Приборы мониторинга силовых трансформаторов

На сегодняшний день наиболее эффективным средством повышения надежности работы трансформаторного оборудования является внедрение методов и средств оперативной диагностики [1], [2], [3], [4].
Мониторинг параметров трансформаторного оборудования в реальном масштабе времени позволяет получить ряд возможностей:
- сменить технологию обслуживания (не периодически, а по данным измерения контролируемых параметров)
- управлять системой охлаждения;
- контролировать нагрузку и, как следствие, управлять ресурсом;
- оценивать предаварийные и аварийные состояния с выдачей команд и т.д.

Задачей, которую ставят перед собой разработчики приборов мониторинга является создание совместно с разработчиками трансформаторного оборудования комплекта приборов контроля и управления не отягощенного избыточными функциями, в том числе сервисными и, как следствие, с оптимальными функциональными и стоимостными характеристиками.

При создании блоков и приборов температурного мониторинга сухих трансформаторов основной задачей была реализация устройств, которые могли бы обеспечить первичную обработку снимаемой информации о температуре в непосредственной близости от места ее съема (от датчика) [5]. Такой подход (размещение прибора на кожухе трансформатора), как правило, дает возможность обеспечить надежность и достоверность обработки информации, исключить влияние помех (т.к. передача выходной информации осуществляется релейными командами и по помехозащищенным кодовым линиям связи).
Однако, размещение прибора на кожухе трансформатора накладывает дополнительные требования к конструкции и схемотехнике приборов, которые должны обеспечить работоспособность в тяжелых климатических условиях (особенно для трансформаторов, устанавливаемых на открытых площадках). Это и пылевлагозащищенный корпус, встроенный подогрев, сальниковые вводы, специальная элементная база с расширенным температурным диапазоном. Работоспособность при повышенной температуре окружающей среды, обусловленной рабочим нагревом трансформатора, обеспечивается накладным размещением прибора на кожухе трансформатора.
Требованиям размещения на кожухе трансформатора отвечают разработанные нами блоки БКТ-2, БКТ-3. С 2000 года их изготовлено и поставлено в составе трансформаторного оборудования более 3500 шт. Блоки БКТ-2, БКТ-3 успешно функционируют в различных климатических зонах России, ближнего и дальнего зарубежья.
Для трансформаторов средней и малой мощности, которые устанавливаются внутри производственных помещений с более «мягкими» климатическими условиями, нами разработан, прошел испытания и включен в «Госреестр средств измерений РФ» прибор температурного мониторинга сухих трансформаторов МТСТ34.
При создании комплекта приборов мониторинга масляных трансформаторов исходили из оптимальности контролируемых параметров.
Хотелось исключить неоправданную избыточность, сделать приборы недорогими и доступными. Продолжая сотрудничество со специалистами корпорации «Энергомаш (Екатеринбург)- Уралэлектротяжмаш» был создан прибор ТМ-1 который позволяет:
    контролировать температуру верхних слоев масла трансформатора;
    определять максимальные и минимальные значения температуры за контролируемый период (день, неделю месяц и год);
    задавать систему охлаждения (Д, ДЦ, Ц или М);
    сигнализировать о возникновении нештатных ситуаций при превышении уставок по температуре;
    энергонезависимое хранение всех контролируемых параметров;
    выдавать всю перечисленную информацию по интерфейсу в систему АСУ ТП;
Вся полученная информация доступна оператору с панели прибора.
Функции прибора ТМ-1 были расширены в приборе ТМТ-1 с целью решения задачи более точного контроля температурных режимов влияющих на срок службы трансформатора. При этом контролируя ток нагрузки и температуру масла по известной схеме теплового моделирования определяется температура наиболее нагретой точки (ННТ) обмотки. Знание температуры ННТ позволяет рассчитывать остаточный ресурс трансформатора, что и было внедрено в приборе ТМТ-1.
Продолжительный повышенный нагрев конструкций опасен для соприкасающейся с ней изоляции. Величина температуры ННТ является основным критерием допустимости перегрузки трансформатора. Постоянная времени нагрева обмотки составляет несколько минут, в отличии от температуры масла (постоянная времени нагрева масла исчисляется часами)
По рекомендациям МЭК 354 [6] температура ННТ ограничивается значением 140 °С.. Это соответствует началу ускоренного старения изоляции при повышенной температуре
Непосредственное измерение температуры ННТ затратно и обычно применяется вычисление температуры ННТ по стандартизованной методике.[5]. Методика основана на законе термохимического износа Аррениуса и на упрощенном соотношении Монтсингера [7].
Следует отметить, что в интервале температур от 98С до 140С скорость износа изоляции удваивается при каждом увеличении температуры на 6С. Поэтому с помощью ТМТ-1 по температуре ННТ выполняются управление системой охлаждения , а так же предупредительная и аварийная сигнализация трансформаторов.
Вся информация о ресурсе и коэффициентах нагрузки трансформатора энергонезависимо хранится и по интерфейсу доступна системе АСУ ТП и оператору с панели прибора.
На сегодняшний день в эксплуатации находятся около 1000 приборов
ТМ-1 и около 100 приборов ТМТ-1. Партия из 38 трансформаторов с приборами ТМТ-1 в тропическом исполнении поставлена на Кубу.
В 2009 г. завершены автономные испытания, а в апреле 2010 г. – первый этап испытаний в составе объекта (трансформатора) нового прибора ТМТ-2.
В отличие от ТМТ-1 в нем дополнительно реализованы следующие функции:
- контроль заливки масла;
- контроль уровня масла;
- контроль утечки масла.
На устройство контроля уровня масла и утечки получено положительное решение 2008104262/09, дата приоритета 04.02.2008г (патент № 2393567).
Уровень масла в расширителе зависит от температуры масла в баке трансформатора. В процессе работы трансформатора часть нагретого масла перемещается в расширитель, а при охлаждении трансформатора масло из расширителя возвращается в бак. В схему контроля уровня масла прибора ТМТ-2 входят датчик температуры масла в баке трансформатора и датчик давления столба масла в расширителе. Прибор измеряет относительные значения уровня масла в расширителе и может заменить стрелочные маслоуказатели.




