Система мониторинга участков электрических сетей

Мониторинг — система постоянного наблюдения за явлениями и процессами, проходящими в электрических сетях и оборудовании, результаты которого служат для обоснования решений по обеспечению безопасности людей и объектов электроэнергетики. В рамках системы наблюдения происходит оценка, контроль объекта, управление состоянием объекта в зависимости от воздействия определенных факторов.

Старцев А.П., к.т.н., заместитель директора ООО «ЭИЛ»

В организации ПАО «ФСК ЕЭС» действует стандарт предприятия СТО 56947007-29.200.10.011-2008 «Трансформаторы силовые, автотрансформаторы и реакторы. Автоматизированная система мониторинга и технического диагностирования. Общие технические требования» [1]. Данный стандарт также действует во всех компаниях Группы «Россети».

Требования стандарта распространяются на системы мониторинга силового масляного трансформаторного оборудования, в том числе трансформаторов и автотрансформаторов мощностью от 167 МВА.

Описание современного состояния систем мониторинга воздушных и кабельных линий электропередачи, а также действующих трансформаторов под нагрузкой приведено в [2–4]. В соответствии с выводами авторов в настоящее время в России отсутствуют системы мониторинга воздушных и кабельных линий электропередачи, действующих трансформаторов под нагрузкой мощностью менее 167 МВА.

В ООО «ЭИЛ» (г. Пермь) были проведены работы по разработке системы мониторинга участка электрических сетей на основе патента на изобретение RU 2 774 209 C1 «Способ мониторинга состояния участка электрической сети» [5].

Предлагаемый ООО «ЭИЛ» к внедрению способ мониторинга основан на контроле значения внутреннего сопротивления участка электрической сети или единицы оборудования, а также на выявлении значимых факторов, влияющих на внутреннее сопротивление контролируемого участка сети.

Фактически предлагаемый способ мониторинга сводится к математической обработке результатов измерений токов, напряжений, угла между ними на входе и выходе участка электрической сети с привязкой ко времени и результатов измерений внешних влияющих факторов также с привязкой по времени.

Для внедрения разработанной ООО «ЭИЛ» системы мониторинга состояния участка электрических сетей и электрического оборудования необходимо, чтобы система измерения параметров электроэнергии включала в себя все точки входа электроэнергии в сеть и все точки выхода электроэнергии из сети. Необходимо также дополнить систему измерения пара метров электроэнергии средствами непрерывного измерения с возможностью передачи результатов измерений внешних влияющих факторов, в частности, это могут быть:

• средства измерения температуры, влажности, давления окружающей среды;
• средства измерения температуры, давления масла в баке трансформатора;
• средства измерения ионизирующих излучений;
• средства измерения напряженности магнитного поля;
• средства измерения скорости и направления воздушного потока.

В простейшем варианте система мониторинга участка электрической сети является двухуровневой.

Первый уровень состоит из счетчиков электроэнергии или приборов для измерения показателей качества электроэнергии, синхронизированных между собой по времени и установленных в начале и конце контролируемого участка сети. Приборы подключены через трансформаторы тока и напряжения. Результаты измерений с приборов передается на второй уровень.

Второй уровень — центр обработки данных (ЦОД) — состоит из программно-технического комплекса и устройств ввода следующей информации:

• результатов измерений от счетчиков или приборов для измерения показателей качества;
• климатологических параметров с привязкой ко времени и к географическим координатам (климатологические параметры могут быть как измерены специально установленными приборами, так и получены из общедоступных источников, в частности, из сети интернет);
• географических координат участка сети;
• служебной информации, вводимой оперативно-диспетчерским персоналом.

Путем математической обработки средних за временной интервал результатов измерений (действующих значений тока, напряжения и угла между ними; действующих значений тока, напряжения и угла между ними первой и последующих гармонических составляющих; коэффициента нулевой последовательности тока и напряжения; коэффициента обратной последовательности тока и напряжения; коэффициента несинусоидальности тока и напряжения; температуры; влажности; силы и направления ветра; UF-индекса; уровня осадков; точки росы; давления) по разработанным ООО «ЭИЛ» алгоритмам определяются:

• полные, активные и реактивные сопротивления, в том числе для первой и последующих гармоник, контролируемого участка электрической сети с привязкой по времени;
• зависимости внутренних сопротивлений участка электрической сети от токов, напряжений и климатических факторов;
• зависимости и отклонения внутренних сопротивлений участка сети, отличные от нормальных и могущие привести к отказу контролируемого участка.

Результаты расчетов и измерений с заданной периодичностью передаются оперативно-диспетчерскому персоналу в согласованной форме.

