
показывают
влияние
дождя
на
измерение
Δ
tg
δ
(
зелёная
линия
).
МОНИТОРИНГ
МОНИТОРИНГ
если
стандартное
отклонение
превышает
пороговое
значение
.
Пороговое
значение
может
быть
задано
вручную
или
определено
на
основании
статистиче
-
ского
анализа
результатов
измерений
,
проведённых
ранее
.
Информация
о
мониторинге
состояния
Применение
технологий
мони
-
торинга
предоставляет
новые
воз
-
можности
эксплуатации
и
ремонта
трансформаторов
.
При
традицион
-
ном
подходе
сигнал
и
данные
мо
-
ниторинга
отправляются
исключи
-
тельно
в
центр
управления
,
который
сообщает
их
персоналу
подстанции
.
При
новом
подходе
в
центр
управле
-
ния
направляются
только
критически
важные
сообщения
,
в
то
время
как
удалённый
центр
обслуживания
при
-
меняет
алгоритмы
для
подготовки
предупреждений
.
Удалённый
центр
мониторинга
имеет
всю
информа
-
цию
о
состоянии
трансформатора
,
необходимую
для
технического
пер
-
сонала
при
обнаружении
неисправ
-
ностей
,
и
передаёт
рекомендации
по
техническому
обслуживанию
персоналу
подстанции
.
Другим
важным
аспектом
проекта
по
мониторингу
является
обеспечение
определения
состояния
транс
-
форматоров
,
что
позволит
определить
приоритет
тех
-
нического
обслуживания
и
инвестиций
. Hydro-Québec
применяет
матрицы
рисков
для
оптимизации
своей
В
статье
«
М о н и т о
-
ринг
со
-
с т о я н и я
трансфор
-
м а т о р о в
»
с о т р у д н и
-
ки
Исследовательского
центра
(IREQ)
канадской
компании
Hydro-
Quebec
Патрик
Пише
и
Клод
Райо
описывают
опыт
удалённого
мо
-
ниторинга
и
оценки
технического
состояния
силовых
трансформа
-
торов
с
целью
обеспечения
без
-
аварийной
эксплуатации
,
с
одной
стороны
,
и
оптимизации
техни
-
ческого
обслуживания
—
с
другой
.
Стоящая
перед
электроэнерге
-
тической
компанией
задача
—
достаточно
тривиальная
для
сложившейся
в
мировой
электро
-
энергетике
ситуации
:
оборудо
-
вание
стареет
,
а
средств
для
обновления
устаревшего
обору
-
дования
не
хватает
.
Стратегия
компании
Hydro-
Quebec
заключается
в
оснаще
-
нии
трансформаторов
,
находя
-
щихся
в
эксплуатации
30
и
более
лет
,
системами
мониторинга
.
По
данным
,
приведённым
автора
-
ми
,
основное
количество
отказов
трансформаторов
связано
с
от
-
казами
РПН
(51%)
и
высоковольт
-
ных
вводов
(14%).
В
связи
с
этим
основное
внимание
уделяется
не
-
прерывному
контролю
состояния
именно
этих
функциональных
уз
-
лов
трансформаторов
.
Интересно
отметить
,
что
кон
-
троль
состояния
вводов
произ
-
водится
с
применением
систем
GPS,
что
позволяет
обеспечить
необходимую
точность
и
сниже
-
ние
стоимости
измерительных
систем
.
Схема
сбора
,
передачи
и
обра
-
ботки
данных
о
контролируемых
параметрах
трансформатора
по
-
строена
следующим
образом
.
Вся
информация
поступает
в
режиме
реального
времени
в
два
центра
—
Центр
управления
и
Центр
дис
-
танционного
мониторинга
.
Задачей
Центра
управления
яв
-
ляется
принятие
необходимых
оперативных
мер
при
возникно
-
вении
проблем
с
трансформато
-
ром
,
например
перераспределе
-
ние
нагрузки
,
отключение
и
т
.
д
.
В
Центр
управления
направля
-
ются
только
наиболее
важные
сообщения
—
предупредитель
-
ные
или
аварийные
сигналы
.
Та
-
ким
образом
,
Центры
управления
«
разгружаются
»
от
излишней
информации
.
В
Центре
дистан
-
ционного
мониторинга
концен
-
трируется
вся
информация
о
состоянии
трансформаторов
.
В
случае
обнаружения
поврежде
-
ний
или
других
отклонений
в
режи
-
ме
реального
времени
проводится
анализ
ситуации
и
выдача
реко
-
мендаций
опытных
экспертов
по
дальнейшим
действиям
в
рамках
технического
обслуживания
.
