Какой параметр позволит диагностировать состояния высоковольтного ввода

Высоковольтная диагностика

Высоковольтное оборудование требует особого отношения при эксплуатации, так как оно обычно обеспечивает энергией масштабные низковольтные сети, дорогостоящее промышленное оборудование, объекты критической инфраструктуры. Кроме того, оно работает с высокими уровнями энергии, и неправильная эксплуатация может повлечь серьезные разрушения. Поэтому диагностика является обязательной для обеспечения надежной и безопасной работы высоковольтных электроустановок.

Напряженная работа

В соответствии со стандартом Международной электротехнической комиссии, высоковольтной считается техника с рабочим напряжением 1000 В. Максимальные напряжения, используемые в энергетике, могут превышать 750 кВ. Такое высокое напряжение имеет ряд особенностей при эксплуатации. Прежде всего, оно требует лучшей изоляции, так как легко проникает даже через «идеальные» изоляционные материалы, такие как воздух, вакуум, газ, нефть, сшитый полиэтилен, кабели с освинцованной оболочкой и бумажной изоляцией (PILC), фарфор и т. д. Даже если проектировщики высоковольтной энергосистемы предусмотрели избыточную изоляцию, она будет неизбежно стареть, из-за чего увеличивается вероятность короткого замыкания. Такие происшествия опасны для людей и оборудования, масштабы разрушений могут быть значительными.

Не диагностированный вовремя частичный разряд может превратить элементы электрооборудования в смертельно опасную ловушку. На фото слева вовремя обнаруженное повреждение изоляции кабеля, случай в практике компании Nelson Electricity

Обязательной является и диагностика в процессе ввода в эксплуатацию нового высоковольтного оборудования. Часто оборудование, которое прошло испытания во время приемки, вскоре после начала работы в штатном режиме может выйти из строя, поскольку стандартные приемочные тесты не могут дать надежного прогноза по работе оборудования. Человеческий фактор, сопряженное оборудование, условия окружающей среды и т. д. могут привести к нарушению параметров работы, поэтому необходима регулярная диагностика.

Изоляция — главная проблема

Для высоковольтного оборудования особенно опасны частичные разряды, которые присутствуют практически в любом оборудовании с напряжением выше 3 кВ и связаны с локальными утечками тока через изоляцию. Даже если проектировщики заложили в конструкцию оборудования избыточные параметры защиты, со временем изоляция теряет свои качества. К тому же следует учитывать вероятность повреждения, места прерывания изоляции, человеческие ошибки и т. д. В итоге происходит пробой изоляции, который может привести к серьезным происшествиям с большими убытками.

Примеры незначительных разрушений после высоковольтного пробоя изоляции

Диагностика изоляции высоковольтного оборудования требует особых мер к безопасности сотрудников. Желательно, чтобы процедура диагностики занимала минимум времени или выполнялась дистанционно. Такой концепции в своей продукции придерживается британская компания High Voltage Partial Discharge Ltd. (HVPD) — один из лидеров в области разработки диагностического оборудования для мониторинга частичных разрядов в энергосистемах с напряжением 3,3-750 кВ.

Разработки HVPD — пример современных решений для мониторинга частичных разрядов в режиме реального времени. В частности, линейка устройств для испытания силовых кабелей, измерения и диагностики частичных разрядов.

Системы от HVPD используют передовую технологию Kronos. Это сервер мониторинга, который непрерывно следит за частичными разрядами и состоянием изоляции в энергосистемах с напряжением от 3,3 кВ и выше. Монитор HVPD Kronos использует мультиплексор (устройство высокоскоростной передачи данных Ethernet) для дистанционного мониторинга: операторы следят за показаниями удаленно, могут своевременно обнаружить проблему и не допустить аварии и простоя оборудования. В Kronos реализованы технологии, которые снижают трудозатраты и повышают надежность высоковольтной диагностики, например оповещения через SMS или e-mail, удаленный доступ, визуализация и анализ данных и др. Система предупреждает о повреждении высоковольтной изоляции прежде, чем оно приведет к поломке и незапланированным простоям дорогостоящего оборудования. Одновременно благодаря аналитике снижается вероятность ложных тревог.

Весной 2016 г. HVPD представила прибор PDS Insight — первый в мире ручной сканер для регистрации частичных разрядов на кабелях, распределительных устройствах, трансформаторах, генераторах, электродвигателях и другом оборудовании. Преимущество ручного сканера в том, что в некоторых случаях он может заменить громоздкое стационарное оборудование и позволяет провести диагностику без остановки оборудования.

PDS Insight максимально ускоряет процедуру диагностики: на ключевые точки энергосистемы можно прикрепить наклейки со штрих-кодами. Встроенный в PDS Insight сканер штрих-кодов автоматически распознает ID оборудования, снимает показания и отправляет через Bluetooth на планшет с программным обеспечением OLPD Manager. На планшете можно сохранить статистику, подготовить отчет и отправить его на сервер компании. Таким образом, ручной сканер дает возможность быстро проводить точные локальные измерения, включая диагностику старого оборудования.

Последнее особенно важно для предотвращения аварий, ведь сутки простоя оборудования, например, предприятия нефтегазовой промышленности, обходятся в среднем в $5,28 млн, по подсчетам ABB. Также диагностика может сэкономить средства за счет точной оценки, например, состояния изоляции кабеля. Примером может быть случай с компанией Dunedin Electricity, которой требовалось повысить нагрузку на старый (47 лет) высоковольтный кабель. Были сомнения насчет его способности выдержать высокое напряжение, но диагностика силового кабеля показала, что старая бумажно-свинцовая изоляция в порядке и может работать с возросшей нагрузкой. В итоге удалось отложить планируемые капитальные работы стоимостью $1,1 млн.

Трансформаторы, выключатели и другие сложности

По разным данным, в России во многих энергосистемах примерно половина трансформаторов имеют возраст 25-30 лет. Это обычная ситуация и для других стран, поскольку при правильной эксплуатации трансформаторы могут работать десятилетия. Однако ненадлежащее отношение к диагностике трансформаторов может привести к аварии даже на объектах критически важной инфраструктуры. Так произошло, например, 9 мая 2015 г. на американской АЭС Indian Point: взрыв трансформатора привел к сильному пожару и остановке всего энергоблока.

Проверка трансформаторов проводится с помощью электроизмерительных приборов, которые оценивают параметры тока. Также все шире используется тепловизионный мониторинг. С помощью тепловизора можно быстро и с безопасного расстояния обнаружить чрезмерный нагрев, который может быть признаком неисправности электрооборудования. Специально для промышленного применения ведущие производители измерительного оборудования, такие как Fluke, создали тепловизоры с разными возможностями и стоимостью.

Утечку тока в масле или изоляции, а также на высоковольтных вводах и масляных выключателях можно определить с помощью детектора частичных разрядов, а также испытаний максимальным напряжением. В то же время, комплексная диагностика высоковольтных трансформаторов является сложной задачей, требующей времени и громоздкого оборудования. В связи с этим применяются мобильные лаборатории, такие как лаборатория для испытания и диагностики трансформаторов Transfo.