Рисунок 1

Так же в приборе ТМТ-2 предусмотрен контроль за уровнем заливки масла в соответствии с климатическим исполнением трансформатора.
При контроле сравнивается реальный уровень масла в расширителе с заданным расчетным значением. Звуковой сигнал (сирена) предупредит оператора (заранее, при 95% уровня заливки) об окончании процесса заливки.
В процессе эксплуатации уровень масла контролируется не только на превышение или понижение предельных уровней масла в расширителях трансформатора и отсека РПН, но и ведется контроль утечки масла.
При отклонении на 10% от расчетного значения формируется предупредительный сигнал «УТЕЧКА МАСЛА». Таким образом, дежурный персонал заранее оповещается. Таких функций нет в приборах аналогичного класса.
    В комплекте с приборами температурного мониторинга могут быть использованы приборы для автоматического управления приводами РПН (РКТ.01, РКТ.02) и индикации положения привода РПН (ДИП-1, ДИП-2). Кроме функции управления эти приборы осуществляют контроль исправности привода РПН, сигнализации о его неисправности, учет ресурса работы привода с индикацией фактического положения анцапфы РПН.
    Таким образом, в настоящее время выпускается широкая гамма приборов, позволяющих отслеживать многие параметры трансформатора. Широкое внедрение систем непрерывного мониторинга позволит уменьшить потенциальную угрозу роста аварийности и оптимизировать эксплуатационные расходы. С техническими характеристиками приборов можно ознакомиться на сайте www.mironomika.ru.

Буслаев Александр Феликсович, технический руководитель НПЦ «Мирономика»
Козлова Галина Алексеевна, ведущий специалист НПЦ «Мирономика»
Крамаренко Владимир Николаевич, директор НПЦ «Мирономика»
Шлентов Владимир Степанович, ведущий специалист руководитель группы ЗАО «Энергомаш (Екатеринбург) - Уралэлектротяжмаш»



Список литературы
1. Системы непрерывного контроля состояния крупных силовых трансформаторов. Алексеев Б.А. htt://www.transform.ru/articles/html/06exploitation/a000042article.
2. Непрерывный контроль состояния трансформаторов. Электрооборудование электрических станций, подстанций и сетей. ОИР № 2, 2002г. Новости электроэнергетики мира.
3. Технологические принципы мониторинга силовых трансформаторов. Савельев В.А., Львов С.Ю., Львов Ю.Н. УДК 621.311.22.658.5.011.56.681.3..
4. Результаты внедрения системы непрерывного контроля силовых автотрансформаторов на подстанции «Ленинградская». Рассальский А.Н., к.т.н. проф., Конограй С.П., асп.,ГукА.А., Сахно А.А., Спица А.Г., асп Запорожский национальный технический университет. УДК.621.3.048.1 Вестник КДПУимени Михаила Остроградского. Выпуск 3/2009г.
5. Электротехнический рынок №6 (24) ноябрь-декабрь 2008г.
6. Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки. ГОСТ 14209-97 ( МЭК 354)
7. Нагрев и охлаждение трансформаторов З.Л. Киш. Москва «Энергия» 1980г.