Та
-
ким
образом
,
появляется
возмож
-
ность
устранения
проблем
на
ранней
стадии
их
возникновения
,
до
того
как
они
становятся
кри
-
тическими
и
передаются
в
Центр
управления
.
Решение
задач
в
Центре
дистанционного
монито
-
ринга
осуществляется
на
базе
соответствующего
аналитиче
-
ского
обеспечения
,
работающего
в
режиме
реального
времени
.
Оба
Центра
имеют
доступ
к
одним
и
тем
же
исходным
данным
,
посту
-
пающим
от
систем
мониторинга
оборудования
подстанций
.
В
заключение
отметим
,
что
соз
-
дание
корпоративного
Центра
не
-
прерывного
контроля
состояния
оборудования
энергообъектов
яв
-
ляется
актуальной
для
электро
-
энергетических
компаний
Россий
-
ской
Федерации
задачей
,
которая
позволит
повысить
эффектив
-
ность
управления
активами
на
объектах
электроэнергетики
.
КОММЕНТАРИЙ
Леонид Дарьян, заместитель директора по аналитической и
методологической работе ЗАО «Техническая инспекция ЕЭС», д.т.н.
40
Май
–
июнь
2014
40
МОНИТОРИНГ
МОНИТОРИНГ
Маршрутизация
информации
для
сбора
,
обработки
и
оценки
состояния
трансформатора
.
Безусловно
,
развитие
систем
мониторин
-
га
и
диагностики
необходимо
для
повы
-
шения
надёжности
эксплуатации
силовых
масляных
трансформаторов
.
При
этом
их
развитие
требует
не
только
совершенствования
методи
-
ки
и
алгоритмов
диагностики
,
но
и
наличия
соответствующих
программно
-
технических
комплексов
,
способных
по
своим
тех
-
ническим
характеристикам
выполнять
требуемые
диагности
-
ческие
задачи
постоянно
в
реальном
времени
.
К
таким
характе
-
ристикам
относится
надёжность
,
способность
обрабатывать
и
хранить
большие
объёмы
информации
;
в
части
измерения
электрических
параметров
предъявляются
особые
требова
-
ния
по
быстродействию
.
Компанией
«
Ракурс
»
был
разработан
специализированный
программно
-
технический
комплекс
авто
-
матизированной
системы
мониторинга
и
управления
транс
-
форматором
ПТК
«
АСМУТ
»,
обладающий
всеми
необходимыми
характеристиками
.
ПТК
«
АСМУТ
»
выполнен
в
соответствии
с
действующими
нормативными
документами
,
аттестован
в
Федеральной
сетевой
компании
и
внесён
в
реестр
средств
из
-
мерений
.
В
составе
комплекса
реализованы
все
передовые
общепризнан
-
ные
методики
диагностирования
неисправностей
.
По
мере
по
-
явления
соответствующих
требований
в
состав
комплекса
мо
-
гут
включаться
новые
подзадачи
.
К
настоящему
моменту
в
российском
энергетическом
комплек
-
се
«
Ракурс
»
внедрено
более
20
таких
систем
.
Они
успешно
экс
-
плуатируются
на
важных
объектах
промышленной
энергетики
и
тепловых
станциях
,
обеспечивая
надёжную
и
бесперебойную
работу
трансформаторного
оборудования
.
Возможность
проведения
комплексной
диагностики
всего
трансформатора
на
базе
стандартных
надёжных
промыш
-
ленных
контроллеров
,
лёгкая
масштабируемость
системы
,
«
бесшовная
»
интеграция
в
другие
системы
управления
—
это
далеко
не
полный
перечень
преимуществ
комплекса
«
АСМУТ
».
Кроме
того
,
он
позволяет
контролировать
и
дополнительное
оборудование
.
КОММЕНТАРИЙ
Евгений Алсуфьев, заместитель
исполнительного директора
по развитию ООО «РАКУРС_
ИНЖИНИРИНГ»
активности
.
Для
определения
приоритета
инвестиций
и
выделения
ресурсов
на
тех
-
ническое
обслуживание
из
различных
баз
данных
выделяется
индекс
состояния
(
ин
-
декс
исправности
).
Данные
мониторинга
трансформаторов
,
собранные
удалёнными
центрами
мониторинга
,
позволят
произ
-
водить
обновление
этой
информации
бы
-
стрее
и
в
некоторых
случаях
точнее
.
Улучшение
оценки
состояния
Исследовательский
институт
Hydro-
Québec (Hydro-Québec IREQ)
разработал
новые
технологии
мониторинга
устройств
РПН
и
вводов
трансформаторов
,
так
как
эти
элементы
являются
причинами
двух
третей
серьёзных
отказов
трансформато
-
ров
в
сетях
Hydro-Québec.