Мобильная лаборатория для испытания трансформаторов

Положительные результаты высоковольтной диагностики

Результатами регулярной диагностики высоковольтного оборудования могут быть:

• значительное снижение эксплуатационных расходов;
• возможность определить остаточный ресурс электрооборудования и рассчитать необходимые капиталовложения;
• выявление некачественного электрооборудования и неправильного монтажа;
• выполнение ремонтных работ в зависимости от состояния оборудования, а не графика планового технического обслуживания;
• повышение надежности электроснабжения и сокращение времени простоя оборудования.

Если вам нужна профессиональная консультация по вопросам высоковольтной диагностики, просто отправьте нам сообщение!

Система мониторинга и диагностирования высоковольтного оборудования

Система мониторинга и диагностирования (СМиД) позволяет определять текущее состояние высоковольтного оборудования, благодаря чему можно заменять его по мере износа. Кроме того, система позволяет конт­ролировать параметры на производстве, принимать своевременные меры при возникновении предаварийных ситуаций и снизить затраты на техническое ­обслуживание оборудования.

ООО «НПК «ЛЕНПРОМАВТОМАТИКА», г. Санкт-Петербург
Общие сведения

Одной из серьезных проблем в электроэнергетике является износ (старение) силового электротехнического и энергетического оборудования. До недавнего времени в основе технического обслуживания и ремонта электрооборудования лежали стратегии аварийно-восстановительных (АВР) и планово-предупредительных ремонтов (ППР).

Основная идея ППР, состоящая в том, что остаточный ресурс механизма определяется только временем его эксплуатации, не находит подтверждения на практике и носит явно выраженный затратный характер. Планово-предупредительный ремонт производится в соответствии с заранее составленным графиком выполнения работ по профилактике оборудования. Достоинством этого подхода является простота планирования – в частности, легко рассчитать расход зап­частей и других принадлежностей. Однако основной недостаток ППР перевешивает все его достоинства, он заключается в ремонте фактически исправного оборудования, а также в принудительной замене деталей независимо от их остаточного ресурса (в сложном оборудовании разница ресурсов отдельных деталей может достигать 500 %). Все это приводит к неоправданному росту эксплуатационных затрат. К недостаткам ППР следует также отнести достаточно высокую вероятность отказов оборудования при вводе в работу после ремонта («приработочная» повышенная интенсивность отказов).

Вместе с тем у проблемы есть решение – ремонт по фактическому состоянию. И обслуживание, и ремонт можно проводить в оптимальные сроки, если по совокупности характеристик определять текущее состояние оборудования и его остаточный ресурс в рабочем состоянии (чтобы не останавливать производство). Определять текущее состояние призваны системы диагностики и мониторинга оборудования.

Описание системы

Система мониторинга и диагностирования (СМиД) предназначена для непрерывного измерения и регистрации основных парамет­ров, в том числе предаварийных и аварийных режимов высоковольт­ного преобразующего оборудования в процессе эксплуатации. Система мониторинга осуществляет контроль режимов работы, позволяет своевременно принимать необходимые меры в предаварийных ситуациях, анализировать и прогнозировать техническое состояние, а также планировать объемы и сроки технического обслуживания оборудования.

Подобную систему можно использовать на различном высоковольтном оборудовании: реакторах (управляемых и неуправляемых), трансформаторах, автотрансформаторах. Но в любом случае ее применение обосновано на высоковольтном оборудовании с напряжением не ниже 110 кВ.

Перечислим основные парамет­ры, контролируемые системой:
— влагосодержание масла;
— газосодержание масла;
— уровень частичных разрядов электромагнитной части;

— уровень частичных разрядов в высоковольтных вводах, tgδ, емкость основной изоляции, небаланс токов проводимости трехфазной системы вводов;

— напряжения и токи;
— параметры работы системы охлаждения;
— температура масла в различных точках;
— давление масла в маслонаполненных вводах.
Состав системы

Система состоит из одного АРМ (включающего диагностическое программное обеспечение) и одного или нескольких блоков мониторинга. Число блоков мониторинга зависит от количества контролируемого оборудования.

Рис. Состав системы мониторинга и диагностирования
Функции системы
СМиД выполняет следующие функции мониторинга:
— регистрацию информации о нормальных, предаварийных и аварийных событиях;
— контроль токов, напряжений по фазам;
— контроль уровня масла;
— контроль содержания газов, растворенных в масле;
— контроль влагосодержания мас­ла и твердой изоляции;

— непрерывную регистрацию час­тичных разрядов электромагнитной части, как во вводах, так и в баке трансформатора (реактора);

— контроль количества пусков и отработанного ресурса электро­двигателей вентиляторов системы охлаждения, формирование сообщений о необходимости ремонта вентиляторов.

При мониторинге накапливается архивная информация – собранные данные хранятся в течение всего срока эксплуатации оборудования. Чтобы объем хранящейся информации при этом бесконтрольно не возрастал, применяется адаптивный алгоритм: в зависимости от режима, при котором работает оборудование, значения параметров могут сохраняться реже или чаще.

Рис. Функции, осуществляемые системой мониторинга и диагностирования
на промышленном объекте

Результаты мониторинга дополняются вводимыми вручную показателями лабораторных анализов, так обеспечивается диагностика следующих состояний:

— накопление статистики перенапряжений по ГОСТ1516.3-96, Ц-01-95 (Э) «Электросетевые правила»;
— контроль систематических и аварийных токовых перегрузок согласно ГОСТ14209-97;

— контроль температуры наиболее нагретой точки обмотки, расчет скорости температурного износа изоляции и прогнозирование даты выработки ресурса (согласно ГОСТ14209-97);

— автоматизированное распознавание развивающихся отказов по содержанию газов, растворенных в масле (согласно РД153-340-46.302-00);

— автоматизированное распознавание развивающихся отказов по влагосодержанию масла и твердой изоляции (согласно РД34.45-51.300-97);

— контроль исправности системы охлаждения (согласно ГОСТ14209-97, РД34.45-51.300-97);
— контроль состояния изоляции высоковольтных вводов (согласно РД34.45-51.300-97).

Результаты работы диагностической системы отображаются в виде графиков, диаграмм и сообщений оператору. Также по результатам диагностирования автоматически формируются фрагменты плана ТОиР с рекомендациями по выполнению определенных работ. Система обеспечивает следующие сервис­ные функции:

— формирование экспертных оценок и прогнозов технического состояния оборудования в режиме реального времени;

— автоматизированное составление планов обслуживания и ремонта оборудования по результатам диагностирования;

— удаленный контроль оперативных данных через web-сервер;
— визуализацию на АРМ параметров, характеризующих состояние контролируемого объекта.
Эффект от внедрения системы

Технико-экономический эффект от применения СМиД достигается, прежде всего, благодаря переходу от периодического контроля оборудования с помощью переносных приборов к непрерывному автоматизированному контролю и диагностированию. Благодаря этому повышается актуальность данных, применяемых для диагностирования состояния, и улучшается достоверность полученных диагностических результатов. В итоге предотвращаются внезапные отказы оборудования и снижаются расходы на ремонт.