С целью повышения достоверности результатов мониторинга рекомендуется внедрение системы осуществлять на отдельных участках трехфазной трехпроводной сети с индуктивным характером нагрузки и не имеющей ответвлений, например:

• протяженная аварийно-опасная воздушная или кабельная линия электропередачи;
• силовой трансформатор;
• силовой трансформатор с примыкающей к нему высоковольтной линией.

Отдельные алгоритмы и работоспособность системы мониторинга проверены в действующих электроустановках.

Проводился мониторинг действующего трансформатора 35/10 кВ. Выявлено нехарактерное поведение внутреннего сопротивления одной из фаз трансформатора, в частности зависимость внутреннего сопротивления фазы трансформатора от величины протекающего тока. При разборке и дефектации было обнаружено окисление контакта обмотки трансформатора со шпилькой внутри бака трансформатора.

При мониторинге ВЛ 110 кВ протяженностью 200 км выявлено нехарактерное изменение коэффициента несинусоидальности напряжения. При анализе результатов измерений и режима работы линии установлено, что в связи с резким уменьшением нагрузок линия практически работает в режиме холостого хода, и за счет собственной генерации линией реактивной энергии емкостного характера отклонения напряжения (особенно в конце линии) превышают допустимые значения, в результате чего магнитопроводы трансформаторов уходят в режим насыщения. Была выполнена замена батареи конденсаторов на головной подстанции на управляемый реактор, что привело к стабилизации отклонений напряжения и резкому уменьшению потерь в линии.

Мониторинг ВЛ 10 кВ протяженностью 10 км с трансформатором 400 кВА 10/0,4 кВ позволил в зимнее время при наличии отложений на проводах и изоляторах толщиной 10–15 см практически мгновенно выявить место пробоя изоляции от провода на траверсу опоры, что резко сократило время и трудоемкость устранения аварии.

Гололедные аварии на воздушных линиях являются одними из самых тяжелых и трудноустранимых из-за зимнего бездорожья, мерзлого грунта и разбросанности по линии одновременно пораженных участков, они приносят большой экономический ущерб. Раннее обнаружение гололеда на проводах электролиний и своевременное его устранение являются насущными задачами энергоснабжающих организаций.

Функции выявления места и времени начала гололедообразования на ВЛ вызывают большой интерес пользователей системы мониторинга.

Предлагаемый к внедрению способ мониторинга участка электрической сети обеспечивает сигнал о начале процесса гололедообразования или измороси на проводах ВЛ с определением места очага гололедообразования.

В предлагаемой ООО «ЭИЛ» системе мониторинга моментом начала гололедообразования считается момент, когда одновременно:

• температура окружающей среды находится в диапазоне от 0°С до –4°С;
• ветер находится в диапазоне 0–15 м/сек;
• точка росы находится в диапазоне от 0°С до –5°С;
• уровень осадков — больше нуля;
• измеренные полные, активные и реактивные сопротивления, в том числе для первой и последующих гармоник, контролируемого участка электрической сети отличаются от расчетных значений для измеренной температуры окружающей среды.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТА НАЧАЛА ГОЛОЛЕДООБРАЗОВАНИЯ

Поскольку в предлагаемой ООО «ЭИЛ» системе мониторинга математические модели участка описываются не распределенными параметрами, а консолидированными, то предполагается, что в результате измерений и расчетов будут получены географические координаты точки на ВЛ, являющиеся центром очага гололедообразования.

Математическая модель участка электрической сети, используемая для определения места начала гололедообразования, приведена в [6, 7].

Поскольку практически все приборы для определения места короткого замыкания на ВЛ используют нулевую последовательность одиннадцатой гармоники, в рассматриваемой системе также используется одиннадцатая гармоника.

Длину от начала линии до центра начала обледенения можно вычислить по выражению:

где L_л — длина линии;

где U_н — напряжение 11 гармоники в начале линии; U_к — напряжение 11 гармоники в конце линии; R_л — ранее измеренное активное сопротивление линии, приведенное по температуре к фактической измеренной температуре; I_к — ток 11 гармоники в конце линии; I_н — ток 11 гармоники в начале линии.

Внедрение предлагаемой ООО «ЭИЛ» системы мониторинга участков электрической сети практически сводится к замене уже существующих счетчиков на счетчики, измеряющие в полном объеме показатели качества электроэнергии, и установке дополнительных счетчиков в начале или конце участка электрической сети с организацией передачи данных в центр обработки информации.