Эти
технологии
,
тщательно
протестированные
практически
и
доступные
для
вводов
трансформаторов
и
устройств
РПН
,
позволят
предотвратить
серьёзные
отказы
путём
их
раннего
обна
-
ружения
.
Применение
этих
технологий
также
сни
-
зит
стоимость
обслуживания
трансформа
-
торов
и
время
проведения
работ
,
так
как
некоторые
мероприятия
,
требующие
выво
-
да
трансформатора
из
эксплуатации
(
изме
-
рение
коэффициента
мощности
или
забор
проб
масла
),
станут
не
нужны
.
Частота
про
-
верок
устройства
РПН
также
может
быть
снижена
благодаря
применению
системы
онлайн
мониторинга
и
диагностики
.
Результаты
диагностики
,
проведён
-
ной
новой
системой
,
интегрированы
в
информационную
модель
Hydro-Québec
для
дополнения
существующих
данных
и
улучшения
общей
оценки
состояния
трансформаторов
.
Новая
технология
обе
-
спечит
надёжную
работу
трансформато
-
ров
Hydro-Québec
и
улучшит
обслужива
-
ние
трансформаторов
,
обусловленное
их
состоянием
.
41
Май
–
июнь
2014
41
МОНИТОРИНГ
МОНИТОРИНГ
Hydro-Québec
выражает
благодарность
Работа
,
описанная
в
настоящей
статье
,
стала
воз
-
можна
благодаря
усилиям
сотрудников
Hydro-Québec
и
Исследовательского
института
Hydro-Québec (Hydro-
Québec IREQ)
Мишеля
Гавена
(Michel Gauvin),
Силвии
Рендо
(Sylvain Riendeau),
Франсуа
Леонарда
(Francois
Léonard),
Луи
Дюпона
(Lois Dupont)
и
Жана
Голе
(Jean
Goule).
Патрик
Пише
(Patrick Picher
получил
степень
бакалавра
в
Университете
Шербрука
,
Канада
(Sherbrook University, Canada),
в
1993
и
степень
доктора
философии
(Ph. D)
в
Политехнической
школе
Монреаля
,
Канада
(École Polytechnique de Montréal,
Canada),
в
1997.
С
1999
г
.
работает
исследователем
и
менеджером
проектов
в
Исследовательском
институ
-
те
Hydro-Québec (Hydro-Québec IREQ),
где
занимается
моделированием
трансформаторов
,
их
диагностикой
и
мониторингом
.
Патрик
Пише
является
членом
многих
рабочих
групп
CIGRÉ
и
IEC,
в
настоящее
время
явля
-
ется
секретарём
исследовательского
комитета
CIGRÉ
А
2 —
трансформаторы
.
Клод
Райо
(Claude Rajotte
, rajotte.claude@hydro.
qc.ca)
окончил
Высшую
техническую
школу
в
Монреа
-
ле
,
Канада
(École de Technologie Supérieure in Montréal,
Canada),
и
начал
свою
карьеру
в
Исследовательском
институте
Hydro-Québec (Hydro-Québec IREQ),
где
за
-
нимался
исследованиями
,
связанными
с
диагностикой
электрических
аппаратов
.
В
1990
году
он
стал
сотруд
-
ником
департамента
технического
обслуживания
Hydro-
Québec,
где
занимается
способами
технического
об
-
служивания
,
диагностикой
аппаратов
,
мониторингом
и
системами
баз
данных
,
а
также
исследованиями
и
раз
-
работками
.
С
недавних
пор
Клод
Райо
стал
заниматься
спецификацией
трансформаторов
,
разработкой
проек
-
тов
,
оценкой
оставшегося
срока
службы
и
технической
поддержкой
.
Он
является
членом
Общества
инженеров
Квебека
(Ordre des Ingénieurs du Québec)
и
председате
-
лем
исследовательского
комитета
CIGRÉ
А
2 —
транс
-
форматоры
.
Предложен
-
ные
техно
-
логии
диа
-
г н о с т и к и
позволяют
максималь
-
но
использо
-
вать
остав
-
шийся
ресурс
трансформатора
с
большим
сроком
службы
и
гаран
-
тируют
своевременный
вывод
из
эксплуатации
оборудования
,
на
-
ходящегося
в
предаварийном
со
-
стоянии
.
Мониторинг
трансформаторов
.
В
качестве
основного
критерия
состояния
изоляции
сетевых
и
ге
-
нераторных
трансформаторов
авторы
предлагают
мониторинг
газов
в
режиме
онлайн
.
Несмотря
на
очевидность
эффективности
данного
показателя
,
более
инте
-
грированным
критерием
является
уровень
ЧР
,
отражающий
влияние
большего
числа
факторов
,
отрица
-
тельно
воздействующих
на
изоля
-
цию
,
и
напрямую
связанный
со
сро
-
ком
службы
электрооборудования
.