Особенности организации защиты и мониторинга трансформаторных вводов с RIP изоляцией

Участившиеся в последнее время случаи аварий трансформаторного оборудования, оснащенного вводами с твердой RIP изоляцией, заставляют снова возвращаться к вопросу организации защиты и диагностического мониторинга. Причем, это необходимо делать не только с учетом общих методических проблем мониторинга высоковольтных вводов вообще, а с детализацией особенностей защиты вводов с твердой RIP изоляцией.

Конструкция высоковольтных трансформаторных вводов

Начнем с краткого описания конструкции высоковольтных трансформаторных вводов, показанной на рисунке «a». Основным элементом высоковольтного ввода является токопроводящая труба «1», при помощи которой обмотка трансформатора подключается к внешней линии. На проводящую трубу, через изоляционные промежутки в 2 – 5 мм, намотаны слои фольги «2».

В маслонаполненных вводах изоляционные промежутки создаются слоями бумаги, находящимися в среде масла. В современных вводах между слоями фольги, называемых обкладками, расположены слои RIP изоляции (Resin Impregnate Paper), которая состоит слоев специализированной бумаги, пропитанной специальными компаундами.

Конструктивно ввод напоминает концентрический коаксиальный конденсатор, в котором высокий потенциал, от токопроводящего стержня до крышки бака трансформатора, равномерно распределен между обкладками. Последней, внешней обкладкой такого конденсатора, является металлическое конструкционное кольцо «3» ввода, при помощи которого сам ввод монтируется в отверстии бака трансформатора «4».

По мере удаления от проводящего стержня ширина (высота) проводящих обкладок уменьшается. Это сделано для того, чтобы высокий потенциал рабочего напряжения обмотки трансформатора распределялся по максимально длинному пути. Этот поверхностный путь начинается от верхнего и нижнего концов токопроводящего стержня, и до крышки бака трансформатора, конструктивное кольца «3». Кроме того необходимо, чтобы емкость отдельных элементарных конденсаторов была одинаковой, что важно для равномерного распределения напряжения в радиальном направлении.

С точки зрения электрической схемы замещения трансформаторный ввод представляет собой цепь из последовательно включенных конденсаторов, образованных проводящими обкладками ввода. Верхний конец этой последовательной цепи конденсаторов подключен к высокому потенциалу — проводящему стержню, а нижний конец соединен с корпусом бака трансформатора. От последней обкладки, перед корпусом трансформатора, сделан специальный вывод, который на рисунке обозначен цифрой «5». В литературе этот вывод называется «Test Tap», т. е. вывод, при помощи которого производятся измерения параметров изоляции ввода, согласно общепринятой терминологии «измерительные тесты». Во время работы ввода этот вывод должен быть всегда заземлен. В отечественной литературе его просто называют «измерительный вывод, иногда называя просто «ПИН», что не совсем правильно.

В некоторых конструкциях вводов предусматривается возможность отбора энергии для работы систем и защит трансформатора, например, для работы РПН. С этой целью используется специальный вывод от предпоследней обкладки ввода. Этот вывод в литературе называется «Potential Tap», к нему может быть подключено устройство для преобразования энергии тока проводимости ввода в одно из стандартных напряжений. Если отбор мощности от ввода не планируется, то и этот вывод в процессе работы трансформатора необходимо заземлять. Конструктивно вывод «potential tap» обычно отличается от вывода «test tap».

Схема замещения ввода

Полная схема замещения ввода с двумя выводами приведена на рисунке «b», она состоит из трех емкостей C1, C2 и C3. В подавляющем большинстве конструкций вводов отбор мощности не предусматривается, поэтому вывод «potential tap» в них отсутствует. В этом случае в схеме замещения ввода емкости C1 и C2 объединяются в одну. В результате в схеме замещения ввода остаются только две емкости, которые в литературе обозначаются как C1 и C2. В отечественной литературе емкость C2 достаточно часто обозначается как C3, что в некоторой мере соответствует логике, но не соответствует международным стандартам. Ниже мы везде будем пользоваться общепринятым термином C2.

Дефекты изоляции ввода

Рассмотрим наиболее характерные дефекты изоляции высоковольтных трансформаторных вводов, особенности зарождения и развития этих дефектов, а также причины, приводящие к аварийным ситуациям. При этом основное внимание уделим проблемам, которые возникают с емкостью C1, наиболее часто повреждающейся в маслонаполненных вводах, а тем более во вводах с RIP изоляцией.

Емкость C2 практически полностью зависит от состояния масла во вводе, так как весь изоляционный промежуток между последней обкладкой ввода и конструктивным кольцом «3» заполнен именно маслом. Это очень важный диагностический параметр состояния ввода, однако, нам не известны какие-либо успешные технические решения, позволяющие определять параметры C2 на работающем трансформаторе, поэтому данный вопрос мы не будем рассматривать.

Первым признаком ухудшения технического состояния ввода является изменение параметров изоляции, причем обычно не всего объема, а только одного из концентрических изоляционных слоев. Это происходит из-за возникновения какого-либо локального дефекта изоляции, так или иначе обусловленного технологией производства ввода, реже особенностями эксплуатации. Это может быть или вкрапление в изоляцию проводящей частички, газовый или жидкостный пузырек, или просто дефект, возникший по причине нарушения технологического процесса при изготовлении изоляции, как это показано на рисунке «a». Возможным дефектом изоляции ввода может явиться общее увлажнение ввода.

Возникновение любого из перечисленных дефектов всегда приводит к увеличению активных потерь в изоляции, т. е. к увеличению тангенса угла потерь изоляции. Необходимо хорошо понимать, что если речь идет о дефекте только одного слоя изоляции, то общий тангенс угла потерь всего ввода может измениться незначительно. При одинаковой степени развития дефекта тангенс угла потерь в изоляции измениться тем больше, чем больше будет зона дефекта, чем больше слоев он захватит.

Появление практически всех дефектов в изоляции ввода, за исключением случаев общего увлажнения масла и твердой изоляции, приводит к возникновению частичных разрядов, которые можно зарегистрировать на измерительном выводе ввода. При этом уровень частичных разрядов будет зависеть только от типа дефекта и степени его развития, а суммарная интенсивность разрядов будет определяться объемом зоны, в которой эти разряды возникают.

Третий диагностический признак наличия дефектов в изоляции вводов, который заключается в контроле изменения величины емкости C1, на данном этапе никак не работает, ток проводимости через ввод практически еще не изменился. В данном случае мы назвали этот диагностический параметр третьим. Хотя на самом деле он является основным, и наиболее важным, особенно в системах защиты трансформаторов от повреждения вводов, что покажем чуть ниже.

