Под контролем (мониторингом) состояния силового электрооборудования, в общем случае, понимается обеспечение возможности оперативного контроля и ретроспективного анализа основных параметров, характеризующих состояние силового электрооборудования.
Цели и назначение контроля состояния силового электрооборудования:
• своевременное выявление негативных тенденций и плановый вывод оборудования из работы, не дожидаясь аварийных режимов;
• обоснованное продление срока службы электрооборудования;
• планирование периодичности и объемов текущих ремонтов и технического обслуживания исходя из фактического износа оборудования;
• сбор исходной информации перед проведением комплексного обследования оборудования;
• повышение эффективности анализа причин отключения за счет более полной информации о предаварийных режимах.
При построении АСУТП подстанции контроль состояния электрооборудования должен быть организован для следующих видов основного оборудования:
• реактора 500 кВ РОМБСМ 60000/500 (3-х фазная группа + резервная фаза);
• выключателей HPL 550 B2 — 12 комплектов;
• разъединителей РПГ-1 500II/3150 УХЛ1 – 33 полюса;
• разъединителей РПГ-2 500II/3150 УХЛ1 – 42 полюса;
• масляных трансформаторов тока CA 525 — 39 шт;
• ограничителей перенапряжения EXLIM P396-GH550 – 15шт;
• ограничителей перенапряжения EXLIM P420-GH550 – 12шт
Все виды контроля состояния электрооборудования должны обеспечиваться для каждой единицы оборудования за любой из заранее выбранных промежутков времени (час, смена, сутки, неделя, месяц, год, с последнего проведенного ремонта).
Информация, получаемая средствами подсистем контроля состояния оборудования (как исходная, так и вычисляемая), в общем случае используется на соответствующих АРМ:
• АРМ службы эксплуатации основного оборудования и начальника ПС (в перспективе — также персонала служб ПМЭС и МЭС) — при подготовке и проведении работ по эксплуатационному (прежде всего, ремонтному) обслуживанию соответствующего оборудования;
• АРМ оперативного персонала – в объеме сигнализации (аварийной и предупредительной) и текущей информации об основных режимных параметрах и состоянии оборудования.
Результаты контроля состояния электрооборудования должны также фиксироваться в архиве, а при необходимости – пересылаться на верхние уровни иерархии управления.
Для решения задач контроля состояния электрооборудования используется информация, которая собирается средствами ПТК для реализации всех описанных в разделе 3.5 функций АСУТП. Предварительный перечень аналоговой и дискретной информации, вводимой для этого в ПТК АСУТП, — в том числе и для реализации задач подсистемы контроля состояния электрооборудования, — приведен далее, в разделе 3.8 — см. табл. 3.7 и 3.8. При разработке рабочей документации этот перечень подлежит корректировке и согласованию с Заказчиком.
Реализация в составе АСУТП функций контроля (мониторинга) состояния оборудования предусматривается как с организацией специальной подсистемы, (оснащенной соответствующими датчиками, УСО, средствами коммуникаций, АРМ службы эксплуатации оборудования ПС и другими программно-техническими средствами), так и без ее организации.
Для контроля состояния выключателей, разъединителей, трансформаторов тока, ограничителей перенапряжения, где число используемых параметров невелико, организация специальных подсистем не является необходимой, и решение соответствующих задач мониторинга может осуществляться непосредственно в базовом ПТК АСУТП.
Для реакторного оборудования (РО) организация указанной подсистемы является предпочтительной, т.к. для ввода, обработки и отображения на АРМ значительного объема данных мониторинга, не являющихся оперативными, могут использоваться ПТС, к которым не предъявляются повышенные требования по надежности и быстродействию, что позволит удешевить систему управления в целом. В этом случае информационный обмен подсистемы мониторинга с ядром ПТК АСУТП должен осуществляться через общесистемную ЛВС (Ethernet, 100 Mb/s).
1. Контроль (мониторинг) реакторного оборудования (РО)
Контроль состояния (мониторинг) организуется для вновь закупленного реактора 500 кВ РОМБСМ 60000/500. При этом должно быть учтено наличие уже поставленных основных компонентов системы мониторинга для трех фаз реактора (датчиков, блоков мониторинга, концентраторов, АРМ, программного обеспечения). Следует предусмотреть дооснащение резервной фазы указанного реактора датчиками системы мониторинга по аналогии с основными фазами. Перечень и основные характеристики закупленных технических средств системы мониторинга приводится ниже.