В
частности
,
выявление
ошибок
в
конструкции
и
технологии
уже
на
начальной
стадии
эксплуатации
.
Кроме
того
,
данный
параметр
от
-
разит
возможную
недостаточную
стойкость
к
токам
КЗ
вследствие
изменения
геометрии
активной
ча
-
сти
(
АЧ
):
в
настоящее
время
для
большинства
новых
трансформа
-
торов
мощностью
выше
40
МВА
механическая
прочность
проверя
-
ется
только
расчётом
.
Технология
мониторинга
устройства
РПН
.
Предложенные
токоизмерительная
/
виброакусти
-
ческая
технологии
позволяют
оценить
:
•
надёжность
крепления
контак
-
торов
(
самоотвинчивание
кре
-
пёжных
гаек
приводит
к
значи
-
тельному
подгоранию
контактов
и
разрегулировке
кинематических
элементов
);
•
текущее
состояние
привода
и
ве
-
роятность
выхода
из
строя
токо
-
ограничивающих
резисторов
;
•
степень
воздействия
внешней
температуры
(
в
виде
поправки
к
общему
времени
переключения
).
Технология
мониторинга
вво
-
дов
.
Повреждение
вводов
особенно
опасно
и
связано
,
как
правило
,
не
только
с
разрушением
ввода
,
но
и
значительным
повреждением
са
-
мого
трансформатора
.
Контро
-
лируя
такие
важные
параметры
,
как
ёмкость
,
коэффициент
мощ
-
ности
и
тангенс
угла
диэлек
-
трических
потерь
,
авторы
не
учитывают
основной
причины
—
электрический
пробой
изоляции
ввода
,
вызванный
проникновением
влаги
.
Предупредить
перекрытие
внутренней
изоляции
для
гер
-
метичных
вводов
можно
путём
своевременного
газохроматогра
-
фического
анализа
пробы
масла
из
вводов
.
Таким
образом
,
без
учёта
данного
фактора
в
технологии
мониторинга
состояния
вводов
утверждение
авторов
о
сниже
-
нии
эксплуатационных
затрат
за
счёт
исключения
операции
забора
проб
масла
является
,
мягко
гово
-
ря
,
спорным
.
В
качестве
альтернативы
ме
-
роприятию
забора
пробы
масла
можно
рекомендовать
тепло
-
визионный
метод
контроля
,
не
требующий
вывода
оборудования
из
работы
.
Функция
свёртки
тер
-
мограммы
позволяет
перейти
к
«
образу
»
термограммы
—
норми
-
рованной
гистограмме
распреде
-
ления
площади
объекта
по
темпе
-
ратурному
диапазону
.
Сравнение
текущей
и
исходной
гистограмм
позволяет
сделать
вывод
о
по
-
явлении
аномалии
в
работе
обо
-
рудования
—
скрытого
дефекта
с
местным
перегревом
.
Заключение
.
Внедрение
«
умных
»
трансформаторов
с
возможно
-
стью
их
последующей
интеграции
в
интеллектуальные
сети
явля
-
ется
важным
шагом
в
повышении
энергоэффективности
электро
-
снабжения
.
На
протяжении
по
-
следних
5—10
лет
обсуждение
этой
проблемы
в
России
происхо
-
дит
регулярно
на
всевозможных
семинарах
самого
высокого
уров
-
ня
,
но
практическим
решением
этой
задачи
занимаются
отдель
-
ные
специалисты
или
творческие
коллективы
в
силу
научного
инте
-
реса
или
надежды
на
возможное
использование
их
результатов
работы
в
будущем
.
Вследствие
этого
известны
лишь
отдельные
фрагменты
реального
внедрения
удалённого
мониторинга
и
диа
-
гностики
электрооборудования
.
Системная
работа
в
этом
пер
-
спективном
секторе
энергетики
с
обобщением
и
классификацией
положительных
решений
,
к
сожа
-
лению
,
не
ведётся
.
КОММЕНТАРИЙ
Валерий Печёнкин, директор по НИОКР ЗАО «Трансформер», к.т.н.
Оригинал статьи: Мониторинг состояния трансформаторов
Hydro-Québec разрабатывает новые технологии определения состояния устройств РПН и вводов.
Комментарии к статье:
Леонид Дарьян, заместитель директора по аналитической и методологической работе ЗАО «Техническая инспекция ЕЭС», д.т.н.;
Евгений Алсуфьев, заместитель исполнительного директора по развитию ООО «РАКУРС_ИНЖИНИРИНГ»;
Валерий Печёнкин, директор по НИОКР ЗАО «Трансформер», к.т.н.