В результате мы можем сказать, что все основные дефекты, зарождающиеся в изоляции вводов, можно диагностировать по изменению величины тангенса угла потерь, и по наличию частичных разрядов. Наиболее информативным диагностическим параметром являются частичные разряды, их амплитуда всегда связана с типом и степенью развития дефекта. Вне зависимости от размеров зоны дефекта в изоляции, амплитуда импульсов частичных разрядов будет соответствовать интенсивности процессов разрушения изоляции.

С мониторингом тангенса угла потерь в изоляции вопрос стоит несколько иначе. Например, двукратное увеличение активных потерь в одном слое изоляции приведет к увеличению общих потерь во всей изоляции ввода всего лишь на единицы процентов. Очевидно, что это не позволит правильно оценить степень опасности при возникновении локальных дефектов. Наибольшая польза от мониторинга тангенса угла потерь будет при контроле степени увлажнения изоляции, хотя этот дефект будет виден и при контроле токов проводимости вводов.

Второй этап развития дефектов в изоляции вводов, показанный на рисунке «b», заключается в том, что дефект развивается настолько, что может трансформироваться не только по своей локализации, но и по своей физической природе. Классическим примером этого является случай, во многом свойственный только высоковольтным вводам, когда развившийся локальный дефект захватывает весь слой изоляции между двумя проводящими обкладками ввода. В этом случае происходит перекрытие всего изоляционного промежутка, т. е. замыкание двух обкладок емкости C1, со всеми вытекающими из этого последствиями, основными из которых являются два.

• Во-первых, исчезают все диагностические признаки дефекта, характерные для первой фазы его возникновения и развития (!). Повышенная величина тангенса угла потерь изоляции, свойственная первой фазе развития дефекта, уменьшается практически до нормального значения, исчезают все частичные разряды. Причина такого «улучшения состояния изоляции ввода» проста и понятна, дефектная зона изоляции, которая генерировала эти диагностические признаки, зашунтирована зоной пробоя, и к зоне дефектов «первой фазы развития» приложено нулевое напряжение. При проведении измерений параметров изоляции ввода на этой фазе развития дефекта, скорее всего, возникнет иллюзия улучшения состояния изоляции, что на самом деле не соответствует реальной картине.
• Во-вторых, изменение количества последовательно включенных в схему замещения ввода элементарных конденсаторов, на единицу, приведет к скачкообразному увеличению емкости C1, на величину, обратно пропорциональную общему количеству обкладок во вводе. В результате увеличения емкости ввода произойдет пропорциональное увеличение тока проводимости, протекающего через изоляцию ввода.

В результате на этом этапе развития дефектов в изоляции мы имеем только один информативный диагностический признак – увеличенный ток проводимости дефектного ввода, других «внешних» признаков ухудшения состояния изоляции нет.

Дальнейшее разрушение изоляции ввода будет происходить по сценарию «ухудшения состояния изоляции по спирали». К оставшимся обкладкам остова ввода прикладывается повышенное напряжение, так как общее количество последовательно включенных конденсаторов в схеме замещения ввода уменьшилось на единицу. Чаще всего это приводит к тому, что на одном из оставшихся изоляционных промежутков, из-за повышенного напряжения, появляется и начинает развиваться новый дефект, как показано на рисунке 2.c. Снова увеличивается тангенс угла потерь в изоляции, снова возникают частичные разряды, дефект развивается, расширяться в объеме. В конечном итоге все это снова завершается пробоем изоляционного промежутка, исчезновением первичных диагностических признаков, увеличением тока проводимости ввода, и т. д.

После пробоя очередного изоляционного промежутка напряжение на оставшихся обкладках возрастает еще больше, что рано или поздно приведет к лавинообразному разрушению всей изоляционной структуры ввода, и аварийному выходу трансформатора из эксплуатации. При этом изменение (увеличение) тангенса угла потерь изоляции и появление частичных разрядов будет происходить только периодически, без видимой связи с условиями эксплуатации ввода.

Наиболее достоверным признаком наличия опасных и развивающихся дефектов будет являться последовательное увеличение емкости ввода C1. Если же речь идет о диагностике развивающихся дефектов ввода при помощи систем защиты, или диагностического мониторинга, то основным диагностическим признаком разрушения ввода будет увеличение тока проводимости изоляции.

Диагностические признаки дефектов ввода

Повторим еще раз основные диагностические признаки, позволяющие выявлять дефекты состояния высоковольтных трансформаторных вводов:

• Тангенс угла диэлектрических потерь в изоляции — «tg d». Это наименее информативный параметр, позволяющий проводить диагностику, а тем более осуществлять защиту трансформатора от повреждения вводов. Причины этому две – слабое влияние потерь в локальной зоне дефекта на параметры всей изоляции ввода, и периодическое снижение параметра при шунтировании зоны дефекта пробоем изоляционного промежутка.
• Частичные разряды в изоляции. Сложность использования этого диагностического параметра заключается также в периодическом появлении и исчезновении разрядов в зоне дефекта, обусловленном пробоем дефектного изоляционного промежутка. Использование диагностических систем, работающих на основе регистрации и анализа частичных разрядов, также ограничивается низкой помехозащищенностью многих имеющихся на рынке измерительных приборов.
• Величина емкости ввода C1. Это наиболее информативный параметр, позволяющий наиболее эффективно организовать защиту трансформаторов от повреждения вводов. Только проводя сравнительные измерения токов проводимости вводов можно предотвратить аварии вводов, обычно имеющих тяжелые последствия. Величина тангенса угла потерь и частичные разряды этого не обеспечивают, так как могут иметь значения, соответствующие номинальным, даже в том случае, когда уже идет необратимое разрушение изоляции ввода.

Использование на практике современных вводов с твердой RIP изоляцией, выявило увеличение аварийности, особенно в случаях совместной эксплуатации с релейной системой КИВ-500, предназначенной для защиты вводов. Причем случаи аварийного выхода из строя наблюдались с вводами различных производителей.

Конструктивные параметры ввода

Рассмотрим конструктивные и эксплуатационные особенности работы вводов с RIP изоляцией, влияющие на конфигурацию технических средств защиты и мониторинга. Анализ особенностей эксплуатации вводов с RIP изоляцией начнем с рассмотрения схемы замещения высоковольтного ввода, к которому подключено защитное устройство КИВ-500, применение которого в российской энергетике для напряжения 500 кВ и выше является обязательным. При этом внимательно проанализируем влияние каждого параметра эквивалентной схемы замещения, показанной на рисунке.

Ввода с RIP изоляцией стали более компактными, и как следствие уменьшилось значение емкости С2, «включенной» между последней обкладкой в остове ввода, и «землей трансформатора» в виде опорного фланца ввода. У большинства вводов с RIP изоляцией наблюдается примерное равенство емкостей С1 и С2.

