Автор: Вдовико В.П.
Источник: Газета «Энергетика и промышленность России»
Приказом № 140 от 18 апреля этого года в ОАО «ФСК ЕЭС» был утвержден стандарт «Системы мониторинга силовых трансформаторов и автотрансформаторов. Общие технические требования». Его назначение – совершенствование нормативно – технической базы электросетевого комплекса в области проектирования подстанций, а также ускорение внедрения систем мониторинга маслонаполненного электрооборудования.
Приказом установлено применение стандарта в производственной деятельности ФСК при выполнении работ на объектах электросетевого хозяйства, а также при аттестации оборудования. Департаменту систем передачи и преобразования электроэнергии в течение 2008 – 2009 годов предписано организовать сбор и анализ отзывов филиалов и ДЗО, использующих стандарт в своей работе, по качеству и полноте его требований.
Стандарт разработан ФГУП «Всероссийский электротехнический институт имени В. И. Ленина», департаментом систем передачи и преобразования электроэнергии и департаментом развития информационно-технологических систем и систем связи ФСК ЕЭС.
Основное достоинство этого стандарта – в том, что он делает попытку (вторую) в отечественной энергетике поставить на организационную основу создание и ввод в эксплуатацию систем диагностики одного из важнейших видов оборудования и на базе этого опыта создавать аналогичные стандарты для других видов оборудования.
Первая в нашей стране попытка создания системы мониторинга силовых трансформаторов в конце 1960-х – начале 1970-х годов не осуществилась из-за отсутствия некоторых важных элементов системы мониторинга, например датчиков измерения содержания газа в масле, устройств измерения частичных разрядов, устройств измерения диэлектрических потерь. Даже ограниченная по числу диагностируемых параметров система не могла выполнять функции анализа технического состояния контролируемого оборудования из-за отсутствия апробированных моделей и развитого верхнего уровня системы. Выполнение этой работы показало необходимость детальной проработки алгоритмов всех моделей и всех составных частей системы мониторинга. В этом заключалось достоинство первого шага в создании такой системы.
Выпуск стандарта предприятия как корпоративного нормативно – технического документа является прерогативой соответствующей организации, и нет смысла делать какие-либо замечания по нему. А вот сделать выводы для нас, энергетиков – эксплуатационников генерирующих предприятий и предприятий распределительных сетей, полезно для понимания технической сути требований к средствам диагностики оборудования, ссылаясь на стандарт, претендующий на нормативно – технический документ ведущей электросетевой организации.
В создании системы диагностики, куда входит подсистема мониторинга диагностических и информационных параметров, возможны две крайности – упрощение и чрезмерное усложнение системы. Упрощение приводит к получению ненадежной оценки технического состояния и невозможности определить остаточный ресурс, усложнение – к получению избыточной информации и неиспользуемых заключений о состоянии отдельных частей оборудования.
В зависимости от типа оборудования и уровня системы диагностики число диагностических параметров может быть различным. Так, для диагностики группы однофазных силовых трансформаторов мощностью 120 и более МВА и напряжением 220 и более кВ количество параметров может составлять 35, для трансформаторов напряжения и тока – 7, для масляных, воздушных и элегазовых выключателей – 10 и т. д.
В общем виде состав диагностической системы должен быть следующим. Во – первых, информационная подсистема технического состояния оборудования, содержащая данные об объекте, свод правовых документов, касающихся критериев предельного состояния оборудования, справочные материалы и результаты текущей диагностики, в том числе в форме, удобной для визуализации текущего контроля и ретроспективы.
Во – вторых, технические средства контроля диагностических параметров в режиме мониторинга (подсистема мониторинга). Технические средства мониторинга представляют собой комплекс датчиков, блоков преобразования сигналов и каналов связи. Этот комплекс обладает интеллектуальным уровнем, достаточным для преобразования (нормализации) сигналов датчиков, хранения и передачи результатов регистрации, обмена служебными сигналами с сервером локальной сети АСУТП или верхним уровнем локальной системы диагностики. Подсистема мониторинга производит самодиагностику технических средств и передает всю информацию о результатах самодиагностики в верхний уровень.
Подсистема мониторинга не может существовать сама по себе: она является неотъемлемой частью системы диагностики.
Далее, необходима подсистема анализа диагностических параметров контролируемого оборудования и моделей технического состояния основных частей оборудования (у трансформаторов, например, электрической изоляции обмоток и вводов, магнитопровода, РПН, охлаждающих устройств) и единицы оборудования в целом, вида, степени опасности и места нахождения дефекта и формирования заключения о техническом состоянии оборудования на основе использования критериев предельного состояния оборудования, а также определения остаточного ресурса контролируемого оборудования.
Следующие этапы: подсистема оценки экономической эффективности реабилитационных работ на контролируемом оборудовании; и специализированные предприятия или подразделения технического сопровождения системы диагностики.
В зависимости от типа контролируемого оборудования и от его значения в энергосистеме того или иного региона может быть применена соответствующая по своим функциональным возможностям система диагностики. Исходя из этого можно для конкретных случаев представить структурную схему системы диагностики и состав ее подсистем и произвести технико – экономическое обоснование введения такой системы.
К. т. н. Василий ВДОВИКО