Требование к замене счетчиков выявлено по результатам анализа всего парка интеллектуальных счетчиков, применяемых в России. Как оказалось, единственным интеллектуальным счетчиком в настоящий момент, полностью удовлетворяющим требованиям к измерениям показателей качества электроэнергии, является Ресурс Е4.

Этапы внедрения системы мониторинга:

1. Определение контролируемого участка электрической сети.
2. Получение сведений о технических характеристиках данного участка сети и сведений о местах установки счетчиков. Разработка проектной документации, поставка, монтаж оборудования, организация передачи и обработки информации.
3. Согласование объема и видов контроля влияющих факторов.
4. Выбор средств измерения влияющих факторов, разработка проектной документации, поставка, монтаж оборудования, организация передачи и обработки информации.
5. Запуск системы мониторинга.

Предлагаемая ООО «ЭИЛ» система мониторинга воздушных электросетей позволяет решать следующие задачи:

• непрерывный контроль и регистрация технического состояния сети;
• непрерывный контроль и регистрация потока электроэнергии;
• обнаружение и регистрация дефектов изоляции, мест повреждения;
• регистрация предаварийной и послеаварийной истории событий;
• локализация и регистрация мест токов утечки и мест короткого замыкания;
• контроль несинусоидальности и резонансных явлений в сети;
• выявление и регистрация начала обледенения и гололедообразования в сети с выявлением мест;
• контроль и регистрация погодных условий вдоль линий электропередачи.

Система мониторинга действующих кабельных электросетей позволяет решать следующие задачи:

• непрерывный неразрушающий контроль и регистрация технического состояния действующей кабельной сети;
• непрерывный контроль и регистрация потока электроэнергии;
• определение и регистрация мест повреждений;
• выявление и регистрация мест аномалий в действующей кабельной сети;
• обнаружение и регистрация дефектов изоляции, мест повреждения;
• регистрация предаварийной и послеаварийной истории событий;
• локализация и регистрация мест токов утечки и мест короткого замыкания;
• контроль несинусоидальности и резонансных явлений в сети.

Система мониторинга действующих трансформаторов позволять решать следующие задачи:

• непрерывный контроль и регистрация потока электроэнергии;
• определение и регистрация мест повреждений;
• контроль состояния изоляции;
• контроль состояния и режима работы магнитопровода;
• контроль состояния и режима работы обмоток.

В дополнение к мониторингу потокораспределения энергии и технического состояния воздушных и кабельных линий и трансформаторов предлагаемая ООО «ЭИЛ» система обеспечивает контроль работы средств учета электроэнергии, измерение фактических потерь электроэнергии, выявление причин увеличения потерь электроэнергии на контролируемом участке сети, контроль показателей качества электроэнергии.

Выполненные расчеты показали, что при допустимом сроке окупаемости (5 лет) предлагаемая система мониторинга экономически эффективна для:

• трансформаторов напряжением 35 кВ и выше мощностью 10 МВА и выше;
• ВЛ напряжением 35 кВ и выше;
• КЛ 6–10 кВ протяженностью более 5 км.

ЛИТЕРАТУРА

1. СТО 56947007-29.200.10.011-2008. Системы мониторинга силовых трансформаторов и автотрансформаторов. Общие технические требования. Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС». URL: https://docs.cntd.ru/document/1200088719.
2. Самарин А., Масалов В. Современные технологии мониторинга воздушных электросетей ЛЭП // Control Engineering Россия, 2013, № 3(45). С. 88–94.
3. Кучеренко Д.Е. Методы и средства контроля состояния кабельных линий // Wschodnioeuropejskie Czasopismo Naukowe (East European Scientific Journal). Nauki inżynieryjne i techniczne, 2016, № 8. С. 74–78.
4. Андреев К.А. Проблемы устройств мониторинга и диагностики трансформаторов под нагрузкой // Известия ТулГУ. Технические науки, 2012, вып. 1. С. 380–388.
5. Старцев А.П. Способ мониторинга состояния участка электрической сети. Патент RU 2 774 209 C12 G06F 17/15. Опубликовано: 16.06.2022. Бюл. № 17. URL: https://patents.google.com/patent/RU2774209C1/ru.
6. СТО 56947007-29.240.55.224-2016. Методические указания по определению мест повреждений ВЛ напряжением 110 кВ и выше. Стандарт организации ПАО «ФСК ЕЭС». URL: https://www.fsk-ees.ru/upload/docs/STO_56947007-29.240.55.224-2016_new1.pdf.
7. Большанин Г.А., Большанина Л.Ю., Марьясова Е.Г. Особенности распространения электрической энергии по трехпроводной линии электропередачи // Системы. Методы. Технологии, 2011, № 3(11). С. 82–89.