Уменьшение величины емкости С2 приводит к изменению коэффициента деления емкостного делителя ввода С1/С2 и как следствие – возможности возникновения большего перенапряжения на измерительном выводе (позиция 5 на первом рисунке «a»), особенно при коммутационных и грозовых воздействиях на линию, к которой подключен трансформатор. На измерительный вывод может быть приложено до половины внешнего импульсного напряжения U1, что недопустимо много.

Для справки, у вводов с изоляцией «бумага – масло» величина С2 может быть больше величины емкости С1 даже в десять раз. У таких вводов на измерительном выводе, даже при самых неблагоприятных условиях, максимально может быть «всего лишь» до 10% от приложенного импульсного напряжения U1, т. е., по сравнению с вводами с RIP изоляцией меньше в пять раз.

Соединительный кабель от ввода к шкафу ТПС

Согласно существующим нормам соединение измерительного вывода и прибора контроля должно выполняться изолированным одиночным проводом с сечением жилы не менее 6 мм2. Такой провод обладает необходимой надежностью, жесткостью, и невысоким электрическим сопротивлением, что, на первый взгляд вполне достаточно для практических условий эксплуатации систем КИВ-500.

Недостатком такого соединения является то, что одиночный провод обладает сравнительно высокой удельной индуктивностью (зависящей от условий его прокладки по трансформатору), что резко повышает его сопротивление Zk для высокочастотных грозовых и коммутационных импульсов. Величину и опасность такого увеличения сопротивления соединительного кабеля мы оценим ниже.

Защитный варистор (ограничитель перенапряжений)

Этот очень важный защитный элемент, ограничивающий импульсное напряжение до величины UТПС, раньше монтировали рядом с контролируемым вводом, но для снижения количества ложных срабатываний системы КИВ-500, особенно во влажную погоду, его сначала негласно, и иногда, а теперь уже практически всегда, монтируют в шкафу ТПС.

Схемотехнически это привело к тому, что от совместной защиты измерительного вывода ввода, и прибора КИВ-500, перешли к защите только прибора КИВ-500. Нормальной защите измерительного вывода ввода теперь мешает сопротивление соединительного кабеля Zk, включенного между измерительным выводом и варистором. Величина этого сопротивления особенно велика при импульсных высокочастотных перенапряжениях, которые наиболее опасны для изоляции ввода.

Устройство КИВ-500

На схеме оно показано в виде сопротивления Z_ТПС. Не будем повторять известные всем недостатки КИВ-500, все они связаны с тем, что реально это устройство не модернизировалось очень давно. Дополнительным недостатком, применительно к контролю вводов с RIP изоляцией, является то, что исходя из условий надежной работы прибора КИВ-500 в неполнофазном режиме, напряжение на входе в прибор в некоторых режимах может достигать 750 – 1000В. Это автоматически «поднимает» порог срабатывания защитного варистора USA иногда до 2 кВ, и снижает импульсную стойкость контролируемого ввода.

Оценка работоспособности схемы замещения при воздействии напряжения различной частоты.

Для сравнения используем следующие входные параметры:

• Частота приложенного напряжения – от 50 Гц до 50 МГц.
• Длина соединительного кабеля – 50 метров.
• Тип кабеля – стандартный проводник сечением 6 мм 2 , или высокочастотный кабель марки RG-213.

Оценочные результаты анализа напряжения U2 на измерительном выводе ввода с RIP изоляцией, в функции частоты приложенного напряжения

F, МГЦ	XC1 = XC2	ZK (6 мм 2 )	U2 (6 мм 2 )	ZK (RG-213)	U2 (RG-213)
0,00005	6000 кОм	1,5 Ом	~ 20 В	3,0 Ом	~ 20 В
0,5	600 Ом	0,3 кОм	~ 0,3 U1	0,6 Ом	~ USA
5,0	60 Ом	3,0 кОм	~ 0,5 U1	6 Ом	~ 0,1 U1
50,0	6 Ом	30 кОм	0,5 U1	60 Ом	~ 0,4 U1

Из таблицы хорошо видно, что при частоте приложенного напряжения 50 Гц схема ведет себя полностью предсказуемо, все параметры находятся в норме, защита измерительного вывода и прибора КИВ-500 не вызывает нареканий.

Иначе все выглядит на частоте 50 МГц, а такие импульсы возможны в энергосистеме, особенно из-за все более широко распространения элегазовых коммутационных устройств. Из-за резкого возрастания индуктивного сопротивления соединительного кабеля, и столь же сильного уменьшения внутреннего сопротивления емкостного делителя напряжения (ввода с RIP изоляцией), напряжение на измерительном выводе определяется только соотношением величин емкостей С1 и С2. Цепь защиты от перенапряжений с варистором, из-за возросшего сопротивления соединительного кабеля, уже больше не защищает ввод.

При использовании вместо соединительной одиночной жилы высокочастотного коаксиального кабеля марки RG-213 результаты получаются несколько лучшими из-за его меньшего индуктивного сопротивления, но они все равно неудовлетворительны при самых высоких частотах.

Основным выводом из вышесказанного можно считать заявление, что существующая схема подключения прибора КИВ-500, до сих пор надежно работавшая с маслонаполненными вводами, не обеспечивает надежной защиты высоковольтных вводов с RIP изоляцией. Особенно актуально это заключение в том случае, когда коммутации высоковольтных цепей трансформатора, на котором смонтированы контролируемые ввода, выполняются элегазовыми коммутационными устройствами, активно генерирующими при своей работе импульсы высокой частоты и амплитуды.

С учетом того, что при эксплуатации высоковольтных вводов всех типов, особенно на рабочее напряжение 500 кВ и выше, по имеющимся нормативным документам необходимо однозначно использовать устройство контроля изоляции марки КИВ-500, необходимо рассмотреть все имеющиеся возможности его технической модернизации, применительно к использованию с вводами с твердой изоляцией.

Во-первых, необходимо переходить от простых устройств присоединения, монтируемых на измерительных выводах вводов, к полноценным датчикам, оснащенных встроенной дублированной защитой от импульсных высокочастотных перенапряжений. Такие датчики должны также иметь внутри себя защиту от обрыва сигнального кабеля. Датчики должны надежно и герметизировано устанавливаться на измерительном выводе, что достаточно сложно обеспечить, учитывая наличие у каждого производителя вводов уникальной конструкции измерительного вывода.

В настоящее время наиболее полно таким требованиям отвечают датчики токов проводимости вводов, имеющие торговую марку «DB-2», производимые фирмой «DIMRUS». Наличие в производственной номенклатуре указанной фирмы более 30 модификаций датчиков DB-2 позволяет оперативно монтировать их на вводах любого типа и рабочего напряжения.

Во-вторых, желательно от использования одиночной изолированной жилы 6 мм 2 , монтируемой между вводом и прибором КИВ-500, переходить к применению коаксиального кабеля с необходимыми параметрами, например к кабелю марки RG-213. Это также позволит снизить вероятность выхода RIP вводов из строя. При этом необходимо стараться максимально уменьшить общую длину соединительного кабеля.