1. Блоки мониторинга «Sterling Group» — 3 шт;
2. Датчики HYDRAN — 3 шт;
3. Датчики DВ-1 kiv — 3 шт;
4. Блок R-1500 — 1 шт;
5. Рабочая станция с программным обеспечением – 1шт;
6. Концентратор EPS SMART — 1шт;
7. Кабель ЭКБ-ДПД –ОВГ (62,5/125) – 1300 м.
Реакторы РОДЦ-300000/1150 кВ системой мониторинга не оснащаются, т.к. они имеют запас по напряжению в 2 раза и по мощности в 4 раза.
Подсистема мониторинга РО может быть организована двумя принципиально различными способами:
• создается специализированная подсистема мониторинга, оснащенная датчиками, УСО, средствами коммуникаций, АРМ и другими ПТС (поставляемая, например, в комплекте с силовым оборудованием), средства которой интегрируются в АСУТП в соответствии с требованиями п. 3.7.6 настоящего тома КД;
• в составе АСУТП средствами единого ПТК создается подсистема мониторинга с необходимыми УСО, средствами коммуникаций, АРМ и другими ПТС, получающая текущую информацию от системы датчиков, которыми оснащено реакторное оборудование.
В обоих случаях состав функций и основные требования к подсистеме мониторинга (к структуре, конструкции, датчикам и измерительным системам, информационному и программному обеспечению, техническим характеристикам и условиям эксплуатации, интеграции с другими компонентами АСУТП) должны удовлетворять требованиям документа «Общие технические требования к системам мониторинга, управления и диагностики трансформаторов (автотрансформаторов и шунтирующих реакторов», утвержденного 08.07.2005 г. (Прилагается)
Ориентировочный состав сигналов, вводимых в подсистему мониторинга реакторного оборудования и контролируемых ею, учитывается в приведенных ниже табл.
Указанные перечни параметров подлежат уточнению и согласованию с Заказчиком при разработке рабочей документации.
Должна быть предусмотрена самодиагностика ПТС подсистемы, обеспечивающая сигнализацию (в том числе звуковую) неисправностей в подсистеме.
Порядок архивирования информации от подсистемы мониторинга в АСУТП:
• аналоговые сигналы – не реже 1/мин и по апертуре;
• дискретные сигналы – по факту изменения.
Должна быть обеспечена возможность хранения архивной информации подсистемы мониторинга в течение всего срока эксплуатации реакторного оборудования (30-40 лет).
2. Контроль (мониторинг) выключателей 500 кВ
1). Для выключателей должны осуществляться:
• контроль состояния (давление, температура, плотность) элегаза:
• контроль механических, временных и электрических характеристик привода выключателей;
• выдача аварийных и предупредительных сигналов при выходе контролируемых параметров за предельно допустимые и предупредительные уставки;
• пофазный подсчет механических циклов «Включение — Произвольная пауза – Отключение»;
• пофазная оценка степени коммутационного износа по формуле: ΣnI = N, где n- число отключений при токе I (кА);
• сквозное суммирование всех отключаемых токов (как к.з., так и номинальных);
• формирование предупреждающего сигнала о приближающемся исчерпании ресурса.
Для реализации функций контроля (мониторинга) выключателей должны регистрироваться параметры и события, ориентировочные перечни которых приведены в табл. 3.6-3.8.
2). Для разъединителей должен выполняться пофазный подсчет механических циклов
«Включение — Отключение», n ≤ N.
3. Контроль измерительных трансформаторов тока 500 кВ
Для масляного оборудования должен выполняться оперативный контроль величины tg .
4. Контроль ограничителей перенапряжения (ОПН) 500 кВ
Должен выполняться оперативный контроль следующих параметров ОПН 500 кВ:
• общий ток проводимости;
• активная составляющая тока проводимости;
• значение 3-й гармонической составляющей в токе проводимости.
- 1.Авг.2016 - Требования к УВК АДВ подстанции 1150 кВ Барнаульская
- 1.Авг.2016 - Устройство резервной центральной сигнализации подстанции 1150 кВ Барнаульская
- 1.Авг.2016 - Автоматика пуска пожаротушения подстанции 1150 кВ Барнаульская
- 1.Авг.2016 - Управление выключателями подстанции 1150 кВ Барнаульская
- 1.Авг.2016 - Расширению АИИС КУЭ подстанции 1150 кВ Барнаульская