В-третьих, желательно из алгоритма работы схемы КИВ-500 исключить реле РТ2, предназначенное для выявления неполнофазного режима работы трансформатора. При этом сигнал о наличии такого режима, блокирующий работу отключающей функции КИВ-500, можно «брать» из системы РЗА, где он также формируется в реле напряжения нулевой последовательности, включенного в цепи измерительного ТН. Это позволит снизить рабочее напряжение используемого защитного варистора в несколько раз, что также повысит устойчивость работы системы ограничения перенапряжений.

Для справки. Только отечественная система защиты вводов марки КИВ-500 требует наличия защитных варисторов на рабочее напряжение не менее чем на 1000В, во всех других системах, эксплуатируемых в мире, используются защитные устройства на напряжение не более 150В. Это сделано благодаря тому, что эти устройства не отслеживают наличие неполнофазного режима работы трансформатора, эта функция в них не заложена.

В-четвертых, необходимо провести корректировку уставок по току небаланса и по времени нахождения реле КИВ-500 в различных режимах. Практической информации по процессу выхода вводов с RIP изоляцией из работы пока немного, и это не позволяет оптимально скорректировать весь набор параметров работы КИВ-500. Ясно пока одно, что необходимо снижать аварийный порог срабатывания реле, и максимально уменьшать задержку на отключение трансформатора в этом режиме.

Кроме реле КИВ-500 в практике достаточно широко используются системы диагностического мониторинга, предназначенные для выявления дефектов изоляции вводов на ранних стадиях развития. Наибольшее применение имеют системы R1500 фирмы DIMRUS, и НКВВ производства фирмы АСУ-ВЭИ.

В технической литературе (и даже в нормативной!) встречается информация о том, что их можно применять в качестве защитных реле, предназначенных для защиты трансформаторов от повреждения вводов. Эта информация является некорректной. Системы R1500 и НКВВ хорошо работают в качестве средств диагностического мониторинга, но как защитные реле применяться не могут, особенно для вводов с RIP изоляцией.

Основной причиной является то, что время одного полного расчета и анализа токов проводимости трех вводов в них может занимать до нескольких минут. Для того, чтобы было принято решение об отключении трансформатора необходимо хотя бы дважды, а лучше трижды, провести измерение и расчет параметров вводов, чтобы избежать ложных срабатываний системы. Поскольку развитие опасных дефектов в RIP изоляции может происходить за время от несколько единиц или десятков секунд, эффективность работы R1500 и НКВВ в качестве защитного реле является практически нулевой.

Реле КИВ-500/110

Наиболее интересными являются современные модификации реле КИВ-500, работающие на современной элементной базе. Это позволяет, сохранив положительные аспекты работы КИВ-500, существенно сократить влияние отрицательных свойств релейной автоматики. Примером современной реализации прибора КИВ-500 является микропроцессорный прибор КИВ-500/110. Внешний вид этого прибора показан на рисунке 5.

По реализованным функциям защитное реле марки КИВ-500/110, с одной стороны, повторяет возможности прибора КИВ-500. С другой стороны, применение современного микропроцессора позволило в максимальной степени исключить недостатки КИВ-500. Это касается следующих параметров защитного реле:

• Применение высокочувствительных средств регистрации токов проводимости позволило создать универсальное устройство, которое максимально эффективно может работать как с вводами на рабочее напряжение 750 кВ, так и с вводами 110 кВ, и даже меньше, если они оснащены измерительными выводами.
• Встроенные технические средства и алгоритмы отстройки от помех значительно снизили вероятность ложных срабатываний защитного реле.
• При наличии нескольких устройств КИВ-500/110, объединенных в единую информационную среду, можно практически однозначно отстраиваться от влияния перекосов питающей сети.
• Наличие микропроцессора позволяет уже на стадии возникновения дефекта определять проблемный ввод, а в большинстве случаев даже указывать тип возникшего в изоляции дефекта.
• Стоимость системы КИВ-500/110 обычно оказывается меньше, чем стоимость релейного устройства КИВ-500.

Завершим рассмотрение эффективных приборов мониторинга и защиты вводов с RIP изоляцией краткой информацией о системах, решающих вопрос диагностики состояния вводов комплексно, с использованием нескольких методов диагностики.

Наиболее часто дополнительным методом, при помощи которого производится диагностика состояния изоляции вводов, является измерение и анализ частичных разрядов. У этого метода есть сторонники, и есть противники, доводы этих специалистов различаются, но не лишены практического смысла. Наибольший практический опыт в этом направлении имеет фирма DIMRUS, поэтому рассмотрим систему TIM-3.

Система TIM-3

Микропроцессорная система TIM-3 предназначена для реализации функций мониторинга и защиты трансформаторных вводов. Измерительный прибор включает в себя три взаимосвязанные подсистемы:

• Диагностического контроля параметров вводов по токам проводимости;
• Анализа состояния изоляции по параметрам частичных разрядов, диагностика типа и степени развития дефектов;
• Непрерывной защиты трансформатора от повреждения вводов.

Все эти три подсистемы работают взаимосвязано, повышая информативность диагностических заключений встроенной экспертной системы, выявляющей признаки дефектного состояния вводов, тип возникшего дефекта, прогнозирующей его скорость развития.

Объединить несколько методов диагностики в одном приборе удалось потому, что первичные датчики марки DB-2 являются комплексными, позволяющими одновременно измерять токи проводимости вводов и частичные разряды.

Какой параметр позволит диагностировать состояния высоковольтного ввода

Пресс-служба
Пресс-служба
Подписаться на новости

16 декабря 2020 года Диагностика высоковольтного вращающегося электрического оборудования на примере генератора. Система ПРАНА для генераторов

Данные мониторинга и диагностики являются основой определения технического состояния высоковольтного оборудования и формирования графиков ремонтов такого оборудования. Мировой опыт показывает, что с точки зрения экономики такой мониторинг целесообразно осуществлять с помощью удаленного онлайн-мониторинга объектов. При этом все узлы генератора могут контролироваться в онлайн-режиме. В настоящее время для каждого узла современного генератора создана соответствующая измерительная база, что позволяет оснастить генераторы датчиками и системами мониторинга и диагностики в любой (по объему контроля) вариации и комплектации.

АВТОР: О.А. ЗАХАРОВ, АО «РОТЕК»

ВВЕДЕНИЕ

Основным направлением развития и применения методов технической диагностики и мониторинга применительно к объектам энергетики является уменьшение (устранение) наиболее частых повреждений оборудования, а также повреждений, связанных со значительным недоотпуском электроэнергии. Но, как показывает мировой [1, 2] и российский опыт [3, 4], существующие автоматизированные системы контроля (АСК) технологических параметров энергетического объекта в неполном объеме диагностируют элементы и узлы установок, поздно выявляют дефекты, применяют недостаточно чувствительные методы диагностики, у них отсутствуют возможности прогнозирования технического состояния.

Недостатки и ограниченность существующих систем АСК, а также развитие вычислительной техники, методов обработки данных и алгоритмов машинного обучения сформировали основные направления развития мониторинга и диагностики:

— система онлайн-мониторинга и диагностики — создание и внедрение на практике взаимосвязанного комплекса аналитических действий на базе непрерывного мониторинга и диагностики технических параметров интересующего объекта;

— система обработки баз данных — возможность оперирования сколь угодно большими объемами данных, поступающими с объекта, для реализации сколь угодно разнообразного прикладного контента, в том числе для конечного пользователя;

— ситуационный центр экспертов по направлениям — профильное распределение человеческого ресурса в части экспертной аналитики по конкретным видам оборудования вне зависимости от географии расположения объектов;

— интегрированная система измерений — слияние в единый комплекс функционала следующих элементов:

• датчиков физических измерений,
• каналов передачи этих измерений на более высокий уровень,
• средств конвертации физических измерений в «цифру»,
• математического аппарата преобразования «цифры» в отчетную визуальную информацию для пользователей различного уровня.

Каждое из этих направлений находит практическое развитие в компании АО «РОТЕК» в рамках реализации системы ПРАНА — автоматизированной информационной системы непрерывного удаленного мониторинга и прогнозирования технического состояния промышленного оборудования, разработанной с целью повышения эффективности работы и снижения эксплуатационных затрат путем перехода от системы проектного производства работ (ППР) к ремонтам по фактическому состоянию. Система в масштабе реального времени осуществляет автоматический сбор и обработку данных от штатного измерительного оборудования систем управления и контроля, а также комплексную поузловую диагностику на основе одной из вариаций метода подобия, анализируя теплотехнические и вибрационные изменения контролируемых параметров. При функционировании системы предусмотрены экспертные оценка допустимости дальнейшей эксплуатации и рекомендации по мероприятиям технического обслуживания и ремонта. (Более подробно о системе ПРАНА и ее методах см. [5].)

В 2016–2020 гг. осуществлены работы по подключению к ПРАНА и оказанию услуг по удаленному мониторингу энергетических объектов. Это позволило уточнить круг задач при реализации систем диагностики и удаленного мониторинга. В частности, как показал опыт мониторинга и диагностики любого энергетического оборудования, качество и оптимальность дальнейшего обслуживания посредством внедренной системы удаленного мониторинга и диагностики (СУМД) ПРАНА напрямую зависит от предпроектного обследования (ППО) объекта наблюдения (ОН). Определены параметры, характеризующие автоматизацию процесса мониторинга и диагностики, объем косвенных показаний для идентификации конкретного дефекта, проблемы недостаточности оснащения приборами контроля некоторого оборудования.

ПРОЦЕСС ПРЕДПРОЕКТНОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ И ЕГО ПРАКТИЧЕСКИЕ РЕЗУЛЬТАТЫ

В общем виде ППО представлен на рис. 1.

ППО одновременно ведется по двум направлениям и аспектам последующего обслуживания:

1) мониторинг, в ходе которого оцениваются имеющиеся архивные данные массивов параметров по объему и типу (сколько и каких аналоговых и дискретных сигналов), глубине ретроспективы (какой временной период записан с приемлемой частотой дискретности и по какому массиву параметров), дискретности передачи сигналов;

2) диагностика, при которой оцениваются данные об особенностях эксплуатации, о режиме работы, графике ремонтов, наличии и/или сроках поставки запасных частей (комплектующих) и сведения об аварийности за прошедший период (оптимально за 3–5 лет).

Специалисты ПРАНА, анализируя данную информацию и учитывая дополнительные пожелания собственника ОН (в форме технического задания), формируют окончательный проект доработки ОН под требуемый горизонт мониторинга и оптимально достаточное оснащение средствами и системами диагностики (в форме технических решений).

Доработка присутствует всегда, так как для ПРАНА необходима сформированная специальным образом АСУ верхнего уровня для ОН, расположенная у собственника. Кроме того, необходимо создание канала передачи данных от ОН до ПРАНА, отвечающего следующим обязательным условиям: защита от постороннего вмешательства и запрет любого воздействия на ОН со стороны ПРАНА. Это так называемая базовая доработка.

Для большинства ОН требуется существенная доработка, включающая в себя как установку дополнительных датчиков и систем мониторинга и диагностики, так и интеграцию информации у собственника на выходе с ОН (до контура АСУ верхнего уровня).

СОЗДАНИЕ ОЦИФРОВАННОГО ОБЪЕКТА НАБЛЮДЕНИЯ

Рисунок 2 иллюстрирует трансформацию первичного ОН в оцифрованный объект в результате реализации технических решений и работы специалистов компании-правообладателя. Именно оцифрованный ОН и является искомым конечным продуктом, на основе которого ПРАНА оценивает техническое состояние ОН и выдает рекомендации по дальнейшей эксплуатации.

Блоки «ППО» и «Доработка» упомянуты выше и понятны. Требуют пояснения блоки «Модели» и «ПАК» (программно-аппаратный комплекс).

Блок «Модели» подразумевает процесс формирования эталонных массивов параметров (баз данных, БД) мониторинга ОН для каждого из характерных режимов работы как установившихся (на разных нагрузках), так и переходных (останов, выбег, пуск). При этом следует учесть тот факт, что «эталонность» массива не зависит от первоначального состояния ОН, так как в любой момент времени и на любом этапе эксплуатации можно найти условно-приемлемый срез БД, который будет являться отправной точкой для оценки изменения технического состояния ОН в сторону ухудшения (деградации).

Блок «ПАК» представляет собой математический аппарат, который использует многомерные векторные статистические модели, где для создания эталонной модели применяется метод, основанный на идеологии контрольных T2-карт Хотеллинга.

ПРАНА — ЧЕЛОВЕКОМАШИННАЯ СИСТЕМА

ПРАНА представляет собой классическую человекомашинную систему (ЧМС), состоящую из ПАК и технических специалистов по моделированию, оперативно-диспетчерскому мониторингу и экспертной оценке (САЦ). Для оценки и динамики развития автоматизации ПРАНА предлагается ввести метрику отношения ПАК/САЦ. Табл. 1 характеризует основной функционал ЧМС и уровень автоматизации ПРАНА на текущий момент. Оценка получена на базе опроса экспертов, которые используют систему ПРАНА для мониторинга оборудования.

Одной из задач развития ПРАНА является повышение уровня автоматизации. На основе полученного опыта выделены базовые мероприятия, которые позволят существенно увеличить автоматизацию:

— повышение качества и полноты передаваемой с объекта первичной информации в процессе мониторинга технического состояния агрегатов;

— минимизация «плохих сигналов» с объекта при их появлении за счет фильтрации и временной замены на «квазисигналы»;

— переход на полную автоматизацию процесса смены моделей при изменении режима работы по каждому агрегату с помощью «параметров-маркеров»;

— создание библиотек корреляционных параметров и алгоритмов дорасчета при невозможности прямых измерений.

Реализация этих задач в первую очередь состоит в поиске решений по предварительной обработке данных с помощью статистики и методов машинного обучения. В случае определения их недостоверности происходит временное исключение их из системы мониторинга и прогностики. На основе накопленной статистики отклонений в техническом состоянии объекта экспертами проекта ПРАНА сформированы отличительные признаки недостоверности сигналов в отличие от тех случаев, когда поведение значения параметра характеризует реальное развитие деградаций технического состояния объекта. Работы по автоматизации знаний экспертов планируется завершить в течение 2021 г. Усовершенствование системы ПРАНА приведет, по предварительным оценкам, к повышению уровня автоматизации ЧМС на 15–20 % (табл. 2).

ПРЯМЫЕ И КОСВЕННЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПРИ ДИАГНОСТИКЕ ГЕНЕРАТОРОВ

Теперь, когда сделаны необходимые пояснения к методам ПРАНА, перейдем непосредственно к прикладной теме нашей статьи — диагностике генераторов. В настоящее время к ПРАНА подключено 28 турбогенераторов. В основном это генераторы типа ТФ-50, ТФ-63, ТФ-80, ТЗФП-160, ТЗФГ-180, 50WY21Z-095.

Выше было отмечено, что большинство ОН требуют существенной доработки в процессе подготовки «ОН оцифрованный». Для генераторов эта доля достигает 90%. Без существенной доработки наиболее эффективно и корректно диагностируется состояние системы охлаждения и подшипников скольжения. Для остальных узлов необходимо внедрение дополнительных подходов, связанных и с физическим моделированием, и с машинным обучением, так как мы логично переходим к необходимому разделению параметров мониторинга и диагностики ОН на:

— прямые, т. е. непосредственно зависящие от определенных дефектов и четко указывающие на «очаги» зарождения и/или развития уже имеющихся деградаций;

— косвенные, т. е. требующие создания дополнительных методик и алгоритмов оценки, а также учета коррелирующих факторов по имеющимся параметрам.

Большой интерес вызывает диагностика электромагнитных и электродинамических дефектов. Так как в онлайн-режиме данные дефекты практически не охвачены мониторингом, необходима привязка к косвенным параметрам. Уже существует ряд подобных решений с использованием как физического моделирования [6], так и статистических подходов [7], что дает уверенность в возможности реализации диагностики дефектов на базе косвенных параметров.

В табл. 3 показана взаимосвязь прямых и косвенных параметров основных дефектов (категории «электромагнитные») генераторов.

СУЩЕСТВУЮЩАЯ ПРОБЛЕМАТИКА ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ГЕНЕРАТОРОВ

Резюмируя, можно сказать, что, имея данные по термоконтролю и вибрации подшипников и создав необходимый программный «продукт», можно очень точно определять изменения во всех узлах генератора.

Понятно, что использование данного подхода — вынужденная мера, которая призвана нейтрализовать недостатки существующего состояния оснащения генераторов, эксплуатируемых в России, приборами и средствами контроля.

В действительности все узлы генератора могут контролироваться в онлайн-режиме, что иллюстрирует рис. 3. При этом в мировой практике для каждого из узлов создана соответствующая измерительная база, что позволяет оснастить генераторы датчиками и системами мониторинга и диагностики в любой (по объему контроля) вариации и комплектации.

На практике при оснащении генераторов приходится учитывать два существенных ограничения:

1) необходимость импортозамещения;

2) нарушение целостности ОН при существенной доработке и соответственно дополнительные затраты на проектирование, монтаж и последующую эксплуатацию систем «диагностической обвязки».

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Результаты первых пяти лет реализации проекта по удаленному мониторингу и прогнозированию состояния генераторов позволили на практическом опыте выявить дальнейшие пути развития проекта ПРАНА в области генераторов и сформировать следующие целевые функции на ближайшее время

1. Взаимодействие и стимулирование развития отечественной базы средств и систем мониторинга и диагностики генераторов.

Примерные технические требования к этим средствам и системам таковы:

• автономность (энергонезависимость) на период не менее одного года;
• встроенная система самодиагностики работоспособности в целом и поэлементно с выдачей звуковых и световых сигналов на автоматизированном рабочем месте (АРМ) оперативно-технического персонала;
• миниатюрность и возможность крепления к любой точке агрегата без конструктивных вмешательств либо иных изменений целостности корпуса и узлов агрегата;
• беспроводная передача значений измеряемых параметров на АРМ оперативно-технического персонала.

2. Совершенствование систем типа BIG DATA, в том числе для применения в полном объеме имеющихся косвенных параметров.

Предлагаются следующие основные базовые мероприятия, позволяющие значительно повысить автоматизацию:

• повышение точности прогнозирования математических моделей за счет внедрения интеллектуальных систем фильтрации данных, в том числе с использованием опыта эксперта по диагностированию недостоверных сигналов;
• интеграция в систему ПРАНА дополнительных инструментов, реализующих физическое моделирование и методы машинного обучения, с целью диагностики дефектов на основе косвенных параметров.

3. Включение на стадии изготовления в техническое задание на изготовление и поставку генераторов обязательного условия по оснащению необходимыми средствами мониторинга и диагностики.

Реализация данных задач, организация удаленных центров мониторинга и прогнозирования по принципу ПРАНА позволит четко, своевременно и объективно оценивать техническое состояние генераторного оборудования как в целом, так и по каждому узлу с выдачей соответствующих рекомендаций по дальнейшей эксплуатации административно-техническому персоналу объектов генерации.

ЛИТЕРАТУРА

1.	Bembe J.R. Management of condition monitoring and diagnostic technology to optimize large turbo-generator rotor maintenance. PhD thesis. Johannesb
2.	Balasubramanian A., Ranganath Muthhu. Model Based Fault Detection and Diagnosis of Doubly Fed Induction Generators — A Review//Energy Procedia. 2017. Vol. 117. P. 935–942.
3.	Беляков В.В., Бинько Г.Ф., Виницкий Ю.Д. и др. Перспективы цифровизации контроля текущего технического состояния и раз — вития методов предиктивной диагностики турбогенераторов на электрических станциях//Материалы конференции РНК СИГРЭ, 2019. URL: http://www.cigre.ru/activity/conference/a1/papers/
4.	Кузнецов Д.В., Поляков Ф.А., Сокур П.В. Актуальные вопросы разработки методов онлайн-мониторинга и диагно — стики турбогенераторов при решении задач повышения надежности и продления срока службы//Материалы конференции РНК СИГРЭ, 2019. URL: http://www.cigre.ru/activity/conference/a1/papers/
5.	Интернет-ресурс: https://prana-system.com/
6.	Jichao Hanab, Ping Zheng. Numerical analysis of end part temperature in the turbogenerator end region with magnetic shield structure under the different operation conditions//International Journal of Thermal Sciences. 2018. Vol. 132. P. 267–274
7.	. Pak KinWong, ZhixinYang, ChiManVong, JianhuaZhong. Real-time fault diagnosis for gas turbine generator systems using extreme learning machine//Neurocomputing. 2014. Vol. 128. P. 249–257.